集控运行规程汇编.doc

第一章 机组设备概况51锅炉部分51.1设备概述51.2锅炉技术规范及特性52汽轮机部分162.1设备概述162.2汽轮机技术规范及特性173发电机部分23设备概述23发电机技术规范及特性244励磁部分274.1励磁系统概述274.2设备规范284.3励磁系统各元件的作用：294.4起励314.5起励控制顺序314.6励磁调节系统运行31第二章 机组自动控制321机组协调控制321.1工作模式321.2运行方式切换321.3负荷设定值331.4主汽压力设定值341.5定压/滑压运行方式341.6CCS与DEH的接口351.7ADS接口352炉膛压力控制353空气、燃料命令364送风量控制365一次风压控制366燃料控制367磨煤机调节378燃油控制379锅炉给水控制3710过热汽温控制3711再热汽温控制3712辅助风（二次风）、燃料风挡板及过燃风挡板控制3813除氧器水位控制及空冷凝汽器热井水位控制3814除氧器压力控制3815高加水位控制3816低加水位控制38第三章 机组试验391试验总则392锅炉试验392.1水压试验392.2锅炉安全门校验422.3辅机设备安全保护装置试验433汽机试验433.1调节系统静态试验433.2汽轮机ETS跳闸保护试验443.3汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验453.4高压遮断电磁阀动作试验453.5汽机抽汽逆止门活动试验453.6汽门活动试验463.7注油试验473.8注油升速试验473.9汽机超速试验473.10真空严密性试验483.11汽门严密性试验483.12主机润滑油低油压联锁保护试验49第四章 机组启动491机组启动规定及说明491.1总则491.2机组启动中主要监测参数501.3机组启动状态划分512系统投运与检查512.1电气设备及系统投运与检查512.2锅炉启动前检查522.3汽轮机启动前检查532.4机组启动前系统的投运532.5发电机启动前的准备：532.6励磁系统投入前检查543机组冷态启动553.1锅炉上水及冲洗553.2锅炉辅机及其各系统启动563.3燃油循环及泄漏试验563.4炉膛吹扫563.5锅炉点火升压573.6高压缸预暖593.7锅炉升温升压603.8高压调门室预暖603.9汽轮机冲转613.10发电机并网653.11机组升负荷663.12启动过程中注意事项694其它状态启动704.1机组热态启动704.2机组极热态启动71第五章 机组运行维护711运行维护内容712锅炉运行722.1运行维护722.2机组负荷调节732.3燃烧调整732.4汽压调整752.5汽温调整752.6汽包水位调整772.7锅炉正常运行维护773汽轮机正常运行参数限额804发电机系统的运行814.1发电机系统运行方式814.2发电机及励磁系统主要参数监视及调整:834.3发电机运行中的检查:834.4励磁系统运行中的检查844.5发电机进相运行规定:844.6PSS运行规定:854.7发电机电刷、滑环的维护854.8发电机电刷维护工作的规定854.9发电机冷却系统概述855设备定期工作94第六章 机组停运961停运前准备962机组滑参数停机963发电机解列974发电机解列后的操作985机组停运注意事项101第七章 机组联锁保护1031汽机联锁保护1031.1汽轮机ETS跳闸保护1031.2超速保护：1031.3手动停机保护1041.4主机润滑油压联锁保护1041.5低压排汽缸喷水保护联锁1041.6水幕保护联锁1041.7旁路系统保护1041.8主机盘车装置联锁保护1051.9汽机防进水保护1051.10高加水位保护1061.11低加水位保护1061.12除氧器压力及水位保护1061.13给水泵跳闸保护1061.14凝泵A（B）保护跳闸条件1071.15其它联锁保护1071.16发电机氢、油、水系统联锁保护1072锅炉保护1082.1锅炉灭火保护（MFT）1082.2油灭火保护（OFT）1103发变组、启备变保护配置：110第八章 机组事故处理1201事故处理的一般规定1202紧急、故障停机停炉1213机组异常及事故处理1233.1厂用电全部中断1233.2机组甩全负荷1243.3机组甩部分负荷1243.4汽轮机水冲击1253.5汽机叶片断落1263.6主机轴向位移异常1263.7汽机轴承温度高1263.8机组负荷摆动1273.9空冷凝汽器排汽背压升高1273.10机组振动大1283.11周波不正常1293.12锅炉满水1293.13锅炉缺水1293.14锅炉MFT1303.15汽包水位计损坏1313.16水冷壁管损坏1313.17省煤器管损坏1313.18过热器管损坏1313.19再热器管损坏1323.20尾部烟道、空预器再燃烧1323.21机组R.B1323.22负荷突然降低1333.23发电机部件温度持续上升1333.24发电机内积水1343.25定子绕组内冷水压高于机内氢压1343.26机内氢气指标偏离额定值1343.27定子绕组进水温度和机内冷氢温度偏离规定值1343.28定子绕组内冷水中氢气超标1343.29发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中含氢气1343.30发电机漏氢1343.31氢气系统着火1353.32发电机过负荷运行1353.33发电机三相电流不平衡1353.34发电机温度异常1353.35发电机主要参数显示失常1363.36发电机出口PT断线1363.37发电机振荡或失步1363.38发电机失磁1373.39发电机逆功率运行1373.40发变组保护动作跳闸1373.41发变组非全相运行1383.42发变组非同期并列1383.43发电机定子单相接地。