1000MW集控运行规程

Q/101-XXX.XX-XXXX邹县发电厂企业标准QB Q/101-XXX.XX-XXXX1000MW机组集控运行规程XXXX-XX-XX实施2006-XX发布邹县发电厂 发 布 V目 次第一章 机组设备概况11.1 机组总体设计11.2 机组主要设计指标32 锅炉设备概况32.1 锅炉总体概况32.2 锅炉主要设计规范32.3 锅炉本体主要部件性能参数42.4 锅炉热力性能计算数据表112.5 燃料特性232.6 锅炉循环泵系统242.7 吸风机252.8 送风机262.9 一次风机272.10 磨煤机282.11 给煤机292.12 原煤仓292.13 密封风机292.14 空预器302.15 火检风机302.16 疏水扩容器、冷凝水箱302.17 冷凝水箱疏水泵302.18 二次风暖风器、疏水箱312.19二次风暖风器疏水泵主要技术参数312.20 吹灰器322.21 炉膛烟温探针323 汽轮机设备概况323.1 汽轮机本体主要技术规范323.2 主要蒸汽参数333.3 各级抽汽参数333.4 旁路系统参数.343.5 汽轮发电机组轴系临界转速353.6 主机润滑油系统353.7主机EHG油系统363.8 汽动给水泵组373.9电动给水泵组393.10 高压加热器413.11低压加热器423.12除氧器443.13 轴封系统453.14 凝结水系统453.15 机械真空泵463.16发电机定子冷却水系统483.17 发电机密封油系统483.18 开式冷却水系统503.19 闭式冷却水系统513.20 循环冷却水系统513.21 综合水泵房设备523.22 雨水泵房设备524 电气设备概况534.1 发变组设备规范534.2变压器设备规范554.3配电装置设备规范564.4 UPS系统设备规范584.5直流装置584.6柴油发电机组59第二章 机组辅助设备启停11 通则12 空预器的启动、停用23 吸风机的启动、停用54 送风机的启动、停用75 一次风机的启动、停用86 火检风机启动、停用107 密封风机启动、停用118 炉前燃油系统投停129 油枪投停1310 制粉系统启停1411锅炉循环泵系统启停2012 冷凝水箱疏水泵启停2213 锅炉吹灰操作2314 暖风器投停2515 循环水系统投停2616 开式冷却水系统投停2917 闭式冷却水系统投停3018凝结水系统投停3119 除氧器投停3220 电动给水泵启停3421 汽动给水泵组启停3722 加热器投停4023 主机轴封系统投停4324 真空系统投停4325 主机润滑油系统投停4526 主机冷油器投停4727 EHG油系统投停4828 消防系统投停5029 发电机密封油系统投停5230 发电机氢冷系统投停5331 发电机定子冷却水系统投停5832 油净化装置投停5933 变压器投停6134 变压器有载调压装置和分接头的调整6335 变压器冷却装置投停6336 直流系统投停6537 集控主厂房UPS投停6738 柴油发电机启停6939 配电装置刀闸闭锁7140 厂用电系统操作7241 发电机封闭母线微正压装置75第三章 机组启停771 机组启动前准备772 机组禁止启动条件783 机组状态规定784 启动前的试验规定795 冷态启动805.1 系统投入805.2 低压管路清洗805.3 炉前高压管路清洗815.4 除氧器加热制水815.5 锅炉上水815.6 锅炉冷态清洗825.7锅炉风烟系统投入835.8燃油泄漏试验835.9炉膛吹扫845.10高压缸投预暖855.11旁路系统投入865.12锅炉点火865.13 发变组恢复冷备用（以7机为例）875.14热态清洗885.15锅炉升温、升压885.16 高压主汽门、调门室预暖895.17汽轮机冲转895.18 发电机并列初负荷暖机925.18.1 发电机并列带负荷925.19 机组升负荷至25额定负荷945.20 锅炉由湿态转干态955.21 升温、升压、升至额定负荷955.22机组启动过程中的注意事项966温态、热态启动987机组停运1007.1正常停运前的准备：1007.2机组减负荷1007.3发电机解列：1017.4汽轮机停机1027.5 锅炉熄火1027.6 机组停运后操作1037.7正常停运的注意事项1047.8停炉后的保养1057.9 冬季机组停运的防冻106第四章 机组运行维护1071 运行维护内容1072 运行调整1132.1 运行调整的目的和任务1132.2 汽温的调整1132.3 负荷的调整1142.4 燃烧的调整1153 机组运行方式1153.1 机组控制1153.2 机组保护、联锁运行方式1173.3 制粉系统运行方式1183.4 冷却水系统运行方式1183.5 辅汽系统运行方式1193.6 发电机密封油系统运行方式1193.7 氢气系统运行方式1193.8 发电机碳刷运行规定1203.9 励磁系统运行方式1213.10 变压器运行方式1233.11 瓦斯保护运行方式1263.12 