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工业汽轮机组系统与结构介绍杭州汽轮机股份有限公司二00三年工业汽轮机组系统与结构介绍一、汽轮机组系统组成说明：汽轮机组主要由蒸汽疏水系统、润滑油系统、调节系统组成；主要设备有汽轮机、齿轮减速箱（直联除外）、压缩机、油站、凝汽器、射汽抽气器（或射水抽气器）等。
1.1蒸汽疏水系统：由锅炉（或装置产汽）来的蒸汽经过汽轮机主汽门，由调节汽阀控制流量进入汽轮机通流部分膨胀做功(产生的机械能经齿轮减速箱[直联除外]和联轴器传递给压缩机做功），做功后排出的蒸汽经凝汽器凝结成水，由凝结水泵加压，经低压加热器和除氧器引至锅炉给水泵打回锅炉（或回相应的装置），蒸汽完成一次循环。
由冷却塔（或湖、河、海）经循环水泵来的冷却水进入凝汽器与排汽完成热交换，带走热量，射汽抽气器抽出排汽中的非凝气体维持凝汽器的真空。
1.2润滑油系统：由油站的主油泵从油箱中抽吸透平油并加压，一部分经滤油器引入调节系统；一部分经冷油器冷却，再经减压后由滤油器进行过滤，然后送至汽轮机、压缩机、齿轮减速箱等各轴承，完成润滑和冷却功能的润滑油经回油管返回油箱，完成一次循环。
油站主、辅油泵互为备用。
事故状态下由直流电机驱动的事故油泵，或者高位油箱提供润滑油以维持机组惰走。
起动前或停机后由电动、液压冲击或手动盘车装置进行机组盘车。
1.3调节系统：机组一般采用电液调节，因此需压力油维持系统运行。
由主油泵（辅助油泵）提供的压力油经危急保安装置、电磁阀和起动装置实现主汽门的打开、快速关闭，并为电液转换器和错油门提供动力油源，根据调速器给出的信号对进汽流量进行控制。
在超速、轴位移过大及其他非正常情况下的停机和正常停机都是通过危急保安装置和电磁阀由压力油的变化来实现的。
此外，压力油通过一个三通阀可在运行状态下对主汽门进行卡涩检查。
电子调节器通过接收转速信号及其他信号，对机组设定参数进行比较，经程序处理后输出调整信号给调节汽阀，改变汽轮机的进汽量达到新的工况要求。
二、汽轮机组设备结构说明：2.1 汽轮机2.1.1一般说明汽轮机形式为纯凝汽式。
汽轮机运行中振动大的原因及危害一、汽轮机异常振动原因分析汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。
由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。
汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。
由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。
因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。
针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。
二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。
（一）汽流激振现象与故障排除汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。
其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。
针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。
通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。
通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。
简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。
（二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。
由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。
火电厂汽轮机常见的振动故障分析及故障诊断技术摘要：火力发电厂是重要的发电设施，电力设备的安全运行关系到电力供应的稳定性。
汽轮机组是火力发电系统的重要设备，汽轮机组的运行状态直接影响着电力供应，若在运行中汽轮机组发生故障会导致其他设备关联故障，甚至导致火力发电厂无法正常运转，造成不必要的经济损失。
但随着经济的快速发展，人们对电力供应以及电力供应的稳定性，提出了更高的要求，笔者针对火电厂计算机常见的振动故障进行分析，并提出相应的诊断方法，希望对火电厂汽轮机组的故障检修有所帮助。
