©2010-2026 宁波自信网络信息技术有限公司 版权所有
客服电话：0574-28810668 投诉电话：18658249818
浙ICP备2021020529号-1 | 浙B2-20240490
关注我们 ：
1、燃煤电站工程 5.1 燃煤电站 5.1.1总体规划布置 （1）厂区总平面规划要点 自备电厂工程在水泥厂整个厂区中心偏西位置进行规划设计，在规划区域内新建汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、化学水处理系统、输煤系统、冷却水系统等，工程按3×90t/h炉，2×18MW纯凝机，并留有扩建端。 规划区域内拟建一条输煤栈桥以便燃煤输送，考虑目前场地现状，干煤棚及堆煤场地仍然利用水泥工厂的预均化堆场。 汽轮机的循环冷却水为闭式循环，冷却塔考虑使用机械通风冷却塔。 （2）电厂区域总平面布置 电厂区域总平面按一期三炉二机，在水泥厂整个厂区中心偏西位置进行工程的总体布置，由西向东分别为：绿化用地—冷却塔
2、循环水处理区—主厂房—电除尘装置—输煤栈桥—碎煤机室。其中干除灰系统中的灰库设置在电除尘装置东侧；空压机房和新增机组的点火燃油装置放在主厂房的西面，与周围建筑的间距满足规范要求，四周有厂区次要道路相互贯通，保证燃料和灰渣方便出入。 （3）厂区竖向 本工程厂区场地较为平坦，主厂房室内地坪标高高出周边场坪0.3米，场地采用连续平坡式竖向布置，场坪坡度约为0.5～1%，以保证场地排水通畅。 （4）主要技术经济指标及电量平衡 ①主要技术经济指标 表5-1 燃煤电站主要技术经济指标表 序 号 项 目 单位 数量 备注 1 电厂厂区占地
3、面积 ha 10 2 电厂总规划容量 MW 54.00 3 一期工程容量 MW 36.00 4 单位容量占地 hm2/MW 0.2 5 发电功率 MW 2×18 6 厂用电率 % 13 7 供电功率 MW 2×15.66 8 发电标煤耗率 g/kWh 453 9 供电标煤耗率 g/kWh 520 10 年设备利用小时 h 8000 11 年发电量 kWh/a 2×14400×104 12 年供电量 kWh/a 2×12530×104 13 全年耗煤量（
4、4500 kcal/kg） t/a 136473 14 全厂热效率（net） % 23.6 ②电量平衡 生产用电：熟料线：9600kW； 水泥磨：11400kW； 合计： 21000kW。 燃煤发电：发电： 36000kW； 厂用电：4680kW（站用电率13%）； 供电： 31320kW。 余热发电：发电： 5000kW； 厂用电：450kW； 供电： 4550kW。 合计供电：
5、35870kW。 电量平衡： 14870kW。 5.1.2燃料运输 （1）煤源、煤质 本期工程新建3×90t/h循环流化床锅炉和2×18MW纯凝机组，煤源来自本地煤，其煤质资料见燃料供应系统。 （2）燃煤消耗量 表5-2 锅炉耗煤量 项目 单位 1×90t/h 2×90t/h 小时耗燃煤量 t/h 13.4 26.8 日耗燃煤量 t/d 268 536 年耗燃煤量 t/y 69680 139360 表5-3 锅炉耗石灰石量 项目 单位 1×9
6、0t/h 2×90t/h 小时耗量 t/h 0.8 1.6 日耗量 t/d 16 32 年耗量 t/y 4160 8320 注：燃煤低位发热量4539 kcal/kg，日平均运行小时数按20小时，年运行小时数按5200小时计。 （3）燃料运输 燃煤由码头通过输煤皮带卸至水泥厂煤库，再由水泥厂煤库用输煤皮带转至电厂干煤棚，电厂干煤棚跨距30m，长度为90m，总面积为2700m2，可储煤约7000t，能满足电厂13天燃煤的用量。 （4）输煤系统 本工程干煤棚内设有电动抓斗桥式起重机，桥式起重机规格为Lk=28.5m，抓斗容积为V=3m3，起重量为5t，平均上煤能
