2023年整理-某电厂一期×MW工程技术合同模板.docx

附件一相关技术协议1工程概况1.1 厂址自然条件1.1.1 概述电厂一期工程位于宁夏回族自治区灵武市境内，规划建设2X660郴+2XIOOOMW高效超超临界燃煤空冷机组，一期建设2X660MW,同步建设脱硫装置和脱硝设施。本工程是西北电网规划建设的“西电东送”的重要电源点，工程的建设可将宁东地区的优质丰富的煤炭资源转变为电源，变输煤为输电，将能源优势转化为经济优势，符合国家能源产业政策，对促进宁夏煤炭资源的开发、全国能源资源的优化配置、自治区的经济开发和促进民族的安定团结将起到重要的作用。1.1.2 工程地质条件(1)水文地质据调查，厂区地下水埋深约5.6m8.4m；卸煤沟地段地下水埋藏较浅，埋深约LOnl2.8m。主要为上层滞水，在基坑开挖施工中如遇该水体，建议采取适当的降、排水措施。本阶段地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性；根据邻近的工程经验，结合该场地土壤电阻率的经验值一般在1560(.)之间，据此地基土对钢结构按中等腐蚀性考虑。地下水对混凝土结构具微弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。(2)工程水文条件灵武地区深居大陆腹地，东边为毛乌素沙漠，西边隔黄河川道是腾格里沙漠，为典型的大陆性季风气候，表现为降水少，蒸发大，日照充足，温差大，春季多风而干旱，冬季寒冷而漫长，夏季多偏南风，冬季多偏北风，年平均气温为8.8,极端最高气温为41.4C,极端最低气温为-28.0C,全年降水量为203.4mm,降水量集中在7、8、9三个月，这三个月降水量占全年降水量的64机灵武气象站位于灵武县城西3km处国营灵武农场场部“郊外”，于1953年3月设站观测，其地理位置为东经106°18',北纬38°07',观测场海拔高度1115.9m。虽然气象站地处黄河川道，而电厂厂址地处黄河东岸的丘陵台地，且电厂厂址距气象站的距离均超过20km,但因两地之间无大的山体阻挡，基本上属于同一气候区，经分析比较后认为，灵武气象站多年统计的基本气象要素可以直接用于电厂的厂址处。(3)气象条件灵武气象站气象要素成果见表2.2-1,逐月气象要素统计见表2.2-2o表2.2T灵武气象站基本气象要素年值统计表项目单位数值发生日期年平均气压hPa889.8年平均气温C8.8最热月平均气温23.6最冷月平均气温-8.1平均最高气温16.2平均最低气温2.4极端最高气温41.41953.07.08极端最低气温C-28.01954.12.28平均水汽压hPa7.9平均相对湿度%57%年平均降水量mm203.4一日最大降水量mm95.41970.08.01年平均蒸发量mm1774.4平均风速m/s2.5最大风速m/s21.01993.04.23极大风速m/s27.71993.05.06最大积雪深度cm131963.04.05最大冻土深度cm1091968.03平均雷暴日数d15.8最多雷暴日数d30平均沙尘暴日数d6.8最多沙尘暴日数d50平均大风日数d12.1最多大风日数d80年最多冻融循环次数times852000年表2.2-2灵武气象站逐月气象要素统计表月份平均温度()平均相对湿度(%)平均气压(hPa)平均风速(m/s)1-8.154894.42.72-4.25()892.42.733.350889.92.9411.()45887.43.0517.346885.72.8621.652883.12.5723.662881.22.4821.968884.32.2916.167889.71.9109.264894.02.1111.262895.92.712-6.060895.42.7设计风速及风压：根据灵武气象站历年最大风速资料系列，采用极值I型法统计计算，计算结果乘以1.1倍，求得五十年一遇IOm高IOmin平均最大风速为26.6ms,相应风压为0.44kNm2;百年一遇IOm高IOmin平均最大风速为28.5ms,相应风压为0.51kNm2o雪压：根据灵武气象站历年最大积雪深度，采用极值I型法统计计算，求得五十年-遇最大积雪深度为11.8cm,相应雪压为0.15kNm%三十年一遇极端最低气温及相应风速：根据灵武气象站历年极端最低气温资料，进行PIH型频率统计计算，求得三十年一遇极端最低气温为-27.6,相应风速为12.Om/s。