《低热值煤发电工程工程设想设计方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《低热值煤发电工程工程设想设计方案.docx（132页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、低热值煤发电工程工程设想设计方案1.1 全厂总体规划及厂区总平面布置规划1.1.1 全厂总体规划1.1.1.1 电厂厂址拟选厂址有两处。工广厂址：该厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧。在钱营孜矿工业广场北围墙外地形平坦开阔。除东北方向约15Om外有后湖王家村外，距其它居民村均较远。钱营孜矿工广保护煤柱按现设计往东、往南、往北均为430m左右。拟建电厂的新征地块在工广北侧原设计保护煤柱范围内，大约需要650x310m2的建设场地。若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。该地块区域内地形平坦，现为旱地。自然地面高程为23.223.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟
2、地。场地中西部有两条IlOkV、两条IOkV矿区供电线路；西北约850m处是钱营孜村，场地东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路（X057县道），北侧及西侧约700m处有钱营孜矿的货运公路。（矿供电线路如何改造？什么时候改？矿供电图）该厂址南面约2km处有汾河，北面约18km处有新汴河。厂址处百年一遇洪水位24.60mo行宫铺厂址：行宫铺厂址位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S3O5省道西边。东北距离宿州市区约3.5公里。厂址东南侧紧邻宿蒙河、S3O5省道及行宫铺村，西北角处有南陈、松林、新周坪孜等村庄。东西两侧现为农田。拟选厂址区为宿州市2010-2030规划的工业建设用地，按宿州市城市
3、总体规划：该厂址区北侧为纬五路,东侧为经二路，南侧为宿蒙河、S305省道及南外环路，西侧为经一路（蒙城一永城公路）。该区块为梯形状，南北向约400750m,东西向约360450m。该区块面积约2L4h11其中约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。场地中央有一条IlOkV输电线路。区域内地形平坦，自然地面高程为26.226.3m。该厂址南面约IOkm处有汾河，北面约9.5km处有新汴河。厂址处历史最高内涝水位：26.5mo1.1.1.2 供水系统及电厂水源电厂供水系统拟采用带冷却塔的二次循环供水系统。电厂水源：采用宿州市城南污水处理厂的中水作为主要补给水源，新汴河宿县闸上蓄水+梯级翻水作为
4、本项目供水水源的备用水源。工广厂址与城南污水处理厂的距离约15km,与新汴河取水口的距离约21kmo行宫铺厂址与城南污水处理厂的距离约7.5km,与新汴河取水口的距离约10km。两厂址的地表水补给水泵房均设在新汴河南岸，合徐高速公路西侧约300m处。补给水泵房区域另设有配电房和职工生活间等辅助设施，占地初定1200m2o1.1.1.3 燃料系统工业广场厂址：由于厂址位于钱营孜矿工业广场外侧，距钱营孜矿洗煤厂不足1公里，所以，钱营孜洗中煤由皮带机运输进厂，皮带输送距离约70Om。煤泥由煤泥水泵经管道进厂。（矿煤泥水用途？环评需要）其它矿煤泥均由汽车运抵至电厂。行宫铺厂址：钱营孜洗中煤、煤泥选用管
5、状皮带机运输进厂，管状皮带输送距离为IIkm,其它矿煤泥采用汽车直接运输进电厂。1.1.1.4 除灰渣系统及灰场本工程除灰渣系统采用灰、渣分除，粗、细灰分排方式。除渣系统采用机械输送方式，集中至渣仓，除灰系统采用正压浓相气力除灰方式，集中至灰库，然后都由汽车干式运至综合利用场所或加湿运到灰场碾压。宿州地区灰渣综合利用条件良好，为满足综合利用不畅时灰渣的堆放，拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40hm2,灰坝平均高度约3m,总长约2600
