陕西府谷清水川煤电一体化二期2×1000MW工程施工组织设计.doc

陕西府谷清水川煤电一体化二期2×1000MW工程施工组织设计

目 录
1.工程建设目标
2.编制依据
3.工程范围
3.1工程概况
3.2设计概况
3.3标段划分及主要工程量
4.总平面布置
4.1总平面布置原则
4.2施工总平面布置说明
4.3施工临建
4.4厂内施工道路
4.5施工用气、汽、油
4.6施工水源
4.7施工电源
4.8施工通讯
4.9施工现场排水
4.10施工总平面管理措施
5.组织机构和劳动力计划
5.1工程承建单位
5.2工程管理模式
5.3劳动力计划
5.4主要施工机械、检验试验设备配备计划
6.工程管理
6.1工程管理思路与策划
6.1.1集成管理
6.1.2进度管理
6.1.3安全健康与现场环境管理
6.1.4质量管理
6.1.5成本管理
6.1.6人力资源管理
6.1.7沟通管理
6.1.8物资管理
6.1.9技术管理
6.1.10管理文件及资料
6.1.11工程设计
6.1.12信息管理
6.2工程管理制度
6.3计划管理
6.3.1进度计划管理
6.3.1.1进度计划编制的软件
6.3.1.2进度计划的层次划分
6.3.1.3进度计划管理流程
6.3.1.4进度计划的编制
6.3.1.5进度计划的控制
6.3.1.6进度计划的调整
6.3.2降低成本措施
6.4技术管理
6.4.1技术管理网络
6.4.2施工图纸会审管理
6.4.3设计变更管理
6.4.4施工方案、作业指导书编制、施工记录管理
6.4.5开工报告的管理
6.4.6技术协调管理
6.4.7技术检验
6.4.8“四新”应用计划
6.4.9竣工后完成的技术总结初步清单
7.文件管理
7.1工程档案管理目标
7.2工程文件资料的管理
7.3工程文件资料的编制
7.4工程图纸的管理
7.5工程大事记的管理
7.6工程文件的收集整理、归档与移交
8.物资管理与供应计划
8.1业主方所供设备、材料的到货管理
8.1.1开箱管理
8.1.2运输与交接管理
8.1.3库区和设备堆放场地的管理
8.1.4设备缺陷管理
8.1.5专用工具、备品备件管理
8.1.6.设备材料盘点
8.1.7设备定置化管理
8.1.8设备的标识管理
8.1.9工程剩余物资的回收管理
8.2承包商所供设备、材料的管理
8.3设备和材料供应计划
8.3.1锅炉到货进度
8.3.2汽轮机到货进度
8.3.3发电机到货进度
9.主要施工技术方案和措施
9.1重点工程和关键工序的施工方案
9.1.1零米以下深基础施工方案
9.1.2大体积砼施工方案
9.1.3主厂房建筑构件吊装方案
9.1.4清水混凝土施工工艺
9.1.5锅炉大板梁吊装方案
9.1.6发电机定子吊装方案
9.1.7除氧器及加热器
9.1.8变压器拖运就位方案
9.1.9主要交叉施工配合要求
9.2大件设备运输方案
9.3其他施工技术方案
9.3.1建筑专业
9.3.2安装专业
9.3.2.1锅炉专业施工方案
9.3.2.2汽机专业施工方案
9.3.2.3电气专业施工方案
9.3.2.4热工专业施工方案
9.3.2.5焊接与检验
9.3.2.6空冷岛安装方案
9.3.2.7输煤系统安装方案
9.3.2.8脱硫系统安装
9.4环保及现场环境文明措施
9.4.1环境保护目标
9.4.2 主要措施
9.5冬雨季施工措施
9.5.1冬季施工措施
9.5.2雨季施工措施
9.5.3防风措施
10.进度计划和保证措施
10.1进度目标
10.2里程碑计划
10.3二级网络综合进度
10.4图纸交附计划
10.5进度保证措施
10.5.1科学编制施工计划
10.5.2加强协调、内外一致
10.5.3用制度和措施保证计划的严肃性
10.5.4针对设备延误的工期保证预案
11.质量管理
11.1质量目标
11.2质量管理措施
11.2.1质量目标的管理措施
11.2.2“达标投产，争创优质工程”的控制措施
11.3质量通病的控制措施
11.3.1建筑专业质量通病控制措施
11.3.2汽机专业质量通病预防措施
11.3.3电气专业质量通病预防措施
11.3.4热工专业预防措施
11.3.5锅炉专业质量通病预防措施
11.3.6工艺质量控制措施
11.4质量保证体系
11.4.1质量管理机构
11.4.2质量目标管理
11.4.3质量教育保证体系
11.4.4系统化管理，保障质量体系的有效运转
