2024年11月6日发(作者：淦驰丽)
燃煤火力发电厂典型设备介绍
1. 概述
1.1. 主设备概况
广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本
负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大
主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造,容量及参数相
互匹配。
1) 汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、
凝汽冲动式汽轮机。
a) 高压缸调节级叶片采用单列冲动式，高、中、低压缸其它叶片全部采用冲动式。高压缸为8级，其中
第一级为调速级；中压缸为6级；低压缸为2×2×7级。
b) 冲动式汽轮机各级压降大部分都发生在喷嘴中，很少一部分产生在动叶中。由于动叶压降很小，叶片
周围的漏汽就比较少，汽轮机的轴向间隙设计得大一些，这样能够充分承受启动和停机时产生的轴向胀差，
提高机组的启停速度和变负荷性能。
2) 锅炉型号为DG1950/25.4- Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙
对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分
离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅
炉。
a) 锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在大于锅炉的最低稳燃负荷40%B-MCR时，不投油长期安全稳定
运行，并满足自动化投入率100％的要求。
b) 在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量也能满足汽轮机在此
条件下达到额定出力。
c) 主要通过调节燃-水比并辅以一、二级减温水调整锅炉主汽温，主要通过烟气挡板并辅以再热器减温水
调整再热汽温。
d) 锅炉为变压运行，采用定—滑—定的方式，锅炉压力—负荷曲线与汽轮机相匹配（见附录B）。
e) 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，在BRL工况下锅炉保证热效率不小于93.52%（按低
位发热值，空预器进风温度30℃）。
3) 发电机是型号为QFSN-600-2-22A、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电
机，其出口电压为22KV。发电机冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢
冷。
4) 电气主接线系统采用一个半断路器接线方式,即两个完整串的3/2交叉接线方式，两台发电机及两回出
线交叉接入500kV GIS。
5) 主变是保定天威特变电气股份公司提供的、型号为SFP-720000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激
磁调压型的屋外升压变压器；冷却方式为强迫油循环风冷（ODAF）,分接开关为（525±2×2.5%/22）。
6) DCS选用上海西屋控制系统有限公司的OVATION控制系统。
1.2. 分系统概况
1.2.1. 汽轮机本体
1.2.1.1. 汽缸
1) 汽缸设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，温度梯度造成的变形量小，能始
终保持正确的同心度。
2) 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料。
3) 低压缸与凝汽器喉部采用不锈钢弹性膨胀节连接，凝汽器与基础采用刚性支撑的方式。
1.2.1.2. 汽轮机转子及叶片
1) 汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。
2) 汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡。
3) 各个转子的脆性转变温度（FATT）的数值：高中压转子100℃，低压转子 -6.6℃。
4) 叶片在允许的周波变化范围内不会产生共振。
5) 低压末级及次末级叶片具有可靠的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有多个除湿用的疏水口。
1.2.1.3. 轴承及轴承座
1) 主轴承不会出现油膜振荡，各轴承的失稳转速均在额定转速125％以上。
2) #1、#2轴承采用可倾瓦式轴承，其余轴承均采用椭圆形轴承。
3) 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。
4) 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。
5) 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过75℃，每个轴承回油管上有观察孔及温度计插座。
6) 运行中各轴承金属温度不准超过90℃，乌金材料允许在112℃以下长期运行。
7) 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。
8) 各支持轴承均设有轴承金属温度测点。
1.2.1.4. 高压主汽门（MSV）、高压调节汽阀（CV）、中压联合汽门（CSV）
1) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门关闭严密，采用具有高强度的耐热钢材，能承受在主蒸汽、
热再热汽管道上1.5倍设计压力的水压试验。
2) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还能够在检修后进行
单独开、关试验。
3) 在高、中压主汽门壳体上产生较大应力的部位，设有金属温度测点。
4) 在高、中压主汽门导汽管、疏水管上，设置有停机后汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。
5) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门有显示阀门位置的机械指示装置和开、关位置行程开关。
6) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门的作用是控制和调节进入汽轮机的蒸汽量。
1.2.1.5. 汽缸、转子死点
高中压缸绝对死点在推力轴承靠低压缸侧处，高中压缸向机头方向膨胀；低压缸A、低压缸B的死点分别
在低压缸第一级进汽靠高中压缸侧汽缸处，低压缸A、低压缸B在此死点处分别向两侧方向膨胀；转子的
死点在推力轴承靠工作面侧，距离高中压缸绝对死点215.5mm处，高中压转子往机头方向膨胀，低压转
子往发电机方向膨胀。
1.2.2. 锅炉本体
1.2.2.1. 锅炉燃烧室的承压能力：炉膛结构部件（包括刚性梁，炉顶密封装置，水冷壁与冷灰斗的连接部
分）设计承压能力大于±5.8KPa，最大瞬时承受压力±9.98KPa，锅炉主要受压部件的设计寿命为30年。
当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸，引风机及脱硫增压风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及
支承件不会产生永久变形。
1.2.2.2. 锅炉设置膨胀中心点。通过水平和垂直方向的导向与约束，实现锅炉的三维膨胀，并防止炉顶、
炉墙开裂和受热面变形。在需监视膨胀的位置布置装设膨胀指示器，便于运行人员巡视检查。
1.2.2.3. 燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差，在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不
超过50℃。
1.2.2.4. 锅炉炉墙:炉膛四周采用膜式水冷壁结构，尾部竖井四周采用膜式包墙管，炉顶顶棚管也采用膜式
壁结构。
1.2.2.5. 水冷壁
1) 炉膛水冷壁分上下两部分，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，上部水冷壁采用全焊接的垂
直上升膜式管屏，中间由过渡水冷壁和混合联箱转换连接。
2) 螺旋水冷壁全部采用六头、上升角60°的内螺纹管，共492根，规格φ38.1×7.5，材料为SA-213T2。
3) 过渡段水冷壁两侧和前墙管子规格：内螺纹管φ38.1×7.5，材料为SA-213T2，和垂直管φ31.8×9，材
料为15CrMoG。后墙管子规格：内螺纹管φ38.1×7.5和 垂直管φ31.8×7.5，材料为15CrMoG。
4) 上部垂直水冷壁管子规格φ31.8×9，材料为15CrMoG。垂直水冷壁管数：前墙434根，两侧墙各304
根，凝渣管48根，后墙折焰角和水平烟道底部水冷壁共386根。
5) 由于同一管带中管子以相同方式绕过炉膛的角隅部份和中间部份，因此吸热均匀，使得水冷壁出口的
介质温度和金属温度非常均匀，为机组调峰及安全可靠地运行提供了保证。
1.2.2.6. 过热器
1) 过热器由四部分组成：顶棚过热器、包覆过热器（包括前、中、后包覆过热器），低温过热器，屏式
过热器和高温过热器。过热器系统中采用一次左右交叉（屏过出口至高过进口之间），并布置了两级喷水
减温器。
2) 顶棚过热器及后竖井区域：从炉前一直到后墙顶棚出口联箱为顶棚过热器。从顶棚出口联箱分三类连
接管分七路进入中隔墙、前、后包墙、后竖井两侧包墙及水平烟道两侧墙后部。后竖井下部环形联箱引出
汽吊管前墙吊低再管，后墙吊低过、省煤器管（汽吊管384根）。
3) 低温过热器：布置在后竖井后烟道内，分为水平段和垂直段，顺列布置，蒸汽与烟气逆流换热。
4) 屏式过热器：辐射式屏式过热器布置在炉膛上部区域，在深度方向布置2排，每一排屏沿炉宽方向布
置15屏，共30片。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀，在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。
5) 高温过热器：对流式高温过热器位于折焰角上部，沿炉宽有32片管屏，每片管屏由21根管子并联绕
制而成，材料为SA-213TP347H，最外圈管φ50.8×9，其余φ45×7.8。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀，
在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。
1.2.2.7. 再热器
1) 低温再热器由水平段和垂直段两部分组成，水平段分三组，水平布置于后竖井前烟道内，由6根管子
绕制而成，沿炉宽方向共布置192排，材质SA-210C，垂直段由两片相邻的水平蛇形管合并而成，横向排
数96排，材质12CrMoVG。
2) 高温再热器布置于高温过热器后的水平烟道内，共64片蛇形管屏，每片管屏由13根管子并绕成U型，
材质SA-213TP347H。
1.2.2.8. 省煤器
1) 位于后竖井后烟道内低温过热器下方，沿烟道宽度顺列布置，从省煤器出口集箱炉A侧通过单根下降
管、32根下水连接管引入螺旋水冷壁。
2) 蛇形管子由管子φ50.8×7.1（SA-210C）光管组成，4管圈绕，共192排，采用上下两组逆流布置。
1.2.2.9. 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MC
R负荷范围时，保持稳定在机组启停曲线的对应值，偏差不超过±5℃。
1.2.2.10. 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。本锅炉消除蒸汽侧热力偏差的措施
如下：
1) 炉膛设计有较高的炉膛高度，前后墙均匀布置燃烧器，对冲燃烧，减少炉膛出口烟温偏差；
2) 屏式过热器出口至高温过热器进口设置一次左右交叉，两级喷水减温装在A、B侧并分别控制，系统和
受热面布置合理，减少蒸汽侧的热力偏差；
3) 低温再热器出口至高温再热器进口设置一次左右交叉。
1.2.2.11. 锅炉的汽水系统为无铜系统。
1.2.2.12. 省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa（按B-MCR工况计
算）。
1.2.2.13. 锅炉汽水流程
1) 自给水管路出来的水由炉前A侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器进口集箱，水流经省煤器受热
面吸热后，由省煤器出口集箱A侧引出下水连接管进入螺旋水冷壁进口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷
壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁进口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混
合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入贮水罐，水质合格时
排往凝汽器，水质不合格时排至循环水排水管道，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热
器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器出口和屏式过热器进口之间，二级减温水设
置在屏式过热器出口和高温过热器进口之间。
2) 从汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口
集箱引至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制,
在低温再热器出口管道上布置再热器再热器减温水作为辅助调节手段。
1.2.3. 锅炉启动系统
1) 锅炉的启动系统由2个汽水分离器、1个储水罐、2个水位控制阀（361A、B阀）及汽水连接管等组成。
2) 在负荷≥28％B-MCR后，纯直流运行，一次上升，汽水分离器入口具有微过热度。
3) 汽水分离器布置在炉前，汽水混合物从垂直水冷壁出口混合集箱来，采用旋风分离形式，汽水分离器
规格为φ876×98（内径φ680），材料为SA-336F12，直段高度2.980M，总长4.08M。
4) 储水罐规格为φ972×111（内径φ750），材料为SA-336F12，直段高度17.5M，总长18.95M。
5) 储水罐上部蒸汽连接管、下部出水连接管上各布置一个取压孔，后接三个并联的单室平衡容器，水、
汽侧平衡容器一一对应，提供压差给压差变送器进行储水罐水位控制。
1.2.4. 风烟系统
1) 风烟系统采用平衡通风的方式，通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力。
2) 送风机和一次风机将冷空气送往两台空预器，冷风在空预器中与锅炉尾部烟气换热被加热成热风，热
二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧，一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨
煤机和冷一次风混合调节实现煤粉的输送、分离和干燥。
3) 燃料在炉膛燃烧产生高温热烟气主要以辐射传热的方式将一部分热量传递给炉膛水冷壁和屏式过热
器，然后热烟气通过高温过热器、高温再热器进入后竖井包墙。后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、
后两个平行烟道，前烟道内布置冷段再热器，后烟道内布置低温过热器和省煤器。在上述受热面中高温烟
气主要以对流传热的方式将热量传递给介质，烟气的温度逐渐降低。烟气调节挡板布置在低温过热器和省
煤器后，用来改变通过竖井前、后隔墙的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的。穿过烟气挡板后的烟气进
入空预器进行最后冷却，然后进入两台双室四电场电除尘净化后，通过两台引风机经增压风机后排向脱硫
岛脱硫，进入烟囱排向大气。
4) 送风系统∶送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机，每台炉各配备两台。
5) 烟气系统∶引风机采用静叶可调轴流式风机，每台炉配备两台。每台炉配备两台静电除尘器，除尘效
