Ⅰ 台山核电站的项目规划
台山核电项目是一个中外共同开发建设的第三代先进核电技术项目。一期工程建设两台EPR三代核电机组，单机容量为175万千瓦，是目前世界上单机容量最大的核电机组。
第一台机组计划于2009年9月1日浇灌第一罐混凝土，预计于2013年12月投入商业运行。
第一、二号机组的常规岛，由法国阿尔斯通和中国东方电气公司所组成的联合体提供汽轮发电机包合同，包括两台ArabelleTM汽轮机、发电机、带复式低压加热器的凝汽器、汽水分离再热器（MSR）以及其它辅助设备，将核反应堆产生的热能转化为电力。每台汽轮机的输出功率达到1755MW，是目前世界上单机功率最大的汽轮机。之所以采取如此大的汽轮机，是因为一次回路从反应堆流出的压力水被输送到蒸汽发生器，蒸汽发生器为二次回路产生蒸汽，压力为7.5MPa，温度290°C。而常规电厂的相应参数分别是17MPa和540-620°C温度范围，因此这些蒸汽参数远低于常规电厂。这一系列因素加之较大的输出功率，解释了核电用汽轮机的体积远大于燃煤电厂用汽轮机的原因。台山常规岛汽轮机包被设计为二回路蒸汽首先流入高压缸，随着蒸汽的膨胀，它的压力和温度降低，并且湿度增加。为了改善循环效率和降低腐蚀危险，必须除去这些水，并且在蒸汽进入中压缸内膨胀前进行再热处理。这一过程在两个并列的汽水分离再热器（MSR）中完成。台山项目的MSR为大型热交换器，其功能是对高压缸排出的湿蒸汽进行汽水分离，分离出的水分并将进入给水管道实现再循环，然后利用由高压缸和主蒸汽管道来的抽汽，将汽水分离后的干蒸汽再热到270°C。与现在中国运行的所有核电站的一级中间再热方式相比，两级再热程序明显改善了汽轮机的性能。来自MSR的过热蒸汽进入汽轮机的中压缸。经过在中压缸的膨胀后，排汽平均地分配（各三分之一排汽）给并行的三个低压缸。低压缸的排汽进入凝汽器。凝汽器为大型的热交换器，由海水进行冷却。在台山工地现场，由于岸边海水较浅，为满足冷凝器所需的大量海水，需要在电厂与离岸4公里外的小岛间建造一条大型海底管道。海水取自小岛以外较深的海水，然后输送到一个能容纳1百万立方米海水的蓄水池。阿尔斯通提供了4组混凝土蜗壳泵组用以将蓄水池中的海水抽到凝汽器，并最后排回到海里。蒸汽在凝汽器中被冷凝。凝结水泵和给水泵把凝结水通过7级给水加热后再送回到蒸汽发生器，完成汽水循环。
Ⅱ 关于凝汽器结构设计的计算题，求大神解答急求！！
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Ⅲ 凝汽器的设计
设计汽轮机凝汽器时，应根据汽轮机排汽量、排汽面积、年或月平均水温和供水方式，对背压、冷却水倍率（指冷却水量与被冷凝蒸汽量的质量比，一般为 50～120）和冷却水管内流速等进行技术经济比较，确定最佳方案。凝汽器在结构上应有合理的管束排列，以提高总的传热系数和降低汽侧阻力；合理布置空气冷却区和抽气口，防止形成空气死区；配备有效的抽气设备，以保证良好的热交换；喉部要有良好的空气动力特性，以保证排汽较均匀地进入冷却管束，不致形成汽流旋涡而浪费部分冷却面积；整个外壳要有良好的气密性和足够的刚度，以利于提高真空严密性和防止外壳变形；要使汽流良好地加热凝结水，并达到一定的除氧效果；根据管子振动计算选择合理的中间支撑板跨距，避免运行时引起管束共振而使管束遭到破坏。
Ⅳ 核电厂汽轮机主要有什么特点
核电站汽轮机特点
核电站汽轮机通常采用饱和水蒸汽(或微过热蒸汽)作为工质，并由高压汽缸、低压汽缸、汽水分离再热器、回热加热器和凝汽器等辅助设备组成。其工作原理与普通电厂汽轮机相同，结构也大体上相近，唯有新蒸汽初参数较低而已(一般新蒸汽初压在5-7MPa范围内，过热度仅20~30℃左右)。与高初参数的火电厂汽轮机相比，其蒸汽理想焓降仅为后者的65%左右，汽耗率约大1倍，在相同容量和相同背压的条件下，排汽容积流量大致要增大60~70%。
按转速高低的不同，有全速和半速汽轮机两种，由于新蒸汽初参数很低，绝大多数核电站汽轮机为获得较大的功率都不得不制成半速(即1500r/min)汽轮机形式，半速机组虽可保持较高的相对内部效率，级数相应减少，但与相同容量的全速机组相比，它的某些线性尺寸(如动叶片高度、叶片间距、叶轮直径等)，必须放大1倍左右，致使整机的体积和重量相应增大。因此汽轮机的制造、运输和安装等都比较困难。当半速汽轮机甩负荷时，如果没有可靠的超速保护装置，汽轮机很容易超速20%以上。目前大多在低压汽掳进口处采用一自动关闭的截止阀来防止超速。
