力源350MW最新规程(修订0615)

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Q/FD-001-2014

350MW机组集控运行规程

（初版）

2015-05-01发布2015-05-01实施

莒南力源热电有限公司发布

前言

为保证350MW机组安全、经济、环保运行，规范操作，特制定本规程。

本规程根据国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、中国华能集团公司颁《防止电力生产事故重点要求（试行）》、《电力安全作业规程》（热力和机械部分、电气部分）《DLT 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则》等有关规程、规定，现场施工图纸、制造厂家有关技术资料，并根据我公司机组运行实际情况及设备技术改造、设备异动情况、逻辑变更通知书、反事故技术措施，在原华能临沂发电有限公司Q/LFD-105.34-2012《350MW机组集控运行规程(A版)》的基础上进行修改完善而成。

本次修订的主要内容有：

第一、二部分:对机组概述及设备规范中，对锅炉、汽轮机、发电机部分主、辅设备规范，依照现场设备实际情况进行补充完善，对给水泵小机主油箱油位、除氧器水位等定值进行了修订；

第三部分：在机组启动部分，针对系统实际情况，对发电机密封油及氢气系统的操作进行了修订，尤其是针对氢气系统的充氢、排氢操作以及密封油系统的启动停止操作进行了详细修订；对点火前炉膛吹扫条件进行了修订；对煤层点火允许条件进行了修订；对机组启停过程中脱硝系统的投停进行了修订；对制造厂提出的系统启动参数要求，结合公司实际情况进行了修订，针对汽轮机发电机组轴系实际临界转速情况，对机组启动过程中的升速、暖机及升速率情况进行了修订；对启动后的保护投运进行了修订。

第四部分：在机组运行部分，结合实际情况对定期工作内容及周期进行了修订。

第五部分：在机组停运部分，对机组停运后的冷却和保养部分做出修订。

第六部分：在事故处理部分，根据机组运行参数限制表，对高低差定值进行了修订，结合实际情况对降真空、密封油中断、发电机排氢等内容进行了修订。根据防止汽轮机进冷水冷汽措施要求，对旁路系统投、切后的监视、调整操作做出变更；结合实际情况对仪用压缩空气失去处理进行了修订；

第七部分：辅助设备及系统，对主要辅机的规范、参数进行了修订，对双流环密封油系统的操作和事故处理、给水系统的电泵组的操作及汽动给水泵组并泵操作进行修订，对部分操作按照实际情况进行了修订。

第八部分：在机组连锁保护和定值部分，对部分定值进行了修订，对部分逻辑按照生技部的逻辑通知单进行了修订如：引风机增加了控制油站连锁试验、磨煤机点火能量满足条件、给煤机入口门关闭允许条件、层火焰丧失的选取、凝结水调压曲线、给水泵最小流量阀调节逻辑等，对原初版规程中不准确的部分逻辑进行了确定。

第九部分：在机组试验部分，对主机高中压主汽门松动试验、小机主汽门松动试验、各抽汽逆止门活动试验、主机润滑油在线通道试验等根据机组实际运行情况，进行了重新编制。

鉴于编写人员技术水平有限，规程中难免会有不妥之处，恳请广大运行人员、工程技术人员和生产管理人员对规程中存在的问题多提宝贵意见，以便我们及时更正和进一步完善。

本规程自颁布之日起执行。

本规程由莒南力源热电有限公司标准化委员会提出。

本规程由莒南力源热电有限公司发电运行部起草。

本规程由莒南力源热电有限公司生产技术部归口并负责解释。

本规程起草人：魏树茂陈明俊康健

审核：

审定:

批准：

1 机组概述 (1)

1.1 锅炉概述 (1)

1.2 汽轮机概述 (3)

1.4 机组热控系统概述 (3)

1.5 脱硫系统概述 (7)

2 设备规范 (7)

2.1 锅炉设备规范和特性 (7)

