整理600MW超临界火电机组.docx

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整理600MW超临界火电机组

600MW超临界火电机组

集控运行规程

华北电力大学

2005年

1机组设备慨述

1.1锅炉设备概述

1.2汽机设备概述

1.3发电机设备概述

2机组设备规范

2.1锅炉设备规范及燃料特性

2.1.1锅炉设备规范

2.1.2锅炉汽水要求

2.1.3燃煤成分及特性

2.1.4燃料灰渣特性

2.1.5点火及助燃油特性（#0轻柴油）

2.1.6安全门参数

2.1.7炉受热面有关技术规范

2.1.8燃烧设备

2.2汽机设备规范

2.2.1主机设备规范

2.2.2汽机主要设计参数

2.2.3汽机各级抽汽参数

2.2.4蒸汽品质

2.2.5旁路系统设备规范

2.3发电机及励磁设备规范

2.3.1发电机规范

2.3.2发电机励磁参数

2.3.3发电机冷却介质及油系统规范

2.3.4发电机电流互感器规范

2.3.5发电机电压互感器规范

2.3.6发电机避雷器设备规范

3机组主要控制系统

3.1炉膛安全监察控制系统（FSSS）主要功能

3.2顺序控制系统（SCS）

3.3模拟量控制系统（MCS）

3.3.1模拟量控制系统主要功能

3.3.2机组协调控制系统运行方式

3.3.3子控制回路自动条件

3.3.4机组运行方式操作

3.4数字电液调节系统（DEH）

3.4.1主要功能

3.4.2自动调节系统

3.4.3其它调节

3.4.4OPC保护系统

3.4.5阀门管理

3.4.6运行方式选择

3.5数据采集系统（DAS）

3.6ECS

4机组主要保护

4.1.汽机主要保护

4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护

4.1.2汽轮机主要联锁保护

4.1.3调节级叶片保护

4.2锅炉主要保护

4.2.1锅炉MFT动作条件

4.3电气主要保护

4.3.1发变组保护A柜配置（许继）

4.3.2发变组保护B柜配置（许继）

4.3.3发变组保护C柜配置（南自）

4.3.4发变组保护D柜配置（南自）

4.3.5发变组保护E柜配置（南自）

4.3.6动作结果说明

5机组启动

5.1启动规定及要求

5.1.1启动要求

5.1.2机组禁止启动条件

5.1.3机组主要检测仪表

5.1.4机组启动状态划分

5.2启动前联锁、保护传动试验

5.3启动前检查准备

5.3.1启动前准备

5.3.2系统投入

5.4机组冷态启动

5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗

5.4.2锅炉点火前吹扫准备

5.4.3锅炉点火前吹扫

5.4.4锅炉点火

5.4.5锅炉升温升压

5.4.6汽轮机冲转前准备

5.4.7汽机冲车、升速、暖机

5.4.8并网前进行以下试验

5.4.9升速注意事项

5.4.10发电机升压注意事项

5.4.11发电机并列规定及注意事项

5.4.12发电机并列条件

5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤

5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤

5.4.15发电机手动准同期并列注意事项

5.5机组并列后的检查和操作

5.5.1机组并列后的检查

5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷

5.5.3180MW负荷升至300MW负荷

5.5.4300MW负荷升至450MW负荷

5.5.5450MW负荷升至600MW负荷

5.5.6机组升负荷过程中注意事项

5.5.7机组冷态启动的其他注意事项

5.6机组热态启动

5.6.1热态启动参数选择

5.6.2机组冲车条件

5.6.3机组热态（温态）启动步骤

5.6.4机组热态（温态）启动注意事项

6机组正常运行及维护

6.1机组正常运行参数限额

6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值

6.1.2汽机报警及停机值

6.1.3发电机系统运行限额

6.2机组负荷调整

6.2.1机组运行方式说明

6.2.2机组正常运行的负荷调整

6.2.3AGC方式下的负荷调整

6.3运行参数的监视与调整

6.3.1机组给水的监视与调整

6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整

