工程技术协议

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1、编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第60页 共60页附件一 技术协议1 工程概况1.1 厂址自然条件1.1.1 概述电厂一期工程位于宁夏回族自治区灵武市境内，规划建设2660MW+21000MW高效超超临界燃煤空冷机组，一期建设2660MW，同步建设脱硫装置和脱硝设施。本工程是西北电网规划建设的“西电东送”的重要电源点，工程的建设可将宁东地区的优质丰富的煤炭资源转变为电源，变输煤为输电，将能源优势转化为经济优势，符合国家能源产业政策，对促进宁夏煤炭资源的开发、全国能源资源的优化配置、自治区的经济开发和促进民族的安定团结将起到重要的作用。1.1.2 工程地质条件（

2、1）水文地质据调查，厂区地下水埋深约5.6m8.4m；卸煤沟地段地下水埋藏较浅，埋深约1.0m2.8m。主要为上层滞水，在基坑开挖施工中如遇该水体，建议采取适当的降、排水措施。本阶段地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性；根据邻近的工程经验，结合该场地土壤电阻率的经验值一般在1560（.m）之间，据此地基土对钢结构按中等腐蚀性考虑。地下水对混凝土结构具微弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。（2）工程水文条件灵武地区深居大陆腹地，东边为毛乌素沙漠，西边隔黄河川道是腾格里沙漠，为典型的大陆性季风气候，表现为降水少，蒸发大，日照充足，温差大，春季多风而干旱，冬季寒冷而漫长，夏

3、季多偏南风，冬季多偏北风，年平均气温为8.8，极端最高气温为41.4，极端最低气温为-28.0，全年降水量为203.4mm，降水量集中在7、8、9三个月，这三个月降水量占全年降水量的64%。灵武气象站位于灵武县城西3km处国营灵武农场场部“郊外”，于1953年3月设站观测，其地理位置为东经10618，北纬3807，观测场海拔高度1115.9m。虽然气象站地处黄河川道，而电厂厂址地处黄河东岸的丘陵台地，且电厂厂址距气象站的距离均超过20km，但因两地之间无大的山体阻挡，基本上属于同一气候区，经分析比较后认为，灵武气象站多年统计的基本气象要素可以直接用于电厂的厂址处。（3）气象条件灵武气象站气象要

4、素成果见表2.2-1，逐月气象要素统计见表2.2-2。表2.2-1 灵武气象站基本气象要素年值统计表项 目单位数值发生日期年平均气压hPa889.8年平均气温8.8最热月平均气温23.6最冷月平均气温-8.1平均最高气温16.2平均最低气温2.4极端最高气温41.41953.07.08极端最低气温-28.01954.12.28平均水汽压hPa7.9平均相对湿度%57%年平均降水量mm203.4一日最大降水量mm95.41970.08.01年平均蒸发量mm1774.4平均风速m/s2.5最大风速m/s21.01993.04.23极大风速m/s27.71993.05.06最大积雪深度cm13196

5、3.04.05最大冻土深度cm1091968.03平均雷暴日数d15.8最多雷暴日数d30平均沙尘暴日数d6.8最多沙尘暴日数d50平均大风日数d12.1最多大风日数d80年最多冻融循环次数times852000年表2.2-2 灵武气象站逐月气象要素统计表月份平均温度（）平均相对湿度（%）平均气压（hPa）平均风速(m/s)1-8.154894.42.72-4.250892.42.733.350889.92.9411.045887.43.0517.346885.72.8621.652883.12.5723.662881.22.4821.968884.32.2916.167889.71.9109

6、.264894.02.1111.262895.92.712-6.060895.42.7设计风速及风压：根据灵武气象站历年最大风速资料系列，采用极值型法统计计算，计算结果乘以1.1倍，求得五十年一遇10m高10min平均最大风速为26.6m/s，相应风压为0.44kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大风速为28.5m/s，相应风压为0.51kN/m2。雪压：根据灵武气象站历年最大积雪深度，采用极值型法统计计算，求得五十年一遇最大积雪深度为11.8cm，相应雪压为0.15kN/m2。三十年一遇极端最低气温及相应风速：根据灵武气象站历年极端最低气温资料，进行P型频率统计计算，求得三十年一遇极

7、端最低气温为-27.6，相应风速为12.0m/s。（4）工程地质根据勘察资料，工程场地在勘探深度22m范围内出露的主要地层为上下两套地层，上部为第四系（Q4）风积粉砂、细砂，局部偶混少量粉土；下部为三叠系基岩，岩性种类较多，主要岩性以砂岩、泥岩为主，其次为泥质砂岩、砂质泥岩及粉砂岩等,多以夹层形式分布。根据勘察结果，勘探深度22m范围内揭露的地层岩性特征描述如下： 1层填土（Qh）：色较杂，主色呈灰褐黄色，干稍湿，松散稍密，该层成分较杂乱，结构疏松，混植物根须、叶茎，工程性能差，是厂区整平所致。该层分布在厂区的填方区地段，厚度约0.6m5.6m，主厂房及750KV构架地段分布厚度较大。层底高程

8、在1315.65m1323.97m之间。层粉砂（Q3eol）：浅黄色褐黄色，干稍湿，稍密中密。该层除在厂区西北的挖方区地段基本缺失外，在厂区普遍分布，仅个别孔缺失该，层厚度变化较大。勘探揭露厚度为0.5m12.3m。层底高程在1306.11m1323.96m之间。2层细砂（Q3eol）：褐黄色，稍湿，中密。主要成分为石英、长石，砂质质地均匀，可见少量砂砾石颗粒，局部粘粒含量较高。以透镜体形式分布于层粉砂中、下部，层位不稳。连续性差。厚度0.7m9.7m，层顶高程在1304.91m1314.01m之间。1层强风化砂岩：以灰色灰绿色灰褐色为主，碎屑结构，水平层理构造，岩芯呈短柱状，母岩组织结构已基

