盘山发电厂位于天津市蓟县城南约1 2km，处于京津唐电网的中心地带。厂区占地面积57.3hm2，南临京哈公路及京秦铁路，北面紧靠大秦电气化铁路。进厂铁路专用线与大秦电气化铁路线相联。 电厂规划设计容量力2000～2200MW。一期工程安装两台俄罗斯制造的500MW超临界燃煤机组。锅炉为一次中间再热、直流锅炉。汽轮机为四缸、四排汽、单轴、冲动式、凝汽轮机。发电机为水、氢、氢冷却式发电机。主厂房全部采用钢结构。 锅炉灰、渣分除，电除尘下的细灰用空气斜槽集中，仓泵正压输送至贮灰罐。渣经渣泵送至脱水仓，存于贮灰罐和脱水仓中的灰、渣用汽车运至灰场。
电厂有二回500kV出线，一回至天津北郊变电站，另一回至北京安定变电站，采用一个半开关结线。 盘山发电厂工程为原中、苏两国政府间经济合作易货贸易项目，1988年10月29日由中国技术进、出口总公司与前苏联技术工业进、出口联合公司签定合同，1989年7月3日经双方政府批准生效。 电厂设计工作按谁供货谁设计的原则划分设计范围。国外设计部分由原苏联莫斯科火电设计院负责，国内设计部分由华北电力设计院负责。具体范围是翻车机和调车作业线，燃油卸、储、供系统，除灰系统及灰场，补充水系统，循环水冷却塔，500kV和220kV变电站，烟囱等，并负责国外设计归口管理工作。
参与本工程的主要施工单位有：北京电力建设公司、北京火电建设公司、山西省电力建设二公司。调试单位是华北电力科学研究院。 电厂—期工程于l 990年开始施工准备，同年8月1日开始进行地基处理，1991年11月30日正式开工。＃l、＃2机组分别于1996年2月7日和5月l 5日经过l 68h试运行正式移交生产。 电厂一期工程于l 989年10月正式立项，1989年6月批准的初设概算为22.5965亿元。出于前苏联解体，供货混乱，合同履约率低，同时又受到政策性调整等诸多因素的影响，使工程实际用款远远超出批准概算。为保证工程进度。解决工程用款问题，于1993年6月进行了第一次概算调整，调整为29.8834亿元。随着国家经济体制改革的深化，1994年1月1H围家把瑞士法朗汇率放开，引起国外设备费大幅度上涨。同时，由于俄方供货情况恶化，不得不大量改用国内设备、材料，并用部分硬通货支付设备款。另外，1992年之后，国家又陆续颁发了一些政策性文件，故在1995年8月进行了第二次概算调整。调整后的概算总投资为；2.6307亿元，单位工程造价为5263元／kW。 主厂房布置采用前苏联国内500MW电厂典型设汁。横向自南向北排列依次布置电气设备及控制间、汽轮机房、煤仓除氧间及磨煤机间、锅炉房、煤仓及磨煤机间、空气预热器间、电除尘及风机间、烟道及烟囱。主厂房横向排列总长为253.5m，纵向长度最长为184m。 主厂房零米以上为钢结构，设备全部布置在室内，外形整齐美观，但厂房内通风条件较差，采用几十台通风机强制通风。这种封闭式厂房设计对我国关外地区基本上是合适的，对京、律及以南地区不一定合适。 电气设备及控制间内布置有电气设备间、主控制室、电网控制室、继电器室、计算机室及热工控制盘柜室等。此种布置方式使主厂房内的控制区偏于一侧。主控制室等房间的卫生、防火及噪声条件明显优于常规布置，但导致电气、热控所用电缆数量增加，本工程电缆长度总量约为石洞口二电厂的二倍。 汽轮机房跨距54m，汽轮发电机组横向布置，运转层标高为10.4m，采用小岛布置方式。零米以下设有地下室，标高为－4.2m。汽轮机房汽轮机本体下部管道布置过于紧凑，特别是－4.2m地下室管道密集，循环水管置于－4.2m地面上，地下室管路如同迷宫，既不利于运行维护，又存在安全隐患。 锅炉房标高为98.25m。锅炉呈T型布置，磨煤机位于炉的前、后侧，每侧布置4台磨煤机。给煤机在26.4m平台，落煤管过长，易于磨损。电除尘器设置于风机问上，这样虽然节省了场地，但对于除灰系统运行极为不利，事故处理时，无法放灰。 锅炉为前苏联波道尔斯克机器制造厂生产的IIII-1650-25-545kt(II一76型)超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、直流炉。设计带基本负荷，锅炉点火启动流量为30％额定流量。