600MW汽轮机介绍,发展及趋势.docx

目 录目 录第1章汽轮机及其附属系统总体介绍11.1.汽轮机概述11.1.1.600MW汽轮机现状及发展趋势11.2.汽轮机型式31.2.1.汽轮机布置方式31.2.2.汽轮机主要特点31.2.3.技术规范61.2.4.汽轮机主要系统71.2.5.汽轮机保护及控制91.3.汽轮机主要数据表91.4.汽轮机设备有关数据121.4.1.汽轮机本体有关数据121.4.2.汽轮机TRL工况下各级抽汽参数131.4.3.汽轮机TMCR工况下各级抽汽参数141.4.4.汽轮机VWO工况下各级抽汽参数141.4.5.汽轮机轴瓦141.4.6.汽轮机发电机组临界转速141.4.7.汽轮机主要部件材质表151.4.8.机组变工况热力特性151.5.汽轮机启动参数161.5.1.预热蒸汽参数161.5.2.转子轴颈振动双振幅值161.5.3.汽轮机各阀门关闭时间161.5.4.启动方式及时间161.5.5.汽轮机运行参数171.6.汽轮机启动和停机171.6.1.机组启动171.6.2.机组停运1850第1章 汽轮机及其附属系统总体介绍1.1. 汽轮机概述汽轮机是将蒸汽的热力势能转换成机械能，借以拖动其它机械旋转的原动机。为保证汽轮机安全经济的进行能量转换，需配置若干附属设备，汽轮机及其附属设备由管道和阀门连成的整体，称汽轮机设备。在火电厂中汽轮机用于拖动发电机，将机械能转换成电能，此汽轮机与发电机的组合称汽轮发电机组。具有较高压力和温度的蒸汽经过主汽门，调节阀进入汽轮机。由于汽轮机排汽口处的压力低于进汽压力，在这个压力差的作用下蒸汽向排汽口流动，逐渐降低，将一部分热力势能转换成机械能，最后从排汽口排出。汽轮机的排汽仍具有一定的压力和温度，因此仍具有一定的势能，这一部分能量没有转换成机械能，称为冷源损失。排汽的压力和温度越高，它所具有的能量就越大，冷源损失所占比例也就越大。为了减少冷源损失，提高蒸汽动力循环的效率，常采用凝汽设备来降低排汽的压力和温度，此时汽轮机的排汽排入凝汽器，在较低的温度下凝结成水，由凝结水泵抽出供锅炉继续使用。为了吸收排汽在凝汽器内凝结所放出的热量，保持较低的凝结温度，必须用循环水不断地向凝汽器供应低温冷却水。在正常情况下凝汽器内的压力等于凝结水温度所对应的饱和压力，若冷却水温度为20，凝汽器内的压力约等于0.05公斤/厘米2。由于汽轮机的尾部及凝汽器的接合面并非绝对严密，其内部压力又低于外界大气压，故周围的空气会漏入，最后进入凝汽器。空气在常温下不凝结，必须用抽气器将它抽出，否则空气在凝汽器内逐渐积累，会使凝汽器内的压力升高，从而导致冷源损失增大。因此凝汽设备由凝汽器，凝结水泵，循环冷却水和抽气器组成。它的作用是建立并保持凝汽器的真空，使汽轮机有较低的排汽压力，同时回收凝结水供锅炉使用，以减少冷源损失，提高汽轮机设备的经济性。除特殊用途的背压式汽轮机（排汽压力高于当地大气压）之外，所有的汽轮机都配置有凝汽设备。即使这样，机组的冷凝损失仍占总能源的60以上。为了进一步减少冷源损失，火电厂所采用的汽轮机都配置有除氧器和若干台表面式回热加热器所组成的回热加热设备。凝结水泵出口的主凝结水经过几台低压加热器（因主凝结水的压力较低，故称低压加热器）送往除氧器（除氧器是一台混合式加热器，同时承担除去给水中溶解氧的任务），再由给水泵升压后经过几台高压加热器（因给水的压力较高，故称高压加热器）送往锅炉的省煤器。从汽轮机内抽出几股不同压力的蒸汽分别送入各加热器和除氧器，加热主凝结水和锅炉的给水，此时可使汽轮机的排汽量相应减少2030，冷源损失也相应减少。为了保证供电的数量和质量，汽轮机的功率和转速都要根据用户的要求经常进行调整，所以每台汽轮机都必须有一套由调节装置所组成的调节系统。另外汽轮机的工作转速很高，动静部分间隙较小，又是火电厂的核心设备，为保证其安全，必须有一套自动保护装置，在异常情况下，能自动发出声光报警提醒运行人员注意，在危急情况下能自动关闭主汽门切断汽轮机的进汽，紧急停机，或自动启动备用的附属设备。调节系统和保护装置常用压力油来传递信号和操纵有关部件，汽轮机的各轴承也需要不断地油来润滑和冷却，故每台汽轮机都配置供油系统向调节，保护装置及各轴承供油。综上所述，汽轮机设备是以汽轮机为主体的一种动力设备，它的附属设备一般包括：凝汽设备（背压式汽轮机）、回热加热设备和调节、保护装置及供油系统，它们协同工作，保证汽轮机安全经济地进行能量转换。1.1.1. 600MW汽轮机现状及发展趋势从上世纪60年代至今，电站汽轮机产品在单机功率和蒸汽参数上都没有重大的突破，只是在产品的可靠性、机动性、控制水平和经济性等方面有所发展。