汽轮机冲转蒸汽参数选定标准
汽轮机冲转蒸汽参数选定标准
选择原则尽量使主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级做功后蒸汽温度与金属温度相匹配。
根据东汽厂家资料：金属与蒸汽温差的要求如下：
?t=蒸汽温度?金属温度
?t理想值?t允许
值
?t极限
值
10 ℃90 ℃150℃
-20 ℃
-50℃
主蒸汽温度选择:
根据冲转前当时高压调节级后金属温度+金属与蒸汽温差=高压调节级后蒸汽温度，再根据“冲转初期蒸汽压力下，蒸汽温度与调节级后蒸汽温度的关系曲线”有主蒸汽压力和调节级后蒸汽温度确定主蒸汽温度。
例如：
冲转前经过高压缸预暖后调节级后金属温度（150℃）+（90℃）=调节级后蒸汽温度240℃
在主汽压力3.45MPa时调节级后蒸汽温度对应的主汽温度为320℃
中压蒸汽温度的选择：
中压第一级后金属温度+金属与蒸汽温差=中压第一级后蒸汽温度
再根据中压第一级蒸汽温降约37 ℃来确定中压蒸汽温度。
例如：50 ℃+150 ℃+37 ℃=237 ℃
冲转初期蒸汽压力下，蒸汽温度与调节级后蒸汽温度的关系曲线如下图
汽轮机的数学模型
汽轮机的数学模型 一．汽轮机的定义、发展历史与分类 1.1定义 汽轮机是将蒸汽的热能转换为机械能的叶轮式旋转原动机。 汽轮机是能将蒸汽热能转化为机械功的外燃回转式机械，来自锅炉的蒸汽进入汽轮机后，依次经过一系列环形配置的喷嘴和动叶，将蒸汽的热能转化为汽轮机转子旋转的机械能。其主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要。汽轮机具有单机功率大、效率高、寿命长等优点. 1.2 汽轮机的发展历史 公元一世纪时，亚历山大的希罗记述了利用蒸汽反作用力而旋转的汽转球，又称为风神轮，这是最早的反动式汽轮机的雏形；1629年意大利的布兰卡提出由一股蒸汽冲击叶片而旋转的转轮。 19世纪末，瑞典拉瓦尔和英国帕森斯分别创制了实用的汽轮机。拉瓦尔于1882年制成了第一台5马力(3.67千瓦)的单级冲动式汽轮机，并解决了有关的喷嘴设计和强度设计问题。单级冲动式汽轮机功率很小，现在已很少采用。 20世纪初，法国拉托和瑞士佐莱分别制造了多级冲动式汽轮机。多级结构为增大汽轮机功率开拓了道路，已被广泛采用，机组功率不断增大。帕森斯在1884年取得英国专利，制成了第一台10马力的多级反动式汽轮机，这台汽轮机的功率和效率在当时都占领先地位。 20世纪初，美国的柯蒂斯制成多个速度级的汽轮机，每个速度级一般有两列动叶，在第一列动叶后在汽缸上装有导向叶片，将汽流导向第二列动叶。现在速度级的汽轮机只用于小型的汽轮机上，主要驱动泵、鼓风机等，也常用作中小型多级汽轮机的第一级。 与往复式蒸汽机相比，汽轮机中的蒸汽流动是连续的、高速的，单位面积中能通过的流量大，因而能发出较大的功率。大功率汽轮机可以采用较高的蒸汽压力和温度，故热效率较高。19世纪以来，汽轮机的发展就是在不断提高安全可靠性、耐用性和保证运行方便的基础上，增大单机功率和提高装置的热经济性。 汽轮机的出现推动了电力工业的发展，到20世纪初，电站汽轮机单机功率已达10兆瓦。随着电力应用的日益广泛，美国纽约等大城市的电站尖峰负荷在20年代已接近1000兆瓦，如果单机功率只有10兆瓦，则需要装机近百台，因此20年代时单机功率就已增大到60兆瓦，30年代初又出现了165兆瓦和208
汽轮机参数(TRL、THA、T-MCR、VWO等)
1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa 绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。 2．最大连续功率（T－MCR）是指在1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。 3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR 定义条件下发电机端输出的功率。一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。此流量应为保证值。上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。 二.锅炉 1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。
