330MW 凝汽式汽轮发电机组回热系统设计计算
330MW 凝汽式汽轮发电机组回热系统设计计算
330MW凝汽式汽轮发电机组回热系统设计计算
1、设计计算背景
N330-17.75-540-540中间再热式汽轮机组是目前机组容量较大，数量较多的一种，设计技术和运行经验都已相当成熟，已经能够比较可靠地长期连续运行。但是，它的热耗较高。首先，330MW机组回热系统未充分利用抽汽过热度，且对焓升分配也不够合理。其次，除氧器采用定压运行，存在节流损失，在变负荷或低负荷时要切换汽源，经济性影响更大。鉴于上述种种状况，为改进330MW机组热力系统，本次毕业设计采用的方案如下。
2、方案简析
基本方案的回热系统是采用三高四低一除氧的典型系统，其中，二号高加装有疏水冷却器，七号加热器采用疏水泵打到本级出口，除氧器定压运行。本人所设计的方案在基本方案的基础上，封闭了三段抽汽，并为二号加热器装设了一台外置式蒸汽冷却器，除氧器采用滑压运行。
与基本方案相比，本方案具有以下优点：
一、由于#2高加的抽汽来自中压缸的第一个抽气口，具有很高的过热度，采用外置式蒸汽冷却器后，降低了抽汽的过热度，再用它们加热给水，降低了加热器的换热温差，减少了不可逆损失，使热经
济性得到了提高。
二、除氧器采用滑压运行，不存在定压运行时的节流损失，额定负荷时和低负荷时定压运行，负荷正常范围内滑压运行。除启动及甩负荷工况外，低负荷时无需切换汽源，运行经济性提高。
三、漏汽能按能级回收利用，减少了换过程的不可逆损失。
从理论上讲，本方案在一定程度上提高了整个机组的热经济性。本次毕业设计即针对改进方案，采用的热力系统计算方法进行系统优化计算。
3、基本方案计算
3.1参数整理
(1)汽轮机
机组型式N330-17.75-540-540型凝汽式汽轮机，配B&W
B1025/18.44M型自然循环燃煤汽包炉。
蒸汽初参数：p0=17.75MPa,t0=540℃,由水蒸汽表查得：
h0=3390.6123 kj/kg
再热蒸汽参数:冷段压力P2== 4.4MPa,冷段温度=338.3℃,
=3055.2419 kj/kg；热段压力=4.13MPa,热段温度= 542℃, = 3539.1064 kj/kg;
排汽压力P c=0.0046 MPa,排汽焓hc=2326.95 kj/kg
(2)其他见设计任务书。
3.2计算步骤
3.2.1确定原则性热力系统，绘制系统图
3.2.2确定系统各汽水点的热力学参数
根据水蒸汽图表和给定参数确定各汽水点的热力学参数如表2-1所示:
表2-1 各汽水点的热力参数表
*考虑给水泵的焓升后，H2入口水焓为761.8804+27.7141=789.5945 kj/kg，由该处的压力20.8583 MPa，查得此处的给水温度为183.6902℃，故H2的入口水温为183.6902+4=191.6902℃。
*考虑疏水泵的焓升后，H6入口水焓为358.9625+2.4943=361.4568 kj/kg，由该处的压力2.7118 MPa，查得此处的给水温度为85.8250℃，故H2的入口水温为85.8250+8=93.8250℃，查得此时疏水焓值为393.0397 kj/kg。
3.2.3排污扩容、泵功计算.
1.排污扩容计算
采用两级串联的连续排污扩容器
第一级计算：各参数标注见图2-1示
第二级计算：各参数标注见图2-2示
2.泵功计算
1) 凝结水泵
已知条件：P c1=0.0046MPa，出口压力p c2=3.0 MPa，ηcp=0.9,
由水蒸汽表查得：ts=31.4213℃，hsc=131.6028kj/kg，
υ=0.001005m3/kg
则τcp=υ?p/η=0.0015*(3.0-0.0046)/0.9=3.3449kj/kg 2）给水泵
已知条件：进口压力p fp1=1.0MPa，出口压力p fp2=21.284 MPa，ηfp=0825
由水蒸汽表查得：υ=0.0011272m3/kg
则τcp=υ?p/η=0.0011272*(21.284-1.0)/0.825=27.7141
kj/kg
3）疏水泵
已知条件：P bp1=0.0776MPa，出口压力p bp2=2.0 MPa,，ηfp=0.8,
由水蒸汽表查得：υ=0.001038m3/kg
则τcp=υ?p/η=0.001038*(2.0-0.0776)/0.9=2.4943kj/kg
3.2.4热力系统计算
一、采用相对量方法进行计算
1、NO.1加热器:各参数标注见图2-3示
2、NO.2加热器:各参数标注见图2-4示
=[(1125.3938-789.5945 )-0.09064276*(3055.2419-815. 0652)*0.985]
/[(3359.461-815.0652)*0.985]=0.053776
H2的疏水系数==0.09110288+0.053776=0.144879
3、除氧器HD:各参数标注见图2-5示
=[761.8804-627.8148-0.00489055*(2782.153-627.8148)*0.985-0.144879 *(815.062-627.8148)*0.985]/[(3161.824-627.8148)*0.985]=0.0388
87
=1-0.0048454-0.038887-0.144879=0.81138902
4、NO.5加热器:各参数标注见图2-6示
=[0.81138902*(627.8148-437.0038)-0.013*(3286.157-470.7224) *0.985]/[(2981.276-470.7224)*0.985=0.047854
H5的疏水系数=+=0.013+0.047854=0.060854 5、NO.6加热器:各参数标注见图2-7示
=[0.81138902*(437.0038-361.4568)-
0.060854*(470.7224-392.5074)
*0.985]/ [(2742.705-392.5074)*0.985]=0.024473 H6的疏水系数=+=0.024473+0.060854=0.085328 6、NO.7加热器:各参数标注见图2-8示
将②代入①得:
=[(0.81138902-0.085328-)*(358.9625-255.2191) -0.085328
(392.5074-369.4536)*0.985]/
[(2663.973-369.4536)*0.985]
解得:=0.031026 =0.116354
=0.695034968
7、NO.8加热器:各参数标注见图2-9示
=[0.695034968*(2500.051-131.6028)-0.0014*(3084.962-131.6028) *0.985]/ [(255.2191-131.6028)*0.985]=0.0351
=--
=0.695034968-0.0351-0.0014=0.65855236
8、物质平衡计算验证
由抽汽漏汽份额计算
=1---
=1-0.09110288-0.053776-0.038887-0.047854-0.024473
-0.031026-0.03510.0014-0.013-0.00484541089=0.658288 31
可见物质平衡满足要求,抽汽份额计算无误。
整理抽汽份额如表2-2所示：
