汽轮机设备及系统.docx

《汽轮机设备及系统.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《汽轮机设备及系统.docx（93页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、国电宝鸡第二发电厂2660MW扩建工程（汽轮机设备及系统）技术讲义宋明伟2008年4月汽轮机设备系统介绍一、 汽轮机部分简介1、 汽轮机型式为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、海勒式间接空冷凝汽式汽轮机。2、 设备使用条件 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），机头暂定朝向固定端。 机组安装检修条件：机组运转层标高 13.7 m。 旋转方向（从汽机向发电机看）顺时针。 最大允许系统周波摆动： 48.551.5 Hz。 润滑油管路布置：从汽轮机向发电机看暂定为右侧布置。汽轮机配上海电气电站设备有限公司上海发电机厂制造的QFSN660-2型静态励磁水氢氢发电机。 给水

2、泵配置：给水系统为单元制。一台机组配备250%BMCR汽动给水泵,一台30%BMCR启动电动给水泵。汽动给水泵排汽排至主汽轮机喷射式混合凝汽器。3、 冷却方式对海勒空冷系统：冷却介质为水和空气，冷却设备为喷射式混合凝汽器和间冷塔。开式冷却水采用循环水，补充水为水库来水，闭式循环冷却水采用除盐水。闭式循环冷却水系统的最高温度为 40 ，开式冷却水温度为 33 。4、 机组的额定设计参数（1） 在汽机主汽阀前额定压力：24.2MPa额定温度：566（2） 中压联合汽门前 额定压力：90%汽机高压缸排汽压力（约4.13 MPa）。额定温度： 566汽轮机不同工况下特性项 目单位夏季工况额定工况VWO

3、工况阻塞背压工况机组出力MW630660683汽轮发电机组热耗值kJ/kWh829379667970主蒸汽压力MPa.a24.224.224.2再热蒸汽压力MPa.a3.913.934.13高压缸排汽压力MPa.a4.344.364.58主蒸汽温度566566566再热蒸汽温度566566566高压缸排汽温度312312317主蒸汽流量kg/h195319532050再热蒸汽流量kg/h169617051793背压kPa.a271111低压缸排汽焓kJ/kg251824292426低压缸排汽流量kg/h128512751320补给水率%300（3） 汽轮机主要数据汇总表序号项 目单 位数 据备

4、 注1机组型式超临界、一次中间再热、 三缸四排汽、海勒式海勒空冷凝汽式2汽轮机型号NK600-24.2/566/5663夏季出力MW637.4414铭牌出力MW675.9505最大出力（VWO）MW703.6666额定主蒸汽压力MPa(a)24.27额定主蒸汽温度5668额定再热蒸汽进口温度56611主蒸汽额定进汽量t/h201912主蒸汽最大进汽量（VWO工况）t/h212013阻塞背压kPa(a)7.515配汽方式喷嘴+节流16额定给水温度281.5额定工况17夏季出力热耗kJ/kWh832318铭牌出力工况热耗kJ/kWh793419低压末级叶片长度mm66520汽缸数量个321汽轮机总

5、内效率%89.85高压缸效率%87.7中压缸效率%93.2低压缸效率%89.322通流级数级高压缸级I+11中压缸级8低压缸级27723临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶）高压转子r/min无中压转子r/min无低压转子r/min无24低压缸排汽喷水量kg/h25调节装置DEH制造厂26安全检测（TSI）制造厂27数据管理系统（DM2000）制造厂28机组外形尺寸mmm2811829最大件起吊高度（带横担时）m1030冷态启动从汽机冲转到带满负荷所需时间min24131变压运行负荷范围%1810032定压、变压负荷变化率%/min2、533轴振动最大值mm0.07534临界转速时轴承振动

