XTS/F22TG—JB—01 湖南华银株洲火力发电公司#3机组调试大纲
第二章 工程概况
2.1 工程简介
湖南省株洲电厂二期技改工程（2×310MW机组）安装两台国产310MW燃煤机组（其中锅炉由东方锅炉厂生产，汽轮机由哈尔滨汽轮机厂生产，发电机由哈尔滨电机厂生产），一、二期公用设施统一设计，不再考虑扩建,但在总布置上以不堵死再扩建为原则。
本期工程2×310MW机组以发电机－变压器－线路组单元接线方式，采用两回220kV线路直接接入距电厂5km的铜塘湾220kV变电站。
本期工程建设单位为湖南华银株洲火力发电公司，设计单位为湖南省电力勘测设计院，机电设备安装单位为湖南省火电建设公司，安装和调试监理单位为湖南电力建设监理咨询有限责任公司，启动调试由湖南省电力建设调整试验所承担。
2.2 主要设备概况
2.2.1 锅炉设备及系统
锅炉为东方锅炉厂引进美国FOSTER WHEELER公司技术制造的DG1025/18.2-Ⅱ14型“W”型火焰锅炉，亚临界参数，一次中间再热，自然循环，双拱炉膛，“W”型火焰，固态排渣，平衡通风，全钢结构，半露天布置的锅炉。
过热蒸汽调温采用二级喷水减温方式；再热蒸汽调温采用烟气挡板调温方式，同时设有喷水减温器以备事故时保护再热器。
制粉系统采用正压直吹式燃烧系统，每台炉配四台BBD3854型磨煤机（沈阳重型机械集团有限责任公司产品）。 点火系统采用高能点火器，二级点火系统。油点火器设计总容量为30％MCR热输入量。
送风系统采用二台动叶可调轴流式送风机（上海鼓风机有限公司产品），二台三分仓容克式空气预热器，二台离心式一次风机（沈阳鼓风机有限公司产品）。
烟气系统采用二台动叶可调轴流式引风机（上海鼓风机有限公司产品），二台双室四电场电气除尘器（浙江菲达环保科技股份有限公司产品）。 锅炉主要参数如下（压力均为表压）： ECR工况 MCR工况 汽包压力（MPa） 18.49 18.67 过热蒸汽流量（t/h） 904.6 1025 过热蒸汽压力（MPa） 17.22 17.4 过热蒸汽温度（℃） 540 540 再热蒸汽流量（t/h） 758.56 847.24
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再热蒸汽进口压力（MPa） 3.492 3.89 再热蒸汽出口压力（MPa） 3.322 3.714 再热蒸汽进口温度（℃） 307.2 320.2 再热蒸汽出口温度（℃） 540 540 给水温度（℃） 274.9 282.6 热风温度（一次/二次）（℃） 348/336 356/342 排烟温度（未修正/修正后）（℃） 124/119 130/124 耗煤量（设计煤种）（t/h） 128.3 142.41 锅炉效率（低位发热量）（％） 91.95（保证值） 92.06（计算值）
煤质分析： 名 称 灰份 水份 挥发份 低位发热值 可磨性系数 硫 灰变形温度 灰软化温度 灰熔融温度 符号 Aar Mt Vdaf Qnet.ar HGI Sar DT ST FT 单位 设计煤种 ％ ％ ％ kJ/kg ％ ℃ ℃ ℃ 23.65 11.31 11.22 20990 90 0.52 >1500 >1500 >1500 校核煤种（1） 23.23 9.94 14.41 21710 87 0.41 >1500 >1500 >1500 校核煤种（2） 22.83 9.95 7.71 22200 86 0.53 >1500 >1500 >1500 2.2.2 汽轮机设备及系统 哈尔滨汽轮机厂生产的N310-16.7/537/537型汽轮机组,为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽反动式汽轮机。 高压给水系统为单元制，三台高压加热器采用大旁路，每台机组设置3台50％BMCR容量的电动调速给水泵（上海电力修造总厂有限公司产品）。 本期工程每台机组设有一套30%BMCR容量的简易电动串联旁路系统，以加快启动速度。高压旁路蒸汽从高压主蒸汽门前引出，经1级减温减压后排至再热冷段；低压旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出经2级减温减压和3级减温后排至凝汽器。
回热抽汽系统采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高加，四级抽汽供除氧器，五、六、七、八级抽汽供四台低加，其中四级抽汽兼向辅助蒸汽联箱供汽。
正常运行时，高加疏水逐级自流到除氧器，事故时经事故疏水阀排至高加危急疏水扩容器后进入凝汽器。低加疏水逐级自流后进入凝汽器，并设有危急疏水至凝汽器。
