低熱值煤發電工程工程設想設計方案1.1全廠總體規劃及廠區總平面布置規劃擬選廠址有兩處。工廣廠址：該廠址位于錢營孜礦工業廣場北圍墻外側。在錢營孜礦工業廣場北圍墻外地形平坦開闊。除東北方向約150m外有后湖王家村外，距其它居民村均較錢營孜礦工廣保護煤柱按現設計往東、往南、往北均為430m左右。擬建電廠的新征地塊在工廣北側原設計保護煤柱范圍內，大約需要650×310m2的建設場地。若電廠在此位置新建，則需要對工廣保護煤柱范圍適當向北外移擴大。該地塊區域內地形平坦，現為旱地。自然地面高程為23.2~23.6m。廠區內分布一些干涸的溝渠，局部有池塘和墳地。場地中西部有兩條110kV、兩條10kV礦區供電線路；西北約850m處是錢營孜村，場地東側約600m處有錢營孜礦南北向的進礦公路(X057縣道),北側及西側約700m處有錢營孜礦的貨運公路。(礦供電線路如何改造?什么時候改?礦供電圖)該廠址南面約2km處有澮河，北面約18km處有新汴河。廠址處百年一遇洪水位24.60m。行宮鋪廠址：行宮鋪廠址位于宿州南部工業開發區的西外沿處，S305省道西邊。東北距離宿州市區約3.5公里。廠址東南側緊鄰宿蒙河、S305省道及行宮鋪村，西北角處有南陳、松林、新周圩孜等村莊。東西兩側現為農田。擬選廠址區為宿州市2010~2030規劃的工業建設用地，按宿州市城市總體規劃：該廠址區北側為緯五路，東側為經二路，南側為宿蒙河、S305省道及南外環路，西側為經一路(蒙城—永城公路)。該區塊為梯形狀，南北向約400~750m,東西向約360~450m。該區塊面積約21.4hm2,其中約75%為有條件建設用地，25%為一般農田。場地中央有一條110kV輸電線路。區域內地形平坦，自然地面高程為26.2~26.3m。該廠址南面約10km處有澮河，北面約9.5km處有新汴河。廠址處歷史最高內澇水位：26.5m。1.1.1.2供水系統及電廠水源電廠供水系統擬采用帶冷卻塔的二次循環供水系電廠水源：采用宿州市城南污水處理廠的中水作為主要補給水源，新汴河宿縣閘上蓄水+梯級翻水作為本項工廣廠址與城南污水處理廠的距離約15km,與新汴河取水口的距離約21km。行宮鋪廠址與城南污水處理廠的距離約7.5km,與新汴河取水口的距離約10km。兩廠址的地表水補給水泵房均設在新汴河南岸，合徐高速公路西側約300m處。補給水泵房區域另設有配電房和職工生活間等輔助設施，占地初定1200m2。由于廠址位于錢營孜礦工業廣場外側，距錢營孜礦洗煤廠不足1公里，所以，錢營孜洗中煤由皮帶機運輸進廠，皮帶輸送距離約700m。煤泥由煤泥水泵經管道進廠。(礦煤泥水用途?環評需要)其它礦煤泥均由汽車運抵至電廠。錢營孜洗中煤、煤泥選用管狀皮帶機運輸進廠，管狀皮帶輸送距離為11km,其它礦煤泥采用汽車直接運輸本工程除灰渣系統采用灰、渣分除，粗、細灰分排方式。除渣系統采用機械輸送方式，集中至渣倉，除灰系統采用正壓濃相氣力除灰方式，集中至灰庫，然后都由汽車干式運至綜合利用場所或加濕運到灰場碾壓。宿州地區灰渣綜合利用條件良好，為滿足綜合利用不暢時灰渣的堆放，擬選擇位于宿州市南部的祁東礦塌陷區作為本期灰渣堆場。祁東礦塌陷區目前已經形成，塌陷區面積較大，塌陷深度高低不一，可選擇塌陷深度較大的區域作為灰場。灰場的堆灰庫容初期按2年左右建設，本期灰場占地約40hm2,灰壩平均高度約3m,總長約2600m,堆灰庫容約240萬m3。祁東礦塌陷區灰場距離兩個廠址的運灰距離分別工廣場廠址運灰距離約23km,主要利用206國道，7km,其中一座橋梁需要拓寬和加固。行宮鋪廠址運灰距離約31km,運灰道路與工廣場廠址部分相同，也主要利用206國道，部分利用209鄉道。鄉道等級不高，需要擴建，擴建長度約7km。本工程初步考慮以2回220kV架空線路接入規劃在建的宿南變或已建成的220kV南坪變。根據廠區總平面初步規劃設想，工廣廠址擬向東或向北出線，行宮鋪廠址擬向南出線，根據目前廠址周圍的環境，兩個廠址的工廣廠址西距S305省道約3.5km。東距錢營孜礦南北向的進礦公路約600m,北距(通往京臺高速南坪、桃園出口處的)東西向X057縣道向西延伸段(現為錢營孜礦貨運公路)約700m,目前這兩條道路現狀路面寬度為6.5~9m,砼路面。該廠址可從東面的進礦公路或北側的錢營孜礦貨運公路這兩條道路上引接。行宮鋪廠址的東南側緊鄰S305省道，電廠的主、次出入口近期均可直接與S305省道連接。遠期待城市規劃道路建成后可直接與城市規劃道路連接。擬建電廠兩個預選廠址距離宿州市區分別為15km和3.5km,電廠生活區安排在宿州市區。施工區及施工生活區布置在廠區擴建端位置，用地因為錢營孜礦工廣區變電所位于靠近工廣區北圍墻處，因此本項目的建設將會造成擬建廠區范圍內、與工廣區變電所相連的兩條110kV及兩條10kV線路的拆除改造。在擬建電廠廠區和煤礦工廣區之間，我們預留了約6m寬的廊道，擬作為改道后的同桿多回架空線路或敷設行宮鋪廠址也有一條高壓線路需要改道。兩個廠址均有一些墳墓需要搬遷。(1)廠區總平面按2×350MW燃煤機組規劃布置，并(2)廠區總平面布置按照示范性電廠的思路，貫徹模塊化設計理念，進行模塊化設計和優化，通過不同的模塊組合，滿足建設單位對電廠各功能的個性化需求。(3)廠區總平面布置充分體現征地最少特點，盡可能少占用村莊，少拆遷，低造價。(4)各類工藝設施按功能分區相對集中，盡量采用聯合建筑成組布置，力求生產工藝流程合理順捷，分區明確，互不干擾，便于生產運行管理。廠區總平面布置做到布置最緊湊，土地利用率最高。(5)廠區總平面布置因地制宜，合理利用地形地質條件，避免深挖高填，做到廠區、施工區土方和基槽余土土方綜合平衡，方便廠內外設施標高銜接。首先，由于該廠址電廠廠區和錢營孜礦工廣貼臨布置，所以我們要考慮兩者之間的相互影響。錢營孜煤礦工廣區主出入口朝東，職工生活區及辦公區位于工廣的東北角，東南角為預留的場地，生產區位于工廣的中部，西北角為矸石山，西南角為預留場地。在現矸石山的東北側，錢營孜煤礦規劃有另一個矸石堆場。廠址處的主導風向為東北風。因此從視覺美觀和兩者之間的環境相互影響角度，以及場地條件考慮，初步考慮電廠的固定端朝南，朝向工廣區，汽機房朝東，擴其次，由于該廠址和工業廣場貼臨布置，擬建電廠廠區位于錢營孜煤礦工廣區保護煤柱的范圍內，若電廠在此位置新建，則需要對工廣保護煤柱范圍適當向北外移擴大。因此盡量減小保護煤柱的擴大范圍也是我們總平面布置時考慮的重要因素。第三方面，根據兩個擬選廠址燃料、水源的進廠方位及廠址周圍的道路狀況、主導風向、出線條件等，如何布置才能使工藝流程順捷、道路交通方便、廠內環境良好是我們努力追求的方向。基于上述原則，我們對工廣廠址的廠區總平面規劃布置考慮過多種可能的布置方案，最終提出了如下兩個廠區總平面規劃布置初步設想方案。方案一：電廠布置為四列式，自東向西依次為200kV配電裝置-冷卻塔--主廠房區—煤、灰貯存區。主廠房固定端朝南，汽機房朝東，向東出線。生產辦公及其它輔助、附屬生產區均布置在主廠房的固定端、靠近工廣這一側。煙氣脫硫區、煤灰貯存區、點火油庫區、貯氨區、廢水處理區等生產中易產生粉塵、氣體污染的區域均布置在廠址常年主導風向的下風向，力求避免對廠、礦職工生活環境造成不利影響。由于該廠址緊鄰錢營孜礦工廣布置，屬典型的坑口電站，因此廠區內不按常規設置貯煤場，僅設一煤泥泵房。(煤泥棚、矸石鵬、石膏庫?)電廠主出入口擬向東，與廠址東側的錢營孜礦進礦公路連接。