广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期(2×300MW)工程3号、4号机组调试_性能试验大纲

广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期（2300MW）工程 3号、4号机组调试/性能试验大纲调试协调控制计划 1 3号、4号机组的调试和性能试验/特殊试验计划.95 YN.F-调荷树园-03、04 广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期 （2300MW）工程3号、4号机组调试/性能试验大纲 第一部分 3号、4号机组的调试/性能试验 0 前言 调试/性能试验大纲是机组启动调试/性能试验阶段纲领性文件。编制调试大纲的目的是贯彻执行签订的合同、国家行业标准、技术/管理法规和业主的具体要求，明确调试/性能试验的基本原则、主要调试项目及工艺程序、内容、方法、组织机构、安全文明、计划、风险分析及预控措施、质量、职业健康安全和环境管理体系等，以确保广州粤能电力科技开发有限公司/广东火电工程公司（以下简称粤能/广火）所承担的荷树园电厂二期工程3号、4号机组(包括公用系统， 3号、4号机组的性能验收试验与特殊试验项目)启动调试/性能试验工作能更优质、更有序、更高效地进行。确保荷树园电厂二期工程质量目标，顺利实现达标移交生产。 本调试大纲由广州粤能公司编制，荷树园电厂组织审查批准后生效。 1 工程概况 1.1 工程概况 电厂厂址位于梅县丙村镇石坑里, 在梅州市以东约23km，南距丙村镇约4km。厂址地处石窟河西岸 (1km) 、梅江北岸 (3 km) ，石窟河在厂址东南方约2.5 km处会入梅江。厂址西北面为崇山峻岭，东南面地面较为开阔平整。梅坎铁路从厂址南面经过。电厂规划容量为2135MW+4300MW燃煤机组，是梅州的骨干电厂之一。 一期工程装机容量为2台135MW循环流化床燃煤发电机组，其中1号、2号机组分别于2005年5月，2005年8月投入商业运行。荷树园电厂二期工程3号、4号机组建设2300MW国产燃煤循环流化床机组。 投资方：工程由广东宝丽华电力有限公司投资建设； 设计单位：广东电力设计研究院负责设计； 安装单位：3号、4号机组主体安装工程由广东火电工程公司承担； 监理单位：上海电力工程监理咨询有限公司负责工程施工、调试监理； 调试单位：广州粤能/广东火电工程公司承担工程调试和机组性能试验工作； 荷树园电厂3号机组计划2008年5月08日完成168h满负荷试运投入试生产；4号机组计划2008年8月18日完成168h满负荷试运投入试生产。 1.2 主设备简况 荷树园电厂二期工程3号、4号机组三大主机分别由东方锅炉（集团）股份有限公司、上海汽轮机有限公司和上海汽轮发电机有限公司制造。 1.2.1 锅 炉 锅炉采用东方锅炉厂自主创新的单炉膛300MW循环流化床锅炉，单汽包自然循环，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、钢架双排柱悬吊结构、燃煤、固态排渣，型号DG1025/17.45-II16。采用床下点火方式。汽温调节方式：过热蒸汽采用二级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节烟气挡板调节，再热器入口管道备有事故喷水。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。炉膛内前墙布置有十二片屏式过热器管屏、六片屏式再热器管屏，后墙布置两片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口，全部布置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置有一次热风道，进风型式为平行于布风板从风室两侧进风，由于空预器一二次风出口均在两侧，一次热风道布置较为简单。一次风道内布置有四台点火燃烧器，炉膛密相区水冷壁前后墙上还分别各设置了四支床上点火油枪。四个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应四台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器，回料器为一分为二结构，尾部采用双烟道结构，前烟道布置了三组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有两组高温过热器、两组低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，一二次风道分开布置，沿炉宽方向双进双出。过热器系统中设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷减温器。锅炉整体支吊在锅炉钢架上。锅炉平衡通风，负压运行，采用滚筒式冷渣器排渣。锅炉烟风系统配备了两台引风机、两台一次风机、两台二次风机、三台高压流化风机和一台播煤增压风机 锅炉主要技术参数 制造厂：东方锅炉(集团)股份有限公司 型号：DG1025/17.45-II16 型式：锅炉为亚临界参数自然循环单汽包循环流化床锅炉，单炉膛，不设外置床，一次中间再热，汽冷式旋风分离器，露天布置，固态排渣，滚筒式冷渣器，受热面采用全悬吊方式，炉架为双排柱钢结构。 