北京电力设备总厂600MW机组锅炉给水泵汽轮机说明书
600MW东方发电机安装说明书.
600MW汽轮发电机安装说明书第一篇：总论本安装说明书用于东方型600MW汽轮发电机，包含如下几种结构：整体机座结构内外机座结构三段式机座结构提示：本安装说明书系现场安装、调试的指导性文件。
如果本说明书与产品设计图纸不一致，请以产品图纸或更改通知单（工作联系单）为准。
1. 设备的清点验收及现场保管1.1 所有零部件、安装工具和随机资料运到安装现场后，安装单位应按发运清单检验货物件数及包装外观完整情况，如发现货物与清单不符或包装破损及部件损坏或丢失，应立即向铁路运输部门提出书面报告并作好备忘录。
1.2 安装单位收到货物后，应及时通知制造厂并在到货后两个月内由电厂、安装单位、监理公司及制造厂等一起进行开箱清点验收，作好验收记录，各方签字生效。
1.3 所有零部件应尽可能在室内储存，对室外保管的设备应有防雨、防尘措施。
定子、转子、出线罩装配的存放应有防冻、防潮、防尘、防鼠害等措施，库房应保持通风干燥，环境温度应保持在+5℃以上。
1.4 对海滨、盐雾地区和有腐蚀性的环境，应采取特殊措施防止设备锈蚀。
1.5 放置发电机转子时，其大齿应在竖直方向上，小齿在水平线上，每月检查一次转子轴颈和集电环部位有无锈蚀情况（湿度较大地区或保管条件较差地区半月一次），并重新对其涂防锈油，定期（一般间隔要求一个月）对转子翻转180 存放。
1.6 定子和转子在开箱后应进行绝缘检查，若存放时间较长（超过半年）应每月测量其绝缘电阻、吸收比（针对定子）并作好记录，观查比较绝缘电阻值的变化情况。
1.7 有关设备的保管除上述外，应按电力行业标准《电力建设施工及验收技术规范汽轮机篇》执行。
2 安装前的准备工作及施工要求2.1承担安装施工工作的单位，须指派专业人员提前熟悉制造厂及设计单位提供的有关技术文件和图纸，针对每道工序的安装技术要求制定相应的技术措施及安全措施，以确保安装质量的可靠和人身、设备的安全。
2.2 安装工人应熟阅图纸并按规定操作和施工。
【免费下载】600MW超临界汽轮机DEH说明书上汽提供 rev1
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机组型号单位N600-24.2/566/566N600-24.2/538/566N660-24.2/566/566额定功率MW600600660最大连续MW648648711功率额定进汽MPa(a)24.224.224.2压力额定进汽℃566538566温度再热进汽℃566566566温度工作转速r/min300030003000额定背压K Pa(a) 4.9 4.9 4.9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3000r/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。
600MW汽轮机结构
一、汽轮机结构简述1.1概述1.1.1产品概述本产品作为国产首台超临界机组，采用与三菱公司联合设计、生产的模式。
本机组为超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，具有较高的效率和安全可靠性。
高中压积木块采用三菱公司成熟的设计；低压积木块以哈汽成熟的600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计，使之适应三菱公司的1029mm末级叶片。
1.1.2适用范围本产品适用于中型电网承担基本负荷，更适用于大型电网中的调峰负荷及基本负荷。
本机组寿命在30年以上，该机型适用于北方及南方地区各种冷却水温的条件，在南方夏季水温条件下照常满发600MW。
本机凝汽器可以根据不同的水质及用户的要求采用不同的管材，不仅适用于有淡水水源的内陆地区，也适用于海水冷却的沿海地区。
本机组的年运行小时数在7800小时以上。