次出入口擬向北，與廠址北側的錢營孜礦貨運公路連接。主入口、物流入口分開設置，有效實現人本期工程廠區圍墻內用地約17.76hm2。電廠布置為二列式，自北向南依次為200kV配電裝置--主廠房區。主廠房固定端朝西，汽機房朝北，向北出線。冷卻塔及水處理區布置在主廠房固定端西側，灰渣、廢水、油庫、儲氫區等均布置在廠區的西部邊緣處，生產辦公區布置在廠區的東南角、與礦區生活設施毗鄰處。電廠主出入口擬向東，與廠址東側的錢營孜礦進礦公路連接。次出入口擬向北，與廠址北側的錢營孜礦貨運公路連接。主入口、物流入口分開設置，有效實現人本期工程廠區圍墻內用地約18.35hm2。初步設想汽機房朝南，面向S305省道布置，向南或向西出線。固定端朝東，面向宿州市區。廠區分東、西兩個大區域：西部自南向北依次布置220kV屋外配電裝置—冷卻塔—主廠房—卸、儲煤區，灰庫布置在靠爐后的位置；東部自南向北依次布置電廠廠前建筑—鍋爐補給水處理、凈水站、廢水處理區、點火油、儲氫區等生產及輔助生產設施。綜合辦公樓、綜合服務樓、綜合維修樓和材料庫等集中布置在廠前電廠主出入口處。電廠主出入口布置在廠區東南角，直接與S305省道相連。次出入口或燃料、灰渣運輸出入口布置在廠區西本期工程廠區圍墻內用地約20.72hm2。廠址處百年一遇洪水位24.6m。廠址處自然地面高程為23.2~23.6m。根據規程：主廠房區需高于百年一遇洪水位0.5m,其它區域需高于百年一遇洪水位。因此，廠區范圍內需適當填土墊高，平均墊高約1.2m,填方量約240000m3。廠址處歷史最高內澇水位：26.5m。廠址處自然地面高程為26.2~26.3m。廠區范圍內需適當填土墊高，平均墊高約0.3m,填方量約85000m3。宿州錢營孜礦，在煤炭洗選過程中所伴生出來的大量煤泥、洗中煤，因得不到有效的利用，目前處理的方式是棄置在排土場內，不僅浪費能源，同時對周圍環境污染嚴重。本工程配套建設燃用煤泥、洗中煤的循環流化床水冷發電機組，不僅可以降低煤炭生產成本、取得較好的經濟效益，促進地方經濟的發展，而且受到國家產業結構調整政策的支持。循環流化床鍋爐屬于煤的清潔燃燒技術，它具有燃料適應性廣、不投油穩燃負荷范圍大、可以實現爐內直(1)燃料適用性好，燃燒效率高。循環流化床(CFB)鍋爐燃燒方式的基本原理是劣質燃料中未燃盡的顆粒被煙氣帶出爐膛經分離后再返回爐床反復燃燒，物料可多次循環，從而提高了鍋爐的燃燒效率和脫硫劑的利用率。借助其獨特的燃燒方式，對一些特低劣質煤、難燃型煤特別適用，如煤矸石、石油焦、煤泥、無煙煤、油頁巖等。(2)低污染的潔凈煤燃燒。燃料及吸附劑分別經破碎到一定細度后輸入燃燒室被流化并在840~950℃范圍內燃燒，吸附劑為經磨細的石灰石(CaCO?)與燃料燃燒時釋放出來的SO?發生化學反應，生成硫酸鈣(石膏CaSO?),其化學反應式為流化床(CFB)鍋爐爐膛溫度一般控制在840~950℃,而使進入鍋爐爐膛的石灰石(CaCO?)粉既不會過燒又不至于欠燒的適宜溫度區為850~1150℃。在此溫度條件生成的CaO晶體小、比表面積大、氣孔率高，因此活性強。同時，反應生成的CaSO?也不會再分解。因此其爐膛溫度為最佳的脫硫溫度，只要選擇適當的Ca/S比，就能得到較高的脫硫效率，其脫硫效率可達90%左右。同樣，其爐膛溫度也是控制NOx產生的最佳溫度，NOx排放濃度不超過400mg/Nm3。由于煙氣和顆粒間存在大的速度偏差，顆粒以低于煙氣的速度流經燃燒室，長時間的滯留并和微小顆粒的接觸，抑制了高的煙氣溫度，使之有高的燃燒效率，并由于循環流化床(CFB)鍋爐燃燒方式的獨特性，其不投油最低穩燃負荷可達到30%BMCR(鍋爐最大連續蒸發量),在30~100%BMCR負荷范圍內，燃燒非常穩定。因此，特別適合調峰發電機組。循環流化床(CFB)鍋爐的燃料制備系統簡單，只有一套簡單的給煤系統，無需如煤粉鍋爐那樣復雜的制粉系統，只要給煤顆粒度滿足其燃燒要求即可。由于是低溫燃燒，NOx排放量低、易于實現灰渣綜合利用。所以，特別適合于燃用劣質燃料。本工程燃煤的突出特點是熱值低、灰分高，設計煤種、校核煤種的低位發熱量分別為13.019MJ/kg和12.859MJ/kg(1MJ=239kcal/kg),且燃料中需要摻燒部分煤泥，采用管道輸送煤泥的方式更不易堵煤，所以本工程更加適合于采用循環流化床鍋爐。目前，國內外循環流化床燃燒技術發展較快，機組容量也已經達到了300MW,國內三大鍋爐廠通過技術引進已經具備了300MW級循環流化床鍋爐系統的設計、制造能力。因此，本期工程鍋爐將采用國產350MW超臨界循環流化床鍋爐。350MW機組在國外是區域電網的主力機組，現以亞臨界機組(參數16.7MPa/538℃/538℃)為比較基礎，超臨界機組(參數24.2MPa/538℃/566℃)的效率提高2.4%;超臨界機組(參數24.2MPa/566℃/566℃)的效率提高3.2%;超超臨界機組(參數25MPa/600℃/600℃)的效率高1.6%。24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的600MW超臨界機組，二者選材基本相同，造價基本持平；而參數24.2MPa/566℃/566℃的600MW超臨界機組的效率比參數24.2MPa/538℃/566℃的同容量超臨界機組要高0.8%。因此，從設計、選材、造價及電廠熱效率各方面考慮，對300MW級超臨界機組選擇24.2MPa/566℃/566℃參數是合適的。當蒸汽初參數繼續提高，若單機容量較小，勢必導致汽機高壓部分的通流尺寸很小，二次流和軸封漏汽損失加大，將會部分抵消由于蒸汽初參數提高帶來的效益；同時三大主機廠，尤其是汽輪機廠的實際情況，即成熟定型機組都是350MW。超臨界機組由于其溫度、壓力參數的提高，其效率和煤耗等技術經濟指標普遍優于亞臨界機組，目前已有較多投產的電廠采用超臨界機組，且設備的可靠性與壓臨界機組相當，故本工程從主機、輔機配套以及技術經濟等方面來說明選用超臨界參數機組是完全可行的。1.3主機技術條件1.3.1鍋爐主要設計參數型式：超臨界，單爐膛，中間再熱自然循環，全鋼架懸吊結構，π型布置，循環流化床鍋爐。鍋爐飛灰份額：暫按60%;口氧量3.5%左右)型式：超臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、純凝汽式。THA)THA工況(熱耗率驗收工況)是指：汽輪機在額定進汽參數、額定背壓、回熱系統正常投運，補給水率為0%,能額定背壓(冷卻水溫20℃):4.9kPa(a)回熱抽汽級數：8級(3高+1除+4低)考核容量與汽機配套考核功率額定轉速額定功率因數額定電壓20000V額定電流11887A冷卻方式額定氫壓不低于98.9%勵磁方式無刷機端勵磁主機參數暫定，最終以主機招標后確定的參數為準。1.4熱力系統本工程熱力系統的擬定充分考慮了系統運行的安全性、經濟性和靈活性，在能適應一定調峰能力的基礎上，盡可能的簡化系統。除輔助蒸汽系統外，主汽、再熱、主給水、凝結水等系統均采用單元制系統。熱力循環采用八級回熱抽汽系統，設有三臺高壓加熱器、一臺除氧器和四臺低壓加熱器。主蒸汽、低溫再熱、高溫再熱和汽輪機高、低壓旁路系統在機組主循環設備間輸送蒸汽。主蒸汽系統從鍋爐過熱器出口輸送主蒸汽至汽機主汽閥。低溫再熱系統把汽機高壓缸排汽輸送至鍋爐再熱器入口，并且為2號高加提供加熱汽源，為輔助蒸汽系統提供備用汽源。高溫再熱系統從鍋爐再熱器出口輸送高溫再熱蒸汽至汽機中壓聯合汽門。