率≥99.86%。烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
6) #1、#2两台炉合用一座直筒型双钢内筒烟囱，烟囱高210m，出口直径为Φ6.0m。
7) 由于大容量机组的风机可靠性已大为提高，部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长，因此送风
机与引风机均不设备用，在其中1台风机事故跳闸状态下，另1台风机可以使锅炉在60%以上负荷运行，
不需要投燃油助燃。
1.2.5. 燃烧系统
1) 燃烧系统采用前后墙对冲燃烧方式燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），
满足燃烧稳定、高效、可靠、低N0x的要求。
2) 在HT-NR3燃烧器中，燃烧的空气被分为三股：直流一次风、直流二次风和旋流三次风。
3) 锅炉采用二级点火，先用高能点火器点燃点火油枪，然后由点火油枪点燃启动油枪或煤粉。
4) 燃烧系统共布置有16只燃烬风喷口，36只HT-NR3燃烧器喷口，共52个喷口。燃烧器分3层，每层
共12只，前后墙各布置18只HT-NR3燃烧器。
5) 在前后墙距最上层燃烧器喷口一定距离处布置有一层燃烬风喷口，每层16只，前后墙各布置8只。
1.2.6. 火焰检测冷却风系统
1) 火焰检测冷却风系统采用离心式风机，每台锅炉设2台，1台运行，1台备用。
2) 冷却风机就地吸风，把冷却空气送入环形母管，然后分接到各个火焰检测器探头的冷却风接口。
1.2.7. 制粉系统
1) 采用中速磨煤机正压冷一次风机直吹式制粉系统。每台锅炉设6台中速磨煤机，6台电子称重皮带式给
煤机，相应设置6个原煤仓，满负荷其中5套制粉系统运行，1套备用。磨煤机的密封风从一次风机出口
来，采用母管制，设2台离心式密封风机，1台运行，1台备用。
2) 经过初步破碎的原煤通过输煤皮带送到原煤斗，经过原煤插板后落到称重皮带式给煤机。给煤机根据
机组负荷指令调节给煤机驱动电机转速来达到调节进入磨煤机的煤量。原煤进入磨煤机后在磨辊的碾压下
破碎，在向磨盘边缘移动的过程中被进入磨煤机后通过风环旋转的一次风携带上升，在磨煤机本体中煤粉
被加热干燥和分离后，细度合格的煤粉通过六根煤粉管道送往相应的喷燃器燃烧，粒度较大的煤粉落入磨
盘继续进行破碎。煤中掺杂难以被破碎的铁块、石块等在风环中不能被一次风托起并携带上升，落入一次
风进风室中被刮板带至石子煤仓，由水力石子煤排放系统进行清理。
3) 制粉系统的一次风（干燥剂）由2台一次风机提供，分为2路，一路经空气预热器加热后，作为热一
次风，另一路作为压力冷一次风。通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷
风的混合比例，获得所需要的制粉一次风（干燥剂）温度和流量。磨煤机入口前风管道上装设有风量测量
装置，用来测量一次风量以便于风煤比调节。磨煤机出口分成6根送粉管道，分别进入6个煤粉燃烧器，
每台磨煤机分别对应前墙或后墙的1层燃烧器。
1.2.8. 炉前燃油系统
1) 炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分，点火油系统设36只点火油枪，每只油枪出力250kg/h，
采用机械雾化方式。点火油枪采用高能点火器点火，用于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火，在锅炉低负荷
运行时，用于稳定煤粉燃烧器的燃烧。启动油系统设18只启动油枪，每只油枪出力2.2t/h，采用蒸汽雾
化方式，雾化蒸汽由启动锅炉或者邻炉的辅助蒸汽提供，启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。
2) 点火油系统与启动油系统运行时分别对两个系统进行独立调节，其供油管上各设1个调节阀。
1.2.9. 油罐区系统
1) 机组点火油和启动油均用＃0轻柴油。
2) 燃油采用船运，码头卸油。
3) 燃油系统的出力可同时满足1台机组启动、另1台机组投油助燃的用油量。
4) 油罐区设2个2000m³钢制拱顶油罐和1间燃油泵房，泵房内布置3台供油泵，在锅炉最大用油量时（1
台机组启动、另1台机组投油助燃）2台运行，1台备用，锅炉较高负荷运行时只运行1台。另外，设1
台启动锅炉燃油泵。
1.2.10. 主蒸汽系统
1) 主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口PCV阀（电磁释放阀）动作的最低整定压力。主蒸汽系
统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差5°C。
2) 壁厚，下同），在接近汽轮机处分为三根支管，其中两根支管分别进入两个主汽阀，再通过四个调节
阀进入汽轮机高压缸。另一路进入高压旁路系统。×78（内径管，最小内径×主蒸汽采用单元制系统，布置
呈2-1-2型，主蒸汽分别由两侧的高温过热器出口联箱引出后合为一根，主管道规格为Di419.1
3) 主蒸汽管道的有一支管供蒸汽到汽轮机轴封系统，在机组热态或极热态启动时作为轴封系统的汽源。
4) 主蒸汽管道的主管采用按美国ASTM A335P91标准生产的无缝钢管，其它管道（包括疏水管道）采用1
2Cr1MoV无缝钢管。
5) 主蒸汽管道上不设流量测量装置，通过测量高压汽轮机调节级后的压力来计算出主蒸汽流量。
1.2.11. 再热蒸汽系统
1) 26.97）中，在进入锅炉低温再热器入口联箱之前分成两根支管。×965Φ19.05），之后接入总管（×66
0Φ再热蒸汽采用单元制系统，按2-1-2型布置，汽轮机高压缸排汽为两根管道（
2) 再热器蒸汽侧的压降不大于0.19 MPa（按B-MCR工况计算）。
3) 冷再热蒸汽系统管道用来输送从汽轮机高压缸排汽到锅炉再热器的冷再热蒸汽。
4) 冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。冷再
热蒸汽系统管道的设计温度为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相
应温度。
5) 在高压缸排汽的总管上装有气动逆止门，以便在停机时，防止蒸汽倒回到汽轮机，而引起汽轮机超速。
6) 在高压缸排汽总管气动逆止门后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道；另装有至#2高压加热器、汽
轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的各供汽管道。
7) 冷再热蒸汽管道采用按美国ASTM A672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。
8) 热再热蒸汽管道用来输送由机组启动到最大负荷的所有流量下，从锅炉高温再热器出口联箱到汽轮机
中联门的再热蒸汽。
9) 热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全门动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统
的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差5°C。
10) 32的总管。在进入汽轮机中联门前再分为三个支管，其中两路进入汽轮机，另一路进入低压旁路系统。
×23的管道，之后合为一根Di914×与锅炉再热器出口联箱相接的是两根Di648
11) 热再热蒸汽管道的总管采用按美国ASTM A335P91标准生产的无缝钢管，其它管道（包括疏水管道）
采用12Cr1MoV无缝钢管。
12) 采用汽机旁路系统和炉膛出口的烟温探针等措施保护再热器。
13) 为了在进行再热器水压试验时隔离再热蒸汽管道，在再热器进、出口的每一支管上装有水压试验堵阀。
1.2.12. 旁路系统
1) 汽轮机采用中压缸启动方式。为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的
特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，机组设置一套40%容量的高压和52%容量低压两级串联
汽轮机旁路系统。旁路系统的有下列功能：
a) 使机组能适应频繁启停和快速升降负荷，并将机组承压部件的热应力控制在合适的范围内。
b) 改善机组的启动性能（特别是热态和极热态启动），缩短机组启动时间，减少汽机的寿命损耗。
c) 汽机甩部分负荷或甩全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，减少锅炉安全门的起跳次数，
减少安全门的排放量。
2) 高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道，高压旁路的减温水取
自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水母管。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
汽总管接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高低压旁路
包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道在
机组运行时始终处于热备用状态。
3) 不同启动方式下推荐的旁路门的运行控制方式
A. 冷态、温态和热态启动如下图所示，旁路门的控制分为五个阶段
1) a阶段: 旁路门全关，锅炉点火后，当主汽压0.5MPa时进入b 阶段。
2) b阶段: 旁路门开度随主蒸汽压力比例变化。
3) c阶段: 汽机冲转前，旁路门控制蒸汽压力为8.73MPa。
4) d阶段: 汽机冲转后，旁路门开度逐渐减小以控制蒸汽压力为8.73MPa。
5) e阶段: 当负荷超过15%ECR 后，旁路门全关，锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制。
B. 极热态启动如下图所示，由于极热态启动时，主蒸汽压力已经建立，因此，将旁路门的设定压力比当前
压力提高+3.9MPa。锅炉点火约10分钟后，将旁路门的压力设定改为10MPa。当负荷达到10%～20%E
CR时，高旁门全关，锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制
1.2.13. 给水系统
1) 给水系统由给水泵将除氧器水箱中的给水送到锅炉省煤器入口，同时提供高旁减温水，省煤器出口经
下降管至水冷壁出口，同时提供过热器一、二级减温水和361A、B阀暖水。给水系统采用单元制，每台机
组配备2台50%容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵配一台定速电动前置泵，汽动给水泵与前置泵不考虑
交叉运行。一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵，用于启动和备用，前置泵与主泵用同一电机同轴
拖动。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%THA工况
以上负荷的需要。
2) 给水系统设有一台除氧器，可适应定–滑压运行。水箱的贮水容量可以满足不少于5分钟无凝结水进入
时锅炉最大蒸发量所需给水量。
3) 三台100%容量卧式高压加热器串联布置，高压加热器系统共用一个快速电动大旁路阀,以保证高压加
热器退出运行时锅炉最大给水量。
1.2.14. 凝结水系统
1) 系统是将凝汽器热水井中的凝结水经凝结水精处理设备、轴封加热器、低压加热器输送至除氧器，另
外还向汽机本体疏水扩容器、低旁减温器、给水泵密封水等提供减温水。
2) 系统设置2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生跳闸、凝汽器热水井水
位高或凝结水压力低时，备用泵自动启动投入运行。凝结水泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨
胀节，出口管道上设置逆止门和电动隔离阀。进、出口的电动隔离阀门将与凝结水泵联锁，以防止凝泵在
进、出口阀门关闭状态下运行。
3) 凝结水处理采用凝结水精处理装置。凝结水由凝汽器热水井经一根总管引出，然后分两路至两台100%
容量的凝结水泵，其出水管合并一路后依次经凝结水精处理装置、轴封加热器、低压加热器至除氧器。凝
结水在精处理装置中进行100%的处理。为了在凝结水精处理装置出现故障退出运行时，仍能维持机组继
续运行，在装置的进、出口均装有隔断阀，并设置旁路管道及阀门。
4) 凝结水精处理装置出口的凝结水，在进入轴封加热器前，将供给各辅助系统的减温用水和辅助系统的
补充用水以及设备或阀门的密封用水。
5) 经凝结水精处理后的凝结水进入轴封加热器。轴封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低
压门杆漏汽。轴封加热器依靠轴加风机维持微真空状态，以防蒸汽漏出大气。为维持上述的真空还必须有
足够的凝结水量通过轴封加热器，以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。为简化系统、减少投资，轴封加热器
进、出口的凝结水管道上均不设阀门，也不设旁路管道。轴封加热器出口凝结水管道上还设有当凝汽器热
水井高水位时，将凝结水返回至800m³凝结水补充水箱的系统。
6) 凝结水系统设有再循环管道，自轴封加热器出口的凝结水管道引出，经调节阀回到凝汽器，以保证启
动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽蚀，同时也保证机组启动和低负荷运行时有
足够的凝结水量流过轴封加热器，以维持轴封加热器的微真空。
7) 凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。轴封加热器后的凝结水经除氧器水位气动控制阀进入
凝汽器喉部的双列8、7号复合式低压加热器，出来后再合为一根母管经6号低压加热器、5号低压加热
器至除氧器。进除氧器的凝结水管道上设一只逆止门，以防止除氧器内蒸汽倒流进入凝结水系统。5、6
号低压加热器均采用电动隔离阀的小旁路系统，7、8号组合式低压加热器采用电动阀大旁路系统。
8) 系统中设置除氧器水箱热水循环泵，机组启动时，给水经启动热水循环泵进入除氧头，通过辅助蒸汽
加热及除氧，有利于缩短除氧器启动时间、提高机组整体启动的灵活性。
1.2.15. 补给水系统
1) 每台机组设有一个800m³的补给水箱，其主要作用是作为凝汽器热水井水位控制的储水和补水容器，
并为工业水系统提供启动注水和除氧器的启动上水。补水箱水源来自化学水处理室的除盐水，其水位由补
充水进水管上的调节阀控制。
2) 补水箱配置两台补给水泵，主要用于机组启动时热力系统充水，工业水系统充水等。二台补给水泵的
总容量满足锅炉启动冲冼时的水量要求（约为锅炉直流负荷即28％BMCR的给水流量），每台泵各为50％
容量。泵入口设有滤网和手动隔离阀，泵出口设有逆止门和电动隔离阀，在泵出口逆止门与电动隔离阀间
接出最小流量再循环管路。此外，泵侧设有由一逆止门和一手动隔离阀组成的旁路，机组正常运行时通过
该旁路靠储水罐和凝汽器之间的压差向凝汽器补水。当真空低直接补水不能满足时，开启补给水泵向凝汽
器补水。
3) 系统中不另外设置锅炉进水泵，启动时由凝结水补给水泵通过除氧器，水在除氧器中通过辅助蒸汽加
热至100°C后经电动给水泵和给水系统向锅炉进水。
4) 补给水系统的阀门均采用不锈钢阀门，管道采用不锈钢材料。
1.2.16. 加热器疏水及排气系统
1) 高压加热器疏水采用逐级回流串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，直至排
到除氧器。1～3号高加事故放水和除氧器溢放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。启动期间，除氧水箱不合
格水排向锅炉启动疏水扩容器。低压加热器也用逐级回流疏水，最后排到凝汽器进入凝结水系统，各低压
加热器事故放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。每个疏水管路均设有疏水调节阀，用于控制加热器的正常
水位。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的加热器或扩容器，以减少两相流动的管道长度，
避免管道震动，疏水调节阀后管径放大一级，且高加疏水采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管，低加疏水采用厚
壁管。
