机组设备系统概述

1主机设备系统概述1.1锅炉设备概述1.1.1锅炉总体简介大唐景泰发电厂一期工程2X660MW超临界燃煤机组，采用上海电气集团锅炉厂有限公司生产的SG-2210/25.4-M980型超临界压力直流锅炉，本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构n型锅炉，锅炉布置为紧身封闭岛式。炉后尾部布置2台转子直径为e14236mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉燃用煤源由宁夏煤业集团和靖远煤业有限公司提供，景泰县地方矿补充，设计煤种为宁夏灵武矿区羊肠湾采区煤，校核煤种为宁夏灵武矿区灵新矿煤。炉膛宽度19824mm,炉膛深度18816mm，水冷壁下集箱标高为7000mm,炉顶管中心标高为75840mm,大板梁底标高83190mm。炉膛由膜式壁组成。整个炉膛水冷壁由炉膛上部的垂直段管屏与炉膛下部的螺旋段管屏组成。炉底冷灰斗角度为55°,从炉膛冷灰斗进口（标高7300mm）到标高51714mm处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为①38.1X7.2mm，节距为54mm，倾角为18.7493°。在此上方为垂直管圈，管子规格为①34.9mm，节距为56mm。螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。水平烟道深度为6108mm，由后烟井延伸部分组成，其中布置有末级过热器。后烟井深度为14784mm，布置有低温再热器和省煤器。省煤器布置于锅炉后烟井低温再热器下面，顺列排列，与烟气成逆流布置。炉顶、包复过热器：由炉顶进口集箱引出的管子组成前炉顶过热器、后炉顶和后烟井后包复、后烟井前包复并进入后烟井下部环形集箱。从环形集箱分别引出两路受热面，其一为后烟井两侧包复受热面，其二为水平烟道底部及延伸侧墙。分隔屏过热器：炉膛上部布置有6片分隔屏过热器，不仅吸收炉膛上部的烟气辐射热，降低炉膛出口烟温。并能分隔烟气流，降低炉膛出口烟温偏差。减弱切向燃烧时炉膛出口烟气残余旋转的作用。后屏过热器布置于炉膛鼻子的前方，共20片，沿炉膛宽度均布。末级过热器布置于水平烟道，与烟气逆流布置，共86片，沿炉膛宽度均布。低温再热器布置于尾部竖井中，顺列排列，与烟气成逆流布置，共116片，沿炉膛宽度均布。末级再热器布置于炉膛鼻子的上方，与烟气成顺流布置，共34片，沿炉膛宽度均布。分隔屏过热器和后屏过热器沿深度方向采用蒸汽冷却定位管固定，蒸汽冷却定位管（6根，e63.5/050.8mm）从分隔屏过热器进口集箱引出，通过分隔屏过热器、后屏过热器，再引入分隔屏过热器出口集箱，将分隔屏过热器和后屏过热器定位夹持，防止屏偏斜。后屏过热器、高温再热器和高温过热器沿炉膛宽度方向采用流体冷却定位管固定，流体冷却定位管（4根,e50.8mm）由后烟井延伸侧墙进口集箱引出经末级再热器和末级过热器，再引入后屏过热器出口集箱，横向固定受热面。低温再热器进口集箱悬吊管（共22根）由后烟井左右侧下集箱引出，沿后烟井左右侧墙内上升，在低温再热器进口集箱处形成支吊结构，再引入后烟井侧墙上集箱。锅炉本体设有2个膨胀中心，分别在水冷壁后墙前后各900mm的位置，运行时炉膛部分以第一个膨胀中心为原点进行膨胀，水平烟道及后烟井以第二个膨胀中心为原点进行膨胀。锅炉启动系统采用带再循环泵的内置式启动系统，启动系统容量与锅炉最低直流负荷匹配为30%BMCR。包括启动循环泵、启动分离器、连接球体、疏水扩容器、集水箱、疏水泵、水位控制阀、截止阀、管道及附件等组成。在启动系统的设计中，最低直流负荷的流量是根据炉膛水冷壁足够被冷却所需要的量来确定的。即使当一次通过的蒸汽量小于此数值时，炉膛水冷壁的质量流速也不能低于此数值。在启动过程中，启动循环泵提供了足够的压头来建立冷态和热态启动时循环所需的最小流量。循环泵压头用来克服系统的流动阻力和省煤器最小流量控制阀的压降。过热器汽温主要通过“煤水比”调节和两级喷水来微量控制。第一级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第二级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口管道上设置事故喷水，事故喷水取自给水泵中间抽头。锅炉本体部分配有14只弹簧式安全阀，安装位置为：分离器出口4只、过热器出口2只、再热器进口4只、再热器出口4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只动力释放阀（EBV）。为清除积灰，提高传热效率，炉膛部分设有96只墙式短伸缩式吹灰器，分四层布置，一层位于燃烧器的下方，其余三层位于主燃烧器与SOFA之间。在炉膛上部辐射区域、水平烟道部分及尾部烟道的低温再热器区域布置有42只长伸缩式吹灰器，尾部烟道的省煤器区域布置有16只半伸缩式吹灰器，每台预热器的冷、热端各布置1只前进间歇式后退直动式吹灰器。共158只每台炉。锅炉本体和预热器吹灰蒸汽均由后屏出口集箱接出。在炉膛出口左右侧均装有烟温探针，启动时用来控制炉膛出口烟温。在炉膛前墙和两侧墙处还装有16个负压测点（左右侧各8点），此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像装置、炉膛泄漏自动报警装置等安全保护装置。锅炉燃烧系统按配中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统设计，24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。最上排燃烧器喷口中心标高为35384mm，距分隔屏底部距离为22956mm。最下排燃烧器喷口中心标高为25124mm，至冷灰斗转角距离为5278mm。在主燃烧器和炉膛出口之间标高45821mm处布置有1组SOFA喷嘴（距上排燃烧器喷口中心10437mm）。锅炉为负压燃烧，固态排渣，锅炉排渣方式采用干式固态连续排渣,炉底渣采用风冷式除渣系统，每台炉设1台一级干式风冷式输渣机、碎渣机及斗式提升机将渣直接输送至渣仓，2台锅炉分别使用1座渣仓。自动控制部分装配有炉膛安全监控系统（FSSS）,其主要功能是炉膛火焰检测和灭火保护，对防止炉膛爆炸和“内爆”有重要意义。整个系统的控制调节均在由上海FOXBORO公司生产的DCS系统内实现。1.1.2给水系统流程：每台机组配置二台50%容量的汽动给水泵和一台30%B-MCR的电动启动备用给水泵。给水经过电动闸阀（20"）和止回阀后（20"）进入省煤器进口联箱，在电动闸阀旁设置了启动旁路管道和阀门。在锅炉启动至30%B-MCR负荷左右的阶段，给水经过给水站旁路阀门后的给水管道，同时通过给水管道上的支管流经启动循环泵，然后再进入省煤器进口联箱，流经省煤器管组、省煤器中间集箱和悬吊管，然后汇合在省煤器出口集箱，再有2根外径0355.6mm连接管道汇合为1根0508mm连接管道，再有2根0355.6mm连接管道分别引入水冷壁左右侧墙下集箱，水冷壁下集箱为四周相连通的环形集箱外径为0355.6mm，水经由前后墙下集箱螺旋进入炉膛四周水冷壁，螺旋段水冷壁由336根038.1mm的管子组成，节距为54mm。螺旋段水冷壁经水冷壁过渡连接管引至水冷壁中间集箱，经中间集箱混合后再由连接管引出，经过渡段形成垂直段水冷壁，垂直段水冷壁由1356根034.93mm管子组成，节距为56mm。在锅炉启动阶段和低于最低直流运行工况30%B-MCR时，水在水冷壁内吸热形成汽水混合物，汇集至水冷壁出口集箱，通过水冷壁引出管进入汽水分离器，在汽水分离器内进行汽水分离，分离后的蒸汽引至过热器，水则通过启动循环泵系统和去扩容系统，进行工质和热量的回收。在高于最低直流运行工况30%B-MCR时，水在水冷壁内吸热形成微过热蒸汽，汇集至水冷壁出口集箱，通过水冷壁引出管进入汽水分离器后，直接由连接管道引至过热器，此时的汽水分离器仅作连接水冷壁与过热器之间的汽水通道。省煤器的作用是在给水进入水冷壁以前，将给水进行预热，并回收锅炉排烟中的部分热量，提高经济性。省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，与烟气成逆流布置。管子规格为047.6mm，材料为SA-210C，共164片，每片受热面由4根并联蛇形套管组成，总计有656根管子。横向节距为120mm，纵向节距为96mm。省煤器通过悬吊管悬吊承载，悬吊管规格为060X12mm，共232根，材料为SA-210C，悬吊管内的介质来自省煤器。为确保后烟井的烟气分布均匀，在后烟井入口的后墙包覆管及省煤器进口处前后包覆管上均焊有烟气阻流板，以防止形成烟气走廊，造成局部磨损。