此外，广义的核电站汽轮机还包括过热蒸汽汽轮机，这种高效率汽轮机，这种高效率汽轮机适用于快中子堆核电站和高温冷堆核电站。
参看“为什么核电站汽轮机要设计为半速汽轮机”
http://..com/question/24087834.html；
Ⅳ 为什么核电站汽轮机要设计为半速汽轮机
主要是核锅炉的蒸汽温度低导致的
蒸汽温度越低，要达到一定的焓降，所用的叶片就必须增长，汽轮机直径要增加。常规火电厂汽轮机的低压缸非常庞大，主要就是要利用高、中缸使用过的低温低压的乏蒸汽，所以叶片必须做得很长。
长叶片的带来的问题也很多，主要是在圆周上差速太大，影响效率并且限制了强度，从而限制了汽轮机的容量。
要降低汽轮机叶片直径最好的办法就是降低转速，低速下汽轮机可以减小直径，避免低温蒸汽的水刷问题(相对扩大了汽轮机的运行范围)
核锅炉的温度低是基于常规压水堆的核燃料棒包覆材料耐热程度低，一般蒸汽出口温度在350度以下，远远低于常规火电厂的550度到600度的高温。
半速是雅水堆不得已的选择，压水堆也有全速汽轮机的，如秦山一期，但这需要付出限制容量、降低效率、限制运行范围等代价。
如果采用高温气冷堆、钠堆就没有这样的问题，也相当于提高了核电的热效率。
Ⅵ 核电汽轮机特点
1 主要设计与结构特点
与常规火电汽轮机相比,核电汽轮机的主蒸汽参数和相对内效率都比较低,因此主蒸汽的汽耗量、比容和体积等都大得多,并且通流部分的绝大多数级处于湿蒸汽区.因此,为提高核电汽轮机运行的安全可靠性和经济性,其设计、结构有不同于火电汽轮机的特点,现将HN642-6.41型汽轮机的主要设计与结构特点分析总结如下.
1.1 热力系统
利用美国西屋公司PH程序计算热平衡,并根据核电汽轮机主蒸汽参数低、高压及低压后几级湿度大等特点,考虑了湿度损失的影响.低压部分采用非对称抽汽.分缸压力适应低压积木块BB0474R.背压经冷端优化确定为5.39 kPa(a),并作为额定和最大保证工况的背压.
1.2 轴系
秦山二期650 MW汽轮发电机组的轴系首次采用1个高压缸积木块和3个低压缸积木块结构,与600 MW火电机组轴系的区别在于:①在低压第一次采用四瓦块可倾瓦轴承,这种轴承稳定性好,自位及润滑性能好;②首次在大型汽轮机上采用无中心孔转子.
秦山二期汽轮发电机组轴系与600 MW湿冷汽轮发电机组轴系最大的不同是,汽轮机转子全部是无中心孔转子,汽轮机低压转子轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承,低压转子(LPIII)和发电机间取消中间轴.秦山二期汽轮发电机组轴系由高压转子(HP)、中间轴(JSI)、低压转子I(LPI)、中间轴(JSII)、低压转子II(LPII)、中间轴(JSIII)、低压转子III(LPIII)、发电机转子(GEN)和励磁机转子(EXC)组成.系统中共有11个支持轴承和1只LEG型推力轴承,1号~8号为汽轮机轴承(全部采用四瓦块可倾瓦轴承),9号和10号为发电机轴承,11号为励磁机轴承,LEG型推力轴承安装在1号低压缸前轴承座内.除励磁机转子采用单支承外,其余转子均采用双支承结构.轴系组成简图如图1所示.轴系分析上采用成熟的Q因子方法,通过设计计算、论证确认了该轴系的合理性和可靠性,机组运行后得到了证明.
HP JSI LPI JSII LPII JSIII LPIII GEN EXC
1.3 积木块结构
高压积木块是在成熟的火电600 MW中压积木块基础上改进设计而成的,并保留了原有特点:如双层缸结构以减小压差和温差;窄法兰以减小热容量;双分流布置,轴向推力自平衡等.在保留BB051积木块特点的基础上,由于核电机组工作参数与火电有较大不同,必须对原积木块进行强度核算和结构改进,核电化的内容主要有:中分面螺栓重新布置,并加粗了部分螺栓以保证足够的密封压力;采取防侵蚀措施;抽汽口位置重新布置以增加一级抽汽(增加一组隔板套)等.
