Z711.08/01_
LCZ60-5.7/1.57/0.58型
60MW联合循环汽轮机
调节系统说明书
南京汽轮电机(集团)有限责任公司
南京汽轮电机(集团)有限责任公司代号Z711.08/01
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共 17 页 第 1 页 LCZ60-5.7/1.57/0.58型60MW联合循环汽轮机调节系统说明
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目 次
1 引言 (3)
2 调节保安系统的主要技术规范 (3)
3 供油系统 (4)
3 保安系统 (10)
4 保安系统的调整与试验 (12)
1 引言
本说明书为LCZ60-5.7/1.57/0.58 60MW汽轮机调节保安系统的安装，调试以及日后的使用维护和检修提供必要的依据。本说明书分别列出了调节(控制)、保安、供油及热工系统的主要技术规范，并对其工作原理，功能，调整与试验，系统各部套的主要安装数据等进行介绍；并简单介绍了汽轮机热工控制系统。在使用说明书时，还需要随时参考本机组的其他有关文件和图纸，特别是与调节系统有关的系统总图及相关部套图纸。
2 调节保安系统的主要技术规范
序号 项 目 单位 技术规范 备注
1 汽轮机额定转速 r/min 3000
2 汽轮机额定抽汽压力 MPa(a) 1.57
3 油泵进口油压 MPa 0.08-0.15
4 主油泵出口油压 MPa ～1.96
5 转速不等率 % 3～6
6 危急遮断器动作转速 r/min 3270～3330
7 危急遮断器复位转速 r/min 3055±15
8 喷油试验时危急遮断器动作转速 r/min 2920±30
9 电超速保护值(停机) r/min 3330
10 转子轴向位移报警值(正推定位) mm +0.8或-1.2 负为反向
11 转子轴向位移保护值 mm +1.2或-1.6 停机值
12 胀差报警值 mm +3或-2
13 胀差停机值 mm +4或-3
14 轴承座振动报警值 Mm 0.05
15 轴承座振动保护值 Mm 0.08
16 轴振动报警值 Mm 0.127
17 轴振动保护值 Mm 0.254
18 润滑油压降低报警值(交流润滑油泵)MPa 0.069
19 润滑油压降低报警值(直流润滑油泵)MPa 0.058
20 润滑油压降低保护值(停机) MPa 0.0396
21 润滑油压降低保护值(停盘车) MPa 0.0294
22 润滑油压升高报警值(停电动泵) MPa 0.16
23 主油泵出口油压低报警值 MPa 1.7
24 轴承回油温度报警值 ℃ 65
25 轴承回油温度停机值 ℃ 75
26 轴瓦温度报警值 ℃ 100
27 轴瓦温度停机值 ℃ 110
28 冷凝器真空降低报警值 MPa -0.0835
29 冷凝器真空降低保护值(停机值) MPa -0.0785
3 供油系统
润滑油系统的作用是向机组各轴承提供润滑油和向保安系统提供压力油，同时还向盘车装置和顶轴装置供油。
油系统采用的工质为GB/T1120-89 L-TSA32透平油，透平油质量必须符合GB/T7596－2000《电厂用运行中汽轮机油质量标准》的要求。
本系统采用传统的汽轮机转子直接驱动的主油泵------注油器供油线，主油泵出口的压力油驱动注油器投入工作，润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承提供润滑油，向调节保安部套提供压力油，向顶轴装置中的油泵提供充足的油源。
2.1供油系统
机组供油系统主要由润滑油主油箱、主油泵、交流电动辅助油泵、注油器、冷油器、直流事故油泵、顶轴装置、油烟分离装置和净油化装置（用户自备）等组成。
在正常运行时，润滑油系统的全部需油量由主油泵和注油器提供。主油泵的出口压力油分为两路：一路向汽轮机机械式超速危急遮断装置供油；另一路作为注油器的射流动力油。注油器有两只，一只向润滑系统供油，一只向主油泵进口供油。
主油泵向保安系统提供的一路油，经过危急遮断复位及挂闸装置一固定节流孔在危急遮断油路中建立起压力，称为保安油。当危急遮断装置动作时，会在瞬间使保安油路泄油失压。由于有节流孔，此时流入该油路的压力油不足以影响快速泄油失压；另一方面，流过节流孔的油量很少，因而也不会造成主油泵出口油压和油量的过大变化，以维持其他用油部件的正常供油量和油压。
润滑油经过轴承和盘车装置后，油温将升高，因此润滑油系统中设有两台冷油器。正常运行时，一台冷油器工作，另一台备用，因此可以轮换进行清洗和维护。可以在运行中进行冷油器的切换，但备用冷油器在切换前必须充满油，以防止在切换后的瞬间造成轴承断油而引起事故。在需要时，两台冷油器可并联使用。油温反映了轴承的工作情况，影响着机组的安全运行，因此必须将轴承回油温度限制在一个允许的范围内。一般情况下，要求所有轴承回油温度低于65℃。为了达到这个要求，需要调节冷油器的冷却水量，以保持冷油器的出口油温为43～49℃。如果冷油器的出口油温在这个范围内，而轴承回油温度仍达到65℃以上时，则可能发生故障，这时必须检查原因。
机组运行对油质要求很高，因而要求用户专门配置一套净油装置。当润滑油系统运行时(包括盘车装置在运行时)，净油装置同时投入工作，以不断清除油中的杂质和水分。
在启动和停机过程中，当主轴转速小于2700～2800r／min时，主油泵不能提供足够的油压和油量，故注油器也达不到正常出力，此时应启动交流电动辅助油泵，以满足系统供油需要。辅助油泵有高压启动油泵，交流润滑油泵。高压启动油泵提供保安系统用油，交流润滑油泵提供低压轴承润滑油的全部油量。供油系统中还设有事故备用油泵，它是由电站蓄电池组供电的直流油泵，在系统中作为交流润滑油泵的备用泵。在交流电源或交流电动油泵发生故障时，它是保证汽轮发电机组轴承润滑油供应的最后油源。
油系统是由大量各种管道、阀门和其他设备组成的复杂系统，即使是很小的有害颗粒亦可使轴承受到破坏，从而导致代价高昂的检修费。因此，润滑油系统除运行时投入净油装置以保证油质外，在机组启动前还需对整个系统进行彻底的清洗，包括机械清洗和油清洗，并达到规定的油清洁度。
在盘车过程中，盘车装置用油由润滑泵提供。为盘车装置内部轴承及传动齿轮提供润滑，同时润滑油经电磁阀后通过油缸操纵盘车装置自动投入。
机组设有顶轴装置。顶轴油泵启动后才可启动盘车电动机。在盘车投入时，顶轴装置使盘车阻力矩减小，并避免轴颈和轴瓦之间的干摩擦。
润滑油系统的正常运行，直接对机组的安全起着保障作用。润滑油压低将影响机组的安全运行，因此在油系统中设有压力继电器（用户自备）。
为了防止保安系统因压力油降低而引起停机事故,所以当主油泵出口油压降低至
1.7MPa时,由压力开关使高压交流油泵自动启动投入运行。
当运行中发生故障，润滑油压下降时，由润滑油压力控制器使交流润滑油泵自动启动，系统另备有一台直流润滑油泵，当润滑油压下降而交流润滑油泵不能正常投入工作时，由润滑油压力控制器使直流润滑油泵自动启动，向润滑系统供油。
正常的润滑油压力为:0.08～0.12MPa
油压降低时要求:小于等于 0.069MPa 发讯号
小于 0.069MPa 交流润滑油泵自动投入
小于 0.059MPa 直流润滑油泵自动投入
小于 0.0396MPa 自动停机
小于 0.0294MPa 停盘车装置
注意：机组正常运行时，电动辅助油泵都应停止运行，除非在特殊情况下，允许启动投入运行。
在润滑油路中设有一个低压油过压阀，当润滑油压高于0.15MPa左右即能自动开启，将多余油量排回油箱，以保证润滑油压维持在0.08～0.12MPa范围内。
2.2润滑油系统的主要设备
2.2.1润滑油主油箱
机组的润滑油主油箱是一个由钢板焊制成的容器，箱体上布置有交流辅助电动油泵、直流事故油泵、油烟净化排放装置、电加热装置以及远传液位指示器、温度计等监视和控制装置。这种组合式油箱使系统结构更紧凑。
该油箱的容量为(运行时)19.2m3，总储油量为20.2m3。油箱的容量应保证在交流电源失掉且冷油器断水时机组能安全停机，即容量要足够大，以使冷油器断水时，机组在整个停机惰走过程中，轴承油温不超过设置值，以保证轴瓦的安全。同时，油箱的容量还要能保证机组在甩负荷时容纳回油。在正常运行时，要求回油在油箱中停留时间足够长，以利于油中杂质的分离。
