火力发电厂12MW汽轮机运行技术..17页PPT
《汽轮机》课件一、绪论
例题：N300-16.7/537/537型汽轮机 表示为凝汽式、额定功率为300MW，新蒸汽压力为16.7MPa， 新蒸汽温度为537℃再热蒸汽温度为537℃的中间再热式汽轮机
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汽轮机的型号举例： N100-9.8/535-10 CC25-8.82/0.98/0.118 B50-8.82/0.98 CB25-8.82/0.98/0.118
效率高
3.汽轮机的用途
火力发电厂
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核电站
主要用途：在火力发电厂和核电站中驱动发电机
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其他用途：驱动其他设备。 驱动船舶螺旋桨
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汽轮机的外观
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二、汽轮机的发展史
1883年， Laval （瑞典）研制出第一台轴流式汽轮机3.67kW
1920给水回热汽轮机
1925第一台中间再热汽轮机
70年代后，进入百万级
汽轮机主要制造业：
GE Co.（General Electric Corporation) 美国通用电气公司（冲动式）
WH Co. (Westing House Electric Corporation) 西屋 （反动式）
BBC (Brown Boveri Co.)
瑞士
（反动式）
AA (Alsthon-Atlantague Co.)
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施1 目的为了防止汽轮机进水或进冷蒸汽发生重大设备损坏事故的发生，根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》，结合12MW汽轮机制定防止汽轮机进水或进冷蒸汽措施。
2 范围本措施适用于12MW汽轮机。
3 内容3.1 水或冷蒸汽来源汽轮机进水或进冷蒸汽大多发生在机组启动、停机、机组跳闸和大幅度负荷变化情况下，有时也会发生在正常负荷稳定工况。
3.1.1 来自锅炉及主蒸汽系统主要来自于：汽包严重满水；主蒸汽管道积水；过热器减温水；主蒸汽温度突降等。
3.1.2 来自抽汽回热系统该系统是防进水保护重点，主要来自于加热器疏水系统。
3.1.3 来自轴封蒸汽系统该系统防进水措施不可能纳入保护中，只能在监视上、操作上给予完成。
主要来自于管道疏水、低压轴封减温水、轴封加热器以及低压加热器疏水系统。
温热态启动必须先投轴封后抽真空，防止汽轮机进冷气。
3.1.4 汽轮机本体疏水反窜。
3.1.5 除氧器严重满水。
3.2 汽轮机进水进冷汽现象3.2.1 汽机上、下缸温差增大；汽缸热膨胀减小。
3.2.2 机组负荷晃动，调节级压力摆动增大。
3.2.3运行机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动异常上升，汽机轴向位移异常。
并可能伴有主蒸汽温度突降，加热器满水，除氧器满水，凝汽器满水，轴封带水等异常情况，现场可能出现自动主汽门、调门或电动主汽门等门杆法兰或汽封冒白汽。
3.2.4 主蒸汽管道或抽汽管道可能有水击声或剧烈振动。
3.2.5轴向位移变化较大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高。
3.2.6 汽缸及转子金属温度突然下降。
3.2.7 转子盘车期间盘车电流明显增大或盘车跳闸，汽封有明显摩擦声；3.3 防范措施3.3.1 机组启动前必须检查系统及设备符合以下要求，否则禁止启动。
3.3.1.1主蒸汽、抽汽管道疏水、轴封管道及汽缸本体疏水接管正确，疏水联箱或扩容器的标高应高于凝汽器热水井最高标高，疏水管道应按压力顺序接入联箱或扩容器，并向低压侧倾斜45°，保证疏水畅通。
12MW汽轮机参数
1-1 主要技术规范1．型号：B12-8.83/5.0型2．型式：冲动式、高温、高压、单缸、单轴、背压式汽轮机3．额定功率(铭牌功率或保证功率)：12MW4．最大功率（低背压工况）：15MW5. 额定蒸汽参数：a）主汽门前蒸汽压力：8.83MPab）主汽门前蒸汽温度：535℃c）背压：5.0MPad) 主蒸汽流量：372.5 t/h6. 高背压工况参数：主蒸汽流量：440.5t/h排汽压力：5.5MPa排汽温度：475.8℃功率：12MW7. 低背压工况参数：主蒸汽流量：320t/h排汽压力：4.5MPa排汽温度：453.6℃功率：12MW8. 低背压最大出力工况参数：主蒸汽流量：385.9t/h排汽压力：4.5MPa排汽温度：451.5℃功率：15MW9. 转向：顺时针(从汽轮机端向发电机端看)10.额定转速：3000r/min11.轴系临界转速(计算值)：3663r/min (汽机一阶)编制校对审核标审*1410r/min (发电机一阶)*>4000 r/min (发电机二阶)*发电机临界转速值以电机厂提供数值为准。
