汽轮机技术

汽轮机技术（精选9篇）

1.汽轮机技术 篇一

矸石热电厂锅炉建设和汽轮机技术改造工程

周文龙 总承包招标总体技术要求

工程总体要求

根据鹰手营子矿区矿区集中供热需要和承德凯兴能源有限公司矸石热电厂现状，经上级批准决定建设承德凯兴能源有限公司矸石热电厂供热扩能改造项目。

项目建设规模：

（1）拆除现有FC6-3.43/0.8型非调整式汽轮发电机组，在其场地新建一台C6-3.43/0.98型可调整式汽轮发电机组，单机额定功率6000kW，最大功率为7000kW，额定进汽压力为3.43MPa，额定进汽温度435℃，额定抽汽量45t/h,最大抽汽量56t/h，抽汽压力0.98MPa，抽汽温度311℃；汽轮发电机组配套发电机，高、低压加热器等汽机辅助设备。

（2）改建后的汽轮发电机组同时进行低真空循环水供热改造，系统接入现有低真空循环水供热系统。

（3）蒸汽室外管网拟采用架空敷设方式，为热电厂至怡达工业园区约4000米DN400的蒸汽管（电厂围墙外部分管道在本次设计，不在本次施工）。

（4）新建75t/h锅炉一台，配套建设单室四电场静电除尘器一套。（5）新建气力输灰系统一套。

（6）新老系统的对接点划定为自储煤厂开始至电厂围墙内。在此范围内个系统都由总包方设计与施工。

本工程拟采用工程总承包的方式进行，包括本工程的初步设计、施工图设计、设备材料采购、建筑安装工程施工、调试、运行等全部内容。

3 现将工程总体要求明确如下：

（一）、工程设计

一、工程设计标准

严格按照电力行业现行的标准(含规程、规范、条例等相关文件)进行设计工作，电力行业标准不涵盖的执行国家标准。初步设计必须在合同签订后20天内完成经建设单位审查后7天内修改出版，施工图留有业主审查时间。

二、热力主设备与辅助设备 1.锅炉本体

锅炉炉选用75t／h循环流化床锅炉，其额定蒸发量75t／h，过热蒸汽压力3.82Mpa，过热蒸汽温度450C，给水温度140C)燃用低位发热量11.7MJ／kg一7．52MJ／kg；灰分在55—62％；硫份2．20％—3.0的劣质煤与煤矸石（煤质化验单另附）。燃烧上述燃料时要求锅炉保证效率80%，要求烟气氮氧化物含量低，在额定工况运行时无须脱脱硝处理就可以达到现行《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003 标准规定。

锅炉燃用设计煤种必须达到技术指标：

1.1有可靠避免返料器堵塞的措施施。在额定参数工况下应正常运行5个月。

1.2锅炉具有较强负荷跟踪能力，在50％——100％额定负荷范围内，当负荷变化率不大于5%每分钟时能安全可靠运行。

1·3锅炉在额定工况运行下，环境温度为27℃时外保温表面温度不 3 4 超50摄氏度。在环境温度为零下28.68℃时锅炉能够保证在额定参数正常运行。

1·4锅炉应能保证在50％—120％额定负荷内运行，且过热蒸汽参数保持在额定值。

1．5锅炉燃用7．52—11．7MJ／kg煤质时，热效率不低于80％。1．6锅炉不投油稳燃负荷不小于30％BMCR．。1．7锅炉设计须考虑当地大气压修正。

1．8锅炉从点火到带满负荷时间：冷态：3．4 h 热态小于：1．5 h 1．9锅炉大修间隔满足国家规范规定。

1．10锅炉飞灰中含碳量不大于5％，粗渣含碳量不大于3％。1．11保证各运行工况下床温均匀，床表面最大温差值不超过50℃。1．12空气预热器漏风系数小于3％。

1．13锅炉出口污染物浓度达到国家现行标准。

1．14燃用设计煤种，保证二氧化硫和氮氧化物最终排放浓度符合国家现行标准。

2、除尘器选用静电除尘器，确保烟尘排放符合国家现行标准规定。

电除尘总体要求：

2．1年运行小时、大修周期满足国家规范规定。

2．2保证出口污染物浓度满足当地环保部门对本项目环境影响报告书批复要求。

2．3 电除尘本体漏风率小于2．5％。

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3、锅炉房及锅炉设计 3．1锅炉间布置

C－○主厂房原锅炉间○D跨向北扩建21m，用以布置新建的一台75t/h循环流化床锅炉。锅炉间跨度21m，运行层标高7m，锅炉半露天布置，运行层下封闭，层上露天，炉顶设封闭小室和雨棚。锅炉间±0.000层布置锅炉一、二次风机，增压风机，冷渣器，链斗除渣机（延长部分）及锅炉点火装置等。锅炉间后墙外侧露天布置四电场静电除尘器和锅炉引风机。烟道根据工程需要进行拆除或修改，并对相应部分进行验算加固。3．2 3号新建锅炉7米平台以下封闭，7米平台以上露天布置，7米平台与2号炉7米平台对接。

3.3生产车间均有生活用室（休息室、厕所）、生产卫生用室（更衣室、洗室），并有浴室。

3.4新锅炉应加汽包小室和防雨罩，防雨罩应大于锅炉外平台1m以上，露天部分应充分考虑防冻问题。

3．5锅炉顶部要装检修提料设备及检修电源箱。

4、锅炉辅助设备

4．1 新安设备应接入原有热力系统，必要时可以对原有生产系 统的辅机变动位置。对现有的水处理系统、锅炉给水除氧系统、主蒸汽系统、输煤和除渣系统进行核算，若不能够满足新的运行方式要求要进行改造。

4.2燃料输送系统利用原有系统，炉前仓应考虑防冻。

6 4.3点火油系统利用现有设备，并根据点火操作平台情况，设计安装底料和引子煤提升设施。

4.4 因为供热扩能后冬季要两台锅炉同时运行，所以必须对现有的氧化镁上料系统进行机械化改造。

4·5新锅炉消防和工业系统以实际需要进行改造而后接入原有消防和工业系统。

4·7烟气管路厚度必须满足国家规范要求。4.8 新增加的锅炉给水泵选用汽轮给水泵。

5.汽轮发电机组

5.1选用汽轮发电机组的主要技术规范 1)汽轮机：

型号：C6-3.43/0.981 数量： 1台

额定/最大功率：6 MW/7MW 额定/最大进汽量：66.4/77t/h 额定进汽压力/温度：3.43MPa/435℃ 额定抽汽压力/温度：0.981MPa/311℃ 额定/最大抽汽量：45/56 t/h 2)发电机

型号：QF-6-2 数量： 1台

7 额定/最大功率：6MW/7MW 额定电压：6.3kV 功率因数：0.8 转速：3000转/分

5.2拆除原有FC6-3.43/0.8非调整抽汽式汽轮机，在其基础（可能要局部改造）上新装一台抽汽凝汽式汽轮发电机组实行热电联产。

5.3 辅机利用原有辅机，经核算不能满足新的汽轮机配套要求的辅机要更新。

5.4汽机间布置：本工程热源改造为现有汽轮机改建，即拆除现有1台非调整抽汽式汽轮机组FC6-3.43/0.8改安装1台可调整抽汽式汽轮发电机组C6-3.43/0.981。故汽机间原有跨度和柱距保持不变，仍利用现有汽机间○A~○B列间、1~○5柱间，仅汽机岛依据新的汽轮发电机组做相应的改动。○汽轮发电机组采用岛式布置，跨度15m，柱距6m，全长24m。汽轮机采用纵向顺列布置，6m运转层布置汽轮发电机组。3.5m中间层布置高、低压加热器、汽封加热器和油箱。底层布置冷凝器、两级射汽抽气器、油泵、冷油泵等。

5.5.设计减温减压器，将锅炉新蒸汽减压到0.981MPa

6、电气系统

高压配电系统：高低压配电系统全部新建，电源引自原6KV配电室的一、二段母线。

7、热工系统

8 热工检测采用DCS集散控制方案。自动调节与远方控制水平要达到或高于电力系统内同等规模电厂控制水平。汽水取样管路须有可靠的伴热设施。炉控室新建建，室内环境达到DCS集控要求。8．环境保护

设计应符合国家最新标准，满足承德市环境保护局对本工程建设的《环境影响评价》批复意见要求。9．地质与气象资料

有关气象、地震、地址、水文等资料，以电厂一期、二期工程所 提资料为参考，必要时要勘查。10．其它要求

10.1建设期间要充分考虑生产与施工同时进行时必要的隔离措施。10.2充分考虑今后检修的现场要求。(二)工程施工

一、工期

包括设计、施工、调试，必须在2010年12月15日以前完工。

二、施工组织设计

施工图纸设计完成后，施工单位根据施工图要求及现场实际，编 制拆除与建筑安装工程施工组织设计，特别要明确施工与生产同时进 行的措施，保证电厂安全高效生产，施工组织设计须报矿务局审查通 过。如需变更设计，必须做出正式修改通知和修改图纸，报矿务局审 定后方可实施。

（三）、工程报价

9 本项目为工程施工总承包，由投标人根据业主单位提供的技术资 料和施工现场情况结合市场价格和企业自身情况报价，一次包死，费 用包干使用。设备和材料的生产厂家经业主确认，主要材料使用前，须经业主代表检验确认。

（四）、工程验收

根据国家有关的施工及验收标准，施工单位做好各分部、分项工程验收，工程总验收由业主负责组织。

保证工程合格率100％，主体工程优良率达到100％，其他工程优 良率在85％以上，施工单位及时报送施工资料，确保施工原始资料齐 全准确。

（五）、工程调试 I、调试组织

工程进入收尾阶段，即应组织包括业主有关人员在内的调试小组。2．调试大纲

调试单位应编制详细的调试大纲，大纲内容应包括锅炉参数除尘 器参数、污染物排放参数、汽轮机参数以及有关标准规定的其他必要参数的调试方

法、调试过程及调试目标。经调试小组初审后，报业主审查通过。3.工程调试

每差一项参数调试，都要严格遵循调试大钢的要求，作出原始记录，调试结论要能指导生产、确保设备安全运行。

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（六）本要求没有含盖的与与本工程有关的其它方面，由投标单位现场勘察后，由投标单位提出设计或者施工方案。经甲方代表签字确认实施。主设备、主要材料详细要求见附件，并按附件要求严格遵照执行。

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2.汽轮机技术 篇二

我国在故障诊断技术方面的研究起步较晚, 但是发展很快。一般说来, 经历了两个阶段:第一阶段是从70年代末到80年代初, 在这个阶段内主要是吸收国外先进技术, 并对一些故障机理和诊断方法展开研究;第二阶段是从80年代初期到现在, 在这一阶段, 全方位开展了机械设备的故障诊断研究, 引入人工智能等先进技术, 大大推动了诊断系统的研制和实施, 取得了丰硕的研究成果。

