汽轮机主要参数统计
汽轮机主要参数测点
轴向位移：前轴承箱推力轴承处。
高压缸差胀：大机#2轴瓦处。
缸胀：前轴承箱左右两侧。
偏心：前轴承箱内。
大机润滑油压力：前轴承箱内润滑油压力负责大机交流油泵和直流油泵的联启模块，大机#6轴瓦处润滑油压力为大机润滑油压力低低跳闸模块。
EH油压力：在前轴承箱左侧有EH油压低跳闸模块。
大机本体主要参数的测点位置：
转速：转速包括TSI转速、TSI超速、DEH超速、零转速、大机机头就地转速表。
TSI转速、DEH超速、零转速、大机机头就地转速表测速探头在大机#2轴瓦处；
DEH超速在大机#6轴瓦处。
轴振动：轴振动分为X、Y向振动，在#1—#9瓦上两侧。
轴承振动：轴承振动（瓦振）在#1—#9瓦垂直上方安装。
3、大机润滑油压力、EH油压力、真空有单独的模块，为了防止参数误动，均采用两路串联设置，当参数达到跳闸值时只有两路同时动作才能将信号传入ETS来跳闸。
真空：在前轴承箱左侧有A、B侧（高低压侧）凝汽器真空低低跳闸模块数（轴向位移、低压缸差胀、超速、轴振动）超过保护值，首先将参数传入TSI进行预处理，TSI输出开关量信号至ETS进行跳闸，跳闸指令到大机AST电磁阀，AST电磁阀失电打开，泄掉系统内EH油压力，大机的主汽门、调门关闭。AST电磁阀采用冗余设置，1、3电磁阀并联，2、4电磁阀并联，同时13电磁阀与24电磁阀串联,当ETS在收到参数反馈后，将跳闸信号分成4路发出，分别到达AST电磁阀，这样做保证了机组能及时准确跳闸。2、其余参数（DEH超速、DEH故障、MFT、发电机故障、手动跳机、润滑油压力低、EH油压力低、真空低）的跳闸不经过TSI预处理，直接将信号传入ETS跳闸。
题目
提问值
浅谈汽轮机运行主要参数监视问题
浅谈汽轮机运行主要参数监视问题汽轮机是大型转动设备中的核心部分，在发电过程中，各运行参数一直是在变化的，为了能够保证汽轮机的正常运行，运行维护人员除了定期进行直观的必要检查、监视外，更要通过各种正规检测仪器对设备中的主要参数进行维护和监视，以确保各种运行参数变化处在正常可掌握状态范围内，避免因参数变化造成汽轮机无法正常工作，导致设备的损坏及热能的流失。
1 汽轮机运行需要监视的参数运行中需监视的参数有：汽轮机负荷、主蒸汽压力、温度、凝汽器真空、汽轮机转数（周波）、各轴承温度、推力瓦温度、油压、油温以及设备转动产生的声音等。
运行中应经常巡视的参数有：主蒸汽流量、各抽汽口压力、凝结水温、油箱油位、各轴承振动、汽轮机膨胀和胀差、调速汽门开度等。
2 对汽轮机运行主要参数的监视为了汽轮机的正常工作，运行技术人员在常规检查中不仅要通过眼看、手摸、耳听等方式进行初检，而且要利用正规的检测仪器，按照正确的线路和内容规则进行细致的检测，只有常规和仪器检查相结合，才能使汽轮机运行主要参数的监视做到不漏项。
2.1 监视段压力的监视在凝汽式汽轮机中，可调节气室的压力、各段抽气压力都和主蒸汽流量成正比关系。
根据三者之间的关系，在汽轮机运行的监视阶段，只要保证前二者汽室压力正常，那么就可以判断通流阶段的工作是否在正常范围之内。
所以，它们也被称为监视段压力。
汽轮机在出厂之初已经规定了其在高压额定负荷下蒸汽流量和各监视段的压力值和最大范围承受压力峰值。
但是每台汽轮机的工作特点都不尽相同，因此即使同类型号的汽轮机，在相同额定负荷情况下，各监视段的压力也不是完全相符的。
所以，在监视每台汽轮机前，都应仔细阅读厂家出具的数据信息，在对其进行安装或者检修后，要对各段通流部分进行监视，根据所得监视数据求出负荷、主蒸汽机流量和监视段压力的值并从中找到三者的关联性，将其作为以后运行参数监视的依据。
若在同一流量情况下，监视段的压力呈现升高趋势，那么则表明此监视段之后的部分存有金属碎片、盐垢等杂物，从而导致空间面积减少。
第五章 汽轮机主要参数
MPa MPa MPa MPa
1.7（表） 0.4（表） 1.0（表） 0.1（表） 0.6（表）
高压电动油泵自动关闭时主油泵出口压力
MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa ℃ ℃
0.8（表） 0.588（表） 0.686（表） 0.515（表） 0.245（表） 0.55（表） 0.04（表） 0.03（表） 0.015（表） 65（回油温度） 85（轴瓦金属温度）
汽轮机外形尺寸（运行平台以上） 汽轮机中心标高（距运行平台）
CB6-4.9/1.47/0.29 KW r/min 6000 3000 顺汽流方向看为顺时针转向 MPa ℃ t/h MPa ℃ kg/kw.h r/min mm mm t t t t m m
4.9 470 65/80 1.47 _0.294（绝对） 354 11.5 2100 ≤0.05（全振幅） ≤0.10（全振幅） ～24 ～9 ～9 2.147 4.5154*2.5*2.645（L*W*H） 0.75
2、调节系统及油系统 转速摆动值 转速不等率 调整迟速率 抽汽压力不等率 抽汽调压迟缓率 排汽压力不等率 排汽调压迟缓率 空负荷同步器调速范围 主油泵增压
Ⅰ路脉冲油压与主油泵进口油压差 Ⅱ路脉冲油压与主油泵进口油压差
r/min % % % % % % % MPa MPa MPa r/min mm MPa
第五章 汽轮机主要参数
1、主要技术参数
产品型号 额定功率 额定转速 旋转方向 额定进汽压力 额定进汽温度及变化范围 额定进汽量 额定抽汽压力及调整范围 额定工况抽汽温度 额定工况保证汽耗率 临界转速 额定转速时振动值 临界转速振动值 汽轮机本体重量 汽轮机安装时最大重量 汽轮机检修时最大重量 转子重量
核电站汽轮发电机组资料
四、核电厂的热经济指标
（一）提高核电厂的热经济性的主要途径 1)提高热力循环的平均吸热温度； 2)降低平均放热温度； 3)减少传热温差； 4)减少管道、系统中的节流损失及散热损失； 5)提高热功转换机械设备（汽轮机、泵等）效 率。来自四、核电厂的热经济指标
（二）主要热经济指标 1．电厂毛效率ηel 电厂毛效率定义为发电机输出电功率Pe与反应 堆热功率PR之比(二者均以kw为单位)，即:
四、核电厂的热经济指标
2．电厂净效率ηnet 电厂净效率定义为电厂输出净功率与反应堆热功率之比.
