电厂安全验收报告正文

年5月29日电厂安全验收报告正文文档仅供参考1.概述1.1安全验收评价依据1.1.1国家有关法律(1)<中华人民共和国安全生产法>(6月29日)(2)<中华人民共和国劳动法>(1994年7月5日)(3)<中华人民共和国电力法>(1995年12月28日)(4)<中华人民共和国消防法>(1998年4月29日)(5)<中华人民共和国职业病防治法>(10月27日)(6)<中华人民共和国防洪法>(1997年8月)1.1.2相关法规及文件(1)国务院令第344号<危险化学品安全管理条例>.1.26(2)国务院令第373号<特种设备安全监察条例>.2.19(3)国家发展和改革委员会国家安全生产监督管理局发改投资[]346号<关于加强建设项目安全设施”三同时”工作的通知>(4)安监管协调字[]56号<关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见>(4月27日)(5)原劳动部令1996第3号<建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定>1.1.3主要技术文件(1)国家安全生产监督管理局国家煤矿安全监察局监管技装字[]37号<关于印发<安全评价通则>的通知>(2)国家安全生产监督管理局安监管技装字[]79号<安全验收评价导则>(3)原劳动部劳安字[1992]1号<建设项目(工程)职业安全卫生设施和技术措施验收办法>1.1.4项目批准文件及工程资料(1)<国家计委关于下达第十三批基本建设新开工大中型项目计划的通知>计投资[]2400号(2)广东省台山发电厂一期1、2号机组工程初步设计说明书(3)广东省台山发电厂一期1、2号机组工程劳动安全验收评价合同书(4)与工程有关的其它技术资料1.1.5评价标准及规范1.1.5.1国家标准及规范(1)<建筑设计防火规范>GBJ16-87()(2)<建筑物防雷设计规范>GBJ50057-94()(3)<港口工程劳动安全卫生设计规定>JT320-1997(4)<油码头安全技术基本要求>GB16994-1997(5)<海港总平面设计规范>JTJ211-99(6)<装卸油品码头防火设计规范>JTJ237-99(7)<爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范>GB5008-92(8)<液体石油产品静电安全规程>GB13348-92(9)<石油库设计规范>GBJ74-84(10)<氢氧站设计规范>GB50177-93(11)<氢气使用安全技术规程>GB4962-85(12)<生产设备安全卫生设计总则>GB5083-85(13)<生产过程安全卫生要求总则>GB12801-91(14)<重大危险源辨识>GB18218-(15)<机械设备防护安全要求>GB8196-87(16)<电气设备安全设计导则>GB4046-83(17)<供配电系统设计规范>GBJ50052-95(18)<工业企业照明设计标准>TJ34-79(19)<起重机械安全规程>GB6067-85(20)<工业企业厂内运输安全规程>GB4387-84(21)<工业企业设计卫生标准>GBZ1-(22)<工作场所有害因素职业接触限值>GBZ2-(23)<工业企业照明设计标准>TJ34-79(24)<港口重大件装卸作业技术要求>JT/T2028-93(25)<建筑抗震设计规范>GBJ11(26)<构筑物抗震设计规范>GB50191(27)<火力发电厂与变电所设计防火规范>GB50229-96(28)<电力设施抗震设计规范>GB50260(29)<港口输煤皮带机防火管理规定>交公安字发1995.1050号(30)<港口大型机械防阵风防台风管理规定>3号交通部令(31)<压力管道安全管理与监察规定>原劳动部96.4(32)<输油管道工程设计规范>GB50253-94(33)<石油库静电安全规范>Q/SH039-023-92;(34)<固定式钢直、斜梯安全技术条件>GB4053.1-93、GB4053.2-93(35)<固定式工业防护栏杆安全技术条件>GB4053.3-93(36)<固定式工业钢平台安全技术条件>GB4053.4-93(37)<安全色>GB2893-(38)<安全标志>GB2894-19961.1.5.2电力行业主要标准和规范(1)<火力发电厂设计技术规程>DL5000-(2)<火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程>DL5053-1996(3)<火力发电厂厂用电设计技术规定>DL/T5153-(4)<火力发电厂和变电所照明设计技术规定>DLGJ56-1995(5)<火力发电厂总图运输设计技术规程>DL/T5032-94(6)<火力发电厂建筑设计规程>DL5094-1999(7)<火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定>DL/T5035-(8)<电力工业锅炉压力容器安全监察规程>DL1612-1996(9)<火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程>DL/T5121-(10)<火力发电厂汽水管道设计技术规定>DL/T5054-1996(11)<火力发电厂化学设计技术规程>DL/T5068-1996(12)<火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定>DLGJ24-91(13)<火力发电厂热工控制系统设计规定>DL/T5175-(14)<火力发电厂辅助、附属及生活辐利建筑物建筑面积标准>DL/T5052-1996(15)<交流电气装置的过电压保护和绝缘配合>DL/T620-1997(16)<六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则>DL/T639-1997(17)<电力工业锅炉压力容器监察规程>DL612-1996(19)<电力系统安全稳定导则>DL775-(20)<交流电气的装置接地>DL/T621-19971.1.6评价范围及内容1.1.6.1评价范围根据企业要求本次评价范围为台山电厂一期2×600MW机组的主体工程、主要辅助工程及煤码头、油码头的安全验收评价。有关消防、防雷设施、卫生(包括照明)、环境保护及环保工程(包括脱硫工程)等企业已委托有关部门进行专项验收评价。本安全评价只对消防、防雷设施专项验收结果的认可。1.1.6.2评价内容(1)主要危险有害因素辨识及分析;(2)总体布置及常规防护设施措施评价;(3)易燃易爆场所评价;(4)有害因素安全控制措施评价;(5)特种设备监督检验记录评价;(6)强制检测设备设施情况检查;(7)电气安全评价;(8)机械伤害防护设施评价;(9)工艺设施安全联锁有效性评价;(10)安全生产管理评价;(11)在上述评价工作的基础上,客观公正得出评价结论,并提出存在问题和建议。1.1.6.3评价程序安全验收评价程序包括5个过程:前期准备过程、危险识别过程、安全评价过程、安全控制过程、综合论证过程,如图Ⅰ-Ⅰ所示。1.2建设单位简介本工程的建设单位是广东国华粤电台山有限责任公司。一期工程1、2号机组,装机容量为2×600MW国产亚临界燃煤发电机组,1号机组在12月已安装完毕发电,2号机组4月安装完毕发电,电厂规划出线电压等级本期1、2号机组以220kV出线,电厂投产后将成为广东省主力电厂之一。台山电厂总占地面积221.88万m2,电厂位于铜鼓湾西侧、三面环山,南临大海,是台山市规划的沿海地带新兴经济开放区的一部分,位于该新兴经济开放区的东部端头。