高温超高压再热煤气发电工程技术方案

江阴华西钢铁有限公司1×40MW高温超高压煤气发电工程

1.1 工程概况

江阴华西钢铁有限公司拟新建1×40MW高温超高压煤气发电机组，提高煤气发电效率，实现煤气零放散，减少环境污染。

项目名称：江阴华西钢铁有限公司1×40MW高炉煤气发电工程 建设单位：江阴华西钢铁有限公司 项目地址：江苏省江阴市华西村

建设规模：1×140t/h高温超高压煤气锅炉+1×40MW中间一次再热凝汽式汽轮机+1×40MW发电机组及配套辅助设施。

建设方式： 承包内容： 1.2 工程界限

1.2.1 工程项目包含的内容

本项目包含的主要内容有：

——主厂房1座（包括1台140t/h高温超高压煤气锅炉、1套40MW高温超高压凝汽式汽轮机、1套40MW发电机组以及配套辅机）；

——化学水处理站1座（出力2×14t/h）；

——项目配套循环冷却水系统（含循环水泵房、机力通风冷却塔）以及工业水、消防水、生活水等给排水设施）；

——项目配套的电气系统；

——项目配套的热工检测与控制系统； ——项目红线范围内的所有照明；

——项目红线范围内的相关配套能源介质管网（不包括经过煤气柜区

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红线内的能源介质管网）。 1.2.1.1工程设计

①. 项目范围内的土建设计，包含结构、建筑、检修平台和操作平台、总图、暖通、给排水、消防，建筑本体防雷接地、照明、通讯等。 ②. 项目范围内的工艺设计，包含锅炉、汽轮机、循环水、化学水等各个工艺系统流程及管道。

③. 项目范围的发配电系统的设计，包含电站的电气主接线、电站接入系统、站用电配电、站用辅机控制、电站室外动力及照明配电线路。

④. 项目范围的控制系统的设计，包括热工自动化及计算机控制系统。 1.2.1.2设备成套供货

1.2.1.3土建工程施工

①.厂房土建施工，包含建筑、消防、给排水、采暖通风、通讯、照明及防雷接地的设备采购和安装。 ②.设备基础的施工。

③.厂房内外的起重机/电动葫芦的供货和安装。

④.室内外操作平台照明电气设备（含应急照明）的供货和安装。 ⑤.所有预埋件及钢结构护栏的供货和安装，平台、扶手、走道及爬梯。 ⑥.室外汽、水、烟风管道支吊架基础的施工，及承包范围内建筑给排水管道的施工。

⑦.主控室、主办公室、楼道等为基础装修。

注：甲方负责本工程的地基处理（包含打桩、验桩、破桩、换填、地下建筑垃圾的清除等）、地上地下障碍物的拆迁清除、厂区道路的修建、路面设施、给排水设施及厂房外路面硬化处理等。

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1.3 能源介质交接点

能源介质接点如下：

介质 序号 介质名称 温度 介质压力 介质耗量 材质 接出 本工程电厂10kV进10kV电源线TOP 1 路 柱 电话通讯网TOP 2 络 TOP 3 TOP 4 TOP 5 TOP 6 工业水 生活水 生产废水 生活废水 20℃ 20℃ 33℃ 常温 ≥0.35MPa ≥0.25MPa ≥0.2MPa 161m3/h 5.4m3/d 30m3/h 5m3/d 12.5-15万TOP 7 高炉煤气 ＜60°C 8kPa Nm/h TOP 8 TOP 9 TOP 启动蒸汽 10 ~250℃ 0.8 MPa 15t/h 20 接入 电厂红线外1m 氮气 压缩空气 25°C 25°C ~0.8MPa ~0.6MPa 80Nm3/min 20Nm3/min 20 20 接入 接入 电厂红线外1m 电厂红线外1m 3接管 接入/ 交接点位置 接入 线柜底部一次接线电厂电话分线盒进 接入 线端 Q235-B Q235-B 混凝土管 混凝土管 接入 接入 接出 接出 电厂红线外1m 电厂红线外1m 电厂红线外1m 电厂红线外1m Q235-B 接入 电厂红线外1m 1.4 工程内容

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1.5 建设依据

1）业主方提供的相关原始资料。 2）现场建设条件。

3）现行国家、地方等颁布的现行工程设计、施工、安装、检验规范、规程及相关的技术标准，符合中国钢铁企业余热利用的相关标准、规定、规范及法律建设条件 1.6 建设条件

业主方提供施工场地、施工电源、水源、交通线路等施工外部条件： ——电源：施工区域内的施工电源； ——水源：工业水水源； ——交通：现有交通； ——通讯：厂内电话；

业主方免费提供设备、材料堆放场地和施工用临时的合理设施场地。 1.7 主要设计技术原则

1）采用技术成熟的高温超高压燃气锅炉和一次中间再热汽轮发电机组，尽可能提高热能利用率。从实际出发，努力节约用地、节约用水、节约材料、降低造价、缩短工期，提高自动化水平，保证电厂安全、经济和稳定运行；

2）本电厂新建1台40MW汽轮发电机组，机端电压10.5kV。 3）根据高温超高压机组对给水水质的要求及原水水质资料分析，本工程锅炉补给水处理系统拟选用二级反渗透+EDI系统。

4）采用机力通风冷却塔的循环供水系统，提高水的重复利用率；由业主方供应工业水、生产补充水及生活水，节约工程投资；电厂排水采用

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生产、生活及雨水合流制系统。

5）采用可靠，实用，先进的控制系统，以满足电厂工艺所必须的运行、控制和监视功能。该控制系统采用集散控制系统DCS对锅炉、汽轮发电机、除氧给水、化水车间、循环水等工艺设施进行热工检测和控制。

6）认真贯彻执行国家和地方有关节能、环保、生产安全、工业卫生、消防及职业病防治的法令、法规和标准规范。

7）厂区不设置独立门卫、办公楼、仓库等设施；在主厂房可利用空间内考虑设置更衣室、办公室等功能房间。

8）地震基本烈度：本工程按8度设防。

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附件二：技术规格书 2.1 原始资料 2.1 可利用资源

可用高炉煤气流量12.5万-15.0万m3/h，煤气压力8kp，热值706kcal，含尘量可控在5mg/m3，主要成分：CO 21.15%，CO2 19.35%，O2 0.6%， N2 55.0%。 2. 2 气象

拟建场地属亚热带，气候温暖潮湿，雨量充沛，具有春早夏长，秋雨连绵，冬暖多雾的特点。

① 气温

多年平均气温 ℃ 八、九月平均气温 ℃

极端最高气温 ℃（2006年8月28日） 极端最低气温 ℃（1975年12月15日） ② 风

年平均风速 m / s

最小风速 m / s(1970 年 ) 全年主导风向 ③ 降水

年平均降水量 mm 年最大降雨量 mm 年最小降雨量 mm

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最大日降水量 mm 多年平均最大日降水量 mm。 ④ 湿度 年平均相对湿度

%

绝对湿度 mb ⑤ 日照 年平均日照时数

h

⑥ 雷暴平均每年 d ⑦ 无霜期

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2.2 装机方案 2.2.1 主机选型

本工程利用铁合金生产过程中的富余的煤气，建设1×140t/h高温超高压煤气锅炉+1×40MW高温超高压中间再热凝汽式汽轮机+1×40MW发电机及其配套辅助设施。 2.2.2 主机型号及主要技术参数

