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1、2000年洛阳市110kV及以上变电站一览表表3.1.11 单位：MW序号变电站名称台数/容量（台/MVA）2000年最大负荷变电容载比备 注220kV1龙门2/2401601.5市局2朝阳2/3002101.4市局3九都2/3001003.0市局4陡沟2/240升压变市局小 计8/1080110kV1金谷园3/103601.7市局2胜利路2/80451.8市局3同乐寨3/103502.1市局4唐村2/71.5401.8市局5杨文2/71.5451.6市局6旭升2/63272.3市局7黎明2/63351.8市局8城西2/63203.2市局9华山路2/80810.0市局10南昌路2/80302.
2、7市局11秦岭2/63183.5市局12徐家营1/31.5132.4市局13古城2/51.5222.3市局14娄村1/31.5103.2市局15关林3/83204.2市局16香山2/63193.3市局17葛家岭1/31.5152.1市局小 计34/11333.1.2 电厂接入系统方案 （1）电厂附近的网络特点 洛阳热电厂是为城市供热的电厂，紧靠城市。为了改善城市环境和提高电厂的经济效益，根据河南省电力公司安排，到2003年以前，洛阳热电厂老的机组将全部关停，届时，洛阳热电厂（洛阳双源电厂）的总装机容量为359（2142175）MW。 电厂周围的4座220kV中，线路长度都在20km以下，导线都
3、是双分裂（截面2185mm2）；110kV变电站之间的线路长度，多在10km以内。洛阳热电厂四期改扩建工程2142MW机组到与其直接连接的变电站的距离一般也只有几千米。就是说，电厂所处的系统已形成了比较强的网络。 （2）电厂外送容量分析 洛阳热电厂老机组现有的供电负荷主要是洛拖、洛矿、洛轴等10kV直供用户。在洛阳热电厂老机组关停前，这些直供负荷将全部转出，其余的供电负荷也将转移到系统变供给。洛阳热电厂2142MW机组供电的110kV变电站负荷预测见表3.12。2142MW机组直供110kV变电站负荷预测表表3.12 单位：MW序号站 名年 份200320051同乐寨55602华山25403洛
4、拖40454合计1201455同时率0.920.926综合最大负荷110133 可见，到2003年和2005年，洛阳热电厂2142MW机组的直供负荷将分别达到110MW和133MW。需要外送的容量将分别达到220MW和200MW（厂用电按8计）。 （3）余热机组接入系统的电压等级 洛阳热电厂四期改扩建2142MW机组是采用110kV一级电压接入系统的。110kV装置采用双母线接线，尚有1个备用进线间隔。 余热机组建成后，可采用与新厂2142MW机组相同的电压等级，即110kV电压接入系统，直接接入新厂的备用间隔。这既可简化系统接线，又可节省余热机组的投资。 （4）接入系统方案 洛阳热电厂四期改
5、扩建工程110kV出线共8回，其中，到： 220kV陡沟变1.85km，双回，导线截面2400mm2； 110kV同乐寨变3.2km，双回，导线截面2240mm2； 洛拖变2回； 华山变2回。 余热机组与升压变采用发电机升压变单元接线。 根据电厂需要送的容量，电厂需要110kV送出线路的铝导线截面积为1510mm2（电流经济密度取0.9A/mm2），而电厂与系统的联络线（洛电陡沟）的导线截面为1600mm2（未计洛电同乐寨胜利龙门变双回送出的容量）。因此，余热发电机组建成投产后，电厂可以利用电厂现有的网络外送，电厂与系统之间不必再新建线路。 2003年洛阳市110kV及以上电网规划见F1871
6、CX02。 2001年11月，河南省电力公司组织有关单位对接入系统设计进行了审查（见豫电20011683号文），同意上述接入系统方案。3.2 热力负荷洛阳热电厂改扩建工程2142MW供热机组建成后，拟将替代洛阳热电厂现有老的供热机组及顶替供热范围小锅炉担负洛阳市西部工业区的采暖与工业热负荷。在改扩建工程可行性研究阶段，根据洛阳市热力公司核实的电厂规划供热负荷为：年 份199019952000生产用汽（t/h）650788902.6采暖用汽（t/h）111.2144.2318.7由于企业产业结构调整，经营机制转换，使洛阳西部工业区工业热负荷大大减少，根据洛阳双源热电有限责任公司2000年10月1
