《600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本【一份非常好的专业资料】.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本【一份非常好的专业资料】.doc（394页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、 600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本序电力工业高速发展，电网规模的不断扩大，带来了发电行业良好的发展机遇，从国家能源发展规划看，至2020年，预计全社会用电量7万亿千瓦时以上，电力装机14亿千瓦，从2009年到2020年的12年中，我国至少还将建设6亿千瓦装机。我国资源特点决定了以火电为主的电源结构格局一时难以改变，发展火电必须更加注重资源节约、提高效率和保护环境，火力发电企业已步入大容量、超参数、低排放、低能耗等级机组阶段。节能、减排、环保是火力发电企业可持续发展的必由之路，600MW及以上机组已日趋成为火力发电行业主力发电机组，随着机组参数和容量的不断提高，新技术、高科技得以普遍
2、应用，对火电厂的生产运行管理提出了更高要求，特别更迫切需要进一步培养和提高技术水平全能化的集控运行人员。中国电力投资集团公司按照“三步走”的发展战略目标，为适应新形势、新发展、新机遇的需要，集团公司安全生产运营部组织有关专业人员进行调研、收集国内外600MW机组的特性和运行经验，整理编写成600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本，用以指导和帮助火力发电企业培养成熟的专业集控运行人才，开创广阔的技术进步前景打下良好基础。本规程范本希望能作为中国电力投资集团公司内火力发电厂生产运行管理的良好工具，电厂各级生产人员应熟知和掌握有关内容，为机组的安全稳定运行、经济节能对标管理提供基础帮助，以期全面
3、提升电厂的各项管理水平，为集团公司建成“世界一流能源企业集团”的最终目标积极努力贡献！中国电力投资集团公司前 言为保证中国电力投资集团公司系统内600MW机组的安全、稳定、经济、环保运行，正确进行机组的启停操作及日常运行监视、调整和检查维护工作，指导事故处理，并进行一步推进电厂“四化”（例行工作程序化、运行操作规范化、指标控制精细化、岗位工作全能化）工作，特编写本集控运行规程范本。本规程范本根据电力行业有关标准、运行导则、反措要求，结合设备制造厂家资料说明书及现场安装情况进行统一汇编，并按国家标准化工作导则编制而成。本规程范本以某火电厂600MW超临界机组设备为基础进行编写，经中国电力投资集团
4、公司安全生产运营部组织审查通过，发布为集团公司系统内运行标准，具有较强的通用性、指导性和实用性。集团公司所属电厂600MW及以上机组的集控运行规程应根据本规程范本结合本厂实际情况进行编写与修订，300MW及以下机组可参照本规程范本进行编写与修订集控运行规程。本规程范本在执行当中与更高级别的标准规定有出入时按最高级别标准执行，当制造厂有明确规定时，应遵照制造厂技术规范和要求执行，如制造厂无明确规定或制造厂规定与本规程范本不一致时，宜按从严要求的原则执行。鉴于本规程范本在编写过程中由于水平和时间所限，加之设备与技术更新较快，其中难免有疏漏、错误之处，因此在执行过程中请予及时反映和指正。编 者二九年
5、六月目 录1总则12引用标准及反事故措施13机组概述33.1锅炉概述33.2汽轮机概述43.3发变组概述53.4机组热控系统概述63.5脱硫系统概述103.6机组主保护124机组启动154.1机组启动规定154.2机组启动应具备的条件174.3机组启动前的准备174.4冷态启动194.5热态启动345机组运行355.1机组运行总的要求355.2主要控制参数及限额355.3发电机及其励磁系统运行规定395.4机组运行控制方式445.5机组运行监视及检查维护475.6机组运行调整485.6.1负荷调整485.6.2燃烧调整505.6.3汽压调整515.6.4汽温调整525.6.5给水调整545.6
6、.6汽包水位调整545.6.7锅炉排污555.6.8AGC运行555.6.9机组一次调频投运565.7定期工作576机组正常停运606.1 机组停运基本规定606.2机组停运前的准备606.3定参数停机606.4滑参数停机646.5机组停运后的冷却666.6机组停运后的保养677事故处理707.1事故处理原则707.2紧急停机停炉707.3故障停机727.4机组综合性故障处理737.4.1锅炉MFT737.4.2汽轮机跳闸747.4.3发变组跳闸757.4.4DCS失灵767.4.5全厂仪用压缩空气失去787.4.6火灾797.4.7RB工况处理817.4.8机组负荷骤变、波动857.4.9机
