600MW 超临界机组集控运行-主机技术标准

Q/JD

大唐华银金竹山火力发电分公司企业标准

Q/CDT-HYJZSTP-1050000-2009

600MW超临界机组集控运行

主机技术标准

2008年08月发布2008年08月实施

大唐华银金竹山火力发电分公司发布

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前言

为严格规范集控人员操作，完善我厂标准化体系，确保我厂600MW超临界机组的安全、稳定、经济

运行，依据WL/T800-2001电力企业标准编制规则》制定本标准。

本标准对大唐华银金竹山发电厂CLN600-24.2/566/566型汽轮机、B&WB-1900/25.4型锅炉及QFSN

6002YIIG发电机各主、辅设备及系统特性作出了说明，规定了其启、停操作，运行调整维护、试验

和事故处理等技术标准.

本技术标准是在大唐集团公司《600MTV机组典型规程》基轴上编写，由于编写人员水平有限，时间

仓促，定有不妥或疏误之处，殷切希望各位批评指正，以便及时修改，使我厂的运行标准能不断趋于完

善，较好地满足生产需要。

本技术标准共分两部分，第一部分为主机部分，第二部分为机组辅机部分。本技术标准的附图是设

备制造厂所提供的曲线。

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目录

1总则.......................................................................................1

2主机设备系统概述..........................................................................2

2.1锅炉设备概述............................................................................2

2.2汽机设备概述............................................................................3

3发电机设备概述............................................................................5

4主机设备规范............................................................................6

4.1锅炉设备规范及燃料特性.................................................................6

4.2汽机设备规范...........................................................................14

4.3发电机及辅助设备技术规范...............................................................16

5机组主要控制系统.........................................................................20

5.1炉膛安全监控系统（FSSS）..............................................................20

5.2顺序控制系统（SCS）...................................................................21

5.3模拟量控制系统（MCS）.................................................................21

5.4机组协调控制系（CCS）...................................................................21

5.5数字电液调节系统（DEH）.................................................................21

5.6数据采集系统（DAS）...................................................................21

5.7汽动给水泵调速控制系统（MEH）.........................................................21

5.8励磁控制系统...........................................................................21

5.9机组主要保护...........................................................................22

5.10汽机主要保护...........................................................................22

5.11锅炉主要保护...........................................................................22

5.12电气主要保护...........................................................................23

5.13机电炉大联锁保护.......................................................................26

5.14机炉电后备硬手操.......................................................................26

6机组启动.................................................................................26

6.1总则....................................................................................26

6.2机组冷态启动...........................................................................31

6.3启动过程中的注意事项..................................................................40

6.4机组温态、热态启动....................................................................42

7机组正常运行及维护......................................................................44

7.1日常维护通则...........................................................................44

7.2季节性防护措施.........................................................................45

7.3机组正常运参数限额....................................................................46

7.4机组负荷调整...........................................................................50

7.5锅炉运行的监视和调整..................................................................51

7.6发电机系统主要参数的监视与调整....................................................53

7.7机组设备定期工作.......................................................................56

8机组停止运行.............................................................................63

8.1停机方式选择...........................................................................63

8.2机组停运前的准备.......................................................................64

8.3机组正常停运...........................................................................64

8.4机组停运后的有关规定..................................................................65

8.5滑参数停机.............................................................................66

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8.6锅炉抢修停机...........................................................................67

8.7机组停运后的保养.......................................................................67

9事故处理.................................................................................68

9.1事故处理的原则.........................................................................68

9.2机组紧急停机的条件....................................................................69

9.3机组申请停机的条件....................................................................71

9.4机组综合性故障.........................................................................72

9.5机组火灾事故...........................................................................75

9.6锅炉异常处理...........................................................................77

9.7汽机异常运行及常规事故处理............................................................86

9.8发电机异常及事故处理...................................................................97

1C机组的试验.............................................................................106

1C.1试验总则..............................................................................106

1C.2阀门、挡板试验.......................................................................106

1C.3辅机试验..............................................................................107

1C.4汽机设备试验.........................................................................108

1C.5锅炉设备试验.........................................................................115

