汽机

填空题 (每空0.5分,共51分)

1.我厂辅汽联箱汽源有三路，分别是、

2.和。

3.我厂主机设置台真空泵，小机设置台真空泵，真空泵的补水分别是

4.和。

5.我厂主汽门门杆外档漏汽至轴封回汽母管，内挡漏汽至轴封供汽母管，高调门内挡漏汽至主再管道，

高调门中档漏汽至四抽，高调门外档漏汽至轴封回汽母管；高压缸内挡漏汽至四抽。

6.无特殊规定情况下，正常要求电机滚动轴承温度< ℃,电机滑动轴承温度 <℃；轴承振动制造厂家无特殊规定要求额

定转速3000rpm< um, 额定转速1500rpm < um, 额定转速1000rpm < um。

7.我厂凝补水泵共有台，每台机配置，凝补水泵出口设置有。

8.我厂七号低加设置台疏水泵，疏水泵作用，

9.七号低加事故疏水至。

10.我厂设置台高加前置蒸汽冷却器，作用是。

11.我厂凝补水的用户有，，，

12.，，，。

13.小机正常工作汽源有两路，分别是和。

14.高加水侧充氮管是从接入。

15.500kV配电装置采用屋内GIS设备，主接线采用接线，本期配有个完整串。

16.发电机中性点经接地，主变高压侧中性点接地，#1启备变高压侧接地、低压侧AB分支经接

地，高厂变低压侧AB分支经接地，厂用10kV干式变高压侧中性点采用接地。

17.500KV断路器SF6气体压力低闭锁值为，额定电流为

18.500KV隔离开关额定电流为，500KV母线额定电流为。

19.我厂发电机型号：，额定容量，额定功率 ,发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕

组，转子绕组和定子铁芯，发电机密封瓦结构采用密封。

20.发电机定子额定电压，定子额定电流，额定励磁电压 ,额定励磁电流 ,发电机励磁方式

为。

21.我厂励磁变额定容量为，高压侧额定电压 ,低压侧额定电压 ,励磁变型式为单相环氧干式变压器。

22.我公司锅炉的型号是。

23.我公司锅炉最大蒸发量 t/h。

24.我厂锅炉额定工况出口过热蒸汽温度设计为℃，出口再热蒸汽温度设计为℃。

25.我公司水冷壁下部为，上部为布置形式。

26.我公司再热蒸汽温度的调节方式为、调节再热汽温方式。

27.我公司的煤燃烧器共只，布置方式采用。

28.我公司的空气预热器分为、、、四个分仓。

29.按我公司过热器布置方式可分为、、、、。

30.我公司锅炉属于临界燃煤锅炉。

31.我厂汽轮机为次中间再热，汽轮机共有个轴，共有个缸，其中高压缸采用缸。

32.我厂汽轮机进汽为，高压缸调节级，采用级回热抽汽。

33.我厂汽轮机型号为，通流级数为级，其中高压缸级，中压缸级，低压缸压缸

级。

34.我厂汽轮机1/2/3/4轴承采用轴承，5/6/7/8轴承采用。

35.汽轮机共设置三个死点，分别位于、

36.和。

37.我厂汽泵的容量为，电泵容量为。

38.简答题(共6题，共21分)

39.说出1号机汽机MCC1和汽机MCC2段所带负荷，至少列举出6个负荷？（3分）

40.说出1号机汽机保安1A和汽机保安1B段所带负荷，至少列举出6个负荷？（3分）

41.说出1号机汽机PC1A和汽机PC1B段所带负荷，至少列举出6个负荷？（3分）

42.4．主机真空泵正常检查项目? （4分）

43.5．辅汽联箱正常检查项目？（3分）

44.6．中央空调制冷站正常检查项目？（5分）

45.问答题（共10分）

46.中央空调系统水系统共有几种运行方式，每种运行方式是什么样的？

47.2．写出1号机10kV1A和10kV1B段所带负荷，至少写出10个

48.画图题（共18分）（系统图可以画在背面，注明即可）

49.画出抽汽回热系统图（8分）

50.画出500KV GIS系统图（10分）

汽机工作总结

汽机工作总结 一、强化管理，提升技能，团结协作，成绩突出。 年初，汽机班在总结去年经验的基础上，进一步加强人员、设备管理。从班长至每位班员，职责明确，分工到人。定期开展技术学习及安全教育，树立班组形象，提高班组成员综合素质，在时间紧，任务重、人员少的情况下，全体成员立足岗位，克服各项困难，坚决地完成了厂部及分场布置的每项工作。 二、完成多项重大检修和技术改造工作。 1、年初，汽机需要大修，汽机班统筹兼顾，合理调配人员，在全力以赴地投入到大修工作中的同时，坚持派专人负责一电、二电厂的消缺工作，保证了电厂各机组的安全运行。大修期间，汽机班从提高检修人员技术水平入手，强化设备检修能力，并建立起汽机组详细的设备技术记录，为今后工作的开展打下了坚实的基础。参加大修工作人员更是表现出不怕苦、不怕累的工作态度，时常加班加点，汗流浃背，保质保量地完成了两次机组的大修工作，班组的突出表现，得到了上级领导的一致肯定，马昌明、

张建刚等同志被评为厂级青年技术标兵。 2、完成了汽机组凝结器酸洗工作及汽机组凝结器清洗工作。酸洗是一项非常严格且危险的工作，工作人员每次在进行酸洗前都要靠人工搬运50至60桶的酸液，并严格按照水化专工的指示，按技术要求不停地将酸液倒入酸箱。每次进行酸洗工作时，酸液都会挥发出一股股强烈刺鼻的气味，酸液还不时溢到防护服上，但我班工作人员没有一个发出牢骚和埋怨，而是坚决地、保质保量地完成了工作任务。并且没有出现任何安全事故。 3、汽机组凝结器清洗工作。 4、汽机凝结器清洗工作人员在天气温度低，清洗水雾又洒落在工作人员身上，只需一会功夫清洗人员就会又冷又湿了，但参加清洗工作的人员仍然会抢着上，大家这种苦活累活抢着干的作风一直保留在汽机班。 6、汽机班还多次完成了厂部和分场下达的生产任务，例如：二电汽深井的电机更换，二电热网补水管安装，汽机，汽机热网换热器抢修等重大检修工作。

