电厂2×350MW新建工程初步设计概述样本.doc

国电XX西南部电厂2×350MW
新建工程
初步设计标准

XX工程顾问集团XX电力设计院
.04

第一章 概述
1、厂址概述
国电XX西南部电厂在XX省西南部XX黎族自治县境内。厂址在XX县XX镇以北约2km。厂址西临北部湾，所处区域岸线弯曲，大致呈南北走向。电厂煤码头港址在XX周围，岸线基础呈南北向，海岸较为顺直。该岸段由北向南深水区离岸渐近，拟建港址处-5m等高线距岸约600m，-10m等高线距岸约1000m，水深条件很好。
厂址陆域部分地势平坦，自然地面标高在1.0m～8.0m之间（1985国家高程基准，下同）。厂址区域有若干民间坟茔和虾塘分布，需部分拆迁。据初步估算，拆迁工程量约为：虾塘12座，坟茔100座。
厂址区域内土地计划现实状况为林地，沿海区域属于砂质滩涂，种植有防风林。厂址陆域部分南北长约3.0km，东西宽约2.0km，可用地面积约为600hm2。
XX县地理位置优越，交通方便，处于旅游城市三亚和东方市中间，有西环铁路及环岛西线公路贯通，且靠近三亚港口、八所港口和三亚凤凰国际机场，有62.5km长海岸线和正待开发利用岭头天然避风渔港，海运、陆运、空运全部很方便。
厂址东面约1.5km处有连接佛罗镇、XX镇和黄流镇县道经过，电厂道路引接于县道。
本工程淡水水源取自石门水库，取水口在库区，本工程水资源论证结论表明，在九所水厂未运行条件下，石门水库水量能够满足本期工程要求；冷却水水源为海水，采取直流循环供水系统。厂址地面整平标高均高于1一遇洪（潮）水位。
2、电厂规模
本项目投资方为中国国电集团企业；项目单位为国电XX南部发电企业筹建处。
电厂本期建设规模按2×350MW燃煤机组考虑；电厂计划容量按4×350MW燃煤机组考虑。
伴随XX负荷增加，和未来计划气电、抽蓄投产，估计XX煤电机组利用小时数将有所提升。依据接入系统初步意见国电XX西南部电厂本期2×350MW燃煤机组年利用小时数取为5000～5500h。

第二章 初步设计内容深度及范围

1、为了落实落实“控制工期，确保质量，降低造价，争创一流”工程建设指导思想，充足发挥设计在工程建设中龙头作用，提升工程初步设计编制工作质量和水平，对工程初步设计工作进行事前指导。
2、工程项目标初步设计工作将根据以下规程、要求和文件实施：
（1）《火力发电厂初步设计文件内容深度要求》 DL/T5427-；
（2）《火力发电厂设计技术规程》 DL5000- (以下简称“大火规”)；
（3）现行概预算编制相关要求；
（4）每十二个月度颁发发电工程限额设计控制指标；
（5）本工程可行性研究汇报审查会议纪要；
（6）实施本工程环评内容；
（7）实施本工程接入系统审查意见；
（8）落实可研阶段各项审查意见。如：水土保持汇报审查意见、安全预评价审查意见、职业病防治批复意见等；
（9）《中国国电集团企业火力发电工程设计导则》；
（10）《中国国电集团绿色火电站建设指导意见》；
（11）国家和行业管理部门相关法规、标准、规范和要求。
3、本初步设计标准编制是在1月11-12日XX分企业组织内审基础上修改完善。
4、初设范围
（1）在初步设计文件中应有MIS专篇，内容包含：说明和基建MIS、SIS和报价系统关系；依据统一计划、分步实施标准推荐硬、软件配置方案；测算所需费用；对编码系统进行细化，提出可操作要求。
(2)总体设计单位在初步设计阶段，对脱硫岛根据可研(原称初步设计预设计)深度开展以下工作，作为指导脱硫岛招标和承包商开展初步设计依据：
1）确定岛内标书编写标准，含技术条件、供货范围；
2）确定岛外配套设计标准；
3）参考类似工程编制概算或修正估算。
(3）采取三维设计技术，电厂标识系统采取KKS编码，对MIS系统(含基建)进行计划设计。
(4)按国电集工[]397号《相关集团企业系统新建火电厂推广应用变频调速技术指导意见》对凝结水泵等现在应用变频调速技术比较成熟电机，和给煤机、除盐水泵、燃油泵等调整频繁中小型电机，要采取变频调速技术。同时对送风机、引风机、一次风机、增压风机等是否采取变频调速技术，由设计单位进行专题论证，在初步设计审查时确定。
第三章 初步设计技术部分
依据本工程可研审查意见，本工程计划容量为4×350MW，本期建设规模为2×350MW超临界凝汽式燃煤发电机组。本工程机组年利用小时数按5500小时进行工艺系统设计。
1、电力系统部分
依据《XX西南部电厂接入系统设计修编（送审稿）》初步评审意见，电厂本期2×350MW机组接入系统方案为：
电厂以220kV一级电压接入系统，计划出线6回，本期出线4回，备用2回；本期出线2回至望楼变，2回至崖城变。
对电厂主接线及相关电气设备参数要求以下：
(1） 电厂主接线：本期可采取双母线接线，二期扩建后应含有分厂运行能力，可采取双母双分段接线。
(2） 发电机励磁方法：推荐采取自并励励磁系统，强励倍数应大于2.0，机组加装PSS装置。
(3） 发电机功率因数：发电机组额定功率因数按0.85（滞后）考虑，并要求含有功率因数进相0.95运行能力。
(4） 电厂调峰能力：提议电厂2×350MW机组最小技术出力不高于40%。
(5） 电厂升压变参数：系统对电厂主变阻抗、容量等通常参数选择没有特殊要求，可按常规设计选择；电厂升压变高压侧抽头可选为242±2×2.5%kV。
(6） 断路器遮断电流：提议电厂220kV断路器遮断电流选为50kA。