6、m,堆灰库容约240万11祁东矿塌陷区灰场距离两个厂址的运灰距离分别为：23km、31kmo工广场厂址运灰距离约23km,主要利用206国道，部分利用X057县道，部分乡道需要改扩建,扩建长度约7km,其中一座桥梁需要拓宽和加固。行宫铺厂址运灰距离约31km,运灰道路与工广场厂址部分相同，也主要利用206国道，部分利用209乡道。乡道等级不高，需要扩建，扩建长度约7km。1.1.1.5 电气出线本工程初步考虑以2回220kV架空线路接入规划在建的宿南变或已建成的220kV南坪变。根据厂区总平面初步规划设想，工广厂址拟向东或向北出线，行宫铺厂址拟向南出线，根据目前厂址周围的环境，两个厂址的出线条
7、件均较好。1.1.1.6 厂外道路工广厂址西距S305省道约3.5kmo东距钱营孜矿南北向的进矿公路约600m,北距（通往京台高速南坪、桃园出口处的）东西向X057县道向西延伸段（现为钱营孜矿货运公路）约700m,目前这两条道路现状路面宽度为6.59m,碎路面。该厂址可从东面的进矿公路或北侧的钱营孜矿货运公路这两条道路上引接。行宫铺厂址的东南侧紧邻S305省道，电厂的主、次出入口近期均可直接与S305省道连接。远期待城市规划道路建成后可直接与城市规划道路连接。1.1.1.7 电厂生活区拟建电厂两个预选厂址距离宿州市区分别为15km和3.5km,电厂生活区安排在宿州市区。1.1.1.8 施工区及
8、施工生活区施工区及施工生活区布置在厂区扩建端位置，用地约13.445hm2o1.1.1.9 拆迁及改造因为钱营孜矿工广区变电所位于靠近工广区北围墙处，因此本项目的建设将会造成拟建厂区范围内、与工广区变电所相连的两条IlOkV及两条IOkV线路的拆除改造。在拟建电厂厂区和煤矿工广区之间，我们预留了约6m宽的廊道，拟作为改道后的同杆多回架空线路或敷设电缆的通道。行宫铺厂址也有一条高压线路需要改道。两个厂址均有一些坟墓需要搬迁。1.1.2 厂区总平面规划布置1.1.2.1 厂区总平面布置原则(1)厂区总平面按2x350MW燃煤机组规划布置，并留有扩建余地。(2)厂区总平面布置按照示范性电厂的思路，贯
9、彻模块化设计理念，进行模块化设计和优化，通过不同的模块组合，满足建设单位对电厂各功能的个性化需求。(3)厂区总平面布置充分体现征地最少特点，尽可能少占用村庄，少拆迁，低造价。(4)各类工艺设施按功能分区相对集中，尽量采用联合建筑成组布置，力求生产工艺流程合理顺捷，分区明确，互不干扰，便于生产运行管理。厂区总平面布置做到布置最紧凑，土地利用率最高。(5)厂区总平面布置因地制宜，合理利用地形地质条件，避免深挖高填，做到厂区、施工区土方和基槽余土土方综合平衡，方便厂内外设施标高衔接。1.1.2.2 厂区总平面方案（工业广场厂址）首先，由于该厂址电厂厂区和钱营孜矿工广贴临布置，所以我们要考虑两者之间的
10、相互影响。钱营孜煤矿工广区主出入口朝东，职工生活区及办公区位于工广的东北角，东南角为预留的场地，生产区位于工广的中部，西北角为砰石山，西南角为预留场地。在现砰石山的东北侧，钱营孜煤矿规划有另一个砰石堆场。厂址处的主导风向为东北风。因此从视觉美观和两者之间的环境相互影响角度，以及场地条件考虑，初步考虑电厂的固定端朝南，朝向工广区，汽机房朝东，扩建端朝北。其次，由于该厂址和工业广场贴临布置，拟建电厂厂区位于钱营孜煤矿工广区保护煤柱的范围内，若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。因此尽量减小保护煤柱的扩大范围也是我们总平面布置时考虑的重要因素。第三方面，根据两个拟选厂址燃料、
11、水源的进厂方位及厂址周围的道路状况、主导风向、出线条件等，如何布置才能使工艺流程顺捷、道路交通方便、厂内环境良好是我们努力追求的方向。基于上述原则，我们对工广厂址的厂区总平面规划布置考虑过多种可能的布置方案，最终提出了如下两个厂区总平面规划布置初步设想方案。方案一：电厂布置为四列式，自东向西依次为20OkV配电装置冷却塔-主厂房区一煤、灰贮存区。主厂房固定端朝南，汽机房朝东，向东出线。生产办公及其它辅助、附属生产区均布置在主厂房的固定端、靠近工广这一侧。烟气脱硫区、煤灰贮存区、点火油库区、贮氨区、废水处理区等生产中易产生粉尘、气体污染的区域均布置在厂址常年主导风向的下风向，力求避免对厂、矿职工
12、生活环境造成不利影响。由于该厂址紧邻钱营孜矿工广布置，属典型的坑口电站，因此厂区内不按常规设置贮煤场，仅设一煤泥泵房。（煤泥棚、肝石鹏、石膏库？）电厂主出入口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人车分流。本期工程厂区围墙内用地约17.76hm2。方案二：电厂布置为二列式，自北向南依次为20OkV配电装置-主厂房区。主厂房固定端朝西，汽机房朝北，向北出线。冷却塔及水处理区布置在主厂房固定端西侧，灰渣、废水、油库、储氢区等均布置在厂区的西部边缘处，生产办公区布置在厂区的东南角、与矿区生活设施毗邻处。电厂主出入
