上汽660MW超超临界汽机培训教材(上)

XXXXX有限公司培训教材汽机分册PAGE124-国电XX煤电开发有限公司培训教材汽机分册国电XX煤电开发有限公司Ⅰ期2×660MW超超临界机组培训教材系列汽机分册编写：审核：二零一四年十一月

目录第一章汽轮机概述 -1-1.1汽轮机设备的工作原理 -1-1.2汽轮机的主要技术参数 -2-1.3电厂主要热经济指标 -13-1.4汽轮机循环蒸汽参数及热平衡 -16-1.5汽轮发电机组的性能试验 -22-1.6660MW超临界与超超临界汽轮机浅析 -26-1.7我公司汽轮机技术规范介绍 -35-第二章汽轮机本体设备及配汽系统 -38-2.1汽缸 -38-2.2转子、叶片及联轴器 -51-2.3汽封 -54-2.4滑销系统 -59-2.5汽轮机轴承 -60-2.6盘车装置 -62-2.7汽轮机配汽系统 -63-第三章汽轮机油系统 -68-3.1润滑油系统 -68-3.2汽轮机顶轴系统 -78-3.3润滑油净化系统 -80-第四章汽轮机疏放水系统 -84-4.1疏放水系统概述 -84-4.2疏放水系统组成 -85-4.3疏放水系统运行方式 -87-第五章旁路系统 -90-5.1概述 -90-5.2高、低压旁路系统 -92-5.3旁路系统的运行 -101-第六章调节保安及TSI安全监视系统 -104-6.1调节保安系统概述 -104-6.2液压伺服系统 -105-6.3联锁及保护 -112-6.4调节保安系统试验 -113-6.5高压抗燃油系统 -117-第七章辅助蒸汽系统 -126-7.1概述 -126-7.2系统运行与调整 -126-第八章凝结水系统 -129-8.1概述 -129-8.2系统设备 -130-8.3凝结水系统运行 -139-第九章抽汽回热系统 -141-9.1抽汽回热系统概述 -141-9.2抽汽回热设备 -144-第十章除氧器系统及设备 -150-10.1概述 -150-10.2除氧器 -152-10.3设备结构及其作用 -156-10.4除氧器运行 -158-第十一章给水系统 -160-11.1概述 -160-11.2汽动给水泵组 -161-11.3电动给水泵组 -169-11.4给水泵用变转速凝汽式汽轮机 -177-第十二章机组真空系统 -193-12.1真空系统概述 -193-12.2真空泵结构特点及工作原理 -195-12.3真空系统运行 -200-第十三章循环水系统 -201-13.1系统概述 -201-13.2循环水系统设备 -202-13.3循环水泵的运行 -215-13.4凝汽器反冲洗 -218-第十四章开式、闭式冷却水系统 -222-14.1开式水系统概述 -222-14.2开式水系统设备 -223-14.3开式水系统运行监视及调整 -225-14.4闭式冷却水系统 -226-14.5闭式水系统运行 -231-第十五章汽轮机的启动和停运 -233-15.1启动状态的划分及中压缸启动特点 -233-15.2冷态中压缸启动 -235-15.3其它状态启动及启动方式 -238-15.4汽轮机停运 -240-国电XX煤电开发有限公司培训教材汽机分册第一章汽轮机概述1.1汽轮机设备的工作原理汽轮机是将蒸汽的热力势能转换成机械能的动力设备，为保证汽轮机安全经济的进行能量转换，需配置若干附属设备，汽轮机及其附属设备由管道和阀门连成的整体，称汽轮机系统。在火电厂中汽轮机用于带动发电机，将机械能转换成电能，此汽轮机与发电机的组合称汽轮发电机组。具有较高压力和温度的蒸汽经过主汽门、调节阀进入汽轮机。由于汽轮机排汽口处的压力低于进汽压力，在这个压力差的作用下蒸汽向排汽口流动，逐渐降低，将一部分热力势能转换成机械能，最后从排汽口排出。汽轮机的排汽仍具有一定的压力和温度，因此仍具有一定的势能，这一部分能量没有转换成机械能，称为冷源损失。排汽的压力和温度越高，它所具有的能量就越大，冷源损失所占比例也就越大。为了减少冷源损失，提高蒸汽动力循环的效率，常采用凝汽设备来降低排汽的压力和温度，此时汽轮机的排汽排入凝汽器，在较低的温度下凝结成水，由凝结水泵抽出供锅炉继续使用。为了吸收排汽在凝汽器内凝结所放出的热量，保持较低的凝结温度，必须用循环水不断地向凝汽器供应低温冷却水。在正常情况下凝汽器内的压力等于凝结水温度所对应的饱和压力，若冷却水温度为20℃，凝汽器内的压力约等于500Pa即使这样，机组的冷凝损失仍占总能源的60％以上。为了进一步减少冷源损失，火电厂所采用的汽轮机都配置有除氧器和若干台表面式回热加热器所组成的回热加热设备。凝结水泵出口的主凝结水经过几台低压加热器（因主凝结水的压力较低，故称低压加热器）送往除氧器（除氧器是一台混合式加热器，同时承担除去给水中溶解氧的任务），再由给水泵升压后经过几台高压加热器（因给水的压力较高，故称高压加热器）送往锅炉的省煤器。从汽轮机内抽出几股不同压力的蒸汽分别送入各加热器和除氧器，加热主凝结水和锅炉的给水，此时可使汽轮机的排汽量相应减少20％～30％，冷源损失也相应减少。为了保证供电的数量和质量，汽轮机的功率和转速都要根据用户的要求经常进行调整，所以每台汽轮机都必须有一套由调节装置所组成的调节系统。另外汽轮机的工作转速很高，动静部分间隙较小，又是火电厂的核心设备，为保证其安全，必须有一套自动保护装置，在异常情况下，能自动发出声光报警提醒运行人员注意，在危急情况下能自动关闭主汽门切断汽轮机的进汽，紧急停机，或自动启动备用的附属设备。调节系统和保护装置常用压力油来传递信号和操纵有关部件，汽轮机的各轴承也需要不断地油来润滑和冷却，故每台汽轮机都配置一套供油系统向调节，保护装置及各轴承供油。综上所述，汽轮机设备是以汽轮机为主体的一种动力设备，它的附属设备一般包括：汽轮机本体、调节保安油系统、辅助设备及热力系统等。汽轮机本体是由汽轮机的转动部分(转子)和固定部分(静体或静子)组成；调节保安油系统主要包括调节汽阀、调速器、调速传动机构、主油泵、油箱、安全保护装置等；辅助设备主要包括凝汽器、抽气器(或水环真空泵)、高低压加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵、凝升泵、循环水泵等；热力系统主要指主蒸汽系统、再热蒸汽系统、凝汽系统、给水回热系统、给水除氧系统等。1.2汽轮机的主要技术参数汽轮机组的技术参数归结为两大类：影响机组经济性的技术参数称为经济技术参数；影响机组安全的技术参数称为安全技术参数。1.2.1汽轮机组的经济技术参数汽轮机组的经济性主要由工质参数、设备的结构性能、各辅助工作系统的配置状况所决定。为了提高汽轮机组的经济性能，必须从这三方面下功夫，使其尽量符合人们的愿望。1.2.1.1蒸汽参数对机组效率的影响这里指的蒸汽参数是蒸汽的压力和温度。用来驱动汽轮机的单位流量蒸汽压力和温度越高，携带的能量越大，而作功后的压力和温度越低，则带走的无用能量（焓）就越小，这样蒸汽可能的作功能量（理想焓降）就越大；在能量相同的情况下，压力和温度越高，可能用来作功的能量比例越大，无法作功而不得不被放弃的能量比例就越小（及即熵值越小）。这就是蒸汽的基本热力性质。因此，为了提高单位蒸汽的作功能力和作功效率，应当尽可能地提高将要进入汽轮机的新蒸汽的压力和温度，同时尽量降低作功后“废蒸汽”的压力和温度。从焓熵图上蒸汽的热循环过程线可以明显地看到这种效果。亚临界压力汽轮机组均采用一次中间再热，超临界压力机组及超超临界机组大多数也只采用一次中间再热。