300MW机组汽轮机运行规程
SD 216—87
中华人民共和国水利电力部
关于颁发《300MW机组汽轮机运行规程》
(SD216—87)的通知
(87)水电电生字第44号
为加强大机组运行管理工作，现颁发《300MW机组汽轮机运行规程》SD216—87，自1989年1月1日起开始执行。本规程主要根据上海汽轮机厂国产300MW 汽轮机编制，其它类型的300MW汽轮机可参照执行。各有关火力发电厂应根据本规程的要求并结合各机组的情况和特点制订现场的“汽轮机运行规程”。
请各单位在执行本规程过程中，注意总结经验，积累资料，随时将发现的问题、建议或修改意见寄部电力生产司，以便补充修订。
1987年5月15日
说明
1.本规程适用于上海汽轮机厂产品编号A152—2，N300—165/550/550型300MW 中间再热凝汽式汽轮机，配用直流锅炉，机组的旁路系统是容量为2×13%额定流量的全旁路和17%额定流量的高压旁路。对上海汽轮机厂产品编号A152—3、A152—4的国产300MW汽轮机，本规程中的规定可供参考。
各发电厂应根据本规程编制现场运行规程。凡本规程未包括的部分，须根据实际运行经验和制造厂家的规定，做必要的补充。
2.本规程中汽轮机设备规范、主要技术性能及运行限额是根据上海汽轮机厂提供的说明书编写的。
3.本规程中述及发电机、励磁机的内容，与现场配用发电机、励磁机的制造厂说明书或部颁有关规程有抵触时，以后者为准。
4.本规程中的条文根据国家标准总局批准的《标准化工作导则编写标准的一般规定》编号。有关计量单位是按中华人民共和国法定计量单位使用方法编写，由于新的计量单位刚刚开始使用，故本规程中压力、能量以新计量单位为准，在括号内附以老的计量单位。规程中述及压力数值，均为绝对压力(真空数值仍为表压值)，在编写现场运行规程时可改写成表压值。
5 .由于国产300MW汽轮机的调节系统的动态特性未能保证合格，机组的旁路系统、自动化方面未能满足甩负荷后保持低负荷运行及停机不停炉运行的安全要求，故本规程按机组装有横向保护——锅炉联动跳闸汽轮机、发电机联动跳闸汽轮机、汽轮机联动跳闸发电机、汽轮机联动跳闸锅炉编写。
6.本规程中未详述组织分工，在编写现场运行规程时，应根据现场条件可写入规程。
7.本规程所附的机组启动、停机曲线，是根据国产300MW燃油机组的实绩绘制的，仅供参考。
1 汽轮机设备规范及主要技术性能1.1 设备规范(下列为A152—2产品规范)
1.1.1 概况见表1。
表1
1.1.2 设计参数见表2。
表2
* 汽耗率和热耗率是汽轮机在正常参数、正常冷却水温、发电机效率ηg为
0.9867、发电机功率因素λ为0.85、给水泵效率为0.82、厂用汽为20t/h、
锅炉再热减温水和补给水停用条件下的值，制造厂保证范围为+3%。
1.1.3 轴系临界转速见表3。
表3单位：r/min
1.1.4 汽轮机在工作转速下，轴承座振动值不应超过0.03mm，汽轮机在越过临界转速时，振动值不应超过0.10mm。
1.1.5 汽轮机在下列任一工况下皆能发出额定功率，并允许长期运行：
1.1.5.1 蒸汽参数降至15.5MPa(158kgf/cm2)，535℃/535℃时。
1.1.5.2 初参数正常，冷却水温度升高至33℃时。
1.1.5.3 额定厂用汽(≈0.7MPa，7.59kgf/cm2)为20t/h时。
1.1.6 机组负荷与高压加热器运行状态的关系如下：
1.1.6.1 额定参数下，冷却水温度不超过33℃，凝汽器真空不低于92kPa(690m mHg)，第四段抽厂用汽不大于20t/h时。
1.1.6.2 初参数不低于15.5MPa(158kgf/cm2)，535℃/535℃，第四段抽厂用汽不大于20t/h时。
在1.1.6.1或1.1.6.2任一种情况下，根据高压加热器的不同投入情况，机组负荷不应超过表4所列数值。
表4
1.1.6.3 额定参数下，冷却水温度20℃，额定排汽压力，第四段抽厂用汽不大于20t/h，而1号、2号、3号高压加热器全部停用时，机组负荷限额为290MW。
1.1.7 发电机设备规范如下：
1.1.7.1 发电机见表5。
表5
1.1.7.2 励磁机见表6。
表6
1.2 设备主要技术性能(下列为A152—2产品性能)
1.2.1 本汽轮机组为300MW亚临界、中间再热、单轴、四缸、四排汽、冲动、凝汽式机组，与1000t/h亚临界中间再热直流锅炉及300MW双水内冷发电机配套，锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组允许周波变动范围为49～50.5Hz(新设计300MW机组为48.5～50.5Hz)。
1.2.2 汽轮机本体结构如下。
1.2.2.1 本机采用高、中压汽缸分缸，通流部分相对布置。高、中压汽缸均采用双层缸。高、中压内、外缸之间和汽缸与轴承座之间的支承原则是支承面与汽轮机转子中心一致。
两个低压缸均采用双流式，径向扩压结构，以降低排汽阻力，提高机组效率。低压缸也分为内、外缸，外缸为钢板焊接，内缸为铸焊结构。在低压外缸内装有喷水雾化降温装置，以降低排汽缸温度。
1.2.2.2 高、中压转子均为整锻转子，高压转子由一个单列调节级和8个压力级组成，中压转子由11个压力级组成。两根低压转子均为焊接转子，各由2×6 个压力
级组成。
高压转子与中压转子采用刚性联轴器连接，中压转子与低压转子I及低压转子I 与低压转子II也采用刚性联轴器连接，低压转子II与发电机转子采用半挠性联轴器连接。
1.2.2.3 汽缸滑销系统如下：
a.内缸在外缸中的膨胀
高、中压内缸在外缸内设膨胀死点，内缸的膨胀方向与汽流方向一致。两个低压内缸在外缸内设膨胀死点，即死点在中间，向两边对称膨胀。
b.汽缸对台板的膨胀
四个外缸与五个轴承座之间均设立销，每个轴承座下都有两只纵销。高、中压缸的重量都是通过四对猫爪搭在轴承座上，并且由四对猫爪横销来保持前三个轴承座与高、中压缸的轴向距离。
在3号轴承座的下面，与座架之间还装有两只横销，构成高、中压缸及前面两个轴承座对座架的膨胀死点。在膨胀时，3号轴承座不动，中压缸向前膨胀，同时推动高压缸及前面两个轴承座前进。另外，高压缸的膨胀量又继续将1号轴承座向前推动。
在低压缸I、II的汽缸座下也装有两对横销，两个低压缸分别构成两个死点，分别依照自己的死点向后(或向前)膨胀。
c.转子对汽缸的相对膨胀
推力盘的位置，就是转子对汽缸相对膨胀的死点，死点设在高压缸与中压缸的中间，高压转子的相对膨胀向前，与汽流方向一致，中压转子的相对膨胀向后，也与汽流方向一致。
1.2.2.4 汽缸、法兰、螺栓加热(或冷却)装置。
为了适应双层汽缸的汽轮机启动(或滑参数停机)的需要，启动中(或滑参数停机中)可对汽缸、法兰、螺栓进行加热(或冷却)，尽可能跟上转子的膨胀(或收缩)，从而有效地控制转子与汽缸的胀差。为此，在高、中压内、外缸上均设置了法兰、螺栓加热(或冷却)装置，并在高、中压内、外缸之间(夹层)设置一套蒸汽加热(冷却)装置。
1.2.3 汽轮机的热力系统是：锅炉的主蒸汽分两路经电动主闸门进入高压自动主汽门、调节汽门及四根进汽导管至高压缸。蒸汽在高压缸内膨胀作功后经两根排汽管进入锅炉再热器，再热后的蒸汽分四路经中压联合汽门进入中压缸继续作功。在中压缸作功后的蒸汽经两根低压导汽管进入低压缸，蒸汽膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。由凝结水泵将凝结水打到化学二级除盐装置，再由凝结水升压泵将凝结水升压，经轴封加热器(部分凝结水经过)、低压加热器，进入除氧器。然后由给水泵升压，经高压加热器加热后送入锅炉。
1.2.4 汽轮机的调节系统是全液压调节系统。调节系统应能保持汽轮机转速在规定的范围内运行，并能顺利并入电网。能在全部电负荷任何工作点上平稳运行，能使空负荷时转速、带负荷时负荷不产生过大的晃动。在汽轮机突然甩负荷时，调节系统应保证转速维持在危急保安器的动作转速之内，不出现转速过大的动态飞升。因此汽轮机的调节系统，必须具有良好的静态和动态特性。
转速信号采自和汽轮机主轴一起转动的旋转阻尼器。旋转阻尼器的作用，是将
转速信号转换成油压信号(一次油压)，且该油压只为转速的函数，一次油压送到放大器进行反向放大后为二次油压。二次油压建立后，分别送至高、中压油动机，控制高、中压调节汽门的开度，从而控制汽轮机的进汽量。
调节系统静态特性如下：
1.2.4.1 调节系统速度变动率为5%；
1.2.4.2 调节系统迟缓率小于0.2%；
1.2.4.3 调节系统动作转速为2850r/min；
1.2.4.4 同步器总行程为0～50mm；
1.2.4.5 同步器变速范围为2850～3210r/min(-5%～+7%)。
1.2.5 现场运行规程应列出下列汽轮机热力特性曲线：
1.2.5.1 汽耗率、热耗率与功率的关系曲线；
1.2.5.2 调节级压力、各级抽汽压力与进汽量的关系曲线；
1.2.5.3 调节级温度、各级抽汽温度与进汽量的关系曲线；
1.2.5.4 汽压、汽温、背压、冷却水温对汽耗率、热耗率的修正曲线。
2 汽轮机组安装或大修后的检查与试验
2.1 安装或大修后的检查
2.1.1 运行人员应按照“热力机械工作票制度”规定，详细了解设备检修内容、异动情况、试转要求及范围，并在现场检查确认检修工作确已结束，具备试转条件，有关系统已投入可用。
2.1.2 辅机试转前应检查各转动机械，能盘动的辅机应盘动靠背轮若干圈，确认转动灵活，轴承油位正常，油质良好，冷却水门、密封水门开启，操作开关、连锁开关均在停用位置。开启仪表一次门，检查确认各表计完整齐全，仪表、信号及保护电源正常。
2.1.3 检查确认电动机接线及外壳接地线完整。待试转前检查工作全部结束，联系送电试转。试转时注意使电动机转向正确。
2.1.4 根据需要和有关规定，对汽轮机油系统进行滤油，油质清洁度应达下列标准：在各轴承进油管的排油口的120目滤网上取样，两次收集杂质量经烘干后第一阶段合格值为0.2g/h；第二阶段合格值也为0.2g/h，同时应无硬质颗粒。
