华钢高温超高压再热1×40MW煤气发电工程技术方案2016-5-13.doc

江阴华西钢铁有限公司140MW高温超高压煤气发电工程 1.1 工程概况江阴华西钢铁有限公司拟新建140MW高温超高压煤气发电机组，提高煤气发电效率，实现煤气零放散，减少环境污染。项目名称：江阴华西钢铁有限公司140MW高炉煤气发电工程建设单位：江阴华西钢铁有限公司项目地址：江苏省江阴市华西村建设规模：1140t/h高温超高压煤气锅炉+140MW中间一次再热凝汽式汽轮机+140MW发电机组及配套辅助设施。建设方式：承包内容：1.2 工程界限1.2.1 工程项目包含的内容本项目包含的主要内容有：主厂房1座（包括1台140t/h高温超高压煤气锅炉、1套40MW高温超高压凝汽式汽轮机、1套40MW发电机组以及配套辅机）；化学水处理站1座（出力214t/h）；项目配套循环冷却水系统（含循环水泵房、机力通风冷却塔）以及工业水、消防水、生活水等给排水设施）；项目配套的电气系统；项目配套的热工检测与控制系统；项目红线范围内的所有照明；项目红线范围内的相关配套能源介质管网（不包括经过煤气柜区红线内的能源介质管网）。1.2.1.1工程设计. 项目范围内的土建设计，包含结构、建筑、检修平台和操作平台、总图、暖通、给排水、消防，建筑本体防雷接地、照明、通讯等。. 项目范围内的工艺设计，包含锅炉、汽轮机、循环水、化学水等各个工艺系统流程及管道。. 项目范围的发配电系统的设计，包含电站的电气主接线、电站接入系统、站用电配电、站用辅机控制、电站室外动力及照明配电线路。. 项目范围的控制系统的设计，包括热工自动化及计算机控制系统。1.2.1.2设备成套供货1.2.1.3土建工程施工1. 厂房土建施工，包含建筑、消防、给排水、采暖通风、通讯、照明及防雷接地的设备采购和安装。2. 设备基础的施工。3. 厂房内外的起重机/电动葫芦的供货和安装。4. 室内外操作平台照明电气设备（含应急照明）的供货和安装。5. 所有预埋件及钢结构护栏的供货和安装，平台、扶手、走道及爬梯。6. 室外汽、水、烟风管道支吊架基础的施工，及承包范围内建筑给排水管道的施工。7. 主控室、主办公室、楼道等为基础装修。注：甲方负责本工程的地基处理（包含打桩、验桩、破桩、换填、地下建筑垃圾的清除等）、地上地下障碍物的拆迁清除、厂区道路的修建、路面设施、给排水设施及厂房外路面硬化处理等。1.3 能源介质交接点能源介质接点如下：序号介质名称介质温度介质压力介质耗量接管材质接入/接出交接点位置TOP 110kV电源线路接入本工程电厂10kV进线柜底部一次接线柱TOP 2电话通讯网络接入电厂电话分线盒进线端TOP 3工业水200.35MPa161m3/hQ235-B接入电厂红线外1m TOP 4生活水200.25MPa5.4m3/dQ235-B接入电厂红线外1mTOP 5生产废水330.2MPa30m3/h混凝土管接出电厂红线外1mTOP 6生活废水常温5m3/d混凝土管接出电厂红线外1mTOP 7高炉煤气60C8kPa12.5-15万Nm3/hQ235-B接入电厂红线外1mTOP 8氮气25C0.8MPa80Nm3/min20接入电厂红线外1mTOP 9压缩空气25C0.6MPa20Nm3/min20接入电厂红线外1mTOP 10启动蒸汽2500.8 MPa15t/h20接入电厂红线外1m1.4 工程内容1.5 建设依据1）业主方提供的相关原始资料。2）现场建设条件。3）现行国家、地方等颁布的现行工程设计、施工、安装、检验规范、规程及相关的技术标准，符合中国钢铁企业余热利用的相关标准、规定、规范及法律建设条件1.6 建设条件业主方提供施工场地、施工电源、水源、交通线路等施工外部条件：电源：施工区域内的施工电源；水源：工业水水源；交通：现有交通；通讯：厂内电话；业主方免费提供设备、材料堆放场地和施工用临时的合理设施场地。