上都发电有限责任公司三期集控主机运行规程(定稿).doc

Q/HN 内蒙古上都发电有限责任公司企业标准 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 三期集控主机运行规程 2013-8-1 发布 2013-8-1 实施 内蒙古上都发电有限责任公司 发 布 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 I 目 录 前 言.II 1机组设备概述.- 1 - 1.1锅炉设备概述.- 1 - 1.2汽轮机设备概述.- 1 - 1.3发电机设备概述.- 2 - 1.4DCS 系统简介.- 4 - 1.5主要辅机及系统简介.- 4 - 2设备规范.- 7 - 2.1锅炉设备规范和燃料特性.- 7 - 2.2汽轮机设备规范.- 17 - 2.3电气设备规范.- 21 - 3保护联锁及试验.- 31 - 3.1机组联锁保护.- 31 - 3.2锅炉水压试验.- 43 - 3.3锅炉安全门校验.- 46 - 3.4锅炉风压试验.- 49 - 3.5汽机试验.- 49 - 4机组启动.- 55 - 4.1启动原则.- 55 - 4.2启动前准备工作.- 56 - 4.3机组启动前须逐步投入下列各系统并检查其运行正常.- 59 - 4.4冷态启动.- 60 - 4.5机组其他状态启动.- 74 - 5机组运行调整.- 77 - 5.1运行控制参数及限额.- 77 - 5.2运行正常检查项目及标准.- 80 - 5.3运行调整.- 83 - 5.4定期工作.- 96 - 6机组停运.- 99 - 6.1停运方式.- 99 - 6.2停运前的准备.- 99 - 6.3机组正常停运.- 99 - 6.4发电机解列.- 100 - 6.5机组解列后的主要操作.- 100 - 6.6机组停运的注意事项.- 102 - 6.7锅炉冷却.- 102 - 6.8机组停运后的保养.- 103 - 7事故处理.- 105 - 7.1事故处理的一般规定.- 105 - 7.2紧急停机.- 106 - 7.3机组异常及事故处理.- 108 - 8附 表.- 133 - 8.1 附表 1：饱和蒸汽温度、绝对压力对照表.- 133 - 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 II 前 言 一 适用范围 本规程规定了内蒙古上都发电有限责任公司运行一部三期集控专业运行的范围、内容、技术标准， 适用于内蒙古上都发电有限责任公司运行一部三期集控专业运行工作。 二 编写标准 1 中华人民共和国安全生产法 2009 年 9 月 2 中华人民共和国电力企业标准编写导则 2002 年 5 月 3 国家电力公司反事故技术措施 2003 年 3 月 4 中国华能集团安全生产工作规定 2003 年 8 月 5 中国华能集团 企业标准编写导则 2010 年 1 月 6 相关设备技术说明书。 三 主要内容 1 本规程规定了三期集控专业所管辖的主机设备必须遵循的运行方式、操作规定、监督控制及维 护标准，以及异常、故障处理原则。 2 本规程适用于上都发电有限责任公司三期 2660MW 机组集控运行专业。 3 下列人员应熟悉本规程： 总经理、副总经理、总工程师、生产部门的部长、专工。 4 下列人员应掌握并执行本规程： 运行部部长、副部长、总值长、值长、单元长、专业主管、专工、机长、副机长。 四 使用 1 本规程对三期集控专业运行设备的控制、调整、维护、事故处理作了原则的规定，运行操作中 不得与本规程相矛盾。 2 设备异动、更改后，应对本规程有关章节进行修改，由总工程师批准。 3 本规程如有与上级规程相冲突的地方以上级规程、反措(部颁)为准。 4 在使用过程中如发现问题，请及时反馈，以便修改。 五 标准相关 1 本标准由内蒙古上都发电有限责任公司提出。 2 本标准由内蒙古上都发电有限责任公司运行一部归口。 3 本标准起草单位：内蒙古上都发电有限责任公司运行一部。 4 本标准起草人：王 廷 韩青云 朱光辉 吕仕佳 赵 峰 郝 玺 鲍春鹏 付宇强 李 峰 杨 京 苏长清 孙晶炜 5 本标准审核人：杨 林 李俊忠 6 本标准批准人：纪 煜 张金平 7 本标准自 2013 年 8 月 1 日起执行。 上都发电有限责任公司 2013 年 8 月 1 日 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 1 - 1机组设备概述 1.1锅炉设备概述 内蒙古上都发电有限责任公司三期工程2 台660MW 超临界燃煤发电机组配置哈尔滨锅炉厂有限责 任公司设计、制造的HG-2141/25.4-HM15 型超临界变压运行直流锅炉，锅炉形式为一次再热、单炉膛、 四墙切圆燃烧方式、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、 密闭布置、全悬吊结构型炉。锅炉设计煤种为锡林浩特胜利煤田原煤，正常点火及助燃用油为零号 轻柴油，油枪采用机械雾化。灰渣采用干式固态除渣方式，飞灰采用气力干除灰，炉渣由汽车运输至 厂外灰渣场；烟气脱硫采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硝装置采用选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，简称：SCR）法全烟气脱硝。 