低压积木块为BB0474R,是在成熟的火电600 MW低压积木块BB0474R基础上核电化改进设计而成的.由于600 MW级核电汽轮机的低压参数均在BB0474R的参数限制值范围之内,其设计与结构保留了原有特点:如双层缸(内缸一体化);加强型无中心孔整锻转子;末 3级全自由叶片(5、6级动叶片顶部蜂窝汽封);第6、7级隔板低直径弹簧汽封等.核电化改进设计的内容主要有:末3级设去湿结构,动叶片镶司太立合金片等.
1.4 通流
高压通流采用的是原火电600 MW中压积木块BB051核电化后的BB051N积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,动静叶选用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,动叶采用 P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片.低压通流基本采用以火电设计的BB0474R模块为基础的核电化改进设计而成的积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,前4级动静叶片采用可控反动度1100系列叶型,动叶片为P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片,后3级动叶片为全自由叶片,圆弧型枞树型叶根,调频叶片.通流部分设计充分考虑了核电湿度大的特点,高压部分与湿蒸汽接触的零部件,除了考虑到有足够的强度性能以外,还采用防侵蚀材料,低压部分除了采用去湿结构以外,还有采用其他方法以防止末几级由于湿度大或处于过渡区而引起的叶片等零部件的侵蚀.
1.5 动、静叶片
高压动、静叶片均采用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.隔板由自带独立内、外环的静叶组装焊接而成.动叶均为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型.低压动静叶片均采用可控反动度1100系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.前5级隔板为自带独立内、外环的静叶组装焊接而成的组焊式;前4级动叶为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型,后 3级动叶为全自由、调频叶片,叶根为圆弧型枞树型.次末级、次次末级动叶顶部汽封为蜂窝式汽封,此种汽封可以收集叶片流道内的水分,增强去湿效果,同时起到汽封作用,提高效率.
1.6 润滑油系统
采用先进的油涡轮增压泵供油系统取代传统的射油器供油系统,效率高,减小了主油泵流量、增压压力和功率,提高了机组出力,并提高了机组停机过程的安全可靠性.采用LEG型推力轴承,较大地减小了流量和耗功,有助于提高机组出力和减少设备投资.汽轮机8个支持轴承采用四瓦块可倾瓦轴承,在温度变化时可保持对中,并且可倾瓦块外用球面调整销支承在轴承套内,自位性能好.油箱回油滤网改为2个,在机组正常运行时,2个可互为备用,便于随时清洗或调换.盘车装置采用涡轮涡杆副传动,低速盘车,可自动投入,当汽轮机冲转时,可自行脱开.装在3号低压缸(电端)下半轴承箱内,小修时不影响操作.为降低盘车负荷,低压缸每个轴承均配备有高压油顶起装置.顶轴系统采用母管制,6个低压轴承和2个电机轴承顶起,降低了盘车电机功率.
1.7 去湿和防侵蚀
1.7.1 高压部分
高压内外缸、进汽导流环采用抗腐蚀性能强的ZG15Cr2Mo1材料.隔板套、内外汽封采用12%Cr不锈钢材料 ZG0Cr13Ni4Mo(10715AR).高压外缸易受侵蚀的局部地区在汽缸基材上堆焊一层8 mm厚的防侵蚀不锈钢材料1Cr12Ni4Mo(10765EX).
1.7.2 低压部分
在湿度大于4%的区域,如末级、次末级设去湿结构,在次末级动静叶之间设有去湿孔.第5、6级动叶顶部设蜂窝汽封可有效去除动叶顶部的水分.末级动静叶之间靠排汽导流环与低压内缸之间的3 mm间隙去除水分.末级静叶通道内有去湿孔,有助于提高末级动叶的抗腐蚀能力.末3级动静叶之间的间隙适当增大以减小对动叶片的水蚀.末3级动叶进汽边焊有司太立合金片,以有效防止动叶水蚀.
1.8 本体辅助系统
汽封系统的供汽取自主汽阀前的新汽,经过一个主供汽阀门站控制通往高压缸和低压缸汽封的汽量.高、低压缸各端部汽封都有各自的供汽阀门站,每个供汽阀门站前面的管道均装有蒸汽滤网.该系统中各汽封供汽站采用独立调节方式,每个低压缸的端部汽封分别配置一套阀门站,以便进入低压汽封的蒸汽压力保持一致.
疏水系统按核电疏水量大加大了疏水阀及增加了疏水点,并设有2个气动通风阀,以防主汽阀和再热阀关闭后鼓风引起叶片温度升高.
喷水系统按核电低压缸个数增加而相应增加了喷水系统的个数,每个低压缸配有一套后汽缸喷水系统.