12.安全文明施工
12.1.安全目标
12.2.安全管理体系
12.2.1安全组织保证体系
12.2.2安全监察管理体系
12.2.3安全生产责任制
12.3.安全控制措施
12.3.1危险辩识、危险评价和危险控制
12.3.2安全教育、宣传
12.3.3安全措施
12.3.4安全监察
12.3.5协商与交流
12.3.6事故报告及处理
12.3.7安全保证资料
12.3.8机械、交通管理
12.3.9消防管理
12.3.10安全保证措施
12.4.文明施工
12.4.1文明施工目标
12.4.2文明施工管理措施

1工程建设目标
1.1总体目标
◇创省级文明工地
◇高标准达标投产，创建中国电力优质工程，争创国家级优质工程。
1.2分项目标
1.2.1工程进度目标
◇优化布置，科学调度，安全文明，合理交叉。
◇项目总工期30个月，其中：第一台机组26个月投产，第二台机组间隔4个月投产。
1.2.2工程质量目标
1.2.2.1建筑工程质量目标
◇单位工程合格率100%。
◇钢材及焊接工艺跟踪管理，各验收批焊接检验一次合格率≥95%。
◇对混凝土进行全过程质量控制，各验收批混凝土强度评定合格率为100%。
◇直埋螺栓各项允许偏差合格率100%，且最大偏差满足上部设备安装。
◇混凝土强度符合设计要求、几何尺寸准确、浇筑内实外光、成形美观、大面平整、棱角顺直、埋件定位准确。
◇建筑物墙面地面平整、无裂缝、无积水，屋面无渗漏；地下室（沟、池、坑）无渗漏、无积水；沟洞盖板平整、齐全无破损；道路平整、排水顺畅。
◇地基处理可靠，建、构筑物沉降量小且均匀。 回填土质量合格率100%。
◇全面消除质量通病。
1.2.2.2安装工程质量目标：
◇单位工程合格率100%。
◇杜绝七漏（煤、灰、烟、风、水、汽、电）。
◇锅炉受监焊口无损检验率100%，水压试验焊口无泄漏。
◇受监焊口检验一次合格率≥98%。
◇主机润滑油系统冲洗后清洁度达MOOG四级标准，翻瓦检查，轴颈、轴瓦无杂物和磨损；抗燃油系统冲洗后清洁度达MOOG二级标准，调节保安系统动作灵活、无卡涩。
◇锅炉炉顶密封优良，炉本体及热力管道保温表面温度≯50℃（环境温度为25℃时）。
1.2.3安全文明环境目标
1.2.3.1安全目标
“六不发生”、“两减少”、“一控制”
“六不发生”：
◇不发生人身死亡事故；
◇不发生一般及以上机械设备损坏事故；
◇不发生一般及以上火灾事故；
◇不发生负同等及以上责任的重大交通事故；
◇不发生环境污染事故和垮(坍)塌事故；
◇不发生大面积传染病和集体食物中毒事故。
“两减少”：
◇减少交通事故；
◇减少人为责任事故。
“一控制”：轻伤、负伤率不大于3‰。
1.2.3.2文明施工目标
实现“八化”、“一目标”
“八化”：
◇施工总平面模块化；
◇现场设施标准化；
◇施工区域责任化；
◇物资堆放定置化；
◇作业行为规范化；
◇工程施工程序化；
◇环境卫生经常化；
◇作业人员着装统一化。
“一目标”：获得省级文明工地称号。
1.2.3.3环境保护目标
◇杜绝建设过程对环境的污染和破坏；
◇噪声控制及粉尘、有毒有害气体、污水排放达到国家环保标准；
◇固体废弃物分类处置；
◇不使用国家明令禁止的对环境产生较大污染的建筑材料；
◇提倡节能、降耗和废物利用；
◇企业员工的环境保护意识和行为符合现行法律规范要求。
1.2.4工程造价目标
实施“静态控制、动态管理”，工程造价控制在项目概算之内。
1.2.5实现“十个一次成功”：
◇锅炉水压一次成功
◇汽机扣盖一次成功
◇厂用电受电一次成功
◇机组化学清洗一次成功
◇锅炉点火一次成功
◇空冷系统投运一次成功
◇汽机冲转一次成功
◇发电机并网一次成功
◇脱硫系统投运一次成功
◇机组168小时试运一次成功。
1.2.6八个“零目标”
◇安全事故零目标。
◇质量事故零目标。
◇大件设备返厂整修零目标。
◇移交生产缺陷零目标。
◇设备系统渗漏零目标。
◇投产后半年内非停零目标。
◇投产后基建痕迹零目标。
◇投产后一年内重大技改零目标。
1.2.7工程档案资料目标
◇机组完成168h满负荷试运后45天内移交竣工资料，包括工程建设依据性、管理性文件，工程勘测报告，工程设计文件，土建、水工工程文件，安装工程文件，设备文件，整套启动及试运阶段文件，工程质量监督与监理文件，验收交接文件，未完项目文件等。
◇机组投产后3个月内按有关规定完成并提交相应的竣工图。