2.2 汽轮机设备规范和特性 (21)

2.3 发变组设备规范和特性 (28)

2.4 主要辅机设备规范 (34)

3 机组启动 (78)

3.1 机组启动规定 (78)

3.2 机组启动应具备的条件 (79)

3.3 机组启动前的准备 (80)

3.4 机组启动前的试验 (81)

3.5 冷态启动 (82)

3.6 机组热态（温态）启动 (97)

4 机组运行 (99)

4.1 机组运行总的要求 (99)

4.2 主要控制参数及限额 (99)

4.3 发电机及其励磁系统运行规定 (104)

4.4 机组运行控制方式 (107)

4.5 子控制回路自动条件 (109)

4.6 影响机组重要参数的信号 (1110)

4.7 机组运行监视及检查维护 (1122)

4.8 机组汽水品质监视 (113)

4.9 机组运行调整 (114)

4.10 定期工作 (117)

5 机组停运 (120)

5.1 机组停运基本规定 (120)

5.2 机组停运前的准备 (120)

5.3 机组正常停运 (120)

5.4 滑参数停机 (124)

5.5 机组停运的注意事项 (126)

5.6 机组停运后的冷却 (126)

5.7 机组停运后的保养 (127)

6 事故处理 (129)

6.1 事故处理原则 (129)

6.2 紧急停炉停机 (129)

6.3 故障停炉停机 (1310)

6.4 机组综合性故障处理 (1311)

6.5 锅炉设备异常运行及常规事故处理 (138)

6.6 汽轮机异常运行及常规事故处理 (147)

6.7 发电机异常和事故处理 (158)

6.8 励磁系统的异常及事故处理 (1622)

6.9 厂用电系统的异常运行及事故处理 (1654)

6.10 变压器的异常运行及事故处理 (168)

7 机组主要辅机及系统的运行 (1700)

7.1 基本规定 (1700)

7.2 电动机 (1711)

7.3 空气预热器 (1766)

7.4 引风机 (1800)

7.5 送风机 (1833)

7.6 一次风机 (1876)

7.7 制粉系统 (189)

7.8 等离子点火装置 (197)

7.9 密封风机 (199)

7.10 火检冷却风机 (200)

7.11 锅炉吹灰系统 (201)

7.12 烟温探针 (204)

7.13 炉膛火焰电视 (205)

7.14 燃油系统 (205)

7.15 空压机系统 (207)

7.16 干式排渣系统 (209)

7.17 烟气脱硝系统 (2121)

7.18 循环水系统 (215)

7.19 凝汽器胶球清洗系统 (217)

7.20 开式水系统 (218)

7.21 闭式冷却水系统 (218)

7.22 主机润滑油系统 (2200)

7.23 EH油系统 (2232)

7.24 密封油系统 (2233)

7.25 发电机氢气系统 (226)

7.26 内冷却水系统 (2310)

7.27 凝结水系统 (2333)

7.28 除氧器 (236)

7.29 辅助蒸汽系统 (237)

7.30 轴封供汽系统 (238)

7.31 真空系统 (239)

7.32 高低压蒸汽旁路系统 (2400)

7.33 高低压加热器 (2410)

7.34 电动给水泵 (243)

7.35 汽动给水泵组 (2435)

7.36 快冷系统 (249)

7.37 工业水、生活水、消防水系统 (2500)

7.38 变压器 (2511)

7.39 交流系统及配电装置..................................... 错误！未定义书签。7

7.40 厂用UPS系统 (2632)

7.41 直流系统 (2666)

7.42 事故保安电源系统 (268)

7.43 继电保护及自动装置 (2732)

7.44 励磁系统 (2887)

7.45 厂区采暖系统........................................... 错误！未定义书签。2

8 机组联锁保护及定值 (294)

8.1 锅炉跳闸保护及联锁 (294)

8.2 汽轮机跳闸保护及联锁 (297)