表2-2 抽汽份额
蒸汽初参数：p0=17.75MPa,t0=540℃,由水蒸汽表查得：
h0=3390.6123 kj/kg
再热蒸汽参数：冷段压力P2== 4.4MPa，冷段温度=338.3℃，热段压力= 4.13MPa,热段温度= 542℃,由水蒸汽表查得：
=3055.2419 kj/kg，= 3539.1064 kj/kg。
再热蒸汽份额
a zr=1-a1-a2=1-0.09110288-0.053776-0.005154589=0.850012
再热吸热量q rh==3539.1064-3055.2419=483.8645kj/kg 蒸汽冷却器放热量q sc=(0.985*3539.1064-2918.6411)*
0.053776=20.995537 kj/kg
根据抽汽做功不足多耗新汽的公式来计算D o
D o=D coβ= D co/(1-Σa j Y j-Σa sgj Y sgj)
（1）计算D co
凝汽的比内功w ic为
w ic=h0+q rh-h c=3390.6123+483.8645-2326.95=1547.5268 kj/kg
D co=3600P e*10-3/( w icηmηg)=3600*330/(1547.5268*0.985*0.99)=787.239 4t/h
（2）计算D o
各级抽汽做功不足系数Y j如下：
Y1=（h1+q rh-h c）/w ic=(3055.242+483.8645-2326.95)/ 1547.5268=0.7833
Y2=（h2+q rh-h c）/w ic=(2918.641+483.8645-2326.95)/ 1547.5268=0.69016
Y4=（h4-h c）/w ic =(3161.824-2326.95)/ 1547.5268=0.539489
Y5=（h5-h c）/w ic=(2981.276-2326.95)/ 1547.5268=0.42282
Y6=（h6-h c）/w ic=(2742.705-2326.95)/ 1547.5268=0.268658
Y7=（h7-h c）/w ic=(2663.793-2326.95)/ 1547.5268=0.217665
Y8=（h8-h c）/w ic=(2500.051-2326.95)/ 1547.5268=0.111857
Y sg1=（h sg1-h c）/w ic=(3286.157-2326.95)/ 1547.5268=0.6198
Y sg2=（h sg2-h c）/w ic=(3084.962-2326.95)/ 1547.5268=0.489822
a j h
j
、a
j
Y
j
和D j的计算数据见下表:
表2-3 a j h j、a j Y j和D j的计算数据
于是抽汽做功不足耗增加系数β为
1/(1-0.17568328)=1.2131259
则汽轮机新汽耗量D o为
D o =D coβ=787.2394*1.2131259=954.0206t/h
（3）凝汽量核
Dc'= D o-=954.0206-326.089519=628.9310502 t/h 由表2-3查得:Dc=628.93105 t/h，核算凝汽量的误差δ：
δ=(Dc'- Dc)/Dc=(628.93105 -628.9310502)/629.7046*100%? 0.1%，合格。
（4）功率校核
1kg新汽比内功（其中计算数据见表2-3）为
=3390.6123+0.850012*483.8645-2530.396315=1270.5659
kj/kg
据此,可得汽轮发电机的功率P′e为
= D oηmηg/3600
=955.0206*1270.5659*0.99*0.985/3600=328.68422MW
计算误差
=(330-328.68422)/330*100%=0.3987%
（4）热经济指标计算
1kg新汽的比热耗
-
=3390.6123+0.850012*483.8645-1125.394-20.995537=2676.5089 kj/kg 汽轮机绝对内效率
=/=1270.5659/2676.5089 =0.478463
汽轮发电机组绝对电效率
==0.478463*0.99*0.985=0.46657357
汽轮发电机组热耗率
=3600/=3600/0.46657357=7715.825kj/(kwh)
汽轮发电机汽耗率
=/=7715.825/2676.5089=2.9056kg/(kwh)
/
4、结论
本设计为330MW中间再热式单轴三缸、亚临界、中间一次再热、双排汽凝汽式汽轮机。参考机型为台州发电厂的
N330-17.75-540/540型汽轮机。本系统设有四台低压加热器，二台高压加热器，一台外置式蒸汽冷却器和一台除氧器。由于时间和本人技术水平有限，错误在所难免。在此向指导我们的老师表示由衷的感谢。
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别 1、背压式汽轮机 背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力(背压)高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流局部的级数少，构造简略，同时不用要巨大的凝汽器和冷却水编制，机组轻小，造价低。当它的排汽用于供热时，热能可得到充足使用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系，因此不或许同时餍足热负荷和电(或动力)负荷变更的必要，这是背压式汽轮机用于供热时的部分性。 这种机组的主要特点是打算工况下的经济性好，节能结果昭着。其它，它的构造简略，投资省，运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量，不克独立调理来同时餍足热用户和电用户的必要。因此，背压式汽轮机多用于热负荷整年安稳的企业自备电厂或有安稳的根本热负荷的地区性热电厂。 2、抽汽背压式汽轮机 抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取局部蒸汽，供必要较高压力品级的热用户，同时保留必定背压的排汽，供必要较低压力品级的热用户运用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似，打算工况下的经济性较好，但对负荷改变的合适性差。 3、抽汽凝汽式汽轮机 抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出局部蒸汽，供热用户运用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有必定压力的蒸汽提供热用户，平常又分为单抽汽和双抽汽两种。此中双抽汽汽轮机可提供热用户两种分别压力的蒸汽。 这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷猛然下降时，多余蒸汽可以通过汽轮机抽汽点以后的级持续扩张发电。这种机组的长处是灵敏性较大，也许在较大范畴内同时餍足热负荷和电负荷的必要。因此选用于负荷改变幅度较大，改变屡次的地区性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差，并且辅机较多，价钱较贵，编制也较庞杂。 背压式机组没有凝固器，凝气式汽轮机平常在复速机后设有抽气管道，用于产业用户运用。另一局部蒸汽持续做工，最后劳动完的乏汽排入凝固器、被冷却凝固成水然后使用凝固水泵把凝固水打到除氧器，除氧后提供汽锅用水。两者区别很大啊!凝气式的由于尚有真空，因此监盘时还要注意真空的境况。背压式的排气高于大气压。趁便简略说一下凝固器设置的作用：成立并维持汽轮机排气口的高度真空，使蒸汽在汽轮机内扩张到很低的压力，增大蒸汽的可用热焓降，从而使汽轮机有更多的热能转换为机械功，抬高热效果，收回汽轮机排气凝固水
