300MW循环流化床机组调试大纲.doc

1、目 录1. 前言 .12. 编制依据 .23. 工程概况及特点 .54. 启动调试的组织机构与责任分工 175. 启动试运的范围和项目 306. 机组启动调试主要程序及程序框图 497. 重要的分系统启动调试原则方案 588. 整套启动试运方案 729. 机组启动试运应编制的启动调试技术方案、措施 7810. 调试进度管理 .8211. 调试质量管理 .8312. 调试安健环管理 .9413. 调试风险管理 10114. 主要反事故措施及应急预案 12915. 深度调试策划 145附件 A：调试单位调试组织机构图 149附件 B：调试大纲强制性条文监督检查记录表 150附件 C：节油措施 15

2、1附件 D：国华宁东 1 号机组试运计划程序图 153附件 E：启动调试程序图（以 2 台机组为例） 15611. 前言在火电机组启动调试过程中，机组启动调试大纲是分部试运和分系统调试阶段的技术性指导文件，是机组整套启动试运的主要综合性技术文件。主要确定启动试运各阶段调试方案和调试计划的总体安排、重要分系统调试的原则方案、整套启动试运阶段综合性调试项目的原则方案和执行程序、机组各阶段调试项目进行前应具备的条件、对调试质量的要求等。使参加机组启动试运的有关单位协调行动，科学合理地组织好启动调试工作，提高调试质量，确保机组调试工作按照试运计划高质量的完成。调试工作遵循的基本原则和指导方针为：确立安

3、健环第一是各项工作的前提，机组试运中的一切工作必须在确保人身及设备安全的原则下进行；提高和保证机组安装质量和调试质量，严格执行“强条”和“反措”相关要求，是贯穿工程建设阶段的根本追求，进度必须服从安健环、服从质量。调试工作的总体思路：遵循国华电力“六更一创”建设宗旨，优化方案，合理组织，团结协作，科学合理地安排调试程序和时间，严格要求调试应具备的条件，精心组织试运，确保人身、设备安全，通过良好的整体调试质量，最终实现国华宁东发电有限公司1、2 号机组高水平达标投产，确保电力行业优质工程，争创国家级优质工程。调试工作的质量目标：按原电力部火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 版）

4、（以下简称启规 ）及相关规程，完成全部分部试运项目，且均达到电力行业相关验收评定标准的优良级；实现点火冲管、汽机冲转、发电机并网等项目一次成功；整套试运行各项技术指标达到启规优良级标准，力争国内一流，实现高标准达标投产。调试工作的安全目标：无重大事故（人身死亡事故、重大火灾事故、重大机械设备、负主要责任的重大及以上道路交通、重大坍塌和重大职业卫生伤害事故） ；全年重伤事故率为 0，轻伤率1；无环保责任事故；争创一流安全文明施工现场。火电机组的启动调试是一项综合的、系统的工程，本调试大纲是针对工程整体而编制的，不仅包括主体调试单位的调试项目和工作内容，也包括其他单位承担的机组调试工作。参加本期工

5、程的设计、制造、施工、调试、监理、运行等单位要共同协作、密切配合，通过调试技术纳总和各参建单位的合作，确保本工程能符合“更安全、更可靠、更先进、更经济、更规范、更环保；创国际一流”的“六更一创”要求，实现“高标准达标投产，确保电力行业优质工程，争创国家级优质工程（鲁班奖） ”的目标。投标文件22. 编制依据本调试大纲编制工作主要依据下列文件及标准：1) 电力生产安全工作规定2) 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL408913) 电业生产事故调查规程DL558944) 电力建设安全施工管理规定5) 电力建设消除施工质量通病守则6) 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996

6、 年版) （电建1996159 号）7) 火电工程启动调试工作规定 （建质199640 号)8) 火电工程调整试运质量检验及评定标准 （建质1996111 号)9) 火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程 （DL/T5403-2007）10) 电力工程达标投产管理办法(2006 年版)（中电建协工20066 号）11) 中国电力优质工程奖评选办法 （2008 年版）12) 火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则13) 新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法 （建质199745 号）14) 电力建设施工及验收技术规范(系列标准)15) 火电施工质量检验及评定标准(系列标准)16) 电力