12.通流级数：共3级(Ⅰ单列调节级＋2压力级)13.末级动叶片高度：39mm14.汽轮机本体外形尺寸：长×宽×高＝5772.5mm×3375mm×3543mm (宽为包括主汽管在内的宽度，高为油动机顶部至运行平台高度)20.主机重量：～70t (包括阀门、管道、基架和垫铁)21.最大吊装重量：～7.5t (检修时，上半汽缸组合)～8.5t (安装时，下半汽缸组合)22.最大起吊高度：～5m(距8m运行平台)23.运行平台高度：8m1-2 技术经济指标及保证条件1．符合下列条件时可保证发出额定功率12MW(额定工况)(此工况下汽耗为31.035kg/kW.h)：a) 主蒸汽压力：8.83MPab) 主蒸汽温度：535℃c) 主蒸汽流量：372.5t/hd) 排汽压力：5.0MPae) 排汽流量：361.1t/hf）发电机效率为97.3%，额定功率因数0.82．汽轮机在下述工况(高背压工况)运行时，功率12MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：440.5t/hc) 排汽压力：5.5MPad) 排汽流量：428t/he) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.83. 汽轮机在下述工况（低背压工况）运行时，功率12MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：320t/hc) 排汽压力：4.5MPad）排汽流量：309.7t/hg) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.84. 汽轮机在下述工况（低背压工况）运行时，最大出力15 MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：385.9t/hc) 排汽压力：4.5MPad）排汽流量：375.2t/hg) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.84. 机组投运后如未及时进行热力试验，按国际电工委员会IEC953-2-90规定执行老化折扣系数，效率折扣系数如下：a) 3～12个月，每月0.07%b) 13～24个月，每月0.042%热力鉴定试验的方法，测试仪表的精度，测试数据的误差修正，实测热耗的允许偏差都应符合ASME PTC6.1的规定。
杭汽12MW背压机组运行规程.
12MW背压机组汽轮发电机运行规程（试用）目录前言1.范围2.规范性引用文件3.要求3.1.对运行人员的要求3.2.对运行设备的要求3.3.对运行命令的要求4.汽轮机设备概述4.1.汽轮机技术规范4.2.汽机本体结构4.3.系统概述4.4.汽轮机监测（TSI）系统功能4.5.危急遮断系统（ETS）5.设备规范5.1汽轮机设备规范6.联锁及保护试验6.1.总则6.2.一般辅机联锁和保护试验6.3.保护定值及联锁条件6.4.试验步骤7.机组的启动7.1.总则7.2.启动前的准备工作7.3.机组启动7.4.冷态启动7.5.热态启动7.6.启动过程中的参数控制值7.7.停运前的准备工作8.运行中的监控与调整8.1.一般规定8.2.通则8.3.辅机参数9.事故处理12.1总则12.2.机组甩负荷12.3.厂用电全部中断12.7.汽温、汽压异常12.8.负荷聚变、晃动12.9.润滑油压下降12.10.主油箱油位下降12.11.油系统着火12.12.蒸汽管道和其它管道故障12.13.DCS故障12.14供热系统异常前言本标准是以杭州汽轮机有限责任公司提供的技术说明为基础。
本标准是根据中颁《电力工业技术管理法规》，部颁《电业安全工作规程》、部颁《全国地方小型火力发电厂汽轮机组运行规程》，山东省能源建筑设计院设计技术资料，杭州汽轮机股份有限公司提供的汽轮机使用说明书和WOODWARD505电子调速器控制系统、南京科远控制有限公司提供的DCS系统等技术资料的有关部分进行编写。
本标准首次发布于 2005年 7月 15 日。
本标准为首次修编，若有不足之处，有待于今后生产中进一步完善和修改。
HNG40/32/0型汽轮机运行及事故处理规程<初稿>1 范围本标准规定了E HNG40/32/40型汽轮机及其附属设备的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行、维护及事故处理的技术标准。
