小木虫 --- 600万学术达人喜爱的学术科研平台
热门搜索：
&&查看话题
求助本科生毕业设计1000mw锅炉设计
知道小木虫里大神多，大四小学弟前来求神拜佛。
前两天毕设开题，老师问我找到工作了没有，我说有，是去火电厂工作。老师就说，你你就设计个1000mw的电厂锅炉吧。顿时我也是醉了。
虽然大学期间学了不少关于锅炉相关的专业课，但是真要我来设计一个锅炉，还是这种超超临界的大锅炉，感觉头脑空白啊。
不知道咱们论坛里有没有大神在本科或者研究生阶段做过类似工作的，给我指导指导思路啊？
就是设计这个锅炉的话，作为热动专业的，重点在哪些方面，我该怎么开始我毕设，开题，还有有哪些参考资料可以用？
希望能有大神相助啊！
嗯嗯，谢谢你的建议。
学术必备与600万学术达人在线互动！
扫描下载送金币浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程设计总结
浙江国华宁海电厂二期 2× 1000MW 扩建工程设计总结西 南 电 力 设 计 院SOUTHWEST ELECTRIC POWER DESIGN INSTITUTE二 OO 九 年 四 月成都浙江国华宁海电厂二期 2× 1000MW 扩建工程 设计总结批 审 编准： 核： 制：浙江国华宁海电厂二期 2× 1000MW 扩建工程 设计总结目录1 概述 2 主要设计特点 3 工程设计特点 4 审查意见的落实情况 5 二十五项反措和强制性条文的落实情况 6 重大设计变更及变更情况分析 7 对比分析 8 建议 附表SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结1、概述 1.1 工程概述 浙江国华宁海电厂地处浙江省东南沿海的宁波市宁海县强蛟镇。厂址位于象山港底部， 在宁海县桥头胡区强蛟镇境内下月岙村。厂址北临象山港，南靠团结塘，西接白象山，东南 距强蛟镇约 1.5km，南距宁海县城 23 公里，北距宁波市约 60 公里。二期工程 2× 1000MW 机组厂区位于一期工程的扩建端，即一期厂区东南面的施工场地。 电厂一期工程装机 4× 600MW 亚临界燃煤机组，规划容量为 4× 600MW+4× 1000MW 燃 煤机组。一期工程已全部投产。二期工程在一期工程扩建端扩建 2× 1000MW 超超临界燃煤 机组，并同步建设脱硫和脱硝装置，留有扩建三期 2× 1000MW 的条件。 二期工程厂区用地 28.7hm2，主要为一期工程扩建端的施工场地（为已征地） ，无拆迁。 场地主要为回填区， 原始地形标高在－1.86m～1.66m 左右， 一期已回填至 3.2m～6.1m 左右。 场地北部有一魏家屿山包，顶标高约 24m。施工生产区用地约 22hm2。其中，一部分利用厂 区南面的一期施工场地 5.5 hm2；一部分利用厂区扩建端的一期灰场 11.0 hm2；另一部分利 用码头附近空地约 5.5 hm2。施工生活区利用一期设施。 二期厂址横跨在滩涂区、陆域平原和魏家屿孤岛三种地貌单元上，地层变化较大，地基 土力学性质差异大。 场地绝大部分地段第四系地层厚度 20－40m， 上部新近堆填土层未作系 统处理，呈松散或稍密状，淤泥层虽进行过堆载预压排水处理，性质有所改善，但处理时间 较短，强度低，不能满足重要建筑作天然地基的要求，建（构）筑物基础主要采用桩基。场 地地下水类型为孔隙潜水，地下水位标高 0~0.5m。孔隙潜水和堤外海滩海水，对混凝土结 构有弱腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。厂址所在区域的地震动峰值加 速 度 为 0.05g，相 对 应 的 地震 基 本 烈度为 VI 度。厂区综合判定建筑场地为 III 类。 厂址所在象山港海域属不规则半日浅海潮流。 厂址附近水域的波浪主要为局地风场所产 生的风浪。 厂址所在区域属于亚热带湿润季风气候区， 四季分明， 气候温和湿润， 气温年际变化小， 湿度大，雨量充沛，风向风速季节变化明显。台风是本地区主要灾害性天气。 厂址全年、冬季、夏季主导风向均为 NW；频率 0.5%设计高潮位为 6.30m，频率 1%设 计高潮位为 6.05m，内涝水位为 2.34m；30、50、100 年一遇离地 10m 高 10 分钟平均最大 风速分别为 29.5 m/s、 31.0 m/s、33.0 m/s，基本风压为 0.6 kN/m2，相应日最低气温均为 20.5℃；频率 10%的湿球温度为 27.0℃；30 年一遇最低气温为-9.9℃，相应日最大风速为1SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结5.3m/s；厂址离地 10m 高，30 年一遇设计覆冰厚度为 5mm。 浙江国华宁海发电厂二期工程项目已于 2006 年 8 月通过国家发改委的核准，并于 2006 年 12 月开工，原计划 2009 年 6 月 5 号机投产，2009 年 10 月 6 号机投产。 项目投资情况表（单位：万元） 序 工程费用名称 号 1 2 初设批准概算 执行概算或结算 830 348 207
建筑费 安装费 设备费 其他费建设期 利息合 计单位造价 (元/千瓦)7618.80注：以上投资为动态投资。 1.2 设计范围 西南电力设计院为宁海二期工程的主体设计单位， 负责承担电厂围墙范围内生产系统及 2 辅助生产系统的设计工作，以及灰场、海水循环水工程、淡水补给水工程设计工作。 下列单项工作由业主另外委托： （1） 接入系统设计由浙江省电力设计院负责。 （2） 送出工程设计由浙江省电力设计院负责。 （3） 电厂码头工程设计由浙江省交通规划设计研究院负责。 （4） 脱硫部分初步设计由北京国华电力工程技术有限责任公司负责。 （5） 脱硝部分初步设计和施工图设计由浙江大学能源科技有限公司负责 2、主要设计特点 2.1 总图运输主要设计特点 电厂燃用神华煤，通过神朔黄铁路（神池－朔州－黄骅）至黄骅港。经海运至电厂专用 煤码头。 大件设备从各制造厂经公路运至中转港码头后， 落驳至驳船上， 然后由海运运抵电厂专 用综合码头，通过租用大型浮吊卸船上岸，利用大型平板车进行短距离的陆路（公路距离约 1.5km）运输抵达电厂。 一期工程建有 2 个 3.5 万吨级泊位卸煤码头和 1 个 3000 吨级综合码头。二期工程在一 期煤码头西端扩建 1 个 5 万吨级泊位煤码头及运煤皮带引堤，并再新建 1 个 3000 吨级的综 合码头，综合码头用于建设期间重大件及运行期间石灰石、石膏和点火助燃用油运输。2SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结一期工程建设时业主与地方政府共同建设有一条临港公路，宽 25m，沥青路面，一级公 路，可直达厂区；沿厂前区西侧经白象山垭口至一期循环水取水口、综合码头、煤码头再沿 输煤走廊可至厂区的沿海岸公路。 电厂主要出入口位于厂区南侧， 次要出入口在厂区西北侧 综合码头附近，运灰出入口位于厂区东侧，二期工程不需增设出入口和新建进厂道路。 电厂本期工程采用海水二次循环系统， 海水水源与一期相同仍为象山港。 本期海水补给 水从一期工程的循环水进水管上取水。 本期工程淡水水源与一期相同仍为杨梅岭水库。 一期工程已敷设补给水管两根， 可满足 二期工程的需要，二期工程不再增加淡水补给水管。 电厂初期灰场已建成， 二期工程与一期共用位于厂区扩建端仅一堤之隔的滩涂灰场。 电 厂规划有二个远期灰场： 张家溪山谷灰场和黄墩港海涂灰场。 初期贮灰场加一个远期灰场在 不考虑综合利用情况下，可以堆放 20 年以上，完全满足电厂规划灰场的库容要求。厂外灰 渣运输采用汽车运输方式。 二期厂区位于一期的扩建端，厂址为一期施工场地，不新征地。厂址北、东两侧均有满 足 200 年一遇高潮位标准的围堤，西面为一期工程厂区，南面为厂前区和团结塘养殖场，团 结塘南面有设计标准为 20 年一遇潮位的堤坝。团结塘堤坝以北场地标高在 5.1m～6.1m 左 右，以南场地（靠一期厂前区）标高在 3.2m～4.3m 左右，此区域厂区场地标高按 200 年一 遇标准设计，不需新建防洪设施。 厂区竖向布置采用平坡式，为节省土方和地基处理工程量，根据初设审查意见，二期工 程主厂房及冷却塔区场地标高比一期降低 0.5m，厂区和施工区土方综合平衡。 二期工程总体布置格局与一期协调，从南向北依次布置 500kVGIS、主厂房、冷却塔和 圆形封闭式煤场。一、二期主厂房 A 列对齐，汽机房脱开 55.5 米。海水冷却塔布置在炉后， 冷却塔轴线与主厂房纵线垂直。2 座 120 米直径的圆形煤场布置在厂内靠二期冷却塔，从固 定端上煤。其它建构筑物根据工艺流程和场地条件合理布置。 2.2. 主机特点 2.2.1 锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的 1000MW 锅炉，引进的是 Alstom-Power 公司 Boiler Gmbh 的技术，型号为 SG-M54X，型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈 直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬 吊结构塔式布置。锅炉出口蒸汽参数为：27.56MPa(a)/605/603℃。锅炉的最大连续蒸发量 （B-MCR）为 3091t/h。同步上脱硝系统，考虑全负荷脱硝，由锅炉厂成套。脱硝装置采用3SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结选择性催化还原法(SCR)，SCR 暂按 1＋2 层布置设置，初始催化剂的装设量保证脱硝效率 不低于 50％。锅炉有防止炉膛水冷壁、燃烧器喷口和辐射过热器结焦的可靠措施。机组具 有 RB 功能，锅炉能适应 FCB 工况。锅炉负荷在 BRL 工况下，燃用设计煤种时，锅炉保证 热效率为 93.72%( R90≤17%，按修正后的低位发热量)。 2.2.2 汽轮机为上海汽轮机有限公司产品， 引进的是西门子技术体系。 主要技术规范为： TC4F 型，高中压联合启动、超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、凝汽式、四缸四排汽。汽 轮机采用定－滑－定运行方式。回热系统设 3 套高压加热器，4 台低压加热器，1 台除氧器。 汽轮机保证机组在铭牌工况(TRL)下的功率为 1000MW，铭牌工况平均背压 11.8kPa(a)。汽 轮发电机组净热耗在热耗验收工况(THA)下保证值为 7377kJ/kW.h(正偏差为零)。机组具有 RB 功能，汽机能适应 FCB 工况。 2.2.3 发电机为上海汽轮发电机有限公司产品，引进的是西门子技术体系，型号为 THDF 125/67。额定功率 1000MW，额定容量 1112MVA，最大连续输出能力 MW，功率 因数（cos?）0.9（滞后） ，额定电压 27kV，效率 98.95％，旋转无刷励磁，定子线圈水冷、 定子铁芯、转子绕组氢冷。 