蒸汽参数的提高受到材料性能的限制。亚临界压力机组的初参数，压力约为16～17.5MPa，温度约为535～570℃；超临界压力机组的初参数，压力约为24～26MPa，温度约为550～570℃，直至目前的超超临界参数，其主汽压力超过30.0MPa或主汽和再热蒸汽温度为580oC及以上。如果想采用更高的初温，锅炉和汽轮机本体都要采用十分昂贵的材料，制造成本将大大提高，从经济技术角度考虑也是不合理的。压力的提高固然不受材料性能的限制，但对于超临界压力机组，是由直流锅炉供汽，“水”在锅炉中已没有液态和汽态之分，压力越高，可能溶解于“水”中的其它物质就越多。蒸汽在汽轮机的通流部分作功后压力将降低下来，原来在高压状态下溶解于“水由焓熵图上可以看出，降低背参数对提高机组热效率有显著的效果。背参数的降低，受两方面的限制：一方面受末级排汽面积的限制；另一方面还受大气温度的限制。在我国的地理条件下，背压大约为0.0035～0.006MPa。由焓熵图上还可以看出，不论提高背参数，还是采用中间再热，在增加理想焓降的同时，蒸汽的熵也增加了。也就是说，用提高初参数的办法，特别是用中间再热的办法来增加机组出力，在增加出力的同时，总是伴随着无用能量的增加。为了尽量减少无用能量的增加，必须采用别的办法，这就是回热抽汽。1.2.1.2回热抽汽系统的作用在汽轮机组中设置回热抽汽系统的目的，就是为了尽量减少进入凝汽器的无用能量。由焓熵图可见，回热抽汽对减少进入凝汽器的无用能量（也即提高热循环的效率）有十分明显的效果。焓熵图上可以在理想条件下（即循环过程中，蒸汽释放的内能完全用于作功），简单地比较了无回热抽汽与有回热抽汽两者之间的差别。实际上，在同样有回热抽汽的循环中，回热系统抽汽点的不同，以及各抽汽点抽汽量的不同，都会造成循环效率的不同。回热抽汽的安排应当是：高品味（即处于高热焓、低熵值蒸汽状态）处不抽汽或少抽汽，低品味处则尽可能地多抽汽。这是提高回热抽汽系统节能效果的重要原则。此外，抽出的蒸汽在把热能传给锅炉给水（凝结水）之后，它本身也冷却下来变成凝结水，这些凝结水通常称为加热器的疏水。这些疏水的不同导向，也会造成不同的结果。因此，这些疏水的导向，应经过对整个热循环系统进行详细的热平衡计算后予以确定。1.2.1.3真空系统由抽真空系统和密封系统两部分组成。它的作用是用来建立汽轮机组的低背压，也即用来建立凝汽器的高真空，使蒸汽能够最大限度地把热焓转变为汽轮机的动能。对于凝汽式汽轮机，蒸汽到了最后几级，已进入饱和区，蒸汽的饱和压力和饱和温度一一对应；压力越低，温度也就越低。凝汽器中的高真空，使蒸汽能够工作到很低的压力和温度，最后被冷却水带走的能量也就减少了，汽轮机效率提高了。应当注意，抽真空系统所建立的真空，这是建立凝汽器真空的一个必要条件。在汽轮机组尚未投入运行时，凝汽器中的真空取决于抽真空系统所建立的真空；在汽轮机组投入运行后，抽真空系统的作用只是把泄漏到汽轮机内部的空气及时地抽走，是确保凝汽器真空的一个必要条件。在汽轮机组投入后，凝汽器内的真空还（甚至是主要）取决于进入凝汽器内的蒸汽与循环冷却水的热交换状况。蒸汽与循环冷却水的热交换状况主要取决于凝汽器的换热面积和循环冷却水的温度tw（tw取决于环境温度）、水量。由此可见，在具体的电厂环境条件下（也就是说，在具体的环境温度条件下），要确保凝汽器内具有良好的真空，必须保证抽真空系统性能良好，有足够大的凝汽器换热面积和足够的循环冷却水量。通常，要求循环水冷却倍率（在相同的单位时间内，进入凝汽器的循环水与蒸汽的质量比）不小于60。在某些特殊的运行工况下，如低负荷运行时，蒸汽到了末几级已不能够继续膨胀作功，汽轮机的这几级变成了鼓风机，蒸汽可能被加热、升温，导致凝汽器内的真空变坏。此时，应当调整运行方式，使汽轮机末几级有足够的冷却流量。如果无法调整运行方式，则必须向凝汽器内喷注冷却水，以确保凝汽器和汽轮机末几级的安全。凝汽器的喷水冷却装置是保证凝汽器真空的后备设施。1.2.1.4轴封系统的作用轴端汽封系统的功能有两个方面。在汽轮机组的压力区段，它防止蒸汽向汽轮机外泄漏，确保进入汽轮机的全部蒸汽量都沿着汽轮机的叶栅通道前进、作功。它是保证汽轮机效率的重要手段之一。在真空区段，它防止汽轮机外侧的空气向汽轮机内泄漏，保证汽轮机真空系统有良好的真空，从而保证汽轮机组有尽可能低的背参数，即保证了汽轮机效率。汽封和转子之间的径向间隙通常为0.4～0.6mm。目前，已发明了“自动调整汽封”1.2.1.5汽封系统的作用这里是指汽轮机通流部分的汽封。设置它的目的是尽量减少蒸汽从高压区段通过非作功通道泄漏到低压区段，以保证尽可能的蒸汽在作功通道作功，这样才能保证汽轮机通流部分有较高的效率。汽轮机通流部分的汽封分径向汽封和轴向汽封。对于冲动式汽轮机，隔板汽封起主要作用；隔板汽封只用于有隔板的通流部分。对于反动式汽轮机，如果静叶叶栅做成隔板式，那么隔板汽封和叶顶汽封同样重要。对于转鼓反动式汽轮机，静叶顶部和动叶顶部汽封同样重要。轴向汽封只起辅助作用。660MW等级汽轮机组的轴向总长度较大，运行时汽缸、转子的相对膨胀较大，设置动静叶叶根轴向汽封已失去实际意义，有的制造厂将冲动式汽轮机的动静叶叶根轴向汽封改为径向汽封，这样既保证了轴向的膨胀不受影响，又起到了汽封的作用。隔板汽封和静叶栅顶部汽封的径向间隙约为0.4～0.6mm以上只是简要说明了汽轮机组主要工作系统对机组效率的影响，以及如何改进系统的性能，确保汽轮机组的效率如愿以偿。对汽轮机组的效率影响最大的是蒸汽在汽轮机内通流部分的工作效率，以及相应的管道、阀门内的工作效率。1.2.1.6通流部分的性能汽轮机有成千上万的零件，对每一个零部件的结构、材料、工艺性能要求都很高，目的是使蒸汽在汽轮机内安全地、高效率地把内能转变为转子的动能。是在许多级（静叶栅和动叶栅构成了汽轮机通流部分的“级”）的静叶栅和动叶栅所构成的通道内进行的。确保蒸汽在每一级内高效率地把内能转变为转子的动能，也就是保证了通流部分的高效率。先来简单了解通流部分单独一级的工作情况。蒸汽在进入静叶栅通道时，其h－s图上的状态点是O（po，to），从O点开始，由p0膨胀至p2。但实际上，蒸汽在膨胀和流动过程中，由于叶片型面和叶片端部的涡流损失，消耗了一部分能量。这一部分消耗了的能量，又变成热能，使蒸汽的温度升高了一些，在p1和p2情况下等压加热，即在不作功的情况下，使蒸汽的熵值由s0增大到s2。由于上述汽流通道内的损失，实际过程比理论过程少作功（Δh）。为了尽量减少这种损失，叶片不仅要求做得很光滑，而且型线要求也很严格。其中按三元流动原理设计的可控涡流型的级效率较为理想。蒸汽在静叶通道内膨胀，压力从p0降到p1的同时，其速度也从静叶进口处的c0增加到出口处的c1，然后进入动叶。从动叶出口速度三角形可以看出，c1越大，c2u也即余速c2就越大。这就是说，对于一定的u值，加大c1的结果，蒸汽所作的功并没有增大，而是增大了动叶出口处的余速。能够作功的是u所代表的动能，即单位流量蒸汽作功的能力为w=u2/2其中：u是叶片在蒸汽沿圆周方向（也称切向）动能推动下形成的圆周速度，u=c1u-c2u，m/s。从动叶出口速度三角形还可以看出，汽流速度的轴向分量c1a=c2a，它们代表汽流在单位面积的通流能力。人们的目的是蒸汽要能够尽可能多作功，又不会形成太大的余速。这就要选择最佳速比u/c。在通流部分静动叶平均直径上，通常选择u/c＝0.5。在这种条件下，余数c2最小，c1u=u，c2u=0。