当油位在正常油位上下+90mm，-200mm范围之外时，远传液位指示器的高低油位警报器发出报警信号, 提醒运行人员注意。除此之外，远传液位指示器还能输出4～
20mA或l～5V的标准信号送计算机和显示仪表，供集中控制监视用。
注油器以及各电动油泵的出油口均装有滤网，防止杂质进入油系统。
该机组要求油温必须在10℃以上才能启动油系统，因此在油箱上装设了浸没式电加
热器，用以在低温环境下维持油箱内足够的油温。电加热器的控制由用户实现，控制油温范围为27～38℃。油箱是封闭式的，并且依靠排烟风机的抽吸维持油箱内以及回油系统内有一定的负压。油箱在顶部开有维护用人孔，在底部设有排油口和疏水口。在长期停机期间，渣滓和水都会沉淀到油箱底部，因此在油系统运行前应从排油口排出少量油，将水和杂质带出。正常运行过程中也会有沉积，一般要求定期排污。
2.2.2主油泵
润滑油系统的主油泵安装在汽轮机高压转子前端短轴上，一般为双吸式离心泵。泵轮直接由汽轮机轴带动，它供油量大，出口压头 稳定，轴向推力小，且对负荷的适应性好。在额定转速或接近额定转速运行时，主油泵供给润滑油系统的全部压力油，包括压力油总管、机械式超速遮断和手动遮断压力油总管、高压用油。
这种主油泵不能自吸，因此在汽轮机启、停阶段要依靠电动机驱动的辅助油泵供给机组用油和主油泵的进口油。在正常运行时，主油泵由注油器提供一定压力的进口油。如果主油泵的吸油管道中进入了气体，泵的正常工作会被破坏，从而将造成润滑油系统的工作不稳定，因此主油泵的进口必须保持一定的正压。离心油泵的出口油压基本上与转速的平方成正比，随着汽轮机转速的升高，主油泵的出口压力也增高。当汽轮机转速达到90％额定转速时，主油泵和注油器就能提供润滑油系统的全部油量，这时要进行辅助油泵和主油泵的切换，切换时应监视主油泵出口油压，当油压值异常时应采取紧急措施，以防止烧瓦。
在汽轮机额定转速下，主油泵进口油压为0.08～0.12MPa时，出口油压为1.9～
2.05MPa，油泵体积流量为3000L／min。
2.2.3注油器
注油器装在主油箱内油面以下的管道上，它实质上是一个射流泵，其优点是结构简单、工作稳定、易于制造和调整，缺点是噪声大且效率不高。
注油器由喷嘴、混合室、喉部和扩散段等基本部分组成。喷嘴的进口与提供动力油的主油泵出口相连。工作时，主油泵来的压力油以很高的速度从喷嘴射出，在混合室中形成一个负压区，油箱中的油被吸人混合室。同时，由于油的黏性，高速油流带动吸入混合室的油进入注油器喉部，从油箱中吸人的油量基本等于主油泵供给喷嘴进口的动力油量，油流通过喉部进入扩压管以后速度降低，部分动能又转变为压力能，使压力升高，最后将有一定压力的油供给系统使用。为了防止喷嘴被杂质堵塞和异物进
入系统，在注油器的吸油侧装有一个可拆卸的多孔钢板滤网，在一定程度上，这个滤网还起着稳定注油器工作的作用。
供油系统在注油器扩压管后装有逆止阀，它在注油器不工作时，可以防止油从系统中倒流回注油器而进入油箱。在混合室吸油孔的上方，装有一可上下自由移动的逆止板，当主油泵和注油器正常工作时，混合室中是负压，逆止板被顶起，油箱中的油可通过8个吸油孔吸人混合室。而在机组启停等过程中电动辅助油泵工作时，逆止板落下，阻止了系统中的油经吸油孔倒流回油箱。这个逆止板是该机组注油器特有的结构，它与扩压管后的逆止阀一起将油倒流的可能性减小到最低程度。
该机组装有2只注油器，第一路油送主油泵进口，第二路油经过冷油器送至轴承供润滑用。
2.2.4电动润滑辅助油泵
电动润滑辅助油泵是交流电动机驱动的卧式离心泵，安装在油箱顶盖上。
油泵进口装有滤网以防止杂质进入油系统。油泵出油经过一个逆止阀与2#注油器出口逆止阀后油管相连，油泵出口逆止阀阻止了油系统中的油在油泵不工作时经油泵倒流回油箱。
电动润滑油泵的出口压力为0.35MPa，流量为1700L／min，转速为2950r／min。它工作时可提供全部经冷油器的润滑油。这部分油在汽轮机正常运行时，是由注油器提供的。在汽轮机启、停过程中，电动润滑油泵必须投入工作；在事故状态下，它作为主油泵的备用泵应能及时自动投入工作。在汽轮机启动过程中，电动润滑油泵在盘车投入之前投入工作，直至主油泵正常工作时为止，此时汽轮机的转速大约在2700r／min以上。在停机或事故状态下，油压降低至0.069MPa时，电动润滑油泵自动启动,使轴承油压恢复，油压回升后此油泵手动停泵。
2.2.5事故油泵
事故油泵出口压力为0.196MPa，流量为1500L／min，转速为2950r／min。事故油泵的结构与交流电动润滑辅助油泵完全相同。它由电厂蓄电池供电的直流电动机驱动，它的压力控制开关整定值低于交流电动辅助油泵的压力控制开关整定值，为
0.059Mpa，
事故油泵是交流电动辅助油泵的备用泵，油泵的设计参数与交流电动辅助油泵相同，它只在交流电源或交流辅助油泵发生故障时才投入工作.因此在机组启动时,当系
统中轴承油压未降到事故油泵的自启动整定值时,控制事故油泵在停止状态,以保护蓄电池的性能。当轴承油压已降到该设置值时自动启动。事故油泵是汽轮机润滑系统的最后备用泵，要求一直处于备用状态。
2.2.6顶轴油泵系统
机组设计有2台顶轴油泵，在汽轮机启、停时投入，将高压油送进轴承，以减轻转子对轴瓦面上的正压力，达到减小启停时的摩擦阻力矩的目的，防止机组损坏，保证平稳地切换到盘车运行状态。顶轴油泵为轴向柱塞泵，其流量为70L／min，出口压力为9.8～11.8Mpa，溢流阀整定压力12.25Mpa。机组启动时，启动顶轴油泵并将操作开关旋至自动位置；当顶轴油压升到7MPa，并且轴承油压达到0.08MPa时，启动盘车装置，而当油压达不到这样的压力水平时，盘车控制柜连锁开关阻止盘车电动机启动。机组停机时，随着汽轮机惰走而接近零转速时，顶轴油泵投入工作。正常运行时顶轴油泵处于备用状态。
在柱塞泵的入口管还装有两只压力控制器，一只当油压下降时发出报警信号，整定值为0.07MPa表压；另一只作为连锁，当油压降低时，要求切断柱塞泵驱动电机的电源，整定值为0.04MPa表压。当压力控制器发出报警信号后，维护人员应立即检查入口滤网是否需要清洗或更换。柱塞泵最高出口压力可达20MPa，具有含油轴承和浮动侧板结构，可自行补偿磨损，使泵在较长运行时间内，保持较稳定的工作性能。
2.2.7冷油器
润滑油的温度由冷油器调节。该机组装有两台管式冷油器，在正常运行工况下， 一台投入运行，另一台备用。在某此特殊情况下，如高温季节或冷油器污脏时，两台冷油器可以同时并联运行。冷油器布置在润滑油管路上，无论从何处来的轴承润滑油，在进入轴承前都须经过冷油器。冷油器壳侧设计承压0.5MPa，单台冷却面积为100m2，冷却油量105.6t／h。
在冷油器的切换过程中，为防止轴承断油，应保证备用冷油器切换前已充满油。
冷油器的出口油温可通过调节冷却水量来控制，冷却水量由供水管上的手动操作阀调节。正常运行时，应调节冷却水流量，使冷油器进油温度为60℃时，出口油温维持在43～49℃，并同时保证最热的轴承的回油温度不超过71℃，当无法保证最高轴承回油温度低于81℃时，应紧急停机。在机组启动过程中，一般油温是较低的，这时应切断冷油器的冷却水使油温上升到要求值。在盘车时，冷油器出口油温最好保持为
21～35℃。
2.2.8油烟净化排放装置
在润滑油系统运行时，少部分油蒸发为油雾，这些油雾积聚在油箱内的油面之上以及轴承箱和油管中。如果油雾积累过多使油雾压力太高，这将使油雾通过汽轮机轴的轴封漏入厂房。为了防止油雾压力太高而泄漏，该装置通过1个吸气口与油箱内部油面以上空间相通的风机，使油雾积聚的地方产生微弱负压，从而可将油雾吸出，并将油从油雾中分离出来送回油箱，而经过分离净化的油雾则排向大气，从而控制润滑油系统的负压值，运行中要求这个值为0.25～0.5kPa。
在机组运行时，油烟净化排放装置必须连续工作，只有当机组完全停止、油汽被抽出并分离完后才能停止工作。
2.2.9净油系统
净油系统的作用是清除润滑油中的水分、固体粒子和其他杂质。用户应为机组配套净油系统，通过沉淀、过滤等手段来达到净油目的。
3 保安系统
本系统主要由机械超速保护装置及手拍遮断装置组成，机械超速保护装置由危急遮断器、危急遮断试验装置、危急遮断油门、喷油试验阀等组成。机组超速或运行人员手拍遮断装置时，使安全油泄压，与此同时通过隔膜阀，使AST总管与回油接通，从而使机组停机。
