火电厂投标用的施工组织设计方案

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1、目 录6. 施工组织设计16.1 编制依据16.2 工程概况及规模16.2.1 工程概况16.2.1.1 工程简况16.2.1.2 厂区自然条件26.2.1.3 现场施工技术条件和技术要求56.2.1.4 主设备简况66.2.2 主要系统设备介绍76.2.2.1 建筑专业76.2.2.2 锅炉专业96.2.2.3 汽机专业116.2.2.4 电气专业156.2.2.5 热工专业196.2.2.6 保温油漆专业236.2.3 本标段主要工程量236.2.3.1 建筑专业236.2.3.2 锅炉专业236.2.3.3 汽机专业246.2.3.4 电气专业256.2.3.5 热工专业266.2.3.

2、6 保温油漆专业276.2.4 本工程特点及对策276.3 施工组织机构296.3.1 本工程施工组织机构296.3.2 本工程管理人员配备296.3.3 施工组织机构图296.4 综合计划和工期保证措施316.4.1 本工程开工、竣工日期及里程碑进度表316.4.2 梦龙施工网络进度图316.4.3 P3施工网络计划图316.4.4 劳动力计划316.4.5 工期保证措施316.5 总平面布置及力能供应规划346.5.1 施工总平面布置原则及场地划分346.5.1.1 施工总平面布置原则346.5.1.2 施工场地划分346.5.2 临时设施布置346.5.2.1 施工场地布置、道路及现场运

3、输346.5.2.2 主要施工机械布置356.5.2.3 生产临建布置376.5.2.4 生活临建布置376.5.2.5 力能供应376.5.2.6 施工通讯396.5.2.7 施工排水396.5.2.8 施工区消防和照明406.5.3 临时用地表416.6 主要施工方案426.6.1 建筑专业主要施工方案426.6.2 锅炉专业主要施工方案726.6.3 汽机专业主要施工方案826.6.4 主要大件设备吊装方案1106.6.5 电气专业主要施工方案1146.6.6 热工专业主要施工方案1276.6.7 焊接专业主要施工方案1326.6.8 保温油漆专业主要施工方案1396.6.9 设备单体调

4、试主要方案1446.6.10 主要交叉作业方案1486.6.11 季节性施工方案1486.7 技术准备与供应1536.7.1 施工图纸供应计划1536.7.1.1 建筑专业1536.7.1.2 锅炉专业1546.7.1.3 汽机专业1546.7.1.4 电气专业1546.7.1.5 热工专业1556.7.1.6 保温油漆专业1556.7.2 主要设备供应计划1566.7.2.1 锅炉专业1566.7.2.2 汽机专业1566.7.2.3 电气专业1566.7.2.4 热工专业1576.7.2.5 保温油漆专业1576.7.3 主要施工机械配备计划1576.8 施工技术管理1596.8.1 施工

5、技术人员配备1596.8.2 技术资源配置1606.8.3 施工技术管理制度和技能培训1606.8.3.1 施工技术管理制度1606.8.3.2 施工技术和技能培训1606.8.4 检验和试验1616.8.4.1 建筑专业检验和试验1616.8.4.2 金属监督及金属检验1646.8.5 “四新”技术应用1677. 质量规划、目标和主要保证措施1687.1 本工程质量手册1687.1.1 公司质量体系综述1687.1.2 本工程质量目标1697.1.3 本工程质量保证体系1707.2 本工程创优措施1807.2.1 工程创优管理措施1817.2.2 工程创优质量保证措施1878. 安全健康与环

6、境规划、目标和主要措施2098.1 职业安全健康和环境管理体系综述2098.2 一般要求2108.3 职业安全健康与环境方针2108.4 计划2118.4.1 危害辨识与环境因素识别2118.4.2 法律法规获取、识别与评价2128.4.3 安全健康和环境目标2128.4.4 管理方案2128.5 实施与运行2138.5.1 职业安全健康与环境管理职责2138.5.2 教育培训2188.5.3 协商与交流2188.5.4 文件及文件控制2188.5.5 运行控制2198.5.6 应急预案与响应2198.6 检查与纠正2198.6.1 职业安全健康与环境监测、测量2198.6.2 事故、事件、不

7、符合、纠正与预防措施2198.6.3 记录与记录控制2208.7 安全管理及保证措施2208.7.1 安全管理与监察组织2208.7.2 安全管理制度2218.7.3 安全管理主要措施2228.7.4 NOSA五星管理体系2339. P3、MIS、KKS编码管理规划2349.1 P3管理规划2349.1.1 P3项目管理软件应用前景2349.1.2 P3软件在我公司的应用情况2359.1.3 本工程P3应用规划2379.2 MIS管理规划2479.2.1 我公司MIS建设情况2479.2.2 我公司MIS应用情况2479.2.3 本工程MIS应用规划2499.3 KKS编码管理规划252附图目

8、录253施工总平面布置示意图（施设-01）253燃机施工机械布置立面示意图（施设-02）253汽机房施工机械布置立面示意图（施设-03）253余热锅炉汽包、模块吊装示意图（施设-04）253燃气机、发电机定子吊装示意图（施设-05）254汽轮发电机定子吊装示意图（施设-06）254高压缸吊装示意图（施设-07）254凝汽器模块吊装示意图（施设-08）254主变压器吊装示意图（施设-09）254梦龙施工综合进度网络计划图（施设-10）254P3施工综合进度网络计划图（施设-11）254劳动力安排曲线图（施设-12）254176施工组织设计编制依据国家电力公司火力发电工程施工组织设计导则原电力工业

9、部电力工程项目工期定额1997浙江国华余姚燃气发电厂工程A标段（动力岛及升压站建筑安装工程）施工招标文件、初设图纸及附件北京电力建设公司质量手册BPCC-QA-C-2001北京电力建设公司职业安全卫生与环境管理体系BPCC-OEP-A-2002北京电力建设公司火电建设起重机应用手册火电施工质量检验评定标准电力建设施工及验收技术规范电力建设文明施工考核标准火电机组达标投产考核标准2001电力建设安全健康与环境管理工作规定国电电源200249号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电建1996159号工程概况及规模工程概况工程简况工程名称：浙江国华余姚燃气发电厂工程。建设地点：浙江省余姚市蔚秀村

