660MW超超临界机组给煤机跳闸原因分析与对策
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
超超临界二次再热机组机炉主保护系统分析
第50卷第1期 熬力透年Vol . 50 No . 12021 年 03 月_________________________________________T H E R M A L T U R B I N E ___________________________________________Mar .2021文章编号：1672-5549(2021)01.021.4超超临界二次甬热机组机炉壬保护系统分析张天海，高爱民，汤可怡，肖新宇(江苏方天电力技术有限公司，南京211102)摘要：采用常规的热工保护系统已经不能满足二次再热机组的正常运行要求。
根据国内某660 M W 超超临界二次再热机组设备特点，对机炉主保护系统进行了详细的设计分析，主要包括主燃料硬件跳闸回路、主燃 料跳闸软逻辑以及汽轮机危急遮断保护回路等三个方面。
主燃料跳闸硬件保护设计为2套完全独立、相互冗 余的带电跳闸回路，可有效避免保护系统的拒动和误动。
主燃料跳闸软逻辑中修改了汽轮机跳闸和再热器保 护丧失等相关逻辑，满足了二次再热机组的保护需要。
对ETS 保护回路的超速保护、数据采集及处理和跳闸条件等方面都进行了改进，大大提高了系统可靠性。
所分析的内容可为二次再热机组热工保护系统设计和维 护提供参考。
关键词：二次再热；主燃料切除；危急跳闸中图分类号：TK267文献标志码：A doi ： 10.13707/j. cnki. 31 -1922/tli. 2021.01.005Analysis of Main Protection System for Ultra-SupercriticalDouble Reheat UnitZHANG Tianhai # GAO Aijnin # TANG Keyi # XIAO Xinyu(Jiangsu Frontier Electric Technology Co. #Ltd. # Nanjing 211102# China )Abstract % For double reheat unit# conventional thermal protection system is unable to meet the normal operatingrequirements. According to the characteristics of a domestic 660 MW ultra-supercritical double reheat unit# the mainprotection system of boiler and unit including the main fuel trip hardware trip circuit# main fuel trip soft logic and emergency trip system protection circuit are analyzed in detail. The main fuel trip hardw two sets of completely independent and mutually redundant live trip circuits # so it can effectively prevent the protection system from r ejection and mis-operation. In main fuel trip soft logic# related logics such as steam turbine tripping and loss of reheater protection are modified to meet the protection needs of double rehea the ETS protection circuit are improved in terms of over-speed protection# acqui shutdown # etc. # t hus the system reliability has been greatly improved. The analyzed content can provide reference for the design and maintenance of the thermal protection system of double reheat unit.K e y words % double reheat & main fuel trip & emergency trip二次再热发电技术代表当前世界领先的发电 水平，是目前提高火电机组热效率的有效途 径[1>]。
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施【摘要】火电厂超临界机组技术在实际运行和管理过程中也出现了系列的问题和故障，其中由于热控设备故障导致的故障和问题占有一定比例。
【关键词】660MW超临界；机组；热控；设备；故障我国特点是农业人口数量比较巨大，社会发展仍有一个巨大空间的对电力需求，由于传统能源结构形式的巨大限制，我国传统电力生产供应结构系统构成中，火力发电工业系统能源仍然还占有了相当的重要程度的比例。
火力发电厂机组技术水平、运行效果直接影响我国电力供应和社会、经济的发展。
