汽轮机运行及调整
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• c. 油膜振荡一旦发生以后，涡动速度将始 终保持等于第一临界转速，而不再随转速 的升高而升高。所以，油膜振荡是不能用 提高转速的办法来消除。
机组振动的原因
• 6. 轴的扭转振动 轴系两端若分别受到方向相反的扭转力作
用，轴系就会发生扭转变形，当一端扭转 力撤消后，轴截面就会在顺时针和逆时针 来回扭转，这就是扭转振动。
推力瓦块乌金温度及回油温度
• 轴向推力明显增大时，会使推力盘与推力轴承油 膜之间以及油膜与推力轴承瓦块乌金之间的摩擦 力明显增加，引起推力瓦块乌金温度及推力轴承 回油温度升高
• 汽轮机装有轴向位移保护和推力瓦块金属温度指 示表计，并且规定了轴向位移最大允许值，推力 瓦块金屑温度最高允许值一般为90－95℃，推力 轴承回油温度最高允许假一般为75℃。
机组振动的原因
机组振动的原因
• 1.转子质量不平衡 由于转子的质心不在旋转中心线上，转子旋转时
就产生了不平衡的离心力。 ➢ 汽轮机运行时出现动叶片和拉金断裂，动叶
不均匀磨损，蒸汽中携带的盐分在叶片上不均匀 沉积等使转子产生静不平衡。 ➢ 汽轮机检修时拆装叶轮，连轴节，动叶等转子 上的零部件也会造成不平衡。
量增大，使低压转子的中心抬高，引起机组强烈振动。排 汽温度的升高，使凝汽器的外壳与铜管的相对膨胀差增大， 可能使铜管的张口松动。
• 排汽压力降低，如机组仍在最大流量下运行，则最末级叶 片的应力可能超过允许值，并且湿度增加，将会加剧叶片
的冲蚀损坏。
低压缸喷水减温
• 在夏季运行时，由于冷却水温度较高，引 起排汽压较高，就会引起上述轴向推力过 大、机组振动、铜管泄漏等不安全因素。 故一般限制其排汽温度不超过80℃。
汽轮机运行监视参数
• 负荷、转速、主蒸汽及再热蒸汽的压力和 温度、真空、润滑油和调节油压及油温、 给水泵转速流量及给水母管压力、电动给 水泵运行电流、调节级后压力、轴向位移、 偏心、振动、胀差、凝汽器和除氧器水位、 轴封母管压力、推力瓦和支承瓦的瓦温及 回油温度、“CRT”报警及常规报警等。
负荷与主蒸汽流量的监视
运行人员监盘与现场检查
• 除了上述的主要参数外，汽轮机正常运行中，运 行人员在监盘时还要注意其他参数。
• 室内监盘不能完全替代现场检查。 • 监视与判断处理：某600MW机组运行中，凝结水泵
电流突然增大，超过额定值，值班人员发现后， 立即将泵停止，事后检查是电动机两相运行的结 果。由于发现及时，值班人员制止了一次烧电机 事故。可见，汽轮机及其辅助设备的参数监视都 非常重要。
发生扭转振动的原因
• 汽轮机调节系统带负荷摆动； • 发电机相间短路； • 线路单相接地短路； • 自动重合闸失败； • 发电机失同步； • 发电机不同期并网； • 线路谐波引起。
机组振动的安全性评价
GB/T 11348.2-2007 《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第2部分: 50MW以上 额定转速1500r/min、1800r/min、 3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机 》
• 主汽温度升高使调节级理想焓降增大，各中间级理 想焓降基本不变，末级理想焓降减少，此时应限制 机组功率不超过设计最大值。
排汽压力对汽轮机运行的影响
• 背压升高时，汽轮机的理想焓降将减少，相同流量下的功 率将减少。
• 背压升高后会引起排汽部分的法兰、螺栓应力增大。 • 排汽压力升高，使排汽温度大幅度升高，使排汽室的膨胀
监视段压力的监视
• 在汽轮机运行中，将调节级汽室压力和各抽汽段 压力通称为监视段压力。运行中可用监视段压力 监视汽轮机负荷的变化和通流部分的运行工况。
• • 在压力级通流面积没有改变和没有积垢的条件下，
监视段压力与该处蒸汽流量近似成正比。所以一 方面调整段压力可作为流量变化的临视点；另一 方面在流量不变压力级积垢会引起压力升高，也 可作为监督有无积垢的监视点。
