F1449C-J01-01初步設計階段第四冊熱機部分說明書中國電力工程顧問集團華北電力設計院工程有限公司2023年12月北京

批準：李軍審核：趙恩嬋談琪英劉利編寫：卓偉宏王成文李少華袁雄俊

初步設計總目錄卷冊名稱卷冊號第一卷總的部分F1449C-A01第二卷電力系統部分F1449C-X01第三卷總圖運送部分F1449C-Z01第四卷熱機部分F1449C-J01第五卷運煤部分F1449C-M01第六卷除灰渣部分F1449C-C01第七卷電廠化學部分F1449C-H01第八卷煙氣脫硫、脫硝部分F1449C-J02第九卷電氣部分F1449C-D01第十卷儀表與控制部分F1449C-K01第十一卷信息系統及安全防護部分F1449C-K02第十二卷建筑結構部分F1449C-T01第十三卷采暖通風及空氣調節部分F1449C-N01第十四卷水工部分F1449C-S01第十五卷環境保護部分F1449C-P01第十六卷水土保持部分F1449C-P02第十七卷消防部分F1449C-S02第十八卷勞動安所有分F1449C-P03第十九卷職業衛生部分F1449C-P04第二十卷節約資源部分F1449C-A02第二十一卷施工組織大綱部分F1449C-Z02第二十二卷運營組織及電廠設計定員部分F1449C-A03第二十三卷工程概算F1449C-E01目錄TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 12燃料 73燃燒系統及輔助設備選擇 94煙氣脫硝系統及設備選擇 175熱力系統及輔助設備選擇 196系統運營方式 307主廠房布置 348輔助設施 399節能節水方案 4110勞動安全和職業衛生 4211附件 451概述1.1設計依據1.1.1設計依據文獻(1)神華福建羅源灣儲煤一體化電廠工程可行性研究報告(F1449K-A01-01)。(2)電力規劃設計總院關于神華福建羅源灣儲煤一體化電廠工程可行性研究報告審查會議紀要。(3)主機設備技術協議。1.1.(1)《大中型火力發電廠設計規范》GB50660-2023(2)《火力發電廠初步設計文獻內容深度規定》DL/T5427-2023(3)《火力發電廠勞動安全和工業衛生設計規程》DL5053-1996(4)《火力發電廠燃燒系統設計計算技術規程》DL/T5240-2023(5)《壓縮空氣站設計規范》GB50029-2023(6)《火力發電廠設計技術規程》DL5000-2023(7)《火力發電廠汽水管道設計規程》DL/T5054-1996(8)《燃煤煙氣脫硝技術裝備》 GBT21509-2023(9)《火電廠大氣污染物排放標準》 GB13223-20231.1.3設計規模及規劃容量本工程規劃建設規模為：電廠裝機4×1000MW等級超超臨界燃煤發電機組，年接卸量1000萬噸的煤炭儲備基地。本期工程建設規模為：電廠安裝2×1000MW等級超超臨界燃煤發電機組，同步安裝建設煙氣脫硫脫硝裝置；年接卸量1000萬噸的煤炭儲備基地，經水路、鐵路、公路運出。1.1.41.1.4.1廠址本項目位于福建省福州市連江縣境內，福州港羅源灣南岸的可門作業區。根據國家級煤炭應急儲運基地擬落地于這一特定條件以及經初步可研審查、可行性研究審查，可門作業區1#～3#碼頭地區為工程建設廠址，西南距離福州市區和連江縣城分別約55km和32km。廠區用地為規劃的建設用地，現狀大部分為灘涂，有少量農用地和部分林地，需開挖高約180m的部分山體填至灘涂，可運用場地面積滿足本工程建設用地需要，并具有擴建條件。1.1.4.2氣象條件常規氣象數年年平均氣溫：19.1數年極端最高氣溫：39.5℃數年極端最低氣溫；-3.9數年年平均氣壓：1008.9hPa數年年平均降雨量：1647.6mm數年最大年降雨量：2552.6mm數年最大24小時降雨量：294.4mm1971/9/23數年平均年暴雨(日雨量≥50mm)日數為5.3天，暴雨出現最多的年份為1990年和2023年，各有11個暴雨日。數年年平均蒸發量：1206.9數年平均大風天數：6天，最多為1961年的53天數年最多雷暴日數：47.9天30年一遇最低氣溫為-4.4℃廠址離地10米高12023一遇、50年一遇10分鐘平均最大風速分別為42.9m/s、40.9m/s，12023、50年一遇基本風壓為1.15kN/m2、1.045kN/m2。1.1.4.3地震烈度及場地類別根據《中國地震動參數區劃圖》(GB18306-2023)，以及閩建設〔2023〕37號文中規定，場地地震動峰值加速度為0.05g，相應的地震基本烈度為Ⅵ度。1.1.4.4運送來煤采用水路運送，在可門港卸船；煤炭中轉可經水路、鐵路、公路運出。1.2重要設計原則1.2.1總體原則1)以國家建設方針為導向，以經濟效益為中心，創建技術先進、安全經濟、節地、節水、節能環保的工程。以“高起點、高效率、高標準，具有世界一流水平的數字工程”為總體建設目的。充足借鑒國內外的先進設計思想及成功工程，采用先進的設計手段和方法，對工程設計進行創新和優化，努力打造一個高質量的優秀設計。2)嚴格執行《大中型火力發電廠設計規范》及有關規章、規范、導則。3)工程設計以建設高效、節能、環保電廠為原則，充足體現本工程港電儲一體化的原則(一體化規劃、一體化設計、一體化建設、一體化管理、一體化運營)。4)優化主機選型和參數配置，最大限度地減少汽機熱耗和廠用電率，減少標準煤耗，提高電廠運營的經濟性。5)打破常規設計思緒，優化工藝系統設計和和輔助設備選型和配置，簡化工藝系統、減少備用，減少工程總投資，保證工程賺錢目的。1.2.1)機組額定出力為1000MW。2)鍋爐、汽輪機不規定具有超壓5%運營的能力。3)汽機閥門全開工況(VWO工況)下的進汽量不小于汽機額定(TRL)工況時進汽量的1.03倍，作為機組運營老化、設計制造誤差及調節能力的裕量。4)鍋爐最大連續蒸發量與汽輪機調節閥全開(VWO)工況下蒸汽流量相匹配。1.2.3汽輪機及熱力系統1)為提高機組效率，汽輪機參數選擇28MPa.a/600℃/620℃，主機設計平均背壓4.82)除輔助蒸汽外，熱力系統采用單元制。3)給水系統：推薦采用2×50%汽泵方案，前置泵與主泵同軸布置。小汽輪機排汽直接排入主機組凝汽器。2臺機組設立1臺45%容量的電動啟動給水泵。高加采用單列布置。4)每臺機組設立2×100%電動凝結水泵，采用二拖一變頻。5)暫按照40%BMCR容量的高、低壓兩級串聯旁路設計，最終的旁路型式和容量根據機爐配合結果在旁路招標時擬定。6)抽汽系統：采用9級非調整抽汽(涉及高壓缸排汽)。7)主蒸汽管道和熱再熱蒸汽管道采用雙管布置，材料采用A335P92。再熱系統壓降按7%考慮。四大管道盡量采用彎管代替彎頭。冷再熱蒸汽管道暫定采用A672B70CL32電熔焊鋼管。高壓給水管道采用15NiCuMoNb5-6-4。8)輔機冷卻水系統：主廠房內輔機冷卻水系統分為開式循環冷卻水系統和閉式循環冷卻水系統。主廠房內開式循環冷卻水系統不設冷卻水泵，主廠房內設立冷卻水濾網。9)每臺機組設立3臺50%容量水環真空泵組，機組正常運營時，2臺運營，1臺備用；機組啟動時，3臺真空泵同時運營。10)除氧器：采用內置式除氧器。11)取消凝結水補充水箱和補充水泵(涉及正常補水泵和啟動補水泵)，機組補水直接由化學專業來。1.2.4鍋爐及燃燒系統設計原則1)制粉系統擬采用中速磨煤機正壓直吹式冷一次風機制粉系統。每臺鍋爐配置6臺磨煤機，其中5臺運營，1臺備用。2)煙風系統采用平衡通風系統。三大風機擬按照2×50%容量配置。一次風機、送風機均采用動葉可調軸流風機；引風機與脫硫增壓風機合并設立，采用動葉可調軸流風機，電動機驅動。3)每臺機組配置2臺高效靜電除塵器，除塵效率為不低于99.85%。4)鍋爐采用微油點火技術，全廠設立燃油系統。