内蒙古某电厂工程施工组织设计doc.docx

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内蒙古某电厂工程施工组织设计

目录第一章工程概况7第1节电厂规模7第2节现场条件7第3节水文地质8第4节气象条件10第5节系统简介11第6节主要技术数据及参数22第二章工程范围及主要工程量和目标27第1节工程范围及工程量27第2节工程总目标56第三章施工组织机构设置和劳动力计划57第1节施工组织机构58第2节劳动力计划58第四章施工网络计划及保证工期措施61第1节施工网络计划61第2节保证工期措施62第五章施工总平面布置见图ZT-0164第1节生活区布置64第2节项目部、专业公司办公区及施工现场布置65第3节搅拌站区布置65第4节现场道路66第5节现场排水66第6节主要起重机械的选择及布置67第7节施工总平面管理包括保卫69第六章施工临时设施及场地69第1节施工临时设施一览表69第2节施工场地一览表71第3节施工道路一览表72第4节有轨吊车轨道一览表72第5节现场力能管、线一览表73第6节现场排水管、沟一览表73第7节现场临时围墙一览表74第七章力能供应74第1节施工用水74第2节施工供气氧气、乙炔和压缩空气75第3节施工用电75第4节现场通讯77第八章主要施工方案和重大技术措施77第1节建筑施工方案77第2节汽机施工方案102第3节锅炉施工方案146第4节保温、防腐施工方案210第5节电气施工方案233第6节热控施工方案283第7节焊接施工方案317第8节季节性施工保障措施333第9节关键过程、特殊过程等主要项目的作业指导书清单334第九章施工技术及物资供应计划335第1节主要施工图纸交付计划335第2节主要设备交付计划341第3节施工机械及主要工具配置计划345第4节检验、测量和试验设备的配置计划349第5节力能供应计划357第十章施工质量、安全和环境目标及保证措施358第1节质量目标及质量保证措施358第2节安全和环境目标及保证措施441第十一章文明施工与CI管理462第1节文明施工管理462第2节CI管理471第十二章计算机应用474第1节工程概况474第2节网络实现功能475第3节计算机网络布置规范475第十三章新技术、新设备、新工艺、新材料的476第1节脱硫系统476第2节空冷岛系统477第十四章培训计划478第十五章物资供应管理479第1节我公司在本工程中的物资供应管理479第2节供货管理481第3节库区和设备堆放场地的管理481第4节物资管理承诺482第5节工程剩余物资的回收管理482第6节其他483工程概况第一节电厂规模***电厂位于内蒙古***县***乡，东北距呼和浩特市约70公里，东距北京约510公里，***电厂一期工程建设2600MW亚临界燃煤机组，已经于2003年7月底投产，二期工程2600MW亚临界燃煤机组正在建设，三期工程规划建设2台600MW空冷机组，达到规划容量6600MW的规模。

