红海湾机组集控运行规程概述篇

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1、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超临界燃煤机组，主要是带基本负荷运行，但也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，三大主设备均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。1.1.1 锅炉选用型号为DG1950/25.4- 3的超临界参数变压直流本生锅炉。1.1.2 汽轮机选用型号为N600-24.2/566/566的超临界、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽凝汽式汽轮机。1.1.3 发电机选用型号为QFSN-600-2-22A的水氢氢汽轮发电机，静态励磁方

2、式。1.1.4 电气主接线系统1.1.5 DCS选用上海西屋控制工程有限公司的Ovation控制系统。1.2 分系统概况1.2.1 锅炉本体:1.2.1.1 锅炉带基本负荷并具有一定调峰能力。1.2.1.2 锅炉变压运行，采用定滑定的方式，本公司锅炉压力负荷曲线与汽轮机相匹配，汽机压力负荷曲线如下图所示： 1.2.1.3 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）。锅炉效率负荷曲线如下：8085909510050075010001250150017502000主蒸气流量 （t/h)锅炉计算效率 % （LHV)B-MCR设计煤75%

3、B-MCRBRL30%B-MCR50%BMCR 切高加40%B-MCR50%B-MCR1.2.1.4 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。1.2.1.5 锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的30%B-MCR时，不投油长期安全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100的要求。1.2.1.6 锅炉负荷变化率达到下述要求：在50%100%B-MCR时，不低于5%B-MCR/分钟在30%50%B-MCR时，不低于3%B-MCR/分钟在30%B-MCR以下时，不低于2%B-MCR/分钟负荷阶跃：大于10%

4、汽机额定功率/分钟1.2.1.7 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-MCR负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过5。1.2.1.8 锅炉燃烧室的承压能力锅炉结构考虑安装后能方便地进行风压试验。考虑增设脱硫装置导致的炉膛瞬时负压可能增大，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）进行强度计算时，炉膛设计承压能力按大于5.8kPa考虑，炉膛最大瞬时承受压力按9.98kPa考虑。当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸，引风机及脱硫风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及支承件不应产生永久变形。在刚性梁系统的设计中将考虑增

5、设FGD装置后所导致的炉膛瞬时负压可能增大的影响。1.2.1.9 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。若实测超过该值时，任何受热面超温，本公司免费采取必要的措施加以解决。1.2.1.10 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和10。消除蒸汽侧热力偏差的措施：1) 炉膛设计合理，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) 过热器系统设置一次左右交叉，两级喷水减温装在左右侧并分别控制，系统和受热面布置合理，减少蒸汽侧的热力偏差；3) 再热器布置合理，设置一次左右交叉。1.2.1.11 锅炉炉墙、热力设备

6、及管道等的保温表面温度在锅炉正常运行条件下，当环境温度（距保温表面1m处空气温度）小于等于27时，不超过50；当环境温度大于27时保温表面温度允许比环境温度高25 。1.2.1.12 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）。1.2.1.13 再热器蒸汽侧的压降不大于0.19 MPa（按B-MCR工况计算）。1.2.1.14 锅炉的起动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，满足以下要求：冷态起动56小时温态起动23小时热态起动11.5小时极热态起动1小时（与启动篇有矛盾）1.2.1.15 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数

7、不少于下值：冷态起动(停机超过72小时)500次温态起动(停机72小时内)4000次热态起动(停机10小时内)5000次极热态 500次阶跃突变负荷10 B-MCR 12000次1.2.1.16 启动采用定-滑-定方式。各种状态下每次起动的寿命消耗数据如下表。其总的寿命消耗不大于70%。 类 别次 数点火至满负荷时间 （min）寿命消耗（/次）冷态启动5003601.510-2温态启动40001806.210-3热态启动5000907.510-3总计950069.8 %1.2.1.17 锅炉参数最终与汽轮机相匹配，中标后将进行参数与容量的协调，引起的变化不加价。1.2.1.18 锅炉的汽水系统

8、为无铜系统。1.2.1.19 通过采用汽机旁路系统和在炉膛出口装设烟温探针等措施达到对再热器保护的目的。1.2.2 燃烧系统:1.2.2.1 风烟系统:送风系统送风机和一次风机采用动叶片可调轴流式风机，每台炉各配备两台。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。#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6.0m。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，送风机送出的冷风经过空预器加热后，提供锅炉燃烧和燃烬的二次风，燃烧后的烟气经过静电除

