华能海门电厂

1 概述

1.1 工程简况

1）项目名称：华能海门电厂一期1号、2号机组（2×1000MW）工程

2）项目地址：广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村

3）项目规模：规划容量6×1000MW，一期建设4×1000MW，本工程建设2×1000MW。4）资金来源：本工程由华能国际电力股份有限公司独资建设，资本金占动态总投资的25%，其余资金采用国内商业银行贷款。

5）建设进度：本工程拟定于2006年12月土建正式开工，1号机组于2009年6月正式投产，2号机组于2009年9月正式投产。

6）机组类型及年利用小时：国产1000MW超超临界燃煤机组，年利用小时：5500小时。

1.2 主设备概况

1.2.1 锅炉

超超临界一次中间再热变压运行螺旋管圈燃煤直流炉，单炉膛全钢悬吊结构倒U型露天布置，燃用可结渣性的烟煤，燃烧器共六层煤三层油、前后墙对冲喷燃布置方式，平衡通风，固态排渣。

采用二级点火方式（高能点火点燃轻柴油，由轻柴油再点燃煤粉）或一级点火方式（等离子直接点燃煤粉，轻柴油用于低负荷助燃）。

主要性能参数（BMCR）如下：最大连续蒸发量：3033 t/h

再热蒸汽流量：2470 t/h

主汽压力：26.15 MPa （g）

主汽温度：605 ℃

再热蒸汽（进/出口压力）： 4.91/4.66 MPa（g）

再热蒸汽（进/出口温度）：349.5/603 ℃

汽温调节方式：过热蒸汽采用三级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节锅炉尾部烟道挡板的开度来实现，再热器入口管道内备有事故喷水。

1.2.2 汽轮机

超超临界，一次中间再热，四缸四排汽，高中压分缸、双流低压缸，单轴凝汽式汽轮机。

主要性能参数（额定工况）如下：

额定功率：1036.499 MW

额定转速：3000 r/min

主蒸汽压力：25 MPa

主蒸汽温度：600 ℃

主蒸汽流量：3033 t/h

高压缸排汽压力：5.946 MPa

高压缸排汽温度：362.9 ℃

再热蒸汽流量：2470.332 t/h

再热蒸汽进口压力： 4.578 MPa

再热蒸汽进口温度：600 ℃

凝汽器压力：5.7 kPa

调节方式：数字式电液控制系统

1.2.3 发电机

水-氢-氢冷却方式汽轮发电机，自并励静止励磁。

主要性能参数（额定工况）：

额定功率：1036.499 MW（对应THA工况）

最大功率： 1089.866 MW（发电机具备能力，对应 VWO工况）

额定电压：27 kV

短路比： 0.53

额定功率因数：0.9（滞后）

工作氢压：0.52 MPa

保证效率： 99%

1.2.4 主要工艺系统特点

1）主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制系统，分别由锅炉过热器和再热器出口联箱两侧引出，送入汽机房进入汽轮机高压缸和中压缸。汽机设有高低压串联两级旁路系统，旁路容量为30%MCR。

2）给水系统采用2台50%容量汽动调速给水泵，每台汽动调速给水泵配有一台定速电动机拖动的前置泵。每台机组设有1台30%容量电动调速给水泵，作为启动用，前置泵与主泵用同一电机拖动。在锅炉给水操作平台处设有两路给水管，主路不设调节阀，正常运行时给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，旁路上设置一个容量为25%B-MCR给水调节阀，供启动和低负荷时使用。

3）风烟系统：采用平衡式通风系统，送、引风机（各2台）均采用动叶可调轴流风机，并备有稀油站。空气预热器（2台）为三分仓容克式空气预热器。除尘器（2台）为四电场静电除尘器。

4）制粉系统：采用中速磨煤机（6台），冷一次风机正压直吹式制粉系统。

5）回热系统：回热系统为三高加、四低加、一除氧。除氧器采用全滑压运行方式。6）循环水系统：采用单元制三台33.33%容量循环水泵，海水直冷供水方式。

1.3 设计范围

本工程热工自动化专业的投标设计范围主要是对新建国产的2×1000MW机组及辅

助系统装设一整套包括检测显示、模拟控制、开关控制、信号及联锁保护等功能的监控设备和厂级自动化系统，以确保机组的安全、经济运行。设计范围包括：

1）锅炉本体及其辅助系统；

2）汽机本体及其辅助系统；

3）发电机本体及其辅助系统；

4）辅助车间控制：

a. 循环水系统；

b. 循环水处理（制氯）系统；

c. 压缩空气系统；

d. 除灰除渣系统；

e. 淡水供应系统；

f. 锅炉补给水处理系统；

g. 凝结水精处理系统；

h. 废水处理系统；

i. 制氢系统；

j. 助燃油系统；

k. 启动锅炉系统。

5）全厂闭路电视监视系统；

6）厂级自动化系统；

7）热工自动化试验室

2 热工自动化水平及集控室布置

电厂控制水平是仪表和控制装置完成生产过程自动化的程度、是控制方式、控制系统功能及配置、机组可控性和运行管理方式等多方面的综合体现，是以保证机组的安全和经济运行为目标。

2.1 热工自动化水平

2.1.1 厂级自动化系统

本工程拟设置厂级监控和管理信息系统，该系统由厂级监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）组成。厂级监控信息系统（SIS）设有与各单元机组的分散控制系统（DCS）、辅助系统控制网（BOP）及电网监控系统（NCS）的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过与厂级管理信息系统（MIS）连接的数据通讯接口，向其提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。

2.1.2 机组热工自动化水平 [注: Binary Output Program]

本工程安装的2×1000MW国产超超临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑电网建设规模及发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应两班制或夜间低负荷运行，能在冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷（RUNBACK）”的能力，可在定压和滑压方式下运行。

本工程为单元制机组，拟采用机、炉、电集中控制方式。网络控制设在机组集控室内，不再设置专用网络控制室。辅助车间通过辅助车间控制网（BOP），实现在机组集控室集中控制。

单元机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统（DCS）实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、机组自起停控制（APS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、锅炉给水泵汽机控制（MEH）、锅炉给水泵汽机紧急跳闸控制（METS）、汽机旁路控制（BPC）、发电机-变压器组及厂用电控制等功能。配以锅炉吹灰控制系统、空预器间隙调整装置、锅炉给水泵汽机监视仪表系统（MTSI）、汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机监视仪表系统（TSI）、自动电压调节装置（AVR）和自动准同期装置（ASS）等自动化设备，对锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电系统（ECS）进行控制与监视。

2.1.3 辅助车间热工自动化水平

辅助车间为独立的控制系统，采用可编程控制器（PLC），拟根据其所处地理位置及与机组运行联系密切程度，通过数据通讯接口分别与机组分散控制系统（DCS）或辅助车间控制网（BOP网）连接，实现在机组集控室集中控制方式，使辅助车间具有较高的自动化水平。就地不设控制点，只设置巡检、调试维护站。