• 主汽压力降低时，应限制蒸汽流量不超过设计最 大值，如主汽压力下降过多，则不允许机组负荷 带到额定值，同时应要求锅炉尽早恢复汽压。
主汽温度对汽轮机运行的影响
• 汽温下降超过规定值时，不允许机组继续带额定负 荷，需要限制机组出力。主汽温度的快速大幅度下 降会造成汽机金属部件产生过大的热应力、热变形， 甚至导致汽轮机水击事故发生。所以主汽温度下降 在50℃以上时就要立即打闸停机。
C 300 290 260 240
C 385 350 300 290
轴瓦温度
当发现下列情况时要打闸停机 • (1)任一轴承回油温度超过75℃，或实然升高到
70℃时； • (2)主轴瓦乌金温度超过85℃； • (3)回油温度升高，轴承内冒烟时； • (4)润滑油泵启动后，油压仍低于允许规定位。 为了使轴瓦工作正常，各轴承进油温不应低于40℃。
汽缸特点
高中压缸合缸、两个低压缸都是双层缸结 构，高压缸共有8级，中压缸共有6级，低压 缸共有2×2×7级，全机共有42级。 额定工况下，汽轮机的效率分别是： 高压缸：86.41％; 中压缸：92.55％; 低压缸：92.97％; 汽轮机效率为92.04％。
轴承特点
汽轮发电机组轴系中，除1号、2轴承采用可 倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。 各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下 瓦装有测温装置。 推力轴承位于高中压缸和低压A缸之间的2号 轴承座。
• 汽轮机正常启动方式是中压缸启动，当旁 路系统出现故障时，可采用高中压缸联合 启动。
布置方式
高中压缸采用头对头布置方式，两个低压缸 对称双分流布置，可大大减少轴向推力。 汽轮机运行平台标高13.7M； 机组总长度为 27.9米；最大宽度为10米； 机组室内纵向布置，右端为扩建端，机头朝 向固定端。
• 高压主汽阀、调节阀悬吊在运行平台下面， 通过导汽管与高压汽缸相接；
• 中压联合阀布置在高中压缸左右两侧，通 过中间进汽管与汽缸焊接，并采用浮动式 弹簧支架固定在平台上。
汽轮机运行及调整
• 汽轮机的运行及调整所涉较广，主要包括 启动、正常维护、停机及事故处理等主要 内容。
• 运行人员的职责，就是保证汽轮机在尽可 能的情况下，能够安全经济的运行。
• 为了防止排汽温度过高而超过允许值，大 型汽轮机的排汽缸都设置有喷水减温装置。
真空降低
• 真空降低的原因：抽气器失常、负压管道 漏入空气、虹吸井密封不良、凝汽器水位 过高超过空气管、轴封供汽压力降低、凝 结水泵失常、循环水减少或中断、凝汽将 内供聚过多空气等。
• 当真空降低到规定值以下时，应按规定减 负荷达一定值。
MPa
轴向位移的监督
引起轴向位移增大的原因，主要有： (1)轴承润滑油质恶化； (2)推力轴承结构有缺陷或工作失常； (3)轴向推力增大； (4)蒸汽流量增大、蒸汽参数降低、真空降低、
隔板汽封磨损漏汽量增大； (5)通流部分积垢等因素都会引起抽向推力增大； (6)特别是汽缸进水将引起很大的轴向推力。
机组负荷变化的原因有两种； 1、一种是根据负荷曲线或调节要求由值班 员或调度员主动操作； 2、另一种是由于电网周波变化或调节系统 故障等原因引起。
负荷与主蒸汽流量的监视
• 如果负荷变化与主蒸汽流量变化不对应，应 注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大， 以免隔板应力越限、隔板扰度增大，造成功 静部件碰撞故障。
汽轮机发电机组轴振动的限值（位移峰－峰值，单位μm）
相对振动
绝对振动
极段
转速（r/min）
极段
转速（r/min）
1500 1800 3000 3600
1500 1800 3000 3600
A 100 90 80 75
A 120 110 100 900
B 200 185 165 150
B 240 220 200 180
检查内容和方法
• 根据机组自身特点，选择发生异常率较大且对机 组正常运行有严重威胁的参数作为经常监视项目， 对其他—般参数及辅机阀门的启停开关情况做定 期和不定期的检查。对汽轮机组运行中出现的各 种报警，运行人员应特别重视。