660MW的超临界机组还将是作为未来当前拟建的未来我国超临界核电站主力机组规模建设的其中一个重要组成，在保障我国电力供应，创造电力价值方面发挥了巨大的作用和效果。
为充分保障了其长期运行状态的连续稳定、可靠，采用了热流控制设备来对整个机组系统的安全运行参数进行自动控制功能的完美实现，以保障机组连续可靠的运行。
然而在实际的运行维护过程中，热控设备系统故障时有发生，导致机组不能够稳定的运行，造成系统停机等现象，造成电厂效益降低甚至引发社会问题等等。
1故障出现的原因分析由于热控设备系统的组成和控制是通过多方面综合控制实现，受到系统、设备、人员、电力供应等各方面影响较大，是导致热控设备故障的主要原因。
1.1控制系统方面热控系统是基于计算机技术和自动化技术的拓展，通过对各热控设备和传感器进行有机结合，通过系统化管理实现自动化的热控管理。
因此，其控制系统对于热控设备作用的发挥起到决定性的基础。
由于系统软件错误、数据传输故障、网络通信异常、传感器失灵等各方面的原因均能导致控制系统的拒动、误动，进而影响控制系统功能的实现，造成各种故障，影响机组运行的稳定和设备的故障，对发电企业造成损失。
1.2热控设备方面热控设备是热控系统的基础，是实现热控动作的基本单元，然而在实际运行过程中，热控元件的故障经常导致热控设备发生故障甚至破损，造成热控设备不能够正常进行动作，发生误动或是拒动，严重损害到系统的控制和操作，影响机组的稳定运行甚至是造成机组停机或损坏。
上汽660mw超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理
第 32 卷 第 10 期2019 年 10 月江西电力职业技术学院学报Journal of Jiangxi Vocational and Technical College of ElectricityVol.32 No.10Oct.2019上汽660MW超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理黄聪（广东粤电大埔发电有限公司，广东梅州 514200）摘 要：针对某电厂660MW上汽超超临界汽轮发电机组1号、2号机组在启动过程中，因汽轮机汽门油动机动作异常造成机组跳闸的事件，通过深入分析事件的原因，提出油动机内部的插装式单向阀存在问题并制定改造的措施，对措施一一落实，最后达到了预期的效果，保证了机组的正常运行。
关键词：上汽超超临界机组；油动机；插装式单向阀；卡涩中图分类号：TM621 文献标识码：B 文章编号：1673-0097(2019)10-0007-020 引言某电厂1号、2号汽轮机采用上海汽轮机厂引进西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮发电机组，汽轮机型号为N660/-25/600/600。
机组采用HMN型积木块组合。
该机组具有优异的热力性能、可靠性高、效率高、高稳定性、运行灵活、快速启动及调峰能力。
汽轮机共有9只油动机，分别是主汽门油动机2只、调门油动机2只，再热主汽门油动机2只，再热调门油动机2只，以及补汽阀油动机1只［1］。
1 油动机说明汽轮机EH油动机为单侧作用的油动机，即通过EH供油系统来的压力油开启，弹簧力关闭。
油动机工作时，从EH供油系统来的压力油经过过滤器后分为两路，一路到快关电磁阀，用于建立安全油；一路到电液伺服阀，用于开关汽门的动力用油。
电磁阀块安装在油缸缸体上，上面安装有快关电磁阀、逆止阀和插装式单向阀。
电磁阀块通过内部油路和油缸体油路相连。
快关电磁阀接受保护系统来的控制信号，电磁阀带电后建立安全油，汽门开启，失电后控制单向阀的压力油接通回油，使单向阀打开；汽门关闭，为了加快油动机的关闭时的速度，在单向阀后又增加了一个通流面积更大的单向阀（见图1）。
一起660MW超超临界机组跳闸过程分析
至 １５ ４ｔ ｈ，省 煤 器 入 口给 水 流量 依 然 在 １ ５ ５ ／ ０ ３
１ 设备概况
锅 炉采用 哈尔滨锅炉有 限责任 公司生产 的 由三 菱 重工提供 技术支持 的超超 临界参数 变压运行 直流 锅 炉 ，型号 为 ＨＧ ２ ．５ ＹＭ３ ／ ６ １一 ；汽 轮机 采用 哈尔
滨汽轮机有 限责任 公司制造 的超超 临界 、一 次 中间 再 热 、单轴 、三缸 四排汽 、高 中压合 缸 、反动 凝汽 式 汽 轮机 ，型号 为 Ｃ Ｌ ６ － ５ ６ ０ ６ ０ Ｃ Ｎ６ ０ ２ ／ ０ ／ ０ ；发 电 机 采用哈尔 滨 电机 厂制造 的三 相交流 隐极 式同步 汽 轮发 电机 ，型号 为 Ｑ Ｓ ６ ０ ２ Ｆ Ｎ－ ６ － 。 锅 炉给水 系统 采用 ２台 ６ ０％ Ｂ ＭＣ Ｒ容量 的汽 泵和 １ ３ 台 ０％ Ｂ Ｒ容量 的启 动 电动给水泵 。小 ＭＣ 汽轮机工 作汽源为 四段抽 汽和辅助 蒸汽 ，高压 汽源
停运 事故，对停机原 因及 事故处理过 程进行 了分析 ，总结 了类似 事 故的处理 方法及整改措 施 ，以避 免非停事故的发生 ，确保机 组长周期 安 全运行。
［ 关键 词］超 超 临界 ；除氧 器主 调 门 ；卡 涩 ；溢 流 阀；ＭＦ Ｔ
２ １－ ８ ０ ，某厂 ２号 机 组运 行 中 由于 凝 结 ００ ０－ ４
为再热 冷段 。四段 抽汽 与辅助蒸 汽手动切 换 ，低压
汽源和高压 汽源 由 ＭＥ Ｈ控 制切换 。
超超临界660MW机组滑参数停机操作及分析
超超临界660MW机组滑参数停机操作及分析摘要：所谓滑参数停机，就是逐渐降低主、再热蒸汽的参数进行减负荷直至达到所要求的参数后停机、停炉。
火电机组采用滑参数停机的主要目的是为了使机组参数，如锅炉侧压力、温度，汽机侧汽缸及转子温度降至较低水平，从而缩短检修工期，提高经济效益。
