仪表与控制初步设计说明书Word文档格式.docx
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额定蒸发量(BRL)
501
额定蒸汽压力(过热器出口)
MPa(g)
13.73
额定蒸汽压力(汽机入口)
MPa(a)
13.24
额定蒸汽温度(过热器出口)
℃
540
再热蒸汽:
蒸汽流量(B-MCR)
439
进口/出口蒸汽压力(B-MCR)
2.631/2.497
进口/出口蒸汽温度(B-MCR)
320/540
蒸汽流量(BRL)
424
进口/出口蒸汽压力(BRL)
2.32
进口/出口蒸汽温度(BRL)
535
给水温度(B-MCR)
250
给水温度(BRL)
247
注:
1)压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压力(以后均同)。
锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况、锅炉BRL工况对应于汽机TMCR工况。
1.2.1.2.汽轮机
哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
汽机:
超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机。
汽轮机具有六级非调整回热抽汽,汽轮机额定转速为3000转/分。
汽轮机主要参数汇总表:
工况
项目
THA
TRL
T-MCR
VWO
75%
THA工况
50%
40%
阻塞背压工况
高加停用工况
出力(MW)
150
160.1
165.6
112.5
75
60
161.7
汽轮发电机热耗值kJ/kWh
8665
9243.1
8655.7
8641.3
8860.4
9274.7
9561.9
8574.7
8905.8
主蒸汽压力MPa
再热蒸汽压力MPa.a
2.162
2.314
2.326
2.409
1.624
1.109
0.906
2.281
主蒸汽温度℃
再热蒸汽温度℃
主蒸汽流量t/h
463.87
501.04
343.41
231.07
187.73
427.68
再热蒸汽流量t/h
394.12
422.37
424.35
439.64
295.26
200.99
163.99
424.34
416.83
排汽压力MPa.a
0.013
0.033
排汽流量t/h
329.13
360.14
351.85
363.4
252.36
177.07
146.73
346.39
344.91
补给水率%
3
高加出口给水温度℃
243.4
247.6
247.8
227.1
207.1
197.3
180.8
发电机功率MW
1.2.1.3.发电机
济南发电设备厂有限公司
发电机:
3相,同步,定子空外冷,转子空内冷,静止自并励。
发电机主要参数汇总表:
发电机技术参数
数据
备注
额定容量SN
MVA
176
额定功率PN
MW
额定电压
kV
15.75
额定电流
kA
6468.9
功率因数
0.85
额定转速
r/min
3000
额定频率
Hz
50
效率
%
≥98.7
1.2.2.燃烧系统
1.2.2.1.删除
本工程给煤系统总共设置2个煤斗,一个启动床料仓,对应配置6台电子称重式给煤机和一台给料机。
1.2.2.2.烟风系统
烟风系统按平衡通风设计。
空气预热器采用管式空预器。
一次风系统设两台50%容量离心式一次风机。
二次风系统设两台50%容量离心式送风机。
烟气系统在除尘器后设有两台50%容量的离心式引风机。
1.2.2.3.点火系统
本工程采用风道燃烧器的点火方式,点火系统由锅炉厂配套供货。
点火及助燃采用0号轻柴油系统。
锅炉启动时用以加热床料和实现点火,在需要投油的低负荷情况下助燃,以维护稳定的燃烧,采用床下风道燃烧器的点火方式。
1.2.3.主要热力系统概况
系统设计按超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机和超高压循环流化床、自然循环汽包炉设计。
本期工程热力系统除辅助蒸汽系统外,其余系统均采用单元制系统。
1.2.3.1.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两根后合并成一根管,在进汽机前分成两路,分别接至汽轮机左右侧主汽门。