汽轮发电机结构及原理
第四节汽轮发电机 汽轮发电机是同步发电机的一种，它是由汽轮机作原动机拖动转子旋转，利用电磁感应原理把机械能转换成电能的设备。 汽轮发电机包括发电机本体、励磁系统及其冷却系统等。 一、汽轮发电机的工作原理 按照电磁感应定律，导线切割磁力线感应出电动势，这是发电机的基本工作原理。汽轮发电机转子与汽轮机转子高速旋转时，发电机转子随着转动。发电机转子绕组内通入直流电流后，便建立一个磁场，这个磁场称主磁极，它随着汽轮发电机转子旋转。其磁通自转子的一个极出来，经过空气隙、定子铁芯、空气隙、进入转子另一个极构成回路。 根据电磁感应定律，发电机磁极旋转一周，主磁极的磁力线北装在定子铁芯内的U、V、W三相绕组（导线）依次切割，在定子绕组内感应的电动势正好变化一次，亦即感应电动势每秒钟变化的次数，恰好等于磁极每秒钟的旋转次数。 汽轮发电机转子具有一对磁极（即1个N极、一个S极），转子旋转一周，定子绕组中的感应电动势正好交变一次（假如发电机转子为P对磁极时，转子旋转一周，定子绕组中感应电动势交变P次）。当汽轮机以每分钟3000转旋转时，发电机转子每秒钟要旋转50周，磁极也要变化50次，那么在发电机定子绕组内感应电动势也变化50次，这样发电机转子以每秒钟50周的恒速旋转，在定子三相绕组内感应出相位不同的三相交变电动势，即频率为50Hz的三相交变电动势。 这时若将发电机定子三相绕组引出线的末端（即中性点）连在一起。绕组的首端引出线与用电设备连接，就会有电流流过，这个过程即为汽轮机转子输入的机械能转换为电能的过程。 二、汽轮发电机的结构 火力发电厂的汽轮机发电机皆采用二极、转速为3000r/min的卧式结构。发电机与汽轮机、励磁机等配套组成同轴运转的汽轮发电机组。
凝汽式汽轮机汽耗率高的
凝汽式汽轮机汽耗率高的 原因分析及处理措施 动力厂汽机车间发电站 周光军 【摘要】动力厂汽机车间 1＃、2＃、4＃汽轮发电机自1999年1月份以来出现排汽温度高，汽轮机汽耗率大幅度增加、轴承润滑油乳化严重等现象，通过调整了汽轮机通流间隙，改造轴封结构并完善循环水水质处理工作，从而较好地解决上述问题。 【关键词】汽轮发电机、汽耗率、润滑油乳化 1、概述 动力厂汽机车间共有4台汽轮发电机组，其中3＃为背压式，1、2、4＃为凝汽式。1机1979年、2机1992年、4机1993年投产以来，运行状况一直比较稳定，各项技术指标良好。但自1999年1月初开始，该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。凝汽机组纯凝汽工况下，发电负荷6000时，耗汽量28时，排汽温度达63，汽耗率增加12，润滑油月消耗增加30，滤油工作量很大。 2、问题原因分析 2.1机组真空、循环水系统参数变化较大 2.1.1首先对1997年至2003年来每年5至8月份，真空系统的有
关数据进行比较，见表1 年份循环水入 口温度 （℃） 循环水出 口温度 （℃） 真空值 （MPa） 端差值 （℃） 汽耗率 不抽汽抽汽 1997 28.4 34.6 0.06 6.7 5.28 7.43 1998 27.5 35.3 0.061 8.2 5.32 7.55 1999 26.8 37.9 0.062 10.6 5.41 7.78 2000 27.2 39.8 0.063 14.3 5.56 8.01 2001 27.5 41.7 0.06 20.1 5.88 8.36 2002 27 39 0.058 20.3 5.89 8.33 2003 27 40 0.06 21 5.78 8.35 (表1) 从表1可以发现，机组平均温升为13℃，由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。 2.1.2通过统计数据发现，机组凝汽器的疏通周期自1995年以来基本为半年左右，至2000年基本根据机组负荷变化的情况进行清扫，没有固定的疏通周期，时间较长，主要原因有： 发电循环水的补充水源由水电厂3、4干线工业水供给，水质较差；由于机组采用的是如图1所示的供汽方式，对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造
核电厂汽轮发电机组调试技术导则 征求意见稿编制说明
核电厂汽轮发电机组调试技术导则 编制说明 （征求意见稿） 2012年4月8日
一.任务来源及计划要求 任务来源： 本标准是根据国家能源局印发的《国家能源局关于核电标准制修定计划的通知》（国能科技【2011】48号）的任务安排对《核电厂汽轮发电机组调试导则》进行编制的。能源局常规岛标准体系表总编号117，计划号“能源2011H077”。 计划要求： 本标准各阶段草案的完成时间安排为：2011年 12 月，完成编制组讨论稿， 2012 年 03 月完成征求意见稿， 2012 年 05 月完成送审稿， 2012 年 08 月完成报批稿。 二.编制过程 主要起草人及工作分工： 由中广核工程公司调试中心组成标准编制小组，小组成员有秦世刚、李响、霍雷、牛月套、刘勇等，其中秦世刚为编制组组长。 编制原则： 本标准的编制按照GB/T1.1-2009 “标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写”进行编制；本标准作为压水堆核电厂常规岛及BOP标准体系中调试类的标准，主要规定常规岛汽轮发电机组调试过程中应进行的试验项目以及各试验的主要内容，本标准适用于指导我国新建压水堆核电厂常规岛汽轮发电机组调试。 编制组内部讨论情况： 本标准于2011 年11月25日进行了标准组内部讨论，讨论了5个问题，最后达成一致意见，并形成《编制组讨论稿》。 2012年2月在溧阳召开了行业标准初稿评审会，通过了专家的评审。会后编制组依据专家提出的评审意见对该初稿进行了修改，并于2012年3月《编制组讨论稿》上报公司总师办标准信息处审查，根据审查意见形成《征求意见稿》。 三.调研和分析工作的情况 标准编制过程中，编写组调研了岭澳一期核电站、岭澳二期核电站、宁德核电站、红沿河核电站、阳江核电站，另外还参考了秦山二期、三期核电站的相关调试过程。编制组认真研究了上述核电厂常规岛汽轮发电机组的设计、调试文件等，总结得出了调试过程需要进行的试验项目。 四.主要技术内容的说明 本标准主要规定本标准规定了新建核电厂汽轮发电机组及常规岛相关系统单体调试、分系统调试及整套启动调试过程中的主要试验内容和试验要求。 本标准适用于新建核电厂汽轮发电机组相关的常规岛系统调试试验。。五.验证试验的情况和结果 编制组成功组织实施了岭澳二期核电站2台机组常规岛汽轮发电机组调试工作，获得了大量的第一手资料。 六.采用国和国外先进标准情况