10、。工程性质：新建。工程规模：新建一套S209FA燃气-蒸汽联合循环机组（二拖一），装机容量为780MW，并留有扩建一套S209FA机组的余地。两台燃机、一台汽机采用美国GE公司产品，两台余热锅炉采用美国DELTAK公司产品。本标段工程范围：A标段责任区域范围内的所有建筑安装工程，包括以下内容：建筑工程部分：汽机房及集控楼，联合循环发电机组主、辅机设备基础，网络继电器室，变配电系统建（构）筑物基础、避雷针，启动锅炉房，贮氢站，调压站，凝结水箱（除盐水箱）等附属设备基础，划定区域内的地下设施、构筑物、永久道路、厂区土石方、厂区室外上下水道（含厂区室外消防水道）、施工降水、施工排水、综合管架等。安装

11、工程部分：余热锅炉、燃机发电机组、汽轮发电机组及其辅助设备，热力系统汽水管道，热力系统保温油漆，燃气系统设备管道安装，凝结水箱（除盐水箱）制作安装，瓶装供氢系统安装，启动锅炉房安装划定区域内的其它管道安装；发电机电气与引出线安装，主变压器系统安装，网络继电器室及220kV屋外配电装置安装，控制及直流系统安装，划定区域内的厂用电系统安装，电缆及接地安装，全厂通讯系统安装；动力岛内控制系统及仪表安装，划定区域内的辅助车间控制系统及仪表安装，仪控电缆及辅助设施安装等。厂内10kV施工用电环网已架设完毕，施工生产及生活用水水源已接引到厂内300m3施工用水池，出口水泵安装完毕，由本标段中标单位在施工期

12、间进行全厂施工用电环网及水源公用部分（包括取水井）的维护、运行、拆除、清理。本标段内所有设备材料二次搬运（三台主变由招标人直接运到安装地点）。施工单位参加联合试运转。本标段内NOSA综合性五星系统。质量目标：必须全面达到国家和电力行业颁发的标准，高水平达标投产。确保省优、部优，争创鲁班奖，并满足国华公司有关质量管理要求。安全目标：必须达到原国电公司提出的电力建设安全目标及国华公司有关安全管理要求。工期要求：本工程计划2004年6月5日主厂房开挖，6月28日浇第一方砼，2005年11月8日移交生产。厂区自然条件（一）地理位置本工程厂址位于浙江省余姚市，在市区西北方向距城区4km，厂址南面距群立村

13、约250m，西南面距山头村约80m，东面距脚下村约280m。厂址北面紧靠牛头山，南面和西面各有一小山包，东面主要为农田。（二）地形地貌厂址区场地较为开阔，场地内大部分为农田，地形较为平坦，自然地面标高约2.12.6m。厂址附近有一家小型炒茶厂，场地上有三条农用线路及一条尽头式农用水渠。厂区无地下矿产资源，无保护的古迹文物。厂区百年一遇内涝水位为3.4m。（三）地震地质与工程地质条件1）地震地质根据浙江省工程地震研究所为本工程所提供的地震安全性评估报告，报告计算得出工程场地50年超越概率10%的地震水平峰值加速度为0.05g。设计基本地震加速度为0.05g，根据中国地震动参数区划图GB18306

14、-2001工程场地地震基本烈度相当于VI度。2）工程地质条件厂址地貌单元主要由山前平地与剥蚀残丘组成，山前平地地面标高2.5m左右1985年国家高程基准地形平坦。厂址四周未见泥石流、滑波等不良地质影响。厂区地层情况描述如下：（根据可研阶段钻探资料）层粘土：灰黄色，很湿-湿，软塑-可塑，含少量氧化铁班点，表层0.4m为耕植土，分布较稳定，层厚0.81.7m，层底高程0.851.7m，该层除河流部分缺失外在厂址其它部分均有分布。(2-1)层泥炭：灰黑色、结构松散、性质差。该层厚0.40.8m，层顶高程0.851.70m，该层在厂区除KZ2、KZ3钻孔附近地段缺失外，其余部位有分布。层淤泥：灰色、饱

15、和、流塑、含少量有机质。该层层厚4.220m，层顶高程0.301.3m，层底高程-3.52-19.08m，在厂址区均有分布。层粘土：灰绿-黄褐色、湿-稍湿、可塑-硬塑、含少量铁锰质氧化物。该层在主厂房区局部分布，层厚2.0m左右。(4-1)层粉质粘土：褐黄色，湿-稍湿，硬塑为主、混少量全风化凝灰岩碎石，坡残积成因，工程地质较好。该层在厂址区部分地段有分布，层厚0.905.50m，层顶高程-3.54-14.55m。(4-2)层含粘性土碎石：褐红色，碎石主要为全强风化凝灰岩，一般粒径24cm，大者8cm左右，稍密中密，含有粘性土；层厚约1.5m粘性土层，坡残积成因，工程性质较好。该层层厚1.501

16、0.40m，层顶高程-4.47-24.48m，在厂址区均有分布。层粉质粘土：黄褐、褐红色、稍湿、硬塑为主，混少量砾石、碎石，局部混块石，坡残积成因，工程地质较好。该层主厂区局部分布，厚度1.5m左右。层凝灰岩：灰黄、灰白色，凝灰质为主，局部地段含有23mm的石英、长石晶粒，块状构造，节理裂隙极发育，岩心破碎；根据风化程度分为全风化、强风化、中等风层，厚度不等，是本工程桩基持力层。3）水文地质条件厂址场地地下水类型为第四系孔隙潜水，受大气降水和地表水补给，以蒸发和地表迳流排泄为主。地下水位埋深为2.5m至3.0m，地下水位随季节变化不大，雨季水田地带地下水位上升可接近地表。据可研阶段所采取的地下

17、水水样分析成果表明，在干湿交替的环境下，厂址区地下水对钢筋砼结构中的钢筋有弱腐蚀性；厂址区地下水对钢结构有弱腐蚀性。4）气象条件本工程所在区域位于北亚热带季风气候，气候温和湿润，四季分明，降水充沛，冬夏季风交替明显。根据电厂附近的余姚气象站历年资料统计，各气象特征值如下；累年平均大气压： 1015.4hPa累年平均气温： 16.3最执月（7月）平均气温： 28.3最冷月（1月）平均气温： 4.2极端最高气温： 39.5极端最低气温： -9.8累年平均降雨量： 1364.8mm最大年降水量： 1839.2mm最小年降水量： 779.9mm最大日降水量： 267.7mm最大10分钟降水量： 36.