6、最大值mm0.1535最高允许背压值kPa(a)4836报警背压kPa(a)4337跳闸背压kPa(a)6538最高允许排汽温度（额定负荷）12039排汽报警温度9340排汽跳闸温度12141噪声水平dB(A)8542盘车转速r/min2.3843油系统装油量m332主油箱容量m348油冷却器型式管式顶轴油泵制造厂DENISON/REXTOTH44抗燃油牌号见表5-22抗燃油泵制造厂见表5-22抗燃油系统装油量kg见表5-22抗燃油箱容量m3见表5-22抗燃油冷却器型式见表5-2245机组总重t汽轮机本体t1000主汽门、调节阀等t67.4润滑油系统t50（4）汽轮机运行参数序号项 目单 位数

7、 据1全真空惰走时间min652无真空惰走时间min403主开关断开不超速跳闸的最高负荷MW703.6664超速跳闸转速：5机械超速跳闸转速r/min330033606电气超速跳闸转速r/min33007汽轮机正常运行允许的最高背压（额定负荷）kPa(a)488汽机报警背压kPa(a)439汽机跳闸背压kPa(a)6510汽轮机持续运行允许的最高背压/相应的负荷kPa(a)/ MW铭牌进汽量48/612.87211最高背压下允许的最大负荷变化率MW/min33.812汽轮机正常运行允许的最高排汽温度（额定负荷）12013汽机排汽报警温度9314汽机排汽跳闸温度12115最小持续允许负荷/相应的

8、背压值MW/kPa(a)5%额定负荷，背压参照背压限制曲线。16盘车装置型式齿轮传动式17盘车转速r/min2.3818盘车可停止时汽缸的最高温度15019盘车可停止时转子的最高温度15020汽轮机停机后需盘车运行的冷却时间h12021汽轮机轴承最高允许温度22汽轮机轴承最高回油温度23高压缸末级叶片最高允许温度42724低压缸末级叶片最高允许温度12025低压缸排汽喷水量kg/h（5）启动方式及时间 hmin启动状态冲转方式冲转参数(/MPa)冲转至额定转速时间并网至带额定负荷时间每次循环的寿命损耗冷态启动高中压联合启动375/8.4841570.015%温态启动高中压联合启动440/8.4

9、60980.008%热态启动高中压联合启动475/8.410500.002%极热态启动高中压联合启动525/8.4100.001%（6） 锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配；发电机的额定容量与汽轮机铭牌工况时的出力相匹配。（7） 汽轮机回热系统为7级：3高加+1除氧+3低加。1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器。4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7级抽汽分别供3台低压加热器。正常运行时，高压加热器疏水逐级回流至除氧器。7号低加卧式布置在喷射式凝汽器喉部，部分在凝汽器壳体外，以满足排汽管和疏水管连接的要求。（8）机组总长（包括罩壳）：28米（9）高压

10、转子/中压转子/低压转子叶片级数：1+11/8/227（10）低压缸末级（次末级）叶片长度：665（422.8）mm（11）主要部件材质：高/中压内外缸材质： 高中压外缸：ZG15Cr2Mo1高中压内缸：10315AP低压内外缸材质：低压内缸：20g 低压外缸：Q235高/中压转子材质：30Cr1Mo1V低压转子材质：30Cr2Ni4MoV高/中压叶片材质：2Cr11NiMoVNbVN 2Cr12NiMo1W1低压叶片材质： 1Cr12Mo 0Cr17Ni4Cu4Nb高压喷嘴组材质：2Cr12NiMo1W1V高/中压导汽管材质：P91/P22高/中压转子脆性转变温度（FATT）：121低压转子

11、脆性转变温度（FATT）：135、二、 机组性能特点1、机组保证使用寿命不少于30年。机组能以定滑定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。以定滑定方式运行时，滑压运行的范围暂按4090%额定负荷。厂家负责滑压起始点的最终优化。2、 机组能在48.551.5Hz的频率范围内连续稳定运行，而不受任何损伤。根据电网系统运行要求，当电网频率超出上述频率值时，汽轮机允许的时间如下：频率（HZ）允许运行时间累计（min）每次（sec）48551.54847.547连续运行3006010连续运行30060103、机组能连续发出 660.268 MW；在夏季工况620.188MW。 4、在额定功率工况