本文结合许昌龙岗发电有限责任公司66MW机组滑参数停机的操作过程，从机组滑参数停机的准备工作、停机曲线，参数控制方法、机组负荷停留点的选择，减温水的使用等方面总结了滑参数停机过程中的操作控制等经验，提出了滑参数停机操作的注意事项。
关键词：滑参数停机控制方法1、研究对象我公司2×660MW超超临界机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的国产超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉型号：SG-2000/26.15-M625。
我厂锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、设计煤种为郑州煤和禹州煤的混煤，校核煤种为禹州地方矿煤。
我厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。
过热汽温通过水煤比调节和三级喷水控制，第一级喷水布置在低过出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏出口管道上。
第三级喷水布置在后屏出口官道上。
2、龙岗电厂滑停参数停机过程08：00 负荷620MW启动3A磨煤机、3F磨煤机，3号炉A、B、F煤仓准备烧空，通知输煤3A仓、3F仓停止上煤，3B仓保持低煤位，C、D、E煤仓上煤保证低位发热量大于4500Kcal/kg，收到基挥发份大于18%，水份小于7%。
15:00 3F煤仓烧空。
17:54 3A煤仓烧空。
18:00 3B煤仓烧空。
3B煤仓空仓后，维持CDE给煤机运行，作为滑参数停机时磨煤机运行方式，降低汽轮机滑压偏置，降低主汽压力，为滑参数停机做准备，适当调整分离器中性点温度，维持分离器出口30℃左右过热度，一、二、三级减温水切手动，适当降低过热蒸汽温度至580℃。
干货660MW超临界机组跳闸后的极热态恢复操作
干货660MW超临界机组跳闸后的极热态恢复操作一、极热态恢复前的检查：1、机组跳闸后，集控室发出报警，运行人员确认后复位。
2、检查机组跳闸后联锁动作正确。
及时调整锅炉风量至30％～40％，检查空预器密封装置提至最高位，否则手动提升。
3、检查发电机主开关确已在断位。
4、检查交流启动油泵、交流辅助油泵启动，顶轴油泵自启，润滑油压正常。
5、确认厂用电系统切换至#01启备变运行良好。
6、检查VV阀、汽机所有疏水阀打开（就地打开关闭的手动隔离阀）；检查大机所有进汽门关闭，所有抽汽逆止门关闭。
7、检查主汽压力达27.4MPa时PCV阀自动开启，主汽压力缓慢降低，否则手动打开PCV阀。
8、轴封按照热态要求切至相应汽源：单机运行时，辅汽切换至冷段供汽，相邻机组运行时，切换至临机供汽，调整轴封压力正常，保证机组安全停运。
9、单机运行时跳闸后，尽快投入油枪，维持主汽温度和风温。
如热一次风温下降至200℃以下，不能满足A磨暖风器用汽且辅汽联箱压力不能维持时，启动炉点火，向辅汽供汽。
10、检查真空正常，调整凝汽器、除氧器水位正常。
11、机组惰走期间，按防止汽机擀瓦措施调整润滑油温、轴封温度在规定范围内。
12、主机转速到零后，投入盘车，检查汽机各部温差、大轴偏心、盘车电流正常。
13、检查励磁调节器自动减至最小，否则手动完成。
14、过、再热蒸汽减温水不应漏流，否则应将过、再热器事故减温水手动阀关闭。
15、机组正常运行中线路、母线跳闸（非发变组保护动作），最终引起机组跳闸过程中，将触发汽机ACC、PLU保护动作、汽轮机超速保护动作，值班人员应做好超速事故预想，发现汽机超速立即手动打闸。
16、视不同情况采取特殊泄压方式：通过PCV阀及高旁泄主汽压力、低旁泄再热汽压力、主汽阀前疏水泄管道压力。
主汽压力＞20MPa、再热蒸汽压力＞1.5MPa时，禁止开启高压旁路进行泄压。
高旁开启时必须缓慢操作，防止管道冲击、振动。
17、切断加热器疏水阀，尤其#3高加至除氧器疏水阀。
深度调峰下660MW燃煤发电机常见故障及改进措施
深度调峰下660MW燃煤发电机常见故障及改进措施摘要：当前在“双碳”目标的引领和要求，光伏、风电等清洁能源的快速发展，燃煤发电机承担的深度调峰压力越来越大，深度调峰发电机快速变负荷，转子温度、定子温度随之频繁变化，导致转子绕组、定子绕组、定子铁心等出现热疲劳、零部件磨损，其可靠性寿命加速消耗，故障率增高。
本文分析了参与深度调峰的发电机典型故障，并提出相应的改进措施。
本文的内容对参与深度调峰的机组提供了优化方案和改进措施，保证设备的安全可靠运行，以及提高电力设备运行可靠性具有十分重要的意义。
关键词：燃煤发电机；深度调峰；典型故障；改进措施1 引言2020年习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重宣布：中国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和。
这既是不容置疑的庄严承诺，也是需要坚定不移完成的既定目标，现役煤电未来的发展重点不再是装机规模的增长，而是提高现有机组的灵活性和可靠性，承担起新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行的重任。
随着新型电力系统对燃煤机组灵活运行要求不断深入，频繁快速深度调峰、频繁启停热备盘车、长期停备及调压调频等异常工况占比增多，已经超出燃煤电发电机的安全稳定运行能力范围。
据统计西北某电厂#1机2020-2022年运行情况，机组共参与调峰超过1500次，调峰时长接近4000小时，平均每月调峰次数超过45次，调峰范围为20%-100%。