1.7 主要设计技术原则1）采用技术成熟的高温超高压燃气锅炉和一次中间再热汽轮发电机组，尽可能提高热能利用率。从实际出发，努力节约用地、节约用水、节约材料、降低造价、缩短工期，提高自动化水平，保证电厂安全、经济和稳定运行；2）本电厂新建1台40MW汽轮发电机组，机端电压10.5kV。3）根据高温超高压机组对给水水质的要求及原水水质资料分析，本工程锅炉补给水处理系统拟选用二级反渗透+EDI系统。4）采用机力通风冷却塔的循环供水系统，提高水的重复利用率；由业主方供应工业水、生产补充水及生活水，节约工程投资；电厂排水采用生产、生活及雨水合流制系统。5）采用可靠，实用，先进的控制系统，以满足电厂工艺所必须的运行、控制和监视功能。该控制系统采用集散控制系统DCS对锅炉、汽轮发电机、除氧给水、化水车间、循环水等工艺设施进行热工检测和控制。6）认真贯彻执行国家和地方有关节能、环保、生产安全、工业卫生、消防及职业病防治的法令、法规和标准规范。7）厂区不设置独立门卫、办公楼、仓库等设施；在主厂房可利用空间内考虑设置更衣室、办公室等功能房间。8）地震基本烈度：本工程按8度设防。附件二：技术规格书2.1 原始资料2.1 可利用资源可用高炉煤气流量12.5万-15.0万m3/h，煤气压力8kp，热值706kcal，含尘量可控在5mg/m3，主要成分：CO 21.15%，CO2 19.35%，O2 0.6%， N2 55.0%。2. 2 气象拟建场地属亚热带，气候温暖潮湿，雨量充沛，具有春早夏长，秋雨连绵，冬暖多雾的特点。 气温 多年平均气温 八、九月平均气温 极端最高气温 （2006年8月28日）极端最低气温 （1975年12月15日） 风年平均风速 m / s最小风速 m / s(1970 年 )全年主导风向 降水 年平均降水量 mm年最大降雨量 mm年最小降雨量 mm 最大日降水量 mm 多年平均最大日降水量 mm。 湿度 年平均相对湿度 %绝对湿度 mb 日照年平均日照时数 h 雷暴平均每年 d 无霜期2.2 装机方案2.2.1 主机选型本工程利用铁合金生产过程中的富余的煤气，建设1140t/h高温超高压煤气锅炉+140MW高温超高压中间再热凝汽式汽轮机+140MW发电机及其配套辅助设施。2.2.2 主机型号及主要技术参数主机设备主要技术参数如下（最终以正式资料为准）：1）燃气锅炉型式：高温超高压、自然循环、一次再热、燃气汽包锅炉数量： 1台套锅炉容量： 140 t/h锅炉效率： 88%（包括烟气-煤气换热器）设计蒸发量： 120143t/h过热蒸汽压力： 13.7MPa(g)过热蒸汽温度： 540给水温度： 248（高加停用时按158校核）再热蒸汽流量： 107t/h（暂定）再热器进口蒸汽压力： 2.45MPa(a) 再热器进口蒸汽温度： 320再热器出口蒸汽压力： 2.2MPa(a) 再热器出口蒸汽温度： 540锅炉正常排污率： 1%过热汽温调节方式： 给水喷水减温煤气加热器出口烟气温度： 150点火燃料： 液化石油气设计燃料： 高炉煤气布置方式： 露天布置带防雨棚最低稳燃负荷： 30%B-MCR2）汽轮机型式：高温超高压、中间一次再热、单缸单排汽、凝汽式汽轮机额定功率： 40MW额定蒸汽压力： 13.2MPa.a额定蒸汽温度： 535额定主汽流量： 134t/h设计功率： 35.3-42MW设计主汽流量： 120-143t/h再热蒸汽压力： 2.15MPa.a再热蒸汽温度： 535再热蒸汽流量： 107t/h高压缸排汽压力： 2.43MPa.a高压缸排汽温度： 305.7排汽压力： 7kPa.a冷却水温： 25额定转速： 3000r/min回热系统： 2高加1除氧3低加3）发电机额定功率： 40MW冷却方式： 空内冷功率因数： 0.8额定电压： 10.5kV额定转速： 3000r/min额定频率： 50Hz绝缘等级： F级（按B级考核）励磁方式： 无刷励磁或静止可控硅励磁2.3 