7、力120t/h。 厂内运煤系统采用输煤皮带，带宽650mm，带速为1.6m/s，系统出力为150t/h，输煤计量采用电子皮带秤，输煤皮带机栈桥采用钢结构简易封闭式，破碎间里设有四辊式破碎机。 5.1.3燃烧系统 （1）燃煤系统 原煤由原煤仓经3台炉前给煤机用送煤风和播煤风送入炉内燃烧。锅炉点火采用床下油枪热烟气点火。燃烧空气分一次风和二次风，分段送风，一次风预热后经风室扩布风板送入炉膛，约占60%；二次风预热后从前后炉墙送入炉膛，约占40%。烟气在炉膛出口进入旋风分离器，经旋风分离器分离后的烟气进入炉顶水平烟道、尾部竖井烟道经电除尘器除尘后由引风机送入烟囱向大气排放。锅炉运行时大部分物
8、料将从旋风分离器中分离出来，由返料风将物料送回燃烧室。烟气脱硫采用加石灰石粉炉内脱硫。 辅助设备选型： 1. 一次风机 3台 风量 105000m3/h 风压 18900Pa 风温 25℃ 旋向 左90° 带消音器 配电机 800kW 10kV 2. 二次风机 3台 风量 68000m3/h 风压 10600Pa 风温 25℃ 旋向 右90° 带消音器 配电机 280kW 10kV 3. 返料风机（罗茨风机） 6台 风量 1500m3/h 风压 45000Pa 风温 25℃ 带消音器
9、 配电机 30kW 380V 4. 引风机 3台 风量 270000m3/h 风压 4500Pa 烟温 150℃ 旋向 左、右135° 配电机 500kW 10kV 5. 电除尘器 3台 电场数 3 烟气流量 270000 m3/h 除尘效率 99.8% 6. 冷渣排渣机 6台 出渣能力 5t/h 配电机 1.1kW 380V （2）烟气脱硫系统 循环流化床锅炉采用炉内喷石灰石粉脱硫系统，当钙硫摩尔比为2.5 时，烟气脱硫效率≥85%，烟气脱硫用石灰石粉来自水泥厂原料磨。 工艺流程：石灰石粉槽车 → 石灰石粉库
10、→ 压缩空气 → 联续泵 → 电动给料机 → CFB锅炉炉膛。 辅助设备选型： 1. 石灰石粉仓 3台 容积 65m3 2. 连续输送泵 3台 型号 ABXL1.0-00 3. 电动给料机 3台 规格 200×200 配电机 0.55kW 380V 变频调节 4. 电加热器 1台 型号 KDRK-15 功率 15 kW 5.1.4热力系统 （1）热力系统 ①主蒸汽系统 主蒸汽系统为切换母管制。#1机、炉组成一个单元，#2机、炉组成一个单元，#3机、炉组成一个单元，各单元之间设有一根母管，每一单元与母管相接处装有三个切换阀门。这样，机、炉即
11、可单元制运行，也可切换到蒸汽母管上，由邻炉供汽运行。 ②回热抽汽系统 汽轮机共有6级非调整抽汽。第1级非调整抽汽接至#2高压加热器；第2级非调整抽汽接至#1高压加热器；第3级非调整抽汽接至加热蒸汽母管，加热蒸汽通过加热蒸汽母管分别送至除氧器加热除氧给水；第4级非调整抽汽接至#3低压加热器，第5级非调整抽汽接至#2低压加热器，第6级非调整抽汽接至#1低压加热器。第1--5级抽汽管道装有单向关闭汽阀，当主汽门关闭后，抽汽阀联动装置的电磁铁动作,使液压止回阀内的压力水放出,因单向关闭汽阀弹簧的压力使之自动关闭。因第6级抽汽压力较低，所以第6级抽汽管道上装1只普通止回阀。另外，热力系统中还装有一台
12、汽封加热器，利用汽封和阀杆的漏汽加热凝结水，以提高电厂的循环热效率。 ③除盐水系统 水处理车间送来的除盐水进入除盐水母管后，分别送入汽机凝汽器，作为锅炉的补给水。除盐水还作为锅炉冷渣排渣机的冷却水。 ④ 凝结水系统 汽轮机凝结水经凝结水泵加压通过汽封加热器、低压加热器加热后送入凝结水母管，通过凝结水母管分别送入除氧器除氧，凝结水系统还为汽封减温减压器提供减温水，为水封阀提供密封水。凝结水还作为锅炉冷渣排渣机的冷却水。 凝结水系统设4台凝结水泵，2台运行，2台备用。 ⑤ 给水系统 给水系统设有三根给水母管，既低压给水母管，高压给水冷母管和高压给水热母管。除氧后的给水通过低
13、压给水母管分别送至电动给水泵，经加压后的给水通过高压给水冷母管分别送往高压加热器，经高压加热器加热的给水经高压给水热母管分别送往各锅炉。 给水系统设有4台电动给水泵，2台运行，2台备用。 ⑥ 冷凝器抽真空系统 冷凝器抽真空系统由射水抽气器、射水泵、射水箱、管道和阀门组成。凝汽器中未凝结成水的汽、气混合物由射水抽气器抽走，以保持凝汽器内的真空。 每台机射水泵为2台，1台运行，1台备用。 ⑦ 工业水系统 全厂工业冷却用水来自水泥厂水处理厂泵房，采用玻璃钢冷却塔开式循环系统。工业冷却水系统为一次风机、二次风机、引风机、电动给水泵、汽水取样冷却器等提供冷却水。 ⑧ 循环