以上设计标准以接入系统专题正式评审意见为准。

2、总图运输部分
2.1厂区总平面部署根据本期建设2×350MW燃煤机组，计划建设4×350MW燃煤机组统一考虑，并进行多方案优化、比较。本期工程厂区围墙内占地面积小于18.00hm2。
2.2全厂总体计划
本工程厂址在XX县XX镇北面约1.8km处，新丰村和丰塘村在厂址东面约1.8km处，XX盐场在厂址东面约2.5km处。
本工程以220kV一级电压接入系统，计划出线6回，本期出线4回，备用2回。本期出线走廊宽度暂按100m考虑。
本工程供水系统采取直流冷却系统，冷却水水源为海水，电厂补给水取自石门水库。
本工程燃煤运输采取水路运输方法，煤码头在厂址西南侧海域，拟建设煤炭专用煤码头一座。
本工程灰渣采取汽车运输，全部综合利用，并设置丰塘事故灰场。
本工程共设三条厂外道路，分别为进厂道路、运货道路及事故运灰道路。
2.3厂区总平面部署
2.3.1厂区总平面部署标准
（1）厂区总平面部署在业主给定用地范围内进行，尽可能不突破用地范围。
（2）厂区总平面部署根据一期建设2×350MW燃煤机组，计划建设4×350MW燃煤机组统筹考虑，并预留扩建条件。
（3）在满足规程规范前提下，尽可能缩小厂区用地，落实“十分珍爱和合理利用每寸土地，切实保护耕地”基础国策。
（4）进厂道路接于县道，并根据自东向西方向进厂。
（5）辅助厂房和隶属建筑尽可能采取联合部署、多层建筑和成组部署，做到分区明确，合理紧凑，生产方便，造型协调，整体性好。
（6）总平面部署以主厂房为中心，以工艺步骤合理为标准，依据地形条件、设备特点和施工条件等原因，合理安排、因地制宜地在用地范围内进行部署。
(7）在厂区管线密集区域架设综合管架。
2.3.2 厂区总平面部署方案
方案一
厂区总平面部署采取三列式部署形式，自南向北依次为贮煤场→主厂房→220kV屋内GIS配电装置，固定端朝西，向东扩建，出线方向朝北。生产辅助、隶属设施关键在固定端侧，部分在主厂房和贮煤场之间。
方案二
厂区总平面部署采取三列式部署形式，自西向东依次为贮煤场→主厂房→220kV屋内GIS配电装置，固定端朝南，向北扩建，出线方向朝东。生产辅助、隶属设施关键在固定端侧，部分在主厂房和贮煤场之间。
2.3.3厂区围墙及大门
（1）本工程厂区四面设置2.2m高围墙；变压器、配电装置、供氢站、液氨储罐区等四面设置1.8m高铸铁围栏。
（2）厂区关键进厂出入口和次要进厂出入口设置电动大门，厂内在变压器、配电装置、供氢站、液氨储罐区等设置钢大门。
2.3.4厂区道路及广场地坪
（1）厂内各建筑物之间，应依据生产、生活和消防需要设置行车道和人行道，主厂房区、煤场、配电装置区、液氨储罐区、供氢站等周围设环形道路或消防车车道。
（2）厂区道路采取城市型道路，在主、次干道两侧设置雨水井。
（3）厂区道路及硬化地坪采取水泥混凝土面层。
2.3.5 节省集约用地方法及厂区用地分析
（1）本工程结合工艺专业各项优化方法，在总平面部署时：尽可能采取联合建筑形式；优先采取综合管架敷设形式部署厂区管线；根据工艺步骤和安全间距要求，合理、紧凑部署生产车间，做到工艺顺畅，管道短捷，从而降低管道占地。
（2）依据《电力工程项目建设用地指标（火电厂、核电厂、变电站和换流站）》，本工程厂区建设用地基础指标为17.82hm2。因为燃煤Qnet=18.310MJ/kg，贮煤场容量根据2×350MW级机组20天耗煤量设计，所以贮煤场区域增加1.13hm2。结合以上结果，本阶段厂区建设用地指标为18.95hm2。
