1000MW 二次再热超超临界机组——汽机分册

1000MW 二次再热超超临界机组
设备说明书
汽机分册
国电泰州发电厂
2014年3月
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前言
本书主要介绍泰州二期工程1000 MW二次再热超超临界发电机组汽机设备及其系统的基本原理、结构、规范、功能及维护项目等，供泰州电厂管理、运行、检修人员操作、维护培训使用。

本书编写主要依据各设备制造厂的说明书和技术协议、华东电力设计院设计图及相应的电力行业的法规和标准，同时参照各兄弟单位的培训教材，在此表示感谢。

由于目前我厂二期工程设备安装也未结束，制造厂提供的资料尚不齐全，时间也比较仓促，最终现场设备、系统可能会与本培训教材有所偏差，实际运行须以现场设备、集控运行规程为准。

同时限于编者的水平，缺点和错误在所难免，敬请读者批评、指正。

编者
2014年4月
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本丛书各分册由以下人员执行主编：
《汽机分册》张世伟
《锅炉分册》李冬
《电气分册》张岩山
《化学分册》
《灰硫分册》
《仪控分册》任斌
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目录
第1章概述 ··············································································· - 1 -
1.1工程背景： (1)
1.2主要设计创新及难点 (2)
1.3系统概述： (3)
1.4设计优化： (4)
1.5主辅系统设备规范： (6)
1.6汽机典型工况及性能指标 (40)
1.7汽轮机设计运行条件 (51)
1.8汽轮机大修间隔的规范 (51)
第2章主汽轮机本体结构 ··························································· - 53 -
2.1汽轮机本体特点： (53)
2.2汽轮机进汽部分： (61)
2.3汽缸组件 (71)
2.4轴承与轴承座： (99)
2.5轴系 (119)
2.6盘车装置 (119)
2.7滑销系统 (125)
第3章主机润滑油系统 ····························································· - 128 -
3.1主机润滑油系统： (128)
3.2DEH液压伺服系统 (145)
3.3EH油系统 (153)
3.4DEH控制系统 (163)
3.5汽轮机保护系统 (171)
第4章给水泵汽轮机 ································································ - 182 -
4.1概述： (182)
4.2给水泵汽轮机的热力系统 (183)
4.3给水泵汽轮机的结构特点 (205)
4.4设备技术规范 (218)
4.5给水泵汽轮机运行说明 (223)
4.6给水泵汽轮机运行与维护 (229)
4.7盘车说明 (234)
第5章蒸汽系统及其设备 ·························································· - 239 -
5.1主、再热蒸汽系统及旁路系统 (239)
5.2抽汽系统 (275)
5.3轴封系统 (300)
5.4辅助系统 (306)
- 4 -
5.5汽轮机疏放水系统 (310)
第6章水系统及其设备 ····························································· - 314 -
6.1凝结水系统 (314)
6.2给水系统 (348)
6.3循环水系统 (368)
6.4开式水系统 (404)
6.5闭式水系统 (410)
第7章发电机辅助系统及设备 ···················································· - 426 -
7.1发电机氢气系统： (426)
7.2发电机密封油系统： (449)
7.3定冷水系统 (469)
第8章辅助系统 ...................................................................... - 477 -8.1抽真空系统 .. (477)
第9章汽轮机的运行 ································································ - 491 -
9.1概述 (491)
9.2启动方式说明 (491)
9.3一次调频 (496)
9.4机组启动前的要求 (498)
9.5机组启动前准备 (501)
9.6机组冷态启动的汽机冲转 (506)
9.7机组升负荷 (513)
9.8机组主要运行参数监视 (515)
9.9机组运行限制工况 (525)
9.10机组的停运及保养 (527)
9.11汽轮机的正常运行维护 (532)
第10章汽轮机调试 ··································································· - 535 -
10.1概述 (535)
10.2概述·········································································错误！未定义书签。

10.3汽轮机的整套调试 (540)
第11章汽轮机的热应力及寿命管理 ·············································· - 553 -
11.1概述 (553)
11.2热应力 (553)
11.3交变热应力及转子的寿命损耗 (554)
11.4热冲击 (555)
11.5低温脆性 (555)
11.6高温蠕变 (556)
11.7汽轮机的寿命损耗管理 (557)
11.8减少汽轮机转子寿命损耗的原则 (559)
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第1章概述
1.1工程背景：
超超临界发电技术经过几十年的发展，已是成熟的先进技术。

