电厂二期600MW汽轮机热平衡图
600MW机组蒸汽系统
注意事项
– 启动时要充分疏水，以防造成水冲击，甚至 汽轮机水击 – 主蒸汽温度过低时，也要疏水。 – 启动切缸时，注意控制高压缸排气温度，以 防高排逆止门热应力过大，造成管道振动。 – 在事故情况下，机组已跳闸，注意高低旁路 要打开。
机组旁路系统
所谓的旁路系统是指锅炉所产生的蒸汽 部分或全部绕过汽轮机或再热器，通过减温减 压设备（旁路阀）直接排入凝汽器的系统。
位计与水位开关
器超压，装设安全阀。安全
适应性强
阀宜采用全启式弹簧安全阀。
安全阀的数量不应少于二只。 除氧器的设计压力能保证 除氧器运行安全，一般不小 防主机进水 于汽轮机额定负荷工况时回 热抽汽压力的1.25倍
共有三段水位保护
防超压
在指定的压力、流量下运行，
无头除氧器的水箱设 且给水水温应能满足锅炉启
置溢流电动阀 动的要求
完善的水位监测
在无头除氧器的水箱内装
有预暖管，以缩短预暖时间
除氧器管道布置
给水管
液位 开关
液位 变送
放水
备用口
压力表 启动排空气
高加排空气 安全阀 压力测点
液位变送
加药点
再循环管 压力测 点*3
高加疏 水进口
给水入口 液位 开关 VENT
再循环管 蒸汽、蒸汽旁路入口
就地液位计 平衡口(与相 应辅汽管接) 溢流
旁路系统的作用
旁路系统的型式 旁路系统容量的选择 我公司机组采用高、低压二级串联旁路系 统。其中高压旁路容量为40%BMCR，高压旁 路阀数量为1个，低压旁路容量总容量为 52%BMCR，低压旁路阀数量为2个。旁路容 量的仅满足机组启动要求，而不考虑满足机组 甩负荷要求。
旁路系统示意图
600MW机组蒸汽系统解析
启动前的检查
• • • • •
所有的工作票已经终结 各个安全阀、PCV阀、在正确的位置 主再热系统排空气阀门在开的位置 高、低旁路在适当的位置 高、中压缸主汽阀、调阀均在关位
监视与调整
1）在运行中主要监视主再蒸汽的压力、温度、 流量等参数。 2）监视主再热系统的各个阀门应在正确的状 态 3）就地检查主再热系统管道是否振动
旁路系统的作用
旁路系统的型式 旁路系统容量的选择 我公司机组采用高、低压二级串联旁路系 统。其中高压旁路容量为40%BMCR，高压旁 路阀数量为1个，低压旁路容量总容量为 52%BMCR，低压旁路阀数量为2个。旁路容 量的仅满足机组启动要求，而不考虑满足机组 甩负荷要求。
旁路系统示意图
低压旁路 RSV 高压旁路 RPRV HPBV HP R/H HP ATV 锅炉 CRCV 汽轮机 发电机 LPBV IP/LP MSV CV CV IBV
注意事项
– 启动时要充分疏水，以防造成水冲击，甚至 汽轮机水击 – 主蒸汽温度过低时，也要疏水。 – 启动切缸时，注意控制高压缸排气温度，以 防高排逆止门热应力过大，造成管道振动。 – 在事故情况下，机组已跳闸，注意高低旁路 要打开。
机组旁路系统
所谓的旁路系统是指锅炉所产生的蒸汽 部分或全部绕过汽轮机或再热器，通过减温减 压设备（旁路阀）直接排入凝汽器的系统。
主再热蒸汽及旁路系统图
S
至四抽 低旁预暖管
自凝水来 S H
辅汽暖缸用汽
H P I P
高旁预暖管 R H 至小汽机进汽
自给水来
凝 汽 器 A
凝 汽 器 B
系统特点
防汽机进水、 管道水冲击 防浪费材料、 防管道热偏差
防管道超压
管道有布置合理的疏水排放 点及疏水保护，设置有预热 短管及温度测点等 主蒸汽及再热冷热端大口径 管道均采用2－1－2的连接方 式
600MW汽轮机变功率经济性分析
600MW汽轮机变功率经济性分析一、设计题目N600ＭＷ机组凝汽式汽轮机变功率经济性分析二、设计任务1.拟定600MW汽轮机原则性热力系统图。