再热蒸汽系统:
再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出,分两路进入再热器入口联箱。
再热热段管道,由锅炉再热器出口联箱接出两根,分别引至汽轮机左右侧中压联合汽门。
旁路蒸汽系统:
汽机旁路系统暂按35%BMCR容量设置高低压两级串联启动旁路系统。
1.2.3.2.抽汽系统
汽轮机具有六级非调整抽汽。
一、二级抽汽分别向二台高压加热器供汽。
三级抽汽除供除氧器外,还向辅助蒸汽系统供汽。
四至六级抽汽分别向三台低压加热器供汽。
1.2.3.3.辅助蒸汽系统
本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统,该系统每台机设一根0.6~1.2MPa(a)的中压辅汽联箱。
其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接,实现各机之间的辅汽互用。
1.2.3.4.给水系统
给水系统采用单元制,每台机组配置二台100%容量的电动给水泵。
给水系统配有二台100%BMCR容量的高压加热器。
1.2.3.5.凝结水系统
凝结水系统设二台100%容量的凝结水泵;
三台低压加热器,一台轴封冷却器,一台除氧器。
1.2.3.6.高压加热器疏水放气系统
高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式,2号高加疏水至除氧器,每台高加设有单独至疏水扩容器的事故疏水管路,当高加水位高于设定值时将疏水排至定期排污扩容器。
1.2.3.7.低压加热器疏水放气系统
低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式,最后一级疏水至疏水扩容器。
1.2.3.8.空冷凝汽器抽真空系统
设有二台100%容量的水环式机械真空泵,抽真空管道从空冷凝汽器的逆流段接出,合并成一根母管后接到主厂房内真空泵入口。
从机组启动时,二台真空泵同时投入运行,以加快抽真空过程。
正常运行时,一台运行,一台备用。
1.2.3.9.主厂房内开式循环冷却水系统
辅机冷却水系统采用机力塔冷却方式。
开式冷却水系统主要为冷油器、闭式水热交换器、机械真空泵、电泵的润滑油、工作油冷却器、电泵电机冷却器等设备提供冷却水。
冷却水来自供水专业辅机冷却水系统,经设备吸热后排至机力通风塔再进行冷却。
1.2.3.10.闭式循环冷却水系统
1.2.3.11.汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统
汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。
两台机装设一套离心式润滑油净化装置和一台润滑油贮存油箱。
1.2.3.12.汽机轴封系统
轴封汽系统为自密封系统,其压力和温度是自动控制的,并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施,该系统由汽轮机厂整体负责设计,主要设备、管道及附件等均由轮机厂提供。
1.2.3.13.空冷
空冷系统采用机械通风直接空冷系统。
设计满发背压35Kpa。
空冷凝汽器采用顺,逆流设计。
空冷风机分8列布置,每列4个风机单元,共有32台风机,其中逆流单元每列1个,共8台逆流风机。
1.2.3.14.辅机冷却水泵房
辅机冷却采用带机械通风冷却塔的再循环供水系统,两台机组辅机冷却水系统设一座辅机冷却水泵房、三段机械通风冷却塔。
辅机冷却水泵房内设有三台辅机冷却水泵,两台运行,一台备用。
1.2.3.15.压缩空气系统
热机专业和除灰专业共安装6台螺杆式空压机。
空压机出口参数为:
0.8MPa、30Nm3/min。
正常4台空压机运行、检修备用一台、运行备用一台。
压缩空气系统配置6套0.8MPa、35Nm3/min的微热再生干燥器。
仪用压缩空气系统配置2台0.8MPa、25m3的储气罐、厂用压缩空气系统设置1台0.8MPa、20m3的储气罐、配置2台0.8MPa、15m3的除灰用储气罐
1.2.4.主要电气系统概况
1.2.4.1.电气主接线
1.2.4.2.高压厂用电系统
高压厂用电电压采用10kV,其中性点采用低电阻接地方式。
