2. 热力系统
2.1 330MW汽轮机本体抽汽及疏水系统
2.1.1 抽汽系统的作用
汽轮机有七级非调节抽汽，一、二、三、四级抽汽分别供四台低压加热器，五级抽汽供汽至除氧器及辅助蒸汽用汽系统，六、七级抽汽供两台高压加热器及一台外置式蒸汽冷却器(六级抽汽经蒸汽冷却器至六号高加)。
抽汽系统具有以下作用：
a）加热给水、凝结水以提高循环热效率。
b）提高给水、凝结水温度，降低给水和锅炉管壁之间金属的温度差，减少热冲击。
c）在除氧器内通过加热除氧，除去给水中的氧气和其它不凝结气体。
d）提供辅助蒸汽汽源。
2.1.2 抽汽系统介绍
一段抽汽是从低压缸第4级后引出，穿经凝汽器至#1低压加热器的抽汽管道；
二段抽汽是从低压缸第3级后引出，穿经凝汽器至#2低压加热器的抽汽管道；
三段抽汽是从低压缸第2级后引出，穿经凝汽器至#3低压加热器的抽汽管道；
四段抽汽是从中压缸排汽口引出，至#4低压加热器的抽汽管道；
二、三、四级抽汽管道各装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀。气动逆止阀布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。
五段抽汽是从中压缸第9级后引出，至五级抽汽总管，然后再由总管上引出两路，分别接至除氧器和辅助蒸汽系统；
在五段抽汽至除氧器管道上装设一个电动隔离阀和两个串联的气动逆止阀。装设两个逆止阀是因为除氧器还接有其他汽源，在机组启动、低负荷运行、甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能窜入五段抽汽管道，造成汽机超速的危险性较大。串联装设两个气动逆止阀可起到双重保护作用。
五段抽汽至辅助蒸汽联箱管道上装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀，气动逆止阀亦布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。
正常运行时，除氧器加热蒸汽来自于五段抽汽。辅助蒸汽系统来汽作为启动和备用加热蒸汽。
六段抽汽是从中压缸第5级后引出，先经#6高加外置式蒸汽冷却器（副#6高加）冷却后再至#6高压加热器；六级抽汽管道上各装设一个电动闸阀和两个气动逆止阀。
七段抽汽是从再热冷段引出一路至#7高压加热器的抽汽管道，装设一个电动闸阀和一个气动逆止阀，电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。
电动隔离阀和气动逆止阀的布置位置一般尽量靠近汽机抽汽口，以减少在汽机甩负荷时阀前抽汽管道上贮存的蒸汽能量，有利于防止汽机超速。
本系统四台低加、两台高加及六号高加外置式蒸汽冷却器均为立式加热器。七台立式加热器从扩建端至固定端按编号从1号至7号再至蒸汽冷却器顺列布置。七台加热器均布置在A—B框架内，其水室中心线距B排柱中心线6.9米。
除氧器及给水箱布置在运转层12.00米层。
汽轮机各抽汽管道连接储有大量饱和水的各级加热器和除氧器。汽轮机一旦跳闸，其内部压力将衰减，各加热器和除氧器内饱和水将闪蒸，使蒸汽返回汽轮机；此外，五级抽汽管道支管上还接有备用汽源——辅助蒸汽，遇到工况变化或误操作，外来蒸汽将通过五级抽汽管道进入汽轮机；还有，各抽汽管道内滞留的蒸汽也可能因汽轮机内部压力降低返回汽轮机；各种返回汽轮机的蒸汽有可能造成汽轮机超速。
为防止上述蒸汽的返回，除一级抽汽外，其它各级抽汽管道上均串联安装有电动隔离阀和气动逆止阀。一旦汽机跳闸，气动逆止阀和电动隔离阀都关闭。
由于汽轮机上有许多抽汽口，而有可能有水的地方离各抽汽口又很近，各抽汽管道上还接有储水容器——高、低压加热器和除氧器，汽轮机负荷突然变化、给水或凝结水管束破裂以及其他设备故障，误操作等因素，可组合
成许多从抽汽管道进水的机率，因此，从汽轮机抽汽系统进水造成汽机进水事故可能性最大。为了防止除氧器和加热器水位过高时，水通过抽汽管道进入汽轮机，造成严重的汽机进水事故，各高加及除氧器均设有高水位保护，当水位达到保护值时，关闭各抽汽管道上电动隔离阀和气动逆止阀。
2.1.3 抽汽管道的疏水
抽汽管道在汽机启动，停机以及各种非正常运行工况下都可能积水，这些积水如果不及时排除，很可能进入汽机，所以抽汽管道应有完善的疏水措施。
每根抽汽管道在电动隔离阀前、气动逆止阀后和阀体上都设有疏水点，各自单独接至各疏水扩容器或凝汽器，电动隔离阀和气动逆止阀之间设放水点，以排放因逆止阀泄漏带来的水。
2.1.4 汽轮机进水检测
上述进水保护措施不管多么完善，但都不是万无一失和绝对可靠的。由于设备故障和可能的误操作，汽机进水的可能性还是存在的。因此，各级抽汽管道逆止门后的第一个水平管段设置一对检测用的温差热电偶。一个装在管道顶部，一个装在管道底部，以检测管内积水。在正常情况下，上下测点热电偶温度读数基本一样。倘若水平管道内积水，低位热电偶测得温度下降，而高位热电偶温度几乎不变，产生温差大的信号，在控制室报警并指示积水的位置，使运行人员及早发现并采取措施，防止水进入汽机。
2.1.5 汽轮机本体的疏水
在汽轮机本体部分以下位置设有疏水点：
a）高压主汽门本体疏水，至高压疏水扩容器；
b）高压缸进汽导管疏水，至高压疏水扩容器；
c）高压缸疏水，至高压疏水扩容器；
d）高压缸外缸疏水，至冷段支管（高排逆止门前）；
e）中压主汽门本体疏水，至低压疏水扩容器；
f）中压缸进汽导管疏水，至低压疏水扩容器；
g）中压缸疏水，至六段抽汽。
另有一路自凝结水系统来的低压缸减温喷水。
每个疏水口都装有串联的两个阀门，一只隔离阀，一只疏水阀。
启动过程中，汽轮机的所有疏水阀都打开，以保证对汽轮机零部件的加热和凝结水的排出，负荷上升至约20％时，疏水阀关闭。
2.1.6 抽汽参数
见下表2—1
表2—1抽汽参数
2.2 330MW汽轮机主再汽及旁路系统
2.2.1 主蒸汽系统
主蒸汽管道从锅炉过热器出口联箱上的两个接口接出两根支管，合并成一根单管通至汽机房，在汽轮机处分成两根支管接到汽轮机高压缸左右侧主汽门。主汽门通过导汽管与汽轮机调速汽门蒸汽室相接。主汽门用于切断进入汽轮机的主蒸汽。调速汽门通过蒸汽导管进汽到汽轮机第一级喷嘴，用于调节进入汽轮机的蒸汽流量，以适应机组负荷变化的要求。
主蒸汽管道上不装流量测量装置，主蒸汽流量由测汽轮机调速级后的压力来确定。
锅炉过热器出口的主蒸汽管道上设置有水压试验堵阀，保证在锅炉本体水压试验时不致因主汽门密封不严而漏水进入汽机内部。
在锅炉过热器出口的主蒸汽管道上装有二只弹簧安全阀和一只向空排电磁阀；锅炉过热器出口主蒸汽管道上弹簧安全阀与锅炉汽包上弹簧安全阀为过热器和汽包提供超压保护。过热器出口安全阀的整定值低于汽包安全阀，当主蒸汽超压时过热器出口安全阀的开启先于汽包安全阀，以保证安全阀动作时仍有足够的蒸汽流经过热器，防止过热器管束超温。过热器出口向空排是作为过热器超压保护的附加措施，目的是为了避免弹簧安全阀过于频繁动作。尽量减少弹簧安全阀动作频度，可以减少弹簧安全阀的维修工作量，所以该阀的整定值应低于弹簧安全阀的动作压力。而且运行人员可在控制室内操作。
主蒸汽管道设计有通畅的疏水系统，其作用有以下两方面：
a）启动期间及停机后一段时间内，由于主蒸汽管道内蒸汽遇冷凝结成水，这些凝结水若不及时排除，则进入汽轮机的危险性很大。
b）启动暖管期间，为加快暖管速度，应及时将蒸汽凝结水及冷蒸汽排掉。
本机组在主蒸汽总管末端球形三通处及每一支管进主汽门前，均设有疏水点，每一根疏水管道上装一只截止阀及一只气动薄膜疏水阀，疏水排至启动疏水扩容器。薄膜疏水阀在机组启动期间开启，以便排除主蒸汽管道暖管的蒸汽凝结水，待机组负荷达到20％额定负荷时疏水阀自动关闭。疏水阀在机组负荷减到20％额定负荷时或汽轮机跳闸时自动开启，可在控制室内手动
操作。但在停机不停炉工况下，当疏水管排出的疏水温度过高时，为避免疏水扩容器超温，可在控制室内手动操作关闭疏水阀。这些气动疏水阀均设计成当失去空气时自动开启。
2.2.2 冷再热蒸汽系统
冷再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽口（两个接口）接出两根支管经气动逆止阀后合成单根管道，到锅炉处再分成两根支管分别接到锅炉再热器人口联箱的两个接口。另外，从冷再热蒸汽主管上还接出一路至#7高压加热器。
正常运行时，再热蒸汽温度由后烟井挡板调节，为防止热再热蒸汽温度超温，在再热器进口处的两根冷再热蒸汽支管上各装一只事故喷水减温器；当再热蒸汽超温，烟井挡板调温无法控制时，快速投入事故喷水减温器。
在靠近再热器入口的冷再热蒸汽管道上设置有水压试验堵板，以便锅炉检修后做水压试验时，隔离汽轮机高压缸排汽管，防止汽轮机进水。
由于汽轮机高压旁路阀出口管接在冷再热蒸汽管道上，为防止高旁运行期间其排汽倒入汽轮机高压缸，在高压缸排汽管上设有气动逆止阀(每个支管各一个)。在高压缸乙排汽管上还设一倒暖门,用于启动时高压缸进行加热。
在再热器入口的冷再热蒸汽两根支管上共装有三只弹簧安全门，在再热器出口的热再热蒸汽主管上共装有两只弹簧安全门。
冷再热蒸汽管道上可能的水源有三处：
a)暖管、冲转期间以及停机期间形成的凝结水；
b)冷再热蒸汽管道上减温水系统故障时，有大量的未经雾化的减温水进入冷再热蒸汽管道；
c)#7高压加热器管束破裂时，可能有大量给水进入冷再热蒸汽管道。
