FCQ第十九卷运行组织及设计定员部分(说明书)

1、10 / 1910-F633C-Q04燕山湖发电厂新建工程初步设计第十九卷 运行组织及设计定员部分说明书北京国电华北电力工程有限公司辽宁电力勘测设计院2007年11月10 / 19批准：陈赢展许忠厚编写：朱鑫廉栾德跃10 / 19初步设计总目录卷号名称图号第卷总的部分F633C-A01第卷电力系统部分F633C-X01第卷总图运输部分F633C-Z01第 四 卷热机部分F633C-J01第 五 卷运煤部分F633C-M01第 六 卷除灰渣部分F633C-C01第七卷电厂化学部分F633C-H01第八卷电气部分F633C-D01第九 卷热工自动化部 分F633C-K01第 十 卷建筑结构部分F6

2、33C-T01第十一卷采暖通风及空 气调节部分F633C-N0110 / 19卷号名称图号第 十卷水工部分F633C-S01第 十卷环境保护F633C-P01第 十 四 卷脱硫部分F633C-J02第 十 五 卷消防部分F633C-S02第十六卷劳动安全及工业卫生F633C-Q01第十七卷节约能源及原 材料F633C-Q02第 十 八 卷施工组织大纲 部分F633C-Q03第 十 九 卷运行组织及设 计疋贝部分F633C-Q04第十 卷概算部分F633C-E01第主要设备材料 清册F633C-Q0510 / 19卷号名称图号十卷- 1 - / 19目录1概述1.1电厂简况1.2建设规模1.3本

3、工程在电力系统中的作用1.4电厂运行性质及运行方式1.5主要设备规范2组织机构、人员编制及指标2.1组织机构2.2编制依据及原则2.3人员编制2.4人员指标3机组的启动、运行方式及注意事项3.1机组的启动3.2机组运行方式3.3机组停用及事故处理3.4机组安全保护及运行注意事项3.5辅助系统的安全保护及运行注意事项10 / 191概述2.3.1电厂简况本工程厂址位于朝阳市西大营子镇沟门子村王楼山东坡地，厂址东侧距城市规 划道路100m距101国道3km规划建设的朝阳500kV变电站在厂址北侧，距离约4km交通运输和接入系统方便；燃用内蒙古白音华二号露天矿褐煤，利用赤一大 白运煤专线铁路经叶 赤

4、、锦 承铁路至朝阳南站，再经5.85km电厂 铁路专用线运输到厂；选用空冷机组，生产水源利用朝阳市净源污水处理厂中水，燕山湖水库地表水为电厂备用水源；灰场为距厂址约1km的沟门子灰场，成库条件较好。本工程可研报告已于2006年01月13日通过电力规划设计总院审查并下发了 审查意见。国家发展和改革委员会发改办能源200558号文已将该工程列入东北地 区电力工业中长期发展规划“十一五”期间主要电源备选工程，同时该工程是辽宁 省基础设施建设“十一五”规划电源建设重点工程。计划于2008年04月开工，1机组于2009年9月正式投产，#2机组于209年1 2月正式投产。2.3.2建设规模本工程为新建工程

5、，本期建设2x600MW超临界空冷燃煤机组，规划容量4X600MW空冷燃煤机组，留有扩建余地。采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置，并预留脱硝装置空间。2.3.3本工程在电力系统中的作用燕山湖发电厂厂址位于朝阳市境内，地处辽宁省西部贫困地区，位于辽宁省、 内蒙古自治区和河北省的交接处。随着东北老工业基地的振兴与发展，20052008年凌钢等一系列重点工程的建设，朝阳地区电力有较大缺额。截至2004年底，朝 阳地区电网最大发电负荷593MWV电源装机容量514.6MVy缺少装机容量180MW电 厂的建设，不仅可满足地区负荷发展的需要，缓解辽宁省电网的用电紧张局面， 而 且可为辽宁西部电网（规划建设的

