热机部分说明书.doc

F1449C-J01-01

神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程
初步设计阶段
第四册 热机部分
说明书

中国电力工程顾问集团
华北电力设计院工程有限公司
2023年12月 北京

批 准：
李 军

审 核：
赵恩婵 谈琪英 刘 利

编 写：
卓伟宏 王成文 李少华

袁雄俊

初步设计总目录
卷册名称
卷册号
第一卷 总的部分
F1449C-A01
第二卷 电力系统部分
F1449C-X01
第三卷 总图运送部分
F1449C-Z01
第四卷 热机部分
F1449C-J01
第五卷 运煤部分
F1449C-M01
第六卷 除灰渣部分
F1449C-C01
第七卷 电厂化学部分
F1449C-H01
第八卷 烟气脱硫、脱硝部分
F1449C-J02
第九卷 电气部分
F1449C-D01
第十卷 仪表与控制部分
F1449C-K01
第十一卷 信息系统及安全防护部分
F1449C-K02
第十二卷 建筑结构部分
F1449C-T01
第十三卷 采暖通风及空气调节部分
F1449C-N01
第十四卷 水工部分
F1449C-S01
第十五卷 环境保护部分
F1449C-P01
第十六卷 水土保持部分
F1449C-P02
第十七卷 消防部分
F1449C-S02
第十八卷 劳动安所有分
F1449C-P03
第十九卷 职业卫生部分
F1449C-P04
第二十卷 节约资源部分
F1449C-A02
第二十一卷 施工组织大纲部分
F1449C-Z02
第二十二卷 运营组织及电厂设计定员部分
F1449C-A03
第二十三卷 工程概算
F1449C-E01

目 录

1 概 述 1
2 燃 料 7
3 燃烧系统及辅助设备选择 9
4 烟气脱硝系统及设备选择 17
5 热力系统及辅助设备选择 19
6 系统运营方式 30
7 主厂房布置 34
8 辅助设施 39
9 节能节水方案 41
10 劳动安全和职业卫生 42
11 附 件 45