2. 600MW汽轮机额定功率下回热系统热平衡计算，求出其主要热经济指标；3. 600MW汽轮机变功率（90~50%）下回热系统热平衡计算，求出其主要热经济指标；4. 600MW汽轮机高、低压加热器或凝汽器设计、计算、计算数据总表；5. 高、低压加热器结构工程图（AUTOCAD绘图）；6.用C语言编制加热器热平衡计算程序（清单、结果）。
三、设计成果1. 600MW汽轮机额定功率、变功率下回热系统经济性计算书一份；2. 原则性热力系统图；3. 热力过程曲线；5. 高、低压加热器结构工程图（AUTOCAD绘图）；4. 设计说明书。
四、设计原始资料1. 汽轮机（1）反动式汽轮机（1）反动式汽轮机型式：N600-16.67/537/537-（3）再热蒸汽参数：（4）排汽压力：（5）给水回热抽汽（8段），额定工况时的抽汽参数如表所示：表1 N600-16.67/537/537-机组回热抽汽参数（2）冲动式汽轮机（1）冲动式汽轮机型式：N600-16.67/538/538-（2）蒸汽初参数：（3（4）排汽压力：（5）给水回热抽汽（8段），额定工况时的抽汽参数如表所示：表1 N600-16.67/537/537-机组回热抽汽参数2. 给水泵与凝结水泵（参考）（1）主给水泵进口压力 （2）主给水泵出口压力 （3）主给水泵效率净正吸水头 （4）前置泵进口压力 （5）前置泵进口压力 （6）前置泵效率净正吸水头（7）凝结水泵出口压力3. 锅炉（略）4．给定的原则性热力系统图（图1）（1）反动式600MW汽轮机（2）冲动式汽轮机a)计算工况：额定工况：Pe = 600 MW变功率：90~50% 额定功率6. 计算中选用的数据：（2）选定的各种效率 机组的机、电效率： 高加和除氧器效率： 低加效率：锅炉排污扩容器效率： 锅炉排污扩容器压力： （3）新蒸汽压损 再热蒸汽压损回热抽汽压损（4）补充水入口温度4. （1）设计任务书设计任务书简介；（2）对给定方案的经济性分析，指出给定方案中不足之处，定性分析对热经济性的影响； （4）600MW 机组主要经济指标计算结果的比较：列表标出新蒸汽汽耗量、凝汽量、给水温度、机组热耗率、机组内效率、全厂热耗率、全厂效率、标准煤耗率、节约标准煤量（按6500h/a ）计。
600MW超临界汽轮机设备及运行
F1 o1
G
G
一旦出现扰动，则合力变为F’
其中： F1=G
将F2分解到沿oo1方向及其垂直方向，前者使轴回到原中心 位置，而后者使轴颈绕原中心位置o涡动，经计算其涡动 频率为转速的一半 F’2 F2 o
o1
F”2
当： n=ncr1 时，可能产生油膜振荡
油膜振荡是自激振荡，其特点为：一旦产生，将在很广的 转速范围内继续存在，不能通过提高转速的方法来消除。 防止和消除油膜振荡的方法： 1. 增大比压；
%
汽封系统运行限制 汽封供汽必须具有不小于14℃的过热度。 盘车之前不得投入汽封供汽系统，以免转子弯 曲。 低压缸汽封供汽温度120～180℃，低压汽封温 度控制器整定值为150℃。 为了防止汽封部位由于热应力而造成转子损坏， 机组在启动和停机时，要尽量减小汽封蒸汽和 转子表面间的温差下，由于热应力而使转子开 始产生裂纹的计算循环次数，由下图的曲线确 定。建议转子循环疲劳能力为10000次。
在两轴向定位板连线上，汽缸不允许轴向位移 轴向定位板连线和横向定位板连线的交点，既是低压 缸的膨胀死点
五、滑销系统 保证汽缸能定向自由膨胀，且汽缸中 心与转子中心一致；同时保持通流部分间隙及膨胀量 在正常范围。 胀差：汽缸膨胀与转子膨胀之差
定中心梁
横销
转子死点
LP2
LP1
I
H
推 力 轴 承
纵销
热耗率验收（THA）工况：当机组功率（扣除 静态励磁所消耗的功率）为600MW时，除进 汽量以外，最终给水温度为275℃
热耗率保证
机 组 THA 工 况 的 保 证 热 耗 率 不 高 于 如 下 值 ： 7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏 Wt ( Ht Hf ) Wr ( Hr ) 差值） kJ / kw h 汽轮发电机组热耗率= kWg kWi
