1、合同编号：TPRI/TR-CA-措施编号：TPRI-华 能 应 城 “上 大 压 小 ”热 电 联 产 新 建 工 程1 号 、 2 号 机 组 及 公 用 系 统调 试 大 纲西安热工研究院有限公司二 一 四 年 四 月西安热工研究院有限公司技术文件编 写： 李文军审 核： 马晓珑批 准： 西安热工研究院有限公司技术文件目 录1 前言 12.编制依据 13.工程及主要设备、系统概况 24.启动试运的组织及职责 165调整试运阶段工作基本原则 .206启动调试进度安排 .217.调试范围及项目 228.调试程序 319.各专业调试技术措施 4110.调试组织机构和管理 4511.调试质量管理和
2、质量措施 5612.安健环体系管理和保证措施 59西安热工研究院有限公司技术文件11 前言为确保华能应城“上大压小”热电联产新建工程 1、2 号机组及公用系统的调试工作优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，使参与机组调整试运的各方对调试过程及要求有较全面的了解，特制定本工程机组调试大纲。本大纲适用于华能应城“上大压小”热电联产新建工程 1、2 号机组及公用系统调试工作的整个启动调试过程，是机组启动调试阶段的纲领性文件，调试单位及各参建单位都应遵守本调试大纲，以便相互协作，高水平地完成调试工作，确保该工程总体质量达优良等级并实现高水平达标投产。本大纲仅作为机组整套启动调试的导则和质量计划，各
3、专业另行编写相应的调试技术措施和反事故措施。事故处理应按照有关规程和规定进行。2.编制依据2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程 （DL/T5437-2009）2.2 火电工程启动调试工作规定 原电力部建设协调司建质(1996)40号2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准原电力部建设协调司建质 (1996)111号2.4 中华人民共和国工程建设标准强制性条文（电力工程部分） 2011 年版2.5 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分） DL5009.120022.6 电业安全工作规程（热力和机械部分） 原电力部电安生（1994）227 号2.7 电业安全工作规程（变电所部分） DL50
4、09.3-19972.8 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589 号2.9 火电机组启动蒸汽吹管导则 电综(1998)179 号2.10 火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/794-20012.11 电力建设安全健康与环境管理工作规程国电电源(2002)49 号2.12 电力建设工程质量监督规定电力工业部电建199536 号文件2.13 锅炉启动调试导则DL/T852-20042.14 新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法电可（1997）06、建质（1997）45 号西安热工研究院有限公司技术文件22.15 电业生产事故调查规程国电发（2000）643 号2.16 火电
5、机组热工自动投入率统计方法原电力部建设协调司建质199640号2.17 模拟量控制系统负荷变动试验导则原电力部建设协调司建质199640号2.18 汽轮机甩负荷试验导则原电力部建设协调司建质199640 号2.19 电力工程达标投产管理办法中国电力建设企业协会（2006）6 号2.20 电力工业锅炉压力容器监督管理工作规定国电总（2000）465 号2.21 电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分） 电建质监200757 号2.22汽轮机启动调试导则DL/T 853-20042.23火电工程项目质量管理规程DL/T 1144-20122.24 电气设备交接试验规程GB50150-2
6、0062.25火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程DL / T 540320072.26 华能应城 “上大压小”热电联产新建工程 1、2 号机组及公用系统调试合同2.27 中南电力设计院设计说明书及有关设计图纸2.28 制造厂家产品说明书及图纸资料。2.29 有关行业和厂家的技术标准3.工程及主要设备、系统概况3.1 工程概况本工程为热电联产项目，规划建设为 2350MW150MW 机组。本期工程建设 1350MW 超临界燃煤抽凝供热机组+150MW 高压抽背供热机组。工程已于 2013 年 6 月 5 日开工，计划 2014 年四季度投产。工程设计单位为中南电力设计院，工程监理单位为
