1、0目 录前言 1目录 11 范围 12 规范性引用文件 13 机组设备特性 23.1 锅炉设备主要技术性能 23.2 汽轮机设备主要技术性能 53.3 发电机 变压器组设备主要技术性能(D)73.4 机组热控系统设备技术性能 83.5 机组热控保护联锁系统及电气继电保护技术 153.6 汽、水、油质量标准 243.7 污染排放标准 254 机组启动 264.1 机组检修后的验收与试验 264.2 机组启动应具备的条件 374.3 机组启动前的准备 384.4 机组启动 395 机组运行 565.1 机组运行调整的主要任务及目的 565.2 机组运行中控制的主要参数及限额 565.3 机组正常运
2、行中的检查、维护及试验 625.4 机组负荷控制 645.5 锅炉及其系统正常运行中的监视和调整:665.6 汽轮机及其系统正常运行中的监视和调整:705.7 机组热控监视、控制、保护系统设备的正常运行及维护 725.8 继电保护和自动、励磁装置的正常运行及维护 746 机组正常停运 786.1 基本规定 786.2 机组停运前的准备工作 786.3 滑参数停机操作步骤 786.4 机组停运中及停运后的注意事项 806.5 其它停机方式 816.6 机组停运后的冷却 826.7 机组停运后的保养 8217 机组运行异常及事故处理 857.1 机组事故处理的原则 857.2 事故停机 857.3
3、 紧急停机的操作 877.4 典型事故的预防及处理 898 机组试验 1238.1 汽轮机调速系统静止试验 1238.2 汽轮机 ETS 保护通道试验 1238.3 高压遮断电磁阀试验 1248.4 高排逆止门及抽汽逆止门保护试验 1258.5 喷油试验 1258.6 超速试验 1268.7 高、中压主汽门、调节汽门活动试验 1288.8 抽汽逆止门活动试验 1298.9 自动主汽门、调门严密性试验操作 1298.10 汽机阀门校验 1308.11 真空严密性试验 1308.12 低油压联动试验 1318.13 高加水位保护试验 1328.14 低加水位保护试验 1338.15 除氧器保护联锁
4、试验 1348.16 给水泵试验 1348.17 循环水泵联锁试验 1358.18 凝结水泵试验 1368.19 发电机组的试验 1368.20 锅炉辅机联锁试验 1388.21 锅炉 FSSS(炉膛安全监视系统 )试验 1408.22 安全阀校验 1408.23 锅炉热力试验 1429 机组辅助系统及交、直流系统的运行 1439.1 辅机运行基本规定 1439.2 电动机的运行 1449.3“J”阀罗茨风机的运行 1479.4 引风机的运行 1489.5 液力偶合器的运行 1489.6 二次风机的运行 1509.7 一次风机的运行 1509.8 播煤增压风机 1519.9 点火增压风机 15
5、29.10 给煤系统运行 1529.11 启动床料系统 1539.12 连排扩容器的投停 15429.13 底部加热的投停 1549.14 冷渣器系统运行 1559.15 吹灰系统运行 1569.16 空压机系统的运行 1579.17 补给水泵 1599.18 循环水系统 1609.19 汽轮机润滑油系统 1639.20 高压缸预暖 1679.21 高压抗燃（EH）油系统 1689.22DEH 系统 1709.23 汽轮机轴封及真空系统 1709.24 凝结水系统 1729.25 给水除氧系统 1779.2630%旁路系统 1879.27 高压缸夹层加热系统 1889.28 汽轮机快速冷却装置
6、 1899.29 交流系统的运行 1919.30 直流系统的运行 1989.31UPS 运行方式 2009.32UPS 装置送电步骤 2009.33UPS 装置停电步骤 2009.34 运行操作 2019.35 电气操作防误闭锁装置 2019.36 燃油系统设备及运行 2029.37 石灰石粉系统 204附录 A(标准的附录)204A1 给水质量标准 204A2 炉水质量标准 205A3 蒸汽质量标准 205A4 凝结水质量标准 205A5 蔬水和生产回水质量标准 205A6 热网补充水水质量标准 205A10 饱和蒸汽压力-温度表 206附录 B（提示的附录）207锅炉设备主要技术性能 20
7、7B1 锅炉铭牌 207B2 锅炉主要性能资料 207B3 锅炉热平衡（设计煤种 100负荷）208B4 锅炉热力性能计算数据汇总表 209B5 锅炉主要承压部件，受热面及管道材料，结构，尺寸 210B5.1 锅炉汽包、省煤器材料，结构，尺寸 210B5.2 水冷壁技术规范 211B5.3 分离器进出口烟道及分离器内受热面 2113B5.4 过热器技术规范 212B5.5 再热器技术规范 212B5.6 减温器技术规范 213B5.7 安全门技术规范 213B5.8 定、连续排污扩容器 213B6 燃料特性 214B7 燃油特性 215B8 石灰石特性 215B9 油燃烧器技术特性 215B1