我国从90年代开始从国外引进600MW超临界燃煤机组，2002年我国首台600MW国产化超临界燃煤机组在华能沁北电厂投运，近十年得到了快速推广，国内已投运和在建的超（超）临界火电机组已超过百台，成为各大电网的主力机组。

虽然我国近十年大力发展了超超临界机组，参数已经达到国外同类机组的先进水平。

但与欧洲、日本等相比，超超临界机组的技术储备及应用仍存在一定差距，如何利用我国燃煤机组占主导地位的优势，大力发展超超临界燃煤机组，进一步提高机组的效率仍是机械制造行业及各大电力公司急需解决的一个难题。

2008年G8（八国首脑高峰会议）确定2050年CO2排放降低50%的目标，提高效率和降低排放的发电技术成为欧盟、日本和美国重点关注的领域。

为了有效提高燃煤机组的循环效率，大型化、高参数成为今后燃煤机组发展的重点。

在我国整个电网中，燃煤火力发电占70%左右，电力工业以燃煤发电为主的格局在很长一段时期内难以改变。

面对我国经济迅猛发展对电力的强烈需求和环境保护的巨大压力，国家“十二五”计划提出进一步节能减排的要求。

研发和应用具有自主知识产权的高参数(30MPa及以上，温度超600℃)大容量高效超超临界火力发电机组，进一步降低煤耗，提高机组的经济性，是洁净煤发电技术的方向。

高效洁净燃煤发电的原则就是在整个电厂燃煤能量转换的全过程中，采取一切可能的先进技术提高效率。

从整个电厂范围，可归纳为6个领域：
—采用更高的蒸汽参数，涉及到高温材料、冷却技术、结构优化；
—独特的结构优化设计、简化结构，大幅度降低过程损失提高效率，大幅度降低应力，提高参数以及运行的灵活性；
—冷端优化降低背压，涉及增加低压排汽通流能力的技术；
—热力循环优化，包括采用二次再热，以及实现最佳循环参数必须的结构优化技术；
—余热利用、热电联供；
—降低辅助系统耗功。

2011年2月11日，中国国电集团公司、中国电力工程顾问集团公司、上海电气集团股份有限公司共同签署二次再热紧凑型超超临界机组技术研究合作协议。

2011年4月1日，中国国电集团公司、中国电力工程顾问集团公司、上海电气集团股份有限公司在上海召开了“二次再热紧凑型超超临界机组技术研究”课题启动会。

课题目标为积极应用各种先进发电技术和已有的设计优化成果，提高经济技术指标，提高机组的安全性和可靠性，降低建设成本。

经过多方的合作研究，在装机方案论证、系统设计和装备制造研发、关键技术攻关等方面取得重大进展，具备了工程实施条件。

2011年11月，根据国家能源局电力司的要求，电规总院受中国国电集团公司委托组织召开“国电泰州电厂二期(2×1000MW二次再热机组)工程装机及节能方案专家评审会”。

电规总院出具《关于印发国电泰州电厂二期2×1000MW 超超临界二次再热机组工程装机及节能方案评审意见的通知》(电规发电【2011】358号文)。

2012年5月31日，国家能源局以国能电力2012[164]号文同意国电泰州电厂二期百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电示范项目开展前期工作。

2010年7月23日，国家能源局举行了“国家700o C 燃煤发电技术联盟”启动仪式。

2011年6月24日召开了国家700℃超超临界燃煤发电技术创新联盟第一次理事会和技术委员会会议。

700℃超超临界燃煤发电技术创新联盟的宗旨是，通过对700℃超超临界燃煤发电技
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术的研究，有效整合各方资源，共同攻克技术难题，提高中国超超临界机组的技术水平，实现700℃超超临界燃煤发电技术的自主化，带动国内相关产业的发展，为电力行业的节能减排开辟新路径。

分析国内外正在进行的700℃计划，其核心为开发选择耐热钢材料，以设备产业化为目标，并制定完整、系统、长期的开发计划。

700℃火电机组的实施首先需要开发出能够承受700℃蒸汽温度的锅炉受热面材料、主蒸汽和再热蒸汽热段管道材料、汽轮机叶片材料、汽轮机转子和汽缸材料、以及高温蒸汽阀门材料，并使采用这些材料的主机和主要管道、阀门在寿命和成本上能够满足商业机组的要求。

