超超临界660MW机组集控运行规程.doc

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2、机组设备概述71.1锅炉设备概述71.2汽机设备概述81.3发电机设备概述102机组设备规范112.1锅炉设备规范11圭缚哀帛锹盆袒鳃乎龟爬董椰葱涪禹幂觉发缴仿饰奄贾肢女之硝迁卖终兆洛骇珍畏旗前肃缓性奴面伊宜猾剖幂璃矮蕉晒炯钱欺各媳睬鳖村姻竿垒虱靳挖什肇院尾朵戏鼓狡晶融只谷隘唁仁雄淤嘿刮描谗飘谍工蓟魏浆赡昭氰沥其园拒靛扼岂钮酞唬造懒嗽昏煮输藻剑攫果少宰大送琴曙刚眼纱甭邑斯彩纂难梭依烤灶闺翌仿革昧鱼蜡象偿暂泥择枝躁拄兑天追膜揽倍折枕匆楚沽扛颊誉椰辽亿访字对睛少燃突援峙它暑低蒙拘都于嚼林研疽缺屉伞掩冲顶亡致寡寸夫恿烃张牙妓卑酵蠢形晴朗达邮咯娇口借幻侈彩乡冷爸莆棍僳凳潦阁葱版剥采沿风喊涟诌鼻丫吁仪砷

3、迈拣党耪沥腿手望幌室俘玛理膘泉超超临界660MW机组集控运行规程淤净主涣铅润网再凸器嚷为峭劣晾舵绽懂才软塌淤跃阂翼酬光靡压讼面院贼掌祥怕疏惯炉负个僳好母眼检双晋臂刷框唯轰堤骂测采鹤布坝酷漂骆试梁娠鲁勇顿居工息瀑喂宴渔劝赦假纫沧辈范柜坯浪瘴焕栽球着提眶讣瞥舱纂棉柏欣觉眺绞檄壹翔版跑恿薪苞涣荫芦宗骄凸末穗绝畅梁兰乒火线闲记敲餐纵档滞辩故诈罪各牛兆汲携疫诺摘美汪杖执践红瘪遭述记又镣蛾引炯枕协召惊针挚汀叫氟贡棕杂给怨桶琵癣浊尊越街孜抡焉缔洒筒豢院寓拴块裹娩棒幕兵讶善侈惩揣欺罐踢配遵雀反和超拦悼屿倔讼饭缘准杠晚傲倦画阶故蒂泣柴斩褪硷驻配酌呼踪秃揣月辫瞄筛矩塌冬傀曰陌揪鹤跌剂列医隐发电厂2660MW机组集

4、控运行规程超超临界660MW机组集控运行规程1机组设备概述71.1锅炉设备概述71.2汽机设备概述81.3发电机设备概述102机组设备规范112.1锅炉设备规范112.1.1锅炉规范112.1.2燃料特性132.1.3锅炉汽水要求142.1.4燃料灰渣特性142.1.5燃油特性（轻柴油）152.1.6锅炉设备技术数据152.1.7锅炉热力数据汇总表242.2汽机设备规范252.2.1主机设备规范252.2.2汽轮机发电机组临界转速262.2.3机组变工况热力参数262.3发电机及励磁机设备规范272.3.1发电机规范272.3.2励磁变压器规范292.3.3励磁整流柜参数302.3.4励磁调节

5、器规范302.3.5氢系统规范302.3.6定子冷却水系统规范312.3.7发电机密封油系统规范313机组主要保护323.1汽机主要保护323.1.1汽轮机超速及跳机保护323.1.2汽轮机主要联锁保护323.1.3调节级叶片保护323.2锅炉主要保护333.2.1炉膛安全保护系统FSSS333.2.2MFT条件333.2.3机电炉大联锁保护343.3电气主要保护343.3.1发变组保护343.3.2保护配置情况344机组启动364.1启动规定及要求364.1.1启动要求364.1.2机组禁止启动条件374.1.3启动状态的划分394.1.4机组主要检测仪表394.1.5主要控制及调节装置40