汽轮机设备选型原则

汽轮机设备选型原则 一、汽轮机： 1、汽轮机的一般要求 1、1主要设计参数： 汽轮机额定功率12MW 汽轮机最大功率15MW 进汽压力 3.43MPa 进汽温度435°C 额定进汽量/最大进汽量 90/120t/h 抽汽压力0.687MPa 抽汽温度200°C±20°C 额定抽汽量/最大抽汽量 50/80t/h 排汽压力 0.0049MPa(绝压) 冷却水温 20℃～33℃ 1、2机组运行方式：定压方式运行，短时可滑压运行。 1、3负荷性质：带可调整的供热负荷：压力、温度为抽汽口参数，承包商根据现场用汽参数可进行计算调整。 1、4 冷却方式：机力通风冷却塔 1、5汽轮机机组应满足规定的操作条件。在规定的操作条件下，机组应能全负荷、连续、安全地运行。 1、6汽轮机的设计寿命(不包括易损件)不低于30年，在其寿命期内能承受以下工况，总的寿命消耗应不超过75％。 1、7汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造类似容量机组、运行成功的经验。不得使用试验性的设计和部件。 1、8机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水的规定按ASME标准执行。 1、9机组配汽方式为喷嘴调节，其运行方式为定压运行,短时可滑压运行。 1、10汽轮机进排汽及抽汽管口上可以承受的外力和外力矩至少应为按NEMA SM23计算出的数值的1.85倍。 1、11所有与买方交接处的接管和螺栓应采用公制螺纹。

1、12轴封应采用可更换的迷宫密封以减少蒸汽泄漏量，优先选用静止式易更换的迷宫密封。 1、13转子的第一临界转速至少应为其最大连续转速120%。 1、14整个机组应进行完整的扭振分析，其共振频率至少应低于操作转速10%或高于脱扣转速10%。 1、15材料：所使用的材料应是新的，所有承压部件均为钢制。所有承压部件不得进行补焊。主要补焊焊缝焊后需热处理。 1、16 低压缸与凝结器联接方式为弹性连接。 2、汽轮机转子及叶片 2、1汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡，即具有不揭缸在转子上配置平衡重块的条件，并设有调整危急保安器动作转速的手孔。 2、2叶片的设计应是成熟高效的，使叶片在允许的频率变化范围内不致产生共振。 2、3低压末级及次末级叶片应具有必要的防水蚀措施。 2、4应使叶根安装尺寸十分准确，具有良好互换性，以便顺利更换备品叶片。 2、5叶片组应有防止围带断裂的措施。 2、6发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。 2、7汽轮机转子应为不带中心孔结构，汽轮机转子应为整锻转子。 3、汽缸 3、1汽缸的设计应能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形最小，能始终保持正确的同心度。 3、2汽缸进汽部分及喷嘴室设计能确保运行稳定、振动小。 3、3汽缸上的压力、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。 3、4汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽封偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。 3、5汽缸必须具有足够的强度和刚度，确保在任何运行工况下都不得发生跑偏、变形等现象。 4、轴承及轴承座 4、1主轴承的型式应确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速应避开额定转速25%以上，并具有良好的抗干扰能力。 4、2检修时不需要揭开汽缸和转子，就应能够把各轴承方便地取出和更换。

生产部汽机主管工作标准(新版)

( 岗位职责 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 生产部汽机主管工作标准(新 版) Regular daily safety management training, and establish a system to control and improve the company's sudden accidents.

生产部汽机主管工作标准(新版) 1范围 本标准规定了准能矸电生产部汽机主管的定义、缩略语、职责、基本技能、工作内容要求与方法、检查与考核、信息反馈。 本标准适用于准能矸电生产部汽机主管。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 电技字（80）第26号电力工业技术管理法规 国家电网安监【2005】83号国家电网公司电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）

电安生[1994]227号文电业安全工作规程（热力和机械部分）国家电网公司安全生产规程规定 节能监督管理 培训管理 员工绩效考核管理 3缩略语 本标准采用下列缩略语： 内蒙古准能矸电有限公司--准能矸电。 4职责 4.1负责汽机运行的技术管理。 4.2对运行贯彻标准及各项规章制度情况负责。 4.3对总经理、生产副总经理、生产部领导及有关领导下达的生产指令能否正确执行负责。 4.4有权向相关部门了解、索取有关的计划、总结和其它业务资料。 4.5有权检查设备运行情况，两票执行情况；有权查阅操作记录

汽机顺序控制(SCS)设计说明书

陕西银河榆林电厂135MW机组汽机顺控设计说明书 编写：王海涛 校核：孙思敬 审核：白成春

西北电力试验研究院 2004年5月10日 汽机顺序控制（SCS）设计说明书 1．概述： 汽机顺序控制（DPU07、08）包括汽机除氧给水、凝结水、抽汽疏水、油系统的主要辅机、阀门的顺序控制、联锁、保护和操作等功能。设计为功能组级和驱动级两级控制的层次性结构。 1. 1 功能组级控制 功能： ●顺序启动（投入）设备 ●顺序停止（切除）设备 ●顺序控制及故障反馈信号监视 范围： ●电动给水泵A顺序控制 ●电动给水泵B顺序控制 ●凝结水泵A顺序控制 ●凝结水泵B顺序控制 ●#7低加顺序控制 1.2驱动级控制 功能： ●画面操作启动（打开）、停止（关闭）设备 ●联锁和保护启动（打开）、停止（关闭）设备 ●启动（打开）、停止（关闭）及故障反馈信号监视

