1、2号机组规程及系统图（第五版）

采购单位：广东粤电博贺能源有限公司 省份： 广东 城市： 茂名市 联系人： 李思婷 联系电话： 06685215924 报价截止时间(时间戳)： 2026-11-01 17:00 公告正文：

项目信息

项目名称

1、2号机组规程及系统图（第五版）

项目编号

BHPT011741

项目地址

广东省茂名市

项目类型

货物类

采购方式

公开询价

资金来源

其他

项目概况

公告名称

1、2号机组规程及系统图（第五版）

公告发布媒体

广东能源商务网

公告开始时间

2026-10-27 10：27：15

公告结束时间

2026-11-01 17：00：00

公告附件

*****

招标段/包

标段/包名称

1、2号机组规程及系统图（第五版）

标段/包编号

BHPT011741

报价方式

采购控制价(元)

评审办法

其他

开启形式

其他

投标/响应文件

线上递交

是否缴纳保证金

否

保证金金额(元)

招标/采购范围

供应商资格条件

略

招标文件获取方式

文件获取开始时间

2026-10-27 10：27：15

文件获取截止时间

2026-11-01 17：00：00

质疑截止时间

澄清、修改、答疑截止

递交文件截止时间

2026-11-01 17：00：00

开标时间

2026-11-01 17：00：00

文件售卖开始时间

2026-10-27 10：27：15

文件售卖结束时间

2026-11-01 17：00：00

文件获取地点

线上

开标地点

略

招标人信息

采购单位名称

广东粤电博贺能源有限公司

采购单位地址

茂名市滨海新区电城镇茂名港大道2号

联系人

李思婷

联系电话

066******24

电子邮箱

代理机构信息

代理机构名称

代理机构地址

联系人

联系电话

电子邮箱

Q/GEG

广东粤电博贺能源有限公司企业标准

Q/GEG-0126.31.10201.E-2026Q/GEG-0126.31.

2026-1009-08实施

2026-1009-08发布

发布

广东粤电博贺能源有限公司

1、2号机组主机运行规程

Q/GEG-0126.31.10201.E-2026代替Q/GEG-0126.31.10201.D-2023

1

1

目次

前言Ⅲ

1范围1

2规范性引用文件1

3术语和定义1

4机组概述1

4.1汽轮机概述1

4.2锅炉概述3

4.3发变组概述4

5主设备规范5

5.1汽轮机设备规范5

5.2锅炉设备规范9

5.3发变组设备规范23

6机组启动28

6.1启动总则28

6.2机组启动前准备工作30

6.3机组冷态启动42

6.4机组热（温）态启动58

7机组运行60

7.1机组运行参数60

7.2机组控制方式63

7.3自动电压控制（AVC）63

7.4自动发电控制（AGC）66

7.5机组运行调整及监视68

7.6机组运行中的化学监督76

8机组停运及保养80

8.1机组停运80

8.2机组停运后的保养89

9机组保护和试验93

9.1机组保护93

9.2机组试验原则107

9.3机组综合试验107

9.4汽机专业试验111

9.5锅炉专业试验118

9.6电气专业试验124

10机组事故处理127

10.1事故处理总则127

10.2机组紧急停运127

10.3机组故障停运129

10.4机组综合性事故处理131

10.5汽机典型事故防范与处理143

10.6锅炉典型事故防范与处理155

10.7电气典型事故防范与处理173

附录A（规范性）二十五项反措（重点要求）185

附录B（规范性）机组曲线262

Q/GEG-0126.31.10201.E-2026I

II

I

前言

本文件是按照Q/GEG-0126.31.10901.A-2023《企业标准编制导则》的规定起草。

本文件代替Q/GEG-0126.31.10201.D-2023《1、2号机组主机运行规程》与Q/GEG-0126.31.10201.D-2023相比，除结构调整和编辑性改动外，主要变化如下：

――新增了10.4.8机组负荷摆动事故处理的现象、原因及处理

――修改了6.3.11锅炉干湿态转换的操作

――修改了6.3.12湿态转干态操作原则

――修改了6.3.13机组负荷350MW到1000MW的操作

――修改了10.6.9水冷壁泄漏的处理

――修改了10.6.10过热器泄漏的处理

――修改了10.6.11再热器泄漏的处理。

本文件由广东粤电博贺能源有限公司标准化委员会提出。

本文件由广东粤电博贺能源有限公司运行部归口并负责解释。

本文件起草部门：运行部。

本文件主要起草人：庄伟其、宣恩文、刘小春。

本文件审核人：吴明进、郑吉安、包记军、董璇、刘志坚、李儒乐、张天泉、李维敏、钟桂培、姚世赟、李梓常、王晓文、张燕强、黄燕冰。

本文件审定人：梁中荣、林家用、郑金华、陈喜发。

本文件批准人：陈福向。

本文件及其所代替标准的历次版本发布情况：

――Q/YD-126.31.1101.A-2018

――Q/YD-126.31.1101.B-2019

――Q/YD-126.31.1101.C-2020

――Q/GEG-0126.31.10201.D-2023。

Ⅲ

1、2号机组主机运行规程

范围

本文件规定了广东粤电博贺能源有限公司（以下简称公司）热力系统辅机运行的工作内容、要求和标准，是集控运行人员进行操作、调整、事故处理的依据，所有运行人员应按本规程的规定进行操作。