至今火力发电站最大的单轴汽轮机是俄罗斯的科斯特罗姆电站的1200MW机组（23.5MPa，540/540）；最大的双轴汽轮机组是美国阿摩斯电站的1300MW机组（24.7MPa，538/538）。在汽轮机的生产能力方面，目前我国大型汽轮机制造厂有哈尔滨汽轮机厂，东方汽轮机厂，上海汽轮机厂。为了进一步降低机组单位功率的重量，提高机组的内效率，有的制造厂正在研制更高参数的大型机组。如日本川越电站700MW燃用天然气的超临界压力机组，其初参数压力为31.6MPa，温度为566/566，汽轮机的设计热耗为7461 kJ/ kWh，汽轮机组热循环效率为48.26。国内外600MW等级汽轮机组的蒸汽参数多数为：采用亚临界压力约为1619MPa，温度530566的参数，且以16.616.7 MPa，540最为普遍；而采用超临界压力的蒸汽压力约为24 MPa，温度536566。汽轮机组的热耗，亚临界压力机组约为77908000 kJ/ kWh（GE公司的600MW调峰机组热耗为 8441 kJ/ kWh），超临界压力机组约为76507910 kJ/ kWh。汽轮机末级叶片长度对机组的功率和效率有明显的影响。目前用于3000r/min的600MW等级机组的合金钢末级叶片长度约为7871072mm；已研制成功的钛合金叶片长度有700、900、1000、1200、1300mm，长度为1500mm的钛合金叶片正在研制之中。我国早期安装的600MW等级汽轮机组的末级叶片长度为850900mm，近期安装的机组末级长度为10001072mm。在汽轮机组的总体结构方面，600MW等级机组多数采用四缸四排汽的形式，即高压缸、中压缸（单流程、双流程均有采用）、两个双流程低压缸。也有采用高中压缸合缸的结构，构成三缸四排汽的总体结构，其好处是使机组更加紧凑。但由于合缸高中压缸尺寸较大，热惯性大，有可能造成调峰性能较差。这种结构形式的中压缸级数较少，有可能限制中压缸效率的提高。600MW等级机组的高、中、低压缸采用双层（内、外）缸形式。高、中压缸由铸造制成，低压缸多数为焊接结构。绝大多数制造厂的汽缸采用带法兰的水平中分面。现代600MW等级汽轮机汽缸采用窄法兰，不设法兰螺栓加热，运行、检修较为方便。采用双层缸结构，汽缸壁可以较薄，有利于降低启动、停机过程的热应力。600MW等级机组的汽轮机转子，绝大多数制造厂采用整锻转子或焊接转子，只有俄罗斯和日本的三菱公司还有套装转子。汽轮机转子的支承方式，有采用两根转子四个轴承和两根转子三个轴承两种基本形式（即四支承和三支承）。中国、俄罗斯、美国的CE公司和WH公司、法国Alsthom、英国GEC公司、日本等多数采用每根转子由两个轴承支承。瑞士的ABB公司和德国的KWU公司在两根转子中间只用一个轴承，组成单支点轴系。支持轴承的形式，中国的哈汽和上汽、美国的GE公司和WH公司、日本的三菱和东芝公司，对承受负荷不很重的轴承（如高中压转子和第一根低压转子的），采用可倾瓦轴承，对公司，对承受负荷很重的轴承（如第二根低压转子和发电机转子的），则采用圆筒形轴承，轴系的稳定性较好。中国的东方汽轮机厂、俄罗斯、日本的日立公司，对负荷不很重的轴承，采用可倾瓦轴承，对承受负荷很重的轴承，采用椭圆形轴承，瑞士的ABB公司采用类似于椭圆形轴承的改良型袋式轴承。汽轮发电机轴系的盘车，多数采用低速盘车方式。在重载轴承处，有用顶轴油设施和不用顶轴油设施两种形式。为了提高大型汽轮机组的经济性和可靠性，各制造厂正在对大型汽轮机从参数、单机功率、控制水平、安全设施等方面进行不懈的努力。美国的西屋公司正在研制800MW、31.0MPa/593/566/566的超临界压力两次再热汽轮机组。在煤、水耗量不变的条件下，效率和功率各提高10，厂用电降低4，在整个机组寿命期内估计可节约1.4亿美元。俄罗斯正在研制23.5MPa、585/585和31.5MPa、650/570的8001000MW和2000MW的电站汽轮机。这些努力的主要目的是提高机组的经济性和可靠性。如西欧、俄罗斯和日本各公司都制定了电站汽轮机的可靠性指标：可用率不得低于0.97，大修间隔不得小于4年，无事故累计运行时间不得少于5000h，使用寿命不得少于30年。俄罗斯国家标准规定超临界压力参数汽轮机组的热耗率，300MW机组为7725 kJ/kWh，500800MW机组为7641kJ/kWh。目前各国公司正在积极采取措施来达到或超过上述指标。1.2. 