2.1.5 根据需要和有关规定，对双水内冷发电机冷却水系统进行滤水，水质应符合水利电力部于1986年5月颁发《火力发电厂水汽质量标准》SD163—85。
2.1.6 各项试转及试验，应记录在有关记录簿内，对发现的问题，应及时汇报有关领导予以解决。
2.2 电动门、调节门校验及联锁试验
2.2.1 确认电动门、调节门电源正常，校验时应对运行中的系统及设备无影响。
检修后的电动门、调节门校验应会同汽轮机检修人员、电气检修人员(或热工人员)进行。校验前应先检查确认机械部分转动灵活，电动机转动方向及阀门动作方向正常。
2.2.2 有近控、遥控的电动门、调节门，在专人监视下进行近控、遥控校验。有“停止”按钮的阀门也应校验，确认“停止”按钮作用正常。
2.2.3 近控、遥控校验时，极限开关动作、力矩保护正常，阀门开度指示与实际相符，信号显示正确。
2.2.4 电动门电动关闭后，预留的手操关闭圈数应符合制造厂规定，校验结束后，应将手动关闭的圈数开出，以防电动开不出。
2.2.5 有联锁的电动门、调节门，经“开”和“关”校验良好后，再进行联锁试验，使之正常。
2.3 调节系统静态调整试验
2.3.1 汽轮机大修后，应进行调节系统静态调整试验。汽轮机小修或调节系统部套解体后，可根据需要由检修人员进行调节系统部分静态调整试验。
2.3.2 汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验。
2.3.3 检查确认电动主闸门及其旁路门处于关闭状态。
2.3.4 先启动润滑油泵，排除油系统内的空气，再启动调节油泵。根据试验要求调节油压、油温〔一般油压为2.1MPa(21kgf/cm2，油温为45℃)〕。
2.3.5 运行人员应掌握下列调节系统静态调整试验资料：
2.3.5.1 启动阀与一次油压的关系。
2.3.5.2 二次油压与高、中压油动机开度的关系。
2.3.5.3 高、中压油动机开度与各调节汽门开度的关系。
2.3.5.4 同步器不同位置(高限、满负荷、空负荷、低限)时，一次油压与二次油压的关系。
2.3.5.5 高、中压自动主汽门和高、中压油动机关闭的时间。
2.4 报警、联系信号试验
2.4.1 汽轮机组大修后或信号回路工作后应进行报警、联系信号试验。
2.4.2 有条件时采用提高、降低压力及液位高度的方法，试验高、低限报警、联系信号并使之正确。
2.4.3 试验联系信号时按规定的试验顺序逐项试验，检查确认联系信号正确。
2.5 高压加热器保护试验
2.5.1 在下列情况之一时，应校验高压加热器高水位保护装置：
2.5.1.1 汽轮机组大修后。
2.5.1.2 高压加热器高水位保护装置的回路工作后。
2.5.1.3 汽轮机组每运行半年时(配合启动或停机进行)。
2.5.1.4 与保护有关的汽水阀门检修后。
2.5.2 试验时应具备以下条件：高压加热器汽水系统所属管道、设备、部件、保护回路、有关抽汽逆止门的检修工作全部结束，有关电动门、调节门校验正常，热工及保护装置接通电源。
2.5.3 各厂根据高压加热器汽水系统及保护装置回路情况，制订现场运行规程，并根据规定进行高压加热器保护装置试验，有条件时应进行实际水位的升高试验。
3 汽轮机的热机保护
3.1 热机保护项目
3.1.1 汽轮机应有下列热机保护装置：
3.1.1.1 危急保安器。
3.1.1.2 “紧急停机”按钮(磁力断路油门)。
3.1.1.3 “消防”按钮(消防断路油门)。
3.1.1.4 轴向位移超限。
3.1.1.5 高压胀差超限。
3.1.1.6 中压胀差超限。
3.1.1.7 低压缸I胀差超限。
3.1.1.8 低压缸II胀差超限。
3.1.1.9 凝汽器真空低。
3.1.1.10 润滑油压低。
3.1.1.11 一次油压高。
3.1.1.12 发电机故障联动跳闸汽轮机。
3.1.1.13 紧急停炉联动跳闸汽轮机。
3.1.2 汽轮机应有下列联锁保护：
3.1.2.1 机组甩负荷、发电机开关跳闸联动关闭抽汽逆止门及电超速暂态关调节汽门。
3.1.2.2 润滑油压低，停盘车装置。
3.1.2.3 低真空或凝结水升压泵压力低，禁止打开旁路系统阀门。
3.1.2.4 二次油压低或主蒸汽压力高，打开旁路系统阀门。
3.1.2.5 顶轴油泵未启动或油压不正常，盘车不能投用。
3.1.2.6 顶轴油泵进口油压低，不能启动。
3.1.2.7 高压自动主汽门关闭，联锁关闭抽汽逆止门。
3.1.2.8 低压缸排汽温度高，自动投入排汽缸喷水装置。
3.1.3 汽轮机各辅机应有的自启动装置见表7。
表7
注：1)在自启动回路中加消防按钮闭锁。
3.2 热机保护试验
3.2.1 热机保护试验注意事项如下：
3.2.1.1 各厂根据热机保护装置的情况，制定现场运行规程，进行各项热机保护试验，并检查有关保护装置、声光信号，使之动作正确。
3.2.1.2 紧急停炉(即紧急停炉联动跳闸汽轮机)，发电机故障联动保护(发电机故障联动跳闸汽轮机)，以及发电机断水保护的试验，应会同有关人员进行，并检查有关联动保护及声光信号，确认动作正确。
3.2.1.3 最后一次热机保护试验：应为实际试验。复置磁力断路油门、消防断路油门、危急保安器，开启高、中压自动主汽门。保护联动后，检查确认高、中压自动主汽门关闭，磁力断路油门及声光信号动作正确。
3.2.2 联锁保护试验注意事项如下：
3.2.2.1 电超速暂态关调节汽门保护试验，应复置磁力断路油门，电超速断路油门，危急保安器，开启高、中压自动主汽门及调节汽门，会同有关人员进行，并检查确认高、中压调节汽门关闭，电超速断路油门动作正确。
3.2.2.2 各厂根据具体情况，制订现场运行规程，规定试验其他联锁保护的方法。
3.2.3 辅机自启动试验注意事项如下：
3.2.3.1 压力低(或液位高)自启动：
a.一台泵运行，投入相应的备用泵自启动：
b.原则上采用降低压力或提高水位方法，试验确认备用泵自启动正常，声光信号动作正确。
3.2.3.2 电气互为联动自启动：
根据各厂情况停用(或电气短接)原运行泵，检查确认备用泵自启动正常，声光信号动作正确。
4 汽轮机的启动
4.1 基本规定
4.1.1 汽轮机启动状态按高压缸调节级处内缸内壁温度划分：
冷态：200℃以下；
温态：200～370℃；
热态：370℃以上。
4.1.2 发现下列情况之一时，汽轮机禁止启动：
4.1.2.1 汽轮机转子弯曲指示晃动数值偏离冷状态原始值0.02mm。
4.1.2.2 高、中压自动主汽门及调节汽门之一卡涩，不能严密关闭。
4.1.2.3 汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。
4.1.2.4 高、中压汽缸上、下温差达50℃及以上。
4.1.2.5 汽轮机的胀差达极限值。
4.1.2.6 主要热机保护装置之一失灵(如轴向位移保护、凝汽器真空低保护、润滑油压保护等)。
4.1.2.7 主要仪表之一失灵(如转速表、轴向位移表、胀差表、主要的汽缸金属温度表、油位表等)。
4.1.2.8 调节油泵、交、直流润滑油泵、盘车装置之一工作失常。
4.1.2.9 油质不合格或油温低于极限值。
4.1.2.10 仪表或热机保护电源失去。
4.1.3 发现下列情况之一时，汽轮机不能投入运行：
4.1.3.1 危急保安器动作不正常。
4.1.3.2 汽轮机调节系统不能维持空负荷或甩负荷后不能控制转速，两者均使危急保安器动作。
4.2 启动前的准备工作
4.2.1 检查所有检修过的设备，确认检修工作全部结束，工作票终结，临时搭设的安全措施已拆除，汽轮发电机组本体、各附属设备及其附近地面清扫完毕。检修过的设备保温应完整。
4.2.2 根据各厂具体情况，按“汽轮机检修后试验”及“汽轮机的热机保护”的要求进行试验。
4.2.3 各厂根据现场运行规程编订的机组启动检查卡检查各系统阀门位置，并调整至启动所需位置；检查确认管道的支吊架完好，管道能自由膨胀；电动门电源接通，极限开关校验良好。
4.2.4 确认各辅机电动机绝缘良好，接通电源，机械部分无卡涩，轴承润滑油、冷却水、轴封水等均良好。
4.2.5 检查热机保护总开关在“断开”位置，确认保护装置及自动调整装置良好，热工信号装置良好，所有仪表一次门开足，投入有关表计及电源。
4.2.6 对汽轮发电机组油系统进行下列检查：
4.2.6.1 油管、油箱、冷油器、油泵等均处于完好状态，油系统不应有漏油现象。
4.2.6.2 油箱油位正常，油位计的浮标上、下移动灵活，无卡涩现象。油质合格。
4.2.6.3 检查冷油器出油温度，如果油温过低，将冷油器进水门关闭，出水门可在开启状态。冬季可适当提前启动调节油泵进行油循环或预先投入冷油器加热水源，提高油温(进水门应微开)，其加热用的水温不得超过70℃。
4.2.6.4 各个轴承为了滤油所加的滤网及检修时临时添加的堵板，启动前均应拆除。
4.2.7 检查汽轮机调节系统各部件，应符合下列要求：
4.2.7.1 手动遮断器在脱扣位置(向内推足)，危急保安器指示器指示“遮断”，危急保安器充油切换阀在中间位置。
4.2.7.2 磁力断路油门、消防断路油门、电超速断路油门在复置位置，电液切换阀在液调位置。
4.2.7.3 启动阀、同步器在“0”位，辅助同步器在原始整定位置。
4.2.7.4 高、中压自动主汽门及调节汽门关闭。
4.2.8 检查确认盘车装置及顶轴油泵联锁开关投入，盘车装置进油门开启。
4.2.9 检查确认凝汽器水位正常，汽、水侧人孔门均关闭。
4.2.10 检查确认除氧器、低压及高压加热器处于完好状态，给水箱水位正常，给水泵处于备用状态(按给水泵启动检查卡执行)。
4.2.11 发电机外观检查正常，确认发电机绝缘良好，冷却水水源正常，水质合格。
4.3 锅炉点火前的操作
4.3.1 启动循环水泵。
4.3.2 向发电机水冷系统通水，操作如下：
4.3.2.1 启动水冷泵。
4.3.2.2 调节发电机定子、转子、端部进水压力，使之符合要求，转子轴封微量滴水。