9、本破坏，敲击易碎。局部地段在该层顶部可见全风化层，风化后产物以粉细砂为主，密实，在非人工或机械扰动时，工程性能较好，但在经过扰动后，呈松散砂状，工程性能大幅降低。该层遇水或暴露在大气中极易软化崩解，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层薄层。强风化层厚度约在1.2m8m之间，层顶高程1304.91m1323.96m。2层中等风化砂岩：灰褐色灰白色，碎屑结构，水平层理构造，组织结构大部分完好。节理裂隙较发育,岩芯呈长柱状，大部分长度在150mm250mm之间，质地坚硬，重击不易击碎，钻进缓慢。层顶高程1299.91m1315.96m。1层强风化泥岩：褐绿色浅棕红色，泥质结构，水平层理构造，节理裂隙发育。岩

10、体被节理、裂隙分割成块状，母岩组织结构已基本破坏，岩芯较为完整，呈短柱状，该层遇水或暴露在大气中极易软化崩解，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层。勘探结果表明，强风化层厚度约在1.1m6.6m之间，层顶高程1307.11m1320.45m。2层中等风化泥岩：棕红色，泥质结构，层状构造，矿物成分清晰可见,组织结构大部分完好。节理裂隙较发育,岩芯呈长柱状，大部分长度在200mm400mm之间，不易敲碎，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层。该层遇水或暴露在大气中易软化。层顶高程1305.92m1316.31m。地基土物理力学性质指标和承载力特征值：依据勘探及现场原位测试成果，并参考前期可研成果、工程地质手册（第

11、四版）及相关规程规范，结合场地地基土成因类型和附近工程和以往的工程经验，综合评定各层土的主要物理力学性质指标和承载力特征值见表2.1。需要说明的是，1层填土由于成分不均匀，结构疏松，欠固结土，工程性能差，不提供其物理力学等指标。表2.1 、2、1、2、1、2层主要物理力学指标一览表 指标 地层天然重度(kN/m3)内聚力c(kPa)内摩擦角(0)标贯实测击数(击)变形模量E0(MPa)压缩模量ES(MPa)地基承载力特征值fak(kPa)范围值平均值粉砂15.016.0/20308341515/2002细砂16.018.0/203012362016/2301强风化砂岩20.022.020452

12、040155933.5/8143502中等风化砂岩22.024.0501003050/50击（动探）/6001强风化泥岩20.022.030452040205739253530453302中等风化泥岩22.024.040603050/50击（动探）/500注：表中内聚力与内摩擦角值为标准值。地震动参数与建筑场地类别：依据宁夏枣泉电厂工程场地地震安全性评价工作报告（宁夏地震工程研究院2004年12月），场地50年超越概率10%的地表峰值加速度为161.0gal，地震动反应谱特征周期为0.40s，对应的地震烈度为度。场地不存在软土震陷及地基土地震液化等问题。建筑场地类别为类。工程场地地震动参数见下

13、表：工程场地地震动参数超越概率水平Amax（gal）bamaxT0（s）Tg（s）g P50=63%50.92.50.130.10.310.9P 50=10%161.02.50.400.10.400.9P50=2%309.02.50.770.10.480.9冻土深度：依据建筑地基基础设计规范（GB500072011），中国季节性冻土标准冻深线图，厂址区标准冻结深度按100cm120cm考虑。其年最多冻融循环次数85次，最冷月平均气温-8.1。1.2. 现场施工条件1.2.1 交通运输条件（1）交通条件1）公路运输灵武市境内共有高速路、国道、省道、县乡级公路12条，通车里程达400km，市域高速

14、路70km，307国道70km，211国道50km。宁东地区现有主要公路有：青银公路（GZ35）、银古辅道、国道307、国道211、省道302、省道203、羊枣路、冯鸳路、下白路、石马路、狼南路、磁马路、惠安堡至大水坑等。公路交通运输十分便利。2）铁路运输灵武市目前有地方铁路大古铁路，该铁路西起包兰铁路大坝车站，东至灵武矿区古窑子车站，全长70.1km，在灵武市境内设灵武、古窑子车站，横沟站。大古铁路的主要技术标准如下：铁路等级： 地方铁路级正线数目： 单线限制坡度： 上行6，下行12.1最小曲线半径： 300m牵引种类： 蒸汽机车类型： 前进牵引定数： 上行3050t，下行1550t到发线有

15、效长： 650m，预留850m闭塞类型： 继电半自动宁东煤田矿区铁路一是到枣泉矿区，设羊场湾车站和枣泉车站；二是到鸳鸯湖矿区，并设灵新车站、清水营车站、白芨滩车站、大坡壕车站、梅园站、石槽村站、红柳站、规划东圈站、红梁子站、冯记沟站、甜水井站等。本工程燃煤采用铁路运输，设电厂铁路专用线，该专用线计划于2016年年底具备投运条件。3）拟建电厂专用道路进厂道路：由东南引出接黎羊公路，新建长度为0.94km。电厂厂外专用道路均采用7m宽郊区型混凝土道路，三级厂矿道路标准。电厂专用道路均采用厂矿三级道路标准。1.2.2 施工用地厂区采用四列式布置格局，由东向西依次为：升压站、主厂房、冷却塔、煤场，主厂