2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL 的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。 3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。对应于：汽轮机阀门全开VWO工况，指在额定进汽参数下，背压 4.9KPa，0％补给水量时汽轮机的最大进汽量。 注： a.汽机进汽量和锅炉蒸发量是按机组采用汽动给水泵考虑的。 b.在TMCR工况下考核汽机热耗和锅炉效率的保证值。在VWO工况下考核汽机最大进汽量和锅炉最大连续出力保证值。 c.一般说，汽机TMCR时的出力比之TRL时的出力大5％左右。汽机VWO时的进汽量比之TMCR时的进汽量多3～5％，出力则多4～4.5％。 d.如若厂用汽需用量较大时，锅炉BMCR的蒸发量考虑比汽机VWO时的进汽量再增多3％左右。 e.不考虑超压条件。 f.TMCR工况下汽机背压4.9KPa为我国北方地区按冷却水温为20℃的取值。在我国南方地区可根据实际冷却水温取值，调整为5.39KPa或更高些。 ６００ＭＷ机组 １机组热耗保证工况（ＴＨＡ工况）机组功率（已扣除励磁系统所消耗的功率）为６００ＭＷ时，额定进汽参数、额定背压、回热系统投运、补水率为０％．２铭牌工况（ＴＲＬ工况）机组额定进汽参数、背压１１．８ＫＰa、补水率３％，回热系统投运下安全连续运行，发电机输出功率（已扣除励磁系统所消耗的
参数的选择与汽轮机内效率分析
参数的选择对汽轮机内效率浅析 原创：孙维兵连云港碱厂22042 摘要：简要叙述电力和工业用汽轮机的内效率，以及蒸汽初、终参数选择对对全厂能耗的影响。 关键词：汽轮机内效率蒸汽参数能耗 一、汽轮机内效率 1、背压汽轮机数据模拟本表来源某碱厂6000kw背压机组，带下划线的为表计显示值。其他为计算或模拟值。
本机组型号B6－35 /5，设计蒸汽压力℃，排汽压力。设计内效率%。 由于蒸汽和喷管叶片的磨擦生热，被蒸汽吸收后汽温提高，在下一级得到利用，机组级数越多，利用次数越多，总内效率有所提高。热机内效率η＝100％×实际焓降÷理想焓降，汽轮机的内效率表示的是设计的汽轮机组的完善程度，相当于存在的所有不可逆损失的大小，即实际利用的焓降与理论上能达到的焓降的比值。 严济慈说：“所费多于所当费，或所得少于所应得，都是一种浪费”。提高热机的热效率的方法有二种，一是提高高温热源的温度，二是降低低温热源即环境的温度；低温热源变化较小，因此提高蒸汽初温和初压就成为提高机组的热效率的途径。相对地，提高热机的内效率则基本上只有一种方法，即设计更完善的机组使汽机内部各种不可逆损失减少到最少。 从热力学第二定律上看，冷源损失是必不可少的，如果用背压抽汽供热机组，它是将冷源损失算到热用户上，导致所有背压热效率接近100%，但内效率差距仍然很大。 2、纯碱行业真空透平机、压缩透平机和背压汽轮机相对内效率比较
各个背压供热机组热效率都接近100%，但汽耗率分别为、、、kg/kwh，即消耗同样多的蒸汽量发出的电能有大有小。小容量汽轮机的汽封间隙相对较大，漏汽损失较大，同时由于成本投资所限，汽轮机级数少，设计的叶型也属早期产品，所以容量小的机组内效率很低。目前电力系统主力机组亚临界压力汽轮机组都较大，总内效率高达90-92%，热力学级数达到27级；相比于发电用汽轮机，工业汽轮机级数少，内效率偏低，明显是不经济的。 3、喷咀和喷管。冲动式汽轮机的蒸汽在静止的喷咀中膨胀加速，冲击汽轮机叶片。对喷咀来说，存在临界压力和临界压力比。如渐缩喷管，流量达到最大值时，出口压力p2与进口压力p1之比βc约为，当背压p2下降低于βc ×p1时，实际流量和汽体的速度不再增加，相当于压力降白白损失了。反动式汽轮机内效率较高，但单级压降较冲动式更小。纯碱厂常用的压缩工业汽轮机有11级，但压力降能力较小，实际运行时内效率不高。真空岗位的工业汽轮机，只有一级双列速度级，单级压力降能力是有限的，如果选择的排汽参数太小，那
汽轮机辅助蒸汽系统培训教材
汽轮机辅助蒸汽系统培训教材 8.1概述 辅助蒸汽系统的功能是向有关的辅助设备和系统提供蒸汽，以满足机组在启动、正常运行、低负荷、甩负荷和停机等工况下的用汽需求。 8.2系统流程 辅助蒸汽系统按母管制设计，每台机组设一辅助蒸汽联箱。从所有汽源点来的辅助蒸汽汇入辅助蒸汽联箱，并从联箱引出到各用汽点。两相邻机组的联箱之间均有联络管，互为备用汽源或启动汽源，#3号机的辅汽联箱上有与一期#2机高 压辅汽联箱联络管。为了防止调节阀失控时辅助蒸汽系统超压，在辅助蒸汽联箱上装有2个安全阀，其排放能力按可能的最大来汽量计算。 二期工程仅设一种蒸汽参数的辅助蒸汽系统，不单独设低压力的辅汽联箱，对个别要求温度、压力较低的用户，设置减温减压装置，设置减温减压器的用户主要有磨煤机消防用汽，送风机、一次风机暖风器等。 系统设有两只喷水减温器，辅汽联箱至汽机轴封、汽机预暖用汽的管道上设一只，辅汽联箱至磨煤机蒸汽消防用汽管道上设一只，用于控制辅汽温度满足各用户要求，减温水来．
源均为凝结水。 辅汽系统减温器参数