1.9 调节系统与控制装置
本机配置3种自动控制装置,即数字式电液控制系统DEH,汽轮机监视仪表TSI,危急遮断装置ETS.DEH系统主要的功能是按操纵员或自动启动装置给出的指令来控制主汽阀、主汽调节阀、再热主汽阀和再热调节阀,使机组按一定要求升、降转速,增减负荷、停机等,实现机组运行中的各种要求.DEH装置接受转速、功率及第1级汽压的实际信号,对机组的转速、功率、蒸汽流量实行闭环调节.此外,DEH有阀门管理、转子应力计算、参数监测显示、超速保护、自启停控制等多种功能.当汽轮机运行参数超过安全运行极限时(真空低、润滑油压低、调节油压低、轴向位移极限、超速及用户认为需要跳闸的其他信号),ETS装置使各蒸汽阀门关闭以保证机组安全.该系统采用了双路并串联逻辑回路,可避免误动作及拒动作,提高了系统的可靠性.TSI对汽轮机转子的轴向位移、相对膨胀、绝对膨胀、轴振动、轴挠度、转速、轴偏心度、零转速等进行监测,并对测量值进行比较判断,超限时发出报警信号和停机信号.
2 典型的安装特点
秦山二期650 MW核电汽轮机与600 MW等级火电汽轮机在结构上有所差异,本体部分通流部件尺寸比火电汽轮机要大得多,体现在安装中,有以下几个主要特点:
(1)缸体台板安装采用可调垫铁方式,台板为挠性台板,台板与缸体撑脚面之间接触的检查,不采用75%以上接触面积检查,而只采用间隙检查,0.04 mm塞尺不入为合格.
(2) 低压外缸上、下半分为调端、电端和中部,各部分通过垂直中分面螺栓连接,散件供货,现场拼装.由于低压内下缸与低压外下缸之间的定位销是在制造厂内组装后加工配制的偏心销,该偏心销已点焊在外下缸上,所以,现场拼装时不能按照制造厂家安装指导书上介绍的,简单地用拉钢丝找中外下缸三部分并进行拼装,而应先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
(3)该机组汽轮机在厂家进行了四缸联合整体组装盘车,考虑部件加工偏差,安装时,根据设计图纸,对照总装记录,对一些加工引起的装配不符合项,以厂家总装记录为准,如低压缸电、调端隔板套上组装了1~5级隔板,嵌入式,已点焊,现场不再对此隔板进行调整.
3 安装过程中采取的主要特殊措施
汽轮机缸体轴系长,且本体设备皆为散件,给安装工作带来了很大的难度.如低压外缸分为调、中、电三段,现场拼装,由于缸体内外底部定位销已在工厂配置完成, 加上缸体运输变形及挠性缸体本身变形的不确定性,拼装时调整工作难度极大,汽轮机的施工质量要求极高,因此,现场安装时必须采取一些特殊措施,以保证安装工作得以高效、高质量地完成.归纳起来,有以下几个主要方面的特殊措施:
3.1 台板安装
根据设计,台板就位调整是利用制造厂家提供的位于基础上的可调垫铁来完成的.由于土建基础施工标高误差为10 mm,而可调垫铁行程仅3~4 mm,用此方法无法实现,故必须采取特殊方法,即在可调垫铁与基础之间增设平垫铁.
平垫铁的加工要求应满足如下条件:1号低压缸及3号低压缸处垫铁的上表面扬度为1:2000,尺寸偏差≤0.05 mm;2号低压缸无表面扬度,尺寸偏差≤0.05 mm.共需增设600块平垫铁.
3.2 低压缸拼缸
因制造厂家在厂内已将低压缸内、外缸底销配置完成,使得现场拼缸时须逆汽轮机出厂前厂内的总装过程而为之,无法按厂家提供的安装程序和指导书来进行.拼缸时须先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,同时考虑各方面因素,如内外缸横向水平、中分面高低差、洼窝中心等,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
因低压外缸运输过程中存在变形及缸体本身挠性变形的不确定性等,各技术指标值允差又极小,且“牵一发而动全身”,因此在调整时,必须反复对低压外缸各部分和低压内缸进行起吊、测量、顶动等,同时采取增设压块、定位块及缸体支撑梁等措施.
3.3 对中固定元件的装配
根据制造厂提供的对中垫片数量和尺寸,汽轮机对中后,通过测量锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙(要求0.05 mm塞尺不入)来确定并加工垫铁的尺寸.由于垫铁在数量上没有富裕,加之锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙并非定值或线性值,而对中固定块装配要求又为 0~0.08 mm,如按设计方法施工,难度极大.为了达到安装要求,在实际安装过程中采取了增配工艺键的方法,即在汽轮机对中调整结束后,测量出锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙,用现场制作的工艺垫铁加工至合适尺寸,装入后检查其配合情况,并根据工艺垫铁的实际配合尺寸来确定对中垫铁的加工尺寸,按此进行加工装配,实际安装中增设了25块工艺键.
4 安装中存在的主要问题及处理措施
在2台汽轮机的实际安装中曾遇到很多问题,有些是设备存在的缺陷,有些是因考虑不周造成返工、误工甚至设备零部件损坏.回顾这2台汽轮机的安装,笔者认为如下问题值得总结和反思.
(1)第1台汽轮机扣缸时低压内缸水平中分面螺栓的拧紧由设计图纸要求的用螺栓加热器热紧改为用力矩扳手冷紧.
原因分析:核电低压内缸水平中分面结构特殊,哈尔滨汽轮机厂外购配套的螺栓加热器不能满足施工要求,加热后旋转角度仍达不到设计值的一半.