4.3.2.3 确认发电机断水保护的压力、流量整定值正常。
4.3.2.4 检查发电机端部及空冷小室，确认无渗、无漏水现象。
4.3.3 启动盘车装置，操作如下：
4.3.3.1 启动交流润滑油泵，调节油压正常，各轴承油流正常。投入油压与盘车联锁保护。
4.3.3.2 启动顶轴油泵，调节各轴承顶轴油压，使之正常。
4.3.3.3 推足盘车手柄。
4.3.3.4 启动盘车，确认大轴转动正常。
4.3.3.5 倾听转动部分声音，检查确认盘车电流、轴承油流正常，测量大轴弯曲指示晃动值。
4.3.4 建立凝结水系统小循环，其循环路线是凝汽器→凝结水泵→Ⅱ级除盐装置→
低压加热器→除氧器→凝汽器。进行低压系统凝结水升压泵→轴封加热器→
----------↑
的清洗，操作如下：
4.3.4.1 通知化学值班员检查确认凝结水系统小循环有关阀门位置正常。
4.3.4.2 启动凝结水升压泵，调节出水调节门及除氧器至凝汽器水门，维持除氧器水位正常，密切注意低压加热器的水位，如上升应检漏。
4.3.4.3 凝汽器水位正常后，启动凝结水泵，调节出水调节门，维持一定的流量、
压力，必要时调节凝结水泵或凝结水升压泵至凝汽器再循环门，维持凝汽器水位正常。
4.3.4.4 由化学值班员投入二级除盐装置。
4.3.5 建立给水系统大循环，其循环路线是凝汽器→凝结水泵→Ⅱ级除盐装置→凝
低压加热器→除氧器→给水泵→高压加热器→锅结水升压泵→轴封加热器→
----------↑
炉本体→启动分离器→凝汽器。进行高压系统的清洗，操作如下：
4.3.
5.1 确认轴封、除氧器、汽动给水泵备用汽源压力、温度正常。
4.3.
5.2 启动给水泵，向锅炉上水。
4.3.
5.3 待锅炉启动分离器至凝汽器水门开启后，逐渐关闭除氧器至凝汽器水门。
4.3.
5.4 调节凝汽器及除氧器水位，使之正常。
4.3.
5.5 锅炉过热器水压试验时，应关闭电动主闸门及门前疏水门，开启门后疏水门。待锅炉水压试验结束泄压后，开启门前疏水门及电动主闸门。
4.3.6 启动调节油泵，停用交流润滑油门，按规定进行必要的试验工作。
4.3.7 凝汽器抽真空，注意事项如下：
4.3.7.1 调节或关闭真空破坏门。根据需要增开循环水泵、射水泵，调节凝汽器循环水门至适当开度，开启抽气器进水门、空气门、轴封抽气器进水门。
4.3.7.2 凝汽器真空达30kPa(225mmHg)左右时锅炉可以点火。
4.3.8 待锅炉水压试验正常后，即用备用汽源对除氧器进行加热除氧。
开启排汽缸喷水电磁阀及全旁路二级减温水门，注意凝结水温度应符合化学要求。
4.4 锅炉点火后的操作
4.4.1 进行汽缸、法兰、螺栓加热调温联箱及轴封配汽联箱暖箱。
4.4.2 自动主汽门前暖管时注意事项：
4.4.2.1 主蒸汽及再热蒸汽的温升速度正常，两侧温度偏差不超过17℃。
4.4.2.2 检查汽缸金属温度，有异常升高时，查明是哪个阀门泄漏，并注意如发生因汽门泄漏过大引起盘车自动脱扣，应及时处理。
4.4.2.3 主蒸汽压力上升时应及时调节电动主闸门前后疏水门，维持高、中压疏水扩容器压力不超过规定值。
4.4.3 投入热机保护装置总开关。按现场运行规程规定投入有关热机保护装置。4.4.4 向轴封送汽，开启轴封配汽联箱出汽门，调节联箱压力、温度，使之正常。禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封送汽。
4.4.5 确认锅炉高压旁路关闭，再热器泄压，联系有关人员，汽轮机准备冲转。4.5 冷态启动
4.5.1 冲动转子应具备以下条件：
4.5.1.1 主蒸汽压力达1.1～1.6MPa(11～16kgf/cm2)，主蒸汽温度达250～300 ℃，再热蒸汽温度达200℃以上(主蒸汽及再热蒸汽温度最少应有50℃过热度)。
4.5.1.2 凝汽器真空达55～65 kPa(413～488mmHg)。
4.5.1.3 高、中压上、下缸温差应小于50℃。
4.5.1.4 调节油压、润滑油压及轴承油流正常，冷油器出口油温达35℃及以上，但不得大于45℃。
4.5.1.5 盘车运行正常，汽缸内和轴封处无异声。连续盘车时间应大于2～4h。
4.5.1.6 其他应符合启动准备工作的各项规定。
4.5.2 冲动转子，操作如下：
4.5.2.1 向外拉足手动遮断器，复置危急保安器，顺时针旋转启动阀至-6mm，检查遮断指示器在“正常”位置，安全油压正常。
4.5.2.2 逆时针缓慢旋转启动阀至2mm左右，检查确认高、中压自动主汽门开启，继续逆时针旋转启动阀，注意高、中压调节汽门开启，冲动转子。
4.5.2.3 检查确认盘车装置自动停用，停用顶轴油泵，顶轴油压正常。
4.5.2.4 当转速升至600r/min时，顺时针转动启动阀，关闭高、中压调节汽门，仔细倾听汽轮机和发电机内部，声音正常。当转速降至200r/min时，即应再次开启高、中压调节汽门，维持转速600r/min时间为10min，进行全面检查。
4.5.3 投入高压自动主汽门联动抽汽逆止门保护。
4.5.4 投用汽缸、法兰、螺栓加热装置，并注意调节金属温升速度、温差是否正常。
4.5.5 暖机、升速过程中注意事项如下：
4.5.5.1 倾听汽轮机和发电机转动部分，声音正常。
4.5.5.2 轴承振动在1500r/min以下不超过0.03mm，超越临界转速时不超过0.15mm。如超过应即停机，待转子停止后，投入连续盘车并检查大轴弯曲值。在重新启动前应查明原因，如停机惰走时间明显缩短，并有异声，要严禁连续盘车。应直轴，待大轴伸直后方可投入连续盘车。如盘车电动机严重超载，盘不动，禁止盘车。再次启动前应连续盘车时间不少于4h。
4.5.5 .3 正常升速速度为100r/min左右，越临界转速时以300r/min左右升速速度均匀通过。
4.5.5.4 检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值。
4.5.5.5 注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。
4.5.5.6 注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。
4.5.5.7 检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。
4.5.5.8 检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及转子轴封冷却水等正常。
4.5.5.9 注意蒸汽温升速度及汽轮机各点金属温升速度、温差、两侧蒸汽温度偏差等正常。
各温升速度、温降速度、温差不应超过表8、表9标准：
表8单位：℃/min
表9单位：℃
4.5.6 转速达600r/min时作全面检查，一切正常后，逐渐开大调节汽门，升速至1200～1800r/min(根据机组情况避开临界转速150～200r/min)继续暖机。
4.5.7 暖机、升速过程中作如下调节：
4.5.7.1 调节凝汽器真空、水位及轴封汽压力。
4.5.7.2 根据金属温升速度、温差情况，调节汽缸、法兰、螺栓加热装置进汽量。
4.5.7.3 根据油、空气、水温度上升情况，投用冷油器、空气冷却器、水冷却器。
4.5.7.4 注意调节发电机转子进水压力。
4.5.8 中速暖机结束，升至全速的条件如下：
4.5.8.1 高压缸调节级、中压缸第一级处内缸内壁温度达250℃以上。
4.5.8.2 中压缸已开始胀出，金属温升速度、温差及胀差、振动正常。
4.5.8.3 冷油器出油温度为40～45℃。
4.5.9 升至全速前的操作如下：
4.5.9.1 关闭真空破坏门，提高凝汽器真空。
4.5.9.2 关闭或调节联合汽门前疏水门。
4.5.9.3 提高并维持主蒸汽压力至2.5～3.0MPa(26～31kgf/cm2)。
4.5.9.4 调节发电机冷却水压力，使之正常。
4.5.10 升至全速注意事项如下：
4.5.10.1 转速达2800r/min左右注意观察调节系统动作正常。
4.5.10.2 逐渐开足启动阀后，用同步器升至全速。
4.5.11 全速后的操作如下：
4.5.11.1 缓慢关闭调节油泵出口门，确认主油泵工作正常后停用调节油泵，然后开足调节油泵出口门备用。
4.5.11.2 调节发电机风温、水温至正常值。
4.5.11.3 按现场运行规程规定投入有关热机保护。
4.5.11.4 根据需要进行危急保安器充油试验以及其他有关试验。
4.5.11.5 全面检查，情况正常后可以并列。投入发电机故障联动跳闸汽轮机保护、发电机断水保护。
4.5.12 并列后的工作如下：
4.5.12.1 并列后载荷至10～20MW，暖机时间为30min。
4.5.12.2 投入紧急停炉联动跳闸汽轮机，汽轮机联动跳闸发电机保护。
4.5.12.3 开启高、中压自动主汽门及调节汽门门杆漏汽至除氧器汽门。
4.5.13 锅炉通过膨胀时，注意汽压、汽温变化。
4.5.14 逐渐增荷至40～50MW，暖机时间为60～90min。如需做危急保安
器超速试验，则宜在该负荷下暖机3～4h，然后解列进行危急保安器超速试验。
4.5.15 锅炉启动分离器切除条件如下：
4.5.15.1 总缸胀20mm以上，中压缸胀6mm以上。
4.5.15.2 高压缸调节级处内缸内壁温度400℃以上。
4.5.15.3 胀差值不大且稳定。
4.5.16 启动分离器切除时，汽温稳定在450℃左右。启动分离器切除后负荷为60MW左右。
4.5.17 启动分离器切除后，根据现场运行规程规定关闭或调节有关疏水门。
4.5.18 锅炉过热器升压时注意事项如下：
4.5.18.1 升压速度应不超过每分钟0.3MPa(3kgf/cm2)，可逐渐关小高压调节汽门进行调节。
4.5.18.2 检查确认胀差、温差、温升速度正常，汽缸、法兰、螺栓加热调温箱压力不超限。