9、尘器除尘后由引风机送至脱硫系统进行脱硫后送入烟囱排放，脱硫系统的阻力由脱硫增压风机克服。为了机组启动方便以及脱硫系统故障时不至于影响主机安全停机，脱硫系统设100%容量的旁路烟道。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。1.2.2.2 制粉系统:本机组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，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

10、制，设2台离心式密封风机，1台运行，1台备用。原煤通过电子称重皮带给煤机输送到磨煤机，进行碾磨和干燥后，由干燥剂（一次风）带入磨煤机出口分离器进行分离，细度合格的煤粉由干燥剂送入炉膛燃烧，不合格的煤粉将返回磨煤机继续进行碾磨，不易磨碎的外来杂物进入石子煤收集系统。制粉系统的干燥剂由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个燃烧

11、器，每台磨煤机分别对应1层燃烧器。1.2.2.3 煤粉燃烧器系统：燃烧系统采用前后墙对冲燃烧，燃烧器采用新型的HTNR3低NOx燃烧器。燃烧系统共布置有16只燃尽风喷口，36只HT-NR燃烧器喷口，共52个喷口。燃烧器分3层，每层共6只，前后墙各布置16只HT-NR燃烧器；在前后墙距最上层燃烧器喷口一定距离处布置有一层燃尽风喷口，每层8只，前后墙各布置8只。1.2.2.4 火焰检测冷却风系统: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。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。冷却风机由FSSS系统配套供货。1.2.2.5 炉

12、前燃油系统: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只油枪，每只油枪出力2200kg/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。点火油系统与启动油系统的供油管上各设1只调节阀，运行时分别对两个系统进行独立调节。1.2.3 油罐区系统:本机组点火油和助燃油均按0轻柴油考虑。燃油采用船运，码头卸油。燃油系统的出力按全厂机组考虑，可同时满足1台机组启动

13、、另1台机组投油助燃的用油量。一期工程油罐区设2个2000m钢制拱顶油罐。油罐区设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。1.2.4 热力系统:热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其它热力系统均采用单元制。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压热器。本工程主蒸汽、再热蒸汽系统采用单元制。主蒸汽管道将锅炉过热器出口新蒸汽送到汽轮机高压缸入口，冷再热蒸汽管道将汽轮机高压缸排汽送到锅炉再热器入口，热再热蒸汽管道将锅炉再热蒸汽送到汽轮机中压缸

14、入口。1) 主蒸汽系统主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口PCV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5C。主蒸汽采用单元制系统，布置呈2-1-2型，锅炉过热器出口为两根，中间合为一根，在进入汽机之前又分为两根。这样可简化布置及节省合金钢管，同时还可以减少由于锅炉两侧所引起的蒸汽温度的偏差，有利于机组的安全运行。主蒸汽分别由两侧的过热器出口联箱引出后合为一根，主管道规格为Di419.178（内径管，最小内径壁厚，下同），在接近汽轮机处又分为两根支管分别进入两组主汽阀，再通过四组调节阀进入汽轮机高压缸。主汽阀的主要作用是在汽

15、轮机事故情况下，迅速切断流入汽轮机的主蒸汽及正常停机时使用。主蒸汽管道的另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备用汽源。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（疏水管道）采用12Cr1MoV无缝钢管。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。2) 旁路系统本工程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，每台机组设置一套40%容量的高压和52%容量低压两级串联汽轮机旁路系统。系统的设计按以下功能考虑

16、：使机组能适应频繁起停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合适的范围内。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。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。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系统。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主管接出，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

17、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) 再热蒸汽系统 再热蒸汽采用单元制系统，按2-1-2型布置，再热器进出口均为两根，中间合为一根，在进出汽机时又分为两根。冷再热蒸汽系统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，并为轴封系统、2号高压加热器、给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统提供汽源。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。汽轮机高压缸排汽为两根管道（F66019.05），之后接入总管（F96526.9