研发适用于700℃机组的材料是世界性的难题。

欧盟原定的研发周期为18年，在研发过程中由于Ni基耐热钢材料在挂炉试验中出现裂纹，因此该计划已向后拖延至少5年。

而我国目前对这些合金的实验室研究、商业化生产和工程化应用的研发工作还刚刚起步。

然而，我国能源消耗的现状及环境保护承受的巨大压力，促使我国应尽快开发成熟的、更高效率的清洁燃烧的火电机组，以便在700℃技术成熟之前建造比现有超超临界机组效率大幅提高，污染物和二氧化碳排放大幅降低的超超临界火电机组。

目前来看进一步提高火电机组的参数，发展二次再热机组无疑是一个很好的解决方法。

虽然国际上大多数两次再热机组都在上世纪六，七时年代投运，八、九十年代投运的两次再热机组明显减少，但是由于两次再热机组比相同条件下的一次再热机组热效率将提高1.6％，随着燃料成本及环保压力的不断上升，国际上又重新开始对两次再热机组的研发。

欧盟、美国和日本的700℃及以上参数的火电机组规划中无一例外地选择两次再热作为研究方向之一。

当然，目前我国和世界发达国家正在开发的二次再热机组技术不是上世纪技术的翻版，而是在机组参数、机组容量、系统优化等方面都有了很大的突破。

在现有成熟材料技术的基础上，采用两次再热技术并进行针对性地热力系统的优化将能使火电机组的效率得到大幅度提高，同时进一步提高机组的参数和容量，研发建设两次再热超超临界大容量机组，可以在目前600℃等级一次再热超超临界机组基础上大幅度将发电热效率提高约2-3个百分点，发电煤耗降低约15~16g/kWh，同时大幅度降低温室气体和污染物排放。

自主开发大容量二次再热超超临界机组，将使我国在高参数大容量机组方面彻底摆脱国外知识产权束缚，实现我国火力发电制造技术上的突破，达到世界领先水平，使我国火电设计水平又获得一次新的跨越，为我国今后700℃机组实施二次再热做好技术储备。

可以预见，随着泰州发电有限公司首台1000MW二次再热超超临界机组示范工程建设完成和成功投运，便会得到快速推广，成为我国火电行业下一步发展的主流方向，适用于二次再热超超临界机组的运行与控制技术将得到广泛应用，市场潜力巨大。

1.2主要设计创新及难点
采用了二次再热技术，即蒸汽在汽轮机（高压部分）内膨胀至某一中间压力的蒸汽全部引出，进入到锅炉的再热器中再次加热，然后回到汽轮机（中压部分）内继续作功；排汽经过二次再热器加热以后，继续进入汽轮机的二次再热中压部分膨胀做功。

最初只是将再热作为解决乏汽干度问题的一种办法，而发展到今天，它的意义已远不止此。

现代大型机组几乎毫无例外地都采用再热循环，因此它已成为大型机组提高热效率的必要措施。

根据朗肯循环的定义，提高平均吸热温度能够提高循环效率，因此采用二次再热比一次再热机组能够进一步提高机组的热效率，同时二次再热能够有效地降低排汽湿度，能够有效的保证排汽区域的叶片的安全性，这也为机组进一步提高进汽初参数提供了条件。

其主要技术创新点如下：
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▪采用二次再热循环；
▪高超超临界压力，主汽压力提高至31.89MPa(VWO工况)；
▪再热温度提升至610℃
▪维持材料体系不变，先进的铁素体9%-10%Cr钢；
▪经济性大幅度提高，热耗至少降低幅度达到3.3%～3.6%,具有巨大经济效益。