汽轮机型式东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力汽轮机，型号为：NZK643-24.2/566/566，是典型的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机 ；最大连续出力为684MW，额定出力643 MW；。该汽轮机采用复合变压运行方式；汽轮机具有七级非调整回热抽汽，设计寿命不少于30年。1.2.1. 汽轮机布置方式汽轮机运行平台标高13.7米，机组总长度为 26.75米，最大宽度为7.5米，室内纵向布置，机头朝向扩建端。高压主汽阀、调节阀悬吊在运行平台下面，通过导汽管与高压汽缸相接；中压联合阀布置在高中压缸左右两侧，通过中间进汽管与汽缸焊接，并采用浮动式弹簧支架固定在平台上。主蒸汽从高中压外缸中部，通过上、下对称布置的4个进汽口进入汽轮机，通过高压8级作功后去锅炉再热器。再热蒸汽经过中压联合汽阀进入汽轮机的中压部分作功，作功后的蒸汽,经一根异径连通管分别进入两个低压缸,作功后的乏汽排入空冷凝汽器。图11和图12是本汽轮机的高中压缸和一个低压缸的纵剖面图，从图中可以看出汽轮机的结构特点：高中压缸合缸、两个低压缸都是双层缸结构，高压缸共有8级，中压缸共有6级，低压缸共有46级，全机共有38级。额定工况下，汽轮机的效率分别是：高压缸：86.4 %，中压缸：92.25，低压缸：92.41，汽轮机效率为91.56。三根整锻无中心孔转子分别放置在1号轴承座与2号轴承座、3号轴承座与4号轴承座、5号轴承座与6号轴承座上；1号轴承座内除了1号轴承外，还装设有测速齿轮、主油泵等；2号轴承座内装设有轴振传感器、轴向位移传感器、推力轴承、平衡盘、推力轴承磨损传感器，支持轴承、联轴器等；6号轴承座主要有支持轴承，盘车装置、测量装置等组件构成。汽轮发电机组轴系中除1号、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。推力轴承位于高中压缸和低压A缸之间的2号轴承座。高中压缸的膨胀死点位于2号轴承座，低压A缸、低压B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横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。1.2.2. 汽轮机主要特点1） 本汽轮机为纯冲动式汽轮机，级数相对较少，高中压缸采用合缸，减小了轴向长度和轴承数量。端汽封和轴承箱均处在温度较低的高、中压排汽口区域。2） 高中压缸采用头对头布置方式，两个低压缸对称双分流布置，可大大减少轴向推力。3） 汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性连接方式，轴系为挠性轴系。叶片采用弯曲/弯扭静叶和弯扭动叶，末级叶片为661mm空冷末级叶片。4） 汽轮机的汽封采用椭圆汽封。5） 汽轮机启动方式是中压缸启动。6） 低压缸采用落地轴承。图11 汽轮机高中压缸布置剖面图图12 汽轮机低压缸布置剖面图1.2.3. 技术规范表11 汽轮机主要参数项 目单位THA工况TRL工况TMCR工况VWO工况阻塞背压工况机组出力kW64301164303668428712888698974热耗值kJ/kWh77558139774777357585主蒸汽压力MPa(a)24.2024.2024.2024.2024.20再热蒸汽压力MPa(a)3.9824.2304.2574.4514.257高压缸排汽压力MPa(a)4.4244.7014.7304.9454.730主蒸汽温度566566566566566再热蒸汽温度566566566566566高压缸排汽温度318.1324.5325.2330.1325.2主蒸汽流量kg/h18774042019040201904021200002019040再热蒸汽流量kg/h15655371667340167600517541751675999背压KPa153215156.77低压缸排汽干度%9397939292低压缸排汽焓kJ/kg2441.22543.92433.224282383.3低压缸排汽流量kg/h1228184132395130495013588131271147补给水率%03000能力工况（铭牌出力工况）:汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率643MW（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率），此工况称为能力工况（TRL），此工况也称铭牌出力工况。