1394励磁系统异常及事故处理1394.1励磁系统故障处理原则1394.2异常及事故处理139第一章 机组设备概况1 锅炉部分1.1 设备概述 内蒙古上都发电有限责任公司一期工程2600MW汽轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力，一次中间再热，单炉膛，控制循环汽包锅炉；型号为HG207017.5HM8。锅炉整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。 锅炉设计压力19.95MPa，再热器设计压力4.32MPa。最大连续蒸发量为2070T/H，额定蒸发量为1830.5 T/H，额定蒸汽温度541。设计主燃料为锡林浩特胜利煤田一号露天矿褐煤，低位发热量 14720KJ/Kg。点火用燃油为 -10号轻柴油，发热量 42570 KJ/Kg。 炉膛燃烧方式为正压直吹四角切圆燃烧，采用直流水平浓淡摆动式燃烧器。断面尺寸 20.193m20.052m，炉膛容积26278m3。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器、屏式再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器。后烟道布置有立式低温过热器、水平低温过热器、省煤器、管式空气预热器。后烟道下部布置有两台型号为32.5VI(T)1680SMR三分仓容克式受热面回转空气预热器，是哈尔滨锅炉厂的产品。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为控制循环，选用三台德国KSB公司生产的低压头炉水循环泵。炉膛四角布置摆动式燃烧器，燃烧器上方布置高位OFA燃烬风，保证NOx排放值。制粉系统配置8台HP1103型碗式中速磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷运行时，七台运行一台备用。锅炉采用二级高能点火系统，整台炉共布置16支油枪（每角4只），油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式，油枪的最大出力20MCR负荷。 锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式，燃烧器风箱采用大风箱结构。选用两台入口静叶可调轴流式引风机（豪顿华公司生产）；两台动叶可调轴流式送风机（豪顿华公司生产）；两台动叶可调轴流式一次风机（豪顿华公司生产）。炉膛设计承压能力5.98KPa（绝对值），瞬态防爆压力9.98KPa，漏风率6。锅炉出渣装置采用刮板式捞渣机连续出渣。 过热器共布置有两级四点喷水减温器，采用串级控制来调节过热汽温；再热蒸汽主要靠摆动燃烧器调温，并在再热器进口导管上（墙式再热器入口联箱前）装有两只事故喷水减温器。 锅炉装设有炉膛安全监控系统（FSSS）装置、炉膛火焰电视监视装置、汽包水位电视监视装置及吹灰程控装置等。 锅炉正常运行燃用设计煤种，负荷为100 BMCR时，热效率大于93.02（按低位发热量计算）。机组定压、滑压运行工况，在50100 BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽维持额定汽温。1.2 锅炉技术规范及特性1.2.1 锅炉主要规范 负荷项目 单位B-MCRT-MCR100%THA75%THA50%THA最低稳燃负荷高加全切燃料消耗量t/h388.8378.5357.0275.6192.5155.5362.2蒸汽及水流量过热器出口t/h20701995186213679127211602再热器出口t/h1654160014951149782.46301561省煤器进口t/h20701980.51811.61231.8797613.61423过热器一级喷水t/h09.231.892.99987.4120过热器二级喷水t/h05.318.642.3162059再热器喷水t/h0000000锅炉正常排污量t/h20蒸汽及水压力过热器出口MPa17.517.4417.3117.029.67.9117.17再热器进口MPa3.863.7533.5102.6081.8981.293.66再热器出口MPa3.683.5833.3472.4831.8131.233.49汽包MPa1918.8518.5517.729.958.1318.11省煤器进口（给水压力）MPa19.39219.2218.9118.0110.28.3618.433蒸汽及水温度过热器出口5415541554155415541553355415墙式再热器进口330328321300316308328末级再热器出口5415541554155415541553155415省煤器进口（给水温度）275272269250230216172省煤器出口310308305300282273250减温水174.2173170160149142172汽包362361360356311297358空预器空气量回转式空预器进口一次风Kg/s243.6240.5232.5192150137.5266.2回转式空预器进口二次风Kg/s390.7375.4343.6339.7219.3157.1351.2回转式空预器出口一次