3.1 危急遮断器
在汽轮机前轴承座内高中压转子的前伸短轴上装有两只飞环式危急遮断器，如（图3-1）所示，这一短轴与汽轮机转子用螺钉刚性连接在一起。
危急遮断器藉偏心环（1）的偏心，在高速旋转下产生离心力，当该离心力大于压弹簧（7）的预紧力时，偏心环出击，撞击在危急遮断油门的拉钩上，使之脱扣，迅速泄去安全油，从而关闭高、中压主汽门及调节汽阀，达到紧急停机的目的，汽门关闭以后，汽机转速迅速降低，危急遮断器的飞环便自动复位，飞环的复位转速约为3050±20r/min。
在偏心环上有二只对称的月牙式的油槽，在作喷油试验时用以存油，以增加偏心环的重量和偏心距，而使之在较低转速下出击，当停止喷油后，油槽中的油就籍离心力从油槽顶部的小孔逸去，偏心环亦就随之复位。
当做危急遮断器超速试验时，如果出击转速不符合要求，则可调整螺母（5）以改变弹簧（7）的预紧力再作超速试验，使动作转速符合规定的要求。按照计算，调整螺母（5）每转一圈出击转速约改变400r/min。
3.2 危急遮断复位装置
危急遮断复位装置安装在前轴承座上。其结构如（图3-2）所示。
压力油通入“A”腔室，复位油及安全油分别由“B”腔室和“C” 腔室输出。就地可以拉动手柄（件10），使芯杆（件5）向左移动。腔室“A”与腔室“B”接通，“B”腔室的复位油压将错油门（件24）压下，同时压力油经4×φ2.5小孔进入错油门（件24）的上部腔室“Y”，“Y”腔室的油压作用在错油门（件24）的上端，克服错油门（件24）下方的弹簧力，将错油门置于下端位置，从而在腔室“C”形成安全油，安全油的压力约为1.0MPa。当手柄（件10）释放，自动复原后，错油门（件24）在安全油的作用下仍将保持原位；只有在安全油压泄去后，错油门（件24）才能在下部弹簧作用下上移，此时安全油的来原被切断，只有再次建立复位油，才能将错油门推到下部的极端位置。
在遥控复位时，只要DEH送出复位信号，使电磁铁（件13）线圈励磁；将芯杆（件18）推向右侧，压力油即可从腔室“A”进入腔室“B”形成复位油，其过程同拉动手柄（件10）一样。
危急遮断复位装置从“B”腔室送出的复位油还可以使危急遮断油门复位。从“C”腔室送出的安全油去隔膜阀的隔膜上腔，可关闭其下方的AST排油阀门。
3.3 危急遮断油门
危急遮断油门（图3-3）为汽机保安系统中超速保护执行机构，控制着安全油压。它由拉钩（8），销轴（9），活塞（2），弹簧（3）和壳体（1）等组成。
危急遮断器动作时，飞环将拉钩（8）撞击脱扣，活塞（2）在弹簧（3）作用下上移，使安全油室与回油接通，从而关闭主汽门和中压联合汽门。活塞（2）上移的同时，压力油将通往超速指示器，以指示该危急遮断油门脱扣的状况。要使危急遮断油门复置时，只需将复位油通入活塞（2）上部，把活塞压下，同时拉钩（8）在销轴（9）上的扭弹簧作用与活塞重新搭扣，使活塞固定在正常位置。
3.4 危急遮断试验装置（图3-4）及喷油试验阀（图3-5）
危急遮断试验油门及喷油试验阀能在汽轮机不超速时进行超速遮断机构试验的装置。拉出拉轮（11）喷油试验阀来的高压油，注入危急遮断器偏心环上油槽，以增加
偏心环的重量和偏心距，而使之在较低转速下出击模拟一次实际的超速遮断动作，并通过危急遮断指示器显示是否超速遮断。试验完推动推轮（10）复位危急遮断油门。
此试验可以在机组不从电网解列或卸去负荷时进行。在整个试验过程中，危急遮断试验油门手轮（17）需要扳至相应试验位置。如果不这样操作，则引起汽轮机遮断。在试验结束后时手轮需要扳至中间位置。
3.5 危急遮断指示器
危急遮断指示器（图3-6）可指示危急遮断油门所处的位置，它由前罩（1），指示板（2），弹簧（3），壳体（4）和活塞（5）等组成。
危急遮断油门遮断动作时，使指示油通入超速指示器，将活塞（5）推向左端，前罩（1）窗口内即显示出红色的指示板标记，表示相应的危急遮断油门处于“遮断”位置。
危急遮断油门复位后，指示油压消失，活塞（5）被弹簧（3）压往右端，指示板（2）退出前罩（1）的窗口，表示相应的危急遮断油门处于“正常”位置。
3.6 手拍遮断装置
手拍遮断装置（图3-7）为汽机紧急停机的手动保护装置，它安装在前轴承座端
面上，由手柄（1）、防护罩（2）和活塞（3）等组成。如遇机组需紧急停机时，首先将手柄（1）外的防护罩（2）拿掉，然后用手推手柄（1），使活塞（3）往里移，此时安全油经该装置泄去，从而使主汽门、中压联合汽门及高中压调节汽门同时关闭。
4 保安系统的调整与试验
汽轮机调节保安系统各主要部套在制造厂均经必要的试验后方才出厂。为了确保机组的可靠运行, 在电厂(站)安装后, 必须进行必要的试验。
4.1 汽轮机静态下调试
在机组安装工作全部结束后， 现场经过清理，油系统正常，油质合格，就可以进行调试。
4.1.1 手拍遮断装置试验
按动手柄， 行程为12mm，所有蒸汽阀门应关闭，危急遮断指示器指示“遮断”。
4.1.2 危急遮断油门试验及复位试验
将危急遮断试验装置切换到要试验的位置，然后通过前轴承座上手孔拨动其中一套危急遮断油门挂钩， 使其脱扣，危急遮断指示器指示“遮断”，使高中压调节汽门
同时关闭。然后操作喷油试验阀(与其所对应的)，危急遮断油门“复位”，危急遮断指示器指示“正常”。危急遮断试验装置切换到中间位置时，拨动任何一套危急遮断油门挂钩，使其脱扣，使主汽门、中压联合汽门及高中压调节汽门同时关闭，危急遮断指示器指示“遮断”，此时可以用危急遮断复位装置复位。
4.2 汽轮机在运行状态下调试
汽轮机转速达到3000rpm后即可进行动态试验。
4.2.1手拍危急遮断装置试验
按下手柄，主汽门、中压联合汽门及高中压调节汽门同时关闭， 危急遮断指示器指示“遮断”机组停机。
4.3.2机械超速试验
利用危急遮断试验装置分别做每个危急遮断器试验，即将危急遮断试验油门装置分别扳至NO1和NO2位置。
通过DEH系统操作汽轮机升速，当转速升至3270～3330r/min范围内某一值时，危急遮断器飞环(两只中的一只)应飞出，否则,应调整危急遮断器调节螺母。调节方法和调整量参见该部套总图中《技术要求》。飞环飞出与否，以试验时主汽门、调节汽阀等关闭和危急遮断指示器指示“遮断”为准。试验按电力部《汽轮机运行规程》作三次。在做另一只危急遮断器飞环飞出时,通过危急遮断试验装置将已试过的一套危急遮断装置置于“试验”位置。试验需按以上方法作三次。
危急遮断器复位转速可不作严格考核，但不能过低。
要注意飞环飞出后机组即停机，当转速下降后可对危急遮断器复位。
超速试验时可通过危急遮断油门对两套危急遮断器分别试验。
4.3.3 喷油试验阀试验
喷油试验在额定转速下进行，汽轮机空载时降低转速至2800r/min左右，试验前， 操作危急遮断试验装置，将准备试验的那套危急遮断装置置“试验”位置，慢慢拉动相应的喷油试验阀的手轮，试验油即充入危急遮断器飞环，再升速至2920±30r/min， 飞环应飞出使危急遮断油门动作。此动作转速是与不喷油时作超速试验动作转速相对应的。如相差较大，可适当改变喷油阀小孔的直径。在危急遮断油门动作的同时，危急遮断指示器指示“遮断”。当按喷油试验阀推块，危急遮断指示器指示“正常”时，说明危急遮断油门已挂钩。操作危急遮断试验装置，使之处于正常位置。至此这套装置试验结束，在试验另一套装置时与上述方法相同。
图 3-4
图 3-5
图 3-6
图 3-7
中国长江动力公司（集团） 文件代号Q3053C-SM 2011年3 月日
产品型号及名称C7.5-3.8/1.0抽汽凝汽式汽轮机文件代号Q3053C-SM 文件名称使用说明书 编制单位汽轮机研究所 编制 校对 审核 会签 标准化审查 批准
目录 1前言--------------------------------- 2 2主要技术数据------------------------- 2 3产品技术性能说明和主要技术条件------- 3 4产品主要结构------------------------- 3 5安装说明----------------------------- 5 6运行和维护--------------------------- 17 7附录：汽轮机用油规范----------------- 25