5)新建1臺50t/h燃油啟動鍋爐。1.2.5脫硫系統設計原則同步建設脫硫設施，采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，一爐一塔方案。脫硫系統設計效率為98%。脫硫系統不設立旁路煙道，設立GGH。脫硫增壓風機與引風機合并設立。吸取劑按外購滿足粒徑規定的石灰石粉考慮。1.2.6脫硝系統設計原則同步建設脫硝設施，采用SCR脫硝工藝，脫硝裝置入口NOx濃度按300mg/Nm3考慮。脫硝設計效率80%。脫硝系統不設立省煤器旁路和SCR反映器旁路。催化劑層數暫按照2+1層設計。還原劑為液氨。1.2.7主廠房設計重要原則1)本工程主廠房采用汽機房、鍋爐房兩列式，集中側煤倉布置。2)本工程設立集控樓，4臺機組共用1個集控室，布置在汽機房固定端。3)主廠房采用鋼筋混凝土結構，加熱器平臺采用鋼結構。主廠房擴建方向為左擴建(從汽機房向鍋爐房看)。4)本期工程從擴建端上煤，側煤倉后部設轉運站。5)全鋼構架鍋爐，露天布置，爐頂采用輕型金屬屋蓋，密封大罩殼。1.3主機組型號、參數及重要技術規范本工程主機已經擬定，汽機額定出力為1000MW；汽機入口蒸汽參數為28MPa/600℃/620℃，背壓4.8kPa。汽機采用九級回熱抽汽+一級外置式蒸汽冷卻器方案1.3.1鍋鍋爐為超超臨界參數變壓運營，前后墻對沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、露天布置、全鋼構架的∏型螺旋管圈直流爐，運轉層采用混凝土大平臺?？諝忸A熱器采用三分倉回轉式。重要技術參數如下(BMCR工況)：序號名稱單位數據1過熱蒸汽流量t/h28772過熱器出口蒸汽壓力MPa(g)29.33過熱器出口蒸汽溫度℃6054再熱蒸汽流量t/h23085再熱器進口蒸汽壓力MPa(g)4.9666再熱器出口蒸汽壓力MPa(g)4.7877再熱器進口蒸汽溫度℃3368再熱器出口蒸汽溫度℃6239省煤器進口給水溫度℃30410省煤器進口給水壓力MPa(g)33.311空預器進/出口一次風溫度℃30/29512空預器進/出口二次風溫度℃25/32113空預器出口煙氣修正后溫度℃12114鍋爐保證效率(按低位發熱量BRL)%94.61.3超超臨界、一次中間再熱、四缸、四排汽、單軸、凝汽式汽輪機。額定出力1000MW。重要技術參數如下：序號名稱單位數值1額定出力MW10002額定主蒸汽壓力MPa.a283額定主蒸汽溫度℃6004額定再熱蒸汽進口壓力(THA)MPa.a4.4045額定再熱蒸汽進口溫度℃6206最大進汽量(VWO)t/h28777高壓缸排汽壓力(VWO)MPa.a5.1278設計背壓kPa.a4.89夏季背壓kPa.a7.910額定轉速r/min300011給水泵驅動方式汽動泵12汽機熱耗(THA)kJ/kW.h7212.2(優化前)7205.6(優化后)13給水加熱級數9級：3臺高加(含3#高加外置式蒸汽冷卻器)+1除氧+5臺低加1.3水氫氫冷卻、自并勵靜止勵磁發電機，重要技術參數如下：序號項目單位參數1型號/QFSN-1000-22額定功率MW10003額定電壓kV274額定轉速r/min30005額定頻率Hz506額定功率因數/0.9(滯后)7額定效率%998相數/39冷卻方式/水、氫、氫10勵磁方式/靜態勵磁1.4設計范圍1.41.41.4.3煙氣脫硫系統的工藝設計(見第八1.4.41.5重要技術指標序號項目數值1銘牌功率(TRL工況)1000MW2發電設備年運用小時數5000h3全廠年發電量1000×104MWh4汽輪發電機組THA工況熱耗7212.2kJ/kW.h(優化前)7205.6(優化后)5鍋爐效率94.6%；6管道效率99%7機組熱效率46.75%(優化前)46.79%(優化后)8發電標準煤耗(THA工況)263.11g/kW.h(優化前)262.87g/kW.h(優化后)9鍋爐出口NOx排放濃度(干基、6%O2)180mg/Nm310SCR出口NOx排放濃度(干基、6%O2)60mg/Nm32燃料2.1煤源福建省是缺煤省，大部分用煤靠外省調入。本工程燃煤依托羅源灣儲煤基地煤炭。羅源灣儲煤基地煤炭來源重要為神華神東石圪臺礦以及神華萬利煤炭分公司煤礦的煙煤。2.2煤質分析及灰成份分析煤質資料及灰成份分析資料項目符號單位設計煤種校核煤種Ⅰ校核煤種Ⅱ全水分Mt%17.414.5016.9干燥基水分Mad%5.498.255.42收到基灰分Aar%11.657.7016.29干燥無灰基揮發分Vdaf%30.8338.8036.08收到基低位發熱量Qnet，arkJ/kg214902379019740收到基碳Car%56.9765.1052.76收到基氫Har%3.503.253.4收到基氧Oar%9.188.089.35收到基氮Nar%0.700.660.73收到基硫Sar%0.600.710.57可磨性指數HGI535858灰成分分析二氧化硅SiO2%33.7720.7047.97三氧化二鋁Al2O3%11.9011.0735.76二氧化鈦TiO2%0.730.800.98三氧化二鐵Fe2O3%13.1725.886.04氧化鈣CaO%23.7923.584.09氧化鎂MgO%1.180.860.45氧化鉀K2O%0.790.240.91氧化鈉Na2O%1.810.880.68三氧化硫SO3%7.8610.552.61二氧化錳MnO2%0.450.790.02其它%4.554.650.49變形溫度DT℃112011001170軟化溫度ST℃115011301200半球溫度HT℃116011501210熔融溫度FT℃117011601220煤中游離二氧化硅(SiO2)r,d%3.681.082.98原煤沖刷磨損指數Ke1.460.771.1飛灰比電阻(測試方法：梳齒法)測試溫度濕度電壓比電阻值設計煤種校核煤種I校核煤種II℃%VΩ-cmΩ-cmΩ-cm17405002.98×10101.58×10111.34×1010801.73×10114.50×10122.51×10111001.27×10129.05×10122.38×10121202.82×10121.08×10133.32×10121505.55×10122.00×10135.48×10111803.97×10121.04×10135.49×10102.3鍋爐點火油、助燃油品種及來源2.3.1鍋爐點火、助燃用油采用0號(-10號)輕柴油2.3.2油質分析表種類單位0＃輕柴油運動粘度mm2/s3.0～8.0灰分%≯0.025硫分%≯0.2水分痕跡閉口閃點℃≥55凝固點℃≤0比重t/m30.8低位發熱量kJ/kg~425703燃燒系統及輔助設備選擇3.1燃煤量鍋爐實際燃煤量見下表：鍋爐實際耗煤量(每臺爐)序號1000MW超超臨界設計煤種校核煤種I校核煤種II1每小時燃煤量(t/h)379.80343.09413.482日耗煤量(t)7596.096861.718269.503年耗煤量(萬t)189.90171.54206.74鍋爐燃煤量的計算原則a)鍋爐的年運營運用小時數按5000小時計算；b)鍋爐日平均運營小時數按20小時計算；c)燃煤量按鍋爐BMCR工況計算；d)鍋爐熱效率按94.6%計算。3.2燃燒及制粉系統的擬定鍋爐煙風系統流程圖見F1449C-J01-02、鍋爐制粉系統流程圖見F1449C-J01-03。根據本工程煤質資料可知，按《發電煤粉鍋爐用煤技術條件》(GB/T7562－2023)劃分，設計煤種屬于中高揮發分、低灰分、中高水分、高熱值的煙煤；校核煤種I屬于高揮發分、低灰分、中高水分、高熱值的煙煤。校核煤種II屬于中高揮發分、中灰分、中高水分、中熱值的煙煤。適宜采用中速磨煤機冷一次風機正壓直吹式系統。