锅炉B-MCR工况下主要参数： 过热蒸汽最大连续蒸发量： 1025.0 t/h 过热蒸汽压力： 17.45 MPa.g VER：A/0 第 2 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 过热蒸汽温度： 540 再热蒸汽流量： 844.9 t/h 再热器进口/出口蒸汽压力： 3.665/3.485 MPa.g 再热器进口/出口蒸汽温度： 321.8/540 给水温度： 282.1 省煤器入口压力 19.183 MPa.g 热一次风温度 275 热二次风温度 275 炉膛出口过量空气系数 1.23 排烟温度(修正后) 126 未燃烬碳损失 3.46 % 锅炉保证效率 89.5 % 锅炉B-ECR工况下主要参数： 过热蒸汽连续蒸发量： 954.2t/h 过热蒸汽压力： 17.45 MPa.g 过热蒸汽温度： 540 再热蒸汽流量： 790.194 t/h 再热器进口/出口蒸汽压力： 3.427/3.247 MPa.g 再热器进口/出口蒸汽温度： 314.9/540 给水温度： 277.5 省煤器入口压力 (参考) 18.86 MPa.g 热一次风温度 275 热二次风温度 275 炉膛出口过量空气系数 1.23 排烟温度(修正后) 126 未燃烬碳损失 3.46 % 锅炉保证效率 89.5 % 1.2.2 汽轮机 汽轮机为亚临界、一次再热、双缸双排汽、单背压凝汽式汽轮机。一次再热与三级 VER：A/0 第 3 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 高压加热器(内置蒸汽冷却器)，一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流。汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器、驱动给水泵汽轮机，同时还具有供40t/h厂用汽的能力。给水泵配置250% BMCR的汽动给水泵和150%BMCR电动给水泵。给水泵汽轮机正常汽源为主机四段抽汽，排汽进入主汽轮机凝汽器。备用汽源为新蒸汽，辅汽或冷再热蒸汽。汽轮机的转向为顺时针，高、中压转子均为无中心孔的整锻转子，汽轮发电机组可在额定负荷下运行，亦可参加电网调峰。液压控制油系统和润滑油系统分开，驱动给水泵汽轮机与主机共用一套抗燃油控制系统。 汽机主要技术参数 制造厂： 上海电气集团股份有限公司 型 号： N300-16.7/537/537 型 式： 亚临界、一次中间再热、单抽、双缸双排汽、凝汽式铭牌 功率(TRL)： 300.119 MW 额定功率(THA)： 300.066 MW 最大连续出力： 314.681 MW 额定转速： 3000 r /min 主蒸汽压力： 16.67 Mpa(a) 主蒸汽温度： 537 再热蒸汽温度： 537 排汽压力： 0.00651Mpa(a) (设计) 额定进汽量(THA工况)： 902.082 t /h 最大进汽量： 1025t /h 冷却水设计温度： 26 冷却水最高温度： 33 转 向： 顺时针(从汽轮机向发电机端看) 1.2.3发电机 发电机由上海电机股份有限公司设计制造，型号：QFSN-300-2，水氢氢冷却方式汽轮发电机，氢油系统采用集装式布置。 发电机主要技术参数 制造厂： 上海电气集团股份有限公司 型 号： QFSN-300-2型 VER：A/0 第 4 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 冷却方式 水氢氢 额定电压 20 kV 额定功率 300MW 最大连续出力 330MW 额定电流 10189 A 额定功率因数 0.85(滞后) 效率保证值 98.95 % 频率 50Hz 绝缘等级 定、转子F级(按B级温升考核) 额定转速 3000 rpm 额定氢压 0.31MPa 相数 3 接法 YY 旋转方向 从汽轮机端看为顺时针转向 短路比(保证值) 0.6 铁芯最高温升 74K(冷却介质为40) 额定励磁电压 302 V 额定励磁电流 2510 A 励磁方式 自并励静止励磁 1.3 热力系统 1.3.1主蒸汽、再热汽及旁路系统 主蒸汽及再热蒸汽管道均采用单元制系统, 主蒸汽管道呈2-1-2布置，再热蒸汽管道呈2-1-2布置。主蒸汽、再热热、再热冷管材分别采用按美国ASTM A335P91、A335P22、A672B70CL32标准生产的钢管。机组旁路系统采用高、低旁两级串联，容量为锅炉B-MCR工况的35%。 1.3.2给水系统及给水泵 给水系统采用单元制。每台机组配有2台容量为最大给水量50%的汽动给水泵及1台容量为最大给水量50%的电动调速启动备用给水泵。在一台汽动泵故障时, 一台电动泵与一台汽动泵并联运行仍可满足机组满负荷工况的需要。 1.3.3 除氧器及给水箱 VER：A/0 第 5 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 每台机组设有1台除氧器及给水箱, 采用定滑定运行方式。给水箱有效容积约为150m3，可满足无凝结水进入时5min锅炉最大连续蒸发量的给水消耗量。 1.3.4 凝结水系统及凝结水泵 每台机组设置2100%容量的凝结水泵, 互为备用。 