18、7）中，在进入锅炉再热器入口联箱之前分成两根支管。在高压缸排汽的总管上装有气动止回阀，以便在事故停机时，防止蒸汽返回到汽轮机，引起汽轮机超速。在高压缸排汽总管气动止回阀后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道；另有至2号高压加热器、汽轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的供汽管道。在高压缸排汽（即再热冷段）总管的端头有蒸汽吹扫接口，以供在管道安装完毕后进行吹扫，在管道吹扫完成后用堵头堵死。冷再热蒸汽管道采用按美国ASTM A672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。再热冷段管道的设计压力较低，设计温度低于350C，其管道通径大而壁厚薄，若采用无缝钢管（管材A106B），其造价将增加很多，因此，本工程采用A6

19、72B70CL32电熔焊钢管。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，从锅炉再热器出口联箱到汽轮机联合再热汽阀的再热蒸汽。热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全阀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5C。与锅炉再热器出口联箱相接的是两根Di64823的管道，之后合为一根Di91432的总管。在进入汽轮机联合再热汽阀前再分为三个支管，其中两路进入汽轮机，另一路进入低压旁路系统。热再热蒸汽管道的主管采用按美国ASTM A335P91标准生产的无缝钢管（内径管），其它管道（疏水管道）采用12Cr1M

20、oV无缝钢管。为了在再热器进行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。4) 给水系统机组配备2台50%容量的汽动给水泵，1台30%容量用于启动和备用的电动调速给水泵。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无凝结水进入时锅炉最大蒸发量所需5分钟以上的给水量。给水系统采用单元制，每台机组配有两台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，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电机拖动。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

21、轮机90%THA工况以上负荷的需要。三台100%容量卧式高压加热器串联布置，给水系统共用一个快速电动大旁路阀。由于机组具有三台高压加热器全部解列后仍能发出额定功率的能力，设大旁路可简化给水系统，减少阀门数量，降低系统阻力，减少投资。5) 凝结水系统本系统是将凝汽器热井中的凝结水经中压凝结水精处理设备、轴封冷却器、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。系统按汽轮机VWO工况时可能出现的凝结水量，加上进入凝汽器的经常疏水量和正常补水率进行设计。系统设置2100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝

22、泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门将与凝泵联锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。凝结水由凝汽器热井经一根总管引出，然后分两路至两台100%容量的凝结水泵（互为备用），其出水管合并一路后依次经中压凝结水精处理设备、汽封加热器、低压加热器至除氧器。本系统中选用一套100%中压凝结水精处理装置，不设凝结水升压泵。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，该部分内容论述详见化水专业的凝结水精处理

23、系统。凝结水精处理装置出口的凝结水，在进入汽封冷却器前，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。经凝结水精处理后的凝结水进入汽封冷却器。汽封冷却器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。汽封冷却器依靠汽封抽吸风机维持微真空状态，以防蒸汽漏入大气。为维持上述的真空还必须有足够的凝结水量通过汽封冷却器，以凝结上述漏汽。为简化系统、减少投资，汽封冷却器进出口的凝结水管道上均不设阀门，也不设旁路管道。该处还设有当凝汽器热井高水位时，将凝结水返回至800m凝结水补充水箱的系统。凝结水系统设有再循环管路，自汽封冷却器出口的凝结水管道引出，经调节阀回到凝汽器，以保证

24、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。同时也保证启动和低负荷期间有足够的凝结水流过汽封冷却器，维持汽封冷却器的微真空。凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。汽封冷却器后的凝结水管道经除氧器水位气动控制阀或一只电动旁路阀后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止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。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。系统中设置除氧水箱启动循环泵，机组启动时，给水经启动循环泵进入除氧头，通过辅助蒸

25、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。6) 补给水系统每台机组设有一台800m的补给水箱，其主要作用是作为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器，并为闭式冷却水系统提供启动注水及锅炉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。每台补水箱配置两台补给水泵，主要用于启动时热力系统充水，闭式冷却水系统充水等。二台补水泵的总容量按满足锅炉启动冲冼时的水量要求设计（约为锅炉直流负荷即28BMCR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，泵出口设有止回阀和手动隔离阀，在泵出口与止回阀间接出最小流量再循环管路。此外，