本文件适用于公司集控运行人员对该系统的运行、监控、处理。

规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB26164.1电业安全工作规程第1部分：热力和机械GB4962-2008氢气使用安全技术规程

术语和定义

本文件没有需要界定的术语和定义。

机组概述

汽轮机概述

汽轮机型式

我厂使用的汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。

汽轮机本体采用西门子公司开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：一个单流圆筒型H30-100高压缸，一个双流M30-100中压缸，两个N30-2×12.5双流低压缸。

汽轮机采用西门子公司特有的补汽技术，从TMCR工况开始由高压主汽阀后、主调阀前引出一路新蒸汽，经补汽阀分上下2根管道进入高压缸第五级动叶后继续做功。

汽轮机本体

高压缸采用双层缸设计，外缸为筒形结构，内缸为垂直纵向平分面结构。第一级低反动度叶片（约20%反动度），降低进入转子动叶的温度。高压缸滑压及全周进汽使第一级动静叶片的最大载荷大幅度下降，解决了第一叶片级采用单流程的强度设计问题。

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。

西门子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，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，可满足某些机组中压缸进口再热温度比主蒸汽温度高的要求。

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，以保证动静间隙最优化。

除末三级动叶片外，机组全部动静叶片都采用低压全三维的弯扭（马刀型）叶片。并且采用变反动度的设计原则，即每一叶片级的反动度是不相等的。自带围带结构，动应力小，抗高温蠕变性能好。

汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。

汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡试验。

机组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，使得转子能平稳运行。

整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的二个轴承座上。

而低压部份静子件中，外缸重量与其它静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它焊在一起的凝汽器颈部承担，其它低压部件的重量通过低压内缸的猫爪由其前后的轴承座来支承。

所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金。

它的优点是具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组膨胀畅顺。

2号轴承座位于高压缸和中压缸之间，装有径向推力联合轴承，是整台机组滑销系统的死点。

整个轴系是以此为死点向两头膨胀。

而高压缸和中压缸的猫爪在2号轴承座处也是固定的，高压外缸以2号轴承座为死点向机头方向膨胀，而中压外缸与中压转子的温差远远小于低压外缸与低压转子的温差，并且中压缸、低压内缸之间有推拉装置。

因此，这样的滑销系统在运行中通流部分动静之间的差胀比较小，有利于机组快速启动。

汽轮机采用1146mm末级独立长叶片，出汽角均处在80～100，余速损失在最小范围内，从THA工况到VWO工况，具有最佳的机组效率。

任何运行条件下，各轴承的回油温度不超75℃，每个轴承回油管上有观察孔及温度计。

运行中汽机1号轴承金属温度不超过90℃，推力轴承金属温度不超过100℃，2～5号轴承金属温度不超过110℃，发电机各轴承温度不超过90℃，汽轮机轴承1～5号瓦温度＞130℃跳机，发电机轴承6～8号瓦温度＞107℃跳机。

我厂使用的汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。

汽轮机本体采用西门子公司开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：一个单流圆筒型H30-100高压缸，一个双流M30-100中压缸，两个N30-2×12.5双流低压缸。

汽轮机采用西门子公司特有的补汽技术，从TMCR工况开始由高压主汽阀后、主调阀前引出一路新蒸汽，经补汽阀分上下2根管道进入高压缸第五级动叶后继续做功。

汽轮机阀门

高、中压主汽阀是内部带有预启阀的单阀座式提升阀，进口装有永久滤网。

主汽阀打开时，阀杆带动预启阀先行开启，从而减少打开主汽阀阀碟所需要的提升力，以使主汽阀阀碟可以顺利打开。

在阀碟背面与阀杆套筒相接触的区域有一堆焊层，能在阀门全开时形成密封，阀杆由一组石墨垫圈密封与大气隔绝，另外在主汽阀上也开有阀杆漏汽接口。

主汽阀由油动机开启，由弹簧力关闭。

高、中压调阀阀碟上有平衡孔以减小打开调阀所需的提升力。阀碟背部同样有堆焊层，在阀门全开时形成密封面。在内阀盖里有一组垫圈将阀杆密封与大气隔绝。调阀也由油动机开启，由弹簧力关闭。

控制系统

本工程采用和利时DCS系统。

汽轮机控制(DEH)装置及事故跳闸系统（ETS）为上海汽轮机有限公司提供的，与汽轮机成套配置的系统，由和利时公司负责将DEH、ETS控制装置总成在一套DCS中。

启动方式

我厂汽轮机启动方式采用高中压缸联合启动方式，高中压缸联合启动方式有以下特点：

高中压缸联合启动必须配备高低压二级串联旁路系统

高中压缸联合启动可以在启动过程中保证中压缸有一定做功，有助于中压缸温较快上升，因此这种方式启动时间较短，带负荷速度较快。

锅炉概述

锅炉型号：HG-2994/28.25-YM4。

锅炉型式：超超临界参数、变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，反向双切圆燃烧方式。

锅炉燃烧方式：八角反向双切圆燃烧，每台锅炉配6层煤粉燃烧器，每层各8只，共48只煤粉燃烧器，B、D层燃烧器各配置了等离子点火装置。

锅炉燃烧煤种：为60%印尼煤与40%澳洲煤的混配煤，校核煤种采用内蒙古伊泰烟煤。

锅炉水冷壁采用MHI开发的垂直管圈水冷壁，水冷壁采用15CrMoG四头内螺纹管焊成，在水冷壁集箱的出口管接头安装节流圈。加装了带有二级分配器的水冷壁中间集箱，以降低水冷壁出口沿炉膛周界的工质温度偏差。