本标准适用于我公司两台12MW背压机组的启动、停止、正常维护和事故处理。
火电厂各系统流程图PPT课件
的蒸汽变成再热蒸汽。
• 水在锅炉中，经过预热、蒸发、过热三个阶段变成过热蒸汽。汽轮机高压缸中蒸汽送回锅炉 加热，再送回汽轮机低压缸中继续做功，这是第四个阶段 - 再过热阶段
功能：
根据发电机所带负荷变化，自动调整励磁电流，维持发电机端电压在给定额定电压 值。
当发电机并列运行时，使各发电机组所带无功功率稳定合理分配。 在电力系统发生短路故障，发电机端电压严重下降时，能对发电机强行励磁，提高
电力系统暂态稳定性。 当发电机突然甩负载时，通过强行减磁，防止发电机电压过分升高。 当发电机内部短路跳闸时，能快速灭磁，减小故障损坏程度。
MW) 超临界压力发电厂 (蒸汽压力 > 22.11MPa, 温度550度, 单机功率 > 600
MW) 超超临界压力发电厂 (蒸汽压力 >33．5MPa、610℃／630℃, 单机功率
> 600 MW)
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三大主机规范 - 锅炉(1)
锅炉：将燃料的化学能转变成热能 锅炉设备包括：炉膛、燃烧器、空气预热器、烟道等 汽包、水冷壁、下降
或定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，通风系统采用氢气冷却的“水-氢-氢” 冷却方式。容量可达1200MW。
气体冷却器
发电机主体
主励磁机
副励磁机
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汽轮发电机励磁系统
组成：由励磁功率单元、励磁调节器（AVR）组成。励磁功率单元包括交流电源和整
流装置，它向励磁绕组提供直流励磁电流，励磁调节器（AVR）根据发电机发出的电压 和电流，自动调节励磁电流，满足系统运行需要。
火电厂工艺及指标
04 经济指标管理 CProcess and index management of steam turbine
01 公司运行概况 CompanyProfile
1、公司运行概况
阜康热电有限责任公司成立于2003年7月30日，公司现运行6 台汽轮机，1台12MW、1台25MW、4台30MW，8台循环流化床锅炉， 4台75t、4台240t，年发电量70000万kwh，年供汽量300万t，年 供暖热量1100万GJ，年耗原煤140万t。年耗原水量500万t。
(1)落实岗位经济责任制。通过指标的逐级分解，层层落实到班组和个人。做到小指标保证大指 标的落实，从而保证计划任务的完成。
(2)小指标管理和奖励制度相结合，能够体企业和个人利益的结合。它能使工作增长率和奖励有 比较科学的评价依据。
(3)小指标管理和竞赛活动的开展，有利于促进企业管理工作的加强和改善。开展小指标管理和 竞赛活动，能加强企业管理的各项基础工作。例如计划、统计、计量定额等工作就会使运行管理工 作中的薄弱环节及时发现，便于采取有效措施去解决问题。
五个保证系统是: (1)决策指挥保证系统; (2)技术管理保证系统; (3) 规章制度保证系统; (4)设备管理保证系统; (5)执行操作保证系统。
3、安全生产
安全监督工作: 安全生产不仅是电力企业提高经济效益和改革发展的基础，而且关系到整个社会的效益和国民经济的
发展，影响到各行各业及千家万户。因此，搞好安全生产对电力企业来说至关重要。电力企业实现安全生 产，涉及方方面面的工作。其中建立健全安全监督体系，各级安全监督部门认真履行安全监督机构职责， 按照原国家电力公司《安全生产工作规定》和《安全生产监督规定》有关要求贯彻执行好安全例行工作， 是电力企业加强安全管理，实现安全生产的重要环节之一。 按照以上两个《规定》的有关要求，电力企业日常应认真贯彻执行的安全例行工作主要有以下几方面内容:
天然气火力发电原理.课件
联合循环单轴和多轴的选择
联合循环单轴和多轴的选择应结合具体工 程实际, 综合考虑资金的筹措、电负荷的性 质、现场条件等因素, 经过技术经济比较确 定。
主厂房布置规定
• 燃机电厂的主厂房布置应适应电力生产的工艺流程要求及 按设备型式确定，并做到设备布局和空间利用合理，管线 连接短捷、整齐，厂房内部设施布置紧凑、恰当，巡回检 查的通道畅通，为燃机电厂的安全运行、检修维护创造良 好的条件。
按结构形式分： 航机改装型，也称为轻型燃气轮机。
航改型
天然气发电原理介绍
• 发电用燃气轮机的分类
按结构形式分： 工业型，也称为重型燃气轮机；
工业型
燃气轮机
燃气轮机的特点
• 与内燃机相比： • 与汽轮机相比：
优点
优点
➢ 单机功率较大 ➢ 重量轻、体积小； ➢ 启动快； ➢ 排气污染小。
缺点
➢ 制造成本高；
多轴、单轴布置的比较
