CMW抽汽式汽轮机南汽Word格式文档下载.docx
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额定工况时工业抽汽
压力/温度
MPa（a）/°
10
额定工况排汽压力
kPa（a）
4.
.04
11
锅炉给水温度
12
额定工况汽轮机汽耗（计算值）
kg/
13
额定工况汽轮机热耗（计算值）
kJ/
8214
14
纯冷凝工况汽轮机汽耗（计算值）
15
纯冷凝工况汽轮机热耗（计算值）
11014
16
额定工况汽轮机汽耗（保证值）
17
额定工况汽轮机热耗（保证值）
8460
18
纯冷凝工况汽轮机汽耗（保证值）
19
纯冷凝工况汽轮机热耗（保证值）
11344
6697X4890X
21
汽轮机转向（从机头向机尾看）
顺时针方向
22
汽轮机额定转速
r/min
3000
23
汽轮机单个转子临界转速
1690
24
汽轮机轴承处允许最大振动
mm
过临界转速时轴承处允许最大振动
26
汽轮机中心高（距运转平台）
900
27
汽轮机本体总重
t
75
28
汽轮机上半总重（连同隔板上半等）
29
汽轮机下半总重（不连同隔板下半等）t
汽轮机转子总重
31
汽轮机转子转动惯量
1153
32汽轮机本体最大尺寸（长X宽X高）mm
3685
汽轮机技术规范的说明
1.3.1汽轮机润滑油牌号
汽轮机润滑油推荐使用GB11120-89L-TSA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°
C时，允许使用L-TSA32汽轮机油。
上述系列油品按规定要求加入汽轮机油防锈用复合剂后，即得各种防锈汽轮机油。
1.3.2引用标准GB/T5578-2007“固定式发电用汽轮机规范”。
结构概述
汽轮机转子由一级复速级和十一级压力级组成。
根据工业抽汽的要求，调整抽汽由旋转隔板控制。
转向导叶环在顶部和底部与汽缸之间采用“工”形键固定，在拆导叶环体时必须先用专用工具拆去“工”形键后方可起吊。
装于前汽缸上端蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与调速器油动机相连，调节汽阀由若干只汽门组成。
在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有主油泵，危急遮断装置，轴向位移发送器，推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套，前轴承座的上部装有油动机。
前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。
在前座架上装有热胀指示器，以反映汽轮机静子部分的热膨胀情况。
汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆副及齿轮减速达到所需要的盘车速度。
当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。
在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴伸装有手轮，可进行手动盘车。
手轮旋转54转,转子转动180°
o
热力系统
2.2.1主汽系统
来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。
主汽门内装有蒸汽滤网，以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。
蒸汽由主汽门经三通接头分别进入汽轮机蒸汽室两侧，蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入冷凝器凝结成水，借助凝结水泵打入汽封加热器，然后进入除氧器。
经除氧器除氧后的凝结水，借助给水泵升压后进入锅炉。
凝结水泵后有一路凝结水可引入冷凝器上部，在启动、低负荷或作滑参数启动时用于冷却蒸汽和由主汽门前来的疏水。
汽轮机具有调整抽汽，调整抽汽主要供工业用汽。
主蒸汽管路、抽汽管路尽量对称布置或增加热胀补尝弯头，以尽可能抵消或减小对汽轮机的推力。
2.2.2回热抽汽系统
机组有四道抽汽，第一道抽汽为工业抽汽；
第二道抽汽送入除氧器;
第三道抽汽送入二号低压加热器；
第四道抽汽送入一号低压加热器。
前三道抽汽管路中均装有压力水控制抽汽阀；
第四道抽汽口的抽汽管路中则采用了普通的逆止阀。
机组的补给水送入除氧器。
2.2.3汽封系统
汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀及各抽汽阀门等各阀近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连，使各腔室保持
〜的真空，以保证蒸汽不漏入大气。
同时可将此漏汽加热凝结水以提高机组的经济性。
前后汽封的平衡腔室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连，均压箱上装有汽封压力调整分配阀，使均压箱保持〜的压力，当均压箱中压力低于时，高于的抽汽通过该分配阀向均压箱补充，当均压箱中压力高于时，多余的蒸汽也通过汽封压力调整分配阀排入冷凝器中。
2.2.4真空系统
蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入冷凝器凝结成水，在冷凝器内即形成真空。
为了去除在运行中逐渐积聚在冷凝器中的空气，在冷凝器两侧装有抽气管，该抽汽管合并后接到射水抽气器进气口，由射水抽气器将空气吸出排入大气。
射水抽气器由专门水泵提供压力水。
射水抽气器也能代替起动抽气器，能在较短的时间内形成冷凝器的真空。
2.2.5调节系统详见调节系统说明书。
辅机规范
a汽封加热器
型号
冷却水量
冷却水最大压力
加热面积
b冷凝器
型式
冷却面积
无水时净重
c冷油器（2个）
油流量
水阻
油阻
JQ-23-1
50t/h
23m"
分列二道制表面式
2000m2
6500t/h
34t
YL-40-2
40m-
8001/min
h
20kPa
3汽轮机的安装
总述
在机组安装之前，安装单位应通过对图纸、技术文件的熟悉，了解本机组的结构特点和系统性能。
机组的安装程序和步骤，以及安装前的各项准备工作，可由安装单位在掌握了本机组的结构性能之后，根据现场具体情况自行拟定，其原则是不使安装工作混乱。
机组的基础应符合电力设计院提出的强度和儿何尺寸等方面的要求，其他要求可根据水电部颁发的DL5011-92“电力建设施工及验收技术规范”（汽轮机机组篇）中有关条款。
垫铁布置可参照本机组的垫铁布置图，其布置原则是：
负荷集中的地方；
地脚螺栓的两侧；
座架的四角处。
节中列出各项安装数据，安装单位在安装过程中应严加控制，未列出的要求可参照DL5011-92“电力建设施工及验收技术规范”中各有关条款。
主要安装数据
C1
3.2.1前座架上的纵向键
al+a2二〜
b>
cl+c2二〜0
3.2.2前座架压板
a=3
b二〜
3.2.3前轴承座垂直键
b=3
C二3
3.2.4前汽缸猫爪
a二〜
b二3
c=5
\\\
\、\、
d二〜
3.2.5后汽缸导板的纵向键
cl+c2二-
al+a2=
3.2.6后座架上螺母间隙
3.2.7汽缸中分面横向水平
:
1000
c=0
f（直径上值）二〜
gl+g2二〜
1号轴承n=~
2号轴承n二〜
3号轴承n二〜
j二n〜
k-转子未放入前测量:
〜
两球面间的接触面积：
推力轴承前轴承$70%
径向轴承^70%
垫块与轴承座的接触面积：
推力轴承前轴承270%
径向轴承$70%
轴与轴瓦接触角60°
〜80°
轴承体中分面间隙W
3.2.10转向导叶环
a二0〜
3.2.9前汽封
c二
dl+d2二〜0
el+e2二
el+e2二〜
挂销与汽缸接触面积60%
f二〜
3.2.11隔板与隔板套
、
a=
b=
d二0~
el+e2二〜0
fl+f2二〜
h二0〜
悬挂销与汽缸，隔板或隔板套水平接触面积
75%
3.2.12直接用转子检查的汽封洼窝中心
|a~b|二0〜
c-|a+b|/2=±
直接用转子检查的隔板汽封洼窝
中心
3.2.13联轴器找中
|al-a3|二0〜
|a2-a4|二0〜
|b2-b4|二0〜
bl-b3=-（0〜
上开口0〜
3.2.14汽机转子布置t后I
高压端扬起，后轴径处保持水平
3.2.15通流部分各间隙值，前后汽封齿安装间隙值，隔板汽封间隙值,
轴承座
端部油封间隙值，各主要部位的端面、径向跳动值请看通流图。
3.2.16旋转隔板与旋转隔板油动机
在旋转隔板的隔板体上有一个定位孔B,在旋转体上有一个孔，当这个孔位与B孔重合时，此时油动机应在升程的上限（如图所示）。
要保证这个上限的位置,可调节拉杆来达到。
这时旋转隔板为全关位置。
3.2.17旋转隔板
b二
dl+d2=
挂销上的调整垫块与下汽缸的接触面积:
60%
汽缸法兰螺柱、螺栓的热紧值。
3.3.1为了保证汽缸水平法兰面的密封紧力，同时延长螺柱、螺栓的使用
寿命对M64X4,M72X4和M85X4的螺母应采用热紧法旋紧螺母。
上述螺