7、组水汽质量劣化867.5锅炉设备异常运行及常规事故处理907.5.1水冷壁泄漏、爆管907.5.2省煤器泄漏、爆管917.5.3过热器泄漏、爆管917.5.4再热器泄漏、爆管927.5.5尾部烟道二次燃烧937.5.6主蒸汽温度异常947.5.7再热蒸汽温度异常957.5.8主蒸汽压力高957.5.9再热汽压力高967.5.10锅炉灭火967.5.11锅炉水位高977.5.12锅炉汽包水位低或缺水997.5.13锅炉给水异常997.5.14炉膛压力高1007.5.15炉膛压力低1017.6汽轮机异常运行及常规事故处理1017.6.1汽轮机超速1017.6.2汽轮发电机组振动大1027.6.3轴
8、承损坏1037.6.4叶片损坏1047.6.5大轴弯曲1057.6.6轴向位移增大1067.6.7汽轮机进水1077.6.8真空下降1087.6.9主、再热蒸汽参数异常1107.6.10润滑油系统工作失常1107.6.11停机后盘车故障1117.6.12主要汽水管道故障1127.6.13低周波运行1127.6.14调节油压下降1127.6.15定子冷却水中断1137.6.16发电机进油、水1137.6.17定子冷却水导电度高1147.6.18氢气系统故障1147.6.19循环水中断1157.7发电机异常和事故处理1167.7.1发电机过负荷1167.7.2发电机三相电流不平衡1177.7.3发
9、电机TV断线1187.7.4发电机TA回路故障1197.7.5发电机振荡或失步1207.8励磁系统的异常及事故处理1207.8.1励磁系统温度异常1207.8.2励磁调节装置（AVR）异常1217.8.3V/F超限1217.8.4发电机碳刷打火1227.9厂用电系统的异常运行及事故处理1227.9.1厂用电全部中断处理1227.9.2厂用电6KV部分中断1247.9.36KV厂用母线接地错误！未定义书签。7.9.4厂用400V母线失压1247.10变压器的异常运行及事故处理1258机组主要辅机及系统的运行1278.1基本规定1278.2电动机1298.3空气预热器1358.4引风机1398.5
10、送风机1448.6一次风机1508.7炉水循环泵1568.8制粉系统1588.9等离子点火装置1698.10密封风机1728.11火检冷却风机1738.12锅炉吹灰系统1748.13燃油系统1768.14空压机系统1778.15循环水系统1808.16凝汽器胶球清洗系统1848.17开式水系统1858.18闭式冷却水系统1868.19主机润滑油系统1878.20EH油系统1898.21密封油系统1918.22发电机氢气系统1948.23定子冷却水系统1978.24凝结水系统1998.25除氧器2028.26辅助蒸汽系统2048.27轴封供汽系统2048.28真空系统2058.29高低压蒸汽旁路
11、系统2068.30高低压加热器2088.31电动给水泵组2118.32汽动给水泵组2158.33电除尘器2218.34直接空气冷却系统2278.35变压器2308.36厂用系统及配电装置2368.37厂用UPS系统2428.38直流系统2478.39柴油发电机2518.40500KV系统2558.41继电保护及自动装置2609机组试验2689.1试验原则2689.2机炉电大联锁保护试验2689.3锅炉试验2699.3.1锅炉水压试验2699.3.2锅炉安全门校验2719.3.3风烟系统、制粉系统联锁保护试验2739.3.4MFT、OFT联锁保护试验2749.3.5锅炉辅机相关试验2749.4汽
12、轮机试验2779.4.1主机润滑油泵联锁保护试验2779.4.2EH油泵联锁试验2779.4.3汽轮机调节系统静态特性试验2789.4.4OPC静态试验2789.4.5ETS跳机保护试验2789.4.6ETS通道在线试验2799.4.7高中压主汽门、调门严密性试验2799.4.8高中压主汽门、调门活动试验2809.4.9危急保安器注油试验2819.4.10机组超速试验2819.4.11抽汽逆止阀活动试验2839.4.12真空严密性试验2839.4.13发电机气密性试验2849.4.14定子冷却水系统联锁试验2849.4.15发电机密封油系统联锁试验2859.4.16电动给水泵静态试验2859.