关键词：火电厂；汽轮机；异常振动；故障排查；技术引言火电厂汽轮机作为一种能量转化设备，其内部结构较为复杂，主要由原动机、压缩机和其他动力机构成，通过电磁力和电感定理实现在电路和磁路之间的能量转换，从而满足发电需求。
由于火电厂汽轮机组长期处于高温高压的环境下工作，其进气压力、温度都处于较高的负荷状态，在运行过程中极易出现故障，导致汽轮机组出现振动。
对于检修工作人员需要具有预先防范的理念，在日常工作中能够及时发现异常震动的原因、并判断其振动位置、进行预防性维修，将异常震动对汽轮机组运行所带来的影响降至最低。
例如，转子作为汽轮机组的核心零件，转子出现质量不平衡或不对中等问题，通过检修人员对常见振动故障的表象原因进行分析，才能够实现精准的故障定位，保障火电厂的正常运转。
1 火电厂汽轮机振动原因1.1汽轮机机件转子热故障汽轮机在长时间使用过程中会出现振动问题，主要表现为转动时出现摩擦抖动或产生涡动的情况，若处于轻微状态，对汽轮机组影响不大；若产生温差，则会导致转子变形，此时转子呈不平衡运转状态，汽轮机组振动幅度明显提升。
产生此问题的主要原因是受热机件在安装过程中不够精准，未按照标准规范要求进行检测，导致部件受热不均衡，出现膨胀或变形等情况，转子运转失衡而产生振动。
在维修过程中，可通过更换磨损机件配件、调效间隙，减少轴位与密封位置摩擦[1]。
图 号
图 名 QJ-#5-000
图例 QJ-#5-001
主、再热蒸汽及旁路系统 QJ-#5-002
抽汽系统 QJ-#5-003
凝结水系统 QJ-#5-004
给水系统 QJ-#5-005
汽机轴封及本体疏水系统 QJ-#5-006
辅助蒸汽系统 QJ-#5-007
高加疏水放气系统 QJ-#5-008
低加疏水放气系统 QJ-#5-009
真空系统 QJ-#5-010
原水补给水系统 QJ-#5-011
循环水系统 QJ-#5-012
凝汽器胶球清洗系统 QJ-#5-013
开式冷却水系统 QJ-#5-014
真空泵冷却水、空调冷却水及循环水排污系统QJ-#5-015
闭式冷却水系统 QJ-#5-016
工业水系统 QJ-#5-017
主机润滑油系统 QJ-#5-018 汽机润滑油净化系统
汉川三期#5机组汽机专业系统图目录 图 号 图 名 QJ-#5-019 主机EH 油系统 QJ-#5-020 小机润滑油系统 QJ-#5-021 小机调速保安油系统 QJ-#5-022 小机轴封及本体疏水系统 QJ-#5-023 汽机氮气系统 QJ-#5-024 发电机密封油系统 QJ-#5-025 发电机定子水系统 QJ-#5-026 凝汽器疏水连接系统 QJ-#5-027 空调制冷、加热系统。
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
机型：C12-3.43/0.98/0.49 产地：青岛容量：12 MW 机型：C6-3.43/1.27/0.49 产地：青岛容量： 6 MW 机型：CC25-8.83/2.5/0.7 产地：南京容量：25MW 机型：C15-4.90/0.98 产地：南京容量：15 MW 机型：CC50-8.83/4.12/1.47 产地：南京容量：50MW 机型：CB12-4.9/0.98/0.49 产地：南京容量：12 MW 机型：N135-13.24/535/535 产地：上海容量：135 MW 机型：N140-13.24/535/535 产地：上海容量：140 MW 机型：CB12-4.9/0.98/0.49 产地：上海容量：12MW 机型：C50-8.83/0.98 产地：哈汽容量：50 MW 机型：N220-12.7/535/535 产地：哈汽容量：220 MW 机型：N330-17.75/540/540 产地：哈汽容量：330 MW 机型：N125-13.24/535/535 产地：哈汽容量：125 MW 机型：N135-13.24/535/535 产地：哈汽容量：135 MW 机型：N300-16.7/537/537 产地：哈汽容量：300 MW 机型：N30-13.24/535/535 产地：武汉容量：30MW 机型：CC25-90/10/1.2 产地：哈汽容量：25MW 机型：CC6-3.43/0.98/0.49 产地：杭汽容量：6MW机型：CB25-8.82/4.02/0.17 产地：杭汽容量：25MW 机型：N300-16.7/537/537-4 产地：东汽容量：300MW 机型：N 600-167/538/53 产地：上汽容量：600MW 机型：N300-16.7/537/537-8 产地: 东汽容量：300MW 机型：N200-12.71/535/535 产地：哈汽容量：200MW 机型：N600-24.2/566/566 产地：哈汽容量：600MW 机型：C200-12.75/535/535-1 产地：东汽容量：200MW 机型：B1.5-24/8 产地：青汽容量： 1.5机型：B3-35/10产地：青汽容量： 3机型：N1000-25/600/600 