国电都匀项目600MW级汽机专业讲义
东汽
哈汽
上汽
机组起吊高度 带横担/不带横担
8.8/10.05 11.47/10.31 10/7
机组长度
27.7×8.1 26.24×11.4 27.7×11.5
汽轮机内效率总/高/中 92.21/86.75/9 91.05/87.41/ 89.8/87.3/93.1/8
/低
2.58/93.11 93.69/91.69 9.4
汽轮机启动方式比较
东汽机组主要采用中压缸启动的能力，也可高中压 缸联合启动。哈汽厂机组可以采用高中压缸联合启 动或高压缸启动方式，比较灵活，汽机旁路推荐采 用30%容量。上汽厂启动方式采用高中压缸联合启 动汽机旁路推荐采用30%容量。
汽轮机启动时间东汽最短，上汽次之，哈汽最长。
东汽机组设置有高压缸预暖系统，而上汽和哈汽机 组没有高压缸预暖系统。
4. 上汽机组中低压连通管为2根，而东汽和哈 汽机组中低压连通管均为1根。
5. 东汽机组滑销系统采用自润滑结构，不需注 入润滑剂（免维护），而上汽和哈汽滑销系 统采用润滑剂润滑。
6.进汽方式有区别。
东汽机组采用一组两进四出式高压主汽阀＋调节阀， 高压主汽调节阀浮动悬吊在汽机基础外运行平台下， 中压联合汽阀单支点弹簧支撑在汽缸下半两侧。而 上汽和哈汽机组均采用2只高压主汽阀、4只高压调 节阀、2只中压主汽阀、4只中压调节阀，分别布置 在汽机基础内高中压缸两侧。相对而言，东汽厂主 汽阀和主汽调节阀的布置方式占地较大，布置比较 复杂，哈汽厂和上汽厂布置相对简单且占地较小
7. 西南院、东汽下一步对汽轮机疏水系统优化 设计，降低投资，减少维护，提高汽机系统 安全性、经济性，作出说明。
东汽和上汽机组推力轴承设置在#2轴承箱， 而哈汽机组推力轴承设置在前轴承箱。
热平衡图
538.0T 882.73G
538.0T 870.02G
0.552P 0.873P 0.08G
DB
7.80G 16.08G
3300.1H 10.080P
1.744P
5.569P
3.588P
8.28G
0.08G
I AD
324.3T 3040.5H 870.02G
F
Y
103.3T 2732.3H 65.45G
168.2T 713.9H 1002.62G
177.6T 752.5H 187.67G
200.2T 861.3H
3.32P 239.6T 5.46P 1038.5H
239.6T
269.5T
271.2T 1187.9H 1002.62G
205.7T 878.3H 147.62G
245.2T 1062.3H 72.22G
3.85P 248.1T 6.40P 1077.9H
248.1T
279.8T
281.4T 1238.1H 1176.00G
212.7T 910.1H 183.69G
253.6T 1103.4H 91.51G
功率 热耗 汽耗
376740.kW 8031.0kJ/kW.h 3.122kg/kW.h
330MW空冷供热机组热平衡图
工况
TRL
哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
2424.6H 703.67G
0.0124P
0.00G
209.7H 50.1T
50.5T 211.4H 839.46G
0.00G
F
0.37G A 0.37G
B
0.62G
C
0.11G
DX
600MW火电机组汽轮机热力系统分析
600MW火电机组汽轮机热力系统分析发布时间：2022-05-07T06:07:55.960Z 来源：《当代电力文化》2022年2期作者：陈望奎[导读] 随着国家和社会对节能减排越来越重视,作为煤炭消费的大户，陈望奎大唐蒲城发电有限责任公司陕西省渭南市 715501摘要：随着国家和社会对节能减排越来越重视,作为煤炭消费的大户，热力发电厂对热效率的要求也越来越高。
