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电厂2×350MW新建工程初步设计概述

92
2020年4月19日
文档仅供参考

国电XX西南部电厂2×350MW
新建工程
初步设计原则

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西南部电厂位于XX省西南部XX黎族自治县境内。厂址位于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。电厂煤码头港址位于XX附近,岸线基本呈南北向,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,水深条件较好。
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。
厂址区域内土地规划现状为林地,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长的海岸线和正待开发利用的岭头天然避风渔港,海运、陆运、空运都很方便。
厂址东面约1.5km处有连接佛罗镇、XX镇和黄流镇的县道经过,电厂道路引接于县道。
本工程淡水水源取自石门水库,取水口位于库区,本工程水资源论证结论表明,在九所水厂未运行的条件下,石门水库水量能够满足本期工程要求;冷却水水源为海水,采用直流循环供水系统。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公司;项目单位为国电XX南部发电公司筹建处。
电厂本期建设规模按2×350MW燃煤机组考虑;电厂规划容量按4×350MW燃煤机组考虑。
随着XX负荷增长,以及未来规划的气电、抽蓄的投产,预计XX煤电机组的利用小时数将有所提高。根据接入系统初步意见国电XX西南部电厂本期2×350MW燃煤机组的年利用小时数取为5000～5500h。

第二章 初步设计内容深度及范围

1、为了贯彻落实”控制工期,保证质量,降低造价,争创一流”的工程建设指导思想,充分发挥设计在工程建设中的龙头作用,提高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、工程项目的初步设计工作将按照以下规程、规定和文件执行:
(1)<火力发电厂初步设计文件内容深度规定> DL/T5427- ;
(2)<火力发电厂设计技术规程> DL5000- (以下简称”大火规”);
(3)现行概预算编制有关规定;
(4)每一年度颁发的发电工程限额设计控制指标;
(5)本工程可行性研究报告审查会议纪要;
(6)执行本工程环评内容;
(7)执行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:水土保持报告的审查意见、安全预评价审查意见、职业病防治批复意见等;
(9)<中国国电集团公司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有关的法规、标准、规范和规定。
3、本初步设计原则编制是在 1月11-12日XX分公司组织的内审基础上修改完善的。
4、初设范围
(1)在初步设计文件中应有MIS专篇,内容包括:阐明与基建MIS、SIS以及报价系统的关系;根据统一规划、分步实施的原则推荐硬、软件配置方案;测算所需费用;对编码系统进行细化,提出可操作的要求。
(2)总体设计单位在初步设计阶段,对脱硫岛按照可研(原称初步设计预设计)的深度开展以下工作,作为指导脱硫岛招标和承包商开展初步设计的依据:
1)确定岛内标书编写原则,含技术条件、供货范围;
2)确定岛外配套设计原则;
3)参考类似工程编制概算或修正估算。
(3)采用三维设计技术,电厂标识系统采用KKS编码,对MIS系统(含基建)进行规划设计。
(4)按国电集工[ ]397号<关于集团公司系统新建火电厂推广应用变频调速技术的指导意见>对凝结水泵等当前应用变频调速技术比较成熟的电机,以及给煤机、除盐水泵、燃油泵等调节频繁的中小型电机,要采用变频调速技术。同时对送风机、引风机、一次风机、增压风机等是否采用变频调速技术,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
根据本工程可研审查意见,本工程规划容量为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
根据<XX西南部电厂接入系统设计修编(送审稿)>的初步评审意见,电厂本期2×350MW机组的接入系统方案为:
电厂以220kV一级电压接入系统,规划出线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。
对电厂主接线及有关电气设备参数的要求如下:
(1) 电厂主接线:本期可采用双母线接线,二期扩建后应具备分厂运行能力,可采用双母双分段接线。
(2) 发电机励磁方式:推荐采用自并励励磁系统,强励倍数应不小于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,并要求具备功率因数进相0.95运行的能力。
(4) 电厂调峰能力:建议电厂2×350MW机组的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、容量等一般参数的选择没有特殊要求,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:建议电厂220kV断路器遮断电流选为50kA。