最低不投油稳燃负荷为60％额定流量。一次汽温额定运行范围为60％～100％负荷，二次汽温额定运行范围为70％～100％负荷。锅炉自动调节系统工作范围为70％～100％负荷。 锅炉采用单炉膛T型布置，全吊挂结构。锅炉总高度为86m，水冷壁高度为76m，炉膛横断面为矩形，尺寸为23．080m×13．460m，炉膛由ф32×6、12CrlMoV的光管膜式水冷壁构成，炉膛的上、下辐射区受热面均为两流程布置，即二次垂直上升，上下辐射区分界面位于44.7m。汽水系统设计成两个平行流道，沿炉膛前后墒中心线左右严格对称布置，并有独立的给水调节门和减温水装置。为改善炉膛受热面应力状况，上下辐射区两段前后墙水冷壁都设计了旁路管、使水冷壁的入口温差控制在70～100℃以内。 从炉膛出来的工质经布置在82m标高的汽—汽交换聚到内置阅前、内置阀将水冷壁系统和过热器系统分开，保证水冷壁始终处于超临界定压运行。在启动过程中，内置阀前的不论和亿通过调节视山1到内置分离器进行分离、内量分离器采用新型结构、阻力小、性能可靠，可以保证在全部启动流量下进行分离。分离器在转直流后不切除，因此，其切分转直流工况的操作相对简单可靠，分离的蒸汽通过调整阀II-3进入过热器系统，水通过调整阀II-2进入点火扩容器P-20。P—20将扩容产生的汽送往除氧器和凝汽器，将水送往循环水或凝汽器。 过热器布置在两侧水平烟道内，分成三级屏式和高温对流式几个部分。在一级屏前和三级屏前布置两级减温水；在锅炉出口主汽管上设计有启动喷水；在锅炉出全部为对流受热面，其高温段在高温对流过热器前，在启动或低负荷阶段可承受干烧工况。 汽水系统的这种布置方式是前苏联大容量超临界锅炉上的典型设计，这种设计使得水冷壁组合率高，现场安装方便，可缩短安装工期。水冷壁的启动系统保证了各种工况下水动力工况的稳定性，满足了锅炉各种工况下的启动要求，并考虑了启动阶段根据锅炉排水的水质情况，可排掉或回收。汽水系统两流道平行布置方案，可实现锅炉两侧汽温无偏差运行，可以较好地控制一、二次汽温的升温速度及温度水平，满足汽轮机需要。在机组甩负荷时，启动旁路可满足锅炉按启动流量直流工况运行。水冷壁的设计方式，规定了锅炉水冷壁系统必须在临界压力以上运行才可保证水动力及传热的安全。与复合循环锅炉相比，启动过程中锅炉本身不能回收排水，造成了工质和热量的损失。按锅炉安全排放能力设计，启动旁路承担了一部分安全f1作用，但因旁路无须暖，快开不可靠，因此启动旁路不能真正起到安全门作用，两个主汽安全门容量只相当于锅炉额定蒸发量的60％，这与我国设计规范不符。 锅炉的燃烧器采用一次风固定45℃导叶、二次风旋流可调的双旋流燃烧器，共32只。在两侧墙分四层水平对称布置。每套制粉系统带单侧同层的四只煤粉燃烧器，有一个煤粉分配器用于均匀其四只燃烧器的一次风粉流量，确保热负荷沿炉膛深度方向均匀。考虑到所烧的晋北煤发热量高、熔点低，燃烧器相对分散布置，燃烧器横向间距为4.6m，纵向间距1、2层乡3、4层间均为4.6m，2、3层之间为6.3m，最大限度地降低了燃烧器区域断面热负荷，不但有效地防止了晋北煤灰熔点低易结焦的问题，而且减少了热强度，降低了热偏差，保证了传热的安全可靠。在炉膛上部还设置防焦风口，用来降低炉膛出口温度，防止屏式过热器挂焦。但简单的双旋流燃烧器在技术上是落后的，没有考虑低氮燃烧问题，而且其燃烧器结构也存在问题，一次风引人管和燃烧器轴线问的夹角，使风粉气流直接冲击燃烧器，尤其对接合点后中心筒迎气流面，易造成冲刷磨穿，从而损坏燃烧器直至喷口水冷壁，这方面问题应及早重视，有必要及时采取措施，否则必将影响锅炉安全稳定运行。 引、送风机为轴流式，双级叶轮，双级静叶同步谓整，风机叶片为实心，耐磨性能好。为避开失速区运行，在静叶全关时仍留有缝隙，风机启动即带30％负荷，始终在失速区以上运行，这从设计上保证了风机的安全运行，运行中引、送风机从未发生过喘振问题。一次风机为双吸离心式，入口导叶调整，其风源取自送风机出口，容量占送风机的一半。 由于制造能力的限制，前苏联只能生产转子直径为9.8m的回转式空气预热器。由于锅炉容量的需要，前苏联在500MW机组锅炉上都选用四台两分仓、回转式空气预热器，一次风和二次风各两台，并在风机容量和烟风系统上考虑了这个特点，从设计和运行方式上是成熟的，盘山电厂就是选用的这种典型设计。前苏联在设计回转式空气预热器的驱动方式时，习惯上只用一台380V的交流马达，没有事故马达或备用马达。但其马达不是通过转子外因的围带驱动，而是从导向轴承不受热的轴端进行中心驱动，这种驱动方式虽然需要较大的驱动力，但避免了围带传动方式中转子热膨胀对传动影响的问题，因而相对比较安全，同时减少了漏风。国产或西方的回转式空气预热器，除交流主马达外，一般都设计有事故
