《汽轮机培训讲义》PPT课件

汽轮机,目录1.汽轮机的功能及工作原理2.汽轮机及其主要辅助设备3.核电汽轮机设备和相关系统介绍4.汽轮机首次启动风险预测和安全措施5.汽轮机主要调试项目6.主要故障案例,汽轮机的功能及工作原理,1.汽轮机的功能及工作原理汽轮机的功能:将蒸汽工质的热能转变成动能,再将动能转变成机械能的一种热机。多级汽轮机由若干个级组成。喷咀叶栅将蒸汽的热能转变成动能，动叶栅将蒸汽的动能转变成机械能。,汽轮机的功能及工作原理,冲动原理:高速的汽流通过动叶栅时,发生动量变化对动叶栅产生冲动力，使动叶栅转动而获得机械能。机械能的大小决定于工作蒸汽的质量流量和速度变化量，质量流量越大，速度变化越大，作用力也越大。汽流在动叶汽道中不膨胀加速，而只随汽道形状改变其流动方向，汽流改变流动方向对汽道产生的离心力，即冲动力。,汽轮机的功能及工作原理,反动原理：蒸汽在动叶汽道内随汽道方向而改变流动方向的同时，仍然继续膨胀、加速，加速的汽流流出汽道时，对动叶栅将产生一个与汽流流出方向相反的作用力，这个反作用力叫做反动力。,汽轮机的功能及工作原理,动叶中蒸汽的做功原理:对于一个具有反动度的冲动式动叶栅，它不仅受蒸汽冲动力的作用，而且受蒸汽在动叶片内膨胀加速所产生的反动力作用，这两个力的合力作用于动叶片上，使叶轮旋转。在汽轮机计算中，通常把这个合力分解成一个周向力，和一个轴向力。轴向力不做功，只引起轴向推力，而周向力才是与运动方向相同，真正做功的力。,汽轮机及其主要辅助设备,2.汽轮机及其主要辅助设备2.1汽轮机分类按工作原理分：冲动式汽轮机：主要由冲动级组成。蒸汽主要在静叶栅中膨胀，在动叶栅中只有少量膨胀。反动式汽轮机：主要由反动级组成，蒸汽在静叶栅和动叶栅中都进行膨胀，且膨胀程度大致相同。反动度大约为0.5。,汽轮机及其主要辅助设备,-按热力特性分：凝汽式汽轮机背压式汽轮机抽汽式汽轮机抽汽背压式汽轮机多压式汽轮机,汽轮机及其主要辅助设备,按主蒸汽压力分：低压汽轮机：主蒸汽压力为0.12-1.5MPa.中压汽轮机：主蒸汽压力为2-4MPa.高压汽轮机：主蒸汽压力为6-10MPa.超高压汽轮机：主蒸汽压力为12-14MPa.亚临界压力汽轮机：主蒸汽压力为16-18MPa.超临界压力汽轮机：主蒸汽压力大于22.1MPa.超超临界压力汽轮机：主蒸汽压力大于32MPa.,汽轮机及其主要辅助设备,-按蒸气的流动方向轴流式汽轮机辐流式汽轮机-按轴数分单轴汽轮机双轴汽轮机,汽轮机及其主要辅助设备,-按运行方式带基本负荷汽轮机两班制汽轮机调峰汽轮机-按用途分电站汽轮机工业汽轮机船用汽轮机,汽轮机及其主要辅助设备,2.2汽轮机本体结构及其作用静止部分:汽缸是汽轮机的静止部分主要部件之一。汽缸的作用是将汽轮机的通流部分与大气隔绝，以形成封闭空间，以及支承汽轮机的其它静止部件，还要支承转子的部分重量。按其工作压力分为低压缸、中压缸，高压缸，按汽缸结构还分单层缸、双层缸和筒型汽缸，高中压合缸。汽缸:高压部分:单层,双层,筒形,高中压合缸低压部分:内缸,外缸,汽轮机及其主要辅助设备,喷嘴组是汽轮机的进汽部分，喷嘴组装在汽缸的进汽侧，按圆周方向均匀布置。隔板是汽轮机各级的间壁，用以固定汽轮机各级的静叶片和阻止级间漏汽，并将汽轮机的通流部分分隔成若干级，在内圆孔处开有汽封的安装槽，以便安装隔板汽封。隔板套固定在汽缸上，用来固定隔板。,汽轮机及其主要辅助设备,隔板:焊接和铸造汽封:轴封,隔板汽封,叶片汽封常用高低齿和斜平齿两种.,汽轮机及其主要辅助设备,轴承是汽轮机的重要组成部件，有支持轴承和推力轴承两种，径向轴承用来承担转子的重量和旋转的不平衡力，确定转子的径向位置，以保持转子旋转中心和汽缸的中心保持一致，从而保证转子与汽缸、汽封、隔板等静止部件的径向间隙正确，推力轴承平衡蒸汽作用在转子上的轴向推力，并确定转子的轴向位置，以保证通流部分的动静间隙正确。,汽轮机及其主要辅助设备,轴承:径向轴承形式圆柱轴承(稳定性差),椭圆轴承,多油楔轴承,(稳定性较好)可倾瓦轴承(稳定性好)推力轴承形式固定瓦快式可倾瓦块式轴承座:焊接轴承座和铸造轴承座落地式轴承座和与排汽缸连成一体的轴承座,汽轮机及其主要辅助设备,汽缸的支承和滑销系统的作用，当汽缸受热和冷却后，使汽轮机沿着预定方向膨胀和收缩，保证它的对中。本体阀门和管道的作用是控制和输送蒸汽的流量，保证汽轮机运行的灵活性和可靠性，安全性。它包括主汽截止阀和调节汽阀，再热主汽截止阀和调节汽阀，高压排汽与抽汽逆止阀，以及连通管等管道。,汽轮机及其主要辅助设备,转动部分:汽轮机转子是汽轮机的转动部分，主要由主轴、叶轮、动叶及联轴器组成，起着工质能量转换和扭矩传递的作用。转子可分为轮式和鼓式两种基本形式，按主轴与其它部件的组合方式，轮式转子有套装式、整锻式、组合式和焊接式。,汽轮机及其主要辅助设备,动叶片就是在汽轮机工作过程中随转子一起转动的叶片，由多个叶片组成动叶栅，其作用是将蒸汽的热能转换为动能，再将动能转换为汽轮机的旋转机械能，使转子旋转。