主机设备主要技术参数如下（最终以正式资料为准）： 1）燃气锅炉

型式：高温超高压、自然循环、一次再热、燃气汽包锅炉 数量：

1台套

锅炉容量： 140 t/h

锅炉效率： 88%（包括烟气-煤气换热器） 设计蒸发量： 120~143t/h 过热蒸汽压力： 13.7MPa(g) 过热蒸汽温度： 540℃

给水温度： 248℃（高加停用时按158℃校核） 再热蒸汽流量： 107t/h（暂定） 再热器进口蒸汽压力： 2.45MPa(a) 再热器进口蒸汽温度： 320℃ 再热器出口蒸汽压力： 2.2MPa(a) 再热器出口蒸汽温度： 540℃ 锅炉正常排污率： ≤1% 过热汽温调节方式： 给水喷水减温

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煤气加热器出口烟气温度： 150℃ 点火燃料： 液化石油气 设计燃料： 高炉煤气 布置方式：

露天布置带防雨棚

最低稳燃负荷： 30%B-MCR 2）汽轮机

型式：高温超高压、中间一次再热、单缸单排汽、凝汽式汽轮机 额定功率： 40MW 额定蒸汽压力： 13.2MPa.a 额定蒸汽温度： 535℃ 额定主汽流量： 134t/h 设计功率： 35.3-42MW 设计主汽流量： 120-143t/h 再热蒸汽压力： 2.15MPa.a 再热蒸汽温度： 535℃ 再热蒸汽流量： 107t/h 高压缸排汽压力： 2.43MPa.a 高压缸排汽温度： 305.7℃ 排汽压力： 7kPa.a 冷却水温： 25℃ 额定转速： 3000r/min

回热系统： 2高加＋1除氧＋3低加 3）发电机

额定功率： 40MW

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冷却方式： 空内冷

功率因数： 0.8 额定电压： 10.5kV 额定转速： 3000r/min 额定频率：

50Hz

绝缘等级： F级（按B级考核） 励磁方式： 无刷励磁或静止可控硅励磁 2.3 设计条件 2.3.1 燃料特性

本期锅炉设计工况燃料为高炉煤气，点火燃料为液压石油气，煤气成分及热值暂定数据见下表（最终设计数据由业主方测量后提供）：

项目 单位 高炉煤气、数值 备注 供给压力：正常 成份（正常）： N2 H2 CO2 CO CH4 CnHm O2 设计低位发热值 含尘量 kPa wet-Vol % wet-Vol % wet-Vol % wet-Vol % wet-Vol % wet-Vol % wet-Vol % Kcal/ Nm3 mg/ Nm3

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8 55 / 2.5 21.15 19.35 / 0.6 706 ＜5

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2.3.2 燃料工况（按体积比）

设计工况一：100% 高炉煤气 2.3.3 锅炉点火和启动用燃料

锅炉点火燃料：液化石油气；配套自动高能电子点火设备。 2.4 热力系统

2.4.1 热力系统拟定原则及特点

热力系统应立足于系统运行安全可靠、系统效率较高、操作管理方便、衔接合理，按高温超高压机组设计原则拟定，并考虑凝汽式机组运行、调节特点。

2.4.2 主要系统设计

2.4.2.1 主蒸汽、再热蒸汽及汽轮机旁路系统

主蒸汽管道从锅炉过热器集箱出口接至汽轮机主汽阀，再接至汽轮机高压缸。再热冷段蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽口引出，经高排止回阀后，接至锅炉再热器入口联箱。再热热段蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱接出，至汽轮机中压缸中压联合汽阀接至汽轮机中压缸。

主蒸汽、再热蒸汽系统按汽轮发电机组最大工况（VWO工况）蒸汽量设计。主蒸汽管道不设置隔离阀，水压试验时采用堵阀来隔离锅炉和汽轮机。主蒸汽、再热热段蒸汽管道采用无缝钢管，材质为12Cr1MoVG；疏水阀前的疏水管道也采用与主管材质相同的无缝钢管。再热冷段蒸汽管道采用20#无缝钢管。

旁路系统采用30%BMCR高、低压二级串联旁路系统。旁路的功能只考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机。高低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。

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2.4.2.2 抽汽系统

汽轮机共设六级非调整抽汽。一段抽汽由汽轮机高压缸中间抽汽接出供1号高压加热器用汽，二段抽汽从高压缸排汽抽出用作2号高压加热器的加热蒸汽，三段抽汽为除氧器的加热蒸汽；四、五、六段抽汽分别供给4号、5号、6号低压加热器的加热蒸汽。一、二、三、四、五段抽汽管道上均装有止回阀和隔离阀，作为防止汽轮机进水和超速的保护措施。

除氧器采用滑压运行方式，汽源有两路： 1）三抽：此为正常运行汽源。

2）辅助蒸汽母管：机组启动汽源管道与启动蒸汽母管相连，经调节阀减压到0.2MPa向除氧器供汽，当本机三抽压力上升到0.2MPa后，汽源自动切换到本机三抽进入正常运行状态，三抽至除氧器入口的抽汽管道上不设压力调节阀，除氧器的运行压力随机组负荷变化而变化。 2.4.2.3 给水系统

给水系统按锅炉最大连续蒸发量工况（BMCR工况）给水量进行设计。每台机组设置2台110%BMCR容量的电动调速给水泵，1运1备。电动给水泵采用变频调速，能够满足机组负荷变化的要求。

给水泵出口再循环管道设置最小流量阀，以使机组在启动或低负荷时流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的安全运行。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。

锅炉给水操作台设有三路：主路、大旁路（30%BMCR）和小旁路（锅炉上水用）。锅炉给水容量大于30％容量时，给水流量采用变频调节。

主给水系统还为锅炉过热器的减温器、汽轮机的高压旁路提供减温喷水。给水泵的中间抽头为锅炉再热器提供减温喷水。过热器及汽机高压旁路的减温喷水从高压加热器前的给水管路上引出。

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主给水系统中设置2台高压加热器，高压加热器采用大旁路，任何1台高加事故，则2台高加同时解列，给水通过快速切换旁路供省煤器，机组仍能带额定负荷运行。 2.4.2.4 凝结水系统

凝结水系统按汽轮机汽轮发电机组阀门全开工况（VWO工况）进行设计。机组配置2台110%容量立式多级凝结水泵，1运1备。凝泵进口管道上设置真空闸阀、滤网，出口管道上设置止回阀和闸阀。

凝结水由凝汽器热井经总管引出，然后分两路至2台凝结水泵，合并成一路后经汽封加热器、6号低加、5号低加、4号低加、至除氧器。

汽封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽，其微真空状态由汽封加热器风机维持，以防止蒸汽漏入大气及汽机润滑油系统或者空气漏入汽机。

低压加热器采用小旁路系统，可单独切除；除氧器水位调节阀设在除氧器前的凝结水母管处；凝结水系统设有再循环管路，自汽封加热器出口的凝结水管路，经再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝泵出现汽蚀现象；同时也保证在启动和低负荷时有足够的凝结水流经汽封加热器。

