2024年11月6日发(作者：褒格格)
东汽600MW超临界汽轮机介绍
第一节 东汽600MW超临界汽轮机技术特点及性能规范
东方汽轮机厂（以下简称东汽）与日立公司具有相同的设计技术体系，即采用美国 GE
公司的冲动式技术。东汽N600—24.2／566／566型超临界汽轮机采用日立公司所具有的当
代国际上最先进的通流优化技术及汽缸优化技术，使机组经济性、可靠性得到进一步提高。
一、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的设计思想
东汽的600MW汽轮机有亚临界参数和超临界参数两种，与亚临界600MW机组相比，
由于高压及中压部分进汽压力、温度的升高，在材料、结构及冷却上均采取了相应措施，
如高温动叶材料采用了CrMoVNb；高压部分汽缸采用CrMoV钢，该材料具有优良的高温
性能。
结构上，该汽轮机保证内缸的最大工作压力为喷嘴后的压力与高排压差，外缸最大工
作压力为高排压力与大气压之差，可有效的降低汽缸的工作压力，同时进汽口及遮热环的
布置保证汽缸有一个合理的温度梯度，以控制它的温度应力，保证寿命损耗在要求的范围
内。中压部分除中间汽封漏汽冷却高中压转子中间汽封段以外，还从高压第3级后引汽冷
却中压第1级叶轮轮面及轮缘，大大提高了中压第1级的可靠性；阀门采用经过实验研究
及实际验证的高效低损、低噪声高稳定性的阀座和阀碟型线及合理的卸载防漏结构。
该汽轮机广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计技术，高中压静叶
型线采用高效的后加载层流叶型（SCH），动叶采用型损、攻角损失更小的高负荷叶型 （HV），
低压静叶采用高负荷静叶型线（CUC），低压动叶采用成熟的40"低压积木块。在采用以上
通流核心技术的同时，对焓降、动静叶匹配进行优化，在高压缸部分级采用分流叶栅，叶
顶采用多齿汽封，对连通管以及高中低排汽涡壳根据实验以及流体计算结果进行优化设计。
该机组为冲动式汽轮机，冲动式机组的转子由于采用轮盘式结构，启动过程中转子的
热应力相对较小，同时高中压合缸使得汽缸及转子温度基本上同步升高，保证了机组的顺
利膨胀，为启动的灵活性奠定了基础。同时启动过程中采用先进的复合配汽方式，降低了
启动过程中热应力的产生，保证了机组具有快速、安全、灵活、经济的启动性能。
二、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的主要技术特点
该汽轮机在结构上具有一系列的特点，主要表现在如下几个方面：
（1）动叶和喷嘴的设计。东汽—日立汽轮机为冲动式，其特点是具有低的故障率、高
的可靠性及高的经济性。级的设计可以使平均反动度由高压级到低压级、由叶根至叶顶逐
渐增加从而获得更高的效率。
（2）高中压合缸。高压缸和中压缸被布置在同一个外缸之内，呈反向流动，这样可以
减少轴承和轴封数量，缩短汽轮机的跨度，也能更好地平衡推力，同时由于温度变化更平
61
滑，也减少了热应力。
（3）高温部件的中心线支承。中心线支承使汽缸及其他静子部件保持一致的热膨胀，
从而避免变形和不对中，并保持适当的汽封间隙。
（4）末级叶片的固定。末级长叶片采用叉形叶根，其特点是具有相当高的强度以抵抗
离心力和蒸汽弯应力。叉形叶根的动叶在长叶片中具有很高的可靠性。
（5）高效的叶型（平衡动叶）。利用超级计算机系统对复杂的可压缩流场进行计算，
开发出平衡动叶，从而使通流设计应用更高效的先进的叶片型线。
（6）多齿汽封。围带采用阶梯式的沉头铆钉，叶顶汽封采用两个高齿和两个低齿，形
成迷宫效果以减小叶顶漏汽。
（7）椭圆汽封。考虑到汽缸热变形主要在垂直方向上的，椭圆汽封间隙在上下方向的
间隙较大，而两侧间隙相对较小。这样，由于摩擦引起的转子振动发生的可能性就大大减
小。
（8）扩压型排汽缸。减小末级叶片出口至冷凝器入口的压降可减少排汽损失，扩压型
排汽缸内的导流锥对平滑流道是非常有效的。
三、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的技术参数
东汽生产的N600—24.2／566／566型汽轮机的主要技术特性参数见表2-1。
表2-1 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机主要技术特性参数
名称
型式
转速
铭牌功率
主汽门前额定压力
主汽门前额定温度
中压联合汽门前额定压力
中压联合汽门前额定温度
给水温度（TRL工况）
转向
抽汽级数
汽轮机允许最高背压值
冷态启动从空负荷到满负荷所需时间
冷态冲转到额定车速
轴系扭振频率
轴系临界转速（一阶）
轴系临界转速（二阶）
发电机转子临界转速（一阶/二阶）
单位
r/min
MW
数值
超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽凝汽式
3000
600
MPa（a）
24.2
℃ 566
MPa（a）
4.289
℃
℃
级
566
287.7
逆时针（从汽轮机向发电机看）
8
kPa（a）
<25.3
min
min
Hz
r/min
r/min
r/min
173
90
13.3，24.9，29.9，113.2
1692/1724/1743/984
≥4000/2676
933/2665
62
汽轮机外形尺寸
机组总长（包括罩壳）
机组最大宽度（包括罩壳）
高压缸排汽口数量及尺寸
中压缸排汽口数量及尺寸
低压缸排汽口数量及尺寸
设备最高点距运转层的高度
机组中心线至运转层高度
高压转子级数
中压转子级数
低压转子级数
低压缸末级叶片长度
低压缸次末级叶片长度
低压缸末级叶片环形面积
高/中压内缸材质
低压缸材质
高/中压转子材质
高中压转子脆性转变温度（FATT）
低压转子材质
低压转子脆性转变温度
各级叶片材质
m
m
m
27.9×10.1×6.6
27.9
10.1
个/mm 2/φ600
个/mm 1/φ1670
个/mm
2/7820×7300
m
mm
级
级
级
mm
mm
cm
2
℃
℃
6.6
760
8
6
2×2×7
1016
633.9
4×87599
改良型ZG15Cr1Mo1V
Q235-B/20g
改良型30Cr1Mo1V
≤100
30Cr2Ni4MoV
-6.6
KT5300BS5
KT5301HS20E
1Cr12Ni3Mo2VN,2Cr11NiMolV
汽缸螺栓材质
KT5301ES20
JIS SNB 16
四、东汽N600-24.2/566-566型汽轮机基本规范
1、铭牌工况（TRL）
本机组在铭牌工况下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功
率600MW（当采用静态励磁时，指扣除所消耗的功率后）。铭牌工况下的进汽量为铭牌进
汽量，铭牌工况为出力保证值的验收工况。本机组铭牌工况规定的条件是：
（1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8kPa(a)；
（3）补给水率为3%；
（4）最终给水温度为287.7℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
63
（6）汽动给水泵及前置泵满足额定给水参数；
（7）发电机效率98.9%，额定功率因数0.90，额定氢压。
2、最大连续功率（T-MCR）工况
本机组规定是在进汽量等于铭牌工况进汽量，在下列条件下安全连续运行，发电机输
出的功率（当采用静态励磁时，扣除所消耗的功率）为最大连续功率（T-MCR）。
（1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽背压力5.88kPa(a)；
（3）补给水量为0%；
（4）最终给水温度为288.1℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
（6）汽动给水泵及前置泵满足规定给水参数；
（7）发电机效率98.9%，额定功率因数0.90，额定氢压。
3、调节汽门全开（VWO）工况
本机组规定调节汽门全开工况（VWO）是指：调节阀全开，其它条件同T—MCR，进
汽量应不小于105%铭牌工况（TRL）进汽量的工况。
4、机组热耗验收（THA）工况
本机组当功率（当采用静态盛磁时，扣除所消耗的功率）为600MW时，除进汽量以外
其它条件同T-MCR时，即为机组的热耗验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收
工况。
本机组各工况特性数据见表2-2。
五、东汽N600-24.2/566/566型汽轮机运行特点
机组能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。以定—滑—
定方式运行时，滑压运行的范围按锅炉最大连续出力的30~90%；定压运行的范围按0~30%
和90~100%。滑压拐点由东汽优化确定。
1、启动状态
根据停机时间的长短，本机组启动状态可以分为：
（1）冷态启动。停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%。
（2）温态启动。停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的
40%~80%之间；
（3）热态启动。停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%。
（4）极热态启动。机组脱扣1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值。
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表2-2 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机特性数据
工况
项目
功率 MW
热耗率 kJ/kW·h
主蒸汽压力 MPa(a)
再热蒸汽压力 MPa(a)
主蒸汽温度 ℃
再热蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
再热蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 kPa(a)
低压缸排汽压力 kPa(a)
低压缸排汽流量 t/h
补给水率 %
末级高加出口给水温度 ℃
发电机功率 MW
发电机氢压 MPa(a)
TRL
工况
600
7969
24.2
4.289
566
566
1857
1510
4.765
11.8
1050
3
287.7
600
T-MCR
工况
642
7535
24.2
4.324
566
566
1857
1519
4.804
5.88
1054
0
288.1
642
VWO
工况
670
7520
24.2
4.519
566
566
1950
1590
5.021
5.88
1097
0
291.3
670
THA
工况
600
7564
24.2
4.02
566
566
1714
1410
4.467
5.88
987
0
282.9
600
75%
THA
450
7714
20.06
3
566
566
1246
1046
3.333
5.88
773
0
263.8
450
50%
THA
300
8086
13.53
2.045
566
566
825
709
2.272
5.88
553
0
241
300
40%
THA
240
8359
11.24
1.671
566
540
678
587
1.857
5.88
468
0
230.3
240
30%
THA
180
8749
8.73
1.293
566
530
521
455
1.437
5.88
373
0
216.9
180
高加停用
工况
600
7786
24.2
4.188
566
566
1490
1447
4.654
5.88
1066
0
190.3
600
厂用汽工
况
600
7320
24.2
4.14
566
566
1781
1460
4.6
5.88
918
0
285.2
600
65
2、启动方式
本机组可以采用中压缸启动方式（IP）和高中压缸联合启动方式（GHIP）两种启动方
式。与高中压缸联合启动相比，中压缸启动具有时间短、启动过程中机组寿命消耗小等优
点。本机组正常启动方式采用中压缸启动。高中压缸联合启动仅限于当旁路系统故障而被
切除时采用。从保护汽轮机的观点出发，旁路阀关闭状态是高中压缸联合启动的前提条件。
采用中压缸启动时，汽轮机的转速和负荷由中压调节阀（ICV）控制。高压调节阀（CV）
微开，中压调节阀慢慢开启，蒸汽进入中压缸使汽轮机启动。并网后，在机组负荷达到一
定负荷值后，开始由ICV控制向CV控制切换，此时，DEH将自动设定一升负荷率，切换
完成的条件主要取决于锅炉的输出。
对于采用中压缸启动，为了防止高压缸过热，在高压缸排汽口处设有通风阀（VV阀）
与凝汽器相连，使高压缸处于真空状态以减少鼓风发热。
为了保证旁路压力的设定值不变，在ICV打开及由ICV向CV控制切换的过程中，高
压旁路阀（HPBV）及低压旁路阀（LPBV）应分别关小，当ICV全开及CV开启时，紧急
排放阀（BDV）及通风阀（VV）应全关。
采用高中压缸联合启动时，由CV和ICV同时控制升速、并网和升负荷。
高中压缸联合启动方式的选择仅限在汽轮机启动之前进行，汽轮机启动之后不能进行
切换操作。
启动方式、条件及时间见表2-3。
表2-3 启动方式、条件及时间
启动状
态
冲转至额
冲转方式 定转速时
额定转速
至并网时
并网至额
定负荷时
冲转至额
定负荷时
蒸汽压力
(MPa(a))
HP：8.73
IP：1.1
HP：8.73
IP：1.1
HP：10
IP：1.1
HP：1.4
IP：1.1
蒸汽温度
（℃）
HP：370
IP：320
HP：400
IP：380
HP：440
IP：420
HP：480
IP：460
备注
间（min） 间（min） 间（min） 间（min）
中压缸启动
70 20 173 263
冷态
停机72
小时以上
停机48
小时以上
停机8小
时以上
停机1小
时以上
温态 同上
20 5 70 95
热态 同上
10 5 45 60
极热态 同上
10 0 25 35
3、启动参数
启动参数见表2-4。
66
表2-4 预热蒸汽参数
名称
主蒸汽压力
主蒸汽温度
主蒸汽流量
辅助蒸汽压力
辅助蒸汽温度
辅助蒸汽流量
汽缸预热最低温度
转子预热最低温度
单位
MPa(g)
℃
kg/h
MPa(a)
℃
kg/h
℃
℃
数据
min.0.6
200~270
9000(260℃)
min.0.6
200~270
9000(260℃)
150
150
4、汽轮机THA工况和VWO工况下各级抽汽参数
汽轮机THA工况和VWO工况下各级抽汽参数见表2-5和表2-6。
表2-5 汽轮机THA工况下各级抽汽参数
抽汽参数
第一级（至1号高加）
第二级（至2号高加）
第三级（至3号高加）
第四级（至除氧器）
第四级（至给水泵汽轮机）
第四级（至厂用汽）
第五级（至5号低加）
第六级（至6号低加）
第七级（至7号低加）
第八级（至8号低加）
流量kg/h
115487
142231
68056
87290
91131
45908
44505
44168
73355
压力MPa(a)
6.741
4.467
2.149
1.078
1.078
0.365
0.198
0.1
0.045
温度℃
371.7
316.6
468.8
367.5
367.5
233.3
167.3
102.8
78.8
允许的最大抽汽量kg/h
70000
表2-6 汽轮机VWO工况下各级抽汽参数
抽汽参数
第一级（至1号高加）
第二级（至2号高加）
第三级（至3号高加）
第四级（至除氧器）
第四级（至给水泵汽轮机）
第四级（至厂用汽）
第五级（至5号低加）
第六级（至6号低加）
第七级（至7号低加）
第八级（至8号低加）
流量kg/h
140173
167832
80048
101636
102452
53057
51237
51102
87851
压力MPa(a)
7.632
5.021
2.411
1.027
1.027
0.409
0.222
0.112
0.05
温度℃
385.9
328.5
468
366.4
.366.4
232.2
166.5
102.8
81.5
允许的最大抽汽量kg/h
70000
67
5、汽轮机运行参数
汽轮机运行参数见表2-7。
表2-7 运行参数
项目
全真空惰走时间
无真空惰走时间
主开关断开不超速跳闸的最高负荷
超速脱扣转速
单位
min
min
kW
r/min
数据
60
30
670054
3300~3330（机械）
3360~3375（电气）
超速试验飞升转速
最大运行背压
汽机报警背压
汽机脱扣背压
允许不喷水运行的最高排汽温度
报警排汽温度
手操停机排汽温度
汽机低压缸喷水流量
最小持续允许负荷（kW）及运行时间（min）
最小持续允许排汽压力
允许连续运行最大主蒸汽压力
允许连续运行最大主蒸汽温度
额定参数下空负荷蒸汽流量
最小启动蒸汽流量
最小启动蒸汽压力
启动过程中高压缸运行最高排汽温度
盘车转速
盘车停止时汽缸最高温度
盘车停止时转子最高温度
轴振动限值（相对振动双振幅）（额定转速）
轴承座振动限值（相对振动双振幅）（过临界转速时）
停用高压加热器时的负荷限制（从一台至全部）
对其它短期非正常工况的要求
r/min
kPa(a)
kPa(a)
kPa(a)
℃
℃
℃
t/h
kPa(a)
kPa(a)
℃
kg/h
kg/h
MPa(a)
℃
r/min
℃
℃
＜3300
＜25.3
19.7
25.3
120
121
40
90000
3.5
见表2-9
见表2-9
85540
9000
0.6
450
1.5
180
180
250
80
60000
m
m
kW
6、保证和限制
（1）热耗率保证值
68
本机组THA工况的保证热耗率不高于7585kJ/kW·h。
净热耗率计算公式如下：
q=[M
1
(H
1
－h
f
)+M
2
(H
3
－H
2
)+M
is
(h
f
－h
is
)+M
ir
(H
2
－h
ir
)]/(P
G
－P
EXC
)
M
1
M
2
q
M
is
M
ir
H
1
H
2
H
3
h
is
h
f
h
ir
P
G
P
EXC
主蒸汽流量
净热耗
kg/h
kg/h
kJ/kW·h
kg/h
kg/h
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kW
kW
低温再热蒸汽流量
过热器的喷水量
再热器的喷水量
高压缸排汽焓
过热器喷水焓
最终给水焓
再热器喷水焓
主汽门入口主蒸汽焓
中压主汽门入口的蒸汽焓
发电机终端输出功率
采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率
计算保证热耗率的条件还有：
① 给水泵汽轮机效率81%；
② 给水泵效率83%；
③ 再热系统压降10%；
④ 1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%；
⑤ 加热器端差如下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：
上端差℃
下端差℃
1号高加
-1.7
5.6
3号高加
0
5.6
3号高加
0
5.6
5号低加
2.8
5.6
6号低加
2.8
5.6
7号低加
2.8
5.6
8号低加
2.8
5.6
热耗试验标准采用ASME PTC6-1996。试验结果与保证值的比较采用“网点法”。
（2）本机组在高压加热器全部停运时，除进汽量外，其它条件同T-MCR工况时保证
能输出额定负荷。
在可能的不正常环境条件下或凝汽器冷却水系统发生故障（例如水温升高、单循泵或
凝汽器半边运行等），背压高到0.0186MPa(a)时，机组能安全稳定运行，时间不受限制。在
MCR流量下，背压0.0186MPa(a)，计算负荷为580MW可以连续运行。
（3）本机组能承受下列可能出现的运行工况：
①汽轮机轴系能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合
闸、非同期合闸时所产生的扭矩。
②机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间不小于15
分钟。
69
③冷态启动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，至少能
满足汽轮机启动后进行汽轮机及发电机试验的需要，一般不低于24小时。
④汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期安全运行。高压缸排汽温度最高允许
运行值不大于450℃；低压缸排汽温度最高允许运行值不大于121℃。
（4）本机组不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况：
①报警背压19.7kPa(a)，汽机跳闸背压25.3kPa(a)。
②当主汽门、调节汽阀、中压联合汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电
机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间不小于1分钟，
即倒拖时间限制在1分钟内。
③本机组能安全连续地在48.5~50.5Hz频率范围内运行，当频率偏差超过此值时，允许
时间规定见表2-8。
表2-8 偏周波运行时间限制
频率（Hz）
每次（sec）
51.0~51.5
50.5~51.0
48.5~50.5
48.5~48.0
48.0~47.5
47.5~47.0
47.0~46.5
＞300
＞60
＞20
＞5
＞30
＞180
连续运行
＞300
＞60
＞10
＞2
允许时间
累计（min）
＞30
＞180
④汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的
双振幅振动值，无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直、横向
双振幅相对振动值不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动
值不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。
⑤允许的蒸汽参数变化范围
本机组从VWO工况到最小负荷，能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要
求。汽轮机低压缸不喷水的最低运行负荷值为30%THA。
本机组允许主蒸汽及再热蒸汽参数在下表范围内运行。
表2-9 蒸汽参数允许变化范围
参数名称
主蒸汽
压 力
任何12个月周期内的平均压力
保持所述年平均压力下允许连续运行的压力
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时
冷再热蒸汽压力
70
限制值
≤1.00P
0
≤1.05P
0
≤1.20P
0
≤1.25P
1
主蒸汽及
再热蒸汽
温度
任何12个月周期内的平均温度
保持所述年平均温度下允许连续运行的温度
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时
例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时
不允许值
≤1.00t
≤t+8℃
≤t+(8~14)℃
≤t+(14~28)℃
＞t+28℃
表中：P
0
——额定主汽门前压力 ，
P
1
——额定冷再热蒸汽压力，
MPa(a)
MPa(a)
℃
t——额定主汽门前、再热汽阀前温度，
主蒸汽和再热蒸汽管道均采用双-单-双连接方式。机组正常运行时二根管道中的蒸汽温
度偏差不超过11℃时，能连续运行；在例外情况下，任意4小时内连续运行时间不超过15
分钟时，可以允许两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度之间的允许温度差不超
过42℃。
7、汽轮机运行模式
机组半年试生产后，年利用小时数不小于5000小时，年可用小时数不小于7680小时，
等效强迫停机率小于2%。强迫停机率计算公式如下：
强迫停机率
强迫停运小时
100%
运行小时强迫停运小时
汽轮机两次大修之间的时间间隔不小于5年。
机组运行模式符合以下方式：
负荷
每年小时数
2800小时
2000小时
1680小时
1200小时
不小于5%/min
不小于3%/min
不小于2%/min
＞10%额定（THA）负荷/min
100%THA
75%THA
50%THA
40%THA
8、机组的允许负荷变化率为：
（1）在50%~100%THA负荷范围内
（2）在30%~50%THA负荷范围内
（3）30%THA负荷以下
（4）允许负荷阶跃
9、机组运行方式：复合运行。
负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。
10、汽轮机寿命管理
本汽轮机的设计寿命（不包括易损件）与锅炉以及其它设备的寿命一致，设计寿命不
少于30年。在保证使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，承受出线端
任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲
71
击在寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗不超过75%，疲劳寿命消耗不超过总寿命的
75%：
（1）冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%）200
次。
（2）温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40%
至80%之间）1200次。
（3）热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%）4500
次。
（4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）500
次。
（5）负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）min 12000次
机组在各种运行方式下寿命消耗的分配数据见表2-10。
表2-10 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机寿命消耗分配
运行方式
冷态启动
温态启动
热态启动
极热态启动
负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）/min
寿命期内次数
200
1200
4500
500
12000
寿命消耗（%/次）
0.02
0.008
0.002
0.001
0.002
寿命消耗（%）
4
9.6
9
0.5
24
11、运行操作方式
本机组具有“自动”（ATC）、“操作员自动”（OA）和“手动”三种运行方式。当MCS
对电调遥投入时，电调系统可适应机组的锅炉跟随、不定期压变压运行、手动等运行方式。
12、阀门管理
为了兼顾运行的经济性，本机组采用了复合配汽方法，即能实现在不同运行工况下对
全周进汽方式和部分进汽方式进行切换，并可防止在切换过程中产生过大的扰动。
六、汽轮机主厂房的布置
国产600MW超临界机组的厂房布置方案一般采用国际上通用的模块式设计，将汽机
房、除氧间、煤仓框架、锅炉房、除尘器及烟囱区划分为几个模块。某厂600MW超临界机
组布置情况如下：
该厂主厂房柱距10m，主厂房扩建方向为左扩建。汽轮发电机组机头朝向扩建端，纵
向顺列布置。汽机房、除氧间和煤仓间为钢筋混凝土结构、锅炉构架为钢结构。汽机和锅
炉运转层采用大平台布置。
1、汽机房布置
汽机房分三层，其中底层标高0.00m，中间层标高6.9m和6.4m，运转层标高 13.70m。
72
汽机房底层布置有凝汽器，凝汽器抽管方向朝A排柱。低背压凝汽器靠汽机侧，高背
压凝汽器靠发电机侧。凝汽器前水室侧设-4.50m的坑，布置循环水进、出水管道，在汽动
给水泵基础-4.20m坑内布置两台凝汽器之间的联通管。胶球回收网水平布置在循环水排水
管上。胶球清洗泵及装球室布置在坑附近的零米层。
发电机端靠B排柱布置两台立式筒形凝结水泵，为防止凝结水泵汽蚀，布置在-4.2m的
坑内。开式、闭式循环冷却水泵、闭式循环冷却水热交换器、发电机密封油装置、定子冷
却水装置、机械真空泵及400V厂用配电装置等也布置在发电机端。
汽机机头端布置有主油箱及润滑油冷却器、润滑油净化装置及凝结水精处理装置。两
个背包式疏水扩容器分别布置在凝汽器外侧。
汽机房中间层布置有发电机封闭母线、6kV配电装置、轴封冷却器及轴封风机、抗燃
油装置、高压旁路装置、轴封系统阀门站、主蒸汽、再热蒸汽等管道。7、8号低压加热器
在凝汽器喉部。
除发电机出线一档标高为6.40m，其余各处的中间层标高均为6.90m。
汽机房运转层为大平台结构，每台机组配置的两台汽动给水泵头对头纵向布置在靠近
B排柱侧。其驱动给水泵汽轮机的油箱、冷油器卧式布置在该层的机头处，使运行、维护检
修方便，采光通风条件好。小汽机排汽口向下，排汽至主机凝汽器。汽轮机低压旁路装置、
发电机励磁整流柜布置在靠A排柱侧。
为检修凝结水泵和汽轮机主油箱上的主油泵及冷油器，在其上方6.9m及13.7m均设有
带活动格栅的检修孔，同时为满足汽机房通风要求，在汽轮机大平台靠A排柱边B排柱各
柱间设置了大面积的格栅；在大机与小机间也有通风格栅。
在9~10号柱之间至零米的检修起吊孔，可满足汽轮机翻缸及大件运输起吊要求。设备
检修均利用该层大平台。
2、除氧间布置
除氧间底层布置电动给水泵组及冷油器、汽机给水泵的前置泵、除氧器再循环泵及凝
结水输送泵等，靠近B排柱侧留有运行和维护通道。
中间层标高为6.9m，该层布置5号和6号低压加热器。1、2、3号高压加热器布置在
除氧框架13.7m层上。
除氧器及水箱、闭式循环冷却水膨胀水箱布置在26m层，露天布置。
在1、2号柱之间和10、11号柱之间靠C排柱分别设有主厂房的主楼梯，可从0m通至
除氧间及煤仓间的各层。
3、检修场地
汽轮机运转层采用大平台布置，作为汽轮机、发电机，汽动给水泵及其汽轮机辅助设
备的检修场地，包括0m检修场地每台机组检修面积约1350m
2
，可满足机组检修的要求。
电动给水泵、汽动给水泵前置泵、开闭式冷却水泵、送风机、吸风机及一次风机等主
要辅机均在其附近设有检修场地，可满足设备的检修要求。
七、东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总
73
东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总见表2-21。
表2-11 东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总表
编号
一
1
机组性能规范
机组型式
汽轮机型号
THA工况
额定主蒸汽压力
额定主蒸汽温度
额定高压缸排汽口压力
额定高压缸排汽口温度
额定再热蒸汽进口压力
额定再热蒸汽进口温度
主蒸汽额定进汽量
再热蒸汽额定进汽量
额定排汽压力
配汽方式
设计冷却水温度
额定给水温度
额定转速
额定工况热耗
给水回热级数（高加+除氧+低加）
低压末级叶片长度
汽轮机总内效率（按含阀门和不含阀门分别
报）
高压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
%
86.3（含阀门压损）
88.1（不含阀门压损）
%
92.6（含阀门压损）
93.9（不含阀门压损）
%
93.4（含阀门压损）
93.6（不含阀门压损）
级
级
8
6
项目 单位
超临界、中间再热、冲动式、单轴、
三缸四排汽凝汽式
MW
MPa(a)
℃
MPa(a)
℃
MPa(a)
℃
t/h
t/h
MPa(a)
℃
℃
r/min
kJ/kW·h
kcal/kW·h
mm
%
N600-24.2/566/566
600
24.2
566
4.46
316.6
4.02
566
1714
1410
0.00588
复合配汽（喷嘴调节+节流调节）
38
282.9
3000
7585
1812
8（3高加+1除氧+4低加）
1016
92.2（含阀门压损）
数据
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
中压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
低压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
通流级数
高压缸
中压缸
21
74
22
低压缸
临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二
阶）
级
2×7×7
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
高中压转子
低压转子I
低压转子II
发电机转子
机组轴系扭振频率
机组外型尺寸（长、宽、高）
机组在出厂前是否经过总装
运行层标高
最大起吊高度（自汽轮机中心线算起）
寿命消耗
冷态启动
温态启动
热态启动
极热态启动
负荷循环（4%~100%）
负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）/min
启动方式
变压运行负荷范围
定压、变压负荷变化率
轴颈振动两个方向最大值
临界转速时轴振动最大值
最高允许背压值
最高允许排汽温度
噪声水平
润滑油系统
主油泵型式
润滑油牌号
油系统装油量
主油泵出口压力
轴承油压
主油箱容量
油冷却器型式、台数
r/min
r/min
r/min
r/min
Hz
m
是/否
m
m
%/次
%/次
%/次
%/次
%/次
%/次
%
%/min
mm
mm
MPa(a)
℃
dB(A)
m
3
MPa(g)
MPa(g)
m
3
台
1692/1650，＞4000/＞4000
1727/1670，＞4000/＞4000
1743/1697，＞4000/＞4000
984/933，2676/2695
13.3/24.9/29.9/113.2
27.9/10.1/6.6
是
13.7
9.8
0.02
0.008
0.002
0.001
0.002
中压缸启动
30~90
3/5
0.05
0.15
0.0253
121
85
主轴驱动离心泵
ISO VG32，GB11120-89
36
1.55
0.176
38
管式，2
75
38
39
二
顶轴油泵型式
顶轴油泵制造厂
顶轴油泵出口压力
顶轴油泵供油量
盘车油泵型式
盘车油泵制造厂
盘车油泵出口压力
盘车油泵供油量
液力控制系统
抗燃油泵型式、台数
抗燃油牌号
抗燃油系统装油量
抗燃油泵出口压力
抗燃油泵供油量
抗燃油箱容量
抗燃油再生装置能力
抗燃油冷却器型式、台数
抗燃油冷却器管侧设计压力
盘车装置
盘车速度
盘车电动机容量/电压
汽轮机性能保证
铭牌功率（TRL）
最大连续功率（T-MCR）
THA工况时热耗率
轴颈振动值
噪声（条件见表后附注）
主要阀门数据
主汽门
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
主汽调节阀
MPa(g)
m
3
/h
MPa(g)
m
3
/h
台
m
3
MPa(g)
m
3
/h
m
3
m
3
/h
台
MPa(g)
r/min
kW/V
MW
MW
kJ/kW·h
kcal/kW·h
mm
dB(A)
只
mm
变量柱塞泵A10VOS
德国REXROTH/德国哈威
16
5.88
无
变量柱塞泵，2
磷酸脂抗燃油
1200kg
14
8800kg/h
1
2
管式，1+1
1.6
1.5
15/380
600
642
7585
1812
0.05
85
2
279.4
KT5316AS3
KT5700BS5
三
1
2
76
3
4
5
6
7
四
1
2
3
型式
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
排汽逆止阀
数量
内径
阻力
阀体材质
阀杆材质
中压联合汽门
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
大气释放膜
直径
厚度
材料
初压调节器
汽轮机排汽缸喷水量
机组重量
汽轮机本体
主汽门、调节汽阀、中压联合汽门等
润滑油系统
只
mm
只
mm
Pa(g)
只
mm
mm
mm
t/h
T
T
T
4
1号，2号，3号，4号φ190.5
KT5100BS17
KT5700BS5
1
φ900
0.01