18、1mm累年平均蒸发量： 1389.1mm累年平均相对湿度： 80%累年最小相对湿度： 8%累年平均大气压： 16.9hPa累年最大积雪深度： 30cm累年平均雷暴曰数： 37.1d累年平均雾日数： 22.3d累年平均速： 3.2m/s累年最大风速： 29m/s瞬时最丈风速： 38m/s全年主导风向： SE（14%）现场施工技术条件和技术要求（一）厂址位置及与工矿区、城镇关系厂址在城区西北方向，距市区约6公里。（二）水源电厂循环水系统采用二次循环供水系统，补给水取自厂区南面约2.2km的余姚江。电厂生活用水由余姚市自来水公司专线供水。（三）厂外公路进厂道路共两条，一条为主进厂道路，一条为次进厂道

19、路。主进厂道路在厂区南侧，由余夫公路引入厂前区入处，全长约500m，路基己修筑，宽度约14m，已具备施工车辆通行条件。次进厂道路在厂区东侧由余姚市规划绕城公路西北环道引人，全长约470m，路基宽11m，目前正在填筑路基，由于绕城公路西北环道尚未修建，因此次进厂道路暂不具备通车条件。（四）燃料本工程燃用东海天然气，由浙江省天然气公司供气至厂围墙外1m处。（五）交通运输根据厂址自然条件与现状，本厂址交通运输的原则是：国外设备以水路为主，公路为辅。国内设备及施工材料、机具由公路运输。杭甬高速公路在厂址南面约5km处通过，余夫公路在厂址南面约500m处通过，为二级公路，路面宽20m，交通运输条件良好。

20、施工区内施工用道路由投标人自行解决，费用列入报价中。（六）建设用地建设用地面积：厂区围墙内用地面积（厂区用地）9.4万m2，单位容量用地面积0.121m2/kW。厂区场地利用系数54%。（七）施工力能供应施工临时用水：施工生产用水以河水为主，河水取自厂区边油车江，以自来水作为备用水源。自来水专用管线己敷设至厂区围墙外，并己通水。在施工场地东南角处已建有一座300m3贮水池，其中250m3为施工用水调节水池及消防蓄水池，50m3为生活用自来水贮水池。池边设有3台供水泵，由水泵出口沿厂区南侧围墙至厂前区己敷设施工用水总管线，在总管线上己留有支管接口并设有节门。支管由投标人自行敷设，其费用列入报价中

21、。施工临时用电：施工用电采用l0kV电压等级双回路供电，由附近l0kV丰南线、马渚线上引接，在施工场地东北角处设一总箱变，其容量为2000kVA。全厂施工区城设有四组10/0.4kV箱变，容量为630kVA及400kVA箱变各两组。投标人施工用电由此引接。根据项目法人的场地划分，承包商要做好生产、生活临建的规划，充分考虑消防通道、环境卫生、场地绿化、防台风、防雨排水等措施，开工前必须将方案报项目监理工程师，审查同意后方可实施。主设备简况本工程安装S209FA燃气轮机联合循环电站装置一套，包括GE公司PG9351FA燃气轮机组两台、324LU发电机两台，D11蒸汽轮机一台、324LU发电机一台，

22、DELTAK公司余热锅炉两台，和保定天威保变电气股份有限公司主变压器三台。主机型式、参数及主要技术规范如下：（一）燃气轮机模块式结构，美国GE公司产品，型号PG9351FA，点火转速为14%额定转速，自持转速2700r/min，压气机为18级轴流式，压比15.4，燃烧室型式为环型，燃烧器个数18个。在年平均气象条件下：出力251.600kW，热耗率9780kJ/kWh，排烟温度605.6，排烟量2351.9103kg/hr，排烟能量1507.8103GJ/hr。（二）燃气发电机美国GE公司产品，型号324-LU，型式为氢冷，出力325MVA，功率因素0.8，额定电压15.75kV，频率50Hz

23、。（三）蒸汽轮机美国GE公司产品，型号D11，型式为双缸（一组装好的高中压缸和一未组装的低压缸）下排汽，额定转速3000r/min。在年平均气象条件下出力283.542MW。（四）蒸汽轮机发电机美国GE公司产品，型号324-LU，型式为氢冷，出力325MVA，功率因素0.9，额定电压15.75kV，频率50Hz，定子线圈水冷却、转子线圈和定子铁芯氢气冷却，水氢氢冷却、静态励磁。（五）余热锅炉美国DELTAK公司产品，型式为水平式（卧式）、三压、再热、无补燃、自然循环。（六）主变压器保定天威保变电气股份有限公司产品，三相双圈有载调压变压器，型号为SFP-350000/220，350MVA，15.