14、冷却水系统 详见后文5.1.7(3)。 辅助设备选型 1.凝汽器 2台 型号 N-1600 冷却面积 1600m2 2. 冷凝水泵 4台 型号 6N6 流量 80m3/h 扬程 0.6 MPa 配电机 37kW 380V 3. 电动给水泵 4台 型号 1DG -12 流量 100m3/h 扬程 8.0MPa 配电机 450W 10kV 4. 除氧器 3台 出力 90t/h 工作压力 0.02MPa 工作温度 104℃ 5. 除氧水箱 3台 容积 40 m3 6. 低压加热器 2台 型号
15、JD-100 冷却面积 100 m2 5. 高压加热器 2台 型号 JD-160-Ⅰ 冷却面积 160 m2 8. 汽封加热器 2台 型号 JQ-23-1 冷却面积 23 m2 9. 冷油器 4台 型号 YL-40 冷却面积 40 m2 5.1.5主厂房布置 （1）概述 主厂房按3炉2机考虑，预留扩建端。内煤仓与除氧间合并布置，依次为汽机房、除氧煤仓间、锅炉房。电除尘器、引风机及烟囱依次布置在锅炉房外侧。 （2）汽机房 汽机房跨距18m，柱距5.5m和6m，共10个柱距，总长66m。汽轮机为纵向布置，机头朝向固定端。汽轮发电机组中心线距A排
16、柱中心线8 m，电动给水泵布置于汽机房底层B排柱侧，并有1条纵向运行维护检修通道；加热器平台布置在汽机头侧，其上布置有汽封加热器、低压加热器、高压加热器、油箱、控制油泵站等设备，并有搂梯与汽机房底层和7m运行层相联，加热器平台标高为3.4m。在#1机与#2机之间7 m层留有吊装孔，底层为检修场地。考虑汽轮发电机组及加热器安装检修就位的需要，装设一台20/5t桥式起重机，轨顶标高为14m，汽机房屋架下弦16.5m，运转层标高为7 m。 （3）除氧煤仓间 除氧煤仓间跨度为10m，柱距5.5m和6m，共10个柱距，总长66m。5层布置。底层为厂用配电间，4m层为管道和电缆层，运转层为7m，除氧器
17、层为13m，输煤胶带层标高为24m。 7m运转层设有机、炉、电集中控制室，且布置有主蒸汽母管，底层布置厂用配电装置，4m层布置有汽水管道、锅炉给水操纵台和电缆桥架，固定端设有楼梯间。 （4）锅炉房 锅炉采用半露天布置，跨度23m，柱距5.5m和6m，共10个柱距，总长66m。底层布置一次风机、二次风机、冷渣排渣机、出渣皮带机等，靠固定端侧布置疏水箱、疏水泵、低位水箱、低位水泵等公用设备。 锅炉房运转层标高为7 m，固定端设有汽水取样及加药间，锅炉房外侧布置电除尘器、引风机和烟囱。 （5）引风机及烟囱 引风机采用露天布置，烟囱高度为100 m，出口直径为3.2 m，钢筋混凝土结构。
18、 （6）设备露天布置防护措施 ①锅炉炉顶加封闭小室，小室內布置有锅炉汽包侧附件和仪表。 ②炉顶小室內管道、设备、阀门和附件均有保温，除减少散热损失外，也避免小室內温度过高。 ③引风机采用保温外加镀锌铁皮防护，电动机选用户外式。 （7）检修起吊设施 汽机房设置一台20/5吨电动双梁双钩桥式起重机，供机组检修用，引风机检修利用汽车吊。 5.1.6除灰渣系统 （1）灰渣量见下表 表5-4 锅炉灰渣量表 单位(吨) 锅炉 容量 小时灰渣量（t） 日灰渣量（t） 年灰渣量（t） 灰 渣 灰 渣 灰
19、 渣 1×90t/h 1.33 1.34 26.6 26.8 6916 6968 2×90t/h 2.66 2.68 53.2 53.6 13832 13936 注：额定负荷工况，日按20h计算，年按5200h计算，电除尘器效率按99.2%计算,综合灰份20%。 （2）灰渣利用条件 除灰系统采用电除尘，正压浓相仓泵气力除灰系统，灰渣由水泥厂综合利用。 （3）除灰系统 除灰系统采用正压浓相仓泵输送系统，本工程安装3台电除尘器；设一空气压缩机站，内装3台10m3/h空压机，2台运行，1台备用。在每台电除尘器下设有4个灰斗，灰斗下分别安装1台1.5m3和3台1