2 汽轮机故障诊断技术的发展

2.1 信号采集与信号分析

2.1.1 传感器技术

由于汽轮机工作环境恶劣, 所以在汽轮机故障诊断系统中, 对传感器性能要求就更高。目前对传感器的研究, 主要是提高传感器性能和可靠性、开发新型传感器, 另外也有相当一部分力量在研究如何诊断传感器故障以减少误诊率和漏诊率, 并且利用信息融合进行诊断。

2.1.2 信号分析与处理

最有代表性的是振动信号的分析处理。目前, 汽轮机故障诊断系统中的振动信号处理大多采用快速傅立叶变换 (FFT) , FFT的思想在于将一般时域信号表示为具有不同频率的谐波函数的线性叠加, 它认为信号是平稳的, 所以分析出的频率具有统计不变性。FFT对很多平稳信号的情况具有适用性, 因而得到了广泛的应用。但是, 实际中的很多信号是非线性、非平稳的, 所以为了提高分辨精度, 新的信号分析与处理方法成为许多机构的研究课题。

2.2 故障机理与诊断策略

2.2.1 故障机理

故障机理是故障的内在本质和产生原因。故障机理的研究, 是故障诊断中的一个非常基础而又必不可少的工作。目前对汽轮机故障机理的研究主要从故障规律、故障征兆和故障模型等方面进行。由于大部分轴系故障都在振动信号上反映出来, 因此, 对轴系故障的研究总是以振动信号的分析为主。

调节系统的可靠与否, 对汽轮机组的安全运行具有非常重要的意义。哈尔滨工业大学的于达仁、徐基豫等在调节系统故障诊断方面作了很多研究工作, 他们给出了调节系统卡涩和非卡涩原因造成故障的数学模型, 并对诊断方法和诊断仪器的实现进行了探讨。

2.2.2 诊断策略和诊断方法

在汽轮机故障诊断中用到的诊断策略主要有对比诊断、逻辑诊断、统计诊断、模式识别、模糊诊断、人工神经网络和专家系统等。而目前研究比较多的是后面几种, 其中人工神经网络和专家系统的应用研究是这一领域的研究热点。

3 国内在故障诊断系统设计和系统实现

方面的研究。

完整的汽轮机故障诊断系统, 应包括数据采集、信号处理、分析、诊断和决策几个部分, 它是故障诊断技术的集中体现, 我国早在80年代就开始了这方面的研究, 到目前已经研制开发出了几十种系统。

华北电力学院以模拟转子试验台作为信号源对汽轮发电机组振动监测与故障诊断系统进行了研究、哈尔滨工业大学、哈尔滨电工仪表所等院所联合研制200MW、300MW汽轮发电机组工况监测与故障诊断专家系统 (国家“八五”攻关项目) 可全面监测诊断机械振动故障、汽隙振动故障、热因素引起的故障、机电耦合轴系扭振故障、以及调节控制系统故障。哈尔滨工业大学对诊断系统从数据采集到原型机理论作了很多研究, 并推出了代表性的诊断系统MM-MD。清华大学对诊断系统的软件构成、硬件结构与协调方法、原型机系统等, 进行了一系列的研究, 并与山东电力科学试验研究所合作开发出了大型电站性能与振动远程监测分析与诊断系统, 该系统由各电厂中的振动分析站、数据通讯网络系统、远程诊断中心 (济南市山东电力科学研究院) 和远程诊断分中心 (清华大学) 等四个子系统构成。

3.1 检测手段

汽轮机故障诊断技术中的许多数学方法, 甚至专家系统中的一些推理算法都达到了很高的水平, 而征兆的获取成为了一个瓶颈, 其中最大的问题是检测手段不能满足诊断的需要, 如运行中转子表面温度检测、叶片动应力检测、调节系统卡涩检测、内缸螺栓断裂检测等, 都缺乏有效的手段。

3.2 材料性能

在寿命诊断中, 对材料性能的了解非常重要, 因为大多数寿命评价都是以材料的性能数据为基础的。但目前对于材料的性能, 特别是对于汽轮机材料在复杂工作条件下的性能变化还缺乏了解。

3.3 复杂故障的机理

对故障机理的了解是准确诊断故障的前提。目前, 对汽轮机的复杂故障, 有些很难从理论上给出解释, 对其机理的了解并不清楚, 比如在非稳定热态下轴系的弯扭复合振动问题等, 这将是阻碍汽轮机故障诊断技术发展的主要障碍之一。

3.4 人工智能应用

专家系统作为人工智能在汽轮机故障诊断中的主要应用已经获得了成功, 但仍有一些关键的人工智能应用问题需要解决, 主要有知识的表达与获取、自学习、智能辨识、信息融合等。

3.5 诊断技术应用推广面临的问题

我国汽轮机诊断技术在现有基础上, 进一步推广应用面临的主要问题是研究开发机制和观念问题、诊断技术与生产管理的结合问题。机制和观念问题主要表现在:研究机构分散, 不能形成规模化效应;重复性研究过多, 造成人力、物力的浪费;技术研究转化为应用产品的少;系统研究连贯性差, 因而系统升级困难;应用系统的维护与服务得不到保证等。

4 汽轮机故障诊断的发展前景与趋势

很多学者和研究人员都认识到上述问题对汽轮机故障诊断技术发展的影响, 正在进行相应的研究工作。汽轮机故障诊断技术的研究将会在以下几个方面得到重视, 并取得进展。

4.1 全方位的检测技术

针对汽轮机及其系统各类故障的各种新检测技术将是一个主要的研究方向, 会出现许多重要成果。

4.2 故障机理的深入研究

任何时候, 故障机理的深入研究都将推动故障诊断技术的发展。故障机理的研究将集中在对渐发故障定量表征的研究上, 研究判断整个系统故障状态的指标体系及其判断阈值将是另一个重要方向。

4.3 知识表达、获取和系统自学习

知识的表达、获取和学习一直是诊断系统研究的热点, 但并未取得重大突破, 它仍将是继续研究的热点。

4.4 综合诊断

汽轮机故障诊断, 将从以振动诊断为主向考虑热影响诊断、性能诊断、逻辑顺序诊断、油液诊断、温度诊断等的综合诊断发展, 更符合汽轮机的特点和实际。

4.5 诊断与仿真技术的结合

诊断与仿真技术的结合将主要表现在, 通过故障仿真辨识汽轮机故障、通过系统仿真为诊断专家系统提供知识规则和学习样本、通过逻辑仿真对系统中部件故障进行诊断。

4.6 信息融合

汽轮机信息融合诊断将重点在征兆级和决策级展开研究, 目的是要通过不同的信息源准确描述汽轮机的真实状态和整体状态。

4.7 从诊断向汽轮机设备现代化管理发展

研究的重点将集中在基于诊断技术的预知维修决策、维修管理、设备计算机化管理系统等方面, 目的是针对汽轮机及其系统实施预知维修或基于状态的维修, 获取最大的经济收益。这也将是推动电厂接受该汽轮机诊断系统的一个根本所在。

3.汽轮机叶片裂纹的维修技术分析 篇三

主题词：汽轮机 叶片 拉筋实验

某汽轮机厂与加拿大西屋公司合作生产的小汽轮机，额定功率6600kW，型号G66一0.78(8)（西屋公司型号EMM32A3FP）。该机为单轴、单缸、新汽内切换纯凝汽式，蒸汽流量34.34t/h，额定转速5400r/min，相对效率78%，运行转速范围3100～5900r/min，脱扣转速6325+100r/min，蒸汽温度537℃。转子为整锻件，材料为Ni一Cr一M0一V合金钢，西屋公司牌号为10325GP，转子总长3119.4mm、中心距为2286mm，转子装配叶片后总重量为2996kg，动叶片共有6级，都由不锈钢制成，前三级为冲动式、后三级为反动式，所有叶片均为侧装式，叶根为锯齿形。2001年4月进行小修时，开缸检查发现小汽轮机的第六级即末级叶片拉筋产生裂纹达12处，其中有5处完全断裂，直接威胁机组安全。

一、裂纹检查

拉筋长35mm、宽25mm，中间厚约10mm，边厚约8mm，表面水蚀较粗糙。首先打磨，对整个末级叶片的35个拉筋作全面的渗透检验，检查表面开口缺陷，再根据已出现的裂纹的方向结合X射线透视检验，确保隐患完全查出。

(1)表面渗透检验 表面用专用磨头打磨处理后，用刷涂法施涂渗透液，再用干净不脱毛的布将被检面上多余的渗透剂全部擦净，不得用清洗剂直接在被检面冲洗。显像剂在使用前充分搅拌，施涂应均匀，不要在同一地点反复多次施涂。经检查发现末级叶片的35个拉筋又有9个拉筋显示裂纹。

(2)X射线拍片检查 因拉筋形状不规则，故将300mm×80mm的爱柯华胶片连同300mm×80mm的铅增感屏沿长度方向6等分成80mm×50mm小胶片和配套小增感屏，并裁制大小适合的屏蔽铅板。经检查又发现3个拉筋存在细丝状裂纹，针对宏观目视、渗透、射线拍片等综合检查，共发现24处裂纹。

二、叶片的焊接

叶片拉筋的材料为AISI 403，此种材料在空冷条件下即可淬硬，加之导热性能差，焊后残余应力大，且有氢脆倾向，焊接性能差，并有明显的回火脆性，因此在焊接过程中及焊接前后的热处理，必须加以重视。采用北京时代公司的氨弧焊机，焊前清理断裂的叶片拉筋，除去锈、污垢等。打磨焊接坡口，为“X”型，角度为20°～30°。焊接材料为英国进口的焊丝ER309L（相当于AWSER309L），φ1.6～φ2.4mm。

氢弧焊时，氢气纯度≥99.9%。氢弧焊丝使用前用丙酮将油、污等清理干净。引弧时采用引弧板，熄弧时应在弧道上进行收弧。起焊前提前送氢气保护，灭弧后延迟关闭氢气保护，以防止焊缝和热影响区氧化。在时钟“12”点位置焊接正面焊缝，清根，着色检验，转动转子，在时钟“6”点位置焊接反面焊缝。

根部焊接时背面进行充氢保护，打底时电流为90～100A，其余层焊接电流为100～110A。焊接过程中控制层间温度100～150℃，当温度过高时，停止焊接，待焊缝冷却至150℃以下时再进行焊接。焊接过程中不允许出现任何缺陷，若出现立即磨除，再采用原工艺修补。