根据上报国家发展改革委员会的工程项目建议书，本期工程所发电力通过扩建500kV送电设施直接送京津唐电网从而加大优化资源培植，进一步缓解首都用电紧张局面。

第一节现场条件***电厂位于内蒙古***县***乡，东北距呼和浩特市约70公里，东距北京约510公里，南距黄河取水口7公里，距托县县城20公里。

托县电厂为准格尔能源基地的组成部分，是准格尔煤田的矿口电站。

***电厂厂区位于内蒙古前套平原东南部，处于黄河、大黑河冲积平原与和林格尔丘陵前冲积倾斜平原的交汇地带，总的地势为东北高、西南低。

厂址区域地势平坦、开阔，标高在1063.1-1066.8m黄海高程。

根据一期工程建设用地的批复文件，已经完成779.767公顷的征地工作，其中厂区224公顷。

一期工程按照6600MW同类机组完成了厂区总体规划布置，厂区防洪堤、围墙、临时用水、施工用电、道路等公用设施及厂区五通一平基本完成。

基本满足三期工程建设需要。

第一节水文地质厂区地下水位在勘测期间地下水位埋藏深度在1.50--6.50m之间，相应标高为∶1061.05m--1063.15m，标高相差2.1m。

地下水具有自由水面，属潜水类型。

经取样分析，地下水的矿化程度较高，按总硬度分类为硬～极硬型水，按化学成份分为重碳酸硫酸镁钾钠型水，对混凝土无腐蚀性。

地质条件厂区地层共分为三大层。

第一层层号Ⅰ∶粉土、粉砂Q4，平均厚度1.5m,土体结构较为松散，粉土与粉砂的承载力标准值分别为fk120kPa，fk150kPa。

由于这层土层厚度较小又处在土壤标准冻结深度范围内，且在厂区场地平整施工中已被扰动，其f值与第二层相差较大，只适合用于一般浅埋沟道的持力层。

渗透系数∶K202，粉土18X10-5---8.09X10-4cm/s，剪切波速VS值为∶180m/s。

第二层层号Ⅱ∶粉土、粉砂Q2，平均厚度3.0m，粉砂为稍密～中密状态，粉土为可塑状态，为中～低压缩性土，粉土与粉砂的承载力标准值分别为fk250kPa，fk180kPa。

可以做为一般建筑的天然地基基础持力层。

渗透系数∶K20，粉土∶3.14X10-7---2.07X10-4cm/s；粉砂∶2.46X10-7---3.71X10-4cm/s，剪切波速VS值为∶257m/s。

第三层层号Ⅲ粉质粘土与中粗砂N2，该层厚度大于100m，为硬塑～坚硬状态的粉之质粘土及密实、微～中等胶结的中、粗砂，其中粉质粘土的承载力标准值为fk350kPa，中、粗砂的承载力标准值为fk400kPa。

渗透系数∶K20，粉质粘土∶9.31X10-9---5.38X10-7cm/s，中、粗砂约为∶2.00X10-4cm/s，剪切波速VS值为∶539m/s。

地震基本烈度***电厂位于新颁布的地震动参数区划图峰值加速度0.15g与0.2g分界线附近，自治区地震部门为***电厂二期工程对地震基本烈度和地震动参数进行复核，复核结果地震基本烈度为7度，峰值加速度为0.173g。

厂区抗震设防烈度为7度。

第一节气象条件气象要素资料表序号项目单位数值1多年极端最高气温℃38.52多年极端最低气温℃-28.43多年年平均气温℃7.64多年平均最低气温℃1.55多年平均最高气温℃14.56多年年平均气压hPa900.97多年平均降水量mm343.98多年最大1日降水量mm69.09多年平均大风日数d710多年平均沙尘暴日数d1111多年最大冻土深度m1.3712多年最大积雪深度m0.25主导风向全年W，夏季S，冬季W。

次主导风向全年WSW，夏季W，冬季WSW。

厂址距黄河的直线距离约6km，厂区场地标高高于黄河河滩70m。

第一节系统简介1.5.1燃烧及制粉系统1系统简介系统选择采用正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配6台中速磨，其中1台备用。

对于设计煤种和第二校核煤种，5台磨煤机可满足锅炉MCR工况运行的要求；对于第一校核煤种，6台磨煤机全部投运可满足锅炉MCR工况运行的要求。

每台磨煤机引出五根煤粉管道连接到锅炉前墙或后墙的同一层燃烧器，锅炉前后墙各三层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机对应的燃烧器。