16、房采用双框架前煤仓方案，扩建端上煤。厂区主入口朝南，采用侧入式进厂。占地总面积37.51hm2 。1.3. 主设备简介1.3.1 电厂建设规模及名称项目名称：宁夏枣泉电厂一期2660MW工程建设单位：宁夏枣泉发电有限责任公司建设规模：项目建设规模为2660MW+21000MW，一期建设2660MW超超临界凝汽式燃煤间接空冷汽轮发电机组，同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置。1.3.2 主设备简况锅炉：锅炉采用巴威锅炉厂有限公司生产的超超临界参数，一次中间再热，变压运行直流炉，单炉膛、采用低NOX双调风旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧、平衡通风，锅炉采用露天布置、干排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，空气预热

17、器采用全拉出布置方案。锅炉容量和主要参数（BMCR工况）项 目单 位数 值最大连续蒸发量t/h1975过热器出口压力MPa（g）28.3过热器出口温度605再热蒸汽流量t/h1658再热器出口温度612锅炉保证热效率94.45汽轮机：本工程汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的汽轮机，汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、表面式间接空冷式机组，定-滑-定压运行方式。主要参数如下：编号项 目单 位THA工况VWO工况1机组输出功率MW660684.1272主蒸汽压力MPa(a)27.0273主蒸汽温度6006004主蒸汽流量t/h1869.4651974.95高压缸排汽压力MP

18、a(a)5.6755.9726再热蒸汽压力MPa(a)5.2215.4917再热蒸汽温度6106108再热蒸汽流量t/h1574.861658.039额定冷却水温21.1221.1210凝汽器背压kPa(a)10.510.511转速r/min3000300012旋转方向（从机头向发电机方向看）顺时针顺时针13给水加热级数7714给水温度298.130215热耗率（保证值）kJ/kWh76047636发电机：本工程采用上海电气集团股份有限公司的发电机，为水-氢-氢冷却、静态励磁，主要参数如下：- 额定容量： _733_MVA(与汽机厂方案一致) - 额定功率： _660_MW(与汽机厂方案一致)

19、- 最大连续容量： 770 MVA(发电机冷却器冷却水进水温度为33) _733MVA(在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢 压条件下，并与汽轮机的最大连续出力相匹配,发电机冷 却器冷却水进水温度为38)- 额定电压： 20kV- 额定功率因数：0.9（滞后）- 频率：50Hz- 额定转速：3000r/min- 冷却方式：水氢氢- 定子绕组绝缘等级：F（注：按B级绝缘温升考核）- 转子绕组绝缘等级：F（注：按 B级绝缘温升考核）- 定子铁芯绝缘等级：F（注：按B级绝缘温升考核）- 短路比：0.5-直轴瞬变电抗（不饱和值）Xd：_29.6_% -直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd ： 23.1

20、% - 效率：99- 相数：3- 极数：2- 定子绕组接线方式：YY- 承受负序电流能力：稳态：I2/IN 10暂态：（I2/IN）2t 10秒- 额定氢压：0.5 Mpa（g）- 漏氢量(折算到标准大气压下的保证值)：11Nm3/24h- 噪音：85dB(A)- 强迫停机率：0.5%励磁性能额定励磁电压：_445 V额定励磁电流：_4534_A 空载励磁电压：_139_V 空载励磁电流：_1480_A 励磁绕组时间常数Td0：_8.61s 顶值电压2倍额定励磁电压（机端电压为80%时）电压响应比3.58_倍额定励磁电压/s 允许强励持续时间 10s主变压器：本工程主变采用西安西电变压器有限责

21、任公司生产的三相一体式，双线圈、铜绕组、导向油循环风冷、无励磁调压、油浸式变压器，主要参数如下：1) 额定容量：750_MVA条件为：在绕组平均温升65K时连续额定容量；平均最大环境温度为 40 ；2) 冷却方式： 导向油循环风冷 3) 绕组额定电压： 高压 800-22.5 kV 低压 _20 kV 调压方式： 无激磁调压 调压位置：中性点；4)_ 额定电流：高压侧： 541 A 低压侧： 21651 A5) 额定频率： 50Hz6) 联接组别标号： YNd11 7) 极性：负极性8) 中性点接地方式： 经小电抗接地9) 短路阻抗(以高压绕组额定容量为基准) 高压-低压： 25(允许误差不超

22、过5%)10) 绕组绝缘耐热等级：A级及以上11) 端子连接方式：高压侧：_750kV架空导线_。低压侧：20kV离相封闭母线。高压侧中性点：架空软导线。1.4. 工程建设资金来源项目由浙江省能源集团有限公司与中电投宁夏青铜峡能源铝业集团有限公司共同出资建设（出资比例为51%：49%）。1.5. 设计单位设计单位：西北电力设计院与浙江省电力设计院联合设计。1.6. 主要工艺系统1.6.1主厂房：厂区采用四列式布置格局，由东向西依次为：升压站、主厂房、冷却塔、煤场，主厂房采用双框架前煤仓方案，扩建端上煤。厂区主入口朝南，采用侧入式进厂。采用烟塔合一，冷却塔呈一字形布置在炉后。厂内工业、消防、生活

23、蓄水池、辅机塔及泵房、锅炉补给水处理区等形成一个综合水区域，布置在主厂房的南侧。厂区竖向设计采用平坡式与阶梯式相结合的布置方式，主厂房区域以及大部分辅助附属设施区域为一个台阶；升压站区域为一个台阶。主厂房采用双框架、前煤仓方案，汽机房长度为151.50m。汽机房跨度29m，A排到引风机入口中心线215.60m。渣仓分别布置在锅炉房的两侧。机组排水槽布置于两炉之间。1.6.2 汽机系统：本工程汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的汽轮机，汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、表面式间接空冷式机组，定-滑-定压运行方式。主要参数如下：编号项 目单 位THA工况VWO工况1机组输出