26、泵侧设有由一止回阀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箱和凝汽器之间的压差向凝汽器补水。当真空直接补水不能满足时，开启凝结水输送泵向凝汽器补水。系统中不考虑另外设置锅炉上水泵，启动时由凝结水输送泵通过除氧器、电动给水泵和给水系统向锅炉上水。除盐水在除氧器中须通过辅助蒸汽加热至80C。凝结水补充水系统的阀门均采用不锈钢阀门，管道采用不锈钢材料。7) 加热器疏水及放气系统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。13号高加事故疏水和除氧器溢放水均排到凝汽器疏水扩容器。启动期间，除氧水箱不合格水排向锅炉启动排污扩容器。低压加

27、热器也用逐级回流疏水，最后排到凝汽器进入凝结水系统，各低压加热器事故疏水均接至疏水扩容器。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。加热器危急疏水有三种情况：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。

28、上述任何一种事故情况下，开启有关加热器事故疏水阀，经扩容释压后排入凝汽器。高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全阀。汽侧还设有停机期间湿保护接口。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。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。汽封冷却器的疏水经单级U形水封管疏入凝汽器。8) 抽汽系统汽轮机设八级非调整抽汽，分别送到各指定的加热器，即三级高压加热器，一级除氧器，四级低压加热器。系统中的各级抽汽管道按汽轮发电机组VWO工况各抽汽点

29、的抽汽量进行设计。设计压力取汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级抽汽压力的1.1倍，设计温度为汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级抽汽参数等熵求取管道在设计压力下的相应温度。本期汽轮发电机组具有八级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三级抽汽分别供至三个高压加热器，四级抽汽供汽至锅炉给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。五、六、七、八级抽汽分别供至四台低压加热器。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀主要用于汽轮机超速保护，同时兼作防止汽机进水的二级保护。由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合

30、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，且考虑到四级抽汽管道上的用汽点较多，故在四级抽汽管道总管上靠近汽轮机处装设两个串联的气动止回阀和一个电动隔离阀，在各用汽支管上分别又设置了止回阀，以确保汽轮机的安全运行。给水泵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，低压汽源为四级抽汽。四段抽汽经流量测量喷嘴后，分成两根支管，分别去两台给水泵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止回阀。止回阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽进入抽汽系统。给水泵汽轮机排汽口垂直向下，排汽管上设

31、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，以保护给水泵汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于给水泵汽轮机隔离检修。汽轮机五、六级抽汽口位于凝汽器的壳体内，各有两个接口。五、六级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止回阀。七、八级复合式低压加热器布置在凝汽器喉部，四根七级抽汽管和八根八级抽汽管布置在凝汽器内部，由于接近末级排汽，汽机无超速之虞，故不设逆止阀，凝汽器内部管道由制造厂设计供货。为防止汽轮机进水，本系统设有完善的疏水系统。9) 辅助蒸汽系统本期二台机组设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽有以

32、下几个汽源：调试及初次启动汽源来自启动锅炉；临炉来汽；正常运行时由四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。低负荷四段抽汽不能满足要求时由低温再热蒸汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统；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：0.81.27MPa，350C381C。本期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 MPa，350C。第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。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上水加热、汽轮机和给水泵汽轮机汽封、给水泵汽轮机

33、调试以及暖缸等提供用汽。辅助蒸汽系统供汽能力，按一台机组启动和另一台机组正常运行的用汽量之和考虑。10) 凝汽器抽真空系统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。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。每个凝汽器壳体上还设置1套真空破坏装置，用于在机组事故情况下破坏真空，增加凝汽器背压，缩短汽

34、机惰走时间。11) 工业水系统除真空泵外，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二次滤网后的海水。工业水系统设两台100%容量工业水泵（一用一备）、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。二次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。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80C。1.2.5 海水系统:采用以海水作为凝汽器冷却水的供水系统，工艺流

35、程为海水通过引水明渠引至循环水泵房，升压后通过循环水管道送至主厂房汽轮机凝汽器及其它冷却设备。循环水排水排入大海。本机组循环水采用单元制直流供水系统，工艺流程：码头港池取水口引水明渠循环水泵房压力进水管凝汽器排水管虹吸井排水管排水口。本期1、2号机组工程取水口、引水明渠及循环水泵房土建部分按4600MW装机容量一次建成，其它如循环水泵房设备部分、虹吸井、排水口等按2600MW装机容量施工。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。一期工程运煤码头港池及航道按7万吨级开挖，港池和航道底标高为-13.5m。为循环冷却水取得深层低温水创造了有利条件。为