12、下，机组的净热耗值不高于7968 kJ/kWh（不考虑试验不精确度容差）；5、在VWO工况下，汽轮机的最大进汽量2066.206t/h（不作性能保证）；6、在高加全切工况下，机组能连续发出额定出力660MW；7、在任何一台低加切除工况下，机组能发出额定出力660MW；8、在带厂用辅助蒸汽工况下，四段抽汽量为55t/h供厂用辅助蒸汽，五段抽汽量为50t/h供厂用辅助蒸汽，机组能发出额定出力660MW；9、汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm

13、。各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。超速试验时，对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不超过报警值。轴振动保护动作值0.254mm。10、汽轮机转子及联轴器能承受由发电机短路和母线短路时或电力系统中其他特定扰动造成的运行工况产生的扭矩。11、当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间，厂家提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间：15分钟。12、汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。13、汽轮机能在低压缸

14、排汽温度不高于80 下长期运行。高压缸排汽温度：正常运行最高380，报警420 ，停机 427；低压缸排汽温度：正常运行最高80，报警 80，停机121。14、当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定。15、汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值 48 kPa时允许机组持续运行，铭牌进汽量下相应的负荷值为612872kW，VWO进汽量下相应的负荷值为639837 kW。跳闸背压为65kPa。16、汽轮机采用不带旁路的高压缸启动、带旁路的高中压缸联合启动方式。本机组不采用中压缸启动方式。17、允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下变化范

15、围内连续运行：参 数 名 称限 制 值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力1.00Po保持所述年平均压力下允许连续运行的压力1.05Po例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时1.20Po冷再热压力1.25Pr主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.00t保持所述年平均温度下允许连续运行的温度t+8例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400小时t+14例外情况下允许偏离值，每次15分钟，但12个月周期内积累时间80小时t+28不允许值t+28表中：(1) Po、Pr分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力；(2) t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。18、汽轮发电机组的轴

16、系各阶临界转速应与工作转速避开15的区间。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速。汽轮机轴系的各阶临界转速如下表：轴 段一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值试验值设计值试验值高中压转子1546无4000无低压转子I1488无4000无低压转子II1540无4000无发电机转子810无2170无同时厂家应提供轴系实测各阶临界转速值，还应提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍频10范围内无扭振固有频率。阶 次1234扭振频率（Hz）18.322.8111.4164.419、汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。20、所有调节阀、执行机构、阀门电动装置等选用智能型一体化，

17、重要部分采用进口产品，保证其可靠性。调节阀接受420mADC控制指令并具有420mADC的位置反馈，并不需要用户提供24VDC或其它特殊电源。电动门开/关方向限位开关和力矩开关具有两对独立的两常开两常闭接点；其接点容量为220VAC，3A、220VDC，1A或110VDC，1A。21、三、 机组的功率定义1、夏季工况夏季工况为机组出力保证值验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 27kPa3) 补给水率为3%；4） 额定给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 发电机效率9

18、8.97%、额定功率因数、额定氢压。2、额定功率额定功率或铭牌功率为机组出力保证值、热耗率验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 11kPa；3) 补给水率为0%；4) 最终给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 发电机效率98.97%、额定功率因数、额定氢压。3、调节阀门全开功率（VWO）汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同第一条时，汽轮机的进汽量为105%铭牌出力工况进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。4、阻塞背压功率汽轮机进汽量等于铭牌功率的进汽量，在下列条件

19、下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 补给水率为0%；3) 最终给水温度；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 两台汽动给水泵运行；6) 发电机效率98.97%、额定功率因数、额定氢压。四、 汽轮机本体结构设计（一）、一般要求1、 汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则应能在运行中注入，提供的文件图纸应包括润滑点的分布、润滑剂的名称和添加周期。2、 机组的设计充分考虑到可能意外