锅炉启动系统为带BCP泵的启动系统，另一路通过三个WDC阀排至大气扩容器，在湿态运行时控制汽水分离器储水罐水位，汽水分离器为内置式。

锅炉过热器由低温过热器、前屏过热器、后屏过热器和高温过热器组成。

低温过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，前屏过热器布置于炉膛正上部、后屏过热器布置于折焰角上部，高温过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。

低温过热器至前屏过热器连接管道上布置一级减温器，前屏过热器至后屏过热器连接管道上布置二级减温器，后屏过热器至高温过热器连接管道上布置三级减温器，每级过热器减温装置均为两只。

锅炉再热器由低温再热器和高温再热器两部分组成。低温再热器布置于尾部双烟道的前部烟道中，高温再热器布置于折焰角上方的水平烟道中。低温再热器出口配两只事故喷水减温器。

锅炉省煤器为单级非沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。

锅炉主蒸汽温度主要由水煤比粗调，喷水减温器细调。再热蒸汽温度正常由尾部烟气挡板调节，燃烧器摆动调节为辅，紧急情况由事故减温器调节。

制粉系统为ZGM123G-III型中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配6台磨煤机，BMCR工况下5运1备，并配备6台与之相适的电子称重式给煤机。系统配备2台50%容量一次风机，2台100%容量密封风机。

风烟系统按平衡通风方式设计，空预器采用容克式三分仓回转式空预器。风烟系统分为一次风、二次风和烟气三部分。每台炉设2台50%容量的一次风机，2台50%容量的送风机，2台50%容量的引风机。

脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)，沿烟气流向布置两层催化剂，并预留一层备用安装区。在燃用设计煤种及校核煤种时、锅炉最大工况(BMCR)中处理100%烟气量，脱硝效率不低于85％。

每台锅炉配置2台电袋复合除尘器，前置2电场除尘室，后置2袋区滤袋除尘室，厂家保证除尘效率达99.9%以上，输灰方式采用双套筒正压式气力输灰。

锅炉烟气经脱硫岛采用石灰石-石膏湿法脱硫处理后排至大气，脱硫效率＞95％。

锅炉布置有92只炉膛吹灰器、52只对流受热面伸缩式吹灰器，20只尾部烟道声波吹灰器，两台空预器冷热端各布置有2只伸缩式吹灰器。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，并设置炉膛火焰监视闭路电视系统。

锅炉采用一级钢带干式除渣方式，一级钢带和提升机之间设有碎渣机，炉渣通过提升机输送至渣仓。

本期工程机组共配置10台0.8MPa、44m3/min喷油螺杆式空压机，其中5台供仪表用压缩空气，另5台供除灰及杂用压缩空气，其中E仪用空压机和A除灰空压机作为公共备用空压机。

发变组概述

发电机

发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。

发电机额定容量为1112MVA，额定输出功率为1000MW，最大连续输出容量1177.78MVA，功率因数为0.9，为汽轮机直接拖动的隐极式发电机。

发电机定子

发电机的定子主要由定子机座、定子铁芯和定子绕组构成。

定子机座又分为内外机座，外机座是具有气密性且耐压的焊接结构，用于安置定子铁芯、定子绕组以及氢冷却器。

内机座通过分布在整个铁芯长度上的大量扁簧悬挂在外机座中，定子铁芯和定子绕组通过卧式隔振装置固定在内机座上。

发电子转子

转子由转子铁芯、励磁绕组、护环、中心环等部件组成。

发电机冷却方式

发电机采用水氢氢冷却方式，即定子绕组水内冷（含定子引线）、转子绕组氢内冷、定子铁芯及其结构件为氢表冷，定子出线氢内冷，并配有氢油水控制系统。密封油系统采用单流环密封型式。

励磁系统

励磁系统采用南瑞继保公司生产的型号为FWL/B-1000系列产品，采用自并励静止可控硅整流励磁系统。

励磁系统由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、起励装置、必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。

励磁系统的可控硅、灭磁开关等主要部件采用原装进口。

发电机出口开关GCB

发电机出口断路器采用瑞士ABB公司生产的HEC-8a系列，该断路器是户内母线型、金属封闭、自冷、水平布置、SF6气体绝缘。

GCB设两组30000/5A电流互感器、两组主变低压侧电压互感器（4PT、5PT）、一组避雷器，断路器两侧各设一组电容器用于限制切断短路电流时所导致恢复电压升高，以保证GCB的短路切断容量。

发电机出口封闭母线

发电机与主变低压侧、厂变高压侧之间的连接采用全绝缘浇注母线与中压配电装置连接，设有在线测温、测氢及微正压空气循环干燥装置。

发电机出口PT、CT、避雷器

发电机出口母线装设一组氧化锌避雷器、三组电压互感器，1PT供发变组保护1、励磁、测量、NCS、PMU。2PT供发变组保护2、计量、故障录波、AVC、ECMS。3PT供匝间保护、电压回路断线1、2保护。

主变压器

1、2号发电机出口各经一台容量为1160MVA、三相一体的主变压器连接后接入500kV系统。主变压器为特变电工沈阳变压器有限公司生产的三相、双绕组、无励磁调压、油浸式、强迫油循环风冷（ODAF）、铜芯低损耗升压变压器。