36、将航道底层低温海水引入取水口，航道段至取水口水下需开挖出底宽约60m，底标高为-9.0m，长度约252m的引水渠取水口设一座十孔钢筋砼箱涵，可满足一期14号机组取水要求。方涵单孔几何尺寸为宽高=3.5m3.5m，取水口方涵孔底标高选用-7.5m。2) 引水明渠引水明渠按满足四台机组容量进行设计，明渠位于取水口和前池之间，长约920m，明渠底标高为7.5m，底宽2m，两侧边坡坡度1:1.5，在4.0m标高处设宽1.5m的马道。明渠底和边坡下铺一层碎石反滤，明渠底采用40-60kg块石护底，边坡采用浆砌石护面。3) 进水前池及循环水泵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

37、设置进水前池。结合总平面布置以及减少循环水压力管垂直转弯，进水前池平面采用侧面引水形式，几何尺寸定为垂直泵房边为70m，顺泵房边为6090m (最终由泵房流道试验确定)。前池进水端与明渠衔接底标高为-7.5m，出水端与泵房衔接，并考虑一定的泥沙沉降容积，底标高为-9.0m，进水前池按4600MW容量一次建成。循环水泵房土建按4600MW一次建成，设备分期安装，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。4) 压力进水管从泵房至汽机房为压力进水管段，每台机采用一条预应力钢筒砼管（PCCP），内径3200mm，总长约815m, 压力管在拐弯处设砼支墩以承

38、受推力。为避免续建3、4号机循环水管沟施工对本期1、2号机组建（构）物的影响，本期将3、4号机的循环水进水管建至3号机固定端，循环水排水管由3号机固定端建至厂区围墙边。5) 虹吸井本期为1号、2号机组共建2座虹吸井，采用钢筋砼板式地下结构，长宽高=46.7m16m7.6m（包括连接虹吸井的前后渐变段），井内底标高为-1.50 m。6) 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35003500mm，采用现浇钢筋砼结构，壁厚约0.5m，底标高为1.5m，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

39、，长约120m，然后2条排水管沟合成双孔，直至排水口，双孔管沟全长约750m，单孔和双孔管沟每隔20m设一道伸缩缝。排水管沟从虹吸井出口一直延伸到电厂东南面的南海海域，在靠近出海口约50m处管沟内底标高开始逐渐降至-4.0m标高。7) 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。1.2.6 输煤系统A. 输煤程控系统简介：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。B. 煤场建筑情况：一期1号、2号机组工程设#2、#3 两个

40、120m，高约70m的半球形圆形煤场，煤场的总面积为22620米，煤堆高度34.4m ,堆积角38，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，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。侧墙及堆取料机中心柱上均设有消防水枪等消防设施，确保煤场内任意一个着火点有3支以上的消防水枪进行消防作业。C. 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

41、/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，在圆形堆取料机故障时，用该固定煤斗和推煤机仍可继续向原煤仓供煤。D. 皮带机:#1、#2机组工程输煤系统共有22台带式输送机。C0C5带式输送机共12台。带宽为B=1800mm，带速为3.15m/s，出力：3000t/h，C0C1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。C6C10栈桥按双路带式输送机设计，带宽为B=1400mm，带速为2.5m/s,出力:1500t/h。C0、C1带式输送机因三路布置，且输送距离长或提升高度大，采用

42、中部双电机驱动，其余为头部单电机驱动；拉紧型式全部采用垂直拉紧装置。在电机和减速器之间的高速轴上配置限矩型液力偶合器以降低启动电流。除C10带式输送机为水平布置外，其余均为倾斜带式输送机。各带式输送机倾角均14。各皮带采用阻燃型。E. 设计范围及接口1) 本工程运煤系统按4600MW机组设计，土建和设备采购按1、2号机所需设计，在T1转运站留有联系二期工程的接口。2) 本期运煤系统设计范围：从T0转运站至1号、2号机组煤仓间的带式输送机系统，卸煤、贮煤、筛分、破碎、除铁、取样、计量等设备的布置以及水力冲洗、煤场喷淋、转运站、栈桥排污系统等。附属建筑有：推煤机库、推扒机库、运煤冲洗泵房、运煤材料