24、758X1.25% 6.3kV，Ud=12%，Dyn1，风冷式。主要系统设备介绍建筑专业浙江国华余姚燃气发电厂工程A标段主要包括汽机房及集控楼，联合循环发电机组主、辅机设备基础，网络继电器室，变配电系统建（构）筑物基础、避雷针，启动锅炉房，贮氢站，调压站，凝结水箱（除盐水箱）等附属设备基础，划定区域内的地下设施、构筑物、永久道路、厂区土石方、厂区室外上下水道（含厂区室外消防水道）、施工降水、施工排水、综合管架等。本工程为两台250MW级燃气轮机加1台280MW蒸汽轮机的联合循环发电机组，燃气轮机为露天布置，仅蒸汽轮机布置在汽机房内。主厂房分为汽机房和集控楼两部分。汽机房纵向长度为60m，柱距1

25、0m，横向跨度为25m。厂内布置一台汽轮发电机，基座为岛式布置，顶标高12.6m。环岛布置有汽机平台，标高分别为6.3和12.6m两层，屋面高度为32.0m。汽机房及集控楼的建筑、结构（含汽机房、集控楼、地下设施等）及上下水、暖通、照明、除尘、防雷接地等。汽机房内设一台90t/20t桥式起重机，轨顶标高为25.3m，跨度为23.5m，屋架下弦标高为27.8m，燃气轮机与余热锅炉为露天布置，燃气轮机、余热锅炉通过管架与汽机房相连，管架采用钢结构。集控楼纵向长度为60m、柱距10m，横向两跨，跨度分别为7.4m、6.6m。分3层布置，7.0m层布置6kV配电间，电气设备间、蓄电池室，11m层布置电

26、缆夹层，13.6m布置电子设备间、单元控制室等。汽机房与集控楼为纵向布置，检修吊物孔设在6轴与7轴间，0.00m设有380V厂用配电盘室、空压机房、柴油机房等；汽机房6.3m及集控楼7.0m层，布置有6kV配电装置、电气设备间、蓄电池室等；集控楼的11.0m层布置有电缆夹层；汽机房运转层标高为12.6m，集控楼部分为13.60m、布置有单元控制室、电子设备间、会议室、SIS室、工程师室、交接班室、打印机室、男女更衣间及消防设备间等。汽机房、集控楼框架柱及汽机房运转层平台柱采用钢筋砼独立基础，汽机房内地下沟道及设备基础、循环水管坑等均为钢筋砼结构。汽机房及集控楼采用现浇钢筋砼框排架结构，汽机房屋

27、面结构采用钢屋架支撑体系，压型钢板底模现浇钢筋砼板。汽机房6.26m及12.6m楼层及集控楼各层楼层均采用钢梁、压型钢板底模现浇钢筋砼板。汽机房及集控楼1.20m以下外墙采用砖墙外贴面砖或刷防水、防紫外线的高级涂料。1.20m以上采用单层镀铝锌高强度彩色压型钢板。窗采用静电喷塑铝合金窗。汽机房0.00m层采用防滑耐磨地坪涂料，运转层采用橡胶地板。集控楼各层楼梯间、卫生间、6kV配电装置及380V汽机PC采用地砖楼面，汽机房、集控楼其余各层均采用耐磨楼地面。电缆夹层采用水泥砂浆楼面，卫生间地面、墙面用贴面砖，顶棚采用PVC吊顶，其余顶棚均采用乳胶漆。内墙用多孔砖刷耐磨涂料，有特殊功能要求的房间按

28、施工详图要求施工。汽机房屋面采用钢结构屋架，压型钢板作底模的钢筋砼板，卷材防水。集控楼采用单坡钢结构梁，压型钢板作为底模的钢筋砼楼板，卷材防水，挤塑泡膜板保温层。燃机基础、燃机模块处辅助设备基础、余热锅炉基础采用钢筋砼大块式基础；余热锅炉附属设备基础、汽机辅助附属设备基础采用钢筋砼基础；汽轮发电机基础采用钢筋砼片筏基础，上部结构为整体框架式现浇钢筋砼结构。网络继电器室采用现浇钢筋砼框架，屋面板为现浇砼板，钢筋砼独立基础；单层钢筋砼框架结构填充墙，布置有继电器室、通讯机房、仪表及检修、值班室、卫生间等功能及生活用房。房屋高度为5.6m。铝合金门窗。220千伏屋外配电装置架构及独立避雷针基础为钢筋

29、砼独立基础，变压器基础为大块式钢筋砼基础。220千伏屋外配电装置架构柱为予应力离心管柱，钢梁。独立避雷针为钢结构。启动锅炉房采用单层钢筋砼框架填充墙，建筑物高度约7.0m，钢筋砼独立基础。地面为环氧耐磨自流平地坪，铝合金门窗。内、外墙涂料同网络继电器室。贮氢站为单层钢筋砼框架填充墙结构，建筑物高度约6.0m左右，钢筋砼独立基础。凝结水贮水箱、综合管架基础采用钢筋砼基础。调压站为半露天布置，设简易棚，基础为钢筋砼独立或大块基础，场地为砼地面。本标段责任区域内的永久道路已部分铺设路基，采用砼路面。本工程位于非采暖地区，全厂不设置集中采暖系统。仅在空调房间冬季采用空调机组热泵运行或蒸汽加热方式供热。

30、锅炉专业（一）锅炉本体浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环发电工程建设规模：1780MW燃气蒸汽联合循环机组，厂址位于浙江省余姚市西北约4km处，本期工程的动力岛内安装两台美国DELTAK公司制造生产的余热锅炉。锅炉型式为：卧式、自然循环、三压、无补燃、露天布置（炉顶小间封闭）。锅炉主要技术参数：名称单位100%负荷过热蒸汽流量（高压部分）t/h271.7过热器出口压力MPa12.6过热器出口温度567.5再热蒸汽流量（高压部分）t/h317.55再热器出口压力MPa2.66再热器出口温度567.5过热蒸汽流量（中压部分）t/h48.704过热器出口压力MPa2.827过热器出口温度327过热蒸汽流量

31、（低压部分）t/h41.05过热器出口压力MPa0.543过热器出口温度318排烟温度84锅炉热效率%余热锅炉蒸发系统分别由高、中、低压三部分组成。由高压给水泵出来的高压给水经给水调整段进入高压省煤器模块，高压省煤器分四级，经高压省煤器加热的给水进入高压汽包，通过下降管进入高压蒸发器模块加热，从高压汽包出来的饱和蒸汽经四级高压过热器模块加热后通过29230的高压主蒸汽支管引出接入汽机房的40040高压主蒸汽母管。由中压给水泵出来的中压给水经一级中压省煤器模块加热后进入中压汽包，通过下降管进入中压蒸发器模块加热，由中压汽包出来的饱和蒸汽经一级中压过热器模块加热后与冷再热蒸汽混合进入三级再热器模块