2.2.4 汽轮机进汽初参数为：26.25MPa/600/600℃，汽轮机额定工况(TRL)和热耗验收工况 (THA)下，机组输出功率为 1000MW；汽机平均背压 6.2kPa(a)，机、炉、电容量及参数匹配 以汽轮机为基准。汽轮机各工况定义以《电站汽轮机技术条件》(DL/T 892-2004)为准。主蒸 汽机炉温度差为 5℃ ，机炉压降为 5％；再热热段蒸汽机炉温度差取为 3℃ ，相应的机炉压降 为汽机高压缸排汽压力的 3～3.5％。锅炉最大连续蒸发量（BMCR）与汽机 VWO 工况进汽 量相适应，为汽机 T-MCR（TRL）进汽量的 1.05 倍。 2.3 热机工艺系统设计特点 2.3.1 锅炉燃烧制粉系统选用正压冷一次风机中速磨直吹式制粉系统，每炉配 6 台 HP1163 型中速磨煤机，带动态分离器，5 台运行，1 台备用。每台炉配 6 台 EG2490 型电子称重式 给煤机。 2.3.2 锅炉烟风系统采用平衡通风方式，设二次热风再循环，空气预热器为三分仓回转式空 气预热器。 磨煤机出口风温由热一次风和压力冷风混合进行调温， 压力冷风同时提供给磨煤 机密封风和磨煤机出口风门密封风。 磨煤机密封风系统每台炉配两台离心式密封风机。 冷一 次风也作为锅炉安全监控系统冷却风的备用。 送风机和一次风机采用动叶可调轴流风机， 引风机采用静叶可调轴流风机。 本工程电气4SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结除尘器效率≥99.4%，选用三室四电场电气除尘器，每台炉配两台。两台炉合用一座钢筋混 凝土烟囱，高 210m，因脱硫未设 GGH，烟囱内套两个钢烟囱，每根烟囱出口直径 φ7.6m。 钢烟囱内衬材料为钛板。 2.3.3 本期工程采用等离子点火，在 B 磨对应的锅炉燃烧器上安装了等离子点火装置。 本工程也设置了燃油点火系统，点火助燃油为 0 号轻柴油，利用原有 2× 2000m3 油罐， 增设 3 台供油泵及相应的滤油器等设备， 并扩建燃油泵房。 锅炉点火采用高能电弧点火装置， 二级点火。油枪采用简单机械雾化。 2.3.4 主蒸汽管道和再热热段蒸汽管道采用双管制布置， 再热冷段蒸汽管道采用单管制布置。 冷再热蒸汽管道作为给水泵汽轮机和除氧器在机组启动、 低负荷时的备用汽源， 同时还作为 辅助蒸汽系统的汽源之一，并提供二段抽汽用汽。汽机旁路采用高、低压串联旁路，高旁容 量为 100%BMCR，低旁容量为 65%BMCR。 2.3.5 每台机组设两台 50%容量的汽动给水泵，不设电动给水泵。给水系统采用双列高压加 热器并设置双列大旁路。 给水系统可为再热器减温器、 过热器减温器及高压旁路系统提供减 温水。 2.3.6 每台机设 3× 50%容量的凝结水泵，一台备用。凝结水从热井来经凝结水泵进入凝结水 精处理装置处理后，经一台轴封冷却器和一台疏水冷却器、四台低压加热器后进入除氧器。 轴封冷却器设有单独的 100%容量电动旁路；疏水冷却器、＃7 和＃8 低加采用大旁路；＃5、 ＃6 低加采用电动阀小旁路。 2.3.7 汽轮机有八段非调节抽汽，一、二、三段抽汽分别向三级高压加热器供汽，每级高加 由两个 50％容量的高压加热器组成。四段抽汽供汽动给水泵、除氧器和辅助蒸汽系统。五、 六、七、八段抽汽供四台低压加热器。 2.3.8 双列高压加热器疏水采用逐级自流的串连方式最终进入除氧器，最后一级两路高加疏 水分别接至除氧器，两列高加疏水相互独立。在事故情况或低负荷时，每台高加疏水可直接 进入凝汽器中。 ＃5 低压加热器疏水自流至＃6 低压加热器， 低压加热器疏水管道出口设有 2 台 100％ #6 容量的互为备用的疏水泵，将前两级低加疏水引至＃6 低加出口凝结水管道。＃7、＃8 低压 加热器的疏水分别进入位于＃8 低加与汽封加热器之间的疏水冷却器，最终进入凝汽器中， ＃5、＃6 低压加热器设有事故疏水措施至疏水扩容器，以保护低压加热器。 2.3.9 循环水系统采用海水二次循环冷却的单元制供、排水系统，为凝汽器、开式循环冷却5SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结水系统提供冷却水。采用钛管，凝汽器 A、B 各装一套胶球清洗装置。开式循环冷却水系统 由电动旋转滤网、闭式循环冷却水热交换器、真空泵组以及连接管道阀门组成。开式水系统 经优化布置后取消海水升压泵。 凝汽器、 闭式循环冷却水热交换器和真空泵冷却器均要求采 用钛管， 循环水及开式水其余设备和管道附件也采用耐海水型或采用衬胶、 阴极保护等相关 防腐措施。 2.3.10 闭式冷却水系统设两台闭式循环冷却水热交换器、 两台闭式水泵和一个高位布置的膨 胀水箱。为保证全厂失电时向锅炉启动再循环泵提供冷却水和满足循环泵冷却水水压要求， 系统还设有一台停机冷却水泵和两台升压泵。 2.3.11 每台机组设有一个辅助蒸汽联箱。 二期辅助蒸汽母管与一期辅汽母管连接， 本期两台 机辅助蒸汽联箱之间也设有联通管。FCB 工况时供小机和除氧器的汽源经冷段减压后供至 辅汽联箱，再由辅汽系统至小汽机和除氧器。 2.3.12 抽真空系统设有三台 50％容量水环式真空泵，机组正常运行时两台运行一台备用。 当机组启动时，三台真空泵可同时运行。 2.3.13 锅炉启动疏水系统中， 当锅炉启动水质合格时疏水排往凝汽器， 水质不合格时排往冷 却塔。锅炉启动系统疏水箱溢流放水采用复用水减温后排至机组排水槽。 2.3.14 机组可实现 FCB 功能，主要从旁路容量、2#高加事故疏水、除氧器紧急汽源、汽动 给水泵汽源切换、凝结水泵运行工况、给水系统容量等工艺系统，以及炉、机、电大连锁控 制要求等方面予以保证。 2.3.15 保温材料主要选用硅酸铝制品及高温玻璃棉。 保护层材料采用彩钢板。 采用新的保温 结构。 保温厚度除按照保温设计规程计算厚度外（即按经济厚度计算，并保证外表面温度不超过 50℃ （环境温度为 20℃ ） 时），还把环境温度为 25℃ 时，保温外表面温度不超过 50℃ 作为保温 厚度校核工况，进行复核计算，以减少机组散热损失，提高机组热经济性。 2.4 运煤专业系统设计特点 2.4.1 运煤系统按 4× 1000MW 进行规划，分期建设。为充分利用电厂一期码头的富裕量，本 期工程还建设了一期卸煤系统向二期供煤的支援带式输送机。 2.4.2 本期工程在一期卸煤码头西侧建设一个 5 万吨级泊位煤码头。码头西侧预留再扩建一 个 5 万吨级泊位的条件。码头配置 2 台额定生产率 1500t/h 桥式抓斗卸船机。 2.4.3 本期工程建设 2 座直径 120m 的大型封闭式圆形煤场。煤场侧墙高约 12.5m，每座煤场6SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结储煤量约为 14.8× 104t，共储煤 29.6× 104t，可供本期 2× 1000MW 机组燃用 20 天。每座煤场 内设一台堆取料机，堆料出力 3600t/h，取料出力 1500t/h。圆形煤场内均设有事故地斗作为 上煤备用设施，中心柱煤斗和事故地斗下各设一台活化给煤机，出力 1500t/h。 2.4.4 碎煤机室设置两套筛、碎设备，与双路带式输送机系统配套。碎煤机选用 KRC12× 29 型环式碎煤机， 出力 1200t/h，进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm，配液力偶合器， 配测温、 测振安全监控盘，带液压开启装置。筛煤机选用单轴驱动变倾角等厚滚轴筛（带旁路系统） ， 出力 1800t/h，进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm。 2.4.5 码头至煤场的带式输送机主要参数为 B=1800mm，V=3.5m/s，Q=3600t/h；煤场至主厂 房煤仓间的上煤系统带式输送机主要参数为 B=1400mm，V=2.5m/s，Q=1500t/h。 2.4.6 码头至煤场 II-3 号转运站的带式输送机均为双路设计，本期上单路，预留一路。上煤 系统均采用双路带式输送机，一路运行、一路备用，也可满足双路同时运行的需要。 2.4.7 在 II-2 至 II-3 号转运站设有地面单路 C210 带式输送机，码头来煤可直接上主厂房，减 少系统二次转运。 2.4.8 在 II-2 号转运站留有向三期系统供煤的接口。在 C202AB 栈桥中部设有支援转运站， 可接受一期码头来煤。 2.4.9 运煤系统采用程序控制，上位机操作，CRT 显示。控制对象为从码头 C200A 带式输送 机起到主厂房煤仓间皮带层的电动犁式卸料器止的所有运煤设备。 在输煤系统各转运站、 取 制样间、圆形煤场、煤仓间等处均设有摄像头，并在输煤控制室设有工业电视。在原一期控 制室内增设本期程控站， 二期运煤系统均在一期控制室内控制， 一、 本期未新建运煤控制楼。 2.4.10 本工程还设有除铁、取样、计量、水冲洗等辅助设施。 2.5 除灰专业系统设计特点 除灰渣部分采用干灰干排、 粗细分排的系统。 排渣系统采用刮板捞渣机－埋刮板输送机 －渣仓方案；渣仓按每炉一套（2 个）设置；渣水采用高效浓缩机处理后回收使用；除飞灰 系统按浓相正压气力输送方式考虑； 灰库按两炉 3 座进行设计， 石子煤系统按人工加叉车方 式进行设计；灰渣厂外运输采用汽车方式；两炉共设置 2 套 40t/h 出力的飞灰分选系统。 2.6 电气专业系统设计特点 2.6.1 采用发电机－变压器组单元接线接至厂内 500kV 母线，主变压器采用 3 台 380MVA 单 相变压器，500kV 采用 3/2 接线，出线 2 回。发电机出口装有断路器。500kV 设备为屋内 GIS。7SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结2.6.2 本期工程不设起动/备用电源（变压器） ，仅设置事故停机电源，事故停机电源从一期 38MVA 停机/备用变压器引接。 2.6.3 每台机组设两台容量为 56/28/28MVA 分裂变压器作高压厂用变压器，高压厂用变压器 接于发电机出口和主变压器之间，机组起动和停机时可经主变压器从 500kV 系统取得电源。 高压厂用电采用 6kV 一级电压，中性点经低电阻接地。低压厂用电系统采用 380/220V，中 性点直接接地。 2.6.4 每台机组设 4 段 6kV 工作段，不设 6kV 公用段。输煤系统设两段 6kV 工作段，从#5、 6 机组 6kV 工作段引接。 2.6.5 低压厂用电采用 380/220V，每台机组各设 2 台 2000kVA 汽机变压器、2 台 2500kVA 锅 炉变压器、 台 2000kVA 电除尘变压器（2 运 1 备） 3 、两台机组设 2 台 2000kVA 公用变压器。 2.6.6 每台机组设一台 1800kW 快速起动的柴油发电机组作事故保安电源。