此时余速c2的方向近似垂直于u，与汽轮机的轴向基本相同。这就是说，蒸汽由初参数膨胀到背参数，其总焓降应当合理分配。在高压缸，蒸汽的体积流量变化不很大。其目的就是为了使流通部分有合理的焓降分配，提高通流部分的效率。此外，还应注意，圆周速度u是沿着叶片高度变化的，静动叶片的截面型线要相应地变化，以适应汽流流线的变化。正如上面所说的，用三元流动的理论来设计和选用叶片。660MW等级汽轮机的通流部分是由许多级组成的，而且还分为高压、中压、低压汽缸。在高压缸的调节级后和每个汽缸的最后一级，余速c2无法利用或无法大部分利用来作为下一级的c0；在有抽汽口处，余速c2也无法大部分利用来作为下一级的c0；其它中间各级的余速，如果动静叶的型线匹配得当，余速能够大部分利用来作为下一级的c0。根据各级焓降应合理分配和尽可能利用余速c2的要求，同一个汽缸内的通流部分应当是一个平滑完整的汽流通道。它从高压缸第2级至高压缸最后一级、中低压缸各自的第一级到最后一级，其汽流通道应当是平滑地逐渐扩展的流线型通道。在汽轮机的通流部分中，第一级（即调节级）和最后一级（末级）的性能对通流部分的影响最大。先来看看调节级，如果调节级的性能不好，则蒸汽的品位降低了，蒸汽在整个高压缸中的作功能力也降低了。当然，整个高压缸的效率也降低了。通常调节级的焓降比高压缸中压力级的焓降大，尤其是在部分负荷，影响更大。为了使调节级有良好的性能，应当选用最佳的u/c，尽量完善动叶和静叶（喷嘴）的型线；调节级的性能还与喷嘴组的布置方式及运行方式有关。因此，无论是在设计时，还是在选用和运行时，都要经过详细分析、综合比较之后，作出最佳选择。通流部分最后一级即末级的性能，对汽轮机的效率影响也很大。对于正常设计的末级，如果末级的性能不好，不仅末级的效率降低了，而且整个蒸汽热循环过程的背参数也被提高了。这不仅影响机组效率，严重时还可能影响汽轮机通流部分的通流能力，从而影响机组的总功率。影响末级性能的主要因素有四方面，即蒸汽的参数、动静叶片的结构型线、凝汽器的真空和排汽部分的结构型线。这里蒸汽参数主要指蒸汽的湿度，也即水在蒸汽中的比率。末级中蒸汽所含的水，不但不能作功，而且对末级叶片还产生冲刷腐蚀作用。水的比率越大，影响就越严重。为了尽量减少末级蒸汽中水的比率，通常从两方面着手。首先，尽可能地提高进入低压缸蒸汽的过热度。这就意味着要尽可能地提高蒸汽的再热温度。在相同的再热温度条件下，初参数为超临界压力的蒸汽到末级的湿度，大于亚临界压力参数的蒸汽湿度。无论是超临界还是亚临界压力机组，在次末级和末级安装除湿结构，是排除蒸汽中所含水分的另一手段。优良的末级叶片结构、型线是提高末级效率的重要因素。提供足够大的末级通流面积，是保证末级有较高效率的主要条件。这就意味着采用尽可能长的叶片。现在，成功应用的末级叶片已达到1000mm以上；已设计并试验成功的钛合金叶片，长度已达到1300mm以上。与此同时，末级叶片的型线也作了精密细致的改进，使其完全适应末级汽流三元流动的流线特性。蒸汽从末级排出，要设置良好的导流结构，将蒸汽导入凝汽器。这样，可以保证末级有畅通无阻的“后路“，蒸汽可以充分地作功，对提高末级效率很有好处。1.2.1.7配汽机构对汽轮机组效率的影响这里是指管道、阀门的结构以及配汽方式对机组效率的影响。蒸汽在管道内流动，其速度越大，损失的能量也就越大。为了减少沿管道的能量损失，应当合理地限制蒸汽的管内速度。如要求沿管道的压力损失<=1％，那么，利用流体的能量损方程和连续方程，就可以确定汽流的管内速度和相应的管径。管道应当避免直角急转弯，管内表面粗糙也是必须避免的。而良好的保温，可以减少热量损失。主汽阀和配汽阀门的压力损耗应当尽量减少。阀门应当有足够的流通直径，阀门喉部后面要有足够有效的扩压段；汽轮机运行时主汽阀全开；配汽阀门的功率分配应当注意到在几个主要工况下（如50％、70％、85％、100％负荷）不发生节流现象；配汽阀门后面的导汽管和配汽室的结构型线要尽可能符合蒸汽的流线，尽量避免撞击和涡流区。一般来说，660MW等级汽轮机组在电网中应多处于承担基本负荷的运行状态，这样其效率可以得到基本保证。处于部分负荷运行，特别是处于<＝70%负荷情况下运行，其效率是不能令人满意的。1.2.2汽轮机组的安全技术参数汽轮机组的安全技术参数主要体现在设备的结构、材料性能，各个工作配置的完善性和科学的运行管理。本节将对这三方面分别加以具体的讨论。汽轮机本体能否安全地承担任务，是电厂安全生产至关重要的因素。保证构成汽轮机本体各自零部件能够安全地承担各自的任务，是汽轮机本体能够安全运行的基本物质条件。下面具体地了解构成汽轮机本体各个零部件的安全技术参数。1.2.2.1转子是汽轮机组最重要的部件。它承担最重要的任务，其工作状态比较复杂，在高温、高转速情况下，既承担着巨大的离心应力及传递功率所产生的扭转应力，又承担着热应力、蠕变，还可能产生弯曲、振动等。因此，对转子的结构、材料性能要求特别苛刻。（1）离心力是由于转子高速旋转引起的。它由两部分组成，即转子本身的离心应力和安装转子上面的叶片离心应力。离心应力与转子的材料密度、直径成正比，与转速的平方成正比。转子的不同结构对离心应力的大小影响也很大。如在相同的转速、材料、直径条件下，有中心孔的转子心部应力是无中心孔转子心部应力的2倍。就离心应力而言，最高应力区分布在转子三个区域内，即末级处的中心、转子（叶轮）与叶片连接处和结构突变处。这种离心应力在整个运行期间内，总是使构件处于开裂的趋势，因此必须加以严格地限制。转子材料的屈服极限与离心应力之比，即安全系数，应不小于1.8。此外，还要注意转子材料在其工作温度状况下有足够的抗断裂韧性，即K1c的数值足够大。转子材料的K1c越大，材料抵抗断裂破坏的能力就越强。对于同一种材料而言，在固态状况下，温度越高，K1c就越大，材料抵抗断裂破坏的能力也就越强；当温度低到某一数值时，材料的抗断裂破坏的能力急剧下降，变得非常容易断裂。材料的抗断裂韧性急剧下降所对应的这一温度，称为材料的脆性转变温度，通常记作Tfatt。显然，对于同样的材料，脆性转变温度越低，材料抵抗断裂破坏的能力也就越强。试验统计数据证明，只有当材料的工作温度Tg高于Tfatt50℃以上，即Tg－Tfatt>＝50℃时，材料抵抗断裂破坏的能力才是正常的。也就是说，要求转子材料的脆性转变温度低于工作温度(2）扭转应力是由于转子传递力矩而产生的。低压转子与发电机转子连接端的轴颈处扭转应力最大。此处的扭转应力，应考虑在发电机可能发生短路时，冲击力矩所产生的最大扭转应力。此时，汽轮机轴系可能发生瞬间的扭转振动。但只要负荷不发生与轴系振动频率同步的变化，瞬间的扭转振动即很快衰减、消失。(3）热应力主要发生在高压转子的前几级和中压转子的前几级。它是由于转子各部分温度不均匀，各部分材料之间膨胀或收缩互相限制而引起的。一部分材料受拉的同时，则另一部分材料必然受压。温度如果反复变化，则材料受到反复变化的拉－压交变应力。温差越大，交变应力就越大。材料经过反复多次交变应力的作用之后，可能产生疲劳裂纹。温差越大，产生疲劳裂纹的期间就越短。详细计算表明，如果蒸汽与转子的温差达到150℃计算表明，像660MW等级这样的汽轮机转子，在蒸汽温度不变的情况下，转子表面温度和转子内部温度趋于基本均匀所需要的时间约为4－5h。由此可见，汽轮机在冷态启动时，事先送汽预热的时间应当不少于4－5h。