根据冷再热蒸汽管道的布置情况，本机在高压缸排汽逆止门前后均设有疏水管，高压缸排汽逆止门后疏水门为气动阀，在机组启动期间开启，以便排除冷再热管道启动暖管时形成的凝结水，当负荷达到20％额定负荷时疏水阀自动关闭；机组负荷减到20％额定负荷时或汽轮机跳闸时疏水阀自动开启；高压缸排汽逆止门后疏水门前疏水管上布置有疏水罐，疏水罐上安装两个水位开关，当水位达到高水位时，联开气动疏水门并报警，水位到高高水位时，报警并再次联开疏水门。但在停机不停炉工况下，可在控制室内手动操作疏水阀。气动疏水阀设计成当失去空气时自动开启。
冷再热蒸汽管道上事故喷水减温器的减温水系统故障时，未经雾化的减温水进入冷再热蒸汽管道，其水量是很大的。设计足以排除这种进水的疏水系统是不现实的。因此，疏水及其控制系统在设计上采取如下措施：一是在冷再热蒸汽管道靠近汽轮机接口处和在汽轮机下面的该管水平段的低位点各装一组热电偶温度计，如果管道进水，则上、下两点热电偶温度计产生温度差，计算机报警，运行人员在报警后应采取措施，防止汽轮机进水。
2.2.3 热再热蒸汽系统
热再热蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱上接出两根支管，合并成一根单管通往汽机房，到汽机处又分成两根支管分别接到汽轮机中压缸左右侧中压联合汽门进汽口。
中压联合汽门的作用一是当汽轮机跳闸时快速切断从锅炉再热器到汽轮机中压缸的热再热蒸汽以防汽轮机超速；二是在中压缸启动低负荷时调节进入中压缸的蒸汽量。
在高温再热器出口总管上设置一水压试验堵阀，以便锅炉检修后作水压试验时，隔离热再热蒸汽管道，防止由于中压主汽门不严密而漏水进入汽轮机。
在再热器出口的主管上装二只弹簧安全门。再热器出口弹簧安全门的整定值低于再热器人口的弹簧安全门，以便超压时再热器出口安全门的开启先于其入口的安全门，保证安全门动作时有足够的蒸汽流经再热器，防止再热器管束超温。
热再热蒸汽管道上设计有通畅的疏水系统，其作用有以下两方面：
a)启动、冲转和低负荷期间，以及停机后一段时间内，由于热再热蒸汽管道内蒸汽遇冷凝结成水，这些凝结水若不及时排除，则进入汽轮机的危险性很大；
b)启动暖管期间，特别是热态启动期间，为加速暖管，应及时将蒸汽凝结水和冷蒸汽排除掉。
本机组热再热蒸汽管道设有三个疏水点。在热再热蒸汽总管上、甲、乙中压主汽门前各设一个疏水隔离门和气动疏水门，气动疏水门在机组启动时开启，以排除热再热蒸汽管道暖管的蒸汽凝结水，机组负荷达20％额定负荷时疏水门自动关闭；机组负荷降到20％额定负荷或汽轮机跳闸时疏水门自动
开启，但在停机不停炉工况下关闭，疏水阀也可以在控制室内手动操作关闭。所有气动疏水门设计成在失去空气时能自动开启。
2.2.4 旁路系统
为满足汽轮机中压缸启动方式的要求，在主蒸汽及再热蒸汽管道上接有串联的二级汽轮机旁路系统。
2.2.4.1 旁路系统的作用
a)改善机组的启动性能，机组在各种工况下（冷态、温态、热态和极热态）用中压缸启动时，投入旁路系统能控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。
b)机组正常运行时，高压旁路装置具有超压安全保护的功能。
c)旁路应能适应机组定压运行和滑压运行两种方式，并配合机组控制实现调节的作用。
d)当电网或机组故障跳闸甩负荷时，旁路装置应快速动作，实现带厂用电、空转、停机或维持锅炉最小负荷运行功能，使机组能重新并网恢复正常运行。
e)在启动和甩负荷、减负荷时，可保护布置在烟温较高区的再热器，以防烧坏。
f)回收工质，减少噪音。
2.2.4.2 旁路系统技术参数
a)高旁阀前蒸汽参数：
设计压力：19.13MPa 工作压力：17.75MPa
设计温度: 548℃工作温度：540℃
b)高旁出口参数
设计压力：5.0MPa 工作压力：4.4MPa
设计温度：357.3℃工作温度：337℃
c)高旁减温水参数（从高压给水管道接出）
设计压力：25.95MPa 设计温度：184.4℃设计水量：117.5t／h 工作压力：21.06MPa 工作温度：184.4℃工作水量：102.4t／h
d)低旁进口参数
设计压力：5.OMPa 工作压力：l.5MPa
设计温度：548℃工作温度：540℃
e)低旁出口参数
设计压力：0.87MPa 工作压力：0.5MPa
设计温度：173.8℃工作温度：151.8℃
f)低旁减温水参数（从凝结水管道接出）
设计压力：3.OMPa 设计温度：80℃设计水量：148.4t／h 工作压力：1.5MPa 工作温度：80℃工作水量：87.2t／h
高旁阀前管道的疏水排至主蒸汽母管。高旁阀后设一疏水点，以便在机组启动期间排除高旁后管道的蒸汽凝结水，机组负荷达到20％时疏水阀自动关闭；在机组负荷降到20％以下或汽轮机跳闸时疏水阀自动开启。
低旁阀上设有一疏水点，疏至低压疏水扩容器。
2.2.5 中压缸启动系统
本机组采用中压缸启动，目的是为了较快的提高中压缸缸温，缩短机组启动的时间。在机组启动前，蒸汽通过高压旁路、倒暖阀进入高压缸，对高压缸预暖，同时对高压主汽管、高压主汽门和再热器、中压主汽阀进行加热，高压内缸预暖到150℃时逐渐开启中压调节阀，同时关闭倒暖阀、开启高压缸抽真空门；高压缸带负荷后，逐渐关闭低压旁路，低压旁路全关后，进行高中压缸切换。
2.3 330MW汽轮机轴封系统
2.3.1 系统的主要功能
a)向汽轮机轴封供汽，防止高中压汽缸内的蒸汽向外泄漏,防止轴承箱进汽后使润滑油中进水，防止空气漏入低压汽缸内而破坏凝汽器真空；
b)收集汽轮机轴封及门杆漏汽至轴封冷却器、高压加热器、低压加热器，以回收工质并提高机组循环热效率，保持汽轮机转子的每个伸出端处和进汽阀的阀杆周围有足够的严密性；
2.3.2 系统设计参数
2.3.2.1 汽轮机轴封供汽系统
辅助蒸汽温度：350℃
辅助蒸汽压力：1.40MPa(a)
轴封供汽母管正常运行压力：0.105MPa(a)
低压缸轴封供汽温度：160℃
2.3.2.2 汽轮机轴封漏汽系统
a)高压缸前轴封漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：278℃
b)高压缸后轴封漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：192℃
c)中压缸前轴封漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：328℃
d)中压缸后轴封漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：173.5℃
e)低压缸轴封漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：103℃
f)高压缸轴封漏汽至4号低加：
压力：0.5136MPa （a）温度：353℃
g)中压缸轴封漏汽至4号低加：
压力：0.5136MPa （a）温度：494℃
h)主汽门阀壳漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：331.7℃
i)中压汽门门杆及阀壳漏汽：
压力：0.0965MPa （a）温度：515℃
2.3.3 汽轮机轴封蒸汽系统简介
北京重型电机厂为我厂提供的汽轮机轴封蒸汽系统采用自密封系统，在机组正常运行时，不需要从系统外供应蒸汽，而是由高、中压轴封的漏汽经减温后送入低压轴封，多余漏汽溢流至1号低加。机组启动时用备用汽源提供蒸汽分别供给高、中、低压轴端轴封。
轴封系统是自动的，能防止汽轮机进水。每个轴封包括若干组轴封片，它们被用来集中泄漏蒸汽的环形室所分开，轴封的外侧腔室保持少许负压，避免蒸汽向外界泄漏。轴封系统设有轴封压力及温度自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。轴封系统的汽源能满足机组冷、热态启动和停机的需要。
轴封用汽来源于辅助蒸汽，进口处设有永久性滤网。
调节器控制供汽调节阀（SS-PCV-1809）的开度，维持供汽母管的压力为0.105MPa。由于高中压轴封漏汽的混合温度超过了低压轴封所允许的供汽温度,为了防止低压缸轴封受较高温度的蒸汽加热，引起低压转子弯曲，供给低压轴封的蒸汽须经减温器降温。所以在低压供汽母管前设置了一个减温器(DV-TCV-1801),喷水减温器的水源为凝结水。由温度调节器控制减温器喷水量，保持向低压轴封供汽温度为160℃。当机组负荷达到额定负荷的50％时，主汽门门杆漏汽和高中压缸的轴封漏汽足以供给高中压轴封自身的用汽量时，供汽调节阀(SS-PCV-1809)全关。轴封系统上配置一套工作可靠的调压、调温装置，满足向高中压缸和低压缸各轴封供汽参数的要求。
系统中配置了一台100％容量的轴封冷却器。（管侧水量300t/h）
系统中配置了两台100％容量的电动轴封风机，用以排出轴封冷却器内的不凝结气体，两台风机互为备用。
轴封用汽系统包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、补给阀、旁路阀、排汽阀和其它阀门，以及滤网、仪表、减温设备和有关附属设备等。
轴封系统可分成以下几个独立的子系统：
a)轴封蒸汽回收系统：
每个轴封的端部腔室都与轴封冷却器相连。轴封风机将不冷凝气体排向大气，轴封冷却器保持少许真空，此真空足以防止蒸汽漏入外界。
轴封冷却器的冷凝水通过双Ｕ形管排至凝汽器。
当出现异常或非正常运行条件时给出溢流报警。在这种情况下，冷凝水排放至放水系统。
b)轴封系统：
每个轴封的次端部腔室与压力调节系统相连，在此处维持略高于大气压的恒定压力。这样可以防止空气进入汽轮机，在各种负荷情况下限制住进入轴封冷却器的蒸汽流量。
