某600MW汽机介绍(含抽汽参数)
(整理)600MW超临界火电机组
600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
国产典型超临界600MW汽轮机技术规范及结构简介
2010 年 9 月
主要内容： 主要内容：
600MW汽轮机概述 超临界600MW汽轮机技术规范 超临界600MW汽轮机结构特点
一、600MW汽轮机概述 600MW汽轮机概述
亚临界600MW机组 N600-16.7/537/537
三、超临界600MW汽轮机结构特点 超临界600MW汽轮机结构特点 600MW
CLN600-24.2/566/566
超临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机 单 轴： 高中、低压转子是无中心孔合金钢整锻转子 三 缸： 高中压合缸、双层缸、分流布置 四排汽： 两个低压缸、三层缸、双分流结构
三、超临界600MW汽轮机结构特点 超临界60 再热蒸汽压力 给水温度（TRL） Mpa ℃ 4.08 280 7530 3.35 I+9 mm 1000 东汽 4.289 287 7570 1.5 I+7 1016 I+11 1050 上汽 3.99 274 7558
热耗率（THA） kJ/kWh 盘车速度 高压部分级数 末级动叶片长度 r/min
图一 哈汽超临界600MW汽轮机纵剖面
三、超临界600MW汽轮机结构特点 超临界600MW汽轮机结构特点 600MW
图二 哈汽超临界600MW汽轮机外形图
三、超临界600MW汽轮机结构特点 超临界600MW汽轮机结构特点 600MW
各厂机型 主要结构区别 ：
哈汽 技术型式 低压导汽管个数 中心距平台标高 高压转子级数 中压转子级数 末级动叶片长度 支承轴承型式 反动式 1 1070mm I+9 6 1000mm 可倾瓦 东汽 冲动式 1 760 mm I+7 6 1016 mm 可倾+椭圆瓦 I+11 7 1050 mm 可倾瓦 上汽 反动式 2
600MW级超临界直接空冷凝汽式汽轮机概述
600MW级超临界直接空冷凝汽式汽轮机概述1.1概述二期工程2×600MW级超临界直接空冷凝汽式汽轮发电机组，汽轮机设备为东方汽轮机有限公司生产超临界空冷汽轮机，型号为：TC4F-26(24.2MPa/566℃/566℃)，型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机；该机组额定出力637MW；最大连续出力为662MW，汽轮机采用复合变压运行方式；具有七级非调整回热抽汽。
给水系统采用2×50%汽动给水泵，不设备用泵，由于主汽轮机采用直接空冷汽轮机，其背压变化幅度较大，给水泵驱动汽轮机排汽不宜排入主汽轮机的空冷器中，每台给水泵汽轮机各自配置一台水冷凝汽器，给水泵驱动汽轮机排汽凝结水直接排入主汽轮机的排汽装置中，给水泵汽轮机本体疏水排入给水泵汽轮机凝汽系统中。
由于二期汽轮机乏汽采用空冷冷却系统，节省了一期湿冷系统的风吹、蒸发、排污等水量损失，年平均节约水量约1904m3/h。
其用水量比一期湿冷系统节水70％。
投资上与混凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资35.7％；与表凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资40.2％。
王曲电厂超临界机组与我厂一期亚临界机组相比汽轮机组热耗将低约4.5%。
超临界机组是指锅炉的新蒸汽的压力大于临界压力（22.115MPa）小于25MPa的锅炉和汽轮机发电机组。
在超临界和超超临界状态，水由液态直接成为汽态（由湿蒸汽直接成为过热蒸汽或饱和蒸汽），热效率高。
因此，超临界，超超临界发电机组已经成为国外，尤其是发达国家主力机组。
由于机组效率提高，污染物的排放也相应减少，经济效益十分明显。
超临界机组是火电机组大家族中的“节能减排新星”。
超临界机组和亚临界机组特点比较它具有如下特点：(1) 热效率高、热耗低。
可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。
(2) 超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。
600MW机组汽机专业介绍
FA1D56A
机械 密封 660 97
1490
电 筒 式 多 级 HTP200-330 机 械 620 323 6123
泵 离心泵
密封
5
汽 单 级 双 吸 HZB253-640 机 械
前 离心泵
密封 107 140 1490
泵
4
汽 筒 式 多 级 HTP300-
泵 离心泵
340
机 械 103 317 5709
船用 移动式 核电汽轮机
低压转子
套装转子
整锻转子 焊接转子
整锻-套装转子
低压转子
高中压转子
叶根
轴瓦
汽轮机辅助系统
一、润滑油/顶轴油系统
二、密封油系统
三、凝结水系统
凝泵
四、给水系统
给水泵规范
型式
型号
密封 流 扬 转速 形式 量 程
电 单级双吸 前 离心泵 泵
功率
MW
主蒸汽压力
MPa
主蒸汽温度
℃
再热汽温度
℃
1050 27 600 610
低缸排气压力 低缸末级叶片
热耗
KPa mm Kj/kwh
5.2 1147 7278
超临界超超临界机组的热效率
机组类型
蒸汽参数
再热 给水温度 热效率
亚临界
17MPa/540/540
1
275℃
35%
超临界
25MPa/560/560
汽轮机及辅助系统
（汽机专业）
火电厂典型热力系统
蒸汽热能→机械能→电能
第一章 汽轮机概述
汽轮机本体
汽轮机是以蒸汽为工质的旋转机械，用以实现 能量的转换和转移，主要用作发电原动机，也可直 接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶等
东汽(日立)1000MW、600MW等级汽轮机
东汽(日立)1000MW、600MW等级汽轮机东汽(日立)1000MW、600MW等级汽轮机一、引言本文档旨在对东汽(日立)1000MW、600MW等级汽轮机进行详细的介绍和说明，主要包括技术参数、结构设计、系统配置、运行维护等方面内容。
