电气施工组织设计 发电有限责任公司二期（XMW工程施工组织总设计第一章工程概况.docx

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1、 华能太仓发电发电有限责任公司二期（2600MW）工程 施工组织总设计第一章 工程概况第一节 工程概述1.1 概述：苏州工业园区华能发电厂厂址位于江苏省苏州太仓市金浪镇，目前装有二台300MW燃煤机组，机组已分别于1999年12月19日及2000年4月19日相继投入商业运行。二期工程计划在扩建端侧建2600MW超临界燃煤发电机组。1.2 工程规模：2600MW超临界燃煤发电机组。1.3 工程设计单位：西北电力设计院1.4 工程监理单位：河南立新电力建设监理有限公司（主体工程监理） 北京成功工程建设监理公司（桩基工程监理） 上海东华建设监理所（码头工程监理）1.5 工程建设依据：1.5.1 苏州

2、工业园区华能发电厂二期工程可行性研究总报告（2600MW机 组 ）。1.5.2 国家电力公司电力规划设计总院电规总土水20038号“关于印发苏州工业园区华能发电厂二期工程可行性研究报告预审查会议的通知”。1.5.3 国家电力公司电力规划设计总院电规总土水200319号“关于印发苏州工业园区华能发电厂二期工程接入系统设计报告预审查会议的通知”。1.5.4 苏州工业园区华能发电厂二期（2600MW）工程初步设计原则审查会议纪要。1.5.5 苏州工业园区华能发电厂二期工程2600MW机组主机（锅炉、汽轮机、发电机）及部分主要辅机技术协议。1.5.6 现行火力发电厂设计技术规程。1.5.7 现行电力建

3、设工程概算定额。1.5.8 现行电力工程建设投资估算指标火电工程。1.5.9 2002年限额设计控制指标。1.5.10 现行火力发电厂初步设计内容深度规定DLGJ992。1.5.11 项目建议书批文1.5.12 项目可研批文第二节 现场条件2.1 厂址位置及地形地貌苏州工业园区华能发电厂位于长江下游南岸的太仓港港区西部，太仓市北部金浪镇境内东北端。厂址可用水域岸线东自距浪港口1000m始，西至鹿鸣泾河口总长1420m，陆域部分东以新开小河为界，西至鹿鸣泾河道边，东西长900-1400m。厂区东临太仓市第二自来水厂，北依长江，西靠鹿鸣泾河，南为改线的镇际公路。拟建场地位于江苏省太仓市金浪镇境内的

4、长江南岸的高河漫滩地带，地貌单元属长江河口三角洲。厂区内原始地形较平坦，地面标高为1.64.0m，河、沟、浜、塘星罗棋布，沟渠纵横交错。经过一期施工整平，现地面标高为2.534.02m。（黄海高程，下同）。厂区占地属高河漫滩地，为苏州华能发电有限公司所有。场地上现有民房需要拆迁2.2 交通运输2.2.1 公路太仓市境内的国家干线公路有204国道，境内长24.2km，向西北可达常熟市，向东南可达上海。由太仓经昆太浏324省道达昆山与312国道相通。太仓境内173.2km的乡镇公路已全部实现黑色化，与国道、省道一起已形成较通畅的公路网。镇际公路由厂址南面通过电厂进厂道路与该公路相接，向西南可通20

5、4国道，与整个公路网联通。 本期电厂厂外道路利用一期，本期不再扩建。运灰渣公路一期已建成, 本期不再扩建。2.2.2 水路本工程厂址位于长江下游南支白茆沙河段的南岸，厂址段长江-10m线深槽宽度约在1400m以上，为长江主航道，全年可通航万吨级海轮，水路运输十分发达。电厂燃料由水路运抵电厂煤码头。一期工程现已在厂区西北端外建有重件及燃油码头，电厂燃油采用油驳水运，电厂建设期间的大件设备及材料可由江轮直接运抵厂区重件码头转运进厂。2.3 气象条件 太仓市气象站地处长江河口区，靠近南岸，具有亚热带季风气候特征，雨量充沛，风向随季节而变化，春夏季以东南风为主，秋季以东北风为常见，在每年的79月份常遭