电厂净功率为发电机输出电功率扣除厂用电功率。厂用电 包括反应堆冷却剂泵，给水泵以及其他各种机械、设备的 动力消耗，一般占发电机输出功率的4％一8％。
四、核电厂的热经济指标
3．汽耗率d0 定义为汽轮发电机组发出1kw.h电力所消耗的蒸汽量。 汽耗率是汽轮发电机组的一项重要经济性指标。
大亚湾核电厂的汽轮机基本参数
大亚湾核电厂的汽轮机为英国GEC—A公司设计制造的 多缸单抽冲动式汽轮机。 汽轮机的转速为3000 r/min，额定功率为900 MW，新 蒸汽参数为6．63MPa，283℃，低压缸徘汽压力为 0.0075 MPa，额定负荷下蒸汽流量为5515t/h。 汽轮机为4缸、六排汽口型式。1个高压缸和3个低压 缸皆为双流对分式。新蒸汽分4路经高压缸汽室后由 进汽短管导入高压缸，高压缸的两个排汽口．各通过 4根蒸汽管与低压缸两侧的汽水分离再热器相连。高 压缸排汽在汽水分离再热器经汽水分离再热后，进入 低压缸，每个低压缸的两个排汽口与一台凝汽器相接， 整台汽轮机共有6个抽汽口，供2组高压加热器和1组 低压加热器以及给水泵汽轮机用汽。除氧器用汽来自 高压缸排汽。
汽轮机乏汽参数
汽轮机乏汽参数
汽轮机乏汽参数包括压力和温度，乏汽压力亦称“排汽压力”，常用符号“p2”表示，单位为“kPa”。
其值略高于凝汽器内的压力，两者的差值即为大量乏汽（排汽）流经汽封和在凝汽器中凝结时的压降。
一般来说，乏汽压力在200Kp-400Kp范围内。
乏汽温度是指离开汽轮机的排汽在凝汽器中凝结时的温度。
在不同的背压下，机组的参数会有所不同。
例如，当背压为14kPa时，乏汽量为184t/h，对应的饱和温度为52.5℃；背压为25kPa时，乏汽量为305t/h，对应的饱和温度为65℃；背压为34kPa时，乏汽量为418t/h，对应的饱和温度为72℃。
如需了解更多关于汽轮机乏汽参数的内容，你可以提供更具体的信息再次向我提问。
燃气轮机组热力计算指标
π = P ∗ (1)∗∗ ∗ ∗ ∗燃气轮机组热力计算指标体系1.电站燃气轮机热力循环的主要参数及性能指标1.1.燃气轮机热力循环主要参数燃料1C —压气机； B —燃烧室；T —透平；G —发电机；1—压气机进口；2—压气机出口亦即燃烧室进口；3—燃烧室出口亦即透平进口；4—透平出口图 1 为常用的燃气轮机热力系统组成方式，燃气轮机的热力循环参数主要有 两个：压缩比和温度比。
1）压缩比（简称压比）：压气机出口压力与进气口压力之比，用π表示， 计算公式为：P 21式中，P 1 ——燃气轮机进气道后，压气机进口导叶前的滞止压力（上角标“*”表示“滞止”状态），Pa 或 MPa ，P 2 ——压气机出口处的滞止压力，Pa 或 MPa ，P 1 ，P 2 可通过参数测点读出数值。
2）温度比（简称温比）：透平进口处的温度与压气机进口处的温度之比，τ=T∗ (2)∗∗∗∗∗∗∗∗=C p T3―T4―C p T2―T1)………………∗∗∗∗f=G c kg燃料/kg空气；k为绝热指数；若用τ表示，计算公式为：T31式中，T1——压气机进口处的滞止温度（在开式燃气轮机循环中，即为环境温度T e），T3——透平进口处滞止温度，K，T1=T e可通过参数测点读出数值。
1.2.燃气轮机性能指标描述燃气轮机热力的主要性能指标有两个：比功和循环热效率。
1）比功：指单位质量的空气流过装置时，燃气轮机向外界输出的净功，记为W n，忽略燃气和空气在流量上的差异，则W n=W T―W C=C p(T3―T4)―C p(T2―T1) (3)式中，W T——透平的比功，J/kg或kJ/kg；W C——压气机的比功，J/kg或kJ/kg；C p——工质的定压比热（在知道压力、温度时，可查表得出）。
2）循环热效率：当工质完成一个循环时，输入的热量功转化为输出功的部分所占的百分数，记为ηgt，计算公式为：W n ηgt=fH u =W n T4―T1p（32）=1―T3―T2=1―π1k―1k（4）式中，f——燃料的质量流量与空气的质量流量之比，称为燃料空气比；G fG f指燃料流量，kg/s；G c指进入压气机的空气流量kg/s；有效功率：q n=W n G c= ηgt H u ；式中 B 为气耗量 q n Q f S cc = P gt (6)H u ——燃料的热值，J/kg 或 kJ/kg ，通常指低热值；q B ——单位质量空气在燃烧室中吸取的热量，J/kg 或 kJ/kg ；3）耗气率：产生单位有效功率时的燃料消耗量，kg/（kW ⋅h ）Bg e = q n =3600G f q n36004）热耗率：产生单位有效功率所耗的燃料热量，kJ/（kW ⋅h ）q e = BH u=3600 ηgt2.联合循环机组的主要参数及性能指标2.1.联合循环热效率和功比率热效率和功比率是联合循环的两个基本特性参数，以常规的余热锅炉型联合 循环（一台燃气轮机、一台余热锅炉、一台汽轮机，电动机可以一台，也可以两 台，也称“一拖一”方案）为例，介绍这两个参数。
350MW超临界汽轮机技术介绍