1.2.4.3.低压厂用系统接线
低压厂用电系统电压采用380/220V,采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。
1.2.4.4.主厂房直流系统
对直流系统采用每台机组装设一组220V蓄电池。
两台机组的220V蓄电池组经过电缆相互联络。
1.3.本专业设计的主要特点
1.3.1.设计依据
1.3.1.1.可行性研究报告及可研审批文件。
1.3.1.2.主机设备技术协议及资料。
1.3.1.3.顾客提供的资料。
1.3.1.4.国家法律法规、国家标准、建设标准强制性条文。
1.3.1.5.《大中型火力发电厂设计技术规范》(GB50660-2011)
1.3.1.6.《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》(DL/T5427-2009)及有关设计标准、规程、规范、技术规定等。
1.3.1.7.《电力勘测设计技术管理制度》(DLGJ159.1-9,中国电力规划设计协会)
1.3.1.8.删除
1.3.2.设计指导思想及设计特点
将充分贯彻基于网络化、信息化的控制方式和管理模式的设计理念,采用全厂炉、机、电、网及辅助系统(车间)集中控制方式,达到减少控制点,减员增效的目的,以适应今后电力系统厂网分开后,电厂竞价上网的市场趋势。
1.4.范围及接口
1.4.1热工自动化部分的设计范围包括以下主厂房和辅助系统(车间)的设备和工艺系统的仪表和控制系统:
a.热力生产系统:
包括锅炉、汽轮机、发电机及其辅助系统与设备;
b.灰渣处理系统:
包括除灰系统、除渣系统等;
c.化学水处理系统:
包括锅炉补给水处理系统、汽水取样、化学加药系统、化学废水、辅机冷却水加药系统;
d.供排水系统:
包括综合水泵房、生活污水处理站系统、工业废水处理系统等;
e.其它辅助生产系统:
燃油泵房(含油库区)、空压机等;
f.空调控制系统;
g.空冷系统及其辅助系统与设备;
h.脱硝系统及其辅助系统(含氨贮存区)与设备;
1.4.2仪表与控制设备的电源和气源设计。
1.4.3火灾检测及报警系统的设计。
1.4.4厂级监控信息系统SIS的设计。
1.4.5闭路电视监视系统的设计。
1.4.6热工自动化试验室的设计。
1.4.7删除
2.仪表与控制自动化水平和控制方式、控制室/电子设备间布置
2.1.仪表与控制自动化水平
2.1.1.自动化水平
a.本工程机组承担系统的基本负荷。
b.单元机组的自动化水平,应根据控制方式、控制系统的配置与功能、主辅机设备可控性、运行组织管理等因素确定。
应能在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下,在集中控制室内实现机组启停、运行工况监视和调整、事故处理等。
c.辅助车间的自动化水平,宜与机组自动化水平相协调,并应根据电厂的运行管理模式确定。
各辅助车间运行人员应能在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下,在集中控制室或辅助车间控制室内,通过操作员站实现辅助车间工艺系统的启停、运行工况监视和调整、事故处理等。
d.自动化适应范围按照能够满足机组启停、定/滑压运行和RUNBACK工况的所有要求,除锅炉燃烧调节在不投油稳燃负荷以上设计外,其余回路的自动调节范围将按照采用全程调节设计,保证机组在(除燃烧系统在不投油稳燃负荷外)0至100%MCR负荷范围内全程控制运行参数不超过允许值,协调机、炉及其辅机的安全经济运行设计。
e.锅炉炉膛安全系统(FSSS)中的燃烧器管理系统按照能根据机组负荷自动启停燃烧器设计。
f.汽机数字电液控制系统(DEH)按不具有汽机自动启动(ATC)功能设计
g.顺序控制按功能组级、设备级设计设计。
2.1.2.全厂自动化系统总体结构
2.1.2.1.总体结构
a.本工程采用由厂级监控信息系统(SIS)、分散控制系统(DCS)、辅助车间控制系统组成的自动化网络,实现控制功能分散,信息集中管理的设计原则。
b.全厂自动化系统结构分为厂级监控信息层(SIS)、生产级监控层、控制层、现场层。
全厂自动化系统总体结构参见F10231C-F01-02图。