2) 加热器事故放水有三种情况：一是加热器管子断裂或管板焊口泄漏，给水进入壳体造成水位升高或者
正常疏水调节阀故障，疏水不畅造成壳体水位升高。另一种情况是下一级加热器事故关闭上一级的疏水调
节阀，上一级加热器疏水无出路。最后一种是低负荷时，加热器间压差减小，正常疏水不能逐级自流。上
述任何一种事故情况下，开启有关加热器事故放水阀，经扩容降压后排入凝汽器。
3) 高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全门。汽侧还设有停机期间充氮保护接口。高压加热
器连续运行排气接至除氧器，低压加热器连续运行排气接至凝汽器。在加热器连续排气口内，设有内置式
节流孔板，以控制高压排气（汽）量。
4) 除氧器排气管道上设有截止阀和节流孔板，还设有电动旁路阀。当节流孔板阻塞时，电动旁路阀开启，
以保证除氧器排气量。
5) 轴封加热的疏水经单级U形水封管疏入凝汽器。
1.2.17. 抽汽系统
1) 汽轮机设八段非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三段抽汽分别供至1、2、3号高压加热器，
四段抽汽供给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。五、六、七、八段抽汽分别供至5、6、7、8号低
压加热器。
2) 为防止汽轮机超速和进水，除七、八段抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动逆止门和电动隔离阀。
电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护，气动逆止门主要用于防止汽轮机超速保护，同时兼作防止汽机
进水的二级保护。
3) 由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合式加热器，一旦汽机甩负荷，抽汽压力突然降低，给水箱
中的饱和水将迅速汽化，产生大量的蒸汽，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机，且考虑到四段抽汽
管道上的用汽点较多，故在四段抽汽管道总管靠近汽轮机处装设两个串联的气动逆止门和一个电动隔离
阀，在各用汽支管上分别又设置了逆止门，以确保汽轮机的安全运行。
4) 小汽轮机具有双进汽口，外切换，采用两个汽源。高压汽源为二段抽汽，低压汽源为四段抽汽。四段
抽汽经流量测量喷嘴后，分成两根支管，分别去两台小汽轮机的低压调节阀。低压汽源每一支管上设一个
电动隔离阀和一个逆止门。逆止门是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽进入抽汽系统。
5) 小汽轮机排汽口垂直向下，排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节，并设有一个安全膜板，
以保护小汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于小汽轮机隔离
检修。
6) 汽轮机五、六段抽汽口位于凝汽器的壳体内。五、六段抽汽管道从凝汽器的壳体内穿出分别合为一根
母管至各自的加热器，抽汽母管上装有电动隔离阀和气动逆止门。7、8号复合式低压加热器布置在凝汽器
喉部，由于接近末级排汽，汽机无超速可能，故不设逆止阀。
7) 为防止汽轮机进水，抽汽系统设有完善的疏水系统。
1.2.18. 辅助蒸汽系统
1) 二台机组之间设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽有以下几个汽源：
a) 调试及初次启动汽源来自启动锅炉；
b) 邻炉来汽；
c) 正常运行时由本机四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。
d) 低负荷本机四段抽汽不能满足要求时由二段抽汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统；
2) 机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自该辅助蒸汽
母管。辅助蒸汽母管的设计参数为：压力：0.8～1.27MPa；温度：350～381°C。
3) 第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由一台35t/h的启动锅炉供应，启动锅炉出口蒸汽参数为1.27 M
Pa，350°C。第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。
4) 辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压和锅炉进水加热、启动油枪雾化、汽轮机和小
汽轮机汽封、小汽轮机调试以及暖缸等提供用汽。辅助蒸汽系统供汽能力为一台机组启动和另一台机组正
常运行的用汽量之和。
1.2.19. 凝汽器抽真空系统
1) 该系统在机组启动初期将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；
机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。
2) 由于凝汽器高、低压壳体有抽空气管相连，因此凝汽器汽侧抽真空系统设置三套50%容量的水环式真
空泵，与低压凝汽器壳体连接。正常运行时，两台运行，一台备用。在机组启动时，三台真空泵可一起投
入运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。
3) 每个凝汽器壳体上还设置1个真空破坏电动门，用于在机组事故情况下破坏真空，增加凝汽器背压，
缩短汽机惰走时间。
1.2.20. 工业水系统
1) 除真空泵外，其它设备用水均来自工业水系统。由于冷却水温度越低，真空泵抽真空的效果越好，故
真空泵冷却用水取自循环水供水管上的海水。
2) 工业水系统设两台100%容量工业水泵（一台运行一台备用）、两台全钛管式水-水冷却器和一个高位
布置的缓冲水箱，水-水冷却器容量能满足机组从启动到最大出力时各种工况下运行的冷却水要求，并留有
一定的裕量。工业水的启动注水来自补给水箱出口的除盐水，补给水为凝结水。
1.2.21. 润滑油系统
1) 汽轮机润滑油系统采用主油泵——油涡轮供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力驱动油
涡轮投入工作。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组提供油源。
2) 油系统中设有两台冷油器，为下锈钢管式换执器。一台运行，一台备用。可通过切换阀进行切换。
3) 汽轮机主油箱及小汽机润滑油箱容量能保证在厂用交流电失电且冷油器断冷却水的情况下停机时，机
组安全惰走，油温不超过80°C。
1.2.22. 循环水系统
循环水采用单元制供水系统，以海水作为凝汽器冷却水的循环水，其流程为：码头港池—取水口—引水明
渠—循环水泵房—循环水进水管—凝汽器—排水管—虹吸井—排水管—排水口。
1) 取水口:循环水取水口布置于厂区东北面的白沙湖煤码头港池南岸墙，在重件码头和油码头之间。
2) 引水明渠:引水明渠满足四台机组容量，明渠位于取水口和前池之间，长约920m。
3) 进水前池: 为使引水明渠与循环水泵房有良好的衔接，保持良好的流态，于两者之间设置进水前池。
4) 循环水泵:1、2号机组设置立式混流泵4台。循环水泵与其附属设备（滤网、清污机及起重设备）露天
布置。
5) 压力进水管:从泵房至汽机房为循环水进水管段，每台机采用一条预应力钢筒砼管（PCCP），内径φ32
00mm，总长约815m, 压力管在拐弯处设砼支墩以承受推力。
6) 虹吸井:1、2机组各建1座虹吸井，采用钢筋砼板式地下结构，长×宽×高=46.7m×16m×7.6m。
7) 3500mm，采用现浇钢筋砼结构， #1虹吸井出口接出一条单孔排水管沟，长约20m，#2虹吸井出口
接出一条单孔排水管沟，长约120m，然后2条排水管沟合成双孔，直至排水口。×排水管沟:排水管沟按
两台机组容量建成，汽机房至虹吸井段每台机组为2DN2400钢管, 虹吸井后排水管沟净空3500
8) 排水口：排水口断面为1条双孔箱涵，沟内底标高-4.0m，每条箱涵长9.0m，重290t。
9) 循环水系统在低压侧凝汽器A、B进水管电动阀前分别接出一路水管作为水—水交换器用水管道，水—
水交换器的排水至高压侧凝汽器A、B出水管电动阀后出水管。在低压侧凝汽器A、B进水管电动阀后分别
接出一条水管合二为一作为水环式真空泵用水，真空泵的排水至高压侧凝汽器B侧电动阀后出水管。
10) 低、高压侧凝汽器串联运行，装有进、出口电动阀。
11) 循环水系统设有胶球清洗装置，正常运行时可以对凝汽器钛管进行清洗，以保持凝汽器钛管清洁。
1.2.23. 输煤系统
1.2.23.1. 输煤程控系统简
该系统由南京朗坤自动化股份有限公司设计，采用Modicon Quantum系列产品，整个PLC系统由一个主
站和三个远程I/O站共11个机架组成，采用CPU双机热备用工作方式。
1.2.23.2. 煤场建筑情况
一期1号、2号机组工程设#2、#3 两个φ120m，高约70m的半球形圆形煤场，煤场的总面积为22620
米²，煤堆高度34.4m ,堆积角38º，每个煤场储煤13万吨，两个煤场共储煤26万吨，按设计煤种，满足
2台炉燃用27.4天；一期3、4号机组工程时，增加#1圆形煤场，3个煤场占地面积33929米²，储煤量
为39万吨，满足4台炉燃用20.6天，封闭式圆形煤场的结构下部由环型钢筋混凝土侧墙组成。侧墙高度
15米，上部为钢结构，彩板屋面。
1.2.23.3. 煤场设备情况
每个煤场内各安装一台由德国SCHADE公司生产的圆型堆取料机，其中堆料出力3000t/h，与码头来煤一
致；取料出力1500t/h,与运煤出力一致。在每个煤棚内安装了一个固定煤斗，煤斗下安装活化振动给煤机。
1.2.23.4. 皮带机
1) #1、#2机组工程输煤系统共有22台带式输送机。C0～C5带式输送机共12台,为卸煤系统。带宽为B
=1800mm，带速为3.15m/s，出力：3000t/h，C0～C1栈桥按布置三路带式输送机设计。C5B和C5C带
式输送机分别连接#2、#3圆形堆取料机。C6～C10栈桥按双路带式输送机设计，为上煤系统，带宽为B
=1400mm，带速为2.5m/s,出力:1500t/h。各皮带采用阻燃型。
2) C0、C1带式输送机因输送距离长或提升高度大，采用中部双电机驱动，其余为头部单电机驱动。
3) 带式输送机系统，一路运行，一路备用，具备双路同时运行的条件。
1.2.23.5. 输煤6KV系统简介
1) 输煤6KV A段由6KV公用1C段供电；输煤6KV B段由6KV公用2C段供电；输煤6KV A、B段母联开
关处于热备用状态；输煤6KV A段和输煤6KV B段可以通过母联开关互相供电。
2) 输煤6KV A段分别向＃1链斗式卸船机、＃3堆取料机、＃1输煤变、C0A皮带、C1A皮带、C2A皮带、
C3A皮带、C5A皮带、C5C皮带、C6A皮带、C6C皮带、C7A皮带、A碎煤机、C8A皮带供电。
3) 输煤6KVB段分别向＃2链斗式卸船机、＃1堆取料机、＃2堆取料机、＃2输煤变、C0B皮带、C1B
皮带、C2B皮带、C3B皮带、C5B皮带、C6B皮带、C7B皮带、B碎煤机、C8B皮带供电。
4) C9A、B皮带、C10A、B皮带分别由6KV公用1C、2C段供电。
5) 输煤6KV 电气柜内分别设有6KV断路器开关（型号为3AH3）、电压互感器（型号JDZX9-6）、电流
互感器（型号LZZBJ9）、接地、接地开关、测量仪表和辅助回路。
1.2.23.6. 输煤380V系统
1) 输煤380VA段、B段母线分别由#1输煤变、#2输煤变（2000KVA）供电，输煤380V A、B段母联开
关处于热备用状态；输煤380V I段、II段可以通过母联开关相互供电。
2) 输煤380V A段、B段母线都能分别向T1、T2、T3、T4、T5、T6转运站、燃料检修车间、推煤机房、
输煤集控室、运煤码头以及冲洗泵电气房供电。煤仓间低压负荷设一控制中心，电源分别由两台机的一段
供电，两个电源互为备用。
3) 各转运站电气房电源I段和II段可以通过刀闸开关的转换分别向配电柜供电。
4) 输煤380V断路器的型号分别为（施耐德MT和施耐德NS型）；电流互感器型号为LMZ-0.66；电压互
感器型号为JDG-0.5。
1.2.23.7. 输煤直流系统
燃料直流系统由输煤集控110V直流控制系统，直流系统均由一套充电器和一个蓄电池组(52个)构成,向输
煤6KV/380V系统各开关提供控制、合闸和继电保护所需的直流电源。为了便于检修和事故处理每一直流
系统均设成直流I段和II段；正常运行时充电器除给系统各负荷供电外还向蓄电池组供给浮充电流以弥补
蓄电池组自放电损失维持蓄电池的正常电压，当充电器或交流输入电源故障时由蓄电池向系统直流负荷供
电保证直流系统的正常运行。
1.2.23.8. 输煤码头
输煤系统一期工程码头码头全长280m，宽32m，码头面高程5.65m，码头设计底高程-15.20m，预留发
展至-19.10m，可以停靠一艘3.5～7万吨级煤轮。码头基础结构采用不带卸荷板钢筋混凝土方沉箱结构。
沉箱一次出水，沉箱基础为10～100kg基础块石约10234m3；抛石前基床开挖，开挖量63880m3；方沉
箱尺寸为长×宽（带趾）×高=17.65×15×20.3m，趾长1m，单件重2357t，共预制安装沉箱22件；沉箱
内外回填中粗砂约387435m3，沉箱上现浇混凝土C30胸墙8224m3/19段；门机前轨安放在胸墙上，后
轨采用钢筋混凝土矩形轨道梁，轨道梁基础采用φ600PHC管桩，间距4m设置2根。码头胸墙上布置鼓
型橡胶护舷及系船柱等。码头面有两台由德国克虏伯公司生产的1500t/h链斗式连续卸船机完成码头来船
的卸煤任务。卸船机的额定出力为1500吨/小时，最大出力为1800t/h。
1.2.24. 除灰渣系统
本厂统称的除灰渣系统包括除灰系统、除渣系统、除石子煤系统。
1.2.24.1. 除灰
1) 电除尘装置采用的电除尘为四室四电场，除尘效率大于99.2%。
2) 除灰采用干除灰正压气力输送方式，锅炉灰斗排出的干灰由发送器直接送至粗灰库或细灰库贮存。发
送器输送介质为压缩空气，由专用空压机提供。本期2台机组共设置3座灰库, 其中2座粗灰库, 1座细灰
库, 每座灰库直径16m , 有效容积为2400m3, 可满足2台炉2天的贮灰时间。灰库设干灰和湿灰装车接
口, 采用汽车运灰送至山谷灰场或外卖供综合利用。
1.2.24.2. 除渣
除渣采用水浸式刮板捞渣机作为炉底渣的捞出设备，每台炉设一台Q=7.5～40t/h刮板捞渣机。刮板捞渣
机与水冷壁灰斗间设置过渡渣斗，渣斗内连续进工业水，水温＜30℃。渣斗内水温保持在60℃以内。捞
渣机出口设一台渣仓，渣仓容积约90m3，可满足15h贮渣量。经刮板捞渣机排出的渣落至渣仓, 然后由
运渣车运至灰场堆放。
1.2.24.3. 除石子煤
每台磨煤机出口设1台石子煤斗, 石子煤斗设进、出口闸板。磨煤机运行时，从磨煤机排出的石子煤先落
入石子煤斗，当石子煤斗装满时，关进口闸板开出口闸板，把石子煤放出，通过人力斗车运走。
1.2.25. 化学系统
1.2.25.1. 生水预处理系统
600MW机组用水量设计，最大设计处理能力为1200m3/h，通过混凝、沉淀和过滤作用除去水中的悬浮物、
胶体等杂质，为化学除盐系统、服务/消防、生活用水及锅炉冲灰提供品质合格的用水。×净水站按一期工
程4
1.2.25.2. 锅炉补给水处理系统
1) 锅炉补给水处理系统为高效纤维过滤器＋活性碳过滤器＋阳床＋阴床＋混床方案。
2) 锅炉补给水处理系统主要包括2套出力为100m3/h的过滤系统和除盐系统以及2个体积为3000m3除
盐水箱。
1.2.25.3. 凝结水精处理系统
1) 凝结水精处理采用中压前置过滤器+混床系统。设置前置过滤器是为缩短机组启动时的系统冲洗时间，
避免混床受到铁污染，保持混床高效的运行状态。凝结水精处理装置串接在凝结水泵和低压加热器之间。
每台机组的前置过滤器按2×50%凝结水全流量设计，每台出力725m3/h；混床出力按3×50%凝结水全
流量设计，每台出力725m3/h。每台机组正常运行时，两台前置过滤器并联运行，不设备用；两台高速混
床并联运行，一台备用，可满足每台机组的100%凝结水处理量。
2) 精处理系统设有前置过滤器旁路和高速混床旁路系统，当进口凝结水温度或进出口压差超过设定值时，
凝结水全部经旁路通过。
3) 高速混床运行采用在线硅酸根分析仪、钠表、电导率仪及累计制水量控制运行失效终点。高速混床树
脂失效后采用三塔法体外再生系统，1、2号机组共6台高速混床共用一套再生装置。
1.2.25.4. 水汽品质监督及化学加药系统
