俄罗斯煤湾矿区动力站热机说明书.doc

第一章 机组选型及供热方案
1.1 装机容量
1.1.1 电负荷
煤湾矿区总用电负荷容量为50000kW，按照该电负荷的情况，本自备电厂装机容量暂定为2×30MW，所发电量在矿井，选煤厂，小城镇及港口自用。
1.1.2 热负荷
据规划统计，煤湾矿区热用户（包括矿井、选煤厂、小城镇、港口及栈桥）总热负荷为：采暖季最大187t/h、平均121.3t/h；非采暖季热负荷为125.86t/h。其中非采暖季仅为8月，与采暖季相比，占全年比重较小。故根据热负荷情况，本期热动力站装机暂定为2×30MW供热机组。该电厂建成后，可向煤湾矿区内矿井、选煤厂、小城镇、港口及栈桥提供热量，可满足热负荷的需要。
1.1.3 燃料量
本自备电厂燃料来自矿区内的选煤厂洗后产生的浮选尾煤、粗煤泥和中煤按一定比例混合而成的电煤。以上燃料的品种及产量见下表1-1-1：
选煤厂产品及产量一览表
表1-1-1
名称
每小时产量（t/h）
日产量（t/d）
年产量（Mt/a）
中煤
80.31
1284.96
0.32
粗煤泥
11.27
180.34
0.05
浮选尾煤
52.11
833.80
0.21
电煤
143.69
2299.09
0.57
将电煤作为设计煤种，则在设计煤种下2台200t/h循环流化床锅炉额定燃料消耗量见下表1-1-2：

锅炉燃料消耗量一览表
表1-1-2
名称
一台炉
二台炉
小时耗煤量(t/h)
34.28
68.56
日耗煤量(t/d)
685.56
1371.12
年耗煤量（kt/a）
205.67
411.34
注：1.小时耗煤量按锅炉额定负荷计算；
2.日耗煤量按每日20h计；
3.年耗煤量按6000h计。
由此看出选煤厂的电煤产量可以满足2台200t/h循环流化床锅炉燃料消耗量的要求。故本自备电厂拟配2台200t/h循环流化床锅炉。
1.1.4 装机配置
根据供电负荷、供热负荷及可用燃料量分析结果，本自备电厂装机拟为2×30MW供热机组，配2×200t/h高温高压循环流化床锅炉。该配置可以利用选煤厂生产过程中产生的浮选尾煤和粗煤泥，同时热电联产满足矿区自用电、自用热需求。故本热动力站不同于以往单纯的综合利用电厂，热电联产电站，是资源综合利用、热电联产及电力自发自用并重性质的项目。
1.2 机组选型
本期热动力站是资源综合利用、热电联产及电力自发自用并重性质项目，2×30MW自备电厂不仅所发电力满足矿井、选煤厂、港口和小城镇所用，同时还承担矿区内各企业工业用汽、采暖供热任务。据此机组选型分析如下：
1.2.1 纯凝汽式汽轮机（包括固定打孔）
纯凝汽式汽轮机是单纯用于发电的汽轮机,不能满足本工程供热要求，显然本工程不采用纯凝汽式汽轮机。
固定打孔凝汽式汽轮机是根据热用户需要在凝汽式汽轮机上打孔，抽出少部分作过功的蒸汽再供热。这种改造后的供热抽汽量是有限且不可调整的，通常用于供热负荷小、参数不变且有连续稳定热用户的需求，该机型不能满足本工程供热负荷大、调整多变的需求，故本期工程也不能采用固定打孔凝汽式汽轮机。
1.2.2 双抽式及抽汽背压式汽轮机
由于本期工程的工业热负荷和采暖热负荷所需的压力、温度参数基本相同，为单一供热参数，故本期工程也不需要采用具有不同供热参数的双抽式汽轮机及抽汽背压式汽轮机。
1.2.3 背压式汽轮机