•采用增减运行燃机台数的 方法来满足调峰需求，汽 轮机始终处于正常工作状 态，所以机组可更加快速 地增减负合，调峰性能好。
调峰 性能
•因所配汽轮机容量大 故效率较高。
•若配置旁通烟 运行灵 囱，燃机可单独 活性
运行。
多轴配 置布置
额定工 况效率
运行 维护
•可轮流检修系统内的燃机， 但检修汽轮机时，整套机组 都要停运或者只能维持简单 循环运行。
➢ 装置简单、紧楱、重量轻、体 积小；
➢ 启动快，带负荷快； ➢ 不需大量冷却水。
缺点
➢ 单机功率较小； ➢ 运行寿命短。
某些典型的燃气轮机发电机组的性能参数
公司名称
机组型号
GE发电
PG9231（ EC）
PG9231（F A）
火力发电基本原理
燃烧系统：完成燃料燃烧过程，使燃料化学能 转化为蒸汽热能的系统。主要有燃烧器、炉膛、 送风机、引风机、除尘器、除灰设备等。
2.1 火力发电基本原理
4、火力发电厂组成
汽水系统：完成蒸汽热能转化为机械能的系统。 主要有锅炉的汽水部分、汽轮机及其辅助设备， 如凝汽器、除氧器、回水加热器、给水泵、循 环水泵、冷却设备等。 电气系统：完成机械能转化为电能的系统。主 要有发电机、主变压器、断路器、隔离开关、 母线等。 控制系统：完成生产过程中的参数测量及自动 化监控操作的系统。
机所发电功率直接经一台升压变压器送往电力系统，本机组所需厂用 电取自发电机电压母线，这种机－炉－电纵向联系的独立单元称单元 机组。 优点： 单元机组系统简单（管道短，管道附件少），投资省，系统本身 的事故可能性少、操作方便，便于滑参数启停，适合机炉电集中控制。 缺点： 单元机组任一主设备发生故障时，整个单元机组就要被迫停运。 当系统频率发生变化时，没有母管的蒸汽容积可利用，锅炉调节 反应周期较长，会引起汽轮机入口压力波动，单元机组对负荷的适应 性受到影响，对电力系统调频不利，需要在调节系统上采取措施。
火力发电是利用煤、石油或天然气等燃料的化学能来生产电能的
2.1 火力发电基本原理
2、我国电力发展状况
火力发电是现在电力发展的主力军
“十五”期间中国火电建设项目发展迅猛。 2001年至2005年8月，经国家环保总局审批的火电项目 达472个，装机容量达344382MW，其中2004年审批项 目135个，装机容量107590MW，比上年增长207%；
固定的保护装置：有机械的、电动的保护装置，如锅炉的
安全门、汽轮机的危急保安器、电机的过电压保护器等。
火力发电厂汽轮机系统讲义
一. 主机设备介绍：1.辛店电厂#5、6机组型号：N300-16.7/538/538；机组型式：亚临界、中间再热、反动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；旋转方向：从机头向发电机看为顺时针；汽轮机的启动方式：高压缸启动；制造厂商：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；2.主机设计参数：二. 汽机主要系统介绍：（一）主汽系统：锅炉与汽轮机之间的蒸汽通道与通往各用汽点的支管及其附件称为发电厂主汽系统，对于再热机组还包括再热蒸汽管道。
（解释流程）（二）旁路系统：指高参数蒸汽不进入汽缸通流部分做功而是经过与汽缸并联的减温减压器，将减温减压后的蒸汽送至低一级参数的管道或凝结器。
1.作用：加快启动时间，改善启动条件；保护不允许干烧的再热器；回收工质降低噪音。
2.一、二级旁路及减温水（分别解释流程）：（三）回热抽汽系统：1.回热系统作用是：抽取汽轮机做功后蒸汽作为各加热器的加热汽源，用于提高凝结水和给水温度以提高机组的循环热效率。
300MW机组共计8段非调整抽汽。
（三高、四低、一除氧）三段高压抽汽分别在：高压9级后、高压13级后、中压5级后；作为#1、2、3高压加热器的汽源。
四段低压抽汽分别在低压2级后（调阀端）、低压4级后（电机端）、低压5级后（调阀、电机端）、低压6级后（调阀、电机端）；作为#5、6、7、8低压加热器的汽源。
一级除氧抽汽（四抽）。
作为除氧器的汽源。
2.回热抽汽额定工况：（抽汽压力为绝对压力）（四）主凝结水系统：指凝结器至除氧器之间与主凝结水相关的管路与设备。
包括：2台100%容量的凝结水泵、凝结水精处理装置、一台轴封加热器、四台低压加热器、一台凝结水补水箱和补水泵。
主要作用：加热凝结水，并将凝结水从凝结器热水井送至除氧器。
（介绍流程：轴加-#8、7、6、5低加）轴封加热器为表面式热交换器，用于凝结轴封漏汽、门杆漏汽，轴封加热器以及与之相连的汽轮机轴封汽室靠轴抽风机维持微负压状态，防止蒸汽漏入环境中或进入汽轮机润滑油系统。
火电厂工艺流程 ppt课件
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主要设备简介
锅炉
• 锅炉设 汽包 过热器 省煤器 空气预热器 炉墙和钢架