1.1.3主汽系统流程：过热蒸汽系统按蒸汽流向可分为四级：顶棚和包墙过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器。其中主受热面为分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。汽水分离器引出的蒸汽进入炉顶过热器进口集箱，经前炉顶过热器至炉顶过热器出口集箱，为减少蒸汽阻力损失，部分蒸汽（在BMCR工况下约为35.6%）经旁路管直接进入炉顶出口集箱。从炉顶过热器出口集箱引出的蒸汽分为两路，一路经过后炉顶过热器、后烟井后墙下集箱进入后烟井环形下集箱；另一路经后烟井前墙进入后烟井环形下集箱。然后经后烟井两侧墙包复上升，汇入后烟井侧墙出口集箱。后烟井环形下集箱前墙中央位置有一根引出管，部分蒸汽经该引出管上升至后烟井延伸侧墙进口集箱，从该集箱上引出的管束构成了水平烟道的底部和两侧包复（后烟井延伸侧墙），蒸汽通过该集箱，经水平烟道底部和两侧包复，最终汇入后烟井侧墙出口集箱。后烟井侧墙出口集箱内的蒸汽，分四路引入分隔屏过热器进口集箱，流经分隔屏过热器后进入分隔屏过热器出口集箱，再分两路经I级喷水减温后进入后屏过热器进口集箱，流经后屏过热器并进入后屏过热器出口集箱，从后屏过热器出口集箱分两路经II级喷水减温后并进行左右交叉进入末级过热器进口集箱，通过末级过热器到末级过热器出口集箱，再由两根主蒸汽管道引出，送往汽轮机高压缸。各级过热器之间均采用大直径管道及三通连接，这使介质能充分混合，并可简化布置。分隔屏和后屏过热器布置在炉膛的上部，主要吸收炉膛内上部烟气的辐射热量，降低炉膛出口烟温，并能分隔烟气流，降低炉膛出口烟气偏差。同时具有减弱切向燃烧时炉膛出口烟气残余旋转的作用。末级过热器布置在水平烟道，炉膛后墙水冷壁吊挂管之后，受热面呈逆流布置，靠对流传热吸收热量。1.1.4再热系统流程：自汽机高压缸排出的蒸汽分成两路经事故喷水减温器后引入低温再热器进口集箱，经过低温再热器后进入低温再热器出口集箱，再通过两根连接管道，左右交叉后，引至高温再热器进口集箱，经过高温再热器后从高温再热器出口集箱上引出两根再热蒸汽管道，送往汽机中压缸。低温再热器和末级再热器之间采用大直径管道端部连接。低再和末再之间通过连接管道进行左右交叉。以减少因炉膛左右侧烟温偏差而引起的再热蒸汽温度偏差。低温再热器布置与尾部竖井中，顺列排列，与烟气成逆流布置。末级再热器布置于炉膛鼻子上方，与烟气成顺流布置。1.1.5锅炉启动系统流程锅炉启动系统采用带再循环泵的内置式启动系统，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只外径/壁厚为①812.8/90mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个分离器筒身上方切向布置有4跟不同内径的进口管接头、2根内径为①231.8mm的至炉顶过热器管接头，分离器筒身下方设有一个内径为①231.8mm疏水管接头。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷（30%BMCR）时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部蒸汽导管进入炉顶过热器，而水则通过两根外径为①324mm疏水管道引至一个连接球，连接球体下方通过1根外径为①406.4mm疏水管引至一个三通，一路疏水通过布置在炉前下部8804mm处的启动循环泵被送至省煤器进口。另一路接至大气式扩容器，减压后产生的蒸汽通过排汽管道通向炉顶上方排入大气；凝结水则进入集水箱并经过处理后被送往冷凝器或除氧器。大气式扩容器和集水箱布置在标高13.9m和4m处。在启动初期水质不合格以及为了防止启动初期汽水膨胀阶段分离器水位过高，饱和水进入过热器的发生，通过在大气式扩容器进口设置的2个高水位液动调节门（V—217、V—219）将分离器中大量的疏水排入大气式扩容器。为保持启动系统处于热备用状态，启动系统还设有暖管管路，暖管水源取自省煤器出口，经启动系统管道、阀门后进入过热器I级减温水管道，再随喷水进入过热器I级减温器。在炉水循环中，由分离器分离出来的水往下流到锅炉启动循环泵的入口，通过循环泵提高压力来克服系统的流动阻力和省煤器最小流量控制阀的压降。水冷壁的最小流量是通过省煤器最小流量控制阀来实现控制的。从控制阀出来的水通过省煤器，再进入炉膛水冷壁。在启动系统设计中循环泵和给水泵是呈串联布置，这样布置具有以下优点：a）进入循环泵的水来自下降管或锅炉给水管或同时从这两者中来，使得在各个启动过程中，总有水流过循环泵，泵的流量恒定，无须设置任何最小流量的泵循环回路及其必须的控制设备。b）锅炉给水的欠焓可增加循环泵的净吸压头，当分离器由湿态转向干态时，疏水流量为零，但此时循环泵能从给水管道中得到足够的流量，可保证分离器平滑地从湿态转向干态，无须在此时进行循环泵的关停操作。启动系统采用1台湿式鼠笼型感应电机启动泵，型式为一个吸入口一个排出口，本系统启动循环泵由英国TYLER公司提供，启动循环泵本身需要由冷却系统来保证器安全运行。不带启动循环泵时，启动系统的使用（供参考）。当锅炉启动系统进入不带循环泵运行时，采用简单疏水大气扩容式启动系统，当机组启动时，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而水则通过疏水管道引至连接球体，进入大气式扩容器，疏水量通过在大气式扩容器的进口管道上布置的2只液动高水位调节门进行控制。疏水进入大气式扩容器后，产生的蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气，水则进入下部的集水箱并经过处理后被送往凝汽器或除氧器。1.1.6燃烧系统制粉系统采用ZGM113G型中速辊式磨煤机，冷一次风机正压直吹式系统，6台磨煤机，6台称重式给煤机。5台磨运行可满足锅炉BMCR和BRL工况,一台备用。磨煤机标准研磨出力为5册,设计出力血伽弘煤粉细度R90=20%。密封风机配置二台，一运一备。每台磨的出口由4根直径①660X10mm煤粉管道接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴。燃烧系统点火方式为二级点火，高能电火花点燃轻柴油，轻油点燃煤粉。锅炉点火系统还采用等离子点火方式，A层煤粉火嘴布置了等离子点火装置。锅炉共设有三层（AB、CD、EF）油燃烧器，单台炉共12只，分别布置在四角相邻两层煤粉喷嘴之间的一只直吹风喷嘴内，油枪出力按20%BMCR负荷设计。吹扫蒸汽压力0.6〜l.OIMPa，蒸汽温度＜250°C。油枪采用机械雾化。采用0号轻柴油做为助燃用油。燃烧方式采用最新引进的低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式喷燃器。24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈四角切向方式燃烧，切圆为顺时针旋转方向。主风箱设有6层强化着火（EI）煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风（周界风）。在每相邻2层煤粉燃烧器之间布置有1层辅助风喷嘴，辅助风其中包括上下2只预置水平偏角的辅助风喷嘴（CFS）和1只直吹风喷嘴。在主风箱上部设有2层紧凑燃尽风（CCOFA）喷嘴，在主风箱下部设有1层火下风（UFA）喷嘴。在主风箱上部设置5层可水平摆动的分离燃尽风喷嘴（SOFA）。四角切向布置的摆动燃烧器，在热态运行中一、二次风喷嘴均可上下摆动，摆动角度应能达到设计值。低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）设计的主要任务是减少挥发份氮转化成NOx,NOx排放浓度不超过350mg/Nm3（O=6%），其主要方法是建立早期着火和使用控制氧量的燃料/空气分段2燃烧技术。在降低NOx排放的同时，着重考虑提高锅炉不投油低负荷稳燃能力和燃烧效率。在防止炉内结焦、高温腐蚀和降低炉膛出口烟温偏差等方面，同样具有独特的效果。低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）的设计特点有：a）建立煤粉早期着火。采用强化着火（EI）煤粉喷嘴后大大提高锅炉不投油低负荷稳燃能力，根据设计和校核煤种的着火特性，选用合适的煤粉喷嘴，在煤种允许的变化范围内确保煤粉及时着火，稳燃，燃烧器状态良好，并不被烧坏。