8、0“J”阀风机(高压流化风机)技术性能 215B11 引风机技术性能 216B12 引风机用液力偶合器技性能 216B13 二次风机技术性能 216B14 二次风机用液力偶合器技术性能 217B15 一次风机性能 217B16 点火增压风机技术性能 217B17 播煤增压风机技术性能 218B18 称重计量式给煤技术性能 218B19 原煤仓技术性能 218B20 空压机技术性能 218B21 滚筒式冷渣器技术性能 219B22 空气预热器技术性能 219附录 C 汽轮机及辅助设备主要技术规范 220C1 汽轮机主要技术规范：220C2 各级抽汽参数(THA 工况)221C3 汽轮机主要辅助设
9、备技术规范 221C3.1 给水泵组 221C3.2 循环水泵 222C3.3 补给水泵房、循环水泵房滤网冲洗泵 222C3.4 凝结水泵及电机 222C3.5 水环式真空泵及电机 223C3.6 低加疏水泵 223C3.7 工业水泵 223C3.8 补给水泵 224C3.9 胶球清洗装置 224C3.10 主机油系统 225C3.11EH 油供油装置 227C3.12 汽轮机高、低压旁路装置 227C3.13 其他水泵规范转速：228C3.14 快冷装置 229C3.15 高压加热器规范 229C3.16 低压加热器规范 230C3.17 除氧器及给水箱 230C3.18 轴加 2304C3
10、.19 凝汽器 231C3.20 本体疏水扩容器 231C3.21 电动滤水器 231C3.22 冷水塔 232附录 D 发变组设备主要技术性能 232D1 发电机组设备主要技术性能 232D2 主变压器设备技术性能 233D3 励磁系统设备技术性能 234D4 灭磁开关规范（未有资料）235D5 封闭母线设备技术性能 236D6 发变组保护的配置及功能（按 25 项反措要求是双重化的微机保护）236附录 E 厂用电系统技术性能 243E1 厂用变压器主要技术性能 243E2 电气配电装置主要技术参数：246附录 F 直流系统的设备规范 251F1 蓄电池规范 251F2 高频充电装置规范 2
11、51附录 G UPS 系统设备主要技术规范 252附录 J(提示的附录)252J1 污水排放标准 252J2 大气污染物排放标准 253附: 滑压运行变压曲线 254附: 典型的启动曲线 254附：锅炉冷态滑参数启动曲线 25900Q/LAC安 徽 华 电 六 安 发 电 有 限 公 司 企 业 标 准Q/LAC 3XXX-2005生 产 部 技 术 标 准1 范围本标准规定了安徽华电六安发电有限公司2135MW循环流化床发电机组的运行规范、事故处理的原则及方法。本标准适用于安徽华电六安发电有限公司2135MW循环流化床#1、2发电机组。2 规范性引用文件有关文件中的条款通过本标准的引用而成为
12、本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。13 机组设备特性3.1 锅炉设备主要技术性能3.1.1 锅炉设备系统简介：3.1.1.1 锅炉整体布置#1、 #2锅炉型号DG440/13.8-II5型自然循环、单汽包、一次中间再热、超高压循环流化床锅炉,岛式半露天布置,与国产东方汽轮机厂N135-13.24/535/535型汽轮机和山东济南发电设备厂的WX21Z OJS.461.401型135MW密闭循环式空气冷却发电机配套。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分离器和一个有汽冷包墙包
13、覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷分隔墙。炉膛底部是由前墙水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室水冷管引自于后墙底部的联箱，水冷风室通过金属膨胀节与床下风道点火风道相连，水冷风室布风板由94根82.55mm的大口径内螺纹管加扁钢焊接而成，底部是由96根60 mm的水冷壁管加扁钢组成的膜式结构。在水冷风室下一次风道内布置有两台床下风道点火器，均配有高能点火油燃烧装置。炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置两组低温再热器，后烟道由上
14、至下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个在其中布置有螺旋肋片管省煤器，其下布置两组并列支撑的卧式空气预热器。空气预热器采用光管式，沿炉宽方向双进双出。锅炉共设6台给煤口、3个石灰石给料口，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。另外，在“J”阀回料器上还布置有启动用床料的补充入口。3.1.1.2 汽水流程锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、汽包、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、 屏式过热器、高温过热器及连接管道。低温再热器、屏式再热器及连接管道。锅炉给水首先从省煤器进口集箱两侧引入，逆流而上经过水平布置的省煤器管组，由出口集箱
