集控运行规程集控运行部分(试行)本科论文

运行规程（试行）Q/KBS-105.07-0IIPAGE2内蒙古京能康巴什热电有限公司企业标准Q/KBS-105.07-07集控运行规程集控运行部分（试行）SetcontroloperationproceduresSetcontroloperationpart（trial）2013-05-31发布2013-05-内蒙古京能康巴什热电有限公司发布目录TOC\o"1-2"\h\u26277前言 569391范围 6301732规范性引用文件 646993术语和定义 720454设备概述 10114514.1汽轮机设备 10240954.2锅炉设备概述 1019904.3电气设备概述 15151794.4DCS系统概述 1744775设备规范 23302325.1汽轮机设备规范 2398265.2锅炉设备规范 56315.3电气设备规范 95256736机组启动 11341226.1机组启动原则 113159796.2机组启动前的准备 119118066.3辅助系统投运 123325776.4机组冷态启动 139149936.5机组热（温）态启动 17836257机组联锁与保护 18135198机组正常运行与调整 181161478.1机组运行方式 181320698.2机组正常运行控制参数及限额 192258108.3正常运行检查项目 197157888.4运行调整 232252908.5定期工作 24325279机组实验 24784499.1汽机实验 24718999.2锅炉实验 26176599.3电气实验 268219299.4综合实验 2702954110机组停运 2722642910.1机组停运方式 272428510.2机组停运前的准备工作 27214910.3正常停机 2731477410.4滑参数停机 2801927010.5机组停运后的保养 285688810.6机组停运后冬季防冻 2871164911事故处理 288151811.1事故处理原则 2881995111.2事故停机规定 2891542511.3事故停机操作 2931221711.4综合性故障 294965311.5锅炉典型事故处理 3012855311.6汽轮机典型事故处理 3303069311.7电气典型事故处理 3481273311.8热工典型事故处理 3671590112附图与曲线 369491512.1饱和蒸汽压力、温度对照表 3692803712.2锅炉冷态启动曲线 3691466112.3锅炉温态启动曲线 3692036712.4锅炉热态启动曲线 3691714912.5锅炉极热态启动曲线 369742412.6汽机冷态启动曲线 3691139512.7汽机温态启动曲线 3691383012.8汽机热态启动曲线 3693258912.9汽机极热态启动曲线 369210312.10低压凝汽器特性线 3691552812.11暖机转速建议 3693109812.12暖机时间曲线 369755412.13主蒸汽进汽阀实验推荐负荷范围 3691001312.14背压保护限制曲线 3692295312.15发电机有功出力曲线 36967212.16发电机V型曲线 3693119212.17发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线 369前言本标准是根据北京能源投资（集团）有限公司(以下简称“集团公司”)和内蒙古京能康巴什热电有限公司（以下简称“公司”）标准体系工作的需要而编制，属于强制性执行《电力（业）安全工作规程》的部分内容，强制性执行集团公司《防止电力生产重大事故的重点要求及实施导则》的全部内容。目的是为了规范公司集控运行的操作、调整、检查、异常及事故处理，保证人身、电网和设备的安全。本标准的附录A——附录E为规范性附录本标准由公司发电部提出并归口管理本标准起草部门：发电部本标准起草人：李胜飞、张刚、李海波本标准修改人：赵利军、刘艳军、郝晓斌本标准审核人：高俊山本标准批准人：边防本标准于2013年05月31日首次发布并执行集控运行规程范围本标准是集控运行操作、调整、检查、异常及事故处理的依据。本标准适用于集控运行人员。下列人员应熟知本标准：总经理、副总经理、总工程师；发电部部长、副部长、总值长、各专业主管；设备部部长、副部长、各检修室主任、副主任、设备检修人员；安监部部长、副部长、安全监察人员；工程部部长、副部长、各专业技术人员。规范性引用文件下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。全国人大常委会[2002.11.01]《中华人民共和国安全生产法》中华人民共和国国务院令第115号《电网调度管理条例》华北电网调[2011]11号《华北电网调度管理规程》内电调[2011]21号《内蒙古自治区电网调度管理规程》GB26164.1-2010《电力安全工作规程》（热力和机械部分）GB26860-2011《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL5027-93《电力设备典型消防规程》Q/BEIH-216.10-02-2010《安全生产工作规定》Q/BEIH-215.09-08-2010《检修工作票管理规定》Q/BEIH-215.09-09-2010《电厂运行管理规定》Q/BEIH-215.09-10-2010《交接班、巡回检查、设备定期轮换与试验作业标准化管理规定》Q/BEIH-215.09-11-2010《运行操作票管理规定》DL/T965-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》GB/T7596-2008《电厂运行中汽轮机油质量标准》DL/T609—1996《300MW级汽轮机运行导则》DL/T611—1996《300MW级锅炉运行导则》DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》DL612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL/T435-2004《火电厂煤粉锅炉炉膛防爆规程》DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》DL/T863-2004《汽轮机启动调试导则》DL/T834-2003《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽则》DL912-2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》GB755-2008《旋转电机定额和性能》GB/T7064-2008《隐极型同步发电机技术要求》DL/T651-1998《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》DL/T801-2010《大型发电机内冷水质及系统技术要求》GB/T7409.3-2007《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》GB1094-2003 