1系统概述

1 系统概述

1.1 概况

国电汉川电厂三期扩建工程2×1000MW机组选用上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、反动凝汽式汽轮机。主机型号N1000-26.25/600/600（TC4F），设计额定主蒸汽压力26.25Mpa，主蒸汽温度600℃、再热蒸汽温度600℃，末级叶片高度1146mm，汽轮发电机组设计额定输出功率为1000MW，THA工况主蒸汽流量2708.8 t/h，热耗保证值7347kJ/kWh，最大出力VWO工况1067.4MW；汽轮机工作转速3000r/min，从汽机向发电机看旋转方向为顺时针，最大允许系统周波摆动范围47.5～51.5Hz。凝汽器采用双背压、双壳体、单流程、表面冷却式，底部采用轴承支座支撑，上部与低压缸排气口之间直接焊接。从汽轮机向发电机看，润滑油管路右侧布置。凝汽器汽侧抽真空系统设置3套50%容量的水环式真空泵。

汽机热力循环采用八级抽汽回热系统，设有2（即双列）×3台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和一台疏水加热器，给水温度(铭牌工况)294.6℃。每台机组设置一套高压合低压两级串联汽轮机旁路系统，机组的旁路容量按40%BMCR设置。给水系统设置两台50%容量的汽动给水泵，汽动给水泵组的给水前置泵与主泵不同轴，分别布置在底层0米和运转层17米。给水泵小汽轮机正常工作汽源采用四级抽汽，启动用汽源采用再热冷段蒸汽或辅助蒸汽。凝结水采用2×100%容量的凝结水泵，采用一台变频和一台工频运行模式。三期辅助蒸汽母管与二期中压缸排汽联络管连接。#5机组启动调试时，辅汽来自#4机中压缸排汽。机组正常运行后，辅助蒸汽来源主要为运行机组的冷再热蒸汽（减压后）和四段抽汽。循环冷却水系统采用带自然通风冷却塔的单元制循环供水系统，每台机配一座自然通风冷却塔及三台循环水泵，循环水泵房布置在两塔之间。循环冷却水出塔后经循环水排水暗沟进入循环水泵房进水间，再经循环水泵升压通过一条循环水进水管进入凝汽器，凝汽器出水通过一条循环水压力管排至冷却塔。开式循环水泵和闭式循环水泵均按2×100%容量配置，并联布置，一台运行一台备用；其中闭式水容量为2ｍ3，闭式热交换器按2×65%容量配置。

1.2 主要设计原则

1.2.1 气象特征与环境条件

汉川电厂以汉川气象站作为参证站，始建于1959年，该站位于汉川市城关镇北门外刘家垸城郊，地理位置为北纬30°39',东经113°51'。地处平原湖区，四周为农田。属副热带大陆季风气候区，四季分明，雨热同期，目照和热量充足，

雨水适中，但分布不均。根据资料统计得累年气象特征值如下：

累年平均气温 16.3℃

累年极端最高气温 38.4℃ (1971.07.21)

累年极端最低气温 -14.3℃ (1977.01.30)

累年平均相对湿度 80%

累年最小相对湿度 9% (1963.01.26)

累年平均气压 1013.4 hPa

累年最高气压 1044.4hPa (1967.01.15)

累年最低气压 990.1hPa (1994.07.12)

累年平均风速 2.4m/s

实测10min平均最大风速 21.6m/s (1972.01.22)

累年年平均降水量 1228.0mm

累年一日最大降水量 312.2mm (1991.07.09)

累年最大积雪深度 24cm (1984.01.18)

全年夏季、冬季主导风向 N

1.2.2 地震烈度：

根据《中国地震动峰值加速度区划图》，扩建厂址区地震动峰值加速度为

<0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，地震设防烈度为6度。

1.2.3 电源条件：

中压：中压系统为6kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。

低压：低压为380V三相50赫兹；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。

直流控制电压为110V，来自直流系统，电压变化范围从94～121V。

应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流系统相连，电压变化范围从187～242V。

设备照明和维修电压：设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。

维修插座电源额定电压为380V、56A三相50赫。

1.2.4 仪用压缩空气条件：

仪用压缩空气通常清洁、干燥、无油，压力范围为0.4～0.7MPa(g)，最高温度为50℃。

1.2.5 汽源

辅助蒸汽参数：0.8~1.3MPa(a)，300～380℃。

1.2.6 冷却水

闭式循环冷却水系统的最高温度为38℃，压力：0.4～0.7MPa(g) ，水质为除盐水。

开式循环冷却水系统的设计最高温度为33.4℃，压力：～0.7MPa(g)。

1.2.7 机组运行方式：定-滑-定。

负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。

1.2.8汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命应不少于30年，在其寿命期内应能承受下列工况，总的寿命消耗应不超过75%。