此外，蒸汽与转子的温差以不大于100℃为宜，蒸汽的升温速度以不大于2.5为了有效地控制汽轮机转子的热应力，现在已根据“转子的寿命计算和寿命管理”理论，组成了按寿命管理的“机组自动启、停控制系统”，运行人员只要向控制电脑键入升温（降温）速度，机组就能够在保证热应力处在安全范围内实现机组的自动启停。热变形也是一个应当注意的问题。在汽轮机启动、停机或汽缸疏水不畅时可能出现这种情况。热变形将会引起转子的弯曲，而发生弯曲的转子投入运行是很危险的。因此，必须对转子的弯曲度加以监测，严格限制弯曲度。在转子轴端外圆的晃度应不大于30um。蠕变现象是高中压转子前几级的另一个应当注意的问题。这是高温区段的材料在离心应力的作用下，缓慢地发生塑性变形的现象，严重的蠕变将导致材料的断裂。对于经历长期运行的汽轮机转子，应当检查叶轮外径的增大是否在允许的范围内。(4）振动特性是汽轮机转子的重要安全参数。汽轮机转子的振动主要有三种类型，即质量不平衡、油膜振荡和蒸汽振荡。对于质量不平衡振动，在转子的材料、结构确定之后，转子的固有频率就确定了。如果把转子的临界转速（固有频率）记作nc，把汽轮机转子在正常运行时的工作转速记作nn，为了避免在工作转速下发生共振，要求nc与nn的差值足够大，即要求∣nc－nn∣≥15%nn。转子在制造厂应做高速动平衡试验。要求在额定转速下，转子的轴振动全幅值小于20um，在未达额定转速时，转子的轴振动全幅值小于40um。经过平衡试验合格的转子，应禁止在其上面再作任何零部件的装拆或位置的改动。投入运行后，汽轮机－发电机轴系任何轴颈处允许的振动（双幅）值不大于50um，连轴器处不大于80um。实际运行中的转子，与支持它的轴承支座构成了一个振动系统。要了解转子的振动特性，除转子本身外，还要了解与其相关的轴承支座的基本特性对振动系统的影响。运行着的转子，被油膜所托起，而油膜由运转着的转子和轴承的轴瓦（下文将把轴承的轴瓦及其支托它的支座通称为支座）共同维持着。这样，转子、油膜、支座组成了一个振动系统。其中，转子有自己的质量、刚度和固有振动频率；但质量相对地可以忽略不计，其固有振动频率可以理解为相对地无穷大（即油膜的固有振动频率对振动系统无影响）。这就说明，由转子油膜、支座组成的振动系统，其振动特性与转子、油膜、支座的刚度有关，与转子、支座的固有振动频率也有关。它们的具体关系可以概述如下：在已确定的转子旋转角速度w条件下，如果支座的固有振动频率wz大于2w，以及转子的刚度小于支座刚度的一半，则转子、油膜、支座所组成的振动系统有稳定的固有频率，系统的振动特性是稳定的。在变化的w（如驱动给水泵的小汽轮机转子）条件下，当w/wz<=0.5和w/wz>＝10（即柔性支座）时，转子、油膜、支座所组成的振动系统，其振动特性是稳定的。在0.5<=w/wz<＝10的情况下，系统的特性不稳定，将在很宽的转速范围内容易发生强烈振动。上述支座的固有振动频率wz，可以用测振仪实地测得。这样，就很容易判断所得到的转子、支座系统，在相同的w的条件下，其振动特性是否稳定。油膜振荡（又称自激振荡）是转子在油膜中旋转而引起的。当转子静子时，油膜无承载能力和轴颈的载荷相平衡时，转子处于稳定运转状态；当油膜的承载能力大于转子轴颈载荷及液力阻尼偏低时，就有可能发生油膜振荡。假如转子在角速度w时发生油膜振荡，那么，再升高转速，油膜振荡不会消失，而是越来越激烈，而且振荡频率约为转子旋转频率的一半。只有把转子的转速尽快降下来，才能使振荡消失。然后按如下方法进行处理：a)增大轴承单位面积的承载数值，即增大比压（轴瓦单位轴向长度的载荷）。增大比压的一项有效办法是轴瓦的轴向长度车短或者在轴瓦中部开一条周向的沟槽。这样轴瓦承载面积减少，比压增大，有利于防止油膜振荡。但应注意，不可因此而导致油温过高。b)改变轴系各支座的负荷分配，也能改变比压，对油膜振荡也有阻止作用。如将发生油膜振荡的支座抬高，增加该轴承的载荷，也有利于转子的稳定。c)改变轴承的间隙比和改变油的黏度，也有明显的效果。对于660MW等级的汽轮机组，一旦发生油膜振荡，后果可能相当严重，必须有首先预防的办法。这就是：转子的临界转速nc应大于0.6倍工作转速nn，即nc>＝0.6nn。如果无法满足nc>＝0.6nn这一要求，那么，必须要求设备供应方对转子、支座的失稳转速进行计算，其失稳转速nsw应当大于1.2倍工作转速nn，即nsw>＝1.2nn。蒸汽振荡是因沿转子体圆周蒸汽的压力不均而造成的，正确运行不会发生蒸汽振荡。上述讨论，只是针对单独一根转子。实际上，大型汽轮机组有数根转子和发电机转子连接成转子轴系。处于轴系中的每一根转子，其临界转速与单独状态时相比，有所提高。各轴承的比压，尤其是相邻两个轴承的比压，既相互影响，又可以根据需要适当调整。当轴系状态确定之后，上述讨论仍然适用。1.2.2.2叶片的安全技术参数叶片的安全技术参数主要是应力、频率和防腐蚀措施，特别是频率最为重要。在660MW汽轮机组上使用的叶片，就其长度而言，可大致分为三种，即短叶片、中长叶片和长叶片。短叶片用于高压缸和中压缸的前数级。它们处于高温区段工作，承受着离心力和蒸汽加以的弯曲力。相对的说，只要叶片的结构设计得合理，应力还是较低的。但在高压缸的第一级也即调节级，在低负荷运行时，由于此时该级的焓降很大，叶片将承受着相当强烈的脉冲力。因此，该级的叶片要做得特别强固（叶根强固，叶片的工作部分也强固），叶片的固有振动频率要很高（也称“非调频叶片”），使得其固有振动频率远远地避开可能的蒸汽脉冲频率。只有这样，该级的叶片才能保证在可能出现的各种运行工况下，能够安全地承受蒸汽的强大冲击力，而不会发生叶片与蒸汽力的共振。在设计或选用汽轮机时，要充分注意到这一点。用于其它各级的短叶片，也希望是“非调频叶片”。中长叶片用于中压缸最后数级和低压缸的前1～3级。这些叶片的应力已达到较大数值，其最高应力区是叶根处。对叶片进行应力安全校核时，其安全系数k应满足如下要求：对叶片型线部分拉弯合成应力k≥1.6对围带和拉筋的弯应力k≥1.25对齿叶根型弯应力k≥1.65对叉型叶根的拉弯合成应力k≥1.65对结构、型线突变处k≥3～6叶片的动应力（蒸汽加于叶片上的弯应力）与汽流的激振力成正比。动应力比上列的静应力危险得多，所以要加以严格限制。有的设计，对不同情况分列如下：对喷嘴调节的调节级σ≤250*0.098MPa在有抽、排汽口的压力级σ≤250*0.098MPa在普通的压力级σ≤250*0.098MPa在自由叶片级σ≤250*0.098MPa在有限成组或整圈连接围带级σ≤250*0.098MPa中长叶片要设计成“非调频叶片”比较困难，一般为调频叶片。其调频的安全要求如下：(1）A0型振动指叶片的固有振动频率介于Kn和（K－1）n之间时可能发生的振动。对于3000r/min的汽轮机，其叶片的动频率应符合下列两个条件：fd1－（K－1）n1≥7.5HZKn2－fd2≥7.5HZ式中：fd1——工作温度下叶片在转速n1时的动频率，HZ；fd2——工作温度下叶片在转速n2时的动频率，HZ；n1——汽轮机转速的上限，r/s；n2——汽轮机转速的上限，r/s；K——倍率，K＝2，3，4，5，6。也就是说，叶片的动频率应避开相应转速下的危险激振力频率，避开数不得小于7.5HZ。(2）B0型振动指叶片的固有振动频率与频率为nz的激振力同步或接近时可能发生的共振。