二、技术参数1：发电机额定功率：1000MW、600MW2：蒸汽参数：- 进汽压力： MPa- 进汽温度：℃- 出汽压力： MPa- 出汽温度：℃3：热耗率： kJ/kWh4：高效率区域：-%5：排放标准：符合国家相关标准三、结构设计1：制动系统：- 轴式：水平型- 制动方法：水碟制动器- 制动直径： mm2：变速系统：- 变速箱类型：机械式变速箱- 变速范围：- RPM3：密封系统：- 主汽缸密封：活塞环式密封- 高温蒸汽密封：无泄漏式密封4：自动控制系统：- 控制方式：PLC控制- 控制精度：%5：其他结构设计细节详见附件一。
四、系统配置1：蒸汽系统：- 进汽系统：包括煤磨机、风机、锅炉等- 出汽系统：包括汽轮机、减温器、冷凝器等 2：油系统：- 润滑系统：包括主轴承润滑、齿轮润滑等 - 供油系统：包括油箱、油泵等3：冷却系统：- 制冷水系统：包括冷却塔、水泵等- 冷凝水系统：包括冷凝水泵、冷却器等4：其他系统配置细节详见附件二。
五、运行维护1：运行参数设定：- 负荷范围：- MW- 运行压力： MPa- 运行温度：℃2：日常维护：- 润滑油更换周期：小时/次- 冷却水清洗周期：天/次3：故障排除：- 常见故障类型及处理方法详见附件三。
六、附件本文档涉及附件：1：结构设计详图2：系统配置图3：故障排除手册七、法律名词及注释- 发电量：指发电机产生的电力量，通常以千瓦时(kWh)为单位。
- 蒸汽参数：指蒸汽的压力和温度，通常以兆帕(MPa)和摄氏度(℃)为单位。
- 热耗率：指单位发电量所消耗的热能，通常以千焦耳/千瓦时(kJ/kWh)为单位。
600MW汽轮机说明书
N600-16.7/538/538型600MW中间再热空冷凝汽式汽轮机说明书概 述 及 运 行 说 明（供参考）产品编号：C157目 录1 主要技术规范2 汽轮机纵剖面图3 概述4 汽轮机控制整定值5 汽轮机运行5.1 引言5.2 监测仪表5.2.1 汽缸膨胀5.2.2 转子位置5.2.3 差胀5.2.4 转子偏心5.2.5 振动5.2.6 零转速5.2.7 转速5.3 测定蒸汽及金属温度的热电偶5.4 调节级叶片的运行建议5.4.1 引言5.4.2 运行建议5.4.3 汽轮机阀门控制方式的变换5.5 蒸汽参数的允许变化范围5.5.1 进出压力5.5.2 再热压力5.5.3 进口温度5.5.4 再热温度5.5.5 高——中压合缸5.6 汽轮机蒸汽品质5.7 运行限制及注意事项5.7.1 一般注意事项5.7.2 汽轮机的偏周波运行5.7.3 汽封用蒸汽5.7.4 低压排汽及排汽缸喷水装置5.7.5 进水5.7.6 疏水阀5.7.7 监测仪表5.7.8 轴承及油系统5.7.9 备用电源5.7.10 其它5.8 汽轮机进水5.8.1 运行5.8.2 维护5.9 起动和负荷变化的建议5.9.1 目的5.9.2 汽轮机转子的热应力5.9.3 汽轮机起动程序5.9.4 负荷变化建议5.9.5 转子疲劳寿命损耗的确定5.10 调节阀的管理（节流——喷嘴）5.10.1 冲转与最小负荷5.10.2 负荷变化5.10.3 停机5.10.4 调节方式的转换5.11 初步检查运行5.11.1 检查步骤5.11.2 预防措施及规则5.12 进汽前的起动程序5.13 不带旁路的汽轮机启动（高压缸启动）5.13.1 冷态起动——用蒸汽冲转5.13.2 热态起动——用蒸汽冲转5.14 带旁路的汽轮机启动（高、中压缸联合启动）5.14.1 盘车（启动前的要求）5.14.2 启动冲转前（汽机已挂闸）5.14.3 冲转5.14.4 负荷变化（低参数时）5.14.5 负荷变化（滑压时）5.14.6 负荷变化（额定压力）5.14.7 甩负荷5.15 带旁路的中压缸启动5.16 负荷变化5.17 停机程序5.17.1 正常停机5.17.2 应急停机5.18 在停机期间的盘车运行5.19 给水加热器运行5.19.1 投用5.19.2 解列5.19.3 应急运行5.19.4 多级加热器5.20 定期的性能试验5.20.1 每周一次的试验5.20.2 每月一次的试验5.20.3 每半年一次的试验5.21 ATC模式运行注意事项5.22 遥控自动运行模式5.22.1 自动同步器5.22.2 遥控5.22.3 汽轮机自动控制（ATC）5.23 汽轮机手动操作运行模式6 运行曲线及图表6.1 汽轮机暖机转速的建议6.2 冷态起动暖机规程6.3 热态起动的建议——冲转和带最低负荷6.4 起动蒸汽参数6.5 空负荷和低负荷运行导则6.6 负荷变化的建议（定压运行）6.7 负荷变化的建议（变压运行）6.8 停机曲线实例6.9 不同增减负荷率的循环指数6.10 汽封蒸汽温度的建议6.11 典型高压汽轮机的冷却时间6.12 汽轮机偏周波运行6.13 限制值、预防措施和试验6.14 叶片背压负荷限制曲线1 主要技术规范产品编号：C157额定功率 MW 600额定汽压 MPa 16.7额定汽温 °C 537(538)再热汽温 °C 537(538)工作转速 r/min 3000回热级数 三高、三低、一除氧 低压末级叶片高度 mm 6652 汽轮机纵剖面图3 概 述本装置是单轴、三缸四排汽、中间再热、空冷、凝汽式汽轮机，具有运行效率高和可靠性大的特点。
(完整版)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
600MW超临界空冷汽轮机简介
4、空冷岛
直接空冷系统特点： 汽轮机背压变幅大。 真空系统庞大， 耗能大，风机，直接空冷系统自耗电占机组发电 容量的1.5%左右 容量的1.5%左右 电厂整体占地面积小 冬季防冻措施灵活可靠：改变风机转速、停运风 机或使其反转、停运部分分支。 凝结水溶氧高，真空系统庞大，负压漏真空；背 压高，易出现凝结水过冷度，进一步加大溶氧。
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 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 再循环管 蒸汽、 蒸汽、蒸汽旁路入口
就地液位计 平衡口( 平衡口(与相 应辅汽管接) 应辅汽管接) 溢流
二、直接空冷汽轮机的特点
1、设计背压高 2、排汽参数（压力、温度）变化幅度大 3、低压落地轴承 4、喷水装置 5、排汽装置
