汽轮机本体结构介绍
本机组的总体型式为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：一个单流圆筒型H30高压缸，一个双流M30中压缸，两个N30双流低压缸。“HMN”组合的功率范围为300MW至1100MW。根据排汽容积流量的大小（背压及功率）可选配1至3个低压缸。本次介绍的1000MW功率等级机组技术先进、成熟、安全可靠；所有的最新技术近期均有成功的应用业绩，通过这些技术的最优组合，使该机型的总体性能达到了世界一流的先进水平。
机组总剖图
机组俯视图
应用业绩
总体特点：
机组具有超群的热力性能；优越的产品运行业绩及可靠性；高效、高可用率、容易维护、检修所花时间少、运行灵活、快速启动及调峰能力。机组高、中压缸整体发运大大缩短了现场安装周期。
机组采用一只高压缸、一只中压缸和二只低压缸串联布置。汽轮机四根转子分别由五只径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其余三根转子，即中压转子和两根低压转子均只有一只径向轴承支承。这种支承方式不仅是结构比较紧凑，主要还在于减少基础变形对于轴承荷载和轴系对中的影响，使得汽机
转子能平稳运行。这五个轴承分别位于五个轴承座内。
整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的二个轴承座上。而低压部份静子件中，外缸重量与其它静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它焊在一起的凝汽器颈部承担，其它低压部件的重量通过低压内缸的猫爪由其前后的轴承座来支承。所有轴承座与汽缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金。它的优点是具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组膨胀畅顺。
2号轴承座位于高压缸和中压缸之间，是整台机组滑销系统的死点。在2号轴承座内装有径向推力联合轴承。因此，整个轴系是以此为死点向两头膨胀；而高压外缸和中压外缸的猫爪在2号轴承座处也是固定的。因此，高压外缸受热后也是以2号轴承座为死点只向调阀端方向膨胀。而中压外缸与中压转子的温差远远小于低压外缸与低压转子的温差。因此，这样的滑销系统在运行中通流部分动静之间的差胀比较小，有利于机组快速启动。
盘车装置采用液压马达，其按装于高压转子调阀端的顶端，位于1号轴承座内。
高压缸的特点：
高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构。由于缸体为旋转对称，避免了不理想的材料集中。使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，这也就是将热应力保持在一个很低的水平。
圆筒型高压缸
无中分面的圆筒型高压缸有极高的承压能力，汽缸应力小，即使内缸有中分
圆筒后外缸
圆筒前外缸H型单流圆筒型高压缸
面，但其螺栓应力也小，安全可靠性好。目前用于该机型的高压缸积木块H30，其设计压力达到30MPa ，与25MPa 相比，提高经济性还有约0.7%的潜力。
高压外缸进汽端 高压外缸排汽端
高压内缸
高压缸
中压缸的特点：
中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分。而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只要承受压差即可。
中压缸进汽第一级除了与高压缸一样采用了低反动度叶片级（约20%的反动度），以及切向进汽的第一级斜置静叶结构外，为冷却中压转子还采取了一种切向涡流冷却技术，降低中压转子的温度，为此，可满足某些机组中压缸积块进口
再热温度比主蒸汽温度高的要求。
主调门及再热调门的独特技术风格
采用两个主调门及两个再热主调门，其结构及布置风格也是与众不同的。下为主蒸汽进汽部分
主调门与汽缸连接方式
布置在汽缸两侧，切向进汽，损失小；起吊高度低。 阀门直接支撑在基础上。 阀门与汽缸采用大型罩螺母方式连接。
主调门
连接螺母
高压外缸
高压内缸
进汽插管
再热调门与汽缸连接方式
再热主汽门调门
中压内缸
中压外缸
再热调门
进汽插管
主汽门调门
低压缸的特点：
低压缸采用二个双流设计。
低压外缸由二个端板、二个侧板、一个钢架和一个上盖组成。外缸与轴承座分离，直接坐落于凝汽器上。它大大降低了运转层基础的负荷。
低压内缸通过其前后各二个猫爪，在前后二个轴承座上，支撑整个内缸、持环及静叶的重量。并以推拉装置与中压外缸相连，以保证动静间隙。
独特的阀门滤网结构设计
9） 汽缸落地设计
所有高中压汽缸和低压的内缸均通过轴承座直接支撑在基础上，汽缸不承受转子的重量，变形小，易保持动静间隙的稳定。
10）独特的膨胀系统设计
膨胀系统设计具有独特的技术风格：
机组的绝对死点及相对死点均在高中压之间＃2轴承座内的推力轴承处。高、中压外缸在＃2轴承座上固定，中压外缸与低压内缸以及低压内缸之间采用推拉杆来传递推力。为此动静叶片的相对间隙变化最小。汽缸与轴承座之间有耐磨、滑动性能良好的金属介质。
阀门采取小网格、大面积的不锈钢永久性滤网。其特点是过滤网直径小，滤网刚性好，不易损坏。
主-调门滤网
轴承座直接落在基础上。 低压内缸直接通过轴承座支 撑在基础上，并以推拉装置与中压外缸相连，以保证动静间隙。
汽缸之间的单轴承支撑设计
除与发电机连接的低压转子外，其他两个转子之间只有一个轴承支撑，这样 转子之间容易对中，不仅安装维护简单，而且轴向长度可大幅度减少；与其他公司的四缸四排汽机型相比，本机组汽轮机的轴向总长要短8-10m ，因此轴系特性简单，厂房投资可下降。
特有的轴系高稳定性设计
与其他风格的机型相比，对抗超临界压力的汽隙激振方面，具有非常明显的技术优势：
单流高压缸，转子跨度明显小于其他机型，转子刚性，临界转速比其他机型要高20%~30%。
全周进汽的运行方式彻底消除了一大汽隙激振源。
绝对死点
转子绝对膨胀
汽缸绝对膨胀
转子与汽缸相对膨胀 中压外缸或低压内缸