《电力变压器》GB_T_10228-2008《干式电力变压器技术参数和要求》DL/T572-2010《电力变压器运行规程》GB1984-2003《交流高压断路器》GB1985-2004《高压交流隔离开关和接地开关》GB/T4703-2001《电容式电压互感器》GB/T1207-2007《电磁式电压互感器》GB8439－2000《金属封闭母线》GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》DL/T587-2007《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》术语和定义下列术语和定义适用于本规程机组启动机组启动是指从机组各分系统启动、锅炉上水、冲洗、点火、汽轮机冲转、发电机并网直至带额定负荷的过程。高、中压缸联合启动汽轮机起动时，高、中压缸同时进汽，冲转、升速、带负荷的过程。汽轮机冲转汽轮机冲转是指利用一定压力和温度的蒸汽冲动汽轮机转子，并且通过汽轮机进汽调门控制升速率将汽轮机转速升至3000转的过程。暖机送入少量蒸汽使汽轮机在一定转速或一定负荷下维持一段时间运行，使其各部件均匀受热的操作过程。初负荷汽轮发电机组并网后在初始阶段中的规定时问内所保持的最小发电机功率。惰走时间汽轮机在额定转速下自截断向汽轮机送汽时开始，至转子完全停止转动所需的时间。滑参数停机汽轮机从额定参数和额定负荷开始，分阶段由锅炉改变燃烧量，逐渐降低蒸汽参数，使汽轮机负荷逐渐降低。汽轮机各部件金属温度，在允许温降率的条件下，逐渐冷却下来，待主蒸汽参数降到一定数值时，解列发电机打闸停机碰坏真空停机：打开真空破坏门，使空气进入凝汽器，以缩短汽轮机停机时惰走时问的操作过程。带表面式凝汽器的间接空冷系统亦称哈蒙系统，由表面式凝汽器、空冷散热器、循环水泵以及充氮保护系统、循环水补充水系统、散热器清洗等系统与空冷塔构成。该系统与常规的湿冷系统基本相仿，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统，循环水采用除盐水。锅炉上水在锅炉点火前把经过处理的满足给水品质要求的水注入锅炉中直至水位表上显示的液面达到点火时所规定的水位的过程。锅炉点火锅炉点火是指采用电能或其他热源，使易燃的辅助燃料（燃料油）着火燃烧，对燃烧室加热升温，直至将喷入锅炉燃烧室的主燃料点燃，或不用辅助燃料而直接点燃主燃料，并保持稳定燃烧的过程。锅炉启动包括点火前的检查工作、上水、点火、升压、并汽至带正常负荷的全过程。启动流量对于直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉，在启动时为了保证蒸发受热面得到足够的冷却、防止汽水分层及保持水动力稳定所必须具有的给水流量。折焰角在炉膛出口处，后墙水冷壁向内延伸所形成的凸出部分，用以改善炉膛内的气流工况。平衡通风依靠鼓风机压头克服锅炉风道的阻力，依靠引风机压头克服锅炉烟道的阻力，使锅炉炉膛出口处保持一定负压的通风方式。中间点温度在直流锅炉运行中．为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定．通常在过热区段中取一温度测点．将其固定在相应的数值上．这就是通常所谓的中间点温度。国产超临界锅炉通常选取启动分离器工质温度作为中间点温度。停炉锅炉按计划需要检修或停止运行时，锅炉由正常运行状态经过停止供应燃料和给水、灭火、降负荷、停止送、引风、解列、冷却、放水和隔绝工作的整个过程。停炉保养锅炉停炉后，为了防止锅炉内部金属表面发生锈蚀所采取的措施。停炉保养方法主要有湿法保养、干法保养和充气保养等。机组停运机组停运是指因设备故障或计划检修等原因将机组降负荷直至机组停止运行的过程。发电机并网发电机并网是指满足同步条件的发电机通过同期装置并入电网运行的过程。电气一次设备的运行状态指设备的刀闸和开关均在合闸位置，设备带电运行，相应保护、自动装置及控制电源投入运行且满足设备运行的状态。继电保护、自动装置等电气二次设备的运行状态指该设备电源投入，输出功能与一次设备的控制回路保持正确连接。倒母线指线路、主变压器等设备从连接在某一条母线运行改为连接在另一条母线上运行。充电指设备带标称电压但不接带负荷。送电指对设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）。停电指拉开开关及刀闸使设备不带电。X次冲击合闸指合断开关X次，以额定电压给设备连续X次充电。零起升压指设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压。电气设备的热备用指设备的刀闸在合闸位置，开关在分闸位置，相应保护、自动装置及控制电源投入运行且满足设备运行的状态。电气设备的冷备用指线路、母线等电气设备的开关和刀闸均处于分闸位置，且连接该设备的各侧均无安全措施，该设备各侧均未带有电压的状态，相应保护退出运行。紧急备用指设备停止运行，刀闸拉开，但设备具备运行条件，包括有较大缺陷但可短期投入运行的设备。检修状态指设备的刀闸及开关均在分闸位置，保护接地线已挂好、接地刀闸已合上、安全标示牌挂好、临时遮拦已装设好，相应保护退出运行。吸收比常温下（20℃）在同一次试验中，60s时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比，用字母K来表示，K值越大设备绝缘越好，吸收比在常温下不低于1.3。位的过程。设备概述汽轮机设备汽轮机本体本机组汽轮机为上海汽轮机厂制造，型号为CJK350-24.2/0.42/566/566，型式为超临界、一次中间再热、单轴、抽汽凝汽式间接空冷汽轮机。汽轮机高中压部分采用合缸反流结构（高压调节级为顺流结构），低压缸采用双层反向二层缸结构。机组总长（包括罩壳）21m。整个汽轮机由一个合缸的高中压缸和一个双流低压缸组成，高中压汽缸与低压汽缸均采用内外双层缸结构。高中压转子、低压转子均采用无中心孔合金钢整段转子，转子调阀端连接延伸轴，其上装有推力盘、主油泵轮，并与危急遮断器小轴相联。在低压转子电机端装有盘车用大齿轮。为了减小轴向推力，除高、中压通流部分设计成反向布置，低压通流部分设计成双流布置外，还在转子结构上采用了平衡活塞。汽轮机通流部分共38级叶片，高压通流部分由1级单列调节级（冲动式）和14级压力级（反动式）组成。高压喷嘴安装于蒸汽室，14级隔板均装于高压静叶持环上，而高压静叶持环由汽缸支承。中压通流部分全部采用反动式压力级，共11级，分成3个抽汽区域。中压第1至4级隔板装于中压#1静叶持环上，中压第5至11级隔板装于中压#2静叶持环上。中压#1静叶持环由中压内缸支承，中压#2静叶持环则由高中压外缸支承。低压缸采用双流反动式压力级，共2×6级。