二、直接空冷汽轮机的特点
1、设计背压高 直接空冷汽轮机低压缸排汽参数高，且变 化幅度大。在相同的气象条件下，空冷汽 轮机的设计背压远大于湿冷汽轮机，一般 湿冷汽轮机背压在0.0049MPa，在相同的环 湿冷汽轮机背压在0.0049MPa，在相同的环 境温度下，直接空冷汽轮机的设计背压在 0.01－ 0.01－0.0269 MPa。 MPa。
5、润滑油系统
润滑油系统采用主油泵－油涡轮升压泵供 油方式。 主油泵为单级双吸离心泵，由汽轮机主轴 直接驱动，其出口压力油驱动油涡轮投入 工作。 辅助油泵供润滑用油，启动油泵供主油泵 入口。 两台冷油器为不锈钢式板式换热器。
6、小机
给水泵汽轮机与汽动给水泵同轴安装于汽 机房运转层（13.7m），给水泵汽轮机水冷 机房运转层（13.7m），给水泵汽轮机水冷 凝汽器布置在给水泵汽轮机下面的6.9m层上。 凝汽器布置在给水泵汽轮机下面的6.9m层上。 给水泵汽轮机排汽口垂直向下，每台小汽 轮机配1 轮机配1台水冷凝汽器，凝结水经给水泵汽 轮机凝结水泵升压后打入主机排汽装置中， 小机疏水排入主机排汽装置上设置的疏水 扩容器中。湿冷凝汽器方案配有一套胶球 清洗装置。
600MW超临界汽轮机介绍
600MW超临界汽轮机介绍（600-24.2/566/566型）哈尔滨汽轮机厂有限责任公司2008.10目录1 概述 (1)2哈汽公司超临界汽轮机业绩 (3)3 汽轮机主要结构 (6)3.1 叶片 (6)3.2 转子 (7)3.3 汽缸 (7)3.4 轴承 (9)3.5 大气阀 (10)3.6 阀门 (11)3.6.1 主汽阀 (11)3.6.2 调节阀 (11)3.6.3 再热主汽阀 (12)3.6.4 再热调节阀 (13)3.7 盘车装置 (13)4 防固粒腐蚀措施 (13)5 预防蒸汽激振力措施 (14)6 三缸四排汽超超临界汽轮机主要设计特点 (14)7 主要技术规范 (15)8.主要工况热平衡图 (16)9 机组运行情况 (23)9.1性能试验情况 (23)1 概述哈汽公司600MW超临界汽轮机为单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、凝汽式机组。
高中压汽轮机采用合缸结构，低压积木块采用哈汽成熟的600MW超临界机组积木块。
应用哈汽公司引进三菱技术制造的1029mm末级叶片。
机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。
机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。
机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。
阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大的降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。
主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。
这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。
调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。
来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后通入四个喷嘴室。
导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。
进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，做功后温度明显下降，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半上的排汽口排入再热器。
某600MW汽机介绍(含抽汽参数)
某600MW汽机介绍（含抽汽参数）第一章汽机概述汽轮机为上海汽轮机厂生产的2 台N600-16.7/538/538 型600MW 机组。
最大连续出力可达648.624MW。
这是上海汽轮机厂在引进美国西屋电气公司技术的基础上，对通流部分作了设计改进后的新型机组，它采用积木块式的设计。
形式为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽凝汽式汽轮机。
具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH）系统。
机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动。
N600 汽轮机通流级数为58级。
（1+11，2X9，2X2X7）第一节汽机系统设备简介汽轮机有一个单流的高压缸、一个双流的中压缸和两个双流的低压缸组成；总通流级数为58级。
高中压汽缸为双层缸结构，低压汽缸为三层缸结构，能够节省优质钢材，缩短启动时间。
汽机各转子均为无中心孔转子，采用刚性联接，，提高了转子的寿命及启动速度。
汽轮机设有一个推力轴承和八个径向轴承。
推力轴承为单独的滑动式自位推力轴承。
高、中压转子的径向轴承采用四瓦块的可倾瓦轴承，自位性能好。
#1 低压转子的前轴承采用两瓦块可倾瓦轴承，这种轴承不仅有良好的自位性能，而且能承受较大的载荷，运行稳定。
低压转子的另外三个轴承为圆筒轴承，能承受更大的负荷。
主机的润滑油管路采用套装式设计，可有效地防止因高压油泄漏导致的火灾事故发生。
该汽轮机采用八级抽汽，分别用于4 台低加、1 台除氧器、3 台高加及小汽机、热网等的加热汽源。
N600-16.7/538/538汽轮机采用一次中间再热，其优点是提高机组的热效率，在同样的初参数条件下，再热机组一般比非再热机组的热效率提高4%左右，而且由于末级蒸汽湿度较非再热机组大大降低，因此，对防止汽轮机组低压末级叶片水蚀特别有利。
但是中间再热式机组的热力系统比较复杂。
每台机组的给水系统配备沈阳水泵厂生产的2 台50%容量的汽动给水泵组和1 台30%容量的电动调速给水泵组。