范围：DPU07 高旁阀；低旁阀；高旁阀隔离阀；高旁减温水电动隔离阀；低旁减温水电动隔离阀；低旁入口隔离阀（A、B）；凝结水泵（A、B）；凝结水泵出口电动闸阀（A、B）； 真空泵（A、B）；真空泵入口气动蝶阀（A、B）；凝汽器进口电动蝶阀（A、B）；凝汽器出口电动蝶阀（A、B）；夹层加热联箱电动门；抽汽止回阀控制水电磁阀（1、2、3、4）；低压缸喷水电磁阀；真空破坏阀；低加疏水泵（A、B）；一抽至#1高加电动闸阀；二抽至#2高加电动闸阀；三抽至除氧器电动闸阀；三抽母管至除氧器用汽电动闸阀；四抽至#4低加电动闸阀；五抽至#5低加电动闸阀；六抽至#6低加电动闸阀；#7低加进口电动闸阀；#7低加出口电动闸阀；#7低加出口电动闸阀；低加危急疏水阀（#4、#5、#6、#7）；高加进口液动四通阀控制水电磁阀； DPU08 给水泵（A、B）；给水泵辅助油泵（A、B）；给水泵出口电动闸阀（A、B）；给水泵中间抽头电动门（A、B）；除氧器溢水电动门；高加危急疏水电动阀（#1、#2）；省煤器入口电动闸阀；给水旁路调节阀（前、后）电动闸阀；顶轴油泵（A、B）；交流润滑油泵；直流润滑油泵；高压启动油泵；主邮箱加热器；紧急事故排油门；油箱排烟风机（A、B）；盘车喷油电磁阀；盘车电机；EH油泵（A、B）；EH油箱加热器；EH油循环泵；EH油再生泵；EH 备用油泵试验电磁阀；轴封风机（A、B）；主蒸汽管道疏水气动阀（1、2）；主汽门平衡管疏水气动阀；主汽门疏水气动阀；高压内缸疏水气动阀；高压导汽管疏水气动阀；高压阀前管道疏水气动阀；高压外缸疏水气动阀；再热热段管道疏水气动阀（1、2）；中联门疏水气动阀；热段导汽管疏水气动阀；

大型火力发电机组汽轮机设备定期工作标准范本

大型火力发电机组汽轮机设备定期 工作标准范本 目次 前言........................................................................ IV 1范围.. (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (2) 3.1定期试验 (2) 3.2定期轮换 (2) 3.3定期检查与维护 (2) 4定期工作要求 (2) 4.1汽轮机本体 (2) 4.1.1定期检查与维护 (2) 4.2汽轮机调节保安装置 (3) 4.2.1危急保安系统 (3) 4.2.1.1定期试验 (3) 4.3主汽阀、调节阀 (3) 4.3.1定期试验 (3) 4.3.2定期检查与维护 (3) 4.4抗燃油系统 (4) 4.4.1定期切换 (4) 4.4.2定期检查与维护 (4) 4.5汽轮机润滑油系统 (4) 4.5.1定期试验 (4) 4.5.2定期切换 (5) 4.5.3定期检查与维护 (5) 4.6凝汽及真空系统 (5) 4.6.1定期试验 (5)

4.6.3定期检查与维护 (6) 4.7空冷ACC系统 (6) 4.7.1定期试验项目 (6) 4.7.2定期检查与维护 (6) 4.8轴封系统 (6) 4.8.1定期切换 (6) 4.8.2定期检查与维护 (7) 4.9旁路系统 (7) 4.9.1定期检查与维护 (7) 4.10发电机装置 (7) 4.10.1发电机密封油系统 (7) 4.10.1.1定期试验 (7) 4.10.1.2定期切换 (7) 4.10.1.3定期检查与维护 (7) 4.10.2发电机定冷水系统 (7) 4.10.2.1定期试验 (7) 4.10.2.2定期切换 (7) 4.10.2.3定期检查与维护 (7) 4.10.3发电机氢气系统 (7) 4.11给水泵汽轮机设备 (7) 4.11.1定期试验 (7) 4.11.2定期切换 (8) 4.11.3定期检查与维护 (8) 4.12给水系统 (8) 4.12.1给水泵组 (8) 4.12.1.1定期试验 (8) 4.12.1.2定期检查与维护 (8) 4.13抽汽系统 (9) 4.13.1定期试验 (9) 4.14凝结水系统 (9) 4.14.1定期切换 (9) 4.14.2定期试验 (9) 4.15凝结泵组（立式） (9) 4.15.1定期检查与维护 (9) 4.16压缩空气系统 (10) 4.16.1定期检查与维护 (10) 4.17供水及排污 (10) 4.17.1水源地 (10) 4.17.1定期检查与维护 (10) 4.17.2生活、消防水系统 (11) 4.17.2.1定期切换 (11) 4.17.2.2定期检查与维护 (11) 4.18建构筑物的排水系统 (11)

汽机设备巡检标准

汽机检修设备巡检标准 为保证设备安全平稳和长周期运行，加强设备管理，提高设备维护及检修管理水平，增强班组包机责任人的责任心，包机责任人每天自行进行一次巡检，按制定的巡检路线，检查所管（包机）区域的设备、基础、管道、阀门、法兰等制定以下设备的巡检标准。 汽机本体： 1.汽轮机转速正常、压力正常、无 异音、振动在允许范围内、温度正 常; 2.油管道无漏点、油位正常、视窗 清晰; 3.油挡无漏点; 4.蒸汽管道设备无泄漏;

5.调门无波动、无泄漏; 油系统： 1.油系统阀门：连接螺栓松动，盘根压盖螺栓松动，自密封压盖螺栓松动，

门杆铜套损坏; 2.油管道：管道刷漆均匀，无锈蚀，无漏油、渗油现象; 3.油系统压力在0.15Mpa-0.25Mpa 之间、温度在42℃-46℃之间; 4.润滑油过滤器：无漏点，压差低 于0.05Mpa; 5.冷油器：无漏点; 6.油泵：无漏点、无异音、护罩齐全、振动＜0.1mm、油位、润滑正常; 7.阀门：各连接螺栓有无松动，盘 根压盖螺栓有无松动，自密封压盖螺栓 有无松动。 高压管道阀门类： 1.阀门：各连接螺栓有无松动，盘根压盖螺栓无松动，自密封压盖螺栓无 松动，门杆铜套润滑到位，阀门焊接部

分是否漏水呲汽; 2.阀门保温完好无破损; 泵类： 1、护罩、泵本体螺栓齐全、不松动、油标清晰、油位大于1/2小于2/3、润滑良好; 2、压力、温度正常、无异音、振动＜0.1mm; 3、联轴器销子正常、无异常噪音; 3、无泄漏现象（泄漏量不超过标准要求、机械密封泄漏不超过3滴/分、填料密封泄漏不超过30滴/分）; 4、备用设备必须达到备用状态; 5、设备的安全防护装置齐全，性能可靠; 6.振动标准：