满负荷情况下，提供给压力调节系统的蒸汽泄漏量（来自高压轴封漏汽和阀杆漏汽）多于低压轴封的密封所需要的蒸汽流量，于是一个排汽阀（SS-PCV-1810）将多余流量排向低压抽汽。另一方面，处于低负荷或启动过程中，压力调节系统必须得到补给蒸汽，于是该系统中的气动隔离阀（SS-GLD-1801）和供汽阀（SS-PCV-1809）必须打开。气动操纵的供汽阀（SS-PCV-1809）和排汽阀（SS-PCV-1810）由压力调节器来控制。
对低压轴端轴封，供给轴封系统的蒸汽温度太高，因此必须通过喷水得到降温。温度由气动减温水喷水阀（DV-TCV-1801）加以控制。
c)泄漏排放系统：
本系统从高压内缸轴封收集漏汽，并与四段抽汽连接。
2.3.4 轴封冷却器及轴封风机
轴封冷却器在轴封系统中用主凝结水进行冷却，将由汽轮机的各段轴封和高中压主汽阀、调节阀阀杆低压腔漏出的汽气混合物中的蒸汽凝结成水，经过U形水封排至凝汽器，从而回收工质。
在一台轴封冷却器上安装有两台轴封风机，一台运行，一台备用，通过风机抽出轴封冷却器内的不凝结气体以保证轴封冷却器在良好的换热条件下工作，并维持轴封冷却器微真空状态，防止轴封系统蒸汽漏入大气，是保证轴封系统安全运行的重要设备。
向汽轮机轴封供汽的同时，轴封冷却器和轴封风机即应投入运行，通过轴封冷却器冷却用的主凝结水量不能小于300t/h，否则将难以维持所需真空。
2.3.4.1 轴封冷却器主要技术规范
型式：卧式列管表面式
制造厂：北京重型电机厂
冷却表面积：50m2
冷却水流量：300t/h
管子尺寸和厚度：φ23X1.5mm
管子根数：251
传热系数：525.6kcal/h.m2.℃
管阻：0.106MPa
尺寸：
总长：4332mm
壳体直径：φ650mm
设计压力：
管侧： 4.1MPa
壳侧：0.2MPa
设计温度：
管侧：80℃
壳侧：310℃
材料：
管子：1Cr18Ni9Ti
壳体：20g
水室：16Mn-1
管板：16Mn-1
总重：2850kg
2.3.4.2 轴封冷却器结构
本轴加为卧式直管表面式，热交换面积为50m2，由过热段、冷凝段、疏水冷却段三段组成，其热交换面积分别为 5 m2、41.83 m2、3.17 m2。轴加由壳体、管系、水室、抽风机及管道阀门组成。轴加壳体下部的支座固定在基础上，能自由的在基础上移动。壳体为焊接结构，管束二端胀在管板上，管板为固定式。为保证管束自由热膨胀，在壳体上装有不锈钢波形伸缩节，热交换管为不锈钢管φ23×1.5，共251根。
轴封加热器的外部示意图及内部结构见图2-1及2-2。
图2-1 轴封加热器外部示意图
1.轴封风机；
2.闸阀；
3.蝶阀；
4.汽气混合物排出口；
5.轴封蒸汽冷却器
图2-2 轴封加热器结构图
1.壳体；
2.水室；
3.垫片；
4.双头螺栓；
5.螺母；
6.固定管板；
7.活动管板；
8.膨胀伸缩端；
9.隔板布置； 10.换热管；
11.地脚螺丝；12.铭牌；
2.3.4.3 轴封风机技术规范
型 式： 直联式AZY10.30-036.5-02
制造厂：杭州余杭风机厂
数量：2台
容量：每台2160m3/h
排气压力：0.103MPa
转速：3000r/min
材料：
壳体：碳钢
轴：碳钢
叶轮：不锈钢
电动机：
型式：IP54 F级绝缘
容量：11KW
电压：380V
转速：3000r/min
总重：100kg
2.3.5 汽轮机轴封系统的疏水
汽机运行期间或热态启动时，轴封和转子轴颈温度较高，若轴封进水，上述部位会受到严重的冷激。当轴封系统设计不当或运行中误操作，这种进水的可能性就会增加。长时间积累后，会使汽机受到损坏。
我厂轴封系统在轴封供汽的下列部位设有启动疏水和经常疏水组合形式的疏水装置：
a）辅助汽源调节阀后低位点处，疏水至低压疏水扩容器；（1个）
b）汽轮机低压缸轴封供汽管减温器前、后，疏水至低压疏水扩容器。（2个）
2.4 330MW汽轮机快速冷却系统
为了加快汽轮机停机后的冷却速度，缩短停机后的冷却时间，便于机组检修工作的开展，我厂汽轮机设计有一套快速冷却系统，该系统利用通热空气的方式，在汽轮机停机后的高温阶段，输送与汽缸内壁有一定温差的干燥洁净的热空气，由高温阶段的小流量逐渐调至低温阶段的大流量空气，使汽轮机缸温逐渐降低；另外，该系统还可用于机组停机备用时干燥汽轮机，防止湿汽腐蚀。
2.4.1 设备简介
型号：YQL—II180型
加热功率：180KW
设计压力：0.6MPa
最高加热温度：450℃
最大流量：60m3/min
制造厂：扬中市华能电力设备制造厂
该设备由油水过滤器、空气加热器、集气箱、压力表、流量计、测温元件及控制柜等组成。压缩空气经油水过滤器过滤后，由空气电加热器将压缩空气加热到一定温度输送到甲、乙集气箱，然后送入汽轮机，其中甲集气箱中的压缩空气冷却高压缸，乙集气箱中的压缩空气冷却中压缸。进入汽轮机的压缩空气温度和流量可随时调整，保证汽轮机缸温按规定的降温速率来降低，达到快速冷却的目的。
YQL系列汽轮机快速冷却装置为移动式结构，必须安放在干燥通风、便于操作的地方，控制柜和空气电加热器应安全可靠接地，整个装置应水平安置，检查电源线、热继电器、流量计导线及输出连接线是否正确，装置的各个法兰、阀门、联接螺栓及控制柜元件是否有松动或损坏，如有异常应及时拧紧或更换。
2.4.2 快速冷却装置工作原理
工作原理见图2—3：
图2—3快速冷却装置工作原理图
图中：1、2—气液分离器3、4—空气电加热器5—集气箱P—压力表S —流量计T—热电偶CV—1、CV—5、CV—6、CV—7、CV—8管路控制阀CV —2、CV—3、CV—9、CV—14疏水阀CV—4安全阀CV—11、CV—12、CV—13出气阀CV—10排气阀（亦可作出气阀）
YQL系列汽轮机快速冷却装置是将压缩空气母管或专用空气压缩机来的压缩空气经1、2两级气液分离器除去油水，并经不锈钢金属网过滤掉杂物后，经空气电加热器3、4加热到所需温度，然后通过集气箱送到汽轮机各个冷却部位，加热器可串联或并联运行，温度高低由电气控制柜控制。空气电加热器是由多支电热元件、筒体、导流隔板等组成，用管状电热元件做发热体，具有传热效率高、机械强度好、耐磨等特点。电气控制柜由可控硅电压调整器数字温度显示仪等组成，对温度的控制采用手动设定、自动控制，具有调整方便，流量、温度显示直观等优点。
2.4.3 使用和操作
a)检查装置所有阀门是否均呈关闭状态、并将未关闭阀门关闭。
b)打开CV－14使其母管中油水排尽。
c)渐开CV—1，CV—6，微开CV—9，使其油水进一步排尽，并用滤油纸查分滤效果。
d)油水排尽后，开CV－l、CV－5、CV－6、CV－7、CV一8、CV—9，使管路中杂物彻底排空，时间约5－10分钟后，再将以上阀门关闭。
e)根据通风冷却前汽轮机温度水平确定的换热温差的要求，将加热器切换成串联或并联状态，在向汽机送气前须进行暖管，暖管结束后，按有关人员指令操作。
f)根据温度、流量的需要调整加热功率，调整流量控制总阀CV—1，使流量、温度相适应。
g)控制柜系精密仪器，须由专人操作，合上空气开关HK，开启钥匙开关SK，将XMT—191温度显示调节仪的“设定、测量、报警”开关投向“设定”位置，旋动温度设定电位器，使其显示出所需温度值；再将此开关拨向“报警”位置，使其显示出报警温度值；然后再将此开关拨向中间“测量”位置，此时仪表显示的温度就是集气箱出口的实际温度。温度设定好以后，在无异常情况下，按下“启动”按钮，加热器开始工作，将ZK—3可控硅电压调整器拨向自动位置，则控制柜按设定的温度自动控制。
h)在加热器开始运行时，气体的温度较高，投串联方式，此时关闭CV—5、CV—7、CV—8，开启CV—6，压缩空气经3、4两级加热。
i)当汽缸温度降低到一定水平，需要的气温不太高时，投并联方式，此时，关闭CV—8、CV—6，开启CV—5、CV—7，压缩空气各经3、4一级加热汇集到集气箱。
j)当需要的空气温度较低时，因为当温度较低时往往要求空气流量较大，此时打开CV—8，让冷空气直接进入集气箱与热空气混合，降低气温。
k)当汽缸调节级金属温度降至150℃以下时，冷却工作结束切断电源总开关，装置中的空气排净。
注：在装置运行的整个过程中，CV—2、CV—3、CV—4始终呈微开状态，以利疏水。
2.4.4 高压缸的快速冷却
本机组的高压缸采用逆流冷却方式；快速冷却时，高压主汽门及调速汽门全开，高压缸排汽逆止门完全关闭，经快速冷却装置加热后的压缩空气通
N300MW汽轮机组热力系统分析- TMCR 专科生毕业设计开题报告 2011 年 09 月 24 日
摘要 节能是我国能源战略和政策的核心。火电厂既是能源供应的中心也是资源消耗及环境污染和温室气体排放的大户，提高电厂设备运行的经济性和可靠性，减少污染物的排放，已经成为世人关注的重大课题。 热经济性代表了火电厂的能量利用、热功能转换技术的先进性和运行的经济性，是火电厂经济性评价的基础。合理的计算和分析火电厂的热经济性是在保证机组安全运行的基础上，提高运行操作及科学管理水平的有效手段。火电厂的设计、技术改造、运行优化以及目前国外对大型火电厂性能监测的研究、运行偏差的分析等均需对火电厂的热力系统作详细的热平衡计算，求出热经济指标作为决策的依据。因此电厂的热力系统计算是实现上述任务的重要技术基础，直接反映出全厂的经济效益，对电厂的节能具有重要意义。 本文主要设计的是300MW凝汽式汽轮机。先了解了汽轮机及其各部件的工作原理。再设计了该汽轮机的各热力系统，并用手绘了各系统图。最后对所设计的热力系统进行