核电半速汽轮发电机组轴系找中与连接技术改进应用
核电半速汽轮发电机组轴系找中与连接技术改进应用 某压水堆核电厂使用阿尔斯通阿尔贝拉型百万千瓦级半转速（1500转/分）核电汽轮机组，其轴总长66692mm。半速汽轮发电机组转子重量和尺寸大、挠度大，有其相应的技术特性。且转子在加工过程中仍然不可避免出现加工偏差，会造成转子加工表面与回转轴之间并不完全同心，这些偏差会对轴系连接产生影响，通过分析偏差对轴系的找中心和连接影响因素，结合测量数据分析，减少加工偏差对轴系中心的影响，提高轴系找中心的精度、确保设备运行可靠。 标签：核电厂;半速;汽轮发电机组;轴系找中心;连接;改进 1.引言 某压水堆核电厂使用东方汽轮机有限公司制造的HN1110-6.43/280/269-H型汽轮机和TA 1100-78型发电机，该汽轮发电机组为饱和蒸汽、单轴、4缸、6排汽、中间再热、冲动凝汽式半速汽轮机，由1个高中压合缸和3个双流低压缸组成。1110 MW汽轮机的原型机为法国N4核电厂使用的1550 MW ARABELLE汽轮机[1];TA 1100型发电机由东方电机厂引进型。ALSTOM技术路线的汽轮发电机组轴系结构见图1。 汽轮机和发电机转子是通过联轴器进行连接成为一个整体成为一个轴系，同轴度的要求偏差不能超过0.0075mm，并承受巨大的转动力矩。转子通过支撑轴承分别在汽缸和定子上进行高速旋转，要求轴振优良值在0.06mm以内。而转子轴颈加工精度一般为0.013mm，偏差的存在会影响轴系找中心和连接的精度。 2.转子加工偏差对轴系找中心和连接影响分析 轴系找中心是找两个轴之间的同轴度，轴系连接是通过调整两个联轴器之间的同心来保证同轴度。若两联轴器原始跳动度无制造偏差，即联轴器连接后两联轴器型心与轴心重合（图2），连接后即保证同心又可以保证同轴（图3）。但在现有的加工精度下，由于制造偏差等因素影响，轴系的轴线与联轴器型心可能不一致。如果轴系按形心找，如果不考虑矢量，即不考虑联轴器偏向哪一个方向，连接后联轴器表面是同心，但会存在不同轴的现象（见图5、6），两轴之间的同轴度偏差为OB和OB’的距离，在这种情况下对轴系振动影响为OB和OB’的距离数值的两倍（见图6）。 3.偏差对轴系找中心和连接的解决 为了解决加工带来的轴系连接过程中存在同心不同轴的问题，可以通过在安装过程中对轴系联轴器形心数据的控制来保证轴系轴心重合。形心的数据有方向和大小，即具有矢量特性，那么引入验收数据矢量，就可以解决轴系连接过程中数据的判定和最终轴系连接的质量问题。在轴系同轴的情况下，其联轴器的跳动度的矢量在理论上不发生任何变化，即大小和方向不发生变化，即对应各位置的
大型汽轮发电机振动故障诊断与分析
大型汽轮发电机振动故障诊断与分析 发表时间：2016-04-28T09:09:26.410Z 来源：《电力设备》2015年第12期供稿作者：陈嘉峰[导读] （哈尔滨电机厂有限责任公司汽轮发电机是电力系统的重要设备之一，其安全可靠运行对整个电力系统的稳定有着重要的意义。 （哈尔滨电机厂有限责任公司黑龙江哈尔滨 150040）摘要：汽轮发电机是电力系统的重要设备之一，其安全可靠运行对整个电力系统的稳定有着重要的意义。发电机振动状态是评价机组能否持续可靠运行的重要指标。本文介绍了大型汽轮发电机振动故障的类型及产生原因，阐述了振动故障诊断和分析的方法。关键词：大型汽轮发电机；振动故障；故障诊断方法 振动故障是大型汽轮发电机组最常见的故障之一，由于大型汽轮发电机组一般自动化程度较高，而且机组主要机构在运行过程中由于旋转作用使得产生振动，这在日常工作中往往是不可避免的，再加上大型汽轮发电机本身结构的复杂性，就更增加了其振动故障诊断的复杂性。发电机振动超过允许值会引起动、静部分摩擦，加速部件的磨损、产生偏磨、电刷冒火；使机组轴系不能正常工作；严重时将会导致机组密封系统遭到破坏；定子铁心松弛片间绝缘损坏，导致短路故障等。因此研究大型汽轮发电机振动故障的产生原因，并采取有效的振动故障诊断措施使故障被及时发现、及时消除具有十分重要的意义。 1 大型汽轮发电机振动故障分类及原因分析 1.1 大型汽轮发电机组振动的分类 大型汽轮发电机组的振动根据振动的性质不同可分为强迫振动和自激振动两大类，其中强迫振动分为普通强迫振动、电磁激振、高次谐波共振、分谐波共振、撞击震动、拍振、随机振动；自激振动包括轴瓦自激振动、参数振动、汽流激振、摩擦涡动等，在我国当前投入运行的大型汽轮发电机中，气流激振和摩擦涡动这两种振动形式一般不作考虑。而根据产生的原因不同大型汽轮发电机振动又可分为机械振动和电磁振动两大类。因此，在分析大型汽轮发电机振动故障时要先弄清楚其振动的原因是机械方面的还是电磁方面的，从而制定有针对性的消振措施。 1.2 大型汽轮发电机组振动故障的类型及原因分析汽轮发电机组常见的十二种机械振动故障有：动静碰摩、汽流激振、转子质量不平衡、汽轮机转子热弯曲、发电机转子热弯曲、转子部件脱落、转子不对中、油膜涡动、油膜振荡、参数振动、转子横向裂纹、支承松动。 汽轮发电机组的电磁故障主要发生在发电机上，也能通过轴系传到机组的其他部常见的部位，电磁故障有：转子绕组匝间短路、定转子之间气隙不均、定子绕组端部振转子中心位置偏移、不对称负荷和电磁谐振等。 在上述诸多振动故障中，动静碰磨与气流激振是最常见的两种振动故障，因此本文将这两种振动故障作为典型分析其产生的原因。 1.2.1 动静碰磨 动静碰磨指的是在大型汽轮发电机中转子与定子之间发生碰撞、摩擦从而产生振动的现象，动静碰磨是机械振动故障里最常见也是危害最大的，产生动静碰磨的原因有很多，究其内在来说，主要是由于转子与定子之间的间隙过小，同时由于安装、检修等过程中导致了动静间隙沿圆周方向不均匀，或者由于气缸、轴承座受热变形跑偏造成的动静摩擦、碰撞等导致的振动。图1为动静碰磨原理图，当转子旋转中心O′偏离了原本的中心O，在转子以角速度w旋转时与定子碰撞时就会产生径向冲击力N以及反向摩擦力f。 1.2.2 气流激振 在大容量汽轮发电机组中，尤其是超临界或超超临界机组，当运行负荷增大，导致作用在转子上的气流激振力也随之增大，当增大到一定程度时，就会在汽轮机转子上会诱发产生振动现象，这种振动一般具有突发性的特点。 2 大型汽轮发电机组振动故障诊断与分析方法 2.1 传统方法 传统振动故障诊断方法就是利用工作人员、专家的听觉、触觉或使用频谱仪、声压计等设备来确定振动故障的原因及发生故障的部位，更多的是依靠专家的主观经验和业务能力，综合频谱分析、概率统计等学科的知识，是一种常用的故障诊断方法，对线性特征明显的振动故障实用性很强，而对相对复杂、非线性的振动故障效果较差。 2.2 专家系统故障诊断分析法 在传统振动故障检测诊断技术中，由于每个专家的水平差异很大，并且本领域国内顶尖的专家不可能及时到达故障现场，因此传统的依靠专家的诊断方法有一定的局限性。随着人工智能技术的发展，将本行业专家的经验、理论等录入数据库，结合计算机、数据库、仿生学等知识，使系统可以模拟专家的思维对大型汽轮发电机组的振动故障进行诊断，有利于提高振动故障检测诊断的准确性和效率。 2.3 模糊故障诊断分析法