13、口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人车分流。本期工程厂区围墙内用地约18.35hm2o1.1.2.3 厂区总平面方案（行宫铺厂址）初步设想汽机房朝南，面向S305省道布置，向南或向西出线。固定端朝东，面向宿州市区。厂区分东、西两个大区域：西部自南向北依次布置220kV屋外配电装置一冷却塔一主厂房一卸、储煤区，灰库布置在靠炉后的位置；东部自南向北依次布置电厂厂前建筑一锅炉补给水处理、净水站、废水处理区、点火油、储氢区等生产及辅助生产设施。综合办公楼、综合服务楼、综合维修楼和材料库等集中布置在厂前电厂主出
14、入口处。电厂主出入口布置在厂区东南角，直接与S305省道相连。次出入口或燃料、灰渣运输出入口布置在厂区西面，向南直接与S305省道相连。本期工程厂区围墙内用地约20.72hm2o1.1.3 厂区竖向规划工广厂址：厂址处百年一遇洪水位24.6mo厂址处自然地面高程为23.2-23.6mo根据规程：主厂房区需高于百年一遇洪水位05m,其它区域需高于百年一遇洪水位。因此，厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约1.2m,填方量约240000m3o行宫铺厂址：厂址处历史最高内涝水位：26.5mo厂址处自然地面高程为26.226.3m。厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约03m,填方量约85000m3o1.
15、2装机方案1.2.1概述宿州钱营孜矿，在煤炭洗选过程中所伴生出来的大量煤泥、洗中煤，因得不到有效的利用，目前处理的方式是弃置在排土场内，不仅浪费能源，同时对周围环境污染严重。本工程配套建设燃用煤泥、洗中煤的循环流化床水冷发电机组，不仅可以降低煤炭生产成本、取得较好的经济效益，促进地方经济的发展，而且受到国家产业结构调整政策的支持。循环流化床锅炉属于煤的清洁燃烧技术，它具有燃料适应性广、不投油稳燃负荷范围大、可以实现炉内直接脱硫等特点：(1)燃料适用性好，燃烧效率高。循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的基本原理是劣质燃料中未燃尽的颗粒被烟气带出炉膛经分离后再返回炉床反复燃烧，物料可多次循环，从而提
16、高了锅炉的燃烧效率和脱硫剂的利用率。借助其独特的燃烧方式，对一些特低劣质煤、难燃型煤特别适用，如煤砰石、石油焦、煤泥、无烟煤、油页岩等。(2)低污染的洁净煤燃烧。燃料及吸附剂分别经破碎到一定细度后输入燃烧室被流化并在840950C范围内燃烧，吸附剂为经磨细的石灰石(CaCO3)与燃料燃烧时释放出来的SCh发生化学反应，生成硫酸钙(石膏CaSo4),其化学反应式为CaCo3-CaO+CCh,SO2+CaO+122CaSO40由于循环流化床(CFB)锅炉炉膛温度一般控制在840950,而使进入锅炉炉膛的石灰石(CaCo3)粉既不会过烧又不至于欠烧的适宜温度区为8501150。在此温度条件生成的Ca
17、O晶体小、比表面积大、气孔率高，因此活性强。同时，反应生成的CaSO4也不会再分解。因此其炉膛温度为最佳的脱硫温度，只要选择适当的Ca/S比，就能得到较高的脱硫效率，其脱硫效率可达90%左右。同样，其炉膛温度也是控制NoX产生的最佳温度，NOX排放浓度不超过400mgNm3o(3)不宜结焦。由于烟气和颗粒间存在大的速度偏差，颗粒以低于烟气的速度流经燃烧室，长时间的滞留并和微小颗粒的接触，抑制了高的烟气温度，使之有高的燃烧效率，并且不发生结焦。(4)负荷调节范围广，燃烧稳定。由于循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的独特性，其不投油最低稳燃负荷可达到30%BMCR(锅炉最大连续蒸发量)，在30100
18、%BMCR负荷范围内，燃烧非常稳定。因此，特别适合调峰发电机组。(5)燃料制备系统简单。循环流化床(CFB)锅炉的燃料制备系统简单，只有一套简单的给煤系统，无需如煤粉锅炉那样复杂的制粉系统，只要给煤颗粒度满足其燃烧要求即可。由于是低温燃烧，NOX排放量低、易于实现灰渣综合利用。所以，特别适合于燃用劣质燃料。本工程燃煤的突出特点是热值低、灰分高，设计煤种、校核煤种的低位发热量分别为13.019MJkg和12.859MJkg(lMJ=239kcalkg),且燃料中需要掺烧部分煤泥，采用管道输送煤泥的方式更不易堵煤，所以本工程更加适合于采用循环流化床锅炉。目前，国内外循环流化床燃烧技术发展较快，机组