2、锅炉辅助设备 送、引风机 给水泵 除尘器 制粉设备
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主要设备简介
锅炉
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主要设备简介
锅炉
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主要设备简介
– 按供出能源分类：
• 凝汽式汽轮机发电厂 (只供电)
2
• 热电厂 (同时供电和供热)
精品资料
• 你怎么称呼老师？ • 如果老师最后没有总结一节课的重点的难点，你
是否会认为老师的教学方法需要改进？ • 你所经历的课堂，是讲座式还是讨论式？ • 教师的教鞭 • “不怕太阳晒，也不怕那风雨狂，只怕先生骂我
• 液氨通过蒸发器制备的氨气输送至炉前，通过混合器与稀 释风混合稀释后进入烟道，稀释风通过烟道内的涡流混合 器与烟气进行充分、均匀的混合后进入反应器，在催化剂 的作用下，氨气与烟气中的NOx反应生成氮气和水从而达 到除去氮氧化物的目的。
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辅助设备简介
环保设备
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辅助设备简介
环保设备
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辅助设备简介
– 按蒸汽压力和温度分类：
• 中低压发电厂 (蒸汽压力3.92MPa, 温度450度, 单机功率 < 25 MW) • 高压发电厂 (蒸汽压力9.9MPa, 温度540度, 单机功率 < 100 MW) • 超高压发电厂 (蒸汽压力13.83MPa, 温度540度, 单机功率 < 20 MW) • 亚临界压力发电厂 (蒸汽压力16.77MPa, 温度540度, 单机功率 300 -
脱硝系统
• 在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)是脱硝效 率最高，最为成熟的脱硝技术，目前已成为国内外电站脱 硝广泛应用的主流技术。
图解汽轮发电机组工作原理及结构
2021/5/9
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火力发电厂的几个基本概念
1.饱和水：指在一定条件时，水不能再溶解某种物 质而达到此物质的饱和状态，但此饱和水还可以溶 解其他物质，里面物质的溶解度并不会互相影响。 2.饱和蒸汽：当液体在有限的密闭空间中蒸发时 单 位时间内进入空间的分子数目与返回液体中的分子 数目相等时，则蒸发与凝结处于动平衡状态。 3.过热蒸汽：就是在一定压力下，蒸汽达到饱和温 度，继续吸热，温度超过饱和温度。
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喷嘴
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隔板
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汽轮机喷嘴和喷嘴室
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隔板和下汽缸组装
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轴承（轴瓦）
汽轮机的轴承有径向支持轴承和轴向推 力轴承两种。
1.径向支持承轴：支持转子重量 和离心力。 ( 固定式、自立式 、三油楔式、可倾瓦。） 2.推力承轴： 承担汽轮机转子轴向推力， 保证轴向间隙。
热核反应，相当地球燃烧19000T的标煤，太阳中可燃烧的氢为10分之1，能燃 烧100多亿年。电磁波-粒子流。地球接收的能量只占总能量的20亿分之1。
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4.核能发电：利用铀235的核裂变，产生的 能量，进行发电。
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中国核电站分布图
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原理：1个中子进入铀235原子核以后，原子就变的不稳 定，分裂成2个较小质量的原子核，这就是核裂反应， 产生很大的能量的同时，还会放出2-3个中子和其他射 线，这些中子再次进入铀235原子核，不断重复上述核 裂变反应。
CC50-8.82/0.98/0.118
CB12MW汽轮发电机组整套启动调试方案(第一版).