該系統簡樸、安全可靠、廠用電低，運營經濟性較好，且噪音小、密封性好、便于形成良好的生產環境。每臺鍋爐配6臺中速磨，BMCR工況下燃用設計煤種時，5臺磨煤機運營，1臺備用。每臺磨煤機引出四根煤粉管道，至鍋爐前或后墻通過煤粉分派器分為八根煤粉管道連接到鍋爐的前或后墻同一層燃燒器，根據鍋爐負荷的變化可以停用任何一臺磨煤機和相應的燃燒器。磨煤機密封系統采用每臺鍋爐配2臺離心式增壓密封風機，其中1臺運營，1臺備用。密封風機取風來自一次風機出口。每臺鍋爐配6臺電子稱重式給煤機，與磨煤機相相應。制粉系統的防爆標準采用美國標準NFPA，從給煤機到磨煤機出口的所有規定承受內壓的部件均按承受0.35MPa(g)的內部爆炸壓力設計。煙風系統采用平衡通風方式。送風機和一次風機入口風道上設有消音器。二次風經送風機、空預器后進入鍋爐二次風箱和燃燒器上部的燃盡風箱，實現分級燃燒。一次風經一次風機、空預器后作為磨煤機制粉用熱風；另一路不經空預器，作為磨煤機調溫風，以調節磨煤機出口介質溫度。在磨煤機入口前的冷一次風母管上引出一路作為給煤機的密封風，另引出一路經密封風機增壓后作為磨煤機的密封風。每臺鍋爐配2臺50%容量動葉可調軸流式送風機；配2臺50%容量的動葉可調軸流式一次風機；配2臺50%容量動葉可調軸流式引風機(引風機與脫硫增壓風機合并)。本工程同步安裝SCR脫硝裝置，脫硝裝置布置在省煤器至空預器之間的脫硝鋼架上。每臺鍋爐配2臺三分倉回轉式空氣預熱器。空預器適應鍋爐裝設SCR裝置的規定。設有二次風熱風再循環，以防止鍋爐尾部低溫受熱面的腐蝕。鍋爐出口煙氣經除塵器除塵后經引風機至脫硫塔，100%容量脫硫解決后經GGH加熱至80℃左右通過煙囪排入大氣。本期工程2臺鍋爐設一座雙內筒集束煙囪，煙囪高度240m，出口直徑為φ7.5m，BMCR工況煙囪出口流速為26.33m/s(BRL工況流速23.1m/s)。燃燒系記錄算成果表(一臺爐BMCR工況)：序號名稱單位設計煤種校核煤種I校核煤種II1鍋爐實際耗煤量t/h379.80343.09413.482鍋爐計算耗煤量t/h378.86342.23412.443理論濕空氣量Nm3/kg5.7986.5065.3844理論煙氣量Nm3/kg6.2776.9275.8535空預器入口一次風溫℃3030306空預器入口二次風溫℃2525257空預器出口一次風溫℃2953062948空預器出口二次風溫℃3213253219排煙溫度(修正后)℃12112912010爐膛出口過?？諝庀禂?.151.151.1511一次風率％24.4720.8427.6912空預器出口煙氣量(每臺爐)kg/s1043.8391050.8381057.33213二次風總風量(每臺爐)kg/s670.26712.07648.7514一次風總風量(每臺爐)kg/s217.17187.46248.38制粉系記錄算成果表見下表(一臺爐BMCR工況)：序號名稱單位設計煤種校核煤種I校核煤種II1磨煤機基點出力t/h95.8095.8095.802磨煤機運營臺數臺5563磨煤機最大出力t/h92.56104.2799.694磨煤機磨損后期出力t/h87.9399.0694.705磨煤機BMCR實際出力t/h75.9668.6268.916磨煤機出力儲備系數1.16151.44691.37887磨煤機最大通風量kg/s41.5041.5041.508磨煤機出口風粉混合物溫度℃7070759磨煤機進口干燥劑溫度℃265.0236.6268.710鍋爐一次風率%24.4720.8427.9911磨煤機電動機功率kW100010001000空氣動力計算成果表見下表(設計煤種BMCR工況)：序號名稱單位數據一送風機匯總1吸風口至送風機入口Pa3262送風機出口至空預器入口Pa2083空預器本體阻力Pa9424空預器出口至二次風爐膛入口Pa8285二次風燃燒器阻力Pa18006系記錄算阻力(氣壓修正后)Pa3643一次風機匯總1吸風口至一次風機進口Pa2642一次風機出口至空預器進口Pa2183空預器本體阻力Pa9674空預器出口至磨煤機入口Pa12105磨煤機阻力Pa67006送粉管道阻力Pa40007一次風燃燒器阻力Pa14008系記錄算阻力(修正后)Pa14650引風機匯總1鍋爐本體阻力Pa13402空預器本體煙氣阻力Pa12103SCR阻力Pa9004靜電除塵器Pa2455回轉式GGHPa18006煙道阻力Pa12507脫硫系統阻力Pa20238系記錄算阻力(修正后)Pa9010煙風煤粉管道介質流速計算成果表見下表(設計煤種BMCR工況)：序號名稱管徑×壁厚(mm)流量(m3/s)流速(m/s)推薦流速(m/s)1送粉管道φ762×1010.9125.2222～282一次風機出口冷風道φ3420×4123.7214.1112～153空預器出口熱一次風母管φ3720×4265.8924.5720～254磨煤機調溫冷一次風母管φ1720×416.227.0512～155磨煤機進口熱風道(調溫前)φ1720×453.1823.1020～256磨煤機進口熱風道(調溫后)φ1720×456.5024.5520～257磨煤機進口冷風道(調溫前)φ1020×42.903.6012～158送風機出口冷風道φ6000×4323.911.4910～129空預器出口熱二次風道6000×5000×4621.9420.7915～2510除塵器進口水平煙道φ4600×5191.8611.5910～1511除塵器出口水平煙道4000×3600×5197.9913.8210～1512引風機進口垂直煙道7200×6000×6593.9713.7910～1513密封風機出口風道Φ820×311.23321.5813～253.3鍋爐重要輔助設備的選型3.3.1制粉系統3.3.1.1磨煤機磨煤機型式的選擇本工程設計煤種和校核煤種均適合采用中速磨煤機。目前我國廣泛采用的中速磨煤機型式有兩種，一種是從德國Babcock公司引進專利制造技術制造，后經國內自主開發的MPS型磨煤機,北方重工集團有限公司(原沈陽重型機械集團公司)和北京電力設備總廠采用；一種是從美國CE公司引進專利制造技術制造后經國內自主開發的HP型磨煤機，上海重型機器廠有限公司采用。兩種磨煤機均具有成熟的制造技術和業績。后長春發電設備有限責任公司于2023年與德國BABCOCK公司簽訂了MPS-HP-Ⅱ型中速磨煤機專有技術轉讓協議，成為該公司授權設計、生產制造MPS型中速磨煤機的專業廠家。MPS(ZGM)磨煤機為輪式磨煤機，對煤種適應力強，對“三塊”不敏感，占地略大，采用液壓變加載方式，可采用挪開分離器檢修磨輥、磨盤等耐磨件，也可采用磨輥翻出的檢修方式；HP磨為碗式磨煤機，占地略小，采用彈簧變加載方式，磨輥可直接翻出檢修，對“三塊”相對敏感，磨損后期的出力下降相對大些。根據煤質資料及制粉系統熱力計算，本期工程每臺爐可配置6臺HP1203/Dyn磨煤機或MPS275/ZGM133G型磨煤機，考慮各類中速磨各有特點，單一磨型的生產廠家較少，故磨煤機最終型式將通過招標擬定。磨煤機臺數的選擇磨煤機臺數的選擇應根據鍋爐容量、燃燒器數量、燃煤特性、燃燒區熱負荷、主廠房布置、投資、運營可靠性和經濟性等條件綜合考慮擬定。本工程每臺爐設立6臺中速磨煤機，與鍋爐燃燒器相匹配，燃用設計煤種時BMCR工況下5臺運營，1臺備用。本階段暫按MPS275型磨煤機進行計算，燃用設計煤種及校核煤種I時，BMCR工況下5臺磨煤機運營、1臺備用；燃用校核煤質Ⅱ時，BMCR工況下也可5臺磨煤機運營。磨制設計煤種且相應磨制的煤粉細度為R90＝17%時，磨煤機出力富裕系數為1.16，滿足《大中型火力發電廠設計規范》(GB50660-2023)中“在磨制設計煤種時，除備用外的磨煤機總計算出力不應小于鍋爐最大連續蒸發量時燃煤消耗量的110%，在磨制校核煤種時，所有磨煤機的總計算出力不應小于鍋爐最大連續蒸發量時的燃煤消耗量”的規定。