设有补给水箱(60 m3)和补给水泵一台, 为凝结水系统提供补水、启动注水, 并作为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器。另外，系统中还设有1台锅炉上水泵，启动时由锅炉上水泵通过给水系统向锅炉上水。 1.3.5 加热器疏水系统 加热器疏水采用逐级串联疏水方式。各级加热器事故放水分别直至或经扩容释压后入凝汽器。 1.3.6 抽汽系统 汽轮机共有8段非调整抽汽, 分别供给低压加热器, 除氧器和高压加热器, 四段抽汽还作为给水泵汽轮机的汽源及辅助用汽系统汽源。 1.3.7 辅助蒸汽系统 两台机组共用一个辅助蒸汽系统。辅助蒸汽的汽源在机组启动和低负荷运行时由1号、2号机组供给; 当机组高压缸排汽压力、温度满足要求时, 由冷再热蒸汽管道供给。 1.3.8 抽真空系统 每台机组的凝汽器抽真空系统设置2套水环式真空泵, 机组正常运行时, 1套投运, 机组启动时, 可投入2套运行。 1.3.9 工业水系统 本工程工业水直接取自水工专业二次循环冷却水，工业水从水工供水母管上接出，经过开式水冷却水泵升压后，供给各用水设备，工业回水经过母管回到水工回水管，至冷却塔冷却。 1.3.10 启动汽源 本工程不设启动锅炉。启动汽源取自电厂一期辅助蒸汽母管。 1.4 燃烧系统及辅助设备 锅炉主要特点：本期工程采用DG1025/17.45-II16型循环流化床锅炉，单炉膛，汽冷式旋风分离器，平衡通风，炉内脱硫工艺，并预留炉内喷氨脱硝接口。每台锅炉配2台管式空气预热器，4台滚筒式冷渣器，3台旋风分离器。燃烧系统以及辅机选型根据锅炉制造厂提供的配合资料，按照循环流化床锅炉特点拟定。 1.4.1 给料系统 1.4.1.1 给煤系统 给煤粒度：原煤经两级破碎后，直径小于8mm，送至煤仓间原煤斗。 每台锅炉设8个给煤口，采用炉前一级给煤。 每炉配8台电子称重式皮带给煤机，一台给煤机对应一个给煤口，给煤机出力裕量为100%。 每炉配4个原煤斗，每个煤斗几何容积为420m，储煤量可以满足锅炉B-MCR工况下10个小时的燃煤量。 1.4.1.2 石灰石系统 石灰石采用外购石灰石矿，自制成粒度小于1.5mm的石灰石粉，储存于厂区的石灰石粉库，石灰石制粉系统一期已建成，并已考虑本期工程的石灰石粉用量。 本期每台炉在煤仓间设一个石灰石粉仓，容积为160m，可满足锅炉B-MCR工况下连续运行20小时的脱硫需要。通过调整石灰石的给料量，可以调节炉膛内的脱硫效率，满足机组的排放要求。 每台锅炉配3台石灰石送粉风机，2台运行1台备用，石灰石通过输送风送入炉膛(二次风喷口)。 1.4.2 烟风系统 每台锅炉配50%容量的一次风机、二次风机、引风机各2台，一次风机、二次风机、引风机均采用双吸双支承离心风机，带进口导叶调节。为了节约厂用电，三大风机均同时考虑配变频器调节。 1.4.2.1 一次风系统 一次风系统为下列各处提供所需空气： 第一路热风：进入炉膛底部的水冷风室，通过风室布风板上的定向风帽，为床料提供均匀的流化风，并形成向上通过炉膛的气固两相流，也作为燃料着火的一次风。 第二路热风，经过播煤增压风机升压后，分别为8个气力播煤口提供播煤风。每台炉设1台100容量的播煤风增压风机，并设置旁路系统。 第三路热风：进入床下点火燃烧器的混合风接口，作为油枪的冷却风和燃烬风。 第四路热风：作为床上助燃燃烧器的油枪助燃风和冷却风。 第五路冷风：一部分未经加热的冷一次风作为给煤皮带的密封风。 1.4.2.2 二次风系统 二次风经过空气预热器后，通过上、下2层二次风联箱进入炉膛内，分级提供燃料的燃烬风。 1.4.2.3 J阀回料风系统 炉膛的大量物料在高温烟气的携带下，进入旋风分离器内，烟气中的粗颗粒被分离出来，分离下来的高温物料从J阀返回炉膛作为床料继续燃烧。由于物料温度较高，难以采用机械输送，因此均采用高压回料风气力输送。J阀回料风系设3台50容量的高压离心式流化风机，2，台运行，1台备用，以保证回料风系统连续，可靠地运行。 1.4.2.4 烟气系统 锅炉炉膛内采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口。烟气通过旋风分离器分离出大部分粉尘后，进入锅炉尾部竖井，经过各级受热面、省煤器以及管式空气预热器后，烟气温度约126C。含尘烟气通过高效静电除尘器除尘后，进入引风机升压排放到烟囱。每台锅炉设2台双室5电场静电除尘器，烟囱为两台机组共用，钢筋混凝土结构，高度210m，出口内径7m。 1.4.3 炉渣排放系统 当炉膛内压力高于允许值时，锅炉应排出部分炉底的粗渣。排出的高温炉渣在冷渣器内冷却，冷却后的炉渣温度低于100C，可以满足出渣设备的要求。采用滚筒式冷渣器，冷却介质为凝结水，以回收灰渣余热，提高锅炉效率。本工程的燃煤灰分较高，排渣量较大，每台锅炉配置4台滚筒式冷渣器，炉后集中排渣。每台冷渣器出力不小于20t/h，正常运行时保证出渣温度不高于100，1台冷渣器故障维修时，保证出渣温度不高于150。 1.4.4 点火及助燃油系统 锅炉采用床下点火、床上助燃升温方式。每台锅炉设有2个风道点火燃烧器，4个床下点火油枪，8个床上助燃油枪。燃烧器的油枪均采用机械雾化方式，炉前管道进油压力为3.2MPa(g)。 燃油系统与一期工程2135MW机组共用，设计出力可以满足最大1台锅炉点火，同时最大1台锅炉低负荷维持锅炉床温的用油量。在一期工程4台油泵的基础上扩建1台油泵，本期油泵容量为25m3/h，压头为4.68MPa。 