与常规煤粉喷嘴设计比较强化着火（EI）煤粉喷嘴能使火焰稳定在喷嘴出口一定距离内，通过煤粉浓缩器的作用使挥发份在富燃料的气氛下快速着火，保持火焰稳定，从而有效降低NOx的生成，延长焦炭的燃烧时间。b）良好的煤粉燃尽特性。通过在炉膛的不同高度布置CCOFA和SOFA，将炉膛分成三个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过量空气系数由三个因素控制：总的SOFA风量，CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，在有效降低NOx排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。采用可水平摆动的分离燃尽风（SOFA）设计，能有效调整SOFA和烟气的混合过程，降低飞灰含碳量和CO含量。另外在每个主燃烧器最下部采用火下风（UFA）喷嘴设计，通入部分空气，以降低炉渣含碳量，而不会对NOx的控制产生不利影响。c）有效防止炉内结焦和高温腐蚀。采用预置水平偏角的辅助风喷嘴（CFS）设计，在燃烧区域及上部四周水冷壁附近形成富空气区，能有效防止炉内结焦和高温腐蚀。采用CFS方式（与同角其它喷嘴同轴，但自身喷嘴向背火侧偏置22°角），使部分二次风气流在水平方向分级，在初始燃烧阶段推迟了空气和煤粉的混合，NOx形成量少。由于一次风煤粉气流被偏转的二次风气流（CFS）裹在炉膛中央，形成富燃料区，而在燃烧区域及上部四周水冷壁附近形成富空气区，这样的空气动力场组成减少了灰渣在水冷壁上的沉积，并使灰渣疏松，减少了墙式吹灰器的使用频率，提高了下部炉膛的吸热量。水冷壁附近氧量的提高也降低了燃用高硫煤时水冷壁的高温腐蚀倾向。d）在降低炉膛出口烟温偏差方面具有独特的效果。在炉膛垂直出口断面处的烟气残余旋转流速对烟温偏差的影响要比烟温的影响大得多，所以烟温偏差是一个空气动力现象。采用减小气流入射角，布置紧凑燃尽风（CCOFA）喷嘴和分离燃尽风（SOFA）喷嘴，SOFA反切一定角度（SOFA喷嘴可水平摆动角度为±15°）,以及增加从燃烧器区域至炉膛出口的距离等，使进入燃烧器上部区域气流的旋转强度得到减弱乃至被消除。燃烧器的主要设计参数序号参数名称单位参数值1单只煤粉喷嘴输入热量KJ/h317.6X1062二次风速度m/s56.43二次风温度°C3514二次风率%75.9其中SOFA%30.0CCOFA%10.0

周界风%10.05一次风速度m/s306一次风温度°C77.87一次风率%19.18燃烧器一次风阻力KPa0.59燃烧器二次风阻力KPa1.010相邻煤粉喷嘴中心距离mm2052锅炉不同负荷时燃烧器的投入方式燃烧器运行方式锅炉负荷率（BMCR）6台磨运行80%—100%5台磨运行60%—100%4台磨运行45%—80%3台磨运行30%—60%2台磨运行（10%-20%BMCR煤油混烧）10%—30%等离子拉弧A磨运行或油枪运行0—20%主燃烧器喷嘴由四组内外传动机构传动，每组分别带动一到二组煤粉喷嘴及其邻近的二次风喷嘴，这四组传动机构又由外部垂直连杆连成一个摆动系统，由一台角行程电动执行器统一操纵作同步摆动，二次风喷嘴的摆动范围可达±30°，煤粉喷嘴的摆动范围为±20°。燃烧器每层风室均配有相应的二次风门挡板，每角主燃烧器配有26只风门挡板，相应配有20只电动执行机构，其中在每层煤粉风室上下的2只偏置辅助风（CFS）风室由1只执行机构通过连杆进行控制。每角SOFA燃烧器配有5只风门挡板，相应配有5只执行机构。所以每台锅炉共配有100只二次风执行机构，按照机炉协调控制系统（CCS）和炉膛安全监视系统（FSSS）的指令进行操作，一般情况下，通一层四组燃烧器的风门挡板应同步动作。各层二次风门挡板用来调节总的二次风量在每层风室中的分配，以保证良好的燃烧工况和指标。二次风门挡板的控制原则为：a）A层、B层、C层、D层、E层、F层燃料风挡板的开度按运行或停运函数关系分别控制，运行时开度是本层给煤机转速的函数，以调节一次风气流着火点。停运时开度是锅炉总空气流量的函数，另外AA层二次风挡板也是A给煤机转速的函数。b）SOFA,CCOFA二次风挡板是锅炉总空气流量的函数，主要用于控制锅炉NOx的排放。c）A层、B层、BC层、C层、D层、DE层、E层、F层二次风挡板是用来控制燃烧器大风箱与炉膛出口压差（△P），该压差是总空气测量流量的函数，有关燃烧器二次风挡板控制原则如下表代号名称炉膛吹扫点火及单投油油煤混烧单烧煤SOFA-VSOFA关关开度为总测量空气量的函数SOFA-WSOFA关关开度为总测量空气量的函数

代号名称炉膛吹扫点火及单投油油煤混烧单烧煤SOFA-IIISOFA关关开度为总测量空气量的函数SOFA-IISOFA关关开度为总测量空气量的函数SOFA-ISOFA关关开度为总测量空气量的函数CCOFA-IIOFA关关开度为总测量空气量的函数CCOFA-IOFA关关开度为总测量空气量的函数F层煤燃料风开度是F给煤机转速的函数，F给煤机停运50秒后则关闭。FI/FII二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且F磨停运则关闭，否则置于AP控制EF层油燃料风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，锅炉点火时关闭；火点着后固定开度。负荷〉30%，点火时置于AP控制；负荷〉30%且E/F层磨均停运则关闭，否则置于AP控制。E层煤燃料风开度是E给煤机转速的函数，E给煤机停运50秒后则关闭。EI/Eli二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且E磨停运则关闭，否则置于AP控制DE二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且D/E磨均停运则关闭，否则置于AP控制D层煤燃料风开度是D给煤机转速的函数，D给煤机停运50秒后则关闭。DI/DI二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且D磨停运则关闭，否则置于AP控制CD层油燃料风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，锅炉点火时关闭；火点着后固定开度。负荷〉30%，点火时置于AP控制；负荷〉30%且C/D层磨均停运则关闭，否则置于AP控制。C层煤燃料风开度是E给煤机转速的函数，C给煤机停运50秒后则关闭。CI/CII二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且C磨停运则关闭，否则置于AP控制BC二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且B/C磨均停运则关闭，否则置于AP控制。B层煤燃料风开度是B给煤机转速的函数，B给煤机停运50秒后则关闭。BI/BI二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且B磨停运则关闭，否则置于AP控制AB层油燃料风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，锅炉点火时关闭；火点着后固定开度。负荷〉30%，点火时置于AP控制；负荷〉30%且A/B层磨均停运则关闭，否则置于AP控制。A层煤燃料风开度是E给煤机转速的函数，A给煤机停运50秒后则关闭。