1前言 C7.5-3.8/1.0型汽轮机系中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式汽轮机，具有一级工业调整抽汽。额定功率为7500kW，工业抽汽额定压力为 1.0MPa，额定抽汽量为9.5t/h。本汽轮机与发电机、锅炉及其他附属设备成套，安装于企业自备电站或热电厂，同时供热和供电。机组的电负荷和热负荷，可按用户需要分别进行调节。同时，亦允许在纯凝汽工况下，带负荷7500kW长期运行。本机系热电联供机组，具有较高的热效率和经济性。机组结构简单紧凑，布置合理，操作简便，运行安全可靠。 2主要技术数据 2.1 汽轮机型式中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式 2.2 汽轮机型号C7.5- 3.8/1.0 型 2.3 新蒸汽压力 3.8(2.03.0+-)MPa 2.4 新蒸汽温度390(1020+-)℃ 2.5 额定功率7500kW 最大功率9000kW 2.6 额定转速3000r/min 2.7 额定进汽量46t/h 2.8 最大进汽量50t/h 2.9 额定抽汽参数压力 1.0 MPa 温度272.3℃ 流量9.5 t/h 2.10 最大抽汽量15t/h
N30-3.43/435型汽轮机使用说明书 1、用途及应用范围 N30-3.43/435型汽轮机系单缸、中温中压、冲动、凝汽式汽轮机。额定功率30MW，与汽轮发电机配套，装于热电站中，可作为电网频率为50HZ地区城市照明和工业动力用电。 其特点是结构简单紧凑、操作方便、安全可靠。汽轮机不能用以拖动变速旋转机械。 2、主要技术数据 2.1 额定功率：30MW 2.1 最大功率：33MW 2.3 转速：3000r/min 2.4 转向：从机头看为顺时针方向 2.5 转子临界转速：1622.97r/min 2.6 蒸汽参数： 压力： 3.43MPa 温度：435℃ 冷却水温：27℃（最高33℃） 排汽压力（额定工况）：0.0086MPa 2.7 回热抽汽：4级（分别在3、6、8、11级后） 2.8给水加热：2GJ+1CY+1DJ 2.9 工况： 工 况 项 目进汽量抽汽量排汽量冷却水温电功率汽耗Go Gc Ge Ne t/h t/h t/h ℃kW Kg/kw·h 额定工况131.0 0.0 102.77 27 30007.1 4.366 夏季凝汽工况135.5 0.0 107.98 33 30029.4 4.512 最大凝汽工况145.0 0.0 114.14 27 33055.7 4.387 最大供热工况143.5 20.0 93.51 27 30049.2 4.776 70%额定负荷工况93.0 0.0 73.93 27 21013.9 4.426 50%额定负荷工况69.5 0.0 56.47 27 15009.0 4.631 高加切除工况122.0 0.0 107.8 27 30032.7 4.062 2.10 各段汽封漏汽流量 前汽封后汽封
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）
联合循环汽轮机的热力设计探讨 发表时间：2018-01-28T21:43:09.497Z 来源：《基层建设》2017年第32期作者：徐承浩1 鉴小宝2 [导读] 摘要：本文对综合气化联合循环（IGCC）系统优化研究的集体设计进行了研究：归纳IGCC系统的主要热特性、两级、组合周期和IGCC系统，提出了大型交叉迭代设计优化的新思路；采用模块化建模方法建立系统设计优化模型。 1.青岛特温暖多能生态科技有限公司山东 266000; 2.山东金诺建设项目管理有限公司山东 266000 摘要：本文对综合气化联合循环（IGCC）系统优化研究的集体设计进行了研究：归纳IGCC系统的主要热特性、两级、组合周期和IGCC系统，提出了大型交叉迭代设计优化的新思路；采用模块化建模方法建立系统设计优化模型。介绍了联合循环汽轮机的热设计和设计特点。 关键词：联合循环；汽轮机；热力设计 1前言 燃料和燃气联合循环电厂，在80年代后期发展迅速，因为它可以快速启动，越来越多的熊峰剃须，因此，在联合循环中为汽轮机提出了许多新的要求，主要体现在以下几个方面：（1）由于燃气轮机的启动速度非常快，相应的涡轮可快速启动； （2）为了提高整个循环的效率，需要汽轮机运行； （3）根据燃气轮机、废热锅炉和蒸汽轮机启动时间的不同步，可以配备旁路系统； （4）燃气轮机进口单位或国外技术生产，数字电液控制系统的控制系统，为了使整个电厂控制水平一致，要求涡轮也可以采用数字电液控制系统。 综合煤气化联合循环（IGCC）是一种先进的动力系统，结合高效的联合循环和清洁煤技术，提供了最有前景的洁净煤发电技术。IGCC是一种集热发电、煤化工、环境技术、多学科、多设备组合为一体的复杂能源动力系统，与许多高新技术相结合。很长一段时间，IGCC系统的优化设计研究是围绕提高热性能为主要目标，以提高整体性能的IGCC系统，一方面，继续完善关键设备技术，寻求新的突破，另一方面，每个设备全面优化匹配的规则的深入研究，找到一个系统作为一个整体解决方案。 2热力设计 2.1热力设计主要过程见图1 图1热力设计主要过程 2.2热力设计原则 与传统的汽轮机相比，组合式循环汽轮机有很大的不同。主要特点：（1）无调节水平，节流调整的蒸汽分配方式； （2）汽轮机排汽流量比常规蒸汽流量高出30%。 （3）最后阶段的特殊设计需要特别考虑热应力对结构设计的影响。 （4）采用东旗厂的成熟模式和最先进的现代设计技术，确保运行的可靠性和最先进的经济； （5）结构和辅助系统的设计是为了满足两班换班和快速起动的需要。 2.3热力设计特点 （1）没有热量返回系统。为了尽可能多地使用燃气轮机的废气，增加汽轮机的输出功率，蒸汽轮机在联合循环中一般不购买给水加热器，热水和由废热锅炉承担的氧气，有时是由冷凝器氧。 （2）优化蒸汽参数。在热锅炉的合理传热区域内选择最优的蒸汽循环系统和蒸汽初始参数，使联合循环机组达到最佳的供电效率。 （3）优化流程设计。常规汽轮机流动优化技术可用于联合循环汽轮机。 （4）汽轮机由滑动压操作，调整阶段不再设置，汽轮机的所有级别都使用汽轮机。在这种情况下，滑动压力达到50%的负载情况：一方面，锅炉在可变工况下产生相对较多的蒸汽。另一方面，在变工况下，温度变化引起的热应力减小。 （5）由于无抽汽热水平，对于双压力、三中压汽轮机和注气量，因此，常规热电式汽轮机总发电容量的组合式循环汽轮机排汽量比为30%左右。因此，与常规机组相比，低压水位的流动区域应该增加30%左右。 （6）除了排汽，冷凝器也有各种形式，如轴向蒸汽排气和侧向排气。其中，轴向流阻力小；该单元的对称性很好，所以该单元不能设置两层操作平台，这样可以降低工厂成本。但单缸轴向排气的体积流量是有限的，只能在较小的动力涡轮中使用。 3汽轮机的通流及本体部分设计
汽轮机自密封汽封系统说明书 1概述 汽轮机汽封系统的主要作用是为了防止蒸汽沿高压缸轴端向外泄漏，甚至窜入轴承箱致使润滑油中进水：同时防止空气通过低压轴端漏入低压缸而破坏机组的真空。 本机组汽封系统采用自密封汽封系统，即在机组正常运行时，由高压缸轴端汽封的漏汽经喷水减温后作为低压轴端汽封供汽的汽轮机汽封系统。多余漏汽经溢流站溢流至排汽装置。在机组启动，停机或低负荷运行阶段，汽封供汽由外来蒸汽提供。该汽封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能按机组汽封供汽要求自动进行切换。 自密封汽封系统具有简单、安全、可靠、工况适应性好等特点。 2系统组成及主要设备 该系统由轴端汽封的供汽、漏汽管路，高压主汽阀和主汽调节阀的阀杆漏汽管路，中压联合汽阀的阀杆漏汽管路以及相关设备组成。 本轴封供汽采用二阀系统，即在汽轮机所有运行工况下，供汽压力通过二个调节阀即高压供汽调节阀和溢流调节阀来控制，使汽轮机在任何运行工况下均自动保持供汽母管中设定的蒸汽压力。机组启动或低负荷运行时由高压蒸汽经高压气源供汽站调节阀，进入自密封系统。上述二个调节阀及其前后截止阀（或闸阀）和必需的旁路阀组成二个压力控制站。此外，为满足低压缸轴封供汽温度要求，在低压轴封供汽母管上设置了一台喷水减温器，通过温度控制站控制其喷水量，从而实现减温后的蒸汽满
