大唐600MW机组集控运行规程(典型版)

福建大唐国际宁德发电有限责任公司企业标准2×600MW超临界机组集控运行规程宁电集控运行规程修订表起草人修订人审定人批准人时间试行版第一版第二版目录TOC\o"1-2"\h\z1总那么42引用标准43主机设备系统概述63.1锅炉设备概述63.2汽轮机设备概述63.3发电机设备概述73.4主要辅机及系统简介84主机设备标准114.1锅炉设备标准和燃料特性114.2汽轮机设备标准214.3发电机及励磁设备标准284.4主变、高厂变、启备变设备标准314.5相关图表及曲线335机组主要控制系统445.1炉膛平安监控系统〔FSSS〕445.2顺序控制系统〔SCS〕445.3电气顺序控制系统(ECS)445.4模拟量控制系统〔MCS〕445.5数字电液调节系统(DEH)445.6数据采集系统〔DAS〕445.7汽动给水泵调速控制系统〔MEH〕455.8励磁控制系统455.9NCS系统简介456机组联锁保护466.1锅炉MFT保护466.2锅炉OFT保护内容476.3燃油泄漏试验476.4汽机ETS保护476.5锅炉辅机主要保护简介486.6汽机辅机主要保护简介506.7发电机－变压器组保护517机组启动587.1启动原那么587.2启动前辅助系统投运597.3启动前准备工作637.4冷态启动657.5热态启动788机组运行818.1运行方式818.2运行控制参数及限额818.3运行正常检查工程及标准858.4运行调整858.5定期工作979机组停止1009.1停运方式1009.2停运前的准备1009.3机组正常停运1009.4机组滑参数停运1039.5机组停运后的保养1049.6主要辅机停运规定10510事故处理10710.1事故处理原那么10710.2事故停机10710.3DCS系统失灵、热工保护拒动11010.4仪用压缩空气压力异常11110.5厂用电源中断11110.6锅炉局部重点事故处理11210.7汽轮机局部重点事故处理12010.8电气局部重点事故处理12811保护联锁及试验14011.1锅炉水压试验14011.2锅炉平安门校验14211.3汽轮机超速保护试验14311.4汽机主汽门、调速汽门严密性试验14411.5真空严密性试验14511.6汽轮机阀门活动试验14611.7抽汽逆止门活动试验14711.8危急遮断器注油试验14711.9电磁阀试验14711.10柴油机机组启动试验14811.11主机UPS电源切换试验14911.12启备变、高厂变、主变冷却器电源切换试验14911.13交流事故照明电源切换试验15011.14保安EMCC段工作、备用电源切换试验15111.156kV厂用快切试验15111.16励磁整流柜风机电源切换试验151总那么为了标准超临界机组的运行管理，确保机组平安、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。本规程规定了福建大唐国际宁德发电有限责任公司集控运行技术标准，适用于集控运行人员，是集控运行人员操作的指导标准，#3、#4机组集控各岗位运行人员应严格执行。公司总经理、副总经理、总工程师及发电部、设备部、安监部的部长、副部长，专业主管应熟知和贯彻本规程。本规程对机组的启动、运行维护、停运、保养、典型事故处理、典型试验等方面的操作要求和应遵循的原那么作了明确规定。本规程和《集控辅机运行规程》、《集控运行系统图册》、《标准操作票》、《标准检查票》《运行巡回检查标准》配合使用。引用标准本规程依据国家标准、部颁行业标准、技术法规、设备制造厂家说明书、设计院图纸资料，结合本机组运行特点编写而成。主要引用依据有：GB/T7596-2000电厂运行中汽轮机油质量标准GB8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程GB8349-87离相封闭母线GB/T74093-97大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB10184-88电站锅炉性能试验规程GB10968-89汽轮机投运前油系统冲洗技术条件GB11120-89L-TSA汽轮机GB11347-89大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GB12145-99火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL912-2005超临界火力发电机组水汽质量标准〔增加行业标准〕GB14285-93继电保护和平安自动装置技术规程DL428-91电气系统自动低频减负荷技术规定DL/T435-2004电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL558-1994电业生产事故调查规程DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导那么DL/T572-95电力变压器运行规程DL/T596-96电力设备预防性试验规程DL/T607-96汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T856-2004电力用直流电源监控装置DL/T651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T655-1998火力发电厂锅炉炉膛平安监控系统在线验收测试规程DL/T656-1998火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程DL/T657-1998火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T658-1998火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T659-1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导那么DL/T705-1999运行中氢冷发电机用密封油质量标准DL/T863-2004汽轮机启动调试导那么DL/T852-2004锅炉启动调试导那么DL/T912—2005超临界火力发电机组水汽质量标准DL5011-92电力建设施工及验收技术标准〔汽轮机篇〕DL5027-93电力设备典型消防规程DL5047-95电力建设施工及验收技术标准〔锅炉机组篇〕电安生[1994]227号电业平安工作规程(热力和机械局部)DL408-91电业平安工作规程(发电厂和变电所电气局部)JB/T6227-2005氢冷发电机密封性检验方法及评定JB/T6228-92汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定DL/T246－2006化学监督导那么国家电力公司标准〔99〕汽轮发电机运行规程国电发〔2000〕589号防止电力生产重大事故的25项重点要求〔82〕水电技字第63号电力工业技术管理法规〔82〕水电电生字第24号发电厂厂用电动机运行规程中国大唐集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导那么》HG-1900/25.4-YM4型锅炉运行说明书CLN600-24.2/566/566型汽轮机运行维护说明书QFSN-600-2YHG型发电机运行说明书本规程自批准之日实施，规程解释权归福建大唐国际宁德发电有限责任公司发电部。本规程起草单位：发电部本规程起草人：刘勇宋铁军邱盈忠本规程本规程主机设备系统概述锅炉设备概述福建大唐国际宁德发电公司2台600MW超临界燃煤发电机组工程配置哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井巴布科克公司合作设计、制造的HG-1900/25.4-YM4型超临界变压运行直流锅炉，锅炉形式为一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、平衡通风、全钢构架、露天布置、全悬吊结构Π型炉。锅炉设计煤种为山西大同塔山矿洗精煤，以东胜纳林庙烟煤作为校核煤种；正常点火及助燃用油为零号轻柴油，油枪采用机械雾化。