6、热带风暴及台风袭击。太仓市气象站距电厂厂址约24km，属同一气候区，其气象要素能代表厂址地区情况。根据该站19602000年观测资料统计，各气象要素的特征值如下： 平均气压 1017.3 hPa平均气温 15.4 0 C极端最高气温 37.9（1966.8.7，1978.7.8） 0 C极端最低气温 -11.5 0 C平均相对湿度 81 % 最小相对湿度 7 %平均绝对湿度 16.4 hPa最大绝对湿度 41.8 hPa最小绝对湿度 0.8 hPa年平均蒸发量 1256.0 mm平均降水量 1064.1 mm最大年降水量 1563.9（1960年） mm最大月降水量 429.5（1980.8）

7、 mm最大日降水量 229.6（1960.8.4） mm最大一次连续降水量 260.3（1960.8.28.5） mm年平均日照时数 1985.8 h年平均日照百分率 45 %平均雷暴天数 31.8 d年最多雷暴天数 56（1963年） d最大积雪深度 16（1984.1.19） cm最大冻土深度 16 cm平均风速 3.5 m/s实测自记10min平均最大风速 20.0m/s NW（1977.9.11）全年盛行风向NNE、ENE、E、SE、SSE（各占8%）夏季盛行风向SSE（14%）冬季盛行风向NW（12%）2.4 工程地质和水文地质2.4.1 根据勘探资料,厂址区和长江大堤以外地段地基土

8、层主要由第四系全新统冲、湖积物(Q4al+l)和上更新统冲积物(Q3al)组成,根据各层土的形状特征，可将100m深度范围内的地层结构及岩土特性自上而下分述如下: 粉质粘土（Q4al+l）：褐黄色，稍湿湿，软塑可塑，含氧化铁，混铁猛质结核及贝壳碎片，部分地段表层为填土，分布范围小，厚度薄，混有碎块石。 淤泥质粉质粘土（Q4al+l）：灰色，很湿，流塑，混有机质及云母碎片，局部夹薄层粉砂或粉土，稍具层理结构，有臭味，土芯不成圆柱状。 淤泥质粉质粘土（Q4al+l）：灰色，很湿，流塑软塑，混有机质及云母碎片，局部夹薄层粉砂或粉土，层理结构较明显，土芯成圆柱状。 粉质粘土与粉砂互层（Q4al+l）：

9、粉质粘土呈灰、褐灰色，湿，软塑可塑，含云母碎片；粉砂呈青灰色，饱和，松散稍密，矿物成分以长石为主，石英、云母次之，混少量的腐植质。局部互层不明显，表现为粉砂夹粉质粘土或粉质粘土夹粉砂。粉土（Q4al+l）：呈浅灰色，湿，中密，含云母碎片，混极少量的贝壳碎片，夹粉砂或粉质粘土，局部岩性接近或为粉砂。粉土与粉砂互层（Q4al+l）：粉土呈浅灰色，湿，中密，含云母碎片，局部岩性为粉质粘土；粉砂呈青灰色，饱和，中密密，成分以长石为主，石英、云母次之，局部互层不明显，表现为粉砂夹粉土或粉土夹粉砂等。-1粉质粘土（Q3al）：呈青灰、黄灰色，稍湿湿，硬塑可塑，含氧化铝及氧化铁，混姜结石，粒径一般为5015

10、0mm，且在该层顶部和底部较为富集。 粉、细砂（Q3al）：灰色，青灰色，饱和，密实，成分以长石、石英为主，云母次之，夹少量的粉土薄层，下部混少量的砾石，具层理结构。 中、粗砂（Q3al）：黄灰色，饱和，密实，成分以长石、石英为主，颗粒组成不均匀，混少量的砾石，砾石粒径一般为25mm，最大粒径为15mm。各层地基土层的埋藏条件详见表 “地基土层埋藏条件一览表”。根据本次勘察成果，结合一期相关资料，上述各地基土层在本区域的不同地段埋藏条件有所变化，其中层、层、层在整个区域均有分布，且成为较为稳定；层厚度变化差异性较大，变化幅度在2.2032.9米之间，最大厚度差异达27m之多；层和层埋藏深度变化