以上设计原则以接入系统专题正式评审意见为准。

2、总图运输部分
2.1厂区总平面布置按照本期建设2×350MW燃煤机组,规划建设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不大于18.00hm2。
2.2全厂总体规划
本工程厂址位于XX县XX镇北面约1.8km处,新丰村和丰塘村位于厂址东面约1.8km处,XX盐场位于厂址东面约2.5km处。
本工程以220kV一级电压接入系统,规划出线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。
本工程供水系统采用直流冷却系统,冷却水水源为海水,电厂补给水取自石门水库。
本工程燃煤运输采用水路运输方式,煤码头位于厂址西南侧海域,拟建设煤炭专用煤码头一座。
本工程灰渣采用汽车运输,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厂区总平面布置
2.3.1厂区总平面布置原则
(1)厂区总平面布置在业主给定的用地范围内进行,尽量不突破用地范围。
(2)厂区总平面布置按照一期建设2×350MW燃煤机组,规划建设4×350MW燃煤机组统筹考虑,并预留扩建条件。
(3)在满足规程规范的前提下,尽可能的缩小厂区用地,贯彻”十分珍惜和合理利用每寸土地,切实保护耕地”的基本国策。
(4)进厂道路接于县道,并按照自东向西方向进厂。
(5)辅助厂房和附属建筑尽量采用联合布置、多层建筑和成组布置,做到分区明确,合理紧凑,生产方便,造型协调,整体性好。
(6)总平面布置以主厂房为中心,以工艺流程合理为原则,根据地形条件、设备特点和施工条件等因素,合理安排、因地制宜地在用地范围内进行布置。
(7)在厂区管线密集的区域架设综合管架。
2.3.2 厂区总平面布置方案
方案一
厂区总平面布置采用三列式布置形式,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、附属设施主要位于固定端侧,部分位于主厂房和贮煤场之间。
方案二
厂区总平面布置采用三列式布置形式,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、附属设施主要位于固定端侧,部分位于主厂房和贮煤场之间。
2.3.3厂区围墙及大门
(1)本工程厂区四周设置2.2m高围墙;变压器、配电装置、供氢站、液氨储罐区等四周设置1.8m高铸铁围栏。
(2)厂区主要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,应根据生产、生活和消防的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)厂区道路采用城市型道路,在主、次干道两侧设置雨水井。
(3)厂区道路及硬化地坪采用水泥混凝土面层。
2.3.5 节约集约用地措施及厂区用地分析
(1)本工程结合工艺专业各项优化措施,在总平面布置时:尽量采用联合建筑的形式;优先采用综合管架敷设的形式布置厂区管线;按照工艺流程和安全间距要求,合理、紧凑布置生产车间,做到工艺顺畅,管道短捷,从而减少管道占地。
(2)根据<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本指标为17.82hm2。由于燃煤Qnet=18.310MJ/kg,贮煤场容量按照2×350MW级机组20天的耗煤量设计,因此贮煤场区域增加1.13hm2。结合以上结果,本阶段厂区建设用地指标为18.95hm2。
(3)根据<中国国电集团公司火电工程初步设计原则编制要求>,厂区用地(扣除煤场占地面积增加的影响后)应按照<电力工程项目建设用地指标>减少5～10％作为建设用地控制指标。因此,本阶段厂区围墙内占地面积不大于18.00hm2。
2.4厂区竖向布置
厂址区域自然地形平坦,不受洪水及1%高潮位影响。厂区竖向布置综合考虑厂区及施工区土石方平衡、与周边自然地形地貌协调等因素,拟采用平坡式布置型式。
电厂场地采用的排水方式为:街沟→雨水口→管道→大海,雨水口间距为25～50m。
厂区及施工区采用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到挖填平衡的效果。
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。以上道路均采用三级公路标准,混凝土路面。
本工程拟建设煤炭专用煤码头一座,港址位于厂址西南侧海域。
2.6厂区管线及沟道规划
厂区内管、沟的布置应与厂区总平面布置、竖向布置相协调。
处理好各种管线的走向,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、临时性的让永久性的、施工量小的让施工量大的、检修次数小的让检修次数多的。
有特殊要求的管线应考虑防护措施。
管线敷设方式的确定应根据介质性质、交通、地形、施工等因素,采取直埋、管沟、地面及架空四种敷设方式。凡有条件集中架空布置的管线,优先采用综合管架进行敷设。
2.7总平面布置的安全设计
厂区建(构)筑物的防火间距符合<建筑设计防火规范>及<火力发电厂设计技术规程>的要求。
厂内道路布置以总平面中各功能分区和消防要求形成厂区道路网。
2.8总平面布置的防护设计
厂区总平面布置考虑消防、防振及防噪声要求。
厂区总平面布置考虑将易燃易爆的建构筑物布置在厂区边缘地带。
厂内道路布置以总平面中各功能分区和消防要求形成厂区道路网。
厂区四周设置2.2m高铸铁围墙,变压器、配电装置、供氢站、液氨储罐区四周设置1.8m高铸铁围栏。
2.9专题名称:
总体规划及总平面布置研究