13、4.17汽轮机给水泵组润滑油系统联锁试验2859.4.18小汽轮机MEH静态试验及跳闸试验2869.4.19小汽轮机超速保护试验2869.4.20小汽轮机速关阀活动试验28810附录288附录A 机组启动曲线及对应关系289A.1 锅炉冷态启动曲线289A.2 锅炉温态启动曲线290A.3 锅炉热态启动曲线291A.4 锅炉极热态启动曲线（一）292A.5 锅炉极热态启动曲线（二）293A.6 汽轮机冷态启动曲线294A.7 汽轮机温态启动曲线295A.8 汽轮机热态启动曲线296A.9 汽轮机极热态启动曲线297A.10 汽轮机极极热态启动曲线298A.11 机组负荷与定子水温曲线299A.
14、12 发电机特性曲线300A.13 发电机功率（P-Q）曲线301A.14 饱和蒸汽压力一温度对应表302A.15 机组冷态启动操作顺序图303附录B 机组主要联锁保护及定值304B.1 锅炉热控保护304B.2 汽轮机热控保护304B.3 发变组保护305B.4 机组联锁307B.5 主要辅机联锁保护及定值308附录C 设备规范（提示性的附录）310C.1 锅炉设备规范和特性310C.1.1 锅炉性能数据表310C.2 汽轮机设备规范321C.3 发变组设备规范和特性325C.4 主要辅机设备规范334C.5 脱硫系统规范364附录D 有关标准371D.1 机组油质标准和检验周期371D.2
15、 机组汽水质量标准372D.3 油质颗粒度标准376D.4 污染排放标准377D.4.1 火电厂大气污染排放标准377D.4.2 污水综合排放标准379D.4.3 工业企业厂界噪声标准380D.5 氢冷发电机氢系统密封性检验标准380D.5.1 交接验收时氢冷系统每昼夜最大空气泄漏量VA380附录E 集控运行规程格式3801 总则1.1 编制集控运行规程的目的：为满足600MW火力发电机组集控运行需要，提高运行操作技能，达到启停操作正确、检查维护良好、调整控制参数严格、定期试验细致、预防和处理故障可靠，使机组处于安全、经济、可靠、稳定的运行状态。1.2 本规程范本按通用性、原则性要求，对机组启
16、停方式的选择和操作要求、重要参数的控制调整、正常及特殊运行方式应遵循的原则、正常运行检查维护试验的要求、常见事故的预防和处理等做了较为明确的阐述。1.3 本规程范本以某火电厂600MW超临界机组设备为基础进行编写，电厂的运行规程应参照本规程范本的特例和原则，依照国家行业标准、制造厂规定和说明书以及试验结果进行具体改编，以适应现场机组的实际情况。1.4 由于热控、电气、继电保护及化学专业具有较强的专业性，为保证机组运行的安全及可靠性，各电厂应根据厂家资料、有关规程、技术文件及本厂实际，单独编写各专业的运行规程。1.5 本规程范本中标准用词说明1.5.1 表示对标准要严格遵从，不允许偏离标准要求的
17、用词，正面词采用“应”，反面词采用“不应”。1.5.2 表示在正常情况下首先应这样做的用词，正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。1.5.3 表示在标准规定的范围内允许稍有选择的用词，正面词采用“可以”，反面词采用“不必”。1.5.4 表示事物因果关系的可能性和潜在能力的用词，正面词采用“能”，反面词采用“不能”。1.6 本规程范本所列机组及其设备规范与技术特性是主要的及提示性的，电厂制定运行规程时，应参照本规程范本，并根据具体情况进行必要的调整及补充。2 引用标准及反事故措施下列标准及反事故措施所包含的条文，通过引用而构成本规程范本的条文，在本规程范本发布执行时，所示版本均为有效，使用本标准
18、时按下列使用的标准最新版本进行相应的修改。GB 7552000 旋转电机定额和性能GB/T 55782007 固定式发电用汽轮机规范GB 706496 汽轮发电机通用技术条件GB/T 70642002 透平型异步电机技术要求GB 811787 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB 83492000 金属封闭母线GB 897896 污水综合排放标准GBT 7409.32007 同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB 1018488 电站锅炉性能试验规程GB 123482008 工业企业厂界噪声排放标准GB 132232003 火电厂大气污染物排放标准GB/T 142852006 继