锅炉设计最高压力29.5MPa，再热器设计压力5.30MPa。最大连续蒸发量为2141t/h，额定蒸发量 2079 t/h，额定蒸汽温度571。设计主燃料为锡林浩特胜利煤田露天矿褐煤，低位发热量 13400kJ/kg。点火用燃油，春夏季节采用0号轻柴油，秋冬季节采用-35号轻柴油，发热量42570 kJ/kg。 给水系统配置两台50%BMCR 容量的汽动给水泵,可供给锅炉100%BMCR 的给水量。 锅炉启动系统为带再循环泵式，系统由外置汽水分离器、储水罐、水位控制阀和炉水循环泵等组 成。在本生负荷以下，汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引入到过热器中，水经分 离器进入贮水箱，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。四只启动分离 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。 炉膛燃烧方式为正压直吹四墙切圆燃烧，采用直流水平浓淡摆动式燃烧器。断面尺寸 （20072.320402.3）mm，炉膛容积（27339）m3。炉膛上部布置有分隔屏过热器，水平烟道中布置有末级 过热器、高温再热器，后烟道前部布置有低温再热器，后烟道后部布置有低温过热器、省煤器。制粉 系统采用中速磨煤机正压直吹冷一次风方式，每炉配7台HP1203 型磨煤机，设计6台运行可满足BMCR 工况出力。 过热汽温的调整主要由煤/水比控制中间点温度，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。 1.2汽轮机设备概述 内蒙古上都发电有限责任公司三期工程 2660MW 汽轮机为东方汽轮机厂引进日本日立公司的技术 设计和制造的，型号为 NZK66024.2/566/566，型式为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、 直接空冷凝汽式汽轮机。设计额定功率为 660MW，最大连续出力（TMCR）702.245MW。汽轮机总级数为 38 级，高压转子有 8 级，其中第一级为调速级，中压转子有 6 级，低压转子有 226 级。汽轮机采 用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为为对称双流反向布置。 汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。#18轴承上瓦 的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置，任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65。 轴承回油管上装有监视油流的照明装置，采用防爆型，电压为12V。在油温测点及油流监视装置之前， 无来自其他轴承的混合油流。#9轴承上瓦的X、Y向装有瓦振测量装置。 推力轴承位于高中压缸和#1低压缸之间的#2轴承座上，采用倾斜平面式双推力盘结构，能持续承 受在任何工况下所产生的双向最大推力。 因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证汽轮发电机组的 安全运行，低压缸采用落地轴承座。 高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，#1低压缸、#2低压缸的膨胀死点分别位于各自的中心线附近。 死点处的横向键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键， 引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。 新蒸汽由炉侧经 59078mm 的主蒸汽管进入机前两根 42157mm 的蒸汽管，然后经两个高压 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 2 - 主汽门和四个高压调速汽门，进入高压缸。做完功的蒸汽经两根 66725 mm 排汽管后汇流到一根 96525mm 的蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽经 101436mm 的蒸汽管进入中压缸前两根 71526mm 蒸汽管，然后经两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽沿导汽管直接进入两个低 压缸做功。 因空冷机组设计背压高、变化范围大，汽轮机回热系统采用七级抽汽。分别供给三台高压加热器、 一台除氧器、三台低压加热器（#7A、B 低加为内置式） 。 汽轮机盘车装设在低压缸后部#6 轴承处，保证转子转动速度 1.5rpm，以便汽轮机启动和停机时均 匀加热和冷却汽轮机转子。 主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠 性、灵活性。