磨煤机密封系统采用每台锅炉配2台离心式密封风机，其中1台运行，1台备用。

每台锅炉配6台电子称重式给煤机。

每台锅炉配2台动叶可调轴流式送风机。

每台锅炉配2台动叶可调轴流式一次风机。

每台锅炉配2台静叶可调轴流式引风机。

烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为三分仓回转容克式。

送风机和一次风机并排布置，在空气预热器

一、二次风入口分别设有暖风器，二次风经送风机、暖风器、空气预热器后进入锅炉前后墙的主风箱，以实现分级燃烧。

一次风在进入空气预热器前分为两路，一路经空气预热器加热后做为磨煤机制粉用热风；另一路不经空预器，做为磨煤机调温风。

在磨煤机入口前一次风母管上引出一路做为给煤机的密封风，另引出一路经密封风机升压后做为磨煤机的密封风。

制粉系统的设计满足有关设计规定的要求，从给煤机到磨煤机出口的系统要求承受内压的部件按承受0.35Mpag的内部爆炸压力设计。

为防止空预器堵灰，在空预器的冷端和热端均安装一个伸缩式吹灰器。

每台空预器配有一台主电机、一台备用电机和火灾报警装置。

锅炉出口烟气经静电除尘后再经引风机通过烟囱排入大气。

两台锅炉用同一座烟囱。

2燃烧及制粉系统设备选择a、磨煤机磨煤机选择为HP中速磨，HP磨为碗式磨煤机，其占地小，磨辊可直接翻出检修，单位能耗低。

b、给煤机每台锅炉配置6台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运行的电子称重式给煤机，出力为10～100t/h。

设有蒸汽消防接口。

c、原煤仓每台锅炉设置6座原煤仓，每座原煤仓的有效窖为637m3，按设计煤种5座煤斗储量能满足锅炉MCR负荷9.41小时耗煤量；校核煤种1按6座煤斗储量，校核煤种2按5座煤斗储量也分别能满足锅炉MCR负荷10.57小时、11.71小时的耗煤量。

d、密封风机6台磨煤机配置100容量的密封风机2台，1台运行，1台备用。

e、一次风机每台锅炉配置一次风机2台，为动叶可调式，风机风量为136．6m3/s，全压为13519Pa。

风机的风量裕量为40并加温度裕量，风压裕量为30。

风机入口安装消音器。

f、送风机送风机的型式选择为动叶可调轴流式风机，它具有调节范围广，运行效率高，经济性好，检修工作量小等特点，可以满足机组在调峰和变负荷下运行。

风机风量为259．6m3/s，全压为4085Pa。

风机入口分别安装消音器。

g、空气预热器每台锅炉配备两台三分仓回转容克式空气预热器。

h、引风机引风机的型式选择为静叶可调轴流式风机，风机风量为616．7m3/s，全压为4451Pa，风机的风量裕量为15并加温度裕量，风压裕量为25。

i、静电除尘器每台锅炉配置二台双室五电场静电除尘器，燃用设计煤种时停1个电场后保证除尘效率不小于99．76，且除尘器出口含尘浓度不高于100mg/Nm3。

除尘器压力不大于200Pa，本体汛风率不大于2.0。

1.5.2点火及助燃油系统一期工程油罐、供、卸油装置等均已建成，本期工程不再扩建燃油泵房，仅增加炉前系统。

锅炉点火和助燃用油均采用-10号轻柴油。

油燃烧器的总输入热量按照30-MCR计算。

点火方式为高能电火花点燃轻油，然后点燃煤粉。

锅炉共配有30支油枪，燃油采用机械雾化方式。

单个油枪的耗油量为1310kg/h，锅炉点火用油量约为20t/h按照3层油枪投入考虑，稳燃用油量约为13t/h按照2层油枪投入考虑。

油枪油压要求为2.7MPa，供油母管压力要求为3.0MPa.1.5.3热力系统及辅助设备选择1热力系统简介a.主蒸汽和再热蒸汽系统主蒸汽、冷再热和热再热蒸汽系统管道均采用“212”连接方式。

主蒸汽和再热热段蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱两侧引出，在炉前汇成一根干管，到汽轮机前再分成两根支管接入高压缸和中压缸。

冷再管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排逆止阀后汇入干管，在炉前分为两支管，分别从炉左、右接入再热器入口联箱。