1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P投资建设项目可行性研究报告-广州中撰咨询
1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P投资建设项目 可行性研究报告 (典型案例·仅供参考) 广州中撰企业投资咨询有限公司 中国·广州
目录 第一章1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目概论 1 一、1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目名称及承办单位 (1) 二、1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目可行性研究报告委托编制单位 (1) 三、可行性研究的目的 (1) 四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2) （一）项目可行性报告编制依据 (2) （二）可行性研究报告编制原则 (2) （三）可行性研究报告编制范围 (4) 五、研究的主要过程 (5) 六、1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P产品方案及建设规模 (6) 七、1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目总投资估算 (6) 八、工艺技术装备方案的选择 (6) 九、项目实施进度建议 (6) 十、研究结论 (7) 十一、1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目主要经济技术指标 (9) 项目主要经济技术指标一览表 (9) 第二章1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P产品说明 (15) 第三章1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P项目市场分析预测 (16)
第四章项目选址科学性分析 (16) 一、厂址的选择原则 (16) 二、厂址选择方案 (17) 四、选址用地权属性质类别及占地面积 (17) 五、项目用地利用指标 (17) 项目占地及建筑工程投资一览表 (18) 六、项目选址综合评价 (19) 第五章项目建设内容与建设规模 (20) 一、建设内容 (20) （一）土建工程 (20) （二）设备购置 (21) 二、建设规模 (21) 第六章原辅材料供应及基本生产条件 (21) 一、原辅材料供应条件 (21) （一）主要原辅材料供应 (21) （二）原辅材料来源 (22) 原辅材料及能源供应情况一览表 (22) 二、基本生产条件 (23) 第七章工程技术方案 (24) 一、工艺技术方案的选用原则 (24) 二、工艺技术方案 (25) （一）工艺技术来源及特点 (25) （二）技术保障措施 (26) （三）产品生产工艺流程 (26) 1×30MW抽凝式汽轮发电机组生物质热电联产P生产工艺流程示意简图 (26) 三、设备的选择 (27)
完整word版,2×300MW,凝汽式机组火电厂电气部分设计 开题报告
2×300MW 凝汽式机组火电厂电气部分设计 一、本课题的来源及研究的目的和意义： 我国电力工业的技术水平和管理水平正在逐步提高，现在已有许多电厂实现了集中控制 和采用计算机监控．电力系统也实现了分级集中调度，所有电力企业都在努力增产节约，降 低成本，确保安全远行。随着我国国民经济的发展，电力工业将逐步跨入世界先进水平的行列。火力发电厂是生产工艺系统严密、土建结构复杂、施工难度较大的工业建筑。电力工业 的发展,单机容量的增大、总容量在百万千瓦以上火电厂的建立促使火电厂建筑结构和设计 不断地改进和发展。电厂结构的改进、新型建材的采用、施工装备的更新、施工方法的改进、代管理的运用、队伍素质的提高、使火电厂土建施工技术及施工组织水平也相应地随之不断 提高。 1949年全国仅有发电设备容量为185万KW，其中火电169万KW，年发电且仅43．1亿度。发电厂大部分集中在东北和沿海几个大城市，设备陈旧、效率低，而且类型庞杂，电能 的规格也不统一。新中国诞生后，国家大力发展电力工业，到1978年底装机容量为解放时 的40余倍平均每年增长14％。年发电量为解放时的59．5倍，平均每年增长15．7％，由 世界第二十三位跃居到第七位。各省、区都建立了一定规模的电网，容量在一百万千瓦以上 的电网有16个。110千伏及以上的输电线已达七万余公里，到1988年全国发电设备容量已 达11000万KW，其中火电占75％，与1949年相比增长了58倍。 设设计本课题，是对已学知识的整理和进一步的理解、认识，学习和掌握发电厂(变电所)电气部分计的基本方法培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。电力工业的迅速发展，对发电厂（变电所）的设计提出了更高的要求，更需要我们提高 知识理解应用水平，认真对待。 二、本课题所涉及的问题在国内（外）研究现状及分析 在电力行业快速发展的今天，积极发展清洁、高效的发电技术是国内外共同关注的问题，对于能源紧缺的我国更显得必要和紧迫。在国家有关部、委的积极支持和推动下，我国大型 火电机组的国产化及高效大型火电机组的应用逐步提高。我国现代化、高参数、大容量火电 机组在不断投运和筹建，其气发电技术对我国社会经济发展具有非常重要的意义。因此，提 高发电效率、节约能源、减少污染，是新建火电机组、改造在运发电机组的头等大事。 我国凝汽式汽轮机制造业从20世纪50年代试制第一台6MW凝汽式汽轮机起步，经历了 一个不断奋斗发展的历程，先后自行设计制造了12、25、100、125、200MW和300MW容量凝 汽式汽轮机。到目前为止我国电厂大容量凝汽式汽轮机已经形成了300、600、1000MW凝汽 式汽轮机系列；参数有亚临界、超临界、超超临界；汽轮机冷却方式有湿冷和空冷（包括间 接空冷和直接空冷）；供热形式有单抽、双抽。这样，容量、参数、冷却和供热方式的不同 组合，形成了形成了种类繁多的汽轮机产品。凝汽式汽轮机产品制造基地主要集中在哈尔滨、上海和四川。 哈尔滨凝汽式汽轮机厂有限责任公司300MW等级汽轮机的品种众多，其中包括不同的 功率（300、315、320、330、350MW）,不同的参数（亚临界、超临界），不同的用途（纯发 电凝汽式、一次或两次抽气热电联供式），不同的结构形式（高压调节阀6个或4个、再热 调节阀2个），不同的末级动叶片长度（620、680、858、900、1000、1029mm），不同的转 速（3000、3600r/min）及不同的冷却方式（湿冷、空冷），品种多、覆盖面广，品种全、市 场适应性强，品种光、派生能力高，形成了一个产品的系列。 三、对课题所涉及的任务要求及实现预期目标的可行性分析 根据设计的要求,在设计的过程中,根据发电厂的地理环境,容量和各回路数确定发电厂电气主接线和厂用电接线,并选择各变压器的型号;进行参数计算,画等值网络图,并计算各电压等
3000 KW凝汽式汽轮机发电机组技术方案