(4)工程地质根据勘察资料，工程场地在勘探深度22m范围内出露的主要地层为上下两套地层，上部为第四系(Q4)风积粉砂、细砂，局部偶混少量粉土；下部为三叠系基岩，岩性种类较多，主要岩性以砂岩、泥岩为主，其次为泥质砂岩、砂质泥岩及粉砂岩等，多以夹层形式分布。根据勘察结果，勘探深度22m范围内揭露的地层岩性特征描述如下：1层填土(Qh)：色较杂，主色呈灰褐黄色，干稍湿，松散稍密，该层成分较杂乱，结构疏松，混植物根须、叶茎，工程性能差，是厂区整平所致。该层分布在厂区的填方区地段，厚度约0.6m5.6m,主厂房及750KV构架地段分布厚度较大。层底高程在1315.65m1323.97m之间。层粉砂(Q3eol)：浅黄色褐黄色，干稍湿，稍密中密。该层除在厂区西北的挖方区地段基本缺失外，在厂区普遍分布，仅个别孔缺失该，层厚度变化较大。勘探揭露厚度为0.5m12.3u层底高程在1306.Ilm-1323.96m之间。2层细砂(Q3eol)：褐黄色，稍湿，中密。主要成分为石英、长石，砂质质地均匀，可见少量砂砾石颗粒，局部粘粒含量较高。以透镜体形式分布于层粉砂中、下部，层位不稳。连续性差。厚度0.7m9.7m,层顶高程在1304.91m1314.Olm之间。1层强风化砂岩：以灰色灰绿色灰褐色为主，碎屑结构，水平层理构造，岩芯呈短柱状，母岩组织结构已基本破坏，敲击易碎。局部地段在该层顶部可见全风化层，风化后产物以粉细砂为主，密实，在非人工或机械扰动时，工程性能较好，但在经过扰动后，呈松散砂状，工程性能大幅降低。该层遇水或暴露在大气中极易软化崩解，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层薄层。强风化层厚度约在1.2m8m之间，层顶高程1304.91m1323.96mo2层中等风化砂岩：灰褐色灰白色，碎屑结构，水平层理构造，组织结构大部分完好。节理裂隙较发育,岩芯呈长柱状，大部分长度在15Omnl250mm之间，质地坚硬，重击不易击碎，钻进缓慢。层顶高程1299.91m1315.96m。1层强风化泥岩：褐绿色浅棕红色，泥质结构，水平层理构造，节理裂隙发育。岩体被节理、裂隙分割成块状，母岩组织结构已基本破坏，岩芯较为完整，呈短柱状，该层遇水或暴露在大气中极易软化崩解，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层。勘探结果表明，强风化层厚度约在LIm6.6m之间，层顶高程1307.Ilm-1320.45mo2层中等风化泥岩：棕红色，泥质结构，层状构造，矿物成分清晰可见,组织结构大部分完好。节理裂隙较发育,岩芯呈长柱状，大部分长度在20Omm400mm之间，不易敲碎，局部夹有泥质砂岩或砂质泥岩层。该层遇水或暴露在大气中易软化。层顶高程1305.92m1316.3hn。地基土物理力学性质指标和承载力特征值：依据勘探及现场原位测试成果，并参考前期可研成果、工程地质手册(第四版)及相关规程规范，结合场地地基土成因类型和附近工程和以往的工程经验，综合评定各层土的主要物理力学性质指标和承载力特征值见表2.1。需要说明的是，1层填土由于成分不均匀，结构疏松，欠固结土，工程性能差，不提供其物理力学等指标。表2.1、2、1、2、1、2层主要物理力学指标一览表指标地层天然重度/(kNm,)内聚力c(kPa)内摩擦角(0)标贯实测击数(击)变形模金R(MPa)压缩模/E(MPa)地基承载力特征值(kPa)范围值平均值粉砂15.0-16.0/20-308341515/2002细砂16.018.0/20-3012-362016/230I强风化砂岩20.0-22.020-4520-4015-5933.5/8-14350Z中等风化砂岩22.024.05010030-50/>50击(动探)Z/600I强风化泥岩20.0-22.030-4520-4020-573925-3530-453302中等风化泥岩22.024.040-6030-50/>50击(动探)/500注：表中内聚力与内摩擦角值为标准值。