8.3 电气主要保护 (299)

8.4 机电炉大联锁保护 (300)

8.5 主要辅机联锁保护及定值 (300)

8.6 给水泵组联锁保护 (319)

9 机组试验 (3233)

9.1 试验原则 (3233)

9.2 机炉电大联锁保护试验 (3243)

9.3 锅炉专业典型试验 (3255)

9.4 汽机专业典型试验 (3333)

9.5 电气专业试验 (338)

10 附图A (3411)

10.1 附图A:1 高压缸预暖闷缸时间曲线 (3411)

10.2 附图A:2主汽阀阀壳内外壁允许温差 (3411)

10.3 附图A:3 高压调门阀壳内外壁允许温差 (3422)

10.4 附图A:4 中压进汽室及高压调节级缸体内外壁允许温差 (3422)

10.5 附汽轮机启动曲线图 (3433)

10.6 图A:6 中压缸启动方式：（冷态启动：停机72小时） (344)

10.7 附汽轮机停机曲线图 (355)

10.8 附图A:18 汽轮机定—滑—定压运行曲线 (3575)

10.9 附图A:19 主、再热蒸汽温度限制值 (3576)

10.10 附图A:20 主、再热蒸汽温度偏差限制值 (358)

10.11 附图A:21 中压缸第一级蒸汽温度允许值 (359)

10.12 附调节级后缸体温度与负荷的关系 (360)

10.13 附图A:24 高压内缸金属温度近似值与遮断后时间的关系........ 错误！未定义书签。

10.14 附转子寿命曲线 (362)

10.15 附图A:27 发电机V型曲线 (364)

10.16 附图A:28 发电机出力（P-Q）曲线............................................

11 附表B (3653)

11.1 附表B:1饱和蒸汽压力、温度对照表（按绝对压力排列）1： (3653)

11.2 附表B:2饱和蒸汽压力、温度对照表（按绝真空排列）2： (3686)

11.3 附表B:3 常用单位的换算及符号 (3708)

11.4 附表B:4 规程修改页 (3719)

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350MW机组集控运行规程

1.机组概述

1.1.锅炉概述

1.1.1.#1、2锅炉采用东方锅炉厂生产的DG1133/25.4-II2型350MW 超临界直流锅炉，为一次中间再

热、平衡通风、露天布置、单炉膛、尾部双烟道、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、全钢构架、前后墙对冲燃烧的全悬吊结构π型锅炉，5台ZGM95K-II型中速磨煤机正压直吹制粉系统。

1.1.

2.锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。

1.1.

2.1.燃用设计煤种时，4台磨运行，1台磨备用。4台磨的总出力(需考虑碾磨件磨损至中后期时出

力降低系数)不小于锅炉B-MCR工况燃煤量的110%。

1.1.

2.2.燃用校核煤种时，5台磨运行。5台磨的总出力(需考虑碾磨件磨损至中后期时出力降低系数)

不小于锅炉B-MCR工况燃煤量的100%。

1.1.

3.锅炉容量及主要参数见下表。

1.1.3.锅炉技术特点

1.1.3.1. 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，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用一只汽水分离器，温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率。

1.1.3.

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。

1.1.3.3.经济、高效的低Nox旋流煤粉燃烧器。

采用前后墙对冲燃烧方式，20只低NOx旋流煤粉燃烧器分前墙三层，后墙二层布置在炉膛后墙上，使沿炉膛宽度方向热负荷及烟气温度分布更均匀。

燃烧器上部布置有燃尽风(OFA)风口，12只燃尽风(8个燃尽风和4个侧燃尽风)风口分别布置在前后墙上。在低NOx燃烧器中，燃烧的空气被分为四股，即：一次风、内二次风、外二次风和中心风。

一次风：一次风由一次风机提供。一次风管内靠近炉膛端部布置有一个煤粉浓缩器。

内二次风、外二次风：燃烧器风箱为每个燃烧器提供内二次风和外二次风。

中心风：每个燃烧器的中心风由该层中心风母管提供。

为了进一步降低NOx，在煤粉燃烧器上方设置了燃尽风和侧燃尽风，燃尽风通过调风器进入炉膛。燃尽风风口包含两股独立的气流：中央部位为非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。

低NO x旋流煤粉燃烧器不仅煤种适应性广，而且NO x生成量少。

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1.1.4. 锅炉结构特点

1.1.4.1. 水冷壁

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。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。

1.1.4.