19、容量也已经达到了300MW,国内三大锅炉厂通过技术引进已经具备了300MW级循环流化床锅炉系统的设计、制造能力。因此，本期工程锅炉将采用国产350MW超临界循环流化床锅炉。350MW机组在国外是区域电网的主力机组，现以亚临界机组(参数16.7MPa538C538C)为比较基础，超临界机组(参数24.2MPa538C566C)的效率提高2.4%；超临界机组(参数24.2MPa/5参C566C)的效率提高3.2%；超超临界机组(参数25MPa600C600C)的效率高1.6%。鉴于国内制造行业已能够设计制造参数24.2MPa538C566C及24.2MPa566C566C的600MW超临界机组，二
20、者选材基本相同，造价基本持平；而参数24.2MPa566C566C的600MW超临界机组的效率比参数24.2MPa538C566C的同容量超临界机组要高0.8%o因此，从设计、选材、造价及电厂热效率各方面考虑，对300MW级超临界机组选择24.2MPa566C566C参数是合适的。当蒸汽初参数继续提高，若单机容量较小，势必导致汽机高压部分的通流尺寸很小，二次流和轴封漏汽损失加大，将会部分抵消由于蒸汽初参数提高带来的效益；同时三大主机厂，尤其是汽轮机厂的实际情况，即成熟定型机组都是350MW。超临界机组由于其温度、压力参数的提高，其效率和煤耗等技术经济指标普遍优于亚临界机组，目前已有较多投产的电
21、厂采用超临界机组，且设备的可靠性与压临界机组相当，故本工程从主机、辅机配套以及技术经济等方面来说明选用超临界参数机组是完全可行的。1.3主机技术条件1.3.1 锅炉主要设计参数型式：超临界，单炉膛，中间再热自然循环，全钢架悬吊结构，兀型布置，循环流化床锅炉。锅炉最大连续蒸发量：1121t/h过热蒸汽压力：21.4MPa(g)过热蒸汽温度：571低温再热蒸汽压力：4.886MPa(g)低温再热蒸汽温度：330高温再热蒸汽流量：905t/h高温再热蒸汽压力：4.523MPa(g)高温再热蒸汽温度：569省煤器入口给水温度：286锅炉效率：89.5%锅炉构架：钢构架空气预热器：管式或回转式空预器出口
22、排烟温度：140锅炉飞灰份额：暂按60%；炉膛出口过剩空气系数：l=L2;（也就是说炉膛出口氧量3.5%左右）机械未完全燃烧损失：q4=3.42%;（飞灰、落灰、灰渣、溢流灰和冷灰中未燃尽的可燃物所造成的热损失）1.3.2汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝汽式。功率：350MW（额定、THA）THA工况（热耗率验收工况）是指：汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补给水率为0%,能连续运行发电机输出额定功率。也有的叫额定出力工况参数：主蒸汽额定压力：主蒸汽额定温度：主蒸汽额定流量：再热汽阀前额定压力：再热汽阀前额定温度：24.2MPa(a)5661007.5t
23、h3.979MPa(a)566818.418th4.9kPa(a)8 级(3 1 除+4 低)再热汽阀前额定流量：额定背压（冷却水温20）：回热抽汽级数：额定给水温度：278.1额定转速：3000rmin机组净热耗（额定抽汽工况)：7657kJkW.h=1829kca1/kW.h(lkcal=4.186kj)外形尺寸(长X宽X高)1.3.3发电机17.410.46.95m型号QFSN-35O-2考核容量考核功率与汽机配套369MW额定转速3000rmin额定功率因数0.85额定电压额定电流20000V11887A周波50Hz相数3冷却方式水-氢-氢额定氢压效率0.31Mpa(a)不低98.9%
24、励磁方式无刷机端励磁主机参数暂定，最终以主机招标后确定的参数为准。1.4热力系统本工程热力系统的拟定充分考虑了系统运行的安全性、经济性和灵活性，在能适应一定调峰能力的基础上,尽可能的简化系统。除辅助蒸汽系统外，主汽、再热、主给水、凝结水等系统均采用单元制系统。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。1.4.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽、低温再热、高温再热和汽轮机高、低压旁路系统在机组主循环设备间输送蒸汽。主蒸汽系统从锅炉过热器出口输送主蒸汽至汽机主汽阀。低温再热系统把汽机高压缸排汽输送至锅炉再热器入口，并且为2号高加提供加热汽源，为辅助蒸汽系统提供