凝结水加热除氧系统采用3台全容量表面式低压加热器及一台喷雾填料式除氧器及水箱。除氧器凝结水进水管上装一只止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统而引起振动。

除氧器出力及水箱有效容积满足锅炉BMCR工况时所需给水量不小于10分钟。正常运行和启动补水均由除盐水泵直接打进凝汽器，通过补水调节阀控制凝汽器热井水位。

在凝结水泵出口总管上接有给水泵密封冷却用水、低压旁路减温水、

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汽封系统减温器减温水、本体疏水扩容器减温水、低压缸喷水减温水等。 2.4.2.5 加热器疏水系统

正常运行时，2台高加的疏水由高向低逐级疏水，1号高加疏水流入2号高加，2号高加疏水接至除氧器；事故时，高加危急疏水接至定排，疏水管上串联手动闸阀及电动闸阀各1只。

低加疏水系统为逐级自流加疏水泵系统。4号、5号低加疏水逐级至6号低加后，再经低加疏水泵升压，从5号与6号低加之间的凝结水管道，进入凝结水系统；也可经切换自流进入凝汽器。

每台加热器疏水管道上装设汽液两相流疏水阀以控制加热器水位。 2.4.2.6 冷却水系统

汽轮机凝汽器、发电机空冷器、汽轮机冷油器采用循环冷却水冷却；凝汽器配胶球清洗装置。冷油器及发电机空冷器采用工业水作为备用水源。

给水泵油站冷却、凝结水泵轴承冷却、水环真空泵冷却水等设备冷却水采用工业水冷却，由工业水管网直接供给。 2.4.2.7 凝汽器抽真空系统

凝汽器汽侧抽真空系统设置2台110%容量的水环式真空泵，1运1备。机组正常运行时，真空泵1台运行，1台备用；当机组启动时，为了尽快建立真空，可同时启动2台真空泵。

凝汽器抽气管路上设有带有滤网和水封的电动真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。 2.4.2.8 疏放水系统

主汽及再热系统均为单元制，管道系统的疏水均进入本体疏水扩容器。

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锅炉连续排污，进入连续排污扩容器，设有3.5m3连排1台，扩容器的蒸汽进入除氧器，扩容后的水进入定期排污扩容器，定期排污扩容器设有排污扩容池，冷却后的水回收利用。设有7.5m3定期排污扩容器1台，通过定排出口水温调节冷却水量，使排水温度不超过40℃。 2.4.3 热力系统主要附属设备选型（以设备厂正式资料为准） 2.4.3.1 高压加热器

本机组设2台高压加热器。高压加热器能满足汽轮机工况的运行要求。

1#高压加热器 加热器型式 设计压力（管程） 设计温度（管程） 设计压力（壳程） 设计温度（壳程） 壳体壁厚 有效换热面积 2#高压加热器 加热器型式 设计压力（管程） 设计温度（管程） 设计压力（壳程） 设计温度（壳程） 壳体壁厚 有效换热面积 单位 － MPa ℃ MPa ℃ mm m2 单位 － MPa ℃ MPa ℃ mm m2 数值 立式、Ｕ型管 22 260 4.55 410/270 26/24 150 数值 立式、Ｕ型管 22 260 2.85 360/260 20/16 200 2.4.3.2 低压加热器

本机组设置低压加热器3台，均为正立式，双流程，一段式布置。低压加热器能满足汽轮机工况运行的要求。

4#低压加热器 加热器型式 设计压力（管体） 单位 － MPa

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数值 正立式，双流程 2.0

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设计温度（管体） 设计压力（壳体） 设计温度（壳体） 腐蚀裕量 水阻力 有效换热面积 5#低压加热器 加热器型式 设计压力（管体） 设计温度（管体） 设计压力（壳体） 设计温度（壳体） 腐蚀裕量 水阻力 有效换热面积 6#低压加热器 加热器型式 设计压力（管体） 设计温度（管体） 设计压力（壳体） 设计温度（壳体） 腐蚀裕量 水阻力 有效换热面积 ℃ MPa ℃ mm MPa m2 单位 － MPa ℃ MPa ℃ mm MPa m2 单位 － MPa ℃ MPa ℃ mm MPa m2 150 0.4 200 1 0.07 90 数值 正立式，双流程 2.0 150 0.4 150 1 0.06 120 数值 正立式，双流程 2.0 105 0.4 105 1 0.06 90 2.4.3.3 除氧器及除氧水箱

本机组设置高压旋膜式除氧器1台，满足滑压运行工况。 额定出力： 150t/h 除氧水箱有效容积： 50m3

滑压运行范围： 0.285~0.797MPa.a 最高工作压力： 0.797MPa.a 最高工作温度： 410℃

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出水含氧量： <7mg/L 运行方式: 滑压运行 2.4.3.4 凝汽器

本机组设置凝汽器1台，冷凝汽器按额定工况设计，且能适应机组变工况运行。凝汽器采用弹性支撑，刚性连接。

型式： 双流程表面式凝汽器 冷却面积： 3000m2 冷却水量： 7450t/h 额定冷却水温： 25℃ 额定排汽压力： 7kPa.a 换热管材质： TP304 2.4.3.5 汽轮机旁路

本机组选用容量为30%锅炉最大连续出力的高、低压两级串联旁路系统。汽轮机旁路选用电动控制装置。

1）高压旁路

容量： 43t/h 进汽压力： 13.24MPa.a 进汽温度； 535℃ 排汽压力： 2.435MPa.a 排汽温度： 305.7℃ 2）低压旁路

容量： 51.5t/h 进汽压力： 2.15MPa.a 进汽温度： 535℃

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排汽压力： 0.6MPa.a 排汽温度： 160℃ 2.4.3.6 给水泵

本机组设置锅炉110%BMCR容量的多级卧式电动调速给水泵2台，1运1备，变频调速。

流量（进口）： 150t/h 扬程： 2100m

功率： 1500kW（变频） 电压： 10kV 2.4.3.7 凝结水泵

本机组设置2台立式多级泵，1运1备。 流量： 150t/h 扬程： 190m

功率： 160kW（变频） 2.4.3.8 低加疏水泵

本机组配用2台低加疏水泵，1运1备。 流量： 18m3/h 扬程： 180m 功率： 2.4.3.9 水环真空泵

本机组配用2台水环真空泵，1运1备。 额定出力工况： 7kPa.a 额定抽干空气量： 25kg/h 功率： 45kW

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2.4.3.10 定期排污扩容器

本机组设置定期排污扩容器1台。 型式： 立式 容积： 7.5 m3 工作压力： 0.7MPa 工作温度： ≤360℃ 材质： Q345R 2.4.3.11 连续排污扩容器

本机组设置连续排污扩容器1台。 型式： 立式 容积： 3.5 m3 工作压力： 1.2MPa 工作温度： ≤380℃ 材质： Q345R 2.4.3.12 起重机

主厂房设置电动双梁桥式慢速起重机1台。 起重量： 50t/10t 起升高度： 主钩21m 付钩24m

起升速度： 主起升1.8m/min 付起升6.2m/min

跨度： 28.5m 2.4.4 辅助设施 2.4.4.1 启动汽源

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机组辅助蒸汽除抽汽外，单独设置1根外来辅助蒸汽管道（接自厂区现有蒸汽管网），作为机组启动蒸汽用。 2.4.4.2 仪表压缩空气系统