经济性指标计算，分析温度压力等参数如何影响效率。本设计采用了三种计算方法—— 常规计算方法、简捷计算、等效热降法。 关键词：节能、热经济性分析、热力系统 目录 N300MW汽轮机组热力系统分析- TMCR (1) 专科生毕业设计开题报告 (1) 摘要 (4) 关键词 (4) 第一章绪论 (9) 1．1 毕业设计的目的 (9) 1．2国外研究综述 (9) 第二章 300MW汽轮机组的结构与性能 (11) 2．1汽轮机工作的基本原理 (11) 第三章热力系统的设计 (14) 3.1主、再热蒸汽系统 (14) 3.1.1主蒸汽系统 (15) 3.1.2再热蒸汽系统 (15) 3.2主给水系统 (16) 3.2.1除氧器 (16) 3.2.2高压加热器 (16) 3.2.3其他 (17) 3.3凝结水系统 (17) 3.3.1凝结水用户 (17) 3.3.2凝结水泵及轴封加热器 (18) 3.4抽汽及加热器疏水系统 (18) 3.5轴封系统 (19) 3.6高压抗燃油系统 (20) 3.6.1磁性过滤器 (20) 3.6.2自循环滤油系统 (21) 3.7润滑油系统 (21) 3.8本体疏水系统 (21) 3.9发电机水冷系统 (22)
超临界压力600MW 中间再热凝汽式汽轮机在额定工况下的热经济指标计 机组型号：N600-24.2/566/566 汽轮机型式：超临界、单轴、三缸（高中压合缸）、四排汽、一次中间再热 凝汽式 蒸汽初参数：MPa p 2.240=，5660=t ℃；MPa p 51546.00=?， 再热蒸汽参数：冷段压力MPa p in rh 053.4=，冷段温度5.303=in rh t ℃；热段压 力MPa p out rh 648.3=，热段温度0.566=out rh t ℃；MPa p rh 4053 .0=?， 排汽压力：kPa p c 4.5= （0.0054MPa ） 抽汽及轴封参数见表1。给水泵出口压力MPa p pu 376.30=，凝结水泵出压 力为MPa 84.1。机械效率、发电机效率分别取为99.0=m η，988.0=g η。 汽动给水泵用汽系数pu α为0.05177 表1 N600-24.2/566/566型三缸四排汽汽轮机组回热抽汽及轴封参数
解： 1.整理原始资料 （1）根据已知参数p 、t 在s h -图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线，得到新 汽焓等。0.33960=h kg kJ ，82.2970=in rh h kg kJ ，2425.3598=out rh h kg kJ ， 9.62782.29702425.3598=-=rh q kg kJ 。 （2）根据水蒸汽表查的各加热器出口水焓wj h 及有关疏水焓'j h 或d wj h ，将机 组回热系统计算点参数列于表2。
图1 超临界压力600MW三缸四排汽凝汽式机组蒸汽膨胀过程线
第二节汽轮机组热力系统 汽轮机组热力系统主要是由新蒸汽管道及其疏水系统、汽轮机本体疏水系统、汽封系统、主凝结水系统、回热加热系统、真空抽气系统、循环水系统等组成。 一、新蒸汽管道及其疏水系统 由锅炉到汽轮机的全部新蒸汽管道，称为发电厂的新蒸汽管道，其中从隔离汽门到汽轮机的这一段管道成为汽轮机的进汽管道。在汽轮机的进汽管道上通常还连接有供给汽动油泵、抽气器和汽轮机端部轴封等处新蒸汽的管道，汽轮机的进汽管道和这些分支管道以及它们的疏水管构成了汽轮机的新蒸汽管道及其疏水系统。3）在机组启动和低负荷运行时，为了保证除氧器的用汽，必须装设有饱和蒸汽或新蒸汽经减压后供除氧器用的备用汽源。 5）在机组启动、停止和正常运行中，要及时地迅速地把新蒸汽管道及其分支管路中的疏水排走，否则将会引起用汽设备和管道发生故障。这些疏水是： ①隔离汽门前、后的疏水和汽轮机进汽管道疏水。这两处疏水在机组启动暖管和停机时，都是排向地沟的，正常运行中经疏水器可疏至疏水扩容器或疏水箱。 ②汽动油泵用汽排汽管路的凝结水。由于废汽是排入大气的，它的凝结水接触了大气，水质较差，且在机组启、停时才用，运行时间不长，故一般都排入地沟。 ③汽轮机本体疏水。我们通常把汽轮机高压缸疏水、抽汽口疏水、低压缸疏水、抽汽管路上逆止门前后疏水以及轴封管路疏水等，统称为汽轮机本体疏水。这些疏水，由于压力的不同，而引向不同的容器中。高压疏水一般都是汇集在疏水膨胀箱内，在疏水膨胀箱内进行扩容，扩容后的蒸汽由导汽管送至凝汽器的喉部，而凝结水则由注水器（水力喷射器）送入凝汽器的热水井中。低压疏水可直接排入凝汽器。 6）一般中、低压汽轮机的自动主汽门前必须装设汽水分离器。汽水分离器的作用是分离蒸汽中所含的水分，提高进入汽轮机的蒸汽品质。21-1.5型机组的汽水分离器是与隔离汽门装置在一起的，N3-24型机组的汽水分离器是和自动主汽门装置在一起的。 二、凝结水管道系统 蒸汽器热水井中的凝结水，由凝结水泵升压，经过抽气器的冷却器、轴封加热器、低压加热器，然后进入除氧器，其间的所有设备和管道组成了凝结水系统。 凝结水系统的任务是不间断地把凝汽器内的凝结水排出和使主抽气器能够正常地工作，从而保证凝汽器所必须的真空，并尽量收回凝结水，以减少工质损失。 2）汽轮机组在启动和低负荷运行时，为了保证有足够的凝结水量通过抽器冷却器，以保证抽气器的冷却和维持凝汽器热水井水位，在抽气器后的主凝结水管道上装设了一根在循环管，使一部分凝结水可以在凝汽器到抽气器这一段管路内循环。再循环水量的多少，由再循环管上的再循环门来调节。 3）汽轮机在第一次启动及大修后启动时，凝汽器内还无水，这时首先应通过专设的补充水管向凝汽器充水，一般电厂都补充化学软水。机组启动运转正常后，应化验凝结水水质是否合格，若不合格则应通过放水管将凝结水
题目：600MW超临界汽轮机通流部分设计 （中压缸） 学生姓名：丁艳平 院（系）名称：能源与动力工程 班级: 热能与动力工程03-03班 指导教师：谭欣星 2006 年11 月
能源与动力工程学院 课程设计任务书 热能动力工程专业036503班 课程名称汽轮机原理 题目600MW超临界汽轮机通流部分设计（中压缸）任务起止日期：2006年11 月13 日~ 2006年12 月4 日 学生姓名丁艳平2006年12月4日指导教师谭欣星2006年11月5日教研室主任年月日院长年月日
能源与动力工程学院 2. 此任务书最迟必须在课程设计开始前三天下达给学生。
600MW超临界汽轮机通流部分设计（中压缸） 摘要 本文根是根据给定的设计条件,确定通流部分的几何尺寸,以求获得较高的相对内效率。 设计原则是保证运行时具有较高的经济性；在不同的工况下工作均有高的可靠性；同时在满足经济性和可靠性要求的同时，考虑了汽轮机的结构紧凑，系统简单，布置合理，成本低廉，安装与维修方便，心以及零件的通用化和系列化等因素。 主要设计过程是：分析与确定汽轮机热力设计的基本参数，选择汽轮机的型式，配汽机构形式，通流部分及有关参数；拟定汽轮机近似热力过程曲线，并进行热经济性的初步计算；根据通流部分形状和回热抽汽点的要求，确定中压级组的级数并进行各级比焓降的分配，对各级进行详细的热力计算，确定汽轮机实际热力过程曲线，根据热力计算结果，修正各回热汽点压力以符合热力过程曲线的要求，并修正回热系统的热平衡计算，汽轮机热力计算结果。
目录 摘要 (1) 第一章:汽轮机热力计算的基本参数 (2) 第二章:汽轮机蒸汽流量的初步计算 (3) 第三章:通流部分选型 (9) 第四章::压力级比焓降分配及级数确定 (10) 第五章:汽轮机级的热力计算 (14) 第六章;高中压缸结构概述 (17) 第七章:600MW汽轮机热力系统 (19) 第八章:总结 (20) 参考文献 (23)
第三章 热力分析 3.1汽轮机主要参数 汽轮机类型：600-24.2/566/566 蒸汽初参数 ；024.2p MPa =， 0566t =.0℃ 再热蒸汽参数：冷段压力 4.33in rh p MPa =，冷段温度314.9in rh t =℃： 热段压力 3.90out rh p MPa =，热段温度566.0out rh t =℃。 排气压力：0.00490c p MPa = 。 抽汽及轴封参数见表3-1和表3-2。机械效率、发电机效率分别取为0.99m η=、 0.988g η=。 表3-1 项目 单位 各 段 回 热 抽 汽 参 数 加热器编号 — H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 抽汽压力 j p MPa 5.62 4.33 2.31 1.16 0.438 0.128 0.0619 0.0237 抽汽温度j t ℃ 349.2 314.9 483.9 379.6 261.3 139.8 86.8 63.8 表3-2 项 目 单 位 1sg α 2sg α 3sg α 来 源 高压杆漏汽 低压缸后轴封 漏汽 高中压缸之间漏汽 轴封汽量sg α 0.0006339 0.001038 0.00007958 轴封汽比焓sg h kJ/kg 3396.0 2753.7 2993.7 去 处 H8 SG H2
原则性热力系统图3-1如下： 图 3-1 3.2热平衡法 热平衡式一般有两种写法：一是吸热量=放热量×h η，h η为加热器的效率；另一种方法是流入热量=流出热量。为了在同一系统计算中采用相同的标准，应采用统一的，h η故热平衡式的写法，在同一热力系统计算中也采用同一个方法。 拟定热平衡式时，最好根据需要与简便的原则，选择最合适的热平衡范围。热平衡范围可以是一个加热器或数个加热器，乃至全部加热器，或包括一个水流混合点与加热器组合的整体。 3.2.1 整理原始资料