4.5.18.3 调节级温度如突然下降20℃及以上，应及时通知锅炉值班员减小升压速度或稳定汽压。
4.5.19 增荷至100MW以上的操作如下：
4.5.19.1 除氧器汽源切至四级抽汽供汽。
4.5.19.2 关闭排汽缸喷水电磁阀，全旁路停用后，关闭全旁路二级减温水门。
4.5.19.3 锅炉过热器升压结束，高、中压外下缸外壁温度达380℃以上，胀差、金属温差都趋于稳定且符合要求时，停用汽缸、法兰、螺栓加热装置。
4.5.19.4 投入汽轮机联动跳闸锅炉保护。
4.5.19.5 用抽汽启动一台汽动给水泵。
4.5.19.6 启动低压加热器疏水泵，待疏水水质合格后，把低压加热器疏水切至除氧器。
4.5.19.7 高压加热器疏水水质合格后，切至除氧器。
4.5.19.8 如高压加热器不是随机启动，则按高压加热器规程规定逐台投用。
4.5.19.9 轴封汽源切至由除氧器供给。
4.5.19.10 投入电超速暂态关闭调节汽门保护。
4.5.19.11 如有一台给水泵使用备用汽时应将汽源切至抽汽。如电动给水泵运行，则用抽汽启动一台汽动给水泵后，停用电动给水泵。
4.5.20 增荷注意事项如下：
4.5.20.1 以3MW/min左右的增荷速度增至满负荷。
4.5.20.2 调节系统工作正常，二次油压与油动机开度、负荷相适应。
4.5.20.3 机组声音、振动、轴向位移、推力瓦温度、胀差、蒸汽及金属温升速度、温差正常。
4.5.20.4 及时调整凝汽器水位、除氧器水位及压力、轴封汽压力、冷油器出油温度、发电机冷却水温度及进风温度，注意加热器水位变化。
4.6 热态启动
4.6.1 热态启动应遵守下列规定及注意事项，其它按冷态启动的有关规定执行。
4.6.1.1 冲动转子应具备以下条件：
a.凝汽器真空达65kPa(488mmHg)以上。
b.主蒸汽压力达2.5～3.5MPa(26～36kgf/cm2)，主蒸汽温度高于高压缸调节级处内缸内壁温度50℃以上，再热蒸汽温度高于或等于中压缸第一级处内缸内壁温度。
c.冷油器出油温度达40～45℃。
d.满足冷态启动的其他条件。
4.6.1.2 锅炉点火前提前进行轴封配汽联箱暖箱。在盘车状态下先送轴封汽，后抽真空。轴封汽温度与转子表面温度之差不大于110℃。
4.6.1.3 锅炉点火后，启动分离器出汽门开启前，进行汽缸、法兰、螺栓调温联箱暖箱，维持调温联箱比高压缸调节级处内缸内壁温度高50℃。根据金属温度、缸胀及胀差情况决定是否需要投用汽缸、法兰、螺栓加热装置。
4.6.1.4 启动分离器出汽门开启暖管后，联合汽门前疏水门尽量开启(注意中压疏水扩容器压力不超过规定值)，充分暖管。如再热蒸汽温度偏差大，可调节联合汽门前疏水门。热态启动冲转前锅炉应通过膨胀。
4.6.1.5 冲动转子至600r/min时，倾听汽轮机和发电机，声音正常后，立即升速至1200～1800r/min。如机组振动正常，可连续升速至全速。从中速升至全速时升速速度控制为250r/min左右，并尽快并列带负荷，只要操作、检查时间允许，应尽快地使负荷加至高压缸调节级处内缸内壁温度水平所对应的冷态启动时的某一负荷值，但金属温升速度、温差、胀差不超限。
4.7 温态启动
如高压缸调节级处内缸内壁温度在250℃以上时，按热态启动操作；如高压缸调节级处内缸内壁温度在250℃及以下时，应中速暖机至该处温度250℃以上，再按冷态启动操作。
5 汽轮机运行中的维护与试验
5.1 运行限额
5.1.1 运行中主要参数的正常值及允许范围见表10(表中所列为A152-2产品数据)：
表10
单位：(mm) 续表10
续表10
5.1.2 凝汽器真空严密性试验标准见表11。
5.1.3 水及润滑油质标准见水利电力部《火力发电厂水、汽监督规程》、《电力系统油质试验方法》规定。
表11单位：kPa/min(mmHg/min)
5.2 运行维护
第四节汽轮发电机 汽轮发电机是同步发电机的一种，它是由汽轮机作原动机拖动转子旋转，利用电磁感应原理把机械能转换成电能的设备。 汽轮发电机包括发电机本体、励磁系统及其冷却系统等。 一、汽轮发电机的工作原理 按照电磁感应定律，导线切割磁力线感应出电动势，这是发电机的基本工作原理。汽轮发电机转子与汽轮机转子高速旋转时，发电机转子随着转动。发电机转子绕组内通入直流电流后，便建立一个磁场，这个磁场称主磁极，它随着汽轮发电机转子旋转。其磁通自转子的一个极出来，经过空气隙、定子铁芯、空气隙、进入转子另一个极构成回路。 根据电磁感应定律，发电机磁极旋转一周，主磁极的磁力线北装在定子铁芯内的U、V、W三相绕组（导线）依次切割，在定子绕组内感应的电动势正好变化一次，亦即感应电动势每秒钟变化的次数，恰好等于磁极每秒钟的旋转次数。 汽轮发电机转子具有一对磁极（即1个N极、一个S极），转子旋转一周，定子绕组中的感应电动势正好交变一次（假如发电机转子为P对磁极时，转子旋转一周，定子绕组中感应电动势交变P次）。当汽轮机以每分钟3000转旋转时，发电机转子每秒钟要旋转50周，磁极也要变化50次，那么在发电机定子绕组内感应电动势也变化50次，这样发电机转子以每秒钟50周的恒速旋转，在定子三相绕组内感应出相位不同的三相交变电动势，即频率为50Hz的三相交变电动势。这时若将发电机定子三相绕组引出线的末端（即中性点）连在一起。绕组的首端引出线与用电设备连接，就会有电流流过，这个过程即为汽轮机转子输入的机械能转换为电能的过程。 二、汽轮发电机的结构 火力发电厂的汽轮机发电机皆采用二极、转速为3000r/min的卧式结构。发电机与汽轮机、励磁机等配套组成同轴运转的汽轮发电机组。 发电机最基本的组成部件是定子和转子。 为监视发电机定子绕组、铁芯、轴承及冷却器等各重要部位的运行温度，在这些部位埋置了多只测温元件，通过导线连接到温度巡检装置，在运行中进行监控，并通过微机进行显示和打印。
柴油发电机50HZ 50HZ 型号常用(KW/KVA) 备用(KW/KVA) 发动机型号发动机制造商PFC2520 / 25 22 / 28 4B3.9-G1 康明斯PFC3830 / 38 33 / 42 4BT3.9-G1 康明斯PFC5645 / 56 50 / 63 4BTA3.9-G2 康明斯PFC6350 / 63 55 / 69 6BT5.9-G1 康明斯PFC9375 / 93 83 / 104 6BT5.9-G1 康明斯PFC11290 / 112 100 / 125 6BTA5.9-G2 康明斯PFC125100 / 125 110 / 138 6BTAA5.9-G2 康明斯PFC150120 / 150 132 / 165 6CTA8.3-G2 康明斯PFC175140 / 175 154 / 193 6CTA8.3-G2 康明斯PFC200160 / 200 176 / 220 6CTAA8.3-G2 康明斯PFC250200 / 250 220 / 275 MTA11-G2A 康明斯PFC250200 / 250 220 / 275 NT855-GA 康明斯PFC250200 / 250 / 6LTAA8.9-G2 康明斯PFC275220 / 275 250 / 313 NTA855-G1A 康明斯PFC313250 / 313 275 / 344 MTAA11-G3 康明斯PFC313250 / 313 275 / 344 NTA855-G1B 康明斯PFC344275 / 344 300 / 375 NTA855-G2A 康明斯PFC350280 / 350 310 / 388 NTA855-G4 康明斯PFC375300 / 375 330 / 413 NTAA855-G7 康明斯PFC450360 / 450 400 / 500 KTA19-G3 康明斯PFC500400 / 500 440 / 550 KTA19-G4 康明斯PFC625E420 / 525 500 / 625 KTAA19-G5 康明斯PFC650E/ 520 / 650 KTA19-G8 康明斯PFC650E460 / 575 520 / 650 KTAA19-G6 康明斯PFC650520 / 650 570 / 713 QSKTAA19-G3NR2 康明斯
一、企业简介 淄博建龙化工有限公司位于205国道东侧，交通运输便利，通讯设施发达，地理位置优越。她与母公司淄博龙耀化工有限公司紧密相连，项目建成后可实现子母公司供电网络一体化，具有得天独厚的区位优势，公司占地86亩，现有干部职工210人，其中高、中级职称人员68人，是一家新兴的股份制化工企业。 公司主产品为93%、98%、105%工业硫酸。一套硫铁矿及新上硫磺制酸项目上马后，年生产能力达15万吨左右。公司凭借一流人才、一流的设备、一流的信誉、严格的管理、先进的工艺、以过硬的产品质量赢得了市场。 二、建设理由 硫酸是化工行业的基础原料，市场用量越来越大，目前市场属供不应求状态，而硫酸生产是大量的放热反应，其中焚硫工段每吨酸的反应热达301万KJ。转化工段每吨酸的反应热为100万KJ，如此大量的热量对制酸生产来说必须要进行降温，如果不予回收，势必产生巨大浪费，故特具以下基本理由： 1、在硫磺制酸的基础上无需任何附加原料，热能充足。充分利用反应热回收余热； 2、符合国家电力部扶持余热发电政策； 3、符合国家新政策—竟价上网，余热发电成本在0.15元左右。（详细分析如下） 4、基本实现无污染。我们充分考虑到发电用除盐水采用树脂交换需要大量盐酸和烧碱再生对环境造成污染的实际情况，决定新上一套