本文将从各个系统中机组结构入手对对影响热力系统热效率的因素进行分析研究，并且本文以某600MW亚临界发电机组为算例，采用分析法对其各个系统进行定量计算得到其机组的效率，分析其损失产生的原因并提出减小其损失的方案，从而对其热力系统进行优化。
研究发现锅炉中效率与其热效率有较大差别，汽轮机中低压缸效率远小于其他两缸，而回热系统中末级加热器效率比前几级效率低。
本文分析了热力参数变化以及机组结构对机组热经济性的影响，蒸汽冷却器、回热加热器等机组都为提高机组的热效率做出了贡献。
关键词：效率；热力系统；热效率；能量1.引言对于热电厂中热力系统的分析和优化一直是国内外关注的，用来评价火电机组的能效的评价方法基本可以分为两类，即基于热力学第一定律的热量法和基于热力学第二定律的研究方法。
热力系统的优化的一个最主要的目的是提高热力系统的热经济性，钱磊介绍了包括热平衡法、等效焓降法以及不同计算方式衍生出的循环函数法和矩阵分析法在内的许多热经济型计算方法[1]。
其主要思想为热力学第一定律对大型火电机组建立计算模型后，对典型工况下的各项热经济指标进行了定量计算并对其进行了综合评价及优化[1]。
武国磊分析并借鉴了等效焓降法以及热平衡分析法两种论证技术经济性的方法，得出了分析法，结合了热力学第一及第二定律，既考虑能的多少，同时兼顾了能的质量和品质，从而诊断并分析了600MW火电机组损的主要原因并提出了改进方案[2]。
宋之平教授提出的单耗分析理论主要基于热力学第二定律，展示了燃烧单耗的构成分布及变化的图景。
热力发电厂-2
电煤耗的大小、对电厂经 环参数、不同热力系统连接
济效益起着决定性的作用。 方式的热经济性，在热力设
减少电厂能量转换过程中的 各种能量损失、提高电厂 热经济性具有特别重要的 意义。
备及热力系统的制造、安装、 设计、运行和检修等工作中 采取有效措施，减少燃料消 耗，推进节能工作。
1/18/2020
2
1.1 热力发电厂热经济性的评价方法
Qb BQnet, p
现代大型电站锅炉的效率一般在90％～94％。
1/18/2020
6
1.1 热力发电厂热经济性的评价方法——热量法
（二）管道热损失（ △Qp）与管道效率 （p）
管道热损失：工质通过汽水管道时的散热损失及工质排放和
泄露造成的热损失。
管道效率：汽轮机设备的热耗量与锅炉热负荷之比。
1/18/2020
13
1.1 热力发电厂热经济性的评价方法——热量法
ΔQb 9% ΔQp 0.0637%
ΔQm 0.32334%
ΔQg 0.48016%
Qcp
3600Pe 31.53%
ΔQc 58.60312%
超高压凝汽式发电厂热流简图
1/18/2020
14
1.1 热力发电厂热经济性的评价方法——热量法
31.53
31.53
1/18/2020
22
1.1 热力发电厂热经济性的评价方法
热量法和㶲方法的比较
热量法
㶲方法
能量损失以散失到环境 为准，不区分能量品位 的高低，凝汽器中的热 损失最大； 锅炉的热损失很小； 只表明能量转换的结果， 不揭示能量损失的根本 原因
由于燃烧、传热的严重 不可逆性，锅炉可用能 损失却占供入可用能最 大一部分； 凝汽器中㶲损失很小； 揭示能量损失的部位、 数量及其损失的原因
600WM汽轮机本体演示
发电运行部培训教材
3.转子及叶片
•
轴系临界转速值：
–高中压一阶/二阶1690/>4000 r/min、低压A一阶
1724/>4000 r/min、低压B一阶1743/>4000 r/min。
• 采用转子接地装置和汽缸接地装置，防止发电机产生 的轴电流、轴电压对汽轮机轴的损伤。
华润电力（常熟）有限公司
China Resources Power (Changshu) Co.Ltd.
