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1、目 录序号章-节名 称页数备注1前言221主要技术规和经济指标131-1主要技术规241-2技术经济指标及保证条件152总体设计162-1机组运行特点272-2主蒸汽、再热蒸汽和回热系统182-3汽轮机本体辅助系统392-4配汽2102-5阀门管理1112-6旁路系统2123本体结构1133-1高中压外缸6143-2高压缸5153-3高中压转子2163-4喷嘴组和高中压隔板3173-5转子寿命应力监控及汽缸温度监测2183-6低压缸4193-7低压转子1203-8低压隔板1213-9动叶片1223-10轴封1233-11轴系和支承系统12243-12轴承和轴系的安全监视2253-13盘车装置3
2、263-14阀门和管道5273-15滑销系统和胀差3283-16保温和罩壳1293-17附录4前 言CN310/301-16.67/0.8/538/538型汽轮机是我厂引进和吸收国外先进技术设计制造的最新式亚临界350MW优化机型，为一次中间再热双缸双排汽凝汽式汽轮机，与相应容量的锅炉和汽轮发电机配套，构成大型火力发电机组，在电网中以带基本负荷为主,也可承担部分调峰任务。 本说明书主要介绍该机组总体设计和本体结构，有关辅机、调节、保安、安装、启动运行和DEH及各系统的详细介绍请参阅下列技术文件： 1交货清单2 热力特性书3 汽轮机保温设计说明书4 螺栓热紧说明书5 汽轮机本体安装及维护说明书6
3、 汽轮机启动运行说明书7 盘车装置说明书8 辅机部套说明书9 润滑油系统说明书10 汽轮机本体及管道疏水系统说明书11 抽汽止回阀控制系统说明书12 自密封汽封系统说明书13 油系统设备安装说明书14 油系统冲洗说明书15 调节、保安系统说明书16 调节、保安部套说明书17 汽轮机安全监视装置说明书18 汽轮机电气监视保护系统说明书19 主机证明书20 辅机证明书21 调节证明书22 安全监视装置出厂证明书23 DEH的电、液所有技术文件由供货商随机提供。本文件中热力系统的压力一律用绝对压力，油系统的压力一律用表压，并用“（表压）”或“（g）”注明，真空度和负压用文字注明，本说明书采用法定计量
4、单位,它与工程制计量单位的换算关系如下：力1kgf=9.80665N压力1kgf/cm2=0.0980665MPa热量1kcal=4.1868kJ 注：左、右定义为：从汽轮机朝发电机方向看去，左手侧为左，右手侧为右。前后定义为：靠近汽机为前，靠近发电机为后。1 主要技术规和经济指标1-1 主要技术规1 型号： CN310/301-16.67/0.8/538/538型2 型式：亚临界、单轴、双缸双排汽、中间再热可调抽汽凝汽式3 额定功率：310MW（额定工况）4 最大功率：339.4MW（VWO工况）5 额定蒸汽参数新蒸汽：（高压主汽阀前）16.67MPa/538再热蒸汽：（中压联合汽阀前）3.
5、356MPa/538背 压：4.2kPa（设计冷却水温20）6 额定新汽流量：917.1t/h7 最大新汽流量：1025t/h8 配汽方式：全电调（阀门管理）9 转向：从汽机向发电机方向看为顺时针方向10 转速：3000r/min11 轴系临界转速（计算值）第一阶：（发电机转子一阶） 1386r/min第二阶：（高中压转子一阶） 1733r/min第三阶：（低压转子一阶） 1773r/min第四阶：（发电机转子二阶） 3587r/min* 电机临界转速值以电机厂提供的数据为准。12 通流级数总共26级,其中:高压缸：1调节级8压力级中压缸：5压力级低压缸：26压力级13 给水回热系统：3高加1
6、除氧4低加(除氧器采用滑压运行)14 给水泵拖动方式15 系统设有两台50容量的汽动给水泵和一台30容量的电动给水泵，每台汽动给水泵配置一台电动给水前置泵。16 汽封系统：自密封系统（SSR）17 末级动叶片高度：1016mm18 末级动叶片环形排汽面积：28.76m19 汽轮机本体外形尺寸（长宽高）18500mm8000mm6500mm（高度指从连通管吊环最高点到运行平台距离）20 主机重量630t（包括高、中压阀门及其支吊架，高、中压主汽管和主汽管支吊架及基架等）。21 最大吊装重量 98t（安装时，低压外缸下半组合）59.3t（检修时，低压转子包括起吊工具）22 最大起吊高度9.84m（
7、吊装低压外缸时）23 运行平台高度：12.6m24 汽轮机与凝汽器连接方式：弹性25 汽轮机布置方式：汽轮发电机组为室纵向顺列布置。26 产品执行标准：GB5578-85固定式发电用汽轮机技术条件1-2 技术经济指标及保证条件1 符合下列条件时可发额定功率: a) 新蒸汽压力:16.670.53MPa 新蒸汽和再热蒸汽温度:5385 b) 冷却水温不超过33,冷却水流量不小于额定值 c) 加热器按规定投入2 汽轮机在额定工况下, 计算热耗为：7860KJ/kW.h(1877.33kcal/kW.h)保证热耗以各工程提供的数据为准。达到这一保证的必要条件是： a) 新蒸汽和再热蒸汽参数为额定值;