足低压轴封供汽要求。 该系统所有调节阀执行机构均为气动型式，由DCS控制。调节阀及执行机构均采用进口件，性能稳定，运行可靠。 为保证高压气源供汽站在机组正常运行中始终处于热备用状态，特在调节阀前设有带节流孔板的旁路。机组正常运行时，汽封供汽母管中蒸汽经带节流孔板的旁路进入压力控制站，使之保持热备用状态。本系统还设置一台JQ-80-3型汽封加热器及两台轴封风机（其中一台备用），用于抽出最后一段轴封腔室漏汽（或气），并维持该腔室微负压运行。 为了防止杂质进入轴封，各供汽支管上设有Y型蒸汽过滤器。系统供汽母管还设有一只安全阀，安全阀整定压力为0.3MPa（a），可防止供汽压力过高而危及机组安全。 3系统运行 3.1启动准备 3.1.1 关闭各压力调节站，接通供汽汽源，调节站前供汽管道暖至过热器温度。确认系统仪器仪表正常。3.1.2 确认汽轮机盘车已投入。 3.1.3 凝结水再循环已建立。 3.1.4打开各压力调节阀及温度调节阀前后的手动截止阀，闸阀。 3.1.5接通气动调节阀供气气源（气源为0.4~0.7MPa （g）的仪表用压缩空气），以及相应的供电电源。 3.1.6 开启汽封加热器冷却水（凝结水）管路手动闸阀，汽封加热器投入运行。 3.1.7 开启轴封风机，开启风机进气管路电动蝶阀，风机正常投入运行（一台运行，另一台备用），通过
汽轮机技术及产品介绍 1.设置于最后一级高加后，利用回热抽汽的过热度来提升最终给水温度，提升经济性的装置是（）。（6.0分） A.除氧器 B.低压加热器 C.省煤器 D.外置式蒸冷器 2.火力发电厂汽轮机的主要任务是：（6.0分） A.将热能转化为电能 B.将热能转化为机械能 C.将电能转化为机械能 D.将机械能转化为电能 3.汽轮机的热力循环过程称之为（）（6.0分） A.卡诺循环 B.朗肯循环 C.布雷登循环 D.联合循环
4.汽轮机的级是由（）组成的。（6.0分） A.隔板+喷嘴 B.汽缸+转子 C.喷嘴+动叶 D.主轴+叶轮 5.主蒸汽参数为1 6.7MPa.a的汽轮机为（）（6.0分） A.高压汽轮机 B.超高压汽轮机 C.亚临界汽轮机 D.超临界汽轮机 1.热电联产汽轮机，调整抽汽可调整抽汽时，采用的手段包括（）（8.0分）） A.直接打孔抽汽 B.回热抽汽 C.旋转隔板 D.座缸阀 E.联通管抽汽
2.下列属于汽轮机和电厂性能指标的是（）（8.0分）） A.汽轮机热耗 B.汽轮机内效率 C.汽轮机热效率 D.供电煤耗 E.发电煤耗 3.下列属于火力电站的设备的是（）（8.0分）） A.锅炉 B.汽轮机 C.发电机 D.核岛 E.凝汽器 4.汽轮机热力循环系统中，系统上的管道损失主要包括（）（8.0分）） A.主汽水管道损失 B.再热压损 C.回热抽汽管道压损 D.汽轮机进汽压损
E.排汽损失 5.下述汽轮机属于按热力特性分类的是（）（8.0分）） A.凝汽式汽轮机 B.抽汽式汽轮机 C.空冷汽轮机 D.多压式汽轮机 E.电站汽轮机 1.火电厂中汽轮机的热力循环过程叫朗肯循环。（6.0分） 2.反动级中，蒸汽在动叶中不仅受到冲动力的作用，仅受到反动力的作用。（6.0分） 3.双轴汽轮机就是两台汽轮机，两台机组间没有任何关系。（6.0分） 4.反动度为0.5的级称为反动级。（6.0分）
型 25MW背压式汽轮机产品说明书 南京汽轮电机（集团）有限责任公司
目录 1.汽轮机的应用范围及主要技术规范 2.汽轮机结构及系统的一般说明 3.汽轮机的安装说明 4.汽轮机的运行及维护
1、汽轮机的应用规范及主要技术规范 汽轮机的应用范围 本汽轮机为高压、单缸、背压式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一个成套供热发电设备，用于联片供热或炼油，化工、软纺、造纸等行业的大中开型企业中自备热电站，以提供电力和提高供热系统的经济性。 本汽轮机的设计转速为3000r/min，不能用于拖动不同转速或变速机械。 汽轮机的技术规范： 汽轮机技术规范的补充说明 汽轮机技术规范所列的汽耗是在新蒸汽参数为，535℃时的计算值，允许偏差3%。 绝对压力单位为Mpa（a），表压单位Mpa。 引用标准GB5578-1985“固定式发电机用汽轮机技术条件”。
汽轮机润滑油牌号 汽轮机润滑油推荐使用GBTSA汽轮机油，对本汽轮机一般使用L-TSA46汽轮机油，只有在冷却水温度经常低于15℃时，允许使用L-TSA32汽轮机油。 主要辅机的技术规范 冷油器 汽封加热器 2、汽轮机系统及结构的一般说明 热力系统 主热力系统 从锅炉来的高温新蒸汽，经由新蒸汽管道和电动隔离阀至主汽门，新蒸汽通过主汽门后，以车根导汽管流向四个调节汽阀。蒸汽在调节阀控制下流进汽轮机内各喷嘴膨胀作功。其中部分蒸汽中途被抽出机外作回热抽汽用，其余部分继续膨胀作功后排入背压排汽管。低压除氧给水经高压除氧器，然后经给水泵升压后送入二个高压加热器，最后进入锅炉。高压加热器具有旁路系统，必要时可以不通过任何一个加热器。 各回热抽汽的出口均有抽汽阀。抽汽阀控制水管路系统控制。正常运行时抽汽阀联动装置切断压力水，使操纵座活塞在弹簧作用下处于最高位置，这时抽汽阀全开。当主汽门关闭或甩负荷时，抽汽阀联动装置的电磁铁吸起活塞杆，压力水送入抽汽阀操纵座，使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。另外抽汽阀自身均有止回作用。 回热抽汽系统 机组有二道回热抽汽，第一道抽汽送入二号高压加热器。第二道抽汽送入一号高压加热器。汽封系统 机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封有五段汽封组成四档汽室；后汽封有四段汽封组成三档汽室。其中前汽封第一档送入抽汽管路，第二档会同后汽封第一档送入高压除氧器，第三档会同后汽封第二档送入低压除氧器，第四档会同后汽封第三档接入汽封加热器。汽封加热器借助抽风机在吸入室内形成一定的真空，使此几档的汽室压力保持在～的真空，造成空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外漏入前后轴承座使油质破坏。此外并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水。主汽门、调节汽阀之阀杆漏汽和第一档均送往高压除氧器。疏水系统 汽轮机本体及各管道的疏水分别送入疏水膨胀箱。待压力平衡后送入补给水系统。
国外燃气-蒸汽联合循环汽轮机 郑云之 (上海汽轮机有限公司,上海200240) 摘 要: 结合介绍国外燃气-蒸汽联合循环汽轮机的实绩和发展,综合联合循环汽轮机在蒸汽参数、总体布置、快速启动和两班制运行、结构设计等方面的特点以及典型的应用实例,对联合循环汽轮机的总体及其特色有较全面的分析。 关键词: 燃气-蒸汽联合循环汽轮机; 蒸汽参数; 总体布置; 快速启动; 两班制运行; 结构设计特点; 应用实例 中图分类号: T K26 文献标识码:A Steam Turbines for Gas-Steam Combined-Cycle Power Plant Abroad ZH EN G Yun-z hi (Shanghai Turbine Co.Ltd.,Shanghai200240) Abstract: T his paper makes al-l around analysi s for the features of combine-cycle steam turbine by introduc-ing the ex periences and development of g as-steam turbine combined cycle,integrating the characteristics and typically applied actual ex amples of its steam condition,general layout,fast start-up,daily start and stop and structure design etc. Key words: steam turbine of g as-steam combine cycle; steam condition; general layout; fast startup; daily start and stop; structure design featur es; applied actual examples 1 发展业绩实例 燃气轮机及燃气 蒸汽联合循环的发展十分迅速,仅以Siemens KWU1999年的统计为例,KWU公司的实绩如下: 投入运行的燃气轮机:287台 运行小时总数:850万小时 启动总次数:24万次 至1999年的燃气轮机总数: 360台 (包括订单)4300万千瓦 其中:燃气 蒸汽联合循环机组: >192套、3932万千瓦 联合循环3932万千瓦中燃机和汽机均由KWU制造:2804万千瓦 燃机由KWU制造、汽机由别的厂家生产:1128万千瓦 联合循环3932万千瓦中: 收稿日期:2000-07-18 作者简介:郑云之(1937-),男,上海汽轮机有限公司副总工程师,教授级高级工程师,中国动力工程学会透平专委会委员兼秘书长,先后发表论文40余篇。