热力发电厂课程设计 1.1 设计目的 1. 学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则 2. 学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法 3. 提高计算机绘图、制表、数据处理的能力 1.2 原始资料 西安 某地区新建热电工程的热负荷包括： 1）工业生产用汽负荷； 2）冬季厂房采暖用汽负荷。 西安 地区采暖期 101 天，室外采暖计算温度 –5℃，采暖期室外平均温度 1.0℃，工业用汽 和采暖用汽热负荷参数均为 0.8MPa 、230℃。通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热 负荷如下表所示： 1.3 计算原始资料 （1）锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值： 锅炉类别 链条炉 煤粉炉 沸腾炉 旋风炉 循环流化床锅炉 锅炉效率 0.72～0.85 0.85～0.90 0.65～ 0.70 0.85 0.85～ 0.90 （2）汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下： 汽轮机额定功率 750～ 6000 12000 ～ 25000 5000 汽轮机相对内效率 0.7～0.8 0.75～ 0.85 0.85～0.87 汽轮机机械效率 0.95～0.98 0.97～ 0.99 ～ 0.99 发电机效率 0.93～0.96 0.96～ 0.97 0.98～0.985 3）热电厂内管道效率，取为 0.96。 4）各种热交换器效率，包括高、低压加热器、除氧器，一般取 0.96～0.98。
5）热交换器端温差，取3～7℃。 2%
6）锅炉排污率，一般不超过下列数值： 以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式电厂 以化学软化水为补给水的供热式电厂5% 7）厂内汽水损失，取锅炉蒸发量的3%。 8）主汽门至调节汽门间的压降损失，取蒸汽初压的3%～7%。 9）各种抽汽管道的压降，一般取该级抽汽压力的4%～8%。 10）生水水温，一般取5～20℃。 11）进入凝汽器的蒸汽干度，取0.88～0.95。 12）凝汽器出口凝结水温度，可近似取凝汽器压力下的饱和水温度。 2、原则性热力系统 2.1 设计热负荷和年持续热负荷曲线 根据各个用户的用汽参数和汽机供汽参数，逐一将用户负荷折算到热电厂供汽出口，见 表2-1 。用户处工业用汽符合总量：采暖期最大为175 t/h, 折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h 。 2-1 折算到热电厂出口的工业热负荷，再乘以0.9 的折算系数，得到热电厂设计工业热负荷，再按供热比焓和回水比焓（回水率为零，补水比焓62.8 kJ/kg）计算出供热量，见表2-2。根据设计热负荷，绘制采暖负荷持续曲线和年热负荷持续曲线图，见图2-1 、图2-2。 表2-2 热电厂设计热负荷
汽轮机组主要经济技术指标的计算 为了统一汽轮机组主要经济技术指标的计算方法及过程，本章节计算公式选自中华人民国电力行业标准DL/T904—2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》和GB/T8117—87《电站汽轮机热力性能验收规程》。 1 凝汽式汽轮机组主要经济技术指标计算 1.1 汽轮机组热耗率及功率计算 a. 非再热机组 试验热耗率： G 0H G H HR0 fw fw N t kJ/kWh 式中G ─主蒸汽流量，kg/h；G fw ─给水流量，kg/h；H ─ 主蒸汽焓值，kJ/kg ；H fw─ 给水焓值，kJ/kg； N t ─实测发电机端功率，kW。 修正后（经二类）的热耗率： HQ HR C Q kJ/kWh 式中C Q─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对热耗的综合修正系数。修正后的功率： N N t kW p Q 式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对功率的综合修正系数。 b. 再热机组 试验热耗率：： G 0H G fw H fw G R （H r H 1 ） G J (H r H J) HR N t kJ/kWh 式中G R─高压缸排汽流量，kg/h； G J ─再热减温水流量，kg/h； H r ─再热蒸汽焓值，kJ/kg； K
p c ?υ0 p 0?υc k H k H 1─ 高压缸排汽焓值，kJ/kg ； H J ─ 再热减温水焓值，kJ/kg 。 修正后（经二类）的热耗率： HQ HR C Q kJ/kWh 式中 C Q ─ 主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽 机背压对热耗的综合修正系数。 修正后的功率： N N t kW p Q 式中 K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及 汽机背压对功率的综合修正系数。 1.2 汽轮机汽耗率计算 a. 试验汽耗率： SR G 0 N t kg/kWh b. 修正后的汽耗率： SR G c kg/kWh c p 式中G c ─修正后的主蒸汽流量，G c G 0 ，kg/h ； p c 、c ─设计主蒸汽压力、主蒸汽比容； p 0、 ─实测主蒸汽压力、主蒸汽比容。 1.3 汽轮机相对效率计算 a. 非再热机组 汽轮机相对效率： H 0 H k 100％ oi 0 - H ' 式中 ' H k ─ 汽轮机等熵排汽焓，kJ/kg ； ─ 汽轮机排汽焓，kJ/kg 。 K N H
第一章 23MW凝汽式汽轮机设计任务书 1.1 设计题目： 23MW凝汽式汽轮机热力设计 1.2 设计任务及内容 根据给定条件完成汽轮机各级尺寸的确定及级效率和内功率的计算。在保证运行安全的基础上，力求达到结构紧凑、系统简单、布置合理、使用经济性高。 汽轮机设计的主要内容： 1.确定汽轮机型式及配汽方式； 2.拟定热力过程及原则性热力系统，进行汽耗量于热经济性的初步计算； 3.确定调节级型式、比焓降、叶型及尺寸等； 4.确定压力级级数，进行比焓降分配； 5.各级详细热力计算，确定各级通流部分的几何尺寸、相对内效率、内功率与 整机实际热力过程曲线； 6.整机校核，汇总计算表格。 1.3 设计原始资料 额定功率：23MW 设计功率：18.4MW 新汽压力：3.43MP a 新汽温度：435℃ 排汽压力：0.005MP a 冷却水温：22℃ 机组转速：3000r/min 回热抽汽级数：5 给水温度：168℃ 1.4 设计要求 1.严格遵守作息时间，在规定地点认真完成设计，设计共计两周； 2.完成设计说明书一份，要求过程完整，数据准确； 3.完成通流部分纵剖面图一张（A0图） 4.计算结果以表格汇总。
第二章多极汽轮机热力计算 2.1 近似热力过程曲线的拟定 一、进排汽机构及连接管道的各项损失 蒸汽流过个阀门及连接管道时，会产生节流损失和压力损失。表2-1列出了这些损失通常选取范围。 表2-1 汽轮机各阀门及连接管道中节流损失和压力估取范围 图2-1 进排汽机构损失的热力过程曲线
二、汽轮机近似热力过程曲线的拟定 根据经验，对一般非中间再热凝汽式汽轮机可近似地按图2-2所示方法拟定近似 热力过程曲线。 由已知的新汽参数p 0、t 0，可得汽轮机进汽状态点0，并查得初比焓h 0=3304.2kj/kg 。由前所得，设进汽机构的节流损失ΔP 0=0.04 P 0=0.1372 MPa 得到调节级前压力P 0＇= P 0 - ΔP 0=3.2928MPa ，并确定调节级前蒸汽状态点1。过1点作等比熵线向下交于P x 线于2点，查得h 2t =2152.1kj/kg ，整机的理想比焓降 ()'0 23304.221201184.2mac t t h h h ?=-=-=3304.2-2128=1176 kj/kg 。由上估计进汽量后得到的相对内效率 ηri =83.1%，有效比焓降Δht mac =（Δht mac ）＇ ηri =1176×0.831=977.3kj/kg ，排汽比 焓03304.2986.3282317.872mac z t h h h =-?=-=3304.2-977.3=2326.9 kj/kg ，在h-s 图上得排汽点Z 。用直线连接1、Z 两点，在中间'3点处沿等压线下移21～25 kj/kg 得3点，用光滑连接1、3、Z 点，得该机设计工况下的近似热力过程曲线，如图2-2所示。 图2-2 12MW 凝汽式汽轮机近似热力过程曲线