设计条件2.3.1 燃料特性本期锅炉设计工况燃料为高炉煤气，点火燃料为液压石油气，煤气成分及热值暂定数据见下表（最终设计数据由业主方测量后提供）：项目单位高炉煤气、数值备注供给压力：正常kPa8成份（正常）：N2wet-Vol %55H2wet-Vol %/CO2wet-Vol %2.5COwet-Vol %21.15CH4wet-Vol %19.35CnHmwet-Vol %/O2wet-Vol %0.6设计低位发热值Kcal/ Nm3706含尘量mg/ Nm352.3.2 燃料工况（按体积比）设计工况一：100% 高炉煤气 2.3.3 锅炉点火和启动用燃料锅炉点火燃料：液化石油气；配套自动高能电子点火设备。2.4 热力系统2.4.1 热力系统拟定原则及特点热力系统应立足于系统运行安全可靠、系统效率较高、操作管理方便、衔接合理，按高温超高压机组设计原则拟定，并考虑凝汽式机组运行、调节特点。2.4.2 主要系统设计2.4.2.1 主蒸汽、再热蒸汽及汽轮机旁路系统主蒸汽管道从锅炉过热器集箱出口接至汽轮机主汽阀，再接至汽轮机高压缸。再热冷段蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽口引出，经高排止回阀后，接至锅炉再热器入口联箱。再热热段蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱接出，至汽轮机中压缸中压联合汽阀接至汽轮机中压缸。主蒸汽、再热蒸汽系统按汽轮发电机组最大工况（VWO工况）蒸汽量设计。主蒸汽管道不设置隔离阀，水压试验时采用堵阀来隔离锅炉和汽轮机。主蒸汽、再热热段蒸汽管道采用无缝钢管，材质为12Cr1MoVG；疏水阀前的疏水管道也采用与主管材质相同的无缝钢管。再热冷段蒸汽管道采用20#无缝钢管。旁路系统采用30%BMCR高、低压二级串联旁路系统。旁路的功能只考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机。高低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。2.4.2.2 抽汽系统汽轮机共设六级非调整抽汽。一段抽汽由汽轮机高压缸中间抽汽接出供1号高压加热器用汽，二段抽汽从高压缸排汽抽出用作2号高压加热器的加热蒸汽，三段抽汽为除氧器的加热蒸汽；四、五、六段抽汽分别供给4号、5号、6号低压加热器的加热蒸汽。一、二、三、四、五段抽汽管道上均装有止回阀和隔离阀，作为防止汽轮机进水和超速的保护措施。除氧器采用滑压运行方式，汽源有两路：1）三抽：此为正常运行汽源。2）辅助蒸汽母管：机组启动汽源管道与启动蒸汽母管相连，经调节阀减压到0.2MPa向除氧器供汽，当本机三抽压力上升到0.2MPa后，汽源自动切换到本机三抽进入正常运行状态，三抽至除氧器入口的抽汽管道上不设压力调节阀，除氧器的运行压力随机组负荷变化而变化。2.4.2.3 给水系统给水系统按锅炉最大连续蒸发量工况（BMCR工况）给水量进行设计。每台机组设置2台110%BMCR容量的电动调速给水泵，1运1备。电动给水泵采用变频调速，能够满足机组负荷变化的要求。给水泵出口再循环管道设置最小流量阀，以使机组在启动或低负荷时流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的安全运行。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。锅炉给水操作台设有三路：主路、大旁路（30%BMCR）和小旁路（锅炉上水用）。锅炉给水容量大于30容量时，给水流量采用变频调节。主给水系统还为锅炉过热器的减温器、汽轮机的高压旁路提供减温喷水。给水泵的中间抽头为锅炉再热器提供减温喷水。过热器及汽机高压旁路的减温喷水从高压加热器前的给水管路上引出。