灰渣采用分除方式，飞灰采用气力干除灰，炉渣脱水后由汽车运输至厂外灰渣场；烟气脱硫采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺。给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的调速电动给水泵。电动给水泵作为机组启动和一台汽动给水泵事故或检修时使用，当电动给水泵与一台汽动给水泵并列运行时，可满足90%额定工况的容量。锅炉启动系统为带再循环泵式，系统由内置汽水别离器、储水箱、水位控制阀和炉水循环泵等组成。在本生负荷以下，汽水混合物在启动别离器中别离，蒸汽从别离器顶部引入到过热器中，水经别离器进入储水箱，水经炉水循环泵排到省煤器入口给水管道进行再循环。水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集箱连接。四只启动别离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，水冷壁吸热均匀，水动力特性稳定，具有良好的变压、调峰和启动性能。燃烧系统采用三井巴布科克公司的低NOx轴向旋流煤粉燃烧器〔LNASB〕，燃烧方式采用前后墙对冲燃烧。LNASB燃烧器具有较好的自稳燃能力和较大的调节比，在炉膛中布置的节距较大，相邻的燃烧器之间不需要相互支持。燃烧器前后墙对称布置方式，沿炉膛宽度方向的热量输入均匀分布，在炉膛及水平烟道的过热器、再热器区域的烟气温度也更加均匀，锅炉热偏差小。在煤粉燃烧器的上方前后墙各布置1层燃尽风，每层5只风口。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹冷一次风方式，每炉配6台HP1003型磨煤机，设计5台运行可满足BMCR工况出力。每台磨煤机出口5根输粉管对应一层煤粉燃烧器，6台磨煤机对应前后墙各3层〔前墙：上－D，中－C，下－E；后墙：上－A，中－F，下－B〕燃烧器。过热汽温的调整主要由水/煤比控制中间点温度，另外还设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，另外还在再热器入口管道装设有事故喷水减温器。汽轮机设备概述汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，型号是CLN600-24.2/566/566，采用数字式电液调节〔DEH〕系统，具有较高的效率和平安可靠性。汽轮机通流局部采用冲动式与反动式联合设计。主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统均采用“双管、单管、双管〞的布置方式。主蒸汽从下部进入汽轮机两侧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，经过上、下各2根导汽管进入高压缸。由汽轮机至发电机方向，从左上角顺时针旋转依次为#1至#4高压导汽管和其对应的喷嘴组。进入高压缸的蒸汽通过1个冲动式调节级和9个反动式压力级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽进入机组两侧的再热主汽调节联合阀，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中压缸，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，蒸汽从通流局部的中部流入，经过正反向7级反动式压力级后，流向每端的排汽口，蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。汽缸下部留有抽汽口，本机设有8段非调整抽汽向由三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及小汽机、辅助蒸汽系统等供汽。高中压缸采用双层缸结构，其内外缸采用合金钢铸件，以水平中分面为界分为上下两局部。外缸的猫爪搁在轴承座上，上缸的全部重量加压在下缸上。内缸支撑在外缸上，在上部和下部通过定位销导向，从而保持汽缸与转子中心一致，使汽缸可根据温度的变化自由收缩和膨胀。本机组具有两个低压缸，为了减少温度梯度低压缸设计成3层缸结构，由外缸、1号内缸、2号内缸组成，减少了整个汽缸的绝对膨胀量。低压排汽口与凝汽器采用弹性连接。每个低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，大气阀的动作压力为0.034～0.048MPa(表压)。机组膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心，汽轮机膨胀时，1号低压缸中心保持不变，它的后部通过定中心粱推动2号低压缸沿机组轴向向发电机端膨胀。1号低压缸的前部通过定位中心梁推着中轴承箱、高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。高中压转子、低压转子为无中心孔合金钢整锻转子。带有主油泵及机械超速跳闸装置的轴通过法兰螺栓刚性地与高中压转子在调端连接在一起，高中压转子和1号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。1号低压转子和2号低压转子通过中间轴刚性联接、2号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。整个轴系轴向位置是靠高压转子前端的推力盘来定位的，推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的相对膨胀死点。汽轮发电机组整个轴系由9个支持轴承支撑。其中高中压缸和低压缸共六个支持轴承为四瓦块可倾瓦；发电机两个轴承采用上半一块、下半两块可倾瓦端盖式轴承；推力轴承工作瓦块和定位瓦块各八块安装在前轴承箱内。盘车装置安装在发电机与2号低压缸之间，为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速摆动啮合的低速盘车装置，盘车转速为3.35r/min。发电机设备概述发电机为哈尔滨电机厂制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，采用水、氢、氢冷却方式，定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。采用双流双环式油密封，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过定子冷却水冷却器进行冷却。氢气那么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、五进六出〞，并通过两组〔四台〕氢冷器进行冷却。发电机的结构形式为封闭密封式，定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并经绝缘处理的扇形片迭装而成，定子绕组为2Y接线。转子用高强度高导磁的铬镍钼钒整体合金锻钢制成，转子绕组用高强度精拉含银铜排制造，发电机定、转子绕组均采用F级绝缘。发电机出线端子数目为6个，定子出线相序从励磁端向汽端看由左到右为A、B、C。中性点采用经变压器接地。主要辅机及系统简介锅炉主要辅助系统简介空预器及风机本炉配置两台豪顿华公司的31VNT1720〔100〕型容克式三分仓回转式空气预热器，为防止空气预热器冷端腐蚀，在送风机入口接入热风再循环管道，在启动和低负荷运行时适当提高送风进风温度。锅炉配置两台AN35e6(V19+4°)型静叶可调轴流式引风机；两台FAF25-14-1型动叶可调轴流式送风机；两台PAF18-11.8-2型两级动叶可调轴流式一次风机。除灰渣系统灰渣采用分除方式，除灰系统包括飞灰输送、贮存和卸料三个局部，电除尘器灰斗排灰采用正压浓相气力输送至灰库，灰库安装有干式和湿式卸料装置。每台锅炉设置二台五电场静电除尘器，除尘器效率不低于99.5%。除渣系统采用水浸式刮板捞渣机连续除渣机械输送方式，炉渣经脱水仓脱水后由汽车运送至灰场。排渣溢流水经溢流水泵打到高效浓缩机，澄清后储存在缓冲水池，冷却后的澄清水通过水泵打回锅炉房循环使用。