ZG20CMo
2Cr13
2
φ685
KT5100BS17
KT5700BS5
Φ610
铜板
含在DEH中
40
1080
152
28
注：距汽轮机、主汽门、中联门等设备外壳表面1.0m、高1.2m处的最大噪音值不大于85dB(A)。
第二节 汽缸及滑销系统
东汽600MW超临界汽轮机的汽缸采用高、中压缸合缸的结构。因为机组进汽参数高，
为减小汽缸应力，增加机组启停及变负荷的灵活性，高中压汽缸设计为双层缸结构。由于
低压排汽容积流量很大，要求较大的排汽面积，因此配置两个低压缸，且每个低压汽缸采
用了流量等分、几何形状相同的双分流结构，即每个低压汽缸有两个排汽口。这样，既可
增大排汽面积避免采用过长的末级叶片，又可减少机组的轴向推力，缩短轴向长度。
77
一、汽缸的结构特点
600MW超临界机组的高中压缸和低压缸由于工作条件的差异，具有不同的结构特点，
现分别介绍如下：
1、高、中压汽缸
高、中压汽缸采用合缸结构，通流部分为反向布置，它由高、中压外缸、高压内缸和
中压内缸组成，形成双层汽缸结构。高、中压外缸和内缸缸体都是合金钢铸件，各沿水平
中分面分为上汽缸和下汽缸，上、下汽缸之间用法兰螺栓紧固，以便于机组的安装及检修。
高压部分有1个冲动式的调节级，7个冲动式高压级，共8级；中压部分有6个冲动式中压
级，为汽轮机的9~14级。
高中压汽缸通流部分的压力级为反向布置，即高压汽缸中的压力级与中压汽缸中的压
力级的蒸汽流动方向相反。由锅炉来的新蒸汽通过主蒸汽管从下部进入布置于汽轮机两侧
的两个高压主汽阀，由每侧的各两个调节阀流出，经过四根高压导汽管进入高压汽轮机（上
半缸两根、下半缸两根）。进入高压汽轮机的蒸汽通过调节级和高压级后，由外缸下部两侧
排出，进入再热器。再热后的蒸汽通过中压缸两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀，
由每侧的两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由高、中压缸中部进人中压缸 （上半
缸两根、下半缸两根）。进人中压缸的蒸汽经过中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中、
低压连通管，分别从1号、2号低压缸中部进入两个低压缸。
汽缸的结构形式和支承方式的设计充分考虑受热状况改变时，汽缸可以自由、对称地
收缩和膨胀，并且保持其中心线不变，把可能发生的变形降到最低限度。内缸支承在外缸
水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使内缸与外缸同心，并可根据温度的变化
自由收缩和膨胀。
高压缸的四个喷嘴室由合金钢分别铸成，采用中心线定位，支承在内缸中。内缸在内
壁设有滑键，决定喷嘴室的横向位置，以保证喷嘴室中心线在内缸中的相对位置，并能沿
周向收缩或膨胀。主蒸汽导汽管与喷嘴室之间通过弹性密封环滑动连接，可以补偿温度引
起的膨胀差。导汽管与外缸通过杯形弹性套管连接，检修解体拆卸外缸上半或内缸下半时，
应采用顶起螺钉将外缸上半及内缸下半垂直抬高，直到导汽管与喷嘴室完全脱离，然后按
常规方法用吊车垂直吊起，尽量保持进汽密封环不被碰磨；当汽缸回装时，要保证喷嘴室
进汽口与导汽管的密封环同心。中压进汽没有喷嘴室，其导管直接插人中压内缸的进汽部
分，由密封环进行密封。
高压内缸和中压内缸沿轴向各由两部分组成：高压内缸的进汽段水平法兰在进汽管中
心线所在的剖面处有猫爪，支承在外缸水平法兰的凸台上，上、下半缸外壁两端纵剖面处
有纵销，使其与外缸同心；高压内缸的中、后部，通过其外壁的凹槽嵌装在进汽段的凸环
上，确定其轴向位置，并由水平挂耳确定其水平位置，高压各级的隔板嵌装在其内壁；中
压内缸进汽段，通过其外壁的凹槽嵌装在外缸内壁的凸台上，其外壁上下有纵销定位；中
压内缸的后段，通过其外壁的凹槽嵌装在内缸进汽段的内壁。
高、中压汽缸的上、下半缸水平法兰用大型双头螺栓或定位双头螺栓连接。为使每个
螺栓中保持准确的应力，在连接时必须对它们进行初始拧紧，获得一定的预应力。汽缸精
78
加工完成后，按照标准的程序并且中分面不涂密封油进行水压试验，保证汽缸不漏，当电
厂装配汽轮机正式扣缸时，中分面需要涂性能较好的密封油膏。
2、低压汽缸
第一章指出，高参数、大功率凝汽式汽轮机的低压汽缸，由于蒸汽容积流量相当大，
因而低压汽缸结构尺寸大，是汽轮机中最庞大的部件。它的结构设计水平对汽轮机的经济
性及运行可靠性关系颇大。因运行中汽缸内部处于高度真空状态，故而需承受外界大气压
差的作用。其缸壁也必须具有一定的厚度以满足强度和刚度的要求。足够的通流面积和刚
度，良好的汽动特性是其结构设计的主要问题，即末级排汽的余速损失尽量减小；排汽通
道应有合理的导流形状，使流动损失较小、并便于回收排汽动能，以提高机组效率。如果
低压汽缸刚度不足，将引起机组动、静部分间隙和中心变化，使机组发生振动。
东汽600MW超临界机组设有两个双分流对称结构的低压缸，低压外缸全部由钢板焊接
而成。
低压外缸排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制而成。低压排汽口与凝汽器进
汽口之间采用弹性连接。低压缸四周有框架式撑脚，增加低压缸刚性，撑脚坐落在基架上
承担全部低压缸重量，并使低压缸的重量均匀地分在基础上。
为了减少流动损失，在进、排汽处均设计有导流环。每个低压外缸两端的汽缸盖上装
有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时，自动进行危急排汽。
在低负荷或空载情况下（特别是在甩负荷之后），由于没有足够的蒸汽量将低压汽缸内
摩擦鼓风产生的热量带走，会导致排汽温度升高。排汽温度太高，排汽缸的温度也随之过
高，则会影响与排汽缸连在一起的轴承座的标高，使低压转子的中心线改变，造成机组振
动或发生事故。排汽温度过高，还可能使凝汽器冷凝管泄漏。为防止低压排汽缸的温度过
高，在排汽区设有喷水装置，当排汽缸温度升高时按要求自动投入，以降低低压缸温度。
低压外缸还包括两端的轴承座，1号低压缸前端的轴承座内放置它本身的支持轴承和高
中压缸后轴承。
低压隔板通过定位销和垫片支承在隔板套或内缸内壁，并对准。内缸通过水平中心线
下的猫爪支承在外缸上，用定位销和垫片来对准，定位销置于垂直中心线上的底部，内、
外缸之间的垫片置于水平中分面和中低压连通管接口剖面附近。
二、中、低压连通管
中、低压连通管是把中压汽缸的排汽送到低压汽缸内。中、低压连通管采用架空布置，
它由中压汽缸排汽端顶部的排汽口连接到两个低压上汽缸中部的进汽口，是整个汽轮发电
机组的最高点。应用于600MW超临界机组上的一种中、低压连通管如图2-1所示。
连通管是由钢板焊成的薄壁圆管，由虾腰管和平衡补偿管两段组成，现场安装时组焊
为整体。虾腰管接中压缸排汽口，平衡补偿管中部有两个向下的管口，接低压缸进汽管，
均采用刚性法兰连接，具有很好的密封性和制造工艺性。为了使汽流在导管内流动时压损
最小，在连通管每个斜接的弯管中部均装有用多个导叶组成的导流叶栅环，以减小汽流的
局部阻力，使其平稳地改变方向，顺利地从中压汽缸流向低压汽缸。
79
为了吸收管道产生的轴向热膨胀，在连通管上装有两组压力平衡式波纹鼓膨胀节，按
必须吸收的热膨胀量来确定膨胀节的波纹数量。采用连杆装置将滑动波纹节同一个反方向
的波纹节（平衡端）连接在一起，以平衡压力产生的轴向推力，由膨胀节吸收轴向位移。
为了达到较高的可靠性，波纹节由内、外两层组成的。外层吸收管道系统的膨胀，并且在
较低应力水平的情况下承受蒸汽压力负荷。内层具有较高的压力承载能力，并作为衬套保
护外层不受腐蚀。
图2-1 600MW超临界汽轮机中、低压连爱管
三、大气阀
大气阀装于汽轮机各低压缸两
端的汽缸盖上，其用途是当低压缸排
汽室内的压力超过其最大设计安全
压力时，其隔膜自动破裂，进行危急
排汽。如图2-2所示。
大气阀用28个螺栓固定在汽缸
相应的法兰上。一个铅制薄膜环5，
被压紧在环形垫片6和阀盖7之间的
外密封面间，其内部也被螺钉3和压
环2压紧在承压板1的内密封面中，
80
图2-2 大气阀
1-承压板；2-压环；3-螺钉；4-螺钉；
5薄膜环；6-环形垫片；7-阀盖
承压板承受来自外部的大气压力，由阀盖7固定，见图2-2的A-A视图。
当低压缸排汽压力超过设计的最大安全值时，大气阀的承压板1即被推向外侧，使铅
制薄膜环5在压环外缘和阀盖内缘之间被剪断。铅制薄膜环断裂，蒸汽沿汽缸向上喷出，
使低压缸内的压力降低。阀盖7可防止铅制薄膜环、承压板和压环飞出伤人和损坏设备。
外径处的罩板引导汽流向上喷出。
铅制薄膜环5与一个自动跳闸机构相连接。当排汽压力升高到预定值时，自动跳闸机
构使汽轮机停机。铅制薄膜环5断裂压力为0.0343MPa（g）。
四、低压缸喷水系统
低压缸喷水系统向双流低压缸两端排汽室喷水环的喷嘴提供凝结水，此凝结水能使离
开汽轮机末级叶片的蒸汽，在进入低压缸排汽室时降低温度。通常，低压缸排汽室中的蒸
汽是湿蒸汽，其温度是相应于出口压力下的饱和温度。然而，在小流量情况下，低压缸末
几级长叶片做负功引起鼓风加热，使得排汽温度迅速升高。这种不能接受的排汽温度，经
常发生在低于10额定％负荷的小流量工况下，特别是在额定转速下的空负荷状态时。排汽
温度的高低取决于通过叶片的蒸汽流量、凝汽器真空和再热温度等参数。
机组出现高的排汽温度，必须尽量避免，以减少转子与静子部件之间由于热变形或胀
差而产生碰擦的可能性。这样的碰擦在一定转速以上会发生严重危害，并导致强迫或长期
停机。甚至降至盘车转速时，已经存在的热变形和胀差所造成的摩擦，使得金属脱落或削
弱转动部件，如铆钉、围带等，最终将引起部件的损坏。
在低负荷或空载情况下，如果排汽温度超过80℃，则必须通过增加负荷或改善真空逐
步地降低排汽缸的温度。排汽缸排汽温度最高不允许超过121℃，如果达到这一温度，则应
停机并排除故障。
五、滑销系统
第一章已指出，滑销系统一般由立销、纵销、横销、角销等组成。基础台板上横销中
心线与纵销中心线的交点是机组的绝对死点。绝对死点相对于运转层基础是不动的。汽轮
机的绝对死点一般都设置在低压缸，使机组向前轴承座端膨胀。这样设置的目的是由于低
压缸和凝汽器直接连接，低压缸又是最重的，且凝汽器也庞大笨重，它们一起移动很困难，
如果强行使机组从高压缸向低汽缸方向膨胀，若低压缸位移较大，势必造成巨大的连接应
力。同时，很可能会因膨胀受阻而导致机组振动。为保证滑销系统长期运行灵活，东汽
600MW机组的滑销系统采用自润滑块结构。东汽600MW机组采用3死点结构，高压缸一
个死个，位于2号轴承座，低压A缸、B缸各有一个死点，分别位于各自的中心附近。
高、中压汽缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键（猫
爪横销）配合，“猫爪”在键上可以自由滑动，保持汽缸与轴承座的轴向相对位置。
81
第三节 喷嘴组、隔板和隔板套
汽轮机的第一级喷嘴叶栅通常是由若干个喷嘴组成喷嘴弧段（喷嘴组）后，再固定在
单独铸造的喷嘴室的出口圆弧形槽道中。从汽轮机的第二级开始以后的各级喷嘴叶栅则固
定在隔板上，而隔板可直接固定在汽缸上，也可固定在隔板套上，但多半是固定在隔板套
上，隔板套再固定在汽缸上。
一、喷嘴组
现代大型汽轮机第一级的喷嘴叶栅分成若干个弧段，流过每个弧段的蒸汽量由各自的
调节汽门进行控制。根据负荷的大小，主汽阀保持全开，开启或关闭调节汽门来改变主蒸
汽流量，改变机组的功率以适应外界负荷。
600MW超临界机组喷嘴组采用紧凑设计，各喷嘴组通过电火花加工形成一个整体的蒸
汽通道，分别焊接在喷嘴室上。喷嘴采用先进的子午面收缩型线汽道，以降低二次流损失。
二、隔板和隔板套
隔板的作用是把汽缸的内部空间分成若干个蒸汽参数不同的腔室，汽轮机从第二级以
后的各级喷嘴叶栅都安装在隔板上。蒸汽通过喷嘴叶栅，其压力、温度逐级下降，将蒸汽
的热能转变成动能以很高的速度进入动叶片。隔板在工作时，承受其前后蒸汽压力差产生
的均布载荷，所以必须具有一定的刚度和强度。由于反动级的动叶栅反动度大，叶栅前后
压差大，为减小轴向推力，不采用叶轮结构，其静叶栅作成隔板式结构，内外圆半径差较
小。反动式汽轮机的隔板也称静叶持环，其对应的隔板套也称持环套。
隔板由隔板体、喷嘴叶栅和隔板外缘组成。持环由外环、静叶栅和内环组成。由于安
装和拆卸的需要，隔板和持环从水平中分面分为上下两半，分别称为上隔板和下隔板。为
了使上下隔板对准，并防止漏汽，在水平中分面上加装有密封键和定位销。
隔板通常有焊接隔板和铸造隔板两大类，其具体结构是根据隔板所承受的工作温度和
蒸汽压差来决定。
隔板套的采用对汽轮机制造和运行都有益处：由于隔板套与汽缸内壁之间可形成环形
的抽汽腔室，使抽汽均匀，减少抽汽对汽流的扰动，而且可以减小汽轮机的轴向尺寸，简
化汽缸的结构形状，使汽缸接近于柱形壳体。另外，在采用隔板套的结构中可减少汽缸变
形对通流部分间隙的影响，提高汽轮机在各种运行工况下适应温度变化的能力。一个隔板
套可以固定几个隔板，再将隔板套固定在汽缸内壁上。
第四节 转子
一、概述
82
转子是汽轮机转动部分的总称，按主轴与其他部件间组合方式，转子可分为套装转子、
整锻转子、焊接转子和组合转子四大类。至于一台机组采用何种类型转子，要由转子所处
的温度条件及各国的锻冶技术来确定。
东汽引进日立的600MW系列机组，其整个轴系由五根转子联接组成。其中汽轮机部分
由高中压转子、A低压转子和B低压转子三根转子组成，电机部分由发电机转子和励磁机
转子组成，各转子之间由刚性联轴器连接，每根转子支承在各自的两个轴承上。整个轴系
转子由推力轴承轴向定位，推力轴承位于中间轴承箱内，2号支持轴承之后。轴系简图如
2-3所示。
图2-3 600MW机组轴系简图
汽轮机转子材料均由合金钢整体锻件制成，无中心孔，符合ASTM（0.02%）标准的要
求。高中压转子材料为CrMoV锻钢，脆性转变温度（FATT）90℃。A、B低压转子材料为
NiCrMoV锻钢脆性转变温度
－
6.6℃，为了确保汽轮机转子安全可靠，具有良好的平衡和较
高的性能，转子锻件钢坯为真空浇注而成，以去除有害的气体和气眼，并在加工之前进行
各种试验确保锻件满足物理及冶金性能要求。转子锻件毛坯经过精心加工形成了由主轴、
轮盘、轴颈和联轴器法兰等组成的整体转子，经过加工形成的轮盘设有用来安装动叶片的
叶根槽。根据动叶片的载荷及工作条件，叶根槽的型式包括倒T型、菌型、纵树型和叉型
等型式。末级动叶片由于载荷大、动应力大，其叶根部分采用承载能力强的叉型叶根型式。
为提高相邻转子之间在连接时的对中精度，轴系各转子之间均采用止口过盈配合方式。
A低压转子和B低压转子之间设有调整垫片，用以调整低压转子的轴向位置。B低压转子
和发电机转子之间设有盘车齿轮环，与机组的盘车装置一起实现机组的盘车运行状态。
汽轮机每根转子在制造厂内加工和装配完毕后，均需进行高速动平衡试验和超速试验。
高速动平衡试验在额定转速下进行，而超速试验是在额定转速的115%转速下进行的。
高中压转子和A、B低压转子均设置了现场不揭缸做动平衡的装置，并随机提供做动
平衡用的专用工具，大大方便了在现场进行的转子动平衡。
二、转子冷却
超临界600MW机组在中压第一级叶轮处设置了冷却装置。单向汽流的中压缸要求中压
转子在高温、高应力下具有足够高的蠕变强度和同轴蠕变性能，这对于避免转子长时间运
行后引起弯曲和变形是非常重要的。这种弯曲和变形会引起机组大的振动。为了满足上述
要求，日立公司除了在转子锻件制造中要求提高其强度等级和相关材料性能外，在结构上
设置了对中压第一级叶轮的冷却装置。从高压第四级后引出一股相对低温的蒸汽，通过节
流，直接引入到中压第一级叶轮处，对中压第一级叶轮进行冷却，以此来提高中压第一级
83
叶轮及轮缘的相对强度等级，延长转子的使用寿命。
三、联轴器
联轴器是转子与转子之间的连接部件。汽轮机各转子之间以及汽轮机低压转子与发电
机转子之间均要用联轴器把它们连接起来，以传递做功扭矩和轴向推力。
联轴器又称为靠背轮或对轮，分为刚性、半挠性和挠性三种。
挠性联轴器有较大的挠性，因此被连接的两转子之间允许存在一定的偏心，对振动的
传递也不甚敏感。由于这种联轴器一般是通过蛇形弹簧来连接的，结构较为复杂，所传递
的扭矩也不能很大，大型机组上一般不采
用。
半挠性联轴器是在联轴器间装有波
形套筒，允许在被连接的两轴之间有少许
的偏心，在两联轴器端面不完全平行的情
况下仍能顺利地运转，传递扭矩，同时也
有一定的隔振作用，如图2-4所示。半挠
性联轴器介于刚性联轴器和挠性联轴器
两者之间，曾得到过广泛的应用，不过这
种联轴器工艺性较差，传递大扭矩时波形
套筒壁较厚，挠性降低，大型机组也不采
用。
图2-4 半挠性联轴器
1、2-联轴器；3-波形套筒；4、5-螺栓；6-齿轮
东汽600MW超临界机组各个转子之间的连接均采用刚性联轴器。刚性联轴器结构简
单，轴向尺寸短，工作可靠。因连接刚性强，除可传递较大扭矩外，还可传递轴向力和径
向力，大功率汽轮发电机组普遍采用这种联轴器，如图2-5所示。
图2-5 刚性联轴器
（a）装配式；（b）对轮与主轴成整体结构
1-2-联轴器；3-螺栓；4-盘车齿轮
四、转子的临界转速
由于转子的材料不可能绝对均匀，安装中也不可避免地要出现偏差，这样转子的回转
84
中心和它的质量中心之间总有一定的偏差，因此它在运转时总有一定的振动。同时，转子
像任何物体一样，有它的自振频率，在汽轮机升速过程中，当转速升到某一数值正好与转
子的某一自振频率合拍后，便产生共振，此时汽轮发电机组的转子将产生较强烈的振动。
随着转速的升高而离开此转速后，转子的振幅随即明显地减小。当汽轮机的转速继续升高
时，可能在另一较高的转速下产生共振而转子的振动又重新增大，待转速进一步升高后振
动又会重新降低。这种与转子自振频率发生共振，使转子产生强烈振动的转速称为转子的
临界转速，并随着转速升高的次序，分别称为第一阶、第二阶、第三阶……临界转速等。
汽轮发电机组设计的工作转速若低于第一临界转速时，那么机组在启动和运行过程中
均不会出现临界转速下振幅增大的现象，这种转子称为刚性转子。若汽轮发电机组的工作
转速高于第一临界转速，则这种转子称为挠性转子。
若汽轮机在临界转速下长期转动，振动可能逐渐增大，使轴承受到较大的动载荷，引
起轴承的损坏。转子的动挠度随着向临界转速靠近而变得越来越大，可能因振动过大，使
转子上的轴封和叶片汽封等与静止部分相摩擦和碰撞，使轴封及叶片汽封等发生损坏，甚
至可能导致转子弯曲、断裂等重大事故。因此，汽轮机是不允许在临界转速下或者在临界
转速附近长时间停留的。运行人员应当确知所操作机组的临界转速值和振动振幅值规定，
在启动升速过程中，应当严密监视并迅速通过临界转速。
本机组转子轴颈振动规定见表2-12。
表2-12 转子轴颈双振幅振动值
轴承
1
2
3
4
5
6
7
8
第一临界转速
振幅值
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
正常
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
额定转速时振幅值μm
报警
125
125
125
125
125
125
125
125
跳闸
200
200
200
200
200
200
200
200
为了保证机组安全运行，工作转速与临界转速应拉开一定的距离（安全范围）。设计时
可根据理论计算转子的自振频率，从而近似确定转子的临界转速，最后临界转速的精确值
要通过试验确定。
一般来说，转子临界转速的大小与转子的直径、重量、两端轴承的跨距、支承的刚度
等有关。转子直径越大，重量越轻，跨距越小，支承刚度越大，则转子的临界转速值越高，
反之则越低。
600MW超临界机组在工作时，汽轮机高中压转子、低压转子和发电机转子连在一起，
85
它们组成一个轴系。联成轴系后，各转子会互相影响，互相制约，轴系中各转子的临界转
速与单独转动时的临界转速不同。原来临界转速低的会高些，原来临界转速高的会低些。
由于发电机转子重量大，跨距大，直径小，因而原临界转速较低，它与汽轮机转子连成轴
系后，就会使汽轮机转子的临界转速变低一点，而它本身的临界转速相应有所提高。其中
第一阶和第二阶低频振动最具有危险性，所以这两阶临界转速处应特别注意。
东汽600MW超临界汽轮发电机组转子临界转速如表2-13所示。
表2-13 东汽600MW超临界汽轮发电机组转子临界转速
轴段名称
高中压转子
低压转子I
低压转子II
发电机转子
一阶临界转速（r/min）
轴系
1692
1724
1743
984
轴段
1650
1670
1697
933
二阶临界转速（r/min）
轴系
>4000
>4000
>4000
2676
轴段
>4000
>4000
>4000
2695
600MW超临界机组转子的第一阶临界转速值都低于其工作转速，故为挠性转子。机组
的临界转速值都避开工作转速±15%，故而能确保机组运行安全。
临界转速下的振动值，主要取决于转子的动、静不平衡程度和安装时找中心的质量。
因此，只要动、静不平衡程度和安装质量都符合要求，机组即使通过临界转速时，其振动
一般也不很大。
第五节 叶片
一、叶片的结构和分类
叶片按用途可分为动叶片（又称工作叶片，简称叶片）和静叶片（又称喷嘴叶片）两
种。
动叶片安装在转子叶轮（冲动式汽轮机）或转鼓（反动式汽轮机）上，接受喷嘴叶栅
射出的高速汽流，把蒸汽的动能转换成机械能，使转子旋转。
静叶片安装在隔板或持环上。在静叶栅中，蒸汽的压力和温度降低，流速增加，将热
力势能转换为动能。
叶片是汽轮机中数量和种类最多的关键零件，其结构型线、工作状态直接影响能量转
换效率，因此其加工精度要求高，它所占加工量约为整个汽轮机加工量的30％，可批量生
产。
叶片的工作条件很复杂，除因高速旋转和汽流作用而承受较高的静应力和动应力外，
还因其分别处在过热蒸汽区、两相过渡区（指从过热蒸汽区过渡到湿蒸汽区）和湿蒸汽区
段内工作而承受高温、高压、腐蚀和冲蚀作用，因此它的结构、材料和加工、装配质量对
86
汽轮机的安全经济运行有极大的影响。所以在设计、制造叶片时，要考虑到叶片既有足够
的强度和刚度，又有良好的型线，以提高汽轮机的效率。
对于在高温区工作的叶片，应考虑材料的蠕变问题；对于在湿蒸汽区工作的叶片，应
考虑材料受湿蒸汽冲蚀的问题。任何一只叶片的断裂都有可能造成严重事故。实践表明，
汽轮机发生的事故以叶片部分的为最
多，所以必须给予足够的重视。
叶片一般由叶根、工作部分（或称
叶身、叶型部分）、叶顶连接件（围带）
或拉筋组成，如图2-6所示。
1、叶根部分
叶片是通过叶根与叶轮或转鼓相
连接的。叶根的作用是将动叶嵌固在叶
轮轮缘或转鼓凸缘的沟槽里，在汽流的
图2-6 叶片结构
作用力和旋转离心力的作用下，使叶片不致于从沟槽里甩出来。因此要求它与叶轮轮缘或
转鼓凸缘的配合部分要有足够的配合精度和强度，而且应力集中要小。所以，叶根与轮缘
或叶根与转鼓槽的结构是否适当，对叶片的安全运行起着重要的作用。
工作叶片一般用单支承面或多支承面的叶根固定在沟槽中，随着叶片高度和重量的增
加，叶根所受的作用力增大，应当相应地增加叶片根部支承面的数目，即要采用不同型式
的叶根结构。现代汽轮机常用的叶根结构型式有倒T型、外包倒T型、双倒T型、菌型、
叉型、枞树型等（如图2-7所示），其适用范围和装配要求各不相同。
（1）图2-7（a）表示T型叶根，此种叶根结构简单，加工装配方便，工作可靠。但由
于叶根承载面积小，叶轮轮缘弯曲应力较大，使轮缘有张开的趋势，故常用于受力不大的
短叶片，如高压级叶片。
（2）图2-7（b）所示为带外
包凸肩的单T型叶根，其凸肩能阻
止轮缘张开，减小轮缘两侧截面上
的应力。叶轮间距小的整锻转子常
采用此种叶根。
（3）图2-7（c）为菌型叶根
结构，这种叶根和轮缘的载荷分布
比T型合理，因而其强度较高，但
加工复杂，故不如T型叶根应用广
泛。
图2-7 叶根结构
（a）T型叶根；（b）外包凸肩T型叶根；（c）菌型叶根；
（d）外包凸肩双T型叶根；（e）叉型叶根；（f）纵树型叶根
（4）图2-7（d）为带凸肩的
双T型叶根，由于增大了叶根的承
力面，故可用于叶片较长，离心力
87
加大的情况。一般高度为100~400mm的中等长度叶片采用此种型式。此种叶根的加工精度
要求较高，特别是两层承力面之间的尺寸误差大时，受力不均，叶根强度大幅度下降。
上述叶根属周向装配式，这类叶根的装配轮缘槽上开有一个或两个缺口（或称切口），
其长度比叶片节距稍大，宽度比叶根宽0.02~0.05mm，以便将
叶片从该缺口依次装人轮缘槽中。装在缺口处的叶片称作封口
叶片（又称末叶片），用两根铆钉将其固定在轮缘上。有些厂
家再用叶根底部的矩形状隙片或半圆形塞片固定，见图2-8。
周向装配式的缺点是：叶片拆换必须通过缺口进行，当个别叶
片损坏时，不能单独拆换，要将一部分叶片拆下重装，增加了
拆装工作量。
（5）图2-8（e）为叉型叶根结构，这种叶根的叉尾直接
插入轮缘槽内，并用两排铆钉固定。叉尾数可根据叶片离心力
大小选择。叉型叶根强度高，适应性好，被大功率汽轮机末几
铆钉孔不便，所以整锻转子和焊接转子不宜采用。
（6）图2-8（f）为枞树型叶根结构，这种叶根和轮缘的轴向缺口设计成尖劈形，以适
应根部的载荷分布，使叶根和对应的轮缘承载面都接近于等强度，因此在同样的尺寸下，
枞树型叶根承载能力高，叶根两侧齿数可根据叶片离心力的大小选择，强度高，适应性好。
叶根沿轴向装入轮缘相应的枞树槽中，底部打入楔形垫片将叶片向外胀紧在轮缘上，同时，
相邻叶根的接缝处有一圆槽，用两根斜劈的半圆销对插入圆槽内将整圈叶根周向胀紧，所
以装拆方便，但是这种叶根外形复杂，装配面多，要求有很高的加工精
度和良好的材料性能，而且齿端易出现较大的应力集中，所以一般只有
大功率的调节级和末级叶片使用。
2、叶型部分
叶型部分是指叶片的工作部分。叶片工作部分的横截面形状称为叶
型。叶型的周线称为型线。相邻叶片的叶型部分构成蒸汽流动的通道，
它要求具有良好的空气动力特性的型线，以减少汽流的能量损失，提高
机组的内效率。同时还要满足结构强度、刚度和加工工艺的要求。
按叶片的截面形状沿叶高是否变化，可以把叶片分为等截面叶片、
变截面叶片和扭曲叶片。等截面叶片的叶型形状和截面面积沿叶高是不
图2-9 扭曲叶片
图2-8 T型叶根的封口结构
级叶片广泛采用。叉型叶根虽加工方便，便于拆换，但装配时比较费工，且轮缘较厚，钻
变的，也称为直叶片；变截面叶片的叶型截面面积沿叶高按一定的规律变化，各截面面积
不相等；若叶片不同高度各横截面逐渐扭转一定角度，且各截面面积不相等，则称为扭曲
叶片，见图2-9所示。
当汽道平均直径D和叶片汽道高度L之比较大，即叶片相对比较短，顶部和根部的汽
流参数变化不大，可将叶片设计成等截面直叶片。这种叶片的设计方法简便，加工方便，
制造成本较低，对级效率的影响也不大。
当叶片长到一定的程度时，即D／L较小，级的平均直径处的汽流参数与叶顶和叶根处
88
的汽流参数偏差较大，再采用等截面直叶片损失会大大增加。为了使汽流能在通道中获得
良好的流动特性，同时又为了降低叶型截面上的离心应力，使叶片具有足够的强度，就不
得不根据叶片沿高度实际的汽流参数，把叶片工作部分的截面形状设计成沿叶高方向变化
的变截面叶片或扭曲叶片。
3、叶顶部分
为了使动叶片之间组成良好的通道，保证汽流沿外缘周界上的良好流动性，降低漏汽
损失，提高级的效率，通常叶片的叶顶上都装
有围带（复环），将动叶片连成叶片组。成组叶
片也提高了叶栅的刚度，降低了叶片中的弯曲
应力，改善了其频率特性；在扭曲叶片加装围
带后，能限制动叶片外缘部分在蒸汽作用力下
发生扭转。
随着成组方式的不同，叶顶结构也各不相
同（见图2-10）。图2-10（a）所示为整体围带
结构型式，围带和叶片实为一个整体部件，叶
片装好后顶板互相靠紧即形成一圈围带，围带
图2-10 叶片围带结构型式
（a）整体围带；（b）铆接围带
之间可以焊接，这种结构称为焊接围带；也可以不焊接。整体围带一般用于短叶片。将3~5mm
厚的扁平钢带，用铆接方法固定在叶片顶部，称为铆接围带[见图2-10（b）]。采用铆接围
带结构的叶顶必须做出与围带上的孔相配合的凸出部分（铆头），以备铆接。考虑到有热膨
胀，各成组叶片的围带间，留有约1mm的膨胀间隙。
4、拉筋
拉筋一般是以φ6~12mm的金属丝或金属管穿在叶身的拉筋孔中。拉筋与叶片之间可以
是焊接的（焊接拉筋），也可以是不焊接的（松拉筋）。拉筋处在汽流通道中间，将影响级
内汽流流动，同时，拉筋孔削弱了叶片的强度，所以在满足振动和强度要求的情况下，有
的长叶片可设计成不装拉筋和围带的自由叶片。
当叶片不用围带而用拉筋连接成组或为自由叶片时，叶顶通常削薄，以减轻叶片重量
并防止运行中与汽缸相碰时损坏叶片。
二、东汽600MW超临界机组叶片设计的特点
东汽600MW超临界汽轮机广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计
技术，高中压静叶型线采用高效的后加载层流叶型（SCH），动叶采用型损、攻角损失更小
的高负荷叶型（HV）；低压静叶采用高负荷静叶型线（CUC），低压动叶采用成熟的40″低
压积木块。在采用以上通流核心技术的同时，对焓降、动静叶匹配进行优化，在高压缸部
分级采用分流叶栅，叶顶采用多齿汽封，即围带采用阶梯式的沉头铆钉，叶顶汽封采用两
个高齿和两个低齿，形成迷宫效果以减小叶顶漏汽。
末级长叶片采用叉形叶根，其特点是具有相当高的强度以抵抗离心力和蒸汽弯应力。
叉形叶根的动叶在长叶片中具有最高的可靠性。
89
低压末级及次末级叶片具有必要的抗水蚀和疏水措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏
水口。低压末级片采用高频淬火强化。
第六节 轴承、轴承箱及顶轴装置
汽轮机作为高速旋转机械，其轴承是一个重要组成部件。为了保证汽轮机工作时转子
正常旋转，须设置支持轴承和推力轴承。支持轴承用来承受转子的重量、调节级部分进汽
引起的不平衡蒸汽作用力和转子不平衡质量的离心力，并确定转子的径向位置，以保证转
子的旋转中心和汽缸中心保持一致。推力轴承是用来承受汽轮机运行时，蒸汽作用在转子
上的轴向力和发电机传来的轴向力，并确定转子在汽缸中的轴向位置，以保证汽轮机的通
流部分轴向动、静间隙在允许范围以内。所以推力轴承是转动部分相对汽缸和轴承座的定
位点，又称为汽轮机转子对静子的相对死点。
由于汽轮机转子的重量和轴向推力都很大，旋转速度又高，不论支持轴承还是推力轴
承都采用以动压液体润滑理论为基础的滑动轴承，借助具有一定压力的润滑油在轴颈与轴
瓦之间所形成的油膜而建立起液体润滑。这种轴承承载能力大，使用寿命长，制造容易，
可靠性好，可满足汽轮机安全稳定工作的需要。
一、支持轴承
1、东汽600MW超临界机组支持轴承介绍
东汽引进日立的600MW系列机组，其汽轮机部分的轴承共有6个，其中，用来支撑高
中压转子的1号、2号轴承为双可倾瓦型式轴承，用来支承A低压转子的3号、4号轴承以
及用来支撑B低压转子的5号、6号轴承均为承载性较好的椭圆瓦型式轴承。上述轴承均为
球面座式、自动对中、压力油润滑轴承，承载性较好。轴承体由铸钢制成，轴瓦表面浇注
一层优质锡基巴氏合金。
转子的轴向定位由推力轴承确定，本机组的推力轴承构造简单，体积小，且具有较高
的负载能力。
表2-14中列出1号~6号轴承的基本参数。
表2-14 东汽600MW超临界汽轮机1号~6号轴承主要参数
轴承序号
轴承型式
轴承直径（mm）
轴承长度（mm）
长径比
轴瓦受力面积（cm
2
）
比压（MPa）
90
1
可顷瓦
381
229
0.601
873
1.13
2
可倾瓦
431.8
254
0.588
1097
1.44
3
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.79
4
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.92
5
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.91
6
椭圆
508
330
0.650
1676
2.02
失稳转速（r/min）
设计轴瓦温度（℃）
对数衰减率
不失稳
90
0.55
不失稳
90
0.51
>4000
80
0.26
>4000
82
0.29
>4000
82
0.30
>4000
87
0.32
（1）支持轴承——双可倾瓦型式
1号、2号轴承为可顷瓦轴承，可顷瓦轴承有五瓦块和六瓦块两种型式：亚临界600MW
机组用五瓦块型式，超临界600MW机组用六瓦块型式。
五瓦块轴承有五块钢制可倾瓦块，上半三块、下半二块；六瓦块轴承有六块钢制可倾
瓦块，上半三块、下半三块。其轴瓦表面均有巴氏合金层。可倾瓦支承在轴承座上，在运
行期间随转子方向自由摆动，以获取适应每一瓦块的最佳油楔。装在轴瓦套上的（螺纹）
挂销用间隙配合的形式固定着可倾瓦块，防止它们旋转。
为了达到在运行时自动找中的要求，在可倾瓦块外径的轴向设计成半径较大的球面。
这种设计使每个可倾瓦块可自动找中，不论在径向还是在轴向，都可以获得最佳位置。
轴承套采用“盖板式”结构，其上半的每一侧有凸出的法兰，其中分面用螺栓固定在基座
上。由于轴承套部件是固定在基座上的，因此这种类型的结构允许轴承盖膨胀而与轴承套
无关，这样可防止轴承套松动，防止在松配合下工作，或防止轴承有过大的振动。
为了调整轴承找中，轴瓦套装有调整垫片。
（2）支持轴承——上瓦开槽椭圆型
3号，4号，5号和6号轴承为椭圆型轴承，这种内孔近似的椭圆形是在加工轴承内孔
时把垫片垫于轴承接合面处，先加工一个较大直径内孔，然后抽去垫片，获得椭圆形内孔。
椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。巴氏合金结合面采用燕尾槽结构。
为了便于进油和排油，在中分面处轴瓦的巴氏合金被切去一部分，这样形成了具有圆
形边的且在轴瓦端部向内延伸的油槽。油从轴颈一侧中分面处进入轴承，在对面的接合面
处的油槽有一个镗孔以限制油的流量，以便在轴承排油侧建立一个微小油压，并经过这个
排油孔把油引入观察孔的腔室里，而大部分油则通过轴瓦端部排出。
2、支持轴承工作原理
汽轮机支持轴承轴瓦的孔径总是设计得比轴颈的直径稍大一些，当汽轮机转子装人轴
瓦后，由于转子的自重，轴颈的中心总要低于轴瓦的中心。所以，当汽轮机静止时，轴颈
直接与轴瓦内表面下部接触，在轴瓦和轴颈两者之间形成了一个楔形间隙。当连续向轴承
供给一定压力和温度的润滑油时，由于润滑油有粘性，轴颈一旦旋转起来，黏附在轴颈上
的油层便随着转轴一起旋转，并带动各层油转动，被带人楔形间隙。
润滑油被带到轴颈与轴瓦之间的楔形间隙中，从楔形间隙的宽口流向窄口，使润滑油
积聚在狭小的间隙中而产生较高的油压。随着转速的升高，被带入的油量也相应的增多，
油楔中的压力不断升高，当油压升高到足以平衡转子对该轴瓦的作用力时，轴颈便被油膜
托起，此时轴颈和轴瓦完全由油膜隔开，从而避免了轴颈和轴瓦之间的干摩擦现象，并能
靠润滑油不断的带走液体摩擦中所产生的热量，使轴承能安全稳定地工作。
在油膜压力升高的同时，轴颈中心沿旋转方向移动，在不同的转速下，轴颈中心的平
91
衡位置不同，转速达3000r／rain后，稳定在一个确定的位置。其工作原理图见下图2-11。
图2-11 支持轴承工作原理
（a）轴心运动轨迹及油楔中的压力分布（周向）；（b）油楔中的压力分布（轴向）；
（c）、（d）不同转速下轴颈与轴瓦相对位置
l
一轴承的长度；
d
-轴颈的直径
转子轴颈在轴瓦中稳定运行时，转子中心在平衡位置O
1
处（如图2-12所示），轴颈只
绕点O
l
旋转，此时，油膜的支持力p
0
与轴颈的载荷mg相平衡如（a）图所示。但是，当油
膜压力的合力大于轴颈的载荷时，轴颈被油膜作用力推动向上浮起，其中心可能超过轴承
的水平中分面，使轴颈中心产生局期性的弓形涡动，称为轴承失稳。转子受到某种外界力
的干扰，例如周围的振动源、进油粘度或油压突然波动等，使轴颈偏离平衡位置，其中心
，此时，油膜的支持力p
0
与轴颈载荷p
0
。不在一条线上，而是偏转了一定由O
l
转移至
O
1
的角度，这样转子将在它们两者的合力作用下，绕轴瓦内孔中心O转动，这种转动为涡动。
显而易见，轴承涡动时，油膜对轴颈作用一个周期性变化的力，也会引起振动。
图2-12 油膜自激震荡图
（a）平衡状态；（b）受扰状态；（c）受扰状态的作用力
涡动时，轴颈中心的涡动角速度接近或等于转子绕自身中心旋转的角速度的一半，因
此又称此涡动为半速涡动。当转子的工作转速接近或等于转子的某一阶临界转速的两倍时，
92
油膜涡动频率与该自振频率合拍，涡动被共振放大，振幅增大，转轴产生剧烈跳动，这种
现象被称为油膜振荡。
由此可见，轴承失稳是产生油膜振荡的前提条件，而涡动频率与转子自振频率合拍是
诱发油膜振荡的主要因素。只有这两个条件同时存在时，轴承油膜振荡才能形成。因此只
有当转子的工作转速高于转子的临界转速的两倍时，在升速过程中才有可能发生油膜振荡。
一般大容量机组发电机转子的临界转速较低，其额定转速往往大于一阶临界转速的两
倍以上，因此油膜振荡只可能发生在机组发电机的轴承。
轴承油膜振荡引起的转子振动有以下三个特点：
（1）轴承发生油膜振荡前，转子振动中含有频率约等于转速一半的谐波，在发生油膜
振荡后，其主振频率等于转子的一阶自振频率，而与转速无关。