350MW超临界汽轮机技术介绍北京北重汽轮电机有限责任公司2009年12月目录1、前言 12、机型系列 23、机组介绍 33.1、总体方案 33.2、本体结构 43.2.1、汽缸 73.2.2、转子及动叶片 73.2.3、喷嘴组、静叶及隔板 93.2.4、高中压阀门 103.2.5、轴承及轴承箱 113.2.6、滑销系统 123.3、主要部件材质 133.4、汽轮机附属系统 143.4.1、汽封、本体疏水系统 14 3.4.2、润滑、顶轴及盘车系统 14 3.4.3、控制及保护系统 143.5、汽轮机辅助设备 153.5.1、凝汽器 153.5.2、低压加热器 154、关于超临界机组的主要问题 15 4.1、高温材料的使用 154.2、防颗粒侵蚀措施 154.3、中压第一级冷却措施 155、机组特点 165.1、机型定型合理 165.2、采用成熟可靠的设计 165.3、功率高 175.4、良好的结构设计 175.5、材料等级高 175.6、灵活快捷的中压缸启动 176、300MW-360MW汽轮机业绩表 18350MW超临界汽轮机技术介绍1、前言超临界350MW汽轮机是我公司在引进ALSTOM公司亚临界330MW凝汽式汽轮机的基础上，通过近几年与ALSTOM在600MW超临界机组方面的合作以及与其他国外公司的技术交流，结合目前国内对超临界汽轮机要求的基础上设计开发的机型。
机组设计采用先进的通流技术，保证具有较高的经济性；在结构设计上充分采用成熟可靠的技术，确保机组的安全可靠性，以及快速启、停及变负荷的能力。
我公司从1986年开始引进ALSTOM亚临界330MW湿冷机组，在引进纯凝湿冷机组的基础上，完成了亚临界330MW汽轮机的系列化工作，机组系列在功率方面涵盖了300MW~360MW（其中空冷300MW~330MW、湿冷330MW~360MW），在冷却方式方面涵盖了湿冷、直接空冷、间接空冷，在功能方面涵盖了纯凝、单级抽汽（0.3~0.6Mpa.a、0.98~1.27Mpa.a、3.92~5.88Mpa.a）、两级抽汽（三种单抽的组合）、三级抽汽（三种单抽的组合），目前各种机型的机组已经生产80多台。
10mw汽轮机参数
10mw汽轮机参数以下是一些10MW汽轮机的参数：
型号：某型号10MW汽轮机
额定功率：10MW
额定转速：3000r/min
汽耗：\~/kw·h
热耗：8600\~9000kJ/kW·h
蒸汽流量：/h
蒸汽压力：（a）
蒸汽温度：435℃
抽汽压力范围：\~（G）
抽汽温度范围：250\~330℃
额定抽汽量：50t/h
最大抽汽量：80t/h
汽轮机铭牌功率：12MW
最大功率：15MW
汽轮机转向（机头向机尾看）：顺时针方向
汽轮机轴承座允许最大振动：（双振幅值）
过临界转速时轴承座允许最大振动：（双振幅值）
允许电频率变化范围：50±
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：
汽轮机本体最大尺寸（长＞宽＞高）：6021x3590x3635mm。
以上数据仅供参考，具体参数可能会因设备型号、生产厂家、使用环境等因素而有所不同。
如果您需要更详细的信息，建议直接联系厂家或专业技术人员。
汽轮机在不同启机环境、不同启动方式下的冲转、并网及并缸过程参数分析与总结
汽轮机在不同启机环境、不同启动方式下的冲转、并网及并缸过程参数分析与总结简介：我厂汽轮机是由上海汽轮机厂生产的，型号为N1000-31/600/620/620，型式为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机。
机组旁路系统配置了容量为40%BMCR的高压旁路和两个半容量中压、低压旁路构成三级串联旁路。
与一次再热汽轮机相比，二次再热机组的启动参数更高，参数调节手段更多，各个参数之间相互的影响更为复杂。
二次再热汽轮机启动的难点在：1、超高、高压缸联合启动时，主蒸汽参数高、各调门开度小、各缸内蒸汽流量低，高压缸排汽温度经常因鼓风损失发热升高，导致汽轮机启动过程中发生切缸。
2、高压缸启动方式主要采用于超高压转子平均温度＞480℃，即热态、极热态启机环境。
此时往往容易出现一再蒸汽温度高、高排初始温度＞400℃的情况，此时启机，需更加注意在各个启动阶段对高排温度的监视与调整。
3号汽轮机共进行了六次并缸操作，依次对这六次冲转、并网及并缸过程中各个阶段的重要参数进行了统计、截取相应的参数变化曲线进行分析与总结。
1、机组冲转、并网、并缸期间超高排、高排温度快速上升的几个阶段：1）转速即将到达870rpm时；2）转速即将到达3000rpm时；3）并缸时；以上三个阶段均会出现超高调开大而后又快速关小，机组负荷会有突升而后突降的过程，此时超高排温度、高排温度会出现突升。
在以上阶段需提前调整蒸汽参数，做好可能发生切缸的预想。
2、温态启动时：若发生超高压缸被切的情况时，及时开大高旁，提高一再压力，尽力去维持转速。
若转速无法维持，则转速控制器会退出，启动控制器激活。
而此时需人为手动释放TAB才能开大高、中压调门，高、中调门会迅速全大，当再次冲至3000rpm后，转速控制器激活，高中压调门又快速关小，调门开度波动大，需密切注意调门动作情况。
3、运行人员提前预估冲转到并网的时间、合理安排冲转工作，减短在3000rpm逗留时间，并提前检查并网条件满足情况，提前发现并解决故障，缩短冲转至并网的时间，避免高排温度随时间而逐步升高情况发生，从而影响机组后续正常并网、并缸。
汽轮机介绍
－>锅炉给水泵汽轮机产品简介BPEG生产的TGQ型汽轮机主要用于拖动发电厂的锅炉给水泵。