32、加热后经61615的热再热蒸汽支管引出接入汽机房的80018热再热蒸汽母管。余热锅炉的低压给水由凝结水泵提供，由凝结水泵的来水进入低压省煤器模块加热后进入汽包，通过下降管进入低压蒸发器模块加热，经一级低压过热器加热后通过42610低压蒸汽支管接入汽机房的53013低压蒸汽母管。为保证低压省煤器出口的给水温度设计了两台再循环给水泵。（二）给水系统余热锅炉的给水系统由高、中、低压三部分组成。高压给水由2台100%容量的高压调速给水泵提供，高压给水泵同时提供余热锅炉高压过热器和高压旁路所需的减温水。中压给水有2台100%容量的中压定速给水泵提供，中压给水泵同时提供余热锅炉再热器所需的减温水。低压给水

33、来自凝结水泵，但设计了两台再循环给水泵。（三）锅炉附属系统余热锅炉的高、中、低压汽包上各设计两个安全门，高压主蒸汽支管、热再热蒸汽支管上各设计一个安全门。在中压省煤器出口引出一路894的热水管作为燃气加热器的热源。相应的疏水、放空、排污、加药、排汽等管道系统。（四）锅炉烟道余热锅炉的进、出口烟道为钢板与型钢杆件组合结构由厂家制造，散件供货现场组合安装。余热锅炉进口烟道内采用双层内护板，降低护板与炉壳间的传热、保护保温层材料、降低锅炉噪音。出口烟道内采用单层内护板，内护板均为鳞片式搭接。锅炉进、出口烟道为吸收锅炉与燃汽轮机间膨胀位移及锅炉与烟囱之间的膨胀位移分别设计了非金属膨胀节。（五）锅炉炉壳

34、锅炉本体炉壳的结构为内护板、保温层和外护板，锅炉炉壳在高温段采用双层内护板，其结构形式为鳞片式搭接，不同烟温区采用不同材质的钢板和保温层厚度。每块鳞片均由相应的紧固件固定，将内护板、保温层、外护板组合成一体。（六）烟囱每台余热锅炉尾部布置一座高度为80m，直径为6858mm的钢烟囱。钢烟囱由锅炉厂家卷制成型散件供货，烟囱壁厚由下向上依次递减。（七）燃气系统动力岛内燃机燃料天然气来自东海油气田，到达厂区围墙外1m处的天然气压力为4MPa以上，在进厂后的天然气母管上设有一道紧急切断阀和超声波流量计；然后天然气进入除湿装置，再进入厂区一级过滤装置；接着天然气进入调压支路，调压支路按单元制设计，每条支

35、路设工作线和备用线。经调压站调压的天然气通过厂区管道进入余热锅炉右侧的天然气处理间，经过颗粒过滤器、二级精过滤装置、燃气加热器、启动电加热器、终端过滤器后进入燃机燃料模块。天然气管道的管材采用20#钢的无缝钢管，压力等级为6.4MPa。为保证安全，厂区天然气管道设氮气吹扫系统。（八）启动锅炉本期工程安装一台2.5MPa、350、10t/h的燃气锅炉，为机组启动时提供辅助蒸汽汽源。启动锅炉用天燃气的供应由调压站出口1#、2#燃机供气管道间的联络管引出，管道规格DN80。汽机专业（一）主要设备介绍1）燃气轮机制造厂家：美国GE公司型号：PG9351FA自持转速：2700r/min压气机：18级、轴

36、流式、压比15.4燃烧室：环形布置、18个燃烧器在年平均气象条件下：出力：251，600 kW热耗率：9780kJ/kWh排烟温度：605.6排烟量：2351.9103kg/hr排烟能量：1507.8103GJ/hr2）燃机发电机制造厂家：美国GE公司型号：324LU型式：水-氢-氢冷却、静态励磁出力：325MVA功率因数：0.8额定电压：15.75kV频率：50Hz3）蒸汽轮机制造厂家：美国GE公司型号：D11形式：双缸（一高中压缸和一低压缸）、下排汽额定转速：3000r/min在年平均气象条件下：出力：283.542MW高压蒸汽进汽压力：121.66bar（a）高压蒸汽进汽温度：565.5

37、高压蒸汽进汽流量：543.38t/h再热蒸汽进汽压力：25.8bar（a）再热蒸汽进汽温度：565.5再热蒸汽进汽流量：635.095t/h低压蒸汽进汽压力：4.84bar（a）低压蒸汽进汽温度：316.5低压蒸汽进汽流量：82.105t/h4）汽机发电机制造厂家：美国GE公司型号：324LU型式：水-氢-氢冷却、静态励磁出力：325MVA功率因数：0.9额定电压：15.75kV频率：50Hz5）凝汽器供货厂家：韩国斗山重工业株式会社型 式：单背压、单壳体 双流程表面式冷却面积：21000m2冷却水量：44900m3冷却水管：不锈钢管316L（胀焊好运到现场）（二）主要系统介绍1）高压蒸汽系统

38、高压过热蒸汽由每台余热锅炉的高压过热器联箱出口引出，通过隔离阀门接入汽机房高压主蒸汽母管，混合后再分成两路分别接至汽机的两个高压主汽门进口，该系统为全滑压运行。系统配有100%容量的旁路系统。主蒸汽管道中的过热蒸汽经高压旁路减温、减压后进入冷再热蒸汽管道。旁路管道从高压主蒸汽母管前的隔离阀门前接出。主蒸汽管道采用A335P91合金钢，规格为i40040（主管）和i29230（支管）。高压旁路管道采用A335P91（进口）和A106B（出口），管道规格为27325.4（进口）和406.412.7（出口）。2）低温再热蒸汽系统蒸汽轮机的高压缸排汽经过高压缸排汽逆止门后，经冷再热蒸汽管道回到余热锅炉