600MW超临界机组DEH系统说明书 1汽轮机概述 超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范 注意： 上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。 由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。 2高中压联合启动 高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中
压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。启动过程如下： 2.1 盘车（启动前的要求） 2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。 2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。 冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。 高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。在从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，主汽阀进汽温度应大于“TV/GV切换前最小主汽温”曲线的限值（参见“主汽门前启动蒸汽参数”曲线）。 2.1.3 汽轮机的凝汽器压力，应低于汽机制造厂推荐的与再热汽温有关的低压排汽压力限制值，在线运行的允许背压不高于0.0247MPa(a)。 2.1.4 DEH在自动方式。 2.2 启动冲转前（汽机已挂闸） 各汽阀状态： 主汽阀TV 关 高调阀GV 开 再热主汽阀RSV 开 再热调阀IV 关 进汽回路通风阀VVV开（600r/min至3050r/min关） 高排通风阀HEV 开（发电机并网，延迟一分钟关） 高排逆止阀NRV 关（OPC油压建立，靠高排汽流顶开） 高中压疏水阀开（分别在负荷大于10%、20%关高、中压疏水阀） 低排喷水阀关（2600r/min至15%负荷之间，开） 高旁HBP 控制主汽压力在设定值，并控制热再热温度在设定值
第２６卷第４期 ２０１２年７ 月ＰＯＷＥＲ ＥＱＵＩＰＭＥＮＴ Ｖｏｌ．２６，Ｎｏ．４ Ｊｕｌｙ．２０１２ 收稿日期：２０１２－０４－２３ 作者简介：刘向民（１９７７－），男，工程师，主要从事汽轮机及其热力系统性能试验研究。 Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｉｕｘｉａｎｇｍｉｎ＠ｓｐｅｒｉ．ｃｏｍ．ｃｎ 联合循环汽轮机热力性能试验方法的研究 刘向民 （上海发电设备成套设计研究院，上海２００２４０） 摘 要：介绍了燃气轮机改联合循环发电的汽轮机热力性能试验，给出了试验方案、计算方法、修正方法和试验不确定度计算方法，分析了试验结果，提出了优化试验方案的建议。通过试验得出：热耗率总不确定度为±０．４２０，发电机功率总不确定度为±０．３５５％，表明了该试验方案能够保证试验结果的准确、有效。 关键词：联合循环；汽轮机；热力性能；试验方法；改造 中图分类号：ＴＫ２６７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７１－０８６Ｘ（２０１２）０４－０２２６－０４ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｆ Ｓｔｅａｍ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｏｆＧａｓ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｕｎｉｔ Ｅｘｐａｎｄｅｄ ｔｏ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ ＬＩＵ Ｘｉａｎｇ－ｍｉｎ （Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｐｏｗｅｒ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｓｈａｎｇｈａｉ ２００２４０，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｔｅｓｔ ｏｆ ａ ｇａｓ ｔｕｒｂｉｎｅ ｕｎｉｔ ｅｘｐａｎｄｅｄ ｔｏ ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｃｙｃｌｅ ｉｓ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｅｓｔ ｐｒｏｇｒａｍ，ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ，ｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ａｒｅ ｇｉｖｅｎ．Ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｉｓ ａｎａｌｙｚｅｄ ａｎｄ ｒｅｃｏｍｍｅｎｄａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇ ｔｈｅ ｐｌａｎ ｉｓ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ．Ｉｔ ｉｓ ｏｂｔａｉｎｅｄ ｔｈｏｕｇｈ ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｏｔａｌ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｏｆ ｈｅａｔ ｒａｔｅ ｉｓ±０．４２０ ａｎｄ ｔｈｅ ｔｏｔａｌ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｏｆ ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ｏｕｔｐｕｔ ｉｓ±０．３５５％．Ｉｔ ｉｓ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｐｒｏｇｒａｍ ｃａｎ ｅｎｓｕｒｅ ａｃｃｕｒａｔｅ ａｎｄ ｖａｌｉｄ ｒｅｓｕｌｔｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｃｙｃｌｅ；ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅ；ｔｈｅｒｍａｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ；ｔｅｓｔ ｍｅｔｈｏｄ；ｒｅｔｒｏｆｉｔ 一座以天然气为燃料的燃气轮机电厂装有４台９Ｅ级燃气轮机发电机组，在运行一段时间后，需要改造成联合循环，利用燃气轮机排出的余热发电，以进一步提高发电厂的热经济性，为此进行了扩建工程，安装了４台余热锅炉和２台汽轮机。该扩建工程项目规定了必须对汽轮机的热力性能保证值进行考核。对联合循环中汽轮机的热力性能试验，国内至今尚无专门标准可循，因此在实际工作中以ＧＢ／Ｔ ８１１７．１《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》［１］作为参考，综合考虑了试验的准确度、实施难易度和试验成本等因素，研究制定了试验方案。 １ 试验方案 该汽轮机为单压、无再热、直接冷凝式的引进汽轮机，其额定主蒸汽压力为４．２０２ＭＰａ，主蒸汽温度为５０３℃。额定工况下汽轮机热力性能保证值：热耗１１ １０２ｋＪ／（ｋＷ·ｈ），发电机输 出功率１０７ ２９１ｋＷ。额定工况热平衡图见图１ 。 图１ 额定工况的汽轮机热平衡图