直流或气动马达，并辅助以手动盘车装置，目的是在空气预热器热态跳闸时，能够通过事故马达或手动装置进行盘车，保证空气预热器均匀冷却，避免不均匀变形，同时盘车可防止因回转空气预热器静止而使烟气侧超温的问题，这是避免空气预热器着火的重要手段。盘山电厂回转式空气预热器不但没有事故马达，而且没有手动盘车措施，这是一个漏洞。 磨煤机原设计为MTC—195型，后改为北京电力修造厂生产的zGM—95型辊式中速磨，属于MPS系列。这种磨煤机空载时磨盘直接承受弹簧和磨传递的加载力，因而不能空载运行。其最低出力限制在设计出力的40％，即16t／h，并且一旦进入铁块，都会引起较大振动，所以磨煤机负荷调节范围受到限制，对输煤系统的要求也比较高，另外磨煤机的结构不利于检修，但其运行性能稳定。在盘山电厂投用前，已用于秦皇岛电厂和石景山电厂4号炉，在盘山电厂试运中，经调整试验，完全达致Z设计性能并满足了前苏联超临界机组直流锅炉的配套需要，属于成熟设备。 给煤机是前苏联供货的直流调速、链条刮板式，其特点是调节范围宽、出力大，可以满足制粉系统的需要。但给煤机容易卡煤、断销于，并时有断链问题。另外给煤机无法实现精确的入炉煤计量，其出力只能靠给煤机电流和经过测速装置显示的转速控制，虽然在调试期间华北电力科学研究院对给煤机出力进行细致的标定，给出了特性曲线，很好地指导了运行人员控制给煤量，但其性能远差于重力称重式给煤机，不但标定困难，而且不能实现直接准确的入炉煤计量，这和我国对于大机组的要求不相适应。 每台锅炉配置三台电除尘器，电除尘器为双层六电场双室结构。每台锅炉的电除尘器有72台整流变压器、l08个烟气通道、84个灰斗；设计收尘面积为48785m 2，按我国计算标准核实为40643m’；设计除尘效率为98．6％。从结构上分析，前苏联的设计比较保守，电除尘器的设计余量较大，在我国电站设计中六个电场的电除尘器从未有过。实际运行中投四电场即可达到设计效率，部分电场不能投用时，对整体除尘效果影响较小，运行方式比较灵活。但其电压等级和极配方式等水平较低，整体设计及控制水平比较落后。 锅炉范围内的主汽、再热汽安全门共10套，都为重锤脉冲式。总的来讲，俄方供货的安全门技术水平落后，出厂质量差，在现场必须进行严格的研磨、渗油和水压试验，并进行冷态预整定，不像西方的安全门，出厂前已进行过严格、全面地检验，现场可以直接安装。经过现场严格检验工作，安全门性能最终都能达到了设计要求，满足了锅炉运行。 为了清除水冷壁上的结焦，在燃烧器区域水冷壁上分两层共安装了8台远射程水力吹灰器，其原理是：水的高压射流穿过炉膛，打到对面水冷壁，靠水冲击和水的蒸发所产生的微小爆破使结焦剥离。盘山电厂在冷、热态时都投用过，确实起到了除焦作用，而且在锅炉负荷大于70％的情况下，对燃烧稳定和炉膛压力没有什么影响。前苏联供货的远射程水力吹灰器，是前苏联依据德国技术进行仿造的，还不十分成熟，前苏联国内在大容量机组上应用不多，没有多少成熟的经验，盘山电厂远射程水力吹灰器，不论从系统上还是结构上都还存在许多问题。但有资料表明，德国的远射程水力吹灰技术是成熟的，在不少大型锅炉上有应用，效果很好，具有吹灰面积大、设备少、投资少、维修工作量少等优点。德国贝尔格曼公司曾进行过试验，认为水的射流对水冷壁应力影响很小，是安全的。我国还没有其他应用的先例和经验，但这项技术值得重视。 K—500—240—4型超临界汽轮机由列宁格勒金属工厂制造。该汽轮机为单轴、四缸四排汽、一次中间再热、双背压、凝汽式汽轮机。当冷却水温度为20℃时，冷却水流量为51840m3／h。凝汽器内部设计压力：第一段为4.27kPa，第二段为5.44kPa，额定功率时热耗保证值7783N／kWh。当冷却水温为33℃，汽轮机在额定参数下运行时，汽轮机允许带部分厂用蒸汽，此时发电机功率为500MW，厂用蒸汽为2段抽汽小于3.9t／h，5段抽汽小于9.1t／h。 停机时间 启动时间(从冲转到带额定负荷)