汽轮机的主汽关断阀，高压、低压旁路阀均能承受锅炉的水压试验压力。

在锅炉到汽轮机主汽关断阀前的主汽管道上不设电动隔离阀；再热器的进出口管道上设有再热器水压试验隔离装置。

在主蒸汽管路上不设流量测量装置，通过测量高压汽轮机调节级后的压力计算出主蒸汽流量。

主蒸汽还向汽轮机汽封系统提供高温启汽电源。

冷再热蒸汽系统向给水泵汽轮机提供高压备用汽源，用于机组低负荷时汽动给水泵的运行。

冷再蒸汽系统还向辅助蒸汽系统、汽机预暖缸提供汽源。

汽机高压缸排汽止回阀前设有至排汽装置的通风阀管道，汽机高排止回阀前还设有旁路，用于旁路运行汽轮机启动时预暖缸。

主蒸汽主管和支管采用ASTMA335P91无缝钢管无负偏差的内径管，热再热蒸汽主管和支管采用ASTMA335P22无缝钢管无负偏差的内径管，主蒸汽和热再热蒸汽小口径管道疏水管道等采用10CrMo910或12CrMoV无缝钢管。

冷再热管道采用A672B70CL32有缝电熔焊外径钢管，其它小口径管道疏水管道采用20号钢无缝钢管。

b.汽轮机旁路系统旁路系统的组成为改善机组启动性能和回收工质，并满足空冷排汽装置冬季启动和低负荷运行时防冻最小流量的要求，每台机组主蒸汽和再热蒸汽系统上设有一套高和低压两级串联的汽轮机旁路系统，其容量暂定为锅炉最大连续蒸发量BMCR的40。

高、低压旁路阀的驱动方式为气动或电动，具体方式待设备招标时确定。

c.给水系统除氧器水箱中的水由锅炉给水泵升压经三台高压加热器后输送到锅炉省煤器入口联箱。

本系统设备两台50容量的汽动给水泵和1台30容量的电动启动/备用给水泵。

电动给水泵采用调速给水泵，配有一台与其同轴布置的前置泵和液力偶合器。

两台汽动给水泵各配置一台电动前置泵，给水泵汽轮机各自单独配置一台水冷凝器。

每台机组安装三台高压加热器和三台低压加热器，高低压加热器全部采用卧式，其中7号低压加热器为双列，分别布置在两个排汽装置的喉部。

三台高压加热器采用电动关断公用旁路系统。

当任何一台高加故障切除时，三台高加要同时从系统中退出运行，这时机组仍能带额定负荷。

d.抽汽系统汽轮机采用七级非调整抽汽，其中，高压缸两级抽汽包括高压缸排汽、中压缸两级抽汽包括中压缸排汽、低压缸三级抽汽，分别供至1号、2号、3号高压加热器、除氧器以及5号、6号、7号低压加热器。

e.辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统设有高压辅助蒸汽联箱和低压辅助蒸汽联箱，两台机组的高压辅助蒸汽联箱之间设有联络母管，且三期工程的5号机组与二期工程的4号机组的辅助蒸汽联箱之间也设有联络母管，每台机组的低压辅助蒸汽接自高压辅助蒸汽，其间设有减压减温器。

机组正常运行时，高压辅助蒸汽联箱的汽源来自汽轮机四段抽汽，启动或低负荷时来自冷再热蒸汽系统或3、4号机组的辅助蒸汽系统。

f.凝结水系统空冷排汽装置的凝结水自流到位于低压缸下方的排汽装置的热井中，在热井中进行部分加热除氧，热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、轴封冷凝器和三台低压加热器后进入除氧器。

每台机组安装2台100容量的电动凝结水泵。

凝结水处理装置设有100容量的电动旁路；轴封冷却器也设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷凝器；7、6、5号低压加热器各设有一个电动旁路。