7、建设工程质量监督规定(2005 年版)17) 电力建设安全健康与环境管理工作规定 （国电电源200249 号）18) 电力建设安全工作规程(火力发电厂部分) （DL5009.12002）19) 安全生产工作规定 （国电办20003 号）20) 火力发电厂设计技术规程 （DL5000-2000）21) 火力发电厂与变电所设计防火规范 （GB50229-96）22) 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 （国电发2000589 号）23) 工程建设标准强制性条文（2006 年版） (电力工程部分) （建标2006102 号）24) 国家电网公司电力安全工作规程 （火电厂动力部分） （国家电网安监

8、200823 号）25) 电业生产事故调查规程 （国家电网生2003426 号）26) 电力生产事故调查暂行规定 （国家电监会2004第 4 号）27) 火力发电厂锅炉化学清洗导则 （DL/T 794-2001）328) 火电机组启动蒸汽吹管导则 （电综1998179 号）29) 锅炉启动调试导则 （DL/T 852-2004）30) 汽轮机启动调试导则 （DL/T 863-2004）31) 汽轮机甩负荷试验导则 （建质199640 号）32) 汽轮机调节控制系统试验导则(DL/T 711-1999)33) 汽轮机电液调节系统性能验收导则(DL/T 824-2002)34) 除灰除渣系统调试导

9、则 （DL/T 894-2004）35) 电网运行准则 （DL/T 1040-2007）36) 火力发电厂除灰除渣热工自动化系统调试规程 （DL/T 775-2001）37) 电站锅炉风机现场性能试验 （DL/T 469-1992）38) 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件 （GB 10986-1989）39) 电厂用运行中汽轮机油质量标准 （GB/T 7596-2000）40) 液压油清洁度分级标准 （美国 AIA 标准 NAS1638）41) 液压油污染标准 （美国汽车工程师协会(SAE)标准 SAE-749D）42) 固体颗粒含量标准 （ISO 标准：DIS 4406，Code 16/13）

10、43) 油质洁净度标准 （美国 MOOG 标准）44) 旋转机械转轴径向振动的测量和评定，第 2 部分：陆地安装的大型汽轮发电机组（GB/T 11348.2-1997）45) 火电机组热工自动投入率统计方法 （建质199640 号）46) 火力发电厂热工控制系统设计技术规定 （DL/T 5175-2003）47) 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件 （DL/T 924-2005）48) 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第 301 部分：公共信息模型(CIM)基础(DL/T890.301-2004/IEC61970-301：2003)49) 模拟量控制系统负荷变动试验导则 （建质199

11、640 号）50) 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程(DL/T 6552006)51) 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程(DL/T 6562006)52) 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程(DL/T 6572006)53) 火力发电厂顺序控制在线验收测试规程(DL/T 6582006)54) 火力发电厂分散控制系统验收测试规程(DL/T 6592006)55) 火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定(DL/T 5182-投标文件42004)56) 火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则(DL/T 591-1996)57) 火力发电厂热工自动化系统检修运行维

12、护规程(DL/T 774-2004)58) 锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定(DLGJ116-1993)59) 工业自动化仪表气源压力范围和质量(GB/T 4830-1984)60) 火电机组启动验收性能试验导则 （电综1998179 号）61) 发电设备可靠性评价规程 （DL/T 793-2001）62) 电气设备交接试验标准(GB50150-2006)63) 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 （DL/T 650-1998）64) 大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 （DL/T 843-2003）65) 发电机励磁系统技术监督规程 （DL/T 1049-2007）66) 电力系

13、统安全自动装置设计技术规定 （DL/T 5147-2001）67) 电气装置安装工程质量检验及评定标准 （DL/T 5161.117-2002）68) 火力发电厂厂用电设计技术规定 （DL/T 5153-2002）69) 并网安全评价标准70) 火力发电厂化学设计技术规程 （DL/T 5068-2006）71) 火力发电厂在线工业化学仪表检验规程 （DL/T 677-1999）72) 火电厂汽水化学导则 （DL/T 805-2004）73) 大型发电机内冷却水质及系统技术要求 （DL/T 801-2002）74) 超临界火力发电机组水汽质量标准 （DL/T 912-2005）75) 火力发电机

14、组及蒸汽动力设备水汽质量 （GB/T 12145-1999）76) 火力发电厂水汽化学监督导则 （DL/T 561-95）77) 电力基本建设热力设备化学监督导则 （DL/T 889-2004）78) 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 （GB/T 12145-1999）79) 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 （DL/T 956-2005）80) 火电厂水质分析仪器质量验收导则 （DL/T 913-2005）81) 污水综合排放标准 （GB8978-1996）82) 火电厂大气污染物排放标准 （GB13223-2003）83) 火力发电厂废水治理设计技术规程 （DL/T 5046-20