1.4.5 压缩空气系统 本工程仪用及检修用压缩空气在系统上分开，但空压机设备公用，设置4台20m3/min的螺杆式空压机、3套干燥净化装置及4个25m3的仪储气罐和1个25m3检修储气罐。空压机房预留1台空压机位置。空压机房布置在固定端输煤栈桥底下。 1.4.6 运煤系统 1.4.6.1 卸煤系统 本期工程采用公路运输，自卸汽车卸煤。汽车卸煤区设置桥式汽车取样机及汽车衡对汽车来煤进行计量、取样。 1.4.6.2 贮煤场和煤场设备 贮煤场按2300MW燃煤机组考虑。贮煤场全部采用干煤棚方式贮煤。贮煤场设201号、202号、203号3个干煤棚，并列布置，跨度均为45m，长度均为360m。干煤棚可贮存干煤量约为27104 t，满足2台机组在燃用设计煤种时约45天的耗煤量。采用桥式抓斗起重机加缝式煤槽配叶轮给煤机方式上煤。每个干煤棚内设置2台跨度43.5m，抓斗容积6m3，起重量10t的桥式抓斗起重机，3个干煤棚共设置6台。每台桥式抓斗起重机综合出力为200t/h,作上煤和二次搬运作业用。干煤棚中部设置缝式煤槽。煤槽上设置振动平煤箅。煤槽内设置2条带式输送机，每条带式输送机上设置2台叶轮给煤机，叶轮给煤机出力3001000t/h。煤场还配有4台TY220型推煤机,4台ZL50型装载机作为堆煤、运煤辅助作业设备。 1.4.6.3 筛、碎设备 1.4.6.3.1 本期工程锅炉为循环流化床锅炉，运煤系统设置二级破碎及筛分系统，1碎煤机室、2碎煤机室分别布置于T2转运站、T3转运站。 1.4.6.3.2 1碎煤机室 2台倾斜式滚轴筛， 1台运行，1台备用。每台额定出力800t/h，筛分效率 90%，入料粒度： 300mm，筛下粒度： 30mm。此外，筛本体进口处带有切换挡板，必要时将燃煤通过旁路进入下一级C203AB带式输送机。 2台环锤式碎煤机(左、右装各1台)，1台运行，1台备用。采用独立基础和减震弹簧(由土建专业设计)。每台碎煤机出力：450-500t/h，入料粒度： 300mm，出料粒度： 30mm，碎煤机与电动机之间采用限矩型液力偶合器连接以降低启动电流。碎煤机本体设有杂物室。 1.4.6.3.3 2碎煤机室 2台双转式细粒筛煤机，布置在T3转运站(2碎煤机室)。每台出力：800t/h，额定功率：295kW，额定电压：380V。筛分效率： 50-95%,筛下粒度: 8mm。1台运行，1台备用。 2台可逆锤击式碎煤机，布置在T3转运站(2碎煤机室)。每台出力为600t/h，出料粒度 8mm。以满足循环流化床锅炉对燃煤粒度的要求。1台运行，1台备用。 1.4.6.4 运煤系统及运行方式 1.4.6.4.1 运煤系统 本期工程运煤系统采用双路带式输送机布置。一路运行，一路备用，并且具备双路同时运行的条件。运煤系统共有8条带式输送机(C201AB,C202AB,C203AB,C205AB)，2条管带输送机(C204AB)，4座转运站(包括2座碎煤机室)。带式输送机系统带宽B=1200mm，带速V=2.0m/s，出力为600t/h,；管带输送机管径350，带速V=3.15m/s， 额定出力600t/h，煤仓层采用电动双侧犁式卸料器向原煤斗卸煤。 1.4.6.4.2 系统工艺流程 汽车来煤干煤棚桥式抓斗起重机叶轮给煤机C201AB带式输送机C202AB带式输送机滚轴筛环锤式碎煤机C203AB带式输送机双转式细粒筛煤机可逆锤击式碎煤机C204AB管带输送机C205AB带式输送机电动双侧犁式卸料器原煤斗。 整个运煤系统中，在C201AB带式输送机头部、C204AB管带输送机头部设置有三通落煤管，作为A、B路带式输送机之间的切换。 1.4.6.4.3 运煤系统管理方式 运煤系统控制采用程序控制, 控制方式分为程控自动、联锁手动、解锁手动及就地四种控制方式，并设有工业闭路电视监控系统。控制室设在运煤控制楼(即运煤配电室)内。 1.4.6.4.4 辅助设施 本期工程设4级电磁除铁器，共8台。设4台数字式汽车衡对重车及空车进行计量，对入厂煤进行计量。在C203AB带式输送机上装设2台高精度电子皮带称(精度等级为0.25%), 作为入炉煤的计量设备。 在汽车进煤场前设置2台QMC-D型桥式汽车取样机，对所有入厂煤进行取样。 1.4.7 除灰渣系统 1.4.7.1 本期工程除灰渣系统采用灰、渣分除系统：机械除渣、气力除灰系统。 1.4.7.2 飞灰输送系统：电除尘器灰斗的灰采用气力除灰系统，灰库出口排灰方式： 1.4.7.3 渣输送系统：每台锅炉配4台滚筒式冷渣器，冷渣器出口渣通过埋刮板输送机，斗式提升机进入中间渣仓。 1.4.7.4 干除灰系统 锅炉采用双室五电场电除尘器，每台锅炉电除尘器总排灰量按设计煤种计算值为26.38t/h，系统设计出力按63.53t/h考虑，即锅炉实际排灰量的150%。 干除灰系统工艺流程如下： 电除尘各电场灰斗 发送器 灰 库 双轴搅拌机或仓泵 外运，或砖厂，或磨细厂 输送系统采用正压浓相气力输送系统, 输送距离约450m, 提升高度约25m。 电除尘器一电场的灰是粗灰, 电除尘器三、四和五电场的灰是细灰, 电除尘器二电场的灰正常情况下是细灰。除尘器的粗灰排至粗灰库, 细灰则排至细灰库。 本工程每一台炉建一套气力输灰系统，另外还配置检修、起吊、水力冲洗等设施。 本工程2台机组设粗灰库1座、细灰库1座 。灰库直径14m，高25m，容积2000m3。正常情况下，电除尘器第一电场飞灰进入粗灰库，二电场的灰根据需要切换，既可进入粗灰库，也可进入细灰库，三、四和五电场的细灰一般进入细灰库。