主给水系统中设置2台高压加热器，高压加热器采用大旁路，任何1台高加事故，则2台高加同时解列，给水通过快速切换旁路供省煤器，机组仍能带额定负荷运行。2.4.2.4 凝结水系统凝结水系统按汽轮机汽轮发电机组阀门全开工况（VWO工况）进行设计。机组配置2台110%容量立式多级凝结水泵，1运1备。凝泵进口管道上设置真空闸阀、滤网，出口管道上设置止回阀和闸阀。凝结水由凝汽器热井经总管引出，然后分两路至2台凝结水泵，合并成一路后经汽封加热器、6号低加、5号低加、4号低加、至除氧器。汽封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽，其微真空状态由汽封加热器风机维持，以防止蒸汽漏入大气及汽机润滑油系统或者空气漏入汽机。低压加热器采用小旁路系统，可单独切除；除氧器水位调节阀设在除氧器前的凝结水母管处；凝结水系统设有再循环管路，自汽封加热器出口的凝结水管路，经再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝泵出现汽蚀现象；同时也保证在启动和低负荷时有足够的凝结水流经汽封加热器。凝结水加热除氧系统采用3台全容量表面式低压加热器及一台喷雾填料式除氧器及水箱。除氧器凝结水进水管上装一只止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统而引起振动。除氧器出力及水箱有效容积满足锅炉BMCR工况时所需给水量不小于10分钟。正常运行和启动补水均由除盐水泵直接打进凝汽器，通过补水调节阀控制凝汽器热井水位。在凝结水泵出口总管上接有给水泵密封冷却用水、低压旁路减温水、汽封系统减温器减温水、本体疏水扩容器减温水、低压缸喷水减温水等。2.4.2.5 加热器疏水系统正常运行时，2台高加的疏水由高向低逐级疏水，1号高加疏水流入2号高加，2号高加疏水接至除氧器；事故时，高加危急疏水接至定排，疏水管上串联手动闸阀及电动闸阀各1只。低加疏水系统为逐级自流加疏水泵系统。4号、5号低加疏水逐级至6号低加后，再经低加疏水泵升压，从5号与6号低加之间的凝结水管道，进入凝结水系统；也可经切换自流进入凝汽器。每台加热器疏水管道上装设汽液两相流疏水阀以控制加热器水位。2.4.2.6 冷却水系统汽轮机凝汽器、发电机空冷器、汽轮机冷油器采用循环冷却水冷却；凝汽器配胶球清洗装置。冷油器及发电机空冷器采用工业水作为备用水源。给水泵油站冷却、凝结水泵轴承冷却、水环真空泵冷却水等设备冷却水采用工业水冷却，由工业水管网直接供给。2.4.2.7 凝汽器抽真空系统凝汽器汽侧抽真空系统设置2台110%容量的水环式真空泵，1运1备。机组正常运行时，真空泵1台运行，1台备用；当机组启动时，为了尽快建立真空，可同时启动2台真空泵。凝汽器抽气管路上设有带有滤网和水封的电动真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。2.4.2.8 疏放水系统主汽及再热系统均为单元制，管道系统的疏水均进入本体疏水扩容器。锅炉连续排污，进入连续排污扩容器，设有3.5m3连排1台，扩容器的蒸汽进入除氧器，扩容后的水进入定期排污扩容器，定期排污扩容器设有排污扩容池，冷却后的水回收利用。设有7.5m3定期排污扩容器1台，通过定排出口水温调节冷却水量，使排水温度不超过40。2.4.3 热力系统主要附属设备选型（以设备厂正式资料为准）2.4.3.1 高压加热器本机组设2台高压加热器。高压加热器能满足汽轮机工况的运行要求。1#高压加热器单位数值加热器型式立式、型管设计压力（管程）MPa22设计温度（管程）260设计压力（壳程）MPa4.55设计温度（壳程）410/270壳体壁厚mm26/24有效换热面积m21502#高压加热器单位数值加热器型式立式、型管设计压力（管程）MPa22设计温度（管程）260设计压力（壳程）MPa2.85设计温度（壳程）360/260壳体壁厚mm20/16有效换热面积m22002.4.3.2 低压加热器本机组设置低压加热器3台，均为正立式，双流程，一段式布置。