（2）振动具有突发性，当转子转速接近其临界转速的两倍时，突然出现强烈共振。
（3）一旦出现油膜振荡，在较宽的转速范围内，振幅维持不变，即油膜振荡不消失，
在一定的范围内提高或降低转速，振幅不降低，只有转速下降较多时，振幅才突然降至正
常值，这是与不平衡离心力引起的共振明显不同之点。
防止和消除油膜振荡的发生，主要从改变油膜压力入手，防止轴承失稳。其具体方法
包括：改进转子的设计，尽量提高转子的一阶临界转速；改进轴承的型式；改变轴瓦和轴
颈配合的径向间隙、比压（轴承载荷／轴承长度×轴颈直径）、长径比（轴承长度／轴承内
径）和润滑油粘度等，使失稳转速尽量提高。目前，防止油膜振荡的最佳途径是采用多油
楔可倾瓦轴承和椭圆轴承。
运行中出现某种意外原因，造成润滑油量不足或中断，将会出现轴颈和轴瓦间的干摩
擦，为了充分保护转子的轴颈，在轴承的内表面浇铸有一层质软、熔点低的巴氏合金。当
出现干摩擦时，仅轴承被磨损，若万一摩擦部位的温度升高超限，轴瓦的巴氏合金局部熔
化，只需重新浇铸轴瓦，有效的保护了轴颈。
3、支持轴承的结构及安装
这里以某600MW超临界机组为例，介绍可倾瓦轴承的结构及安装。该支持轴承瓦块在
工作时可以随转速或载荷及轴承温度的不同而自由摆动，可在轴颈四周形成多油楔，如果
忽略瓦块的惯性、支点的摩擦阻力及油膜剪切阻力的影响，每个瓦块作用到轴颈上的油膜
作用力总是通过轴颈中心，不易产生轴颈涡动的失稳分力，故具有较高的稳定性。轴承壳
体制成两半，与轴承座的水平中分面齐平，用定位销定位。可倾瓦支持轴承的减振性能好，
承载能力大，摩擦功耗小，能承受各方向的径向载荷，且其制造简单，检修方便，它越来
越多被现代大容量机组所采用。
1号、2号支持轴承结构如图2-13。它们分别布置在高中压缸两侧，四个球面支承的具
有自位功能的可倾瓦支承于轴承壳体内，且用支持销定位。位于瓦块中心的调整垫块与支
持销的球面相接触，作为可倾瓦块的摆动支点。轴承壳体由五块钢制垫块支承在轴承座内。
93
图2-13 1号、2号支持轴承结构图
1-油封挡环；2-支持销；3-调整垫块；4-临时螺栓；
5-螺塞；6-弹簧；7-瓦块；8-垫块；9-垫片；
10-止动销；11-油封环；12-限位销
支持轴承壳体的外圆直径比轴承座内孔直径小，四个垫块分别安装在与轴承水平、垂
直中心线成45°的位置上，另一块安装在轴承壳体的底部。在每个垫块和轴承壳体之间设有
垫片，以便在垂直和水平方向调整轴承壳体中心，确定转子在汽缸内的准确位置。安装于
轴承壳体的止动销，伸入轴承座水平中分面下一凹槽内，用以防止轴承壳体在轴承座内转
动。轴承瓦块和调整垫块、支持销、均由1至4编号、打出印记，并在轴承壳体上相应的
位置打出编号，以便在检修后瓦块和垫块仍能装在原来的相对位置。每块瓦块两端的临时
螺栓在组装和运送时联接在轴承壳体上将瓦块固定就位，但在总装时拆去，并用螺塞替代，
螺塞旋入后必须略低于轴承体垫块的表面。
润滑油通过轴承壳体底部带孔垫块和节流孔板进入轴承壳体的环形槽，再经过环形槽
水平和垂直方向上开的8个孔进入轴承各瓦块楔形间隙，形成油膜，并从两端排出。油封
环及油封挡环防止从轴承两端大量漏油。油封环做成两半，固定在轴承体上用限位销防止
挡油环转动。油通过两侧的挡油环的排油孔排出，返回轴承座。
可倾瓦装配时，要着重注意以下几个问题：
（1）注意可倾瓦块的支承调整块组装配次序。调整块组由两块单圆面垫块及一块双平
头垫块组成，装配时，—定要保证两块单圆面垫块圆面相对，双平头垫块放至可倾瓦块侧，
同时注意不同可倾瓦块的调整垫块不—样厚，一旦放错位置，将对可倾瓦造成严重的磨损。
（2）轴承壳体垫块的研磨。研磨的位置是垫块的外球面与轴承座的轴承洼窝接触面。
94
对垫块的研磨可有效地消除垫块与轴承洼窝的间隙，保证轴瓦的稳定运行。
（3）注意对可倾瓦轴向高低位置的自位调整余量的校核。因为可倾瓦与球形瓦不同，
轴承箱扬度或瓦枕扬度与转子轴颈扬度之差完全靠可倾瓦块调整垫的自位调整。如果瓦枕
扬度与轴颈扬度之差超过了调整垫块的调整范围，将造成可倾瓦块卡死、磨损可倾瓦，因
而可倾瓦自位调整余量的校核是完全必要的。
（4）可倾瓦轴承壳体垫块紧力的调整。在进行紧力测量时，一般使用的是压铅丝的方
法，由于可倾瓦轴承壳体比较单薄，用压铅丝法进行紧力测量时，轴承壳体容易发生变形，
测量值与实际值会产生误差。如果按测量值进行紧力调整，致使轴承壳体变形，导致各瓦
块受力不均，从而导致个别瓦块的温度偏高，甚至磨损。因此，根据实际情况对可倾瓦采
用轻微力来精确地对轴承紧力进行测量和调整是极为必要的。
安装或检修过程中，若转子已装入轴承，转子的对中调整方法如下：
（1）研磨所有垫块达到75％的面积接触。
（2）按“转子找中图”和“转子间隙图”的要求，调整下部调整垫块下的垫片厚度，以满
足轴承找中要求。
（3）调整底部垫块下的垫片厚度，使垫块和轴承座间间隙为0~。
（4）调整上部垫块下垫片的厚度，使垫块与轴承压盖间获得0.01~0.03mm的过盈量。
二、推力轴承
推力轴承由推力盘两侧的推力瓦块和轴承壳体组成，也是根据油膜润滑原理工作。推
力盘与转子一体，两端面经过加工和磨削，为平滑和互相平行的表面。推力瓦块的基体为
铜质，表面浇有巴氏合金层，瓦块间沿径向有进油通道。由于推力瓦块和调整块的局部接
触，使瓦块在圆周方向上倾斜，与推力盘平面之间形成油楔。当推力盘随主轴旋转时，油
被带入楔形间隙中，随着间隙的减小，油被挤压，油压逐渐增加，以承受转子的轴向推力。
只有当楔形出口处的最小油膜厚度大于两金属表面的不平度时，才能形成液体润滑。因此
在安装或检修时，对推力盘与推力瓦块接触面必须仔细研刮。
国产600MW机组采用自位式推力轴承，图2-14是某厂600MW汽轮机自位式推力轴
承的结构图，东汽600MW机组推力轴承的结构也大体相同。轴承推力盘两侧的支承环内各
安装8块推力瓦块。推力瓦块由背面的调整块支承，通过调整块的摇摆运动，使同侧的各
瓦块承载均匀，从而不受轴承与推力盘的偏心的影响。每一瓦块表面沿推力盘转动方向刮
出倾斜的坡度，使转动的推力盘与推力瓦块之间形成油楔。
在运行时，任何时候轴承中都充满润滑油，油直接从轴承供油管供给。润滑油随推力
盘的转动被带入瓦块与推力盘之间的间隙，形成油楔，平衡转子的轴向推力，并对各表面
进行润滑。推力轴承支承在前轴承箱内。
轴承体的外表面被加工成球面，置于一球面轴承外壳中，球面轴承外壳与轴承体之间
有少许的过盈量，接触面积应为一半以上，这是为了不让轴承体在轴承外壳内有轴向窜动
的可能。但轴承体仍能在球形轴承外壳中随主轴垂弧的变化而绕球心作微量自位转动，使
推力瓦与推力盘自动对中，以使各推力瓦块的受力趋向均匀，油膜稳定。在推力轴承各推
95
力瓦上都装有测温装置。
图2-14 推力轴承结构图
1-平衡块；2-推力瓦块；3-垫片；4-定位环；5-轴承外壳
推力瓦设置在推力盘的两侧边，一边为工作瓦，一边为非工作瓦，工作瓦承受转子的
正向推力，非工作瓦承受转子的反向推力。汽轮机的非工作瓦也称为定位瓦块，因为在汽
轮机安装时是以推力盘完全紧靠在定位瓦上作为转子的定位位置，以此状态来测量通流部
分各处的轴向间隙和整个轴向位移指示器的零位。在某些特殊工况下，可能出现反方向的
轴向推力，即指向机组前端的推力，此时推力就由定位瓦块来承担，这是定位瓦块的另一
个重要作用。瓦块和平衡块装在水平面上分开的定位环内。而定位环装在推力轴承外壳内，
装在推力轴承外壳上半键槽里的键防止定位环相对于外壳的转动。推力轴承的外壳在水平
中分面上分为两半，并用螺钉和定位销连接。利用外壳加工出的凸台，安装在轴承座和上
盖的槽内，确定推力轴承的轴向位置。
整个推力轴承可以在未移去转子或转子延伸轴时拆卸。卸下轴承压盖后，拆下连接上、
96
下半外壳间的螺钉，可拆下轴承壳体的上半。卸去定位环螺钉，轴承的上下半都可以拆开。
瓦块松动地支承在两半定位环内，当提起部件时瓦块不会落出。然而，重新装配时，为防
止平衡块错位，靠近水平接合面处的瓦块和平衡块应填塞浓的油脂，否则平衡块和瓦块有
卡住的危险，由于不灵活而引起两块或多块瓦块的过载。
推力轴承总的轴向间隙在“转子间隙图”中给出，此间隙可用过调整垫片得到。在轴承装
配后，可利用转动转子把转子从一端轴向极限位置推到另一端来检查间隙。在推力瓦块上
施加1.75kgf/cm
2
（合0.17MPa）的轴向压力以保证推力盘在瓦块上的正常位置。可用千分
表测量端部移动量。
在任何时间，推力轴承都充满润滑油。通过推力轴承外壳上半的两个接头连接从轴承
供油管供润滑油。当推力盘相对瓦块旋转时在每一瓦块与推力盘之间形成楔形油膜，楔形
的厚边在瓦块的前部（即逆旋转方向的进入边）。因此，由于推力盘的运动，油被带到支承
表面之间并保证这些表面的正常润滑，流入推力轴承的油流量，由装在推力轴承外壳上出
口管道上的两个节流螺钉来调整。
推力轴承在安装时，由调整螺钉、可移楔块、固定楔块和垫片和组成的止动件确定轴
承外壳的轴向位置。当需要得到转子在汽缸内的正确位置时，利用两个调整螺钉，一个向
里另一个向外移动楔块，从而改变推力轴承外壳的轴向位置。调整螺钉转一圈，推力轴承
外壳的轴向位置变动0.1mm。当调整时，应卸去锁紧线，并旋松防松螺母，使调整螺钉可
以转动。
轴承箱两侧的调整螺钉变动值应随同前部和后部的楔块变动值相应变动，但方向相反。
如转子端部千分尺指示转子不在正确位置，则可进行这种调整。当外壳一端的两个楔块调
整后给出转子的正确位置时，另一端的两个楔块必须紧紧地楔人以防止外壳在轴承箱内轴
向移动。在安装和维修期间，这种可调止动件的结构可以用来简化拆卸、装配等工作。可
移楔块的定位安装见图2-15。
图2-15 可移楔块的定位安装图
1-垫片；2-调整螺母；3-防松螺母；4-可移楔块；5-固定楔块；6-锁紧线
可移楔块在安装或检修后需要调整时，可按如下步骤操作：首先，调整推力轴承外壳
97
的轴向位置，使汽轮机转子正确就位，以达到在厂家提供的“转子间隙图”中所示的轴向间隙。
调整过程中要注意必须使推力盘和推力瓦块间的间隙与“转子间隙图”中所示位于推力盘的
同侧；向里移动可移楔块直到它们紧靠在外壳凸肩上，使外壳紧固在此位置并消除外壳在
轴承箱内的端部移位。
当调整楔块时，调整螺钉旋转一圈轴承外壳移动0.1mm，如要求的移动量约大于0.8mm，
则必须改变垫片和的厚度；顺时针转动调整螺钉使可移楔块朝轴承中心线方向向里移动；
反时针旋转右手侧调整螺钉，使推力轴承外壳向右侧移动；反时针旋转左手侧调整螺钉，
使推力轴承外壳向左侧移动。
在推力轴承的轴承座的每一侧都有一对调整螺钉和可移楔块。因此，为向发电机方向
移动推力轴承的外壳，如果向发电机端看，操作员站在推力轴承轴承座左侧的调整螺钉前，
反时针旋转左手侧的调整螺钉。操作员到推力轴承轴承座右侧并以相同的量反时针旋转右
手侧的调整螺钉，这样就在楔块和外壳凸肩得到间隙。操作员还站在推力轴承轴承座右侧，
顺时针旋转左手侧的调整螺钉，向里移楔块使推力轴承外壳向发电机端移动，对操作员来
说是向右移动。然后到推力轴承轴承座左侧，并顺时针旋转右手边的调整螺钉，靠着推力
轴承外壳凸肩向里移动楔块。在拧紧这些调整螺钉时，要确保外壳紧紧地固定在可移楔块
之间，以消除外壳在轴承箱内的端部移位。
在调整工作完成后，用千分尺通过在前轴承箱盖上的孔检验移动量。在进行调整时，
应向轴承供润滑油并投入盘车装置。
图中正、反推力瓦应分别保持同一尺寸，油封环间隙应按低压靠背轮预留高差进行修
正，使得上部间隙比下部间隙大约0.15~0.25mm左右，对轮连接后其上下间隙趋于一致。
为保证轴承工作的安全可靠，应监测运行时轴承温度和振动。支持轴承可倾瓦块和推
力瓦块装有测量巴氏合金温度的铂热电阻温度计。乌金材料允许在112℃以下长期运行，但
运行中各轴承金属温度不得超过90℃。轴承磨损不一定在巴氏合金温度测点区，所以监测
回油温度也是保证轴承安全运行的手段。支持轴承端部回油槽和推力轴承回油口都装有测
油温铂热电阻温度计，各轴承箱排油管上也装有温度计。回油温度升高标志着轴承工作出
现异常，应及时处理，回油温度过高，也容易使油质老化。任何运行条件下，各轴承的回
油温度不允许超过65℃，油温度上升到65℃报警，75℃时停机。
机组正常运行时，轴向推力向后，由位于推力盘后端（发电机侧）的工作推力瓦承受。
轴承振动是轴系各转子动平衡质量、安装质量和运行条件的综合考核指标。本机组规
定机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，
无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直横向双振幅相对振动值
应不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于
0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。影响600MW机组轴系运行稳定性的因
素很多，如转子本身的加工误差及变形量、转子对轮连接精度及连接质量、轴承的负荷分
配、轴承的装配质量以及通流间隙等等，都会对整个轴系的振动产生影响。此外，机组启
动之后的及时监测、维护及调整也对轴系的稳定运行起着重要的作用。为了监测轴系振动，
600MW机组在箱盖上都装有垂直方向的电磁式拾振器，振动信号接入集控室，以便于运行
98
人员随时监视。对转子通流部分的积垢进行彻底的清除，对改善转子的振动也是有益的，
因为这样不仅能有效提高机组的效率，而且能很好改善动叶片的气动性能，减少机组运行
中叶片的激振力，减小轴系的振动。
三、轴承箱
汽轮机轴承箱固定在基础台面上。机组安装前须基础顶面埋设沉降观测标志，以指导
汽轮机设备找平、找正。
在轴承箱和基础台板的滑动面间装有沿汽轮机中轴线方向的导向键（纵销），保证轴承
箱滑动时不改变轴心线的位置。在箱体水平中分面上，分别有两个支承高中压汽缸猫爪的
平台。轴承箱的中分面到基础台板的距离，在满足轴承箱内部件拆装需要的情况下（例如
主油泵）力求紧凑，使轴承箱在滑动时稳定性好。
前轴承箱和中低压轴承箱承受高、中压汽缸的静载荷及高、中压转子的静载荷和动载
荷。在机组热膨胀时可沿轴向自由滑动。箱体上设有供调节保护系统和润滑油系统安装时
使用的各种法兰接口。中低压轴承箱内设有2号和3号支持轴承、高中压转子相对胀差和
轴颈振动监测器，以及高中压转子和低压转子的钢性联轴器。
在汽轮机低压缸两个排汽缸的前后端部，各焊有一个锥形壳体的轴承箱。1号低压缸前
端焊接的是中低压轴承箱，1号低压缸后端和2号低压缸前端，分别焊接低压轴承箱的两部
分，两者用联系梁连在一起，2号低压缸的后端焊接后轴承箱。低压轴承箱装有3号和4号
支持轴承、轴颈振动和1号低压转子相对胀差监测器，以及两低压转子的联轴节和其之间
的连接短轴。低压后轴承箱装有5号和6号支持轴承、轴颈振动和2号低压转子相对膨胀
测量装置，以及低压转子和发电机转子的刚性联轴器。低压转子段的联轴器上套装有盘车
大齿轮，后轴承箱盖上装有盘车装置。
低压缸后端的轴承箱内还安装有联轴器罩壳，将联轴器和转子齿轮罩起来，外部喷油
冷却，可有效防止盘车齿轮摩擦鼓风发热而引起的轴承箱温度升高。各轴承箱均有轴承进
油管和排油管的连接法兰，便于机组油和路的连接。
为了防止从轴端汽封漏出来的蒸汽进入轴承箱中，使润滑油乳化，同时又防止轴承箱
中的润滑油甩出来，在主轴穿过轴承箱的地方装有挡油环和阻汽片。
四、顶轴装置
顶轴系统是汽轮发电机组的一个重要系统，它担负盘车或低速、轴承油楔油膜未形成
时，强制将转子轴颈顶起的任务。汽轮发电机组各轴承均设有高压顶轴油囊，由顶轴油泵
提供的高压油在油囊内形成静压油膜，强行将转子顶起，避免汽轮机低速转动过程中轴颈
和轴瓦之间的干摩擦，减少盘车力矩。对保护转子轴颈和轴承起着重要的作用。在运行时
顶轴油囊的压力为该点轴承的油膜压力，是监视轴系标高变化、轴承载荷分配的重要手段
之—。600MW机组，除东芝公司的机组无顶轴油系统，其他机组均需顶轴油系统。
东汽600MW超临界机组，顶轴系统向包括发电机轴承在内的8个轴承注入高压润滑油，
以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后，顶轴系统都能顺利投入运行。顶轴系统设计
99
成母管制系统，由顶轴装置和高压油管路及管路附件组成。其中顶轴装置主要由两台100%
容量高压容积泵（一台运行，一台备用）、反冲洗滤油器、双筒过滤器、板式过滤器、压力
继电器、溢流阀、单向节流阀等部套及不锈钢管、附件组成。
来自润滑油母管的油首先经过反冲洗滤油器，然后经过双筒过滤器进入高压油泵，油
泵出口均设有止回阀，以保证未启动的泵不会被反冲。油泵出口还设有旁路溢流阀，在实
际运行中，可调整溢流阀使顶轴油泵出口油压达到需要值，并限制母管油压以防止供油系
统油压超过最大允许值。为了确保顶轴油的清洁度，各泵出口均设有板式过滤器，其过滤
精度为
10μm
。在顶轴装置的前部是仪表盘，可监测各轴承的顶轴油压以及机组正常运行时
顶轴油囊处的油膜压力。为控制两台顶轴油泵的运行和切换，在两个板式过滤器后均设有
压力继电器，在油泵的进口管路上也设有压力继电器，以保证顶轴装置启动时具备要求的
入口压力。在反冲洗滤油器前后各设一压力表，以监测其压差大小，视情况对其清洗。顶
轴装置的压力油管及吸油管均采用套装油管方式。
压力油经过板式过滤器后，进入分流器，经单向节流阀、单向阀，最后进入各轴承。
调节单向节流阀可控制进入各轴承的油量及油压，使轴颈的顶起高度在合理的范围内。顶
轴装置的控制压力继电器是顶轴装置启停控制的关键设备。为保证顶轴油泵不受损坏，顶
轴油泵设置入口油压低的闭锁装置和滤网，顶轴油泵与主机之间设连锁。
顶轴装置工作正常与否的主要标志是顶轴油压力。启动后各顶起油压力应在规定范围
之内，若油压偏高说明转子未被充分顶起，高压油排油不畅，若油压偏低则表示高压管路
系统有漏油现象或油泵工作不正常。
当顶轴装置已启动，而轴尚未被顶起的瞬间，顶轴油的压力有瞬间升高的现象，但当
轴被顶起后，油压即下降而保持在某一稳定值，这时的压力才为正常顶起压力。顶轴油系
统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。故每一轴承
顶轴油管路中配置止回阀及固定式压力表。
第七节 盘车装置
一、盘车装置的作用
在汽轮机启动、冲转以前或停机以后，转子需要以一定的速度转动一段时间，进行直
轴或防止弯曲。使转子低速转动的装置，称为盘车装置。盘车装置是汽轮机必不可少的设
备。
在汽轮机启动的过程中，锅炉点火之前，凝汽器需具有一定的真空度，以便凝结锅炉
点火后通过旁路排入凝汽器的蒸汽，因此要启动真空泵抽真空。而抽真空之前，应先向轴
封供汽，以减轻真空泵的负荷。此时，汽缸内会漏入一些蒸汽。若转子静止不动，则由于
热蒸汽大部分滞留在缸内上部，使转子和轴封的上下部分受热不均，造成转子弯曲变形。
当机组冲转后势必产生很大的离心力而引起机组振动，甚至造成汽轮机动、静部分摩擦。
100
为了保证在轴封供汽后不使转子弯曲，必须在轴封供汽之前先投入盘车装置，以利于汽轮
发电机组顺利启动。
在盘车过程中，运行人员可仔细检查汽轮机动、静部分是否有摩擦；转子各部分的振
动是否在规定的范围之内；润滑油系统工作是否正常等等，以便在冲转前及时发现问题，
及时加以处理。
对于具有中间再热的大容量汽轮机，在机组启动时汽水损失很大，为了减少汽水损失，
在锅炉点火后就要通过汽轮机的启动旁路系统向凝汽器排汽。这样，汽轮机在冲转前，低
压汽缸的排汽口就要受到来自锅炉经启动旁路系统的蒸汽的影响，也会使低压汽缸产生上
热下冷的现象。如果转子静止不动，同样会造成转子弯曲而影响到机组的启动。因此，盘
车要在低压旁路系统投入前投运。
在汽轮机停机后，汽缸内尚有残留的蒸汽，汽缸和转子等部件还处于热状态，下汽缸
冷却较快，上汽缸冷却较慢，因此汽缸的上部和下部存在温差。如果转子静止不动，转子
必然会因上下温差而产生弯曲。弯曲的程度随着停机后的时间的增长而增加，到某个时间
达到最大值，以后随着部件冷却，上下温差减小，弯曲也逐渐减小，这种弯曲称为弹性热
弯曲。对于大型汽轮机，这种弯曲可以达到非常大的数值，需要经过近百个小时才能逐渐
消除。过大的上下温差，可能造成转子永久弯曲。转子弯曲不允许重新启动汽轮机。为了
防止停机后转子产生永久弯曲，且随时可以启动，当转速降至零时，必须使用盘车装置，
将转子不间断的转动，使转子四周温度均匀，防止转子发生热弯曲。较长时间的连续盘车，
可以消除转子因机组长期停运和存放或其他原因引起的非永久性弯曲。
二、盘车装置的性能和分类
根据汽轮机启停过程的特点，要求盘车装置既能在转子转速为零时投入盘动转子，又
能在蒸汽冲动汽轮机转子超过盘车转速后自动脱开，停止盘车，而且既能自动盘车，又可
手动盘车。
汽轮机的盘车装置，可以分为低速盘车（1.5~5r／min）装置和高速盘车（40~70r／min）
装置两种，这两种盘车装置在大型汽轮发电机组中都得到广泛的应用。高速盘车对停机后
减少上下缸壁和转子内部的温度差有利。但盘车转速提高，盘车装置的功率要增大。
在盘车转速下，轴承油膜尚未形成，为防止轴承在盘车过程中轴承产生干摩擦，减小
盘车功率，设置高压油顶轴装置，在盘车装置投人前将轴颈顶起0.03~0.04mm左右。
大、中型机组一般都采用电动盘车装置，它由电动机、减速器和离合器组成。常见的
电动盘车装置的离合器有螺旋轴式和摆动齿轮式两种。
有的机组配有液压盘车装置，由控制滑阀控制油缸的进油和排油，使其活塞往复运动，
通过活塞杆上的爪推动棘轮转动，带动盘车齿轮驱动机组转子低速转动。
三、盘车装置的结构及工作过程
东汽600MW超临界汽轮机采用低速盘车装置，盘车转速为1.5r／min，安装在汽轮机
低压后轴承箱侧边。在拆卸轴承盖或联轴器护罩时，无需拆卸盘车装置；在拆去或装上轴
101
承箱盖的情况下，均可盘动汽轮发电机组的转子；既能自动盘车，又可手动盘车。一种安
装于国产600MW汽轮机的盘车，装置的结构及其齿轮传动见图2-16。
图2-16 盘车装置及其齿轮传动
（a）装置结构图；（b）齿轮传动图
1-摆动板；2-盘车齿轮；3-轴；4-链轮；5-连杆；6-齿轮链；7-主动链轮；
8-操纵杆；9-手柄；10-操纵杆；11-涡轮轴；12-蜗杆；13-滤油网框架
该盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、
气动啮合装置等组成。盘车装置的壳体由钢板焊接而成，水平钢板支持电动机、链条壳体、
电动机支架、气动啮合缸、操纵杆、护罩等。它的下部焊有三块板，用来支撑蜗轮蜗杆、
齿轮等各种传动部件。
该装置采用SG71型、传动比为16的蜗轮、蜗杆。电动机轴上的链轮通过链条把力矩
传给蜗杆轴上的链轮。链条使用圆销式齿形链，其型号为C190-78N×35型，链宽为78mm，
内导式，长135节。链轮减速比为1.4。减速齿轮采用渐开线圆柱短齿齿轮，模数用8和12
两种。盘车装置的电动机为Y280S-6B3型三相异步电动机、功率为45kW、转速为980r／min。
盘车电动机为双轴头结构，第二轴头铣成对边宽为27mm的六方，用以手动盘车。为
102
了保护人身安全，电动机壳体上第二轴头端安装了一个电动机开关，用来控制电动机的启
动。当打开第二轴头的盖时，行程开关将会切断电源，电机将不会转动。气动啮合装置中
气缸是主要部件，它的活塞直径为40mm，行程为127mm。气动啮合缸的连杆和操纵杆相
联，活塞移动直接控制操纵杆的摆动。
润滑油管路用来为蜗轮、蜗杆及减速齿轮提供润滑用油。它安装在盘车装置壳体水平
板的下方，润滑油由平板上的进油口进入，然后经过喷嘴喷到所需润滑的部位。回油流向
轴承座底部，经回油管排出。盘车齿轮轴和齿轮衬套均由烧结多孔青铜制成，故不需润滑。
而蜗杆上的衬套及推力轴套则由润滑油管提供压力油润滑，蜗杆和蜗轮始终在油槽的油位
下啮合（油位是通过挡板的高度来保证的）。啮合小齿轮可在轴上转动，该轴装在两块摆动
板上，摆动板又以齿轮轴为中心摆动。
摆动板的内侧用连杆机构和操纵杆相连接，将操纵杆移到“投入”位置时，啮合小齿轮则
与盘车大齿轮（在低压转子联轴器上）啮合；将操纵杆移到“解脱”位置时，啮合小齿轮则退
出啮合。由于小齿轮旋转的方向及它与摆动板支撑点的相对位置设计合理，只要小齿轮对
盘车大齿轮施加转动力矩（小齿轮为施力齿轮），大齿轮的反矩总使它保持啮合状态。两块
挡块限制啮合小齿轮向盘车大齿轮移动的位置，限制轮齿的啮合深度。
当汽轮机冲转后，盘车大齿轮圆周速度高于盘车转速时（此时盘车大齿轮为施力齿’轮），
大齿轮轮齿所施加的转矩则使啮合小齿轮自动脱离啮合位置，盘车机构脱开。
该盘车装置可采用两种方法啮合：通过控制台上的按钮，接通电磁阀，控制气缸推动
啮合机构，使可摆动的小齿轮与盘车齿圈啮合；另一种方式是就地操作啮合手柄，使小齿
轮与盘车齿轮啮合。因为小齿轮和大齿轮啮合匹配精确，若未能啮合，当驱动电动机通电
转动时，或手动转动电动机时，能自动啮合。若啮合后的盘车装置断电停下不转，汽轮机
转子和齿轮就停在啮合状态，以便进行间断盘车。
有时，由于汽轮机转子的阻力矩波动，或驱动电动机的转速波动，使保持盘车装置啮
合的齿间压力很小，以及小齿轮和大齿圈调整不当，齿轮对中不准确，则会使盘车装置在
驱动过程中有自动脱离啮合的倾向。
为了在盘车时，可靠地保持啮合，在小齿轮保持在脱离位置时，保证小齿轮不会意外
地与联轴器上的大齿圈接触，设置了一个板弹簧将啮合杆保持在啮合位置。因此板弹簧机
构的特点是在有足够力的作用时，要能使其对摆动板的作用力反向，从而使小齿轮和啮合
杆组件既可保持在脱离位置，又可将其保持在啮合位置（不阻碍冲转后自动脱离啮合）。
在盘车装置运行中，若盘车电动机停机，因汽轮机转子的转动惯量巨大，电动机齿轮
机构比汽轮机转子减速快，这将产生一种过冲效应和力矩反方向，从而克服板簧机构的力
而使盘车装置脱离，不利于由连续盘车过渡到间断盘车。可以对板弹簧进行调节，以增加
或减少脱离位置和啮合位置时的保持力。调节的方法是：在摆动齿轮啮合时，改变板弹簧
的位置，改变弹簧力，使其保持力增加或减少。经过适当调节后，弹簧机构在各种力矩输
出条件下，均可保持啮合，而且使电动机停机后不会发生过冲效应。不论如何调节，在蒸
汽驱动汽轮机转子时，盘车装置应脱离大轴齿圈，脱离后，板弹簧以可靠的力把小齿轮保
持在脱离位置。
103
四、盘车装置的投入和切除
该盘车装置采用先使小齿轮啮合，再启动盘车电动机的启动方式，投入时冲击波动较
小。由于盘车转速较低，功率消耗也低，盘车正常运转时电流较小，功率余量相应增大，
有利于克服异常情况，能在个别轴颈未完全顶起时启动并进行盘车。在盘车运行过程中，
顶轴油泵应保持运转以保护轴承。
盘车电动机尾端接装臂长约200mm摇把，在高压油顶轴油压正常时，一个人即可通过
摇把实现手动盘车。
1、汽轮机停机时
将控制开关转到盘车装置的自动位置，以开始自动程序。此后，通常将控制开关留在
这个位置上。在控制开关处于“自动”位置，当转子转速降到600r／min时，自动程序电路将
起作用，对盘车设备提供充足的润滑油，并使顶轴装置投入运行。当转子停转时，“零转速
指示器”中压力开关将闭合，接通供气阀电源，打开供汽阀，向气动啮合缸提供压缩空气，
推动气动啮合缸的活塞向使齿轮啮合的方向移动，带动连杆拉动操纵杆向啮合方向摆动，
和操纵杆相连的连杆机构使杠杆板倒向啮合位置。当啮合小齿轮和盘车大齿轮啮合后，操
纵杆不再移动，啮合气缸的活塞也不再移动，但啮合气缸却继续沿反方向移动 （此时气动
啮合缸的弹簧座中的弹簧受到压缩），使固定其上的拨叉（见气动啮合缸）拨动弹簧座上的
限位开关，使得盘车电动机启动。如果此时啮合小齿轮与盘车大齿轮没能完全啮合，由于
盘车电动机的启动，亦会使其滑过一个齿而达到完全啮合，从而带动汽轮发电机转子在盘
车转速下旋转。零转速指示器的压力开关将被打开，而关掉进人啮合气缸的压缩空气，此
时，与操纵杆相连轴的挡块也会拨动固定在护罩上的一个限位开关的滚轮，切断供压缩空
气的电路。当需要停止盘车脱离啮合时，在盘车电动机断电情况下，将操作杆的手柄推向“脱
离”位置。若在推动手柄时感到阻力很大，可稍许用手盘动电机，减轻大齿轮对小齿轮的压
力，即可轻松的进行操作。不可在阻力很大时，强行操作手柄。
2、汽轮机启动时
在锅炉点火前，润滑油系统运行正常，向盘车装置送电，通过控制台上的按钮，接通
供气电磁阀，向啮合气缸供气，推动摆动的小齿轮与盘车大齿圈啮合；或就地操作啮合手
柄，使小齿轮与盘车大齿轮啮合，盘车装置投入运行。
在汽轮机冲转升速超过盘车转速时，由于涡轮涡杆的自锁，啮合小齿轮不可能随盘车
大齿轮转动，啮合小齿轮受向上的力矩而自动脱开。操纵杆在连杆机构移向脱开位置时，
将拉动气动啮合缸的活塞，直到活塞不再移动为止。此时零转速指示器的压力开关将关闭，
并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座
上的限位开关被拨叉拨到切断盘车电动机电源的位置，而与操纵杆相连的挡块会拨动固定
在护罩上的另一个限位开关的滚轮，从而停止提供压缩空气。当汽轮发电机转子升速到
600r/min时，自动程序将不起作用，使盘车设备停止运行，并切断供给盘车装置的润滑油，
同时使顶轴装置停止运行，整个盘车运行结束。
控制电路能在任何运动方式中做到从“自动”到“手动”的切换。
104
五、启停盘车时注意事项
（1）投入盘车前应先投入顶轴油泵，以减小静摩擦力，以利于启动盘车装置和保护轴
承；同时应对油路、电路做常规检查；操作之前打开盘车电源及进油管上的手动阀门，当
工作结束后关闭电源和进油管上阀门；盘车装置投入前，汽轮发电机转子应处于零转速状
态，即转速n≤1.5r／min。
（2）在盘车投入前，润滑油系统及顶轴系统工作应正常。润滑油压低于警戒值时，若
自动投入启动盘车不能正常工作，只能采用手动投入启动盘车。一般情况下不允许用“紧急
启动盘车”按钮启动盘车电动机。盘车装置的操作控制系统，除集控室外，机组旁就地也设
有一套，主要便于检修、排除故障、试验等情况下就近操作。为防止误操作引起事故，控
制线路设有互锁逻辑线路，即集控室控制和就地控制盘控制互锁，故盘车装置投运前，应
对操作地点进行确认。
（3）停机时，必须等转子转速降到零后，才能投入盘车，否则会严重损伤盘车装置和
转子齿轮。转速降到零之后应立即投入盘车，连续盘车到高压内缸下半调节级处内壁金属
温度降到200℃时，才可改用间歇盘车，降到150℃时才能停止盘车。
（4）汽轮机盘车期间，应监视汽缸膨胀值均匀减少，盘车电流、转子偏心度正常，润
滑油温度在27~35℃之间。因某种原因停运盘车后，再次投盘车前应先将转子盘动180°，
然后停留盘车停用时间的一半时间后，方可启动连续盘车。
（5）盘车装置啮合齿轮的润滑状况对其传动效果影响较大，因此盘车装置在运行过程
中，应经常对油路作常规检查，保证运行时油路畅通和油质清洁，以免堵塞电磁阀，应经
常对控制电路作常规检查，以保证操作准确可靠。
六、盘车装置的投入方式
该盘车装置的投入启动有以下四种方式，任何启动方式都要确认交流润滑油泵和顶轴
油泵已经启动，且油压正常；汽轮机转子转速低于1.5r／min，或等于零。
（1）零转速信号控制自动投入启动盘车装置。此方式适合于机组从500r／min以上工
况停机时自动投入启动盘车的情况。当机组从500r／min以上转速降至小于或等于1.5r／min时，
零转速信号发出，盘车装置将自动完成投入到连续盘车的全过程：零信号发出后，延时30s，
以确保转子转速低于1.5r／min，电磁阀通电，液压投入机构进油的同时，操作滑阀动作解
除油缸自锁，盘车摆动齿轮向转子上齿环摆动至接触，盘车电动机启动，齿轮啮合到位，
投入到位指示灯亮，电磁阀断电，进入正常连续盘车状态，正常盘车指示灯亮。在控制电
路中，另设有一延时电路，当电磁阀通电时开始延时，30s（可调整）后自动接通盘车电动
机电源，启动电动机。盘车运行过程中，要求顶轴油泵保持运转，以保护轴承。
（2）手控自动投人启动盘车装置。适用于一般情况，此时机组转速为零转速状态。选
择手动方式确认机组转子处于零转速状态，按下“盘车启动”按钮，电磁阀通电，盘车装置开
始自动投入。“盘车启动”按钮按下30s后，定时器动作，盘车电动机启动，盘车投入到位后，
电磁阀断电，正常盘车指示灯亮，手控自动启动盘车投入成功，进入正常连续盘车工作状
态。盘车运行过程中，同样要求顶轴油泵保持运转，以保护轴承。
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（3）手动投入启动盘车装置。适用于机组大修后盘车装置投入情况检查，或投人电路
发生故障、电磁阀发生故障及润滑油压低于0.08MPa但高于0.03MPa时，自动投入不能正
常工作等情况。
当电路有问题时，可用螺丝刀用力推压电磁阀尾部的外伸端，利用液压力量解除油动
机回转活塞自锁后松开螺丝刀，扳动手柄并用力推压，到齿轮接触推不动时再用手转动电
机使齿轮进入啮合，直到投入位置，盘车投入到位指示灯亮（此操作需得到厂家允许）。
当电磁阀有问题时，可卸下盘车装置上操纵滑阀顶端的螺塞或压力表，用螺丝刀或其
他细长圆杆件将滑阀推到底，然后扳动手柄并用力推压到齿轮接触推不动时，再用手转动
电机完成投入动作，按下“电机启动”按钮，启动盘车，正常盘车指示灯亮，进入连续盘车工
作状态。
（4）紧急启动盘车装置。该方式是以轴瓦发生额外磨损为代价的启动方式，仅用于机
组事故停机且顶轴油泵又不能正常投入而必须盘车的情况。盘车装置启动后，应尽快恢复
顶轴油压，减少对轴承的损伤。选择手动方式，按下“投入”按钮，待投入到位信号灯亮或
30s后（无论投入到位信号灯是否亮），按下“电机紧急启动”按钮，则盘车电动机启动，进
入盘车连续工作状态。
在异常情况下，如采用“紧急启动盘车”仍不能使盘车装置进入连续正常工作状态，则应
停止电动盘车，以避免盘车电机烧坏，此时应改用手动间歇盘车。
第八节 汽封及轴封系统
汽轮机在运行时，转子处于高速旋转状态，而静止部分如汽缸、隔板等固定不动，因
此转子和静止部分间需留有适当的间隙，以避免相互碰磨，然而间隙两侧存在压差时会导
致漏汽（气）。例如：隔板与转子的间隙处、动叶顶部与隔板的凸缘处及主轴穿出汽缸处的
间隙两侧，在运行中都存在压力差。级内间隙漏汽会使做功的蒸汽量减少，降低汽轮机的
循环内效率；轴端汽缸间隙漏汽（气），不仅降低效率，而且影响安全运行。
工作蒸汽流过汽轮机各级喷嘴叶栅时，压力、温度逐级降低，隔板两侧必有压差，隔
板内缘与转子之间的间隙也必然有蒸汽泄漏。当级内有反动度时，动叶片前后也存在压差，
其动叶顶部与汽缸壁面之间隙也会有蒸汽泄漏，这部分泄漏蒸汽不参与本级做功，是一种
能量损失，使级内效率降低。
汽轮机的转子必须穿过汽缸，支承于轴承上，在转子穿出汽缸处亦需有间隙，对于高、
中压汽缸的两端，汽缸内蒸汽压力大于外界的环境压力，部分蒸汽由此处的间隙漏出，造
成工质损失和能量损失，且可能进入轴承座，影响润滑油的质量和轴承的正常工作；对于
低压汽缸两端，由于汽缸内蒸汽压力小于外界的大气压力，在间隙处空气会漏人汽缸，最
终引起凝汽器真空下降，导致蒸汽作功能力下降，冷源损失增大，循环效率减小。
为减少级内间隙蒸汽泄漏和防止空气漏入，汽轮机各间隙部位需加装密封装置，通称
为汽封。在轴端动、静间隙处，除加装汽封外，还要设置轴封系统，以防止蒸汽漏出汽缸
106
和空气漏入汽缸。汽封的结构型式有多种，目前大型汽轮机普遍采用弹性迷宫式汽封。迷
宫式汽封由带汽封齿的汽封环、固定在汽缸上的汽封套和转子对应段上的环形凸肩组成，
汽封套内圈有T形槽，汽封环一般由6~8个汽封块组成，装在汽封套T形槽内，并与轴套
形成由相互配合的汽封梳齿和凸凹肩形成蒸汽的曲径通道和涡流室。
图2-17（a）为常见的几种迷宫式汽封结构，它们的工作原理相同，蒸汽在其中压力下
降的情况以及膨胀的过程见图2-17（b）和（c）。蒸汽流经汽封齿和相应的汽封凸肩形成的
狭窄通道时，反复连续被节流，逐步降压和膨胀加速，并在涡流室内通过摩擦将蒸汽的动
能转换为热量，被蒸汽吸收，比焓增大，使下一个间隙人口的初速度近似为零。由于汽封
前后的总压降（P
1
－P
2
）被分配给所有汽封齿，故每一汽封齿前后的压降仅为总压降的一小
部分。在汽封前后压差及漏汽截面一定的条件下，汽封齿数的增加，每个汽封齿前后压差
相应减少，流过每一汽封齿的流速就比无汽封齿时小的多；另外，汽封齿的端部厚度
很
薄（0.5mm左右），动、静间隙
可以较小（0.5mm左右），这就起到减少蒸汽的泄漏量的
作用。显然，汽封片的数目越多、汽封齿与转动部件的径向间隙越小，漏汽量越小。
图2-17 迷宫式汽封结构及工作原理
（a）常见的迷宫式汽封结构；
（a
1
）、（a
5
）平齿汽封；（a
2
）、（a
3
）、（a
6
）、（a
7
）高低齿汽封；（a
4
）、（a
8
）双低齿汽封
（b）迷宫式汽封中蒸汽压力下降图；
1-汽封套；2-轴
（c）蒸汽在迷宫式汽封中的膨胀过程
107
弹性迷宫式汽封的汽封环一般沿圆周分为4~6个弧段，安装在轴封体或隔板内壁“T”形
槽内；每段汽封环的“T”形外缘加工有安装弹簧片的槽，使汽封环弧段弹性支撑在“T”形槽
内，并留有足够的径向退让间隙，允许汽封环在槽内径向移动。汽封环的安装使蒸汽压力
将汽封环推向密封面，形成轴向密封。在正常情况，弹簧片径向压紧汽封环，使转子与汽
封环之间的径向间隙很小。若运行中汽封齿与转子发生接触，弹性汽封环可以径向退让，
防止汽封环与转子发生严重摩擦而造成转子弯曲。
动叶顶部的汽封，由于结构原因，通常用弧形汽封齿条镶嵌在间隙处静止的部件上。
迷宫汽封的汽封片尖部厚度很薄，当轴和汽封出现意外摩擦时，在轴几乎未被加热的
