广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期(2×300MW)工程.doc
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1、广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期(2300MW)工程 3号、4号机组调试/性能试验大纲调试协调控制计划 1 3号、4号机组的调试和性能试验/特殊试验计划.95 YN.F-调荷树园-03、04 广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂二期 (2300MW)工程3号、4号机组调试/性能试验大纲 第一部分 3号、4号机组的调试/性能试验 0 前言 调试/性能试验大纲是机组启动调试/性能试验阶段纲领性文件。编制调试大纲的目的是贯彻执行签订的合同、国家行业标准、技术/管理法规和业主的具体要求,明确调试/性能试验的基本原则、主要调试项目及工艺程序、内容、方法、组织机构、安全文明、计划、风险分析及预控措
2、施、质量、职业健康安全和环境管理体系等,以确保广州粤能电力科技开发有限公司/广东火电工程公司(以下简称粤能/广火)所承担的荷树园电厂二期工程3号、4号机组(包括公用系统, 3号、4号机组的性能验收试验与特殊试验项目)启动调试/性能试验工作能更优质、更有序、更高效地进行。确保荷树园电厂二期工程质量目标,顺利实现达标移交生产。 本调试大纲由广州粤能公司编制,荷树园电厂组织审查批准后生效。 1 工程概况 1.1 工程概况 电厂厂址位于梅县丙村镇石坑里, 在梅州市以东约23km,南距丙村镇约4km。厂址地处石窟河西岸 (1km) 、梅江北岸 (3 km) ,石窟河在厂址东南方约2.5 km处会入梅江。
3、厂址西北面为崇山峻岭,东南面地面较为开阔平整。梅坎铁路从厂址南面经过。电厂规划容量为2135MW+4300MW燃煤机组,是梅州的骨干电厂之一。 一期工程装机容量为2台135MW循环流化床燃煤发电机组,其中1号、2号机组分别于2005年5月,2005年8月投入商业运行。荷树园电厂二期工程3号、4号机组建设2300MW国产燃煤循环流化床机组。 投资方:工程由广东宝丽华电力有限公司投资建设; 设计单位:广东电力设计研究院负责设计; 安装单位:3号、4号机组主体安装工程由广东火电工程公司承担; 监理单位:上海电力工程监理咨询有限公司负责工程施工、调试监理; 调试单位:广州粤能/广东火电工程公司承担工程
4、调试和机组性能试验工作; 荷树园电厂3号机组计划2008年5月08日完成168h满负荷试运投入试生产;4号机组计划2008年8月18日完成168h满负荷试运投入试生产。 1.2 主设备简况 荷树园电厂二期工程3号、4号机组三大主机分别由东方锅炉(集团)股份有限公司、上海汽轮机有限公司和上海汽轮发电机有限公司制造。 1.2.1 锅 炉 锅炉采用东方锅炉厂自主创新的单炉膛300MW循环流化床锅炉,单汽包自然循环,单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、钢架双排柱悬吊结构、燃煤、固态排渣,型号DG1025/17.45-II16。采用床下点火方式。汽温调节方式:过热蒸汽采用二级喷水减温方式调温,再热汽温
5、主要通过调节烟气挡板调节,再热器入口管道备有事故喷水。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛,三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。炉膛内前墙布置有十二片屏式过热器管屏、六片屏式再热器管屏,后墙布置两片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口,全部布置于炉前,在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室,水冷风室两侧布置有一次热风道,进风型式为平行于布风板从风室两侧进风,由于空预器一二次风出口均在两侧,一次热风道布置较为简单。一次风道内布置有四台点火燃烧器,炉膛密相区水冷壁前后墙上还分别各设置了四支床上点火油枪。四个排渣口布置在炉膛后水冷壁
6、下部,分别对应四台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间,布置有三台汽冷式旋风分离器,其下部各布置一台“J”阀回料器,回料器为一分为二结构,尾部采用双烟道结构,前烟道布置了三组低温再热器,后烟道从上到下依次布置有两组高温过热器、两组低温过热器,向下前后烟道合成一个,在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器,空气预热器采用光管式,一二次风道分开布置,沿炉宽方向双进双出。过热器系统中设有两级喷水减温器,再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷减温器。锅炉整体支吊在锅炉钢架上。锅炉平衡通风,负压运行,采用滚筒式冷渣器排渣。锅炉烟风系统配备了两台引风机、两台一次风机、两台二次风机、三台高压流化风机和
7、一台播煤增压风机 锅炉主要技术参数 制造厂:东方锅炉(集团)股份有限公司 型号:DG1025/17.45-II16 型式:锅炉为亚临界参数自然循环单汽包循环流化床锅炉,单炉膛,不设外置床,一次中间再热,汽冷式旋风分离器,露天布置,固态排渣,滚筒式冷渣器,受热面采用全悬吊方式,炉架为双排柱钢结构。 锅炉B-MCR工况下主要参数: 过热蒸汽最大连续蒸发量: 1025.0 t/h 过热蒸汽压力: 17.45 MPa.g VER:A/0 第 2 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 过热蒸汽温度: 540 再热蒸汽流量: 844.9 t/h 再热器进口/出口蒸汽压力: 3.665/3.4
8、85 MPa.g 再热器进口/出口蒸汽温度: 321.8/540 给水温度: 282.1 省煤器入口压力 19.183 MPa.g 热一次风温度 275 热二次风温度 275 炉膛出口过量空气系数 1.23 排烟温度(修正后) 126 未燃烬碳损失 3.46 % 锅炉保证效率 89.5 % 锅炉B-ECR工况下主要参数: 过热蒸汽连续蒸发量: 954.2t/h 过热蒸汽压力: 17.45 MPa.g 过热蒸汽温度: 540 再热蒸汽流量: 790.194 t/h 再热器进口/出口蒸汽压力: 3.427/3.247 MPa.g 再热器进口/出口蒸汽温度: 314.9/540 给水温度: 277.