代号名称炉膛吹扫点火及单投油油煤混烧单烧煤AI/AII二次风吹扫位当锅炉负荷＜30%时，置于AP控制。负荷〉30%且A磨停运则关闭，否则置于AP控制AA二次风吹扫位当锅炉负荷＞30%且A磨停运则关闭，否则开度为A给煤机转速的函数。总空气测量流量与燃烧器大风箱/炉膛出口压差（AP）的函数关系如下压差（Pa）380.838163510161016总空气测量流量（%BMCR）0305060105总空气测量流量与CCOFA-I间的函数关系如下CCOFA-I挡板开度（％）0080100100总空气测量流量（%BMCR）0304042.5105总空气测量流量与CCOFA-II间的函数关系如下CCOFA-1挡板开度（％）0020100100总空气测量流量（%BMCR）0405052.5105总空气测量流量与SOFA-I间的函数关系如下SOFA-I挡板开度（％）0020100100总空气测量流量（%BMCR）0405052.5105总空气测量流量与SOFA-II间的函数关系如下SOFA-1挡板开度（％）0080100100总空气测量流量（%BMCR）0506062.5105总空气测量流量与SOFA-III间的函数关系如下SOFA-III挡板开度（％）0080100100总空气测量流量（%BMCR）0607072.5105总空气测量流量与SOFA-W间的函数关系如下SOFA-W挡板开度（％）0080100100总空气测量流量（%BMCR）0708082.5105总空气测量流量与SOFA-V间的函数关系如下SOFA-V挡板开度（％）0080100100总空气测量流量0809092.5105（%bmcr）投运煤粉喷嘴燃料风挡板开度与给煤机转速的函数关系如下燃料风挡板开度（％）1010100100100给煤机转速（％）05080100105为了保护停运燃烧器不过热烧坏，停运燃烧器挡板开度应随锅炉总空气流量的改变而作相应的调整停运燃烧器挡板开度与总空气测量流量间的函数关系如下停运燃烧器挡板开度（%）0010101515总空气测量流量（%BMCR）055607880105风门挡板和摆动系统的注意事项a）为了保证煤粉喷嘴不被烧坏，投运煤粉喷嘴燃料风挡板开度和停运煤粉喷嘴燃料风挡板开度应按表格中的开度进行运行操作。b）当风门全关时，挡板结构仍留有8%的流通空隙，这是为了避免挡板全关时燃烧器喷嘴过热而被烧坏。风门挡板的结构为双挡板对称布置，全闭状态时挡板呈15°倾斜，故从全关到全开的转角为75°。由于每根挡板的转轴不处于挡板中心，两侧所受风压构成非平衡结构，当炉膛负压大时，有利于挡板的打开；反之，炉膛呈正压状态时，使挡板趋向于关闭，因而这种结构对稳定炉膛负压有利。c）在正常情况下，燃烧器喷嘴摆动的控制应接入ccs系统，如果ccs未投或摆动控制从CCS系统中暂时解列时，为保证摆动机构能维持正常工作，每天需定时由人工操作缓慢的摆动数次，摆动系统不允许长时间停在同一位置，尤其不允许长时间停在同一向下的角度，每班至少应认为地摆动一次至二次，否则时间一长，喷嘴容易卡死。1.1.7风烟系统：一次风用于输送和干燥煤粉。由两台动叶可调轴流式一次风机从大气中抽吸而来，送入三分仓预热器的一次风分隔仓，加热后通过热一次风道进入磨煤机，在进空预器前有一部分冷风旁通经冷一次风道，在磨煤机进口前与热一次风相混合作磨煤机调温风用。二次风的作用是强化燃烧和控制NOx生成量。由两台动叶可调轴流式送风机从大气吸入的空气通过送风机进入预热器的二次风分隔仓，加热后经二次风道进入大风箱。从二次风大风箱抽出二路分离燃尽风（sofa），再分四路分别引向四角的sofa喷嘴，可有效降低NOx排放。炉膛中产生的烟气流过后烟井后，通过烟道进入尾部烟道下方布置的两台三分仓回转容克式空气预热器烟气仓。预热器一、二次风间隔布置，在预热器中利用烟气预热使一、二次风得到预热。空气预热器主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热，进风温度采用暖风器加热，一、二次风道均设有暖风器。每台空气预热器除配备主驱动装置和备用驱动装置，各驱动电机之间能自动离合自动切换，还配有手动盘车。空预器进口烟道上装有电动驱动的关闭挡板，可适应预热器临时检修用。空气预热器设置有火灾报警装置、消防系统、间隙自动控制装置（含停转报警装置）和水清洗系统。空气预热器及锅炉烟气系统能单侧运行，单台空气预热器运行可使锅炉带60%B-MCR负荷。从空气预热器出来的烟气通过除尘效率三99.76%,双室四电场静电除尘器、两台静叶调节轴流式引风机、烟气脱硫等环保设施排至两台炉合用高度240m，出口内径①9500mm的烟囱。空气预热器型号为2-32.5VI（T）-2300,一、二次风分隔布置，一次风角度为50°,转子反转。转子内径14.236m，受热面高度为2300mm，预热器上下法兰高度为7712mm。1.1.8调温系统过热蒸汽调温除受燃烧器喷嘴摆动影响外，主要靠喷水和调节煤水比来调温。在直流负荷以前，过热汽温采用喷水减温控制。在直流负荷以后，过热汽温调节以控制煤水比为主，喷水减温为辅。过热器配置有两级喷水减温装置，I级减温器在后屏进口管道上，用以控制进入后屏的蒸汽温度，11级减温器在末级过热器进口管道上，用以控制高温过热器的出口汽温。每级喷水减温设有2只减温器，分别布置在左右两侧连接管道上。喷水来自省煤器进口给水管道，经过减温水总门后分为2路，分别经过1、11级喷水管路后进入减温器，管路上布置有电动闸门、电动截止门和气动调节门，气动调节门属CCS控制，调节门前的电动闸门与调节门联锁。锅炉运行时，一般调节门后的电动截止门为常开，当调节门有故障需检修时才关闭该门，作隔绝用。过热器总减温水量在任何工况下均为4%主蒸汽流量，减温器设计能力按10%BMCR主蒸汽流量考虑，其中I级减温器设计的最大喷水量为125t/h,II级减温器设计的最大喷水量为70t/h，减温器喷嘴均采用多孔笛形管结构。不同负荷下各级减温器喷水量（计算值）如下表所示BMCRBRL75%BMCR50%BMCR30%BMCRI级减温器喷水量t/h55.352.543.832.520.8II级减温器喷水量t/h33.133.122.511.75.7喷水温度。C282278264242215再热蒸汽调温主要采用摆动燃烧器喷嘴角度来改变火焰中心高度，从而改变炉膛出口烟温。喷嘴上下摆动角度为30°。由于末级再热器布置于炉膛出口高温烟气区域，对摆动喷嘴的调温具有较大的敏感性。另外，在后烟井布置有对流传热的低温再热器，当负荷低于一定值后，也可适当改变过量空气系数来进行调温。此外，再热器进口设有2只事故喷水减温器，喷嘴为莫诺克喷嘴，在紧急事故状态下用来控制再热蒸汽进口汽温。减温器布置在低温再热器进口管道上，其最大设计喷水量为85t/h。喷水由给水泵中间抽头来，经过事故减温水总门后分2路，分别经过气动调节门和截止门后进入两侧的减温器，调节门属CCS控制，调节门前的电动闸门（事故减温水总门）与调节门联锁。1.1.9吹灰系统和烟温探针锅炉整个吹灰系统分锅炉本体受热面吹灰和预热器吹灰两部分。锅炉本体部分分为：96只炉室除灰器布置在炉膛部分，42只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域，16只半伸缩式吹灰器布置在后烟井下部对流烟道区域。每台空预器烟气进出口端均布置有1只伸缩式吹灰器。锅炉本体和预热器吹灰蒸汽均由后屏出口集箱接出，蒸汽温度在BMCR工况下为516°C，压力为26.05MPa（表压）。吹灰蒸汽经过减压后分别进入各吹灰器，管路中设有自动疏水点，锅炉整套吹灰实现程序控制，系统设计按2台长伸缩式，2台炉膛吹灰器，2台空气预热器同时投运考虑。长伸缩式和炉膛吹灰器相对两侧墙上（或前后墙）各1台吹灰器同时投运，也可按要求设定。锅炉本体吹灰蒸汽自后屏出口集箱接出经过气动薄膜减压阀减压，其整定值为压力2.94MPa,温度约390C,最佳值可进行调整。减压阀前管路上布置有1只手动截止阀和1只电动截止阀作关闭汽源用。减压阀后管路上设有1只安全阀以防止吹灰蒸汽超压。管路上还设有压力测点，监视减压阀出口压力。各路吹灰管路均设有流量开关，并与程控相接，流量开关触点的设定值为保持吹灰器所需的最小冷却流量。为保证吹灰介质适当的干度，吹灰管路中设有疏水系统，本体吹灰部分有4各疏水点，其中炉膛吹灰器及长伸缩式吹灰器各2点，每个疏水点疏水管路上布置有1只电动截止阀，温控疏水，该阀门启闭设定值为250C,为保证彻底疏水，水平管道至少保持0.025m/m的坡度。空预器吹灰蒸汽一路来自后屏过热器出口集箱，和锅炉本体吹灰系统共用同一减压系统，然后有一路减压后的蒸汽进入空预器吹灰器。该管路中设有1个疏水点，温控疏水，该阀门为电动截止阀，其启闭设定值为280C，作设定调整时应尽可能设定较高的过热度。空预器吹灰蒸汽另一路来自高压辅助蒸汽管路，蒸汽压力为0.8〜1.0MPa（表压），温度为250〜300C，经过截止阀和止回阀后进入吹灰器。辅助蒸汽和正常汽源切换条件如下a）当锅炉负荷大于30%BMCR时，吹灰汽源减压站打开由后屏出口集箱供应空预器吹灰蒸汽。b）当锅炉负荷小于30%BMCR时或启动阶段，辅助汽源阀门打开由高压辅汽供应空预器吹灰蒸汽。各种吹灰器主要设计参数如下'名称项目型号蒸汽温度（C），蒸汽压力（MPa）（表）彳亍程（mm）炉膛吹灰器V043151.5〜3.0300长伸缩吹灰器PS-LL3151.5〜3.09500半伸缩吹灰器PS-SB3151.5〜3.04750空预器吹灰器PS-AT3650.8〜1.0970在炉膛出口左右侧布置了2只伸缩式烟温探针，在锅炉启动阶段烟温探针伸入炉内，以监视启停时炉膛出口烟温。烟温探针最高测量温度为600C，当烟温达到540C时，会发出报警,烟温探针自动退出，此时降低燃料量控制炉膛燃烧率。烟温探针型号为TS-O，行程6500mm。1.1.10锅炉管路系统锅炉受压件必要的位置设有疏水和排空点，在水冷壁下集箱和水冷壁中间集箱上设有疏水管，作停炉疏水用。水冷壁下集箱疏水管管径为①60X8mm，分别配有2只DN50的电动截止门；水冷壁中间集箱疏水管管经为①34X7mm，各配有1只DN25的手动截止门和1只电动截止门。