厂用电系统运行方式1273.13 电动机运行方式1293.14 直流系统运行方式1313.15 UPS运行方式1323.16 发电机运行方式1333.17 配电装置运行方式1343.18 旁路系统运行方式1404 正常运行参数监视1404.1 锅炉正常运行主要参数限额1404.2 锅炉主要辅机运行参数限额1414.3 汽轮机运行参数限额1434.4 给水泵组运行参数限额1454.5 高低加、除氧器运行参数限额1494.6 发电机氢、油、水系统运行参数限额1494.7汽机疏水联锁1494.8 汽机其它运行参数限额1504.9发、变电系统运行参数限额1544.10高频充电模块保护及报警功能1545 设备定期工作1555.1 正常运行定期工作1555.2设备检修前后工作160第五章 机组联锁保护及试验1611 机组联锁保护1611.1 锅炉联锁保护1611.2 汽机联锁保护1731.3 继电保护及自动装置1821.3.1 一般要求及规定1821.3.2 厂用系统继电保护1841.3.3 高备变装有下列保护：1851.3.4 柴油发电机组保护设置1871.3.5 发变组保护 1881.3.6 SID-2CM型自动同期装置1951.3.7 故障录波装置1961.3.8 厂用电微机监测管理系统（ECS）2041.3.9 厂用电切换装置2051.3.10 400V PC母线备用电源自投装置2071.3.11 双电源自动切换装置2082 机组试验原则2103 机组试验2113.1 电动门、风门、调节门及挡板试验2113.2 辅机联锁试验2124锅炉典型试验2124.1 锅炉水压试验2124.2 锅炉安全阀校验2165汽轮机典型试验2175.1汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验2175.2汽机主跳闸电磁阀动作试验2205.3喷油跳闸试验2205.4汽机后备超速保护（BUG）回路试验2215.5汽机后备超速保护试验2215.6汽机抽汽逆止门活动试验2225.7轴电压测量2225.8汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验2225.9主油箱油位计试验2235.10 TOP，EOP和MSP开启试验2235.11 汽机推力轴承磨损探测器试验2235.12 机组定速后试验2245.13 主汽门、调门严密性试验2245.14 汽机真空严密性试验224第六章 机组事故处理2281 事故处理原则2282 事故停机及停炉2293 厂用电全部失去2314 厂用气失去2325 RUN BACK2336 给水流量突降或中断2347 高加解列2358 空预器故障2359 吸风机故障跳闸23610 送风机故障跳闸23711 一次风机故障跳闸23812 吸、送风机、一次风机喘振23913 锅炉受热面泄漏23914 锅炉尾部烟道二次燃烧24015 汽压异常变化24116 主蒸汽温度异常24117 再热蒸汽温度异常24218 制粉系统故障24319 锅炉循环泵事故处理24620 DCS故障的紧急处理措施：24721 汽轮机水冲击24922 循环水泵故障25023 闭式冷却水系统事故处理25124凝结水系统事故处理25325、氢气系统异常和事故处理25326 定子冷却水系统故障25527 EHG油系统故障25528 主机润滑油系统故障25629 密封油系统异常和事故处理25830 汽机叶片断落25931 主机轴向位移异常26032 汽机轴承温度高26033 机组负荷晃动26134 机组甩负荷26235 凝汽器真空下降26236 机组振动大26337 辅助设备故障26438 汽泵反转26539 周波不正常26640 电动机故障26641 厂用电系统故障26842 直流系统故障27143 发电机故障27244 励磁系统故障27845 变压器故障28446 配电装置故障28747 汽轮机跳闸后主汽门或调门卡涩29048 发电机冷却系统故障29149 火灾292附录A 汽轮机启动曲线（冷态启动：长期停机）294附录B 汽轮机启动曲线（冷态启动：停机72小时）295附录C 汽轮机启动曲线（温态启动：停机32小时）296附录D 汽轮机启动曲线（热态启动：停机8小时）297附录F 汽轮机正常停机曲线299附录G 高压转子寿命曲线300附录H 中压转子寿命曲线301附录I 主汽阀阀壳内外壁允许温差302附录J 汽轮机调节阀阀壳内外壁允许温差303附录K 中压进汽室及高压调节级缸体内外壁允许温差304附录L 主蒸汽温度允许值305前 言本规程是根据中华人民共和国国家标准GB/T1.1-2000标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则，结合本厂的具体情况编写的。编写要求和表述方法与GB/T1.12000完全一致。本规程适用于邹县发电厂1000MW机组的运行工作。本规程引用部颁电力工业技术管理法规、部颁电业安全工作规程、设备制造厂适用说明书、西北电力设计院设计技术资料。 