温装2/280- 4.0/1002.0-12.50.6-1.23800.6-1.22804.5 159 232200 #3机组投入运行时，机组的启动用汽，低负荷时辅助蒸汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来一期高压辅汽联箱。当机组负荷升高，四级抽汽的参数达到辅助用汽的参数时，就可切换到四级抽汽供汽。 #4机组投运时，冷态或热态启动用汽可由#3机组的辅助蒸汽系统供给。
辅助蒸汽系统的工作压力1.223MPa，工作温度为367℃。 辅助蒸汽系统的设计压力1.35MPa，设计温度为385℃。 辅助蒸汽系统的汽源有本机四段抽汽、一期高辅和邻机来辅汽。 每台机组设一卧式辅汽联箱，辅汽联箱参数为：o C/1.35Mpa。385辅汽联箱参数可满足各用汽点的需要，辅助蒸汽系统按母管制设计，两相邻机组的联箱之间均有联络管，互为备用。辅助蒸汽系统设有疏水母管，疏水接至B列疏水母管。． 辅汽联箱用户：两台磨煤机等离子暖风器、低负荷轴封用汽、机组启动高压缸倒暖、6台磨煤机消防用汽；寒冷工况2台送风机、一次风机暖风器、机组启动除氧器加热。 辅汽联箱汽源：本机四抽、临机辅汽联箱、一期高压辅汽联箱。 送风机、一次风机暖风器汽源：本机五抽、本机辅汽联箱。 8.3辅汽系统的投停 辅汽系统暖管投运 1.待投辅汽联箱汽源疏水、辅汽联箱疏水门均开启，如机组未启动则至排汽装置（或凝汽器）疏水禁止开启。如机组运行中开启至排汽装置（或凝汽器）疏水则应注意机组真空。 2.微开待投辅汽联箱汽源供辅汽联箱隔离门进行暖管。 3.确认各疏水器动作正常，各疏水点疏水畅通。
汽轮机运行考试题库及答案
一、填空题 1、运行班长（或值长）在工作负责人将工作票注销退回之前，不准将（检修设备）加入运行； 2、工作票中“运行人员补充安全措施”一栏，如无补充措施，应在本栏中填写：（“无补充”）不得（空白）。 3、汽轮机的基本工作原理是力的（冲动原理）和（反动原理）； 4、汽轮机的转动部分通常叫（转子），由（主轴）、（叶轮）、（动叶栅）、（联轴器）及其它装在轴上的零部件组成。 5、汽轮机的静止部分通常由（汽缸）、（隔板）、（汽封）、（轴承）等组成。 6、汽轮机的额定参数下的正常停机主要可以分为（减负荷）、（解列发电机）和（转子惰走）几个阶段。 7、根据电力法规要求：汽轮机应有以下自动保护装置：（自动主汽门）、（超速）、（轴向位移）、（低油压）和（低真空）保护装置。 8、汽轮机调速系统的静态试验是在汽轮机（静止）状态，起动（高压）油泵对调速系统进行试验，测定各部套之间的（关系）曲线，并应与制造厂设计曲线（基本相符）。 9、汽轮机的内部损失包括（进汽机构的节流）损失、（排汽管压力）损失、（级内）损失。 10、根据设备缺陷对安全运行的影响程度，设备缺陷分为（严重设备缺陷）、（重大设备缺陷）、（一般设备缺陷）三类。 11、运行设备出现（一、二）类缺陷，应迅速采取（有效）措施，严防扩大，并及时向有关领导汇报，需要（停机）处理的，及时提出（停机消缺）意见，严禁带病运行、拼设备。 12、汽轮机事故停机一般分为（破坏真空紧急停机）、（不破坏真空故障停机）、（由值长根据现场具体情况决定的停机） 13、汽轮机调节系统一般由（转速感受机构）、（传动放大机构）、（执行机构）、（反馈装置）等组成。 14、热电厂供热系统载热质有（蒸汽）和（热水）两种，分别称为（汽网）和（水热网）。 15、决定电厂热经济性的三个主要蒸汽参数是（初压力）、（初温度）、（排汽压力）。 16、汽轮机按热力特性分类分为（凝汽式汽轮机）、（调整抽汽式汽轮机）、（背压式汽轮机）。 17、对突发事故的处理，电力工人应具有（临危不惧）、（临危不乱）、（临危不慌）、（临危不逃）、果断处理的素质。
蒸汽透平汽轮机工作原理
蒸汽透平（或称汽轮机）是用蒸汽做功的旋转式原动机，它将蒸汽的热能转变成透平转子旋转的机械能，这一转变过程需要经过两次能量转换，即蒸汽通过透平喷嘴（静叶片）时，将蒸汽的热能转换成蒸汽高速流动的动能，然后高速气流通过工作叶片时，将蒸汽的动能转 换成透平转子旋转的机械能。蒸汽透平按工作原理分为两类：冲动式和反动式，冲动式透平的蒸汽热能转变成动能的过程，仅在喷嘴中进行，而工作叶片只是把蒸汽的动能转换成机械能，即蒸汽在喷嘴中膨胀，速度增大，温度压力降低，而在叶片中仅将其动能部分转变为机械能（汽体流速降低），而由于叶片沿流动方向的间槽道截面不变，因而蒸汽不再膨胀，压力也不再降低；而在反动式透平中，蒸汽在静叶片中膨胀，压力温度均下降，流速增大，然后进入动叶片（工作叶片），由于动叶片沿流动方向的间槽道截面形状与静叶片间槽道截面变化相同，所以蒸汽在动叶片中继续膨胀，压力也要降低，由于汽流沿着动叶片内弧流动时方向是改变的，因此，叶片既受到冲击力的作用，同时又受到蒸汽在动叶片中膨胀，高速喷离动叶片产生反动力的作用，冲动力和反动力的合力就是动叶片所承受的力，，这就是说，在反动式透平中，蒸汽热能转变成动能的过程，不仅在静叶片中进行，也在动叶片中进行。 