• 定期巡回检查中应通过眼看、手摸、耳听、鼻嗅 来判断设备运行情况，并按规定的路线和规定的 内容进行检查，做到认真细致不漏项。
胀差
• 当某一区段的胀差值超过了在这个方向的动静 部件轴向间隙时，就会发生动静部件的摩擦或 碰撞，造成启动时间的延误或引起机组振动、 大轴弯曲等严重事故。
• 胀差指示器只能指示测点处的胀差值，而并不 能准确地反映汽轮机各截面处的胀差情况，有 时胀差指示器指示数值在允许的范围之内，转 子与汽缸的某些地方还会出现摩擦现象。
机组振动的原因
• 2. 连轴器缺陷及转子不对中
机组振动的原因
机组振动的原因
• 3. 电磁激振力引起的振动 1）发电机转子线圈匝间短路。励磁消失则 振动消
失。 2）发电机定子铁芯在磁力作用下发生激烈
振动。在这一周期性力作用下，在定子铁芯中 将出现双转速频率的振动。 3）发电机转子及定子间歇的不均匀而引起
2、汽轮机的变压运行
• 变压运行又称为滑压运行，是在调节汽门几乎全 开，只有很小节流的情况下，使调节汽门前的主 蒸汽压力随负荷的大小而升降。变压运行有纯(全) 变压和复合(混合)变压两种方式，它取决于汽轮 机的运行状态。
• 5. 轴承油膜振荡 轴颈在轴承中旋转时，油膜的作用使轴颈
在轴承中产生涡动，出现涡动时的转速称 为失稳转速。这就是所谓“油膜振荡”。
油膜振荡的特点
• a. 发生油膜振荡时，振动的波形突然发 生变化，并且振动波形中除了50HZ的正 弦波外，还出现低频谐振，如下图所示：
油膜振荡的特点
• b. 随着轴承振幅的突然增大，机组的声音 也发生异常，好像抖动一样。
监视段压力的监视
对易积垢的机组通常规定监视段压力增加率的允许 值，用以监督通流部分的积垢情况，冲动式机组一 般规定为5％，反动式机组一般规定为3％。
机组启动、运行期间各段抽汽压力的限制值（汽轮机VWO工况）
抽汽 段号
1#
2#
3# 4#
5#
6#
7#
8#
压力 限制值 7.462 4.917 2.387 1.196 0.404 0.217 0.112 0.050
• 不同类型的汽轮机，有不同的特点，即使 同一类型的机组，由于安装、维修、运行 管理等原因也会有不同的性能。
• 汽轮机运行调整必须遵循一般的原则和规 律，掌握这一原则和规律，懂得了运行的 一般原理，将有助于我们合理有序的开展 运行生产的各项工作，达到安全经济运行 ）避免参数超限； （2）力求设备在较经济的工况下运行； （3）通过对设备的定期检查，掌握运行 设备的健康状况，及时发现影响设备安全 运行的隐患，做好事故预想，避免设备损 坏。
汽轮机主要特点
• 本汽轮机为纯冲动式汽轮机，级数相对较 少，高中压缸采用合缸，减小了轴向长度 和轴承数量。端汽封和轴承箱均处在温度 较低的高、中压排汽口区域。
• 汽轮机的汽封采用椭圆汽封。
• 汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性 连接方式，轴系为挠性轴系。叶片采用弯 曲/弯扭静叶和弯扭动叶，末级叶片为 1016mm长叶片。
• 当机组负荷变化时，对给水箱水位和凝汽器 水位应及时检查调整。对除氧器、加热器及 轴封供汽压力的变化，也应进行调整。轴封 压力不能维持时，应切换汽源。
主蒸汽压力对汽轮机运行的影响
• 主汽压力上升而主汽温度、排汽压力不变，末几 级理想焓降有所增加，再加上汽压增加使蒸汽流 量增大，使未几级叶片的弯应力明显增大(末级最 显著)。因此，为考虑末级叶片的安全，在主汽压 力升高时应限制主汽流量。
汽轮机 运行及调整
发电运行部 邓星亮
汽轮机概述
厂家：东方汽轮机厂。 型式：超临界、一次中间再热、冲动式、单 轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。 型号：N600-24.2/566/566型； 额定出力：600MW； 最大连续出力：642.234MW； 额定转速：3000rpm； 运行方式：复合变压，八级非调整回热抽汽。
的发电机转子振动。
机组振动的原因
• 4. 振动系统的刚度不足与共振 强迫振动的振幅与系统的静刚度成正比，
系统的静刚度不足又会引起共振频率降低。 如果工作转速接近共振频率，就可能发生 共振。