附录、B、C、D、E、F、G、H、I、J都是本规程的规范性附录。本规程于 XXXX 年X月X日发布实施。本规程由厂标准化委员会提出。本规程由生产准备办公室归口。本规程由生产准备办公室负责编写。本规程主要修编人： 本规程初审： 本规程审核： 本规程审定：本规程审批： 本规程由生产准备办公室负责解释。1000MW机组集控运行规程第一章 机组设备概况1 机组设计概况1.1 机组总体设计 邹县电厂四期工程安装有两台1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入山东电网。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司、BHK、BHDB制造,汽轮机由东方汽轮机厂、日立制造,发电机由东方电机股份有限公司制造。锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。设计煤种，校核煤种：兖矿煤和济北煤矿的混煤。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机。喷燃器共48只，采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置。每台锅炉配有6台双进双出、单电机驱动钢球磨。锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温，且在低温再热器至高温再热器间连接管道上设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉RB、50%和100%甩负荷试验的要求。点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%B-MCR，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。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044.1MW。汽机中、低压缸均为双流反向布置。通流级数45级：高压缸为一个双列调节级，8个压力级；中压缸为26个压力级；低压缸为46个压力级。机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子（A）、低压转子（B）及发电机转子所组成，各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中#1、2、3、4轴承采用可倾瓦式轴承，可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。#510轴承采用椭圆形轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。轴承合金结合面采用燕尾槽结构。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温元件。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。机组共设有三个死点，分别位于中压缸和低压（A）缸之间的中间轴承箱下及低压缸（A）和低压缸（B）的中心线附近，死点处的横键限制汽缸的轴向位移，同时，在前、中轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，它引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制横向跑偏。锅炉给水系统配置有2台50%容量的汽动变速给水泵，一台30%容量的变速电动给水泵作为备用。小机设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33，背压不大于4.5/5.7 kPa工况下长期运行。循环水系统为闭式循环。水源为城市中水及一、二期深井水及三期深井水、地表水。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。机组设计为高压缸启动方式。旁路系统采用一级启动旁路，容量为25%B-MCR，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦。励磁系统为全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口，设有分相式励磁变，启励电源取自本机汽机MCC段。主变采用分相式，其出口通过3/2接线接入500kV 系统。#7、8机共用两台高备变以提供备用动力电源，各有一台柴油发电机组作为备用保安电源。发变组保护采用ABB公司生产的微机式继电保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。