地震动参数与建筑场地类别：依据宁夏枣泉电厂工程场地地宸安全性评价工作报告(宁夏地震工程研究院2004年12月)，场地50年超越概率10%的地表峰值加速度为161.Ogab地震动反应谱特征周期为0.40s,对应的地震烈度为Vn度。场地不存在软土震陷及地基土地震液化等相关问题。建筑场地类别为类。工程场地地震动参数见下表：工程场地地震动参数超越概率水平Amax(gal)OtnuLXTo(s)T8(s)P5o=63%50.92.50.130.10.310.9P50=10%161.02.50.400.10.400.9P5o=2%309.02.50.770.10.480.9冻土深度：依据建筑地基基础设计规范(GB500072011),中国季节性冻土标准冻深线图，厂址区标准冻结深度按IOoCIn120cm考虑。其年最多冻融循环次数85次，最冷月平均气温-8.IC。1.2 .现场施工条件1.2.1 交通运输条件(1)交通条件D公路运输灵武市境内共有高速路、国道、省道、县乡级公路12条，通车里程达40Oknb市域高速路70km,307国道70km,211国道50km。宁东地区现有主要公路有：青银公路(GZ35)>银古辅道、国道307、国道211、省道302、省道203、羊枣路、冯鸳路、下白路、石马路、狼南路、磁马路、惠安堡至大水坑等。公路交通运输十分便利。2）铁路运输灵武市目前有地方铁路大古铁路，该铁路西起包兰铁路大坝车站，东至灵武矿区古窑子车站，全长70.1km,在灵武市境内设灵武、古窑子车站，横沟站。大古铁路的主要相关技术标准如下：铁路等级：地方铁路I级正线数目：单线限制坡度：上行6%。，下行12.1%。最小曲线半径：300m牵引种类：蒸汽机车类型：前进牵引定数：上行3050t,下行155Ot到发线有效长：650m,预留85Onl闭塞类型：继电半自动宁东煤FTl矿区铁路一是到枣泉矿区，设羊场湾车站和枣泉车站；二是到鸳鸯湖矿区，并设灵新车站、清水营车站、白芨滩车站、大坡壕车站、梅园站、石槽村站、红柳站、规划东圈站、红梁子站、冯记沟站、甜水井站等。本工程燃煤采用铁路运输，设电厂铁路专用线，该专用线计划于2016年年底具备投运条件。3）拟建电厂专用道路进厂道路：由东南引出接黎羊公路，新建长度为0.94km。电厂厂外专用道路均采用7m宽郊区型混凝土道路，三级厂矿道路标准。电厂专用道路均采用厂矿三级道路标准。1.2.2 施工用地厂区采用四列式布置格局，由东向西依次为：升压站、主厂房、冷却塔、煤场，主厂房采用双框架前煤仓解决方案，扩建端上煤。厂区主入口朝南，采用侧入式进厂。占地总面积37.5Ihm2°1.3.主设备简介1.3.1 电厂建设规模及名称本次项目名称：宁夏枣泉电厂一期2X660MW工程建设单位：宁夏枣泉发电有限责任公司建设规模：本次项目建设规模为2X660MW+2X1000MN,一期建设2X660MW超超临界凝汽式燃煤间接空冷汽轮发电机组，同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置。1.3.2 主设备简况锅炉：锅炉采用巴威锅炉厂有限公司生产的超超临界参数，一次中间再热，变压运行直流炉，单炉膛、采用低NOX双调风旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧、平衡通风，锅炉采用露天布置、干排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，空气预热器采用全拉出布置解决方案。锅炉容量和主要参数（BMCR工况）项目单位数值最大连续蒸发量t/h1975过热器出口压力MPa(g)28.3过热器出口温度605再热蒸汽流量t/h1658再热器出口温度612锅炉保证热效率%94.45汽轮机：本工程汽轮机采用上海电气集团一次中间再热、单轴、三缸两排汽、表面式间股份有限公司生产的汽轮机，汽轮机型式为超超临界、接空冷式机组，定-滑一定压运行方式。