7、江西诚达监理公司，主体施工单位为湖北省电力建设第二工程公司，调试单位为西安热工研究院有限公司。工程建设依据为华能应城“上大压小”热电联产新建工程项目可行性研究报告的批复。西安热工研究院有限公司技术文件3华能应城热电联产新建工程厂址位于湖北省应城市付家湾，西距应城市区约7km。应城中心城区东南距省会武汉市 96km，东距孝感市 49km。武荆高速公路在厂址南面约 6km 处穿过东西汊湖。省道汉宜线(S107)通过中心城区，厂址位于省道汉宜线(S107)南面约 500m，进厂道路和运灰道路均在汉宜线(S107) 上引接至厂内。当地多年平均气压 1012.2HPa，多年平均气温 16.0，多年平均雷
8、暴日数 32.5d。3.2 主要设备及系统概况3.2.1 50MW 机组（1 号机组）主机规范3.2.1.1 锅炉：670t/h 高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、 型布置燃煤锅炉，炉顶设轻型防雨屋盖，每台锅炉配置 2 台回转式空气预热器；同步设置烟气脱硫、脱硝装置。锅炉采用东方电气股份有限公司的产品，主要参数如下：编号 项 目 单 位 BMCR BRL1 过热器出口蒸汽流量(BMCR) t/h 670 625.842 过热器出口压力(BMCR) MPa(a) 9.90 9.843 过热器出口蒸汽温度(BMCR) 540 5404 省煤器进口给水温
9、度(BMCR) 205.4 204.35 锅炉计算效率(BRL) % 93.63 93.656 保证效率(BRL) % 93.407 锅炉最低不投油稳燃负荷 / 35%BMCR3.2.1.2 汽轮机：高温高压单缸单排汽、调整抽汽背压式汽轮机，采用上海电气集团股份有限公司产品。编号 项 目 单位 数 据一 机组性能规范1 型 式 高温高压、单缸单排汽、调整抽汽 背压汽轮机2 型号 CB50-8.83/4.05/1.33 额定进汽压力 MPa(a) 8.834 额定进汽温度 535西安热工研究院有限公司技术文件45 额定进汽流量 t/h 621.0916 最大进汽量 t/h 6707 抽汽压力 M
10、Pa(a) 4.058 抽汽温度 426.39 额定抽汽量 t/h 31710 最大抽汽量 t/h 35011 排汽压力 MPa(a) 1.312 排汽温度 33013 额定排汽量 t/h 182.97714 额定供热工况热耗率 kJ/kWh 352416 额定抽汽工况功率 MW 5017 额定转速 r/min 300018 旋转方向 从汽轮机端向发电机端看为顺时针19 给水温度(抽汽) 204.33.2.1.3 发电机：50MW 空冷发电机，采用上海电气集团股份有限公司产品。编号 项 目 单位 数 据1 型 号 QF-50-22 额定功率 MW 503 额定转速 r/min 30004 额定
11、频率 Hz 505 效率(保证值 ) 98.2%6 冷却方式 空冷 (封闭式循环通风系统)3.2.2 350MW 机组（2 号机组）主机规范3.2.2.1 锅炉：1130t/h 超临界参数、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、前后墙对冲布置旋流燃烧器、煤粉锅炉，锅炉烟风系统按平衡通风设计，采用三分仓回转式空预器；同步设置烟气脱硫、脱硝装置。锅炉采用东方电气股份有限公司的产品，主要参数如下：负 荷项 目 单位 BMCR BRL1. 蒸汽及水流量过热器出口 t/h 1130.31 1076.49再热器出口 t/h 964.22 915.50西安热工研究院有限公司技术文件5负 荷项
12、目 单位 BMCR BRL2. 蒸汽及水压力过热器出口压力 MPa(a) 25.50 25.38再热器进口压力 MPa(a) 4.82 4.59再热器出口压力 MPa(a) 4.63 4.403. 蒸汽和水温度过热器出口 571 571再热器进口 327 322再热器出口 569 569省煤器进口 285 2814. 锅炉计算热效率(BRL 工况，低位热值) % 94.07 94.135. 锅炉保证热效率(BRL 工况，低位热值) % 93.806. 锅炉最低不投油稳燃负荷 / 30%BMCR3.2.2.2 汽轮机：超临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、8 级回热、抽汽凝汽式汽轮机，采用上海