推拉杆 低压外缸 低压内缸
轴承座
单轴承使轴承比压高，采用高粘度的润滑油，稳定性好。
小直径高压缸，多道汽封，包括各级叶片的转子部位也装有汽封，有利于减少汽隙激振。
整缸整体发运
整个高、中压缸均可在制造厂内完成安装，整体发运电厂，可大大缩短新机组的安装周期，最大限度的降低现场安装误差。
机组大修间隔长
正因为在机组设计方面采取了一系列独特的技术，机组的可靠性好；根据西门子公司的规范，其机组的大修间隔比其他机型要大一倍左右，根据西门子的规范，该型1000MW，HMN型机组的等效大修间隔可达到96000小时（约12年）。
低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施并设有足够的除湿用的疏水口。低压末几级叶片抗水蚀措施的说明如下：
超临界机组由于压力的原因，其低压缸的排汽湿度比同样进汽温度的亚临界机组要大，从安全性、经济性的角度，更应注重抗水蚀和抗腐蚀技术的应用，主要的特点有下列五个方面：
●末端叶片采用抗腐蚀性能好的17-4PH材料。图示抗腐蚀强度与12Cr
钢的对比，显然，17-4PH在钠盐及水中的疲劳强度均明显高于12Cr钢。
●结构上有足够的疏水槽。
●相当大的轴向间隙，这是公认十分有效的防冲蚀措施（见下图）。
●末级静叶采取空心叶片结构，在内部抽出水分。
●末级动叶片采用新型的激光表面硬化技术，这是西门子公司的一项特有
技术，其特点在于：
叶片的进汽边硬化层能完全穿透，见下图。
最新的激光表面硬化技术
表面硬度可超过500HV。，X5CrNiCUNB16-4即17-4PH材料。
激光硬化的最大优点在于，它与其他技术不同，在表面形成压应力不但不会降低（一般下降20%-50%），反而有利于提高材料的抗疲劳强度和抗应力腐蚀能力。
世界上（有运行业绩）最大尺寸的3000r/min低压缸
虽然世界上各公司长叶片的技术贮备已很充分，但真正有运行业绩的叶片并不多，本机型上应用的低压缸N30积木块与外高桥超临界900MW相同，末级叶片为1146mm。
百万千瓦等级低压缸末级长叶片
该1146mm叶片1997年投运，至今运行已超过50000小时，见下业绩表：
660MW超超临界机组汽轮机真空系统 节能运行分析 摘要：针对某厂660MW#7机组汽轮机真空系统设计布置及运行情况进行分析，为提高机组凝汽器真空，进一步降低机组煤耗，提出新的建议及改造方案，不断提高机组运行经济性。 关键词：抽真空系统；真空泵；节能改造。 1抽真空系统布置方式节能分析 1.1概述 我厂四期#7机组为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N660-27/600/600，机组凝汽器为双背压汽轮机，给水泵汽轮机排汽入单独的凝汽器。每台主汽轮机设置3台50%机械水环式真空泵组，2台运行1台备用。在机组启动建立真空期间，3台泵同时投入运行。型号：2BW5353-0EL4平面泵。循环水系统采用带自然通风冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。机组配循环水泵两台（每台机组配置一台定速电机和一台双速电机）。冷却塔一座，循环水供水和排水管各一根，回水沟一条。 1.1.1凝汽器介绍 本机组所采用凝汽器是表面式的热交换器,冷却水在管内流动过程中与管外的排汽进行热交换,使排汽凝结成水,同时使凝汽器形成真空。凝汽器采用双背压设计,即两个凝汽器在运行中处于两个不同的压力下工作。当循环水进入第一个凝汽器后吸收热量,水温升高,然后再进入第二个凝汽器(第一个凝汽器出口水温即为第二个凝汽器的入口水温)。由于凝汽器的特性主要取决于冷却水的温度,不同的水温对应不同的背压,于是在两个凝汽器中形成了不同压力,即低压凝汽器和高压凝汽器。双背压凝汽器的优点： ①根据传热学原理，双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压，因此汽机低压缸的焓降就增大了，从而提高了汽轮机的经济性。 图（1）凝汽器结构 ②双背压凝汽器的另一个优点 就是低背压凝汽器中的低温凝结水 可以进入高背压凝汽器中去进行加 热，既提高了凝结水温度，又减少了 高背压凝汽器被冷却水带走的的冷 源损失。低背压凝汽器中的低温凝结 水通过管道利用高度差进入高背压 凝汽器管束下部的淋水盘，在淋水盘 内，低温凝结水与高温凝结水混合在 一起，再经盘上的小孔流下，凝结水 从淋水盘孔中下落的过程中，凝结水 被高背压低压缸的排汽加热到相应 的饱和温度。在相同条件下，双背压 凝汽器的平均压力低于循环水并联 的单压凝汽器的压力，可提高循环效 率。凝汽器结构见图（1）。凝汽器两个壳体底部为连通的热井,上部布置有低压加热器、小汽机排汽管、减温减压器和低压侧抽气管等。凝汽器抽空气管布置在其管束区中心以抽吸其内的不凝结气体。高、低压凝汽器中的抽空气管采用串联结构,不凝结气体由高压侧流向低压侧,最后由低压凝汽器冷端引向真空泵。这种结构可减轻真空泵的负担,减少其备用台数,使系统简化。 1.1.2主机凝汽器规范 表（1）：本机组凝汽器规范
October 2006 The Second Annual Conference of The Ultra-Supercritical KS12-1： 超超临界电厂的现代汽轮机技术 Dipl.-Ing. Werner Heine 西门子发电部汽轮机生产线管理部部长,德国 摘要 现代的超超临界级燃煤电厂需要高效的汽轮机，以承受高达300 bars 的蒸汽压力和高达600°C 及以上的蒸汽温度。除了经济原因，还有二氧化碳排放的环境问题，使得不仅需要在大型的1000 MW 电厂上采用最新的超超临界技术，也要在相对较小的机组，如600 MW 机组上使用该技术。除了边界条件外，电网波动的稳定能力也是一个关键要求。在这方面西门子公司非常重视，并通过使用额外的阀门，即补汽调节阀，提高进入高压汽机的最大主蒸汽质量流量。利用该技术，理论上可以将功率提高达20％。十多年来，西门子发电部已经积累了很多良好的运行经验，因此在该领域建立了完善的理论。从经济角度看，通过补汽调节阀来扩展功率的方法，比在标准运行工况下对整个汽机节流，或使用控制级要好。除概括地介绍西门子超超临界汽轮机技术外，还重点介绍了高压汽机的新特点，即所谓的内部旁路冷却。配汽方案及同其他方案，如控制级的比较。最后，介绍了一些改善600MW 机汽机热耗率研究的最终结果。 超超临界蒸汽发电厂用西门子汽轮机技术 图 1: 为超超临界开发的SST 6000的3D 视图