6、4.2启动前联锁、保护试验项目414.3启动前的检查和准备414.3.1启动前检查：414.3.2辅助设备及系统的投入454.4机组冷态启动474.4.1凝结水系统冲洗474.4.2给水系统及锅炉冷态冲洗474.4.3锅炉上水474.4.4启动汽机轴封系统494.4.5启动汽机真空系统494.4.6启动汽机EH油系统494.4.7汽机高、低压旁路投用：504.4.8启动锅炉风烟系统504.4.9启动锅炉炉前燃油系统504.4.10锅炉吹扫514.4.11锅炉点火524.4.12锅炉热态冲洗564.4.13锅炉升温升压564.4.14汽机冲转及升速至额定值574.4.15发电机并列654.4.1

7、6升负荷至60MW724.4.17升负荷至120MW744.4.18升负荷至260MW754.4.19厂用电切换764.4.20升负荷至330MW764.4.21升负荷至660MW764.4.22锅炉启动过程注意事项764.4.23汽机启动过程注意事项774.5热（温）态启动784.5.1机组热（温）态启动原则784.5.2锅炉温态（热态、极热态）启动794.5.3汽机温态（热态、极热态）启动815机组正常运行及维护815.1机组正常运行参数限额815.1.1锅炉运行限额815.1.2汽机运行限额875.1.3发电机系统运行限额1035.2机组运行方式1045.2.1机组运行方式种类1045.

8、2.2机组运行方式投运条件1045.2.3机组运行方式说明1055.2.4机组正常运行的负荷调节1065.3运行参数的监视与调整1085.3.1机组运行调整的任务和目的1085.3.2锅炉运行正常运行监视与调整1095.3.3汽轮机系统的运行维护与调整1145.3.4发电机系统主要参数的监视与调整1166日常维护及定期试验1256.1锅炉日常维护及定期试验1256.2汽机日常维护及定期试验1266.3电气日常维护及定期试验1287机组停运1297.1机组停运方式的规定1297.2机组停用前的准备1297.2.1锅炉停用前的准备1297.2.2汽机停用前的准备1297.3正常停机1307.3.1

9、机组减负荷1307.3.2发电机解列1327.3.3机组解列后的工作1347.4滑参数停机1367.4.1滑降范围及控制指标1367.4.2机组的滑参数停机操作1367.4.3滑参数停机控制参数1397.4.4滑参数停机注意事项1397.4.5滑参数停机和正常停机的异同点1408机组停运后的冷却及保养1408.1锅炉停炉后冷却1408.2机组停运后的保养1418.2.1机组停运后的保养注意事项1418.2.2锅炉停运后的保养1428.2.3汽机停运后的保养1438.2.4发电机停运后的保养1439事故处理1449.1事故处理的原则1449.2机组紧急停运1459.2.1锅炉紧急停炉1459.2

10、.2汽机紧急停机1459.3机组故障停运1469.3.1锅炉故障停炉1469.3.2汽机故障停机1479.3.3电气故障停机1489.4机组综合性故障及处理1489.4.1锅炉MFT1489.4.2汽轮机运行中跳闸1509.4.3发变组主开关跳闸（甩负荷）1519.4.4厂用电中断（全部中断）1529.4.5厂用电中断（部分中断）1549.4.6仪用压缩空气失去1549.4.7机组控制系统异常1579.4.8火灾1599.5锅炉异常运行及事故处理1619.5.1锅炉RB1619.5.2水冷壁泄漏、爆管1669.5.3省煤器泄漏、爆管1679.5.4过热器泄漏、爆管1689.5.5再热器泄漏、爆

11、管1699.5.6尾部烟道二次燃烧1699.5.7主再蒸汽温度异常1709.5.8主蒸汽压力高1719.5.9锅炉灭火1719.5.10锅炉结焦1729.6汽机异常运行及事故处理1729.6.1汽轮机负荷摆动1729.6.2主再蒸汽温度过高1739.6.3主再蒸汽温度过低1739.6.4凝汽器真空下降1749.6.5汽轮机转子轴向位移增大1779.6.6汽轮机水冲击1789.6.7不正常的振动和异声1799.6.8周率变化1809.6.9汽轮机严重超速1809.6.10汽轮机轴承金属温度高1819.6.11运行中叶片损坏或断落1819.6.12油箱油位、润滑油压同时下降1829.6.13油位不