汽轮机控制系统 包括汽轮机的调节系统、监测保护系统、自动起停和功率给定控制系统。控制系统的容和复杂程度依机组的用途和容量大小而不同。各种控制功能都是通过信号的测量、综合和放大，最后由执行机构操纵主汽阀和调节阀来完成的。现代汽轮机的测量、综合和放大元件有机械式、液压式、电气式和电子式等多种，执行机构则都采用液压式。 调节系统用来保证机组具有高品质的输出，以满足使用的要求。常用的有转速调节、压力调节和流量调节3种。①转速调节：任何用途的汽轮机对工作转速都有一定的要求，所以都装有调速器。早期使用的是机械式飞锤式离心调速器，它借助于重锤绕轴旋转产生的离心力使弹簧变形而把转速信号转换成位移。这种调速器工作转速围窄，而且需要通过减速装置传动，但工作可靠。20世纪50年代初出现了由主轴直接传动的机械式高速离心调速器，由重锤产生的离心力使钢带受力变形而形成位移输出。图 1 [液压式调速器]为两种常用的液压式调速器的
工作原理图[液压式调速器]，汽轮机转子直接带动信号泵(图1a[液压式调速 器])或旋转阻尼（图1b[液压式调
速器]），泵或旋转阻尼出口的油压正比于转速的平方，油压作用于转换器的活塞或波纹管而形成位移输出。②压力调节：用于供热式汽轮机。常用的是波纹管调压器（图 2 [波纹管调压 器]）。调节压力时作为信号的压力作用于波纹管，使之与弹簧一起受压变形而形成位移输出。③流量调节：用于驱动高炉鼓风机等流体机械的变速汽轮机。流量信号通常用孔板两侧的压力差(1-2)来测得。图3 [压差
调节器]是流量调节常用压差调节器波纹管与弹簧一起受压变形而将压力差信号转换成位移输出。 汽轮机除极小功率者外都采用间接调节，即调节器的输出经由油动机（即滑阀与油缸）放大后去推动调节阀。通常采用的是机械式（采用机械和液压元件）调节系统。而电液式（液压元件与电气、电子器件混用）调节系统则用于要求较高的多变量复合系统和自动化水平高、调节品质严的现代大型汽轮机。70年代以前，不论机械式或电液式调节系统，所用信息全是模拟量；后来不少机组开始使用数字量信息，采用数字式电液调节系统。 汽轮机调节系统是一种反馈控制系统，是按自动控制理论进行系统动态分析和设计的。发电用汽轮机的调节工业和居民用电都要求频率恒定，因此发电用汽轮机的调节任务是使汽轮机在任何运行工况下保持转速基本不变。在图 4 [机械式调速系
常规汽轮机电站的联合循环系统更新改造 技术 0引言 到目前为止，我国老火电厂改造有三种方法：蒸汽轮机全三维设计改造、原有锅炉替换为循环流化床锅炉、蒸汽轮机发电机组改为热电并供电厂。但是，这些方法并不能同时满足大幅度降低能耗和解决燃煤的环境问题。为达到同时满足这两个条件，必须在以上设备改造基础上，对原有蒸汽轮机发电厂进行联合循环系统更新改造。 联合循环系统更新改造技术从热力学角度而言，是将具有高温加热优势的燃气轮机(Brayto n循环)动力装置和较低排汽温度的汽轮机(Rankine循环)动力装置有机结合起来，取长补短，按能的品位高低进行梯级利用。达到扩容降耗的目的。因此，不仅可以大幅度提高发电效率，而且可以同时解决环境污染问题。 采用联合循环系统更新改造传统燃煤火电站在国外近几十年来得到很大发展，并积累了成熟经验。其改造方案主要有以下四种：给水加热型(FWH-Repowering ),排气助燃型(FF -Repowerin g),余热锅炉型(H RSG-Repowe ring) 和平行混合型(PP-Repow ering)。特别是80年代后，美国、曰本、荷兰、德国、意大利等国发展势头更是方兴未艾，
尤其是HRS G-Repoweri ng应用得最多，主要进行改造的机组等级为100丽、200M W、300MW。但是，我国国情与国外不同：国外火电机组用天然气和液体燃料的电站比较多，天然气和燃油供应比较充足，而我国天然气和燃油比较缺乏，煤炭比较丰富；国外的燃煤机组有脱硫脱硝装置，而我国的中小型燃煤机组没有脱硫脱硝设备；国外发达国家财力雄厚，可投入大量资金进行余热锅炉型的更新改造， 而我国是发展中国家，资金缺乏。 因此，对我国现有火电站进行升级改造时，结合我国实际情况，尽可能降低改造费用。如原本应淘汰的5万千瓦汽轮机组采用给水加热型联合循环更新改造技术后，使全厂发电效率可从%提高到%，达到3 0万千瓦大机组的水平［1-2］。 根据中国具体情况，本文主要讨论给水加热型和排气助燃型两种联合循环，并从热力学角度对它们进行热力特性分析与比较。改造后联合循环系统总输出功率以蒸汽轮机为主，锅炉燃料仍然是煤，而新增加的燃气轮机则燃用油或者天然气，即以煤炭为主的双燃料动力系统。同时这种双燃料动力系统也适合我国环境污染严重的西部地区（双燃料基地的能源结构）。 1改造常规电站联合循环系统 给水加热型联合循环系统给水加热型联合循环系统是 用燃气轮机的排气加热锅炉给水，以减少汽轮机用于给水
第11卷第5期中国水运V ol.11 N o.5 2011年5月Chi na W at er Trans port M ay 2011 收稿日期：作者简介：唐美琼（）女，武汉都市环保工程技术股份有限公司工程师。 浅谈燃气-蒸汽联合循环中双压汽轮机系统 唐美琼 （武汉都市环保工程技术股份有限公司，湖北武汉430071） 摘 要：文中对燃气-蒸汽联合循环发电工程中双压汽轮机系统的配置和特点进行了分析和总结，对汽轮机系统热力 参数的选择进行了探讨，为公司以后燃气-蒸汽联合循环汽轮机系统的设计提供了一定的借鉴作用。关键词：燃气-蒸汽联合循环；汽轮机系统中图分类号：TP39文献标识码：A 文章编号：1006-7973（2011）05-0109-03一、概述 由于联合循环电站具有热效率高、机动性好且能满足日益严格的环保要求等优点，近年来我国对联合循环电站的需求迅速增加。除了提高燃气轮机性能之外，合理利用低品质的燃气轮机排气余热，产生蒸汽用于发电,是提高联合循环电站效率的关键。即余热锅炉和蒸汽轮机组成的热力系统的优 化设计,对联合循环的性能有很大的影响。因此，分析和探讨 燃气-蒸汽联合循环中汽轮机的系统配置和特点、合理的选择热力参数,显得尤为重要。 联合循环中蒸汽循环的系统配置自有独特之处，本文以我公司独立设计并成功并网发电的涟钢燃气-蒸汽联合循环发电工程为基础，分析了该项目中汽轮机系统配置与常规电厂中汽轮机系统配置的区别，研究了汽轮机系统的特点，探讨了热力参数的基本选择原则。 分析结果可作为联合循环系统总体优化设计的参考。二、联合循环中汽轮机系统配置 涟钢燃气-蒸汽联合循环发电工程的燃机是三菱公司的M251S 型燃机，出力为28.5MW ；汽轮机为南京汽轮机厂生产的双压凝汽式汽轮机，出力为22MW ；余热锅炉为德尔塔公司生产的双压锅炉。早在电厂初步方案选择阶段，我公司与德尔塔就电厂整个系统选择进行了大量的计算比较，供用户选择确定。最终，涟钢工程选用了双压锅炉配双压汽机。 1．机炉选型 联合循环系统配置的余热锅炉同常规锅炉不同，实际上,该锅炉仅有常规锅炉中的换热部分，是一个特殊的换热器,没有燃烧系统和送风系统。为了增加其换热效率，现在大多采用多级换热也就是多压锅炉，尽量降低余热锅炉的排烟温度，但同时也要考虑由此引起的投资及维护费用的增加。 本项目在初步设计阶段对炉双压/机单压，炉双压/机双压，炉三压/机双压三种组合进行计算比较，炉双压/机双压方案比炉双压、机单压方案出力增加5%左右，而炉三压/机双压方案又比炉双压/机双压方案出力增加2%左右，但炉三压方案要同时考虑酸露点及水露点对锅炉的腐蚀影响。