三、焊后消氢及热处理

叶片拉筋焊接完成并经仔细检查无缺陷后，应立即采用火焰加热法对焊缝进行消氢处理，温度为300～350℃，時间为5min并保温缓冷等待焊后热处理。

热处理采用远红外加热法进行，为避免加热带直接加热叶片拉筋，应在加热带和叶片拉筋之间垫上铜模板。热电偶应紧贴叶片拉筋上测温点，测温点位置应能充分代表叶片拉筋的最高温度，在处理的过程中，测温点不能松脱。热处理加热为＜65℃/h，加热到700～735℃时，保温2.5h后以＜65℃/h冷却至室温。

四、焊后检验

4.汽轮机组技术员 篇四

1.年龄40周岁以下热动及相关专业，男性，中专及以上学历，初级及以上技术职称

2.熟悉火力发电厂工艺流程，具有汽轮机组调试和试验经验。3.熟悉汽轮机运行、调整试验过程，熟悉火力发电厂汽轮机主机和辅机试验规程，具有较高和全面的汽机专业技术水平。

4、具有一定的组织、协调和沟通能力。

5、五年以上电厂相关专业工作经验及能够运用CAD制图。

6、身体健康，踏实肯干，工作积极主动，服从上级领导分配.7、懂得美国约克热泵机组工作经验者优先考虑。岗位职责：

1、负责协助工段长做好汽机专业的技术管理工作、员工的培训工作，为本专业的技术负责人，对本专业人员进行技术指导、指标考核、安全管理等工作。

2、负责编制修订专业规程，根据设备的运行情况制定相应的检修计划；

3、负责汽机专业现场疑难问题的处理；对现场的突发事件有应对措施；

4、负责各类记录及票类的管理及签发工作；

5、抓好专业内各类培训工作，采取切实有效的措施培训、指导本专业员工，并保留适当的培训记录；

6、负责提出汽机专业的技改、节能、技术等及、月度计划。

5.汽轮机技术 篇五

措施和技术措施 燃气轮机设备及燃气系统上检修、消缺以及试验等工作，应执行热力机械工作票制度。下列工作必须填用热力机械工作票：

1）进入启动或运行中的燃气轮机间或阀组间进行查漏等工作；

2）进入燃气门站、调压站和前置模块进行日常巡查查漏； 3）进行排烟参数检测或试验等工作。4）本单位明确办理工作票的其它范围。

2在燃气轮机设备及燃气系统上工作，除执行热力机械保证安全的技术措施外，还应采取如下措施：

2.1 使用燃气排气发散管装置，在停用、检修或故障处理中，迅速向大气排空压力。

2.2 可燃气体设备及系统防静电接地装置完整可靠，并符合有关技术规范要求，防止因静电积聚产生火花。

2.3 现场安装的固定式危险气体（可燃气体）探测器和人员配备便携式的危险气体（可燃气体）测试仪应完好准确，为设备及环境是否处于安全状态提供可信依据。

2.4 工作人员应配置并使用符合国家安全技术规范要求的手工和电动工器具、各类电测仪表及防静电服装、防静电鞋个人劳动防护用品等，确保检修作业和运行操作符合安全规范。3 可燃气体严重泄漏时，一般处置规定：

3.1 抢修人员及警戒人员应佩戴明显识别的标志，到达作业现场后，应根据燃气泄漏程度确定警戒区，在警戒区内严禁明火，应实行交通管制，严禁无关人员入内。

3.2 抢修人员到达作业现场后，对中毒和烧伤人员应及时救护。3.3作业现场经测定泄漏的燃气与空气混合气体达到以下浓度时，应划为污染区：

1）燃气在空气中的浓度达到或超过爆炸下限的20%； 2）混合气体中一氧化碳浓度大于0.05%。3.4 在污染区作业时，应遵守下列一般规定：

1）除抢修人员、消防人员、救护人员以外，其他人员未经许可严禁进入污染区；

2）进入污染区的操作人员应按规定着装，作业时须有人监护，严禁单独作业；

3.5 污染区内严禁使用非防爆型的机电设备及仪器、仪表； 3.6 污染区内作业时，应进行强制通风，清除聚积燃气，严禁产生火花。

3.7 进入污染区作业人员，应遵守下列一般规定：

1）严禁穿带钉的鞋和化纤服装进入污染区； 2）不得使用塑料管、橡胶管和胶板等高绝缘材料。

6.汽轮机技术 篇六

对我国现有火电站进行升级改造时, 应结合我国实际情况, 尽可能降低改造费用。本文主要讨论给水加热型和排气助燃型两种联合循环, 并从热力学角度对它们进行热力特性分析与比较。改造后联合循环系统总输出功率以蒸汽轮机为主, 锅炉燃料仍然是煤, 而新增加的燃气轮机则燃用油或者天然气, 即以煤炭为主的双燃料动力系统。同时这种双燃料动力系统也适合我国环境污染严重的西部地区 (双燃料基地的能源结构) 。

一、改造常规电站联合循环系统

(一) 给水加热型联合循环系统

给水加热型联合循环系统是用燃气轮机的排气加热锅炉给水, 以减少汽轮机用于给水加热的抽汽, 从而增大蒸汽轮机输出功率, 提高系统能源利用效率。系统中使用原除氧器, 给水加热器包括有低压加热器和高压加热器, 与原蒸汽循环回热系统并联。其特点是系统相对简单, 设备投资少, 锅炉燃烧系统不必改造。

(二) 排气助燃型联合循环系统

排气助燃型联合循环系统是将燃气轮机排气作为锅炉燃烧用空气加以利用, 排气中剩余氧气 (14%-16%) 供锅炉燃料燃烧用, 这时燃气轮机取代了锅炉鼓风机和空气预热器。燃气轮机排气显热的有效充分利用可以大幅度降低锅炉耗煤量, 同时可处置省煤器以便保证锅炉排烟温度不致过高。但是, 锅炉必须进行改型设计。燃气轮机和汽轮机可以分两个系统单独运行。

(三) 热力学分析

为了从理论上进一步指导实际改造工程, 我们从热力学角度对两种改造系统进行热力特性分析和比较。第一, 无论是给水加热型还是排气助燃型联合循环系统, 燃气轮机简单循环效率ηgt的变化比蒸汽/燃气功率比R的变化相对敏感。因此, 采用较高的简单循环效率ηgt的燃气轮机对提高联合循环系统效率ηcc最为有效。第二, 对于相同的简单循环效率ηgt, 给水加热型联合循环系统的效率ηcc随蒸汽/燃气功率比R变化并非单调, 存在一个极值点, 而排气助燃型联合循环系统的效率ηcc则随着蒸汽/燃气功率比R的增加而单调减少。

二、联合循环更新改造技术的经济分析

(一) 联合循环更新改造关键技术

在尽量减少现有水蒸汽系统的变动以谋求最小投资的前提下, 首要解决的关键技术是系统2345678R集成和电站成套设计。其研究内容包括:系统总体技术方案与概念性设计;关键技术集成与综合优化;系统模拟与特性分析等。联合循环改造后系统功率总输出以蒸汽轮机为主, 锅炉燃料仍然是煤, 新增加的燃气轮机选用GE公司PG5361型, 燃用天然气, 简单

(二) 给水加热型和排气助燃型的系统热力性能比较

对于给水加热型联合循环, 其发电效率由原电站的30.0%提高到37.31%, 绝对值提高7.31%, 从而说明给水加热型联合循环通过减少汽轮机用于给水加热的抽汽, 增大蒸汽轮机输出功率;对于排气助燃型联合循环, 其发电效率由原电站的30.0%提高到36.93%, 绝对值提高6.93%, 可见排气助燃型联合循环充分利用燃气轮机排气显热, 作为锅炉燃烧用空气, 大幅度降低锅炉燃煤消耗量, 提高系统热效率。这两个方案都可使系统供电煤耗大幅度下降。该供电煤耗已接近亚临界300MW机组的水平。由于煤耗下降, 改造后SOx总排放量减少约30%, NOx总排放量减少约20%, 向环境排热量减少

25%-30%。

(三) 给水加热型和排气助燃型的系统经济性比较

从上述两个系统的热力性能比较中, 我们看到, 通过两种方案改造都可以使系统热效率提高5%以上。对于排气助燃型联合循环改造方案, 电站改造后增加发电功率31836k W;而对于给水加热型联合循环, 由于汽轮机不再抽汽, 改造后增加发电功率达33869k W, 其静态投资回收期也短些。而上述两种联合循环改造后的系统的新增出力单位发电能力造价在2200元/千瓦-2600元/千瓦, 远低于国内建设同等规模常规蒸汽轮机电站的单位发电能力的初投资 (约5000人民币/千瓦) , 也远低于建设全新余热锅炉型联合循环电站的单位发电能力初投资 (约500美元/千瓦) 。

因此, 在一定功比范围内, 采用给水加热型联合循环改造技术不仅提高系统效率, 而且更为重要的是改造投资小, 技术经济性优于排气助燃型。

尽管当今世界可再生能源大幅增长, 但地球上最丰富的化石燃料———煤在满足日益增长的电力需求方面仍然会起巨大作用。我国是一个能源消耗大国, 同时又是一个能源资源相对不足的国家, 仍是一个以煤为主要能源需求的发展中大国。因此, 在煤炭资源的高效清洁利用技术方面无疑具有很大的市场优势和开发机遇。

参考文献

[1]、施维新.汽轮发电机组振动及事故[M].中国电力出版社, 2008.