6、朝阳500kV变电所）提供必要的电源和电压支撑， 提高赤峰地区外送系统的送电能力，同时也将带动朝阳地区经济发展。该工程本期以220kV、500kV两级电压接入系统，一台机组通过2回220kV线 路接入朝阳500kV变电所220kV侧，一台机组采用发电机 一变压器 一线路组单 元方式通过1回500kV线路接入朝阳500kV变电所。10 / 192.3.4电厂运行性质及运行方式10 / 19电厂为纯凝空冷机组，不考虑供热。本期工程机组除带基本负荷外，还能满足 电网调峰运行的要求。2.3.5主要设备规范主机设备经国内公开招标和评标，确定本期工程锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任 公司生产制造；汽轮机和发电机

7、分别由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司和哈尔滨电机 有限责任公生产制造，目前三大主机合同已签。2.3.1.1锅 炉制造厂家：哈尔滨锅炉厂有限责任公司锅炉型式：超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，采用三分仓回转式空气预热器。锅炉主要参数：过热蒸汽最大连续蒸发量(BMCR) 1930t/h过热蒸汽额定蒸发量(BRL)过热蒸汽额定蒸汽压力 过热蒸汽额定蒸汽温度 再热蒸汽蒸汽流量(BMCR/BRL)再热蒸汽进口/出口蒸汽压力(BMCR)再热蒸汽进口/出口蒸汽压力(BRL)再热蒸汽进口/出口蒸汽温度(BMCR)再热蒸汽进口/出口蒸汽温度(BRL)

8、省煤器进口给水温度(BMCR/BRL)2.3.1.2汽轮机制造厂家：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司。汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机主要参数：铭牌功率：高压主汽阀前主蒸汽额定压力高压主汽阀前主蒸汽额定温度 中压主汽阀前再热蒸汽压力1829t/h25.4MPa.g571C1637/1549t/h4.45/4.26MPa.g4.21/4.02MPa.g317/568C313/568C281/277C600MW24.2MPa.a566C90%汽机高压缸排汽压力(再10 / 19热系统压降按10%高压缸排汽压力考虑)10 / 19中压主汽阀前再热蒸汽额定温度设计背压

9、保证热耗（THA）7761.1kJ/kWh。回热加热级数：7级 旁路系统：机组设有40%容量（暂定）汽机高、低压两级串联旁路系统。给水泵配置：每台机组配置3台35%容量的电动给水泵，其中两台运行，一台 备用。（暂定）2.3.1.3发电机制造厂家：哈尔滨电机有限责任公司型式：水 氢 氢冷却方式。汽轮发电机主要参数：额定氢压2组织机构、人员编制及指标a)组织机构中国电力投资集团公司实行专业化、集约化、市场化运营管理方式。新建工程 成立工程公司，设置精干的管理机构，负责经营管理，实现资产的保值、增值。电厂建设和运营实行委托制管理，在工程建设阶段，委托工程建设管理分公司进行工程建设，建成后“交钥匙”；

10、在电厂投产运营阶段，委托发电运行分公司和检修公 司进行运行与检修服务b)编制依据及原则1)编制依据1)原国家电力公司国电人劳199894号文“关于颁发火力发电厂劳动定566C15kPa.a(暂定)额定功率 额定容量 最大连续容量 额定功率因数 额定转速额定电压 频率效率 励磁方式600MW667MVA727MVA0.90(3000r/min20kV50Hz滞后）99%自并励静止励磁0.4MPa(g)10 / 19员标准(试行)的通知”和火力发电厂劳动定员标准(试行)。2)中国电力投资集团公司火电建设工程初步设计导则(CPIYW-08-18)关于设计定员的规定。2)编制原则a)本工程为新建工程，