综合考虑了以上因素，涟钢电厂选用了炉双压、机双压方案。这样既体现了出力的优势,又可使投资和维修费用相对增加不多。 2．汽轮机系统配置 为了适应快速启停的要求，联合循环汽轮机辅助系统有其自身特点。 （1）旁路系统 联合循环机组为单元制运行，在快速启动或紧急停机情况下，旁路系统应能将余热锅炉产生的全部蒸汽经减温减压 后送入汽轮机到凝汽器。本机组选用容量100%的旁路系统。 主蒸汽旁路和补汽旁路分别配备有一个减温减压阀（先减压后减温），减温水来自凝结水泵出口管道，减温减压阀出口蒸汽多为汽水混合物，压力约在0.4MPa 左右，凝汽器上设置了二级减温减压器,可将汽水混合物进一步减温减压后后送入凝汽器。 （2）凝汽器 由于余热锅炉承担了常规电厂汽轮机系统中给水加热与除氧的任务，汽轮机不再需要设置抽汽级去加热给水。在常规电厂中加热给水的抽汽量一般占主蒸汽流量的10%~30％，即排入凝汽器的蒸汽只有主蒸汽流量的70％~90%左右。而在双压联合循环中，汽轮机非但不抽汽，还在低压缸内补入约占主蒸汽量15％的低压蒸汽。由于补汽的参数较低，体积较大，因此要求联合循环中的汽轮机的低压缸比常规电厂的汽轮机低压缸通流能力增大，联合循环的凝汽器比常规电厂凝汽器换热面积增大。 （3）轴封系统 轴封系统为适应快速启停的需要，汽封压力调节阀和汽封蒸汽减温调节阀的灵活可靠性就特别重要。汽封压力调节阀是控制汽封蒸汽压力保持适度的重要阀门，由高压供汽调节阀和溢流阀组成，由控制系统集中控制。汽封蒸汽在进入汽封之前,需用调节阀降低汽封供汽的温度,这是靠控制凝结水的喷入量实现温度控制的，以防止汽封壳体可能的变形和损坏汽轮机转子。为了简化系统结构，增加系统可靠性和灵活性，可采用压力和温度都能控制的特殊专用阀门。 （4）油系统 油系统主要包括润滑油系统和顶轴油系统及控制油系统,各系统自成体系。值得一提的是,此机组润滑油系统中的油箱采用组合油箱，电动辅助油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、排油烟系统接口、液位指示器等都装在油箱顶部，注油 2011-02-24 1979-
2 高压抗燃油EH系统 2.1 供油系统 EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成。 2.1.1 供油装置（见图1） 供油装置的主要功能是提供控制部分所需要的液压油及压力，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。它由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器。EH端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。 供油装置的电源要求： 两台主油泵为30KW、380VAC、50HZ三相 一台滤油泵为1KW、380VAC、50Hz、三相 一台冷却油泵为2KW、380VAC、50HZ、三相 一级电加热器为5KW、220VAC、50Hz、单相 2.1.1.1工作原理 由交流马达驱动高压柱塞泵，通过油泵吸入滤网将油箱中的抗燃油吸入，从油泵出口的油经过压力滤油器通过单向阀流入和高压蓄能器联接的高压油母管将高压抗燃油送到各执行机构和危急遮断系统。 泵输出压力可在0－21MPa之间任意设置。本系统允许正常工作压力设置在11.0～15.0MPa，本系统额定工作压力为14.5MPa。 油泵启动后，油泵以全流量约85 L/min向系统供油，同时也给蓄能器充油，当油压到达系统的整定压力14.5MPa时，高压油推动恒压泵上的控制阀，控制阀操作泵的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维护系统油压在14.5MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。 溢流阀在高压油母管压力达到17±0.2MPa时动作，起到过压保护作用。 各执行机构的回油通过压力回油管先经过3微米回油滤油器，然后通过冷油器回至油箱。 高压母管上压力开关 63/MP以及 63/HP、63/LP能为自动启动备用油泵和对油压偏离正常值时进行报警提供信号。冷油器回水口管道装有电磁水阀，油箱内也装有油温测点的位置孔及提供油作报警和遮断油泵的油压信号，油位指示器按放在油箱的侧面。 2.1.1.2供油装置的主要部件： 2.1.1.2.1油箱 设计成能容纳 900升液压油的油箱（该油箱的容量设计满足1台大机和2台 50％给水泵小机的正常控制用油）。考虑抗燃油内少量水份对碳钢有腐蚀作用，设计中油管路全部采用不锈钢材料，其他部件尽可能采用不锈钢材料。 油箱板上有液位开关（油位报警和遮断信号）、磁性滤油器、空气滤清器、控制块组件等液压元件。另外，油箱的底部安装有一个加热器，在油温低于20℃时应给加热器通电，提高EH油温。 2.1.1.2.2油泵 考虑系统工作的稳定性和特殊性，本系统采用进口高压变量柱塞泵，并采用双泵并联工作系统，当一台泵工作，则另一台泵备用，以提高供油系统的可靠性，二台泵布置在油箱的下方，以保证正的吸入压头。 2.1.1.2.3控制块（参见图2） 控制块安装在油箱顶部，它加工成能安装下列部件：
前言 为加强运行人员的技术培训，早日给以后机组的安全稳定运行奠定一个良好的理论基础，特编写该培训教材。 本书主要依据《汽轮机设备》、《电力安规》、《设备说明书及技术规范》等资料，内容主要包括汽机方面的各个主要系统、机组起停及运行维护、主要试验等。 因水平有限，并且受到资料欠缺的限制，尽管我们作了较大努力，但肯定存在不少谬误，万望大家批评并斧正。 编者 2002．2．06
目录第一章循环水系统 第二章开式水系统 第三章闭式水系统给水系统及泵组运行 第四章凝结水系统 第五章给水系统及泵组运行 第六章辅汽系统 第七章轴封汽系统 第八章真空系统 第九章主、再热蒸汽及旁路系统 第十章汽轮机供油系统（润滑油、EH油） 第十一章发电机氢气系统 第十二章发电机密封油系统 第十三章发电机定子冷却水系统 第十四章DEH操作说明 第十五章汽轮机的启停 第十六章汽轮机快速冷却装置 第十七章汽机试验
第一章循环水系统 一、系统概述 循环水系统在全厂各种运行条件下连续供给冷却水至凝汽器，以带走主机及给水泵小汽轮机所排放的热量。循环水系统并向开式冷却水系统及水力冲灰系统供水。补给水系统向循环水系统中的冷却水塔水池供水，以补充冷却塔运行中蒸发、风吹及排污之损失。 在电厂运行期间循环水系统必须连续的运行。该系统配置有自动加氯系统，以抑制系统中微生物的形成。补充水系统采用弱酸处理，使循环水系统最大浓缩倍率控制在5.5倍左右。为维持循环水系统的水质，系统的排污水部分从冷却塔水池排放，部分从凝汽器到冷却塔出水管上排放供除灰渣系统，有补充水系统补充循环水系统中的水量损失。凝汽器冷却水量按夏季凝汽量时冷却倍率为55倍计算。夏季工况时主机排汽量A(1226.8)T/H。小机排汽量191.4T/H，则凝汽器冷却水量为（A+B）*55=78000T/H 二．循环水塔： 我厂每台汽轮发电机组，配一座自然通风双曲线型冷水塔；安装三台循环水泵；一条循环水压力进、水管道。冷却塔名称淋水面积为8500m2，实际淋水面积8240 m2，采用单竖井虹吸配水。全年平均运行冷却水温为20℃左右，运行是经济的。 冷却塔填料采用塑料填料，其型式为S型或差位正弦波。 1．参数和冷却水量： 凝汽器为双背压单流程表面式，按汽轮机最大连续工况设计，循环水温度20℃，高背压为5.392KPA，低背压为4.4 KPA。凝汽器总有效面积36000 m2，管长11180 m2。循环水量68000m3/h，总水阻小于60 KPA，循环水进水温度20/24.71℃,循环水温升9.4℃。 按额定工况的排汽量，冷却倍率采用55，计算夏季及春秋季的冷却水量，其值为63940 m3/h。冬季按夏季冷却水量的75%计算，其值为47955 m3/h。 当冷却倍率55时，凝汽器进出水温升为9.15℃。冬季冷却倍率相当于41.25，凝汽器进出水温升为12.68℃。 2．冷却塔主要尺寸： ±0.00m相当于绝对标高35.30m. 环基中心处 R=58167（-3.30m高程） 填料顶塔筒内壁直径 105.00m