仪表压缩空气由电厂新建空压站提供，耗量约为5m3/min，接点压力为0.5~0.7MPa，主要用于反洗用气及煤气管道吹扫置换。

项目设置10m3压缩空气储气罐1台，进气管路设止回阀。 2.4.4.3 氮气系统

氮气由业主厂区现有管网提供，最大耗量约为25m3/min，接点压力0.7MPa，用于气动快关阀、调节阀等仪表，煤气管道吹扫置换及锅炉停炉保护。

项目设置10m3氮气储气罐1台，进气管路设止回阀。 2.4.4.4 保温油漆

本工程选用在安全使用温度下，理化性能稳定，价格适中的保温材料作为设备及管道的主保温层，保温材料和厚度的计算符合《火力发电厂保温油漆设计规程》（DL/T5072-2007）。

为了减少电厂热力设备及管道的散热损失，提高电厂运行的热效率，本工程对高温设备及管道均采用保温处理。设计温度≥350℃的设备及管道采用复合硅酸铝制品或相当产品；设计温度＜350℃的设备及管道采用岩棉制品。

对热力系统高温设备及高温烟风、汽水管道采用硅酸铝制品。该保温材料具有耐高温、密度小、导热系数低、机械强度高和不易破损等特点，可有效减小保温层厚度和管道安装荷重，提高保温效果。

对热力系统低温设备及低温烟风、汽水管道采用岩棉制品。岩棉制品具有密度小、导热系数低，化学稳定性好等特点。本设计保温不采用对人

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每台引风机处设检修雨棚，棚底设5t单轨电动葫芦，可满足引风机日常及大件检修。 2.7 供排水系统 2.7.1 概述

本工程给排水系统设计范围：循环冷却水系统、工业循环水系统、生活给水系统、生产消防水系统及排水系统。 2.7.2 供水系统选择、布置及水量平衡

汽轮机凝汽器、油冷却器及发电机空气冷却器所需的冷却水，采用循环冷却水系统供给；油冷却器及发电机空气冷却器采用工业水作为备用水源。主厂房辅机设备冷却、循环水系统补水及化水车间补水采用工业水，由厂区工业水管网引入。生活用水为站内生产人员日常生活用水，由厂区生活水管网引入，用量5.4m3/d。

各用水点所需水量、水压、进出水水温、水质要求详见下表2.7.2-1和表2.7.2-2。

表2.7.2-1 循环冷却水系统用水量表（按夏季）

冷却水量 序号 设备名称 数量 m/h 1 2 3 汽轮机凝汽器 发电机空冷器 汽轮机冷油器 合计 1 1 1 7000 250 150 7400 3进/出水温 ℃ 33/41 33/41 33/43 水阻 水质 kPa 50 20 15 循环水 循环水 循环水 连续 连续 连续，1运1备 备注 表2.8.2-2 工业用水量表（按夏季）

序号 设备名称 数量 用水量 水压 水质 备注

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m3/h 1 2 3 4 5 6 7 8 冷却塔蒸发损失1.33% 冷却塔风吹损失0.2% 冷却塔排污损失0.39% 工业冷却水 送风机 引风机 汽水取样装置 凝结水泵轴承冷却 水环真空泵冷却水 控制油泵站 稀油站 排污冷却池 给水泵电机 工业冷却水回水 无阀过滤器排水 化水车间补水 煤气排水器补水 合计 1 1 1 2 2 1 2 2 1 1 1 2 1 1 1 99 14.8 28.9 166 2×3 2×12 15 2×1 2×5 3 6 40 2×30 -166 10 7.15 1 160.85 MPa 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 工业水 连续 连续 连续，N=4 连续 连续 连续 连续 连续 连续 连续 连续 连续 作为循环水补水 连续 连续 连续 2.7.3 循环冷却水系统 2.7.3.1 循环冷却水系统描述

循环水系统主要供汽机凝汽器、发电机空冷器、汽轮机冷油器等冷却使用，用水量为7400m3/h，连续供水。用户使用后的水仅温度升高，未受其它污染，回水利用余压上冷却塔进行冷却，冷却后的水进入冷水池，然

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后用泵加压送用户循环使用。

系统运行中，循环水中的盐分会不断的浓缩，为了维持系统的正常运行，系统需要进行排污。为保证循环水水质，防止设备、管道的结垢和腐蚀，系统还设有旁滤系统，旁滤设备的反洗水排入厂区生产废水排水管网。循环水系统设有加药装置，连续向循环水中投加缓蚀阻垢剂及冲击投加杀菌灭藻剂。

系统中蒸发、风吹、泄漏等损失的水量，根据循环水池水位自动（也可手动）补充，补水量为160.85m3/h。系统补水水源由两部分组成，一部分由全厂生产消防给水管网供给，另一部分是将送风机、引风机等工业循环水用户使用后的生产水经冷却塔降温后回至冷水池作为循环冷却水系统补充水。

2.7.3.2 循环冷却水设备布置

本工程采用2×4000m2机力通风冷却塔，冷却塔底部设集水池。冷却塔进风口设钢丝网以阻挡进风携带杂物。

系统设半地下式循环水泵房1座，内设3台卧式离心泵（2用1备）。单泵性能参数：流量4070m3/h，扬程26m，功率500kW，电压等级10kV。循环水系统采用单母管制。

考虑检修，泵房内设1台起重量10t电动单梁悬挂式起重机。 泵房内设加药间1座，内设2套加药装置，每套装置配加药罐1台，有效容积1m3，设搅拌机1台及计量泵2台。

循环水设旁滤系统，采用重力式无阀砂过滤器，利用循环水回水压力。旁滤水量按循环水量的5%设计，即370m3/h，过滤器露天布置于循环水泵房旁。

循环水系统排污管设置在旁滤排水管上，并设置流量计量装置，作为

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循环水系统的排污管及排污计量。 2.7.4 工业水系统

工业水主要为主厂房辅机设备冷却用水、循环水补水、化水车间补水等，由全厂工业水管网供给。本工程所需工业水量为172m3/h，供水压力≥0.35MPa，接点位置位于电厂红线外1m。 2.7.5 生活给水系统

生活用水为生产人员日常生活用水及化验室用水，由全厂生活水管网供给。所需生活水量为：5.4m3/d，接点处水压≥0.25MPa。 2.7.6 消防给水系统

本电厂设置室外消火栓系统，室外消防给水由全厂工业水管网提供，管网呈环状布置。室外消防用水量为35L/s，每隔80~120米设置室外消火栓，保护半径120m，采用DN300焊接钢管。

发电厂主厂房设置单独室内消火栓消防系统，室内消防用水量为15L/s，设置2台消防水泵和2台消防稳压泵，1座消防水池。 2.7.7 排水系统

本工程电厂内的排水系统分为生产废水排水系统，生活污水排水系统和雨排水系统，排水体制与全厂现有排水制度一致。 2.7.7.1 生产废水排水系统

电厂生产废水排水主要为循环冷却水系统排污水、过滤器反洗排水、锅炉排污水等。

循环水排污水、过滤器反洗排水等均排入电厂生产废水管网。锅炉定期排污接入定期排污扩容器后，排水进入排污降温池，温度达标后排入循环水池或生产废水管网。

煤气管网煤气排水器排水设置集水池，由于该部分污水含有少量酚氰

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等，由业主方进行集中处理。 2.7.7.2 生活污水排水系统