15、的甲侧通过上水管从汽包甲侧封头进入汽包，然后通过三通连接出两根沿汽包长度的多孔管分配给水。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入汽包水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷分隔墙进口集箱。炉水在向上流经炉膛水冷壁、水冷分隔墙的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入到汽包进行汽水分离，被分离出来的水重新进入汽包水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从汽包顶部的蒸汽连接管引出。饱和蒸汽经汽包引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器环行下集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管
16、从分离器上集箱引至尾部竖井两侧包墙上集箱，下行冷却两侧包墙后进入两侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器进口集箱。逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引出至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热器受热面后，从2锅炉两侧连接管引出到尾部竖井烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出，进入汽轮机高压缸。汽机高压缸排汽由尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱引进，流经两组低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却屏式再热器后，合格的再热器蒸汽
17、从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。过热汽温采用两级喷水调节：一级减温器（甲、乙侧各一个）布置在低过出口至屏过入口管道上作为粗调；二级减温器（甲、乙侧各一个）位于屏过和高过的连接管上作为细调，其减温水源取自给水泵出口。再热汽温采用烟气挡板调温作为主要调节手段。通过操纵尾部过热器和再热器平行烟道内烟气挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的比例关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量来达到调节汽温的目的，为增加调节的灵敏性和安全性，再热系统也布置两级喷水减温器：第一级布置在低温再热器进口集箱前的管道上（左右侧各一个），作为事故减温器，第二级布置在低再至屏式再热器的管道
18、上；其减温水源取自给水泵的中间抽头。3.1.1.3 风烟系统循环流化床锅炉内物料的循环是依靠一、二次风机和引风机提供的动能来启动和维持的。从一次风机出来的空气分两路进入炉膛：第一路经一次风空气预热器加热后的热风进入炉膛底部水冷风室，通过布置在布风板之上的钟罩式小孔径风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；该管路上还并联有两只风道点火器，共配两台点火增压风机，以克服锅炉点火时点火器的阻力；第二路热风经给煤增压风机增压后，用于炉前气力播煤。二次风机供风也分为两路：第一路经空气预热器加热后的二次风直接经前后墙的二次风箱分两层送入燃烧室,实现分级燃烧；第二路未经预热的冷二次风作为给煤皮带的密封
19、用风。“J”阀回料器共配有三台高压罗茨风机，每台出力50，正常运行时，其中两台运行，一台备用。风机为定容式，因此回料风量的调节是通过旁路将多余的空气送入一次风第一路风道内而完成的。炉膛内床料在一次风的快速流化作用下，较粗的颗粒在炉内形成内循环，烟气及其携带的较细颗粒通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器，在分离器里大部分物料颗粒被分离出来，进入“J”阀回料器，在回料风的作用下返回炉膛再燃烧。剩余细颗粒随烟气通过分离器中心筒引出，进入尾部竖井烟道，从前包墙及中间包墙上部烟窗进入前、后烟道并向下流动，冲刷布置在其中的受热面管束，将热量传递给受热面，而后经管式空预器进入电除尘器并将粉尘
