目 录 目 录 1、概述 . 1 2、系统简介 . 8 11、概述 1.1 工程名称 1、概述 1.1 工程名称 某发电厂二期扩建工程。 1.2 建设地点 1.2 建设地点 山西省晋中市某县台曲村北。 1.3 工程规模和性质 1.3 工程规模和性质 扩建 2300MW 亚临界直接空冷燃煤脱硫发电机组。 1.4 工程设计 1.4 工程设计 本期工程由山西省*力勘测设计院和*电力设计院共同设计。 1.5 工期 1.5 工期 计划从 2003 年 5 月 1 日正式开工至 168 小时结束，工期为 15 个月。 1.6 自然条件 1.6.1 交通运输 1.6 自然条件 1.6.1 交通运输 某发电厂厂外有某县至洪水乡的三级公路通过，附近有榆次至长治、太谷至邢台的三级公路通过，且周围公路星罗棋布，为工程的设备运输提供了较好的交通条件。 电厂厂址西临太焦铁路线, 太焦铁路线向北到修文与南同蒲铁路线连通，向南经长治北可到达邯郸与京广铁路线连通，向南到焦作与陇海铁路线连通, 直达全国各地, 铁路交通运输便利。 本工程的一期材料铁路专用线和二期运煤铁路专用线均由太焦铁路线的台曲站接轨。 某发电厂进厂公路与榆洪公路相接，长约 600m，采用 12m 宽的郊区型沥青路面。 1.6.2 工程地质 1.6.2 工程地质 1.6.2.1 区域地质概况 某发电厂二期厂区位于某武乡盆地的浊漳河北源东岸 II 级阶地上， 无影响厂区建设稳定性的断裂构造存在。厂址区域未发现洞穴、古墓等不良工程地质现象。 1.6.2.2 地震基本烈度 根据中国地震动参数区划图 （1/400万）厂区地震动峰值加速度为0.10g，动反应谱特征周期为0.45s，地震基本烈度为七度。 1.6.2.3 地形、地貌 电厂厂区地处浊漳河级阶地和黄土丘陵区，南北长约 600m，东西宽 600800m，厂区东高西低。自然地面标高在 980.001000.00m（黄海高程）之间。 1.6.2.4 地层结构及特征 2 扩建场地本次最大勘探深度为40m。根据地层时代、野外描述、室内土工试验等工程勘测资料综合分析，将地层划分为四个大层，十三个亚层，各分层地基土特征、特性描述如下： (1-1）层：人工填土（Q4S） ，黄褐色，主要由粘性土组成，含大量砖、瓦碎块及煤屑，上部含大量碎石。稍密，稍湿。一般厚度 0.07.7m。主要分布于 S99孔附近。该层土质不均，力学性质较差, 若作为附属建（构）筑物持力层，须进行地基处理，可考虑采用换土垫层。 (1-2）层：粉土（Q4al+pl） ，灰黄色，含植物根系，混少量粉细砂，稍密，稍湿。一般厚度 0.03.2m。主要分布于储氢罐间、氢气发生站地段。该层压缩系数 a1-2=0.48(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=4.07MPa，属中等压缩性土，力学性质较差, 若作为附属建（构）筑物持力层，须进行地基处理，可考虑采用换土垫层。 (1-3）层：细砂（Q4al+pl） ，灰黄棕黄色，成分主要为石英，混少量粘性土，稍密，稍湿。一般厚度 0.03.9m。主要分布于储氢罐间、氢气发生站地段。力学性质较差, 若作为附属建（构）筑物持力层，须进行地基处理，可考虑采用换土垫层。 (2）层：黄土（粉土） （Q3al+pl） ，灰黄黄褐色，土质较均一，具白色钙质菌丝，粉细砂含量较大，局部夹粉细砂透镜体。稍密中密，稍湿。厚度一般 2.05.5m。普遍分布于整个勘测场地。该层压缩系数为 a1-2=0.36(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=6.67MPa，属中等压缩性土，具湿陷性，为级非自重湿陷性黄土，力学性质较差，不宜作为主要建（构）筑物持力层。若作为附属建（构）筑物持力层，须进行地基处理，可考虑采用换土垫层。 (3-1）层：粉土（Q3al+pl） ，灰褐色褐黄色，土质较均一，见氧化铁条纹及斑点，含贝壳碎片，局部夹粉细砂透镜体。中密，稍湿。厚度一般为 3.06.0m。该层压缩系数a1-2=0.26(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=8.23MPa,属中等压缩性土， 该层土力学性质较好， 厚度较厚，不可作为主要建（构）筑物天然地基持力层，但可作为附属建（构）筑物天然地基持力层。 (3-2）层：粉土（Q3al+pl） ，灰褐色黄褐色，土质较均一，见氧化铁条纹及斑点，含贝壳碎片。稍密，稍湿湿。厚度一般 4.06.0m。该层压缩系数 a1-2=0.31(MPa)-1, 压缩模量E1-2=8.75MPa，属中等压缩性土，该层土力学性质较差，为附属建（构）筑物天然地基软弱下卧层。 (3-3）层：粉质粘土（Q3al+pl） ，黄褐色棕黄色，可塑，土质较均一，见氧化铁条纹及黑色炭质斑点，局部夹细砂薄层及透镜体。