低压加热器能满足汽轮机工况运行的要求。4#低压加热器单位数值加热器型式正立式，双流程设计压力（管体）MPa2.0设计温度（管体）150设计压力（壳体）MPa0.4设计温度（壳体）200腐蚀裕量mm1水阻力MPa0.07有效换热面积m2905#低压加热器单位数值加热器型式正立式，双流程设计压力（管体）MPa2.0设计温度（管体）150设计压力（壳体）MPa0.4设计温度（壳体）150腐蚀裕量mm1水阻力MPa0.06有效换热面积m21206#低压加热器单位数值加热器型式正立式，双流程设计压力（管体）MPa2.0设计温度（管体）105设计压力（壳体）MPa0.4设计温度（壳体）105腐蚀裕量mm1水阻力MPa0.06有效换热面积m2902.4.3.3 除氧器及除氧水箱本机组设置高压旋膜式除氧器1台，满足滑压运行工况。额定出力： 150t/h除氧水箱有效容积： 50m3滑压运行范围： 0.2850.797MPa.a最高工作压力： 0.797MPa.a最高工作温度： 410出水含氧量： 7mg/L运行方式: 滑压运行2.4.3.4 凝汽器本机组设置凝汽器1台，冷凝汽器按额定工况设计，且能适应机组变工况运行。凝汽器采用弹性支撑，刚性连接。型式： 双流程表面式凝汽器冷却面积： 3000m2冷却水量： 7450t/h额定冷却水温： 25额定排汽压力： 7kPa.a换热管材质： TP3042.4.3.5 汽轮机旁路本机组选用容量为30%锅炉最大连续出力的高、低压两级串联旁路系统。汽轮机旁路选用电动控制装置。1）高压旁路容量： 43t/h进汽压力： 13.24MPa.a进汽温度； 535排汽压力： 2.435MPa.a排汽温度： 305.72）低压旁路容量： 51.5t/h进汽压力： 2.15MPa.a进汽温度： 535排汽压力： 0.6MPa.a排汽温度： 1602.4.3.6 给水泵本机组设置锅炉110%BMCR容量的多级卧式电动调速给水泵2台，1运1备，变频调速。流量（进口）： 150t/h 扬程： 2100m功率： 1500kW（变频）电压： 10kV2.4.3.7 凝结水泵本机组设置2台立式多级泵，1运1备。流量： 150t/h扬程： 190m功率： 160kW（变频）2.4.3.8 低加疏水泵本机组配用2台低加疏水泵，1运1备。流量： 18m3/h扬程： 180m功率： 18kW2.4.3.9 水环真空泵本机组配用2台水环真空泵，1运1备。额定出力工况： 7kPa.a额定抽干空气量： 25kg/h功率： 45kW2.4.3.10 定期排污扩容器本机组设置定期排污扩容器1台。型式： 立式容积： 7.5 m3 工作压力： 0.7MPa工作温度： 360材质： Q345R2.4.3.11 连续排污扩容器本机组设置连续排污扩容器1台。型式： 立式容积： 3.5 m3 工作压力： 1.2MPa工作温度： 380材质： Q345R2.4.3.12 起重机主厂房设置电动双梁桥式慢速起重机1台。起重量： 50t/10t起升高度： 主钩21m付钩24m起升速度： 主起升1.8m/min 付起升6.2m/min跨度： 28.5m2.4.4 辅助设施2.4.4.1 启动汽源机组辅助蒸汽除抽汽外，单独设置1根外来辅助蒸汽管道（接自厂区现有蒸汽管网），作为机组启动蒸汽用。2.4.4.2 仪表压缩空气系统仪表压缩空气由电厂新建空压站提供，耗量约为5m3/min，接点压力为0.50.7MPa，主要用于反洗用气及煤气管道吹扫置换。项目设置10m3压缩空气储气罐1台，进气管路设止回阀。2.4.4.3 氮气系统氮气由业主厂区现有管网提供，最大耗量约为25m3/min，接点压力0.7MPa，用于气动快关阀、调节阀等仪表，煤气管道吹扫置换及锅炉停炉保护。