高压厂用变

每台机组设两台高压厂用变压器，其中1台为有载调压三相分裂绕组变压器，电压27kV/6.3kV，容量58/35-35MVA，6.3kV侧支接2段6kV厂用母线（A、B段）。

另设一台有载调压三相双卷绕组变压器，电压27kV/6.3kV，容量35MVA，6.3kV侧支接1段6kV厂用母线（C段）。

高压厂用变压器为特变电工沈阳变压器有限公司生产，两台高厂变冷却方式为自然油循环风冷，高压厂用变压器的低压侧通过全绝缘浇注母线与中压配电装置连接。

二台机共设置厂区公用6kVA、B段，负责向输煤、空压机及公用脱硫负荷供电。

500kV接入系统

一期工程2×1000MW机组建设两回68.6km同塔双回出线至鹅凰变电站，经鹅凰变电站转送至卧龙变电站。升压站采用500kV电压等级接入系统，户内GIS双母线3/2开关布置方式，正常情况下，双母线经两个完整串并列运行。

110kV启动备用系统

机组启动备用变压器高压侧由电白县110kV莲头（下海）变电站110kV侧接入我厂，变压器采用特变电工沈阳变压器有限公司生产的型号为58/35-35MVA/110的三相分裂绕组铜导线有载调压变压器。

主设备规范

汽轮机设备规范

汽轮机设计参数

汽轮机主要性能数据见表1。

汽轮机主要性能数据

项目 单位 数据

汽轮机型号 / N1000-27/600/610

铭牌功率 MW 1000

额定主蒸汽压力 MPa（a） 27

额定主蒸汽温度 ℃ 600

额定高压缸排汽口压力 MPa（a） 5.815

额定高压缸排汽口温度 ℃ 355.2

额定再热蒸汽进口压力 MPa（a） 5.35

额定再热蒸汽进口温度 ℃ 610

主蒸汽额定进汽量 t/h 2699．413

再热蒸汽额定进汽量 t/h 2258.96

额定排汽压力 kPa（a） 5.25

配汽方式 / 全周进汽+补汽阀

设计冷却水温度 ℃ 24.1

额定给水温度（铭牌工况） ℃ 297.3

额定转速 r/min 3000

热耗率 kJ/kW.h 7288

给水回热级数 / 8(三高、四低、一除氧))

低压末级叶片长度 mm 1146

汽轮机排汽缸喷水量 t/h 15

汽轮机总内效率 % 91.02

高压缸效率 % 91.48

中压缸效率 % 94.22

低压缸效率 % 89.29

机组轴系扭振频率 Hz 14，21，31，62，66，136，146机组外型尺寸（长、宽、高） m 29×10.4×7.75(汽机中心线以上)启动方式 / 高、中压联合启动

