泰州电厂汽轮机及其附属系统总体介绍

1、泰州电厂汽轮机及其附属系统总体介绍1.1 概述国电泰州电厂一期工程21000MW机组主汽轮机是由哈尔滨汽轮机有限责任公司与日本东芝株式会社联合设计制造的。根据我国规定的汽轮机型号标准为：CLN1000-25.0/600/600，即为超临界凝汽式汽轮机，其蒸汽参数为主汽压25MPa，主再热汽温度600，；其东芝型号为TC4F-48”，其中T指单轴（Tandem），C指凝汽式（Condensing），4F指四个排汽口（Four-Flow），48”指末级叶片高度为48英寸，即1219.2mm。它是凝汽式、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机，最大连续出力为1

2、037.411MW，额定出力1000MW；机组设计寿命不少于30年，但基于一个合理的寿命损耗系数。机组采用定压滑压定压运行方式。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，额定转速为3000转/分。1.2 汽轮机布置方式汽轮机沿厂房纵向布置在运行层（标高17m），机头朝向为厂房固定端。外形尺寸（长宽高）为: 40m10.1m7.5m。汽轮机本体通流部分由四部分组成：1个单流高压缸、1个双流中压缸和两个双流低压缸（A及B）。4个缸均为双层缸（内缸和外缸），水平中分面结构。汽轮机主轴分为4段，亦以刚性联轴节联轴器一一相连，形成整体的通流转子。正常运行时，汽轮机采用喷嘴调节方式，共有四组高压缸进汽喷嘴，分归四个高

3、压调门控制。来自锅炉的主蒸汽通过四个高压主汽门、四个高压调门后，由四根导汽管引入高压缸。蒸汽在高压缸内朝机头方向流动做功后排出，送回锅炉再热器加热后，重新返回汽机。，经过两个中联门进入中压缸中部，并在其内朝汽缸的两端反向流动，在对称布置的各级汽道内膨胀做功。然后再从中压缸两端顶部的排汽口排出，两股排汽流在一根变直径的连通管内先期混流后，先后分别流入低压缸A及低压缸B。低压缸A及B的排汽则各自直接向下排入对应的二台汽侧空间各维持不同压力的凝汽器A与B中。图21即为本机的纵向剖面图。图21 主机纵向剖面图从结构上看，本汽轮机具有49级，由热力过程看本机的级数为：197623级。表21列举了各分段转

4、子的级数。名 称单 位数 值高压转子级2I+9中压转子级27低压转子级226表21各分段转子的级数表22列举了主机在THA工况下的各级参数：级号级后压力温度流量反动度HP120,8555672,706,1210.21HP218,2505442,681,9710.19HP315,8915202,681,9710.20HP413,7614962,681,9710.22HP511,8414722,681,9710.23HP610,1184472,681,9710.24HP78,3644192,681,9710.26HP87,0453942,462,5300.23HP95,9003702,462,53

5、00.27HP104,9133452,462,5300.26IP113,5455712,221,3590.17IP122,8785362,240,1160.18IP132,3155022,240,1160.20IP141,8474652,095,3120.21IP151,4584302,095,3120.24IP161,1373942,095,3120.27IP178743582,095,3120.31LP184842891,808,5160.12LP192562121,808,5160.17LP20123.51401,733,1930.23LP2156.1831,663,6940.54LP2

6、224.2641,604,6390.72LP234.6311,522,1470.71表22 典型工况（THA）下通流计算数据汽轮发电机组共有10个支持轴承和一个推力轴承。其中#1#4轴承均为双向可倾式自位轴承，其他除推力轴承外均为椭圆轴承。推力轴承则为金丝巴里型，由上下两半组成，工作面和非工作面各有八个推力瓦块，瓦块表面是巴氏合金。汽轮机轴系由高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B及发电机转子组成，各转子之间均采用刚性靠背轮连接，转子均采用双轴承支撑结构，其轴系布置如图22。 HP IP LPA LPB G 图22 轴系布置示意图本机采用了高、低压两级串联汽轮机旁路。，旁路的容量为35BM