脱硫系统烟气脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，其系统流程为：从进烟囱前的水平烟道将烟气引出，经增压风机、湿式吸收塔脱硫后再经烟囱排放至大气。主要系统包括：石灰石浆液制备系统、湿式吸收塔系统、石膏脱水及贮存系统、脱硫废水处理系统等。吹灰系统锅炉吹灰蒸汽系统分锅炉本体受热面吹灰和空气预热器吹灰两局部。锅炉本体共装有吹灰器166只，其中炉膛水冷壁四周装有98只短行程炉膛吹灰器；在炉膛上部和对流烟道区域布置有56只长伸缩式吹灰器，另外，还布置了8只半伸缩式吹灰器，两侧吹灰器采用对称布置。空气预热器共装有吹灰器4只，在每台空气预热器中各装有2只短行程半伸缩式吹灰器。锅炉本体吹灰蒸汽系统汽源由屏过出口联箱引出，经减压阀减压后供应各吹灰器。空气预热器吹灰蒸汽有两路汽源，其中一路汽源和锅炉本体吹灰汽源一样由屏过出口联箱引出，经减压阀减压后供汽；另一路来自厂用辅助蒸汽。汽轮机主要辅机及系统简介凝结水系统为中压凝结水系统,每台机组配置两台立式凝结水泵,正常时1台运行、1台备用。凝结水从凝汽器热井中引出，凝结泵升压后经精处理装置、一台轴封加热器、四台低压加热器向除氧器供水。#7、8低压加热器入口管道上设有主、副调节阀，用以调节除氧器水位。补水系统设置一个500m3的凝结水储水箱。给水系统每台机组选用2×50%BMCR容量汽泵组+1×30%BMCR容量电泵组的给水系统，电动给水泵正常时备用。一台汽动泵工作时,保证机组负荷60%BMCR的给水量,两台汽动泵工作时,满足机组负荷100%BMCR的给水量，在一台汽动给水泵故障时，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。从除氧器水箱出来的给水经前置泵和给水泵升压，再经三台高压加热器加热，最后通过给水操作站送至锅炉省煤器进口集箱。循环冷却水系统采用海水直流供水系统，每台机组配置两台单级立式斜流泵，每二台机组的循环水系统通过循泵出口压力钢管上的电动联络蝶阀组成扩大单元制方式运行，冬季采用一泵一机运行，春秋季采用三泵二机运行，夏季采用二泵一机运行。开式冷却水系统：开式冷却水系统水源取自在进入主厂房之前的主循环水管道，循环水经开式冷却水泵升压后，进入闭式冷却水热交换器，另外还向真空泵冷却器提供冷却水。该系统设置了两台100％容量的开式冷却水泵并设有旁路管道。闭式循环冷却水系统闭式冷却水系统主要包括一台10m3高位布置的闭式冷却水膨胀水箱、二台闭式冷却水泵和二台闭式冷却水热交换器。正常运行时闭式冷却水泵、闭式冷却水热交换器各为1台运行1备用。系统采用除盐水或凝结水作为冷却介质，经闭式冷却水泵加压、闭式冷却水热交换器冷却后真空系统每台机组共配置三台50%容量水环式真空泵，正常运行时两台备用或一台备用，启动时三台真空泵可一起投入运行。每个凝汽器还设置1只带有水封的真空破坏阀。润滑油系统润滑油系统由汽轮机主轴驱动的主油泵及交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封备用油泵、冷油器、顶轴装置、盘车装置、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等构成。润滑油系统供回油管采用套装管路。汽轮发电机组在额定转速下运行时，主油泵供润滑油系统所需的全部用油。来自主油泵的压力油进入机械超速装置机构，同时也进入油箱内部管道为两台射油器提供动力油。从Ⅰ号射油器排出的油供主油泵吸入口，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。交流润滑油泵在起动和停机阶段使用，泵排油至主油泵进油管及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。所有供轴承润滑油，都需经冷油器以调节油温，正常情况下二台冷油器一台工作，另一台备用。顶轴系统装有两台高压轴向柱塞泵，一台运行、一台备用，向汽轮机及发电机各轴承供油。本机组顶轴系统向汽轮机低压四个轴承和发电机两个轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。旁路系统本机组采用的是高、低压两级串联旁路系统，高旁容量为40%BMCR，低旁容量为40%BMCR+高旁喷水量。旁路装置的驱动执行器采用气动执行机构，高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管引出，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、三级减温后接入凝汽器，减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。电气系统简介宁电2×600MW机组与电网是通过500kV和220kV线路相连接的。发电机经主变升压后接入500KV系统，发变组系统为单元接线方式，发电机出口装有开关，出口开关靠发电机侧接励磁变，靠主变压器侧接厂用分裂变和厂用双卷变，停机时可通过主变反送带厂用电。500kV系统，采用屋内GIS配电装置，一期共2个完整串：2回变压器进线，2回唐宁线路出线。三号机组、唐宁Ⅰ路接入500KV第二串；唐宁Ⅱ路、四号机组接入500KV第三串，正常情况下，500kV系统合环运行，接线方式为3/2接线。220KV＃0启备变高压侧通过唐甘线221线路接入甘棠变电站，作为全厂的明备用电源。500kV及220kV系统无联络变压器。发变组的接地方式为:主变高压侧中性点直接接地，发电机中性点经变压器接地。高压厂用分裂变接地方式为：低压侧中性点经低电阻接地。高压公用双卷变接地方式为：低压侧中性点经低电阻接地。高压厂用备用变接地方式为：高压侧中性点直接接地，低压侧中性点经低电阻接地。发电机出口开关为ABB公司制造的SF6气体绝缘全封闭组合电器〔GIS〕。组合电器由断路器、隔离开关、电容器、接地开关、避雷器、电压互感器、电流互感器及相应的控制系统组成。完成发电机正常并列、解列及故障时将发电机和系统断开的工作。主变为重庆ABB变压器制造的三相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器，容量为720MVA。采用Ynd11接线方式。冷却方式为强迫油循环风冷(OFAF)，共有六组冷却器。主变高压侧中性点直接接地。厂用电交流系统主要有6kV、380V/220V系统，机组正常运行及在机组启停时厂用电源由高厂变供电，在主变和高厂变检修及事故情况下时由220kV系统经＃0启备变供厂用电源，两台机组的厂用电相对独立。其中汽机变、锅炉变、公用变为中性点经电阻接地系统〔三相三线制〕，其他变压器均为中性点直接接地系统〔三相四线制〕。厂用直流系统有220V、110V两个电压等级，220V系统每台机各一段母线、110V系统每台机各两段母线、继电器楼两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组，220V系统为每组蓄电池104只电瓶、110V系统每组蓄电池52只电瓶，厂用直流220V、110V两个系统的母线分别有各自独立的充电装置，两台机两段220V直流母线、继电器楼两段110V直流母线分别设有公用充电装置。为了监督直流系统的电压及绝缘水平，每段直流母线上均连接有电压监察装置和绝缘监察装置。每台机组配备两组容量80KVA的UPS装置，继电器楼单独配备两组容量15KVA的UPS装置，UPS装置为三相输入、单相输出，旁路输入电源为单相，直流输入由机组220V系统供电、继电器楼直流输入由UPS自带蓄电池供电。正常运行时，UPS装置由交流主电源经整流器后送给逆变器转换成交流220V、50Hz的单相交流电向UPS配电屏供电；当交流主电源失电时，直流备用电源经逆止的二极管后接入逆变器的输入端，由220V直流向逆变器供电，UPS母线不会间断供电；当逆变器失去输出或逆变器过负荷时，静态旁路开关自动从逆变器切换到旁路电源，当故障消失后，静态旁路开关自动切换到由逆变器供电。每台机组配备一台1250kW柴油发电机组作为事故保安电源，即在机组厂用交流电源全部消失后保证机组平安停机。