秦皇岛热电厂2×300MW机组施工组织总设计

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秦皇岛热电厂2×300MW 机组施工组织总设计

1.工程概况

1.1电厂规模

本期建设规模为2³300MW 燃煤汽轮发电机组，采用国产亚临界供热机组，配循环流化床锅炉，燃用开滦劣质煤。锅炉为东方锅炉厂制造, 汽轮机为上海汽轮机厂制造,发电机为上海汽轮发电机厂制造，主变为保定变压器厂制造。

电厂本期工程围墙内用地面积32.8hm 2。

本工程为#5、#6机组的建筑与安装工程，施工区布置在本期扩建端及灰渣综合利用场地内，占地18.00 hm 2；其中施工生产用地13.00 hm 2，施工生活区占地5.00 hm 2。在#5机组安装工作完成后，退出灰渣综合利用场地4.25 hm 2，灰渣系统开始施工。 1.2现场条件

1.2.1 厂址地理位置

秦皇岛**热电厂位于秦皇岛市**区**工业区内，三期工程厂址位于二期厂址东侧。电厂西距秦皇岛市中心约4km ，东北距山海关约12km ，东南约1.2km 为渤海湾岸边。 1.2.2交通运输条件

1.2.2.1 公路运输条件

厂区南侧建设大街、北侧港城大街及西侧兴电路混凝土路面宽度为14～15m ，港城大街直通施工区。 1.2.2.2 铁路运输条件

电厂北有京山线(北京—山海关)，西有老京山线，南为京秦线末端的秦皇岛东站，东有秦皇岛东站和京山线龙家营站的联络线及工业区分解场。

本期工程增加一台翻车机，配套一条重车线、一条空车线布置，自秦皇岛东站Ⅰ场东咽喉区接轨。电厂燃煤全部采用开滦煤矿劣质煤，全部由铁路运输进厂。 1.2.2.3 大件设备运输

厂内用原有铁路专用线。锅炉及汽机设备在电厂运煤铁路专用线的空车线上卸车，倒运到施工区内。电厂建设期间的大部分大件设备、材料经铁路运至电厂。 1.2.3 水源

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码头和油港码头之间，外轮航修站的东侧。

正在筹建的秦皇岛市**区污水处理厂在电厂厂区东侧约1km 处，污水处理厂二级处理产生的再生水作为本期工程工业用淡水水源（包括热网补给水处理、锅炉补给水处理系统及其它工业用水系统）。淡水水源的备用水源由电厂厂区西侧围墙处的柳村水厂供水管及兴电路处的城市自来水管网供给。

1.2.4 出线

电厂本期工程以220kV 电压等级出线，两回出线以发电机—变压器—线路组的接线方式接入秦皇岛**热电厂北部的李庄变电站。 1.3水文地质条件

1.3.1碎块状和砂粒状。中部岩性保留原岩结构，但岩芯较破碎，呈碎块状手掰即碎。下部风化程度渐弱，风化呈碎块状，锤击易碎，原岩结构较紧密，岩石强度增大，钻进渐困难。该层顶板一般埋深为19.20～24.20m ，相应标高为-21.35～-16.55m ，一般厚度5.10～9.00m ，平均厚度为6.45m 。

1.3.2 中等风化花岗片麻岩(层号Ⅲ2)：浅黄色、灰白色，粗粒结构，片麻状构造，岩芯结构和构造清晰，呈致密块状，完整岩芯呈柱状，长达100mm 以上，金刚石钻头钻进十分困难。该层顶板一般埋深为26.50～30.70m ，相应标高为-27.65～-23.80m ，本次勘测未揭穿。

1.3.3 强风化辉绿岩(层号Ⅲ1)：灰绿色，风化成碎块状，岩芯较破碎，呈碎块状，其间在铁锰质渲染。该层顶板一般埋深为21.00～21.20m ，相应标高为-18.05～-18.55m 。 1.3.4 地下水条件

厂区地下水埋藏较浅，地下水一般埋深为0.40～2.60m ，平均为2.20m ，相应标高为0.65～2.80m ，地下水位变化幅度为1.00m 左右。地下水对普通混凝土结构具弱腐蚀，按干湿交替考虑对钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。 1.3.5 地基土的液化判定

厂址区20m 深度内的地层在地震烈度为7度时为非液化土层。 1.3.6 建筑场地类别

厂区建筑场地类别为Ⅱ类。

1.3.7 根据《中国地震动参数区划图》，厂址区地震动峰值加速度为0.10g ，对应的地震

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1.3.8建筑场地浅部地基土的工程性质和均匀性相对较差，除一些荷载较小的建筑可考虑采用天然地基基础方案外，主要建筑物、辅助生产建筑物采用桩基础。 1.4气象条件

常规气象要素

据对秦皇岛海洋水文气象站1992～2001年实测资料进行统计计算，有关气象要素年值统计见表1.2-1。

表1.2-1 秦皇岛海洋水文气象站要素年值统计表

分钟降雨量 mm 本报告中潮位采用秦皇岛验潮站高程系统，其它均采用黄海高程系统。 本地区各基面关系如下：

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1.5 主要系统简介 1.5.1 热力系统

1.5.1.1 主蒸汽、再热蒸汽系统和汽轮机旁路系统

主蒸汽及再热蒸汽采用单元制系统，管道为“2-1-2”连接方式。

汽轮机的主汽关断阀及高压旁路阀均能承受锅炉的水压试验压力。在锅炉至汽轮机主汽关断阀前的主汽管道上不设电动隔离阀，在锅炉出口设有水压试验隔离装置；锅炉再热器的，机组设高低压两级串联旁路系统，汽轮机旁路系统的容量为锅炉MCR 工况的50%。 1.5.1.2给水系统

给水系统采用单元制，其容量按锅炉最大连续蒸发量时的相应给水量、减温水量之和进行设计。每台汽轮机发电机组设置2台50%BMCR 容量的汽动给水泵及1台30%BMCR 容量的电动调速给水泵。 1.5.1.3抽汽系统

汽轮机具有八级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三级抽汽分别供应3台高压加热器用汽，四级抽汽供汽至锅炉给水泵汽轮机、除氧器及辅助蒸汽联箱等。五级抽汽供采暖用汽、5号低压加热器及暖风器加热器加热用汽。六～八级抽汽供低压加热器用汽。 1.5.1.4辅助蒸汽系统

辅助蒸汽用于除氧器启动和低负荷用汽、汽轮机轴封供汽、燃油管道吹扫、油枪雾化蒸汽、暖风器、蒸汽吹灰、小汽轮机调试用汽等。

本期工程采用循环流化床锅炉，由于油枪雾化蒸汽的辅助蒸汽管道需采用高压汽源。本期采用低温再热蒸汽系统作为高压汽源，与4号炉低温再热蒸汽连通，同时，5、6炉的低温再热蒸汽也互相连通，互为备用。

高压辅助蒸汽系统的汽源为汽机的四段抽汽，低温再热蒸汽作为备用汽源。本期工程低温再热蒸汽和相邻4号机组连通，相邻机组相互提供启动汽源。

用于暖风器用汽、空预器吹灰等低压辅助蒸汽用汽来自五段抽汽，不单设低压辅汽联箱。启动时低压辅助用汽由高压辅汽联箱经减压后供给。 1.5.1.5凝结水系统

每台机组设置3台50%容量的定速、电动、立式筒型凝结水泵，每台泵的容量为凝结水系统设计容量的55%，额定工况2台运行，1台备用。