柳林县森泽煤铝有限责任公司CB12MW汽轮发电机组整套启动调试方案（第1版）编制单位：编写(签名)：年月日审核(签名)：年月日批准(签名)：年月日会审(签名)：年月日目录前言 11 范围 12 编制依据 13 总则 14 分部试运 25 汽轮机整套启动 116 汽轮机停机 217 机组异常(故障)及处理 22前言本方案按照电力部汽轮机启动验收规程之有关规定及制造厂提供的有关技术资料，结合实际编写。
启动试运是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，为此编制此方案，有不妥之处及需要完善的请工程部及相关部门讨论，一经审定既贯彻于启动试运行全过程，作为试运行的指导文件严格遵守执行，以期圆满完成整机试运行任务，使机组能安全，经济，可靠、文明地投入运行形成生产力，发挥其应有的经济效益。
本方案提出了汽轮机及其辅助设备分部试运的要点、系统调试的工作内容和步骤、汽轮机整套启动调试的步骤要领及事故处理的原则，以指导本机组CB15MW汽轮机启动调试工作。
机组的启动试运及其各阶段的交接验收，应在试运指挥部的领导下进行。
整套启动试运阶段的工作，必须由启动验收委员会进行审议、决策。
汽轮机启动调试导则1 范围本方案仅适用本机组CB15MW汽轮机的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。
2 编制依据下列文件中的条款通过标准的引用而成为本方案的条款。
电厂用运行中汽轮机油质量标准 GB/T75《火电施工质量检验及评定标准》（汽轮机篇）。
《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）DL5011-92《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-2002汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T711《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》长江动力集团：CB12-8.83/6.57/0.785使用说明书、调节系统说明书、DEH操作控制说明书、辅机部套说明书。
发电厂蒸汽动力循环示意图
再热压力对循环热效率大
四、再热压力对循环热效率大小的影响小的影响
T
T1
1 1
1
T 1'
T1
4
T 1"
T2
3
5
6
2 2'
2
s
11-3 回热循环
一、回热循环系统示流程图和T-s图
qin Boiler
1
wturb,out T Turbine
6
Pump Open
5 FWH
A
２
Condenser
3
Pump
放热量 q21h2h3
汽轮机作功
1kg
6
Ａ
w T h 1 h A 1 h A h 2 4 5
kg
水泵耗功
(1 ) kg
3
2
w p 1 h 4 h 3 h 6 h 5
循环净功 w 0q1q2w Tw P
s
循环热效率
t
w0 q1
分级(二级)抽汽回热循环系统示意图
1kg
qin Boiler
p02 2 k g
112kg
01
11 kg
02 2
s
第一、二级回热器的能量分析模型
1h01
h 01'
Open
(11)h02'
FWHⅠ
2h02
(11)h02'
Open FWHⅡ
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一、火力发电厂概述.ppt
业主 调试单位
业主 设计院 施工、调试 制造厂 业主 中试所
业主及相关方
业主及相关方
设备供货商
电力设计规划总院
电力设计院
省级电力设计院 其它设计院
业主
华能、大唐、华电 国电、中电投
外资、地方 民间
系统集成商
总包商
设备供货商
BOT
机械进出口总公司
4 工程造价
• 初步可行性研究阶段：其建设费用测算为投资估 算，由于它与可研阶段的名称混淆，也称为初步 估算。它作为一个项目是否继续进行研究的依据 之一，它是论证项目是否初步可行的参考因素之 一，没有约束力。
地方环保局审查 上报环保总局批复
国家发改委 招标公司 设计院
第一批辅机采购 第二批辅机采购
招标公司 招标公司
施工图设计
施工
倒送电 单体调试 锅炉水压试验
设计院
业主 施工单位 设计院 设备制造厂
业主 施工单位
业主 调试单位
分步试运转 锅炉酸洗、冲管
机组并网
机组168 性能试验 竣工验收 申请报奖
业主 调试单位