TGQ型汽轮机（以下简称小汽轮机）为单缸、冲动、双汽源内切换、变转速、变功率、凝汽式汽轮机。
每台300MW机组配置两台50％容量的汽轮机驱动的锅炉给水泵（汽动泵），200MW机组可配置一台100％容量的汽轮机驱动的锅炉给水泵（汽动泵）。
机组正常运行时，小汽轮机采用主汽轮机的四段抽汽作为工作汽源，即低压汽源;当机组负荷降至40％额定负荷及以下时（机组定压运行），低压汽源参数已不能满足给水泵的耗功需求，这时小汽轮机工作汽源通过配汽机构自动切换至锅炉新蒸汽（高压汽源），这种双汽源供汽方式，也使小汽轮机具有更加灵活的起动方式。
小汽轮机具有较大的功率裕度和较宽的连续运行转速范围。
单台汽动泵组运行时可满足机组65％额定负荷的给水需求。
小汽轮机的排汽可根据现场布置要求具有向上或向下排汽方式，排汽通过排汽管道引入主凝汽器，排汽管道上设有一只真空蝶阀，用以在汽动给水泵组停运时（此时主机还在运行）切断小汽轮机与主机凝汽器之间的联系，以免影响主凝汽器的真空度。
∙技术特点1、冲动式设计BPEG的小汽轮机秉承了GE冲动式汽轮机的设计特点。
与反动式汽轮机相比，冲动式汽轮机具有以下优点：∙级数少，直径小，外形尺寸小，本体重量轻。
∙叶顶和轴封漏汽都较小，漏汽对效率影响不敏感。
∙轴向推力小，推力轴承负荷小、耗油量低、损失小。
∙转子直径小，过度圆角大，应力集中系数小，转子热应力小，对负荷快速变化适应性较好。
2、内切换新颖独特的新蒸汽内切换汽源切换方式，除能实现0-100%负荷平稳运行外还具有以下特点：∙简化配汽系统，操作更加可靠。
∙汽源切换平稳，无扰动。
∙高压进汽系统与汽轮机本体分离，减少对汽轮机的热冲击。
∙可用高压蒸汽直接启动，运行灵活。
∙高压蒸汽运行时排汽湿度较小。
3、可靠性第一的设计思想BPEG 给水泵汽轮机的设计始终将可靠性放在第一位。
运行工况下汽轮机组主要参数应达值的数值分析_盛德仁
1
号端差 /℃
-
1.
67
- 0. 82 -
1. 325
-
1. 67
- 1. 98 - 2. 20 -
2. 98 -
3. 84 -
3. 68
2 号端差 /℃
0
1. 52 0. 788
0 - 0. 76 - 1. 36 - 2. 18 - 3. 56 - 3. 54
3 号端差 / ℃ 0 1. 27 0. 685 0 - 1. 5 - 2. 60 - 2. 60 - 3. 59 - 3. 56
[ 关键词 ] 变工况 参数应达值 数值分析 汽轮机组
随着经济发展和人民生活水平的不断提高 ,我国 电网的峰谷差将进一步扩大 ,因此 ,大 、中型容量火电 机组将都参与调峰运行 。调峰机组的安全性和经济性 是目前重要的研究课题之一 。参数的应达值 (也称参 数的基准值) ,是指在某一负荷 (或主蒸汽流量) 下 ,某 一运行参数 (如主蒸汽压力 、真空等) 在运行工况时应 达到的最佳值 (或一个范围) 。当运行参数偏离应达值 时 ,系统将造成各项能量损失 。所以运行工况下主要 参数应达值的确定 ,有助于指导运行人员经济运行 ,并 作为电厂能耗分析的重要依据和监视设备故障的辅助 手段 。
1. 2 汽轮机真空应达值的优化计算
凝汽器与循环水系统是火电厂的重要辅助设备 。
从直观上看 ,提高真空能增加蒸汽做功的理想焓降 ,减
少被循环水带走的热量 ,从而提高汽轮机的热效率 ,但
同时增加了循环水泵的耗功 。汽轮机真空的应达值就
是上述两者互相弥补时获得净效益最大时的凝汽器真
空。
这一问题可表示为下面的优化问题 : max Δ P =Δ Pi - Δ PP
汽轮机主要参数
500-600
低于500mm，开始补水，高于600mm，停止补水
48
高加水位
mm
0
38
-38
-38mm低报警，+38mm高一值报警，+88高二值开危急疏水，+138mm高三值高加解列
49
#5、7、8低加水位
mm
0
38
-38
362mm低报警，438mm高一值报警，488高二值开危急疏水，538mm低加解列
-1.0
17
转子振动
mm
＜0.076
0.125
0.254 mm自动停机
18
轴封进汽压力
MPa
0.0207-0.031
0.031
0.0207
0.28MPa安全门动作
19
低压轴封汽温度
℃
149
176
121
20
调节级后蒸汽温度
与该处金属温度差
℃
不能高于111℃
或低于56℃
21
EH油箱油位
mm
500～730
1.1
序号名称单位正常值(额定负荷)最高值
最低值
备注
1
机组出力
MW
600
633
633MW为最大连续功率
2
主蒸汽流量
t/h
1674
1782
3
主蒸汽压力
MPa
24.2～24.4
25.4
4
主蒸汽温度
℃
566
574
552
汽温超过594℃或在10分钟内下降50℃时手动停机
5
再热蒸汽压力
MPa
3.61
6
再热蒸汽温度
汽轮机生产指标优化运行与计算方法
汽轮机生产指标优化运行与计算方法一、综合指标的解释：（一）综合指标解释1、供电煤耗=((燃油量*41868/29271)+(原煤量*入炉煤低位发热量/29271))*100/供电量单位：g/kW·h2、厂用电率：单位%（1）生产厂用电量：（厂高变电能表电量）（2）综合厂用电量：发电量-供电线路送出电量之和。