蒸汽从低压缸中部进入，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。每个低压缸上半部设置有排汽隔膜阀（即大气阀），该阀具有足够的排汽面积，其爆破压力值为0.034～0.0482MPa(g)。末级叶片长为665mm，次末级叶片长为423mm。高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸汽封约在10％额定负荷时变成自密封，中压缸汽封约在25％额定负荷时变成自密封，机组负荷＞25％额定负荷后，蒸汽排到汽封系统供汽母管，再从母管流向低压汽封。大约在75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余的蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。汽轮机盘车装置安装在汽轮机4号轴承座与5号轴承座之间，盘车转速为2.51r/min。盘车装置在机组启动时可自动脱开，同时可手动或自动投入进行连续盘车。机组具有机械超速飞锤和一个现场手动脱扣装置，两者任一动作时泄去隔膜阀上部油压，由弹簧力开启隔膜阀泄掉高压抗燃油而停机。机组共有11只抽汽逆止阀，分别装于1号至6号回热抽汽加热管路、高排及抽汽供热管路上，其中进入除氧器的4号抽汽加热管路装有2只抽汽逆止阀。机组各转子之间采用刚性联轴器联接，形成轴系，整个轴系由7个支承轴承支承。1～4号轴承用来支撑高中压转子和低压转子，5、6号轴承支撑发电机转子，励磁延伸端为7号轴承。3～6号轴承设有高压油顶轴装置。1、2、3、4号径向轴承是由4块瓦块组成的自位式可倾瓦径向轴承，具有良好的稳定性，可有效避免油膜振荡。径向轴承热电偶装于径向轴承的下半2块轴承瓦块上，每轴承瓦块内装有一只，以测量径向轴承瓦块金属温度。5、6号轴承为椭圆轴承。汽轮发电机轴系由推力轴承轴向定位，推力轴承为自位式可倾瓦轴承，它能自动调整推力瓦块负荷，将轴向负荷平均分布于各推力轴承瓦块上，稳定性好，通过推力轴承壳体的定位机构，可测量并调整推力轴承的间隙。此外，推力轴承由推力盘两侧的推力瓦块和轴承壳体组成，6块非工作瓦块（定位推力瓦块）和6块工作推力瓦块分别位于转子推力盘的前（调阀端）后（电机端）两侧，承受轴向推力。轴系轴向位置靠机组高压转子前端的推力盘来定位，推力盘包围在推力轴承中，作为整个轴系的膨胀“死点”。当机组静止部件在膨胀与收缩时，推力轴承所在的前轴承箱相应地轴向移动，当汽轮发电机转子受热，整个汽轮发电机组轴系以推力盘定位向发电机方向膨胀。汽轮机静子死点处于低压缸中心，即轴向和横向定位固定板中心线的交点，由预埋在基础中的两块横向定位键（纵销）和两块轴向定位键（横销）限制低压缸的中心移动，形成汽轮机的“绝对死点”。低压缸的底脚自由地安放在低压缸基础台板上，以保证其各向自由膨胀。发电机静子部件膨胀的绝对死点在发电机的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制中心的移动，形成发电机的绝对死点。高中压汽缸电机端的猫爪支承在与低压外缸调阀端下半焊成一体的轴承箱上，高中压汽缸的前轴承座则自由地安放在前轴承座基础台板上。籍前轴承座与台板之间的纵向导键，使前轴承座只能在台板上沿汽轮机纵向中心线滑动，前轴承座两侧共2只压板将前轴承座压住以防止跳动。高中压外缸两端有“H”形定中心梁，通过它与前轴承座和低压外缸（调阀端）轴承箱连接，在汽缸热胀时起推拉作用，同时又保证了汽缸与轴系的中心不变。高、中压外缸的下缸有4个猫爪支撑在前轴承座和低压缸（调阀端）的轴承箱垫块上。机组控制系统具有阀门管理功能，它可以实现调节阀的顺序阀控制和单阀控制以及高、中压阀门关系的协调，以适应不同的启动和运行要求，机组在运行中可以进行两种方式的无扰切换。两种控制方式对应两种不同的进汽方式，其中顺序阀方式可以实现机组的喷嘴调节运行；单阀方式可以实现机组的节流调节运行。为减小启动过程中的热冲击，以单阀方式启动即采用节流配汽（全周进汽方式），避免汽缸及转子应力过大，保证机组顺利启动，在达到目标负荷且温度场趋于稳定后可以切换到顺序阀方式即喷嘴配汽，保证较好的经济性。高压部分共有4个调节阀，对应于4组喷嘴。1号高调门对应第一组喷嘴（31个），2号高调门对应第二组喷嘴（30个），3号高调门对应第三组喷嘴（30个），4号高调门对应第四组喷嘴（31个）。阀门开启顺序为3+4→1→2，即3、4号调门首先同时开启，然后1号调门开启，最后2号调门开启。主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别进入汽轮机两侧的2个主汽阀和4个调节汽阀，并由4根挠性导汽管进入高压缸的喷嘴室和调节级，然后再流经高压缸各级，在高压缸做功后的蒸汽经由高中压缸前端下部高压排汽口排出，经1个高排止回阀、再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器，再热后的蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热调节汽阀，并从下部两侧进入中压缸。蒸汽作功后，从中压缸上部排汽口排出，经1根直径为1543mm的中低压连通管通过供热蝶阀导入低压缸中部，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。本机组配用30%容量的高低压简化旁路，以缩短启动时间，减少工质损失。回热系统设有七级抽汽，其中，一、二、三段抽汽分别向三台高加供汽；四段抽汽向给水泵汽轮机、引风机汽轮机和除氧器，同时向辅助蒸汽联箱供汽。；五段抽汽一部分至五号低加，另一部分至热网。六、七段抽汽分别向#6.7低加供汽。一段抽汽来自由高压第十一级后；二段抽汽来自高排逆止门后再热冷段管道；三段抽汽来自中压缸第四级后；四段抽汽来自中压缸第9级后；五段抽汽来自中压缸排汽端的下部两个对称的直径为1000mm的抽汽口，六段抽汽来自#1、#2低压缸励端三级后，共两个抽汽口；七段抽汽来自#1、2低压缸四级后，共两个抽汽口。本机组正常采用高中压缸联合启动方式。润滑油系统主机润滑油系统由延伸轴上的主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、排烟风机、主油箱、注油器、冷油器、滤网和相关阀门管道等组成。正常运行时由主轴驱动主油泵给系统供油，启停机或事故情况下由交直流润滑油泵和高压启动油泵提供。交流润滑油泵和直流润滑油泵均设置油压低启动联锁，保障系统不中断供油。密封油系统密封油系统分为空侧和氢侧油路两部分，由空侧交流密封油泵、空侧直流密封油泵、两台氢侧交流密封油泵、差压阀、平衡阀、空侧油箱、氢侧油箱、、空侧油箱排氢风机、滤网、冷油器和相关的管道阀门等设备组成。正常运行时由差压阀维持油氢差压，由平衡阀维持空、氢侧油压在正常范围内。定子冷却水系统定冷水由定冷水泵、冷却器、过滤器、离子交换器、水箱和相关的阀门管道组成。定冷水采用闭式循环。EH油系统EH油系统采用高压抗燃油。