主机设备标准锅炉设备标准和燃料特性锅炉设备标准序号名称单位铭牌参数BMCRTCR1锅炉型号HG-1900/25.4-YM4型超临界变压运行直流锅炉2锅炉形式单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置3蒸发量t/h190017994主蒸汽温度℃5715715主蒸汽压力MPa25.425.286再热蒸汽流量t/h160015267再热器进/出口蒸汽温度℃319/569313/5698再热器进/出口蒸汽压力MPa4.62/4.434.40/4.229一级减温水量t/h575410二级减温水量t/h575411给水温度℃283.4280.112给水压力MPa28.8728.4713别离器压力MPa27．1826．9214空预器入口一/二次风温℃20/2020/2015空预器出口一/二次风温℃337.5/304.1332/300.816省煤器出口过剩空气系数1.191.1917总风量t/h2216212818锅炉效率%93.869419额定燃煤量t/h221.5212.720炉膛出口烟温℃100398921排烟温度℃125122．822生产厂家哈尔滨锅炉有限责任公司水汽质量指标序号工程单位参数1给水PH值〔25℃—8.0～9.0〔加氧处理〕9.0～9.6〔挥发处理〕总硬度mol/l～0溶氧μg/l30～150〔加氧处理〕≤7〔挥发处理〕铁μg/l≤10铜μg/l≤3钠μg/l≤5油mg/l～0氯离子μg/l≤5TOCμg/l≤200二氧化硅μg/l≤15氢电导率〔25℃μS/cm＜0.15〔加氧处理〕＜0.20〔挥发处理〕2蒸汽二氧化硅μg/kg≤15钠μg/kg≤5氢电导率〔25℃μS/cm＜0.20铁μg/l≤10铜μg/l≤3燃烧系统标准序号工程单位设计数据1炉膛炉膛容积热负荷KW/m382.2炉膛截面热负荷MW/m24.26燃烧器区域面积热负荷MW/m21.50煤粉在炉膛内停留时间S2.1炉膛尺寸(宽,深,高)mm221871563257250炉膛容积m317977炉膛总受热面积m28718炉膛设计压力Pa5800短时间炉膛不变形承载压力Pa98002煤燃烧器燃烧器型式，布置方式低NOX轴向旋流燃烧器，前后墙对冲布置燃烧器数量〔层数×每层只数〕个65单个燃烧器热功率103KW61一次风喷嘴尺寸(直径)mm1250最上排一次风嘴中心到屏底距离mm19364最上排一次风嘴中心到烟窗中心距离mm26074最下排一次风嘴中心到冷灰斗拐点距离mm30073油燃烧器点火及低负荷油枪型式机械雾化油枪配备数量个25单个油枪容量〔大/中/小〕kg/h1330/1000/800油枪前供油压力MPa2.94油枪前供油最低压力MPa2.0燃料特性大同塔山洗精煤〔设计煤〕序号工程符号单位洗精煤1全水分Mt%14.02空气枯燥基水分Mad%2.013收到基灰分A%11.764枯燥无灰基挥发分Vdaf%33.805收到基碳Car%63.096收到基氢Har%3.957收到基氮Nar%0.828收到基氧Oar%5.939全硫St,ar%0.4510收到基高位发热量Qgr,arMJ/kg25.3311收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg24.1912哈氏可磨指数HGI/5113变形温度DT×10>1.5014软化温度ST×10>1.5015半球温度HT×10>1.5016流动温度FT×10>1.5017煤灰中二氧化硅SiO2%48.6918煤灰中三氧化二铝Al2O3%35.4719煤灰中三氧化二铁Fe2O3%5.1720煤灰中氧化钙CaO%3.2121煤灰中氧化镁MgO%0.4422煤灰中氧化钠Na2O%0.3423煤灰中氧化钾K2O%0.8524煤灰中二氧化钛TiO2%0.7225煤灰中三氧化硫SO3%2.2926煤灰中二氧化锰MnO2%0.02备注：洗精煤——大同塔山井田白洞矿试验区石炭二叠纪〔Ad<14%〕东胜纳林庙煤〔校核煤〕序号样品名称工程名称纳林庙1号矿纳林庙2号矿1全水分收到基水分Mar(%)14.414.62工业分析一般分析煤样水分Mad(%)8.008.98收到基灰分Aar(%)5.454.59收到基挥发分Var(%)27.7127.96收到基固定碳FCar(%)52.4452.85枯燥无灰基挥发分Vdaf(%)34.5734.603元素分析收到基碳Car(%)65.4766.09收到基氢Har(%)3.713.72收到基氮Nar(%)0.820.83收到基全硫Sar(%)0.140.18收到基氧Oar(%)10.019.994受到基低位发热量Qnet.ar(MJ/kg)24.6224.885哈氏可磨性指数HGI57576煤灰熔融性〔假设复原性气氛〕变形温度DT(℃)1.12×1031.09×103软化温度ST(℃)1.16×1031.19×103半球温度HT(℃)1.17×1031.20×103流动温度FT(℃)1.18×1031.22×1037煤灰成分分析二氧化硅SiO2(%)35.9431.18三氧化二铁Fe2O3(%)6.347.64三氧化二铝Al2O3(%)14.9014.69氧化钙CaO(%)28.4429.06氧化镁MgO(%)4.995.92二氧化钛TiO2(%)1.461.17三氧化硫SO3(%)5.748.11氧化钾K2O(%)0.320.16氧化钠Na2O(%)0.370.46燃油特性〔0号轻柴油〕工程单位平均值工程单位平均值运动粘度(20℃mm2/s3.0～8.0机械杂质无含硫量％≤0.5发热量KJ/kg41800实际胶质 mg/100ml＜70水分痕迹酸度mgKOH/100ml＜10闭口闪点℃＜65油密度t/m30.82凝固点℃≯0主、再热平安阀参数表位置阀门型号公称直径设计压力工作温度启座压力回座压力排汽量过热器出口11753WF76.2mm27.5Mpag57128.67MPa27.00MPa237t/h过热器出口21753WF76.2mm27.5MPag57129.84MPa28.10MPa248t/h过热器出口31753WF76.2mm27.5MPag57131.00MPa29.20MPa259t/h过热器出口41753WF76.2mm27.5MPag57131.00MPa29.20MPa259t/h过热器出口51743WF76.2mm27.5MPag57132.17MPa30.30MPa321t/h过热器出口61743WF76.2mm27.5MPag57132.17MPa30.30MPa321t/hPCV-A3547W(V)63.5mm27.5MPag57127.00MPa25.92MPa160t/hPCV-B3547W(V)63.5mm27.5MPag57127.50MPa26.40MPa163t/h再热器出口11705RWF1525.39MPag5695.10MPa4.90MPa189t/h再热器出口21705RWF152.45.39MPag5695.10MPa4.90MPa189t/h再热器出口31705RWF152.45.39MPag5695.18MPa4.94MPa192t/h再热器出口41705RWF152.45.39MPag5695.18MPa4.94MPa192t/h再热器出口51705RWF152.45.39MPag5695.27MPa5.04MPa195t/h再热器出口61705RWF152.45.39MPag5695.27MPa5.04MPa195t/h再热器出口71705RRWF152.45.39MPag5695.27MPa5.04MPa235t/h再热器出口81705RRWF152.45.39MPag5695.27MPa5.04MPa235t/h锅炉主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸数据表序号部件名称部件规格〔mm〕部件材料数量受热面积(m2)容量〔m3〕设计管壁温度〔℃〕BMCR工况温度〔℃〕设计压力(MPa)许用应力(MPa)1省煤器入口集箱324×55ASMEA106310(水)294137.922省煤器管44.5×5.5ASMEA210C190×2根29410310(水)31.5137.933省煤器吊挂管入口集箱273×50ASMEA106375(水)3474省煤器吊挂管出口集箱273×50ASMEA106310(水)338137.925水冷壁