1) 1、2号机组水汽取样分析装置一台机一套，共两套。该装置采用高温盘、低温盘与人工取样盘分开布
置的形式。为及时检测凝汽器的泄漏情况，每台机组设置一套凝汽器检漏装置。
2) 汽水加药系统采用加氨、加氧处理方式（CWT工况），及加氨、加联胺处理方式（AVT工况）。当机
组启动、机组停运前一段时间或精处理运行不正常时采用加氨、加联胺处理；当机组运行稳定，凝结水1
00％处理，给水氢电导率≯0.15µs/cm且系统无泄漏时采用加氨、加氧处理运行方式。
1.2.25.5. 制氢系统
化学制氢系统采用比利时范登堡制氢设备集团生产的H2 IGen®制氢设备，能够提供高纯度的氢气，作为
发电机氢冷系统充氢之用。系统可由两套制氢设备直接向发电机提供14m3/h的氢气，或充到氢缸中备用。
1.2.25.6. 工业废水处理系统
工业废水处理系统主要处理电厂各生产工艺排放的工业废水，使之达到工业废水排放标准后回收使用，回
用于输煤系统冲洗用水及除灰系统等。本期设计处理能力为100 m3/h。
1.2.26. 发电机本体
1) 定子绕组允许在额定负荷下内冷却水断水运行持续30秒。
2) 定子冷却水系统采用独立密闭的循环除盐水系统，定子绕组冷却水的进水温度范围为42～48℃，回水
温度不大于78℃。
3) 定子绕组冷却水系统采用集装式，散热器为管式。
4) 发电机输出额定容量时，机壳内氢气压力为0.414MPa，最大不超过0.45MPa；发电机机内氢气纯度≥
96％。
5) 发电机密封油系统为集装式，采用接触式密封油档措施，密封瓦采用单流环形式，防止密封油进入机
内。
6) 发电机集电环及碳刷的冷却采用转子自带的风扇，碳刷采用摩根碳刷，刷握采用易拆式。在满负荷额
定值运行时碳刷可以在线更换。
7) 发电机出线端子与封闭母线连接处的冷却方式为空冷。
8) 发电机中性点经二次侧电阻（带中间抽头）的单相变压器接地。接地变压器容量为60kVA,二次侧接地
电阻为0.32Ω，一次侧电压为22kV,二次侧电压为240V,带有100V抽头。
1.2.27. 励磁系统
1) 励磁系统为ABB公司UNITROL 5000自并激静止可控硅整流励磁系统,主要由机端励磁变压器、可控硅
整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置及必要的监测、保护、报警辅助装置等组
成,励磁变压器采用全连式离相封闭母线在发电机出口与发电机出口断路器之间T接于主封母。励磁变电源
直接取自发电机出口，启励电源取自220V直流段。
2) 静态励磁控制系统采用进口微机型自动电压调节装置。
3) 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统能连续运行
4) 励磁系统的短时过载能力:在机端0.8额定电压标幺值时，顶值电压2倍为920V，电流2倍为8600A，
允许持续时间不小于10s。
5) 发电机零起升压时，自动电压调节器使定子电压的超调量不超过定子电压的10%，调节时间≤10s。
6) 励磁变压器
a) 励磁变压器采用干式变压器，Y/D接线
b) 励磁变压器信号和保护设置
线圈温度I段过热报警。λ
线圈温度II段过热灭磁停机。λ
7) 可控硅整流装置
a) 整流柜数量5个，如一个柜故障退出，余柜可满足包括1.1倍额定励磁和强励在内的各种运行工况的要
求,均流系数大于90%。
b) 冷却方式采用强迫空冷，采用可靠的低噪音风机,具有100%备用。在风压或风量不足时备用风机能自
动投入。设有两路冷却风机电源，两路电源能自动切换。
8) 灭磁装置
a) 灭磁装置在发电机正常停机或内部故障的情况下可靠动作灭磁。
b) 灭磁逻辑：灭磁开关+非线性电阻,采用移能灭磁方式，灭磁系统设有过电压保护。
9) 启励装置
a) 采用动力用直流220V电源。
b) 启励变压器为短时工作制,允许间隔5分钟通电启励一次。启励时，当发电机电压不大于10%，启励装
置保证AVR能可靠投入。
c) 当发电机机端电压上升到额定空载电压10%时，启励回路自动脱开。
10) 励磁电压调节装置(AVR)
a) AVR采用双通道，每个通道配自动和手动功能，各通道之间相互独立，可并列运行或互为备用。
b) AVR柜采用强迫通风。
c) AVR的自动调节模式为端电压PID，手动调节采用PI方式。
d) AVR各通道设恒电流调节手动单元，手动跟踪自动，切换无扰动。
1.2.28. 电气主接线
1.2.28.1. 500kV系统接线
1) #1、#2机组设有两回500kV出线，系统采用具有两个完整串的3/2交叉接线方式(一个半断路器接线
方式),两台发电机及出线交叉接入500kV GIS。
2) 每台机组均以发电机-变压器单元接线接至厂内500kV母线，发电机出口电压由主变升压后经红茅甲线、
红茅乙线两回500kV线路至茅湖500kV变电站。
3) 500kV系统为直接接地系统，通过主变中性点死接地。
4) 500kV配电装置采用屋内GIS。
1.2.28.2. 发电机-变压器组接线
1) 发电机出口装设断路器。在主变低压侧与发电机出口断路器之间引接A厂高变和B厂高变，正常机组
起动电源可由系统通过主变，高压厂变倒送电取得，或由#01高备变提供。
2) 500kV、22kV系统均采用离相封闭母线连接。
1.2.28.3. 高压厂用备用电源的引接
1) 高压厂用备用电源取自#01高备变， #01高备变具有载调压功能，备用变容量为厂高变容量的60%。
2) 110KV配电装置采用线路-变压器型式，采用屋外GIS；
3) #01高备变通过高备变中性点刀闸接地。
4) 110kV系统采用架空导线连接。
1.2.29. 厂用电接线
厂用电系统设6kV及380V两种电压等级，每台机组设一台A厂高变和B厂高变以作为6kV母线三段工作
电源。
1.2.29.1. 6kV厂用电系统
1) 6kV厂用电系统采用中性点经电阻接地。根据负荷分布情况，在主厂房、脱硫系统、输煤控制楼设置了
6kV厂用电系统。
2) 厂高变低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。
3) #01高备变的低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。
1.2.29.2. 380V厂用电系统
1) 低压厂用变压器按成对配置、互为备用的原则设置。主厂房380/220V厂用电采用中性点直接接地系统
2) 每台机、炉分别设由两台低压厂用变压器供电的两个动力中心，下设机、炉控制中心。
3) 两台机组的公用负荷，例如集控楼空调、GIS配电等，其电源分别从两台机的某一段引接。
1.2.30. 事故保安和不停电电源
1.2.30.1. 事故保安电源
每台机组装设一台快速自起动的1000kW柴油发电机组，下设两个保安段，正常运行时由机组的低压工作
段供电。当发生事故失去电源后，柴油发电机组快速自起动，投入带保安段负荷。两台机组的快速柴油发
电机组不设联络开关。
1.2.30.2. 交流不停电电源
#1、2机组共设置两套交流不停电电源装置（UPS）。
1) 单元机组不停电电源装置
a) 每台机组设置两台交流不停电电源装置（UPS），正常时每台UPS各承担50%负载，当其中一台故障
时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为80kVA。
b) 机组UPS系统主要向机组分散控制系统（DCS）、热控自动调节和监视设备、电气测量变送器屏等负
荷供电。
2) 公用不停电电源装置（UPS）
a) #1、2机组共设置一套两台交流不停电电源装置（UPS），正常时每台UPS各承担50%负载，当其中
一台故障时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为40kVA。
b) 公用UPS对DCS公用系统部分（燃油系统、凝结水精处理系统、中央空调系统等）、网络计算机监控
系统（NCS）站控层设备、全厂GPS时钟系统、全厂火灾报警探测控制系统等负荷供电。
1.2.31. 机组控制系统
机组控制系统包括三部分：机组主厂房的设备控制采用DCS系统，由上海西屋控制系统有限公司提供；辅
助系统（除启动锅炉）采用MODICONG PLC控制；电气500kV系统控制采用南瑞公司生产的网络微机监
控系统
1.2.31.1. 热工自动化水平
A. 单元机组采用机、炉、电集中控制。500kV网络控制设在机组单元控制室内。
B. 单元机组以分散控制系统(DCS)作为机组监视和控制的核心, 由分散控制系统(DCS)实现机组的数据采
集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽机电液控制系统(DEH)、锅
炉给水泵汽机控制(MEH)、汽机旁路控制(BPC)、发电机-变压器组及厂用电控制(ECS)等功能, 配以锅炉吹
灰程控系统、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机安全监控系统(TSI)、凝汽器胶球清洗程控装置、自动电压调
节装置(AVR)和自动准同期装置(ASS)等自动化设备构成一套完整的自动化控制系统, 对锅炉、汽机、发电
机-变压器组、厂用电系统部分及辅助系统进行控制与监视。机组控制系统设置机组自起停顺序控制,（AP
S） 自动化水平可达到:
1) 机组运行人员在集控室内以CRT操作员站为主, 监视机组的运行工况,并可以通过CRT/键盘对机炉的辅
机和各种阀门、挡板进行控制, 需要时可手操对这些对象进行远方控制, 确保机组安全经济运行；
2) 完善的模拟量控制系统及顺序控制系统设计, 实现机、炉、电协调控制和机组自锅炉不投助燃油最低稳
燃负荷到满负荷范围内自动控制；
3) 异常工况时, 联锁保护控制系统自动切、投相应的系统或设备, 使机组能在安全工况下运行或停机；
4) 根据中调或值长发出的负荷指令进行机组的自动发电控制(AGC)；
5) 辅助车间热工自动化控制如下:
a) 采用机组DCS, 在集控室监控, 如: 循环水系统、燃油系统、烟气脱硫系统等；
b) 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制, 与DCS进行通信, 在集控室监控；
c) 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制, 设置辅助车间网, 在集控室设置操作员站OPS监控, 与SI
S进行通信。
1.2.31.2. 热工自动化系统的结构
A. 热工自动化系统主要由生产过程自动化控制系统厂级监控和管理系统(MIS/SIS)构成。
B. 生产过程自动化控制系统主要由单元机组控制系统及辅助车间控制系统组成。
C. 单元机组控制系统由分散控制系统(DCS)和机炉子控制系统构成:
1) 机组的数据采集系统(DAS)包括锅炉、汽机、电气运行流程画面、自启停流程帮助画面、棒状图（BAR）、
趋势图（TREND）、机组运行报表、顺序事件记录（SOE）、软光字牌报警等等。在流程图上，运行人员
可以监视到各主要参数的实时数值，并可根据其颜色判断其报警状态，从被控设备上可以直接调出相应的
操作画面，在监视实时参数的同时进行控制操作；
2) 锅炉FSSS控制逻辑公用控制逻辑即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）及油燃料跳闸（OFT）
与首出原因记忆、点火条件、点火能量判断、RB等。FSSS公用设备（如火检冷却风机、密封风机、主跳
闸阀）的控制。燃油控制逻辑包括各对油燃烧器投、切控制及层投、切控制。燃煤控制逻辑包括各制粉系
统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制。FSSS还有后备硬手操MFT按钮；
3) 锅炉顺序控制系统(BSCS)包括锅炉烟风系统、锅炉辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。汽机顺
序控制系统(TSCS)包括汽机侧的主要辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。SCS设计为子功能组级和
驱动级二级控制的层次性结构。机组级自启停（ATC）采用多层级功能组结构，最高层为机组级自启停功
能组。按机组启动过程分成过程功能组，由过程功能组控制设备功能组。可把ATC功能组拆开分步试投；
4) 电气ECS监控和监测范围：发电机变压器组（含发电机出口断路器），发电机励磁系统，主厂房低压
变高压侧开关及PC进线、分段开关，辅助厂房低厂变高压侧进线开关，110KV断路器、变压器有载分接
开关；
a) ECS监测范围：单元机组的直流系统和UPS系统，柴油发电机组的重要信号，110KV隔离开关及接地
刀闸。
b) ECS对厂用电系统的监测：主厂房内6KV开关柜及380VPC柜所有进线及馈线回路按分段由各回路的
带通讯口的保护测控装置通过串口构成现场总线，每个现场总线配置一个主控单元，作为各段数据整理、
汇总及通讯等功能的主要装置，主控单元通过RS485通讯口向DCS传送各段的状态信号、事故报警信号
及测量信号。
5) 汽机DEH主要控制汽轮机转速和功率，即从汽机挂闸、冲转、暖机、进汽阀切换、同期并网、带初负
荷到带全负荷的整个过程，DEH从功能上分为三个部分：超速保护（OPC）、汽机基本控制（BTC）和汽
机自启停（APS）；
a) 汽机超速保护主要包括超速保护逻辑、超速试验选择逻辑以及DEH跳闸逻辑，它控制着OPC电磁阀，
同时汇总DEH相关跳闸信号后通过硬接线送ETS。
b) 汽机基本控制主要实现汽机远方挂闸、转速控制、自动带初负荷、负荷控制、主蒸汽压力限制/保护（T
PR）、负荷限制、阀位限制、频率校正、RB工况、单阀/顺序阀切换、阀门试验、阀门校验等功能
c) 汽机自启停（ATC）主要是以转子应力计算为基础，控制并监视汽轮机从盘车、升速、并网到带负荷全
过程。基本的ATC逻辑由两部分组成，即转子应力计算、监视和启动步骤。这两部分相辅相成，共同组成
一套使汽轮机自动完成从盘车到带负荷整个过程的平稳、高效的控制系统。
6) 小汽机MEH主要完成以下控制功能：MEH复置、小汽机启动、小汽机MEH本地手动控制、小汽机M
EH本地自动控制、小汽机MEH 远方（MCS）自动控制、小汽机MEH自动启动控制、小汽机MEH 电超速
试验、小汽机MEH 机械超速试验、小汽机速关阀活动试验。
D. 辅助控制系统主要是将水源地三遥控制，综合水泵房控制PLC（包括采暖加热站、厂用空压机房），化
学处理站PLC，除灰系统PLC，电除尘系统PLC，灰渣系统PLC，输煤系统PLC，工业废水处理系统PLC，
生活污水处理系统PLC通过冗余100M工业以太网进行组网通信控制，可以集控室在对辅助系统的设备进
行监视和控制。
E. 网络监控系统NCS主要完成变电站500kV和110KV系统的设备数据采集和处理，监视和报警；NCS
根据运行人员输入的命令实现断路器、隔离开关的正常操作； 对需要同步的断路器完成同步鉴定，实现捕
捉同步或同步闭锁合闸；实现操作出口的跳合闸闭锁、操作出口的并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭
锁；运行人员操作微机五防功能；电量统计计算，控制系统时钟同步，调度远动信息传送，系统在线自诊
断及冗余管理。
1.2.31.3. DCS对电气系统的监控范围
1) 发电机变压器组（含发电机出口断路器）；
2) 发电机励磁系统；
3) 主厂房低厂变高压侧开关及PC进线、分段开关；
4) 辅助厂房低厂变高压侧进线开关；
5) 500kV、110KV断路器；
6) 变压器有载分接开关；
7) 单元机组的直流系统和UPS系统；
8) 柴油发电机组的重要信号；
9) 500kV、110KV隔离开关及接地刀闸。
1.3. 主设备规范
1.3.1. 锅炉
1.3.1.1. 锅炉B-MCR工况下主要参数
项 目 单 位 数 值
过热蒸汽最大连续蒸发量 t/h 1950
过热蒸汽出口压力 MPa 25.4
过热蒸汽温度 ℃ 571
再热蒸汽流量 t/h 1590.3
再热器进口/出口蒸汽压力 MPa 4.85/4.66
再热器进口/出口蒸汽温度 ℃ 327/569
给水温度 ℃ 290
省煤器入口压力 MPa 28.87
热一次风温度 ℃ 324
热二次风温度 ℃ 341
炉膛出口过量空气系数 1.14
排烟温度（修正后） ℃ 123
未燃烬碳损失 % 0.70
1.3.1.2. 锅炉B-ECR工况下主要参数
项 目 单 位 数 值
过热蒸汽连续蒸发量 t/h 1715
过热蒸汽压力 MPa 25.41
过热蒸汽温度 ℃ 571
再热蒸汽流量 t/h 1410
再热器进口/出口蒸汽压力 MPa 4.30/4.11
再热器进口/出口蒸汽温度 ℃ 316.6/569
给水温度 ℃ 282.9
省煤器入口压力 MPa 27.88
热一次风温度 ℃ 317
热二次风温度 ℃ 338
炉膛出口过量空气系数 1.14
排烟温度（修正后） ℃ 121