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用印尼煤,校核煤种拟选用晋北烟煤(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
收到基低位发热量
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
本工程锅炉采用0号轻柴油点火及助燃作为备用方式。锅炉采用两级点火,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、电匹配原则
(1) 汽机调阀全开(VWO)工况下的进汽量不小于汽机最大连续出力(T-MCR)工况进汽量的1.03倍,作为机组运行老化、设计、制造误差及调节能力的裕量。
(2) 锅炉最大连续蒸发量与汽轮机调阀全开(VWO)工况蒸汽流量相匹配。
(3) 发电机的额定容量与汽轮机的额定容量相匹配,发电机的最大连续容量与汽轮机的最大连续出力(T-MCR)相匹配,此时发电机的功率因数、氢压为额定值,发电机氢冷却器的冷却水温度与汽轮机相应工况下的冷却水温度一致。
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型布置燃煤直流炉。蒸发量暂定1130t/h,最终以招标后的锅炉参数为准。
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。主要参数如下:
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
配汽方式

喷嘴调节
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
启动方式

高压缸启动
二
汽轮机性能保证

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,初设阶段根据主机招标情况调整
3.2.4 汽轮发电机
采用350MW静态励磁发电机组,冷却方式为水氢氢,主要参数如下:
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
额定功率因素

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
定子线圈接线方式

YY
8
励磁方式

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(保证值)

≥98.9%
13
漏氢量(保证值)
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:根据本工程煤质情况,制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统。
2) 主要附属设备选择: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%容量的送风机、一次风机和引风机。送风机和采用动叶可调轴流式,一次风机采用变频调节离心式风机,引风机采用动叶可调轴流式。
2) 根据XX地区的环境条件,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的运行条件
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根据环评报告的批复意见确定。
2) 两台锅炉合用一座现浇钢筋混凝土结构的套筒烟囱,烟囱高度及内筒选型,根据环评批复意见确定。烟囱外形需采用去工业化设计,烟囱结构需增设旅游观光设施。
(5)点火助燃系统
本工程锅炉采用等离子加微油点火系统,采用0号轻柴油点火及助燃作为备用方式。轻柴油按汽车运油方式考虑,油罐容量按2×300m3设置,相应设置卸油装置、供油泵,粗、细滤油器。锅炉点火以及助燃系统与启动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的经济性和可行性。
3.5 烟气脱硝系统及设备选择
烟气脱硝采用高含尘、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层布置方式来进行考虑;SCR反应器布置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 热力系统的主要设计原则
本工程热力系统除辅助蒸汽系统和锅炉启动给水系统采用母管制外,其余系统均采用单元制。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。
热力系统的配置力求经济适用、系统简单,在保证机组安全、可靠、经济、高效运行的前提下,对热力系统进行了优化,合理减少了备用设备数量和备用容量,简化了工艺流程,降低系统阻力及工质损失,减少了能耗,既降低了初投资,又减少了运行成本。
3.6.2 主要热力系统
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的设计参数按<火力发电厂汽水管道设计技术规定>(DL/T5054-1996)执行。主蒸汽系统及再热蒸汽系统均采用单元制。主蒸汽管道采用”2-1-2”布置,高温再热蒸汽管道采用”1-2”布置,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用”2-1””布置,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不大于锅炉末级过热器出口压力的5%。从汽轮机高压缸排汽口到汽轮机中压联合汽门前总的再热蒸汽系统压降在BMCR工况下不大于汽机高压缸排汽压力的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根据最终确定的汽轮机启动方式和再热器是否允许干烧确定。
3.6.2.2 高压给水系统
每台机组配置2台50%容量的汽动给水泵组,给水前置泵与主泵同轴布置,两台机组配置一台30%容量的电动启动定速给水泵组。
给水泵出口总流量(不含启动/备用泵)按锅炉BMCR蒸发量的105%。
主给水管道材质采用EN 10216-2标准的15NiCuMoNb5-6-4。
给水系统采用单元制,三台高加给水采用大旁路系统,高加进口处采用三通阀,高加出口处采用闸阀。
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台低加的加热汽源。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
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。凝结水泵采用一级泵系统,每台机配置3×50％容量的凝结水泵,两台运行,一台备用,运行泵采用变频调速运行,设置两套变频装置。
采用内置式除氧器,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,启动或低负荷时,由辅助蒸汽系统供汽。
轴封冷却器采用全容量型,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,提高回热系统的热经济性。
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。相邻机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接,相邻机组之间的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。
3.6.2.6 抽真空系统
汽侧抽真空系统设置二台100%容量的水环式真空泵。正常运行时一台运行,一台备用。在机组启动时,二台真空泵可一起投入运行,以加快抽气速度,尽快建立真空,真空达到要求后,进入正常运行。水侧抽真空系统设置一台水室真空泵,机组启动时抽吸凝汽器水侧空气,尽快建立虹吸。
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用带过滤装置的开式循环冷却水(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用闭式循环水系统,设置一台100%容量闭式水热交换器。
3.6.2.8 锅炉启动系统
主要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,当锅炉启动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,采用固定板U形管卧式布置,双流程。每台高加都设有蒸汽冷却段、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,最终以招标后确认的厂家资料为准。
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
管子流程