前后入口联箱219×45ASMEA106325(水)321136.716螺旋管圈水冷壁管38×6.5SA-213T12436273538480(水)45831.3100.217螺旋管圈水冷壁出口集箱A335P12415(水)4068后水冷壁吊挂管480(水)4559折焰角管480(水)47110垂直水冷壁管31.8×5.5SA-213T1213121125500(水)496100.2111水平烟道底部管450(水)43112水平烟道侧墙管450(水)42713水平烟道对流管束450(水)44214汽水别离器610×65WB364台3×4440(水/汽)42929.5105.1815贮水箱610×65WB3613.5440(水/汽)42929.5105.1816顶过入口联箱273ASMEA335P12440(蒸汽)428105.1817尾部包墙入口集箱273ASMEA335P12470(蒸汽)44318尾部包墙环形集箱457ASMEA335P12485(蒸汽)45319尾部包墙侧墙出口集箱273ASMEA335P12460(蒸汽)44920中间隔墙入口集箱273ASMEA335P12460(蒸汽)44921低过入口联箱273×65ASMEA335P12465(蒸汽)450103.6722低过入口管组57×8.015CrMoG419017630470(蒸汽)46729.3101.723低过中间管组57×8.015CrMoG4190490(蒸汽)48924低过出口管组51×6.512Cr1MoVG502(蒸汽)50294.1225低过出口联箱508×95P12502(蒸汽)502100.1926屏过入口聚集集箱508ASMEA335P12470(蒸汽)46627屏过入口联箱219×45ASMEA335P12470(蒸汽)466103.1928屏出口联箱219×45ASMEA335P91580(蒸汽)57771.2829末过入口聚集集箱508×75ASMEA335P91530(蒸汽)52730末过入口集箱219ASMEA335P91530(蒸汽)527109.0231末过出口集箱273ASMEA335P91600(蒸汽)59077.1332末过出口聚集集箱508×75ASMEA335P91590(蒸汽)58733低再入口集箱762×45ASMEA106C340(蒸汽)320134.0334末再出口集箱273×22ASMEA335P91615(蒸汽)61257.3635再热器出口聚集集箱864×50ASMEA335P91605(蒸汽)59965.56锅炉热力计算汇总序号名称单位设计煤种校核煤种BMCRTMCR75％MCR50％MCR45％MCR30％MCR(滑压)30％MCR(再循环)HTOBMCR1过热蒸汽流量t/h19001798.9114259508555705701470.218902过热蒸汽压力MPa25.425.2822.8315.5713.929.169.1324.925.43过热蒸汽温度℃5715715715715715694685715714再热蒸汽流量t/h1599.71526.071225.63836.35756.5511.88511.881447.651599.665再热蒸汽进口压力MPa4.624.403.512.362.131.411.414.174.626再热蒸汽进口温度℃319.2313.3303.3311.4315.5322.1322.1311.9319.27再热蒸汽出口压力MPa4.434.223.362.262.031.341.344.04.438再热蒸汽出口温度℃5695695695695695134665695699省煤器入口流量t/h17761690.911339892.995705701382177610给水压力MPa28.8728.4725.117.3315.1410.6710.3726.9828.8711给水温度℃283.4280.1265.7242.1236.3215.1215.1188.9283.412别离器压力MPa27.1826.9224.1116.499.749.6426.0027.1813别离器出口温度℃418.2418.6413.1387.3350.3308.0406.6419.114过热器减温水温度℃283.4280.1265.7242.1236.3215.1215.1188.9283.415过热器减温水压力MPa28.8728.4725.117.3315.1410.6710.3726.9828.8716一级减温水量t/h57544328.525.700445717二级减温水量t/h57544328.525.700445718过热器一级减温器出口温度℃455453.5443.5413.3382.2325.4438.6455.319屏式过热器出口温度℃541541.2542.4546.5542438.9537.5541.220过热器二级减温器出口温度℃523523522.3521.0542.4438.9515.9523.221省煤器出口水温〔含吊挂管〕℃320.7317.7305.4285.2258.9248.9255.8320.322再热器减温水流量t/h00000000023炉膛容积热负荷kW/m382.2078.9365.0646.7126.7824.5175.7882.224炉膛截面积热负荷MW/m24.264.093.372.421.391.273.934.2625有效投影辐射受热面热负荷MW/m2182.9175.6144.8103.959.654.5168.6182.926燃烧器区壁面热负荷MW/m21.501.441.190.850.490.451.381.527锅炉燃料耗量t/h221.5212.7175.4126.075.4166.32204.2217.628锅炉总风量t/h2216212817831365.6889.5782.32042.82177.229总风量〔到风箱〕t/h21972110.51768.71355883.2776.82025.62158.930空预器进口二次风量t/h1765.21683.41422.11097.4681611.31547.21743.131空预器进口一次风量t/h459.0449.8415.0338.8261.5263.8519.9471.932炉膛漏风t/h1917.514.710.66.35.517.218.333干烟气损失％4.494.354.284.273.963.443.534.41334燃料中水分和氢燃烧损失％0.400.400.380.350.290.250.320.3835空气中水分燃烧损失％0.080.080.080.080.070.060.0630.07936未燃烬碳损失％0.700.700.750.81.21.20.70.737辐射热损失％0.170.170.250.340.420.420.170.1738未计及热损失％0.300.300.300.300.300.300.300.3039总的热损失％6.146.06.046.146.245.675.086.1240锅炉计算效率〔低位发热值〕％93.8694.0093.9693.8693.7694.3394.9293.8841炉膛过量空气系数％11911912112913114114111911942炉膛出口烟温〔高过出口〕℃1003989918808778649591966100543下炉膛出口烟温℃1401.41387.51313.1118498794513611406.544屏式过热器出口烟温℃1104108810108796826371063110645高温过热器出口烟温℃10191004932819657599981102046高温再热器出口烟温℃79678573566855950976979647低温过热器出口烟温℃48648146142537932346548648低温再热器出口烟温℃38338338238738136438538449省煤器出口烟温〔SH侧〕℃37737033929323222531137650省煤器出口烟温〔RH侧〕℃33133132831830729429233251空气预热器入口℃36335633329629528330336252锅炉烟气量t/h2410.42315.01937.21476.1955.4840.