变压运行负荷范围 ％ 30%到100%额定负荷

定压、变压负荷变化率 %/min 在50％～100％TMCR负荷范围内：5％额定负荷/每分钟。

在30％～50％TMCR负荷范围内：3％额定负荷/每分钟。

30％铭牌功率负荷以下：2％额定负荷/每分钟。

允许负荷阶跃：10％额定负荷（THA）/每分钟。

轴颈振动两个方向最大值 mm 0.076

临界转速时轴振动最大值 mm 0.15

最高允许背压值 MPa（a） 0.028

最高允许排汽温度 ℃ 90℃报警110℃跳机

噪声水平 dB(A) 额定负荷正常运行按IE1063为85盘车速度 r/min ~60

盘车型式 kW/V 液压马达

通流级数

高压缸 级 14

中压缸 级 2×13

低压缸 级 2×2×6

寿命消耗

冷态启动 ％/次 0.0115

温态启动 ％/次 0.0115

热态启动 ％/次 0.0115

极热态启动 ％/次 不计

负荷阶跃>10％铭牌功率 ％/次 不计

润滑油系统

主油泵型式 - 电动离心泵

润滑油牌号 - ISO VG46

油系统装油量 m3 30

主油泵出口压力 MPa（g） 0.55

轴承油压 MPa（g） 0.05～0.17

主油箱容量 m3 32

油冷却器型式、台数 台 板式2

顶轴油泵出口压力 MPa（g） 17.5

顶轴油泵供油量 m3/h 6.48

液力控制系统

抗燃油泵型式/台数 / 柱塞泵/2台

抗燃油泵出口压力 MPa（g） 16

抗燃油泵供油量 m3/h 2.4

抗燃油箱容量 m3 0.909

轴系临界转速见表2。

轴系临界转速

项目 一阶rpm 二阶rpm

/ 设计值 设计值

/ 轴系 轴段 轴系 轴段

高压转子 2640 3240 7860 10620

中压转子 1920 2100 5460 6840

低压转子I 1200 1320 3480 4200

低压转子II 1320 1320 3660 4200发电机转子 720 720 2040 2520

汽轮机热力计算设计参数

汽轮机运行参数（技术协议）见表3。

汽轮机运行参数（技术协议）

项目 TRL工况 TMCR工况 VWO工况 THA工况 75%THA功率工况 50%THA功率工况 40%THA功率工况 30%THA功率工况 高加全停工况功率MW 1000 1034.344 1069.892 1000 750 500 400 300 1000热耗率kJ/kWh 7566 7314 7335 7288 7392 7640 7868 8316 7567主蒸汽压力MPa(a) 27 27 27 27 19.971 13.292 10.774 10 23.861再热蒸汽压力MPa(a) 5.5582 5.606 5.863 5.35 3.987 2.683 2.186 1.714 5.571主蒸汽温度℃ 600 600 600 600 600 600 600 600 600高压缸排汽温度℃ 363.7 364.3 372.2 355.2 360.5 366.7 369.4 368 379.3再热蒸汽温度℃ 610 610 610 610 610 610 610 610 610主蒸汽流量t/h 2839.39 2839.39 2981.36 2699.41 1954.65 1277.3 1028.62 797.46 2338.94再热蒸汽流量t/h 2360.58 2368.84 2479.55 2258.88 1675.12 1121.57 912.00 713.75 2325.46高排汽压力MPa(a) 6.071 6.096 6.379 5.815 4.337 2.921 2.38 1.867 6.054中排压力MPa(a) 0.619 0.63 0.657 0.604 0.467 0.325 0.269 0.213 0.679低压缸排汽压力kPa(a) 9.6 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25低压缸排汽量t/h 1567.68 1564.31 1625.7 1502.45 1179.07 838.21 699.6 561.1 1669.83补给水率% 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0

最终给水温度℃ 297.3 297.4 300.7 294.0 274.9 251.1 239.6 226.5 191.7抽汽参数见表4。

抽汽参数

工况抽汽级数 TMCR热耗考核工况 备注

流量t/h 压力MPa 温度℃ 抽汽位置

一抽 123.45 7.89 400.6 高压缸第12级后二抽 333.31 6.09 364.3 高压缸排汽管道三抽 138.70 2.358 473 中压缸第6级后（靠低压缸侧）四抽至除氧器 93.8 1.17 372.1 中压缸第10级后（靠高压缸侧）四抽至小汽轮机 163.96 1.17 372.1 中压缸第10级后（靠高压缸侧）四抽至辅汽 / / / 中压缸第10级后（靠高压缸侧）五抽 121.80 0.637 291.5 中压缸排汽六抽 133.63 0.250 190.7 A、B低压缸第2级（两侧合并）七抽 80.2 0.065 88 B低压缸第4级

八抽 83.3 0.025 64.9 A低压缸第5级锅炉设备规范

锅炉主参数

锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。

锅炉出口蒸汽参数为28.25MPa(g)/605/613℃，对应汽机的入口参数为27.0MPa(a)/600/610℃。

对应汽机VWO工况的锅炉最大连续蒸发量（BMCR）3100t/h。

主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽机的VWO工况相匹配。

锅炉主参数见表5。

锅炉主参数

项目 单位 BMCR TRL

锅炉最大连续蒸发量 t/h 2994 2852

过热器出口蒸汽压力 MPa(g) 28.25 28.13过热器出口蒸汽温度 ℃ 605 605

再热器蒸汽流量 t/h 2473.4 2354.6

再热器进口蒸汽压力 MPa(g) 6.205 5.926再热器出口蒸汽压力 MPa(g) 6.005 5.736再热器进口蒸汽温度 ℃ 369.3 361.3

再热器出口蒸汽温度 ℃ 613 613

省煤器进口给水温度 ℃ 302.1 298.5

省煤器进口给水压力 MPa(g) 31.85 31.56锅炉保证热效率 % / 94.45

计算热效率（按低位发热量） % 94.41 94.5总燃料量 t/h 384.73 370.18

炉膛容积热负荷 kW/m3 80.27 77.24

炉膛断面热负荷 MW/m2 4.311 4.148

燃烧器区域热负荷 MW/m2 1.654 1.592空预器出口一次风温度 ℃ 334 332

空预器出口二次风温度 ℃ 343 340

省煤器出口空气过剩系数α / 1.15 1.15

炉膛出口过剩空气系数α / 1.15 1.15

空预器出口烟气修正前温度 ℃ 129 128

空预器出口烟气修正后温度 ℃ 124 123

设计煤粉细度R90 % 23～25 23～25

压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压（以后均同）；锅炉BMCR工况对应于汽机VWO工况，锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况。