20、分离，烟气最后经两台引风机送入烟囱排入大气。锅炉采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口。3.1.1.4 燃烧设备锅炉采用床下风道点火方式。设置有两台床下风道点火燃烧器，供风有单独的点火增压风机承担，以克服点火器阻力，两只机械雾化式油枪的最大出力 5t/h,占15%B-MCR的总输入热量。两只油枪能将床温加热至600左右，确保点火的可靠性，燃烧器配有高能点火器。吹扫蒸汽汽源采用辅助联箱蒸汽，蒸汽压力0.781.27Mpa,温度200250。锅炉配备有两个 355m3 煤仓，从煤仓出来六条给煤线路，每条输煤线路按 25%容量设计，以满足锅炉其中两条皮带损坏时，靠其余四条皮带给煤，锅炉仍能带 100%
21、负荷。3.1.1.5 排渣系统3本锅炉在炉膛的两侧墙对称布置两台滚筒式冷渣器。渣从位于水冷壁侧墙的排渣口排出，排渣口仅略高于床面。锅炉加床料时，使床料溢流至滚筒冷渣机，在锥形阀出口至滚筒冷渣机入口形成料封。正常运行中应一直保持此料封。滚筒式冷渣器利用水冷却冷渣机的传热滚筒，内筒内壁上焊接的螺旋形导向槽，在筒体旋转时对热渣起导向排出作用，容量比较大的冷渣机在螺旋槽内焊有纵向板，转动时可携带热渣到某一高度撒落。动力为变频调速电机驱动，热渣流过滚筒冷渣机的筒体在螺旋形导向槽的作用下，被冷却的同时，缓缓排向出渣口。通过调整滚筒转速可实现连续、可调的排渣。滚筒式冷渣器水冷介质取自凝结水。3.1.1.6
22、物料循环过程锅炉冷态启动时，在流化床内加装启动物料后，首先启动风道点火器，在点火风道中将燃烧空气加热至870后，通过水冷式布风板送入流化床，启动物料被加热。床温上升到600并维持稳定后，被破碎成 09mm的煤粒开始分别由六个给煤口从前墙送入炉膛下部的密相区内，脱硫用石灰石也由石灰石给料口同时送入炉膛。燃烧空气分为一、二次风，分别由炉底和前后墙送入。B-MCR工况下正常运行时，占总风量50的一次风，经床底水冷风室，作为一次燃烧用风和床内物料的流化介质送入燃烧室，二次风在炉高方向上分两层布置，以保证提供给煤粒足够的燃烧用空气并参与燃烧调整；同时，分级布置的二次风在炉内能够营造出局部的还原性气氛，从
23、而抑制燃料中的氮氧化，降低氮氧化物NOX的生成。在898左右的床温下，空气与燃料、石灰石在炉膛密相区充分混合，煤粒着火燃烧释放出部分热量，石灰石煅烧生成二氧化碳CO2和氧化钙CaO ；未燃尽的煤粒被烟气携带进入炉膛上部稀相区内进一步燃烧，这一区域也是主要的脱硫反应区，在这里，氧化钙CaO与燃烧生成的二氧化硫反应生成硫酸钙CaSO4。燃烧产生的烟气携带大量床料经炉顶转向，通过位于后墙水冷壁上部的两个烟气出口，分别进入两个汽冷式旋风分离器进行气固分离。分离后含少量飞灰的干净烟气由分离器中心筒引出通过前包墙拉稀管进入尾部竖井，对布置在其中的高、低温过热器、低温再热器、省煤器及空气预热器放热，到锅炉尾
24、部出口时，烟温已降至131左右。被分离器捕集下来的灰，通过分离器下部的立管和“J”阀回料器送回炉膛实现循环燃烧。炉膛下部两侧墙共设有两个排渣口，通过排渣量大小的控制，使床层压降维持在合理范围以内，以保证锅炉良好的运行状态。3.1.1.7 石灰石的供给及启动床料系统在炉前下部还布置有三个石灰石入口，通过此口可将粉状石灰石注入燃烧室，与燃烧过程中的SO 2反应，除去SO 2。石灰石流量根据燃料量和锅炉尾部SO 2分析，通过调节旋转给料机转速来实现。另外，在 J 阀回料器上还布置有启动用床料补充入口。3.1.1.8 膨胀系统根据锅炉结构布置及吊挂、支承系统，整台锅炉共设置了七个膨胀中心(或称膨胀零点
25、) ：炉膛后墙中心线、旋风分离器的中心线（两个）、“J”阀回料器支座中心（两个）、 HRA前墙中心线和空气预热器支座中心（两个）。各膨胀系统通过限位、导向装置使其以各自的中心为零点向外膨胀，热膨胀导向装置还可将风和地震的水平荷载传递至钢结构。锅炉的炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上，由上向下膨胀；炉膛左右方向通过刚性梁的限位装置使其以锅炉中心线为零点向两侧膨胀；尾部受热面则通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀。回料器和空气预热器均以自已的支承面为基准向上膨胀, 前、后和左、右为对称膨胀。4炉膛和分离器壁温虽然较为均匀，但考虑到锅炉的密封和运行的可靠性，两者之间