7、7日提供的调查预测热负荷与可研阶段相比工业生产热负荷有较大幅度的减小。时 间2000年2002年2005年分 类采暖期非采暖期采暖期非采暖期采暖期非采暖期生产热负荷（t/h）280150320150370200采暖热负荷（t/h）224030703280为了确保技改工程142MW机组安全经济运行，发挥改扩建（2142MW）供热机组的经济效益，河南省经贸委主持审查的，洛阳双源热电有限责任公司利用余热建设175MW发电机组技改项目可行性研究报告审查会议纪要，同意本余热发电工程利用改扩建工程2142MW供热机组的400t/h工业抽汽（压力1.47MPa，温度276），安装一台75MW后置机组。3.3
8、 电厂规划容量洛阳热电厂处于电力负荷和热力负荷的中心，对提高洛阳地区电网电压质量及稳定水平和保证洛阳西部工业区的供热可靠性，安全性是非常有利的。在洛阳热电厂四期改扩建工程建设2142MW供热机组，考虑了洛阳热电厂老机组改建为2300MW的条件。本期利用余热建设175MW发电工程，在厂区总平面布置及主厂房布置都留有老厂改造再建2300MW的条件。因此，从场地条件来看，洛阳热电厂装机容量达959MW还是有可能的。3.4 电厂建设进度从增大2142MW供热机组供热发电的能力，以提高供热机组的热经济性出发，结合余汽发电机组设备到货进度计划，175MW汽轮发电机组力争2003年12月投产发电。第四章 主
9、要设计原则4.1 工程设计特点及主要指导思想4.1.1 工程设计特点（1）余热发电机组系改扩建工程2142MW供热机组的后置机，且中温低压非标准型机组，汽轮机的进汽量占供热机组工业抽汽量的比重很大，对改扩建工程2142MW供热机组安全，经济运行关系密切，影响很大。（2）本余热发电工程在洛阳热电厂老机组主厂房扩建端的场地上进行建设，因此在工艺系统拟定及厂区布置上应进行认真优化，既要保证余热发电机组运行可靠、检修方便、布局合理，又要满足改扩建工程2142MW机组系统运行安全及老厂改造2300MW主厂房布置统一协调。4.1.2 设计指导思想4.1.2.1 初步设计方案比选应认真贯彻国家的经济政策和技
10、术政策，执行安全可靠、经济适用、符合国情的原则，以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益。4.1.2.2 本工程初步设计在认真贯彻可行性研究报告审批文件基础上，还应执行国家的技术经济政策和有关设计规程、规范、规定、节约能源、降低造价、加大投入产出比，以保证洛阳热电厂四期改扩建（2142MW）工程的供热机组安全、经济运行、提高工程整体综合经济效益。4.1.2.3 在技改工程厂区安装余热发电机组，应考虑尽量利用现有工艺系统以及辅助附属生产设施，以降低工程造价。4.2 主要设备的主要技术规范4.2.1 汽轮机型号：N751.42/274型式：单轴，双缸双排汽凝汽式汽轮机额定功率：75.0MW最大功率
11、：80.285MW新蒸汽耗量：THA工况：376t/hMCR工况：400.8t/h TRL工况：404.9t/h主汽门前新蒸汽压力1.42MPa(a)主汽门前新蒸汽温度 274冷却水入口额定温度 20 汽轮机排汽压力0.0054MPa(a) 额定工况低加出口凝结水温度67.7 排汽量（THA工况）351.236t/h 排汽量（MCR工况） 373.215t/h 排汽量（TRL工况）387.774t/h 额定转速3000r/min汽耗：THA工况5.013kg/kW.hMCR工况4.994kg/kW.hTRL工况5.399kg/kW.h热耗：THA工况13530kJ/kW.hMCR工况13448
12、kJ/kW.hTRL工况14490kJ/kW.h 制造厂家：东方汽轮机厂4.2.2 发电机 型号：QF75210.5 额定功率75MW 额定容量88MW 最大连续出力83MW 额定电压10.5kV 额定电流4852A 额定功率因数（滞后）0.85 额定转速3000r/min 旋转方向（从汽轮机向发电机看）：顺时针 额定频率 50Hz 相数 3 效率（保证值） 98.4 冷却方式 密闭循环空气 励磁方式 自并激静止可控硅励磁 制造厂家 东方电机股份有限公司4.3 各专业主要系统选择与布置4.3.1 总图运输部分4.3.1.1 总体规划本余热发电机组安装在改扩建（2142MW机组）工程汽机房的扩建