机组在宽负荷工况下运行时，定子、转子等部件在额定负荷和深调负荷工况时的温差较大，铜、铁心和绝缘温度涨差将进一步加大。
在该工况下运行已对发电机各部件造成不同程度的损害，严重危害机组的安全稳定可靠运行，本文通过分析西北某电厂两台660MW燃煤发电机的典型故障，剖析故障原因，并提出改进措施。
2 缺陷案例一2.1基本概况西北某电厂#1发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN－660-2-22型同步交流发电机,额定容量733MVA,额定功率660MW,额定定子电压22kV,额定定子电流19245A，励磁电压426V，励磁电流4673A，产日期2013年。
解析燃煤机组磨煤机爆燃控制措施
解析燃煤机组磨煤机爆燃控制措施磨煤机的爆燃是燃煤机组运行中的较大事故，由于燃煤具有高挥发分、易燃、易爆的特点，并且热风温度达300℃即表现出较强的着火倾向，容易引起制粉系统自燃和爆炸。
印度ADANI项目在试运中曾发生磨煤机爆燃，造成工期延误、设备损坏等。
该项目为5×660MW超临界燃煤机组，机组配套制粉系统采用上海重型机器厂HP1203磨煤机。
本文通过对该项目磨煤机爆燃现象的研究分析，提出制粉系统运行操作中预防爆燃措施，并在磨煤机及制粉系统中补充完善防爆逻辑，对预防和消除爆燃取得了良好效果。
1 事故经过2011年10月26日，印度ADANI项目#7机组在负荷530MW稳定运行，机组协调控制投入。
A、B、C、E、F磨煤机投入运行，给煤机煤量分别为在59.4t/h、57.4t/h、58.2t/h、56.8t/h、56t/h。
17时05分21秒F给煤机出口插板门关闭，联跳F给煤机。
17时06分14秒热风调门开始由30%关至0%，用时20s。
在热风调门关闭，冷风调门全开时，1至4号角风速分别为35m/s、31m/s、31m/s、32m/s。
17时06分39秒在集控室听到一声巨响，锅炉火焰电视显示炉膛内火焰猛烈抖动后恢复正常，运行人员手动关闭热风调节门，全开冷风调节门。
17时07分36秒F磨煤机出口温度高至95℃跳闸。
运行人员将机组协调控制切至手动，调整风煤比，稳定机组负荷320MW，派人去现场检查，发现F磨煤机爆燃。
图1 F磨煤机爆燃的曲线图爆破后的现象如下：（1）F制粉系统爆燃，造成热一次风入口膨胀节破裂，风道防爆门爆开；（2）检查F磨煤机发现：F2、F3煤粉管道各一个弯头破裂，F2在锅炉2号角煤粉管水平段与垂直段转向弯头处破裂，F3在锅炉4号角煤粉管水平段转向弯头处破裂，两个弯头都掉落在17m平台上严重变形；（3）F磨煤机入口热一次风关断门因气源管断裂，就地远方均无法操作，热一次风关断门无法关闭，漏出的热一次风吹到附近的电缆桥架上，威胁电缆安全，机组于20时04分解列停机。
给水流量低引起机组跳闸案例分析
3、3B循泵电机接线盒密封不严，因绝缘受潮导致高低速切换接线柱烧损跳闸，引起6KV工作2段电压低（最低时7.9%Ue，持续时间68.33ms）和BEF给煤机同时跳闸，是本次3号机组跳闸的又一次要原因。
6、增加除氧器压力高于四抽至除氧器压力时关闭四抽至除氧器电动门的联锁逻辑，避免除氧器蒸汽返至小汽机，造成小机进汽温度降低，小机出力不足。
附图一：3号机A、B小机汽源系统图
参考文献
[1]许昌禹龙电厂二期运行规程
给水流量低引起机组跳闸案例分析
摘要：2015年1月10日10时54分，3号机组发生一起因给水流量低保护动作而跳闸的事件。深入分析了一起660MW超临界机组因给水泵汽源能力下降，造成给水流量低MFT动作跳机的事故经过，提出了四抽至除氧器逆止门不严、小汽机汽源切换、给煤机变频器易受电压波动跳闸等问题，并有针对性的制订了防范措施，在同类型机组的控制改进上具有较好的借鉴意义。
1、事件发生前运行方式：
3号机组负荷580MW，A、B、C、D、E、F制粉系统运行，总煤量226吨/小时，A、B汽泵组运行，给水控制在自动调节方式，汽机控制方式为汽机跟随，3A循泵运行，3B循泵备用，2号机辅汽至3号机辅汽联络。3号机A、B小机由四抽供汽，辅汽至小机供汽电动门开启，做热备用（见图一）。
6KV1段带380V工作1段，380V工作1段带1号给煤机MCC，1号给煤机MCC带A、C、D给煤机控制柜开关；6KV2段带380V工作2段，380V工作2段带2号给煤机MCC，2号给煤机MCC带B、E、F给煤机控制柜开关；给煤机控制开关对给煤机提供动力电源，同时经过变压器对给煤机提供控制电源。（见图二）
660MW超超临界空预器堵塞分析及防范措施
660MW超超临界空预器堵塞分析及防范措施发布时间：2022-11-21T03:44:39.785Z 来源：《城镇建设》2022年第14期作者：王翱祝棋冰[导读] 本文分析了空预器堵塞的原因，王翾祝棋冰江苏靖江发电有限公司，江苏靖江 214513摘要：本文分析了空预器堵塞的原因，虽然通过对空预器在线水冲洗可以降低堵塞程度，但依然没有根本解决问题，只有通过优化运行工艺才是根本解决问题的途径，为其他电厂提供借鉴。
关键词：空预器 ?堵塞 ?硫酸氢铵氨逃逸在线水冲洗1 简述某电厂2×660MW超超临界机组采用两台半模式、三分仓双密封回转式空气预热器，空气预热器型号为：32.5-VI(T)-2400(2600)-QMR，转子直径Ф13552mm，传热元件总高度2400mm。
其中热端及中间层传热元件高度为450mm、1000mm，FNC板型，冷端传热元件高度为950mm，DU3E板型。
元件分装在48个仓格内，每个仓格为7.5°。
至2015年2月份正式投产以来，共计39个月。