产地：东汽容量：1000MW 机型：К-800-240-5产地：俄罗斯容量：800MW 机型：N1000-26.25/600/600产地：上汽容量：1000MW 机型：N15-24 产地：青岛容量： 1.5MW机型：B3-35/5产地：青汽容量：3MW机型：N12-35 产地：南汽容量：12MW 机型：C12-49/10产地：南汽容量：12机型：C25-90/10产地：南汽容量：25 机型：B12-35/10产地：上汽容量：12 机型：N12-35产地：南汽容量：12机型：C6-35/10产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：机型：产地：容量：。
双抽汽轮机的原理与构造
双抽汽轮机是一种常见的热电联供设备，具有高效节能、灵活可控等优点，其主要原理和构造如下：
原理：
双抽汽轮机利用燃料的燃烧产生高温高压的气体，通过叶轮的旋转来释放出巨大的动能，进而驱动发电机发电。
其核心原理是利用燃气与一系列旋转部件之间的动能传递，将燃料的化学能转化为机械能，再通过发电机将机械能转化为电能。
构造：
1. 燃气发生器：由燃气燃烧室、燃烧器和燃烧辅助设备等组成。
燃气发生器中的燃料通过燃烧产生高温高压的气体。
2. 汽轮机组：包括高压和中压涡轮机组。
在双抽汽轮机中，汽轮机组是核心部件，通过接受燃气发生器中高温高压气体的能量，转化为机械能驱动轴承上的发电机。
3. 排气管：负责将汽轮机组排出的燃气排放到大气中。
4. 再热器和过热器：通过给予汽轮机组的蒸汽进行再加热，提高其温度和能量。
再热器和过热器能够提高系统的热效率和发电效率。
5. 辅助设备：包括控制系统、水处理系统、冷却系统等。
这些设备能够保证双抽汽轮机的安全稳定运行和长期可靠性。
总之，双抽汽轮机是一种将燃料燃烧产生的高温高压气体转换为机械能的设备，
通过汽轮机组的运动驱动发电机发电。
其构造主要包括燃气发生器，汽轮机组，排气管，再热器和过热器，辅助设备等部件。
汽轮机调速系统常见故障与处理措施摘要：汽轮机是一种能将热能转化为动能的设备。
汽轮机广泛应用于发电厂。
在应用汽轮机的过程中，汽轮机的效率可以不断提高。
在这种情况下，汽轮机的工作可以正常运行。
由于频繁使用，汽轮机组调速系统在运行过程中经常出现一系列问题。
在这种情况下，汽轮机组的正常运行将受到影响。
因此，有必要重视汽轮机调速系统故障的处理。
只有处理好所有这些故障，才能充分发挥汽轮机的作用。
关键词：汽轮机；调速系统；常见故障；技术处理；汽轮机的调速是将汽轮机转速保持在一定范围之内并维持发电的额定频率，进而调节汽轮机功率以满足不同的电力供应需求。
汽轮机在日常的工作和运行中可能会在调速系统上出现各种故障与问题，加强对调速系统故障排除与处理能力可以保证汽轮机的稳定运行和安全可靠。
一、汽轮机组调速系统的结构分析科技在不断的发展，随之汽轮机组单机容量也在不断的增加。
在这一过程当中，在机组电网集中运行中也经常会出现调度问题，而且启停的次数也在不断的增加，这样便会出现了电液调节。
电液调节是指整个调节系统都是由液压元件构成的，执行器也是这样。
控制器是由机构元件构成的，其在闭环转速和超速跳闸中发挥着主要功能。
在汽轮机组调速系统中，整个调节过程仅仅在一个狭窄的范围内开展的而且速度慢，导致这一现象出现的一大原因在于：静态特性在整个调节过程中是不变的，由于汽轮机组自身的问题导致调节系统不断的减慢，面对此种情形汽轮机组的静态特性就会保持原样。
当今数字化和计算机技术的发展，推动了汽轮机组技术的改革和发展，人们开始将数字化和计算机技术运用到控制器调节中来，如此不仅保证了整个系统的平稳运行，而且大大提升了整个系统的速度。
二、汽轮机组调速系统的基本组成1.传动放大。
传动放大机构包括错油门、反馈机构和油动机。
因为调速器的发生信号比较弱小无法使配汽装置直接启动，这就需要传动放大机构对信号进行放大与转移，确保这些信号可以起到应用的作用。
一般来说，油动机的进油方向以及油量大小都有错油门进行控制调节油动机通常包括旋转式和往复式两种，其可以放大功率来对调速气阀进行操作。
一、热力循环系统：
汽轮机组：
汽轮机组的选择就是确定汽轮机单机容量、参数和台数。
汽轮机单机容量：汽轮机单机容量是指单机汽轮机的额定电功率。
设计规划热力发电厂，首先应该考虑的就是机组单机容量的选择。
从造价上考虑，机组单位功率的造价随机组容量的增大而减小。
同样，电厂运行和维护费用也遵循这个规律。
因此，单机容量应尽量选择大一些。
但是，单机容量超过500MW以后，机组单位容量造价的降低不是很明显。
此外，单机容量的选择还要受到负荷增长预测、厂址和电网容量的限制。
机组单位容量越大，其出现故障对电网的影响越大。
目前，应选用高效率的单机容量为600MW，800MW和1000MW的汽轮机。
拟选定600MW的汽轮机。
汽轮机种类：汽轮机种类应按照电力系统负荷的要求选择。