6.2 锅炉
锅炉设备：
锅炉本体
✓燃烧设备（包括：炉膛、燃烧器、空气预热器、 烟道等）
✓汽水系统（包括：汽包、水冷壁、下降管、联箱、 过热器、再热器、省煤器等）
✓锅炉附件 ✓炉墙及构架 锅炉辅机
✓ 一次风机、送风机、引风机
✓ 除尘器
✓ 制粉系统、磨煤机
锅炉本体
• 汽包： (锅筒)是工质加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽，接
660MW 超临界机组－锅炉 （哈锅）
• 技术来源：三菱公司 • 炉型：单炉膛型 • 燃烧方式： 四角切圆， PM型燃烧器 • 水冷壁型式：内螺纹管的垂直管圈水冷壁，装
12MW汽轮发电机组规格书
12MW凝汽式汽轮发电机组技术规格书目录一、总则二、概述三、技术要求四、汽轮机本体结构设计技术要求五、汽轮机润滑油系统六、热力系统七、汽轮机调节控制及保护系统八、保温及罩壳九、仪表电气控制要求十、热控设备十一、仪表供货范围十二、制造、试验和验收十三、供货范围十四、技术资料十五、发电机一、总则1、本技术协议适用于1×12MW（发电机端最大输出功率为12MW）余热发电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、结构、性能试验等方面的技术要求。
2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。
3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形式提出，与本技术协议具有同等效力。
4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。
5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由合同双方共同商定。
6、卖方须执行本技术协议中所列标准。
有矛盾时，按较高标准执行。
7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有同等效力。
二、概述（一）、工程装设1台额定功率为12MW的凝汽式汽轮发电机组。
（二）、设备运行环境及厂址条件：1、设备安装地点：室内2、室外历年平均气温：27 ℃（三）、设备使用条件1、汽轮机运行方式：定压、滑压运行2、负荷性质：基本负荷3、汽轮机布置：室内双层布置4、汽轮机安装：运转层标高m5、冷却方式：冷却塔开式循环水冷却6、冷却水：循环水7、周波变化范围：48.5～50.5 Hz（四）、主要技术规范（五）、供货范围汽轮机供货范围包括从汽轮机主汽门入口开始，主要包括：主汽门、调节汽门、主蒸汽管道、汽轮机本体（含垫铁等）；冷凝器、排汽接管、射水抽气器、汽封加热器、疏水膨胀箱、汽封蒸汽调节装置、均压箱等；本体范围内的汽封管路、疏水管路及必需附件，润滑油系统（含交直流电动油泵）、调节油系统（含油管路及必需附件），DEH系统、ETS系统、TSI系统、汽轮机本体范围内的就地显示仪表等。
补汽技术在大型汽轮机技术中应用.pptx
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图 2 过载补汽阀在高压缸的接口
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• 主调联合汽阀结构介绍
一般主调情况下，这种结构的主汽阀和调节阀组成联合汽阀，每台机组有 两组这样的阀门，分别位于高压缸的两侧，补汽阀的来汽口接在调节阀的壳体上， 这种主调联合汽阀，不仅结构紧凑，没有主汽阀与调节阀之间的导汽管道，不仅 可以降低昂贵金属的消耗、便于安装，降低机组的造价，而且将主蒸汽的节流损 失降到最小，有利于提高机组运行的经济性。
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VWO2 605.633 24.281
560.8 4.617 314.8 4.321 564.6 0.591 283.0 87.55 92.53 7809.3 7555.4 608.608
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（1）补汽阀开启后，可以提高机组的带负荷能力，使得机组的试验电功率增加， 约6.88%，二类修正后电功率增加，约6.40%；
• 2、补汽阀的特点
• 补汽阀的优点分析
2.1.1 使滑压运行机组在额定流量下，进汽压力达到额定值；