11、较大，且层在扩建端西南侧缺失；层1、层、层埋藏较深。地基土层埋藏条件一览表层序号岩土名称层厚(m)层底标高(m)粉质粘土0.803.30-0.351.60淤泥质粉质粘土14.5519.00-17.75-14.15淤泥质粉质粘土5.9014.90-30.05-16.35粉质粘土与粉砂互层2.2032.9-57.45-28.05粉土0.0015.25局部本层缺失-55.2-31.4粉土与粉砂互层1.2020.90-59.55-39.90-1粉质粘土0.6010.10-60.25-49.00粉、细砂1.2021.50-75.8-55.4中、粗砂未揭穿-67.40以下依据一期工程勘察成果和本次勘察结果

12、，各层的地基土承载力特征值fak见下表地基承载力特征值成果表层号岩性地基承载力特征值fak（kPa）层号岩性地基承载力特征值fak（kPa）粉质粘土110粉土与粉砂互层225淤泥质粉质粘土（流塑）4070-1粉质粘土265淤泥质粉质粘土（流塑软塑）100粉、细砂300粉质粘土与粉砂互层130中、粗砂400粉土230/2.4.2 厂址区地下水主要为孔隙潜水，地下水水位的变化主要受大气降水和地表水体的影响，与长江水体存在密切的水力联系，地下水的升降呈季节性变化。一期勘测期间（1997年12月），一个水文年份地下水的升降幅度一般为1m，厂区地段稳定地下水位埋深为0.101.65m。本次勘察期间测得的

13、地下水位埋深厂区地段一般为0.200.80m，大堤以外地段一般为0.000.40m。地下水水质对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构具有弱腐蚀性。2.4.3 地震基本烈度根据江苏地震工程研究院提供的“关于苏州工业园区华能发电厂扩建（二期）工程场地地表地震动水平向峰值加速度估值的函”和“苏州工业园区华能发电厂扩建工程场地地震安全性评价初步结论性意见”，50年期限内超越概率为10%的抗震设防烈度为7度，场地地震水平向动峰值加速度位于0.096g0.109g之间，平均值0.103g，特征周期为0.75s。拟建场地的建筑场地类别属于类。场地内各类建筑可不考虑震陷影响。本场地可不考虑地基

14、土的液化问题。2.5 燃料供应2.5.1 煤源概况本期工程锅炉燃煤为神华煤炭运销公司供应的神府东胜矿区神华煤。2.5.2 点火及助燃油本期工程采用0号轻柴油作为锅炉点火、助燃和低负荷稳燃用油，电厂现有的燃油系统为一期2X300MW机组设置，本期2X600MW机组增加一座1000m3轻油罐。2.5.3 燃料运输方式本期工程2600MW机组燃用的神华煤采自陕北神华矿区，采用江海联运，水上运输。一期已建有3.5万吨级码头1座；本期工程输煤系统再新建3.5万吨级码头1座。2.6 贮灰场灰场仍采用一期工程A灰场，本期工程B灰场缓建。2.7 电厂水源电厂以长江为供水水源，采用直流供水。电厂位于长江南支，水

15、量丰富，且含沙量很小， 多年平均含沙为0.526kg/m3，可以保证电厂达1800MW（含一期）容量时的用水量约60m3/s的需要。第三节 主设备参数3.1 锅炉（东方锅炉厂）3.1.1 锅炉型号：DG1900/25.4N II2型、中间再热、超临界直流锅炉3.1.2 锅炉主要参数：过热蒸汽： 最大连续蒸发量(B-MCR)1900 t/h 额定蒸发量(BRL)1807.90 t/h 额定蒸汽压力25.4 MPa.g 额定蒸汽温度571 再热蒸汽： 蒸汽流量(B-MCR/BRL)1607.574/ 1525.463t/h 进口/出口蒸汽压力(B-MCR)4.710/ 4.52MPa.(a) 进口