某电厂汽机专业周工作总结及下周工作计划

汽机专业（30）周工作总结及下周工作计划 一、本周点检范围内设备缺陷分析 1.缺陷消除情况： 本周发生缺陷3条；消除3条，消缺率100%，及时率100%。 缺陷分析：本周3#机组缺陷2条，4#机组缺陷1条， 本周点检设备范围内主要缺陷消除情况： 1.#3机电泵自由端回油窗底部挂油珠，底部积油,已完成 2.#4机41汽泵驱动端轴承螺栓渗油，已完成。 3.32凝结水泵电机上轴承表面油污较多, 已完成。 二、本周缺陷点评： a)A/B/C缺陷无发生情况：31#旋转滤网安全销主要为原安全销存在裂纹，在长期运行后出现 裂纹扩展后断裂，经更换新安全销后缺陷消除。 四、本周设备点检情况 1.本周设备点检情况： a)41#循环水泵电机进出口方向振动维持在0.16—0.21mm，随着潮位的变化振动值变化，但 该值振动超标较大，需要及时调整电机热不稳定引起的振动异常现象。其他循环水泵电机 振动修后均有不同程度的增大，31#由0.10mm增加到0.12mm，32#循环水泵电机振动值较 低为0.06—0.08mm之间，42#由0.08增大到0.10mm。 五、本周管理工作情况及对班组的建议： 1、本周主要进行基础工作： 1.1、完成3#机组转动设备正常点检工作。 1.2、完成二期循环水泵检修盘车采购前期询价工作，预计下周完成采购申请流程。 1.3、督促转动机械班组及徐电项目部检修人员重点关注循环水泵电机冷却水滤网进行清理， 避免发生由于滤网堵塞发生跳泵事故发生。 1.4、完成4#机组1#汽泵机械密封水管道加装工作，现正在进行设备变更申请流程审批工作。 2、本周编制的措施、方案：无。 3、本周完成其它基础工作：无 4、徐电项目部工作：督促徐电项目部做好3#机组转动设备文明卫生清扫，定期检查及补充各转动设备轴承油位。加强循环水泵房设备夏季设备巡检力度，重点关注循环水泵电机振动及电机冷却水滤网堵塞情况检查工作，做好应急处理措施。 六、本周费用完成情况： 本周消耗备件及材料费用统计（只统计数额）：万 七、本周工作的亮点（亮点可以是一件抢修组织、一项工作任务出色完成、一个重大缺陷的发现及处理、一个管理措施所见的成效、一个合理化建议的成果、一个成功的会议等等）无 八、本周发现的最有价值的问题（发现的有价值的设备缺陷及隐患、比较严重的管理问题等等。）

机务一班定期工作制度

机务一班定期工作制度 依据生产技术处有关规定，结合现场设备实际情况，制订生产技术处机务一班定期工作制度如下： 一、制订依据： 1、生产设备管理规定《（河电生技（2004）166号〉 2、锅炉专业技术汇编 3、部分厂家资料（设备说明书、图纸等） 二、具体工作内容 机务一班定期工作制度表 三、组织措施： 1、根据现场设备实际情况，制订定期工作计划，并负责按照定期工作计划，有目的的对设备安排维护、检查，发现问题提早解决 2、建立符合实际的各种定期工作记录，并归档，以方便查询。 机务一班定期工作制度表 序号工作内容周期要求备注 1班组早会每早全部人员参加，由班长和技术员安排消缺工作 2巡检每早、中午 上班后10分 钟开始 按照巡检路线，认真 检查所属设备的运行 状况，发现问题立即 汇报运行和班长、技 术员 3安全学习每周五下午认真学习、分析电力行业事故通报，并结合本班的具体情况进行讨论，从中吸取教训，加强自我保护意识 4技术授课每周日针对电厂设备结构原理、巡检检修巡检重点以及注意事项，进行详尽、具体讲解，

加强维护人员维护水平 5物资材料提 报 每月中旬 由材料员盘点库存， 根据具体设备维护所 需材料进行提报，注 意资金帐号的剩余金 额，超出预定金额， 需同班长协商后采用 其它帐号 6设备定期维 护 见附件一

附件一：机务一班设备定期维护计划表 序号设备名称定期工作 内容 维护标准周期备注 磨煤机定期维护 1磨煤机本 体 加装钢球1． 接到通知后 组织人员准 备所需工具 和叉运钢 球； 2． 吊运钢球 时，电动葫 芦操作人员 要与13.7m 维护人员用 对讲机保持 联络通畅； 3． 根据磨煤机 电流变化加 装钢球，钢 球直径 Φ50mm 4． 记录添加钢 球量、型号 和具体时 间。 根据运行 值长通知 附表一： 加装钢球 记录表 设备本体 卫生清扫 清扫灰尘、去除 油渍 每周 2高低压润 滑油站 油站回油 滤网清理 滤网干净、无杂 物、无破损 每年 低压泵出 口过滤器 清理 滤网干净、无杂 物、无破损 滤网差压 高 冷却器清 理 换热板干净、无 杂物；密封条无 每年

汽轮机控制系统操作说明DEH资料资料全

汽轮机控制系统（DEH）设计及操作使用说明 汽轮机

300MW机组DEH系统说明书 DEH系统使用的是西屋公司的OVATION型集散控制系统。其先进性在于分散的结构和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。 一、DEH系统功能 汽轮机组采用由纯电调和液压伺服系统组成的数字式电液控制系统(DEH)，提供了以下几种运行方式： 操作员自动控制 汽轮机自启动 自同期运行

DCS远控运行 手动控制 通过这几种运行方式，可以实现汽轮机控制的基本功能如转速控制、功率控制、抽汽控制功能。 1．基本控制功能 工程师站和操作员站的画面是主机控制接口，它是用来传递指令给汽轮机和获得运行所需的资料。打开CUSTOM GRAPHIC窗口，运行人员可以用鼠标点击对应的键来调出相应的图像。也可以打开DATA ANALYSIS AND MAINTENANCE窗口，选用OPERATOR STATION PROGRAMS按钮，在OPERATOR STATION PROGRAMS菜单上选用DIAGRAM DISPLAY按钮，在DISPLAY DIAGRAM菜单上选用所需的图号，再按DISPLAY按钮，就能调出所需的图形。 1.1 基本系统图像所有基本系统图像将机组运行的重要资料提供给运行人员。屏幕分成不同的区域，包括一般信息，页面特定信息。