调节装置总的速度不等率为35%，局部速度不等率在0至90%最大连续功率范围内为38%； 在90%最大连续功率以上范围不大于12%，在此范围的平均局部速度不等率不大于10%；额定转速下调节 器的死区不小于0.06%。喷嘴调节汽轮机，在90100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不 等率应不大于总不等率的3倍。 汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统。为防止超速，危急保安器有两套，其中一套为机械式，另 一套为电子式。动作值为额定转速的110111%。复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动 作指示器和报警装置，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。汽轮机危急保安系统的跳闸系统 有闭锁保护功能，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操 作程序才能使跳闸系统重新复位。从危急保安动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒， 各抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。 汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。汽轮机的控制系统满 足汽轮机在冷态、温态、热态及极热态等不同启动方式下自动启动、停止的控制要求及调频调峰的要 求。 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至 少具有 1min 无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。 机组设计有中压缸启动和高中压缸联合启动两种方式。旁路系统采用二级串联的启动旁路，容量 为 40%BMCR。 对于汽轮机排汽系统，设置带凝结水热井的排汽装置，与低压缸采用柔性联接。底部刚性支撑。 排汽装置的排汽管道出口公称直径为 DN6000，水平管道中心线标高为 3.5m。底部热井固定在标高约为 -4.5m 的汽轮机排气装置底板上，载荷均匀分布。上述排汽装置的两个壳体中，靠 A 列侧分别布置有 7低压加热器和低压旁路的三级减温减压器；两个本体疏水扩容器与排汽装置设计为一个整体结构。 排汽装置上部和底部设有限位装置，最大限度地减小排汽管道对排汽缸的推力和力矩作用。 排汽装置热井接收以下疏水和蒸汽：空冷排汽装置来的凝结水，汽轮机本体的疏水，高、低压加 热器的正常和事故疏水，主厂房管道疏水，除氧器溢流放水，补给水及其它杂项疏水等。两个热井的 总贮水量不小于VWO工况下5分钟的凝结水量。 汽轮机排汽压力低于60kPa时，允许机组持续运行，机组背压升高到60kPa时为低位报警，机组背 压升高到65kPa时为高位报警并停机。从低位报警背压到停机背压期间机组允许运行15分钟。 汽轮机转子彻底消除了残余应力，采用进口无中心孔转子。各个转子的脆性转变温度的数值为： 高中压转子FATT100（实测值），低压转子FATT-1.1（实测值）。因此各个转子的脆性转变温 度，不影响机组启动的灵活性。 空冷汽轮机末级和次末级叶片进行了优化选型使低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及 抗水蚀措施，其抗水蚀措施如下： 1.2.1在末级和次末级隔板上设置去湿槽； 1.2.2适当拉大末级动、静叶间轴向距离，减小水滴对动叶的冲击能量，延缓水蚀的影响； 1.2.3优化末级流场、提高根部反动度，避免在低负荷时动叶根部倒流引起根部冲刷； 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 3 - 1.2.4对末级叶片顶部采用高频淬火技术，高频淬火后防水蚀区硬度为HRC4252。 1.3发电机设备概述 发电机是东方电机股份有限公司引进日本日立公司（HITACHI）技术制造的 QFSN-660-2-22 型，发 电机为汽轮机直接拖动的隐极式、二极、三相同步发电机，采用水氢氢冷却方式，定子绕组采用水内 冷方式，转子绕组和定子铁芯用氢内冷方式；配有一套氢油水控制系统。发电机采用密闭循环通风冷 却，机座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动。集电环和电刷空气冷却，两集电环间设有离 心式风扇。氢气冷却器立放在发电机机座四角。 发电机采用静止可控硅机端变自励方式励磁。励磁电源取自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、 自动电压调节器调节后，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转 子绕组。启励电源取自本机汽机保安 MCC 段。 电刷采用了盒式刷握结构，运行时能安全、迅速地更换电刷，每次可更换一组电刷（4 个） 。电刷 采用天然石墨材料粘结制成，具有较低的摩擦系数并有自润滑作用。每个电刷带有两根柔性的铜引线 刷辫。