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华能海口电厂主机概况介绍一、锅炉系统概述锅炉型号为HG1018/18.6－YM23型，系由哈尔滨锅炉厂生产制造的引进亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉采用：单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统、刮板式捞渣机连续固态排渣，全钢构架悬吊结构,露天布置。锅炉呈П型布置，炉膛四周布满水冷壁，炉膛截面尺寸为14048×12468mm(宽×深)。壁式再热器布置于上炉膛前墙和两侧墙的水冷壁管处。炉膛上部布置有分隔屏过热器和前屏过热器，炉膛出口处布置后屏再热器和末级再热器。在水平烟道布置了末级过热器。尾部竖井烟道布置低温过热器和省煤器。炉顶、水平烟道两侧，转向室及尾部竖井周围均由膜式低温过热器管包覆。炉后布置两台容克式三分仓回转式空气预热器。锅炉总体布置见图1-1。锅炉汽包位于炉前上方，内径为1778mm、壁厚190mm，汽包材质为SA-299，汽包内部布置有84只直径为Φ254mm轴流式旋风分离器作为一次分离元件，二次分离元件波形板分离器，三次分离元件为顶部立式百叶窗分离器。锅炉采用四根Φ559×52mm大口径集中下降管，由下降管底端的分配集箱接出74根Φ159×18mm的分散引入管，进入Φ273×45mm水冷壁下集箱。炉膛水冷壁为全焊式膜式水冷壁，采用Φ63.5×7mm和Φ76×9mm的内螺纹管和光管，共668根。为了保证亚临界压力锅炉水循环可靠性，根据几何特性和受热特性将水冷壁划为28个回路，前后墙各6个回路，两侧墙各8个回路。过热器由顶棚管和包墙管、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器组成。再热器由壁式再热器、前屏再热器和末级再热器组成。过热器采用二级三点喷水调温，再热器调温方式采用摆动燃烧器调温，并配有事故喷水减温器。省煤器单级布置，位于尾部烟道低温过热器的下方。本锅炉为燃用烟煤的固态排渣煤粉炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，采用切圆燃烧方式，由于下排燃烧器采用等离子点火装置，除下排燃烧器为固定外，其他层燃烧器为摆动式，二次风也跟随一起摆动。根据设计煤种和校核煤种的特点，采用有成熟经验的百叶窗式水平浓淡燃烧器，燃烧器出口处设有带波纹形的稳燃钝体，在设计中充分考虑燃煤的着火、稳燃、燃尽和结渣特性。锅炉采用中速磨正压直吹系统；每台炉配5台中速磨煤机。燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用；燃烧校核煤种时，5台磨运行。设计煤粉细度R90为20～22%。MPS190中速磨煤机相对应，每台磨配备一台电子称重皮带式给煤机。炉膛下部冷灰斗设置了一台连续运行的水浸式刮板捞渣机，两台三分仓容克式空预器布置在尾部竖井烟道的下部。锅炉设有膨胀中心，炉顶采用大罩壳密封结构，炉墙为敷管式，表面设置铝合金梯形波纹金属外护板，厚度为1mm。每台炉配置两台50%容量的静叶可调轴流式吸风机，两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，两台50%容量的离心式一次风机，两台100%容量的密封风机，两台双室四电场电除尘器，两台炉公用一个烟囱，高度为210米，出口直径为7米。每台炉配有90台蒸汽吹灰器，其中长吹灰器30台，短吹灰器60台。炉膛布置74台蒸汽吹灰器，水平烟道布置16台蒸汽吹灰器，另外在每台空预器上还设置了两台脉冲吹灰器。机组热控系统采用上海新华控制工程公司引进德国西门子技术生产的分散集中控制系统(DCS)，该系统功能包括：炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、数据采集系统(DAS)。运行人员通过CRT（操作员站）和大屏幕显示器对机组运行过程进行操作和监视。二、汽机系统概述结构简介高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。低压汽缸为双排汽，对称结构。低压外缸两端各设有喷水减温装置，其顶部装有两只安全膜。