每台机组设 2 段 汽机保安 MCC、2 段锅炉保安 MCC，正常运行时保安 MCC 由 380/220V 对应工作段供电， 失去厂用电源时，柴油发电机快速起动自动投带保安负荷。 2.6.7 其他辅助厂房采用分区供电方式， 设有 2000kVA 和 1000kVA 的低压输煤变压器各 2 台 向输煤系统和附近零星负荷供电、设 2 台 1600kVA 的除灰变压器向除灰系统灰库、空压机 房及海水净水站负荷供电、一期场地内设 2 台 800kVA 化水及供水变压器，向一期场地内新 增化水系统、供水系统及燃油系统负荷供电，设 2 台 800kVA 雨水泵房变压器向雨水泵房负 荷供电。 2.6.8 接地系统主接地网水平接地体及垂直接地体均采用钢材，水平接地体为 80×8 热镀锌 扁钢，垂直接地体为 ?60 热镀锌水煤气厚壁管。 2.6.9 全厂高、低压动力电缆均采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆。主厂房、输煤系统采用 阻燃电缆，消防、双回路供电的主厂房及重要的辅助厂房 MCC 双电源供电中的一回电源回 路采用耐火电缆。 2.6.10 电缆敷设，主厂房及辅助厂房主要采用墙侧、楼板下的架空敷设方式，局部采用电缆 沟敷设方式，厂区采用电缆沟和在公共管架上敷设的敷设方式。 2.6.11 考虑到防腐要求及业主意见，电缆桥架采用铝合金桥架。 2.7 土建专业系统设计特点 2.7.1 主厂房、集控楼等建构筑物均采用钢筋混凝土结构，主要生产建构筑物均采用桩基础 （冲孔灌注桩） 。8SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结2.7.2 主厂房采用单层压型钢板围护。 2.8 暖通专业系统设计特点 2.8.1 汽机房采用自然进风机械排风并辅以机械送风的通风方式。 2.8.2 主厂房高、低压配电室设置降温通风系统。 2.8.3 全厂设有 1 个加热制冷站，设置一套水冷制冷系统和蒸汽制热水系统。 2.8.4 集控楼 17.000m 层的电子设备间和控制室采用全年性集中空调系统。 2.8.5 集控楼 8.600m 层的配电室设置降温通风系统。 继电器室设置 2 台恒温恒湿立柜式空调 机。电除尘控制室设置 2 台组合式空调机组。 2.8.6 集控楼±0.000m 层的电除尘配电室设置降温通风系统。 2.8.7 集中空调、降温通风系统和冷冻站设置一套自动控制系统，采用微机自动控制。 2.8.8 输煤系统和煤仓间原煤斗除尘采用静电除尘器。 2.8.9 锅炉房及煤仓间设置车载式真空清扫系统，每台炉设置一套管网系统，真空清扫车利 用一期原有设备。 2.8.10 生产检修综合楼采用变频多联机中央空调系统。 2.9 供水专业系统设计特点 2.9.1 供水系统采用带逆流式自然通风冷却塔的海水循环供水系统，二台机组配一座循环水 泵站，每台机组配一座自然通风逆流式海水冷却塔，冷却塔淋水面积为 13000m2，循环水管 采用 DN3800 焊接钢管，冷却倍率 55/33.75（一机二泵） 。 2.9.2 海水补给水从一期循环水进水系统上取水。 2.9.3 淡水补给水系统利用一期已建的淡水补给水系统从杨梅林水库取水。利用已建的补给 水管输送电厂一、二期所需淡水，对已建的补给水泵房进行改造，将原水泵更换为大泵。 2.9.4 海水净水站采用占地小，处理效果好的微砂回流絮凝沉淀池工艺。沉淀池布置在冷却 塔旁。 2.9.5 淡水净水站采用在一期淡水净水站进行改造的方案，更换了原水升压水泵，并增加了 一座 600m3/h 机械加速澄清池、一座工业水池及工业水泵、一座空气擦洗滤池、过滤升压水 泵、助凝剂加药间等设备和构筑物。 2.9.6 二期工程的消防供水充分利用一期工程消防水泵、消防水池，二期工程不再增设消防 水池和消防水泵，仅对一期工程消防管网进行改造扩充，使之满足二期消防供水需要。二期 工程设有水喷雾灭火系统、水喷淋灭火系统、预作用自动喷水灭火系统、水幕系统等固定水9SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结消防系统，用于主厂房内、变压器区域、柴油发电机房、输煤栈桥等重点部位的消防，圆形 煤场挡煤墙上部和中心柱四周设有固定消防水炮， 二期工程还设有固定式气体灭火系统， 用 于集控楼、汽机房、脱硫电控楼等建筑物内控制室、配电室、电子设备间、继电器室、工程 师室等重点部位的消防。 2.9.7 本工程含煤废水系统等与常规电厂配置相同。 2.10 化水专业系统设计特点 2.10.1 锅炉补给水处理系统采用反渗透加一级除盐加混床系统， 除盐设备在一期预留的设备 位置上进行扩建。增加 1 台 3000m3 除盐水箱（布置在主厂房附近）及相应的水泵，可满足 全厂锅炉补给水量的要求。 2.10.2 凝结水处理系统采用每台机组设置 2×50%容量的前置过滤器、 4×33%容量的高速混 床，一套再生装置。 2.10.3 本期工程海水补给水从一期工程的循环水进水管上取水， 电厂一期工程已采用液氯对 直流海水进行了杀菌处理， 本期工程在此基础上考虑采用海水阻垢分散剂、 非氧化性杀菌剂 对循环海水进行处理。 2.10.4 经核算一期已建废水集中处理设备已能本期废水处理的要求， 本期不再扩建工业废水 处理设备。 2.10.5 本工程设置一套液氨贮存、蒸发装置，布置在冷却塔附近。 2.11 自动化专业系统设计特点 2.11.1 两台单元机组的控制和监视分别采用一套西门子公司 SPPA-T3000 分散控制系统 (DCS)，两台机组公用部分的监控，设有 DCS 公用网。在锅炉吹灰系统、循环水泵房、仪 杂用空压机系统、燃油泵房、脱硝氨区设置了 DCS 远程 I/O 站。 2.11.2 两套脱硫装置及公用系统共用一套 FGD_DCS，采用现场总线控制系统（FCS） ，总线 协议为 ProfiBus。脱硫系统电子设备间下取消了电缆夹层。 2.11.3 辅助车间采用集中监控方式，在两机一控单元控制室里的辅控操作员站上能完成对本 期工程煤、灰、水系统的完全集中监控；同时可在灰、水系统分区控制点进行临时的分区集 中监控。 辅助车间采用 PLC+以太网络＋上位机控制模式， 并在各辅控 PLC 系统中全面采用 了远程 I/O。 2.12 脱硫专业系统设计特点 2.12.1 采用石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺，全烟气脱硫，系统脱硫率≥95%。10SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结2.12.2 每台炉设置 1 座吸收塔， 每座吸收塔设置 4 台浆液循环泵 （单元制） 3 台氧化风机 ， （2 运 1 备） 。 2.12.3 根据环评审查意见烟气系统不设置烟气换热器（GGH） 。每台炉设置 2 台 50％容量的 增压风机，并设置 100％容量的脱硫旁路烟道。 2.12.4 两台炉设置 2 座石灰石日用粉仓及石灰石浆液箱，互为备用。 两台炉设置 2 台 75%容量的真空皮带脱水机系统和 2 座石膏仓（配石膏刮刀卸料装置） ，脱 硫石膏综合利用或汽车运至灰场堆放。 2.13 三维集成设计系统特点 在工程设计管理下确定专业的模型设计管理层次。 依据土建柱网数据建立设计辅助线，各管线使用该辅助线作为管道施工图参照轴线。 依据土建图纸建立土建框架模型。 依据设备资料建立设备模型。 根据典型设计手册建立管道元件库，根据工程使用到的特殊元件建立特殊元件库。 创建管道模型，对模型进行检查。 抽取施工图。 3、工程设计特点 3.1 工程设计亮点 3.1.1 取消电动给水泵 为降低工程造价，减少厂用电消耗，本工程对国、内外超临界以上大容量机组的给水泵 组配置情况及电动给水泵组运行情况进行了调研， 并针对宁海二期 2×1000MW 工程设计参 数进行了给水泵配置的多方案技术经济比较。 本工程对采用 30％容量定速启动泵和启动备用泵方案进行比较，按当时情况，采用定 速泵节省投资 5061 万元（两台机组） 。对 2×50％（分为小机进口和小机国产两个方案）和 1×100％汽泵方案经济比较， 采用 2×50％小机国产方案比采用 1×100％汽泵方案可节约投 资 4737 万元。 在上述比较的基础上，本工程对 2×50％汽泵+1×30%启动/备用电泵、2×50％汽泵+1 ×30%启动电泵、1×100％汽泵+1×30%启动/备用电泵、1×100％汽泵+1×30%启动电泵、 2×50％汽泵（取消电泵） 、1×100％汽泵（取消电泵）等方案进行了比较。采用 2×50％汽 泵（取消电泵）最优。11SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结经过给水泵配置的专题调研论证，本工程结论为： 1）取消启动/备用电动给水泵或启动电动给水泵，采用 2×50％或 1×100％汽泵方案都 能实现机组各种启动、停机工况，保证机组正常运行，从美国 9 台 1000MW 等级电厂多年 运行情况看因给水泵或小汽机的原因而发生的导致整个机组强迫停机的事故为数不多； 2）一般来说，对 2×50％纯汽泵方案，当一台汽泵故障时，另一台汽泵运行可维持机 组运行；对 1×100％汽泵方案，当汽泵故障时，机组停运； 3）本工程采用塔式炉，炉膛水冷壁采用螺旋管圈＋垂直管圈方式（即炉膛渣斗和下部 炉膛的水冷壁采用膜式螺旋管的设计，上部炉膛的水冷壁为垂直管） ，根据技术协议，锅炉 具有 Run Back 功能，能承受 50%额定负荷突然变化并保持稳定运行，同时机组在 100%负 荷的突然变化情况下，能保证锅炉安全，对 2×50％纯汽泵方案，当一台汽泵故障时，另一 台汽泵运行可维持机组运行； 4）目前国内投产的 600MW 及以上机组，汽动给水泵组运行情况良好，尤其是石洞口 二厂的 600MW 超临界机组，电动给水泵的备用功能投入的极少，完全可以不备用，漳州后 石电厂、邯峰电厂、西柏坡电厂和衡水电厂的情况也很类似； 5）2×50％纯汽泵方案比 1×100％纯汽泵可节约的初投资具体数值如下：当 50％小机 采用进口设备时，两台机可节约初投资 2107 万元人民币；当 50％小机采用国产设备（外方 技术支持）时，两台机可节约初投资 4737 万元人民币。 本工程最终采用 2×50％纯汽泵方案。本工程取消电动给水泵后，在启动并泵过程中要 平滑，压力、流量波动要控制在允许范围内，尤其不能出现断水现象。 3.1.2 取消小旁路 与本工程主机配置类似的外高桥二期、三期除在锅炉房设置 100%高旁外，还在汽机房 设置一路从主蒸汽到再热冷段的旁路系统， 称为小旁路系统。 外高桥二期设置的小旁路不带 减温水，仅在冷态启动可以投入，外高桥三期设置的小旁路（带减温水）可以在各启动工况 投入，但在 FCB 工况时不投入。