1 概 述
1.1 设计依据
1.1.1 设计依据文献
(1) 神华福建罗源湾储煤一体化电厂工程可行性研究报告(F1449K-A01-01)。
(2) 电力规划设计总院关于神华福建罗源湾储煤一体化电厂工程可行性研究报告审查会议纪要。
(3) 主机设备技术协议。
1.1.2 设计依据重要技术标准
(1) 《大中型火力发电厂设计规范》 GB50660-2023
(2) 《火力发电厂初步设计文献内容深度规定》 DL/T5427-2023
(3) 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》 DL5053-1996
(4) 《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》 DL/T 5240-2023
(5) 《压缩空气站设计规范》 GB50029-2023
(6) 《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2023
(7) 《火力发电厂汽水管道设计规程》 DL/T 5054-1996
(8) 《燃煤烟气脱硝技术装备》 GBT 21509-2023
(9) 《火电厂大气污染物排放标准》 GB13223-2023
1.1.3 设计规模及规划容量
本工程规划建设规模为：电厂装机4×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，年接卸量1000万吨的煤炭储备基地。
本期工程建设规模为：电厂安装2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置；年接卸量1000万吨的煤炭储备基地，经水路、铁路、公路运出。
1.1.4 工程概述
1.1.41 厂 址
本项目位于福建省福州市连江县境内，福州港罗源湾南岸的可门作业区。根据国家级煤炭应急储运基地拟落地于这一特定条件以及经初步可研审查、可行性研究审查，可门作业区1#～3#码头地区为工程建设厂址，西南距离福州市区和连江县城分别约55km和32km。
厂区用地为规划的建设用地，现状大部分为滩涂，有少量农用地和部分林地，需开挖高约180m的部分山体填至滩涂，可运用场地面积满足本工程建设用地需要，并具有扩建条件。
1.1.4.2 气象条件
常规气象
数年年平均气温：19.1℃
数年极端最高气温：39.5℃ 1978/8/1
数年极端最低气温；-3.9℃ 1963/1/2
数年年平均气压：1008.9hPa
数年年平均降雨量：1647.6mm
数年最大年降雨量：2552.6mm 1990
数年最大24小时降雨量：294.4mm 1971/9/23
数年平均年暴雨(日雨量≥50mm)日数为5.3天，暴雨出现最多的年份为1990年和2023年，各有11个暴雨日。
数年年平均蒸发量：1206.9mm
数年平均大风天数：6天，最多为1961年的53天
数年最多雷暴日数：47.9天
30年一遇最低气温为-4.4℃。
厂址离地10米高12023一遇、50年一遇10分钟平均最大风速分别为42.9m/s、40.9m/s，12023、50年一遇基本风压为1.15 kN/m2、1.045kN/m2。
1.1.4.3 地震烈度及场地类别
根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2023)，以及闽建设〔2023〕37号文中规定，场地地震动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度。
1.1.4.4 运送
来煤采用水路运送，在可门港卸船；煤炭中转可经水路、铁路、公路运出。
1.2 重要设计原则
1.2.1 总体原则
1) 以国家建设方针为导向，以经济效益为中心，创建技术先进、安全经济、节地、节水、节能环保的工程。以“高起点、高效率、高标准，具有世界一流水平的数字工程” 为总体建设目的。
充足借鉴国内外的先进设计思想及成功工程，采用先进的设计手段和方法，对工程设计进行创新和优化，努力打造一个高质量的优秀设计。
2) 严格执行《大中型火力发电厂设计规范》及有关规章、规范、导则。
3) 工程设计以建设高效、节能、环保电厂为原则，充足体现本工程港电储一体化的原则(一体化规划、一体化设计、一体化建设、一体化管理、一体化运营)。
4) 优化主机选型和参数配置，最大限度地减少汽机热耗和厂用电率，减少标准煤耗，提高电厂运营的经济性。
5) 打破常规设计思绪，优化工艺系统设计和和辅助设备选型和配置，简化工艺系统、减少备用，减少工程总投资，保证工程赚钱目的。
1.2.2 机炉电匹配原则
1) 机组额定出力为1000MW。
2) 锅炉、汽轮机不规定具有超压5%运营的能力。
3) 汽机阀门全开工况(VWO工况)下的进汽量不小于汽机额定(TRL)工况时进汽量的1.03倍，作为机组运营老化、设计制造误差及调节能力的裕量。
4) 锅炉最大连续蒸发量与汽轮机调节阀全开(VWO)工况下蒸汽流量相匹配。
1.2.3 汽轮机及热力系统重要设计原则
1) 为提高机组效率，汽轮机参数选择28MPa.a/600℃/620℃，主机设计平均背压4.8kPa.a。
2) 除辅助蒸汽外，热力系统采用单元制。
3) 给水系统：推荐采用2×50%汽泵方案，前置泵与主泵同轴布置。小汽轮机排汽直接排入主机组凝汽器。2台机组设立1台45%容量的电动启动给水泵。高加采用单列布置。
4) 每台机组设立2×100%电动凝结水泵，采用二拖一变频。
5) 暂按照40% BMCR容量的高、低压两级串联旁路设计，最终的旁路型式和容量根据机炉配合结果在旁路招标时拟定。
6) 抽汽系统：采用9级非调整抽汽(涉及高压缸排汽)。
7) 主蒸汽管道和热再热蒸汽管道采用双管布置，材料采用A335P92。再热系统压降按7%考虑。四大管道尽量采用弯管代替弯头。冷再热蒸汽管道暂定采用A672B70CL32电熔焊钢管。高压给水管道采用15NiCuMoNb5-64。
8) 辅机冷却水系统：主厂房内辅机冷却水系统分为开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。主厂房内开式循环冷却水系统不设冷却水泵，主厂房内设立冷却水滤网。
9) 每台机组设立3台50%容量水环真空泵组，机组正常运营时，2台运营，1台备用；机组启动时，3台真空泵同时运营。
10) 除氧器：采用内置式除氧器。
11) 取消凝结水补充水箱和补充水泵(涉及正常补水泵和启动补水泵)，机组补水直接由化学专业来。
1.2.4 锅炉及燃烧系统设计原则
1) 制粉系统拟采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统。每台锅炉配置6台磨煤机，其中5台运营，1台备用。
2) 烟风系统采用平衡通风系统。三大风机拟按照2×50%容量配置。一次风机、送风机均采用动叶可调轴流风机；引风机与脱硫增压风机合并设立，采用动叶可调轴流风机，电动机驱动。
3) 每台机组配置2台高效静电除尘器，除尘效率为不低于99.85%。
4) 锅炉采用微油点火技术，全厂设立燃油系统。
5) 新建1台50t/h燃油启动锅炉。
1.2.5 脱硫系统设计原则
同步建设脱硫设施，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔方案。脱硫系统设计效率为98%。脱硫系统不设立旁路烟道，设立GGH。脱硫增压风机与引风机合并设立。吸取剂按外购满足粒径规定的石灰石粉考虑。
1.2.6 脱硝系统设计原则
同步建设脱硝设施，采用SCR脱硝工艺，脱硝装置入口NOx浓度按300mg/Nm3考虑。脱硝设计效率80%。脱硝系统不设立省煤器旁路和SCR反映器旁路。催化剂层数暂按照2+1层设计。还原剂为液氨。
1.2.7 主厂房设计重要原则
1) 本工程主厂房采用汽机房、锅炉房两列式，集中侧煤仓布置。
2) 本工程设立集控楼，4台机组共用1个集控室，布置在汽机房固定端。
3) 主厂房采用钢筋混凝土结构，加热器平台采用钢结构。主厂房扩建方向为左扩建(从汽机房向锅炉房看)。
4) 本期工程从扩建端上煤，侧煤仓后部设转运站。
5) 全钢构架锅炉，露天布置，炉顶采用轻型金属屋盖，密封大罩壳。
13 主机组型号、参数及重要技术规范
本工程主机已经拟定，汽机额定出力为1000MW；汽机入口蒸汽参数为28MPa/600℃/620℃，背压4.8kPa。汽机采用九级回热抽汽+一级外置式蒸汽冷却器方案。
1.3.1 锅 炉
锅炉为超超临界参数变压运营，前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架的∏型螺旋管圈直流炉，运转层采用混凝土大平台。空气预热器采用三分仓回转式。
重要技术参数如下(BMCR工况)：
序号
名 称
单位
数据
1
过热蒸汽流量
t/h
2877
2
过热器出口蒸汽压力
MPa(g)
29.3
3
过热器出口蒸汽温度
℃
605
4
再热蒸汽流量
t/h
2308
5
再热器进口蒸汽压力
MPa(g)
4.966
6
再热器出口蒸汽压力
MPa(g)
4.787
7
再热器进口蒸汽温度
℃
336
8
再热器出口蒸汽温度
℃
623
9
省煤器进口给水温度
℃
304
10
省煤器进口给水压力
MPa(g)
33.3
11
空预器进/出口一次风温度
℃
30/295
12
空预器进/出口二次风温度
℃
25/321
13
空预器出口烟气修正后温度
℃
121
14
锅炉保证效率(按低位发热量BRL)