风Kg/s214.210202162120.9107.6236.6回转式空预器出口二次风Kg/s393377.7346342221.9160353.6管式空预器出口一次风Kg/s208.9205.1197.3158.9118.4105.6231.9空预器总的漏风量Kg/s32.4432.1231.7930.6929.0928.9631.92烟气量炉膛出口Kg/s769.6749.2706.7613.5424.3344.7717末级过热器出口Kg/s769.6749.2706.7613.5424.3344.7717末级再热器出口Kg/s769.6749.2706.7613.5424.3344.7717上级省煤器出口Kg/s769.6749.2706.7613.5424.3344.7717下级省煤器出口Kg/s538.7524.4494.7429.5297344.7501.9管式空预器出口Kg/s236229.7216.7187.7129.8105.4219.8回转式空预器进口Kg/s774.7754.1711.4617.1426.8346.7721.7回转式空预器出口Kg/s802781.3738.5644.2453.4373.6748.9过剩空气系数炉膛出口1.21.21.21.3721.3581.3681.2省煤器出口1.21.21.21.3721.3581.3681.2回转式空预器出口1.2581.2591.2611.4491.4621.4971.261空气温度回转式空预器进口一次风28282828282828回转式空预器进口二次风28282828282828回转式空预器出口一次风336333329310279265278回转式空预器出口二次风319317315296271260265管式式空预器出口一次风430420417395348320405烟气温度炉膛出口958952943900810769948分隔屏过热器进口1321131913161286120211631318分隔屏过热器出口10681062105510039168721057后屏过热器出口958952943900810769948屏式再热器出口826820809772693655814末级再热器进口818812801764686647806末级再热器出口762756747715648614751末级过热器进口740734724693626592728末级过热器出口678674666642593567668立式低温过热器进口672667660636586560662立式低温过热器出口643640631610562537635水平低温过热器进口621616608587537511611水平低温过热器出口498495489476432412493上级省煤器进口498495489476432412493上级省煤器出口461458453441395376440下级省煤器进口461458453441395376440下级省煤器出口348346340321285264288管式空预器进口461458453441395376440管式空预器出口401399393378341327352回转式空预器进口365362356338302283307空预器出口排烟温度149148147130116112123空预器出口排烟温度（修正）145144143126112106119空气压降回转式空预器一次风压降KPa0.610.5980.5610.3860.2370.1990.648回转式空预器二次风压降KPa0.9720.9090.7850.7470.3610.2120.747烟气压力及压降炉膛设计压力KPa5.98炉膛瞬态防爆压力KPa9.98回转式空预器压降KPa1.1341.0840.9840.7470.3990.2870.909锅炉热损失干烟气热损失5.405.345.275.114.334.214.16未完全燃烧热损失0.500.500.500.700.901.100.50表面辐射及对流散热热损失0.170.170.170.260.370.460.19燃料中全水分热损失0.510.500.490.370.290.290.30不可测量热损失0.30.30.30.30.30.30.3总热损失6.896.916.836.846.276.445.53锅炉热效率锅炉计算热效率93.0293.0993.1793.1693.7393.5694.47锅炉保证热效率92.592.592.5炉膛热负荷炉膛容积热负荷KW/m360.258.655.342.5829.6823.9356.08炉膛断面热负荷MW/m23.9073.8033.5872.7641.9261.5533.639其它NOX排放值mg/Nm3450空预器出口飞灰份额0.8空预器出口飞灰含碳量1.21.2.2 燃料1.2.2.1 煤项目单位数值设计煤种校核煤种煤种锡林浩特胜利煤田一号露天矿褐煤煤质元素、工业分析碳(Car)%40.9638.00氢(Har)%2.782.59氧(Oar)%12.2711.62氮(Nar)%0.610.59硫(Sar)%0.450.80全水份（Mt）%29.533.0空气干燥基水份（Mad）%14.7115.00挥发份(Vdaf)%46.846.91收到基灰份（Aar）%13.4313.4低位发热量KJ/kg1472013400可磨度（HGI）5850灰渣特性:二氧化硅（SiO2）%51155011三氧化二铝（AL2O3）%19151903三氧化二铁（Fe2O3）%467525氧化钙（CaO）%731747氧化镁（MgO）%372387氧化钠（Na2O）%372351氧化钾（K2O）%128137二氧化钛（TiO2）%087085三氧化硫（SO3）%507562灰熔点:变形温度(DT）11001110软化温度(ST)11401140熔融温度(FT)122012001.2.2.2 