外高桥设置小旁路的好处主要是：1）可加速高旁接出点到 汽机房的主汽管道的暖管，较快达到汽机冲转参数要求；2）高旁接出点到汽机房的小旁路 接出点之间主蒸汽管道（单根约 120m）内残存的部分固体颗粒可通过该小旁路带走，防止 这部分固体颗粒对汽轮机高压缸叶片造成侵蚀； 在启动时先开启小旁路， 达到一定流量且持 续一定时间后再开启高旁， 从锅炉过热器到汽机房的主汽管道内残存的固体颗粒可通过小旁 路带走一部分，对减轻固体颗粒对高旁阀造成侵蚀有好处。12SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结本工程对该小旁路的作用进行了多次专题调研和分析论证， 对本工程主汽疏水暖管系统 的启动加热能力进行了详细计算， 并由国华组织国内专家对此问题进行了专题研讨， 形成如 下结论： 1）本工程主蒸汽管道疏水及暖管排汽系统设计可以满足暖管要求。 2）高旁接出点到汽机房小旁路之间的主汽管道内的固体颗粒通过小旁路带走多少难以 量化，小旁路起作用的时间段很短，作用不大，从而对增设小旁路的远期收益（包含热经济 性、运行期内减少更换高压缸叶片数量和次数带来的收益）难以量化。另外，改善汽轮机抗 冲蚀性能的方法主要集中在改进叶型、对喷嘴采用表面强化技术以及改善施工、调试、运行 条件等。 2）本工程设置小旁路的必要性不大，且不设置小旁路对系统安全性没有影响。 3）宁海电厂二期增设小旁路存在以下问题：a）若热态、极热态减温水未及时投入或无 法投入，则存在安全隐患；b）初投资大，两台机需增加 2076 万元人民币。c）新增的高压 管道和管件订货困难，交货期可能延后，对工期有影响。 4）将主蒸汽管道疏水管径放大带走氧化皮是不可行的。 5）建议宁海工程不考虑增设小旁路系统。 6）对以后其他 600MW 及以上超（超）临界机组配置 100％高旁或一级大旁路且布置 在锅炉房的工程， 建议不设置小旁路系统， 但应对疏水系统管径等进行核算以确定是否满足 暖管及机组启动要求。 3.1.3 邻机加热问题 外高桥电厂三期的直流锅炉采用了邻机加热系统， 即将两台机组的再热冷段连接在一起 （第一台炉启动时利用外高桥电厂二期 900MW 冷段来汽，投运后邻时管道拆除） ，启动时 利用邻机的高压缸排汽加热本机＃2 高压加热器加热给水， 以提高进入锅炉省煤器的给水温 度。由于外三未设置微油点火装置，该系统将除氧器来的给水由 120℃加热到 270℃左右， 可减少启动用油量（据介绍可达到微油点火装置节油的水平） 。另外，在点火前，给水通过 锅炉启动系统循环到除氧器，再通过给水泵到锅炉，锅炉水系统（含省煤器、水冷壁、汽水 分离系统）全部有 270℃的给水循环，锅炉点火后可提高烟温，对防止脱硝装置催化剂结露 有好处。 针对上述思路， 本工程对设置邻机加热系统方案进行了多次专题调研和分析论证， 并由 国华组织国内专家对此问题进行了专题研讨，形成如下结论：13SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结1）直流锅炉临机蒸汽加热启动方案和采用等离子点火相比，在节能和节油方面都没有 优势可言，宁海二期工程设有等离子点火装置，点火后烟温提高很快，既可节油又对防止脱 硝装置催化剂结露有好处，再上直流锅炉临机蒸汽加热系统必要性不大； 2）脱硝装置入口烟温超过 260℃左右后再喷氨，则不存在脱硝装置的结露问题； 3）如上直流锅炉临机蒸汽加热，存在以下问题：a）影响高加换热管使用寿命，b）另 外一台机负荷要降低 41.4MW，c）要增加 210 万元的投资； 4）宁海二期不考虑直流锅炉临机蒸汽加热方案。 3.1.4 主汽、再热疏水系统 3.1.4.1 疏水系统设置优化 本工程机组配高旁容量为 100％BMCR、低旁容量为 65％BMCR 的两级串连旁路系统， 该旁路系统具有启动、保护再热器、跟踪主汽压力、跳机时快开等功能，且具有安全阀和 FCB 功能。主蒸汽、再热蒸汽管道疏水的作用可仅考虑管道的疏水和暖管，并能有效地防 止汽轮机进水。 本工程在汽机主汽门前低位点设置一路疏水， 还在主汽门接口前立管上设置一路启动排 汽管，可以对疏水点后主汽立管暖管和对主汽门进行暖阀。在投 100％高旁时仅低位点处疏 水阀开，减少了大量高温高压蒸汽进入扩容器的危险。 以往工程通常将管路及汽机本体疏水接入同一个疏水扩容器， 易造成机组启停时， 大量 的高温主蒸汽、再热蒸汽排入汽机本体疏水扩容器，引起疏水扩容器压力升高，尤其是停机 时本体疏水扩容器内的蒸汽沿着汽机本体疏水管返回汽缸， 继续膨胀做功， 使汽机无法降至 零转速，针对这种情况，本工程将主蒸汽、再热系统的疏水接至 40m3 扩容器，汽机本体的 疏水另外接至其中一个 20m3 的扩容器，可回避这个问题，疏水系统更为安全可靠。 3.1.4.2 疏水系统控制优化 在一次再热式汽轮发电机组的启动停机过程中， 通常采用负荷控制疏水阀的启闭。 汽机 跳闸时，汽机本体疏水阀自动开启，以防止机组超速。另外，再热冷段蒸汽管道设有疏水罐 并由其水位控制疏水阀的启闭。单纯采用负荷控制疏水阀启闭存在如下问题： 1）从汽机冲转到机组负荷升至 10％的额定负荷期间，主蒸汽管道疏水阀开启所排放的 蒸汽是高温高压蒸汽，既增加热量损失，又增加高压疏水扩容器负担。原因是机组启动时汽 机允许冲转的条件是主蒸汽的过热度不能小于 50℃，在此期间主蒸汽管道内已无水可疏； 2）在停机过程中，机组低于 10％的额定负荷时开启两大蒸汽管道疏水阀，锅炉与两大14SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结蒸汽管道内储存的大量高温蒸汽排入高压疏水扩容器， 不仅增加机组的热量损失和高压疏水 扩容器的负担，而且降低高压疏水扩容器的寿命，并可能危及机组的安全。当机组突然解列 时，蒸汽参数很高（接近机组正常运行时的参数） ，问题将更为突出。 本工程采用汽机侧主蒸汽管道内的蒸汽温度与直流锅炉汽水分离器出口蒸汽温度之差 来控制，即在机组启动过程中，当两处的蒸汽温度之差大于 50～60℃时，主蒸汽管道疏水 阀自动开启。在机组正常停机过程中，当两处的蒸汽温度之差大于 60～50℃时，自动开启 主蒸汽管道疏水阀；汽机跳闸时，除急需检修主蒸汽管道零部件开启疏水阀之外，其他情况 没有必要开启疏水阀，以储存管内蒸汽及其热量，减缓管道的冷却速度，缩短机组再启动时 主蒸汽管道的暖管时间及机组启动时间。 根据司令图评审结果， 用机组负荷控制疏水阀作为 备用手段。 同样在机组启动过程中，当再热冷段、热段蒸汽温度之差大于 50～60℃，再热热段蒸 汽管道疏水阀自动关闭；机组停运后，当再热冷段、热段蒸汽管道温度之差小于 60～50℃ 时，再热热段蒸汽管道疏水阀自动开启。根据司令图评审结果，用机组负荷控制疏水阀作为 备用手段。 不用机组负荷来控制两大蒸汽管道疏水阀的启闭， 可以大大缩短两大蒸汽管道疏水进入 高压疏水扩容器的时间， 尤其是大大缩短两大蒸汽管道内的高温蒸汽进入高压疏水扩容器的 时间，甚至可以避免高温蒸汽进入高压疏水扩容器，减轻高压疏水扩容器的负担，降低热冲 击的影响，从而降低焊缝开裂、扩容器鼓包、裂纹等故障发生的可能性，延长高压疏水扩容 器的使用寿命。 同时， 除可利用管内储存蒸汽之热量减缓管道的冷却速度以减少机组再次启 动的暖管时间之外，还可避免高压疏水扩容器的低温蒸汽返回汽缸对汽机所产生的伤害。 3.1.4.3 疏水能力计算 3.1.4.3.1 主蒸汽管道疏水及暖管排汽计算 按机组冷态启动工况估算本工程疏水、 暖管系统设置容量能否满足机组启动要求。 本工 程采用两种方法计算主汽管道疏水能力。 本工程经计算， 证明疏水暖管系统能够在机组启动曲线要求的 103 分钟内将管道升温至 要求的温度，不会制约机组启动时间。 3.1.4.3.2 再热冷段蒸汽管道疏水有关计算 在高排止回阀前每路各设置一疏水点， 止回阀后支管上的疏水改到止回阀后总管上设置 一疏水点，高排止回阀前疏水管道管径按常规取用。也采用两种算法。15SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结本工程经计算， 该疏水暖管系统的容量能够满足机组启动暖管的要求， 不会制约机组启 动时间。 综上所述，本工程主汽、再热系统疏水系统的优化亮点如下： 1）主汽疏水分低位疏水和启动排汽，缩短启动暖管时间，减少高旁投入时高温高压蒸 汽排入疏水扩容器，减小扩容器扩容负荷。 2）再热冷段止回阀后疏水由支管上的两路改到总管上设一路，节省了疏水阀数量。 3）管路疏水与本体疏水接入不同的扩容器，减小单个扩容器的扩容负担，并可避免甩 负荷时高温高压蒸汽通过本体疏水管路倒如汽机的危险。 4）采用温差控制疏水阀的开启，缩短两大蒸汽管道内的高温蒸汽进入高压疏水扩容器 的时间，甚至可以避免高温蒸汽进入高压疏水扩容器，减轻高压疏水扩容器的负担，提高系 统运行的经济性，而机组负荷控制疏水阀作为备用手段。 3.1.5 取消海水升压泵 本工程对国内 1000MW 机组设置开式水升压泵的情况进行大量的调研、计算和分析论 证， 对开冷水系统的冷却设备选型及管线布置方面进行了优化， 以减少整个管路的各种流阻 损失， 使之压降与循环水管道管路的压降匹配， 以期取消海水升压泵， 以节省电厂的初投资， 降低运行维护费用。 对于采用管式闭冷器的方案， 设置海水升压泵在开冷水系统中能确保冷却水的压头， 保 证了辅机的正常工作，一般工程中均采用该方案。本工程采用管式闭冷器，针对本工程辅机 的布置及管道布置进行了水力计算，进行了大量的设计优化，通过优化布置及管线调整，减 少了整个管道的压力损失， 通过核算， 取消海水升压泵后， 仍能满足压力损失的要求。 因此， 本工程取消了海水升压泵，节约了 1005 万元的费用。 3.1.6 机组实现 FCB 功能 本工程设有 100%的高压旁路（由 4×25％BMCR 阀组成）和 65%的低压旁路（由 2× 32.5％BMCR 阀组成） ，并配有 100％再热器安全阀。高压旁路替代过热器安全阀，又作为 主汽压力调节阀，俗称“三用阀”系统。主变采用 3×380MVA、27/500kV 单相变压器，装 设有发电机出口断路器。机组可实现 FCB 功能，即在主变高压侧开关突然跳闸的情况下能 迅速转为维持带厂用电的孤岛运行方式， 但所需考虑的运行方式、 工况和保护系统等与一般 工程有所不同。 在甩负荷的情况下， 锅炉的响应速度远低于汽轮发电机， 汽轮发电机可在不到 1 秒钟的16SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结时间内适应负荷的变化。 锅炉由于较大的热惯性和燃料系统的延时性， 锅炉降负荷需数分钟 的时间，另外，锅炉有一个维持稳定运行的最低直流负荷，本工程为 30％BMCR。采用大 容量旁路后，由于其开启速度极快，在机组甩负荷时，连锁快开旁路，锅炉蒸汽便可通过旁 路而维持运行。本工程低压旁路容量为 65％BMCR，当负荷超过低压旁路容量时，多余蒸 汽将通过再热安全门排放大气，这将导致机组工质循环的不平衡，如补水不及时，将很快造 成工质链中断而导致机组跳闸，因此甩负荷（FCB）的情况下，没有必要保持锅炉满负荷持 续运行，锅炉在 65％BMCR 以下稳定运行也能实现机组 FCB 功能。 