凝结水系统配备了两台上海凯士比泵有限公司生产的NLT350-400X6型凝结水泵，把凝结水经轴加、四台低加送往除氧器。真空系统采用两台西门子真空泵压缩机有限公司生产的水环式真空泵。
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汽机主要参数如下： ECR工况 功率（MW） 310 主汽门前蒸汽压力（MPa） 16.67 主汽门前蒸汽温度（℃） 537 主蒸汽流量（t/h） 910.69 再热蒸汽进汽阀前压力（MPa） 3.32 再热蒸汽进汽阀前温度（℃） 537 再热蒸汽流量（t/h） 758.56 排汽压力（kPa） 5.39 冷却水温（℃） 20 冷却水量（t/h） 30000 给水温度（℃） 274.9 热耗（kJ/kWh） 7871.6 汽耗（kg/kWh） 3.01 转子旋转方向（从机头看）：顺时针方向 高、中压转子临界转速（r/min）：一阶 1721 二阶 4292 低压转子临界转速（r/min）：一阶 1608 二阶 3819 VWO工况 341.2 16.67 537 1025 3.701 537 847.24 5.39 20 30000 282.6 7882.2 3.0816
2.2.3 发电机设备及系统 哈尔滨电机厂生产的QFSN—310—2—20型汽轮发电机组，其冷却方式为水—氢—氢。
同期装置按机组各设置微机型自动准同期装置1套用于发电机—变压器组同期。同期系统采用单相同期方式。同期系统的调频部分和调压部分分别与热控DEH和发电机励磁系统的AVR接口，以实现自动调频、调压功能。
发电机励磁系统采用静态励磁方式，励磁部分所有设备由哈尔滨电机厂成套进口，采用ABB产品。
本期工程2×310MW机组从发电机－变压器－线路组单元接线方式，采用两回路220KV线路直接接入距电厂5KV的铜塘湾220KV变电站。
本期工程6kV厂用电系统采用不设公用段方式，每台单元机组出口T接一台高压厂用工作变压器分别向各自的6kV母线供电。启动/备用电源从一期技改工程110kV母线上引接至启动/备用有载调压变压器，并经低压侧直接接入6kVⅢA、ⅢB工作段。厂用电源切换通过镇江华东电力设备制造厂生产的微机型快切装置来实现。
保安电源从一期技改工程#0启/备变低压侧备用段引接一路电源作为保安电源，另采用一台800kW的柴油发电机组作为两台机组的事故保安电源。为了保证热控电源的可靠性，每台机组设置两台2×40kVA单相静态不停电电源装置（UPS）并机运行，UPS装置选用原装进口产品。
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发电机主要参数如下：
额定功率（MW）： 310 最大连续输出功率（MW）： 330 额定功率因数： 0.85(滞后) 额定电压（kV）： 20 额定电流（kA）： 10.528 额定励磁电压（计算值）（V）： 372 额定励磁电流（计算值）（A）： 2696 效率（保证值）（％）： 98.7 短路比： 0.593 定子每相直流电阻（75℃）（Ω）： 0.00228 转子绕组直流电阻（75℃）（Ω）： 0.1253 同步电抗（Xd）（％）： 192.3 充氢容积（插转子后）（m3）： 73 发电机转子临界转速（单跨计算值）（r/min）：一阶 1290 二阶 3453 漏氢量（保证值）（m3/d）： 10
2.2.4 热控设备及系统
本工程采用炉、机、电集中控制方式，DCS系统的MMI站作为机组启、停和正常运行的主要监控设备，只保留了极少量的硬手操按钮和监视仪表。
本工程热控系统主要包括分散控制系统（DCS）和可编程控制器（PLC）。DCS为上海新华控制工程有限公司提供的XDPS-400，DCS系统主要包括DAS（计算机数据采集系统）、MCS（模拟量控制系统）、SCS（辅机顺序控制系统）、FSSS（锅炉炉膛安全监控系统）、ECS（电气顺序控制系统，包括厂用电源及发变组控制）等，每台机组DCS系统配置4台操作员站，1台工程师站。
DEH（汽轮机数字电液控制系统）采用上海新华控制公司XPDS-400组成的DEH─ⅢA控制系统，在控制室用一个操作员站。TSI采用美国本特利公司的3500系列保护装置；ETS采用PLC程控；锅炉吹灰程控和空预器间隙自动控制采用PLC程控，并与DCS系统接口。
辅助系统和辅助车间的控制系统采用PLC网络+上位机方式，PLC统一采用Modicon系列产品。
DCS电源由两路电气UPS提供，除工程师室是采用单路UPS电源外，机、炉DCS机柜及公用系统均采用双路UPS电源。
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