1.2 一般信息 1.2.1 控制方式—用来表示机组目前所有的控制方式。这些方式分操作员自动、汽轮机自动控制、遥控、以及手动同步和自动同步。 1.2.2 旁路方式－DEH提供一个旁路接口，可以调节再热调节汽阀，以便与外部的旁路控制器相配。运行人员可根据实际情况选择带旁路运行方式和不带旁路运行方式。 1.2.3 控制设定－主要显示实际值、设定值、目标值和速率。实际值、运行机组的实际转速或负荷将被显示，数据被调整为整数。设定值显示在系统目标变化过程中当前所要达到的目标值。速率显示设定值向目标值变化的快慢。目标值显示转速或负荷变化最终要求的目标。当设定值向目标值变化时，为了指示变化在运行中，HOLD （保持）将变成GO（运行）。当设定值等于目标值时，设定值旁边将没有信号。

600MW机组定期工作标准定稿

600M W机组定期工作标准 上册（下册） 北京国华电力有限责任公司发布

《600MW机组定期工作标准》编委会 主任：秦定国 副主任：毛迅、宋畅 委员：李巍、袁军、魏星、石朝夕、陈宏、王顶辉卓华、赵炎钧、靖长财、岳建华 编写人员：仇明、初正春、崔志永、董琨、郭大鹏、何志永、李英、刘爱晶、刘国庆、刘启民、宁国睿、石朝夕、 秦禄、孙鹏、王刚、王宝臣、王宝良、王维良、 杨振利、杨秀伟、岳建华、赵宗彬、张广文 参审人员：白玉海、程黎明、樊凤林、方芝华、高小春、郝建宏、江丛铨、李玉起、刘崇和、卢菊良、潘梅华、邵关兴、 沈志坚、孙蓟光、孙勇、谢建文、徐海军、徐亚涛、 俞浩鑫、赵伟、张逸、张翼

出版说明 几年来，国华电力公司始终追循先进的管理理念和管理机制，充分利用各种资源，以求建立以市场需求为导向的新型电力公司。目前，国华电力运行机组容量已达到696万千瓦；在建机组容量858万千瓦；核准机组规划容量686万千瓦，共计2240万千瓦。预计2010年至2020年，还将有2340万千瓦的装机容量。特别是国产1000MW机组在今后3至5年内将相继投产，在基建和生产管理上给我们提出了更高要求。 随着国华电力公司17台600MW发电机组相继投入运营，大量的运行和检修技术“新人”要逐步走上新的岗位，使安全生产风险日益加大，已投产的新机也陆续暴露出一些问题。为此，国华电力公司将通过一系列的措施来降低和规避这些风险，以适应公司发展的需要。加强企业标准化建设就是这一系列措施的主要内容之一，其目的就是要获得国华电力最佳的生产秩序和企业效益。其实质就是将企业生产过程中人的工作行为作为基础的管理环节，通过法制化的手段，来规范员工的工作行为，使企业在日常的基础工作上就走向制度化、程序化和规范化的轨道，以实现新机组可知、可控和稳定运行的目标，不断提高国华电力在市场的竞争力。 《600MW机组定期工作标准》是国华电力标准化建设的一篇，是建立在点检定修四大管理标准基础上的作业标准，也是电力生产日常工作精细化新的尝试。它是在严格遵守国家及行业标准的前提下，针对国华电力自身的生产管理特点，并结合已投产的600MW 机组近两年生产实践经验编制而成。该标准主要针对运行定期工作和检修定期工作而制订，分为机、炉、电、热、化、脱硫、除灰和金属等篇章，涵盖了600MW机组106个系统相关的定期试验、定期测试、定期检验、定期校验、定期维护、定期给油脂、定期轮换和设备定修等内容。并进一步强化了设备管理责任制的落实和管理流程的细化。 已营运的相关发电公司必须重视标准的宣贯和推行工作，要与日常工作结合起来，要将其作为我们生产管理工作的主要依据来执行；处在生产准备期的发电公司也要按标准的要求做好营运后实施的准备工作，按照“风险预控”的理念，与生产准备期的培训工作结合起来进行，更好地践行“基建、生产一体化”的指导思想。 受时间、水平和信息渠道所限，本标准可能仍存在一些不足和不尽完善之处，燃料、水工和暖通专业相关内容在本版中还未编制。请各发电公司及时将在执行过程中遇到的

汽机设备及系统教学讲义资料

第三章汽机设备及其热力系统 (一) 汽轮机的基本工作原理 1．1、汽轮机的分类及型号 1．1．1汽轮机的分类 汽轮机用途广泛，类型繁多，可以从不同角度将汽机进行分类。1）工作原理分：冲动式、反动式、冲动反动联合式等 2）热力特性分：凝汽式（纯凝汽式和回热凝汽式）——排汽在高度真空状态下进入凝汽器凝结成水。 背压式——排汽直接用于供热，没有凝汽器。 调整抽汽式——从蒸汽某级后抽出一定压力的部分蒸汽对外供热，其余排汽仍进入凝汽器。抽出的供热蒸汽需进行调节，以适应用户的需要。 抽汽背压式——具有调节抽汽的背压式汽轮机 中间再热式——进入汽轮机的蒸汽膨胀到某一压力后，被全部抽出送往锅炉的再热器进行再热后，再返回汽轮机膨胀做功 混压式——利用其它来源的蒸汽引入汽轮机相应的中间级。 3）按蒸汽参数高低分：低压汽轮机（新蒸汽压力小于 1.5Mpa）、中压（2~4MPa）、高压（6~10MPa）、超高压（12~14MPa）、亚临界压力（16~18MPa）、超临界压力（大于22.8MPa） 4) 按汽缸数目分：单缸、双缸、多缸 5) 按转子轴线数分：单轴、双轴 6) 按用途分：电站汽轮机、工业汽轮机、船用汽轮机、凝汽式供暖

汽轮机 7) 按功率分：大功率汽轮机——200MW以上的汽轮机小功率汽轮机 8) 按汽流方向分：轴流式、辐流式 1．1．2 国产汽轮机的型号 国产汽轮机的表示方法是： N—代表凝汽式 B—背压式 C—一次调节抽汽式 CC—两次调节抽汽式 CB—抽汽背压式 H—船用式