情况下，汽封片尖部就已被擦掉，故可以适当减小汽封间隙。检修时要仔细检查汽封环弹
簧的硬度和密封片的磨损及与转子的接触状况，如果汽封与转子之间的间隙变得过大，可
以取出更换。
汽轮机的汽封按安装位置的不同，可分为通流部分汽封、隔板汽封和轴端汽封。
一、通流部分汽封
动叶栅顶部和根部的汽封叫通流部分汽封，包括动叶顶部围带（复环）处径向、轴向
汽封和动叶根部处的径向、轴向汽封（见图
2-18），其作用是阻止蒸汽从动叶栅的两端
泄漏。超临界机组，无论是冲动式或反动式，
为提高经济性，此处汽封片齿数较多。通流
部分的汽封结构及间隙值随机组的不同而
变化。
为减少叶片上、下部的漏汽，需减小动、
静部分间轴向间隙。但间隙过小，不能适应
较大的相对膨胀。围带汽封径向间隙一般为
1.0mm左右。围带汽封和动叶根部处汽封的
轴向间隙为6.0mm左右。
二、隔板汽封
蒸汽在喷嘴流道内膨胀加速，隔板前后
存在压差，隔板与主轴之间又存在着间隙，
因此有一部分蒸汽从隔板前通过间隙漏到
隔板后面的汽室内。由于泄漏的蒸汽不是以
正确的角度进入动叶，不能对动叶作功，只
图2-18 隔板汽封和通流部分汽封
1-隔板汽封径向间隙；2-围带汽封径向间隙；
3-围带汽封轴向间隙
能扰乱动叶中汽流的流动状态，形成漏汽损
失，造成级效率降低。为减小该损失，一般在隔板内缘处加装汽封，即为隔板汽封。由于
汽封间隙的大小对漏汽量影响很大，所以不论在汽轮机设计，还是在汽轮机安装和检修中，
都应十分重视此处的间隙。
108
三、轴端汽封
转子穿过汽缸两端处的汽封称为轴端汽封，简称轴封，用以防止蒸汽漏出和空气漏入。
蒸汽从汽缸内漏出造成漏汽损失和污染环境，并且会加热近旁的的轴颈或冲进轴承座使润
滑油含水，油质恶化，从而恶化汽轮机的运行状况。空气漏入汽轮机的汽缸内影响凝汽器
的真空，增加抽气器的负担。两种情况均会导致机组效率下降。
高中压汽缸的轴封包括：高压后（机组前端）轴封，中压后（电机端）轴封及高中压
汽缸之间的轴封三部分。高中压缸轴封采用高、低齿“尖齿”汽封，在转子上车有若干环形凹
凸台，组成曲径式漏汽通道，以提高密封的效果，称高低齿迷宫式汽封。由于低压转子在
运行中相对胀差较大，低压汽缸的前端和后端轴封采用平齿迷宫式汽封，即汽封齿径向尺
寸相等，转子对应段上没有凹凸台。低压缸的两端轴封，在结构上是对称的。
四、轴封系统
汽轮机各汽缸端部装有轴封，虽然漏出的蒸汽和漏入汽缸的空气有所减少，但漏（气）
现象不可能完全消除。为彻底消除这种漏汽（气）现象，以保证机组的正常运转和回收工
质，汽轮机都装有轴封供汽及抽汽（气）的轴封系统。
（一）自密封系统的特点
汽封系统的设计原则要尽量减少漏汽损失，回收漏汽的能量，系统简单，自动化程度
高，以确保机组运行的经济性和安全可靠性，汽封系统的设计依据是汽轮机热力设计确定
的蒸汽参数。
600MW汽轮机均采用自密封汽封系统。自密封汽封系统是指在机组正常运行时，由高、
中压缸的轴端汽封的漏汽经喷水减温后作为低压轴端汽封供汽的汽轮机汽封系统。多余漏
汽经溢流站溢流至低压加热器或凝汽器。在机组启动或低负荷运行阶段，汽封供汽由外来
蒸汽提供。自密封汽封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能按机组汽封供汽要求自
动进行切换。
（二）自密封汽封系统的组成及主要设备
图2-19（见附录）所示为600MW汽轮机自密封汽封系统，该系统由轴端汽封的供汽、
漏汽管路，主汽阀和主汽调节阀的阀杆漏汽管路，中压联合汽阀的阀杆漏汽管路以及相关
设备组成。
1、自密封汽封系统调节阀
轴封供汽采用三阀系统，即在汽轮机所有运行工况下，供汽压力通过三个调节阀即高
压供汽调节阀、辅助汽源供汽调节阀和溢流调节阀来控制。高压供汽调节阀用于控制来自
新蒸汽供汽封用汽量；机组启动前，主汽阀前可能没有合适的汽压和汽量，因此在辅助汽
源供汽站前选用了两种汽源供汽，即：除机组本身的再热冷段蒸汽外，还增加了机组以外
的辅助蒸汽（来自启动锅炉或老厂母管汽）供汽，机组启动或低负荷运行时由辅助蒸汽经
辅助汽源站调节阀，进入自密封系统。溢流调节阀用以控制机组正常运行时溢流到低压加
热器或凝汽器的多余汽量。上述三个调节阀及其前后截止阀和必需的旁路阀组成三个压力
控制站。同时，为满足低压缸轴封供汽温度要求，在低压轴封供汽母管上设置了一台喷水
109
减温器，通过温度控制站控制其喷水量，从而实现减温后的蒸汽满足低压轴封供汽要求，
以避免汽封体和转子受热变形。
600MW汽轮机自密封汽封系统所有调节阀均采用气动（或电动）执行机构，由DCS
控制，即供汽母管的压力或温度信号通过变送器转换成4~20毫安电信号送到DCS（中央控
制），由DCS通过电—气定位器来控制各相关气动薄膜调节阀。目前，调节阀及执行机构
均采用进口件，性能稳定，运行可靠。
为保证主汽供汽站、辅助汽源站在机组正常运行中始终处于热备用状态，特在调节阀
前设有带节流孔板的旁路，正常运行时，汽封供汽母管中蒸汽经带节流孔板的旁路进入压
力控制站，使之保持热备用状态。
2、汽封加热器和轴封风机
系统中设置有一台卧式汽封加热器以回收漏汽的热量和工质。同时，配置二台离心式
轴封风机（一台运行，一台备用）以建立轴封抽汽腔室的微负压。
（1）汽封加热器
汽封加热器是一个热交换器，用来将轴封或阀门漏汽来的汽气混合物中蒸汽凝结，从
而回收工质并在各轴封腔室建立微负压，由装在汽封加热器顶上的轴封风机将不凝结气体
排出。一般采用主凝结水作为冷却介质。
汽封加热器采用卧式U形管表面式换热器，管子材料采用不锈钢管，管子与端管板的
连接用强度胀接加密封焊。管束向U型管端自由膨胀。
水室上的主凝结水（冷却水）进、出管应可以互换。壳体内的水位设指示器及监视装
置，对于卧式换热器，必须特别注意蒸汽凝结水不得淹没冷却管，否则会使传热恶化。
工作时，主凝结水由进水室、冷却管、再经U型管转向出水室，汽气混合物进入壳体
后，在管外迂回流动，通过管壁将热量传递给主凝结水，混合物中的蒸汽凝结成水，部分
剩余蒸汽和不凝结气体由轴封风机排出。
（2）轴封风机
采用离心式风机作为汽封抽气设备来抽吸经汽封加热器冷却后剩余的汽气混合物，并
使汽封加热器内维持一定的负压。具有系统简单、操作方便、运行可靠、经济性好等优点。
轴封风机是一种高扬程，小流量的离心式通风机。风机的扬程（或称全压升）以取8kpa
为宜。轴封风机的容量理论上应根据汽轮机轴封和阀杆密封处漏入汽封加热器的空气量和
不凝结气体量来确定。风机进口汽气混合物的温度要求不超过70℃，此时，汽气混合物中
的蒸汽含量占10％左右。轴封抽风机与电动机无论是单独放置还是安装在汽封加热器的壳
体上，均应有公共底盘。风机的进口必须高于汽封加热器的汽气混合物出口管，它们之间
的连接管要求尽量平直和短近。轴封风机的进出口处应装设碟阀，以调节汽封加热器内的
真空度。风机的进、出口管道和阀门的重量不应作用在风机上。风机的本体和管道的低位
点必须设置疏水管。
3、其他设备
为防止杂质进入轴封汽封，在各供汽支管上装有Y型蒸汽过滤器。
系统供汽母管还设有一只安全阀，安全阀整定压力为0.24MPa（a），可防止供汽压力过
110
高而危及机组安全。
（三）自密封汽封系统的启动和要求
这里主要介绍采用气动执行机构调节阀的600MW汽轮机自密封汽封系统。
1、启动准备
（1）关闭各压力调节站，接通供汽汽源，调节站前供汽管道暖至过热温度。
（2）确认系统仪器仪表正常。
（3）确信汽轮机盘车已投入。
（4）凝结水再循环已建立。
（5）打开各压力调节阀及温度调节阀前后的手动和电动截止阀。
（6）接通调节阀供气气源（气源为0.4～0.7MPa（绝对）的仪表用压缩空气），以及相
应的供电电源。
（7）开启汽封加热器冷却水（凝结水）管路手动闸阀，汽封加热器投入运行。
（8）开启轴封风机，开启风机进气管路手动蝶阀，风机正常投入（只投一台，另一台
备用），汽封回汽管路维持负压，压力调整至约95～99kPa（绝对）。
2、启动
（1）冷态启动
①冷态启动采用辅助汽源站供汽。
②确认主汽供汽站和溢流站调节阀关闭后，开启辅助汽源供汽站供汽管路上的电动截
止阀，供汽系统正常投入，并按下述步骤自动运行：
a、盘车、冲转及低负荷阶段
汽封供汽来自辅助汽源，供汽母管压力维持在0.124MPa（绝对）。
b、25％负荷到60％负荷阶段
当机组负荷升至25％额定负荷时，此时再热冷段已能满足全部汽封供汽要求，供汽由
再热冷段提供，并自动维持供汽母管压力0.127MPa（绝对）。
c、60％以上负荷阶段
当负荷增至60％以上时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所
需的供汽量。此时，蒸汽母管压力升至0.130MPa（绝对），所有供汽站的调节阀自动关闭，
溢流站调节阀自动打开，将多余的蒸汽通过溢流控制站排至汽机侧8号低压加热器。若8
号低压加热器事故或停运，可将多余蒸汽排至凝汽器。至此，汽封系统进入自密封状态，
汽封母管压力维持在0.13MPa，正常运行时应关闭再热冷段管路上电动截止阀。
（2）热态启动
①若机组有符合温度要求的辅助汽源，汽封供汽由辅助汽源站供给。若机组辅助汽源
的参数达不到要求，汽封供汽由高压汽源站供给。
②确认辅助汽源供汽站和溢流站调节阀关闭后，开启主汽供汽站供汽管路上的电动截
止阀，供汽系统正常投入，并按下述步骤自动运行：
a、盘车、冲转及低负荷阶段
汽封供汽来自主汽供汽站，供汽母管压力维持在0.118MPa（绝对）。
111
b、25％负荷到60％负荷阶段
当机组负荷升至25％额定负荷时，此时再热冷段己能满足全部汽封供汽要求，供汽切
换成由再热冷段提供，并自动维持供汽母管压力0.127MPa（绝对）。
c、60％以上负荷阶段
当负荷增至60％以上时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所
需的供汽量。此时，蒸汽母管压力升至0.13MPa（绝对），所有供汽站的调节阀自动关闭，
溢流站调节阀自动打开，将多余的蒸汽通过溢流控制站排至汽机侧8号低压加热器。若8
号低压加热器事故或停运，可将多余蒸汽排至凝汽器。至此，汽封系统进入自密封状态，
汽封母管压力维持在0.13MPa，正常运行时应关闭再热冷段管路上电动截止阀。
（3）机组甩负荷
机组甩负荷时，分以下两种情况处理：
a、若机组有符合温度要求的备用辅助汽源，汽封供汽母管压力降至0.124MPa，溢流调
节阀关闭，汽封供汽由辅助汽源站供给。
b、若机组无备用辅助汽源或辅助汽源的参数达不到要求，此时辅助汽源和再热冷段
供汽不能利用，必须关闭辅助汽源站调节阀前的电动截止阀，汽封供汽母管压力降至
0.118MPa，溢流调节阀早已自动关闭，高压供汽调节阀自动打开，供汽由主汽供汽站即高
压汽源调节站供给。
（4）温度调节站的投运
在所有运行工况下，温度调节站均自动维持低压汽封腔室处温度在 121～177℃范围。
（5）旁路阀的投运
当辅助供汽调节阀的节流压力低于额定值的25％时，或汽封磨损后启动汽轮机时，为
了获得足够的蒸汽流量来密封汽轮机，开启辅汽站旁路阀以补充蒸汽，当节流压力高到能
自动保持汽封用汽时，旁路阀关闭。如果旁路阀仍开启着，剩余蒸汽将通过溢流阀自动排
入低压加热器或凝汽器。这种情况对汽轮机运行无任何影响，但将使电厂效率略有降低。
（6）蒸汽温度要求
①汽轮机辅助蒸汽参数的要求见表2-15：
表2-15 汽轮机辅助蒸汽参数
序号
1
2
用途
暖机
汽轮机汽
封
蒸汽压力（MPa）
0.588~0.784MPa
温度（℃）
约150~260
约208~375
约150~260
用于
冷态启动
热态启动
冷态启动
辅助蒸汽联箱
汽源
②汽轮机汽封温度要求
为了限制汽封蒸汽温度和汽轮机转子温度的不协调，供汽温度必须满足要求。
通常在绝对压力为0.127MPa的汽封母管中，汽封蒸汽温度允许比金属温度高167℃或
低于167℃。
112
汽封蒸汽和转子的温差过大，会引起汽封区转子表面高的热应力，每一热应力循环损
耗一部分金属交变寿命，而转子上温差过大的重复出现会引起转子表面的热疲劳裂纹；同
时，温差过大将引起转子和静子部件间过大的胀差。
③具体的蒸汽温度要求
汽轮机冷态时（当汽轮机第一级外壳温度低于150℃）：
汽封母管压力下的最高蒸汽温度为260℃，汽封母管压力下的最低蒸汽温度为150℃。
汽轮机热态时（当汽轮机第一级外壳温度高于150℃：
汽封母管压力下的最高蒸汽温度为375℃，汽封母管压力下的最低蒸汽温度为208℃（汽
封漏汽的最高温度减去167℃）。
上述参数要求见图2-20。
图2-20 汽封蒸汽的温度允许范围
3、事故调整
（1）为了防止系统发生供汽超压事故，在供汽母管上设置了整定压力0.24Mpa（a）的
113
带散热器弹簧全启式安全阀。为保证安全运行，在汽封供汽母管上应装设超压声光报警装
置，报警压力为0.2MPa，以便对系统运行进行监视。
（2）汽封回汽压力调整
如果系统在运行过程中发现汽缸轴端漏汽，可以通过调节轴封风机的风门来保证汽封
回汽腔室维持一定负压，约95～99kPa（绝对）。
（3）当供汽站和溢流站调节阀故障时，可利用调节阀手轮及旁路阀对系统进行操作。
（4）在非正常工况情况下，如供汽调节阀旁路通道被开启，或供汽站调节阀处于开启
状态，从而导致超过需要的蒸汽经供汽站进入供汽母管，不论哪一种情况，溢流调节阀将
自动打开，如果溢流调节阀同时也发生故障，可打开溢流站旁路上的电动闸阀。
4、系统停运
（1）确信汽轮机处于停机盘车阶段。
（2）切断全部供汽管路电动截止阀。
（3）切断减温站进水口手动阀及旁路手动阀。
（4）切断汽封调节阀压缩空气气源、电源。
（5）确信所有疏水点畅通。
（四）汽封管道的安装和运行注意事项
1、为了保证系统安全运行，主汽供汽站、辅助汽源站其调节阀为气关式；温度调节站、
溢流站调节阀为气开式。目前，600MW汽轮机自密封汽封系统各调节阀阀体、执行机构、
定位器等元件制造厂已整定调整好，在现场安装时不需拆卸。
2、各蒸汽供汽控制站在阀后低位点应设疏水管，疏水管经φ5节流装置进入凝汽器。
3、喷水减温器后应设置疏水点，其位置应在喷水后至少2.5m处，疏水经φ5节流装置
进入凝汽器。
4、喷水减温器喷水部分距低压汽封的最近距离为13～15m，喷水后提供5m以上的直
管段，其管径应与喷水减温器壳体的直径相同。
5、汽封系统的供汽调节站以前的管道应朝汽源（主蒸汽、辅助蒸汽和再热冷段蒸汽）
方向向下连续倾斜，倾斜率为1／50。如果这些管道没有倾斜连接到蒸汽源上，则在每个阀门
的入口侧必须设有一疏水管，以防止水的积聚。这一疏水管必须是装有节流孔的连续疏水管。
6、所有汽封供汽管道应朝汽封压力调节站方向向下连续倾斜，斜率1／50，如果此管
道系统中有低位点，应采用装有节流孔的连续疏水管，将疏水排到凝汽器。
7、所有汽封和阀杆漏汽的汽—气混合物管道应朝汽封加热器方向倾斜，斜率 1／50。
如果此管道系统中有低位点，应设置疏水点，并将疏水排至凝汽器。
8、汽封加热器的蒸汽凝结水通过水封管排至凝汽器。
9、轴封风机排风管在垂直上升以前，从轴封风机起应有一向下的坡度到一低位疏水点，
运行时，必须保证疏水畅通。两台风机（其中一台备用）并联连接。
10、供汽管道上的蒸汽过滤器应安装在水平位置。
11、各气动调节阀压力控制信号取自供汽母管，温度控制信号应取自汽封腔室，若由
于布置等原因，喷水减温器后的温度测点需布置在母管上，则测点距减温喷水部分不小于
114
7.1m。力求靠近汽封腔室。
12、同一去处的蒸汽管道可以合并，但管径需足够。
13、所有管道应按规定进行吹扫，并保证清洁。系统中管道和设备分别按JB／
T4058-1999《汽轮机清洁度》中洁-3和洁-2执行。
14、备用的一台轴封风机进口门一定要关闭。
15、蒸汽过滤器应经常清洗。
16、管道内介质温度低于400℃，采用20号钢管；高于400℃，采用合金钢管。
（五）各控制站调节阀整定和运行情况如下表2-16
表2-16 控制站调节阀整定值
汽封母管压力
MPa
0.124
0.127
0.13
0.118
0.118
高压汽源控制站
关闭
关闭
关闭
打开并调节
打开并调节
辅助汽源控制站
打开并调节
打开并调节
关闭
关闭
关闭
溢流控制站
关闭
关闭
打开并调节
关闭
关闭
运行状态
抽真空阶段（冷态启动）
~25%负荷
自密封
甩负荷
抽真空阶段（热态启动）
注：表2-15中阀门整定压力值，仅供现场调整时参考。电厂可根据实际运行情况，适当调整压力整
定值，直至高、中、低轴封均不出现冒汽且不影响真空为合适。
5、常见的故障及处理措施见表2-17。
表2-17 轴封系统常见故障及处理
故障 故障原因
1、供汽调节阀关闭不严。
轴封供汽母管压力偏高 2、外界汽源进入系统。
3、轴封处不明泄漏点。
故障简单处理措施
1、检查调节阀控制信号，核查阀门的严密性，
确认不严密后，通知制造厂或配套厂。
2、查明外界汽源，并切断外界汽源。
3、查找轴封附近的泄漏点
1、开启轴封风机出口阀门。
1、轴封风机出口门关闭。
2、轴封加热器冷水量偏小。
轴封处冒汽 3、汽-气混合物回汽管路布置不
合理。
2、调整轴封加热器冷却水量，使汽封加热器
内压力不大于95kPa(a)。
3、汽-气混合物回汽管路向汽封加热器方向
连续倾斜，斜率1/50，且进入汽封加热器入
4、保持低位点疏水畅通。
1、减温器喷嘴堵塞。
低压供汽温度高 2、滤水器堵塞。
3、喷水调节阀不能正常工作。
低压供汽温度低 1、喷水调节阀关闭不严。
1、清理喷嘴。
2、清洗滤水器。
3、检查调节阀动力电源及控制信号。
1、检查调节阀动力电源及控制信号。
2、调节阀是否内泄漏，若是，请与制造厂或
配套厂联系处理措施。
4、汽-气混合物低位点疏水不畅。 口管段时，不得从管段下方进入。
115
第九节 汽轮机本体疏水系统
汽轮机组在启动、停机和变负荷工况运行时，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触，受
热或被冷却。蒸汽被冷却时，若蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度，部分蒸汽凝
结成水，若不及时排出，它会存积在某些管段和汽缸中。运行时，由于蒸汽和水的密度、
流速都不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道
振动，产生巨大噪声，污染环境；严重的会使管道产生裂纹，甚至破裂，而且一旦部分积
水进人汽轮机，将会使动叶片受到水的冲击而损伤，甚至断裂，使金属部件急剧冷却而造
成很大的热应力，不对称的热应力使大轴弯曲，甚至永久变形。
为了有效的防止汽轮机进水事故和管道中积水而引起的水冲击，必须及时的把汽缸和
蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。同时还可以回收洁净的凝结水，提
高机组的经济性。因此，汽轮机都设置有本体疏水系统，它一般包括汽轮机的高、中压自
动主汽阀前后、各调节汽阀前后、内外缸及抽汽止回阀前后、轴封供汽母管、阀杆漏汽管
以及汽缸螺栓加热联箱等的疏水管道、阀门和容器。
运行中，由于上述各疏水点的压力不同，需把各疏水按压力等级通过疏水阀分别引到
各疏水联箱，然后通过疏水扩容器扩容，部分疏水蒸发成为低压蒸汽，输人凝汽器喉部，
未蒸发的疏水降温后聚集在扩容器的底部，用疏水管接到凝汽器热井。
汽轮机本体疏水系统目前国内有如下几种形式：
（1）汽轮机本体疏水按高、中、低压三种参数分别接人3台高、中、低压本体疏水扩
容器，疏水经扩容器扩容后分汽水两侧进入凝汽器。这种疏水方式与直接向凝汽器疏水相
比，由于在扩容器内完成了汽水分离，可避免对凝汽器喉部和热井的水冲击，而且由于阀
门集中，便于控制，使检修和维护方便，其缺点是需配置专用的疏水扩容器，汽轮机房布
置较为拥挤。
（2）汽轮机本体疏水按不同压力分别用管道连接于疏水母管，然后进入凝汽器。这种
疏水方式省去了本体疏水扩容器，使系统简单，管道布置整齐美观，阀门布置集中，便于
管理，但在疏水母管与凝汽器的接口处存在较大的温差和热应力，严重时使凝汽器外壳产
生裂纹。
（3）汽轮机本体疏水经不同压力的疏水母管引至凝汽器背包式扩容器（其上部接有喷
水冷却装置），扩容降温后进人凝汽器。
（4）汽轮机本体疏水系统的各疏水母管接至紧贴在凝汽器外侧的本体疏水扩容器，扩
容降温后汽、水分别进入凝汽器。
东汽600MW超临界汽轮机本体疏水采用上述第4种方式，整个疏水系统由疏水分管、
母管、自动疏水阀、疏水孔板或节流组件、疏水扩容器及其连接到凝汽器的排水管和排汽
管，以及各种消能装置和挡水板等组成。
各不同压力疏水按压力的高低经各疏水孔板或节流组件分别汇集于疏水母管，并通过
疏水喷管或疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后蒸汽进入凝汽器喉部，水进入凝汽器热
116
井。本体疏水系统见图2-21（见附录）。
汽轮机所有的疏水阀启闭须遵守以下几点原则：
（1）在汽轮机停机后到被完全冷却之前一直打开。
（2）机组启动和向轴封供汽前必须打开。
（3）当机组升负荷时仍保持开启状态，当负荷升到15%额定负荷时，关闭疏水阀。
（4）当机组降负荷时，负荷降到20%额定负荷时，打开疏水阀。
（5）在主要疏水阀打开之前，避免破坏真空，但这个建议不适用于在危急情况下需要
立即破坏真空的情况，也不适用于用户的主蒸汽管道的疏水阀。
第十节 润滑油系统
汽轮机发电机组的油系统属于汽轮机的辅助系统，也是电站的主要辅助系统之一，主
要用于向汽轮发电机组各轴承、盘车装置提供润滑油、向转子连轴器提供冷却油、向调节
保安部套提供压力油和安全油、向发电机氢密封空侧提供密封用油以及为顶轴装置提供充
足的油源；担负了机组的启动、停机过程中盘车暖机和均匀降温时转子的顶起需要，并同
时具有油品的净化与储存功能。汽轮发电机组油系统主要由润滑油系统、油处理系统、顶
轴系统等三个系统组成。
本节介绍东汽600MW超临界汽轮机的润滑油系统。
一、润滑油系统作用
润滑油系统（见图2-22见附录）是汽轮机油系统中最重要的系统，是汽轮发电机组启
动、运行、停机过程中必须投运的系统。在600MW机组中，润滑油系统一般采用主油泵—
油涡轮供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力油作为油涡轮的动力油，驱
动油涡轮工作，通过油涡轮作功后其油压下降以作为各轴承的润滑油。油涡轮从油箱中吸
油并供主油泵。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承及盘车装置提供润滑油、向调
节保安部套提供压力油和安全油、向发电机氢密封空侧提供密封用油以及为顶轴装置提供
充足的油源，同时系统还向汽轮发电机组转子连轴器提供冷却油。系统工质一般为ISOVg32
汽轮机油，在高热地区为ISO Vg46汽轮机油。
二、润滑油系统设备
润滑油系统主要由主油泵(MOP)、油涡轮(BOP)、启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)、
直流事故油泵(EOP)、集装油箱、冷油器、切换阀、排烟装置、顶轴装置、油氢分离器、
低润滑油压遮断器、双舌逆止阀、套装油管路、油位指示器及连接管道，监视仪表等设备
构成型材焊制而成的矩形容器，为了承受油箱自重、润滑油及设备的重量，底部焊有工字
钢及支持板，外侧面和外端面焊有加强肋板，盖板内侧面也焊有肋板以加强刚性，保证箱
盖上的设备正常运行。油箱顶部四周设有手扶栏杆。油箱盖板上装有一台启动油泵(MSP)、
117
一台辅助油泵(TOP)、一台直流事故油泵(EOP)，油箱的油位应保证三台油泵吸入口浸入油
面下并具有足够深度，保证油泵足够的吸入高度，防止油泵吸空气蚀。紧靠直流事故油泵
(EOP)右侧有一人孔盖板，盖板下箱内壁设有人梯，便于检修人员维修设备。人孔盖板右
侧油箱顶部是套装油管接口，此套装油管路分两路：一路去前轴承箱、另一路去后轴承箱
及电机轴承，避免了套管中各管的相互扭曲，使得油流通畅，油阻损失小。
套装油管接口前是滤网盖板，盖板下的油箱内装有活动式滤网，滤网可以定期抽出清
洗、更换。这样，经回油管排回油箱的油从油箱顶部套装油管回流回油箱，在油箱内经箱
壁、挡板、内管消能后，流向滤网，这样可使回油造成的扰动较小，由回油携带的空气、
杂质经过较长的回油路程，能充分地从油中分离出来，保证油质具有优良的品质。
在油箱顶部还装有一台油烟分离器，包括排烟风机和油烟分离器，两者合为一体，排
烟口朝上，用来抽出油箱内的烟气，对油烟进行分离，油流则沿油烟分离器内部管壁返回
到油箱。
在油箱内部装有内部管系，用以连接启动油泵（MSP）、辅助油泵（TOP）、直流事故
油泵（EOP）、双舌逆止阀等相关设备，并同时留有与外部的套装油管道相连的接口。
在油箱侧部及端部开设了连接其他设备的接口及事故放油口、油箱溢油口、滤网排污
口等。
油箱上开设了有关的压力及温度测点，用来监视油系统及各设备运行情况。
油箱盖上的人孔盖板为推拉式，以方便维修人员进入油箱检修。
2、主油泵（MOP）
主油泵为单级双吸离心式油泵，安装于前轴承箱内，通过齿形连轴器直接与汽轮机主
轴联接，由汽机转子直接驱动。它为油涡轮提供动力油。
3、启动油泵（MSP）
启动油泵用于机组启动过程中，机组转速低于3000r/min时，油涡轮无法正常工作，
也无法向主轴泵正常供油时，向主油泵入口提供油原。其主要参数为
设计扬程：22.4m
电机功率：45kW
4、辅助油泵（TOP）
辅助油泵在汽轮机组启动、停机及事故工况时向系统提供润滑油，其主要参数为：
设计扬程：35.8m
电机功率：55kW
额定流量：4685L/min
额定电压：AC380V
额定流量：6300L/min
额定电压：AC380V
5、直流事故油泵（EOP）
直流事故油泵在机组事故工况、系统供油装置无法满足需要或交流失电的情况下使用，
提供保证机组顺利停机需要的润滑油。其主要参数为：
设计扬程：31.4m
电机功率：40kW
6、冷油器
油系统中一般设有两台冷油器，根据每个工程的要求，可以配置板式冷油器，也可配
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额定流量：3820L／min
额定电压：DC220V
置管式冷油器。一台运行，一台备用。它以闭式(或开式)冷却水作为冷却介质，带走因轴
承磨擦产生的热量，保证进入轴承的油温为40~45℃。
7、排烟装置
系统中设有一台油烟分离器，安装在集装油箱盖上。该装置使汽轮机的回油系统及各
轴承箱回油腔室内形成微负压，以保证回油通畅，并对系统中产生的油烟混合物进行分离，
将烟气排出，将油滴送回油箱，减少对环境的污染，保证油系统安全、可靠；同时为了防
止各轴承箱腔室内负压过高、汽轮机轴封漏汽窜入轴承箱内造成油中进水，在油烟分离器
上设计了一套风门，用以控制排烟量，使轴承箱内的压力维持在微负压。
8、切换阀
切换阀为筒状板式结构，可使两台冷油器互切换。润滑油从切换阀下部入口进入，经
冷油器冷却后，由切换阀上部出口进入轴承润滑油供油母管，阀芯所处的位置决定了相应
冷油器投入状况。在切换阀内的密封架上设置了止动块，用以限制阀芯的转动，当手柄搬
不动时，表明切换阀已处于切换后的正常位置，此时应压紧扳手，使阀芯、手柄不得随意
转动。
9、套装油管路
套装油管路是将高压油管路布置在低压回油管内的汽轮机供油、回油的组合式油管路，
是将集装油箱内的润滑油及顶轴装置来的压力油输往汽轮发电机组各轴承，并将其回油送
回集装油箱。套装油管路为一根大管内套若干根小管的结构，小管道输送高压油、润滑油、
主油泵吸入油，大小管道之间的空间则作为回油管道。这样既能提高电站油系统的防泄漏
能力、防火能力，又可简化电站布置，从而提高机组运行的安全可靠性。套装油管路主要
由管道接头、套管、弯管组、分叉套管、接圈等零部件组成，在制造厂内分别按分部套、
零件加工，最后运到现场组装而成。
10、油涡轮(BOP)
油涡轮工作原理是高能流体对油轮机做功(油轮机原理参阅水轮机原理)，使油轮机转
动，带动油泵对低能流体做功(油泵原理参阅水泵原理)，使其达到所需要求。油涡轮在现
场第一次运行时，要对油涡轮进行调试来满足各油压的要求，油涡轮的调试应在汽轮机转
速为3000r／min时进行，通过调整油涡轮上的节流阀、旁路阀、溢流阀的开度，由于三个
阀门的作用有相互影响，所以三个阀门应配合调整，调试应以运行平台汽轮机前箱的三个
就地压力表指示的读数为准，这三个压力表分别表示主油泵入口油压、主油泵出口油压、
润滑油母管油压。当三个压力指示都符合设计要求时，调整结束，这时要对三个阀进行锁
死，以后不再动作。
三、润滑油系统运行
1、润滑油系统的冲洗
润滑油系统安装完后，在系统中不可避免的有杂物，同时管道内也有氧化皮等，为了
保证轴承的安全性，在系统投运前必须对系统进行清洗。油冲洗的主要目的是采用一种安
全可靠的方法清除所有可能进入油系统中的外部有害物质(诸如各种碎渣、焊渣、硬屑、软
119
屑、铁锈、土、砂、泥、油漆、纤维、碎布、纸屑及木块)并且花费的时间最短，支出费用
最低。第二个目的是验证所有管路和相关设备是否安装正确，查明并消除泄漏，试验调节
件如油调节器、卸放阀、运行油压、开关等设备是否安装正常。油冲洗的常用方法有：高
速循环热油法、油温变化、振动或锤击管道、注空气。每种方法都有自己的优缺点，在特
定地点，一些方法更有效。完整的冲洗程序通常是几种方法综合运用。
2、启动
系统启动前，应确认系统中油质满足启动运行清洁度要求，油箱油位在最高油位。当
油箱内油温低于35℃时，关闭冷油器的冷却水，加热油温到35℃，启动辅助油泵(TOP)，
开启排烟风机，强制润滑油系统进行循环，待油温达到38℃后，开启冷油器冷却水阀，冷
油器投入运行，启动顶轴装置油泵，将各轴承的轴颈顶起高度调整到设计要求，即可投入
盘车装置，机组油系统具备启机条件，启机时启动启动油泵(MSP)，当机组转速达到2000r
／min时，可切除顶轴装置。
在机组启动前应先启动启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)，在机组升速期间，启动油泵
(MSP)、辅助油泵(TOP)应正常工作，供机组润滑油。机组达到3000r／min，定速且各油压
正常稳定后可停运启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)。首次启动或润滑油压、主油泵供油压
力达不到要求时，需要调整油涡轮的节流阀、旁通阀和溢油阀，使其达到系统要求。
3、正常运行
当机组正常运行时，系统中所有高压油均由位于前轴承箱内的主油泵提供。主油泵出
来的高压油作为油涡轮的动力油源。油涡轮吸油取自于油箱，油涡轮为主油泵提供油源，
并且向机组各轴承及盘车装置和氢密封系统供油，作润滑、冷却、密封用。在机组正常运
行时，需根据润滑油母管油温，调整冷油器的水量，控制轴承进油温度于规定值内。
机组甩负荷前，启动辅助油泵(TOP)和启动油泵(MSP)，以备使用。
4、停机
当机组正常或事故(打闸或跳闸)停机时，需在汽机转速下降到 2850r／min之前，启动
辅助油泵，当汽机转速下降到2000 r／min时，启动顶轴装置。如辅助油泵一旦失效，应
联动事故油泵保证安全停机。机组盘车期间，停盘车后方能停顶轴装置和辅助油泵。
四、润滑油系统维护
机组正常运行时，如果主油泵出口油压低于1.205MPa，应启动启动油泵(MSP)，查明
原因，作好停机准备。
辅助油泵(TOP)、与润滑油母管压力信号之间，应有联锁保护。汽机正常运行时，轴
承进油管的油压力为0.137～0.176MPa。当润滑油压降至0.115MPa或主油泵(MOP)出口油
压低于1.205MPa时，报警并启动辅助油泵(TOP)，如辅助油泵(TOP)启动后，油压继续下
降，当润滑油压降至0.105MPa时，应启动直流事故油泵(EOP)并立即打闸停机检查系统油
压降低的原因。以上压力值为运行平台母管油压表压，如压力测量位置不同应考虑相应的
压差。每半个月必须作一次低油压联锁保护试验。
系统一般采用ISO Vg32汽轮机油，机组轴承要求其进油油温为40℃～45℃，轴承回
120
油的正常温度应小于65℃。正常运行中要根据润滑油母管油温调整冷油器冷却水量，保证
轴承进口油温。同时运行时应注意集装油箱的油位是否处于正常油位，当油位低于最低油
位时应向油箱补油到正常油位。
五、油质的监测
1、汽轮机油的质量及性能要求：
(1)良好的润滑性能及适当的粘度。润滑油液的粘度将决定摩擦副表面的油膜厚度，使
用适当粘度的润滑油可以产生足够的油膜厚度，支承载荷并及时将摩擦副产生的热量传递
出去，起到良好的润滑作用。如果不能及时将产生的热量传递出去，油温度将升高，油液
粘度降低，油膜厚度变薄，起不到良好的润滑作用。如果油液粘度过高，流动性不好，也
影响润滑作用，同时还会影响其散热性能和抗乳化性能。
（2）良好的抗氧化安定性。因为油液反复循环使用，希望其物理化学性能稳定，使用
周期长，然而，在循环时，油液不可避免地同空气接触发生氧化。如在紊流时，流向轴承、
联轴器和排油口时夹带空气，油能与氧气反应生成可溶和不溶的氧化物。轻度氧化，一般
危害不大，最初生成物可溶，对油没有明显的影响。但是，进一步氧化，生成有害的不溶
性产物。深度氧化，轴承通道形成胶质和油泥，沉积，影响热传导，粘度增大，产生复杂
的有机酸，酸值升高，腐蚀性加强，抗氧化性能下降。油液的氧化速度取决于油液的抗氧
化安定性，本身的抗氧化性能好，使用寿命长。氧化速度还受温度、金属、空气、水分及
杂质的影响。
（3）良好的抗乳化性。机组在运行中难免有水分混入，使油水混合形成乳化液，理化
性能恶化，进而影响到润滑性能，因此必须采取适当的措施，及时排除油液中的水分，减
少和防止油液乳化。不考虑外界影响，对油液本身而言，抗乳化性能是指油品在含水情况
下抵抗油的乳化液形成能力。抗乳化能力的大小，一般以破乳化度宋表示，即油水乳化液
分层的快慢来表示。若分层快，即破乳化时间短，表明该油品的抗乳化能力强，容易与水
分离。
（4）防锈性能。对机件起到良好的防锈保护作用，避免管路锈蚀而产生新的污染物。
（5）泡沫与析气性能。油液在运行中产生的泡沫要少，以利于油液的正常循环、润滑；
同时，油液在循环中与空气接触，形成雾沫，油液应能够快速消除泡沫。
（6）酸值。油液因为颗粒污染物和水份的存在，可能发生氧化和乳化而使油液中酸值
升高，会加剧油液对管路等机件的腐蚀。因此，必须对油液中的酸值进行控制。
（7）机械杂质。因为汽轮机轴承的油膜厚度在10—20
μm
之间，如果油液中的颗粒污
染物含量过高，尤其是坚硬的机械杂质等颗粒污染物进入油膜中，将破坏油膜的润滑性能，
形成干摩擦，划伤、拉伤轴承乌金，严重的将会产生烧瓦等设备故障。
（8）水份。水份的存在将影响油液的乳化和氧化性能，缩短油液的使用寿命；同时还
会影响到润滑油膜的建立。
2、油质的好坏对系统的正常工作、油系统中各点设备的安全运行具有直接的影响，并
危急到机组正常运行。因此，应严格做到以下几点：
121
（1）系统中的油净化设备一定要连续或定期投入
（2）每日作油位记录，如油位变化过大应及时查明原因，如有水或抗燃油混入集装油
箱内，应及时予以滤出，以防油被污染，并查明原因，切断污染源。
（3）当发现透平油出现老化现象后，应立即采用措施更换新油。
（4）当油中T501抗氧剂含量小于新油50％时，应及时补加到新油标准。
（5）当油中水分大于0.05％或破乳化时间上升较快时，应及时开动净化装置，过滤出
油中的水分，防止油乳化。
（6）允许在透平油中加入T746防腐剂和上902抗泡剂。
六、排烟系统
汽轮机润滑系统中的透平油，在运行中因轴承的摩擦耗功和转动部件的鼓风作用，而
使其一部分受热并分解为油烟，同时由于轴承座挡油环处会漏入一部分水蒸气和空气，而
使透平油中含有水分和气体。为及时有效地将上述烟气、气体和水蒸气排出系统之外，以
保证透油的品质，本机组油箱顶部备有排烟系统。排烟系统由主油箱上的油烟分离器、烟
风机、交流防爆电机、风门、管路及排出口等组成。它维持主油箱在微负压状态，将主 油
箱中的油气排出，由管道排到主厂房外，防止危及人员和设备的安全。
供油系统的烟气发生量是根据系统中的循环测量来确定的。而烟气的发生量与轴承的
油环的间隙，挡油环的形式有关。此外，轴承箱的位置，润滑油油温，防鼓风设备的有无
等也影响烟气的发生量。
油箱和轴承箱中如果是正压，则箱中的烟气将漏人车间。油箱和轴承箱中如果是负压，
则烟气不会漏出箱外。但负压过低，与轴承箱邻近的汽轮机的轴端汽封的漏汽将从挡油环
漏人轴承箱，这是导致油中带水的重要原因之一。因此，要求排烟系统设计合理，排烟风
机的容量适中，以保持油箱中适当的负压。为了达到油箱和轴承箱中的适当负压，排烟风
机的出口设置可调风门，根据油箱上的真空压力表，使其保持100~200Pa的负压。
油烟分离器采用滤网式结构，滤网的材料和密度应能满足油和烟顺利分离的效果。
排烟系统在运行中应遵循下述原则：
（1）系统设置两台排烟风机，一台运行，另一台备用。备用风机出口的风门应关闭，
否则烟气将短路进入油箱。
（2）运行人员应定期记录油箱的真空度，并据此调整风门开度。
（3）当油箱内出现正压，备用的风机将投入运行，现场应根据实际需要整定油箱上的
压力开关。
（4）如果油箱密封不严，将影响真空，因此在运行前应予以确认。
（5）应严禁油箱和轴承箱内形成过高负压。
122
2024年11月6日发(作者：褒格格)
东汽600MW超临界汽轮机介绍