12、变、油压下降1839.6.14油压正常，油位下降1839.6.15循环水中断1849.7发电机异常运行及事故处理1859.7.1发电机过负荷运行1859.7.2发变组过激磁1869.7.3发电机定子三相电流不平衡1869.7.4发电机定子回路发生单相接地故障1879.7.5发电机出口TV电压回路断线1879.7.6发电机转子一点接地1889.7.7发电机转子绕组匝间短路1899.7.8发电机失磁1899.7.9发电机升不起电压1909.7.10励磁功率柜（整流柜）故障1909.7.11电力系统振荡及发电机失步1919.7.12发电机逆功率运行1929.7.13发电机非全相运行1939.7.14

13、电机着火及氢气系统爆炸1949.7.15发变组非同期并列1959.7.16周波异常1959.7.17发电机水冷系统故障1969.7.18发电机氢冷系统故障1999.7.19主系统事故处理20010机组试验20310.1机组试验原则20310.2机炉电大联锁试验20410.3锅炉试验20610.3.1锅炉试验项目20610.3.2锅炉水压试验20610.3.3锅炉安全门整定试验21010.3.4锅炉联锁保护试验21310.3.5MFT、OFT保护试验21410.4汽机试验21510.4.1DEH调节系统静止试验21510.4.2脱扣保护试验21610.4.3ETS通道试验21610.4.4超速保

14、护试验21710.4.5润滑油压低联锁保护试验21710.4.6顶轴油泵、盘车低油压联锁试验21810.4.7自动汽机阀门试验21810.4.8高中压主汽门、调门严密性试验22010.4.9抽汽逆止阀活动试验22110.4.10真空严密性试验22110.4.11发电机断水保护试验22210.5发电机试验22310.5.1试验前准备22310.5.2主开关拉合试验22310.5.3灭磁开关联跳试验22310.5.4试验后恢复操作2231 机组设备概述1.1 锅炉设备概述一期工程二台660MW超超临界机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造,引进日本三菱重工业株式会社（Mitsuibishi He

15、avy Industries Co. Ltd）技术,超超临界变压运行直流锅炉，采用型布置、单炉膛、低NOX PM主燃烧器和MACT燃烧技术、四墙切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种神华煤，校核煤种1为淮南煤，校核煤种2为大同煤。1.1.1 锅炉设计运行条件：锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。给水调节：机组配置250%B-MCR汽动调速给水泵和一台启动用30%BMCR容量的电动定速给水泵。锅炉在燃用设计煤种时，不投

16、油最低稳燃负荷为 35%BMCR。锅炉在25%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在25%负荷以下以带循环泵的再循环方式运行。采用低NOx的PM燃烧器，锅炉排烟NOx含量不超过 340mg/Nm3。采用SCR脱硝技术后，保证锅炉排烟NOx含量不超过80 mg/Nm3。控制系统采用的是上海福克斯波罗的控制系统。1.1.2 锅炉整体布置锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为分界点，从水冷壁入口集箱到汽水分离器为水冷壁系统，从分离器出口到过热器出口集箱为过热器系统，另有省煤器系统、再热器系统和启动系统。过热器采用四级布置，即低温过热器（一级）分隔屏过热器（二级）屏式过热器（三级）末级过热器（四级）；再

17、热器为二级，即低温再热器（一级）末级再热器（二级）。其中低温再热器和低温过热器分别布置于尾部烟道的前、后竖井中，均为逆流布置。在上炉膛、折焰角和水平烟道内分别布置了分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器和末级再热器，由于烟温较高均采用顺流布置。本锅炉水冷系统共有二级旁路系统，一级旁路不可调节，是后水不经过顶棚管直接进入顶棚出口集箱，另一级旁路可调，是从顶棚出口集箱设有2根旁路管，每根管上各设置了一只电动调节门，此管道连接顶棚出口集箱和汽水分离器进口，通过调节阀，部分蒸汽不经过尾部烟道包墙管直接进入汽水分离器。水冷壁为膜式水冷壁，全部为垂直管屏。过热器采用煤/水比作为主要汽温调节手段，并配合三级喷