电厂内设有卫生间，生活污水经化粪池处理后，排入电厂生活污水管网。

2.7.7.3 雨排水系统

电厂内的雨水采用暗管排入雨水排水管网。 2.8 化学水处理

2.8.1 设计依据及基础资料 2.8.1.1 机组型式

本工程选用高温超高压燃气锅炉，过热蒸汽压力为13.7MPa，温度为540℃。

2.8.1.2 给水、炉水、蒸汽质量标准

根据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008标准，本工程选用机、炉的给水、炉水及蒸汽质量标准为：

锅炉给水质量表

项目 硬度 溶解氧 铁 铜 联氨 二氧化硅 pH（25℃） 氢电导率（25℃） 指标 ~0 ≤7 ≤20 ≤5 ≤30 单位 μmol/L μg/L μg/L μg/L μg/L 应保证蒸汽中二氧化硅符合标准 8.8~9.3 ≤0.3

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μS/cm

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蒸汽质量表

项目 钠 二氧化硅 铁 铜 氢电导率（25℃） 指标 ≤15 ≤20 ≤15 ≤3 ≤0.15 单位 μg/kg μg/kg μg/kg μg/kg μS/cm 锅炉炉水质量表

项目 磷酸根 pH（25℃） 指标 ≤3 9~9.7 单位 mg/L 凝结水质量表

项目 硬度 溶解氧 氢电导率（25℃） 指标 ≤1.0 ≤40 ≤0.3 单位 μmol/L μg/L μS/cm 2.8.2 锅炉补给水处理系统

本工程锅炉补水由新建二级除盐水站供给。 2.8.2.1 水源水质

本工程锅炉补给水水源采用工业水，业主提供的水质资料如下（待补充）：

序号 1 2 3 指标名称 PH 总硬度 氯离子

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单位 8.39 2.32*102 18.7mg/L 江阴华西钢铁有限公司1×40MW高温超高压煤气发电工程

4 5 6 7 8 9 10

电导 碱度 钙硬 浊度 正磷 总铁 余氯 395μs/cm / mg/L / mg/L / NTU 0.14mg/L 0.04mg/L / mg/L 2.8.2.2 锅炉补给水水质

根据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008标准，本工程选用的锅炉补给水质量标准如下：

锅炉补给水质量

项目 二氧化硅 除盐水箱进水电导率（25℃） 除盐水箱出水电导率（25℃） 指标 ≤20 ≤0.20 ≤0.40 单位 μg/L μS/cm μS/cm 2.8.2.3 补给水量

汽水损失平衡表

序号 1 2 3 4 损失类别 厂内水汽循环损失 排污损失 锅炉启动或事故增加损失 未计损失 合计 正常损失（t/h） 4.29 2.86 14.3 1 22.45 备注 取每台锅炉额定蒸发量的3% 取每台锅炉额定蒸发量的2% 取最大1台锅炉蒸发量的10% 由上表可知：本工程正常补水量7.15t/h（按锅炉最大蒸发量143t/h），最大补水量为22.45t/h。考虑系统自用水量及水箱积累水量和锅炉启动用

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水等因素，本期工程锅炉补给水处理系统正常出力为7.15t/h，设备配置按系统出力2×12t/h设置。 2.8.2.4 锅炉补给水系统

为满足高温超高压机组对给水水质的要求，本化学水处理拟选用两级反渗透RO+EDI系统。

1）系统出水水质 电导率： ≤0.20μS/cm 二氧化硅： ≤20μg/L pH值： 9.2~9.6（加氨后） 2）水处理系统配置

化学水处理系统主要工艺包括预处理系统、预除盐系统、精除盐系统、化学清洗及反渗透冲洗系统等。

（1）预除盐系统

预除盐系统由两级反渗透系统组成。反渗透系统主要去除水中大部分溶解盐类。

一级反渗透系统脱盐率≥97%，回收率为75%；二级反渗透系统脱盐率≥90%，回收率为90%。本工程设出力为20t/h一级反渗透装置2套，出力为15t/h二级反渗透装置2套。

每套反渗透装置包括：5μm保安过滤器、高压泵及反渗透膜组件等。 反渗透系统的进水、产水和浓水管道上都装有一系列的控制阀门，监控仪表及程控操作系统，自动化水平较高。

本工程二级反渗透浓水送至超滤水箱，作为一级反渗透进水。 预除盐系统中设有三套加药装置，分别是还原剂加药装置、阻垢剂加药装置及碱加药装置，目的是为了防止一级反渗透浓水侧结垢和去除二级

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反渗透进水中的CO2。

（2）精除盐系统

精除盐系统由2套EDI装置组成，其作用是去除二级反渗透产水中残余的离子。

EDI是连续电去离子过程。在电去离子过程中，进水流经阴阳离子交换膜隔开的淡水室内的离子交换树脂，生成除盐水。同时，装置各端的电极板在外加电压的作用下，驱动水的分解反应，并使得离子在离子交换树脂内向选择性透过膜迁移，被送到浓水室。

在电去离子过程中，阴、阳离子交换树脂的交换界面-水在电场作用下发生极化并电解成H+和OH-，随时对阴、阳离子交换树脂进行电化学再生，使树脂始终处在连续工作状态。整个再生过程无需酸碱。

EDI装置回收率为90%。本工程设2套EDI装置，出力为2×12t/h，正常运行时1用1备。EDI浓水送至超滤水箱，作为一级反渗透进水。

每套EDI装置包括EDI模块、1块、保安过滤器、整流器及相关配套控制阀门，监控仪表等。

（3）化学清洗及反渗透冲洗系统

化学清洗系统：当反渗透膜及EDI的性能下降时，其产水量减小，跨膜压差增至某一定值时，则需根据超滤、反渗透膜及EDI模块运行污染的情况，不定期的对膜组件进行合理的化学清洗，以恢复其原有特性。

化学清洗使用清洗装置进行，反渗透系统设化学清洗装置，该装置包括1台5μm保安过滤器，1台不锈钢清洗泵，1台清洗箱；EDI装置单独设置1套化学清洗装置，该装置包括1台1化学保安过滤器，1台不锈钢清洗泵，1台清洗箱。

反渗透冲洗系统：为防止反渗透机组停机后浓水侧亚稳态的结垢物质

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出现结垢，采用反渗透出水对反渗透膜进行冲洗，本工程配有专用的反渗透冲洗水泵。反冲洗水采用一级反渗透系统出水。

（4）除盐水存储

除盐水站设2台250m3除盐水箱，用于存储制备好的除盐水，供锅炉补水用。

（5）除盐水系统运行及控制

超滤系统的投运、停运、反洗，反渗透系统的投运、停运、延时自动冲洗以及EDI系统的运行、停运等操作均采用自动控制，各设备亦能在就地通过集中控制箱就地操作；超滤、反渗透、EDI的化学清洗装置采用就地操作。 2.8.3 水汽取样

