集控运行规程集控运行部分(试行).doc

运行规程（试行） Q/KBS-105.07-07-2013

内蒙古京能康巴什热电有限公司企业标准
Q/KBS-105.07-07-2013

集控运行规程
集控运行部分（试行）
Set control operation procedures
Set control operation part（trial）

2013-05-31发布 2013-05-31实施
内蒙古京能康巴什热电有限公司 发 布

370

目 录

前言 5
1 范围 6
2 规范性引用文件 6
3 术语和定义 7
4 设备概述 10
4.1 汽轮机设备 10
4.2 锅炉设备概述 10
4.3 电气设备概述 15
4.4 DCS系统概述 17
5 设备规范 23
5.1 汽轮机设备规范 23
5.2 锅炉设备规范 56
5.3 电气设备规范 95
6 机组启动 113
6.1 机组启动原则 113
6.2 机组启动前的准备 119
6.3 辅助系统投运 123
6.4 机组冷态启动 139
6.5 机组热（温）态启动 178
7 机组联锁与保护 181
8 机组正常运行与调整 181
8.1 机组运行方式 181
8.2 机组正常运行控制参数及限额 192
8.3 正常运行检查项目 197
8.4 运行调整 232
8.5 定期工作 243
9 机组实验 247
9.1 汽机实验 247
9.2 锅炉实验 261
9.3 电气实验 268
9.4 综合实验 270
10 机组停运 272
10.1 机组停运方式 272
10.2 机组停运前的准备工作 272
10.3 正常停机 273
10.4 滑参数停机 280
10.5 机组停运后的保养 285
10.6 机组停运后冬季防冻 287
11 事故处理 288
11.1 事故处理原则 288
11.2 事故停机规定 289
11.3 事故停机操作 293
11.4 综合性故障 294
11.5 锅炉典型事故处理 301
11.6 汽轮机典型事故处理 330
11.7 电气典型事故处理 348
11.8 热工典型事故处理 367
12 附图与曲线 369
12.1 饱和蒸汽压力、温度对照表 369
12.2 锅炉冷态启动曲线 369
12.3 锅炉温态启动曲线 369
12.4 锅炉热态启动曲线 369
12.5 锅炉极热态启动曲线 369
12.6 汽机冷态启动曲线 369
12.7 汽机温态启动曲线 369
12.8 汽机热态启动曲线 369
12.9 汽机极热态启动曲线 369
12.10 低压凝汽器特性线 369
12.11 暖机转速建议 369
12.12 暖机时间曲线 369
12.13 主蒸汽进汽阀实验推荐负荷范围 369
12.14 背压保护限制曲线 369
12.15 发电机有功出力曲线 369
12.16 发电机V型曲线 369
12.17 发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线 369

前 言

本标准是根据北京能源投资（集团）有限公司(以下简称“集团公司”)和内蒙古京能康巴什热电有限公司（以下简称“公司”）标准体系工作的需要而编制，属于强制性执行《电力（业）安全工作规程》的部分内容，强制性执行集团公司《防止电力生产重大事故的重点要求及实施导则》的全部内容。目的是为了规范公司集控运行的操作、调整、检查、异常及事故处理，保证人身、电网和设备的安全。
本标准的附录A——附录E为规范性附录
本标准由公司发电部提出并归口管理
本标准起草部门：发电部
本标准起草人： 李胜飞、张 刚、李海波
本标准修改人： 赵利军、刘艳军、郝晓斌
本标准审核人： 高俊山
本标准批准人： 边 防
本标准于2013年05月31日首次发布并执行

集控运行规程

1 范围
本标准是集控运行操作、调整、检查、异常及事故处理的依据。
本标准适用于集控运行人员。
下列人员应熟知本标准：总经理、副总经理、总工程师；发电部部长、副部长、总值长、各专业主管；设备部部长、副部长、各检修室主任、副主任、设备检修人员；安监部部长、副部长、安全监察人员；工程部部长、副部长、各专业技术人员。
2 规范性引用文件
下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