20、发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。3、 在高背压、低负荷工况时，低压缸具有一套有效的自动喷水系统投入运行。4、 本机组采用40%BMCR容量（暂定）的高、低压两级串联汽轮机旁路，同时厂家亦可根据机组启动方式和机组DEH控制水平提出旁路容量的推荐意见。旁路的容量应满足机组安全启动、停运和负荷快速升降及机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。厂家应做好设计配合工作。5、 除回热抽汽外，机组应能供给厂用蒸汽量: 冷段抽汽量 60（暂定） t/h，四级抽汽量 55（暂定）t/h，五级抽汽量80（暂定）t/h，此工况下汽轮机也应能带额定负荷

21、。6、汽轮机径、轴向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构，在检修时应能恢复其动静部分间隙。（二）、转子和叶片1、汽轮机转子采用整缎转子，整缎转子应无中心孔。转子脆性转变温度（FATT）高压为121，低压为13。（该数值需经过厂内试验保证）2、低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。厂家提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。防止侵蚀的对策来自二个方面：预防、减少颗粒的形成和减缓冲蚀的进程。主要有以下几点：(1). 锅炉过热器的管材应尽量采用有更好抗剥层性能的细晶粒度的材料，减少Fe3O4氧化皮的剥落。(2). 在调峰及二班制运行时，尽量减少锅炉冷热剧烈变化的停机

22、次数。(3). 减少锅炉管壁的积垢沉积物( 铜、硅、及铁化合物)的剥落造成对叶片的冲蚀。采取比亚临界更为严格的给水水质控制标准和有效措施：* 对铜、氧离子、含氧量、钠及氯离子、PH值的控制应更为严格* 设置更为完善的补给水处理系统，100%凝水的精处理系统和特殊的处理措施，减少腐蚀及腐蚀物对给水的污染，避免有机物在高温下分解对除盐装置树脂的影响。* 整个汽水系统必须为无铜系统，消除铜沉积物的危害。应设有充氮保护和活性炭处理，化学清洗设备定期清除水汽系统聚集的沉积物，避免在停运时的腐蚀。* 严格防止凝汽器泄露：如采用抗腐蚀性能好的纯钛管或复合钛管，在采用胀接后再焊接密封的工艺等技术措施。 3、汽

23、轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，在厂内进行超速试验。4、调节级叶片及动静叶片需采用更为合理的型线，以降低端部损失。为防止激振力引起轴系扭振造成叶片疲劳损坏，叶片的设计特别是叶根应考虑有足够的裕量。5、转子必需经轴不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算、且都应处于合格范围内，且将计算接果提供给厂家确认。（三）、汽 缸1、汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。2、 高、中、低压缸均应采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料。3、 为防止蒸汽激

24、振引起的低频振动，高压部分汽封应选择合适的汽封间隙及结构型式。汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。4、 提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜），汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力限制值为34.348.2 KPa(g)。（四）、轴承及轴承座1、汽轮发电机组各轴承的型式应确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转数、对数衰减率应见下表。汽 轮 机 轴 瓦轴瓦号轴颈尺寸直径宽度mm轴瓦型式轴瓦受力面 积cm2比压MPa失稳转速r/min设计轴瓦温

25、 度对 数衰减率1355.6249.2四瓦可倾1264.51.734500900.300/0.242406.4286四瓦可倾1451.61.434500900.300/0.243431.8302.3可倾瓦1305.31.44500900.3744431.8302.3可倾瓦1305.31.44500900.3745431.8302.3可倾瓦1305.31.414500900.3236431.8302.3可倾瓦1305.31.474500900.3232、 检修时不需要揭开汽缸和吊走转子，就能将各轴承方便地取出和更换。3、 主轴承为水平中分面，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中