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） 背压为32kPa；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） 采用电动给水泵；7） 发电机效率98.8%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压。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铭牌进汽量。汽轮机最大连续出力（TMCR）工况:汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）称为机组最大连续出力（TMCR），输出功率值为 684286 kW。1） 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2） 背压为15kPa；3） 补给水率为0%；4） 最终给水温度 286.1；5） 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6） 采用电动给水泵；7） 发电机效率98.8%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压。此工况也为机组出力保证值的验收工况。调节阀门全开（VWO）工况:汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同汽轮机最大连续出力（TMCR）工况时，汽轮机的进汽量为105%的能力工况进汽量（铭牌进汽量），此工况称为阀门全开（VWO）工况。汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为 712888 kW。热耗率验收（THA）工况:当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）为643MW时，除进汽量以外其它条件同2.1.2.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。热耗率保证值为 7755 kJ/kWh。阻塞背压工况:汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（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6.77KPa时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌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，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压，输出功率值为 698974 kW。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） 采用电动给水泵；6） 发电机效率98.8%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压。供方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 65 kPa，跳闸背压为 80 kPa。1.2.4. 汽轮机主要系统1） 主蒸汽系统主蒸汽管道采用212连接方式，在主蒸汽进入主汽阀前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽阀。2） 再热蒸汽系统再热冷段和再热热段管道，均采用212连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。3） 旁路系统本汽轮机为中压缸启动方式，设置旁路系统可改善机组的启动性能，缩短启动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护锅炉再热器。本机组采用高、低压二级串联旁路系统，其中高旁容量为40%BMCR，高旁阀数量为1个，低旁总容量为71%BMCR，低旁阀数量为2个。4） 抽汽回热系统汽轮机具有七级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向辅助蒸汽系统供汽；二级抽汽作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五至七级抽汽分别向三台低压加热器供汽；为防止汽轮机超速和进水，除七级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，前者作为防止汽轮机超速的保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。