全国人大常委会[2002.11.01] 《中华人民共和国安全生产法》
中华人民共和国国务院令第115号 《电网调度管理条例》
华北电网调[2011]11号 《华北电网调度管理规程》
内电调[2011]21号 《内蒙古自治区电网调度管理规程》
GB 26164.1-2010 《电力安全工作规程》（热力和机械部分）
GB 26860-2011 《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
DL 5027-93 《电力设备典型消防规程》
Q/BEIH-216.10-02-2010 《安全生产工作规定》
Q/BEIH-215.09-08-2010 《检修工作票管理规定》
Q/BEIH-215.09-09-2010 《电厂运行管理规定》
Q/BEIH-215.09-10-2010 《交接班、巡回检查、设备定期轮换与试
验作业标准化管理规定》
Q/BEIH-215.09-11-2010 《运行操作票管理规定》
DL/T 965-2005 《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导
则》
GB/T7596-2008 《电厂运行中汽轮机油质量标准》
DL/T609—1996 《300MW级汽轮机运行导则》
DL/T611—1996 《300MW级锅炉运行导则》
DL/T 435-2004 《 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》
DL612-1996 《电力工业锅炉压力容器监察规程》
DL/T 435-2004 《火电厂煤粉锅炉炉膛防爆规程》
DL/T 852-2004 《锅炉启动调试导则》
DL/T 863-2004 《汽轮机启动调试导则》
DL/T 834-2003 《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽
则》
DL 912-2005 《超临界火力发电机组水汽质量标准》
GB 755-2008 《旋转电机定额和性能》
GB/T 7064-2008 《隐极型同步发电机技术要求》
DL/T 651-1998 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》
DL/T 801-2010 《大型发电机内冷水质及系统技术要求》
GB/T 7409.3-2007 《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》
DL/T 650-1998 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》
GB1094-2003 《电力变压器》
GB_T_10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》
DL/T 572-2010 《电力变压器运行规程》
GB 1984-2003 《交流高压断路器》
GB 1985-2004 《高压交流隔离开关和接地开关》
GB/T 4703-2001 《电容式电压互感器》
GB/T 1207-2007 《电磁式电压互感器》
GB 8439－2000 《金属封闭母线》
GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》
DL/T 587-2007 《微机继电保护装置运行管理规程》
DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本规程
3.1 机组启动
机组启动是指从机组各分系统启动、锅炉上水、冲洗、点火、汽轮机冲转、发电机并网直至带额定负荷的过程。
3.2 高、中压缸联合启动
汽轮机起动时，高、中压缸同时进汽，冲转、升速、带负荷的过程。
3.3 汽轮机冲转
汽轮机冲转是指利用一定压力和温度的蒸汽冲动汽轮机转子，并且通过汽轮机进汽调门控制升速率将汽轮机转速升至3000转的过程。
3.4 暖机
送入少量蒸汽使汽轮机在一定转速或一定负荷下维持一段时间运行，使其各部件均匀受热的操作过程。
3.5 初负荷
汽轮发电机组并网后在初始阶段中的规定时问内所保持的最小发电机功率。