EH油供油装置包括液压油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，过滤器、储能装置、在线抗燃油再生装置，加热器、加热循环油泵，油温调节装置、泵进口滤网、有关管道和附件、仪表等。油箱上设有人孔门、就地和远传的油位计、高低压油位报警开关。液压油系统采用集装式。凝结水系统凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机组设置2台100%容量的凝结水泵，凝结水泵采用变频调节。从凝汽器出来的凝结水依次经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和3台低压加热器进入除氧器。给水系统给水系统采用单元制，配置2×50%B-MCR汽动给水泵。除氧器水箱中的水由给水泵升压经三台高压加热器后输送到省煤器入口联箱。给水系统还为过热器减温器、再热器减温器及高压旁路系统提供减温水。在机组正常运行工况下，两台50%BMCR容量的汽给水泵并列运行时，能满足汽机低负荷至最大负荷给水参数的要求。主机间冷循环水系统主机间接空冷系统采用单元制，每台机组配3台定速循环水泵、1座自然通风间接空冷塔、1套主机循环水供/回水管道、膨胀水箱、地下贮水箱、充水泵、补水泵等。冷却三角可通过控制百叶窗的开度来控制水温。2台机组设1座独立的主机循环水泵房，布置在2座自然通风间接空冷塔附近。辅机冷却水系统辅机冷却水系统采用单元制，2台机组配3台辅机循环水泵、1座机械通风间接空冷塔、2条循环水供水管道、2条循环水回水管道。两台机组共设10个散热单元，每台机组5个散热单元，每个散热单元由4组散热器三角、1套风机组组成，风机采用变频电机。2台机组设1座独立的闭式循环水泵房，布置在机械通风间接空冷塔附近。热网系统热网系统通过利用汽轮机的五段抽汽加热，将水升温后送入热网提供给用户，回水通过循环泵升压后继续受热进入下一个循环。每台机组设2台热网加热器，2台机组的4台热网加热器采用并联运行。2台供热机组共设4台热网循环泵（三运一备），每台热网循环泵均设有液力偶合器，通过控制热网循环泵的运行台数来粗调循环水流量，细调通过液力偶合器无级变速，调节泵转速进行。正常热网补充水为经除氧的淡水，事故时生水直接作为热网补充水补入热网循环水。锅炉设备概述锅炉本体锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、四角切圆、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、紧身封闭Π型燃煤锅炉。锅炉型号为：SG-1210/25.4-M4402。炉膛宽度14904mm，炉膛深度13446mm，水冷壁下集箱标高为7000mm，炉顶管中心标高为61900mm。炉膛由膜式壁组成，从炉膛冷灰斗进口到43000mm标高处水冷壁过渡段，炉膛四周采用螺旋管圈，管子外径为32mm，节距为48mm；在此上方为垂直管圈，管子规格为32mm，节距为54mm。后侧水冷壁垂直段设置折烟角，在烟气通道设置垂帘管屏。锅炉过热器由顶棚过热器、后烟井包覆、水平烟道底部及延伸侧墙、分隔屏过热器、后屏过热器和末级过热器组成。顶棚过热器布置于炉顶，后烟井包覆过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙和两侧墙，分隔屏过热器和后屏过热器布置于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。后屏过热器进口布置一级减温水，末级过热器进口布置二级过热器。锅炉再热器由低温再热器和末级再热器组成。低温再热器布置在尾部烟道竖井中，末级再热器布置在折焰角上方。低温再热器进口布置事故减温水。省煤器布置在尾部烟道下部。锅炉采用简单疏水扩容式启动系统。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只汽水分离器和1只集水箱。启动分离器进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接，水通过疏水管道引至大气式扩容器，每根管道上设有调节阀，可根据不同工况控制分离器水位。锅炉燃烧采用摆动式四角切圆燃烧方式，采用低NOx同轴燃烧系统，20只直流式燃烧器分5层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈四角切圆方式燃烧。燃烧器沿炉膛高度方向自下而上分别编号为AA、A、AB、B、BC、C、CD、D、DE、E、EE、CCOFA-Ⅰ、CCOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅰ、SOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅲ。其中A、B、C、D、E层为煤粉燃烧器，AA、AB、BC、CD、DE、EE层为辅助风，CCOFA-Ⅰ、CCOFA-Ⅱ为紧凑燃烬风，SOFA-Ⅰ、SOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅲ为三层可水平摆动高位燃烬风，整组一、二次风喷嘴可上下摆动。一次风喷嘴采用上下浓淡分离式，有利于防止炉膛结焦、高温腐蚀，有利于降低NOx排放和稳定燃烧。锅炉本体部分配有8只弹簧式安全阀，分别为：分离器出口2只、过热器出口2只、再热器进口2只、再热器出口2只。为减少过热器安全阀的起跳次数，在过热器出口还装有2只电磁释放阀。锅炉底渣采用干式除渣系统。高温热渣经炉底排渣门进入风冷履带链板排渣系统的链板上，经外界自然风冷却并将渣低速送出到碎渣机经一级破碎后直接进入渣仓贮存。每台炉设一座钢结构渣仓，直径为φ8.0m，有效容积约为360m3锅炉炉膛及尾部受热面（含空气预热器）采用蒸汽吹灰系统，吹灰汽源来自后屏过热器出口集箱，经减温减压站降压后供给各路吹灰器。炉膛布置48台墙式吹灰器，对流受热面布置42台长伸缩吹灰器，空预器布置两台吹灰器。空预器吹灰器为双介质（蒸汽、高压水）吹灰器。空预器吹灰器空预器吹灰设有辅助汽源，来自辅汽联箱，供机组启动初期空预器吹灰用汽。炉膛和对流受热面预留10个吹灰枪孔。锅炉点火系统锅炉采用微油点火，微油点火器布置在A层燃烧器内，油枪采用机械/空气雾化小油枪，点火装置采用高能点火。一次风加热系统采用风道油燃烧器加热方式，布置在A侧一次风空预器出口关断门出口弯头处，燃烧器对热一次风道内空气进行加热。锅炉还设置3层共12支轻油枪，用于微油点火系统故障时启动和低负荷、事故情况下稳燃。油枪布置在AB、CD、DE层四角，每支油枪出力1330kg/h。锅炉火检系统每台机组配置两台离心式火检冷却风机，每台风机容量为100%容量。32只火焰检测器分别安装在20个煤粉燃烧器和12支点火油枪处，检测器能正确监视各种火焰状态。锅炉风烟系统锅炉采用平衡通风方式。每台炉设有二台汽动离心式引风机、二台动叶可调轴流式送风机和二台动叶可调轴流式一次风机。