7.汽轮机技术 篇七

关键词：燃煤电厂；电厂锅炉；汽轮机；节能技术

中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）32-0081-03

随着我国用电量的不断上升，在很大程度上改变了我国的用电结构。为了满足用户需求，各电厂都相应地提高了输电水平。在我国燃煤电厂中，锅炉、汽轮机以及辅机部分是重要的热力设备，若没有科学有效的技术水平，会存在严重的能源浪费。燃煤锅炉使用面广，存在着相当严重的浪费情况，并且锅炉燃烧中会排放大量的烟尘、二氧化碳及二氧化硫等污染气体。同时燃煤电厂的汽轮机及辅机部分都存在着大量的能源浪费，因此，全文主要分析燃煤电厂锅炉、汽轮机以及辅机部分的节能技术，以此减少能源浪费，提高能源利用率，减少污染气体的排放。

1 燃煤电厂锅炉的节能技术

1.1 锅炉节能技术

首先是锅炉燃烧系统的改造。锅炉燃烧系统改造技术可以采用分层燃烧、天然气助燃技术。将普通粘土质转化为炉拱材料用碳化硅，将炉拱形状和尺寸进行有效改变，将拱区空间进行合理设计，改善炉排漏煤和配风不均的现象。将锅炉风室改为两侧进风，改善风室和风道口的连接方式，安装均流挡板。为了改善炉墙的密封性和保温性，可以采用纤维填充材料作为保温层，涂抹远红外涂料，提高热辐射能力。采用新型燃煤添加剂，增强灰熔点，避免锅炉出现结焦现象。以此改善锅炉的燃烧状况，提高燃料的利用效率。其次是锅炉烟气余热回收技术。在锅炉烟气余热回收技术中，主要包括三个方式：（1）烟气余热预热空气。烟气余热预热空气可有效改善燃料雾化条件，提高炉膛燃烧状况，增加炉膛温度。同时减少排烟损失、化学不完全燃烧损失以及机械不完全燃烧带来的损失。（2）烟气余热预热燃料。燃油温度在升高时，燃油粘度也得到了降低，在很大程度上改善了燃油入炉后的雾化治疗。随着燃油温度的升高，锅炉绝热燃烧温度也会升高。绝热温度的提高加大了炉内辐射换热系数，传热温差和锅炉总换热系数也得到了提高。因此，烟气余热预热燃料可有效减少各项能源损失，增强了锅炉的热效率。（3）烟气余热预热给水。烟气余热预热给水增加了锅炉入口介质的温度，降低了传热温差。当有效控制烟气余热预热给水，有着足够大的锅炉入口介质，就可以再次利用锅炉烟气余热。烟气余热预热给水可以减小排烟温度，采取科学有效的过剩空气系统，以此提高锅炉的热效率。

1.2 锅炉风机节能技术

首先是变频调速技术。在交流变频调速装置主要是应用微机控制技术和交流电动机控制技术。燃煤电厂在生产过程中，当发电负荷变化时，也需要有效调节锅炉的给煤量、风量和给水量。燃煤电厂有效改造锅炉的送风机可取的显著疗效。例如汕头电厂分两期建设：一期2×30万千瓦亚临界机组于1996年底投产发电，锅炉、汽轮发电机组分别由东方锅炉厂和俄罗斯制造；二期1×60万千瓦国产超临界机组于2005年10月投产发电，锅炉、汽轮发电机组分别由东方锅炉集团股份有限公司和哈尔滨电气集团公司制造。而华能汕头电厂也被称为“广东省清洁生产企业”。

变频调速器的基本组成如图1所示：

图1

其次是液力耦合器调速技术。液力耦合器调速技术是液力耦合器在运行过程中将耦合器工作腔内充液量进行有效的改变，进而使耦合器的输出力矩和输出转速产生改变。调速型液力耦合器具有节能的特性，能够平稳地运行，可有效控制和过载保护燃煤电厂的生产。

1.3 蒸发冷却技术

蒸发冷却技术包括直接蒸发冷却和间接蒸发冷却。首先直接蒸发冷却装置有着简单的结构，只需投入较少的成本就可投入使用。直接蒸发冷却受到空气湿度的影响，当环境温度大于21℃时，会降低冷却效果。因此，可以在一些干燥半干燥地区以及需要加温和降温的环境条件下直接使用蒸发冷却装置。其次间接蒸发冷却技术。主要是一次空气和二次空气呈交错流动，应用循环水喷淋，可以在换热器表面上覆盖一层水膜，使空气和水不会直接接触换热器，并蒸发水膜湿表面上的水分，将空气的干体温度进行有效降低，并利用壁面的导热将一次空气冷却。

2 燃煤电厂汽轮机的节能技术

2.1 有效改善高压缸通流部分

转子的组成分别是1个单列调节级和15个压力级。动叶型和静叶型也可以采用新型高效叶型和光滑子午通道。所有动叶片可以采用整体围带，增强了叶片的动强度。为了保证机组在运行过程中不会受到差胀的限制，需要将高压隔板汽封轴的间隙值增大。将隔板静叶替换成焊接隔板，将原有的加强筋去除，分流叶栅结构可以采用宽叶片和窄叶片组合。高压轴封和部分隔板汽封可以改成自动调整汽封，能够在很大程度上保证机组安全运行，减少维修量，减少维修成本。

2.2 改善低压缸通流部分

可以就200MW机组的低压缸优化改造为例，选用焊接钢格板，将根径增大，低压转子前4级动叶片没有采用拉筋，可以选用整体围带，为了提高动叶的抗疲劳性和耐水蚀性，可以在末级动叶采用高强度的动叶材料。

2.3 优化循环水泵的运行方式

当机组负荷和冷却水温一定时，循环水流量在改变时，凝汽器压力也会改变，循环水流量在改变时也会对循环水泵的功耗造成影响。循环水流量增加时，机组背压下，增加了机组出力，但也提高了循环水泵的功耗。当循环水泵的功耗增加时就会抵消机组出力的增加值，所以在增加了循环水流量后，当机组出力增加值和循环水泵耗功增加值的差为最大时，凝汽器运行压力就是机组最佳运行背压，而循环水泵运行方式也是最佳的运行方式。汽轮机运行中，对循环水泵台数进行了限制，而不能连续调节循环水流量，需要按照循环水泵台数进行运行或者在运行时调整泵叶片的角度。以此将循环水泵的运行方式进行组合，然后按照循环水泵不同的运行方式，对凝汽器的工况性能、循环水泵流量和功耗以及汽轮机处理增加值进行检测，然后当机组负荷和循环水温度处于一定时，就可以将机组最佳运行背压进行计算，然后明确最佳运行方式。

3 燃煤电厂辅机部分的节能技术

3.1 优化抽气设备的运行方式

汽轮机在运行过程中，抽气设备主要抽出在运行过程中所建立的真气或者抽出运行中漏入凝汽器的空气以及其他气体，保证汽轮机可以在真空中运行。为了保证凝汽器的真空度，必须要维持抽气设备正常安全工作。抽气设备在工作过程中会受到液温度、吸入口的压力和温度、真空泵运行速度等方面的影响，尤其是抽气设备工作液温度的影响最大。工作水温度往往会决定真空泵的抽吸能力。真空泵的抽吸能力随着工作水温度的升高而降低，特别是在夏季，真空泵工作液温度会超过35℃，这时真空泵的抽吸能力就会快速下降，如果机组的真空严密性较低时，就会对机组的运行真空造成严重影响。在优化真空泵运行方式时，处于夏季，真空泵工作水温度较高时，可以采用低温水冷却工作液温，将工作水温度进行降低，将真空泵处理进行提高。比如某电厂机组是300MW，采用地下循环水为真空泵工作水的冷却水，当处于夏季时，循环水温度为32℃，真空泵工作水温度超过44℃，接入地下水，温度为17.5℃，冷却工作水，这时真空泵工作水温度就会下降为33.8℃，而机组真空就增加了1.8kPa。

3.2 优化凝结水系统运行方式，并进行有效改造

当凝结水泵的经济出力点和凝结水系统的阻力不匹配时，就会使凝结水泵的流量和扬程都增大。机组在运行过程中，当高扬程点处于小流量，凝结水泵在此状态中进行工作，这时凝结水调整门开度会比较小，增大了凝结水系统阻力，导致电能浪费，也增加了凝结水精处理设备的工作压力，无法保证节能性和安全性。在优化凝结水系统运行方式时，要将凝结水泵定速运行改变成变速运行，要全部打开凝结水调整门。当管路阻力未改变，而水泵转速改变时，在降低水泵转速后，就会降低凝结水泵的流量和扬程，但能够保持水泵的效率不会发生大的改变，而工作效率也处于最高状态。在节能改造中，首先可以将叶轮级数进行减少，将凝结水泵的扬程进行降低，使凝结水泵可以与系统阻力匹配。其次可以采用变频调速，当凝结水泵的流量与转速成正比时，那么扬程和转速的平方就会呈正比，而凝结水泵的功率和转速的立方会成正比。从而在节约电能时，将水泵运行工况进行改变，属于最佳的节能改造技术。

3.3 优化给水泵的运行方式

在燃煤火力电厂生产中，给水泵是耗费最大电量的辅机，对机组经济运行造成严重影响。当机组负荷一定时，主汽压力就会对给水泵的耗功造成影响。水泵耗功会随着主汽压力的降低而减少，通常在设计给水泵和给水系统配套时，会存留部分裕量。当机组在运行过程中处于定压时，需要通过给水调节节流对给水流量进行调节。这时在优化给水泵运行方式时，需要在主汽轮机的滑压运行方式下，将给水调节阀开度进行开大，为了适应给水系统的阻力和流量要求，可以将给水泵转速改为自动调节转速。这样可以给水调节阀节流的损失进行减少，降低主蒸汽压力，减少给水泵的耗功。

3.4 优化加热器的运行方式

在优化调整加热器运行方式时，要保证机组在安全运行的状态下，有效调整加热器水位。通常加热器水位与加热器输水端差、给水端差和给水温升有一定关系，当加热器端差和输水端差最小时，就可以计算出机组在运行过程中的最佳水位。在修改DCS中的水位控制设定值时，运行人员需要有效监督和控制水位值。

3.5 降低吸风机和送风机的耗电量

吸风机和送风机属于高能耗设备，在投入运行时，需要保证随机组负荷在变化时，不会对吸风机和送风机造成影响。这时可以调整和控制挡板的开度，提高机组运行安全性和经济型，同时机组负荷在变化时，吸风机和送风机也会相应改变。将风机电机改为变频调速，无需改变阀门的开度，在机组负荷变化时，风机也会相应改变，从而降低能耗。同时将烟道和炉膛各种的漏风完全消除，将灰尘吹去，保证烟道无太大阻力。另外有效维护除尘器，科学有效地使用再循环风和暖风器，防止出现堵灰现象，以此降低电量的浪费。

3.6 减少制粉系统耗电量

首先要将煤质进行改善，保证煤质符合节省电量需求，并要合理配置。其次有效调整制粉系统的运行，补加钢球。在运行过程中，保持连续不断进煤、堵煤，保证煤可稳定燃烧。在低负荷情况下，为了减少制粉的耗电量，减少磨煤机运行台数，有效调整制粉系统，对磨煤机的出力、通风量、通风温度、出力温度以及煤粉细度等进行计算，保证制粉系统可以保持最佳运行，减少制粉系统的功耗。

4 结语

在燃煤电厂生产运行过程中，为了减少电力的消耗，控制温室气体的排放，必须要加强燃煤电厂锅炉、汽轮机及辅机部分的节能技术，以此从各个方面降低电能消耗，保证各个机械设备保持最佳运行，提高能源利用率。

参考文献

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[8] 胡军军，韩景.浅析火电厂节能降耗的措施[[J].内蒙古石油化工，2008，41（5）：5545-5546.