汽機高、低壓旁路系統可按各種需要的方式輸送蒸汽，使機組能方便，靈活地啟動和停機。主蒸汽和再熱蒸汽管道，均采用2-1-2連接方式，鍋爐和汽機接口均為2個。主蒸汽管道和高溫再熱蒸汽管道分別從過熱器和再熱器的出口聯箱的兩側引出，然后匯成一根母管，到汽輪機前再分成兩根支管分別接入高壓缸和中壓缸左右兩側主汽關斷閥和再熱關斷閥。低溫再熱蒸汽管道從高壓缸的兩個排汽口引出，在高排止回閥的上游匯成一根母管，到鍋爐前再分成兩根支管分別接低溫再熱蒸汽管道上還引出兩路蒸汽分別接至二號高壓加熱器和輔助蒸汽系統，作為二段抽汽用汽及輔助蒸汽系統的備用汽源。為縮短啟動時間，機組采用二級串聯旁路系統，高壓旁路閥選用35%BMCR容量的氣動旁路閥。高壓旁路從汽機入口前主蒸汽總管接出，經減壓、減溫后接至低溫再熱蒸汽管道，高壓旁路的減溫水取自省煤器進口隔離門前的給水系統。低壓旁路從汽輪機中壓缸入口前高溫再熱蒸汽主管接出，經減壓、減溫后接入凝汽器。低壓減溫水取自凝結水精處理裝置出口的凝結水系統。A335P91(合金鋼材料，金相組織為回火馬氏體),再熱冷段管道采用A672B70CL32(高溫高壓碳素鋼)。按照《火力發電廠設計技術規程》中的取值要求，主蒸汽管道的壓降取汽輪機額定進汽壓力的5%,再熱系統的壓降取高壓缸排汽壓力10%。根據上述管道規格和初步的布置方案，經計算，主蒸汽管道和再熱系統總的壓降均在允許范圍內。汽輪機采用八級非調整抽汽。一、二、三級抽汽分別向三臺高壓加熱器供汽，二級抽汽還作為輔助蒸汽系統和給水泵汽輪機的備用汽源。四級抽汽除供除氧器外，還向給水泵汽輪機、輔助蒸汽系統供汽。五、六、七、八級抽汽供汽至四臺低壓加熱器。為防止汽輪機超速和進水，除七、八級抽汽管道外，其余抽汽管道上均設有氣動止回閥和電動隔離閥。前者作為防止汽輪機超速的一級保護，同時也作為防止汽輪機進水的輔助保護措施；后者是作為防止汽輪機進水的隔離措施。在四級抽汽管道上所接設備較多，且有的設備還接有其他輔助汽源，為防止汽輪機甩負荷及其它事故狀態時蒸汽倒流進入汽機，故多加一個氣動止回閥，且在四段抽汽各用汽點的管道上亦均設置了一個電動隔離閥和止回閥。為防止汽輪機進水，本系統設計有完善的疏水系統，每個疏水點均設有自動疏水閥。輔助蒸汽系統為全廠提供公用汽源。本期工程每臺機設一臺壓力為0.8~1.37MPa(a),溫度為360~380℃的輔助蒸汽聯箱。兩臺機組的輔助蒸汽聯箱用一根輔助蒸汽母管連接，之間設隔離門，以便實現各機之間的輔汽互用。機組正常運行時由本機四級抽汽向輔助蒸汽系統供汽，機組啟動時輔助蒸汽由啟動鍋爐或鄰機提供輔助汽源，低負荷時由本機低溫再熱蒸汽供汽。輔助蒸汽系統提供除氧器啟動用汽、給水泵汽輪機調試用汽、機組低負荷時給水泵汽輪機備用汽源、汽機軸封用汽、空預器啟動吹灰和脫硝系統用汽等。本期工程設置一臺啟動鍋爐，參數為1.37MPa(a)、380℃,為首臺機組啟動或兩臺機組停運后的一臺機組啟動提供必需的啟動汽源。凝結水系統的功能是將凝結水從凝汽器的熱井抽出，經凝結水泵升壓后，流經連續運行的全容量凝結水精處理裝置，汽封冷卻器和低壓加熱器，送到除氧器進行加熱除氧。凝結水在輸送過程中，進行除鹽和加熱，并對凝結水量進行控制，以調節除氧器給水箱的水位。凝結水系統采用中壓凝結水處理系統，設置兩臺100%容量的凝結水泵，其中一臺運行，一臺備用。低壓加熱器采用全容量臥式加熱器，七、八號低加設在凝汽器的頸部。主給水系統采用單元制。本工程每臺機組設置兩臺50%BMCR容量的汽動給水泵(包括兩臺與主泵分離的50%BMCR容量的電動前置泵)(有前置泵是不是意思是一拖二的汽動給水泵?)和一臺30%BMCR容量的電動調過熱器的減溫水來自主給水泵后高壓加熱器之前的母管，鍋爐再熱器減溫水來自給水泵的中間抽頭。給水操作臺主路僅設置一個電動閘閥。旁路上設置一個小流量調節閥，以補充低負荷時，給水泵汽輪機調速范圍的不足。鍋爐的減溫水管道從給水泵出口母管上接出，在至各減溫器的支管上均配備了減溫水調節閥。三臺臥式高壓加熱器采用電動大旁路。每臺機組配置一臺高壓除氧器，熱力系統的補水補本工程閉式水采用單元制閉合大回路系統，由兩臺100%容量的閉式循環冷卻水泵、兩臺65%容量的閉式水向各冷卻設備提供冷卻水。除真空泵外，所有主廠房內的主、輔機設備的冷卻水均由本系統提供。每臺機組的2臺閉式循環冷卻水泵配1套公用高壓變頻器，運行時一臺閉式循環冷卻水先經閉式循環冷卻水泵升壓后，送至閉式水熱交換器，經開式循環冷卻水冷卻之后，至各冷卻設備，從冷卻設備排出的冷卻水匯至回水母管后引回閉式循環冷卻水泵入口。系統的一次水源為化學除鹽水，系統初始充水由化學除鹽水管向膨脹水箱注水。閉式循環冷卻器的冷卻水為開式循環水，閉式循環水壓力大于開式循環水壓，以免閉式水污染。本系統為單元制，水源是循環水。開式循環冷卻水系統主要為閉式水熱交換器和真空泵提供冷卻水。冷卻水從主廠房外循環水進水管接出，經開式循環冷卻水泵升壓后，通過閉式水板式換熱器、真空泵冷卻器和主機冷油器換熱后排至主廠房外循環水回水管。本期工程采用帶冷卻塔的循環供水系統。凝汽器管側設有兩套膠球清洗裝置，循環水進口管道上不設二次濾網。凝汽器冷卻水管采用TP316不銹鋼管。凝汽器抽真空系統中，每臺機組設置2臺水環式真空泵。用以抽取凝汽器內不凝結氣體，以維持凝汽器所要求的真空度。機組正常運行時，水環式真空泵一臺運行，一臺備用。當機組啟動時，為了盡快建立起真空，可同時啟動兩臺真空泵。凝汽器殼體上設有真空破壞閥，當機組事故時，用以迅速破壞真空，縮短轉子惰走時間。在真空破壞閥入口，需注滿凝結水，以防正常運行時空氣漏入凝汽器而影響凝汽器真空。1.4.10加熱器疏水及放氣系統各加熱器均設有正常疏水管路和事故放(疏)水管路。正常運行時，高加疏水逐級回流入除氧器，低加疏水逐級回流入凝汽器，機組啟停及低負荷工況下，由于疏水壓力較低，高加疏水改由3號高加事故疏放水管回流入凝汽器。非正常運行時，即一旦加熱器出現高水位或下一級加熱器因故切除，該加熱器的疏水可經事故疏放水管路回入凝汽器。除氧水箱設有放水管設有電動門，在水箱水位失控而突升至高-高水位時，打開水位控制閥迅速放水至凝汽軸封蒸汽冷卻器疏水單獨回流入凝汽器，疏水管路上設置有汽液兩相流控制器。1.4.11汽機潤滑油和油處理系統每臺機組的主機和給水泵汽機的潤滑油和調速油系統均為獨立系統，調速油采用抗燃油。如果設備可靠，價格合理，小汽機的潤滑油和調速油可以考慮合并。每臺機組設汽機潤滑油處理系統一套，每小時出力按系統內總油量的20%考慮。每臺機組共設一個儲油箱。該系統包括發電機用的氫氣和二氧化碳系統，以及設備停機保養用的氮氣系統。兩臺機組設一套供應站。選用兩臺50%容量的汽動給水泵和一臺30%的電動給水泵。汽動給水泵額定流量約600t/h,揚程3290mH?O。每臺汽動給水泵配備電動前置泵，額定流量約615t/h,揚程約241mH?O。配用的汽輪機型式為下排汽，冷凝式。排汽排入主機凝汽器。(兩汽動一電動)(1)給水泵汽輪機型式：單缸、沖動、單流程、純凝汽式向下排汽(2)汽動主給水泵型式：臥式雙殼體筒形全抽芯、多級離心泵(3)電動給水泵型式：臥式雙殼體筒形全抽芯、多級離心泵選用三臺全容量臥式高壓加熱器。根據參考工程其型號及規范見表。高壓加熱器型號及規范加熱器編號單位1號高加2號高加3號高加1加熱器型式臥式、U形管、雙流程2加熱器型號133加熱器數量1115最大允許壓降6最大允許流速3337設計溫度8有效表面積2m除氧器出力1200t/h,水箱有效容積130m3。