6.3.3锅炉燃烧调整

6.3.4二次风的调整

6.3.5炉膛压力的调整

6.3.6汽压调整

6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整

6.3.8发电机氢气系统监视与调整

6.3.9电机冷却系统的监视与调整

6.4定期工作及试验

6.5非设计工况运行

6.5.1机前压力

6.5.2主再热蒸汽温度

6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行

6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW

6.5.5低加解列的规定

7机组停止运行

7.1机组停运前的准备

7.1.1机组停运前的准备

7.2机组正常停运

7.2.1确认机组运行方式

7.2.2机组减负荷至240MW

7.2.3机组减负荷至30MW

7.2.4停机

7.2.5停炉

7.2.6汽机惰走

7.3滑参数停机

7.3.1滑停过程中有关参数控制

7.3.2机组负荷由600MW减至450MW

7.3.3机组负荷由450MW减至300MW

7.3.4机组负荷由300MW减至180MW

7.3.5机组负荷由180MW减至60MW

7.3.6机组负荷由60MW减至18MW

7.3.7解列停列（同正常停机操作）

7.3.8滑参数停机的注意事项

7.4机组停运锅炉抢修

7.4.1降温降压

7.4.2解列停机

7.4.3停炉后的自然冷却

7.4.4停炉后的快速冷却

8机组停运后的保养

8.1锅炉停运后的保养

8.1.1锅炉停运后的保养方法

8.1.2热炉放水法

8.1.3锅炉湿法保养

8.1.4锅炉充氮气干式保养

8.2汽机停运后的保养

8.2.1汽机停机不超过一周的保养

8.2.2汽机停机超过一周的保养

8.3发电机停运后的保养

8.3.1发电机停运后的保养方法

9事故处理

9.1事故处理的原则

9.1.1事故处理的导则

9.1.2机组紧急停机的条件及处理

9.1.3机组申请停机的条件

9.2机组综合性故障

9.2.1机组甩负荷处理

9.2.250%RB

9.2.3厂用电中断

9.2.4厂用电部分中断

9.3锅炉异常处理

9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏

9.3.2空预器、尾部烟道着火

9.3.3炉前油系统故障处理

9.3.4主蒸汽温度异常

9.3.5再热蒸汽温度异常

9.3.6锅炉给水流量低

9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高

9.4汽机异常运行及常规事故处理

9.4.1汽轮机水冲击

9.4.2汽轮发电机组振动异常

9.4.3汽轮机轴向位移增大

9.4.4凝汽器真空降低

9.4.5周波不正常

9.4.6润滑油系统异常

9.4.7抗燃油系统故障

9.4.8油系统着火

9.4.9DEH异常

9.5发电机异常及事故处理

9.5.1发电机异常的处理原则

9.5.2发电机运行参数异常

9.5.3发电机异常运行

9.5.4发电机漏氢

9.5.5发电机非同期并列

9.5.6发电机变为同步电动机运行

9.5.7发变组保护动作跳闸

9.5.8发电机非全相运行

9.5.9发电机失磁

9.5.10发电机振荡或失去同步

9.5.11电压回路断线

9.5.12定子水压力低

9.5.13定子水箱水位异常

9.5.14内冷水电导率高

9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水

9.5.16发电机定子升不起电压

9.5.17发电机氢系统爆炸、着火

附表一：

常用单位对照表

附表二：

常用水蒸气参数对照表

1.机组设备概述

1.1锅炉设备概述

1.1.1该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcockEnergyLimited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

型号为HG-1900/25.4－YM4。

1.1.2锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置3层三井巴布科克公司生产的低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB），每层各有5只，共30只。