中密，湿饱和。厚度一般 5.08.0m。该层压缩系数 a1-2=0.26(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=7.15MPa，属中等压缩性土，该层土力学性质较好，厚度较厚。 (3-4）层：粉土（Q3al+pl） ，灰褐色黄褐色，土质较均一，见氧化铁条纹及斑点，含贝壳碎片,局部夹细砂、粉质粘土薄层及透镜体。中密，湿饱和。厚度一般 2.05.0m。该层压 3缩系数 a1-2=0.28(Mpa)-1, 压缩模量 E1-2=6.68Mpa，属中等压缩性土，该层土力学性质较好。 (3-5）层：细砂（Q3al+pl） ，杂色，主要成分以长石、石英为主，分选性、磨圆度较好，上部含少量粘性土，底部含大量卵石，局部夹粉土薄层及透镜体。中密，湿饱和。厚度一般 1.55.0m。该层土力学性质较好，厚度较厚,且分布较为均匀，如选用桩基，可作为桩基良好的持力层。 (4-1）层：粉质粘土（N2L） ，紫红色红棕色，硬塑坚硬，土质较均一，见氧化铁条纹及黑色炭质斑点，局部见黄绿色条纹，偶夹细砂薄层及透镜体。中密密实，湿饱和。厚度一般 2.05.0m。该层压缩系数 a1-2=0.30(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=6.82MPa，属低压缩性土，该层土力学性质较好，厚度较厚，层位较为稳定，为场地桩基良好的下卧层。 (4-2）层：细砂（N2L） ，黄褐色，主要成分以长石、石英为主，分选性、磨圆度较好，混少量砾石及粘性土。中密密实，湿饱和。厚度一般 4.05.0m。该层土力学性质较好，厚度较厚，且分布较为均匀，为场地桩基良好的下卧层。 (4-3）层：粉质粘土（N2L） ，紫红色，硬塑坚硬，土质较均一，呈半胶结状，具水平层理，局部见黄绿、灰白色条纹。中密密实，湿饱和。厚度一般 5.010.0m。该层压缩系数 a1-2=0.25(MPa)-1, 压缩模量 E1-2=9.05MPa， 属低压缩性土， 该层土力学性质较好， 厚度较厚，层位较为稳定。 (4-4）层：细砂（N2L） ，褐灰色，主要成分以长石、石英为主，分选性、磨圆度较好，局部夹粉质粘土薄层。中密密实，湿饱和。本次勘探未揭穿此层。该层土力学性质较好，厚度较厚，且分布较为均匀。 1.6.2.5 地基土承载力标准值 (1-1)层：fk=100kPa；(1-2)层：fk=100kPa；(1-3)层：fk=120kPa；(2)层：fk=130kPa；(3-1)层：fk=170kPa；(3-2)层：fk=120kPa；(3-3)层：fk=170kPa；(3-4)层：fk=200kPa；(3-5)层：fk=300kPa；(4-1)层：fk=360kPa；(4-2)层：fk=300kPa；(4-3)层：fk=325kPa；(4-4)层：fk=400kPa。 1.6.2.6 地下水条件 勘测场地内地下水主要为第四系松散层孔隙潜水，其补给来源主要为大气降水。水位埋深一般为 11.618.5m，年变幅 1.52.0m。根据一、二期初步设计阶段岩土工程勘测资料及本次水样分析资料，勘测场地内地下水对钢筋、混凝土均无腐蚀性。 1.6.2.7 厂区洪水 某发电厂二期扩建工程厂址位于浊漳北源二级阶地上，自然地面标高在 980.001000.00m 之间，浊漳北源厂址处百年一遇洪水位为 975.30m，与此同时调查了 1928 年、1931 4 年两次历史洪水（重现期约 70 年）情况，其均未淹过厂址。根据浊漳北源百年设计洪水位，并结合历史洪水调查得知，某发电厂二期工程厂址不受浊漳北源百年一遇洪水的影响。 但厂址东侧的五个山洪沟的洪水对其有影响，必须采取防护措施。 1.6.3 气象资料1.6.3 气象资料 某发电厂所在地区属暖温带大陆性季风气候，四季分明，气温与降雨在一年中变化较大，雨量分布不均。厂址气象条件见下表： 厂址气象条件表 厂址气象条件表 项 目 内 容 单 位 数 据 项 目 内 容 单 位 数 据 多年平均气温 8.8 多年极端最高气温 37.0 多年极端最低气温 -24.3 三十年一遇极端最低气温 -24.2 多年平均气压 hPa 898.1 多年平均相对湿度 % 58 多年最小相对湿度 % 0 多年年平均风速 m/s 1.5 多年年平均降水量 mm 560.1 多年一日最大降水量 mm 137.1 多年平均蒸发量 mm 1679.7 最大积雪厚度 cm 24 最大冻土深度 cm 76 最冷月 (一月) 平均气温 -6.6 最热月 (七月) 平均气温 23.9 五十年一遇十米高十分钟平均最大风速 m/s 23.6 P=10% 湿球温度 20.6 每年日平均温度 5的天数 d 141 基本风压 kN/m2 0.25 全年主导风向 ENE 1.7 规划布置 1.7 规划布置 1.7.1 总体规划 某发电厂二期工程燃煤分别由晋中市的北山煤矿、东窑煤矿、高壁煤矿、官窑煤矿、兴安煤矿、罕山煤矿以及西山煤电集团有限公司供给，煤种以贫煤为主；电厂用水与原一期工程统筹考虑，仍取自厂址附近的地下水，本期不再新建；干式贮灰渣场仍设在厂址东南方向距厂址约 4km的陈德山洼内，即将原一期工程的陈德山洼水灰场改造为干灰场使用；新建的铁路专用线与国家铁路太焦线的接轨点在距厂址约 0.5km的台曲站场内。 