冷态 8h
停机 48h 4h40min
停机 24h 3h
停机 8h 2h 2．3．1．2 汽轮机保证使用期限100000h。在寿命期限内允许启动次数(不包括启动调试期)。 冷态启动 不大于200次
温态启动 不大于600次
热态启动 不大于600次 2．3．1．3 机组允许的负荷变化率为1％额定负荷。在下列参数范围内，允许汽轮机长期运行。 高压主汽阀前蒸汽压力 23.04～24.02MPa
高压主汽阎前蒸汽温度 530～545℃
再热蒸汽温度 530～545℃
凝汽器内入口冷却水温 不高于33℃ 2．3．1．4 当主蒸汽和再热蒸汽温度超过额定值10℃或主汽压力超过额定值0.98MPa时，允许汽轮机短时间运行。在此情况下年累计运行不应超过200h。汽轮机长期运行的最低负荷为150MW。甩负荷后，汽轮机空载或带厂用电运行时间不应超过40min。机组允许在下列工况下运行。 频率 允许时间
(Hz) 每次(s) 累计(min)
50．5～51．0 180 500
49．0～50．5 连续运行
49．0～48．0 300 750
48．0～47．0 60 180
47．0～46．0 10 30 K—500—240 4型汽轮机由高压缸、中压缸和2个低压缸组成，带有8段非调节拍汽。主蒸汽经2根管道分SIj经2个电动主汽门进入2个自动主汽门和4个调节汽门。反向流经调速级和5个压力级后，经内外缸的夹层，转180。后进入顺向流经6个压力级以平衡铀向推力。高压缸排汽经再热后，沿2根管道进入中压缸两侧的中压自动主汽门，再通过4根导汽管进人4个中压调速汽门，进入中压缸。中压缸为双层双流式结构，其每侧有11级压力级，两侧的前3级位于共用的内缸中。中压缸排汽送至两个低压缸，低压缸亦是双层双流式结构，每侧有5级压力级，蒸汽从汽缸中部进入，每个低压缸中间部分有内缸。内缸中布置10级中的8级。低压缸徘汽扩压管采用焊接方式与纵向布置带有弹簧支座的凝汽器相连接。 机组高压和中压转子均为整体锻造，低压转子为套装叶轮，末级叶片长度为960mm。高压、中压、低压转子各有两个支持轴承，各转子之间均为刚性联轴器联接。汽轮机的轴端汽封和隔板汽封均为迷宫型。由弧型密封块组成密封环，汽封块径向可微调。 高压缸用猫爪支撑在前轴承箱和中轴承箱上，中压缸用前猫爪支撑在中轴承箱上，用后猫爪支撑在l号低压缸前排汽室的下半部分上。汽轮机轴系死点〔推力轴承)位于高压缸和中压缸之间。汽缸前膨胀死点位于1号低压缸前部横置台板上，后膨胀死点位于2号低压缸前部横置台板上。高压转子2个轴承均为可倾瓦轴承，、每个轴承由6块可摆动的瓦块组成，其余轴承均为椭圆形瓦。盘车装置位于1号低压缸和2号低压缸之间。 发电机转子联接后的轴系临界转速为：高压、中压转子为1785r／min、1845r／min；低压转于为l 910r／min、2025r／min和4175r／min；发电机为820r／min、2385r／min。 本机的调速系统采用电液调节，其工作介质为独立的抗燃油(甲苯磷酸酯OMTU)。由一台容积为5.9m3的油箱，两台调节油泵和两台冷袖器组成。系统上还配备1台重力活塞式蓄能器。正常运行时，一台油泵运行，一台备用，维持系统4.9MPa油压。当油压降至3.7MPa时，备用油泵启动。当备用泵和事故油泵跳闸时，由蓄能器维持系统油压，满足调节系统正常工作10s，即大于厂用电源消失时，保护动作停机所需的时间。电液调速系统，由液压和电气两部分组成，可独立工作。液压调速部分(下称液调)，其原理和功能与进口的原苏联大型机组基本相同。可用同步器升减转速和负荷，也可用于超速试验。液调的迟缓率为0.15％，速度变动率为4％，为了便于并列，负荷低子15％时，速度变动率为8％。电调部分由微机、信息变换装置、控制系统等部件组成。具有快速与慢速两种功能。快速控制回路信号作用于电液转换器，主要功能是防超速。加快调速系统对事故的反应能力。慢速控制回路信号则作用于同步器马达。