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二次再热1000mw汽轮机转子靠背轮珩磨绞孔的探讨摘要：随着汽轮机技术的不断发展和革新，如今大型火电机组的转子连接方式普遍采用液压螺栓连接，即需对转子的靠背轮孔进行珩磨绞孔处理。
上海汽轮机生产的N1000-31/600/610(620)/610(620)型，超超临界、二次再热、五缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机。
由于机组存在体积大，部件重量大，单支承，主蒸汽进汽流量大等特点，因此对安装要求的精度更高，联轴器找中及绞孔连接作为机组安装的最后一步，安装的好坏将直接影响机组启动运行的振动优劣。
所以我们需对转子靠背轮绞孔过程及工艺进行深入的研究和探讨，以保障汽轮机组安装质量。
关键词：联轴器、同心度、磨孔、连接1靠背轮绞孔原则及施工工艺1.1概述上汽百万二次再热汽轮机新机组靠背轮对轮螺栓孔已经过非常精细的加工，因此安装时只需珩磨。
珩磨的目的是消除对轮螺栓孔的小偏差（直径或偏移）及改进表面质量。
研磨通过一个驱动马达和一个研磨工具来进行。
研磨的目标是要使得所有对轮螺栓孔的直径统一。
对轮螺栓孔研磨完成后，螺栓孔对应的螺栓或螺栓套筒要磨至相应孔的直径减去图纸要求的间隙值。
1.2靠背轮绞孔珩磨的工作原理珩磨是利用安装于珩磨头圆周上的多条油石,由涨开机构（有旋转式和推进式两种）将油石沿径向涨开, 使其压向靠背轮工件孔壁,以便产生一定的面接触。
同时使珩磨头旋转和往复运动,零件不动;从而实现珩磨。
珩磨头与工件夹具之间是浮动的。
这样,加工时珩磨头以靠背轮工件孔壁作导向。
因而加工精度受电机本身精度的影响较小,孔表面的形成基本上具有创制过程的特点。
所谓创制过程是油石和孔壁相互对研、互相修整而形成孔壁和油石表面。
其原理类似两块平面运动的平板相互对研而形成平面的原理。
珩磨时由于珩磨头旋转并往复运动,使加工面形成交叉螺旋线切削轨迹,而且在每一往复行程时间内珩磨头的转数不是整数, 因而两次行程间,珩磨头相对工件在周向错开一定角度,这样的运动使珩磨头上的每一个磨粒在孔壁上的运动轨迹亦不会重复。
Doors&Windows 摘
1000
1000
3
在进行拼装之前利用红丹粉对汽缸底脚与台板
压缸前后段缸体前后外油挡洼窝水平中心差值不大于安装前要做好准备工作
一台汽轮发电机要良好运行一条直的水平线而是一条曲线
5
阀门安装前保持内部干净
润滑油箱模块
检查油管路安装结束后
然后对油系统管道进行气密性试验空气压力注入到检查控制油管路安装完毕后
目前我国的火电机组安装工程多数都有安装人员技术水
参考文献
[J].电力建设,2006(4):1~4.