13、端，其冷却水供排水系统，电气出线等总体规划如下：（1）冷却水供排水系统改扩建工程2142MW机组采用双曲线自然通风冷却塔的二次循环供水系统。目前厂内布置有淋水面积为3000m2和3500m2的自然通风冷却塔各一座。补给水源为城市自来水，长度约6.8km。本余热发电工程175MW机组也采用双曲线自然通风冷却塔的二次循环供水系统。新建一座淋水面积为3500m2的自然通风冷却塔，规划在本期汽机房南侧约200m处。补给水在改扩建工程化学补给水管上接出一根DN300管道，送至冷却塔。（2）电气出线改扩建工程2142MW机组以一个电压等级110kV接入系统。厂区设置110kV屋内配电装置，出线8回。本余热
14、发电工程对110kV升压站不再扩建，仅利用已有的线路送出，不再新增出线。（3）电厂施工区本余热发电工程施工场地原则上利用老厂厂区内的零星空地，不在厂外租用场地，初步规划在余热发电机组主厂房东、南侧预留扩建场地范围。4.3.1.2 厂区总平面布置 （1）总布置设计原则 a、本期工程建设规模按175MW凝汽式发电机组，利用2142MW供热机组生产抽汽，电厂装机容量为359MW。b、改扩建工程厂区安装余热发电机组，应尽量利用现有工艺系统以及辅助附属设施，以降低工程造价。c、根据工艺流程，结合现有总平面格局和今后的改建，在作必要拆除工作的基础上，充分利用空地，做到紧凑布置、节约用地、减少投资。d、尽量
15、减少建设时对电厂运行的干扰。e、本余热发电机组安装在技改工程汽机房的扩建端，结合后续预留扩建2300MW机组的规划，为充分利用改扩建工程设计的输煤皮带出力，将142MW机组的主厂房C排柱与预留改建的2300MW机组的主厂房C排柱对齐，确定本期175MW机组厂房的位置。（2）厂区总平面布置格局：因电厂四周被拖拉机厂、铁路包围，向外扩展受到限制。只能在电厂内进行必要建筑物的拆除后，才有条件进行余热发电机组建设。目前老厂所有锅炉和6、7号机已停运，计划2003年所有老机组全部停运，规划的2300MW燃煤机组主厂房就是利用上述机组的位置（2142MW机组主厂房以东）进行布置，故本期余热机组汽机房与21
16、42MW机组汽机房脱开35.20m后，设在其东侧（需拆除老厂5、6、7号锅炉房）。拆除老厂6、7号机后布置主变。2300MW机组汽机房规划在本期余热发电工程汽机房以东的老主厂房场地上。需要指出的是老厂剩余机组现利用2142MW机组锅炉富余蒸汽发电，蒸汽管、回水管架空布置在2142MW机组汽机房与老汽机房之间的天桥下再通过老汽机房扩建端（即6、7号机）B、C柱接至老汽机房余下各台机组，故6、7号机汽机房A排柱和墙体均可拆除，但B、C柱只能拆除墙体，不能拆框架柱，需保留在本期汽机房A排与主变之间作蒸汽、回水管支架使用。新建一座3500m2自然通风冷却塔布置在本期汽机房以南约200m处，老厂煤场扩建
17、端。冷却塔与汽机房之间预留2142MW机组的脱硫场地。整个总平面布置工艺流程合理顺畅，在现有的格局下做到了不干扰电厂目前的运行、拆除工程量最省、不影响老机组今后的改造。（3）厂区总平面布置方案根据上述原则和改扩建（2142MW）工程已形成的总布置格局，按照可行性研究审查意见要求，考虑到主厂房布置方案一和方案二外形尺寸均为4227m，对总布置格局影响很小，故厂区总平面布置仅按主厂房布置方案一进行设计。本期余热发电机组采用纵向布置，主厂房尺寸为4227m。主厂房A排与预留的2300MW机组的主厂房A排对齐。汽机检修油箱布置在主厂房北侧。自然通风冷却塔布置在主厂房南侧200m外的空地上。该场地原是改
18、扩建2142MW机组工程的安装组合场地。主变布置在主厂房A排外26m处，与汽机检修油箱相邻，从平面上避开了老厂其余机组利用2142MW机组锅炉富余蒸汽发电的架空蒸汽管、回水管等管道走廊。主变北侧还布置有事故油池。其它辅助及附属建筑物均与改扩建2142MW机组工程共用。总布置主要技术经济指标（见表4.3.11）。主 要 技 术 经 济 指 标表4.3.11序号项目名称单位数 量备 注2142MW本期1厂区围墙内用地面积hm228.471.762单位容量用地面积m2/kW2.000.2353厂区内建（构）筑物用地面积m210670067984建筑系数37.4838.625厂区内场地利用面积m217