3.3.1.2給煤機每臺鍋爐配置6臺能適應中速磨煤機正壓直吹式制粉系統運營的電子稱重式給煤機，出力為10～110t/h。3.3.1.3每臺鍋爐設立6座原煤倉。每座原煤倉的有效容積為不小于730m3，按設計煤種5座煤斗儲量能滿足鍋爐MCR負荷約8.15小時耗煤量，按校核煤種I5座煤斗儲量能滿足鍋爐MCR負荷約9.21小時耗煤量，按校核煤種Ⅱ6座煤斗儲量能滿足鍋爐MCR負荷約9.23小時耗煤量，符合《大中型火力發電廠設計規范》(GB50660-2023)的規定。為了防止堵煤在煤斗下部內襯不銹鋼材料，并在倉壁上設立疏松裝置。3.3.1.46臺磨煤機配置100%容量的密封風機2臺，1臺運營，1臺備用，供應磨煤機的密封風，防止煤粉外漏。密封風機為串聯吸風。密封風機風量為970m3/min，全壓為3.3.2煙風系統3.3.2.1一次風機一次風機系統的特點是風量小、風壓高，當風量變化時，風壓變化小。考慮機組運營的經濟性，本工程每臺鍋爐配置2臺50%容量的動葉可調軸流式一次風機。本工程一次風機的風量裕量按20%加溫度裕量選取，風壓裕量為20%。一次風機風量為145m3/s，全壓為16910Pa。風機入口裝有消聲器。3.3.2.2每臺鍋爐配置2臺50%容量的動葉可調軸流式送風機。該類風機運營經濟性好，調節靈活，調節范圍寬，可以滿足機組在調峰和變負荷下運營。本工程選用動葉可調軸流式風機。送風機的風量裕量取5%，另加溫度裕量，風壓裕量取15%。送風機風量為350m3/s，全壓為4200Pa。風機入口裝有消聲器。3.3.2.3每臺鍋爐配備2臺三分倉回轉式空氣預熱器?？諝忸A熱器除配有主電機和備用電機外，還配有盤車裝置，滿足空氣預熱器啟動和低速轉動的需要。每臺空氣預熱器均設有消防裝置、火災和停轉報警裝置和清洗裝置等。空氣預熱器采用良好的漏風控制技術，空氣預熱器漏風率第一年內不大于4.0%，運營一年后一個大修期內不大于5%。3.3.2.4本工程鍋爐排煙采用高效靜電除塵器。每臺爐選用兩臺三室五電場靜電除塵器，按環保規定，除塵器保證除塵效率≥99.85%，靜電除塵器出口煙塵排放濃度≯30mg/Nm3，濕法脫硫的除塵效率按50%計，煙囪出口煙塵排放濃度≯20mg/Nm3，滿足環保排放濃度規定。3.3.2.5每臺鍋爐配置2臺50%容量的引風機。煙氣系統中含脫硫裝置、脫硝裝置和煙囪，引風機需同時克服鍋爐、脫硝、除塵器、脫硫和煙囪的阻力(即“三合一”風機)，因此風機壓頭較高。引風機采用動調軸流風機。引風機的風量裕量為10%并加10℃溫度裕量，風壓裕量為20%。引風機風量為713m3/s，全壓為10800Pa3.3.3本期工程按同步安裝SCR脫硝裝置設計，由鍋爐廠保證鍋爐尾部空預器加裝SCR后可以安全、穩定、經濟運營。對空氣預熱器的設計考慮增長SCR脫硝裝置后的防腐、防堵措施，避免裝設脫硝裝置后帶來額外的銨化合物會在空預器換熱元件上結垢，以及結垢后引起空預器的堵塞、腐蝕現象對空預器的影響。本工程空預器進行針對性的設計：(1)空預器換熱元件的分段布置：在硫酸氫氨的結垢區域不允許出現換熱元件的分段，可減少因硫酸氫氨結垢引起的堵塞。(2)選擇合理的板型和材料：空預器冷段采用防堵灰的大波紋板型及防腐蝕的搪瓷材料；(3)控制空預器冷端綜合溫度，防止冷端低溫腐蝕。3.3.4每臺磨煤機的石子煤排放量不大于磨煤機出力的0.1%，石子煤排放到布置在零米以上的活動石子煤斗中，然后采用電瓶叉車的輸送方式。3.3.5本期工程2臺鍋爐設一座雙內筒集束煙囪，煙囪高度240m，內筒直徑φ7.5m，本工程脫硫裝置設立GGH，煙囪由土建按耐腐型“干煙囪”設計。3.4點火油系統鍋爐燃油系統流程圖見F1449C-J01-05。本期工程鍋爐點火和助燃用油均采用0號輕柴油。本期工程鍋爐點火采用高能電弧點火裝置，為二級點火系統，由高能電火花點燃輕柴油，然后點燃煤粉。鍋爐采用機械霧化。根據對本工程所燃用煤質以及目前國內各種無油、少油點火技術的分析，本工程采用微油點火方式，以實現機組啟、停及穩燃工況下最大限度地減少燃油量，減少機組運營費用?？紤]到鍋爐運營的安全性及經濟性，在采用節油點火裝置后，燃油系統設計適當減小，并減少燃油油罐容量。燃油貯存系統設2×500m3鋼制儲油罐。設立2×100%容量卸油泵，1臺運營，1臺備用。供油泵選用3臺35%容量離心泵。供油泵的容量可滿足1臺爐點火和另13.5啟動蒸汽系統本期工程設一套啟動鍋爐系統(1×50t/h燃油啟動鍋爐)，涉及附屬的汽水系統、燃油系統。啟動鍋爐參數為1.27MPa，354煙氣脫硝系統及設備選擇4.1重要設計原則本期工程兩臺機組考慮同步安裝排煙脫硝裝置。氨的貯存、制備車間為兩臺機組共用。目前脫硝工藝有很多種，但結合本工程的實際情況，推薦采用選擇性催化還原法(SCR)，該方法脫硝效率高，工藝成熟，在全世界脫硝方法中占主導地位。采用低NOx燃燒技術，鍋爐省煤器出口NOx排放可到達180mg/Nm3以下，SCR裝置入口NOx計算濃度與鍋爐出口NOx排放濃度間留有一定的裕度，按300mg/Nm3考慮。SCR煙氣脫硝效率按不低于80%考慮。脫硝系統不設立煙氣旁路和省煤器高溫旁路系統。脫硝反映器布置在鍋爐省煤器和空預器之間。吸取劑為純氨。脫硝設備年運用小時按5000小時考慮。裝置設計壽命為30年。脫硝系統及裝置可用率不小于98%。4.2脫硝工藝系統脫硝裝置布置位置，目前國內外采用最多的一種方式就是布置在省煤器和空預器之間的高溫煙道內。在該位置，煙氣溫度可以達成反映的最佳溫度。因此本工程脫硝裝置布置在省煤器和空預器之間的高溫煙道內。煙氣經鍋爐省煤器進入垂直布置的SCR反映器里，每臺鍋爐配有2個反映器，煙氣通過均流器后進入催化劑層，然后煙氣進入空預器、除塵器、引風機和脫硫裝置后，排入煙囪。在進入煙氣催化劑前設有氨注入的系統，煙氣與氨氣充足混合后進入催化劑反映，脫去NOx。本工程一臺爐配2個反映器。催化劑的型式采用蜂窩式式。4.3重要設計參數以下參數基于一臺鍋爐BMCR工況、設計煤種：脫硝裝置進口煙氣溫度：≈360℃脫硝裝置入口NOx濃度：≤300mg/Nm3脫硝效率：不小于80%氨的逃逸率：小于3PPmSO2/SO3轉化率：小于1%脫硝系統本體壓降：不大于800Pa，加附加層后壓降：不大于900Pa催化劑壽命：3年催化劑層數：共3層，其中1層作為備用4.4氨的運送、貯存、制備和供應系統4.4.1脫硝劑制氨一般有三種方法：尿素法，純氨法，氨水法。氨系統的三種方法中，使用尿素制氨的方法最安全，但是，其投資、運營總費用最高；純氨的運營、投資費用最低，但是，純氨的存儲需要較高的壓力，安全性規定較高。氨水介于兩者之間。根據國內外制造廠商的介紹，在日本和中國臺灣均采用純氨法，在歐洲根據不同地區的情況三種方法均有應用。純氨法應用廣泛，貯運量小，有助于布置，本工程推薦采用純氨法。脫硝系統用的反映劑為純氨，濃度為99.6%，其品質符合國家標準GB536-88《液體無水氨》技術指標的規定。一臺機組脫硝劑(液氨)的消耗量如下(設計煤種、B-MCR)：設計煤種校核煤種I校核煤種II每小時用量(kg/h)291.8291.6296.4日用量(20小時噸)5.8365.8325.928年用量(5000小時噸)1459145814824.4.2液氨貯存和制備系統涉及液氨卸料壓縮機、液氨儲槽、液氨蒸發槽、氨氣緩沖槽及氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。此套系統提供氨氣供脫硝反映使用。液氨的供應由液氨槽車運送，運用液氨卸料壓縮機將液氨由槽車輸入液氨儲槽內。儲槽輸出的液氨在液氨蒸發槽內蒸發為氨氣，然后流進入氨氣緩沖槽，通過調壓閥減壓，再通過氨氣輸送管線送到鍋爐側的脫硝系統。