系统刚度不足除了设计上的原因外，还有 轴承座与台板，轴承座与汽缸，台板与基 础之间连接不够牢固等原因。
机组振动的原因
机组振动的原因
• 6. 轴的扭转振动 轴系两端若分别受到方向相反的扭转力作
用，轴系就会发生扭转变形，当一端扭转 力撤消后，轴截面就会在顺时针和逆时针 来回扭转，这就是扭转振动。
推力瓦块乌金温度及回油温度
• 轴向推力明显增大时，会使推力盘与推力轴承油 膜之间以及油膜与推力轴承瓦块乌金之间的摩擦 力明显增加，引起推力瓦块乌金温度及推力轴承 回油温度升高
• 汽轮机装有轴向位移保护和推力瓦块金属温度指 示表计，并且规定了轴向位移最大允许值，推力 瓦块金屑温度最高允许值一般为90－95℃，推力 轴承回油温度最高允许假一般为75℃。
机组振动的原因
机组振动的原因
• 1.转子质量不平衡 由于转子的质心不在旋转中心线上，转子旋转时
就产生了不平衡的离心力。 ➢ 汽轮机运行时出现动叶片和拉金断裂，动叶
不均匀磨损，蒸汽中携带的盐分在叶片上不均匀 沉积等使转子产生静不平衡。 ➢ 汽轮机检修时拆装叶轮，连轴节，动叶等转子 上的零部件也会造成不平衡。
量增大，使低压转子的中心抬高，引起机组强烈振动。排 汽温度的升高，使凝汽器的外壳与铜管的相对膨胀差增大， 可能使铜管的张口松动。
• 排汽压力降低，如机组仍在最大流量下运行，则最末级叶 片的应力可能超过允许值，并且湿度增加，将会加剧叶片
的冲蚀损坏。
低压缸喷水减温
• 在夏季运行时，由于冷却水温度较高，引 起排汽压较高，就会引起上述轴向推力过 大、机组振动、铜管泄漏等不安全因素。 故一般限制其排汽温度不超过80℃。
汽轮机运行监视参数
• 负荷、转速、主蒸汽及再热蒸汽的压力和 温度、真空、润滑油和调节油压及油温、 给水泵转速流量及给水母管压力、电动给 水泵运行电流、调节级后压力、轴向位移、 偏心、振动、胀差、凝汽器和除氧器水位、 轴封母管压力、推力瓦和支承瓦的瓦温及 回油温度、“CRT”报警及常规报警等。
负荷与主蒸汽流量的监视
运行人员监盘与现场检查
• 除了上述的主要参数外，汽轮机正常运行中，运 行人员在监盘时还要注意其他参数。
• 室内监盘不能完全替代现场检查。 • 监视与判断处理：某600MW机组运行中，凝结水泵
电流突然增大，超过额定值，值班人员发现后， 立即将泵停止，事后检查是电动机两相运行的结 果。由于发现及时，值班人员制止了一次烧电机 事故。可见，汽轮机及其辅助设备的参数监视都 非常重要。
发生扭转振动的原因
• 汽轮机调节系统带负荷摆动； • 发电机相间短路； • 线路单相接地短路； • 自动重合闸失败； • 发电机失同步； • 发电机不同期并网； • 线路谐波引起。
机组振动的安全性评价
GB/T 11348.2-2007 《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第2部分: 50MW以上 额定转速1500r/min、1800r/min、 3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机 》
• 主汽温度升高使调节级理想焓降增大，各中间级理 想焓降基本不变，末级理想焓降减少，此时应限制 机组功率不超过设计最大值。
排汽压力对汽轮机运行的影响
• 背压升高时，汽轮机的理想焓降将减少，相同流量下的功 率将减少。
• 背压升高后会引起排汽部分的法兰、螺栓应力增大。 • 排汽压力升高，使排汽温度大幅度升高，使排汽室的膨胀
监视段压力的监视
• 在汽轮机运行中，将调节级汽室压力和各抽汽段 压力通称为监视段压力。运行中可用监视段压力 监视汽轮机负荷的变化和通流部分的运行工况。
• • 在压力级通流面积没有改变和没有积垢的条件下，
监视段压力与该处蒸汽流量近似成正比。所以一 方面调整段压力可作为流量变化的临视点；另一 方面在流量不变压力级积垢会引起压力升高，也 可作为监督有无积垢的监视点。
• 主汽压力降低时，应限制蒸汽流量不超过设计最 大值，如主汽压力下降过多，则不允许机组负荷 带到额定值，同时应要求锅炉尽早恢复汽压。
主汽温度对汽轮机运行的影响