3.6 惰走时间
汽轮机在额定转速下自截断向汽轮机送汽时开始，至转子完全停止转动所需的时间。
3.7 滑参数停机
汽轮机从额定参数和额定负荷开始，分阶段由锅炉改变燃烧量，逐渐降低蒸汽参数，使汽轮机负荷逐渐降低。汽轮机各部件金属温度，在允许温降率的条件下，逐渐冷却下来，待主蒸汽参数降到一定数值时，解列发电机打闸停机
3.8 碰坏真空停机：
打开真空破坏门，使空气进入凝汽器，以缩短汽轮机停机时惰走时问的操作过程。
3.9 带表面式凝汽器的间接空冷系统
亦称哈蒙系统，由表面式凝汽器、空冷散热器、循环水泵以及充氮保护系统、循环水补充水系统、散热器清洗等系统与空冷塔构成。该系统与常规的湿冷系统基本相仿，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统，循环水采用除盐水。
3.10 锅炉上水
在锅炉点火前把经过处理的满足给水品质要求的水注入锅炉中直至水位表上显示的液面达到点火时所规定的水位的过程。
3.11 锅炉点火
锅炉点火是指采用电能或其他热源，使易燃的辅助燃料（燃料油）着火燃烧，对燃烧室加热升温，直至将喷入锅炉燃烧室的主燃料点燃，或不用辅助燃料而直接点燃主燃料，并保持稳定燃烧的过程。
3.12 锅炉启动
包括点火前的检查工作、上水、点火、升压、并汽至带正常负荷的全过程。
3.13 启动流量
对于直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉，在启动时为了保证蒸发受热面得到足够的冷却、防止汽水分层及保持水动力稳定所必须具有的给水流量。
3.14 折焰角
在炉膛出口处，后墙水冷壁向内延伸所形成的凸出部分，用以改善炉膛内的气流工况。
3.15 平衡通风
依靠鼓风机压头克服锅炉风道的阻力，依靠引风机压头克服锅炉烟道的阻力，使锅炉炉膛出口处保持一定负压的通风方式。
3.16 中间点温度
在直流锅炉运行中．为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定．通常在过热区段中取一温度测点．将其固定在相应的数值上．这就是通常所谓的中间点温度。国产超临界锅炉通常选取启动分离器工质温度作为中间点温度。
3.17 停炉
锅炉按计划需要检修或停止运行时，锅炉由正常运行状态经过停止供应燃料和给水、灭火、降负荷、停止送、引风、解列、冷却、放水和隔绝工作的整个过程。
3.18 停炉保养
锅炉停炉后，为了防止锅炉内部金属表面发生锈蚀所采取的措施。停炉保养方法主要有湿法保养、干法保养和充气保养等。
3.19 机组停运
机组停运是指因设备故障或计划检修等原因将机组降负荷直至机组停止运行的过程。
3.20 发电机并网
发电机并网是指满足同步条件的发电机通过同期装置并入电网运行的过程。
3.21 电气一次设备的运行状态
指设备的刀闸和开关均在合闸位置，设备带电运行，相应保护、自动装置及控制电源投入运行且满足设备运行的状态。
3.22 继电保护、自动装置等电气二次设备的运行状态
指该设备电源投入，输出功能与一次设备的控制回路保持正确连接。
3.23 倒母线
指线路、主变压器等设备从连接在某一条母线运行改为连接在另一条母线上运行。
3.24 充电
指设备带标称电压但不接带负荷。
3.25 送电
指对设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）。
3.26 停电
指拉开开关及刀闸使设备不带电。
3.27 X次冲击合闸
指合断开关X次，以额定电压给设备连续X次充电。
3.28 零起升压
指设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压。
3.29 电气设备的热备用
指设备的刀闸在合闸位置，开关在分闸位置，相应保护、自动装置及控制电源投入运行且满足设备运行的状态。
3.30 电气设备的冷备用
指线路、母线等电气设备的开关和刀闸均处于分闸位置，且连接该设备的各侧均无安全措施，该设备各侧均未带有电压的状态，相应保护退出运行。
3.31 紧急备用
指设备停止运行，刀闸拉开，但设备具备运行条件，包括有较大缺陷但可短期投入运行的设备。
3.32 检修状态
指设备的刀闸及开关均在分闸位置，保护接地线已挂好、接地刀闸已合上、安全标示牌挂好、临时遮拦已装设好，相应保护退出运行。