5） 给水系统采用单元制给水系统，每台机组配置二台50%容量的电动主给水泵，一台30%容量的电动调速给水泵作为启动和备用给水泵，各给水泵前均设有前置泵。在1号高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有35%BMCR容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀，给水系统三台高压加热器采用大旁路系统。6） 凝结水系统从空冷塔冷却凝结下来的水汇集成一个母管，经一个用排汽再热除氧的设备后，回到凝结水箱。机组设两台100%容量立式定速凝结水泵，三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式无头除氧器，两台10000 m的除盐水箱、一台凝结水输送水泵和两台凝结水补水泵，凝结水精处理采用中压系统。除氧器为内置式除氧器，水箱有效容积为235m，相当于约6分钟的锅炉MBCR给水量。凝结水系统设有再循环管路，自汽封冷却器出口的凝结水管道引出，经调节阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽蚀。同时也保证启动和低负荷期间有足够的凝结水流过汽封冷却器，维持汽封冷却器的微真空。排汽除接受主机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高加及低加事故疏水及除氧器溢流放水的能力；其喉部内设置有7号低加和低压旁路的三级减温减压器。7） 高压加热器疏水、放气系统高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式，最后一级高加疏水自流至除氧器。每台高加设有单独的事故疏水管路，单独接至疏水扩容器内；高加水侧、汽侧均设有放气管道；高加连续运行时排气至除氧器，在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排气量。高加的汽侧和水侧还设有停机期间充氮保护管道。8） 低压加热器疏水、放气系统低压加热器疏水采用逐级自流方式，最后一级疏水接至疏水扩容器内，每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至疏水扩容器。9） 开式循环冷却水系统开式循环冷却水系统由化学专业冷却水泵房供至主厂房内，经闭式冷却水热交换器和其它除发电机辅助设备外所有冷却设备，接回至化学专业冷却水系统。10） 闭式冷却水系统该系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水热交换器、一台5 m闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、隔离阀、控制阀等设备组成。除汽轮机冷油器外的所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由闭式冷却水系统提供。11） 空冷凝汽器有关系统及抽真空系统排汽装置两侧设置疏水扩容器，收集汽轮机各处的疏水，排汽装置设有低压旁路接口，设置有真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。空冷凝汽器抽真空系统由三台100%容量的机械真空泵组成，机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程；正常运行时，一台运行，两台备用。12） 润滑油及顶轴油系统润滑油系统主要作用为主机轴承提供润滑油，使轴颈和轴瓦之间形成油膜保护轴承，保证汽轮机安全平稳运行。我公司三期的润滑油系统主要装置有：主油泵、交流润滑油泵、交流启动油泵，直流润滑油泵、冷油器、油涡轮以及调温装置等。正常运行时，主油泵供润滑油系统，由汽轮机直接驱动，机组启动初期，润滑油泵运行供润滑油系统，启动供油泵主要是供主油泵入口用油，确保主油泵入口有一定的压力。顶轴油系统采用两台顶轴油泵，一台运行一台备用。13） 汽机轴封系统汽轮机轴封系统为自密封系统，其压力和温度为自动控制的。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置等。