分析研究与探讨
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2018.03。
二次再热1000MW燃煤机组（极）热态启动切缸分析及应对措施摘要：对二次再热1000MW燃煤机组在（极）热态启动时出现切缸及并缸时的典型故障进行了研究，特别是极热态开机时，常因为排汽温度高导致切缸事件发生。
本文从实际情况出发，分析了超高压缸、高压缸排汽温度的原因并提出相应的控制策略，为机组（极）热态下安全、稳定及快速的启动提供了重要参考。
关键词：二次再热；极热态；切缸；并缸引言我厂汽轮机采用上汽制造的超超临界百万汽轮机组，采用德国西门子公司技术，汽轮机型号为N1000-31/600/620/620。
该机组为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸、四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
回热系统是典型的“四高五低一除氧”10级结构，双列高加布置，全周进汽，采用超高压、高压、中压3缸联合启动方式。
旁路系统配置了容量为40%锅炉最大连续蒸发量的高压旁路，2×50%BMCR中压旁路、低压旁路3级串联旁路。
高旁调节阀减温水取自高压给水泵出口母管，中旁调节阀减温水取自给水泵一级抽头，低旁调节阀喷水减温水取自凝结水。
一、启动状态划分及启动参数根据停机时间和超高压转子平均温度划分为冷态、温态、热态、极热态启动4种，见下表1。
表1 机组启动状态划分厂家建议冲转参数，见表2表2 厂家建议冲转参数二、二次再热汽轮机切缸的原因及动作过程汽轮机发生切缸，主要因为机组启动时，冲转参数较高，汽轮机进汽量小，鼓风表现尤为突出。
排汽压力越高，汽轮机调门前蒸汽温度越高，鼓风摩擦越明显，为保护相应的末级叶片，再超高压缸、高压缸排汽温度限制器动作后，排汽温度仍高的情况下，汽轮机设置了超高压、高压叶片级温度高保护，执行切缸程序。
汽轮机DEH控制的主要任务是控制汽轮机调节阀的蒸汽流量，上汽DEH包括TAB生程控制器、转速、负荷控制器及压力回路控制器。
汽轮机排汽温度高时DEH的控制：1．超高压缸排汽温度高当机组启动后超高压缸排汽（超高排）温度超过460℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大超高压缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495℃时，则直接关闭超高压缸主汽阀（超高主），切除超高压缸；同时打开超高压缸通风阀，将超高压缸抽真空，由高、中压缸控制汽轮机的进汽量。
１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ陈臻ꎬ崔凯峰ꎬ陈国民(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:针对泰州公司１０００ＭＷ二次再热超超临界机组汽轮机调试过程中出现的一些典型案例ꎬ对其过程现象进行了分析ꎬ提出相应的解决措施ꎬ可供该类型机组的安装调试人员参考ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ调试ꎻ汽轮机Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｏｃｕｓｅｓｏｎｔｈｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｉｎａｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ.Ｓｏｍｅｔｙｐｉｃａｌｃａｓｅｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｏｌｕｉｏｎｓａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｆｏｒｔｈｅｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｔｈｉｓｔｙｐｅｕｎｉｔｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓꎻｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔꎻｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇꎻｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２４－０２１㊀汽轮机调试典型案例分析１.１㊀低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼迹象汽轮机调试机首次冲转至３０００ｒｐｍ后电气试验ꎬ试验过程中发现Ａ低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼烤黄ꎬ就地实测温度达到１９０ħꎬ试运指挥部下令打闸停机ꎮ由于长时间空负荷运行ꎬ超高排通风阀处于开启状态(设计考虑汽轮机冲转时超压缸进汽流量低ꎬ防止超高压缸鼓风摩擦及末级叶片温度高)ꎬ高温汽长时间冲刷ꎬ导致低压外缸不正常的温升ꎻ超高排通风阀连接于低压外缸Ａ下部与凝汽器相连的斜板处ꎬ由于该位置离低压外缸Ａ很近ꎬ且接口为倾斜向上ꎬ蒸汽进入冲刷低压外缸Ａ下缸的端板ꎬ使低压外缸温度上升ꎻ二次再热机组启动方式中ꎬ超高排通风阀的运行方式欠妥ꎮ汽机再次冲转至３０００ｒ/ｍｉｎ做电气试验(未并网)ꎬ调整超高排通风阀运行方式ꎬ保持超高排通风阀关闭ꎬ低压缸外缸外壳温度正常ꎮ１.２㊀转子抱轴在汽轮发电机机３０００ｒ/ｍｉｎ电气试验过程中因消缺停机ꎬ在盘车状态下ꎬ盘车转速突然下降ꎬ开大主机液动盘车转速调节阀无效ꎬ且因手动盘车齿轮随转子伸缩与手动盘车孔已经错位无法及时进行手动盘车ꎬ转子停转ꎬ因转子温度高ꎬ调试指挥部下令闷缸ꎮ连续１７ｄꎬ每隔２４ｈ通过启㊁停顶轴油泵改变主机各轴承间隙ꎬ试图手动盘动转子均无效ꎬ待超高压转子温度降至１２０ħꎬ经研究分析后手动盘动转子ꎬ检查转子无卡涩现象后将转子翻动１８０ʎ直轴后偏心度正常ꎬ投入连续盘车ꎬ调整转速至５０ｒｐｍꎮ为追求高经济性ꎬ汽轮机本体以及轴封动㊁静部分间隙设计余量比较小ꎮ汽轮机超高压缸㊁高压缸汽封径向动静碰摩造成了转子抱轴[１]ꎮ基建单位将高排逆止阀前㊁后疏水管道安装连接错误ꎬ二次冷再蒸汽倒流至高压缸ꎬ造成高压缸排汽Ａ/Ｂ侧温差大ꎬ闷缸过程中导致汽轮机停运后高压缸上㊁下缸温差大ꎬ高压缸上下温差最大达８０ħꎬ发生动静碰磨ꎮ轴封蒸汽温度与缸温不匹配ꎬ轴封系统设计存在缺陷ꎮ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ本工程机组超高压缸㊁高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ较常规机组高出８０ħ左右ꎬ轴封供汽温度仍采用２８０~３２０ħ供汽设计存在缺陷ꎬ进汽温度偏低ꎬ造成机组停运后ꎬ轴封进汽温度与轴封腔室温度温差大ꎬ长时间较大温差ꎬ导致超高压缸㊁高压缸端部汽封轴封齿收缩变形ꎬ大轴与轴封齿碰磨[２]ꎮ超高排逆止阀卡涩未能关闭ꎬ导致一再蒸汽返至超高压缸ꎬ转子惰走过程中产生一个反作用力ꎬ不仅使转子惰走时间变短同时降低了盘车时的转速ꎮ对冲转方式进行优化调整ꎬ超高压缸投运时ꎬ超高排通风阀关闭ꎮ同时降低冲转参数:超高缸进汽７.５ＭＰａ/４００ħꎬ高压缸进汽２.８ＭＰａ/３８０ħꎬ中压缸进汽０.