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1.跪求一篇关于汽轮机水冲击方面的论文8000字
论汽轮机水冲击事故 来源：中国论文下载中心 [ 09-07-08 10:24:00 ] 编辑：凌月仙仙 【论文摘要】汽轮机水冲击是造成汽轮机设备严重损坏的最恶性事故之一。
为防止水冲击事故的发生，参考有关专业资料、运行规程及部颁运行规程，结合我厂实际情况编写本措施。 机、炉、电、化等主要相关生产单位要教育运行人员认识水冲击的严重危害，认真学习和执行技术措施中的各项规定。
技术措施中未尽事宜执行运行规程中规定；现行运行规程规定与此技术措施有出入的，执行本措施规定。 【论文关键词】汽轮机 水冲击 事故 一、汽轮机水冲击的概念 汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。
此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。
首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有： （1）主再热汽温10分钟内下降50度或50度以上； （2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠； （3）蒸汽管道有水击声和强烈振动； （4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大； （5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。 二、水冲击的危害 （一）动静部分碰磨 汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。
径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 （二）叶片的损伤及断裂 当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。
（三）推力瓦烧毁 进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。 这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。
实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 （四）阀门或汽缸接合面漏气 若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。
（五）引起金属裂纹 机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。
三、水冲击的原因及预防 汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面： （一）锅炉方面 （1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 （2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。
（3）启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。 （4）运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。
（二）汽轮机方面 汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。 （三）其他方面 （1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。
（2）汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。 （3）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。
（4）启动时，轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 四、防止汽轮机水冲击的措施 （一）设计方面 （1）正确设置疏水点和布置疏水管。
在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 （2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。
（3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。 （4）设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。
（二）运行维护操作方面 （1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升（降）速、升（降）温、升（降）压、加（减）负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。 （2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。
（3）要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 （4）注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。
（5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。 （6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。
若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。 （7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。
包。
2.求助燃气蒸汽联合循环发电的毕业论文
燃气—蒸汽联合循环发电技术发展对策研究 [摘 要] 论述了燃气—蒸汽联合循环的总能系统概念，介绍了燃气—蒸汽联合循环技术发展和 用状况，并就国家对燃气轮机及其联合循环发电机组的发展定位，发展规划和相关政策进行了探讨。
[关键词]燃气轮机；联合循环；能源节约；环境保护；对策 Present State ofCombined Steam & gas Turbine Cycle Power Generation Technology& Study on the WANG Bo-ren (& Research Institute,Wuhan430077,China) [Abstract]The totalenergy conceptofcombined steam and gas turbine cyclewas expounded.Presentstate of combined steam and gas turbine cycle powergeneration technology and its applicationwere introduced.The de- velopmentorientation, plan and related policy of statewere discussed. [Key words]gas turbine; combined cycle; energy saving; environmentprotection; countermeasures 1 燃气轮机联合循环发电状况和需求 从20世纪80年代以来，随着燃气轮机及其联 合循环总能系统新概念的确立，材料科学、制造技术 的进步，特别是能源结构的变化及环境保护的要求 更加严格，燃气轮机及其联合循环机组在世界电力 系统中的地位发生了显著变化，不仅可以用作紧急 备用电源和尖峰负荷，还被用来带基本负荷和中间 负荷。21世纪以来世界燃气轮机进入了一个新的 发展时期，我国燃气轮机引进、开发和应用又进入了 一个新的发展阶段。
燃气轮机技术进步主要表现在 单机容量增大，热效率提高与污染物排放量降低。 目前全世界每年新增的装机容量中，有l/3以上系 采用燃气—蒸汽联合循环机组，而美国则接近l/2， 日本则占火电的43%。
据不完全统计，全世界现有 燃油和燃天然气的燃气—蒸汽联合循环发电机组的 总容量己超过400 GW。当前燃气轮机单机功率已 经超过300MW，简单循环热效率超过39%；联合循 环功率已经超过780 MW，联合循环热效率超过 58. 5%，干式低NOx燃烧技术已使燃用天然气和蒸 馏油时的NOx排放量分别低于25mg/kg和42mg kg，提高了燃气轮机在能源与电力中的地位与作用。