25、备用汽源。高温再热系统从锅炉再热器出口输送高温再热蒸汽至汽机中压联合汽门。汽机高、低压旁路系统可按各种需要的方式输送蒸汽，使机组能方便，灵活地启动和停机。1.4.1.1 主蒸汽系统和再热蒸汽系统：主蒸汽和再热蒸汽管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成一根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右两侧主汽关断阀和再热关断阀。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的上游汇成一根母管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。低温再热蒸汽管道上还引出两路蒸汽分别接至二号高
26、压加热器和辅助蒸汽系统，作为二段抽汽用汽及辅助蒸汽系统的备用汽源。1.4.1.2 旁路蒸汽系统为缩短启动时间，机组采用二级串联旁路系统，高压旁路阀选用35%BMCR容量的气动旁路阀。高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至低温再热蒸汽管道，高压旁路的减温水取自省煤器进口隔离门前的给水系统。低压旁路从汽轮机中压缸入口前高温再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器。低压减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。1.4.1.3 主蒸汽和再热蒸汽管道的材料本工程的主蒸汽管道和再热热段管道采用A335P91（合金钢材料，金相组织为回火马氏体），再热冷段管道采用A672B70CL32（高
27、温高压碳素钢）。1.4.1.4 管道压降按照火力发电厂设计技术规程中的取值要求，主蒸汽管道的压降取汽轮机额定进汽压力的5%,再热系统的压降取高压缸排汽压力10%。根据上述管道规格和初步的布置方案，经计算,主蒸汽管道和再热系统总的压降均在允许范围内。1.4.2 抽汽系统汽轮机采用八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，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。四级抽汽除供除氧器外,还向给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。五、六、七、八级抽汽供汽至四台低压加热器。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，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
28、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及其它事故状态时蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统,每个疏水点均设有自动疏水阀。1.4.3 辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本期工程每台机设一台压力为0.8l.37MPa(a),温度为360380的辅助蒸汽联箱。两台机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互机组正常运行时
29、由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。辅助蒸汽系统提供除氧器启动用汽、给水泵汽轮机调试用汽、机组低负荷时给水泵汽轮机备用汽源、汽机轴封用汽、空预器启动吹灰和脱硝系统用汽等。本期工程设置一台启动锅炉，参数为L37MPa(a)380,为首台机组启动或两台机组停运后的一台机组启动提供必需的启动汽源。1.4.4 凝结水系统凝结水系统的功能是将凝结水从凝汽器的热井抽出，经凝结水泵升压后，流经连续运行的全容量凝结水精处理装置，汽封冷却器和低压加热器，送到除氧器进行加热除氧。凝结水在输送过程中，进行除盐和加热，并对凝结水量进行控制，