7、CR，能满足机组安全启动、停运和负荷快速升降的需要，并能保证机组任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时，主汽温度和汽轮机金属温度能相匹配。另外，主机还设有8级非调整回热抽汽：三级供高压加热器，四级供低压加热器以及，一级供除氧器加热。1.3 汽轮机主要特点1由于本机容量大，因此在中压缸部分，蒸汽就采用了对外分流式，籍此来减少中压缸叶片的高度；在低压缸部分，由于蒸汽容积流量很大，所以采用了四分流式，即低压缸A及B各为对向分流，这样在末级叶片高度为1219.2mm下，蒸汽可膨胀到0.0049MPa（平均），进入二个凝汽器。中低压缸的分流布置最大程度上平衡了机组的轴向推力。2四个汽缸采用模块

8、设计，均为双层缸、水平中分面结构，并保证汽缸和隔板精确的同心度。其目的在于：减少汽缸壁厚，以降低汽缸壁的热应力，使之有利于缩短机组的启动时间和提高汽轮机对负荷的适应性。3汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性连接方式，并采用无中心孔的整锻转子，每个转子配有独立的双轴承支撑。 4本汽机参考了国外同类型多种机组的优秀设计技术，如表23：参考电厂名称轴系碧南电厂4#、5#轴系设计技术高压缸原町1#机组通流设计技术橘湾电厂1#高温设计技术中压缸原町1#机组通流设计技术橘湾电厂1#高温设计技术低压缸Torviscosa电厂通流设计技术表23 本机组与其它机组的相似性比较5本机的末级叶片采用由GE公司动力系

9、统与东芝公司共同开发设计研发的48英寸钢制叶片。就环形面积来说，48英寸叶片是世界上最长的3000rpm钢制末级叶片。叶片采用了圆弧枞树型叶根和作为减振件的拉金凸台、套筒，以及整体围带。48英寸末级叶片的应用，将明显提高汽轮机的性能和可靠性。6在易受固粒腐蚀的区域采取了防蚀措施：高压喷嘴采用渗硼的方法防止腐蚀，中压第1级的静叶片采用涂陶瓷材料的方法防止腐蚀。7为减少和避免激振力的影响，从设计和按装上采取了多种措施。比如每根转子在出厂前进行低速和高速动平衡试验，将不平衡量降到最小；转子的临界转速和额定速度不产生相互的影响；转子设计精确对中，保证在运转时不会产生额外的力和力矩；合理设计动静之间的间

10、隙，保证在启动和停机时转子和汽封不会产生发生摩擦；安装防汽流涡动的汽封，防止转子的不稳定振动等等。8采用了转子冷却系统设计，防止高中压转子在高温部位的热损伤，并在机组高温区域选用合适的材料来适应高蒸汽参数。在中压缸部分还首次设置了预暖系统，这在保障机组冷态启动的安全性方面大大向前迈出了一步。9低压末级隔板低压末级隔板由内环、外环、静叶片组成，内环、外环、静叶片均采用空心设计。静叶片的吸力面及压力面均设有疏水缝隙，末级产生的水滴由疏水缝隙收集，通过空心静叶片、空心内环、空心外环及在中分面出设计的连接管，最后由经下半面的疏水管流入冷凝器，防止水蚀。10采用高效率的冲动式叶型及经过验证的叶片固定方式

11、，提过高了汽轮机的效率。 1.4 汽轮机各工况的定义和技术规范2.4.1 TRL工况汽轮发电机组能在下列条件下，在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，此工况称为铭牌工况（TRL），也即夏季工况。此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此为出力保证值的验收工况。TRL工况要求的条件： 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9.1kPa(a)。3）补给水量为3。4）最终给水温度为299.5。5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。6）两台给水泵汽轮机全部投入运行，汽动给水泵满足额定给水参数。7）在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、

12、发电机冷却器冷却水温为38时，发电机效率为99.0%。2.4.2 TMCR工况汽轮机进汽量等于夏季工况（TRL）进汽量，汽轮发电机组应能在下列条件下，在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，此工况（即汽轮机TMCR工况）下发电机输出功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）称为最大连续输出功率。此功率为1037.411MW。(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（平均）为4.9kPa(a)；(3) 补给水量为0；(4) 所规定的给水温度；(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6) 汽动给水泵满足规定给水参数；(7) 在额定