但为了安全起见，所有灰管可以在粗灰库和细灰库之间切换，紧急情况下，电除尘器第一电场粗灰也可进入细灰库，三、四和五电场的细灰也可以进入粗灰库。 除灰空压机房设1座，长30m宽10m，内设5台螺杆式空压机，3台运行，2台备用，干灰输送、石灰石粉输送用压缩空气由该站提供，布袋除尘器反吹用气也全部由该站供给。 设置灰库气化风机房1座，长18m宽6m，安装3台灰库气化风机，2台运行，1台备用，电加热器设置在灰库内，每个灰库1台。 1.4.7.5 干渣输送系统 本期工程采用机械除渣系统。 流程图如下： 冷渣器机械输送系统中间渣仓管式皮带机输送机带式输送机磨细厂 外运 每台锅炉配4台滚筒式冷渣器，冷渣器由锅炉厂配套提供，锅炉厂保证炉渣经冷渣器冷却后将温度降低到不高于100。机械干除渣系统每一台炉为一个独立输送单元，系统为连续运行，渣通过埋刮板输送机，斗式提升机进入中间渣仓。中间渣仓出口采用管式皮带机输送到终端渣仓。 每台锅炉的总排渣量按设计煤种计算值为16.13t/h，为提高输送系统的安全可靠性，每台锅炉的底渣输送系统出力40-60t/h。 中间渣仓的直径9m，高18m，容积为300m3(按储存一台锅炉额定工况下约15h排渣量设计)。渣仓出口设置管式皮带机输送到终端渣仓，并设置装车机，当渣温超过管式皮带机可承受范围，或管式皮带机故障时，可将渣直接装车外运。 终端渣仓的直径9m，高22m，容积为600m3(按储存一台锅炉额定工况下约30h排渣量设计)。渣仓出口设置带式输送机将渣输送到灰渣磨细厂，渣仓还设置装车机，可将渣装车外运。 为防止底渣在渣仓内板结造成流动不畅，在渣仓壁还设置空气炮。渣仓顶部的脉冲式布袋除尘器可以将渣仓内的乏气过滤后排向大气，以免污染环境。 1.5 电厂化学 1.5 .1 锅炉补给水处理系统 1.5 .1.1 系统出力 一期2135MW机组锅炉补水给正常出力：38t/h；机组启动或事故时出力：64t/h。 本期扩建2300MW机组锅炉补给水正常出力：59t/h；机组启动或事故时出力：120t/h。本期建成后，一、二期共需锅炉补水给正常出力：97t/h；机组启动或事故时出力：157t/h。现有锅炉补给水处理系统正常出力：100t/h；最大出力200t/h。本期扩建1台阳离子交换器、1台阴离子交换器。根据火力发电厂化学设计技术规程要求，本期扩建2台800m3除盐水箱。 1.5 .1.2 锅炉补给水处理系统 根据水源水质及机组对除盐水水质的要求，锅炉补给水处理采用一级除盐+混床系统。 经凝聚、沉淀、过滤后的清水高效纤维过滤器阳离子交换器除二氧化碳器阴离子交换器混合离子交换器。系统流程详见锅炉补给水处理系统图(F1822C-H-02)。 1.5 .2 循环冷却水处理 1.5 .2.1 循环冷却水加水质稳定剂系统 为了防止凝汽器及循环冷却水系统的结垢和腐蚀，2台机组共设置一套加水质稳定剂系统。采用自流加药方式。设备安装在循环冷却水加药间內。主要设备：水质稳定剂溶液箱：V=1.5m3，共2台。 1.5 .2.2 循环冷却水加杀菌剂系统 为抑制菌藻的生长，2台机组共设置一套加杀菌剂系统，采用自流加药方式，定期投加，加药量根据循环水量及选用的杀菌剂确定，设备安装在循环水加药间內。主要设备：杀菌剂溶液箱：V=3m3，数量：2台。 1.5 .3 氢气系统 制氢站设备按本期2台机组的容量建设，选择25Nm3/h的国产中压水电解制氢设备，氢气贮存罐经计算选取3台容积为13.9m3贮存罐。 1.6 电气部分 1.6.1 电气主接线 1.6.1 .1 接入系统方案 本工程2300MW机组以500kV电压接入系统，出线1回，接入500kV嘉应变电站，电厂内设500kV配电装置。 1.6.1 .2 电气主接线方案 500kV电气接线为满足系统稳定性、供电可靠性、运行灵活性和建设经济性诸方面的要求，采用3/2断路器接线，本期先上三组断路器，构成三角形接线，既一个完整串和一个跨条,由#3发变组进线与一回500kV线路配对成串，#4发变组进线则接入跨条，预留的1回500kV出线扩建时，与#4发变组进线配对成串，即最终将组成三个完整串。断路器选用瓷柱式六氟化硫断路器。 1.6.1 .3 发电机引出线 在发电机-变压器单元接线中，发电机与主变压器之间采用全连式离相封闭母线连接，其间不装设断路器和隔离开关。 1.6.1 .4 起动/备用电源引接 本期为扩建工程，起/备变电源直接从与之相邻的一期工程预留的220kV配电装置母线上引接，供电可靠性高，厂用工作和备用电源切换时存在相角差，对厂用电快切设备要求高。 1.6.1 .5 各电压等级系统接地方式 500kV系统采用直接接地方式，通过主变高压侧中性点直接接地实现。 发电机中性点采用经接地变压器，二次侧串联电阻的接地方式。 220kV系统采用直接接地方式，通过起动/备用变压器高压侧中性点直接接地实现。 1.6.2 厂用电接线 本工程厂用电设6kV及0.4kV两种电压等级。 1.6.2 .1 6kV厂用电系统 6kV厂用电系统采用中性点不接地方式。根据负荷分布情况，在主厂房、输煤控制楼设置了6kV厂用电系统。6kV不设公用母线。 1.6.2 .2 380V厂用电系统 按低压厂用变压器按成对配置、互为备用的原则设置。 1.6.3 事故保安和不停电电源 1.6.3.1 事故保安电源 为了保证机组在发生事故时能安全停机，装设快速柴油发电机组作为交流事故保安电源。 