◇试生产结束后45天内交清与本机组有关的全部资料。
◇工程档案管理与工程建设同步，确保工程文件资料的齐全、完整、准确、系统，满足正常追溯查阅、上级质监中心站监督检查和机组启动调试的需要。
◇归档文件要按国家档案管理规定分类、组卷和编目，装帧美观，满足归档文件的质量要求。
◇施工阶段发生的文字记录、技术文件、验评资料、试验报告、工程总结等的归档移交件，一律采用A4（210×297mm）规格70克以上的复印纸，激光打印机打印。
◇为了满足申报优质工程的需要，一些能够反映工程全貌、工程特色、主体工程重要部位的质量状况、外观情况方面；能够体现主要施工方法和技术措施方面；能够展现采用的新技术、新工艺、新材料、新设备方面；以及能够表明经济、社会效益方面的摄相、照片和文字声像资料等也要收集、整理、制备齐全。各参建单位要认真坚持做好此项工作，制定这方面的计划并落实责任人。
◇实现工程资料达标。

2编制依据
2.1陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂二期(2×1000MW)工程可行性研究报告；
2.2《火力发电工程施工组织设计导则》国电电源[2002]849号；
2.3《建设工程项目管理规范》GB/T50326-2006；
2.4《建设工程监理规范》GB50319-2000；
2.5《电力建设工程质量监督规定》电建质监[2005]52号；
2.6《工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》建标[2006]102号，
2.7《工程建设标准强制性条文（工业建筑部分）》建标[2001]40号，
2.8《工程建设标准强制性条文（房屋建筑部分）》建标[2002]219号（2009年修订）；
2.9《建设工程文件归档整理规范》GB/T50328-2001；
2.10《火电工程限额设计参考造价指标》（2008年水平）；
2.11《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009；
2.12质量管理体系GB/T19000-2008系列标准；
2.13环境管理体系GB/T24000-2004系列标准；
2.14职业健康安全管理体系GB/T28000-2007系列标准；
2.15《电力建设施工及验收技术规范》电力建设工程系列标准；
2.16《电力建设施工质量检验及评定规程第一部分：土建工程》DL/T5210.1-2005；
2.17《电力建设施工质量验收及评价规程》中华人民共和国电力行业系列标准；
2.18《中华人民共和国安全生产法》
2.19《建设工程安全生产管理条例》国务院令[2003]第393号；
2.20《建设工程质量管理条例》国务院令[2000]第279号；
2.21《卓越绩效评价准则》（GB/T 19580-2004）；
2.22《建筑工程施工质量评价标准》（GB/T 50375-2006）；
2.23《电力建设工程质量监督检查典型大纲》（火电2005版及2007增补版）；
2.24《火电机组达标投产考核标准》（2006版）；
2.25《中国电力优质工程奖评选办法》中电建协[2009]；
2.26《国家优质工程审定与管理办法》（2007修改版）；
2.27《中国建设工程鲁班奖（国家优质工程）评选办法》建协[2008]17号；
2.28《中华人民共和国合同法》；
2.29《中华人民共和国招标投标法》；
2.30《电力建设工程工期定额》（2006年版）；
2.31《电力建设文明施工规定及考核办法》电建[1995]543号
2.32《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国家电网[2004]488号。
2.33《电力建设工程施工技术管理导则》原国家电力公司电源[2002]896号。火.9

3工程范围
3.1 工程概况
3.1.1 陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂二期(2×1000MW)工程位于陕西省府谷县北约20km处，二期工程在一期工程东南侧的预留场地上扩建，二期工程拟装设2台1000MW国产燃煤空冷超超临界发电机组，电厂规划容量2600MW。
3.1.2 一期工程2×300MW国产燃煤空冷发电机组，1#、2#机组已于2005年11月开工建设，并分别于2008年4月11日、4月29日投入运行。