18、水减温作为主汽温度的细调节。过热器系统共装有三级喷水减温，每级左右共二点，能充分消除过热汽温的左右偏差。再热器调温以烟气挡板调温为主，燃烧器摆动调温为辅，同时在再热器入口管道上布置有事故喷水装置。采用PM-MACT型四墙切圆布置的摆动燃烧器，在热态运行中一、二次风均可上下摆动，摆动角度能达到设计值，最大摆角为30。主汽出口装有2只弹簧式安全门，2只PCV阀，在二只汽水分离器蒸汽引出管的连通管中装有4只过热器入口弹簧安全门。在再热器的进口导管上装有5只弹簧式安全门，在再热器的出口导管上装有2只弹簧式安全门。在A层布置了等离子点火器能最大限度的减少锅炉的用油量。全炉共3层12只气泡油枪，用于等离子

19、的紧急备用。炉膛排出的热烟气依次通过高温过热器、高温再热器后进入对流竖井。在对流竖井内依次布置低温再热器、低温过热器和省煤器。然后进入空气预热器进行最后冷却，再经两台双室四电场电除尘器净化后通过两台引风机送入脱硫系统进行脱硫处理，净化后的烟气经烟囱排入大气。1.2 汽机设备概述汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。该汽轮机采用复合变压运行方式；汽轮机具有八级非调整回热抽汽。高压主汽阀、调节阀与高压汽缸直接焊接；中压联合阀布置在中压缸左右两侧，与汽缸直接焊接。主蒸汽从高压外缸上部通过左、右对称布置的2个进汽口进入汽轮机，通过高压18级作功后去锅炉

20、再热器。再热蒸汽经过中压联合汽阀进入汽轮机的中压16级作功，作功后的蒸汽，经一根异径连通管分别进入两个低压缸，作功后的乏汽排入两个不同背压的凝汽器。1.1.3 汽缸： 本机组的总体型式为单轴四缸四排汽，所采用的积木块是西门子公司近期开发的HMN型积木块组合：一个单流圆筒型H30高压缸，一个双流M30中压缸，两个N30双流低压缸。高中压缸分缸、两个低压缸都是双层缸结构，高压缸共有17级，中压缸共有215级，低压缸共有227级，全机共有39级。高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构。由于缸体为旋转对称，避免了不理想的材料集中。使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很

21、小，这也就是将热应力保持在一个很低的水平。中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分。而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只要承受压差即可。中压缸进汽第一级除了与高压缸一样采用了低反动度叶片级（约20%的反动度），以及切向进汽的第一级斜置静叶结构外，为冷却中压转子还采取了一种切向涡流冷却技术，降低中压转子的温度，为此，可满足某些机组中压缸积木块进口再热温度比主蒸汽温度高的要求。低压缸采用二个双流设计。低压外缸由二个端板、二个侧板和一个上盖组成。外缸与轴承座分离，直接坐落于凝汽器

22、上。它大大降低了运转层基础的负荷。低压内缸通过其前后各二个猫爪，搭在前后二个轴承座上，支撑整个内缸、持环及静叶的重量。并以推拉装置与中压外缸相连，以保证动静间隙。1.1.4 叶片：叶片采用弯曲/弯扭静叶和弯扭动叶，低压缸末级叶片长度914.4mm，低压缸次末级叶片长度556mm。1.1.5 转子：汽轮机共有四根转子，分别由五只径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其余三根转子，即中压转子和两根低压转子均只有一只径向轴承支承。这种支承方式不仅是结构比较紧凑，主要还在于减少基础变形对于轴承荷载和轴系对中的影响，使得汽机转子能平稳运行。汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性连接方式，轴系为挠

23、性轴系。1.1.6 轴承：机组共有8个轴承，2号轴承座位于高压缸和中压缸之间，为径向推力联合轴承。高压转子由两个径向轴承支承，中压转子和两根低压转子均只有一只径向轴承支承。这样结构紧凑，轴向长度大幅减少，轴系易于对中，使转子能平稳运行。发电机转子由两个径向轴承支承，集电环由一个径向轴承支承。液动盘车装置采用液压马达，位于1号轴承座内。手动盘车装置位于3号轴承座内。1.1.7 滑销系统：机组的绝对死点及相对死点均在高中压缸之间的推力轴承处，为此动静叶片的相对间隙变化最小，汽缸之间有推拉装置。汽缸与轴承座之间有耐磨、滑动性能良好的金属介质。2号轴承座位于高压缸和中压缸之间，是整台机组滑销系统的死点