26、心型的。低压缸采用落地轴承座。并附有可更换的轴瓦、瓦块和衬瓦。4、 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过75。该轴承座上有观察孔及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。厂家给出轴承排油温度及巴氏合金温度的监视标准。5、 各轴承设计金属温度应不超过90，但乌金材料允许在112以下长期运行。6、 测量轴承金属温度使用埋入式双支铂热电阻，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒。7、 推力轴承的设计应能承受任何一方向的轴向推力。推力轴承应有维修时可调整转子轴向位置的装置。厂家提供显示该轴承金属磨损量和瓦块温度的测量装置，并提供回油温度表和热电阻（Pt100）。在推

27、力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。8、轴承座上有测量大轴弯曲，轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。9、 每个轴承座上装设测量X-Y两个方向的相对振动及轴承的绝对振动的装置。10、轴承箱应为焊接式 ，钢板经酸洗磷化后清理干净，箱体内表面涂防锈涂料。（五）、主汽门、调速汽门、中压联合汽门1、 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门应严密不漏，采用具有高强度的耐热钢材。选择较好的阀腔室及合适的通道型线，以减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和振动噪音。2、 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。厂家提供主蒸汽管道、热再热蒸汽管道与各自阀门的焊接方法及坡口加

28、工图。厂家在制造厂对异种钢或不同管径进行焊接并提供其过渡段，保证与电厂管道同种钢焊接的口径和坡口，电厂现场不出现异种钢焊接。主蒸汽管道暂按A335 P91材料；再热热段管道暂按A335 P91材料；再热冷段管道暂按A672B70CL32材料。3、 主汽门、调速汽门、中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验，还具备检修后能够进行单个阀门开闭试验的性能。4、 厂家提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验时用的临时堵板、阀座、阀芯、阀盖、连接法兰等。水压试验的压力按锅炉水压试验的压力。5、 厂家提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。6、 厂家提供吹管及水压试验后主汽门、中压

29、联合汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压联合汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。7、 机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点。8、 主汽门阀体的疏水管径要根据主汽门所允许的温度变化率来进行设计，以满足机组各种状态启动时，对主汽门阀体热应力要求，避免主汽门阀体出现裂纹，同时也不至于延长启动时间，厂家提供合适的疏水口径并开孔。9、 主汽门、调节汽阀和中压联合汽门应配有就地和远方指示阀门开度的装置，用于远方阀门开度指示的开、关方向的行程开关至少各有两付触点，触点容量应为220VAC 3A或110VDC 0.5A。10、各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料应保证长期可靠

30、安全运行，不起氧化皮，不发生卡涩及裂纹。各门杆密封漏汽疏放合理，不对外漏汽。11、厂家提供汽门严密试验方法，严密性泄漏等级应满足ANSI/ASME-16.104规定的6级。每个主汽门提供2个开信号、4个关信号的行程开关、每个再热汽门提供1个开信号、2个关信号的行程开关，行程开关接点数量应满足买方实际的设计要求。12、 各汽门的关闭时间应满足汽轮机的动态飞升转速要求。具体时间如下表： 汽轮机各阀门关闭时间 s阀门名称时间特性关闭时间延迟时间主汽阀0.20.1调节阀0.20.1再热主汽阀0.20.1再热调节阀0.20.1（六）、轴封供汽系统1、 在任何运行方式下汽封密封汽的调节都应是全自动的，轴封

31、供汽系统应是自密封式，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的启动汽源应满足机组冷、热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力调节站、溢流泄压装置和轴封抽气装置等。2、 轴封蒸汽进口处设有永久性蒸汽过滤器。3、 轴封启动或低负荷用汽来源为厂内辅助蒸汽、冷再热蒸汽及主蒸汽。4、 轴封系统上配置有成熟可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中压缸和低压缸各轴封的供汽参数的要求。5、 设置一台100%容量的不锈钢管轴封蒸汽冷却器。能力应满足海勒空冷机组的要求。轴封蒸汽冷却器要求按凝结水泵出口阀门关闭时的凝结水全压力设计。6、 设置两台100%容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结气