从目前世界火力发电技术水平来看，提高火电 厂效率和减少污染物的排放的方法，除带脱硫、除尘 装置的超超临界发电技术（USC）、循环流化床 （CFB）和增压流化床联合循环（PFBC）等外，燃天然 气、燃油及整体煤气化等燃气-蒸汽联合循环是一 个重要措施。据有关调研预测，未来10年我国对燃 气轮机总需求量达34 000 MW左右。
中国已开始 利用西气东输，东海、南海油气，进口LNG（液化天 然气）和开发煤气化等清洁能源。一批300 MW级 燃气—蒸汽联合循环电厂已经建成或即将建成投 产。
可以说，随着国产化率的提高，造价的减低，燃 用天然气和煤气等大型燃气—蒸汽联合循环发电机 组，必将成为中国电力工业一个重要组成部分。 2 燃气—蒸汽联合循环总能系统概念 燃气—蒸汽联合循环是将两个使用不同工质的 独立的动力循环，通过能量交换联合在一起的循环， 兼顾了燃气轮机布雷登（Bragton）循环高温加热的 优势和汽轮机朗肯（Rankine）循环低温排热损失小 的优势，形成了总能系统设计新概念，汇集燃气轮机 的先进技术、余热锅炉和汽轮机发电的优势，使联合 循环的效率提高。
例如目前三压锅炉、亚临界参数、再热燃气-蒸汽联合循环发电效率大于60%。
3.求轮机毕业论文 5000字
1、论文题目：要求准确、简练、醒目、新颖。
2、目录：目录是论文中主要段落的简表。（短篇论文不必列目录）
3、提要：是文章主要内容的摘录，要求短、精、完整。字数少可几十字，多不超过三百字为宜。
4、关键词或主题词：关键词是从论文的题名、提要和正文中选取出来的，是对表述论文的中心内容有实质意义的词汇。关键词是用作机系统标引论文内容特征的词语，便于信息系统汇集，以供读者检索。 每篇论文一般选取3-8个词汇作为关键词，另起一行，排在“提要”的左下方。
主题词是经过规范化的词，在确定主题词时，要对论文进行主题，依照标引和组配规则转换成主题词表中的规范词语。
5、论文正文：
(1)引言：引言又称前言、序言和导言，用在论文的开头。 引言一般要概括地写出作者意图，说明选题的目的和意义， 并指出论文写作的范围。引言要短小精悍、紧扣主题。
〈2）论文正文：正文是论文的主体，正文应包括论点、论据、论证过程和结论。主体部分包括以下内容：
a.提出-论点；
b.分析问题-论据和论证；
c.解决问题-论证与步骤；
d.结论。
6、一篇论文的参考文献是将论文在和写作中可参考或引证的主要文献资料，列于论文的末尾。参考文献应另起一页，标注方式按《GB7714-87文后参考文献著录规则》进行。
中文：标题--作者--出版物信息（版地、版者、版期）：作者--标题--出版物信息所列参考文献的要求是：
(1)所列参考文献应是正式出版物，以便读者考证。
(2)所列举的参考文献要标明序号、著作或文章的标题、作者、出版物信息。
4.汽轮机课程设计总结
汽轮机 将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械。
又称蒸汽透平。主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。
还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要 。 汽轮机是将蒸汽的能量转换为机械功的旋转式动力机械，是蒸汽动力装置的主要设备之一。
汽轮机是一种透平机械，又称蒸汽透平。 公元一世纪时，亚历山大的希罗记述了利用蒸汽反作用力而旋转的汽转球，又称为风神轮，这是最早的反动式汽轮机的雏形；1629年意大利的布兰卡提出由一股蒸汽冲击叶片而旋转的转轮。
19世纪末，瑞典拉瓦尔和英国帕森斯分别创制了实用的汽轮机。拉瓦尔于1882年制成了第一台5马力（3.67千瓦）的单级冲动式汽轮机，并解决了有关的喷嘴设计和强度设计问题。
单级冲动式汽轮机功率很小，现在已很少采用。 20世纪初，法国拉托和瑞士佐莱分别制造了多级冲动式汽轮机。
多级结构为增大汽轮机功率开拓了道路，已被广泛采用，机组功率不断增大。帕森斯在1884年取得英国专利，制成了第一台10马力的多级反动式汽轮机，这台汽轮机的功率和效率在当时都占领先地位。
20世纪初，美国的柯蒂斯制成多个速度级的汽轮机，每个速度级一般有两列动叶，在第一列动叶后在汽缸上装有导向叶片，将汽流导向第二列动叶。现在速度级的汽轮机只用于小型的汽轮机上，主要驱动泵、鼓风机等，也常用作中小型多级汽轮机的第一级。
与往复式蒸汽机相比，汽轮机中的蒸汽流动是连续的、高速的，单位面积中能通过的流量大，因而能发出较大的功率。大功率汽轮机可以采用较高的蒸汽压力和温度，故热效率较高。
19世纪以来，汽轮机的发展就是在不断提高安全可靠性、耐用性和保证运行方便的基础上，增大单机功率和提高装置的热经济性。 汽轮机的出现推动了电力工业的发展，到20世纪初，电站汽轮机单机功率已达10兆瓦。
随着电力应用的日益广泛，美国纽约等大城市的电站尖峰负荷在20年代已接近1000兆瓦，如果单机功率只有10兆瓦，则需要装机近百台，因此20年代时单机功率就已增大到60兆瓦，30年代初又出现了165兆瓦和208兆瓦的汽轮机。 此后的经济衰退和第二次世界大战期间爆发，使汽轮机单机功率的增大处于停顿状态。
50年代，随着战后经济发展，电力需求突飞猛进，单机功率又开始不断增大，陆续出现了325~600兆瓦的大型汽轮机；60年代制成了1000兆瓦汽轮机；70年代，制成了1300兆瓦汽轮机。现在许多国家常用的单机功率为300~600兆瓦。
汽轮机在社会经济的各部门中都有广泛的应用。汽轮机种类很多，并有不同的分类方法。
按结构分，有单级汽轮机和多级汽轮机；各级装在一个汽缸内的单缸汽轮机，和各级分装在几个汽缸内的多缸汽轮机；各级装在一根轴上的单轴汽轮机，和各级装在两根平行轴上的双轴汽轮机等。 按工作原理分，有蒸汽主要在各级喷嘴（或静叶）中膨胀的冲动式汽轮机；蒸汽在静叶和动叶中都膨胀的反动式汽轮机；以及蒸汽在喷嘴中膨胀后的动能在几列动叶上加以利用的速度级汽轮机。
按热力特性分，有为凝汽式、供热式、背压式、抽汽式和饱和蒸汽汽轮机等类型。凝汽式汽轮机排出的蒸汽流入凝汽器，排汽压力低于大气压力，因此具有良好的热力性能，是最为常用的一种汽轮机；供热式汽轮机既提供动力驱动发电机或其他机械，又提供生产或生活用热，具有较高的热能利用率；背压式汽轮机的排汽压力大于大气压力的汽轮机；抽汽式汽轮机是能从中间级抽出蒸汽供热的汽轮机；饱和蒸汽轮机是以饱和状态的蒸汽作为新蒸汽的汽轮机。
汽轮机的蒸汽从进口膨胀到出口，单位质量蒸汽的容积增大几百倍，甚至上千倍，因此各级叶片高度必须逐级加长。大功率凝汽式汽轮机所需的排汽面积很大，末级叶片须做得很长。
汽轮机装置的热经济性用汽轮机热耗率或热效率表示。汽轮机热耗率是每输出单位机械功所消耗的蒸汽热量，热效率是输出机械功与所耗蒸汽热量之比。
对于整个电站，还需考虑锅炉效率和厂内用电。因此，电站热耗率比单独汽轮机的热耗率高，电站热效率比单独汽轮机的热效率低。
一座汽轮发电机总功率为1000兆瓦的电站，每年约需耗用标准煤230万吨。如果热效率绝对值能提高1%，每年可节约标准煤 6万吨。
因此，汽轮机装置的热效率一直受到重视。为了提高汽轮机热效率，除了不断改进汽轮机本身的效率，包括改进各级叶片的叶型设计（以减少流动损失）和降低阀门及进排汽管损失以外，还可从热力学观点出发采取措施。
根据热力学原理，新蒸汽参数越高，热力循环的热效率也越高。早期汽轮机所用新蒸汽压力和温度都较低，热效率低于20%。
随着单机功率的提高，30年代初新蒸汽压力已提高到3~4兆帕，温度为400~450℃。随着高温材料的不断改进，蒸汽温度逐步提高到535℃，压力也提高到6~12.5兆帕，个别的已达16兆帕，热效率达30%以上。
50年代初，已有采用新蒸汽温度为600℃的汽轮机。以后又有新蒸汽温度为650℃的汽轮机。
现代大型汽轮机通常采用新汽压力24兆帕，新汽温度和再热温度为535~565℃的超临界参数，或新汽压力为16.5。
5.300MW汽轮机运行特性分析毕业论文
一、项目提出的背景 1.1 汽轮机'>300MW汽轮机电液控制系统 洛阳首阳山电厂二期2x汽轮机'>300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于1995年12月和1996年3月投产。
汽轮机调节系统为数字电液调节（D—EHG），采用低压汽轮机油电液调节。执行机构的设置为1个高压油动机带动4个高压调速汽门，2个中压油动机带动2个中压调速汽门。
每个油动机由一个电液伺服阀控制，1台汽轮机的3个油动机（CV、左右侧ICV）的电液伺服阀均为日本制造的Abex415型电液伺服阀。控制油和润滑油均采用同一油源即主油箱内的N32号防锈汽轮机油，在控制油路上安装一精密滤网（精度为51μm）。