13、电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为25时，发电机效率为99%。2.4.3 VWO工况汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同TMCR工况时，汽轮机的进汽量不小于103的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况，数值为1069.347MW。2.4.4 THA工况当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，已扣除各项所消耗的功率）为铭牌功率时，除进汽量以外其它条件同TMCR工况时称为机组热耗率保证值的验收工况。2.4.5 主机各工况下的技术规范工 况项 目TRL夏季工况TMCR工况VWO工况THA工况功率MW10001037.4111069.3

14、471000热耗率kJ/kWh7552738773597366主蒸汽压力MPa(a)25.025.025.025.0再热蒸汽压力MPa(a)4.6254.6564.7904.442主蒸汽温度600600600600高压缸排汽温度351.8352.6354.3345.8再热蒸汽温度600600600600主蒸汽流量kg/h再热蒸汽流量kg/h高压缸排汽压力MPa(a)5.1395.1735.3234.935中压缸排汽压力MPa(a)0.8830.9080.9310.869低压缸排汽压力kPa(a)9.104.904.904.90低压缸排汽流量kg/h补给水率%3.00.00.00.0末级高加出口

15、给水温度299.5299.8302.0295.9发电机氢压MPa(a)0.5200.5200.5200.520高压缸缸效(通流缸效/含门损)92.4/89.892.4/89.893.6/9192.6/90.2中压缸缸效(通流缸效/含门损)95.5/94.395.5/94.395.6/94.795.6/94.5低压缸缸效(通流缸效)89.888.888.889.2推力(kN)139139146131表24 主机各典型工况下参数表1.5 汽轮机主要系统1） 主蒸汽系统主蒸汽管道从过热器出口联箱两侧引出，平行接到汽轮机前，在主蒸汽进入主汽阀前分成四路，分别接至汽轮机四个高压主汽门。在汽轮机入口前设压

16、力平衡连通管。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。主蒸汽管道设有一路支管供蒸汽到至汽轮机轴封系统，在机组热态及极热态启动时为轴封系统供汽。2） 再热蒸汽系统热再热蒸汽管道从再热器的出口联箱两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入左右侧中联门。在汽轮机入口前设压力平衡连通管。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器进口联箱。冷再热蒸汽可作为给水泵汽轮机备用汽源。冷再热蒸汽系统另外还为2号高压加热器、轴封系统、辅助蒸汽系统提供汽源。在高压缸

17、排汽的总管上装有高排逆止阀，防止以便在事故情况下切断，防止蒸汽返回到汽轮机，引起汽轮机超速。3） 旁路系统本机组采用高、低压二级串联旁路系统，其中高旁容量为35%BMCR，低旁容量为35BMCR高旁减温水流量。旁路容量能满足机组安全启动、停运和负荷快速升降及机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。本机组设置一套高旁阀，从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接至再热（冷段）蒸汽管道，高压旁路的减温水取自给水泵出口的给水母管。低压旁路每台机组配置二套，从汽机中压缸入口前热再热蒸汽两二根支管处分别接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自

18、凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高、低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置暖管管路，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。4） 抽汽回热系统汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向1、2、3高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽；二级抽汽作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。五至八级抽汽分别向各台低压加热器供汽；为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回逆止阀和电动隔离阀，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；后者主要是作为防止汽轮机

19、进水的隔离措施。由于四级抽汽管道上所接设备较多，且所接设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多增加了一个气动止回逆止阀，并且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回逆止阀。表25是汽轮机额定负荷（THA工况）时各级抽汽参数。抽汽级数流量kg/h压力MPa(a)温度允许的最大抽汽量kg/h第一级（至1号高加）8.595429.0第二级（至2号高加）4.970347.4第三级（至3号高加）2.259492.5第四级（至除氧器）0.802341.6第四级（至给水泵汽轮机）0.7621342.1第四级（至厂用汽）600000.8023