2. 热力系统 2.1 330MW汽轮机本体抽汽及疏水系统 2.1.1 抽汽系统的作用 汽轮机有七级非调节抽汽，一、二、三、四级抽汽分别供四台低压加热器，五级抽汽供汽至除氧器及辅助蒸汽用汽系统，六、七级抽汽供两台高压加热器及一台外置式蒸汽冷却器(六级抽汽经蒸汽冷却器至六号高加)。 抽汽系统具有以下作用： a）加热给水、凝结水以提高循环热效率。 b）提高给水、凝结水温度，降低给水和锅炉管壁之间金属的温度差，减少热冲击。 c）在除氧器内通过加热除氧，除去给水中的氧气和其它不凝结气体。 d）提供辅助蒸汽汽源。 2.1.2 抽汽系统介绍 一段抽汽是从低压缸第4级后引出，穿经凝汽器至#1低压加热器的抽汽管道； 二段抽汽是从低压缸第3级后引出，穿经凝汽器至#2低压加热器的抽汽管道； 三段抽汽是从低压缸第2级后引出，穿经凝汽器至#3低压加热器的抽汽管道； 四段抽汽是从中压缸排汽口引出，至#4低压加热器的抽汽管道； 二、三、四级抽汽管道各装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀。气动逆止阀布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 五段抽汽是从中压缸第9级后引出，至五级抽汽总管，然后再由总管上引出两路，分别接至除氧器和辅助蒸汽系统； 在五段抽汽至除氧器管道上装设一个电动隔离阀和两个串联的气动逆止阀。装设两个逆止阀是因为除氧器还接有其他汽源，在机组启动、低负荷运行、甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能窜入五段抽汽管道，造成汽机超速的危险性较大。串联装设两个气动逆止阀可起到双重保护作用。
五段抽汽至辅助蒸汽联箱管道上装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀，气动逆止阀亦布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 正常运行时，除氧器加热蒸汽来自于五段抽汽。辅助蒸汽系统来汽作为启动和备用加热蒸汽。 六段抽汽是从中压缸第5级后引出，先经#6高加外置式蒸汽冷却器（副#6高加）冷却后再至#6高压加热器；六级抽汽管道上各装设一个电动闸阀和两个气动逆止阀。 七段抽汽是从再热冷段引出一路至#7高压加热器的抽汽管道，装设一个电动闸阀和一个气动逆止阀，电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 电动隔离阀和气动逆止阀的布置位置一般尽量靠近汽机抽汽口，以减少在汽机甩负荷时阀前抽汽管道上贮存的蒸汽能量，有利于防止汽机超速。 本系统四台低加、两台高加及六号高加外置式蒸汽冷却器均为立式加热器。七台立式加热器从扩建端至固定端按编号从1号至7号再至蒸汽冷却器顺列布置。七台加热器均布置在A—B框架内，其水室中心线距B排柱中心线6.9米。 除氧器及给水箱布置在运转层12.00米层。 汽轮机各抽汽管道连接储有大量饱和水的各级加热器和除氧器。汽轮机一旦跳闸，其内部压力将衰减，各加热器和除氧器内饱和水将闪蒸，使蒸汽返回汽轮机；此外，五级抽汽管道支管上还接有备用汽源——辅助蒸汽，遇到工况变化或误操作，外来蒸汽将通过五级抽汽管道进入汽轮机；还有，各抽汽管道内滞留的蒸汽也可能因汽轮机内部压力降低返回汽轮机；各种返回汽轮机的蒸汽有可能造成汽轮机超速。 为防止上述蒸汽的返回，除一级抽汽外，其它各级抽汽管道上均串联安装有电动隔离阀和气动逆止阀。一旦汽机跳闸，气动逆止阀和电动隔离阀都关闭。 由于汽轮机上有许多抽汽口，而有可能有水的地方离各抽汽口又很近，各抽汽管道上还接有储水容器——高、低压加热器和除氧器，汽轮机负荷突然变化、给水或凝结水管束破裂以及其他设备故障，误操作等因素，可组合
汽轮机原则性热力系统 根据热力循环的特征，以安全和经济为原则，将汽轮机与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来，组成发电厂的热力系统。汽轮机热力系统是指主蒸汽、再热蒸汽系统，旁路系统，轴封系统，辅助蒸汽系统和回热抽汽系统等。下面着重介绍主蒸汽系统及旁路系统。 第一节主蒸汽及再热蒸汽系统 锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为主、再热蒸汽系统。本机组的主蒸汽及再热蒸汽采用单元制连接方式，即一机一炉相配合的连接系统，如图3-1所示。该连接方式结构简单、阀门少、管道短而阻力小，便于自动化的集中控制。 一、主蒸汽系统 主、再热蒸汽管道均为单元双—单—双管制系统，主蒸汽管道上不装设隔断阀，主蒸汽可作为汽动给水泵及轴封在机组启动或低负荷时备用汽源。 主蒸汽从锅炉过热器的两个出口由两根蒸汽管道引出后汇合成一根主蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道进入2只高压自动主汽阀、4只调节阀，然后借助4根导汽管进入高压缸，在高压缸内做功后的蒸汽经过2只高压排汽逆止阀，再经过蒸汽管道（冷段管）回到锅炉的再热器重新加热。经过再热后的蒸汽温度由335℃升高到538℃，压力由3.483MPa 降至3.135MPa，由于主、再热蒸汽流量变化不多蒸汽比容增加将近一倍。再热后蒸汽由两根蒸汽管道引出后汇合成一根再蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道经过2只再热联合汽阀（中压自动主汽阀及中压调节阀的组合）进入中压缸。 它设有两级旁路，I级旁路从高压自动主汽阀前引出，蒸汽经减压减温后排至再热器冷段管，采用给水作为减温水。II级旁路从中压缸自动主汽阀前引出，蒸汽经减压减温后送至凝汽器，用凝结水泵出口的凝结水作为减温水。 带动给水泵的小汽轮机是利用中压缸排汽作为工作汽源（第4段抽汽，下称低压蒸汽）。由于低压蒸汽的参数随主机的负荷降低而降低，当负荷下降至额定负荷的40％时，该汽源已不能满足要求，所以需采用新蒸汽（下称高压蒸汽）作为低负荷的补充汽源或独立汽源。当低压蒸汽的调节阀开足后，高压蒸汽的调节阀才逐步开启，使功率达到新的平衡。 主蒸汽管道上还接出轴封备用及启动供汽管道。 主蒸汽管道设计有通畅的疏水系统，在主蒸汽管道主管末端最低点，去驱动给水泵的小汽轮机的新蒸汽管道的低位点，以及靠近给水泵汽轮机高压主汽阀前，均设有疏水点，每一根疏水管道分别引至凝汽器的热水井。 主蒸汽管道主管及支管的疏水管道上各安装一只疏水阀，不再装设其它隔离阀。疏水阀在机组启动时开启，排除主蒸汽管道内暖管时产生的凝结水，避免汽轮机进水，并可加速暖管时的温升。待机组负荷达到10%时，疏水阀自动关闭；当汽轮机负荷降至10%时或跳闸时，疏水阀自动开启，也可以在单元控制室手动操作。 冷再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽接出，先由单管引至靠近锅炉再热器处，再分为两根支管接到再热器入口联箱的两个接口上。在再热蒸汽冷段管道上接出2号高压加热器抽汽管道。汽轮机主汽阀及调节汽阀的阀杆漏汽、高压旁路的排汽均送入本系统。
课程设计说明书 题目：12M W凝汽式汽轮机热力设计 2014年6月28 日
一、题目 12MW凝汽式汽轮机热力设计 二、目的与意义 汽轮机原理课程设计是培养学生综合运用所学的汽轮机知识，训练学生的实际应用能力、理论和实践相结合能力的一个重要环节。通过该课程设计的训练，学生应该能够全面掌握汽轮机的热力设计方法、汽轮机基本结构和零部件组成，系统地总结、巩固并应用《汽轮机原理》课程中已学过的理论知识，达到理论和实际相结合的目的。 重点掌握汽轮机热力设计的方法、步骤。 三、要求（包括原始数据、技术参数、设计要求、图纸量、工作量要求等） 主要技术参数： 额定功率：12MW ；设计功率：10.5MW ； ；新汽温度：435℃； 新汽压力：3.43MP a ；冷却水温：20℃； 排汽压力：0.0060MP a 给水温度：160℃；机组转速：3000r/min ； 主要内容： 1、确定汽轮机型式及配汽方式 2、拟定热力过程及原则性热力系统，进行汽耗量与热经济性的初步计算 3、确定调节级形式、比焓降、叶型及尺寸等 4、确定压力级级数，进行比焓降分配 5、各级详细热力计算，确定各级通流部分的几何尺寸、相对内效率、内功率与整机实 际热力过程曲线 6、整机校核，汇总计算表格 要求： 1、严格遵守作息时间，在规定地点认真完成设计；设计共计二周。 2、按照统一格式要求，完成设计说明书一份，要求过程完整，数据准确。 3、完成通流部分纵剖面图一张（一号图） 4、计算结果以表格汇总
四、工作内容、进度安排 1、通流部分热力设计计算（9天） （1）熟悉主要参数及设计内容、过程等 （2）熟悉机组型式，选择配汽方式 （3）蒸汽流量的估算 （4）原则性热力系统、整机热力过程拟定及热经济性的初步计算 （5）调节级选型及详细热力计算 （6）压力级级数的确定及焓降分配 （7）压力级的详细热力计算 （8）整机的效率、功率校核 2、结构设计（1天） 进行通流部分和进出口结构的设计 3、绘制汽轮机通流部分纵剖面图一张（一号图）（2天） 4、编写课程设计说明书（2天） 五、主要参考文献 《汽轮机课程设计参考资料》.冯慧雯 .水利电力出版社.1992 《汽轮机原理》（第一版）.康松、杨建明编.中国电力出版社.2000.9 《汽轮机原理》（第一版）.康松、申士一、庞立云、庄贺庆合编.水利电力出版社.1992.6 《300MW火力发电机组丛书——汽轮机设备及系统》（第一版）.吴季兰主编.中国电力出版社.1998.8 指导教师下达时间 2014 年6月 15 日 指导教师签字：_______________ 审核意见 系（教研室）主任（签字）