15、06）84) 火电厂排水水质分析方法 （DL/T 938-2005）585) 循环流化床锅炉性能试验规程 （DL/T 964-2005）86) 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程 （DL/T 5196-2004）87) 建设项目环境保护竣工验收管理办法 （国家环境保护总局 2001 年）88) 电力建设工程预算定额 （第六册，调试工程） （中电联技经200715 号）89) 化学监督导则 （DL/T 246-2006）90) 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则 （DL/T 571-2007）91) 火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲 （电力部建质1994102 号文）92) 火电工程质量监

16、督站质量监督检查典型大纲(试行) （电力部建质199584 号文）93) 火电厂环境监测技术规范 （DL/T4142004）94) 电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲95) 电力工业锅炉监察规程（规范） （SD167 一 85）96) 火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例 （水电电生字第 73 号）97) 有关行业和制造厂家的技术标准98) 宁东发电公司与供货商签订的有效技术合同文件与纪要99) 设备供货合同及供货合同中规定的国际及国家标准100) 制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书101) 工程设计文件、设计图纸、设计变更、说明书102) 调试有关文件及会议纪要

17、等103) 华北电力科学研究院有限责任公司 ISO9002 质量管理体系文件104) 宁东发电公司工程达标创优规划及其实施细则105) 国华公司基建管理系统（2008 年版） （调试管理相关规范性文件等）106) 国华电力公司火力发电工程关键节点应具备条件规定(GHDJ-11-10)(T)107) 国华公司“二十五项反措、强制性条文实施与检查评价管理规定“(GHDJ-11-05)(M)108) 国华公司相关管理规定说明：以上法规、标准、规程、规范和技术文件均以现行有效版本为准。在机组调试工作过程中，如遇到国家、部、局的有关标准和技术规范与供货合同或联络会纪要中规定的标准不一致时，应由业主主持、

18、有关单位参加协商解决，原则上按照供货合同或会议纪要中规定的标准执行。投标文件63. 工程概况及特点3.1 工程概况宁夏国华宁东发电公司 2330MW 机组工程为新建性质，电厂位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内宁东煤电基地规划区域内。厂址地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约 90km，灵武市东南直线距离约 40km 处，北靠鸳鸯湖矿区，南临马家滩镇约 6.0km，东为规划的东马公路，西为已建的磁马公路，距红柳煤矿约1.5km、距石槽村矿区约 16km，运输方便，交通便利。工程规划容量为 4330 MW，一期工程建设 2330MW 亚临界、空冷、循环流化床、纯凝机组，并预留再

19、扩建场地。本期工程燃用煤泥、矸石及原煤，燃料来自红柳矿、麦垛山矿及附近煤矿，上述煤矿供应量可满足本工程 2330MW 机组锅炉年耗煤量需求。原煤采用皮带机运输，输送距离约 1.5km，煤泥和矸石采用汽车运输。本工程所需石灰石粉来自盐池县萌城鸿业石料厂，该厂每年可向电厂提供 10-15 万吨 0-1mm 的石灰石粉粒。厂内不设置石灰石制粉系统，购买成品粉。电厂生产水源为水源为矿井疏干水，采用石槽村井田、红柳井田和麦垛山井田矿井疏干水，并以鸭子荡水库地表水为备用水源。生活水由灵武矿区一期生活水系统供给。其三大主机设备：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司供货，汽轮机由上海电气集团股份有限责任公司供货

20、，发电机由上海电气集团股份有限责任公司供货。本工程由山东电力工程咨询院负责设计，设计监理为四川省江电建设监理有限责任公司，施工单位为西北电力建设第三工程公司，由达华集团北京中达咨询有限公司（以下简称监理公司）对工程建设进行安装和调试监理，由华北电力科学研究院有限责任公司（以下简称调试单位）承担整体工程的分系统及整套启动试运调试工作，由调试单位承担机组设备性能考核验收试验工作。本工程于 2008 年 6 月开工，1 号机组计划于 2010年 5 月完成机组 168 小时满负荷试运，移交生产，进入考核期；2 号机组计划于 2010 年6 月完成机组 168 小时满负荷试运，移交生产，进入考核期。3