主要参数如下:编号项目单位THA工况VWO工况1机组输出功率MW660684.1272主蒸汽压力MPa(a)27.0273主蒸汽温度6006004主蒸汽流量t/h1869.4651974.95高压缸排汽压力MPa(a)5.6755.9726再热蒸汽压力MPa(a)5.2215.4917再热蒸汽温度c6106108再热蒸汽流量t/h1574.861658.039额定冷却水温C21.1221.1210凝汽器背压kPa(a)10.510.511转速r/min3000300012旋转方向（从机头向发电机方向看）顺时针顺时针13给水加热级数7714给水温度c298.130215热耗率（保证值）kJ/kWh76047636发电机：本工程采用上海电气集团股份有限公司的发电机，为水-氢-氢冷却、静态励磁，主要参数如下：-额定容量：733MVA（与汽机厂解决方案一致）-额定功率：6QMW（与汽机厂解决方案一致）最大连续容量：皿MVA（发电机冷却器冷却水进水温度为33）国MVA（在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，并与汽轮机的最大连续出力相匹配,发电机冷却器冷却水进水温度为38°C）-额定电压：20kV- 额定功率因数：- 频率：- 额定转速：- 冷却方式：- 定子绕组绝缘等级：-转子绕组绝缘等级：-定子铁芯绝缘等级：0.9（滞后）50Hz3000rmin水氢氢F（注：按B级绝缘温升考核）F（注：按B级绝缘温升考核）F（注：按B级绝缘温升考核）-短路比：0.5一直轴瞬变电抗（不饱和值）X'：29.6%一直轴超瞬变电抗（饱和值）X''d：23.1%-效率：-相数：-极数：-定子绕组接线方式：99%32YY-承受负序电流相关能力:稳态：暂态：-额定氢压：I2L10%(I2In)2t10秒0.5Mpa(g)-漏氢量（折算到标准大气压下的保证值）：UNm724h-噪音：-强迫停机率：励磁性能额定励磁电压：额定励磁电流：85dB()<0.5%445V4534A空载励磁电压：空载励磁电流：_139V1480A励磁绕组时间常数T'加：8.61s顶值电压电压响应比允许强励持续时间主变压器：22倍额定励磁电压（机端电压为80$时）3.58倍额定励磁电压/s2IOs本工程主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的三相一体式，双线圈、铜绕组、导向油循环风冷、无励磁调压、油浸式变压器，主要参数如下：1）额定容量：750MVA条件为：在绕组平均温升W65K时连续额定容量;平均最大环境温度为40。C；2）冷却方式：导向油循环风冷3）绕组额定电压：高压800-2X2.5%kV低压型kV调压方式：无激磁调压调压位置：中性点；4）额定电流：高压侧：541A低压侧：21651A5）额定频率：50Hz6）联接组别标号：YNdIl7）极性：负极性8）中性点接地方式：经小电抗接地9）短路阻抗（以高压绕组额定容量为基准）高压-低压：25%（允许误差不超过±5%）10）绕组绝缘耐热等级：A级及以上11）端子连接方式：高压侧：75OkV架空导线。低压侧：20kV离相封闭母线。高压侧中性点：架空软导线。1.4. 工程建设资金来源本次项目由浙江省能源集团有限公司与中电投宁夏青铜峡能源铝业集团有限公司共同出资建设（出资比例为51%：49%）O1.5. 设计单位设计单位：西北电力设计院与浙江省电力设计院联合设计。1.6. 主要工艺相关系统16.1主厂房：厂区采用四列式布置格局，由东向西依次为：升压站、主厂房、冷却塔、煤场，主厂房采用双框架前煤仓解决方案，扩建端上煤。厂区主入口朝南，采用侧入式进厂。采用烟塔合一，冷却塔呈一字形布置在炉后。厂内工业、消防、生活蓄水池、辅机塔及泵房、锅炉补给水处理区等形成一个综合水区域，布置在主厂房的南侧。厂区竖向设计采用平坡式与阶梯式相结合的布置方式，主厂房区域以及大部分辅助附属设施区域为一个台阶；升压站区域为一个台阶。主厂房采用双框架、前煤仓解决方案，汽机房长度为151.50mo汽机房跨度29m,A排到引风机入口中心线215.60m。渣仓分别布置在锅炉房的两侧。机组排水槽布置于两炉之间。1 .6.2汽机相关系统：本工程汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的汽轮机，汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、表面式间接空冷式机组，定-滑-定压运行方式。