与一次再热机组相比，二次再热带来的主蒸汽压力提升、再热蒸汽温度提升、轴系增加一个高温再热缸以及二次再热循环系统的复杂性，给汽轮机的高压缸设计，如阀门、内外缸的强度，中分面密封等带来一定的难度，高温材料的应用，以及启动方式发生了较大变化，主要分解为以下几个方面：
▪更高压力的HP模块设计开发；
▪更大容量的第二再热中压模块——2级再热压力低造成中压进汽容积流量增加；以及中压排汽温度增加，而必须采用低的中压排汽压力, 大幅度增加中压排汽容量；
▪高温材料9%Cr铸锻件应用；
▪增加一个再热缸带来的轴系稳定性；
▪高温高压大尺寸阀门的开发；
▪由于二次再热循环带来的系统设计及机组启停方式等问题；
结合超超临界二次再热机组启停和旁路系统相对复杂的特点，汽机在调试、运行方面存在以下技术难点：
▪主再热蒸汽管道吹扫方法研究；
▪在冷态、温态、热态和极热态的不同工况下，研究更为合理的启动参数；
▪机组旁路系统控制方式研究；
▪机组甩负荷工况控制方式研究；
▪机组滑压运行研究；
▪机组冷端优化技术研究；
▪对汽轮发电机组轴系振动的控制技术研究；
▪二次再热机组启停方式研究；
1.3系统概述：
国电泰州发电厂二期工程建设2台1000MW二次再热超超临界汽轮发电机组。

选用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，型式为：超超临界参数、二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动凝汽式汽轮机。

型号N1000-31/600/610/610，设计额定主蒸汽压力31Mpa、主蒸汽/一次/二次再热蒸汽温度600/610/610℃。

汽轮发电机组设计额定输出功率为1000MW，TMCR 工况主蒸汽流量2629t/h,热耗保证值7064kJ/kWh，发电煤耗256.28kg/kWh，最大出力VWO 工况1074MW；末级叶片高度1146mm，工作转速3000r/min，从汽机向发电机看旋转方向为顺时针，润滑油管路为右侧布置，最大允许系统周波摆动范围47.5～51.5Hz。

凝汽器采用单背压、单壳体、双流程、表面冷却式，上部与低压缸外缸直接焊接刚性连接，凝汽器底部支撑在基础轴承座上。

凝汽器汽侧抽真空系统设置3台50%容量水环式真空泵，水侧预留水室真空泵位置。

每台机组设置2台50％容量汽动给水泵，不设电动给水泵，前置泵采用小汽机同轴驱动，汽泵密封采用浮动环密封与机械密封相比提高了可靠性。

凝结水系统采用100％容量的中压凝结水精处理系统，配备2×100％容量的凝结水泵，能变频/工频切换运行，变频装置采用一拖二方式。

每台机组设置3台循环水泵，按单元制设计，取消两台机组联络管道及阀门。

机组采用闭式冷却水系统，取消开式泵，闭式水热交换器采用管式闭冷器，按2×65％容量并联布置。

机组采用高、中、低压三级串联旁路系统，容量为100%BMCR高压旁路+50%中压旁路+65%
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低压旁路系统。

四级高压加热器（内设疏水冷却段）、一级除氧器和五级低压加热器、一台疏水冷却器组成十级回热系统，#1、#3高压加热器设有内置蒸汽冷却器，#2、#4高压加热器分别设有外置蒸汽冷却器，#8低压加热器（按压力由高到低排列）设有疏水泵，低温省煤器水侧进口取自#9低压加热器出口，出口回到#8低加入口。

＃9、＃10低压加热器的疏水分别进入位于＃10低加与汽封加热器之间的疏水冷却器。

汽机二个低压缸排汽排入凝汽器，第五级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。

给水泵汽轮机正常运行汽源采用汽轮机第五级抽汽，备用汽源采用三级抽汽，启动、调试及低负荷汽源采用辅助蒸汽。

厂用辅助蒸汽汽源采用汽轮机五级抽汽，备用汽源采用汽轮机三级抽汽。

汽轮机三抽预留100t/h供热能力。

二抽和四抽预留25t/h供热能力。

机组自带快冷系统，系统简单，且不必另设场地布置快冷装置，停机后，当主调门处温度低于300°C时，使用凝汽器蒸汽侧的真空泵将冷却空气通过主汽门与调门之间的冷却空气注入口导入汽轮机内，按顺流方式流经通流各级叶片，此时轴封继续供汽。