母在热紧前应首先冷紧，其冷紧力矩一般为400N・ni。
3.3.2热紧值：
M64X4,M72X4,M85X4上下法兰不通者（下法兰有螺纹者）热紧转
角为33°
;
上下法兰无螺纹通孔者M72X4热紧转角为。
。
管道推力限制
汽轮机每根管路（主汽管、抽汽管、排汽管）的推力及力矩在前后座架上产生的支反力以及这些支反力之和不超出下述范围（不考虑排气口连接
所引起的支反力）;
状
态
X
Y
Z
单位
N
执
前支承A、B处
±
6000
30000
20000
后支承C、D处
9000
45000
冷
15000
土10000
5000
25000
注：
表中冷态指停机揭缸检修机组。
各管路与汽轮机接口处的附加位移为:
线位移（cm）
角位移（rad）
△X
AY
AZ
Ox
0y
z
I
土
II
III
IV
V
VI
h-J
1450
525
m-
U50
275
-w
c、
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M
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2245
2
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to
汽轮机动载荷的考虑可按DL5022-1993或GB/T50040-1996有关条款。
4汽轮机的运行及维护
汽轮机的合理启动、运行、停机是汽轮机的可靠性、经济性及长寿命的可靠保证，运行单位应根据具体情况，制订出较为完善的现场运行规程,本章仅列出主要的规范，在编制现场规程时可参照电力部的“汽轮机运行规程”作为基础，在不违背本章所列规范的条件下，加以补充和完善。
新蒸汽参数规范
4.2.1主汽门前蒸汽参数变化范围
压力（a）
最高（a）
最低（a）
温度435°
最髙445°
最低420°
4.2.2当主汽门前蒸汽压力为MPa（a）或蒸汽温度为450°
C时，每次运行不超过30min,全年累计不得超过20h。
4.2.3当主汽门前蒸汽压力小于MPa（a）或蒸汽温度小于420°
C时，应按规定减负荷运行。
负荷限制规范
4.3.1为了保证机组安全经济地运行，汽轮机必须严格控制在“热力特性曲线”所规定的工况范围内运行。
4.3.2在下列情况下，允许汽轮机带额定电功率长期运行：
4.3.2.1进汽压力降到MPa（a）,进汽温度降到420°
C,冷却水进水温度不超过25°
4.3.2.2冷却水进水温度升高至33°
C,但应满足下列条件：
（1）进汽参数不低于额定值；
（2）冷凝器保持计算耗水量；
（3）进入除氧器的给水量不大于该工况下汽轮机总进汽量的105%。
4.3.2.3纯冷凝运行。
4.3.3汽轮机减负荷运行
汽轮机的进汽参数或排汽压力偏离规范值时，汽轮机的运行应按照
“热力待性曲线”中的要求执行。
4.3.4为了使汽轮机各部件有足够的均匀的寿命，推荐汽轮机长期运行时所带的电负荷在额定负荷的三分之一以上。
启动与带负荷
4.4.1凡停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300°
C下缸壁温度不低于250°
C,汽轮机再起动，则为热态启动。
其他情况下汽轮机启动则为冷态启动。
4.4.2启动前的准备工作：
a.对汽轮发电机组的各部分设备进行详细检查，确认安装工作已全部
结束。
b.检查所有热工仪表及其附件。
仪表应校准。
C.对水系统、油系统进行检查。
d.对调节系统和保安系统进行检查。
e.检查滑销系统。
确保汽轮机本体能自由膨胀。
f.各阀门应处于正确状态。
4.4.3汽轮机启动和升速控制详见调节系统说明书。
4.4.4汽轮机冷态启动及时间分配
冲转后升速至
400r/min
2min
检查并维持
8min
均匀升速至
1200r/min
lOmin
15min
2500r/min
5min
3000r/min
合计
60min
4.4.5汽轮机热态启动及时间分配
4.4.5.1汽轮机热态启动应遵守以下各点：
a进入汽轮机的蒸汽温度应高于进汽室缸壁温度（大于50°
C）o
b在冲动转子前2h转子应处于连续盘车。
c在连续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后再抽真空。
d需维持真空约。
4.4.5.2汽轮机热态启动时间分配如下
500r/min
3min
25min
4.4.6汽轮机在升速过程中应注意下列各点：
a.升速时，真空应维持在以上，当转速升至3000r/min时，真空应达到正常值.