表1为2015年2月28日 - 2018年5月19日期间锅炉空预器运行统计表。
据表1数据统计#1机组空预器在运时间明显多于#2机组空预器。
2 空预器堵塞因素造成空预器堵灰的因素较多，比如：（1）燃煤在燃烧后产生的硫氧化合物，与脱硝系统逃逸的氨反应生成硫酸氢铵，其容易在空预器冷端结露，造成低温腐蚀和堵灰；（2）省煤器脱硝灰斗除灰效率降低，使落入空预器的灰增多；（3）吹灰蒸汽过热度不够、疏水不充分或吹灰蒸汽管道阀门未关严，液态水与烟气中的灰粒混合附着在传热元件表面；（4）锅炉启动初期点火过程中，未燃尽的油或煤粉，附着在空预器上，容易粘灰等。
其中主要原因是脱硝系统氨逃逸进而产生的硫酸氢铵，其在146--207℃的温度范围内为液态，具有非常强的粘性，极易捕捉飞灰，粘附在传热元件表面上，长期运行中会逐渐层叠硬化板结，而常规的蒸汽吹灰难以有效清除，最终空预器传热元件烟风流道堵塞越来越严重。
660MW机组空预器跳闸原因分析总结、过程处理及防范措施
660MW机组空预器跳闸原因分析总结、过程处理及防范措施摘要：对容克式三分仓回转式空气预热器运行过程中出现的各类跳闸现象进行原因分析总结，制定防范措施，避免同类问题再发生，提高空预器运行的可靠性关键词：空预器跳闸挡板门一、设备概述某电厂为哈尔滨锅炉厂设计制造的660MW超超临界参数变压运行直流锅炉，每台锅炉配置两台型号32-VI(T) -2100-SMR三分仓回转式空气预热器，转子先加热二次风再加热一次风，36分仓结构，是典型Ⅵ型半模式结构，在热端装有漏风控制系统，转子停转报警装置、支承轴承和导向轴承用的油循环设备、漏风控制系统、转子传动和控制装置及蒸汽吹灰器。
表1：空气预热器主要参数二、空预器正常运行状态正常运行时，空预器各处变形是不均匀的，整体来看转子呈蘑菇状下垂，但因一二次风侧及烟气侧温度不一样，导致三个位置空预器膨胀不一致，因空预器蓄热元件先后经过二次风侧、一次风侧及烟气侧，经过二次风侧时，空预器受冷收缩，至一次风侧后空预器收缩量至最小；当转至烟气侧时，空预器受热烟气影响，空预器逐渐膨胀。
因空预器扇形板及外壳护板基本不变形，所以如果空预器发生动静碰磨，基本发生在烟气侧。
但当空预器各处密封片的可隙调空台格后，转子不会发生卡涩现象[1]。
图1：空气预热器立体图三、运行异跳闸常见原因分析总结1.1轴承、齿轮润滑不足：若减速箱内油位偏低，轴承运行中由于润滑油量不足，滚珠与保持架摩擦导致保持架损坏；轴承滚珠、齿轮因没有足够的油润滑而发热膨胀导致轴承与齿轮胀死后发生空预器跳闸。
1.2转子冷端元件盒封仓板长期运行会发生低温腐蚀或焊缝失效，若未及时发现处理，在焊缝失效时封仓板会撕裂，与主座架、侧座架发生碰磨，空预器转动受阻导致电流过大而发生跳闸。
1.3空预器内部蒸汽吹灰器支架和烟道防磨支撑因焊接质量缺陷固定不牢，运行中脱落掉入转子中，随转子转至扇形板部位，卡在预热器扇形板与转子之间，导致预热器转子卡涩停转。
探究660MW超超临界机组协调控制策略
探究660MW超超临界机组协调控制策略发表时间：2019-03-27T10:53:31.850Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：冯登贵[导读] 摘要：近年来，随着我国市场经济的不断增长，电力系统的主力机组已经逐渐发展为600MW超临界或660MW超超临界机组，因此，对于如何对660MW超超临界机组进行协调控制成为当今电力行业研究的热点之一。
（身份证号：63212619770928xxxx；青海黄河上游水电开发有限责任公司西宁发电分公司青海省西宁市 810000）摘要：近年来，随着我国市场经济的不断增长，电力系统的主力机组已经逐渐发展为600MW超临界或660MW超超临界机组，因此，对于如何对660MW超超临界机组进行协调控制成为当今电力行业研究的热点之一。
文章对660M超超临界机组运行协调控制策略进行了分析与研究。
关键词：660M超超临界机组运行；协调控制；策略研究1引言660MW超超临界机组协调控制策略不仅有着一定的强耦合、多变量以及非线性的特点，同时在实际的设计过程中，更应该对调试阶段的系统参数进行精心整定，并采取合理有效的控制措施保证660MW超超临界机组的安全稳定运行。
2 660MW超超临界机组设备和其协调控制系统分析某电厂1、2号660MW超超临界直流炉机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造，型号为SG-1960/26.15-M6008型。
锅炉为超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、四角切圆燃烧方式，炉膛采用垂直上升和螺旋管膜式水冷壁、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。
设计煤种为青海鱼卡煤。
锅炉点火和助燃油采用0号轻柴油，采用A层微油点火系统。
制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式系统，设6台ZGM113G-Ⅱ型中速磨煤机，其中1台为备用。
6台称重式给煤机。
空气预热器采用转子转动的容克式三分仓空气预热器。
一起660MW超超临界机组跳闸过程分析
一起660MW超超临界机组跳闸过程分析
王奇
【期刊名称】《科技创新与应用》
【年(卷),期】2011(000)022
【摘要】本文针对某电厂660MW超超临界机组由于除氧器上水主调整门定位器故障造成的机组停运事故，对停机原因及事故处理过程进行了分析，总结了类似事故的处理方法及整改措施，避免非停事故的发生，确保机组长周期安全运行。