按热力过程分，透平可分为背压式、凝汽式和抽汽凝汽式三类：背压式透平——在透平中工作后的蒸汽，在较高压力（大于0.1MPa）下排出，供作它用；KT2501、KT1503等属于凝汽式透平――蒸汽在透平中作功后全部排入凝汽器中冷凝；KT1501B属于抽汽凝汽式透平――将在透平高压缸作过功的蒸汽抽出一部分供作它用，而另一部分蒸汽在透平低压缸继续作功后全部排入凝汽器中冷凝。只有一个叶轮的蒸汽透平称为单级透平，这种透平功率小、转速高、效率低，一般用于驱动小型油泵或水泵；为了提高能量转换的效率，透平往往不是仅有一只叶轮，而是让蒸汽依次通过几个叶轮（一个叶轮为一级），逐级降低其压力、温度，蒸汽每经过一次热能——动能——机械能的转换，称为工作的一个级，级与级之间用隔板隔开，第一级出来的蒸汽进入第二级，第一级的喷嘴装在汽缸的隔板上，蒸汽经过第二级喷嘴，再次降压、降温、升速，然后去推动第二个叶轮，依
关于水蒸气及汽轮机的基本知识
关于水蒸气及汽轮机的基本知识 1，为什么利用水蒸汽来驱动汽轮机？ 把燃料的热能转变为汽轮机的机械能的媒介物---水和水蒸汽------具有以下特性： 膨胀性、流动性、热容量、稳定性、安全性、对环境友好、价廉易获取。 因此水蒸汽是用来驱动汽轮机的理想工质。 2，什么是水或水蒸汽的饱和温度 在一定的压力条件下，低于此温度，介质将以液态方式存在，高于此温度，介质将以气态方式存在，此温度即为该压力下的饱和温度。在该饱和温度下，介质可以是饱和水，也可以是水和蒸汽共存（即湿饱和蒸汽），也可以是纯蒸汽（即干饱和蒸汽）。 如，在一个大气压下，水的饱和温度是100℃；（水烧开的温度） 如，在西藏高原，大气压低于一个大气压，水的饱和温度只有80多度（水烧开的温度）, 这就是为什么在西藏鸡蛋难煮熟的原因； 在压力较高的高压锅中煮，可提高锅中的加热温度，即水的饱和温度可提高。 3，水或蒸汽的饱和压力和饱和温度的关系如何 水或蒸汽的饱和压力和饱和温度一一对应，压力增加，则对应的饱和温度升高；压力降低，对应的饱和温度也降低。 如，锅炉给水泵的出口压力一定，则锅炉只能产生的此压力下的饱和蒸汽，饱和蒸汽的温度也随之确定；如要提高蒸汽温度使之变成过热蒸汽，必须对蒸汽进行再加热。过热器的作用就是用来加热蒸汽使之变成过热蒸汽。 4，什么是湿饱和蒸汽、干饱和蒸汽、过热度 混有饱和水的饱和蒸汽叫做湿饱和蒸汽； 处于饱和状态下的气态蒸汽叫做干饱和蒸汽； 过热蒸汽的温度超过其压力对应的饱和温度的部分称为过热度。 5，什么是蒸汽的品质 蒸汽的品质就是蒸汽中所含的热能转换为其他形式能量的能力，简单说就是做功能力。 低品质蒸汽就是些做功能力相对较弱的蒸汽，通常其温度较低，压力较低。 高品质蒸汽就是些做功能力相对较强的蒸汽，通常其温度较高，压力较高。 单从能量角度看，系统中能量损失最大的地方是冷凝器，约有50%的能量通过其冷却水散失到周围环境中，但这只是略高于环境温度的低品质能量。 炼厂采用减温减压阀将高温高压蒸汽用来加热低温的水或蒸汽，虽然从能量角度看没有损失，实际上浪费了高品质蒸汽宝贵的做功能力。 低品质蒸汽也可以用来驱动汽轮机，不过对于相同规格的汽轮机其功率，效率会降低。
汽轮机轴封蒸汽系统
汽轮机轴封蒸汽系统介绍 一、轴封蒸汽系统概述 轴封蒸汽系统的主要功能是向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封提供密封蒸汽，同时将各汽封的漏汽合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较高的效率；在汽轮机的低压区段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空（也即尽可能低的背参数），也是为了保证汽轮机组的高效率。轴封蒸汽系统主要是由密封装置、轴封蒸汽母管、汽封冷却器等设备及相应的阀门、管路系统构成。 汽轮机组的高、中、低压缸轴封均由若干个轴封组成。相邻两个轴封段之间形成一个汽室，并经各自的管道接至轴封系统。 在汽轮机组启动前，汽轮机内部必须建立必要的真空。此时，利用辅助蒸汽向汽轮机的轴封装置送汽。在汽轮机组正常运行时，汽轮机的高压区段的蒸汽向外泄漏，同时，为了防止空气进入轴封系统，在高压区段的最外侧一个轴封汽室，则必须将蒸汽和空气的混合物抽出。由此看来，轴封蒸汽系统包括：送汽、回（抽）汽和漏汽三部分。 为了汽轮机本体部件的安全，对送汽的压力和温度有一定的要求。因为送汽温度如果与汽轮机本体部件温度（特别是转子的金属温度）差别太大，将使汽轮机部件产生很大的热应力，这种热应力将造成汽轮机部件寿命损耗的加剧，同时还会造成汽轮机动、静部分的相对膨胀失调，这将直接影响汽轮机组的安全。 