13、电气集团股份有限公司产品。主要参数为：编号 项 目 单 位 数 据一 机组性能规范1 机组型式 超临界、一次中间再热、三缸双 排汽、单轴、抽汽凝汽式2 汽轮机型号 CC350-24.2/4.05/1.3/566/5663 额定功率 MW 350THA 工况蒸汽参数4 主蒸汽压力 MPa(a) 24.25 主蒸汽温度 5666 高压缸排汽口压力 MPa(a) 4.4554(VWO 工况：4.9182)7 高压缸排汽口温度 319(VWO 工况：328.3)8 再热蒸汽进口压力 MPa(a) 4.099(VWO 工况：4.525)9 再热蒸汽进口温度 56610 主蒸汽进汽量 t/h 1014.6
14、1(VWO 工况：1130.31)西安热工研究院有限公司技术文件6编号 项 目 单 位 数 据11 再热蒸汽进汽量 t/h 870.693(VWO 工况：964.216)12 排汽压力 kPa(a) 6.1(TRL 工况：11.8)13 配汽方式 全电调 (阀门管理)14 给水温度 279.1(VWO 工况：286.1)15 额定转速 r/min 300016 THA 工况热耗率 kJ/kWh 7767.317 高压抽汽参数抽汽压力 MPa(a) 4.05抽汽温度 566额定抽汽量 t/h 0最大抽汽量 t/h 285（双抽）300（单抽）18 低压抽汽参数抽汽压力 MPa(a) 1.3抽汽温
15、度 390.3额定抽汽量 t/h 180最大抽汽量 t/h 265（双抽）400（单抽）19 额定供热工况热耗率 kJ/kWh 7172.120 给水回热级数(高加除氧低加) 31421 启动方式 高中压缸联合启动二 汽轮机性能保证1 铭牌功率(TRL) MW 3502 最大连续功率(TMCR) MW 367.5033 THA 工况时热耗率 kJ/kWh 7767.34 额定供热工况热耗率 kJ/kWh 7172.13.2.2.3 发电机：水氢氢冷却、静态励磁发电机。采用上海电气集团股份有限公司产品，其主要参数为：编号 项 目 单 位 数 据1 额定容量 MVA 4122 额定功率 MW 35
16、03 额定频率 HZ 504 额定转速 r/min 3000西安热工研究院有限公司技术文件7编号 项 目 单 位 数 据5 额定氢压 MPa(g) 0.416 效率(保证值 ) 98.9%7 漏氢量(保证值) Nm3/24h 108 汽轮发电机组噪声水平(距外壳 1m 处) dB(A) 883.2.3 燃烧系统3.2.3.1 50MW 机组：（1） 锅炉采用东方电气股份有限公司生产的 670t/h 高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、 型布置燃煤锅炉，每台锅炉配 16 只燃烧器。（2） 每台锅炉配 4 台 HP783 型中速磨煤机，3 台运行 1 台
17、备用。每台炉采用 2台 100容量磨煤机密封风机，1 台运行 1 台备用。（3） 给煤机采用耐压式计量给煤机，可以准确计量和随锅炉负荷自动调节给煤量。每台磨煤机配 1 台给煤机。（4） 每台锅炉选用 250容量的单吸离心式冷一次风机；250容量的动叶可调轴流式送风机、250容量的双级动叶可调轴流式吸风机。（5） 同步建设脱硝装置，锅炉设有两台回转式三分仓空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件采用耐腐蚀的烤搪瓷材料，并在二次风机入口设有热风再循环。（6） 锅炉燃烧器的设计考虑降低 NOx 的排放和消除在燃烧器周围结焦的可能性等措施。（7） 燃油系统：采用 0 号轻柴油，锅炉点火及助燃系统
18、设置等离子点火装置，保留常规大油枪系统作为备用。（8） 根据本工程的煤质特性及环保排放的要求，锅炉烟气除尘采用高效静电除尘器设置，其除尘效率与烟气脱硫（湿法脱硫）一并考虑，除尘器采用 5 电场，除尘效率不低于 99.93%，可满足烟囱出口烟尘排放浓度小于 30mg/Nm3。（9） 本期工程 2 台锅炉及预留的一台炉合用一座钢筋混凝土外筒、双管内衬钛钢内筒的套筒式烟囱，烟囱内筒高度 210m。50MW 机组烟囱内筒上部出口段内径3.6m、直筒段长度 6m；烟囱中部为收缩管段、锥筒长度 10m；烟囱内筒下部为直筒段、直筒段内径 4.1m。3.2.3.2 350MW 机组：（1） 锅炉采用东方电气股