600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW 超临界机组 DEH 系统说明书1汽轮机概述超临界 600/660MW 中间再热凝汽式汽轮机主要技术标准机组型号单位N600-24.2/566/566 N600-24.2/538/566 N660-24.2/566/566 额定功率MW 600 600 660MW 648 648 711最大连续功率MPa(a) 24.2 24.2 24.2额定进汽压力℃566 538 566额定进汽温度℃566 566 566再热进汽温度工作转速r/min 3000 3000 3000额定背压Pa(a) 4.9 4.9 4.9留意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以工程的热平衡图为准。
由于锅炉承受直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必需保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必需翻开凹凸压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与把握，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求凹凸旁路关闭，再热调整阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在 3000 r/min 时只有 3-5% 的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调整阀必需参与把握，以便开启凹凸压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求承受高中压联合启动〔即bypass on〕的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调整汽阀及再热调整阀分别把握高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而把握机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量安排。
启动过程如下：2.1盘车〔启动前的要求〕2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有 56℃以上的过热度。
2.1.2高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机承受热态启动模式，小于 204℃时，汽轮机承受冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
东汽600MW超临界汽轮机结构介绍
东汽600MW超临界汽轮机介绍第一节东汽600MW超临界汽轮机技术特点及性能规范东方汽轮机厂（以下简称东汽）与日立公司具有相同的设计技术体系，即采用美国GE 公司的冲动式技术。
东汽N600—24.2／566／566型超临界汽轮机采用日立公司所具有的当代国际上最先进的通流优化技术及汽缸优化技术，使机组经济性、可靠性得到进一步提高。
一、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的设计思想东汽的600MW汽轮机有亚临界参数和超临界参数两种，与亚临界600MW机组相比，由于高压及中压部分进汽压力、温度的升高，在材料、结构及冷却上均采取了相应措施，如高温动叶材料采用了CrMoVNb；高压部分汽缸采用CrMoV钢，该材料具有优良的高温性能。
结构上，该汽轮机保证内缸的最大工作压力为喷嘴后的压力与高排压差，外缸最大工作压力为高排压力与大气压之差，可有效的降低汽缸的工作压力，同时进汽口及遮热环的布置保证汽缸有一个合理的温度梯度，以控制它的温度应力，保证寿命损耗在要求的范围内。
中压部分除中间汽封漏汽冷却高中压转子中间汽封段以外，还从高压第3级后引汽冷却中压第1级叶轮轮面及轮缘，大大提高了中压第1级的可靠性；阀门采用经过实验研究及实际验证的高效低损、低噪声高稳定性的阀座和阀碟型线及合理的卸载防漏结构。
该汽轮机广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计技术，高中压静叶型线采用高效的后加载层流叶型（SCH），动叶采用型损、攻角损失更小的高负荷叶型（HV），低压静叶采用高负荷静叶型线（CUC），低压动叶采用成熟的40"低压积木块。
在采用以上通流核心技术的同时，对焓降、动静叶匹配进行优化，在高压缸部分级采用分流叶栅，叶顶采用多齿汽封，对连通管以及高中低排汽涡壳根据实验以及流体计算结果进行优化设计。
该机组为冲动式汽轮机，冲动式机组的转子由于采用轮盘式结构，启动过程中转子的热应力相对较小，同时高中压合缸使得汽缸及转子温度基本上同步升高，保证了机组的顺利膨胀，为启动的灵活性奠定了基础。
600MW超临界汽轮机介绍
600MW超临界汽轮机介绍超临界汽轮机（Ultra-supercritical Steam Turbine），简称USC汽轮机，是一种具有超临界参数的蒸汽动力装置。
它是目前世界上最先进的高效能蒸汽动力设备之一，具有高温、高压、高效等特点。
本文将详细介绍600MW超临界汽轮机。
超临界汽轮机属于燃煤电站的主要核心装备，是实现大规模电力生产的关键设备之一、它采用超临界蒸汽参数（温度＞540℃、压力＞25MPa）工作，能够提高电站的热效率，减少燃煤排放，降低能源消耗。
600MW超临界汽轮机由锅炉、汽轮机和发电机等组成。
首先，锅炉接收燃料（如煤炭或天然气），经过燃烧产生的热能使水蒸气产生，并达到超临界状态。
然后，高温、高压的超临界蒸汽驱动汽轮机运转。
汽轮机内部由一系列叶轮机组组成，当蒸汽经过叶轮机组时，通过蒸汽的压力驱动叶轮高速转动。
最后，旋转的轴将运动能转化为电能，由发电机产生电力输出。
首先，高温、高压工作状态使得蒸汽具有更高的能量密度，能够更充分地释放热能，从而提高了发电效率。
相对于低参数汽轮机，600MW超临界汽轮机的热效率提高了5-7个百分点，能源利用率大大提高。