39、，在进入再热器之前与余热锅炉中压过热器出来的蒸汽混合，进入再热器。在高压缸排汽管的逆止阀处并联设置一个倒暖阀，用于启动时的高中压缸暖缸。汽源来自高压主蒸汽旁路到冷段的排汽。冷再热蒸汽管道采用A672B70CL32合金钢，规格为812.817.48（主管）和558.812.7（支管）。3）高温再热蒸汽系统高温再热蒸汽由每台余热锅炉的再热器联箱出口引出，通过隔离阀门接入汽机房高温再热蒸汽母管，混合后再分成两路分别接至汽机的两个中联门进口。系统配有100%容量的旁路系统。再热蒸汽管道中的再热蒸汽经旁路减温、减压后进入凝汽器。旁路管道从再热蒸汽母管前的隔离阀门前接出。热再热蒸汽管道采用A335P91合

40、金钢，规格为i80018（主管）和i61615（支管）。再热旁路管道采用A335P91（进口）和A672B70CL32 （出口）合金钢，规格为50812.7（进口）和7627.92（出口）。4）低压蒸汽系统低压蒸汽由每台余热锅炉的低压过热器联箱出口引出，通过隔离阀门接入汽机房低压主蒸汽母管，通过母管再接到汽轮机低压蒸汽关断阀。系统配有100%容量的旁路系统。低压蒸汽管道中的蒸汽经旁路减温、减压后进入凝汽器。旁路管道从低压蒸汽母管前的隔离阀门前接出。低压蒸汽管道材质均为GB3087 钢 20，规格为53013（主管）和42610（支管）。低压旁路管道材质为GB3087 钢 20，规格为3257.

41、5（进口）和3779（出口）。5）凝结水系统凝结水系统主要作用是通过凝结水泵向余热锅炉的低压省煤器输送给水。凝结水由凝汽器热井引出，然后至两台100%容量凝结水泵（一台备用），合并成一路经汽封加热器，至余热锅炉侧分成两路分别送至每台余热锅炉的低压省煤器入口。为防止凝结水泵汽化，系统在轴封冷却器出口与凝汽器之间设有最小流量再循环管道。凝结水加热除氧在凝汽器内完成。整套机组设置一台200m3的凝结水贮水箱，水源来自化学水车间的除盐水，配备两台凝结水输送泵互为连锁备用，主要用于启动时向热力系统，锅炉及闭式循环冷却水系统充水，向凝汽器补水。6）辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统在机组启动时向汽轮机提供轴封蒸汽以

42、及向凝汽器的真空除氧提供加热蒸汽。同时也在机组正常运行时向暖通、化学提供供暖蒸汽和工艺蒸汽。辅助蒸汽来自辅助锅炉系统，同时每台余热锅炉的中压蒸汽也可向辅助蒸汽系统供汽。7）闭式循环冷却水系统闭式冷却水系统的介质为化学除盐水，向主厂房、余热锅炉岛区域内的辅机设备提供冷却水。系统设2台100%容量的闭式冷却水泵，1运1备。3台50%容量的板式闭式水换热器，2运1备，并设20m3的闭式膨胀水箱一座，另外还设置一个停机冷却水泵。系统的补充水接至布置在12.6m运转层的闭式膨胀水箱，再引入冷却水泵的入口。 膨胀水箱作为闭式循环冷却水的缓冲水箱，用以调节系统中流量的波动和吸收水的热膨胀，其正常水位只维持在

43、水箱容积的1/2处，留有一定的膨胀空间。8）开式循环冷却水系统系统的主要作用是持续不断的向闭式水换热器提供冷却水。开式循环冷却水取自循环水系统进水母管的循环水，经两台电动滤水器和两台开式循环冷却水泵和三台闭式水换热器后排至凝汽器循环水出口蝶阀后的循环水回水母管，送至闭式水换热器，冷却水回水排至循环水回水管。两台电动滤水器和冷却水泵均互为备用。9）凝汽器真空系统凝汽器真空系统在机组启动初期将凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体，提高凝汽器换热量，维持汽轮机背压，提高机组的整体热效率。机组安装2台100%容量水环真空泵组，

44、机组正常运行时，1台运行，1台备用。10）润滑油系统润滑油系统设备由燃机润滑油模块、汽机润滑油模块、油净化装置、套装油管、顶轴油系统等组成。系统向燃气轮机、汽轮机和发电机轴承供给润滑油，保证机组的正常运转。汽轮机采用套装油管道，保证机组运行中润滑油不渗漏，保证机组的安全。机组设1套脏油/干净油组合贮油油箱，用于汽轮机主油箱检修储放润滑油和用于正常补充油的贮存。顶轴油系统向每个需顶轴的轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。电气专业（一）发变组系统及主接线本工程新建机组微调峰机组，安装一套美国GE公司S209FA型多轴燃汽蒸气联合循环机组，两台发电机单机额定功

45、率为260MW，一台汽及发电机单机额定功率为299.97MW，各经一台额定容量为350MVA三相双卷升压变压器升至220kV，与220kV屋外配电装置相连。燃机发电机出线经离相封闭母线接至主变压器低压侧，在发电机出口侧与主变低压侧之间设置发电机出口断路器（GCB），厂用分支接于主变低压侧，工作厂变采用有载调压，机组正常起停通过主变倒送厂用电源，由GCB同期，适应各种调峰运行方式的要求。汽机发电机出线经离相封闭母线接至主变压器低压侧，在发电机出口侧与主变低压侧之间不设置发电机出口断路器（GCB）。220kV配电装置采用屋外式布置。220kV系统设出线4回-2回溪凤线、2回姚西线，四回出线在电厂端

46、均采用220kV架空线。（二）厂用电接线及布置厂用电系统采用6kV和0.4kV两级电压。1）6kV厂用电接线本套机组设两台35MVA容量的双卷高压厂用变压器，变压器高压侧由燃机发电机主回路主变压器低压侧引接；在正常运行状态下，由本机的高压厂变供本机组的单元厂用负荷，当某一台机故障停机连主变一起切除时，或当工作厂变故障检修时，便由另一台机的工作厂变来为非正常运行机组的厂用负荷提供电源。6kV厂用工作母线采用单母线分段接线，设两个工作段，燃机辅机分别接对应6kV工作断，汽机与其它公用负荷分接于两段母线。2）0.4kV厂用电接线低压厂用电系统采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式，