14） 辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂性的公用蒸汽系统，每台机设一辅汽联箱，设计压力为0.81.4MPa（a），386.3。两台机组的辅汽联箱通过母管连接，中间设置隔离阀，并与二期的辅汽系统设联络管，以实现各机之间的辅汽互用。辅汽汽源来自本机再热冷段、四段抽汽及二期辅汽联箱。15） 抗燃油系统抗燃油系统给向汽轮机调速保安系统提供高压油，主要由两台100容量的抗然油泵（正常运行为一运一备）、油箱、再生油泵、循环泵以及温度自动调节装置等组成。由于调节油系统对油品质要求较高，在各个调节部套进油前管路上加装滤网，并配有差压报警信号；为了稳定油压及油量，在系统中加装了6个稳压罐。1.2.5. 汽轮机保护及控制本汽轮发电机组采用机炉电单元控制方法，对机组的运行和操作主要依靠DCS的操作员站进行，从最小负荷到VWO工况，汽轮机能与锅炉协调运行，汽轮机的控制采用可靠的数字电液控制系统（DEH）。其主要功能有以下几部分：1） 可远方自动挂闸，完成高压缸及阀壳预暖，并自动判断机组的热状态（冷态、温态、热态、极热态）。2） 通过高压伺服系统直接控制高、中压调门，根据当时机组的热状态，完成从冲转、升速、过临界转速、并网、初负荷直到目标负荷的全过程自动控制。3） 可根据需要，选择高中压缸联合启动或中压缸启动方式，实现定滑定启动过程。4） 具有完善的超速控制及超速保护功能（功率负荷不平衡控制、转速大于103时超速预警、速度控制、转速超过110停机等）。5） 可在线分组进行高、中压主汽调节阀活动试验，可实现远方喷油试验和机械、电气超速试验。6） 具有TPC主汽压力低保护功能。7） 启停过程中可发出自动疏水控制信号。8） 具有负荷限制功能。9） 可与CCS（协调控制系统）配合，完成机炉协调功能。为了保证汽轮机的安全运行，设置有下列保护：危急保安系统、操作员远方控制跳闸、汽轮机自动紧急跳闸装置（ETS）、汽轮机安全监测保护系统（TSI）、汽轮机防进水保护系统。1.3. 汽轮机主要数据表序号项 目单 位数 据1机组性能规范1)机组型式超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式2)汽轮机型号NZK643-24.2/566/5663)额定工况（THA）MW6434)能力工况（TRL）MW6435)TMCR工况MW684.2866)VWO工况MW712.8887)阻塞背压工况MW698.748)高加停用工况（全停、部分停运）MW6439)低加停用工况（一个或一组停运）MW64310)厂用汽工况MW64311)额定主蒸汽压力MPa24.212)额定主蒸汽温度56613)额定高压缸排汽压力MPa4.42414)额定再热蒸汽进口压力MPa3.98215)额定再热蒸汽进口温度56616)主蒸汽额定进汽量t/h1877.417)主蒸汽最大进汽量t/h212018)再热蒸汽额定进汽量t/h1565.5319)额定排汽压力kPa(a)1520)配汽方式喷嘴+节流21)辅机设计冷却水温度3322)额定给水温度281.323)额定转速r/min300024)额定工况热耗kJ/kWh775525)给水回热级数（高压+除氧+低压）级726)低压末级叶片长度mm66127)汽轮机总内效率%91.56高压缸效率%86.42中压缸效率%92.25低压缸效率%92.4128)通流级数级38高压缸级8中压缸级6低压缸级22629)临界转速（轴段的试验值一阶、二阶）一阶二阶高压转子r/min16504778A低压转子r/min16504178B低压转子r/min16564266发电机转子r/min926266530)机组轴系各阶扭振频率1阶Hz13.32阶Hz25.93阶Hz30.54阶Hz144.75阶Hz161.731)机组外形尺寸mmm26.757.56.34432)转子是否做过超速试验是33)机组出厂前是否经过总装和热态试验机组总装但不进行热态试验34)调节装置DEH制造厂DEA主要功能：启动有升速有同步有自动增减负荷有蒸汽参数、金属温度监视可选振动过限报警可选功率限制有背压保护有35)安全检测（TSI）制造厂DEA主要功能：转速有轴承振动有大轴振动有轴向位移有大轴偏心有大轴挠度无汽缸膨胀、胀差有推力轴瓦磨损无36)汽机数据管理系统（DM2000）删除37)运行层标高m13.738)最大起吊高度m9.539)30年寿命分配冷态次200温态次700热态次3000极热态次300强迫停机次100负荷变化（10%额定负荷）次12000带厂用电次1040)启动及运行方式定-滑-定运行方式41)变压运行负荷范围%409042)定压、变压负荷变化率%/min3、543)轴振动最大值mm0.0644)临界转速时轴承振动最大值mm0.0845)最高允许背压值kPa(a)400090/2431.8254可倾瓦10971.41400090/3482.6356椭圆17181.274000800.314482.6356椭圆17181.624000820.315482.6356椭圆17181.484000820.316508330椭圆16761.624000870.291.4.6. 