1.7.2 厂区布置 根据厂区地形条件, 总平面布置采用两级阶梯式，第一台阶布置主厂房和直接空冷架构 5平台及 500kV出线、 脱硫场地等， 第二台阶布置储煤场等。 主厂房固定端朝北, 向南扩建, 出线向东, 锅炉露天布置，汽轮发电机组纵向顺列布置, 机头朝向扩建端, 直接空冷架构平台布置在 500kV出线和主厂房之间，脱硫场地布置在烟囱尾部，化学水处理车间布置在原一期工程化学水处理车间的西侧、本期主厂房固定端的西北侧，储煤场布置在一期储煤场的南侧、本期工程厂区的西南侧；卸煤铁路布置在本期储煤场的西侧。 本期施工场地除部分利用本期工程厂区围墙内征地外，不足部分场地利用本期工程厂区围墙外南侧的空地, 该场地南北长约600m，东西宽约600m，自然标高在 980.001000.00m之间, 东南高西北低, 地势较开阔。 1.7.3 主厂房布置 主厂房采用锅炉房、内煤仓、汽机房三列布置方式。将汽机房与除氧间合并，除氧器低位布置于汽机房运转层，电动调速给水泵布置于汽轮发电机与B列之间零米；汽机纵向顺列布置, 机头朝向扩建端；汽机房运转层采用大平台布置方式；锅炉为独立露天岛式布置，其运转层以下封闭、运转层以上露天；集中控制楼置于两机、炉之间，伸入B、C列。主厂房布置主要尺寸见下表。 主厂房布置主要尺寸表 主厂房布置主要尺寸表 序号 项 目 名 称 单位 数 据备 注 序号 项 目 名 称 单位 数 据备 注 1 主厂房柱距 m 9、12 2 运转层标高 m 12.60 跨度 m 32 汽机中心到 A 列中心距 m 13 天车轨顶标高 m 24.30 屋架下弦标高 m 28.60 两机排汽装置中心距 m 76.20 3 汽 机 房 汽机房长度 m 142.2 跨度 m 13.5 给煤机层标高 m 12.60 皮带层标高 m 33.40 4 煤 仓 间 屋顶标高 m 40.70 炉前（C 列至 K1 列柱中心距） m 6.5 两炉中心距 m 76.2 锅炉深度尺寸（K1 至 D 列柱中心距） m 44.92 5 锅 炉 锅炉宽度 m 33 6 炉后 D 列柱至烟囱中心距 m 68.08 7 主厂房长度 m 142.2 8 A 列柱中心至烟囱中心距 m 165 6 1.7.4 主厂房设备布置 1) 汽机房 汽轮发电机组采用纵向顺列布置，机头朝向扩建端。汽机房跨度采用32m，汽轮发电机组中心线距A列轴线13m，排汽装置中心线向扩建端与锅炉中心线错开1m。汽机房A列外除排汽管道出线的两跨及两机间检修场的一跨外设6.6m跨距的披屋， 用于放置化学凝结水精处理设施、暖通主厂房通风设施、电气直接空冷配电设施及热控的直接空冷变频控制设施。披屋顶标高为12.60m。 汽机房两台机组之间零米设有一个检修场地，其大小可满足大件起吊及汽轮机翻缸的需要。 汽机房分三层布置，即：0.00m、6.30m和12.60m。 靠B列侧0.00m、6.30m和12.60m三层都留有2.5m的纵向通道。靠A列零米留有2m的纵向通道。汽机机座两侧及靠B列侧12.6m和6.3m层下为0.51(宽)1(高)m的电缆托架主通道，靠B列侧0.00m为1.6(宽)2.2(深)m的电缆隧道。 运转层采用大平台布置型式，作为主要的检修场地。 辅助设备的布置经过多次优化，除氧器和加热器打破常规布置格局，将除氧器布置在汽机房内运转层靠 B 列侧锅炉中心线处，除氧水箱中心标高为 15.60m。其中心线距离 B 列轴线2.7m。高压加热器布置在 12.60m 和 6.30m 的 B 列侧，低压加热器布置在 12.60m 的 A 列侧。 电动调速给水泵组布置在汽机房零米汽轮发电机旁靠B列侧，6.30m和12.60m层的相应位置留有检修起吊孔，上设格栅。 汽机房机头零米布置有主机油箱、冷油器、油净化设备、储油箱等。油系统集中布置在防火挡堰内（高150mm） 。 汽机房机尾零米布置有发电机定子冷却水集装装置、 密封油集装装置及水环式真空泵等。 靠B列零米固定端侧，布置有除盐水泵、除氧器紧急补水泵、化学汽水取样泵。 汽机房机头6.30m为管道层，布置有高压旁路阀，各抽汽管道阀门、轴封冷却器、自密封系统各控制站、辅助蒸汽联箱、主蒸汽、再热蒸汽管道等。 汽机房机尾6.30m层布置有发电机励磁小间及电气出线小间和电气6kV配电间。 2) 煤仓间 煤仓间有底层、12.60m层、33.40m输煤皮带层。煤仓间框架采用钢筋混凝土结构布置于炉前，输煤栈桥位于号柱间。 