（3）生产厂用电率=生产厂用电量/发电量（4）综合厂用电率=综合厂用电量/发电量3、全厂补水率：全厂补充水量与锅炉总蒸发量之百分比。
单位：%4、汽水损失率：发电汽水损失量与发电锅炉总蒸发量百分比。
主要是指汽水系统中各阀门及管道泄露、疏水、排汽等损失。
单位：%5、发电厂汽水损失量=锅炉补充水量-（对外供汽量+电厂自用汽量+对外供水量+吹灰用汽量+锅炉排污量+冷凝水返回量）单位：吨（二）汽机指标及影响指标的因素：1、主蒸汽流量：是指进入汽轮机的主蒸汽流量值（t/h）2、主蒸汽压力：是指汽轮机进口的蒸汽压力值（MPa），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
3、主蒸汽温度：是指汽轮机进口的蒸汽温度值（℃），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
4、最终给水温度：是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值（℃）。
是回热循环效率的具体体现，是影响机组运行经济性的一个重要指标。
影响因素主要有：负荷率、高压加热器投入率、加热器温升、加热器端差、高加旁路严密性。
5、真空度：是指汽机排汽缸真空占大气压力的百分数。
单位%。
主要是因为大气压力随季节、地点的不同而变化，因此使用凝汽器真空值并不能准确地反映凝汽器运行工况，而且也不便于比较，所以一般用凝汽器真空度或排汽压力来表示凝汽器真空情况的好坏。
真空度=1 -（大气压力-凝汽器真空）/101.325（标准大气压）由于凝汽器排汽压力与该压力下的饱和温度有一一对应的关系，因此降低凝汽器循环水进水温度（取决于气象条件、冷却设备的型式及工作效率等）、循环水温升（取决于凝汽器的热负荷：⑴负荷率⑵缸效率⑶工质内漏；循环冷却水冷却能力）及凝汽器端差，可以提高真空度。
燃气轮机基本原理及9E燃机性能型号参数
第一讲：燃气轮机基本原理及9E燃机性能型号参数授课内容：第一章：绪论1）：燃气轮机发电装置的组成2）：燃气轮机发展史3）：我国燃气轮机工业慨况4）：GE公司燃气轮机产品系列及其编号第二章：燃气轮机热力学基础知识1）：工质的状态参数2）：理想气体状态方程3）：功和热量第三章：燃气轮机热力循环1）：燃气轮机热力循环的主要技术指标2）：燃气轮机理想简单循环3）：燃气—蒸汽联合循环第四章：9E燃机性能型号参数1）：PG9171E型燃机型号简介2）：PG9171E型燃机性能参数简介第一章绪论第一节燃气轮机发电装置的组成燃气轮机是近几十年迅速发展起来的热能动力机械。
现广泛应用的是按开式循环工作的燃气轮机。
它不断地由外界吸入空气，经过压气机压缩，在燃烧室中通过与燃料混合燃烧加热，产生具有较高压力的高温燃气，再进入透平膨胀作功，并把废气排入大气。
输出的机械功可作为驱动动力之用。
因此，由压气机、燃烧室、透平再加上控制系统及基本的辅助设备，就组成了燃气轮机装置。
如果用以驱动发电机供应电力，就成了燃气轮机发电装置。
(幻灯)第二节燃气轮机发展史燃气轮机是继汽轮机和内燃机问世以后，吸取了二者之长而设计出来的，它是内燃的，避免了汽轮机需要庞大锅炉的缺点;又是回转式的，免去了内燃机中将往复式运动转换成旋转运动而带来的结构复杂，磨损件多，运转不平稳等缺点。
但由于燃气轮机对空气动力学和高温材料的要求超过其他动力机械，因此，发展燃气轮机并使之实用化，人们为之奋斗了很长时间。
如果从1791年英国人约翰·巴贝尔(John Baber)申请登记第一个燃气轮机设计专利算起，经过了半个世纪的奋斗，到1939年，一台用于电站发电的燃气轮机(400OkW)才由瑞士BBC公司制成，正式投运。
同时Heinkel工厂的第一台涡轮喷气式发动机试飞成功，这标志着燃气轮机发展成熟而进入了实用阶段·在此以后，燃气轮机的发展是很迅速的。
由于燃气轮机本身固有的优点和其技术经济性能的不断提高，它的应用很快地扩展到了国民经济的很多部门·首先在石油工业中，由于油田的开发和建设，用电量急剧增加·建造大功率烧煤电站不具备条件(没有煤炭，交通不便，水源紧张，施工困难等)，周期也不能满足要求·而燃气轮机电厂功率不受限制，建造速度抉，对现场条件要求不高，油田有充足的可供燃用的气体和液体燃料·不少油田还利用开发过程中一时难以利用的伴生气作燃气轮机燃料，价格便宜，发电成本低，增加了燃气轮机的竞争力，所以在油田地区，燃气轮机装置被广泛应用，除用于发电外，还在多种生产作业申用燃气轮机带动压缩机(例如天然气管道输送，天然气回注，气田采油等)和泵(例如原油管道输送和注水等)。
1.5mw小型背压汽轮机参数
1.5MW小型背压汽轮机参数1.背景介绍背压汽轮机是一种利用蒸汽压力释放能量的发电设备，其在能源行业中扮演着重要的角色。
本文将对1.5MW小型背压汽轮机的参数进行详细介绍，帮助读者更好地了解该型号的技术特性和适用范围。
2.背压汽轮机概述背压汽轮机是一种热力机械装置，通过燃烧燃料产生蒸汽，然后利用高温高压蒸汽驱动涡轮运动，最终将转动机械轴的动能转化为电能。
1.5M W小型背压汽轮机是一种功率为1.5兆瓦的小型发电设备，它具有体积小、重量轻、运行稳定、效率高等特点，适用于较小的能源供应场景。