投标方理解并承诺完全响应上述条款的要求。

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％）5000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） 300次

5）负荷阶跃＞10％额定负荷(THA) 12000次

1.2.9汽轮机允许的主蒸汽及再热蒸汽参数运行范围：

P

额定冷再热蒸汽压力（TMCR工况）MPa(a)

l

t 额定主汽门前、再热汽阀前温度℃

1.3设计优化

1.3.1 本工程采用2×50%BMCR容量的汽动给水泵配置方式，取消30%容量电动启动给水泵。该配置运行灵活，当一台汽动泵组故障解列时，另一台汽动给水泵至少能使机组带60%负荷，机组运行负荷较高，经济性较好。不设电动启动泵后，给水泵汽轮机启动汽源来自老厂中压缸排汽联络母管，汽源稳定可靠。通过调节汽轮机转速来调节锅炉上水流量和压力，满足锅炉清洗上水要求。带来的不利影响是机组启动时间略有延长。取消电动启动泵后，系统更简单，同时将节省部分高压给水管道、阀门，电动给水泵的土建基础费用以及控制系统、电气开关柜和电缆投资都会减少。

1.3.2将闭式冷却水系统作进一步优化。闭式水箱效容积为2m3，将凝结水泵电动机空气冷却器冷却水、各水泵轴承冷却水改用开式冷却水水。凝结水泵机械密封冷却器、汽泵前置泵机械密封冷却水、锅炉启动循环泵充水清洗冷却器和汽水取样冷却装置等仍采用水质好的除盐水，优化后每台机总用水量减少至69t/h。

1.3.3对凝结水泵、锅炉给水泵、低加疏水泵等设计以TMCR工况为选型设计工况。以此选型后与大火规中规定的水泵以BMCR工况选型相比较，单泵流量要减少3%，管系计算阻力损失也有所减少。

1.4主机设计参数

1.4.1 汽轮机组设计性能规范：

1.4.2汽轮机发电机组轴系特征：

1.4.3 转子的转动惯量GD2：

1.4.4 蒸汽压力表

1）长期运转：无时间限制。

2）短期运转：允许的瞬时值。每年超过该压力的时间累计不能超过12 小时。3）安装安全阀以确保短期运行时不会超过该值。所有压力是绝对压力。

1.4.5 主机温度限制值

1）仅用于汽轮机在满负荷甩负荷具有较高的再热压力条件下。可以

预期汽轮机会立即重新加负荷或者机组在锅炉最小负荷下空负荷

运行。

在额定主蒸汽参数下允许在锅炉带最小负荷而机组在空负荷下运行，无时间限制。

1.5 汽轮机典型工况及性能指标

1.5.1汽轮机典型工况

1.5.1.1 TRL工况（夏季工况）

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，发电机输出功率1000 MW （当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，已经扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。

1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；

2）低压缸排汽平均背压为10.8kPa(a)；

3）补给水量为2％；

4）给水温度294.6℃

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、发电机冷却器冷却水温为38℃时，发电机效率为98.9%；

1.3.1.2 最大连续功率（TMCR）工况

汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率1046.404MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR）。

1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；

2）低压缸排汽平均背压 5.3 kPa(a)，设计背压（双背压，低背压4.669 kPa(a)，高背压6.003 kPa(a)）

3）补给水量为0％；

4）给水温度294.9℃

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98.9%；

1.5.1.3 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。该进汽量为2991.3048 T/H。

1.5.1.4 THA

工况当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为1000MW时，除进汽量以外其它条件同TMCR工况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，亦称为额定负荷工况。

1.5.1.5 高压加热器全部切除工况

汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同TMCR工况时保证机组能输出铭牌功率。机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同TMCR工况时，能输出铭牌功率。