煤仓间底层号柱、号柱之间各布置五台中速磨煤机，每台磨煤机占一跨，磨煤机中心线与所在跨中心对齐。号柱与号柱之间为磨煤机检修跨，号 7柱之间布置电气配电间、楼梯间等。 煤仓间运转层（12.60m）为给煤机层，布置十台给煤机，给煤机进煤口与原煤仓下口对齐，出煤口下接至磨煤机入口。给水及减温水操作台布置在给煤机之间，号柱之间布置有集中控制室、楼梯间等。 33.40m层为输煤皮带层，布置有两条宽为1000mm的输煤皮带。在号柱之间、号柱之间各布置5个原煤仓，支撑于23.94m煤斗梁上。在号柱之间设有从0.00m至33.40m皮带层起吊孔及起吊装置。 3) 锅炉岛布置 锅炉为岛式露天布置，两炉中心线相距76.2m。C列柱与K1柱之间为炉前运行维护通道，距离6.5m，运转层标高12.60m。锅炉运转层以下为砖墙封闭，运转层至燃烧器顶部暂不考虑封闭，炉顶采用金属压型钢板防雨罩壳，司水小室轻型封闭，炉前与煤仓间之间设有钢梁以支吊煤粉管道。 锅炉岛零米布置有除渣设备，密封风机及暖风器疏水箱，定期排污扩容器布置在锅炉房外。在炉后K6钢柱与电除尘器之间布置有轴流式送风机和离心式一次风机，均采用就地吸风方式，空气预热器出口烟道的钢筋混凝土支架同时用于支撑送风机、一次风机的吸风道及作为风机的检修起吊支架。 4) 锅炉尾部布置 锅炉尾部依次布置有电气除尘器、吸风机、烟囱及脱硫装置。 在两炉电除尘器之间布置有辅助设施配电控制楼，并留有电气除尘器检修场地。 两台静叶可调式（暂定）吸风机露天布置于电除尘器出口烟道的支架下方，该支架上设置有吸风机检修起吊设施。 两台炉合用一座210m高，出口直径为7.5m的钢筋混凝土烟囱。 脱硫设施布置在烟囱后部（暂定） ，在烟囱的进口烟道上设有隔断门，烟气在门前接出，经脱硫处理后由门后接入烟道。 5) 各车间检修起吊设施 汽机房选择两台80/20t桥式起重机，跨度30.5m，轨顶标高24.30m。电动调速给水泵、主油箱设备、冷油器等设检修起吊孔，利用桥式起重机起吊。除盐水泵、水环真空泵等上部设电动葫芦，机头零米疏水阀上方设有手动单梁小车，便于起吊检修。 汽机房A列及B列各层布置的加热器均留有检修抽芯子或推外壳的位置。 7号低压加热器在A列墙上留有抽芯子的孔洞。 煤仓间运转层下设置有电动双梁过轨起重机，用于磨煤机的检修起吊。锅炉炉后的一次 8 风机、送风机、吸风机、炉顶及柴油发电机房均设有电动葫芦用于检修起吊。每台炉在靠近集控楼一侧均设有客货两用电梯，能到达锅炉各主要平台。 2、系统简介 2.1 热力系统 2、系统简介 2.1 热力系统 主蒸汽、再热蒸汽系统均采用单元制。 主蒸汽管道（主管Di368.341，支管Di273.0530）采用1-2制方式，即从锅炉过热器出口两个接口接出合为一根管道，到汽轮机前再分成两根支管分别接到汽轮机高压缸左右侧主汽门。主蒸汽管道采用的钢种为ASTMA335P91。 冷再热蒸汽管道（主管812.817.5，支管558.816）采用1-2制方式，即汽轮机高压缸排汽口为一根管道，到锅炉处分成两根支管，分别接到锅炉再热器入口联箱的两个接口。冷再热蒸汽管道采用A672B70CL32。 热再热蒸汽管道（主管Di69933.5，支管Di50824.8）采用2-1-2制方式，即从锅炉再热器出口联箱的两个接口接出合为一根管道通往汽机房，到汽机处又分成两根支管分别接到汽轮机中压缸左右侧再热汽门。热再热蒸汽管道采用ASTMA335P22。 主蒸汽管道上不装流量测量装置，主蒸汽流量通过测量汽轮机调速级后的压力来反应。 在过热器出口管道上装设水压试验阀和再热器进出口管道上装设水压试验堵板。 主蒸汽、再热蒸汽冷、热段三大管道将不考虑做水压试验，采用100%无损探伤代替水压试验进行严密性试验。汽机启动暖机、冲转及升速使用主汽门内旁路门及调速汽门。 冷再热蒸汽还作为辅助蒸汽系统及轴封的汽源之一。 1) 回热抽汽系统 具有三高加一除氧三低加的七级非调整抽汽系统。 一、二、三级抽汽分别供汽至三个高压加热器，二级抽汽还作为辅助蒸汽汽源。四级抽汽供汽至除氧器，还作为辅助蒸汽汽源。五、六、七级抽汽供汽至三台低压加热器，五级抽汽还作为暖风器汽源。 四级抽汽总管上装有一只电动闸阀和两只串联的气动快速关闭止回阀，至除氧器的加热蒸汽管道上还装有机械止回阀，可有效地防止汽机甩负荷时，抽汽压力突降而导致水箱中大量蒸汽倒流入汽机造成超速，并能防止除氧器水箱水位过高，水倒流入汽轮机。一、二、三、五、六级抽汽管道上都分别装有一只电动闸阀和一只气动快速止回阀，作为防止汽轮机超速的一、二级保护，并能防止加热器事故水位过高，水倒流入汽轮机。 七号低压加热器布置在排汽装置喉部，七级抽汽管道亦布置在排汽装置喉部。 92) 给水系统 给水系统为单元制，每台机组设置三台50容量的电动调速给水泵，两台运行一台备用。 三台卧式高压加热器采用电动三通大旁路保护系统。 高压给水管道设简易给水操作台，设置一路100电动阀、一路20调节阀旁路。