2. 过热器、再热器和省煤器

（1）过热器

过热器由顶棚过热器、后烟道包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、末级过热器五个主要部分组成，均沿炉宽方向布置。末级过热器位于水冷壁凝渣管前方的水平烟道内，屏式过热器位于炉膛上方，低温过热器位于尾部后烟道内。屏式过热器出口至末级过热器入口进行一次交叉，以减少左右侧汽温偏差。过热器采用两级四点喷水，第一级喷水减温器位于低温过热器出口集箱到屏式过热器入口集箱的连接管上，第二级喷水减温器位于屏式过热器出口集箱和末级过热器入口集箱之间的连接管上。

（2）再热器

再热器由高温再热器、低温再热器两个主要部分组成。汽机高压缸排汽进入位于尾部前烟道的低温再热器入口集箱，低温再热器出口集箱的蒸汽由两根导汽管引出左右交叉后进入位于水平烟道内的高温再热器吸热，高温再热器出口集箱的再热蒸汽经“2-1-2”导汽管送至汽机中压缸。再热汽温的调节主要通过调整再热器和省煤器下部的烟气挡板进行控制,在低温再热器出口管道上布置喷水减温器作为辅助调节手段。

（3）省煤器

省煤器蛇形管由光管组成，布置在后竖井后烟道内低温过热器的下方，在锅炉宽度方向由130排顺列布置的水平蛇形管组成。

1.1.4.3. 空气预热器

锅炉配有两台60%BMCR 容量，三分仓受热面转子转动的空气预热器。转子直径10320mm ，高度2300mm ，整个转子用径向隔板分成48个扇形框架。空气预热器冷端采用耐腐蚀的搪瓷元件制成，可以更换使用，热端采用碳钢制成，空气预热器的二次风入口装有暖风器，防止空气预热器冷端腐蚀。

为减少空气预热器泄漏造成压力下降、效率降低，在转子上、下端半径方向，外侧轴线方向以及圆周方向分别设有径向、轴向及旁路密封装置，此密封装置采用三密封结构以降低漏风率。

每台空气预热器的高、低温烟气侧各装有一台伸缩式吹灰器，高温烟气侧为蒸汽吹灰器，低温烟气侧为双介质吹灰器，可用于蒸汽吹灰和高压水冲洗。空气预热器配有两台电动机，均装于空气预热器支撑轴承底部，正常时一台运行，一台备用。空气预热器下部空气侧还装有火警探头，空气预热器烟气侧冷、热端均配有清洗水管，清洗水管兼作消防用，供空气预热器发生火灾时使用。

1.1.4.4. 制粉系统及设备

锅炉采用冷一次风正压直吹式制粉系统，一次风机采用两台50%容量离心式风机。

制粉系统配5只原煤斗，原煤斗布置采用侧煤仓布置，5只原煤斗的总量可满足锅炉BMCR 工况10小时的出力要求。

给煤机为上海发电设备成套设计研究院制造的CS2024HP 型电子称重式皮带给煤机，每台磨煤机配一台给煤机，每台炉制粉系统共配5台给煤机。

每台锅炉配有五台北京电力设备厂生产的ZGM95N 型中速磨煤机。设计煤粉细度R90为18%。

磨煤机专门设置两台100%容量的密封风机，作为磨煤机筒体和热风挡板的密封风，正常时密封风机一台运行，一台备用。

1.1.4.5. 风烟系统

风烟系统按平衡通风设计，每台炉配两台50%容量单级动叶可调轴流式送风机和两台50%容量双级叶可调轴流式引风机。送、引风机分别设有独立的控制油系统。引风机设有两台轴承冷却风机。