未燃烬碳损失 % 0.70
锅炉保证效率
2024年11月6日发(作者：淦驰丽)
燃煤火力发电厂典型设备介绍
1. 概述
1.1. 主设备概况
广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本
负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大
主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造,容量及参数相
互匹配。
1) 汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、
凝汽冲动式汽轮机。
a) 高压缸调节级叶片采用单列冲动式，高、中、低压缸其它叶片全部采用冲动式。高压缸为8级，其中
第一级为调速级；中压缸为6级；低压缸为2×2×7级。
b) 冲动式汽轮机各级压降大部分都发生在喷嘴中，很少一部分产生在动叶中。由于动叶压降很小，叶片
周围的漏汽就比较少，汽轮机的轴向间隙设计得大一些，这样能够充分承受启动和停机时产生的轴向胀差，
提高机组的启停速度和变负荷性能。
2) 锅炉型号为DG1950/25.4- Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙
对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分
离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅
炉。
a) 锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在大于锅炉的最低稳燃负荷40%B-MCR时，不投油长期安全稳定
运行，并满足自动化投入率100％的要求。
b) 在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量也能满足汽轮机在此
条件下达到额定出力。
c) 主要通过调节燃-水比并辅以一、二级减温水调整锅炉主汽温，主要通过烟气挡板并辅以再热器减温水
调整再热汽温。
d) 锅炉为变压运行，采用定—滑—定的方式，锅炉压力—负荷曲线与汽轮机相匹配（见附录B）。
e) 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，在BRL工况下锅炉保证热效率不小于93.52%（按低
位发热值，空预器进风温度30℃）。
3) 发电机是型号为QFSN-600-2-22A、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电
机，其出口电压为22KV。发电机冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢
冷。
4) 电气主接线系统采用一个半断路器接线方式,即两个完整串的3/2交叉接线方式，两台发电机及两回出
线交叉接入500kV GIS。
5) 主变是保定天威特变电气股份公司提供的、型号为SFP-720000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激
磁调压型的屋外升压变压器；冷却方式为强迫油循环风冷（ODAF）,分接开关为（525±2×2.5%/22）。
6) DCS选用上海西屋控制系统有限公司的OVATION控制系统。
1.2. 分系统概况
1.2.1. 汽轮机本体
1.2.1.1. 汽缸
1) 汽缸设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，温度梯度造成的变形量小，能始
终保持正确的同心度。
2) 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料。
3) 低压缸与凝汽器喉部采用不锈钢弹性膨胀节连接，凝汽器与基础采用刚性支撑的方式。
1.2.1.2. 汽轮机转子及叶片
1) 汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。
2) 汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡。
3) 各个转子的脆性转变温度（FATT）的数值：高中压转子100℃，低压转子 -6.6℃。
4) 叶片在允许的周波变化范围内不会产生共振。
5) 低压末级及次末级叶片具有可靠的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有多个除湿用的疏水口。
1.2.1.3. 轴承及轴承座
1) 主轴承不会出现油膜振荡，各轴承的失稳转速均在额定转速125％以上。
2) #1、#2轴承采用可倾瓦式轴承，其余轴承均采用椭圆形轴承。
3) 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。
4) 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。
5) 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过75℃，每个轴承回油管上有观察孔及温度计插座。
6) 运行中各轴承金属温度不准超过90℃，乌金材料允许在112℃以下长期运行。
7) 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。
8) 各支持轴承均设有轴承金属温度测点。
1.2.1.4. 高压主汽门（MSV）、高压调节汽阀（CV）、中压联合汽门（CSV）
1) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门关闭严密，采用具有高强度的耐热钢材，能承受在主蒸汽、
热再热汽管道上1.5倍设计压力的水压试验。
2) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还能够在检修后进行
单独开、关试验。
3) 在高、中压主汽门壳体上产生较大应力的部位，设有金属温度测点。
4) 在高、中压主汽门导汽管、疏水管上，设置有停机后汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。
5) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门有显示阀门位置的机械指示装置和开、关位置行程开关。
6) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门的作用是控制和调节进入汽轮机的蒸汽量。
1.2.1.5. 汽缸、转子死点
高中压缸绝对死点在推力轴承靠低压缸侧处，高中压缸向机头方向膨胀；低压缸A、低压缸B的死点分别
在低压缸第一级进汽靠高中压缸侧汽缸处，低压缸A、低压缸B在此死点处分别向两侧方向膨胀；转子的
死点在推力轴承靠工作面侧，距离高中压缸绝对死点215.5mm处，高中压转子往机头方向膨胀，低压转
子往发电机方向膨胀。
1.2.2. 锅炉本体
1.2.2.1. 锅炉燃烧室的承压能力：炉膛结构部件（包括刚性梁，炉顶密封装置，水冷壁与冷灰斗的连接部
分）设计承压能力大于±5.8KPa，最大瞬时承受压力±9.98KPa，锅炉主要受压部件的设计寿命为30年。
当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸，引风机及脱硫增压风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及
支承件不会产生永久变形。
1.2.2.2. 锅炉设置膨胀中心点。通过水平和垂直方向的导向与约束，实现锅炉的三维膨胀，并防止炉顶、
炉墙开裂和受热面变形。在需监视膨胀的位置布置装设膨胀指示器，便于运行人员巡视检查。
1.2.2.3. 燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差，在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不
超过50℃。
1.2.2.4. 锅炉炉墙:炉膛四周采用膜式水冷壁结构，尾部竖井四周采用膜式包墙管，炉顶顶棚管也采用膜式
壁结构。
1.2.2.5. 水冷壁
1) 炉膛水冷壁分上下两部分，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，上部水冷壁采用全焊接的垂
直上升膜式管屏，中间由过渡水冷壁和混合联箱转换连接。
2) 螺旋水冷壁全部采用六头、上升角60°的内螺纹管，共492根，规格φ38.1×7.5，材料为SA-213T2。
3) 过渡段水冷壁两侧和前墙管子规格：内螺纹管φ38.1×7.5，材料为SA-213T2，和垂直管φ31.8×9，材
料为15CrMoG。后墙管子规格：内螺纹管φ38.1×7.5和 垂直管φ31.8×7.5，材料为15CrMoG。
4) 上部垂直水冷壁管子规格φ31.8×9，材料为15CrMoG。垂直水冷壁管数：前墙434根，两侧墙各304
根，凝渣管48根，后墙折焰角和水平烟道底部水冷壁共386根。
5) 由于同一管带中管子以相同方式绕过炉膛的角隅部份和中间部份，因此吸热均匀，使得水冷壁出口的
介质温度和金属温度非常均匀，为机组调峰及安全可靠地运行提供了保证。
1.2.2.6. 过热器
1) 过热器由四部分组成：顶棚过热器、包覆过热器（包括前、中、后包覆过热器），低温过热器，屏式
过热器和高温过热器。过热器系统中采用一次左右交叉（屏过出口至高过进口之间），并布置了两级喷水
减温器。
2) 顶棚过热器及后竖井区域：从炉前一直到后墙顶棚出口联箱为顶棚过热器。从顶棚出口联箱分三类连
接管分七路进入中隔墙、前、后包墙、后竖井两侧包墙及水平烟道两侧墙后部。后竖井下部环形联箱引出
汽吊管前墙吊低再管，后墙吊低过、省煤器管（汽吊管384根）。
3) 低温过热器：布置在后竖井后烟道内，分为水平段和垂直段，顺列布置，蒸汽与烟气逆流换热。
4) 屏式过热器：辐射式屏式过热器布置在炉膛上部区域，在深度方向布置2排，每一排屏沿炉宽方向布
置15屏，共30片。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀，在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。
5) 高温过热器：对流式高温过热器位于折焰角上部，沿炉宽有32片管屏，每片管屏由21根管子并联绕
制而成，材料为SA-213TP347H，最外圈管φ50.8×9，其余φ45×7.8。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀，
在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。
1.2.2.7. 再热器
1) 低温再热器由水平段和垂直段两部分组成，水平段分三组，水平布置于后竖井前烟道内，由6根管子
绕制而成，沿炉宽方向共布置192排，材质SA-210C，垂直段由两片相邻的水平蛇形管合并而成，横向排
数96排，材质12CrMoVG。
2) 高温再热器布置于高温过热器后的水平烟道内，共64片蛇形管屏，每片管屏由13根管子并绕成U型，
材质SA-213TP347H。
1.2.2.8. 省煤器
1) 位于后竖井后烟道内低温过热器下方，沿烟道宽度顺列布置，从省煤器出口集箱炉A侧通过单根下降
管、32根下水连接管引入螺旋水冷壁。
2) 蛇形管子由管子φ50.8×7.1（SA-210C）光管组成，4管圈绕，共192排，采用上下两组逆流布置。
1.2.2.9. 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MC
R负荷范围时，保持稳定在机组启停曲线的对应值，偏差不超过±5℃。
1.2.2.10. 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。本锅炉消除蒸汽侧热力偏差的措施
如下：
1) 炉膛设计有较高的炉膛高度，前后墙均匀布置燃烧器，对冲燃烧，减少炉膛出口烟温偏差；
2) 屏式过热器出口至高温过热器进口设置一次左右交叉，两级喷水减温装在A、B侧并分别控制，系统和
受热面布置合理，减少蒸汽侧的热力偏差；
3) 低温再热器出口至高温再热器进口设置一次左右交叉。
1.2.2.11. 锅炉的汽水系统为无铜系统。
1.2.2.12. 省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa（按B-MCR工况计
算）。
1.2.2.13. 锅炉汽水流程
1) 自给水管路出来的水由炉前A侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器进口集箱，水流经省煤器受热
面吸热后，由省煤器出口集箱A侧引出下水连接管进入螺旋水冷壁进口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷
壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁进口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混
合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入贮水罐，水质合格时
排往凝汽器，水质不合格时排至循环水排水管道，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热
器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器出口和屏式过热器进口之间，二级减温水设
置在屏式过热器出口和高温过热器进口之间。
2) 从汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口
集箱引至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制,
在低温再热器出口管道上布置再热器再热器减温水作为辅助调节手段。
1.2.3. 锅炉启动系统
1) 锅炉的启动系统由2个汽水分离器、1个储水罐、2个水位控制阀（361A、B阀）及汽水连接管等组成。
2) 在负荷≥28％B-MCR后，纯直流运行，一次上升，汽水分离器入口具有微过热度。
3) 汽水分离器布置在炉前，汽水混合物从垂直水冷壁出口混合集箱来，采用旋风分离形式，汽水分离器
规格为φ876×98（内径φ680），材料为SA-336F12，直段高度2.980M，总长4.08M。
4) 储水罐规格为φ972×111（内径φ750），材料为SA-336F12，直段高度17.5M，总长18.95M。
5) 储水罐上部蒸汽连接管、下部出水连接管上各布置一个取压孔，后接三个并联的单室平衡容器，水、
汽侧平衡容器一一对应，提供压差给压差变送器进行储水罐水位控制。
1.2.4. 风烟系统
1) 风烟系统采用平衡通风的方式，通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力。
2) 送风机和一次风机将冷空气送往两台空预器，冷风在空预器中与锅炉尾部烟气换热被加热成热风，热
二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧，一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨
煤机和冷一次风混合调节实现煤粉的输送、分离和干燥。
3) 燃料在炉膛燃烧产生高温热烟气主要以辐射传热的方式将一部分热量传递给炉膛水冷壁和屏式过热
器，然后热烟气通过高温过热器、高温再热器进入后竖井包墙。后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、
后两个平行烟道，前烟道内布置冷段再热器，后烟道内布置低温过热器和省煤器。在上述受热面中高温烟
气主要以对流传热的方式将热量传递给介质，烟气的温度逐渐降低。烟气调节挡板布置在低温过热器和省
煤器后，用来改变通过竖井前、后隔墙的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的。穿过烟气挡板后的烟气进
入空预器进行最后冷却，然后进入两台双室四电场电除尘净化后，通过两台引风机经增压风机后排向脱硫
岛脱硫，进入烟囱排向大气。
4) 送风系统∶送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机，每台炉各配备两台。
5) 烟气系统∶引风机采用静叶可调轴流式风机，每台炉配备两台。每台炉配备两台静电除尘器，除尘效