20、0m3浓相式气力输送泵，仓泵内的灰呈悬浮状，在压缩空气的作用下干灰经输送管送至水泥厂灰库，供水泥厂综合利用。 除灰系统工艺流程如下： 电除尘器灰斗下飞灰 → 插板门 → 进料阀 → 仓泵 → 出料阀 → 气力输送管 → 水泥厂灰库 （4）除渣系统 炉渣排入冷却排渣机，经其冷却后的干渣通过皮带机转运到刮板输送机，然后送至渣库，再由输渣皮带运至水泥厂，供水泥厂综合利用。渣库容积为350m3，能满足贮存系统5天的排渣量。 5.1.7水工系统 （1）设计范围 电厂设计界区处设以下接口：生产用水管（主要供循环水补充水、化水系统制水用等）DN100、DN200各一根、电厂生活消防水管D
21、N200两根。 （2）水源及供水系统 水泥厂提供2路水源：电厂工业用水由水泥厂供淡水，需水量50m³/h，设计界区处来水水压保证不低于0.4MPa；电厂循环冷却水由水泥厂提供经处理后的河水，需水量约199m³/h，设计界区处来水水压保证不低于0.2MPa。 （3）冷却水系统 拟建电厂北侧为马如尼河，马如尼河为不间断河流，每天的流量为43200m3，每小时流量为1800m3，可以满足水泥厂和电厂用水的需要。马如尼河在有些季节段存在海水倒灌的可能，这时河水的含盐量就较高，另外，海边距工厂约1公里左右。根据这些情况，电厂的工业、生产用水和循环冷却水用水的供水方案有两种： 方案一：电厂的工业
22、生产用水由水泥厂供河水淡化后的淡水；电厂循环冷却水的补充水由水泥厂供经预处理后的马如尼河水。 电厂循环冷却水采用机力通风玻璃钢冷却塔开式循环系统，设备选型按最大凝汽工况选择设备出力。设4台机力通风玻璃钢冷却塔组合布置，预留扩建场地。设循环水泵房一座，内设5台循环水泵，4台运行，1台备用，预留扩建2台循环水泵的场地。 循环水泵房内设循环水阻垢剂加药设备1套，定期向循环水加阻垢剂，以防止循环水管道结垢；设循环水加氯加药设备1套，定期向循环水加氯，杀灭循环水中的微生物。设循环水过滤设备无阀滤池1座。循环水补充水取自经预处理后的马如尼河水，因有的季节段含盐量较高，所以玻璃钢机力通风冷却塔及循环水
23、泵应采取防腐措施。 电厂循环水量如下表： 序 号 汽机型号 凝气量 t/h 凝汽器冷却水量 t/h 辅机冷却水量 t/h 总循环 水量t/h M=75 冷油器 空冷器 1 2台18MW 冷凝机 126 126×75=9450 240 240 9930 方案二：海水直流冷却系统 水泥厂离海边约1公里，汽机凝汽器、冷油器、发电机空冷器的冷却水可采用海水直流冷却形式。 原则性系统为：海水引水渠 → 清污机拦污栅 → 旋转滤网 → 循环水泵 → 凝汽器、冷油器、发电机空冷器 → 海水排水渠 海水通过引水渠引至取水口，经清污机拦污栅、旋转
24、滤网除去漂浮物、海洋鱼类、贝类等生物后汇入地下式水泵房（水泥厂内）吸水前池，由循环水泵将海水送至主厂房凝汽器、冷油器、发电机空冷器，通过管程与壳程的热传导进行换热，升温后的海水冷却水通过排水渠直接排入大海。冷却水泵房内设5台耐海水腐蚀的循环水泵，4用1备。引水渠的作用是海水低速流动，使海水中的海砂、海洋鱼类、贝类等重力沉淀。排水渠的作用是降低排水温度，使供、排水温差≤3℃。 表5-5 海水直流冷却水量一览表 序号 名称 冷却水量t/h 1 凝汽器 126×75=9450 2 冷油器 240 3 发电机空冷器 240 4 合计 9930
25、 海水循环冷却水系统的优点是：因采用的是直流供水系统，所以系统简单。 海水循环冷却水系统的缺点是：海水直流冷却系统的设备、管道、阀门及管件需耐海水腐蚀，系统整体造价、维护费高，设备、管道等较易出现故障。电厂距海边约1km，距离较远，水泵远距离输送电耗较高。海水引水渠和海水排水渠敷设，投资较高，占地较多，因印尼的土地为私有，水渠敷设需得到土地主人的许可，所需资金不得而知。 综上所述，经过对为河水开式循环冷却系统和海水直流冷却系统优缺点的比较，我们推荐河水循环开式冷却系统方案。 （4）工业给水 燃煤锅炉机组工业用水量为50m3/h，工业用水水源由水泥厂供给。在循环水泵房中设两台工业水
26、泵IS100-65-200/60～120m3/h/0.54～0.47MPa，从循环水池中抽吸约2×60m3/h的水量，送至燃煤锅炉机组的各工业用水点。 （5） 电厂补给水 表5-6 自备电站原水补水量一览表 （m³/h） 序号 用水项目 用水量 回收量 耗水量 备注 1 工业、生产用水 75 60 15 2 未预见用水 5 / 5 3 水处理用水 30 / 30 4 小计 110 60 50 5 循环水补充水 199 199 6 合计 309 60 249 7 生活用