此时，叶片的静频率应满足如下要求：fd―nz≥0.15nz=15%nznz―fg≥0.12nz=12%nzfg―fd≥0.08f0=8%f0式中：fd——全级叶片组中最低的B0型振动静频率，HZ；fg——全级叶片组中最低的B0型振动静频率，HZ；f0——全级叶片组的B0型振动计算静频率，HZ；n——汽轮机转速，r/s；z——全级的静叶只数。长叶片的振动频率安全校核与中长叶片的校核方法基本相同，但对弯应力的限制更加严格。1.2.2.3汽缸的安全技术参数汽轮机的汽缸实际上是一个结构特殊、工作状态特殊的压力容器。大多数的汽缸由上下两半通过连接件组合而成。高中压汽缸承受着高温、高压蒸汽产生的载荷；低压汽缸的排汽部分由于内部的高真空而承受着大气压力所产生的载荷。由于载荷性质的不同，因此应当注意的安全技术参数也就各不相同。高中压汽缸的主要问题是保证中分面良好密封、尽可能低的热应力和小的热变形。为了保证工作状态下中分面具有良好的密封性能，首先要求汽缸中分面平整、光洁，上下两半自由合拢，沿整个中分面任何区段的穿透间隙b≤0.05mm；上下两半自由合拢时，不允许有内张口现象，允许的外张口数值不得大于0.1mm。运行时，同一区段上下两半温差不得大于30℃；启动或停机过程中，蒸汽与汽缸的温差不得大于100高中压汽缸上连接的蒸汽管道较多，在汽缸与管道连接处，往往对汽缸产生明显的管道推力（拉力）。这种附加推力（拉力）将造成汽缸局部变形，甚至造成汽缸整体变位，导致汽轮机转子与汽缸的对中遭到破坏。又因为运行中的转子不可避免地存在着或大或小的振动，也会通过支座将振动传递到汽缸，这就使得管道对汽缸的附加推力具有一定程度的动载因素。因此，必须严格限制蒸汽管道对汽缸的推力和力矩。要求：F≤5％W式中：F——管道推力；W——汽缸本体（含隔板等）重量。为此，对于管道的布置和安装工艺，特别是与高中压缸连接的主蒸汽管道和再热蒸汽管道，在设计和安装时，都要注意满足上述要求。低压缸可能出现的主要问题是刚度和稳定性问题。如果刚度不足，可能在运行时的高真空状况下，汽缸发生意料不到的变形，这种变形可能引起轴承支座的变位，机组的同心度随之遭到破坏，导致一系列问题。刚度不足还可能导致低压缸构件的失稳，产生缸体的振动。此外，低压缸还与结构庞大、处于高真空状态的凝汽器相连接，当汽轮机的负荷发生变化时，或者当凝汽器的水位发生变化时，低压缸的排汽口与凝汽器的进汽口（也称喉部）之间的相互作用力随之发生变化，它们也将对低压缸的稳定性产生影响。无论是高中压缸还是低压缸，防止汽缸内部积水和汽缸进水是另一个注意的重要问题。在各个蒸汽管道和汽缸本体上，设置足够的疏水通道并保证其畅通，就可以防止汽缸内部积水；在可能导致汽缸进水的管道上设置性能良好的止回阀，可以有效地防止汽缸进水。1.2.2.4本体其它安全技术参数轴系对中良好是汽轮发电机转子平稳运行的重要条件。660MW汽轮发电机组的轴系由高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B、发电机转子（励磁机转子）组成。各转子之间用刚性联轴器（通过螺栓）连接在一起时，要求刚性联轴器精确对中，其外圆偏差应小于0.02mm。各转子对接前，应当按设计要求调整好联轴器之间的张口和中心线的高度差，以满足各轴承载荷合理分配的要求。推力轴承的推力瓦块乌金厚度与推力盘轴向窜动间隙之和，应小于通流部分的最小间隙。这样才能保证一旦推力瓦块乌金被破坏时，通流部分不致被损坏。通流部分的最小间隙应当大于任何工况下汽缸与转子之间的相对膨胀值。1.2.2.5调节、保安系统的主要功能为了使汽轮发电机组能够可靠、稳定地运行，除了使汽轮机本体的部件能够在预计的状态下能够可靠、稳定地工作之外，机组的各个系统也必须能够同步地按预定要求进行工作，才能确保机组可靠、稳定地运行。调节、保安系统的任务就是协调各个系统同步地按预定要求进行工作。调节系统最重要的安全技术参数是危急遮断器的动作转速、主汽门及调节汽门的严密性和汽门完成关闭的时间。危急遮断器的重要任务之一是当汽轮机转速超过整定值时，关闭汽门油动机的进油口同时打开油动机的排油口，使汽门迅速关闭。危急遮断器的动作转速应当在110％～112％额定转速之间。在危急遮断器动作之后，汽轮机的最高转速应在3450r/min以下。达到这一要求的必要条件之一是汽门要具有良好的密封性。在汽轮机投入运行之前，就要对汽门做严密性试验，并达到如下要求：主汽门全关、调节汽门全开状况下，汽轮机的盘车速度不变；调节汽门全关、主汽门全开状况下，汽轮机的盘车速度不变。保安系统在下列情况出现时，必须及时完成保护任务：汽轮机振动大；轴承温度超限；润滑油及高压控制油压力低；汽轮机膨胀超限；排汽缸温度超限；低压缸（及凝汽器）真空低；主蒸汽温度低；密封蒸汽压力低；汽轮机轴向推力超限和推力瓦块损坏；其它保护回路中各种设定值超限。1.2.3启动、停机、变负荷特性汽轮机总体结构比较庞大，组成汽轮机的主要部件，如主蒸汽和再热蒸汽管道、汽缸、转子等，都比较厚大，因此它们的惯性（包括质量惯性和温度惯性）相当大。在汽轮机启动、停机和变负荷时，要注意厚大部件的惯性大（特别是热惯性大）这一特点，妥善安排汽轮机的工作参数。冷态启动是汽轮机最重要的启动方式。此时，整个机组将由室温的静止状态开始，逐渐过渡到满负荷的工作状态，汽轮机的部件和工作系统状态变化很大。注意到汽轮机部件和系统的惯性特点，这种变化应当是逐渐的，部件和系统能够承受的。660MW等级汽轮机组的主蒸汽管道和再热蒸汽管道结构尺寸比较大，受热后的膨胀量很大，要有足够的时间送汽暖管，使管道各区段膨胀均匀，避免膨胀不均引起管道振动和对汽缸产生不正常的推力。同时注意，及时、有效地疏水，防止管道内因积水而引起水击，造成管道振动。汽轮机本体在投入盘车之后，由每个汽缸的前后轴封送汽（同时投入抽真空系统）进行暖机，并注意疏水管道处于畅通状态。由于此时转子处于低速转动状态，蒸汽与转子的热交换比较缓慢，蒸汽和转子（及汽缸）的温差可取150～200℃，蒸汽的过热度应大于50℃，并保证有足够的暖机蒸汽流量。汽轮机冲转之前的暖机时间不得少于5h。汽轮机冲转时，要求转子的温度不低于150℃。这是因为汽轮机高中压转子材料的脆性转变温度大约在80～120℃之间，转子只有在用于汽轮机冲转的蒸汽温度，应当高于汽轮机金属温度约100℃，过热度80汽轮机组启动时，为了使内、外缸以及转子的热膨胀能够协调一致，必须注意调整内外缸夹层的送汽温度和送汽量。汽轮机组在温态启动、热态启动、工况变动以及停机过程中，主要问题仍然是控制热应力和热膨胀（或相对膨胀），而热应力和热膨胀取决于设备与蒸汽的温差、升温（降温）幅度、升温（降温）速度。计算表明，在温态启动、热态启动、工况变动以及停机过程中，在设备与蒸汽的温差≤50℃、升温（降温）速度≤1.51.3电厂主要热经济指标为定量评价凝汽式电厂的热经济性，世界各国目前均用热量法制定全厂和汽轮发电机组的热经济指标。这些指标一般可分为三类：直接说明热经济性的热效率和能耗率（单位发电量的能耗），以及说明与产量（或）和热经济性有关的单位时间能耗。凝汽式电厂最重要的热经济性指标是：全厂热效率、煤耗率；汽轮发电机组的绝对电效率和热耗率。1.3.1热效率1.3.1.1凝汽式汽轮机的绝对内效率对于凝汽式汽轮机，其能量平衡式为：kJ/h（1-1）（1-2）或（1-3）式中—汽轮机汽耗时的热耗，KJ/h;—汽轮机汽耗时，以热量计的实际内功率，KJ/h;—汽轮机汽耗时，以热量计的理想内功率，KJ/h;—循环的理想热效率，现代蒸汽动力循环的=0.50~0.54；—汽轮机相对内效率，对于现代大型汽轮机=0.86~0.90；对于蒸汽动力循环，称作循环的实际热效率。