2
2
2
管子与管板连接方式

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
最大允许堵管数
％
10
10
10
水室与管板

水室材料

SA516Gr70
SA516Gr70
SA516Gr70
水室盖材料

20MnMo
20MnMo
20MnMo
管板材料

15CrMo
15CrMo
15CrMo
管板与水室连接方式

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),采用U形管卧式结构,双流程。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,最终以招标后确认的厂家资料为准。
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
管子流程

2
2
2
2
管子与管板连接方式

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,除氧器最大出力不小于锅炉最大连续蒸发量的105%。除氧器的设计应符合HEI标准(除氧器)和ASME规范第Ⅷ篇第1分篇的要求。
除氧器采用卧式,直接布置在水箱上,采用喷雾除氧(恒速喷嘴)和深度除氧两段除氧,其出水含氧量小于7μg/l。
除氧器采用滑压运行方式,即除氧器的工作压力随汽轮机四段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的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式。
给水箱有效容积为150m3,符合<火力发电厂设计技术规程>不小于锅炉最大蒸发量时5min给水消耗量的要求。
除氧器主要技术数据见表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
运行方式

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、双流程、表面式,凝汽器管选用Ti。
主要技术数据见表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
流程数

双流程
8
冷却水质

一次循环,海水
9
冷却水进口额定温度/最高允许温度
℃
27.75/33
10
清洁系数

0.9
11
凝结水过冷度
℃
0.5
12
凝汽器出口凝结水保证氧含量
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容量的高、低压两级串联汽轮机旁路系统设计。最终的旁路型式及容量需根据机、炉的启动方式及二者之间的启动参数匹配关系来确定。
旁路技术参数如下:
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
每台机组选用2台容量为50%锅炉最大给水量的汽动给水泵。前置泵与主泵同轴布置。
给水泵技术数据如下(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
运行方式: 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 锅炉启动电动定速给水泵
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)的电动定速给水泵,仅用于机组启动。
给水泵技术数据如下(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的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％容量的凝结水泵,两台运行,一台备用,运行泵采用变频调速运行,设置两套变频装置。
(2)每台炉配置2x50%容量的一次风机,均设置变频装置。
3.9 主厂房布置
主厂房布置采用侧煤仓三列式布置方案,布置顺序依次为汽机房—除氧间—锅炉房,炉后依次布置:静电除尘器—引风机—烟囱—脱硫系统。主厂房采用钢筋混凝土结构,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用大平台布置,两机之间设中间检修场地,汽轮发电机组采取纵向顺列布置。
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,其中凝汽器布置的一跨,结合汽轮机厂家资料,考虑到凝汽器的安装及检修因素,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,为两台机组的检修场地,两台机组之间设有一个1.2m的伸缩缝,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