1.2 存在问题 首阳LU电厂3、4号机组从1995年试运开始，机组启动冲转过程中经常出现油动机突然不动的现象，经检查控制系统正常，信号传输正常，均为伺服阀故障所致，伺服阀更换后调节系统恢复正常。机组在带负荷稳定运行和中压调节门活动试验日寸，也出现油动机不动的情况及油动机全开或全关的现象， 检查均为伺服阀故障。
伺服阀出现故障必须进行更换，而这种调节系统设计形式伺服阀无法隔离，只能被迫停机更换。首阳山电厂3、4号机组由于伺服阀原因造成的停机：2000年分别为8次、5次，2001年分别为1次、2次；截止到2002年6月仅3号机组由于伺服阀原因造成的停机就达4次。
对拆下来的故障伺服阀进行检查，发现其内部滤芯堵塞、喷嘴堵塞、滑阀卡涩。伺服阀内部滤芯堵塞引起伺服阀前置级控制压力过低，不能控制伺眼阀的第2级滑阀运动，致使油动机拒动（对控制信号不响应）；喷嘴堵塞油动机关闭；伺服阀卡涩，使油动机保持在全开或全关位置。
油质污染是造成上述故障的主要原因，油质污染造成伺阀卡涩的故障占伺服阀故障的85%[1]。 1.3 油质状况及防止伺服阀卡涩的措施 由于3、4号机组试运时就经常发生伺服阀卡涩，移交生产后首阳山电厂对油质就非常重视，1996年成立了滤油班加强滤油管理，提高油质清洁度。
伺服阀卡涩频率比试运时降低了许多，但次数还比较多。 日立《汽轮机维护手册》标明，伺服阀可在等于或低于NASl638第7级污染程度的油质中良好工作。
二期油系统管路设计为套管形式，滤网后向伺服阀供油的控制油管位于润滑油回油管中无法取样监测，只能监视润滑油的清洁度。根据旧的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[2]中对油中机械杂质的要求是外观目视无杂质，1996年至今，每周化验3、4号机润滑油，油样透明、无杂质（有一段时间含少量水分，极少检查有杂质）。
新的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[3]除要求外观目视油中无机械杂质外，对油质提出了更高要求：250MW及以上机组要求测试颗粒度，参考国外标准极限值NASl638规定8-9级或MOOG规定6级；有的汽轮机'>300MW汽轮机润滑系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标，测试周期为每6个月1次。2001年对3、4号机组汽轮机油取样讲行颗粒度分析，运行油颗粒度均合格（见表1）。
伺服阀卡涩引起停机，对机组安全性影响非常大，且伺服阀卡涩引起机组非计划停运影响电厂的经济性。首阳山电厂采取了以下临时措施： （1）定期更换伺服阀，超过3个月后遇到机组停机进行更换；（2）定期切换控制油滤芯，并对其清洗；（3）滤油机连续运行时提高油质清洁度；（4）加强油质检验。
从运行看，因伺服阀卡涩引起停机次数有所减少。但尚无从根本上解决问题，为此经分析、研究提出一系列改造设想，如“采用独立的控制油源”、“不停机更换伺服阀”等，但由于系统改造量大、改造费用高或技术上不可行而均放弃。
经多方分析、调研，提出将伺服阀改型，选用抗污染性能较强的DDV阀的方案。 二、Abex415型电液伺服阀 2.1 工作原理 电液伺服阀是电液转换元件，又是功率放大元件，它把微小的电气信号转换成大功率的液压能输出，控制调速汽门的阀位。
它的性能优劣对电液调节系统影响很大，是电液调节系统的核心和关键。该伺服阀为射流管式力反馈二级电液伺服阀，为四通阀门，其作用是控制进出液压系统的油量，使其与输入的电信号成比例，主要由阀体、转距电动机（线圈、电枢）、永久性磁铁、第1级射流管、压力反馈弹簧、第2级滑阀、“O”形环、外壳等组成（见图1）。
其工作原理：少量液压油从油源流经滤网，然后流经连接在力矩马达转子上的软管，最后从喷油嘴流出。从喷嘴出来的油喷到2根集油管上，2根油管分别连于滑阀的两端。
无偏移时，每个集油管产生约二分之一的管道压力，因而无差压产生，所以滑阀平衡。电流流过力矩马达时即产生一定力矩，使力矩马达的转子转动一个小角度。
若转子为反时针转动，则喷油管向右移动，引起更多的油喷到右边的集油管上，即产生压力，而左边集油管产生较小的压力。这样滑阀上出现压差，引起滑阀向左移动。
滑阀一直向左移动直到回位弹簧产生的反力与力矩马达产生的力相等为止。这时滑阀处于一新的平衡位置。
第2级电流成正比。如电流极性相反，则滑阀移到另一侧。
2.2 。
6.有关汽轮机轴大弯曲（直轴）的文章或论文（求高手）
汽轮机在不具备启动条件下启动，由于上下缸温差大、大轴存在临时弯曲、汽缸进水、进冷汽，机组强烈振动以及动静间隙小等因素，引起大轴与静止部分摩擦，将会造成大轴弯曲。
一般大轴弯曲超过0.07mm以上时，就不能维持机组运行时的正常振动值，必须进行直轴处理。近年来大轴弯曲事故相当频繁，尤其是200MW及以上中间再热式机组更为突出，粗略估计在20~30多次以上。
1985年水电部召开了防止200MW机组大轴弯曲座谈会，对已发生的7台次大轴弯曲事故进行了技术分析。分析表明：7台次大轴弯曲事故均发生在启动过程中，其中5台次是热态启动中发生的；7台次大轴弯曲事故中，大多数在停机或启动中发生了汽缸进水，多数在机组一阶临界转速以下振动大，领导和有关人员执行规程不严，强行升速临界，甚至强行多次启动。
7台次大轴弯曲都在高压转子前汽封处。座谈会在分析7台次大轴弯曲事故技术原因的基础上，制定了《关于防止200MW机组大轴弯曲技术措施》（简称《措施》）这项措施对其他容量的机组也可参照执行。
通过《措施》的贯彻落实，频繁发生大轴弯曲事故的局面得到一定程度的控制。但由于人员不断变动，新人员对《措施》的掌握程度问题、领导决策问题、设备问题等诸多因素，大轴弯曲事故仍时有发生，迄今未能得到有效控制。
例如： 2巺托 ？瓗 （1）1986年某厂一台国产200MW机组在电气系统故障中甩负荷停机后，因电动盘车投不上，手动盘车装置也失灵，被迫采用半小时盘180°。3h后才投上电动盘车，大轴晃度逐渐恢复到原始值。
次日机组在热态启动中，采用除氧器汽平衡管蒸汽向轴封送汽，当时真空200mm汞柱，同时用电动主汽门旁路冲转，节流扩容后，主汽温度进一步降低。（当时内缸下缸壁温为370℃）进入轴封的低温蒸汽及进入汽缸的低温蒸汽，使缸壁温度突然下降，上下缸温差增大，引起汽缸变形拱起，轴封套收缩变形，导致轴封与大轴摩擦局部过热弯曲。
解体检查大轴高压汽封处弯曲0.5mm，进行直轴处理后恢复运行。 AC~？娪 ？，蹜街鞫 （2）1987年某厂一台国产200MW机组，小修后启动运行不久。
因发电机断水保护误动掉闸，之后经连续几次启动，都因振动大而停机。后解体检查，高压转子高压汽封处弯曲0.30mm，经检查该机高压缸向B列偏移，前侧偏移1mm多，后侧偏移0.76mm，原因是前部定位销孔错位1.5mm多，安装时就未装定位销，导致运行中不均匀受力使汽缸偏移。
大修中测量两侧径向间隙时也未发现汽缸偏移。事故前不久一次停机中，转子在90r/min时突然止速，对此也未分析查明原因。
以致在断水保护误动停机过程中，高压汽封与大轴在高速状态摩擦，导致大轴弯曲，后经直轴处理，并消除滑销系统缺陷后恢复运行。 灍钰髷，h ？ ？戙。
7.求助一篇：热动专业中专的毕业论文
[热动]超临界及超超临界机组汽轮机特点分析
摘要
本文阐述了超临界技术及超超临界技术的定义，介绍了超临界机组及超超临界机组汽轮机在国内外的发展历程和主要发达国家汽轮机制造厂商在超临界机组和超超临界机组技术上的特点及优势，对上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、三菱重工、东芝等国内外汽轮机厂的机型在其选材特点、结构特点、运行特点等其他特点进行分析比较 ；同时比较了超临界汽轮机组和超超临界汽轮机组与亚临界汽轮机组的主要区别，分析论证了超临界机组和超超临界机组与亚临界机组在经济性上的优势，最后得出结论：我国应高度重视超临界和超超临界机组专业技术的研究，制定切实可行的发展计划，大力培养这方面的人才，加快超临界和超超临界机组国产化的速度。总之，在我国大力发展超临界机组和超超临界机组是有一定基础的，前景是广阔的，具有十分巨大的社会效益、经济效益和环境效益。
关键词：超超临界；汽轮机；设计特点；结构特点
目录
摘要 I
Abstract II
1绪论 1
1.1论文选题背景和意义 1
1.2 超（超）临界热力学概念 1
1.3 国外超（超）临界火电机组参数的现状和发展趋势 2
1.4我国超（超）临界技术的发展状况 3
1.5课题研究内容 3
2超临界汽轮机组特点分析 4
2.1 选材特点 4
2.2运行特点 5
2.3超临界汽轮机其他特点 6
2.3.1防固粒冲蚀措施 6
2.3.2防末叶水蚀技术 6
2.3.3防汽隙振荡措施 7