几十年来，西门子公司对于汽轮机的配置，一直倾向于单独的高压和中压模块与灵活的低压模块系统相结合，从而对不同的现场工况都能适应和优化。根据设备最高效率的要求，及随之而来的增高的蒸汽参数，西门子公司不断对模块进行地改良，从而确保西门子 汽轮机设备具有较高的可用率和可靠性。 图 2是超临界电厂用西门子高压汽机的典型设计的横向和纵向断面图。 外缸的蒸汽入口区域为铬含量10%的铸钢，其壁厚明显降低。而外缸的高压排汽部位为铬含量1%的铸钢。两个蒸汽入口通道都与汽机的下半部分相连。进汽室分别位于3点钟和9点钟位置。外缸没有水平中分线，汽机为圆筒形设计。 图 2: 典型的超临界电厂用西门子高压汽机断面图 针对最高蒸汽温度高达600 °C，西门子公司开发了高压汽机的内部冷却系统。如上述介绍，该技术可以提高运行的灵活性和安全性，降低材料使用，并改善汽机内部的温度分布。 高压汽机内部旁路冷却 内部冷却概念的示意图如图 3所示。该冷却方式的基本原理是用来自膨胀管路的温度相对较低的蒸汽替代热的节流蒸汽，以冷却推力平衡活塞的第二部分。 October 2006 The Second Annual Conference of The Ultra-Supercritical
700℃超超临界燃煤发电机组发展情况概述（一） 目前，在整个电网中，燃煤火力发电占70%左右，电力工业以燃煤发电为主的格局在很长一段时期内难以改变。但是，燃煤发电在创造优质清洁电力的同时，又产生大量的排放污染。为实现2008年G8（八国首脑高峰会议）确定的2050年CO2排放降低50%的目标，提高效率和降低排放的发电技术成为欧盟、日本和美国重点关注的领域。洁净燃煤发电技有几种方法，如整体煤气化联合循环（IGCC）、增压流化床联合循环（PFBC）及超超临界技术（USC）。目前，超超临界燃煤发电技术比较容易实现大规模产业化。 超超临界燃煤发电技术经过几十年的发展，目前已经是世界上先进、成熟达到商业化规模应用的洁净煤发电技术，在不少国家推广应用并取得了显著的节能和改善环境的效果。据统计，目前全世界已投入运行的超临界及以上参数的发电机组大约有600余台，其中美国约有170台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及原东欧国家280余台。目前发展700℃超超临界发电技术领先的国家主要是欧盟、日本和美国等。700℃超超临界机组作为超超临界机组未来发展方向，本文对其发展情况进行概述，供参考。 一、概念 燃煤发电机组是将煤燃烧产生的热能通过发电动力装置（电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等）转换成电能。燃煤发电机组主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、发电系统（汽轮机、汽轮发电机）和控制系统等组成。燃烧系统和汽水系统产生高温高压蒸汽，发电系统实现由热能、机械能到电能的转变，控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。 燃煤发电机组运行过程中，锅炉内工质都是水，水的临界点压力为22.12MPa，温度374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点。超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力22.12 MPa的机组，而亚临界机组是指主蒸汽压力低于这个临界压力的机组，通常出口压力在15.7～19.6 MPa。习惯上，又将超临界机组分为两个类型：一是常规超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力一般为24兆帕左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为566～593℃；二是超超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度一般600℃以上，700℃超超临界燃煤发电机组是超超临界发电技术发展前沿。在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成
国外超超临界机组技术的发展状况 一、超超临界的定义 水的临界状态点：压力 22.115MPa，温度374.15℃；蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列（通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级）：次中压2.5 MPa，中压3.5 MPa，次高压6.5 MPa，高压9.0MPa，超高压13.5 MPa ，亚临界16.7 MPa，超临界24.1 MPa。 超超临界（Ultra Super-critical）（也有称高效超临界High Efficiency Supercritical））的定义：丹麦人认为：蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线；日本人认为：压力>24.2MPa，或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界；德国西门子公司的观点：从材料的等级来区分超临界和超超临界；我国电力百科全书：通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。 结论：其实没有统一的定义，本质上超临界与超超临界无区别。 二、国外超超临界技术发展趋势 （一）超超临界机组的发展历史 超超临界机组发展至今有50年的历史，最早的超超临界机组于1957年投产，建在美国俄亥俄州（Philo 电厂6#机组），容量为125MW，蒸汽进汽压力31MPa，进汽温度621 / 566 / 566 C（二次再热）。汽轮机制造商为美国GE公司，锅炉制造商为美国B&W公司。 世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段： 第一阶段（上世纪50-70年代）