19、电保护和安全自动装置技术规程GB 501502006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 501692006 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GBJ 14790 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ 14890 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范DL/T 4352004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL/T 57295 电力变压器运行规程DL/T 5872007 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 5961996 电力设备预防性试验规程DL/T 6071996 汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL/T 6121996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T
20、6501998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件DL/T 6511998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 6552006 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T 6562006 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T 6572006 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T 6582006 火力发电厂开关量控制系统验收测试规程DL/T6592006 火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T 7051999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准DL 501192 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组篇）DL 502793 电力设备典型消防规程DL/T 50479
21、5 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）JB/T 62272005 氢冷电机气密封性检验方法及评定JB/T 62282005 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定SD 16785 电力工业锅炉监察规程GB 121451999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL/T 8892004 电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T 805.22004 火电厂汽水化学导则（第2部分锅炉炉水磷酸盐处理）DL/T 805.32004 火电厂汽水化学导则（第3部分汽包锅炉炉水氢氧化钠处理）DL/T 805.42004 火电厂汽水化学导则（第4部分锅炉给水处理）DL/T 9122005 超临界火力发
22、电机组水汽质量标准DL/T 2462006 化学监督导则DL/T 8012002 大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL/T 10392007 发电机定子冷却水处理导则GB/T 145412005 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则DL/T 5712007 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则GB/T 145422005 运行变压器油维护管理导则DL/T 9562005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发2000589号）中国电力投资集团公司电力生产事故调查规程（中电投安生200567号）中国电力投资集团公司发电运行管理制度中国电力投资集团公司新（