对于汽轮机实际内功率而言，称作汽轮机绝对内效率，以有别于汽轮机的相对内效率。一般简称为汽轮机内效率。就其实质而言，不仅是凝汽式汽轮机的热量利用率，还是汽轮机的实际热功转换效率，具有一定质量利用的意义。对于1kg比热耗kJ/kg（1-4）汽轮机内效率（1-5）式（1-4）中的比内功和冷源热损失分别为：kJ/kg；kJ/kg。对于再热式机组实际比内功的计算式是：kJ/kg（1-6）式中—第j级抽汽的抽汽系数；，是第j级抽汽的抽汽量，是汽轮机进汽量，kg/h。—1kg第j级抽汽在汽轮机中的实际焓降。对再热前抽汽，，是新汽焓，kJ/kg；是第j级抽汽焓，kJ/kg；对再热后抽汽，，，是中压缸进汽焓，kJ/kg，是高压缸排汽焓，kJ/kg。—排汽系数，，是汽轮机排汽流量，kg/h。—1kg凝汽汽流在汽轮机中的实际焓降，，是排汽焓，kg/h。对再热机组比热耗的计算式为：（1-7）式中—给水焓，kJ/kg；—再热蒸汽系数，，是再热蒸汽流量，kg/h。扣去给水泵消耗的功率（kJ/h）,可得汽轮机净内效率（1-8）1.3.1.2汽轮机发电机组的绝对电效率（1-9）汽轮发电机组是火电厂中最主要的的热力设备之一，其绝对电效率对电厂的热经济性起着决定性的作用。由于、的数值均在0.99左右，故汽轮机的内效率在中占主导地位。1.3.1.3管道效率（1-10）上式中，是锅炉热负荷，将和的表达式代入上式，经分析可以看出，管道效率不仅包括主蒸汽和再热蒸汽管道上的散热损失，还包括工质在排放（如排污）和泄露中的热量损失。1.3.1.4凝汽式电厂热效率表示了凝汽式电厂热量转换成电能的热效率，其表达式为：（1-11）它等于热电转换中各过程热效率的连乘积。对于燃煤电厂，由于既是燃料在锅炉中的供热量，在数值上又近似等于燃料的化学能。与电能一样，化学能本身就是其最大作功能力，因此燃煤电厂的，既是全厂的热效率，又是全厂的火用效率。换言之，对于燃煤的凝汽式电厂，不仅是能量数量利用指标，也是质量利用指标。是发电的热效率，又称为电厂的毛热效率。扣去厂用电容量（KW）的全厂热效率称为“供电热效率”或“净热效率”。（1-12）式中—厂用电率，。1.3.2能耗生产电功率的单位时间能耗有：电厂煤耗B、电厂热耗、汽轮机热耗和汽轮机汽耗。它们除反映热经济外，还与产量（或）有关。通过电厂或机组的功率方程式可以有：（1-13）（1-14）KJ/h（1-15）由此可得能耗的如下表达式：kg/h（1-16）kJ/h（1-17）KJ/h（1-18）kg/h（1-19）可以看出：(1）能耗指标因与产量有关，所以只能表明为一定时的热经济性；(2）与、、不同，它虽与、有关，但、数值均在0.99左右。且变化不大，故除决定于外，主要决定于，而不是热效率。当不同时（如给水温度不同时）即使一定，也不能作为热经济指标。能耗率（单位发电量的能耗）各能耗率的定义式如下：电厂煤耗率kg/(kW.h)（1-20）电厂热耗率kJ/(kW.h)（1-21）汽轮发电机组热耗率kJ/(kW.h)（1-22）汽轮发电机组汽耗率kg/(kW.h)（1-23）各能耗率的表达式，可以通过全厂或机组发1kW.h电的功率方程式得到：煤耗率kg/(kW.h)（1-24）全厂热耗率kJ/(kW.h)（1-25）机组热耗率kJ/(kW.h)（1-26）机组汽耗率kg/(kW.h)（1-27）煤耗率除与全厂的热效率有关外，还受实际煤的低位发热量影响。为消除此影响，使煤耗率只与热效率有关，采用了“标准煤耗率”作为通用的热经济指标，而则相应的称为“实际煤耗率”。标准煤的=29270kJ/kg，则标准煤耗率表达式为：kg标煤/（kW.h）（1-28）标准煤耗率与实际煤耗率的关系可由下式得到：（1-29）又称“发电标准煤耗率”，它对应电厂发电热效率。对应电厂供电热效率的标准煤耗率则称“供电标准煤耗率”kg标煤/（Kw.h）（1-30）kg标煤/（Kw.h）（1-31）同理，对应的又称为“全厂发电热耗率”，而对应的，则称为“全厂供电热耗率”。相应的，扣去给水泵耗功的机组热耗率，称为机组净热耗率。1.4汽轮机循环蒸汽参数及热平衡蒸汽动力循环的循环参数是指：进入汽轮机的蒸汽压力、温度（初参数），再热后进入中压缸的再热蒸汽温度和进入凝汽器的排汽压力（终参数）。现代大型火电机组均采用具有再热和回热的蒸汽动力循环，以提高机组的经济性、可靠性和安全性。1.4.1蒸汽初参数与经济性1.4.1.1蒸汽初参数与机组效率由热力学理论可知，提高蒸汽初温总是能够提高理想循环的热效率，同时初温提高，一方面使排汽干度提高，减少了低压缸排汽湿气损失；另一方面，新汽比容增大，通过汽轮机的蒸汽容积流量增大，当其它条件不变时，汽轮机高压端的叶片高度加大，相对减少了高压端漏汽损失，因而可提高汽轮机的相对内效率，从而通过汽轮机的绝对内效率。但提高蒸汽初压对机组的绝对内效率有有利和不利两方面的影响。有利的一面，由热力学理论和水蒸气的性质知，在工程压力范围内，提高初压能够提高理想循环的热效率；不利的一面，提高初压汽轮机相对内效率降低，因为提高初压、蒸汽比容和膨胀终干度减小。减小，汽轮机高压缸通流部分间隙的漏汽损失相对增加，高压缸降低；减小，湿气损失增加，低压缸降低，同时还会威胁汽轮机的安全。提高蒸汽初压使汽轮机相对内效率降低的幅度和机组的容量有关，机组容量越大，提高蒸汽初压使汽轮机相对内效率降低的幅度越小，所以在初温一定，机组容量一定时，存在一个使机组绝对内效率最大的初压，称为最有利蒸汽初压，初压超过最有利蒸汽初压后，再提高初压机组的效率将降低。1.4.1.2提高蒸汽初参数影响因素提高蒸汽初参数对热经济性的影响总是有利的（、增大、减小），在一定范围内初温每提高10℃，机组热耗下降约0.25～0.3%。但初温提高受到当今冶金技术所能提供耐高温材料的性能及价格的限制。一般廉价的碳素低合金钢允许的蒸汽温度仅在450℃以下，而中合金钢为510～520℃，高级合金钢中的珠光体钢为560～570℃，只有价格5～7倍于珠光体钢的奥氏体钢方可允许＞600℃的高温。由于提高蒸汽初压对机组热经济性和安全性均有不利的一面，因此提高初压受到热经济性和安全性两方面的限制。为抑制其不利影响，工程技术上采用高参数配大容量的办法，实现了提高时使降低、提高的目的。采用高参数配再热也是保证汽轮机安全经济运行的一种办法。提高初压时相应增大单机容量，新汽耗量可增加，使容积流量不因降低而变化太大，从而达到消弱下降的目的。显然当初温一定时，为使提高初压能提高热经济性，对于一个较高的初压，必然存在一个起码要求的机组容量与之配合，该容量称为此参数下的“最低匹配容量”。如对于初压为8.83Mpa(90ata)、初温为535℃的凝汽式机组，其最低匹配容量为25MW。此外，当初温和机组容量一定时，的提高将受到是否提高的限制，称此限制为最高限初压。最高限初压与蒸汽初温及机组容量有关。当然，、愈高，对应的极限初压愈高。为保证汽轮机的安全运行，避免蒸汽中水分对末级叶片产生强烈的侵蚀及冲击作用，对大型凝汽式汽轮机蒸汽膨胀终点湿度的允许值为9%～10%。为进一步提高初压时保证终湿度（）在允许范围内，可采用蒸汽中间再过热来解决。再热不仅可保证提高初压时汽轮机的安全问题，还可使汽轮机相对内效率和汽轮机火用损失的不利变化因终湿度减小而得到改善。此外，还应注意到对于超临界压力机组，是由直流锅炉供汽，“水”在锅炉中已没有液态和汽态之分，压力越高，可能溶解入“水”的物质就越多。