为了控制轴封系统蒸汽的温度和压力，系统内除管道、阀门之外，还设有压力调节装置和温度调节装置。 在汽轮机组正常运行时，轴封系统的蒸汽由系统内自行平衡。但此时压力调节装置、温度调节装置仍然进行跟踪监视和调节。此时，通过汽轮机高压轴封装置泄漏出来的蒸汽，分别被接到凝汽器、轴封加热器，尽可能地回收能量，确保汽轮机组的效率。 当汽轮机紧急停机时，高、中压缸的进汽阀迅速关闭。此时，高压缸内的蒸汽压力仍然较高，而中、低压缸内的蒸汽压力接近于凝汽器内的压力。于是，高压缸内的蒸汽将通过轴封蒸汽系统泄漏到中、低压缸内做功，造成汽轮机的超速。为了避免这种危险，轴封系统应设置有危急放汽阀，当轴封系统的压力超限时，放汽阀立即打开，将轴封系统与凝汽器接通。 轴封蒸汽系统通常有两路外接汽源。一路是来自其他机组或辅助锅炉（对于新建电厂的第一台机组）的辅助蒸汽、经温度、压力调节阀之后，接至轴封蒸汽母管，并分别向各轴封送汽；另一路是主蒸汽经压力调节后供汽至轴封系统，作为轴封系统的备用汽源。 二、某公司350MW汽轮机轴封蒸汽系统 该系统是由汽轮机的轴封装置、汽封冷却器、轴封压力调节阀、轴封风机、压力调节阀以及相应的管道、阀门等部件组成。当机组在启动时，轴封蒸汽系统的汽源主要来自辅汽母管。为了防止杂质进入端轴封，供汽母管上设有蒸汽过滤网。辅汽进入轴封调压部件进行调压，调压后的辅汽随时由压力表、温度表监测，使辅汽在各种工况下维持其压力和温度的正
汽轮机参数
三、汽轮机主要技术规范 （一）汽轮机铭牌主要技术参数 汽轮机型号 C12-3.43/0.981 型式抽汽凝汽式汽轮机 主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2 ）MPa（a） -0.3 最高3.63MPa（a） （可长期连续运行） 主汽门前蒸汽温度额定435（+5 ）℃ -15 最高445℃ （可长期连续运行） 额定进汽量 87t/h 最大进汽量 127t/h（可长期连续运行）额定抽汽量 50t/h 最大抽汽量 80t/h 额定抽汽压力 0.981MPa（G） 抽汽压力范围 0.785～1.275MPa（G） 额定抽汽温度317.2 ℃ 抽汽温度范围 250～330℃ 额定功率 12 MW 汽轮机铭牌功率 12 MW 最大功率 15 MW 汽轮机转向（机头向机尾看）顺时针方向 汽轮机额定转速 3000r／min 汽轮机一发电机轴系临界转速 1735r／min 汽轮机单个转子的临界转速 1470r／min 汽轮机轴承座允许最大振动 0.03mm（双振幅值） 过临界转速时轴承座允许最大振动 0.10mm（双振幅值） 允许电频率变化范围50±0.5Hz 汽轮机中心高（距运转平台） 750mm 汽轮机本体总重 57t 汽轮机上半总重（连同隔板上半等） 15t 汽轮机下半重（包括隔板下半等） 19t 汽轮机转子总重 7.83t 汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）mm 6021×3590×3635
（二）汽轮机技术要求； 本汽轮机实际运行条件：进汽量为72 t/h，最大进汽量83 t/h；额定抽汽量45 t/h；无高加、除氧器回热抽汽；循环水温度≤33℃。 锅炉正常运行时，保证C12机组纯凝工况下发电量能达到12MW并长期稳定运行。并考虑两台锅炉运行时，其中一台汽机故障时另一台汽机在保证供汽条件下，抽凝状态运行能达到15MW。 12MW抽凝式汽轮发电机组的实际运行工况： 型式抽汽凝汽式汽轮机 ）MPa（a） 主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2 -0.3 最高3.63MPa（a） （可长期连续运行） ）℃ 主汽门前蒸汽温度额定435（+5 -15 最高445℃ （可长期连续运行） 额定进汽量 71t/h 最大进汽量 83t/h（可长期连续运行） 额定抽汽量 35t/h 最大抽汽量 45t/h 额定抽汽压力 0.981MPa（G） 抽汽压力范围 0.785～1.275MPa（G） 额定抽汽温度317.2 ℃ 抽汽温度范围 250～330℃ 四、发电机技术规范 （一）发电机参数 型号 QFW-15-2A 额定功率15MW 额定功率因数 0.8 额定电压10.5kV 额定转速 3000r/min 频率 50Hz 相数 3 极数 2 定子线圈接法 Y 效率不低于 97％ 短路比 0.48
汽轮机-问答题综合资料讲解
汽轮机-问答题综合