21、.2 主要设备和系统概况3.2.1 锅炉本体及辅机系统锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司设计制造的亚临界，一次中间再热，自然循环汽包炉、紧身封闭、平衡通风、全钢架悬吊结构、轻型金属屋盖 CFB 循环流化床锅炉，7锅炉型号 DG1177/17.5-3。额定蒸汽压力 17.5Mpa，额定蒸汽温度 541。本锅炉属东方锅炉（集团）有限公司自主设计项目，300MW 等级二代项目，本锅炉特点：本锅炉总的设计原则是完全自主化，以东锅已投运 CFB 锅炉的性能与结构设计特色，使锅炉在性能、系统、调试、运行的表现上全面超越引进型 300MW CFB 锅炉，如汽冷分离器、尾部双烟道挡板调温、炉前气力播煤、管式空

22、气预热器等。本 300MW 等级循环流化床锅炉炉膛还具有以下鲜明的特点： 1）单炉膛结构、不采用外置式换热器或 INTREX 结构、采用汽冷高效旋风分离器、采用一分为二的回料器、尾部采用成熟的双烟道结构、采用卧式光管空气预热器、采用气力播煤装置2）选用较大的炉膛：使细粒子在炉内停留时间更加延长，同时也改善了炉内的磨损情况；3）等速床设计；4）两侧进风，布风均匀，系统简单；5）更充裕的调节手段：下二次风口距离布风板的高度较低，使二次风对床温和燃烧的调节作用更加明显；同时，上下二次风设计变化范围大，保证了锅炉在各种负荷和工况条件下充分的调节手段和调节裕量；6）柱状加局部定向风帽，有效解决磨损、漏灰

23、和大渣沉积。本工程的设计煤质为煤泥 0.34：原煤 0.15：矸石 0.51。煤泥主要来源于附近洗煤厂，主力洗煤厂距离电厂有 2km。设计煤种煤质分析元素资料如下：名 称 符号 单位 设计煤种 校核煤种应用基碳 Car 48.65 32.05应用基氢 Har 2.92 2.81应用基氧 Oar 8.25 8.85应用基氮 Nar 0.57 0.19应用基硫 Sar 2.19 0.73应用基灰份 Aar 13.62 35.47应用基水份 Mar 23.8 19.9煤质分析 空气干燥基水份 Mad 18.67 12.81投标文件8干燥无灰基基挥发份 Vdaf 41.11 36.33低位发热量 Qn

24、etar KJ/Kg 17730 11518灰变形温度 DT 1190 1500灰软化温度 ST 1200 1500半球温度 HT 1210 1500灰熔化温度 FT 1220 6.74三氧化二铁 Fe2O3 13.35 41.32三氧化二铝 Al2O3 14.52 45.11二氧化硅 SiO2 31.37 1.68氧化钙 CaO 18.29 1.46氧化钛 TiO2 0.89 0.22氧化钾 K2O 1.23 0.24氧化钠 Na2O 0.67 1.27氧化镁 MgO 3.27 0.89三氧化硫 SO3 15.73 0.09灰分析其他 0.98本锅炉为新型高效洁净燃烧的循环流化床锅炉，在炉内

25、掺烧石灰石进行炉内脱硫。每炉设 4 个原煤仓、10 台给煤机。入炉煤采用两级破碎系统制备。给煤系统采用炉前一级给煤方式。锅炉给煤系统采用前墙集中布置，炉前布置有 10 台给煤口。本工程每台炉设置一座石灰石粉库，每座石灰石粉库下设一套微正压气力输送系统。系统接一根输送管道至锅炉房后经分配器分为 4 路分别接至每个石灰石粉接口。石灰石粉由电厂附近处石灰石矿供应，由汽车运抵电厂。厂内不设石灰石破碎系统。四个石灰石给料口布置在前墙下二次风管内，通过此口将粉状石灰石注入燃烧室与燃烧过程中产生的 SO2反应，从而去除 SO2。在 J 阀回料器上布置有启动床料补充入口，并设有启动床料添加系统。全厂设有一座油

26、泵房和两个容积为 500m3储油罐。点火及助燃油采用 0-20 号轻柴油，油品特性如下：粘度（20）：1.151.67E闭口闪点： 65 9凝点：0 -20 灰分： 0.025 %硫含量： 0.2 %工作级低位发热量：41840 kJ/kg锅炉点火方式为床上床下高能电点火器点燃轻油，再点燃煤。床下油枪采用回油式机械雾化，床上油枪采用简单机械雾化。采用两侧进风的一次风布风方式，在两侧一次风道中各布置有一台床下风道点火器。床下油枪共两组（4 只） 。床下油枪总容量为11；考虑到缩短启动时间，在锅炉前后墙水冷壁各布置 4 只（共 8 只）床上油枪，床上油枪总容量为 15%。整台锅炉油燃烧器总输入热量