19、份有限公司生产的 1130t/h 超临界参数、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、前后墙对冲布置旋流燃烧器、煤粉西安热工研究院有限公司技术文件8锅炉，每台锅炉配 20 只燃烧器。（2） 每台锅炉配 5 台 HP863 型中速磨煤机，4 台运行 1 台备用。每台炉采用 2台 100容量磨煤机密封风机，1 台运行 1 台备用。（3） 给煤机采用耐压式计量给煤机，可以准确计量和随锅炉负荷自动调节给煤量。每台磨煤机配 1 台给煤机。（4） 每台锅炉选用 250容量的单吸离心式冷一次风机（带变频调节） ；250容量的动叶可调轴流式送风机、250容量的双级动叶可调轴流式吸风机。（5） 同步
20、建设脱硝装置，锅炉设有两台回转式三分仓空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件采用耐腐蚀的烤搪瓷材料，并在二次风机入口设有热风再循环。（6） 锅炉燃烧器的设计考虑降低 NOx 的排放和消除在燃烧器周围结焦的可能性等措施。（7） 燃油系统：采用 0 号轻柴油，锅炉点火及助燃系统设置等离子点火装置，保留常规大油枪系统作为备用。在燃烧器管理系统(BMS)中，锅炉自动点火、油枪自动投切。50MW 锅炉最低不投油稳燃负荷为35%BMCR，350MW 锅炉最低不投油稳燃负荷为30%BMCR。（8） 根据本工程的煤质特性及环保排放的要求，锅炉烟气除尘采用高效静电除尘器设置，其除尘效率与烟气脱硫（湿法脱
21、硫）一并考虑，设置两台低温静电除尘器（烟气余热利用装置与低温静电除尘器一体化设计，烟气余热利用装置布置在除尘器前水平烟道上） ，除尘保证效率99.93%，以保证烟囱出口烟尘浓度不超过30mg/Nm3。（9） 设置烟气余热利用装置，即低温省煤器，低温省煤器与低温除尘器采用一体化布置方案，低温省煤器布置在除尘器进口喇叭口内，低温省煤器利用凝结水吸收烟气余热降低排烟温度，减少锅炉排烟损失，同时又可以提高凝结水温度，替代部分低压加热器的作用，节约机组的能耗，提高机组的热经济性。（10） 本期工程 2 台锅炉及预留的 1 台炉合用一座钢筋混凝土外筒、双管钢内筒的套筒式烟囱，烟囱内筒高度 210m。350
22、MW 机组烟囱内筒上部出口段内径 4.6m、直筒段长度 6m；烟囱中部为收缩管段、锥筒长度 10m；烟囱内筒下部为直筒段、直筒段内径 5.2m。3.2.4 热力系统及辅助设备本工程热力系统除辅助蒸汽系统、供热蒸汽系统、开式循环冷却水系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。350MW 机组超临界抽凝式供热机组热力循环采用八级回热抽汽系统，设有 3 台高压加热器、1 台除氧器和 4 台低压加热器。西安热工研究院有限公司技术文件950MW 高压抽背式供热机组热力循环采用三级回热抽汽系统，设有两台高压加热器、一台除氧器。3.2.4.1 50MW 高压抽背式供热机组主要热力系统主蒸汽系统在机组主循环设备
23、间输送蒸汽。主蒸汽系统从锅炉过热器出口输送主蒸汽至汽机主汽阀。主蒸汽管道采用“1-2”布置，管道上设置流量测量装置。汽轮机冲转、暖机、升速等利用汽机主汽调节阀控制。主蒸汽管道材料选用12Cr1MoVG。为满足 50MW 高压抽背式汽轮机和 350MW 超临界机组事故工况时供热负荷的需要，设置有主蒸汽减温减压装置，采用 2 台进/出口参数分别为9.81/4.05MPa 和 4.05/1.3MPa 减温减压器，满足 4.05 和 1.3MPa 供汽参数热负荷的需要。给水系统为单元制，设置一台 100%容量的汽动给水泵（背压式驱动汽轮机）和 1 台 100%容量的电动调速给水泵（同时作为 350MW
24、 机组启动电泵） ，正常时，汽动给水泵运行，电动给水泵备用。各给水泵均设有前置泵，给水泵进口的压力要求由其前置泵满足。给水系统配有二台全容量卧式高压加热器。给水系统设有一台内置式除氧器，可适应定压运行，同时也可满足大流量供热补水的要求。给水箱有效贮水容积为 125m，可满足锅炉最大蒸发量 10.2min 的给水消耗量。给水管道材料为 20G。汽轮机设一级非调整抽汽，作为 1 号高压加热器的加热汽源。一级调整抽汽作为 4.05MPa 供热参数的供汽汽源。汽机背压排汽作为 2 号高压加热器、高压除氧器的加热汽源和 1.3MPa 供热参数的供汽汽源。为防止汽轮机超速和进水，一和二段抽汽管道上均设有电
25、动隔离阀和气动止回阀各 1 只，作为防止汽轮机进水和防止超速的隔离和保护措施。4.05MPa 调整抽汽管道和 1.3MPa 背压排汽管道上分别设有气动止回阀和电动快关阀，作为防止汽轮机超速的隔离和保护措施。为防止汽轮机进水和超速，抽汽系统设计有完善的疏水系统。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源，50MW 机组和 350MW 机组各设有一个压力 0.651.3MPa (a)，温度为 260350的辅助蒸汽联箱。50MW 机组与相邻的350MW 机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。机组正常运行时由本机背压排汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动或低负荷时辅助蒸汽由启动蒸汽或 350MW机组提供辅助汽源。