汽轮机火用分析方法的热力系统计算 前言 在把整个汽轮机装置系统划分成若干个单元的过程中，任何一个单元由于某些因素而引起的微弱变化，都会影响到其它单元。这种引起某单元变化的因素叫做“扰动”。也就是说，某单元局部参量的微小变化(即扰动)，会引起整个系统的“反弹”，但是它不会引起系统所有参数的“反弹”。就汽轮机装置系统而言，系统产生的任何变化，都可归结为扰动后本级或邻近级抽汽量的变化，从而引起汽轮机装置系统及各单元的火用损变化。因此，在对电厂热力系统进行经济性分析时，仅计算出某一工况下各单元火用损失分布还是不够的，还应计算出当某局部参量变化时整个热力系统火用效率变化情况。 1、火用分析方法 与热力系统的能量分析法一样，可以把热力系统中的回热加热器分为疏水放流式和汇集式两类(参见图1和图2)，并把热力系统的参数整理为3类：其一是蒸汽在加热器中的放热火用，用q’表示；其二是疏水在加热器中的放热火用，用y 表示；其三是给水在加热器中的火用升，以r’表示。其计算方法与能量分析法类似。
对疏水式加热器： 对疏水汇集式加热器： 式中，e f、e dj、e sj分别为j级抽汽比火用、加热器疏水比火用和加热器出口水比火用。1．1 抽汽有效火用降的引入 对于抽汽回热系统，某级回热抽汽减少或某小流量进入某加热器“排挤”抽汽量，诸如此类原因使某级加热器抽汽产生变化(一般是抽汽量减少)，如果认为此变化很小而不致引起加热器及热力系统参数变化，那么便可基于等效焓降理论引入放热火用效率来求取某段抽汽量变化时对整个系统火用效率的影响。 为便于分析，定义抽汽的有效火用降，在抽汽减少的情况下表示1kg排挤抽汽做功的增加值；在抽汽量增加时，则表示做功的减少值；用符号Ej来表示。当从靠近凝汽器侧开始，研究各级抽汽有效火用降时，Ej的计算是从排挤l kg抽汽的火用降(e j-e c)ηej中减去某些固定
汽轮机组轴加疏水系统改造方案 摘要 以国内大型机组为例，以运行实践为基础，探讨了大型汽轮机组轴封加热器(以下简称轴加)及其热力系统的设计和运行问题，认为目前情况下，平东公司轴加疏水单级U型管水封疏水必须进行改造，对存在的问题进行了分析，提出了改造的设计要点。 一、概述 平东热电有限公司#6、#7汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C140/ N210－12.75/535/535/0.981型超高压、一次中间再热、两缸两排汽、采暖用可调整抽汽、供热凝汽式汽轮机，自试运以来，两台机组真空系统严密性均较差，#6汽轮机最好时达到1.4kPa/min左右，#7汽轮机为3.5kPa/min左右，严重影响机组的经济性。 #6、#7机设计上轴加疏水水封采用多级水封方式，根据以往其它机组的运行经验，多级水封运行中易发生水封破坏现象，公司2006年10月对轴加疏水水封进行改进，改为单级水封。 U 型水封管通常应用在电厂低压加热器轴封蒸汽冷却器等设备内的凝结疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水的U 型水封管，分为单级和多级，在电厂实际应用中多级水封管应用较多，平东公司改造后的轴封疏水U 型运行一直不稳定，存在不少问题，针对这些问题进行分析和提出改造方案。 二、U型水封管在实际运行中遇到的问题 目前国内设计轴加疏水水封不论是单级还是多级水封存在运行不稳定问题，易发生水封破坏现象，并且多是运行中临时对轴加水封进水和回水阀门进行调节。 一般情况下，主要是由于负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封，致使空气随疏水一同进入凝汽器中，使得真空恶化。因此，在U型套桶管的出口加装一个调节阀，使疏水在U型套桶管里流动会产生节流，增大沿程阻力和局部阻力，强制建立起水封，改善真空。 如果U型套桶管直通凝汽器或者设计不当，将无法建立起水封，从轴封回收的蒸汽(含有空气)冷却后空气随疏水一同进入凝汽器,影响凝汽器真空。 目前机组加减负荷较频繁轴封蒸汽冷却器进汽量经常变化，使冷却器的水位无法维持在一定范围内，而导致其U型水封管内的疏水量经常变化，U 型水封管多次发生失水现象，当U 型管水封管失水时，轴封蒸汽冷却器的汽侧就直接与凝汽器相通，机组真空就会急剧下跌，需要运行人员对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，多次影响机组的安全经济运行。 在U型套桶管的出口处加装调节阀，起到了增大沿程阻力和局部阻力的作用，在U型套桶管里形成水封，保持了两端的压力差。但这并非长久之计，主要问题是担心轴加泄漏，轴加汽侧由于阻力较大(调节阀的节流作用)，轴加疏水及泄漏的凝结水很难较快地排入凝汽器，轴加汽侧水位升高很快，疏水会沿着轴封汽管道经汽轮机高、低压汽封进入汽轮机，这样将会产生严重的后果，一则疏水会对汽轮机的大轴起着冷却作用，使大轴产生热应力或产生热弯曲；二则疏水进入汽轮机后会产生水击作用，严重时会打坏汽轮机的叶片。其次需要对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，因此，电厂在条件允许的情况下，应彻底进行改造，消除隐患。 一般由于设计精度问题，在轴加U型套桶管出口处加装调节阀，满负荷时逐渐关小调节阀，凝汽器真空随之变化，调节阀关闭到20%开度时，真空就应正常。但是目前平东公司其调节阀开度
第一节25MW汽轮机热力计算 一、设计基本参数选择 1. 汽轮机类型 机组型号： N25-3.5/435。 机组形式：单压、单缸单轴凝器式汽轮机。 2. 基本参数 额定功率：P el=25MW； 新蒸汽压力P0=3.5MPa，新蒸汽温度t0=435℃； 凝汽器压力P c=5.1kPa； 汽轮机转速n=3000r/min。 3. 其他参数 给水泵出口压力P fp=6.3MPa； 凝结水泵出口压力P cp=1.2MPa； 机械效率ηm=0.99 发电机效率ηg=0.965 加热器效率ηh=0.98 4. 相对内效率的估计 根据已有同类机组相关运行数据选择汽轮机的相对内效率，ηri=83% 5. 损失的估算 主汽阀和调节汽阀节流压力损失：ΔP0=0.05P0=0.175Mpa。 排气阻力损失：ΔP c=0.04P c=0.000204MPa=0.204kPa。 二、汽轮机热力过程线的拟定 （1）在h-s图上，根据新蒸汽压力P0=3.5MPa和新蒸汽温度t0=435℃，可确定汽轮机进气状态点0（主汽阀前），并查得该点的比焓值h0=3303.61kJ/kg，比熵s0=6.9593kJ/kg （kg·℃），比体积v0= 0.0897758m3/kg。 （2）在h-s图上，根据初压P0=3.5MPa及主汽阀和调节汽阀节流压力损失ΔP0=0.175Mpa 可以确定调节级前压力p0’= P0-ΔP0=3.325MPa，然后根据p0’与h0的交点可以确定调节级级前状态点1，并查得该点的温度t’0=433.88℃，比熵s’0= 6.9820kJ/kg（kg·℃），比体积v’0= 0.0945239m3/kg。 （3）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和排气阻力损失ΔP c=0.000204MPa，可以确定排气压力p c’=P c+ΔP c=0.005304MPa。 （4）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和s0=6.9593kJ/kg（kg·℃）可以确定气缸理想出口状态点2t，并查得该点比焓值h ct=2124.02kJ/kg，温度t ct=33.23℃，比体积v ct=22.6694183 m3/kg，干度x ct=0.8194。由此可以的带汽轮机理想比焓降 1179.59kJ/kg，进而可以确定汽轮机实际比焓降
600MW汽轮机原则性热力系统设计计算 目录 毕业设计............... 错误!未定义书签。内容摘要 (3) 1.本设计得内容有以下几方面： (3) 2.关键词 (3) 一．热力系统 (4) 二．实际机组回热原则性热力系统 (4) 三．汽轮机原则性热力系统 (4) 1.计算目的及基本公式 (5) 1.1计算目的 (5) 1.2计算的基本方式 (6) 2.计算方法和步骤 (7) 3.设计内容 (7) 3.1整理原始资料 (9) 3.2计算回热抽气系数与凝气系数 (9) 回热循环 (10) 3.2.1混合式加热器及其系统的特点 (10) 3.2.2表面式加热器的特点： (11) 3.2.3表面式加热器的端差θ及热经济性 (11) 3.2.4抽气管道压降Δp j及热经济性 (12) 3.2.5蒸汽冷却器及其热经济性 (12)
3.2.6表面式加热器的疏水方式及热经济性 (13) 3.2.7设置疏水冷却段的意义及热经济性指标 (14) 3.2.8除氧器 (18) 3.2.9除氧器的运行及其热经济性分析 (19) 3.2.10除氧器的汽源连接方式及其热经济性 (19) 3.3新汽量D0计算及功率校核 (23) 3.4热经济性的指标计算 (26) 3.5各汽水流量绝对值计算 (27) 致谢 (32) 参考文献 (33)
600MW汽轮机原则性热力系统设计计算 内容摘要 1.本设计得内容有以下几方面： 1）简述热力系统的相关概念； 2）回热循环的的有关内容（其中涉及到混合式加热器、表面式加热器的特点，并对其具有代表性的加热器作以细致描述。表面式加热器的端差、设置疏水冷却段、蒸汽冷却段、疏水方式及热经济性、除氧器的运行及其热经济性分析、除氧器的汽源连接方式及其热经济性） 3）原则性热力系统的一般计算方法 2.关键词 除氧器、高压加热器、低压加热器
毕业设计说明书 25MW 凝汽式汽轮机组热力设计 学号： 学 院： 专 业： 指导教师： 2016年6月 1227024207 中北大学（朔州校区） 热能与动力工程 张志香