（3）依据《中国国电集团企业火电工程初步设计标准编制要求》，厂区用地（扣除煤场占地面积增加影响后）应根据《电力工程项目建设用地指标》降低5～10％作为建设用地控制指标。所以，本阶段厂区围墙内占地面积小于18.00hm2。
2.4厂区竖向部署
厂址区域自然地形平坦，不受洪水及1%高潮位影响。厂区竖向部署综合考虑厂区及施工区土石方平衡、和周围自然地形地貌协调等原因，拟采取平坡式部署型式。
电厂场地采取排水方法为：街沟→雨水口→管道→大海，雨水口间距为25～50m。
厂区及施工区采取浆砌块石矮挡墙支挡形式。
厂区及施工区土石方及基槽余土达成挖填平衡效果。
2.5交通运输
本工程共设三条厂外道路，分别为进厂道路、运货道路及事故运灰道路。以上道路均采取三级公路标准，混凝土路面。
本工程拟建设煤炭专用煤码头一座，港址在厂址西南侧海域。
2.6厂区管线及沟道计划
厂区内管、沟部署应和厂区总平面部署、竖向部署相协调。
处理好多种管线走向，做到压力管让自流管、可弯曲管让不易弯曲管、分支管让干管、小管径让大管径、临时性让永久性、施工量小让施工量大、检修次数小让检修次数多。
有特殊要求管线应考虑防护方法。
管线敷设方法确实定应依据介质性质、交通、地形、施工等原因，采取直埋、管沟、地面及架空四种敷设方法。凡有条件集中架空部署管线，优先采取综合管架进行敷设。
2.7总平面部署安全设计
厂区建（构）筑物防火间距符合《建筑设计防火规范》及《火力发电厂设计技术规程》要求。
厂内道路部署以总平面中各功效分区和消防要求形成厂区道路网。
2.8总平面部署防护设计
厂区总平面部署考虑消防、防振及防噪声要求。
厂区总平面部署考虑将易燃易爆建构筑物部署在厂区边缘地带。
厂内道路部署以总平面中各功效分区和消防要求形成厂区道路网。
厂区四面设置2.2m高铸铁围墙，变压器、配电装置、供氢站、液氨储罐区四面设置1.8m高铸铁围栏。
2.9专题名称：
总体计划及总平面部署研究

3、热机部分
3.1 燃料
3.1.1 燃料特征
本工程设计煤种拟选择印尼煤，校核煤种拟选择晋北烟煤（平朔煤）。
煤质分析资料见下表：
表3.1-1 煤 质 资 料
名 称
符 号
单 位
数 值
设计煤种
校核煤种
收到基碳
Car
%
49.99
60.47
收到基氢
Har
%
3.60
3.94
收到基氧
Oar
%
14.01
7.74
收到基氮
Nar
%
0.75
1.08
收到基硫
St.ar
%
0.29
1.21
收到基水份
Mar
%
25
9.1
收到基灰份
Aad
%
6.35
16.42
空气干燥基水份
Mad
%
16.56
1.12
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
40.53
38.44
可磨性系数
HGI
/
58
69
收到基低位发烧量
Q.p
MJ/kg
18.31
23.28
磨损指数
Ke
/
0.8
0.8
煤中氟
Fd
µg/g
94
72
煤中氯
Cld
%
<0.001
0.008
煤中游离二氧化硅
SiO2(F)d
%
11.17
2.15
煤灰比电阻
符号ρ
单位Ω.cm
25℃
2.50×109
1.5×109