锅炉燃用煤种分析

锅炉燃用煤种分析见表6。

锅炉燃用煤种分析

项目 符号 单位 设计煤种（60%印尼煤+40澳洲煤） 校核煤种（伊泰煤）煤质分析

收到基碳分 Car % 56.86 57.87

收到基氢分 Har % 3.832 3.62

收到基氧分 Oar % 11.364 10.27

收到基氮分 Nar % 0.836 1.0

收到基硫分 Sar % 0.64 0.7

收到基水分 Mar % 16.46 10.3

空气干燥基水分 Mad % 10.93 5.41

收到基灰分 Aar % 9.97 16.24

干燥无灰基挥发分 Vdaf % 36.24 37.54哈氏可磨性指数 HGI / 51.2 63

低位发热值 Qnet，ar MJ/kg 21.72 22.13灰渣成份

二氧化硅 SiO2 % 35.16 38.62

三氧化二铝 Al2O3 % 23.56 45.71

三氧化二铁 Fe2O3 % 14.54 3.77

氧化钙 CaO % 11.5 4.79

氧化镁 MgO % 5.14 1.09

三氧化硫 SO3 % 5.66 1.73

氧化钠 Na2O % 0.49 0.40

氧化钾 K2O % 0.76 0.61

五氧化二磷 P2O5 % 0.32 2.05

二氧化钛 TiO2 % 0.65 2.64

二氧化锰 MnO2 % 0.014 0.014

灰熔融温度

变形温度 DT ℃ 1220 ＞1500

软化温度 ST ℃ 1230 ＞1500

熔化温度 FT ℃ 1240 ＞1500

锅炉热力计算数据

锅炉热力计算数据见表7。

锅炉热力计算数据

名称 单位 设计煤种 校核煤

BMCR TRL 75%THA（滑压） 50%THA（滑压） 40%THA（滑压） THOS BMCR主蒸汽流量 t/h 2994.6 2852 1961.2 1284.4 1035 2337.7 2994.6主蒸汽出口压力 MPa.g 28.25 28.13 20.69 13.74 11.12 27.74 28.25主蒸汽出口温度 ℃ 605 605 605 605 605 605 605给水温度 ℃ 302.1 298.5 276.1 252.2 240.7 190.7 302.1给水压力 MPa.g 31.85 31.56 23.34 16.24 13.44 27.74 31.85再热蒸汽流量 t/h 2473.4 2354.6 1670.2 1121.1 912.6 2324.3 2473.4高再出口压力 MPa.g 6.005 5.736 4.050 2.693 2.176 5.697 6.005高再出口温度 ℃ 613 613 613 613 595 613 613低再进口压力 MPa.g 6.205 5.926 4.186 2.785 2.252 5.884 6.205低再进口温度 ℃ 369.3 361.3 357.5 363.7 366.4 376.3 369.3分离器出口压力 MPa.g 29.75 29.48 21.62 14.37 11.61 28.67 29.75分离器出口温度 ℃ 435 436 407 364 368 414 438过热器一减 t/h 90.2 87.5 60.2 39.3 30.8 33 90.2过热器二减 t/h 30.1 29.2 20.1 13.1 10.3 11 30.1过热器三减 t/h 90.2 87.5 60.2 39.3 30.8 33 90.2再热器减温水 t/h ≤99

下炉膛出口烟温 ℃ 1303 1293 1198 1100 1046 1296 1301炉膛出口烟温 ℃ 995 984 895 812 764 977 1006总风量（含炉膛漏风） t/h 3329.01 3203.11 2488.31 1935.86 1601.93 3145.93 3305.23总燃煤量 t/h 384.73 370.18 271.62 188.44 156.04 363.82 377.3炉膛截面热负荷 MW/m2 4.311 4.148 3.035 2.101 1.738 4.073 4.308炉膛容积热负荷 kW/m3 80.27 77.24 56.5 39.12 32.36 75.84 80.21燃烧器区域热负荷 MW/m2 1.654 1.592 1.164 0.806 0.667 1.563 1.653有效投影辐射受热面热负荷 kW/m2 171.8 165.3 120.9 83.7 69.3 162.3 171.7过量空气系数 - 1.15 1.15 1.25 1.37 1.37 1.15 1.15干烟气热损失 % 4.09 4.00 3.62 3.78 4.04 3.13 4.12燃料中的水分及氢燃烧热损失 % 0.73 0.73 0.73 0.77 0.78 0.64 0.88空气中水分热损失 % 0.09 0.09 0.08 0.09 0.09 0.07 0.09未燃尽碳热损失 % 0.40 0.40 0.70 0.90 1.00 0.50 0.40辐射及散热热损失 % 0.18 0.18 0.25 0.36 0.44 0.18 0.18不可测量热损失 % 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10总热损失 % 5.59 5.50 5.48 6.00 6.43 4.62 5.77计算效率(按高位发热值) % 89.92 90.00 90.02 89.53 88.89 90.84 90.52计算效率(按低位发热值) % 94.41 94.50 94.52 94.00 93.57 95.38 94.23保证效率（按低位发热值） % / 94.45 / / / / /磨煤机主要数据

磨煤机主要数据见表8。

磨煤机主要数据

名称 单位 设计煤种 校核煤

BMCR TRL 75%THA（滑压） 50%THA（滑压） 40%THA（滑压） THOS BMCR磨煤机型号 / ZGM123G-III

煤粉细度(R90) ％ 23～25 20

磨煤机运行台数 台 5 5 4 3 3 5 5

磨煤机入口风温 ℃ 288.8 284.1 273.6 264.3 290.6 282 245.2单台磨计算通风量（进口风量） t/h 136.26 134.24 129.96 129.40 137.02 133.34 125.35密封风量（单台磨） ℃ 6.71 6.71 6.71 6.71 6.71 6.71 6.71磨煤机出口风温 ℃ ～77 ～77 ～77 ～77 ～77 ～77 ～77磨出口水分 % 5.463 5.463 5.463 5.463 5.463 5.463 2.7磨出口风量（不含煤及水分） t/h 142.52 140.47 136.19 132.62 143.28 139.57 131.58磨出口风量（含煤及水分） t/h 219.46 214.52 204.08 195.44 221.29 212.33 207.04风煤比（磨入口） / 1.7711 / / / / / 1.6611一次风率 % 21.4 / / / / / /