1.2技术规范汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式功率连续出力600，000KW转速3000rpm旋转方向顺时针（从调端看）蒸汽参数主蒸汽压力MPa 24.1Mpa（g）主蒸汽温度℃566℃再热蒸汽温度℃566℃回热级数8级调节控制系统型式DEH最大允许系统周波摆动HZ 48.5～51.5空负荷时额定转速波动r/min ±1噪音水平dB（A）＜85各轴承处轴径双振幅值mm ＜0.076通流级数44高压部分级数I+9中压部分级数 6低压部分级数2×2×7末级动叶片长度 mm 1029盘车转速 r/min 3.35汽轮机总长 mm（包括罩壳）～27200汽轮机最大宽度 mm（包括罩壳）11400汽轮机本体重量 t ～1108汽轮机中心距运行层标高 mm 10701.3主机结构1.3.1蒸汽流程汽轮机通流采用冲动式与反动式组合设计。
新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。
北京巴威600MW-Wx型锅炉说明书
单位 t/h MPa(g) ℃ t/h MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ MPa(g) MPa(g) MPa(g) %
B-MCR (VWO) 2028 17.4 541 1717.3 3.972 3.782 331 541 281 189 188 19.65 20.17 5.17 91.73
0.3% 91.73% 85.3 kW/m3 190.5 kW/m3 4.891MW/m2 2.832MW/m2 345 ℃ 371 ℃ 1.24 1.25 413 ℃ 1027℃ 124 ℃ 119 ℃ 27/24℃
空气预热器入口空气温度（一次风/二次风）
3．设计条件及燃料 (1)设计依据 燃用煤种：无烟煤
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锅炉说明书
第一章 锅炉总体概述
50-G12400-0
水冷壁下集箱标高 炉膛宽度
8000 mm 32100 mm
图 1-1 炉顶密封结构图 为了使锅炉运行时能按预定的三向膨胀位移运动，本锅炉设有膨胀中心， 其位置是左右方向处于锅炉对称中心上，前后位置为后水冷壁中心线向前 2062.5mm 处，其轴线与顶护板下沿交合处即为膨胀中心，标高为 68650 mm。锅 炉膨胀系统 （膨胀中心） 是通过整个吊杆和刚性梁系统以及止晃装置等结构设计
9) 过热器、再热器、省煤器的实际汽、水侧压降数值不超过设计值 以上各项保证值的考核条件，详见锅炉合同。 二、锅炉总体布置 锅炉总体布置见 G12400-0 锅炉总图。本锅炉采用美国 B&W 公司 RBC 自然循环“W”火焰燃煤锅炉的标准布置。采用自然循环、一次再热、单 炉膛、 “W”火焰燃烧方式，平衡通风、固态排渣、半露天布置的全钢架结 构燃煤锅炉形式。尾部分烟道竖直平行布置。炉膛由膜式水冷壁构成，炉 膛上部布置屏式过热器，炉膛折焰角上方有二级高温过热器。在水平烟道 处布置了垂直再热器。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前部布置水 平再热器，后部布置一级过热器和省煤器。在分烟道底部设置了烟气调节 挡板装置， 用来分流烟气量， 以保持控制负荷范围内的再热蒸汽出口温度。 烟气通过调节挡板后又汇集在一起经两个尾部烟道引入左右各一的回转 式空气预热器。 锅炉主要尺寸： 锅炉深度 锅炉宽度 锅炉顶梁标高 锅筒中心线标高 顶棚管标高 47100 mm 61000 mm 74900mm 67230 mm 62650 mm
600兆瓦汽轮机运行规程解析
600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程（试行）广东国华台山发电有限责任公司2002年12月前言本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。
本规程和《电气运行规程》、《锅炉辅机规程》、《汽机辅机规程》、《试验规程》配合使用。
在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。
本规程由总工程师批准后执行。
下列人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。
下列人员应掌握并执行本规程：发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。