动叶片:叶身:等截面,变截面,变截面扭叶片叶根:倒T型,外包倒T型,叉型,皱树型,菌型围带和拉金,汽轮机及其主要辅助设备,联轴器又叫靠背轮或对轮，用来连接汽轮机的各个转子以及发电机的转子，并将汽轮机的扭矩传给发电机。联轴器一般有三种型式：刚性、半挠性和挠性联轴器。,汽轮机及其主要辅助设备,2.3总体设计的内容功率,转速,蒸气初参数,中间再热参数,背压,循环冷却水温度,给水温度的选择东方N300-16.7/537/537(背压4.9KPA,3000RPM,给水271C循环冷却水20C)哈汽N600-16.67/537/537(背压4.9KPA,3000RPM,给水272.6C循环冷却水20C)东方N1000-25.0/600/600(背压5.1KPA,3000RPM,给水298.5C循环冷却水20C),汽轮机及其主要辅助设备,转速:在给定的蒸汽出参数和背压下,汽轮机的极限功率与转速的平方成反比,即理论上,全转速变成半转速,功率可提高4倍.大容量核电汽轮机采用半转速,都是基于这个道理.汽轮机的叶片应力与转速的平方成正比,在1000MW全速机转动部件的应力水平,接近许用应力的极限,在湿蒸汽下,钢的疲劳特性比过热蒸气低,对材料的要求更高.采用半速机可以降低转动部件的应力水平.,汽轮机及其主要辅助设备,热力系统的热平衡计算和汽轮机通流部分的热力计算汽轮机通流部分的气动计算汽轮机运行的起停次数和负荷变化次数配汽方式节流调节(单阀调节)喷嘴调节(顺序阀调节)总体结构设计汽缸数和汽缸结构,转子支承数,低压轴承座设置形式,本体汽/水/油管系设计,汽轮机与凝汽器接口,汽轮机与发电机接口,汽轮机基础设计,汽轮机的抗震要求,机组热膨胀和支承滑销系统,汽轮机及其主要辅助设备,给水泵驱动方式的选择电动机直接驱动电动机通过液力联轴器驱动凝汽式变速汽轮机驱动机电炉参数容量的匹配对单元制的电站,锅炉的最大连续蒸发量应大于汽轮机的能力流量.发电机的最大功率应等于或大于汽轮机的最大保证功率(对不超压的汽轮机)或最大连续功率(对可超压的汽轮机).对蒸气参数,要考虑锅炉与汽轮机之间的管道的压损和温降.,汽轮机及其主要辅助设备,2)汽轮机工况额定工况额定进汽参数和背压,回热系统正常投运,补给水0,发电机额定运行条件.能力工况(夏季工况)与额定工况比,背压为11.8KPA,补给水3%.此时的流量为最大保证流量.最大保证功率工况与额定工况比,通过的流量为能力工况的蒸汽流量.,汽轮机及其主要辅助设备,超压5%工况与额定工况比,进汽压力为105%,流量为能力工况流量的105%.设计流量工况与额定工况比,在能力工况流量上加3%-5%.高压加热器切除工况全部或部分切除高压加热器,机组继续运行.,汽轮机及其主要辅助设备,2.4汽轮机本体主要辅助系统和设备主蒸汽和再热蒸汽系统：高压缸排汽止回阀等。旁路系统：减温减压器及控制装置等。给水回热系统加热系统：高低加给水回热加热器，除氧器，给水泵，抽汽止回阀及电磁操纵阀，滤水器等。真空系统：凝汽器及其附属设备，抽汽器，凝结水泵和真空蝶阀等。,汽轮机及其主要辅助设备,汽封系统：汽封压力调节器，温度调节器，汽封加热器，轴封风机等。疏水系统：疏水扩容器，疏水箱等。润滑油系统：油泵，油箱，排烟风机，冷油器，油过滤器等。控制油系统：油泵，油箱，冷油器，油过滤器等。,汽轮机及其主要辅助设备,2.5汽轮机的控制系统:炉跟机控制方式：实际上是锅炉跟踪汽轮机的一种控制方式。汽轮机根据电力系统负荷的需要，直接调整调节汽门的开度，而锅炉根据主蒸汽的压力（流量）的变化来调整燃烧，从而保证锅炉能量平衡和物质平衡。,汽轮机及其主要辅助设备,机跟炉控制方式：是汽轮机跟踪锅炉的一种控制方式。首先根据电网负荷的要求，直接改变锅炉燃烧，燃烧变化必然引起主汽压力的变化，为了保证机前主蒸汽压力不变，主蒸汽压力调节器自动调节汽轮机调节汽门的开度，改变汽轮机的进汽量，最后使发电机的出力达到指令要求。,汽轮机及其主要辅助设备,机炉协调控制方式:当外界负荷发生变化时，控制器对锅炉和汽轮机同时发出调节命令，平行地改变锅炉的给水、燃烧和汽轮机的进汽量，同时还根据主汽压力的偏差给定值的具体情况，适当改变调节汽门的开度，并加强对锅炉的调节作用。在调节结束后，机组的输出功率达到负荷要求功率，主汽压力恢复为给定值，这样，在整个过程中，主蒸汽压力变化不大，并且单元机组很快适应负荷的变化，因而使机组的运行工况比较稳定。汽轮机调节系统现普遍采用DEH-型纯电调系统，控制系统都已进入DCS系统，已经在主机和其它重要辅机等方面实现协调控制。,汽轮机及其主要辅助设备,在核电厂中，单元机组汽轮机采用以微机调节器为中心，通过调节汽轮机进汽阀对机组实施功率控制，频率控制，压力控制和应力控制，并对机组的负荷和转速实施超速限制，超加速限制，负荷速降限制和蒸汽流量限制的控制方式，使机组运行于各种工况，当反应堆功率上升到96%额定功率时，核功率测量系统向汽机调节系统发出一个逻辑信号，汽机调节系统即转为反应堆压力控制模式，防止反应堆功率超调。,汽轮机及其主要辅助设备,2.6汽轮机的监测、保护系统汽轮机监视仪表系统（TSI）:大型机组TSI测量和监视的主要参数有：转子振动的峰-峰值和轴承振动值；转子的峰-峰和瞬时偏心值；转子推力盘相对于推力轴承座的位移（轴向位移）；转动部分相对于静止部分的轴向伸长量（差胀）；转速；用于启动盘车装置的零转速；汽缸膨胀等等。