螺旋式弹簧恒定地将压力施加到电刷中心上。刷握采用左右分瓣把合结构，由导电环、刷座及 风罩等部件组成，对地绝缘。 发电机定子接线为双 Y 型，其中性点经变压器接地，发电机出口装有三组电压互感器，供机组测 量、保护及 AVR 等使用，发电机出口引线、中性点、高厂变高压侧及电压互感器分支和励磁变压器分 支引线均采用全连式分相封闭母线，自冷方式。 定子绕组由嵌入铁芯槽内的绝缘条形线棒组成，绕组端部为篮式结构，并且由连接线连接成规定 的相带组。采用连续式 F 级环氧粉云母绝缘系统，表面有防晕处理措施。线棒由绝缘空心股线和实心 股线混合编织换位组合而成。定子线棒是通过空心股线中的水介质来冷却的。冷却水从励端的汇流管 和绝缘引水管并通过线棒端头的水电接头进入线圈，冷却线圈后再经过汽端的绝缘引水管和汇流管排 入外部水系统。 定子铁芯是用相互绝缘的扇形片叠装制成的。为减少电气损耗，扇形片采用高导磁低损耗的冷扎 硅钢片冲制而成。 转子绕组采用具有良好的导电性能、机械性能和抗蠕变性能的含银铜线制成。转子绕组槽部采用 气隙取气斜流通风的内冷方式。利用转子自泵风作用，从进气区气隙吸入氢气。通过转子槽楔后，进 入两排斜流风道，以冷却转子铜线。氢气到达底匝铜线后，转向进入另一排风道，冷却转子铜线后再 通过转子槽楔，从出风区排入气隙。转轴由整锻高强度、高导磁合金钢加工而成。转轴上加工有放置 励磁绕组的轴向槽，本体同时作为磁路。转轴具有传递功率、承受事故状态下的扭矩和高速旋转产生 的巨大离心力的能力。 发电机采用径向多流式密闭循环通风，定子铁芯沿轴向分为十三个风区，六个进风区和七个出风 区相间布置。安装在转轴上的两个轴流式风扇（汽、励端各一个）将氢气分别鼓入气隙和铁芯背部； 进入铁芯背部的氢气，沿铁芯径向风道冷却进风区铁芯后，进入气隙；少部分氢气进入转子槽内风道， 冷却转子绕组；其他大部分氢气再折回铁芯，冷却出风区铁芯，最后从机座风道进入冷却器；被冷却 器冷却后的氢气进入风扇前，进入再循环。 集电环采用耐磨合金钢制成，与转轴采用热套装配。在集电环与转轴之间设有绝缘套筒。集电环 上加工有轴向和径向通风孔。表面的螺旋沟可以改善电刷与集电环的接触状况，使电刷之间的电流分 配均匀。 为了防止因转子旋转时转子线圈端部受到巨大的离心力对转子线圈端部的破坏，采用了用非磁性、 高强度合金钢锻件加工而成的护环来保护转子线圈端部。护环分别装配在转子本体两端，与本体端热 套配合，另一端热套在悬挂的中心环上。转子线圈与护环之间采用模压的绝缘环绝缘。 中心环对护环起着与转轴同心的作用，当转子旋转时，轴的挠度不会使护环受到交变应力作用而 损伤，中心环还有防止转子线圈端部轴向位移的作用。 为减少由于不平衡负荷产生的负序电流在转子上引起的发热，提高发电机承担不平衡负荷的能力， 在转子本体两端（护环下）设有阻尼绕组，其齿部深入本体槽楔下。 发电机转轴穿过端盖处的氢气密封依靠油密封的油膜来实现的。油密封采用单流环式结构。 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 4 - 定子绕组绝缘在干燥状态接近于工作温度时测量，不小于 3 兆欧。 （用 2500V 兆欧表测量） 。 转子绕组室温下（20）测量不小于 1 兆欧。 （用 500V 兆欧表测量） 。 测温元件（20）测量不小于 1 兆欧。 （用 250V 兆欧表测量） 。 轴承和油密封（励端）对地绝缘电阻不小于 1 兆欧（用 1000V 兆欧表测量） 。 1.4DCS 系统简介 上都三期2660MW 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）、炉膛安全监控（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)、锅炉给水泵电液控制系统（MEH）、给水泵汽机紧急跳闸系统(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。 1.5主要辅机及系统简介 1.5.1锅炉主要辅助系统简介 1.5.1.1空预器及风机 本炉配置两台豪顿华公司 34.5VI(T)-2320-QMR 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，在送风机及一次风机出口加装暖风器，在启动和低负荷运行时适当提高送风及一次 风进风温度。锅炉配置两台 AN-37/V13+4 型动叶可调轴流式引风机；两台 FAF26.6-17-1 型动叶可调轴 流式送风机；两台 ANT-2240/1400F 型两级动叶可调轴流式一次风机。 1.5.1.2除渣灰系统 灰渣采用干式固态除渣方式，除灰系统包括飞灰输送、贮存和卸料三个部分，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。每台锅炉设置有 2FAA130M440M-3144-150 型双列三室五电场静电除尘器，除尘器效率不低于 99.7%。 除渣系统采用干式固态除渣方式，外部冷风经过热渣加热后送入炉膛助燃，冷却的干渣经由钢带 输送至渣斗，炉渣加水搅拌后由汽车运送至灰场。 1.5.1.3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部分。