23、扩）建机组生产运营准备工作管理制度中国电力投资集团公司技术监督管理规定中国电力投资集团公司节能降耗考核办法中国电力投资集团公司可靠性管理办法中国电力投资集团公司生产调度管理制度3 机组概述3.1 锅炉概述3.1.1 HG-1970/25.4-YM7型600MW超临界锅炉是三井巴布科克公司的标准化典型设计锅炉，为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、型露天布置。30只低NOX轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧，6台HP1003型中速磨煤机正压直吹制粉系统。3.1.2 锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。任
24、何5台磨煤机运行时，锅炉能长期带BMCR负荷运行。锅炉容量及主要参数如下：名 称单位BMCRECR过热蒸汽流量t/h19701802过热器出口蒸汽压力MPa25.425.19过热器出口蒸汽温度oC571571再热蒸汽流量t/h16491508再热器进口蒸汽压力MPa5.1884.731再热器出口蒸汽压力MPa4.9984.559再热器进口蒸汽温度oC338.9323.9再热器出口蒸汽温度oC569.0569.0省煤器进口给水温度oC293.6287.13.1.3 锅炉技术特点3.1.3.1 良好的变压、备用和再启动性能锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，在各种负荷下均有足够的冷却能力，并能有
25、效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用四只启动分离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽轮机的寿命。3.1.3.2 燃烧稳定、温度场均匀的墙式燃烧系统墙式燃烧系统的旋流燃烧器具有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；墙式燃烧系统的燃烧器布置为对称方式，沿炉膛宽度方向的热量输入均匀分布，因而在上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，避免高温区受压元件的蠕变和腐蚀，有效抑制结渣。3.1.3.3 经济、高效的低NOX轴向旋流燃烧器。低NOX轴向旋流燃烧器不仅煤种适应性广，而且NOX生成量少
26、。3.1.4 锅炉结构特点3.1.4.1 本锅炉中、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。螺旋管圈的同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分，水冷壁吸热均匀，管间热偏差小，使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀。因此，螺旋管圈水冷壁更能适应炉内燃烧工况的变化。3.1.4.2 在螺旋管圈水冷壁部分采用可膨胀的带焊接式张力板垂直刚性梁系统，下部炉膛和冷灰斗的荷载传递给上部垂直水冷壁，保证锅炉炉膛向下自由膨胀。3.1.4.3 布置于上炉膛的屏式过热器采用膜式管屏末端技术，使管屏平整防止结焦、挂渣。3.1.4.4 省煤器为H型鳍片管
27、省煤器，传热效率高，受热面管组布置紧凑，烟气侧和工质侧流动阻力小，耐磨损，防堵灰，部件的使用寿命长。3.1.4.5 燃烧器喉口设计采用水冷壁让管加强喉口冷却，并采用高导热性的、光滑的碳化硅砖敷设喉口表面，以降低燃烧器喉部耐火层表面温度，抑制燃烧器区域的结焦。3.1.4.6 高温受热面采用小集箱和短管接头的结构型式，集箱口径小，壁厚薄，降低了热应力和疲劳应力，提高了运行的可靠性。3.1.4.7 锅炉尾部采用双烟道，根据再热汽温的需要，调节省煤器出口烟道的烟气挡板来改变流过低温再热器和低温过热器的烟气量分配，从而实现再热汽温调节。烟气调温挡板为垂直布置，轴向受力，不易变形、卡涩，动作灵活。3.2