24、功率MW660684.1272主蒸汽压力MPa(a)27.0273主蒸汽温度6006004主蒸汽流量t/h1869.4651974.95高压缸排汽压力MPa(a)5.6755.9726再热蒸汽压力MPa(a)5.2215.4917再热蒸汽温度6106108再热蒸汽流量t/h1574.861658.039额定冷却水温21.1221.1210凝汽器背压kPa(a)10.510.511转速r/min3000300012旋转方向（从机头向发电机方向看）顺时针顺时针13给水加热级数7714给水温度298.130215热耗率（保证值）kJ/kWh760476362 主蒸汽、再热蒸汽系统主蒸汽、再热蒸汽系统

25、系按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡蒸汽量设计。主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出后，两路主蒸汽管道在汽轮机机头分别接入布置在汽轮机机头的两个主汽门，在靠近主汽门的两路主蒸汽管道上设有压力平衡连通管。再热蒸汽系统：再热冷段采用2-1-2连接方式，由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道采用2-1-2连接方式，由锅炉再热器出口联箱接出两根，合并成单管后至汽机房分两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门。 3 汽机旁路系统设置旁路系统可改善机组的起动性能，缩短起动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护再热器不超温。根据电网及机组情况，本工

26、程旁路系统仅考虑机组启动需要，采用高、低压二级串联启动旁路系统， 40%BMCR容量。由于是简单启动旁路系统，机组启动后不再考虑其他的旁路运行方式。4 抽汽系统汽轮机具有七级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五、六、七级抽汽分别向5号、6号、7号低压加热器供汽。五级抽汽提供暖风器正常运行用汽。给水泵汽轮机采用两个汽源。低压汽源来自四段抽汽；高压汽源来自二段抽汽；启动及调试汽源来自全厂辅汽系统，低负荷时由本机冷再热蒸汽或辅助蒸汽系统供汽。给水泵汽机排汽进入大机间冷凝汽器。5 给水系统

27、每台机组设置一台100%容量的汽动给水泵。仅为一号机设一台电动启动给水泵。给水泵小汽轮机、汽动给水泵与前置泵同轴布置，小汽轮机排汽直接排至主机冷凝器。在给水泵出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，1号高加出口、3号高加进口设有三通阀。本工程给水系统设置三台100%容量高压加热器和一台3号外置式蒸汽冷却器，高压加热器采用大旁路系统。当任一台高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换通过给水旁路供省煤器。有系统简单，阀门少，投资节省，运行维护方便等优点。给水系统提供锅炉过热器各级减温器的减温水，从给水泵中间抽头提供再热器事故减温器和正常减温器的减温水，用以调节过热蒸汽，再热蒸汽温度。

28、给水系统还提供汽轮机高压旁路系统的减温水，用以降低高压旁路阀后蒸汽温度。在省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有30%BMCR容量的启动调节旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。6 凝结水系统本系统设两台100%容量的变频（一拖二）筒式凝结水泵，一台运行，一台备用。本系统设有三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台低温省煤器，凝结水精处理采用中压系统。凝结水由凝汽器底部的凝结水箱经一总管引出，然后分两路至两台全容量凝结水泵（一运一备），合并成一路经中压凝结水精处理设备，轴封冷却器，7号低压加热器， 6、5号低压加热器后至除氧器，其中7号低加出口抽出部分凝结水经升压泵升压后引至炉后

29、进入低温省煤器，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口。5、6、7号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。除氧器水箱有效容积为 195m3，相当于4.94分钟的锅炉最大给水量，满足火力发电厂设计规范（GB50660-2011）中规定200MW以上机组宜为35分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。取消凝结水贮水箱和补充水泵，与化水除盐水箱和水泵合并，机组补水直接由化学专业来。在机组启动时，通

30、过化水车间上水泵向除氧器上水及凝结水系统充水。当机组正常运行时，通过化水车间补充水泵向凝结水箱补水。在5号低压加热器出口的凝结水主管上设有凝结水排水管道，接至锅炉疏水扩容器，当凝结水水质不合格时，排水门打开，将系统中不合格的凝结水排出，以保证系统水质达到要求。凝汽器考虑7号低加、汽机本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器、低压旁路减温消能装置的安装。凝汽器内包括凝结水和机组化学补充水喷嘴雾化除氧装置，进入凝汽器的凝结水和机组化学补充水经喷嘴雾化除氧后，最终的凝结水不超过20mg/L。为提高循环效率，降低煤耗，本工程设置了烟气余热利用装置，即低温省煤器方案，由7号低加出口抽出全部或部分凝结水引至炉后

31、进入低温省煤器，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口凝结水系统，在机组低负荷时，通过旁路运行。7 加热器疏水及放气系统高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式，3号高加疏水至除氧器。每台高压加热器水位通过其疏水管道上的疏水调节阀控制。每台高加设有单独至凝汽器本体疏水扩容器的事故疏水管路，事故疏水调节装置采用气动调节阀，当高加水位高于设定值时将疏水排至凝汽器本体疏水扩容器。疏水调节阀布置位置应尽量靠近接受疏水的设备，以减少两相流体管道的长度。疏水调节阀后管径放大一级，因阀后管道很短采用厚壁管式耐冲蚀的加厚合金钢钢管。除氧器的溢放水水质合格时排入凝汽器本体疏水扩容器，不合格时排入锅炉疏水扩容器