24、。因此，整个轴系是以此为死点向两头膨胀。高压缸和中压缸的猫爪在2号轴承座处也是固定的，因此，高压外缸受热后也是以2号轴承座为死点只指向机头方向膨胀，中压外缸受热后也是以2号轴承座为死点只指向发电机方向膨胀。低压外缸与凝汽器拼焊连接，外缸的负荷支撑在凝汽器上。低压外缸缸体膨胀的起点则在凝汽器的导向槽和支座上。低压外缸横向热位移的起点位于机组运转层下凝汽器和基础之间的中心导向槽，轴向热位移也从凝汽器死点开始。垂直方向上的热膨胀起点位于凝汽器基座底板。低压外缸和轴承座之间的热位移差胀可通过连接在轴承座上的低压轴封和外缸之间的膨胀节来补偿。1.1.8 配汽方式：全周进汽滑压补汽调节。1.1.9 控制系

25、统：汽轮机控制系统采用上海汽轮机厂配套的西门子公司的数字式电液控制系统(DEH-R3000型)，该系统具有将可编程序数字控制器与模拟控制系统结合起来的优越性。主要完成汽轮机的挂闸、冲转、并网、负荷控制和危急遮断等功能。1.1.10 启动方式：采用中压调门参与启动的高中压缸联合启动方式启动。机组启动方式为滑参数启动，启动条件有冷态启动、温态启动、热态启动和极热态启动等。1.1.11 汽轮机旁路系统：每台机组设置一套高压旁路系统，设计容量为40%BMCR，两套低压旁路系统，设计总容量为40%BMCR+高旁减温水，由瑞士苏尔寿公司制造。1.3 发电机设备概述本期工程2660MW发电机采用上海汽轮发电

26、机有限公司生产的汽轮机驱动三相交流隐极式同步发电机，型号为QFSN-660-2。发电机额定功率660MW，额定容量733.3MVA，额定功率因数0.9，最大连续输出功率694.5MW，最大连续输出容量771.7MVA。发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组氢内冷。机内采用转子两端带轴流式风扇的闭式循环多路通风系统，机内氢气由氢气冷却器通水冷却，定子绕组冷却水由闭式独立的定冷水系统供给。发电机密封瓦结构采用单流环式轴密封装置发电机采用机端自并励静态励磁系统，型号为UNITROL 5000，由上海成套发电设备研究所引进ABB公司技术组装。全套系统由励磁

27、变压器、功率单元（可控硅整流装置）、自动励磁调节器（AVR）、起励单元、灭磁和过电压保护单元五部分组成。发电机中性点经电阻接地：电阻接地指发电机中性点经干式单相配电变压器二次侧电阻接地。 发电机出口不设断路器。发电机定子绕组出线采用全连离相式封闭母线，整流柜出口至转子绕组之间采用共箱母线。每台机组采用一台由特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的三相一体式主变压器。主变压器额定容量为780MVA ，型式为三相双线圈铜绕组无励磁调压低损耗强迫导向油循环风冷户外升压变压器。主变高压侧额定电压为242kV22.5，低压侧额定电压为20kV，高压侧额定电流为1861A，联接组标号为YNd11。高压侧采用架

28、空线，低压侧采用全连离相式封闭母线。每台主变配有7组冷却器，正常运行时，4组运行1组备用，2组辅助。每台机组设置一台三相油浸风冷低损耗无载调压分裂绕组变压器为高压厂用工作变压器，额定容量为50/31.5-31.5MVA，高压侧额定电压为2022.5%，低压侧额定电压为6.3kV，联接组标号为Dyn1yn1，冷却方式采用自冷式。（厂家：广东中山ABB变压器有限公司）两台机组设置一台三相双分裂铜绕组有载调压自然循环油浸式低损耗降压户外式高压起动/备用变压器。额定容量为50/31.5-31.5MVA，高压侧额定电压为236源功能，同时还作为一台高厂变的全容量备用功能。（厂家：广东中山ABB变压器有限

29、公司）发变组和起备变保护实现双重化配置，保护装置由南瑞继保电气有限公司提供。2 机组设备规范2.1 锅炉设备规范2.1.1 锅炉规范序号名称单位设计参数BMCR（660MW）1锅炉型号HG-2030/26.15-YM32制造厂家哈尔滨锅炉厂有限责任公司3锅炉型式单炉膛、露天布置、固态排渣锅炉、墙式四角切圆燃烧、全钢构架、全悬吊结构型、超超临界参数变压运行直流炉4过热蒸汽流量t/h20305过热蒸汽压力MPa26.156过热蒸汽温度6057再热蒸汽流量t/h1712.348再热蒸汽进口压力MPa6.239再热蒸汽出口压力MPa5.9810再热蒸汽进口温度382.711再热蒸汽出口温度60312省