11、本期工程安装2台600MW超临界空冷机组，配2台1930t/h超临界煤粉锅炉，电厂总装机容量为1200MW。a)采用以微处理器为基础的分散控制系统(DCS)，实现单元机组的炉、机、电集中控制。集中控制室内，运行人员对单元机组完全实现LCD监控，通过LCD操作员站实现机组启/停的控制、正常运行的监控以及机组运行异常与事故工况的处 理，也能够管理升压站、火灾报警及消防系统和空调系统。b)机组实现了较高的自动化水平， 实现了各生产系统的优化配置， 电厂管 理信息系统(MIS)覆盖全厂，为电厂现代化管理和经营方式创造了条件。人员编制 按新型火力发电厂A类机组考虑。c)人员编制为了严格控制工程造价和发电

12、成本，争取用低于同网电价水平，达到占领市 场、追求最大效益的目的，合理精简电厂定员也是重要的一个环节。根据火力发 电厂劳动定员标准(试行)新型火力发电厂A类机组定员标准，结合中国电力投资 集团公司经营管理模式，对电厂定员进行测算。2.4.1生产人员3.1机组运行3.1.1单元集中控制室运行2.%2主控每台机组设一主一副2名操作员，1名巡检操作员；辅助系统运行设2名操作员，3名巡检操作员；值长1人，网控1人，故单元集中控制室每值定员 为：2X(2+1)+(2+3)+1+仁13人3.%2运行按四班三运转。故单元集中控制室定员为：13X4=52人4.%2备 员：52X10%=5人5.%2单元集中控制

13、室运行人员合计：52+5=57人3.1.2除灰、除尘运行在集控室，故无运行人员。3.1.3脱硫运行人员12人，考虑备员1人，共13人。如除灰、除尘、脱硫合用10 / 19一个控制室，人员不变。3.1.4化 学1.%2.%3化学水处理车间运行5人2.%2.%3化验设定员5人其中汽水化验2人，煤质化验2人，油质化验1人。3.1.5机组运行人员合计：57+13+10=80人3.2机组维修根据中国电力投资集团公司管理模式，本电厂检修将由区域检修公司或其它社会检修力量承担，故本电厂不配备大、小修人员。机组维修的工作范围仅限于日常维修以及检修计划、预算、质量检查和验收等检修管理。暂按以下人数配置考虑：1.

14、%2.%3.%4热机维修设定员30人(其中10人为脱硫维修人员)2.%2.%3.%4电气维修设定员15人3.%2.%3.%4热控维修定员按检修工作内容可设置如下：计算机维护(含SIS系统管理维护人员)：2人锅炉仪表维护：2人汽机仪表维护：3人辅助控制仪表维护：2人标准仪表间：2人热工现场维修间：2人热控维修人员合计：2+2+3+2+2+2=13人4.%2.%3.%4维修人员合计：30+15+13=58人3.3燃料系统3.1.1.1燃料运行电厂来煤为火车来煤运输方式，运煤系统（含燃油泵房）人员：每班运行人员8人，共8X4=32人；备用人员3人。b）设备检修3人工作范围：仅限于检修计划、预算、质量

15、检查和验收等检修管理。10 / 19c）燃料管理2人工作范围：燃料调度、计划统计、检斤（尺）、入场取煤样、煤厂整理。d）煤料系统定员合计：32+3+3+2=40人。3.4其他a）仓库3人b）车辆8人c）其他2人其他人员定员合计：3+8+2=13人。2.4.2管理人员工作范围：生产、经营、行政管理工作。暂定为32人。2.4.3党群工作人员按规定暂定为7人。2.4.4服务性管理人员服务性管理人员工作范围为：生产、生活福利设施及绿化、清扫等后勤服务管 理工作。按规定暂定6人。2.4人员指标定员测算汇总表项目人数(2X600MW)备注合计236一、生产人员191（一）机组运行80单元机组主控28辅控集

16、控人员8辅控巡视人员12值长410 / 19项目人数(2X600MW)备注备用人员5运行备员按 10%脱硫运行人员13化学运行和化验10（二）机组检修人员581、热机30考虑了脱硫设备检修人员2、电气153、热控13（三）燃料系统401、运行32翻车机卸煤（程控）卸煤，兼管燃油泵房2、检修3计划、预算、质检与验收3、管理24、备用3运行备员按 10%（四）其他131、仓库32、车辆83、其他人员2二、管理人员32含电厂信息管理系统运行人员2 名三、党群工作人员7四、服务性管理人员6根据以上定员测算表，本工程新建2X600MW机组人员指标为：3.1.2.1电厂定员236人242电厂人员指标0.1