TSI系统包括各种检测参数的传感器、仪表机架和电源、报警盘等。,汽轮机及其主要辅助设备,危急遮断系统（ETS）:超速保护。当机组转速超过规定值时，超速保护系统发出信号，并迅速关闭主汽门停机；低油压保护。当轴承润滑油压低于不同整定值时，先后启动交流润滑油泵、直流事故油泵，直至停机；轴向位移及差胀保护。当汽轮机轴向位移或差胀达到一定数值时，发出报警信号，增大至规定数值时，使汽轮机跳闸停机；,汽轮机及其主要辅助设备,低真空保护。当真空低于某一规定值时，发出报警信号，继续降低至“停机值”时，跳闸停机；振动保护。当汽轮机转子振动超过安全范围时停机；轴承回油温度或瓦温保护；发电机故障保护；手动遮断保护；防火保护。,核电汽轮机设备和相关系统介绍,3.核电汽轮机设备和相关系统介绍,核电汽轮机设备和相关系统介绍,3.1岭澳二期核电站的汽轮机介绍广东岭澳核电站二期工程汽轮机由东方电气集团下属的东方汽轮机厂和法国ALSTOM共同生产。机组额定功率为1086.94MW、转速1500rpm、冲动式、单轴、一次中间再热、三缸四排汽的凝汽式核电汽轮机。该汽轮机本体由一个高/中压组合汽缸和两个双流的低压缸组成。整台汽轮机有7段非调整抽汽。汽轮机采用电液调节；配汽方式为节流配汽，配备主汽/调节联合阀和再热截止/调节阀。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,型号：ARABELLE型式：高压汽水分离中间再热三缸四排汽凝汽冲动式汽轮机额定功率：1086.94MW额定蒸汽参数新蒸汽：（高压主汽阀前）64.3bar/280.1再热蒸汽：（中压联合汽阀前）9.354bar/268.8背压：冷却水温为24时,设计背压0.056bar,汽轮机示意图,额定新汽流量：1613.4Kg/s转向：从机头往发电机方向看为逆时针方向转速：1500r/min通流级数总共33级,其中:高中压缸（1个）：9压力级(HP)4压力级(IP)低压缸（2个）：25压力级2缸,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,9.末级动叶片高度：1430mm10.末级动叶片环形排汽面积：418.55m211.给水回热系统：2高加1除氧4低加12.给水泵的配置3台50%电动给水泵,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,高中压缸：高中压缸的通流部分分为流向相反的独立的两段，高压段为前流、9级，中压段为后流、4级。新蒸汽经主汽/调节联合阀配汽进入高压段，作功后的排汽经MSR再热后进入中压段，中压段的排汽直接进入两个双流低压缸。汽轮机配置一个单层的高中压合缸结构的低合金钢铸造汽缸。整个汽缸由高压、中压两段且水平中分的4部分组成；高压段和中压段的垂直结合面用螺栓联接并在外层进行密封焊，组合后的汽缸形成水平中分的上汽缸、下汽缸，汽缸水平结合面法兰采用螺栓联接；汽缸的抽汽口、排汽及隔板与汽缸的结合面处由不锈钢敷层保护以防止水蚀。汽缸内的静止部件设有去湿槽道，以方便搜集、疏导疏水。汽缸疏水借助重力的作用自流到下半缸的抽汽口或排汽口排出。高中压缸下半重160吨，长11.2米、宽7.3米；上半重145吨，长11.2米、宽6.8米。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,低压缸：汽轮机配置两个相同的双流的低压缸，前流、后流各为5级。汽缸采用双层缸结构，其内、外汽缸均为焊接结构件。汽轮机每个低压缸外缸下半、外缸上半均由两段拼合而成。外缸下半直接坐落在凝汽器壳体（喉部）上并与其焊接形成刚性连接；外缸上半坐落到下半上，外缸上半、下半间水平结合面采用螺栓联接；每个低压外缸下半设有两个进汽口，外缸上半设有两个爆破门。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,低压缸内缸下半组合件由内缸下半和两端的下半排汽缸扩散段轴承室三段独立部件通过螺栓连接组合而成，内缸下半组合件通过两端轴承室的支承结构单独的支承在汽机平台上。由于采用了这样的内缸通过两端轴承座直接坐于汽机基础上独特结构，使其不承受与冷凝器真空变化和水位变化有关的荷载作用，减少了由于汽缸荷载变化对动静间隙的影响，也保证了良好的轴系对中和轴承的稳定性。低压缸内缸上半组合件由内缸上半和两端的上半排汽缸扩散段三段独立部件通过螺栓连接组合而成，内缸上半组合件坐落在内缸下半组合件上，上、下半水平结合面采用螺栓联接。低压缸内、外缸之间采用柔性O形密封环密封，在保证蒸汽不会外泄的同时又允许内、外缸相对运动。低压缸内缸下半（带下隔板）重194.76吨，长11.9米、宽7.2米。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,高中压转子高中压转子由合金钢分段锻造并经焊接构成一体化的高中压转子，转子重105吨，最大外径为3.795米。