此外，省煤器进口集箱，后烟井下部环形集箱均设有疏水管。锅炉部分的疏水最终均汇总接至疏水母管，并被引至疏水扩容器。注意：当水冷壁下集箱疏水进入大气式扩容器时，严禁打开进入地沟的疏水阀门；当水冷壁下集箱疏水无法进入大气扩容器时，此时水冷壁处于无压状态，并且水冷壁的温度降到疏水要求，才能打开进入地沟的疏水阀门。在锅炉点火前，过热器和再热器系统的疏水阀门和放空气阀门必须打开，以保证系统内管道疏水，疏水后当管道内产生蒸汽时，关闭过热蒸汽管道上的疏水和放空气阀门。后烟井集箱上的疏水阀门待达到相应参数后立即关闭。再热器疏水阀门和放空气阀门必须在凝汽器建立真空前关闭。锅炉取样管路，锅炉设有出口蒸汽取样点、给水取样点和启动疏水取样点。出口蒸汽取样点分别设在过热器和再热器出口蒸汽管道上，给水取样从靠近省煤器进口集箱处给水管道上接出，启动疏水取样点从启动分离器疏水管道上接出，每点取样管路上布置有2只手动截止阀门。安全阀排汽管道，为保证锅炉安全运行，防止受压部件超压，锅炉配有14只安全阀，在炉顶过热器4根进口管道上各装有1只，末级过热器2根出口管道上各装有1只，低温再热器2根进口管道上各装有2只，高温再热器2根出口管道上各装有2只，另外为减少过热器出口安全阀起跳次数从而保护安全阀，在过热器出口安全阀的上游均布置有1只电动泄放阀，泄放阀带有隔绝阀以供检修时作隔离用。主蒸汽管道规格为①426.4mm，材料为SA-335P91。管道上装有安全阀、动力释放阀、水压试验堵阀和蒸汽取样阀、蠕胀测点、温度和压力测点等。再热器冷段进口管道规格为①711.2mm，材料为A672B70CL32。管道上装有4只安全阀、事故喷水减温器、水压试验充水接口、水压试验堵阀等。再热器热段出口管道规格为①711.2mm，材料为SA-335P91。管道上装有4只安全阀、蒸汽取样阀、水压试验堵阀等。1.1.11汽水系统测点和烟空气系统测点布置汽水系统测点包括：工质温度、工质压力和流量、金属壁温等测点，作记录、控制和试验用。省煤器进出口管道，汽水分离器出口、下降管，过热器一、二级减温器进出口，末级过热器出口，低温再热器进出口，末级再热器进出口处均装有工质温度测点。工质压力测点分别布置在省煤器进口，汽水分离器出口、过热器出口、再热器进出口等处。金属壁温测点分控制室记录和就地测试用两种，作记录用的测点热电偶直接引至控制系统，就地测试用的测点其热电偶接至炉外端子箱。烟空气系统测点包括：炉膛压力、烟气温度、炉膛与各风道压差及尾部烟道压力温度等测点，这些测点有属于运行监视所需要的，也有属FSSS和CCS控制所需要的调节和报警用测点。1.1.12本机组采用系统条件厂用电系统电压a）高压系统为10KV、三相、50Hz；额定值200KW以上电动机的额定电压为10KV。b）低压交流电压系统（包括保安电源）为400V/230V、三相、50Hz；额定值200KW及以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。c）直流控制电压为220V或110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围±10%。d）应急直流油泵的电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从192V到248V。1.1.12.2冷却水采用除盐水，最高温度为38°C。1.1.12.3厂用和仪用压缩空气系统供气压力为0.45〜0.8MPa，最高温度为50°C。1.1.12.4锅炉运行条件a）锅炉可以带基本负荷并参与深度调峰。b）锅炉变压运行，采用定—滑—定运行的方式。c）锅炉在燃用设计煤种或校核煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的30%BMCR时，不投油长期安全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。d）锅炉最低直流负荷为30%BMCR。e）锅炉负荷变化率能达到下述要求：1）负荷在50〜100%BMCR时，每分钟不大于5%BMCR；2）负荷在30〜50%BMCR时，每分钟不大于3%BMCR；3）负荷在30%BMCR以下时，每分钟不大于2%BMCR；4）允许的阶跃负荷变化，在50%BMCR以上时，每分钟不大于10%BMCR，在50%BMCR以下时每分钟5%BMCR。5）负荷阶跃：小于10%汽机额定功率/每分钟。f）锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般可满足以下要求：1）冷态启动：5〜6小时2）温态启动：2〜3小时3）极热态启动：＜1小时g）锅炉点火方式为：采用等离子点火，油枪备用。高能电火花—柴油—煤粉，油枪采用机械雾化。h）在燃用设计煤种和BRL工况下，锅炉N0的排放浓度不超过350mg/Nm3（0=6%）。X2i）过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%〜100%BMCR、再热汽温在50%—100%BMCR负荷范围时，能保持稳定在额定值，偏差不超过±5C。j）燃烧室的设计承受压力不小于±5800Pa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载压力不低于±9800Pa，锅炉在设计负荷范围内运行时，都能保证锅炉有足够的安全性和可靠性。k）锅炉各主要承压部件的使用寿命大于30年。l）锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于以下值：1）冷态启动（停机超过72小时）：200次2）温态启动（停机72小时内）：1200次3）热态启动（停机10小时）：5000次4）极热态启动（停机小于1小时）：300次5）负荷阶跃：12000次m）当一台空气预热器停运时锅炉可带60%BMCR负荷运行。汽机设备概述主机设备汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，型号是CLNZK660-24.2/566/566,机组采用积木式设计，高中压合缸、反动式叶片、整段转子、多层汽缸、数字电液调节等技术特点。汽轮机通流部分采用冲动式与反动式联合设计。新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入汽轮机高压缸，高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入汽轮机高压缸的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式压力级后，由外缸下部两个排汽口进入再热器。再热后的蒸汽进入机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，再由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入汽轮机中压缸，中压进汽管位于上半两根、下半两根。进入汽轮机中压缸的蒸汽经过6级反动式压力级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号、2号低压缸中部。两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各6级反动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的排汽装置经过排汽主管道和蒸汽分配管进入空冷凝汽器。汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热。回热系统设计有三台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器。机组装有两个高压主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个主汽调节联合阀包括一个水平安装的主汽阀和两个相同的垂直安装的调节阀。机组装有两个再热主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个再热主汽调节联合阀包括一个摇板式主汽阀和两个调节阀。高中压缸合缸、采用双层缸结构，高中压外缸和内缸通过水平中分面形成了上下两半，内缸支撑在外缸水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使气缸保持与汽轮机轴线的正确位置，同时使汽缸可根据温度的变化自由收缩和膨胀。