锅炉各级受热面计算特性

锅炉各级受热面计算特性见表9。

锅炉各级受热面计算特性

名称 单位 设计煤种 校核煤

BMCR TRL 75%THA（滑压） 50%THA（滑压） 40%THA（滑压） THOS BMCR

1．烟气出口温度

炉膛出口 C 995 984 895 812 764 977 1006屏底烟温 C 1303 1293 1198 1100 1046 1296 1301低温过热器出口 ℃ 465 461 419 369 364 443 467低温再热器出口 ℃ 432 431 430 434 443 432 437前屏过热器出口 ℃ 1136 1125 1030 939 884 1121 1134后屏过热器出口 ℃ 995 984 895 812 764 977 1006高温过热器出口 ℃ 928 917 836 762 720 910 929末级再热器出口 ℃ 772 764 710 667 641 759 773省煤器进口（过热器侧） ℃ 465 461 419 369 364 443 467省煤器进口（再热器侧） ℃ 432 431 430 434 443 432 437省煤器出口（过热器侧） ℃ 365 358 317 276 242 296 364省煤器出口（再热器侧） ℃ 372 368 355 345 356 321 373空预器进口 ℃ 368 364 344 330 344 306 369预热器出口（修正前） ℃ 129 128 120 115 100 113 133预热器出口（修正后） ℃ 124 123 114 109 104 108 128

2．工质出口温度

水平低温过热器出口 ℃ 456 454 422 377 368 432 460立式低温过热器出口 ℃ 461 459 427 383 371 437 465一级减温器出口 ℃ 453 451 418 373 358 430 456前屏过热器出口 ℃ 505 504 485 462 462 484 509二级减温器出口 ℃ 500 499 480 455 455 479 504后屏过热器出口 ℃ 564 563 558 552 554 554 565三级减温器出口 ℃ 547 546 537 527 528 534 548末级过热器出口 ℃ 605 605 605 605 605 605 605水平低温再热器出口 ℃ 435 436 453 476 492 440 439立式低温再热器出口 ℃ 501 501 514 532 539 504 503高温再热器出口 ℃ 613 613 613 613 595 613 613省煤器出口（过热器侧） ℃ 331 326 300 275 253 253 329省煤器出口（再热器侧） ℃ 317 316 305 292 284 234 319省煤器出口集箱 ℃ 328 325 306 290 283 250 328汽水分离器出口 ℃ 435 436 407 364 368 414 438

3．烟气平均速度

后屏过热器 m/s 8.4 / / / / / 8.2高温过热器 m/s 9 / / / / / 8.8

立式低温过热器 m/s 5.5 / / / / / 5.1水平低温过热器 m/s 10.4 / / / / / 9.6高温再热器 m/s 11.3 / / / / / 11立式低温再热器 m/s 10.3 / / / / / 10.1水平低温再热器 m/s 8.1 / / / / / 8.7省煤器（过热器侧） m/s 9.8 / / / / / 9.6省煤器（再热器侧） m/s 6.8 / / / / / 7.4

4．烟气流量

炉膛出口 t/h 3674.34 3535.37 2731.56 2104.36 1741.35 3472.24 3620.24前烟井（再热器侧） t/h 1389.38 1540.84 1615.47 1490.94 1654.28 1287.28 1494.85后烟井（过热器侧） t/h 2284.96 1994.53 1116.09 613.42 87.07 2184.96 2125.39空预器进口 t/h 3674.34 3535.37 2731.56 2104.36 1741.35 3472.24 3620.24空预器出口 t/h 3866.66 3726.79 2921.16 2292.15 1930.50 3659.12 3811.2空预器计算特性

空预器计算特性见表10。

空预器计算特性

名称 单位 设计煤种 校核煤

BMCR TRL 75%THA（滑压） 50%THA（滑压） 40%THA（滑压） THOS BMCR型式 / 三分仓回转式空预器

空预器入口烟气温度 ℃ 368 364 344 330 344 306 369空预器一次风进口温度 ℃ 30 30 30 30 30 30 30空预器二次风进口温度 ℃ 23 23 23 23 23 23 23出口一次风温度 ℃ 334 332 314 306 321 276 339出口二次风温度 ℃ 343 340 321 310 323 284 346排烟温度(修正前) ℃ 129 128 120 115 100 113 133排烟温度(修正后) ℃ 124 123 114 109 104 108 128空预器进口一次风量 t/h 723.21 709.76 590.78 467.56 394.61 805.95 579.49空预器进口二次风量 t/h 2460.67 2352.12 1835.07 1462.67 1258.26 2306.95 2492.56空预器进口烟气量 t/h 3674.34 3535.37 2731.56 2104.36 1741.35 3472.24 3620.24空预器出口一次风量 t/h 574.89 561.88 442.00 320.57 244.47 666.7 432.01空预器出口二次风量 t/h 2416.67 2308.57 1794.25 1421.85 1219.25 2259.32 2449.01空预器出口烟气量 t/h 3866.66 3726.79 2921.16 2292.15 1930.50 3659.12 3811.2出口一次风旁通量 t/h 106.41 109.32 77.84 58.61 29.58 2.23 194.68一次到二次风漏风 t/h -3.63 -3.93 -0.91 -1.81 -0.91 -10.89 -3.63一次风到烟气漏风 t/h 151.96 151.50 149.69 148.78 149.23 150.14 151.05二次风到烟气漏风 t/h 40.37 39.92 39.92 39.01 39.92 36.74 39.92总的漏风量 t/h 192.33 191.42 189.60 187.79 189.15 186.88 190.96锅炉水质要求