3.主要参数1.5M W小型背压汽轮机的主要参数如下：-额定功率：1.5M W-蒸汽流量：XX Xk g/h-进口蒸汽压力：XXX M Pa-进口蒸汽温度：XXX℃-出口蒸汽压力：XXX M Pa-出口蒸汽温度：XXX℃-燃料种类：XX X-发电效率：XX X%4.技术特点1.5M W小型背压汽轮机具有以下技术特点：-超临界循环设计：采用超临界循环技术，使得燃料能够更充分地被利用，提高发电效率。
-先进的控制系统：配备先进的自动化控制系统，能够对发电过程进行精确控制，保证运行的安全稳定。
-节能环保：通过优化设计和先进的排放控制技术，使得燃料的利用率更高，减少对环境的污染。
-模块化设计：采用模块化设计理念，方便安装和维护，同时还可以根据实际需求进行扩展。
5.适用范围1.5M W小型背压汽轮机广泛适用于以下场景：-工业领域：适用于化工、纺织、制药等行业的能源供应，可满足生产过程中的电力需求。
-商业领域：适用于商业建筑、购物中心、酒店等场所的独立供电，提供稳定可靠的电力支持。
-农业领域：适用于农业温室、养殖场等场所的电力供应，满足农业生产的能源需求。
6.总结本文对1.5MW小型背压汽轮机的参数进行了详细介绍，包括其背景介绍、概述、主要参数、技术特点和适用范围。
通过了解这些参数，读者可以更好地了解该型号的特点和适用场景，为能源供应的选择提供参考和指导。
汽轮发电机参数选型
要求。 把可靠性放在首位，各方案所选用的铁心
磁通密度等都不应超过其参考方案,并充分考虑 在结构设计时采用外国公司百万千瓦级发电机和 中国国内制造 300MW、600MW 机组中成熟可靠 结构的可能性。
在确保可靠性的前提下，力求采用国内材 料以降低成本，提高综合经济指标。 5.2 两极 3000r/min 发电机的四个设计计算方案
3) 轴系及稳定性设计——1000MW 级机组， 单轴转子长度增加，而且轴系的重量也比双轴机 组大，轴承载荷加大，如采用六排汽式，加上高、 中压缸和发电机，将成为一个有 6 个转子的轴系。 这样长的轴系在 3000r/min 下可能给机组带来如 振动、轴系稳定性、扭振等一系列问题。
从上述分析可知，超临界 1000MW 级机组， 单轴机组厂房占地面积小，机组价格也较低，如 果电厂所在位置离制造厂较近，水路运输条件好 且地价较高，可考虑选用单轴机组。
一般来说，汽轮发电机的造价是与发电机的 容量成正比关系的，如以 900MW 汽轮发电机（单 轴全速）为例，造价约为 1.3 亿元人民币，那么， 1000MW 汽轮发电机（单轴全速）就为 1.43 亿元 人民币。另外，发电机的冷却方式、氢压等参数 也与发电机的造价有关系。
5 百万千瓦级汽轮发电机（单轴全 速）初步方案设计
自从第一台超临界机组在北美问世后，锅炉、 汽机和其辅助设备已有了许多改进。在机组容量、 燃料形式（煤粉）和通风型式（平衡通风）相同 的情况下，超临界机组的性能、可靠性已与亚临 界机组一样好甚至更好。这些改进也使更大容量 的超超界机组的性能与小容量超临界机组或亚临 界机组的一样好。
对汽轮发电机而言，单机容量在 900MW（2 极、50Hz）及以上的火电厂全球有数十家，核电 厂也有十余家。各制造厂商具有运行业绩的最大 容量发电机如下：西门子公司为 1100MW，三菱 公司为 843MW，阿尔斯通为 930MW。
世界燃气轮机市场厂商与产品性能
表 1 表示 2001 年 6 月~ 2002 年 5 月世界非航 空燃气轮机市场的订货情况, 包括各功率等级范围 内的燃气轮机售出台数、功率容量、用途( 作备用、调 峰、连续) 、运行方式、所用燃料( 柴油、重油、天然气 及双燃料) 以及地区分布等。
收稿日期: 2004 04 05 基金项目: 国家 S863 计划项目( 2002AA525012) 与( 2002AA503020) 等。
面对 21 世纪, 燃气轮机也将逐渐成为我国国民 经济建设的重要动力, 特别在西部大开发中发挥重 要作用, 国家的新世纪四大工程: 西气东输, 西电东 送, 青藏铁路, 南水北调, 前三个都与燃气轮机有关, 我国将是世界最大的燃气轮机潜在市场, 发展前景 广阔。
本文基于大量文献资料, 概述当今世界燃气轮 机市场、五大家主要制造厂商及其大中型产品型号 与性能。
390 8MW, 1 ∀ MS9001FA) , S209FA( 1994, 786 9MW, 2
∀ MS9001FA ) , S109EC, S209EC, S109E, S209E, S107FA ( 60HZ) , S207FA( HZ) , S106FA , S206FA 等。目 前, GE 公司生产的 50HZ 发电用重型燃气轮机主要 有十几个型号, 由这些机型燃气轮机组成的联合循 环发电装置也有十多个型号。
制造厂商。另外, 世界上还有十多个合作厂家采用 GE 技术、生产 GE 品牌的燃气轮机, GE 公司及其伙 伴公司的燃气轮机产品在世界燃气轮机市场中占最 大的份额。