30、以调节除氧器给水箱的水位。凝结水系统采用中压凝结水处理系统，设置两台100%容量的凝结水泵，其中一台运行，一台备用。低压加热器采用全容量卧式加热器，七、八号低加设在凝汽器的颈部。1.4.5 主给水系统主给水系统采用单元制。本工程每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵（包括两台与主泵分离的50%BMCR容量的电动前置泵）（有前置泵是不是意思是一拖二的汽动给水泵？）和一台30%BMCR容量的电动调速启动/备用给水泵。过热器的减温水来自主给水泵后高压加热器之前的母管，锅炉再热器减温水来自给水泵的中间抽头。给水操作台主路仅设置一个电动闸阀。旁路上设置一个小流量调节阀，以补充低负荷时，给水泵汽轮
31、机调速范围的不足。锅炉的减温水管道从给水泵出口母管上接出，在至各减温器的支管上均配备了减温水调节阀。三台卧式高压加热器采用电动大旁路。每台机组配置一台高压除氧器，热力系统的补水补入凝汽器。1.4.6 闭式循环冷却水系统本工程闭式水采用单元制闭合大回路系统，由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水板式热交换器，一台5m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成，向各冷却设备提供冷却水。除真空泵外，所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。每台机组的2台闭式循环冷却水泵配1套公用高压变频器，运行时一台闭式水泵变频运行，一台备用，可适应各种运行工况。闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升
32、压后，送至闭式水热交换器，经开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，从冷却设备排出的冷却水汇至回水母管后引回闭式循环冷却水泵入口。系统的一次水源为化学除盐水，系统初始充水由化学除盐水管向膨胀水箱注水。闭式循环冷却器的冷却水为开式循环水，闭式循环水压力大于开式循环水压，以免闭式水污染。1.4.7 开式循环冷却水系统本系统为单元制，水源是循环水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器和真空泵提供冷却水。冷却水从主厂房外循环水进水管接出，经开式循环冷却水泵升压后，通过闭式水板式换热器、真空泵冷却器和主机冷油器换热后排至主厂房外循环水回水管。1.4.8 凝汽器循环水系统本期工程采用带冷却塔的循环供水系统
33、。凝汽器管侧设有两套胶球清洗装置，循环水进口管道上不设二次滤网。凝汽器冷却水管采用TP316不锈钢管。1.4.9 抽真空系统及凝汽器有关管道凝汽器抽真空系统中，每台机组设置2台水环式真空泵。用以抽取凝汽器内不凝结气体，以维持凝汽器所要求的真空度。机组正常运行时，水环式真空泵一台运行，一台备用。当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动两台真空泵。凝汽器壳体上设有真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。在真空破坏阀入口，需注满凝结水，以防正常运行时空气漏入凝汽器而影响凝汽器真空。1.4.10 加热器疏水及放气系统各加热器均设有正常疏水管路和事故放（疏）水管路。正常运行时，
34、高加疏水逐级回流入除氧器，低加疏水逐级回流入凝汽器，机组启停及低负荷工况下，由于疏水压力较低，高加疏水改由3号高加事故疏放水管回流入凝汽器。非正常运行时，即一旦加热器出现高水位或下一级加热器因故切除，该加热器的疏水可经事故疏放水管路回入凝汽器。除氧水箱设有放水管设有电动门，在水箱水位失控而突升至高-高水位时，打开水位控制阀迅速放水至凝汽器。轴封蒸汽冷却器疏水单独回流入凝汽器，疏水管路上设置有汽液两相流控制器。1.4.11 汽机润滑油和油处理系统每台机组的主机和给水泵汽机的润滑油和调速油系统均为独立系统，调速油采用抗燃油。如果设备可靠，价格合理，小汽机的润滑油和调速油可以考虑合并。每台机组设汽机