背压式汽轮机是将汽轮机的排汽作为热用户热源的汽轮机。这种机组的主要特点是设计工况下的经济性好，节能效果明显。主要缺点是发电量取决于供热量，不能独立调节来满足热用户和电用户的需求。因此，背压式汽轮机多用于热负荷全年稳定的企业自备电厂，或有稳定的基本热负荷的区域性热电厂。本期工程的热负荷波动较大，故不宜采用背压式汽轮机。
1.2.4 抽汽凝汽式汽轮机
抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机适当级抽出部分蒸汽供热用户使用的汽轮机。这种机组的主要特点是抽汽可调整，根据供热量变化可从供热机组调整到抽汽量为零时的纯凝汽机组运行，当热用户所需的蒸汽负荷突然降低时，多余蒸汽可以经过汽轮机抽汽点以后级继续膨胀发电。这种机组的优点是供热负荷调整灵活，能够在较大范围内同时满足热负荷和电负荷的需要。
综上所述，根据自用电负荷量、所需供热负荷及供热参数分析结果，本自备电厂选用2×30MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，汽机初参数定为高温、高压。
1.2.5 汽轮机组冷却方式
目前汽轮机组冷却方式有2种：空冷和湿冷。湿冷是以水为冷却介质将汽轮机的排汽凝结成水，是国内成熟、定型的常规冷却方式，其汽轮机组称为湿冷机组。空冷是指用空气把汽轮机的排汽冷凝成水，其汽轮机组称为空冷机组。空冷机组与湿冷机组相比，空冷机组耗水量只相当于湿冷机组的20％～35％。从机组技术成熟的角度考虑，故本工程汽轮机组选用湿冷方式机组。
1.2.6 锅炉选型
本期工程燃料为矿区内的选煤厂洗后产生的浮选尾煤、粗煤泥和中煤按一定比例混合而成的电煤。入炉煤质成分见表1-2-1。
煤质成分表
表1-2-1
序号
名称
符号
单位
浮选尾煤
粗煤泥
中煤
设计煤种
1
收到基低位发热量
Qnet.v.ar
kJ/kg
9170
22020
21060
16810
2
收到基水分
Mar
%
13
18.98
8.44
11.84
3
收到基灰分
Aar
%
64.25
24.31
29.82
41.87
由表5.2-1可以看出，此燃料的特点是发热量较低，灰分较高，据此推荐本工程的锅炉炉型为高温高压循环流化床锅炉。
1.3 主机主要技术规范
1.3.1 锅炉
高温高压循环流化床锅炉。锅炉采用半露天、紧身罩布置及钢构架，主要参数如下：
额定蒸发量：200t/h
过热蒸汽压力：9.81MPa
过热蒸汽温度：540℃
锅筒工作压力：11.18MPa
给水温度：215℃
一次热风温度：180℃
二次热风温度：180℃
排烟温度：140℃
锅炉设计效率：89%
运转层高度：8.00m
1.3.2 汽轮机
高压单缸抽汽凝汽式直接空冷汽轮机，主要参数如下：
额定功率：30MW
进汽压力：8.83MPa
进汽温度：535℃
抽汽压力：0.49MPa
额定抽汽量：80t/h
最大抽汽量：130t/h
排汽压力：0.00435MPa
额定转速：3000r/min
1.3.3 发电机
空冷式发电机，主要参数如下：
额定功率：30MW
额定电压：10500V
额定转速：3000r/min
额定电流：2062A
功率因数：0.8
效率：98%
空载励磁电流：135A
空载励磁电压：49V
满载励磁电流：384A
满载励磁电压：196V

1.4 供热方案
本自备电厂建设规模60MW，机炉配置方案为2×30MW抽汽凝汽式汽轮发电机组配2台200t/h高温高压循环流化床锅炉。
本电厂为煤湾矿区提供供热蒸汽，最大抽汽量为187t/h，其汽水平衡见表1-4-1.