全厂职工433人,其中生产人员343人,管理人员78人(含安全管理人员),党群工作人员6人,服务性管理人员6人。1.3建设项目概况1.3.1地理位置与周边环境台山电厂厂址位于珠江口以西60km(直线距离)沿海的铜鼓湾上,属台山市田头镇铜鼓村地域,三面环山,南面临海,由泻湖相及砂堤沉积物所形成的一块海滨山谷平地,自然村及耕地均分布在这块山谷平地上,约有居民人,耕地有3000余亩,其中水田约1200亩,由于有山塘自流灌溉,旱涝保收,居民生活安定。电厂厂址在铜鼓湾口的西侧,也就是在铜鼓湾平地的西侧临海地带,厂址东北面距赤溪镇约15km(直线距离),东面为大襟岛,相距约5km;南面为南海与上川岛遥遥相对,相距约10km海域;西北距广海镇17km,北距台山市约50km。详见厂址地理位置图1-11.3.2自然条件(1)气象台山电厂厂址位于台山市南部滨海地区,属亚热带海洋气候,日照时间长、温暖、多雨、夏季盛吹偏南风、冬季以偏北风为主。离厂址最近的气象站为上川岛气象站,距厂址约20km,同属滨海地区,地理及气候条件基本相同,拥有1958年以来40多年的气象资料。根据1958年至1998年气象资料统计,气象特征如下:多年平均气温22.6℃最高月平均气温28.4℃(7月份)历年极端最高气温37.0℃(1989年7月16日)最低月平均气温14.9℃(1月份)历年极端最低气温3.0℃(1972年2月9日)多年平均相对湿度81%多年平均降水量2182.4mm历年最大年降水量3657.7mm(1973年)历年最小年降水量1028.1mm(1977年)历年最大一日降水量324.8mm(1973年5月28日)历年最大一小时降水量143.9mm(1997年6月14日)历年最大十分钟降水量32.9mm(1990年4月9日)多年平均气压1011.1hpa多年平均风速4.7m/s历年十分钟最大风速37.3m/s(1975年10月6日)三十年一遇设计最大风速37.5m/s厂址主导风向ENE(2)厂址滨海水文条件1)潮汐特征厂址海区潮汐属不正规半日潮型,其特征是太阳日有两次高潮和两次低潮。厂址以西15km有烽火角潮位站,该站拥有1965年至1998年的长期验潮资料。根据该站实测潮位资料统计计算,潮汐特征值如下:历年最高高潮位2.83m(1989年7月18日)历年最低低潮位-1.95m(1987年11月28日)多年平均高潮位0.62m多年平均低潮位-0.66m历年最大潮差3.52m(1987年)多年平均潮差1.28m平均涨潮历时5h02min平均落潮历时7h32min设计高潮位3.10m设计低潮位-1.99m平均海平面-0.07m2)波浪厂址海区由于水深小,故其波浪较小,且周期较长,具有明显的涌浪特性。根据交通部四航院于1988年10月8日至1989年11月14日在厂址海区进行波浪观测。各月波向基本上集中在E∽S方位,其它波向频率甚少,主波向和强波向均为ESE~S,实测结果如下:最大平均波高H=2.1m,波向SSE最大有效波高HS=2.8m,波向SSE年平均波高0.34m3)区域地质概况及地震烈度厂区及附近出露的地层,只有第四系土层,未见其它老地层,厂区基底及周围丘陵上的岩石为燕山四期花岗岩,区域地质构造简单,厂区及周围10km范围内无区域性大断裂经过。根据<广东省地震烈度区划图>(广东省地震局,广东省建委1990)和广东省地震局震函(1992)90号文,台山电厂位于地震烈度7度区。1.3.3建设规模台山发电厂总规划装机容量为5台600MW等级机组,本期建成一期工程1、2号机组,装机容量为2台600MW国产燃煤机组。机组采用国产亚临界燃煤机组,汽轮机、发电机、锅炉分别由上海汽机厂、上海发电机厂、上海锅炉厂制造提供,型号分别为:汽机N600-16.7/537/537,电机QFSN-600-2,锅炉SG2026/17.5型。主厂房采用锅炉岛、煤仓间、除氧间、汽机房顺列布置方式。汽轮发电机采用纵向布置方式,汽机房运行层采用大平台布置,两机中间有一跨作为安装检修吊物运行层,标高13.7米。1.3.4厂区总平面布置本工程的总平面布置按功能分区布置:(1)1、2号机组主厂房布置在厂区西北部,固定端朝西,向东扩建。主厂房南北布置,主厂房区由北向南顺列布置为汽机房,除氧间、煤仓间、锅炉间和集中控制综合楼、送风机室、电除尘、冲洗水泵房及电除尘配电室、引风机、烟道烟囱。(2)220KV升压站,采用220kVGIS配电装置,布置在主厂房以北、厂前区西侧的地方,便于向北架空出线。(3)净水站、化水车间、制氢站等布置在主厂房以西的山边。(4)综合办公楼、食堂、仓库、小车库及消防车库等布置在厂区北部,位于220kVGIS配电装置以东至电厂正门的场地上,形成入口生产办公区,综合办公楼座北朝南,俯视整个厂区。(5)脱硫装置布置在主厂房区以南、烟囱后部的场地上,有脱硫烟道GGH、脱硫吸收塔,循环浆砂房及脱硫配电室,事故浆罐,制粉车间,石灰石粉仓、工艺水罐等建(构)筑物。(6)干灰库区、石膏仓库、油库房、污水处理站等污染性较大项目集中布置在厂区西南角的山脚下。(7)煤场设在厂区南部,靠近煤码头、燃煤经过码头C0、C1—C4输煤栈桥及T0、T1~T4输煤转运站进入煤场,再从煤场经过输煤系统的C5～C10输煤栈桥及T5~T10输煤转运站送到主厂房,从1、2号机组主厂房扩建端进入主厂房煤仓间。在煤场功能区布置有运煤控制楼、推煤车库及检修间、煤场雨水初沉池、港监楼、推扒煤车库、煤码头控制室等。(8)循环水进水口设在厂区南护岸上,从煤码头港池取水。循环水进水经过630长的明渠引入循环水泵房,再经过压力管道送至主厂房;循环水排水排至厂房A排柱外虹吸井,再用管道送到厂区东部的排水口。(9)电厂配套港口码头布置在厂区南面海岸。(10)电厂正门布置在厂区北面,是电厂与外界联系的主要出口,在厂区东北角设有侧门一个,以便于运灰、运石灰石粉、运石膏、电厂扩建施工时车辆的进出需要。(11)厂区主要道路路宽为12m、8m、6m,次要道路路宽为4m,转弯半径有20m、12m、7m。(12)厂区围墙内占地为94.3万m2,其中1、2号机组工程占地面积为51.10万m2,本期单位容量用地面积为0.426m2/kw,最终单位容量用地面积为0.196m2/kw。1.3.5竖向布置(1)厂区场地标高厂址百年一遇高潮位3.10m,根据火力发电厂设计技术规程2.0.5规定,台山电厂位于海滨,其防洪堤(或防浪堤)的堤顶标高按频率为1%的高水位(或高潮位),加重现期为50年累计频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高,主厂区场地标高为4.5m。煤场靠近海边,排水距离短,煤场标高为3.8m,电厂位于海边,厂区防浪主要依靠东护岸,东北护岸,东防浪堤,西防浪堤,作为厂区直接屏障的东护岸,东北护岸堤高7.1m,档浪墙墙顶标8.10m。(2)建(构)筑物场地标高主厂房、除氧间、煤仓间、锅炉间室内设计标高±0.00m相当于珠江基面高程4.8m,室内外高差为0.3m;其它建(构)筑物室内设计标高±0.00m,相当于珠江基面高程4.70m,室内外高差为0.20m。(3)防洪、排洪、场地排水电厂厂址位于海边,防洪、排洪、场地排水比较好解决,电厂厂区场地设计标高考虑百年一遇潮位的影响及厂区上游的截洪,不存在内涝影响,根据厂址地区的水文气象情况,厂区场地标高为珠江基面高程4.5m,厂区道路采用城市型道路,厂区场地排水由场地排入厂区道路的雨水井,会入下水道,由西向东排入大海。在厂区的北面、西面都设计截洪沟、排洪沟、向东、向南排入大海。