27、为 26BMCR。每台锅炉配 2 台动叶可调轴流式引风机。风量裕量为 10% ，温度裕量约 5%。风机 TB点参数为：风量：394.70 Nm 3/s；风机全压：8740Pa。每台炉设 2 台 50%容量离心式、双吸、双支撑一次风机，采用电动入口导叶调节+液力偶合器控制风机出力。风机 TB 点参数为：风量：80 Nm3/s (35时)，全压：23050 Pa。每台炉设 2 台 50%容量离心式、双吸、双支撑二次风机，采用电动入口导叶调节+液力偶合器控制风机出力。风机 TB 点参数为：风量：105 Nm3/s (35时)，全压：17700 Pa。高压流化风机为多级离心式风机，集中布置 3 台 5

28、0%容量，2 台并联运行，1 台备用。风机 TB 点参数为：风量：4.97 Nm 3/s (30时)，全压：67825 Pa。锅炉采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口。采用暖风器防止空预器低温腐蚀，每台炉配 2 台管式空气预热器。空预器采用卧式顺列四回程布置，空气在管内流动，烟气在管外流动，位于尾部竖井下方双烟道内，且一二次风分开布置。除尘系统：每台锅炉设两台 FE 型电袋复合式除尘器。除尘器出口含尘浓度满足国家允许粉尘排放标准。两台锅炉共用一座烟囱。在炉膛的后墙下部均匀布置有六台滚筒冷渣器，渣从位于水冷壁后墙的排渣口排出，炉膛排渣口底部与布风板耐磨浇注料平齐，便于排渣。底渣输送方式：采用机械

29、输送方式，即链斗输送机斗式提升机渣库，渣库下设两台干灰散装机和 1 台湿式搅拌机，汽车装车运走。链斗输送机与斗式提升机均采用耐磨耐热型。本工程设两座粗灰库，一座细灰库。除尘器灰斗的灰采用正压浓相气力输送系统，灰库下汽车外运方案。每台炉为一个独立除灰单元，设 1 套气力输送系统。输送空压机、投标文件10灰斗气化风系统及灰库区是两台炉为一个单元。设二台 20t/h 燃煤链条锅炉作为启动锅炉，作为主机启动汽源。在本期工程 1 号机组启动初期，启动辅助蒸汽汽源来启动锅炉房，蒸汽参数为 1.25Mpa、350。锅炉 B-MCR 工况下主要设计参数如下：名称 单位 数据锅炉最大连续蒸发量 t/h 1177

30、过热器出口蒸汽压力 MPa 17.5过热器出口蒸汽温度 541再热蒸汽流量 t/h 979.659再热器进口蒸汽压力 MPa 4.12再热器出口蒸汽压力 MPa 3.94再热器进口蒸汽温度 341再热器出口蒸汽温度 541省煤器进口给水温度 279.6锅炉保证热效率（按低位发热量）% 92.373.2.2 汽轮机及其系统上海电气集团股份有限责任公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。主蒸汽压力 16.67Mpa，主蒸汽温度 538。铭牌功率：330MW 主蒸汽流量(VWO)：1168.56t/h 主汽门前压力(THA)：16.67MPa(a) 主汽门前温度(

31、THA)：538 再热汽门前温度(THA)：538 平均背压(THA)：14 kPa(a) 给水回热级数： 7 (3 高+ 3 低+ 1 除氧) 汽机考核热耗工况热耗值(THA)：8185.3kJ/kW.h一次再热与三级高压加热器(内置蒸汽冷却器),一级除氧器和三级低压加器组成七级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。11给水系统设置两台 50%BMCR 容量的电动调速给水泵组，采用液力偶合器调速方式，不设备用泵。三台 100%容量高加，采用大旁路。汽机按 40%BMCR 容量设置高低压两级串联旁路系统。汽轮机再热冷段可以提供不大于 50 t/h 厂用汽的能力，汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器,同时

32、还具有供不小于 60 t/h 厂用汽的能力。凝结水系统采用 2 台 100%容量的凝结水泵，1 运 1 备。2 台凝结水泵设 1 套变频调速装置。每台机组设 1 座 300m3 凝结水补水箱，配 2 台凝结水补充水泵，一大一小。抽真空系统设 2 台 100%容量的水环式机械真空泵。正常运行时，1 台运行，1 台备用。机组启动时，可 2 台泵同时投入运行，以快速建立机组真空，加快机组启动过程。排汽装置壳侧设有电动真空破坏阀，在机组事故工况下破坏真空，增加排汽背压，缩短汽轮机惰走时间。润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵(氢密封备用油泵)、交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵，2 台 100%容量的