100℃
4.6×1011
2.6×109

140℃
4.9×1011
3.9×1010

190℃
5.2×1013
6.8×1010

200℃
5.2×1012
4.8×1011

210℃
5.2×1011
4.8×1010
二氧化硅
SiO2
%
39.47
46.18
三氧化二铝
Al2O3
%
27.13
40.01
三氧化二铁
Fe2O3
%
12.19
3.98
二氧化钛
TiO2
%
1.07
1.39
氧化钙
CaO
%
11.56
3.24
氧化镁
MgO
%
1.2
1.18
氧化钾
K2O
%
0.11
0.23
氧化钠
Na2O
%
0.57
0.34
三氧化硫
SO3
%
6.35
3.05
五氧化二磷
P2O5
%
0.28
0.30
变形温度
DT
℃
1210
1470
软化温度
ST
℃
1260
＞1500
半球温度
HF
℃
1290
＞1500
流动温度
FT
℃
1320
＞1500

3.1.2 锅炉点火用油
本工程锅炉采取0号轻柴油点火及助燃作为备用方法。锅炉采取两级点火，即高能点火器→轻柴油→煤粉。在燃烧器管理系统（BMS）中，锅炉自动点火、油枪自动投切。
3.2 机组选型
3.2.1 机、炉、电匹配标准
(1) 汽机调阀全开（VWO）工况下进汽量大于汽机最大连续出力（T-MCR）工况进汽量1.03倍，作为机组运行老化、设计、制造误差及调整能力裕量。
(2) 锅炉最大连续蒸发量和汽轮机调阀全开（VWO）工况蒸汽流量相匹配。
(3) 发电机额定容量和汽轮机额定容量相匹配，发电机最大连续容量和汽轮机最大连续出力（T-MCR）相匹配，此时发电机功率因数、氢压为额定值，发电机氢冷却器冷却水温度和汽轮机对应工况下冷却水温度一致。
3.2.2 锅炉
超临界、单炉膛、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型部署燃煤直流炉。蒸发量暂定1130t/h，最终以招标后锅炉参数为准。
3.2.3 汽轮机
350MW超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、8级回热、湿冷、凝汽式汽轮机。关键参数以下：
表3.2-1 汽 轮 机 主 要 参 数 表
编
号
项 目
单 位
数 据
一
机组性能规范

1
机组型式

超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、湿冷、凝汽式
2
汽轮机型号

N350-24.2/566/566
3
额定功率
MW
350

THA工况蒸汽参数

4
主蒸汽压力
MPa(a)
24.2
5
主蒸汽温度
℃
566
6
高压缸排汽口压力
MPa(a)
4.177(VWO工况：4.537)
7
高压缸排汽口温度
℃
310.5(VWO工况：319.0)
8
再热蒸汽进口压力
MPa(a)
3.843(VWO工况：4.174)
9
再热蒸汽进口温度
℃
566
10
主蒸汽进汽量
t/h
1010.37(VWO工况：1105)
11
再热蒸汽进汽量
t/h
845.88(VWO工况：919.65)
12
排汽压力
kPa(a)
6.58(TRL工况：11.8)
13
配汽方法

喷嘴调整
14
给水温度
℃
282.7(VWO工况：288.7)
15
额定转速
r/min
3000
16
THA工况热耗率
kJ/kWh
7669.3
17
给水回热级数(高加＋除氧＋低加)

3＋1＋4
18
开启方法

高压缸开启
二
汽轮机性能确保

1
铭牌功率(TRL)
MW
350
2
最大连续功率(TMCR)
MW
367
3
THA工况时热耗率
kJ/kWh
7669.3
说明：上表参数暂定，初设阶段依据主机招标情况调整
3.2.4 汽轮发电机
采取350MW静态励磁发电机组，冷却方法为水氢氢，关键参数以下：
表3.2-2 发 电 机 主 要 参 数 表
编
号
项 目
单 位
数 据
1
额定容量
MVA
412
2
额定功率
MW
350
3
额定功率原因

0.85(滞后)
4
额定电压
kV
20
5
额定频率
HZ
50
6
额定转速
r/min
3000
7
定子线圈接线方法

YY
8
励磁方法

自并励静止励磁
9
相 数

3
10
极 数

2
11
额定氢压
MPa(g)
0.3
12
效率(确保值)