27、水 2 / 2 （6）生活给水及厂区排水 电厂的生活给水管网由水泥厂生活水及消防水管网引入，管道口径DN50。 电厂排水采用雨污分流。 化学水处理系统废水经中和处理，生活污水经化粪池初步处理后排入水泥厂厂区污水管网；电厂内雨水管网最终与水泥厂区雨水管网衔接。 （7）电厂消防部分 ① 防火间距 电厂各建(构)筑物之间的防火间距和最小间距均满足中国国家规范《建筑设计防火规范》(GBJ16-87)2001版、《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-96)、《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）的要求。 ②消防通道 厂区各建(构)筑物周围均设
28、有消防通道，主干道宽度为7米双车道,次干道为4米单车道，并与厂外道路相通。 ③主厂房防火 主厂房火灾危险性属丁类，建筑耐火等级为二级。B列运转层以下有耐火极限不小于4.0小时的实体墙做为防火墙，运转层以上隔墙耐火极限不小于1.0小时。厂用变电室的门为乙级防火门，发电机出线小间为丙级防火门，防火门均向疏散方向开启。 ④消防给水 厂区同一时间火灾次数为一次，电厂采用的主要灭火方式是建筑物室内外消火栓灭火系统。 消防用水由专用消防水泵供给，并设有消防稳压装置，本工程采用独立的消防给水系统。室外消防水母管为DN150，铺设为环状管网，消防水泵设在水泥厂清水泵房内，1台运行，1台备用。取清水池
29、水作为消防用水。根据规范：电厂的火灾次数为一次，因此消防总用水量为45l/s，消防水泵为XBD5/50-KDL型2台，Q=50 l/s，0.5MPa，N=55kW，1 用1备。消防水泵可在主厂房控制室和水处理间控制室遥控启动，也可就地手动启动。 电厂内消防管网在室外形成环状管网，消防水泵接出两路水源同时向管网供水，以确保消防供水安全性。电厂区域设地上式消火栓，消火栓间距 80m左右，保护半径 150m。 主厂房建筑物内设室内消火栓，室内消防用水均由电厂室外消防管网供给，并设两个消防水泵结合器，在主厂房底层平面布置成环状消防管网。室内消火栓带报警按钮。 主厂房汽轮发电机间设置移动式灭火器
30、和手提式灭火器。在主厂房控制室、电器设备等处还设有手提式干粉灭火器，用以扑救电气、油类等不能用水灭火的火灾。 表5-7 自备电站消防水量表 用水量 火灾延续时间 1次灭火用水量 室内 25L/s 2h 180m3 室外 20 L/s 2h 144m3 煤场 15 L/s 3h 160m3 油罐冷却 5 L/s 4h 72m3 5.1.8 水处理系统 （1）概述 电厂建3台90t/h循环流化床锅炉，配2台18MW凝汽式汽轮发电机组，参数为次高温（485℃）、次高压（5.3MPa）。电厂锅炉补给水由水处理车
31、间供给。因缺水质分析资料，水处理系统暂定为一级RO加混床除盐系统。化学水处理车间用水由水泥厂提供经预处理后的淡水。水处理设备进水水质要求如下： 水温 5～45℃ 浊度 <2 NTU 铁 <0.3mg/L 游离余氯 <0.1mg/L 化学耗氧量O2 <2 mg/L 进水含盐量 <400 mg/L （2）系统设计出力 名称 除盐水量 单位 备注 启动或事故增加的损失 1×90×10%=9 t/h 厂内汽水损失 2×
32、90×3%=5.4 t/h 锅炉排污损失 2×90×2%=3.6 t/h 自用水率10% 9×0.1=0.9 t/h 最大补水量 18.9 t/h 正常补水量 9.9 t/h 系统设计出力 20 t/h （3）化学水处理系统 锅炉补给水处理系统采用一级二段RO反渗透装置加混床系统，一级二段RO反渗透脱盐率≥97％，一级二段反渗透RO装置脱盐水回收率为75%。系统流程如下： 清水池 → 清水泵 → 多介质过滤器 → 5μm保安过滤器 → 高压泵 → 反渗透装置（一级二段） → 除炭器 → 中间水箱 → 中间水泵 → 混床 → 除盐