由于功率调节器作用，电调投入使调速系统的迟缓率可降低到0．06％－0．1％，速度变动率为(4．5±o．5)％。 凝汽器型号为500－KⅡC－5型，由两个单行程的凝汽器串联组成。冷却水分两股水流通过凝汽器，低负荷时，可单侧运行。凝汽器可接受机组起、停及甩负荷工况时，大旁路和低压旁路排放的蒸汽量1000t／h。也可承受启动过程中，锅炉启动分离器来的水量。为了提高效率，采用了双背压凝汽器结构，即两个低压缸凝汽器分开，而循环水串行通过两个凝汽室。为从凝汽器中抽出蒸汽—空气混合物，设有两台aB﹣7﹣1000型射水抽汽器，用水量1000m3／h，入口水压不小于0.299MPa，一台运行，一台备用。射水抽汽器的水源来自射水泵，每台机组有两台A—3200 75型电动射水泵，该泵同时为给水泵、汽轮机凝汽器的射水抽汽器提供水源，并提供机组工业水。 每台机组配置两台50％容量的汽动给水泵和一台30％容量的电动给水泵。电动给水泵，额定出力600t／h，电动机经液力偶合器变速后经升速齿轮带动主泵，前置泵为单独电机驱动。汽动给水泵额定出力950t／h，小汽轮机为凝汽式，型号为K—11—10Ⅱ，功率为14MW，额定转速为4700r／min。正常运行时，由主机四段抽汽供汽，参数为3．7MPa、365℃，启动时也可从厂用蒸汽系统供汽。小汽轮机有自己单独的凝汽器，凝结水排往主凝汽器热水井，或通过凝泵排往脏污凝结水箱。 启动旁路由三部分组成，以满足机组在点火、启动、停机和甩负荷时使用。大旁路选用ⅡCBy电动快速排放装置，由主蒸汽至凝汽器，其容量为740t／h，人口蒸汽压力为25MPa、入口蒸汽温度为540C，出口蒸汽压力为1．18MP4，出口蒸汽温度为250℃。减温水来自给水泵中间抽头。小旁路选用Hc8y—CH厂用电动快速排放装置。由主蒸汽至再热器冷段，并供厂用蒸汽。其容量为600t／h，入口蒸汽压力为25MPa，入口蒸汽温度为540C，出口蒸汽压力为3．9MPa，出口蒸汽温度为380℃，减温水来自给水泵中间抽头。低压旁路由再热热段排泄间至凝汽器。 发电机由前苏联列宁格勒电力工厂制造，型号为TBB—500—2EY3。其冷却方式为水、氢、氢。该工厂到目前为止已制造40余台。发电机平均使用期限为30年。发电机定子绕组绝缘等级为F级，运行温度按B级考虑，定子负序电流不大于额定电流的8％，负序电流许可时间85。为防止轴承电流，将轴承座与所有油管采用双道绝缘，可在运行中测量绝缘状况。大轴额定机械负载时安全系数为4，在三相或二相短路时出现最大扭矩为额定扭矩的2．5倍，相应的机械安全系数为1．5。大轴计算扭振频率为：14．1、27．61、30．87、38．88、74．79、
84．04和143．45Hz，完全有躲开谐振的可能。主要特点是体积小、重量轻，定子运输重量为211t，发电机全重480．7t，与国产300MW发电机组的尺寸相当。定子与转子的间隙大，组装方便。机组采用高氢压运行。额定氢压0．441MPa，纯度为98％，任何工况必须维持上述参数。 发电机的励磁系统由工作励磁系统和备用励磁系统组成，其中备用励磁系统二机共用。工作励磁系统由磁励机和发电机组成两机励磁系统。磁励机型号为BT—5000—2Y3型，主要技术数据见附表。励磁机可保证在额定参数下长期工作，允许过负荷时间持续70s。当冷却空气温度低于20℃时，为防止结露，不[s:152]励磁机运行。当冷却空气温度到55℃时，励磁机功率允许30min不降低，以后必须采取措施(包括减负荷)使温度降低到额定值。励磁机由两套互为热备用的可控硅控制系统(带有简易调压器)和可控硅整流器构成自动恒压的调节系统。发电机由励磁机提供功率，电源为他励励磁系统。正常运行时，依靠励磁调节器控制双套可控硅控制系统及直流侧并联运行的两套可控硅整流器。励磁调节器具有零起升压、调差、低励限制、转子过负荷限制、强励电网电压自动跟踪等功能。备用励磁系统由厂用6kv系统经开关及整流变供电，实质为他励励磁系统，其核心是控制段。结构与工作励磁系统中的可控硅控制系统相似，但设计构思远比励磁系统先进，综合了励磁系统中励磁调节器的一些功能。属俄罗斯非成熟系统。 发电机与主变压器之间装设负荷开关，这和我国国内情况不同。其主要作用是：用于发电机并列、解列及机组工艺保护解列。发电机失磁亦只掉负荷开关。因此，在开、停机时均不必倒换厂用电，减少了运行操作，增加了厂用电的可靠性。