第一节 东汽600MW超临界汽轮机技术特点及性能规范
东方汽轮机厂（以下简称东汽）与日立公司具有相同的设计技术体系，即采用美国 GE
公司的冲动式技术。东汽N600—24.2／566／566型超临界汽轮机采用日立公司所具有的当
代国际上最先进的通流优化技术及汽缸优化技术，使机组经济性、可靠性得到进一步提高。
一、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的设计思想
东汽的600MW汽轮机有亚临界参数和超临界参数两种，与亚临界600MW机组相比，
由于高压及中压部分进汽压力、温度的升高，在材料、结构及冷却上均采取了相应措施，
如高温动叶材料采用了CrMoVNb；高压部分汽缸采用CrMoV钢，该材料具有优良的高温
性能。
结构上，该汽轮机保证内缸的最大工作压力为喷嘴后的压力与高排压差，外缸最大工
作压力为高排压力与大气压之差，可有效的降低汽缸的工作压力，同时进汽口及遮热环的
布置保证汽缸有一个合理的温度梯度，以控制它的温度应力，保证寿命损耗在要求的范围
内。中压部分除中间汽封漏汽冷却高中压转子中间汽封段以外，还从高压第3级后引汽冷
却中压第1级叶轮轮面及轮缘，大大提高了中压第1级的可靠性；阀门采用经过实验研究
及实际验证的高效低损、低噪声高稳定性的阀座和阀碟型线及合理的卸载防漏结构。
该汽轮机广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计技术，高中压静叶
型线采用高效的后加载层流叶型（SCH），动叶采用型损、攻角损失更小的高负荷叶型 （HV），
低压静叶采用高负荷静叶型线（CUC），低压动叶采用成熟的40"低压积木块。在采用以上
通流核心技术的同时，对焓降、动静叶匹配进行优化，在高压缸部分级采用分流叶栅，叶
顶采用多齿汽封，对连通管以及高中低排汽涡壳根据实验以及流体计算结果进行优化设计。
该机组为冲动式汽轮机，冲动式机组的转子由于采用轮盘式结构，启动过程中转子的
热应力相对较小，同时高中压合缸使得汽缸及转子温度基本上同步升高，保证了机组的顺
利膨胀，为启动的灵活性奠定了基础。同时启动过程中采用先进的复合配汽方式，降低了
启动过程中热应力的产生，保证了机组具有快速、安全、灵活、经济的启动性能。
二、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的主要技术特点
该汽轮机在结构上具有一系列的特点，主要表现在如下几个方面：
（1）动叶和喷嘴的设计。东汽—日立汽轮机为冲动式，其特点是具有低的故障率、高
的可靠性及高的经济性。级的设计可以使平均反动度由高压级到低压级、由叶根至叶顶逐
渐增加从而获得更高的效率。
（2）高中压合缸。高压缸和中压缸被布置在同一个外缸之内，呈反向流动，这样可以
减少轴承和轴封数量，缩短汽轮机的跨度，也能更好地平衡推力，同时由于温度变化更平
61
滑，也减少了热应力。
（3）高温部件的中心线支承。中心线支承使汽缸及其他静子部件保持一致的热膨胀，
从而避免变形和不对中，并保持适当的汽封间隙。
（4）末级叶片的固定。末级长叶片采用叉形叶根，其特点是具有相当高的强度以抵抗
离心力和蒸汽弯应力。叉形叶根的动叶在长叶片中具有很高的可靠性。
（5）高效的叶型（平衡动叶）。利用超级计算机系统对复杂的可压缩流场进行计算，
开发出平衡动叶，从而使通流设计应用更高效的先进的叶片型线。
（6）多齿汽封。围带采用阶梯式的沉头铆钉，叶顶汽封采用两个高齿和两个低齿，形
成迷宫效果以减小叶顶漏汽。
（7）椭圆汽封。考虑到汽缸热变形主要在垂直方向上的，椭圆汽封间隙在上下方向的
间隙较大，而两侧间隙相对较小。这样，由于摩擦引起的转子振动发生的可能性就大大减
小。
（8）扩压型排汽缸。减小末级叶片出口至冷凝器入口的压降可减少排汽损失，扩压型
排汽缸内的导流锥对平滑流道是非常有效的。
三、东汽N600—24.2／566／566型汽轮机的技术参数
东汽生产的N600—24.2／566／566型汽轮机的主要技术特性参数见表2-1。
表2-1 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机主要技术特性参数
名称
型式
转速
铭牌功率
主汽门前额定压力
主汽门前额定温度
中压联合汽门前额定压力
中压联合汽门前额定温度
给水温度（TRL工况）
转向
抽汽级数
汽轮机允许最高背压值
冷态启动从空负荷到满负荷所需时间
冷态冲转到额定车速
轴系扭振频率
轴系临界转速（一阶）
轴系临界转速（二阶）
发电机转子临界转速（一阶/二阶）
单位
r/min
MW
数值
超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽凝汽式
3000
600
MPa（a）
24.2
℃ 566
MPa（a）
4.289
℃
℃
级
566
287.7
逆时针（从汽轮机向发电机看）
8
kPa（a）
<25.3
min
min
Hz
r/min
r/min
r/min
173
90
13.3，24.9，29.9，113.2
1692/1724/1743/984
≥4000/2676
933/2665
62
汽轮机外形尺寸
机组总长（包括罩壳）
机组最大宽度（包括罩壳）
高压缸排汽口数量及尺寸
中压缸排汽口数量及尺寸
低压缸排汽口数量及尺寸
设备最高点距运转层的高度
机组中心线至运转层高度
高压转子级数
中压转子级数
低压转子级数
低压缸末级叶片长度
低压缸次末级叶片长度
低压缸末级叶片环形面积
高/中压内缸材质
低压缸材质
高/中压转子材质
高中压转子脆性转变温度（FATT）
低压转子材质
低压转子脆性转变温度
各级叶片材质
m
m
m
27.9×10.1×6.6
27.9
10.1
个/mm 2/φ600
个/mm 1/φ1670
个/mm
2/7820×7300
m
mm
级
级
级
mm
mm
cm
2
℃
℃
6.6
760
8
6
2×2×7
1016
633.9
4×87599
改良型ZG15Cr1Mo1V
Q235-B/20g
改良型30Cr1Mo1V
≤100
30Cr2Ni4MoV
-6.6
KT5300BS5
KT5301HS20E
1Cr12Ni3Mo2VN,2Cr11NiMolV
汽缸螺栓材质
KT5301ES20
JIS SNB 16
四、东汽N600-24.2/566-566型汽轮机基本规范
1、铭牌工况（TRL）
本机组在铭牌工况下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功
率600MW（当采用静态励磁时，指扣除所消耗的功率后）。铭牌工况下的进汽量为铭牌进
汽量，铭牌工况为出力保证值的验收工况。本机组铭牌工况规定的条件是：
（1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8kPa(a)；
（3）补给水率为3%；
（4）最终给水温度为287.7℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
63
（6）汽动给水泵及前置泵满足额定给水参数；
（7）发电机效率98.9%，额定功率因数0.90，额定氢压。
2、最大连续功率（T-MCR）工况
本机组规定是在进汽量等于铭牌工况进汽量，在下列条件下安全连续运行，发电机输
出的功率（当采用静态励磁时，扣除所消耗的功率）为最大连续功率（T-MCR）。
（1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽背压力5.88kPa(a)；
（3）补给水量为0%；
（4）最终给水温度为288.1℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
（6）汽动给水泵及前置泵满足规定给水参数；
（7）发电机效率98.9%，额定功率因数0.90，额定氢压。
3、调节汽门全开（VWO）工况
本机组规定调节汽门全开工况（VWO）是指：调节阀全开，其它条件同T—MCR，进
汽量应不小于105%铭牌工况（TRL）进汽量的工况。
4、机组热耗验收（THA）工况
本机组当功率（当采用静态盛磁时，扣除所消耗的功率）为600MW时，除进汽量以外
其它条件同T-MCR时，即为机组的热耗验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收
工况。
本机组各工况特性数据见表2-2。
五、东汽N600-24.2/566/566型汽轮机运行特点
机组能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。以定—滑—
定方式运行时，滑压运行的范围按锅炉最大连续出力的30~90%；定压运行的范围按0~30%
和90~100%。滑压拐点由东汽优化确定。
1、启动状态
根据停机时间的长短，本机组启动状态可以分为：
（1）冷态启动。停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%。
（2）温态启动。停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的
40%~80%之间；
（3）热态启动。停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%。
（4）极热态启动。机组脱扣1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值。
64
表2-2 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机特性数据
工况
项目
功率 MW
热耗率 kJ/kW·h
主蒸汽压力 MPa(a)
再热蒸汽压力 MPa(a)
主蒸汽温度 ℃
再热蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
再热蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 kPa(a)
低压缸排汽压力 kPa(a)
低压缸排汽流量 t/h
补给水率 %
末级高加出口给水温度 ℃
发电机功率 MW
发电机氢压 MPa(a)
TRL
工况
600
7969
24.2
4.289
566
566
1857
1510
4.765
11.8
1050
3
287.7
600
T-MCR
工况
642
7535
24.2
4.324
566
566
1857
1519
4.804
5.88
1054
0
288.1
642
VWO
工况
670
7520
24.2
4.519
566
566
1950
1590
5.021
5.88
1097
0
291.3
670
THA
工况
600
7564
24.2
4.02
566
566
1714
1410
4.467
5.88
987
0
282.9
600
75%
THA
450
7714
20.06
3
566
566
1246
1046
3.333
5.88
773
0
263.8
450
50%
THA
300
8086
13.53
2.045
566
566
825
709
2.272
5.88
553
0
241
300
40%
THA
240
8359
11.24
1.671
566
540
678
587
1.857
5.88
468
0
230.3
240
30%
THA
180
8749
8.73
1.293
566
530
521
455
1.437
5.88
373
0
216.9
180
高加停用
工况
600
7786
24.2
4.188
566
566
1490
1447
4.654
5.88
1066
0
190.3
600
厂用汽工
况
600
7320
24.2
4.14
566
566
1781
1460
4.6
5.88
918
0
285.2
600
65
2、启动方式
本机组可以采用中压缸启动方式（IP）和高中压缸联合启动方式（GHIP）两种启动方
式。与高中压缸联合启动相比，中压缸启动具有时间短、启动过程中机组寿命消耗小等优
点。本机组正常启动方式采用中压缸启动。高中压缸联合启动仅限于当旁路系统故障而被
切除时采用。从保护汽轮机的观点出发，旁路阀关闭状态是高中压缸联合启动的前提条件。
采用中压缸启动时，汽轮机的转速和负荷由中压调节阀（ICV）控制。高压调节阀（CV）
微开，中压调节阀慢慢开启，蒸汽进入中压缸使汽轮机启动。并网后，在机组负荷达到一
定负荷值后，开始由ICV控制向CV控制切换，此时，DEH将自动设定一升负荷率，切换
完成的条件主要取决于锅炉的输出。
对于采用中压缸启动，为了防止高压缸过热，在高压缸排汽口处设有通风阀（VV阀）
与凝汽器相连，使高压缸处于真空状态以减少鼓风发热。
为了保证旁路压力的设定值不变，在ICV打开及由ICV向CV控制切换的过程中，高
压旁路阀（HPBV）及低压旁路阀（LPBV）应分别关小，当ICV全开及CV开启时，紧急
排放阀（BDV）及通风阀（VV）应全关。
采用高中压缸联合启动时，由CV和ICV同时控制升速、并网和升负荷。
高中压缸联合启动方式的选择仅限在汽轮机启动之前进行，汽轮机启动之后不能进行
切换操作。
启动方式、条件及时间见表2-3。
表2-3 启动方式、条件及时间
启动状
态
冲转至额
冲转方式 定转速时
额定转速
至并网时
并网至额
定负荷时
冲转至额
定负荷时
蒸汽压力
(MPa(a))
HP：8.73
IP：1.1
HP：8.73
IP：1.1
HP：10
IP：1.1
HP：1.4
IP：1.1
蒸汽温度
（℃）
HP：370
IP：320
HP：400
IP：380
HP：440
IP：420
HP：480
IP：460
备注
间（min） 间（min） 间（min） 间（min）
中压缸启动
70 20 173 263
冷态
停机72
小时以上
停机48
小时以上
停机8小
时以上
停机1小
时以上
温态 同上
20 5 70 95
热态 同上
10 5 45 60
极热态 同上
10 0 25 35
3、启动参数
启动参数见表2-4。
66
表2-4 预热蒸汽参数
名称
主蒸汽压力
主蒸汽温度
主蒸汽流量
辅助蒸汽压力
辅助蒸汽温度
辅助蒸汽流量
汽缸预热最低温度
转子预热最低温度
单位
MPa(g)
℃
kg/h
MPa(a)
℃
kg/h
℃
℃
数据
min.0.6
200~270
9000(260℃)
min.0.6
200~270
9000(260℃)
150
150
4、汽轮机THA工况和VWO工况下各级抽汽参数
汽轮机THA工况和VWO工况下各级抽汽参数见表2-5和表2-6。
表2-5 汽轮机THA工况下各级抽汽参数
抽汽参数
第一级（至1号高加）
第二级（至2号高加）
第三级（至3号高加）
第四级（至除氧器）
第四级（至给水泵汽轮机）
第四级（至厂用汽）
第五级（至5号低加）
第六级（至6号低加）
第七级（至7号低加）
第八级（至8号低加）
流量kg/h
115487
142231
68056
87290
91131
45908
44505
44168
73355
压力MPa(a)
6.741
4.467
2.149
1.078
1.078
0.365
0.198
0.1
0.045
温度℃
371.7
316.6
468.8
367.5
367.5
233.3
167.3
102.8
78.8
允许的最大抽汽量kg/h
70000
表2-6 汽轮机VWO工况下各级抽汽参数
抽汽参数
第一级（至1号高加）
第二级（至2号高加）
第三级（至3号高加）
第四级（至除氧器）
第四级（至给水泵汽轮机）
第四级（至厂用汽）
第五级（至5号低加）
第六级（至6号低加）
第七级（至7号低加）
第八级（至8号低加）
流量kg/h
140173
167832
80048
101636
102452
53057
51237
51102
87851
压力MPa(a)
7.632
5.021
2.411
1.027
1.027
0.409
0.222
0.112
0.05
温度℃
385.9
328.5
468
366.4
.366.4
232.2
166.5
102.8
81.5
允许的最大抽汽量kg/h
70000
67
5、汽轮机运行参数
汽轮机运行参数见表2-7。
表2-7 运行参数
项目
全真空惰走时间
无真空惰走时间
主开关断开不超速跳闸的最高负荷
超速脱扣转速
单位
min
min
kW
r/min
数据
60
30
670054
3300~3330（机械）
3360~3375（电气）
超速试验飞升转速
最大运行背压
汽机报警背压
汽机脱扣背压
允许不喷水运行的最高排汽温度
报警排汽温度
手操停机排汽温度
汽机低压缸喷水流量
最小持续允许负荷（kW）及运行时间（min）
最小持续允许排汽压力
允许连续运行最大主蒸汽压力
允许连续运行最大主蒸汽温度
额定参数下空负荷蒸汽流量
最小启动蒸汽流量
最小启动蒸汽压力
启动过程中高压缸运行最高排汽温度
盘车转速
盘车停止时汽缸最高温度
盘车停止时转子最高温度
轴振动限值（相对振动双振幅）（额定转速）
轴承座振动限值（相对振动双振幅）（过临界转速时）
停用高压加热器时的负荷限制（从一台至全部）
对其它短期非正常工况的要求
r/min
kPa(a)
kPa(a)
kPa(a)
℃
℃
℃
t/h
kPa(a)
kPa(a)
℃
kg/h
kg/h
MPa(a)
℃
r/min
℃
℃
＜3300
＜25.3
19.7
25.3
120
121
40
90000
3.5
见表2-9
见表2-9
85540
9000
0.6
450
1.5
180
180
250
80
60000
m
m
kW
6、保证和限制
（1）热耗率保证值
68
本机组THA工况的保证热耗率不高于7585kJ/kW·h。
净热耗率计算公式如下：
q=[M
1
(H
1
－h
f
)+M
2
(H
3
－H
2
)+M
is
(h
f
－h
is
)+M
ir
(H
2
－h
ir
)]/(P
G
－P
EXC
)
M
1
M
2
q
M
is
M
ir
H
1
H
2
H
3
h
is
h
f
h
ir
P
G
P
EXC
主蒸汽流量
净热耗
kg/h
kg/h
kJ/kW·h
kg/h
kg/h
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kW
kW
低温再热蒸汽流量
过热器的喷水量
再热器的喷水量
高压缸排汽焓
过热器喷水焓
最终给水焓
再热器喷水焓
主汽门入口主蒸汽焓
中压主汽门入口的蒸汽焓
发电机终端输出功率
采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率
计算保证热耗率的条件还有：
① 给水泵汽轮机效率81%；
② 给水泵效率83%；
③ 再热系统压降10%；
④ 1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%；
⑤ 加热器端差如下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：
上端差℃
下端差℃
1号高加
-1.7
5.6
3号高加
0
5.6
3号高加
0
5.6
5号低加
2.8
5.6
6号低加
2.8
5.6
7号低加
2.8
5.6
8号低加
2.8
5.6
热耗试验标准采用ASME PTC6-1996。试验结果与保证值的比较采用“网点法”。
（2）本机组在高压加热器全部停运时，除进汽量外，其它条件同T-MCR工况时保证
能输出额定负荷。
在可能的不正常环境条件下或凝汽器冷却水系统发生故障（例如水温升高、单循泵或
凝汽器半边运行等），背压高到0.0186MPa(a)时，机组能安全稳定运行，时间不受限制。在
MCR流量下，背压0.0186MPa(a)，计算负荷为580MW可以连续运行。
（3）本机组能承受下列可能出现的运行工况：
①汽轮机轴系能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合
闸、非同期合闸时所产生的扭矩。
②机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间不小于15
分钟。
69
③冷态启动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，至少能
满足汽轮机启动后进行汽轮机及发电机试验的需要，一般不低于24小时。
④汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期安全运行。高压缸排汽温度最高允许
运行值不大于450℃；低压缸排汽温度最高允许运行值不大于121℃。
（4）本机组不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况：
①报警背压19.7kPa(a)，汽机跳闸背压25.3kPa(a)。
②当主汽门、调节汽阀、中压联合汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电
机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间不小于1分钟，
即倒拖时间限制在1分钟内。
③本机组能安全连续地在48.5~50.5Hz频率范围内运行，当频率偏差超过此值时，允许
时间规定见表2-8。
表2-8 偏周波运行时间限制
频率（Hz）
每次（sec）
51.0~51.5
50.5~51.0
48.5~50.5
48.5~48.0
48.0~47.5
47.5~47.0
47.0~46.5
＞300
＞60
＞20
＞5
＞30
＞180
连续运行
＞300
＞60
＞10
＞2
允许时间
累计（min）
＞30
＞180
④汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的
双振幅振动值，无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直、横向
双振幅相对振动值不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动
值不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。
⑤允许的蒸汽参数变化范围
本机组从VWO工况到最小负荷，能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要
求。汽轮机低压缸不喷水的最低运行负荷值为30%THA。
本机组允许主蒸汽及再热蒸汽参数在下表范围内运行。
表2-9 蒸汽参数允许变化范围
参数名称
主蒸汽
压 力
任何12个月周期内的平均压力
保持所述年平均压力下允许连续运行的压力
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时
冷再热蒸汽压力
70
限制值
≤1.00P
0
≤1.05P
0
≤1.20P
0
≤1.25P
1
主蒸汽及
再热蒸汽
温度
任何12个月周期内的平均温度
保持所述年平均温度下允许连续运行的温度
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时
例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时
不允许值
≤1.00t
≤t+8℃
≤t+(8~14)℃
≤t+(14~28)℃
＞t+28℃
表中：P
0
——额定主汽门前压力 ，
P
1
——额定冷再热蒸汽压力，
MPa(a)
MPa(a)
℃
t——额定主汽门前、再热汽阀前温度，
主蒸汽和再热蒸汽管道均采用双-单-双连接方式。机组正常运行时二根管道中的蒸汽温
度偏差不超过11℃时，能连续运行；在例外情况下，任意4小时内连续运行时间不超过15
分钟时，可以允许两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度之间的允许温度差不超
过42℃。
7、汽轮机运行模式
机组半年试生产后，年利用小时数不小于5000小时，年可用小时数不小于7680小时，
等效强迫停机率小于2%。强迫停机率计算公式如下：
强迫停机率
强迫停运小时
100%
运行小时强迫停运小时
汽轮机两次大修之间的时间间隔不小于5年。
机组运行模式符合以下方式：
负荷
每年小时数
2800小时
2000小时
1680小时
1200小时
不小于5%/min
不小于3%/min
不小于2%/min
＞10%额定（THA）负荷/min
100%THA
75%THA
50%THA
40%THA
8、机组的允许负荷变化率为：
（1）在50%~100%THA负荷范围内
（2）在30%~50%THA负荷范围内
（3）30%THA负荷以下
（4）允许负荷阶跃
9、机组运行方式：复合运行。
负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。
10、汽轮机寿命管理
本汽轮机的设计寿命（不包括易损件）与锅炉以及其它设备的寿命一致，设计寿命不
少于30年。在保证使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，承受出线端
任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲
71
击在寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗不超过75%，疲劳寿命消耗不超过总寿命的
75%：
（1）冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%）200
次。
（2）温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40%
至80%之间）1200次。
（3）热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%）4500
次。
（4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）500
次。
（5）负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）min 12000次
机组在各种运行方式下寿命消耗的分配数据见表2-10。
表2-10 东汽N600-24.2/566/566型汽轮机寿命消耗分配
运行方式
冷态启动
温态启动
热态启动
极热态启动
负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）/min
寿命期内次数
200
1200
4500
500
12000
寿命消耗（%/次）
0.02
0.008
0.002
0.001
0.002
寿命消耗（%）
4
9.6
9
0.5
24
11、运行操作方式
本机组具有“自动”（ATC）、“操作员自动”（OA）和“手动”三种运行方式。当MCS
对电调遥投入时，电调系统可适应机组的锅炉跟随、不定期压变压运行、手动等运行方式。
12、阀门管理
为了兼顾运行的经济性，本机组采用了复合配汽方法，即能实现在不同运行工况下对
全周进汽方式和部分进汽方式进行切换，并可防止在切换过程中产生过大的扰动。
六、汽轮机主厂房的布置
国产600MW超临界机组的厂房布置方案一般采用国际上通用的模块式设计，将汽机
房、除氧间、煤仓框架、锅炉房、除尘器及烟囱区划分为几个模块。某厂600MW超临界机
组布置情况如下：
该厂主厂房柱距10m，主厂房扩建方向为左扩建。汽轮发电机组机头朝向扩建端，纵
向顺列布置。汽机房、除氧间和煤仓间为钢筋混凝土结构、锅炉构架为钢结构。汽机和锅
炉运转层采用大平台布置。
1、汽机房布置
汽机房分三层，其中底层标高0.00m，中间层标高6.9m和6.4m，运转层标高 13.70m。
72
汽机房底层布置有凝汽器，凝汽器抽管方向朝A排柱。低背压凝汽器靠汽机侧，高背
压凝汽器靠发电机侧。凝汽器前水室侧设-4.50m的坑，布置循环水进、出水管道，在汽动
给水泵基础-4.20m坑内布置两台凝汽器之间的联通管。胶球回收网水平布置在循环水排水
管上。胶球清洗泵及装球室布置在坑附近的零米层。
发电机端靠B排柱布置两台立式筒形凝结水泵，为防止凝结水泵汽蚀，布置在-4.2m的
坑内。开式、闭式循环冷却水泵、闭式循环冷却水热交换器、发电机密封油装置、定子冷
却水装置、机械真空泵及400V厂用配电装置等也布置在发电机端。
汽机机头端布置有主油箱及润滑油冷却器、润滑油净化装置及凝结水精处理装置。两
个背包式疏水扩容器分别布置在凝汽器外侧。
汽机房中间层布置有发电机封闭母线、6kV配电装置、轴封冷却器及轴封风机、抗燃
油装置、高压旁路装置、轴封系统阀门站、主蒸汽、再热蒸汽等管道。7、8号低压加热器
在凝汽器喉部。
除发电机出线一档标高为6.40m，其余各处的中间层标高均为6.90m。
汽机房运转层为大平台结构，每台机组配置的两台汽动给水泵头对头纵向布置在靠近
B排柱侧。其驱动给水泵汽轮机的油箱、冷油器卧式布置在该层的机头处，使运行、维护检
修方便，采光通风条件好。小汽机排汽口向下，排汽至主机凝汽器。汽轮机低压旁路装置、
发电机励磁整流柜布置在靠A排柱侧。
为检修凝结水泵和汽轮机主油箱上的主油泵及冷油器，在其上方6.9m及13.7m均设有
带活动格栅的检修孔，同时为满足汽机房通风要求，在汽轮机大平台靠A排柱边B排柱各
柱间设置了大面积的格栅；在大机与小机间也有通风格栅。
在9~10号柱之间至零米的检修起吊孔，可满足汽轮机翻缸及大件运输起吊要求。设备
检修均利用该层大平台。
2、除氧间布置
除氧间底层布置电动给水泵组及冷油器、汽机给水泵的前置泵、除氧器再循环泵及凝
结水输送泵等，靠近B排柱侧留有运行和维护通道。
中间层标高为6.9m，该层布置5号和6号低压加热器。1、2、3号高压加热器布置在
除氧框架13.7m层上。
除氧器及水箱、闭式循环冷却水膨胀水箱布置在26m层，露天布置。
在1、2号柱之间和10、11号柱之间靠C排柱分别设有主厂房的主楼梯，可从0m通至
除氧间及煤仓间的各层。
3、检修场地
汽轮机运转层采用大平台布置，作为汽轮机、发电机，汽动给水泵及其汽轮机辅助设
备的检修场地，包括0m检修场地每台机组检修面积约1350m
2
，可满足机组检修的要求。
电动给水泵、汽动给水泵前置泵、开闭式冷却水泵、送风机、吸风机及一次风机等主
要辅机均在其附近设有检修场地，可满足设备的检修要求。
七、东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总
73
东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总见表2-21。
表2-11 东汽600MW超临界汽轮机主要数据汇总表
编号
一
1
机组性能规范
机组型式
汽轮机型号
THA工况
额定主蒸汽压力
额定主蒸汽温度
额定高压缸排汽口压力
额定高压缸排汽口温度
额定再热蒸汽进口压力
额定再热蒸汽进口温度
主蒸汽额定进汽量
再热蒸汽额定进汽量
额定排汽压力
配汽方式
设计冷却水温度
额定给水温度
额定转速
额定工况热耗
给水回热级数（高加+除氧+低加）
低压末级叶片长度
汽轮机总内效率（按含阀门和不含阀门分别
报）
高压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
%
86.3（含阀门压损）
88.1（不含阀门压损）
%
92.6（含阀门压损）
93.9（不含阀门压损）
%
93.4（含阀门压损）
93.6（不含阀门压损）
级
级
8
6
项目 单位
超临界、中间再热、冲动式、单轴、
三缸四排汽凝汽式
MW
MPa(a)
℃
MPa(a)
℃
MPa(a)
℃
t/h
t/h
MPa(a)
℃
℃
r/min
kJ/kW·h
kcal/kW·h
mm
%
N600-24.2/566/566
600
24.2
566
4.46
316.6
4.02
566
1714
1410
0.00588
复合配汽（喷嘴调节+节流调节）
38
282.9
3000
7585
1812
8（3高加+1除氧+4低加）
1016
92.2（含阀门压损）
数据
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
中压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
低压缸效率（按含阀门和不含阀门分别报）
通流级数
高压缸
中压缸
21
74
22
低压缸
临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二
阶）
级
2×7×7
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
高中压转子
低压转子I
低压转子II
发电机转子
机组轴系扭振频率
机组外型尺寸（长、宽、高）
机组在出厂前是否经过总装
运行层标高
最大起吊高度（自汽轮机中心线算起）
寿命消耗
冷态启动
温态启动
热态启动
极热态启动
负荷循环（4%~100%）
负荷阶跃＞10%额定负荷（THA）/min
启动方式
变压运行负荷范围
定压、变压负荷变化率
轴颈振动两个方向最大值
临界转速时轴振动最大值
最高允许背压值
最高允许排汽温度
噪声水平
润滑油系统
主油泵型式
润滑油牌号
油系统装油量
主油泵出口压力
轴承油压
主油箱容量
油冷却器型式、台数
r/min
r/min
r/min
r/min
Hz
m
是/否
m
m
%/次
%/次
%/次
%/次
%/次
%/次
%
%/min
mm
mm
MPa(a)
℃
dB(A)
m
3
MPa(g)
MPa(g)
m
3
台
1692/1650，＞4000/＞4000
1727/1670，＞4000/＞4000
1743/1697，＞4000/＞4000
984/933，2676/2695
13.3/24.9/29.9/113.2
27.9/10.1/6.6
是
13.7
9.8
0.02
0.008
0.002
0.001
0.002
中压缸启动
30~90
3/5
0.05
0.15
0.0253
121
85
主轴驱动离心泵
ISO VG32，GB11120-89
36
1.55
0.176
38
管式，2
75
38
39
二
顶轴油泵型式
顶轴油泵制造厂
顶轴油泵出口压力
顶轴油泵供油量
盘车油泵型式
盘车油泵制造厂
盘车油泵出口压力
盘车油泵供油量
液力控制系统
抗燃油泵型式、台数
抗燃油牌号
抗燃油系统装油量
抗燃油泵出口压力
抗燃油泵供油量
抗燃油箱容量
抗燃油再生装置能力
抗燃油冷却器型式、台数
抗燃油冷却器管侧设计压力
盘车装置
盘车速度
盘车电动机容量/电压
汽轮机性能保证
铭牌功率（TRL）
最大连续功率（T-MCR）
THA工况时热耗率
轴颈振动值
噪声（条件见表后附注）
主要阀门数据
主汽门
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
主汽调节阀
MPa(g)
m
3
/h
MPa(g)
m
3
/h
台
m
3
MPa(g)
m
3
/h
m
3
m
3
/h
台
MPa(g)
r/min
kW/V
MW
MW
kJ/kW·h
kcal/kW·h
mm
dB(A)
只
mm
变量柱塞泵A10VOS
德国REXROTH/德国哈威
16
5.88
无
变量柱塞泵，2
磷酸脂抗燃油
1200kg
14
8800kg/h
1
2
管式，1+1
1.6
1.5
15/380
600
642
7585
1812
0.05
85
2
279.4
KT5316AS3
KT5700BS5
三
1
2
76
3
4
5
6
7
四
1
2
3
型式
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
排汽逆止阀
数量
内径
阻力
阀体材质
阀杆材质
中压联合汽门
数量
内径
阀体材质
阀杆材质
大气释放膜
直径
厚度
材料
初压调节器
汽轮机排汽缸喷水量
机组重量
汽轮机本体
主汽门、调节汽阀、中压联合汽门等
润滑油系统
只
mm
只
mm
Pa(g)
只
mm
mm
mm
t/h
T
T
T
4
1号，2号，3号，4号φ190.5
KT5100BS17
KT5700BS5
1
φ900
0.01
ZG20CMo
2Cr13
2
φ685
KT5100BS17
KT5700BS5
Φ610
铜板
含在DEH中
40
1080
152
28
注：距汽轮机、主汽门、中联门等设备外壳表面1.0m、高1.2m处的最大噪音值不大于85dB(A)。
第二节 汽缸及滑销系统
东汽600MW超临界汽轮机的汽缸采用高、中压缸合缸的结构。因为机组进汽参数高，
为减小汽缸应力，增加机组启停及变负荷的灵活性，高中压汽缸设计为双层缸结构。由于
低压排汽容积流量很大，要求较大的排汽面积，因此配置两个低压缸，且每个低压汽缸采
用了流量等分、几何形状相同的双分流结构，即每个低压汽缸有两个排汽口。这样，既可