26、辅助蒸汽系统提供除氧器启动用汽、制粉系统消防用汽、空预器启动吹扫、脱硝吹灰蒸汽、液氨蒸发用汽等。拟建一台 20t/h 燃油启动锅炉，其主蒸汽参数为 1.27MPa(g)，350，为机组启动提供启动汽源。高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级(2 号高压加热器)疏水至除氧器。每个加热器之间正常疏水管路上设有疏水调节阀，用于控制高压加热器汽侧水位。每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道，接至定期排污扩容西安热工研究院有限公司技术文件10器。锅炉疏水排污系统设有一台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器，接受锅炉启动疏水，连续排污、定期排污、锅炉紧急放水、高加紧急放水和除氧器溢放水。3
27、.2.4.2 350MW 超临界供热机组主要热力系统主蒸汽管道采用“2-1-2” 布置，即从锅炉末级过热器出口联箱上接出两根管道，合并后至汽轮机处再分成两根支管分别接到高压缸左右侧主汽门。主蒸汽管道材料选用 A335P91。管道上不设流量测量装置，蒸汽流量由汽机调节级后测得的蒸汽压力来确定。低温再热蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从高压缸的两个排汽口接出两根管道，合并为一根单管，在进入锅炉低温再热器入口联箱前又分为两根管道接入低温再热器入口联箱。管材选用 A672B70CL32。高温再热蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从锅炉末级再热器出口联箱以两根管道引出，至汽机前分成两根支管至汽机左右侧
28、中压联合汽门。并且为【提供高压供热蒸汽。管材选用 A335P91。给水系统采用单元制，本机组设置一台全容量的汽动给水泵（凝汽式驱动汽轮机） ，给水泵前设有前置泵，前置泵和主泵同轴，共同由给水泵汽轮机驱动，汽动给水泵进口的压力要求由其前置泵满足。50MW 背压机组配置的 1100%电动调速备用给水泵同时兼作 350MW 机组的启动给水泵，两台机组给水管道之间设电动截止门作为系统隔离。主给水系统中设置 3 台全容量、卧式、双流程高压加热器。高压加热器采用大旁路系统，管径选用比高压给水主管小两级的规格。高压给水管道材料为15NiCuMoNb5-6-4(EN 10216-2)。凝结水系统设置 2 台立
29、式凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%， 1 台正常运行，1 台备用，两台凝结水泵公用 1 套电机变频器，采用一拖二运行模式，可进行手动切换。凝结水加热除氧系统采用 4 级全容量表面式低压加热器(5 号、6 号、7 号、8 号低加) 及 1 级高压内置式除氧器。5、6 号低加为卧式结构，采用电动大旁路连接方式；7、8 号低加为卧式组合式结构，采用电动大旁路连接方式，当其中任何一台加热器出现高高水位时，电动旁路阀自动打开，进、出口电动闸阀自动关闭，以防止汽轮机进水。除氧器有效容积 130m3，可存储锅炉 BMCR 工况下约 6min 的给水量。低温省煤器冷端介质是凝结水，热端介质是
30、烟气，利用凝结水吸收烟气热量降低排烟温度，减少排烟损失，同时又可以提高凝结水温度，替代部分低压加热器的作用，节约机组的能耗，提高机组的热经济性。设置两台凝结水升压泵在低温省煤西安热工研究院有限公司技术文件11器附近，通过再循环系统，将烟气冷却器进口凝结水的温度控制在 65或者以上，防止低温腐蚀的发生，凝结水经低温省煤器吸收热量后，与 7 号低加出口凝结水管道汇合进入 6 号低加。汽机有 8 级回热抽汽，分别作为 3 台高压加热器、1 台除氧器和 4 台低压加热器的加热汽源。一、二、三级抽汽分别向 1 号、2 号、3 号高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器加热除氧外，还向给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统