1.1.4.6. 锅炉汽水流程

给水管路的来水由炉左侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱引出下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、中间混合集箱、垂直水冷壁管到垂直水冷壁出口集箱汇集后，经引出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储水罐排往凝汽器，蒸汽则依次经顶棚管入口集箱、顶棚管到顶棚管出口集箱经包墙过热器汇集于左、右侧墙的两个混合集箱，混合后的蒸汽分别由两根导汽管引入左、右两侧低温过热器入口集箱，低温过热器出口集箱的蒸汽由两根导汽管经一级喷水减温器调温后进入屏式过热器入

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口集箱，屏式过热器出口集箱的蒸汽由两根导汽管经二级喷水减温器调温后再进行左右交叉进入高温过热器入口集箱，高温过热器出口集箱的过热蒸汽经“2-1-2”导汽管送至汽机高压缸。

1.2. 汽轮机概述

1.2.1. 型号与形式

汽轮机型号为：C350/327-24.2/0.4/566/566，汽轮机型式：超临界、一次中间再热、双缸两排汽、单轴、八级回热抽汽、一级可调双抽汽、冲动凝汽式；最大连续出力为374.55MW ，额定出力350MW ；机组采用复合变压运行方式，汽轮机的额定转速为3000转/分。主蒸汽经汽轮机两个主汽门后进入到四个高压调节汽门，经过导汽管进入汽轮机高压缸膨胀做功。高压缸排汽经再热器再热后通过两个再热主汽门和两个中压调节汽门到中压缸膨胀做功。中压缸做功后的蒸汽，通过中压缸向上排汽口的中低压连通管流入低压缸，做功后的乏汽排入凝汽器。

1.2.2. 汽缸

汽轮机采用高中压合缸、双层缸结构。整个高中压缸分为六个部分：高中压外缸是整体式，自中分面分为上半缸和下半缸，高压内缸是由上半缸和下半缸组成，中压内缸也分为上半缸和下半缸两个部分。两个低压缸都是双层缸结构，采用对称双分流结构，中部进汽，低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节方式连接。

1.2.3. 叶片

高压缸叶片共有Ⅰ+9级，中压缸叶片共有7级，低压缸叶片共有235级。整个叶片通道中旋转和静止零部件，都用相当大的间隙分开，为减少漏汽，所有间隙均采用薄的汽封齿来密封，这些汽封是由合金钢制成，具有优良的磨损特性；如果在正常情况下发生摩擦，则这些密封齿将被磨去而不会损伤叶片和转轴。

1.2.4. 转子

高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔的转子，整体降低了离心切应力。整个轴系（由高中压转子、低压转子和发电机转子组成）是被支撑在6个轴承上。

1.2.5. 轴承

汽轮发电机组共有6个支持轴承，其中汽轮机4个（高中压转子2个，低压转子2个），发电机2个（汽端1个，励端1个），另外还有一个用于轴系定位和承受转子轴向力的推力轴承，位于高中压转子后端。汽轮机的四个支持轴承分别为可倾瓦轴承及椭圆轴承，#1和#2轴承为可倾瓦轴承，#3#4轴承为椭圆轴承。推力轴承位于汽轮机推力盘两侧，独立安装在轴承箱内，推力轴承吸收由刚性联轴器连接的汽轮机和发电机转子的轴向推力。米切尔式推力轴承由一个旋转推力盘和两组推力瓦组成，旋转推力盘构成了轴承的前部和后部，推力瓦支撑在箱体内以使他们可以位于对着旋转推力盘旋转面的位置。两侧推力瓦表面浇注有巴氏合金，在旋转推力盘和推力瓦之间形成油楔。推力瓦由铜环浇巴氏合金后沿着径向切出扇形面和进油槽。发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。为防止轴电流造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。