增大排汽面积避免采用过长的末级叶片，又可减少机组的轴向推力，缩短轴向长度。
77
一、汽缸的结构特点
600MW超临界机组的高中压缸和低压缸由于工作条件的差异，具有不同的结构特点，
现分别介绍如下：
1、高、中压汽缸
高、中压汽缸采用合缸结构，通流部分为反向布置，它由高、中压外缸、高压内缸和
中压内缸组成，形成双层汽缸结构。高、中压外缸和内缸缸体都是合金钢铸件，各沿水平
中分面分为上汽缸和下汽缸，上、下汽缸之间用法兰螺栓紧固，以便于机组的安装及检修。
高压部分有1个冲动式的调节级，7个冲动式高压级，共8级；中压部分有6个冲动式中压
级，为汽轮机的9~14级。
高中压汽缸通流部分的压力级为反向布置，即高压汽缸中的压力级与中压汽缸中的压
力级的蒸汽流动方向相反。由锅炉来的新蒸汽通过主蒸汽管从下部进入布置于汽轮机两侧
的两个高压主汽阀，由每侧的各两个调节阀流出，经过四根高压导汽管进入高压汽轮机（上
半缸两根、下半缸两根）。进入高压汽轮机的蒸汽通过调节级和高压级后，由外缸下部两侧
排出，进入再热器。再热后的蒸汽通过中压缸两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀，
由每侧的两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由高、中压缸中部进人中压缸 （上半
缸两根、下半缸两根）。进人中压缸的蒸汽经过中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中、
低压连通管，分别从1号、2号低压缸中部进入两个低压缸。
汽缸的结构形式和支承方式的设计充分考虑受热状况改变时，汽缸可以自由、对称地
收缩和膨胀，并且保持其中心线不变，把可能发生的变形降到最低限度。内缸支承在外缸
水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使内缸与外缸同心，并可根据温度的变化
自由收缩和膨胀。
高压缸的四个喷嘴室由合金钢分别铸成，采用中心线定位，支承在内缸中。内缸在内
壁设有滑键，决定喷嘴室的横向位置，以保证喷嘴室中心线在内缸中的相对位置，并能沿
周向收缩或膨胀。主蒸汽导汽管与喷嘴室之间通过弹性密封环滑动连接，可以补偿温度引
起的膨胀差。导汽管与外缸通过杯形弹性套管连接，检修解体拆卸外缸上半或内缸下半时，
应采用顶起螺钉将外缸上半及内缸下半垂直抬高，直到导汽管与喷嘴室完全脱离，然后按
常规方法用吊车垂直吊起，尽量保持进汽密封环不被碰磨；当汽缸回装时，要保证喷嘴室
进汽口与导汽管的密封环同心。中压进汽没有喷嘴室，其导管直接插人中压内缸的进汽部
分，由密封环进行密封。
高压内缸和中压内缸沿轴向各由两部分组成：高压内缸的进汽段水平法兰在进汽管中
心线所在的剖面处有猫爪，支承在外缸水平法兰的凸台上，上、下半缸外壁两端纵剖面处
有纵销，使其与外缸同心；高压内缸的中、后部，通过其外壁的凹槽嵌装在进汽段的凸环
上，确定其轴向位置，并由水平挂耳确定其水平位置，高压各级的隔板嵌装在其内壁；中
压内缸进汽段，通过其外壁的凹槽嵌装在外缸内壁的凸台上，其外壁上下有纵销定位；中
压内缸的后段，通过其外壁的凹槽嵌装在内缸进汽段的内壁。
高、中压汽缸的上、下半缸水平法兰用大型双头螺栓或定位双头螺栓连接。为使每个
螺栓中保持准确的应力，在连接时必须对它们进行初始拧紧，获得一定的预应力。汽缸精
78
加工完成后，按照标准的程序并且中分面不涂密封油进行水压试验，保证汽缸不漏，当电
厂装配汽轮机正式扣缸时，中分面需要涂性能较好的密封油膏。
2、低压汽缸
第一章指出，高参数、大功率凝汽式汽轮机的低压汽缸，由于蒸汽容积流量相当大，
因而低压汽缸结构尺寸大，是汽轮机中最庞大的部件。它的结构设计水平对汽轮机的经济
性及运行可靠性关系颇大。因运行中汽缸内部处于高度真空状态，故而需承受外界大气压
差的作用。其缸壁也必须具有一定的厚度以满足强度和刚度的要求。足够的通流面积和刚
度，良好的汽动特性是其结构设计的主要问题，即末级排汽的余速损失尽量减小；排汽通
道应有合理的导流形状，使流动损失较小、并便于回收排汽动能，以提高机组效率。如果
低压汽缸刚度不足，将引起机组动、静部分间隙和中心变化，使机组发生振动。
东汽600MW超临界机组设有两个双分流对称结构的低压缸，低压外缸全部由钢板焊接
而成。
低压外缸排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制而成。低压排汽口与凝汽器进
汽口之间采用弹性连接。低压缸四周有框架式撑脚，增加低压缸刚性，撑脚坐落在基架上
承担全部低压缸重量，并使低压缸的重量均匀地分在基础上。
为了减少流动损失，在进、排汽处均设计有导流环。每个低压外缸两端的汽缸盖上装
有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时，自动进行危急排汽。
在低负荷或空载情况下（特别是在甩负荷之后），由于没有足够的蒸汽量将低压汽缸内
摩擦鼓风产生的热量带走，会导致排汽温度升高。排汽温度太高，排汽缸的温度也随之过
高，则会影响与排汽缸连在一起的轴承座的标高，使低压转子的中心线改变，造成机组振
动或发生事故。排汽温度过高，还可能使凝汽器冷凝管泄漏。为防止低压排汽缸的温度过
高，在排汽区设有喷水装置，当排汽缸温度升高时按要求自动投入，以降低低压缸温度。
低压外缸还包括两端的轴承座，1号低压缸前端的轴承座内放置它本身的支持轴承和高
中压缸后轴承。
低压隔板通过定位销和垫片支承在隔板套或内缸内壁，并对准。内缸通过水平中心线
下的猫爪支承在外缸上，用定位销和垫片来对准，定位销置于垂直中心线上的底部，内、
外缸之间的垫片置于水平中分面和中低压连通管接口剖面附近。
二、中、低压连通管
中、低压连通管是把中压汽缸的排汽送到低压汽缸内。中、低压连通管采用架空布置，
它由中压汽缸排汽端顶部的排汽口连接到两个低压上汽缸中部的进汽口，是整个汽轮发电
机组的最高点。应用于600MW超临界机组上的一种中、低压连通管如图2-1所示。
连通管是由钢板焊成的薄壁圆管，由虾腰管和平衡补偿管两段组成，现场安装时组焊
为整体。虾腰管接中压缸排汽口，平衡补偿管中部有两个向下的管口，接低压缸进汽管，
均采用刚性法兰连接，具有很好的密封性和制造工艺性。为了使汽流在导管内流动时压损
最小，在连通管每个斜接的弯管中部均装有用多个导叶组成的导流叶栅环，以减小汽流的
局部阻力，使其平稳地改变方向，顺利地从中压汽缸流向低压汽缸。
79
为了吸收管道产生的轴向热膨胀，在连通管上装有两组压力平衡式波纹鼓膨胀节，按
必须吸收的热膨胀量来确定膨胀节的波纹数量。采用连杆装置将滑动波纹节同一个反方向
的波纹节（平衡端）连接在一起，以平衡压力产生的轴向推力，由膨胀节吸收轴向位移。
为了达到较高的可靠性，波纹节由内、外两层组成的。外层吸收管道系统的膨胀，并且在
较低应力水平的情况下承受蒸汽压力负荷。内层具有较高的压力承载能力，并作为衬套保
护外层不受腐蚀。
图2-1 600MW超临界汽轮机中、低压连爱管
三、大气阀
大气阀装于汽轮机各低压缸两
端的汽缸盖上，其用途是当低压缸排
汽室内的压力超过其最大设计安全
压力时，其隔膜自动破裂，进行危急
排汽。如图2-2所示。
大气阀用28个螺栓固定在汽缸
相应的法兰上。一个铅制薄膜环5，
被压紧在环形垫片6和阀盖7之间的
外密封面间，其内部也被螺钉3和压
环2压紧在承压板1的内密封面中，
80
图2-2 大气阀
1-承压板；2-压环；3-螺钉；4-螺钉；
5薄膜环；6-环形垫片；7-阀盖
承压板承受来自外部的大气压力，由阀盖7固定，见图2-2的A-A视图。
当低压缸排汽压力超过设计的最大安全值时，大气阀的承压板1即被推向外侧，使铅
制薄膜环5在压环外缘和阀盖内缘之间被剪断。铅制薄膜环断裂，蒸汽沿汽缸向上喷出，
使低压缸内的压力降低。阀盖7可防止铅制薄膜环、承压板和压环飞出伤人和损坏设备。
外径处的罩板引导汽流向上喷出。
铅制薄膜环5与一个自动跳闸机构相连接。当排汽压力升高到预定值时，自动跳闸机
构使汽轮机停机。铅制薄膜环5断裂压力为0.0343MPa（g）。
四、低压缸喷水系统
低压缸喷水系统向双流低压缸两端排汽室喷水环的喷嘴提供凝结水，此凝结水能使离
开汽轮机末级叶片的蒸汽，在进入低压缸排汽室时降低温度。通常，低压缸排汽室中的蒸
汽是湿蒸汽，其温度是相应于出口压力下的饱和温度。然而，在小流量情况下，低压缸末
几级长叶片做负功引起鼓风加热，使得排汽温度迅速升高。这种不能接受的排汽温度，经
常发生在低于10额定％负荷的小流量工况下，特别是在额定转速下的空负荷状态时。排汽
温度的高低取决于通过叶片的蒸汽流量、凝汽器真空和再热温度等参数。
机组出现高的排汽温度，必须尽量避免，以减少转子与静子部件之间由于热变形或胀
差而产生碰擦的可能性。这样的碰擦在一定转速以上会发生严重危害，并导致强迫或长期
停机。甚至降至盘车转速时，已经存在的热变形和胀差所造成的摩擦，使得金属脱落或削
弱转动部件，如铆钉、围带等，最终将引起部件的损坏。
在低负荷或空载情况下，如果排汽温度超过80℃，则必须通过增加负荷或改善真空逐
步地降低排汽缸的温度。排汽缸排汽温度最高不允许超过121℃，如果达到这一温度，则应
停机并排除故障。
五、滑销系统
第一章已指出，滑销系统一般由立销、纵销、横销、角销等组成。基础台板上横销中
心线与纵销中心线的交点是机组的绝对死点。绝对死点相对于运转层基础是不动的。汽轮
机的绝对死点一般都设置在低压缸，使机组向前轴承座端膨胀。这样设置的目的是由于低
压缸和凝汽器直接连接，低压缸又是最重的，且凝汽器也庞大笨重，它们一起移动很困难，
如果强行使机组从高压缸向低汽缸方向膨胀，若低压缸位移较大，势必造成巨大的连接应
力。同时，很可能会因膨胀受阻而导致机组振动。为保证滑销系统长期运行灵活，东汽
600MW机组的滑销系统采用自润滑块结构。东汽600MW机组采用3死点结构，高压缸一
个死个，位于2号轴承座，低压A缸、B缸各有一个死点，分别位于各自的中心附近。
高、中压汽缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键（猫
爪横销）配合，“猫爪”在键上可以自由滑动，保持汽缸与轴承座的轴向相对位置。
81
第三节 喷嘴组、隔板和隔板套
汽轮机的第一级喷嘴叶栅通常是由若干个喷嘴组成喷嘴弧段（喷嘴组）后，再固定在
单独铸造的喷嘴室的出口圆弧形槽道中。从汽轮机的第二级开始以后的各级喷嘴叶栅则固
定在隔板上，而隔板可直接固定在汽缸上，也可固定在隔板套上，但多半是固定在隔板套
上，隔板套再固定在汽缸上。
一、喷嘴组
现代大型汽轮机第一级的喷嘴叶栅分成若干个弧段，流过每个弧段的蒸汽量由各自的
调节汽门进行控制。根据负荷的大小，主汽阀保持全开，开启或关闭调节汽门来改变主蒸
汽流量，改变机组的功率以适应外界负荷。
600MW超临界机组喷嘴组采用紧凑设计，各喷嘴组通过电火花加工形成一个整体的蒸
汽通道，分别焊接在喷嘴室上。喷嘴采用先进的子午面收缩型线汽道，以降低二次流损失。
二、隔板和隔板套
隔板的作用是把汽缸的内部空间分成若干个蒸汽参数不同的腔室，汽轮机从第二级以
后的各级喷嘴叶栅都安装在隔板上。蒸汽通过喷嘴叶栅，其压力、温度逐级下降，将蒸汽
的热能转变成动能以很高的速度进入动叶片。隔板在工作时，承受其前后蒸汽压力差产生
的均布载荷，所以必须具有一定的刚度和强度。由于反动级的动叶栅反动度大，叶栅前后
压差大，为减小轴向推力，不采用叶轮结构，其静叶栅作成隔板式结构，内外圆半径差较
小。反动式汽轮机的隔板也称静叶持环，其对应的隔板套也称持环套。
隔板由隔板体、喷嘴叶栅和隔板外缘组成。持环由外环、静叶栅和内环组成。由于安
装和拆卸的需要，隔板和持环从水平中分面分为上下两半，分别称为上隔板和下隔板。为
了使上下隔板对准，并防止漏汽，在水平中分面上加装有密封键和定位销。
隔板通常有焊接隔板和铸造隔板两大类，其具体结构是根据隔板所承受的工作温度和
蒸汽压差来决定。
隔板套的采用对汽轮机制造和运行都有益处：由于隔板套与汽缸内壁之间可形成环形
的抽汽腔室，使抽汽均匀，减少抽汽对汽流的扰动，而且可以减小汽轮机的轴向尺寸，简
化汽缸的结构形状，使汽缸接近于柱形壳体。另外，在采用隔板套的结构中可减少汽缸变
形对通流部分间隙的影响，提高汽轮机在各种运行工况下适应温度变化的能力。一个隔板
套可以固定几个隔板，再将隔板套固定在汽缸内壁上。
第四节 转子
一、概述
82
转子是汽轮机转动部分的总称，按主轴与其他部件间组合方式，转子可分为套装转子、
整锻转子、焊接转子和组合转子四大类。至于一台机组采用何种类型转子，要由转子所处
的温度条件及各国的锻冶技术来确定。
东汽引进日立的600MW系列机组，其整个轴系由五根转子联接组成。其中汽轮机部分
由高中压转子、A低压转子和B低压转子三根转子组成，电机部分由发电机转子和励磁机
转子组成，各转子之间由刚性联轴器连接，每根转子支承在各自的两个轴承上。整个轴系
转子由推力轴承轴向定位，推力轴承位于中间轴承箱内，2号支持轴承之后。轴系简图如
2-3所示。
图2-3 600MW机组轴系简图
汽轮机转子材料均由合金钢整体锻件制成，无中心孔，符合ASTM（0.02%）标准的要
求。高中压转子材料为CrMoV锻钢，脆性转变温度（FATT）90℃。A、B低压转子材料为
NiCrMoV锻钢脆性转变温度
－
6.6℃，为了确保汽轮机转子安全可靠，具有良好的平衡和较
高的性能，转子锻件钢坯为真空浇注而成，以去除有害的气体和气眼，并在加工之前进行
各种试验确保锻件满足物理及冶金性能要求。转子锻件毛坯经过精心加工形成了由主轴、
轮盘、轴颈和联轴器法兰等组成的整体转子，经过加工形成的轮盘设有用来安装动叶片的
叶根槽。根据动叶片的载荷及工作条件，叶根槽的型式包括倒T型、菌型、纵树型和叉型
等型式。末级动叶片由于载荷大、动应力大，其叶根部分采用承载能力强的叉型叶根型式。
为提高相邻转子之间在连接时的对中精度，轴系各转子之间均采用止口过盈配合方式。
A低压转子和B低压转子之间设有调整垫片，用以调整低压转子的轴向位置。B低压转子
和发电机转子之间设有盘车齿轮环，与机组的盘车装置一起实现机组的盘车运行状态。
汽轮机每根转子在制造厂内加工和装配完毕后，均需进行高速动平衡试验和超速试验。
高速动平衡试验在额定转速下进行，而超速试验是在额定转速的115%转速下进行的。
高中压转子和A、B低压转子均设置了现场不揭缸做动平衡的装置，并随机提供做动
平衡用的专用工具，大大方便了在现场进行的转子动平衡。
二、转子冷却
超临界600MW机组在中压第一级叶轮处设置了冷却装置。单向汽流的中压缸要求中压
转子在高温、高应力下具有足够高的蠕变强度和同轴蠕变性能，这对于避免转子长时间运
行后引起弯曲和变形是非常重要的。这种弯曲和变形会引起机组大的振动。为了满足上述
要求，日立公司除了在转子锻件制造中要求提高其强度等级和相关材料性能外，在结构上
设置了对中压第一级叶轮的冷却装置。从高压第四级后引出一股相对低温的蒸汽，通过节
流，直接引入到中压第一级叶轮处，对中压第一级叶轮进行冷却，以此来提高中压第一级
83
叶轮及轮缘的相对强度等级，延长转子的使用寿命。
三、联轴器
联轴器是转子与转子之间的连接部件。汽轮机各转子之间以及汽轮机低压转子与发电
机转子之间均要用联轴器把它们连接起来，以传递做功扭矩和轴向推力。
联轴器又称为靠背轮或对轮，分为刚性、半挠性和挠性三种。
挠性联轴器有较大的挠性，因此被连接的两转子之间允许存在一定的偏心，对振动的
传递也不甚敏感。由于这种联轴器一般是通过蛇形弹簧来连接的，结构较为复杂，所传递
的扭矩也不能很大，大型机组上一般不采
用。
半挠性联轴器是在联轴器间装有波
形套筒，允许在被连接的两轴之间有少许
的偏心，在两联轴器端面不完全平行的情
况下仍能顺利地运转，传递扭矩，同时也
有一定的隔振作用，如图2-4所示。半挠
性联轴器介于刚性联轴器和挠性联轴器
两者之间，曾得到过广泛的应用，不过这
种联轴器工艺性较差，传递大扭矩时波形
套筒壁较厚，挠性降低，大型机组也不采
用。
图2-4 半挠性联轴器
1、2-联轴器；3-波形套筒；4、5-螺栓；6-齿轮
东汽600MW超临界机组各个转子之间的连接均采用刚性联轴器。刚性联轴器结构简
单，轴向尺寸短，工作可靠。因连接刚性强，除可传递较大扭矩外，还可传递轴向力和径
向力，大功率汽轮发电机组普遍采用这种联轴器，如图2-5所示。
图2-5 刚性联轴器
（a）装配式；（b）对轮与主轴成整体结构
1-2-联轴器；3-螺栓；4-盘车齿轮
四、转子的临界转速
由于转子的材料不可能绝对均匀，安装中也不可避免地要出现偏差，这样转子的回转
84
中心和它的质量中心之间总有一定的偏差，因此它在运转时总有一定的振动。同时，转子
像任何物体一样，有它的自振频率，在汽轮机升速过程中，当转速升到某一数值正好与转
子的某一自振频率合拍后，便产生共振，此时汽轮发电机组的转子将产生较强烈的振动。
随着转速的升高而离开此转速后，转子的振幅随即明显地减小。当汽轮机的转速继续升高
时，可能在另一较高的转速下产生共振而转子的振动又重新增大，待转速进一步升高后振
动又会重新降低。这种与转子自振频率发生共振，使转子产生强烈振动的转速称为转子的
临界转速，并随着转速升高的次序，分别称为第一阶、第二阶、第三阶……临界转速等。
汽轮发电机组设计的工作转速若低于第一临界转速时，那么机组在启动和运行过程中
均不会出现临界转速下振幅增大的现象，这种转子称为刚性转子。若汽轮发电机组的工作
转速高于第一临界转速，则这种转子称为挠性转子。
若汽轮机在临界转速下长期转动，振动可能逐渐增大，使轴承受到较大的动载荷，引
起轴承的损坏。转子的动挠度随着向临界转速靠近而变得越来越大，可能因振动过大，使
转子上的轴封和叶片汽封等与静止部分相摩擦和碰撞，使轴封及叶片汽封等发生损坏，甚
至可能导致转子弯曲、断裂等重大事故。因此，汽轮机是不允许在临界转速下或者在临界
转速附近长时间停留的。运行人员应当确知所操作机组的临界转速值和振动振幅值规定，
在启动升速过程中，应当严密监视并迅速通过临界转速。
本机组转子轴颈振动规定见表2-12。
表2-12 转子轴颈双振幅振动值
轴承
1
2
3
4
5
6
7
8
第一临界转速
振幅值
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
≤150
正常
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
≤50
额定转速时振幅值μm
报警
125
125
125
125
125
125
125
125
跳闸
200
200
200
200
200
200
200
200
为了保证机组安全运行，工作转速与临界转速应拉开一定的距离（安全范围）。设计时
可根据理论计算转子的自振频率，从而近似确定转子的临界转速，最后临界转速的精确值
要通过试验确定。
一般来说，转子临界转速的大小与转子的直径、重量、两端轴承的跨距、支承的刚度
等有关。转子直径越大，重量越轻，跨距越小，支承刚度越大，则转子的临界转速值越高，
反之则越低。
600MW超临界机组在工作时，汽轮机高中压转子、低压转子和发电机转子连在一起，
85
它们组成一个轴系。联成轴系后，各转子会互相影响，互相制约，轴系中各转子的临界转
速与单独转动时的临界转速不同。原来临界转速低的会高些，原来临界转速高的会低些。
由于发电机转子重量大，跨距大，直径小，因而原临界转速较低，它与汽轮机转子连成轴
系后，就会使汽轮机转子的临界转速变低一点，而它本身的临界转速相应有所提高。其中
第一阶和第二阶低频振动最具有危险性，所以这两阶临界转速处应特别注意。
东汽600MW超临界汽轮发电机组转子临界转速如表2-13所示。
表2-13 东汽600MW超临界汽轮发电机组转子临界转速
轴段名称
高中压转子
低压转子I
低压转子II
发电机转子
一阶临界转速（r/min）
轴系
1692
1724
1743
984
轴段
1650
1670
1697
933
二阶临界转速（r/min）
轴系
>4000
>4000
>4000
2676
轴段
>4000
>4000
>4000
2695
600MW超临界机组转子的第一阶临界转速值都低于其工作转速，故为挠性转子。机组
的临界转速值都避开工作转速±15%，故而能确保机组运行安全。
临界转速下的振动值，主要取决于转子的动、静不平衡程度和安装时找中心的质量。
因此，只要动、静不平衡程度和安装质量都符合要求，机组即使通过临界转速时，其振动
一般也不很大。
第五节 叶片
一、叶片的结构和分类
叶片按用途可分为动叶片（又称工作叶片，简称叶片）和静叶片（又称喷嘴叶片）两
种。
动叶片安装在转子叶轮（冲动式汽轮机）或转鼓（反动式汽轮机）上，接受喷嘴叶栅
射出的高速汽流，把蒸汽的动能转换成机械能，使转子旋转。
静叶片安装在隔板或持环上。在静叶栅中，蒸汽的压力和温度降低，流速增加，将热
力势能转换为动能。
叶片是汽轮机中数量和种类最多的关键零件，其结构型线、工作状态直接影响能量转
换效率，因此其加工精度要求高，它所占加工量约为整个汽轮机加工量的30％，可批量生
产。
叶片的工作条件很复杂，除因高速旋转和汽流作用而承受较高的静应力和动应力外，
还因其分别处在过热蒸汽区、两相过渡区（指从过热蒸汽区过渡到湿蒸汽区）和湿蒸汽区
段内工作而承受高温、高压、腐蚀和冲蚀作用，因此它的结构、材料和加工、装配质量对
86
汽轮机的安全经济运行有极大的影响。所以在设计、制造叶片时，要考虑到叶片既有足够
的强度和刚度，又有良好的型线，以提高汽轮机的效率。
对于在高温区工作的叶片，应考虑材料的蠕变问题；对于在湿蒸汽区工作的叶片，应
考虑材料受湿蒸汽冲蚀的问题。任何一只叶片的断裂都有可能造成严重事故。实践表明，
汽轮机发生的事故以叶片部分的为最
多，所以必须给予足够的重视。
叶片一般由叶根、工作部分（或称
叶身、叶型部分）、叶顶连接件（围带）
或拉筋组成，如图2-6所示。
1、叶根部分
叶片是通过叶根与叶轮或转鼓相
连接的。叶根的作用是将动叶嵌固在叶
轮轮缘或转鼓凸缘的沟槽里，在汽流的
图2-6 叶片结构
作用力和旋转离心力的作用下，使叶片不致于从沟槽里甩出来。因此要求它与叶轮轮缘或
转鼓凸缘的配合部分要有足够的配合精度和强度，而且应力集中要小。所以，叶根与轮缘
或叶根与转鼓槽的结构是否适当，对叶片的安全运行起着重要的作用。
工作叶片一般用单支承面或多支承面的叶根固定在沟槽中，随着叶片高度和重量的增
加，叶根所受的作用力增大，应当相应地增加叶片根部支承面的数目，即要采用不同型式
的叶根结构。现代汽轮机常用的叶根结构型式有倒T型、外包倒T型、双倒T型、菌型、
叉型、枞树型等（如图2-7所示），其适用范围和装配要求各不相同。
（1）图2-7（a）表示T型叶根，此种叶根结构简单，加工装配方便，工作可靠。但由
于叶根承载面积小，叶轮轮缘弯曲应力较大，使轮缘有张开的趋势，故常用于受力不大的
短叶片，如高压级叶片。
（2）图2-7（b）所示为带外
包凸肩的单T型叶根，其凸肩能阻
止轮缘张开，减小轮缘两侧截面上
的应力。叶轮间距小的整锻转子常
采用此种叶根。
（3）图2-7（c）为菌型叶根
结构，这种叶根和轮缘的载荷分布
比T型合理，因而其强度较高，但
加工复杂，故不如T型叶根应用广
泛。
图2-7 叶根结构
（a）T型叶根；（b）外包凸肩T型叶根；（c）菌型叶根；
（d）外包凸肩双T型叶根；（e）叉型叶根；（f）纵树型叶根
（4）图2-7（d）为带凸肩的
双T型叶根，由于增大了叶根的承
力面，故可用于叶片较长，离心力
87
加大的情况。一般高度为100~400mm的中等长度叶片采用此种型式。此种叶根的加工精度
要求较高，特别是两层承力面之间的尺寸误差大时，受力不均，叶根强度大幅度下降。
上述叶根属周向装配式，这类叶根的装配轮缘槽上开有一个或两个缺口（或称切口），
其长度比叶片节距稍大，宽度比叶根宽0.02~0.05mm，以便将
叶片从该缺口依次装人轮缘槽中。装在缺口处的叶片称作封口
叶片（又称末叶片），用两根铆钉将其固定在轮缘上。有些厂
家再用叶根底部的矩形状隙片或半圆形塞片固定，见图2-8。
周向装配式的缺点是：叶片拆换必须通过缺口进行，当个别叶
片损坏时，不能单独拆换，要将一部分叶片拆下重装，增加了
拆装工作量。
（5）图2-8（e）为叉型叶根结构，这种叶根的叉尾直接
插入轮缘槽内，并用两排铆钉固定。叉尾数可根据叶片离心力
大小选择。叉型叶根强度高，适应性好，被大功率汽轮机末几
铆钉孔不便，所以整锻转子和焊接转子不宜采用。
（6）图2-8（f）为枞树型叶根结构，这种叶根和轮缘的轴向缺口设计成尖劈形，以适
应根部的载荷分布，使叶根和对应的轮缘承载面都接近于等强度，因此在同样的尺寸下，
枞树型叶根承载能力高，叶根两侧齿数可根据叶片离心力的大小选择，强度高，适应性好。
叶根沿轴向装入轮缘相应的枞树槽中，底部打入楔形垫片将叶片向外胀紧在轮缘上，同时，
相邻叶根的接缝处有一圆槽，用两根斜劈的半圆销对插入圆槽内将整圈叶根周向胀紧，所
以装拆方便，但是这种叶根外形复杂，装配面多，要求有很高的加工精
度和良好的材料性能，而且齿端易出现较大的应力集中，所以一般只有
大功率的调节级和末级叶片使用。
2、叶型部分
叶型部分是指叶片的工作部分。叶片工作部分的横截面形状称为叶
型。叶型的周线称为型线。相邻叶片的叶型部分构成蒸汽流动的通道，
它要求具有良好的空气动力特性的型线，以减少汽流的能量损失，提高
机组的内效率。同时还要满足结构强度、刚度和加工工艺的要求。
按叶片的截面形状沿叶高是否变化，可以把叶片分为等截面叶片、
变截面叶片和扭曲叶片。等截面叶片的叶型形状和截面面积沿叶高是不
图2-9 扭曲叶片
图2-8 T型叶根的封口结构
级叶片广泛采用。叉型叶根虽加工方便，便于拆换，但装配时比较费工，且轮缘较厚，钻
变的，也称为直叶片；变截面叶片的叶型截面面积沿叶高按一定的规律变化，各截面面积
不相等；若叶片不同高度各横截面逐渐扭转一定角度，且各截面面积不相等，则称为扭曲
叶片，见图2-9所示。
当汽道平均直径D和叶片汽道高度L之比较大，即叶片相对比较短，顶部和根部的汽
流参数变化不大，可将叶片设计成等截面直叶片。这种叶片的设计方法简便，加工方便，
制造成本较低，对级效率的影响也不大。
当叶片长到一定的程度时，即D／L较小，级的平均直径处的汽流参数与叶顶和叶根处
88
的汽流参数偏差较大，再采用等截面直叶片损失会大大增加。为了使汽流能在通道中获得
良好的流动特性，同时又为了降低叶型截面上的离心应力，使叶片具有足够的强度，就不
得不根据叶片沿高度实际的汽流参数，把叶片工作部分的截面形状设计成沿叶高方向变化
的变截面叶片或扭曲叶片。
3、叶顶部分
为了使动叶片之间组成良好的通道，保证汽流沿外缘周界上的良好流动性，降低漏汽
损失，提高级的效率，通常叶片的叶顶上都装
有围带（复环），将动叶片连成叶片组。成组叶
片也提高了叶栅的刚度，降低了叶片中的弯曲
应力，改善了其频率特性；在扭曲叶片加装围
带后，能限制动叶片外缘部分在蒸汽作用力下
发生扭转。
随着成组方式的不同，叶顶结构也各不相
同（见图2-10）。图2-10（a）所示为整体围带
结构型式，围带和叶片实为一个整体部件，叶
片装好后顶板互相靠紧即形成一圈围带，围带
图2-10 叶片围带结构型式
（a）整体围带；（b）铆接围带
之间可以焊接，这种结构称为焊接围带；也可以不焊接。整体围带一般用于短叶片。将3~5mm
厚的扁平钢带，用铆接方法固定在叶片顶部，称为铆接围带[见图2-10（b）]。采用铆接围
带结构的叶顶必须做出与围带上的孔相配合的凸出部分（铆头），以备铆接。考虑到有热膨
胀，各成组叶片的围带间，留有约1mm的膨胀间隙。
4、拉筋
拉筋一般是以φ6~12mm的金属丝或金属管穿在叶身的拉筋孔中。拉筋与叶片之间可以
是焊接的（焊接拉筋），也可以是不焊接的（松拉筋）。拉筋处在汽流通道中间，将影响级
内汽流流动，同时，拉筋孔削弱了叶片的强度，所以在满足振动和强度要求的情况下，有
的长叶片可设计成不装拉筋和围带的自由叶片。
当叶片不用围带而用拉筋连接成组或为自由叶片时，叶顶通常削薄，以减轻叶片重量
并防止运行中与汽缸相碰时损坏叶片。
二、东汽600MW超临界机组叶片设计的特点
东汽600MW超临界汽轮机广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计
技术，高中压静叶型线采用高效的后加载层流叶型（SCH），动叶采用型损、攻角损失更小
的高负荷叶型（HV）；低压静叶采用高负荷静叶型线（CUC），低压动叶采用成熟的40″低
压积木块。在采用以上通流核心技术的同时，对焓降、动静叶匹配进行优化，在高压缸部
分级采用分流叶栅，叶顶采用多齿汽封，即围带采用阶梯式的沉头铆钉，叶顶汽封采用两
个高齿和两个低齿，形成迷宫效果以减小叶顶漏汽。
末级长叶片采用叉形叶根，其特点是具有相当高的强度以抵抗离心力和蒸汽弯应力。
叉形叶根的动叶在长叶片中具有最高的可靠性。
89
低压末级及次末级叶片具有必要的抗水蚀和疏水措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏
水口。低压末级片采用高频淬火强化。
第六节 轴承、轴承箱及顶轴装置
汽轮机作为高速旋转机械，其轴承是一个重要组成部件。为了保证汽轮机工作时转子
正常旋转，须设置支持轴承和推力轴承。支持轴承用来承受转子的重量、调节级部分进汽
引起的不平衡蒸汽作用力和转子不平衡质量的离心力，并确定转子的径向位置，以保证转
子的旋转中心和汽缸中心保持一致。推力轴承是用来承受汽轮机运行时，蒸汽作用在转子
上的轴向力和发电机传来的轴向力，并确定转子在汽缸中的轴向位置，以保证汽轮机的通
流部分轴向动、静间隙在允许范围以内。所以推力轴承是转动部分相对汽缸和轴承座的定
位点，又称为汽轮机转子对静子的相对死点。
由于汽轮机转子的重量和轴向推力都很大，旋转速度又高，不论支持轴承还是推力轴
承都采用以动压液体润滑理论为基础的滑动轴承，借助具有一定压力的润滑油在轴颈与轴
瓦之间所形成的油膜而建立起液体润滑。这种轴承承载能力大，使用寿命长，制造容易，
可靠性好，可满足汽轮机安全稳定工作的需要。
一、支持轴承
1、东汽600MW超临界机组支持轴承介绍
东汽引进日立的600MW系列机组，其汽轮机部分的轴承共有6个，其中，用来支撑高
中压转子的1号、2号轴承为双可倾瓦型式轴承，用来支承A低压转子的3号、4号轴承以
及用来支撑B低压转子的5号、6号轴承均为承载性较好的椭圆瓦型式轴承。上述轴承均为
球面座式、自动对中、压力油润滑轴承，承载性较好。轴承体由铸钢制成，轴瓦表面浇注
一层优质锡基巴氏合金。
转子的轴向定位由推力轴承确定，本机组的推力轴承构造简单，体积小，且具有较高
的负载能力。
表2-14中列出1号~6号轴承的基本参数。
表2-14 东汽600MW超临界汽轮机1号~6号轴承主要参数
轴承序号
轴承型式
轴承直径（mm）
轴承长度（mm）
长径比
轴瓦受力面积（cm
2
）
比压（MPa）
90
1
可顷瓦
381
229
0.601
873
1.13
2
可倾瓦
431.8
254
0.588
1097
1.44
3
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.79
4
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.92
5
椭圆
482.6
356
0.738
1718
1.91
6
椭圆
508
330
0.650
1676
2.02
失稳转速（r/min）
设计轴瓦温度（℃）
对数衰减率
不失稳
90
0.55
不失稳
90
0.51
>4000
80
0.26
>4000
82
0.29
>4000
82
0.30
>4000
87
0.32
（1）支持轴承——双可倾瓦型式
1号、2号轴承为可顷瓦轴承，可顷瓦轴承有五瓦块和六瓦块两种型式：亚临界600MW
机组用五瓦块型式，超临界600MW机组用六瓦块型式。
五瓦块轴承有五块钢制可倾瓦块，上半三块、下半二块；六瓦块轴承有六块钢制可倾
瓦块，上半三块、下半三块。其轴瓦表面均有巴氏合金层。可倾瓦支承在轴承座上，在运
行期间随转子方向自由摆动，以获取适应每一瓦块的最佳油楔。装在轴瓦套上的（螺纹）
挂销用间隙配合的形式固定着可倾瓦块，防止它们旋转。
为了达到在运行时自动找中的要求，在可倾瓦块外径的轴向设计成半径较大的球面。
这种设计使每个可倾瓦块可自动找中，不论在径向还是在轴向，都可以获得最佳位置。
轴承套采用“盖板式”结构，其上半的每一侧有凸出的法兰，其中分面用螺栓固定在基座
上。由于轴承套部件是固定在基座上的，因此这种类型的结构允许轴承盖膨胀而与轴承套
无关，这样可防止轴承套松动，防止在松配合下工作，或防止轴承有过大的振动。
为了调整轴承找中，轴瓦套装有调整垫片。
（2）支持轴承——上瓦开槽椭圆型
3号，4号，5号和6号轴承为椭圆型轴承，这种内孔近似的椭圆形是在加工轴承内孔
时把垫片垫于轴承接合面处，先加工一个较大直径内孔，然后抽去垫片，获得椭圆形内孔。
椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。巴氏合金结合面采用燕尾槽结构。
为了便于进油和排油，在中分面处轴瓦的巴氏合金被切去一部分，这样形成了具有圆
形边的且在轴瓦端部向内延伸的油槽。油从轴颈一侧中分面处进入轴承，在对面的接合面
处的油槽有一个镗孔以限制油的流量，以便在轴承排油侧建立一个微小油压，并经过这个
排油孔把油引入观察孔的腔室里，而大部分油则通过轴瓦端部排出。
2、支持轴承工作原理
汽轮机支持轴承轴瓦的孔径总是设计得比轴颈的直径稍大一些，当汽轮机转子装人轴
瓦后，由于转子的自重，轴颈的中心总要低于轴瓦的中心。所以，当汽轮机静止时，轴颈
直接与轴瓦内表面下部接触，在轴瓦和轴颈两者之间形成了一个楔形间隙。当连续向轴承
供给一定压力和温度的润滑油时，由于润滑油有粘性，轴颈一旦旋转起来，黏附在轴颈上
的油层便随着转轴一起旋转，并带动各层油转动，被带人楔形间隙。
润滑油被带到轴颈与轴瓦之间的楔形间隙中，从楔形间隙的宽口流向窄口，使润滑油
积聚在狭小的间隙中而产生较高的油压。随着转速的升高，被带入的油量也相应的增多，
油楔中的压力不断升高，当油压升高到足以平衡转子对该轴瓦的作用力时，轴颈便被油膜
托起，此时轴颈和轴瓦完全由油膜隔开，从而避免了轴颈和轴瓦之间的干摩擦现象，并能
靠润滑油不断的带走液体摩擦中所产生的热量，使轴承能安全稳定地工作。
在油膜压力升高的同时，轴颈中心沿旋转方向移动，在不同的转速下，轴颈中心的平
91
衡位置不同，转速达3000r／rain后，稳定在一个确定的位置。其工作原理图见下图2-11。
图2-11 支持轴承工作原理
（a）轴心运动轨迹及油楔中的压力分布（周向）；（b）油楔中的压力分布（轴向）；
（c）、（d）不同转速下轴颈与轴瓦相对位置
l
一轴承的长度；
d
-轴颈的直径
转子轴颈在轴瓦中稳定运行时，转子中心在平衡位置O
1
处（如图2-12所示），轴颈只
绕点O
l
旋转，此时，油膜的支持力p
0
与轴颈的载荷mg相平衡如（a）图所示。但是，当油
膜压力的合力大于轴颈的载荷时，轴颈被油膜作用力推动向上浮起，其中心可能超过轴承
的水平中分面，使轴颈中心产生局期性的弓形涡动，称为轴承失稳。转子受到某种外界力
的干扰，例如周围的振动源、进油粘度或油压突然波动等，使轴颈偏离平衡位置，其中心
，此时，油膜的支持力p
0
与轴颈载荷p
0
。不在一条线上，而是偏转了一定由O
l
转移至
O
1
的角度，这样转子将在它们两者的合力作用下，绕轴瓦内孔中心O转动，这种转动为涡动。
显而易见，轴承涡动时，油膜对轴颈作用一个周期性变化的力，也会引起振动。
图2-12 油膜自激震荡图
（a）平衡状态；（b）受扰状态；（c）受扰状态的作用力
涡动时，轴颈中心的涡动角速度接近或等于转子绕自身中心旋转的角速度的一半，因
此又称此涡动为半速涡动。当转子的工作转速接近或等于转子的某一阶临界转速的两倍时，
92
油膜涡动频率与该自振频率合拍，涡动被共振放大，振幅增大，转轴产生剧烈跳动，这种
现象被称为油膜振荡。
由此可见，轴承失稳是产生油膜振荡的前提条件，而涡动频率与转子自振频率合拍是
诱发油膜振荡的主要因素。只有这两个条件同时存在时，轴承油膜振荡才能形成。因此只
有当转子的工作转速高于转子的临界转速的两倍时，在升速过程中才有可能发生油膜振荡。
一般大容量机组发电机转子的临界转速较低，其额定转速往往大于一阶临界转速的两
倍以上，因此油膜振荡只可能发生在机组发电机的轴承。
轴承油膜振荡引起的转子振动有以下三个特点：
（1）轴承发生油膜振荡前，转子振动中含有频率约等于转速一半的谐波，在发生油膜
振荡后，其主振频率等于转子的一阶自振频率，而与转速无关。
（2）振动具有突发性，当转子转速接近其临界转速的两倍时，突然出现强烈共振。
（3）一旦出现油膜振荡，在较宽的转速范围内，振幅维持不变，即油膜振荡不消失，
在一定的范围内提高或降低转速，振幅不降低，只有转速下降较多时，振幅才突然降至正
常值，这是与不平衡离心力引起的共振明显不同之点。
防止和消除油膜振荡的发生，主要从改变油膜压力入手，防止轴承失稳。其具体方法
包括：改进转子的设计，尽量提高转子的一阶临界转速；改进轴承的型式；改变轴瓦和轴
颈配合的径向间隙、比压（轴承载荷／轴承长度×轴颈直径）、长径比（轴承长度／轴承内
径）和润滑油粘度等，使失稳转速尽量提高。目前，防止油膜振荡的最佳途径是采用多油
楔可倾瓦轴承和椭圆轴承。