为实现机组的 FCB 功能，对在 FCB 工况下的工质平衡、2 号高加投入运行、除氧器紧 急汽源的设置、汽动给水泵汽源切换、主汽、再热及旁路蒸汽系统、凝结水系统、给水系统 的设计均作了专门的考虑，除此之外，炉、机、电大连锁采用单向连锁方式，即：锅炉跳闸 后联跳汽机、发电机；汽机跳闸时不联跳锅炉，只联跳发电机；发电机跳闸时不联跳锅炉、 汽机，只联跳发电机出口开关及灭磁；若 500kV 系统(主变差动保护区外)故障，只跳主变 500kV 侧开关，不联跳炉、机、电。系统具备 FCB 功能，即可以停机不停炉，在发电机出 口开关跳闸（主变 500kV 侧开关不跳闸）或主变 500kV 侧开关跳闸（发电机出口开关不跳 闸）的情况下能迅速转为维持带厂用电的孤岛运行方式。 3.1.7 1000MW 塔式锅炉采用炉等离子点火 等离子煤粉点火装置是利用直流电流在介质气压 0.01～0.03MPa 的条件下接触引弧， 并 在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体， 该等离子体在专门设计的燃烧器的中心 燃烧筒中形成温度 T＞5000K 的、温度梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火 核”受到高温作用，并在瞬间迅速吸热并释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃 烧。 等离子煤粉点火技术的优点： (1) 经济： 采用等离子煤粉点火技术运行和维护费仅是使用油点火时费用的 15%～20%， 尤其对新建机组调试过程中启停频繁，可节约上千万的试运燃油费。 (2) 环保：由于点火时不燃用油，静电除尘装置可以在点火初期投入，因此，减少了点 火初期排放大量烟尘对环境的污染；另外，电厂采用单一燃料后，减少了油品的运输和储存 环节，亦改善了电厂的环境。 (3) 高效：等离子体内含有大量化学活性的粒子，如原子（C、H、O） 、原子团（OH、 H2、O2） 、离子（O2－、H2－、OH－、O－、H＋）和电子等，可加速热化学转换，促进17SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结燃料完全燃烧。 通过对宁海二期工程设置等离子点火的大量的调研和专题研究， 并经业主组织并召集中 国电力建设工程咨询公司、中国电力工程顾问集团公司、上海锅炉厂有限公司、烟台龙源电 力技术有限公司、 西南电力设计院等单位在成都召开了等离子点火的专题会议， 针对外高桥 电厂出现的情况和国内 600MW 机组等离子点火的运行情况， 就塔式炉上上等离子点火的可 行性和存在的问题进行了充分的讨论， 一致认为根据煤质条件， 本工程采用等离子点火技术 原则上是可行的。本工程锅炉采用等离子点火技术，在 B 磨对应的锅炉燃烧器上安装了等 离子点火装置，节省调试燃油费 6420 万元。 3.1.8 1000MW 机组同步上脱硝 为了将宁海二期工程建成清洁环保的电厂， 本工程同步建设脱硝装置， 考虑全负荷脱硝， 由锅炉厂成套。脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR)，布置在省煤器和空预器之间的高温 烟道内。在 BMCR 工况下，按脱硝装置入口 NOx 排放量 450mg/Nm3 和 80％的脱硝效率进 行方案设计和设备配置，SCR 暂按 1＋2 层布置设置，初始催化剂的装设量保证脱硝效率不 低于 50％，锅炉钢架设计考虑脱硝装置布置空间和荷载。 按现行的《火电厂大气污染物排放标准》 ，仅要求预留烟气脱除氮氧化物装置的空间。 本工程不仅装设了烟气脱硝装置， 且设计还留有较大的裕量， 电厂运行后在氮氧化物减排控 制上将起到积极作用。 3.1.9 采用了占地省、储煤量大、自动化程度高、运行安全可靠、抗恶劣天气强、对环境无 污染的封闭式圆形煤场作为储煤设施。 煤场内采用了进口的堆取料机和活化给煤机， 设备运 行可靠性高。 3.1.10 本期工程运煤系统设计充分考虑了三期扩建预留，同时又尽量节省本期工程投资。码 头到煤场之间土建部分一次建成， 带式输送机仅建设单路。 为保障供煤可靠性和充分利用一 期煤码头的富裕能力， 设计了一期向三期供煤的支援带式输送机以及 II-2 转运站直接向煤仓 间供煤的 C-10 带式输送机。 3.1.11 为满足三期扩建工程大件运输条件， C210 带式输送机的栈桥部分进行了优化设计， 对 中部改为露天栈桥带玻璃钢防雨罩，带式输送机为可拆卸式。 3.1.12 充分重视煤尘综合治理。在所有带式输送机的回程段增设了一级清扫器和水冲洗设 备，避免煤尘带入拉紧滚筒处。所有集水井排污泵设备均按一运一备考虑。对于落差较大的 落煤管，均增设了缓冲锁气器。18SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结3.1.13 发电机出口装设了断路器，减少厂用电切换，减少厂用备用变压器数量、并使得取消 本期工程起动/备用变压器成为可能。 3.1.14 本工程取消了传统的输煤电气楼，输煤系统高低压配电室改为布置在#3 转运站内， 减少了占地，节省了投资。 3.1.15 未采用电除尘控制楼为单体建筑的布置形式，电除尘配电室及控制室与集控楼合并， 布置两炉之间的电气楼后部。 此项优化可减少投资约 200 万元， 布置和电缆敷设更符合工艺 流程，也可简化厂区管架电缆敷设难度。 3.1.16 A 列外两台机组主变压器 500kV 架空进线通过设置合理的弧垂，选择适当的金具，将 档距加大，跨度达到约 85m，使得主变压器和 500kV GIS 之间只用一跨导线连接，布置简 单，节省投资。 3.1.17 工艺专业取消电动给水泵后，高压厂用电电压采用 6kV 一级电压，开关设备开断水 平采用 40kA，简化了接线，节省了投资 1341.2 万元。 3.1.18 根据 2006 年 12 月 6 日电力规划设计总院电规发电〔 号文《关于国华宁海 电厂二期 2×1000MW 机组扩建工程初步设计审查意见》 ，本期工程不设起动/备用电源（变 压器） ，仅利用一期 38MVA 停机/备用变压器作本期 2×1000MW 机组事故停机电源。此项 可节省投资数千万元，对规程有所突破。 3.1.19 二期场平后的场地土壤电阻率推荐值为 477 欧?米，属于中等土壤电阻率地区，依据 土壤电阻率与腐蚀性的关系数据判断， 二期土壤腐蚀性不高， 钢接地材料不需要采取特殊的 防腐措施。设计经计算并考虑 35 年防腐要求，二期接地网水平接地体为加厚型 80×8 热镀 锌扁钢，垂直接地体为 ?60 热镀锌水煤气厚壁管，不设阴极保护。 3.1.20 根据一期经验和业主要求，宁海电厂本期工程 6kV 厂用电电源回路采用了小离相母 线。6kV 小离相母线各相导体装在独立的圆形铝外壳内，相间彼此隔离，比常用的 6kV 共 箱母线，提高了厂用电的可靠性。 3.1.21 本工程在主厂房内采用了厂用电监控系统（ECMS） ，能实现对发电机－变压器组、高 压厂用电源及馈线、高压电动机、主厂房内低压厂用电源、主厂房内 PC 至 MCC 馈线、保 安电源、直流系统、交流不停电电源、同期装置、厂用电源快速切换装置、AVR、智能仪表 等设备的监视控制。 3.1.22 主厂房采用钢筋混凝土结构，属国内首创。与全钢结构方案相比，两台机组主厂房节 约工程费用约 3700 万元。19SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结3.1.23 主厂房#5 机组钢筋混凝土结构单元长 122m，#6 机组结构单元长 100m，超过规范对 伸缩缝区段长度限值的规定。通过将主厂房 8.6m 层纵向框架梁改为铰接钢梁、8.6m 层以下 设两道柱间钢支撑，有效地解决了超长结构的温度应力问题。 3.1.24 根据本工程的地基和上部结构荷载特点，塔式锅炉基础采用回字型中空桩筏基础。塔 式锅炉荷载主要集中在四根大柱上， 将基础下的桩相对集中地布置于四根大柱附近， 取消筏 板中部多余部分混凝土， 形成回字型中空筏板， 与类似工程采用的整体平板式桩筏基础相比， 两台锅炉筏板基础节约混凝土约 7000 m3。 3.1.25 圆形煤场堆煤区地基处理采用托板桩方案， 即桩－托板－土工格栅加筋层－土夹石回 填土垫层加固地基方案，属国内首创。该方案与桩筏基础方案、高压旋喷桩方案相比，两座 圆形煤场降低工程费用分别约为 3000 万元、1500 万元。 3.1.26 本工程 1000MW 汽轮发电机机组为西门子机组，汽机基础为典型的柔性基础，按中 国《动力机器基础设计规范》(GB50040-96)与制造厂 STIM 标准双控进行设计。 3.1.27 主厂房、控制楼采用压力（虹吸）屋面排水系统，解决室外雨水沟与工艺管沟交叉问 题，同时减少材料消耗，改善观感。 3.1.28 集中空调系统考虑了梅雨季节的特殊情况，在新风管处设置了新风除湿机，将室外高 温高湿空气降温减湿后送入空气处理机，满足了梅雨季节各空调房间室内温湿度的要求。 3.1.29 循环水系统 根据本工程环评审查意见， 为解决电厂温排水对象山港海域热污染问题， 本工程采用带 逆流式自然通风冷却塔的海水循环供水系统， 开创了我国滨海电厂采用带冷却塔的海水二次 循环冷却水系统的先例。 本工程 2×1000MW 机组共建 1 座循环水泵房，每台机配两台循环水泵，两台机 4 台循 环水泵安装在一座露天布置的泵站内， 每台机组配一座 13000m2 海水冷却塔， 冷却塔水池采 用明渠与循环水泵站进水间连接。由于冷却水量很大，冷却塔水池处明渠宽约 24m，冷却塔 人字柱基础处设有导流墙，对水流的流态进行修正，保证了循环水泵进水流态的稳定，为循 环水泵安全稳定运行创造了有利条件。 由于二次循环水系统内的冷却水为浓缩海水， 腐蚀性较一般海水大很多， 设备和材料的 选择缺乏成熟的工程经验可供参考。设计院经调研、与科研单位和厂家技术探讨方式，提出 了较稳妥的防腐方案，根据设备的重要性，循环水泵材质采用超级双相不锈钢、清污机材质 采用了 316L，其它相关管道、法兰、阀门、伸缩节、埋件等均采用可靠的防腐蚀措施，除20SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结了关键设备选用耐腐蚀的材料外，还考虑了衬胶、涂刷防腐涂料、设置阴极保护等措施，确 保了系统的安全可靠性。 3.1.30 冷却塔 本工程每台机组配一座 13000m2 海水冷却塔，为国内首座自然通风逆流式海水冷却塔， 也是目前国内乃至亚洲最大的已建成投运的湿冷却塔。 冷却塔的主要尺寸如下： 塔总高： 进风口高： 进风口顶部直径： 环基中心直径： 集水池内壁直径： 喉部直径： 塔顶出口直径： 集水池水深： 3.1.30.1 冷却塔工艺设计 本工程 13000m2 逆流式自然通风海水冷却塔属于超大型冷却塔， 无论是在超大型塔热力 性能计算、 配水配风设计、 塔型参数选择方面， 还是在海水塔的塔芯材料选择、 填料的支撑、 塔内防浓缩海水腐蚀等方面国内均无经验可供参考。 