33、水箱 → 除盐水泵 → 除氧器 经系统处理后，除盐水质如下： 硬度≈0μe/l 二氧化硅<0.02mg/l， 电导率（25°）<0.3μs/cm。 锅炉给水应符合3.82～5.78 MPa锅炉给水水质标准（GB-12145-1999）。给水指标如下： 硬度≤2μmd/l 氧≤15 μg/L 铁≤50 μg/L Fe≤50 μg/ PH 8.5～9.2 本除盐系统采用并联母管制，手动阀门操作，系统化学表计测量，流量、液位等参数在控制室监控。 （4）其它水处理系统 ①酸碱再生系统 本工程酸、碱由槽车运输到厂，通过卸酸、碱泵卸入5m3高位酸、碱贮槽；再生时酸、碱由
34、高位酸、碱贮槽流入酸、碱计量箱，计量后使用；酸、碱储存量可满足系统30天的用量。 ②废水综合处理系统 酸碱再生废液排入V=50 m³中和池，利用污水泵水池酸碱液自循环调解PH值，当PH值达到排放标准时排至水泥厂污水处理厂。锅炉给水加氨采用加氨系统调整出水PH值达到8～9，确保出水品质。加氨点布置在除盐水泵出口母管上，加氨设备布置在水处理车间。 ③炉水加磷酸盐校正处理系统 采用磷酸盐加药系统调整炉水质量确保蒸汽品质。在主厂房运转层设有磷酸盐溶药箱、加药泵等设备。 ④ 锅炉汽水取样系统 锅炉汽水取样采用集中取样装置，可对高温、高压汽水样品进行连续检测，对锅炉设备的可靠运行提供帮助。
35、5）主要设备选型 名称 规格型号 数量 原水箱 60m³ 1 原水泵 32m³/h 0.53MPa 5.5kW 380V 2 反洗水泵 160m³/h 0.2MPa 15kW 380V 1 多介质过滤器 Φ2500 30m³/h 2 一级RO装置 20m³/h 1 除CO2器 Φ700 H=3200 20m3/h 1 纯水箱 20m³ 1 纯水泵 22m³/h 0.35MPa 4kW 380V 2 阴阳离子混和交换器 Φ800 20m3/h 2 除盐水箱
36、100m³ 2 除盐水泵 20m³/h 0.47MPa 5.5kW 380V 2 除盐水泵 30m³/h 0.47MPa 5.5kW 380V 1 酸贮槽 5m³ 1 碱贮槽 5m³ 1 再生水泵 5m³/h 0.48MPa 1.5kW 2 5.1.9电气部分 （1）电气主接线 18MW发电机端电压为10.5kV。本期工程在主厂房外设两段发电机电压母线，采用单母线分段接线形式。#1发电机经断路器直接接入10.5kVⅠ段，#2发电机经断路器直接接入10.5kVⅡ段；发电厂厂用电直接由这两段母线引接。另设18条馈线，直接向生
37、产和生活提供电力。 （2）厂用电接线 本电厂厂用电分为10kV和380V两个等级。10kV系统供给低压厂用变压器及容量大于200kW 的电动机电源，380/220V系统供给容量小于200kW 的电动机以及照明、检修负荷电源。 10kV系统为中性点不接地系统，380V为照明与动力共用的三相四线制中性点直接接地系统。 （3） 10kV厂用电系统及其工作电源的引接： 根据按炉分段的原则，本工程10kV母线分为三段，Ⅰ与Ⅱ之间、Ⅱ与Ⅲ段之间均设有分段开关。本工程每套机组配置引风机、一次风机、二次风机、循泵、给水泵、冷却塔风机等10kV设备，其工作电源均直接引自各自相对应的10kV厂用母线段。
38、为达到精确调节和节约能源的目的，经常运行的引风机、一次风机、二次风机、给水泵均采用变频器驱动。 （4）380V厂用电系统及其工作电源的引接： 380V厂用电采用单母线接线。主厂房内设380VⅠ段、Ⅱ段、Ⅲ段、备用段；380VⅠ段母线供#1炉、#1机用电；Ⅱ段母线供#2炉、#2机用电；Ⅲ段母线供#3炉用电；主厂房外设公用Ⅰ、Ⅱ段；各段电源均由各自相对应的低压厂用变压器供电。 （5）主要电气设备布置 ① 10.5kVⅠ、Ⅱ段布置在主厂房外10kV配电间内，设备单排布置。 ②厂用电系统设备布置在主厂房内。主厂房0m层B、C跨分别设10kV配电间及低压配电间。设备均为双排布置。 ③在循泵房
39、设公用配电间，公用变压器以及相关的低压开关柜布置在内。 ④主厂房7m层B、C跨设机、炉、电集中控制室。2台发电机保护屏、2台发电机励磁屏、同期屏、直流系统设备均布置在机、炉、电集控室电子设备间内。 （6）主要设备选择 发电机励磁系统采用微机型交流无刷励磁系统。发电机励磁系统应进入微机控制监视，电气控制后台应实现机组同期并网操作。 10kV高压开关柜采用中置手车式金属铠装真空开关柜。 低压厂用电配电装置采用抽屉式成套配电装置。 厂用变压器采用干式变压器。 直流电源装置采用微机型高频开关直流电源装置。蓄电池采用400Ah阀控密封免维护铅酸蓄电池。 （7）继电保护及自动控制 本工程