%
94.6

1.3.2 汽轮机
超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。额定出力1000MW。重要技术参数如下：
序号
名 称
单位
数值
1
额定出力
MW
1000
2
额定主蒸汽压力
MPa.a
28
3
额定主蒸汽温度
℃
600
4
额定再热蒸汽进口压力(THA)
MPa.a
4.404
5
额定再热蒸汽进口温度
℃
620
6
最大进汽量(VWO)
t/h
2877
7
高压缸排汽压力(VWO)
MPa.a
5.127
8
设计背压
kPa.a
4.8
9
夏季背压
kPa.a
7.9
10
额定转速
r/min
3000
11
给水泵驱动方式

汽动泵
12
汽机热耗(THA)
kJ/kW.h
7212.2(优化前)
7205.6(优化后)
13
给水加热级数

9级：3台高加
(含3#高加外置式蒸汽冷却器)+1除氧+5台低加

1.3.3 发电机
水氢氢冷却、自并励静止励磁发电机，重要技术参数如下：
序号
项 目
单位
参数
1
型 号
/
QFSN-1000-2
2
额定功率
MW
1000
3
额定电压
kV
27
4
额定转速
r/min
3000
5
额定频率
Hz
50
6
额定功率因数
/
0.9(滞后)
7
额定效率
%
99
8
相数
/
3
9
冷却方式
/
水、氢、氢
10
励磁方式
/
静态励磁