9、5 省煤器入口压力 (参考) 18.86 MPa.g 热一次风温度 275 热二次风温度 275 炉膛出口过量空气系数 1.23 排烟温度(修正后) 126 未燃烬碳损失 3.46 % 锅炉保证效率 89.5 % 1.2.2 汽轮机 汽轮机为亚临界、一次再热、双缸双排汽、单背压凝汽式汽轮机。一次再热与三级 VER:A/0 第 3 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 高压加热器(内置蒸汽冷却器),一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流。汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器、驱动给水泵汽轮机,同时还具有供40t/h厂用汽的能力。给水泵配置250% BMCR的汽
10、动给水泵和150%BMCR电动给水泵。给水泵汽轮机正常汽源为主机四段抽汽,排汽进入主汽轮机凝汽器。备用汽源为新蒸汽,辅汽或冷再热蒸汽。汽轮机的转向为顺时针,高、中压转子均为无中心孔的整锻转子,汽轮发电机组可在额定负荷下运行,亦可参加电网调峰。液压控制油系统和润滑油系统分开,驱动给水泵汽轮机与主机共用一套抗燃油控制系统。 汽机主要技术参数 制造厂: 上海电气集团股份有限公司 型 号: N300-16.7/537/537 型 式: 亚临界、一次中间再热、单抽、双缸双排汽、凝汽式铭牌 功率(TRL): 300.119 MW 额定功率(THA): 300.066 MW 最大连续出力: 314.681
11、MW 额定转速: 3000 r /min 主蒸汽压力: 16.67 Mpa(a) 主蒸汽温度: 537 再热蒸汽温度: 537 排汽压力: 0.00651Mpa(a) (设计) 额定进汽量(THA工况): 902.082 t /h 最大进汽量: 1025t /h 冷却水设计温度: 26 冷却水最高温度: 33 转 向: 顺时针(从汽轮机向发电机端看) 1.2.3发电机 发电机由上海电机股份有限公司设计制造,型号:QFSN-300-2,水氢氢冷却方式汽轮发电机,氢油系统采用集装式布置。 发电机主要技术参数 制造厂: 上海电气集团股份有限公司 型 号: QFSN-300-2型 VER:A/0 第
12、4 页 共 101 页 YN.F-调荷树园-03、04 冷却方式 水氢氢 额定电压 20 kV 额定功率 300MW 最大连续出力 330MW 额定电流 10189 A 额定功率因数 0.85(滞后) 效率保证值 98.95 % 频率 50Hz 绝缘等级 定、转子F级(按B级温升考核) 额定转速 3000 rpm 额定氢压 0.31MPa 相数 3 接法 YY 旋转方向 从汽轮机端看为顺时针转向 短路比(保证值) 0.6 铁芯最高温升 74K(冷却介质为40) 额定励磁电压 302 V 额定励磁电流 2510 A 励磁方式 自并励静止励磁 1.3 热力系统 1.3.1主蒸汽、再热汽及旁路系统
13、主蒸汽及再热蒸汽管道均采用单元制系统, 主蒸汽管道呈2-1-2布置,再热蒸汽管道呈2-1-2布置。主蒸汽、再热热、再热冷管材分别采用按美国ASTM A335P91、A335P22、A672B70CL32标准生产的钢管。机组旁路系统采用高、低旁两级串联,容量为锅炉B-MCR工况的35%。 1.3.2给水系统及给水泵 给水系统采用单元制。每台机组配有2台容量为最大给水量50%的汽动给水泵及1台容量为最大给水量50%的电动调速启动备用给水泵。在一台汽动泵故障时, 一台电动泵与一台汽动泵并联运行仍可满足机组满负荷工况的需要。 1.3.3 除氧器及给水箱 VER:A/0 第 5 页 共 101 页 YN