项目设置10m3氮气储气罐1台，进气管路设止回阀。2.4.4.4 保温油漆本工程选用在安全使用温度下，理化性能稳定，价格适中的保温材料作为设备及管道的主保温层，保温材料和厚度的计算符合火力发电厂保温油漆设计规程（DL/T5072-2007）。为了减少电厂热力设备及管道的散热损失，提高电厂运行的热效率，本工程对高温设备及管道均采用保温处理。设计温度350的设备及管道采用复合硅酸铝制品或相当产品；设计温度350的设备及管道采用岩棉制品。对热力系统高温设备及高温烟风、汽水管道采用硅酸铝制品。该保温材料具有耐高温、密度小、导热系数低、机械强度高和不易破损等特点，可有效减小保温层厚度和管道安装荷重，提高保温效果。对热力系统低温设备及低温烟风、汽水管道采用岩棉制品。岩棉制品具有密度小、导热系数低，化学稳定性好等特点。本设计保温不采用对人体和环保有害的石棉制品。阀门保温采用阀门套，可以提高保温效果，并有利于阀门检修。汽水管道采用镀锌铁皮作为外保护层；烟风系统管道采用彩钢板作为为外保护层。锅炉和汽轮机本体的保温油漆的设计要求，分别由锅炉厂和汽轮机厂负责。锅炉炉墙保温材料，包括炉膛浇注料等，由锅炉厂家开列，承包方采购。2.5 燃烧系统2.5.1 燃烧系统设计原则本工程根据燃用低热值煤气的燃气锅炉特点和配置，采用成熟技术，本着安全可靠、操作方便灵活的原则，拟定燃烧系统。2.5.2 燃烧系统主要工艺流程2.5.2.1 供气系统高炉煤气由厂区煤气管网管道送达电厂红线外1米，再由电厂煤气干管接至锅炉炉后，经过支管接入锅炉燃烧器。送锅炉的煤气总管分别设置电动蝶阀、电动插板阀、快切阀及流量测量装置。煤气管道按规范设置安全放散系统，在锅炉事故及其它紧急情况下迅速关闭快切阀，同时开启放散阀，排出煤气，以确保锅炉设备的安全。煤气管道根据需要设置补偿器、排水装置、检查孔等安全附件。2.5.2.2 燃烧系统煤气和热风分别送进燃烧器喷入炉膛，在烧嘴口混合燃烧。燃烧生成的高温烟气通过炉膛水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器各受热面放热冷却后排入炉后烟气系统。煤气燃烧器分层布置，可单独使用任何一层燃烧器，且燃烧稳定。煤气燃烧器分前后墙布置，前墙2层、后墙1层，每层2个燃烧器。每层燃烧器煤气分主管上依次设置电动蝶阀、气动调节阀及气动快切阀。本系统装有自动点火装置，点火燃料采用高炉煤气，点火采用二级点火系统，由高能点火器点燃煤气点火枪，再点燃主燃烧器。点火枪配备有气动或电动推进装置，以便于实现程控。前、后墙下层每只煤气燃烧器中布置1支气枪和1 支高能点火枪。为了保证燃烧安全，系统设置了火焰自动检测装置。2.5.2.3 烟风系统烟风系统采用平衡通风的方式，通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力。送、引风机均采用变频调节。锅炉设置2台送风机，将升压后的空气送至管式空气预热器加热后，进入炉膛。送风机的吸入口设消声器。热风管道上设有电动风门，以确保燃烧所需的空气量和合适的烟气过氧量。锅炉设置2台引风机，抽吸经过锅炉受热面换热后的烟气，经过烟囱排入大气。烟囱按1台锅炉考虑，烟囱高80m，出口内径2.0m。2.5.3 燃烧系统主要附属设备选型（以设备厂正式资料为准）2.5.3.1 送风机每台锅炉配置2台送风机，单台风机满足锅炉设计工况55%负荷要求，正常2台运行，采用变频调节。流量： 57000m3/h风压： 4700Pa进口风温： 20功率： 145kW（变频）电压： 380kV2.5.3.2 引风机每台锅炉配置2台引风机，单台风机满足锅炉设计工况55%负荷要求，正常2台运行，采用变频调节。