运行中出现某种意外原因，造成润滑油量不足或中断，将会出现轴颈和轴瓦间的干摩
擦，为了充分保护转子的轴颈，在轴承的内表面浇铸有一层质软、熔点低的巴氏合金。当
出现干摩擦时，仅轴承被磨损，若万一摩擦部位的温度升高超限，轴瓦的巴氏合金局部熔
化，只需重新浇铸轴瓦，有效的保护了轴颈。
3、支持轴承的结构及安装
这里以某600MW超临界机组为例，介绍可倾瓦轴承的结构及安装。该支持轴承瓦块在
工作时可以随转速或载荷及轴承温度的不同而自由摆动，可在轴颈四周形成多油楔，如果
忽略瓦块的惯性、支点的摩擦阻力及油膜剪切阻力的影响，每个瓦块作用到轴颈上的油膜
作用力总是通过轴颈中心，不易产生轴颈涡动的失稳分力，故具有较高的稳定性。轴承壳
体制成两半，与轴承座的水平中分面齐平，用定位销定位。可倾瓦支持轴承的减振性能好，
承载能力大，摩擦功耗小，能承受各方向的径向载荷，且其制造简单，检修方便，它越来
越多被现代大容量机组所采用。
1号、2号支持轴承结构如图2-13。它们分别布置在高中压缸两侧，四个球面支承的具
有自位功能的可倾瓦支承于轴承壳体内，且用支持销定位。位于瓦块中心的调整垫块与支
持销的球面相接触，作为可倾瓦块的摆动支点。轴承壳体由五块钢制垫块支承在轴承座内。
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图2-13 1号、2号支持轴承结构图
1-油封挡环；2-支持销；3-调整垫块；4-临时螺栓；
5-螺塞；6-弹簧；7-瓦块；8-垫块；9-垫片；
10-止动销；11-油封环；12-限位销
支持轴承壳体的外圆直径比轴承座内孔直径小，四个垫块分别安装在与轴承水平、垂
直中心线成45°的位置上，另一块安装在轴承壳体的底部。在每个垫块和轴承壳体之间设有
垫片，以便在垂直和水平方向调整轴承壳体中心，确定转子在汽缸内的准确位置。安装于
轴承壳体的止动销，伸入轴承座水平中分面下一凹槽内，用以防止轴承壳体在轴承座内转
动。轴承瓦块和调整垫块、支持销、均由1至4编号、打出印记，并在轴承壳体上相应的
位置打出编号，以便在检修后瓦块和垫块仍能装在原来的相对位置。每块瓦块两端的临时
螺栓在组装和运送时联接在轴承壳体上将瓦块固定就位，但在总装时拆去，并用螺塞替代，
螺塞旋入后必须略低于轴承体垫块的表面。
润滑油通过轴承壳体底部带孔垫块和节流孔板进入轴承壳体的环形槽，再经过环形槽
水平和垂直方向上开的8个孔进入轴承各瓦块楔形间隙，形成油膜，并从两端排出。油封
环及油封挡环防止从轴承两端大量漏油。油封环做成两半，固定在轴承体上用限位销防止
挡油环转动。油通过两侧的挡油环的排油孔排出，返回轴承座。
可倾瓦装配时，要着重注意以下几个问题：
（1）注意可倾瓦块的支承调整块组装配次序。调整块组由两块单圆面垫块及一块双平
头垫块组成，装配时，—定要保证两块单圆面垫块圆面相对，双平头垫块放至可倾瓦块侧，
同时注意不同可倾瓦块的调整垫块不—样厚，一旦放错位置，将对可倾瓦造成严重的磨损。
（2）轴承壳体垫块的研磨。研磨的位置是垫块的外球面与轴承座的轴承洼窝接触面。
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对垫块的研磨可有效地消除垫块与轴承洼窝的间隙，保证轴瓦的稳定运行。
（3）注意对可倾瓦轴向高低位置的自位调整余量的校核。因为可倾瓦与球形瓦不同，
轴承箱扬度或瓦枕扬度与转子轴颈扬度之差完全靠可倾瓦块调整垫的自位调整。如果瓦枕
扬度与轴颈扬度之差超过了调整垫块的调整范围，将造成可倾瓦块卡死、磨损可倾瓦，因
而可倾瓦自位调整余量的校核是完全必要的。
（4）可倾瓦轴承壳体垫块紧力的调整。在进行紧力测量时，一般使用的是压铅丝的方
法，由于可倾瓦轴承壳体比较单薄，用压铅丝法进行紧力测量时，轴承壳体容易发生变形，
测量值与实际值会产生误差。如果按测量值进行紧力调整，致使轴承壳体变形，导致各瓦
块受力不均，从而导致个别瓦块的温度偏高，甚至磨损。因此，根据实际情况对可倾瓦采
用轻微力来精确地对轴承紧力进行测量和调整是极为必要的。
安装或检修过程中，若转子已装入轴承，转子的对中调整方法如下：
（1）研磨所有垫块达到75％的面积接触。
（2）按“转子找中图”和“转子间隙图”的要求，调整下部调整垫块下的垫片厚度，以满
足轴承找中要求。
（3）调整底部垫块下的垫片厚度，使垫块和轴承座间间隙为0~。
（4）调整上部垫块下垫片的厚度，使垫块与轴承压盖间获得0.01~0.03mm的过盈量。
二、推力轴承
推力轴承由推力盘两侧的推力瓦块和轴承壳体组成，也是根据油膜润滑原理工作。推
力盘与转子一体，两端面经过加工和磨削，为平滑和互相平行的表面。推力瓦块的基体为
铜质，表面浇有巴氏合金层，瓦块间沿径向有进油通道。由于推力瓦块和调整块的局部接
触，使瓦块在圆周方向上倾斜，与推力盘平面之间形成油楔。当推力盘随主轴旋转时，油
被带入楔形间隙中，随着间隙的减小，油被挤压，油压逐渐增加，以承受转子的轴向推力。
只有当楔形出口处的最小油膜厚度大于两金属表面的不平度时，才能形成液体润滑。因此
在安装或检修时，对推力盘与推力瓦块接触面必须仔细研刮。
国产600MW机组采用自位式推力轴承，图2-14是某厂600MW汽轮机自位式推力轴
承的结构图，东汽600MW机组推力轴承的结构也大体相同。轴承推力盘两侧的支承环内各
安装8块推力瓦块。推力瓦块由背面的调整块支承，通过调整块的摇摆运动，使同侧的各
瓦块承载均匀，从而不受轴承与推力盘的偏心的影响。每一瓦块表面沿推力盘转动方向刮
出倾斜的坡度，使转动的推力盘与推力瓦块之间形成油楔。
在运行时，任何时候轴承中都充满润滑油，油直接从轴承供油管供给。润滑油随推力
盘的转动被带入瓦块与推力盘之间的间隙，形成油楔，平衡转子的轴向推力，并对各表面
进行润滑。推力轴承支承在前轴承箱内。
轴承体的外表面被加工成球面，置于一球面轴承外壳中，球面轴承外壳与轴承体之间
有少许的过盈量，接触面积应为一半以上，这是为了不让轴承体在轴承外壳内有轴向窜动
的可能。但轴承体仍能在球形轴承外壳中随主轴垂弧的变化而绕球心作微量自位转动，使
推力瓦与推力盘自动对中，以使各推力瓦块的受力趋向均匀，油膜稳定。在推力轴承各推
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力瓦上都装有测温装置。
图2-14 推力轴承结构图
1-平衡块；2-推力瓦块；3-垫片；4-定位环；5-轴承外壳
推力瓦设置在推力盘的两侧边，一边为工作瓦，一边为非工作瓦，工作瓦承受转子的
正向推力，非工作瓦承受转子的反向推力。汽轮机的非工作瓦也称为定位瓦块，因为在汽
轮机安装时是以推力盘完全紧靠在定位瓦上作为转子的定位位置，以此状态来测量通流部
分各处的轴向间隙和整个轴向位移指示器的零位。在某些特殊工况下，可能出现反方向的
轴向推力，即指向机组前端的推力，此时推力就由定位瓦块来承担，这是定位瓦块的另一
个重要作用。瓦块和平衡块装在水平面上分开的定位环内。而定位环装在推力轴承外壳内，
装在推力轴承外壳上半键槽里的键防止定位环相对于外壳的转动。推力轴承的外壳在水平
中分面上分为两半，并用螺钉和定位销连接。利用外壳加工出的凸台，安装在轴承座和上
盖的槽内，确定推力轴承的轴向位置。
整个推力轴承可以在未移去转子或转子延伸轴时拆卸。卸下轴承压盖后，拆下连接上、
96
下半外壳间的螺钉，可拆下轴承壳体的上半。卸去定位环螺钉，轴承的上下半都可以拆开。
瓦块松动地支承在两半定位环内，当提起部件时瓦块不会落出。然而，重新装配时，为防
止平衡块错位，靠近水平接合面处的瓦块和平衡块应填塞浓的油脂，否则平衡块和瓦块有
卡住的危险，由于不灵活而引起两块或多块瓦块的过载。
推力轴承总的轴向间隙在“转子间隙图”中给出，此间隙可用过调整垫片得到。在轴承装
配后，可利用转动转子把转子从一端轴向极限位置推到另一端来检查间隙。在推力瓦块上
施加1.75kgf/cm
2
（合0.17MPa）的轴向压力以保证推力盘在瓦块上的正常位置。可用千分
表测量端部移动量。
在任何时间，推力轴承都充满润滑油。通过推力轴承外壳上半的两个接头连接从轴承
供油管供润滑油。当推力盘相对瓦块旋转时在每一瓦块与推力盘之间形成楔形油膜，楔形
的厚边在瓦块的前部（即逆旋转方向的进入边）。因此，由于推力盘的运动，油被带到支承
表面之间并保证这些表面的正常润滑，流入推力轴承的油流量，由装在推力轴承外壳上出
口管道上的两个节流螺钉来调整。
推力轴承在安装时，由调整螺钉、可移楔块、固定楔块和垫片和组成的止动件确定轴
承外壳的轴向位置。当需要得到转子在汽缸内的正确位置时，利用两个调整螺钉，一个向
里另一个向外移动楔块，从而改变推力轴承外壳的轴向位置。调整螺钉转一圈，推力轴承
外壳的轴向位置变动0.1mm。当调整时，应卸去锁紧线，并旋松防松螺母，使调整螺钉可
以转动。
轴承箱两侧的调整螺钉变动值应随同前部和后部的楔块变动值相应变动，但方向相反。
如转子端部千分尺指示转子不在正确位置，则可进行这种调整。当外壳一端的两个楔块调
整后给出转子的正确位置时，另一端的两个楔块必须紧紧地楔人以防止外壳在轴承箱内轴
向移动。在安装和维修期间，这种可调止动件的结构可以用来简化拆卸、装配等工作。可
移楔块的定位安装见图2-15。
图2-15 可移楔块的定位安装图
1-垫片；2-调整螺母；3-防松螺母；4-可移楔块；5-固定楔块；6-锁紧线
可移楔块在安装或检修后需要调整时，可按如下步骤操作：首先，调整推力轴承外壳
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的轴向位置，使汽轮机转子正确就位，以达到在厂家提供的“转子间隙图”中所示的轴向间隙。
调整过程中要注意必须使推力盘和推力瓦块间的间隙与“转子间隙图”中所示位于推力盘的
同侧；向里移动可移楔块直到它们紧靠在外壳凸肩上，使外壳紧固在此位置并消除外壳在
轴承箱内的端部移位。
当调整楔块时，调整螺钉旋转一圈轴承外壳移动0.1mm，如要求的移动量约大于0.8mm，
则必须改变垫片和的厚度；顺时针转动调整螺钉使可移楔块朝轴承中心线方向向里移动；
反时针旋转右手侧调整螺钉，使推力轴承外壳向右侧移动；反时针旋转左手侧调整螺钉，
使推力轴承外壳向左侧移动。
在推力轴承的轴承座的每一侧都有一对调整螺钉和可移楔块。因此，为向发电机方向
移动推力轴承的外壳，如果向发电机端看，操作员站在推力轴承轴承座左侧的调整螺钉前，
反时针旋转左手侧的调整螺钉。操作员到推力轴承轴承座右侧并以相同的量反时针旋转右
手侧的调整螺钉，这样就在楔块和外壳凸肩得到间隙。操作员还站在推力轴承轴承座右侧，
顺时针旋转左手侧的调整螺钉，向里移楔块使推力轴承外壳向发电机端移动，对操作员来
说是向右移动。然后到推力轴承轴承座左侧，并顺时针旋转右手边的调整螺钉，靠着推力
轴承外壳凸肩向里移动楔块。在拧紧这些调整螺钉时，要确保外壳紧紧地固定在可移楔块
之间，以消除外壳在轴承箱内的端部移位。
在调整工作完成后，用千分尺通过在前轴承箱盖上的孔检验移动量。在进行调整时，
应向轴承供润滑油并投入盘车装置。
图中正、反推力瓦应分别保持同一尺寸，油封环间隙应按低压靠背轮预留高差进行修
正，使得上部间隙比下部间隙大约0.15~0.25mm左右，对轮连接后其上下间隙趋于一致。
为保证轴承工作的安全可靠，应监测运行时轴承温度和振动。支持轴承可倾瓦块和推
力瓦块装有测量巴氏合金温度的铂热电阻温度计。乌金材料允许在112℃以下长期运行，但
运行中各轴承金属温度不得超过90℃。轴承磨损不一定在巴氏合金温度测点区，所以监测
回油温度也是保证轴承安全运行的手段。支持轴承端部回油槽和推力轴承回油口都装有测
油温铂热电阻温度计，各轴承箱排油管上也装有温度计。回油温度升高标志着轴承工作出
现异常，应及时处理，回油温度过高，也容易使油质老化。任何运行条件下，各轴承的回
油温度不允许超过65℃，油温度上升到65℃报警，75℃时停机。
机组正常运行时，轴向推力向后，由位于推力盘后端（发电机侧）的工作推力瓦承受。
轴承振动是轴系各转子动平衡质量、安装质量和运行条件的综合考核指标。本机组规
定机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，
无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直横向双振幅相对振动值
应不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于
0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。影响600MW机组轴系运行稳定性的因
素很多，如转子本身的加工误差及变形量、转子对轮连接精度及连接质量、轴承的负荷分
配、轴承的装配质量以及通流间隙等等，都会对整个轴系的振动产生影响。此外，机组启
动之后的及时监测、维护及调整也对轴系的稳定运行起着重要的作用。为了监测轴系振动，
600MW机组在箱盖上都装有垂直方向的电磁式拾振器，振动信号接入集控室，以便于运行
98
人员随时监视。对转子通流部分的积垢进行彻底的清除，对改善转子的振动也是有益的，
因为这样不仅能有效提高机组的效率，而且能很好改善动叶片的气动性能，减少机组运行
中叶片的激振力，减小轴系的振动。
三、轴承箱
汽轮机轴承箱固定在基础台面上。机组安装前须基础顶面埋设沉降观测标志，以指导
汽轮机设备找平、找正。
在轴承箱和基础台板的滑动面间装有沿汽轮机中轴线方向的导向键（纵销），保证轴承
箱滑动时不改变轴心线的位置。在箱体水平中分面上，分别有两个支承高中压汽缸猫爪的
平台。轴承箱的中分面到基础台板的距离，在满足轴承箱内部件拆装需要的情况下（例如
主油泵）力求紧凑，使轴承箱在滑动时稳定性好。
前轴承箱和中低压轴承箱承受高、中压汽缸的静载荷及高、中压转子的静载荷和动载
荷。在机组热膨胀时可沿轴向自由滑动。箱体上设有供调节保护系统和润滑油系统安装时
使用的各种法兰接口。中低压轴承箱内设有2号和3号支持轴承、高中压转子相对胀差和
轴颈振动监测器，以及高中压转子和低压转子的钢性联轴器。
在汽轮机低压缸两个排汽缸的前后端部，各焊有一个锥形壳体的轴承箱。1号低压缸前
端焊接的是中低压轴承箱，1号低压缸后端和2号低压缸前端，分别焊接低压轴承箱的两部
分，两者用联系梁连在一起，2号低压缸的后端焊接后轴承箱。低压轴承箱装有3号和4号
支持轴承、轴颈振动和1号低压转子相对胀差监测器，以及两低压转子的联轴节和其之间
的连接短轴。低压后轴承箱装有5号和6号支持轴承、轴颈振动和2号低压转子相对膨胀
测量装置，以及低压转子和发电机转子的刚性联轴器。低压转子段的联轴器上套装有盘车
大齿轮，后轴承箱盖上装有盘车装置。
低压缸后端的轴承箱内还安装有联轴器罩壳，将联轴器和转子齿轮罩起来，外部喷油
冷却，可有效防止盘车齿轮摩擦鼓风发热而引起的轴承箱温度升高。各轴承箱均有轴承进
油管和排油管的连接法兰，便于机组油和路的连接。
为了防止从轴端汽封漏出来的蒸汽进入轴承箱中，使润滑油乳化，同时又防止轴承箱
中的润滑油甩出来，在主轴穿过轴承箱的地方装有挡油环和阻汽片。
四、顶轴装置
顶轴系统是汽轮发电机组的一个重要系统，它担负盘车或低速、轴承油楔油膜未形成
时，强制将转子轴颈顶起的任务。汽轮发电机组各轴承均设有高压顶轴油囊，由顶轴油泵
提供的高压油在油囊内形成静压油膜，强行将转子顶起，避免汽轮机低速转动过程中轴颈
和轴瓦之间的干摩擦，减少盘车力矩。对保护转子轴颈和轴承起着重要的作用。在运行时
顶轴油囊的压力为该点轴承的油膜压力，是监视轴系标高变化、轴承载荷分配的重要手段
之—。600MW机组，除东芝公司的机组无顶轴油系统，其他机组均需顶轴油系统。
东汽600MW超临界机组，顶轴系统向包括发电机轴承在内的8个轴承注入高压润滑油，
以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后，顶轴系统都能顺利投入运行。顶轴系统设计
99
成母管制系统，由顶轴装置和高压油管路及管路附件组成。其中顶轴装置主要由两台100%
容量高压容积泵（一台运行，一台备用）、反冲洗滤油器、双筒过滤器、板式过滤器、压力
继电器、溢流阀、单向节流阀等部套及不锈钢管、附件组成。
来自润滑油母管的油首先经过反冲洗滤油器，然后经过双筒过滤器进入高压油泵，油
泵出口均设有止回阀，以保证未启动的泵不会被反冲。油泵出口还设有旁路溢流阀，在实
际运行中，可调整溢流阀使顶轴油泵出口油压达到需要值，并限制母管油压以防止供油系
统油压超过最大允许值。为了确保顶轴油的清洁度，各泵出口均设有板式过滤器，其过滤
精度为
10μm
。在顶轴装置的前部是仪表盘，可监测各轴承的顶轴油压以及机组正常运行时
顶轴油囊处的油膜压力。为控制两台顶轴油泵的运行和切换，在两个板式过滤器后均设有
压力继电器，在油泵的进口管路上也设有压力继电器，以保证顶轴装置启动时具备要求的
入口压力。在反冲洗滤油器前后各设一压力表，以监测其压差大小，视情况对其清洗。顶
轴装置的压力油管及吸油管均采用套装油管方式。
压力油经过板式过滤器后，进入分流器，经单向节流阀、单向阀，最后进入各轴承。
调节单向节流阀可控制进入各轴承的油量及油压，使轴颈的顶起高度在合理的范围内。顶
轴装置的控制压力继电器是顶轴装置启停控制的关键设备。为保证顶轴油泵不受损坏，顶
轴油泵设置入口油压低的闭锁装置和滤网，顶轴油泵与主机之间设连锁。
顶轴装置工作正常与否的主要标志是顶轴油压力。启动后各顶起油压力应在规定范围
之内，若油压偏高说明转子未被充分顶起，高压油排油不畅，若油压偏低则表示高压管路
系统有漏油现象或油泵工作不正常。
当顶轴装置已启动，而轴尚未被顶起的瞬间，顶轴油的压力有瞬间升高的现象，但当
轴被顶起后，油压即下降而保持在某一稳定值，这时的压力才为正常顶起压力。顶轴油系
统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。故每一轴承
顶轴油管路中配置止回阀及固定式压力表。
第七节 盘车装置
一、盘车装置的作用
在汽轮机启动、冲转以前或停机以后，转子需要以一定的速度转动一段时间，进行直
轴或防止弯曲。使转子低速转动的装置，称为盘车装置。盘车装置是汽轮机必不可少的设
备。
在汽轮机启动的过程中，锅炉点火之前，凝汽器需具有一定的真空度，以便凝结锅炉
点火后通过旁路排入凝汽器的蒸汽，因此要启动真空泵抽真空。而抽真空之前，应先向轴
封供汽，以减轻真空泵的负荷。此时，汽缸内会漏入一些蒸汽。若转子静止不动，则由于
热蒸汽大部分滞留在缸内上部，使转子和轴封的上下部分受热不均，造成转子弯曲变形。
当机组冲转后势必产生很大的离心力而引起机组振动，甚至造成汽轮机动、静部分摩擦。
100
为了保证在轴封供汽后不使转子弯曲，必须在轴封供汽之前先投入盘车装置，以利于汽轮
发电机组顺利启动。
在盘车过程中，运行人员可仔细检查汽轮机动、静部分是否有摩擦；转子各部分的振
动是否在规定的范围之内；润滑油系统工作是否正常等等，以便在冲转前及时发现问题，
及时加以处理。
对于具有中间再热的大容量汽轮机，在机组启动时汽水损失很大，为了减少汽水损失，
在锅炉点火后就要通过汽轮机的启动旁路系统向凝汽器排汽。这样，汽轮机在冲转前，低
压汽缸的排汽口就要受到来自锅炉经启动旁路系统的蒸汽的影响，也会使低压汽缸产生上
热下冷的现象。如果转子静止不动，同样会造成转子弯曲而影响到机组的启动。因此，盘
车要在低压旁路系统投入前投运。
在汽轮机停机后，汽缸内尚有残留的蒸汽，汽缸和转子等部件还处于热状态，下汽缸
冷却较快，上汽缸冷却较慢，因此汽缸的上部和下部存在温差。如果转子静止不动，转子
必然会因上下温差而产生弯曲。弯曲的程度随着停机后的时间的增长而增加，到某个时间
达到最大值，以后随着部件冷却，上下温差减小，弯曲也逐渐减小，这种弯曲称为弹性热
弯曲。对于大型汽轮机，这种弯曲可以达到非常大的数值，需要经过近百个小时才能逐渐
消除。过大的上下温差，可能造成转子永久弯曲。转子弯曲不允许重新启动汽轮机。为了
防止停机后转子产生永久弯曲，且随时可以启动，当转速降至零时，必须使用盘车装置，
将转子不间断的转动，使转子四周温度均匀，防止转子发生热弯曲。较长时间的连续盘车，
可以消除转子因机组长期停运和存放或其他原因引起的非永久性弯曲。
二、盘车装置的性能和分类
根据汽轮机启停过程的特点，要求盘车装置既能在转子转速为零时投入盘动转子，又
能在蒸汽冲动汽轮机转子超过盘车转速后自动脱开，停止盘车，而且既能自动盘车，又可
手动盘车。
汽轮机的盘车装置，可以分为低速盘车（1.5~5r／min）装置和高速盘车（40~70r／min）
装置两种，这两种盘车装置在大型汽轮发电机组中都得到广泛的应用。高速盘车对停机后
减少上下缸壁和转子内部的温度差有利。但盘车转速提高，盘车装置的功率要增大。
在盘车转速下，轴承油膜尚未形成，为防止轴承在盘车过程中轴承产生干摩擦，减小
盘车功率，设置高压油顶轴装置，在盘车装置投人前将轴颈顶起0.03~0.04mm左右。
大、中型机组一般都采用电动盘车装置，它由电动机、减速器和离合器组成。常见的
电动盘车装置的离合器有螺旋轴式和摆动齿轮式两种。
有的机组配有液压盘车装置，由控制滑阀控制油缸的进油和排油，使其活塞往复运动，
通过活塞杆上的爪推动棘轮转动，带动盘车齿轮驱动机组转子低速转动。
三、盘车装置的结构及工作过程
东汽600MW超临界汽轮机采用低速盘车装置，盘车转速为1.5r／min，安装在汽轮机
低压后轴承箱侧边。在拆卸轴承盖或联轴器护罩时，无需拆卸盘车装置；在拆去或装上轴
101
承箱盖的情况下，均可盘动汽轮发电机组的转子；既能自动盘车，又可手动盘车。一种安
装于国产600MW汽轮机的盘车，装置的结构及其齿轮传动见图2-16。
图2-16 盘车装置及其齿轮传动
（a）装置结构图；（b）齿轮传动图
1-摆动板；2-盘车齿轮；3-轴；4-链轮；5-连杆；6-齿轮链；7-主动链轮；
8-操纵杆；9-手柄；10-操纵杆；11-涡轮轴；12-蜗杆；13-滤油网框架
该盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、
气动啮合装置等组成。盘车装置的壳体由钢板焊接而成，水平钢板支持电动机、链条壳体、
电动机支架、气动啮合缸、操纵杆、护罩等。它的下部焊有三块板，用来支撑蜗轮蜗杆、
齿轮等各种传动部件。
该装置采用SG71型、传动比为16的蜗轮、蜗杆。电动机轴上的链轮通过链条把力矩
传给蜗杆轴上的链轮。链条使用圆销式齿形链，其型号为C190-78N×35型，链宽为78mm，
内导式，长135节。链轮减速比为1.4。减速齿轮采用渐开线圆柱短齿齿轮，模数用8和12
两种。盘车装置的电动机为Y280S-6B3型三相异步电动机、功率为45kW、转速为980r／min。
盘车电动机为双轴头结构，第二轴头铣成对边宽为27mm的六方，用以手动盘车。为
102
了保护人身安全，电动机壳体上第二轴头端安装了一个电动机开关，用来控制电动机的启
动。当打开第二轴头的盖时，行程开关将会切断电源，电机将不会转动。气动啮合装置中
气缸是主要部件，它的活塞直径为40mm，行程为127mm。气动啮合缸的连杆和操纵杆相
联，活塞移动直接控制操纵杆的摆动。
润滑油管路用来为蜗轮、蜗杆及减速齿轮提供润滑用油。它安装在盘车装置壳体水平
板的下方，润滑油由平板上的进油口进入，然后经过喷嘴喷到所需润滑的部位。回油流向
轴承座底部，经回油管排出。盘车齿轮轴和齿轮衬套均由烧结多孔青铜制成，故不需润滑。
而蜗杆上的衬套及推力轴套则由润滑油管提供压力油润滑，蜗杆和蜗轮始终在油槽的油位
下啮合（油位是通过挡板的高度来保证的）。啮合小齿轮可在轴上转动，该轴装在两块摆动
板上，摆动板又以齿轮轴为中心摆动。
摆动板的内侧用连杆机构和操纵杆相连接，将操纵杆移到“投入”位置时，啮合小齿轮则
与盘车大齿轮（在低压转子联轴器上）啮合；将操纵杆移到“解脱”位置时，啮合小齿轮则退
出啮合。由于小齿轮旋转的方向及它与摆动板支撑点的相对位置设计合理，只要小齿轮对
盘车大齿轮施加转动力矩（小齿轮为施力齿轮），大齿轮的反矩总使它保持啮合状态。两块
挡块限制啮合小齿轮向盘车大齿轮移动的位置，限制轮齿的啮合深度。
当汽轮机冲转后，盘车大齿轮圆周速度高于盘车转速时（此时盘车大齿轮为施力齿’轮），
大齿轮轮齿所施加的转矩则使啮合小齿轮自动脱离啮合位置，盘车机构脱开。
该盘车装置可采用两种方法啮合：通过控制台上的按钮，接通电磁阀，控制气缸推动
啮合机构，使可摆动的小齿轮与盘车齿圈啮合；另一种方式是就地操作啮合手柄，使小齿
轮与盘车齿轮啮合。因为小齿轮和大齿轮啮合匹配精确，若未能啮合，当驱动电动机通电
转动时，或手动转动电动机时，能自动啮合。若啮合后的盘车装置断电停下不转，汽轮机
转子和齿轮就停在啮合状态，以便进行间断盘车。
有时，由于汽轮机转子的阻力矩波动，或驱动电动机的转速波动，使保持盘车装置啮
合的齿间压力很小，以及小齿轮和大齿圈调整不当，齿轮对中不准确，则会使盘车装置在
驱动过程中有自动脱离啮合的倾向。
为了在盘车时，可靠地保持啮合，在小齿轮保持在脱离位置时，保证小齿轮不会意外
地与联轴器上的大齿圈接触，设置了一个板弹簧将啮合杆保持在啮合位置。因此板弹簧机
构的特点是在有足够力的作用时，要能使其对摆动板的作用力反向，从而使小齿轮和啮合
杆组件既可保持在脱离位置，又可将其保持在啮合位置（不阻碍冲转后自动脱离啮合）。
在盘车装置运行中，若盘车电动机停机，因汽轮机转子的转动惯量巨大，电动机齿轮
机构比汽轮机转子减速快，这将产生一种过冲效应和力矩反方向，从而克服板簧机构的力
而使盘车装置脱离，不利于由连续盘车过渡到间断盘车。可以对板弹簧进行调节，以增加
或减少脱离位置和啮合位置时的保持力。调节的方法是：在摆动齿轮啮合时，改变板弹簧
的位置，改变弹簧力，使其保持力增加或减少。经过适当调节后，弹簧机构在各种力矩输
出条件下，均可保持啮合，而且使电动机停机后不会发生过冲效应。不论如何调节，在蒸
汽驱动汽轮机转子时，盘车装置应脱离大轴齿圈，脱离后，板弹簧以可靠的力把小齿轮保
持在脱离位置。
103
四、盘车装置的投入和切除
该盘车装置采用先使小齿轮啮合，再启动盘车电动机的启动方式，投入时冲击波动较
小。由于盘车转速较低，功率消耗也低，盘车正常运转时电流较小，功率余量相应增大，
有利于克服异常情况，能在个别轴颈未完全顶起时启动并进行盘车。在盘车运行过程中，
顶轴油泵应保持运转以保护轴承。
盘车电动机尾端接装臂长约200mm摇把，在高压油顶轴油压正常时，一个人即可通过
摇把实现手动盘车。
1、汽轮机停机时
将控制开关转到盘车装置的自动位置，以开始自动程序。此后，通常将控制开关留在
这个位置上。在控制开关处于“自动”位置，当转子转速降到600r／min时，自动程序电路将
起作用，对盘车设备提供充足的润滑油，并使顶轴装置投入运行。当转子停转时，“零转速
指示器”中压力开关将闭合，接通供气阀电源，打开供汽阀，向气动啮合缸提供压缩空气，
推动气动啮合缸的活塞向使齿轮啮合的方向移动，带动连杆拉动操纵杆向啮合方向摆动，
和操纵杆相连的连杆机构使杠杆板倒向啮合位置。当啮合小齿轮和盘车大齿轮啮合后，操
纵杆不再移动，啮合气缸的活塞也不再移动，但啮合气缸却继续沿反方向移动 （此时气动
啮合缸的弹簧座中的弹簧受到压缩），使固定其上的拨叉（见气动啮合缸）拨动弹簧座上的
限位开关，使得盘车电动机启动。如果此时啮合小齿轮与盘车大齿轮没能完全啮合，由于
盘车电动机的启动，亦会使其滑过一个齿而达到完全啮合，从而带动汽轮发电机转子在盘
车转速下旋转。零转速指示器的压力开关将被打开，而关掉进人啮合气缸的压缩空气，此
时，与操纵杆相连轴的挡块也会拨动固定在护罩上的一个限位开关的滚轮，切断供压缩空
气的电路。当需要停止盘车脱离啮合时，在盘车电动机断电情况下，将操作杆的手柄推向“脱
离”位置。若在推动手柄时感到阻力很大，可稍许用手盘动电机，减轻大齿轮对小齿轮的压
力，即可轻松的进行操作。不可在阻力很大时，强行操作手柄。
2、汽轮机启动时
在锅炉点火前，润滑油系统运行正常，向盘车装置送电，通过控制台上的按钮，接通
供气电磁阀，向啮合气缸供气，推动摆动的小齿轮与盘车大齿圈啮合；或就地操作啮合手
柄，使小齿轮与盘车大齿轮啮合，盘车装置投入运行。
在汽轮机冲转升速超过盘车转速时，由于涡轮涡杆的自锁，啮合小齿轮不可能随盘车
大齿轮转动，啮合小齿轮受向上的力矩而自动脱开。操纵杆在连杆机构移向脱开位置时，
将拉动气动啮合缸的活塞，直到活塞不再移动为止。此时零转速指示器的压力开关将关闭，
并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座
上的限位开关被拨叉拨到切断盘车电动机电源的位置，而与操纵杆相连的挡块会拨动固定
在护罩上的另一个限位开关的滚轮，从而停止提供压缩空气。当汽轮发电机转子升速到
600r/min时，自动程序将不起作用，使盘车设备停止运行，并切断供给盘车装置的润滑油，
同时使顶轴装置停止运行，整个盘车运行结束。
控制电路能在任何运动方式中做到从“自动”到“手动”的切换。
104
五、启停盘车时注意事项
（1）投入盘车前应先投入顶轴油泵，以减小静摩擦力，以利于启动盘车装置和保护轴
承；同时应对油路、电路做常规检查；操作之前打开盘车电源及进油管上的手动阀门，当
工作结束后关闭电源和进油管上阀门；盘车装置投入前，汽轮发电机转子应处于零转速状
态，即转速n≤1.5r／min。
（2）在盘车投入前，润滑油系统及顶轴系统工作应正常。润滑油压低于警戒值时，若
自动投入启动盘车不能正常工作，只能采用手动投入启动盘车。一般情况下不允许用“紧急
启动盘车”按钮启动盘车电动机。盘车装置的操作控制系统，除集控室外，机组旁就地也设
有一套，主要便于检修、排除故障、试验等情况下就近操作。为防止误操作引起事故，控
制线路设有互锁逻辑线路，即集控室控制和就地控制盘控制互锁，故盘车装置投运前，应
对操作地点进行确认。
（3）停机时，必须等转子转速降到零后，才能投入盘车，否则会严重损伤盘车装置和
转子齿轮。转速降到零之后应立即投入盘车，连续盘车到高压内缸下半调节级处内壁金属
温度降到200℃时，才可改用间歇盘车，降到150℃时才能停止盘车。
（4）汽轮机盘车期间，应监视汽缸膨胀值均匀减少，盘车电流、转子偏心度正常，润
滑油温度在27~35℃之间。因某种原因停运盘车后，再次投盘车前应先将转子盘动180°，
然后停留盘车停用时间的一半时间后，方可启动连续盘车。
（5）盘车装置啮合齿轮的润滑状况对其传动效果影响较大，因此盘车装置在运行过程
中，应经常对油路作常规检查，保证运行时油路畅通和油质清洁，以免堵塞电磁阀，应经
常对控制电路作常规检查，以保证操作准确可靠。
六、盘车装置的投入方式
该盘车装置的投入启动有以下四种方式，任何启动方式都要确认交流润滑油泵和顶轴
油泵已经启动，且油压正常；汽轮机转子转速低于1.5r／min，或等于零。
（1）零转速信号控制自动投入启动盘车装置。此方式适合于机组从500r／min以上工
况停机时自动投入启动盘车的情况。当机组从500r／min以上转速降至小于或等于1.5r／min时，
零转速信号发出，盘车装置将自动完成投入到连续盘车的全过程：零信号发出后，延时30s，
以确保转子转速低于1.5r／min，电磁阀通电，液压投入机构进油的同时，操作滑阀动作解
除油缸自锁，盘车摆动齿轮向转子上齿环摆动至接触，盘车电动机启动，齿轮啮合到位，
投入到位指示灯亮，电磁阀断电，进入正常连续盘车状态，正常盘车指示灯亮。在控制电
路中，另设有一延时电路，当电磁阀通电时开始延时，30s（可调整）后自动接通盘车电动
机电源，启动电动机。盘车运行过程中，要求顶轴油泵保持运转，以保护轴承。
（2）手控自动投人启动盘车装置。适用于一般情况，此时机组转速为零转速状态。选
择手动方式确认机组转子处于零转速状态，按下“盘车启动”按钮，电磁阀通电，盘车装置开
始自动投入。“盘车启动”按钮按下30s后，定时器动作，盘车电动机启动，盘车投入到位后，
电磁阀断电，正常盘车指示灯亮，手控自动启动盘车投入成功，进入正常连续盘车工作状
态。盘车运行过程中，同样要求顶轴油泵保持运转，以保护轴承。
105
（3）手动投入启动盘车装置。适用于机组大修后盘车装置投入情况检查，或投人电路
发生故障、电磁阀发生故障及润滑油压低于0.08MPa但高于0.03MPa时，自动投入不能正
常工作等情况。
当电路有问题时，可用螺丝刀用力推压电磁阀尾部的外伸端，利用液压力量解除油动
机回转活塞自锁后松开螺丝刀，扳动手柄并用力推压，到齿轮接触推不动时再用手转动电
机使齿轮进入啮合，直到投入位置，盘车投入到位指示灯亮（此操作需得到厂家允许）。
当电磁阀有问题时，可卸下盘车装置上操纵滑阀顶端的螺塞或压力表，用螺丝刀或其
他细长圆杆件将滑阀推到底，然后扳动手柄并用力推压到齿轮接触推不动时，再用手转动
电机完成投入动作，按下“电机启动”按钮，启动盘车，正常盘车指示灯亮，进入连续盘车工
作状态。
（4）紧急启动盘车装置。该方式是以轴瓦发生额外磨损为代价的启动方式，仅用于机
组事故停机且顶轴油泵又不能正常投入而必须盘车的情况。盘车装置启动后，应尽快恢复
顶轴油压，减少对轴承的损伤。选择手动方式，按下“投入”按钮，待投入到位信号灯亮或
30s后（无论投入到位信号灯是否亮），按下“电机紧急启动”按钮，则盘车电动机启动，进
入盘车连续工作状态。
在异常情况下，如采用“紧急启动盘车”仍不能使盘车装置进入连续正常工作状态，则应
停止电动盘车，以避免盘车电机烧坏，此时应改用手动间歇盘车。
第八节 汽封及轴封系统
汽轮机在运行时，转子处于高速旋转状态，而静止部分如汽缸、隔板等固定不动，因
此转子和静止部分间需留有适当的间隙，以避免相互碰磨，然而间隙两侧存在压差时会导
致漏汽（气）。例如：隔板与转子的间隙处、动叶顶部与隔板的凸缘处及主轴穿出汽缸处的
间隙两侧，在运行中都存在压力差。级内间隙漏汽会使做功的蒸汽量减少，降低汽轮机的
循环内效率；轴端汽缸间隙漏汽（气），不仅降低效率，而且影响安全运行。
工作蒸汽流过汽轮机各级喷嘴叶栅时，压力、温度逐级降低，隔板两侧必有压差，隔
板内缘与转子之间的间隙也必然有蒸汽泄漏。当级内有反动度时，动叶片前后也存在压差，
其动叶顶部与汽缸壁面之间隙也会有蒸汽泄漏，这部分泄漏蒸汽不参与本级做功，是一种
能量损失，使级内效率降低。
汽轮机的转子必须穿过汽缸，支承于轴承上，在转子穿出汽缸处亦需有间隙，对于高、
中压汽缸的两端，汽缸内蒸汽压力大于外界的环境压力，部分蒸汽由此处的间隙漏出，造
成工质损失和能量损失，且可能进入轴承座，影响润滑油的质量和轴承的正常工作；对于
低压汽缸两端，由于汽缸内蒸汽压力小于外界的大气压力，在间隙处空气会漏人汽缸，最
终引起凝汽器真空下降，导致蒸汽作功能力下降，冷源损失增大，循环效率减小。
为减少级内间隙蒸汽泄漏和防止空气漏入，汽轮机各间隙部位需加装密封装置，通称
为汽封。在轴端动、静间隙处，除加装汽封外，还要设置轴封系统，以防止蒸汽漏出汽缸
106
和空气漏入汽缸。汽封的结构型式有多种，目前大型汽轮机普遍采用弹性迷宫式汽封。迷
宫式汽封由带汽封齿的汽封环、固定在汽缸上的汽封套和转子对应段上的环形凸肩组成，
汽封套内圈有T形槽，汽封环一般由6~8个汽封块组成，装在汽封套T形槽内，并与轴套
形成由相互配合的汽封梳齿和凸凹肩形成蒸汽的曲径通道和涡流室。
图2-17（a）为常见的几种迷宫式汽封结构，它们的工作原理相同，蒸汽在其中压力下
降的情况以及膨胀的过程见图2-17（b）和（c）。蒸汽流经汽封齿和相应的汽封凸肩形成的
狭窄通道时，反复连续被节流，逐步降压和膨胀加速，并在涡流室内通过摩擦将蒸汽的动
能转换为热量，被蒸汽吸收，比焓增大，使下一个间隙人口的初速度近似为零。由于汽封
前后的总压降（P
1
－P
2
）被分配给所有汽封齿，故每一汽封齿前后的压降仅为总压降的一小
部分。在汽封前后压差及漏汽截面一定的条件下，汽封齿数的增加，每个汽封齿前后压差
相应减少，流过每一汽封齿的流速就比无汽封齿时小的多；另外，汽封齿的端部厚度
很
薄（0.5mm左右），动、静间隙
可以较小（0.5mm左右），这就起到减少蒸汽的泄漏量的
作用。显然，汽封片的数目越多、汽封齿与转动部件的径向间隙越小，漏汽量越小。
图2-17 迷宫式汽封结构及工作原理
（a）常见的迷宫式汽封结构；
（a
1
）、（a
5
）平齿汽封；（a
2
）、（a
3
）、（a
6
）、（a
7
）高低齿汽封；（a
4
）、（a
8
）双低齿汽封
（b）迷宫式汽封中蒸汽压力下降图；
1-汽封套；2-轴
（c）蒸汽在迷宫式汽封中的膨胀过程
107
弹性迷宫式汽封的汽封环一般沿圆周分为4~6个弧段，安装在轴封体或隔板内壁“T”形
槽内；每段汽封环的“T”形外缘加工有安装弹簧片的槽，使汽封环弧段弹性支撑在“T”形槽
内，并留有足够的径向退让间隙，允许汽封环在槽内径向移动。汽封环的安装使蒸汽压力
将汽封环推向密封面，形成轴向密封。在正常情况，弹簧片径向压紧汽封环，使转子与汽
封环之间的径向间隙很小。若运行中汽封齿与转子发生接触，弹性汽封环可以径向退让，
防止汽封环与转子发生严重摩擦而造成转子弯曲。
动叶顶部的汽封，由于结构原因，通常用弧形汽封齿条镶嵌在间隙处静止的部件上。
迷宫汽封的汽封片尖部厚度很薄，当轴和汽封出现意外摩擦时，在轴几乎未被加热的
情况下，汽封片尖部就已被擦掉，故可以适当减小汽封间隙。检修时要仔细检查汽封环弹
簧的硬度和密封片的磨损及与转子的接触状况，如果汽封与转子之间的间隙变得过大，可
以取出更换。
汽轮机的汽封按安装位置的不同，可分为通流部分汽封、隔板汽封和轴端汽封。
一、通流部分汽封
动叶栅顶部和根部的汽封叫通流部分汽封，包括动叶顶部围带（复环）处径向、轴向