14、.F-调荷树园-03、04 每台机组设有1台除氧器及给水箱, 采用定滑定运行方式。给水箱有效容积约为150m3,可满足无凝结水进入时5min锅炉最大连续蒸发量的给水消耗量。 1.3.4 凝结水系统及凝结水泵 每台机组设置2100%容量的凝结水泵, 互为备用。 设有补给水箱(60 m3)和补给水泵一台, 为凝结水系统提供补水、启动注水, 并作为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器。另外,系统中还设有1台锅炉上水泵,启动时由锅炉上水泵通过给水系统向锅炉上水。 1.3.5 加热器疏水系统 加热器疏水采用逐级串联疏水方式。各级加热器事故放水分别直至或经扩容释压后入凝汽器。 1.3.6 抽汽系统 汽轮机共
15、有8段非调整抽汽, 分别供给低压加热器, 除氧器和高压加热器, 四段抽汽还作为给水泵汽轮机的汽源及辅助用汽系统汽源。 1.3.7 辅助蒸汽系统 两台机组共用一个辅助蒸汽系统。辅助蒸汽的汽源在机组启动和低负荷运行时由1号、2号机组供给; 当机组高压缸排汽压力、温度满足要求时, 由冷再热蒸汽管道供给。 1.3.8 抽真空系统 每台机组的凝汽器抽真空系统设置2套水环式真空泵, 机组正常运行时, 1套投运, 机组启动时, 可投入2套运行。 1.3.9 工业水系统 本工程工业水直接取自水工专业二次循环冷却水,工业水从水工供水母管上接出,经过开式水冷却水泵升压后,供给各用水设备,工业回水经过母管回到水工回
16、水管,至冷却塔冷却。 1.3.10 启动汽源 本工程不设启动锅炉。启动汽源取自电厂一期辅助蒸汽母管。 1.4 燃烧系统及辅助设备 锅炉主要特点:本期工程采用DG1025/17.45-II16型循环流化床锅炉,单炉膛,汽冷式旋风分离器,平衡通风,炉内脱硫工艺,并预留炉内喷氨脱硝接口。每台锅炉配2台管式空气预热器,4台滚筒式冷渣器,3台旋风分离器。燃烧系统以及辅机选型根据锅炉制造厂提供的配合资料,按照循环流化床锅炉特点拟定。 1.4.1 给料系统 1.4.1.1 给煤系统 给煤粒度:原煤经两级破碎后,直径小于8mm,送至煤仓间原煤斗。 每台锅炉设8个给煤口,采用炉前一级给煤。 每炉配8台电子称重式
17、皮带给煤机,一台给煤机对应一个给煤口,给煤机出力裕量为100%。 每炉配4个原煤斗,每个煤斗几何容积为420m,储煤量可以满足锅炉B-MCR工况下10个小时的燃煤量。 1.4.1.2 石灰石系统 石灰石采用外购石灰石矿,自制成粒度小于1.5mm的石灰石粉,储存于厂区的石灰石粉库,石灰石制粉系统一期已建成,并已考虑本期工程的石灰石粉用量。 本期每台炉在煤仓间设一个石灰石粉仓,容积为160m,可满足锅炉B-MCR工况下连续运行20小时的脱硫需要。通过调整石灰石的给料量,可以调节炉膛内的脱硫效率,满足机组的排放要求。 每台锅炉配3台石灰石送粉风机,2台运行1台备用,石灰石通过输送风送入炉膛(二次风喷
18、口)。 1.4.2 烟风系统 每台锅炉配50%容量的一次风机、二次风机、引风机各2台,一次风机、二次风机、引风机均采用双吸双支承离心风机,带进口导叶调节。为了节约厂用电,三大风机均同时考虑配变频器调节。 1.4.2.1 一次风系统 一次风系统为下列各处提供所需空气: 第一路热风:进入炉膛底部的水冷风室,通过风室布风板上的定向风帽,为床料提供均匀的流化风,并形成向上通过炉膛的气固两相流,也作为燃料着火的一次风。 第二路热风,经过播煤增压风机升压后,分别为8个气力播煤口提供播煤风。每台炉设1台100容量的播煤风增压风机,并设置旁路系统。 第三路热风:进入床下点火燃烧器的混合风接口,作为油枪的冷却风