汽水平衡表
表1-4-1
类别
项目
单位
纯凝汽
工况
非采暖季工况
采暖季工况
锅
炉
新
蒸
汽
锅炉额定蒸发量（2台）
t/h
400
400
400
汽轮发电机功率（2台）
MW
2×30
2×30
2×30
汽机进汽量
1#机
t/h
115.7
135
190
2#机
t/h
115.7
136
190
汽水损失
t/h
12
12
12
比较
t/h
＋156.6
＋118
＋8
工
业
用
汽
汽轮机抽汽量
1#机
t/h
0
125.8
93.5
2#机
t/h
0
125.8
93.5
全厂供汽量
t/h
0
251.6
187
从上表中可以看出，本自备电厂在不降低发电量的条件下，采暖季和非采暖季的供热。
第二章 燃烧系统及辅助设备选择
2.1 燃烧系统
锅炉为循环流化床锅炉，根据循环流化床锅炉的特点，燃烧系统设置有一次风机、二次风机、高压风机、引风机等设备；一次风经吸风口、一次风机、空气预热器和一次风道进入锅炉沸腾床下风室；二次风经吸风口、二次风机、空气预热器和二次风道进入锅炉中部炉膛；高压风经高压风机送入锅炉返料床和播煤等接口处；烟气从炉膛经旋风筒及过热器、省煤器、空预器、静电除尘器、引风机，最后经烟囱排入大气。
2.2 燃烧系统的设备选择
2.2.1 原煤仓
本工程每台锅炉设1个原煤仓。原煤仓容积为606m3，有效容积为455m3，可储存锅炉额定负荷约11.4h的耗煤量，满足规范8～12小时的要求。
2.2.2 给煤机
每台锅炉配套3台密封称重式给煤机，每台出力1.5～25t/h。
2.2.3 送风机
每台锅炉选用1台一次风机和1台二次风机；以及2台高压风机。
2.2.4 引风机
每台锅炉选用2台引风机。
2.3 除尘器和烟囱选择
2.3.1 除尘器
根据环保要求，本次设计采用静电除尘器，每台锅炉配置1台125m2、单室四电场静电除尘器，除尘效率不低于99.7%。
2.3.2 烟囱
本工程共设烟囱一座，根据环保要求，烟囱高度为180m，出口内径约为4.5m。
燃烧系统图详见K1711-J0201-02。
2.4 锅炉点火油系统
锅炉点火用-10轻柴油。点火油均由汽车油罐车运至厂区。
-10号轻柴油主要技术数据如下：
粘度（20℃）：
恩氏粘度：1.2~1.67°E
运动粘度：3.0~8.0m3/s
灰分：≯0.025
含硫量：≯0.02%
机械杂质：无
水分：≯痕迹
闪点：≮65℃
低位发热量：418000kJ/kg(10000kcal/kg)
凝固点：-10℃
点火方式采用高能点火方式。
本工程属新建工程，为满足锅炉点火油压及油量的需要，设2台100m3点火油罐，2台供油泵，泵流量为7.5m3/h,压力为3.75MPa，电动机功率为37kW。来油采用汽车罐车运输，设2台卸油泵，泵流量为9.9m3/h，压力为0.38MPa，电动机功率为5.5kW。
第三章 热力系统及辅助设备选择
3.1 热力系统
本工程热力系统按2台200t/h高温高压循环流化床锅炉配2台30MW抽汽冷凝式汽轮发电机组拟定。
本工程主要为煤湾矿区矿井、选煤厂、港口、小城镇、栈桥提供压力为0.49MPa的蒸汽以满足用热需求，其中小城镇为民用采暖供热，其非采暖季为8月。本次设计中汽源均来自于汽轮机第4段抽汽。虽然小城镇采暖用汽为季节性热负荷，但由于非采暖季与采暖季相比占全年比重过小，故原则性热力系统图的拟定按照采暖季工况考虑。
3.1.1 主蒸汽系统
根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）中第10.21条规定：对装有高压供热式机组的发电厂，主蒸汽系统采用切换母管制。这样设置的优点是既可保证在额定供汽状况下汽机所需蒸汽的需要，又可以满足在用汽负荷很低时或无热用户时，机组的单元制经济、灵活运行；缺点是高温高压阀门和管道使用较多，增加了投资和维修工作量。
3.1.2 主给水系统
主给水系统也采用切换母管制系统。
由于本工程按2炉2机配置，给水管道冷段和热段均采用切换母管制系统。