其次，超临界汽轮机具有更好的负荷调节性能。
由于采用了大容量的蒸汽容器和高效的阀门控制系统，使得汽轮机能够更快速地响应负荷变化，具有更好的负荷调节性能。
再次，超临界汽轮机采用了先进的材料和控制系统，使得其可靠性和安全性得到了大大的提高。
相对于低参数汽轮机，600MW超临界汽轮机的煤耗减少了约10％，因此降低了二氧化碳等温室气体的排放量。
最后，超临界汽轮机还具有较小的设备尺寸和占地面积。
相对于低参数汽轮机，600MW超临界汽轮机的装机容量相同的情况下，锅炉体积和重量减少了约30％，占地面积减少了约25％。
总之，600MW超临界汽轮机作为一种高效能蒸汽动力装置，具有高温、高压、高效和环保等诸多优点。
它在现代电力工业中发挥着重要作用，为提高电力生产效率，降低燃煤排放，减少能源消耗做出了重要贡献。
600MW超(超)临界汽轮机概述
600MW超（超）临界汽轮机汽缸
主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统均采用“2－1－2” 的布置方式。主蒸汽从下
部进入汽轮机前悬吊安装 的2个高压主汽阀、调节阀， 经由上、下各1根导汽管切 向进入高压缸。
600MW超（超）临界汽轮机转子
汽轮机转子由四根转子组 成，每根转子支承在各自 的两个轴承上。四根转子 之间均由刚性联轴器连接。 转子由推力轴承轴向定位， 推力轴承采用倾斜平面式 双推力盘结构。
600MW超（超）临界汽轮机启动
汽轮机采用中压缸启动方 式和高中压缸联合启动方 式，配置40％BMCR的高压 旁路和2×20％BMCR的低 压旁路系统。
你学会了吗？
600MW超（超）临界
汽轮机 概述
600MW超（超）临界汽轮机概述
汽轮机：高效超超临界、一次中间再 热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝 汽式汽轮机。机组采用复合调节运行 方式，设有九级非调整回热抽汽。主 蒸汽经汽轮机两个主汽门后进入到两 个高压调节汽门，经过导汽管进入汽 轮机高压缸膨胀做功。高压缸排汽经 再热器再热后通过两个中压调节汽门 和两个中压主汽门到中压缸膨胀做功。 中压缸做功后的蒸汽，通过中压缸向 上排汽口的中低压连通管流入两个低 压缸，做功后的乏汽排入凝汽器。
600MW发电厂热力系统讲义(汽机)详解
600MW发电厂热力系统第一章 600MW机组热力系统总的介绍第一节概述火力发电厂的生产过程，从能量的观点看，就是能量的转化和转移的过程，即：燃料化学能→热能→机械能→电能，以下重点从能量的角度介绍一下火力发电厂的生产过程。
煤场的煤经碎煤机处理后由皮带输送至煤仓间原煤斗，在磨煤机的研磨作用下变成煤粉，被一次风携带至锅炉各层燃烧器，喷入炉膛，二次风则提供燃烧所必须的氧气，组织良好的燃烧，产生高温烟气。
这一过程是燃料的化学能转化为热能的过程。
锅炉内的工质吸收燃料燃烧所释放的热能，在锅炉受热面中不断被加热，从不饱和水变为高温过热蒸汽。
这一过程是能量的转移过程，即炉内的热能由辐射，对流等形式传给炉内的工质。
具有一定能量的过热蒸汽进入汽机高缸，对高缸转子做功使之转动。
这一过程是能量的转化过程，蒸汽的热能转化为转子的机械能。
高缸的排汽（冷再）进入锅炉的再热器，吸收烟气热量之后引入汽机中，低压缸做功，完成能量由化学能向中，低压转子机械能转化的过程。
具有一定动能的汽机转子带动发电机转子，产生旋转磁场，最终以电流形式由定子线圈输出，经主变送往线路。
这一过程完成机械能向电能的转化。
在上述的能量转化过程中，存在各种能量损失，有锅炉损失，管道损失，冷源损失，汽机损失，机械损失和发电机损失。
在以上损失中，各项所占比例不相同，冷源损失最大，相对应的循环热效率也最低，只有40%多，因此全厂的总效率也只有30%多。
但是从运行的角度可以通过采取各种方法，减小各项损失，达到机组优化运行，降低供电煤耗率的目的。
以下，对工质在热力系统中的循环过程作一简单介绍。
低压缸排汽被循环水冷却后，凝结成水，汇集至热井，经过凝泵升压，进入除盐装置，除去凝水中的盐份。
除盐装置出口至轴封加热器，利用轴封汽回汽对凝水加热，再到除氧器水位调节站，控制除氧器水位的稳定。
再依次经过#8，#7，#6，#5低加，对凝水加热，之后进入除氧器。
除氧器也是一加热器，一是对凝水加热，二是除去水中的溶氧，防止设备的腐蚀。
东汽厂600MW汽轮机概述及本体结构
型式
制造厂 额定功率 额定转速 转向 主蒸汽压力/温度（ 主汽阀前）
配汽方式
再热蒸汽压力/温度 （中联阀前）
主蒸汽流量 最大蒸汽流量
600MW超临界机组汽机系统概述
各种工况下运行参数
运行工况 单位 TRL 工况 600 24.2 TMCR工况 631.6 24.2 THA工况 600 24.2 VWO工况 658.2 24.2
锅高压缸 炉
中压缸 给煤机
#8B低加 #7B低加 凝汽器 井 轴封加热器
#8A低加 磨煤机 #7A低加
#6低加热 凝结水泵
一次风机
#1高加
给水泵 #2高加 #3高加
#5低加
ห้องสมุดไป่ตู้AGC CCS TF 除氧器 B F
二、600MW超临界机组汽机系统概述
主、再蒸汽系统 轴封系统
汽 机 系 统 构 成
抽气回热系统
2012年新进大学生讲课
600MW超临界汽轮机 概述及其本体结构
主讲人：朱小强
二零一二年七月
第一讲：汽轮机概述及本体结构 主要内容：
●火力发电厂主要设备及流程 ●汽机系统概述 ●汽轮机本体结构 ●主机盘车装置
一、火电厂主要设备及系统流程 过热器 低压缸发电机 主变 高温再热器
引风机 低温再热器 送风机 空预器
功率
主蒸汽压力 主蒸汽温度
MW
MPa(a)
566 566 566 566 ℃ 汽轮发电机组能在调阀全开（VWO），其它