3.33 吸收比
常温下（20℃）在同一次试验中，60s时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比，用字母K来表示， K值越大设备绝缘越好，吸收比在常温下不低于1.3。位的过程。
4 设备概述
4.1 汽轮机设备
4.1.1 汽轮机本体
4.1.1.1 本机组汽轮机为上海汽轮机厂制造，型号为CJK350-24.2/0.42/566/566，型式为超临界、一次中间再热、单轴、抽汽凝汽式间接空冷汽轮机。汽轮机高中压部分采用合缸反流结构（高压调节级为顺流结构），低压缸采用双层反向二层缸结构。机组总长（包括罩壳）21m。
4.1.1.2 整个汽轮机由一个合缸的高中压缸和一个双流低压缸组成，高中压汽缸与低压汽缸均采用内外双层缸结构。高中压转子、低压转子均采用无中心孔合金钢整段转子，转子调阀端连接延伸轴，其上装有推力盘、主油泵轮，并与危急遮断器小轴相联。在低压转子电机端装有盘车用大齿轮。为了减小轴向推力，除高、中压通流部分设计成反向布置，低压通流部分设计成双流布置外，还在转子结构上采用了平衡活塞。
4.1.1.3 汽轮机通流部分共38级叶片，高压通流部分由1级单列调节级（冲动式）和14级压力级（反动式）组成。高压喷嘴安装于蒸汽室，14级隔板均装于高压静叶持环上，而高压静叶持环由汽缸支承。中压通流部分全部采用反动式压力级，共11级，分成3个抽汽区域。中压第1至4级隔板装于中压#1静叶持环上，中压第5至11级隔板装于中压#2静叶持环上。中压#1静叶持环由中压内缸支承，中压#2静叶持环则由高中压外缸支承。低压缸采用双流反动式压力级，共2×6级。蒸汽从低压缸中部进入，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。每个低压缸上半部设置有排汽隔膜阀（即大气阀），该阀具有足够的排汽面积，其爆破压力值为0.034～0.0482MPa(g)。末级叶片长为665mm，次末级叶片长为423mm。
4.1.1.4 高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸汽封约在10％额定负荷时变成自密封，中压缸汽封约在25％额定负荷时变成自密封，机组负荷＞25％额定负荷后，蒸汽排到汽封系统供汽母管，再从母管流向低压汽封。大约在75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余的蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。
4.1.1.5 汽轮机盘车装置安装在汽轮机4号轴承座与5号轴承座之间，盘车转速为2.51r/min。盘车装置在机组启动时可自动脱开，同时可手动或自动投入进行连续盘车。
4.1.1.6 机组具有机械超速飞锤和一个现场手动脱扣装置，两者任一动作时泄去隔膜阀上部油压，由弹簧力开启隔膜阀泄掉高压抗燃油而停机。
4.1.1.7 机组共有11只抽汽逆止阀，分别装于1号至6号回热抽汽加热管路、高排及抽汽供热管路上，其中进入除氧器的4号抽汽加热管路装有2只抽汽逆止阀。
4.1.1.8 机组各转子之间采用刚性联轴器联接，形成轴系，整个轴系由7个支承轴承支承。1～4号轴承用来支撑高中压转子和低压转子，5、6号轴承支撑发电机转子，励磁延伸端为7号轴承。3～6号轴承设有高压油顶轴装置。1、2、3、4号径向轴承是由4块瓦块组成的自位式可倾瓦径向轴承，具有良好的稳定性，可有效避免油膜振荡。径向轴承热电偶装于径向轴承的下半2块轴承瓦块上，每轴承瓦块内装有一只，以测量径向轴承瓦块金属温度。5、6号轴承为椭圆轴承。汽轮发电机轴系由推力轴承轴向定位，推力轴承为自位式可倾瓦轴承，它能自动调整推力瓦块负荷，将轴向负荷平均分布于各推力轴承瓦块上，稳定性好，通过推力轴承壳体的定位机构，可测量并调整推力轴承的间隙。此外，推力轴承由推力盘两侧的推力瓦块和轴承壳体组成，6块非工作瓦块（定位推力瓦块）和6块工作推力瓦块分别位于转子推力盘的前（调阀端）后（电机端）两侧，承受轴向推力。
4.1.1.9 轴系轴向位置靠机组高压转子前端的推力盘来定位，推力盘包围在推力轴承中，作为整个轴系的膨胀“死点”。当机组静止部件在膨胀与收缩时，推力轴承所在的前轴承箱相应地轴向移动，当汽轮发电机转子受热，整个汽轮发电机组轴系以推力盘定位向发电机方向膨胀。