以美国为核心，追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组，容量为325MW，蒸汽压力为34.5MPa，蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C（二次再热），热耗为8630kJ/kWh，汽轮机制造商美国WH 公司，锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数（32.2MPa/610/560/560 C）运行直至今，但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。 结果，早期的超超临界机组，更注重提高初压（30MPa或以上）,迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度更难，并忽视了当时技术水平和材料水平，使机组可用率不高。 第二阶段（上世纪80年代） 以材料技术发展为中心，超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高，电厂水化学方面的认识更趋深入，美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造，形成了新的结构和新的设计方法，使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后，美国将超临界技术转让给日本，GE公司转让给东芝和日立公司，西屋公司转让给三菱公司。 第三阶段（上世纪90年代开始） 迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格，新材料的开发成功，常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲（德国、丹麦）为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表，开拓了一条从引进到自主开发，有步骤有计划的发展之路，成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。 三、各国超超临界发电技术情况
图1汽轮机轴承座布置图 低压缸的支撑系统 低压外缸与低压内缸无刚性连接,只在低压内缸猫爪支撑和中心导向销的位置采用波纹管进行补偿和密封。低压外缸直接支撑在凝汽凝汽器支撑在刚性基础上。低压内缸猫爪穿过低压外缸上面的四个孔支撑在落地式轴承座上。由于低压内缸和低压转子都支撑在轴运行时转子与内缸的径向间隙不会像传统机组那样受到支撑点温度高低膨胀不均的影响。 滑销系统设计点 整个轴系的死点在2号轴承,高压转子向车头方向膨胀 子连带着两根低压转子向发电机方向膨胀,本台机组中低压转子整体
图2轴系找中示意图 联轴器联接 本机组的所有联轴器现场都不需要绞孔,联轴器螺栓的安装在整个轴系的找中心完成后进行,此时联轴器已经被临时螺栓联接 径较正式螺栓小1mm左右),为保证联接前联轴器的同心度 。 图3盘车找中示意图 。 图4晃度测量百分表架设位置及托环使用示意图6)缓慢盘动发电机转子带动励磁机转子转动,测取水平位移表计的晃动值,为保证准确性至少有二遍重复数据出现后,以每次增加100~200Nm的力矩,对角地均匀地紧固联轴器螺栓一遍。紧固时先从需借正晃度的一组螺栓开始,如此反复紧固和测量后直至螺栓紧固力矩达到1250Nm左右,盘动转子多次测量晃度达到稳定状态后,可视晃度情况,以不同的力矩分别紧固螺栓,目的在于校准晃度。校准结束后,要求最小力矩值大于1660Nm,最大力矩不超过1930Nm即可,且最终测得晃度应小于0.05mm。 7)需要严格注意的是:螺栓紧固时,应逐步增大力矩,不可采用松 验收,确保达到设计要求 。 Science&Technology Vision 科技视界
。 其意义最根本的是我从这个实验中体会到科学实验要有严谨的治。 对教师素质的要求更加严格,师德建设也必须与时俱。 型圈设计完成后。 以提供高品质的服务为重点举措。
超超临界汽轮机技术发展 42091022 赵树男1.超超临界汽轮机的参数特征 超临界汽轮机(supercritical steam turbine)有明确的物理意义。由工程热力学中水蒸汽性质图表知道: 水的临界点参数为: 临界压力p c=22.129MPa, 临界温度t c =374.15℃ , 临界焓h c=2095.2kJ/ kg, 临界熵s c=4.4237kJ/(kg·K),临界比容v c= 0.003147m3/kg。工程上, 把主蒸汽压力p0
p c的汽轮机称为超临界汽轮机。 在国际上, 超超临界汽轮机(Ultra Supercritical Steam Turbine)与超临界汽轮机的蒸汽参数划分尚未有统一看法。有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593℃称为超超临界汽轮机, 蒸汽温度593℃可以是主蒸汽温度,也可以是再热蒸汽温度; 有些学者把主蒸汽压力大于27. 5MPa 且蒸汽温度大于580℃称为超超临界汽轮机。1979 年日本电源开发公司(EPDC) 提出超超临界蒸汽参数( Ultra Supercritical Steam Condition)的概念, 简写为USC, 也称为高效超临界或超级超临界。目前, 超超临界汽轮机的提法已被工程界广泛接受和认可, 在传统的超临界蒸汽参数24. 2MPa/ 538℃/ 538℃的基础上,通过提高主蒸汽温度、再热蒸汽温度或主蒸汽压力改善热效率。