32、。3号高加外置式蒸汽冷却器高位布置在3号高压加热器之上，3号高加外置式蒸汽冷却器的事故疏水管路经U形水封管路后至3号高压加热器。高加水侧、汽侧均设有放气管道，每台高加汽侧设有安全阀，水侧仅在3号高加入口设有安全阀。汽侧还设有停机期间充氮保护管道。高压加热器连续运行排气接至除氧器。在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排气量。除氧器连续排气管道上设有电动截止阀和节流孔板以保证除氧器排气。低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。在事故疏水管道上均设有事故疏水调节阀，布置位置尽量靠

33、近疏水扩容器。正常疏水管道上的疏水调节阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流体管道的长度。调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管耐冲蚀的合金钢。低加水侧、汽侧均设有放气管道。低压加热器连续运行排汽至凝汽器。在低加连续排汽官道上，设有内置式节流孔板，以控制其排汽量。高、低压加热器随主机滑压运行，系统设计满足滑压启动和运行的要求。8 辅助蒸汽系统本工程为新建工程，辅助蒸汽系统为全厂性的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根辅汽联箱，其中辅汽联箱参数为0.81.37MPa（a），405，二台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门；启动蒸汽来自启动锅炉。本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽

34、、邻机及启动锅炉的蒸汽来汽。第一台机组建成启动时，全部辅汽由启动锅炉来的蒸汽提供，随着机组负荷上升，当汽机二级抽汽参数达到一定值后，切换由汽机二级抽汽向辅汽系统供汽；当四、五级抽汽参数上升至一定值后，辅汽联箱及暖风器分别切换由汽机四、五级抽汽提供。 机组正常运行期间，辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机抽汽压力变化而变化，当抽汽压力低于一定值时，可由汽机二级抽汽通过压力调节阀减压后向辅助联箱供汽。辅汽联箱汽源正常运行时来自四级抽汽。暖风器加热汽源正常运行时来自汽机五级抽汽，但机组负荷低于某值时五抽压力不满足要求时，自动切换至辅汽汽源供汽。本系统设置辅汽疏水母管，水质合格时其疏

35、水疏至汽机本体疏水扩容器，水质不合格时疏至锅炉疏水扩容器。9 厂内循环水及辅机冷却水系统开式冷却水系统主要为主机冷油器、给水泵小机冷油器、发电机氢气冷却器、发电机密封油冷却器、发电机定子冷却器、电泵电机冷却器、机械真空泵、磨煤机电机及油站和闭式水热交换器设备提供冷却水。冷却水来自供水专业辅机冷却水系统，经设备吸热后排至机力通风塔进行冷却。系统设一根6309的循环水冷却水进水管和一根6309的排水管。主厂房内冷却水系统不设升压泵，该系统进水管上设有电动旋转滤网及进出口电动蝶阀及旁路阀。本系统设有两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水热交换器（板式）、一台5m3闭式循环冷却水膨

36、胀水箱,此套设备采用集装方式,以减少管道量及优化布置。闭式泵出口的水经板式换热器冷却后，主要供凝结水泵机械密封冷却器、给水泵机械密封冷却器、空预器轴承冷却器、一次风机、送风机及引风机轴承及电动机等设备冷却用。闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。10 抽真空系统凝汽器两侧设置本体疏水扩容器。凝汽器颈部设有旁路装置接口。凝汽器接有真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。空冷凝汽器抽真空系统：设有两台水环式机械真空泵，机组启动时两台真空泵同时投

37、入运行。正常运行时，一台运行，一台备用。11 汽机润滑油净化、贮存和排空系统汽轮机润滑油系统不采用套装油管路，采用单管路。每台机组装设一套润滑油净化装置，两台机组共装设一台润滑油贮存油箱。汽轮机和小汽轮机主油箱、润滑油贮油箱分别设有事故放油管道，排油至主厂房外的事故放油池。12 循环水系统本工程采用带间接空冷塔的单元制二次循环供水系统。循环水泵房位于主厂房外冷却塔附近。冷却水通过两根DN2200的循环水管先进入凝汽器后排至间接空气冷却塔。凝汽器循环水管进、出口电动蝶阀均布置在汽机房循环水坑内。1.6.3 锅炉、煤、灰系统1） 锅炉本体锅炉采用巴威锅炉厂有限公司生产的超超临界参数，一次中间再热，

38、变压运行直流炉，单炉膛、采用低NOX双调风旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧、平衡通风，锅炉采用露天布置、干排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，空气预热器采用全拉出布置方案。锅炉主要参数如下：项 目单 位数 值最大连续蒸发量t/h1975过热器出口压力MPa（g）28.3过热器出口温度605再热蒸汽流量t/h1658再热器出口温度612锅炉保证热效率94.452） 制粉及燃烧系统A 制粉系统根据本工程的煤质、油质资料。制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统。本工程每台锅炉采用6台中速磨方案。在燃用设计煤种时，5台磨煤机运行，一台备用。一台磨煤机引出的煤粉管道连接到锅炉的同一层燃烧器。制粉系统的防爆标