33、冷油器、管子、仪表、满足每台汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件。3.2.3 发电机及电气系统本工程以发电机-主变压器组单元接线接入 330KV 系统，330KV 配电装置采用一个半接线，本期 2 回主变进线，1 回启/备变进线，2 回出线，其中每回主变进线和 1 回出线构成一个完整的串，共两个完整串，启/备变跨接在双母线上。主变为三相变压器，高压侧中性点经隔离开关接地；高压厂用电源直接引自发电机出口，每台机组设一台分裂高压厂用工作变压器；两台机组共设一台高压启动/备用变压器，电源引自本期 330KV 配电装置，高压启动/备用变压器高压侧中性点直接接地。高压厂用工作变压器和高压启动/备用变压器低

34、压侧接入 6KV 厂用电源系统。发电机型式：由上海电气集团股份有限责任公司设计生产的静态励磁水氢氢冷却汽轮发电机，型号为 QFSN-330-2。额定功率 330MW，额定电压 20kV。发电机基本参数：铭牌功率 330MW（在 COS=0.85,氢压 0.31Mpa,冷却水温 38时）额定容量 388MVA 额定电压 20kV 功率因素 0.85（滞相）效率 98.95% 投标文件12额定氢压 0.31Mpa(g)励磁方式 静态励磁 冷却方式 定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷主变压器基本参数：供货商： 保定天威保变电气股份有限公司型 式：三相两线圈铜绕组低损耗无励磁调压油浸式变压器 冷却方

35、式：强油导向风冷 ODAF额定频率：50Hz。额定容量：400MVA。额定电压：高压侧：363kV，低压侧：20kV调压方式：无励磁调压调压范围： 36322.5%额定电流：高压侧：636A，低压侧：11547A联接组标号：YN,d11绕组绝缘耐热等级：A 级机组装设电力系统稳定器（PSS） 。宁东电厂暂按由西北网调、宁夏省调调度管理，具体以电厂接入系统设计（二次部分）审查意见为准。电厂远动信息考虑送至西北网调、宁夏省调，以及银川地调。电厂与网调、省调、地调通信采用数据网络和远动专线通信方式，两种方式互为备用。电厂与网调、省调、地调之间分别应具有一条四线双工远动通道。数据网络通道传输速率为 2

36、M，远动专线通道传输速率为 1200bit/s、600bit/s。电厂至 330kV 站的两回 330kV 线路均配置两套不同原理的、独立的全线速动保护，主保护一拟采用分相电流差动保护，主保护二拟采用分相距离保护，两套主保护均应含有完整的阶段式后备保护。每台机组设 1 台容量为 57/36-36MVA 的分裂绕组高压厂用变压器， 2 台机组共设 1台容量为 57/36-36MVA 的分裂绕组起动/备用变压器。设置 ECS 系统和厂用电监控系统。每台机组设置 1 台 640kW 柴油发电机组，提供机组事故情况下安全停机所必需的交13流电源。发电机采用静态可控硅励磁系统，励磁电源从发电机机端通过励

37、磁变送到可控硅整流柜，通过 AVR 系统来控制励磁电流。厂用电系统电压：中压系统为 6kV 三相、50Hz；额定值 200kW 及以上电动机的额定电压为 6kV。低压交流电压系统（包括保安电源）为 380/220V、三相四线、50Hz；额定值 200kW以下电动机的额定电压为 380V；交流控制电压为单相 220V。直流控制电压为 220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从 187V 到 242V。应急直流油泵的电机额定电压为 220V 直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从 187V 到 242V。3.2.4 热工自动化热工控制系统 DCS（Distributed Control Sy

38、stem）为国产 DCS，采用北京和利时信息技术有限公司生产的 MACSV 分散控制系统。每台机组设置一套 DCS 进行单元机组监视和控制，两台机组采用公用网络系统对两台机组中纳入 DCS 控制的公用辅助系统（燃油泵房、空压机房、采暖加热站、厂用电公用部分、辅机冷却水泵房等）进行监视和控制，在任何时候只能由一台机组的 DCS 对公用系统进行控制。分散控制系统功能将包括：数据采集系统（DAS） 、协调控制系统（CCS） （或称模拟量控制系统 MCS） 、顺序控制系统（SCS） 、炉膛安全监控系统（FSSS） 、汽轮机旁路控制系统（BPS） 、电气控制系统（ECS） 、报警功能等，并通过硬接线方式