主要参数如下：编号项目单位THA工况VWo工况1机组输出功率MW660684.1272主蒸汽压力MPa(a)27.0273主蒸汽温度0C6006004主蒸汽流量t/h1869.4651974.95高压缸排汽压力MPa(a)5.6755.9726再热蒸汽压力MPa(a)5.2215.4917再热蒸汽温度c6106108再热蒸汽流量t/h1574.861658.039额定冷却水温c21.1221.1210凝汽器背压kPa(a)10.510.511转速r/min3000300012旋转方向（从机头向发电机方向看）顺时针顺时针13给水加热级数7714给水温度c298.130215热耗率（保证值）kJ/kWh760476362主蒸汽、再热蒸汽相关系统主蒸汽、再热蒸汽相关系统系按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡蒸汽量设计。主蒸汽相关系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出后，两路主蒸汽管道在汽轮机机头分别接入布置在汽轮机机头的两个主汽门，在靠近主汽门的两路主蒸汽管道上设有压力平衡连通管。再热蒸汽相关系统：再热冷段采用2T-2连接方式，由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道采用2T-2连接方式，由锅炉再热器出口联箱接出两根，合并成单管后至汽机房分两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门。3 汽机旁路相关系统设置旁路相关系统可改善机组的起动性能，缩短起动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护再热器不超温。根据电网及机组情况，本工程旁路相关系统仅考虑机组启动需要，采用高、低压二级串联启动旁路相关系统，40%BMCR容量。由于是简单启动旁路相关系统，机组启动后不再考虑其他的旁路运行方式。4 抽汽相关系统汽轮机具有七级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向给水泵汽轮机和辅助蒸汽相关系统供汽。二级抽汽作为辅助蒸汽相关系统的备用汽源。五、六、七级抽汽分别向5号、6号、7号低压加热器供汽。五级抽汽提供暖风器正常运行用汽。给水泵汽轮机采用两个汽源。低压汽源来自四段抽汽；高压汽源来自二段抽汽；启动及调试汽源来自全厂辅汽相关系统，低负荷时由本机冷再热蒸汽或辅助蒸汽相关系统供汽。给水泵汽机排汽进入大机间冷凝汽器。5 给水相关系统每台机组设置一台100%容量的汽动给水泵。仅为一号机设一台电动启动给水泵。给水泵小汽轮机、汽动给水泵与前置泵同轴布置，小汽轮机排汽直接排至主机冷凝器。在给水泵出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，1号高加出口、3号高加进口设有三通阀。本工程给水相关系统设置三台100%容量高压加热器和一台3号外置式蒸汽冷却器，高压加热器采用大旁路相关系统。当任一台高加故障时，三台高加同时从相关系统中退出，给水能快速切换通过给水旁路供省煤器。有相关系统简单，阀门少，投资节省，运行维护方便等优点。给水相关系统提供锅炉过热器各级减温器的减温水，从给水泵中间抽头提供再热器事故减温器和正常减温器的减温水，用以调节过热蒸汽，再热蒸汽温度。给水相关系统还提供汽轮机高压旁路相关系统的减温水，用以降低高压旁路阀后蒸汽温度。在省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有30%BMCR容量的启动调节旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。6 凝结水相关系统本相关系统设两台100%容量的变频（一拖二）筒式凝结水泵，一台运行，一台备用。本相关系统设有三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台低温省煤器，凝结水精处理采用中压相关系统。凝结水由凝汽器底部的凝结水箱经一总管引出，然后分两路至两台全容量凝结水泵（一运一备），合并成一路经中压凝结水精处理设备，轴封冷却器，7号低压加热器，6、5号低压加热器后至除氧器，其中7号低加出口抽出部分凝结水经升压泵升压后引至炉后进入低温省煤器，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口。