低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成3层缸结构。由外缸、1号内缸、2号内缸组成。高中压转子、低压转子均为无中心孔合金钢整锻转子。高中压转子和1号低压转子、1号低压转子和2号低压转子、2号低压转子和发电机转子均通过联轴器刚性联接。汽轮机共有7个轴承，6个支持轴承和一个推力轴承。其中支持轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承结构。根据直接空冷机组的运行特点，低压缸和轴承箱分别落地，以避免排汽温度的变化使轴承标高受到影响，以保证轴承的稳定性。发电机两个轴承采用端盖式轴承，轴承采用上半一块、下半两块可倾式轴瓦。660MW直接空冷汽轮机设计了合理的滑销系统，汽轮机设有3个绝对死点，1、2号低压缸的绝对死点位于各自的中心，高中压缸的绝对死点位于2号轴承座（从调速端向发电机端依次为1号轴承箱、高中压缸、2号轴承箱、1号低压缸、3号轴承箱、2低压缸、4号轴承箱）。转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，即转子相对膨胀死点在机组前箱内推力盘处。汽轮机正常运行时绝对膨胀值为23.5mm。每个低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，当低压缸的内压超过其最大安全设计压力时，自动进行危急排气，大气阀的动作压力为0.034〜0.048MPa（表压）。低压缸排汽区设有喷水装置，在汽轮机空负荷或低负荷、排汽温度升高时自动投入，降低低压缸排汽温度，保护末级叶片。汽轮机给水系统设计有两台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动变速给水泵。电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵与主泵是分置式的，机组正常运行为两台汽泵运行，电泵作为备用。机组空冷岛平台标高45.0m，布置在主厂房A列外，共安装有56组空冷凝汽器，分为8列冷却单元垂直A排布置，每列有7组空冷凝汽器，其中第3、6组为逆流凝汽器，其余5组为顺流凝汽器。每组空冷凝汽器由10个散热器管束组成，以接近60。角组成等腰三角形A型结构，两侧分别布置5个散热器管束。散热器管束为单排扁平翅片管，采用镀铝防腐工艺处理。两台100%容量凝结水泵；两台100%容量闭式冷却水泵；三台50%容量水环式真空泵。主机和给水泵汽轮机公用EH油系统。汽轮机运行在THA工况时热耗率保证值为8059.6kJ/kWh。机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，采用滑压运行方式，滑压运行的范围是40〜90%额定负荷。润滑油系统润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵、顶轴油系统及盘车装置、两台100%容量的板式冷油器、排油烟风机、射油器、油净化装置以及管道仪表等组成，润滑油系统供回油管采用套装管路。汽轮机主轴直接驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，与汽轮机主轴采用刚性联接。汽轮机在额定转速运行时，来自主油泵的压力油供润滑油系统所需的全部用油、高压备用密封油和机械超速脱扣油管供油，同时也进入油箱内部管道为两台射油器提供动力油。I号射油器排出的油供主油泵吸入口和低压备用密封油，II号射油器排出的油通过冷油器供汽轮发电机组轴承润滑用油。交流润滑油泵在启动和停机阶段使用，油泵出口供主油泵进油管和低压备用密封油，另一路经冷油器至轴承润滑油母管。直流事故油泵作为交流润滑油泵的备用泵。所有轴承润滑供油，都需经冷油器调节油温，正常情况下二台100%容量冷油器一台运行，一台备用。顶轴油系统装有两台高压轴向柱塞泵，一台运行一台备用，向汽轮机低压缸四个轴承和发电机两个轴承注入高压顶轴油，以承受转子的重量。在机组盘车前或跳闸后都能顺利投入运行。盘车装置盘车装置由壳体、涡轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电机、润滑油管路、护罩、气动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在2号低压缸和发电机之间，转速为3.35r/min,在汽轮机启动、停机时均匀对汽轮机转子盘车，减小转子热弯曲。EH油系统汽轮机液压油采用高压抗燃油，该系统包括EH油箱、两台100%容量的交流油泵、两台100%容量的冷油器、切换阀、过滤器、蓄能器、在线抗燃油再生装置、加热器、EH油循环泵、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、浮子式液位计、高低压油位报警开关。液压油系统采用集装式。抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，为除盐水，换热器采用管式换热器。冷油器正常单台运行，允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。旁路系统本机组旁路系统采用德国A-T公司生产的高、低压两级串联旁路系统。高压旁路从汽轮机入口前主蒸汽母管引出，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系统。低压旁路每台机组安装二套，从汽轮机中压缸入口前热再热蒸汽主管引出，经减压、二级、三级减温后接入排汽装置，减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。电气设备概述电气主接线1.3.1.1我厂一期工程装有2台660MW发电机组，本期工程采用无母线并预留双母线位置的方案，采用发变组单元制接线，接入750KV系统。通过750KV线路接入白银变电站。1.3.1.2我厂电压等级有：750KV、发电机出口20KV、#1启备变高压侧110KV、厂用母线10KV、380V,厂内到净化站线路35KV、净化站取水口母线6KV、380V1.3.1.3景泰电厂#1、2主变出口750KV线路合用一条出线至白银变电站，#1、#2发电机出口电压等级20KV、经#1、#2主变升压至750KV；#1、#2发电机出口20KV接厂高工作变、厂高公用变作为10KV工作母线和公用母线的工作电源。#1启备变电源由白银石城变电所110KV1116城电线路供电，经#1启备变共箱母线作为10KV母线备用电源。1.3.1.6厂用10KV母线共有8个段。分别为#1机10KV工作母线1A、1B段，公用1C段；#2机10KV工作母线2A、2B段，公用2C段；10KV输煤A、B段；10KV输煤A、B段电源正常分别由公用1C、2C段供电，10KV输煤A、B段之间设有联络开关，互为备用。1.3.1.7净化站高压母线电压等级为6KV，工作电源是由厂用10KV公用1C段供电，经净化站升压变升压至35KV，经35KV线路，再经净化站降压变降压至6KV。净化站备用电源来自白银供电局6KV农电线路。净化站6KV母线工作电源、备用电源开关之间互相闭锁，只能合上其中一个开关。1.3.1.8取水口高压母线电压等级为6KV，工作电源、备用电源均来自净化站6KV母线，正常运行中净化站617A、617B开关在“合闸”位置，取水口6A17、6B17开关之间互相闭锁，只能合上其中一个开关。1.3.1.9中性点接地方式750KV中性点接地方式：中性点直接接地。750KV电抗器接地方式：小抗接地。发电机中性点接地方式：经单相变压器接地、中性点采用高电阻接地。10KV中性点接地方式：60欧姆电阻接地。（属于高阻抗小电流接地系统）400V中性点接地方式：直接接地。发电机发电机概述发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的三相交流隐极式同步发电机，型号为：QFSN-660-2。发电机采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙取气径向斜流的冷却方式，发电机定、转子绕组均采用F级绝缘。发电机出口电压20KV。发电机、主变压器采用单元接线方式，发电机经主变压器升压后接入750KV线路。发电机的结构发电机采用全封闭结构，运行时采用氢气作为冷却介质。通风系统包括风扇和氢气冷却器，通风系统是独立的全封闭结构以防止污物和潮湿气体进入。定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，定子铁心和端部结构件氢气表面冷却。