16、/出口蒸汽压力(BRL)4.47/4.29MPa.(a) 进口/出口蒸汽温度(B-MCR)321/569 进口/出口蒸汽温度(BRL)315/569 给水温度(B-MCR/BRL)282/278.4 注：1.本锅炉未对各主要受热面作调整，仍具有1950t/h的出力能力。2. 压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压力(以后均同)。3. 锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况、锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况。3.2 汽轮机(哈尔滨汽轮机厂)汽轮机主要数据汇总表编号项 目单 位数 据一机组性能规范1机组型式超临界、一次中间再热、 三缸、四排汽、单轴、凝汽式2汽轮机型号CLN600-24.2/

17、566/5663THA工况MW6004主蒸汽压力MPa(a)24.25主蒸汽温度5666高压缸排汽口压力MPa(a)4.237高压缸排汽口温度308.18再热蒸汽进口压力MPa(a)3.819再热蒸汽进口温度56610主蒸汽进汽量t/h1660.75411再热蒸汽进汽量t/h1414.09312排汽压力kPa(a)4.3/5.513配汽方式喷嘴14设计冷却水温度21.3715给水温度280.416额定转速r/min300017热耗率kJ/kWhkcal/kWh75221796.63.3 发电机 (哈尔滨电机厂)3.3.1 基本规格和参数： 型号 QFSN 600 2YHG额定容量 667MVA

18、额定功率 600MW最大连续输出容量 727MVA （在额定氢压 0.4MPa 和冷却水温度 38 下，功率因数 0.9 ）额定功率因数0.9（滞后）额定电压 20kV额定转速 3000r/min周波 50Hz相数 3极数 2定子线圈接法 YY绝缘等级 F级3.3.2 发电机出线端子数 6个3.3.3 冷却方式 水、氢、氢3.3.4 励磁方式 机端自并激静止励磁电压 418KV励磁电流 4128A励磁变压器 3x2400Kva第四节 分系统情况4.1 燃烧制粉系统4.1.1 制粉系统本工程制粉系统选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，每台炉配备六台中速磨煤机，五运一备。每炉设二台100%容量

19、的磨煤机密封风机，一运一备。4.1.2 一次风系统系统内设两台50%容量的双吸离心式一次风机。4.1.3 二次风系统系统设两台50%容量的动叶可调轴流送风机。4.1.4 火焰检测冷却风系统系统设有两台100%容量的火焰检测冷却风机，一运一备。4.1.5 空预器吹灰系统空预器设燃气脉冲式吹灰装置。4.1.6 烟气系统系统设两台50%容量的轴流（动叶）引风机。在两台除尘器出口设有联络烟道，烟气脱硫装置设有旁路烟道。本工程每台炉选用两台双室四电场静电除尘器，除尘效率99.6%。水平烟道为混凝土结构。两台炉合用一座高度为210米的钢筋混凝土单管烟囱。4.1.7 点火及助燃油本期利用电厂现有的燃油系统，

20、增加一座1000m3轻油罐和一台离心式供油泵。4.2 热力系统本工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。4.2.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱以双管接出后合并为单管，在进汽机前再分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。再热蒸汽系统：再热冷段和再热热段管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。旁路蒸汽系统：采用容量为40%BMCR高、低压二级串联启动旁路系统。4.2.2 给水系统系统设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的电动调速给水泵，每台泵均配有同容量的前置泵。给水系统三台高压加热器水侧设给水大旁

21、路。4.2.3 抽汽系统汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器，给水泵驱动汽轮机和辅助蒸汽系统。五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。给水泵汽轮机带自动汽源切换装置，正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动时由辅助蒸汽系统供汽，低负荷时由本机再热蒸汽冷段或辅助蒸汽系统供汽。4.2.4 辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本工程每台机设一根压力为0.81.3MPa(a)，温度为300370的辅助蒸汽联箱。机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自一期辅助汽源及本期二段抽汽，正常运行时由本机四级抽汽供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽

22、机调试及启动用汽、汽机轴封等用汽。4.2.5 凝结水系统凝结水系统设两台100%容量的立式凝结水泵。四台低压加热器（5号、6号、7号、8号），一台轴封冷却器，一台除氧器，一台300m3凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理装置。5、6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。7、8号低压加热器设有公用凝结水旁路。4.2.6 加热器疏水及放气系统高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（3号）疏至除氧器。低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至凝汽器。每台加热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道单独接至凝汽器。4.2.7 主厂房内循环水及开