条件同T-MCR工况，汽轮机进汽量保证不小 1811.6 1811.6 1705.2 1902.2 主蒸汽流量 发电机输出功率600MW(已扣除励磁系 t/h 汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安 汽轮发电机组能在下列条件下，在保证寿命期内任何时间都 于1.05倍铭牌工况进汽量，此工况称为VWO 全连续运行，此工况下发电机输出的功率（发电机采用静态励磁， 4.202 4.169 3.976 4.392 再热蒸汽压力 统所消耗的功率)，除进汽量以外其他条 MPa(a) 能安全连续输出铭牌功率600MW（发电机采用静态励磁，此 工况，体数值为657.8MW 此功率扣除所消耗的功率），称为最大连续功率（T－MCR），具 功率扣除所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL）， 566 566 566 再热蒸汽温度 件同T-MCR工况时，此工况称为机组的566 ℃ 体数值为631.6 MW。 热耗率保证(THA)工况 此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此为出力保证值的验收 1476.4 1485.4 1403.8 1554.4 再热蒸汽流量 t/h 1、额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。 工况: 11.8 5.5 5.5 排汽压力 kPa(a) 2、汽轮机低压缸排汽平均背压为5.5kPa（a），（循环水温度为 1、额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。5.5 23℃）。 1035.7 1037.1 98.63 1079.1 排汽流量 t/h 2、汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8kPa（a），（循环水温度 为34℃）。 3、补给水量为0％。 3 0 0 0 补给水率 % 4、所规定的最终给水温度。 3、补给水量为3％。 286 286.3 282.2 289.5 给水温度 ℃ 5、全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。 4、所规定的最终给水温度。 7817 7520 7537 7510 热耗值 kJ/kW· h 6、汽动给水泵满足额定给水参数。 5、全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。 7、发电机效率98.95％，额定功率因数0.90(滞后)，额定氢压，额 3.019 2.867 2.842 2.89 汽耗值 kg/kW· h 6、汽动给水泵满足额定给水参数。 定电压，额定频率。 7、发电机效率98.95％，额定功率因数0.90(滞后)，额定氢压,额
上海电气600MW汽轮机组介绍 2015.6
上海电气600MW汽轮机组介绍 2015.6 上海电气600MW汽轮机组介绍
1、引言
本文档介绍上海电气公司所生产的600MW汽轮机组，包括其
技术特点、应用领域、性能参数等方面的详细内容。
2、技术特点
2.1 功率范围
600MW汽轮机组的功率范围广泛，适用于多种发电场景。
2.2 设备结构
600MW汽轮机组由汽轮机和发电机两部分组成，其中汽
轮机包括高压缸、中压缸和低压缸，发电机采用同步发电机。
2.3 热力参数
600MW汽轮机组具有优异的热力参数，包括额定蒸发量、额定功率、蒸汽参数等。
2.4 控制系统
600MW汽轮机组的控制系统采用先进的自动化技术，能
够实现高效稳定的运行。
3、应用领域
600MW汽轮机组广泛应用于电力行业的发电厂，为国家能源供应做出重要贡献。
4、性能参数
4.1 发电效率
600MW汽轮机组具有较高的发电效率，能够最大限度地利用燃料能源。
4.2 运行可靠性
600MW汽轮机组具有良好的运行可靠性，能够稳定连续地运行。
4.3 环境友好
600MW汽轮机组采用先进的环保技术，能够减少对环境的影响。
5、附件
本文档涉及的附件可以在附录中找到，包括技术规格书、性能测试报告等。
6、法律名词及注释
本文所涉及的法律名词及其注释如下：
- 发电效率：发电厂发电过程中电能输出与燃料能源输入之间的比值。
- 蒸汽参数：指汽轮机供汽蒸汽的温度和压力等参数。
- 同步发电机：与电力网以同步方式运行的发电机。
600MW超超临界机组资料
600MW超超临界汽轮机介绍第一部分两缸两排汽600MW超超临界汽轮机介绍0前百近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。
根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。
1概述哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。
高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。
机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。
机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。
机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。
阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。
主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。
这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。
调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。
来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。
导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。
进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。
再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回中压部分，中压调节阀通过挠性导汽管与中压缸连接，因此降低了各部分的热应力。
国产三缸四排汽空冷600MW汽轮机介绍资料..