批准：审核：编写：目录1.汽轮机设备概述 (1)2.汽轮机设备规范及技术参数 (5)2.1主要技术规范（THA工况） (6)2.2汽机组的主要热力工况 (6)2.3各种工况下抽汽参数值 (8)2.4轴系临界转速及叶片共振区域 (9)2.5汽轮机旁路系统 (9)3.汽轮机主要控制和调节系统 (10)3.1 协调控制CCS…………………………………………………113.1.1CCS的主要功能……………………………………………113.1.2CCS的运行方式……………………………………………113.2 数字电液调节系统DEH………………………………………113.2.1 DEH的主要功能……………………………………………113.2.2 DEH的运行方式选择………………………………………113.2.3 DEH的控制方式选择………………………………………113.2.4 TSI监视仪表 (12)3.2.5 ETS危急跳闸装置…………………………………………134.汽轮机主要保护与联锁 (13)4.1 超速及跳机保护 (13)4.2 各项联锁保护 (13)4.3 调节级叶片保护 (13)5. 汽轮机启动 (13)5.1启动状态划分 (13)5.2启动规定及要求 (14)5.1.1 启动要求 (14)5.1.2 禁启条件…………………………………………………5.1.3 主要控制及调节装置5.1.4启动方式选择5.3启动前的联锁、保护传动试验…………………………………5.3.1 试验规定…………………………………………………5.3.2启动前试验方法……………………………………………5.3.3启动前试验项目……………………………………………5.4 启动前检查准备……………………………………………5.4.1 启动前的检查………………………………………………5.4.2 系统投入……………………………………………………5.5冷态启动(高压缸启动不带旁路)…………………………5.5.1 汽轮机冲转前准备…………………………………………5.5.2 汽机冲转条件……………………………………………5.5.3汽机冲车、升速、暖机………………………………………5.6 并网后的检查与操作…………………………………………5.6.1 并网后的检查………………………………………………5.6.2 带初始负荷暖机……………………………………………5.6.3 升负荷操作…………………………………………………5.7 热态启动………………………………………………………5.7.1 启动参数选择………………………………………………5.7.2机组冲车条件………………………………………………5.7.6 发电机并网及带负荷………………………………………6. 正常运行及维护6.1 正常运行限额6.2机组负荷调整6.3运行参数的监视及调整6.4 正常维护及试验6.4.1 日常检查项目6.4.2 定期试验6.4.3 主要转机定期切换试验6.5 非设计工况运行7. 汽机停运7.1 停运前的准备7.2正常停运7.2.1 确认运行方式7.2.2 减负荷方式及操作7.2.3 解列停机7.2.4 汽机惰走8.9. 事故处理9.1事故处理原则…………………………………………………9.1.1 事故处理导则………………………………………………9.1.2 破坏真空停机条件及处理…………………………………9.1.3 紧急停机条件及处理………………………………………9.1.4 申请停机条件………………………………………………9.2 汽机异常运行、常规事故处理………………………………9.2.1 水冲击………………………………………………………9.2.2 机组振动大…………………………………………………9.2.3 轴向位移大…………………………………………………9.2.4低真空………………………………………………………9.2.5机组负荷聚变………………………………………………9.2.6周波不正常…………………………………………………9.2.7 主汽、再热汽汽温异常……………………………………9.2.8 润滑油系统异常……………………………………………9.2.9 EH油系统异常……………………………………………9.2.10 油系统着火………………………………………………9.2.11 DEH异常…………………………………………………9.2.12 定子水箱水位异常………………………………………9.2.13 定子水导电率异常………………………………………9.2.14 发电机氢系统着火………………………………………1.