1.4 设计范围
1.4.1 主厂房内有关本专业的工艺设计。
1.4.2 本专业有关附属车间及辅助设施的工艺设计。
1.4.3 烟气脱硫系统的工艺设计(见第八卷)。
1.4.4 烟气脱硝系统的工艺设计。
1.5 重要技术指标
序号
项 目
数值
1
铭牌功率(TRL工况)
1000MW
2
发电设备年运用小时数
5000h
3
全厂年发电量

1000×104MWh
4
汽轮发电机组THA工况热耗
7212.2kJ/kW.h(优化前)
7205.6(优化后)
5
锅炉效率
94.6%；
6
管道效率
99%
7
机组热效率
46.75%(优化前)
46.79%(优化后)
8
发电标准煤耗(THA工况)
263.11g/kW.h(优化前)
262.87g/kW.h(优化后)
9
锅炉出口NOx排放浓度(干基、6%O2)
180mg/Nm3
10
SCR出口NOx排放浓度(干基、6%O2)
60mg/Nm3

2 燃 料
2.1 煤 源
福建省是缺煤省，大部分用煤靠外省调入。本工程燃煤依托罗源湾储煤基地煤炭。罗源湾储煤基地煤炭来源重要为神华神东石圪台矿以及神华万利煤炭分公司煤矿的烟煤。
2.2 煤质分析及灰成份分析
煤质资料及灰成份分析资料
项 目
符号
单位
设计煤种
校核煤种Ⅰ
校核煤种Ⅱ
全水分
Mt
%
17.4
14.50
16.9
干燥基水分
Mad
%
5.49
8.25
5.42
收到基灰分
Aar
%
11.65
7.70
16.29
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
30.83
38.80
36.08
收到基低位发热量
Qnet，ar
kJ/kg
21490
23790
19740
收到基碳
Car
%
56.97
65.10
52.76
收到基氢
Har
%
3.50
3.25
3.4
收到基氧
Oar
%
9.18
8.08
9.35
收到基氮
Nar
%
0.70
0.66
0.73
收到基硫
Sar
%
0.60
0.71
0.57
可磨性指数
HGI

53
58
58
灰成分分析

二氧化硅
SiO2
%
33.77
20.70
47.97
三氧化二铝
Al2O3
%
11.90
11.07
35.76
二氧化钛
TiO2
%
0.73
0.80
0.98
三氧化二铁
Fe2O3
%
13.17
25.88
6.04
氧化钙
CaO
%
23.79
23.58
4.09
氧化镁
MgO
%
1.18
0.86
0.45
氧化钾
K2O
%
0.79
0.24
0.91
氧化钠
Na2O
%
1.81
0.88
0.68
三氧化硫
SO3
%
7.86
10.55
2.61
二氧化锰
MnO2
%
0.45
0.79
0.02
其它

%
4.55
4.65
0.49
变形温度
DT
℃
1120
1100
1170
软化温度
ST
℃
1150
1130
1200
半球温度
HT
℃
1160
1150
1210
熔融温度
FT
℃
1170
1160
1220
煤中游离二氧化硅
(SiO2)r,d
%
3.68
1.08
2.98
原煤冲刷磨损指数
Ke

1.46
0.77
1.1

飞灰比电阻(测试方法：梳齿法)
测试温度
湿度
电压
比电阻值
设计煤种
校核煤种I
校核煤种II
℃
%
V
Ω-cm
Ω-cm
Ω-cm
17
40
500
2.98×1010
1.58×1011

1.34×1010
80
1.73×1011
4.50×1012
2.51×1011
100
1.27×1012
9.05×1012
2.38×1012
120
2.82×1012
1.08×1013
3.32×1012
150
5.55×1012
2.00×1013
5.48×1011
180
3.97×1012
1.04×1013
5.49×1010

2.3 锅炉点火油、助燃油品种及来源
2.3.1 锅炉点火、助燃用油采用0号(-10号)轻柴油，燃油由汽车运至电厂。
2.3.2 轻柴油特性数据如下：
油质分析表
种 类
单位
0＃轻柴油
运动粘度
mm2/s
3.0～8.0
灰 分
%
≯0.025
硫 分
%
≯0.2
水 分