四期两台1000MW机组，采用炉、机、电、网集中布置控制方式，两台机组合设一个集中控制室,电子设备间与集中控制室集中布置。各外围辅助系统也采用集中控制的策略，将污水处理系统、弱酸处理及综合水泵房控制系统设置水集中控制点，制氢站与化水系统则在原来三期基础上进行改造扩建，吹灰系统、循环水系统、汽水取样、凝结水精处理和加药系统纳入机组DCS控制，同时在就地设置凝结水处理监控站，并可实现就地和集控之间的操作权切换。各系统的集中控制为降低运行、维护成本打下了良好的基础，同时控制系统内部的分散控制为机组的安全运行提供了可靠的保障。DCS控制系统采用艾默生（EMERSON）过程控制有限公司基于WINDOWS XP的OVATION系统。两台单元机组的控制分别由两套DCS实现，两台机组公用部分凝结水精处理再生系统、仪用/厂用空压机系统、电气公用厂用电系统等连接在#7机组内，通过通讯的方式与#8机组进行信息传输。DCS系统从功能上主要包括DAS、SCS、MCS、CCS、FSSS等系统。MCS主要包括给水量、燃料量、风量、主/再热汽温、炉膛负压等模拟量控制。SCS系统则根据工艺系统的情况，设有机组级、功能组级和子组级顺序控制。各系统即相互独立又相互协作，共同完成机组的控制功能。汽轮机DEH控制系统采用日立公司的HIACS-5000M，该系统除了进行汽轮机的自启动、应力、转速控制以及在线试验等功能外，还实现与ETS的通讯，并可以在DEH系统对ETS逻辑进行修改。给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）采用西门子W505系统进行控制，其TSI监视系统采用与主汽轮机相同的本特利3500产品，同时还配置有给水泵汽轮机超速监控装置。对于机组中的胶球清洗、空预器间隙等小程控系统采用PLC控制。1.2 机组主要设计指标1.2.1汽轮机在热耗率验收(THA)工况的热耗率值：7354kj/kw.h1.2.2锅炉在额定蒸发量时的热效率：93.8 % (设计煤种)1.2.3管道效率：98%（估计值）1.2.4机组绝对效率：48.95 %1.2.5发电厂热效率：45%1.2.6发电标准煤耗率：272.9 g/kw.h 2 锅炉设备概况2.1 锅炉总体概况 锅炉型号：DG3000/26.15-1型锅炉锅炉型式：锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。制粉系统：正压直吹式，配6台双进双出钢球磨。制造厂家：东方锅炉（集团）股份有限公司。2.2 锅炉主要设计规范项目单位B-MCRBRL锅炉蒸发量t/h30332889过热器出口蒸汽压力MPa(a)26.2526.11过热器出口蒸汽温度605605再热蒸汽流量t/h2469.72347.1再热器进口蒸汽压力Mpa(a)5.14.841再热器出口蒸汽压力Mpa(a)4.94.641再热器进口蒸汽温度354.2347.8再热器出口蒸汽温度603603省煤器进口给水温度302.4298.52.3 锅炉本体主要部件性能参数名 称相 关 参 数1启动分离器1.1数量2个1.2外径壁厚1064122mm 1.3总高度4.765 m1.4水容积每个分离器2m31.5水进口数量/外径壁厚26个/298.553 mm1.6疏水出口数量/外径壁厚21个/660.4109 mm1.7蒸汽出口数量/外径壁厚21个/482.680 mm1.8材质SA-336F122储水罐2.1数量1个2.2外径壁厚1104127mm2.3总高度24.12m2.4正常运行水位线标高49500mm2.5水容积12.5m32.6材质SA-336F122.7锅炉水容积水冷壁90.8m 3、过热器278m 3；再热器系统518.7m33炉膛3.1炉膛尺寸（HWD）6400033973.415558.4mm3.2顶板支撑面标高84400mm3.3冷灰斗角度553.4除渣口喉口宽度1.2897m4下水连接管4.1根数2根（两侧墙各1根）4.2管径壁厚406.462mm4.3材质SA106C5下水连接管分配集箱5.1数量2个（左右侧各一个）5.2管径壁厚457.288mm5.3材质SA106C6螺旋水冷壁入口集箱6.1数量2个（左右侧各一个）6.2管径壁厚190.742mm6.3材质SA106C7炉膛下部水冷壁7.1形式螺旋盘绕膜式管圈、六头、上升角60、内螺纹管7.2根数778根7.3管径壁厚/倾角38.17.5mm/23.5787.4材质SA-213T2，双面坡口膜式式扁钢厚6.4mm/15CrMo 