汽轮机设备概述首期两台600MW汽轮机为上海汽轮机有限公司(按照美国西屋技术)生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537，最大功率634MW（VWO工况），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-ⅢA）系统。
600MW小汽机使用说明
汽源切换计算总汇一、概述本汽轮机（简称小汽机）是为华能沁北发电厂一期工程2×600MW火电机组设计的驱动半容量锅炉给水泵的汽轮机，型号NK63/71/0。
两台本汽轮机并联运行驱动两台锅炉给水泵，配一台主机。
一台30％BMCR容量的电动调速锅炉给水泵用于机组其动及备用。
华能沁北电厂一期工程的主机由哈尔滨汽轮机厂供货（超临界机组），锅炉给水泵由沈阳水泵厂供货。
本汽源切换计算数据是与哈尔滨汽轮机厂主机以及沈阳水泵厂锅炉给水泵相配的计算结果。
二、技术协议对本汽轮机汽源切换计算给出的要求与条件1、汽源1.1、工作蒸汽汽源来自主机四段抽汽。
1.2、备用蒸汽汽源来自再热冷段蒸汽。
1.3、主机变工况下，工作蒸汽汽源与备用蒸汽汽源在主机抽汽口的蒸汽参数变动情况见表一。
5t/h。
（空负荷）1.5、汽轮机的密封蒸汽来自主机低压汽封母管的减温器之后，压力：0.12 MPa（a），温度：150～250℃；与主机共用轴封冷却器。
2、源切换方式：再热器冷端蒸汽外切换。
3、排汽3.1、排汽通入主凝汽器。
3.2、主凝汽器额定压力0.0044/0.0054 MPa（a），小机排汽平均压力为0.0066 MPa（a）。
3.3、主凝汽器夏季压力0.0118 MPa（a），小机排汽压力为0.0135 MPa（a）。
4、工作能力4.1、两台汽泵并列运行能供100％BMCR的给水量。
4.2、一台汽泵与一台电泵并联运行能供90％BMCR的给水量。
4.3、一台汽泵单独运行时，能供60％BMCR的给水量。
5、设计工况点5.1、设计工况点为主机THA负荷工况。
5.2、设计工况点轴功率为8874KW，转速为5270rpm。
6、主机负荷变化时，要求驱动的锅炉给水泵的轴功率与转速见表二：表二：锅炉给水泵的轴功率与转速值7、调速范围：2800～5800r/min。
8、调闸转速：6090 r/min（电子），6150 r/min（机械）。
9、转向：顺汽流看为顺时针10、汽源切换点：≤40％主机负荷三、轴承耗功计算汇总1、已知数据：前径向轴承：φ200mm，二油楔型，宽径比B/D=0.8后径向轴承：φ250mm，二油楔型，宽径比B/D=0.5推力轴承型号：63/160计算转速：5450 r/min2、计算结果前、后径向轴承加推力轴承共耗功：135KW，加上其它耗功总取为150 KW。
热力发电厂课程设计说明书国产600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算
国产600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算1 课程设计的目的及意义：电厂原则性热力系统计算的主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及参数、发电量、供热量及全厂的热经济性指标，由此可衡量热力设备的完善性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性。
如根据最大负荷工况计算的结果，可作为发电厂设计时选择锅炉、热力辅助设备、各种汽水管道及附件的依据。
2 课程设计的题目及任务：设计题目：国产600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算。