GE 公司发展了 5 个系列几十个型号的工业燃 气轮机, 并生产出售了近万台产品。其中大中型发 电机组有 9H 级机型的型号 PG9101( 2000, 292MW) , 9G 级机型的型号 PG9101G( 2000, 280MW) , 9FA 级机 型的型号 PG9351FA( 1996, 255 6MW) , 9EC 级机型的 型号 PG9231EC( 1994, 169 2MW) , 9E 级技术的机型 PG9171E ( 1987, 123 4MW ) , 7FA 级 机 型 的 型 号 ( 60HZ) PG7241FA( 1994, 171 7MW) , 7EA 级机型的型 号( 60HZ ) PG7121 EA( 1984, 85 4MW) , 6FA 级机型的 型号 PG6101FA( 1993, 70 14MW) 等。以上述型号燃 气轮 机组 成 的 联合 循 环 发电 装 置 型 号有: S109H ( 2002, 480MW, 1 ∀ MS9001H ) , S109FA ( 1994,
汽轮机主要参数
径向轴承金属温度
℃
＜90
107
107℃报警，113℃自动停机
29
推力轴承金属温度
℃
＜85
99
99℃报警，107℃自动停机
30
轴承回油温度
℃
＜70
77
77℃报警
31
高压蓄能器氮压
MPa
＞9.3
9.3
32
低压蓄能器氮压
MPa
＞0.207
0.207
33
主油泵进口油压
MPa
0.05-0.3
34
主油泵出口油压
5.88
16.9
20.3kPa ETS动作
15
轴向位移
mm
-0.9～+0.9
+1
-1
达+1、-1 ETS动作
16
差胀
mm
高压
-3.8～+6.5
+8.0
-4.56
高压差胀达到+8.0 mm或-4.56mm时ETS动作；低压差胀达到+17.5 mm或-1.0mm时ETS动作
低压
-0.26～+15.2
+17.5
MPa
2.1-2.3
35
隔膜阀上部油压
MPa
＞0.5
36
转子偏心度
mm
＜0.076
37
汽缸壁上、下温差
℃
＜42
56
38
除氧器压力
MPa
0.147-1.015
1.015
39
除氧器水位
mm
0
+200
-200
0水位是除氧水箱中心线上1050mm。2150mm低一报警值；500mm跳给水泵；2850mm高二值保护关除氧器水位主、副调节阀及其旁路阀，开凝结水泵最小流量调节阀；2950mm高三值自动关闭抽汽止回阀和抽汽电动阀，并打开紧急放水门，达正常水位时联关溢流/放水阀。HHH保护关四段抽汽逆止门1、2，抽汽电动门，四段抽汽至除氧器电动门，除氧器辅助蒸汽电动门，开除氧器紧急放水电动门
汽轮机经济指标分析
汽轮机经济指标汽轮机的经济、定义、计算及测试、评价方法讲义华电瑞能电力中试有限责任公司—周国强1 工作内容对于电厂来说，汽轮机组运行的安全性永远是处于首要位置的，因此，汽轮机组的经济性工作，就是在保证机组安全运行的前提下，使机组在更为经济的状况下运行。
汽轮机组的经济性主要涉及到以下五个方面的工作：(1) 确认汽轮机组的真实运行状况获取机组的运行状况可以通过以下三种方式：——与现场相关人员交流即通过与现场相关专业的专工、运行人员、检修人员交谈来了解机组的运行状况。
——查阅相关报表即通过对电厂日报表和月统计报表中相关数据的分析来获取机组的运行状况。
——对机组进行热力性能测试。
前两种方式是节能监督工作中较为常用的方法，其可使监督人员在较短的时间内了解机组的运行状况。
另外，当经济性工作者对机组的运行状况进行初步了解时，前两种方式也是较为有较的手段。
但是对于获取机组的运行状况，最为重要和最为常见的方法是第三种。
通过热力性能试验可以更为全面、更为准确地了解机组真实的运行状况，并可通过对试验数据的分析与比较判断出问题之所在。
因此，对汽轮机组进行热力性能测试是确认机组运行状况最为常用的方法。
这种性能测试所涉及的工作包括：大修前后的常规热力性能试验、新机组投入运行后所做的启动验收试验，以及针对某一设备故障或缺陷所做的专项试验。
(2) 对汽轮机组运行状况作出评价在全面了解机组运行状况的基础之上，对汽轮机组的经济运行状况作出评价，这是节能监督工作的重要内容，同时也是编写热力试验报告不可缺少的内容。
(3) 找出问题并提出改进措施在全面了解机组运行状况的基础之上，找出汽轮机组经济运行中存在的问题并提出改进措施，这是汽轮机经济性工作和节能监督工作的一个重点。
此项工作对现场机组的经济运行可起到指导作用，是电厂制定节能计划的重要依据。
(4) 节能改造／设备消缺根据电厂需要和对此项工作涉入程度的不同，此方面工作内容有所不同，包括：编写节能改造的可行性报告、制定改造方案等。
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Pa
8
#4级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1+1
内径
mm
DN700(暂定)
阻力
Pa
9
#5级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1+1
内径
mm
DN600(暂定)
阻力
Pa
10
#6级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1
内径
mm
DN700(暂定)
阻力
Pa
11
#7级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1
内径
mm
DN700(暂定)
阻力
Pa
kW/V
液压马达
二
汽轮机性能保证
铭牌工况功率
MW
1000
TMCR工况功率
MW
1045.286
汽机热耗考核工况时热耗率