32221.92381.853分隔烟道烟气量〔SH侧〕t/h1678.61515.91009.7601.8143.3126.01351.01631.254分隔烟道烟气量〔RH侧〕t/h731.8799.1927.5874.3812.1714.3870.9750.655空预器入口二次风温度℃202031.939.247.847.836.523.556空预器出口二次风温度℃304.1300.8286.6281.2265271.9259302.957空预器出口一次风温度℃337.5332312.8299.1276282.5281.3335.758排烟温度〔修正前/修正后〕℃125/120.2123/117.9118/113.1112/106.2103/95104.9/97.4114.8/110125/120.459一次风到二次风漏风量t/h67.868.270.271.5737373.467.860总的空气到烟气的漏风量t/h116.6117.0118.6118.4118.8118.8123.6116.1汽轮机设备标准主要设备标准项目单位设计数据型号CLN600-24.2/566/566型式超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式额定功率MW600最大计算功率MW662.2额定转数r/min3000盘车转速r/min3.35转向从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向通流级数级总级数44级高压缸：１调节级＋9压力级中压缸：6压力级低压缸：7×2×2压力级未级动片长度mm1000轴系临界转速r/min设计值:高压转子:一阶1639二阶4438低压#１转子:一阶1532二阶3457低压#２转子:一阶1561二阶3750发电机转子:一阶813二阶2201给水回热系统3高加+1除氧+4低加控制方式采用高压抗燃油数字电液调节系统DEH高中压转子脆性转变温度〔FATT〕℃116低压转子脆性转变温度(FATT)℃-40最大允许周波摆动Hz48.5～51.5机组总长〔包括罩壳〕mm27200机组最大宽度〔包括罩壳〕mm11400本体总重量t1108汽轮机中心距运行层标高mm1070制造厂家哈尔滨汽轮机厂有限责任公司投运日期4.2.1.1机组轴系实测临界转速〔＃3机组08年、＃4机组07年小修后实测值〕：高压转子一阶低压转子一阶发电机转子一阶发电机转子二阶＃3机组1649r/min1620r/min807r/min2100r/min＃4机组1695r/min1700r/min822r/min2360r/min4.2.1.2汽轮机通流局部最小间隙#3机通流局部最小间隙记录#4机通流局部最小间隙记录高压缸径向最小间隙:高压缸排气平衡环#1、2下部A、B值0.36mm高压缸径向最小间隙:高压缸排气平衡环#2下部A值0.36mm高压缸轴向最小间隙:调端：高压缸进汽平衡环#5汽封左侧C值3.86mm电端：高压缸排汽平衡环#3汽封左侧D值5.60mm高压缸轴向最小间隙:调端：高压缸进汽平衡环#5汽封左侧C值3.50mm电端：高压缸排汽平衡环#1汽封右侧D值5.00mmⅠ低压缸径向最小间隙：调端汽封第二、三下侧B值0.42mmⅠ低压缸径向最小间隙：调端汽封第二三四、电端第二三四下侧B值0.46mmⅠ低压缸轴向最小间隙：调端：反向第一级右侧E值14.06mm电端：正向第一级右侧E值25.50mmⅠ低压缸轴向最小间隙：调端：反向第一级右侧E值14.76mm电端：正向第一级右侧E值26.62mmⅡ低压缸径向最小间隙：调端汽封第二圈、电端汽封第三四圈下侧B值0.42mmⅡ低压缸径向最小间隙：电端汽封第三圈下侧B值0.44mmⅡ低压缸轴向最小间隙：调端：反向第一级右侧E值8.04mm电端：正向第一级左侧E值31.20mmⅡ低压缸轴向最小间隙：调端：反向第一级两侧E值8.97mm电端：正向第一级左侧E值31.93mm4.2.1.3机组偏心记录仪处安装后原始晃度：＃3机：0.01mm＃4机：0.015mm主要设计参数工况项目单位TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA定/滑50%THA定/滑40%THA定/滑30%THA定/滑高加全部停用工况功率MW600638.5662.2600450300240600450300240180热耗率kJ/kWh791275447567753076608016826277907681800582488537主蒸汽压力MPa(a)24.224.224.224.224．224.224.224.218.912.39.668.34再热蒸汽压力MPa(a)4.084.104.303.812.821.931.593.902.831.931.591.22主蒸汽温度℃566566566566566566566566566566566558再热蒸汽温度℃566566566566566555543566566555543530主蒸汽流量kg/h179898179898189000166268121040181672966632914718691213160809058659406502633再热蒸汽流量kg/h151849152600159963141575104725871942259139714493551054483717853589897452572高压缸排汽压力MPa(a)4.544.564.784.233.132.151.774.333.152.141.761.35低压缸排汽压力KPa(a)11.84.94.94.94．94.94.94.94．94.94.94.9低压缸排汽流量kg/h1038046104009010801089791427637515519884638061064720768024550639462430364596补给水率%300000000000末级高加出口给水温度℃280.0280.1283.4275.1255.6233.5222.7188.9256.0233.3222.5208.9发电机功率MW600638.5662.2600450300240600450300240180附：TRL工况：铭牌工况T-MCR工况：最大连续功率工况VWO工况：调节门全开工况THA工况：热耗率验收工况各级抽汽参数工况项目单位TRL工况T-MCR工况VWO工况THA75%THA滑压50%THA滑压40%THA滑压30%THA滑压高加全部停用工况第一级〔至一号高加〕抽汽压力MPa6.456.476.795.984.142.972.431.865.62抽汽温度℃363.1363.0369.4353.6353.6365.1372.9357.4349.3最大抽汽量kg/h10909610555111291294560581793161323438163320第二级〔至二号高加〕抽汽压力MPa4.544.564.784.233.152.141.761.354.33抽汽温度℃316.3316.3322.2301.1309.9322.3330.4316.6314.9最大抽汽量kg/h148126143898153006130324843814821836447257570第三级〔至三号高加〕抽汽压力MPa2.292.312.422.141.601.090.900.692.31抽汽温度℃475.9475.9478.1476.0478.2469.6459.3448.0483.9最大抽汽量kg/h79124756158012468916477612967723357168620第四级〔至除氧器〕抽汽压力MPa1.111.141.191.060.810.560.470.361.15抽汽温度℃367.4360.2478.1369.8375.9371.3363.4354.5379.6最大抽汽量kg/h99394966581023958812960906384093008121905102181第四级〔至小汽轮机〕抽汽压力MPa1.111.141.191.060.810.560.470.361.15抽汽温度℃367.4369.2369.2369.8375.9371.3363.4354.5379.6最大抽汽量kg/h11156992134101473789594252338049