锅炉制粉系统锅炉采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台ZGM113K-II型磨煤机。正常运行时运行4台，一台备用。每台磨煤机配电子称重式给煤机。制粉系统共设置2台离心式密封风机，用于磨煤机传动盘处、机壳拉杆密封处和磨辊处及分离器的密封。脱硝系统脱硝系统采用的是选择性催化还原法的脱硝系统（SCR）。SCR反应器采用高灰型工艺布置，反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，催化剂分2层布置在反应器壳体内，另外设置了一个预备层。两台机组共用一套液氨储存与供应系统。电气设备概述发电机本体发电机采用上海电气集团股份有限公司生产的汽轮机驱动三相交流隐极式同步发电机，型号为QFSN-350-2，额定功率350MW，额定容量412MVA，额定功率因数0.85，最大连续出力374MW，发电机在额定工况下效率为98.95％。发电机定子绕组采用双星型（YY）型接线，中性点经接地变压器接地。发电机定子绕组、转子绕组和定子铁芯采用F级绝缘。发电机排列方式为室内纵向顺列布置，转向从汽端看为顺时针方向。发电机定子绕组出线端子数目为6个，从励端向发电机端看，从右到左相序排列为A、B、C。发电机采用水氢氢冷却方式。定子绕组（包括定子线圈、连接线、主引线和出线瓷套端子、中性点联接母线板）水内冷；定子铁芯为径向氢冷却，端部结构件氢气表面冷却；转子绕组为轴向付槽进冷风、径向风孔出热风的氢内冷方式，机内采用转子两端带轴流式风扇的闭式循环通风系统；定子绕组冷却水由定子冷却水提供，机内氢气由氢气冷却器通水冷却。发电机采用双流环式轴密封装置，并设有密封油供油系统和氢气置换及供应系统。发电机出口不设断路器，在发电机与主变之间通过三相离相封闭母线连接励磁变压器、高压厂用变压器、发电机出口电压互感器和发电机出口避雷器。发电机定子绕组出线采用全连离相式封闭母线，励磁整流柜出口至转子绕组之间采用共箱母线。励磁系统发电机采用机端自并励静态励磁系统，型号为UNITROL5000，由上海成套发电设备研究所引进ABB公司技术组装。励磁系统由励磁变压器、功率单元（可控硅整流装置）、自动励磁调节器（AVR）、起励单元、灭磁和过电压保护单元五部分组成。励磁变压器由广东顺特电气有限公司制造的型号为ZDCB9—3500/20/0.72干式变压器，冷却方式为空气自冷+风冷冷却，接线组别为Y，d11接线。主变压器主变压器为特变电工衡阳变压器有限公司制造的SFP10-420000/220型油浸式变压器，型式为三相双绕组、外置式冷却器、强迫导向油循环风冷、无载调压方式。主变压器高压侧中性点接地装置由接地刀闸和接地间隙组成。主变压器高压侧通过220kV架空线路连接到220kV升压站，低压侧通过离相封闭母线与发电机出线相连。两台机组配置1台天威保变电气股份有限公司制造的SFFZ-50000/220型油浸式起动/备用变压器，型式为三相分裂双绕组、自然油循环风冷、有载调压方式。起备变高压侧中性点接地装置由接地刀闸和接地间隙组成、6kV侧中性点经电阻接地。每台机组配置1台天威保变电气股份有限公司制造的SFF-50000/20型油浸式高压厂用变压器。型式为三相分裂双绕组、自然油循环风冷、无载调压方式。机组低压工作变和低压公用系统变压器采用天津市特变电工变压器有限公司制造的SCB10系列干式变压器。低压变压器型式为铜导体、环氧树脂浇注薄绝缘，冷却方式为空气自冷+风冷冷却。干式变低压绕组中性点直接接地。干式变压器紧邻对应的低压动力中心室内布置，配置温控箱，实现变压器温度报警、保护及对冷却风机进行自动控制。厂用电系统6kV厂用电系统1）6kV厂用系统按单元机组划分母线，每台机组设置两段工作母线；高厂变20kV侧通过三相离相封闭母线与发电机出口母线相连，6kV侧通过各自共箱母线向本机组的两段厂用工作段供电；起备变220kV侧连接升压站220kV母线、6kV分支通过共箱母线向2台机组的6kV厂用工作段供电，作为两台机组的起动/备用电源。2）6kV厂用工作段工作电源与备用电源之间设置厂用电快速切换装置。3）设置两段6kV公用母线，布置在输煤集控楼，6kV公用1段工作电源、备用电源分别引自1号、2号机组6kV工作1段，6kV公用2段工作电源、备用电源分别引自1号、2号机组6kV工作2段。4）6kV厂用系统采用中性点经电阻接地方式。5）1号机组6kV开关柜为中山市明阳电器有限公司生产的金属铠装中置式开关柜，配置无氧铜6kV主母线和分支母线；2号机组6kV开关柜为北京供电福斯特开关设备有限公司生产的金属铠装中置式开关柜，配置无氧铜6kV主母线和分支母线；6kV开关柜体正面设置一次系统状态指示器，设置宁波江北万通生产的GSN-10T型带电显示器。6）1号、2号机组6kV真空断路器为厦门ABB的VD4产品，真空灭弧室采用原装进口产品；断路器采用弹簧贮能操作机构，该机构控制电压为直流110V；为防止操作过电压，断路器配置上海合凯电力保护设备有限公司SHK-BOD型氧化锌过电压保护器。7）1号、2号机组6kVF+C(熔断器与接触器组合)开关的熔断器为中国西熔生产；接触器选用厦门ABB的VSC产品，真空灭弧室采用原装进口产品；为防止操作过电压，断路器配置上海合凯电力保护设备有限公司SHK-BOD型氧化锌过电压保护器；F+C回路具有“防跳”功能，F+C回路中接触器为机械保持型，即合闸后由机构闭锁，待接触器跳闸线圈励磁后才跳闸，对于熔断器分相或全相熔断，能联动跳开接触器。8）对于额定功率小于等于1000kW的电动机和1250kVA及以下的变压器，使用熔断器加高压接触器；大于1000kW的电动机和大于1250kVA的变压器，采用真空断路器。9）6kV母线电压互感器和进线电压互感器采用大连第一互感器厂JDZX9-6型互感器，为户内、干式、环氧树脂绝缘互感器，单独组柜安装，能够抽出检修；每组电压互感器的一次侧配备一组限流熔断器，熔断器的遮断容量不小于断路器额定的开断容量，二次侧配置单相式空气断路器；6kV系统电流互感器采用大连第一互感器厂LZZBJ9-10、LMZB3－10型互感器，为户内、干式、环氧树脂绝缘互感器；电流互感器布置在电缆间隔内，每个回路均配置三相式电流互感器；6kV系统零序电流互感器为保定市神华冀能电气有限责任公司产品，零序电流互感器和电缆终端头安装在开关柜内。10）发电机出口20kV主回路、主变分支、高厂变分支、电压互感器分支、励磁变分支和中性点分支的离相封闭母线由北京电力设备总厂生产，离相封闭母线的外壳采用全连式，冷却方式为自然冷却，离相封闭母线设置微正压装置，即外壳内充以干燥净化的空气，压力保持在300Pa～2500Pa之间，且外壳的空气泄漏率每小时不超过外壳内容积的2％～6％，离相封闭母线的导体采用圆管铝母线，导体、外壳采用工业纯铝L2；6kV高厂变、起备变回路、交流励磁回路、直流励磁回路的共箱封闭母线由北京电力设备总厂生产，为自然冷却、多点接地式；共箱封闭母线的导体为铜母线。