江西华电九江分布式能源站工程江西华电九江分布式能源站工程 初步设计原则、总平面布置讨论会纪要初步设计原则、总平面布置讨论会纪要2011 年 09 月 15 日 9 时在江西华电九江分布式能源有限公司会议室召开了江西华电九江分布式能源站工程初步设计原则、总平面布置讨论会，参加会议的人员有：华东电力设计院叶华、刘广、胡晓辉、韩新玲、方鹏、黄汉清、朱根荣、杨涛，江西华电九江分布式能源有限公司孙喜春、金红根、金勋、邢野、许柏军、徐军、梁巨才、高伟民、周成、关长水、谌俊宇、张千里、唐军、姜涛、王志军。江西华电九江分布式能源有限公司总经理孙喜春明确了能源站工程建设的重要性和意义，并对工程设计提出了要求。江西华电九江分布式能源有限公司副总经理金红根致欢迎词，并对工程设计进行了具体安排。华东电力设计院项目经理叶华介绍了设计工作的准备情况和总体打算。在会议中通过大家的讨论，初步确定了能源站工程和热网区域总平面布置方案，确定了能源站工程初步设计原则，标志着江西华电九江分布式能源站工程初步设计工作正式启动。江西华电九江分布式能源站工程初步设计原则：一、汽机一、汽机专业专业1、本期工程建设二套 30MW 级燃气轮机发电机组，组成一套二拖一燃气-蒸汽联合循环机组，额定发电容量约为87MW。燃料为天然气，年利用小时数 7200 小时。2、余热锅炉采用自然循环、卧式、无补燃、双压、室外布置锅炉。3、燃气轮机采用室外布置、蒸汽轮机发电机组采用室内布置。4、蒸汽循环采用双压系统，并设置高、低压 100%容量的蒸汽旁路。5、本期工程设一组调压站、计量站，每组调压站供两台燃机，调压站天然气出口采用单元制供气至各台燃机，天然气管线设计从电厂厂界开始。调压站半露天布置。 （预留增压站位置）6、本期工程提供全厂用压缩空气的空压机室内布置。7、给水泵采用高低压合一的给水泵组，二台 100%容量（考虑水泵富裕容量），一台运行，一台备用。 （考虑采用变频）8、凝结水泵为二台 100%容量的立式筒型泵，一台运行，一台备用。每台凝泵的容量拟按照满足最大工况下的凝结水流量，再加上 10%的裕量原则选用。 （考虑采用变频）9、循环水及开式水采用机力通风塔二次循环，开式循环冷却水系统设电动滤水器及旁路系统和开式冷却水升压泵。供水管取自循环水进水管，冷却水回水接入主厂房循环水出水管。 （如何考虑循环水泵数量、出力）10、闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，系统设 2X65%容量的闭式循环冷却水泵和 2X100%容量的的水水热交换器。系统设有一只 5m3高位布置的膨胀水箱。11、本期工程凝汽器设置胶球清洗装置加二次滤网。12、汽机房设一台行车。13、介质温度高于 350的设备、蒸汽管道、水管道的保温材料采用微孔硅酸钙或硅酸铝制品。介质温度小于等于350的设备、汽水管道等的保温材料采用岩棉制品。外径小于 50mm 的高温管道的保温材料采用硅酸铝纤维毡，外径小于 50mm 的中低温管道的保温材料采用岩棉管壳。保温结构的保护层材料全部采用铝皮，用于管道设备的铝皮板保护层材料的厚度分别为 0.7mm 和 0.5mm。 （考虑彩钢板）14、厂区集中制冷站采用溴化锂吸收式制冷机。二、二、锅锅炉炉专业专业1、天然气调压、计量站系统：设置一套天然气调压、计量站，厂区调压站半露天布置。所有设备都成撬供货，减少现场安装工作量。2、余热锅炉：采用双压、无再热、无补燃、卧式、自然循环汽包炉，采用露天布置，全钢架悬吊结构，炉顶加装防雨罩。将烟气阻力控制在 2.7 kPa，排烟温度控制在 103。两台余热锅炉顺列布置，每台余热锅炉设一个钢烟囱，烟囱内径为 2.8m，烟囱高度为 45m。本工程不设置旁路烟道，预留脱硝部分。烟囱内设置挡板门和消音器。3、给水泵：采用高、低压合泵的给水泵；按余热锅炉的给水量配两台 100容量的电动给水泵，一用一备，锅炉厂配套供货。4、排污装置：连续排污扩容器的容量应为余热锅炉蒸发量的 1。