23、式水系统本工程采用江水一次循环供水系统，凝汽器采用TP317L不锈钢管。循环水系统经开式循环冷却水泵向开式循环冷却水系统提供冷却水，通过闭式循环冷却水热交换器冷却闭式循环冷却水。4.2.8 闭式循环冷却水系统 该系统采用除盐水作为冷却水，向主厂房内所有需要冷却的设备提供冷却水，系统内设二台100%容量的闭式循环冷却水泵，一台膨胀水箱和二台100%容量的管式闭式循环冷却水热交换器，热交换器材质为不锈钢管。4.2.9 凝汽器有关管道及抽真空系统凝汽器抽真空系统设有三台50%容量的机械真空泵。凝汽器水侧设一台100%容量的水室真空泵。4.2.10 润滑油处理及贮存系统每台机组装设一套润滑油净化装置及

24、一台润滑油贮存油箱和润滑油输送泵，润滑油贮存油箱容量为70m3。主厂房外设有事故放油池，汽轮机主油箱、润滑油储油箱分别设有事故放油管道，排油至事故放油池。4.3 电气部分4.3.1 电气主接线本期安装2台600MW汽轮发电机组，规划容量为3000MW。根据接入系统报告，本期2600MW机组以500kV接入系统。本期2台机组以发电机变压器单元接线接入500kV母线，500kV出线2回。主接线采用双母线接线；远景保留再扩建3600MW。4.3.2 停机变电源本期设一台容量为40/25-25MVA的有载调压分裂变做为停机变，停机变电源引自一期220kV配电装置的备用间隔引接。当电厂在扩建3台600M

25、W机组时，设一台不接线的高压厂用工作变压器作为备品。4.3.3 厂用电接线本工程高压厂用电电压采用6kV一级电压，其中性点采用低电阻接地方式。每台机组设置一台容量为50/31.5-31.55MVA的工作变，一台容量为31.5/31.5MVA的双卷变作为公用变，两台机公用变互为备用；每台机组设两段6kV工作母线，一段6kV公用母线，两台机组公用段母线拉手。单元机组的高压厂用电动机及互为备用低压厂变分别由机组的不同工作段引接。两台机组的公用负荷由公用段引接。在脱硫岛设一段6kV脱硫段，电源引自两台机的公用段。在输煤系统负荷中心设一段输煤6kV工作段，电源引自两台机的公用段。低压厂用电系统采用400

26、/230V。主厂房及辅助厂房低压系统均采用中性点直接接地方式。每台机设一台柴油发电机作为事故保安电源。脱硫保安电源引自主厂房保安段，不单设柴油发电机组。直流动力电压为220V，直流控制电压为110V。4.3.4 主要设备选择及电气设备布置4.3.4.1 主要设备选择：主变压器：采用三相强迫油循环风冷变压器，其容量为720MVA，主变高压侧中性点直接接地，留有小电抗接地的可能。厂用高压工作变选用自然油循环风冷变压器，容量50/31.5-31.5MVA，低压侧分裂绕组中性点经低电阻接地。（每机一台）厂用高压公用变选用自然油循环风冷双卷变压器，容量为31.5/31.5MVA，低压侧绕组中性点经低电阻

27、接地。（每机一台）停机变选用自然油循环风冷有载调压分裂变压器，容量为40/25-25MVA，低压侧分裂绕组中性点经低值电阻接地。（两机一台）升压站设备：500kV升压站采用GIS设备。设备开断容量为63kA。GIS设备母线电流为4000A。220kV断路器采用与一期相同的柱式SF6断路器，参数为3150A，50kA。4.3.4.2 电气设备布置主变压器布置在主厂房A排墙外。厂用高压变压器布置在A排墙与主变压器之间。停机变布置在A排墙外两组主变之间。本期两台机组进线采用架空线与500kVGIS升压站连接。停机变高压侧用220kV干式电力电缆与一期220kV屋内配电装置备用间隔连接；低压侧通过共箱