氨氣系統緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經水的吸取排入廢水池，再經由廢水泵送至廢水解決站解決。液氨系統各排放處所排出的氨氣由管線匯集后從稀釋槽低部進入，通過度散管將氨氣分散入稀釋槽水中，運用大量水來吸取安全閥排放的氨氣。氨氣稀釋槽和廢水池、廢水泵等設備均按兩臺機組公用設立。為防止氨氣的泄漏和氨氣與空氣的混合導致爆炸，本系統的卸料壓縮機、液氨儲槽、液氨蒸發槽、氨氣緩沖槽等都備有氮氣吹掃管線。4.液氨作為一種重要的化工原料和化肥，生產廠家繁多，可供選擇的供貨商很多。其液氨質量為濃度不小于99.6%。4.5脫硝系統的布置本工程脫硝裝置布置在鍋爐省煤器和空預器之間的位置。煙道從省煤器后接出，通過垂直上升后變為水平，接入SCR反映器，反映器為垂直布置，通過脫硝以后的煙氣接入空預器入口煙道。脫硝裝置支撐在空預器上方的鍋爐鋼架上，由鍋爐廠負責脫硝裝置的鋼架設計。在設計上要留有足夠的通道，涉及施工、檢修需要的吊裝及運送通道；脫硝裝置平臺、扶梯與鍋爐平臺相連接。脫硝裝置的平常檢修、維護人員可通過鍋爐房電梯到達與脫硝裝置相相應的鍋爐平臺。氨的貯存和制備系統布置在脫硫島后，詳見總圖專業布置圖。5熱力系統及輔助設備選擇5.1熱力系統的重要設計原則熱力系統遵循成熟、可靠合理的原則，充足考慮運營的安全、經濟性，優化設備選型和配置，簡化工藝系統。本工程汽輪發電機組的熱力系統除輔助蒸汽系統外，均按單元制系統進行設計。機組采用9級回熱加熱系統，設有3臺高壓加熱器(單列，其中3#高加設有外置式蒸汽冷卻器)、1臺除氧器、5臺低壓加熱器。其中，8/9號低壓加熱器布置于2臺凝汽器的喉部。采用2×50%容量汽動給水泵，且前置泵與主泵同軸布置；2臺機組設立1臺45%容量的電動啟動給水泵。熱力系統所涉及的設備和管道能滿足汽輪機從啟動到調節閥全開(VWO)各種不同運營工況的規定。5.2重要熱力系統設計原則及特點除四大管道按照中國電力工程顧問集團公司Q/DG2-A0104-J01-2023《火力發電廠主汽、再熱系統設計技術導則》規定設計外，其余系統的設計壓力和設計溫度以及介質流速的擬定，按《火力發電廠汽水管道設計技術規定》和《火力發電廠汽水管道應力計算技術規定》執行。5.2.1主蒸汽、再熱蒸汽系統(見F1449C-J01-06～08主蒸汽及高、低溫再熱蒸汽系統采用單元制系統。主蒸汽管道和熱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，平行接到汽輪機前，分別接入高壓缸和中壓缸主汽關斷閥和再熱蒸汽關斷閥。主蒸汽管道在汽輪機入口前設有壓力平衡連通管。低溫再熱蒸汽管道從高壓缸的2個排汽口引出，在高排止回閥的上游匯成1根干管，到鍋爐前再提成2根支管接至再熱器入口聯箱。鍋爐過熱器出口及再熱器的進出口管道上均設有水壓實驗隔離裝置，用于鍋爐水壓實驗。低溫再熱蒸汽系統向給水泵汽輪機提供高壓備用汽源，用于機組低負荷時汽動給水泵的運營。在進入給水泵汽輪機高壓進汽閥之前，設有電動隔離閥，在正常運營時處在啟動狀態，使管道處在熱備用。此外，低溫再熱蒸汽系統還提供2號高壓加熱器的加熱用汽，并為輔助蒸汽系統、軸封系統提供汽源。主蒸汽管道，高、低溫再熱蒸汽管道均考慮有適當的疏水點和相應的動力驅動的疏水閥，以保證機組在啟動暖管和低負荷或故障條件下能及時疏盡管道中的冷凝水，防止汽輪機進水事故的發生。每1根疏水管道都單獨接到凝汽器。主蒸汽管道、再熱(熱段)蒸汽管道的主管采用ASTMA335P92無縫鋼管(內徑管)，其疏水管道與主管材料相同，再熱(冷段)蒸汽管道采用ASTMA672B70CL32電熔焊鋼管，疏水管道采用20號鋼。再熱系統壓降對機組經濟性影響遠大于主蒸汽系統，因此再熱系統蒸汽管道規格的合理選取對減少系統壓降，提高機組經濟性很故意義。本工程重要是控制再熱(熱段)蒸汽管道內介質流速接近推薦流速的上限，再熱(冷段)蒸汽管道內介質流速接近推薦流速的下限，優化后額定工況下再熱系統壓降控制在不大于7%。主蒸汽和再熱蒸汽系統重要管道的設計參數、管材、管徑、管內流速等見表4.4-1。5.2.2汽輪機旁路系統(見F1449C-J01-06～08汽機廠的啟動方式有高壓缸啟動和高、中壓缸聯合啟動兩種方式均可以，滿足一級大旁路或二級串聯旁路方案的規定，現階段機組暫按設立高、低壓二級串聯旁路系統考慮，最終旁路方案設計聯絡會擬定。旁路系統暫按35%BMCR容量、高低壓兩級串聯旁路系統設計。旁路系統的重要功能是：在冷態、溫態、熱態和極熱態下能啟動機組，在整個啟動過程中，能使汽機進口蒸汽壓力、溫度、流量穩步提高，滿足汽輪機的規定，從而縮短機組的啟動時間。高壓旁路系統從汽機入口前主蒸汽聯絡管接出，經減壓減溫后接至冷再熱蒸汽管道上。高壓旁路裝置由高壓蒸汽旁路閥及其驅動裝置、噴水減溫調節閥及關斷閥組成，減溫水來自鍋爐給水泵出口母管；低壓旁路系統從汽機中壓缸入口前熱再熱蒸汽兩根支管分別接出，經減壓減溫后接至凝汽器喉部，喉部設有三級減溫減壓裝置，三級減溫減壓裝置由汽機廠供貨。低壓旁路裝置每臺機組安裝二套，每套由低壓蒸汽旁路閥及其驅動裝置、噴水減溫調節閥及關斷閥組成，減溫水來自凝結水系統。5.2.3給水系統(見F1449C-J01-0給水系統的作用是將經除氧合格的給水升壓送至鍋爐省煤器。在此過程中，給水在各級高壓加熱器中由來自汽輪機相應的各段抽汽加熱，以提高循環效率。給水系統還分別向過熱器減溫器、再熱器減溫器(由給水泵抽頭給水提供)和旁路減溫減壓裝置提供減溫水。給水系統采用單元制，其設計容量按鍋爐最大連續蒸發量(BMCR)工況時的相應給水量進行設計。給水泵容量按給水系統設計容量再加5%裕量進行選擇。有關給水泵的選擇詳見專題報告《給水泵選型與配置專題報告》。每臺機組配置2臺50%容量汽動給水泵，且前置泵與主泵同軸布置。考慮到汽動給水的可靠性已很高，備用給水泵的使用率較低，為節省工程投資，本工程2臺機組設立一臺45%BMCR容量的電動給水泵，只考慮啟動功能，不考慮備用功能，同時滿足鍋爐穩壓吹管規定(給水流量規定～1300t/h)，不再額外增長啟動鍋爐房的容量。推薦采用單列高壓加熱器，大旁路系統，當3臺高壓加熱器中任何1臺發生故障時，則啟動旁路直接向省煤器供水。相對于雙列高加、小旁路可以簡化系統，減少閥門的用量及工程占地，節省投資。在每臺給水泵出口止回閥前的給水管路上接出可調節型的最小流量再循環裝置，以滿足給水泵最小流量的規定。再循環管道接至除氧器。在1號高壓加熱器出口至鍋爐省煤器入口的給水管道上設有給水旁路管道，該管道上設有給水調節閥，用于機組啟動時調節給水流量。機組正常運營時，給水流量由控制給水泵汽輪機的轉速進行調節；當機組啟動和低負荷運營時，給水流量由省煤器入口關斷閥的旁路調節閥控制。主給水管道上不裝設調節閥。高壓給水管道材質采用15NiCuMoNb5-6-4。5.2.4抽汽系統(見F1449C-J01-汽輪機為9級非調整抽汽(涉及高壓缸排汽)，其中1、2、3段抽汽分別供應1、2、3號高壓加熱器用汽(其中3#高加設有外置式蒸汽冷卻器)；4段抽汽供汽至給水泵汽輪機、除氧器和輔助蒸汽聯箱；5、6、7、8、9段抽汽分別供汽至5臺低壓加熱器。除8、9段抽汽外，汽輪機其它各段抽汽管道均設立氣動止回閥和電動隔離閥；考慮到4段抽汽用戶較多，用汽量較大，在4段抽汽總管設立2道氣動止回閥和1道抽汽關斷閥。每臺給水泵汽輪機的低壓蒸汽管道上設1個電動隔離閥和1個止回閥。在去除氧器和輔助蒸汽聯箱的管道上分別設立1個電動隔離閥和1個止回閥。汽輪機5段抽汽由中壓缸末級接出至5號低壓加熱器，6段抽汽管道從凝汽器的殼體內穿出后接至6號低壓加熱器，7段抽汽管道從凝汽器的殼體內穿出后接至7號低壓加熱器。2臺8/9號組合式低壓加熱器分別布置在高、低壓側凝汽器喉部，8、9段抽汽管道布置在高、低壓側凝汽器內部。