锅炉本体共装有吹灰器 130 只，其中炉膛水冷壁四周装有 88 只短行程炉膛吹灰器；在炉膛上部和对流烟道区域布置有 38 只长伸 缩式吹灰器，两侧吹灰器采用对称布置。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末级过热器入口联箱引出，经减压阀减压后供给各吹灰器。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末级过热器入口联箱引出，经减 压阀减压后供汽；另一路来自厂用辅助蒸汽。 1.5.1.4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。 1.5.1.5脱硝系统 脱硝装置采用选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，简称：SCR）法全烟气脱硝； 脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置。脱硝装置采用氨作为还原剂， 其制备和供应采用液氨供应系统。SCR 技术采用氨作为还原剂。SCR 脱硝技术是一个燃烧后 NOX控制工 艺，整个过程包括将一定温度下的氨空气混合物注射入烟气通道中，与一定温度下的锅炉烟气充分 混合。充分混合后的烟气、空气及氨混合物通过一个被称为 SCR 反应器的设备里面特定设置的催化剂 层。在催化剂的作用下，烟气中的 NOX与氨在催化剂的表面发生充分的化学还原反应，生成 N2和 H2O。SCR 脱硝装置设计效率为 80%，初期装入的催化剂按 50%脱硝效率实施，保证氨逃逸不大于 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 5 - 3ppm。 1.5.2汽轮机主要辅机及系统简介 1.5.2.1凝结水系统 每台机组配置两台立式凝结水泵,1 台运行,1 台备用。凝结水从排汽装置热井中引出，凝结泵升 压后经精处理装置、一台轴封加热器、三台低压加热器向除氧器供水。#7 低压加热器入口管道上设有 给水调节站，用以调节除氧器水位。 1.5.2.2给水系统 每台机组选用 250%BMCR 容量汽泵组的给水系统,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。从除氧器水箱出来的给水经前置泵和给 水泵升压，再由三台高压加热器加热，最后通过给水操作台送至锅炉省煤器进口集箱。 1.5.2.3开式冷却水系统 开式冷却水系统：开式冷却水系统水源取自辅机循环水管道，循环水经开式冷却水泵升压后，进 入各冷却水用户，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。 1.5.2.4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进入各有关设备的 热交换器，最后返回至闭式冷却水泵入口，形成闭式冷却水系统。 1.5.2.5真空系统 每台机组共配置两台 50%容量水环式真空泵，正常运行时一台备用，机组启动时两台真空泵可一 起投入运行。每个排汽装置还设置 1 只带有水封的真空破坏阀。 1.5.2.6润滑油系统 润滑油系统由汽轮机主轴驱动的主油泵吸入油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、冷油器、顶 轴装置、盘车装置、排烟系统、主油箱、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涡轮油泵提供动力油。 吸入油泵、交流润滑油泵在启动和停机阶段使用，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。 1.5.2.7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。 1.5.3电气系统简介 上都三期 2660MW 机组出线是与 500kV 上承、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，发电机出口接有励磁变、高压厂用变压器，停机时通过备 用变压器带厂用电。 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。高压厂用变接地 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 6 - 方式为：低压侧中性点经低电阻接地。高压公用变接地方式为：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。 主变为特变电工沈阳变压器有限公司制造的单相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器，容量为 260MVA。采用 Ynd11 接线方式。冷却方式为强迫油循环风冷(OFAF)，共有四组风扇。 厂用电高压为 10kV，每台机组设 10kV 工作 A、B 段、10kV 公用段。分别由 1 台厂用高压工作变压 器（分裂变）和 1 台厂用高压公用变压器（双绕组变）供电，同时每台机组设 10kV 脱硫 A、B 段， 10kV 段控制操作电压为直流 110V。 