８ＭＰａ/３８０ħꎮ增加汽轮机进汽量ꎬ降低排４２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期汽温度ꎬ减少轴封进汽温度与轴封腔室温度温差ꎻ对轴封系统进行优化ꎬ提高超高压缸㊁高压缸㊁中压缸轴封进汽温度至３２０~３５０ħꎬ控制低压缸进汽温度３００ħ[３]ꎻ本机正常运行且轴封汽在自密封运行状态时ꎬ加强各轴封段轴封蒸汽温度的监视ꎬ保证备用汽源在正常备用状态ꎮ维持轴封压力调阀及旁路阀前节流孔疏水阀开启状态ꎬ防止轴封系统进水和冷汽ꎻ当机组低负荷运行轴封汽需要补汽或停机后轴封汽全部由备用汽源供给时ꎬ应将高压段轴封进汽温度控制在３５０ħ左右ꎬ维持低压缸轴封进汽温度不高于３００ħꎻ若发生机组跳闸或正常停机等ꎬ应加强对超高缸/高压缸排汽温度的监视及时调整轴封供汽温度ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ机组惰走过程中应尽快调整高压段轴封进汽温度达到３５０ħ左右ꎬ观察１㊁２㊁３瓦轴振变化情况ꎬ若振动明显异常且轴封汽温度无法满足上述条件时ꎬ应立即破坏真空ꎬ真空至零后时停供轴封汽ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死[４]ꎻ当机组在跳机或停机后的盘车运行状态时ꎬ应加强对高压段轴封供汽温度的监视ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ液动盘车投入连续运行后ꎬ要记录好主机惰走时间ꎬ判断是否正常ꎻ连续盘车期间要特别关注盘车转速的变化ꎬ若出现不规则的上下波动且无法判断具体原因时ꎬ则尽快破坏真空停轴封ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死ꎻ机组停运后ꎬ严密监视汽缸温度ꎬ如果上下缸温差变大ꎬ尽快关闭缸本体疏水门闷缸ꎬ可间断性开疏水门进行疏水ꎮ１.３㊀超高排逆止阀在阀温较高时卡涩无法关闭汽轮机打闸ꎬ转速下降至０后ꎬ超高排逆止阀关不到位ꎬ盘车无法投入ꎮ本机组超高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ设计人员未充分考虑在４３０ħ左右时阀门轴套间隙ꎬ导致在阀温较高时卡涩ꎻ超高排通风关闭时ꎬ关闭力矩不够ꎮ一是汽缸内弹簧弹性系数不够ꎬ二是气缸排气时排气阀口径偏小ꎮ弹簧侧气缸增加一路气源ꎬ在超高排通风关闭时ꎬ增加关闭力矩ꎻ适当放大阀门轴套间隙ꎮ１.４㊀高负荷时汽泵密封水调整裕量小高负荷时ꎬ凝结水压力小幅波动ꎬ造成汽泵密封水回水温度大幅上升ꎮ汽泵密封水取自凝结水ꎬ１０００ＭＷ负荷时ꎬ进水端密封水调阀开度将近８０％ꎬ密封水出水温度控制在５５－６０ħꎬ进水端密封水调节阀开度将近８０％ꎬ从阀门特性流量曲线上看已近全开ꎮ调节裕量已不多ꎬ如凝结水压力有一点波动ꎬ电动调节阀将不能快速跟踪密封水回水温度的变化ꎮ高负荷下密封水调节裕量已不多ꎬ凝水压力稍微波动ꎬ势必密封水回水温度上飙ꎮ处理不当时很容易造成给水泵跳闸ꎻ给泵密封水这一薄弱环节ꎬ高负荷时凝泵变频长期接近工频工况运行ꎬ而除氧器主调大幅节流ꎬ违背设计初衷ꎬ凝泵变频达不到很好的节能效果ꎮ进行技术改造ꎬ采用独立的水箱和水泵供给汽泵密封水ꎻ技改前ꎬ进行各负荷阶段试验ꎬ在保持密封水调阀全开工况下ꎬ降低凝泵变频转速ꎬ将维持密封水回水温度５５ħ左右时的凝泵出口压力值增加０.２ＭＰａ偏置ꎬ作为凝泵变频压力自动的设定值ꎮ这样既能保证给水泵安全运行ꎬ又能保证凝泵变频运行最大程度的节能[５]ꎮ２㊀结语在调试过程中ꎬ通过不断总结分析㊁试验ꎬ攻克了诸多１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机运行与控制技术难题ꎬ各项指标均达到设计值ꎮ该机组引领全球燃煤发电机组高效㊁环保技术发展方向ꎬ为电力行业的节能减排开辟新路径ꎮ参考文献:[１]田丰.汽轮机设备及系统[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２０１３. [２]王月明ꎬ牟春华ꎬ姚明宇ꎬ等.