136202190561159第五级〔至五号低加〕抽汽压力MPa0.4150.4290.4470.4020.3110.2180.1820.1420.438抽汽温度℃249.3251.2251.4251.7260.0258.0252.3245.8261.2最大抽汽量kg/h942819229597335877095882237334297552192391011第六级〔至六号低加〕抽汽压力MPa0.1220.1260.01310.1170.0920.0640.0540.0420.129抽汽温度℃130.0131.0131.9130.6139.7138.4133.9128.7140.6最大抽汽量kg/h460404494547520416562954119097152661130544848第七级〔至七号低加〕抽汽压力MPa0.05880.06080.06350.05680.04400.03080.02560.01990.0624抽汽温度℃85.488.387.484.578.269.765.359.987.0最大抽汽量kg/h499205045453301462063260620789165251213250079第八级〔至八号低加〕抽汽压力MPa0.02330.02320.02420.02180.01710.01210.01020.00800.0238抽汽温度℃63.463.364.261.956.749.746.241.663.9最大抽汽量kg/h2116655045594614841729012125457232226555415发电机及励磁设备标准发电机标准序号工程标准单位1厂家哈尔滨电机厂有限责任公司2型号QFSN-600-2YHG3冷却方式水氢氢4额定容量666．667MVA5额定功率600MW6最大连续功率654MW7定子额定电压20kV8定子额定电流19245A9额定频率50Hz10额定励磁电压421.8V11额定励磁电流4128A12额定空载励磁电压144V13额定空载励磁电流1480A14定子绕组接线方式2Y15额定功率因数0.9〔滞后〕16定子绕组绝缘等级F级17定子铁芯绝缘等级F级18转子绕组绝缘等级F级19定子绕组出水温度＜85℃20定子绕组层间温度＜90℃21定子铁芯温度＜120℃22转子绕组温度＜110℃23集电环温度＜120℃24定冷水入口压力0.25～0.35MPa25定冷水出口压力0.15～0.25MPa26定冷水流量90±3m3/h27定冷水入口温度45～50℃28定冷水铜化合物含量≤40mg/L29定冷水20℃＜2.0µs/cm30定冷水20℃7.5～9.031定冷水20℃＜2.0µmol/L32氢气压力0.4±0.02MPa33氢气纯度≥98%34最低允许纯度96%35冷氢温度45±1℃36氢气露点-25～-5℃37含氧量＜2%38漏氢量＜11m3/d39氢冷器入口水压0.25～0.35MPa40氢冷器出口水压0.209～0.309MPa41氢冷器水侧入口最高温度35℃42氢冷器水侧入口最低温度20℃43氢冷器数量2×2个44一个氢冷器水量310m3/h45密封油进油压力0.484MPa46密封油进油温度40～45℃47油氢差压0.084MPa48空/氢侧密封油差压0.5KPa49发电机效率98.99%50发电机负序承受能力〔稳态值〕8%51发电机负序承受能力〔暂态值〕10s52发电机一阶临界转速733r/min53发电机二阶临界转速2070r/min54发电机三阶临界转速3865r/min发电机出口开关标准序号工程标准单位1厂家ABB2型式SF6气体绝缘全封闭组合电器〔GIS〕3断路器额定电压20kV4断路器额定电流24000A5断路器额定短路切断电流系统侧160kA发电机侧1206断路器额定开断时间≤60ms7断路器额定分闸时间≤40ms8断路器额定合闸时间75ms9断路器操作机构液压弹簧操作、三相联动10隔离开关额定工作电压20kV11隔离开关额定电流24000A12隔离开关额定合/分闸时间2s13隔离开关操作机构电动操作14接地开关额定工作电压20kV15接地开关操作机构电动操作16SF6气体泄漏率每年的泄漏率超过不1%17SF6气体200＜150ppm18SF6气体含油量＜10ppm19SF6气体压力额定值0.62MPa报警值0.56MPa闭锁值0.54MPa励磁系统标准序号工程标准单位1整流方式三相全控桥2单桥额定电流2923A3整流桥数3组4冷却风机(每柜)1个5磁场断路器额定电压2000V6磁场断路器额定电流6000A7磁场断路器开断电流100kA8自动电压调整范围70-110%9手动调整范围20-110%励磁变标准工程数据工程数据型号ZLSC9-6300/20调压方式无励磁调压额定容量6300kVA额定电流181.86/4133.3A额定电压20000±5%/880V接线方式Yd11相数三相频率50Hz冷却方式AN阻抗电压8.04%绝缘等级F级生产厂家山东金曼克电气集团绝缘水平LI125AC50/AC3温升限值100K发电机中性点接地变压器及电阻柜项目数据项目数据变压器型号DDBC-40/20隔离开关型号GN1-20/400额定容量40kVA电阻器型号ZX12-0.2一次额定电压20kV二次电阻0.47Ω二次额定电压220V制造厂北京电力设备总厂发电机出口电压互感器项目数据项目数据型号JDZX16-20G熔断器型号RN4-20/0.5额定电压比20/√3／0.1/√3／0.1/√3/0.1/3kV额定电压24kV容量100/150/150VA断流容量8000MVA主变、高厂变、启备变设备标准主变标准序号工程标准单位1厂家重庆ABB变压器2型号SFP-720000/5003型式三相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式4短路电压Ud＝14.39%5额定容量720000/720000kVA6额定电压5252×2.5％〔高压侧〕/20〔低压侧〕kV7额定电流791.79〔高压侧〕/20784.6〔低压侧〕A8相数39频率50Hz10联接组别标号Ynd1111中性点接地方式高压侧直接接地12冷却方式强迫油循环风冷(OFAF)13绝缘水平LI1550SI1175AC680-LI185AC85/LI200AC8514额定负载损耗1155kW15空载损耗199.4kW16空载电流0.031%17连续额定容量时的温升顶层油温升：55K绕组平均温升：65油箱、铁心和金属结构温升：8018调压方式无励磁调压19冷却器数量5+1台20冷却器风扇数量3只/台高压厂用变设备标准序号设备工程标准单位1高压分裂变厂家常洲变压器厂型式双分裂铜绕组有载调压油浸式电力变压器短路电压Ud＝10.5%额定容量50/30-30MVA额定电压高压：20±8×1.25%；低压：6.3-6.3kV联接组别标号Dyn1-yn1中性点接地方式低电阻接地冷却方式油浸风冷调压方式有载调压2高压双卷变厂家新疆变压器厂型式油浸风冷三相有载调压变压器短路电压Ud＝10.5%额定容量30MVA额定电压20±8×1.25%/6.3kV联接组别标号Dyn1中性点接地方式低电阻接地冷却方式油浸风冷调压方式有载调压#0启备变设备标准序号工程标准单位1厂家新疆变压器厂2型式双分裂铜绕组有载调压油浸式电力变压器3短路电压Ud＝11%4额定容量50/30-30MVA5额定电压kV6联接组别标号YNyn0-yn0+d117中性点接地方式高压侧直接接地,低压侧经低电阻接地8冷却方式油浸风冷9调压方式有载调压相关图表及曲线附表1：绝对压力、饱和蒸汽温度对照表温度绝对压力温度绝对压力温度绝对压力温度绝对压力温度绝对压力CKPaCKPaCKPaCKPaCKPa50.87294.00396.954911.735919.08101.23304.24407.375012.336019.92151.70314.49417.775113.016524.99202.33324.75428.195213.697031.14222.80335.02438.635314.377538.51242.98345.31449.105415.058047.33253.16355.62459.585515.738557.77263.28365.944610.085616.579070.06273.56376.274710