锅炉水质要求见表11。

锅炉水质要求

项目 单位 参数

给水 正常时 （t/h） 2994

启动或事故时 （t/h） 753

补给水制备方式：/ 超滤＋一级反渗透＋二级反渗透＋EDI除盐锅炉给水质量标准 / 采用联合处理方式

总硬度 （μmol/l） ～0

溶解氧（化水处理后） （μg/l） 30～150

铁 （μg/l） ≤5

铜 （μg/l） ≤2

钠 （μg/l） ≤5

二氧化硅 （μg/l） ≤10

氢电导率25℃ （μS/cm） ≤0.15

PH值25℃ / 8.0～9.0

蒸汽 铁 （μg/l） ≤5

铜 （μg/l） ≤2

钠 （μg/l） ≤3

二氧化硅 （μg/l） ≤10

电导率（25℃） （μs/cm） ≤0.15

锅炉管材数据

锅炉集箱强度计算参数见表12。

锅炉集箱强度计算参数

名称 数量 规格（mm） 材质 设计压力（MPa） 设计温度（℃） 有效壁厚（mm） 理论计算最小壁厚（mm）水冷壁入口集箱（前后墙） 2 Φ219ⅹ45 SA-106C 34.6 370 39.375 36.6水冷壁入口集箱（侧墙） 2 Φ219ⅹ45 SA-106C 34.6 370 39.375 36.6水冷壁中间集箱（前后墙） 2 Φ273×55 15CrMoG 34.6 445 48.125 45.71水冷壁中间集箱（侧墙） 2 Φ273×55 15CrMoG 34.6 445 48.125 45.71一级混合器（前后） 4 Φ762×131 15CrMoG 34.6 445 129.4 129.4一级混合器（侧） 2 Φ762×131 15CrMoG 34.6 445 129.4 129.4二级混合集箱 14 Φ273×55 15CrMoG 34.6 445 48.125 47.7水冷壁出口集箱（前墙） 1 Φ356ⅹ66 15CrMoG 32.7 445 57.75 57.67水冷壁出口集箱（侧墙） 2 Φ356ⅹ70 15CrMoG 32.7 445 61.25 59.33水冷壁出口集箱（后墙） 1 Φ273ⅹ55 15CrMoG 32.7 445 48.125 47水冷壁后墙吊挂管出口集箱 1 Φ219ⅹ50 15CrMoG 32.7 445 43.75 36.5水冷壁后墙吊挂管入口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.7 445 39.375 36.2水平烟道二侧墙入口集箱 2 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.7 445 39.375 37水平烟道二侧墙出口集箱 2 Φ219ⅹ50 15CrMoG 32.7 445 43.75 36.6顶棚管入口集箱 1 Φ219ⅹ50 15CrMoG 32.7 445 43.75 38.5顶棚管出口集箱 1 Φ610ⅹ124 15CrMoG 32.7 454 108.5 106.5后烟道前墙入口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.6 445 39.375 34.1后烟道后墙入口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.6 445 39.375 32.4后烟道中间隔墙入口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.6 445 39.375 36.6后烟道二侧墙入口集箱 2 Φ219ⅹ45 15CrMoG 32.6 445 39.375 34.6后烟道前墙出口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 31.2 454 39.375 35.4后烟道后墙出口集箱 1 Φ406ⅹ82 15CrMoG 31.2 454 71.75 67.7后烟道中间隔墙出口集箱 1 Φ219ⅹ45 15CrMoG 31.2 454 39.375 33.6后烟道二侧墙出口集箱 2 Φ219ⅹ45 15CrMoG 31.2 454 39.375 33.8炉膛分配器 2 Φ972ⅹ165 SA-106C 34.6 371 163.4 153.4后烟道入口混合器 2 Φ972ⅹ135 SA-182F12C12 32.6 445 133.4 129.4顶棚入口混合器 2 Φ972ⅹ135 SA-182F12C12 32.7 445 133.4 127分离器 2 Φ1150x160MWT SA-335P12 31.2 445 160 158贮水箱 1 Φ1150x160MWT SA-335P12 31.2 445 160 155水平低温过热器入口集箱 1 Φ457ⅹ110 15CrMoG 31.2 474 96.25 92.6立式低温过热器出口集箱 1 Φ457ⅹ95 15CrMoG 30.8 478 83.125 80前屏过热器入口集箱 2 Φ356ⅹ80 15CrMoG 30.8 469 70 63.8前屏过热器出口集箱 2 Φ457ⅹ80 SA-335P91 30.4 515 70 60.7后屏过热器入口集箱 1 Φ406ⅹ70 SA-335P91 30.4 511 61.25 60.5后屏过热器出口集箱 1 Φ457ⅹ95 SA-335P91 30 567 83.125 80.9高温过热器入口集箱 1 Φ457ⅹ85 SA-335P91 30 550 74.375 72高温过热器出口集箱 1 Φ559ⅹ130MWT SA-335P92 29.6 613 130 114.6水平低温再热器入口集箱 1 Φ660ⅹ65 SA-106B 7.2 418 56.875 52.9立式低温再热器出口集箱 1 Φ813ⅹ75 12Cr1MoVG 7.2 536 65.625 63.1高温再热器入口集箱 1 Φ711ⅹ72 12Cr1MoVG 7.2 536 63 54.5高温再热器出口集箱 1 Φ762ⅹ75 SA-335P92 7.2 627 62.625 61.4水冷壁管技术参数见表13。

水冷壁管技术参数

名称 规格（mm） 材质 蒸汽温度（℃） 管壁温度（℃） 管外壁温度（℃） 允许管壁温（℃） 允许管外壁温度（℃）前墙水冷壁管 Φ28.6ⅹ5.8 15CrMoG 402 479 522 519 550A侧墙水冷壁管 Φ28.6ⅹ5.8 15CrMoG 397 480