可滿足機組在定壓、滑壓方式下運行。本工程采用無頭除氧器。無頭除氧器其特點如下：·除氧效果好，可靠性高。除氧后給水中的氧含量小要求的建筑空間小，同時由于重量減輕，作用在土建結構上的荷載減小，降低了造價。.變負荷運行適應性強。能適應機組定滑壓的運行方式，在機組10%~110%的負荷范圍內，均能保證上述除氧設備的運行可靠性高，噴嘴性能穩定，正常情況下不需更換噴嘴，設備維護及備件費用低。·安裝簡單，費用低。有頭除氧器需要在現場將除氧器和水箱焊接在一起，而無頭除氧器沒有這部分焊接工作，安裝費用相對較低。除氧器出力按機組最大連續出力工況(TMCR)設計，能夠滿足汽輪機閥門全開工況(VWO)的運行要求。篇第1分篇。除氧器采用滑壓運行方式，即除氧器的工作壓力隨汽輪機4段抽汽壓力的變化而變化。當4段抽汽的壓力低至一定數值時，自動切換至輔助蒸汽。除氧器水箱正常水位時的有效容積滿足機組TMCR(時間是否太短了?)為了保證除氧器水箱內的正常水位和一定的蒸汽空間，無頭除氧器的水箱容積略大，所以占用的平面空間每臺機組配1臺凝汽器，臥式、雙流程、單殼體。凝汽器技術數據表編號單位1單殼體，對分雙流程，表面式2凝汽器總的冷卻面積2m3管子材料不銹鋼4流程數雙流程5冷卻水質淡水6冷卻水進口額定溫度/最高允許溫度℃7清潔系數8冷卻水量~400009管內冷卻水平均流速2冷卻水通過凝汽器阻力冷卻管有效長度m冷卻水溫升℃低壓加熱器采用臥式表面式加熱器，加熱器設蒸汽冷卻段和疏水冷卻段。7、8號低壓加熱器采用組合一體型式，布置于凝汽器接頸部。各加熱器根據機組VWO工況參數設計，包括：a)管側設計壓力應按凝結水泵特性曲線最高點揚b)管側設計溫度按殼側設計壓力的飽和蒸汽溫度；c)殼側設計壓力按VWO工況汽機抽汽壓力的110%確定；d)殼側的設計溫度按VWO工況中汽機抽汽參數，等熵求取在設計壓力下的相應溫度e)給水側通流能力按VWO工況給水流量的120%,主要技術數據為：(參考)序號單位5號低加6號低加7號低加/8號低加(組合式)1加熱器編號2型式管殼式、管殼式、U形管3總傳熱面積4流程數(管程/殼側)22225給水端差(上端差)℃6疏水端差(下端差)℃7傳熱管外徑×壁厚mm888供熱管數根9管內流速殼側壓力降a管側壓力降a加熱器凈重設計壓力管側a殼側設計溫度管側℃殼側設計流量管側殼側每臺機組選用2臺凝結水泵，采用“一拖二”變頻控制方式。立式筒袋型多級離心泵本工程汽機房設有2臺起重量為80/20噸大梁加固到承載100噸的橋式起重機，供全廠汽輪發電機組及輔助設備檢修用。1.5燃燒制粉系統(流化床不需制粉)本工程以煤泥和洗中煤混合燃料為主要燃料，設計煤種混燒比例約為：煤泥/洗中煤=38/62。校核煤種混燒比例約為：煤泥/洗中煤=17/83。燃料消耗量見下燃料消耗量設計煤種校核煤種燃煤量(BMCR)一臺爐兩臺爐一臺爐兩臺爐小時燃煤量(t/h)日燃煤量(t/d)年燃煤量(×10*t/a)注：a)鍋爐的年利用小時數按5500小時計b)鍋爐日利用小時數按20小時計算；c)燃煤量按鍋爐B-MCR工況計算。鍋爐洗中煤給煤口位于爐前，設置一套給煤系統。煤泥給料口位于爐膛中部，由管道直接給入爐膛。每臺鍋爐設置四個煤倉，破碎后的燃煤(粒徑不大于10mm)經皮帶輸送至爐前煤倉，下落至下方的稱重式皮帶給煤機，送至鍋爐前墻中間部位的落煤管，進入爐膛燃燒。落煤管上設置播煤風。鍋爐煤泥進料口位于密相區上方，煤泥在煤場(設計是在電廠進行壓濾后經煤泥泵進入爐膛)由煤泥泵加壓后通過管道系統送入爐膛中部，并在下落過程中被熾熱的煙氣加熱，迅速將水分蒸發，并氣化、著火一次風主要是作為爐膛的物料流化風，使循環物料在不同負荷下維持預期的流化速度。一次冷風還用于外置床熱交換器出口管道流化風。一次風系統設置兩臺50%容量、帶入口導葉的離心式一次風機。風量裕量不小于進入爐膛一次風量的20%,另加制造廠保證的空預器一次風側漏風量及其裕量。壓頭裕量按《大中型火力發電廠設計規倉回轉式空預器后進入爐膛下部的風箱。風道燃燒器用于在鍋爐啟動時加熱床料。一次風機：離心式，變頻調節。(1)系統功能：二次風主要是作為燃料燃燒的助燃風。部份二次冷風作為給煤機的密封風。(2)系統描述：二次風系統設置兩臺50%容量、帶入口導葉的離心式二次風機。風量裕量不小于進入爐膛二次風量的20%,另加制造廠保證的空預器二次風側漏風量及其裕量。壓頭裕量按《大中型火力發電廠設計規范》選取。二次風經過二次風機、二次風暖風器和空預器后進入爐膛。空預器設有兩個二次風進口和兩個二次風出口，每個出口供應一側爐膛的二次風。為減少NOx的排放，二次風分上下兩層噴入爐膛，形成分級燃燒。二次風機：離心式，變頻調節。(1)系統功能：流化風系統是向外置床熱交換器、回料器以及冷渣器提供穩定流量的流化空氣。(2)系統描述：該系統由五臺帶入口導葉的多級離風量裕量按10%和20%兩個工況點選取，壓頭裕量按《大中型火力發電廠設計規范》選取。流化風機：多級離心式，變頻調節。本工程煙氣系統每臺鍋爐設置2臺雙室四電場電袋復合除塵器，每臺爐引風機2臺50%容量的靜葉可調軸流風機，風量裕量不小于10%(另加不低于10℃的溫度裕量),壓頭裕量不小于20%。爐膛出口的高溫煙氣經4個旋風分離器分離后，粗顆粒被分離出來返回爐膛，飛灰入脫硫塔，經過石灰石-石膏濕法脫硫后的煙氣由煙囪排點火及助燃油采用0號輕柴油。鍋爐點火及助燃油設備包括點火燃燒器和助燃燃燒器。每臺鍋爐提供2套點火燃燒器及8套助燃燃燒器。每套點火燃燒器燃油量約4000kg/h,每套助燃燃燒器的燃油量約1000kg/h。油燃燒器的總輸入熱量按30%BMCR計算。燃燒器采用電火花點火，蒸汽霧化，保證在各種工況下霧化良好。本期工程需建兩個1500m3的輕油罐、設置兩臺100%容量的卸油泵和三臺50%容量的供油泵。供油泵的揚程將在初步設計階段確定。整個油泵房大小約為36m×9m。1)在鍋爐首次啟動前或放空全部或部分床料檢修以后再次啟動前，向爐膛和外置床內加入啟動床料，使鍋爐的物料循環能夠形成；2)在啟動過程中，在投入煤和石灰石前，為了彌補床料損失，加入啟動床料，維持料位的穩定。(2)系統描述：啟動床料是通過氣力輸送至鍋爐的，氣源為壓縮空氣，啟動床料貯存在底渣倉里，首次啟動時在底渣倉里裝入河砂，以后啟動時可采用底渣作為啟動床料。爐膛兩側布風板上和各外置式熱交換器內應一個接一個分別加入啟動床料。(1)系統功能：石灰石粉輸送系統的功能是將石灰石粉倉內的石灰石粉經稱重后通過氣力輸送至密封槽回料腿進入爐膛，參與脫硫反應。(2)系統描述：石灰石粉輸送系統的容量按2×100%設置。石灰石粉倉有2個出口，每個出口配置1套的石灰石粉給料系統。每套石灰石給料系統包括：2臺落料小斗(給料斗和計量斗),1臺旋轉式給料機，1臺石灰石送粉風機。從粉倉來的石灰石粉經落料小斗計量后通過旋轉式給料機進入氣力輸粉管線，輸粉空氣由石灰石送粉風機提供，輸粉管線將石灰石粉送至鍋爐的四個密封槽回料腿上。每個回料腿上有2個石灰石粉給料點。石灰石送粉風機：羅茨風機。壓縮空氣系統分儀用和廠用兩個系統，母管分別從全廠空壓機房引出，具體配置見除灰專業相關章節。