40、采用机、炉、电集中控制布置的方式，同时采用全微机保护装置，在主控制室内不再设控制屏，紧邻主控制室设置电子设备间，电气控制及保护设备放置在此房间内。 ① 根据设计规程要求，在集控室控制的电气设备和元件有： --发电机组 --发电机励磁系统 --低压厂用工作变压器 --低压厂用备用变压器 --公用变压器 --10kV母线上的所有开关 --消防水泵 --直流系统 以上电气设备和元件均进入DCS系统监控。 ② 控制信号方式的选择 为了保证控制系统的安全可靠性，二次控制回路采用一对一控制，并在开关柜上设置现场控制开关及现场/远控切换开关。 ③ 测量表计 由集控室控制的元件按“
41、电气测量仪表设计技术规程”配置测量点，除在开关柜上安装常规测量仪表外，集控室需测量的量，均需通过总线送至系统。 ④ 同期装置 为满足机组同步并列要求，在主控制室装设带非同期闭锁的微机型自动准同期装置。本工程采用单相同期方式 。 ⑤ 继电保护及自动装置 所有保护的配置均执行国家标准GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》。 保护配置： （1）发电机保护 --纵联差动保护 --转子接地保护 --复合电压过电流保护 --过负荷保护 --失磁保护 --负序过流保护 --定子接地保护 --过电压、低电压保护 --高频率、低频率保护 （2）厂用变压器保护 -
42、速断保护 --过流保护 --过负荷发信号 --非电量保护 （3）10kV 线路保护： --电流速断保护 --过电流保护 --反时限接地保护 （4）10kV电动机保护 --电流速断保护 --过流保护 --单相接地保护 --低电压保护 （8）直流系统 根据中国国家标准《电力工程直流系统设计规程》(DL/T 5044-2004)规定，本工程直流系统设一组220V蓄电池，其容量为400Ah。高频开关整流电源按N+1原则配置整流模块，并采用动力、控制合并供电方式，向全厂控制、保护、自动装置、事故照明、直流润滑油泵等可靠供电。 （9）过电压保护及接地 防雷：汽机房、除氧煤
43、仓层框架顶层、锅炉顶部小室及其它辅助车间采用屋面敷设避雷带来防直击雷。户外电气设备，屋外架空导线及燃油泵房等采用独立避雷针。 接地：除独立避雷针及烟囱外，全厂保护接地和工作接地公用一个接地系统。 （10）照明及检修网络 主厂房设了照明总箱，两路电源进线。事故照明采用交流及直流切换装置，正常时采用交流电源，在交流电源失电时自动切换到直流电源。厂区照明、辅助车间照明和检修网络设计按照“火力发电厂和变电所照明设计技术规定”进行。 （11）厂内通讯 本工程需在主控制室设置一套100门程控交换机作为生产调度总机，主控制室值长通过调度通讯控制台与各级调度用户和生产岗位进行通话联系，及时掌握生产运
44、行情况，完成生产调度指挥，进行事故处理。 本工程不单独设置生产管理总机。生产管理电话按需要通过保安配线架及通讯电缆接入总厂通讯系统。 （12）消防 根据《火力发电厂与变电厂设计防火规范》，本工程不需设置火灾自动报警系统。本工程在主控制室、主厂房的各出入口处均设置直接启动消防水泵的控制按钮。 （13）电缆敷设： 根据当地气候条件，一般动力电缆选择阻燃铠装聚录乙烯绝缘及护套电缆，控制电缆选择阻燃铠装聚氯乙烯绝缘及护套控制电缆。 电缆敷设方式： 室内：利用电缆沟、桥架、吊架、穿管敷设。 室外：利用电缆沟、直埋、穿管等敷设方式。 （14）电力负荷调节装置： 项目所在地电力发展落后，
45、根本没有发电机机组与电力系统并网运行的条件。因此，本期工程2台套机组只能孤网运行。由于系统容量较小，电力负荷的波动对机组的稳定运行有较大的影响。为了机组运行的稳定，提高电能质量，本系统需增加实用专利技术产品--电力负荷调节装置。关于此套装置的容量，暂定为8000kW。最终容量的确定及选型待与生产厂家详细交流后再定. 5.1.10 热工控制 （1）设计范围 (a) 3台90t/h循环流化床锅炉的系统控制。 (b) 2台18MW凝汽式汽轮机配2台18MW、10.5kV无刷励磁发电机组的系统控制。 (c) 2台90t/h 高压除氧系统控制。 (d) 4台100t/h电动给水泵的系统控制。