处理方案及措施:对第1台汽轮机,由于施工工期很紧,来不及整改螺栓电加热器,只能根据现场实际情况,将原定的热紧螺栓工艺改用力矩扳手冷紧,螺栓的力矩值不超过哈尔滨汽轮机厂图纸提供的力矩值上限,并用相应螺母旋转角度进行验证.对于空间位置限制而无法使用力矩扳手的4只螺栓,则用千斤顶加扳手紧至设计的螺母旋转角度值.在冷紧时,要注意做到几点:
? 所有摩擦面(如螺纹之间或螺母与垫片之间)必须涂润滑脂,以减少摩擦力;
? 螺栓、螺母毛刺必须清除干净,自由状态下,螺母应旋转自由;
? 按设计预紧力矩值旋紧螺母,确认各螺栓连接部位各间隙已消除,否则,应继续加力,直至各间隙消除;
? 消除间隙后,将螺母与法兰或垫片划对应线,然后采用冷紧方法按设计要求的力矩值拧紧螺母,并用相应螺母旋转角度进行验证.
在第2台汽轮机安装时,提出了将螺栓加热棒由交流电加热改为直流电加热并提高功率的方案,解决了螺栓热紧的问题.经过现场实际的试验及整改,第2台汽轮机高压缸和低压缸的螺栓电加热装置达到甚至超过了设计要求,满足了安装和大修的实际需要.需要说明的是,在紧固汽缸中分面双头螺栓时,紧固到位后应反向旋转一定的角度,这样有助于在紧固罩帽时不至于造成螺栓同底孔咬死.
(2)低压外缸(I)后部调端(H01.020Z)与锚固板 (H01.160Z)之间的间隙值有误.按照设计,锚固板与低压外缸(I)调端间隙为25.4 mm,实际供货状况为锚固板与缸体间间隙只有13 mm左右,致使基础预埋锚固板与低压外缸(I)下半缸轴承座凹窝相碰,安装不下去.为保证该间隙值25.4 mm,我们采取对低压外缸(I)轴承凹窝进行必要的补充加工,从而得以解决.
(3)因设计问题,低压(I)外下缸调端轴承座基架上少开了4个地脚螺栓工具孔(即哈尔滨汽轮机厂有限责任公司在厂内加工时漏钻孔).为此,需在现场进行补充开孔,而从机头往电机端看,靠电机端左侧一个工具孔与推力轴承油腔底板较近,妨碍拧螺栓,必须对底板进行部分切削.为防止切削处产生漏油故障,需进行煤油渗漏试验检查.
(4) 第2台汽轮机基础浇灌后地脚螺栓和锚固板标高下降超差问题.2号汽轮机地脚螺栓和锚固板样板架经浇灌砼基础后复查,发现因汽轮机基础浇灌后沉降导致地脚螺栓和锚固板标高下降超出规范要求,地脚螺栓普遍超差,超差值为-7~-15 mm,锚固板超差值为-9~-10 mm.为保证汽轮机设备安装标高符合设计要求,我们提出将台板地脚螺栓沉孔在制造厂内加深10 mm,从而圆满解决了此问题.
(5)汽封齿压间隙问题.汽封齿压间隙时,从我们的实际操作来分析总结,应先检查汽封弧段是否灵活,有无高出隔板(套)的中分面,否则压出的值会不真实.压间隙的铅丝最好用细丝绕成.蜂窝汽封是一个新结构,蜂窝汽封齿做间隙时,第一步应先用橡胶泥包上橡胶带压,每个弧段上保证有3个点.另外,汽封齿齿尖最好修得稍小一些,间隙尽量按上差要求修刮,以留有一定的裕量.
(6)轴承找正问题.轴承找正时,应先修刮瓦枕同瓦壳的接触面,C值保证上公差,轴承中心找好后,应及时更换正式垫片,厚度应比临时垫片厚度大相应的值,并根据临时垫片的块数具有的规律变化来决定.
(7)隔板(套)安装问题.隔板(套)安装时,先修配各配合面的值,用铅丝测量,纵横向水平在有误差时最好同步相借调整,在扣内部上半部时,应先检查支撑挂耳及垫块紧固螺栓尾部有无高出垫块平面.
(8) 主油泵进出油管密封环的最终加工问题.主油泵的进出油管密封环最终加工厚度确定后,应结合前轴承箱的扬度值及主油泵的扬度值将密封内环加工成带有一定的斜度,这样有利于消除扣完缸后焊接润滑油管造成的变形所带来的不利影响,也就是说,在主油泵无法再吊起的情况下,可以通过旋转带有一定斜度的密封环来调整.
(9)测温热电偶安装问题.测温热电偶安装时,必须在经过油冲洗使润滑油的品质达标后,等到最后一次清理轴承时再安装,以避免不必要的折断.在通过箱体的孔洞处应细致采取密封措施,否则会出现漏油现象.