汽水取样范围包括除盐水、热力系统的凝结水、给水、炉水及蒸汽品质，取样点均布置在集中取样架上。本工程设有1套汽水取样装置。高温架和仪表架分开布置，仪表架上设置在线仪表。并可实现计算机监视。高温架自带除盐水闭式循环冷却水设施。 2.8.4 给水、炉水处理 2.8.4.1 给水处理

为防止热力系统设备管道腐蚀，需提高除盐水的PH值，本工程设置给水加氨装置1套（1箱2泵），配有计量加药泵2台，加药箱、溶液箱和自动搅拌机各1个，正常运行时加药泵1运1备。加氨装置布置在二级除盐水站。

2.8.4.2 炉水校正处理

给水化学除氧处理采用联氨。本工程设置加联氨装置1套，配备计量加药泵2台，自动搅拌机及溶液箱1个，加药点设在给水母管，正常运行时加药泵1运1备。

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为防止给水中存在微量钙在汽包内形成坚硬的钙垢，本工程采用炉水中加入磷酸三钠的处理方法，使钙与磷酸三钠形成水渣并随污水排出，同时可防止碱性腐蚀。本工程设置磷酸盐加药装置1套，包括加药泵2台，自动搅拌机及溶液箱1个，加药点设在锅炉汽包，正常运行时加药泵1运1备。 2.8.5 润滑油净化设施

本工程不设集中油处理室，设有润滑油真空滤油机1台。 2.8.6 化验室及化验仪器

本工程设置汽水随班化验室，负责锅炉和汽机系统的水质及蒸汽品质分析工作，并配备相关化验仪器，对机组汽水指标进行化验。按高温超高压机组标准要求，根据试验方法以及工艺要求配置相关化验仪器、设施。

机组润滑油的检验工作由业主现有检化验室承担。 2.9 电气部分 2.9.1电气主接线 2.9.1.1 主要设计方案

本期工程安装1台40MW汽轮发电机组，发电机出口电压为10.5kV。 本工程为新建工程，根据可行性研究报告，本电厂以10kV一级电压接入甲方110kV变电站原10kV母线，出线一回。 2.9.1.2 发电机引出线

发电机引出一回10kV线路送甲方110kV变电所的10kV母线，厂用高压工作电源由发电机主回路引接。 2.9.1.3起动备用电源引接

高压厂用备用电源由甲方110kV变电站的原有的10kV母线引接，设置高压厂用备用段。

2.9.2 短路电流计算及设备选择

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由于尚未提供系统侧的短路容量数据，暂时无法提供短路电流计算结果。

2.9.3 导体及电气设备选型

根据短路电流计算结果和《导体和电气选择设计技术规定》DL/T 5222-2005对导体及电气设备进行选择。选择的原则是力求先进、安全适用、经济合理、设备鉴定合格、符合本工程建设标准。 2.9.4 厂用电接线及布置 2.9.4.1 厂用电电压

厂用电电压：高压采用10kV，低压采用380/220V中性点直接接地的动力与照明合并供电系统。根据<<厂用电设计技术规定>>，辅机设备容量大于250kW及以上时采用10kV电压，容量小于200kW及以下时采用380kV电压,容量在200~250kW之间的可采用10kV也可采用380V。 2.9.4.2 厂用电工作、备用电源引接

根据厂用电设备布置及负荷情况，高压厂用电采用10kV，电源由机压母线经限流电抗器引接，高压厂用备用电源甲方110kV变电站的原有的10kV母线引接，接入厂用高压备用段；低压厂用电压采用380/220V，厂用工作变压器电源引自厂用高压段，厂用备用变压器电源引自高压备用段。

2.9.4.3 厂用电接线 1、高压厂用电接线

高压厂用电采用单母线接线，为高压厂用工作段，此外还设有高压厂用备用段。10.5kV厂用母线分别为引风机、循环泵、给水泵及厂用工作变压器提供电源。 2、低压厂用电接线

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（1）主厂房厂用电接线

主厂房~380/220V厂用电系统采用中性点直接接地的三相五线制系统，单母线接线，由一台SCB10–1250/10、10.5±2x2.5%/0.4kV、Ud%=6、1250kVA变压器供电，电源引自10.5kV高压配电装置，另设一台容量相同的变压器作为厂用低压备用变压器，电源引自10.5kV备用段，当厂用工作变故障时，备用变压器则自动投入运行。 （2）辅助厂房厂用电接线

对于距离主厂房较远且负荷比较集中的化学水车间设置了独立的辅助厂房配电装置，电源引自主厂房低压段母线，辅助厂房厂用电接线均采用中性点直接接地的三相五线制的接线形式。 （3）主厂房内低压电动机的供电方式

汽机房、锅炉内的低压电动机均由0.4kV母线供电，是具体情况设车间专用供电屏。

2.9.4.4 厂用配电装置布置及设备选型

10.5V厂用配电装置和380/220V低压厂用配电装置及给水泵的调速、软启设备布置在BC列0.00m 层的#2~#6柱之间，共分成两排布置。

10.5kV开关设备选用交流金属封闭铠装中置式开关柜，内配真空断路器。主厂房内中央盘选用抽屉式开关柜。

辅助厂房根据负荷分布设置化学水MCC，辅助厂房配电柜选用抽屉式开关柜。 2.9.5 不停电电源 2.9.5.1 交流不停电电源

为了保证计算机系统的正常、安全、连续运行，以及在全厂停电后使热控监测仪表、调节装置、计算机仍能正常工作，需设置交流不停电电源

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装置。

本工程全厂共设置一套交流不停电电源装置，采用静态逆变装置，由整流器、逆变器、静态开关、隔离变压器、稳压调压器和配电屏组成。正常运行时中央盘供交流380V电源给整流器，经逆变器逆变后由静态开关向负荷供电，当全厂事故停电失去交流电源时，由UPS自带蓄电池组，通过逆变器经静态开关向负荷供电。当整流器或逆变器发生故障时由旁路经隔离变压器、稳态调压器、静态开关向负荷供电。

经计算交流不停电电源装置的容量为20kVA（输出~220V单相交流电），该装置的成套设备布置在主厂房CD列8米电子设备间。 2.9.6 电气设备布置 2.9.6.1 出线电抗器

出线电抗器布置于发电机正下方的电抗器小室，电抗器采用矩形母线与发电机出线小室内的10.5kV配电装置连接。 2.9.6.2 发电机引出线

发电机出线小间分为两层，即0.0m层和4.0m层。上层布置电抗器并联断路器柜。底层布置发电机开关柜、厂用开关柜、出线开关柜及出线电缆柜。

2.9.6.3 高压厂用电的连接和布置

发电机出线开关采用ZRC-YJV-8.7/15的电缆与高压厂用电配电装置连接。高压厂用配电装置布置在主厂房0米层高、高、低压配电室内。

厂用低压变压器、备用变压器及0.4kV厂用配电装置布置于主厂房0米层高、低压配电室内，低压柜采用单列布置。 高、低压厂用配电装置布置在订货后提供。 2.9.7 直流电系统

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2.9.7.1 直流电系统电压的选择

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根据《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》DL/T5044-2014的有关规定，直流电系统采用动力、控制合用的供电方式，直流电系统的电压采用220V.