如：N300-16.7/537/537型汽轮机 300—代表300MW的额定功率 16.7—主蒸汽压力16.7Mpa 537—主蒸汽温度537℃ 537—再热蒸汽温度537℃ 1．2 汽轮机的作功原理 汽轮机是一种把蒸汽的热能转换成机械能（机械功）的旋转机械。 在汽轮机中一列喷嘴和一圈动叶组成基本单元——级。在一级中蒸汽的热能转变为机械能分两步完成： （1）在喷嘴中，蒸汽的热能转变为蒸汽汽流的动能； （2）在动叶流道中，蒸汽汽流的动能转变为机轴上的机械能。 多级汽轮机就是有一定数量的喷嘴和动叶组成。 1．3汽轮发电机的损失和效率 内部损失——蒸汽在汽轮机通流部分做功时产生的能量损失。包括叶栅损失、扇形损失、余速损失、撞击损失、部分进汽损失、湿汽损失、叶轮摩擦损失、漏汽损失。 外部损失——包括进、排汽机构的节流损失，前后端轴封漏汽损失及功率传递过程中克服轴承摩擦及带动主油泵、调速器等的功率消耗的机械损失等。 发电机损失——发电机在将机械能转换成电能过程中产生的机械损失和电气损失。 冷源热损失——凝汽器内冷却水带走的热量。

汽机旁路系统控制原理

一、旁路系统信号、联锁、保护及自动调节要求： （1）概述 当机组在启动或运行中，通过调节高压旁路、低压旁路压力调节阀开度和减温水流量，维持高压旁路、低压旁路出口蒸汽压力及温度至设定值。通过调节汽机本体减温减压器减温水流量，调节进入凝汽器旁通蒸汽温度至设定值。 （2）高压旁路的调节 a.高压旁路的压力调节是以主蒸汽压力为被调量，旁路减压阀作为调节手段，用改变减压阀的开度来维持主蒸汽压力。 b.高压旁路的温度调节是以旁路阀后温度为被调量，喷水减温作为调节手段，用改变喷水调节阀的开度、改变减温水量来维持再热器出口温度给定值。 （3）低压旁路的调节 a.低压旁路的压力调节是以再热蒸汽压力作为被调量，旁路减压阀作为调节手段，用改变减压阀的开度来维持按机组负荷变化的再热器出口压力给定值。 b.低压旁路的温度调节是以减压阀后的温度为被调量，喷水减温为调整手段，用改变喷水调节阀的开度、改变减温水量，使进入凝汽器前的温度位置在给定值以下。 （4）高压旁路联锁保护： a.减压阀和喷水减温阀开启联锁，即减压阀一旦打开，喷水减温阀要跟踪或者稍微提前开启；喷水减温阀的开度根据高压旁路阀后温度与给定值的差值进行调节。 b.高压旁路阀后温度超过一定限度时报警，过高时关闭阀门。 c.主蒸汽压力或者升压率超过限定值，旁路阀开启。 d.汽轮机跳闸，减压阀快速开启。 （5）低压旁路联锁保护 a.凝汽器真空低、温度高、超过限定值时，减压阀快关。 b.减压阀与喷水减温阀开启联锁。 c.减压阀与布置在凝汽器喉部的喷水减温阀开启联锁。 d.减压阀后流量超过限值时，减压阀立即关闭。 e.汽轮机调整，减压阀快速开启。 （6）高、低压旁路联锁保护 a.高旁减压阀开启，低旁减压阀即投自动或者有相应开度。 b.低旁减压阀故障，经过设定的延迟时间后仍不能开启，则高旁减压阀立即关闭。 c.其他的联锁保护和报警信号，如系统失电、油压低或变送器故障等，系统立即能自动切成手动，并报警。

汽机控制器

汽机控制器相关介绍 (B厂发电部一值刘期飞) 汽机控制器是DEH的核心部分，它接受启动装置，转速设定，应力控制，遥控负荷，负荷设定，最大负荷，升速率，主汽压力的指令与限制。同时通过改变主汽阀和调节汽阀的位置，从而改变机组进汽量，完成对汽轮机的转速及负荷实时控制，还可以参与电网一次调频、同步并网、甩负荷控制功能。西门子汽轮机还可以实现真正意义上的汽轮机自启动，完全可以做到一键启机。 下面就汽机控制器相关功能做简要介绍： TAB启动装置:启动装置实际上是一个设定值调整器，它不仅能根据设定值的不同，巧妙地对汽机进行复置，而且还具备保护功能。启动装置提供一个模拟量信号去一个低选逻辑。在起动前，当遮断信号释放时，启动装置将阀位信号置零，保证调节阀可靠关闭。在起动时起动装置的信号开始升高，使转速控制器进行转速控制，当汽机达到正常速度，并且发电机已同步，起动装置设定在100%位置，这样TAB启动装置控制器信号不再受限制。

功率负荷不平衡控制功能动作原理:当发电机负荷瞬间减少(变化率大于32.2%/10 ms)且发电机功率与机械功率的差值大于40%额定负荷时功率负荷不平衡控制动作, 通过CV的快关电磁阀( FASV)将CV 快速关闭,以抑制汽机超速，在触发条件消失后,功率负荷不平衡信号将保持3s后复位,CV的快关电磁阀失电,调门重新开启。 高压压力控制器:高压压力控制器用于控制主蒸汽压力。控制方式分限压控制和初压控制两种。限压方式一般用于炉跟踪，一方面可在主蒸汽压力下降到极限值时限制汽机负荷，使压力不致下降太多，另一方面也可充分利用锅炉蓄能，保证机组负荷稳定。而初压方式一般用于机跟踪运行方式，它调整主蒸汽压力，使其压力保持稳定，但负荷波动量较大。 转速负荷控制器:转速负荷控制器是汽机控制器的核心，在并网前机组启动阶段，转速负荷控制器控制汽机升速，并在临界转速区对缸温、轴温及升速率进行控制，使转速大于一定值,同时还接受应力的指令，进行升速率限制，保证温度裕度大于允许温度30摄氏度，从而维持机组顺利升转速至额定转速。在机组并网后，转速负荷控制器接受来自操作员站的负荷设定值、负荷升速率、最大负荷设定值等信号，完成对负荷的控制，还可以根据需要进行调频。注意一点，在汽轮机并网情况下依然

2019年工作总结(汽机专业)