35、润滑油处理系统一套，每小时出力按系统内总油量的20%考虑。每台机组共设一个储油箱。1.4.12大宗气体系统该系统包括发电机用的氢气和二氧化碳系统，以及设备停机保养用的氮气系统。两台机组设一套供应站。1.4.13主要辅助设备1.4.13.1汽动给水泵及汽轮机选用两台50%容量的汽动给水泵和一台30%的电动给水泵。汽动给水泵额定流量约600th,扬程329OmH20。每台汽动给水泵配备电动前置泵，额定流量约615th,扬程约24ImH20。配用的汽轮机型式为下排汽，冷凝式。排汽排入主机凝汽器。(两汽动一电动)(1)给水泵汽轮机型式：单缸、冲动、单流程、纯凝汽式向下排汽功率：14MW(最大功率)转速
36、范围：3000-6000rmin调速型式：电调超速保护型式：机械+电气进汽参数：0.9MPa(a),358.1排汽压力：6.9kPa(a)(2)汽动主给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵流量:600m3h扬程：3290mH2O转速：5903rmin效率：82.5%(3)电动给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵流量：360m3h扬程：3290mH2O转速：5903rmin效率：79.5%1.4.13.2高压加热器选用三台全容量卧式高压加热器。根据参考工程其型号及规范见表。高压加热器型号及规范加热器编号单位1号高加2号高加3号高加1加热器型式卧式、U形管、双流程2加热器型号JG-1
37、250-1JG-1300-2JG-900-33加热器数里1114流星t/h1110111011105最大允许压降MPa0.10.10.16最大允许流速m/s3337设计温度3152902508有效表面积m2125013009001.2.13.3内置式除氧器及给水箱除氧器出力1200th,水箱有效容积13Om3。可满足机组在定压、滑压方式下运行。本工程采用无头除氧器。无头除氧器其特点如下： 除氧效果好，可靠性高。除氧后给水中的氧含量小于0.005mglo(5gl) 建筑、结构造价低。取消除氧头后，设备高度降低,要求的建筑空间小，同时由于重量减轻，作用在土建结构上的荷载减小，降低了造价。 变负荷运
38、行适应性强。能适应机组定滑压的运行方式，在机组10%110%的负荷范围内，均能保证上述除氧效果。 检修、维护工作量小。由于无填料等其它活动部件，设备的运行可靠性高，喷嘴性能稳定，正常情况下不需更换喷嘴，设备维护及备件费用低。 安装简单，费用低。有头除氧器需要在现场将除氧器和水箱焊接在一起，而无头除氧器没有这部分焊接工作，安装费用相对较低。除氧器出力按机组最大连续出力工况(TMCR)设计，能够满足汽轮机阀门全开工况(VWO)的运行要求。除氧器的设计标准采用HEI(除氧器)和ASME第ViIl篇第1分篇。除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机4段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低
39、至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。 氧器出口给水含氧量满足有关标准，不大于7glo除氧器水箱正常水位时的有效容积满足机组TMCR工况7min的给水需要量。(时间是否太短了？)为了保证除氧器水箱内的正常水位和一定的蒸汽空间，无头除氧器的水箱容积略大，所以占用的平面空间略大。1.4.13.4 凝汽器每台机组配1台凝汽器，卧式、双流程、单壳体。其技术数据见表。凝汽器技术数据表编舁名称单位技术数据1型式单壳体，对分双流程，表面式2凝汽器总的冷却面积m2170003管子材料不锈钢4流程数双流程5冷却水质淡水6冷却水进口额定温度/最高允许温度20.9/33.57清洁系数0.88冷却水量t/h-400009
40、管内冷却水平均流速m/s210冷却水通过凝汽器阻力kPa5811冷却管有效长度m10.8412冷却水温升12.91.4.13.5 低压加热器低压加热器采用卧式表面式加热器，加热器设蒸汽冷却段和疏水冷却段。7、8号低压加热器采用组合一体型式，布置于凝汽器接颈部。各加热器根据机组VWO工况参数设计，包括：a）管侧设计压力应按凝结水泵特性曲线最高点扬程对应的压力；b）管侧设计温度按壳侧设计压力的饱和蒸汽温度;c）壳侧设计压力按VWO工况汽机抽汽压力的110%确定;d）壳侧的设计温度按VWO工况中汽机抽汽参数，等烯求取在设计压力下的相应温度e）给水侧通流能力按VWo工况给水流量的120%,水侧流速需满