28、母线连接到每台机组的两段6kV工作段和公用段。厂高变和公用变高压侧通过厂用分支封闭母线与发电机出口封闭母线连接，低压侧通过共箱母线与6kV厂用开关柜连接。4.4 燃料运输系统输煤系统按二、三期工程机组容量规划设计，分期实施。二期工程新建3.5万吨级经济型散装船1泊位专用卸煤码头1座，规划设计2台公称出力1500t/h的桥式卸船机（二期工程安装1台，另1台待三期工程安装）。新建单路码头及引桥皮带机系统，并在一、二期码头引桥之间设两路连接带式输送机，实现煤流交叉。码头及引桥皮带机系统额定出力为3000t/h。本期工程不新建煤场，利用一期已建煤场贮煤，但预留三期扩建2个并列布置的斗轮堆取料机煤场的位

29、置和条件。本期将一期的干煤棚延长度方向扩建30m，使其堆放煤量可满足2300+2600MW机组燃用3天。一期工程1、2号斗轮堆取料机尾车由通过式尾车改为全功能尾车，并延长其地面帯式输送机与二期输煤系统连通，运行方向由单向改为双向。主厂房煤仓间一、二期甲乙路带式输送机中心线对齐，本期筛碎系统及上煤系统采用双路布置，本期工程上一路，一期出力为1000t皮带机接至二期煤仓层。滚轴筛出力为Q=1500t/h，碎煤机出力为Q=1000t/h。带式输送机系统出力为1500t/h。二期工程主厂房扩建端上煤。输煤系统采用车间集中程序控制，仍设在一期输煤控制室内。输煤系统的控制方式采用车间集中程序控制，仍设在一

30、期输煤控制室内，CRT显示。卸船机为半自动和人工操纵，与厂内输煤系统程控室有通信联系。斗轮堆取料机采用本体自带机上程序控制，并与输煤程控室有通讯联系。所有参加程序控制的设备还可以在就地进行起、停操作。4.5 除灰渣系统4.5.1 除灰系统采用正压气力除灰系统(双套管)，将灰输送至干灰库，2台炉共设3座灰库，2座粗灰库，1座细灰库，3座灰库的有效容积能满足2台炉燃用设计煤种时48小时的排灰量。粗灰库之间可互为备用。干灰库设置检修、维护电梯。4.5.2 除渣系统除渣系统采用刮板捞渣机渣仓汽车运输方案，每台炉设1套独立的系统。4.5.3除石子煤系统：采用机械除石子煤系统，石子煤由两级或三级振动输送机

31、输送至斗式提升机，再由斗式提升机输送至石子煤仓，再由汽车运至厂外。4.6 供水系统4.6.1 循环水系统本期工程2600MW超临界机组。循环水系统采用直流供水系统，其流程为：取水头自流引水隧道（引水管）循环水泵房压力进水管凝汽器排水管虹吸井排水沟排水口。一台600MW利用原一期工程时为预留2300MW工程已建设的取、排水设施，即原预留4台循泵（含取水头、自流引水管）供1600MW机组使用。再建一座1600MW机组新的直流供水系统，新设系统包括1座循环水泵房。新循环水泵房置于电厂临长江灰堤内侧、长江大堤外侧，新设取水口在一期工程取水口上游约700m。一根DN3000循环水压力管向一台汽轮机组的凝

32、汽器和闭式冷却水系统的热交换器供给冷却水。冷却后的排水排入每台机各自的虹吸井。每台机设一3000mmX3000mm的混凝土排水沟（局部排水管段采用DN3200循环水排水钢管）出厂区穿长江大堤后直接排入长江。一期预留2X300MW机组排水口作为1X600MW机组的排水，另将一期排水口向东扩建，作为另1X600MW机组的排水。4.6.2 给水系统电厂生产、生活给水包括生活、消防、工业、输煤系统冲洗等独立的系统。主厂房内工业用水主要由循环水系统和闭式冷却水系统供给。厂区工业水系统主要供给主厂房外的各项工业用水。工业水由净化站，经工业水蓄水池，通过工业水泵送入工业给水管网向厂区供给工业用水。厂区设独立