具有国际先进技术水平的二级反渗透除盐技术，末级附加一树脂型混床。由于采用了反渗透技术作为前置预处理，使混床再生频率大大降低，月平均再生一次左右。年用盐酸在2.2吨以下，用碱量在3.7砘以下，即使酸、碱用量如此小，我们仍设置了一套中和池对所产生的酸、碱废液进行中和处理后回收利用，同时无火力发电厂的烟囱排烟，原料煤中的硫污染及水膜除尘等污染源。 5、提高企业参与市场竟争的能力。由于余热发电的成本较低，相应的使硫酸单位成本降低，有利于企业的减本增效。 6、扩大就业机会。减轻国家就业负担。 7、汽轮发电机组采用国际先进的DCS控制系流，全套设备绝大多部分均为进口名牌产品自动化程度高、安全系数高、故障率极低、动作灵敏、反应及时，确保上网后对电力系统没有影响。 8、投资小、见效快、回收投资周期短。该余热发电项目总投资在870万元左右。投产后日发量为6.0万度（其中抽部分蒸汽供化工生产，否则发电更多），发电成本只有0.15元/度，电力公司0.5元/度，一度电就可节约0.35元，一年利润693万元，约2.24年可全部回收投资（按年运行11个月计算，发电负荷按2500KW计算。） 9、可充分利用硫铁矿制酸老系统的剩余价值。我们在新建硫磺制酸的基础上，积极对老系统进行改造，将沸腾炉出口的高温炉气进行余热回收（原采用散热。片直接散热，浪费很大），产生蒸汽用于新系统化工生产，节约出的蒸汽用于发电，这样发电效益将更为可观，同时老系统也充分发挥潜在余力。 10、技术力量雄厚，工艺设备属国家一流，为长期优质、安全、
中、小型汽轮发电机组 安装工法
目录 1、前言 (1) 2、特点 (1) 3、适用范围 (2) 4、工艺原理 (2) 5、工艺流程及操作要点 (4) 6、材料 (18) 7、机具设备 (19) 8、安全措施 (20) 9、质量控制 (21) 10、环保措施 (22) 11、效益分析 (23) 12、应用实例 (23) 附：工程竣工报告 交工验收证明书 工程应用证明 经济效益证明
1、前言 汽轮发电机组是将热能转换成电能的机器，目前常用的汽轮发电机组有背压式、抽凝式和抽汽式等多种类型。背压式汽轮发电机组主要用于发电，抽凝式汽轮发电机组主要用于热电联产。中小型汽轮发电机组有3000KW、6000KW、9000KW、12000 KW等。 我国配套生产中小型汽轮发电机组的厂家主要有杭州汽轮机厂、南京汽轮机厂等。 作为安装施工企业，总结先进的施工经验，在汽轮发电机组安装行业里占领一席之地。这也是本工法编制的目的之一。 2、特点 2.1本工法比较先进、操作简便。汽轮发电机组的安装是一项复杂的工作，部件多、程序复杂、安装精度要求高，该工法对施工程序有最佳的安排，避免了重复工作造成的浪费。 2.2节约工期。以厦门国能新阳热电厂设备安装工程6000KW抽凝式汽轮发电机组安装为例，定额工期为90天，在该工法的指导下实际工期仅为60天，节约工期30余天。 2.3成本低、效益好。该工法提供了最佳的施工措施，节约了工期及人工费；同时节约了施工机械等费用。 2.4适用性广。适用于不同厂家生产的中小型汽轮发电机组的安装。 2.5施工质量高。该工法详细阐述汽轮发电机组的施工方法、操作要点，
冲击式水轮发电机组技术参数水轮机 设计水头下 型号设计水头(m) 流量(m3/s)出力(KW)转速(r/min)发电机型号调速器型号 或机座号进水阀 CJ22-W-55/1×4.5 CJ22-W-55/1×5.5 CJ22-W-55/1×6 CJ22-W-55/1×7 CJ22-W-65/1×7.51600.0856109.9920SFW100-6/560手动调速Dg250 1900.0933*******SFW125-6/560手动调速Dg250 2200.1004177.71079SFW160-6/560手动调速Dg250 2600.1091222.91173SFW200-6/650手动调速Dg250 1000.10182.8 727SFW75-8/493手动调速Dg250 1200.1107108.6797SFW100-8/560手动调速Dg250 1400.1196134.4860SFW125-8/560手动调速Dg250 1500.1238147.8891SFW125-6/560手动调速Dg250 1700.1317183948SFW160-6/560手动调速Dg250 1900.1393217.61002SFW200-6/650手动调速Dg250 2200.1499268.81079SFW250-6/740手动调速Dg250 2700.166355.31195SFW320-6/740手动调速Dg250 800.10969.4 615SFW55-10/560手动调速Dg250 900.11681.7 655SFW75-10/560手动调速Dg250 1100.128111.8720SFW100-8/560手动调速Dg250 1300.139142.4785SFW125-8/650手动调速Dg250 1500.149174835SFW160-8/650手动调速Dg250 1700.159212890SFW200-6/650手动调速Dg250 2000.172274.8970SFW250-6/740手动调速Dg250 2400.1883551070SFW320-6/740手动调速Dg250 1000.1637131.5727SFW125-8/560手动调速Dg250 1200.1793172.2797SFW160-8/650手动调速Dg250 1500.2004234.1891SFW200-8/740手动调速Dg250 1600.207262.3920SFW250-6/740手动调速Dg250 1900.2256344.41002SFW320-6/740手动调速Dg250 2200.2427425.31079SFW400-6/850手动调速Dg250 600.14869.7 450SFW55-8/493手动调速Dg300 700.15989.8 486SFW75-8/493手动调速Dg300 800.17 108520SFW100-12/740手动调速Dg300 1000.19 152580SFW125-10/650手动调速Dg300 1100.199174610SFW160-10/740手动调速Dg300 1300.216220662SFW200-10/850手动调速Dg300 1500.233278.5713SFW250-8/740手动调速Dg300 1700.248355758SFW320-8/850手动调速Dg300 2100.275448840SFW400-8/850手动调速Dg300 2400.294557900SFW500-6/850手动调速Dg300 CJ22-W-65/1×8.8105-1700.24-0.312200-400600-750850-990手动调速 1400.1937218.7676SFW200-8/740手动调速Dg300 1600.2071273.7723SFW250-8/740手动调速Dg300 1900.2257353.4788SFW250-8/740手动调速Dg300 CJ22-W-70/1×72200.2428432.3848SFW400-8/850手动调速Dg300 2600.264560.2921SFW500-6/850手动调速Dg300 2900.2788688.6973SFW630-6/990手动调速Dg300
第一章给水泵汽轮机结构及其原理 一、给水泵汽轮机热力系统的工作原理 给水泵汽轮机蒸汽由高压汽源或低压汽源供汽，高压汽源来自主汽轮机的高压缸排汽（即再热冷段的蒸汽），低压汽源来自主机第四段抽汽。蒸汽做功后排入主机凝汽器。给水泵汽轮机与给水泵通过齿形联轴器连接，驱动给水泵向锅炉供水。 二、给水泵汽轮机的常规设计 驱动给水泵的汽轮机本体结构、组成部件与主汽轮机的基本相同，主汽阀、调节阀、汽缸、喷嘴室、隔板、转子、支持轴承、推力轴承、轴封装置等样样俱全。 给水泵汽轮机的工作任务是驱动给水泵，必须满足锅炉所需的供水要求。因此，该汽轮机的运行方式与主汽轮机的大不相同。这些不同的特性集中体现在该汽轮机自身的润滑油系统、压力油系统和调节系统上。 三、岱海电厂的设备配置及选型 我公司给水泵汽轮机为杭州汽轮机厂生产的双汽源、外切换、单缸、反动式、下排汽凝汽式汽轮机。给水泵汽轮机正常运行汽源来自主汽轮机第四段抽汽，备用汽源来自再热冷段蒸汽，无论是正常运行汽源还是备用汽源，均由电液转换器来的二次油压控制进汽量。进汽速关阀与汽缸法兰连接，紧急情况下速管阀在尽可能短的时间内切断进入汽轮机的蒸汽。工作蒸汽经速关阀进入蒸汽室，蒸汽室内装有提板式调节汽阀，油动机通过杠杆机构操纵提板（阀梁）决定调节汽阀开度，控制蒸汽流量，蒸汽通过喷嘴导入调节级。备用蒸汽由管道调节阀控制，管道调节阀法兰连接在速关阀上，备用蒸汽经管道调节阀调节后相继通过速关阀，调节汽阀，然后进入喷嘴作功，这时的调节汽阀全开，不起调节作用。给水泵汽轮机的轴封蒸汽来自主机轴封系统；排汽通入主机凝汽器。保护系统配备机械式危急保安装置，用于超速保护和轴位移保护。两台给水泵汽轮机并联运行，可驱动每台锅炉给水泵50%BMCR的给水量；一台给水泵汽轮机驱动一台锅炉给水泵与一台30%BMCR容量的电动泵组并联运行，可供给锅炉100%BMCR的给水量；一台给水泵汽轮机驱动一台锅炉给水泵作单泵运行时，可供给锅炉60% BMCR的给水量。
柴油机 ******************************************************************************************************** *** ※功率说明 额定功率它适用于替代市电在变化的负载下无时间限制地供电。对于变化的 负载而言，平均每12 工作小时有一个小时可以有10%的超载能力，但每年超载运行 累计不超过25 小时。每 250 工作小时变化的负载不可超过额定功率的70%，每年在100%额定功率下运行累计不可超过500 小时。 备用功率相当于在正常电源中断时运行连续发电的功率。它适用于在建立良 好电网的地区，市电断电的情况下，在变化的负载下提供备用功率。此功率没有超 载能力。每年在 100%额定功率下运行累计不可超过 25 小时。每年累计运行时间不可超 过 200 小时，发动机最多使用 80%的负载因素。 ※功率修正 发动机功率依据ISO3046 标准大气条件， 100kpa 大气压， 25℃进气温度及30%相对温度来设定。如果现场条件与标准条件不同，则必须按照相应的发动机功率修正 程序修正发动机的输出功率。 修正程序考虑到海拔高度、相对温度和环境温度等负面影响，来降低相对于标准大气状态下的发动机最大 输出功率。若不修正，可能导致排气温度升高、排烟量增加及涡轮增压器转速升高。 ※负载承受特性 机组在突然加载时，发动机必须有足够的频率恢复能力。频率下降反应主要取决 于涡轮增压器的惯性，其次是燃油系统。 ※冷却系统 大皇冠柴油发电机组标准配置采用自带风扇闭式循环液体冷却方式。其冷却系统 循环回路包括水泵、发动机缸体与盖内的水管、节温器、节温器体与水泵间的旁通 管、散热水箱、管路和软管扩机油冷却器。 对于非标准机组，如分体散热水箱型机组，水箱散热器由热交换器代替，同时还有补充水箱和远程冷却 风扇等，如远程冷却风扇安装位置相对较高，还应增加过渡水箱，以防止热交换器因内压大而损坏。