17、97人/MW以上定员仅作为业主编制电厂定员和组织机构时的参考， 电厂实际定员人数和 组织机构的设置可根据相关条件进行调整，并以中国电力投资集团公司最后确定机 构编制和劳动定员为准。3机组的启停、运行方式及注意事项a)机组的启动1)启动条件汽源本工程为新建工程，第一台机组的启动蒸汽来自启动锅炉，第二台机组的启动 汽源可来自邻机辅10 / 19助蒸汽系统。第二台机组建成后，两台机组可以通过辅汽联箱联 络母管互相提供辅助蒸汽。电 源机组启动前朝阳500kV变电所投运，则电源取自该变电所220kV侧。#01高压 启动/备用电源取自220kV屋外配电装置。水 源 本工程采用空冷机组，电厂生产水源采用朝阳

18、净源污水处理厂的中水，生产备用水源为阎王鼻子水库地表水。上述两水源在机组启动前均引入厂内生产用水系 统。2)启动系统 当具备启动条件后，机组即可开始启动。其启动系统工作情况如下：厂用蒸汽系统 启动锅炉产生的蒸汽进入辅汽系统，分别对除氧器（可提前加热）、汽轮机汽封、燃油设施等通汽加热。在锅炉启动初期还需对空气预热器的吹扫提供汽源。冷却水和补给水系统 机组启动前，一些辅助设备先投入运行，如吸风机、电动给水泵等转动机械，这时需保证来自循环水系统的冷却水源。为使冷却水系统投入运行，可开启循环水 泵。在机组启动期间除盐水消耗量较大，化学水处理系统应按用水要求制水，满足 除盐水补水量。锅炉等离子点火及点火

19、油系统 本工程锅炉点火拟采用等离子点火，点火器产生的等离子电弧将通过燃烧器的煤粉直接点燃，在锅炉高负荷运行阶段，该燃烧器可作为正常主燃烧器使用。为防止等离子点火故障，影响机组启动，供油循环泵可将油送入炉前油系统中 打循环，并通过炉前油压调节阀将燃油压力调至1.0MPa。汽轮机旁路系统 当锅炉启动后，为了提高机组启动速度，缩短启动时间，这时可打开旁路。润滑油系统 启动交流润滑油泵进行油循环，同时启动密封油泵、顶轴油泵，提供汽轮发电机组各轴承润滑油、盘车装置润滑油及发电机低压密封油。疏水系统在机组启动运行前和向轴封系统供汽前，管道上的所有疏水阀都应打开。抽真空系统 当空冷器正常运行后，关闭真空破坏

20、阀，启动机械真空泵，为缩短启动时间，二台泵可同时投入。3)机组启动方式机组启动方式可分为下列几种： 冷态启动（长期停机后）超过72h10 / 19温态启动（停机1072h）热态启动（停机少于10h）极热态启动（停机少于1h后）本工程汽轮机为哈尔滨汽轮机厂产品，机组启动方式推荐为高压缸启动，可缩 短启动时间，减少启动时机组的寿命损耗，增加机组的使用寿命。3)机组运行方式 按照用户的要求，机组带基本负荷，也可用于调峰，采用定压 滑压 定压方式运行。机炉协调运行采用分散控制系统实现自动控制，该系统将机炉视为一个整体， 按照要求，指令机炉主控协调动作，适应负荷变化，稳定机前压力、温度、维持机 炉能量平