• 汽温下降超过规定值时，不允许机组继续带额定负 荷，需要限制机组出力。主汽温度的快速大幅度下 降会造成汽机金属部件产生过大的热应力、热变形， 甚至导致汽轮机水击事故发生。所以主汽温度下降 在50℃以上时就要立即打闸停机。
C 300 290 260 240
C 385 350 300 290
轴瓦温度
当发现下列情况时要打闸停机 • (1)任一轴承回油温度超过75℃，或实然升高到
70℃时； • (2)主轴瓦乌金温度超过85℃； • (3)回油温度升高，轴承内冒烟时； • (4)润滑油泵启动后，油压仍低于允许规定位。 为了使轴瓦工作正常，各轴承进油温不应低于40℃。
汽缸特点
高中压缸合缸、两个低压缸都是双层缸结 构，高压缸共有8级，中压缸共有6级，低压 缸共有2×2×7级，全机共有42级。 额定工况下，汽轮机的效率分别是： 高压缸：86.41％; 中压缸：92.55％; 低压缸：92.97％; 汽轮机效率为92.04％。
轴承特点
汽轮发电机组轴系中，除1号、2轴承采用可 倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。 各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下 瓦装有测温装置。 推力轴承位于高中压缸和低压A缸之间的2号 轴承座。
• 汽轮机正常启动方式是中压缸启动，当旁 路系统出现故障时，可采用高中压缸联合 启动。
布置方式
高中压缸采用头对头布置方式，两个低压缸 对称双分流布置，可大大减少轴向推力。 汽轮机运行平台标高13.7M； 机组总长度为 27.9米；最大宽度为10米； 机组室内纵向布置，右端为扩建端，机头朝 向固定端。
• 高压主汽阀、调节阀悬吊在运行平台下面， 通过导汽管与高压汽缸相接；
• 中压联合阀布置在高中压缸左右两侧，通 过中间进汽管与汽缸焊接，并采用浮动式 弹簧支架固定在平台上。
汽轮机运行及调整
• 汽轮机的运行及调整所涉较广，主要包括 启动、正常维护、停机及事故处理等主要 内容。
• 运行人员的职责，就是保证汽轮机在尽可 能的情况下，能够安全经济的运行。
• 为了防止排汽温度过高而超过允许值，大 型汽轮机的排汽缸都设置有喷水减温装置。
真空降低
• 真空降低的原因：抽气器失常、负压管道 漏入空气、虹吸井密封不良、凝汽器水位 过高超过空气管、轴封供汽压力降低、凝 结水泵失常、循环水减少或中断、凝汽将 内供聚过多空气等。
• 当真空降低到规定值以下时，应按规定减 负荷达一定值。
MPa
轴向位移的监督
引起轴向位移增大的原因，主要有： (1)轴承润滑油质恶化； (2)推力轴承结构有缺陷或工作失常； (3)轴向推力增大； (4)蒸汽流量增大、蒸汽参数降低、真空降低、
隔板汽封磨损漏汽量增大； (5)通流部分积垢等因素都会引起抽向推力增大； (6)特别是汽缸进水将引起很大的轴向推力。
机组负荷变化的原因有两种； 1、一种是根据负荷曲线或调节要求由值班 员或调度员主动操作； 2、另一种是由于电网周波变化或调节系统 故障等原因引起。
负荷与主蒸汽流量的监视
• 如果负荷变化与主蒸汽流量变化不对应，应 注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大， 以免隔板应力越限、隔板扰度增大，造成功 静部件碰撞故障。
汽轮机发电机组轴振动的限值（位移峰－峰值，单位μm）
相对振动
绝对振动
极段
转速（r/min）
极段
转速（r/min）
1500 1800 3000 3600
1500 1800 3000 3600
A 100 90 80 75
A 120 110 100 900
B 200 185 165 150
B 240 220 200 180
检查内容和方法
• 根据机组自身特点，选择发生异常率较大且对机 组正常运行有严重威胁的参数作为经常监视项目， 对其他—般参数及辅机阀门的启停开关情况做定 期和不定期的检查。对汽轮机组运行中出现的各 种报警，运行人员应特别重视。
• 定期巡回检查中应通过眼看、手摸、耳听、鼻嗅 来判断设备运行情况，并按规定的路线和规定的 内容进行检查，做到认真细致不漏项。
胀差