为圆满的完成冷却塔设计任务， 设计院 通过国内外调研、与厂家和科研院所开展技术研讨的方式，搜集了大量的相关参考资料，在 此基础上与国内一流的科研单位合作， 针对本工程需要， 开展了超大型海水冷却塔热力阻力 性能研究、 海水塔塔芯材料及性能研究等系列科研课题， 并采用国内目前最先进的冷却塔二 维计算方法，对塔型参数、塔进风口高度和配风配水方式等进行了优化设计，最终圆满的完 成了冷却塔的工艺设计，通过优化设计，本工程冷却塔具备以下的特点： 综合研究了不同进风口高度、 塔出口口径与塔配风均匀性、 冷却塔出水温度及土建造价 的关系，对冷却塔塔型参数优化，最终选择的塔型参数在热力性能、循环水能耗、抗外部风 影响、塔造价方面达到了最佳的平衡，在塔面积、塔高、填料布置等方面均突破了常规设计 和规范。 冷却塔采用双竖井、 “日”字型主水槽和塑料管管式配水系统，并采用了大流量系数的 反射型喷溅装置，保证了配水的均匀性，减少了塔配水阻力，并可产生一定的节能的效果。 177.2m 12m 133.362m(上缘 12.000m 标高) 144.986m 151.086m(±0.00m 标高) 77.946m(141.146m 标高) 79.32m(177.20m 标高) 1.800m(水面标高－0.20m)21SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结淋水填料采用对海水适应性良好的 S 波型，并根据超大型冷却塔风场分布的特点，采 用了不等高布置方式（内围高度为 1.25m，外围高度为 1.50m） ，这样在保证填料对海水良 好的防海生物附着和防结垢性能的同时，还实现良好的热力性能和降低塔芯材料的造价。 经试验，塔内采用了高效 160-45 加筋波型 PVC 除水器，减少水汽损失，并降低了盐雾 对周围环境的影响。 海水塔运行时内部盐雾腐蚀性很强， 不同于一般淡水冷却塔， 海水冷却塔配水管不宜采 用不锈钢打包带固定。 在借鉴传统吊架固定方式的基础上， 为本工程专门开发了海水塔配水 管新型吊架装置，吊架采用塑钢复合材料，并配用工程塑料螺母，可有效的解决配水管不锈 钢打包带在海水塔内的易腐蚀断裂问题，为国内为首创设计。 为防止冷却塔填料等在机组停运时积盐垢， 在塔内设计了填料淡水冲洗系统， 每座布置 1 套有冲洗系统，在水槽上皆布置了 16 个冲洗水接口，在塔停用时进行冲洗，为国内为首 创设计。 3.1.30.1 冷却塔结构设计 本工程建成的冷却塔为目前国内面积最大、 高度最高的冷却塔； 特大型冷却塔结构设计 达到世界先进水平；海水冷却塔防浓缩海水腐蚀设计达到国内最高水平。 1）冷却塔设计对规程规范的突破 通过风洞试验、有限元分析，宁海特大型冷却塔中，在荷载取值涉及到塔高时对当时的 规范有所突破： a)该塔塔高 177.2m 已突破了《火力发电厂水工技术规定》 （NDGJ5-88） “冷却塔高度≤ 150m”的限制，也超过了《工业循环水冷却设计规范》 （GB/T ）塔高 165m 的限 制，其风振系数在《建筑结构荷载规范》GB、 《高层建筑混凝土结构技术规程》 JGJ3-2002、J186-2002 及《高耸结构设计规范》GBJ135-90 中无适用的取值或计算方法； b)《火力发电厂水工技术规定》 （NDGJ5-88）中风荷载环向分布是西安热工所实测了茂 名 3500 m2 塔并计算分析了 0m2 的塔修正得到的风压分布曲线，当塔几何尺寸 超出一定范围以后环向分布是否发生变化需研究，其他规范中无相关规定，无法校核。 2）结合海水冷却塔防腐试验研究成果，完成了宁海海水冷却塔设计，而当时的《火力 发电厂水工技术规定》 （NDGJ5-88）《工业循环水冷却设计规范》 、 （GB/T ）在海 水冷却塔设计方面是空白。 3.1.31 海水补给水22SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结本工程循环水系统的补水采用海水， 夏季最大补水量为 6603m3/h， 年平均补水量为 5334 m3/h。海水水源为象山港海水。本期海水补给水从一期工程的 4 根循环水压力母管上分别引 接管道， 将海水输送至本期海水补给水泵房， 经过海水补给水泵升压后将海水送至本工程的 海水净水站进行处理， 处理后的海水自流至海水冷却塔做为循环水系统的补给水。 从而节约 了新建海水取水头部、 海水引水管的土建投资和相应的设备材料费用， 同时还可充分利用一 期循环水管内的水压， 降低补给水泵扬程， 节约电耗。 海水补给水泵从一期循环水管上吸水， 水质较好，还节约了清污机械、闸门等设备的费用和占地。 3.1.32 海水净水站 海水做为循环冷却水需要进行海水预处理,以满足循环水系统对悬浮物含量的要求。本 工程海水预处理设计水量为 7200 m3/h，采用法国威立雅水务公司微砂回流反应沉淀池进行 处理，微砂回流反应沉淀池分为 2 个独立的单元，每个单元处理水量为 3600 m3/h，分别向 5＃、6＃机组冷却塔水池补水。 由于海水二次循环供水系统的浓缩倍率低， 补给水量大， 因此如果按照常规反应沉淀池 工艺，海水净水站的规模将很大，难以适应总平面布置的要求。微砂回流反应沉淀池采用法 国先进的絮凝、沉淀技术，占地小，处理效率高，能够在紧靠冷却塔的区域内布置，处理后 的出水可以直接自流到冷却塔水池内。 经工程试运行，本工程微砂回流反应沉淀池出水水质可达到 1~2NTU，优于设计指标， 为海水循环水系统的稳定运行提供了更好的条件。 3.1.33 循环水处理系统 我国海水循环冷却技术尚处于示范工程阶段， 国内己运行的两个海水循环水处理系统分 别为天津碱厂（千吨级）和福华德电力有限公司（万吨级） 。作为国内第一个大型海水循环 冷却系统（十万吨级） ，宁海电厂二期工程海水循环水处理系统委托国家海洋局天津海水淡 化与综合利用研究所进行了大量试验， 根据试验结果对海水循环水最佳浓缩倍率、 化学药剂 种类及其加药量、加药方式等进行选择。 根据该成果循环水浓缩倍率为 2，杀菌剂 SW303 采用冲击式加药方式，加药浓度为 5mg/L 海水阻垢分散剂 SW203 采用连续加药方式，使用浓度为 20mg/L（商品计） 。 海水循环的浓缩倍率为 2，达到世界先进水平，降低循环水补水量，减少海水预处理设 施投资， 减少了海水系统运行费用。 阻垢剂和杀菌剂的加入解决了系统的腐蚀、污垢、微生物附着等问题。23SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结3.1.34 机组 DCS 系统功能优化创新 机组 DCS 系统通过配置 PDMS 管理软件和带 HART 信号采集功能的 AI 卡件，集成了 智能变送器远方管理（AMS）功能，提高了仪表系统的数字化程度，提供了远程设备管理 及状态检修维护的功能，同时简化了系统结构，提高了可靠性； 机组 DCS 系统集成控制优化功能，确保优化控制效果； 机组 DCS 系统集成小汽机 MEH、METS，实现无电动给水泵的全程给水控制功能； 机组 DCS 系统集成 100％BMCR 高压旁路及 65％BMCR 低压旁路系统控制， 实现 FCB、 主蒸汽压力保护等功能； 机组 DCS 系统集成锅炉吹灰控制，整合等离子点火控制； 机组 DCS 系统顺控水平达到了机组级（带断点） 。 3.1.35 脱硫 DCS 系统功能优化创新 FGD_DCS 系统全范围采用现场总线控制（FCS）技术，全数字化信号、控制功能分散 化，提高控制系统的可靠性，大大降低了电缆工程量； FGD_DCS 系统通过 FCS 集成设备管理功能，实现设备状态检修，减少维护时间； FGD_DCS 系统合理规划 FCS 系统结构， 节省布线及控制设备布置空间， 减少维护费用。 3.1.36 仪表测量系统优化创新 FGD 系统采用带现场总线接口的智能仪表、主厂房系统采用带 HART 协议的智能变送 器，通过 FCS 及 AMS 系统实现设备远程诊断管理功能； 深化、 细化特殊仪表安装设计， 确保高参数测量仪表、 海水二次循环测量仪表安全可靠、 便于维护； 仪表测点设置适应塔式炉、大容量旁路带 FCB 功能、无电泵工艺系统的控制要求，适 应工艺系统对汽机疏水系统、抽汽系统等优化控制的要求。 3.1.37 高温高压测量仪表 主蒸汽管道、高压旁路进口管道、热再热蒸汽管道、低压旁路进口管道材质均为 P92。 目前国内对异种钢的焊接均需进行特别培训和工艺评定，程序较复杂，特别是 P92 与异种 钢焊接对热处理的要求比较苛刻， 应尽可能避免异种钢焊接。 同时本工程业主方也有在主汽、 给水等高温高压管道上的测温套管应采用与主管道相同材质的明确要求。遵循此设计原则， 本工程主蒸汽和热再热蒸汽管道热电偶保护管采用 P92 材料制作，给水系统热电偶保护管 采用 15NiCuMoNb5 材料制作，其他应用场合的热电偶和热电阻保护管采用不锈钢。24SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结P92 保护套管采用深盲孔技术加工，整个保护管为一体式金属结构，不采用焊接方式拼 接。主汽、热再管道上的 P92 测温保护套管以及给水管道上的 15NiCuMoNb5 测温保护套管 均由四大管道配管厂负责焊接， 采用了外加测温管座焊接的方式， 焊接完毕要进行严格的探 伤和热处理。 3.1.38 海水系统测量仪表 本工程采用海水二次循环， 汽机房开式循环水系统及循环水泵房系统的部分测量对象为 较高温度的浓缩海水，腐蚀性较强，测点安装形式以不影响主管道的阴极保护、便于更换为 原则。一次门前管路尽量短，采用与主管道相同的材质并配用相同材质的法兰，选择了较大 管径，利用主管道的阴极保护实现一次门前管路的防腐。一次门采用法兰连接的 PVC 球阀， 阀门的 PVC 法兰需要根据阀门两端所需连接的不同标准的法兰进行现场开孔；温度测点采 用法兰安装方式，测温保护套管及法兰材质为耐海水材质（哈氏合金 C-276） ，而与之对接 的法兰材质为与主管道相同的碳钢，安装时必须确保两片法兰之间的绝缘，螺栓、螺母、垫 圈等均采用耐腐蚀的绝缘材料。 3.1.39 现场总线仪表及控制系统 本工程就地现场总线仪表设备中， FCS 压力/差压变送器、 电磁流量计、 超声波液位计、 雷达料位计、密度计等均采用了西门子产品，pH 计采用了 Emerson 产品。 本工程在国内首次采用西门子公司的 SPPA-T3000 系统构建了现场总线控制系统。 SPPA-T3000 系统集成了 PROFIBUS 现场总线模块， 很好地支持了 PROFIBUS 现场总线， 满 足了电厂可靠运行的要求，并简化和完善了现场设备的维护工作，提高了工作效率。 3.1.40 热控专业设计中对规程规范的突破： 电力行业标准 《火力发电厂热工自动化就地设备安装、 管路及电缆设计技术规定》 (DL/T )未明确规定超临界参数测量管路材质及管径选择数据。