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,低压转子低压转子为焊接转子，转子重180.8吨，最大外径为5.635米。取掉末级叶片时的最大外径为4.5米。两个低压转子在同一机组可以互换。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,低压缸：低压内缸设有喷淋系统，在汽轮机启停和低负荷时投入，防止汽缸超温、保护末级叶片。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,低压转子叶片低压转子叶片前三级自带围带，叶根为叉型；后两级叶片无围带，叶根为枞树型。低压末级叶片长度为1430mm，叶片之间的阻尼器根据空气动力学原理设计，在较低功率工况下具有额外的加固和抗震作用；末级叶片的前缘采用感应硬化或用司太立合金熔焊以保护叶片不受湿蒸汽的侵蚀。低压缸每一单流排汽面积为18.55m2。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,隔板高、中压隔板均为焊接隔板。高压隔板叶片材质为13%Cr钢，隔板内、外环材料为12%Cr钢，具有良好的防水蚀性，因此不需要任何防水蚀保护。中压隔板叶片材质为13%Cr钢，隔板内、外环材料为碳钢，由于其运行在干蒸汽区，也不需要任何防水蚀保护。低压前3级隔板为焊接隔板，叶片材质为13%Cr钢；末两级隔板叶片由钢板焊接而成。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,主蒸汽阀和调速汽阀主蒸汽管路装设4个高压截止和调速联合阀，水平布置，位于汽轮机高压缸的两侧，每侧两个，弹性支撑在汽轮机平台上。4个中压截止和控制联合阀，结构形式为蝶阀。每个阀门带有一个单独的液压执行机构。为了减少快关时阀碟对阀座的冲击，设计了阻尼器减速最后阶段阀碟的速度。对于运动部件的表面如阀杆等及阀碟与阀座的接触部位进行了氮化处理，以增加耐磨性。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,轴承箱和轴承轴承箱均为焊接结构。高中压转子后侧轴承座固定在基础上；前侧轴承座台板固定在基础上，轴承座可在其滑销约束、引导下随高中压缸的膨胀、收缩前后位移或由于自身温度变化产生膨胀、收缩。低压轴承座位于低压排汽构件上直接支承在基础上。汽轮机的每根转子均有2套支持轴承，支持轴承为三瓦块的可倾瓦轴承，每套支持轴承均设有顶轴油孔。汽轮机的推力轴承位于高中压缸和第一个低压缸之间的高中压转子后侧轴承座内。汽轮机转子的相对死点在高中压转子后侧轴承箱内的推力盘处。汽轮机的各个汽缸都有自己的绝对死点，高中压缸死点位于后端中压排汽侧的轴承座处，汽缸向前膨胀；低压内、外缸的死点位于汽缸结构的前端，汽缸向后膨胀。（参见下页图）,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,前轴承箱,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,轴承,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,盘车装置:包括电动盘车装置和液动盘车装置，正常情况下，由电动盘车装置盘动转子，该装置位于前轴承箱，为离合器结构，盘车转速为8r/min。当汽轮发电机转子转速增加时，盘车装置自动脱开，避免装置损坏。当转子转速下降至接近盘车转速时，装置自动啮合。在其故障时，点动液动盘车装置盘动转子。,岭澳二期核电站的汽轮机介绍,汽轮机的主要特点:外缸支承在凝汽器上，高中压合缸、转子采用焊接转子，低压缸支持轴承座在内缸上等。在低压缸上半没有管道与其连接，低压缸进汽口在低压缸下半，开缸时减少了拆管工作量，可以缩短维修周期。低压外缸焊接在凝汽器上,真空引起外缸的变形不会影响汽轮机的中心及机组的通流间隙,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,3.2大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,1.高压模块:汽机高压缸是双流程的，每个流程由五个级组成，每一级由一组固定的静叶和相应的一组动叶组成。抽汽蒸汽分别抽自第三级叶片进汽端（供6号加热器）和第二级叶片的排汽端（供7号加热器）。隔板装在四个隔板套内，每个流道内有两个隔板套。机头端高压缸内第一个隔板套装置有第1至第3级静叶片，第二个隔板套装置有第4至第5级静叶。机尾端高压缸第一个隔板套内装置有第1级至第2级静叶，第二个隔板套装置有第3至第5级叶片。高压转子用镍铬钼钒钢锻制而成，各级叶轮采用整体套装工艺固定在转子上。在转子内部几乎沿转子的全长有一镗孔，以便于对它作内部检查。转子的一段是不通的，另一端的开口处用塞子塞住。