蒸汽在汽轮机的流通部分做功后压力降低下来，原来在高压状态下溶解于“水”的物质将会释放出来，聚集于汽轮机的通流部分。初参数的压力越高，在通流部分的积垢就越快，这将使通流部分的效率明显降低。因此，在选用汽轮机组的初参数时，压力也不是越高越好。综上所述，蒸汽初温、机组容量和采用再热，是提高蒸汽初压时必须配合解决的三个关键因素。1.4.1.3蒸汽初参数的选择合理的蒸汽初参数选择是有复杂的技术经济比较决定的。它随各国技术、经济条件的不同而异。总的来说，在容量匹配恰当、相应采用再热的情况下，提高初参数会使机组热经济性得到很大的提高。但提高初参数获得的热经济性提高却是以投资增加、安全可靠性降低、维修费用增加为代价的，单机容量的增加，虽然总可提高机组的热经济性，但随着机组容量的进一步增大，初压的最佳值随容量增大而有所提高，故容量的增大应与初参数的提高相匹配才更为合理。1.4.2蒸汽终参数与机组经济性从热力学理论可以知道，降低终参数能够提高循环热效率，但对汽轮机的相对内效率却是不利的。因为终参数越低排汽比容增大（如由5kPa降至4kPa，将增加23%），在末级余速损失为一定的条件下，就得采用更长的末级叶片或多个排汽口，从而提高了汽轮机设计制造要求及其成本；若末级排汽面积一定，排汽余速损失则会增大，和其对应的汽轮机相对内效率就会降低，故此时随着终参数降低，实际比内功的增加，受影响会逐渐减弱。当终参数降至某一数值，降低带来的理想比内功增加等于余速损失增量时，就达到极限背压或极限真空。之后再继续降低，则不会增加反而减小，也不会增大（不会减小），故排汽的通流面积（末级叶片高度、排汽口数）是决定极限背压的主要实际因素。所以只有在极限背压以上的条件下才能认为，降低汽轮机终参数可以增加和。虽然降低蒸汽终参数是提高机组热经济性的一个极有效的手段，但它的降低却受到自然和技术方面的限制。技术方面受末级排汽面积的限制，自然方面的限制是大气温度的限制。在我国的地理条件下，背压大约为0.0035～0.006MPa。在实际运行中，汽轮机的排汽面积和凝汽器换热面积一定，凝汽器的真空除和大气温度有关外，还和冷却水量（冷却倍率）有关，冷却水量大，真空大，汽轮机做功多，但循环水泵耗电也多，因此存在最佳运行真空，使汽轮发电机组的净增发电量最大。1.4.3给水回热循环给水回热是提高机组热经济性最重要的技术手段，得到广泛应用。给水回热系统是火力发电厂热力系统的核心，给水回热系统的总体性能对机组的效率影响甚大。在加热器数量相同的情况下，抽汽参数、抽汽流量的调整，以及加热器疏水导向的不同，给水旁路的不同，都会明显地影响机组的热循环效率。回热系统的三个重要参数是回热级数、给水温度和加热器焓升分配。它们对热经济性的影响的结论是：（1）理论上，在给水温度一定时，回热级数(抽汽级数)越多，热效率越高，但提高的幅度越来越小。在实际应用中，回热级数增大使系统复杂，投资增大，综合考虑实际机组的回热级数并不多，大机组有7～9级。（2）给水温度存在理论上的最佳值，有多种理论可以计算理论上的最佳给水温度。但由于提高给水温度会增加金属耗量及其投资，因此实际的最佳给水温度，要通过综合的技术经济比较确定，称为经济最佳给水温度。一般660MW以上机组的给水温度在270～280℃之间。（3）加热器焓升分配也存在理论上和实际上的最佳值，可通过理论计算。最常见的最佳分配法有平均分配法，焓降分配法等。回热在提高循环经济性的同时，也会产生新的能量损失，称为附加冷源损失。主要有抽汽管压降、加热器端差和散热损失等。要在设计、运行中注意采取有效措施减少这些损失。如我国设计规范规定，加热器端差，一般当无过热蒸汽冷却段时，℃；有过热蒸汽冷却段时，℃。大容量机组取小值。1.4.4再热循环采用再热的初始目的是提高蒸汽初压时，减少膨胀的终湿度（），以保证汽轮机安全运行。但再热参数选择合适时，采用再热还可提高机组的热经济性，使再热的作用得到重要的扩展。对于火电机组，当前采用再热的目的。是进一步提高高参数大容量机组的热经济性。所以采用高参数大容量再热机组，以成为现代化蒸汽发电厂的主要标志之一。采用再热能不能提高机组的热效率取决于再热参数；在其它条件一定时，使机组热效率达最大值的再热参数称为最佳再热参数，再热温度一般达到等于或接近于新汽温度，即℃，而再热压力可取为。再热循环使汽轮机结构复杂，增大合金钢材的消耗，使汽轮机造价增加10%～12%,若再热参数选择合理就可提高热经济性，具体确定应通过技术经济比较，其实质是钢煤比价。应注意再热压损引起的做功能力损失远远大于新汽的压损。因为水蒸气的特点，低压蒸汽（如再热蒸汽）单位压降的作功能力损失（熵增）比高压蒸汽（如新汽）大得多。所以再热蒸汽的压损成为影响实际再热效果的一个极为重要的因素。还应注意再热削弱了回热的热经济性，引起再热后各级抽汽过热度增大，特别是再热后第1、2级抽汽的过热度。在设计上可以采用蒸汽冷却器，适当调整回热分配，加大再热前抽汽口（高压缸）对应的该级回热加热器的给水焓升等措施来减小再热的不利影响。1.4.5机组的热平衡计算1.4.5.1计算目的及基本计算公式(1)目的a.确定某工况时机组的热经济指标和各部分汽水流量；b.根据最大工况时的各项汽水流量，选择有关的辅助设备及汽水管；c.确定某些工况下汽轮机的功率或新汽耗量；d.新机组本体热力系统定型设计。机组热经济性指标（如热耗率）对于汽轮机或电厂的设计、运行都非常重要。设计工况的指标是所有工况中最具代表性的，因此该工况下回热原则性热力系统计算最为普遍。当汽轮机制造厂设计新型机组，设计和运行部门对厂家给出的回热系统进行局部修改时，以及运行电厂汽轮机大修前等,，都通过此项计算来确定机组的热经济性指标。在最大和设计工况下进行机组原则性热力系统计算所得的各部分汽水流量，是选择机组有关辅助热力设备和汽水管道的重要依据。机组计算可分为定功率计算和定流量计算，定功率计算是在给定负荷的情况下进行，而定流量计算是在汽轮机进汽量给定的情况下，进行机组原则性热力系统计算，以确定汽轮发电机组的功率。如汽轮机在允许进汽量下，新汽压力超压5％；或高压加热器切除需限制汽轮机10%~15%负荷时，求汽轮发电机能够发出的功率等。无论是定功率或定流量计算，都应满足能量消耗或能量供应相等的原则。若计算正确，两种计算的热经指标就应该相同。(2)计算的基本公式机组的原则性热力系统计算，一般是在汽轮机类型、容量、参数(初、终参数、回热、再热参数，等)、机组相对内效率以及回热系统具体组成已知的条件下进行的。对于上述计算目的，主要的计算公式如下：a.功率方程式（1-32）或（1-33）其中（1-34）b.物质平衡方程式（1-35）或c.加热器能量平衡方程式d.热经济指标的表达式(3)回热（机组）原则性热力系统热平衡计算主要内容为：a.通过加热器热平衡式来求各抽汽量；b.通过物质平衡式求凝汽量；c.通过汽轮机功率方程式求Pe（定流量计算时）或Do（定功率计算时）。1.4.6计算方法和步骤1.4.6.1计算方法回热(机组)原则性热力系统计算方法,有传统的常规计算法,以及等效熔降法和循.环函数法等。这里只介绍常规计算法。由上面所述可归纳得出常规计算法的核心，实际上是对z个加热器热平衡式，和一个功率方程式或一个求凝汽流量的物质平衡式所组成的（z+1）个线性方程组求解。其最终求得z个抽汽量和一个新汽量(或凝汽量)。当然这（z+1）个方程可用绝对量，也可用相对量来表示。然后根据本章第二节有关公式求得所需的热经济性指标或机组功率，或新汽耗量等。