本期工程每台机配置1台快速自起动500kW柴油机组，下设A、B两保安段，正常运行时由厂用低压工作A、B段分别供电，当事故失去电源后，柴油发电机组快速起动投入带两保安段负荷。 1.6.3.2 交流不停电电源(UPS) 本期工程共设置两套交流不停电电源装置： 1) 单元机组不停电电源装置 2) 公用不停电电源装置(UPS) 鉴于UPS装置的重要性和国产UPS装置产品存在着可靠性差，特性不稳定等因素，因此建议采用进口产品。 1.7 热控部分 本期工程为单元制机组，热控控制采用两机一控方式，炉、机、电均在单元控制室集中监控。分散控制系统（DCS）由北京ABB贝利控制有限公司提供的SYMPHONY系统构成，SYMPHONY系统按被控对象分主要分为：锅炉控制系统，炉膛安全管理系统(FSSS)，汽机控制系统，电气侧顺序控制系统(ECS)等。每台机组DCS共由4台操作员站、2台工程师站、11个模件柜、1个电源分配柜、24个端子柜、一台历史站等设备组成，另外3、4机组公用系统还配备7个机柜，包括1个公用DCS电源柜、1个模件柜、2个端子柜、3个远程柜构成。 1.7 .1 自动化水平 电厂控制水平是仪表和控制装置完成生产过程自动化的程度，是控制方式、控制系统配置及功能、机组可控性和运行管理方式等多方面的综合体现，是以保证机组的安全和经济运行为目标。 单元机组采用机、炉、电集中控制方式，2台机组合用一个集中控制室。500 kV网络控制设在机组单元控制室内，不再设置专用网络控制室。 单元机组以分散控制系统(DCS)作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统(DCS)实现机组的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽机电液控制系统(DEH)、锅炉给水泵汽机控制(MEH)、汽机旁路控制(BPC)、发电机-变压器组及厂用电控制(ECS)等功能，配以锅炉吹灰程控系统、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机安全监控系统(TSI)、凝汽器胶球清洗程控装置、自动电压调节装置(AVR)和自动准同期装置(ASS)等自动化设备构成一套完整的自动化控制系统, 对锅炉、汽机、发电机变压器组、厂用电系统部分及辅助系统进行控制与监视。机组控制系统将设置机组自起停顺序控制：在极少量就地人员的配合下，在单元控制室内实现机组的自起停控制。 机组运行人员在集控室内以CRT操作员站和大屏幕显示屏为主，监视机组的运行工况，并可以通过CRT/键盘对机炉的辅机和各种阀门、挡板进行控制，需要时可手操对这些对象进行远方控制，确保机组安全经济运行。 完善的模拟量控制系统及顺序控制系统设计，实现机、炉、电协调控制和机组自锅炉最低稳燃负荷到满负荷范围内自动控制。 异常工况时，联锁保护控制系统自动切投相应的系统或设备，使机组能在安全工况下运行或停机。 根据中调或值长发出的负荷指令进行机组的自动发电控制(AGC)。 实现单元值班，1个主值班员在23个助手的配合下，完成对机组的监控与管理。 辅助车间热工自动化控制如下： 直接采用DCS控制，如：循环水系统采用DCS远程站方式、实现在控制室等； 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制，与DCS进行通信，在集控室监控； 采用可编程控制器PLC+PC计算机网络控制，设置辅助车间网，在集控室设置操作员站OPS监控； 1.7 .2 热工自动化系统总体结构 本工程热工自动化系统主要由生产过程自动化控制系统、全厂生产监控信息(SIS)和厂级管理信息( MIS)构成。 生产过程自动化控制系统主要由单元机组控制系统及辅助车间控制系统组成。 单元机组控制系统由分散控制系统(DCS)和机炉子控制系统构成。 分散控制系统(DCS)是整个系统的核心，其控制功能的覆盖范围将尽可能广，以便充分发挥分散控制系统(DCS)的优越性，提高自动化水平，减少控制系统硬件的型式。将由它完成机组的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉安全监控系统(FSSS)、汽机电液控制系统(DEH)、锅炉给水泵汽机控制(MEH)、汽机旁路控制(BPC)、发电机变压器组及厂用电控制(ECS)等功能。 全厂生产监控信息(SIS)实现厂级生产过程适时监控，负荷调度、厂级性能计算和经济分析等功能。 厂级管理信息系统(MIS)负责将生产、经营、管理集成一体，及时、准确、快速地传递信息，为厂生产经营、办公自动化以及领导科学决策服务 1.8 水工部分 1.8 .1 供水系统 本期供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统。供水系统流程为: 循环水泵压力管凝汽器压力管冷却塔自流沟循环水泵房前池。 本工程采用2座淋水面积为6000 m2的双曲线逆流式自然通风冷却塔。 两台机组共建一座循环水泵房, 每台机配置2台50%容量的循环水泵。循环水进排水主管均为240014焊接压力管。 1.8 .2 补给水系统 本工程在补给水泵房预留位置上安装2台同型号的补给水泵，3台运行, 1台备用。 1.8 .3 工业给水系统： 本期工程(2300MW)机组工程的工业用水量为201m3/h。在二期净水站的综合水泵房内安装工业水气压供水设备。综合泵房内设给水水泵3台(2台，1用1备)，给水稳压泵2台(2台， 1用1备)给水水泵(2台，1用1备)。