二次再热技术发展与应用现状[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):１－１０.[３]何文珊.华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机特性[Ｊ].电力建设ꎬ２０１７ꎬ(１１):７０－７２.[４]花亚伟ꎬ乐先涛.１０００ＭＷ超超临界机组调速汽门卡涩分析处理及预防措施[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):６１－６２. [５]李永生ꎬ徐星ꎬ孙俊威.超超临界二次再热机组性能试验及分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈臻(１９８１￣)ꎬ男ꎬ江苏泰州人ꎬ工程师ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｚ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ５２２０１８年陈臻等:１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析第６期。
1000WM超超临界二次再热汽轮机安装施工探讨发表时间：2020-04-14T08:29:55.807Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第1期作者：梁维权[导读] 1000MW超超临界二次再热机组目前运行台数不多，安装施工方面的经验还需要不断积累、完善。
广东大唐国际雷州发的有限责任公司广东省湛江市 524255摘要：针对1000MW超超临界、二次再热、五缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机安装施工要求和注意事项，进行了介绍。
对现场施工过程出现的问题、原因进行了分析和总结，对问题处理方法进行了提炼，为以后该类型汽轮机安装施工提供借鉴。
关键词：超超临界；1000MW二次再热机组；汽轮机安装引言某公司“上大压小”新建项目工程建设2台100万千瓦超超临界燃煤汽轮发电机组，汽轮机采用上电集团制造的超超临界、二次再热、单轴、五缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
1000MW超超临界二次再热机组目前运行台数不多，安装施工方面的经验还需要不断积累、完善。
1汽轮机结构简介某型汽轮机为1000MW超超临界、二次再热、五缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机，额定蒸汽压力31Mpa、蒸汽温度600/610/610℃，额定工况净热耗7088KJ/kw.h。
汽轮机由超高压缸、高压缸、中压缸以及2个低压缸等共5个模块组成，其中超高压缸有15级，高压缸有2×13级，中压缸有2×13级，低压缸有2×2×5级，各个模块的转子通过超紧配的联轴器螺栓刚性连接。
汽轮机在轴系中设计有1个径向推力联合轴承，该径向推力联合轴承位于2号轴承座内，推力轴承是轴系的死点。
超高压外缸的死点位于2号轴承座的猫爪轴向定位键中心线与机组轴线相交点处，高压外缸的死点也位于2号轴承座的猫爪轴向定位键中心线与机组轴线相交点处，高压外缸、中压外缸以及2个低压内缸通过推拉装置使他们在轴线方向上连成一个整体，在机组启停过程中同步膨胀或收缩。
汽轮机的阀门主要有超高压主汽阀及调节汽阀组件、高压主汽阀及调节汽阀组件以及中压主汽阀及调节汽阀组件，各阀门分别装于超高压缸、高压缸以及中压缸两侧。
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
超超临界锅炉（1000MW）安装技术交底超超临界锅炉（1000MW）特点：锅炉工程量大，安装工期长，作业面广，涉及工种多，交叉多而成为工程建设的主线，同时作为超超临界锅炉，新材料的焊接数量多，焊接工期长。