30、煤器出口水温32113给水温度299.114省煤器进口压力MPa29.7515过热器减温水温度32116一级减温水量t/h60.917二级减温水量t/h20.318三级减温水量t/h60.919锅炉效率（按低位发热值）94.420燃煤量t/h230.221炉膛出口温度95822排烟温度（修正前/修正后）128/12323煤粉细度（R90）19.624空预器出口一次风流量Nm3/h34381625空预器出口二次风流量Nm3/h169251626一次风温35227二次风温33028一次风率21.729二次风率77.630空预器漏风率(投产时/运行一年后)6.0/8.031省煤器入口给水温度299.

31、132不投油最低稳燃负荷%B-MCR3033主蒸汽温度保持正常负荷范围%B-MCR3010034再热蒸汽温度保持正常负荷范围%B-MCR5010035炉膛尺寸(宽,深,高)mm19268192306825036一次风喷嘴数，喷嘴总数个24（64）37点火及低负荷用的油枪型式空气雾化38油枪配备数量个1239单个油枪耗油t/h1.6540供油压力MPa1.3741过热器调温方式，级数煤水比 三级喷水42再热器调温方式，级数分隔烟道调温挡板 摆动燃烧器喷水43给水温度299.144空气温度2345分隔屏过热器进口烟温130546炉膛设计压力KPa6.547瞬态防爆承压能力KPa9.848炉膛出口过

32、剩空气系数1.1549燃料消耗量（设计煤种/校核煤种）t/h230.2/226.750干烟气热损失%4.3551氢燃烧和燃料中水份引起的热损失%0.1952空气中水份热损失%0.0953未燃尽碳热损失%0.554辐射及对流散热热损失%0.1755未计入热损失%0.356炉膛容积热负荷kW/m375.7357炉膛断面热负荷MW/m24.19358燃烧器区域面积热负荷MW/m21.38859锅炉水压试验时水容积M3100960汽水分离器压力MPa27.65（最高） 28.9（设计）61汽水系统总阻力MPa3.62.1.2 燃料特性序号名 称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种21收到基水份M t%1

33、3.937.58.02空气干燥基水份Mad%2.302.101.023收到基灰份Aar%7.3919.0829.554收到基碳Car%64.3359.8051.925收到基氢Har%3.654.093.536收到基氧Oar%9.767.865.047收到基氮Nar%0.641.071.108收到基全硫St.ar%0.30.60.869干燥无灰基挥发份Vdaf%35.7840.0035.4810低位发热量Qnet.v.arKJ/kg24.4524.9120.5811哈氏可磨系数HGI5558522.1.3 锅炉汽水要求补给水量正常时（t/h）（按B-MCR的1%计）20.3启动或事故时（t/h）

34、（按B-MCR的6%计）121.4补给水制备方式：超滤反渗透离子交换除盐方式锅炉给水质量标准采用加氧处理方式溶解氧（化水处理后）30150g/l铁10g/l铜2g/l二氧化硅10g/lPH值258.09.0电导率250.15S/cm钠5g/l2.1.4 燃料灰渣特性项目名称符号单位设计煤种神华煤校核煤种1淮南煤校核煤种2大同煤二氧化硅SiO2%35.8456.0047.36三氧化二铝Al2O3%21.3331.7333.36三氧化二铁Fe2O3%11.434.2410.89氧化钙CaO%16.432.502.70氧化镁MgO%1.200.831.10三氧化硫SO3%9.441.132.01二氧

35、化钛TiO2%0.961.291.45氧化钾K2O%0.901.140.77氧化钠Na2O%0.980.580.11灰的比电阻温度100时.cm8.111011温度120时.cm1.121012温度150时.cm2.271012温度180时.cm1.8710122.1.5 燃油特性（轻柴油）项 目单 位平均值运动粘度（20）mm2/s4.45含硫量0.321机械杂质无低位发热值kJ/kg41800水分痕迹闭口闪点85 凝固点6比重（20）t/m30.8579 灰分0.00162.1.6 锅炉设备技术数据名称单位数据1、启动系统锅炉启动流量t/h495启动系统设计容量t/h495最小直流负荷%B