5.2.5輔助蒸汽系統(見F1449C-J01-輔助蒸汽用于除氧器啟動和低負荷用汽、汽輪機軸封供汽、給水泵汽輪機和磨煤機滅火用汽、少油點火用汽、生水加熱器用汽等。輔助蒸汽系統的汽源為汽機的4段抽汽和冷再熱蒸汽，冷再熱蒸汽與輔助蒸汽聯箱之間設有減壓閥。1號機組啟動時，啟動蒸汽來自啟動鍋爐房。每臺機組設立1臺輔助蒸汽聯箱，兩臺機組輔汽聯箱之間設有聯絡母管。輔助蒸汽系統的設計容量按機組也許出現的最大輔助蒸汽用量或機組正常運營輔助用汽量加相鄰機組起動汽量中較大者考慮。輔助蒸汽系統工作壓力定為0.8～1.3MPa.a，工作溫度250℃～410℃。為了防止調節閥失控時輔助蒸汽系統超壓，在輔汽聯箱上裝有安全閥機組在不同狀態下輔助蒸汽耗汽量見下表：序號蒸汽用戶名稱第1臺機組啟動(t/h)正常運營(每臺機)(t/h)備注1除氧器402汽機及小機軸封用汽53空預器吹灰啟動用汽10*間斷使用4磨煤機消防用汽2*2*間斷使用5生水加熱器用汽23冬季啟動用6少油點火暖風器3合計503說明：表中帶*的量為間斷使用，不計入總量中。5.2.6凝結水系統(見F1449C-J01-1由于100%容量的凝結水泵具有更高的效率，且占地小，本工程推薦每臺機組設立2×100%容量的凝結水泵，每臺泵的容量為凝結水系統設計容量的110%，設立1拖2變頻，額定工況時1臺運營，1臺備用。當運營泵發生故障時，備用泵自動投入運營。當運營泵故障或檢修時，變頻器切換到備用泵。凝結水泵采用變頻調速運營，使泵在各種運營工況都能在高效率點工作，從而達成顯著的節能效果。凝結水精解決裝置容量為100%，并設有100%容量的啟動及事故旁路。凝結水精解決采用單元制布置。5號、6和7號、8和9號低壓加熱器分別采用電動閥的小旁路系統。軸封冷卻器出口的凝結水管道上設有除氧器水位調節閥，作為凝結水泵變頻裝置故障時的備用。自軸封冷卻器出口的凝結水管道引出最小流量再循環管路，經最小流量調節閥回到凝汽器，以保證啟動和低負荷期間凝結水泵通過最小流量運營，防止凝結水泵汽蝕，同時也保證啟動和低負荷期間有足夠的凝結水流過汽封冷卻器，維持軸封冷卻器的真空。5號低加出口設凝結水排放管，機組啟動凝結水水質不合格時，排至鍋爐啟動疏水擴容器。此外，凝結水系統還向疏水擴容器、低壓缸噴水、三級減溫器、輔助蒸汽減溫器及其它減溫器提供減溫水。本工程主廠房內不設凝結水補充水箱和補充水泵，機組啟動上水和正常補水直接由化學水解決車間的補充水泵提供。化學水解決車間設有3000m3的除鹽水箱3臺，正常運營除鹽水補充水泵2臺、啟動除鹽水補充水泵2臺，以滿足25.2.7加熱器疏水放氣系統(見F1449C-J01-15、1高壓加熱器疏水采用逐級串聯疏水方式，即從較高壓力的加熱器排到較低壓力的加熱器，直至排到除氧器。各級高加疏水均設一事故疏水旁路去汽輪機本體疏水擴容器，最終排到凝汽器，用于啟動和事故狀態下的疏水。低壓加熱器疏水系統采用逐級串聯疏水方式，即從較高壓力的加熱器排到較低壓力的加熱器，最終排至凝汽器。各低壓加熱器均有直接排至凝汽器疏水擴容器的事故疏水管道。每個加熱器的疏水管路上均設有疏水調節閥。所有加熱器均設有兩個分開的疏水接口，正常疏水接口位于加熱器疏水冷卻段，危急疏水接口位于加熱器的凝結段。為防止加熱器疏水管道的磨損和振動，采用以下防止措施：a)加熱器疏水調節閥的布置盡也許靠近疏水接納容器。b)布置在疏水調節閥下游的第一個彎頭以三通代替，在三通的直通出口裝設不銹鋼(或合金鋼)堵板。c)加熱器正常疏水和危急疏水調節閥下游的管道采用低合金鋼或不銹鋼材料，管子直徑和壁厚加大一級。除氧器高水位溢流及緊急放水接至本體疏水擴容器，檢修放水接至鍋爐啟動疏水擴容器。軸封冷卻器的疏水經自動疏水器排入凝汽器。加熱器放氣管數量、位置和口徑系根據制造廠規定而定。高加連續放氣接入除氧器，低加連續放氣接入凝汽器。高加汽側啟動放氣排大氣，低加汽側啟動放氣接入凝汽器。所有加熱器水側放氣都排大氣，除氧器所有放氣管排大氣。5.2.8循環冷卻水系統(見F1449C-J01-1本工程采用海水直流冷卻系統，凝汽器采用單流程雙背壓凝汽器，換熱管采用鈦管。凝汽器單側運營可保證75%銘牌出力。每臺機組2根循環水管由主廠房A列外循環水母管引入，流經低壓側(電機側)凝汽器后進入高壓側(汽機側)凝汽器，高壓側排出循環水由主廠房A列引出。循環水管道設自動回轉排污型二次濾網，二次濾網濾網網孔不大于5mm，以保證凝汽器設備安全運營。凝汽器2根管道各設1套膠球清洗裝置，在機組運營過程中定期投入使用保證凝汽器換熱管清潔，提高機組效率。5.2.9開式循環冷卻水系統(見F1449C-J01-1本工程主廠房內輔機冷卻水系統采用開、閉式相結合的方式，其中輔機開式循環冷卻水來自廠區循環水供水管，通過被冷卻設備后，回至廠區循環水回水管。該系統重要為閉式水換熱器和真空泵冷卻器提供冷卻水。開式循環冷卻水系統設1臺自動反沖洗濾水器，閉式水換熱器采用管式換熱器，阻力與主機凝汽器相稱，故不設開式水升壓泵。由于重要輔機未訂貨，故開式循環冷卻水量無法記錄，參考已有工程的設計經驗，暫按3800t/h流量設計。5.2.10閉式循環冷卻水系統(見F1449C-J01-閉式循環冷卻水系統采用除鹽水作為冷卻介質，向除真空泵外的所有設備提供冷卻水。閉式循環冷卻水回水通過閉式循環冷卻水泵升壓后，經閉式循環水熱互換器冷卻后送至各被冷卻設備，循環使用。系統中設有膨脹水箱，膨脹水箱來的除鹽水接至水泵進口母管上，以維持閉式循環冷卻水系統的壓力、提供系統的補水并吸取冷卻水的熱膨脹。系統的充水和補充水均接至膨脹水箱中。每臺機組設有兩臺100%容量的閉式循環冷卻水泵、兩臺65%容量的閉式水熱互換器、1臺20m閉式循環冷卻水泵為一臺運營，一臺備用。閉式水換熱器推薦采用管式換熱器。在汽輪機潤滑油冷卻器、發電機氫氣冷卻器、發電機定子水冷卻器和閉式水熱互換器的冷卻水管道上設有冷卻水調節閥，以控制各冷卻器被冷卻介質的溫度。由于重要輔機未訂貨，故閉式循環冷卻水量表格中的部分數據僅為參考。5.2.11凝汽器抽真空系統(見F1449C-J01-凝汽器抽真空系統在機組啟動初期將主凝汽器汽側空間以及附屬管道和設備中的空氣抽出以達成汽機啟動規定；機組在正常運營中除去凝汽器空氣區積聚的非凝結氣體，提高凝汽器換熱量，維持汽輪機背壓，提高機組的整體熱效率。每臺機組凝汽器真空系統設立3臺50%容量的水環式真空泵，兩臺正常運營，1臺備用，在機組啟動時，可投入3臺運營，以縮短機組啟動時間。聚集在高壓和低壓凝汽器空氣區不凝結氣體各設立1根母管，然后分別由高、低壓側真空泵抽出排至大氣中。每個凝汽器殼體上還設立1只帶有水封的真空破壞閥。5.2.12潤滑油貯存凈化系統(見F1449C-J01-潤滑油系統設備由主油箱、主油泵、啟動油泵、直流事故油泵、輔助油泵、頂軸油泵，冷油器及油管道組成。系統向汽輪機和發電機各軸承提供潤滑油，以保證機組的正常運轉，同時向發電機氫密封提供密封用油以及為頂軸油泵提供油源。主油箱為臥式長方形集裝式油箱，潤滑油系統設2臺板式冷油器，1臺運營，1臺備用。汽輪機采用套裝油管道，保證機組運營中潤滑油不滲漏，保證機組的安全。機組油管道所有采用不銹鋼管材，以保證潤滑油系統清潔。每臺汽輪發電機設有1套在線潤滑油凈化裝置，2臺給水泵汽輪機設立1臺在線潤滑油凈化裝置，用于凈化解決汽輪機主油箱或給水泵汽輪機油箱中的油。每2臺汽輪發電機設立1臺臟油/凈油組合儲油箱，本系統還設有潤滑油輸送油泵，用于儲油箱與汽輪機主油箱或與給水泵汽輪機油箱之間潤滑油的輸送。主汽輪機主油箱、給水泵汽輪機油箱、潤滑油貯油箱分別設有事故放油管道，其放油排至布置在汽機房外的潤滑油事故放油池。5.2.13啟動系統按設立啟動循環泵考慮。鍋爐設內置式啟動系統，涉及啟動分離器、貯水箱、循環泵、疏水擴容器、凝結水箱、疏水泵，水位控制閥、截止閥、管道及附件等組成。