31、及低压供热蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五、六、七、八级抽汽分别向5 号、6 号、7 号、8 号低压加热器供汽。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源，50MW 机组和 350MW 机组各设有一个压力 0.651.3MPa (a)，温度为 260350的辅助蒸汽联箱。350MW 机组与相邻的50MW 机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。机组正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或相邻的 50MW 机组提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。每台机组设置 2 台 100%容量水环式真空泵。用以抽取凝汽器内不凝结而分离出来的气体，以维持凝
32、汽器所要求的真空度。机组正常运行时，水环式真空泵 1 台运行，1 台备用。当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动 2 台真空泵直至建立所需的凝汽器真空。本工程采用二次循环供水系统，以城市污水处理厂处理后的中水作为循环冷却水补水，以东西汊湖湖水作为循环冷却水的备用水源。凝汽器采用单背压，冷却水管采用 TP316L 不锈钢管，为保证凝汽器运行的真空，设置胶球清洗系统。开式循环冷却水系统中的冷却水为循环水，350MW 机组和 50MW 机组开式循环冷却水系统采用母管制。开式循环冷却水取自主厂房外循环水供水母管，经电动旋转滤网后分别向机械真空泵冷却器、350MW 机组和 50MW 机组主机冷油器
33、和闭式循环冷却水热交换器设备提供冷却水。其余辅机设备均采用闭式循环冷却水冷却，排水接至厂外循环水排水管。本工程闭式循环冷却水系统采用大闭式系统，350MW 机组和 50MW 机组闭式循环冷却水系统采用单元制。主要向下列设备供水：350MW 机组的发电机氢气冷却器、发电机密封油冷却器、发电机定子水冷却器、EH 油冷却器、凝结水泵密封及轴承冷却器、凝结水泵变频器冷却器、给水泵汽轮机冷油器、汽泵前置泵轴封冷却器、汽泵主泵轴封冷却器、汽水取样冷却装置、磨煤机油冷却器、磨煤机密封风机、一次风机轴承冷却器、送风机油站、吸风机油站、空预器火灾报警冷却器、空预器油站、锅炉启动疏水泵轴承冷却器以及 50MW 机
34、组的发电机空气冷却器、EH油冷却器、电动调速给水泵的工作油冷却器、润滑油冷却器、机械密封冷却器、电动机空气冷却器、汽动给水泵润滑油冷却器、汽机轴封冷却器、磨煤机油冷却器、西安热工研究院有限公司技术文件12磨煤机密封风机、一次风机轴承冷却器、送风机油站、吸风机油站、空预器火灾报警冷却器、空预器油站以及全厂供气中心的空压机等设备提供冷却水。每台机组设二台 100%容量的闭式循环冷却水泵，一台 10m3 膨胀水箱和二台闭式循环冷却水热交换器。正常运行时，一台冷却水泵和一台热交换器运行可满足整个系统所需的冷却水量。考虑到中水的水质，闭式循环冷却水热交换器为板式，材料为 TP316L。3.2.5 厂区热
35、网系统本工程电厂出口热媒为蒸汽，参数分别为 4.0MPa/319和 1.25MPa/258，与厂外热网分界为厂区围墙外 1m 处。厂内热网压降和温降按 0.05MPa/5设计。4.0MPa、319蒸汽由 50MW 高压抽背式供热机组 4.05MPa 高压抽汽和350MW 超临界抽凝式供热机组高温再热蒸汽供给；1.25MPa 、258蒸汽由 50MW高压抽背式供热机组背压排汽和 350MW 超临界抽凝式供热机组中压缸抽汽供给。厂内供热管道采用母管制，从本工程两台机组引出的 4.05MPa 供热蒸汽管道经减温器减至 324后合并为一根母管与厂外 4.0MPa 供热母管连接。50MW 高压抽背式供热
36、机组 1.3MPa 背压排汽和 350MW 超临界抽凝式供热机组 1.3MPa 抽汽经减温器减至 258后接入两台机组公用的一台分汽缸，再由分汽缸引出与厂外1.25MPa 供热管线连接。同时 50MW 高压抽背式供热机组主蒸汽经减温减压后也分别接至厂外 4.0MPa 供热母管和 1.3MPa 分汽缸，作为单台机组故障的备用汽源。3.2.6 输煤系统本期工程锅炉燃煤采用陕西黄陵、彬长煤、甘肃华亭烟煤及郑州贫煤，设计煤种为 70%华亭煤与 30%郑州贫煤的混煤，本期需要燃煤全部采用铁路运输到厂。卸煤系统按规划容量 2350MW+150MW 机组为一个系统，规划配置 2 套单车翻车机卸车系统，按 1