7.5螺旋水冷壁出口集箱190.747mm/SA-335P127.6前墙螺旋水冷壁出口连接管10根/141.326mm/2根/114.321mm/SA-335P127.7侧墙螺旋水冷壁出口连接管10根/12723mm/SA-335P127.8后墙螺旋水冷壁出口连接管10根/12723mm/2根/101.618mm/SA-335P128过渡段水冷壁8.1过渡段水冷壁混合联箱2个/558.8130mm/SA-335P128.2过渡段水冷壁侧墙、前墙内螺纹管38.17.5mm/SA-213T2，垂直管31.87.5mm/SA-213T128.3过渡段水冷壁后墙内螺纹管38.17.5mm/SA-213T12，垂直管31.86.4mm/SA-213T129炉膛上部水冷壁9.1形式垂直上升膜式管屏，内螺纹管9.2管子根数前墙536根、侧墙2244根、凝渣管66根、后墙折焰角及水平烟道底部共534根、水平烟道侧墙前243根9.3前墙垂直水冷壁进口连接管10根/12723mm、2根/101.618mm/20根/101.618mm /SA-335P129.4侧墙垂直水冷壁进口连接管10根/12723mm/20根/101.618mm /SA-335P129.5后墙垂直水冷壁进口连接管10根/141.326mm、2根/114.321mm/20根/114.321mm /SA-335P129.6垂直水冷壁进口集箱190.743mm/SA-335P129.7垂直水冷壁前、侧墙管规格31.87.5mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV9.8后墙水平烟道以下管规格31.86.4mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV9.9后墙水平烟道底部管规格31.86.4mm/SA-213T2，膜式扁钢厚6.4mm/15Cr1Mo9.10凝渣管规格76.220mm/SA-213T229.11水平烟道侧墙前管规格31.86.4mm/SA-213T2，不开坡口直条膜式扁钢厚6.4mm/15CrMo9.12垂直水冷壁出口集箱（前、侧）190.747mm /SA-335P129.13水平烟道水冷壁出口集箱190.744 mm /SA-335P129.14垂直水冷壁出口集箱（后）190.742 mm /SA-335P129.15前墙垂直水冷壁出口连接管10根/12723mm/2根/101.618mm/SA-335P129.16侧墙垂直水冷壁出口连接管2根/141.326mm/10根/12723mm/SA-335P129.17后墙垂直水冷壁出口连接管10根/7315mm/SA-335P129.18水冷壁出口混合集箱558.8114mm/SA-335P129.19汽水分离器进口混合集箱711.2142mm/SA-335P1210顶棚及包墙过热器10.1顶棚过热器入口集箱1个/495.3118mm/SA-335P1210.2炉膛顶棚过热器296根/63.510.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo10.3水平烟道顶棚过热器（前段）296根/63.510.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo10.4水平烟道顶棚过热器（中段）296根/63.510.7mm/SA-213T12/296根/579.3mm/SA-213T2，分界为凝渣管后300mm，扁钢9 mm /15CrMo 10.5后竖井区域顶棚过热器296根/579.3mm/SA-213T2，扁钢6.4mm/15CrMo10.6顶棚过热器出口集箱1个/355.684mm/SA-335P1210.7顶棚至中隔墙连接管30根/141.326mm/SA-335P1210.8顶棚至后井前包墙连接管6根/114.321mm/SA-335P1210.9顶棚至后井后包墙连接管12根/12723mm/SA-335P1210.10中隔墙入口集箱1个/190.742mm/SA-335P1210.11后井前包墙入口集箱1个/190.742mm/SA-335P1210.12后井后包墙入口集箱1个/190.742mm/SA-335P1210.13后井后包墙出口集箱1个/190.744mm/SA-335P1210.14后井前包墙出口集箱1个/190.742mm/SA-335P1210.15中隔墙出口集箱1个/190.742mm/SA-335P1210.16后井侧包墙出口集箱（左右）2个/190.742mm/SA-335P1210.17前包墙至混合集箱连接管21根/141.326mm/SA-335P1210.18后包墙至混合集箱连接管23根/12723mm/SA-335P1210.19侧包墙至混合集箱连接管2根/101.618mm/SA-335P1210.20包墙出口混合集箱2个/571.5115mm/SA-335P1210.21包墙混合集箱引出连接管2根/50883mm/SA-335P1210.22水平烟道侧包墙管（左右）243根/31.86.4mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.23后井前包墙管297根/38.16.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.24后井后包墙管297根/38.16.