3.1.3 本工程二期2×1000MW的扩建基础条件好，项目启动快，具有较大的优越性。本工程的建设对陕西省内用电局面、改善电网电源结构、提高供电质量，发挥巨大作用及西电东送提供电力保证，该电厂对促进陕西煤炭资源的开发、全国能源资源的优化配置、榆林能源重化工基地的建设及工农业迅速发展用电需求是十分必要的，具有十分重要的意义。
3.1.4 本工程拟建设（2×1000MW）直接空冷国产机组，同步建设脱硫、脱硝装置，高效、环保，符合国家产业政策。整个工程计划于2010年9月开工；第一台1000MW机组计划于2012年11月1日建成投产，第二台1000MW机组计划于2013年3月1日建成投产。
3.1.5交通运输
本工程厂址区域已形成四通八达的交通道路，可充分利用现有的交通资源。有府新公路（府谷—内蒙古新街）、神府公路（神木—府谷）、野大三级公路（野芦沟—大昌汗），规划的公路有府墙沿黄三级公路（府谷—墙头）、府白沿黄公路（府谷—白庙乡）府谷三级公路（府谷—古城乡）。
进厂公路从府准二级公路引接，跨清水川河进入厂区，采用汽-20级郊区型7.0m宽混凝土路面。
3.1.6 主要设备
本工程2×1000MW机组的锅炉、汽轮机、发电机分别由上海锅炉厂有限公司、东方电气集团东方汽轮机有限公司和东方电气集团东方发电机有限公司供货。
3.1.6.1 锅炉主要技术规范：

锅炉主要技术规范（BMCR）
序号
名 称
单位
数 值
1
锅炉最大连续蒸发量
t/h
3192
2
过热器出口蒸汽压力
MPa(a)
27.56
3
过热器出口蒸汽温度
℃
605
4
再热蒸汽流量
t/h
2580
5
再热器出口蒸汽温度
℃
603
6
省煤器进口给水温度
℃
305
7
锅炉保证热效率（按低位发热量）（BRL）
％
≮94.0
8
排烟温度(修正后)
℃
125
3.1.6.2汽轮机主要技术规范
汽轮机主要技术规范
序号
名 称
单位
数值
1
额定功率
MW
1000
2
高压主汽阀前主蒸汽压力
MPa(a)
26.25
3
高压主汽阀前主蒸汽温度
℃
600
4
主蒸汽流量（TMCR工况）
t/h
3098.4
5
主蒸汽流量（THA工况）
t/h
2775.8
6
中压主汽阀前再热蒸汽温度
℃
600
7
凝汽器额定背压
kPa（a）
13
8
转速
r/min
3000
9
给水加热级数

7级
3.1.6.3发电机主要技术规范
发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为自并励静止励磁或无刷励磁系统。
发电机主要技术规范
序号
名 称
单位
数值
1
铭牌容量
MVA
1120
2
铭牌功率
MW
1000
3
额定功率因数

0.9（滞后）
4
定子额定电压
kV
27
5
定子额定电流
A
23759
6
额定频率
Hz
50
7
额定转速
r/min
3000

3.2 设计概况
3.2.1 厂区总平面布置及竖向布置
3.2.1.1 厂区总平面布置
本期在原预留的场地上扩建，一期工程已整平，地形较平坦，地势开阔，东西长约360m，南北宽约440m，可利用面积约16.00hm2。
厂区北侧是一期的输煤栈桥及一期已形成的高边坡，西侧是一期主厂房，南侧是地方新建公路及清水川，东侧是护坡，厂区布置四面受限。根据机组容量参数，空冷的技术条件，本阶段提出布置方案，现叙述如下：本次厂区总平面规划布置，按照电厂区域规划、夏季风玫瑰图、电厂规划容量、来煤条件、工艺要求，厂址场地地形及外部条件、工程量大小，投资等进行厂区总平面布置。
本期主厂房与一期主厂房脱开133.00m，A排较一期向西南伸出19.00m。
总平面布置采用三列式布置，厂区由西南向东北，依次为750kVGIS、空冷器支架、主厂房及炉后设施（含脱硫装置场地）。主厂房固定端朝西北，向东南扩建。主厂房布置在厂区中部；750kVGIS布置在主厂房的西南侧；空冷器支架布置在主厂房与升压站之间；辅机冷却水泵房及机械通风冷却塔布置在空冷器支架的西北侧。主厂房长度204.80m,A排至烟囱中心为220.80m。
机组排水槽、集控楼布置在两台炉之间；渣仓布置在两锅炉房外侧；机务空压机室及电气试验楼、除灰空压机室及电除尘器配电室布置在烟囱的后方。
主变、厂高变、启备变、继电器室和空冷器配电室依次布置在A排外侧，空冷器支架下。