1C.6电气设备试验.........................................................................121

11附录....................................................................................124

附录1水蒸汽压力与饱和温度对照表..........................................................124

附录2机组冷态启动曲线.....................................................................125

附录3机组温态一启动曲线..................................................................126

附录4机组温态二启动曲线..................................................................127

附录5机组热态启动曲线.....................................................................128

附录6机组极热态启动曲线..................................................................129

附录7机组停机曲线.........................................................................130

附录8锅炉启动和停运过程中允许的温度变化速率.............................................131

附录9省煤器管防止低温腐蚀的温度限制值....................................................132

附录10发电机出力曲线......................................................................133

附录11发电机损耗和效率计算曲线...........................................................134

附录12发电机V型曲线......................................................................135

附录13发电机空载、短路和零功率因数特性曲线..............................................136

附录14发电机失磁异步运行曲线.............................................................137

附录15发电机短时断水运行曲线.............................................................138

附录16发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线..................................139

附录17发电机三相突然短路电流衰减曲线.....................................................14()

附录18主蒸汽温度、再热蒸汽偏离设计值，进汽温差限制。....................................141

附录19轴封蒸汽温度限制值.................................................................142

附录20压力饱和温度对照表.................................................................143

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600MW超临界机组主机规程

1总则

1.1为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安

全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。

1.2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

循的原则作了明确规定。

1.3本规程适用于国产600MW等级超临界机组，也可供其他类型超临界火力发电机组参考。

1.4引用标准

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继电保护和安全自动装置技术规程

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则

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安全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/T659T998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则

DL/T705T999运行中氢冷发电机用密封油质量标准

DL/T863-2004汽轮机启动调试导则

DL/T852-2004锅炉启动调试导则

DL5011-92电力建设施工及验收技术规范（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规范（锅炉机组篇）

电安生[1994]227号电业安全工作规程（热力和机械部分）

DL40891电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）

JB/T6227-2005氢冷发甩机密封性检验方法及评定

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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化学监督导则

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

2主机设备系统概述

2.1锅炉设备概述

2.1.1金竹山电厂扩建工程#3炉采用了北京巴布科克威尔克斯有限公司B&WB-1900/25.4型锅炉，其

主要技术特征为超临界参数、垂直炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的

“W”火焰口型锅炉。

2.1.2锅炉按带基本负荷设计，并具有一定的调峰能力，设计定压运行工况在80〜100%BM，R范围内，

过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温；滑压运行工况在45〜100%BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽

能维持其额定汽温。锅炉采用定压运行或定一滑一定运行方式，燃用设计煤种时，其不投油最低稳燃负

荷为45%BMCRo

2.1.3燃烧设备采用双拱绝热炉膛、浓缩型EI-XCL煤粉燃烧器。燃烧器平行对称布置于炉膛下部的

炉拱上，前、后各12只。锅炉钢架总高度74200mm,上炉膛尺寸31813X9350mm,下炉膛尺寸31813X

lC550mm,炉内燃烧区域敷设卫燃带1150m2o

2.1.4锅炉采用分级送风，炉膛拱部及前后墙设有上二次风箱及下二次风箱。上二次风箱为燃烧器提

供内、外二次风，下二次风箱提供煤粉燃尽所需的分级风。通过调节二次风调风套筒及调风盘可以改变

燃烧器的上二次风总量及内、外二次风量比。燃烧器内、外二次风道内还设有导向叶片，调节其角度可

以改变二次风旋流强度。二次调节套筒、分级风挡板及乏气调节蝶阀为电动控制，调风盘、二次风导向

叶片为手动控制。

2.1.5炉前燃油系统采用回油调压方式，燃用#0轻柴油，两级点火。每只煤粉燃烧器配置1只简单机

械雾化油枪，前、后炉拱上各12只，总出力30%BMCR,单只油枪出力1750Kg/H。

2.1.6锅炉为带循环泵的内置启动系统直流炉，炉膛下部水冷壁管为优化多头内螺纹管构成，上部炉

膛侧由光管膜式水冷壁构成。炉膛上部水冷壁与下部水冷壁经水冷壁中间联箱联结。

2.1.7过热器系统流程为：从水冷壁来的饱和蒸汽依次经汽水分离器、顶棚、热I口I收区、水平烟道、

中隔墙、低温过热器、大屏过热器和高温过热器。过热器系统的两级喷水减温器均采用多孔喷管式，其

中一级减温器装于低温过热器与大屏过热器之间，二级减温器装于大屏过热器与高温过热器之间。

2.1.8再热器系统按蒸汽流程依次分为冷段和热段再热器，采用逆流传热方式、顺列布置,从高压缸

排出的蒸汽经过两根再热蒸汽管道从左右侧引入再热器进II集箱，先通过布置在尾部竖井前部的4个水

平管组，然后经过渡管组进入垂直管组，最后汇集到再热器出口集箱，由左右两端引出与再热蒸汽管道

延伸段相接；再热汽温的调节主要通过分隔烟道挡板，为控制紧急状态下的再热汽温，在再热器的进口

管道上，设置了事故喷水减温装置。

2.1.9省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低烟温区，由一组与烟气成逆流布置的水平管组用悬吊管组

成.水平管延伸成两排悬吊管，既悬吊一级过热器管组也悬吊省煤器水平管组，沿炉宽方向共有141片，

穿过顶棚后进入省煤器出口集箱。

2.1.10锅炉配6套制粉系统，为冷一次风机正压直吹式，每套系统由1台双进双出磨煤机、两台电子

称重给煤机、2台煤粉分离器及相应的连接管道和控制风门组成。采用一用一备的方式共用2台离心式

密封风机。

2.1.11风烟系统配置2台动叶可调轴流式送风机，2台静叶可调轴流式引风机，2台动叶可调轴流式一

次风机，2台三分仓回转再生式空预器。

2.1.12锅炉配有12只弹簧式安全阀、2只ERV阀、3只点火排汽阀。汽水分离器2套单室平衡容器。

2.1.13炉膛、水平烟道、后坚井、省煤器及空气预热器区域配有102台蒸汽吹灰器。在高温过热器出

口管组前装设了可伸式缩式烟温探针用来监测此处烟温。

2.1.14#3机组用压缩空气来自主厂房#2空压机室，#2空压机室设置三台螺杆式空气压缩机，配套三

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台组合式压缩空气干燥机，向#3机组提供检修、仪用压缩空气。

2.2汽机设备概述

2.2.1本机组所用汽轮机为哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计制造的超临界、一次中间再热、

单轴、三缸四排汽、凝汽式反动式汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566。

2.2.2蒸汽流程：汽轮机通流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（上下各两根）进入高

压缸。进入高压缸的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式高压级后经一只高排逆止阀、再热冷段管

道进入锅炉再热器；经锅炉再热后的蒸汽从机组两侧的两个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（上卜.各两根）由中部进入中东缸。进入中压缸的蒸汽经过5级反动式

中压级后，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7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凝汽器凝结成水，由凝结水泵升压后依次流经除盐装置、轴加、

四台低加进入除氧器，然后经由给水泵升压，经三台高加进入锅炉省煤器进行新的循环。本机共设八段

抽汽，分别供高、低压加热器、除氧器、给水泵汽轮机及厂用汽。当加热器切除或新蒸汽参数降低时，

为了保证叶片应力不超限，应减负荷以限制蒸汽流量，任何工;兄下调速级后压力和各段抽汽压力均不得

超过最大工况下相应的压力。

2.2.3汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有8段非调整抽汽向三台高压加热器、除氧

器、四台低压加热器、小汽机等供汽。

2.2.4高中压汽缸：本机组的高、中压汽缸采用合缸结构，通流部分反向布置形式，均为双层缸结构。

汽缸的结构形式和支撑方式可以保持当受热状况改变时，汽缸能自由且对称的收缩和膨胀，并且把可能

发生的变形降到最低限度。外缸通过猫爪搭在轴承箱上，通过导向键沿轴向自由伸缩，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，使汽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。汽轮机高压隔板套和高中压进汽平衡环支撑在内缸的水平中分面上，并