调节阀可以满足锅炉启动调节要求。 在前置泵入口及主泵入口分别装有粗滤网和精滤网，防止在初次运行及大修初期投运时杂物进入泵内，前置泵与主泵之间设有流量测量装置。 每台给水泵出口，都接有最小流量再循环管，单独接至除氧器给水箱，为防止停泵时蒸汽倒流，在进入除氧器给水箱前都装有止回阀。主给水泵设中间抽头，作为再热蒸汽减温水水源。过热蒸汽及高压旁路减温水从三号高压加热器前给水管上接出。 电动给水泵由液力偶合器进行调速，以满足机组启动和各种工况的需要。在给水主路上不设调节阀，以减小节流损失。 3) 凝结水系统 本工程主凝结水采用中压精处理系统，只设二台100容量凝结水泵，互为备用。为了汇集空冷凝汽器中的凝结水，系统中设有一个凝结水箱。凝结水箱的容积按接纳各种启动疏水、溢流放水和空冷凝汽器中的凝结水考虑。凝结水自凝结水箱出口，经凝结水泵进入凝结水精处理装置，经100处理后再经一台轴封加热器，三台低压加热器进入除氧器。轴封加热器及三台低压加热器的凝结水管道为小旁路，以避免有个别低压加热器因故停运时，过多影响进入除氧器的凝结水温度。 21000m3除盐水箱布置在锅炉固定端厂房外，它也兼作凝结水系统的补水箱，在主厂房固定端设3台除盐水泵，向两台机组的凝结水箱补水，同时也向发电机定子冷却水箱、水环式真空泵组等补水；设1台除氧器紧急补水泵，用于除氧器启动补水和系统冲洗补水。所以，本工程没有设凝结水补充水箱及补充水泵。 由于本工程主机采用直接空冷机组，故在其低压缸下部设置了一个排汽装置，它与汽轮机低压缸弹性连接，其外形与湿冷机组的凝汽器相似。在其喉部放置有7号低压加热器、两台三级减温减压器，并设有汽封溢流接口、抽真空接口、低压缸汽封接口、5、6号低加抽汽口等。喉部内部采用框架支撑加强，既具有足够的刚性，而又不影响蒸汽流动。在排汽装置的中上部设置有蒸汽汽流引导板，以引导低压缸排汽进入排汽管，减小流动阻力，同时防止蒸汽直接冲击排汽装置底部，避免排汽中的水滴对底板产生冲蚀，并去除排汽中的水份，将它们引入下部的水箱。 在排汽装置旁设有本体疏水扩容器及高加事故疏水扩容器，用以接受汽机本体、抽汽管 10 道、各阀门中的疏水和低加的事故疏水及高加事故疏水、除氧器溢流放水等。 在排汽装置的底部，设置有疏水箱，用来接收扩容器等疏水，然后用疏水泵将疏水打入凝结水箱。 轴封加热器出口的主凝结水管道上设有除氧器水箱水位调节阀。凝结水再循环管道由轴封加热器后引出至凝结水箱。再循环管道上设调节阀以保证低负荷时轴封加热器通过最小流量。 除盐水泵至凝结水箱的补水管道上设有凝结水箱水位调节阀，用以调节水箱水位。当水箱出现高一高水位时，轴封加热器前的高水位溢放管上的电动控制阀动作，部分凝结水排人除盐水箱。 本工程除氧器拟选用无头式除氧器。 4) 汽机旁路系统 本工程汽轮机采用两缸两排汽、高中压缸联合启动，故考虑采用30B-MCR容量的二级串联国产简化型电动旁路系统，并带有三级减温减压器。 高压旁路减温水由给水泵出口提供，低压旁路减温水由凝结水泵出口提供。 5) 加热器疏水系统 设有正常疏水管路和事故疏水管路，三台高加和三台低加的正常疏水都采用逐级自流以利用疏水热量，提高热效率。高加疏水回流至除氧器，低加疏水回流至凝结水箱。 加热器事故疏水均采用旁路形式，高加事故疏水接至高加事故疏水扩容器，低加事故疏水接至本体疏水扩容器。在某台加热器管束泄漏或机组低负荷等其它原因，正常疏水不足以排除加热器中的积水时，通过事故疏水管路，可迅速排除疏水，疏水管道的布置，避免了凸起和过多转弯，以保证疏水的畅通。 系统中疏水调节阀和加热器水位联动，加热器疏水在正常水位时，逐级自流，调节阀打开，疏水流入下级加热器，当加热器出现高水位时，事故疏水调节阀打开；当高压加热器出现高一高水位时，抽汽管道的快速气动止回阀和电动闸阀关闭，水侧电动旁路动作，切除高加，给水走大旁路；当某台低加出现高一高水位时，抽汽气动止回阀和电动闸阀关闭，上级疏水切断，水侧旁路打开，加热器进出水门关闭，该台低加退出运行。 除氧水箱设有溢流水管，管上装设电动调节阀，在水箱水位升至高一高水位时，可打开电动调节阀放水至高加事故疏水扩容器。 轴封加热器疏水单独回流入排汽装置下汽机本体疏水箱，疏水管路设置多级水封。 6) 工业水、冷却水系统 本工程为直接空冷机组，不专设循环冷却水塔。工业水冷却水全部取自一期工程循环水， 11由于发电机氢气冷却器布置在汽机房12.60m运转层上，为保证冷却水有足够的压头，系统中设有氢冷升压泵，辅机循环水泵出口水经氢冷升压泵升压后，送至发电机氢气冷却器、锅炉房及锅炉房尾部设备，汽机房、锅炉房冷却水回水全部采用压力回水至一期循环水泵房前池。 由于定排排水水质较好，可将其排至水工辅机循环水泵前池，虽然前池水温会升高 0.5，但这样可以将定排、连排的排水回收，充分利用，从而减小了污水处理站的能力，节省了投资。 7) 辅助蒸汽系统 每台机组均设置高、低压两个辅助蒸汽联箱。 