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2350MW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1.0m8.0m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2350MW燃煤机组考虑；电厂计划容量按4350MW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2350MW燃煤机组年利用小时数取为50005500h。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4350MW，本期建设规模为2350MW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2350MW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2350MW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24222.5%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2350MW燃煤机组，计划建设4350MW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2350MW燃煤机组，计划建设4350MW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2350MW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510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2550m。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%49.9960.47收到基氢Har%3.603.94收到基氧Oar%14.017.74收到基氮Nar%0.751.08收到基硫St.ar%0.291.21收到基水份Mar%259.1收到基灰份Aad%6.3516.42空气干燥基水份Mad%16.561.12干燥无灰基挥发分Vdaf%40.5338.44可磨性系数HGI/5869收到基低位发烧量Q.pMJ/kg18.3123.28磨损指数Ke/0.80.8煤中氟Fdg/g9472煤中氯Cld%0.0010.008煤中游离二氧化硅SiO2(F)d%11.172.15煤灰比电阻符号单位.cm252.501091.51091004.610112.61091404.910113.910101905.210136.810102005.210124.810112105.210114.81010二氧化硅SiO2%39.4746.18三氧化二铝Al2O3%27.1340.01三氧化二铁Fe2O3%12.193.98二氧化钛TiO2%1.071.39氧化钙CaO%11.563.24氧化镁MgO%1.21.18氧化钾K2O%0.110.23氧化钠Na2O%0.570.34三氧化硫SO3%6.353.05五氧化二磷P2O5%0.280.30变形温度DT12101470软化温度ST12601500半球温度HF12901500流动温度FT132015003.1.2 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、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N350-24.2/566/5663额定功率MW350THA工况蒸汽参数4主蒸汽压力MPa(a)24.25主蒸汽温度5666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56610主蒸汽进汽量t/h1010.37(VWO工况：1105)11再热蒸汽进汽量t/h845.88(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/min300016THA工况热耗率kJ/kWh7669.317给水回热级数(高加除氧低加)31418开启方法高压缸开启二汽轮机性能确保1铭牌功率(TRL)MW3502最大连续功率(TMCR)MW3673THA工况时热耗率kJ/kWh7669.3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MVA4122额定功率MW3503额定功率原因0.85(滞后)4额定电压kV205额定频率HZ506额定转速r/min30007定子线圈接线方法YY8励磁方法自并励静止励磁9相 数310极 数211额定氢压MPa(g)0.312效率(确保值)98.9%13漏氢量(确保值)Nm3/24h1014汽轮发电机组噪声水平(距外壳1m处)dB(A)903.3 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3.31锅炉燃料消耗量序号项目名称单位设计煤种BMCR校核煤种 BMCR1锅炉台数台12122时耗煤量t/h171.49342.98134.08268.163日耗煤量t/d3429.86859.62681.65363.24年耗煤量104t/a94.32188.6473.74147.48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250%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2300m3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21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350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111加热器总面积m213501110900壳侧设计压力MPa7.75.42.75壳侧设计温度400/295322/258505/230管侧设计压力MPa353535管侧设计温度315290250给水端差(TTD)-1.700疏水端差(DCA)5.65.65.6壳体材料(筒节/筒身)SA516Gr70SA516Gr70SA516Gr70冲击板材料SA240Gr405SA240Gr405SA240Gr405管子步骤222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SA556GrC2SA556GrC2SA556GrC2管径壁厚mm162.5162.5162.5最大许可堵管数101010水室和管板水室材料SA516Gr70SA516Gr70SA516Gr70水室盖材料20MnMo20MnMo20MnMo管板材料15CrMo15CrMo15CrMo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LP5LP6LP7LP8制造厂加热器型号JD-745-1JD-670-7JD-730/870-4加热器型式卧式卧式卧式卧式加热器数量台1111加热器总面积m2745670730870壳侧设计压力MPa0.60.60.60.6壳侧设计温度3002009595管侧设计压力MPa4.04.03.453.45管侧设计温度2001509090给水端差(TTD)2.72.82.82.8疏水端差(DCA)5.55.65.65.5管子步骤2222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SA688TP304SA688TP304SA688TP304SA688TP304水室封头、筒体材料16MnR16MnR16MnR16MnR壳体封头、筒体材料Q235-BQ235-BQ235-BQ235-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7g/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/h11604有效容积m31505设计压力MPa(a)1.26设计温度3607壳体材料20R8封头材料20R9焊缝系数1.010腐蚀裕量mm1.611滑压运行范围MPa(a)0.1471.212出水含氧量mg/L73.6.3.4 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m203管束材料Ti4管径壁厚mm250.55管板材料Q235-B+ Ti6壳体材料Q235-B、207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27.75/3310清洁系数0.911凝结水过冷度0.512凝汽器出口凝结水确保氧含量mg/L2013循环倍率753.6.3.5 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：1753.6.3.6 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： 222.5m3(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：116m23.7 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350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