汽轮机发电机组临界转速 单位: r/min阶 次1 阶2 阶3 阶4阶5阶6阶单跨高中压转子165047785000A低压转子165041785000B低压转子165642665000电机转子92626655000轴系临界转速97516921702176026463835对应振型电机一阶高中压一阶A低压一阶B低压一阶电机二阶A低压二阶1.4.7. 汽轮机主要部件材质表 零部件材料牌号抗拉强度b(N/mm2)屈服强度0.02(N/mm2)持久强度105 (N/mm2)使用温度备注高中压转子KT5000DLS6758585119(560)590低压转子30Cr2Ni4MoV826654高中压外缸ZG15Cr1Mo1V551344105(560)600高中压内缸改良型ZG15Cr1Mo1V551344105(560)600低压外缸Q235-B400510215127(425)370低压内缸20gQ235-B41055040051022521593(450)127(425)370喷嘴室改良型ZG15Cr1Mo1V551413105(560)600调节级中压15级KT5300BS5965689229(649)580高级28级叶片KT5301HS20E965619179(649)500低压级叶片AISI403低压末级叶片1Cr12Ni3Mo2VN1102758300汽缸高温螺栓KT5301ES20965619179(649600汽缸低温螺栓JIS SNB 16760655450高压主汽阀壳ZG1Cr11MoNbVN680850520600高压调节阀壳改良型ZG15Cr1Mo1V551344105(560)600中压联合汽阀壳改良型ZG15Cr1Mo1V551344105(560)6001.4.8. 机组变工况热力特性项 目单位85%THA(滑压)75%THA(滑压)60%THA(滑压)50%THA(滑压)40%THA(滑压)高加全切工况厂用汽工况机组出力kW546570482251385837321536257221643079643050热耗值kJ/kWh7863796181568341865480547359主蒸汽压力MPa(a)22.8620.1716.1313.4410.7624.2024.20再热蒸汽压力MPa(a)3.3722.9852.4132.0361.6744.1724.122高压缸排汽压力MPa(a)3.7473.3172.6182.2621.8604.6364.580主蒸汽温度566566566566566566566再热蒸汽温度566566566566540566566高压缸排汽温度309311.6316.7320.9326.3327.0321.5主蒸汽流量kg/h15666001372250109176091120075350016614041974604再热蒸汽流量kg/h1321535116781394152379290566103916160791637650背压KPa151515151515低压缸排汽干度%949596989893低压缸排汽焓kJ/kg2463.924822517.62548.52565.82436.3低压缸排汽流量kg/h10554829441317767626642475615371308031补给水率%0000008.11.5. 汽轮机启动参数1.5.1. 预热蒸汽参数名 称单 位数 据主蒸汽压力MPa(g)Min.0.6主蒸汽温度200270主蒸汽额定流量kg/h9000辅助蒸汽压力MPa(g)Min.0.6辅助蒸汽温度200270辅助蒸汽额定流量kg/h9000汽缸预热最低温度150转子预热最低温度1501.5.2. 转子轴颈振动双振幅值 mm轴 承第一临界转速振 幅 值额定转速时振幅值正 常报 警跳 闸1150601252002150601252003150601252004150601252005150601252006150601252007150601252008150601252001.5.3. 汽轮机各阀门