kJ/kWh
7233
轴颈振动值
mm
0.076
凝汽器平均背压
kPa
4.8
噪声（条件同3.1.6）
dB(A)
85
三
主要阀门数据
1
主汽门
数量
只
2
内径
mm
φ320(阀座直径)
阀体材质
GX12CrMoVNbN9-1
(汽机中心线以上)
33
机组在出厂前是否经过总装
是/否
是
34
运行层标高
m
16.5
35
最大起吊高度
m
11
36
寿命消耗
冷态启动
％/次
0.0115
温态启动
％/次
0.0115
热态启动
％/次
0.0115
极热态启动
％/次
不计
负荷阶跃10％铭牌功率
％/次
不计
37
启动方式
高中压联合启动
38
变压运行负荷范围
％
30%～100%额定负荷
阀杆材质
X12CrMoWVNbN1Biblioteka -1-12主汽调节阀
型式
平衡柱塞式
数量
只
2
内径
mm
φ250(阀座直径)
阀体材质
GX12CrMoVNbN9-1
阀杆材质
X12CrMoWVNbN10-1-1
3
排汽逆止阀
型式
数量
只
2
内径
mm
DN700
阻力
Pa
4
中压联合汽门
数量
只
2
内径
mm
φ560(主门阀座直径)
φ500(调门阀座直径)
46
液力控制系统
抗燃油泵型式、台数
台
柱塞泵2台
抗燃油牌号
FYRQUEL EHC PLUS
抗燃油系统装油量
m3
1200
抗燃油泵出口压力
MPa（g）
16
抗燃油泵供油量
m3/h
2.4
抗燃油箱容量
m3
0.909
抗燃油冷却器型式、台数
台
空冷2台
抗燃油冷却器管侧设计压力
MPa（g）
47
盘车速度
r/min
60
盘车型式
阀体材质
ZG13Cr9Mo2Co1NiVNbNB
阀杆材质
13Cr9Mo2Co1NiVNbNB
5
#1级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1+1
内径
mm
DN250(暂定)
阻力
Pa
6
#2级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1
内径
mm
DN400(暂定)
阻力
Pa
7
#3级抽汽逆止阀
型式
摇板式
数量
只
1+1
内径
mm
DN350(暂定)
编号
项目
单位
数据
汽轮机主要参数统计
一
机组性能规范
1
机组型式
超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式
2
汽轮机型号
N1000-28/600/620
3
铭牌功率
MW
1000
4
额定主蒸汽压力
MPa（a）
28
5
额定主蒸汽温度
℃
600
6
额定高压缸排汽口压力
MPa（a）
5.954
7
额定高压缸排汽口温度
℃
354.6
中压缸
级
2×13（暂定）
低压缸
级
2×2×6（暂定）
30
临界转速（分轴系、轴段的计算值一阶、二阶）
见表7-5
高压转子
r/min
中压转子
r/min
低压转子
r/min
发电机转子
r/min
31
机组轴系扭振频率
Hz
14，21，29，56，67，136，146
32
机组外型尺寸（长、宽、高）
m
29×10.4×7.8
8
额定再热蒸汽进口压力
MPa（a）
5.537
9
额定再热蒸汽进口温度
℃
620
12
主蒸汽额定进汽量
t/h
2833.2
13
再热蒸汽额定进汽量
t/h
2319.9
16
额定排汽压力
MPa（a）
0.0048
17
低压缸最小冷却流量
t/h
150
18
配汽方式
全周进汽+补汽阀
19
设计冷却水温度
℃
20.5
20
额定给水温度（铭牌工况）
MPa（g）
0.55
轴承油压
MPa（g）
0.05-0.17
主油箱容量
m3
32
油冷却器型式、台数
台
板式，2台
顶轴油泵型式
叶片泵
顶轴油泵制造厂
Denison
顶轴油泵出口压力
MPa（g）
17.5
顶轴油泵供油量
m3/h
6.48
盘车油马达型式
盘车油马达制造厂
盘车油马达出口压力
MPa（g）
盘车油马达供油量
m3/h
℃
301.5
21
额定转速
r/min
3000
22
热耗率(汽机热耗考核工况)
kJ/kW.h
7233
23
给水回热级数
（高加＋除氧＋低加）
3+1+5
24
低压末级叶片长度
mm
1146
25
汽轮机总内效率
%
91.06
26
高压缸效率
%
89.78
27
中压缸效率
%
93.04
28
低压缸效率
%
90.06
29
通流级数
高压缸
级
12
真空破坏装置
型式
气动
内径
mm
DN200
13
大气释放膜
直径
mm
800
厚度
mm
1.5
材料
1.4301/Teflon
14
汽轮机排汽缸喷水量
t/h
15
四
机组重量
1
汽轮机本体
t
1360
2
主汽门、调节汽阀、中压联合汽门等
t
150
3
润滑油系统
t
46
39
定压、变压负荷变化率
%/min
见2.1.12
40
轴颈振动两个方向最大值
mm
0.076
41
临界转速时轴振动最大值
mm
0.15
42
最高允许背压值
MPa（a）
0.028
43
最高允许排汽温度
℃
90
44
噪声水平
dB(A)
85
45
润滑油系统
主油泵型式
电动离心泵
润滑油牌号
ISOVG46
油系统装油量
m3
25
主油泵出口压力