39、与汽轮机数字式电液调节控制系统（DEH） 、汽轮机轴系监测系统（TSI） 、汽轮机危急跳闸系统（ETS）进行联系。机组设置厂级监控信息系统（SIS） ，SIS 分别与各单元机组的 DCS、公用辅助车间的自动控制系统及电网监控系统（NCS）设网络通讯接口，同时预留与电厂管理信息系统（MIS）的网络通讯接口。空冷控制系统纳入机组 DCS 控制系统，在空冷岛附近设置空冷 DCS 电子设备间。本工程单元机组采用炉、机、电、网及辅助系统（车间）集中控制方式。两台机组合设一个集中控制室。不单独设电气网络控制室。控制盘（台）的布置按盘、台分开的原则设计。操作台上布置 DCS、DEH、网控及全厂辅助系统集中监

40、控 LCD 操作员站以及用于紧急停机用的后备操作设备。不再设置常规显示仪表和常规报警光字牌等设备。控制盘采用装饰墙形式，布置在操作台后，装饰墙上拟布置 8 台等离子显示器，其中单元机组 DCS 画面显示器 12 台，汽包水位工业电视显示器 12 台、闭路电视显示器 2 台，辅网控制投标文件14系统 2 台。设置独立于 DCS 的紧急操作手段。凝结水精处理系统、汽水取样系统及化学加药系统、机组排水槽系统纳入凝结水精处理 PLC 控制系统中控制，布置在集控楼零米凝结水精处理就地控制室；设置就地调试终端（兼辅助操作员站），作为辅网系统一个站点，接入辅助系统集中监控网络。锅炉补给水处理系统、循环水处理

41、系统、综合水泵房、污水处理系统（包括含煤、含油废水及生活污水处理系统） 、制氢站、排水泵房等纳入锅炉补给水处理 PLC 控制系统中控制，布置在锅炉补给水处理就地辅助控制室。除灰系统和电袋除尘控制在灰控制室进行集中控制，监控功能纳入全厂辅助控制网络。输煤系统作为一个单独的控制点，监控功能纳入全厂辅助控制网络。辅助车间采用可编程控制器(PLC)+交换机(HUB)+人机接口(MMI)控制方式，设置水、灰、煤三个控制点，辅助车间均按无人值守设计。在上述三个监控点的基础上构建全厂辅助系统集中监控网络系统，实现在单元控制室内对全厂辅助车间进行集中监控。同时辅助控制系统预留与全厂 IT 系统的通讯接口。2.

42、2.5 空冷凝汽器系统本工程空冷岛设备由首航艾启威冷却技术（北京）有限公司制造，由山东电力工程咨询院负责空冷岛整体设计。空冷凝汽器布置在主厂房外的空冷平台上。每台 330MW 汽轮机组共配置 30 个单排管空冷凝汽器单元。每个空冷凝汽器单元下部安装一台 9144mm 的轴流风机，所有风机均采用变频调速电机。空冷平台下放置主变压器、厂用变压器、空冷配电室等设备和建筑物。空冷岛基本参数：总散热面积：m 2；总迎风面积：6981m 2；空冷凝汽器单元数量：30 个（6 列 5 行）； 空冷平台面积（挡风墙外侧）：长 164.5m 、宽 61.33m ； 空冷平台高度：35m； 设计迎面风速：2.2m

43、/s；轴流风机直径：9.144m；电动机铭牌功率：132kW ；噪声控制：两台机组整体 ACC 系统的噪音水平（在所有风机转速为 100%，）在水15平距离 ACC 平台边缘 122 米处不大于 60dB(A) ； 排汽主管道直径：6m； 排汽支管道直径：2.6m。每个空冷凝汽器由9根方形混凝土支柱支撑在35米高的空冷钢平台上通过主排汽管道与排汽装置连接。凝汽器由散热管束、管束支撑、上下联箱及通风系统构成。散热管束总面积为。散热管束通过管束支撑分6列布置在钢平台上，每列由管束支撑的分隔墙分割为5个独立的散热单元，最中间一个单元为混流单元，其他两边单元为顺流单元，每个单元配一套机械通风设备，通风