锅炉上下部水冷壁全部由垂直管膜式水冷壁构成，上下部水冷壁之间设有混合集箱。
炉膛上部布置屏式过热器，沿烟气流程方向分别设置二级过热器（大屏）和三级过热器（后屏），折焰角上方布置有四级过热器（末过）。
在水平烟道处布置了垂直二级再热器（高温再热器）。
尾部竖井由中隔墙分隔成前后两个烟道。
前部布置水平一级再热器（低温再热器）和省煤器。
后部布置水平一级过热器（低温过热器）和省煤器。
在后竖井烟道底部设置了烟气调节挡板装置。
烟气通过调节挡板后又汇集在一起经两个尾部烟道引入左右各一的回转式空气预热器。
锅炉启动系统为带再循环泵系统，二只立式内置式汽水分离器布置于锅炉的后部上方，由后竖井后包墙管上集箱引出的锅炉顶棚包墙系统的全部工质均通过4根连接管送入二只汽水分离器。
在启动阶段，分离出的水通过水连通管与一只立式分离器贮水箱相连，而分离出来的蒸汽则送往水平低温过热器的下集箱。
分离器贮水箱中的水经疏水管排入再循环泵的入口管道，作为再循环工质与给水混合后流经省煤器—水冷壁系统，进行工质回收。
除启动前的水冲洗阶段水质不合格时排往扩容器系统外，在锅炉启动期间的汽水膨胀阶段、在渡过汽水膨胀阶段的最低压力运行时期以及锅炉在最低直流负荷运行期间由贮水箱底部引出的疏水均通过三只贮水箱水位调节阀送入冷凝器回收或通过炉水循环泵送入给水管道进入水冷壁进行再循环。
借助于再循环泵和给水泵，在锅炉启动期间水冷壁系统内始终保持相当于锅炉最低直流负荷流量（25%BMCR），启动初期给水泵保持5%BMCR给水流量，随锅炉出力达到5%BMCR，三只贮水箱水位调节阀全部关闭，锅炉的蒸发量随着给水量的增加而增加，而通过循环泵的再循环流量则利用泵出口管道上的再循环调节阀逐步关小来调节，当锅炉达到最小直流负荷（25%BMCR），再循环调节阀全部关闭，此时，锅炉的给水量等于锅炉的蒸发量，启动系统解列，锅炉从二相介质的再循环模式运行（即湿态运行）转为单相介质的直流运行（即干态运行）。
1000MW超超临界二次再热机组性能分析1000MW超超临界(USC)二次再热机组目前处于工程应用的初级阶段,与传统一次再热机组相比,锅炉侧增加了一级再热,汽轮机增加了一个超高压缸,回热加热器增加了两级回热,相应的各换热面的布置发生了变化,能量分布、换热面的传热性能等仍待进一步研究。
本文首先运用(火用)分析法,基于(火用)平衡方程,运用(火用)效率、(火用)损系数和(火用)损率研究了某1000MW USC二次再热机组锅炉的(火用)损分布和(火用)效率,研究结果表明锅炉的(火用)效率为53.5%;锅炉的(火用)损失主要集中在炉内燃烧和炉内换热面的换热;炉内换热面的(火用)损失主要集中在水冷壁、过热器和空气预热器中。
接着,本文研究了USC二次再热机组锅炉调温方式对锅炉燃烧特性的影响,针对USC二次再热锅炉不同调温方式,进行了全炉膛热态数值模拟计算分析与研究,研究结果表明挡板调节能够在保持过热蒸汽温度在合理范围内条件下,有效调节二次再热蒸汽温度。
最后,本文针对USC二次再热机组整体特性,运用能量分析和(火用)分析方法,分析了整个机组的热力学特性,结果表明在整个二次再热系统中锅炉系统的(火用)损率达85%,其中炉膛燃烧的(火用)损率为48%,炉内换热面的(火用)损率为37%。
炉内换热面中水冷壁具有最大的(火用)损率22%,因此锅炉侧优化燃烧和传热十分必要。
汽轮机侧的超高压缸和两个低压缸具有最大的(火用)损失。
回热加热系统的(火用)损率为2.3%,主要集中在3号、7号和10号加热器。
同时研究了机组的灵敏性,通过研究机组(火用)效率随机组负荷、给水温度、主蒸汽温度和压力、两次再热蒸汽温度和低压缸排汽压力的变化,得出机组负荷、给水温度和低压缸排汽压力对机组效率影响较大,并给出其详细的影响曲线,为机组的进一步运行优化提供理论依据。