率≥99.86%。烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
6) #1、#2两台炉合用一座直筒型双钢内筒烟囱，烟囱高210m，出口直径为Φ6.0m。
7) 由于大容量机组的风机可靠性已大为提高，部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长，因此送风
机与引风机均不设备用，在其中1台风机事故跳闸状态下，另1台风机可以使锅炉在60%以上负荷运行，
不需要投燃油助燃。
1.2.5. 燃烧系统
1) 燃烧系统采用前后墙对冲燃烧方式燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），
满足燃烧稳定、高效、可靠、低N0x的要求。
2) 在HT-NR3燃烧器中，燃烧的空气被分为三股：直流一次风、直流二次风和旋流三次风。
3) 锅炉采用二级点火，先用高能点火器点燃点火油枪，然后由点火油枪点燃启动油枪或煤粉。
4) 燃烧系统共布置有16只燃烬风喷口，36只HT-NR3燃烧器喷口，共52个喷口。燃烧器分3层，每层
共12只，前后墙各布置18只HT-NR3燃烧器。
5) 在前后墙距最上层燃烧器喷口一定距离处布置有一层燃烬风喷口，每层16只，前后墙各布置8只。
1.2.6. 火焰检测冷却风系统
1) 火焰检测冷却风系统采用离心式风机，每台锅炉设2台，1台运行，1台备用。
2) 冷却风机就地吸风，把冷却空气送入环形母管，然后分接到各个火焰检测器探头的冷却风接口。
1.2.7. 制粉系统
1) 采用中速磨煤机正压冷一次风机直吹式制粉系统。每台锅炉设6台中速磨煤机，6台电子称重皮带式给
煤机，相应设置6个原煤仓，满负荷其中5套制粉系统运行，1套备用。磨煤机的密封风从一次风机出口
来，采用母管制，设2台离心式密封风机，1台运行，1台备用。
2) 经过初步破碎的原煤通过输煤皮带送到原煤斗，经过原煤插板后落到称重皮带式给煤机。给煤机根据
机组负荷指令调节给煤机驱动电机转速来达到调节进入磨煤机的煤量。原煤进入磨煤机后在磨辊的碾压下
破碎，在向磨盘边缘移动的过程中被进入磨煤机后通过风环旋转的一次风携带上升，在磨煤机本体中煤粉
被加热干燥和分离后，细度合格的煤粉通过六根煤粉管道送往相应的喷燃器燃烧，粒度较大的煤粉落入磨
盘继续进行破碎。煤中掺杂难以被破碎的铁块、石块等在风环中不能被一次风托起并携带上升，落入一次
风进风室中被刮板带至石子煤仓，由水力石子煤排放系统进行清理。
3) 制粉系统的一次风（干燥剂）由2台一次风机提供，分为2路，一路经空气预热器加热后，作为热一
次风，另一路作为压力冷一次风。通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷
风的混合比例，获得所需要的制粉一次风（干燥剂）温度和流量。磨煤机入口前风管道上装设有风量测量
装置，用来测量一次风量以便于风煤比调节。磨煤机出口分成6根送粉管道，分别进入6个煤粉燃烧器，
每台磨煤机分别对应前墙或后墙的1层燃烧器。
1.2.8. 炉前燃油系统
1) 炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分，点火油系统设36只点火油枪，每只油枪出力250kg/h，
采用机械雾化方式。点火油枪采用高能点火器点火，用于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火，在锅炉低负荷
运行时，用于稳定煤粉燃烧器的燃烧。启动油系统设18只启动油枪，每只油枪出力2.2t/h，采用蒸汽雾
化方式，雾化蒸汽由启动锅炉或者邻炉的辅助蒸汽提供，启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。
2) 点火油系统与启动油系统运行时分别对两个系统进行独立调节，其供油管上各设1个调节阀。
1.2.9. 油罐区系统
1) 机组点火油和启动油均用＃0轻柴油。
2) 燃油采用船运，码头卸油。
3) 燃油系统的出力可同时满足1台机组启动、另1台机组投油助燃的用油量。
4) 油罐区设2个2000m³钢制拱顶油罐和1间燃油泵房，泵房内布置3台供油泵，在锅炉最大用油量时（1
台机组启动、另1台机组投油助燃）2台运行，1台备用，锅炉较高负荷运行时只运行1台。另外，设1
台启动锅炉燃油泵。
1.2.10. 主蒸汽系统
1) 主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口PCV阀（电磁释放阀）动作的最低整定压力。主蒸汽系
统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差5°C。
2) 壁厚，下同），在接近汽轮机处分为三根支管，其中两根支管分别进入两个主汽阀，再通过四个调节
阀进入汽轮机高压缸。另一路进入高压旁路系统。×78（内径管，最小内径×主蒸汽采用单元制系统，布置
呈2-1-2型，主蒸汽分别由两侧的高温过热器出口联箱引出后合为一根，主管道规格为Di419.1
3) 主蒸汽管道的有一支管供蒸汽到汽轮机轴封系统，在机组热态或极热态启动时作为轴封系统的汽源。
4) 主蒸汽管道的主管采用按美国ASTM A335P91标准生产的无缝钢管，其它管道（包括疏水管道）采用1
2Cr1MoV无缝钢管。
5) 主蒸汽管道上不设流量测量装置，通过测量高压汽轮机调节级后的压力来计算出主蒸汽流量。
1.2.11. 再热蒸汽系统
1) 26.97）中，在进入锅炉低温再热器入口联箱之前分成两根支管。×965Φ19.05），之后接入总管（×66
0Φ再热蒸汽采用单元制系统，按2-1-2型布置，汽轮机高压缸排汽为两根管道（
2) 再热器蒸汽侧的压降不大于0.19 MPa（按B-MCR工况计算）。
3) 冷再热蒸汽系统管道用来输送从汽轮机高压缸排汽到锅炉再热器的冷再热蒸汽。
4) 冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。冷再
热蒸汽系统管道的设计温度为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相
应温度。
5) 在高压缸排汽的总管上装有气动逆止门，以便在停机时，防止蒸汽倒回到汽轮机，而引起汽轮机超速。
6) 在高压缸排汽总管气动逆止门后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道；另装有至#2高压加热器、汽
轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的各供汽管道。
7) 冷再热蒸汽管道采用按美国ASTM A672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。
8) 热再热蒸汽管道用来输送由机组启动到最大负荷的所有流量下，从锅炉高温再热器出口联箱到汽轮机
中联门的再热蒸汽。
9) 热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全门动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统
的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差5°C。
10) 32的总管。在进入汽轮机中联门前再分为三个支管，其中两路进入汽轮机，另一路进入低压旁路系统。
×23的管道，之后合为一根Di914×与锅炉再热器出口联箱相接的是两根Di648
11) 热再热蒸汽管道的总管采用按美国ASTM A335P91标准生产的无缝钢管，其它管道（包括疏水管道）
采用12Cr1MoV无缝钢管。
12) 采用汽机旁路系统和炉膛出口的烟温探针等措施保护再热器。
13) 为了在进行再热器水压试验时隔离再热蒸汽管道，在再热器进、出口的每一支管上装有水压试验堵阀。
1.2.12. 旁路系统
1) 汽轮机采用中压缸启动方式。为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的
特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，机组设置一套40%容量的高压和52%容量低压两级串联
汽轮机旁路系统。旁路系统的有下列功能：
a) 使机组能适应频繁启停和快速升降负荷，并将机组承压部件的热应力控制在合适的范围内。
b) 改善机组的启动性能（特别是热态和极热态启动），缩短机组启动时间，减少汽机的寿命损耗。
c) 汽机甩部分负荷或甩全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，减少锅炉安全门的起跳次数，
减少安全门的排放量。
2) 高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道，高压旁路的减温水取
自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水母管。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
汽总管接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高低压旁路
包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道在
机组运行时始终处于热备用状态。
3) 不同启动方式下推荐的旁路门的运行控制方式
A. 冷态、温态和热态启动如下图所示，旁路门的控制分为五个阶段
1) a阶段: 旁路门全关，锅炉点火后，当主汽压0.5MPa时进入b 阶段。
2) b阶段: 旁路门开度随主蒸汽压力比例变化。
3) c阶段: 汽机冲转前，旁路门控制蒸汽压力为8.73MPa。
4) d阶段: 汽机冲转后，旁路门开度逐渐减小以控制蒸汽压力为8.73MPa。
5) e阶段: 当负荷超过15%ECR 后，旁路门全关，锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制。
B. 极热态启动如下图所示，由于极热态启动时，主蒸汽压力已经建立，因此，将旁路门的设定压力比当前
压力提高+3.9MPa。锅炉点火约10分钟后，将旁路门的压力设定改为10MPa。当负荷达到10%～20%E
CR时，高旁门全关，锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制
1.2.13. 给水系统
1) 给水系统由给水泵将除氧器水箱中的给水送到锅炉省煤器入口，同时提供高旁减温水，省煤器出口经
下降管至水冷壁出口，同时提供过热器一、二级减温水和361A、B阀暖水。给水系统采用单元制，每台机
组配备2台50%容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵配一台定速电动前置泵，汽动给水泵与前置泵不考虑
交叉运行。一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵，用于启动和备用，前置泵与主泵用同一电机同轴
拖动。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%THA工况
以上负荷的需要。
2) 给水系统设有一台除氧器，可适应定–滑压运行。水箱的贮水容量可以满足不少于5分钟无凝结水进入
时锅炉最大蒸发量所需给水量。
3) 三台100%容量卧式高压加热器串联布置，高压加热器系统共用一个快速电动大旁路阀,以保证高压加
热器退出运行时锅炉最大给水量。
1.2.14. 凝结水系统
1) 系统是将凝汽器热水井中的凝结水经凝结水精处理设备、轴封加热器、低压加热器输送至除氧器，另
外还向汽机本体疏水扩容器、低旁减温器、给水泵密封水等提供减温水。
2) 系统设置2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生跳闸、凝汽器热水井水
位高或凝结水压力低时，备用泵自动启动投入运行。凝结水泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨
胀节，出口管道上设置逆止门和电动隔离阀。进、出口的电动隔离阀门将与凝结水泵联锁，以防止凝泵在
进、出口阀门关闭状态下运行。
3) 凝结水处理采用凝结水精处理装置。凝结水由凝汽器热水井经一根总管引出，然后分两路至两台100%
容量的凝结水泵，其出水管合并一路后依次经凝结水精处理装置、轴封加热器、低压加热器至除氧器。凝
结水在精处理装置中进行100%的处理。为了在凝结水精处理装置出现故障退出运行时，仍能维持机组继
续运行，在装置的进、出口均装有隔断阀，并设置旁路管道及阀门。
4) 凝结水精处理装置出口的凝结水，在进入轴封加热器前，将供给各辅助系统的减温用水和辅助系统的
补充用水以及设备或阀门的密封用水。
5) 经凝结水精处理后的凝结水进入轴封加热器。轴封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低
压门杆漏汽。轴封加热器依靠轴加风机维持微真空状态，以防蒸汽漏出大气。为维持上述的真空还必须有
足够的凝结水量通过轴封加热器，以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。为简化系统、减少投资，轴封加热器
进、出口的凝结水管道上均不设阀门，也不设旁路管道。轴封加热器出口凝结水管道上还设有当凝汽器热
水井高水位时，将凝结水返回至800m³凝结水补充水箱的系统。
6) 凝结水系统设有再循环管道，自轴封加热器出口的凝结水管道引出，经调节阀回到凝汽器，以保证启
动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽蚀，同时也保证机组启动和低负荷运行时有
足够的凝结水量流过轴封加热器，以维持轴封加热器的微真空。
7) 凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。轴封加热器后的凝结水经除氧器水位气动控制阀进入
凝汽器喉部的双列8、7号复合式低压加热器，出来后再合为一根母管经6号低压加热器、5号低压加热
器至除氧器。进除氧器的凝结水管道上设一只逆止门，以防止除氧器内蒸汽倒流进入凝结水系统。5、6
号低压加热器均采用电动隔离阀的小旁路系统，7、8号组合式低压加热器采用电动阀大旁路系统。
8) 系统中设置除氧器水箱热水循环泵，机组启动时，给水经启动热水循环泵进入除氧头，通过辅助蒸汽
加热及除氧，有利于缩短除氧器启动时间、提高机组整体启动的灵活性。
1.2.15. 补给水系统
1) 每台机组设有一个800m³的补给水箱，其主要作用是作为凝汽器热水井水位控制的储水和补水容器，
并为工业水系统提供启动注水和除氧器的启动上水。补水箱水源来自化学水处理室的除盐水，其水位由补
充水进水管上的调节阀控制。
2) 补水箱配置两台补给水泵，主要用于机组启动时热力系统充水，工业水系统充水等。二台补给水泵的
总容量满足锅炉启动冲冼时的水量要求（约为锅炉直流负荷即28％BMCR的给水流量），每台泵各为50％
容量。泵入口设有滤网和手动隔离阀，泵出口设有逆止门和电动隔离阀，在泵出口逆止门与电动隔离阀间
接出最小流量再循环管路。此外，泵侧设有由一逆止门和一手动隔离阀组成的旁路，机组正常运行时通过
该旁路靠储水罐和凝汽器之间的压差向凝汽器补水。当真空低直接补水不能满足时，开启补给水泵向凝汽
器补水。
3) 系统中不另外设置锅炉进水泵，启动时由凝结水补给水泵通过除氧器，水在除氧器中通过辅助蒸汽加
热至100°C后经电动给水泵和给水系统向锅炉进水。
4) 补给水系统的阀门均采用不锈钢阀门，管道采用不锈钢材料。
1.2.16. 加热器疏水及排气系统
1) 高压加热器疏水采用逐级回流串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，直至排
到除氧器。1～3号高加事故放水和除氧器溢放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。启动期间，除氧水箱不合
格水排向锅炉启动疏水扩容器。低压加热器也用逐级回流疏水，最后排到凝汽器进入凝结水系统，各低压
加热器事故放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。每个疏水管路均设有疏水调节阀，用于控制加热器的正常
水位。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的加热器或扩容器，以减少两相流动的管道长度，
避免管道震动，疏水调节阀后管径放大一级，且高加疏水采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管，低加疏水采用厚