由内缸上下半的定位销导向。汽轮机中压1号隔板套、中压2号隔板套和低压排汽平衡环支撑在外缸上,

支撑方式和内缸的支撑方式一样。

2.2.5低压汽缸：本机组具有两个低压缸。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。由外缸、1号内缸、2号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量，内缸作为支撑缸，外缸作为排

汽部分。低压缸调速器端的第1、2级隔板安装在隔板套内。此隔板套支撑在1号内缸上，第3、4、5

级隔板安装在1号内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于水平中分面。

低压缸发电机端的第1-4级隔板安装在隔板套内，此隔板套支撑在1号内缸上，第5级隔板安装在1号

内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上。排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢

板压制而成。由外缸组成的面积足够大的低压排汽口与凝汽器弹性连接。在•号低压缸撑脚四边通过键

槽与预埋在基础内的锚固板配合形成膨胀的绝对死点。每个低玉缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，自

动进行危急排汽。大气阀的动作压力为0.034—0.048即a。低压缸排汽区设有喷水装置，空转或低负荷、

排汽缸温度升高时按要求自动投入，降低低压缸温度，保护末圾叶片.

2.2.6转子：高中压转子是无中心孔合金钢整锻转子。带有主油泵叶轮及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，主油泵叶轮轴上还带有推力盘。高中压转子中部和高压排

汽端各有一个平衡鼓用来平衡轴向推力。低压转子也是无中心孔合金钢整锻转子。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。转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，并有8个支撑轴承支

撑。

2.2.7静叶片：调节级采用子午面收缩静叶栅，降低静叶栅通道前段的负荷，减少叶栅的二次流损失。

高中压静叶片全部为弯曲叶片，每只静叶自带菱形头叶冠，整圈组焊后，在中分面处割开，成为上下半

结构。低压第1级为弯曲静叶，第24级为扭曲静叶，第5、G、7级为弯扭静叶。低.压第•级为钾接结

构，第2—5级导叶为自带菱形叶冠焊接结构，末二级隔板为单只静叶焊接在内外环上的焊接结构。

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2.2.8动叶片：调节级动叶片米用电脉冲加工成三只为一组并带有整体围带和三义叶根的三联叶片。

高、中压动叶全部为弯曲自带冠叶片，根树型叶根。低压1-7级为变截面扭曲动叶片，均为自带围带，

枫树型叶根结构。

2.2.9盘车装置：木装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速摆轮啮合的低速盘车装置。安装在#2低压

缸与发电机之间，转速为3.35rpmo既可远方操作也可就地手动盘车。在汽轮机停机时，检查将控制开

关转到盘车装置的自动位置以开始自动程序（通常将控制开关留在这个位置上）。在控制开关处于“自动”

位置并当转子转速降到600rpm时，自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油。当转子

停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合，盘车装置自动投入，从而带动汽轮发电机转子在盘车转速

下旋转，至此，机组开始做持续盘车。在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，

盘车装置会自动脱扣，当汽轮发电机转子升速到600rpm时，自动程序动作，使盘车设备停止运动并切断

盘车润滑油。为了保护人身安全，电动机壳体上第二轴伸端安装了一个电动机开关用来控制电动机的启

动。当打开第二轴伸的盖时，行程开关将会切断电源，电机将不会转动。

2.2.10轴承：高中压缸和低压伍共有六个支持轴承，均为由四键支撑的具有自定位功能的可倾瓦轴承，

该轴承由孔径镇到一定公差的四块浇有轴承合金钢制瓦组成，具有径向自调整和润滑功能。发电机两个

轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承我荷，轴承采用卜半两块可倾式轴瓦，能

自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。八个轴承均设有润滑油进口，#3-#8轴承有两个顶轴油口，分

别在下半两块可倾瓦块中心。推力轴承设在前箱内，推力盘在机头处主油泵轴上，两面各有八个推力瓦

块，每个瓦块均设有测温元件，以监视其温度变化。本机发电机密封瓦采用双流环式油密封，密封瓦装

在发电机两端盖内，其作用是通过双流双环密封瓦与轴颈之间的油膜阻止发电机内的氢气外逸。另外，

发电机滑环末端设一支持轴承。

2.2.11滑销系统：本机组汽轮机静子部件膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心，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1号低压缸的中心移动，形成汽轮机的绝对死点。2号低压缸只有