蓄水池在原预留的场地上扩建。
锅炉补给水处理车间布置主厂房的固定端。
灰库、汽化风机房、脱硫辅助设施布置在电除尘器的西北侧。
制氢站布置在750kVGIS的西北侧。
检修间、氨区等布置利用一期空地。
输煤综合楼布置在输煤栈桥的下方。
厂区地表雨水排水，采用场地、路面散流的排水方式, 将雨水散流排至厂外排洪沟。
3.2.1.2 厂区竖向布置：
根据场地地形特点，厂区竖向布置仍按一期的设计原则，采用台阶式布置；在炉后设一纵贯厂区纵轴方向高2.0m的挡土墙，将厂区分为两个台阶：即电除尘器前、锅炉房、主厂房、空冷器支架、升压站，标高在859.80～864.20m之间, 其中纵向坡度为3‰，横向坡度为4‰；烟囱、脱硫设施、灰库、为一个台阶，标高在863.20～864.80m之间, 纵向坡度为3‰,横向坡度为4‰。主厂房零米标高暂定为862.00m。
本期工程主厂房按2×1000MW机组布置。主厂房布置方案如下：
3.2.2 主厂房布置
3.2.2.1 主厂房布置原则
主厂房按2×1000MW机组布置，并考虑扩建条件。从汽机房向锅炉房看为右扩建，输煤由二期从扩建端接入上煤。在锅炉房K6轴至K8轴之间、空预器上方布置脱硝装置。主厂房、锅炉构架均为钢结构。
主厂房区域采用常规四列式布置方案，按汽机房、除氧框架、煤仓框架和锅炉岛的顺序排列，两台机组之间布置一个零米检修场。汽机头部朝向扩建端。
主厂房为钢筋混凝土结构。
锅炉构架为钢结构。
主厂房布置的主要尺寸
名 称
项 目
数 值（m）
汽 机 房
柱距
10、12
档数
21
跨度
30
双柱间柱距（1个双柱）
1.4
本期总长度
215.2
中间层标高
EL+8.6
运转层标高
EL+17
行车轨顶标高
EL+30.2（暂定）
除氧框架
柱距
10、12
档数
20
跨度
10.5
总长度
204.8
加热器层
EL+8.6、EL+25
运转层标高
EL+17
除氧器层标高
EL+32
除氧器层轻型屋面标高
EL+44.88
煤 仓 间
柱距
10、12
档数
20
跨度
13.5
总长度
204.8
运转层(给煤机)标高
EL+17
皮带层标高
EL+45.3
锅 炉 部 分
运转层标高
EL+17
炉前跨度
8
锅炉宽度
70
锅炉深度
74.8
炉K1柱中心线至烟囱中心线间距
158.8
汽机房A排柱中心线至烟囱中心线间距
220.8
烟囱出口标高
210.0
3.2.2.2 汽机房布置
汽轮机为纵向顺列布置，机头朝向固定端，两台机组之间布置一个零米检修场。汽机房分三层：底层（0.00m），中间层（8.60m），运转层（17.00m）。
底层零米为设备层；布置排汽装置，排汽管道从低压缸接出后引到A排外空冷岛。在发电机侧靠B排柱布置三台凝结水泵。发电机尾部布置有凝结水精处理装置和400V厂用配电装置。发电机端布置发电机定子冷却水供水装置、氢气控制站、密封油供油装置等。零米汽轮机机头侧布置有开式水电动滤网、闭式循环冷却水热交换器、主汽轮机润滑油箱、冷油器、油净化装置、顶轴油泵、抗燃油装置等设备。在排汽装置内部布置两台汽机本体疏水扩容器。在两台机组之间设安装检修场，供起吊重物或大件使用。三台机械真空泵布置在A排外空冷岛下方的空冷配电室零米。
中间层（8.6m）为管道层；布置的设备有汽封加热器、发电机引出的封闭母线及励磁设备。机尾发电机侧为10kV工作段配电室。
运转层大平台为17m。
3.2.2.3 除氧框架跨距为10.5m，设为四层：零米、8.60m、17.00m、25m、32m层。：
底层零米为转动设备层；设有闭式循环水泵、电动给水泵组给水泵、凝结水输送泵及补水泵等，靠近B排侧留有运行维护通道。
8.6m中间层为加热器及管道层，布置有2A、2B高加和6号低加及其管道，靠B排侧留有运行维护通道；
17m运转层为加热器及管道层，布置有1A、1B高加和5号低加及其管道，靠B排侧留有运行维护通道；
25m层布置有3A、3B高加和闭式水膨胀水箱及其管道，靠B排侧留有运行维护通道。
32m层为除氧器层。
3.2.2.4 煤仓框架布置
煤仓间跨距为14m，设为三层：
底层（0.00m）为磨煤机层；
运转层（17m）为给煤机层，每台磨煤机配一台给煤机；
运煤皮带层暂定为45.3m，17m至45.3m层间布置有6台煤斗。
3.2.2.5 锅炉布置及其尾部布置
锅炉构架采用钢结构，紧身封闭，一次风机和送风机布置在锅炉房0m副跨内。