46、 (e) 3套电除尘器系统控制。 (f) 1套燃煤处理、输送系统控制。 (g) 3套石灰石粉储存和输送系统控制。 (i) 1套灰渣处理、输送系统控制。 (l) 1套化学水处理的系统控制。 (h) 1套供水、循环冷却水的系统控制。 5.1.11 热工自动化水平和控制室布置 （1）热工自动化水平 ①主厂房设备的控制方式 采用炉、机、电集中控制方式。设一个控制室。控制对象为锅炉、汽轮发电机组、除氧给水、化学水处理、供水、循环冷却水等。 在汽机房每台汽轮机机头附近，设置一面汽机开机盘，供汽轮机启动、停机时监测参数用。 本期的工程机组采用分散控制系统（DCS），配极少量的后
47、备停炉、机、发电机按钮，对机组进行集中监视、分散控制、保护及辅助安全监视，使机组的自动化水平达到较高的程度。 实现上述自动化设计后，可使机组达到如下水平： (a) 真正实现以操作员站为中心的机组监视与控制，使机组的监盘人员大大减少。在集控室实现每机1人为主，就地设少量巡检人员的运行、管理模式。 (b) 在机组启停、正常运行或异常工况时能自动对有关参数进行扫描和自动处理；当参数越限时可自动报警打印；机组事故后，可对事故前、后一段时间的追忆进行打印。 (c) 在集中控制室内可以实现机组的启、停运行的控制，正常运行工况下的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理. ②辅助车间设备的控制方
48、式： 锅炉给煤、电除尘、除灰系统有随设备供应的PLC控制系统，与DCS系统进行数据通信。 供水系统、循环冷却水系统、水处理采用DCS系统监控。在水处理车间设一个集中控制室，通过DCS操作员站对水处理和全厂供水、循环冷却水系统进行统一监测。 （2）控制室布置 集中控制室位于汽机房8m运转层 B-C跨。在控制室内设有热控电子设备间和值班室。 控制室内设置操作员站，放置DCS控制系统的显示器、计算机。设置汽机的TSI和DEH盘。设置锅炉视屏监视系统，监控锅炉汽包水位。 DCS控制系统的控制机柜设置于控制室旁边的电子设备间内。 （3）自动化系统配置及主要功能 分散控制系统（DCS）基本
49、配置详见DCS系统配置方案图。DCS的功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）汽机紧急跳闸系统（ETS）。 汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机监视系统（TSI）随汽机成套供货（以最终技术协议为准）。DEH设有与DCS数据通讯接口；TSI与DCS的数据交换采用硬接线方式。 （4）控制系统的可靠性 在选择较为先进可靠的分散控制系统的基础上并充分利用其功能之外，主要还采取的如下的可靠性措施： (a) DCS系统应具有良好的开放性并易于扩展。同时还应具有良好的防病毒入侵能力。 (b) DCS的冗余设计：DCS的各个功能装置中要求通信网络、通信接口、处
50、理器冗余设置。 (c) DCS供货商应从安全性、符合均衡和故障分散的角度进行I/O分配。 (d) DCS中重要的参量，要考虑一次元件双重设置或采用3取2、或取2均方式设置，同时考虑相应模件冗余设置。 5.1.12热工自动化功能 （1）数据采集系统（DAS） ①能连续地、及时地采集和处理机组在不同工况下的各种运行参数和设备运行状态，并有良好的中断响应； ②通过彩色LCD及功能键盘，能为运行人员提供机组在正常和异常工况下的各种相关信息。 ③通过打印机能完成打印制表、开关跳变，顺序记录、事故追忆、LCD画面拷贝等功能。 ④DAS系统的监视范围限于对主、辅设备各有关参数的监视与
©2010-2026 宁波自信网络信息技术有限公司 版权所有
客服电话：0574-28810668 投诉电话：18658249818
浙ICP备2021020529号-1 | 浙B2-20240490
关注我们 ：