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,高压转子,高压缸转子结构示意图,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,高压模快,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,2.低压模块:每个低压缸包含由同轴心的一个内缸和外缸。内缸包含环形汽室和所有隔板。隔板以轴向串联的形式分别套装在汽缸内壁的槽道上，整体地与内缸连接在一起。隔板套连接在内缸筒体上，轴向地在低压转子和内缸筒体之间分隔成多个环形汽室，前端隔板为蒸汽入口，后端隔板为排汽口，内缸环形汽室有抽出蒸汽以供低压加热器的抽汽口。内缸和外缸之间的空间形成一个乏汽排汽通道，乏汽排汽通道下半部与冷凝器入口通道相连接。外缸的下半部支持在两个刚度很大的纵向梁上，它们支持在汽轮发电机组的基础上。内缸和上半部外缸支持在下半部外缸上。抽汽从内缸各抽汽口抽出以供给1、2、3号低压加热器。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,低压模块,低压缸结构示意图,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,低压转子为整锻结构，带有整体的靠背轮和轴向中心孔。五个动叶级全部设计成能保证在高重量流量下安全运行。前四级叶片用覆盖加强的覆环。覆环组用底带相互连接以便形成震动连续系统。顶部漏汽用装在隔板上的汽封进行控制。末级叶片带有羽毛边缘顶端，它与末级低压隔板的圆柱形延伸部分形成汽封。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,低压转子总成,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,3.汽机阀门汽机总体布置：从汽机总体布置可以看出汽轮发电机组配置有四个高压汽室和六个低压汽室。高压汽室由一个截止阀和一个反向同轴的调节阀组成。每一个汽室安装成阀门轴为水平的，各个汽室用弹簧支持在基础上，这样它可向任何方向自由移动。弹簧支撑在四根支撑柱的托架上。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,低压截止阀为低损失的蝶式阀。蝶式阀和调节阀有相同的设计，它们装在一个坚固的组件中，沿轴方向没有螺栓连接。靠近壳体的每一端有两个支柱，彼此位置相对地在水平平面内用以支持阀轴。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,主热力系统通过每根管线配置一台蒸汽发生器的三根主蒸汽管线，蒸汽被引入一条蒸汽母管。从该公共蒸汽母管引出四根管道与汽轮机截止阀相连结。此外，还有一条通往凝汽器各侧的蒸汽旁路排放总管。与它连接的还有通向除氧器的蒸汽供汽、排放管线，通向蒸汽转换器系统和供汽动给水泵用的辅助蒸汽管线，通向汽水分离再热器的新蒸汽管线和通向冷凝器的12条蒸汽排放管线。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,主蒸汽管线上设有六个疏水点。全部疏水设施的布置相似。凝结水被收集到一个疏水罐内，疏水罐液位由一个浮子开关来监测，疏水由疏水罐管网导向由一个电动控制阀控制的蒸汽疏水器。在该电动控制阀旁设置了一条旁通管线。通过蒸汽疏水器的凝结水被排往冷凝器。在主蒸汽公共母管上设置有三条疏水管线。一条疏水管线引自蒸汽转换器供汽管线，有两条疏水管线分别引自两台汽动给水泵供汽管线。,大压湾核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,岭澳一期核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,3.3岭澳一期核电站的汽轮机设备和相关系统介绍:岭澳核电站一期汽轮机是在大压湾核电站汽轮机的基础上翻版加改进而成的，同样是GEC-ALSTOM供货，其外形尺寸一样。主要改进项如下：高压转子动叶采用自带围带代替铆接围带。低压转子第三级叶片采用整体自带围带预扭叶片代替铆接围带柔性叶片。,岭澳一期核电站的汽轮机设备和相关系统介绍,大压湾,岭澳一期,二期汽轮机的不同点,3.4大压湾,岭澳一期,二期汽轮机的不同点,大压湾,岭澳一期,二期汽轮机的不同点,大压湾,岭澳一期,二期汽轮机的不同点,大压湾,岭澳一期,二期汽轮机的不同点,4.汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,人因失误的风险：现场准备相应的调试程序与运行规程，在实施中要严格遵守。试验操作前无论是决策者还是执行者都应将指令清晰地转达给对方，试验操作只有授权人方能操作。调试与运行人员应明确试验目的，掌握试验方法与内容以及相关风险防范措施。任何操作持票后方能工作，任何工作均要有运行人员及试验监护人的双重监护，防止犯经验主义。