380V厂用电系统1）380V低压厂用电系统采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式、变压器成对设置的接线方式，主厂房内动力与照明、检修负荷分开设置。2）6kV工作1、2段接带的低压厂用电系统a每台机组设两台容量为2500kVA的机组工作变压器，380V机组工作1、2段分别由机组6kV工作1、2段供电，两段互为备用、设有联络开关，给本机组的汽机、锅炉低压厂用工作负荷提供电源；每台机组设两台容量为1250kVA的除尘变压器，380V机组除尘1、2段分别由机组6kV工作1、2段供电，两段互为备用、设有联络开关，给本机组的电除尘工作负荷提供电源。b每台机组设一台容量为500kVA的照明变压器，设一段380V照明段，由机组6kV工作1段供电，为主厂房提供380V/220V正常照明电源；两台机组设一台容量为500kVA的检修变压器，设一段380V检修段，由1号机组6kV工作2段供电；检修变兼作两台机组照明变的备用电源；每台机组的照明PC段配置一套SJZ-500大容量电压自动分级补偿装置，用来调节照明PC段的电压，保证照明PC段电压的稳定性。c两台机组设置两台容量为2500kVA的低压厂用公用变压器，380V公用1、2段分别由1号、2号机组6kV工作1段供电，两段互为备用、设有联络开关，给机组公用负荷、网控楼MCC、煤仓间MCC和通风MCC等负荷提供电源。d两台机组设两台容量为1000kVA的主机循环水泵房变压器，380V主机循环水1、2段分别由1号、2号机组6kV工作1段供电，两段互为备用、设有联络开关，给主机循环水系统设备、制氢站MCC、生活污水处理站MCC和消防车库MCC等负荷提供电源。e两台机组设两台容量为1600kVA的化学变压器，380V化学1、2段分别由1号、2号机组6kV工作1段供电，两段互为备用、设有联络开关，给化学制水系统设备、工业废水MCC等负荷提供电源。f两台机组设两台容量为2000kVA的辅机循环水泵房变压器，380V辅机循环水1、2段分别由1号、2号机组6kV工作2段供电，两段互为备用、设有联络开关，给辅机循环水系统设备提供电源。g脱硫系统设置两台2000kVA的脱硫变压器，380V脱硫1、2段分别由1号、2号机组6kV工作2段供电，两段互为备用、设有联络开关，给脱硫系统设备提供电源。3）6kV公用1、2段接带的低压厂用电系统a设置两台容量为1600kVA的输煤变压器，380V输煤1、2段互为备用、设有联络开关，给输煤系统含煤废水MCC、碎煤机室MCC、T2转运站MCC、T3转运站MCC、T4转运站MCC、输煤综合楼辅网电源等负荷提供电源。b设置两台800kVA的石灰石预处理变压器，380V石灰石预处理1、2段互为备用、设有联络开关，给石灰石预处理系统设备提供电源。c设置两台800kVA的除灰变压器，380V除灰1、2段互为备用、设有联络开关，给除灰系统设备提供电源。d设置两台500kVA的综合水泵房变压器，380V综合水泵房1、2段互为备用、设有联络开关，给综合水系统设备提供电源。e设置一台1000kVA的启动锅炉房变压器（6kV公用B段接带），设置一段380V启动锅炉房PC段，给启动锅炉系统设备提供电源。f设置两台容量为1000kVA的厂前区变压器，380V厂前区1、2段互为备用、设有联络开关，给生产办公楼、招待所及餐厅MCC、职工宿舍MCC等厂前区设备提供电源。4）交流事故保安电源a每台机组设置一套自启动、紧急备用型柴油发电机组，连续功率650kW。b每台机组设置一段保安PC段，设置保安MCC1、2段、事故照明MCC和脱硫MCC。c保安段工作电源和备用电源之间设有备用电源自投装置，当工作电源开关失电后，备用电源自动投入，若不成功时柴油发电机自启动为失电保安MCC供电。5）低压厂用电系统中性点接地方式：低压厂用电系统采用三相四线制，中性点直接接地。6）1号、2号机组380V动力中心PC段、电动机控制中心MCC采用抽出式金属铠装开关柜；柜型为MNS系列PC柜用于主厂房400V负荷（≥75kW电动机及≥150A馈电回路）的供电设备，MCC柜用于主厂房400V负荷（＜75kW电动机及＜150A馈电回路）的供电设备。7）380V动力中心PC段、电动机控制中心MCC的进线断路器和联络断路器采用施耐德生产的MT框架空气断路器；框架空气断路器采用智能型(微处理器)脱扣器，脱扣器具有瞬时保护、短延时保护、过载保护(记忆热累积过程及过载与报警)等保护功能且整定值可调节。8）380V系统额定功率160kW及以上的电动机采用施耐德生产的MT框架空气断路器作为保护和操作电器；额定功率小于160kW的电动机回路采用施耐德生产的NSX塑壳空气断路器作为短路保护电器，施耐德生产的LC1接触器作为操作电器，智能马达控制器（少数容量小的回路选用热继电器）作为过负荷保护元件；接触器和智能马达控制器与塑壳空气断路器组合使用，作为电动机控制、隔离装置和回路的过载保护；热继电器采用施耐德生产的LRD热继电器。9）380V系统的电动机出线回路采用智能马达控制器，电源进线和出线回路采用智能测控单元；智能马达控制器和智能测控装置由江苏金智科技公司生产；智能马达控制器和智能测控单元具有远方和就地控制功能，并可以实现远方/就地控制功能的切换，智能马达控制器和智能测控单元装置能实现开关跳、合闸控制，保安系统的智能马达控制器带重启动、自启动功能；智能马达控制器具有过载、堵转过流、缺相故障、接地故障、欠压和过压保护等保护功能，智能测控单元具有过流保护、接地保护、欠压和过压保护等保护功能。10）380V母线电压互感器采用大连第二互感器厂JDG4-0.5型互感器，主二次星形接线；380V系统电流互感器采用金华奥凯电器厂DH-0.66型互感器，为户内、干式、环氧树脂绝缘互感器；380V系统零序电流互感器为保定市神华冀能电气有限责任公司SH-LCTJB型互感器。11）380V主母线、分支母线为北京供电福斯特开关设备有限公司生产的金属铠装中置式开关柜配套产品，材质为无氧铜；配置接地母线和中性点母线。UPS（交流不停电电源）集控UPS系统为北京中创瑞普科技有限公司产品，每台机组设置一套80kVA的UPS电源，型号为POWSYS-80kVADC220V,布置在集控楼；NCS系统操作员站设一套2×10kVA的UPS电源(并机方式，旁路公用)，型号为POWSYS-2×10kVADC220V，布置在集控楼。集控UPS、NCS系统UPS直流电源取自集控220V直流系统。集控UPS主要向机组分散控制系统（DCS）、控制室电源系统、火灾探测报警系统和报警控制主盘、电气测量装置等设备提供交流电源；集控楼内NCS系统UPS主要向网络计算机监控系统(NCS)站控层等设备提供交流电源。UPS装置由整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、手动旁路开关、逆止二极管、旁路隔离变压器、旁路调压器和配电柜等组成。