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.25后井中隔墙管297根/38.16.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.26后竖井侧包墙管（左右）2129根/38.16.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.27后井前包墙拉稀管3排，光管，最后排承载，5716.5mm/SA-213T1210.28后井中隔墙拉稀管2排，光管，最后排承载，458.9mm/SA-213T1211低温过热器11.1数量（屏根）水平段296屏3根+垂直段148屏6根11.2管径壁厚579.4（水平段下组）/5710.4（水平段上组下段）/5712.2（水平段上组上段）/50.811.3mm（垂直段）11.3材质SA-213T12+SA-213T2211.4低温过热器进口集箱1个/635143mm/SA-335P1211.5低温过热器出口集箱1个/711.2155mm/SA-335P1211.6进口集箱吊挂管14根/50.811.4mm+5718.3mm/SA-213T2211.7低温过热器出口连接管2根/660.4129mm/SA-335P1212屏式过热器12.1数量（屏根）2排19屏21根12.2管径壁厚（mm）最外圈48.68.6 /第二圈457.9/内圈457.912.3材质Super 304HHR3C(外三圈)12.4屏式过热器进口连接管2根/533.495mm/SA-335P1212.5屏式过热器进口混合集箱1个/571.5109mm/SA-335P1212.6屏式过热器进口分配集箱19个/32571mm/SA-335P1212.7屏式过热器出口分配集箱19个/32571mm/SA-335P9212.8屏式过热器出口混合集箱1个/660.4114mm/SA-335P9212.9屏式过热器出口连接管2根/609.693mm/SA-335P9213高温过热器13.1数量（片根）36片24根13.2管径壁厚入、出口采用不同壁厚，内外圈管采用不同规格13.3材质Super 304HHR3C(外三圈)13.4高温过热器进口连接管2根/571.584mm/SA-335P9113.5高温过热器进口混合集箱1个/584.291mm/SA-335P9113.6高温过热器进口分配集箱18个/355.668mm/SA-335P9113.7高温过热器出口分配集箱18个/355.678mm/SA-335P9213.8高温过热器出口混合集箱1个/711.2137mm/SA-335P9213.9高温过热器出口连接管2根/54085mm/SA-335P9214低温再热器 14.1数量（排根）水平段296排6根垂直段148排12根14.2管径壁厚574.2（水平段下三组）574.2（水平段最上组下部）575.7（水平段最上组上部）50.86（垂直段）14.3材质SA-213T22（垂直段及水平段最上组上部）SA-209T1a14.4低温再热器进口连接管2根/812.826mm/ASTM A672 B70CL3214.5低温再热器进口集箱1个/812.844mm/SA-106C14.6低温再热器出口分配集箱74个/26736mm/SA-335P1214.7低温再热器出口混合集箱2个/1016101mm/SA-335P1214.8低温再热器出口连接管2根/812.855mm/SA-335P1215高温再热器15.1数量（片根）98片12根15.2管径壁厚50.83.2mm15.3材质Super 304HHR3C(外三圈)15.4高温再热器进口混合集箱1个/88993mm/SA-335P1215.5高温再热器进口分配集箱49个/298.536mm/SA-335P1215.6高温再热器出口分配集箱49个/298.536mm/SA-335P9115.7高温再热器出口混合集箱1个/965.275mm/SA-335P9116过热器一级减温器16.1数量2个16.2型式多孔喷水混合式16.3安装位置低温过热器出口连接管16.4管径壁厚/材质660.4129mm/SA-335P1216.5减温水源省煤器出口连接管16.6设计喷水量114t/h17过热器二级减温器17.1数量2个17.2型式多孔喷水混合式17.3安装位置屏式过热器出口连接管17.4管径壁厚/材质609.693mm/SA-335P9217.5减温水源省煤器出口连接管17.6设计喷水量152t/h18再热器减温器18.1数量2个18.2型式多孔喷水混合式18.3安装位置低温再热器出口连接管18.4管径壁厚/材质812.855mm/SA-335P1218.5减温水源给水泵中间抽头18.6设计喷水量74t/h19省 煤 