37、 运 1 备考虑，并具备可同时运行的条件；厂内卸车线按二条重车停放线，二条空车停放线及一条机车走行线配置。翻车机室按布置 2 台单车翻车机设计并一次建成，仅安装一套翻车机卸车系统卸煤，厂内卸车线按一条重车停放线，一条空车停放线及一条机车走行线建设；停车线有效长度为为 1050m。二期工程扩建时，上另一台翻车机和相应的卸车系统。贮煤场按规划容量 2350MW+150MW 机组，煤场规划布置 1 座悬臂式斗轮堆取料机煤场；悬臂式斗轮堆取料机堆料出力为 1500t/h，取料出力为 8101500t/h，悬臂长度为 35m，其工艺布置按折返式，基础按共轨安装 2 台斗轮堆取料机考虑，本期仅安装 1 台
38、设备。本期斗轮堆取料机的有效行程为 180m，同时在煤场设有 2个地下煤斗作为斗轮堆取料机的备用取料手段。为适应混配煤的要求和作为堆取料机的备用，在煤场后布置 2 座直径 16m 的筒仓，筒仓贮量按仅满足混煤要求和利于运行考虑，每座筒仓有效贮量为 3000t；筒西安热工研究院有限公司技术文件13仓下部采用 2 斗口结构，每个斗口安装一台活化振动给煤机，单台出力为150810t/h，且连续可调。二期工程扩建时，延长煤场、斗轮堆取料机轨道，并新建预留另一台带式输送机和斗轮堆取料机。碎煤机室布置在煤场后运煤系统中，采用倾斜式 12 轴滚轴筛、出力为 810 t/h，配出力为 600 t/h 的环锤式
39、碎煤机。筛碎系统按一，二期规划，二期扩建时，不需另建。上煤系统沿扩建端布置，带式输送机出力按一，二期工程设计，即：栈桥和带式输送机均按 B=1000mm；V=2.5m/s ；Q=810 t/h 配置。二期扩建时，仅需新建 2 号转运站预留至二期工程的上煤系统。带式输送机为双路系统，一路运行，一路备用，并具有双路同时运行的条件。3.2.7 除灰渣系统锅炉炉膛内排出的渣，经过干式钢带输渣机自带的排渣装置预破碎后落入输渣机，在输送途中冷却，提升至渣仓顶部后落入碎渣机破碎，渣经过细碎后落入渣仓，渣仓底部设干式和湿式两种排放方式。卸料设备出力均为 60t/h。干式钢带输送机及碎渣机均采用机械密封，湿渣排
40、放加湿用水为供水专业供给的复用水排水。每台锅炉的除渣系统均为独立系统。渣井容积满足 6h 排渣量存储要求。150MW 机组锅炉干式排渣机出力为 3-15t/h，正常出力 2t/h，提升高度为 15m，长度为 42m；碎渣机出力为 15t/h，出料粒度15mm ；渣仓有效容积 70m3，直径为5.0m，顶标高 13.7m。1350MW 机组锅炉干式排渣机出力为 3-20t/h，正常出力3t/h，提升高度为 17m，长度为 44m；碎渣机出力为 20t/h，出料粒度15mm；渣仓有效容积 120m3，直径为 6.0m，顶标高 15m。均可存储 BMCR 工况下燃用校核煤种 2 时 16h 的排渣量
41、。 除尘器及省煤器灰斗下，安装发送罐作为气力输送设备。发送罐按单元运行，设定排放周期、即整定时间（或以料位信号控制）运行，发送罐之间交错运行，整个气力输送系统的运行方式为连续运行。灰斗内飞灰通过发送罐、输灰管道送至灰库，气灰通过库顶布袋除尘器进行分离，灰落入库内，经布袋除尘器净化后空气排入大气。输送气源来自全厂供气中心。150MW 机组锅炉系统出力为燃用校核煤种2 排灰量的 120%，即 47t/h。1350MW 机组锅炉系统出力为燃用校核煤种 2 排灰量的 120%，即 81t/h。系统设 1 座原灰库、1 座粗灰库及 1 座细灰库，混凝土灰库直径为 10m，每座灰库有效容积 820m3，3
42、 座灰库可满足 2 台锅炉燃用设计煤种时 48h 以上的排灰量，并可以满足燃用最差煤种校核煤种 2 时 24h 以上的排灰量。灰库下分 2 路卸灰，西安热工研究院有限公司技术文件14一路采用汽车散装机将干灰装入罐式运灰车，运至综合利用用户，汽车散装机出力为 100t/h；另一路经加湿搅拌机制浆后卸入自卸车外运至灰场，加湿搅拌机出力为100t/h。灰库地面采用水力冲洗方式清扫，设污水坑一处，布置 2 台污水泵，1 运 1 备，流量 Q= 30m3/h，扬程 H=0.45MPa。3.2.8 压缩空气系统全厂所有输送用、杂用及仪用压缩空气，均由全厂供气中心提供。供气中心共设 6 台水冷空气压缩机，单
43、列布置。空压机出力为 40Nm3/min，出口压力为0.85MPa。正常运行时，4 台空压机运行，2 台空压机备用。压缩空气经过空气净化系统处理后，将空气内水分、粉尘、含油等控制在允许的范围内，输送到系统内使用。空压机及后处理系统出口采用母管制，全厂仪用气、除灰用气、检修用气、吹扫用气接此母管。3.2.9 石子煤系统石子煤从石子煤缓冲斗定时排出至石子煤斗，采用叉车将石子煤斗内的石子煤转运至石子煤自卸车，外运至堆场。150MW 机组锅炉 4 台磨煤机配 4 个石子煤斗，1 台石子煤叉车，1350MW 机组锅炉 5 台磨煤机配 5 个石子煤斗，1 台石子煤叉车，两台炉公用 1 个替换用石子煤斗及