高、中、低压转子均为整段转子，全部采用刚性联轴器联接。高压转子有一个单列调节级和10个压力级；中压转子有12个压力级；低压转子有2×5个压力级。高压缸进汽分别从汽缸两侧进入。甲高压主汽门控制#1、#3高压调速汽门；乙高压主汽门控制#2、#4高压调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机控制。中压缸进汽由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只中压主汽门和一只中压调速汽门，分别装在中压汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。汽缸死点和膨胀高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上，当缸体受热时，中压缸由死点向机头方向膨胀，同时通过左右两侧联接高、中压缸的推拉杆推动高压缸向前滑动；低压外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀，低压内缸以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。转子死点和膨胀推力轴承设在#2轴承箱内，由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接，可随同高压缸一起膨胀移动。整根汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨胀。热力系统锅炉来的新蒸汽经双—单—双的主蒸汽管道，通过左右高压汽门，由四根导汽管送入高压缸作功，作功后的蒸汽由二根排汽管合成一根去再热器。再热后的蒸汽同样以双—单—双管道方式进入左右中压联合汽门，经二根导汽管依次通过中压缸、低压缸作功，然后引入凝汽器。凝结水由凝结水泵升压，经精处理装置、轴封冷却器和四台低压加热器进入除氧器，除氧后的水由给水泵进一步增压，并经两台高压加热器和一台外置式蒸汽冷却器送至锅炉。保安系统危急保安系统包括OPC电磁阀、AST电磁阀、隔膜阀、机械危急保安系统等。OPC电磁阀为2只并联结构，当OPC电磁阀带电时，OPC安全油泄去，紧急关闭调节汽门。AST电磁阀为四只串、并联结构，当AST电磁阀失电时，AST安全油泄去，同时泄去OPC安全油，关闭所有阀门，停机。隔膜阀是高压安全油与低压安全油的纽带，低压安全油失去时，通过隔膜阀泄去AST安全油，紧急关闭阀门，停机。DEH系统调节系统为上海新华控制工程有限公司生产的DEH电液调节系统。该系统采用CRT软操作，能独立完成汽机本体的机械测量、调节控制、压力控制和安全保护，实现从盘车到并网的转速控制、加减负荷或负荷变化时的负荷控制，并能进行频率调节和负荷限制。计算机控制硬件部分包括：基本控制柜、ATC控制柜、端子柜、一个操作员站、一个工程师站及打印机等。后备软手操盘放在DCS操作员站上通过硬接线直接连到阀门控制卡。手动/自动之间的切换是无扰的。EH液压系统包括供油系统、油管路、油动机、危急保安系统组成。油动机采用单侧进油方式。高压主汽门和中压主汽门，当安全油建立时自动打开，安全油泄去时紧急关闭。调门油动机由DEHVCC卡精确地控制，从而达到控制机组转速、负荷、压力等的目的。旁路系统旁路系统为西门子电站自动化有限公司（南京）的产品，选用二级串联装置。高旁容量为70%，低旁容量为2╳65%，控制装置为上海新华控制工程有限公司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求；液压油由EH油站供应。三、电气系统概述电气系统概述四期工程共装设两台330MW凝汽式燃煤单元制汽轮发电机组，是海南电网主力机组，最高电压等级为220kV，220KV配电装置采用全封闭组合双母线接线方式，共有3回220kV出线，另外还装设有一台起动备用变压器作为机组的起动和备用电源。升压站配置有两套完全独立的220V蓄电池组和三台高频直流电源以及两套220V交流不停电电源给220KV配电装置提供控制、操作电源并配置有NCS控制系统，运行人员由两台操作员站完成对升压站断路器、隔离开关的远方操作监视、电量计量及与调度通讯。