2.9.7.2 直流电系统的接线

直流电系统采用单母线接线方式，蓄电池采用浮充电运行方式，均不设端电池。

2.9.7.3 直流电系统的设备选择及布置

根据《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》规定，本工程装设一组对直流动力、控制负荷合并供电的220V蓄电池屏，容量暂定300AH。

蓄电池充电设备采用微机高频开关电源型充电器，充电器及直流屏布置于均布置于主厂房BC列8m电子设备间。 直流计算书在施工图设计中提供。 2.9.7.4 发电机励磁系统

发电机组采用交流无刷励磁方式,由励磁机提供励磁电源,送至可控硅整流器。励磁系统由以下设备组成： (1)励磁调节器(AVR)，(2)可控硅整流器，(3) 起励、灭磁及转子过电压保护。励磁装置布置在主厂房运转层电子设备间内。

上述设备随发电机成套供货。 2.9.8 二次线、继电保护 2.9.8.1 控制方式与设备布置

电气控制方式为以微机工作站为中心的综合自动化系统。按综合自动化系统一般要求，所有保护均配置微机保护，对所有被控的设备均采用微机监控方式与保护装置组成综合自动化系统，系统采用由一至多台PC机构成后台机进行控制。为适应运行方式的改变及特殊情况，也设置一些必

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要的表计和控制开关，作为辅助监控手段，控制形式为强电控制。网络设置按要求配置为机炉电集中控制室控制为主，在机炉电控制室布置两台PC机工作站对全厂电气系统进行控制监视。除部分与机炉运行密切相关的电气量经变送器（如发电机周波、功率）送入热工DCS系统外，电气所有应监视采集的信号均由综合自动化系统进行采样，经相关电路滤波后进行摸数转换、数字滤波或经光电隔离后变为数字量后存入数据库，供系统共享。相关数据也可通过通信方式与热工DCS交换数据。所有常规电气操作均可在微机工作站上完成。综自系统可毫秒级时差对各种突发事件进行记录及存储，供事故分析及处理使用。机组及厂用电源的保护、监控设备布置在CD列8米层电子设备间内，全部自动化监视、控制、保护设备通过网络构成电气综合自动化系统。

2.9.8.2 集中控制室控制、信号、测量与同期

测量信号的配置按照《电测量仪表装置设计技术规程》配置，按交流采样方式接入各种0-5A，0-100V交流模拟量。

为了满足机组与系统同步并列的要求，本工程装设带有同期闭锁的准同期和微机自动准同期装置，每台机组装设一套。同期接线采用单相同期，同期点的选择为发电机开关。微机自动准同期装置安装于主控室的同期屏上，。

2.9.8.3 元件保护的配置与选型：

元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006配置，保护选型推荐采用微机型保护。 2.9.8.3.1 发电机保护配置

发电机差动保护 发电机对称过负荷保护 发电机复合电压过电流保护

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发电机定子接地保护 发电机定子匝间保护 发电机失磁

发电机转子一点接地保护 发电机转子两点接地保护

2.9.8.3.2 低压厂用工作及备用变压器保护： 本工程低压变压器采用微机型综合自动保护装置 2.9.8.3.3 厂用高、低压电动机保护：

本工程厂用高压电动机采用微机型综合保护装置。低压电动机短路保护采用自动开关保护，过载保护采用热磁保护。 2.9.8.4 厂用安全自动装置：

厂用工作和备用电源之间设置备用电源自动投入装置。根据工艺要求，设置电动机自动联锁。

火灾探测及自动报警装置。 自动励磁调节装置。 2.9.9 过电压保护及接地 2.9.9.1 过电压保护

为防止雷电波的侵入对发电机电器设备造成危害和损坏，本工程在发电机出口、10kV出线侧装设避雷器以防止过电压。 2.9.9.2 接地保护

本工程设全厂共用接地网，采用镀锌扁钢和自然接地体作为水平接地干线，全厂的电气设备接地线均引入主接地网。 2.9.10 照明和检修网络 2.9.10.1 常用工作照明

主厂房内的工作照明电源引自各低压厂用工作段，照明电压为220V。

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安全照明采用24V电压供电，锅炉炉膛内照明采用12V 安全电压。主厂房外建筑物照明可就近从动力电源上引接。 2.9.10.2 事故照明

控制室及主厂房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投入到蓄电池直流母线上供电。其他远离主厂房场所的事故照明根据照明规程采用应急灯。 2.9.10.3 集中控制室照明

集中控制室常用工作照明采用LED照明，事故照明采用LED照明。 2.9.10.4 检修网络

主厂房内不设专用照明检修段，采用固定的三相五线制电源放射形低压检修网络，每机炉自成单元，电源引自各自的工作段，每单元检修电源采用串联分支供电。

辅助建筑物检修由附近MCC供电。

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2.10 热工自动化部分 2.10.1 概述 2.10.1.1 设计依据

2.10.1.1.1 《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》

2.10.1.1.2 国家有关法律、法规、政策及有关设计规范、规程等。 2.10.1.1.3 有关主机厂技术协议。 2.10.1.1.4 工艺、土建等各专业提资。 2.10.1.2 建设概况

本工程为江阴华西钢铁有限公司节能减排煤气综合利用项目，项目规模：1×140t/h高温超高压燃气锅炉+1×40MW凝气式高温超高压汽轮机+1×40MW空冷式发电机。 2.10.1.3 主要系统特点

本工程为一台机组，故热力系统中的主蒸汽、高压给水系统采用单元制设计，定压运行方式。高压给水系统配置两台电动给水泵。机组的凝结水系统设置两台凝结水泵，一运一备。机组的抽气系统设置两台水环真空泵。

燃烧系统锅炉配两台引风机，两台送风机，锅炉采用四角切圆燃烧方式，两层布置，其中一层为高炉煤气，一层为转炉煤气。 工艺系统的详细说明请参见热机专业相关内容。 2.10.1.4 热工自动化设计范围

本期工程热工自动化设计范围包括：1台140t/h高温超高压燃气锅炉，1台40MW高温超高压凝汽式汽轮机、1台40MW空冷式发电机及相应的辅助系统。

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辅助系统包括:除氧给水系统、循环水系统、化学水系统、有毒气体探测系统等。 2.10.1.5 主要设计原则

2.10.1.5.1本工程设计拟按炉、机一体化配置分散控制系统（DCS），实现全LCD监控。

2.10.1.5.2 利用先进的控制技术与网络技术，按照电厂管理、运行和专业分工特点，合理优化集中全厂辅助车间和辅助系统的运行监控点和运行控制方式，减少运行人员，提高电厂的安全可靠性和经济效益。详见控制系统配置图。

2.10.1.5.3 设置FSSS（炉膛安全监视系统），由DCS完成其功能，设置专用的硬跳闸回路，确保锅炉的安全运行。 2.10.2 热工自动化水平和控制室布置 2.10.2.1 热工自动化水平