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽轮发电机组超速风险：升速期间监视汽机调节系统触屏内部参数的变化，考查调速器的转速调节的基本性能。首次冲转过程巡视检查汽门开关灵活，无卡涩现象。机组做真实超速试验前必须确证手动打闸可靠动作及超速喷油试验合格，方允许做机械超速试验，并设专人负责就地和远方停机按扭。当转速超过打闸值而危急遮断器未动作时应立即手动停机。必须保证调节油、润滑油系统的油质清洁，无水无杂质。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,机组断油烧瓦风险：机组各润滑油泵动力电源（交、直流供电）必须可靠。轴封供汽的压力自动投入要安全可靠，防止油中进水。机组启动前必须做好润滑油系统中油泵低油压在线试验。润滑油、顶轴盘车系统逻辑控制满足设计要求。直流油泵带负荷启动试验要符合要求，试验不合格禁止机组启动。机组启动运行中严密监视油箱油位，轴瓦温度及回油温度及压力，温度异常时应按规程规定及时处理。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,主油泵和交流润滑油泵切换操作时，按试验程序或工作票顺序谨慎进行操作，同时严密监视润滑油压变化情况。此切换有因主油泵工作异常导致机组断油烧瓦风险，所以必需按步骤检查操作。正常停机前确认润滑油泵低油压联动正常，方可打闸停机，并检查交流润滑油泵应自动启动，未启动应手动抢合并查明原因。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽机长期运行时应定期检查切换式油过滤器的压差变化，超过定值应按运行规程及时切换备用滤网，并办票清理堵塞滤网。任一轴承冒烟断油或回油温度急剧升高至停机值时，立即打闸停机。润滑油输送系统处于备用状态，储油箱应有足够备用油以便于主油箱事故补油。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽机大轴弯曲风险：机组启动前要求连续盘车。机组启动前必须检查大轴偏心度、上下缸温差、推力瓦磨损、各缸相对膨胀值等，不具备启动条件严禁强行启动。轴系振动、轴瓦温度监视及保护装置调试完好，并可靠投入运行。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,机组启动升速过程中，在2900rmin以下，转子过临界轴振超过停机值应立即打闸停机。在非临界转速轴振超过停机值时，也应手动停机。严禁机组在临界转速下重新挂闸启动。启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立刻手动停机，停机后认真分析原因，采取针对措施方可慎重再次启动。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,汽机油系统着火风险：油区的各项措施应符合防火、防爆要求，消防措施完善，防火标志鲜明。严禁将火种带进油区，油区内严禁吸烟，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，严格执行动火工作票制度。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,油区附近的热管道或其它热体的保温应坚固完整，并包好铝皮，防止保温浸有部分润滑油。加强防火观念，经常巡视检查，出现火情，及时发现并扑灭。确保消防水系统专一供水，不得用于它用，以确保消防水量、水压不受影响，消防泵的备用电源应可靠供给。油区附近配备足够的消防装置，并定期进行检查维护。,汽轮机首次启动风险预测和安全措施,发电机漏氢及氢爆的风险密封油质合格。油质跟踪化验确定。及时投入油处理系统。注意监视滤网压差，根据情况及时切换和冲洗。确保氢侧/空侧供油系统工作正常，逻辑控制正确。在线试验无异常。运行时，监视氢侧密封油压与发电机内氢气压差稳定在设定值范围。运行时，监视氢侧密封油回油正常，即无断流和涌流。,汽轮机主要调试项目,5.汽轮机主要调试项目,汽轮机主要调试项目,在常规电厂中，汽轮机在启动前应当具备以下几个条件：润滑油供应正常，压力和油温正常；完全对心的转子，旋转时没有变形的隐患（盘车提前4小时投入），变形由偏心率测量鉴定；正确的冷凝器真空度；安全保护装置已进行了检查和校验，并正确投入。与汽轮机启动相关的辅助系统已投入，运行正常。,汽轮机主要调试项目,2)汽轮机启动方式按新蒸汽参数分类额定参数启动,滑参数启动,压力法启动,真空法启动按冲转时的进汽方式分类高中压缸启动,中压缸启动按启动前汽轮机金属温度水平分类冷态启动,温态启动,热态启动,极热态启动,汽轮机主要调试项目,大压湾和岭澳一/二期核电汽轮机的启动方式：当反应堆功率稳定在小于或等于2%额定功率，蒸汽发生器内有足够的蒸汽量，通过反应堆漂移一回路平均温度控制和调节汽轮机进汽调节阀的开度，实现一回路和二回路蒸气参数的匹配，从冲转至汽轮机带额定负荷，随着机组功率上升，一回路平均温度逐渐增加，同时蒸汽发生器出口（汽轮机主汽阀前）蒸汽温度和蒸气压力逐渐下降。