21、衡。该系统并具有显示，报警、联锁保护和逻辑控制等功能。3)机组停用及事故处理机组停用机组停用可分为正常停机和事故停机二种。正常停机又分为调峰停机和计划 大、小修停机。事故停机是由于主辅机出现故障，危及设备或人身安全，保护装置 动作而被迫停机。事故情况下，主汽门关闭，机组负荷迅速降至零，同时与电网解 列，转子惰走至零。为防止事故扩大，根据事故情况决定是否破坏真空。但应尽可 能的投入盘车设备，以防主轴弯曲，而正常停机则按与启动相反的程序滑参数停 机，对于调峰停机，在减负荷时尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽的温差，以及汽轮机 的热膨胀和胀差。当负荷降至额定值的5%左右时，打闸停机，同时与电网解列，转 子惰

22、走至零。对于计划大小修停机，如果是不需揭开汽缸大盖的小修，停机时间又较短，可 以按调峰停机的程序进行。如果是揭开汽缸大盖，则在减负荷时逐步降低主蒸汽和 再热蒸汽温度，并在适当的负荷下停留暖机，当负荷降至额定值的35%时，锅炉熄火，打开旁路系统，同时打闸停机，与电网解列，转子惰走至零。机组停用以后，设备的维护和保养按有关制造厂的规定进行。事故处理汽轮机在下列情况下，可立即将主汽门脱扣，破坏真空，进行紧急停机：汽轮机突然发生强烈振动，或清楚地听出机内金属撞击响声；汽轮机发生水冲击，汽温急剧下降，并伴有下列象征：2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d10

23、3b595-4a91-4主蒸汽管道或抽汽管道发生强10 / 19烈振动及有冲击声。2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4轴向位移增大，推力轴承温度急剧上升；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4油系统着火，且不能迅速扑灭时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4任何轴承回油温度超过规定值或轴承冒烟时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Number

24、ed_d103b595-4a91-4轴端汽封磨擦冒火花时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4油箱油位下降至紧急停机油位线时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4轴承润滑油压降低至规定值，保护装置不动作时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4推力轴承损坏时；2e8-31e5-4e72-9303-ecb7d91750a1-Numbered_d103b595-4a91-4具

25、体事故处理规程应执行汽轮机制造厂运行规程。锅 炉遇有下列情况之一时，应立即停止锅炉运行4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-NumbMFT应动作而拒动时4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb锅炉灭火4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb炉膛负压低于设定值时(锅炉厂提供)4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb水冷

26、壁管、给水及省煤器管爆破，不能维持正常水位4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb引风机、空预器全停时4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb压力升高超过安全门的动作值，而安全门拒动4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb锅炉设备损坏，危及人身和设备安全4bd-Numbered_7c655a7d-0188-4a5c-9a31-9a95cdd%576bd3-Numb具体事故处理规程应

27、按制造厂运行规程10 / 193)机组安全保护及运行注意事项锅炉安全保护燃料断流保护炉膛压力（正压或负压）超过极限保护，并应配有锅炉炉膛安全监察保护 控制系统（FSSS）及其它常规保护措施。锅炉还要求有下列主要热工保护工程：a）主蒸汽压力高（超压）保护b）主蒸汽温度高（超温）保护c）再热蒸汽压力高（超压）保护d）再热蒸汽温度高（超温）保护汽轮机设备安全保护危险保安系统用户远控跳闸接口汽轮机自动紧急跳闸装置（ETS）汽轮机安全监测保护系统（TSI）汽轮机防进水保护系统主要辅机安全保护发电机冷却水断流保护；除氧器水位高和压力高保护；高压加热器水位高保护；汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口温度高保护；给水泵防汽蚀保护；锅炉辅机及制粉系统的主要安全保护：a）磨煤机、制粉系统具有防火、防爆的要求及有关设计。b）送、吸、一次风机，电气除尘器按厂家有关保护要求设计。汽机防进水措施除7段抽汽外，其余接至各加热器的抽汽管道上均装设电动隔离阀及气 动止回阀，作为主要的防进水保护。4段抽汽考虑到用汽点较多，除在主管上设有二个气动止回阀和电动隔离 阀外，在各用汽点10 / 19上还设有电动隔离阀和止回阀各一个。各抽汽管道上低位点设有气动疏水阀，当任何一个电动隔