≥98.9%
13
漏氢量(确保值)
Nm3/24h
＜10
14
汽轮发电机组噪声水平(距外壳1m处)
dB(A)
≤90

3.3 燃烧系统及辅助设备选择
（1）燃料消耗量
燃料消耗量见下表：
表3.3－1 锅炉燃料消耗量
序号
项目名称
单位
设计煤种BMCR
校核煤种 BMCR
1
锅炉台数
台
1
2
1
2
2
时耗煤量
t/h
171.49
342.98
134.08
268.16
3
日耗煤量
t/d
3429.8
6859.6
2681.6
5363.2
4
年耗煤量
104t/a
94.32
188.64
73.74
147.48
注：日运行小时数按20小时计，年利用小时数按5500h计。
（2）燃烧制备系统及辅助设备选择
1) 系统型式：依据本工程煤质情况，制粉系统采取中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统。
2) 关键隶属设备选择：每台炉分别配5台中速磨煤机，4运1备。每炉配两台离心式密封风机、5台电子称重式皮带给煤机。
（3）烟、风系统及辅助设备选择
1) 每台锅炉分别配2×50%容量送风机、一次风机和引风机。送风机和采取动叶可调轴流式，一次风机采取变频调整离心式风机，引风机采取动叶可调轴流式。
2) 依据XX地域环境条件，锅炉不设置暖风器和热风再循环系统。
（4）除尘器选择论证及烟囱运行条件
1) 除尘器型式按双室四电场（移动极板式）静电除尘器、双室五电场静电除尘器、电袋复合除尘器进行专题比选，除尘效率和除尘器型式以最终依据环评汇报批复意见确定。
2) 两台锅炉适用一座现浇钢筋混凝土结构套筒烟囱，烟囱高度及内筒选型，依据环评批复意见确定。烟囱外形需采取去工业化设计，烟囱结构需增设旅游观光设施。
（5）点火助燃系统
本工程锅炉采取等离子加微油点火系统，采取0号轻柴油点火及助燃作为备用方法。轻柴油按汽车运油方法考虑，油罐容量按2×300m3设置，对应设置卸油装置、供油泵，粗、细滤油器。锅炉点火和助燃系统和开启锅炉燃油系统统一考虑。
3.4 烟气余热、循环水余热等低位能应用系统
烟气余热应用系统：编制《烟气余热利用专题》，论证烟气余热利用系统经济性和可行性。
3.5 烟气脱硝系统及设备选择
烟气脱硝采取高含尘、选择性催化还原法（SCR）工艺技术，脱硝效率≥80%，预留备用空间，催化剂按2＋1层部署方法来进行考虑；SCR反应器部署于省煤器和空气预热器之间，不设置SCR烟气旁路。
3.6 热力系统及辅助设备选择
3.6.1 热力系统关键设计标准
本工程热力系统除辅助蒸汽系统和锅炉开启给水系统采取母管制外，其它系统均采取单元制。热力循环采取八级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。
热力系统配置努力争取经济适用、系统简单，在确保机组安全、可靠、经济、高效运行前提下，对热力系统进行了优化，合理降低了备用设备数量和备用容量，简化了工艺步骤，降低系统阻力及工质损失，降低了能耗，既降低了初投资，又降低了运行成本。
3.6.2 关键热力系统
3.6.2.1 汽轮机主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统
主蒸汽及再热蒸汽管道系统设计参数按《火力发电厂汽水管道设计技术要求》（DL/T5054-1996）实施。主蒸汽系统及再热蒸汽系统均采取单元制。主蒸汽管道采取“2-1-2”部署，高温再热蒸汽管道采取“1-2”部署，主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道管材A335P91；低温再热蒸汽管道采取“2-1””部署，低温再热蒸汽管道管材A672B70CL32。旁路阀后管道冲刷段管材A691 1-1/4Cr。