26、采用非金属膨胀节相接；回料器与炉膛和分离器温差大，材质不同，故而单独支撑于构架上，用金属膨胀节与炉膛回料口和分离器锥段出口相连，隔离相互间的胀差。分离器出口烟道与尾部竖井间胀差也较大，且尺寸庞大，故采用非金属膨胀节，确保连接的可靠性，吊挂的对流竖井与支撑的空气预热器间因胀差较大，故采用非金属膨胀节。所有穿墙管束均与该处管屏之间或封焊密封固定，或通过膨胀节形成柔性密封，以适应热膨胀和变负荷的要求。除汽包吊点、水冷壁前墙吊点、水冷壁及分隔墙上集箱、旋风分离器及其出口烟道、包墙上集箱和前、后包墙吊点为刚性吊架外，蒸汽系统的其它集箱和连接管为弹吊或通过夹紧、支撑、限位装置固定在相应的水冷壁和包墙管屏上
27、。锅炉本体布置有膨胀指示器。3.1.1.9 吹灰系统 为了保持受热面的清洁，提高传热效率的目的，本锅炉设计了蒸汽吹灰系统。汽源取自低再进口集箱，在 BMCR 工况下蒸汽压力为 2.62MPa，温度为 324，一定压力的再热蒸汽通过文丘里喷嘴喷出后直接吹扫受热面，并通过蒸汽的内能和产生的冲击动能，清除结渣和结灰，同时通过气流将灰渣带走。本锅炉共有固定回转式吹灰器（16 台） 、长伸缩式吹灰器（10 台） ，半伸缩式吹灰器（8 台） 。3.1.2 锅炉铭牌（附录 B1）3.1.3 锅炉主要设计参数（附录 B2）3.1.4 锅炉热平衡（附录 B3）3.1.5 锅炉热力性能计算数据汇总表（附录 B4）
28、3.1.6 锅炉主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸数据表（附录 B5）3.1.7 燃料、底渣特性（附录 B6）3.1.8 燃油特性（附录 B7）3.1.9 石灰石特性（附录 B8）3.1.10 油燃烧器特性（附录 B9）3.1.11 锅炉主要辅助系统设备技术性能3.1.11.1 “J”阀风机技术性能（附录 B10）3.1.11.2 引风机技术性能（附录 B11）3.1.11.3 引风机液偶技术性能（附录 B12）3.1.11.4 二次风机技术性能（附录 B13）3.1.11.5 二次风机液偶技术性能（附录 B14）3.1.11.6 一次风机技术性能（附录 B15）3.1.11.7 点火
29、增压风机技术性能（附录 B16）3.1.11.8 播煤增压风机技术性能（附录 B17）3.1.11.9 给煤机技术性能（附录 B18）3.1.11.10 原煤仓技术性能（附录 B19）3.1.11.11 空压机技术性能（附录 B20）3.1.11.12 滚筒式冷渣器技术性能（附录 B21）3.1.11.13 空预器技术性能（附录 B22）3.2 汽轮机设备主要技术性能3.2.1 汽轮机本体结构简介#1、 #2 汽轮机为超高压 135MW 机型，为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、不调整5抽汽凝汽式汽轮机。未级动叶高 660mm，机组总长 13.5m。本机组采用全电调系统。新蒸汽通过布置在机组两侧
30、的高压自动主汽门，经高压调门、进汽管，进入高压缸。高压部分为反流，与中压部分对头布置，共用一个高中压外缸，高压排汽经再热后，通过布置在机组两侧的中压联合汽阀进入中压缸。中压排汽经两根连通管进入低压缸中部，并向前、后分流，通过前、后排汽缸流入凝汽器。低压缸分为低压外缸和低压内缸。本机组高压缸为双层缸结构，设置有夹层加热系统。四个喷嘴室固定在高压内缸的前端，新蒸汽经穿过外缸而插入内缸喷嘴室的 4 根进汽管和喷嘴室进入高压内缸，高压第 7级后设第一段抽汽，排汽口处设 2 段抽汽，第 8、9 级隔板固定在 1 号隔板套上。高中压内缸中分面为通孔螺栓。高中压内、外缸设置有内外缸相对死点。为了减少热膨胀对
31、静子中心的影响，高中压外缸采用下缸猫爪水平中分面支撑结构，外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上。外缸与前箱、中箱之间用推拉机构和猫爪横键传递轴向力。中压第 6、8 级后和排汽口处分别设第 3、4、5 段抽汽。中压第 1、2、3 级隔板固定在中压内缸上，第 4、5、6 级隔板固定在 2 号隔板套上，第 7、8 级隔板固定在 3 号隔板套上，第 9、10 级隔板固定在 4 号隔板套上。低压外缸由前、中、后三段组成，前、中、后部皆为焊接结构，前后设由防止汽缸超温的喷水保护装置。高中压转子、低压转子均为整锻转子。高中压转子与低压转子间采用刚性联轴器连接，低压转子与发电机转子间采用半挠性联轴器连接。高中压转
32、子用两轴承支承，低压转子前端与高中压转子共用一个轴承支承，转子后端用一个轴承支承，#4 轴承为电机转子前端轴承。#1、#2、#3、#4、#5 为椭圆支持轴承，推力轴承为转子和汽缸的相对死点。前箱带有自润滑滑块可改善汽缸的膨胀。机组的绝对死点设在中轴承箱处，在#2 轴承中心线偏向机头侧 250mm 的位置。盘车装置位于后轴承箱上，盘车转速为 4.5r/min。3.2.2 汽轮机主要技术规范（附录 C1）3.2.3 各级抽汽参数(THA 工况)（附录 C2）3.2.4 汽轮机主要辅助设备规范及特性（附录 C3）3.2.4.1 给水泵组（附录 C3.1）3.2.4.2 循环水泵（附录 C3.2）3.