c.厂级监控信息(SIS)层作为全厂的实时监控和信息管理的中心,通过将各个控制系统连成一体的通讯网络,一方面向电厂管理信息层(MIS)提供其所需的过程实时数据和计算分析结果,一方面在综合全厂生产级信息基础上,通过应用软件完成计算、分析、诊断等功能。
有效地提高电厂运行和管理的安全性及经济性。
生产级监控层实施生产过程监控,包括过程监视,控制操作,系统维护等。
控制层具体实施各主、辅机、辅助系统、辅助车间数据的输入和输出以及过程控制程序。
现场层包括现场I/O站和其它控制接口设备,完成信号采集及处理功能。
厂级监控信息(SIS)层与生产级监控层采用单向传输方式传递信息。
d.全厂控制系统联网,纵向各层之间通过网络连接,实现数据传递;
横向各控制系统通过网络连接,实现数据交换和集中监控方式,消除了自动化“孤岛”现象,成为一个完整的控制体系,实现全厂信息共享,最大限度的利用各级资源,实现电厂的优化管理。
2.1.2.2.机组DCS系统
a.本工程机组设置一套DCS实现对锅炉及辅助系统和设备、汽轮发电机组及辅助系统和设备、电气发变组及厂用电源的监视与控制,实现旁路控制系统、汽轮机空冷系统、及锅炉脱硝系统的监视与控制。
b.设置DCS公用网络,对于两台机组的公用系统,如厂用电公用系统、空压机系统等设备的监控纳入DCS公用系统。
两套DCS均可对两台机组的公用系统实现监控,但确保在同一时刻,只能由一台机组的DCS实现对公用部分设备的控制,另一台机组的控制功能被闭锁掉,仅有监视功能。
2.1.2.3.汽机数字电液控制系统(DEH)与DCS一体化,汽机紧急跳闸系统(ETS)采用PLC控制系统,对于重要监视、报警及操作信号采用硬接线与DCS交换信息,由汽轮机供货商设计供货。
2.1.2.4.发电机励磁调压系统(AVR)、发电机自动同期系统(ASS)、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备,对于重要的监视、报警及操作信号均采用硬接线与DCS系统交换信息。
2.1.2.5.设备检测与故障诊断系统
为了加强对机组重要设备的故障分析和诊断能力,本工程配置了机械转动设备振动检测和故障分析系统(两机合设一套上位机),机械旋转设备包括汽轮机发电机组等。
,分析结果和指导信息通过数据通讯的方式送入SIS系统。
2.1.2.6.删除
2.1.2.7.辅助车间控制系统
辅助车间控制系统采用全厂联网的方式设置辅助车间系统监控网络。
各辅助车间控制系统采用PLC,在集中控制室进行集中控制。
辅助车间控制系统通过数据通讯的方式将辅助系统的监控信息送入厂级监控信息系统(SIS)。
2.1.2.8.厂级监控信息系统(SIS)的外部接口及分散控制系统通讯原则
a厂级监控信息系统(SIS)的外部接口
(1)实时数据的获取
作为全厂生产过程实时数据信息保存和处理的中心,SIS为全厂各相对独立的实时控制系统(如单元机组DCS,辅助车间控制系统等)留有网络连接和数据通讯的接口。
全厂各生产过程的实时数据通过接口计算机或接口卡件传递到SIS网络上。
接口点在DCS或辅助车间控制网络的以太网接口设备上。
(2)与厂级管理信息系统(MIS)的关系:
MIS所需的生产过程数据由SIS的过程信息数据库提供;
MIS进行设备管理和检修管理所需的设备状态判据也由SIS提供。
(3)SIS与MIS分别采用独立的网络,其间通过SIS和MIS各自的数据服务器之间互联和交换信息。
其优点是SIS网络上的应用只需与实时/历史数据服务器联系,而MIS系统的应用只需与MIS关系数据服务器通讯,从而减少通讯的复杂性,提高了SIS系统的独立性和可靠性。
b分散控制系统通讯原则
(1)本工程单元机组DCS系统设有与电力调度自动化系统自动发电控制(AGC)的硬接线接口,即单元机组可以接受电力调度系统的直接调度。
(2)分散控制系统内各子系统的信息共享。
凡DAS所需要的数据,而在其它系统中已设计了相应信息的I/O口,则可通过数据通讯解决,DAS不再重复设置I/O。
(3)各系统间重要信号采用硬接线连接。
(4)本工程拟采用远程I/O技术,远程I/O设备通过通讯与DCS控制系统构成一体。
2.2.控制方式
2.2.1.全厂控制方式
采用炉、机、电、网及辅助车间集中控制方式。
两台机组合设一个集中控制室。
输煤系统、除灰等复杂工艺系统分别设有就地上位机,仅在系统调试、试运及故障处理时使用。
2.2.2.机组控制方式及控制模式