1000MW二次再热超超临界汽轮机安装总结一、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，轴承座标高及水平通过底部螺栓进行调整，调整结束后进行灌浆并按照图纸要求紧固地脚螺栓。
汽轮机由上海汽轮机厂有限责任公司生产，超高压缸、高压缸、中压缸厂内组装，整体发运到现场，不需要进行揭缸安装；低压内缸与隔板持环之间纵横销已经工厂组装，其余均未经过组装，全部散件供货。
汽轮机安装位置为汽机房17米层运转平台，汽轮机机组中心线标高为18米。
汽轮发电机纵向中心线离主厂房A2轴线距离为2米。
二、工程安装的难度及特点：2.1单轴承支撑所增加的难度；随着时代的发展，汽轮机组单机容量越来越大。
由于机组的容量变大，机组转子变多，轴系尺寸也相应变大变长。
为了缩短机组的长度，国电泰州二期工程只有超高压缸采用双轴承设计，其它的高压缸、中压缸和两台低压缸都是采用单轴承支撑。
单轴承支撑比双轴承支撑制造费用低，机组轴承数目减少，使机组要短一些。
但轴的跨距相对双轴承支撑要长些，所以轴较为柔软，所以单轴承支撑的轴承支撑中有较大的支力和弯矩，这给轴系找正带来一定难度。
2.2超长轴系给轴系找正增加难度；国电泰州二期工程汽机为“五缸四排汽”，轴系较长，目前国内尚无同类型工程建成和同类型机组投运，施工调试运行过程中不确定因素。
多众所周知，在多转子汽轮机安装中，都要进行转子找中心，主要是为了保证汽轮发电机组各转子的中心线能连接成为一根连续的轴且使各轴承所承受的负荷符合设计的要求。
要做到这点必须使转子相邻两端的中心线一致，即相联接两半联轴器端面平行，中心重合。
由于轴系找正是从超高压缸往发电机方向对超高压缸、高压一直到发电机逐个找正，但由于汽轮机五缸四排汽的长轴系给找正带来了很大的难度，由于轴系较长，在超高压处产生的偏差找正至发电机处时可能会出现累计放大，所以要求在刚开始的找正时要做到更加精准、细致。
2.3隔振弹簧支撑给安装、找正带来的难度；国电泰州电厂二期工程#4汽轮发电机基座，基座柱按两排七列布置,共15根柱，弹簧隔振器共布置有69套。
由华东电力设计院设计。
弹簧隔振器厂家为隔而固（青岛）振动控制有限公司。
设计了弹簧隔振装置的汽轮机基础在弹簧释放前和普通的汽轮机岛没有区别，但是基础的隔振弹簧释放后必然会产生一定位移和偏差，给汽轮机的安装、找正带来了很大的不便，隔振弹簧释放前汽机本体哪些必须就位？是汽轮机扣盖前前释放还是扣盖后释放？为此我们也进行过讨论和分析。
1）汽轮机厂家和弹簧厂家要求矛盾：a汽轮机厂家交底安装顺序：弹簧释放是进行轴系找中心的前提条件，之后进行铰孔连接工作，然后进行汽门安装，最后进行碰撞试验。
b弹簧厂家安装要求：在所有部件重量就位后，方可进行弹簧释放工作，即汽门必须先就位。
所有以上两个要求本身就有矛盾。
2）我们常规的做法和汽轮机做法主要区别是汽门安装和碰撞试验这两道工序的先后问题。
a如果先进行汽门安装，那么由于汽门较重，缸移动起来比较困难，碰撞试验难度大。
但汽门不就位又不满足隔振弹簧的释放要求。
b如果先进行碰撞试验，汽门的安装工作必须放到最后，势必造成安装工期延长，并影响EH油管路安装及油循环工作。
以上是隔振弹簧释放时期给汽轮机安装所带来的不便，在隔振弹簧释放后也会对汽轮机的中心造成一定的影响，虽然在释放时会对整个汽轮机进行监测，但实际上释放后轴系还是发生了0.07mm左右的变化，需要对轴系重新调整，由于释放后汽机岛变成一个“悬浮”的基座，对轴系再次找中也增加了一定的难度。
另外机组运行后隔振弹簧对机组的振动也会产生一定影响。
2.4增加超高压缸所增加的工作量。
国电泰州二期工程汽机为“五缸四排汽”，轴系较长，比常规的百万级机组增加了超高压缸，超高压缸、高压缸和中压缸都为整体发货，重量较重，尤其是中压缸，重量达到250吨（净重），给现场的安装就位带来了很大的难度，现场要进行行车拼装，并且采用专门的扁担进行吊装作业。