1.4设计优化：
1、综合优化
1)采用二次再热技术
二次再热提高了热力循环的平均吸热温度，可以达到比一次再热更高的热力循环效率。

提高朗肯循环效率近2%，可降低汽轮机热耗160kJ/kW.h，折合降低发电煤耗6g/kwh。

2)采用烟气余热利用技术
在电除尘入口烟道、脱硫吸收塔之前烟道的合适位置通过设置低温省煤器，来加热凝结水从而回收部分烟气热量，可降低汽轮机热耗约30kJ/kW.h，折合降低发电煤耗约1.1g/kW.h。

3)六大管道采用弯管
主蒸汽及再热蒸汽系统管道在局部采用弯管降低局部阻力，不仅减少流动损失。

还降低了管道投资及运行时产生的振动能量。

可降低热耗5kJ/kW.h ，折合降低发电煤耗约0.2g/kW.h。

4)凝结水节流辅助调频技术
二期工程设计凝结水辅助调频技术，利用凝结水节流、减少汽机抽汽的方式来增加升负荷初期的速率，满足省调对一次调频和AGC升负荷速率要求，使稳定负荷下主机调门门损＜3%，避免了节流损失，提高机组的运行经济性。

2、主机
1)提高主蒸汽压力
提高主汽压力可以提高热力循环效率。

但考虑到压力增高蒸汽比容减小，将使汽轮机超高压通流部分叶片高度减小，甚至需要采用部分进汽，这样将使
叶片级的二次流损失和轴封漏汽损失都增大，将抵销一部分提高压力参数所带
来的好处。

当压力低于30MPa时机组热效率随压力的提高上升很快，高于30MPa
时上升幅度较小。

一般可简单归纳为进汽压力在≤27MPa范围内，1MPa 约影响
热耗0.25%~0.2%，在更高压力及单流程容积流量较小时，1MPa影响热耗0.1%
左右。

对单流程机型，高压缸效率的负面影响较小，压力变化对热耗的影响要
大于上述数值。

主汽压力从25MPa提高至31MPa可降低汽轮机热耗55kJ/kW.h(标
准煤耗约2g/kW.h)
2)提高再热汽温
一、二次再热汽温提高至610℃，提高了热力循环效率。

一般可简单归纳为每10 ℃再热蒸汽温度影响热耗0. 20 %左右。

可降低汽轮机热耗16kJ/kW.h (标准煤耗约0.6g/kW.h)
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2、循环水系统
1)循环水冷端优化
针对本工程的机组特性，气象条件，在相同设计水温、凝汽器冷却面积、凝汽器背压下，采用单背压、双流程凝汽器，最为符合我厂实际运行情况，其运行、控制简单，运行维护成本低。

2)循泵采用一机三泵设计，且其中一台泵采用双速电机
增加系统运行灵活性，单机可实现一机三泵、一机两泵、一高一低、一高，甚至一低五种运行工况。

可以使机组运行工况更接近最经济工况，节约厂用电。

3)循环水系统采用单元制，取消两台机组联络管道及阀门
取消两台机组循环水联络管道及阀门150万元，节省了土建费用50万元。

共节省投资约200万元。

4)冲洗水泵优化为卧式泵
结合一期运行技改及运行经验，冲洗水泵采用卧式泵，不仅可靠性提高，优化台数为4台，也节约了投资。

3、开、闭式水系统
1)取消开式泵
节省投资约80万元，节约厂用电260KW。

2)采用管式闭冷器
减少了水阻，不容易集聚泥沙，为取消开式泵创造了条件。

3)闭式泵电机采用变频电机。

可以根据季节情况减少闭式泵功耗，节约厂用电。

根据一期经验，全年平均可节约厂用电200KW 。

4、凝结水系统
1)设置两台100%凝泵，变频装置采用一拖二方式
与一期设计相同，一拖二方式节省变频器的投资，直接用凝泵变频调节除氧器水位，除氧器水位调节阀全开，节流损失最小，能够使变频器的节能效率发挥到最大，节能效果比较显著，节约厂用电约0.15%左右。