8.汽轮机调节发展 篇八

1、五十年代初，我国汽轮机全部进口，由外国专家调试相应的调节系统，中国工程师、技术员无权改动外国专家整定的调节参数。

1956年，我国从捷克引进技术生产第一台6MW汽轮机，调节系统由外国专家指导及调试。

1958年大跃进年代，上海汽轮机厂按旧中国留下的美国西屋公司资料生产12MW汽轮机及25MW汽轮机。当时的液压调节系统完全按西屋图纸生产，由于资料不全及没有计算资料，机组投运后负荷大幅度摆动。与此同时，在原苏联援助下建立了哈尔滨汽轮机厂，按苏联图纸生产25MW、50MW及100MW汽轮机，当时该类机组调节系统是在苏联专家指导下生产及调试的。

60年代初，中国人开始自行研究汽机调节系统。为了解决上汽厂调节系统不稳定，1961年在原一机部汽轮机锅炉研究所建立了调节试验室，专门研究液压调节系统。在汽锅所及上汽厂技术人员合作下，到1992年底中国人民完全掌握了西屋型液压调节系统，解决了负荷摆动问题，使上汽厂当时生产的12MW及25MW机组得以稳定运行。2、1963年中国开始自行设计125MW及200MW、300MW汽轮机。当时先进国家已从液压调节系统发展到电液调节系统，为了赶上世界先进水平，当时一机部七、八局科技处组织了以汽锅所为中心的电液调节系统攻关小组，由汽锅所李培植工程师为组长。当时参加攻关小组的有哈尔滨汽轮机厂、上海汽轮机厂、天津电气传动设计研究所、上海电气综合研究所等有关专家及技术人员。当时研制了专用的晶体管PID调节器，低压电液转换器，霍耳功率变送器，测转速的磁阻变送器，并在功－频电液调节系统稳定性方面进行了大量研究。1966年初我国第一套功－频电液调节系统在长春第一汽车厂动力厂12MW汽机上投入运行，并进行了各种试验。由于众所周知的历史原因，1966年下半年所有研究工作全部停止。在动力厂关心下，这套功－频电调运行了三年半，此间，我国工程师积累了汽轮机调节系统设计的宝贵经验。这表明了六十年代我国已掌握了汽轮机电液调节系统的设计技术，这套系统的投运，也代表了六十年代汽轮机调节的技术水平已接近国际先进水平。1966年日本刚刚起步研究电液调节系统。

3、七十年代汽轮机调节系统－AEH－国内研制生产的第一套汽轮机采用高压抗燃油的纯电调系统。

七十年代初，我国准备自己设计生产60万千瓦汽轮发电机组，当时机械部电力部二部六十万领导小组专门成立了60万千瓦汽轮机电调攻关课题及长叶片攻关课题。60万千瓦汽轮机电调攻关课题由上海汽轮机研究所李培植工程师为组长，组织了上海汽轮机厂、北京石油化工研究院、上海仪表厂、上海橡胶制品研究所、上海蓄压器厂等有关专家攻关，解决了采用高压抗燃油电液调节系统中一系列技术难题，在全部自力更生，采用国产电子元器件的基础上研制成功了我国第一套采用高压抗燃油的电液调节系统（AEH）。1976年3月在上海闵行电厂6号机（12MW）投运成功并运行了五年半，完成了二部六十万办公室下达的研制60万千瓦汽轮机高压抗燃油电液调节系统的中间试验任务。

这套系统应用运算放大器作为电液调节系统电气部分的主要器件，采用当时组装组件式结构，液压部分采用国产磷酸酯抗燃油，工作油压14Mpa。第一次应用电液伺服阀作为电液转换的伺服执行机构驱动汽轮调节阀。

这是我国第一套高压抗燃油模拟式电液调节系统（AEH），这套系统的投运成功，不但积累了AEH及EH的设计经验和运行经验，解决了调节系统容差技术，大流量电液伺服阀、抗燃油，采用抗燃油高压液压件，高压密封技术等技术难关，为我国300MW、600MW大功率汽轮机采用数字式电液调节系统提供了设计依据和关键技术。该系统于1978年获全国科学大会和全国机械工业部科学大会奖励。这套系统也体现了我国七十年代汽轮机调节的技术水平。表明了我国已完全能自己设计生产大功率汽轮机的调节系统。

1981年9月，两部召开闵行电厂6号机我国第一套高压抗燃油电液调节系统连续运行五年总结大会，五年的运行实践证明：这套系统已经达到国外七十年代同类产品的水平。

从1966年低压透平油的电液调节系统（电液并存型）到1976年高压抗燃油的电液调节系统（纯电调系统）投入运行，中间经历了众所周知的十年，致使我国的汽轮机调节技术在七十年代比国际先进技术落后了。美国西屋公司的第一套AEH系统于1967年投入运行，并在1969年开始设计数字式电液控制系统DEH－I。

4、八十年代引进汽轮机调节系统DEH技术，并成功进行国产化优化设计，从此，性能优良的中国品牌DEH系统走向市场。

八十年代初，我国引进300MW、600MW汽轮机制造技术，于1980年9月，中国机械对外经济技术合作总公司（CMIC）、中国电工设备总公司（CNEC）与美国西屋公司签订了大型汽轮机发电机组制造技术转让合同。但合同中只转让了DEH系统设计技术，没有转让DEH制造技术。

在300MW、600MW火电机组引进合同生效后，为了尽快地消化吸收引进的300MW、600MW机组DEH设计技术，制造国产化的DEH控制系统，为引进技术生产的300MW、600MW汽轮机配套，原机械部对开发优化“300MW、600MW汽轮机发电机组DEH数字式电液控制的可行性报告”提出的“引进、消化、创新”的技术路线及有关的技术问题下达了明确的批示。

为了促进大型汽轮机调节系统国产化，根据西屋公司有关的DEH资料以及国内1963年开始研制电液并存的AEH电液调节系统及1973年开始研制的采用高压抗燃油的AEH系统投运鉴定的经验，1983年9月，我国将研制300MW、600MW汽轮机发电机组数字式电液控制系统课题列入国家科技攻关项目：30万－60万千瓦火电考核机组攻关项目分课题合同－300MW、600MW汽轮机电液调节系统的研制，分课题负责人李培植先生、朱庆明先生首次以合同形式承担科技攻关项目。并于1985年在原机械部电工总局、上海市机电一局的直接领导下，成立了由中国电工设备总公司、中国机械设备进出口总公司、哈尔滨电站设备成套集团公司、上海发电设备成套设计研究所、上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、杭州汽轮机厂、上海闵行工业公司组成的新华控制技术联合开发中心。

“中心”采用先进的微处理机技术，开发电站专用控制设备，研制生产电站汽轮机数字式电液控制系统DEH，电站给水泵汽轮机数字式控制系统MEH及其它电站自动控制设备。

分课题合同生效后，课题组全体成员在引进、消化、创新的技术路线指导下，攻克了一个一个技术难关，实现了可行性报告及分课题合同的攻关目标。第一套引进技术国产化的全功能DEH－III系统与上海汽轮机厂引进技术生产的300MW机组配套，于1990年1月在汉川电厂投入使用。

这套系统采用INTEL8086计算机冗余配置，比当时引进的石横、平圩考核机组使用的西屋公司W2500小型计算机单机配置的DEH－II前进了一大步，达到西屋公司DEH－III的水平。

这套系统运行实践表明300MW机组DEH－III国产化优化设计成功，完全可以代替进口，并于1990年12月原机械能源两部召开了技术评审会，专家们一致认为DEH－III系统是采用微处理机和高压抗燃油的纯电液调节系统，在我国属首次使用，研制是成功的，标志了我国汽轮机控制技术达到了新的水平。从此DEH进入了批量生产，满足了300MW机组的配套，并且和320MW机组配套出口巴基斯坦，以零故障的优良业绩展示了中国品牌的DEH系统。

原国务院重大技术装备领导小组、原机电能源两部对DEH国产化都非常重视，并给予高度评价和充分肯定，1991年3月DEH－III获得国家重大技术装备表彰项目壹等奖，颁发国家重大技术装备成果奖表彰证书，1990年10月，原机电能源两部颁发“DEH系统成套装置不再进口的通知”。1992年6月，DEH－III列入“国家计委第四批机电产品达到国外同类产品技术水平目录”。

600MW机组DEH－III于1996年1月在哈尔滨第三发电厂通过168小时试运行，移交电厂，达到了国家重大技术装备“八五”科技攻关项目的攻关目标。

八十年代汽轮机调节系统DEH－III标志着引进技术生产的300MW、600MW汽轮机数字式电液控制系统DEH国产化工作胜利完成。

5、九十年代汽轮机的调节系统－－DEH－IIIA 第一套数字式电液控制系统DEH－III自汉川电厂投运成功后，DEH－III系统以卓越的性能价格比替代进口产品，大量用于电站建设。1995年中国电机工程学会过程自动化技术交流中心对国产化的DEH－III系统在电厂运行情况进行一次广泛的调查，调查表明国产化DEH－III与西屋公司用WDPF组成的电调系统相比，功能实现情况相当，硬件损坏率比西屋的低。可以满足300MW、600MW机组的运行要求，为推动300MW、600MW机组的国产化和节省外汇与投资起了重要的作用。调查证明我国已具备设计、生产、调试电调系统的能力，今后大机组配套的DEH系统完全可以立足国内外。

针对调查报告指出的DEH－III应用软件不透明等缺点，1996年完成了由DEH－III到DEH－IIIA的升级工作，升级后的DEH－IIIA采用INTEL80486及Pentium计算机，由冗余DPU、工程师站、操作员站、I/O卡件及EH液压系统组成的分散型控制系统，软件升级为组态方式，全部透明。克服了DEH－III存在的软件不透明，用户不能修改的缺点。

DEH－IIIA功能的扩展可以组成电站汽轮机岛控制系统，功能覆盖DEH、MEH、BPC、ETS、TSI、SCS（汽轮机部分）等系统，和锅炉岛控制系统组成电厂热工控制系统。第一套汽轮机岛控制系统将于1999年在山东莱城电厂投入运行。

在大型汽轮机普遍采用DEH的同时，将300MW机组DEH－IIIA控制系统成功的经验与技术应用到200MW、125MW、100MW中间再热机组或抽汽机组的汽轮机调节，不仅提高了这类机组的自动化水平，而且提高了这类机组的效率。扬州电厂200MWDEH－IIIA已通过国家机械工业局、国家电力公司组织的鉴定。200MW机