44、1 台石子煤自卸车。石子煤斗容积大于0.0.9m3，石子煤叉车载重量 3t，石子煤自卸车载重量 5t。3.2.10 电厂化学部分本工程补给水水源为该市污水处理中心处理后城市再生水，作为除生活水以外的补给水；东西汊湖地表水水源作为电厂应急备用水源，并作为厂区生活用水水源。本工程锅炉补给水深度除盐系统与不合格供汽回水处理系统进行合并设置，锅炉补给水处理系统方案拟定如下：清水箱清水泵自动反冲洗过滤器超滤(UF)装置超滤水箱超滤水泵一级保安过滤器一级高压泵一级反渗透(RO)装置 一级淡水箱淡水泵阳床阴床混合离子交换器 除盐水箱除盐水泵主厂房本工程 350MW 机组凝结水精处理系统采用 100%容量处理
45、，机组配 350%高速混床，正常时，两台运行，一台备用。机组配 250%的除铁过滤器，不设备用。该系统的特点是满足机组过滤除铁及除盐的要求，保证机组的水汽循环品质，提高机组的运行安全性和灵活性3.2.11 电气部分两台机组均以发电机-变压器组单元接线接入电厂 220kV 配电装置，本期新建西安热工研究院有限公司技术文件15220kV 出线两回，分别引至 220kV 彭湾变和梦泽变。对 1 号机设置一台容量为 25MVA 的双卷高压厂用工作变压器，2 号机设置一台容量为 35/22-22MVA 的双分裂高压厂用工作变压器，高压厂用工作变压器的高压侧电源由机组发电机和主变之间的封闭母线上 T 接。
46、每台机组设两段 6kV 工作母线，单元机组负荷及机组低压变压器接在每台机组的 6kV 工作 A、B 段上。根据中国华能集团公司火电工程设计导则第 13.3.5 条“高压厂用电系统不宜设公用段。机组负荷、公用负荷及脱硫负荷分别接在各段高压厂用母线上” ，全厂不设6kV 公用段，6kV 公用负荷分接跨接在两台机组的 6kV 工作 A、B 段上。全厂设置一台容量为 35/22-22MVA, 23081.25%/6.3-6.3kV 高压起动/备用变压器，起动/备用变压器为有载调压分裂变压器，其 6kV 侧通过共箱母线连接到每台机组的两段 6kV 工作母线，为每台机组提供起动/备用电源。3.2.12 热
47、工控制系统全厂采用分层分级的网络结构。全厂自动化系统由厂级管理信息系统（MIS） 、厂级监控信息系统（SIS） 、机组现场总线控制系统（FCS ）以及辅助车间控制现场总线系统（FCS）等三层组成。本工程采用炉、机、电集中控制方式，集控室按三机一控考虑，预留了扩建第三台机组的位置，在集中控制室内实现对机组运行的监控。主控室内不设常规盘，运行人员以 FCS 操作员站及彩色 LCD 显示器作为机组的监控中心，同时在 FCS 操作台上配置必要的锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮及重要辅机和硬接线操作按钮，以确保机组在紧急情况下安全停机（如主燃料跳闸按钮 MFT，紧急停机按钮，锅炉安全门开启，交直流
48、润滑油泵启动，真空破坏门开启，发电机-变压器跳闸，柴油机启动按钮等） 。本工程电气系统与控制逻辑有关的控制信号采用硬接线接入 DCS，其它监视信息由 ECMS 通过通讯方式上传给 DCS，由 DCS 操作员站实现对电气系统的监控。与监控无关电气管理信息仅在 ECMS 显示，不送 DCS。机组 FCS 的功能范围包括数据采集系统（DAS） 、模拟量控制系统（MCS） 、顺序控制系统（SCS） 、炉膛安全监控系统（ FSSS） 。本工程除了纳入机组 DCS-FCS 控制系统或者公用 DCS-FCS 的辅助系统外，其它辅助系统将纳入全厂辅助控制系统 PLC-FCS，并对全厂辅助车间采用集中监控的方式
49、，即在集中控制室内辅控操作员站上能对如：除灰系统、凝结水精处理程控系统、输煤程控系统（只在集控室监视，见电气专业内容） 、燃油泵房系统、综合水泵房、供氢站、循环水加药、空压机系统、生活污水处理系统、锅炉补给水处理系统等进行监控。全厂辅助车间的控制系统组成一个完整的辅助系统集中控制网络，将相关辅助系统的信息传送到电厂 SIS 系统。使全厂自动化控制系统的结构清晰、西安热工研究院有限公司技术文件16功能明确。各辅助车间不单独设控制室，在重要辅助车间(灰、水、煤)的电子设备间内设调试点，布置有一台工程师站及一台操作员站，仅在机组调试、启动和系统事故等特殊情况下使用,正常情况下以远方监控为主，输煤程控设置单独控制室。整个烟气脱硫系统，共包括两台炉的脱硫单元机组部分和脱硫公用部分。脱硫控制系统采用 DCS-FCS 现场总线控制方式，硬件由脱硫岛配供，纳入机组 F