痕迹
闭口闪点
℃
≥55
凝固点
℃
≤0℃
比 重
t/m3
0.8
低位发热量
kJ/kg
~42570

3 燃烧系统及辅助设备选择
3.1 燃煤量
锅炉实际燃煤量见下表：
锅炉实际耗煤量(每台炉)
序号
1000MW超超临界
设计煤种
校核煤种I
校核煤种II
1
每小时燃煤量(t/h)
379.80
343.09
413.48
2
日耗煤量(t)
7596.09
6861.71
8269.50
3
年耗煤量(万t)
189.90
171.54
206.74

锅炉燃煤量的计算原则
a) 锅炉的年运营运用小时数按5000小时计算；
b) 锅炉日平均运营小时数按20小时计算；
c) 燃煤量按锅炉BMCR工况计算；
d) 锅炉热效率按94.6%计算。
3.2 燃烧及制粉系统的拟定
锅炉烟风系统流程图见F1449C-J01-02、锅炉制粉系统流程图见F1449C-J01-03。
根据本工程煤质资料可知，按《发电煤粉锅炉用煤技术条件》(GB/T 7562－2023)划分，设计煤种属于中高挥发分、低灰分、中高水分、高热值的烟煤；校核煤种I属于高挥发分、低灰分、中高水分、高热值的烟煤。校核煤种II属于中高挥发分、中灰分、中高水分、中热值的烟煤。适宜采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统。该系统简朴、安全可靠、厂用电低，运营经济性较好，且噪音小、密封性好、便于形成良好的生产环境。
每台锅炉配6台中速磨，BMCR工况下燃用设计煤种时，5台磨煤机运营，1台备用。每台磨煤机引出四根煤粉管道，至锅炉前或后墙通过煤粉分派器分为八根煤粉管道连接到锅炉的前或后墙同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和相应的燃烧器。
磨煤机密封系统采用每台锅炉配2台离心式增压密封风机，其中1台运营，1台备用。密封风机取风来自一次风机出口。

每台锅炉配6台电子称重式给煤机，与磨煤机相相应。
制粉系统的防爆标准采用美国标准NFPA，从给煤机到磨煤机出口的所有规定承受内压的部件均按承受0.35MPa(g)的内部爆炸压力设计。
烟风系统采用平衡通风方式。送风机和一次风机入口风道上设有消音器。二次风经送风机、空预器后进入锅炉二次风箱和燃烧器上部的燃尽风箱，实现分级燃烧。一次风经一次风机、空预器后作为磨煤机制粉用热风；另一路不经空预器，作为磨煤机调温风，以调节磨煤机出口介质温度。在磨煤机入口前的冷一次风母管上引出一路作为给煤机的密封风，另引出一路经密封风机增压后作为磨煤机的密封风。
每台锅炉配2台50%容量动叶可调轴流式送风机；配2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机；配2台50%容量动叶可调轴流式引风机(引风机与脱硫增压风机合并)。
本工程同步安装SCR脱硝装置，脱硝装置布置在省煤器至空预器之间的脱硝钢架上。
每台锅炉配2台三分仓回转式空气预热器。空预器适应锅炉装设SCR装置的规定。设有二次风热风再循环，以防止锅炉尾部低温受热面的腐蚀。
锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机至脱硫塔，100%容量脱硫解决后经GGH加热至80℃左右通过烟囱排入大气。
本期工程2台锅炉设一座双内筒集束烟囱，烟囱高度240m，出口直径为φ7.5m，BMCR工况烟囱出口流速为26.33m/s(BRL工况流速23.1m/s)。
燃烧系记录算成果表(一台炉BMCR工况)：
序号
名 称
单位
设计煤种
校核煤种I
校核煤种II
1
锅炉实际耗煤量
t/h
379.80
343.09
413.48
2
锅炉计算耗煤量
t/h
378.86
342.23
412.44
3
理论湿空气量
Nm3/kg
5.798
6.506
5.384
4
理论烟气量
Nm3/kg
6.277
6.927
5.853
5
空预器入口一次风温
℃
30
30
30
6
空预器入口二次风温
℃
25
25
25
7
空预器出口一次风温
℃
295
306
294
8
空预器出口二次风温
℃
321
325
321
9
排烟温度(修正后)
℃
121
129
120
10
炉膛出口过剩空气系数