在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置1层燃烬风口，每层布置5只，共10只燃烬风口。

每只燃烧器配有一只油枪，用于点火和助燃。

1.1.3锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。

点火及助燃油为0号轻柴油。

1.1.4锅炉炉膛水冷壁采用焊接膜式壁，断面尺寸为22187mm×15632mm（宽×深）。

下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。

1.1.5锅炉启动系统为带炉水循环泵的启动系统，汽水分离器为内置式。

1.1.6锅炉省煤器为单级非沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。

1.1.7锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热器组成。

顶棚过热器布置于炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式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。

屏式过热器前后各布置一、二级喷水减温器，每级均为2只。

1.1.8锅炉再热器由低温再热器和高温再热器两部分组成。

低温再热器布置于尾部双烟道的前部烟道中，高温再热器布置于水平烟道中。

低温再热器入口配2只事故喷水减温器。

1.1.9主蒸汽温度由煤水比及喷水减温器调节。

再热蒸汽温度正常由尾部烟气挡板调节，紧急情况由喷水减温器调节。

1.1.10制粉系统为HP1003型中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。

磨煤机为6台，B-MCR工况时6台全部投运，无备用。

每台磨煤机供布置于前或后墙同一层的5只LNASB燃烧器。

煤粉细度R90=25%。

系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台离心式密封风机。

1.1.11锅炉风烟系统配有2台动叶调节轴流式送风机，2台静叶调节轴流式引风机，2台三分仓回转式空气预热器。

1.1.12锅炉配置了2台双室5电场静电除尘器（效率≥99.84），一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（脱硫率≥90%）。

1.1.13锅炉布置有98只炉膛吹灰器、56只长伸缩式吹灰器、8只半伸缩式吹灰器，每台空气预热器也配有2只伸缩式吹灰器，吹灰器由程序控制。

炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，双侧设置炉膛监视闭路电视系统的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。

1.1.14锅炉排渣系统采用刮板式捞渣机。

1.2汽机设备概述

1.2.1汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号是CLN600-24.2/566/566-I。

采用数字式电液调节（DEH）系统。

机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。

定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是30-90%BMCR。

1.2.2汽机通流采用冲动式与反动式联合设计。

新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式高压级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。

1.2.3再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入中压汽轮机的蒸汽经过6级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号、2号低压缸中部。

1.2.4两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向7级反动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。

1.2.5汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有8段非调整抽汽向由三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及小汽机等供汽。

1.2.6本体结构特点：

1.2.6.1高中压缸：

a）由合金钢铸造的高中压外缸通过水平中分面形成了上下两半。

内缸同样为合金钢铸件并通过水平中分面形成了上下两半。

内缸支撑在外缸水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使汽缸保持与汽轮机轴线的正确位置，使汽缸自由收缩和膨胀。

b）高压汽轮机的喷嘴室也由合金钢铸成，并通过水平中分面形成了上下两半。

它采用中心线定位，支撑在内缸中分面处。

喷嘴室的轴向位置由上下半的凹槽与内缸上下半的凸台配合定位。

上下两半内缸上均有滑键，决定喷嘴室的横向位置。

主蒸汽进汽管与喷嘴室之间通过弹性密封环滑动连接，这样可把温度引起的变形降到最低限度。

c）汽轮机高压隔板套和高中压进汽平衡环支撑在内缸的水平中分面上，并由内缸上下半的定位销导向。

汽轮机中压1号隔板套﹑中压2号隔板套和低压排汽平衡环支撑在外缸上，支撑方式和内缸的支撑方式一样。

1.2.6.2低压缸:

a）本机组具有两个低压缸。

低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成3层缸。

由外缸、1号内缸、2号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量。

，汽缸上下半各由3部分组成：

调端排汽部分、电端排汽部分和中部。

各部分之间通过垂直法兰面由螺栓作永久性连接而成为一个整体，可以整体起吊。

b）低压缸调速器端的第1、2级隔板安装在隔板套内。

此隔板套支撑在1号内缸上，第3、4、5级隔板安装在1号内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于水平中分面。

c）低压缸发电机端的第1-4级隔板安装在隔板套内，此隔板套支撑在1号内缸上，第5级隔板安装在1号内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于水平中分面。