两块横向定位键，限制它的横向移动，可沿轴向膨胀。发电机静子部件膨胀的绝对死点在发电机的中心

线，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

中缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可

以自由滑动。高中压缸与前轴承箱之间、低压1号与2号缸之间在水平中分面以下都用定中心梁连接。

汽轮机膨胀时，1号低压缸中心球持不变，它的后部通过定中心梁推动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中心梁推着高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨帐。轴承箱

受基架上导向键的限制，可沿轴向自由滑动，但不能横向移动,箱侧面的压板限制了轴承箱产生的任何

倾斜或抬高的倾向。发电机静子以电机中心线为死点独立膨胀，这种滑销系统经运行证明，膨胀通畅，

效果良好。

2.2.12高中压转子与低压转子之间，低压转子之间、低压转子与发电机转子之间、都是采用法兰式刚

性联轴器联接，形成了轴系。整个轴系由8个轴承支承。轴系轴向位置是靠机组高中压转子调端的推力

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死点。当机组静子部件在膨胀与收

缩时，推力轴承所在的前轴承箱也相应地轴向移动，因而推力轴承或者说轴系的定位点也随之移动，因

此，称机组动静之间的死点为机组的“相对死点，当汽轮发电机转子受热，整个汽轮发电机组轴系以推

力盘定位向电机端膨胀。

2.2.13汽封：本机汽封站由供汽站、溢流站、喷水减温装置及管道组成。供汽站高压供汽、再热冷段、

辅汽三路汽源，溢流站将本系统中多余的蒸汽溢流至凝汽器。高、中、低压、隔板汽封均为迷宫式弹性

汽封，汽轮机汽封系统采用自密封系统，正常运行时，高中压缸的汽封漏汽作为低压缸汽封的供汽，多

余汽通过溢流站溢流至凝汽器。高压缸的汽封大约在10%负荷时转为自密封，中压缸各汽封大约在25%

负荷时转为自密封，整个系统大约在75%负荷时完全达到自密封。高压端轴封第一腔室漏汽经4根平衡

管（上下缸各2根）引往中压排汽管道。高压主汽阀及调节阀高压漏汽引至高压排汽或凝汽器，低压漏

汽引至汽封加热器；中压主汽阀和调节阀漏汽引至汽封加热器，

2.2.14配汽和运行方式：本机组配有两个高压主汽阀和两个中压主汽阀，下分为四个高压调节阀和四

个中压调节阀，各自均有独立的执行机构和调节I可路，全部由DEH控制，高压调节阀有两种控制方式，

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第一为单阀控制，所有高压调节阀同时同行程开关，节流调节全周进汽，有利于对汽轮机进行暖机。规

定机组每次冷态、温态启动后，单阀状态下运行24小时，以减少固体粒子的腐蚀。第二为顺序阀控制，

高压调门按一定顺序依次开启，总体流量按线性变化，调门的开启次序为#1+#2-#3-#4,特点为：喷喷

调节，部分进汽，节流损失少，效率高。两种方式可无扰切换，中压调门只有一种单阀的控制方式。高

中压主汽门、调门配置如图1：

图1：高中压主汽门、调门配置

3发电机设备概述

3.1.1发电机为哈尔滨电机厂生产，型号：QFSN-600-2YHG,全封闭、强制润滑、水/氢/氢冷却、整

体合金钢转子、三相交流隐极式同步发电机。定、转子绕组均采用F级绝缘，按B级绝缘的温升使用。

定子绕组为直接水内冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却,密封油系统采用双流双环式油密封。励