43、仓库及检修间和运煤控制楼。3) 以T0转运站为界，煤码头及卸船机、引桥、C0栈桥及C0带式输送机等由中交第四航务工程勘察设计院设计。F. 运煤设备1）倾斜式滚轴筛2台煤筛选用滚轴筛，布置在碎煤机室20.00m层，额定出力1500t/h。入料粒度：300mm，筛下粒度：30mm。要求筛本体带有旁路用切换挡板，必要时，燃煤通过旁路进入下一级带式输送机。2）环锤碎煤机2台碎煤机（左、右装各1台）布置在碎煤机室（T5转运站）13.00m层，采用独立基础和减震弹簧。碎煤机额定出力：1200t/h，入料粒度：300mm，出料粒度：30mm，配套电机功率：630kW，碎煤机与电动机之间采用限矩型液力偶合器连

44、接以降低启动电流。 3）除铁装置本期工程设4级盘式电磁除铁器共8台，均布置在带式输送机中部，其中：C0带式输送机（T0转运站内）布置2台、 煤场出口即C6带式输送机（T4转运站内）布置2台、进碎煤机前C7带式输送机（T3转运站内）布置2台，碎煤机后C8带式输送机（T6转运站内）布置2台。除铁器尽可能布置在标高较低的楼层上，以便于安装和弃铁，其所在的转运站内均考虑了落铁箱和落铁管，铁件经落铁管转移到室外集中，以便统一处理。d.皮带称计量皮带称布置情况：输煤系统共安装4台电子皮带称，精度等级为0.25%，对入厂煤和入炉煤进行计量。其中2台B=1800mm的安装在C1带式输送机中部，作为入厂煤的计量

45、；另2台=1400mm的安装在C8带式输送机中部，作入炉煤的计量。皮带称的数量统计安装在集控室，运行人员随时监控煤流状态。4）皮带采样机皮带采样机的布置情况：入厂煤和入炉煤取样装置各2套，均为中部取样。入厂煤取样装置布置在T0转运站，入炉煤装置布置在T5转运站。回转式取样头从C0A、B和C8A、B带式输送机上取料，经破碎、缩分后制成6mm 样品，余煤则由斗式提升机返回至皮带上。5）冲洗装置冲洗装置的布置：输煤系统设置专用的冲洗泵系统。设两个封闭式清水池，面积均为20m7.5m 每池的有效容积为474m，可满足2台冲洗泵同时运行约1.3小时。冲洗泵共5台，分2组运行，设2根母管分别接第一组和第二

46、组泵。第一组为#1、#2泵，泵的扬程：0.51.0Mpa,流量为180 m/h,使用#1清水池的水,供T5以后至原煤仓层之间的转运站和栈桥冲洗.第二组为#3、#4、#5泵，泵的扬程：0.50.8Mpa,流量为180 m/h,其中2台运行，一台备用，使用#2清水池的水，供T0至T4之间的转运站和栈桥冲洗及煤场喷淋；#3泵为备用，可以使用#1和#2清水池的水。转运站、煤场和皮带栈桥下均设置了排污泵，排污泵为立式结构。6）静电除尘器装置除尘器的布置情况：各转运站楼面共16台、煤仓间原煤斗上共12台、碎煤机室2台。输煤皮带沿线的高压静电除尘器均为单室两电场，煤仓间高压静电除尘器则为单室单电场。 7）循

47、环链码校验装置循环链码校验装置布置情况：主要安装在C1和C8皮带与电子皮带称配套使用，主要用于校验皮带称的准确度。G转运站布置特点1) 部分栈桥采用平面重叠，上下二层布置，如C5和C6，C4和C7。有效地压缩了场地，使布置更为紧凑。2) T4转运站连接#2、#3圆形煤场。3) C1带式输送机驱动装置布置在栈桥下，解决了安装位置紧张问题。4) 入厂煤和入炉煤取样装置分别布置在T0、T5转运站内。原煤样品在3.60m层和0.00m层就可取到，甚为方便。5) 4级共8台除铁器，除碎煤机后的一级布置在T6转运站31.60m层外，其余均放在离地面较低的楼层，以利于安装和弃铁。6) 尽量减少带式输送机的水