d）排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制而成。

低压排汽口与凝汽器弹性连接。

低压缸四周有框架式撑脚，撑脚座落在基架上承担全部低压缸重量。

在一号低压缸撑脚四边通过键槽与预埋在基础内的锚固板配合形成膨胀的绝对死点。

在蒸汽入口处，1号内缸、2号内缸通过1个环形膨胀节相连接，1号内缸通过1个承接管与连通管连接。

内缸通过4个搭子支承在外缸下半中分面上，1号内缸、2号内缸和外缸在汽缸中部下半通过1个直销定位，以保证三层缸同心。

为了减少流动损失，在进排汽处均设计有导流环。

每个低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时，自动进行危急排汽。

大气阀的动作压力为0.034—0.048Mpa（表压）。

低压缸排汽区设有喷水装置，排汽缸温度升高时按要求自动投入，降低低压缸温度，保护末级叶片。

1.2.6.3转子:

a）高中压转子是无中心孔合金钢整锻转子。

带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的轴通过法兰螺栓刚性地与高中压转子在调端连接在一起,主油泵叶轮轴上还带有推力盘。

b）低压转子也是无中心孔合金钢整锻转子。

c）高中压转子和1号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。

1号低压转子和2号低压转子通过中间轴刚性联接、2号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。

d）转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，并有8个支撑轴承支撑。

1.2.6.4静叶片：

a）调节级采用子午面收缩静叶栅，降低静叶栅通道前段的负荷，减少叶栅的二次流损失。

高中压静叶片全部为弯曲叶片，每只静叶自带菱型头形内外环，整圈组焊后在中分面处割开，成为上下半结构。

b）低压第一级为弯曲静叶，第2-4级为扭曲静叶，第5、6、7级为弯曲静叶。

低压前5级隔板导叶为自带菱型叶冠焊接结构，末二级隔板为单只静叶焊接在内外环上的焊接结构。

1.2.6.5动叶片:

a）调节级动叶片采用电脉冲加工成三只为一组并带有整体围带和三叉叶根的三联叶片。

高、中压动叶全部为弯曲自带冠叶片，枞树型叶根，

b）低压1-7级为变截面扭曲动叶片，均为自带围带，枞树型叶根结构。

1.2.7滑销系统:

1.2.7.1机组膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心，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低压缸的中心移动，形成机组绝对死点；

1.2.7.2高中压缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可以自由滑动；

1.2.7.3高中压缸与轴承箱之间、低压1号与2号缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接。

汽轮机膨胀时，1号低压缸中心保持不变，它的后部通过定中心粱推动2号低压缸沿机组轴向向发电机端膨胀。

1号低压缸的前部通过定位中心梁推着中轴承箱、高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。

轴承箱受基架上导向键的限制，可沿轴向自由滑动，但不能横向移动。

箱侧面的压板限制了轴承箱产生的任何倾斜或抬高的倾向。

1.2.7.4转子之间都是采用法兰式刚性联轴器联接，形成轴系。

轴系轴向位置是靠机组高压转子前端的推力盘来定位的。

推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的死点。

当机组静子部件在膨胀与收缩时，推力轴承所在的前轴承箱也相应地轴向移动，因而推力轴承或者说轴系的定位点也随之移动，因此，称机组动静之间的死点为机组的“相对死点”。

1.2.8盘车装置:

1.2.8.1盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、气动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在汽轮机6号轴承座7号轴承座之间。

驱动电动机型号为Y-200-6型，功率45Kw，980r/min，经减速后，盘车转速为3.35r/min。

既可远方操作，也可就地手动盘车。

1.2.8.2在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将自动脱开。

此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。

此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电源的位置。

1.2.8.3在汽轮机停机时,将控制开关转到盘车装置的自动位置,当转子转速降到600r/min时，自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油.，并使顶轴装置投入运行。

当转子停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合,接通供气阀电源并向气动啮合缸提供压缩空气。

拨动弹簧座上的限位开关,使得盘车电动机启动.