为什么说多级汽轮机的相对内效率较单级汽轮机可得到明显的提高？ ①在全机总比焓降一定时，每个级的比焓降较小，每级都可在材料强度允许的条件下，设计在最佳速比附近工作，使级的相对内效率较高；②除级后有抽汽口，或进汽度改变较大等特殊情况外，多级汽轮机各级的余速动能可以全部或部分地被下一级所利用，提高了级的相对内效率；③多级汽轮机的大多数级可在不超临界的条件下工作，使喷嘴和动叶在工况变动条件下仍保持一定的效率。同时，由于各级的比焓降较小，速度比一定时级的圆周速度和平均直径也较小，根据连续性方程可知，在容积流量相同的条件下，使得喷嘴和动叶的出口高度增大，叶高损失减小，或使得部分进汽度增大，部分进汽损失减小，这都有利于级效率的提高；④由于重热现象的存在，多级汽轮机前面级的损失可以部分地被后面各级利用，使全机相对内效率提高。 简述在汽轮机的级中，蒸汽的热能是如何转化为机械能的。 具有一定压力、温度的蒸汽通过汽轮机的级时，首先在喷管叶栅通道中膨胀加速，将蒸汽的热能转化为高速汽流的动能，然后进入动叶通道，在其中改变方向或者既改变方向同时又膨胀加速，推动叶轮旋转，将高速汽流的动能转变为旋转机械能。 汽轮机主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高有哪些危害？ 当主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高时，蒸汽的初焓减小；此时进汽流量增加，回热抽汽压力升高，给水温度随之升高，给水在锅炉中的焓升减小，一公斤蒸汽在锅炉内的吸热量减少。此时进汽量虽增大，但由于进汽量的相对变化小于机组功率的相对变化，故热耗率相应减小，经济性提高，反之亦然。 当凝汽器漏入空气后将对汽轮机组运行产生什么影响? ①影响机组运行的经济性：a.使传热恶化，凝汽器压力Pc上升，蒸汽的做功能力↓，使循环效率降低。b.使凝结水过冷度↑，低压抽汽量↑，机组的功率下降。②影响机组运行的安全性：a.使Pc上升，排汽温度↑→机组振动和冷却水管泄漏。b.使过冷度↑→凝结水含氧 收集于网络，如有侵权请联系管理员删除
汽轮机复习题2 (3)
第一章 1.汽轮机的级是由______组成的。【C 】 A. 隔板+喷嘴 B. 汽缸+转子 C. 喷嘴+动叶 D. 主轴+叶轮 2.当喷嘴的压力比εn大于临界压力比εcr时，则喷嘴的出口蒸汽流速C1【A 】 A. C1
浅谈蒸汽参数对汽轮机运行影响
浅谈蒸汽参数对汽轮机运行影响 摘要：汽轮机运行时，蒸汽参数在一定范围内波动，在运行上不仅是允许的而且实际上也是难以避免的。这种波动在允许范围内变化时，只影响汽轮机的经济性，不影响汽轮机机组的安全性，但当这种波动超过偏差允许的范围时，不但会引起汽轮机功率及各项经济指标的变化，还可能使汽轮机通流部分某些零部件的受力状况发生变化，危及汽轮机的安全性。 关键词：蒸汽参数汽轮机运行影响 一、主蒸汽温度对汽轮机运行的影晌 1、机组运行中，主蒸汽温度降低对汽轮机安全与经济性都是不利的。一方面由于汽温降低蒸汽的理想熔降减小，排汽湿度增大，效率降低;另一方面，温度降低时若维持额定负 荷，则蒸汽的理想流量的增加对末级叶片极为不利。汽温降低还会使汽轮机各级反动度增加、轴向推力增大。具体说来:主蒸汽温度下降，可使蒸汽在汽轮机中的熔降减少，要维持原出力会使蒸汽流量增大，汽耗增大，经济性下降。主蒸汽温度急剧下降，使汽轮机末级的蒸汽湿度增加，加剧了本几级叶片的冲蚀，缩短了叶片的使用寿命。主蒸汽温度急剧下降，会引起汽轮机各金属部件温差增大，热应力和热变形也随粉增加，且胀差会向负的方向变化，因此机组振动加剧，严重时会发生动、静摩擦。主蒸汽温度骤降，往往是发生水冲击事故的预兆，会引起轮子轴向推力增加，一旦导致水冲击，则机组就要受到损害.后果极其严重。 2、措施 在运行规程中严格地规定了主蒸汽温度允许升高的极限值。一般允许汽温变化+5℃一-10℃。当汽温超过规定值时，应及时联系锅炉进行调整，汽机值班入员应加强监视，同时配合做好各项工作。若调整无效，汽温升高超过规定的最大允许值，应按规程规定紧急停机。 二、主蒸汽压力对汽轮机运行的影响 1、主蒸汽压力是单元机组在运行中必须监视和调节的主要参数之一。汽压的不正常波动对机组的安全、经济性都有很大影响。主气温度不变，主蒸汽压力升高，机组的末几级 的蒸汽湿度增大，使末几级动叶的工作条件恶化，水冲刷加重。对于高温、高压机组来说，主蒸汽压力升高0.5MP，气湿度增加2%。主蒸汽压力升高，使调节级焓降增加，将造成调
汽轮机超参数运行的安全措施实用版
YF-ED-J1060 可按资料类型定义编号 汽轮机超参数运行的安全 措施实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