锅炉采用紧身封闭布置。在锅炉钢构架范围17m运转层设混凝土大平台，炉前设置有低封。两炉中间布置集控楼。脱硝装置布置在锅炉构架内预热器的上方。
锅炉零米布置有两台磨煤机密封风机、干式排渣机等。两台送风机及两台一次风机对称布置在锅炉钢架副跨，3号炉固定端侧及4号炉扩建端侧各布置有两个渣仓,3号炉固定端和4号炉固定端各布置一台排污扩容器。
炉后沿烟气流向依次露天布置两台三室四电场静电除尘器及两台吸风机。吸风机横向室内布置。总烟道采用钢结构型式，不设旁路烟道。
本工程两台机组合用一座高210m的双管钢内筒，单孔出口直径约8.5m的烟囱。
3.2.3 电气部分
3.2.3.1 电气主接线
本工程本期为扩建2×1000MW汽轮发电机组，最终清水川电厂装机容量为2×300+2×1000MW。
本工程的电气主接线如下：
府谷清水川电厂二期2×1000MW机组考虑以750kV一级电压接入系统，电厂出两回750kV线路接入拟建的神木750kV变电所。
厂内750kV方案采用一个半接线方式，由于场地受限，厂内750kV方案配电装置可采用屋外750kV GIS配电装置。750kV配电装置不堵死扩建的可能。
本期工程2×1000MW机组均以发电机—变压器组单元接线形式接入厂内750kV配电装置，发电机出口不装设断路器，每台机组设三台单相380MVA主变压器。
本期两台机设两台有载调压起动/备用变压器，容量为63/45-45MVA。高压起动/备变电源直接从一期330kV配电装置引接。
330kV配电装置一期已经建成，采用一个半断路器接线方式。由于两台起动/备用变压器在330kV配电装置组成一个完整串，本期330kV配电装置扩建一个完整串。330kV配电装置与两台起动/备用变压器之间经过架空线连接。
本期每台机设置两台容量为63/45-45VA的高压厂用工作变压器（采用分裂绕组）。本期每台机设四段10kV工作母线，机组负荷接在10kV工作母线，公用负荷平均分配在两台机组的10kV工作母线上。
主变中性点直接接地，起动/备用变中性点直接接地。
高压厂用电采用10kV电压等级，采用中性点经电阻接地方式。
低压厂用电系统采用380/220V。主厂房及辅助厂房低压系统均采用中性点直接接地方式。
3.2.3.2 电工构筑物布置
主变压器、厂用高压工作变压器、起动/备用变压器及其中性设备等布置在主厂房A排外空冷器平台下。
主变和发电机通过离相封闭母线连接。厂高工作、公用变高压侧分支封闭母线从发电机主回路封闭母线上“T”接，低压侧通过共箱母线与10kV厂用开关柜连接。
主变与750kV配电装置以架空线连接，起/备变与330kV配电装置以架空线连接。起/备变低压侧通过共箱母线与10kV厂用开关柜连接。
3.2.3.3 主设备选型
本工程电气主设备选型如下:
3.2.3.3.1主发电机：
型式： 三相交流同步发电机
额定功率： 1000MW
额定功率因数： 0.9（滞相）
额定电压： 24～28kV
额定频率： 50Hz
额定转速： 3000r/min
冷却方式： 水氢氢
额定效率： ≥98%
短路比： ≥0.48
绝缘等级： F（按B级温升使用）
励磁方式： 静态励磁
3.2.3.3.2主变压器：
三台单相强迫油循环风冷变压器 3×380MVA。
厂用电率：8.8%
3.2.4 热力系统
本工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。
3.2.4.1 主蒸汽、再热蒸汽系统及旁路系统
主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根后，两路主蒸汽管道在汽轮机机头分成四路分别接入布置在汽轮机机头的四个主汽门，在靠近主汽门的两路主蒸汽主管道上设有相互之间的压力平衡连通管。
再热蒸汽系统：再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为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后，两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设有相互之间的压力平衡连通管。
旁路系统暂按高低压二级串连旁路，高旁容量暂定为30%～40％BMCR。旁路系统的