1.15
1.15
1.15
11
一次风率
％
24.47
20.84
27.69
12
空预器出口烟气量(每台炉)
kg/s
1043.839
1050.838
1057.332
13
二次风总风量(每台炉)
kg/s
670.26
712.07
648.75
14
一次风总风量(每台炉)
kg/s
217.17
187.46
248.38

制粉系记录算成果表见下表(一台炉BMCR工况)：
序号
名 称
单位
设计煤种
校核煤种I
校核煤种II
1
磨煤机基点出力
t/h
95.80
95.80
95.80
2
磨煤机运营台数
台
5
5
6
3
磨煤机最大出力
t/h
92.56
104.27
99.69
4
磨煤机磨损后期出力
t/h
87.93
99.06
94.70
5
磨煤机BMCR实际出力
t/h
75.96
68.62
68.91
6
磨煤机出力储备系数

1.1615
1.4469
1.3788
7
磨煤机最大通风量
kg/s
41.50
41.50
41.50
8
磨煤机出口风粉混合物温度
℃
70
70
75
9
磨煤机进口干燥剂温度
℃
265.0
236.6
268.7
10
锅炉一次风率
%
24.47
20.84
27.99
11
磨煤机电动机功率
kW
1000
1000
1000

空气动力计算成果表见下表(设计煤种BMCR工况)：
序号
名 称
单位
数据
一
送风机汇总

1
吸风口至送风机入口
Pa
326
2
送风机出口至空预器入口
Pa
208
3
空预器本体阻力
Pa
942
4
空预器出口至二次风炉膛入口
Pa
828
5
二次风燃烧器阻力
Pa
1800
6
系记录算阻力(气压修正后)
Pa
3643

一次风机汇总

1
吸风口至一次风机进口
Pa
264
2
一次风机出口至空预器进口
Pa
218
3
空预器本体阻力
Pa
967
4
空预器出口至磨煤机入口
Pa
1210
5
磨煤机阻力
Pa
6700
6
送粉管道阻力
Pa
4000
7
一次风燃烧器阻力
Pa
1400
8
系记录算阻力(修正后)
Pa
14650

引风机汇总

1
锅炉本体阻力
Pa
1340
2
空预器本体烟气阻力
Pa
1210
3
SCR阻力
Pa
900
4
静电除尘器
Pa
245
5
回转式GGH
Pa
1800
6
烟道阻力
Pa
1250
7
脱硫系统阻力
Pa
2023
8
系记录算阻力(修正后)
Pa
9010

烟风煤粉管道介质流速计算成果表见下表(设计煤种BMCR工况)：
序
号
名 称
管径×壁厚
(mm)
流量
(m3/s)
流速
(m/s)
推荐流速
(m/s)
1
送粉管道
φ762×10
10.91
25.22
22～28
2
一次风机出口冷风道
φ3420×4
123.72
14.11
12～15
3
空预器出口热一次风母管
φ3720×4
265.89
24.57
20～25
4
磨煤机调温冷一次风母管
φ1720×4
16.22
7.05
12～15
5
磨煤机进口热风道(调温前)
φ1720×4
53.18
23.10
20～25
6
磨煤机进口热风道(调温后)
φ1720×4
56.50
24.55
20～25
7
磨煤机进口冷风道(调温前)
φ1020×4
2.90
3.60
12～15
8
送风机出口冷风道
φ6000×4
323.9
11.49
10～12
9
空预器出口热二次风道
6000×5000×4
621.94
20.79
15～25
10
除尘器进口水平烟道
φ4600×5
191.86
11.59
10～15
11
除尘器出口水平烟道
4000×3600×5
197.99
13.82
10～15
12
引风机进口垂直烟道
7200×6000×6
593.97
13.79
10～15
13
密封风机出口风道
Φ820×3
11.233
21.58
13～25