国外提高超临界机组的蒸汽参数有两种途径: 一种途径是日本企业的做法, 通过把主蒸汽和再热蒸汽的温度提高到593℃或600℃, 实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机; 另一种途径是欧洲一些企业的做法, 把蒸汽参数提高到28MPa 和580℃, 也实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机。 国外投运大功率超超临界汽轮机比较多的国家有日本和丹麦, 生产大功率超超临界汽 轮机台数比较多的企业有东芝、三菱、日立、阿尔斯通(德国MAN)和西门子。我国研制超超临界汽轮机, 建议主蒸汽压力取为25MPa ～ 28MPa, 主蒸汽温度为580℃～600℃, 再热蒸 汽温度为600℃, 机组功率为700MW～1000MW。 2.超超临界技术的发展 2. 1 日本超超临界技术开发 日本超超临界技术开发分为2 个阶段实施完成。第一阶段超超临界技术开发从1981 年开始, 1994 年结束。第一阶段的技术研究工作分为2步同时进行: 第一步的蒸汽温度为593℃/ 593℃,第二步的蒸汽温度为649℃/ 593℃。第一阶段技术开发的目标是在传统超临界蒸汽参数( 24.2MPa/ 538℃/ 538℃) 的基础上, 热效率再提高2. 2% 。主要技术研究工作有5项:○1初步试验( 1981年)；○2锅炉元件试验(1982～1989年)；○3汽轮机转动试验( 1983～1989年)；○4超高温汽轮机示范电厂试验(1983～1993年)；○5总体评价与分析( 1994年)。1994年完成了第一阶段技术开发的总体评价与分析工作。 第二阶段超超临界技术开发从1995年开始,2001年结束。第二阶段蒸汽温度为630℃/ 630℃, 第二阶段技术开发工作的重点是对9%Cr ～12%Cr 新型铁素体钢进行开发和验证。第二阶段技术开发的目标是在常规超临界蒸汽参数(24. 2MPa/ 538℃/ 538℃)的基础上, 热效率再提高4.8 个百分点。第二阶段技术研究工作有4 项:○1初步试验( 1995 年)；○2锅炉元
快冷装置在660MW超超临界汽轮机的应用 发表时间：2018-12-21T09:33:03.480Z 来源：《电力设备》2018年第23期作者：唐春飞胡小波 [导读] 摘要：介绍并分析了某电厂660MW超超临界汽轮机快冷装置投用操作及冷却效果，与自然冷却进行了比较，并提出了快冷系统投入的风险及控制措施，可为同类型机组快冷装置投入提供参考。 （重庆三峰百果园环保发电有限公司重庆 404100） 摘要：介绍并分析了某电厂660MW超超临界汽轮机快冷装置投用操作及冷却效果，与自然冷却进行了比较，并提出了快冷系统投入的风险及控制措施，可为同类型机组快冷装置投入提供参考。 关键词：超超临界；汽轮机；快冷装置；控制措施 1概述 某发电公司2×660MW机组汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机(型号：N660-25/600/600)。汽轮机的高排蒸汽从高压缸排出后，经由带有逆止阀的冷再热管道到达再热器，再进入中压缸，中压缸排汽不经任何阀门直接进入低压缸。高压缸设有通向凝汽器的高排通风系统；如果高排通风系统开启，则高排逆止阀关闭，这就意味着高、中压缸的快冷系统可单独带真空泵运行。 为了能尽早对汽轮机进行检查，必须减少冷却过程的时间以提高汽轮机的可用性，所以很有必要投用快冷系统使冷却过程的时间尽量缩短。整个冷却过程必须考虑到机 组的轴向与径向间隙，还必须要考虑到机组各部件之间的最大允许温差，避免对汽轮机造成任何损伤。 2快冷系统介绍 2.1快冷装置 “汽轮机快速冷却”简称快冷，是指通过强迫方式快速冷却汽轮机内部部件，其作用是尽可能快地使汽轮机冷却以便尽早停用盘车，缩短汽轮机冷却时间。快冷的投用有效地提高了机组的可用性。我厂快冷装置如图一。 图一快冷装置 为了保证冷却的效果，很有必要投用真空泵使外界空气通过高压主汽门后、调节汽门前的快冷接口和中压主汽门后、调节汽门前的快冷接口按顺流方式进入通流部分进行快速冷却、为了避免环境中的颗粒进入汽轮机必须在快冷接口处安装滤网装置。整个快冷系统的设计和过程必须保证可以同时冷却所有的高温部件，例如调节汽门、转子、内缸、外缸等。 图二高压缸快冷空气流向 高压缸的结构设计决定了高压内、外缸夹层之间为高压第五级后的蒸汽（根据各个项目的差异，夹层蒸汽参数可能略有差别），因此在稳态的情况下高压内、外缸的整体的平均温度会比高压转子的平均温度高、因此在冷却过程中，高压转子会比高压内、外缸冷却得快，这就意味着。在快冷过程末期，模拟的转子温度要比外缸（进汽部分）上下半测量的温度低、这种情况对TSE（汽轮机应力分析）在高压缸进汽区域的测点同样适用。由于高压内、外缸之间的辐射，因此高压外缸对冷却速率的影响是很显著的。
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
660MW超临界汽轮机设计说明 1 概述 哈汽公司660MW超临界汽轮机为单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压积木块采用哈汽成熟的600MW超临界机组积木块。应用哈汽公司引进三菱技术制造的1029mm末级叶片。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大的降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后通入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，做功后温度明显下降，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半上的排汽口排入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回中压部分，中压调节阀通过挠性导汽管与中压缸连接，因此降低了各部分的热应力。 蒸汽流过反动式中压压力级，做功后通过高中压外缸上半的出口离开中压缸。出口通过连通管与低压缸连接。 高压缸与中压缸的推力是单独平衡的，因此中压调节阀或再热主汽阀的动作对推力轴承负荷的影响很小。 汽轮机留有停机后强迫冷却系统的接口。位于高中压导汽管的疏水管道上的接头可永久使用，高中压缸上的现场平衡孔可临时使用。 汽轮机的外形图及纵剖面图见图1。