汽水分離器、貯水箱、集箱及相應的管道上應裝設供化學清洗、停爐保護用的管座，并配備相應的閥門。在冷態、熱態水沖洗時，在水質尚未合格前，需通過疏水擴容器的擴容減壓后通過疏水泵排至水工專業循環水回水管。在水質達成合格時排入汽輪機凝汽器內的疏水擴容器。5.3重要輔助設備選型及其特點重要輔助設備按汽輪機VWO工況的參數進行設計選擇，且能適應機組變工況運營的規定。5.3.1凝汽器選用雙背壓、雙殼體、表面式、橫向布置凝汽器。由汽機廠成套供貨。設備重要規范如下：設計工況： TMCR工況有效冷卻面積： 56200m2冷卻倍率： 65凝汽器背壓： 4.8kPa.a換熱管材質： 鈦鋼冷卻水質： 海水熱井容量： 5分鐘5.3.每臺機組配置2×100%容量凝結水泵，1臺運營，1臺備用。每臺機組設立1套變頻調速裝置，與運營泵電機匹配運營，與備用泵電機設計為1拖2模式備用。當運營泵故障或檢修時，變頻器切換到備用泵。凝結水泵重要規范：型式： 立式筒袋泵流量： 2300m3/h揚程： 330mH2O電機功率： 2850kW5.3.本工程推薦采用內置式除氧器。本期工程除氧器可以采用定、滑壓運營方式，重要技術參數如下：最大出力為： 3100t/h出水含氧量： 小于5ppb水箱有效容積：270m35.3.每臺機組給水系統配置2臺50%容量的汽動給水泵，且前置泵與主泵同軸布置；兩臺機組共用1臺45%容量的電動啟動給水泵。給水泵重要技術參數如下：5.3.4.1額定出口流量：1530t/h(暫定)揚程： 3665mH2O(暫定)5.3.4.2額定流量： 1560t/h(暫定)揚程： 127mH2O(暫定)5.3.4額定流量： 1400t/h(暫定)揚程： 1500mH2O(暫定)5.3.汽動給水泵汽輪機選用單軸、單缸、雙汽源、冷凝式變速汽輪機。當主機啟動及負荷降至30%以下時，主機4段抽汽不能滿足鍋爐給水泵規定期，調節系統將自動地將汽源切換到輔助蒸汽系統或冷再熱蒸汽供汽。汽輪機功率：～30MW給水泵汽輪機油系統采用集裝式。5.3.6機械主機機械真空泵容量按最大空氣泄漏量和抽空氣容積來選擇，保證在4.8kPa.a，20℃冷卻水溫時的抽吸能力為140kg/h。每臺機組選用3臺機械真空泵，當機組啟動時投入3臺水環式機械真空泵，可以更快地建立起所需要的真空度。正常運營2臺運營，5.3.75.3.7.1高每臺機組安裝3臺高壓加熱器，采用臥式U形管—管板表面式加熱器，其中，3#高加設有外置式蒸汽冷卻器。高壓加熱器以汽機T-MCR工況作為設計保證工況，并備有10%的換熱面積余量，VWO工況作為校核工況。高壓加熱器面積待招標擬定。5.3.7.2低每臺機組設有5臺低壓加熱器，低壓加熱器采用臥式U形管—管板表面式加熱器，設有蒸汽凝結區和疏水冷卻段。8/9號組合式低壓加熱器布置于凝汽器接頸部。低壓加熱器以汽機T-MCR工況作為設計保證工況，并備有10%的換熱面積余量，VWO工況作為校核工況。低壓加熱器由汽機廠成套供貨。各低加的面積為：5號低加面積為1680m2，6號低加面積為1680m2，7號低加面積為1930m2，8號低加面積為2×1120m2，9號低加面積為2×1285m2。5.3.8本期工程旁路系統暫按35%BMCR容量、兩級串聯旁路設計。旁路的執行機構擬采用電動或氣動方式。5.3.9閉式水換熱器的重要技術數據為：型式： 管式、光管、單流程設計流量：一次水： 3800m3/h二次水(除鹽水)： 3100m3/h一次水最高進水溫度： 33一次水設計壓力： 0.6MPa.g二次水最高進水溫度： 4二次水最高出水溫度： 38二次水設計壓力： 0.65MPa.g換熱管材質： 鈦管5.3.型式： 臥式、離心泵設計流量： 3400m3/h設計揚程： 34m電動機功率： 430kW5.4重要汽水管道管徑的選擇表4.4-1重要汽水管道規格表序號名稱設計壓力MPa.g設計溫度℃設計流速m/s管道材料選用尺寸1主蒸汽管道主管30.7761050.9A335P92ID344x98主蒸汽管道支管30.7761048.97A335P92ID248×712高溫再熱蒸汽管道主管5.8062861.80A335P92ID749×473低溫再熱蒸汽管道主管5.8035830.59A672B70CL32?1219×38低溫再熱蒸汽管道主管5.8035832.93A672B70CL32?833×274高壓給水管道主管39305.74.9215NiCuMoNb5?660×685凝結水管道4.6186.23.4620?530×176一段抽汽管道9.7443250.0712Cr1MoVG?273×147二段抽汽管道5.80357.342.1920G?377×228三段抽汽管道2.33356.247.4220?377×129三段外置式蒸汽管道2.49526.541.3612Cr1MoVG?450×1610四段抽汽管道1.09404.145.4120?820×1611五段抽汽管道0.58325.843.4420?530×912六段抽汽管道0.29261.247.84Q235-A?630×713七段抽汽管道0.11188.441.82Q235-A?920×106系統運營方式6.1機組啟動條件及啟動系統6.1.1a、啟動汽源來自啟動鍋爐房。c、系統循環水(海水)來自海邊循環水泵房，鍋爐上水、凝結水補水和閉式循環冷卻水上水均來自化學除鹽水。6.1.2a、電廠循環水采用海水直流冷卻系統。海水經循環水泵升壓，經廠區循環水管道進入主廠房凝汽器。機組啟動前建立正常的循環水的運營。b、化學除鹽水由化學車間來，送入主廠房除鹽水母管。鍋爐沖洗水及啟動上水由除鹽水母管補入凝汽器，經凝結水泵、除氧器，由給水泵向鍋爐上水。c、輔助蒸汽系統啟動前由啟動鍋爐系統供汽，向除氧器、軸封系統、少油點火系統加熱、空預器等系統供汽。d、潤滑油系統進行油循環，啟動頂軸油泵、發電機密封油系統。e、盤車系統在頂軸油系統正常建立后，投入正常盤車。f、機組啟動前投軸封冷卻器，投軸封供汽，建立正常軸封。機組啟動前汽機本體及管道疏水閥打開。g、機組啟動前關閉真空破壞閥，啟動真空泵，建立機組真空。h、發電機啟動前，完畢空氣向氫氣的置換。i、機組啟動前儀表用空壓機及輔助系統投運，備用空壓機處在備用狀態，確認壓縮空氣系統正常。j、機組啟動前確認旁路設備正常，鍋爐啟動前啟動旁路系統，配合鍋爐快速啟動，汽輪機通汽后，根據汽機啟動方式，控制旁路的運營。k、鍋爐爐膛安全監視系統及燃燒器管理系統在點火前調試好，并保持良好工作狀態。l、鍋爐點火系統在點火前調試好，保持良好工作狀態，并隨時可以投入。6.2主輔機設備的可控性及對控制、調節方式的規定6.2.16.2.26.6.2.4汽輪機重要輔機建立正常的控制功能，如超速、脹差、凝汽器水位、除氧器水位、高、低加水位、給水流量、汽輪機排汽背壓監測控制等，還設有6.2.56.3機組啟動方式6.3.1機組啟動方式為高壓缸啟動和高、中壓缸聯合啟動兩種方式6.3.2冷態啟動(高壓內缸上半內壁金屬溫度下降至150℃溫態啟動(高壓內缸上半內壁金屬溫度下降至150℃～300℃熱態啟動(停機10h內，高壓內缸上半內壁金屬溫度下降約為T-MCR工況的80%以上)極熱態啟動(停機1h內，高壓內缸金屬溫度仍維持或接近T-MCR工況)6.3.3機組可采用定壓運營、滑壓運營及定—滑—定等多種運營模式。在定—滑—定壓啟動時,定壓運營的范圍暫定為T-MCR工況負荷的0～30%和90～100%；變壓運營的范圍暫定為6.4機組停用設計中考慮了輔機故障減負荷工況。在不同運營工況下，鍋爐汽機協調控制系統、鍋爐燃燒控制系統、汽輪機調速控制系統能自動調節，鍋爐按程序自動減負荷對角切除燃料，汽輪機有關進汽、抽汽閥以及疏水閥按控制規定啟動或維持相應的閥位，以適應不同運營工況，并對重要設備和系統進行保護。