在BMCR工况下主蒸汽管道压降小于锅炉末级过热器出口压力5%。从汽轮机高压缸排汽口到汽轮机中压联合汽门前总再热蒸汽系统压降在BMCR工况下小于汽机高压缸排汽压力8%。
旁路暂定为30%BMCR高、低压两级串联汽轮机旁路系统。旁路系统形式及所需容量依据最终确定汽轮机开启方法和再热器是否许可干烧确定。
3.6.2.2 高压给水系统
每台机组配置2台50%容量汽动给水泵组，给水前置泵和主泵同轴部署，两台机组配置一台30%容量电动开启定速给水泵组。
给水泵出口总流量（不含开启/备用泵）按锅炉BMCR蒸发量105%。
主给水管道材质采取EN 10216-2标准15NiCuMoNb5-6-4。
给水系统采取单元制，三台高加给水采取大旁路系统，高加进口处采取三通阀，高加出口处采取闸阀。
3.6.2.3 抽汽系统
汽轮机有8段抽汽，分别作为3台高加，1台除氧器和4台低加加热汽源。四段抽汽同时提供给水泵汽轮机用汽和厂用辅助蒸汽。
3.6.2.4 凝结水系统
凝结水系统采取中压凝结水精处理系统。凝结水泵采取一级泵系统，每台机配置3×50％容量凝结水泵，两台运行，一台备用，运行泵采取变频调速运行，设置两套变频装置。
采取内置式除氧器，滑压运行，除氧器水箱有效容积150m3，加热汽源来自汽机四段抽汽，开启或低负荷时，由辅助蒸汽系统供汽。
轴封冷却器采取全容量型，不设置旁路系统。5/6号低加和7/8号低加分别设置大旁路。
取消设置凝结水补水箱和输送泵系统，并取消设置凝汽器热井溢流系统，直接由化学除盐水系统向凝结水系统上水并提供补充水。
引出部分凝结水至锅炉低温省煤器，利用烟气余热加热，回收热量，提升回热系统热经济性。
3.6.2.5 辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。每台机设一辅助蒸汽联箱。相邻机组辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接，相邻机组之间辅助蒸汽母管用阀门隔离。正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组开启时辅助蒸汽由开启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。
3.6.2.6 抽真空系统
汽侧抽真空系统设置二台100%容量水环式真空泵。正常运行时一台运行，一台备用。在机组开启时，二台真空泵可一起投入运行，以加紧抽气速度，立即建立真空，真空达成要求后，进入正常运行。水侧抽真空系统设置一台水室真空泵，机组开启时抽吸凝汽器水侧空气，立即建立虹吸。
3.6.2.7 凝汽器循环水系统及辅机冷却水系统
主厂房内凝汽器循环冷却水为海水，不设胶球清洗装置；辅机冷却水系统汽机房区域采取带过滤装置开式循环冷却水(水源为循环冷却水)，开式水系统不设升压泵；锅炉房区域及汽机房内转动机械用冷却水采取闭式循环水系统，设置一台100%容量闭式水热交换器。
3.6.2.8 锅炉开启系统
关键由锅炉厂设计和配套，水质不合格时排往机组排水槽或供水专业，当锅炉开启水质合格时疏水排往凝汽器。
3.6.3 辅助设备选择
3.6.3.1 高压加热器
每台机组设3台高压加热器，为全焊接结构，采取固定板U形管卧式部署，双步骤。每台高加全部设有蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个换热区。
高加技术数据见表3.6-1，表中为参考数据，最终以招标后确定厂家资料为准。
表3.6-1 高压加热器技术数据
加热器编号
设计参数
单位
1号高加
2号高加
3号高加
加热器型式