(10)对轴向通流间隙,应找出最大与最小位置,在同一位置盘动转子来测量K值.外引点最好选用转子的两端,以有利于对比,保证扣完缸后转子定位的精确.
(11)在拼外缸时,保证内缸的水平及扬度,紧固垂直中分面螺栓时,应从水平中分面向下分段紧固.
(12)EH油管安装需注意的问题.EH系统油压高,对液压油的油品质要求也高,EH油管布置好后,在油冲洗前,应先进行一次气体试验检查,既能起到找漏点的作用,又能起到试压吹扫效果.
(13)油冲洗需注意的问题.油冲洗在转换管线时禁止使用软性连接,管线上的控制阀门应拆除,否则流量易受阻,效率低.油管路上的法兰连接处,垫片内径不应明显大于或小于法兰内径,这样不易积留杂物,从而保障管内畅通.控制流量的阀门应注意间隔调大、调小,以增加冲力.
5 几点认识和体会
(1)秦山核电二期650 MW汽轮机是以我为主、中外合作研制的,该机研制成功表明我国自主开发大型压水堆核电站汽轮机的能力有大幅提高.2台机组已累计发电104亿kWh(截至2004年6月9日),经过多次启停机、甩负荷试验、热效率试验、168 h连续运行考核及半年多来的试运行等实践证明,该机组运行可靠,结构设计合理,启停平稳,各项性能指标均达到了设计要求.大型核电站的建设将解决我国部分经济发达且能源资源缺乏地区的电力供应不足问题,大大减轻了火电建设带来的煤炭铁路运输压力及对环境保护的不利影响,对我国的经济建设和社会发展有十分显著的效益.
(2)核电站工程具有建设规模大、交叉作业多、工期紧等特点,施工前组织工作的好坏,直接影响整个安装工程的安全、质量和进度.为此,必须根据设计图纸、规范标准、规定的施工期限、各项经济技术指标、施工单位的技术水平、施工机械的配备情况以及现场条件等各方面的因素,做好施工组织设计.
汽轮机安装的施工组织是核电站施工组织设计的一个重要组成部分,应根据汽轮机工地的具体情况,仔细做出施工进度、场地布置、劳动力组织、机具配备、施工技术组织和施工用具等各项安排.
(3)汽轮机组的安装主要控制进度为:预检修预组合结束→汽轮机厂房行车安装试验完毕,交付使用→凝汽器组合结束→台板就位→汽轮机扣大盖→发电机静子就位→主蒸汽、主给水、抽汽等主要汽水管路安装完毕→调速系统安装完毕→油循环→辅机分部试转及管路冲洗→整套试转→并网发电.
汽轮机本体的安装,就是将汽轮机安装在规定的位置,且各零部件之间的配合符合制造厂标准.现代大型汽轮机参数高、容量大、尺寸长、重量重、部件多,因而对安装过程中的每一个环节和工序都需认真仔细地把好安装质量关,优质高速地完成安装任务,为机组的顺利投运创造良好条件,打下坚实的基础.
(4)在新型汽轮机的实际安装施工操作中,在已有经验的基础上,应大力推广自主创新,不要过分倚重老的过时的经验方法,从而实现安装施工的快速、优质、高效,并激发工人的积极性和创造性.
Ⅶ 汽轮机的发展前景
汽轮机的出现推动了电力工业的发展，到20世纪初，电站汽轮机单机功率已达10兆瓦。随着电力应用的日益广泛，美国纽约等大城市的电站尖峰负荷在20年代已接近1000兆瓦，如果单机功率只有10兆瓦，则需要装机近百台，因此20年代时单机功率就已增大到60兆瓦，30年代初又出现了165兆瓦和208兆瓦的汽轮机。
此后的经济衰退和第二次世界大战期间爆发，使汽轮机单机功率的增大处于停顿状态。50年代，随着战后经济发展，电力需求突飞猛进，单机功率又开始不断增大，陆续出现了325～600兆瓦的大型汽轮机；60年代制成了1000兆瓦汽轮机；70年代，制成了1300兆瓦汽轮机。许多国家常用的单机功率为300～600兆瓦。
汽轮机在社会经济的各部门中都有广泛的应用。汽轮机种类很多，并有不同的分类方法。汽轮机的蒸汽从进口膨胀到出口，单位质量蒸汽的容积增大几百倍，甚至上千倍，因此各级叶片高度必须逐级加长。大功率凝汽式汽轮机所需的排汽面积很大，末级叶片须做得很长。
大型汽轮机组的研制是汽轮机未来发展的一个重要方向，这其中研制更长的末级叶片，是进一步发展大型汽轮机的一个关键；研究提高热效率是汽轮机发展的另一方向，采用更高蒸汽参数和二次再热，研制调峰机组，推广供热汽轮机的应用则是这方面发展的重要趋势。
全世界利用地热的汽轮机的装机容量，1983年已有3190兆瓦，不过对熔岩等深层更高温度地热资源的利用尚待探索；利用太阳能的汽轮机电站已在建造，海洋温差发电也在研究之中。所有这些新能源方面的汽轮机尚待继续进行试验就、研究。