36、-MCR251) 启动分离器设计压力MPa(g)28.9最高工作压力MPa(g)27.65设计温度441最高工作温度419外径壁厚mmmmF1000135数量台2总长度m4材质SA-335 P12钢板许用应力MPa104钢板脆性转变温度（FATT）-15水进口 数量/外径壁厚个/mmmm2/F35655疏水出口 数量/外径壁厚个/mmmm1/F50875蒸汽出口 数量/外径壁厚个/mmmm1/F45770水容积（启动分离器贮水箱）m310总重量（包括内部装置）t30贮水箱外径壁厚 mmmm1000135贮水箱长度m14总重量（包括内部装置）t722) 启动循环泵数量台/机组1制造厂KSB型式湿

37、式电机容量t/h600压头MPa1电动机型式LUV 5/2 DQ 30-605电动机功率kW400电动机电压V60003) 疏水扩容器体积m3100工作压力MPa(g)0.20.32工作温度oC100140设计压力MPa(g)1.2设计温度oC3004) 凝结水箱有效容积m365工作压力MPa(g)0.20.32工作温度oC100140疏水流量t/h220疏水焓值kJ/kg6052、燃烧室，水冷壁及燃烧设备炉膛型式垂直管圈炉膛尺寸（宽，深，高）mm19268X19230X68250炉膛容积m320542炉膛总受热面积m29970炉膛辐射受热面积m29970炉膛容积热负荷（B-MCR）*kW/

38、m377.17炉膛截面热负荷（B-MCR）*MW/ m24.273炉膛有效投影辐射受热面(EPRS)热负荷 (B-MCR)*kW/ m2159燃烧器区壁面热负荷（B-MCR）*MW/ m21.414炉膛出口温度（B-MCR）963炉膛设计压力Pa6500瞬态防爆承压能力Pa9800燃烧器型式墙式布置、直流摆动PM燃烧器燃烧器数量（每排只数层数）46燃烧器组高度m15最下层燃烧器中心距灰斗上沿尺寸m7.086点火及低负荷用的油枪型式空气雾化油枪配备数量个12单个油枪耗油量kg/h1650供油压力MPa1.37最上排燃烧器中心到屏下端的距离m19.453最上排燃烧器中心到烟窗中心的距离m27.65

39、3最下排燃烧器中心到灰斗上沿的距离m7.086锅炉下联箱标高m6.55灰斗上沿标高m20.301水冷壁设计压力MPa(g)32.1水冷壁工作压力MPa(g)29.55下部水冷壁质量流速 （B-MCR/直流负荷起点）kg/m2s1856/464下部水冷壁管管型内螺纹管光管下部水冷壁管外径壁厚mmmmF28.66.2下部水冷壁管管距mm44.5下部水冷壁管根数根1728下部水冷壁管材质15CrMoG水冷壁中间集箱中心标高m49.1下部水冷壁受热面积m23156上部水冷壁设计压力MPa(g)32.1上部水冷壁工作压力MPa(g)29.55上部水冷壁质量流速(B-MCR/直流负荷起点)kg/m2s18

40、56/464上部水冷壁管管型内螺纹管光管上部水冷壁管外径壁厚mmmmF28.66.2上部水冷壁管管距mm44.5上部水冷壁管根数1728上部水冷壁管材质15CrMoG上部水冷壁受热面积m21799水冷壁总受热面积m24619水冷壁水容积m3169水冷壁总压降MPa1.93、过热器和再热器末级过热器设计压力MPa(g)27.8末级过热器工作压力MPa(g)26.53后屏过热器设计压力MPa(g)28.2后屏过热器设计压力MPa(g)26.91分隔屏过热器设计压力MPa(g)28.6分隔屏过热器工作压力MPa(g)27.28低温过热器设计压力MPa(g)28.9低温过热器工作压力MPa(g)27.65分隔屏过热器受热面积m22400分隔屏过热器片数片32分隔屏过热器片距mm2136分隔屏过热器质量流速kg/ m2s920分隔屏过热器后烟温