设计流量范围为60200 m3/h，扬程为60m，供厂区工业、生产用水。 1.8 .5 厂区排水系统 厂区排水系统按清污分流制考虑，根据排污水的水质成份不同，在满足环保达标排放的要求下，排水系统分为厂区雨水排水系统、厂区生活污水收集系统，厂区工业废水收集系统，厂区煤场雨水排水系统，含油废水排水系统以及循环水压力供排水管道排水。主要为以下三类排水： 1.8 .5.1 生活污水排水 生活污水排水系统主要排除主厂房、生产办公楼等辅助、附属建筑物卫生间排水及食堂排水。粪便污水经化粪池处理后排入厂区生活污水管道，食堂排水经隔油处理后排入生活污水管道，其余生活污水收集排入生活污水管道至一期生活污水处理间处理。 电厂一期建设有生活污水处理站，生活污水处理系统采用2套5m3/h生物曝气滤池，系统处理能力为10m3/h。出水水质按第二时段“其它排污单位”类型的一级排放标准考虑。电厂二期生活污水经室外化粪池厌氧处理后排至电厂一期建设的生活污水处理站，达标后回用于厂区绿化用水。 1.8 .5.2 工业废水 a) 在1号、2号锅炉房两炉之间设置机组排水槽(有效容积730m3，结构尺寸：18m9m5m) ，收集锅炉酸洗排水、定排井排污水、并通过废水提升泵加压，送到的工业废水处理站内废水储存池，经处理后作厂区冲洗道路用水。 b) 二期煤场排水系统将在新建煤场附近设置沉沙井，煤场附近大部分的煤粒由电厂清洁人员负责清扫运走，少部分煤粒由清洁人员用水冲洗至沉沙井再通过埋地管道汇集于二期煤场煤粒沉淀池，排污水经沉淀处理后，出水适用于运煤系统冲洗水源。设置 于煤场附近的沉沙井需要定期清污，防止由于排水通道堵塞导致排水不畅。 1.8 .6 雨 水 电厂二期厂区室外雨水排水系统与电厂一期厂区室外雨水排水系统分开单独考虑，雨水排水系统主要排除厂区雨水，设计重现期5年，地面集水时间5分钟，分设2个排水口将二期厂区雨水排入厂区附近排洪沟。 雨水排水管道均布置在厂区道路两侧，当管径不大于1500mm时，选用重型钢筋砼管，其余采用现浇钢筋砼方涵，排水口采用八字式出水口。 2 编制依据 GB 8117-1987 电站汽轮机热力性能验收试验规程 GB 10968-1989 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件 GB/T 3216 离心泵、混流泵、轴流泵和游离泵试验方法 GB/T 7596-2000 电厂用运行中汽轮机油质量标准 GB/T 8174 设备及管道保温效果的测试与评价 GB/T 10184-88 电站锅炉性能试验规程 循环流化床锅炉性能试验规程 GB/T 11348 旋转机械转轴径向振动的测量和评定 GB/T 14541 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 DL 5011-1994 电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇 DL/T 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 DL/T 461-2004 燃煤电厂电除尘器运行维护导则 DL/T 467-2004 电站磨煤机及制粉系统性能试验 DL/T 469-2004 电站锅炉风机现场性能试验 DL/T 561-1995 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 571-1995 电厂用抗燃油验收运行监督及维护管理导则 DL/T 607-1996 汽轮发电机漏水漏氢的检验 DL/T 651-1999 氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL/T 656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程 DL/T 705-1999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准 VER：A/0 第 17 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 DL/T 711-1999 汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T 794-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL/T 824-2002 汽轮机电液调节系统性能验收导则 DL/T 834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则 DL/T 839-2003 大型锅炉给水泵性能现场试验方法 DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则 DL/T 863-2004 汽轮机启动调试导则 DL/T 5047-1995 电力建设施工及验收技术规范锅炉机组篇 DL/T 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范 第5部分：热工自动化 JB/T 4273-1999 汽轮机转速控制系统 验收试验 JB/T 6227-1992 