1.3.6交通运输根据厂址的自然条件与现状,本厂址交通运输的原则是:水路为主、公路为辅。(1)水路运输厂址南临南海,靠近外海主航道,厂址的水路运输较为方便,电厂本期已建一座5000t级重件码头,一个5万t级专用煤码头,一个1000t级的油码头。燃煤由煤码头煤船经输煤系统到主厂房,燃油由船上泵送至贮油罐,电厂材料和设备运输重件码头上岸。(2)陆路运输①厂址附近公路东线:从台城冲萎浮石进厂公路厂区共59.5km西线:从台城端芬广海六福进厂公路厂区全长765k高速公路:从厂区进厂公路新台高速佛开高速广佛高速②进厂公路:地方性的公路到田头镇,从田头镇起到电厂厂址为进厂公路,包括进厂隧道全长16.6km,标准为二级公路,本公路是电厂的专用进厂公路,是与厂外联络的第一通道(主通道)。电厂进厂公路不但解决了电厂本身的交通运输问题,同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一带的经济发展起到了很大的促进作用。(3)厂内运输厂区道路按基本要求进行设置,厂区路网为正南北井字形,有南北主干道,东西主干道,各主要功能分区有环形运输和消防车道,厂区主要道路路宽为12m、8m、6m,次要道路路宽为4m,转弯半径有20m、12m、7m。电厂设有出入口二个,分别为厂区北面的电厂正门,厂区东北角侧门。电厂正门接进厂公路,是电厂与外界联系、电厂员工上下班的主要出入口。厂区东北侧门是本期工程运灰车辆的出入口。(4)灰场运输电厂本期灰场为山谷灰场,灰场距离电厂厂区约3.0km,本期出灰采用汽车运输,建设运灰道路路宽7m砼跨面。(5)重件运输重件运输道路连接厂区与电厂重件码头,其专向电厂重件码头接厂区东护岸转入厂区东西主干道,连接厂区道路。1.3.7管线及沟道布置(1)循环水管沟本期工程循环水进水管由厂区南部的循环水泵房沿C7、C8、C9输煤栈桥到主厂房A排柱前进入主厂房,循环水排水管由主厂房A排柱出来进入虹吸井,从虹吸井出来后沿A=1085道路的北侧往东,经过循环水排水口排入大海。(2)排水雨水管沿厂区道路布置,排水方向由西到东,从东护岸排入大海,电厂污水用污水管引到污水处理站处理后回用。(3)电缆在主厂房A排柱外的电缆走电缆沟,厂区其它地方的电缆基本采用综合管廊敷设和直埋。(4)综合管廊综合管廊所有小管径的压力管线沿综合管廊敷设,综合管廊净空一般高3m,跨公路净空高5m,综合管廊沿公路布置,设二~三层,利用输煤栈桥下空间。(5)其它管线工业水管、化水管沟、氢气管沟、消防水管等根据工艺及消防要求,沿厂区道路边布置。详见台山电厂总平面布置图1-21.3.9经济技术指标(1)总指示·发电工程静态总投资577172万元·发电工程动态总投资610436万元·工程项目计划总资金672699万元·发电工程每千瓦造价(静态)4810元/KW·发电工程每千瓦土建投资1847元/KW·发电工程每千瓦设备投资1731元/KW·发电工程每兆瓦钢材消耗量42.02t/MW·发电工程每兆瓦木材消耗量6.82m3/MW·发电工程每兆瓦水泥消耗量86.41t/MW(不含码头、岸墙、水库、进厂公路用量)(2)总布置指标.规划厂区围墙用地面积94.3万m2.本期厂区围墙内用地面积40.4万m2.每千瓦用地面积本期0.337m2/KW规划0.135m2/KW.建筑系统本期38.5%.场地利用系统本期59.3%.土石方工程量:挖方工程量本期471万m3规划471万m3.填方工程量本期471万m3.厂区绿化系统本期19.1%(3)主厂房指标.主厂房总容积(不包括锅炉房)36.4万m3.每千瓦主厂房容积0.303m3.每兆瓦主厂房三材消耗量钢材12.3/MW木材0.7m3/MW水泥5.56t/MW(4)运行指标.全厂热效率41.556%.全厂发电标准煤耗率296g/kWh.全厂厂用电率含脱硫6.62%不含脱硫5.61%.每兆瓦容量的发电厂人数0.36人/MW.每百万千瓦容量耗水量含脱硫0.136m3/S/1000MW不含脱硫0.099m3/S/1000MW.年利用小时数5200h1.4生产工艺1.4.1主要生产工艺流程振动格栅振动格栅补给水循环水系统凝汽器厂外来水化学水处理系统热水除铁器堆取料机输送皮带机卸煤机输送皮带机煤场煤码头补给水循环水系统凝汽器厂外来水化学水处理系统热水除铁器堆取料机输送皮带机卸煤机输送皮带机煤场煤码头冷水冷水煤粉振筛碎煤机制粉系统锅炉燃烧原煤仓磨煤机蒸汽汽轮机煤粉振筛碎煤机制粉系统锅炉燃烧原煤仓磨煤机蒸汽汽轮机综合利用户运往灰灰渣灰综合利用户运往灰灰渣灰渣场煤渣烟气除尘器除灰渣系统贮灰场渣场煤渣烟气除尘器除灰渣系统贮灰场排出烟囱脱硫系统烟气排出烟囱脱硫系统烟气电网输电发电机电网输电发电机图图Ⅰ–Ⅱ主要生产工艺流程图(1)输煤系统设置11个转运站(T0~T10),双路输送皮带机11对(22台)(C0A/B~C10A/B)。露天贮煤场两个,煤场占地面积22620m2,从煤场地面算起煤堆最终高度为10m,两个煤场共贮煤36×104t。各煤场安装1台斗轮堆取料机,最大堆料出力3600t/h,取料出力1600t/h。贮煤场的煤经堆取料机经皮带机输送到原煤仓,整个输送过程中(C0A/B~C10A/B),在各转运站设置有除铁器,振动格筛,非金属探测器,取样装置、皮带称、除尘器等设施。(2)制粉系统:原煤仓采用6个煤斗与6台磨煤机,6台给煤机相配,将形成正压直吹式制粉系统。(3)锅炉系统:每台炉配两台送风机、两台引风机。煤进入磨煤机制成的煤粉经送风机正压直吹炉内燃烧,引风机将炉膛内的烟气,经锅炉尾部烟道,除尘器、脱硫系统送入烟囱。除尘器的灰经过输送装置运至灰场。炉底的煤渣经除渣系统送入灰场。(4)汽轮发电机系统:煤在锅炉燃烧将化学能转换为热能,将水加热成为高温高压蒸汽,蒸汽在汽轮机中膨胀作功,将热能转换为机械能,汽轮机带动发电机,将机械能转换为电能,(5)供电出线:发电机发出的电经变压器升压至200KV电压向电网送电。在生产过程中均配有可靠的继电保护装置,以确保设备的安全发、供电。(6)辅助工艺系统锅炉点火助燃系统锅炉点火燃油采用#0轻柴油,锅炉厂配套自动点火装置,由高能点火器点燃轻油后再点燃煤粉,按程序进行控制炉前燃油系统点火,油枪采用机械雾化方式。启动锅炉为20t/h,型号是SZS20-13/350(300)-Y。②发电机氢冷系统和水冷系统发电机转子线圈采用氢气冷却,氢气由制氢站的两台制氢装置提供氢气。氢气发生器利用KOH作为电解质,使水经过电解产生氢气,氢气纯度>99.3%,发电机定子线圈采用水和氢冷却。③循环冷却水系统本工程的循环水冷却系统采用海水,每台机组的循环冷却水量为22m3/s。相当于79200m3/h。一期2×600MW机组循环冷却水采用单元制直流供水系统,两台机组共一座露天布置的循环水泵房,每台机组配置两台循环水泵供水,循环水泵房至汽机房为两台泵,一根DN3200mm的预应力钢筒砼管,汽机房至虹吸井采用钢管,从虹吸井循环水排水口采用B×H=3.5m×3.5m的钢筋混凝土自流沟。其供水流程:取水口(南护岸处)引水明渠进水前池循环水泵房取压力供水管凝汽器虹吸井排水口。为了保证设备冷却水洁净可靠,采用循环冷却水加次氯酸钠处理(电解海水制次氯酸钠装置)。④锅炉补给水处理系统:水(已凝聚、澄清和过滤)超滤升压水泵保安过滤器超滤装置清水箱清水泵活性炭过滤器阳离子交换器(浮动床)阴离交换器(双室浮动床)混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房。⑤凝结水系统、凝结水系统采用中压凝结水精处理装置。详见发电厂总工艺流程图1-31.4.2生产原料(燃料)(1)燃料来源台山电厂以国内神府东胜烟煤作为设计与校核煤种,燃煤由北方港口由海轮运至电厂专用煤码头。