壁管。
2) 加热器事故放水有三种情况：一是加热器管子断裂或管板焊口泄漏，给水进入壳体造成水位升高或者
正常疏水调节阀故障，疏水不畅造成壳体水位升高。另一种情况是下一级加热器事故关闭上一级的疏水调
节阀，上一级加热器疏水无出路。最后一种是低负荷时，加热器间压差减小，正常疏水不能逐级自流。上
述任何一种事故情况下，开启有关加热器事故放水阀，经扩容降压后排入凝汽器。
3) 高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全门。汽侧还设有停机期间充氮保护接口。高压加热
器连续运行排气接至除氧器，低压加热器连续运行排气接至凝汽器。在加热器连续排气口内，设有内置式
节流孔板，以控制高压排气（汽）量。
4) 除氧器排气管道上设有截止阀和节流孔板，还设有电动旁路阀。当节流孔板阻塞时，电动旁路阀开启，
以保证除氧器排气量。
5) 轴封加热的疏水经单级U形水封管疏入凝汽器。
1.2.17. 抽汽系统
1) 汽轮机设八段非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三段抽汽分别供至1、2、3号高压加热器，
四段抽汽供给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。五、六、七、八段抽汽分别供至5、6、7、8号低
压加热器。
2) 为防止汽轮机超速和进水，除七、八段抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动逆止门和电动隔离阀。
电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护，气动逆止门主要用于防止汽轮机超速保护，同时兼作防止汽机
进水的二级保护。
3) 由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合式加热器，一旦汽机甩负荷，抽汽压力突然降低，给水箱
中的饱和水将迅速汽化，产生大量的蒸汽，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机，且考虑到四段抽汽
管道上的用汽点较多，故在四段抽汽管道总管靠近汽轮机处装设两个串联的气动逆止门和一个电动隔离
阀，在各用汽支管上分别又设置了逆止门，以确保汽轮机的安全运行。
4) 小汽轮机具有双进汽口，外切换，采用两个汽源。高压汽源为二段抽汽，低压汽源为四段抽汽。四段
抽汽经流量测量喷嘴后，分成两根支管，分别去两台小汽轮机的低压调节阀。低压汽源每一支管上设一个
电动隔离阀和一个逆止门。逆止门是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽进入抽汽系统。
5) 小汽轮机排汽口垂直向下，排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节，并设有一个安全膜板，
以保护小汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于小汽轮机隔离
检修。
6) 汽轮机五、六段抽汽口位于凝汽器的壳体内。五、六段抽汽管道从凝汽器的壳体内穿出分别合为一根
母管至各自的加热器，抽汽母管上装有电动隔离阀和气动逆止门。7、8号复合式低压加热器布置在凝汽器
喉部，由于接近末级排汽，汽机无超速可能，故不设逆止阀。
7) 为防止汽轮机进水，抽汽系统设有完善的疏水系统。
1.2.18. 辅助蒸汽系统
1) 二台机组之间设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽有以下几个汽源：
a) 调试及初次启动汽源来自启动锅炉；
b) 邻炉来汽；
c) 正常运行时由本机四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。
d) 低负荷本机四段抽汽不能满足要求时由二段抽汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统；
2) 机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自该辅助蒸汽
母管。辅助蒸汽母管的设计参数为：压力：0.8～1.27MPa；温度：350～381°C。
3) 第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由一台35t/h的启动锅炉供应，启动锅炉出口蒸汽参数为1.27 M
Pa，350°C。第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。
4) 辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压和锅炉进水加热、启动油枪雾化、汽轮机和小
汽轮机汽封、小汽轮机调试以及暖缸等提供用汽。辅助蒸汽系统供汽能力为一台机组启动和另一台机组正
常运行的用汽量之和。
1.2.19. 凝汽器抽真空系统
1) 该系统在机组启动初期将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；
机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。
2) 由于凝汽器高、低压壳体有抽空气管相连，因此凝汽器汽侧抽真空系统设置三套50%容量的水环式真
空泵，与低压凝汽器壳体连接。正常运行时，两台运行，一台备用。在机组启动时，三台真空泵可一起投
入运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。
3) 每个凝汽器壳体上还设置1个真空破坏电动门，用于在机组事故情况下破坏真空，增加凝汽器背压，
缩短汽机惰走时间。
1.2.20. 工业水系统
1) 除真空泵外，其它设备用水均来自工业水系统。由于冷却水温度越低，真空泵抽真空的效果越好，故
真空泵冷却用水取自循环水供水管上的海水。
2) 工业水系统设两台100%容量工业水泵（一台运行一台备用）、两台全钛管式水-水冷却器和一个高位
布置的缓冲水箱，水-水冷却器容量能满足机组从启动到最大出力时各种工况下运行的冷却水要求，并留有
一定的裕量。工业水的启动注水来自补给水箱出口的除盐水，补给水为凝结水。
1.2.21. 润滑油系统
1) 汽轮机润滑油系统采用主油泵——油涡轮供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力驱动油
涡轮投入工作。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组提供油源。
2) 油系统中设有两台冷油器，为下锈钢管式换执器。一台运行，一台备用。可通过切换阀进行切换。
3) 汽轮机主油箱及小汽机润滑油箱容量能保证在厂用交流电失电且冷油器断冷却水的情况下停机时，机
组安全惰走，油温不超过80°C。
1.2.22. 循环水系统
循环水采用单元制供水系统，以海水作为凝汽器冷却水的循环水，其流程为：码头港池—取水口—引水明
渠—循环水泵房—循环水进水管—凝汽器—排水管—虹吸井—排水管—排水口。
1) 取水口:循环水取水口布置于厂区东北面的白沙湖煤码头港池南岸墙，在重件码头和油码头之间。
2) 引水明渠:引水明渠满足四台机组容量，明渠位于取水口和前池之间，长约920m。
3) 进水前池: 为使引水明渠与循环水泵房有良好的衔接，保持良好的流态，于两者之间设置进水前池。
4) 循环水泵:1、2号机组设置立式混流泵4台。循环水泵与其附属设备（滤网、清污机及起重设备）露天
布置。
5) 压力进水管:从泵房至汽机房为循环水进水管段，每台机采用一条预应力钢筒砼管（PCCP），内径φ32
00mm，总长约815m, 压力管在拐弯处设砼支墩以承受推力。
6) 虹吸井:1、2机组各建1座虹吸井，采用钢筋砼板式地下结构，长×宽×高=46.7m×16m×7.6m。
7) 3500mm，采用现浇钢筋砼结构， #1虹吸井出口接出一条单孔排水管沟，长约20m，#2虹吸井出口
接出一条单孔排水管沟，长约120m，然后2条排水管沟合成双孔，直至排水口。×排水管沟:排水管沟按
两台机组容量建成，汽机房至虹吸井段每台机组为2DN2400钢管, 虹吸井后排水管沟净空3500
8) 排水口：排水口断面为1条双孔箱涵，沟内底标高-4.0m，每条箱涵长9.0m，重290t。
9) 循环水系统在低压侧凝汽器A、B进水管电动阀前分别接出一路水管作为水—水交换器用水管道，水—
水交换器的排水至高压侧凝汽器A、B出水管电动阀后出水管。在低压侧凝汽器A、B进水管电动阀后分别
接出一条水管合二为一作为水环式真空泵用水，真空泵的排水至高压侧凝汽器B侧电动阀后出水管。
10) 低、高压侧凝汽器串联运行，装有进、出口电动阀。
11) 循环水系统设有胶球清洗装置，正常运行时可以对凝汽器钛管进行清洗，以保持凝汽器钛管清洁。
1.2.23. 输煤系统
1.2.23.1. 输煤程控系统简
该系统由南京朗坤自动化股份有限公司设计，采用Modicon Quantum系列产品，整个PLC系统由一个主
站和三个远程I/O站共11个机架组成，采用CPU双机热备用工作方式。
1.2.23.2. 煤场建筑情况
一期1号、2号机组工程设#2、#3 两个φ120m，高约70m的半球形圆形煤场，煤场的总面积为22620
米²，煤堆高度34.4m ,堆积角38º，每个煤场储煤13万吨，两个煤场共储煤26万吨，按设计煤种，满足
2台炉燃用27.4天；一期3、4号机组工程时，增加#1圆形煤场，3个煤场占地面积33929米²，储煤量
为39万吨，满足4台炉燃用20.6天，封闭式圆形煤场的结构下部由环型钢筋混凝土侧墙组成。侧墙高度
15米，上部为钢结构，彩板屋面。
1.2.23.3. 煤场设备情况
每个煤场内各安装一台由德国SCHADE公司生产的圆型堆取料机，其中堆料出力3000t/h，与码头来煤一
致；取料出力1500t/h,与运煤出力一致。在每个煤棚内安装了一个固定煤斗，煤斗下安装活化振动给煤机。
1.2.23.4. 皮带机
1) #1、#2机组工程输煤系统共有22台带式输送机。C0～C5带式输送机共12台,为卸煤系统。带宽为B
=1800mm，带速为3.15m/s，出力：3000t/h，C0～C1栈桥按布置三路带式输送机设计。C5B和C5C带
式输送机分别连接#2、#3圆形堆取料机。C6～C10栈桥按双路带式输送机设计，为上煤系统，带宽为B
=1400mm，带速为2.5m/s,出力:1500t/h。各皮带采用阻燃型。
2) C0、C1带式输送机因输送距离长或提升高度大，采用中部双电机驱动，其余为头部单电机驱动。
3) 带式输送机系统，一路运行，一路备用，具备双路同时运行的条件。
1.2.23.5. 输煤6KV系统简介
1) 输煤6KV A段由6KV公用1C段供电；输煤6KV B段由6KV公用2C段供电；输煤6KV A、B段母联开
关处于热备用状态；输煤6KV A段和输煤6KV B段可以通过母联开关互相供电。
2) 输煤6KV A段分别向＃1链斗式卸船机、＃3堆取料机、＃1输煤变、C0A皮带、C1A皮带、C2A皮带、
C3A皮带、C5A皮带、C5C皮带、C6A皮带、C6C皮带、C7A皮带、A碎煤机、C8A皮带供电。
3) 输煤6KVB段分别向＃2链斗式卸船机、＃1堆取料机、＃2堆取料机、＃2输煤变、C0B皮带、C1B
皮带、C2B皮带、C3B皮带、C5B皮带、C6B皮带、C7B皮带、B碎煤机、C8B皮带供电。
4) C9A、B皮带、C10A、B皮带分别由6KV公用1C、2C段供电。
5) 输煤6KV 电气柜内分别设有6KV断路器开关（型号为3AH3）、电压互感器（型号JDZX9-6）、电流
互感器（型号LZZBJ9）、接地、接地开关、测量仪表和辅助回路。
1.2.23.6. 输煤380V系统
1) 输煤380VA段、B段母线分别由#1输煤变、#2输煤变（2000KVA）供电，输煤380V A、B段母联开
关处于热备用状态；输煤380V I段、II段可以通过母联开关相互供电。
2) 输煤380V A段、B段母线都能分别向T1、T2、T3、T4、T5、T6转运站、燃料检修车间、推煤机房、
输煤集控室、运煤码头以及冲洗泵电气房供电。煤仓间低压负荷设一控制中心，电源分别由两台机的一段
供电，两个电源互为备用。
3) 各转运站电气房电源I段和II段可以通过刀闸开关的转换分别向配电柜供电。
4) 输煤380V断路器的型号分别为（施耐德MT和施耐德NS型）；电流互感器型号为LMZ-0.66；电压互
感器型号为JDG-0.5。
1.2.23.7. 输煤直流系统
燃料直流系统由输煤集控110V直流控制系统，直流系统均由一套充电器和一个蓄电池组(52个)构成,向输
煤6KV/380V系统各开关提供控制、合闸和继电保护所需的直流电源。为了便于检修和事故处理每一直流
系统均设成直流I段和II段；正常运行时充电器除给系统各负荷供电外还向蓄电池组供给浮充电流以弥补
蓄电池组自放电损失维持蓄电池的正常电压，当充电器或交流输入电源故障时由蓄电池向系统直流负荷供
电保证直流系统的正常运行。
1.2.23.8. 输煤码头
输煤系统一期工程码头码头全长280m，宽32m，码头面高程5.65m，码头设计底高程-15.20m，预留发
展至-19.10m，可以停靠一艘3.5～7万吨级煤轮。码头基础结构采用不带卸荷板钢筋混凝土方沉箱结构。
沉箱一次出水，沉箱基础为10～100kg基础块石约10234m3；抛石前基床开挖，开挖量63880m3；方沉
箱尺寸为长×宽（带趾）×高=17.65×15×20.3m，趾长1m，单件重2357t，共预制安装沉箱22件；沉箱
内外回填中粗砂约387435m3，沉箱上现浇混凝土C30胸墙8224m3/19段；门机前轨安放在胸墙上，后
轨采用钢筋混凝土矩形轨道梁，轨道梁基础采用φ600PHC管桩，间距4m设置2根。码头胸墙上布置鼓
型橡胶护舷及系船柱等。码头面有两台由德国克虏伯公司生产的1500t/h链斗式连续卸船机完成码头来船
的卸煤任务。卸船机的额定出力为1500吨/小时，最大出力为1800t/h。
1.2.24. 除灰渣系统
本厂统称的除灰渣系统包括除灰系统、除渣系统、除石子煤系统。
1.2.24.1. 除灰
1) 电除尘装置采用的电除尘为四室四电场，除尘效率大于99.2%。
2) 除灰采用干除灰正压气力输送方式，锅炉灰斗排出的干灰由发送器直接送至粗灰库或细灰库贮存。发
送器输送介质为压缩空气，由专用空压机提供。本期2台机组共设置3座灰库, 其中2座粗灰库, 1座细灰
库, 每座灰库直径16m , 有效容积为2400m3, 可满足2台炉2天的贮灰时间。灰库设干灰和湿灰装车接
口, 采用汽车运灰送至山谷灰场或外卖供综合利用。
1.2.24.2. 除渣
除渣采用水浸式刮板捞渣机作为炉底渣的捞出设备，每台炉设一台Q=7.5～40t/h刮板捞渣机。刮板捞渣
机与水冷壁灰斗间设置过渡渣斗，渣斗内连续进工业水，水温＜30℃。渣斗内水温保持在60℃以内。捞
渣机出口设一台渣仓，渣仓容积约90m3，可满足15h贮渣量。经刮板捞渣机排出的渣落至渣仓, 然后由
运渣车运至灰场堆放。
1.2.24.3. 除石子煤
每台磨煤机出口设1台石子煤斗, 石子煤斗设进、出口闸板。磨煤机运行时，从磨煤机排出的石子煤先落
入石子煤斗，当石子煤斗装满时，关进口闸板开出口闸板，把石子煤放出，通过人力斗车运走。
1.2.25. 化学系统
1.2.25.1. 生水预处理系统
600MW机组用水量设计，最大设计处理能力为1200m3/h，通过混凝、沉淀和过滤作用除去水中的悬浮物、
胶体等杂质，为化学除盐系统、服务/消防、生活用水及锅炉冲灰提供品质合格的用水。×净水站按一期工
程4
1.2.25.2. 锅炉补给水处理系统
1) 锅炉补给水处理系统为高效纤维过滤器＋活性碳过滤器＋阳床＋阴床＋混床方案。
2) 锅炉补给水处理系统主要包括2套出力为100m3/h的过滤系统和除盐系统以及2个体积为3000m3除
盐水箱。
1.2.25.3. 凝结水精处理系统
1) 凝结水精处理采用中压前置过滤器+混床系统。设置前置过滤器是为缩短机组启动时的系统冲洗时间，
避免混床受到铁污染，保持混床高效的运行状态。凝结水精处理装置串接在凝结水泵和低压加热器之间。
每台机组的前置过滤器按2×50%凝结水全流量设计，每台出力725m3/h；混床出力按3×50%凝结水全
流量设计，每台出力725m3/h。每台机组正常运行时，两台前置过滤器并联运行，不设备用；两台高速混
床并联运行，一台备用，可满足每台机组的100%凝结水处理量。
2) 精处理系统设有前置过滤器旁路和高速混床旁路系统，当进口凝结水温度或进出口压差超过设定值时，
凝结水全部经旁路通过。
3) 高速混床运行采用在线硅酸根分析仪、钠表、电导率仪及累计制水量控制运行失效终点。高速混床树
脂失效后采用三塔法体外再生系统，1、2号机组共6台高速混床共用一套再生装置。
1.2.25.4. 水汽品质监督及化学加药系统