低压辅助蒸汽联箱的蒸汽参数为0.600.88MPa、331，其汽源来自某发电厂一期工程、四段抽汽、冷再热蒸汽，两台机的低压辅助蒸汽联箱间设有联络管。当1#机组启动时，由老厂来汽，经过辅助蒸汽联箱供各用汽点使用；在机组低负荷运行时，辅助蒸汽可由本机冷再热蒸汽供汽；机组正常运行时，由本机四段抽汽供汽。 当一台机组正常运行，另一台机组启动时，启动机组的辅助蒸汽由正常运行机组的四段抽汽或冷再热蒸汽供汽。 高压辅助蒸汽联箱的蒸汽参数为2.0MPa，331，汽源来自冷再热蒸汽，由调节阀调节维持联箱压力2.0MPa，供给邻炉加热用汽、空气预热器吹灰用汽等。 主厂房采暖用汽参数要求0.4MPa，160，所以从两机间的辅助蒸汽联络管上接出，经减温减压后供给主厂房采暖，并且也供给除尘器灰斗加热和锅炉露天防护。 锅炉汽水管道最高点约为68m，邻炉加热用四段抽汽压力不足。所以，邻炉加热用汽也由高压辅助蒸汽联箱供给。 从主蒸汽管道上引一路至轴封系统，以满足机组在极热态启动时的需要。 锅炉冷风道采用暖风器加热形式，机组启动时加热蒸汽来自厂用蒸汽母管。机组正常运行后加热蒸汽来自汽机五段抽汽。 8) 抽真空系统 抽真空系统是直接空冷机组的重要组成部分。 本系统的作用是在机组启动时将一些汽、水管路系统和设备当中所积集的空气抽掉，以便加快启动速度；正常运行时及时抽掉各蒸汽、疏水、排气带入及泄漏到空冷凝汽器中的空气和其它不凝结气体，以维持空冷凝汽器真空以及减少对设备的腐蚀。 抽真空系统中设有真空破坏阀门，当汽轮机甩负荷和有可能发生事故的情况下，开启抽真空管路上所设的真空破坏门以破坏空冷凝汽器的真空、缩短汽轮机甩负荷的惰走时间。 因空冷系统尚未招标，根据初步估算真空系统的总容积，拟考虑每台机组设三台水环式 12 真空泵，在机组启动时三台泵全部投入运行，30分钟达到机组启动所需真空30kPa，60分钟真空达到运行所需背压10kPa。机组正常运行时，则保持一台运行,两台备用。 2.2 烟、风、煤粉、油系统 2.2 烟、风、煤粉、油系统 1) 烟、风、煤粉系统 燃烧制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统， 每台锅炉配五台中速磨煤机，四台运行一台备用，一台磨煤机带同一层四只燃烧器喷口。 每台锅炉设置五个钢制原煤斗，每个原煤斗的有效容积为 381m3，五个原煤斗的储煤量能满足 BMCR 时 10.42h 的耗煤量（设计煤种） ；每台锅炉配 5 台电子称重耐压式给煤机，每台给煤机对应一个原煤斗和一台磨煤机。 烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为三分仓回转再生式空气预热器，一、二次风机为双风机系统，一、二次风自成系统，分开预热。每台锅炉配两台动叶可调轴流式送风机，两台单速离心式一次风机和两台静叶可调轴流式吸风机。 磨煤机密封风系统采用两台离心式密封风机，一台运行一台备用。 锅炉双侧烟风道，在吸风机入口前、送风机出口和一次风机出口均设有联通管道，可满足风机和空预器单侧运行的需要。 送风机、一次风机出口均采用暖风器，在冬季可将室外冷空气加热到锅炉厂要求的进风温度，以减少空气预热器低温段腐蚀。 在送粉管道上装设了可调节孔板，配合合理的送粉管道布置，保证了同一层燃烧器的煤粉浓度差及压差最小。 2) 点火油系统 本期工程锅炉点火采用高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉的二级点火系统。每台锅炉配备 12 只自动点火油枪及高能点火器，单只油枪出力为1.7t/h，两级点火，油枪采用机械雾化喷嘴。炉前油系统分界处油压3.0MPa，油系统总出力20.4t/h，可满足锅炉 30B-MCR 工况要求。 油枪和高能点火器组成一个整体， 其进退采用电动装置。 油库区设有 4500m3储油罐及卸油、供油设施。 2.3 公用系统 2.3 公用系统 1) 燃油系统 本期工程与原某发电厂一期工程合用现有的燃油设施，不再新建燃油泵房，仅新建2500m3储油罐，使油罐总容量达2000m3，作锅炉点火及低负荷时稳燃用。 2) 空压机室 本期工程全厂设置空压机房一座，长 42m、宽 9m，内设空压机五台，三运两备。单台空 13压机流量为 43.7Nm3/min，扬程为 0.75MPa；另设置空气净化装置五套，其中两套采用无热再生吸附式干燥机，并配置一级粗滤、二级精滤器，主要供控制用气；另外三套采用冷冻式干燥机，并配置一级粗滤、一级精滤器，供除灰、热机等专业用气。 3) 启动蒸汽 本期工程启动蒸汽由某发电厂一期工程两台机组接出，满足机组启动、冬季采暖及施工的要求。 4) 氢气系统 本期工程拟在原一期制氢站的扩建端， 再扩建一套 ZHDQ32/10 型中压水电解制氢装置，主要包括电解槽、氢氧分离洗涤、冷却等装置的框架一套，储氢罐三台，压缩空气储罐一台。 