3000 KW凝汽式汽轮发电机组技术方案 一技术要求 1.1 汽轮机本体技术参数 汽轮机型号：N3-2.35 进汽压力：2.35±0.1Mpa （绝压） ℃ 进汽温度：390+10 -20 额定功率：3000 KW 最大功率：3000 KW 额定转速：5600-3000 r/min（暂定，如频率60HZ，输出3600r/min）临界转速：3690 r/min 额定进汽量：17 t/h 排汽压力：0.0103 Mpa （绝） 1.2汽轮机结构参数 布置形式：单层布置 转子结构：1个复速级+8个压力级叶轮 主汽门进/出口通径：125×2 mm 抽汽口通径：80 mm 排汽口通径：850 mm 汽轮机转子重（t）：1.1 最大起吊件重（检修）：3.5 t 运行层标高：0 m 汽机中心距运行层高度：1050mm
汽轮机盘车装置：手动盘车 汽轮机与减速箱联接形式：平面齿式联轴器减速箱与发电机联接形式：刚性联轴器 1.3调节保安系统技术数据 调节方式：全液压 调节汽阀数量：5个 转速不等率：5％ 迟缓率：≤0.5％ 同步器在空负荷时转速变化范围％：-4～+6 危急遮断器动作转速r/min：6104～6216 转子轴向位移许可值：0.7 mm 主油泵进口油压：0.1 Mpa 主油泵出口油压：0.7 Mpa 脉冲油压：0.4 Mpa 1.4辅机技术数据 1.4.1冷凝器 数量：1台 式样：双流程表面式 冷却水温度：正常27℃最高33℃ 冷却面积：280㎡ 无水重量：6.1t 1.4.2油系统
底盘油箱：1个 容量：2000 L 无油重量：3.348 t 冷油器数量：1台 冷却水侧面积：20㎡ 冷却水量：57.4t/h 无油无水重量：402 kg 主油泵：钻孔离心式 电动油泵：1个 手摇油泵：1个 二产品执行标准 JB/T7025-1993 25MW以下转子体和主轴锻件技术条件 JB/T7028-1993 25MW以下汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件JB/T9628-1993 汽轮机叶片磁粉探伤方法 JB/T9629-1999 汽轮机承压件、水压实验技术条件 JB/T9631-1999 汽轮机铸铁件技术条件 JB/T9637-1999 汽轮机总装技术条件 JB/T9638-1999 汽轮机用联轴器等重要锻件技术条件 JB/T2901-1992 汽轮机防锈技术条件 JB/T4058-1999 汽轮机清洁度 三供应项目清单
汽轮发电机组和水轮发电机组的区别
汽轮发电机组和水轮发电机组的区别 导读：万贯五金机电网小编为大家介绍汽轮发电机组和水轮发电机组的区别。水轮发电机组起动、并网所需时间较短,运行调度灵活,它除了一般发电以外，特别适宜于作为调峰机组和事故备用机组。水轮发电机组的最大容量已达70万千瓦。为了得到较高的效率，汽轮机一般做成高速的，通常为3000转／分（频率为50赫）或3600转／分（频率为60赫）。核电站中汽轮机转速较低,但也在1500转/分以上。 发电机组是指能将机械能或其它可再生能源转变成电能的一种小型发电设备。 汽轮发电机组与汽轮机配套的发电机组。 为了得到较高的效率，汽轮机一般做成高速的，通常为3000转／分（频率为50赫）或3600转／分（频率为60赫）。核电站中汽轮机转速较低,但也在1500转/分以上。 高速汽轮发电机为了减少因离心力而产生的机械应力以及降低风摩耗，转子直径一般做得比较小，长度比较大，即采用细长的转子。特别是在3000转／分以上的大容量高速机组，由于材料强度的关系，转子直径受到严格的限制，一般不能超过1.2米。 而转子本体的长度又受到临界速度的限制。当本体长度达到直径的6倍以上时,转子的第二临界速度将接近于电机的运转速度，运行中可能发生较大的振动。所以大型高速汽轮发电机转子的尺寸受到严格的限制。 10万千瓦左右的空冷电机其转子尺寸已达到上述的极限尺寸,要再增大电机容量,只有靠增加电机的电磁负荷来实现。为此必须加强电机的冷却。所以5～10万千瓦以上的汽轮发
电机组都采用了冷却效果较好的氢冷或水冷技术。 70年代以来，汽轮发电机组的最大容量已达到130～150万千瓦。从1986年以来，在高临界温度超导电材料研究方面取得了重大突破。超导技术可望在汽轮发电机中得到应用，这将在汽轮发电机组发展史上产生一个新的飞跃。 水轮发电机组 由水轮机驱动的发电机组。由于水电站自然条件的不同，水轮发电机组的容量和转速的变化范围很大。 通常小型水轮发电机和冲击式水轮机驱动的高速水轮发电机多采用卧式结构，而大、中型代速发电机多采用立式结构。 由于水电站多数处在远离城市的地方，通常需要经过较长输电线路向负载供电，因此，电力系统对水轮发电机的运行稳定性提出了较高的要求：电机参数需要仔细选择；对转子的转动惯量要求较大。所以，水轮发电机的外型与汽轮发电机不同，它的转子直径大而长度短。 水轮发电机组起动、并网所需时间较短,运行调度灵活,它除了一般发电以外，特别适宜于作为调峰机组和事故备用机组。水轮发电机组的最大容量已达70万千瓦。 一般我们常见的发电机组通常由汽轮机、水轮机或内燃机（汽油机、柴油机等发动机）驱动，而近年来所说的可再生新能源包括核能、风能、太阳能、生物质能、海洋能等。 以上资料由成都常发物资贸易有限公司提供。。。
大型汽轮发电机组故障诊断技术现状与发展
大型汽轮发电机组故障诊断技术现状与发展 设备状态监测与故障诊断技术是一种了解和掌握设备使用过程状态的技术。它可以确定设备整体或局部是正常还是异常，能早期发现故障及其原因，并能预报故障发展趋势。设备状态监测与故障诊断过程包括状态监测、故障检测、故障识别或诊断、故障分析与预测、故障处理对策与建议等［1］。 在汽轮发电机组的各种故障中，振动故障是一类对生产和运行产生很大影响的故障。一方面，振动故障的诊断比较复杂，处理时间比较长；另一方面，振动故障一旦发散酿成事故，所造成的影响和后果是十分严重的［2］。 1大型汽轮发电机组状态监测和故障诊断 由于我国用电的需要和资金制约，降低老机组故障发生率，延长老机组的使用寿命是非常重要的［3］。目前在国内电厂各类大型汽轮发电机组的运行监测方面，只有部分装有美国本特利公司或德国飞利浦公司的振动监视系统，尚有许多机组的监视系统是落后和不完善的。由此可见，开展大型汽轮发电机组的故障诊断技术研究是非常必要的。 随着机组容量增大，所出现的振动故障也越来越复杂，目前采用的在线监测装置一般只具有振动专家系统的很少且很不完善。利用先进的检测、诊断仪器，采取科学有效的技术方法开展现场故障诊断工作是目前电厂各类机组故障诊断和预测分析的主要方法［4］。 目前在国际上，以美国为主的西方发达国家在大型汽轮发电机组在线监测与诊断技术的综合研究方面处于领先地位：一方面，美国的信号处理与数据分析技术发展较快，而这些处理机、分析仪和数据采集系统是机械设备状态监测的基础和核心，是发展后续技术（故障诊断）所不可分割的部分；另一方面，美国的几家专业公司，如Bently，IRD，BEI，从事对大型电站机组的运行和监控的研究，以及对机组可靠性、安全性、维修性与经济管理技术方面的研究，已有了40多年的历史，建立了庞大的数据库管理系统，并开展了专家系统的研究，具有雄厚的数据与软件实力。此外，国际上还有许多著名的诊断仪器公司，如丹麦的B＆K，德国的申克及日本的武田理研等，生产有多种用于设备诊断的分析仪器及软件系统。然而国外的在线监测系统、现场诊断仪器及诊断管理软件一般价格十分昂贵，且存在维护不便、因缺少汉化而使用不便等问题，因此还难以在我国基层电厂普及。 我国工业企业的设备诊断技术自1983年起步，初期主要应用于石化、冶金及电力等行业，