卧式
卧式
卧式
制造厂

加热器数量
台
1
1
1
加热器总面积
m2
~1350
~1110
~900
壳侧设计压力
MPa
7.7
5.4
2.75
壳侧设计温度
℃
400/295
322/258
505/230
管侧设计压力
MPa
35
35
35
管侧设计温度
℃
315
290
250
给水端差(TTD)
℃
-1.7
0
0
疏水端差(DCA)
℃
5.6
5.6
5.6
壳体材料(筒节/筒身)

SA516Gr70
SA516Gr70
SA516Gr70
冲击板材料

SA240Gr405
SA240Gr405
SA240Gr405
管子步骤

2
2
2
管子和管板连接方法

焊接+胀接
焊接+胀接
焊接+胀接
型式

弯管
弯管
弯管
管子材料

SA556GrC2
SA556GrC2
SA556GrC2
管径×壁厚
mm
Φ16×2.5
Φ16×2.5
Φ16×2.5
最大许可堵管数
％
10
10
10
水室和管板

水室材料

SA516Gr70
SA516Gr70
SA516Gr70
水室盖材料

20MnMo
20MnMo
20MnMo
管板材料

15CrMo
15CrMo
15CrMo
管板和水室连接方法

焊接
焊接
焊接

3.6.3.2 低压加热器
每台机组设置低压加热器4台(其中2台为组合式)，采取U形管卧式结构，双步骤。每台加热器内设有蒸汽凝结段和疏水冷却段两个传热区段。
低加技术数据见表3.6-2，表中为参考数据，最终以招标后确定厂家资料为准。
表3.6-2 低压加热器技术数据表
加热器编号
设计参数
单位
LP5
LP6
LP7
LP8
制造厂

加热器型号

JD-745-1
JD-670-7
JD-730/870-4
加热器型式

卧式
卧式
卧式
卧式
加热器数量
台
1
1
1
1
加热器总面积
m2
745
670
730
870
壳侧设计压力
MPa
0.6
0.6
0.6
0.6
壳侧设计温度
℃
300
200
95
95
管侧设计压力
MPa
4.0
4.0
3.45
3.45
管侧设计温度
℃
200
150
90
90
给水端差(TTD)
℃
2.7
2.8
2.8
2.8
疏水端差(DCA)
℃
5.5
5.6
5.6
5.5
管子步骤

2
2
2
2
管子和管板连接方法

胀接
胀接
胀接
胀接
型式

U型管
U型管
U型管
U型管
管子材料

SA688TP304
SA688TP304
SA688TP304
SA688TP304
水室封头、筒体材料

16MnR
16MnR
16MnR
16MnR
壳体封头、筒体材料

Q235-B
Q235-B
Q235-B
Q235-B
管板材料

20MnMo(锻)
20MnMo(锻)
20MnMo(锻)
20MnMo(锻)

3.6.3.3 除氧器
每台机组设置1台内置式除氧器，除氧器最大出力大于锅炉最大连续蒸发量105%。除氧器设计应符合HEI标准（除氧器）和ASME规范第Ⅷ篇第1分篇要求。
除氧器采取卧式，直接部署在水箱上，采取喷雾除氧（恒速喷嘴）和深度除氧两段除氧，其出水含氧量小于7μg/l。
除氧器采取滑压运行方法，即除氧器工作压力随汽轮机四段抽汽压力改变而改变。当4段抽汽压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器也能适应定压运行方法。
给水箱有效容积为150m3，符合《火力发电厂设计技术规程》大于锅炉最大蒸发量时5min给水消耗量要求。
除氧器关键技术数据见表3.6-3。
表3.6-3 除氧器技术数据
编
号
名 称
单 位
除 氧 器
1
型 号

2
运行方法

滑压运行
3
额定出力
t/h
1160
4
有效容积
m3
150
5
设计压力
MPa(a)
1.2
6
设计温度
℃
360
7
壳体材料

20R
8
封头材料

20R
9
焊缝系数

1.0
10
腐蚀裕量
mm
1.6
11
滑压运行范围
MPa(a)
0.147～1.2
12
出水含氧量
mg/L
<7
3.6.3.4 凝汽器
每台机组配1台凝汽器，单背压、单壳体、双步骤、表面式，凝汽器管选择Ti。
关键技术数据见表3.6-4。
表3.6-4 凝汽器技术数据
编
号
名 称
单位
技 术 数 据
1
型 式