3.3 锅炉重要辅助设备的选型
3.3.1 制粉系统
3.3.1.1 磨煤机
磨煤机型式的选择
本工程设计煤种和校核煤种均适合采用中速磨煤机。目前我国广泛采用的中速磨煤机型式有两种，一种是从德国Babcock公司引进专利制造技术制造，后经国内自主开发的MPS型磨煤机, 北方重工集团有限公司(原沈阳重型机械集团公司)和北京电力设备总厂采用；一种是从美国CE公司引进专利制造技术制造后经国内自主开发的HP型磨煤机，上海重型机器厂有限公司采用。两种磨煤机均具有成熟的制造技术和业绩。后长春发电设备有限责任公司于2023年与德国BABCOCK公司签订了MPS-HP-Ⅱ型中速磨煤机专有技术转让协议，成为该公司授权设计、生产制造MPS型中速磨煤机的专业厂家。
MPS(ZGM)磨煤机为轮式磨煤机，对煤种适应力强，对“三块”不敏感，占地略大，采用液压变加载方式，可采用挪开分离器检修磨辊、磨盘等耐磨件，也可采用磨辊翻出的检修方式；HP磨为碗式磨煤机，占地略小，采用弹簧变加载方式，磨辊可直接翻出检修，对“三块”相对敏感，磨损后期的出力下降相对大些。
根据煤质资料及制粉系统热力计算，本期工程每台炉可配置6台HP1203/Dyn磨煤机或MPS275/ZGM133G型磨煤机，考虑各类中速磨各有特点，单一磨型的生产厂家较少，故磨煤机最终型式将通过招标拟定。
磨煤机台数的选择
磨煤机台数的选择应根据锅炉容量、燃烧器数量、燃煤特性、燃烧区热负荷、主厂房布置、投资、运营可靠性和经济性等条件综合考虑拟定。本工程每台炉设立6台中速磨煤机，与锅炉燃烧器相匹配，燃用设计煤种时BMCR工况下5台运营，1台备用。
本阶段暂按MPS275型磨煤机进行计算，燃用设计煤种及校核煤种I时，BMCR工况下5台磨煤机运营、1台备用；燃用校核煤质Ⅱ时，BMCR工况下也可5台磨煤机运营。磨制设计煤种且相应磨制的煤粉细度为R90＝17%时，磨煤机出力富裕系数为1.16，满足《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2023)中“在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机总计算出力不应小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%，在磨制校核煤种时，所有磨煤机的总计算出力不应小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量”的规定。