燃燒系統主要設備及選型見下表：編號名稱型號及規格數量備注爐爐1一次風機22變頻控制2二次風機22變頻控制3引風機22變頻控制4高壓流化風機單吸多級離心式風33備，變頻控制5播煤增壓風機離心式風機116濕法脫硫島脫硫效率90%11整島供貨編號名稱型號及規格數量備注爐爐7SNCR脫硝系統脫硝效率不小于55%11整島供貨8電袋復合除塵器除塵效率≥99.91%119煤倉鋼制內襯不銹鋼、有效容積V=700m344原煤倉疏松裝置44電子稱重皮帶式給煤機輸送能力5-30t/h88體化疏水擴容器設計溫度120℃11疏水泵200t/h,揚程22電梯11一次風機檢修電動葫蘆22二次風機檢修電動葫蘆22引風機葉輪檢修電動葫蘆22引風機葉輪檢修22編號名稱型號及規格數量備注爐爐電動葫蘆流化風機檢修電動葫蘆起吊重量/起吊高度：11播煤增壓風機檢修電動葫蘆起吊重量/起吊高度：11啟動鍋爐房額定蒸發量℃1兩爐共用油罐2兩爐共用供油泵多級單吸離心泵，流量25(m3/h);揚程500(mH?O)3兩爐共用兩運一備卸油泵揚程40(mH?O)2兩爐共用輕油卸油泵濾油器60目2兩爐共用輕油供油泵濾油器100目3兩爐共用污油處理裝置處理能力5m3/h1兩爐共用本期2×350MW循環流化床燃煤機組采用220kV接入系統，以2回220kV線路接入220kV宿南變。2臺機組均以發電機--變壓器組單元接線接入廠內220kV屋外配電裝置，屋外配電裝置采用雙母線接線。起/備變電源從220kV屋外配電裝置母線引接。發電機出口電壓為20kV。發電機出口本期設計按不設斷路器或負荷開關考慮，為降低故障幾率，提高機組安全性、可靠性，發電機與主變壓器之間采用全連式自冷離相封閉母線連接。主變壓器至220kV屋外配電裝置采用架空軟導線連接。本期設一臺高廠變，高廠變的電源取自本期主變低發電機中性點采用經二次側串電阻的單相配電變壓器接地方式，以便減少發電機定子繞組發生單相接地時電容電流對發電機造成的損害，并限制發電機單相接地主變壓器220kV側中性點采用經隔離開關接地，啟/備變220kV側中性點采用直接接地。發電機采用水、氫、氫冷卻方式，發電機容量與汽輪機最大連續出力匹配，發電機額定功率因數為COSφ=0.85(滯后),并具備滿負荷0.85(滯后)~0.95(超前)的運行能力，發電機出口電壓為20kV。發電機勵磁系統采用自并勵靜止勵磁系統。(1)主變壓器容量選擇按《火力發電廠設計技術規程》DL/5000-2000第13.1.5條：“容量為200MW及以上的發電機與主變壓器為單元連接時，該變壓器的容量可按發電機的最大連續容量扣除一臺廠用工作變壓器的計算負荷和變壓器繞組的平均溫升在標準環境溫度或冷卻水溫度下不超過65℃經過計算本工程主變容量暫定為420MVA。(2)主變型式選擇主變的運輸與電廠廠址及主變壓器制造廠的地理位置有著極其密切的關系。根據業主委托相關單位所做的大件設備運輸報告，采用三相變壓器運輸沒有問題，因此，本工程推薦采用三相變壓器。(3)主變壓器參數綜上所述，本期主變壓器推薦采用三相雙繞組強油242±2×2.5%/20kV,組合連接組別為YNd11,阻抗為本期每臺機組設置一臺三相油浸風冷低損耗無載調壓分裂繞組變壓器為高壓廠用工作變壓器，型號及參數如下：額定容量42/24-24MVA,20±2×2.5%/6.3—6.3kV,本期兩臺機組設置一臺三相油浸風冷低損耗有載調壓分裂繞組變壓器為高壓起動/備用變壓器，參數如下：額定容量42/24-24MVA,230±8×1.25%/6.3-6.3kV,根據短路電流計算，220kV高壓配電裝置開斷電流(熱穩定電流)選擇40kA,動穩定電流選擇100kA;6kV廠用配電裝置開斷電流選擇40kA,動穩定電流選擇6kV廠用配電裝置采用成套手車式金屬鎧裝開關柜。6kV容量小于1000kW的電動機回路與容量小于1250kVA的變壓器回路采用F-C回路供電，其他電動機饋線回路、工作電源進線及低壓廠用變壓器回路均采用真空斷路器380V廠用配電裝置采用抽出式組合配電屏。75kW及以上電動機采用框架式斷路器供電，75kW以下電動機采用塑殼斷路器供電。低壓廠用變壓器選用干式變壓器。根據可靠性、經濟性和靈活性的原則，結合工藝系統的配置，負荷的運行特點，以及廠房布置等綜合考慮，對廠用電系統進行優化設計。高壓廠用電電壓采用6kV一級電壓(母線電壓6.3kV),變壓器中性點經電阻接地。本期每機組設置一臺容量為42/24-24MVA的高壓廠用工作變壓器(采用分裂繞組變壓器),變壓器高壓側接于本機組發電機出口，在主廠房設置低壓廠用工作甲、乙兩段母線，分別由高廠變兩個低壓繞組供電。輔助廠房設6KV公用甲、乙段，帶全廠性公用負荷，6kV公用甲、乙段母線分別接于#1、2機組6kV乙段，兩段之間加聯絡開關，每一回電源進線的容量可滿足輸煤系統最大運行方式時的全部負荷量，其供電范圍為輸煤、灰庫、循環水泵房、化水、水工、油泵房等負荷，在#1機投產，#2機建設期間或兩臺機組中1臺檢修時，#1、2機組6kV工作乙段均可帶全部的全廠公用負荷。兩臺機組設1臺42/24-24MVA分裂繞組高壓起動/備用變壓器，高壓起動/備用變不設6KV備用段，高壓起動/備用變從廠內220kV配電裝置引接。1)主廠房低壓廠用電接線按2000年示范電廠的設計思路，主廠房內低壓廠用變壓器按機、爐、共用分開的原則設置，便于實現“物理分散”,節省電纜費用。每臺機組設置一個380V工作PC,每個380VPC設6KV工作甲、乙段引接。每個380VPC均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入母線聯絡開關。兩臺機組設置一個380V公用PC,每個380VPC設置兩臺1250kVA、6.3/0.4kV變壓器，電源分別從6kV公用甲、乙段引接。每個380VPC均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投每臺機組設照明檢修380VPC,每臺機組設一臺800KVA,6.3kV/0.4kV照明檢修變，照明檢修段為單母線接線，正常運行時每臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入母線聯絡開關。主廠房低壓廠用電系統采用暗備用動力中心(PC)和電動機控制中心(MCC)的供電方式。動力中心和電動機控制中心成對設置，建立相應的單電源通道。2)輔助廠房低壓廠用電接線輔助廠房供電按工藝系統和區域相對集中的原則成對設置變壓器，互為備用。輸煤設一個380V工作PC,每個380VPC設置兩臺2000KVA、6.3/0.4kV干式變壓器，電源分別從6kV公用甲、乙段引接。每個380VPC均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入每臺爐電袋除塵設置一個380VPC,每個380VPC設2臺800KVA、6.3/0.4KV干式變壓器，電源分別取自本機組6KV工作甲、乙段，每個380VPC接線均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入母線聯絡開關。380V系統采用中性點直全廠設置一個化水380VPC,設兩臺1600KVA、6.3/0.4KV干式變壓器，電源分別從6kV公用甲、乙段引接。每個380VPC均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入母線聯絡開廠前區設置一個380VPC,設兩臺630KVA、6.3/0.4KV干式變壓器，,電源分別從6KV工作I甲、Ⅱ甲段引接。每個380VPC均為兩段單母線，正常運行時兩臺變壓器各帶一段母線，兩段單母線之間設聯絡開關，當其中一臺變壓器故障退出運行時，可手動投入母線聯絡開關。