【总页数】1页(P67-67)
【作者】王奇
【作者单位】大唐国际吕四港发电有限责任公司,江苏启东226246
【正文语种】中文
【中图分类】TK242
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3.660MW超超临界机组给煤机跳闸原因分析与对策
4.660MW超超临界机组给煤机跳闸原因分析于对策
5.上汽660MW超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理
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600MW超临界机组跳机后极热态恢复及注意事项
600MW超临界机组跳机后极热态恢复及注意事项机组停机后极热态启动情况较为复杂，对于锅炉和汽轮机来说都是一次较大的冲击，锅炉上水控制不好可能会造成炉管漏泄等安全隐患、汽轮机冲转参数、轴封参数等控制不当可能会造成上下缸温差增大、大轴弯曲等事故。
关于热态启动相关推文参考：1.机组极热态启动操作步骤及要领2.６００ＭＷ超临界机组无外来辅助蒸汽热态启动方案探讨3.直流炉热态启动经验反馈！！4.某厂用电全停处理恢复全过程总结，非常全面本文以某电厂600MW机组一次满负荷机组跳闸后的启动为例简要从机组极热态停机后的检查处理，极热态停机后的主要参数变化及极热态启动操作及注意事项几方面介绍了600MW超临界机组极热态停机后的恢复及注意事项。
一．机组极热态停机后的检查处理：1. 运行人员应迅速检查机组停用原因，检查横向保护动作正常，机、电、炉各主保护动作正常，各主要光示牌报警正常。
运行人员应检查：MFT动作后，运行的磨煤机、给煤机全部跳闸，一次风机A、B，密封风机跳闸，主再减温水总门联关，燃油进回油电磁阀关闭，各小风门自动至吹扫位，两台小机联锁跳闸。
汽机跳闸后，高、中压主汽门、调门，各抽汽逆止门正常关闭，蒸汽回路通风阀、疏水气控门联开，汽机转速下降。
发电机解列后，发变线组主开关、励磁系统及灭磁开关跳闸正常，厂用电自动切换正常。
2. 高负荷跳机后汽压上升速度很快，运行人员应及时手动打开PCV阀泄压，防止锅炉超压事故的发生。
3. 运行人员应迅速调整炉膛负压，调整风量到吹扫风量进行炉膛吹扫，注意检查有关二次风门动作正常。
4. 运行人员应注意检查炉膛泄漏报警装置是否报警。
. 运行人员应启动主机润滑油泵，检查主油泵工作正常。
6. 运行人员应将除氧器闷罐，控制好凝器、除氧器水位。
7. 运行人员应及时检查厂母汽源是否因机组停用而中断，并及时联系厂母的供汽，以满足机组重新启动的需要。
8. 如需及时恢复，真空、轴封系统调整后维持运行。
660MW超临界锅炉结焦成因与治理
660MW超临界锅炉结焦成因与治理660MW超临界锅炉是目前燃煤发电的主流设备之一，它具有燃煤效率高、环保性好等优势。
锅炉结焦问题一直是制约其正常运行的重要因素之一。
本文将重点对660MW超临界锅炉结焦成因与治理进行详细分析。
一、结焦成因1. 燃料品质不佳燃料的灰分含量高、挥发分低会导致煤粉在锅炉内部燃烧不充分，产生大量未完全燃烧的碳粒物质，从而堆积在锅炉受热面上，形成结焦。
2. 炉内操作不当炉内操作不当，如煤粉粒度不合适、燃烧不稳定等都会导致煤粉无法充分燃烧，产生碳积聚，形成结焦。
3. 受热面温度过高当受热面温度过高时，煤粉在受热面上方烧失掉挥发分后残留下来的碳会形成结焦。
4. 空气分布不均匀空气分布不均匀会导致部分区域燃烧不充分，产生未完全燃烧的碳，从而形成结焦。
5. 其他因素其他因素，如锅炉设计不合理、运行参数异常等都可能导致660MW超临界锅炉结焦问题的发生。
二、结焦治理1. 优化燃料品质采购优质的燃料是重要的治理措施之一，其包括筛选高挥发分的煤种、精选煤粉颗粒大小等。
2. 合理调整炉内工况通过合理调整炉内工况，如合理选择煤粉粒度、调整燃烧风量等，可以有效减少结焦的发生。
5. 锅炉设计与运行参数优化针对锅炉设计不合理、运行参数异常等问题，进行相应的调整与优化，降低结焦的发生。
结语660MW超临界锅炉结焦问题一直是运行中需要特别重视的问题，其治理工作需要多方面的协调配合。
只有制定合理的治理措施，才能有效减少结焦问题的发生，保证锅炉的安全运行。
希望本文能对读者有所帮助，使大家更好地理解660MW超临界锅炉结焦成因与治理措施。
660MW超临界锅炉结焦成因与治理
660MW超临界锅炉结焦成因与治理超临界锅炉是一种高效率的发电设备，具有燃烧效率高、排放污染物少等优点。
经过一段时间的运行，锅炉内部可能会出现结焦现象，造成设备的故障和效率下降。
超临界锅炉结焦的成因主要有以下几个方面：1.煤质因素：煤中的灰分、水分和插秧相对含量是影响结焦的主要因素之一。
灰分高、水分高的煤易结焦，而插秧因煤中的挥发分和固定碳比例高，也会加剧结焦现象。
2.锅炉运行参数：锅炉的操作参数也是导致结焦的一个重要因素。
炉温、炉膛过冷、过热器过热等操作参数不合理，容易导致结焦。
3.炉膛设计：锅炉炉膛的设计也会影响结焦的形成。
如果炉膛过长、过窄、过宽等不合理的设计，会导致气流不畅，煤粉不能充分燃烧，从而引起结焦。
4.清灰不及时：锅炉清灰不及时也是导致结焦的一个原因。
清灰是锅炉正常运行的重要环节，如果清灰不及时，会导致燃烧床层的灰渣堆积，进而形成结焦。
针对超临界锅炉的结焦问题，可以采取以下措施进行治理：1.提高煤质：煤质的提高是防止结焦的重要手段之一。
选择低灰分、低水分的煤炭，并进行适当的干燥处理，降低煤中的插秧含量，可以减少结焦的风险。