负荷开关主要技术性质： 型号 KAT2430／18000Y3
额定电压 24kV
额定电流 18／18．7(最大)kA
关合电流(峰值) 75kA
短路动稳定电流 385kA
短路热稳定电流 160kA 3s
额定开断电流 30kA
机械寿命 1000次(无电流) 负荷开关属于空气开关，用压缩空气操作，用气体灭弧，只能切断工作电流，不能切断短路电流。空气压力为2MPa，合闸时间小于0．02s，分闸时间小于0．01s。 每台机组设两个6kV段。为提高厂用设备工作的可靠性、双套重要机械的6kV电动机和6／0．4kV变压器从不同的段供电。每台机组分设高压厂用工作变压器和高压公用厂用变压器。厂用工作变压器带低压分裂绕组，容量63MVA，有载调压，接在发电机负荷开关与主变压器之间的发电机主母线分支上。一台容量为40MVA的公用厂用变压器接在发电机出口，带低压分裂绕组，有载调压，向4个6kv公用段供电。厂内设置一台厂用备用变压器，作为6kV单元段的备用电源。该变压器带低压分裂绕组，有载调压，接至220kV室外配电装置。同时又设置一台公用备用变压器，作为6kv公用段的备用电源，容量为40MVA，有载调压，带低压分裂绕组。低压厂用变压器均为干式变压器，仅有1000kVA一种规格。厂用变压器除空载损耗较高外，其他项目均符合要求，运行可靠性也较高。6kv小车开关为磁吹空气开关，额定电流有1600A、2000A、3000A三种规格。其断弧能力强。但其结构较复杂、笨重，相间绝缘板及灭弧室是此类开关的绝缘薄弱点，消弧罩内部件极易受潮，对地绝缘下降，易发生短路故障。厂用保护设计较有特色，各级保护重叠，拒动可能性很小，误动可能性大；采用距离保护，带方向闭锁的后备电流保护提高了保护的灵敏度和快速性。但380V厂用系统因电子式保护回路设计问题，投入困难。低压电机绝缘老化、质量低劣，整个工程损坏300多台低压电机。 控制仪表及设备大部分为前苏联制造。压力、差压及流量变送器采用应变电阻式变送器，型号为CAⅡФIIP22IIII型。温度变送器，用于热电阻的选用PIII—703型，用于热电偶的选用PⅢ—705型。记录表选用单通道和多通道PⅢ-160型记录仪表。指示仪表选用光点模拟指示仪表。除给水调节电动执行机构采用德国AOMA公司的外，其他执行机构均为前苏联生产的M30型。锅炉烟气含氧量表选用英国产品，全炉膛火焰监视选用德国的组合式火焰监视器。炉膛火焰监视系统选用我国产品。控制系统采用与我国组装仪表形式相近的俄罗斯标难工艺控制系统(YKTC)为主要控制设备，组成机组及其辅机的控制及保护系统。主要有锅炉、汽轮机的辅助设备及系统的选择控制系统、机组的保护和联锁系统。机组数据采集系统采用俄罗斯生产的以两台CM—2M小型计算机为基础的数据采集系统。锅炉点火程控(燃烧管理)系统及化学水处理程控系统由∧OMIKOHT微处理逻辑控制装置构成。汽轮机安全监视系统采用前苏联60～70年代的监视系统。锅炉吹灰控制系统设备是由德国BERGEMANN公司提供，采用西门子的PLC可编程控制器。机组的调节系统ACP－500，采用PEMNKOHTP－112和P－122型可编程控微机控制调节器。汽轮机发电机组功率调节系统采用汽轮机厂提供的系统、汽轮机液压调节系统组成机组功率控制系统。 机组保护、联锁及远方操作，由通用的硬件配套设备柜YKTC组件实现。该组件通用技术装置是以中小规模集成电路、半导体分离元件和小型继电器，通过各种“与”、“或”、“非”等专用计算组件和记忆、隔离、转换、生成、脉冲、电源等辅助组件，以硬接线的连接方式组成各种系统，实现对阀门、机械、电磁阀、工艺保护、工艺信号和闭锁等远方操作功能。每台机组共13个YKTC机柜，机组主保护有32项44套，共47个机柜。选线控制及联锁系统主要由HX机柜完成其功能，共83个机柜。选线对象共分8组，其中每组由操作盘上相应的选线器控制，每个选线器可控制99个对象。这一设计较好地解决了控制对象多，而控制台面小的矛盾，运行人员结合模拟盘，可进行比较方便的操作。