灰場區域所需電源原則考慮就近供電。2)保安電源接線為保證機組安全停機和運行人員安全，每臺機組設置一臺640kW空冷型柴油發電機組的應急保安電源。與柴油發電機組配套的附屬設備應保包括控制、保護設備、起動蓄電池、日用油箱等。日用油箱的容量滿足8小時滿負荷運行的需要油量。柴油發電機容量為640kW。能滿足各保安負荷的需要。柴油發電機組可遠方或就地，可手動或自動予以起動在10s以內達到全速并準備帶負荷，自收到起動信號到帶滿負荷的時間小于20s。柴油發電機為三相，50Hz,Y接法，中性點直接接地，勵磁方式為靜態勵磁。每臺機組設一段保安380VPC,每段保安380VPC帶一段鍋爐保安MCC和一段汽機保安MCC,鍋爐、汽機保安MCC正常運行時由相應的工作380VPC供電，當兩個正常電源都消失時，柴油發電機機組將會自動起動，提供保安電源。本工程廠用電率約為6.2%(含脫硫部分)。在汽機房A列外布置有主變壓器、高壓廠用變壓器、高壓起動/備用變壓器。本期工程兩臺主變布置在同一水平軸線上，主變構架中心距A排柱25米；高廠變同高起/備變布置在同一水平軸線上，位于主變與A列之間，變壓器中心距A排柱15米。220kV屋外配電裝置為支持式管型母線分相中型布置，兩段母線平行布置，管母相間距離為3米，配電裝置母線兩端安裝管母接地器，共7個間隔：#1主變、#2主變、#01高壓起動/備用變、母聯、母線設備、220kV#1線、220kV#2線。每個間隔寬度為14米，整個配電裝置占地118米×54米。由于本期工程冷卻塔布置在A排外變壓器與220kV屋外配電裝置之間，連接架空軟導線沒有空間采用門形架布置，故采用線路用鐵塔跳線。鐵塔上軟導線采用上6kV工作段分別集中布置在汽機房6.9米層的#7~#8柱及#15~#16柱之間。380V工作、檢修及照明、公用PC的開關柜及干式變壓器布置在電控樓6.3米層。電袋除塵380VPC的開關柜及干式變壓器布置在兩爐電除塵之間的除塵控制樓在煤倉間12.6米層鍋爐MCC配電間內。控樓6.3米層。柴油發電機組布置在電控樓零米層靠煙囪側。UPS系統本工程采用機、爐、電集中控制方式，在單元控制室內不設電氣控制屏，單元機組電氣設備進入機組DCS中實現順控和實時監控。為滿足電氣運行人員需要，加強電氣信息的收集和處理，本工程設廠用電監控系統(ECMS),該系統與DCS系統采用硬接線和通訊方式進行聯系。本期220kV屋外配電裝置設備的進入網絡計算機監控系統內(NCS)。根據《電力工程直流系統設計技術規程》,本期工程設置三組蓄電池。其中一組對動力負荷和直流事故照明負荷供電，另兩組對控制負荷供電。動力用直流系統電壓采用220V,控制用直流系統電壓為110V。為滿足熱工專業計算機系統對220V交流電源的特殊要求，本機組設置二套交流不停電電源(UPS)系統，容量暫定為60kVA。本期工程輸煤采用輸煤DCS控制系統。本期工程設全廠生產行政管理通訊一套，生產調度通訊一套，輸煤擴音呼叫系統一套。全廠電纜敷設采用以電纜橋架為主，結合實際使用電纜溝及電纜埋管。根據電力系統相關規程做好電纜防火措施。照明按相關規程配置使用。1.7運煤部分本工程擬建設2臺1120t循環流化床鍋爐+2×350MW凝汽式汽輪發電機組，燃料以錢營孜礦洗煤廠為主要的供應源。工業廣場廠址：煤炭接收系統：錢營孜洗中煤由#2轉載點至干煤棚皮帶機運輸進原有干煤棚，祁東洗中煤經集團自有鐵路運輸至錢營孜礦鐵路專用線，采用液壓挖掘機卸車。錢營孜礦洗煤廠年產洗中煤198×10?t/a,約需祁東礦洗煤廠通過鐵路補充22×10*t/a折合每天鐵路來煤不到1000t/d,加上錢營孜礦鐵路為煤炭輸出設計，沒有卸煤設施及建設卸煤設施的空間，故本工程采用3臺經過挖掘斗改造的液壓挖掘機將列車上的煤扒下來，然后由裝載機轉運至#2AB皮帶機煤斗。錢營孜煤泥由布置于煤泥沉淀池的煤泥水泵經煤泥水管道打入布置于鍋爐尾部煤泥泵房內的壓濾機，經壓濾機壓濾直接進入煤泥系統，壓濾機排水返回煤泥沉淀煤炭儲存系統：本工程利用錢營孜礦原有圓形料場作為洗中煤干煤棚，圓形料場儲煤量5×10?t,可供本工程2×350MW機組約6天(按設計煤種)洗中煤消耗量。由于原有圓形料場采用中心柱自然落煤的堆料、推煤機、地下煤斗取料的作業方式，沒有設置煤場堆取料設備，故本工程仍沿用此作業方式，#1皮帶機利用原有干煤棚至#2轉載點皮帶機地道向西穿越干煤棚基礎，但新增推煤機2臺、裝載機6臺、液壓挖掘機3臺作為火車卸煤、轉運、干煤棚取煤作業之用，以及提高取煤可煤炭輸送系統：由于錢營孜礦洗煤廠至煤棚及煤棚下地道內的原煤棚至#2轉載點皮帶機均為B=1200mmV=2.5m/s,Q=700t/h,且煤棚內給煤機也為Q=700t/h,而本工程兩臺鍋爐洗中煤消耗量為400t/h,按135%系數的計算上煤出力為540t/h,。故本工程將建設700t/h的既有圓形料場至原煤倉的輸送系統，雙路，B=1200mmV=2.5m/s,電動機將采用IP54,并有程序控制的順序啟停系統。當煤泥系統均因故退出，皮帶機系統輸送洗中煤作為唯一燃料時，其出力可滿足鍋爐燃煤量的146%。本工程還同時建設2套出力80t/h的煤泥泵房至鍋爐的煤泥泵輸送系統，將約30%水分的煤泥漿體直接泵入鍋爐中部噴出、燃燒，單套煤泥系統出力按其燃料比例可滿足一臺鍋爐燃煤量的182%,當皮帶機系統或細碎機系統因故不能運行，由2套煤泥系統提供的煤泥作為唯一燃料時，其出力可滿足2臺鍋爐燃煤量的29%。煤炭篩碎系統：由于錢營孜礦洗煤廠的洗中煤已經被控制在不大于50mm,所以本工程不設粗碎系統，建設系統出力500t/h的細粒篩碎系統及篩分破碎樓，篩分采用振動篩、細碎采用可逆錘式細粒破碎機，處理后煤炭粒度<10mm。煤炭稱重及取樣系統：將在篩分破碎樓內、碎煤機下的皮帶機上設置1000t/h的電子皮帶秤及皮帶秤的鏈碼校驗裝置、煤炭取樣裝置。安全、監控與環境控制：本工程將建設安全與監控系統，確保整個運煤系統都要有視頻監控裝置，所有外部設施都在監視器的監控范圍之內，監控信號將會傳輸到監控室。在整個煤炭處理系統中設置了合理的環境控制設施，煤場設置煤堆噴灑系統、各轉運站及篩分破碎樓設置除塵器、噴霧系統及地面、墻面水沖洗，棧橋設置水沖洗。上述系統噴霧及煤場噴灑系統將根據低熱值煤的含水率人工選擇是否工作。行宮鋪廠址：廠外來煤單路采用管狀皮帶機(錢營孜煤泥、洗中煤)+汽車(其它礦煤泥)運輸進廠，廠內設一個可供本工程2×350MW機組約6天(按校核煤種)洗中煤消耗量的4400t露天斗輪堆取料機煤場(按校核煤種)。由于管狀皮帶機較長并造價較高，故本工程采用單路管狀皮帶機，皮帶機為φ=400mmQ=1000t/h,相應的廠內輸送及篩碎系統出力也調整為輸送及篩碎系統1000t/h,以便廠外來煤可以直接進入原煤倉，減少管狀皮帶機及煤場機械的運行時間。管狀皮帶機采用分時運行方式運輸洗中煤和煤泥兩種來自錢營孜的不同的燃其它廠內系統與行宮鋪廠址廠內方案相同，不再贅由于錢營孜礦工業廣場廠址位于本工程主要低熱值煤提供者錢營孜礦工業廣場內，燃料運輸路徑較短，運輸成本低，可靠性高，加上可以利用錢營孜礦已經建成的圓形料場，故本工程推薦錢營孜礦工業廣場廠址。1.8除灰渣系統循環流化床鍋爐固態排渣。除塵器型式、脫硫方式及效率雙室2級電場+2級袋場電袋除塵器，除塵效率(是不是三電一袋?)脫硫方式為爐內脫硫+爐后濕法脫硫，其中爐內脫硫效率70%,爐外脫硫效率90%,綜合脫硫效率≥97%;脫硝采用SNCR工藝，脫硝效率≥55%。