2017年度工作总结 （点评：此处应有总体情况描述，总结不能等同周报格式，不能写成工作简述，要有自己观点和思考、感受、措施及产生的效果的陈述，不记流水账） 一、2017年工作总结 (一)安全生产情况（点评：风险预控为汽机专业一 重点工作，应好好总结，#2机水压试验引起前置泵密 封漏水问题为责任异常，没体现） 截至2017年12月底，汽机专业未发生责任性一、 二类障碍事故。2017年全年,#1机组启动3次，停机3次，#2机组启动3次，停机3次,汽机运行专业均较好 的完成了启停操作任务，未发生误操作及推迟发电机并 网的情况。 1.异常情况统计 2017年汽机运行发生的主要异常情况为： (1)05月21日晚班，16:40 #2机A汽泵前置泵非 驱动端机械密封液温度升至℃，启#2电泵并入运行， 检修对机械密封水滤网清洗无效，22日0:05#2机负 荷降至460MW，退出2A汽泵，01:01 许可热机票No：RJ7《#2机A汽泵前置泵非驱动端机械密封冷却交换器 添加排空门》，03:45 检修结束，06:10 并入2A汽泵 运行，检查2A汽泵前置泵非驱动端机械密封液温度稳 定在℃，06:25 停运#2机电泵列备用。 (2)5月23日晚班，#2机B汽前泵驱动端机械密

封液温度稳定在95℃，晚峰后停2B汽泵检查汽前泵机械密封液冷却器。23:00启动#2机电泵逐步退出2B汽泵，24日3:30检修结束，5:10并入2B汽泵，停运#2电泵，检查2B汽前泵驱动端机械密封液温度运行正常。 (3)08月份,#2机投运胶球清洗装置时收球网差压负值大，频繁开启收球网，清点#2机胶球全部跑掉了，经热工冲洗差压变送器后正常。11月再次发生胶球全部跑光异常，查为收球网差压显示变坏点误开，联系热工专业对收球网差压变送器信号管进行疏通一次无效，12月开始暂时停止#2机胶球装置的投运，待热工采购新的差压变送器后再投运胶球清洗装置。 (4)11月3日白班，9:25 就地调整#1机主机#5瓦处轴封汽手动门过程中主机#4、5瓦复合振动跳变，X/Y向振动无异常，经设管部热控检查疑为对讲机使用时造成信号干扰。11月04日热工将#1机汽机#4、#5轴瓦盖振探头更换为新型探头，在#4、#5瓦处使用对讲机观察振动无跳变。 2．反事故演习 （1）4月20日白班，16：10—17：00组织运行三值进行#2机组EH油系统泄漏反事故演习。 （2）9月14日白班，16：10—17：00组织运行五值进行#1机B汽泵前置泵故障跳闸事故处理。 3．针对现场异常情况及时制定运行控制措施 （1）9月24日，针对#2机轴封加热器水位异常升高情况制定了轴加钢管泄露运行注意事项。 （2）10月9日，制定#1机组辅汽联箱焊缝泄漏运行风险预控措施，将辅汽联箱温度控制在280℃以上，辅汽联箱焊缝渗漏未再扩大。

汽机MCS控制说明.

汽机 MCS 系统控制说明 批准: 审核: 编制: 2007-01-23

汽机MCS 系统 DPU06 1、除氧器水位控制...................................................................... (4) 2、除氧器压力控制 (5) 3、凝汽器水位调节系统 (5) 4、凝泵最小流量控制 (5) 5、A给水泵最小流量再循环 (5) 6、B给水泵最小流量再循环 (6) 7、电泵最小流量再循环 (6) 8、#1高加水位控制 (6) 9、#2高加水位控制 (6) 10、#3高加水位控制 (6) 11、#5低加水位控制 (6) 12、#6低加水位控制 (8) 13、#7低加水位控制 (8) 14、#8低加水位控制 (8) 15、化补贮水箱水位 (8) 16、汽机轴封母管压力控制 (8) 17、密封水差压（A、B泵） (9) 18、凝泵密封水压力 (9) 19、闭式冷却水箱水位 (10) 20、辅助蒸汽联箱压力 (10) 21辅助蒸汽联箱水位 (10) 22、燃油加热减温减压器 (11) 23、采暖加热器 (11) 24、低压缸喷水压力 (11) DPU07

1、高旁压力调节阀 (12) 2、高旁温度调节阀 (12) 3、高旁喷水隔离阀控制 (13) 4、低旁压力调节阀 (13) 5、低旁温度调节阀 (14) 6、低旁喷水隔离阀控制 (14) 7、低压旁路二级喷水阀 (15) 8、旁路与DEH接口 (15) 9、低压汽封温度控制 (15) 10、定子冷却水 (15) 11、闭式循环冷却水调 (16) 12、汽机润滑油冷油器出口温度 (16) 13、采暖加热减温器出口温度 (16) 14、暖油加热减温器出口温度 (17) 15、发空侧密封油 (17) 16、发氢侧密封油 (17) 17、发电机汽端冷氢温度 (18) 18、发电机励端冷氢温度 (18) DPU06

350MW机组设备定期工作标准

企业标准 Q/CDT— 350MW机组设备定期工作标准

为了规范350MW机组定期工作，进一步提高设备运行可靠性，及时发现设备运行或备用状态的故障和隐患，及时采取有效的防范措施，对设备做到可知、可控，以有效防止设备隐患的积累而导致事故的发生，保证设备安全稳定运行，根据集团公司《350MW机组定期工作标准》，结合本厂设备状况，特制定本标准。

第一篇：《350MW机组汽轮机设备定期工作标准》 第二篇：《350MW机组锅炉设备定期工作标准》 第三篇：《350MW机组电气一次设备定期工作标准》第四篇：《350MW机组电气二次设备定期工作标准》第五篇：《350MW机组热工设备定期工作标准》 第六篇：《350MW机组化学设备定期工作标准》 第七篇：《350MW机组脱硫设备定期工作标准》 第八篇：《350MW机组燃料设备定期工作标准》 第九篇：《350MW机组除灰、除尘设备定期工作标准》第十篇：《350MW公用系统及设施机组定期工作标准》