8、b) 背压不高于额定值; c) 按规定的回热系统运行; d) 主给水流量等于主蒸汽流量; e) 发电机效率不低于98.7%;发电机功率因数0.85。3 如果机组投运后未及时进行热力鉴定试验, 应按IEC 953-2国际电工委员会参考资料进行老化折扣；汽轮机效率老化折扣如下：a) 3-12个月, 每月0.07%b) 13-24个月, 每月0.042%热力鉴定试验的方法、测试仪表精度、测试数据的误差修正、实测热耗的计算方法应符合GB8117-87的规定, 经过误差修正的热耗试验值相对于保证热耗的允许偏差为+1%。2 总体设计2-1 机组的运行特点1启动状态本机组启动状态的划分根据是高压缸上半调节级
9、后壁金属温度。冷态启动：小于150 温态启动:150300热态启动:300400 极热态启动:4002 启动方式本机组采用高压缸与中压缸两种启动方式。3 运行操作控制方式运行人员手动方式（手动），运行人员自动方式（半自动），汽轮机自启动方式（全自动）。4 阀门管理见25节。5 转子寿命管理 为了把转子热应力作为指导启动运行的主要依据，并应用寿命损耗概念对机组运行进行管理，本机组配置转子应力监控，它来自一个完整的ATS（汽轮机自动启动）模块，转子应力程序提供应力和温度计算的有关信息给ATS模块，通过这些信息即可作出汽轮机启动和升负荷的判据。6 偏周波运行非正常周波运行的限制主要由末级叶片、次末级
10、叶片的共振频率决定。偏周波运行的累计时间限定见汽轮机启动运行说明书。7 调峰本机组可以按定压和定-滑-定两种方式运行。调峰运行时宜采用定-滑-定运行方式。机组在90额定负荷以上时采用定压运行,机组在9030额定负荷时采用滑压运行，机组在30额定以下负荷时采用定压运行。这种运行方式能够提高机组变工况运行时的热经济性，减小进汽部分的温差和负荷变化时的温度变化，因而降低机组的低周热疲劳损伤。7.1 若机组年运行时间平均不少于7500小时，调峰运行负荷允许稳定运行时间为：负荷（额定负荷）小时/每年 100 4500 75 2000 40 10007.2 负荷变化率定压运行最大3ECR/min滑压运行最
11、大5ECR/min7.3 机组最小负荷机组最小稳定负荷应取决于锅炉的低负荷能力和机组末级动叶片振动特性，在自动控制没有投油燃烧情况下，燃煤最小稳定负荷是40额定负荷（以锅炉厂资料为准），汽机允许最小稳定负荷是30额定负荷。为了保证低压末级叶片的安全，所有工况下低压缸蒸汽流量不得小于235t/h，相应的压力不得低于0.361MPa。8 其它本机组在30年使用期间，带厂用电不允许超过10次，每次不允许超过15分钟。机组甩负荷以后空负荷运行每次不允许超过15分钟。2-2 主蒸汽、再热蒸汽和回热系统1 主蒸汽及再热蒸汽系统本机组主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。从锅炉过热器出来的主蒸汽经过两根主蒸汽管进
12、入高压主汽调节阀，然后再由四根高压主汽管导入高压缸。在高压缸作功后的蒸汽通过两个高压排汽止回阀，经两根冷段再热蒸汽管进入锅炉再热器。再热后的蒸汽温度升高到538，压力3.356MPa，再经过两根热段再热蒸汽管进入中压联合汽阀，然后由两根中压主汽管导入中压缸。级旁路蒸汽从高压主汽阀前引出，经一级减温减压后，排至再热器冷段管。级旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出，再经三级减温减压后排至冷凝器。2 回热系统本机组有八级回热加热，三个高压加热器，一个除氧器，四个低压加热器，见附图额定工况热平衡图。除氧器采用滑压运行，工程系统设计和辅助设备选型均需满足滑压运行的要求。额定供热工况各段抽汽参数和流量见热平衡图。
13、当加热器切除或新蒸汽参数降低时，为了保证叶片应力不超限，应减负荷限制流量运行。任何工况下调节级后压力和各段抽汽压力不得超过VWO工况下相应的压力。表2-2-1 额定供热工况各段回热抽汽参数、流量汇总表抽汽段号12345678抽 汽 器(NO.HTR)12345678抽 汽 点(第几级后)791214正反1正2反3正反4抽汽压力(MPa)5.1803.8611.5440.8000.4070.2160.1020.041抽汽温度370.2331.5416.3326.1261193.2122.276.7流 量t/h43.65292.63833.10932.08427.77128.14824.41739.7492-3 汽轮机本体辅助系统本机组配置有高压缸预暖及夹层加热系统，以满足冷态、温态高中压联合启动对高压缸温度、胀差控制的需要。高压缸