1.2.6. 控制系统

汽轮机控制系统是由纯电调和液压伺服系统组成的数字式电液控制系统(DEH)，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。

1.2.7. 启动方式

汽轮机一般采用中压缸启动或高中压缸联合启动方式。启动方式为带旁路启动，配置30%TMCR 容量高低压二级串联旁路系统。

1.3. 发变组概述

1.3.1. 发电机

1.3.1.1. #1、#2发电机采用哈尔滨电机厂有限责任公司生产的QFSN-350-2型三相同步汽轮发电机。

发电机定子额定电压为20kV ，额定容量为412MVA ，额定功率为350MW ；额定功率因数为0.85（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，定子绕组为水内冷，定子铁芯和转子采用氢气冷却。

1.3.1.

2. 发电机在设计结构上有以下特点：

1）独立的轴承，可以避免将轴承振动传给定子机座，减少润滑油向机座内漏油的几率。

2）发电机转子只有励端一个大风扇，便于发电机转子的拆装。

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3）悬挂式定子铁芯，起到了对定子机座的很好减振作用。

4）定子铁芯端部采用的是与定子铁芯材料相同的叠片式压板，极大地减少了铁芯端部的损耗，很好地控制了铁芯端部温升，而不会发生过热，进相能力非常强，以功率因数0.95（超前）运行不受时间限制。

5）发电机定子端部具有再紧装置，保证定子线棒端部一直处于紧固状态。定子槽内也有再紧设计，保证发电机运行过程中定子线棒不会发生松动。

6）定子线棒绝缘的整体性能非常好，不容易被破坏，同时热传导效果好，有效地进行散热。

7）定子线棒空心导体是不锈钢材质的，杜绝了铜和氧发生反应产生二氧化铜而堵塞铜管的可能性。

8）刷架部分采用的是封闭式空气循环系统，有空气过滤装置、湿度调节装置及空气冷却器等对刷架装配运行的温度、湿度进行调节，同时保证空气的净化。

1.3.1.3. 发电机密封油系统采用单流环式设计，单流环密封油系统简单可靠，可以保证日漏氢量小于

10m 3。

1.3.

2. 主变压器、高压厂用变压器

1.3.

2.1. #1、#2主变压器为特变电工沈阳变压器集团产的SFP10-450000/220型、强油风冷、户外式，

具有储油箱和无激磁调压装置的芯式三相油浸式双绕组变压器。冷却方式为强迫油循环导向

式风冷，接地方式为中性点直接接地。连接组别为YN,d11减极性连接，套管相序排列为从

220kV 出线面向主变压器高压侧，从左至右A 、B 、C ，低压侧端子依次为ax 、by 、cz 。

1.3.

2.2. #1、#2高压厂用变压器为山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的型号为:SFF10-45000/20分

裂变，高厂变的容量为45/28/28MVA 。其低压侧分别为6kV A 、B 段，带单元机组的辅机及输

煤、除尘负荷；公用负荷分设为2台公用变，每台机组分别配置一台公用变。

1.3.3. 发电机励磁系统

1.3.3.1. #1、#2发电机励磁系统采用机端自并励静止励磁，选用南瑞公司的NES5100 型微机数字可

控硅整流励磁系统，主要分为四个部分：励磁变压器、励磁调节器、可控硅整流器、起励和

灭磁单元。

1.3.3.

2. 励磁变压器采用三相环氧树脂浇注式电力变压器。F 级绝缘，自然冷却，温升按B 级考核，

容量为3500KVA 。

1.3.3.3. 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。

1.3.3.4. 可控硅整流器由3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。

1.3.3.5. 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380V 交流电源

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。

1.3.3.6. 励磁调节器一般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。

1.4. 机组热控系统概述

1.4.1. 热控系统主要任务是在机组启动、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。

1.4.1.1. 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。

1.4.1.