热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统 计算（设计计算） 一、计算任务书 （一）计算题目 国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务 1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数， 并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线； 2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j； 3.计算机组的和全厂的热经济性指标； 4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细 标在图中（要求计算机绘图）。 （三）计算类型 定功率计算 （四）热力系统简介 某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。 全厂的原则性热力系统如图5-1所示。该系统共有八级不调节抽汽。其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。 第一、二、三级高压加热器均安装了置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。 气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。 三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。 凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无
探究凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机的方法
探究中小型凝汽式或抽凝式汽轮机 改造成背压式汽轮机的方法 摘要:由于中小型凝汽式或抽凝式汽轮在使用过程中具有发电煤耗高的缺陷，须将其改造成为热电比大与热经济性好的背压式汽轮机。然而在改造过程中，由于该类型汽轮机的排气温度会逐渐增高，造成汽缸后部热膨胀增大形成，最终会影响改造后汽轮机运行安全。针对这一问题，本文设计了一种新的改造方案，控制后汽缸温度，保障汽轮机正常、安全运行。 关键词：中小型；凝气式汽轮机；抽凝式汽轮机；背压式汽轮机 现阶段，受我国能源政策以及汽轮机自身因素等的影响，大多企业自备电站中，许多凝汽式或抽凝式汽轮机长期处于闲置的状态。例如，凝汽式汽轮机发电的热电比与热电效率非常低，不能满足国家的政策要求而被迫停运；抽凝式汽轮机的抽汽参数满足不了供热需要而被长期闲置。因此，为满足企业的供热需求与长期的规划需要，有必要将这些汽轮机组改造成为性能良好的背压式汽轮机组，在保证较少投资的前提下，提高汽轮机组的能源利用率。 一、改造具体实例与改造难题分析 （一）改造具体实例 1.原汽轮机改造的基本情况。某化工生产厂拥有一台C15-4.9/ 0.981型的抽凝式汽轮机组，0.00805MPa为该机组的平排汽压力，0.495MPa为其抽汽压力，3.435 MPa，435.5℃为其进汽参数。这一抽凝式汽轮发电机组共有7级汽轮机，分别分布在抽汽口前后的高低压段中。其中，有1个压力级和1个双列调节级的汽轮机分布在抽汽口前的高压段中，而抽汽口低压段中分布有4个压力级和1个双列的低压调节级。当该发电机组的抽汽流量与额定进汽量分别为5.5t/h，1 2.5 t/h的情况下，其发电功率达1550KW。 2.汽轮机组改造要求。由于该化工厂的实际化工生产量持续增加，从而导致了蒸汽量紧张的问题出现；同时，该抽凝式发电机组长期的运行环境为纯凝
凝汽式和背压式汽轮机区别
凝汽式汽轮机 科技名词定义 中文名称: 凝汽式汽轮机 英文名称: condensing steam turbine 定义: 蒸汽在汽轮机本体中膨胀做功后排入凝汽器的汽轮机。 所属学科: 电力(一级学科);汽轮机、燃气轮机(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 百科名片 凝汽式汽轮机,就是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之处,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。 目录 简介 运行特性 排汽压力与机组功率 编辑本段 简介 实际上为了提高汽轮机的热效率,减少汽轮机排汽缸的直径尺寸,将做过部分功的蒸汽从汽轮机内抽出来,送入回热加热器,用以加热锅炉给水,这种不调整抽汽式汽轮机,也统称为凝汽式汽轮机。
火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵与抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。 汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要就是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。 汽轮机最常用的凝汽器为表面式。冷却水排入冷却水池或冷却水塔降温后再循环使用。靠近江、河、湖泊的电厂,如水量充足,可将由凝汽器排出的冷却水直接排入江、河、湖泊,称为径流冷却方式。但这种方式可能对河流湖泊造成热污染。严重缺水地区的电厂,可采用空冷式凝汽器。但它结构庞大,金属材料消耗多,除列车电站外,一般电厂较少采用。老式电厂中,有的采用混合式凝汽器,汽轮机排汽与冷却水直接混合接触冷却。但因排汽凝结水被冷却水污染,需要处理后才能作为锅炉给水,已很少采用。 背压 科技名词定义 中文名称: 背压 英文名称: back pressure 定义: 工质在热机中做功后排出的压力。一般指汽轮机的排汽压力。 所属学科: 电力(一级学科);通论(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 目录
核电汽轮发电机氢油水系统的加工制造工艺简易版
In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities. 编订：XXXXXXXX 20XX年XX月XX日 核电汽轮发电机氢油水系统的加工制造工艺简易版
核电汽轮发电机氢油水系统的加工 制造工艺简易版 温馨提示：本安全管理文件应用在平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。文档下载完成后可以直接编辑，请根据自己的需求进行套用。 科学技术的日益发展，使得我国各个行业 与领域中，各种先进理念、设备以及技术等不 断被发现和运用，进而为我国社会的现代化发 展提供了有力的条件。笔者从分析氢油水系统 在我国的发展现状入手，针对其加工制造工艺 问题进行研究分析，提出了加工制造工艺的有 效控制措施 我国生产水平以及社会生产力的进一步提 升，使得国家不得不加大对核电汽轮发电机的 氢油水系统加工制造工艺的研究力度，也获得 了较为满意的成绩。我国也成为了全球上少数