组DEH－IIIA系统被列为1999年国家重点新产品。

配置相应的应用软件及配置适用不同机组的EH系统，DEH－IIIA系统能适用于中间再热机组、抽汽机组，锅炉给水泵汽轮机控制及旁路阀门控制系统。

6、新华DEH系统作出适合国情的重大改进

新华公司从美国西屋公司引进DEH系统设计技术基础上经过开发优化后专业生产DEH－III及DEH－IIIA型300MW及600MW等级汽轮机控制系统。DEH－IIIA在可靠性、可维护性等方面优于进口DEH，在硬件方面采用标准工控机，便以采购及升级，软件方面采用组态方式，人机界面优于进口DEH。

7、新华公司－目前世界上最大的DEH生产厂 1988年中外合资新华电站控制工程有限公司成立，公司从事控制系统设计、应用软件开发、专用硬件制造及控制系统总成套，标志着电站自动化设备专业生产基地的建成。

1990年1月第一套国产化DEH－III投入运行至1999年的十年中，先后向市场推出了147套纯电调DEH产品，其中300MW机组DEH94套，600MW机组DEH8套，200MW机组DEH34套，100－125、135MW机组DEH11套，占领了全国电站市场80％的份额，至1999年10月，已有90套投入使用。目前新华的生产规模为DEH及EH年产30套，MEH年产50套。国外一家著名大跨国公司，汽轮机生产厂总裁参观新华公司后表示“你们是世界上最大的DEH及EH生产厂”。

我国的汽轮机调节系统与我们的祖国一起成长，从解放初依赖外国专家，到50年后的今天，已成为生产DEH的巨人，标志着我国汽轮机调节技术与世界先进技术同步。

9.汽轮机运行讲解 篇九

258．什么是汽轮机额定参数启动和滑参数启动？

答：额定参数启动时，电动主汽门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定参数。这种启动方式为定参数启动。滑参数启动时，电动主汽门前的蒸汽参数随转速、负荷的升高而滑升，汽轮机定速并网后，调节门处于全开状态。这种启动方式为滑参数启动。259．什么是汽轮机的冷态启动和热态启动？

答：按汽轮机启动前的金属温度高低，可分为冷态启动和热态启动，一般以汽轮机冷态启动维持汽轮机空转时，调节汽室处汽缸的温度水平（约150℃）来划分这两种启动。如果启动时汽轮机金属的温度低于此温度称为冷态启动，高于这个温度称为热态启动。260．汽轮机启动前为什么要进行暖管？

答：一次暖管是指从电动主汽门前新蒸汽管道和暖管；二次暖管是指电动主闸门后至自动主汽门前管道的暖管。

机组启动时，如果不预先暖管并充分排放疏水，由于管道的吸热，这就保证不了汽轮机的冲动参数达到规定值，同时管道的疏水进入汽轮机造成水击事故，这是不允许的。261．汽缸为什么要进行疏水？

答：因为汽轮机启动时，汽缸内会有蒸汽凝结成水。如果不疏水，将会造成叶片冲蚀。另外，停机情况下造成汽缸内部有凝结水，腐蚀汽缸内部。有时在运行中锅炉操作不当，发生蒸汽带水或水冲击现象，也使汽缸过水。因此必须从汽缸内把这部分疏水放掉，保证设备安全。262．汽轮机电动主闸门后暖管为什么要先开旁路门？

答：由于主蒸汽管道内的压力很高，而在暖管前电动主闸门后没有压力。因此，电动主闸门前、后压差很大，使电动主闸门不易开启；先开旁路门，一方面能减小电动主闸门前后压力差，使电动主闸门开启容易；另一方面，用旁路门便于控制蒸汽流量和升温、升压速度，对减少管道、阀门、法兰等的热应力有利。263．汽轮机启动前为什么要疏水？

答：启动时，暖管、暖机时蒸汽遇冷马上凝结成水，凝结水如不及时排出，高速流动的蒸汽就会把水夹带汽缸内造成水冲击，严重时引起汽轮机的振动。因此启机前，必须开疏水门。264．汽轮机启动前为什么要先抽真空？

答：汽轮机启动前，汽轮机内部已存在空气，机内压力相当于大气压力，如果不先抽真空，空气无法凝结，因而排汽压力很大。在这种情况下启机时，必须要有很大的蒸汽量来克服汽轮机及发电机，各轴承中的磨擦阻力和惯性力，才能冲动转子，这样就使叶片受到的蒸汽冲击力增大。此外，转子冲动后，由于凝汽器内存在空气，使排汽与冷却水中间的热交换效果降低，结果排汽温度升高，使汽轮机后汽缸内部零件变形。凝汽器内背压增高，也会使凝汽器安全门动作。所以凝汽式汽轮机在启动前必须先抽真空。265．汽轮机启动时为什么不需要过高真空？

答：机组启动时的真空，不是越高越好。这是因为如果真空过高，则蒸汽进汽量较少，起不到良好的暖机效果。同时蒸汽的焓降增大。冲动转子时，会使汽轮机的转速发生较大的变化，转速不易控制。

通常冲动前真空维持在60～67kPa比较适宜。266．汽轮机冷态启动时为什么要先抽真空后投轴封？

答：机组的抽真空时，汽缸内的真空逐渐增加，压力就逐渐降低。若此时向轴封供汽，则大量的蒸汽通过轴封进入汽缸内部，蒸汽的热量就传导给转子及汽缸，由于热汽上升的原理，无论是转子还是汽缸，静止时上部比下部温度要高。因此转子就渐渐地向上部产生弯曲，被抽真空的时间越长则弯曲就越大。当转子弯曲后再转动起来，转子弯曲最大的部分就与汽封的梳齿发生磨擦，从而引起振动，因此转子在未转动前，禁止向轴封送汽。

以上是无盘车装置的情况。有盘车装置时，应在投入盘车装置后，冲动前投入轴封供汽。如投入过早，胀差不容易控制。

267．汽轮机启动过程中为什么要低速暖机？

答：汽轮机启动过时要求有一个相当长的时间进行低速暖机。低速暖机的转速一般为额定转速的10～15%。机组冷态启动时低速暖机的目的是使机组各部件受热膨胀均匀，避免发生变形和松弛现象，以使转子由于停机造成的微量弯曲等到缓缓伸直，不致在启动中发生磨擦、振动。

268．为什么规定在300～500转/分暖机？

答：这是因为如果转速太低，则轴承油膜建立不起来，油膜形成不好，容易造成轴承磨损，转速太高，则造成暖机速度太快。

269．汽轮机启动暖机及升速、加负荷时间是依据哪些因素决定的？

答：汽轮机的整个启动过程，实际上就是蒸汽进入汽缸内部的加热过程，所以汽轮机的暖机及升速加负荷时间主要是受汽轮机各金属部件的温升速度限制，一般以调节级处下缸温度来作监视。另外，汽缸的总膨胀也是暖机及升速加负荷的一个重要依据，有时虽然温升达到要求，但汽缸膨胀有滞后现象，因此还要依据汽缸的膨胀情况和高、中、低压胀差等因素，来决定是否继续暖机或升速加负荷。在升速加负荷时调节级汽缸上、下温差和各部件金属温差均应在规定范围之内，并且汽缸内应无磨擦声，各轴承振动均正常。270．汽轮机冲转时为什么真空会下降？

答：汽轮机冲转时，真空一般维持较低，还有部分空气在汽缸及管道内没能抽出。在冲转时残留在汽缸和管道内的空气随汽流冲向凝汽器；另外，在冲转的瞬间蒸汽还未立即与凝汽器发生热交换，故冲转时真空会暂量下降。271．机组空负荷时排汽温度为什么会升高？ 答：由于空负荷时运行，进入汽轮机的蒸汽量较少，少量蒸汽被高速转动的叶轮撞击和挠动形成一种鼓风作用。这种机械撞击和鼓风作用象磨擦生热一样，使排汽温度升高。272．冲转时，有时转子冲不动是什么原因？ 答：冲转时，转子冲不动有如下原因：（1）调速油压过低。

（2）操作不当，应开启的阀门未开。如自动主汽门，调速汽门等。（3）蒸汽参数过低。（4）凝汽器真空过低。（5）机械部分发生摩擦。

273.汽轮机启动时，调速油泵什么时间停止？

答；在汽轮机启动时，停止调速油泵的时间不一样，都有具体规定。停止调速油泵时，应特别注意主油泵能否建立正常油压，以满足汽轮机调速系统及润滑系统之用，因此，停止时应检查主油泵入口压力、调速油泵电流明显下降，主油泵出口油压正常后，停止调速油泵。274．汽轮机启动时，什么时候全开调速汽门？不全开有何危害？

答:汽轮机启动时，在调速系统起作用后，就可以全开调速汽门，使汽轮机由调速器来维持转数。如此时不能及时全开调速汽门，则会在汽轮机并网后不能使汽轮机满负荷，并产生很大的节流损失。

275．汽轮机最低负荷的暖机是如何确定的？

答：为了减少零件金属温度差，在低负荷下要进行一段时间的暖机，暖机最低负荷的确定要使通流部分有足够的蒸汽量通过，把转子旋转时磨擦鼓风损失产生的热量带走，不致使末级叶片温度和排汽温度升高。对于中压机组一般暖机负荷为额定负荷的10～15%，高压机组的暖机负荷为额定负荷的5～8%，进退高压机组一般为额定负荷的2.5～3%，低负荷暖机的时间长短因机组不同而各有差别，一般以高压段汽缸与法兰温差来决定。276．压力法滑参数启动方式是什么？

答：压力法滑参数启动的方式是：锅炉点火、升压和汽轮机暖管疏水同时进行。当主汽门具有一定压力达到冲动条件时，开启高压和中压自动主汽门，控制调节汽门冲转。升速过程中，保持汽压、汽温不变。从冲转至定速均控制调速汽门开度，并网后逐渐将调速汽门全开，加至一定的负荷后，按滑参数启动曲线升温、升压、加负荷。277．汽轮机滑参数启动、停止有哪些优点？ 答：滑参数启动的优点是：

1）缩短启动时间。

2）减少锅炉对空排汽，节省了蒸汽及热量损失。3）低参数蒸汽可对汽轮机叶片起到清冼作用。

4）各金属部件加热均匀，可减少启动过程中热应力及热变形。

因此，只要条件允许，应尽可能采用滑参数启动方式启动机组。滑参数停机的优点是：

1）加速各金属部件冷却，对机组大修提前开工有利。2）减少汽缸上下缸温差，使金属各部件热应力、热变形小。3）能充分利用余热发电。4）对叶片有较好的清洗作用。

5）由于停机后汽缸温度较低，可相应缩短盘车时间、节约厂用电。278．为什么汽缸内要有疏水孔？

答：因为汽轮机在启动或停止时，汽缸内就会因为余汽和少量蒸汽的情况下，汽对汽缸放热后凝结成水，这些疏水必须排掉，否则将造成设备损坏，容易发生振动，同时会腐蚀汽缸内部。另外汽轮机过水时也需通过疏水孔将水排掉，以保证设备安全。279．为什么汽轮机启动时一般上缸温度比下缸温度高？