39、准采用美国标准NFPA，从给煤机到磨煤机出口的所有要求承受内压的部件均按承受0.35MPa(g)的内部爆炸压力设计。炉膛的设计承压能力大于6500Pa，瞬时不变形承载能力不低于9800Pa。炉膛设计压力考虑脱硝装置的影响。每台炉配6台电子称重式给煤机，分别对应6台磨煤机。每台锅炉设置6座钢制原煤仓。在原煤仓、给煤机出口均设有动力操作的隔离门。每台炉配2台50%容量动叶可调轴流式一次风机。B 燃烧系统燃烧系统采用平衡通风方式。为防止空预器冷端腐蚀，空预器人口冷一次、二次风道上加装暖风器。锅炉出口烟气经静电除尘器除尘后再经引风机，两台炉的烟气经湿法烟气脱硫装置后再经间冷塔排入大气。每台炉配2台50

40、%容量动叶可调轴流式送风机。每台机组设两台50动叶可调轴流式电动引风机机，脱硫增压风机与引风机合并。3） 除尘系统本工程采用双室五电场干式静电除尘器加湿式静电除尘器，干式静电除尘器处理烟气量为9.95105Nm3/h (设计煤种BMCR,干基)1.02106Nm3/h (校核煤种BMCR,干基)，所有电场配置高频电源，除尘效率为99.94%，电除尘出口含尘量小于15 mg/Nm3（干基，低温省煤器投运，设计和校核煤种)。湿式静电除尘器布置在吸收出口烟道，除尘效率为70%。烟气从干式静电除尘器出口的含尘量为15 mg/Nm3计，加上湿法烟气脱硫设施的除尘效率50%，湿法静电除尘器的除尘效率70%

41、，粉尘的最终排放浓度为5 mg/Nm3（包括吸收塔出口携带雾滴含石膏为8 mg/Nm3计），最终排放浓度小于国家火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中的天然气电厂排放标准5 mg/Nm3。干式静电除尘器阻力为250Pa，漏风率为2%。本工程实施低低温除尘器方案，即在除尘器前加装吸热器，降低烟气温度至85，既减少了进入除尘器的烟气体积流量，又使得烟气热量可加热净烟气，提高净烟气温度，同时又使烟气粉尘的比电阻有所降低，粉尘特性得到改善，有利于电除尘除尘效率的提高和节约厂用电。4） 运煤系统输煤系统的设计范围为从运煤火车、汽车进厂到将煤送入锅炉房原煤仓的整个工艺过程。其中包括入厂煤计

42、量取样、卸煤、储煤、筛碎、输送系统及其他辅助设备和附属建筑的设计。本期工程年需燃煤336.6万吨/年，其中256.6万吨/年为铁路来煤，80万吨/年为汽车来煤。铁路燃煤由宁东煤田的鸳鸯湖矿区和马家滩矿区供应。汽车来煤煤源为电厂周边煤窑，燃料运输采用以铁路运输为主，公路运输为辅的运输方式。煤场设TY220型的推煤机1台，ZL50型的装载机2台，作为煤场的辅助设备。来煤采用火车卸煤沟，单线单沟单缝，火车整列进厂。火车卸煤沟按11个车位设置。卸煤沟下用叶轮给煤机，出力4001500t/h。汽车来煤采用汽车卸煤沟，设5个车位。卸煤沟下带式输送机双路布置，给煤机采用叶轮给煤机，出力4001200t/h。

43、本工程设一座条形全封闭煤场。煤场储煤量约12.4万吨，可满足2660MW机组BMCR工况10天的耗煤量。煤场机械采用1台悬臂为35米的斗轮堆取料机。汽车卸煤沟作为单台取料机故障时的备用上煤手段。输煤系统带式输送机除煤场、火车卸煤沟、1号转运站到2号转运站带式输送机为单路布置外，其余均为双路布置。带式输送机规格为B=1200mm，V=2.8m/s，Q=1200t/h。煤仓间采用电动犁式卸料器卸煤。5） 除灰渣系统锅炉排渣采用刮板捞渣机输送直接进入渣仓，汽车转运方案，渣仓下设有卸料阀门供装车使用。每台炉设一台可变速的水浸式刮板捞渣机，其最大出力满足锅炉满负荷时设计煤种渣量的400%以上，正常出力为

44、10t/h，最大出力40t/h。每台炉设一座8m钢结构渣仓，其总有效容积为180m3，可贮存锅炉满负荷时设计煤种30.46小时的渣量（校核煤种约为21.58小时），由拉渣车送至综合利用用户或运至灰场堆放。飞灰拟采用正压浓相气力输送系统，并采用多泵制运行方式，最大限度地减少输送系统中耐磨出料阀的数量，使整个系统的检修工作量大大减少。省煤器及除尘器的每个灰斗下设置一台仓泵，干灰经由进料阀进入仓泵,由压缩空气通过管道将灰输送至灰库储存。每台炉设4根灰管。省煤器设1根粗灰管，一电场分2侧各设1根粗灰管，电除尘器二、三、四、五电场的细灰合设1根细灰管。正压浓相气力输送系统的输送用气由全厂空压站系统的输灰

45、压缩空气罐提供。除尘器下除灰系统出力为90t/h,是设计煤种排灰的170%，校核煤种排灰的120%。省煤器下除灰系统出力为6t/h,是设计煤种省煤器排灰的203%，校核煤种的144%。为便于粉煤灰的综合利用，本期工程两台机组配置1套出力为60t/h的飞灰分选系统。两台炉共设3座钢筋混凝土灰库，灰库直径15m，每座灰库有效容积28000m3，3座灰库可储存2台锅炉设计煤种59.31小时的排灰量，校核煤种42小时的排灰量。当原灰库和粗灰库作为粗灰库储存粗灰时，2座灰库可储存2台锅炉设计煤种49.43小时的粗灰量，校核煤种35小时的粗灰量。细灰库可储存2台锅炉设计煤种98.85小时的细灰量，校核煤种