47、75kW及以上电动机由动力中心（PC）供电，75kW以下电动机由电动机控制中心（MCC）的供电。主厂方低压厂用负荷由接自本机组的低压厂变供电。低压厂变成对配置，互为备用。3）主厂房厂用配电装置布置工作段6kV配电装置布置在集控楼7.0m层，380/220V工作段配电装置布置在集控楼0.0m层电气配电间。公用厂用动力中心及保安控制中心布置在厂区负荷较中心处。（三）事故保安电源本机组在380/220V厂用电系统中设置一台柴油发电机组，提供机组在事故情况下安全停机所必须的交流电源。（四）交流不停电电源系统本套机组设置两套交流不停电电源（UPS），互为备用。UPS系统包括整流器、逆变器、静态转换开关、

48、旁路隔离变压器、调压器、闭锁二极管、主配电屏、分配电屏、手动旁路开关等。UPS额定容量为80kVA。不停电电源布置在集控楼13.6m层电子设备间内。（五）电气设备布置220kV配电装置采用屋外配电装置，设十个间隔。本期#1、#2主变、#1、#2高压厂变均布置在燃机北侧变压器区域，主变经LGJQT-1400导线与220kV屋外配电装置连接，变压器区域中高压厂变、主变、励磁变及LCI隔离变之间设防火隔墙。#3主变和#3励磁变布置在集控楼2/B柱外侧，主变经LGJQT-1400导线与220kV屋外配电装置连接，#3主变与#3励磁变之间设防火隔墙。（六）直流电源系统单元机组直流电源系统配置及接线：每台

49、机组设二组110V直流系统和一组220V直流系统。设备布置：单元机组的110V、220V蓄电池均布置在集控楼7.0m层蓄电池室，蓄电池充电装置和直流屏布置在集控楼7.0m层电子设备间。（七）发电机励磁系统发电机励磁系统采用美国GEG公司配套静态励磁系统，主要包括励磁变、功率转换模块、数字式控制器和通讯接口。励磁变电源从6kV厂用母线引接，燃机起动过程中，发电机作电动机运行，给发电机提供励磁。励磁系统为高起始快响应系统，连续控制系统保证电压控制的高精度。（八）二次线、继电保护及自动装置1）集控室二次线主厂房设置一集控室，采用机、炉、电集中控制方式，取消厂规的电气控制屏，发电机的控制由GE配套的M

50、ARK VI实现，主变和厂用电系统的控制纳入机组DCS。电气系统实现全CRT监控，实现机组的启动、升压、并网集正常停机的顺序控制和电气系统的状态监视。2）网络部分二次线配置一套220kV升压站网络监控系统（NCS），NCS监控220kV隔离开关、线路断路器和220kV母线设备。NCS监控系统采用分层分式结构，分站控层和间隔层，站控层和间隔层通过冗余的通讯光缆进行信息交换。站级层与厂级管理系统实现网络通讯。为满足AGC功能的需要，每台机组设置一个AGC测控单元。站级层设备布置在集控室内，间隔层布置网控继电器室内。3）继电保护和自动装置每段厂用母线配置一套厂用电源快速切换装置，每台机设置一套故障滤

51、波器，每台机设置一套数字式励磁电压调节装置（GE配套）。发电机、主变和高压厂变的继电保护采用微机型成套保护。低压厂变及高压厂用电动机采用微机型综合保护装置，设置在开关柜内。本期机组采用自动准同期方式，发电机出口断路器和主变高压侧断路器的同期均由MARK VI实现。（九）过电压保护及接地220kV配电装置和主变压器进线段架构及集控楼2/B列柱布置避雷针，作为防直击雷的保护。钢结构烟囱作为余热锅炉自身的防雷保护。燃机变压器区域、调压器等处装设独立避雷针，并采取防止感应雷的措施。在220kV配电装置各组母线上及各主变高压侧各装设一组氧化新避雷器。接地：本期工程接地干线采用热镀锌扁钢-60*8，埋入地

52、下0.6M以下，设备接地引线以及二次接地网材料采用镀锡绞铜线，直接从地下接地网引出的接地线最小截面不小于35 mm2 （铜）。（十）照明和检修网络照明系统分交流正常照明系统、交流事故照明系统、直流事故照明系统，并设部分应急灯照明。工作照明和事故照明电压一般为220V，安全照明电压为24V和12V两种，高度低于2.4M的照明采用24V，锅炉本体检修照明电压为12V。主厂房、厂区辅助生产车间均设置检修电源箱。检修系统由就近的动力中心或电动机控制中心供电。（十一）厂内通信电厂内行政通信系统采用西门子数字交换机，设交换机远端模块一套，用户按200门考虑，2M接入系统的行政交换网。根据电网专用调度电话的

53、要求，在电厂设置一台112端口程控调度交换机。光纤通信设备、程控交换机合用一套通信电源，选用一套48V高频开关电源及两组密封免维护蓄电池。（十二）电缆设施1）电缆选择主厂房、调压站及其它易燃易爆场所的动力电缆和控制电缆采用C级阻燃型电缆，其它辅助车间采用普通电缆；但重要的消防、火灾报警、不停电电源、直流跳闸回路和事故保安电源等使用的动力电缆和控制电缆采用耐火电缆。6kV动力电缆选用交联聚乙烯绝缘电缆。低压动力电缆选用聚氯乙烯护套绝缘电缆。控制电缆选用多芯铜导体电缆。2）电缆通道及敷设方式主厂房采用电缆沟、电缆桥架和钢排管相结合架空敷设方式，引至零米层设备的电缆采用分散管穿管敷设。主厂房至220

54、kV配电装置、网络继电器室之间的电缆采用电缆沟敷设方式。主厂房至循泵房、水泵房等辅助车间的电缆采用电缆沟和架空电缆桥架相结合的敷设方式。主厂房至220kV配电装置的电缆采用电缆沟道敷设方式。3）电缆托架电缆托架采用钢制镀锌托架。4）电缆防火主厂房及各建筑物通向外部的电缆通道出口处设置防火隔墙。电缆主通道分支处设置防火隔板。电缆和电缆托架分段使用防火涂料、阻燃槽盒、防火隔板或防火包等。设置火灾报警装置。热工专业（一）机组的自动化水平真正实现以LCD为中心的单元机组监视和控制。在机组启停、正常运行或异常工况时能自动对有关参数进行扫描和数据处理；定时制表、正常运行工况下的机组性能计算；参数越限时自动