3.3.1.2 给煤机
每台锅炉配置6台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运营的电子称重式给煤机，出力为10～110t/h。
3.3.1.3 原煤仓
每台锅炉设立6座原煤仓。每座原煤仓的有效容积为不小于730m3，按设计煤种5座煤斗储量能满足锅炉MCR负荷约8.15小时耗煤量，按校核煤种I 5座煤斗储量能满足锅炉MCR负荷约9.21小时耗煤量，按校核煤种Ⅱ 6座煤斗储量能满足锅炉MCR负荷约9.23小时耗煤量，符合《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2023)的规定。为了防止堵煤在煤斗下部内衬不锈钢材料，并在仓壁上设立疏松装置。
3.3.1.4 密封风机
6台磨煤机配置100%容量的密封风机2台，1台运营，1台备用，供应磨煤机的密封风，防止煤粉外漏。密封风机为串联吸风。密封风机风量为970m3/min，全压为6.659kPa。
3.3.2 烟风系统
3.3.2.1 一次风机
一次风机系统的特点是风量小、风压高，当风量变化时，风压变化小。考虑机组运营的经济性，本工程每台锅炉配置2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机。本工程一次风机的风量裕量按20%加温度裕量选取，风压裕量为20%。一次风机风量为145m3/s，全压为16910Pa。风机入口装有消声器。
3.3.2.2 送风机
每台锅炉配置2台50%容量的动叶可调轴流式送风机。该类风机运营经济性好，调节灵活，调节范围宽，可以满足机组在调峰和变负荷下运营。本工程选用动叶可调轴流式风机。送风机的风量裕量取5%，另加温度裕量，风压裕量取15%。送风机风量为350m3/s，全压为4200Pa。风机入口装有消声器。
3.3.2.3 空气预热器
每台锅炉配备2台三分仓回转式空气预热器。空气预热器除配有主电机和备用电机外，还配有盘车装置，满足空气预热器启动和低速转动的需要。每台空气预热器均设有消防装置、火灾和停转报警装置和清洗装置等。空气预热器采用良好的漏风控制技术，空气预热器漏风率第一年内不大于4.0%，运营一年后一个大修期内不大于5%。
3.3.2.4 除尘器
本工程锅炉排烟采用高效静电除尘器。每台炉选用两台三室五电场静电除尘器，按环保规定，除尘器保证除尘效率≥99.85%，静电除尘器出口烟尘排放浓度≯30mg/Nm3，湿法脱硫的除尘效率按50%计，烟囱出口烟尘排放浓度≯20mg/Nm3，满足环保排放浓度规定。
3.3.2.5 引风机
每台锅炉配置2台50%容量的引风机。烟气系统中含脱硫装置、脱硝装置和烟囱，引风机需同时克服锅炉、脱硝、除尘器、脱硫和烟囱的阻力(即“三合一”风机)，因此风机压头较高。引风机采用动调轴流风机。
引风机的风量裕量为10%并加10℃温度裕量，风压裕量为20%。引风机风量为713m3/s，全压为10800Pa。
3.3.3 锅炉尾部防腐措施
本期工程按同步安装SCR脱硝装置设计，由锅炉厂保证锅炉尾部空预器加装SCR后可以安全、稳定、经济运营。对空气预热器的设计考虑增长SCR脱硝装置后的防腐、防堵措施，避免装设脱硝装置后带来额外的铵化合物会在空预器换热元件上结垢，以及结垢后引起空预器的堵塞、腐蚀现象对空预器的影响。
本工程空预器进行针对性的设计：(1)空预器换热元件的分段布置：在硫酸氢氨的结垢区域不允许出现换热元件的分段，可减少因硫酸氢氨结垢引起的堵塞。(2)选择合理的板型和材料：空预器冷段采用防堵灰的大波纹板型及防腐蚀的搪瓷材料；(3)控制空预器冷端综合温度，防止冷端低温腐蚀。
3.3.4 中速磨石子煤的解决方式
每台磨煤机的石子煤排放量不大于磨煤机出力的0.1%，石子煤排放到布置在零米以上的活动石子煤斗中，然后采用电瓶叉车的输送方式。
3.3.5 烟囱
本期工程2台锅炉设一座双内筒集束烟囱，烟囱高度240m，内筒直径φ7.5m，本工程脱硫装置设立GGH，烟囱由土建按耐腐型“干烟囱”设计。
3.4 点火油系统
锅炉燃油系统流程图见F1449C-J01-05。
本期工程锅炉点火和助燃用油均采用0号轻柴油。
本期工程锅炉点火采用高能电弧点火装置，为二级点火系统，由高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉。锅炉采用机械雾化。
根据对本工程所燃用煤质以及目前国内各种无油、少油点火技术的分析，本工程采用微油点火方式，以实现机组启、停及稳燃工况下最大限度地减少燃油量，减少机组运营费用。
考虑到锅炉运营的安全性及经济性，在采用节油点火装置后，燃油系统设计适当减小，并减少燃油油罐容量。
燃油贮存系统设2×500m3钢制储油罐。设立2×100%容量卸油泵，1台运营，1台备用。供油泵选用3台35%容量离心泵。供油泵的容量可满足1台炉点火和另1台炉助燃时所需的燃油量。
3.5 启动蒸汽系统
本期工程设一套启动锅炉系统(1×50t/h燃油启动锅炉)，涉及附属的汽水系统、燃油系统。启动锅炉参数为1.27MPa，350℃。启动锅炉新蒸汽接至主厂房内的辅助蒸汽管道。启动锅炉的给水来自化学车间。
4 烟气脱硝系统及设备选择
4.1 重要设计原则
本期工程两台机组考虑同步安装排烟脱硝装置。氨的贮存、制备车间为两台机组共用。
目前脱硝工艺有很多种，但结合本工程的实际情况，推荐采用选择性催化还原法(SCR)，该方法脱硝效率高，工艺成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位。
采用低NOx燃烧技术，锅炉省煤器出口NOx排放可到达180mg/Nm3以下，SCR装置入口NOx计算浓度与锅炉出口NOx排放浓度间留有一定的裕度，按300mg/Nm3考虑。
SCR烟气脱硝效率按不低于80%考虑。
脱硝系统不设立烟气旁路和省煤器高温旁路系统。脱硝反映器布置在锅炉省煤器和空预器之间。
吸取剂为