由于YKTC控制设备相当于70年代我国引进的西方国家产品，集成度低，使热控系统设计水平受到限制。近年来我国投产的大型机组都采用先进的分散控制系统，设计的功能较全，例如引进的西方300～600MW机组的开环控制系统，除完成保护、联锁功能外，一般都设计有功能组40～70个，而盘电未设计。一般分散控制系统，都设计有供运行、维护人员分析机组事故跳闸的首次因素画面，以便迅速找出原因，而盘电没有这方面的设计。此外，盘电一些主要辅机的热工保护未列入YKTC机柜及事故追忆装置，不便于分析事故。 自动调节设备为ACP-500自动调节系统，是以PEMIIKOH机柜为主体的微机控制系统。一台机组共设有132套自动调节系统，其中锅炉部分70套，汽轮机及辅机43套，机组公用系统19套，全部由ACP-500自动府节系统控制，无基地调节器。
自动调节系统按其功能结构可分为三级。第一级为调节系统的服务装置(CY)和系统状态监视装置(YIICP)；第二级为调节系统回路，采用分散的PEMIIKOHT微机调节器，对机组的过程参数进行自动调节；第三级为基本控制级，用于调节器故障或切除时，对被调节对象进行单独的手动操作和对被控制设备进行联锁保护。 PEMIIKOHT微机控制器，是在原苏联第一种机型P-100的基础上开发的P-112型，采用柜式结构，由13个控制柜和1个P-122型控制柜组成，每个机柜分为上下二层，主机和备份互为冗余，每层可插23个组件。配一台ⅡO-2操作员操作器，对机柜进行人-机编程和调整参数。在14号机柜内还有ЧⅡcp1和ЧⅡcp2两套调节器状态指示器装置，一套与工程师站CY服务器(286个人计算机)及CRT显示器相联。服务器的设计功能应能对14个PEMIIKOHT机柜进行人—机对话，写入和读出每个机柜的组态、修改系统设计和参数调整，但因设备水平低，这一设备未能正常工作，因此，只能采用ⅡO-2操作器进行编程和组态。286计算机屏幕最多只有两个画面，每一画面只有四条特性曲线可设置，又不能在打印机上打印输入、输出量的特性曲线，只能打印调节系统组态和调节参数，其功能相差很大。另围计算机通信周期与机柜本身的周期不一致，经常发生错误或停运。给水自动调节系统是直流锅炉最重要的调节系统之一，因原设计问题，不用说全程调节，就连在某一负荷投入均很困难；设计送、引风自动调节，采用风机功率信号作为总风量信号。使在测量上存在较大误差，上述系统都是经过大量修改后才得以投入的。 协调控制系统及锅炉负荷控制系统的设计也存在很多问题，这些系统一般都比较复杂，需要送风、给水、燃料三个调节量的配合，各个子系统之间有信号传递。如采用分散控制系统利用计算机总线传输方式，实现信号的传递很容易，而采用PEMllKOHF柜与柜之间信号传递采用硬接线的方法，由于设备及设计等原因，难以实现柜与柜之间的信号传递，从而无法实现各个子系统间的协调控制。 该系统(3ЧCP-M)是采用列宁格勒汽轮机厂提供的汽轮机组的功率综合控制装置。它是俄罗斯在90年代才研制的汽轮机功率控制设备，在俄罗斯国内尚未见采用，属于新技术。 3ЧCP-M系统由三个独立的机柜组成，分别装有两台IBM286计算机、电源组件、输入及输出信号转换组件、监视报警插件、逻辑算法组件、控制组件、指示组件、输出信号转换设备、功率测量器、同步器(MYT)电动机的远方控制等。设计功能有：控制机组负荷、协调控制、机前主汽压力调节、反事故(电网故障)、机组保护及汽轮机发电机组的启动功能。实际上，该系统仅分为快速控制和慢速控制两个功能。快速控制功能，通过电液转换器和预保护电磁阀，对汽轮机调速系统进行控制，该功能主要是起保护作用。慢速控制功能，是通过同步器马达控制调速系统，以完成机组启动和带负荷时的控制。其设计原理较为先进，既有冗余又具有相应的闭锁防止误动，能满足大机组调速系统的基本要求。但功能较少，且在信号输入设计、硬件设备等方面存在不少问题，使有些设计功能难以实现。硬件设备落后，导致调试中修改工作量极大，对日后的维护也带来不便。 锅炉点火程控系统利用微机控制装置∧OMIIKOHT实现燃烧器投入和切除。燃烧器投入时，必须有点火保护联锁允许信号。在锅炉灭火及点火条件不满足时燃烧器切除，机组跳闸，以保证机组设备的安全。