55、报警和打印；机组发生事故后，事故前后一段时间的追忆打印。根据人工指令自动完成各局部工艺系统或辅机的程序启动。采用协调控制协系统，将燃汽轮机余热锅炉蒸汽轮机作为一个有机联系的被控整体，实施自动控制，以满足电网对机组的负荷要求。当机组发生异常或事故时通过保护、连锁或人工干预，使机组安全停机。在少数值班人员的就地配合下，在单元控制室内实现机组的启动、停止，正常运行和事故处理。（二）控制方式及控制室布置1）控制方式单元机组控制方式本过程采用炉、机、电及网控单元集中控制方式，实现对燃机、汽轮机、发电机、余热锅炉、厂用电及工艺系统的监视和控制。辅助系统控制方式循环水系统及压缩空气系统的控制纳入主厂房DCS

56、系统，化学水处理系统、原水净化系统、生活水系统、工业水系统、消防水系统、废水系统等设立水务处理系统、，采用可编程控制器（PLC）和上位机可控制方式。雨水系统、启动锅炉、淡水补给水系统采用就地常规控制。2）控制室布置单元控制室布置在12.6m运转层，单元控制室的面积约为165，电子设备间的面积为280，控制室附近分设SIS监控室、工程师室、打印机室、会议室、交接班室、 更衣室及消防间等。单元控制室内前排放置DCS操作员站、 燃机及汽机操作员站、水务控制系统操作员站和网络操作员站，弧形排列，后排放置大屏幕、 辅盘、暖通控制柜、火灾报警盘。 单元控制室的侧面为打印机室。电子设备室内DCS放置机柜、汽

57、机控制机柜、电源柜、燃机及汽机振动故障分析柜、电气UPS电源柜等燃机控制系统由GE配供，在就地设有PEECC小室，内部布置有操作员站及控制柜。辅助系统控制室分部为：在单元控制室内设2套操作员站进行集中控制，在就地化学水处理系统控制室设1套操作员站供现场调试操作用，各系统控制柜安放在各车间。本工程设一套厂区场景监视闭路工业电视系统，监视主厂房及辅助系统，监视地点设在集控室辅盘上。（三）机组控制系统的构成采用分散控制系统实现单元机组的数据采集、处理、显示、报警、制表和性能计算，完成机组主要调节系统的全部调节功能及机组各系统的功能组级的顺序控制和连锁保护。采用MARK VI控制系统对燃机进行控制，通

58、过MARK VI控制系统实现对汽机自动、手动控制及超速保护，完成燃机及汽机转速调节，功率调节，确保燃机及汽机安全、可靠、经济运行。大屏幕及辅盘：单元控制室不再设置常规监控设备和表盘，仅保留绝少数独立于DCS的硬接线操作开关。大屏幕监视器作为DCS的一部分，其功能与DCS的操作员站LCD相同，也可以分窗多媒体技术显示系统信息。辅盘上布置汽包水位工业电视、场景监视工业电视。控制台上的后备操作设备设置了独立于DCS的紧急按钮包括：联合循环紧急跳闸，燃机紧急跳闸，汽机紧急跳闸，发电机紧急跳闸，余热锅炉紧急跳闸，汽包事故放水门，汽机真空破坏门，汽包安全门。燃机及汽机振动监测和故障诊断分析系统两台燃机及一

59、台汽机设一套汽机振动监测和故障诊断分析系统，对其进行在线振动监测、频谱分析和故障诊断。远程I/O：循环水系统、空压站等区域设置远程I/O站，经过远程I/O处理后的信号与DCS进行数据通讯，以节省电缆及安装工作量。辅助车间控制系统的构成：本工程主要附属系统包括：化学水处理系统、原水净化系统、生活水系统、加药系统、工业水系统、消防水系统、雨水系统、废水系统、淡水补给水系统、循环水系统、调压站、压缩空气系统、启动锅炉、暖通空调等系统。化学水处理系统、原水净化系统、生活水系统、工业水系统、消防水系统、废水系统、等设立水务处理系统，采用可编程控制器和上位机构成监控系统。循环水系统的控制纳入主厂房DCS系

60、统，采用无人值班，不再设立常规控制盘，在循环水泵房设立远程I/O柜。压缩空气系统的控制纳入主厂房DCS系统，采用无人值班，信号直接进入DCS系统。雨水系统、启动锅炉采用就地常规控制。淡水补给水系统采用就地常规控制，就地设立控制室。暖通空调系统采用专用控制器加上位机控制方式，控制器安放在就地，上位机放置在集控室。调压站的计量控制系统实现在集控室进行集中监控。（四）控制系统的可靠性冗余：控制器冗余配置高速公路双重化主要控制装置电源冗余设置关键模拟量参数设置3个独立测量通道，三取中值，其它重要参数双重化。重要保护回路采用三取二或三取二逻辑。采用微处理器技术的控制系统，均具有自诊断功能，在内部故障还没

61、有干扰生产工程之前，即能在系统本身范围内诊断出故障并采取防止故障扩大的措施，同时进行报警和记录。重要连锁保护用信号传递一律用硬接线方式，不通过数据高速公路传送。重要控制用执行结构和机组保护用逻辑开关采用进口产品。系统实时性和响应速度：数据库刷新周期，对于模拟量不大于采样周期，一般开关量不大于1秒。LCD画面对于键盘操作指令的响应时间：一般画面不大于1秒，复杂画面不大于2秒。LCD画面上数据的刷新周期1秒。控制器的工作周期，模拟量控制不大于0.25秒，开关量控制不大于0.1秒。控制用I/O的采样这应与上述周期相协调。从键盘发出操作指令到通道板输出和返回信号从通道板输入至LCD上显示的总时间宜不大于2.5秒。（五