20、41.660000第五级（至5号低加）790720.235199.5第六级（至6号低加）726100.1133129.077910第七级（至7号低加）617080.051782.166256第八级（至8号低加）805160.022362.494763表25汽轮机额定负荷（TMCRTHA工况）时各级抽汽参数5） 给水系统采用单元制给水系统，每台机组配置二台汽动给水泵，一台电动调速给水泵（作为启动和备用给水泵)，。其中汽动给水泵组为250%BMCR，电动给水泵组为130%BMCR。汽动给水泵组的给水前置泵采用独立的电动机驱动。，电动给水泵组的给水前置泵和主泵由同一台电动机驱动。在一台汽动给水泵故障

21、时，电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%额定负荷的需要。给水泵小汽轮机正常工作汽源采用四抽，备用和启动用汽源采用冷再或辅汽。给水系统三台高压加热器采用大旁路系统。给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。给水系统还为事故情况下的锅炉再热器减温器、汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给水泵的中间抽头引出，汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。给水系统系统设双列全容量、卧式、双流程高压加热器。每列三台高加给水侧采用大旁路系

22、统。当任一台高加故障时，同列三台高加同时从系统中退出，此时运行列的高加可通过60%65%的给水流量。机组在双列高加均解列时仍能带额定负荷。6）凝结水系统本机组设两台100%容量立式变频凝结水泵，抽芯式结构，型号为：BDC 500-600 D2s。凝结水泵在高度真空的条件下将凝汽器的热井中的凝结水抽出，输送接近于凝汽器压力的饱和温度的水至除氧器。系统包括四台低压加热器，一台轴封冷却器轴封加热器，一台卧式除氧器，一台500mm3凝结水储存水箱和三台台凝结水输送水泵。凝结水精处理采用中压系统。除氧器水箱有效容积为300m，相当于约510分钟的锅炉最大给水量。凝汽器为单流程、双背压、表面式、双壳体、横

23、向布置凝汽器；。凝汽器接受主机排汽、小汽机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高加和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、8号低加和低压旁路的三级减温减压器。凝结水系统设有再循环管路，自轴封冷却器轴封加热器出口的凝结水管道引出，经再循环阀回到凝汽器，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轴封冷却器轴封加热器，维持轴封冷却器轴封加热器的微真空。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至凝汽器；高加水侧、汽侧均设有放气

24、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，最后一级疏水接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器内，每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。9） 循环水及开式冷却水系统机组循环水水源取自长江，采用开式循环，直流供水。循环水系统为扩大单元制，本每台机组设置二台循环水泵，供两台凝汽器。在每台机组循环水母管之间设置了联络阀门，可以根据季节温度的变化，灵活安排循环水的运行方式。主厂房内循环水系统设两根进水管和两根排水管，在凝汽器循

25、环水进出口管道上均设有电动蝶阀，凝汽器可单侧运行。循环水进水母管还向开式循环冷却水系统供水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器提供冷却水源，另外还作为真空泵的冷却用水。开式水系统有二台开式水泵，并设置了泵的大旁路。如此，可以根据循环水温及机组的冷却水负荷，合理安排开式水的运行方式，节省厂用电。10）闭式冷却水系统该系统由两台100%容量的闭式水泵、两台闭式水热交换器、一台闭式水高位水箱膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少对设备的污染和腐蚀，使设备具有较高传热效率。同时又可防止流道阻塞，提高各主、辅设备运行的安全性

26、和可靠性，大大减小设备的维修工作量。高位水箱膨胀水箱对系统起到稳定压力，消除流量波动和吸收水的热膨胀的作用等作用，并且给冷却水泵闭式水泵提供足够的净正吸水头静压头。在运行时，高位水箱膨胀水箱的水位由补水调节阀进行控制，补水来自凝结水系统中凝结水精处理设备出口。启动前系统的补水来自凝结水储存水箱，由凝结水输送泵输入。 对温度调节要求较高的冷却用户，如汽轮机和小汽机的润滑油冷却器、发电机氢气冷却器、发电机水冷系统等，在其进口管道设有单独的温度调节阀。采用进水调节，可降低冷却设备的工作压力，有利于设备的安全运行。 一期工程2台机组闭式水系统均能分别向空压机提供冷却水，互相满足事故供水。11）凝汽器有

27、关系统及抽真空系统凝汽器壳体两侧设置疏水扩容器，收集汽轮机各处的疏水，凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口，凝汽器汽侧设置真空破坏阀，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。凝汽器抽真空系统有由三台机械真空泵组成，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，两台运行，一台备用。 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。本机组的润滑油系统主要装置有：主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵，直流事故油泵、冷油器、油涡轮泵以及调温装置等。正常运行时，主油泵提供润滑油