28、汽轮机概述3.2.1 汽轮机为DKY4-4N41B型超临界一次中间再热、单轴、四缸四排汽反动式汽轮机（DK：凝汽式汽轮机，Y：一次再热，第一个4：四缸，第二个4：四排汽，N41B：低缸编号）。机组采用模块化设计，汽轮机包括1个反向单流的高压模块，1个分流的中压模块，2个分流的低压模块。3.2.2 高、中压缸均为上下方切向全周进汽，使用2180进汽蜗壳；低压缸为垂直进汽，使用1360进汽蜗壳，高、中压缸均为2个进汽口，低压缸为1个进汽口。汽流在螺旋形蜗壳中通过，进入第一级，压损小，允许较大的流速，配汽均匀，汽流通畅。高压缸效率89.02，中压缸效率92.16，低压缸效率89.72，汽轮机热耗75
29、10kJ/kWh（1793.8 kcal/kWh）。3.2.3 高、中、低压缸全部为内、外缸结构，其中高、中压内外缸为铸造结构，低压内、外缸为焊接和铸造结构。高、中压内缸为两半圆筒形，无水平中分面法兰，外部采用红套环箍紧结构（高压内缸7道箍，中压内缸12道箍）。3.2.4 汽轮机本体由“牛腿”支撑，易于调节；低缸与凝器为刚性连接，凝器底部由弹簧支撑。3.2.5 汽轮机的四根转子全部为焊接结构，这种转子结构的特点是：1.转子内应力小；2.优良的金相结构，锻件材质均匀；3.质量检测条件优越；4.锻件尺寸不受大钢锭的限制；5.超临界转子可以采用不同的高温材料，转子在制造厂做全速动平衡，并做120的超
30、速试验。3.2.6 整个汽轮发电机组的5根转子配有6个支撑轴承（其中#2轴承为推力支撑联合轴承），分别置于6个落地式的球墨铸铁轴承箱内。瓦为袋式椭圆形瓦，适于大容量高比压机组。3.2.7 盘车装设在#2轴承处，由变频电机驱动，盘车转速16r/min；转速测量装置也设在#2轴承处，六路输出，其中三路用于ETS保护，三路用于转速调节和显示。3.2.8 润滑油、调节油、顶轴油系统共用一个集装式主油箱，系统采用VG46透平油，润滑油系统设辅助油泵、直流事故油泵各一台及由汽轮机主轴带动的主油泵，汽轮机转速2700r/min以上主油泵能满足汽轮机润滑要求；调节油系统配置两台离心泵，直接从润滑油滤网出口取油
31、。顶轴油系统配用两台螺杆式顶轴泵，顶轴油送#2-#6瓦。3.2.9 汽轮机叶片采用菱形方钢整块铣制，叶根、叶型及围带形成一体，一方面避免了铆接围带和铆钉头断裂、围带松动或飞逸的危险，另一方面可以在装配成级后加工出迷宫式汽封，以减少蒸汽泄漏。3.2.10 末级叶片长1075mm，次末级叶片长605mm。3.2.11 汽轮机的死点及膨胀3.2.11.1 汽轮机的内部静止部件包括内缸、持环、平衡盘以及轴封，分别以死点固定在外缸内。这些部件可以在水平、轴向及垂直方向上自由膨胀。高压缸、中压缸以及连接在中间的推力轴承连成一体，它的死点是在相对于低压汽轮机的轴承。温度升高时中压缸膨胀推动推力轴承以及高压缸
32、朝着#1轴承方向移动。所有的轴承箱都固定于基础上，前轴承箱及推力轴承箱，还有滑动底板以保证汽轮机的整体膨胀。3.2.11.2 键销可以根据需要进行安排，支承的滑动面要保证严格的平行，滑动面采用高抗磨损材料，不需要润滑及维护。通过键销的布置，可以使各种力按照要求的方式传递到基础上，减低由摩擦所带来的应力及不希望的形变。3.2.11.3 每个低压内缸有自己的相对于基础的死点。高中压汽轮机之间的推力轴承形成了轴的死点，显然轴的死点并不是绝对死点，因为推力轴承随汽缸滑动。静止部件的内部死点位置，保证了内部部件与轴的膨胀方向一致。轴的死点以及内部静止部件死点的布置保证了运行状态下轴向间隙的变化最小化。3
33、.2.11.4 因受热面的影响内部静止部件相比于外缸膨胀要快，同时部件大小也是影响加热和冷却的重要因素。通过优化受热面积及部件大小的比例使轴与内部静止部件有相同的热膨胀特性。叶片的轴向间隙变化与轴封相比要小。轴封的轴向间隙主要取决外缸的膨胀特性。3.2.11.5 汽轮机轴由轴承箱内的支承轴承支撑，在各个汽轮机之间只有一个支承轴承，轴承箱由铸铁制造，保证机组平滑可靠运行。3.2.12 汽轮机设高、低压旁路系统，设计容量为788t/h，由西门子公司制造，旁路系统仅作机组启停机使用。3.3 发变组概述3.3.1 发电机发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的三相交流隐极式同步汽轮发电机，型号为QFSN
