汽轮机使用说明书

目录1、 序言2、 重要技术数据3、 产品技术性能阐明和重要技术条件4、 产品重要构造5、安装阐明6、 运行和维护7、附录：汽轮机用油规范

1、序言C6-3.43/0.49型汽轮机系中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式汽轮机，具有一级工业调整抽汽。额定功率为6000kW，工业抽汽额定压力为0.49MPa，额定抽汽量为17t/h。本汽轮机与发电机、锅炉及其他附属设备成套，安装于企业自备电站或热电厂，同步供热和供电。机组的电负荷和热负荷，可按顾客需要分别进行调整。同步，亦容许在抽汽工况下，最大功率7500kW可长期运行。本机系热电联供机组，具有较高的热效率和经济性。机组构造简朴紧凑，布置合理，配有低压电调，操作简便，运行安全可靠。本汽轮机不能拖动变速机械运行。2、重要技术数据2.1、汽轮机型式中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式2.2、汽轮机型号 C6-3.43/0.49型2.3、新蒸汽压力 3.43()MPa2.4、新蒸汽温度 435()℃2.5、额定功率 6000kW2.6、额定转速 3000r/min2.7、旋向 从汽机向电机端看为顺时针方向2.8、工况项目工况进汽量t/h抽汽量t/h抽汽压力MPa排汽压力MPa功率kw额定抽汽工况39.5170.490.0046000最大抽汽工况48300.490.0046000最大进汽工况54300.490.0047500凝汽工况28.500.0056000抽汽压力调整范围：0.39～0.69MPa其他工况见QC-Js4“热力特性计算”。表中数据冷却水温均为20℃2.9、冷却水温℃20℃～33℃（最高也许到2.10、给水加热及除氧抽汽（在3、7级后）1GJ+1CY+1DJ2.11、转子临界转速~1736r/min2.12、汽机前后轴承中心距26292.13、汽轮机总长44602.14、转子（连联轴器）～3.73t2.15、汽轮机下半汽缸（连隔板）重量~10.45t2.16、汽轮机下半汽缸（不连隔板）重量~7.25t2.17、汽轮机上半汽缸（连隔板）重量~9.6t2.18、汽轮机上半汽缸（不连隔板）重量~6.45t产品技术性能阐明和重要技术条件汽轮机运行时，在轴承座上测得的全振幅振动值不不小于0.0汽轮机在下列状况下，能发出额定功率，并容许长期运行：蒸汽初参数降至3.14MPa，420℃，冷却水温2冷却水温升至33℃3.3冷却水温升至35℃3.4当热负荷在所有范围内变化时，本汽轮机电负荷的变化不不小于20%。3.5辅机系统（见辅机部套阐明书）3.6调整系统本机为低压电液调整（见调整保安系统阐明书及电调阐明书）产品重要构造汽轮机本体为前,中,后三段构成的单汽缸构造。通流部分为二个调整级和8个压力级共10级。第1级为双列调整级,第4级为单列调整级。高压段配汽采用提板式调整汽阀,由油动机通过调整连杆控制，中压段配汽采用带平衡室的旋转隔板,由中压油动机控制。高压油动机装于前轴承座上，中压油动机置于汽缸右侧的托架上。配汽设计：前汽缸蒸汽室中有六只调整汽阀。共30个喷嘴依负荷之变化，各调整汽阀依次启动或关闭。调整汽阀经提板式配汽机构，各调整汽阀由高压油动机控制。旋转隔板为平衡室式，装在汽缸内，操纵旋转隔板转动环的油动机安放在汽缸下半右侧，操作以便。转动环旋转角度为±4°20′06″。隔板转动环上有一种φ15㎜定位销，用它定转动环处在中间、全开、全关位置，汽机正式合缸前应取出此销。否则转动环无法转动，即抽汽量无法调整。中汽缸为简朴的筒形构造。转子由10级叶轮套装构成。动叶末级节圆直径为φ1202mm，动叶片的高为162前轴承为推力支持轴承，支持轴瓦为圆柱。后轴承为径向支持椭圆轴承，推力轴承共10块工作瓦，每块正推力工作瓦上均装有测温元件。