氢冷电机密封性能检验方法及评定 JB/T 100086-2001 汽轮机调节(控制)系统技术条件 SD 140 泵站现场测试规程 电建1996 159号文 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 电建1996 868号文 电力建设工程调试定额 建质1997 45号文 新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价方法 电生1983 47号文 火力发电厂高压加热器运行维护守则 电综1998 145号文 火电施工质量检验及评定标准(汽机篇) 电综1998 179号文 火电机组启动验收性能试验导则 电规总经2000 18号文 关于发送“电力建设项目后评价方法实施细则(试行)”的通知 国电发2000 589号文 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 建质1996 40号文 关于颁发火电工程启动调试工作规定等四个规程的通知：火电工程启动调试工作规定；汽轮机甩负荷试验导则；模拟量控制系统负荷变动试验导则；火电机组热工自动投入率统计方法 建质1996 111号文 火电工程调整试运质量检验及评定标准 ASME PTC6-1996 汽轮机性能试验规程 ASME PTC6.1-1984 汽轮机简化试验方法的暂行规程 ASME PTC6A-1982 汽轮机性能试验规程附录A ASME PTC6.1 汽轮机热力性能试验简化规程 IEC 1064(1991-04) Acceptance tests for steam turbine speed control systems2.1 广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期2X300MW循环流化床燃煤机组调试工程合同 其他未列强制性标准、技术/管理法规、经双方达成一致采用的相关国家/行业标准、设计图纸、制造商技术资料。 广东电力试验研究院ISO2000版质量管理和保证程序文件： 1 GI/05/05/004/1998 调试项目经理和专业负责人资质规定 2 GI/05/05/006/2001 调试大纲编写内容及格式 3 GI/05/05/005/1998 调试方案编写内容及格式 4 GI/02/7.10 监视和测量装置控制程序 5 GI/03/6.3 设备维护保养规定 6 GI/02/4.2 文件控制程序 7 GI/02/8.4 不合格品控制程序 8 GI/05/05/001/1995 关于编写启动调试报告内容及格式的暂行规定 9 GI/02/6.3 设备管理控制程序 10 GI/02/7.7 顾客意见处理控制程序 11 GI/05/05/003/1995 基建调试现场管理奖罚条例 12 GI/06/05/010/2001 调试策划记录表 13 GI/04/7.3/02 调试(项目)工程合格分包方评定表 14 GI/04/7.3/04 技术交底记录表 15 GI/04/7.3/05 调试工程过程质量控制表 16 GI/06/05/009/1999 调试缺陷通知单 17 GI/06/05/002/2001 调试工作联系单 18 GI/04/7.3/06 调试工程过程质量控制实施情况检(试)验表 19 GI/04/7.3/07 调试工程最终检(试)验质量控制检查表 有关设备的订货技术协议书、说明书等。 本大纲对以上编制依据的采用基本原则为，首先须按调试合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，同时执行强制性标准。如合同协议及制造厂无明确规定或规定不全时，再按国家/部颁标准和技术/管理法规执行。 3 启动试运组织及职责 3.1 组织机构 按荷树园电厂二期工程3号、4号机组调试/性能试验业主的具体要求、签订的调试合同，并结合火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)，首先建立职责、分工明确的组织机构，全面负责组织、指挥和协调机组的调试/性能试验工作，确保机组调试/性能试验工作能更有计划、按步骤、有条理地展开，这是调试/性能试验工作得以顺利开展的基本保证。 3.1.1 启动验收委员会 启动验收委员会由广东宝丽华电力有限公司、广东火电工程公司、上海电力监理公司、广州粤能公司、广东电力设计研究院、广东电网公司、制造厂等有关单位的代表组成。设主任委员一名、副主任委员和委员若干名。主任委员由广东宝丽华电力有限公司任命，其他成员由广东宝丽华电力有限公司与有关单位协商，提出组成人员名单，上报有关部门批准。启动验收委员会必须在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。启动验收委员会应在机组整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜；在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。 3.1.2 试运指挥部和试运总指挥 试运指挥部由总指挥和副总指挥组成，设总指挥一名，由广东宝丽华电力有限公司任命。副总指挥若干名，由总指挥与相关单位协商后，提出任职人员名单，上报工程主管单位批准。 试运指挥部由启动验收委员会批准成立，代表启动验收委员会主持整套试运的常