主厂房厂用电低压动力中心（PC）段为 400V/230V，每台机组分为汽机、锅炉、保安、空冷及照 明段。其中汽机、锅炉、保安段为每台机组分别各设置 2 段；照明每台机组设置 1 段。2 台机组设置 公用 PC 段 2 段。主厂房 PC 段控制操作电压为直流 110V。 厂用直流系统有 110V、220V 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 2104 瓶蓄电池、110V 系统主机为 2252 瓶蓄电池、继电器楼为 252 瓶蓄电池，厂用直流 110V、220V 两个系统的母 线分别有各自独立的浮充电装置。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 60kVA 的 UPS 装置，继电器楼单独配备一组容量 20kVA 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。 机组保安 PC A、B 正常由本机锅炉 PC A、B 接带，#5 机保安 PC 备用电源从#1 机 10kV A 段经保安 变压器取得，#6 机保安 PC 备用电源从#3 机 10kV A 段经保安变压器取得，当#5 机组保安 PC 或#6 机组 保安 PC 电压互感器测得所在段失电后，由自动切换装置切换至保安变压器供电，#5、6 机组保安 PC 母线桥之间设有联络开关，联络开关在热备用状态，当#5 或#6 机组保安 PC 全部失电后，联络开关自 动合闸。 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 7 - 2设备规范 2.1锅炉设备规范和燃料特性 2.1.1锅炉主要数据规范 名称单位技术数据 锅炉参数 最大连续蒸发量（BMCR） t/h2141 过热器出口蒸汽压力 MPa25.4 过热器出口蒸汽温度 571 再热器入口蒸汽压力 MPa4.954 再热器出口蒸汽压力 MPa4.764 再热器入口蒸汽温度 328.3 再热器出口蒸汽温度 569 再热蒸汽流量（BMCR） t/h1742 省煤器入口给水温度 293.7 技术性能 不投油最低稳燃负荷 %BMCR30 主蒸汽温度保持正常负荷范围 %BMCR 35100 再热蒸汽温度保持正常负荷范围 %BMCR 50100 炉膛容积热负荷（BMCR） kW/m360.37 炉膛截面热负荷（BMCR） kW/m24.030 炉膛有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS） （BMCR） kW/m2160.8 燃烧器区域面积热负荷（BMCR） MW/m21.05 炉膛型式螺旋管圈+垂直管圈 炉膛尺寸（宽,深,高） mm20402.320072.379700 炉膛容积 m327339 炉膛总受热面积 m210597 炉膛辐射受热面积 m210597 炉膛设计压力 Pa5900 短时间炉膛不变形承载压力 Pa9800 燃烧器型式，布置方式水平浓淡直流燃烧器，四墙切圆布置 一次风喷嘴数,喷嘴总数个 28 一次风喷嘴尺寸 mm1032846 单个一次风喷嘴的热负荷 kJ/h204106 炉膛出口温度（BMCR） 951 后屏底处烟温（BMCR） 1293 最上排燃烧器中心到屏下端的距离 m24443mm 最上排燃烧器中心到烟窗中心的距离 m33.7 最下层燃烧器中心距主灰斗上沿尺寸 m4692mm 灰斗的排渣口标高 m8.0 灰斗上沿标高 m20266mm 过热器调温方式，级数水煤比+喷水(2 级) 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 8 - 名称单位技术数据 再热器调温方式，级数尾部烟道调节挡板+喷水 省煤器入口到汽水分离器压降 MPa2.06 汽水分离器到过热器出口压降 MPa1.41 再热器入口到出口压降 MPa0.19 启动分离器 设计压力 MPa29.5 最高工作压力 MPa26.81 设计温度 440 最高工作温度 428 外径壁厚 mmmm762120 数量台 4 总长度 M10.4 材质 15CrMoG 钢板许用应力 154 水容积 m39 总重量（包括内部装置） t9.74 贮水箱 外径壁厚 mmmm762120 贮水箱长度 m19.736 水冷壁 螺旋管圈水冷壁设计压力 MPa31.0 螺旋管圈水冷壁工作压力 MPa28.85 螺旋管圈水冷壁质量流速 BMCR kg/ m2s2663 螺旋管圈水冷壁管管型光管 螺旋管圈水冷壁管外径壁厚 mmmm7.3 螺旋管圈水冷壁管管距 mm53 螺旋管圈水冷壁管根数根 488 螺旋管圈水冷壁管材质 15CrMoG 螺旋管圈与水平倾角/圈数 / 18.736/1.64 螺旋管圈上集箱中心标高 m60.257 螺旋管圈水冷壁受热面积 m25109 垂直管圈水冷壁设计压力 MPa30.0 垂直管圈水冷壁工作压力 MPa27.62 垂直管圈水冷壁质量流速 BMCR kg/ m2s1316 垂直管圈水冷壁管管型光管 垂直管圈水冷壁管外径壁厚 mmmm31.8 x6.2 垂直管圈水冷壁管管距 mm55 垂直管圈水冷壁管根数 1468 垂直管圈水冷壁管材质 15CrMoG 螺旋管圈水冷壁受热面积 m25109 垂直管圈水冷壁受热面积 