1.2.9轴承:

1.2.9.1高中压缸和低压缸共六个支持轴承，该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承合金钢制瓦组成，具有径向调整和润滑功能。

推力轴承安装在前轴承箱内。

1—2号轴瓦为四瓦块可倾瓦，3---6号瓦为四瓦块短园瓦。

1.2.9.2发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。

轴承采用下半两块可倾式轴瓦。

能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。

为防止轴电流造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。

1.2.10汽封:

1.2.10.1高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在10％负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25％负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。

大约在75%负荷下系统达到自密封。

如有任何多余蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。

1.2.11DEH包括以下功能：

DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式；汽机的自动升速、同步和带负荷；负荷控制,显示、报警和打印；阀门试验及阀门管理；热应力计算和控制功能；当CCS投入时，DEH系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、手动等运行方式的要求；DEH具有OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验；该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全。

该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；DEH有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；DEH具有最大、最小和负荷变化率限值的功能；DEH与CCS系统有完善、可靠的接口；DEH所有输出模拟量信号均为4～20mA。

并负责提供两线制变送器电源；DEH留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS）、旁路控制（BPC）、汽轮机监测保护（TSI）、汽机事故跳闸（ETS）、电网ADS及其它设备的接口。

1.2.12润滑油系统：

1.2.12.1汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封油泵、顶轴盘车装置、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组成，润滑油系统供回油管采用套装管路。

1.2.12.2汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、#2射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。

#1射油器出口向主油泵入口及低压密封备用油管供油。

#2射油器出口向润滑油系统供油。

在机组启、停时由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。

1．3发电机设备概述

1.3.1发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG同步交流发电机，冷却方式为水氢氢，即定子绕组水内冷，定子铁芯及端部结构件氢气表面冷却，转子绕组气隙取气氢内冷冷却方式。

1.3.2发电机的结构形式为封闭密封式。

定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并经绝缘处理的扇形片迭装而成。

发电机定子绕组为三相、双层、短距绕组，绕组接线为双星形；定子线棒绝缘为F级；定子绕组出线端子数为6个。

1.3.3发电机转子由高强度导磁的特殊材料整锻而成，转子绕组用高强度精拉含银铜排制造，转子线圈绝缘为F级。

1.3.4发电机出口电压为20KV；发电机、变压器采用单元接线方式，无出口断路器，发电机经变压器升压后通过架空线接入220KV升压站，发电机的效率为98.99%,机组的额定输出功率为600MW，最大连续输出功率为654WM。

1.3.5发电机励磁型式为自并励静止励磁系统。

本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、启励装置必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。

静态励磁控制系统采用GE公司微机型自动电压调节装置。

1.3.6潮电一、二号机组主变分别与两台发电机组成单元接线接入220KV变电站。

每台发电机出口接一台分裂绕组高厂变和一台双绕组高厂变，带6KV厂用三段母线负荷。

一、二号机设两台高压启备变，作为两台机组6KV厂用段的备用电源。

主变由常州东芝变压器有限公司生产，分裂绕组高厂变由常州变压器厂生产，双绕组高厂变由新疆特变公司生产，高压启备变由广东中山ABB变压器有限公司生产。

1.3.7主变采用型号为SFP-720000/220的三相双绕组变压器，额定电流1718/20785A，冷却方式为强迫油循环风冷。

采用无载调压。

1.3.8三相分裂绕组高厂变型号为SFF9-50000/20-50/31.5—31.5MVA，冷却方式为自然油循环风冷，采用无载调压。

额定电流1443A/2887A-2887A。

三相双绕组高厂变型号为SF10-31500/20，冷却方式为自然油循环风冷，采用无载调压。

启备变采用型号SFFZ10-5000/220-50/33-33MVA三相分裂绕组变压器，冷却方式为自然油循环风冷，采用有载调压。