2)设计70%和30%两路调节阀,并取消电动旁路阀
节约投资；有利于凝结水节流辅助调频。

3)凝补水系统设喷水雾化装置，分A、B侧两路进入凝汽器喉部
考虑将来二期供热，需大量补水，从凝汽器喉部喷水雾化，吸收部分主机排汽的汽化潜热，提高经济性。

4)设计#8低加疏水泵。

与逐级自流方式相比，提高了机组效率。

5、给水系统
1)取消电动给水泵
采用一期的辅助蒸汽，供二期小汽机启动，取消电动给水泵，给水总管上装设30%容量的调节旁路。

不仅减少了设备及土建投资共计2050万元左右。

并优化了启动方式。

2)前置泵采用小汽机同轴驱动
前置泵直接由小汽轮机驱动，减少泵组机械损失，两台机节省了四个电机150万元，及相关土建费用50万元，并节约厂用电0.2%。

3)汽泵密封采用浮动密封环密封。

与机械密封相比，提高了设备可靠性。

4)前置泵入口增加启动注水管路
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检修后启动前的注水排气，采用从凝结水来注水，避免直接从除氧器注水可能对泵组造成的冲击。

5)设计辅汽至小机混温系统
辅汽至小机设有调节阀，可实现无扰切换，低负荷下可利用一期汽动引风机小机排汽来降低二期小机的进汽温度，防止小机排汽温度过高。

6)除氧器选用无头除氧器。

采用无头除氧器可以避免了水箱与除氧头处的应力裂纹；加热蒸汽从水下送入，使除氧器整体工作温度降低，金属热疲劳寿命大大提高；无头除氧器有效容积占总容积的65~70%，高于传统除氧器(由于将除氧头和水箱合而为一，因此总体积大于传统除氧器的水箱，但远小于传统的除氧头和水箱的体积之和)；采用无头除氧器可以降低厂房高度，减少投资。

6、抽汽回热系统
1)设计10级抽汽系统；#2、#4抽设计蒸汽冷却器
2×4双列高加，1个除氧器，5个低加的配置，同时在#1号高加出口增设2级蒸汽冷却器，给水温度可提高至327.6℃，提高了热力循环效率。

可降低汽轮机热耗50kJ/kW.h (标准煤耗约1.8g/kW.h)
2)#1抽设计调节阀
①85%负荷以上可以节流控制给水温度不超过315℃，或根据实际情况控制给水温度，满足锅炉实际需求；
②85%负荷以下则全开，尽量提高给水温度，提高循环效率；
③机组启动点火后，高旁投入，可根据情况投入#1高加提高给水温度，回收部分热量，减少启动耗煤量；
④一抽节流可参与辅助调频，提高机组经济性。

3)设计邻机加热系统
①启机时，锅炉点火前就可以有效提高给水温度，缩短启机时间。

②减少点火初期的温差，减少锅炉寿命损耗。

③减缓启动过程中氧化皮脱落，减少堵管造成的超温爆管。

4)轴封溢流进#10低加
轴封溢流上汽厂西门子汽轮机典型设计是进凝汽器，正常1000MW时有10t/h的蒸汽（压力4.8KPa，温度421℃），回至#10低加，回收热量，提高经济性。

1.5主辅系统设备规范：
1.5.1主汽轮机性能规范（单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力）
1000MW超超临界二次再热汽轮机技术参数表
1.5.2汽轮机本体
1.5.3主机控制及润滑油系统
1.5.3.2EH油系统：
电液控制系统
1.5.4发电机辅助系统设备规范
置换气体容积和时间表（包括发电机机座和管路）
注：发电机总容积V O=100m3
1.5.6.1高、低压旁路系统
采用高压旁路（主蒸汽）、中压旁路（一次再热蒸汽）、低压旁路（二次再热蒸汽）三级串联旁路系统装置，其系统装置的构成和技术参数，见下表。

高压旁路：
执行机构型式：液动
容量：高旁100%BMCR主蒸汽流量。

旁路喷水减温水源：取自省煤器前的高压给水。

水压：最大39 MPa(g)，正常 33 MPa，水温：297 ℃。

高压旁路进出口管道规格及材料如下：
进口：ID248x66 材料 A335P92
出口：Ф508x32 材料A691 2-1/4Cr CL22
（2）工作油站设备技术规范：
每套油站设备组成表
设备名称：低压旁路
执行机构型式：液动
容量：低旁65%BMCR主蒸汽流量。

低压旁路喷水减温水源：取自凝结水
水压：最大4.5 MPa(g)，正常 3.0 MPa，水温：正常30℃最高50 ℃低压旁路进出口管道规格及材料如下：
进口：ID559×34 材料A335P92
出口：Ø1524×15.5 材料A691 1-1/4Cr CL22。