本工程超超临界参数测 量管路材质及管径选择参照美国标准 ASME B31.1 执行。 取压短管选用与主管道同材质（主汽：P92，给水 15NiCuMoNb5，由主管道厂配供） ； 设计依据为 ASME B31.1-2001 中的 122.3.2 (A.1)。 主汽测量一次门前后管路材质均采用 P92。根据 ASME B31.1-2001 中的 122.3.2 (B.1) 及(B.2.1)，一次门和排污门均应能承受主管道的设计压力和温度；本工程相关各方讨论确定 要避免现场出现 P92 材料与异种钢焊接，故一次门、一次门后管路、排污门均采用了与主 管道相同的材质。25SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结再热热段测点压力不到 8MPa，但因主管温度高达 610℃，取压短管、一次门前管路及 一次门均选用与主管道相同的 P92 材料； 一次门后管路按主管压力下饱和蒸汽温度 （约 295℃ @8MPa）设计，采用普通的不锈钢 1Cr18Ni9 Ti，一次门配供过渡段并负责解决 P92 与异种 钢焊接问题。 3.1.41 脱硫吸收塔核心技术 本工程脱硫吸收塔核心设计由北京国华电力工程技术有限责任公司采用自有技术进行， 西南院进行了相关的配合。 3.1.42 脱硫旁路烟道及净烟道布置 对脱硫旁路烟道及净烟道布置进行了多方案比选，从安全可靠、经济实用、尽量减少烟 囱及烟道内衬的原则考虑， 烟道布置上采用了旁路烟道与吸收塔出口净烟道水平相连后再水 平接入烟囱的优化方案。该方案的实施，降低了烟囱防腐内衬（钛钢复合板）及烟道防腐内 衬（鳞片树脂）的材料耗量，减少了施工难度较大的钛钢复合板及鳞片树脂的安装工程量， 相应的减少了日后的运行维护工作量。 优化后的脱硫净烟道短捷， 吸收塔出口至烟囱出口段 的烟气阻力略有下降（约 80Pa） 。相比原常规方案，优化方案的初投资及年运行费用按 2 台 机组计分别节省约 280 万元和 30 万元。 3.1.43《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》5.0.8 条款中规定“石灰石仓或石灰石粉仓的容 量应根据市场运输情况和运输条件确定，一般不小于设计工况下 3 天的石灰石耗量” 。本工 程脱硫吸收剂采用外购石灰石粉， 由于石灰石粉外购点生产稳定、 供应可靠且距脱硫岛较近 （仅 3km） ，采用密封罐车运输，所以可适当减少岛内石灰石粉仓的存储天数。本工程脱硫 岛内设置 2 座石灰石粉仓，每个粉仓按 1 台炉 BMCR 工况下燃用设计煤种时 1 天的吸收剂 耗量设计，节省了石灰石粉仓投资。 3.1.44 在汽机房照明设计中，针对运转层是否大胆采用金卤灯作为事故照明光源，经与业主 多次交换意见， 并进行启动柴油机的实验， 测算用金卤灯作为汽机房运转层事故照明光源的 启动时间，实验结果，用金卤灯作为汽机房运转层事故照明光源，其光源启动时间是能够满 足人员继续工作时间要求的， 为此， 设计由以往工程在运转层事故照明一直采用白炽灯光源 改成了金卤灯光源，在提高了光效的同时也使光色达到完全一致。 3.1.45 本工程在 A 列外，汽机运转平台，锅炉本体 80.0 米层左右平台处，较以往工程，增 设了带 250A~400A 接线柱的满足较大功率负荷检修要求的检修箱，以满足机组检修时的需 要。26SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结3.1.46 根据电厂实际运行的情况，取消了输煤转运站及栈桥内所有普通插座，且输煤转运站 及栈桥的照明箱全部预留可进入 DCS 的接口， 使照明控制实现就地和远方均可控制的目的。 3.1.47 本工程结合国华公司对节能的要求，在充分理解国家节能降耗相关政策的基础上，作 了照明节能设计方面的大量研究，并编写了《宁海工程照明节能专题报告》 ，让绿色照明理 念在本工程中得以实现。 3.1.48 在设计手段上本工程采用以 PDMS 为核心的三维集成设计系统，涵盖从系统、布置、 详图整个设计过程， 实现了全过程的数字化设计。 采用集成设计系统的范围从主厂房区域扩 大到全厂（包含厂区管架和地下设施） ，涉及管道、暖通、结构、建筑、电缆桥架、电气盘 柜、仪表等所有与布置和工艺系统相关的专业，其中包含所有 DN50 以上管道。在设计中应 用先进的三维设计理念进行空间优化和模型间的碰撞检查， 通过制度和技术手段实现所有修 改必须从数据源头修改，保障了设计数据的准确性和一致性。 3.2 设计优化 我院对宁海二期工程的设计优化工作高度重视， 在每一个设计阶段都根据不同的内容深 度要求对设计进行优化，力求在安全可靠的前提下，尽可能优化设计，提高整体设计质量水 平，使主要设计技术经济指标达到国内同类型机组的先进水平，同时节省投资。 针对本工程的重大问题，可研阶段，我院完成 13 份专题报告。 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 主机主要技术条件专题报告 主厂房布置优化专题报告 四大管道设计专题报告 脱硝系统专题报告 主机进口范围专题报告 烟气冷却器专题报告 主厂房结构选型专题报告 管状带式输送机应用分析专题报告 循环水系统优化专题报告 海水二次循环专题报告 厂区总平面布置及竖向布置专题报告 主厂房布置侧煤仓方案专题报告 工业冷却水系统专题报告 专题名称初设阶段，我院完成 24 份专题报告。27SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 四大管道设计专题 主要辅机选型专题 主厂房布置专题 圆形煤场设计优化 三相和单相主变压器选择专题名称起动/备用电源引接方案的研究 高压厂用电电压等级选择及接线研究 厂区电缆通道优化布置研究 电气系统纳入 DCS 监控方案研究 凝结水泵采用变频调速专题 500kVGIS 选型专题 厂区总平面及竖向布置专题报告 厂区地基处理方案研究 汽机基座选型专题报告 烟囱结构选型 主厂房建筑造型设计及一、二期电厂建筑总体协调设计论证 主厂房结构型式选择专题报告 输煤系统除尘方式的研究 超超临界机组控制策略及控制优化软件研究 现场总线控制系统设计方案研究 集控室布置方案专题论证 循环水管材比较专题报告 灰场规划设计专题报告 KKS 电厂标识系统编制说明司令图设计过程中，针对本工程的特点，我院提交了设计优化专题大纲， 电力规划设 计总院组织了设计优化大纲的审查，北京国华电力有限责任公司、电力顾问集团公司、电力 咨询公司、 业主及西南电力设计院在成都召开了宁海二期工程设计优化工作会， 进一步对本 工程设计优化工作进行了讨论，在此基础上，我院完成了设计优化报告 18 份，中国电力工 程顾问集团公司对本工程设计优化专题进行了评审。司令图阶段设计优化专题如下： 序号 1 2 专题名称 主厂房采用钢筋混凝土结构专题 海水二次循环专题报告－常规海水冷却塔与排烟 论述28海水冷却塔方案SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18取消电动给水泵组专题 取消厂用电 10kV 电压等级专题 等离子点火专题 主厂房侧煤仓布置专题 汽机基座设计优化专题 停机/备用变压器配置优化专题 主变采用单相或三相主变压器专题 带式输送机比较专题 主汽和再热蒸汽疏水系统、低加疏水系统优化专题 主汽、热段壁厚选择专题 高压给水管道规格优化专题 再热系统压降优化专题 开冷水系统优化专题 凝结水泵变频技术应用专题 厂用电监控系统设计方案专题 现场总线设计优化专题下面简述宁海二期工程所做的主要设计优化工作： 序 号 设计优化工 作名称 厂区总平面 1 及竖向布置 专题报告 厂区管线敷 2 设方式专题 报告 比选主要内容 主要结论意见 实施情况对多种可能的厂区总平面及 竖向布置方案进行分析比较采用设计推荐的厂区总平面 及竖向布置方案已实施对多种可能的厂区管线敷设 方式进行分析比较采用设计推荐的厂区管线敷 设方案 推荐采用高、低压串联旁路 系 统 ， 高 旁 容 量 为 100 ％ BMCR ， 低 旁 容 量 为 65 ％ BMCR已实施3汽机旁路系 统选择进行了不同容量的高压旁路 比较和两种容量低压旁路比 较 无头除氧器和常规卧式除氧已实施4除氧器选型器进行了结构、性能、安全 性和经济性分析比较推荐采用无头除氧器已实施5凝结水泵选进行了3× 50％容量和2× 100本工程推荐采用3× 50％容量已实施29SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称 择比选主要内容 ％容量凝结水泵配置方案分 析比较 对双列、U 形管、单列、U 形管和单列、蛇形管、卧式主要结论意见 凝结水泵，此方案技术成熟 ，费用低实施情况6高压加热器 选型高压加热器三种方案的技术 成熟度、运行灵活性、对负 荷的适应性、安全性、经济 性进行了分析比较 分别对三大风机的结构特点推荐采用技术成熟、运行灵 活的双列、U 形管、卧式高 压加热器 已实施7三大风机选 择、调节性能、对负荷的适应 性、检修维护及投资运行费 用等方面进行分析比较一次风机、送风机为动叶可 调轴流式，引风机为静叶可 调轴流式 本工程取消电动给水泵，采 已实施8取消电动给 水泵组给水泵组配置进行了多方案 的技术经济比较用2×50％纯汽泵方案，节省 费用6061万元（包括土建及 电气费用）已实施塔式炉等离子点火技术原理 9 等离子点火 主厂房侧煤 仓布置 及系统设计介绍，进行了经 济效益分析计算 10 主厂房布置四列式方案与侧 煤仓方案比较 对主汽、再热系统疏水管路 系统进行了优化设计，并对 疏水阀由负荷和温差控制进 行了分析比较 按 12 主汽、热段壁 厚选择 ECCC2005 较本工程采用等离子点火技术 ，节省燃油费约6000万元 本工程不采用侧煤仓方案 本工程主汽疏水分低位疏水已实施已实施主汽和再热 11 蒸汽疏水系 统和启动排汽，冷段疏水改到 主管由两路改为一路，管路 疏水与本体疏水接入不同的 扩容器，推荐采用温差控制 疏水阀的开启 已实施ASME 本工程按 ECCC2005许用应 力值计算主汽热段管道壁厚 已实施C.C2179-2标准计算的管道稍 厚，从安全、可靠性考虑， 推荐 P92材料的许用应力按 ECCC2005降低后数值取用 在本工程初步设计阶段《四 大管道设计专题报告》的基 础上，对高压给水管道的流13高压给水管 道规格优化本工程高压给水管道规格进 行了优化选取已实施30SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称比选主要内容 速进行优化选取，从经济性 等方面，优化高压给水管道 规格 在本工程初步设计阶段《四 大管道设计专题报告》的基 础上，对再热系统管道进行 了不同规格管径的阻力优化 计算和经济性比较 进行了管式或板式闭冷器取 消和不取消海水升压泵的系 统设计及压降计算和相应的 经济比较 