19、360098566利用系数60.9856.007厂区道路路面及广场面积m2310007508道路广场系数10.894.269厂区围墙长度m1520/10厂内铁路km2.80/11厂区土石方挖方/填方m35000/170000/12拆迁m2/5000老机组厂房13厂区循环水供水管/回水管m1200/1400190/19014绿化面积m251246352015绿化系数18204.3.1.3 竖向布置电厂现有竖向布置采用平坡式，场地平整标高在162.45m163.20m之间变化，不受洪、涝威胁。目前厂区围墙内的场地都进行了平整，本期工程用地不需再作场平。建构筑物基础及道路、管沟基槽余土和拆迁老厂房的
20、建筑垃圾按常规弃至电厂南侧10.50km外的许家嘴灰场。本期建构筑物标高的确定主要是考虑与附近已建设施标高上的合理衔接及场地雨水的顺利排除，从而保证全厂竖向布置的合理性。根据这一原则，本期主要建构筑物零米标高确定如下：汽机房 162.90m；自然通风冷却塔162.50m；循环水泵房163.00m。建构筑物室内外高差为0.30m。场地雨水排泄方式与一期一致，采用有组织排水，即场地雨水通过城市型道路汇入雨水口进入厂区雨水下水道系统后排除厂外。4.3.1.4 厂内道路电厂有完整的环形道路，本期工程仅根据生产和消防的需要设置支线道路。支线道路也采用城市型水泥混凝土路面，并与现有道路相连，道路宽度4.0
21、m，转弯半径7m。4.3.1.5 管线及沟道布置厂区管沟布置原则：管（沟）平行于道路和建构筑物轴线敷设，分直埋、沟道两种方式，其中各类管道直埋；电缆敷设在沟道内。各种管（沟）在布置中产生矛盾时，根据下列原则进行处理：有压力的让自流的；管径小让管径大的；柔性让刚性的；工程量小让工程量大的；新建让原有的；检修少让检修多的；临时让永久的；尽量减少对运行的干扰。厂区管沟规划：本期新建管（沟）主要分布在本期汽机房A排前、B排后及固定端侧。A排前有142MW机组接出的蒸汽管，发电机出线槽型母线；B排后有循环水进、排水管、辅机排水管；固定端侧有电缆沟以及原有的上水管、下水管等。主变出线电缆通过新建沟道接至现
22、有电缆隧道内，再通过现有电缆沟接入已建110kV屋内配电装置预留间隔。另外还有一根DN300补给水管在2142MW机组化学用水管上接出，送至冷却塔；一根DN250循环水排污水管从循环水管接至原有水隔离泵房。4.3.1.6 绿化 （1）厂区绿化布置原则a、因地制宜，合理选择绿化方案b、统一规划与城市绿化的总体规划相协调c、全面考虑，紧密结合电厂特点d、突出重点，分区段绿化e、讲求实效（2）重点绿化区域主厂房周围，升压站地坪，冷却塔周围和厂区主干道两侧，都是重点绿化区域。（3）绿化面积及绿化系数本期绿化用地系数为20，绿化面积约为3520m2。4.3.2 热机部分4.3.2.1 热力系统 （1）主
23、蒸汽系统主蒸汽取自改扩建工程2142MW机组2号机供热蒸汽母管，先将2142MW改扩建工程A列柱外1，2号机供热蒸汽母管（f82012）连通，然后将2号机供热蒸汽母管（f82012）延长，穿过厂区，在进入余热发电工程汽机房以前，分成两路（f52910），各设一只电动隔离阀，在电动隔离阀后合为一根主汽母管（f82012），引入余热发电工程汽机房，然后经两个自动主汽门进入汽轮机，主蒸汽管道上设有流量测量装置及安全阀。（2）回热系统及加热器疏水系统回热系统设一级低压加热器，低加型号JD400，额定抽汽参数0.036MPa（a），73.6，22.56t/h，由于抽汽压力很低，汽轮机和加热器之间不设隔离
24、阀。低压加热器疏水经调节阀回到凝汽器。（3）凝结水系统凝结水系统设两台立式凝结水泵，一台运行，一台备用，凝结水泵参数如下：流量： 455m3/h扬程： 110mH2O电机： 200kW，380V凝结水通过低压加热器后进入2142MW机组低压除氧器，主抽气器和轴封加热器采用凝结水冷却，低压加热器出口设有放水管，用于启动时将不合格水排掉。凝结水系统设有再循环管路，在凝结水主管上设调节阀，用于调节凝结水流量，凝汽器设化学除盐水补水，用于启动上水及正常运行时补充机组汽水损失，同时可参与维持凝汽器水位。（4）凝汽器抽真空系统凝汽器抽真空系统设一台启动抽气器和两台C5.4/40型主抽气器，主抽气器为一台运