30MW凝汽式汽轮机组热力设计 摘要 本课题针对30MW凝汽式汽轮机组进行热力设计，在额定功率下确定汽轮机型式及参数，使其运行时具有较高的经济性，并考虑汽轮机的结构、系统、布置等方面的因素，以达到“节能降耗，保护环境”的目的。 本文首先对汽轮机进行了选型，对汽轮机总进汽量进行了计算、通流部分的选型、压力级比焓降分配及级数的确定、汽轮机级的热力计算、漏气量的计算与整机校核等。根据通流部分选型，确定排汽口数与末级叶片、配汽方式和调节级的选型，并进行各级比焓降分配与级数的确定；对各级进行热力计算，求出各级通流部分的几何尺寸，相对内效率，实际热力过程曲线。根据热力计算结果，修正各回热抽汽点压力达到符合实际热力过程曲线的要求，并修正回热系统的热力平衡计算，分析并确定汽轮机热力设计的基本参数。 关键词：汽轮机，凝汽式，热力系统，热力计算
Thermodynamic design of 30MW condensing steam turbine Abstract This topic for 30MW steam turbine unit for thermal design, seek appropriate turbine at rated power, to make it run with higher economic and to considered to steam turbine structure, system and arrangement and parts. So it can achieve "energy saving, environmental protection" purpose. Determination of machine, firstly, the steam turbine for the selection of the turbine total inlet were calculated through flow part of the selection pressure enthalpy drop distribution and series, steam turbine thermodynamic calculation, the leakage amount of calculation and check. According to the through flow part of selection to determine the exhaust port number and the last stage blades of steam distribution mode and regulation level selection, and for different levels of specific enthalpy drop distribution and the series of levels with a thermodynamic calculation for at all levels through flow part of the geometry and relative internal efficiency, the actual thermodynamic process curve. According to the thermodynamic calculation results, correction of regenerative extraction steam pressure to conform to the actual thermodynamic process curve, and repair Thermodynamic equilibrium calculation, analysis and determination of the basic parameters of the thermal design of the turbine. keywords:steam turbine, condensing type, thermodynamic system, thermodynamic calculation
提高300MW汽轮机机组经济性的措施 发表时间：2016-04-15T15:49:24.287Z 来源：《电力设备》2016年1期供稿作者：李文中[导读] 江苏徐矿综合利用发电有限公司江苏徐州 221137）对300MW汽轮机组运行经济性进行探讨对提高电力企业经济性、促进国民经济发展而言具有重要意义。 李文中 （江苏徐矿综合利用发电有限公司江苏徐州 221137）摘要：以300MW汽轮机机组经济性运行影响因素为切入点，对汽轮机机组高压缸运行效率、机组轴封与疏水系统、机组运行背压等进行了技术改造，旨在提高300MW汽轮机机组运行经济性，为电力企业获取更多地经济效益。关键词：300MW；汽轮机；机组；经济性；措施我国电站工业中首台国产引进型由上汽研制并于1987年投运，稍后几年中东汽、北重、哈汽也各自从国外引进技术、开发并投运了大量国产引进型亚临界300MW汽轮机组。大量的国产300MW汽轮机组已成为电网发展的主力，为国家国民经济发展作出巨大贡献。因此，对300MW汽轮机组运行经济性进行探讨对提高电力企业经济性、促进国民经济发展而言具有重要意义。 1 300MW汽轮机机组运行经济性提升的影响因素分析1.1 300MW汽轮机机组运行负荷超出额定范围值300MW汽轮机机组经济性波动的形成与机组负荷变化密切相关，当300MW汽轮机机组负荷低于额定负荷值时，机组运行经济性处于最佳状态，机组磨损程度最低；当300MW汽轮机机组负荷超出额定范围值时，机组的高压、调节、节流等部分很可能出现能量损失，从而影响汽轮机机组运行经济性的提升。 1.2 300MW汽轮机机组系统故障300MW汽轮机机组系统故障对机组运行经济性的影响主要表现在如下几方面：（1）300MW汽轮机机组通流系统可能出现结垢、密封减弱、封堵不全等问题，能够对汽轮机机组通流效率的提升产生直接影响；（2）300MW汽轮机机组真空系统值呈发幅度波动，尤其是真空状态与进气量值波动，容易降低真空系统热效率，改变汽轮机机组工作状态；（3）300 MW汽轮机机组的管道、阀门故障，导致热量、水、气体等迅速流失，直接降低汽轮机机组的能量转换功率，降低机组运行经济性。 1.3 300MW汽轮机机组运行参数改变300 MW汽轮机机组运行参数控制错误，譬如：蒸汽含熵量下降会严重影响发电机的使用功能，加之该问题发生在汽轮机机组进气量维持不变的情况下，故障发生的隐蔽性较强，较难及时发现。 2 300MW汽轮机机组运行经济性提升策略2.1 300MW汽轮机机组高压缸运行效率的提升促进300MW汽轮机机组高压缸运行效率提升的措施主要表现在如下几方面：1、改变汽轮机机组运行方式 以西屋引进型300MW汽轮机机组为例，其高调门共6个，在运行条件下，5VWO工况基本符合300MW汽轮机机组对运行额定负荷的需求。可以尝试以5VWO工况为基础，对气压、进气量进行调节，从而调整机组运行负荷。但部分电厂可能使用6阀同阀位节流运行方式，在负荷不变且相同的状态下，5VWO工况效率要比高压缸效率高4%~5%。据此可知，对亚临界参数的300MW汽轮机机组而言，高压进汽节流压每损失2%，机组高压缸运行效率即会下降1%。由此可见，机组运行方式选择是否合理能够对机组运行经济性及高压缸温度等产生直接影响，负荷越高差别越小，如滑压运行方式适用于部分负荷状态。通常情况下300MW汽轮机机组选择定—滑—定的运行方式，也就是负荷超80%时采用非单阀节流的顺序阀定压运行，中间负荷选用3或4阀滑压运行方式；负荷低于30%时，则选用定压运行方式。对汽轮机机组的汽水品质要进行严格的控制，目前部分电厂水质中的氧、二氧化硅含量严重超出规定标准值，造成机组通流隔板叶片结垢，腐蚀高压缸。经调查资料显示，若高压缸叶片结构厚度超出1mm时，会严重降低机组运行效率。 2、高压缸检修 高压缸修复保养作业的开展，要以产品制造厂的要求为考虑点对汽封间隙和叶片进行调整、清洗，检查内外缸中分面的密合性及分面螺栓的预紧力。 3、高压缸技术改造 大规模高压缸改造需全部更换高压通流部分的配件，包括：减少高压排汽缸损失、调换转子隔板汽封型式及叶片型线、对高压各级焓降进行分配处理等，全部改造完成后的高压缸地运行效率可被提高3%~4%。短期、小规模高压缸技术改造内容主要包括如下几方面：（1）调换转子与隔板汽封型式，选择镶嵌式或弹簧式汽封；（2）可尝试使用布莱登汽封型式；（3）缩减调节级等位置的汽封间隙比例。 2.2 改良机组运行背压 调查资料显示，除严寒的冬季之外，300MW机组运行背压不低于8KPa，与机组设计背压值4.9或5.4 KPa相比，明显超值。经微增出力试验证实，真空下降值与热耗恶化存在直接相关性，前者每下降1 KPa，后者恶化约达1%。据此可知，300MW汽轮机机组存在极大地降耗余地。 汽轮机机组产生真空差的原因为：环境温度持续增高，会增大排汽热负荷，加之其它流入热源影响，会降低凝汽器的表面换热效果，导致冷却介质恶化，使得汽轮机机组产生真空差。下面将对各关键因素进行详细讨论：（1）环境温度，机组运行背压存在季节性差异，背压波动值在3KPa左右，能够对汽轮机机组运行经济性产生3%的影响；（2）热负荷，在额定功率下，若全厂热耗增加，必然增大进气量，排气量也随之同比增加，凝汽器内所接收的热量也会上升；（3）换热系数恶化，热换系数恶化多由管子表面物理特性退化、管子生锈、胶球清洗装置无法正常投入所致；（4）冷却介质恶化，多由冷却介质夹带泥沙、循环水变脏所致。 2.3改良汽轮机机组的的疏水系统