几个能够全面把握氢油水系统的加工制造工艺的国家之一。然而随着国家对氢油水系统的加工制造工艺的不断研究，以及对加工工艺技术的娴熟掌握，使得我国核电行业得到了较快的发展。 核电汽轮发电机氢油水系统在我国的发展现状 我国第一台利用AP1000技术进行生产的核电辅机，是由我国电机厂企业成功生产出了三门核电1250mVV半速的核电汽轮发电机油水系统，这意味着全球第3代核电辅机国产化生产成功。氢油水系统辅机利用的是AP1000技术，这也是现阶段全球范围内最为先进的第3代核电制造加工技术。此外，哈电机在结合自身制造特征的基础上，对生产设计图纸进行了科学
汽轮发电机组大修多少钱
发电机是电力系统的“心脏”，其能否安全运行，将直接关系到电力系统的稳定和电能的质量。汽轮发电机的绝缘材料长期处在高温和潮湿的恶劣环境下，并且承受着巨大的机械应力，极易发生绝缘故障。与变压器相比，发电机增加了旋转部分，除了电气绝缘故障外，还有各种机械故障。另外，发电机本身机械结构复杂，还有庞大的辅机设备，使得发电机系统的任一部件发生故障都可能导致整个系统停止运行。 汽轮发电机的故障大致可归为以下几种典型故障： (1)定子铁芯故障。 铁芯故障通常发生在大型汽轮发电机上。由于制造或安装过程中损伤了定子铁芯，形成片间短路，流过短路处的环流随时间逐渐增大，致使硅钢片熔化，并流入定子槽，从而烧坏绕组绝缘，最后因定子绕组接地导致发电机定子铁芯烧毁。小型发电机则可能由于自身振动过
于剧烈、轴承损坏等原因，造成定、转子间摩擦而使定子铁芯损坏。这类故障的早期征兆是大的短路电流、高温和绝缘材料的热解。 (2)绕组主绝缘故障。 1)绝缘老化。主要发生在大容量的汽轮发电机定子槽内。环氧云母绝缘因存在放电而受损，最后引发绝缘事故。 2)绝缘的先天性缺陷。主绝缘中存在空洞或杂质而引起局部放电，局部放电进一步发展，从而引起绝缘故障。 (3)定子绕组股线故障。 绕组股线故障主要是股线短路故障，多发生在电负荷大，定子绕组承受较大的电、热以及机械应力的大型发电机中。定子线棒通常由多根股线组合而成，股间有绝缘，并需进行换位。在运行中，若发生严重的绕组振动，则可能损坏股线问的绝缘，导致股线问短路而产生电弧放电，进而侵蚀和熔化其他股线，破坏定子线棒的主绝缘，可能
发生接地故障或相间短路故障。另外，当绕组振动过大时，也会引起槽口等处的定子线棒股线问的绝缘疲劳断裂，从而导致电弧放电。 (4)定子端部绕组故障。 发电机运行时，持续的机械应力或因暂态过程产生巨大的冲击力，可使定子端部绕组发生机械位移。大型汽轮发电机中，此类位移有时可达几毫米，从而使端部产生振动，引发疲劳磨损，使绝缘材料出现裂缝，从而发生局部放电。这类故障的先兆是振动和局部放电。 (5)转子绕组故障。 汽轮发电机转子绕组故障主要是由于电、热、机械应力引起的。譬如，转子离心力使转子绝缘损坏从而引起绕组匝间短路，造成局部过热，进而损坏主绝缘。匝间短路会使发电机转子出现磁通量不对称，转子受力不平衡，引起转子振动。可通过监测机组振动是否加大，气隙磁通波形畸变程度等现象来诊断该类故障。 (6)转子本体故障。 强大的离心力同样也可能引起转子本体故障。 例如：转子自重力的作用导致刚体疲劳，使转子本体及与之相连的部件的表面发生裂纹；进一步发展，将导致转子发生灾难性的故障。转子过热也会引起严重的疲劳断裂；电力系统突发暂态过程时，会对转子产生冲击应力，若发电机和系统之问存在共振条件时，转子会激发扭振现象。转子或联轴器发生机械故障时，会导致转子偏心引起振动，引发转子本体故障。 (7)冷却水系统故障。
热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算 （设计计算） 一、计算任务书 （一）计算题目 国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算） （二）计算任务 1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数， 并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线； 2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j； 3.计算机组的和全厂的热经济性指标； 4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细 标在图中（要求计算机绘图）。 （三）计算类型 定功率计算 （四）热力系统简介 某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。 全厂的原则性热力系统如图5-1所示。该系统共有八级不调节抽汽。其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。 第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。 气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。 三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。 凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无
摩擦对大型汽轮发电机组振动的影响分析
第11卷第2期 1998年6月Jou rnal of V ib rati on Engineering V o l.11N o.2 Jun.1998 摩擦对大型汽轮发电机组振动的影响分析Ξ 傅行军 杨建刚 (东南大学国家火电机组振动工程研究中心 南京,210096) 摘要 运用热弹性力学有关理论建立了摩擦时转子表面温度场和热弯曲两个数学模型,在此基础上计算了国产200MW汽轮发电机组高压转子发生不同程度摩擦故障时的振动特性,分析了摩擦对机组振动特性的影响。研究结果表明,轻摩擦时力的冲击作用对振动的影响比较明显。重摩 擦时热的冲击作用对振动的影响很大,很多情况下的振动剧增都是由此引起的,它是影响机组安 全、稳定运行的一个重要因素。 关键词:转子;摩擦;振动;汽轮发电机组 中图分类号:T K26;T K418 摩擦是大型汽轮发电机组的常见故障。摩擦时转子表面将受到一个力的冲击作用,前人对此作了比较多的研究[1]。由于受到摩擦力的作用,转子表面接触点温度会升高,温度分布变得不均匀,转子会因此而产生热弯曲。很多机组上发生的大轴弯曲事故就是由此引起的。但是由于该问题的复杂性,这方面的研究工作开展得很少。本文运用热弹性力学理论建立了摩擦时的热效应模型,在此基础上计算了国产200MW汽轮发电机组发生不同程度摩擦故障时的振动响应,分析了摩擦振动特性,得出了一些有用的结论。 1 摩擦时的热效应模型 摩擦时转子表面受到的正向冲击力F N和切向冲击力F t可以分别定义为[1] F N=(?-c)k r, ?≥c ?