2.4小结 7
3超超临界汽轮机组特点分析 8
3.1世界超超临界汽轮机发展概况 8
3.2选材特点 8
3.2.1 超超临界机组汽轮机材料研究概述 8
3.2.2 超超临界机组部件材料的特点 9
3.2.3高中压转子 10
3.2.4低压转子 15
3.2.5汽缸和静子部件 17
3.2.6动叶片 18
3.3结构特点 18
3.3.1汽轮机总体特点 20
3.3.2高压缸的特点 20
3.3.3中压缸的特点 21
3.3.4低压缸的特点 21
3.3.5 转子设计特点 22
3.3.6阀门设计特点 23
3.3.7轴承设计特点 23
3.4其他特点 23
3.4.1高中压转子通流部分特点 23
3.4.2膨胀系统设计 23
3.4.3汽缸之间的单轴承支撑设计 23
3.4.4轴系高稳定性设计 23
3.4.5热循环的特点 24
3.4.6低压末几级叶片抗水蚀措施 24
3.5小结 25
4超（超）临界机组可选方案及经济性分析 26
4.1可选方案 26
4.2经济性分析 27
4.3小结： 27
5结论 28
参考文献 30
致谢 32
8.汽轮机的蒸汽系统走向
汽轮机相关系统简要概述
（一） 主蒸汽、再热蒸汽系统
主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、主汽阀和调节阀、疏水管等设备、部件组成的系统，如图1-1。其作用是将新蒸汽引至汽轮机的缸体内做功。
再热蒸汽系统包括冷段和热段两部分。再热冷段指从高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱入口处的阀门和管道。再热器热段指锅炉再热器出口至中联门前的蒸汽管道。
主蒸汽系统以及再热蒸汽系统的蒸汽流量取决于压力和调节阀的开度，但是最大流量和最小流量则取决于锅炉的最大蒸发量和维持锅炉稳定燃烧的最低负荷。系统内一般设置有减温器，当蒸汽温度可能超限时，向其内部喷注减温水，使蒸汽温度符合要求。
（二） 高低压旁路系统
汽轮机旁路系统是现代单元机组热力系统的一个组成部分。它的功能是，当锅炉和汽轮机的运行情况不相匹配时，即锅炉产生的蒸汽量大于汽轮机所需要的蒸汽量时，多余部分可以不进入汽轮机而经过旁路减温减压后直接引入凝汽器。此外，有的旁路还承担着将锅炉的主蒸汽经减温减压后直接引入再热器的任务，以保护再热器的安全。旁路系统的这些功能在机组启动、降负荷或甩负荷时是十分需要的。高压旁路可使多余蒸汽不进入汽轮机高压缸而直接进入再热器，蒸汽的压力和温度通过减温减压装置使蒸汽参数降至再热器人口处的蒸汽参数。低压旁路可使再热器出来的蒸汽部分进入或不进入汽轮机的中低压缸而直接进入凝汽器，通过减压减温装置将再热器出口蒸汽参数降至凝汽器的相应参数。I级大旁路是把过热器出来的多余蒸汽经减压减温后直接排入凝汽器，即把整台汽轮机全部旁路掉。
旁路系统由旁路阀、旁路管道、暖管设施以及相应的控制装置（包括液压控制和DEHC控制系统）和必要的隔音设施组成，如图1-2。旁路的系统的流量不是越大越好，一般必须和机组的运行情况相适应。衡量旁路系统的指标主要是响应时间，响应时间越短越好。一般要求在1~2s内完成旁路开通动作，在2~3s内完成关闭动作。
（三） 轴封蒸汽系统
轴封蒸汽系统的主要功能是向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将各汽封的漏气合理导向和抽出。在汽轮机的高压段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机运行时有较高的效率；在汽轮机的低压段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空（也即近可能低的背参数），也是保证汽轮机的高效率。
轴封系统主要由密封装置、轴封蒸汽目管、轴封加热器等设备以及相应的阀门、管路系统构成。为了控制轴封系统蒸汽的温度和压力，系统内除管道、阀门之外，还设有压力调节装置和温度调节装置，如图1-3。
（四） 辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统的主要功能由两个方面。当本机组处于启动阶段而需要蒸汽时，它可以将正在运行的相邻机组（首台机组）的蒸汽引送到本机组的蒸汽用户，如除氧器水箱预热、暖风器以及燃油加热、厂用热交换器、汽轮机轴封、真空系统抽气器、燃油加热以及物化、水处理室等；当本机组正在运行时，也可以将本机组的蒸汽送到相邻的正在启动的机组的蒸汽用户，或将本机组再热冷段的蒸汽引送到本机组各个需要辅助蒸汽的用户。
辅助蒸汽系统主要由辅助蒸汽母管、相邻机组辅助蒸汽母管至本机组辅助蒸汽母管供汽管、本机组再热冷段至辅助蒸汽母管主供汽管、本机组再热冷段至辅助蒸汽母管小旁路、轴封蒸汽母管，以及一系列相应的安全阀、减温减压装置组成，如图1-4。
（五） 回热抽汽系统
回热抽汽系统用来加热进入锅炉的给水（主凝结水）。目前我国600MW等级的汽轮机组，采用8段回热抽汽。3段用于高压加热器的抽汽，1段用于除氧器的抽汽，4段用于低压加热器的抽汽。通常，用于高压加热器和除氧器的抽汽，由高、中压缸（或它们的排汽管）处引出，而用于低压加热器的抽汽由低压缸引出。理论上，回热抽汽的级数越多越好，但是考虑经济因素，不可能设置太多。
电厂汽轮机毕业论文
1.300MW汽轮机运行特性分析毕业论文
一、项目提出的背景1.1 汽轮机'>300MW汽轮机电液控制系统 洛阳首阳山电厂二期2x汽轮机'>300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于1995年12月和1996年3月投产。
汽轮机调节系统为数字电液调节（D—EHG），采用低压汽轮机油电液调节。执行机构的设置为1个高压油动机带动4个高压调速汽门，2个中压油动机带动2个中压调速汽门。
每个油动机由一个电液伺服阀控制，1台汽轮机的3个油动机（CV、左右侧ICV）的电液伺服阀均为日本制造的Abex415型电液伺服阀。控制油和润滑油均采用同一油源即主油箱内的N32号防锈汽轮机油，在控制油路上安装一精密滤网（精度为51μm）。
1.2 存在问题 首阳LU电厂3、4号机组从1995年试运开始，机组启动冲转过程中经常出现油动机突然不动的现象，经检查控制系统正常，信号传输正常，均为伺服阀故障所致，伺服阀更换后调节系统恢复正常。机组在带负荷稳定运行和中压调节门活动试验日寸，也出现油动机不动的情况及油动机全开或全关的现象， 检查均为伺服阀故障。
伺服阀出现故障必须进行更换，而这种调节系统设计形式伺服阀无法隔离，只能被迫停机更换。首阳山电厂3、4号机组由于伺服阀原因造成的停机：2000年分别为8次、5次，2001年分别为1次、2次；截止到2002年6月仅3号机组由于伺服阀原因造成的停机就达4次。
对拆下来的故障伺服阀进行检查，发现其内部滤芯堵塞、喷嘴堵塞、滑阀卡涩。伺服阀内部滤芯堵塞引起伺服阀前置级控制压力过低，不能控制伺眼阀的第2级滑阀运动，致使油动机拒动（对控制信号不响应）；喷嘴堵塞油动机关闭；伺服阀卡涩，使油动机保持在全开或全关位置。
油质污染是造成上述故障的主要原因，油质污染造成伺阀卡涩的故障占伺服阀故障的85%[1]。1.3 油质状况及防止伺服阀卡涩的措施 由于3、4号机组试运时就经常发生伺服阀卡涩，移交生产后首阳山电厂对油质就非常重视，1996年成立了滤油班加强滤油管理，提高油质清洁度。
伺服阀卡涩频率比试运时降低了许多，但次数还比较多。 日立《汽轮机维护手册》标明，伺服阀可在等于或低于NASl638第7级污染程度的油质中良好工作。
二期油系统管路设计为套管形式，滤网后向伺服阀供油的控制油管位于润滑油回油管中无法取样监测，只能监视润滑油的清洁度。根据旧的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[2]中对油中机械杂质的要求是外观目视无杂质，1996年至今，每周化验3、4号机润滑油，油样透明、无杂质（有一段时间含少量水分，极少检查有杂质）。
新的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[3]除要求外观目视油中无机械杂质外，对油质提出了更高要求：250MW及以上机组要求测试颗粒度，参考国外标准极限值NASl638规定8-9级或MOOG规定6级；有的汽轮机'>300MW汽轮机润滑系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标，测试周期为每6个月1次。2001年对3、4号机组汽轮机油取样讲行颗粒度分析，运行油颗粒度均合格（见表1）。
伺服阀卡涩引起停机，对机组安全性影响非常大，且伺服阀卡涩引起机组非计划停运影响电厂的经济性。首阳山电厂采取了以下临时措施：（1）定期更换伺服阀，超过3个月后遇到机组停机进行更换；（2）定期切换控制油滤芯，并对其清洗；（3）滤油机连续运行时提高油质清洁度；（4）加强油质检验。