b轴承进油温度不应低于30°
Co当进油温度达45°
C时，投入冷油器（冷油
器投入前应先放出油腔室内的空气），保持其出油温度为35°
C〜45°
Co
c升速过程中，机组振动不得超过0.03mm,—旦超过该数值，则应降低转
速直至振动消除，维持此转速运转30min,再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120min,再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查。
（过临界时允许0.10mm）o
4.4.7运转正常后，按规定作各部套试验并作全面检查，一切正常后，即
准备并网和接带负荷。
各部套调试及汽机的调节详见调节系统说明
书。
4.4.8带负荷
4.4.8.1冷态方式带负荷时间分配：
并列后即带1MW,均匀升荷至6MW20min
在6MW负荷下维持15min
均匀升荷至12MWlbmin
在12MW负荷下维持8min
均匀升荷至25MW12min
总计70min
4.4.8.2热态方式带负荷时间分配：
并列后即带1MW,均匀升荷至6MW5min
在6MW负荷下维持8min
均匀升荷至12MW5min
在12MW负荷下维持6min
均匀升荷至25MW7min
总计30min4.4.9当电负荷达到8MW后，可准备接带热负荷。
4.4.9.1供热系统应预先作好供汽的一切准备工作。
当抽汽口压力达
4.4.9.2带热负荷时，抽汽口压力升高速度控制在min；
到要求的数值后，即可逐渐打开抽汽阀门，开始供汽。
4.4.9.3当汽轮机尚未向外供汽而已经带了较大的电负荷，至使抽汽口压力已高出所要求的供汽压力，则应先减少电负荷，使抽汽口压力低于所要求的供汽压力，然后按执行。
4.4.9.4抽汽量的增加速度不得大于5t/min。
4.4.10电负荷和热负荷不允许同时增加。
4.4.11减负荷和加负荷的速度一样。
运行中的维护。
4.5.1运行中应特別注意下列主要参数，使其符合规范；
a新蒸汽参数（见技术规范）o
b电网周波应为50土
c主油泵入口油压力
轴承润滑油压力〜
d轴承进口油温35〜45°
轴承最高回油温度65°
轴承最高瓦温100°
e滤油器压力降为〜
f汽封系统：
均压箱内压力、
各抽汽室真空〜
g后汽缸排汽温度：
带负荷时〈65°
空负荷时＜100°
4.5.2经常监视各表计的指示，并定时作记录，在负荷变动或发现异常情况时，
应作详细记录。
停机。
4.6.1通知热网、电网、锅炉分场、电气分场、准备停机。
4.6.2减负荷。
a逐渐减小热电负荷直至零。
其减负荷速度按4.4.8及相反方向执行。
b在减热负荷时，若热网仍需用汽，则应操纵减温减压器供汽。
c与电网解列。
4.6.3确定解列后，随即停止向后汽封送汽，手拍危急遮断装置或按停机按扭，主汽门首先关闭，然后联动抽汽阀关闭。
4.6.4在减速过程中，应监视润滑油压，不应低于。
4.6.5转子完全停转时应立即投入盘车装置并连续盘车直至转子冷却，在连续盘车时，必须连续供油。
事故处理。
在已带上负荷时的事故处理中，除非发电机方面的原因确需先电网解列外，
一律都需先处理汽轮机停止进汽然后再解列电网。
4.7.1汽轮机在下列情况下应紧急停机；
（1）机组突然发生强烈振动或金属撞击声。
⑵汽轮机转速升髙至3360r/min,而危急遮断装置不起作用。
（3）水冲击。
（4）轴端汽封冒火花。
（5）任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高。
（6）轴承回油温度升高超过75°
C、瓦温超过110°
C或轴承内冒烟。
（7）油系统失火且不能很快扑灭。
（8）油箱内油位突然下降到最低油位以下。
（9）润滑油压降至。
（10）转子轴向位移超过1.3mm。
（11）主蒸汽管破裂。
（12）发电机冒烟。
（13）后汽缸排汽门动作。
4.7.2汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机：
（低真空运行按热力
特性曲线）
（1）进汽压力大于MPa或进汽温度大于450°
（2）进汽压力小于或进汽温度小于360°
（3）冷凝器真空低于MPao
（4）调节连杆脱落或折断，调节汽阀卡死。
（5）轴承振动大于0.07mm。
4.7.3汽轮机出现下列情况而在15min内不能恢复，应不破坏真空故障
停机；
（低真空运行按热力特性曲线）
⑴进汽压力低于但高于。
⑵进汽温度低于370°
C但高于360°
⑶冷凝器真空低于MPa,但高于。
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