答：1）下缸比上缸金属重量大，并且下缸带有抽汽管道，散热面积也大。

2）在启动过程中经汽缸壁冷却后的蒸汽凝结成的水都流到了下缸，从下缸的疏水管排出，下缸较厚，水膜使下缸的受热条件恶化，使上下缸温差增大。

3）空负荷或低负荷运行时，进汽量小，容易增大上下缸温差。

4）下缸保温不如上缸，且由于运行中机组振动，造成下缸保温脱开，空气存在于汽缸与保温之间，造成通风冷却，使下缸散热比上缸快。

5）停机后至启动期间，汽缸内有空气对流，汽缸上部是温度较高的空气，下部是温度较低的空气，使上下缸的冷却条件有差别，增大了上下缸温差。280．汽轮机冲动转子时蒸汽参数的选择依据是什么？ 答：总的原则是选择蒸汽参数要防热冲击。具体讲有三点：

1）蒸汽温度与金属温度相匹配，要求放热系数小些。2）蒸汽过热度不小于50℃。

3）再热蒸汽参数的选择依据为：过热度不低于50℃；如高中压缸合缸布置，再热汽温与主汽温度相差不大于30℃。

281．汽轮机启动过程中为什么要控制管道和阀门的温升速度？

答：温升速度过小，拖长了启动时间，造成浪费；温升速度过大，会造成管道、阀门热应力增大，同时造成强烈的水击，使管道、阀门振动，以致损坏管道、阀门。所以一定要根据要求严格控制其温升率。

282．汽轮机采用压力法滑参数启动、暖管时有哪些注意事项？ 答：因锅炉点火、升压和汽轮机暖管是同时进行的，所以：

1)在锅炉点火前要将锅炉至汽轮机电动主闸门之间主蒸汽管道上的所有截门开启，关闭电动主闸门及旁路门。2)暖管应和疏水操作密切配合。

3)因主蒸汽、再热蒸汽冷、热段的疏水通过疏水扩容器排至凝汽器，所以要保证循环水泵、凝结水泵、射水泵的正常运行。

4)旁路系统投入后，应开启排汽缸减温水门，将排汽室温度调至正常范围内，最高不超过120℃。

5)暖管的同时法兰与螺栓加热装置和轴封供汽系统也应暖管。6)应考虑对主汽门和调速汽门的预热。283．机组启动时上、下缸温差大的原因是什么？ 答：在机组启动时造成上下缸温差大的主要原因有：

1)机组保温不好（保存温材料选择不当，下缸保温层脱落以及较薄等）。2)启动方式不合理。

3)热态启动时间过长或暖机时间不当。4)未抽真空就向轴封送汽。5)低转速真空过高。6)汽缸疏水不畅。7)法兰加热装置投入不当。8)暖机时间不充分。

284．汽轮机启动时，汽缸、转子上的热应力如何变化？

答：汽轮机冷态启动时，对汽缸、转子等零件是加热过程。汽缸被加热时，内壁温度高于外壁温度，内壁的热膨胀受到外壁的制约，因而内壁受到压缩，产生压缩热应力，而外壁受内壁膨胀的拉伸，产生热拉应力。同样，转子被加热时，转子外表面温度高于转子中心孔温度，转子外表面产生压缩热应力，而转子中心孔产生热拉应力。

285．汽轮机启动防止金属部件产生过大的热应力、热变形要控制好哪几个主要指标？ 答：应控制好下列指标：

1）蒸汽温升速度。2）金属温升速度。3）上、下缸温差。

4）汽缸内外壁、法兰内外壁的温差。5）法兰与螺栓的温差。6）汽缸与转子的相对胀差。

286．高压汽轮机滑参数启动时，什么时候金属加热比较剧烈？

答：在冲转及并网后的加负荷过程中，金属加热比较剧烈，特别是低负荷阶段更是如此。287．为什么汽轮机启动时加强高、中速暖机，而低速暖机可适当缩短？

答：实践证明低速暖机往往达不到预期效果，因为低速暖机时汽缸的温度与正常工作温度相差很远，升速和并列后，汽轮机各金属部件温度还要大幅度升高，仍然会产生过大的热应力和热变形。此外，由于低速暖机速度也慢。因此低速暖机时间过长意义不大，所以目前多数电厂采用分段暖机。把低速暖机时间缩短，仅作为运行人员对汽轮机冲转后的全面检查和判断运行情况有无异常的阶段。

288．汽轮机打闸后为什么不立即关闭轴封供汽门，而要待转子静止真空到零时才关闭？ 答：如果转子静止前且有一定真空数值时就关闭轴封供汽门，将会有部分冷空气漏入轴封，使轴封受冷变形。停机后若过早关闭轴封供汽门，也会使轴封套、汽缸局部变形。待真空逐渐降至零时，关闭轴封供汽门可以避免冷空气从轴封漏入汽缸，但若过迟关闭轴封供汽门将可能使凝汽器造成正压，所以停机时要在转子静止真空至零时关闭轴封供汽门。289．为什么在转子静止时严禁向轴封送汽？

答：当转子在静止状态下向轴封送汽，会使转子局部受热，造成大轴弯曲。因轴封齿间隙很小，大轴稍有弯曲，就会使动静部分隙间隙减小甚至消失，转子转动时会将轴封齿磨损。同理，汽缸内有部分蒸汽漏入时，也会造成同样后果，所以，在送轴封供汽前，一定要先将盘车装置启动，如果发现已有蒸汽漏入汽缸时，也应将盘车投入连续运行，以消除大轴局部受热弯曲因素。

290．汽轮机并列后，为什么要规定带一定负荷暖机？

答：汽轮机并列后规定带一定负荷的目的是为了能有足够的蒸汽流量，能将汽轮机在启动时因鼓风作用产生的热量迅速带走，负荷过低时对节流调节的汽轮机，节流损失大，不经济，同时使汽轮机排汽温度升高。因此，要求不要在过低负荷下运行，如加负荷过多又会使汽缸温升率过大，对机组热应力，热变形有较大影响。291．为什么冷态机组盘车前要将润滑油预热？

答：据有关资料介绍，当油温在18℃左右，启动盘车时转矩为正常运行转矩2.4～2.5倍，当油温在48℃左右，启动盘车转矩约为正常运行时转矩的1.1～1.2倍。因此在冷态机组盘车前最好将油预热，以减少盘车启动时转矩。

292．停机时为什么转子静止后油泵尚须运行一段时间？

答：因为停机时转子虽然已经静止，但轴承和轴颈受转子高温传导作用，温度仍然上升很快，这样会使局部油质恶化，损坏轴承钨金，为了防止这种现象发生，停机后油泵尚须运行一段时间。

293．为什么汽轮机打闸后转速下降很快，而低转速时却下降很慢？

答：汽轮机惰走时间及惰走曲线的形状与汽轮机转子的惯性矩、转子鼓风损失及机组的磨擦损失有关：

转子的鼓风损失与转速平方成正比，即转速降低1/2时鼓风损失将减少四倍，因此在低转速时（500转/分以下时），转子鼓风损失极小；其它各轴承转动齿轮，调速器及主油泵等的磨擦损失，也是随着转速的降低而急剧减少的，即在低转速时上述各项损失急剧下降，所以在打闸后高转速时，转速下降快；而低转速时，转速下降慢。294．什么是转子的惰走时间？惰走时间长短说明什么问题？

答：汽轮机的惰走时间是从发电机解列，自动主汽门和调速汽门关闭到转子完全静止的这段时间，称为转子的惰走时间，表示转子惰走时间与转速下降关系的曲线称为惰走曲线。惰走时间变化说明如下问题：

1)高转速下惰走时间变长说明主汽门及调速汽门或抽汽管道逆止门不严有漏泄现象。2)若惰走时间较前次缩短，说明真空保持不当，油温变化及机械部分有磨擦。可能是由于轴承工作恶化或汽轮机动静部分发生磨擦。295．汽轮机转子静止后，哪一段弯曲最大？为什么？

答：停机后，汽轮机冷却时，由于对流作用，使热气体积聚在汽缸上部，所以汽缸和转子上部冷却慢，造成上下缸温差，使转子向上弯曲，弯曲的大小，与时间关系随各种汽轮机的构造而不同。

停机开始时，上下汽缸温差逐渐增加。到一定时间时，温差达到最大值这时转子弯曲达到最大，转子弯曲最大部位是温度最高点，一般在调速级，以后随时间的进一步增加，温差减少，转子也渐渐伸直。

296．停机后为什么循环水泵要运行一段时间才能停下来？

答：停机后，热力系统仍有余汽和疏水排入凝汽器，为了防止凝汽器内温度过高，造成铜管变形影响胀口严密性及排汽缸温度回升。循环水泵应继续运行。一般在排汽缸温度回升到最大值下降或降至50℃以下时，才停止循环水泵。297．汽轮机停机减负荷应注意什么？

答：减负荷过程中应严格控制汽缸和法兰金属温度和胀差的变化。停机过程中，汽缸和法兰温度变化率及温差的控制比启机过程更加严格，这是因为停机过程中，汽缸、法兰内壁的热应力是拉应力，该应力与工作蒸汽的拉应力是叠加的，容易超过材料的屈服极限。因此一般机组减负荷过程中金属的温降速度不应超过1.5℃/分，为保证这个温降速度，每减少一定负荷后，就必须停留一段时间使汽缸转子的温度缓慢均匀下降。298．汽轮机停机减负荷时，机组胀差负值增大时应注意什么？

答：停机减负荷时由于转子收缩快，而汽缸收缩慢。使胀差出现负值增大，应注意，减负荷时高压缸前轴封漏汽量减小，温度降低，前轴封段转子冷却收缩，使汽轮机前几级的轴向间隙减小，容易发生动、静部分磨擦事故。因此停机过程中，要注意机组胀差的变化，保证轴封供汽温度，有高温轴封备用汽源的应投入高温汽源。当胀差负值急剧增大时，应停止减负荷，待温差和胀差减小时，再适当减负荷。299．冷态启动时如何控制胀差? 答：冷态启动时胀差正值增加，防止其过大可采取以下措施: 1）缩短冲转前轴封供汽时间，最好能控制在20～30min 以内。采用温度适合的轴封汽 源，高压机采用汽平衡供汽，超高压机采用临机除氧器或轴封备用汽源供汽。