与西方先进国家采用的燃烧管理系统相比，此装置程序容量少。功能较差，且编程调试手段落后，使用极不方便。 化学水处理系统按照工艺流程，配置了六台A-110型∧OMIIKOHT微机控制装置，其中一台用于化学水预处理系统，三台用于三列除盐水装置，一台用于污凝结水处理系统，一台用于软化水处理装置。控制可在化学控制台上远操亦可实现程控。此控制装置内贮容量少，信号的传输落后，系统设计与所供设备不符，加上控制阀门质量等问题，程控难以实现。 计算机数据采集系统(1IBc)是由莫斯科自动化中心研究所设计、成套。采用乌克兰制造的小型计算机为基础。其中主要功能有： 1)进行数据采集和处理，显示各种数据和信息；
2)参数计算、存储信息、越限报警、事故记录和追忆；
3)制表打印；
4)机组技术经济指标计算；
5)系统保护检查。 1)CM-2M计算机主机，型号为K125-916;
2)TBCO-1型前端设备(与对象联系的计算机终端)；
3)PMOT-02型操作员终端设备。 主机采用CM -2M双机冗余配置，相当世界70年代水平，主机主频为4MHz，但是由于采用了一些提高速度的方法，如微程序技术，机器指令固化，半导体存储器模拟硬盘使用，从而提高了运算速度。主机选用3条外设线，可连接48个外部设备。主机内存256kB，6MB半导体存储器，配有20MB磁盘机三台。前端机8台，每台内存128kB，每二台为一组，共分四组，每组两台之间互为热备用，其输人部分也是完全冗余备用。前端机主要是对过程信号进行预处理，然后送到主机。提供给运行人员的人机界面主要是具有56幅动态画面的CRT，以及提供运行事故记录的打印机。由于计算机为早期产品，设备、技术陈旧，很多方面达不到机组运行要求，主要表现为：事故追忆数据存量小，造成大批有用数据在短时间内丢失；事故追忆开关量的分辨时间长(20～100ms)，数据采集周期长(48ms)，对事故分析不利；不能自由组态各种趋势图；数据打印方式不灵活。 盘山电厂的热控设备虽已较50、60年代有较大改进，大量采用了数字集成电路，运算放大器以及微处理为核心的控制设备。但与世界先进设备相比仍落后15～20年。由于机组大、热力系统复杂，所以控制设备数量多。且俄方在系统设计中采用了较完善的功能，保护、联锁功能齐全，自动调节覆盖面甚广，为弥补热控设备可靠性较差的缺陷，各热控系统的冗余度很大。另外，俄罗斯的测量信号制式一般为0～5mA，为了与我国标准相符，要求统一信号制式为4～20mA。但俄方未能做到，这样就形成了两种信号制式并存，且还有一些仪表采用的是非标准信号(如汽轮机安全监示仪表、给煤机转速等)。因此，在设计中测量回路需要进行多次转换。开关量信号也要经过电阻分压柜将交、直流220V电压降为24V之后再送人各个系统机柜，以上这些，使整个机组的热控系统更为复杂。采用较低水平的控制设备来完成现代大型机组的按制任务，只有采用大量的硬件设备才能完成。仅从机柜数量上看，盘电一台机组的设备相当于目前我国引进西方300MW机组集散控制系统的3～4倍。一台机组测点共8233个，记录仪表140块，控制对象1396台，热控盘柜655面，使用各种插件8000余块。由于系统庞大、机柜多、联线多、插件多，从而故障隐患多，同时对生产维护带来很多麻烦。 二套制氢设备为C3Y-10型电解槽，公用一套还原冷却硅胶干燥系统，每台电解槽配有一台HHB-1250／60硅整流柜，二台能相互切换。系统中还配有氢中氧、氧中氢及空气中含氢量超限报警仪。单台电解槽出力：产氢量10m3／h，产氧量5m3／h，工作压力1．0MPa。该设备与国内产品相比，有如下特点：压力调整器内密封阀为托盘问，解决了针形阀因易卡涩而引起事故的关键问题，电解槽内导碱、导气孔比我国大20～30倍，使氢侧和氧侧温差得到控制；电解槽出口氢氧导气管上装有积污桶，使电解液中杂物不能返回电解槽内，以免堵塞碱和氢的通道；氢压力调整器出口装有还原器，内装把催化剂脱氧，使出口氢纯度由99．8％提高到99．999％；采用二级硅胶干燥器，深度除湿，效果好，使氢气温度达到－30℃才结露。硅胶再生亦很方便。 | 
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