汽轮机超参数运行的安全措施实 用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 为了保证机组的安全运行，特制定关于汽 轮机超参数运行的安全措施： 1、汽压升高至9.32Mpa时，联系锅炉降 压，短时间内汽压无下降或呈上升趋势时，汽 机专业缓慢加负荷至汽压无上升趋势或稳定时 （最高不得高于9.5Mpa），停止加负荷。待汽 压下降时，再根据汽压缓慢减负荷，禁止大幅 度加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。 汽压降至8.34Mpa时, 联系锅炉升压，短 时间内汽压无上升或呈下降趋势时，汽机专业
缓慢减负荷至汽压稳定无明显变化时（附 表），待汽压上升时，再根据汽压再缓慢加负荷，禁止大幅度加减负荷，加减负荷期间注意 调整真空。具体如下： 汽压(℃)8.0以上 7.84~7.94 7.64~7.84 7.54~7.64 7.44~7.54 负荷(MW) 35以上 30 ~ 35 20 ~ 30 15 ~ 20 10 ~ 15 3、汽温升至540℃时，联系锅炉专业降 温，并密切注意机组振动情况，短时间内汽温 无下降或呈上升趋势时，汽机专业缓慢加负 荷，确保汽温无上升趋势或无明显变化时（最 高不得高于545℃），停止加负荷，待汽温下降时，再根据汽温缓慢减负荷，期间禁止大幅度 加减负荷，加减负荷期间注意调整真空。
初终参数变化对汽轮机工作的影响
初终参数变化对汽机工作的影响 电厂中汽轮机经常处于变工况运行状态,除了蒸汽流量变化外,蒸汽参数也可能偏离设计值,分析初终参数变化对汽机工作的影响以及对汽轮机运行的安全性和经济性具有重要的意义。 一．初终参数变化过大对安全性的影响 1．蒸汽初压Ｐ０、再热压力Ｐr变化过大对安全性的影响 1）初温不变,初压升高过多，将使主蒸汽管道、主汽门、调节汽门、导管及汽缸等承压部件内部应力增大。若调节汽门开度不变,则P0 增大，致使新汽比容减小、蒸汽流量增大、功率增大、零件受力增大。各级叶片的受力正比于流量而增大。特别是末级的危险性最大,因为流量增大时末级比治、焓降增大得最多，而叶片的受力正比于流量和比焓降之积,故对应力水平已很高的末级叶片的运行安全性可能带来危险。第一调节汽门刚全开而其他调节汽门关闭时，调节级动叶受力最大，若这时初压Ｐ０升高,则调节级流量增大，比焓降不变，叶片受力更大，影响远行安全性。此外,初压Ｐ0升高、流量增大还将使轴向推力增大。 2)初温ｔ０不变、初压P0 降低一般不会带来危险。如滑压运行时Ｐ0的下降,并未影响安全。然而Ｐ0降低时,若所发功率不减小,甚至仍要发出额定功率,那么必将使全机蒸汽流量超过额定值,这时若各监视段压力超过最大允许值，将使轴向推力过大,这是危险的，不能允许的。因此蒸汽初压Ｐ0降低时，功率必须相应地减小。 2．蒸汽初温和再热汽温变化过大对安全性的影响 1)P0与Ｐr不变,t0与tｒ升高将使锅炉过热器和再热器管壁,新汽和再热蒸汽管道，高中压主汽门和调节汽门，导管及高中压缸部件的温度都升高。温度越高,钢材蠕变速度越快,蠕变极限越小。因此,汽温过高将使钢材蠕变的塑性变形过大，从而发生螺栓变长、法兰内开口、预紧力变小等问题，既影响安全，又缩短机组寿命,故不允许蒸汽温度过高。 2)新汽温度t0和再热汽温tr降低时,影响安全的关键是汽温下降速度。新汽温度下降过快,往往是锅炉满水等事故引起的,应防止汽轮机水冲击。水冲击的症状之一是蒸汽管道法兰、汽缸法兰和汽门门杆等处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴，这是因为蒸汽管法兰和汽缸法兰迅速被冷却收缩，而法兰螺栓在短时间内温
汽轮机详细设计参数
I Power station电站 1. power station电站 2. power plant电站，发电设备 3. utility电力部门 4.independent power producer (IPP)独立发电项目，独立发电站 5.nuclear power station核电站 6. thermal power station火电站 7. fossil (fired) power plant化石燃料电站，常规火电站 8. combined heat power (CHP) plant热电联供机组 9. steam power plant蒸汽电站，蒸汽发电设备 10. cogeneration power station热电联供电站 11. coal fired power plant燃煤电站 12. oil fired power plant燃油电站 13. gas filed power plant燃气电站 14. LNG power plant (liquefied natural gas)燃液化天然气电站 15. BoP (balance of plant)电站辅机 16. I&C (instrumentation and control)仪表和控制系统 II Turbine透平，涡轮 17. Turbine透平，涡轮 18. steam turbine汽轮机 19. gas turbine燃气轮机