2.合理调整操作参数：通过合理调整锅炉的操作参数，如炉温、炉膛过冷、过热器过热等，使其处于合适的工作状态，可以防止结焦的发生。
3.优化炉膛设计：对于已经存在结焦问题的锅炉，可以通过优化炉膛设计来改善气流畅通，增加燃烧空间，提高煤粉燃烧效率，从而减轻结焦程度。
4.及时清灰：锅炉清灰是防止结焦的关键环节，要保证清灰工作的及时性和彻底性，避免灰渣堆积，防止结焦的发生。
结焦问题的治理是超临界锅炉运行的一项重要工作，只有在结焦问题得到解决之后，锅炉才能正常运行，保持高效率发电的状态。
应该密切关注结焦问题，采取相应的措施加以治理。
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施
看控制系统 ＭＥ Ｈ 画面 上的 Ｂ汽泵状 态 ， 重新 投入 自动无 效 ， 立 即手动加大 Ａ汽泵 转速无效 ， 给水 流量从 １ １ ３ ０ ｔ ／ ｈ快速 降
至０ 。２ １ ： ２ ７ ： ４ ２ ， Ｂ汽 泵 和 Ｂ前 置泵 跳 闸 ， Ｒ Ｂ未 正 常动 作 ， 检查 给水流量测点 １ 、 ２ 、 ３ 显示为 ０ ， ＭＦ Ｔ保 护 未 动 作 。因 Ａ 小 机 未 达到跳闸条件 ， 故 Ａ 小 机 没 有 跳 闸 。２ １ ： ２ ９ ： ３ ５ ， 手 动 ＭＦ Ｔ停 炉停机 ， 联 跳 Ａ 小 机 。厂 用 电切 换 正 常 ， ６ ｋ Ｖ母线 ２ Ａ、 ２ Ｂ段 电 压正常 ， 保 安 段 电压 正 常 。所 有 运 行 的一 次 风 机 、 磨煤机 、 给 煤 机、 密 封 风 机 跳 闸 。所 有 一 次 风 快 关 挡 板 ， 磨 煤 机 进 口冷 、 热 风
杨 斌
（ 皖能 马鞍 山发 电公 司 ， 安徽 马鞍 山 ２ ４ ３ ０ ２ １ ）
摘
要：控 设备 故 障而导 致 的停 机事 件进 行分 析 ， 提 出 了热控 系统存 在 的 问题 和 防范 措施 ， 以保 障
机组 安全 运行 。
关键 词 ： 热控设 备 ； 故障； 原 因分析 ； 防范 措施
Ｏ 引 言
某 电厂 ２ Ｘ ６ ６ ０ Ｍｗ 超 Ｉ 临界 机 组 ， 锅 炉 为 上 海 锅 炉 厂 的 超
装工艺也不规范 ， 中间 有 接 头 。 ３ ． ２ 系统 设 计 、 机 组 调 试 方 面
临界参数 、 变压运行直流 炉， 每 台炉配备 ６台中速磨 煤机 ， ５台
运行 ， １台 备 用 。 汽 轮 机 为上 海 汽 轮 机 厂 的超 临 界 、 一 次 中 间 再
660MW超临界机组40%负荷以下深度调峰问题解析及对策
660MW超临界机组40%负荷以下深度调峰问题解析及对策摘要：本文针对新疆地区某2ᵡ660MW燃煤火电机组40%以下负荷深度调峰运行时存在的问题进行了剖析，重点阐释了机组深调对锅炉安全运行的影响，并根据现场实际情况，提出解决问题的措施和对策，经过实践，实现了AGC控制模式下机组在198MW（30%BMCR）负荷调峰安全稳定运行。
关键词：660MW；深调；问题；措施1 设备概况新疆某2ᵡ660MW超临界燃煤机组，锅炉型号为SG-1997/25.4-M5505型，该锅炉为超临界压力参数变压运行螺旋管直流锅炉、单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆、采用平衡通风、中速磨直吹式制粉系统、固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，紧身封闭，整体呈塔型布置。
锅炉燃用新疆准东煤，设计5台磨煤机带锅炉BMCR工况，炉后尾部烟道出口安装带旁路烟道的SCR脱硝反应器，下部布置两台三分仓容克式空气预热器。
汽轮机型号为NZK660—24.2/566/566，该汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴两缸两排汽、单背压、直接空冷式汽轮机。
DCS和DEH采用杭州和利时公司的Hollias Macs分散控制系统。
2 机组深度调峰存在的问题2.1机组在264MW以下负荷未进行CCS逻辑优化，无法在CCS模式下运行，AGC不具备投入条件，可能出现主汽压力波动大，主再热汽温波动大等异常。
2.2机组负荷区间在198MW-220MW时，手动调整给水流量，控制过热度，机组存在转湿态的风险。
2.3机组负荷区间在198MW-264MW时，运行三台磨，炉膛温度低，可能出现燃烧不稳情况，有锅炉灭火的风险。
2.4机组负荷区间在198MW-264MW时，给水流量在500t/h-790t/h之间，可能出现给水流量低造成MFT保护动作（给水流量低低保护定值525.6t/h）风险。
2.5机组负荷区间在198MW-264MW时，两台给水泵运行时，可能存在给水泵抢水现象，引起给水流量波动的风险，可能出现给水流量低造成MFT保护动作。
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ＤＣＳ控制系统采用的是上海 Ｆｏｘｂｏｒｏ公司的 分 散控 制 系统 。 １号机 组于 ２０１０－１２－２４完 成 １６８ｈ 试 运 行 ，移 交 生 产 。２０１ １－０１－０９Ｔ１２：２４，Ｃ给 煤 机 跳 闸 （给煤 机 Ａ 故 障停 机 显 示 ），Ｃ给煤 机 显 示 黄 色 。复 位 后 准 备 启 动 Ｃ给煤 机 时 ，发 现 条件 不 满足 （因有给煤机 Ａ故障停机 ），准备启动 Ｂ制粉 系统时 Ｆ给煤机跳 闸 （１２：２６，给煤机 Ｃ故障停机 显示 ），１２：２９ Ａ给煤机跳 闸。后 经仪控 、锅炉 、 电气 等几个 专业 的技术人 员分 析后 ，采 取 了有 针对 性 的处理措施 ，问题得以解决 ，确保 了机组正常稳 定 的带 负荷 运行 。