本工程选用3台流量为250m3/h，压力13.7MPa的电动给水泵，电动机配备10kV高压电机，功率为1600kW。设计工况下2用1备，其中任何2台给水泵运行均可满足2台锅炉最大连续蒸发量时的给水需要。
给水再循环管采用母管制形式。在给水泵出口再循环管上装设多级反闪蒸节流孔板。
3.1.3 凝结水系统
主凝结水系统采用单母管制系统。
本工程每台汽轮机配备3台凝结水泵，最大流量为70m3/h，最大扬程为1.403MPa，配电动机功率为55kW。在额定工况下运行时，1台运行，2台备用；在纯冷凝工况下，2台运行，1台备用。
凝结水从凝汽器热井经凝结水泵加压后，依次经过轴封加热器、3台低压加热器后，进入高压除氧器。
在轴封加热器进口前设凝结水再循环管，以调节凝汽器热井水位。
每台低压加热器均设有旁路管，以防低压加热器发生泄露事故时切换用。
3.1.4 回热系统
C30-8.83/0.49型汽轮机有六级抽汽，配2台高压加热器，3台低压加热器。一级抽汽供2号高压加热器；二级抽汽供1号高压加热器；三级抽汽供高压除氧器；四级抽汽供3号低压加热器和热用户；五级抽汽供2号低压加热器；六级抽汽供1号低压加热器。
两台汽轮机组基本可以满足热负荷的需要，凝结水回水率为100%。除氧器选用高压除氧器2台，出力为220t/h，水箱有效容积70m3，可以满足锅炉额定负荷时22.5min供水量，满足规范中不小于10~15min的要求。
3.1.5 加热疏水系统
高压加热器逐级疏水排入高压除氧器，低压加热器逐级自流入1号低压加热器后用低压加热器疏水泵打入凝结水系统，以减少能源损失。当机组负荷降至加热器疏水压力不能进入高压除氧器时，可经3号、2号低压加热器逐级自流进入1号低压加热器后，用低压加热器疏水泵打入凝结水系统。当低压加热器疏水泵发生故障时，高压加热器、低压加热器的疏水可通过旁路直接进入凝汽器。低压加热器疏水泵流量范围为25~50m3/h，扬程范围为1.275~1.177MPa，电动机功率为37kW。
3.1.6 补给水系统
热力系统的补充水来自于化水车间的除盐水。从化水车间来的除盐水分为2路：一路进入疏水箱，一路进入凝汽器。
3.1.7 供热系统
热负荷用汽由汽轮机抽汽直接供给，采用2根D273×6的管路供汽。
在采暖季，本工程设计的C30-8.83/0.49型汽轮机组可满足热负荷最大供应93.5t/h蒸汽（0.49MPa）。而在非采暖季，满足热负荷供应63t/h蒸汽。
3.2 主要汽水管道选择计算汇总表见表3-2-1。
3.3 公用系统及设备选择
3.3.1 锅炉排污系统
本工程设有定期排污扩容器和连续排污扩容器各1台。
定期排污扩容器选用DP-7.5型，连续排污扩容器选用DP-3.5型。
3.3.2 疏放水系统
本工程设2台30m3的疏水箱，2台疏水扩容器，其有效容积为2m3；2台疏水泵（流量为104~134m3/h,扬程为1.8~1.9MPa）。
3.3.3 工业水系统
工业水水源为地下水，取自于水工专业日用消防水池，经工业水泵升压后送入主厂房内工业水箱，然后通过工业水管网供主厂房内各种设备的冷却用水。为了减少损失，本工程采用闭式系统，工业水回流入循环水泵吸水井，作为循环水补充水。
3.4 启动汽源
为了给机组启动提供条件，减少水质对设备的损害。本工程设置了燃煤蒸汽锅炉房，为机组的启动提供热源。
锅炉房内设启动锅炉2台，单台额定出力为4t/h，蒸汽压力1.27MPa，温度189.8℃。可以满足电厂启动用汽的要求。启动蒸汽管路与电厂的连接可采用临时管路，以降低工程投资。
3.5 全厂热力系统经济指标
1．年设备利用小时数：6000h
2．年发电量：600MkWh
3．年供热量：3.2×106
4．全年总耗煤量：411.3kt
其中：
发电耗煤量：209kt
供热耗煤量：202.3kt
5．标煤耗率：
发电标煤耗率：0.332kg/kWh
供热标煤耗率：39.93kg/GJ
6．热效率：
发电热效率：36.8%
供热热效率：85.4%
7．全厂总耗标煤量：235.9kt
其中：
发电标煤耗量：52.41kt
供热标煤耗量：114.05kt

１７

第四章 系统运行方式