从运行看，因伺服阀卡涩引起停机次数有所减少。但尚无从根本上解决问题，为此经分析、研究提出一系列改造设想，如“采用独立的控制油源”、“不停机更换伺服阀”等，但由于系统改造量大、改造费用高或技术上不可行而均放弃。
经多方分析、调研，提出将伺服阀改型，选用抗污染性能较强的DDV阀的方案。二、Abex415型电液伺服阀2.1 工作原理 电液伺服阀是电液转换元件，又是功率放大元件，它把微小的电气信号转换成大功率的液压能输出，控制调速汽门的阀位。
它的性能优劣对电液调节系统影响很大，是电液调节系统的核心和关键。该伺服阀为射流管式力反馈二级电液伺服阀，为四通阀门，其作用是控制进出液压系统的油量，使其与输入的电信号成比例，主要由阀体、转距电动机（线圈、电枢）、永久性磁铁、第1级射流管、压力反馈弹簧、第2级滑阀、“O”形环、外壳等组成（见图1）。
其工作原理：少量液压油从油源流经滤网，然后流经连接在力矩马达转子上的软管，最后从喷油嘴流出。从喷嘴出来的油喷到2根集油管上，2根油管分别连于滑阀的两端。
无偏移时，每个集油管产生约二分之一的管道压力，因而无差压产生，所以滑阀平衡。电流流过力矩马达时即产生一定力矩，使力矩马达的转子转动一个小角度。
若转子为反时针转动，则喷油管向右移动，引起更多的油喷到右边的集油管上，即产生压力，而左边集油管产生较小的压力。这样滑阀上出现压差，引起滑阀向左移动。
滑阀一直向左移动直到回位弹簧产生的反力与力矩马达产生的力相等为止。这时滑阀处于一新的平衡位置。
第2级电流成正比。如电流极性相反，则滑阀移到另一侧。
2.2 主要特点 。
2.跪求一篇关于汽轮机水冲击方面的论文8000字
论汽轮机水冲击事故 来源：中国论文下载中心 [ 09-07-08 10:24:00 ] 编辑：凌月仙仙 【论文摘要】汽轮机水冲击是造成汽轮机设备严重损坏的最恶性事故之一。
为防止水冲击事故的发生，参考有关专业资料、运行规程及部颁运行规程，结合我厂实际情况编写本措施。 机、炉、电、化等主要相关生产单位要教育运行人员认识水冲击的严重危害，认真学习和执行技术措施中的各项规定。
技术措施中未尽事宜执行运行规程中规定；现行运行规程规定与此技术措施有出入的，执行本措施规定。 【论文关键词】汽轮机 水冲击 事故 一、汽轮机水冲击的概念 汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。
此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。
首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有： （1）主再热汽温10分钟内下降50度或50度以上； （2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠； （3）蒸汽管道有水击声和强烈振动； （4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大； （5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。 二、水冲击的危害 （一）动静部分碰磨 汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。
径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 （二）叶片的损伤及断裂 当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。
（三）推力瓦烧毁 进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。 这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。
实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 （四）阀门或汽缸接合面漏气 若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。
（五）引起金属裂纹 机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。
三、水冲击的原因及预防 汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面： （一）锅炉方面 （1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 （2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。
（3）启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。 （4）运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。
（二）汽轮机方面 汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。 （三）其他方面 （1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。
（2）汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。 （3）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。
（4）启动时，轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 四、防止汽轮机水冲击的措施 （一）设计方面 （1）正确设置疏水点和布置疏水管。
在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 （2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。
（3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。 （4）设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。
（二）运行维护操作方面 （1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升（降）速、升（降）温、升（降）压、加（减）负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。 （2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。
（3）要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 （4）注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。
（5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。 （6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。
若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。 （7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。
包。
3.求助一篇：热动专业中专的毕业论文
[热动]超临界及超超临界机组汽轮机特点分析
摘要
本文阐述了超临界技术及超超临界技术的定义，介绍了超临界机组及超超临界机组汽轮机在国内外的发展历程和主要发达国家汽轮机制造厂商在超临界机组和超超临界机组技术上的特点及优势，对上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、三菱重工、东芝等国内外汽轮机厂的机型在其选材特点、结构特点、运行特点等其他特点进行分析比较 ；同时比较了超临界汽轮机组和超超临界汽轮机组与亚临界汽轮机组的主要区别，分析论证了超临界机组和超超临界机组与亚临界机组在经济性上的优势，最后得出结论：我国应高度重视超临界和超超临界机组专业技术的研究，制定切实可行的发展计划，大力培养这方面的人才，加快超临界和超超临界机组国产化的速度。总之，在我国大力发展超临界机组和超超临界机组是有一定基础的，前景是广阔的，具有十分巨大的社会效益、经济效益和环境效益。