发电运行部培训教材
1.汽缸
• 在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀（即大 气阀），爆破压力值为34.3 kPa（g）。
• 低压缸与凝汽器采用不锈钢弹性膨胀节连接，凝汽 器与基础采用刚性支撑的方式。
• 机组运行方式：
– 定一滑一定方式运行
• 机组布置方式： –室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向 锅炉房看，机头在左侧），机头朝向固定 端。
华润电力（常熟）有限公司
China Resources Power (Changshu) Co.Ltd.
发电运行部培训教材
1.主设备使用条件
•机组运转层标高13.7m
华润电力（常熟）有限公司
China Resources Power (Changshu) Co.Ltd.
发电运行部培训教材
7.汽机运行
• • • 变压运行负荷范围30%～90% 定压、变压负荷变化率3～5 %/min 轴颈振动两个方向最大值0.05 mm
•
•
临界转速时轴振动最大值0.15 mm
最高允许背压值<0.0253 MPa（a）
600MW汽轮发电机组的振动特性和现场平衡
两端轴颈振动 主要取决于本转子的平 衡状 态。某轴颈离该转子愈远 ,受到该转子平衡状 态的影响愈小。 而且这种相互影响还可由轴 系的动力学计算来进行考虑。
图 3 600M W 机组不平衡响应曲线 HP— — 高压转子 IP— — 中压转子 LP— — 低压转子
G E— — 发电机 EX— — 励磁机 V— — 振幅 A— — 相位
机中压前猫爪抬高等非正常因素之后 ,就得 机组并网时各轴颈振动数值列于表 9。
到了进行现场平衡所需要的初始振动 ,如表
表 7
中压前标高缺陷消除后 3000r / mi n时各轴颈振动值 (绝对值 ) 单位: μm
轴颈号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
通频振动 58. 9 80. 6 40. 3 23. 2 31. 3 86. 7 71. 3 83. 8 112. 4 87. 2 -
组参数提高、容量增大而产生的新的问题及 计算机及计算技术的发展 ,促使转子动力学 研究向更深一步发展。 目前的轴系设计不仅 要考虑轴系临界转速的位置 ,还要考虑转子 的不平衡响应计算、转子的灵敏度、轴系稳定 性、轴系扭振特性等。 仅就横向振动而言 ,转 子不平衡响应特性与临界转速的位置的确定 相比能更好地说明汽轮发电机组轴系振动特 性 [1 ]。 图 1所示为 600MW 汽轮发电机组轴 系简图 ,表 1～ 3分别列出了机组轴系临界转 速、轴系稳定性和不平衡响应计算结果。计算 证明 ,该轴系符合有关设计规范 ,轴系振动特 性良好可保证机组安全、可靠、稳定地运行。
序 号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
哈锅600MW锅炉系统图
600MW超超临界机组
锅炉系统图册
华能营口电厂（二期）
目录
01 锅炉主、再热系统16 一次风机润滑油系统
02 主、再热系统流程图17 锅炉空预器油循环系统
03 汽水系统流程（带热工表计）（哈锅提供）18 锅炉火检系统
04 再热器系统流程（带热工仪表）（哈锅提供）19 暖风器疏水系统
05 锅炉启动系统20 锅炉蒸汽吹灰系统
06 锅炉制粉系统21 锅炉脉冲吹灰系统
07 燃烧器立面图22 锅炉炉管泄漏系统
08 锅炉烟气系统23 除渣及石子煤系统
09 锅炉风系统24 除灰系统一
10 锅炉燃油系统25 除灰系统二
11 锅炉再循环泵系统26 除灰系统三
12 锅炉疏水、放水系统27 锅炉侧闭式循环冷却水系统
13 磨煤机润滑油系统28 二期锅炉图例符号
14 送风机润滑油系统29 除灰系统图例符号
15 引风机润滑油系统。