直流系统直流系统采用浮充电运行方式，正常由微机控制型高频开关给直流负载供电、同时对蓄电池组浮充电，当直流系统交流电源因故失去时，蓄电池能独立给直流负载供电，保证直流系统的用电设备可靠而连续地工作。每台高频开关电源分别由两路380V交流电源供电，两路交流电源能实现备用电源自动切换。每台机组设两组110V直流系统，两组110V直流系统各设一组主浮充共用充电装置及一组备用充电装置，充电装置型号为GZDW－200A/115V，由深圳奥特迅电力设备股份有限公司生产，每组蓄电池个数为52个，容量为500Ah；每台机组110V直流系统采用单母线分段接线，两组母线设有联络刀闸，并设有防止两组蓄电池并联运行的闭锁装置，设有充电母线和配电母线，充电母线用于蓄电池的充电和试验，直流馈线和蓄电池充电器接到配电母线，直流馈线采用辐射状供电方式；每组110V直流系统设有微机接地绝缘监测装置；110V直流系统给继电保护、自动装置、控制回路、信号和测量装置、热工控制和保护装置等提供电源。每台机组设一组220V直流系统，220V直流系统设一台主浮充共用充电装置，两台机组共设一台220V备用充电装置，充电装置型号为GZDW－200A/230V，每组蓄电池个数为104个，容量为1400Ah；每台机组220V直流系统采用单母线接线,两台机组的220V母线设有联络刀闸，并设有防止两组蓄电池并联运行的闭锁装置，设有充电母线和配电母线；每组220V直流系统设有微机接地绝缘监测装置；220V直流系统给事故油泵、交流不停电（UPS）电源和集控室事故长明灯提供电源。直流系统由高频开关电源模块、集中监控器、微机直流绝缘监测仪、蓄电池及直流馈线柜等组成。DCS系统概述分散控制系统采用杭州和利时公司的HOLLIAS-MACSV分散控制系统。单元机组以及电气部分均以DCS为主要监控手段，该分散控制系统具有控制模拟量控制系统(MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、辅机顺序控制系统(SCS)、电气控制（ECS）和数据采集系统(DAS)功能，集控运行人员通过DCS操作员站可以完成机组的启停、正常运行工况的监视操作和紧急情况的事故处理。每台机组配置5套DCS操作员站，并辅以必要的以防DCS发生全局性或重大故障时，确保机组安全停机、停炉的硬接线按钮。DCS设辅网系统，可以完成辅网的各项控制。HOLLIAS-MACS系统可划分为操作层和控制层两个层次。操作层的数据通讯网络被称为系统网络（SNET）。系统网络用于实现工程师站、操作员站和系统服务器与现场控制站之间的数据、资源的互连、共享及打印等。系统网络（SNET）为冗余配置，采用实时工业以太网与工程师站/操作员站连接，通讯速率10/100M自适应，传输介质为带有RJ45连接器的5类双绞线或光纤。控制层的数据通讯网络称为控制网络（CNET）。控制网络采用Profibus现场总线与工业自动化系统各个I/O模块及智能设备连接通讯。Profibus-DP采用主、从站间轮询的通讯方式，最大通讯数率12Mbps。系统网络和控制网络分别完成相对独立的数据采集和设备控制等功能，有效的隔离工业自动化系统和IT系统。设备规范汽轮机设备规范汽轮机本体设备技术规范汽轮机规范序号名称单位数据型号C350-24.2/0.36/566/566型式超临界、间接空冷、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机生产厂家上海汽轮机厂额定纯凝汽功率MW350额定供热时功率MW318.265阀门全开功率（VWO）MW379.879主汽门前主汽压力MPa（a）24.2主汽门前蒸汽温度℃566再热汽门前蒸汽压力MPa（a）4.761再热汽门前蒸汽温度℃566调整抽汽压力MPa（a）0.36额定采暖抽汽量t/h380最大采暖抽汽量t/h500冷却水温（额定/最高）℃20/33背压（额定/夏季）kPa（a）10/28额定给水温度℃287.5保证净热耗kJ/kW·h8154.8给水回热级数（包括采暖抽汽）共7级（3高+1除+3低）额定转速r/min3000给水泵驱动方式小汽轮机旋转方向从汽机向发电机看为顺时针低压缸末级叶片长度mm665低压缸次末级叶片长度mm423汽轮机总内效率%88.7高压缸效率%85.3中压缸效率%92.8低压缸效率%87.2通流级数级38高压缸级1+14中压缸级11低压缸级2×6临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶）高中压转子低压转子r/min一阶：1532；二阶≥4000低压转子r/min一阶：1403；二阶≥4000发电机转子r/min一阶：846；二阶2387启动及运行方式高中压缸联合启动变压运行负荷范围%90-30定压、变压负荷变化率%/min2，5轴振动最大值mm0.076临界转速时轴承振动最大值mm0.08最高允许背压值kPa(a)48最高允许排汽温度℃79噪声水平dB(A)≤85汽轮机不同工况下的技术参数序号名称单位THA工况TRL工况TMCR工况VWO工况阻塞背压工况额定采暖抽汽工况最大采暖抽汽工况机组出力kW350000350000374104379897375091318265299271汽轮发电机组热耗值kJ/kWh8154.88625.98185.48254.68163.66660.36081.2主蒸汽压力MPa(a)24.2再热蒸汽压力MPa(a)4.1694.4694.5114.6234.5134.4534.453高压缸排汽压力MPa(a)4.6324.9655.0125.1375.0144.9484.947主蒸汽温度℃566566566566566566566再热蒸汽温度℃566566566566566566566高压缸排汽温度℃322.4329.5330.7333.6330.7329.3329.3主蒸汽流量kg/h1077124117432911743291209559117432911743661174366再热蒸汽流量kg/h9061019780829838431011029983906979863979856背压kPa1028101081010低压缸排汽干度%低压缸排汽焓kJ/kg2419.52530.72413.62409.62408.12468.32560.7低压缸排汽流量kg/h593611621094625761621470622721279997171674补给水率%0300000最终给水温度℃282.3287.5287.9289.8288.0287.4287.5序号名称单位75%THA(定/滑)50%THA(定/滑)40%THA(定/滑)30%THA(定/滑)高加全切工况7#低加切除工况厂用汽工况机组出力kW汽轮发电机组热耗值kJ/kWh主蒸汽压力MPa(a)再热蒸汽压力MPa(a)高压缸排汽压力MPa(a)主蒸汽温度℃再热蒸汽温度℃高压缸排汽温度℃主蒸汽流量kg/h再热蒸汽流量kg/h背压kPa低压缸排汽干度%低压缸排汽焓kJ/kg低压缸排汽流量kg/h补给水率%最终给水温度℃汽轮机额定工况下各级抽汽参数序号名称流量kg/h压力MPa(a