44、设备通过变频专用电机驱动，变频电机连接在由DCS控制的变频器上，由DCS控制风机的转速，使整个系统在高效率下运行。采用了方形柱，支柱截面2500X2500，钢结构采用很成熟的单层伞状结构，比桁架式结构节省约25%的钢材。梁与梁之间的连接采用了法兰面螺栓连接，省去了大量连接板，给安装带来的极大地方便，最大节点使用大六角高强螺栓连接副仅为16套，比桁架式结构节省螺栓投资大约60%，同时也提高了高强螺栓施工进度。单层伞状结构由于在每两根支柱之间都有斜支撑，钢结构的自然下沉量很小。3.2.6 化水系统本工程电厂水源拟采用石槽村及羊肠湾矿井疏干水。备用水源为鸭子荡水库水。本工程水源为煤矿矿井疏干水，目前

45、收到的水质资料较为复杂，含盐量从 370mg/L 到16500mg/L。化学制水流程：水工专业来工业水生水加热器生水箱生水泵叠片过滤器超滤装置超滤水箱反渗透给水泵反渗透保安过滤器高压泵反渗透装置淡水箱淡水泵逆流再生阳离子交换器除碳器中间水箱中间水泵逆流再生阴离子交换器混和离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房。凝结水精处理采用中压系统，每台机组配置 2100%容量的粉末树脂覆盖过滤器和并设置 100%旁路。每台机组设置一套铺膜及清洗系统，2 台机组公用 1 套废水收集、输送系统。3.2.7 冷却水系统采用开闭结合的冷却水系统。对于转动机械的过瓦水和管束管径较小的小水量冷却器，采用闭式冷却水；管束管径

46、较大的大水量冷却器，采用开式冷却水。闭式冷却水换热器的冷却水，由开式冷却水提供。开式冷却水质为深度处理后的中水，设辅机循环水泵，采用机力通风冷却塔循环供水投标文件16系统；闭式冷却水以除盐水作为冷却介质，设有 1 座膨胀水箱，2 台 100%容量冷却水泵，以凝结水补水箱为水源，设有事故备用闭式冷却水泵，在出现全厂停电事故时，冷却某些重要设备，保证安全停机。3.2.8 发电机氢气系统本工程建设 1 套 10Nm3/h 的中压水电解制氢装置，运行压力 3.2MPa，并配有一套氢气干燥装置和 4 台 13.9m3的贮氢罐。制氢站按无人值守方式设计和运行。3.2.9 辅助蒸汽系统每台机组设一个辅助蒸汽

47、联箱，向各自的用汽点供汽。两台机组的联箱间设联络管道。全厂性用汽根据布置情况在两机联络管就近接出并保证一台机停运时仍可供汽。辅助蒸汽有三个汽源：第一台机组启动时由启动锅炉供给；机组正常运行时由四段抽汽来汽；机组低负荷时由冷再热蒸汽系统来汽。3.3 本工程主要参建单位及其工作范围3.3.1 设计单位本工程由山东电力工程咨询院负责整体设计。3.3.2 设计监理本工程设计监理为四川省江电建设监理有限责任公司，负责包括初步设计阶段和施工图设计阶段的勘测、设计监理。3.3.3 施工单位本工程施工单位为西北电力建设第三工程公司。负责以下建筑部分施工：主辅生产工程：热力系统、燃料供应系统、除灰系统、水处理系

48、统、供水系统、电气系统、附属生产工程； 与厂址有关的单项工程：厂内外临时工程等。负责机务部分、电控部分的安装、单体调试。负责分部试运行、配合整套启动试运行、二次设计及锅炉酸洗(采用盐酸)等。负责宁东公司 2330MW 机组工程发包人订货的设备、材料的代保管业务。3.3.4 施工与调试监理本工程由达华集团北京中达联咨询有限公司承担工程建设的安装和调试监理。3.3.5 主体调试单位本工程由华北电力科学研究院有限责任公司承担整体工程的分系统及整套启动试运调试工作，负责完成 168 小时连续试运行并达标所必须的调试内容，专业包括汽轮机、17锅炉、电气、热控、化学、特殊试验项目、公用系统等，还包括 330KV 升压站监控系统调试、330KV 系统远动、通信、保护及自动装置调试等涉网试验。华北电力科学研究院有限责任公司还承担本工程的机组设备性能考核验收试验工作。3.4 本工程进度与计划要求本工程里程碑计划如表 1。表 1：国华宁东发电厂 2330MW 机组里程碑计划编号 项 目 1 号机组 2 号机组1 化学制出合格水 2009-09-102 锅炉水压试验完成 2009.09.30 2009.12.10