33、的工业给水管网。厂区生水给水系统主要供给化学补充水。生水由净化站，经生水蓄水池，通过生水泵送入生水给水管网向化学水处理车间供给生水用水。厂区设独立的生水管网。输煤系统冲洗水由净化站，经工业蓄水池，通过冲洗水泵送入冲洗给水管网向用水点供水。厂区生活水由净化站，经生活水蓄水池，通过生活水泵送入生活给水管网向厂区供给生活用水。消防水经生水、消防水蓄水池，通过消防水泵送入消防给水管网向厂区供给消防用水。蓄水池内有保证不动用消防储备水的措施。4.6.3 排水系统为分类进行污水处理，厂区排水系统采用分流制，设有生活污水排水系统、工业废水下水道、雨水排水系统及输煤冲洗水排水系统。雨水排水系统收集厂区的雨水，

34、经雨水泵提升排至循环水排水管排入长江。全厂设计暴雨流量约为3.40m3/s，雨水干管管径为Dg1400。输煤系统冲洗水经处理后回用。生活污水通过生活污水排水系统排至工业废水处理站，经升压后排入一期生活污水处理系统处理合格后排放。工业废水通过工业废水下水道排至工业废水处理站，处理合格后排放。4.6.4 消防系统本工程2600MW机组消防系统包括厂区水消防（含室内外消火栓消防），自动喷水灭火系统，洁净气体灭火系统，移动式（手提式、推车式）灭火器及消防探测报警控制系统。消防水系统管道从一期消防水系统管网引接。主厂房及主要辅助建筑物室、内外设有消火栓消防；主厂房内汽轮机油箱、油净化装置、氢密封油装置、

35、汽机运转层下及中间层油管道、电动给水泵润滑油系统、锅炉燃烧器、磨煤机润滑油箱及A排外侧变压器等采用自动喷水灭火器系统（包括预作用、水喷雾、水喷淋等）。集控室内控制室，计算机房，电气、电子设备间等采用洁净气体灭火系统;各区域保护对象设若干移动式灭火器。4.6.5 净化站本期仅需建设一座800 t/h机械搅拌澄清池，一座300t/h空气擦洗滤池，以及相关水泵（原水升压泵1台，化学水泵1台，工业水泵1台等）。净水系统能力即可满足1800MW容量的设计要求，净化站总处理能力按1400t/h设计。 4.7 化学水处理系统4.7.1 锅炉补给水处理系统及系统出力一期水处理设施概述： 苏州工业园区华能发电厂

36、一期工程的水处理工艺为：RO预脱盐后续一级除盐加混床，其中反渗透预脱盐装置出力为2X60 t/h，一级除盐加混合床为两个系列，每系列离子交换设备出力可达120t/h，一列运行，一列备用。除盐水箱为2X1500m3。本期扩建工程水处理系统设置：本扩建工程建设2600MW超临界机组，水源水质同一期工程，锅炉补给水拟扩建60t/h反渗透预脱盐装置两套，100t/h出力的一级除盐加混床系统两列，工程建成后系统的总出力为230t/h。本期扩建工程工艺流程与一期工程相同。具体流程如下： 经预处理后的清水高效过滤器活性炭过滤器反渗透预脱盐装置淡水箱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除盐水箱至

37、主厂房。水处理系统的辅助系统如酸碱贮存计量系统、酸碱废水处理系统、反渗透的加药、反冲洗装置等不考虑增设，利用原一期设备。锅炉补给水处理系统的布置本期工程将在原锅炉补给水处理车间的基础上扩建42米，用于布置新增设备。化验分析室与一期工程合用，不再扩建和增建。4.7.2凝结水精处理本工程锅炉为超临界直流炉，凝结水应进行100%凝结水量的处理，处理方式采用前置过滤器加体外再生混床的凝结水精处理系统。体外再生设备全部为低压设备。为节省投资提高设备利用率，两台机组共用一套体外再生装置。凝结水精处理混床与热力系统联接方式采用单元制，即每台机组设2台50出力的前置过滤器、3台3000精处理混床 ，主凝结水系