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2.1.2 提高机组运行的经济性：当汽轮机的最大进汽量与THA工况流量之比较大时， 补汽阀 开启，将超出额定流量的部分由这个外置的补汽调节阀提供；此时主调节阀 在额定流 量下就可设计成全开，没有节流损失，从而提高额定负荷及以下所有工况的 效率。可 使机组的热耗率在额定负荷降低12~45kJ/kWh，负荷越低这种收益就越大， 长期运行， 节能效果将非常可观；
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型式抽汽凝汽式汽轮机主汽门前蒸汽压力额定 3.43（+0.2-0.3）MPa（a）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） C最高445 C（可长期连续运行）额定进汽量87t/h最大进汽量 1 27t/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 C抽汽温度范围250〜330C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＞宽滴）mm 6021 x 3590X 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＜3K。
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：型式主汽门前蒸汽压力主汽门前蒸汽温度额定进汽量71t/h 最大进汽量83t/h 额定抽汽量35t/h 最大抽汽量45t/h 额定抽汽压力0.981MPa 抽汽压力范围0.785 额定抽汽温度抽汽温度范围250 四、发电机技术规范（一）发电机参数型号QFW-15-2A 额定功率额定功率因数0.8 额定电压额定转速3000r/min 频率50Hz相数3极数2定子线圈接法Y 效率短路比0.48 抽汽凝汽式汽轮机额定 3.43（+0.2-0.3）MPa（a）最高 3.63MPa（a）（可长期连续运行）额定435（+5-15） C最高445 C（可长期连续运行）（可长期连续运行）（G）〜1.275MPa （G）317.2 C〜330C15MW10.5kV不低于97％顶值电压 1.8 倍额定励磁电压电压响应比 1 倍额定励磁电压／秒允许强励持续时间10 s定、转子线圈绝缘等级／使用等级空冷器进水量100t／h交流无刷励磁机TFLW80-3000A功率80 kW直流输出电压250V直流输出电流320A接法相数3频率150 Hz功率因数0.95每臂XX支路数1个整流方式三相全波整流二极管参数250A／ 1 200V 永磁副励磁机TFY2.85-3000 C 容量 2.85kVA额定电压190V额定电流15A频率400Hz相数单相功率因数0.93.1 干熄焦锅炉技术参数3.1.1 干熄焦锅炉型式：单汽包自然循环型室外式干熄焦锅炉3.1.2 干熄焦锅炉循环系统详见系统图3.1.3锅炉xx烟气量：〜210,000 Nm/h 980 C （最大）〜190,000 Nm/h 960 C （正常）3.1.4锅炉入口烟气温度：900〜980 C333.1.5锅炉出口烟气温度：160〜180C3. 1 .6循环气体成分见下表（供参考）：循环气体成分表2成分％CO0.4H20.2CO214O203N273.4H2O 12锅炉xx 含尘浓度：〜10g/Nm3.1.7 锅炉额定蒸发量：（红焦处理量140t/h ）83t/h（红焦处理量125t/h ）72.5t/h3.1.8 汽包工作压力：5.0MPa（G）3.1 .9主蒸汽压力（二次过热器出口）：4.5 MPa（G）（锅炉出口主蒸汽调节阀后）：4.2 ±0.2 MP（aG）3.1.10过热器出口蒸汽温度：450 士10锅炉出口参数在需方满足前提条件下，达到工况点对应参数锅炉额定蒸发量：（红焦处理量140t/h ）83t/h 正常蒸发量：（红焦处理量125t/h）72.5t/h主蒸汽压力（二次过热器出口）： 4.5MPa（G）（锅炉出口主蒸汽调节阀后）： 4.2士0.2 MP（a G）过热器出口蒸汽温度：450士100 锅炉外表面温度：锅炉设备在正常运行条件下，当环境温度为25C时，锅炉的炉墙外表温度不超过50 C，当环境温度大于25 C时，锅炉的炉墙外表温度不超过环境温度25 C，散热量不超过290W/M。