对电网中承担变动负荷的机组，其设备和系统性能应满足调峰要求，并应保证机组的寿命。
拟选定汽轮机类型为：N600—16.7/537/537型汽轮机。
汽轮机参数：汽轮机参数包括主蒸汽参数和再热蒸汽参数。
拟选定的各个参数为：
主蒸汽参数：P0=16.7MPa，t0=537℃，h0=3394.5kJ/kg。
再热蒸汽参数：
高压缸排气：P2=3.651MPa，t2=319.4℃，h2=3022.4kJ/kg。
中压缸进气：P rh=3.303MPa，t rh=537℃，h rh=3534.7kJ/kg。
排气参数：P c=0.0049MPa，h c=2329.8kJ/kg。
汽轮机台数：在发电厂的总容量及单机容量确定后，机组的台数也就相应确定。
一般，对于单机容量较大的发电厂，机组台数不宜超过6台，机组容量等级不宜超过两种。
该机组采用一机一炉单元制，故选一台汽轮机。
锅炉机组：
锅炉机组的选择包括锅炉参数和锅炉类型的选择。
锅炉参数：锅炉主蒸汽参数的选择应该遵从汽轮机初参数及再热蒸汽参数。
同时应考虑到锅炉主蒸汽参数对锅炉水循环的影响。
为此，DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》规定，对于大容量机组，锅炉过热出口至汽轮机进口的压降宜为汽轮机额定进气压力的5%；过热器出口额定蒸汽温度，对于亚临界及以下参数机宜比汽轮机额定进气温度高3℃；对于超临界参数机组，宜比汽轮机额定进气温度高5℃.额定工况下，冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道的压力降，宜分别为汽轮机额定工况下高压缸排气压力的 1.5%~2.0%、5%、3.5%~3.0%；再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进气温度宜高2℃。
拟选定锅炉参数为：P b=18.2MPa，t b=542℃，h b=3385.3kJ/kg（过热器出口比焓不可能低于汽轮机进口比焓，所以取h b=h0=3394.5kJ/kg）。
再热器出口汽温：t rh=537℃。
锅筒压力：p drum=20.4MPa。
η。
锅炉效率：92
=
.0
b
锅炉类型：锅炉的选型包括燃烧方式的选择和水循环方式的选择。
燃烧方式必须适应燃用煤种特性及现行规定中的煤质允许变化范围。
通常，燃用煤粉的煤粉炉由于其燃烧效率高、煤种适应能力强、容量大等优点，在大型发电厂中得到广泛应用。
水循环方式与蒸汽初参数有关。
拟选定的锅炉类型为：HG—2008/18.24—M多次强制循环锅筒炉。
锅炉容量与台数：对于中间再热机组，通常采用单元制，宜一机配一炉。
锅炉的最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。
拟选定最大连续蒸发量：D b=2008t/h；
该机组采用一机一炉单元制，故选一台锅炉。
回热抽汽级数及参数：
回热抽汽系统是使用抽汽加热凝结水和给水的系统。
该机组共有八级回热抽气。
给水温度t fw =275℃，给水比焓h fw =1206.5kJ/kg ，给水泵焓升kg kJ pu /3.24=τ。
二、郎肯循环过程：
火力发电厂热力循环系统都是在郎肯循环基础上发展起来的。
下面介绍一下郎肯循环的循环过程。
1→2过程
来自锅炉及过热器的过热蒸汽1在
汽轮机中可逆绝热膨胀对外输出机械
功，然后变为湿饱和蒸汽（乏汽）2。
2→3过程
在冷凝器中，乏汽经可逆定压放热凝结
过程，被冷却水冷却，凝结成饱和水。
乏汽在冷凝器内定压、定温冷却凝结放热，然后变为饱和水3，冷凝放热量由冷却水带走。
3→4过程
给水泵消耗机械功，将饱和水可逆绝热压缩至未饱和水4。
饱和水由水泵经可逆绝热升压后进入低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧（以防止腐蚀炉管等），再由给水泵进一步升压，然后进入高压加热器，回到锅炉，完成水—蒸汽—水的循环。
4→5→ 6→1过程
未饱和水在锅炉内定压加热至干饱和蒸汽5，然后经过热器定压加热后变为过热蒸汽1。
三、提高循环热效率的途径：
1、改变工质参数。
理论上，热源与冷源的温度决定在此温差范围内的任何热机所能具有的最高热效率。
因此，尽可能提高汽轮机动力装置的新蒸汽参数，降低排汽温度，可显著提高该装置的热效率，但这受到各种条件的制约，实际应用中不易操作。
所以现代汽轮机动力装置参数的提高，主要体现在中间再热循环；
“回热”“再热”等措施来提高循环的平均吸热温度；“热电联产”来提高热能利用的有效利用率。
2、减少排烟损失。
排烟损失大的主要原因为过量空气数最大。
在生产中应适当控制风量、减少漏风、及时处理漏风。
3、使燃烧物充分混合，使燃料燃烧充分。
4、节煤器和空气预热器的使用提高热效率。
5、使用多级过热器。