关键词：超超临界；汽轮机；设计特点；结构特点
目录
摘要 I
Abstract II
1绪论 1
1.1论文选题背景和意义 1
1.2 超（超）临界热力学概念 1
1.3 国外超（超）临界火电机组参数的现状和发展趋势 2
1.4我国超（超）临界技术的发展状况 3
1.5课题研究内容 3
2超临界汽轮机组特点分析 4
2.1 选材特点 4
2.2运行特点 5
2.3超临界汽轮机其他特点 6
2.3.1防固粒冲蚀措施 6
2.3.2防末叶水蚀技术 6
2.3.3防汽隙振荡措施 7
2.4小结 7
3超超临界汽轮机组特点分析 8
3.1世界超超临界汽轮机发展概况 8
3.2选材特点 8
3.2.1 超超临界机组汽轮机材料研究概述 8
3.2.2 超超临界机组部件材料的特点 9
3.2.3高中压转子 10
3.2.4低压转子 15
3.2.5汽缸和静子部件 17
3.2.6动叶片 18
3.3结构特点 18
3.3.1汽轮机总体特点 20
3.3.2高压缸的特点 20
3.3.3中压缸的特点 21
3.3.4低压缸的特点 21
3.3.5 转子设计特点 22
3.3.6阀门设计特点 23
3.3.7轴承设计特点 23
3.4其他特点 23
3.4.1高中压转子通流部分特点 23
3.4.2膨胀系统设计 23
3.4.3汽缸之间的单轴承支撑设计 23
3.4.4轴系高稳定性设计 23
3.4.5热循环的特点 24
3.4.6低压末几级叶片抗水蚀措施 24
3.5小结 25
4超（超）临界机组可选方案及经济性分析 26
4.1可选方案 26
4.2经济性分析 27
4.3小结： 27
5结论 28
参考文献 30
致谢 32
4.求：关于热电方面的毕业论文
近年来，变频控制系统已得到广泛的应用，但使用情况及系统配置却不尽相同。
介绍变频控制系统的配置及它在锅炉给煤和炉排电机转速控制中的应用。 关键词： 热电变频控制给煤 1 概述： 随着我国热电事业的发展，锅炉给煤系统的调速问题越来越受到各热电厂的重视，目前应用得比较多的调速系统是滑差调速，它的控制方式比较典型可靠，但其存在着调速精度差、范围窄、线性不好、能耗高等缺点，而变频调速系统的特点正好克服了传统调速系统的不足，具有效率高、无转差损耗、调速范围宽、特性硬、精度高、起制动方便灵活、能耗小的特点，既具有交流感应电机的长处，又具有直流电机的调速性能，有非常显著的节能效果。
鉴于以上比较，南通新兴热电有限公司3台75T/H的双炉排链条炉的给煤、炉排的调速选用了变频系统，同时通过与DCS的智能接口，实现锅炉燃烧系统的自动控制。 2 工艺要求及系统总体结构南通新兴热电有限公司锅炉的燃烧过程调节系统，要求在不同的负荷条件下，保持主汽压力的恒定，通过调节进入炉膛的燃料量及空气量，使锅炉的蒸汽产量与汽轮机的耗汽量及供热量相平衡 。
而进入炉膛的燃烧量的调节则是通过改变给煤机的转速来实现的。为此选用了变频器，由变频器来调整给煤电机三相交流电的电流和频率，以实现给煤机转速的控制。
同时炉排速度的调整及运行状况与给煤关系较大，故它的速度调整也选用了变频器。由于每台炉有甲、乙侧2台炉排及2台给煤电机，这样每台炉共采用了4台变频器。
为了节省控制盘盘面空间，减少端子布线，选用了一种集中操作控制的操作显示器。通过它来同时控制4只变频器的运行，从而控制给煤及炉排电机的运转速度，提高控制的精确度，以及控制的及时性和准确性，保证锅炉安全经济地运行。
同时，该操作显示器还可与本公司DCS系统相连接，接受DCS的4-20MA信号共同完成燃烧系统的自动调节。另外，本系统还引入了一套小型可编程控制器，以保证系统中的某一电机发生故障时，连锁其他设备，使之停止或处于某一状态。
3 系统的实现 3.1 系统的配置 3.1.1 变频器它是本系统的核心部分，选用了SANKEN通用型变频器SAMCO-IF系列，它适用于感应电动机的调速驱动，其内部配备了高性能的32位微处理器，故此装置功能齐全，操作方便。 3.1.2 操作显示器该设备选用HCS-51系列单片机作为核心器件，组成了一个智能型操作显示器。
其内部主要元器件选型如下：选用ATM89C51作为CPU，节省了外部程序存储元件；选用TCL2543多路A/D转换芯片 ，利用其A/D转换时间短的特性，保证了控制的实时性。选用8253定时器辅以简单的外围电路，使用脉宽调制方式，实现多路D/A输出。
整个手操器硬件结构紧凑，操作方便，功能强大，扩展性能好 。 3.1.3 可编程控制器（PLC） 本装置选用了超小型NB2富士电机可编程控制器。
它的最大优点是体积小、价格低、功能强、能任意扩展。 3.2 系统的功能 3.2.1 变频器 IF系列变频器共有151项功能选择，每项又有多种选择，以供不同的用户选用，因此，要用好变频器，并充分发挥它的功效，首先就必须对它的功能有所了解，针对具体的应用场合及运行情况 ，合理进行选择，尤其对一些特殊的功能设定，要找出一个较合适的设置参数，使本系统中各设备间的相互匹配达到最佳状态，必须通过多次的调整。
如CD083原设定为10，试运行后发现信号抖动非常大，电机转速变化频繁，经反复修正后，CD083设置为210，此时运行情况较好，既保证了信号的稳定性，又确保了数据采集的实时性。3.2.2 操作显示器对于可同时下挂4台变频器的操作显示器，它具有以下功能： （1）控制方式 ①给煤机：可实现自动/手动、同操/单操控制。
自动控制：接受DCS的自动调节信号，控制给煤转速。手动控制：一旦控制系统扰动量较大或出现故障时，运行人员则通过操作器面板上的键盘来控制给煤转速。
同操：正常情况下，锅炉甲、乙侧两台给煤机的转速在原有转速的基础上按各给煤机的转速比同时增加或同时减少。单操：甲、乙侧给煤机的转速根据锅炉两侧的燃烧情况分别操作。
手动控制时可以单操也可以同操。当负荷不变，运行人员在调整燃烧状况时，往往需将系统切至手动，单操方式下调整相应给煤机的转速，使锅炉运行工况达到最佳。
而当负荷变化时，通过逐台调整各给煤机的转速来响应负荷的变化是不理想的，这时将控制方式切到同操，使甲、乙侧给煤机在原有转速的基础上同时加速或同时减速，以充分提高锅炉的运行质量。当燃烧状况稳定后，将系统投入自动方式。
②炉排：炉排的操作不介入燃烧自动控制，只有手动控制方式。由操作人员根据锅炉运行情况在操作面板上设定，以保证锅炉的完全经济燃烧。
同时它也有同操/单操功能，控制方式与给煤的同操/单操控制相同。 （2）显示 ①采用数码方式显示各被控对象的转速。
②采用指示灯方式指示各被控对象的操作方式。 ③用指示灯指示变频器的运行状况（过载、故障等）。
（3）调节信号调节信号为4~20mA，相应调速范围为40~1500r/min。 (4)设有制动装置在事故情况下及紧急停炉时，通过操作显示器面。
5.求一篇热电厂对环境的污染的毕业论文
浅析火力发电厂的污染和治理 背景：当今社会经济的飞速发展，工业生产居民生活等对电的需求十分大。
在我查阅的资 料显示，2011年全国全社会用电量达4.69万亿千瓦时，同比增长11.7%;2012年全国电力需求增速将有所回落，据中电联初步预测，全年全国发用电量5.13万亿千瓦时，增速比2011年回落2个百分点左右，呈现前低后高走势。2012年全国新增电力装机容量比2011年要减少1000万千瓦左右，是2006年以来投产最少的一年。
也是在这样的背景下，我国的火力发电发展的也是十分的迅速，从我国整个电力的一个发展的系统状况来说，火力发电是占了85%以上的份额。目前除了火力发电之外其他的像火力发电还有风力发电、太阳能发电包括像核电发电都是占了极小的部分。
摘要：在火力发电普及，并给我们带来好处的同时，我们也发现了它所具有的污染性。本 文主要从其污染性以及解决办法出发，有一个综合性的陈述。
正文： 一、什么是火力发电？ 1、概念：火力发电（thermal power,thermoelectricity power generation）是指利用煤炭、石油、天然气等固体、生产过程.01液体、气体燃料燃烧时产生的热能，通过热能来加热水，使水变成高温产生高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机继而发电的一种发电方式。在所有发电方式中，火力发电是历史最久的，也是最重要的一种。
由于地球上化石燃料的短缺，人类正尽力开发核能发电、核聚变发电以及高效率的太阳能发电等，以求最终解决人类社会面临的能源问题。目前，火力发电主要是指使用动力煤发电，其所占中国总装机容量约在70%以上。
火力发电所使用的煤，占工业用煤的50%以上。来自“清洁高效燃煤发电技术协作网”2007年会的信息显示，目前我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。