28、系统，由汽轮机主轴直接驱动。机组启动初期，交流润滑油泵提供润滑油，辅助油泵在机组启动初期还提供主油泵入口用油，确保主油泵入口有一定的压力。顶轴油系统采用2台顶轴油泵，一运一备。13） 汽机轴封系统汽轮机轴封系统为自密封系统，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，其压力和温度是自动控制的，。该系统还能向给水泵汽轮机提供轴封汽源。，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） 辅助蒸汽系统本厂辅助蒸汽系统在#1机组投运前采用小锅炉提供供汽。全厂性的公用蒸汽系统将实现各机组之间的辅汽互用通。辅汽汽源主要来自机组的再热冷段与汽机四级抽汽。15） EHC油系统E

29、HC油系统为汽轮机调速保安系统提供高压油，主要由两台100容量的EHC油泵（正常运行为一运一备）、油箱、EHC油输送过滤泵以及EHC油冷却器等组成。16）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）。DEH的基本控制功能是汽轮机的转速控制和负荷控制功能。DEH系统保证汽机采用与其启动状态和允许的汽轮机寿命消耗相适应的合理升速率，自动地实现汽轮机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制。自动升速系统的设计，应充分考虑蒸汽旁路系统的影响，以适应投入蒸汽

30、旁路系统和不投旁路运行的启动升速方式。能实现预先检查及启动过程中的转子热应力监视。汽轮机升速过程中升速率既能由DEH系统根据汽轮机的启动状态自动选择，也可由人工进行选择。DEH系统能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷直到带目标负荷的自动控制，并能根据电网要求，参与一次调频。DEH还提供保障机组安全稳定运行的保护功能，如PLU，IPR，L.L.等。当机组从满负荷甩至零负荷时，系统能自动控制主机汽机转速，防止机组超速跳闸。1.6 汽轮机主要技术参数2.6.1 汽轮机主要数据汇总编号项 目单 位数 据一机组性能规范1机组型式超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式2汽轮机型号

31、CLN1000-25.0/600/600（东芝型号 TC4F-48”）3THA工况MW10004额定主蒸汽压力MPa（a）255额定主蒸汽温度6006额定高压缸排汽口压力MPa（a）4.9357额定高压缸排汽口温度345.88额定再热蒸汽进口压力MPa（a）4.4429额定再热蒸汽进口温度60010主蒸汽额定进汽量t/h2740.88111再热蒸汽额定进汽量t/h2245.4212额定排汽压力MPa（a）0.004913配汽方式喷嘴调节14设计冷却水温度2015额定给水温度（夏季工况）299.516额定转速r/min300017热耗率（THA）kJ/kW.hkcal/kW.h73661759.

32、318给水回热级数（高加除氧低加）8 (3+1+4)19低压末级叶片长度mm1219.2 20汽轮机总内效率%91.6高压缸效率（通流效率/含门损的缸效）%92.6 / 90.2中压缸效率（通流效率/含门损的缸效）%95.6 / 94.5低压缸效率（含湿汽及排汽损失）%89.221通流级数48高压缸级II+9中压缸级27低压缸级4622临界转速（轴系的计算值一阶、二阶）高压转子r/min1阶：2,0382阶：3,560中压转子r/min1阶：1,8372阶：4,063低压转子Ir/min1阶：A 1,345，B 1,3272阶：2528发电机转子r/min23机组轴系扭振频率Hz12，22，1

33、18，12124机组外型尺寸（长、宽、高）m4010.17.525机组在出厂前是否经过总装是/否是26运行层标高m1727最大起吊高度m1228寿命消耗冷态启动/次0.02温态启动/次0.009热态启动/次0.001极热态启动/次0.001负荷阶跃10负荷（TMCR）/次0.00129启动方式高中压联合启动30变压运行负荷范围309031定压、变压负荷变化率%/min2.532轴颈振动两个方向最大值mm0.0533临界转速时轴振动最大值mm0.1534最高允许背压值MPa（a）0.016635最高允许排汽温度10736噪声水平dB(A)8537润滑油系统主油泵型式主轴拖动离心式润滑油牌号32