2）配有DEH系统机组，冲动时采用单阀控制方式。3）控制好升温、升压和加负荷速度，使机组均匀受热。

4）200MW机组尽量开大轴封一、二漏。100MW机组尽量开大高压缸前轴封漏汽至七抽截门。

5）为防止低压缸胀差过大，可适当提高排汽温度。

6）必要时可采用关小调速汽门或降低主汽温度，延长暖机时间。7）发电机并网后，应缓慢开大调速汽门。8）200MW机组合理使用、调整加热装置。300．影响机组启动时间的因素有哪些? 答：1）机炉电互相配合不协调，拖延了机组的正常启动。

2）在启机前的准备工作不充分，启动时对各操作步骤方法掌握不当。3）润滑油温上升缓慢，长时间达不到冲转前的要求。

4）真空系统不严密，造成真空建立不起来或真空不稳定，长时间达不到冲转前条件和带负荷的要求。

5）凝结水长时间不合格（100MW机组表现比较明显），不能及时回收凝结水，造成除氧器水位下降，限制了机组带负荷时间。

6）高压、超高压机组的汽缸内、外壁温差，法兰内、外温差，法兰与螺栓之间的膨胀，汽缸与转子的胀差达不到启动要求，往往是限制机组启动速度的主要矛盾（100MW、200MW机组均存在此情况）。

7）主汽管道疏水或旁路系统投入不及时，造成机、炉侧汽温温差过大。301．停机时如何控制胀差? 答：停机时主要控制高压(中压)缸胀差负值和低压缸胀差的正值，在运行操作中可采用以下措施: 1）投入轴封高温汽源，防止转子收缩过多过快。

2）调峰停机，当缸温达到要求时，采用快速减负荷至零停机方式，可控制转子的收缩量。

3）考虑到打闸停机时低压胀差正值增大,为此在打闸前应先将低压胀差调整至较小数值，可采用降低真空，停止汽缸喷水，提高排汽温度来实现。

4）控制好降温、降压速度，防止汽温、汽压大幅度波动。

5）在滑停过程中200MW机组尽量关小高前轴封一漏，100MW机组尽量关小高前轴封一漏至七抽截门。

6）必要时可投入高前新蒸汽至轴封供汽。7）200MW机组及时投入并调整好加热装置。302．机组在热态启动时如何控制胀差? 答：热态启动前胀差往往处于较小或负值，启动时胀差负值往往还要进一步增大。所以在启动的前一阶段(包括启动前)主要是防止胀差负值过大，而在后阶段，即并列或达到对应汽缸温度水平的工况点后，则应注意胀差朝正值方向的变化，在运行操作中可采用以下措施: 1）轴封供汽应采用高温汽源且轴封供汽投入前应充分暖管、疏水。

2）冲转前应保持汽温(包括再热汽温)高于汽缸金属温度50～100 ℃，以防冲转时转子受到冷却。

3）真空维持高一些。

4）按热态启机冲动、升速时间进行冲动、升速，避免在低转速下长时间停留而导致机组冷却过快，防止胀差负值增大。

5）200MW机组合理调整轴封一、二漏，在前一阶段尽量关小，在负荷加至缸温对应点，胀差正值发展时，尽量开大或全开一漏，二漏门根据真空情况尽量开大。100MW机组合理调整高压缸前轴封漏汽至七抽截门，在前一阶段尽量关小，在负荷加至缸温对应点，胀差正值发展时，根据真空情况尽量开大高前轴封漏汽至七抽截门。

6）200MW机组合理使用、调整加热装置。7）定速后，应尽快并列、带负荷。

8）负荷加至缸温对应点，胀差正值发展后，将轴封供汽导至除氧器供汽。303．机组在甩负荷时如何控制胀差? 答：甩负荷时机组的胀差向负值剧增，特别是大幅度甩负荷，对大机组是很危险的，因此尽可能避免这种工况的出现。若出现了甩负荷时，应尽量作到以下几点：

1）尽可能维持汽温稳定。2）及时投入轴封高温汽源。

3）200MW机组及时关小轴封一、二漏；100MW机组及时关小高前轴封漏汽至七抽截门。甩负荷时如采用上述措施后仍不能控制胀差负值，当胀差负值达极限值时,应立即停机。304．打闸停机后低压胀差突增的原因有哪些？如何防止胀差过大？

答：机组正常运行时转子处在高速转下，叶片、叶轮都产生巨大的离心力并作用在转子上，该离心力和转速的平方成正比。打闸后，当转速下降时，离心力减少，这时作用在转子上的径向离心力减少，而使转子沿轴向伸长，转子伸长从相对膨胀指示上看就是正值增大。这种现象叫波桑效应。所以在打闸时，一定要考虑到转子的伸长量，免得出现汽轮机通流部分轴向动静间隙消失而发生摩损。

除上述原因外，在打闸停机的情况下，汽轮机通流部分的蒸汽被截断，这样，由于摩擦鼓风耗功所转化出来的热量就没有蒸汽机冷却，这部分热量就会使转子受热比汽缸明显，因此可以认为鼓风作用也是使低压胀差增大的一个原因。为了不使低压胀差过大，打闸停机时，可采取如下措施：

1）可减少凝汽器的冷却水量及凝结水再循环水量，使排汽温度维持在所允许的较高温度下运行，使排汽缸受热膨胀，来降低低压胀差。

2）在打闸前可用开启真空破坏门的方法来降低凝汽器真空，使低压汽缸较低压转子多膨胀些。

305．汽轮机滑参数下的热态启动与冷态启动的主要区别是什么？

答：汽轮机热态滑参数启动与冷态滑参数启动的主要区别之一是：在盘车连续运行的前提下，冲转前应先向轴封供汽，后抽真空。因为汽轮机在热态下，高压转子的前后轴封和中压转子的的前轴封的金属温度比较高。如果不先向轴封供汽就开始抽真空，则大量的冷空气将从轴封段被吸进汽缸内造成轴封段的转子收缩，胀差负值增大，甚至超过允许值。使前几级进汽侧动静部分间隙减少甚至消失，此外还会使轴封套内壁冷却产生松动变形。306．汽轮机冲转时，为什么规定要有一定数值的真空？

答：汽轮机冲转前必须有一定的真空，一般为60～70kPa左右，若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排到凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能使凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全薄膜损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。

冲动转子时，真空也不能过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，同时进入汽轮机的蒸汽量较少，放热系数小，使得汽轮机加热缓慢。转速也不易控制，从而会延长启动时间。307．汽轮机启动和停机时,为什么要加强汽轮机本体及主、再热蒸汽管道的疏水? 答：汽轮机在启动过程中，汽缸金属温度较低，进入汽轮机内的主蒸汽温度及再热蒸汽温度虽然选择得较低，但均超过汽缸内壁温度较多。暖机的最初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，产生大量的凝结水，直至汽缸和蒸汽管道内壁温度达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程结束，凝结疏水量才大大减少。

在停机过程中，蒸汽参数逐渐降低，特别是滑参数停机，蒸汽在前几级做功后，蒸汽内含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周，负荷越低，蒸汽含水量越大。另外，汽机打闸后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成水。

由于疏水的存在，会造成汽轮机叶片水蚀，机组振动，上、下缸产生温差及腐蚀汽缸内部，因此，汽轮机启动或停机时，必须加强汽轮机本体及蒸汽管道疏水。308．轴向位移保护为什么要在冲转前投入? 答：冲转时，蒸汽流量瞬间较大，蒸汽必先经过高压缸，而中、低压缸几乎不进汽，轴向推力较大，完全由推力盘来平衡，若此时的轴向位移超限，也会引起动、静摩擦，故冲转前就应将轴向位移保护投入。

309．机组停机后，汽轮机因盘车装置故障，应遵循什么原则？

答：因盘车装置故障或其他原因必须停止盘车装置时，应遵循以下原则：盘车停止后，在转子上的相应位置做好标记并记录停止盘车时间，每隔30分钟手动盘车180度，当上、下缸温差较大时，应加强盘车。重新投入盘车时，先将转子旋转180度且停留同样时间后再投入连续盘车。并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常。310．机组启动至并列，应重点注意哪些? 答：1）冷态启动先抽真空、后投轴封；热态启动先投轴封后抽真空；投轴封时应选择温度适合的轴封汽源。冲动前必须经过充分暖管、疏水。

2）冲动前各保护必须投入。已配有DEH的机组必须处于“自动”状态，DEH、DCS系统各画面及参数正常。冲动时，各项参数应符合冲动条件。

3）盘车期间，对机组各部听音及测量大轴幌动应正常。4）机组冲动后盘车应自动退出，否则应立即打闸停机。

5）冲动过程中应注意听音、测振动。过临界转速时应迅速平稳通过，严禁在临界转速下停留。

6）升速过程中应注意密封油压的变化并及时调整。

7）升速过程中，应特别注意机组的润滑油温、油压，保持油温油压在正常范围内。8）升速过程中，应注意监视排汽温度的变化情况，及时投入减温水。

9）定速后停调速油泵之前，应检查主油泵入、出口油压及调速油压应正常，调速油泵电流有明显下降后方可停止调速油泵，调速油泵停止后，应检查调速油压应正常。未进行DEH改造机组，停调速油泵时应注意主汽门是否关闭，如关闭应及时启动调速油泵。

10）根据胀差的变化情况及时进行调整。注意监视、调整好凝汽器、除氧器水位。注意机组振动及热膨胀变化。

11）热态启动应尽快升速、并列。注意上、下缸温差的变化。311．启动前向轴封送汽要注意什么问题? 答：1）轴封供汽投入前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。

2）必须在连续盘车状态下向轴封送汽。热态启动应先送轴封供汽，后抽真空。3）向轴封供汽时间必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或使胀差正值增大。4）要注意轴封供汽的温度与金属温度的匹配。热态启动选用适当温度的备用汽源，有利于胀差的控制；而冷态启动轴封供汽最好选用低温汽源。

5）在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动。

312．为什么在启动、停机时要规定温升率和温降率在一定范围内？

答：汽轮机在启动、停机时，汽轮机的汽缸、转子是一个加热和冷却过程。启、停时，内、外缸存在一定的温差。启动时由于内缸膨胀较快，受到热压应力，外缸膨胀较慢则受热拉应力；停机时，应力形式则相反。当汽缸金属应力超过材料的屈服应力极限时，汽缸可能产生塑性变形或裂纹，而应力的大小与内外缸温差成正比，内、外缸温差的大小与金属的温度变化率成正比。因此，温升、温降率过大，往往造成内外缸温差增大，热应力增大，使机组受到不同程度损坏。

313．为什么负荷卸不完不能进行发电机解列？