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 低旁LBP 控制热再热压力在设定值
1000MW超超临界机组技术发展的探讨 摘要：根据我国对超超临界机组的技术认证，推荐超超临界汽轮机进口参数为25MPa、600/600℃，相应锅炉的设计参数为26.25MPa、605/603℃，锅炉蒸发量的选取一般与汽轮机的VWO工况相匹配。目前我国超超临界机组已步入世界先进行列，1000MW超超临界机组采用单轴技术，蒸汽参数为25～27MPa、600/600℃，已达到世界顶级水平。三大主要设备锅炉、汽机、发电机的生产厂家努力发展超超临界技术，促进1000MW超超临界机组技术的国产化，为我国大火电建设提供了有力的支持。 关键词：1000MW超超临界；机组技术；发展探讨 引言 我国燃煤火电机组技术发展已进入超超临界参数的时代，从长远发展趋势分析，一是常规火电机组将继续提高蒸汽参数，压力超过30 MPa ，温度超过700 ℃，机组的效率有望超过50% ；二是采用煤气化-联合循环发电方式，机组效率可以达到60%，这 2 种技术目前都处在发展之中。现将我国1000MW 超超汽轮机技术概况分述如下。 1汽轮机本体概况 本文以某电厂二期工程#4机组为例，该机组由东方汽轮机有限公司提供，本期工程为2×1000MW国产超超临界抽凝供热机组。汽轮机布置在15.5m运转层，为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、单抽、抽凝式汽轮机，型号：C1000/908-26.25/600/600。汽轮机组包括两台低压缸和高、中压缸各一台。高压缸由一个单列调节级和八个压力级构成；中压缸双分流，各由六个压力级构成；低压缸四分流，各由六个压力级构成。总热力级21级，结构级45级。采用自密封系统（SSR），高、中压汽封漏汽供低压缸轴封封汽用，多余蒸汽溢流至八号低加，封汽用蒸汽不足时由新蒸汽补充。调节方式为复合调节（可实现部分进汽或全周进汽），控制系统采用高压抗燃油数字电液调节系统（DEH）。 2汽轮机本体安装工艺 2.1灰浆垫块施工 本机组安装采用地脚螺栓及锚固板预埋工艺，在预埋过程中必须检查、监督土建预埋质量，务必核对各设备纵横中心线应准确无误，地脚螺栓和锚固板定位尺寸、标高及垂直度均符合设计要求。各预留孔洞的形、位尺寸均能满足设计要求，各预埋件位置正确、数量齐全、浇灌完毕。根据厂家灰浆垫块布置图和水泥支墩的尺寸大小，划出需要凿毛的位置和凿毛平面尺寸线。去掉混凝土表层浮浆，沿划好的线进行凿毛，凿毛深度要求露出混凝土层，表面铲毛工作应按图样所标尺寸进行，并保证不得使基础钢筋露出。结束后，沿铲毛表面切除地脚螺栓套筒
1DEH温度准则 (1)X准则 一方面，为了提高机组的经济性，应尽可能快的启动；另一方面，蒸汽参数及汽轮机热应力必须保持在规定值内，以延长汽轮机使用寿命。运行状态改变时，进入汽轮机的蒸汽参数及传热量也会相应改变。为了限制汽轮机的热应力，汽轮机应力评估TSE使用可调整的温度准则——X准则判断机组是否能够接受运行方式的改变，并将判断后的结果作为允许条件送到汽轮机启动顺控子组SGC，以决定汽轮机是否能够进行相应的操作。其中，X1准则和X2准则用于判断是否允许打开主汽门对主调门进行暖阀；X4、X5和X6准则用于判断是否允许打开主调门并冲转至360r/mim进行低速暖机；X7A和X7B准则用于判断在360 r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许继续升速至3000r/mim；X8准则用于判断在3000r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许汽轮机并网。 a)X1准则 X1准则是在冷态启动时使主蒸汽温度高于汽轮机阀体温度，避免汽轮机阀体被主蒸汽冷却。即在打开汽轮机主汽门对主调门暖阀时，主蒸汽温度要比主调门阀体温度高一定值。而在极热态启动时,允许主蒸汽温度低于主调门阀体温度。 X1准则为：θMS＞θmCV + X1 式中, θMS为锅炉侧过热器出口的主蒸汽温度,由A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度4 个测点小选得出；θmCV为汽轮机主调门阀体50％深度（中心点）温度，由主调门A、主调门B阀体温度大选得出；X1为允许的最低温差。
θmCV＝0，θMS＞100； θmCV＝550，θMS＞530； θmCV＝600，θMS＞530； b)X2准则 X2准则是为确保主蒸汽的饱和温度低于汽轮机主调门阀体温度一定值，避免主汽门打开后,主调门温升过快。冷态启动时，如果汽轮机主调门阀体的温度低于主蒸汽的饱和温度，打开主汽门后，主蒸汽与主调门接触，将以凝结放热的方式加热主调门阀体。由于凝结放热的放热系数很大，主调门阀体内表面的温度很快上升到主蒸汽的饱和温度。如果阀体内部温度过低，就会在阀体内部产生很大的热应力。所以要使主蒸汽的饱和温度低于主调门阀体内部温度。 X2 准则为：θSatSt＜θmCV + X2 式中，θSatSt为主蒸汽的饱和温度，通过汽轮机前主蒸汽压力计算得到。汽轮机前主蒸汽压力由A、B侧主蒸汽管道蒸汽压力4个测点大选得出；X2为允许的最高温差，是θmCV 对应的允许上限温差Δθu perm mCV的1.3倍，即：X2＝1.3×Δθu perm mCV。