)温度℃第一级（至1号高加）659076.685368.8第二级（至2号高加）877804.632322.4第三级（至3号高加）566952.296473.7第四级（至除氧器）293060.856334.6第四级（至给水泵汽轮机）656120.856334.6第四级（至驱动引风机）340000.856334.6第五级（至5号低加）397410.521272.9第五级（至厂用汽）第六级（至6号低加）433980.235193.8第七级（至7号低加）544000.07994.0采暖抽汽0汽轮机VWO工况下各级抽汽参数序号名称流量kg/h压力MPa(a)温度℃第一级（至1号高加）786717.478382.2第二级（至2号高加）1024955.137333.6第三级（至3号高加）685882.523472.1第四级（至除氧器）324380.9327.8第四级（至给水泵汽轮机）815650.9327.8第四级（至驱动引风机）620000.9327.8第五级（至5号低加）450740.548266.3第五级（至厂用汽）第六级（至6号低加）489470.247187.9第七级（至7号低加）626060.08394.4采暖抽汽0汽轮机各阀门关闭时间s序号名称单位数据关闭时间延迟时间主汽阀s0.20.1调节阀s0.20.1再热主汽阀s0.20.1再热调节阀s0.20.1高压缸排汽逆止阀s<1一段抽汽逆止阀s<1二段抽汽逆止阀s<1三段抽汽逆止阀s<1四段抽汽逆止阀s<1五段抽汽逆止阀s<1采暖抽汽逆止阀s<1快关调节阀s<1六段抽汽逆止阀s<1汽机辅助设备规范旁路系统设备规范序号项目名称单位数据1高压旁路蒸汽控制阀型号HBSE280-150进口压力MPa24.2进口温度℃566出口压力MPa.a5.137出口温度℃333.6执行机构型式气动阀门全行程mm75正常操作全行程时间s10快速操作全行程时间s32高压旁路喷水控制阀型号100DSV工作压力MPa.g32减温水温度℃179.3额定通流量t/h61.12最大通流量T/h67执行机构型式气动操作方式调节阀门全行程mm38正常操作全行程时间s10快速操作全行程时间s33高压旁路喷水隔断阀型号840G工作压力MPa.g32减温水温度℃179.3最大通流量T/h67执行机构型式气动操作方式开、关阀门全行程mm30正常操作全行程时间s34低压旁路蒸汽控制阀型号NBSE60-400额定工况进口压力MPa.a4.68额定工况进口温度℃566额定工况出口压力MPa.a0.8额定工况出口温度℃180最大通流量T/h466执行机构型式线性执行机构型号气动阀门全行程调节正常操作全行程时间mm163快速操作全行程时间s105低压旁路喷水控制阀型号840H工作压力MPa.g2.89减温水温度℃45.9出口压力+MPa.a1.27额定工况减温水量t/h130.36最大通流量T/h144执行机构型式气动操作方式调节阀门全行程mm40正常操作全行程时间s10快速操作全行程时间s36低压旁路喷水隔断阀型号840G工作压力MPa.g3.3减温水温度℃45.9执行机构型式气动操作方式开、关阀门全行程mm40正常操作全行程时间s3高压加热器系统设备规范序号名称单位1号高加2号高加3号高加加热器数量台111加热器型式卧式、U形管－管板表面式加热器制造厂济南市压力容器厂加热器布置方式卧式，单列卧式，单列卧式，单列壳体支撑方式鞍座鞍座鞍座封头型式标准椭圆标准椭圆标准椭圆换热面积m2144014951180管束型式：U型管U型管U型管钢管数量根145014501450允许的堵管数根145145145给水流量kg/h117432911743291174329给水入口压力Mpa31.7531.7531.75给水入口温度℃262.2221.8179.3给水出口温度℃287.9262.2221.8抽汽流量kg/h751309837364896抽汽入口压力Mpa7.0574.8622.399抽汽入口温度℃377.66329.65472.21进入加热器的疏水流量：kg/h/75130173504疏水来自何编号加热器：－/1号高加2号高加离开加热器的疏水流量：kg/h75130173504243320离开加热器的疏水温度：℃377.66227.4184.9低压加热器系统设备规范序号名称单位5号6号7号型号JD-660-9-3JD-830-9-3JD-1150型式管壳卧式换热面积m26608301150管侧设计压力工作压力1.7241.7241.724设计温度164138150工作温度153.612592.62壳侧设计压力0.6860.480.2工作压力0.5630.2540.086设计温度332266150工作温度276.8/156.4197.3/12895.24最大允许堵管数%101010管内流速m/s管侧最大阻力MPa7制造厂上海电气电站设备有限公司除氧器系统设备规范序号名称单位数据型号DFST-1270.150/173型式内置式除氧器制造厂武汉大方除氧水箱有效容积m3150水压试验压力MPa1.77除氧器设计压力MPa1.2工作压力MPa0.147—0.861除氧器设计温度℃加热蒸汽管系400℃，壳体250℃除氧器最高出口水温℃173.2除氧器额定出力t/h1270保证给水含氧量Ppb<5排气量%<0.1(~70kg)除氧器压降MPa0.058设计排汽量t/h<0.1‰额定出力总长mm18078凝结水系统设备规范序号项目名称单位数据凝结水泵型号9LDTNB-6PJ型式立式筒袋型多级泵进水温度℃最高88℃进水压力kPa8-65设计流量m3/h1080(1069t/h)（暂定）设计扬程mH2O330（暂定）效率%82.5首级叶轮中心处需要的吸入净正压头(NPSHR)m3.8转速r/min1480轴功率kW1164旋转方向俯视逆时针旋转最小流量m3/h250凝结水泵电机型号YLBKK560-4型式立式鼠笼制造厂上海电机厂额定功率kW1300额定电压kV6同步转速r/min1480频率Hz50效率%96功率因数0.89绝缘等级F电加热器功率及电压kW//V220凝结水泵变频器使用标准Q/SJHKY001-2010型式及型号高-高、HIVERT-Y06/173技术方案多级模块串联、交直交、高-高方式变频器输入侧有无熔断器有额定输入电压/允许变化范围kV6kV/-20%～+15%系统输入电压kV6系统输出电压kV6系统输出电流A173逆变侧最高输出电压kV6额定容量kVA1800额定输入频率/允许变化范围Hz50±10%变频器效率%＞96额定（含变压器）可靠性指标(平均无故障工作时间)H20000输入侧功率因数≥0.96冷却方式强迫风冷冷却系统故障对变频器的影响冷却系统故障时，变频器散热能力降低，可能导致变频器超温报警，此时将给出报警信号通知操作人员，若不采取措施，甚至会导致变频器过热跳闸过载能力120%2min，150%3s，170%立即保护。变压器损耗kW28kW系统总损耗kW56kW防护等级IP30汽动给水泵组设备规范（1）汽动给水泵前置泵（热态数据）序号名称单位额定工况点最大工