第一篇 350MW机组汽机设备定期工作

350MW机组汽机定期工作标准 1范围 本标准规定了350MW火电机组定期工作的最低要求，各企业可结合实际增加定期工作内容、缩短定期工作周期和提高定期工作相应标准。 设备在检修状态的试验、检验、检查、测试等工作不适用于本标准。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL 5011-92 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇》 DL 5031-1994 《电力建设施工及验收技术规范管道篇》 DL/T 838—2003 《发电企业设备检修导则》 DL/T 711－1999 《汽轮机调节控制系统试验导则》 DL／T 824—2002 《汽轮机电液调节系统性能验收导则》 GB／T 7596-2000 《电厂用运行中汽轮机油质量标准》 DL／T 571-1995 《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》 DL／T 656-1998 《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》 DL/T 609—1996 《350MW级汽轮机运行导则》 DL／T 801—2002 《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》 GB 8117—87 《电站汽轮机热力性能验收试验规程》 DL／T 776—2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL 438—2000 《火力发电厂金属技术监督规程》 DL／T 785—2001 《火力发电厂中温中压管道(件)安全技术导则》 DL/T 616—1997 《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》 DL/T 705-1999 《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》 DL/T 641—2005 《电站阀门电动执行机构》 DL／T 748.3－2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则第3部分：阀门与汽水系统检修》 DL/T 834-2003 《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 DL/T 863-2004 《汽轮机启动调试导则》 GB/T 14541-1993 《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》 DL/T 647-2004 《电站锅炉压力容器检验规程》 DL/T 923-2005 《火力发电用止回阀技术条件》 DL/T 932-2005 《排气装置与真空系统运行维护导则》 DL/T 934-2005 《火力发电厂保温工程热态考核测试与经济规程》 DL/T 956-2005 《火力发电厂停（备）用热力设备防锈导则》 DL/T 907-2004 《热力设备红外检测导则》 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发〔2000〕589号） 《电业安全工作规程》 国家电网公司《火力发电厂安全性评价评审依据》 Q/CDT 207 0001-2006中国中电集团公司企业标准《设备点检定修管理导则（试行）》 3术语和定义 本标准采用下列定义 3.1定期试验 定期试验是生产设备系统在运行、备用或检修期间时，为了了解设备或系统的性能和状态，验证运行结果定期进行的活动。

火电厂汽轮机设备及运行(整理笔记)

火电厂汽轮机设备及运行 0-1 火电厂朗肯循环示意图 1-2 蒸汽在汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能； 2-3 蒸汽在凝汽器中凝结成水； 3-4 给水在给水泵中升压； 4-1 工质在锅炉中定压加热。（4’-1’+2’-1 为一次再热式汽轮机在锅炉内的吸热过程） 第一章 概述 第一节 汽轮机的分类和国产型号 一、汽轮机分类 （一）按工作原理分 （1）冲动式汽轮机 （2）反动式汽轮机 冲动式汽轮机与反动式汽轮机比较 1. 反动级的汽流特点和结构特点 ? 反动级的反动度 ? 反动级的汽流特点 级的速度三角形左右对称，蒸汽在两种叶栅通道中流动情况基本（动叶栅用相对坐标系）。因此，静叶片和动叶片可采用同一叶型，简化了叶片制造工艺，且余速利用系数较高，提高了汽机的相对内效率。这样的静叶片和动叶片互称镜内映射叶片。 ? 结构特点 由于叶栅前后压差较大，为了减小轴向推力，不采用叶轮，而是将动叶装在转鼓的外缘上。与此相对应的隔板，也没有大幅面的隔板题，而是一个径向尺寸不大的内环，称之为持环。 反动级动静间的轴向间隙可取得大一些（一般为8—12mm)，轴向间隙增大使动叶进口处汽流趋于均匀，降低了汽流对叶片的激振力；且允许较大的胀差，对机组变负荷有利。 而冲动式汽轮机由于动叶入口速度高，一般级内的间隙均取得较小（如5—7mm ）。 2. 反动级与冲动级的效率比较 ? 叶栅损失 反动级动叶入口蒸汽速度低，蒸汽在动叶栅中为增速流动，且转向角度小，使附面层增厚 S T

趋势变小，既降低了叶型损失，也减小了端部损失。因此反动级的叶栅损失明显小于冲动级，这是反动级的最大优点。 ?漏汽损失由于反动级采用转鼓式结构，隔板内径较冲动级大，增大了隔板漏汽面积和漏汽量；同时由于动叶前后压差大，所以叶顶漏汽损失也增加。 3.整机的特点 ?喷嘴调节的反动式汽轮机调节级通常采用冲动级，以避免“死区”弧段漏汽损失太大； ?采用平衡活塞来平衡部分轴向推力，增加了轴封漏汽损失，这是反动式汽机的主要问题； ?在同样的初终参数下，反动式汽轮机的级数比冲动式多。但由于冲动级隔板较厚，所以整机轴向尺寸倒不一定长。 如上汽300MW，35级；东汽冲动式28级。 二）按热力特性分 （1）凝汽式汽轮机(N) 排汽进入凝汽器 （2）背压式汽轮机（B）排汽压力高于大气压力。一般用于供热，以热定电； （3）调整抽汽式汽轮机（C、CC) 可同时保证热、电两种负荷单独调节 （4）抽汽背压式（CB) （5）中间再热式能提高排汽干度；合理的选择再热压力还可提高平均吸热温度，提高朗肯循环效率。三）按主蒸汽参数分 （1）高压汽轮机主蒸汽压力6~10MPa； （2）超高压汽轮机主蒸汽压力12~14MPa； （3）亚临界汽轮机主蒸汽压力16~18MPa； （4）超临界汽轮机主蒸汽压力>22.2MPa 二、国产汽轮机型号 ΔXX——XX——X 例：N600—24.2／538／566 CC50-8.83/0.98/0.118 第二节N300-16.7/538/538汽机简介 亚临界、单轴、一次中间再热 双缸排汽 高压缸：1个单列调节级+11个压力反动级 中压缸：9个压力反动级 低压缸：2×7个压力反动级 给水回热系统：3高加+1除氧+4低加 末级叶片长度：869mm 额定新汽流量：907 t/h 保证净热耗率：7921kJ/kW.h 背压： 4.9kPa(进水温度20 ℃) 给水温度（TRL工况）：273 ℃ 2 ×50％容量的汽动给水泵+50%容量的启动及备用电动给水泵 热耗率保证 机组THA工况的保证热耗率不高于如下值：7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏差值） 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况： a) 汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩 b) 机组甩去外部负荷后带厂用电运行时间不超过1分钟 c) 汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要 d) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期运行。当超过限制值时，应投入喷水系统使温度降到允许的范