定位推力瓦（反向）共10块。前轴承座内装有调整保安部套及径向推力联合轴承，外部装有油动机等其他部套。油动机安放在前轴承座的上面，油动机通过调整连杆与调整阀联接。在前轴承座的上面安装有三个温度计装置，分别测量径向及正副推力轴承的回油温度。前轴承座由前座架支承，两支承面之间有一纵向键，汽机运行时，汽缸受热膨胀时，通过猫爪推进前轴承座沿此键向前滑动，并保证中心不变。采用刚性联轴器直接带动发电机。盘车装置为蜗轮蜗杆构造，由电动机传动。采用低速盘车，盘车转速为~10r/min。手动投入，当转子转速高于盘车转速时自动退出工作位置。后汽缸由后座架支承，座架上有横向销，后汽缸导板上有一纵向键，纵向键中心线与横向销中心线的交点就构成了汽轮机的“死点”当机组受热膨胀时，可沿纵向键和横向销膨胀。前汽缸通过猫爪与前轴承座相联。为保证热胀时前轴承座与汽缸相对中心不变，在前汽缸下半与前轴承座体之间设有一垂直键。前、后汽封均为梳齿式高下齿构造，有轴封抽汽装置。隔板采用精铸静叶焊接构造和铸铁构造。4.13调整抽汽管路上设有抽汽逆止阀和安全阀。安装阐明安装单位在进行本机组安装之前，应熟悉本机组图纸及有关技术文献，理解本机组构造和性能，以保证安装质量。详细安装程序按电力建设施工及验收有关技术文献进行。重要安装数据见数据表格，本表所列各数据在安装时应严格控制。5.1汽轮机组的垫铁布置汽轮机组的垫铁布置见垫铁布置图。垫铁放在基础上，用水平仪校水平，其水平面平面度不超过0.2mm/m，垫铁与基础平面接触面积应到达75％以上，接触面不应有油垢、油漆及铁锈等。各垫铁接触面间隙不不小于0.05mm。垫铁一般一叠不超过三块，以免影响汽机运行质量。垫铁与座架的结合面，每25mm×25mm接触3～5点，面积应达75％以上，并均匀分布。垫铁布置图见J9190.1204，本机组供应的斜垫铁，若现场安装需在斜垫铁下可加平垫铁。平垫铁现场制作。每边比斜垫铁宽20㎜左右，厚度根据需要，材料Q235-A。5.2汽轮机前、后座架及后汽缸导板的安装根据图纸规定，划定各座架及后汽缸导板的位置,并按规定将它们安顿在各自位置上，用水平仪校验水平，横向偏差≤0.20mm/m。后汽缸导板纵向水平偏差＜0.03mm。在汽缸就位后,使前轴承座、汽缸有合适扬度以适应转子的扬度，转子的扬度（前轴承处）计算值X≈0.66mm5.3管道对汽轮机容许作用力见QC.0100汽缸总图。5.4紧固汽缸大螺栓：前缸M72×4×380“穿孔”螺栓12个，先用1.5m长扳手由两人进行冷紧。热紧时，其螺母旋转弧长42㎜（旋转角度为45°）。前缸M72×4×230栽丝螺栓2个，先用1m长扳手1人进行冷紧。热紧时，其螺母旋转弧长21㎜（旋转角度为23°）。中缸M72×4×230栽丝螺栓4个，先用1m长扳手1人进行冷紧。热紧时，其螺母旋转弧长42㎜（旋转角度为45°）。中汽缸M68×4×230栽丝螺栓1个，先用1m长扳手由1人进行冷紧。热紧时，其螺母旋转弧长20㎜（旋转角度为23°）。中汽缸M64×4×420栽丝螺栓2个，先用1m长扳手由1人进行冷紧。热紧时，其螺母旋转弧长40㎜（旋转角度为48°）。上述各螺栓热紧是用螺栓电加热器，使螺栓温度缓慢升高，直至一种人用扳手可以转动螺母到需要角度为止，应尤其注意螺栓不得转动。紧固汽缸螺栓，最佳从中部开始，左右两侧对称地向前、后汽封处依次拧紧。运行和维护概述汽轮机的合理启动及操作方式应根据不一样电厂的详细状况和不一样的运行方式通过试验来确定。运行单位可根据电力部门颁发的汽轮机组运行规程的内容或通过启动试验编制现场规程，本阐明书仅作为编制时之基础，现场规程之内容与本阐明书内容不应有所抵触。