48、平段长度（煤仓间的C10除外），方便栈桥冲洗和排水。7) 在2台机组同时安装，投产时间相隔较近的前提下，运煤栈桥从一期工程的4台炉中间接入，切换则放在前一个转运站，这就将煤仓层的2台长带式输送机分解为4 台较短的带式输送机，即：把向1号、2号机组和3号、4号机组供煤的带式输送机分开，日后安装3号、4号机组时，1号、2号机组煤仓层带式输送机不需作任何变动。8) 将除铁、取样与带式输送机一道纳入程控范围。冲洗水泵启停和煤场喷淋采用程序控制和就地控制两种方式。以此来全面提升运煤系统的自动化水平。9) 运煤系统的转运站及输煤栈桥全部考虑了水冲洗，污水经煤粒沉淀池及废水处理站集中处理后仍送回冲洗水系统内

49、，以实现污水的零排放。10) 运煤系统设有比较完善的检修设备及检修场地，能满足各主要设备的检修需要。1.2.7 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。除灰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 600MW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。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=

50、7.540t/h刮板捞渣机。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。除石子煤每台磨煤机出口设1台石子煤斗, 石子煤斗下设1台水力喷射器。从磨煤机排出的石子煤先落入石子煤斗，经水力喷射器和输送管送至刮板捞渣机后的渣仓，之后由运渣车运至灰场或综合利用。1.2.8 化学系统1.2.8.1 生水预处理系统一期工程化学生水预处理系统设备由吉林长春立源水处理技术有限责任公司提供。净水站按一期工程4600MW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、

51、服务/消防、生活用水及锅炉冲灰提供品质合格的用水。1.2.8.2 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) 过滤系统包括两台高效纤维过滤器和两台活性炭过滤器，除盐系统包括2台阳床、2台阴床和2台混床。锅炉补给水处理系统主要水处理设备均采用母管制连接。3) 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。1.2.8.3 凝结水精处理系统本工程的锅炉是超临界直流炉，凝汽器的冷却水为海水，凝汽器采用钛管。为了满足给水水质的要求，必须设置全容量的凝结水精处理系统。1) 凝结水精处理采用中压前置

52、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250%凝结水全流量设计，每台出力725m3/h；混床出力按350%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。相应的系统运行压力2.93MPa。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

53、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。1.2.8.4 水汽品质监督及化学加药系统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100处理，给水氢电导率不大于0.15s/cm且系统无泄漏时采用加氨、加

54、氧处理运行方式。3) 给水和凝结水加药均采用自动加药系统，根据汽水取样系统给水表计传送的420mADC信号自动调节加药装置，控制加药量。加药点设在除氧器下水管和精处理高速混床出口母管，所加药剂为氨和氧气或氨和联胺。4) 凝汽器采用直流冷却方式，海水一次性流过凝汽器冷却（开式冷却）。为控制循环水中藻类、细菌等微生物及贝壳生物在凝汽器、管道内生成附着物，进而影响循环水冷却系统的通流面积，降低凝汽器的传热效率并产生生物腐蚀，必须对循环冷却水进行加杀生剂处理。我公司循环水处理采用的是加非氧化性杀菌剂处理方案：对循环水采用加杀菌剂CT1300的方法进行处理1.2.8.5 制氢系统广东红海湾发电有限公司1

55、、2号机组发电机采用水氢氢冷却方式，即发电机定子绕组采用水冷却，定子铁芯和转子绕组采用氢气冷却。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。该系统可满足电厂一期4600MW机组供氢，系统包括：2套进口7Nm3/h中压制氢设备(2.5MPa) 。1) 2台国产贮氢罐，每台贮氢罐的容积28m3 。1.2.8.6 生活废水处理系统生活污水处理站主要处理厂区内生产办公楼、主厂房、辅助/附属车间等排出的生活污水、食堂排水等建筑物排出的生活污水，系统按一期工