形式及容量将根据汽轮机的启动方式及空冷器防冻要求考虑，经机、炉、空冷岛协调后最终确定。
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统管道材料的选择如下：
主蒸汽管道和高旁进口管道 A335P92
高温再热蒸汽管道和低旁进口管道 A335P92
再热蒸汽冷段管道和高旁出口管道 A672B70CL32
3.2.4.2 抽汽系统
汽轮机具有七级非调整抽汽。一、二、三级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。四级抽汽除供除氧器外，还向辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。五至七级抽汽分别向三台低压加热器供汽。正常运行时，暖风器汽源由五段抽汽提供。
为防止汽轮机超速和进水，除七级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。由于是双列50％容量的高加，为实现单列切除的工况，在一、二、三段抽汽管道至每个高加的支管上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。
按ASME标准为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统。
3.2.4.3 给水系统
给水系统采用单元制，每台机组配置三台35%容量的电动调速给水泵组。在3号高加入口、1号高加出口设有电动三通阀，并设有25%BMCR容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。
本工程给水系统设置双列、三级、六台高压加热器，每列高压加热器均各自采用大旁路系统。系统运行维护方便。
给水管道按工作压力划分，从除氧器水箱出口到前置泵进口管道，称为低压给水管道；从前置泵出口到锅炉给水泵入口管道，称为中压给水管道；从给水泵出口到锅炉省煤器的管道，称为高压给水管道。
3.2.4.4 凝结水系统
凝结水系统设三台50%容量的凝结水泵，两台变频装置，三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台500m3凝结水贮水箱，一台凝结水输送水泵，两台凝结水补充水泵，凝结水精处理采用中压系统。
除氧器水箱有效容积为300m3，相当于约5分钟的锅炉最大给水量。
轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。
3.2.4.5 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中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。
本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及老厂来汽。机组正常运行时，辅助蒸汽联箱由四级抽汽供汽。
本期工程为扩建，第一台机组启动蒸汽由一期辅汽母管供给。
3.2.4.6 加热器疏水系统
加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级高加疏水至除氧器，最后一级低加疏水至排汽装置，不设低加疏水泵。每台加热器均设有单独事故疏水管道，事故疏水分别接至排汽装置。
3.2.4.7 低压缸排汽系统
低压缸排汽从两个低压缸分别接出，通过DN8000的两根排汽管道接入空冷塔进行冷却。
3.2.4.8 开式循环冷却水系统
开式冷却水系统主要为冷油器、发电机氢气冷却器、定子冷却器、密封油冷却器、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冷却。主厂房内冷却水系统不设升压泵，该系统设有电动旋转滤网。
3.2.4.9 闭式循环冷却水系统
对于辅机轴承的冷却，采用闭式水（除盐水）。系统设置有两台100％容量闭式水泵、两台65％容量的板式换热器、一台10m3的闭式水箱。闭式泵出口的水经板式换热器冷却后，主要供凝结水泵电机、电泵前置泵机械密封冷却器、磨煤机电机及油站、空预器轴承冷却器、一次风机和送风机轴承及电机冷却器等设备冷却用
3.2.5 燃烧系统
3.2.5.1 制粉系统选择