38、统流程如下：凝汽器热井凝结水泵前置过滤器 凝结水精处理混床装置 轴封冷却器低压加热器除氧器4.7.3 循环冷却水处理本工程采取在循环冷却水中加次氯酸钠处理措施。4.7.4 制氢系统厂内现有的供氢方式为外购瓶装氢气，本期工程仍沿用此方式，增加贮氢瓶200只，另在原氢气贮存间增设30m3贮氢罐2台。4.7.5 化学加药系统本工程的化学加药系统包括给水和凝结水加氨系统、给水和凝结水加氧系统、停炉保护加药系统、闭式循环冷却水加联氨系统。两台机共用一套化学加药设备，集中布置在主厂房集控楼单独的房间内。4.7.6 热力系统汽水监督和取样每台机组设置一套集中综合汽水取样架，取样架分为高温盘和低温盘及凝汽器热

39、井检漏装置。汽水取样装置采用自动检测，取样系统的仪表信号可以送入凝结水精处理控制系统或DCS系统，运行人员可在集中控制室进行监测。两台机的汽水取样设备在一起，布置在主厂房集控楼单独的房间内。#1/#2机的汽水取样高温高压架布置在一间房内，#1/#2机仪表盘布置在一间房内。凝汽器检漏装置应就近安装在凝汽器热井处4.7.7 工业废水处理系统为满足环保要求，本期工程采用烟气脱硫工艺，脱硫废水约为12t/h，本工程在脱硫岛内设有脱硫废水处理系统。脱硫废水经处理达标后排入一期工业废水处理系统统一排放。本期工程在两台机组之间炉后的位置新设机组排水槽一个，用于本期工程两台机组收集、临时贮存主厂房内排出的非经

40、常性排水如空预器冲洗排水、酸洗废水等。所有的化学废水最终全部排入一期已有的化学废水处理系统处理排放。4.8 热工自动化 控制系统采用厂级监控信息系统（SIS）、分散控制系统（DCS）、脱硫分散控制系统（FGD_DCS）以及主要辅助系统（车间）控制系统组成的分类控制网络。实行控制功能分散，信息集中管理的设计原则。下层各控制网络通过通讯接口与上层SIS进行通讯。采用炉、机、电及主要辅助系统（车间）分类集中控制方式。在主厂房电控楼设置两台单元机组的集中控制室；在两台单元机组集中控制室设置灰类辅助系统（车间）的集中监控点；在一期化学水处理车间设置水类辅助系统（车间）的集中控制室；在脱硫电控楼设置脱硫系

41、统（车间）集中控制室。4.9 全厂MIS系统电厂的管理信息系统分为两部分内容：在电厂施工期的建设期信息管理系统和发电投产后的运行期信息管理系统。管理信息应涉及电厂整个生命周期，包括电厂从规划、设计、施工、调试、运行、维护，直到最终退役、拆除的全过程。4.10 采暖通风与空气调节部分4.10.1主厂房通风4.10.1.1 汽机房通风汽机房及除氧框架间夏季采用自然进风，自然排风的通风方式，即室外空气由汽机房室外侧底层、夹层双层电动百叶窗以及运转层平开窗进风，然后经由设在汽机房屋顶上的自然通风装置以及除氧框架间屋顶通风装置排风。屋顶自然通风器的阀板为拉练式手动操作，进行季节转换，夏天全开，冬天可全关。4.10.1.2 主厂房电气设备通风：主厂房电气设备，主要包括汽机房以及电气综合楼等处设置的电气设备。根据有关规程、规定的要求，电气设备的通风原则主要有：变压器室通风采用门上轴流风机机械进风，门下百叶窗自然排风的通风方式。厂用配电装置室设事故排风，事故排风兼作夏季通风用。电气设备间设置风冷分体空调机。蓄电池室通风采用一侧百叶窗进风，另一侧轴流风机排风的通风方式。通风设备为防爆型。电缆夹层采用自然进风，轴流风机机械排风的通风方式。通风系统与消防报警系统联锁，一旦发生火灾时，自动切断通风系统各风机的电源。4.10.1.3 主厂房其他设施通风：化学水处理房间、凝结水精处理辅助设备间、汽水取样