一座汽轮发电机总功率为1000兆瓦的电站，每年约需耗用标准煤230万吨。如果热效率绝对值能提高1%，每年可节约标准煤 6万吨。因此，汽轮机装置的热效率一直受到重视。为了提高汽轮机热效率，除了不断改进汽轮机本身的效率，包括改进各级叶片的叶型设计(以减少流动损失)和降低阀门及进排汽管损失以外，还可从热力学观点出发采取措施。
根据热力学原理，新蒸汽参数越高，热力循环的热效率也越高。早期汽轮机所用新蒸汽压力和温度都较低，热效率低于20%。随着单机功率的提高，30年代初新蒸汽压力已提高到3～4兆帕，温度为400～450℃。随着高温材料的不断改进，蒸汽温度逐步提高到535℃，压力也提高到6～12.5兆帕，个别的已达16兆帕，热效率达30%以上。50年代初，已有采用新蒸汽温度为600℃的汽轮机。以后又有新蒸汽温度为650℃的汽轮机。
现代大型汽轮机按照其输出功率的不同，采用的新蒸汽压力又可以分为各个压力等级，通常采用新蒸汽压力24.5～26兆帕，新蒸汽温度和再热温度为535～578℃的超临界参数，或新蒸汽压力为16.5兆帕、新蒸汽温度和再热温度为535℃的亚临界参数。使用这些汽轮机的热效率约为40%。
另外，汽轮机的排汽压力越低，蒸汽循环的热效率就越高。不过排汽压力主要取决凝汽器的真空度，真空度又取决于冷却水的温度和抽真空的设备（通常称为真空泵），如果采用过低的排汽压力，就需要增大冷却水流量、增大凝汽器冷却水和冷却介质的换热面、降低被使用的冷却水的温度和抽真空的设备，较长的末级叶片，但同时真空太低又会导致汽轮机汽缸（低压缸）的蒸汽流速加快，使汽轮机汽缸（低压缸）差胀加剧，危及汽轮机安全运转。凝汽式汽轮机常用的排汽压力为5~10千帕（一个标准大气压是101325帕斯卡）。船用汽轮机组为了减轻重量，减小尺寸，常用0.006～0.01兆帕的排汽压力。
此外，提高汽轮机热效率的措施还有，采用回热循环、采用再热循环、采用供热式汽轮机等。提高汽轮机的热效率，对节约能源有着重大的意义。
现代核电站汽轮机的数量正在快速增加，
因此研究适用于不同反应堆型的、性能良好的汽轮机具有特别重要的意义。
另外，在汽轮机设计、制造和运行过程中，采用新的理论和技术，以改善汽轮机的性能，也是未来汽轮机研究的一个重要内容。例如：气体动力学方面的三维流动理论，湿蒸汽双相流动理论；强度方面的有限元法和断裂力学分析；振动方面的快速傅里叶转换、模态分析和激光技术；设计、制造工艺、试验测量和运行监测等方面的电子计算机技术；寿命监控方面的超声检查和耗损计算。此外，还将研制氟利昂等新工质的应用，以及新结构、新工艺和新材料等。
发展瓶颈主要在材料上，材料问题解决了，单片的功率就可以更大。
MarketsandMarkets研究报告显示，2014年全球汽轮机市场规模约为148亿美元，预计到2020年将达到192.92亿美元（约合人民币1232亿元），以4.4%的年均复合增长率增长。
Ⅷ 论文（汽轮机）
1. 汽轮机旁路系统设计
彭领新 文献来自: 电力建设 2000年 第07期 CAJ下载 PDF下载
不同型式的汽轮机 ,其旁路系统的容量和功能应不尽相同 ,故本文着重论述不同启动方式的汽轮机如何确定其旁路系统的容量和功能 ,以使价格较昂贵的旁路系统能充分发挥作用。1汽机旁路系统的功能1 ...
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2. 汽轮机转子合成应力公式
安江英,卞双,周兰欣,张保衡 文献来自: 华北电力大学学报 1998年 第02期 CAJ下载 PDF下载
关键词汽轮机转子应力热应力集中系数中图分类号TK262引言汽轮机转子的工作条件及受力情况相当复杂,转子上除了热应力外,还存在各种机械应力。由于在高温高压工质中高速旋转,转子承受由于叶片和叶轮及转子自重产生的离心应力, ...
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3. 汽轮机叶片叶型测量综述
陈非凡,强锡富 文献来自: 航空计测技术 1995年 第03期 CAJ下载 PDF下载
叶片的加工量约占整个汽轮机1/3,在整个汽轮机事故中,由于叶片的质量所引起的故障也占1/3[’:。所以,叶片的质量是整台汽轮机质量的保证。叶片的形状误差对二次流损耗有较大的影响。所以直接影响着汽轮机的能量转换效率。这正是叶片型线的 ...