#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴 编号：集/炉-20100236018
启动期间应加强锅炉汽水品质监督。 9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。 10 锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。 三、点火前的检查、准备工作 1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。 2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。 3 检查、确认厂房照明良好。 4 检查、确认通讯设施良好。 5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。 6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。 7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。 8 记录锅炉各部膨胀原始值。 9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。 10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。 11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。 12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。 13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。 14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。 15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。 16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。 17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。
18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。 19 检查锅炉安全门整定合格并投入。 20 声光报警系统试验良好。 21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。 22 所有独立小程控投入正常。 23 所有表计投入。 24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。 25 检查闭式水系统投入正常。 26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。 27 检查等离子系统投备 28 原煤仓煤位合适。 29 检查确认锅炉水压试验合格。 30 执行锅炉冷态上水操作票。 31 联系化学化验水质，进行冷态开式冲洗。 32 投入除氧器加热，提高炉水水温。 33 执行除渣系统投运操作票。 34 执行空预器启动操作票，启动两台空预器运行。 35 启动一侧风烟系统，调节负压正常。 36 启动另一侧风烟系统，调节负压正常，总风量正常。 37 启动一台火检风机，另一台投备用。 38 当环境温度＜10℃时，投入暖风器。 39 投入炉膛烟温探针，投入工业电视。 40 做燃油泄漏试验（根据情况）。 41 吹扫炉膛。 42 开来、回油跳闸阀，复位MFT、OFT。
大型发电机 一、发电机概述 发电机是将其他形式的能源转换成电能的机械设备，它由水轮机、汽轮机、柴油机或其他动力机械驱动，将水流，气流，燃料燃烧或原子核裂变产生的能量转化为机械能传给发电机，再由发电机转换为电能。发电机在工农业生产，国防，科技及日常生活中有广泛的用途。 发电机的形式很多，但其工作原理都基于电磁感应定律和电磁力定律。因此，其构造的一般原则是：用适当的导磁和导电材料构成互相进行电磁感应的磁路和电路，以产生电磁功率，达到能量转换的目的。 发电机可分为直流发电机和交流发电机，交流发电机又可分为同步发电机和异步发电机(很少采用) ，还可分为单相发电机与三相发电机。 发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成。定子由定子铁芯、线包绕组、机座以及固定这些部分的其他结构件组成。转子由转子铁芯(或磁极、磁扼)绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成。 二、发电机的工作原理 按照电磁感应定律，导线切割磁力线感应出电动势，这是发电机的基本工作原理。图1为同步发电机的工作原理图。发电机转子与汽轮机转子为同轴连接，当蒸汽推动汽轮机高速旋转时，发电机转子随着转动。发电机转子绕组内通入直流电源后，便建立了一个磁场，这个磁场有一对主磁极，它随着汽轮机发电机转子旋转。磁通自转子的一个极（N级）出来，经过空气隙、定子铁芯、空气隙，进入转子另一个极（S极）构成回路。 图1 同步发电机工作原理图2 发电机出线的接线发电机转子具有一对磁极，转子旋转一周，定子绕组中感应电动势正好交变一次（假如发电机转子为P对磁极是，转子旋转一周，定子绕组中感应电动势交变P次）。当汽轮机以每分钟3000转旋转时，发电机转子每秒钟要旋转50周，磁极也要变化50次，那么在发电机定子绕组内感应电动势也变化50次。这样，发电机转子以每秒50周的恒速旋转，在定子三相绕组内感应出相位不同的三相交变电动势，即频率为50Hz的三相交变电动势。这时若将发电机定子三相绕组引出线的末端（即中心点）连在一起，绕组的首端引出线与用电设备相连，就会有电流流过，如图2所示。 三、发电机的结构 图3 大型发电机基本结构 目前我国热力发电厂的发电机皆采用二极、转速为3000r/m的卧式结构。如图4所示，发电机最基本的组成部件是定子和转子。 图4 300MW汽轮发电机组侧视图 1-发电机主体；2-主励磁机；3-永磁副励磁机；4-气体冷却器；5-励磁机轴承；6-碳刷架隔音罩；7-电机端盖；8-连接汽轮机背靠轮；9-电机接线盒；10-电路互感器；11-引出线；12测温引线盒；13-基座定子由铁芯和定子绕组构成，固定在机壳（座）上，转子由轴承支撑置于定子铁芯中央，
1、远方自动复位/挂闸 当所有ETS 要求遮断信号恢复正常运行参数后，通过点击ETS 复位按钮使ETS 逻辑复位。点击汽轮机复位按钮，给危机遮断装置复位。此时点击挂闸按钮，使挂闸电磁阀带电5s，当DEH 系统接收到汽机已挂闸信号即安全油压建立信号后，挂闸电磁阀失电，远方挂闸成功。如若不成功，查明原因重复以上操作。如下图操作：
需要注意的是如果危机遮断装置并没有动作，汽轮机复位电磁阀带电后，不会有相应危机遮断行程开关的变化。挂闸后即可点击启动按钮如下： 当启动条件全部满足后操作员即可点击机组启动按钮，机组启动后，即可进入转速控制。 在挂闸前，危急遮断装置若未复位，请点击汽轮机复位按钮，如下图： 若需要复位按钮变为绿色，提示操作员操作。复位后，挂闸，如果复位成功按钮恢复为灰色状态，反之一直为绿色，挂闸也是同样道理，按钮指示绿色提示操作人员，进行相应操作。挂闸成功后启动按钮变为绿色如图： 此时点击启动会弹出如下图所示，进行机组启动，启动后转速控制按钮变为绿色，操作人员可以进行转速控制。
2、转速控制 在汽轮机并网前，DEH 设置转速为闭环无差调节回路。其设定点为给定转速。给定转速与实际转速之差，经PID 调节器运算后输出指令，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速。 点击转速控制按钮，弹出画面如下图，ATC 模式和自动升速模式两种方式选择：
2.1 控制方式 机组转速有两种控制方式：操作员自动控制（主要控制方式）和全自动控制（简易ATC，不带有应力、强度和寿命等计算）方式。 （1）操作员自动控制方式： 操作员可以通过直接设定转速控制画面上的“目标转速”和“升速率”进行升降转速控制，也可以通过“增”和“减”按钮（每次增减1 r）来调整“目标转速”来进行转速控制。默认的非临界区升速率为0.001r/min，临界转速区的升速率为500r/min，接近3000 r/min 的升速率为50 r/min。在升速过程中，可以通过“保持”和“继续”按钮来保持当前转速（临界转速区除外）和继续升速控制。建议操作上先设定升速率，再设定目标值。另外目标值如果设定在临界转速区，DEH 系统会认为设定无效，同时将目标值设置为临界区外最靠近所设目标的值。 （2）全自动控制方式：此模式下严格按照厂家提供的资料，依照冲转升速、带负荷时间表进行全自动升速。 2.2 自动过临界 为避免汽轮机在临界转速区停留，系统设置了临界转速区（1883~2283），当汽机转速进入此临界区时，DEH 自动以较高速率（500r/min/min）冲过。此时操作员点击保持按钮，是失效的。转速在临界区时画面过临界指示绿色，升速率变为500RPM/MIN 升速率，此时操作员无法改变升速率，直至快速通过临界后升速率变为之前设置的升速率。 2.3 自动同期 汽机到达同步转速(2950~3050r/min)后，DEH 接受到电气同期请求信号后，操作员方可选择“自动同期控制”，同时发给电气同期允许信号。此时DEH 系统可根据电气同期装置来的同期增减信号自动调整汽机转速，在此方式下，建议操作员不要进行转速控制(除非手动同期)。另外在做假并网试验时，需把进入DEH 系统的发电机油开关信号解除。 3、负荷控制 3.1 并网带初负荷