1.5.2 汽轮机特性数据

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1.5.3 汽轮机THA工况时各级抽汽参数

1.5.4 附图

1.5.4.1 各监视段压力和功率的关系曲线1．监视段压力和功率的关系曲线

2. 抽汽口压力和主蒸汽流量的关系曲线

1.5.4.2 热平衡图：

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1.THA 工况

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2.TRL 工况

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3.TMCR 工况

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4.VWO 工况

1.6汽轮机主要技术特点

西门子公司通过10多年9Cr-10Cr铁素体高温材料的应用，2002年西门子百万千瓦高压缸“H”及中压缸“M”的模块最高温度达到600℃及610℃，机组具有超群的热力性能；优越的产品运行业绩及可靠性；高效、高可用率、容易维护、检修；系统简单、运行灵活、快速启动及调峰能力。主要有以下特点：

1.6.1汽轮机布置特点：

1.6.1.1 高中低压缸HMN模块积木化组成(HMN汽轮机纵剖面图见图1-l)，单轴承支撑汽轮机，四根转子分别由五只径向轴承来支承，汽轮发电机总长度约为49m，汽轮机机组总长29m，比同级机组缩短8～10米。

1.6.1.2低压外缸直接座落在凝汽器上，与基础不直接接触。

1.6.1.3阀门布置于汽缸两侧，阀门与汽缸间采用大型螺母直接连接，无导汽管。

1.6.2过负荷补汽阀技术

过负荷补汽阀，从高压主汽门后补汽至高压第五级后，补汽阀使全周进汽机组同样可实现定-滑-定运行模式(适应于高效调峰)。由于补汽阀相当于喷嘴调节，在额定工况下主汽压力能达到额定值，同时又保持了全周进汽的经济性。补汽阀技术使汽轮机的热耗率下降20～35kJ／kwh。全周进汽还从根本上消除了喷嘴调节造成的汽隙激振问题。

1.6.3高压缸特点

高压缸外缸为圆桶形设计，内缸为垂直纵向中分面结构。由于缸体为旋转对称，外缸体无常规的水平面大法兰，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，将热应力保持在一个很低的水平。

1.6.4中压缸结构特点

中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分，而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。这样汽缸的法兰部分可以设计得较小。为冷却中压转子，还采取了一种切向涡流冷却技术，转子温度可降低

15℃左右。目前中压缸积木块的进口再热温度比主蒸汽温度高，能达到620℃。

1.6.5转子及连接特点：

转子与转子之间以超紧配液压拆装的联轴器螺栓连接，扭矩传输能力高、安装拆卸迅速、

对中精确。各转子均采用无中心孔整锻转子，刚性好，应力小。

1.6.6汽机叶片特点

1.6.6.1 大功率反动式高效率叶片级，高中低压叶片(除末三级)全部采用3D叶片，效率提

高2％。

1.6.6.2 高、中压缸第一级为低反动度叶片级(约20％的反动度)，降低进入转子动叶的温度。高、中压缸切向进汽的第一级斜置45度静叶结构，效率高、漏汽损失小。滑压及100%的全周进汽使第一级动静叶片的最大载荷大幅度下降，根本解决了第一叶片级采用单流程的强度设计问题，对动叶片无任何附加激振力。

1.6.7 低压缸末级的去湿技术

超超临界汽轮机在同样再热温度条件下，排汽湿度将增加，本机组低压缸配置了一系列“去湿”及“防蚀”技术。

1.6.8汽缸支撑结构及膨胀特点：

1.6.8.1 汽机5个轴承座均固定在基础上，不随缸体的膨胀而移动。

1.6.8.2 2号轴承座内装有径向推力轴承；高、中压缸的猫爪搭在2号轴承座上；机组绝对死点及相对死点均在高中压缸之间的轴承座上。

1.6.8.3 中压外缸与低压内缸间用推拉杆在猫爪处连接，同时轴承座与需滑动的汽缸猫爪之间的滑动支承面均采用耐磨合金，有利于汽缸轴向滑动及减少汽缸与转子间的相对膨胀。

1.6.9独特的液压盘车设备

1.6.9.1 盘车采用液压马达进行驱动，采用顶轴油为工作油。

1.6.9.2 盘车装置配有超速离合器，由汽机转速自动控制盘车退出或投入，正常盘车转速为54r/min。

1.6.10 典型润滑油系统设计：

润滑油系统设计2台电动主油泵(不设计连轴主油泵)、l台直流事故油泵、3台50％顶轴油泵、2台100％容量的冷油器。采用粘度较高的润滑油牌号为ISO VG46，油温采用机械调节阀调节。直流油泵供油不经过冷油器。

1.6.11 快速启动性能：机组采用高中压缸联合启动方式，除极冷热态启动外，机组在5min

内可以快速冲转到3000r／min，节省启动费用。

1.6.12 机组大修间隔长