46、70小时细灰量。6） 脱硫系统本工程采用2套双吸收塔串联石灰石石膏湿法脱硫系统分别用于两台机组的烟气脱硫；燃用煤种含硫量不高于1.08%时脱硫效率按98.9%考虑，燃用含硫量1.49%煤种时脱硫效率按99.2%考虑，最终的SO2的排放浓度35 mg/Nm3。整个脱硫系统主要由以下子系统组成： a）2套烟气系统（每台机组各1套）b）2套双塔串联SO2吸收系统（每台机组各1套）c）2套石膏脱水及一套储存系统d）1套工艺水系统e）公用1个事故浆液箱的浆液疏排系统为便于运行管理，节约占地，脱硫岛不单独设置增压风机，采用引风机来克服脱硫系统的阻力。7） 脱硝系统本工程两台机组将同步实施烟气脱硝。脱硝装置

47、采用SCR技术（选择性催化还原法），脱硝效率为85%，最终的NOX的排放浓度50 mg/Nm3。SCR烟气脱硝原理为：在催化剂作用下,向温度约300420的烟气中喷入氨，将NOx还原成N2和H2O。工艺系统由SCR反应器系统、氨气喷射系统、还原剂的存储、供应系统等组成。本工程脱硝的系统流程为：液氨通过氨喷射系统喷入脱硝反应器，通过反应器内催化剂层进行催化还原反应。1.6.4 化学系统：(1) 锅炉补给水处理系统新建锅炉补给水处理系统为“超滤模块+反渗透模块+EDI模块” 全膜法制水系统，锅炉补给水处理系统设备总出力：270 m3/h。除盐水箱为2只3000m3。其工艺流程如下：水库水或疏干水工

48、业/消防水池化学专用泵生水加热器自清洗过滤器超滤装置超滤水箱一级增压泵一级反渗透单元（一级保安过滤器一级高压泵一级反渗透装置）一级产水箱二级反渗透单元（二级高压泵二级保安过滤器二级反渗透装置）二级产水箱CEDI给水泵CEDI单元（CEDI保安过滤器CEDI装置）除盐水箱机组补水泵主厂房热力系统。(2) 凝结水处理系统凝结水精处理系统主要用于连续地除去水汽系统内可能产生的金属腐蚀产物和机组启停时所产生的污染产物；连续地去除凝汽器管可能的冷却水微量渗漏时二氧化硅和其它盐类，防止蒸汽被污染而引起的锅炉结垢或汽机积盐；在凝汽器微量渗漏时也能使机组连续运行；即使在凝汽器严重泄漏时，也能步骤地停机或有足够

49、时间以进行凝汽器部分堵管等工作。每台机组配前置过滤器按250%全流量设计；混床出力按350%全流量设计，2运1备，采用母管制连接。前置过滤器和精处理混床均设有100%最大凝结水流量的旁路系统。2台机组共用1套体外再生系统。再生系统采用高效的树脂分离和再生技术。2台机组精处理运行和再生装置集中布置在汽机房和锅炉房之间辅助用房的零米层。(3) 工业废水处理系统本工程新建工业废水处理系统，采用气浮、混凝、澄清、过滤、脱泥等处理工艺，水处理系统处理为250 m3/h，设置非经常性废水储存池容积为32000 m3。处理流程为：厂区工业废水管网 工业废水池 悬浮澄清器 污泥浓缩池（末端配置脱泥机） 气浮处

50、理装置中间水池 无阀滤池 回用水池 综合利用。(4) 供水系统本工程生产用水补给水源采用宁东能源化工基地供水工程鸭子荡水库调蓄的黄河地表水和当地经处理站处理后的煤矿排水（其中矿井疏干水40104 m3/a，黄河水254.6104 m3/a）。本工程取用的黄河地表水从宁东供水工程古窑泵站引接，厂外补给水系统设置1根DN500的焊接钢管，长度约12km，厂内设置23750 m3半地埋蓄水池。另规划建设1根DN350焊接钢管用以输送矿井疏干水。(5) 雨水及排水系统本工程排水系统分为生活污水排水系统、雨水排水系统。生活污水管网独立设置，收集本工程各建筑物的生活污水，直接自流至污水处理站。本期工程设2

51、套埋地生活污水处理设备，每套设计处理能力为10m3/h，采用二级生物接触氧化处理及过滤深度处理工艺，从而达到杂用水水质标准，再进入工业废水处理系统二次处理回用。本期工程的雨水下水道，按本工程的厂区总平面布置独立设置，厂区雨水通过排水管网收集后自流排放至电厂西南侧的排洪沟。(6) 化学加药本工程给水、凝结水、空冷系统循环水、闭式冷却水采用加氨处理，给水、凝结水、高加疏水采用加氧处理，辅机循环冷却水采用投加水质稳定剂和杀菌剂的处理方案。(7) 水汽取样为了有效地监控热力系统水汽品质，本工程每台机组设置1套水汽集中取样自动分析装置，2台机组合用1套计算机及监控系统，具有自动分析重要参数、数据采集、数

52、据库管理、超限报警、打印报表等功能。并与化学水处理控制系统有通讯接口，其监控纳入化水处理控制系统实现无人值守。(8) 中压制氢系统本工程设置制氢站，配置1台10Nm3/h的集装式中压水电解制氢装置和4台水容积为13.9m3储氢罐。(9) 含煤废水治理系统本工程含煤废水治理系统采用电子絮凝、澄清、过滤处理工艺，系统处理能力为1套30m3/h，经过处理后的合格水主要回用于煤场喷淋。1.6.5 电气系统：主要设备特点和接线方式本工程发电机为上海电气集团股份有限公司产品，水-氢-氢冷却，发电机采用自并励静止励磁系统，励磁系统采用南瑞电控产品，额定功率660MW，最大连续容量733MVA，额定电压20k