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。

1.4.1.3. 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。

1.4.1.4. 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、汽轮机自启停控制、汽水系统阀门程控、锅炉吹灰程控等。

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1.4.1.5. 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。

1.4.

2. 热控系统设备包括机组分散控制系统（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。

1.4.3. 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 ）、汽轮机数字电液控制子系统（DEH ）、汽动给水泵控制子系统（MEH ）、高低压旁路控制子系统（BPCS ）、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 ）。

1.4.3.1. 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。

1.4.3.

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、机电炉大联锁等装置。FSSS 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）火焰信号检测通常以单火嘴火焰检测信号为基础，采用2/4 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否具有点火能量的监视。包括制粉系统启动的通风、暖磨煤机，联锁启动密封风机、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、磨煤机，通风吹扫，停密封风机，关密封风门及磨煤机出口风门等逻辑控制功能。

1.4.3.3. 汽轮机数字电液控制系统（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 ）等功能。

1.4.3.4. 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）、汽动给水泵转速控制、汽动给水泵滑压运行、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。

1.4.3.5. 高低压旁路控制系统（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，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，冷却保护再热器。

3）在凝汽器真空超限或低压旁路喷水阀关闭断水时，迅速关闭低压旁路压力调节阀，保护凝汽器，防止钢管超温。

1.4.3.6. 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），子功能组级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，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、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、一次风机子功能组）。

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c. 锅炉启动系统功能组（包括汽水分离器、储水罐、361阀等）。

d. 锅炉排汽系统功能组（包括对空排汽、安全阀子功能组）。

e. 锅炉给水和减温水系统功能组。

2）汽轮机部分

a) 汽动给水泵子功能组。

b) 凝结水泵子功能组。

c) 凝汽器子功能组。

d) 真空泵子功能组。

e) 循环水泵子功能组。

f) 高压加热器子功能组。

g) 低压加热器子功能组。

h) 轴封系统子功能组。

i) 润滑油系统子功能组。

j) E H 油系统子功能组。

k) 密封油系统子功能组。

l) 发电机定子冷却水系统子功能组。

m) 汽轮机蒸汽管道疏水系统子功能组。

n) 电动给水泵子功能组。

1.4.3.7. 机组模拟量控制系统（MCS ）

MCS 系统是锅炉、汽轮机及其辅助系统运行参数自动控制系统的总称，具有自动调节及偏差报警等功能。MCS 系统通常由锅炉侧自动调节系统和汽轮机侧自动调节系统两大部分组成，包括以下系统：

1）锅炉侧主要自动调节系统。

a. 燃料自动调节系统。

b. 送风自动调节系统。

c. 炉膛压力自动调节系统。

d. 全程给水控制系统。

e. 主蒸汽温度自动调节系统。

f. 再热蒸汽温度自动调节系统。

g. 一、二次风自动调节系统。

h. 磨煤机风量自动调节系统。

i. 磨煤机出口温度自动调节系统。

j. 燃油压力自动调节系统。

k. 水位调节系统。

2）汽轮机侧主要自动调节系统。

a. 凝汽器水位自动调节系统。

b. 除氧器水位自动调节系统。

c. 除氧器压力自动调节系统。

d. 高压加热器水位自动调节系统。

e. 低压加热器水位自动调节系统。

f. 轴封压力自动调节系统。

g. 轴封温度自动调节系统。

h. 发电机定子冷却水温度自动调节系统。

i. 发电机氢气温度自动调节系统。

j. 补充水箱水位自动调节系统。

1.4.3.8. 协调控制系统（CCS ）

协调控制系统是大型机组的重要控制策略之一，CCS 对机组参与调峰、调频和安全经济运行极为重要，其基本功能是接受各类负荷指令，根据设备运行健康状况，发出机炉主控指令，协调机炉工作，使机组满足外界负荷要求，同时确保自身参数稳定。