１ 事故概况
２００９—０６－２９Ｔ０７：２９，１０号 机 组 负 荷 １９７ ＭＷ ， 主 汽压 力 １２．３３ ＭＰａ，主汽温 度 ５４２℃ ，一 次风压 ８．８２ ｋＰａ。 突 然 炉 底 一 声 巨响 ，锅 炉 ＭＦＴ动 作 ， 首出 “炉膛压力 低三值 ”，联跳 Ａ，Ｂ一次风机 ， ＯＦＴ动作 ，联跳汽轮机、发变组程跳逆功率动作 ， 厂用 电切换 正 常 。
２ 事件经过
机 组 协 调 投 入 ，ＡＧＣ投 入 ，ＲＢ未 投 ，机 组 负 荷 ５２０ ＭＷ ，Ａ，Ｃ，Ｄ，Ｅ，Ｆ磨 煤 机 运 行 ，总 给煤 量 ２００ ｔ／ｈ，Ａ，Ｅ，Ｆ给煤机 投 自动 。
２０１１－０１－１９Ｔ１２：２４，就地 发给煤机 Ｃ故障停 机信号 至 ＤＣＳ，ｃ给煤机跳 闸，ｃ给煤机煤量 从 ３３ ｔ／ｈ降至 ０，Ａ，Ｅ，Ｆ自动加煤。
１２：２６：４４，发给煤机 Ｆ故障停机信号 ，Ｆ给煤 机跳闸，Ａ，Ｅ自动加煤 ，Ａ给煤量从 ５１ ｔ／ｈ升至 ７３ ｔ／ｈ，Ｅ给煤量 从 ５８ ｔ／ｈ升至 ８０ ｔ／ｈ。
ｌ２：２７：５０，运行人员将 Ｅ给煤机切为手动 ，手 动将 给煤指令 由 ８０ ｔ／ｈ降至 ５６ ｔ／ｈ，Ａ给煤机 自 动加煤 ，Ａ给煤量从 ７３ ｔ／ｈ升至 ８３ ｔ／ｈ。
［关 键词 ］超 超 临界 调 节 ；跳 闸 ；原 因分析 ；对 策
１ 概述
芜 湖 电厂 五 期 ２×６６０ ＭＷ 超超 临界 燃煤 发 电 机 组 ，采 用平 衡 通 风 、超 超 临界 参 数 、一 次再 热 、 螺旋炉膛的 ＳＷＵＰ型锅炉。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 ６台中 速 磨煤 机 。燃烧设 计煤 种 时 ，５台运 行 ，ｌ台备用； 燃烧校核煤种时 ，６台运行。每台磨煤机分别配 １ 台给煤机。给煤机是上海新拓 电力设备有限公司生 产的 ＣＳ２０２４型给煤机。该型给煤机是一种带有微 机 控 制 的 电子 称量 及 自动调 速 装置 的带 式 给料 机 ， 可 以将煤 块 精确 输送 到磨煤 机 ，并具 有 自动调节 和 控 制的功 能 。
第ｌ３卷（２０１１年第７期）
电力安全技术
Ｓ
６６０ ＭＷ超超 临界机组给煤机跳 闸 原 因分析 与对策
缪 水 宝
（芜湖 发 电厂 ，安 徽 芜湖 ２４１００９）
［摘 要］对 ６６０ ＭＷ 超超临界机组给煤机跳闸的原 因进行深入分析，并针对 Ｃ给煤机、Ｆ给 煤机和 Ａ磨煤机的跳闸原因进行重点分析。总结问题 ，最后给 出操作人 员在遇到一些情况时的操作 方 法和对原煤 煤质的控制 ，提 出对 ＤＣＳ组 态逻辑 的完善和细化 ，以进一 步改善机 组运行 条件。
［关键词］一次风机 ；改造 ；失速 ；叶片断裂
韶关发 电厂 １Ｏ号炉 是东方锅炉厂设计 制造、 燃用粤北红土无烟煤的 “ｗ”型火焰锅炉 ，其设计 制造技术从美国福斯特 ·惠勒能源公司引进 ，锅炉 型号为 ＤＧ１０２５／１８．２一Ⅱ１０，是亚临界压力 、一次 中间再热的 自然循环锅炉。锅炉配有 ２台进 口风 门 动叶可调式一次风机，Ａ修 中进行了部分改造 ，机 组于 ２００９－０６－１３ Ａ修 结 束后 启动 ，２００９－０６－２９ 发生 了一 次风机 严重 损坏 引起跳 机 的事故 。
１２：２８：２２，运 行 人员 将 Ａ给 煤机 切 为手 动 ，
一 ９一
第１３卷（２０１１年第７ 叶 轮损 坏事 故分析
王展 池
（韶 关发 电厂 ，广 东 韶 关 ５１２０２９）
［摘 要］针对某厂 １０号炉一次风机严重损坏引起的跳机事故进行 了分析。在风机失速机理基 础上 ，根据 现 场实 际检 查及对 Ａ 修 的改造 情 况分析 ，认 为风机进 口风 门的改造是 导致凤机 失速 引发 事 故的原 因。
给煤机整体控制包括启停控制和称重调速 ２部 分。微处理器通过对当前运行状态的判断 ，实现对 给煤 机 的保护 和故 障诊 断 。根据称 重传 感器 测量 单 位 皮带 的给煤 量 ，通 过 对 给煤 机 皮 带 的转 速 控 制 ， 达到对 给煤 量 的 自动控 制 。
每台磨煤机均配有冷风调节 门和热风调节门， 冷风调节门用于控制磨煤机 出口温度，热风调节门 用于控制一次风量。为了改善调节品质 ，采用 了解 耦控制 ，即用温度调节器的输出去控制热风门的同 时 ，通 过一 个负 的 比例 环节 去控 制冷 风 门 ，使 温度 调节器的动作基本上不影响一次风量 ；同样 ，在用 风量调节器的输出去控制冷风门的同时 ，通过一个 正 的 比例 环节 去控 制 热风 门 ，使 风量调 节器 动 作基 本上 不 影响 温度 。
就地检查 Ａ一次 风机 叶轮，所有 叶片 断裂， 风机机壳被断裂的叶片击穿 。机组按照锅炉灭火处 理程 序进 行处 理 。
０７：５７，１Ｏ号炉 重新 点火 。 ０８：２０，ｌ０号机 冲转 。 ０８：３７，１０号机 重新 并 网。 由于扩大对 Ｂ一次风机检查及更换入 口风门 和 处 理 叶 片 裂 纹 ，至 ２９ 日 ２１：４０，Ｂ一 次 风 机 检 修结束后启动运行 ，机组负荷逐步 由 ｌ５ ＭＷ 加至 １７０ ＭＷ ，维持 单一次 风机运 行 。 １．１ 设备简介及 Ａ修情况 １．１．１ 设 备简 介 该一次风机型号为 Ｇ５－４８－１ １ＮＯ２０．５Ｄ，转速 为 １ ４８０ ｒ／ｍｉｎ，流量 １５０．８５～ ３０１．７ ｋｍ ／ｈ，全 压 １６６７６～ １２２８８Ｐａ，轴功率 ８９６～ １ ３３０ｋＷ 。该 风机为单级悬臂支承联轴器传动离心风机 ，主要 由 叶 轮 、转轴 、机 壳 、集 流器 、调节 门及传 动 部分 组成 。