25、行，一台备用，主抽气器抽干空气量为40kg/h，启动抽气器和主抽气器的工作蒸汽均来自主蒸汽。（5）循环水，工业水及冷却水系统循环水进、出水管道分别穿过B列柱与供水专业管道相连，循环水进水管道设有电动蝶阀，出水管道设有可调电动蝶阀，循环水管道上设有凝汽器胶球清洗系统。由于余热发电机组辅助设备较少，冷却转动机械的工业水用量少，余热发电工程不单独设置工业水系统，所需工业冷却水来自循环水。常用冷却水的设备有汽轮机润滑油冷却器和发电机空气冷却器，冷油器的冷却水量为2259t/h，取自循环水进水管，回水至循环水进水间，发电机空气冷却器冷却水量为360/h，由于冷却器位置较高，其冷却水需设两台升压泵，一台运
26、行，一台备用，升压泵设有旁路管道，当循环水压力足够高时，可以停运升压泵，升压泵参数如下：流量：400t/h扬程：20mH2O电机功率：37kW电压：380V4.3.2.2 汽机房布置 （1）由于本工程175MW余热发电机组的主厂房结构及机组布置按以后改建300MW容量机组考虑，运转层标高为12.6米，跨距27米，共四跨，其中三跨柱距为10米，一跨为12米，共42米，汽机房高度按以后改建300MW容量机组考虑。（2）由于本余热发电工程选用东汽厂生产的单轴，双缸双排汽凝汽式汽轮机，共625级，汽轮机长度较大，汽轮机总长达14.5米，加上发电机长度8.2米，使整个汽轮发电机组机座长达23米，而汽机房
27、横向跨度仅为27米，考虑发电机抽转子及吊钩极限位置等因素，决定了本余热发电工程汽轮发电机组只能纵向布置。（3）由于本工程汽轮机低压缸下半缸重达68.6吨，所以选用75/20t行车，可与以后扩建300MW容量机组共用。（4）针对余热发电工程主蒸汽管道接管位置及发电机出线的槽型母线桥位置的区别，本工程汽轮发电机组按两个方案布置：a、方案一，机头布置在汽机房固定端，发电机布置在扩建端，此布置方案主蒸汽母管较短，而且零米检修场地可与以后扩建300MW容量机组共用，但发电机出线槽型母线桥较长。b、方案二，机头布置在汽机房扩建端，发电机布置在固定端，此布置方案主蒸汽母管较长，主蒸汽压降较大，但发电机出线槽
28、型母线桥较短。（5）汽机房各层布置零米层布置冷油器，油净化装置，直流屏室，蓄电池室，6kV厂用电配电室和励磁盘小间及高压厂用变电器，循环水进、出水管穿B列柱与供水专业管道相连，零米层靠A列侧布置低压加热器，凝结水泵，冷却水升压泵布置在零米层发电机空冷器下方。6.3米层布置主蒸汽管道，低压加热器（从零米到6.3米以上），汽封加热器，射汽抽气器，集装主油箱，380V厂用电配电室，热控电子设备间（在集中控制室的正下方）及电气继电室。12.6米层靠B列柱侧布置集中控制室，运行交接班室，工程师室和热工工作间。（6）两个方案比较a、方案一主蒸汽管道可直接穿过固定端山墙与厂区管道相连，而方案二主蒸汽管道需先
29、从A列柱穿出（靠近扩建端），然后经过A列柱到固定端，再与厂区管道相连，结果方案二比方案一主蒸汽管道（f82012）长度增加约50米，增加90弯头（DN800）8件，而且主蒸汽管线加长后，主蒸汽压损将增加0.0172MPa。b、由于主蒸汽管道（f82012）管径大，刚度大，自然补偿比较困难，与方案一比较起来，方案二主蒸汽管道布置起来比较困难，对场地要求比较严格。c、方案二由于发电机布置在固定端，与方案一相比发电机出线槽型母线桥可缩短约30米。d、方案一零米检修场地布置在扩建端，可与以后扩建300MW容量机组共用，而方案二零米检修场地布置在固定端，与以后扩建机组没有共用性。e、方案二由于主蒸汽管道（f82012）加长后增加的投资约为39.7万元，而发电机出线缩短节约的投资约为4.5万元，经综合比较，方案二比方案一需增加投资约35.2万元。综上所述，考虑到主蒸汽管道的布置，主蒸汽的压损，零米检修场地与以后扩建机组的共用性，以及节约投资等因素，方案一作为推荐方案。