机组启动汽源来自于启动蒸汽锅炉房，通过临时管路送至主厂房内。
启动电源来自于供电系统，电厂设一台高压厂用备用变压器，系统倒送电至电厂110kV母线，通过高压厂用变压器降至6kV送入厂用电系统作为全厂启动的电源。整机启动前，厂用高压备用变压器应已具备投入运行条件。
机组启动水源利用电厂正常运行时的水源，供水系统采用电厂正常运行时的供水系统。
锅炉水质采用化学处理车间处理后的除盐水。
第五章 主厂房布置
主厂房布置原则：
符合生产工艺流程和整体规划的要求，并预留扩建场地。保证运行安全、方便和可靠；保证安装检修及运行维护方便；设备布局紧凑、合理；力求管线连接短捷、整齐。
本工程为新建工程，主厂房布置成汽机间、除氧煤仓间、锅炉间三列式结构。
主厂房柱距、跨度及各层标高的主要尺寸见表5-1-1。
1．汽机间
汽机间的布置形式是跨度为30m，长度为64m，运转层标高为8.00m，汽机采用横向布置，机头朝向B列。
2．除氧煤仓间
除氧煤仓间跨度为12m，长度为67m。共分±0.00m、4.20m、8.00m、15.00m、29m五层，其中±0.00m层布置厂用电配电设备及厂用变压器；4.20m层为管道夹层，主要布置给水管道；8.00m布置机炉集中控制室、主蒸汽管道、主给水管道及给水操作台；15.00m层布置2台高压除氧器和1台连续排污扩容器，靠C列柱侧布置有原煤仓及原煤管道；29.00m层布置输煤胶带输送机、工业水箱。
3．锅炉间
锅炉采用半露天布置。底层布置一次风机、二次风机、高压风机以及疏水箱、疏水泵、疏水扩容器等；8.00m层为运转层，布置有炉水加药间、汽水化验站和热控变送器室等。炉顶汽包部分采用轻型围护结构的室内布置，作为司水小间，以保护汽包以及仪表阀等。锅炉顶部设防雨棚。
主厂房尾部场地布置有静电除尘器、引风机及烟囱。烟囱布置于主厂房尾部场地的1号和2号锅炉之间。

主厂房主要尺寸
表5-1-1
车间
项 目
单 位
数值
汽
机间
柱距
m
8.00
跨度
m
30.00
汽轮机凝汽器中心线距A列柱距离
m
15.20
加热器平台标高
m
4.20
运转层标高
m
8.00
天车轨顶标高
m
16.50
屋架下弦标高
m
20.50
厂房总长度
m
64.00
两凝汽器中心间距
m
32.00
新建
除
氧
煤
仓
间
柱距
m
6.00
跨度
m
9.00
管道层标高
m
4.20
运转层标高
m
8.00
除氧层标高
m
15.00
输煤层
m
29.00
厂房总长度
m
67.00
新建锅
炉
间
C列柱轴线至锅炉K1列柱轴线
m
4.50
锅炉K1~K2列柱轴线距
m
9.60
锅炉K2~K3列柱轴线距
m
7.00
锅炉K3~K4列柱轴线距
m
5.60
锅炉钢架宽度
m
22.20
跨度
m
33.00
运转层标高
m
8.00
汽包中心线标高
m
39.20
厂房总长度
m
130.00

第六章 辅助设施
6.1 修配车间
本工程设修配车间，用于满足检修和日常维修中普通零件的维修工作和适当加工备用品。
6.2 机炉输煤检修间及金属实验室
本工程机炉输煤维修间及金属实验室的设备及面积均参照机炉容量为60MW的定额设计。
6.3 空气压缩系统
本期工程除灰系统中，部分采用气力输送，设有压缩空气机房，为了便于管理和运行，热机、热控等系统用压缩空气均由该压缩空气机房提供。机房内根据压缩空气不同用途，设有无油或常规压缩空气机，同时为了保证气压和流量稳定，空压机出口设有压缩空气罐。
6.4 汽轮机润滑油系统的净化油装置
为了保证汽轮机润滑油系统的洁净度，本工程设有1台压力式和1台真空式滤油机，在注入润滑油或润滑油质量不能满足汽轮机运行要求时，对其进行过滤。
6.5 氧气、乙炔系统
本工程不设氧气、乙炔站，氧气和乙炔由电厂自行购置。
6.6 保温材料
本工程主蒸汽（包括点火排汽管道）保温材料选用微孔硅酸钙，其容重≤150kg/m3；350℃以上的其他管道以及设备采用复合硅酸盐作为保温材料，其容重≤120kg/m3；350℃以下、50℃以上的热力管道以及需要防止结露的部分管道，采用岩棉作为保温材料，其容重≤120kg/m3。