53、V。主变压器采用西安西电三相一体无载调压低损耗升压变压器，额定容量750MVA，额定电压等级750kV，冷却方式为采用三相导向油循环风冷。发电机出线采用离相封闭母线。每台机组设1台高压厂变60MVA/20kV三相油浸风冷、无载调压低损耗降压分裂变压器，变压器采用西安西电变压器有限责任公司的产品。两台机组共用一台起备变，60MVA/110kV三相油浸风冷、有载调压低损耗降压分裂变压器，变压器采用西安西电变压器有限责任公司的产品。本期2660MW 机组均采用发电机-变压器组单元接线，以750kV 一级电压接入750kV 系统，出线两回，一回接入灵州换流站（装设线路电抗器，高压并联电抗器容量按3x6

54、0Mvar 考虑），一回接入鸳鸯湖二期，主接线采用四角形接线。本工程750kV 配电装置采用屋外敞开式（AIS）布置型式。本期2660MW 机组的启动/备用电源从蒋家南变电站110kV 间隔引接，厂内设置110kV 配电装置，2 台机组设1 台启动/备用变压器，由电厂内设置的110kV 配电装置引接。110kV 配电装置采用变-线串接线方式。发电机引出线及厂用分支线采用全连式离相封闭母线，采用自冷式、微正压系统。离相封闭母线应包括PT 柜、中性点设备柜、电容器和避雷器柜等。厂用电电压为6kV和380/220V两个等级。厂用6kV 系统经低阻接地，单相接地时跳闸。380/220V 低压系统采用中

55、性点直接接地方式。每台机组设1320kW柴油发电机组一套， 100kVA UPS二套，直流220VDC和110VDC分别供动力负荷和控制负荷。每台机设置两段交流事故保安MCC，每段保安MCC设置有2个正常电源，1个柴油发电机电源。过电压保护及接地，采用构架避雷针和避雷线对主变及架空进线等区域进行直击雷保护。全厂接地网设计原则以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌钢管。本期工程设320 门数字程控交换机一套（主机可扩容到1000 线考虑），作为全厂生产管理系统和行政管理系统的对内、对外通讯联系用。远离主厂房的辅助车间应设置必要的通信设施。输煤

56、系统设 1 套 50 个话站的扩音呼叫系统。厂内生产管理通信可用程控交换机和无线通信两种方式。主厂房正常照明系统按机组对应原则设置，每台机组设1台800kVA 照明变及1段380/220V照明段，供本机组的正常照明用电。为确保照明电源电压维持正常额定状态下运行，照明变采用自动调压变压器。辅助车间正常照明电源接自同一辅助厂房的低压MCC 柜，下设多个照明分配箱。正常/事故交流照明系统由保安MCC 向交流事故照明箱供电。正常/事故交流照明系统提供的负荷占全部照明负荷的1520%。 二次系统简介本工程单独设置网络计算机监控系统(NCS)，全厂设置2台操作员站和1台工程师站。操作员站/工程师站布置在集

57、中控制室内；NCS 间隔层测控柜、继电保护管理机等布置在网络继电器室内，继电器室与主厂房主网之间采用光纤以太网通讯接入，远动系统与NCS 合用一套采集系统。750kV/110kV 配电装置的监控、测量在NCS 实现。本工程设网络继电器室，系统保护、线路故障录波、保护子站、NCS 测控柜及升压站部分相关二次设备等布置在网络继电器室内。发电机变压器组、厂高变、励磁变压器主设备保护按全面双重化（即主保护和后备保护均双重化）配置。启备变保护按双套配置。发变组保护、启备变保护采用微机型保护装置；低压厂用变压器保护采用微机型综合保护测控装置并装设于6kV 开关柜内。6kV开关设备采用微机型综合保护；低压厂

58、用系统保护利用低压空气开关自身的保护或熔断器保护。厂用低压动力中心进线和PC 至MCC 馈线开关采用智能型电子脱扣器智能。电动机回路采用智能马达控制器。本工程设置输煤控制系统，输煤控制采用DCS 硬件，在主厂房煤仓间及转运站设置远程I/O 柜。输煤控制操作员站布置在输煤控制楼的控制室内。除尘系统采用微机自动控制，并纳入辅网DCS 系统监控。 电气设备布置主变压器布置在主厂房A排墙外，厂用高压变压器布置在A排墙与主变压器之间。厂高变高压侧通过厂用分支封闭母线与发电机出口封闭母线连接，低压侧通过离相母线与6kV厂用开关柜连接。机组进线均采用架空线与750kV屋外配电装置连接。电气的继电保护屏、辅助

59、继电器屏、变送器屏、厂用快切装置屏以及直流分电屏等布置在机组继电器室内。1.6.6热工控制系统：本工程拟设置厂级监控和管理信息系统，该系统由厂级监控信息系统（SIS） 和厂级管理信息系统（MIS） 组成。厂级监控信息系统（SIS）在老厂的基础上扩建，设有与各单元机组的分散控制系统（DCS）、辅助系统控制网等的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过与厂级管理信息系统（MIS）连接的数据通讯接口，向其提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。本工程为全厂一体化DCS控制，全厂控制系统采用统一的DCS硬件，控制系统采用艾默生公司OVATION系统。本工程为单元制机组，拟采用机、炉、电、网集中控制方式，两台机组