4.1.1.10 汽轮机静子死点处于低压缸中心，即轴向和横向定位固定板中心线的交点，由预埋在基础中的两块横向定位键（纵销）和两块轴向定位键（横销）限制低压缸的中心移动，形成汽轮机的“绝对死点”。低压缸的底脚自由地安放在低压缸基础台板上，以保证其各向自由膨胀。
4.1.1.11 发电机静子部件膨胀的绝对死点在发电机的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制中心的移动，形成发电机的绝对死点。
4.1.1.12 高中压汽缸电机端的猫爪支承在与低压外缸调阀端下半焊成一体的轴承箱上，高中压汽缸的前轴承座则自由地安放在前轴承座基础台板上。籍前轴承座与台板之间的纵向导键，使前轴承座只能在台板上沿汽轮机纵向中心线滑动，前轴承座两侧共2只压板将前轴承座压住以防止跳动。高中压外缸两端有“H”形定中心梁，通过它与前轴承座和低压外缸（调阀端）轴承箱连接，在汽缸热胀时起推拉作用，同时又保证了汽缸与轴系的中心不变。高、中压外缸的下缸有4个猫爪支撑在前轴承座和低压缸（调阀端）的轴承箱垫块上。
4.1.1.13 机组控制系统具有阀门管理功能，它可以实现调节阀的顺序阀控制和单阀控制以及高、中压阀门关系的协调，以适应不同的启动和运行要求，机组在运行中可以进行两种方式的无扰切换。两种控制方式对应两种不同的进汽方式，其中顺序阀方式可以实现机组的喷嘴调节运行；单阀方式可以实现机组的节流调节运行。为减小启动过程中的热冲击，以单阀方式启动即采用节流配汽（全周进汽方式），避免汽缸及转子应力过大，保证机组顺利启动，在达到目标负荷且温度场趋于稳定后可以切换到顺序阀方式即喷嘴配汽，保证较好的经济性。
4.1.1.14 高压部分共有4个调节阀，对应于4组喷嘴。1号高调门对应第一组喷嘴（31个），2号高调门对应第二组喷嘴（30个），3号高调门对应第三组喷嘴（30个），4号高调门对应第四组喷嘴（31个）。阀门开启顺序为3+4→1→2，即3、4号调门首先同时开启，然后1号调门开启，最后2号调门开启。
4.1.1.15 主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别进入汽轮机两侧的2个主汽阀和4个调节汽阀，并由4根挠性导汽管进入高压缸的喷嘴室和调节级，然后再流经高压缸各级，在高压缸做功后的蒸汽经由高中压缸前端下部高压排汽口排出，经1个高排止回阀、再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器，再热后的蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热调节汽阀，并从下部两侧进入中压缸。蒸汽作功后，从中压缸上部排汽口排出，经1根直径为1543mm的中低压连通管通过供热蝶阀导入低压缸中部，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。
4.1.1.16 本机组配用30%容量的高低压简化旁路，以缩短启动时间，减少工质损失。
4.1.1.17 回热系统设有七级抽汽，其中，一、二、三段抽汽分别向三台高加供汽；四段抽汽向给水泵汽轮机、引风机汽轮机和除氧器，同时向辅助蒸汽联箱供汽。；五段抽汽一部分至五号低加，另一部分至热网。六、七段抽汽分别向#6.7低加供汽。
4.1.1.18 一段抽汽来自由高压第十一级后；二段抽汽来自高排逆止门后再热冷段管道；三段抽汽来自中压缸第四级后；四段抽汽来自中压缸第9级后；五段抽汽来自中压缸排汽端的下部两个对称的直径为1000mm的抽汽口，六段抽汽来自#1、#2 低压缸励端三级后，共两个抽汽口；七段抽汽来自#1、2 低压缸四级后，共两个抽汽口。
4.1.1.19 本机组正常采用高中压缸联合启动方式。
4.1.2 润滑油系统
主机润滑油系统由延伸轴上的主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、排烟风机、主油箱、注油器、冷油器、滤网和相关阀门管道等组成。正常运行时由主轴驱动主油泵给系统供油，启停机或事故情况下由交直流润滑油泵和高压启动油泵提供。交流润滑油泵和直流润滑油泵均设置油压低启动联锁，保障系统不中断供油。
4.1.3 密封油系统