燃油项目单位数值燃料油种类-10号轻柴油发热量MJ/kg42.57凝固点不高于-10恩氏粘度OE1.21.67闪点65灰份% 0.025硫%0.21.2.3 汽水品质 项目单位标准值饱和蒸汽过热蒸汽电导率s/0.20二氧化硅g/L20钠g/L10铁g/L20铜g/L5给水电导率s/0.30硬度mol/L0溶解氧g/L7铁g/L20铜g/L5氨/L0.20.8联胺g/L1050油/L0.30pH8.89.3炉水电导率s/1.25水冷壁现场总焊口数个7000过热器过热器设计压力MPa19.95低温过热器管径壁厚mm516低温过热器材质20G,15CrMoG分隔屏过热器片数片26分隔屏过热器管径壁厚mm516,7分隔屏过热器材质15CrMoG12Cr1MoVGTP304H分隔屏过热器受热面积m22527分隔屏过热器质量流量kg/sm2960后屏过热器片数片26后屏过热器管径壁厚mm57/607,10后屏过热器材质12Cr1MoVG后屏过热器受热面积m22677后屏过热器质量流速kg/sm2900末级过热器片数片104末级过热器管径壁厚mm608,10末级过热器材质12Cr1MoVGT91末级过热器受热面积m25618末级过热器质量流速kg/sm2800过热器总受热面积m227608过热器使用奥氏体钢管及马氏体钢管重量t20.7/134喷水减温级数级2额定喷水量（一级/二级）t/h137.30/68.70过热器左右侧交叉换位次数次0过热器现场总焊口数个10000再热器墙式再热器墙式再热器管径壁厚mm604,5节距（横向/纵向）mm63.5材质12Cr1MoVG相对应的材质重量t74.80管组平均烟速m/s最高设计压力MPa4.32运行压力MPa3.86出口工质温度369最高计算工质温度386出口金属壁温508最高金属壁温508并联管数根前墙280 侧墙2116屏式再热器屏式再热器管径壁厚mm604,4.5,7节距（横向/纵向）mm381/72.5材质12CrMoVGT91TP304H相对应的材质重量kg195600380003400管组平均烟速m/s9.7最高设计压力MPa4.32运行压力MPa3.80出口工质温度493最高计算工质温度566出口金属壁温602最高金属壁温618并联管数根5218末级再热器末级再热器管径壁厚mm574,4.5,7节距（横向/纵向）mm254/114材质12Cr1MoVGT91TP304H相对应的材质重量kg612004700034800管组平均烟速m/s11.0最高设计压力MPa4.32运行压力MPa3.74出口工质温度541最高计算工质温度595出口金属壁温623最高金属壁温623并联管数根7812省煤器设计压力（BMCR）MPa20.34设计进口温度（BMCR）275设计出口温度（BMCR）310受热面积（蛇形管、悬吊管等）m216830省煤器压降（BMCR）MPa0.392进口烟气流速（BMCR）m/s8.8出口烟气流速（BMCR）m/s8.2省煤器管排列方式顺列布置省煤器管规范mm 425省煤器管节距mm152省煤器管材质20G省煤器管并列管数8省煤器管防磨设施防磨盖板1.2.6 各种材料的允许使用温度20G45015CrMoG55012Cr1MoVG580T91635TP304H704TP347H7041.2.7 锅炉汽水系统容积汽 包m365.8水冷壁m3176省煤器m380过热器m3240再热器m32382 汽轮机部分2.1 设备概述内蒙古上都发电有限责任公司一期工程2600MW汽轮机为东方汽轮机厂引进日本日立公司的技术设计和制造的，型号为NZK60016.67/538/538，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。设计额定功率为600MW，最大连续出力（T-MCR）664.83MW。汽轮机总级数为38级，高压转子有9级，其中第一级为调速级，中压转子有5级，低压转子有226级。汽轮机采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为为对称双流反向布置。 汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。#1-8轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置，任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65。轴承回油管上有监视油流的照明装置，采用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，无来自其他轴承的混合油流。#9轴承上瓦的X、Y向装有瓦振测量装置。 推力轴承位于高中压缸和#1低压缸之间的#2轴承座上，采用倾斜平面式双推力盘结构，能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，#1低压缸、#2低压缸的膨胀死点分别位于各自的中心线附近。死点处的横向键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。 