根據煤質分析資料及計算灰渣量見表1.8.1-1。灰成分分析表見表1.8.1-2。表1.8.1-1計算灰渣量表數據設計煤種校核煤種小時日年)小時日年)1臺爐灰渣總量渣量865灰量362臺爐灰渣總量62渣量62灰量注：1.日運行小時數按20h計，鍋爐年運行小時數按5500h計；3.鍋爐排灰渣量已考慮因爐內脫硫引起的增加量。灰成分分析名稱及符號單位設計煤種校核煤種灰熔融性變形溫度DT℃軟化溫度ST℃半球溫度HT℃流動溫度FT℃灰分分析二氧化硅SiO%三氧化二鋁Al?O?%三氧化二鐵Fe?O?氧化鈣CaO%氧化鎂MgO%三氧化硫SO?%二氧化鈦TiO?%氧化鉀礦K?O%氧化鈉Na?O%%灰比電阻(測量電壓測試溫度19℃時m9測試溫度80℃時m0名稱及符號單位設計煤種校核煤種測試溫度100℃時m11測試溫度120℃時m11測試溫度150℃時m測試溫度180℃時m11本工程灰渣考慮全部綜合利用，灰渣分排：除塵器區域飛灰采用正壓濃相氣力輸送至干灰庫；爐底粗渣采用機械輸送至渣倉。事故灰場距兩個廠址分別為31km(行宮鋪廠址)和24km(工業廣場廠址)。當干灰渣不能被全部綜合利用時，用汽車運至事故灰場堆放貯存。除灰渣系統均按每臺爐采用單元制，即每臺爐為一套系統設計，局部設施兩爐共用。石灰石粉由社會運力運至廠內石灰石粉倉。粉倉至鍋爐爐膛采用正壓氣力輸送。壓縮空氣系統考慮全廠統一設置一座空壓機站，為除灰輸送、熱機、熱控、化水等專業提供壓縮空氣。爐底渣處理系統、氣力除灰系統均由DCS控制。除塵器灰斗下灰采用正壓濃相氣力輸送方式運至干灰庫。氣力除灰系統以每臺爐為一單元，系統出力為90t/h。每臺爐除塵器電場區16個灰斗下各設置1臺3.0m3倉泵，布袋區16個灰斗下各設置1臺1.5m3倉泵，每臺倉泵均配有氣動進料閥、出料閥及一套壓縮空氣流量調節閥和閥門控制箱。除灰系統為連續運行，其運行狀態由DCS集中控制，根據壓力、料位、時間等因素由系統除灰系統輸送氣源來自全廠空壓機，詳見6.4.3.4節本工程擬建設3座直徑12m的干灰庫。單座灰庫容積約為1250m3,3座灰庫總容積可貯存兩臺機組約24小時的排灰量。為防止干灰受潮起拱，保證排灰出口暢通，灰庫底部設有氣化斜槽，配備有獨立的氣化加熱系統，三座灰庫共設有氣化風機4臺、空氣電加熱器3臺。每座灰庫庫底設3個放灰口，一為干灰外運供綜合利用，一為調濕后外運，還有一路接口預留備用。每座下各設有一臺出力Q=150t/h的汽車散裝機和一臺出力Q=200t/h循環流化床鍋爐為干式排渣，渣溫高達800℃以上，故每臺鍋爐爐底安裝3臺滾筒式冷渣器，冷渣器出口出渣溫不高于200℃。從冷渣器排出的渣經鏈斗輸送機(或刮板輸送機)、斗式提升機運至渣倉貯存。渣倉下設汽車散裝機和加濕攪拌機，可用卡車將干渣運出供綜合利用或調濕后外運。每臺爐冷渣器選用3臺出力Q=30t/h的滾筒式冷渣器；鏈斗輸送機及斗式提升機均為雙路布置，每路出力Q=125t/h,為燃用設計燃料時排渣量的250%;單臺渣倉直徑10m,容積約為800m3,可貯存鍋爐14小時排渣量，渣倉下設有汽車散裝機和加濕攪拌機各1臺，出力均為循環流化床爐內脫硫所需石灰石粉主要由社會運力輸運至電廠石灰石粉倉。本期為2臺爐設置1座有效容積V=500m3的石灰石粉倉，粉倉下設2套石灰石氣力輸送系統，分別為2臺鍋爐輸送石灰石粉，每套系統的出力為20t/h。石灰石輸送系統動力氣源由氣化風機提供，2套系統共設置3臺氣化風機和2臺電加熱器，其中氣化風機為2用1備。石灰石氣力輸送系統主要由噴射泵、旋轉給料閥、分配器組成。本工程全廠統一設置一座壓縮空氣站，結構尺寸為30m×11.5m×6.5m(高),內部留有檢修場地和檢修起吊設備。全廠空壓機站為除灰、熱機、熱控、脫硫、化水等專業提供壓縮空氣。空壓機站內布置5臺螺桿式空壓機，參數為：Q=60Nm3、P=0.85MPa;5臺組合式空氣凈化裝置。空壓機的運行采用中控單元智能控制模塊進行控制，從而可以從空壓機的數量、參數、運行方式上進行自動優化配置，同時降低初投資及運行費用。除灰用氣量最終隨確定的氣力輸送系統類別而定，因而空壓機的準確參數需待除灰、脫硫等系統招標后，得到準確用氣量后，才能最終確定。空壓機站外設置除灰輸送用儲氣罐2只，容量V=20m3;儀用儲氣罐1只，容量V=30m3。灰渣采用汽車運輸，加濕后用卡車運輸至灰渣場或用罐車直接外運供綜合利用。本工程年產灰、渣量約120萬噸，恒源煤電有限公司己與宿州海螺水泥有限公司簽訂了本工程灰、渣綜合利用協議，電廠灰渣可全部綜合利用。當遇灰渣綜合利用不暢時，可用汽車將灰、渣運至祁東礦塌陷區灰場。祁東礦塌陷區灰場距離兩個廠址的運灰距離分別為31公里(行宮鋪)、24公里(工業廣場)。灰場的容積初期按2年建設，詳見水工部分相關描述。本工程建設2×350MW超臨界CFB鍋爐，由于當地水資源匱乏，采用循環水排污水作為鍋爐補給水原水.本工程以宿州市城南污水處理廠經處理后的中水為主水源，以宿州市新汴河為備用水源。現有可供參考中表1.9.2中水水質全分析報告 安徽科訊電力技術服務中心水質分析箱號報告日期：2012年11月5日箱號水樣名稱宿州市城南污水處理中水委托單位)取樣時間2012年10月9日透明度準外觀黃色電導率pH位分析結果分析結果付?りeF酚酸碳度甲基橙械度,酸度全固型物/全硅溶固型物活性硅悠懸浮物?非活性硅灼燒減量/陰離子總和2陽離子總和Z校陽、陰離子平衡6總含鹽量與溶解固型物62 安徽科訊電力技術服務中心水質全效報告日期：2012年11月5日編號：水樣名稱宿州市新汴河水委托單位存公取樣時間2012年10月9日透明度理外觀淺黃色嗅味元電導率pH值分析結果分析結果分析結果分和結生0UF酚酸堿度!甲基橙堿度?硬度(全)/酸度00全固型物全硅7溶固型物/活性硅懸浮物/非活性硅灼燒減量/陰離子總和2圖離子總和∑(RG)校陽、陰離子平衡δ總含鹽量與溶解固型物3.I上述水質資料反映水中水含鹽量、堿度、硬度均較高，重碳酸鹽為溶解鹽類主要成分，符合該地區天然水水質的一般特征。(1)本期鍋爐補給水處理系統方案選擇為節約用水，實現無廢污水排放，確定采用本期循環水排污水作為鍋爐補給水處理系統原水(實際不可行，排污水濃縮倍率高，增加反滲透負擔，減少使用壽命),根據原水水質及機組給水品質要求，選擇如下水處理工石灰預處理+超濾+反滲透+一級除鹽+混床方案；其中石灰預處理及超濾、反滲透系統與循環水處理共用一個系統，循環水排污水經石灰處理后，除去了大部分的懸浮物、碳酸鹽硬度及一部分有機物等水中雜質，大大改善了超濾進水水質，使后續水處理系統的可靠性提高，運行費用降低。本期循環水泵來水→循環水石灰處理系統→超濾給水泵→自清洗過濾器→超濾裝置→超濾水箱→反滲透給水泵→保安過濾器→高壓泵→反滲透裝置→淡水箱→淡水泵→陽離子交換器→陰離子交換器→混合離子交換系統出水水質控制如下：鍋爐補給水處理系統詳見“原則性鍋爐補給水處理(2)系統出力本工程鍋爐最大連續蒸發量為2×1121t/h,計算本工程全廠各項水汽損失量見下表表1.9.32×350MW組水汽平衡量表序號數量(t/h)1廠內水汽循環損失2凝結水精處理再生用水損失63閉式循環冷卻水損失4鍋爐吹灰、生活、取樣等其它用水、5合計補水量本期鍋爐補給水處理系統出力確定為63.6t/h,并設檢修備用。(3)系統設置予(預)脫鹽系統與循環水處理系統統一設置，設3套65t/h反滲透裝置，1套用于鍋爐補給水處理，1套用于循環水旁路處理，1套備用。