19、和燃烬风。 第四路热风:作为床上助燃燃烧器的油枪助燃风和冷却风。 第五路冷风:一部分未经加热的冷一次风作为给煤皮带的密封风。 1.4.2.2 二次风系统 二次风经过空气预热器后,通过上、下2层二次风联箱进入炉膛内,分级提供燃料的燃烬风。 1.4.2.3 J阀回料风系统 炉膛的大量物料在高温烟气的携带下,进入旋风分离器内,烟气中的粗颗粒被分离出来,分离下来的高温物料从J阀返回炉膛作为床料继续燃烧。由于物料温度较高,难以采用机械输送,因此均采用高压回料风气力输送。J阀回料风系设3台50容量的高压离心式流化风机,2,台运行,1台备用,以保证回料风系统连续,可靠地运行。 1.4.2.4 烟气系统 锅炉
20、炉膛内采用平衡通风,压力平衡点位于炉膛出口。烟气通过旋风分离器分离出大部分粉尘后,进入锅炉尾部竖井,经过各级受热面、省煤器以及管式空气预热器后,烟气温度约126C。含尘烟气通过高效静电除尘器除尘后,进入引风机升压排放到烟囱。每台锅炉设2台双室5电场静电除尘器,烟囱为两台机组共用,钢筋混凝土结构,高度210m,出口内径7m。 1.4.3 炉渣排放系统 当炉膛内压力高于允许值时,锅炉应排出部分炉底的粗渣。排出的高温炉渣在冷渣器内冷却,冷却后的炉渣温度低于100C,可以满足出渣设备的要求。采用滚筒式冷渣器,冷却介质为凝结水,以回收灰渣余热,提高锅炉效率。本工程的燃煤灰分较高,排渣量较大,每台锅炉配置
21、4台滚筒式冷渣器,炉后集中排渣。每台冷渣器出力不小于20t/h,正常运行时保证出渣温度不高于100,1台冷渣器故障维修时,保证出渣温度不高于150。 1.4.4 点火及助燃油系统 锅炉采用床下点火、床上助燃升温方式。每台锅炉设有2个风道点火燃烧器,4个床下点火油枪,8个床上助燃油枪。燃烧器的油枪均采用机械雾化方式,炉前管道进油压力为3.2MPa(g)。 燃油系统与一期工程2135MW机组共用,设计出力可以满足最大1台锅炉点火,同时最大1台锅炉低负荷维持锅炉床温的用油量。在一期工程4台油泵的基础上扩建1台油泵,本期油泵容量为25m3/h,压头为4.68MPa。 1.4.5 压缩空气系统 本工程仪
22、用及检修用压缩空气在系统上分开,但空压机设备公用,设置4台20m3/min的螺杆式空压机、3套干燥净化装置及4个25m3的仪储气罐和1个25m3检修储气罐。空压机房预留1台空压机位置。空压机房布置在固定端输煤栈桥底下。 1.4.6 运煤系统 1.4.6.1 卸煤系统 本期工程采用公路运输,自卸汽车卸煤。汽车卸煤区设置桥式汽车取样机及汽车衡对汽车来煤进行计量、取样。 1.4.6.2 贮煤场和煤场设备 贮煤场按2300MW燃煤机组考虑。贮煤场全部采用干煤棚方式贮煤。贮煤场设201号、202号、203号3个干煤棚,并列布置,跨度均为45m,长度均为360m。干煤棚可贮存干煤量约为27104 t,满足
23、2台机组在燃用设计煤种时约45天的耗煤量。采用桥式抓斗起重机加缝式煤槽配叶轮给煤机方式上煤。每个干煤棚内设置2台跨度43.5m,抓斗容积6m3,起重量10t的桥式抓斗起重机,3个干煤棚共设置6台。每台桥式抓斗起重机综合出力为200t/h,作上煤和二次搬运作业用。干煤棚中部设置缝式煤槽。煤槽上设置振动平煤箅。煤槽内设置2条带式输送机,每条带式输送机上设置2台叶轮给煤机,叶轮给煤机出力3001000t/h。煤场还配有4台TY220型推煤机,4台ZL50型装载机作为堆煤、运煤辅助作业设备。 1.4.6.3 筛、碎设备 1.4.6.3.1 本期工程锅炉为循环流化床锅炉,运煤系统设置二级破碎及筛分系统,
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