汽封和动叶根部处的径向、轴向汽封（见图
2-18），其作用是阻止蒸汽从动叶栅的两端
泄漏。超临界机组，无论是冲动式或反动式，
为提高经济性，此处汽封片齿数较多。通流
部分的汽封结构及间隙值随机组的不同而
变化。
为减少叶片上、下部的漏汽，需减小动、
静部分间轴向间隙。但间隙过小，不能适应
较大的相对膨胀。围带汽封径向间隙一般为
1.0mm左右。围带汽封和动叶根部处汽封的
轴向间隙为6.0mm左右。
二、隔板汽封
蒸汽在喷嘴流道内膨胀加速，隔板前后
存在压差，隔板与主轴之间又存在着间隙，
因此有一部分蒸汽从隔板前通过间隙漏到
隔板后面的汽室内。由于泄漏的蒸汽不是以
正确的角度进入动叶，不能对动叶作功，只
图2-18 隔板汽封和通流部分汽封
1-隔板汽封径向间隙；2-围带汽封径向间隙；
3-围带汽封轴向间隙
能扰乱动叶中汽流的流动状态，形成漏汽损
失，造成级效率降低。为减小该损失，一般在隔板内缘处加装汽封，即为隔板汽封。由于
汽封间隙的大小对漏汽量影响很大，所以不论在汽轮机设计，还是在汽轮机安装和检修中，
都应十分重视此处的间隙。
108
三、轴端汽封
转子穿过汽缸两端处的汽封称为轴端汽封，简称轴封，用以防止蒸汽漏出和空气漏入。
蒸汽从汽缸内漏出造成漏汽损失和污染环境，并且会加热近旁的的轴颈或冲进轴承座使润
滑油含水，油质恶化，从而恶化汽轮机的运行状况。空气漏入汽轮机的汽缸内影响凝汽器
的真空，增加抽气器的负担。两种情况均会导致机组效率下降。
高中压汽缸的轴封包括：高压后（机组前端）轴封，中压后（电机端）轴封及高中压
汽缸之间的轴封三部分。高中压缸轴封采用高、低齿“尖齿”汽封，在转子上车有若干环形凹
凸台，组成曲径式漏汽通道，以提高密封的效果，称高低齿迷宫式汽封。由于低压转子在
运行中相对胀差较大，低压汽缸的前端和后端轴封采用平齿迷宫式汽封，即汽封齿径向尺
寸相等，转子对应段上没有凹凸台。低压缸的两端轴封，在结构上是对称的。
四、轴封系统
汽轮机各汽缸端部装有轴封，虽然漏出的蒸汽和漏入汽缸的空气有所减少，但漏（气）
现象不可能完全消除。为彻底消除这种漏汽（气）现象，以保证机组的正常运转和回收工
质，汽轮机都装有轴封供汽及抽汽（气）的轴封系统。
（一）自密封系统的特点
汽封系统的设计原则要尽量减少漏汽损失，回收漏汽的能量，系统简单，自动化程度
高，以确保机组运行的经济性和安全可靠性，汽封系统的设计依据是汽轮机热力设计确定
的蒸汽参数。
600MW汽轮机均采用自密封汽封系统。自密封汽封系统是指在机组正常运行时，由高、
中压缸的轴端汽封的漏汽经喷水减温后作为低压轴端汽封供汽的汽轮机汽封系统。多余漏
汽经溢流站溢流至低压加热器或凝汽器。在机组启动或低负荷运行阶段，汽封供汽由外来
蒸汽提供。自密封汽封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能按机组汽封供汽要求自
动进行切换。
（二）自密封汽封系统的组成及主要设备
图2-19（见附录）所示为600MW汽轮机自密封汽封系统，该系统由轴端汽封的供汽、
漏汽管路，主汽阀和主汽调节阀的阀杆漏汽管路，中压联合汽阀的阀杆漏汽管路以及相关
设备组成。
1、自密封汽封系统调节阀
轴封供汽采用三阀系统，即在汽轮机所有运行工况下，供汽压力通过三个调节阀即高
压供汽调节阀、辅助汽源供汽调节阀和溢流调节阀来控制。高压供汽调节阀用于控制来自
新蒸汽供汽封用汽量；机组启动前，主汽阀前可能没有合适的汽压和汽量，因此在辅助汽
源供汽站前选用了两种汽源供汽，即：除机组本身的再热冷段蒸汽外，还增加了机组以外
的辅助蒸汽（来自启动锅炉或老厂母管汽）供汽，机组启动或低负荷运行时由辅助蒸汽经
辅助汽源站调节阀，进入自密封系统。溢流调节阀用以控制机组正常运行时溢流到低压加
热器或凝汽器的多余汽量。上述三个调节阀及其前后截止阀和必需的旁路阀组成三个压力
控制站。同时，为满足低压缸轴封供汽温度要求，在低压轴封供汽母管上设置了一台喷水
109
减温器，通过温度控制站控制其喷水量，从而实现减温后的蒸汽满足低压轴封供汽要求，
以避免汽封体和转子受热变形。
600MW汽轮机自密封汽封系统所有调节阀均采用气动（或电动）执行机构，由DCS
控制，即供汽母管的压力或温度信号通过变送器转换成4~20毫安电信号送到DCS（中央控
制），由DCS通过电—气定位器来控制各相关气动薄膜调节阀。目前，调节阀及执行机构
均采用进口件，性能稳定，运行可靠。
为保证主汽供汽站、辅助汽源站在机组正常运行中始终处于热备用状态，特在调节阀
前设有带节流孔板的旁路，正常运行时，汽封供汽母管中蒸汽经带节流孔板的旁路进入压
力控制站，使之保持热备用状态。
2、汽封加热器和轴封风机
系统中设置有一台卧式汽封加热器以回收漏汽的热量和工质。同时，配置二台离心式
轴封风机（一台运行，一台备用）以建立轴封抽汽腔室的微负压。
（1）汽封加热器
汽封加热器是一个热交换器，用来将轴封或阀门漏汽来的汽气混合物中蒸汽凝结，从
而回收工质并在各轴封腔室建立微负压，由装在汽封加热器顶上的轴封风机将不凝结气体
排出。一般采用主凝结水作为冷却介质。
汽封加热器采用卧式U形管表面式换热器，管子材料采用不锈钢管，管子与端管板的
连接用强度胀接加密封焊。管束向U型管端自由膨胀。
水室上的主凝结水（冷却水）进、出管应可以互换。壳体内的水位设指示器及监视装
置，对于卧式换热器，必须特别注意蒸汽凝结水不得淹没冷却管，否则会使传热恶化。
工作时，主凝结水由进水室、冷却管、再经U型管转向出水室，汽气混合物进入壳体
后，在管外迂回流动，通过管壁将热量传递给主凝结水，混合物中的蒸汽凝结成水，部分
剩余蒸汽和不凝结气体由轴封风机排出。
（2）轴封风机
采用离心式风机作为汽封抽气设备来抽吸经汽封加热器冷却后剩余的汽气混合物，并
使汽封加热器内维持一定的负压。具有系统简单、操作方便、运行可靠、经济性好等优点。
轴封风机是一种高扬程，小流量的离心式通风机。风机的扬程（或称全压升）以取8kpa
为宜。轴封风机的容量理论上应根据汽轮机轴封和阀杆密封处漏入汽封加热器的空气量和
不凝结气体量来确定。风机进口汽气混合物的温度要求不超过70℃，此时，汽气混合物中
的蒸汽含量占10％左右。轴封抽风机与电动机无论是单独放置还是安装在汽封加热器的壳
体上，均应有公共底盘。风机的进口必须高于汽封加热器的汽气混合物出口管，它们之间
的连接管要求尽量平直和短近。轴封风机的进出口处应装设碟阀，以调节汽封加热器内的
真空度。风机的进、出口管道和阀门的重量不应作用在风机上。风机的本体和管道的低位
点必须设置疏水管。
3、其他设备
为防止杂质进入轴封汽封，在各供汽支管上装有Y型蒸汽过滤器。
系统供汽母管还设有一只安全阀，安全阀整定压力为0.24MPa（a），可防止供汽压力过
110
高而危及机组安全。
（三）自密封汽封系统的启动和要求
这里主要介绍采用气动执行机构调节阀的600MW汽轮机自密封汽封系统。
1、启动准备
（1）关闭各压力调节站，接通供汽汽源，调节站前供汽管道暖至过热温度。
（2）确认系统仪器仪表正常。
（3）确信汽轮机盘车已投入。
（4）凝结水再循环已建立。
（5）打开各压力调节阀及温度调节阀前后的手动和电动截止阀。
（6）接通调节阀供气气源（气源为0.4～0.7MPa（绝对）的仪表用压缩空气），以及相
应的供电电源。
（7）开启汽封加热器冷却水（凝结水）管路手动闸阀，汽封加热器投入运行。
（8）开启轴封风机，开启风机进气管路手动蝶阀，风机正常投入（只投一台，另一台
备用），汽封回汽管路维持负压，压力调整至约95～99kPa（绝对）。
2、启动
（1）冷态启动
①冷态启动采用辅助汽源站供汽。
②确认主汽供汽站和溢流站调节阀关闭后，开启辅助汽源供汽站供汽管路上的电动截
止阀，供汽系统正常投入，并按下述步骤自动运行：
a、盘车、冲转及低负荷阶段
汽封供汽来自辅助汽源，供汽母管压力维持在0.124MPa（绝对）。
b、25％负荷到60％负荷阶段
当机组负荷升至25％额定负荷时，此时再热冷段已能满足全部汽封供汽要求，供汽由
再热冷段提供，并自动维持供汽母管压力0.127MPa（绝对）。
c、60％以上负荷阶段
当负荷增至60％以上时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所
需的供汽量。此时，蒸汽母管压力升至0.130MPa（绝对），所有供汽站的调节阀自动关闭，
溢流站调节阀自动打开，将多余的蒸汽通过溢流控制站排至汽机侧8号低压加热器。若8
号低压加热器事故或停运，可将多余蒸汽排至凝汽器。至此，汽封系统进入自密封状态，
汽封母管压力维持在0.13MPa，正常运行时应关闭再热冷段管路上电动截止阀。
（2）热态启动
①若机组有符合温度要求的辅助汽源，汽封供汽由辅助汽源站供给。若机组辅助汽源
的参数达不到要求，汽封供汽由高压汽源站供给。
②确认辅助汽源供汽站和溢流站调节阀关闭后，开启主汽供汽站供汽管路上的电动截
止阀，供汽系统正常投入，并按下述步骤自动运行：
a、盘车、冲转及低负荷阶段
汽封供汽来自主汽供汽站，供汽母管压力维持在0.118MPa（绝对）。
111
b、25％负荷到60％负荷阶段
当机组负荷升至25％额定负荷时，此时再热冷段己能满足全部汽封供汽要求，供汽切
换成由再热冷段提供，并自动维持供汽母管压力0.127MPa（绝对）。
c、60％以上负荷阶段
当负荷增至60％以上时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所
需的供汽量。此时，蒸汽母管压力升至0.13MPa（绝对），所有供汽站的调节阀自动关闭，
溢流站调节阀自动打开，将多余的蒸汽通过溢流控制站排至汽机侧8号低压加热器。若8
号低压加热器事故或停运，可将多余蒸汽排至凝汽器。至此，汽封系统进入自密封状态，
汽封母管压力维持在0.13MPa，正常运行时应关闭再热冷段管路上电动截止阀。
（3）机组甩负荷
机组甩负荷时，分以下两种情况处理：
a、若机组有符合温度要求的备用辅助汽源，汽封供汽母管压力降至0.124MPa，溢流调
节阀关闭，汽封供汽由辅助汽源站供给。
b、若机组无备用辅助汽源或辅助汽源的参数达不到要求，此时辅助汽源和再热冷段
供汽不能利用，必须关闭辅助汽源站调节阀前的电动截止阀，汽封供汽母管压力降至
0.118MPa，溢流调节阀早已自动关闭，高压供汽调节阀自动打开，供汽由主汽供汽站即高
压汽源调节站供给。
（4）温度调节站的投运
在所有运行工况下，温度调节站均自动维持低压汽封腔室处温度在 121～177℃范围。
（5）旁路阀的投运
当辅助供汽调节阀的节流压力低于额定值的25％时，或汽封磨损后启动汽轮机时，为
了获得足够的蒸汽流量来密封汽轮机，开启辅汽站旁路阀以补充蒸汽，当节流压力高到能
自动保持汽封用汽时，旁路阀关闭。如果旁路阀仍开启着，剩余蒸汽将通过溢流阀自动排
入低压加热器或凝汽器。这种情况对汽轮机运行无任何影响，但将使电厂效率略有降低。
（6）蒸汽温度要求
①汽轮机辅助蒸汽参数的要求见表2-15：
表2-15 汽轮机辅助蒸汽参数
序号
1
2
用途
暖机
汽轮机汽
封
蒸汽压力（MPa）
0.588~0.784MPa
温度（℃）
约150~260
约208~375
约150~260
用于
冷态启动
热态启动
冷态启动
辅助蒸汽联箱
汽源
②汽轮机汽封温度要求
为了限制汽封蒸汽温度和汽轮机转子温度的不协调，供汽温度必须满足要求。
通常在绝对压力为0.127MPa的汽封母管中，汽封蒸汽温度允许比金属温度高167℃或
低于167℃。
112
汽封蒸汽和转子的温差过大，会引起汽封区转子表面高的热应力，每一热应力循环损
耗一部分金属交变寿命，而转子上温差过大的重复出现会引起转子表面的热疲劳裂纹；同
时，温差过大将引起转子和静子部件间过大的胀差。
③具体的蒸汽温度要求
汽轮机冷态时（当汽轮机第一级外壳温度低于150℃）：
汽封母管压力下的最高蒸汽温度为260℃，汽封母管压力下的最低蒸汽温度为150℃。
汽轮机热态时（当汽轮机第一级外壳温度高于150℃：
汽封母管压力下的最高蒸汽温度为375℃，汽封母管压力下的最低蒸汽温度为208℃（汽
封漏汽的最高温度减去167℃）。
上述参数要求见图2-20。
图2-20 汽封蒸汽的温度允许范围
3、事故调整
（1）为了防止系统发生供汽超压事故，在供汽母管上设置了整定压力0.24Mpa（a）的
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带散热器弹簧全启式安全阀。为保证安全运行，在汽封供汽母管上应装设超压声光报警装
置，报警压力为0.2MPa，以便对系统运行进行监视。
（2）汽封回汽压力调整
如果系统在运行过程中发现汽缸轴端漏汽，可以通过调节轴封风机的风门来保证汽封
回汽腔室维持一定负压，约95～99kPa（绝对）。
（3）当供汽站和溢流站调节阀故障时，可利用调节阀手轮及旁路阀对系统进行操作。
（4）在非正常工况情况下，如供汽调节阀旁路通道被开启，或供汽站调节阀处于开启
状态，从而导致超过需要的蒸汽经供汽站进入供汽母管，不论哪一种情况，溢流调节阀将
自动打开，如果溢流调节阀同时也发生故障，可打开溢流站旁路上的电动闸阀。
4、系统停运
（1）确信汽轮机处于停机盘车阶段。
（2）切断全部供汽管路电动截止阀。
（3）切断减温站进水口手动阀及旁路手动阀。
（4）切断汽封调节阀压缩空气气源、电源。
（5）确信所有疏水点畅通。
（四）汽封管道的安装和运行注意事项
1、为了保证系统安全运行，主汽供汽站、辅助汽源站其调节阀为气关式；温度调节站、
溢流站调节阀为气开式。目前，600MW汽轮机自密封汽封系统各调节阀阀体、执行机构、
定位器等元件制造厂已整定调整好，在现场安装时不需拆卸。
2、各蒸汽供汽控制站在阀后低位点应设疏水管，疏水管经φ5节流装置进入凝汽器。
3、喷水减温器后应设置疏水点，其位置应在喷水后至少2.5m处，疏水经φ5节流装置
进入凝汽器。
4、喷水减温器喷水部分距低压汽封的最近距离为13～15m，喷水后提供5m以上的直
管段，其管径应与喷水减温器壳体的直径相同。
5、汽封系统的供汽调节站以前的管道应朝汽源（主蒸汽、辅助蒸汽和再热冷段蒸汽）
方向向下连续倾斜，倾斜率为1／50。如果这些管道没有倾斜连接到蒸汽源上，则在每个阀门
的入口侧必须设有一疏水管，以防止水的积聚。这一疏水管必须是装有节流孔的连续疏水管。
6、所有汽封供汽管道应朝汽封压力调节站方向向下连续倾斜，斜率1／50，如果此管
道系统中有低位点，应采用装有节流孔的连续疏水管，将疏水排到凝汽器。
7、所有汽封和阀杆漏汽的汽—气混合物管道应朝汽封加热器方向倾斜，斜率 1／50。
如果此管道系统中有低位点，应设置疏水点，并将疏水排至凝汽器。
8、汽封加热器的蒸汽凝结水通过水封管排至凝汽器。
9、轴封风机排风管在垂直上升以前，从轴封风机起应有一向下的坡度到一低位疏水点，
运行时，必须保证疏水畅通。两台风机（其中一台备用）并联连接。
10、供汽管道上的蒸汽过滤器应安装在水平位置。
11、各气动调节阀压力控制信号取自供汽母管，温度控制信号应取自汽封腔室，若由
于布置等原因，喷水减温器后的温度测点需布置在母管上，则测点距减温喷水部分不小于
114
7.1m。力求靠近汽封腔室。
12、同一去处的蒸汽管道可以合并，但管径需足够。
13、所有管道应按规定进行吹扫，并保证清洁。系统中管道和设备分别按JB／
T4058-1999《汽轮机清洁度》中洁-3和洁-2执行。
14、备用的一台轴封风机进口门一定要关闭。
15、蒸汽过滤器应经常清洗。
16、管道内介质温度低于400℃，采用20号钢管；高于400℃，采用合金钢管。
（五）各控制站调节阀整定和运行情况如下表2-16
表2-16 控制站调节阀整定值
汽封母管压力
MPa
0.124
0.127
0.13
0.118
0.118
高压汽源控制站
关闭
关闭
关闭
打开并调节
打开并调节
辅助汽源控制站
打开并调节
打开并调节
关闭
关闭
关闭
溢流控制站
关闭
关闭
打开并调节
关闭
关闭
运行状态
抽真空阶段（冷态启动）
~25%负荷
自密封
甩负荷
抽真空阶段（热态启动）
注：表2-15中阀门整定压力值，仅供现场调整时参考。电厂可根据实际运行情况，适当调整压力整
定值，直至高、中、低轴封均不出现冒汽且不影响真空为合适。
5、常见的故障及处理措施见表2-17。
表2-17 轴封系统常见故障及处理
故障 故障原因
1、供汽调节阀关闭不严。
轴封供汽母管压力偏高 2、外界汽源进入系统。
3、轴封处不明泄漏点。
故障简单处理措施
1、检查调节阀控制信号，核查阀门的严密性，
确认不严密后，通知制造厂或配套厂。
2、查明外界汽源，并切断外界汽源。
3、查找轴封附近的泄漏点
1、开启轴封风机出口阀门。
1、轴封风机出口门关闭。
2、轴封加热器冷水量偏小。
轴封处冒汽 3、汽-气混合物回汽管路布置不
合理。
2、调整轴封加热器冷却水量，使汽封加热器
内压力不大于95kPa(a)。
3、汽-气混合物回汽管路向汽封加热器方向
连续倾斜，斜率1/50，且进入汽封加热器入
4、保持低位点疏水畅通。
1、减温器喷嘴堵塞。
低压供汽温度高 2、滤水器堵塞。
3、喷水调节阀不能正常工作。
低压供汽温度低 1、喷水调节阀关闭不严。
1、清理喷嘴。
2、清洗滤水器。
3、检查调节阀动力电源及控制信号。
1、检查调节阀动力电源及控制信号。
2、调节阀是否内泄漏，若是，请与制造厂或
配套厂联系处理措施。
4、汽-气混合物低位点疏水不畅。 口管段时，不得从管段下方进入。
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第九节 汽轮机本体疏水系统
汽轮机组在启动、停机和变负荷工况运行时，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触，受
热或被冷却。蒸汽被冷却时，若蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度，部分蒸汽凝
结成水，若不及时排出，它会存积在某些管段和汽缸中。运行时，由于蒸汽和水的密度、
流速都不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道
振动，产生巨大噪声，污染环境；严重的会使管道产生裂纹，甚至破裂，而且一旦部分积
水进人汽轮机，将会使动叶片受到水的冲击而损伤，甚至断裂，使金属部件急剧冷却而造
成很大的热应力，不对称的热应力使大轴弯曲，甚至永久变形。
为了有效的防止汽轮机进水事故和管道中积水而引起的水冲击，必须及时的把汽缸和
蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。同时还可以回收洁净的凝结水，提
高机组的经济性。因此，汽轮机都设置有本体疏水系统，它一般包括汽轮机的高、中压自
动主汽阀前后、各调节汽阀前后、内外缸及抽汽止回阀前后、轴封供汽母管、阀杆漏汽管
以及汽缸螺栓加热联箱等的疏水管道、阀门和容器。
运行中，由于上述各疏水点的压力不同，需把各疏水按压力等级通过疏水阀分别引到
各疏水联箱，然后通过疏水扩容器扩容，部分疏水蒸发成为低压蒸汽，输人凝汽器喉部，
未蒸发的疏水降温后聚集在扩容器的底部，用疏水管接到凝汽器热井。
汽轮机本体疏水系统目前国内有如下几种形式：
（1）汽轮机本体疏水按高、中、低压三种参数分别接人3台高、中、低压本体疏水扩
容器，疏水经扩容器扩容后分汽水两侧进入凝汽器。这种疏水方式与直接向凝汽器疏水相
比，由于在扩容器内完成了汽水分离，可避免对凝汽器喉部和热井的水冲击，而且由于阀
门集中，便于控制，使检修和维护方便，其缺点是需配置专用的疏水扩容器，汽轮机房布
置较为拥挤。
（2）汽轮机本体疏水按不同压力分别用管道连接于疏水母管，然后进入凝汽器。这种
疏水方式省去了本体疏水扩容器，使系统简单，管道布置整齐美观，阀门布置集中，便于
管理，但在疏水母管与凝汽器的接口处存在较大的温差和热应力，严重时使凝汽器外壳产
生裂纹。
（3）汽轮机本体疏水经不同压力的疏水母管引至凝汽器背包式扩容器（其上部接有喷
水冷却装置），扩容降温后进人凝汽器。
（4）汽轮机本体疏水系统的各疏水母管接至紧贴在凝汽器外侧的本体疏水扩容器，扩
容降温后汽、水分别进入凝汽器。
东汽600MW超临界汽轮机本体疏水采用上述第4种方式，整个疏水系统由疏水分管、
母管、自动疏水阀、疏水孔板或节流组件、疏水扩容器及其连接到凝汽器的排水管和排汽
管，以及各种消能装置和挡水板等组成。
各不同压力疏水按压力的高低经各疏水孔板或节流组件分别汇集于疏水母管，并通过
疏水喷管或疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后蒸汽进入凝汽器喉部，水进入凝汽器热
116
井。本体疏水系统见图2-21（见附录）。
汽轮机所有的疏水阀启闭须遵守以下几点原则：
（1）在汽轮机停机后到被完全冷却之前一直打开。
（2）机组启动和向轴封供汽前必须打开。
（3）当机组升负荷时仍保持开启状态，当负荷升到15%额定负荷时，关闭疏水阀。
（4）当机组降负荷时，负荷降到20%额定负荷时，打开疏水阀。
（5）在主要疏水阀打开之前，避免破坏真空，但这个建议不适用于在危急情况下需要
立即破坏真空的情况，也不适用于用户的主蒸汽管道的疏水阀。
第十节 润滑油系统
汽轮机发电机组的油系统属于汽轮机的辅助系统，也是电站的主要辅助系统之一，主
要用于向汽轮发电机组各轴承、盘车装置提供润滑油、向转子连轴器提供冷却油、向调节
保安部套提供压力油和安全油、向发电机氢密封空侧提供密封用油以及为顶轴装置提供充
足的油源；担负了机组的启动、停机过程中盘车暖机和均匀降温时转子的顶起需要，并同
时具有油品的净化与储存功能。汽轮发电机组油系统主要由润滑油系统、油处理系统、顶
轴系统等三个系统组成。
本节介绍东汽600MW超临界汽轮机的润滑油系统。
一、润滑油系统作用
润滑油系统（见图2-22见附录）是汽轮机油系统中最重要的系统，是汽轮发电机组启
动、运行、停机过程中必须投运的系统。在600MW机组中，润滑油系统一般采用主油泵—
油涡轮供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力油作为油涡轮的动力油，驱
动油涡轮工作，通过油涡轮作功后其油压下降以作为各轴承的润滑油。油涡轮从油箱中吸
油并供主油泵。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承及盘车装置提供润滑油、向调
节保安部套提供压力油和安全油、向发电机氢密封空侧提供密封用油以及为顶轴装置提供
充足的油源，同时系统还向汽轮发电机组转子连轴器提供冷却油。系统工质一般为ISOVg32
汽轮机油，在高热地区为ISO Vg46汽轮机油。
二、润滑油系统设备
润滑油系统主要由主油泵(MOP)、油涡轮(BOP)、启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)、
直流事故油泵(EOP)、集装油箱、冷油器、切换阀、排烟装置、顶轴装置、油氢分离器、
低润滑油压遮断器、双舌逆止阀、套装油管路、油位指示器及连接管道，监视仪表等设备
构成型材焊制而成的矩形容器，为了承受油箱自重、润滑油及设备的重量，底部焊有工字
钢及支持板，外侧面和外端面焊有加强肋板，盖板内侧面也焊有肋板以加强刚性，保证箱
盖上的设备正常运行。油箱顶部四周设有手扶栏杆。油箱盖板上装有一台启动油泵(MSP)、
117
一台辅助油泵(TOP)、一台直流事故油泵(EOP)，油箱的油位应保证三台油泵吸入口浸入油
面下并具有足够深度，保证油泵足够的吸入高度，防止油泵吸空气蚀。紧靠直流事故油泵
(EOP)右侧有一人孔盖板，盖板下箱内壁设有人梯，便于检修人员维修设备。人孔盖板右
侧油箱顶部是套装油管接口，此套装油管路分两路：一路去前轴承箱、另一路去后轴承箱
及电机轴承，避免了套管中各管的相互扭曲，使得油流通畅，油阻损失小。
套装油管接口前是滤网盖板，盖板下的油箱内装有活动式滤网，滤网可以定期抽出清
洗、更换。这样，经回油管排回油箱的油从油箱顶部套装油管回流回油箱，在油箱内经箱
壁、挡板、内管消能后，流向滤网，这样可使回油造成的扰动较小，由回油携带的空气、
杂质经过较长的回油路程，能充分地从油中分离出来，保证油质具有优良的品质。
在油箱顶部还装有一台油烟分离器，包括排烟风机和油烟分离器，两者合为一体，排
烟口朝上，用来抽出油箱内的烟气，对油烟进行分离，油流则沿油烟分离器内部管壁返回
到油箱。
在油箱内部装有内部管系，用以连接启动油泵（MSP）、辅助油泵（TOP）、直流事故
油泵（EOP）、双舌逆止阀等相关设备，并同时留有与外部的套装油管道相连的接口。
在油箱侧部及端部开设了连接其他设备的接口及事故放油口、油箱溢油口、滤网排污
口等。
油箱上开设了有关的压力及温度测点，用来监视油系统及各设备运行情况。
油箱盖上的人孔盖板为推拉式，以方便维修人员进入油箱检修。
2、主油泵（MOP）
主油泵为单级双吸离心式油泵，安装于前轴承箱内，通过齿形连轴器直接与汽轮机主
轴联接，由汽机转子直接驱动。它为油涡轮提供动力油。
3、启动油泵（MSP）
启动油泵用于机组启动过程中，机组转速低于3000r/min时，油涡轮无法正常工作，
也无法向主轴泵正常供油时，向主油泵入口提供油原。其主要参数为
设计扬程：22.4m
电机功率：45kW
4、辅助油泵（TOP）
辅助油泵在汽轮机组启动、停机及事故工况时向系统提供润滑油，其主要参数为：
设计扬程：35.8m
电机功率：55kW
额定流量：4685L/min
额定电压：AC380V
额定流量：6300L/min
额定电压：AC380V
5、直流事故油泵（EOP）
直流事故油泵在机组事故工况、系统供油装置无法满足需要或交流失电的情况下使用，
提供保证机组顺利停机需要的润滑油。其主要参数为：
设计扬程：31.4m
电机功率：40kW
6、冷油器
油系统中一般设有两台冷油器，根据每个工程的要求，可以配置板式冷油器，也可配
118
额定流量：3820L／min
额定电压：DC220V
置管式冷油器。一台运行，一台备用。它以闭式(或开式)冷却水作为冷却介质，带走因轴
承磨擦产生的热量，保证进入轴承的油温为40~45℃。
7、排烟装置
系统中设有一台油烟分离器，安装在集装油箱盖上。该装置使汽轮机的回油系统及各
轴承箱回油腔室内形成微负压，以保证回油通畅，并对系统中产生的油烟混合物进行分离，
将烟气排出，将油滴送回油箱，减少对环境的污染，保证油系统安全、可靠；同时为了防
止各轴承箱腔室内负压过高、汽轮机轴封漏汽窜入轴承箱内造成油中进水，在油烟分离器
上设计了一套风门，用以控制排烟量，使轴承箱内的压力维持在微负压。
8、切换阀
切换阀为筒状板式结构，可使两台冷油器互切换。润滑油从切换阀下部入口进入，经
冷油器冷却后，由切换阀上部出口进入轴承润滑油供油母管，阀芯所处的位置决定了相应
冷油器投入状况。在切换阀内的密封架上设置了止动块，用以限制阀芯的转动，当手柄搬
不动时，表明切换阀已处于切换后的正常位置，此时应压紧扳手，使阀芯、手柄不得随意
转动。
9、套装油管路
套装油管路是将高压油管路布置在低压回油管内的汽轮机供油、回油的组合式油管路，
是将集装油箱内的润滑油及顶轴装置来的压力油输往汽轮发电机组各轴承，并将其回油送
回集装油箱。套装油管路为一根大管内套若干根小管的结构，小管道输送高压油、润滑油、
主油泵吸入油，大小管道之间的空间则作为回油管道。这样既能提高电站油系统的防泄漏
能力、防火能力，又可简化电站布置，从而提高机组运行的安全可靠性。套装油管路主要
由管道接头、套管、弯管组、分叉套管、接圈等零部件组成，在制造厂内分别按分部套、
零件加工，最后运到现场组装而成。
10、油涡轮(BOP)
油涡轮工作原理是高能流体对油轮机做功(油轮机原理参阅水轮机原理)，使油轮机转
动，带动油泵对低能流体做功(油泵原理参阅水泵原理)，使其达到所需要求。油涡轮在现
场第一次运行时，要对油涡轮进行调试来满足各油压的要求，油涡轮的调试应在汽轮机转
速为3000r／min时进行，通过调整油涡轮上的节流阀、旁路阀、溢流阀的开度，由于三个
阀门的作用有相互影响，所以三个阀门应配合调整，调试应以运行平台汽轮机前箱的三个
就地压力表指示的读数为准，这三个压力表分别表示主油泵入口油压、主油泵出口油压、
润滑油母管油压。当三个压力指示都符合设计要求时，调整结束，这时要对三个阀进行锁
死，以后不再动作。
三、润滑油系统运行
1、润滑油系统的冲洗
润滑油系统安装完后，在系统中不可避免的有杂物，同时管道内也有氧化皮等，为了
保证轴承的安全性，在系统投运前必须对系统进行清洗。油冲洗的主要目的是采用一种安
全可靠的方法清除所有可能进入油系统中的外部有害物质(诸如各种碎渣、焊渣、硬屑、软
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屑、铁锈、土、砂、泥、油漆、纤维、碎布、纸屑及木块)并且花费的时间最短，支出费用
最低。第二个目的是验证所有管路和相关设备是否安装正确，查明并消除泄漏，试验调节
件如油调节器、卸放阀、运行油压、开关等设备是否安装正常。油冲洗的常用方法有：高
速循环热油法、油温变化、振动或锤击管道、注空气。每种方法都有自己的优缺点，在特
定地点，一些方法更有效。完整的冲洗程序通常是几种方法综合运用。
2、启动
系统启动前，应确认系统中油质满足启动运行清洁度要求，油箱油位在最高油位。当
油箱内油温低于35℃时，关闭冷油器的冷却水，加热油温到35℃，启动辅助油泵(TOP)，
开启排烟风机，强制润滑油系统进行循环，待油温达到38℃后，开启冷油器冷却水阀，冷
油器投入运行，启动顶轴装置油泵，将各轴承的轴颈顶起高度调整到设计要求，即可投入
盘车装置，机组油系统具备启机条件，启机时启动启动油泵(MSP)，当机组转速达到2000r
／min时，可切除顶轴装置。
在机组启动前应先启动启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)，在机组升速期间，启动油泵
(MSP)、辅助油泵(TOP)应正常工作，供机组润滑油。机组达到3000r／min，定速且各油压
正常稳定后可停运启动油泵(MSP)、辅助油泵(TOP)。首次启动或润滑油压、主油泵供油压
力达不到要求时，需要调整油涡轮的节流阀、旁通阀和溢油阀，使其达到系统要求。
3、正常运行
当机组正常运行时，系统中所有高压油均由位于前轴承箱内的主油泵提供。主油泵出
来的高压油作为油涡轮的动力油源。油涡轮吸油取自于油箱，油涡轮为主油泵提供油源，
并且向机组各轴承及盘车装置和氢密封系统供油，作润滑、冷却、密封用。在机组正常运
行时，需根据润滑油母管油温，调整冷油器的水量，控制轴承进油温度于规定值内。
机组甩负荷前，启动辅助油泵(TOP)和启动油泵(MSP)，以备使用。
4、停机
当机组正常或事故(打闸或跳闸)停机时，需在汽机转速下降到 2850r／min之前，启动
辅助油泵，当汽机转速下降到2000 r／min时，启动顶轴装置。如辅助油泵一旦失效，应
联动事故油泵保证安全停机。机组盘车期间，停盘车后方能停顶轴装置和辅助油泵。
四、润滑油系统维护
机组正常运行时，如果主油泵出口油压低于1.205MPa，应启动启动油泵(MSP)，查明
原因，作好停机准备。
辅助油泵(TOP)、与润滑油母管压力信号之间，应有联锁保护。汽机正常运行时，轴
承进油管的油压力为0.137～0.176MPa。当润滑油压降至0.115MPa或主油泵(MOP)出口油
压低于1.205MPa时，报警并启动辅助油泵(TOP)，如辅助油泵(TOP)启动后，油压继续下
降，当润滑油压降至0.105MPa时，应启动直流事故油泵(EOP)并立即打闸停机检查系统油
压降低的原因。以上压力值为运行平台母管油压表压，如压力测量位置不同应考虑相应的
压差。每半个月必须作一次低油压联锁保护试验。
系统一般采用ISO Vg32汽轮机油，机组轴承要求其进油油温为40℃～45℃，轴承回
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油的正常温度应小于65℃。正常运行中要根据润滑油母管油温调整冷油器冷却水量，保证
轴承进口油温。同时运行时应注意集装油箱的油位是否处于正常油位，当油位低于最低油
位时应向油箱补油到正常油位。
五、油质的监测
1、汽轮机油的质量及性能要求：
(1)良好的润滑性能及适当的粘度。润滑油液的粘度将决定摩擦副表面的油膜厚度，使
用适当粘度的润滑油可以产生足够的油膜厚度，支承载荷并及时将摩擦副产生的热量传递
出去，起到良好的润滑作用。如果不能及时将产生的热量传递出去，油温度将升高，油液
粘度降低，油膜厚度变薄，起不到良好的润滑作用。如果油液粘度过高，流动性不好，也
影响润滑作用，同时还会影响其散热性能和抗乳化性能。
（2）良好的抗氧化安定性。因为油液反复循环使用，希望其物理化学性能稳定，使用
周期长，然而，在循环时，油液不可避免地同空气接触发生氧化。如在紊流时，流向轴承、
联轴器和排油口时夹带空气，油能与氧气反应生成可溶和不溶的氧化物。轻度氧化，一般
危害不大，最初生成物可溶，对油没有明显的影响。但是，进一步氧化，生成有害的不溶
性产物。深度氧化，轴承通道形成胶质和油泥，沉积，影响热传导，粘度增大，产生复杂
的有机酸，酸值升高，腐蚀性加强，抗氧化性能下降。油液的氧化速度取决于油液的抗氧
化安定性，本身的抗氧化性能好，使用寿命长。氧化速度还受温度、金属、空气、水分及
杂质的影响。
（3）良好的抗乳化性。机组在运行中难免有水分混入，使油水混合形成乳化液，理化
性能恶化，进而影响到润滑性能，因此必须采取适当的措施，及时排除油液中的水分，减
少和防止油液乳化。不考虑外界影响，对油液本身而言，抗乳化性能是指油品在含水情况
下抵抗油的乳化液形成能力。抗乳化能力的大小，一般以破乳化度宋表示，即油水乳化液
分层的快慢来表示。若分层快，即破乳化时间短，表明该油品的抗乳化能力强，容易与水
分离。
（4）防锈性能。对机件起到良好的防锈保护作用，避免管路锈蚀而产生新的污染物。
（5）泡沫与析气性能。油液在运行中产生的泡沫要少，以利于油液的正常循环、润滑；
同时，油液在循环中与空气接触，形成雾沫，油液应能够快速消除泡沫。
（6）酸值。油液因为颗粒污染物和水份的存在，可能发生氧化和乳化而使油液中酸值
升高，会加剧油液对管路等机件的腐蚀。因此，必须对油液中的酸值进行控制。
（7）机械杂质。因为汽轮机轴承的油膜厚度在10—20
μm
之间，如果油液中的颗粒污
染物含量过高，尤其是坚硬的机械杂质等颗粒污染物进入油膜中，将破坏油膜的润滑性能，
形成干摩擦，划伤、拉伤轴承乌金，严重的将会产生烧瓦等设备故障。
（8）水份。水份的存在将影响油液的乳化和氧化性能，缩短油液的使用寿命；同时还
会影响到润滑油膜的建立。
2、油质的好坏对系统的正常工作、油系统中各点设备的安全运行具有直接的影响，并
危急到机组正常运行。因此，应严格做到以下几点：
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（1）系统中的油净化设备一定要连续或定期投入
（2）每日作油位记录，如油位变化过大应及时查明原因，如有水或抗燃油混入集装油
箱内，应及时予以滤出，以防油被污染，并查明原因，切断污染源。
（3）当发现透平油出现老化现象后，应立即采用措施更换新油。
（4）当油中T501抗氧剂含量小于新油50％时，应及时补加到新油标准。
（5）当油中水分大于0.05％或破乳化时间上升较快时，应及时开动净化装置，过滤出
油中的水分，防止油乳化。
（6）允许在透平油中加入T746防腐剂和上902抗泡剂。
六、排烟系统
汽轮机润滑系统中的透平油，在运行中因轴承的摩擦耗功和转动部件的鼓风作用，而
使其一部分受热并分解为油烟，同时由于轴承座挡油环处会漏入一部分水蒸气和空气，而
使透平油中含有水分和气体。为及时有效地将上述烟气、气体和水蒸气排出系统之外，以
保证透油的品质，本机组油箱顶部备有排烟系统。排烟系统由主油箱上的油烟分离器、烟
风机、交流防爆电机、风门、管路及排出口等组成。它维持主油箱在微负压状态，将主 油
箱中的油气排出，由管道排到主厂房外，防止危及人员和设备的安全。
供油系统的烟气发生量是根据系统中的循环测量来确定的。而烟气的发生量与轴承的
油环的间隙，挡油环的形式有关。此外，轴承箱的位置，润滑油油温，防鼓风设备的有无
等也影响烟气的发生量。
油箱和轴承箱中如果是正压，则箱中的烟气将漏人车间。油箱和轴承箱中如果是负压，
则烟气不会漏出箱外。但负压过低，与轴承箱邻近的汽轮机的轴端汽封的漏汽将从挡油环
漏人轴承箱，这是导致油中带水的重要原因之一。因此，要求排烟系统设计合理，排烟风
机的容量适中，以保持油箱中适当的负压。为了达到油箱和轴承箱中的适当负压，排烟风
机的出口设置可调风门，根据油箱上的真空压力表，使其保持100~200Pa的负压。
油烟分离器采用滤网式结构，滤网的材料和密度应能满足油和烟顺利分离的效果。
排烟系统在运行中应遵循下述原则：
（1）系统设置两台排烟风机，一台运行，另一台备用。备用风机出口的风门应关闭，
否则烟气将短路进入油箱。
（2）运行人员应定期记录油箱的真空度，并据此调整风门开度。
（3）当油箱内出现正压，备用的风机将投入运行，现场应根据实际需要整定油箱上的
压力开关。
（4）如果油箱密封不严，将影响真空，因此在运行前应予以确认。
（5）应严禁油箱和轴承箱内形成过高负压。
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