由于增加了超高压缸，对现场的安装、找正等难度加大，施工工期造成延长，施工期内投资密度非常大，人力、机具、材料设备等资源配置相对集中，必然要采取大量的技术、经济和合同等措施，组织超常规施工，对项目组织、资源配置、协调管理等方面提出了更高的要求。
附图1：1000MW二次再热汽轮机立体图2.5机组主要技术参数如下：项目数据单位备注额定功率1000 MW2.6汽轮机主要部件重量：三、二次再热汽轮机安装工艺：因1000MW二次中间再热机组，为我公司首次安装，现将现场安装过程装中遇到问题及注意事项进行总结。
汽轮机主要安装程序如下：3.1、汽轮机基础的安装:国电泰州二次再热机组汽轮机基座采用弹簧隔振器，见附图2、3、4、5；弹簧隔振方式的优点：弹簧隔振器是连接设备和基础的弹性元件，用以减少和消除由设备传递到基础的，振动力和由基础传递到设备的振动，（现场弹簧隔振器的释放工作，是在#1、#2低压内缸扣盖结束后，配合隔而固制造厂进行，释放前在汽轮机超高压、高压及中压汽门位置两侧配置一定重量的管道，确保释放的数据真实,并架设好百分表进行监护）。
附图：2 弹簧隔振器安装图片附图：3弹簧隔振器安装图片附图：4弹簧隔振器安装图片附图：5汽轮机汽门两侧放置配重管道图片3.2 #1-#6轴承座及中心导向销安装：3.2.1、轴承座就位找中a、按轴系找中图调准各轴承座的标高，调整各轴承座底部的螺钉来调准标高。
b、低压轴承座垫泡沫塑料。
c、中心导向销焊接前后都要保证其扁身垂直。
d、焊接时监视其位置，防止中心走动。
注意：4号轴承座下的导向销与6号轴承座下的导向销外形极相似，长度不相同，不要混淆！附图：6 附图：7附图：6 轴承座安装图附图：7中心导向销安装图片3.2.2、轴承座及中心导向销灌浆a、基础先打湿，灌浆前保湿1到3天。
b、灌浆用水泥必须符合图纸规范（现场按业主要求采用水泥基灌浆料870）。
c、灌浆后要保湿，7天后可拆模板，多余的水泥要及时去除。
d、地脚螺栓张紧器的拧紧一般分为4 次拧紧：第1次：灌浆前24小时（约25%力矩）。
第2次：灌浆后3天（约75%力矩）。
第3次：灌浆后28天（100%力矩）。
第4次：试车前（100%力矩）。
第1次和第2 次拧紧时，按十字交叉法拧紧（下图a）。
第3次和第4 次拧紧时，按圆周顺序法拧紧（下图b）。
附图：8 附图：9 e 、大螺母张紧器中小螺栓的预紧力矩:地脚螺栓件号地脚螺钉对应的大螺母张紧器的件号及地脚螺栓规格大螺母张紧器中小螺栓的预紧力矩（N.m）第1次第2次第3次第4次1 26（Ø65×630）12 122 244 2442 26（Ø65×1055）12 122 244 2443 10（Ø85×615）8 83 165 1654 10（Ø65×900）8 83 165 1655 10（Ø85×1200）8 134 268 2686 26（Ø65×850）12 122 243 2437 26（Ø65×1190）12 61 122 1228 26（Ø65×1150）12 61 122 1229 26（Ø65×675）12 122 243 243 3.3、低压外缸拼缸、焊接:附图：10低压缸拼装组合图片3.3.1、调准低压缸端板位置，将端板标高预抬高约2.5mm,其中2.5mm为防止焊接变形的收缩量。
附图：11低压缸拼装组合图片3.3.2、在低压外缸左、右侧板水平中分面上安装压板，用行车将侧板吊入，通过压板将两侧板搁置在前、后端板上。
3.3.3、侧板和端板找正找平。
调整并确认侧板和端板水平中分面的标高、水平度及定位中心尺寸符合设计要求。
此时应测量并确认低压外缸对角线尺寸符合设计要求。
3.3.4、侧板和端板找平找中合格后，点焊各侧板和端板。
重新测量并确认低压外缸对角线尺寸符合设计要求。
3.3.5、装配低压外缸内部支撑管，并焊接。
吊入钢架，钢架重量不要落在外缸上面（支撑在冷凝器上或悬吊在轴承座上），支撑管开始点焊（支撑管应无间隙装入，用锤子敲进去），点焊时在三个孔（两个猫爪孔和一个中心导向销孔）周围放置百分表以监视外缸变形情况。