大型超超临界火电机组现状和发展趋势 摘要：本文简述了上海发展超超临界火电机组的战略意义、国内 外现状、关键技术和经济效益。 1. 超超临界的概念 火力发电厂的工质是水，在常规条件下水经加热温度达到给定压力下的饱和温度时，将产生相变，水开始从液态变成汽态，出现一个饱和水和饱和蒸汽两相共存的区域。当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，汽水比重差也等于零，该压力称为临界压力。水在该压力下加热至374.15℃时即被全部汽化，该温度称为临界温度。水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。蒸汽压力大于临界压力的范围称超临界区，小于临界压力的范围称亚临界区。从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般认为蒸汽压力大于25MPa、且蒸汽温度高于580℃称为超超临界。 2. 发展超超临界火电机组的战略意义 2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。 表1 全国电能源构成 项目单位2000实际2020预测 全国总装机容量万千瓦31932.09 90000 比重% 100 100 1、水电万千瓦7935.22 22000 比重% 24.9 24.4 2、火电万千瓦23746.96 63500 比重% 74.4 70.6 其中：煤电万千瓦23223.96 58000 比重% 72.7 64.4 气电万千瓦511.8 5500
汽轮机液压调节系统 目录 第一章系统介绍 第二章 EH系统 第一节概述 第二节主要技术参数 第三节供油系统 第四节执行机构 第五节危急遮断系统 第六节检修工艺 第七节EH系统的故障及处理 第三章主汽阀和调速汽阀第一节概述 第二节高压主汽阀 第三节高压调节汽阀 第四节中压主汽阀 第五节中压调节阀 第六节故障及处理方法 第四章保安系统 第一节保安系统 第二节危急遮断器 第三节危急遮断油门 第四节手动停机解脱阀 第五节注油压出试验
第一章系统介绍 一、要求 汽轮机运行对调节系统的要求是：当外部系统负荷不变时，保持供电的频率不变；当外部系统负荷变化时，迅速改变汽轮机组的功率，使其与系统的变化相适应，维持供电频率在允许范围内变化（一次调频）；当供电频率超出或将要超出允许变化范围时，应能将其调整至变化范围之内（二次调频）；当机组甩负荷时，保证机组动态转速不超过最大允许值（3300）；能适应机组各种启动、停机工况，并在设备故障时限制机组的负荷。 1、机组启动特点及对调节的要求 机组启动采用中压缸冲转启动方式，当机组负荷达到额定功率的20时，中压调节阀的开度为100，当机组负荷大于额定功率的20时，中压调节阀保持全开状态。当负荷达到额定功率的15时，高压缸调节阀开始打开，在三个高压缸调节阀全开时，负荷达到额定功率的35左右，在负荷为额定功率的35-91时，机组滑压运行，高压调节阀保持三个全开；当负荷大于额定功率的91时，机组转入定压运行，第四个调节阀逐渐开大，直至额定负荷。 2、参加调频 为使机组能参加一次调频，在定压运行范围内当供电频率变化时调整调节阀的开度；在滑压运行时，当外系统负荷变化，能调整进汽参数，以使机组功率与外负荷相适应。 为使机组能参加二次调频，调节系统内设置类似同步器的机构，通过它可人为的改变调速汽门的开度或蒸汽压力。 二、组成和功能 电液调节系统由电子调节装置和液压执行机构两部分组成。调节装置根据机组运行状态和外系统负荷变化的要求发出调节信号，经调节、放大，转换成可变的控制电流，送至电动液压放大器，转换成液压控制信号，经过油动机的二次液压放大，控制调节阀的开度。它可以满足启动、调频、负荷调度、甩负荷和停机等各种运行工况。 系统主要组成部件： 1、电动液压放大器（伺服阀） 接收电子调节装置的指令信号，送至液压控制系统，改变调节阀的位置。它由二级放大组成，第一级将控制电流信号放大成液压信号，第二级将由第一级产生的液压信号进一步放大，以便提供移动调节阀所需的作用力。 动作原理 接收电子调节装置的指令信号，送入服阀马达线圈，线圈动作控制进入油动机的油量，改变油动机的行程。 2、油动机 油动机亦称伺服马达，是功频电液调节系统的执行机构。每个进汽阀与各自的
超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究 分析报告 上海电力学院 2009年3月
超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究 1．引言 按照国家制订的2020年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的约8亿千瓦增加到2020年9亿千瓦，其中燃煤机组比例约占总容量75%左右。由于电力是最大的煤炭用户，要提高煤炭的利用效率，提高燃煤电厂的效率是一个主要途径。 分析国际上燃煤发电技术的发展趋势，将采用两种技术路线来提高效率和降低排放。其一是利用煤化工中已经成熟的煤气化技术，采用整体煤气化蒸汽燃气联合循环技术（IGCC）实现高效清洁发电，其代表技术为IGCC。此技术提高能效的前景很好，但因系统相对复杂而造成投资偏高的问题需要解决。目前正在烟台电厂建设一台300或400MW等级的IGCC示范机组，为今后的发展作好技术储备。另一个发展方向是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率，即超临界机组和超超临界机组。超超临界机组在发达国家已经实现了大容量、大批量生产。通过努力我国可以较快实现国产化能力，降低设备成本。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降 1.4%～1.6%。 亚临界机组的典型参数为16.7MPa/538℃/538℃，其发电效率约为38％。超临界机组的主蒸汽压力通常为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538～560℃；超临界机组的典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，对应的发电效率约为41％。超超临界机组的主蒸汽压力为25～31MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580～610℃。超临界机组的热效率比亚临界机组的高2%～3%左右，而超超临界机组的热效率比超临界机组的高4%左右。并且超超临界机组技术具有继承性好，