每台机组设有一套凝结水补充水系统，包括一座300m3凝结水补充水箱和1台100容量的凝结水补充水泵、1台100容量的锅炉上水泵。

由化学水处理车间来的除盐水补到凝结水补充水箱，水箱中的除盐水通过凝结水补充泵或靠凝结水补充水箱与排汽装置之间的压差通过凝结水补充水泵的旁路管向排汽装置补水。

在排汽装置补充水管上设有调节阀，以调节排汽装置热井的水位。

凝结水补充水泵还为发电机定子冷却水箱提供补水。

机组启动时，锅炉上水泵为锅炉、除氧器水箱、闭式循环冷却水系统膨胀箱、给水泵汽轮机凝汽器热井水。

每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。

加热器正常疏水调节阀为角型阀，危急疏水调节阀为球型阀。

所有低压加热器均设有两个分开的疏水接口，正常疏水接口位于加热器疏水冷却段，危急疏水接口位于加热器的凝结段。

g.加热器疏水及排气系统高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。

h.空冷凝汽器有关系统空冷凝汽器单独招标采购，目前尚未订货。

由汽轮机两个低压缸来的排汽，经过两根φ6000的排汽管道，再分成若干支管进入空冷凝汽器，每根支管对应一列冷却单元。

在两根排汽管道之间设有联络管，以消除两根排汽管道之间的不平衡压力。

排汽管道上设有检修人孔门。

为防止冬季启动或低负荷运行时空冷凝汽器管束结冻，在部分排汽支管上设置隔绝阀，以旁路相应的空冷单元，增大其它单元的热负荷。

隔绝阀的数量待定。

排汽经空冷凝汽器冷却后，凝结水经空冷平台上的凝结水收集母管汇合，然后自流进入主厂房内的热井装置。

i.空冷凝汽器抽真空系统每台机组安装3台50容量水环真空泵组，机组正常运行时，2台运行，1台备用；机组启动时，为加快抽真空速度，3台真空泵同时运行，在40分钟内可使空冷凝汽器的压力达到0.035MPa绝对。

水环真空泵组由空冷岛供货商选择，业主采购。

每个排汽装置壳体上还设置1只带有滤网和水封的真空破坏阀。

j.冷却水系统本工程的冷却水系统分为开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。

k.开式循环冷却水系统开式循环冷却水系统的冷却工质为循环水，经过被冷却的辅助设备后，回至自然通风冷却塔冷却后循环使用。

该系统主要为用水量大且对水质要求不高的设备提供冷却水。

每台机组设有两台100容量的开式循环冷却水升压泵，其中一台运行，一台备用。

l.闭式循环冷却水系统闭式循环冷却水系统采用除盐水做为冷却工质，主要向用水量小且对水质要求高的设备提供冷却水。

每台机组设有两台100容量的闭式循环冷却水泵、两台100容量的冷却水热交换器、1台10m3膨胀水箱。

闭式循环冷却水泵和冷却水热交换器为一台运行，一台备用。

m.采暖加热系统全厂采暖循环水经热网循环泵升压、采暖加热器加热后，送至采暖热用户。

两台机组共安装两台100容量的采暖加热器和两台100容量的热网循环泵。

采暖加热器的加热蒸汽由辅助蒸汽系统供给。

n.给水泵汽轮机凝结水系统给水泵汽轮机凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，进入主机的排汽装置。

每台给水泵汽轮机安装2台100容量的电动凝结水泵。

o.给水泵汽轮机凝汽器抽真空系统两台汽动给水泵组安装3台50容量水环真空泵组。

正常运行时，2台运行，1台备用。

p.汽机润滑油净化、贮存和排空系统每台汽轮发电机组设有一套在线润滑油净化装置，对汽轮机主油箱中的油进行净化处理。

两台汽轮发电机设置1台脏油/干净油组合贮油箱，其容量为45/45m3。

主汽轮机主油箱、给水泵汽轮机油箱、润滑油贮油箱及润滑油净化装置分别设有事故放油管道，其放油排至布置在汽机房外的润滑油事故放油池。

润滑油事故放油池为每台机组各一个。

第一节主要技术数据及参数1锅炉制造厂家东方锅炉集团股份有限公司型式锅炉采用三井-巴布科克公司的墙式自然循环燃煤锅炉的典型布置。

设计为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉。

主要参数BMCR工况1过热蒸汽流量2070t/h2过热器出口蒸汽压力17.5MPa.g3过热器出口蒸汽温度541℃4再热蒸汽流量1768.2t/h5再热器出口蒸汽压力3.88MPa.g6再热器出口蒸汽温度541℃7省煤器进口给水温度283.5℃8省煤器进口给水压力19.39MPa.g9排烟温度修正前128℃10排烟温度修正后122℃11锅炉保证热效率按低位发热量93.4412锅炉不投油最低稳燃负荷30BMCR13锅炉主要外形参数锅炉深度62420mm锅炉宽度48200mm大板梁顶部标高82100mm汽包中心线标高73000mm水冷壁下联箱标高8000mm炉膛宽度29700mm炉膛深度16774mm2汽轮机制造厂家东方汽轮机厂型式亚临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸高中压缸合缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。