主汽、再热蒸汽管道采用弯 管代替弯头主要结论意见实施情况14再热系统压 降优化本工程再热系统压降满足要 求，经济性好已实施开冷水系统 15 优化取消海 水升压泵 主汽、再热蒸 16 汽管道弯管、 弯头选择本工程开冷水管径适当放大 后可取消海水升压泵，节省 投资和运行费用 降低主汽、热段阻力，提高 机组热经济性 最终确定的 A 排到烟囱的距 已实施已实施17主厂房布置主厂房采用四列式布置格局 ，采用钢筋混凝土结构离为221.5米，两台机主厂房 的长度为211.8米，在同时期 的1000MW 机组中占地最小 本工程主蒸汽管道疏水及暖已实施取消与本工程主机类似的外 18 取消小旁路 二、外三工程采用的主汽至 冷段小旁路 本工程设置了等离子点火装 置，无需设置外三工程采用 的邻机加热系统 对四大管道设计参数进行了 分析论证，对四大管道材质 、管道规格进行了方案比较 相 对 同 期 的 其 它 类 似 1000MW， 本工程四大管道进 行全面优化布置 与保温设计规程计算原则相 22 保温优化 比，增加环境温度为25℃时 ，保温外表面温度不超过 50℃的保温厚度校核工况，31管排汽系统设计可以满足暖 管要求，取消该旁路不影响 机组安全性，节省投资2076 万元人民币 已实施19不设置邻机 加热系统 四大管道设 计优化 四大管道布 置优化减小对换热管寿命的影响， 节约投资 选择满足机组参数要求的经 济可靠的材质和管径 减少高端材料耗量、取消主 汽、热段联络管等，节约工 程造价 适当增加了部分蒸汽管道的 保温厚度，以减少机组散热 损失，提高机组热经济性已实施20已实施21已实施已实施SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称比选主要内容 进行复核计算主要结论意见实施情况23小管道布置 设计优化 烟气冷却器与国内规范规定的设计范围 相比，增加小管道的布置设 计 对采用烟气冷却器的方案进 行技术经济分析在三维模型中，根据各种不 同小管道的不同要求，进行 集中规划布置，使工艺美观 ，材料开列准确 本工程由于工程实施进度、 烟气冷却器可靠性等原因， 经综合分析，建议不设置 增设实物校验装置增加了转 运环节，增加的投资费用较 未实施 已实施24（低温省煤 器）分析关于皮带秤 25 校验装置的 设置问题 系统是否需要设置实物校验 装置高，作为内部管理的皮带秤 ，采用循环链码校验装置已 可满足运行及相关规程规定 的要求。建议不设实物校验 装置。 该优化减少了一座电气楼， 为总平面布置及电厂三期扩 建创造了有利条件，投资上 可节省约328万元。 由于本工程取消电动给水 泵， 高压厂用电系统采用6kV 一级电压， 6kV厂用电接线简 单，便于管理和维护，节省 费用1341.2万元设置循环 链码校验 装置，达到 预期效果取消运煤电 26 气楼设计优 化取消传统输煤电气楼，电气 楼并入煤场附近的 II-3号转 运站 对 高 压 厂 用 电 采 用 10KV 一已实施27高压厂用电 压等级优化级、10KV及6KV两级、10KV 及3KV两级、6kV一级电压进 行了技术经济比选 本 工 程 设 3 台 50% 的 凝 结 水 泵，2运1备运行，在机组已实施凝结水泵变 28 频技术应用50~100%和0~50%运行时， 仅 需1台凝结水泵变频运行。此 方式投资最省，运行费用最 低。故按1台凝结水泵采用变 频的方案进行分析。 电除尘配电室及控制室由布 置于#5炉脱硫场地固定端处 的脱硫、电除尘及除灰控制 楼移至两炉之间的电气楼后 部 主变压器500kV架空进线通32采用变频调速装置成本回收 期时间较长，经济性不明显， 凝结水泵不设置变频装置 未实施布置和电缆敷设更符合工艺 流程，也可简化厂区管架电 缆敷设难度，减少投资约200 万元 比初步设计减少2跨500kV架 已实施 已实施29电除尘控制 楼布置优化30A列外布置优SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称 化比选主要内容 过设置合理的弧垂，选择适 当的金具，将档距加大，跨 度达到约85m， 使得主变压器 和500kV GIS之间只用一跨 导线连接主要结论意见 空线，布置简单，节省投资 约110万元实施情况31电气控制逻 辑优化正常停机方式正常停机采样程序跳闸 工作电源与事故停机电源开 关间的事故切换由快切装置已实施高压厂用电 32 源的切换控 制优化 厂用点切换方式完成，且只能进行单向切换。 切换装置只能进行事故切 换，不能进行正常切换。在 进行事故切换时应跳掉与机 组安全停机无关的负荷 将500kV继电器室设计为单 按单层或双层设计 层建筑在500kV继电器室下 做支敦，支敦为1.00m高，继 电器室地面做成活动地板 对钢结构主厂房的结构体 未实施，主 通过设计优化，主厂房钢结 构的主体结构用钢量比初步 设计阶段用钢量减少约9.4% 厂房由钢 结构改为 钢筋混凝 土结构。 主厂房采用钢结构或现浇钢 筋混凝土结构均是可行的， 采用钢筋混凝土结构，两台 机组主厂房降低工程费用约 3700万元 主厂房纵向框架底层纵向梁 已实施 系、分析计算手段、截面型 式、材料选择、各层楼(屋) 面钢梁设计、节点连接设计 等方面进行优化 结合本工程实际情况，对主 厂房采用钢结构与现浇钢筋 混凝土结构两种方案，从结 构体系、优缺点、经济性及 对工艺布置影响等方面进行 比较 已实施 已实施500kV 电气继 33 电器室的设 置优化34主厂房钢结 构设计优化主厂房采用 35 钢筋混凝土 结构专题主厂房混凝 土结构温度 36 应力计算及 结构措施专 题 汽机基础设对主厂房采用全钢筋混凝土 框架结构和铰接钢粱加钢筋 混凝土框架混合结构两种结 构方案进行温度作用效应分 析和优缺点比较 对汽机基础按中国规范进行33采用钢梁较采用钢筋混凝土 梁对整体结构在温度荷载的 作用下更为有利，并且这种 结构形式不会影响相关工艺 专业的设计。解决了超长结 构温度应力问题 汽机基础为典型的柔性基 已实施 已实施37SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称 计优化比选主要内容 多个方案的计算比较，提出 动力特性较优的推荐方案。 并按制造厂STIM标准进行动 力特性和静力变形验算 对汽机基础中间层采用独立主要结论意见 础，按中国《动规》与制造 厂STIM标准双控进行设计实施情况汽机基础中间层采用独立平 台以及弹簧隔振平台方案均 是可行的。本工程实际采用 独立平台 通过对挡煤墙、扶壁柱、环 形基础、堆煤区地基处理和 进仓栈桥所作的设计优化工 作，两座圆形煤场工程费用 在初步设计的基础上降低约 2800万元 已实施 已实施38汽机基础中 间层选型平台和弹簧隔振平台两个方 案在工艺布置、经济性、动 力特性等方面进行比较 对圆形煤场堆煤侧压力取39圆形煤场设 计优化值、挡煤墙、扶壁柱、环形 基础、堆煤区地基处理和进 仓栈桥结构等进行设计优化 根据不同堆取料机型式(半门圆形煤场常 40 规扶壁柱与 整体圆筒壁 方案的比较架式刮板取料机、悬臂配重 式刮板取料机)，对圆形煤场 采用常规扶壁柱与整体圆筒 壁两种方案分别进行技术和 经济性比较 对集中控制楼布置于主厂房 固定端，两炉间设电气楼，本工程圆形煤场采用常规扶 壁柱方案（采用半门架式刮 板取料机） 已实施确定集中控制楼布置于两炉 间，并将电除尘控制楼与集 中控制楼合并布置。减少了 用地，节约工艺电缆长度， 节省土建造价 推荐方案组合为：冷却塔面 积 13000 m2 循环水管：DN3800 冷 却 倍 率 ： 变 倍 率 m=55/35.75 倍 塔总高：177.2m 进风口高： 12m 进风口顶部直径： 133.362m 推荐采用钢管，循环水干管 埋深减少0.6m，循环水管混 已实施 已实施 已实施。41集中控制楼 设计优化或集中控制楼布置于两炉 间，并将电除尘控制楼与集 中控制楼合并布置进行了大 量的比选优化 结合中国水利水电科学研究 院的冷却塔试验项目成果， 对循环水系统的合理配置进 行技术经济优化论证，对冷 却塔筒壁曲线分别按工艺要 求和造价用最低进行了多方 案优化，最后按照工艺最优 并结合造价降低，提出优化 的冷却塔主要尺寸参数42循环水系统 冷却塔优化43循环水管管 材、布置优化对循环水管采用钢管、玻璃 钢管、PCCP管进行技术经济34SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称比选主要内容 比较，对循环水管埋深、加 固进行比较主要结论意见 凝土加固段减少340m，节约 土建投资费用 消防水池与工业水池合并， 可节约一座200m3 水池土建 费用约16万元。 浓 缩 倍 率 为 2.0 ， 阻 垢 剂 SW203使用浓度为20mg/L， 冲 击 式 加 菌 藻 抑 制 剂 SW303，加药浓度为5mg/L。 控制软件的配置划分为两部 分：一为已明确的IT系统接实施情况44水池优化对水池设置进行比选已实施循环水处理 45 系统设计优 化海水循环浓缩倍率、阻垢剂 的种类及加药量、杀菌剂的 种类及加药量研究已实施超临界参数 46 机组控制策 略研究及控 制软件优化 对超临界参数机组控制策略 及控制软件进行研究优化口及相关软件；另一部分则 在明确 DCS能够提供的 优化 功能后，根据需要补充采购 机组性能计算和分析软件、 机组控制回路优化软件及各 种测试软件和专家系统。 对常规系统与FCS系统的技 术经济比较，提出在单元机 组开/闭式循环冷却水系统、 锅炉疏水系统以及在脱硫系 统采用现场总线的方案。 已实施47现场总线设 计优化在脱硫系统全范围采用了 FCS技术已实施。煤 灰 水 进 48 DCS 设 计 优 化辅控PLC系统与DCS系统的 技术经济比较 为了完善辅助系统控制方 式，集中控制点，减人增效， 对辅控系统设计进行优化，本工程最终采用了PLC辅控 网的方案。已实施二期灰、水、FGD系统采用 在本期单元控制室集中控 制；二期锅炉补给水处理等 系统部分设备纳入一期辅控 系统，实现了一二期控制系 统的整合。 已实施辅控系统一 49 体化设计优 化合理地与一期辅控系统或其 控制点进行合并。本期单元 控制室内设有辅助系统集中 监控网上位机及FGD_DCS系 统上位机，可实现本期主、 辅系统的一点集中监控。脱硫吸收塔 50 排烟至烟囱 接口位置优将技术可行的脱硫吸收塔后 烟气通道布置优化方案与常 规方案相比,从烟气通道钢材35烟囱采用钛钢复合板内衬，2 台机组节省初投资300万元； 已实施 另外，2台机组可节省电费27SWED50－F254S浙江国华宁海电厂二期 2×1000MW 扩建工程 设计总结序 号设计优化工 作名称 化专题比选主要内容 及防腐工程量、土建工程量、 万元。 运行检修费用等方面进行综 合经济比较。主要结论意见实施情况总的来说，在宁海二期工程司令图设计阶段，主要设计优化项目降低投资如下： 1)主厂房采用钢筋混凝土结构，-3700 万元； 2)烟道标高抬高，减少烟囱防腐内衬面积，-300 万元； 3)取}