计算任务：㈠ 根据给定的热力系统数据，在h - s 图上绘出蒸汽的汽态膨胀线 ㈡ 计算额定功率下的汽轮机进汽量0D ，热力系统各汽水流量j D㈢ 计算机组和全厂的热经济性指标（机组进汽量、机组热耗量、机组汽耗率、机组热耗率、 绝对电效率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率） ㈣ 按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘制出全厂原则性热力系统图3 已知数据：汽轮机型式及参数机组型式：亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机；锅炉型式及参数锅炉型式英国三井2027-17.3／541／541额定蒸发量Db：2027t／h额定过热蒸汽压力P b17.3MPa额定再热蒸汽压力 3.734MPa额定过热蒸汽温度541℃额定再热蒸汽温度541℃汽包压力：P du18.44MP锅炉热效率92.5％汽轮机进汽节流损失4％中压缸进汽节流损失2％轴封加热器压力P T98kPa疏水比焓415kJ／kg汽轮机机械效率98.5％发电机效率99％补充水温度20℃厂用电率0.074 计算过程汇总:㈠原始资料整理：㈡ 全厂物质平衡方程① 汽轮机总汽耗量 0D ② 锅炉蒸发量D 1= 全厂工质渗漏+厂用汽=65t/h （全厂工质损耗）0D =D b - D 1= D b -65③ 锅炉给水量Dfw= D b +D 1b -D e = D b -45=0D +20④ 补充水量D ma =D l + D b =95t/h㈢ 计算回热系统各段抽汽量 回热加热系统整体分析本机组回热加热系统由三个高压加热器、一个除氧器、四个低压加热器共八个加热器组成。
(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
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。
国产600WM超临界汽轮机主机说明书
主机部分说明书第一节汽轮机概述1概述1.1 产品概况本产品是根据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(CNEEN)和美国西屋电气公司于1980年9年9日在北京签署的.<<大型汽轮机发电机组制造技术转让合同>>引进技术制造的考核机组的基础上对通流部分作了设计改进后的新型机组,是一台亚临界、一次中间再热、单轴、两缸、两排汽反动式汽轮机。
型号为N300—16.7/537/537.采用积木块式的设计并能与600MW机组通用组合.保留了原西屋公司考核机组的技术特点和反动式叶片整锻转子、多层汽缸、数字电液调节等。
又对文凭该机进行了改进。
如采用控制涡流型设计、动叶自带围成圈联结等。
使整机在可靠性及经济性均有较大的提高。
保证热耗可达7997KJkw.h(1910kcakw.h).1.2 适用范围本产品适用于中型电网承担基本负荷,更适用于大型电网中的调峰负荷及基本负荷.本机组寿命在30年以上,该机型适用于北方及南方地区冷却水温的条件,在南方夏季的水温条件下照常满发300MW.该机不有全钛热交换器的设计,不仅适用天有淡水水源的内陆地区,也适用于海水冷却的沿海地区.本机组的年运行小时数可在7500小时以上.2技术规范（3 结构特点3.1 通流部分通流部分采用三元流动的设计方法及动叶片成圈连理论,结合西屋公司提出修改高压通流的建议,机组改进后有如下特点:a.采用先进的三元流计算程序进行通流部分的改进设计,按控制涡流型设计通流级.静叶片全部采用扭曲叶片.b.在轴承跨距及高压缸不变的情况下,高压通流部分的反动级动叶根由枞树型改为倒T型,提高了高压缸效率.c.调节级采用红旗叶型.喷嘴设计成内弧沿叶高朝转子旋转方向中部凸出的弯曲形状,并且子午面外轮廓形成收缩通道以提高级效率.d.全部动叶片用自带围带或拱形围带的方法整圈连接.e.末级叶片采用900mm叶片.f.低压末二级叶片采用三元流理论并按跨音速设计.3.2 主机结构a.蒸汽流程：新蒸汽从下部进入置于该机两侧的两个固定支持的高压主汽调节联合阀，各经三个调节阀分别进入高中压合缸高压部分的喷嘴室，再由六组喷嘴组进入正向的调节级，而后汽流折回180再入反向的12级反动级后排出高压缸到再热器。
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。
600MW汽轮机运行规程(12年版).