发变组单元有发电机、主变、高厂变和励磁变，发电机采用北京北重汽轮电机有限责任公司生产的QFSN-330-2型汽轮发电机组，定子绕组共有54槽，采用双星形接线，发电机出口电压为20KV，定子引出线采用全连式自冷离相封闭母线与主变压器、厂用变压器、励磁变及电压互感器相连,发电机中性点经干式变压器接地以减小接地电流，封闭母线采用微正压装置充入干燥空气防止绝缘受潮。发电机定子线圈和引出线采用水冷却，发电机转子线圈、定子铁芯及其它部件采用氢气冷却，发电机配置有4组氢气冷却器，并配置有冷凝式氢气干燥装置和氢气泄漏检测装置。主变采用保定天威SFP-400000/220型强迫油循环风冷变压器，高厂变采用保定天威SFF-45000/20型自然循环风冷双分裂变压器，励磁变采用金盘变压器厂生产的ZSCB9-3200/20型干式变压器。发电机励磁方式采用机端自并励方式，发电机启动时由厂用交流电源经隔离整流成直流电源启励，发电机电压达到30%额定电压后，断开启励接触器，由励磁变降压，经南京南瑞公司提供的三台静止可控硅整流柜以及SAVR-2000型励磁调节器调节整流，通过单极磁场开关经发电机碳刷向发电机转子提供励磁电流。发电机灭磁方式为半导体可控硅灭磁方式，当发电机停机时磁场开关断开后半导体可控硅导通，转子的剩余能量经过可控硅和电阻放电，当转子电压大于1200V时可控硅也会自动导通向电阻放电进行灭磁，从而防止发电机转子受到过电压的威胁达到保护发电机的目的。两台机组设一台容量为45/28－28MVA的有载调压型起动/备用变压器，电源由本期220kV屋内配电装置母线引接。起动/备用变压器低压侧直接接入工作段的备用进线间隔。本期#8机组采用发电机－变压器组单元接线方式接入220kV系统，220kV侧为中性点直接接地系统，但根据系统运行要求可以不接地运行。#8机组设1台容量为45/28－28MVA的分裂变压器作为高厂变，分别设A、B两个6kV工作段。机组对应的厂用负荷分接于两段，电源由工作变的两个分支引接。每台机组6kV工作段设汽机变、锅炉变、除尘变各两台。＃8、＃9两台机组设公用变、照明检修变、输煤变、除灰变、脱硫变、化水变、码头变、碎煤机各两台。其中所有公用负荷的A电源均设置在#8机工作母线上，所有公用负荷的B电源均设置在#9机工作母线上。＃9机组竣工前的过渡时期，暂将将公用负荷的B电源接在#8机A、B工作母线上，待#9机竣工后再转接。6KV高压厂用系统正常运行时由发电机出口20KV系统通过高厂变降压供电，机组启动或停机时由220kV经#04起动备用变压器降压供电，两路电源之间装设有厂用电源快速切换装置，保证机组在事故情况下将6kV厂用电源快速切换到备用电源，最大限度的保证主要高低压辅机可靠供电。6kV厂用电系统采用低电阻接地方式，400V低压厂用电源系统中性点直接接地系统。每台单元机组还配置有一台柴油发电机组，保证单元机组在事故情况下对一些重要辅助机械和重要电源的连续供电，确保机组安全停机。另外每台机组配置有两套完全独立的220V蓄电池组和三台高频直流电源以及一套220V交流不停电电源，从而保证机组控制系统和保安系统的连续供电。机组的启动及升负荷过程联系化学投运除盐水系统，并将闭式水箱、凝结水贮水箱、真空泵汽水分离箱、发电机定子冷却水箱补至正常位置；柴油发电机启动试验正常，厂用电送电；机炉就地系统进行检查，阀门放到启动前状态（包括DCS系统的检查）；投入循环水系统，启动一台循环泵，另一台投入备用；投入开式冷却水系统；投入闭冷却水系统；投入仪表用压缩空气系统，检查气压正常；辅主设备各连锁、保护试验合格，并已投入；启动EH油泵，并投入EH油泵联锁，进行油循环，油温大于35℃；投入辅助蒸汽系统，开启辅汽联络门，检查辅汽联箱压力不小于1.1MPa温度约为300℃；投入主机润滑油系统，启动交流润滑油泵及排烟风机，检查油压、轴承回油及主油箱油位正常；检查密封油箱油位正常投入密封油系统，检查油氢差压正常发电机充氢，检查氢气纯度、压力、油氢差压正常，氢气纯度不小于98%，压力0.30MPa；启动A、C顶轴油泵，顶轴油压正常，投入主机电动盘车，检查盘车电流、大轴偏心正常，无摩擦声（投入顶轴油泵联锁及盘车联锁即可）；投运发电机定子冷却水系统，定子水箱水位；启动凝结水输送泵，进行凝汽器冲洗合格后，补水正常，启动凝结水系统低加水侧通水，冲洗合格后向除氧器上水，各门投入自动运行；同时检查投运后缸喷