汽轮发电机结构及工作原理 发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成。定子由定子铁芯、线包绕组、机座以及固定这些部分的其他结构件组成。 转子由转子铁芯(或磁极、磁扼)绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成。 由轴承及端盖将发电机的定子，转子连接组装起来，使转子能在定子中旋转，做切割磁力线的运动，从而产生感应电势，通过接线端子引出，接在回路中，便产生了电流。 汽轮发电机与汽轮机配套的发电机。为了得到较高的效率，汽轮机一般做成高速的，通常为3000 转／分（频率为50赫）或3600转／分（频率为60赫）。核电站中汽轮机转速较低,但也在1500转/分以上。高速汽轮发电机为了减少因离心力而产生的机械应力以及降低风摩耗，转子直径一般做得比较小，长度比较大，即采用细长的转子。特别是在3000转／分以上的大容量高速机组，由于材料强度的关系，转子直径受到严格的限制，一般不能超过 1.2米。而转子本体的长度又受到临界速度的限制。当本体长度达到直径的6倍以上时,转子的第二临界速度将接近于电机的运转速度，运行中可能发生较大的振动。所以大
型高速汽轮发电机转子的尺寸受到严格的限制。10万千瓦左右的空冷电机其转子尺寸已达到上述的极限尺寸,要再增大电机容量,只有靠增加电机的电磁负荷来实现。为此必须加强电机的冷却。所以 5～10万千瓦以上的汽轮发电机都采用了冷却效果较好的氢冷或水冷技术。70年代以来，汽轮发电机的最大容量已达到130～150万千瓦。从1986年以来，在高临界温度超导电材料研究方面取得了重大突破。超导技术可望在汽轮发电机中得到应用，这将在汽轮发电机发展史上产生一个新的飞电磁感应定律 励磁机就是一个小功率的直流发电机,一般都为几十伏,励磁电压一般不变,即使变动也很小,而励磁电流的大小由磁场变阻器或自动励磁调节器调节,它的作用是将发出来的直流电供发电机转子磁极饶组励磁电流以产生磁场.励磁电流在发电机空载时改变其大小可以改变发电机的端电压,在发电机并网带负荷时改变其大小可以改变发电机的无功功率. 电磁感应定律： 只要穿过回路的磁通量发生变化电路中将产生感应电动势。感应电动势的大小，跟穿过这一电路的磁通量
水轮机型号选择 根据水电站的水头变化范围36.0m~38.0m,在水轮机洗力型谱表3-3，表3-4中查出适合的机型有HL240和ZZ440两种，现将这两种水轮机作为初选方案，分别求出有关参数，并进行比较分析。 一）HL240型水轮机方案的主要参数选择 1).转轮直径D1计算 查表3-6和图3-12可得HL240型水轮机在限制工况下的单位流量 Q '1 = 1.24 s m 3 效率m η =92%，由此可初步假定原型水轮机在该工况 下的单位流量Q '1=Q M '1=1.24s m 3 上述的 Q '1，η和额定出力r N =kw kw N gr gr 40816% 984==万η r H =36m 1D = η 2\3181.9Hr Q Nr '= 92 .03624.181.940816 2 \3??=4.109 m 选用与之接近而偏大的标称直径 D1=4.5m 2) 转速n 计算 查表3-4可得HL240型水轮机在最优工况下单位转速 M n 10 '=72min r ,初步假定10n '=M n 10'将已知的10n '和加权平均水头av H =36m, 1D =4.2m 代入 n= 965 .4367211 =?='D H n min r 故选用与之接近而偏大的用步转速n=100min r 3) 效率及单位参数修正 查表3-6可得HL240型水轮机在最优工况下的模型最高效率为 M m a x η=92% 模型转轮直径为M D 1=0.46m 根据式（3-14） ，求得原型效率 %9.945 .446.0)92.01(1)1(155 11max max =--=--=D D M M ηη则效率修正值为 %9.2%92%9.94max max =-=-=?M ηηη 考
小型工业汽轮机及其发电机组的应用 一、小型工业汽轮发电机组在自备电站中的应用： 背压式汽轮机是以蒸汽进行冲动的原动力设备，它可以代替电动机用来拖动水泵、油泵、风机等各类转动设备，也可以拖动发电机发电。我单位生产的背压式汽轮机是小功率汽轮机，从5KW到6000KW不等。汽轮机做功后的排汽恰好用来满足用户用汽的需要，它是一种蒸汽梯级利用的节能设备。是企业节能降耗、投资少见效快、行之有效的节能措施。可广泛应用于石油、化工、冶金、纺织、印染、酿酒、制糖、榨油等各种行业中。 由于该设备是利用锅炉和热用户之间蒸汽的压差背压发电，热能的综合利用效率高，发电成本低。按人民币400元购1吨5000大卡/公斤的标准煤计算，发电成本为0.15-0.25元/度电，而且目前的购电价格却在0.5-0.7元/度电。一台1000千瓦的背压式汽轮发电机，年发电量按6500小时(全年8760小时)计算，可发电650万度。每度按0.3元的利润计算，每年利润收入可达195万。而一台1000千瓦背压式汽轮发电机的投资仅120万元，七、八个月即可收回全部投资。 例：某市一印染厂，它原先有一台20吨蒸汽锅炉，额定出汽压力能达到25公斤，但实际生产用汽只用5公斤，在没有用汽轮发电机组之前它一直是降压运行，锅炉出汽压力只供到5-8公斤，保证生产用汽。但是，采用了汽轮发电机组后，排出背压蒸汽供生产上使用，使原先企业的锅炉在保证生产用汽的前提下，利用锅炉和热网之间的温差和压差发电，做到了汽和电一举两得的效益，可大幅度的降低企业生产成本，明显降低企业能源消耗，同时为社会和企业创造巨大的社会效益和经济效益。 二、小型工业汽轮机在热电企业节能大有作为 随着电力体制的改革，厂网分开，竞价上网的电力政策已经在一些地区得到实施，并在逐步推行，尤其是近几年来煤炭价格的暴涨也使一部分电力企业明显感到了成本带来的压力，在这种情况下，电力企业如何有效的降低生产成本，提高企业的经济效益，已经是当前各企业负责人摆在面前首先应该解决的问题。 小型背压式工业汽轮机在电厂中主要用于驱动锅炉给水泵、引风机和球磨机等。这种汽轮机的进汽可以是新蒸汽，也可以是汽轮机抽汽或背压排汽，小型背压式工业汽轮机的排汽则可以用于锅炉给水加热。 小型背压式工业汽轮机在发电厂节能工作中大有作为，它除了在循环水供热系统和纯背压发电厂具有明显的节能效果外，在高抽汽压力的抽汽冷凝式发电厂也具有节能潜力，如抽汽10kg/cm2机组的高加用汽就可以采用进气10kg/cm2，排汽5g/cm2的工业汽轮机驱动锅炉给水泵，排汽用于高加用汽。 例：浙江一电厂2004年经过节能改造把原先拖动锅炉给水泵的电机用小型号汽轮机代替，大幅度降低了该企业的厂用电，单台汽轮机每天为用户创造效益4000元，年创效益140万元以上，而投资这么一台汽轮机总共不超过30万元，不到三个月即可收回全部投资。
水轮机的型号（转） 根据我国“水轮机型号编制规则”规定，水轮机的型号由三部分组成，每一部分用短横线“—”隔开。第一部分由汉语拼音字母与阿拉伯数字组成，其中拼音字母表示水。 轮机型式，阿拉伯数字表示转轮型号，入型谱的转轮的型号为比转速数值，未入型谱的转轮的型号为各单位自己的编号，旧型号为模型转轮的编号；可逆式水轮机在水轮机型式后加“N”表示。第二部分由两个汉语拼音字母组成，分别表示水轮机主轴布置形式和引水室的特征；第三部分为水轮机转轮的标称直径以及其它必要的数据。水轮机型号中常见的代表符号如表1-2所示。 对于冲击式水轮机，上述第三部分应表示为：转轮标称直径（cm）/每个转轮上的喷嘴数×射流直径（cm）。 表1-2水轮机型号的代表符号
各种型式水轮机的转轮标称直径（简称转轮直径，常用表示）规定如下（参见图1-12所示）： 1．混流式水轮机转轮直径是指其转轮叶片进水边的最大直径； 2．轴流式、斜流式和贯流式水轮机转轮直径是指与转轮叶片轴线相交处的转轮室内径； 3．冲击式水轮机转轮直径是指转轮与射流中心线相切处的节圆直径。 水轮机型号示例： 1．HL220-LJ-250，表示转轮型号为220的混流式水轮机，立轴、金属蜗壳，转轮直径为250cm。 2．ZZ560-LH-500，表示转轮型号为560的轴流转桨式水轮机，立轴、混凝土蜗壳，转轮直径为500cm。 3．GD600-WP-300，表示转轮型号为600的贯流定桨式水轮机，卧轴、灯泡式引水，转轮直径为300cm。 4．2CJ20-W-120/2×10，表示转轮型号为20的水斗式水轮机，一根轴上装有2个转轮，卧轴、转轮直径为120cm，每个转轮具有2个喷嘴，射流直径为10cm。 主题：[水力发电设备]水轮发电机