設2×φ2000陽、陰床，2×φ1600混床，1用1備。另設2×1500m3除鹽水箱與備用水處理設備一同滿足酸洗及啟動用水要求。本期鍋爐補給水處理系統與循環水處理系統、工業廢水處理系統及工業水泵、消防水泵房，采用聯合布置，共用壓縮空氣系統、廢水池、藥品庫及部分加藥系統等設施，節省占地和投資，方便運行。(4)系統控制操作方式整個水處理系統(包括鍋爐補給水處理系統、循環水處理系統、工業廢水處理系統)采用DCS輔控網，配備臨時上位機供系統調試時使用，水處理系統正常運行時按無人值班考慮。在主控室通過LCD監視器以實現系統及泵、氣動閥門的軟手操控制。(5)化驗室在水處理車間附近配備專門的水、煤、油化驗室，并按照機組容量等級增配相應的化學實驗室設施及儀器凝結水精處理系統主要用于連續地除去水汽系統內的金屬腐蝕產物和機組啟停時所產生的污染產物；連續地去除凝汽器冷卻水微量滲漏所漏入的二氧化硅和其它鹽類，防止蒸氣污染及汽機積鹽，在凝汽器微量滲漏時也能使機組連續地運行；即使在凝汽器嚴重泄漏時，也可有步驟地停機或有足夠的時間以進行凝汽器部分堵管本期工程兩臺機組為350MW超臨界循環流化床爐，根據《火力發電廠化學設計技術規程》,對鍋爐供汽的汽輪機組，全部凝結水應進行精處理，同時應設置除鐵設施，除鐵設施可不設備用，但不應少于2臺，精處理除鹽裝置應設置備用設備。因此本工程凝結水精處理需設置凝結水除鐵和除鹽設備。本期工程每臺機設一套全流量的中壓凝結水精處理自主凝結水泵來的凝結水→前置除鐵過濾器→體外再生高速混床→樹脂捕捉器→熱力系統。凝結水精處理系統詳見“原則性凝結水精處理系統每套凝結水精處理裝置設置2×50%前置過濾器(無備用)及50%反沖洗旁路和100%超壓差旁路；3×50%高速混床(2用1備)及100%超壓差、超溫旁路。兩臺機組設置一套失效樹脂再生裝置。凝結水精處理裝置和再生裝置及控制室均布置在汽采用DCS控制系統，納入輔控網，對整套系統的運行及再生進行全過程的程序控制。(1)工藝選擇本工程循環冷卻水采用二次循環，補充水以城市中水為主水源，以宿州市新汴河水為備用水源。該中水水源取自宿州市城南污水處理廠處理達到“(預計本期用水時能達到“一級A標準”)后，送至電廠，因此可直接補入循環水系統。備用水源地表水的懸浮物含量存在不確定性，為保證工業水水質，廠內應有補給水澄清措施。無論中水還是地表水，硬度高、堿度高、含鹽量高都是其共同特征。由于當地水資源匱乏，為節約用水，實現全廠無廢污水排放，除了采用循環水排污水作為鍋爐補給水原水外，還需根據全廠水量平衡對部分循環水排污水進行處理并回用。根據上述條件分析，結合鍋爐補給水處理系統的方案選擇，確定本工程循環水處理采用“石灰及反滲透旁路處理”系統，同時加水質穩定劑、殺菌劑，主要工藝流程如下：循環水泵(或原地表水補水泵)→機械加速澄清池→配水溝→變孔隙濾池→清水池→工業水泵→冷卻塔回水溝化學水泵→超濾、反滲透→淡水箱→淡水泵→鍋爐補給水處理除鹽系統循環水石灰處理系統詳見“循環水石灰處理系統圖”。(2)循環水石灰處理系統處理水量的確定循環水石灰處理水量是根據鍋爐補給水處理系統取水量、工業水用量，循環水水質控制要求，和全廠無廢污水排放為條件確定的。表1.9.5循環水石灰旁路處理水量工況循環水排污水石灰處理水量(t/h)濃縮倍率工業水泵抽取化學水泵抽取合計純凝工況*其中65t/h經膜脫鹽處理后返回循環水。當使用備用水源地表水且懸浮物高時，石灰處理系統將用于處理補充水，鍋爐補給水原水仍取石灰處理系統出水，即不采用循環水排污水，為減少排污，可將濃縮倍率暫時提高至5~6倍運行。根據上述各種情況下的石灰處理水量，確定本工程循環水石灰處理系統的額定出力為1600t/h。(3)循環水處理系統設置石灰處理系統設2座①22m機械加速澄清池，6座過濾面積為22m2的變孔隙濾池，2座1100m3的清水池。輔助系統包括消石灰貯存、計量及制乳系統、加藥系統、泥渣處理、壓縮空氣系統等。殺菌采用加二氧化氯，設3臺2kg/h的二氧化氯發生器和2臺20kg/h的二氧化氯發生器，分別用于澄清池出水的連續加氯及循環水的間斷加氯。設一套水質穩定劑加藥裝置。循環水處理系統與鍋爐補給水處理系統、工業廢水處理系統聯合布置，結構緊湊，共用泥渣脫水系統，壓縮空氣系統及加藥系統等共用設施。本工程氫氣站擬設40L,壓力15MPa氫氣瓶160個，共分為8個氫瓶集裝格，每個氫瓶集裝格由20個氫氣瓶組成；氫瓶補氫系統共設兩組氫氣匯流排，每組匯流排負責4個氫瓶集裝格氫氣的減壓輸送，可滿足本期工程2×350MW機組的補氫要求，同時預留有機組擴建時氫瓶集裝格的布置位置。氫氣瓶組采用專用防爆鏟車和防爆氫氣供應貯存方式：由供氫廠家每次以汽車運輸方式一次運送2~4組氫瓶組至電廠，再通過補氫匯流排經二級減壓后補氫至發電機。供氫站運行方式：由氫瓶組經補氫匯流排供氫，系統氫氣純度儀、氫氣濃度檢測儀、主廠供氫壓力等檢測信號則送至DCS控制系統，通過簡單的系統監控即可實現現場無人值守，系統運行安全可靠，基本實現免維護。為了提高機組運行的水汽工況質量，減少腐蝕，本工程按聯合水處理工況設計。在機組啟時，采用還原性全揮發處理，當機組運行穩定、給水的氫電導率達到0.15μs/cm并呈下降趨勢時，轉為加氧工況。為了抑制閉式循環冷卻水系統腐蝕，采用加氨處理。加氨及加聯氨系統兩臺機組共用一套，加氧系統每臺機組一套。給水加藥裝置可按設定工況自動運行，根據給水、凝結水流量和來自水汽取樣系統的給水、凝結水PH、電導率、溶氧信號控制加藥量。為了對汽、水品質進行連續、可靠的自動監督，每臺機組設置一套汽水取樣裝置，每套取樣裝置包括高溫盤和儀表盤(低溫盤),取樣系統的儀表信號送入凝結水控冷卻水由全廠閉式循環除鹽水冷卻水系統供給。水汽取樣系統全自動運行，無人值班并配有故障自動診斷系統。所有信號送至凝結水處理控制室集中控(1)工業廢水處理系統本工程工業廢水按經常性廢水、非經常性廢水分兩類進行處理。處理后的水質符合國家污水綜合排放標準一級標準的要求，廢水處理合格后排入水工復用水池重經常性廢水：主要包括補給水系統再生廢水、實驗室排水和凝結水系統再生廢水等。這類廢水通常僅PH值不合格，只需加酸或堿中和后就能達到排放標準。系統中處理該類廢水的流程為：加堿調PH值達到6~9)→水工專業復用水池。如果經常性廢水中的懸浮物或重金屬離子超標，可以進入非經常性廢水處理系統處理。非經常性廢水：主要包括鍋爐酸洗廢水、空氣預熱器沖洗水、除塵器沖洗水和主廠房內雜排水等。該類廢Fe、Cu等金屬離子也不合格，因此僅進行PH調整不能滿足要求，還需要進行凝聚、澄清和去除懸浮物、重金屬離子才能達標排放。該類廢水的發生源在主廠房，因此在主廠房區域設置了機組排水槽，其處理流程為：非經常性廢水→機組排水槽→廢水貯存池(加堿除重凝聚助劑)→斜板澄清器→中和池(空氣攪拌、加酸、加堿調PH值達到6~9)→水工專業復用水池。序號單位水質(mg/L,pH除外)D1反滲透濃水3h6含鹽量較高，直接送2鍋爐補給水處理再生廢水h2水外觀清澈，含鹽量3凝結水精處理再生排水6h//4主廠房排水d0不定時5脫硫廢水3h處理后回用于灰渣調濕6空氣預熱器清洗排水3次000約1次~2次/每臺爐/年，按最大一次7鍋爐化學清洗排水0次2000按最大一臺鍋爐，約6年1次/每臺爐，化本工程設置2×2000m3廢水貯及曝氣設備，設一套處理能力為100t/h工業廢水處理裝置，其它輔助系統如泥渣處理系統、加藥裝置已由循環水處理