新蒸汽由炉侧经48955mm的主蒸汽管进入机前两根34336 mm的蒸汽管，然后进入两个高压主汽门和四个高压调速汽门，进入高压缸。做完功的蒸汽通过高压缸后经两根863.620 mm排汽管后汇流到一根1066.822.2 mm的蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽经95345 mm的蒸汽管进入中压缸前两根70534 mm蒸汽管，然后通过两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽沿导汽管直接进入两个低压缸做功。 因空冷机组设计背压高、变化范围大，汽轮机回热系统采用七级抽汽。分别供给三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器（#7A、B低加为内置式）。 汽轮机给水系统设计有三台50%容量的电动变速给水泵，两台运行一台备运。 汽轮机盘车装设在低压缸后部#6、#7轴承处，保证转子转动速度1.5rpm，以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠性、灵活性。调节装置总的速度不等率为35%，局部速度不等率在0至90%最大连续功率范围内为38%；在90%最大连续功率以上范围不大于12%，在此范围的平均局部速度不等率不大于10%；额定转速下调节器的死区不小于0.06%。喷嘴调节汽轮机，在90100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率应不大于总不等率的3倍。汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器有2套，其中1套为机械式，另1套是电子式。动作值为额定转速的110111%。复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。从危急保安动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。汽轮机的控制系统满足汽轮机在冷态、温态、热态及极热态等不同启动方式下自动启动、停止的控制要求及调频调峰的要求。超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下作短期运转，应对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不应超过报警值。当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。机组设计为中压缸启动方式，也可用高中压缸启动方式。旁路系统采用二级串联的启动旁路，容量为40%BMCR。 对于汽轮机排汽系统，设置带凝结水热井的排汽装置，与低压缸采用柔性联接。底部刚性支撑。排汽装置的排汽管道出口公称直径为DN6000，水平管道中心线标高为3.5m。底部热井固定在标高约为-4.5m的汽轮机机座底板上，荷载均匀分布。上述排汽装置的两个壳体中，靠A列侧分别布置有7低压加热器和低压旁路的三级减温减压器；两个本体疏水扩容器与排汽装置设计为一个整体结构。排汽装置上部和底部应设有必要的限位装置，最大限度地减小排汽管道对排汽缸的推力和力矩作用。排汽装置热井通过本体疏水扩容器后接收以下疏水和蒸汽：空冷凝汽器来的凝结水，汽轮机本体的疏水，高、低压加热器的正常和事故疏水，主厂房管道疏水，除氧器溢流放水，补给水及其它杂项疏水等。两个热井的总贮水量应不小于VWO工况下5分钟的凝结水量。汽轮机排汽压力低于60kPa时，允许机组持续运行，机组背压升高到60kPa时为低位报警，机组背压升高到65kPa时为高位报警停机。从高位报警背压到停机背压间机组允许运行15分钟。 汽轮机转子彻底消除了残余应力，采用进口无中心孔转子。各个转子的脆性转变温度的数值为：高中压转子FATT100（实测值），低压转子FATT-1.1（实测值）。各个转子的脆性转变温度，不影响机组启动的灵活性。空冷汽轮机末级和次末级叶片进行了优化选型使低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，抗水蚀措施如下：1) 在末级和次末级隔板上设置去湿槽；2) 适当拉大末级动、静叶间轴向距离，减小水滴对动叶的冲击能量，延缓水蚀的影响；3) 优化末级流场、提高根部反动度，避免在低负荷时动叶根部倒流引起根部冲刷；4) 对末级叶片顶部采用高频淬火技术，高频淬火后防水蚀区硬度为HRC4252。转子及叶片材料、转子重量、重心及转子的转动惯量GD2值：高中压转子低压转子材料30Cr1Mo1V 30Cr2Ni4MoV屈服强度0.2 590MPa 760MPa许用剪应力 340MPa 438MPa重量26.56t55.122t/57.036 t转子的惯性矩11516kg.m266812kg.m2 /67980kg.m2 各级叶片材质： 调节级：KT5300BS5 高压第29级：KT5301HS20E 中压第14级：KT5300BS5 中压第5级：KT5301HS20E 低压第15级：AISI 403 低压第6级：1Cr12Ni2W1Mo1V2.2 汽轮机技术规范及特性2.2.1 汽轮机本体主要技术规范：序号名 称有 关 参 数1机组型号NZK600-16.67/538/5382机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。