本工程煤的磨损指数Ke值为0.93～1.03，按《电站磨煤机及制粉系统选型导则》（DL466-2004），本工程推荐选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备六台中速磨煤机，磨煤机配备动态分离器，五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中任何一台均可作为备用。
3.2.5.2 烟风系统选择
烟风系统按平衡通风设计。空气预热器采用容克式三分仓，分成一次风、二次风和烟气系统三个部分
3.2.5.2.1 一次风系统
该系统主要供给磨煤机干燥燃煤和输送煤粉所需的热风、磨煤机调温风（冷风）。系统内设两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，其进口装有消声器。为使两台一次风机出口风压平衡，并可以单台风机运行，在风机出口设有联络风道。空预器出口的热一次风和调温用冷一次风均设有母管。
3.2.5.2.2 二次风系统
该系统供给燃烧所需的空气。设有两台50%容量的动叶可调轴流送风机，其进口装有消声器。为使两台送风机出口风压平衡，在其出口风门后设有联络风管。
3.2.5.2.3 火焰检测冷却风系统
火焰检测冷却风系统设两台火焰检测冷却风机，为火焰检测探头提供冷却风。
3.2.5.2.4 烟气系统
该系统是将炉膛中的烟气抽出，经过尾部受热面、脱硝装置、空气预热器、静电除尘器、脱硫装置和烟囱排向大气。在除尘器后设有两台50%容量的脱硫、引风合二为一动叶可调风机。为使单台引风机故障时，除尘器不退出运行，在两台除尘器出口烟道上设有联络管和电动隔离门。正常运行时，联络管也起平衡烟气压力的作用。两台炉合用一座210m高的双内筒烟囱，在吸风机出口装有严密的挡板风门，作隔离用。
脱硝装置布置在锅炉尾部烟道省煤器出口和空气预热器的入口之间。
脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑。在BMCR工况下，脱硝装置的设计效率，按≥50%设计，并预留有效率达到≥70%的空间。
随着国家环保要求及烟气脱硫系统运行水平的提高，要求在机组正常运行时烟气脱硫系统须正常投运，本工程不设置烟气脱硫系统烟气旁路。
3.2.5.2.5 密封风系统
该系统供磨煤机的密封风。每炉设置2×100%容量增压密封风机，风源取自一次风机出口冷风系统。密封风机由磨煤机制造制造厂配套提供。
3.2.5.2.6 锅炉尾部防腐蚀措施
电厂所处冬季地区环境温度较低，为避免空气预热器冷端腐蚀，一次风、送风系统均采用暖风器。同时，鉴于脱硝装置的同步建设，冷端传热元件的材料采用搪瓷材料元件，以防止预热器低温腐蚀和铵盐的腐蚀及堵塞。
3.2.6 燃料运输系统
一期工程输煤系统按2×300MW+2×600MW机组容量规划设计，本期工程扩建2×1000MW机组，一期所建输煤系统已不能满足本期工程扩建要求，本期从矿区工业站接口，新建一套输煤系统。

3.2.6.1 机组耗煤量

项 目
一期工程
（2×300MW）
二期工程
（2×1000MW）
一、二期工程
（2×300MW+2×1000MW）
设计煤种
校核煤种
设计煤种
校核煤种
设计煤种
校核煤种
小时耗煤量
t/h
294.6
329.6
878.75
983.23
1173.35
1312.83
日耗煤量
t/d
5892
6592
17575.08
19664.57
23467.08
26256.57
年耗煤量
104 t/a
162.03
181.28
483.31
540.78
645.34
722.06
注：日利用小时按20h计，年利用小时按5500h计。
3.2.6.2 一期工程输煤系统概况
一期工程燃煤的筛分破碎车间、储煤场、外来煤卸煤、上煤设施设在矿区工业站。电厂输煤系统从煤矿工业站M2号转运站接口，已经过破碎，粒度小于30mm的燃煤通过双路管状带式输送机直接运输至电厂内D1号转运站，运距约1.258km。管状带式输送机的规格为管径φ400mm，带速V=4m/s，额定出力Q=1200t/h，最大出力Q=1500t/h。
电厂厂区上煤系统的带式输送机采用双路布置，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件，其规格为带宽B＝1200mm，带速V=2.8m/s，出力Q=1350t/h，