水轮机的选型设计 水轮机选型时水电站设计的一项重要任务。水轮机的型式与参数的选择是否合理，对于水电站的功能经济指标及运行稳定性，可靠性都有重要影响。 水轮机选型过程中，一般是根据水电站的开发方式，功能参数，水工建筑物的布置等，并考虑国内外已生产的水轮机的参数及制造厂的生产水平，拟选若干个方案进行技术经济的综合比较，最终确定水轮机的最佳型式与参数。 一：水轮机选型的内容，要求和所需资料 1：水轮机选择的内容 （1）确定单机容量及机组台数。 （2）确定机型和装置型式。 （3）确定水轮机的功率，转轮直径，同步转速，吸出高度及安装高程，轴向水推力，飞逸转速等参数。对于冲击式水轮机，还包括确定射流直径与喷嘴数等。（4）绘制水轮机的运转综合特性曲线。 （5）估算水轮机的外形尺寸，重量及价格。wertyp9 ed\结合水轮机在结构、材质、运行等方面的要求，向制造厂提出制造任务书。 2.水轮机选择的基本要求 水轮机选择必须要考虑水电站的特点，包括水能、水文地质、工程地质以及电力系统构成、枢纽布置等方面对水轮机的要求。在几个可能的方案中详细地进行以下几方面比较，从中选择出技术经济综合指标最优的方案。 （1）保证在设计水头下水轮机能发生额定出力，在低于设计水头时机组的受阻容量尽可能小。 （2）根据水电站水头的变化，及电站的运行方式，选择适合的水轮机型式及参数，使电站运行中平均效率尽可能高。 （3）水轮机性能及结构要能够适应电站水质的要求，运行稳定、灵活、可靠，有良好的抗空化性能。在多泥沙河流上的电站，水轮机的参数及过流部件的材质要保证水轮机具有良好的抗磨损，抗空蚀性能。 （4）机组的结构先进、合理，易损部件应能互换并易于更换，便于操作及安装维护。 （5）机组制造供货应落实，提出的技术要求要符合制造厂的设计、试验与制造水平。 （6）机组的最大部件及最重要部件要考虑运输方式及运输可行性。 3.水轮机选型所需要的原始技术材料 水轮机的型式与参数的选择是否合理、是否与水电站建成后的实际情况相吻合，在很大程度上取决于对原始资料的调查、汇集和校核。根据初步设计的深度和广度的要求，通常应具备下述的基本技术资料： （1）枢纽资料：包括河流的水能总体规划，流域的水文地质，水能开发方式，水库的调节性能，水利枢纽布置，电站类型及厂房条件，上下游综合利用的要求，工程的施工方式和规划等情况。还应包括严格分析与核准的水能基本参数，诸如电站的最大水头Hmax、最小水头Hmin,加权平均水头Ha，设计水头Hr，各种特征流量Qmin、Qmax、Qa,典型年（设计水平年，丰水年，枯水年）的水头、流量过程。此外还应有电站的总装机容量，保证出力以及水电站下游水位流量关系曲线。 （2）电力系统资料：包括电力系统负荷组成，设计水平年负荷图，典型日负荷
第一章600WM汽轮机低压缸及发电机结构简介 一、汽轮机热力系统的工作原理 1、汽水流程： 1〉再热后的蒸汽从机组两侧的两个中压再热主汽调节联合阀及四根中压导汽管从中部进入分流的中压缸，经过正反各9 级反动式压力级后，从中压缸上部四角的4 个排汽口排出，合并成两根连通管，分别进入Ⅰ号、Ⅱ号2个低压缸。低压缸为双分流结构，蒸汽从中部流入，经过正反向各7 级反动式压力级后，从2个排汽口向下排入凝汽器。排入凝汽器的乏汽在凝汽器内凝结成凝结水,由凝结水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、四台低压加热器，最后进入除氧器，除氧水由给水泵升压后经三台高压加热器进入锅炉省煤器，构成热力循环。 二、汽轮机本体缸体的常规设计 低压汽缸为三层缸结构，能够节省优质钢材，缩短启动时间。汽机各转子均为无中心孔转子，采用刚性联接，，提高了转子的寿命及启动速度。#1 低压转子的前轴承采用两瓦块可倾瓦轴承，这种轴承不仅有良好的自位性能，而且能承受较大的载荷，运行稳定。低压转子的另外三个轴承为圆筒轴承，能承受更大的负荷。 三、岱海电厂的设备配置及选型 汽轮机有两个双流的低压缸；通流级数为28级。低压汽缸为三层缸结构，能够节省优质钢材，缩短启动时间。汽机各转子均为无中心孔转子，采用刚性联接，提高了转子的寿命及启动速度。低压缸设有四个径向支持轴承。#1 低压缸的前轴承采用两瓦块可倾瓦轴承，这种轴承不仅有良好的自位性能，而且能承受较大的载荷，运行稳定。低压转子的另外三个轴承为圆筒轴承，能承受更大的负荷。 汽轮机低压缸有4级抽汽，分别用于向4 台低压加热器提供加热汽源。N600-16.7/538/538汽轮机采用一次中间再热，其优点是提
柴油发电机组参数描述-中英文
Section B Technical Specification 1. General Features机组特点: ● Every generator set is subjected to a comprehensive test program which includes 50% load, 75% load, 100% load, 11 and the checking and proving of all control and safety shut-down functions.每台发电机组都经过严格全面的性能测试，其包50% 负载，75% 负载， 100%负载，110%负载以及检查、验证所有的控制系统、报警功能和停机保护功能，全部合格后才允许出● Equipped with 24V high performance maintenance-free lead-acid starting batteries and connecting with cables. 标配有2能免维护蓄电池，蓄电池与机组发动机之间的连接导线和接头。 ● Equipped with industrial silencer and flexible exhaust hose. 配有工业用排气消音器及柔性弹簧排气消音器连结软管。 ● Equipped with CHANGAN circuit breaker. 标配有常安MCCB塑壳断路器。 ● Designed to Comply with ISO8528/GB2820. 设计完全遵守和满足ISO8528/GB2820的要求。 ● Powered by Cummins engine and coupled with Simens alternator. 机动力为康明斯发动机，发电机为西门子交流发电机。 2. Benefits优点: ● Function stability credibility, service convenience 机组性能稳定、可靠，服务方便 ● Low operating cost results in optional economy 机组使用、操作费用成本低 ● Gets the job done wherever you are 机组应用广泛，使用地点满足客户各种需要 ● Ease of installation, operation and maintenance 安装、操作和保养简单方便 3.Genset Technical Data机组技术参数: Gensets model 机组型号KH-360GF Prime power 常用功率360KW Rated speed 额定转速1500RPM Output frequency 输出频率50Hz Power Factor(COS￠) 功率因数0.8(lagging) Phase 相数 3 Rated voltage 额定电压400V
水轮机型号选择 根据已知的水能参数初选水轮机型号 最大工作水头：H max =Z 上max -Z 下min -△h=609.86-573.12-1.732=35 m 最小工作水头：H min =Z 上min -Z 下max -△h=607.78-574.27-1.732=31.77m 平 均 水 头：H a =12 (H max +H min )= 1 2 ×(35.85+31.35)=33.4 m 查水电站机电设备手册根据我国小型反击式水轮机适应范围参考表初选水轮机型号。 初选水轮机型号：HL240-LJ-140 水轮机类型 混流式 转轮型号 HL240 最大水头 35m 最小水头 31.77m 设计水头 33m 出力 3400kw 校核机组的稳定性 水轮机主要参数的计算： HL240-LJ-140型水轮机方案主要参数的计算: 转轮直径计算 Nr=3400/0.95=3368.42kw Hr=33.4m D 1= M Hr Q Nr η23 181.9' (1-3) 式中： Nr-为水轮机的额定出力（kw ） D 1 -为水轮机的转轮直径（m ） ηM -为水轮机的效率 Hr-为设计水头（m ） Q 1′--为水轮机的单位流量（m 3/s ） 由水力机械课本附表1中查得Q 1′=12.4 L/s=1.24m 3/s,同时在附表1中查得
水轮机模型在限制工况下的效率ηM =90.4%，由此可初步假定水轮机在该工况的效率为92.0% 将Nr=3400kw, Q 1′=1.24 m 3/s, Hr=33.4m, ηM =92%得 m D 12.192 .04.3324.181.942 .33682 31=???= 选择与之接近而偏大的标准直径D 1=1.40m 效率的修正值计算 由水力机械课本附表1查得水轮机模型在最优工况下的效率ηMmax =89.6%,模 型转轮直径D 1M =0.46m, 则原型水轮机的最高效率η max ，即： η max =1-（1-η Mmax ）5 1 1D D M (1-4) 式中： ηmax --为原型水轮机的最高效率 η Mmax --为水轮机模型在最优工况下的效率 D 1M --为模型转轮直径 （m ） D 1 --为原型转轮直径 （m ） 将η Mmax =91.0% ，D 1M =0.46m, D 1=1.4m 带入得: η Mmax =1-（1-η max ）5 1 1D D M =1-（1-0.91）54 .146.0 =92.8% 考虑到制造工艺水平的情况取ε1=1%由于水轮机所应用的蜗壳和尾水管的型式与模型基本相似，故认为ε2=0，则效率修正值Δη为： Δη=ηmax -η Mmax -ε 1 式中： Δη--为效率修正值 ηmax --为原型水轮机的最高效率 η Mmax --为水轮机模型在最优工况下的效率 将ηmax=0.928，ηMmax=0.91，ε1= 0.01带入上式得：