密封油系统分为空侧和氢侧油路两部分，由空侧交流密封油泵、空侧直流密封油泵、两台氢侧交流密封油泵、差压阀、平衡阀、空侧油箱、氢侧油箱、、空侧油箱排氢风机、滤网、冷油器和相关的管道阀门等设备组成。正常运行时由差压阀维持油氢差压，由平衡阀维持空、氢侧油压在正常范围内。
4.1.4 定子冷却水系统
定冷水由定冷水泵、冷却器、过滤器、离子交换器、水箱和相关的阀门管道组成。定冷水采用闭式循环。
4.1.5 EH油系统
EH油系统采用高压抗燃油。EH油供油装置包括液压油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，过滤器、储能装置、在线抗燃油再生装置，加热器、加热循环油泵，油温调节装置、泵进口滤网、有关管道和附件、仪表等。油箱上设有人孔门、就地和远传的油位计、高低压油位报警开关。液压油系统采用集装式。
4.1.6 凝结水系统
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机组设置2台100%容量的凝结水泵，凝结水泵采用变频调节。从凝汽器出来的凝结水依次经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和3台低压加热器进入除氧器。
4.1.7 给水系统
给水系统采用单元制，配置2×50% B-MCR汽动给水泵。除氧器水箱中的水由给水泵升压经三台高压加热器后输送到省煤器入口联箱。给水系统还为过热器减温器、再热器减温器及高压旁路系统提供减温水。在机组正常运行工况下，两台50%BMCR容量的汽给水泵并列运行时，能满足汽机低负荷至最大负荷给水参数的要求。
4.1.8 主机间冷循环水系统
主机间接空冷系统采用单元制，每台机组配3台定速循环水泵、1座自然通风间接空冷塔、1套主机循环水供/回水管道、膨胀水箱、地下贮水箱、充水泵、补水泵等。冷却三角可通过控制百叶窗的开度来控制水温。2台机组设1座独立的主机循环水泵房，布置在2座自然通风间接空冷塔附近。
4.1.9 辅机冷却水系统
辅机冷却水系统采用单元制，2台机组配3台辅机循环水泵、1座机械通风间接空冷塔、2条循环水供水管道、2条循环水回水管道。两台机组共设10个散热单元，每台机组5个散热单元，每个散热单元由4组散热器三角、1套风机组组成，风机采用变频电机。2台机组设1座独立的闭式循环水泵房，布置在机械通风间接空冷塔附近。
4.1.10 热网系统
热网系统通过利用汽轮机的五段抽汽加热，将水升温后送入热网提供给用户，回水通过循环泵升压后继续受热进入下一个循环。每台机组设2台热网加热器，2台机组的4台热网加热器采用并联运行。2台供热机组共设4台热网循环泵（三运一备），每台热网循环泵均设有液力偶合器，通过控制热网循环泵的运行台数来粗调循环水流量，细调通过液力偶合器无级变速，调节泵转速进行。正常热网补充水为经除氧的淡水，事故时生水直接作为热网补充水补入热网循环水。
4.2 锅炉设备概述
4.2.1 锅炉本体
4.2.1.1 锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、四角切圆、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、紧身封闭Π型燃煤锅炉。锅炉型号为：SG-1210/25.4-M4402。
4.2.1.2 炉膛宽度14904mm，炉膛深度13446mm，水冷壁下集箱标高为7000mm，炉顶管中心标高为61900mm。炉膛由膜式壁组成，从炉膛冷灰斗进口到43000mm 标高处水冷壁过渡段，炉膛四周采用螺旋管圈，管子外径为32mm，节距为48mm；在此上方为垂直管圈，管子规格为32mm，节距为54mm。后侧水冷壁垂直段设置折烟角，在烟气通道设置垂帘管屏。
4.2.1.3 锅炉过热器由顶棚过热器、后烟井包覆、水平烟道底部及延伸侧墙、分隔屏过热器、后屏过热器和末级过热器组成。顶棚过热器布置于炉顶，后烟井包覆过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙和两侧墙，分隔屏过热器和后屏过热器布置于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。后屏过热器进口布置一级减温水，末级过热器进口布置二级过热器。