燃油为#0轻柴油,油由海轮运至电厂专用油码头。(2)煤质分析燃煤煤质分析见下表1-5表1-5煤质分析资料表项目符号单位设计煤种校核煤种全水分Mt%14.516.0空气干燥基水分Mad%8.069.92收到基灰分Aar%7.7011.04干燥无灰基挥发份Vdaf%37.8930.83收到基碳Car%62.5858.41收到基氢Har%3.703.79收到基氧Oar%10.059.45收到基氮Nar%1.070.97收到基全硫Star%0.400.34收到基低位发热量QnetarMJ/kg24.0022.86变形温度DT℃11201090转化温度ST℃11601120流动温度FT℃11801160哈氏可磨指数HGI6150二氧化硅SiO2%35.4320.07三氧化二铝Al2O3%11.7210.53三氧化二铁Fe2O3%9.5923.29氧化钙CaO%28.9326.26氧化镁MgO%2.140.95氧化钠Na2O%0.881.19氧化钾K2O%1.050.37二氧化钛TiO2%0.570.26三氧化硫SO%6.5212.82二氧化锰MnO%0.380.60其它%2.793.03煤中游离二氧化硅(SiO2)fd%2.343.44原煤冲刷磨损指数Ke0.851.45(3)油质分析燃油油质分析见下表1-6表1-6燃油油质分析资料表项目单位数值低位发热量KJ/kg43960密度g/cm30.83粘度Cst3°～8°硫%＜0.5灰%＜0.025闪点℃65凝固点℃＜0(4)燃煤耗量每台锅炉的燃料消耗量见下表1-7表1-7每台锅炉的燃料消耗量表项目单位设计煤种校核煤种BMCRECRBMCR小时耗量t/h233.65212.73246.28日耗煤量(20小时计)t/d46734254.64925.6年耗煤量(5200小时计)万t/a121.50110.62128.071.4.3主要生产设备台山电厂一期2×600MW机组工程主要生产设备有锅炉、汽轮机、发电机等其它主要辅助设备。(1)锅炉制造厂:上海锅炉有限公司型号:SG-2026/17.5-M905型式:亚临界压力、一次中间再热、控制循环、单炉膛II型,露天布置,四角切圆燃烧,平衡通风、固态排渣汽包炉。锅炉主要性能数据如下:BMCR(VWO)ECR(THA)主蒸汽流量:2026t/h1792t/h再热蒸汽流量:1672t/h1492t/h主蒸汽压力:17.5Mpa17.27Mpa再热蒸汽进出口压力:3.84/3.63Mpa3.42/3.24Mpa主蒸汽温度:541℃541℃再热蒸汽进出口温度:325/541℃313/541℃给水温度:279℃279℃省煤器进口给水压力:19.23Mpa18.71Mpa汽包压力:18.84Mpa18.36Mpa排烟温度(修正后):132℃129℃锅炉保证效率:93.47%93.61%过热器调温方式:喷水减温调节再热器调温方式:摆动式燃烧器调节点火方式:轻油点火,机械雾化锅炉最低稳燃负荷:30%BMCR(2)汽轮机制造厂:上海汽轮机有限公司型号:N600-16.7/538/538型式:亚临界、中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机,回热级数:八级回热,即三高四低—除氧给水泵驱动方式:小汽轮机旋转方向:顺时针(从汽轮机向发电机方向看)VWO(BMCR)THA(BECR)功率 663.215MW600MW主汽门前蒸汽额定压力/温度16.67Mpa(a)538℃16.67Mpa(a)538℃额定转速3000r/min3000r/min额定冷却水温24℃24℃额定背压5.88Kpa(a)5.88kpa(a)汽机进汽量2026t/h1792t/h机组保证热耗7843.5KJ/KW.h7850.2KJ/KW.h(3)发电机制造厂:上海汽轮发电机有限公司型号:QSFN-600-2型式:水氢氢汽轮发电机,静态励磁方式额定功率:600MW(对应THA工况)最大功率:663.315MW(发电机具备能力,对应VWO工况)功率:0.9频率:50HZ额定转速:3000r/min短路比:≥0.52额定电压:20KV额定氢压:0.4Mpa(g)保证效率:98.94%冷却方式:水一氢一氢励磁方式:静态励磁定子净重:320t(4)其它主要设备其它主要设备详见表1-8表1-8一期2×600MW机组主要生产设备表序号设备名称规格与型号数量备注1号机2号机总计1中速磨煤机HP963,46.73t/h66122给煤机9224型电子称重式给煤机出力15-85t/h66123静电除尘器双室四电场,效率n＞99.3%2244烟囱2×Φ6m双钢内筒H=240m15启动锅炉SZS20-13/350(300)-Y型,20t/h,1275KPa300oC26悬臂经过式斗轮堆取料机堆料出力:Q额=3000t/h,Qmax=3600t/h堆料出力:Q额=t/h,Qmax=t/h27环垂式碎煤机破碎能力:1200t/h,入料块度:≤300mm,出料粒度:≤30mm,228推煤机TV220型,220HP(162KW)带V型推煤铲449带式输送机C0A/B～C10A/BV=3.15m/s202010悬挂盘式磁铁分离器B=mm圆盘式卸铁方式:自动B=1800mm611电磁振动给煤机给料出力:Q额t/h,L=6m112主变压器SFP-7/200型,三相双绕强油风冷无激磁调压变压器,额定容量:720MVA11213启动备用变压器SFZ9-40000/200型,三相风冷分裂绕组有载调压变压器,额定容量:40MVA2214高压厂用变压器SF9-40000/200型,三相风冷双绕组无激磁调压变压器,额定容量:40MVA224台15事故保安用柴油发电机组三相同步发电机,额定功率:800KV额定电压:400V,额定频率:50HZ112台16220KVGTS设备额定电压:220kV,额定频率:50HZ额定电流:主母线:4000A,主变进线2500A,备变进线及出线:A11套续表序号设备名称规格与型号数量备注1号机2号机总计17蓄电池组220V阀控式密封铅酸蓄电池,Ah11218刮板捞渣机Q=7.5～40t/h11219干灰装车机Q=100m3/h31420石子煤斗V=12m3661221水力喷射器Q=200m3/h661222膜式超滤器净出力85m3/h323活性炭过滤器Φ3200活性炭层高:100mm324阳离子交换器层高:1100mm(浮动床)225(双室浮动床)阴离子交换器Φ2400,强酸树脂层高:1200mm;强碱树脂高度:1100mm226混合离子交换Φ2200阳树脂层高:500mm;阴树脂高度:1000227电解制氢装置Q=7Nm3/h,P=0.69MPa228氢气贮罐DN2500,V=1.7m3,P=16.89MPa429送风机FAF26.6-12.5-1动叶可调轴流式Q=868360m3/h22430引风机AN3506(V19+4),静叶可调轴流式Q=1765030m3/h22431空气压缩机有油、空冷、全封闭螺杆式40m3/min,8Bar(g)432压缩空气贮罐V=30m3工作压力:1.0MPa33633轻油贮油罐V=m32234氨瓶Φ219,V=40L2035次氯酸钠发生器(板式电极)90kg/h(海水含氯度为10000mg/L时产氯量)238高压加热器卧式,U型管,表面式639低压加热器卧式,U型管,表面式840除氧器(包括安全阀)卧式,最大出力>2108t/h11241除氧器水箱(包括安全阀),给水箱有效容积:235m311242给水泵汽轮机单轴,单缸,冲动,纯凝汽式,新汽内切换22443酸、碱贮罐DN2500,V=25m3玻璃钢444二氧化碳气瓶551045氮气瓶551044氢气瓶55101.4.4码头装卸工艺及设备1.4.4.1装卸工艺简介(1)卸煤码头本工程电厂煤码头工艺有卸船工艺和码头前沿水平运输工艺。