6.5機組運營方式6.6.5.26.6.6機組的安全保護6.6.1(1)主汽壓力超壓保護(2)燃料斷流保護(3)爐膛壓力保護(4)再熱蒸汽超溫保護(5)給水流量過低保護(6)再熱蒸汽壓力過低保護(7)滅火保護6.6.2(1)汽輪機超速(2)潤滑油壓力過低(3)凝汽器真空過低(4)轉子軸向位移大(5)調速油壓過低(6)軸承振動超限(7)抽汽防逆流保護(8)汽輪機排汽溫度高保護(9)汽輪機防進水(10)發電機冷卻水系統故障保護(11)DEH控制系統失電保護6.6.3(1)除氧器高、低水位保護(2)除氧器壓力保護(3)高、低壓加熱器水位保護(4)磨煤機制粉系統防火防爆保護(5)風機、給水泵及其潤滑油泵之間的聯鎖保護6.6.4(1)輔助蒸汽系統輔助蒸汽聯箱上設有全啟式彈簧安全閥，防止因調節閥故障，致使聯箱超壓。(2)軸封系統軸封供汽汽源來自輔助蒸汽和再熱冷段。為防止因誤操作或調節閥故障而引起管道內超溫、超壓，在供汽母管上設有低壓減溫器及溢流閥，以保證軸封供汽參數在允許范圍內。(3)發電機氫、油、水系統為防止發電機內氫氣向外泄漏，對氫密封油油壓進行調節，以維持氫密封油與氫氣的壓差在正常范圍。對氫氣壓力、純度、溫度需進行測量、監視和控制。控制定子內冷水水壓(低于氫壓)和定子冷卻水進水溫度(高于氫氣冷風溫度)。(4)脫硝系統鍋爐正常運營時，脫硝系統投入運營，只在特殊情況(如煙溫不能滿足催化劑允許溫度范圍)時將停止噴氨，此時鍋爐在不脫硝情況下(煙氣仍通過催化劑)運營。液氨卸載系統、液氨貯槽系統、氣氨供應系統和輔助系統內的裝置運營模式與鍋爐運營相協調，保證啟動方式上的快速投入與停止，在負荷調整時有良好的適應特性。7主廠房布置本階段，主廠房布置對二個方案進行比選：方案一：采用汽機房、鍋爐房兩列式布置，集中側煤倉；方案二：采用汽機房、除氧間、鍋爐房三列式布置，集中側煤倉。方案一的布置可以使煙囪到A列的距離縮短，減少占地面積，減少重要管道的耗量。因此本階段優先推薦采用方案一。本說明書只對方案一進行具體說明，方案二的詳述及兩種布置方案的具體比較請參閱《主廠房布置設計優化專題報告》，本說明書不再贅述。7.1主廠房設計的重要原則7.1.1本期工程按2×1000MW燃煤7.1.2本期工程7.1.3本工程設立集控樓，4臺機組共用1個集控室，布置在汽機房固定端7.1.4主廠房采用鋼筋混凝土結構。主廠房擴建方向為左7.1.5本期工程自擴建端上煤，側煤倉后部設轉運站。7.1.6全鋼構架鍋爐，露天布置(考慮到建筑景觀規定，采用局部封閉)，爐頂采用輕型金屬屋蓋，密封大罩殼。7.2主廠房布置重要尺寸表項目單位數據1集中控制室布置位置－汽機房固定端集中控制室尺寸(長×寬)m×m36×18集中控制室標高m17.002汽機房：汽輪發電機組布置方式－縱向，機頭朝向擴建端汽機房跨度m36汽機房長度m2×2×10+2×5×9+2×2×11+10+9+1.5=194.5汽機房運轉層標高m17汽機房中間層標高m8.6行車軌頂標高m30.7汽機房屋架下弦標高m33.8汽輪機中心線至A排柱距離m13除氧器布置區域鍋爐構架K0～K1間除氧器布置層標高m42.1高壓加熱器布置區域汽機房B列柱側高壓加熱器布置層標高m17.0低壓加熱器布置區域汽機房B列柱側低壓加熱器布置層標高m8.64煤倉間煤倉間位置兩爐中間煤倉間寬度m23.5煤倉間長度m70給煤機層標高m17.0皮帶層標高m44.35鍋爐房爐前距離m4.5鍋爐前排柱至后排柱距離m76.4(含脫硝)鍋爐兩外側柱中心距m68.0鍋爐房運轉層標高m17.0兩臺爐中心距m107.56爐后布置鍋爐后排柱至除塵器前排柱距離m28.6除塵器前排柱至后排柱距離m25.565除塵器后排柱至引風機框架后排柱距離m13.6m23.887Am208.545(含吸取塔)7.3主廠房各車間布置及重要尺寸的擬定7.3.1鍋爐中心線與凝汽器中心線對齊，4臺機組合用1個集中控制室，汽輪機縱向布置，機頭朝向固定端。汽機房跨度32m，不設除氧間，除氧器布置于鍋爐構架K0～K1間42.1m，采用集中側煤倉布置，煤倉間跨度23.5m。汽機房運轉層標高17.0m、鍋爐房運轉層標高17.0m，汽機房A列至煙囪中心線距離208.545m，汽機房縱向總長度194.57.3.2汽機房(A本期工程1臺機組占用9個不等跨柱距，2機組占用10個不等跨柱距。2臺機組之間設有1個檢修場地(10m)，2臺機組之間的伸縮縫為1.5m。汽機房總長度為：(2×2×10+2×5×9+2×2×11+10+9+1.5)m汽機房跨度36m。2臺機組凝汽器中心線之間的距離為107.5m，汽輪發電機中心線距A列的距離為13m?？紤]凝汽器抽管的規定，在汽機房A列墻的相應位置設立大門?？拷?/A列柱側留有全廠貫通的運營維護通道。汽機房布置分為0.0m、8.6m、17m共3層。7.3.2.1汽機房0.00m汽機房的零米層從機頭側布置有開、閉水系統設備，主機集裝油箱，主機冷油器、頂軸裝置、主機固定式潤滑油凈化裝置。、抗燃油集裝裝置，給水泵汽輪機集裝油箱下方布置有小機冷油器和小機固定式潤滑油凈化裝置循環水管坑汽機側布置有高壓側單級水環真空泵，電機側布置有低壓側雙級水環真空泵。機座發電機側零米層布置有定子冷卻水裝置、發電機密封油裝置、發電機氫氣控制排、二氧化碳匯流排和二氧化碳加熱器等。凝汽器坑布置有高、低壓凝汽器和汽機側、發電機側本體疏水擴容器，凝汽器坑底布置有膠球清洗裝置系統的膠球泵和加球室。凝結水泵坑布置有凝結水泵和凝結水泵入口濾網。機尾電氣配電間下方布置有凝結水精解決設備。1號機組零米層B列柱側布置兩機共用的40%容量啟動電動給水泵。每臺機組零米層B列柱側布置凝結水泵變頻裝置間、汽機保安MCCA、B段，蓄電池間等。1號機組零米層B列柱側布置兩機共用的40%容量啟動電動給水泵。凝汽器的循環水管從A列柱進出，循環水系統中的進出口蝶閥布置在靠近A列柱。凝汽器抽管朝向A列柱。11到12柱這一跨布置有兩臺機共用的凝結水精解決反洗水箱和檢修郵箱。7.3.2.2汽機房8.6汽機房8.6m中間層，潤滑油管道布置在基座靠A列柱側，主蒸汽管道布置在中間層機頭前，有效縮短高溫合金鋼材的長度，減少管材投資費用。在靠A列柱側，布置有旁路管道，在靠近B列柱一側，給水泵汽輪機排汽口下部布置相應的排汽管道和排汽蝶閥，給水泵汽輪機機頭側下方中間層上布置有小機集裝油箱。5、6、7號低加布置和3號高加蒸汽冷卻器布置在汽機房中間層B列側，2臺凝汽器喉部分別布置8號、9號低壓加熱器，抽芯朝向A列柱。機頭側布置有軸封加熱器，汽機側機座B列柱側還低位布置有軸封系統閥門站和各段抽汽動力逆止閥及關斷閥。本層還布置有發電機引出的封閉母線及勵磁設備。每臺機組的機尾發電機側為10kV工作段配電室。通過對給水泵汽輪機排汽管道的優化，采用立管轉彎，水平管道直排的形式，大大減少了排汽管道水平管道的占地面積。給水泵汽輪機集裝油箱直接放置在中間層上。7.3.2.3汽機房17汽機房運轉層為大平臺結構，汽機機頭朝向擴建端。汽機房跨度36.0m，汽輪發電機組中心線距A列13.0m?？緽列柱側布置1-3號高壓加熱器，在靠A列柱側布置旁路閥和發電機油煙凈化排放裝置，發電機側靠A列柱側設有勵磁設備柜間，凝汽器靠B列柱側布置有2臺50%容量汽動給水泵組，汽動給水泵組采用彈簧機組，靠主機機組布置，汽動給水泵組與高壓加熱器之間留有通道。50%容量的給水泵汽輪機采用與前置泵同軸布置的方案。輔助蒸汽聯箱布置在運轉層B列柱到K0柱之間靠B列柱側，機組中間，這樣的布置方式使與輔助蒸汽聯箱連接的管道長度最短。7.3.4煤倉間本工程采用集中側煤倉布置，兩臺爐的煤倉間集中布置在兩爐之間。煤倉間跨度23.5m，柱距為10m煤倉間內設有44.3m層、17.0m層和0.00m層。0.00m層順列橫向布置6臺中速磨煤機及其附