2.10.2.1.1 本工程为单元制机组。为保证机组的安全经济及合理的运行，机组控制中心将进一步智能化、自动化，减人增效。本设计拟按炉、机一体化配置分散控制系统（DCS），实现全LCD监控。其自动化水平将使运行人员在集中控制室内通过LCD和键盘（鼠标）即能完成机组正常运行的全部操作和机组在事故状态时的有关操作。可以实现对机组正常运行工况的监视操作、紧急情况事故处理及停机，在少量现场操作人员配合下，完成机组的正常启、停。

2.10.2.1.2 按照上述对机组监控的基本要求，本工程分散控制系统功能将包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）。

汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机安全监视系统（TSI）、汽机

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紧急跳闸系统（ETS）等设备，随主机厂配套供货。DEH、ETS通过硬接线连接至DCS，并通过通信进行信息共享，保证系统可靠性。 循环水泵房的监视及控制纳入机组DCS，由DCS统一监控。 2.10.2.1.3 辅助车间自动化水平

化学水处理系统就地PLC控制。 2.10.2.1.4 自动化系统的自动负荷范围

根据本工程主辅机设备的可控性，热工自动化系统将按如下目标设计：

1）给水调节系统采用全程调节。

2）考虑到工艺系统要操作切换的电动阀门、烟风挡板等设备，对辅机及有关系统的控制拟采用顺序控制或成组控制。顺序控制可做到子组级。

2.10.2.1.5 主辅盘的形式及配置原则

集中控制室内将采用独立式操作台，放置LCD及键盘的操作台与辅助盘并排布置，这种方式有利于电厂运行人员操作和集中监视，主次分明，真正达到了“以LCD和键盘为监视和控制中心”的目的。

在热控辅盘上安装以下内容:

辅助盘放置锅炉汽包水位工业电视、炉膛火焰工业电视，汽轮机DEH及TSI设备，部分重要信号的二次仪表等。

当分散型控制系统发生全局性或重大故障时（如通讯中断、全部操作员站失去功能、重要控制站失去控制和保护功能等），为确保机组紧急安全停机，设置下列独立于分散控制系统的后备操作手段： 1）锅炉紧急跳闸 2）汽机紧急跳闸

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3）发电机跳闸 4）直流润滑油泵 5）交流润滑油泵 6）汽包事故放水门

2.10.2.2 集中控制室及电子设备间布置及位置

集中控制室及电子设备间布置及位置

本工程采用炉、机、电集中控制方式。本台机组共设一个集中控制室，设置在运转层。集中控制室布置机组监控的主要人机接口设备，包括分散控制系统LCD控制台、辅助盘等，机组LCD控制台布置在前环，辅助盘布置在后环。控制室附近另设有工程师室、以方便运行管理。

集中控制室布置在运转层C-D列的3和5轴之间。机组共设置1个电子设备间。电子设备间分别布置在运转层C-D列的5和7轴之间。参见《集中控制室及电子设备间布置图》。 2.10.2.3 机组仪表控制系统的结构

2.10.2.3.1 本期工程机组的仪表控制系统主要由以下几部分组成： 1) 机组分散控制系统（DCS），功能包括DAS、MCS、SCS、FSSS。 2) 汽轮机数字电液控制系统（DEH）由汽轮机厂总负责.

3) 汽机紧急跳闸系统（ETS）由汽轮机厂总负责，硬件采用可编程序控制器PLC，单独作为专用系统，除专用的保护采用硬接线将相关保护信号送入DCS外，还要预留相关接口接入DCS。 4) 汽机安全监视仪表（TSI）（由汽机厂配供）。

5) 就地监视、控制仪表、数字显示表，在施工图设计时给出。 2.10.2.3.2 分散控制系统（以下简称DCS）的结构

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机组共设一套DCS，按分级分散的原则进行设计。将分为机组监控级、功能控制级和基本控制级。 1) 机组监控级

机组监控级设有高速公路环网，拟设置6台操作员站（含1个DEH操作台），操作员站具有相互冗余配置功能。设置一台工程师工作站及其他有关终端设备。留有与辅助车间PLC等系统的通讯接口。 2) 功能控制级

在功能控制级分为若干个控制站，各控制站通过厂域通讯总线相互连接。控制站以分级、分散的原则设置，控制站间即相对独立又可互相通讯，每个控制站承担机组的一个局部控制功能，即可接受机组监控级指令，又可向基本控制级（驱动级）发出指令。 3) 基本控制级

基本控制级实现DCS与现场设备的接口功能，接受来自上一级控制指令，控制驱动现场有关设备，采集处理有关来自现场的技术数据。 2.10.2.4 数据通讯系统

数据通讯系统为DCS的特有属性，不同的DCS具有不同的通讯方式，但无论哪种形式DCS，应至少满足如下要求： 2.10.2.4.1 通讯方式要满足系统分层、分级的结构要求

2.10.2.4.2 采用双通道数据通讯总线，用于站与站之间的数据传送。两条总线互为冗余。当运行的数据通讯总线故障时，另一条应无扰自动切换到运行状态。

2.10.2.4.3 在任何情况下，系统通讯总线的负荷率均不大于30%。 2.10.2.4.4 DCS应留有与其它控制系统的接口，使电厂的控制系统成为一个整体。 其接口包括数据通讯方式及硬件接线方式。

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与DCS接口的控制系统有: 1) 汽机数字电液控制系统（DEH） 2) 汽机安全监视系统（TSI） 3) 汽机紧急跳闸系统（ETS） 4) 电气控制系统等 2.10.2.5 控制系统的可靠性

2.10.2.5.1 控制系统设计中的可靠性措施

控制系统采用不停电电源（UPS）供电，系统机柜的电源装置冗余配置。

重要参数的测量通道和保护采用“三取二”或“二取一”方式。 重要控制回路的控制器冗余配置并能自动无扰切换。 通讯总线采用1：1冗余。 人机接口操作站冗余设置。 要求系统具有完整的自诊断功能

分散控制系统的接地及输入输出线路的屏蔽与敷设将严格按分散控制系统的要求设计，确保分散控制系统的抗干扰性能。

严格控制设备选型，确保其可靠性和功能满足要求。 2.10.2.5.2 DCS控制系统应达到的性能指标 1）分散控制系统(包括软、硬件)：

系统可用率>99.9%(考核时间为90天) 2）系统精度:

输入信号±0.05％(高电平) ±0.1％（低电平）； 输出信号±0.05％

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3) 抗干扰能力：共模电压：250V 差模电压：60V 差模抑制比60Db 4)系统实时性和响应速度：

数据库刷新周期：模拟量不大于采样周期，一般开关量不大于1秒。 LCD画面对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画面上的数据刷新周期不大于1秒。

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上显示的总时间不大于2.5秒(不包括执行机构动作时间)。

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 系统裕量：

控制器最忙时CPU不大 于40%，操作员站负荷率不大于40%。 内部存储器占用容量不大于50%，外部存储器占用容量不大于40%。

I/O点裕量：不小于15% I/O插件槽裕量：不小于15% 电源负荷裕量：30~40%

数据通讯系统采用双通道数据高速公路，系统通讯总线的负荷率不大于30~40%。 2.10.3 热工自动化功能

2.10.3.1 分散控制系统（DCS）功能

热工检测系统是由DCS的监视系统辅以必要的就地仪表组成。它是机组启停、正常运行和事故工况下的主要监视手段。通过LCD显示和打

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