根据本工程的设计船型和年任务运量,卸船工艺采用桥式抓斗式卸船机,水平运输作业采用带式输送机,在码头前沿卸船机的轨距范围内布置两路带式输送机。带式输送机廊道为全封闭廊道,防止煤粉尘在运输过程中飞扬而污染环境。(2)重件码头本工程电厂最大设备重件约500t,100t以上大型重件采用浮吊卸船上岸,上岸后用400t重型平板车运至电厂。100t以下的设备和材料用300t履带起重机进行卸船,然后用400t重型平板车运至电厂。(3)油码头本工程电厂油码头主要卸#0轻柴油,供电厂锅炉点火及维修用。码头卸船工艺为利用船舶的卸船泵卸船,码头上配置卸油臂、码头前沿管道、码头区域管道接至电厂油罐区。1.4.4.2装卸工艺流程(1)煤码头煤船→卸船机→码头前沿C0带式输送机、TO转运站→后方C1～C10带式输送机、T1～T10转运站→主厂房。(2)重件码头100吨以上大型重件:重件运输船→浮吊→大型平板车→电厂100吨以下重件:重件运输船→履带吊→大型平板车→电厂(3)油码头卸油:油船(船泵)→输油臂→泊位平台阀区→管廊管线→陆域管线→库区阀区、计量→油罐1.4.4.3装卸工艺设备(1)卸煤码头装卸设备配置详见下表1-9。表1-9卸煤码头装卸设备配置序号设备名称规格单位数量1桥式抓斗式卸船机额定效率1500t/h,轨距=26m,台22COA带式输送机额定效率3000t/h,B=1.8m,V=3.15m/s,台13COB带式输送机额定效率3000t/h,B=1.8m,V=3.15m/s,台14清舱机124HP推耙机台4(2)油码头装卸设备1)油码头设有卸油臂2)集油坑3)消防间4)管道(3)重件码头装卸设备1)500t浮吊2)400t重型平板平3)300t履带吊重件码头装卸由承包公司运作,设备不属本厂所有。(4)港作船舶1)3200HP港作拖轮1艘2)3200HP消拖两用船1艘3)交通船1艘1.4.5公用工程1、供水台山电厂1、2号机组工程淡水主要用于锅炉化学水处理系统补给水、脱硫用水,空气预热器冲洗用水,煤场喷淋水,输煤系统冲洗水、空调补充水,除灰系统用水、消防和生活用水。台山电厂1、2号机组工程淡水年设计用水量539万m3,年平均用水量307万m3,平均每小时用水量589.9m3/h。电厂淡水水源在厂址正北面2km的电厂淡水专用水库,即大坑水库,水库占地41.6万m3,库容860万m3。大坑水库位于台山田头镇铜鼓河管理区铜鼓河上,是电厂一期工程的淡水水源专用水库,供应电厂工业用淡水及生活、消防用水,供水保证率97%,水库防洪按百年一遇标准设计。水库淡水经过敷设在大坑水库公路下的2条DN700mm淡水管线引水至厂区净水站澄清池入口。码头用水水源,采用厂区水源接陆域给水管网,给水管沿栈桥铺设至码头前沿,在码头前沿设置船舶上水栓,供船舶生活用水。2、供电本工程厂用电设6kV及0.4kV两种电压等级,每台机组设两台40MVA双绕组高压厂用变压器,两台机组设两台40MVA双绕启动/备用变压器,每台机组设三段6kV工作母线和一段公用母线,出于厂网分开,电厂经济运行的考虑,启动/备变平时不带负荷,专门备用。6KV厂用电系统采用中性点经电阻接地。根据负荷分布在主厂房、输煤控制楼、脱硫系统、码头设置了6KV厂用电系统。1.5主要安全设施和技术措施1.5.1防火防爆1.5.1.1储煤场防火措施本期工程煤场存煤约36万t,可供2×600MW机组燃用36～38天左右。为防止煤的自燃,要求运行时按照来煤顺序用煤,即先进先出,保证燃煤在煤场的储存时间不易过长,最大储煤时间不超过2个月;煤在堆放时,用推土机分层夯实,减少煤堆内的空隙;煤场周围设有消防给水管网和室外消火栓,挡煤墙处设有堆煤机通道,一旦堆煤发生自燃,先喷水灭火,再用推煤机推开、压实,然后推回煤堆。1.5.1.2运煤系统防火措施在转运和输煤建筑物内设置有室内消火栓系统。在输煤栈桥除设置室内消火栓系统外还设置自动喷水系统,在输煤栈桥与转运站、输煤栈桥与主厂房的衔接处设置水幕系统,以控制火灾蔓延,为及时发现问题随时处理,运煤系统采用计算机程序控制,重要的地方采用工业电视监视,运煤程控系统的上位机及主站、工业电视系统的监视器布置在运输综合楼。1.5.1.3燃烧制粉系统防火防爆措施燃烧系统采用中速磨冷一次风机正压直吹系统,煤粉从磨制到燃烧没有停留的余地,因而大大减少了煤粉自燃和爆炸的可能性。停炉时要求将制粉系统的煤粉抽空,防止管道内积粉,制粉系统所有管道和部件在设计时,已避免有助长可燃物沉积和凸出物和不光滑处,为防止火灾,在本系统设备及易着火部位的附近设有消火栓系统和移动式灭火器。每台炉设6座原煤仓,配6台电子称重式皮带给煤机。在原煤仓上部空间通入惰性气体。1.5.1.4主厂房内汽轮机油系统防火措施汽轮机油系统包括润滑油系统、调节用油系统,润滑油和调节用油系统的油设备布置在汽机房。汽轮机油系统防火措施如下:1、每台机的汽轮机油箱、油过滤及油分离器等设备,布置在汽机房0m层靠汽机房A列侧的汽机油系统设备区内,远离高温管道和设备。2、为了及时发现火情,随时扑灭火灾,在汽轮机油系统的设备及管道上方设有火灾自动控制报警系统和水喷淋设施。3、在汽机房外,设有事故排油箱,其管道布置,满足事故时汽轮机油系统排油畅通,其容积不小于一台机组系统的油量。4、油系统的管道避开了高温蒸汽管道并尽量布置在蒸汽管道的下方。油管道附近的蒸汽管道的保温层表面装设金属罩,避免油滴溅落在高温管道表面引起火灾。油管道管件按高一级压力级别选用,油系统法兰采用耐油垫片。1.5.1.5锅炉燃油系统防火措施燃油系统分布在锅炉房和油罐区。1、燃油管道及阀门为钢制,其连接处采用焊接,特殊处采用法兰连接。2、燃油系统的设备及管道的保温,采用不燃材料。3、燃油系统的炉前油管道设有蒸汽吹扫系统,在管道停运时,可将燃油吹扫干净。4、油罐区两台m3贮油罐四周设有防火堤,防火堤高度1.5m,堤内有效容积大于一个储罐的容积。5、油罐的进出口油管道上,在靠近油罐处和防火堤外面,各设备有隔断阀门,防止火灾蔓延。6、为防止油在输送过程中产生的油气从设备和管道接头的缝隙中进入室内,油泵房内设有机械排风装置,风机和电动机为防爆式。1.5.1.6电气设施的防火、防爆1、变压器及充油电气设备的防火措施1)在主变压器、厂用变压器、启动/备用变压器处设置有水喷雾灭火系统,每台变压器为一个防护区。2)6kV配电装置采用真空断路器,安装在开关柜内。2、电缆防火措施本工程合理选择电缆、合理布置电缆,防止火灾蔓延。1)动力电缆、控制电缆采用阻燃型电缆。2)消防系统、报警、应急照明,不停电电源,直流跳闸回路和事故保安电源等所用的动力及控制电缆采用耐火电缆。3)6kV动力电缆选用铜芯,交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套阻燃电缆。4)低压动力电缆选用聚氯乙烯绝缘加护套阻燃电缆。5)每台机组的电缆为独立通道,分开布置,分隔敷设。6)两台机组之间,主厂房及各建筑物通向外部的电缆通道出口处设防火隔墙。7)电缆主通道分支处设防火隔板。8)电缆和电缆托架分段使用防火涂料、防火槽盒、防火隔板、防火包。在易受外部火灾影响的区段,如汽机场地头部,高温管道附近,采用防火电缆槽盒保护电缆。9)所有穿建(构)筑物墙壁和楼板的电缆孔洞,电缆敷设完后用耐火堵料封堵,其耐火极限不小于1h。10)在电缆夹层设置自动喷水灭火系统,并设火灾检测与报警系统。3、电气设备的防爆措施制氢站电解间、油泵房等有爆炸危险的房间电气设备选用防爆型。