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4. 核电站汽轮机数学模型
于达仁,阎志刚,楼安平,汪洪滨 文献来自: 核动力工程 1999年 第01期 CAJ下载 PDF下载
在饱和蒸汽汽轮机中,工质的湿度比较大,而且在逐级膨胀做功过程中,湿度进一步增大。所以在汽轮机的通流部分表面与腔室、汽水分离再热器和回热抽气管道中均覆盖着厚约几十微米的水膜,在个别处,水膜的厚度可达几百微米。水膜中所包含的 ...
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5. 600MW汽轮机转子疲劳寿命计算
武新华,荆建平,夏松波,刘占生,张欣,符东明 文献来自: 汽轮机技术 1999年 第03期 CAJ下载 PDF下载
0前言汽轮机转子的寿命预测和寿命管理不仅对调峰机组有巨大意义,对承担基本负荷、中间负荷的机组也有实用价值,因为这些机组同样有如何经济合理地运行和有计划地消耗转子寿命,确?... 2疲劳寿命分析600MW汽轮机转子材料为30Cr1MoV,本文的疲劳寿命计算采用低周疲劳寿命曲线Δεt=0.0031025(2Nf)-0 ...
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6. 汽轮机转子热应力自适应模型研究
黄仙,杨昆,张保衡 文献来自: 中国电机工程学报 1998年 第01期 CAJ下载 PDF下载
关键词汽轮机转子热应力在线监控1引言目前国内外对于汽轮机转子热应力的在线监控,均离不开相应的数学模型。然而,影响转子热应力的因素有很多,除了蒸汽温升率以外还有蒸汽对转子体的放热系数、转子材料的导热率、导温系数、弹性模 ...
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7. 汽轮机旁路系统的设计与运行
杨冬,陈听宽,侯书海,毕勤成,杨仲明,李永兴 文献来自: 中国电力 1998年 第07期 CAJ下载 PDF下载
汽轮机旁路系统允许锅炉与汽轮机独立运行,缩短了启动时间,并且保证锅炉所有受热面包括再热器在启动过程或汽轮机甩负荷时得到充分冷却。具备安全阀功能的100%容量高压旁路系统与容量为60%～70%的低压旁路系统配合, ...
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8. 电站汽轮机叶片疲劳断裂失效综述
王江洪,齐琰,苏辉,李劲松 文献来自: 汽轮机技术 1999年 第06期 CAJ下载 PDF下载
0前言由于汽轮机叶片疲劳断裂而引起的电站事故比较常见,约占整个火力电厂运行事故的三分之一。每台汽轮机都拥有许多叶片,只要一只叶片断裂就可能导致整个机组的严重事故,造成重大经济损失,甚至是人员伤亡。因此,分析叶片的疲劳断裂 ...
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9. 大型汽轮机的模块化仿真建模
苏明,翁史烈 文献来自: 系统仿真学报 1998年 第03期 CAJ下载 PDF下载
大型汽轮机的模块化仿真建模上海交通大学,上海200030苏明翁史烈摘要根据对汽轮机这类热力系统部件特点和工质流动网络特征的分析,在EASY5仿真支撑环境下,建立了大型汽轮机系统的模块化仿真模型。实践表明所采用的系统 ...
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Ⅸ 设计院中汽轮机属于哪个专业
学热动应该是汽轮机设计中的一部分，你还应该有机械设计的基础。
这个和，暖通、建筑基本没有联系，水工可能有一点点关系，但是也不大，
暖通指采暖和通风，比如集中供热，中央空调等等；建筑指的一般是工民建。
注册动力工程师，这个算。至于注册公用设备工程师可能只是沾了一点边，不了解这个。
进了设计院自然有师傅教你查找相关规范。国标基本集中在GB 28xxx和GB/T28xxx位置。
一些行标也有相关规范，比如核电站使用的汽轮机一般在NB系列规范里面有说明。
主要还是集中在GB国标系列，JB机械系列，和NB能源系列，电力和水电的行标里面也有少数。
建议到国家的标准网站直接查找汽轮机相关规范。一目了然。
Ⅹ 核电站哪些高能管道需断裂防护设计
核电站常规岛高能管道需断裂防护设计。
常规岛是指核电装置中汽轮发电机组及其配套设施和它们所在厂房的总称。常规岛的主要功能是将核岛产生的蒸汽的热能转换成汽轮机的机械能，再通过发电机转变成电能。在压水反应堆核电厂中，常规岛的工艺系统也称为核电厂二回路系统。它的主要工艺系统有主蒸汽系统、主给水系统、汽水分离再热系统、凝结水系统、高压加热水系统、低压加热水系统、辅助给水系统、辅助蒸汽系统、疏水系统和常规设备中间冷却水系统等。二回路干要设备有汽轮机、发电机、凝汽器、汽水分离再热器、高压加热器、低压加热器、除氧器及其水箱、凝结水泵及生给水泵等。常规岛厂房主要有汽轮机房、冷却水泵房和水处理厂房、变压器区构筑物、开关站、网控楼、变电站及配电所等。