33、2.4.3 补给水泵房、循环水泵房滤网冲洗泵（附录 C3.3）3.2.4.4 凝结水泵（附录 C3.4）3.2.4.5 水环式真空泵（附录 C3.5）3.2.4.6 低加疏水泵（附录 C3.6）3.2.4.7 工业水泵（附录 C3.7）3.2.4.8 补给水泵（附录 C3.8）3.2.4.9 胶球清洗装置（附录 C3.9）3.2.4.10 主机油系统（附录 C3.10）3.2.4.11 EH 油供油装置（附录 C3.11）3.2.4.12 汽轮机高、低压旁路装置（附录 C3.12）3.2.4.13 其他水泵规范（附录 C3.13）3.2.4.14 快冷装置（附录 C3.14）3.2.4.15
34、高压加热器规范（附录 C3.15）3.2.4.16 低压加热器规范（附录 C3.16）63.2.4.17 除氧器及给水箱（附录 C3.17）3.2.4.18 轴加（附录 C3.18）3.2.4.19 凝汽器（附录 C3.19）3.2.4.20 本体疏水扩容器（附录 C3.20）3.2.4.21 高加疏水扩容器（立式） （附录 C3.21）3.2.4.22 电动滤水器（附录 C3.22）3.2.4.23 冷水塔（附录 C3.23）3.3 发电机变压器组设备主要技术性能(D)3.3.1 发电机概述：3.3.1.1 1、2 发电机属自通风两极隐极式三相交流同步汽轮发电机，具有失磁异步运行、进相运行和
35、调峰运行的能力，冷却方式为密闭循环式空气冷却，定子空外冷、转子空内冷。发电机的励磁方式为自并励静止励磁方式，并装有电力系统稳定器（PSS） ；发电机励磁回路中，装设可靠的自动灭磁装置，正常运行中，发电机的无功负荷调节是靠随机配套的励磁调节器（AVR）来实现；停机时采用 AVR 逆变灭磁，事故停机时，跳灭磁开关，投灭磁电阻灭磁。起励回路满足发电机电压大于 10%额定电压的要求，起励电源接于380V 厂用系统，取用 220V 交流电源。3.3.1.2 结构介绍：该系列发电机为空冷、自通风的两极隐级式转子电机，具有含空气水热交换器（空冷器）的封闭冷却回路，空冷器位于发电机下部的基础里，发电机总体结构
36、如下：1） 冷却系统：发电机有两条对称于发电机中心的空冷回路，冷却空气由发电机转子两端风扇打入，一部分冷却空气进入转子线圈端部区域，冷却转子线圈端部，然后进入气隙；一部分冷却空气直接进入气隙，在此处与来自转子端部线圈的冷空气汇合，然后冷却转子本体表面；另一部分冷却空气对定子线圈端部冷却后，沿轴向风道进入机座中，冷却铁心和绕组后，进入气隙，再冷却转子本体中部，然后与前两部分冷却空气汇合，经过定子铁芯中的径向通风道冷却定子绕组和铁芯后回到空气冷却器，经冷却后，在回到风扇，形成循环。定子绕组采用间接冷却方式，热流经槽壁，从绕组绝缘传至铁芯，由流经铁芯径向通风道的冷却空气冷却铁芯。发电机机座作为定子通
37、风风道，使空气不仅通过气隙而且通过铁心外圆进入各段铁心，以使轴向温度均匀分布。转子导体中风路是冷风从护环板和转轴之间吹进转子，进入转子绕组端部风腔，在槽入风口处冷风进入空心导体，在导体中，这部分冷风分成两部分，一部分冷风通过槽中的空心导体到达转子中心部位，从那里穿过空心导体和槽楔上的径向孔进入气隙。另一部分冷风通过绕组端部空心导体，到达磁极轴线部分，从那里它由空心导体内排出，最后通过转子体端部的月牙槽进入气隙。2） 定子部分（包括端盖）：定子部分由机座、定子铁心、定子绕组及其绝缘构成。定子机座采用薄钢板焊接，多壁、多风室、上下 分瓣结构，叠压好的定子铁芯嵌好线圈并进行 VIP 浸渍后，放置到下
38、半机座，然后再装配上半机座并用螺栓固定。3） 转子部分：转子的主要部件由转子大轴、转子绕组和绝缘、阻尼绕组、护环、风扇、滑环、接地轴等部分组成。3.3.2 发电机组设备技术性能（附录 D1）3.3.3 主变压器设备技术性能（附录 D2）3.3.4 励磁系统设备设备技术性能（附录 D3）3.3.5 励磁整流柜技术性能（附录 D4）73.3.6 封闭母线设备技术性能（附录 D5）3.3.7 发电机变压器保护的配置及功能（附录 D6）3.3.7.1 发变组保护一览表 A 柜（附录 D6.1）3.3.7.2 发变组保护一览表 B 柜（附录 D6.2）3.3.7.3 高厂变保护一览表 C 柜（附录 D6