56、程4600MW机组容量一次建成，设计处理能力15m3/h，采用生物曝气滤池技术进行处理，污水处理达标后供厂区绿化清扫用或统一排放。1.2.8.7 含油废水处理系统含油污水处理系统主要处理油罐区油罐脱水、事故油池排出的含油污水。含油污水处理站按一期工程4600MW机组一次建成，设计处理能力10 m3/h，分2组，每组5 m3/h，含油污水经处理后的油由泵提升至油罐区污油回油管，处理后的水排至工业废水贮存池进行后续处理。1.2.8.8 工业废水处理系统1) 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

57、为100 m3/h。2) 工业废水集中处理系统包括：废水储存池、集中泵房、pH值调整槽、混合槽、反应槽、斜板澄清器、过滤器、最终中和池、浓缩池、中间水池、离心脱水机、EDTA回收池及各类水泵、管道等。1.2.9 发电机1.2.9.1 发电机A. 发电机为东方电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2-22A型三相交流隐极式同步汽轮发电机，发电机出口电压为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。B. 发电机设有出口开关，发电机正常并、解列操作通过出口开关进行。励磁系统为自并激静止可控硅整流励磁系统。发电机采用端盖式轴承、下部为可倾式两块轴瓦，具有良

58、好的运行稳定性，确保不产生油膜振荡。定子绕组允许在额定负荷下内冷却水断水运行持续30秒。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4248，出水温度不大于90。定子绕组冷却水系统采用集装式，散热器为管式，并备有“混合床”离子交换器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不低于9598%。发电机密封油系统为集装式，设置监视密封瓦油压的装置和配备性能良好的部件。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。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

59、负荷额定值运行时碳刷可以在线更换。发电机出线端子与封闭母线连接处的冷却方式为空冷。发电机配置下列自动监测装置：漏水监测器发电机励磁回路微机型自动对地绝缘监测仪漏油监测器发电机绝缘过热监测器（G.C.M）无线电频率监测器（R.F.M）氢气湿度监测器氢气纯度监测器氢气露点计漏氢检测装置1.2.9.2 励磁系统励磁系统为ABB公司UNITROL 5000自并激静止可控硅整流励磁系统,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

60、源直接取自发电机出口，启励电源取自220V直流段。静态励磁控制系统采用进口微机型自动电压调节装置。自并励静止励磁系统主要的系统性能高起始响应励磁系统，能在0.1秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%。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。励磁系统的短时过载能力满足发电机励磁绕组的过载能力，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。励磁系统电压反应比可达到3.65倍/s。发电机电压控制精度（从空载到满载电压变化），不大于0.5%的额定电压。励磁控制系统暂态增益不小于30倍，静态增益不小于2

61、00倍。发电机空载阶跃响应，当5%额定电压时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调整时间不大于5s。发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的2%4%，有功功率振荡次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。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%，调节时间不大于10s，电压振荡次数不大于3次。自动电压调节器能使发电机空载时在20%110%额定电压范围内稳定平滑地调节整定，电压的分辨率不大于额定电压的0.2%。手动励磁控制单元保证从不大于10%空载励磁电压到不小于110%额定励磁电压值的范围内进

62、行稳定平滑地调节。在发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的1%时，发电机电压的变化不大于额定电压值的0.25%。在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的调节速度不大于1%额定电压/秒；不小于0.3%额定电压/s。发电机甩额定无功功率时，发电机定子电压不超过额定值的115%，振荡次数不大于3次。所有与发电机转子绕组在电气上相连的设备，其耐压为2倍额定励磁电压加2800VAC，时间连续1分钟。励磁电流不大于1.1倍额定值时,发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值，不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的30%。因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0

63、.1%。自动励磁电压调节器（包括PSS）投入率不低于99%。工作电源波动范围:交流电压380V/220V，波动范围-15%+10%，频率偏差-6%+4%；直流控制电压，波动范围 -20%+10%。励磁变压器励磁变压器采用干式变压器，Y/D接线励磁变压器的容量满足强励和发电机各种运行工况的要求，在环境温度-5+45下保证连续运行不超温。励磁变压器信号和保护设置:线圈温度I段过热报警。线圈温度II段过热灭磁停机。可控硅整流装置整流方式为三相全控桥，具有逆变能力。整流柜数量4个，如一个柜故障退出报警，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%。每个可控硅元件设快速熔断器保护，以便及时切除短路故障电流。每柜的交流侧和直流侧均采用过电压限制装置，每柜交流侧设置空气开关，直流