定期排污扩容器的容量应满足启动和负荷快速变化时的最大排污量以及锅炉事故放水量。5、除氧器：采用与余热锅炉低压汽包合并的整体式除氧器一台。锅炉厂配套供货。6、压缩空气系统：两台机组设有 3 台 6m3/min 螺杆式空气压缩机组成公用空压机站，二台正常运行，一台检修备用。另外还配有 2 套净化能力为 11m3/min 的空气净化装置，一用一备。检修用的压缩空气不经过净化，直接由压缩空气母管向各用气点供气。压缩空气系统设有两台 10m3的储气罐。其中一台储气罐用于仪用，一台用于检修。7、检修起吊设施：余热锅炉岛靠汽机房侧设立管架，给水泵配置电动起吊设施。余热锅炉炉顶设置炉顶起吊葫芦用于锅炉设备检修起吊。三、三、电电力系力系统统1、以江西华电九江分布式能源站工程接入系统设计和关于印发江西华电九江分布式能源站工程接入系统设计评审意见(赣电发展2011228 号)为主要设计依据。2、能源站 3 台发电机组共配置 3 台升压变压器，将机端电压（2 台燃气机发电机组机端电压为 10.5kV，1 台汽轮机发电机机端电压为 10.5kV）升压至 110kV 后，通过新建 1 回110kV 线路接入 110kV 金安变电站，实现并网。新建 110kV线路长约 1.5km；选用 LGJ-400 导线。3、能源站至 110kV 金安变 110kV 线路两侧各配置 1 套光纤电流差动保护装置（考虑稳定控制装置），保护通道采用专用光纤芯方式。110kV 母线两侧各配置 1 套微机型母线保护、配置 1 套微机型故障录波器。4、能源站侧配置 1 套振荡解列装置，当能源站与系统发生振荡时，将能源站与系统解列，以保证其安全稳定运行。5、能源站由九江地调调度。6、远动功能和当地监控功能统一考虑，并具备数据网络和专线接口。远动信息采用调度数据网接入九江地调，采用modem 传输方式为备用数据传输方式。远动信息按照九江供电公司调度自动化系统对电厂的要求设置。7、电能计量关口点设在产权分界点，装设 2 块 0.2s 级电能表（要求进口品牌）；并配置电能量数据采集处理装置 1 套。为采集和传送发电机电量信息，每台发电机出口配置 1 块0.5s 级考核表，电能量数据采用调度数据网传送九江地调，采用专线 modem 传输方式为备用数据传输方式。 （考虑电能计量屏）8、能源站预留通信数据网接入费用，并应根据电网二次系统安全防护要求配置相应的安全防护设备。9、能源站110kV 金安变新建的 110kV 线路各同步敷设 24芯 G.652 型光缆 1 根，光缆长约 1.6km。在九江分布式能源站配置 SDH 155M 光传输设备 1 套，并配置通信电源、PCM等辅助设备，金安变增加 STM-1 光传输板 1 块，在九江分布式能源站110kV 金安变开通 SDH 155M 光纤通信电路。同时租用相应的 2M 运营商通道作为九江分布式能源站至九江地调的备用通道。10、本工程仅包括九江分布式能源站侧的一、二次系统方案配置以及相关费用；对侧金安变扩建间隔及相关的一、二次设备改造方案和相应费用在送出工程中考虑。四、四、电电气气专业专业1、本工程设两台 30MW 级燃气发电机和一台 25MW 级汽轮发电机，额定发电容量为约 87MW。三台发电机的出口电压均为 10.5kV，设发电机出口断路器，出口断路器的额定短路分断能力按 40kA（暂定）考虑。2、升压站设三台主变，两台燃气发电机各设一台 40MVA 110kV 双绕组变压器，汽轮发电机设一台 31.5MVA 110kV变压器，具体容量初步设计时确定。按接入系统评审意见，三台升压主变压器均选用无载调压变压器，主变的高压侧的主抽头电压选用 12122.5%kV。3、升压站内 110kV 为单母线接线，以单回 110kV 出线接至附近金安变电站，距离约 1.5 公里。110kV 配电装置采用屋内 GIS 型式。升压站内 110kV 设备的短路电流水平按不低于 40kA 考虑，最终以接入系统审查意见为准。