4.2.1.4 锅炉再热器由低温再热器和末级再热器组成。低温再热器布置在尾部烟道竖井中，末级再热器布置在折焰角上方。低温再热器进口布置事故减温水。
4.2.1.5 省煤器布置在尾部烟道下部。
4.2.1.6 锅炉采用简单疏水扩容式启动系统。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只汽水分离器和1只集水箱。启动分离器进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接，水通过疏水管道引至大气式扩容器，每根管道上设有调节阀，可根据不同工况控制分离器水位。
4.2.1.7 锅炉燃烧采用摆动式四角切圆燃烧方式，采用低NOx同轴燃烧系统，20只直流式燃烧器分5层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈四角切圆方式燃烧。燃烧器沿炉膛高度方向自下而上分别编号为AA、A、AB、B、BC、C、CD、D、DE、E、EE、CCOFA-Ⅰ、CCOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅰ、SOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅲ。其中A、B、C、D、E层为煤粉燃烧器，AA、AB、BC、CD、DE、EE层为辅助风，CCOFA-Ⅰ、CCOFA-Ⅱ为紧凑燃烬风，SOFA-Ⅰ、SOFA-Ⅱ、SOFA-Ⅲ为三层可水平摆动高位燃烬风，整组一、二次风喷嘴可上下摆动。一次风喷嘴采用上下浓淡分离式，有利于防止炉膛结焦、高温腐蚀，有利于降低NOx 排放和稳定燃烧。
4.2.1.8 锅炉本体部分配有8只弹簧式安全阀，分别为：分离器出口2只、过热器出口2只、再热器进口2只、再热器出口2只。为减少过热器安全阀的起跳次数，在过热器出口还装有2只电磁释放阀。
4.2.1.9 锅炉底渣采用干式除渣系统。高温热渣经炉底排渣门进入风冷履带链板排渣系统的链板上，经外界自然风冷却并将渣低速送出到碎渣机经一级破碎后直接进入渣仓贮存。每台炉设一座钢结构渣仓，直径为φ8.0m，有效容积约为360m3，能满足锅炉BMCR工况燃用设计煤种时储存24小时渣量。
4.2.1.10 锅炉炉膛及尾部受热面（含空气预热器）采用蒸汽吹灰系统，吹灰汽源来自后屏过热器出口集箱，经减温减压站降压后供给各路吹灰器。炉膛布置48台墙式吹灰器，对流受热面布置42台长伸缩吹灰器，空预器布置两台吹灰器。空预器吹灰器为双介质（蒸汽、高压水）吹灰器。空预器吹灰器空预器吹灰设有辅助汽源，来自辅汽联箱，供机组启动初期空预器吹灰用汽。炉膛和对流受热面预留10个吹灰枪孔。
4.2.1.11 锅炉点火系统
锅炉采用微油点火，微油点火器布置在A层燃烧器内，油枪采用机械/空气雾化小油枪，点火装置采用高能点火。一次风加热系统采用风道油燃烧器加热方式，布置在A侧一次风空预器出口关断门出口弯头处，燃烧器对热一次风道内空气进行加热。锅炉还设置3层共12支轻油枪，用于微油点火系统故障时启动和低负荷、事故情况下稳燃。油枪布置在AB、CD、DE层四角，每支油枪出力1330kg/h。
4.2.1.12 锅炉火检系统
每台机组配置两台离心式火检冷却风机，每台风机容量为100%容量。32只火焰检测器分别安装在20个煤粉燃烧器和12支点火油枪处，检测器能正确监视各种火焰状态。
4.2.1.13 锅炉风烟系统
锅炉采用平衡通风方式。每台炉设有二台汽动离心式引风机、二台动叶可调轴流式送风机和二台动叶可调轴流式一次风机。
4.2.1.14 锅炉制粉系统
锅炉采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台ZGM113K-II型磨煤机。正常运行时运行4台，一台备用。每台磨煤机配电子称重式给煤机。制粉系统共设置2台离心式密封风机，用于磨煤机传动盘处、机壳拉杆密封处和磨辊处及分离器的密封。
4.2.1.15 脱硝系统
脱硝系统采用的是选择性催化还原法的脱硝系统（SCR）。SCR反应器采用高灰型工艺布置，反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，催化剂分2层布置在反应器壳体内，另外设置了一个预备层。两台机组共用一套液氨储存与供应系统。