34、L-TSA油系统装油量m360主油泵出口压力MPa（g）1.5轴承油压MPa（g）0.18主油箱容量m377(总容量)顶轴油泵型式轴向柱塞泵顶轴油泵出口压力MPa（g）20.58顶轴油泵供油量m3/h3.3交流润滑油泵型式离心式交流润滑油泵出口压力MPa（g）0.36交流润滑油泵供油量m3/h52538液力控制系统抗燃油泵型式、台数台活塞/2100抗燃油牌号Fyrquel EHC抗燃油系统装油量m31.2抗燃油泵出口压力MPa（g）16.5抗燃油泵供油量m3/h10抗燃油箱容量m32（1）抗燃油冷却器型式、台数台管/2抗燃油冷却器管侧设计压力MPa（g）1.2439盘车装置盘车速度r/min1

35、.8盘车电动机容量/电压kW/V15/38040轴封有无自密封系统有/无有二汽轮机性能保证铭牌功率（TRL）MW1000最大连续功率（TMCR）MW103741VWO工况流量t/h2980THA工况时热耗率kJ/kWhkcal/kWh73661759.3轴颈振动值mm0.05表26主机主要参数汇总2.6.2 机组变工况热力特性工 况项 目75% THA工况50% THA工况40% THA工况30% THA工况高加全部停用工况厂用汽工 况功率MW75050040030010001000热耗率kJ/kWh748277467977827977047198主蒸汽压力MPa(a)18.8612.5510

36、.368.4425.05.0再热蒸汽压力MPa(a)3.3062.2241.8091.3884.5894.473主蒸汽温度600600600600600600高压缸排汽温度348.7355.0354.9356.5361.2347.4再热蒸汽温度600600570570600600主蒸汽流量kg/h再热蒸汽流量kg/h高压缸排汽压力MPa(a)3.6742.4712.0101.5425.0994.970中压缸排汽压力MPa(a)0.6710.4680.3840.2990.9830.828低压缸排汽压力kPa(a)4.904.904.904.904.904.90低压缸排汽流量kg/h补给水率%0.

37、00.00.00.00.00.0末级高加出口给水温度276.3251.9241.0226.4181.0299.6发电机氢压MPa(a)0.5200.5200.5200.5200.5200.520高压缸缸效(通流缸效/含门损)92.2/89.892.2/89.892.1/89.889.0/86.886.1/83.992.3/89.8中压缸缸效(通流缸效/含门损)95.8/94.896.1/95.196.0/94.996.1/95.195.5/94.395.5/94.5低压缸缸效(通流缸效)90.189.587.985.688.689.3推力(kN)95625139113139表27 机组变工况热

38、力参数1.7 汽轮机设计运行条件2.7.1 机组允许负荷变化范围机组运行方式： 定滑定方式运行。在3090额定负荷范围内，机组采用滑压运行方式。负荷性质： 带基本负荷并具备调峰运行功能。机组的允许负荷变化率应为：(1) 在50100TMCR负荷范围内 不小于5/每分钟(2) 在3050TMCR负荷范围内 不小于3/每分钟(3) 30TMCR负荷以下 不小于2/每分钟(4) 允许负荷阶跃 10TMCR负荷/每分钟2.7.2 机组允许运行参数变化范围机组正常运行中，主蒸汽压力或再热蒸汽压力增加，相应管道、阀门、汽缸等承压部件内部的机械应力相应增加；同时，若调节汽阀开度不变则汽轮机进汽量随之增加，使动叶片承压增大，轴向推力增加，为确保机组安全运行，运行中的蒸汽压力不允许超过制造厂提供的最大值。主再热蒸汽温度超过规定值时，将使机组的相应的部件和蒸汽管道、阀门金属温度升高，材料的机械强度降低，蠕变速度加快，影响设备的使用寿命和安全，故制造厂对允许的主再热汽温都有严格的规定。当主再热汽温降低时，将引起机组的排汽湿度和轴向推力的增大，也同样影响机组的安全和使用寿命，本汽轮机主再热蒸汽系统均采用二根平行管道连接方式，机组在启动和正