1000MW二次再热超超临界汽轮机 安装工艺总结 1.工程概况: 国电泰州电厂二期工程#4机组,汽轮机是由上海汽轮机厂生产的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、单背压凝汽式，带二级外置式蒸汽冷却器，共有十级回热抽汽。该型汽轮机是目前国内首先采用超高压缸、高压缸、中压缸和两只低压缸单轴串联布置的最大容量汽轮机。除超高压转子由两只径向轴承支承外，高压、中压转子和两根低压转子均采用单轴承支承方式，结构紧凑，并能减少基础变形对轴承载荷及轴系对中的影响，机组总长约56米(包括发电机和励磁机转子)。轴承座采用落地式布置方式。超高压缸、高压缸、中压缸采用传统方式支承，由其猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上；而低压外缸直接座落在凝汽器颈部，低压内缸通过猫爪及支架直接座落在低压缸轴承两侧猫爪上，内外缸之间由膨胀节密封连接。超高压缸采用单流程双层缸设计：外缸为桶形,前后两段用螺栓连接，内缸为垂直纵向平分面结构。高压缸、中压缸采用双流程双层缸设计。膨胀系统设计具有独特的技术风格：机组的绝对死点及相对死点均设在超高、高压之间的推力轴承处，整个轴系以此为死点向两端膨胀，低压内缸也通过汽缸之间有推拉装置而向后膨胀。主汽门及再热门均布置于汽缸两侧，与汽缸直接连接，无导汽管。 超超临界百万机组由于设计及其结构的特点，超高压缸、高压缸、中压缸在制造厂内进行精装后整体发往现场，故现场只需将其就位、找中，而且超高、高、中压缸的工作可以与低压缸的工作同时进行。 低压外缸重量与其它件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它焊在一起的凝汽器颈部承担，其它低压部件的重量通过低压内缸的猫爪由其前后的轴承座来支承。所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金。 #2轴承座位于超高压缸和高压缸之间，是整台机组滑销系统的死点。在#2轴承座内装有径向推力联合轴承。因此，整个轴系是以此为死点向两头膨胀；而超高压缸和高压缸的猫爪在#2轴承座处也是固定的。因此，超高压外缸受热后也是以#2轴承座为死点向机头方向膨胀。而高压外缸与高压转子的温差远远小于低压外缸与低压转子的温差。因此，这样的滑销系统在运行中通流部分动静之间的差胀比较小，有利于机组快速启动。 #1轴承座前端部位装有液压盘车装置，其设计压力为250bar，盘车速度为45～ 60r/min；＃4轴承座上装有手动盘车装置。除＃2轴承座外，其它轴承座内都装有抬轴架，便于施工，＃2轴承座的抬轴架安装在轴承座外的底板上，用螺栓固定，易于拆卸。汽缸与轴承座均为无台板、无垫铁施工，
. 汽轮机控制系统（DEH）设计及操作使用说明
上海汽轮机有限公司
300MW机组DEH系统说明书 DEH系统使用的是西屋公司的OVATION型集散控制系统。其先进性在于分散的结构和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。 一、DEH系统功能 汽轮机组采用由纯电调和液压伺服系统组成的数字式电液控制系统(DEH)，提供了以下几种运行方式：
?操作员自动控制 ?汽轮机自启动 ?自同期运行 ?DCS远控运行 ?手动控制 通过这几种运行方式，可以实现汽轮机控制的基本功能如转速控制、功率控制、抽汽控制功能。 1．基本控制功能 工程师站和操作员站的画面是主机控制接口，它是用来传递指令给汽轮机和获得运行所需的资料。打开CUSTOM GRAPHIC窗口，运行人员可以用鼠标点击对应的键来调出相应的图像。也可以打开DATA ANALYSIS AND MAINTENANCE窗口，选用OPERATOR STATION PROGRAMS按钮，在OPERATOR STATION PROGRAMS菜单上选用DIAGRAM DISPLAY按钮，在DISPLAY DIAGRAM菜单上选用所需的图号，再按DISPLAY 按钮，就能调出所需的图形。 1.1 基本系统图像所有基本系统图像将机组运行的重要资料提供给运行人员。屏幕分成不同的区域，包括一般信息，页面特定信息。
一、我国汽轮机发展起步比较晚。1955年上海汽轮机厂制造出第一台6MW汽轮机。1964年哈尔滨汽轮机厂第一台100MW机组在高井电厂投入运行；1972年第一台200MW汽轮机在朝阳电厂投入运行；1974年第一台300MW机组在望亭电厂投入运行。70年代进口了10台200—320MW机组，分别安装在了陡河、元宝山、大港、清河电厂。70年代末国产机组占到总容量70%。 二、1987年采用引进技术生产的300MW机组在石横电厂投入运行；1989年采用引进技术生产的600MW机组在平圩电厂投入运行；2000年从俄罗斯引进两台超临界800MW机组在绥中电厂投入运行。 三、上海汽轮机厂是中国第一家汽轮机厂，在1995年开始与美国西屋电气公司合作成立了现在的STC，1999 年德国西门子公司收购了西屋电气公司发电部，STC 相应股份转移给西门子。哈尔滨汽轮机厂1956年建厂，先后设计制造了我国第一台25MW、50MW、100MW和200MW汽轮机，80年代从美国西屋公司引进了300MW和600MW亚临界汽轮机的全套设计和制造技术，于1986年制造成功了我国第一台600MW汽轮机，目前自主研制的三缸超临界600MW汽轮机已经投入生产。东方汽轮机厂1965年开始兴建，1971年制造出第一台汽轮机，目前的主力机型为600MW汽轮机。北京北重汽轮电机有限责任公司做为后起之秀，以300MW机组为主导产品，它是由始建于1958年的北京重型电机厂通过资产转型在2000年10月份成立的又一大动力厂，目前2台600MW汽轮机也已经在今年投入生产。 四、目前中国四大动力厂以300MW和600MW机组为主导产品。