39、.3）3.3.7.4 #01 号高启备变保护一览表（附录 D6.4）3.3.7.5 发变组保护动作掉牌一览表（D6.5 ）3.3.8 线路保护的运行方式控制字(附录 D7)3.3.9 厂用电系统技术性能(附录 E)3.3.9.1 厂用变压器主要技术性能(附录 E1)3.3.9.2 电气配电装置主要技术参数：(附录 E2) 3.3.10 直流系统设备主要技术性能 附录(F)3.3.10.1 蓄电池的技术性能（附录 F1）3.3.10.2 充电器的技术性能 附录(F2)3.3.11 UPS 系统设备主要技术性能（附录 G）3.4 机组热控系统设备技术性能机组热控系设备包分散控制系统（DCS） 、热
40、控保护联锁装置、热控信号系统及其他辅助设备的监控系统。热控系统设备的主要任务是在机组启动、并网、升负荷、正常运行及停机担负着机组主机及辅机的参数的控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势记录和报表输出等主要功能。1) 自动检测 包括对整个机组运行状态和参数的测量、指示、记录、参数计算、参数越限和故障报警、事故记录与追忆等。2) 调节控制 包括对主、辅机及各系统中诸参数的调节控制，使之保持预期的数值。3) 自动保护 包括对主、辅机和各系统相互间的联锁保护，当设备发生故障和危险共况时，自动采取措施保护设备，防止扩大事故及防止误操作。4) 顺序控制 包括对主、辅机和各支
41、持系统的启停控制，如锅炉点火程控、锅炉风烟系统的启停程控、气轮机自动启停程控、汽水系统阀门程控启停程控、锅炉吹灰程控等。5) 管理和信息处理 完成机组性能分析，包括：厂用电、汽耗、机组热耗率计算，锅炉效率、发电机效率、机组效率、锅炉给水泵效率、凝汽器性能、高压加热器性能、汽轮机等计算项目。6) 热控信号 热控信号系统的功能是对热工参数的异常、主辅设备的异常和自动装置的异常进行监视并声光报警。3.4.1 EDPF 分散控制系统EDPF-NT 集散型控制系统采用的是多微处理器分散化的控制结构，单台故障一般不会影响整个生产过程，从而使危险分散，使整个系统的可靠性提高。本机组 DCS 系统包括数据采集
42、系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS） 、辅机顺控系统 (SCS)、事故追忆系统(SOE) 、自动发电控制系统（AGC） 。3.4.2 数据采集系统（DAS）DAS 系统将机组各运行参数、输入输出状态、系统操作及异常情况等信息，以实时的方式提供给操作员，整个系统包括 CRT 显示、记录和打印、历史数据存储和再现、事故追忆以及性能计算等基本功能。8为了能使操作员方便地组态出可以被软手操的控制回路的操作面板，DCS 系统提供一种标准格式的模拟操作面板，显示与某一具体功能相关的功能组信息，包括过程输入变量、设定值、输出值、报警状态、控制方式等。功能组图提供对调节回路和顺序控制回路的软手操。DAS
43、系统具备多任务的软件操作环境，在人机接口界面(CRT)上同时开出多个任意位置和任意大小的监视窗口，各窗口的显示和操作等功能间相互独立。3.4.2.1 CRT 显示DAS 系统可实现流程图显示、趋势图显示、棒状图显示、控制回路功能图显示等，对模拟输入、模拟输出、开关输入、开关输出、中间计算值的显示，应能相应给出每个点的编号、中文描述、量值、性质、工程单位、上下限等信息。趋势曲线包括实时趋势曲线和历史数据曲线，趋势曲线的时间比例可以缩小和放大。单个 CRT 画面可以显示多个模拟量、开关量或其组合，所有图形最大刷新周期不大于 1 秒。卖方应保证所供系统能方便地完成买方所需要的各种画面。3.4.2.2
44、 报警及确认DAS 系统报警功能包括模拟量越限、重要开关量变态、自动切除和 DCS 系统各种故障、电源失电、操作员的重要操作等状态的报警。报警的显示和确认在操作员站的一个独立窗口中完成。以先后或优先级的方式显示，未被确认的报警以红色显示。每个报警窗口可由操作员设置“过滤器” ，显示的格式也可由操作员设置，在区域、级别、日期、时间、限值、当前值等内容中选取显示。操作员对发生的报警可以按页或按点来加以确认。3.4.2.3 其它显示DAS 系统应提供对监视对象和系统状态的一览显示，包括报警一览、扫描关闭一览、报警关闭一览、人工置数一览及通讯网状态、DPU 和 DPU 的运行状态、各 DPU 中 I/