3功率额定：600 MW；汽机最大连续出力(TMCR)：636.96 MW4转速3000 rpm5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6通流级数共38级高压缸： 1个单列调节级8个压力级中压缸： 5个压力级低压缸： 226个压力级（两个双流低压缸）7末级叶片高度6618配汽方式复合调节（部分进汽+全周进汽）9给水回热级数3台高加1台除氧器3台低加10给水温度275.811允许长期连续运行的周波变化范围48.550.5Hz12盘车转速1.5 rpm13汽轮机总长25 m14汽机中心线距运行层标高1370 mm15噪音水平距汽轮机化妆板外1米，汽机转运层1.2米高处所测得的噪声值应低于85分贝（A声级）。2.2.2 汽轮机性能2.2.2.1 额定工况（铭牌出力工况）（TRL）汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出额定功率600MW（采用静态励磁，已扣除励磁耗功），此工况也称为能力工况或铭牌出力工况（TRL）。此工况条件如下：1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 平均背压为30kPa（气温31）； 3) 补给水率为3%；4) 对应该工况的设计给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 2台给水泵投入运行；7) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率，一次冷却水温33。此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机额定进汽量，为1966t/h。2.2.2.2 热耗考核工况（THA）汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，此时发电机输出功率为600MW（采用静态励磁，已扣除励磁耗功）。此工况称为热耗考核工况（THA）。此工况条件如下：1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 平均背压为13.7kPa（气温14）； 3) 补给水率为0%；4) 最终给水温度275.8；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 2台给水泵投入运行；7) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率。此工况为机组热耗率保证值的验收工况。该工况机组的保证热耗率不大于7994 kJ/kWh。2.2.2.3 汽轮机最大连续出力（TMCR）工况汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），其它条件同THA时，汽轮机能安全连续运行，此工况下发电机输出功率（采用静态励磁，已扣除励磁耗功）称为机组最大连续出力。此工况也为机组出力保证值的验收工况。TMCR工况出力为636.963MW。2.2.2.4 调节阀门全开（VWO）工况汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同THA时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量为2070t/h，为105.3%的额定工况进汽量（铭牌进汽量），该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。汽轮发电机组在阀门全开工况（VWO）下的输出功率为664.83MW。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。2.2.2.5 阻塞背压工况汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为额定进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作额定进汽量下的阻塞背压。进汽量为1966t/h时，阻塞背压为6.18kPa。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 补给水率为0%；3) 对应该工况的设计给水温度；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 2台电动给水泵运行；6) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率。2.2.3 机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：工况工况名称发电机功率MW平均背压kPa补给水率 %热耗率kJ/kW.h汽耗率 kg/kW.h工况1考核工况(THA)60013.7079943.051工况2额定工况(TRL)60030383623.276工况3TMCR工况636.9613.7079773.087工况4VWO工况664.8313.7079673.114工况5阻塞背压工况6476.18078543.039工况685%额定出力工况（定压）51013.7080692.98685%额定出力工况（滑压）51013.7080802.991工况775%额定出力工况（定压）45013.7081432.95075%额定出力工况（滑压）45013.708191