1. 1 21 3.23.1 23.223.324. 24.124.234.3 44.4 64.5694.7 95. 96 117 117.1 11127.3 14 8181.240+9622673+3+1538538273.13.3.13.20.0073.34.4.14961 264.26156 565656 5664.312341231234.41211 2291456124.54.715 01>-⨯e k N P C 02<-⨯e k N P Ck P e N1C 2C5.3212121221 120.10.2NZK600-16.7/538/538型汽轮机介绍资料6 气动部分（见专题报告“三缸600MW汽轮机全三维叶片开发设计”）7 力学分析7.1 高中压外缸力学分析高中压外缸的的材料为ZG15Cr2Mo1,材料的屈服强度为275MPa，分析的最大应力为237Mpa，最大应力处的温度为333.4度。
图7-1高中压外缸应力云图高压1级高压2级高压3级高压4级高压5级高压6级高压7级高压8级导叶型线 2.5241 2.5242 2.5242 2.5242 2.5242 2.5242 2.5249 2.5249h静叶高m 0.091 0.102 0.114 0.123 0.133 0.146 0.141 0.157 datp压差MPa 0.909 0.643 0.584 0.538 0.498 0.445 0.494 0.435 Nb静叶只数68 82 80 68 82 80 64 64Dm静叶平均直径m 1.04 1.06 1.07 1.07 1.08 1.087 1.076 1.092 xgmd进汽边叶顶应力MPa 1.14 3.55 -0.38 -0.19 -0.42 -0.81 -1.26 -7.45 xgmd1出汽边叶顶应力MPa -38.20 -43.01 -43.50 -37.66 -33.32 -28.80 -22.71 -31.13 xgmg进汽边叶根应力MPa 122.09 152.39 162.83 163.35 164.42 163.81 148.71 166.13 xgmg1出汽边叶根应力MPa 8.00 11.58 15.26 10.62 7.28 3.92 -32.51 -21.40工作温度505.5 487.2 469.3 451.1 432.9 414.8 398 377许用应力MPa126.75 154.2 181.05 212.35 247.2 278.17 290.14 294.29 焊缝应力MPa76.17 44.85 45.49 39.37 34.84 30.13 53.76 71.2焊缝许用应力MPa97.22 117.80 136.61 161.79 186.57 213.30 239.07 268.29高压9级中压1级中压2级中压3级中压4级中压5级中压6级导叶型线 2.5249 2.5230 2.5230 2.5230 2.5230 2.5230 2.5230h静叶高m 0.171 0.143 0.160 0.18 0.20 0.23 0.265datp压差MPa 0.402 0.422 0.310 0.267 0.232 0.210 0.174Nb静叶只数64 68 70 70 70 72 74Dm静叶平均直径m 1.104 1.313 1.326 1.344 1.357 1.387 1.419xgmd进汽边叶顶应力MPa -7.23 -0.87 -0.1 -0.56 -0.32 -0.65 -0.33xgmd1出汽边叶顶应力MPa -28.85 -9.17 -10.86 -9.64 -7.16 -7.10 -5.13xgmg进汽边叶根应力MPa 173.91 67.13 65.92 67.68 67.34 75.43 76.10xgmg1出汽边叶根应力MPa -26.1 -4.8 -3.96 -4.27 -5.79 -6.23 -7.45工作温度356.3 538.2 508.8 478 446.4 413 377许用应力MPa297.60 87.79 121.8 168 221.03 281 294.29焊缝应力MPa65.85 57.21 68.85 60.54 45.08 44.31 32.16 焊缝许用应力MPa271.60 69.84 93.46 127.29 167.94 216.00 268.297.366 49轴承号轴承直径（cm）轴承有效宽度（cm）轴承类型轴承比压（MPa）轴承支反力（N）轴承静态标高（mm）Brg1 40.5 25.0 四瓦可倾 1.503 152225.2 13.17 Brg2 40.5 28.5 四瓦可倾 1.517 174778.0 3.55 Brg3 48.26 35.56 四瓦可倾 1.751 300718.2 2.50 Brg4 48.26 35.56 四瓦可倾 1.738 298489.6 0.33 Brg5 48.26 35.56 四瓦可倾 1.738 298489.6 0.00 Brg6 48.26 35.56 四瓦可倾 1.772 304677.2 0.30 Brg7 50.0 40.54 可倾瓦 1.696 344120.2 0.49 Brg8 50.0 40.54 可倾瓦 1.600 324957.0 11.14 Brg9 30.48 12.7 可倾瓦0.359 12851.1 17.72 7.3.3 轴系临界转速计算表7-2 武乡三缸空冷600MW汽轮发电机组轴系无阻尼临界转速（单位：r/min）振型高中压转子低压I转子低压II转子发电机转子一阶1703 1634 1656 780二阶3907 3867 3596 2073 判别准则：国产机组避振要求：临界转速避开额定转速±15%，西屋公司避振要求：过去是用临界转速避开额定转速±10%，同时考核不平衡响应。