大压湾和岭澳一/二期核电汽轮机的启动方式：采用进汽阀节流调节，高压缸全周进汽冲转转子。,汽轮机主要调试项目,3)机组运行经常监视的参数有：汽轮机负荷、主蒸汽及再热蒸汽的温度和压力、凝汽器真空、汽轮机转速（频率）以及转动设备的运转情况。经常巡视的参数有：调节级压力、各级抽汽的压力温度、主蒸汽流量、各加热器进出口水温及水位、油箱油位、调速油压、润滑油压、氢密封油压和油位、各轴承振动、机组热膨胀和胀差、转子的轴向位移、推力轴承和主轴承的金属温度、调节汽门开度、发电机出入口风温以及氢气压力等。,汽轮机主要调试项目,4)常规电厂机组主要试验项目机组冷态启动试验热态启动试验中压缸启动试验机组振动测试试验调节保安系统的静态试验汽门严密性试验超速试验甩负荷试验,汽轮机主要调试项目,高低压旁路试验真空严密性试验机组性能试验负荷变动试验、高加投停试验、汽动给水泵汽源切换试验,汽轮机主要调试项目,5)核电厂常规岛联调阶段主要试验项目A)汽轮发电机组冲转前的准备（GTATP50）辅助系统在线与投运:合理安排给水冲洗工序并完成给水系统冲洗;发电机充氢至运行压力;完成汽轮机主保护试验;机组首次启动前的单系统试验.主蒸汽暖管升压与相关试验项目GCTc旁路系统调整阀要在核蒸汽下重新进行快开时间测定;在低功率提前安排GSS首次手动预热和自动预热功能试验;APP泵组试运;核功率低于2%Pn完成APD与APA给水切换试验;汽轮发电机组冲转准备就绪。,汽轮机主要调试项目,机组首次冲转至3000r/min及相关试验准备试验：汽轮机低压缸喷淋系统(CAR)试验，以保证事故工况下直流泵提供低压缸喷水；汽轮机润滑油(GGR)系统试验，检验交流和直流润滑油泵在低油压情况下联动正常；发电机密封油系统(GHE)在线试验，以保证空、氢侧交、直油泵的可靠备用；汽轮机保护(GSE)试验确保机组整体保护功能可靠无误。,汽轮机主要调试项目,首次冲转：冲转至500r/min,稳定25min,检查各主机运行参数正常（在升速过程中，检查盘车与顶轴油泵停止时间）在控制室内打闸停机进行摩擦听音试验。然后机组再次冲转至3000转，非应力模式下采用高压调阀冲转方式。在925、1800r/min平台暖机1小时左右，并完成机组测振、汽缸热膨胀测量和辅机相关试验。升至3000r/min后，全面检查，并完成空载试验：包括GGR主泵切换试验、GGR交直流油泵在线定期试验、密封油泵空侧油泵切换、超速飞锤注油试验等。测试合格后手动打闸停机，进行转子惰走试验。,汽轮机主要调试项目,汽轮机第二次升速过程:手动升速至500r/min，后打闸检验盘车装置顶轴油泵投入停止时间符合要求，然后自动升速至3000r/min，期间完成主油泵切换试验，电气做AVR开环试验、GRE转速上下限试验与机械超速试验。,汽轮机主要调试项目,B)首次自动冲转至3000r/min及相关试验（试验程序：GTA/52）机组自动升速与电气试验过程:汽轮机机组自动升速至定速3000r/min,对常规岛相关系统全面检查正常，开始做短路试验。增加励磁电流至定子电流至1000A、4000A、10000A，直至25701A，在4000A平台完成发电机负序保护、差动保护和发电机断路器故障保护的试验，试验过程均不会引起发电机跳闸，证实保护能够正确动作，在10000A平台完成发电机过流保护摸拟试验，并通过探测线圈进行发电机转子电流测量试验；在定子电流升至25701A后检查气隙探测线圈的波形输出，绘制发电机短路特性数据。记录转子接地与电压监测系统参数，试验结束后摸拟差动保护动作使汽轮机跳闸。,汽轮机主要调试项目,进行发电机开路特性试验，恢复短路试验临时变更系统。机组升速至定速，进行开路特性试验，提升发电机开路电压至额定端电压的105%，记录开路特性。试验过程中可以进行AER励磁调节系统手动与自动调节试验。在自动模式下验证其运行的稳定性，试验结束后做发电机定子95%和100%接地保护、发电机电压平衡保护的模拟试验。,汽轮机主要调试项目,C)同期并网及带低负荷试验（试验程序：GTA/T53）机组升速至3000r/min，通过负荷开关手动同期并网，并网后手动提升负荷。发电机负荷升到55MW，全面检查机组运行状况。解列后可以再次冲转进行自动同期并网试验。,汽轮机主要调试项目,D)机组升功率至50%Pn及相关试验（GTA/T54）按照总体试验程序DEMT33的要求，机组以30%Pn/h的升功率速率由GRE自动控制负荷，逐渐提升功率至30%与50%Pn平台，分别在上述两个平台下完成核反应堆物理和热平衡试验。,汽轮机主要调试项目,试验过程中常规岛在不同负荷下完成以下主要试验项目：负荷至50%Pn过程，完成给水加热系统蒸汽侧冲洗。完成汽水分离再热器后备新蒸汽汽源的投入与再加热蒸汽温度控制的检验，满足GSS系统冷热态启动下低压缸供汽的需要。20%MCR时除氧器供汽汽源切换至主机抽汽供给。除氧器开始滑压运行。30%额定负荷时，检查疏水系统电动旁路门关闭，疏水开始投入工作。不同负荷下，对除氧器、高低加水位、GSS疏水箱液位自动调节优化。在30%Pn下完成负荷速降试验。速率为15%-30%Pn。