制氢站灯具装在较低处,避开氢气释放源的正上方。1.5.1.7压力容器防爆措施1、防锅炉燃爆措施1)锅炉在设计制造时其强度充分考虑了防爆能力,炉膛最大瞬时承受压力为±9980Pa,并设置了炉膛安全监测保护控制系统,能有效地防止锅炉爆炸事故,如压力到设定值,自动保护动作。2)对于锅炉本体汽水系统,在锅炉汽包、过热器出口、再热器进、出口均设有安全阀。当压力到设定值时,自动保护动作,避免超压。2、防压力容器爆炸措施1)主蒸汽管道材料采用P91钢管,材质均匀,耐高温。2)汽水系统的压力容器装设安全阀,除氧水箱及其它压力容器的安全阀的总排汽能力,能满足可能出现的最大进汽量时的排放。3)各类压力容器、压力管道装设有压力表、温度表。3、运煤、制粉系统防爆1)输煤胶带用阻燃带,防止胶带由于长时间磨擦起火引起爆炸。2)运煤、制粉系统中容易产生煤尘的部位设置除尘器,使空气中的煤尘浓度远小于煤尘的爆炸浓度。3)在落煤管路上设有煤信号装置,并将信号传送控制室,可及时疏通管路,防止因落煤管堵塞造成积煤自燃和爆炸。4、制氢装置防爆1)制氢站远离主厂房布置,为独立建筑,贮氢罐室外露天布置。2)制氢站有爆炸危险的房间电解间的制氢和氢气干燥设备全部密封并设有监测仪表,氢气管道采用不锈钢管,漏氢率平均每小时小于0.5%,室内还设有氢气检漏报警装置,并与事故排风机联锁,当室内空气中氢气含量达到1%时,报警装置报警,并将信号传送到控制室。3)为使电解间内通风良好,屋顶内侧采用一定坡度的平顶设计,顶部设百叶窗及多个风帽。4)电解间设置泄压设施,泄压面积与室内体积的比值在0.05∽0.22之间。5)氢气罐的最高点设排空管。1.5.2防雷、防静电技术措施1)本工程接地网采用水平接地扁钢。2)主变压器、高压厂变及启动/备用变的过电压保护,设置避雷线作防直击雷保护。3)制氢站、油泵房、油罐区等易燃易爆场所设有独立避雷针,防直击雷保护和防静电设施。4)制氢站电解间的管道和室外氢气管道经过建筑物进出口处,设防静电接地。5)在220kV、6kV厂用母线上装设氧化锌避雷器,为防止雷电波传递到主变压器低压侧危及发电机绝缘,在发电机出线上装设避雷器。6)对烟囱设置了独立避雷针和航空标志灯。7)全厂接地网总接地电阻不大于0.5Ω;独立避雷针集中接地装置冲击接地电阻不大于10Ω。8)主厂房380/220V低压厂用电系统中性点接地。其电力设备的外壳接零。9)6kV中压厂用电系统中性点接地。10)油管道净距小于100mm的平行管道每隔20m用金属线跨接;净距小于100mm的交叉管道采用金属跨接;阀门、法兰、弯头等连接处跨接,每隔20∽25m处设防感应雷接地,每处接地电阻不大于10Ω。11)露天储油罐用独立的避雷针保护,并设置了防感应雷接地和防静电接地。12)油管道在其始端、末端,分支处以及每隔50m处防护静电接地。1.5.3防尘、防毒、防化学伤害1.5.3.1运煤系统防尘、降尘措施1)贮煤场布置在厂区的东南部,位于人员集中的生产建筑物的下风向,减少煤尘对其它建筑物的影响;运灰道路在主厂房区的南侧,不经过人员集中的建筑物,干灰库紧靠厂区西南侧山坡布置,处于下风向,减少了灰尘对厂区的影响;粉煤灰加湿后用密闭罐车运输,防止了粉煤灰的飞扬。2)为防止在皮带运输过程中撒煤和冒粉,滚筒全部采用胶面,传动滚筒的胶面带沟槽,带式输送机采取防跑偏措施,即加装调心托辊,使料流与胶带机运行方向一致;导煤槽采取密封措施,即在导煤槽内设两道橡皮档帘,导煤槽出口处设一道挡帘,维持导煤槽内为负压,防止煤粉外冒,头部漏斗采用两级合金清扫器。3)各落煤管法兰之间加石墨垫片;所有落煤管穿过楼板的孔洞采取密封措施。4)煤场设置喷淋装置,喷头采用洒水喷枪,水雾可覆盖整个煤场。5)输煤系统各输煤栈桥及转运站、碎煤机室内无人值班,由工业电视监视系统运行情况,并将信号反应到输煤集中控制室内,运行人员可不定时巡回检查。从而防止了粉尘对人员的伤害。6)本工程运煤系统在产生煤尘的部位采取了除尘措施,除尘设备与运煤系统设备联锁,在输煤控制室统一操作。①在转运站、碎煤机室内设有水浴式除尘器,除尘器的泥浆排入地面水冲洗集水坑中,由排污水泵送至煤水集中处理池。②煤仓间的除尘采用两种方式:一是煤斗进口处加装密封胶带随时封闭进煤口,使因煤的落差所产生的煤尘封闭在煤斗内;二是对煤斗内空气进行除尘,使煤斗内保持负压防止煤尘外冒。③煤仓间每台炉设6个原煤斗,6个煤斗对应一台静电除尘器,吸尘口布置在煤斗上方。④运煤系统内各输煤栈桥、转运站、碎煤机室设有水冲洗设施。⑤本工程二台炉及煤仓间共设一套移动式真空吸尘车,用于煤仓间清扫及锅炉本体和制粉、送粉系统的设备检修时收集灰尘。煤仓间还设有水力冲洗系统。运煤系统水力清扫喷洒用水量约300t/d。1.5.3.2制粉系统、除灰系统防尘除尘措施1)本工程制粉系统为冷一次风机正压直吹系统,本系统包括磨煤机和送粉管道,其设备和管道密封性良好,给煤机层、皮带层地面的清扫采用水冲洗。2)本工程除灰系统采用灰渣分除,干除灰系统,干灰输送采用气力正压输送系统,省煤器和静电除尘器灰斗的排灰,经过管道将干灰分别输送至粗灰库和细灰库,在灰库的底部分别设有干排灰装置和湿排灰装置,干灰经干灰散装机装车外运供综合利用,湿排灰口是将干灰经湿式搅拌机加水搅拌制成含水率20%的湿灰后,用罐车运往贮灰场碾压后贮存。3)除灰系统采用连续低料运行,减少了飞灰在灰斗内存放的时间,同时除尘器下部与管道连接处设有密封装置,阻挡了飞灰泄漏。4)每个灰库顶部配有布袋除尘器和真空压力释放阀,控制排入大气中的气体含尘浓度及保证灰库的安全。5)排渣装置采用水浸式刮板捞渣机,中速磨煤机所产生的石子煤采用水力喷射器经管道进入捞渣机内与炉渣混合后一并输送。6)为防止除尘器下部底层检修时粉尘聚集,设有水力清洗、排污设施。1.5.3.3防毒、防化学伤害措施1)化学水处理室内设有酸、碱喷射器间,为了防止酸碱对空气的污染,在酸碱喷射器间设置有机械排风装置,其室内的风机和电动机为防爆式。在室内酸碱贮存区,盐酸容易蒸发变为盐酸雾,本工程配备了盐酸雾吸收装置,并将盐酸雾溶于水,再将水中和达标后排放。为防意外酸碱贮存区设有安全淋浴器,伤害人员可得到及时冲洗,并设有冲洗水管随时将泄漏液体冲入中和池。2)在油分析间、煤分析室、水分析间和水分析化验间设有机械通风装置。3)循环冷却水采用加次氯酸钠(电解海水)处理,在循环冷却水处理室内,采用机械通风。4)对有散发腐蚀性气体和贮存腐蚀性药品的房间中的有关设备、管道及附件,采取防腐措施,如衬胶、涂防腐材料等。5)联胺加药系统,每台机组配置了一套单元集中布置式联胺加药装置,在联胺配置和输送过程中,为防止联胺蒸汽进入厂房,采取了如下措施:①联胺泵吸药管与联胺桶采取密闭的连接方式。②联胺贮存箱和联胺稀释箱全封闭,其内部的气体经过管道排入室外大气。③本系统为自动控制,设有事故报警系统,将信号传送至集控室,在集控室操作,减少了工作人员的接触。④氨液加药系统每台机组配置了一套单元集中布置式氨液加药装置,加药系统和防护措施同联胺加药系统。1.5.4防噪声、防高温措施1.5.4.1防噪、防振措施1、设备噪声防治措施1)在汽轮机高压缸外面装设化妆板,可起到吸音的作用,从而降低汽轮机产生的噪声。2)在送风机和一次风机入口装设消音器。3)锅炉排汽时,噪声影响较大,在排汽管上装设小孔消音器。4)安全阀的排气孔出口装设消音器。2、隔音措施1)本工程汽机房和锅炉房不设运行人员及值班室,运行人员在主厂房的集中控制楼内的控制室操作。2)运煤系统的运行情况由工业电视监视,运行人员在输煤控制楼内的控制室值班。3、防振减噪措施1)汽轮发电机、给水泵、风机等旋转机械设置独立的基础,并留有隔振缝,和周围结构脱开布置。