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某600MW汽机介绍（含抽汽参数）
第一章汽机概述
汽轮机为上海汽轮机厂生产的2 台N600-16.7/538/538 型600MW 机组。
最大连续出力可达648.624MW。
这是上海汽轮机厂在引进美国西屋电气公司技术的基础上，对通流部分作了设计改进后的新型机组，它采用积木块式的设计。
形式为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽凝汽式汽轮机。
具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH）系统。
机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动。
N600 汽轮机通流级数为58级。
（1+11，2X9，2X2X7）
第一节汽机系统设备简介
汽轮机有一个单流的高压缸、一个双流的中压缸和两个双流的低压缸组成；总通流级数为58级。
高中压汽缸为双层缸结构，低压汽缸为三层缸结构，能够节省优质钢材，缩短启动时间。
汽机各转子均为无中心孔转子，采用刚性联接，，提高了转子的寿命及启动速度。
汽轮机设有一个推力轴承和八个径向轴承。
推力轴承为单独的滑动式自位推力轴承。
高、中压转子的径向轴承采用四瓦块的可倾瓦轴承，自位性能好。
#1 低压转子的前轴承采用两瓦块可倾瓦轴承，这种轴承不仅有良好的自位性能，而且能承受较大的载荷，运行稳定。
低压转子的另外三个轴承为圆筒轴承，能承受更大的负荷。
主机的润滑油管路采用套装式设计，可有效地防止因高压油泄漏导致的火灾事故发生。
该汽轮机采用八级抽汽，分别用于4 台低加、1 台除氧器、3 台高加及小汽机、热网等的加热汽源。
N600-16.7/538/538汽轮机采用一次中间再热，其优点是提高机组的热效率，在同样的初参数条件下，再热机组一般比非再热机组的热效率提高4%左右，而且由于末级蒸汽湿度较非再热机组大大降低，因此，对防止汽轮机组低压末级叶片水蚀特别有利。
但是中间再热式机组的热力系统比较复杂。
每台机组的给水系统配备沈阳水泵厂生产的2 台50%容量的汽动给水泵组和1 台30%容量的电动调速给水泵组。
两台汽泵并列运行可满足主机带120%的额定负荷，当一台汽动给水泵和电动给水泵并列运行能满足机组在TRL工况下的给水容量要求，充分地考虑到了机组运行的可靠性和灵活性。
凝结水系统为单级泵系统，每台机组设置沈阳水泵厂生产的两台全容量凝结水泵，一台运行一台备用。
凝汽器是由上海动力设备有限公司制造的双背压、双壳体单流程、表面式凝汽器，采用钛管材，冷却面积为34000m2，可满足机组设计参数的要求。
循环水系统采用直流循环供水系统。
循环水采用岱海湖水，循环水泵为沈阳水泵厂生产的立式斜流泵，每台机组2 台，冬季工况为1 运1 备，夏季为2 台运行无备用。
机组采用开闭结合的冷却水系统，管束管径较大的冷却器采用开式冷却水；对于转动机械的过瓦水和管束管径较小的冷却器采用闭式循环水，这样可在保证设备运行安全的前提下尽量减少闭式冷却水用量，采用较小的闭式冷却水换热器，从而节省了投资.上海汽轮机厂生产的N600-16.7/538/538型机组采用积木块式的设计。
两台机组共用一套润滑油储存补充装置，节省投资，便于布置。
主厂房采用钢结构，并进行了合理优化，在保证电厂运行维护和检修条件的前提下，把主厂房和集控楼的体积合理压缩，适当安排电气和热控设备的地理分散，从而节省管道、电缆和土建三材用量，节省了投资。
保证了电厂在整个寿命期内具有良好的经济性。
第二节主要技术规范1、额定基本参数型号 N600-16.7/538/538铭牌出力 603.7MW结构形式亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、反动式、冷凝式主汽压力 16.7MPa主汽温度538℃再热汽压力 3.194MPa再热汽温度538℃背压 11.8kPa（a）冷却水温18℃给水温度278.2℃转速3000r/min旋转方向从汽轮机端向发电机端看为顺时针汽轮机抽汽级数 8
级通流级数 58级高压部分级数 I+11级，叶片全部由围带固定中压部分级数2×9级，叶片全部由围带固定低压部分级数2×2×7级，其中前5级叶片由围带固定；次末级叶片为自由叶片；末级叶片由两道拉筋分组固定，为防水蚀叶片。
低压缸末级叶片长度 905 mm2、热耗考核工况下各级抽汽参数:
抽汽级数流量kg/h压力MPa(a)温度℃允许的最大汽量kg/h
第一级（至1号高加）126846 5.7281376.4第二级（至2号高加）146108 3.5077312.3第三级（至3号高加）68173 1.5699432.7第四级（至除氧器）713890.7157325.0第四级（至给水泵汽轮机）636340.7157325.0第四级（至厂用汽）
第五级（至5号低加）602840.2944221.0第五级（至厂用汽）
第六级（至6号低加）382290.1264133.8第七级（至7号低加）602510.068189.2第八级（至8号低加）531230.021161.2。