.615717.419584.47283.78386.624811.165818.24100101.36附表2：饱和蒸汽压力、温度对照表压力饱和温度压力饱和温度压力饱和温度压力饱和温度MPaCMPaCMPaCMPaC0.108101.760.491151.112.551224.908.240297.010.118104.240.510152.582.747228.188.437298.670.128106.560.530154.012.943232.768.633300.300.138108.730.550155.413.139236.348.829301.900.148110.780.569156.763.335239.769.025303.480.157112.720.589158.073.532243.039.221305.030.167114.570.608159.353.728246.179.418306.550.177116.320.628160.603.924249.179.614308.050.187118.000.647161.814.120252.079.810309.520.196119.610.667163.014.316254.8610.399313.820.206121.150.687164.174.513257.5610.889317.260.216122.640.706165.304.709260.1611.380320.700.226124.070.726166.414.905262.6911.870323.870.236125.450.746167.505.101265.1412.361326.890.245126.780.765168.565.297267.5212.851329.900.255128.080.785169.605.494269.8313.342332.820.265129.330.804170.625.690272.0813.832336.000.275130.540.824171.635.886274.2714.323328.410.284131.720.844172.616.080276.4114.813341.100.294133.990.863173.586.278278.5015.304343.710.315136.140.883174.586.475280.5315.794346.250.334136.170.981177.036.671282.5216.285348.730.353139.171.172187.086.867284.4716.775351.140.373141.081.373194.137.063286.3717.266353.500.392142.921.570200.437.259288.2318.0356.960.412144.681.766206.147.456290.0619.0361.440.432146.371.962211.397.652291.8520.0365.710.451148.002.158216.237.848293.6021.0369.790.471149.582.354220.758.044295.3222.115374.12附图发电机出力曲线发电机V型曲线举例：A调整主蒸汽压力〔70atg〕和温度〔400℃〕以使调节级腔室的蒸汽温度与调节级腔室的初始金属温度〔200℃〕相匹配。从下表可确定升速时间为27分钟。B.如果升速过程中进口蒸汽压力和温度有变化，重新确定新入口状态〔90atg,450℃〕，初始金属温度〔200℃〕下的升速时间36分钟。机组主要控制系统宁电2×600MW机组控制系统〔DCS〕采用西屋公司的Ovation控制平台，主要包括模拟量控制〔MCS〕、炉膛平安监控〔FSSS〕、顺序控制〔SCS〕、数据采集〔DAS〕、电气控制〔ECS〕五个子系统。与DCS接口的控制子系统包括：燃烧管理系统〔BMS〕、汽机数字化电液控制系统〔DEH〕、汽机紧急跳闸系统(ETS)、给水泵汽轮机电液控制系统〔MEH〕、给水泵汽轮机紧急跳闸系统(METS)、发变组保护、启备变保护、发电机自动励磁调节系统〔AVR〕、升压站监控系统〔NCS〕、电厂监控信息系统〔SIS〕系统。每台机组DCS控制系统共由五个操作员站、两个工程师站、一台历史站、一台效劳器和64个机柜及6台打印机组成。64面机柜包括电子间的61面机柜以及分布于现场的3个远程RIO控制柜。炉膛平安监控系统〔FSSS〕锅炉FSSS系统担负着锅炉燃油系统、锅炉燃煤系统等主要信号的监视及设备操作的任务。该系统共有11个机柜(CTRL12/62、CTRL13/63、EXT13-1、EXT13-2、CTRL14/64、EXT14-1、EXT14-2、CTRL15/65、EXT15-1、EXT15-2、MFT继电器柜)。FSSS控制逻辑分为公用控制逻辑、燃油控制逻辑、燃煤控制逻辑和等离子点火逻辑四大局部。顺序控制系统〔SCS〕锅炉SCS系统担负着锅炉烟风系统、锅炉给水系统等主要信号的监视及设备操作的任务。该系统共有6个机柜(CTRL4/54、EXT4-1、EXT4-2、CTRL5/55、EXT5-1、CTRL18/68)。汽机SCS由CTRL6/56、EXT6-1、CTRL7/57、EXT7-1、CTRL8/58、EXT8-1、CTRL9/59、EXT9-1机柜组成，DPU是4对冗余。电气顺序控制系统(ECS)机组电气顺序控制系统(ECS)由CTRL16/66、EXT16-1、EXT16-2、CTRL17/67、EXT17-1、EXT17-2、CTRL20/70、EXT20-1、EXT20-2、RMT20-1组成,共有10个机柜。电气顺序控制系统担负厂用6kV、380V以及发变组励磁系统的主要设备量的监视及设备的操作。主要有对发变组、励磁系统、高厂变及有载调压开关、各低压厂用变、各380V厂用PC、MCC段电源等功能组的控制。模拟量控制系统〔MCS〕MCS系统由CTRL1/51、CTRL2/52、CTRL3/53、EXT3-1、EXT3-2、EXT3-3三个站六面机柜来控制，实现机组协调控制和各个系统模拟量控制。数字电液调节系统(DEH)机组DEH系统共有两个控制柜、一台工程师站、一台操作员站、与DCS公用一台历史站及OPC站一台打印机构成。系统中的各单元由网络连接。#1机柜：根本控制柜，主要实现DEH的根本功能，如转速控制，功率控制等，由一对冗余的DPU〔CTRL41/91〕和相应的卡件组成。#2机柜：ATC控制柜，实现自动汽轮机启动控制功能，由一对冗余的DPU〔CTRL42/92〕和相应的卡件组成。数据采集系统〔DAS〕DAS系统由CTRL10/60、EXT10-1、CTRL11/61、EXT11-1、EXT11-2EXT11-3两个站六面机柜控制，完成DAS系统数据采集和SOE记录。汽动给水泵调速控制系统〔MEH〕A、B小汽机控制及主保护(MEH&METS)由CTRL31/81和CTRL32/82机柜实现.励磁控制系统发电机励磁系统为美国通用电气公司制造的自并励静止可控硅整流励磁系统。整个系统由励磁变、功率整流柜、辅助柜、控制柜组成。励磁变取自机端，降压后向整流器提供交流电源。功率整流柜设有3个可控硅整流桥，由顶部风扇强迫风冷。自动励磁调节器〔AVR〕为三模块两通道冗余式，各通道可自动跟踪实现无扰切换。启励电源取自厂用电，发电机电压升到规定值时，启励回路自动退出。系统具有机端电压调节、磁场电压调节、恒无功调节、恒功率因数调节、过激磁限制及保护、过励限制、欠励限制、PSS、自动无功补偿、转子接地和过电压保护等功能。NCS系统简介宁电2×600MW机组网控计算机监控系统〔简称NCS〕采用南京南瑞继电保护电气生产的RCS-9700分层分布式计算机监控系统，监控系统从纵向上分为站控层和间隔层。间隔层与站控层之间的通信均采用I/O测控单元直接上以太网方式实现。站控层在NCS计算机房内配置2台主机、通信网关、1台工程师工作站、1台运行工作站，网络打印机、网络设备等；在集控室内布置1台运行工作站及1台五防工作站。两台主机平行运行，互为热备用。运行人员通过运行工作站对GIS站全部一次设备及二次设备进行监视、测量、记录并处理各种信息，并对GIS站的主要设备实现远方控制。间隔层由按电气单元组屏的测