45、O 卡的状态等。3.4.2.4 打印功能1) 按性质，打印应可分为随机打印，周期打印和人工召唤打印。 2) 随机打印应包括报警打印、操作记录打印等。3) 周期性打印应包括值报表、日报的记录和打印。每个报表中的点可由工程师任意设定。可制表的点没有上限，容量应取决于实现记录功能站上的硬盘配置容量而定。4) 召唤打印应可将报警历史、制表、SOE、追忆数据由操作员召唤打印出来。 SOE的记录和打印，时间分辨率不大于 1ms。机组跳闸后提供不小于 128 点模拟量的数据追忆，以每秒一次的频率记录事故前后几分种的数据。追忆点和事故前后时间段由用户定义。3.4.2.5 历史数据记录和再现历史数据记录应由 D
46、CS 系统网上的历史数据记录功能软件完成。它可被安装在 DPU或 ENG 上，可配置独立的历史数据站。历史数据可被存储在硬盘或光盘上。打印应在另一个独立窗口中完成，操作员可设置打印点、打印间隔、起止时间等。3.4.3 FSSS 炉膛安全监控系统FSSS 是锅炉安全监控系统，用于保护炉膛、燃烧控制和控制部分辅机为主的装置。主要功能如下：MFT 及首出指示； 炉膛吹扫；燃油泄漏试验；油跳闸阀和回油调节阀控制； FSSS 系统报警显示及复归。 3.4.3.1 锅炉点火前以及主燃料跳闸后达不到热态启动条件再次点火前，应通过 FSSS 系统进行炉膛吹扫，吹扫风量不小于总风量的 25，吹扫时间 5 分钟。
47、吹扫条件满足下列条件：1) MFT 跳闸信号已消除；92) 无 MFT 跳闸条件；3) 无热态启动条件；4) 至少一台“J”阀风机运行；5) 任意一台引风机运行；6) 任意一台二次风机运行；7) 任意一台一次风机运行且入口电动调整门未关风量大于 89200NM3/h；8) 播煤增压风机运行或旁路挡板未关；9) 所有给煤机全停；10) 进油快关阀关闭；11) 所有油枪进、回油阀关闭；12) 两台一次风机及二次风机入口风量总和大于 25%总风量。炉膛吹扫条件满足后，CRT 上炉膛吹扫画面“ 允许吹扫”指示灯亮，按下“吹扫”按钮则自动进行吹扫，吹扫 5min 后， “吹扫完成”指示灯亮，此时可复位
48、MFT。若在吹扫过程中， 以上任一条件不满足， “吹扫中断”灯亮，炉膛吹扫失败。3.4.3.2 MFT 及 OFT 跳闸条件，结果，复位条件，见 3.5.2。3.4.3.3 燃油泄漏试验：锅炉正常方式启动和较长时间备用后启动时，在进行炉膛吹扫前，应先做燃油系统泄漏试验，检验炉前燃油快关阀和油管道及锅炉各角油角阀关闭是否严密，防止燃油漏入炉膛，造成锅炉爆炸、爆燃等事故；燃油泄漏试验不成功，不允许锅炉点火，需消除原因后再进行锅炉启动工作。1) 燃油泄漏试验允许条件：a) 母管供油速断阀关闭；b) 所有启动燃烧器进、回油速断阀关闭；c) 燃油母管压力3.5MPa。2) 燃油泄漏试验程序：燃油泄漏试验
49、条件满足后，在油泄漏试验画面上“油泄漏试验允许”灯亮，按下 “油泄漏试验启动” 按钮，则按以下程序进行。开启燃油快关阀，关油枪燃油进油角阀进行冲压，15s 后关闭燃油进油快关阀，燃油进油快关阀关闭后，若 15 秒内燃油进油快关阀前后压差逐渐升高，说明油管或油枪进油油角阀泄漏，发出“ 油泄漏试验失败”信号；若 15 秒内燃油总速断阀前后压差不变，则燃油油管和油枪进油角阀泄漏试验合格。3.4.3.4 启动燃烧器程控1) 启动燃烧器点火条件：a) 点火增压风机运行；b) MFT 复位；c) OFT 复位；d) 燃油压力正常；e) 进油快关总阀已开；f) 燃油吹扫蒸汽压力正常。2) 进油快关总阀控开条件：a) 无 MFT，OFT ；b) 油角阀全关；c) 进油压力正常。3) 进油快关总阀控关条件：a) CRT 操作停；b) 油压低；10c) MFT 发生(脉冲)；d) OFT；e) 燃油进油温度低。4) 燃烧器启动顺序：a) 进点火枪到位；b) 开吹扫阀 60 秒，打火 20 秒；c) 关吹扫阀；d) 开油阀，打火 20 秒；e) 油阀开到位，10 秒有火，点火成功，退点火枪；f) 10 秒无火关角阀；g) 开吹扫阀 60 秒，打火 20 秒；h) 退点火枪；i) 关吹扫阀到位；5) 燃烧器停止顺序：a) 关油阀到位