本工程汽轮机采用日立公司技术设计和制造，并在邹县机组的基础进行了优化，提高了缸效率，调节级通流能力达到2070t/h。

低压缸是在成熟的湿冷汽轮机的基础上根据空冷电站的气象条件、空冷系统的特点和运行模式进行了优化，通流部分应用全三维气动热力设计，优化后的末级叶片高度为661mm，并对排汽涡壳进行了全面优化。

高压缸调节级叶片采用单列冲动式，高、中、低压缸叶片全部采用冲动式，其中高压缸9级包括调节级、中压缸5级、低压缸为46级。

由于空冷机组背压高、变化幅度大，低压缸的零部件受温度变化影响大，为保证机组运行安全，低压缸采用落地式轴承座，另外还设置了专门的排汽喷水装置，确保运行中机组不超温。

汽轮机抽汽回热级数为7级。

汽机报警背压低位60kPa，高位65kPa，跳闸背压80kPa，名牌进汽量下的阻塞背压6kPa。

汽轮发电机组轴振不超过0.076mm，轴承座震动不超过0.025mm。

汽轮发电机组最大连续出力为635.611MW。

在汽机背压30kPa,3补水率时机组保证出力为600MW。

在VWO工况下出力为650.774MW，主汽流量为2070t/h，与锅炉BMCR工况出力匹配，在额定工况下，高压加热器全部解裂，保证机组出力为600MW主要参数THA工况1额定功率600MW2主蒸汽压力16.67MPaa3主蒸汽温度538℃4主蒸汽流量1876.11t/h5汽耗率3.127kg/kWh6高压缸排汽压力3.86MPaa7再热蒸汽压力3.47MPaa8再热蒸汽温度538℃9再热蒸汽流量1612.3t/h10背压13.80kPaa11转速3000r/min12旋转方向从机头向发电机方向看逆时针13给水加热级数7级14给水温度277.1℃15热耗率保证值8164kJ/kW.h16TMCR进汽量时的阻塞背压6.0kPaa3发电机技术参数形式水氢冷却汽轮发电机，静态励磁。

制造厂家东方电机股份有限公司。

主要参数1额定容量667MVA2额定功率600MW3最大连续出力728MVA4额定电流17.495kA5额定电压22kV6功率因数0.9滞后7额定转速3000r/min8频率50Hz9冷却方式定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷10氢气压力0.4MPag11励磁方式自并激静止可控硅励磁工程范围及主要工程量和目标第一节工程范围及工程量序号工程项目工程内容1建筑工程1.1主厂房建筑工程5机的主体建筑汽机房、除氧煤仓间及其内部的汽机基座包括固基础螺栓的模板架制作。

汽机辅助设备基础、磨煤机基础及地下设施、上下水、雨水、采暖、空调、除尘、建筑照明、防雷接地、上下水、水消防系统，包括DN200的消火栓干管及支管、阀门、消火栓，DN250水喷淋消防干管阀门等不包括自动水喷淋消防部分；汽机房、除氧煤仓间内不属于设备厂家提供的楼梯、步道、检修平台及其它零星结构的制作和安装1.2锅炉间建筑工程5锅炉的基础、锅炉附属设备基础、锅炉耳房及封闭、地下设施、电梯井道机房及基础、炉前通道、锅炉紧身封闭、电梯封闭及炉顶封闭、锅炉平台、联络步道、采暖、通风、照明、除尘、上下水、水消防系统，包括DN200的