器19.1省煤器进口联箱584.2116mm/SA-106C19.2省煤器出口联箱558.890mm/SA-106C19.3数量（屏根）水平段2964（上下两组）+垂直段1484mm19.4管径壁厚水平段578mm，垂直段578.6mm+548.7mm19.5材质SA-210C20喷燃器20.1型式低Nox旋流式HT-NR3煤粉燃烧器20.2数量23层8列=48只20.3布置方式前后墙对冲布置20.4炉膛出口过量空气系数1.1420.5燃烧器区域过量空气系数设计值0.8，推荐范围0.75-0.9（由燃烧调整确定）20.6总一次风量（含密封风）182.8kg/s20.7总二次风量（含燃尽风）735.5kg/s20.8燃尽风量273.9 kg/s20.9燃烧器投运层的二次风风量单层76.9kg/s20.10燃烧器一次风侧阻力1.25kPa20.11燃烧器二次风侧阻力1.87kPa20.12二次风温34720.13一次风温7020.14实际煤耗量111.5kg/s21燃尽风喷口（AAP）21.1数量21层8列=16只21.2布置方式前后墙布置22侧燃尽风喷口（SAP）22.1数量21层2列=4只22.2布置方式前后墙布置23油 枪23.1数量23层8列=48只23.2布置位置每个喷燃器中心23.3燃料0#轻柴油23.4雾化形式机械雾化23.5工作压力3.5Mpa.g23.6油枪行程500mm23.7调节方式进油调节方式（调节阀设置在进油母管上）23.8油路参数系统进油量为72.3t/h，系统入口处油压为4.0 Mpa.g23.9吹扫压缩空气压力0.35Mpa.g23.10油枪出力（设计）1350kg/h2.4 锅炉热力性能计算数据表2.4.1性能数据汇总表（设计煤种） 负荷 项 目单位VWOTRL100% THA70%THA50%THA30% BMCR高加单列切除高加全切1. 蒸汽及水流量过热器出口t/h3033.02888.52733.41833.61289.8909.92566.42350.0再热器出口t/h2469.72347.12245.51554.61115.4797.52304.32321.9省煤器进口t/h3033.02888.52733.41833.61289.8909.92566.42350.0过热器一级喷水t/h91.086.782.055.038.727.377.070.5过热器二级喷水t/h121.3115.5109.373.351.636.4102.794.0再热器喷水t/h000000002. 蒸汽及水压力/压降过热器出口压力MPa26.2526.1125.9919.7014.0310.0125.8725.73低温过热器压降MPa0.420.370.330.200.140.100.290.25屏式过热器压降MPa0.560.490.450.260.200.140.390.32高温过热器压降MPa0.260.230.210.130.090.060.180.15包墙出口到过热器出口压降MPa1.241.090.990.590.430.300.860.72顶棚和包墙压降MPa0.820.720.640.40.290.20.550.47过热器总压降MPa2.061.811.630.990.720.51.411.19再热器进口压力Mpa5.094.844.633.202.301.614.754.78低温再热器压降Mpa0.090.090.080.050.040.020.080.09高温再热器压降Mpa0.110.100.100.060.040.030.100.10再热器出口压力Mpa4.894.654.453.092.221.564.574.59启动分离器压降Mpa0.40.360.330.190.140.10.30.24启动分离器压力MPa28.7128.2827.9520.8814.8910.6127.5827.16水冷壁压降MPa1.521.321.170.640.410.241.010.81省煤器压降(不含位差)MPa0.020.020.020.010.010.010.010.01省煤器重位压降MPa0.200.200.200.200.200.200.200.20省煤器进口至启动分离器进口压降MPa1.741.541.390.850.620.451.221.02省煤器进口压力MPa30.4529.8229.3421.7315.5111.0628.8028.18省煤器进口至过热器出口总压降MPa4.23.713.352.031.481.052.932.453. 蒸汽和水温度过热器(高过)出口605605605605605605605605过热汽温度左右偏差55555555再热器进口356.3349.8344.8347353.3356350354.3低温再热器出口512512514518527502515512高温再热器出口603603603603603573603603再热汽温度左右偏差55555555省煤器进口302.4298.5294.8269.4248.8229.6260.1192.1省煤器出口342338333306283276309267