5、6、7号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。除氧器水箱有效容积为195m3,相当于4.94分钟的锅炉最大给水量，满足火力发电厂设计规范（GB50660-2011）中规定200MW以上机组宜为35分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环相关系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。取消凝结水贮水箱和补充水泵，与化水除盐水箱和水泵合并，机组补水直接由化学专业来。在机组启动时，通过化水车间上水泵向除氧器上水及凝结水相关系统充水。当机组正常运行时，通过化水车间补充水泵向凝结水箱补水。在5号低压加热器出口的凝结水主管上设有凝结水排水管道，接至锅炉疏水扩容器，当凝结水水质不合格时，排水门打开，将相关系统中不合格的凝结水排出，以保证相关系统水质达到要求。凝汽器考虑7号低加、汽机本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器、低压旁路减温消能装置的安装。凝汽器内包括凝结水和机组化学补充水喷嘴雾化除氧装置，进入凝汽器的凝结水和机组化学补充水经喷嘴雾化除氧后，最终的凝结水不超过20gLo为提高循环效率，降低煤耗，本工程设置了烟气余热利用装置，即低温省煤器解决方案，由7号低加出口抽出全部或部分凝结水引至炉后进入低温省煤器，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口凝结水相关系统，在机组低负荷时，通过旁路运行。7 加热器疏水及放气相关系统高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式，3号高加疏水至除氧器。每台高压加热器水位通过其疏水管道上的疏水调节阀控制。每台高加设有单独至凝汽器本体疏水扩容器的事故疏水管路，事故疏水调节装置采用气动调节阀，当高加水位高于设定值时将疏水排至凝汽器本体疏水扩容器.疏水调节阀布置位置应尽量靠近接受疏水的设备，以减少两相流体管道的长度。疏水调节阀后管径放大一级，因阀后管道很短采用厚壁管式耐冲蚀的加厚合金钢钢管。除氧器的溢放水水质合格时排入凝汽器本体疏水扩容器，不合格时排入锅炉疏水扩容器。3号高加外置式蒸汽冷却器高位布置在3号高压加热器之上，3号高加外置式蒸汽冷却器的事故疏水管路经U形水封管路后至3号高压加热器。高加水侧、汽侧均设有放气管道，每台高加汽侧设有安全阀，水侧仅在3号高加入口设有安全阀。汽侧还设有停机期间充氮保护管道。高压加热器连续运行排气接至除氧器。在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排气量。除氧器连续排气管道上设有电动截止阀和节流孔板以保证除氧器排气。低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。在事故疏水管道上均设有事故疏水调节阀，布置位置尽量靠近疏水扩容器。正常疏水管道上的疏水调节阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流体管道的长度。调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管耐冲蚀的合金钢。低加水侧、汽侧均设有放气管道。低压加热器连续运行排汽至凝汽器。在低加连续排汽官道上，设有内置式节流孔板，以控制其排汽量。高、低压加热器随主机滑压运行，相关系统设计满足滑压启动和运行的要求。8 辅助蒸汽相关系统本工程为新建工程，辅助蒸汽相关系统为全厂性的公用蒸汽相关系统，该相关系统每台机设一根辅汽联箱，其中辅汽联箱参数为0.8L37MPa(a),405,二台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门；启动蒸汽来自启动锅炉。本相关系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽、邻机及启动锅炉的蒸汽来汽。