2)磨煤机基础独立布置,与厂房基础间设砂垫层隔振措施。3)碎煤机采取弹簧隔振系统。1.5.4.2隔热、防高温措施1、对介质温度高于50oC的室内设备,管道及其附件和介质温度高于60oC的室外设备管道及附件进行保温。1)主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、低温再热蒸汽管道及高压给水管道采用硅酸铝管壳制品;2)350oC以上的汽水管道和设备采用复合硅酸铝纤维制品或硅酸钙制品;3)350oC以下的汽水管道和设备采用工业用超细玻璃棉制品、岩棉制品;4)烟风煤粉管道采用工业用超细玻璃棉制品。2、高温工作地点隔热、降温措施1)汽机房行车的驾驶室内采用空调降温。2)炉顶小室为敞开式结构,小室设有顶棚和围护栏杆,室内设有摄像头,并将信号传入集中控制室。为保证检修人员不受高温伤害,采用移动式冷风机,加强局部通风。1.5.5防电伤、防机械伤害和其它伤害1.5.5.1防电伤技术措施1、高压电气设备设有五防措施:1)防止带负荷拉、合隔离开关;2)防止误分、误合断路器;3)防止带电(挂)合接地线或接地隔离开关;4)防止带接地线合断路器、隔离开关;5)防止误入带电间隔。2、6kV配电装置的母线的接地开关带有联锁,使其在母线带电时不能合上。3、进入配电室,加设带锁门,防止非工作人员进入。同时要求运行单位严格执行电气安全操作规程和工作票制度,以防误操作。4、380/220V配电装置采用固定分隔式抽屉式,安全可靠。5、220kV配电装置在主厂房北面,为屋内式GIS,GIS车间设两个大门。6、主变压器、厂用变压器及启动备用变压器布置在汽机房A列柱外场地上,在其周围分别设有高度1.5m的围栅。7、为防止过电压危及人身安全,设置避雷针时避开人员经常通行的地方。8、照明系统中,所有照明电源插座为单相三孔式插座。9、紧急事故信号显示及联锁自动装置:本工程的控制方式采DCS和NCS控制,所有显示及报警信号在计算机上实现。自动装置主要设置如下几种:电气开关防误操作装置;厂用设备电源自动投入装置;厂用电动机自动联锁装置及备用设备自动投入装置;发电机自动并网装置;事故照明自动投入装置等。1.5.5.2防机械伤害、防高空坠落措施1、各种转动机械设备,装设防护罩,所有转动机械的联轴器外设有防护罩。2、运煤系统各部位的转动机件,设可拆卸的防护罩。运煤胶带机设置与巡回通道相隔离的防护栏杆,其高度高出皮带200mm;各改向滚筒处设有安全遮栏。3、运煤系统采用程序控制,可远程或就地手动操作,各胶带机之间有联锁关系,沿胶带和长度方向装有事故拉绳开关,故障及特殊情况下可沿胶带机任何位置对运煤系统进行停机操作。4、运煤系统投运前先发出声信号,延续数遍或60秒后,系统投入运行。5、电厂的所有楼梯、钢梯、平台和吊装孔周围设置防护栏杆或盖板、楼梯、钢梯、平台采取了防滑措施采用花纹钢板。6、上人屋面设置女儿墙和栏杆。1.5.5.3其它安全措施1、事故时为安全撤离现场采取的安全措施。1)主厂房各层设安全出口,各车间安全出口不小于两个。主厂房的疏散楼梯通至主厂房各层和屋面,各层楼梯间处设置有事故照明。2)集中控制综合楼各层及电缆夹层设有不少于两个的安全出口。2、电动检修起吊设备电动检修起吊设施在订货时已要求用有生产许可证和安全认可证的定点厂家的产品,并符合<起重机械安全规程>中的有关规定,试运行期间对电动检修起吊设施进行了安全检测检验(有资质的单位)。3、厂内交通安全1)厂内道路会车视距30m,停车视距15m,交叉口停车视距20m。2)厂内行车速度小于15km/h。3)各功能区设有环行通道,减少了车辆交叉行驶的机会。4)设一个人员出入口,一个灰渣运输出入口,减少人员与车辆的交叉。4、安全标志1)在主厂房和人员较多的建筑物内的走廊和疏散楼梯处距地面高度1米以下的墙面设置疏散指示标志。2)厂内管道进行了涂色标识并标出介质流向箭头。3)按照<安全标志使用导则>中的规定对全厂相关场所进行安全标识及建立了安全标志。5、照明1)每台机组设一套保安电源,集中控制室及柴油机室的事故照明由蓄电池直流系统供电,正常时不运行,当交流电故障时自动切换到蓄电池直流母线上供电。2)集中控制常见工作照明采用铝合金格栅荧光灯照明,事故照明采用白炽灯照明。3)锅炉炉膛内检修照明采用12V安全电压。4)主厂房出口、通道、楼梯间以及远离主厂房的重要建筑物事故照明采用应急灯。5)烟囱装设航空指示灯。6)主厂房及主要辅助生产厂房等处安装了高度低于2.2m的照明器,采用24V安全电压供电。7)在有转动设备和运煤皮带等处设置照明并保证照明亮度。8)有爆炸危险的场所的照明采用了防爆灯。6、其它安全防护在2米以上的操作层和设备均设有斜梯、平台均采用格栅板等形式的防滑步梯或走道,有可靠的防护栏杆,维修平台设有围栏,各楼层面孔洞有防护板,周围设有防护栏杆。1.5.6码头安全技术措施煤码头安全技术措施卸船机设有超载限制、联锁保护、故障停机等安全保护装置。②卸船机设有喷水装置并配备灭火器。驾驶室、机械房、电气房等配备灭火器。③煤码头带式输送机设有防距偏、防打滑、皮带防松、防撕裂等装置。对煤中的金属杂物设有自动检出装置。④皮带机卸料口设防护拦或盖板。设备外露的转动部分设安全罩。⑤设备布置留在足够的安全通道和检修位置,配备有安装和维修用起重设备。⑥输送机传送带采用难燃皮带⑦皮带机两侧设防风档板,头部转载点处设防尘罩和喷水防尘装置。⑧卸船机司机室封闭良好,并采用空调以改进司机作业环境。⑨码头前沿、道路和皮带机栈桥等设水冲洗装置。⑩煤码头防火采用消防车加压方式,码头火警时,港区消防车和消防人员能够马上开到现场,按不同类型的火灾,分别发射高压消防水柱或泡沫,迅速扑灭火灾。(2)油码头安全技术措施①码头设有质量可靠的护舷、靠泊碰垫及缆绳等设施。②码头面的管道阀门选用密封性好、无泄漏的高质量、高可靠性的产品。③本工程油码头属二级码头,其消防设备按二级负荷供电。④码头的输油管道等装卸设备及金属构件,进行电气连接,并设置防雷、防静电接地装置。⑤码头电气设备为防爆型。⑥油码头采用低倍数泡沫灭火系统,选用5m3压力贮罐式泡沫比例混合器一套,设置2套PP32型固定消防泡沫炮和2套PS30型固定消防车水泡保护油码头。1.6建设单位安全生产管理机构及管理制度台山电厂重视安全生产,为了贯彻”安全第一””预防为主”的生产方针,根据<中华人民共和国安全生产法>的要求,结合本单位的具体情况,成立了国华台电安健环委员会、安健环委员会部门分会及安健环部。安健环委员会的办公室在电厂健环部。台山电厂建立了安全生产管理机构,并制度定了安全生产岗位责任,安全生产管理制度,安全生产培训制度,安全操作规程等有关规章制度。1.7建设项目开工、竣工、试运行情况1.7.1建设项目开工、竣工日期台山电厂1、2号机组工程由广东省电力设计研究院设计。1号机组建筑及安装主体工程由广东火电工程总公司总承包,期中建筑工程由广东省电力第一工程局分包。2号机组建筑及安装主体工程由天津电力建设公司总承包。1、2号机组输煤系统工程由东北电业管理局第一工程公司承建。1、2号机组烟囱及灰库工程由安徽电力建设第二工程公司承建成。1、2号机组工程监理由上海电力监理咨询有限公司监理。1、2号机组调试工作由上海电力建设启动调整试验所和广东省电力试验研究所共同承担。1号机组于10月25日正式开工建设,12月9日竣工,移交试生产,6月9日顺利经过168小时满负荷试运。7月2日完成了半年试生产期后的质量监检。7月16-17日经过了北京国华电力公司组织的达标投产预检,当前机组已具备了达标复检条件。2号机组于10月25日正式开工建设,4月9日竣工,移交试生产,10月9日顺利经过168小时满负荷试运。