大约全国90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。 2、分类：火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。
按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。
3、系统：主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。
二、火力发电的工作原理 火电厂是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。 三、火力发电对环境的污染 火电厂生产电能的全过程中，各种排放物对环境的影响超过一定限度而造成环境质量的劣化。
这些排放物包括燃料燃烧过程排出的尘粒、灰渣、烟气；电厂各类设备运行中排出的废水、废液，以及电厂运行时发出的噪声。 火电厂污染物 分为固体的、液体的和气体的几类以及噪声，主要有以下6种。
①尘粒：包括降尘和飘尘。主要是燃煤电厂排放的尘粒。
中国火电厂年排放尘粒约 600万吨。尘粒不仅本身污染环境，还会与二氧化硫、氧化氮等有害气体结合，加剧对环境的损害。
其中尤以10微米以下飘尘对人体更为有害。一般燃煤电厂的飞灰尘粒中，小于10微米 2014全国一级建造师资格考试备考资料真题集锦建筑工程经济 建筑工程项目管理 建筑工程法规 专业工程管理与实务 的占20~40%。
②二氧化硫（SO2）：煤中的可燃性硫经在锅炉中高温燃烧，大部分氧化为二氧化硫，其中只有0.5~5%再氧化为三氧化硫。在大气中二氧化硫氧化成三氧化硫的速度非常缓慢，但在相对湿度较大、有颗粒物存在时，可发生催化氧化反应。
此外，在太阳光紫外线照射并有氧化氮存在时，可发生光化学反应而生成三氧化硫和硫酸酸雾，这些气体对人体和动、植物均非常有害。大气中二氧化硫是造成酸雨的主要原因。
据1988年估计，中国每年向大气中排放的二氧化硫（包括火电厂的排放）为1700万吨左右。全国 189个环境监测站的监测结果表明，中国遭受酸雨污染的农田已达4000万亩，每年造成的农业经济损失在15亿元以上。
减少火电厂排放的二氧化硫至关重要。 ③氧化氮（NO）：火电厂排放的氧化氮中主要是一氧化氮，占氧化氮总浓度的90%以上。
一氧化氮生成速度随燃烧温度升高而增大。它的含量百分比还取决于燃料种类和氮化物的含量。
煤粉炉氧化氮排量为440~530ppm；液态排渣炉则为800~1000ppm。二氧化氮刺激呼吸器官，能深入肺泡，对肺有明显损害。
一氧化氮则会引起高铁血红蛋白症，并损害中枢神经。 ④废水：火电厂的废水主要有冲灰水、除尘水、工业污水、生活污水、酸碱废液、热排水等。
除尘水、工业污水一般均排入灰水系统。80年代中国灰水年排放量有6亿多吨，其中一部分PH超标，灰水呈碱性。
个别电厂灰水中还有氟、砷超过标准，还有部分灰水悬浮物超标。灰中的氧化钙过高还会引起灰管结垢。
酸碱废液主要来自锅炉给水系统。不同的锅炉给水。
汽轮机原理毕业论文
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2.汽轮机工作原理
最低0.27元开通文库会员，查看完整内容> 原发布者：zhaoweihua22 汽轮机本体结构特点目录A.汽轮机类型B.汽轮机本体C.汽轮机叶片D.转子E.汽缸F.隔板G.汽封H.轴承A.汽轮机类型汽轮机的分类1.按工作原理分冲动式汽轮机----由冲动级组成，蒸汽主要在喷嘴中膨胀，在动叶中只有少数膨胀。
现代冲动式汽轮机各级的反动度一般在5%~30%的范围内。反动式汽轮机----由反动级组成，蒸汽在喷嘴和动叶中膨胀程度相同。
由于反动级不能做成部分进汽，故调节机采用单列冲动机或复速级。反动式汽轮机反动度常取0.5，以使动叶和静叶可取相同叶型，从而简化制造工艺。
A.汽轮机类型汽轮机的分类2.按热力特性分凝汽式汽轮机----排汽在高度真空状态下进入凝汽器凝结成水，有些小汽轮机没有回热系统，成为纯凝汽式汽轮机。背压式汽轮机----排汽直接用于供热，没有凝汽器。
当排汽作为其他中低压汽轮机的工作蒸汽时，称为前制式汽轮机。调节抽汽式汽轮机----从汽轮机某级后抽出一定压力的部分蒸汽对外供热，其余排汽仍进入凝汽器。
由于热用户对供热压力有一定的要求，需要对抽汽压力进行自动调节，故称为调节抽汽。根据用户需要，有一次调节抽汽和两次调节抽汽。
A.汽轮机类型汽轮机的分类2.按热力特性分抽汽背压式汽轮机----具有调节抽汽的背压式汽轮机。中间再热式汽轮机----进入汽轮机的蒸汽膨胀到某一压力后，被全被抽出送往锅炉的再热器进性再热，再返回汽轮机继续膨胀做功。
混压式汽轮机-。
3.300MW汽轮机运行特性分析毕业论文
一、项目提出的背景 1.1 汽轮机'>300MW汽轮机电液控制系统 洛阳首阳山电厂二期2x汽轮机'>300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于1995年12月和1996年3月投产。
汽轮机调节系统为数字电液调节（D—EHG），采用低压汽轮机油电液调节。执行机构的设置为1个高压油动机带动4个高压调速汽门，2个中压油动机带动2个中压调速汽门。
每个油动机由一个电液伺服阀控制，1台汽轮机的3个油动机（CV、左右侧ICV）的电液伺服阀均为日本制造的Abex415型电液伺服阀。控制油和润滑油均采用同一油源即主油箱内的N32号防锈汽轮机油，在控制油路上安装一精密滤网（精度为51μm）。
1.2 存在问题 首阳LU电厂3、4号机组从1995年试运开始，机组启动冲转过程中经常出现油动机突然不动的现象，经检查控制系统正常，信号传输正常，均为伺服阀故障所致，伺服阀更换后调节系统恢复正常。机组在带负荷稳定运行和中压调节门活动试验日寸，也出现油动机不动的情况及油动机全开或全关的现象， 检查均为伺服阀故障。
伺服阀出现故障必须进行更换，而这种调节系统设计形式伺服阀无法隔离，只能被迫停机更换。首阳山电厂3、4号机组由于伺服阀原因造成的停机：2000年分别为8次、5次，2001年分别为1次、2次；截止到2002年6月仅3号机组由于伺服阀原因造成的停机就达4次。
对拆下来的故障伺服阀进行检查，发现其内部滤芯堵塞、喷嘴堵塞、滑阀卡涩。伺服阀内部滤芯堵塞引起伺服阀前置级控制压力过低，不能控制伺眼阀的第2级滑阀运动，致使油动机拒动（对控制信号不响应）；喷嘴堵塞油动机关闭；伺服阀卡涩，使油动机保持在全开或全关位置。
油质污染是造成上述故障的主要原因，油质污染造成伺阀卡涩的故障占伺服阀故障的85%[1]。 1.3 油质状况及防止伺服阀卡涩的措施 由于3、4号机组试运时就经常发生伺服阀卡涩，移交生产后首阳山电厂对油质就非常重视，1996年成立了滤油班加强滤油管理，提高油质清洁度。
伺服阀卡涩频率比试运时降低了许多，但次数还比较多。 日立《汽轮机维护手册》标明，伺服阀可在等于或低于NASl638第7级污染程度的油质中良好工作。
二期油系统管路设计为套管形式，滤网后向伺服阀供油的控制油管位于润滑油回油管中无法取样监测，只能监视润滑油的清洁度。根据旧的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[2]中对油中机械杂质的要求是外观目视无杂质，1996年至今，每周化验3、4号机润滑油，油样透明、无杂质（有一段时间含少量水分，极少检查有杂质）。
新的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[3]除要求外观目视油中无机械杂质外，对油质提出了更高要求：250MW及以上机组要求测试颗粒度，参考国外标准极限值NASl638规定8-9级或MOOG规定6级；有的汽轮机'>300MW汽轮机润滑系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标，测试周期为每6个月1次。2001年对3、4号机组汽轮机油取样讲行颗粒度分析，运行油颗粒度均合格（见表1）。
伺服阀卡涩引起停机，对机组安全性影响非常大，且伺服阀卡涩引起机组非计划停运影响电厂的经济性。首阳山电厂采取了以下临时措施： （1）定期更换伺服阀，超过3个月后遇到机组停机进行更换；（2）定期切换控制油滤芯，并对其清洗；（3）滤油机连续运行时提高油质清洁度；（4）加强油质检验。
从运行看，因伺服阀卡涩引起停机次数有所减少。但尚无从根本上解决问题，为此经分析、研究提出一系列改造设想，如“采用独立的控制油源”、“不停机更换伺服阀”等，但由于系统改造量大、改造费用高或技术上不可行而均放弃。
经多方分析、调研，提出将伺服阀改型，选用抗污染性能较强的DDV阀的方案。 二、Abex415型电液伺服阀 2.1 工作原理 电液伺服阀是电液转换元件，又是功率放大元件，它把微小的电气信号转换成大功率的液压能输出，控制调速汽门的阀位。