32、体。两台风机能满足一台运行，一台检修的要求。7、 轴封用汽系统包括轴封汽源用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及蒸汽过滤器、仪表及安装附件、减温装置等有关附属管道、附件和装置。8、 提供接至集控室测量和控制所需的传感器、开关和其他装置。9、 轴封供汽系统不采用基地式调节系统，由DCS控制，厂家所供气动执行器能接受来自DCS的 420mA指令并反馈420mA 信号至DCS，厂家负责提供调节框图。汽封系统名 称单 位数 值1、汽封蒸汽调节器型式气动薄膜调节阀数量只4压力调节范围MPa(g)0.02070.03102、汽封排气风机型式离心式制造厂杭州科星鼓风机有限公司数量台2容量m3/

33、h1800排汽压力kPa(g)6.53、汽封蒸汽冷却器型式管壳式制造厂STC冷却表面积m2150冷却水流量kg/h350000（最小）管子尺寸/厚度mm/mm252.2材料：管子不锈钢壳体碳钢（七）、汽轮机疏水和排汽系统1、 疏水系统的设计应遵守ANSI/ASME TDP-1，排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。2、 排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该系统还应具有排除再热联合汽门中蒸汽的功能。3、 疏水和排汽系统应能实现自动控制，厂家应提供气动或电动装置及仪表。4、 在失去电源或压缩空气气源时，所有主汽

34、和再热蒸汽的疏水阀应能自动打开，所有抽汽的疏水阀应能自动打开。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上设两道串联阀门，一道为手动阀门，一道为气动阀门。5、 系统包括且汽机本体疏水扩容器应能接受下列各项疏水（但不限于）：1) 收集所有轴封和阀杆漏汽的疏水；2) 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水；3) 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水；4) 再热汽门、各抽汽管道上逆止阀前的疏水；5) 汽轮机各汽缸的疏水；6) 排汽阀和排污阀的漏汽；7) 本体管道低位点疏水。8） 本体疏水扩容器的设计制造及布置位置应由买方确认。6、 厂家应提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部管道、阀门等。进口、国产阀门要求采用

35、在国内有良好业绩的成熟的产品。（八）、疏水扩容器1、混合凝汽器由空冷岛设计供货，但布置在凝汽器内的7号低加、抽汽管道（含膨胀节）等由厂家设计供货。混合凝汽器内部抽汽管道布置、7号低加的外型、凝汽器接口等需与EGI配合。所有低加正常疏水和事故疏水以及来自其他水源的疏水接入凝汽器或本体疏水扩容器的方式需与业主方、EGI共同协商确定。2、 疏水扩容器在机组启动和甩负荷时，应能接受汽机本体以外的机组所有疏水，并满足压力和温度的要求。3、 疏水扩容器的设计考虑接收以下疏水和蒸汽：1） 高、低压加热器的正常和事故疏水；2） 厂内蒸汽管道疏水；3） 除氧器溢流放水；4） 旁路系统的蒸汽；5） 锅炉启动分离器

36、疏水；6） 补给水及其它杂项疏水等。排入的疏水和蒸汽参数及接口位置待设计联络会上确定。4、 疏水扩容器的数量不少于2套，喷水减温所配气动调节阀由厂家提供。5、 厂家应负责设计和提供喷射式混合凝汽器内部的7号低加的支座及5、6、7段抽汽管道。管道布置及支撑设计联络会确定。6、 厂家应提供汽机本体疏水扩容器的设计并供货。喷水减温所配气动调节阀由厂家提供。五、 汽轮机油系统设计特点（一）、汽轮机控制用液压油系统1、 汽轮机液压油采用高压抗燃油，该系统包括液压油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，过滤器、储能装置、在线抗燃油再生装置，加热器，油温调节装置、泵进口滤网、有