第一台机组建成启动时，全部辅汽由启动锅炉来的蒸汽提供，随着机组负荷上升，当汽机二级抽汽参数达到一定值后，切换由汽机二级抽汽向辅汽相关系统供汽；当四、五级抽汽参数上升至一定值后，辅汽联箱及暖风器分别切换由汽机四、五级抽汽提供。机组正常运行期间，辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机抽汽压力变化而变化，当抽汽压力低于一定值时，可由汽机二级抽汽通过压力调节阀减压后向辅助联箱供汽。辅汽联箱汽源正常运行时来自四级抽汽。暖风器加热汽源正常运行时来自汽机五级抽汽，但机组负荷低于某值时五抽压力不满足要求时，自动切换至辅汽汽源供汽。本相关系统设置辅汽疏水母管，水质合格时其疏水疏至汽机本体疏水扩容器，水质不合格时疏至锅炉疏水扩容器。9 厂内循环水及辅机冷却水相关系统开式冷却水相关系统主要为主机冷油器、给水泵小机冷油器、发电机氢气冷却器、发电机密封油冷却器、发电机定子冷却器、电泵电机冷却器、机械真空泵、磨煤机电机及油站和闭式水热交换器设备提供冷却水。冷却水来自供水专业辅机冷却水相关系统，经设备吸热后排至机力通风塔进行冷却。相关系统设一根6630X9的循环水冷却水进水管和一根4>630X9的排水管。主厂房内冷却水相关系统不设升压泵，该相关系统进水管上设有电动旋转滤网及进出口电动蝶阀及旁路阀。本相关系统设有两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水热交换器(板式)、一台Sm?闭式循环冷却水膨胀水箱,此套设备采用集装方式，以减少管道量及优化布置。闭式泵出口的水经板式换热器冷却后，主要供凝结水泵机械密封冷却器、给水泵机械密封冷却器、空预器轴承冷却器、一次风机、送风机及引风机轴承及电动机等设备冷却用。闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备,然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。10抽真空相关系统凝汽器两侧设置本体疏水扩容器。凝汽器颈部设有旁路装置接口。凝汽器接有真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。空冷凝汽器抽真空相关系统：设有两台水环式机械真空泵，机组启动时两台真空泵同时投入运行。正常运行时，一台运行，一台备用。H汽机润滑油净化、贮存和排空相关系统汽轮机润滑油相关系统不采用套装油管路,采用单管路。每台机组装设一套润滑油净化装置,两台机组共装设一台润滑油贮存油箱。汽轮机和小汽轮机主油箱、润滑油贮油箱分别设有事故放油管道，排油至主厂房外的事故放油池。12循环水相关系统本工程采用带间接空冷塔的单元制二次循环供水相关系统。循环水泵房位于主厂房外冷却塔附近。冷却水通过两根DN2200的循环水管先进入凝汽器后排至间接空气冷却塔。凝汽器循环水管进、出口电动蝶阀均布置在汽机房循环水坑内。1.6.3 锅炉、煤、灰相关系统1)锅炉本体锅炉采用巴威锅炉厂有限公司生产的超超临界参数，一次中间再热，变压运行直流炉，单炉膛、采用低NOX双调风旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧、平衡通风，锅炉采用露天布置、干排渣、全钢构架、全悬吊结构n型锅炉，空气预热器采用全拉出布置解决方案。锅炉主要参数如下:项目单位数值最大连续蒸发量t/h1975过热器出口压力MPa(g)28.3过热器出口温度605再热蒸汽流量t/h1658再热器出口温度612锅炉保证热效率%94.452)制粉及燃烧相关系统A制粉相关系统根据本工程的煤质、油质资料。制粉相关系统采用中速磨冷一次风机宜吹式制粉相关系统。本工程每台锅炉采用6台中速磨解决方案。在燃用设计煤种时，5台磨煤机运行，一台备用。一台磨煤机引出的煤粉管道连接到锅炉的同一层燃烧器。制粉相关系统的防爆标准采用美国标准NFPA,从给煤机到磨煤机出口的所有要求承受内压的部件均按承受035MPa(g)的内部爆炸压力设计。炉膛的设计承压相关能力大于±6500Pa,瞬时不变形承载相关能力不低于±9800Pa0炉膛设计压力考虑脱硝装置的影响。每台炉配6台电子称重式给煤机，分别对应6台磨煤机。每台锅炉设置6座钢制原煤仓。