4、本工程不设专用高压备用电源。5、厂用电电压采用 10kV 和 380V 两级。10kV 厂用系统采用中性点不接地系统，380V 厂用系统采用中性点直接接地系统，动力和照明等负荷共用。10kV 厂用电设两段母线供10kV 负荷，两段互相联络，正常运行时母联开关断开。380V设三台 2000kVA 低压干式厂变（#1、2 厂变、#0 备用变）。#1厂变接于 I 段厂用 10kV 母线，#2 厂变、#0 备用变接于 II 段厂用 10kV 母线， #0 备用变接于汽轮发电机 10kV 母线。6、10kV 系统的短路电流限制在 40kA 内，380V 系统的短路电流限制在 50kA 内。10kV 开关柜选用合资中置式手车开关柜，柜内装设真空开关及限制过电压避雷器等。380V 开关柜选用抽屉（出）式开关柜，容量为 75kW 及以上电动机和厂用电源进线回路的开关选用框架断路器，75kW 以下的主厂房和各辅助生产设施 MCC 柜的选用塑壳开关，操作设备选接触器和热继电器。7、全厂共设置一套 800Ah（一组蓄电池） 220V 直流系统及一套 60kVA 的 UPS 装置8、本工程采用三机一控的控制方式。燃气发电机及其辅助电气设备(包括发电机保护、同期、励磁设备及启动电机等)进入燃机 TCS 中实现顺序控制和实时监视；燃机主变、汽机发电机、主变及厂用电系统均进入机组 DCS 中实现顺序控制和实时监视；TCS 和 DCS 系统之间实现双向通信；仅在操作台上保留部分硬手操，如机组紧急停机、润滑油泵紧急启动、柴油发电机紧急启动等按钮。9、燃机变压器及汽机发电机、变压器均采用微机型保护装置。10、本工程升压站采用计算机监控系统(NCS) ，升压站内电气设备均进入升压站网络监控系统(NCS)中实现顺序控制和实时监视。NCS 配五防系统，安装于 GIS 设备楼 NCS 间内。11、火灾探测、报警、控制系统分为区域和集中两级管理，火灾报警系统采用微机型智能分布式监控系统。12、1575kW 的电动机设置马达保护器，75kW 以上电动机及动力回路配置综合保护测控装置。13、网控楼和电子设备间各配置一套试验电源屏。集控楼电子设备间及网控楼电子设备间配空调。全厂配置电气试验室，面积约 20 平米计。14、两台燃机配置一套故障录波器，汽机配置一套故障录波器。15、发电机出口配置一块考核电能表，厂用电配置一块考核 电能表，线路配两块关口计量表。16、厂内行政和调度合用一台程控交换机。17、考虑设置柴油发电机。18、考虑网控间、电气电子间设置试验电源屏，同期屏。19、考虑设置发电机故障录波器。20、考虑电气试验室。五、五、热热控控专业专业1、机组控制采用以微处理器为基础的分散控制系统（DCS）实现炉、机、电集控。集控室内以操作员站为控制中心，以操作员站的 LCD 显示器和鼠标作为机组监视和控制的主要人机界面。2、在 DCS 主控台上设 4 台 DCS 操作员站，并在台上布置后备操作按钮。4 台 DCS 操作员站的监控范围和功能完全相同。 （考虑工程师站和历史站）3、每台燃气轮机配 1 套控制系统和操作员站，为燃气轮机和辅助系统提供完整的控制、顺控和保护。燃气轮机配套控制系统和 DCS 之间有通讯接口互联。4、汽轮机组配 1 套 DEH 控制系统，用于控制、顺控和保护。DEH 控制系统的硬件尽量和 DCS 保持一致。DEH 和DCS 之间有通讯接口。 （考虑独立控制系统）5、辅助系统的化学补给水、净水和废水处理系统联网组成一个“水控制网”，控制室设在化水控制室，采用可编程序控制器（PLC）进行控制。PLC 输出少量重要信号进入 DCS以实现远程监视。 （考虑辅助系统控制采用 DCS 远程 I/O 站，通过光缆接入机组 DCS，在单元控制室监控。 ）6、循环水泵房、热网首站、空压机室、天然气调压站、消防水系统、工业水系统、取样加药系统等控制采用 DCS 远程 I/O 站，通过光缆接入机组 DCS，在单元控制室监