单壳体，表面式
2
凝汽器有效冷却面积
m2
0
3
管束材料

Ti
4
管径×壁厚
mm
Φ25×0.5
5
管板材料

Q235-B+ Ti
6
壳体材料

Q235-B、20
7
步骤数

双步骤
8
冷却水质

一次循环，海水
9
冷却水进口额定温度/最高许可温度
℃
27.75/33
10
清洁系数

0.9
11
凝结水过冷度
℃
0.5
12
凝汽器出口凝结水确保氧含量
mg/L
20
13
循环倍率

75
3.6.3.5 汽轮机旁路
本工程暂按30% BMCR容量高、低压两级串联汽轮机旁路系统设计。最终旁路型式及容量需依据机、炉开启方法及二者之间开启参数匹配关系来确定。
旁路技术参数以下：
高压旁路
容 量： 332t/h
进口压力： 25.5MPa(a)
进口温度： 571℃
出口压力： 4.53MPa(a)
出口温度： 320℃
低压旁路
容 量： 高旁容量+减温水量
进口压力： 4.2MPa(a)
进口温度： 571℃
出口压力： 0.8MPa(a)
出口温度： 175℃
3.6.3.6 汽动给水泵组
每台机组选择2台容量为50%锅炉最大给水量汽动给水泵。前置泵和主泵同轴部署。
给水泵技术数据以下(因主机资料不详，给水泵参数为暂定)
(1) 给水泵汽轮机
型式：单缸、单轴、冲动式、纯凝汽、上排汽、外切换
运行方法： 变参数、变功率、变转速
额定功率： 7MW(含前置泵功率250kW)
最大连续功率： 10 MW
额定进汽压力： 0.868 MPa，温度352.9℃
额定排汽压力： 8.3 kPa
额定转速： 5739 r/min
调速范围： 3000 ～ 6000 r/min
数 量： 2台/机组
(2) 主给水泵
出口流量： 580 t/h
扬 程： 3179 mH2O
转 速： 5884 r/min
数 量： 2台/机组
3.6.3.7 锅炉开启电动定速给水泵
两台机组共设1台容量为30%锅炉最大给水消耗量（锅炉最小直流负荷）电动定速给水泵，仅用于机组开启。
给水泵技术数据以下(因主机资料不详，给水泵参数为暂定)
(1) 给水泵
出口流量： 348t/h
扬 程： 1280 mH2O
数 量： 1台/2台机组
(2) 电动机 1800kW，6kV，2980r/min
数 量： 1台/2台机组
3.6.3.8 凝结水泵
流 量： 471m3/h
扬 程： 2.9MPa
转 速： 1480r/min
电动机： 立式，550kW, 6kV
数 量： 3台/机组
3.6.3.9 闭式循环冷却水升压泵
型 式： 单级立式离心泵
流 量： 1280m3/h
扬 程： 0.4MPa
数 量： 2台/机组
3.6.3.10 水环式真空泵
抽干空气量： 51kg/h
电动机： 110kW，380V
数 量： 2台/机组
3.6.3.11 汽机房行车
本工程汽机房设有2台起重量为75/20t电动双钩桥式起重机，供两台机组汽轮发电机组及辅助设备检修用。
3.6.3.12 其它设备
(1) 汽轮机主油箱 1台/机组
有效容积： 35m3
(2) 冷油器
型式： 板式
冷却水量： 375 t/h
台数： 2台/机组
(3) 润滑油净化装置 1台/机组
处理量： 6000 l/h
(4) 润滑油贮油箱 1台/2台机组
容积： 2×22.5m3
(5) 润滑油输送泵 2台/机组
容量295 l/h，出口油压0.6MPa；
(6) 轴封冷却器 1台/机组
型式： 卧式、表面式
冷却面积： 116m2

3.7 厂区热网系统及辅助设备选择
无。
3.8 变频设备选择
（1）每台机配置3×50％容量凝结水泵，两台运行，一台备用，运行泵采取变频调速运行，设置两套变频装置。
（2）每台炉配置2x50%容量一次风机，均设置变频装置。
3.9 主厂房部署
主厂房部署采取侧煤仓三列式部署方案，部署次序依次为汽机房—除氧间—锅炉房，炉后依次部署：静电除尘器—引风机—烟囱—脱硫系统。主厂房采取钢筋混凝土结构，炉后固定端设有栈桥上煤。主厂房扩建方向为向右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端。从机头向发电机看，加热器在右侧，油箱在左侧。汽机房运转层和夹层采取大平台部署，两机之间设中间检修场地，汽轮发电机组采取纵向顺列部署。
两台机组汽机房共15个柱距，柱距分别为8、9m。每台机组占用7个柱距，其中凝汽器部署一跨，结合汽轮机厂家资料，考虑到凝汽器安装及检修原因，此跨设置为10.8米，即此跨两柱向两侧移动0.9米 ，中间增加1个9m柱距，为两台机组检修场地，两台机组之间设有一个1.2m伸缩缝，汽机房总长度为132.2m，汽机房跨度暂定26m。汽轮发电机组中心线距A排柱11m。设除氧间，跨度暂定9.0m，汽机房跨度及除氧间跨度将在初设中深入优化。汽动给水泵、前置泵和给水泵汽轮机同轴部署在汽机房零米，除氧器采取低位部署于除氧间12.6m层。不设炉前通道。
侧煤仓采取单框架结构，部署于两台锅炉之间，煤仓间柱距9m、跨度17m（暂定）、给煤机层标高12.6m，输煤皮带层标高暂定34.6m，下阶段依据耗煤量进行优化。锅炉本体横向部署，两炉中心距71.2m，锅炉运转层标