5) 柴油发电机 本工程选用两台500kW的自启动柴油发电机， 作为机组的保安电源， 布置在集中控制楼后。 2.4 直接空冷系统 2.4 直接空冷系统 汽轮机乏汽采用直接空冷系统；空冷凝汽器为翅片管式换热器，每台机组设置 24 组换热器，每组换热器配置 1 台风机及相应的电动机、减速器，风机采用变频调速，共配置 24 台风机。 空冷凝汽器支架布置在主厂房 A 列前，平台尺寸为 52.7m153m，采用钢筋混凝土空心柱支撑。 空冷凝汽器平台标高 32.40m，平台四周设约 12m 高的挡风板，挡风板由型钢墙架加支撑和压型钢板制成；平台四周设有 1.5m 宽的环形通道（靠近 A 列的通道为 2.0m 宽） ；风机之间设有 1.2m 宽的检修通道； 平台板采用花纹钢板或钢格栅板； 风机的风扇底部设有钢格栅护网，并设置有钢制的空冷凝汽器检修楼梯。 在空冷凝汽器零米场地上，布置有主变压器、厂用变压器、出线架构、精处理再生间、电气设施等设备和建构筑物。 2.5 除灰渣系统2.5 除灰渣系统 除渣采用机械除渣系统。每台锅炉配置一台刮板捞渣机，单侧出渣；锅炉排出的渣经刮板捞渣机捞出并经其斜升脱水段脱水后直接送出锅炉房外进入碎渣机，破碎后的渣由斗式提升机垂直提升输入各自的渣仓；渣仓每炉设置一座，有效容积为 100m3。 本期灰、渣考虑用汽车运输；该灰渣场有效库容为 1450104m3, 可供全厂贮灰 23.34年。 2.6 电气系统 2.6 电气系统 1) 电气主接线 14 2300MW 机组分别采用发电机变压器线路组接入厂外 4.5km 远的 500kV 某开关站，厂内 500kV 出线设断路器。 2) 高压厂用电接线 本期工程高压厂用电采用 6kV 中性点不接地系统。 每台机设置一台高压厂用工作变压器，变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上支接，6kV 侧通过共箱母线引至每台机组的两段 6kV 工作母线上；两台机组设置一台与高压厂用工作变压器同容量的启动/备用变压器，启动/备用电源由原某发电厂一期 110kV 扩建间隔电缆引接，6kV 侧通过共箱母线引至每台机组的两段 6kV 工作母线上。高压厂用电接线采用单母线接线，每台机设厂用工作 A、B 段，不设公用段，两套辅机分别接于厂用工作 A、B 段上，公用负荷分接在两台机组的 6kV 母线上。 发电机中性点经单相配电变压器接地；500kV 主变的高压侧中性点为直接接地；110kV 启动/备用变压器中性点暂定为死接地。 3) 低压厂用电接线 本工程低压厂用电接线采用 380/220V 中性点直接接地系统，主厂房内采用 PC-MCC 供电方式。 容量为 75kW 及以上的低压电动机和 200kVA 及以上的静止负荷由 PC 供电， 容量为 75kW以下的电动机及 200kVA 以下的静止负荷由 MCC 供电。 每台机组低压工作厂用电动力配电中心（PC）分别按汽机和锅炉配置，即在汽机房和单元控制楼内， 分别设两台 1000kVA 汽机变压器和两台 800kVA 锅炉变压器， 并互为备用； 另外，每台机设一台 1250kVA 公用变压器及 500kVA 照明变压器，两台机低压公用变压器、照明变压器互为备用；每台机设四台 1600kVA 空冷变压器，三台工作，一台备用。以上变压器均为干式变。本工程主厂房不设专用检修变压器，只设检修 MCC，由主厂房公用段供电。每台机照明段前设置电压调节装置，以改善照明电压质量。 4) 主要电气设备选择 发电机为东方电机股份有限公司生产的 300MW 汽轮发电机，励磁系统为机端自并励静态励磁，励磁变压器为室内干式变压器。主变压器采用三相变压器，容量为 370MVA。 500kV 主变出线选用 2LGJQT-600 特轻型扩径空芯铝绞线；发电机引出线及厂用分支母线采用全链型自冷式离相封闭母线，高压厂用变压器、启动/备用变压器低压侧引出线采用共相封闭母线。 500kV 断路器采用瓷柱式、双断口 SF6断路器，额定电流 3150A，开断电流 50kA；500kV隔离开关采用户外、三相、分相电动操作 GW12-500D 型隔离开关，额定电流 3150A,额定热稳定电流 50kA,3 秒，额定动稳定电流 125KA（峰值） ；500kV 电流互感器采用 LB-550 型电流互感器；500kV 电压互感器采用 TYD500/3-0.005 电容式电压互感器。 15110kV 断路器采用 SF6垂直单断口断路器,额定电流 1600A,开断电流 31.5kA， 弹簧操作机构；110kV 隔离开关采用 GW4-110W，额定电流 630A,额定热稳定电流 31.5kA，3 秒，额定动稳定电流 80kA（峰值） 。 启动/备用变 110kV 侧采用交联绝缘铜芯 240mm2单相干式电力电缆。 