m21896 水冷壁总受热面积 m27005 水冷壁水容积 m382 过热器 末级过热器设计压力 MPa28.0 末级过热器工作压力 MPa25.83 屏式过热器设计压力 MPa28.7 屏式过热器工作压力 MPa26.23 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 9 - 名称单位技术数据 低温过热器设计压力 MPa29.0 低温过热器工作压力 MPa26.62 包墙过热器设计压力 MPa29.3 包墙过热器工作压力 MPa26.81 过热器一级喷水减温水量（BMCR） t/h64.5 过热器二级喷水减温水量（BMCR） t/h64.5 顶棚过热器受热面积 m2919 包墙过热器受热面积 m22464 屏式过热器受热面积 m22623 屏式过热器片数片 48 屏式过热器质量流速 kg/m2s1295 屏式过热器前烟温 1293 屏式过热器后烟温 1065 末级过热器受热面积 m22748 末级过热器片数片 36 末级过热器质量流速 kg/m2s1365 末级过热器前烟温 1048 末级过热器后烟温 964 过热器受热面积总计 m213797 维持额定主汽温的最低负荷 %BMCR35 过热器左右侧交叉换位次数次 2 过热器总压降（BMCR） MPa1.41 过热器总水容积 m3220 再热器 再热器设计压力 MPa.g5.30 再热器工作压力 MPa.g4.898 再热器蒸汽流量（BMCR） t/h1746 再热器进口压力（BMCR） MPa.g4.898 再热器出口压力（BMCR） MPa.g4.708 再热器进口温度（BMCR） 332.3 再热器出口温度（BMCR） 569 事故喷水量 t/h35.49 低温再热器受热面积 m215347 低温再热器前烟温（BMCR） 747 低温再热器后烟温（BMCR） 425 末级再热器受热面积 m26645 末级再热器片数片 72 末级再热器片距 mm275 末级再热器前烟温（BMCR） 941 末级再热器后烟温（BMCR） 836 再热器受热面积总计 m221992 再热器左右侧交叉换位次数次 1 再热器总压降（BMCR） MPa0.19 维持额定再热汽温的最低负荷 %BMCR50 再热器总水容积 m3352 省煤器 设计压力（BMCR） MPa.g31.0 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 10 - 名称单位技术数据 工作压力（BMCR） MPa.g28.87 设计进口温度（BMCR） 293.7 设计出口温度（BMCR） 334 受热面积（蛇形管等） m218259 省煤器压降（BMCR） MPa0.23 进口烟气流速（BMCR） m/s9.0 出口烟气流速（BMCR） m/s7.0 省煤器管排列方式顺列 省煤器管外径 mm44.5 省煤器管内径 mm32.5 省煤器管节距 mm115 省煤器管材质 SA-210C 省煤器管并联管数 404 省煤器管的防磨设施烟气阻流板+防磨盖板 省煤器总水容积 m369 省煤器总压降 MPa0.23 空气预热器 型式34.5-VI（T）-2320-QMR 数量台 2 入口烟气温度（BMCR） 421 出口烟气温度（BMCR） （修正前/后） 153/145 入口空气温度（BMCR） （一/二次风） 20/20 一次风出口温度（BMCR） 401 二次风出口温度（BMCR） 392 投运时及运行一年后的漏风率 %8 高温段传热元件的材质碳钢 高温段传热元件的厚度 mm0.5 高温段传热元件的面积 m2 82235（双面） 中温段传热元件的材质碳钢 中温段传热元件的厚度 mm0.5 中温段传热元件的面积 m2 80590（双面） 低温段传热元件的材质 CORTEN 低温段传热元件的厚度 mm0.8 低温段传热元件的面积 m2 22750（双面） 有无电子自动控制密封系统无 空气预热器轴承润滑及冷却方式油浴，水冷 空气预热器转子直径 mm17336 空气预热器转子高度 m3.123 空气预热器转子总重量 t 550（单台） 空气预热器转子转速 r/min0.9/0.23 空气预热器驱动电动机型式 Y200L2-6 B5 空气预热器驱动电动机台数台2/炉 空气预热器驱动电动机转速 r/min970 空气预热器驱动电动机铭牌功率 kW 30（22） 空气预热器驱动减速机型式卧式 安全阀 过热器系统安全阀型式弹簧式 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 11 - 名称单位技术数据 过热器系统安全阀台数台 6 过热器系统安全阀排汽量（每台） t/h279.8/293.0/305.5/305.5/318.2/318.2 过热器系统安全阀起座压力（详列） MPa.g28.67/29.84/31.0/31.0/32.17/32.17 过热器系统安全阀回座压力（详列） MPa.g26.66/27.75/28.83/28.83/29.92/29.92 过热器系统安全阀制造厂家 CROSSBY 过热器系统安全阀设计制造技术标准 ASME 过热器系统电磁泄放阀（PCV）型式先导式 过热器系统电磁泄放阀（PCV）台数台 2 过热器系统电磁泄放阀（PCV）公称直径 