37、关管道和附件、仪表等。油箱上设有人孔门、浮子式液位计、高低压油位报警开关。液压油系统采用集装式。提供小机油源及接口。2、 抗燃油液压系统各部件应采用不锈钢管和不锈钢配件。3、 系统的设计保证当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5s），汽轮机不会发生跳闸。每台供油泵的容量能满足机组满负荷时的油量需要，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自动启动。厂家提供低油压开关及自动停机开关，压力测量回路上设置试验阀。4、 每台机组应提供250%容量的抗燃油（其中150%备用），抗燃油型号为REOLUBE 46XC 。并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。5、 油温调节装置包括一次元件及控制设备。供油泵的全

38、套控制系统包括一套就地控制盘，包括指示器、泵控制开关、开/关指示灯、就地/遥控选择开关及报警器等。6、 抗燃油冷却器的冷却水采用开式冷却水，厂家应根据汽轮发电机组在设计冷却水温度为 暂定为33 、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计，换热器采用管式，换热器材料采用不锈钢。冷油器的设计为正常单台运行，满足系统要求，其管道布置方式允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。7、 汽轮机抗燃油系统由厂家（STC）成套供货。抗燃油系统名 称单 位数 值1、抗燃油泵组及油箱的外形尺寸mmm184020502351抗燃油系统需用油量kg1250抗燃油设计压力MPa(g)14抗燃油储油量m

39、31.14抗燃油牌号/油质标准/Reolube 46XC/ NAS 5/SAE 2抗燃油泵:型式柱塞泵数量台2出力L/minkg/h54002、抗燃油冷却器型式管式数量台2冷却面积m22.1设计压力1.6（管侧）/0.1（壳侧）材料铜（管子）/不锈钢（壳体、水室）（二）、汽轮机润滑油系统1、 润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。2、 润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵、顶轴油系统及顶轴油泵（进口）、两台100%容量管壳式冷油器、两台100%容量的排油烟风机、管道、仪表。系统应满

40、足每台汽轮发电机组所需的全部附件，如回油管上的窥视孔、温度计及插座和进油管上的活动滤网等。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统。发电机密封油系统与润滑油回油管由发电机供货商负责，厂家在低压缸处留有接口。 3、 厂家应提供组装油箱，主油箱上设置两台全容量的交流电动机驱动的抽油烟风机和除雾器，使各轴承室内维持微负压，并设置负压表便于监视，以确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水。电加热器加热温度到40。厂家提供电加热器及温控设备。4、 油箱容量应满足当厂用交流电失电且冷油器无冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过79。油箱的容量应能容纳停机时所有回油量。5、

41、 汽轮机润滑油系统应考虑氢冷汽轮发电机的油系统的供油和回油。回油管至油箱处应配置滤网（净化用）。6、 为最大限度地减少火灾，汽轮机油系统所用管道及附件应是强度足够的厚壁管，至少应按最高工作压力跳高一级选取设计压力。尽量减少法兰及管接头连接，若采用法兰连接，则应采用对焊法兰，且法兰的公称压力比对应的管道高一等级。油系统中的附件不应使用铸铁件。所有的油管道焊缝全部采用氩弧焊打底。汽轮机轴承回油母管应向汽轮机油箱一侧倾斜一定的角度布置，一般倾斜度为2左右，弯管段应保证油流平稳。润滑油系统应使用套装油管。套装油管道采用不锈钢。7、 所有润滑油系统的泵组设计成能满足自动启动、遥控及手动启停的要求。设有停

42、止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。8、 每台冷油器应根据汽轮发电机组在设计冷却水温度为 33 、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计，换热器采用管壳式换热器，材料采用不锈钢。冷油器的设计为正常单台或两台运行，满足系统要求，其管道布置方式允许在一台或两台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。9、 凡有可能聚集有气体的腔室，如油箱、轴承箱、回油母管等，应有排放油气的设施。10、 从汽轮机结构和系统设计上，应防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。11、 油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管道等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污杂质，并经永久性防腐蚀处理后再妥善密封出厂，对防腐蚀处理的方法作出说明。油系统所配用的设备包括管道、附件、仪表及仪表安装附件等均应由厂家配套提供。12、 厂家应提供油系统清洁度的标准，并提供在安装和运行中保证油系统清洁度达