求的计算可采用正热平衡（）或反热平衡（）两种方式计算，一般多用正热平衡计算。用计算机计算时，对上述（z+1）个线性方程组联立求解，一次即可获得全部（z+1）个未知数，故又称并联法；用手工计算时，则应依次计算每个方程式，此时为使计算的每个方程式中只出现一个未知数，计算的次序，对于凝汽式机组是“由高至低”，即先从抽汽压力最高的加热器算起，依次逐个算至抽汽压力最低的加热器，故又称串联法。1.4.6.2计算步骤计算的过程及步骤如下：（1）整理原始资料：当所提供的原始资料不够直接和完整时，计算前必须进行适当的整理和选择假定，以满足计算的需要，包括：a.将原始资料整理成计算所需的各处汽、水比焓值，如新汽、抽汽、凝汽比焓；加热器出口水、疏水及凝汽器出口水比焓，再热蒸汽比焓等。b.合理选择及假定某些未给出的数据，一般未给出的数据经常是：新蒸汽压损，一般选择；再热压损，选；抽汽管压损，选=(3%~8%)。加热器-出口端差及有疏水冷却器时的入口端差，可按上述加热器端差推荐值选取。当加热器热效率（或加热蒸汽焓的利用系数），机械效率和发电机效率未能给出，一般可以在以下数据范围内选择：=0.98~0.99，=0.985~0.995)，=0.99左右，＝0.98~0.990。（2）“由高到低”进行各级回热抽汽量(或)的计算。（3）凝汽系数或新汽耗量的计算，或汽轮机功率计算。（4）对计算结果进行校核：校核分两种情况，一种是计算误差的校核；一种对计算中假设数据的校核。前者可利用流量(通过物质平衡)或功率(通过功率方程式)来进行，一般只用其中之一即可。这种计算工程上允许的误差范围，手工计算时为1%~2%以下。对假设数据的校核，则应反复迭代至更准确的程度。（5）热经济性指标和各处汽水流量计算。1.4.7热平衡式的拟定热平衡式一般有两种写法：一是吸热量=放热量×；另一种是流入热量＝流出热量。其中流入热量中的蒸汽部分应乘以蒸汽焓的利用系数。为了在同一个系统计算中采用相同的标准，应统一采用或，故热平衡式的写法，在同一热力系统计算中也采用同一方式。拟定热平衡式时，最好根据需要与简便的原则，选择最合适的热平衡范围。热平衡范围可以是一个加热器或数个相邻加热器，乃至全部加热器或包括一个水流混合点与加热器组合的整体，以方便计算为原则。应指出，当用反平衡求时，实际热力系统的，不仅包括排汽在凝汽器中的损失的汽化潜热，还包括加热器的散热损失，及流入凝汽器中疏水带来的冷源损失，即此应视为“广义的冷源损失”。在求广义冷源损失时，若以凝汽器和加热器为平衡对象，则有若以整个回热系统（包括凝汽器和所有的加热器）为平衡对象，则广义的冷源损失可简单地表示为：（1-36）或由于合理地选择了热平衡的范围，这种广义冷源损失的表达式既简单又通用。1.5汽轮发电机组的性能试验1.5.1概述火电建设工程通过招标选购主辅热力设备，锅炉、汽轮机制造厂要提出保证值供买方参考。一般锅炉厂提供的保证值为：值，不投油的最低稳燃负荷，正常运行允许的负荷变动率，和一、二次蒸汽的温度偏差，再热器压损，空气预热器泄漏率等。汽轮机厂提供的保证值为：铭牌出力、汽轮机最大连续出力(T-MCR)、在T-MCR下的机组热耗率、汽轮发电机组的振动等。火电设备安装后应通过有关热力试验来考核是否达到保证值及能否验收。为此，各国都制订有关适应其本国科技生产水平的热力试验国家标准。试验后要计算机组热耗率，即按式（1-12）计算，但国内外各公司不尽统一，有的扣除厂用能率，即提交的是净热耗率值，有的却不是。国外机组多以机组热耗率的计算值为保证值，即不要求留计算误差。国产机组在这方面还有差距，对热耗率要修正。另外，除了为验收进行的考核试验以外，更多的是为了达到以下目的而进行的其它性能试验。汽轮机热力试验的目的和任务：热力试验目的：（1）通过试验求出机组的热力特性，借以对发电的负荷进行经济分配，并给制订生产指标提供依据；（2）通过试验取得汽轮机组的各种特性资料，据此对机组运行情况进行监督和分析；（3）通过试验,对大修的效果作出评价，或找出对机组或热力系统进行改进的途径；（4）将通过试验取得的热力特性资料与制造厂数据进行比较，以验证设计和制造数据，为制造厂的今后工作提供资料；（5）通过真空变化试验可求出真空变化通用曲线，进一步再求出真空变化对功率的修正曲线，供热力特性试验修正时使用。热力试验的任务：（1）确定在额定条件下、各种运行工况下汽轮发电机组的热耗量、汽耗量、相对内效率与功率的关系。（2）确定各调节汽阀后压力、各监视段压力与蒸汽流量的关系；（3）确定在各种工况下各加热器的出口水温与蒸汽流量的关系；（4）确定排汽压力与汽轮机微增出力的关系。本章第二节所列举的各项热经济指标值，均系在额定功率或经济功率时的数值。若在非额定功率下运行，相应的热经济性指标的数值均要降低（效率降低，而热耗率、煤耗率增大），其幅度视变工况的具体情况而定。可以通过汽轮机性能试验获得汽轮机组在非额定工况下的热经济指标。标准煤耗率表明一个电厂范围内的能量转换过程的技术完善程度，也反映其管理水平和运行水平，同时也是厂际、班组间的经济评比、考核的重要指标之一。国外进口大机组在性能试验和考核试验时，多采用美国机械工程师协会的各项试验规程或国际电工委员会的有关标准，所以在这里重点介绍ASMEPTC6.0-1996、和最新的1996年颁布的ASMEPTC46－1996的特点。1.5.21.5.2.1试验规程特点美国ASMEPTC6试验规程,主要用于电厂汽轮机本体性能一热耗及功率的测量，但是锅炉、发电机、辅机及管道系统对汽机性能又有直接关系，如汽温汽压、锅炉放汽排污、发电机效率、管道压损、甚至汽机轴封漏汽等，都对汽机性能测量有影响。所以。在试验中各设备的性能要加以区分，所有影响汽轮机性能的边界条件都要进行修正。这样，既增加了试验的复杂性，还增加了试验结果的不确定度。ASMEPTC46规程是测量整个电厂的性能指标，同样是热耗(或煤耗)和功率，它包括了锅炉、汽机、电机、辅机及管道等所有设备。简单地说，直接以消耗多少热量一燃料,上网多少电量为最终经济性测量结果，不区分机、电、炉、辅机、管道等，不考虑中间各环节的相互影响，其试验的边界为整个电厂，能做修正的只有煤的特性及环境温度和电网周波等，相对按ASMEPTC6进行的汽机本体性能试验，其边界条件的修正量要少得多。因此，试验要求相对简单，而最终精度反而高。这二个试验规程从试验目的、试验方法及要求上有一定的差别，对考核电厂的发电煤耗，尤其是交钥匙工程建设项目，ASMEPTC46提供的试验方法更为合适。另外，对燃气轮机和联合循环发电厂的性能试验，ASMEPTC46规程也有明显的优越性。但如对汽机本体的性能研究测测量，当然按ASMEPTC6试验规程合适。根据国内实际情况，按ASMEPTC6进行汽机热耗试验，一般很难在满负荷试运行结束后立即进行，因为整个电厂在系统上难免会存在各种不足，辅机设备运行不正常，管道系统存在内外漏等，经常在停机消缺后方能进行，甚至进行多次消缺。如采取各种临时性措施而勉强进行试验，则结果与实际运行性能的差异会更大。而用ASMEPTC46规程，则与实际运行性能比较一致。1.5.2.2试验方法比较这里主要简单介绍ASMEPTC46的试验方法，因为ASMEPTC6目前比较常用，下表1列出了二者主要内容的共同点和差异。按ASMEPTC46测量供电煤耗，原则上讲,，只要测量单位时间内燃料的消耗量和上网电量即可，同分别测量锅炉效率、汽机热耗及厂用电率再估以管道损失有本质差别。但因为煤粉炉很难直接