mmDN63.5 过热器系统电磁泄放阀（PCV）排汽量(每台) t/h108/220 过热器系统电磁泄放阀（PCV）起座压力 MPa.g27.0/27.5 过热器系统电磁泄放阀（PCV）回座压力 MPa.g25.92/26.4 过热器系统电磁泄放阀（PCV）制造厂家 CROSBY 过热器系统电磁泄放阀(PCV)设计制造技术标准 ASME 再热器出口安全阀型式弹簧式 再热器出口安全阀台数台 8 再热器出口安全阀公称直径（详列） mmDN152.4 再热器出口安全阀排汽量（每台） t/h244.2/244.2/247.7/247.7/208.7/208.7/208.7/208.7 再热器出口安全阀起座压力（详列） MPa.g5.01/5.01/5.09/5.09/5.17/5.17/5.17/5.17 再热器出口安全阀回座压力（详列） MPa.g4.81/4.81/4.89/4.89/4.96/4.96/4.96/4.96 再热器出口安全阀制造厂家 CROSBY 再热器出口安全阀设计制造技术标准 ASME 吹灰器及烟温探针 吹灰器制造厂湖北戴蒙德公司/上海克莱德公司 炉膛配备的吹灰器型式伸缩式 炉膛配备的吹灰器长度 m0.267 炉膛配备的吹灰器台数台 88 对流受热面配备的吹灰器型式伸缩式 对流受热面配备的吹灰器长度 m11.8 对流受热面配备的吹灰器台数台 38 空气预热器配备的吹灰器型式伸缩式 空气预热器配备的吹灰器长度 m6 空气预热器配备的吹灰器台数台 4 每台锅炉配备的吹灰器总数台 130 供吹灰器的蒸汽来源及参数锅炉本体/辅助蒸汽 减压站配用减压阀的公称直径 mmDN80 减压站配用减压阀的入口侧蒸汽压力 MPa.g25.83 减压站配用减压阀的出口侧蒸汽压力 MPa.g3 减压站配用减压阀的供汽量 t/h20 减压站配用减压阀的疏水方式温控式 烟温探针的型式伸缩式 烟温探针的制造厂湖北戴蒙德公司/上海克莱德公司 烟温探针的配备台数台 2 烟温探针的测温范围 0538 吹灰程控装置型式 PLC 锅炉重量 汽水分离器及吊架 t607 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 12 - 名称单位技术数据 钢构架 t7037 水冷壁及管道 t1240 过热器及管道 t2179 再热器及管道 t1072 省煤器及管道 t750 空气预热器 t1955 平台，扶梯及外护板 t1450 炉顶大罩壳密封及金属屋顶 t195 其它 t 2628(设省煤器灰斗) 锅炉金属总重 t 19113(设省煤器灰斗 ) 2.1.2蒸汽质量标准 项目饱和汽过热汽 PH 值8989 硬度 mol/kg00 全硅 g/kg 15 15 导电度 s/cm 0.2 0.2 氧 g/kg 7 7 钠 g/kg 5 5 铁 g/kg 10 10 铜 g/lkg 3 3 含油 g/kg00 2.1.3燃烧系统规范 2.1.3.1燃油系统规范 项目单位数值 油燃烧器 台数台 16 型式机械雾化 每支油枪耗流量 kg/h800 油枪入口油压 MPa3.54 油枪入口油温 20-35 总出力 %20 点火电极型式高能点火 2.1.3.2微油系统规范 项目单位参数 单支微油枪用油量 kg/h200250 微油枪供油压力 MPa 0.40.6 单支燃烧器煤粉量 t/h 2.59 一次风管风速 m/s 1828 一次风温度 冷磨启动时一次风温度 一次风量 km3/h 60 喷口风速 m/s 2040 微油点火煤粉燃烧器阻力 Pa 1000 2.1.4燃料特性 本期工程建设 2660MW 超临界机组，燃煤仍采用锡林浩特胜利煤田的原煤。设计和校核煤种的煤 质及灰成分分析见下表： 三期集控主机运行规程 Q/HN-1-71B0.08.009-2013 - 13 - 项目符号单位设计煤种校核煤种 1)工业、元素分析 全水分 Mt%33.0035.50 空气干燥基水分 Mad%14.7115.00 收到基灰分 Aar%13.4016.86 干燥无灰基挥发份 Vdaf%46.9145.12 收到基碳 Car%38.0034.69 收到基氢 Har%2.592.36 收到基氧 Oar%11.6210.07 收到基氮 Nar%0.590.46 收到基全硫 St.ar%0.800.53 收到基低位发热量 Qnet.arkJ/kg1340012310 2)灰熔融性 变形温度 DT11001110 软化温度 ST11401140 流动温度 FT12001220 3)灰成分 二氧化硅 SiO2%50.1156.55 三氧化二铝 Al2O3%19.0319.89 二氧化钛 TiO2%0.850.99 三氧化二铁 Fe2O3%5.257.20 氧化钙 CaO%7.475.53 氧化镁 MgO%3.873.41 氧化钾 K2O%1.371.67 氧化钠 Na2O%3.510.62 三氧化硫 SO3%5.623.59 二氧化锰 MnO2%0.030.019 其它 %2.890.521 4)可磨性指数及磨损指数 哈氏可磨指数 HGI5850 冲刷磨损指数 Ke0.720.80 2.1.5燃油特性 本工程三期锅炉点火及助燃油仍与一、二期相同，春夏季节采用0号轻柴油，秋冬季节采用-35号 轻柴油，燃油用汽车运输进厂，使用一期已建设施，油质特性见下表： 名称单位数值数值 油