单元机组采用以微处理器为基础的DCS完成锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电、空冷、辅机冷却水泵房、脱硝等的监控。
运行人员在集中控制室以各操作员站的LED为监控中心,在少量就地巡检人员的检查和配合下,实现对炉、机、电、辅网等的启动、停止、正常运行监视与调整,以及异常与事故工况的处理。
凝汽器空冷系统纳入机组DCS控制。
2.2.3.集中控制室内常规仪表的配置原则
集中控制室内不设后备监控设备和常规显示仪表,仅保留DCS故障时安全停机所需的少数独立于DCS的硬手操紧急停机、停炉、停发电机等的控制开关。
设置重要无人值班区域的闭路电视监控设备,作为运行人员直观了解生产过程和现场情况的手段。
2.2.4.集中控制室机组控制系统操作台及监视盘的型式及其配置原则
集中控制室机组控制系统操作台采用全钢或其他材质桌式结构,操作台后设置辅助监视盘,辅助监控盘上布置6台48”液晶显示器,用于单元机组工艺及公用系统的画面显示、辅助车间工艺系统的画面显示、闭路电视显示。
液晶显示器上方设置数字式电子显示屏,用于显示机组功率、电网频率、时间等。
2.2.5.删除
2.2.6.烟气脱硝系统的控制方式
脱硝系统(SNCR)纳入机组DCS控制,脱硝氨制备采用PLC控制,联接至辅助车间系统监控网络。
2.2.7.辅助车间系统的控制方式
a.辅助车间系统采用全厂集中控制方式,在机组集中控制室内通过辅助车间监控网络操作员站实现对各车间系统的监控。
b.除辅机冷却水泵房、燃油泵房采用机组DCS的远程I/O、除渣系统直接纳入机组DCS外,其余各辅助车间(包括输煤系统、电除尘、除灰系统、锅炉补给水处理系统、汽水取样、化学加药系统、辅机冷却水加药系统、综合水泵房、污废水处理系统、氨水存储)均通过辅助车间监控网络操作员站实现监控功能。
就地在除灰电子设备间、输煤电子设备间、电除尘控制系统、化学补给水车间、结水精处理电子设备间、等处设置就地上位机,在设备调试、网络故障等特殊情况下使用。
辅助车间监控网络操作员站和就地上位机的操作相互闭锁。
c.删除
2.3.控制室/电子设备间布置
本工程控制室及电子设备间布置参见图纸F10231C-K01-02
2.3.1.集中控制室布置
两台单元机组与辅助车间监控网络合设一个集中控制室,布置在主厂房B-C排、6~8轴之间,标高9.0米,与运转层标高相同,面积约为160m2,并设有会议室、交接班室、人行走道、卫生间等辅助设施。
控制室内操作台呈一字布置,其后布置有辅助监视盘。
操作台上布置有DCS操作员站、DEH操作员站、辅助车间监控网络操作员站/工程师站硬手操按钮等。
辅助监视盘上布置有机组操作员站及闭路电视大尺寸显示器,显示器上方布置有数字式电子显示屏,显示机组功率、电网频率、时间等。
在操作台对面靠布置有值长站、通讯台等。
集控室内在运行人员的视野范围内布置有火灾检测及报警系统中央监控盘和工作站。
2.3.2电子设备间
2.3.2.1.主厂房电子设备间布置
汽机、锅炉合设置一个电子设备间。
电子设备间布置在CD框架9.0米,每台机组电子设备间面积约为180m2,其内布置用于机组的炉、机、电、远动系统等。
控制室和各电子设备间相应位置下设有电缆夹层。
2.3.2.2.辅助车间控制设备室布置
在主要辅助系统(车间)设置就地电子设备间,如输煤控制系统、电除尘控制系统、除灰控制系统、锅炉补给水控制系统、消防水泵房控制系统、废水处理间等,其内布置相关辅助系统(车间)控制系统的程控柜、电源柜等。
2.3.2.3.会议室
在集控室右侧设有会议室,面积40m2
2.3.2.4.工程师室
工程师室布置在集控室两侧,两台机组的工程师室分开设置,其内设有DCS工程师站、DEH工程师站、SIS工程师站、辅网工程师站、电气NCS工作站等。
2.3.2.5.交接班室
在集控室左侧设有供运行用的交接班室,面积32m2
2.3.2.6.主厂房现场控制设备布置
考虑到冬季比较冷,锅炉房的变送器、压力开关、差压开关均布置在仪表保温/护柜内,汽机房0.00米变送器、压力开关、差压开关设置就地仪表保温柜,汽机房其它区域采用仪表取样架,仪表保护柜和就地仪表取样架均靠近取样点分片布置。
除锅炉房燃油系统仪表管路采用蒸汽伴热外,锅炉房
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