它的性能优劣对电液调节系统影响很大，是电液调节系统的核心和关键。该伺服阀为射流管式力反馈二级电液伺服阀，为四通阀门，其作用是控制进出液压系统的油量，使其与输入的电信号成比例，主要由阀体、转距电动机（线圈、电枢）、永久性磁铁、第1级射流管、压力反馈弹簧、第2级滑阀、“O”形环、外壳等组成（见图1）。
其工作原理：少量液压油从油源流经滤网，然后流经连接在力矩马达转子上的软管，最后从喷油嘴流出。从喷嘴出来的油喷到2根集油管上，2根油管分别连于滑阀的两端。
无偏移时，每个集油管产生约二分之一的管道压力，因而无差压产生，所以滑阀平衡。电流流过力矩马达时即产生一定力矩，使力矩马达的转子转动一个小角度。
若转子为反时针转动，则喷油管向右移动，引起更多的油喷到右边的集油管上，即产生压力，而左边集油管产生较小的压力。这样滑阀上出现压差，引起滑阀向左移动。
滑阀一直向左移动直到回位弹簧产生的反力与力矩马达产生的力相等为止。这时滑阀处于一新的平衡位置。
第2级电流成正比。如电流极性相反，则滑阀移到另一侧。
2.2 。
4.汽轮机的工作原理
汽轮机工作原理高压蒸汽推动汽轮机透平叶轮旋转，将蒸汽的热能转变为转子回转的机械能。
汽轮机转子与发电机转子连接，汽轮机回转带动发电机回转，切割磁力线，机械能变为电能。汽轮机有背压式汽轮机和凝汽式汽轮机，在工作原理上是相同的。
背压汽轮机没有凝汽装置，进入汽轮机的工作蒸汽经过各级做功，末级排汽供热用户。凝汽机是进入汽轮机的工作蒸汽在各级膨胀做功，最后变为乏汽（负压）排入凝汽器内，经冷却成凝结水回收再利用。
抽凝机和凝汽机的工作过程基本一样，只不过是进入汽轮机的工作蒸汽在做功的过程中间，根据用户的需要，抽出部分送出，剩余部分继续做功，最后排入凝汽器。
5.汽轮发电机的工作原理是怎样的
汽轮发电机结构及工作原理发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成。
定子由定子铁芯、线包绕组、机座以及固定这些部分的其他结构件组成。转子由转子铁芯（或磁极、磁扼）绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成。
由轴承及端盖将发电机的定子，转子连接组装起来，使转子能在定子中旋转，做切割磁力线的运动，从而产生感应电势，通过接线端子引出，接在回路中，便产生了电流。 汽轮发电机 与汽轮机配套的发电机。
为了得到较高的效率，汽轮机一般做成高速的，通常为3000转/分（频率为50赫）或3600转/分（频率为60赫）。核电站中汽轮机转速较低，但也在1500转/分以上。
高速汽轮发电机为了减少因离心力而产生的机械应力以及降低风摩耗，转子直径一般做得比较小，长度比较大，即采用细长的转子。特别是在3000转/分以上的大容量高速机组，由于材料强度的关系，转子直径受到严格的限制，一般不能超过1.2米。
而转子本体的长度又受到临界速度的限制。当本体长度达到直径的6倍以上时，转子的第二临界速度将接近于电机的运转速度，运行中可能发生较大的振动。
所以大型高速汽轮发电机转子的尺寸受到严格的限制。10万千瓦左右的空冷电机其转子尺寸已达到上述的极限尺寸，要再增大电机容量，只有靠增加电机的电磁负荷来实现。
为此必须加强电机的冷却。所以5~10万千瓦以上的汽轮发电机都采用了冷却效果较好的氢冷或水冷技术。
70年代以来，汽轮发电机的最大容量已达到130~150万千瓦。从1986年以来，在高临界温度超导电材料研究方面取得了重大突破。
超导技术可望在汽轮发电机中得到应用，这将在汽轮发电机发展史上产生一个新的飞电磁感应定律励磁机就是一个小功率的直流发电机，一般都为几十伏，励磁电压一般不变，即使变动也很小，而励磁电流的大小由磁场变阻器或自动励磁调节器调节，它的作用是将发出来的直流电供发电机转子磁极饶组励磁电流以产生磁场.励磁电流在发电机空载时改变其大小可以改变发电机的端电压，在发电机并网带负荷时改变其大小可以改变发电机的无功功率.电磁感应定律：只要穿过回路的磁通量发生变化电路中将产生感应电动势。感应电动势的大小，跟穿过这一电路的磁通量变化成正比。
导体回路中感应电动势e的大小，与穿过回路的磁通量的变化率成正比，若闭合电路为一个n匝的线圈，则又可表示为：式中n为线圈匝数，Δ为磁通量变化量，单位Wb，Δt为发生变化所用时间，单位为s.ε为产生的感应电动势，单位为V.1.[感应电动势的大小计算公式]（1）E=nΔΦ/Δt（普适公式）{法拉第电磁感应定律，E：感应电动势（V）,n：感应线圈匝数，ΔΦ/Δt：磁通量的变化率}（2）E=BLV垂（切割磁感线运动） {L：有效长度（m）}(3)Em=nBSω（交流发电机最大的感应电动势）{Em：感应电动势峰值}（4）E=BL2ω/2（导体一端固定以ω旋转切割） {ω：角速度（rad/s）,V：速度（m/s）}2.磁通量Φ=BS {Φ：磁通量（Wb）,B：匀强磁场的磁感应强度（T）,S：正对面积（m2）}3.感应电动势的正负极可利用感应电流方向判定{电源内部的电流方向：由负极流向正极}*4.自感电动势E自=nΔΦ/Δt=LΔI/Δt{L：自感系数（H）（线圈L有铁芯比无铁芯时要大），ΔI：变化电流，∆t：所用时间，ΔI/Δt：自感电流变化率（变化的快慢）}。
6.求助一篇：热动专业中专的毕业论文
[热动]超临界及超超临界机组汽轮机特点分析
摘要
本文阐述了超临界技术及超超临界技术的定义，介绍了超临界机组及超超临界机组汽轮机在国内外的发展历程和主要发达国家汽轮机制造厂商在超临界机组和超超临界机组技术上的特点及优势，对上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、三菱重工、东芝等国内外汽轮机厂的机型在其选材特点、结构特点、运行特点等其他特点进行分析比较 ；同时比较了超临界汽轮机组和超超临界汽轮机组与亚临界汽轮机组的主要区别，分析论证了超临界机组和超超临界机组与亚临界机组在经济性上的优势，最后得出结论：我国应高度重视超临界和超超临界机组专业技术的研究，制定切实可行的发展计划，大力培养这方面的人才，加快超临界和超超临界机组国产化的速度。总之，在我国大力发展超临界机组和超超临界机组是有一定基础的，前景是广阔的，具有十分巨大的社会效益、经济效益和环境效益。
关键词：超超临界；汽轮机；设计特点；结构特点
目录
摘要 I
Abstract II
1绪论 1
1.1论文选题背景和意义 1
1.2 超（超）临界热力学概念 1
1.3 国外超（超）临界火电机组参数的现状和发展趋势 2
1.4我国超（超）临界技术的发展状况 3
1.5课题研究内容 3
2超临界汽轮机组特点分析 4
2.1 选材特点 4
2.2运行特点 5
2.3超临界汽轮机其他特点 6
2.3.1防固粒冲蚀措施 6
2.3.2防末叶水蚀技术 6
2.3.3防汽隙振荡措施 7
2.4小结 7
3超超临界汽轮机组特点分析 8
3.1世界超超临界汽轮机发展概况 8
3.2选材特点 8
3.2.1 超超临界机组汽轮机材料研究概述 8
3.2.2 超超临界机组部件材料的特点 9
3.2.3高中压转子 10
3.2.4低压转子 15
3.2.5汽缸和静子部件 17
3.2.6动叶片 18
3.3结构特点 18
3.3.1汽轮机总体特点 20
3.3.2高压缸的特点 20
3.3.3中压缸的特点 21
3.3.4低压缸的特点 21
3.3.5 转子设计特点 22
3.3.6阀门设计特点 23
3.3.7轴承设计特点 23
3.4其他特点 23
3.4.1高中压转子通流部分特点 23
3.4.2膨胀系统设计 23
3.4.3汽缸之间的单轴承支撑设计 23
3.4.4轴系高稳定性设计 23
3.4.5热循环的特点 24
3.4.6低压末几级叶片抗水蚀措施 24
3.5小结 25
4超（超）临界机组可选方案及经济性分析 26
4.1可选方案 26
4.2经济性分析 27
4.3小结： 27
5结论 28
参考文献 30
致谢 32
7.汽轮发电机的工作原理
汽轮发电机工作原理：火力发电厂中的锅炉将煤燃烧，加热锅炉中的水，把水变成高温高压的蒸汽，以蒸汽的热能，去推动汽轮机高速（3000转/分钟）旋转，汽轮机带动发电机转子以同样的速度旋转，发电机的转子是一个转动的电磁铁，通入直流电流后产生磁场，这个磁场在汽轮机的推动下转动， 磁场的磁力线切割发电机定子线圈，就在定子线圈内产生感应电势（这也是中学物理中所说的电磁感应原理）。
将这个感应电势用导线连接出来，就获得了发电机发出的三相交流电，我国一般规定为ABC三相，用黄绿红三种颜色区分。将这个三相交流电一般送到升压变压器，变成适合输送和就近使用的电压。
供给就近用户使用或远距离输送。远距离输送的电压一般较高，目前有110KV,220KV.330KV.500KV.750KV等。
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