,汽轮机主要调试项目,在50%Pn时完成电动给水泵自启动试验，同时进行电动给水泵满负荷出力试验及转速的调节优化试验。机组要升负荷过程中完成在不同负荷下轴系的振动性能试验。50%额定负荷下完成下列瞬态试验：配合反应堆进行10%功率阶跃试验；配合反应堆进行5%功率变化试验；汽轮机甩负荷至厂用电运行；汽轮机跳闸反应堆维持运行；汽轮机甩负荷至零试验；反应堆跳堆试验。,汽轮机主要调试项目,E)机组升负荷至100%MCR及相关试验（GTA/T55）常规岛主要在此阶段完成以下试验项目：不同负荷平台下进行CI给水加热系统和汽水分离式再热器等自动调节装置和优化运行，以满足机组的安全运行和经济运行；75%MCR下检查GSS的阀门切换正确，即主蒸汽再热器与抽汽再热器排气至冷凝器的排汽阀关闭，维持3%的排汽阀运行；80%MCR进行真空泵的真空泄漏性能试验检验冷凝器真空严密性是否合格；97%Pn平台下由GRE切换到反应堆压力模式，缓慢提升功率至100%Pn，以防止反应堆超功率；,汽轮机主要调试项目,发电机负荷分别停留在900MW和990MW工况下进行发电机定子外伸端振动性能测试，检查其性能满足制造厂设计要求；机组升负荷过程中完成不同负荷下轴系的振动性能试验；机组100%MCR完成500小时示范运行，并对CI系统进行长期运行考验；定期完成CI系统试验内容，以保证分系统的保护动作的可靠性及设备运行的良好性能；,汽轮机主要调试项目,100%n工况下常规岛瞬态试验内容如下:高低压加热器的隔离试验；的自启动试验；跳闸维持一台运行的快降负荷试验；跳闸维持单运行的快降负荷试验；主汽再热器隔离试验；抽汽再热器隔离试验；发电机手动降氢压试验；发电机氢冷器隔离试验；,汽轮机主要调试项目,励磁机空冷器隔离与热浸试验；发电机定子流量低的快减负荷试验；核岛逻辑信号导致的快减负荷试验；异常工况试验；凝结水泵的跳闸试验；高加疏水切换至事故疏水的运行试验。,汽轮机主要调试项目,F)性能试验:调整一次和二次通道：监测5%、10%、30%、50%、75%、100%功率下的电站响应，对控制和保护通道和刻度进行检定或验证。蒸汽发生器额定热功率输出：100%FP下测定热功率输出。核岛辅助设备消耗的电功率试验：蒸汽发生器蒸汽中的含水率测定；蒸汽发生器裕度试验；汽轮机热耗率试验；汽轮发电机轴承振动测试；,汽轮机主要调试项目,发电机振动；CI噪声水平测试；给水化学品质试验；循环水泵性能试验；发电机温升试验发电机氢泄漏试验；发电机绝缘的相间连接；汽轮机调速器稳定性试验。,6.主要故障案例,主要故障案例,防止汽轮机超速和轴系断裂事故超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的系统保护和监视表计，在汽轮机运行规程中均已有明确的规定：在危急保安器动作不正常、汽轮机主要保护不能正常投入、主要仪表(如转速表、轴向位移表)不能正常投入的情况下，禁止机组起动。而在实际工作中，往往由于不能严格执行规程、规定而产生了严重的后果。1999年阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。运行人员在主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器失效、机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的情况下再次起动，从而引发了轴系断裂事故。,主要故障案例,许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护的作用，以确保机组的安全、稳定运行。1988年2月，秦岭电厂5号200MW机组在做超速试验时，由于发生了超速而导致了轴系断裂事故。其中一个主要原因就是由于在结构设计上存在着某些轴承易于油膜失稳和轴系稳定性裕度不足的问题，因而在出现不大范围的超速时，轴系发生了由油膜振荡引起的“突发性”复合大振动，从而造成了轴系的严重破坏事故。,主要故障案例,在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值.例如：珠江电厂发生引进型300MW机组超速事故。1993年9月24日，珠江电厂2号汽轮发电机组在甩负荷的过程中，联动开启高压旁路，低压旁路未投联锁而未能联动开启，而中压主汽门和调节汽门卡涩，未能关闭，使机组在17s后转速达4207rmin，最后，在手动开启低压旁路后，转速才得以控制。,主要故障案例,防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于24h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没有查明事故原因的情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦，从而导致了转子弯曲事故的发生。,主要故障案例,汽轮机的交流润滑油泵、直流润滑油泵应定期进行试验，以确保能处于良好的备用状态。所有油