常见的协调控制方式有机炉协调（CCS ）、炉跟机（BF ）、机跟炉（TF ）三种工作方式。当锅炉主控自动，汽轮机主控手动时，为BF 方式；反之为TF 方式；只有当两者都在自动时才为CCS 方式。

1.4.4. 汽轮机危急遮断系统（ETS ）

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ETS （EMERGENCY TRIP SYSTEM ）是汽轮机危急遮断系统的简称。危急遮断系统用以监视汽轮机的某些参数，当这些参数超过其运行限制值时，该系统就关闭全部汽轮机蒸汽进汽阀门，紧急停机。

ETS 提供4 路备用远控跳闸接口，实现其他辅助系统对汽轮机的跳闸控制。系统应用了双通道概念，布置成“或—与”门的通道方式，这就允许在线试验，装置在试验过程中仍起保护作用，从而保证此系统的可靠性。系统中增加三个试验块和一个跳闸控制块用来实现汽轮机跳闸和在线试验功能。 1.4.5. 小汽轮机危急遮断系统（METS ）

小汽轮机危急遮断系统能使小汽轮机在非正常工况下快速关闭各进汽阀，立即停机，起到保护小汽轮机安全的作用。METS 系统主要有以下几项保护：手动停机（中控）、MEH 跳闸、润滑油压低、轴向位移大、超速、轴承振动大、排汽压力高。 1.4.6. 汽轮机本体安全监控系统（TSI ）

汽轮机本体安全监控系统是对汽轮发电机组及其关键机械设备工作参数进行连续检测的多路监视系统，在被测参数超出预设的极限值时发出报警及停机信号，一般具有转速监视、轴向位移监视、胀差监视、缸胀监视、偏心监视、振动监视、键相监视等功能。 1.4.7. 小汽轮机安全监控系统（MTSI ）

小汽轮机安全监控系统的功能是监视小汽轮机在启动、运行、停机过程中的转速、窜轴、轴振、轴瓦振动等主要运行参数，并能在被测参数超出预设的极限值时发出报警及停机信号。 1.4.8. 机组其他控制系统

其他控制系统是指独立于DCS 之外的控制系统，主要用于机组的附属设备及系统，常采用可编程控制器（PLC ），如空气预热器间隙调整、吹灰控制系统、定子冷却补水箱水位控制、飞灰含碳量检测、振动分析系统、辅机振动系统、空气预热器火灾报警系统、锅炉炉管检漏自动报警系统、发电机检漏装置、工业电视系统、胶球清洗系统等。

1.5. 脱硫系统概述

1.5.1. 脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂为石灰石（CaCO3），烟气通过原烟气挡板

和增压风机进入烟气换热器（GGH ）冷却后进入吸收塔，脱硫后的净烟气经过除雾器除去水滴、GGH 加热至80℃后进入烟囱排放至大气，脱硫系统设置100％烟气旁路，以保证脱硫装置故障时不影响机组的安全持续运行。

1.5.

2. 脱硫系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO 2 吸收系统、排空系统、石膏脱水系统、

工业水系统、废水处理系统、杂用和仪用压缩空气系统等组成。

1.5.3. 脱硫装置采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100％BMCR 工况时的烟气

量，石灰石浆液制备和石膏脱水为两炉公用，脱硫效率按设计煤质时不小于96％设计。

1.5.4. 脱硫系统及脱硫吸收剂的制备均采用集中控制的方式，用分散控制系统（DCS ）进行监视与控

制，脱硫系统设置独立的控制室，在主机集控室设有DCS 预留接口，可以实现在主机集控室集中控制。

1.5.5. 当出现危及单元机组运行以及脱硫工艺系统运行的工况时，能自动进行系统的联锁保护，停止

相应的设备甚至整套脱硫系统的运行。