1) 1、2号机组水汽取样分析装置一台机一套，共两套。该装置采用高温盘、低温盘与人工取样盘分开布
置的形式。为及时检测凝汽器的泄漏情况，每台机组设置一套凝汽器检漏装置。
2) 汽水加药系统采用加氨、加氧处理方式（CWT工况），及加氨、加联胺处理方式（AVT工况）。当机
组启动、机组停运前一段时间或精处理运行不正常时采用加氨、加联胺处理；当机组运行稳定，凝结水1
00％处理，给水氢电导率≯0.15µs/cm且系统无泄漏时采用加氨、加氧处理运行方式。
1.2.25.5. 制氢系统
化学制氢系统采用比利时范登堡制氢设备集团生产的H2 IGen®制氢设备，能够提供高纯度的氢气，作为
发电机氢冷系统充氢之用。系统可由两套制氢设备直接向发电机提供14m3/h的氢气，或充到氢缸中备用。
1.2.25.6. 工业废水处理系统
工业废水处理系统主要处理电厂各生产工艺排放的工业废水，使之达到工业废水排放标准后回收使用，回
用于输煤系统冲洗用水及除灰系统等。本期设计处理能力为100 m3/h。
1.2.26. 发电机本体
1) 定子绕组允许在额定负荷下内冷却水断水运行持续30秒。
2) 定子冷却水系统采用独立密闭的循环除盐水系统，定子绕组冷却水的进水温度范围为42～48℃，回水
温度不大于78℃。
3) 定子绕组冷却水系统采用集装式，散热器为管式。
4) 发电机输出额定容量时，机壳内氢气压力为0.414MPa，最大不超过0.45MPa；发电机机内氢气纯度≥
96％。
5) 发电机密封油系统为集装式，采用接触式密封油档措施，密封瓦采用单流环形式，防止密封油进入机
内。
6) 发电机集电环及碳刷的冷却采用转子自带的风扇，碳刷采用摩根碳刷，刷握采用易拆式。在满负荷额
定值运行时碳刷可以在线更换。
7) 发电机出线端子与封闭母线连接处的冷却方式为空冷。
8) 发电机中性点经二次侧电阻（带中间抽头）的单相变压器接地。接地变压器容量为60kVA,二次侧接地
电阻为0.32Ω，一次侧电压为22kV,二次侧电压为240V,带有100V抽头。
1.2.27. 励磁系统
1) 励磁系统为ABB公司UNITROL 5000自并激静止可控硅整流励磁系统,主要由机端励磁变压器、可控硅
整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置及必要的监测、保护、报警辅助装置等组
成,励磁变压器采用全连式离相封闭母线在发电机出口与发电机出口断路器之间T接于主封母。励磁变电源
直接取自发电机出口，启励电源取自220V直流段。
2) 静态励磁控制系统采用进口微机型自动电压调节装置。
3) 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统能连续运行
4) 励磁系统的短时过载能力:在机端0.8额定电压标幺值时，顶值电压2倍为920V，电流2倍为8600A，
允许持续时间不小于10s。
5) 发电机零起升压时，自动电压调节器使定子电压的超调量不超过定子电压的10%，调节时间≤10s。
6) 励磁变压器
a) 励磁变压器采用干式变压器，Y/D接线
b) 励磁变压器信号和保护设置
线圈温度I段过热报警。λ
线圈温度II段过热灭磁停机。λ
7) 可控硅整流装置
a) 整流柜数量5个，如一个柜故障退出，余柜可满足包括1.1倍额定励磁和强励在内的各种运行工况的要
求,均流系数大于90%。
b) 冷却方式采用强迫空冷，采用可靠的低噪音风机,具有100%备用。在风压或风量不足时备用风机能自
动投入。设有两路冷却风机电源，两路电源能自动切换。
8) 灭磁装置
a) 灭磁装置在发电机正常停机或内部故障的情况下可靠动作灭磁。
b) 灭磁逻辑：灭磁开关+非线性电阻,采用移能灭磁方式，灭磁系统设有过电压保护。
9) 启励装置
a) 采用动力用直流220V电源。
b) 启励变压器为短时工作制,允许间隔5分钟通电启励一次。启励时，当发电机电压不大于10%，启励装
置保证AVR能可靠投入。
c) 当发电机机端电压上升到额定空载电压10%时，启励回路自动脱开。
10) 励磁电压调节装置(AVR)
a) AVR采用双通道，每个通道配自动和手动功能，各通道之间相互独立，可并列运行或互为备用。
b) AVR柜采用强迫通风。
c) AVR的自动调节模式为端电压PID，手动调节采用PI方式。
d) AVR各通道设恒电流调节手动单元，手动跟踪自动，切换无扰动。
1.2.28. 电气主接线
1.2.28.1. 500kV系统接线
1) #1、#2机组设有两回500kV出线，系统采用具有两个完整串的3/2交叉接线方式(一个半断路器接线
方式),两台发电机及出线交叉接入500kV GIS。
2) 每台机组均以发电机-变压器单元接线接至厂内500kV母线，发电机出口电压由主变升压后经红茅甲线、
红茅乙线两回500kV线路至茅湖500kV变电站。
3) 500kV系统为直接接地系统，通过主变中性点死接地。
4) 500kV配电装置采用屋内GIS。
1.2.28.2. 发电机-变压器组接线
1) 发电机出口装设断路器。在主变低压侧与发电机出口断路器之间引接A厂高变和B厂高变，正常机组
起动电源可由系统通过主变，高压厂变倒送电取得，或由#01高备变提供。
2) 500kV、22kV系统均采用离相封闭母线连接。
1.2.28.3. 高压厂用备用电源的引接
1) 高压厂用备用电源取自#01高备变， #01高备变具有载调压功能，备用变容量为厂高变容量的60%。
2) 110KV配电装置采用线路-变压器型式，采用屋外GIS；
3) #01高备变通过高备变中性点刀闸接地。
4) 110kV系统采用架空导线连接。
1.2.29. 厂用电接线
厂用电系统设6kV及380V两种电压等级，每台机组设一台A厂高变和B厂高变以作为6kV母线三段工作
电源。
1.2.29.1. 6kV厂用电系统
1) 6kV厂用电系统采用中性点经电阻接地。根据负荷分布情况，在主厂房、脱硫系统、输煤控制楼设置了
6kV厂用电系统。
2) 厂高变低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。
3) #01高备变的低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。
1.2.29.2. 380V厂用电系统
1) 低压厂用变压器按成对配置、互为备用的原则设置。主厂房380/220V厂用电采用中性点直接接地系统
2) 每台机、炉分别设由两台低压厂用变压器供电的两个动力中心，下设机、炉控制中心。
3) 两台机组的公用负荷，例如集控楼空调、GIS配电等，其电源分别从两台机的某一段引接。
1.2.30. 事故保安和不停电电源
1.2.30.1. 事故保安电源
每台机组装设一台快速自起动的1000kW柴油发电机组，下设两个保安段，正常运行时由机组的低压工作
段供电。当发生事故失去电源后，柴油发电机组快速自起动，投入带保安段负荷。两台机组的快速柴油发
电机组不设联络开关。
1.2.30.2. 交流不停电电源
#1、2机组共设置两套交流不停电电源装置（UPS）。
1) 单元机组不停电电源装置
a) 每台机组设置两台交流不停电电源装置（UPS），正常时每台UPS各承担50%负载，当其中一台故障
时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为80kVA。
b) 机组UPS系统主要向机组分散控制系统（DCS）、热控自动调节和监视设备、电气测量变送器屏等负
荷供电。
2) 公用不停电电源装置（UPS）
a) #1、2机组共设置一套两台交流不停电电源装置（UPS），正常时每台UPS各承担50%负载，当其中
一台故障时，由另一台承担全部负载。每台装置额定输出容量为40kVA。
b) 公用UPS对DCS公用系统部分（燃油系统、凝结水精处理系统、中央空调系统等）、网络计算机监控
系统（NCS）站控层设备、全厂GPS时钟系统、全厂火灾报警探测控制系统等负荷供电。
1.2.31. 机组控制系统
机组控制系统包括三部分：机组主厂房的设备控制采用DCS系统，由上海西屋控制系统有限公司提供；辅
助系统（除启动锅炉）采用MODICONG PLC控制；电气500kV系统控制采用南瑞公司生产的网络微机监
控系统
1.2.31.1. 热工自动化水平
A. 单元机组采用机、炉、电集中控制。500kV网络控制设在机组单元控制室内。
B. 单元机组以分散控制系统(DCS)作为机组监视和控制的核心, 由分散控制系统(DCS)实现机组的数据采
集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽机电液控制系统(DEH)、锅
炉给水泵汽机控制(MEH)、汽机旁路控制(BPC)、发电机-变压器组及厂用电控制(ECS)等功能, 配以锅炉吹
灰程控系统、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机安全监控系统(TSI)、凝汽器胶球清洗程控装置、自动电压调
节装置(AVR)和自动准同期装置(ASS)等自动化设备构成一套完整的自动化控制系统, 对锅炉、汽机、发电
机-变压器组、厂用电系统部分及辅助系统进行控制与监视。机组控制系统设置机组自起停顺序控制,（AP
S） 自动化水平可达到:
1) 机组运行人员在集控室内以CRT操作员站为主, 监视机组的运行工况,并可以通过CRT/键盘对机炉的辅
机和各种阀门、挡板进行控制, 需要时可手操对这些对象进行远方控制, 确保机组安全经济运行；
2) 完善的模拟量控制系统及顺序控制系统设计, 实现机、炉、电协调控制和机组自锅炉不投助燃油最低稳
燃负荷到满负荷范围内自动控制；
3) 异常工况时, 联锁保护控制系统自动切、投相应的系统或设备, 使机组能在安全工况下运行或停机；
4) 根据中调或值长发出的负荷指令进行机组的自动发电控制(AGC)；
5) 辅助车间热工自动化控制如下:
a) 采用机组DCS, 在集控室监控, 如: 循环水系统、燃油系统、烟气脱硫系统等；
b) 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制, 与DCS进行通信, 在集控室监控；
c) 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制, 设置辅助车间网, 在集控室设置操作员站OPS监控, 与SI
S进行通信。
1.2.31.2. 热工自动化系统的结构
A. 热工自动化系统主要由生产过程自动化控制系统厂级监控和管理系统(MIS/SIS)构成。
B. 生产过程自动化控制系统主要由单元机组控制系统及辅助车间控制系统组成。
C. 单元机组控制系统由分散控制系统(DCS)和机炉子控制系统构成:
1) 机组的数据采集系统(DAS)包括锅炉、汽机、电气运行流程画面、自启停流程帮助画面、棒状图（BAR）、
趋势图（TREND）、机组运行报表、顺序事件记录（SOE）、软光字牌报警等等。在流程图上，运行人员
可以监视到各主要参数的实时数值，并可根据其颜色判断其报警状态，从被控设备上可以直接调出相应的
操作画面，在监视实时参数的同时进行控制操作；
2) 锅炉FSSS控制逻辑公用控制逻辑即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）及油燃料跳闸（OFT）
与首出原因记忆、点火条件、点火能量判断、RB等。FSSS公用设备（如火检冷却风机、密封风机、主跳
闸阀）的控制。燃油控制逻辑包括各对油燃烧器投、切控制及层投、切控制。燃煤控制逻辑包括各制粉系
统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制。FSSS还有后备硬手操MFT按钮；
3) 锅炉顺序控制系统(BSCS)包括锅炉烟风系统、锅炉辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。汽机顺
序控制系统(TSCS)包括汽机侧的主要辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。SCS设计为子功能组级和
驱动级二级控制的层次性结构。机组级自启停（ATC）采用多层级功能组结构，最高层为机组级自启停功
能组。按机组启动过程分成过程功能组，由过程功能组控制设备功能组。可把ATC功能组拆开分步试投；
4) 电气ECS监控和监测范围：发电机变压器组（含发电机出口断路器），发电机励磁系统，主厂房低压
变高压侧开关及PC进线、分段开关，辅助厂房低厂变高压侧进线开关，110KV断路器、变压器有载分接
开关；
a) ECS监测范围：单元机组的直流系统和UPS系统，柴油发电机组的重要信号，110KV隔离开关及接地
刀闸。
b) ECS对厂用电系统的监测：主厂房内6KV开关柜及380VPC柜所有进线及馈线回路按分段由各回路的
带通讯口的保护测控装置通过串口构成现场总线，每个现场总线配置一个主控单元，作为各段数据整理、
汇总及通讯等功能的主要装置，主控单元通过RS485通讯口向DCS传送各段的状态信号、事故报警信号
及测量信号。
5) 汽机DEH主要控制汽轮机转速和功率，即从汽机挂闸、冲转、暖机、进汽阀切换、同期并网、带初负
荷到带全负荷的整个过程，DEH从功能上分为三个部分：超速保护（OPC）、汽机基本控制（BTC）和汽
机自启停（APS）；
a) 汽机超速保护主要包括超速保护逻辑、超速试验选择逻辑以及DEH跳闸逻辑，它控制着OPC电磁阀，
同时汇总DEH相关跳闸信号后通过硬接线送ETS。
b) 汽机基本控制主要实现汽机远方挂闸、转速控制、自动带初负荷、负荷控制、主蒸汽压力限制/保护（T
PR）、负荷限制、阀位限制、频率校正、RB工况、单阀/顺序阀切换、阀门试验、阀门校验等功能
c) 汽机自启停（ATC）主要是以转子应力计算为基础，控制并监视汽轮机从盘车、升速、并网到带负荷全
过程。基本的ATC逻辑由两部分组成，即转子应力计算、监视和启动步骤。这两部分相辅相成，共同组成
一套使汽轮机自动完成从盘车到带负荷整个过程的平稳、高效的控制系统。
6) 小汽机MEH主要完成以下控制功能：MEH复置、小汽机启动、小汽机MEH本地手动控制、小汽机M
EH本地自动控制、小汽机MEH 远方（MCS）自动控制、小汽机MEH自动启动控制、小汽机MEH 电超速
试验、小汽机MEH 机械超速试验、小汽机速关阀活动试验。
D. 辅助控制系统主要是将水源地三遥控制，综合水泵房控制PLC（包括采暖加热站、厂用空压机房），化
学处理站PLC，除灰系统PLC，电除尘系统PLC，灰渣系统PLC，输煤系统PLC，工业废水处理系统PLC，
生活污水处理系统PLC通过冗余100M工业以太网进行组网通信控制，可以集控室在对辅助系统的设备进
行监视和控制。
E. 网络监控系统NCS主要完成变电站500kV和110KV系统的设备数据采集和处理，监视和报警；NCS
根据运行人员输入的命令实现断路器、隔离开关的正常操作； 对需要同步的断路器完成同步鉴定，实现捕
捉同步或同步闭锁合闸；实现操作出口的跳合闸闭锁、操作出口的并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭
锁；运行人员操作微机五防功能；电量统计计算，控制系统时钟同步，调度远动信息传送，系统在线自诊
断及冗余管理。
1.2.31.3. DCS对电气系统的监控范围
1) 发电机变压器组（含发电机出口断路器）；
2) 发电机励磁系统；
3) 主厂房低厂变高压侧开关及PC进线、分段开关；
4) 辅助厂房低厂变高压侧进线开关；
5) 500kV、110KV断路器；
6) 变压器有载分接开关；
7) 单元机组的直流系统和UPS系统；
8) 柴油发电机组的重要信号；
9) 500kV、110KV隔离开关及接地刀闸。
1.3. 主设备规范
1.3.1. 锅炉
1.3.1.1. 锅炉B-MCR工况下主要参数
项 目 单 位 数 值
过热蒸汽最大连续蒸发量 t/h 1950
过热蒸汽出口压力 MPa 25.4
过热蒸汽温度 ℃ 571
再热蒸汽流量 t/h 1590.3
再热器进口/出口蒸汽压力 MPa 4.85/4.66
再热器进口/出口蒸汽温度 ℃ 327/569
给水温度 ℃ 290
省煤器入口压力 MPa 28.87
热一次风温度 ℃ 324
热二次风温度 ℃ 341
炉膛出口过量空气系数 1.14
排烟温度（修正后） ℃ 123
未燃烬碳损失 % 0.70
1.3.1.2. 锅炉B-ECR工况下主要参数
项 目 单 位 数 值
过热蒸汽连续蒸发量 t/h 1715
过热蒸汽压力 MPa 25.41
过热蒸汽温度 ℃ 571
再热蒸汽流量 t/h 1410
再热器进口/出口蒸汽压力 MPa 4.30/4.11
再热器进口/出口蒸汽温度 ℃ 316.6/569
给水温度 ℃ 282.9
省煤器入口压力 MPa 27.88
热一次风温度 ℃ 317
热二次风温度 ℃ 338
炉膛出口过量空气系数 1.14
排烟温度（修正后） ℃ 121
未燃烬碳损失 % 0.70
锅炉保证效率