34、-600-2YHG型，发电机定子额定电压为20 KV，额定容量666.667 MVA，额定功率600 MW；额定功率因数为0.9（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。发电机定子绕组采用双回路并联，Y型接线，中性点采用高阻抗接地。发电机冷却方式为水氢氢，定子线圈为水内冷，定子铁芯和转子采用氢气冷却。励磁方式为机端变静止可控硅整流，发电机定子和转子绕组绝缘均为“F”级。3.3.2 主变、高厂变、脱硫变3.3.2.1 主变为特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的DFP-240000/500型，户外式，具有储油箱和无激磁调压装置的芯式单相油浸式双绕组变压器。冷却方式为导向式强迫油循环风
35、冷，接地方式为中性点直接接地。三台单相变的布置为从500kV升压站面向主变高压侧，从左至右A、B、C，低压侧端子依次为ax、by、cz。3.3.2.2 机组高厂变为1台分裂变，容量为63/35/35MVA。高厂变低压侧分别为6kV 9A、9B段，带9号机组的辅机。3.3.2.3 机组脱硫变为1台双绕组变压器，容量为20MVA。脱硫变低压侧为9C段，带9号机组及7、8号机组脱硫辅机。3.3.2.4 发电机励磁系统3.3.2.1 发电机励磁系统采用机端自并励静止励磁，选用瑞士ABB公司的UNITROL 5000型微机数字可控硅整流励磁系统。其主要分为四个部分：励磁变压器、励磁调节器、可控硅整流器、
36、起励和灭磁单元。3.3.2.2 励磁变压器采用三相树脂浇注式电力变压器。3.3.2.3 励磁调节器（AVR）采用数字微机型，性能可靠，具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。励磁调节器设有电压给定和调节、过励限制器（最大励磁电流限制器、过励侧定子电流限制器）、欠励限制器（P/Q限制器、欠励定子电流限制器、最小励磁电流限制器）、恒无功或恒功率因数叠加调节、电力系统稳定器PSS、手动调节、监视和保护功能等单元。3.3.2.4 可控硅整流器由5个功率整流装置并联运行，其中一个功率柜退出运行时能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求。当有2个功率柜退出运行时，能提供发电机额定工况所需的励磁容量。
37、3.3.2.5 起励和灭磁单元，在静态励磁系统中，励磁电源取自发电机机端。起励采用220V直流电源起励方式。灭磁设备的作用是将磁场回路断开并尽可能快地将磁场能量释放，灭磁回路主要由磁场开关、灭磁电阻、晶闸管跨接器及其相关的触发元件组成。3.3.2.6 励磁调节器（AVR）采用两路完全相同且独立的自动励磁调节器并联运行，两路通道间能相互自动跟踪，当一路调节器通道出现故障时，能自动无扰切换到另一通道运行，并发出报警。单路调节器独立运行时，能满足发电机各种工况下正常运行。手动、自动电路能相互自动跟踪，当自动回路故障时能自动无扰切换到手动。3.4 机组热控系统概述3.4.1 热控系统主要任务是在机组启
38、动、并网、变负荷、正常运行、停机、事故时担负着机组生产数据监测、控制参数自动调节、设备安全保护、生产顺序控制和历史记录等功能。3.4.1.1 生产数据监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。3.4.1.2 控制参数自动调节包括对主、辅机及各系统中诸参数的调节控制，使之保持预期数值。3.4.1.3 设备安全保护包括主、辅机和各支持系统相互间的联锁保护，当设备发生故障或危险工况时，自动采取措施保护设备，防止扩大事故，杜绝误操作。3.4.1.4 生产顺序控制包括主、辅机各支持系统的启停控制，如锅炉点火程控、锅炉风烟系统启动程控、给水泵启停程控、汽轮机自启停控
39、制、汽水系统阀门程控、锅炉吹灰程控等。3.4.1.5 历史记录包括打印制表、事故追忆、事件顺序记录、历史数据存储及检查、趋势分析等功能。3.4.2 热控系统设备包括分散控制系统（DCS）、汽轮机危急遮断系统（ETS）、给水泵汽轮机（以下简称小汽轮机）危急遮断系统(METS)、汽轮机本体安全监控系统（TSI）、小汽轮机本体安全监控系统（MTSI）及其他辅助设备的监控系统。3.4.3 机组分散控制系统（DCS）DCS系统最基本的监控功能包括数据采集与处理子系统（DAS）、锅炉炉膛安全监控子系统（FSSS）、汽轮机控制子系统（DEH）、汽动给水泵控制子系统（MEH）、高低压旁路控制子系统（BPCS）