在原煤仓、给煤机出口均设有动力操作的隔离门。每台炉配2台50%容量动叶可调轴流式一次风机。B燃烧相关系统燃烧相关系统采用平衡通风方式。为防止空预器冷端腐蚀，空预器人口冷一次、二次风道上加装暧风器。锅炉出口烟气经静电除尘器除尘后再经引风机，两台炉的烟气经湿法烟气脱硫装置后再经间冷塔排入大气。每台炉配2台50%容量动叶可调轴流式送风机。每台机组设两台50%动叶可调轴流式电动引风机机，脱硫增压风机与引风机合并。3）除尘相关系统本工程采用双室五电场干式静电除尘器加湿式静电除尘器，干式静电除尘器处理烟气量为9.95×105Nm7h（设计煤种BMCR,干基）1.02X106N3h（校核煤种BMCR,干基）,所有电场配置高频电源，除尘效率为99.94%,电除尘出口含尘量小于15mgN3（干基，低温省煤器投运，设计和校核煤种）。湿式静电除尘器布置在吸收出口烟道，除尘效率为70%。烟气从干式静电除尘器出口的含尘量为15mgNm'计，加上湿法烟气脱硫设施的除尘效率50%,湿法静电除尘器的除尘效率70%,粉尘的最终排放浓度为5mgN?（包括吸收塔出口携带雾滴含石膏为8mgNTi计），最终排放浓度小于国家火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中的天然气电厂排放标准5mgNm干式静电除尘器阻力为W250Pa,漏风率为2机本工程实施低低温除尘器解决方案，即在除尘器前加装吸热器，降低烟气温度至85C,既减少了进入除尘器的烟气体积流量，又使得烟气热量可加热净烟气，提高净烟气温度，同时乂使烟气粉尘的比电阻有所降低，粉尘特性得到改善，有利于电除尘除尘效率的提高和节约厂用电。4）运煤相关系统输煤相关系统的设计范围为从运煤火车、汽车进厂到将煤送入锅炉房原煤仓的整个工艺过程。其中包括入厂煤计量取样、卸煤、储煤、筛碎、输送相关系统及其他辅助设备和附属建筑的设计。本期工程年需燃煤336.6万吨/年，其中256.6万吨/年为铁路来煤，80万吨/年为汽车来煤。铁路燃煤由宁东煤田的鸳鸯湖矿区和马家滩矿区供应。汽车来煤煤源为电厂周边煤窑，燃料运输采用以铁路运输为主，公路运输为辅的运输方式。煤场设TY220型的推煤机1台，ZL50型的装载机2台，作为煤场的辅助设备。来煤采用火车卸煤沟，单线单沟单缝，火车整列进厂。火车卸煤沟按11个车位设置。卸煤沟下用叶轮给煤机，出力400"1500tho汽车来煤采用汽车卸煤沟，设5个车位。卸煤沟下带式输送机双路布置，给煤机采用叶轮给煤机，出力40（200th°本工程设一座条形全封闭煤场。煤场储煤量约12.4万吨，可满足2×660MW机组BMCR工况10天的耗煤量。煤场机械采用1台悬臂为35米的斗轮堆取料机。汽车卸煤沟作为单台取料机故障时的备用上煤手段。输煤相关系统带式输送机除煤场、火车卸煤沟、1号转运站到2号转运站带式输送机为单路布置外,其余均为双路布置。带式输送机规格为B=1200mm,V=2.8ms,Q=1200tho煤仓间采用电动犁式卸料器卸煤。5）除灰渣相关系统锅炉排渣采用刮板捞渣机输送宜接进入渣仓，汽车转运解决方案，渣仓下设有卸料阀门供装车使用。每台炉设一台可变速的水浸式刮板捞渣机，其最大出力满足锅炉满负荷时设计煤种渣量的400%以上，正常出力为10th,最大出力40th.每台炉设一座8m钢结构渣仓，其总有效容积为18（W,可贮存锅炉满负荷时设计煤种30.46小时的渣量（校核煤种约为21.58小时）,由拉渣车送至综合利用用户或运至灰场堆放。飞灰拟采用正压浓相气力输送相关系统，并采用多泵制运行方式，最大限度地减少输送相关系统中耐磨出料阀的数量，使整个相关系统的检修工作量大大减少。省煤器及除尘器的每个灰斗下设置一台仓泵，干灰经由进料阀进入仓泵，由压缩空气通过管道将灰输送至灰库储存。每台炉设4根灰管。省煤器设1根粗灰管，一电场分2侧各设1根粗灰管，电除尘器二、三、四、五电场的细灰合设1根细灰管。正压浓相气力输送相关系统的输送用气由全厂空压站相关系统的输灰压缩空气罐提供。除尘器下除灰相关系统出力为90th,是设计煤种排灰的170缸校核煤种排灰的120%o省煤器下除灰相关系统出力为6th,是设计煤种省煤器排灰的203%,校核煤种的144%。为便于粉煤灰的综合利用，本期工程两台机组配置1套出力为60th的飞灰分选相关系统。两台炉共设3