10月20日完成了半年试生产期后的质量监检,12月1-3日经过了北京国华电力公司组织的达标投产预检,当前机组已具备了达标复检条件。1.7.2试运行情况(1)1、2号机组在试运行中由施工单位、调试单位、监理单位、建设单位及检查组联合对机组分系统试运(锅炉、汽机、电气热控、化学)#1共计73项、#2共计67项;机组整套启动试运前应具备条件(试运行现场条件,试运组织、人员配备和技术文件)#1、#2分别为2项;机组空负荷整套试运(锅炉、汽机、电气、热控、化学)#1、#2分别为25项;机组带负荷整套试运(锅炉、汽机、电气、热控、化学)#1共计28项、#2共计划外33项;机组168小时满负荷整套试运(锅炉、汽机、电气、热控、化学)#1、#2分别为5项等共5个阶段进行调整试运行验收考核。试运行验收优良率均达到了100%。(2)1、2号机组168小时试运行期间化学监督项目(给水、汽包炉水、蒸汽、凝结水、精处理后凝结水、发电机冷却水、汽轮机油、抗燃油)质量标准检查结果:合格(3)1、2号机组168小时试运行期间热控自动装置104项自动投入运行情况(品质)好。(4)机组168小时试运行期间1#热控仪表689项、2#热控仪表575项投入准确。(5)1、2号机组168小时试运行期间电气自动装置7项投入正常。(6)1、2号机组168小时试运行期间电气保护装置(发电机、主变压器共78项,励磁系统15项,启动变47项,6KV电源进线16项,6KV变压器118项,6KV电动机348项。400V保护:汽机32项、保安38项、锅炉76项、电除尘12项、水处理28项、循环水泵房16项、空压机房28项、办公楼8项、灰库16项)投入试运行良好。(7)1、2号机组168小时试运行期间保安电源设备(柴油发电机、UPS不停电电源装置、事故照明切换装置、备用电源(起/备变)、保安电源A段、保安电源B段)自投情况及试验成功。(8)输煤系统于11月30日进行了整体竣工验收,并于6月9日经过了半年的试生产,在试生产过程中运行状况良好.(9)1、2号机组在试运行期间无人身重伤事故,无发生误操作事故,无发生人身死亡事故。(10)#1、#2机组调试试运行质量目标及实际情况1#、2#机组调试试运行质量目标及实际情况详见表1-10表1-101#、2#机组调试试运行质量目标及实际情况一览表序号名称优良标准值创优目标值1#机组实际值2#机组实际值1168小时连续运行时间≥168h≥168h168h168h2168小时连续平均负荷率≥90%≥95%100.736%101.3%3168小时试运连续带满负荷时间≥96h≥100h168h125h4热控自动投入率95%100%100%100%5热控保护投入率100%100%100%100%6热控仪表投入率100%100%100%100%7电气自动投入率100%100%100%100%8电气保护投入率100%100%100%100%9电气仪表投入率100%100%100%100%10汽轮机轴振≯0.076mm≯0.070mm0.0505mm0.0672mm11机组真空严密性≯0.3kpa/min≯0.3kpa/min0.102kpa/min0.068kpa/min12汽水品质符合验标7-6=1优良级符合符合13发电机漏氢量≯10Nm3/d3.573.5713完成168小时满负荷试运的次数≯3次≯2次2次1次14从点火吹管至完成168小时满负荷试运的天数≤90天≤90天80天(9/21-12/9)81天(1/20-4/9)15首次点火至完成168小时满负荷试运耗油量≯9000t6000t3556t3509t16锅炉水压试验、汽轮机扣盖、厂用电受电、锅炉酸洗、分部试运、点火冲管,投电气主保护、投热控跳机保护、整套启动试运及并网发电一次成功一次成功一次成功2.主要危险、有害因素识别2.1主要危险、有害因素及相关作业场所分析2.1.1主要危险危害物质特性分析1、氢气:氢气的理化性质见表2-1。表2-1氢气理化性质及危险特性标识中文名:氢气危险货物编号:21001英文名:HydrogenUN编号:1049分子式:H2分子量:2.01CAS号:1333-74-0理化性质外观与性状无色无臭气体,无毒,无腐蚀性;易燃,燃烧时呈蓝色火焰,温度可达到℃,氢、氧混合燃烧温度可达2100℃~2500℃。熔点(℃)-259.2相对密度(水=1)0.07(-252℃)相对密度(空气=1)0.07沸点(℃)-252.8饱和蒸汽压(KPa)13.33(-257.9℃)溶解性不溶于水,不溶于乙醇、乙醚。临界压力1.30MPa毒性及健康危害职业接触限值最高容许浓度(mg/m3)-时间加权平均容许浓度(mg/m3)-侵入途径吸入毒性LD50LC50健康危害在生理上是惰性气体,仅在高浓度时,由于空气中氧分压降低才引起窒息。在很高的分压下,氢气可呈现出麻醉作用燃烧爆炸危险性燃烧性易燃燃烧分解物水最小点火能0.019mJ爆炸极限%(v/v)4.1～74.2引燃温度(℃)400燃烧热241.0kJ/mol最大爆炸压力0.720MPa闪点-危险特性与空气混合能形成爆炸性混合物,遇热或明火即会发生爆炸。气体比空气轻,在室内使用和储存时,漏气上升滞留屋顶不易排出,遇火星会引起爆炸建规火险分级甲稳定性稳定聚合危害不聚合禁忌物强氧化剂、卤素灭火方法切断气源,若不能立即切断气源,则不允许熄灭正在燃烧的气体。灭火剂:雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉2、氨氨的理化性质见表2-2。表2-2氨理化性质及危险特性标识中文名:氨危险货物编号:23003英文名:ammoniaUN编号:1005分子式:NH3分子量:17.03CAS号:7664-41-7理化性质外观与性状无色,有刺激性恶臭的气体。熔点(℃)-77.7相对密度(水=1)0.87(-79℃)相对密度(空气=1)0.6沸点(℃)-33.5饱和蒸汽压(KPa)506.62(4.7℃)13.33(-257.9℃)溶解性易溶于水、乙醇、乙醚。临界压力11.4MPa毒性及健康危害职业接触限值最高容许浓度(mg/m3)30时间加权平均容许浓度(mg/m3)20侵入途径吸入毒性LD50350mg/kg(大鼠经口)LC501390mg/m3(大鼠吸入)健康危害低浓氨对粘膜有刺激作用,高浓度可造成组织溶解坏死.燃烧爆炸危险性燃烧性易燃燃烧分解物氧化氮、氨最小点火能无资料爆炸极限%(v/v)15.7～27.4引燃温度(℃)651燃烧热无资料最大爆炸压力0.580MPa闪点无意义危险特性与空气混合能形成爆炸性混合物。遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氟、氯等接触会发生剧烈反应。若遇高热,容器内压增大,有开裂和爆炸的危险建规火险分级乙稳定性稳定聚合危害不聚合禁忌物卤素、酰基氯、酸类、氯仿、强氧化剂灭火方法切断气源,若不能立即切断气源,则不允许熄灭正在燃烧的气体。灭火剂:雾状水、抗溶性泡沫、二氧化碳、砂土3、联氨联氨的理化性质见表2-3。表2-3联氨理化性质及危险特性标识中文名:联氨危险货物编号:82020英文名:hydrazinehydrate;diamidhydrateUN编号:2030分子式:N2H4•H2O分子量:50.06CAS号:10217-52-4理化性质外观与性状无色发烟液体,微有特殊的氨臭味。熔点(℃)-40相对密度(水=1)1.03相对密度(空气=1)无资料沸点(℃)119饱和蒸汽压(KPa)0.67(25℃)溶解性与水混溶,不溶于氯仿、乙醚,可混溶于乙醇。临界压力MPa毒性及健康危害职业接触限值最高容许浓度(mg/m3)0.13时间加权平均容许浓度(mg/m3)0.06侵入途径吸入