主厂房 6kV 高压开关柜采用金属铠装手车式开关柜,电源柜采用真空开关柜，额定电流为 3150A，额定开断电流 40kA，动稳定电流 100kA；馈线采用真空开关柜和高压真空接触器+高压熔断器（F-C）回路柜，真空开关馈线柜额定电流为 1250A，额定开断电流 40kA，动稳定电流 100kA； （F-C）回路柜：高压真空接触器开断电流 4kA，高压熔断器开断电流 40kA。 每台机组设置一套 500kW 的柴油发电机组作为机组的事故保安电源。 5) 电气设备布置 主变压器布置在空冷散热器平台的边沿附近，其中心线距 A 列柱中心为 59.7m；高压厂用变压器布置在主厂房 A 列墙外、号柱及、号柱之间；启动/备用变压器布置在 A 列墙外、号柱之间。 500kV 屋外配电装置布置在主变压器正前方，采用普通中型布置方式；110kV 屋外配电装置本期在扩建端扩建一个间隔，作为高压厂用变压器的进线间隔，110kV 屋外配电装置为支持管母、分相中型、断路器双列 E 型布置。 发电机封闭母线从汽机房 6.30m 层上引出，穿过 A 列墙接至主变压器低压侧套管；高压厂用变压器高压侧电源从发电机出线主回路采用封闭母线支接； 厂用高压变压器和启动/备用变压器 6kV 共箱母线沿 A 列墙布置再穿过 A 列外墙进入主厂房接至 6kV 厂用配电装置；发电机出口电压互感器及避雷器柜布置在汽机房 6.30m 层主封闭母线下，发电机中性点接地柜布置在发电机中性点引出套管附近，用封闭母线与发电机中性点连接；发电机出口励磁变压器及励磁整流柜布置在 6.30m 层，由发电机出线封闭母线支接供电。 6kV 厂用配电装置布置在汽机房、柱及、柱之间 6.30m 层；汽机低压厂用配电装置及照明段布置在汽机房、柱及、柱之间 0.00m 层；锅炉的低压厂用配电装置及保安段布置在两机之间的集中控制楼 6.30m 层；低压公用厂用配电装布置在两机之间的集控楼 0.00m 层；空冷配电装置布置在 A 列外毗屋内；220V 动力蓄电池、布置在汽机房 0.00m；110V 控制蓄电池布置在集控楼 0.00m。 主厂房 MCC 就地分散布置在主厂房各层。 本工程每台机组设置一套静止型交流不停电电源装置（UPS） ，采用引进的静态逆变装置，由整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、稳压调压器和馈线柜等组成。UPS 系统设备布置在集控楼 0.00m 层 110V 直流及 UPS 配电间内。 事故保安段布置在集中控制楼 6.30m 层； 16 柴油机房布置在集中控制楼 0.00m 层。 2.7 热工控制系统 2.7 热工控制系统 1) 概述 本工程采用厂级自动化系统（PAS） 、分散控制系统（DCS）以及辅助车间控制系统组成的自动化网络，实现对全厂的生产过程进行监控；达到控制功能分散，信息集中管理的目标。 2) 机组控制方式及布置 采用机、炉、电集中控制方式, 两台机组设一个控制室, 控制室设在两炉之间独立的控制楼内，其标高与汽机房运转层一致。在单元控制室内布置有炉、机、电单元机组操作员站，全厂的火灾报警、消防、值长工作站和 SIS 机房等；在其下方设有相应的电缆夹层。本工程单元集中控制室内不设常规的锅炉、汽机、发电机控制盘，只在 CRT 操作员站前方每台机组设置两块大屏幕显示器装配盘，在其一侧设置一块 BTG 辅盘。 机组的控制采用以微处理器为基础的 DCS 分散控制系统，实现数据采集与处理、自动调节、炉膛安全监控与保护、辅机的程序控制等, 运行人员在单元控制室内主要以 CRT 和键盘为监视和控制中心, 配以极少量必要的常规仪表、 控制设备及少量重要的常规热工报警信号, 实现单元机组的机、炉、电集中控制。 3) 辅助车间控制方式 辅助车间控制采用PLC+上位机的网络控制方式，全厂辅助车间设立以水、煤、灰为特性的三个网络控制中心，相应地设置水、煤、灰网络控制室。分别对辅助车间或系统进行集中监视和控制，达到建立以计算机网络技术为主，运行人员在网络控制室内通过上位机实现辅助车间及系统的设备启、停控制，正常运行的监视和调整以及设备异常与事故工况的处理。 4) 全厂数字化监控系统 全厂数字化监控系统中的锅炉房区域监控点、汽机房区域监控点、电气设备区域监控点及单元控制室监控点在主厂房控制楼的单元控制室中进行监控；化学水处理、凝结水精处理及汽水取样、煤水综合处理站、辅机循环水泵房、工业废水处理站及制氢站等区域监控点在化学水处理车间的水系统网络控制室进行监控；除灰系统、灰库区、空压站、电除尘、脱硫区域监控点在灰系统网络控制室进行监控。 全厂数字化监控系统采用独立的网络系统进行监控，并留有与 MIS 或 SIS 系统的接口。操作人员根据现场画面情况，通过键盘上的操纵杆或相应的控制器可控制各个摄像机摄取现场画面的空间范围、光亮强弱、景物远近、清晰程度以及摄像机电源的开关等。从而实现对全厂生产现场的监视。