新蒸汽参数及负荷限制主汽门前蒸汽参数正常变化范围项目汽压（MPa）汽温（℃）额定3.43435最高3.63445最低3.14420当汽压超过3.63MPa而不不小于或等于3.73MPa；或当汽温超过445℃而不不小于或等于450℃时，持续运行时间不得超过30min，整年合计不得超过当汽压超过3.73MPa或汽温超过450℃当汽压低于3.14MPa，或汽温低于420℃当汽压低于1.86MPa，或汽温低于360℃负荷限制规范为保证机组安全经济运行，在所有工况下汽轮机总进汽量不得不小于热力特性计算书中予以的进汽量。在下列工况下，汽轮机可以保持额定功率6000kW，容许长期运行。新蒸汽压力减少到3.14MPa，温度减少到420℃冷却水进水温度升高到33℃新蒸汽参数不低于额定值。凝汽器保持计算耗水量。凝汽器具有保证的严密性。减少调整抽汽量到零，即纯凝汽工况时。当调整抽汽投入，并且抽汽量达一定数值时，容许电负荷极限值为7500kW，当电负荷超过额定值时应注意：常常监视轴向位移指示器的读数。常常监视推力轴承温度，回油油温不应超过65℃发现新蒸汽参数减少，真空减少或后汽缸温度升高时，应照规范及时减少负荷。纯冷凝工况下，按下列规定减负荷汽温低于420℃时，每减少3℃，由额定负荷减少400kW，汽温减少至汽压低于3.14MPa时，每减少0.0981MPa，由额定负荷减少600kW，汽压降到2.158MPa时减负荷到零。后汽缸真空低于0.0876MPa，52℃时，真空每减少0.00136MPa，由额定负荷减少600kW，真空减少到0.074MPa，67汽温、汽压、真空同步减少时，总的减负荷量为各自应减负荷之和。抽汽工况下，按下列规定减负荷汽温低于420℃时，每减少3℃，蒸汽流量由额定值39.5t/h减少～2t/h，汽温约减少到汽压低于3.14MPa，每减少0.0981MPa，蒸汽流量由额定值39.5t/h减少～3t/h，汽压约减少到2.16MPa时，保持空转。后汽缸真空低于0.0876MPa时，每减少0.00136MPa，蒸汽流量由额定值39.5t/h减少～3t/h时，真空约减少至0.074MPa时，保持空转。汽温、汽压、真空同步减少时，总的减负荷量，为各自应减负荷之和。减负荷过程中发生下列状况之任何一种而在15min内不能恢复时即须停机：汽温低于370℃，高于360汽压低于2.16MPa，高于1.86MPa.时后汽缸真空低于0.074MPa,高于0.065MPa.时减负荷到零运转.减负荷过程中发生下列状况之任何一种，即须事故停机汽温低于360汽压低于1.86MPa后汽缸真空低于0.065MPa起动与带负荷凡停机时间在12h以内再起动或者前汽缸复速级处上缸壁温度在300℃左右，下缸壁温度在250其他状况均按冷态方式起动（新机及大修后第一次起动，电厂视详细状况另行规定）。冷态方式起动时间分派如下：冲动转子后升速500r/min2min检查并维持500r/min10min均匀升速至1200r/min8min检查并维持1200r/min30min均匀升速至2500r/min5min（通过临界转速时应加紧提高速度）检查并维持2500r/min10min均匀升速至3000r/min8min全面检查主汽门关闭试验并列操作10min总计83min热态起动应遵守下列各点：进入汽轮机之新蒸汽温度应高于汽缸金属温度30～50℃，并有30～50℃的过热度。在冲动转子2h前，机组应处在持续盘车状态中。在持续盘车状况下，应先向轴封送汽，然后再抽真空。须维持较高的真空约在0.047MPa左右。热态方式起动时间分派如下：冲动转子后升速500r/min2min检查并维持500r/min2min均匀升速至1200r/min4min检查并维持1200r/min2min均匀升速至2500r/min（临界转速时加速提高）5min检查并维持2500r/min2min均匀升速至3000r/min4min全面检查主汽门关闭试验并列操作8min总计29min6.3.5带负荷并入电网后，即可带上不超过500kW的负荷。