13.5 联锁保护13.5.1 电动给水泵组自动跳闸条件1）前置泵径向轴承温度高至90℃；2）前置泵推力轴承温度高至90℃；3）给水泵径向轴承温度高至90℃；4）给水泵推力轴承温度高至95℃；5)偶合器径向、推力轴承温度高至95℃；6)电动机轴承温度高至90℃；7）电动机定子线圈温度高至130℃；8）工作冷油器进油温度高至130℃；9）工作油冷却器出口油温高至85℃；10)润滑油冷油器出口油温高至60℃；11)润滑油冷油器进口油温高至75℃；12）润滑油压力低于0.08MPa；13）主泵入口压力<1.25MPa，延时30秒；14）给水流量低于 175T/h且自动再循环门延时10秒后仍未开；15）除氧器水位低至1450mm；16）轴承润滑油回油温度高至75℃；17）电泵出口电动门已关延时20S；18）电泵电气跳闸；19）电泵入口电动门关闭；20）顺控停；21）锅炉MFT；22）手动停。
13.5.2 电动给水泵组报警条件1) 前置泵径向、推力轴承温度高至75℃；2) 给水泵径向轴承温度高至75℃；3) 给水泵推力轴承温度高至80℃；4) 液力偶合器油箱油温高至70℃；5）电动机定子线圈温度高至120℃；6）偶合器径向、推力轴承温度高至90℃；7）电动机径向轴承温度高至80℃；8）润滑油冷却器进口油温高至65℃；9）润滑油冷却器出口油温高至55℃；10）工作油冷却器进口油温高至110℃；11）工作油冷却器出口油温高至75℃；12）润滑油压力低，表压低于0.1MPa；13）润滑油滤网差压高至0.06MPa；14) 给水泵密封水进排水温差达到35℃，差压达到35KPa；15）主泵进口滤网差压高至0.06MPa；16）主泵进口压力低至1.4MPa；17) 给水泵反转。
13.5.3 当电泵润滑油压力低于0.15MPa表压时，自动启动辅助油泵运行；高于0.15MPa时允许启动电动机；高于0.22MPa时停运辅助油泵。
600MW锅炉运行说明书
华润常熟600MW超临界锅炉锅炉机组运行说明书锅炉启动及运行编写：校对：审核：哈尔滨锅炉厂有限责任公司2004.9.24目录1、前言2、化学清洗2.1前言2.2清洗范围和临时管道2.3清洗前的准备2.4清洗工艺2.5废液的处理2.6清洗质量标准2.7化学药品2.8请洗水量和废液特性3、蒸汽管路吹扫3.1. 概述3.2. 吹扫范围3.3. 吹扫工艺的设计原则3.4. 吹管前的准备工作3.5.吹扫的前提条件3.6.运行限制和问题3.7.总的安全要求3.8.吹扫循环期间锅炉运行程序3.9.评价4、锅炉运行的一般原则4.1蒸汽与给水4.2过热汽温控制4.3再热汽温控制4.4动力释放阀4.5锅炉排气和疏水4.6金属温度监测4.7燃烧控制4.8送、引风机，一次风机4.9回转式空气预热器4.10吹灰系统4.11点火油系统4.12管道疏水和排气4.13吹扫空气系统4.14锅炉汽水品质4.15报警和跳闸值5、锅炉启动和停炉导则5.1正常启动5.2吹扫程序5.3冷态启动5.4 温态启动5.5热态启动5.6极热态启动6、锅炉启动运行6.1序言6.2锅炉启动到100%BMCR负荷6.3短期停炉或长期停炉6.4运行检查和性能检测7、锅炉的非正常运行7.1简介7.2主要辅机丧失7.3锅炉主燃料跳闸（MFT）7.4锅炉管道泄漏7.5单台引风机，送风机或一次风机故障7.6锅炉给水泵（BFP）故障7.7磨煤机故障7.8空气预热器故障7.9除尘器丧失7.10灰处理系统故障7.11锅炉燃烧不稳7.12空气预热器着火7.13制粉系统着火7.14非正常给水品质和炉水工况8、推荐的锅炉停炉后的保护8.1前言8.2外表面的保护8.3锅炉内表面的保护：干法保护8.4锅炉内表面的保护：湿法保护9、附件附件1 清洗系统流程图附件2 循环泵替代连接器草图附图3，蒸汽吹扫流程图附图4，蒸汽吹扫管道流程图-第一阶段-主蒸汽附图5，蒸汽吹扫管道流程图-第二阶段-再热器管道附图6，蒸汽吹扫管道流程图-第三阶段-再热器附图7，蒸汽吹扫时储水箱饱和温度变化限制附图8，冷态启动启动曲线附图9，温态启动启动曲线附图10，热态启动启动曲线附图11，极热态启动启动曲线1、前言本锅炉运行说明书提出了常熟电厂2×600MW超临界锅炉运行原则性要求，针对哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井-巴布科克（MB）公司合作设计、制造的前后墙布置低NO X轴流式燃烧器的超临界直流锅炉的技术特点，介绍锅炉使用和运行注意事项。