磁系统采用ABB公司的机端励磁变一静止可控硅自并激励磁方式（静态励磁）。

3.1.2发电机配有氢、油、水控制系统。发电机的轴承润滑油由汽轮机油系统供给。

3.1.3发电机采用发一变组单元接线接入220KV系统，发电机至主变和高厂变之间采用全连式离相封

闭母线连接，发电机引出线上装设3组TV,作为发电机测量、保护、励磁调节、故障录波及同期用。发

电机出线端及中性线端各装设4组TA,用于发电机测量、保护、电度计量和励磁调节。发电机中性点为

采用单相干式配电变压器的高阻抗接地方式。

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4主机设备规范

4.1锅炉设备规范及燃料特性

4.1.1锅炉设备规范

表1：锅炉设计参数

设计参数

序号名称单位

BMCRTRLTHA

1锅炉型号B&WB-1900/25.4-M

2制造厂家北京巴布科克•威尔科克斯有限公司

3锅炉型式超临界参数直流燃煤锅炉

4过热蒸汽流量T/H190018111677

5过热蒸汽压力MPa25.425.2825.11

6过热蒸汽温度,c571571571

7再热蒸汽流量T/H161315351433

8再热蒸汽进口压力MPa4.6324.4024.119

9再热蒸汽出口压力MPa4.4424.2223.952

10再热蒸汽进口温度•c319.9315.7308.1

11再热蒸汽出口温度*C569569569

12省煤器出口水温,c299296292

13给水温度'C283280275

14过/再热器减温水温度,c283/187280/184275/182

15一级减温水量T/H3836.233.5

16二级减温水量T/H5754.350.3

17锅炉效率（按低位发热值）%91.1991.3191.40

18燃煤量T/H296284267

19炉膛出口温度*C134113271305

20排烟温度C125（未修正）122（未修正）119（未修正）

21空预器进/出口过剩空气系数1.25/1.331.25/1.331.25/1.34

22全炉膛容积热负荷KW/ms89.2--

23下炉膛容枳热负荷KW/m3215.4

24下炉膛截面积热负荷KW/m35.014

25上炉膛做面积热负荷MW/m22.833--

26煤粉细度（R90）%888

27空预器进/出口一次风流量T/H522/388513/379500/365

28空预器进/出口二次风流量T/H1758/17531675/16721555/：553

29空预器进/出口一次风温C28/39428/38828/380

30空预器进/出口二次风温C23/36923/36423/358

31投运运磨台数/燃烧器只数台/只6/246/246/24

32入磨调温风量T/H57.139.230.7

33炉膛出口烟气流量T/H218217781351

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表2：锅炉汽水品质要求

项目单位点火前给水分离器出口288'C给水过热蒸汽再热蒸汽

PH值（25唯）9.。〜9.59.0〜9.58.0〜8.5——

思有机物Ug/L——100ug/L——

侵度umol/L——<3umol/L——

总固溶物ug/L——W30ug/L——

二氧化硅Pg/L——W10Ug/L<15ug/L—

导电度us/cmW0.65us/cmW0.65us/cmCO.15us/cm一——

联胺Pg/L0ug/L0ug/L0ug/L——

制口g/L1OOug/L20ug/L30750ug/L——

钠Pg/L——<3ug/LW5ng/L—

铁Mg/LW30ug/L<30ug/Lg/L<10ug/L—

铜口g/L——0ug/LW3Pg/L—

含油ug/L—————

表3：锅炉水容积

单位在煤器系统水冷系统过热器再热券启动系统锅炉管道累计

水压试验时吨459523031232730

正常运行时4565——2016146

表4：燃煤成份及特性

项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2

收到基全水份Mar%9.399.539.00

空气干燥基水份%1.120.861.18

干燥无灰基挥发份Vdaf（可燃基）%7.008.006.00

收到基灰份Aar%35.9941.0830.33

收到基低位发热值Qnet.arkJ/Kg18843.716953.320622.7

收到基氢Har%1.711.501.57

收到基碳Car%49.6044.7155.58

收到基硫Sar%1.20.81.5

收到基氮Nar%0.580.980.55

收到基氧Oar%1.531.401.47

可磨系数HGI848484

表5：燃料灰渣特性

项目单位设计煤种校核煤种

灰熔点：变形温度DT1190—

软化温度STC1400/1300—

流动温度FT℃——

—

SI02%53.97

A12O3%32.00一

FeG%4.18—

CaO%2.72—

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项目单位设计煤