20. nuclear turbine核电汽轮机 21. fossil turbine火电汽轮机 22. industrial turbine工业透平 23. cogeneration turbine热电联供透平 24. condensing turbine凝汽式汽轮机 25. back pressure turbine背压式汽轮机 26. extraction turbine抽汽式汽轮机 27. extraction condensing turbine抽汽凝汽式汽轮机 28. single-extraction turbine单抽汽轮机 29. double-extraction turbine双抽汽轮机 30. mechanical drive turbine机械驱动汽轮机 31. HP (IP, LP) turbine高（中、低）压缸 32. sub-critical pressure turbine亚临界汽轮机 33. super-critical pressure (SC) turbine 超临界汽轮机 34. ultra-super critical (USC) pressure turbine超朝临界汽轮机 35. BFPT (boiler feed pump turbine)给水泵汽轮机 36. steam turbine with air-cooled condenser（air cooled steam turbine）空冷汽轮机 37. reheat turbine再热汽轮机 38. double-reheat turbine二次再热汽轮机 39. wet steam turbine湿蒸汽汽轮机 40. saturated steam turbine饱和蒸汽汽轮机
汽轮机参数
（一）汽轮机铭牌主要技术参数 汽轮机型号 C12-3.43/0.981 型式抽汽凝汽式汽轮机 ）MPa（a）主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2 -0.3 最高3.63MPa（a） （可长期连续运行） ）℃ 主汽门前蒸汽温度额定435（+5 -15 最高445℃ （可长期连续运行） 额定进汽量 87t/h 最大进汽量 127t/h（可长期连续运行）额定抽汽量 50t/h 最大抽汽量 80t/h 额定抽汽压力 0.981MPa（G） 抽汽压力范围 0.785～1.275MPa（G） 额定抽汽温度317.2 ℃ 抽汽温度范围 250～330℃ 额定功率 12 MW 汽轮机铭牌功率 12 MW 最大功率 15 MW 汽轮机转向（机头向机尾看）顺时针方向 汽轮机额定转速 3000r／min 汽轮机一发电机轴系临界转速 1735r／min 汽轮机单个转子的临界转速 1470r／min 汽轮机轴承座允许最大振动 0.03mm（双振幅值） 过临界转速时轴承座允许最大振动 0.10mm（双振幅值） 允许电频率变化范围50±0.5Hz 汽轮机中心高（距运转平台） 750mm 汽轮机本体总重 57t 汽轮机上半总重（连同隔板上半等） 15t 汽轮机下半重（包括隔板下半等） 19t 汽轮机转子总重 7.83t 汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）mm 6021×3590×3635（二）汽轮机技术要求；
本汽轮机实际运行条件：进汽量为72 t/h，最大进汽量83 t/h；额定抽汽量45 t/h；无高加、除氧器回热抽汽；循环水温度≤33℃。 锅炉正常运行时，保证C12机组纯凝工况下发电量能达到12MW并长期稳定运行。并考虑两台锅炉运行时，其中一台汽机故障时另一台汽机在保证供汽条件下，抽凝状态运行能达到15MW。 12MW抽凝式汽轮发电机组的实际运行工况： 型式抽汽凝汽式汽轮机 ）MPa（a） 主汽门前蒸汽压力额定3.43（+0.2 -0.3 最高3.63MPa（a） （可长期连续运行） ）℃ 主汽门前蒸汽温度额定435（+5 -15 最高445℃ （可长期连续运行） 额定进汽量 71t/h 最大进汽量 83t/h（可长期连续运行） 额定抽汽量 35t/h 最大抽汽量 45t/h 额定抽汽压力 0.981MPa（G） 抽汽压力范围 0.785～1.275MPa（G） 额定抽汽温度317.2 ℃ 抽汽温度范围 250～330℃ 四、发电机技术规范 （一）发电机参数 型号 QFW-15-2A 额定功率15MW 额定功率因数 0.8 额定电压10.5kV 额定转速 3000r/min 频率 50Hz 相数 3 极数 2 定子线圈接法 Y 效率不低于 97％ 短路比 0.48 顶值电压 1.8 倍额定励磁电压