然后以每4min增长500kW的速度带到kW的负荷，暖机15min，再以每4min增长500kW的速度带到5000kW后，暖机15min，最终以增长200kW/min的速度带到额定负荷。常规当电负荷到达额定负荷的三分之二（即4000kW）后，方投入调整抽汽。负荷到达kw以上可投回热抽汽，当负荷减至额定负荷的三分之二如下时，应减少抽汽量甚至停止供调整抽汽，同步停回热抽汽。在投入调整抽汽时，调整抽汽量的增长速度≯2.5t/min，且电负荷的增长也不应与之同步发生，否则应当减少各自的增长量。当到达额定抽汽量的50％时，应暖机20min。正常减少负荷速度与规定的增负荷速度同样。运行中的维护运转时尤其注意下列之重要参数，使其符合规范：新蒸汽参数电网周波轴承盖振动不不小于等于0.03㎜调整系统油压(表压)为：主油泵出口油压～0.981MPa，脉冲油压～0.539MPa。轴承润滑油压为0.0785～0.147MPa。主油泵入口油压为0.0981MPa。轴承进口油温35℃～45℃;轴承回油温度最高65滤油器的压力降为0.0196～0.0392MPa（保证润滑油压符合规范）。汽封均压箱内压力为0.101～0.127MPa，抽汽室的压力为0.093~0.097MPa。后汽缸排汽温度：带负荷时不不小于65℃；空负荷时不不小于100常常监视各表计的指示，并定期记录，在负荷发生变化并稳定后亦应记录各表计的读数。常常注意汽机各部件运转声音及振动状况，并且注意有无油类及塑料等的焦味，发生异常状况，应及时采用措施，并将详细状况记入工作日志中。常常按初蒸汽参数和冷凝器真空调整负荷。定期对电动辅助油泵、主汽门、危急遮断设备、抽汽阀等部套作试验。定期运用短时间作较大量的负荷变动，使汽门阀杆有所活动。定期向调整连杆及其他转动连接部分加油。在与安装或大修后第一次启动完全相似的工况下测得第一级后压力高出15％时，应进行汽轮机通流部分的清洗。清洗时负荷为额定负荷的10％～25％；并停调整抽汽和回热抽汽。打开所有疏水阀门。调整汽阀处在全开位置。清洗的蒸汽温度较饱和温度高1～2℃。清洗蒸汽的降温速度为每3min减少2℃当凝结水含盐量稳定于0.15mg/kg如下时，即认为清洗工作可以结束，一般为1.5～2h。清洗结束后半小时内负荷维持不变，以做好各项监视工作。轴承回油油温、振动、热胀等。事故处理汽轮机在下列状况下应破坏真空紧急停机。机组忽然发生强烈振动或金属撞击声。汽轮机转速升高到3360r/min而危急遮断装置不动作。水冲击。轴端汽封冒火花。任何一种轴承断油和轴承回油温度急剧升高。轴承回油温度升高超过75℃油系统着火且不能很快扑灭。油箱内油位忽然下降到最低容许油位如下。润滑油压降至0.0196MPa如下。主蒸汽管路破裂。转子轴向位移超过1.2发电机内冒烟。汽轮机在下列状况下可不破坏真空故障停机。进汽压力不小于3.73MPa或汽温高于450℃进汽压力低于1.86MPa或汽温低于360℃凝汽器压力高于0.0373MPa(真空低于0.065MPa)。调速系统连杆脱落或拆断，调整汽门卡住。调整汽阀全关，发电机出现电动机运行方式，带动汽机运转3min。后汽缸排大气门动作。注：本阐明书中提到的真空为原则大气压0.101325MPa计算成果。

7附录：汽轮机用油规范7汽轮机调整及润滑用油，应采用国标GB11120-1989《L-TSA汽轮机油》中的质量指标为32或46。详细内容见下表：序号项目质量指标试验方法粘度等级运行粘度（40℃），mm2～3～GB/T265粘度指数，不不不小于GB/T1995倾点，℃不高于～7～7GB/T3535闪点（开口），℃不低于GB/T3536密度（20℃），kg/m汇报汇报GB/T1884GB/T1885酸值，mgKOH/g不不小于GB/T264中和值，mgKOH/g不不小于汇报汇报GB/T4945机械杂质无无GB/T511水分无无GB/T260破乳化值，ml54℃,minGB/T7305起泡性试验ml/ml℃不不小于GB/T℃不不小于后24℃