• 当某一区段的胀差值超过了在这个方向的动静 部件轴向间隙时，就会发生动静部件的摩擦或 碰撞，造成启动时间的延误或引起机组振动、 大轴弯曲等严重事故。
• 胀差指示器只能指示测点处的胀差值，而并不 能准确地反映汽轮机各截面处的胀差情况，有 时胀差指示器指示数值在允许的范围之内，转 子与汽缸的某些地方还会出现摩擦现象。
机组振动的原因
• 2. 连轴器缺陷及转子不对中
机组振动的原因
机组振动的原因
• 3. 电磁激振力引起的振动 1）发电机转子线圈匝间短路。励磁消失则 振动消
失。 2）发电机定子铁芯在磁力作用下发生激烈
振动。在这一周期性力作用下，在定子铁芯中 将出现双转速频率的振动。 3）发电机转子及定子间歇的不均匀而引起
2、汽轮机的变压运行
• 变压运行又称为滑压运行，是在调节汽门几乎全 开，只有很小节流的情况下，使调节汽门前的主 蒸汽压力随负荷的大小而升降。变压运行有纯(全) 变压和复合(混合)变压两种方式，它取决于汽轮 机的运行状态。
• 5. 轴承油膜振荡 轴颈在轴承中旋转时，油膜的作用使轴颈
在轴承中产生涡动，出现涡动时的转速称 为失稳转速。这就是所谓“油膜振荡”。
油膜振荡的特点
• a. 发生油膜振荡时，振动的波形突然发 生变化，并且振动波形中除了50HZ的正 弦波外，还出现低频谐振，如下图所示：
油膜振荡的特点
• b. 随着轴承振幅的突然增大，机组的声音 也发生异常，好像抖动一样。
监视段压力的监视
对易积垢的机组通常规定监视段压力增加率的允许 值，用以监督通流部分的积垢情况，冲动式机组一 般规定为5％，反动式机组一般规定为3％。
机组启动、运行期间各段抽汽压力的限制值（汽轮机VWO工况）
抽汽 段号
1#
2#
3# 4#
5#
6#
7#
8#
压力 限制值 7.462 4.917 2.387 1.196 0.404 0.217 0.112 0.050
• 不同类型的汽轮机，有不同的特点，即使 同一类型的机组，由于安装、维修、运行 管理等原因也会有不同的性能。
• 汽轮机运行调整必须遵循一般的原则和规 律，掌握这一原则和规律，懂得了运行的 一般原理，将有助于我们合理有序的开展 运行生产的各项工作，达到安全经济运行 ）避免参数超限； （2）力求设备在较经济的工况下运行； （3）通过对设备的定期检查，掌握运行 设备的健康状况，及时发现影响设备安全 运行的隐患，做好事故预想，避免设备损 坏。
汽轮机主要特点
• 本汽轮机为纯冲动式汽轮机，级数相对较 少，高中压缸采用合缸，减小了轴向长度 和轴承数量。端汽封和轴承箱均处在温度 较低的高、中压排汽口区域。
• 汽轮机的汽封采用椭圆汽封。
• 汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性 连接方式，轴系为挠性轴系。叶片采用弯 曲/弯扭静叶和弯扭动叶，末级叶片为 1016mm长叶片。
• 当机组负荷变化时，对给水箱水位和凝汽器 水位应及时检查调整。对除氧器、加热器及 轴封供汽压力的变化，也应进行调整。轴封 压力不能维持时，应切换汽源。
主蒸汽压力对汽轮机运行的影响
• 主汽压力上升而主汽温度、排汽压力不变，末几 级理想焓降有所增加，再加上汽压增加使蒸汽流 量增大，使未几级叶片的弯应力明显增大(末级最 显著)。因此，为考虑末级叶片的安全，在主汽压 力升高时应限制主汽流量。
汽轮机 运行及调整
发电运行部 邓星亮
汽轮机概述
厂家：东方汽轮机厂。 型式：超临界、一次中间再热、冲动式、单 轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。 型号：N600-24.2/566/566型； 额定出力：600MW； 最大连续出力：642.234MW； 额定转速：3000rpm； 运行方式：复合变压，八级非调整回热抽汽。
的发电机转子振动。
机组振动的原因
• 4. 振动系统的刚度不足与共振 强迫振动的振幅与系统的静刚度成正比，
系统的静刚度不足又会引起共振频率降低。 如果工作转速接近共振频率，就可能发生 共振。
系统刚度不足除了设计上的原因外，还有 轴承座与台板，轴承座与汽缸，台板与基 础之间连接不够牢固等原因。
机组振动的原因