发电机由定子、转子、端盖及轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、出线盒、引出线及瓷套端子、集电环及隔音罩刷架装配等部件组成。发电机设有完善的监测系统。发电机定子铁心由高质量硅钢片制成的扇形冲片叠成以降低铁损。定子机座是一个由钢板装焊制成的机壳，机座的作用是容纳和支撑定子铁心、绕组,并且为整个发电机内部循环冷却氢气提供多条路径。定子绕组由绝缘的线棒组成，安装在定子铁心槽内，将线棒端部相连构成线圈，通过并联环连接成相应的相带。定子线棒直线部分进行罗贝尔换位，从而减少了负载状态下的环流损耗。定子绕组引线由铜管弯成，采用水内冷。用由聚四氟乙烯软管制成的绝缘引水管将定子绕组、定子绕组引线等与励端进水汇流管连接，并且能吸收热胀冷缩和绕组振动。定子绕组出水经汽端出水汇流管排出。引出线汇流管设在出线盒处。发电机转子由转轴、绕组及端部绝缘固定件、阻尼系统、护环、中心环、风扇、联轴器和集电环装配等构成。转轴是由Ni-Cr-Mo-V合金钢整体锻件机械加工而成。其质量通过机械、化学、冶金检查和非破坏性试验来保证。转子本体开槽来安装转子线圈，转子线圈通过槽楔固定在转子槽内，当转子旋转时，槽楔要承受转子线圈的离心力。转子磁极在与转轴垂直的方向上开有横向月牙槽以平衡小齿区域和大齿区域两个方向的刚度。转子磁极,风扇座环和集电环风扇座环上安装平衡块以减轻转子振动。发电机转子每极表面（大齿）上开设有两个阻尼槽，槽内置放通长的阻尼铜条，避免在横向槽周围形成过热点。集电环装配由装配在小轴上的集电环、绝缘套筒、风扇、导电螺钉和导电杆等组成，并通过小轴端部联轴器与发电机转子连接。集电环采用50Mn锻钢制成，其外圆表面设有螺旋沟，轴向和径向沿圆周分布有通风孔。集电环下绝缘套筒和导电杆绝缘套筒，以及填充用的绝缘垫块均为F级绝缘材料。隔音罩刷架装配由装配在底架上的隔音罩、构成风路的隔板、刷架、组合式刷盒、导电板（引线铜排）、末端抑振轴承等组成。发电机的出线盒设置在定子机座励端底部。出线盒由无磁性钢板焊接而成，具有足够的强度及气密性。出线盒采用法兰与机座把合。发电机引出线由铜管制成。引出线上端与定子绕组引线采用柔性接头连接，下端通过铬铜合金接线夹与瓷套端子相接。发电机共有6个出线瓷套端子。发电机出线端子上设置有套管式电流互感器，每个端子上套有4只，并采用无磁性紧固件固定在出线盒上。发电机引出线和瓷套端子均采用水内冷。发电机外端盖内置主轴承、油密封装置和进油管，主轴承和油密封装置用来支撑转子，进油管为主轴承和油密封装置供油。转轴穿过外端盖从机座的两端伸出，因此提供油密封装置来防止氢气泄漏。油密封装置装配在轴承的内侧，拆卸外挡油盖即可容易地对轴瓦进行检查并且不会发生氢气泄漏。励端轴承座、密封座以及油挡与发电机端盖绝缘以避免产生轴电流。轴承采用下半两块可倾式轴瓦，能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。在发电机轴承内侧安装油密封装置，用来防止发电机内部的氢气通过转轴与转轴所穿过部件之间的间隙漏出发电机外。密封座安装在端盖上，密封座装有两个密封瓦，即：内（氢侧）和外（空侧）两个瓦。密封瓦通有比机内氢气压力高84kPa的密封油。密封油流经密封瓦和转轴之间的间隙，从氢侧和空侧两侧排出进入消泡箱后继续循环。发电机冷却系统发电机冷却方式为水-氢-氢（发电机定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷、转子铁心，定子铁心氢表冷），定子绕组的冷却水由水冷泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过水冷器进行冷却。氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、5进（冷风）6出（热风）”并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。发电机在定子机座汽、励两端顶部分别横向布置了一组氢气冷却器。氢气冷却器用冷却水带走氢气在发电机内部循环时产生的热量。氢气冷却器由热交换区、管板和水箱组成。热交换区内装有带散热片的冷却管，由承管板支撑。励磁系统励磁系统概述a）发电机励磁系统采用ABB散件进口，国内组装的方式。型号为UNITROL5000自并激静止可控硅整流励磁系统,励磁系统主要由励磁电源变压器、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过电压保护装置、起励装置、微机励磁调节器等组成，励磁变电源直接取自发电机出口，启励电源取自保安A段。b）发电机转子通常有剩磁存在，因此在转动起来后便会在定子回路感应出一定的残压。一般情况下，只要整流柜输入不低于10~20V即可满足发电机残压起励要求。如果在几秒内残压起励失败，则启动备用起励回路。在机端电压达到发电机的10%时，备用起励回路自动退出，即开始软起励过程并建压到预定的电压水平。我厂励磁装置电源共有五路：c）励磁系统启励电源来自汽机MCC段。d）励磁调节电源I来自直流110VI母线。e）励磁调节电源II来自直流110VII母线。f）励磁系统交流辅助电源I来自400V保安A段。g）励磁系统交流辅助电源II来自400V保安A段。励磁系统基本技术条件a）当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应保证连续运行。b）励磁系统应具有短时过载能力，励磁系统的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组的短时过负荷能力。励磁系统强励倍数应不小于2（静止励磁系统即使定子电压降到80%额定值时），允许强励时间为20秒。c）励磁系统应具备高起始响应特性，要求在0.1秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%。励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于3.58倍/秒。励磁系统中装设滤高次谐波的吸收装置。励磁系统应装设电力系统稳定器(PSS),并设置必要的保护和控制电路。励磁系统应能通过10kV厂用电，对发变组进行空载、短路特性试验。自并励励磁系统装设轴电压抑制装置,其引起的轴电压不会破坏发电机组轴承油膜。励磁系统应满足发电机零起升压试验的要求。1.3.3.4功率整流装置技术要求整流接线为三相全控桥,具有逆变能力。功率整流装置由五个柜组成,功率整流装置的一个柜退出运行时应满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流连续运行的要求。当有2个柜退出运行时,应能提供发电机额定工况所需的励磁容量。(我厂规定：2个整流柜退出运行时,允许发电机运行1个小时；3个整流柜退出运行时,立即停止发电机运行)整流装置的整流元件不串联。并联元件有均流措施,整流元件的均流系数不低于0.95。整流柜结构保证安全可行,并方便检修及测试。整流装置的每个功率元件都应有短路保护,以便及时切除短路故障电源,并能发保护动作信号。整流装置冷却风机应有100％的备用容量,在风压或风量不足时,备用风机应能自动投入。整流装置的通风电源应设两路,并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却电源故障,应发出报警信号。整流装置每个功率元件安装有快速熔断器。整流柜结构应保证安全可靠,并便于测试及检修,整流装置应能方便地检修和更换。1.3.3.5自动励磁调节器(AVR)技术要求励磁调节器(AVR)采用数字微机型，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。放大倍数、时间常数、参考电压与反馈信号量等应有明显的显示，显示的参数应为数字模型中的实际值，显示的输出值应为实用量值。采用两路完全相同且独立的自动励磁调节器(AC调节器)并联运行。当一路调节器出现问题时，不影响励磁系统的正常运行，故障调节器将自动退出运行，并发出报警。单路调节器独立运行时，完全能满足发电机各种工况下正常运行。同时还设有独立的手动电路(DC调节器)作为备用，手动电路应能自动跟踪；当自动回路故障时能自动无扰切换到手动。自动励磁调节器的调压范围，发电机空载时应能在70-110%额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。手动调压范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的130%。AVR柜采用自然通风，柜体的保护接地和工作接地分开。