40、、顺序控制子系统（SCS）、机组模拟量控制子系统（MCS）和协调控制系统（CCS）。3.4.3.1 数据采集与处理系统（DAS）监视系统（DAS）包括数据采集系统，负责对锅炉、汽轮机、发电机及电力系统生产过程参数和设备运行状态进行监视，数据采集与处理，越限报警、显示热工参数的异常、主辅设备的异常和自动装置的异常进行监视并声光报警等功能。3.4.3.2 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）FSSS系统通常由炉膛吹扫、主燃料跳闸、火焰信号检测、燃油枪启停及制粉系统启停程控等几部分组成。在需要时，还配置燃油系统检漏、RB辅机故障减负荷控制、FCB电气故障减负荷控制、机电炉大联锁和炉水循环泵保护等装置。F
41、SSS系统具有锅炉燃烧器控制功能（BCS），燃料安全保护功能（FSS）以及大联锁保护功能。1) 锅炉点火前及锅炉灭火后的再次点火前，应通过FSSS系统对炉膛实施大于5倍烟风系统容积的通风量进行炉膛吹扫（通常以30总风量吹扫5min），以置换可能积聚在锅炉燃烧系统内的可燃物。2) MFT主燃料跳闸是指当锅炉达到一定条件为了保护锅炉而采取的快速切断所有燃料的措施，具体动作条件见事故处理相关内容。3) 对于四角切向燃烧，火焰信号检测通常以单火嘴火焰检测信号为基础，采用3/4表决办法作为层火焰有无的判据，从而判定全炉膛是否有火。4) 燃油枪启停程控功能。5) 制粉系统启停程控：具有制粉系统启动许可及是
42、否具有点火能量的监视。包括制粉系统启动的通风，暖磨，联锁启动密封风机，启动磨煤机及给煤机，制粉系统停止，联锁关给煤机入口挡板、热风门，停给煤机，停磨煤机，通风吹扫，停密封风机，关密封风门及磨出口风门等逻辑控制功能。3.4.3.3 汽轮机控制系统（DEH）DEH系统是汽轮发电机组实时控制系统，是机组启停、运行和防止事故发生的重要装置，通常具有转速控制、阀门管理、负荷控制、自启动（ATC）、超速保护（OPC）、低压保护（TPS）等功能。在制定本厂规程时，应根据机组情况明确其具体功能。3.4.3.4 汽动给水泵调速控制系统（MEH）MEH是汽动给水泵电液控制系统，是汽动给水泵组启停、运行和防止事故发
43、生的重要装置，通常具有汽动给水泵组自启停（包括自动升速、暖机控制）、汽泵转速控制、汽泵滑压运行、超速保护、阀门试验、超速试验，配合锅炉全程给水调节实现改变控制方式等功能。各厂在制定具体规程时，应根据具体情况明确其功能。3.4.3.5 旁路控制系统（BPCS）BPCS系统是集自动调节、联锁保护功能于一体的控制装置，通常由高压旁路压力及温度调节，低压旁路压力及温度调节，高、低压旁路联锁保护组成。它可以是DCS的一个组成部分，也可以是一个独立系统。其主要功能：1) 在机组不同状态（冷态、热态）启动时，调节锅炉负荷，满足机组快速启动的需要。2) 当机组甩负荷时，泄流分压，维持锅炉给定负荷工况，冷却保护
44、再热器。3) 在凝汽器真空超限或低旁喷水阀关闭断水时，迅速关闭低旁压力调节阀，保护凝汽器，防止铜管超温。3.4.3.6 机组顺序控制系统（SCS）SCS系统主要完成机组各主要辅机及其阀门、挡板等设备进行成组的顺序控制功能。SCS系统按控制范围的不同，分为驱动级、子功能组级及功能组级三级控制。驱动级仅控制单一的设备（如某一台设备、一个阀门），子功能组控制单台辅机及其相关的系统设备，功能组级控制某一系统中相关辅机的顺序控制，即多个相关联的子功能组级之间的顺序控制。SCS系统具体的配置和结构，因机组特性及控制要求存有差异，SCS系统通常分为锅炉部分和汽轮机部分。1) 锅炉部分a 锅炉烟风系统功能组（包括送风机、引风机及空气预热器子功能组）b 锅炉制粉系统功能组（包括给煤机、磨煤机、密封风机、等离子点火系统或少油点火系统、一次风机或排粉机子功能组）c 锅炉排汽、疏水系统功能组（包括对空排汽、定期排污、连续排污子功能组）d 锅炉给水和减温水系统功能组（包括给水系统及减温水系统子功能组）2) 汽机部分a 电动给水泵子功能组b 汽动给水泵子功能组c 凝结水泵子功能组d 凝汽器子功能组e 真空泵子功能组f 循环水泵子功能组g 高压加热器子功能组h 低压加热器子功能组i 轴封系统子功能组j 润滑油系统子功能组k