4.3 电气设备概述
4.3.1 发电机本体
4.3.1.1 发电机采用上海电气集团股份有限公司生产的汽轮机驱动三相交流隐极式同步发电机，型号为QFSN-350-2，额定功率350MW，额定容量412MVA，额定功率因数0.85，最大连续出力374MW，发电机在额定工况下效率为98.95％。
4.3.1.2 发电机定子绕组采用双星型（YY）型接线，中性点经接地变压器接地。发电机定子绕组、转子绕组和定子铁芯采用F级绝缘。
4.3.1.3 发电机排列方式为室内纵向顺列布置，转向从汽端看为顺时针方向。发电机定子绕组出线端子数目为6个，从励端向发电机端看，从右到左相序排列为A、B、C。
4.3.1.4 发电机采用水氢氢冷却方式。定子绕组（包括定子线圈、连接线、主引线和出线瓷套端子、中性点联接母线板）水内冷；定子铁芯为径向氢冷却，端部结构件氢气表面冷却；转子绕组为轴向付槽进冷风、径向风孔出热风的氢内冷方式，机内采用转子两端带轴流式风扇的闭式循环通风系统；定子绕组冷却水由定子冷却水提供，机内氢气由氢气冷却器通水冷却。
4.3.1.5 发电机采用双流环式轴密封装置，并设有密封油供油系统和氢气置换及供应系统。
4.3.1.6 发电机出口不设断路器，在发电机与主变之间通过三相离相封闭母线连接励磁变压器、高压厂用变压器、发电机出口电压互感器和发电机出口避雷器。发电机定子绕组出线采用全连离相式封闭母线，励磁整流柜出口至转子绕组之间采用共箱母线。
4.3.2 励磁系统
4.3.2.1 发电机采用机端自并励静态励磁系统，型号为UNITROL5000，由上海成套发电设备研究所引进ABB公司技术组装。励磁系统由励磁变压器、功率单元（可控硅整流装置）、自动励磁调节器（AVR）、起励单元、灭磁和过电压保护单元五部分组成。
4.3.2.2 励磁变压器由广东顺特电气有限公司制造的型号为ZDCB9—3500/20/0.72干式变压器，冷却方式为空气自冷+风冷冷却，接线组别为Y，d11接线。
4.3.3 主变压器
4.3.3.1 主变压器为特变电工衡阳变压器有限公司制造的SFP10-420000/220型油浸式变压器，型式为三相双绕组、外置式冷却器、强迫导向油循环风冷、无载调压方式。主变压器高压侧中性点接地装置由接地刀闸和接地间隙组成。主变压器高压侧通过220kV 架空线路连接到220kV 升压站，低压侧通过离相封闭母线与发电机出线相连。
4.3.3.2 两台机组配置1台天威保变电气股份有限公司制造的SFFZ-50000/220型油浸式起动/备用变压器，型式为三相分裂双绕组、自然油循环风冷、有载调压方式。起备变高压侧中性点接地装置由接地刀闸和接地间隙组成、6kV侧中性点经电阻接地。
4.3.3.3 每台机组配置1台天威保变电气股份有限公司制造的SFF-50000/20型油浸式高压厂用变压器。型式为三相分裂双绕组、自然油循环风冷、无载调压方式。
4.3.3.4 机组低压工作变和低压公用系统变压器采用天津市特变电工变压器有限公司制造的SCB10系列干式变压器。低压变压器型式为铜导体、环氧树脂浇注薄绝缘，冷却方式为空气自冷+风冷冷却。干式变低压绕组中性点直接接地。干式变压器紧邻对应的低压动力中心室内布置，配置温控箱，实现变压器温度报警、保护及对冷却风机进行自动控制。
4.3.4 厂用电系统
4.3.4.1 6kV厂用电系统
1）6kV厂用系统按单元机组划分母线，每台机组设置两段工作母线；高厂变20kV侧通过三相离相封闭母线与发电机出口母线相连，6kV侧通过各自共箱母线向本机组的两段厂用工作段供电；起备变220kV侧连接升压站220kV母线、6kV分支通过共箱母线向2台机组的6kV厂用工作段供电，作为两台机组的起动/备用电源。
2）6kV厂用工作段工作电源与备用电源之间设置厂用电快速切换装置。
3）设置两段6kV公用母线，布置在输煤集控楼，6kV公用1段工作电源、备用电源分别引自1号、2号机组6kV工作1段，6kV公用2段工作电源、备用电源分别引自1号、2号机组6kV工作2段。
4）6kV厂用系统采用中性点经电阻接地方式。
5）1号机组6kV开关柜为中山市明阳电器有限公司生产的金属铠装中置式开关柜，配置无氧铜6kV主母线和分支母线；2号机组6kV开关柜为北京供电福斯特开关设备有限公司生产的金属铠装中置式开关柜