AVR中应加装无功功率、功率因数等自动调节单元。AVR应具有下列基本功能和限制保护功能机端电压调节、磁场电流调节、恒无功调节、恒功率因数调节、V/HZ限制及保护、过励限制及保护、欠励限制、电力系统稳定器(PSS)、转子过电压保护、无功补偿、PT断线保护及其它附加功能灭磁及转子过电压保护励磁回路中，装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护要简单，对发电机任何负载均能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过4~6倍额定励磁电压值。发电机灭磁采用逆变灭磁和灭磁开关灭磁两种方式。灭磁装置在发电机正常停机时采用逆变灭磁，故障情况下采用灭磁开关灭磁。发电机转子回路装设有过电压保护，其动作电压的分散性应不大于±10％，励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备能承受直流侧短路故障、发电机异步运行等工况而不损坏。灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。励磁变压器技术要求：励磁变压器采用室内干式单相变压器，其一次绕组为Y连接，二次绕组为D连接，一次绕组按35kV等级考虑绝缘，绝缘等级为F级，运行最大温升为100K。其容量满足1.1倍额定容量长期连续运行，磁场强励和发电机的全部工况要求。励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽及必要的监视和保护装置。励磁变压器设计应充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器温升在允许范围内。励磁变压器能满足汽轮发电机空载试验时130％额定机端电压的要求。励磁变压器的容量应满足在TMCR工况下强励2倍的要求。励磁变压器高压侧每相应提供3组套管CT，其中2组用于保护，1组用于测量。低压侧每相亦应提供3组CT,其中2组用于保护，1组用于测量。励磁变压器有测温装置，包括每相两个测温元件，既可就地显示温度也可在AVR显示屏上显示温度，并可输出报警接点。起励回路技术要求：采用交流380VAC电源起励方式。并提供电源容量。起励回路为短时工作制，允许间隔5min通电启动一次。当发电机电压上升到规定值时，起动回路自动脱开。1.3.3.9信号：位置信号发电机灭磁开关分/合位置、手动/自动调节位置、冷却风机运行/停止状态、PSS投入/切除位置、功率整流元件的保护动作、PSS限制动作等信号故障信号触发脉冲消失、过励限制动作、强励限制动作、欠励限制动作、V/Hz限制动作、励磁变压器温度过高、励磁控制回路电源消失、励磁绕组过压过流、励磁调节器通道切换、起励失败、工作电源消失、冷却风机故障、功率桥支路退出运行、PT断线等信号。所有保护信号除就地显示外都有两对电气上独立的接点，接在端子上，与CRT连接。以便运行人员监视。1.3.3.10励磁控制就地设有，EA柜：交流进线柜；EG1-EG5柜：整流柜；ES柜：灭磁、启励及直流出线柜；ER柜：AVR柜。1.3.3.11发电机励磁系统具有以下功能：软起励、过励限制、欠励限制、具有反时限特性的最大励磁电流限制、V/HZ限制、PSS等。1.3.4氢气系统发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置，能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持发电机内氢气额定压力、规定纯度及冷氢温度等。发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过氢气冷却器由闭式冷却水冷却。发电机氢气冷却器采用多片套管式结构或绕片式结构。发电机设置氢气干燥器（吸附式），设有氢气温湿度在线检测仪，其入口设有油分离器，干燥装置能保证在额定氢压下发电机内氢气露点在-5~-25°C之间。发电机充、补氢气的露点W—50C。干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h。发电机设液位检测报警装置。在发电机高、低压风区接口加装氢气干燥器，从而吸收氢气中的水分以降低氢气的湿度。每台机组配置一台吸附式氢气干燥器。一台吸附式干燥器有两个吸收塔，一个吸收塔处于吸收过程，另一个吸收塔处于再生过程，所以一台干燥器能连续工作，满足对发电机氢气干燥要求。1.3.4.6为了测量氢气冷却器的冷氢和热氢温度，共埋置不少于8个热电阻（PtlOO三线制）。两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路为对称布置。发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件，材质为lCrl8Ni9Ti，并使布置便于运行操作、监视和维护检修。氢系统密封阀均为无填料密封阀。对氢冷发电机氢系统的要求。a）氢冷却器冷却水直接冷却的冷氢温度为45±1C。氢冷却器冷却水为除盐水，其进水设计温度为38C。b）氢气纯度不低于95%时，能在额定条件下发出额定功率。计算和测定效率时的基准氢气的纯度应为98%。c）机壳和端盖，能承受压力为0.8MPa历时15分钟的水压试验，以保证运行时内部氢爆不危及人身安全。d）氢气冷却器工作水压为0.45MPa以上时，试验水压不低于工作水压的2倍。e）冷却器按单边承受0.8MPa压力设计。密封油系统发电机密封油系统能满足发电机在正常运行、启停机、盘车、充氢置换等工况下均能密封住机内气体的要求，并使其压差稳定在规定范围内，且不应有密封油漏入发电机内，在发电机轴承上均设温度测点。密封油系统设真空脱水、脱气装置，密封油中不含游离水，油中颗粒度不低于NAS8级。密封瓦结构为双流环式。空侧主油源来自汽轮机轴承润滑油，备用油源来自汽轮机主油箱。润滑油回油管上装设视流窗，以便观察回油。油氢差压由差压调节阀自动控制，氢侧和空侧油压由平衡调节阀自动控制，并提供差压和压力报警信号接点。为了在启停过程和正常运行中调节氢侧油温，设有电加热装置。对于双流环形式密封油系统，有2台100%容量的空、氢侧交流密封油泵及相应电动机和1台100%容量的直流氢侧密封备用油泵及相应电动机。交流油泵电动机应为防爆型。有两台氢侧密封油冷却器和两台空侧密封油冷却器，冷油器冷却水温设计为38°C。冷油器冷却水为除盐水。发电机轴承润滑油密封油质能应满足汽轮机润滑油油品要求，油源由汽轮机润滑油提供。定子冷却水系统定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却，采用闭式独立水系统并采用集装式结构，冷却器冷却水进水设计温度为38C。1.3.6.2定子线圈内的冷却水进水温度为40〜50C，进水温度有自动调节装置，冷却水温度波动范围±5C,出水温度不得大于85Co1.3.6.3水质应透明纯净，无机械混杂物，在水温为20C时：电导率为0.5〜1.5pS/cm（定子线圈独立水系统）。PH值7.0〜8.0硬度V2微克当量/L（2pgE/L）含氨（NH3）微量定子线圈内冷却水允许断水时间在带满负荷运行的情况下不超过30秒。1.3.6.5定子水系统中的所有接触水的元器件均采用lCrl8Ni9Ti或有色金属等抗水腐蚀材料。定子冷却水泵、冷却器、滤网各设2台，互为备用，冷却器为管式。发电机定子冷却水进水管装压力表、压力开关和流量表及流量测量装置及3台流量变送器，为了确保断水保护动作信号的可靠性，设置3只水流量极低开关。发电机内设有漏水、漏油监测装置。有完整的控制和报警装置并分别备有远程、就地的信号设备。定子冷却水系统配有10%容量的超净化装置及其流量计、电导仪、压力表及温度计，以提高水质。定子冷却水箱按压力容器设计、制造，且应采用氮气加压。水箱排空管上装有气敏元件、测氢浓度报警。定子冷却水箱设电加热装置。发电机管道设计考虑了定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地对定子进行反冲洗，反冲洗管道上加装过滤器。变压器概述我厂共装有下列变压器*主变压器型号DFP-3X260000/800强迫油循环风冷变压器。#1启备变型号为SFFZ10-70000/110三相双绕组有载调压油浸风冷分裂变压器。厂高工作变型号为SFF-CY-63000/20三分裂变油浸风冷。厂高公用变型号为SF-25000/20三相双绕组油浸风冷变压器。励磁变为DC9-2750/35三相树脂浇注干式变压器。低压干式变压器5000kVA的有：厂外净化站变低压干式变压器2500kVA的有：锅炉变，电除尘变，空冷变。低压干式变压器2000kVA的有