41、足HEI标准。主要技术数据为：（参考）序号名称单位5号低加6号低加7号低加/8号低加（组合式）1加热器编号LP5LP6LP7LP82型式官冗式、U形管管冗式、U形管管壳式、U形管3总传热面积m270070079510304流程数（管程/壳侧）22225给水端差（上端差）2.82.82.82.86疏水端差（下端差）1.61.61.61.67传热管外径X壁厚mml60.8l60.8l60.8l60.88供热管数根7417327187089管内流速m/s2.12.12.12.110壳侧压力降MPa0.0350.0350.0200.01511管侧压力降MPa0.080.080.080.0812加热器净
42、重kg19550211005680013设计压力管侧MPa3.453.453.453.45壳侧0.60.60.60.614设计温度管侧300200100100壳侧18015010010015设计流量管侧t/h843.43843.43843.43843.43壳侧38.7946.6134.1937.871.4.13.6 凝结水泵每台机组选用2台凝结水泵，采用“一拖二”变频控制方式。立式筒袋型多级离心泵流量：985m3h扬程：3.21MPa转速：1500rmin电动机：立式1250kW,6kV1.4.13.7 水环式真空泵每台机组选用2台水环式真空泵，一台运行，一台备用。抽干空气量：51kgh电动机
43、：160kW,380V1.4.13.8 汽机房内桥式起重机本工程汽机房设有2台起重量为80/20吨大梁加固到承载100吨的桥式起重机，供全厂汽轮发电机组及辅助设备检修用。1.5燃烧制粉系统（流化床不需制粉）1.1.1 燃料消耗量本工程以煤泥和洗中煤混合燃料为主要燃料，设计煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤=38/62。校核煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤=17/83。燃料消耗量见下表：燃料消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)F炉两台炉一炉两台炉小时燃煤量(th)251.20502.40254.31508.62日燃煤量(td)5024100485086.210172.4年燃煤量(XlO4Ua)
44、138.16276.32139.87279.74注：a)锅炉的年利用小时数按5500/J、时计算;b)锅炉日利用小时数按20小时计算;C)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。1.1.2 燃料系统锅炉洗中煤给煤口位于炉前，设置一套给煤系统。煤泥给料口位于炉膛中部，由管道直接给入炉膛。每台锅炉设置四个煤仓，破碎后的燃煤(粒径不大于IOmm)经皮带输送至炉前煤仓，下落至下方的称重式皮带给煤机，送至锅炉前墙中间部位的落煤管，进入炉膛燃烧。落煤管上设置播煤风。锅炉煤泥进料口位于密相区上方，煤泥在煤场(设计是在电厂进行压滤后经煤泥泵进入炉膛)由煤泥泵加压后通过管道系统送入炉膛中部，并在下落过程中被炽热的烟气加
45、热，迅速将水分蒸发，并气化、着火燃烧。1.1.3 烟风系统1.1.3.1 一次风系统(1)系统功能：一次风主要是作为炉膛的物料流化风，使循环物料在不同负荷下维持预期的流化速度。一次冷风还用于外置床热交换器出口管道流化风。(2)系统描述：一次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式一次风机。风量裕量不小于进入炉膛一次风量的20%,另加制造厂保证的空预器一次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按大中型火力发电厂设计规范选取。一次风经过一次风机、一次风暖风器、四分仓回转式空预器后进入炉膛下部的风箱。风道燃烧器用于在锅炉启动时加热床料。(3)主要设备参数：一次风机：离心式，变频调节。1.1.3.2 二次风系统(1)系统功能：二次风主要是作为燃料燃烧的助燃风。部份二次冷风作为给煤机的密封风。(2)系统描述：二次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式二次风机。风量裕量不小于进入炉膛二次风量的20%,另加制造厂保证的空预器二次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按大中型火力发电厂设计规范选取。二次风经过二次风机、二次风暖风器和空预器后进入炉膛。