流量： 153000m3/h风压： 4000Pa进口风温： 140功率： 280kW（变频）电压： 10kV2.6 主厂房布置2.6.1 主厂房设计的主要原则及配置1）主厂房布置尽可能布局合理，工艺流程顺畅，配备卫生间，设置必要的检修设施及场地，必要的通风、采光及排水设施，为机组的安全运行，维护提供良好的工作环境及保障。2）炉前需留有必要的主厂房底层纵向贯穿直通通道，并根据锅炉平台布置情况设步道连接除氧间和锅炉钢平台。3）汽机间需设集中检修场地，满足汽机检修需要。4）除氧跨设室内封闭楼梯和室外消防楼梯，均能到达除氧跨各层及屋面；另外，除氧层设置通道与锅炉的中间平台相连接。2.6.2 主厂房布置2.6.2.1 汽机跨布置汽机跨跨距为30m，柱距为7.5m，共6个柱列，总长36m，分3层布置。汽轮发电机组横向布置，凝汽器中心线距A列线14m，距B列线16m。汽轮发电机组设有独立岛平台，岛平台顶面运转层标高+8.00m，汽轮发电机组转子中心标高+8.85m。岛平台进汽端及侧面设有加热器平台，平台分上下两层，标高分别为+8.00m及+4.20m。0.00m层：靠B列线布置2台给水泵及配套稀油站。汽机右侧布置高压加热器、凝结水泵、低加疏水泵等设备；机头侧布置EH抗燃油站、本体疏水扩容器、顶轴油泵站、双联滤油器、冷油器等设备；汽机左侧布置真空泵、循环水过滤器等设备。为了防止发生汽蚀损害，凝结水泵和低加疏水泵均采取了地坑低位布置。汽轮机循环水管道埋地布置，在凝汽器附近设有阀门操作井。+4.20m层：汽机右侧布置低压加热器、汽封加热器；机头侧布置均压箱、主油箱、汽封调节装置等设备。+8.00m层：机头侧布置自动主汽门操纵座等设备。2.6.2.2 除氧跨布置除氧跨跨距9m，柱距为7.5m，共6个柱列，总长36m，分4层布置。0.00m层：布置有厂用高低压配电室等；+4.20m层：为电缆及管道夹层，主要布置电缆桥架和部分给水、蒸汽及疏水管道；+8.00m层：为运转层，主要布置机炉电集中控制室等；在靠锅炉一侧设有走道与锅炉汽水操作平台联通；+17.50 m层：为除氧层，主要布置高压除氧器、连续排污扩容器。除氧跨为封闭厂房结构，屋顶梁下布置1台2t单轨电动葫芦。固定端设室内封闭楼梯、同时设有室外消防楼梯，均能到达除氧跨各层及屋面。2.6.2.3 锅炉跨布置锅炉运转层标高+8.000m，炉顶设置轻型钢屋盖，汽包层设置封闭的司水小室。锅炉跨跨距22.6m，宽为18m。0.00m层：2台送风机及消音器分别布置在煤气锅炉的两侧； +8.00m层：炉前C列柱到K1柱之间设置连通平台，与控制室连通，方便人员通行，并设置雨棚。锅炉右侧布置有压缩空气罐、氮气罐、定期排污扩容器及冷却降温池。锅炉左侧设置锅炉辅助间，0.00m为变频器间，+4.20米布置办公室及会议室等，+8.00m布置有汽水随班化验室、取样冷却间、加药间、药品库等，为方便锅炉的运行维护，锅炉本体平台间、锅炉本体平台与除氧跨之间适当位置设置联络走道。2.6.2.4 炉后布置引风机在炉后地坪露天布置，设置有防雨蓬。设1座烟囱，烟囱高80m，出口内径2.0m。2.6.3 安装及检修设施汽机间设置50/10t的电动双钩慢速桥式起重机，轨面标高约+17.5m，可满足日常检修要求。检修时，主机及零部件可以利用起重机就近放在主厂房0.00m层检修区域。在+4.20m夹层和+8.00m运转层楼板相应的位置设有活动盖板，以便高加、低加、凝泵等设备和凝汽器水室的检修起吊。检修时移开盖板，四周设临时围栏。除氧跨屋架粱下布置设置1台2t单轨电动葫芦，可将零部件等自+0.00 m米层、+8.00m运转层吊至除氧层，满足除氧层检修要求。除氧塔安全阀、排汽门处需设置操作平台。锅炉炉顶设置1台2t单轨电动葫芦，可将零部件自0.00 m底层、+8.00m运转层吊至锅炉炉顶。每台送风机上方锅炉框架粱下设置3.5t单轨电动葫芦1台。每台引风机处设检修雨棚，棚底设5t单轨电动葫芦，可满足引风机日常及大件检修。2.7 供排水系统2.7.1 概述本工程给排水系统设计范围：循环冷却水系统、工业循环水系统、生活给水系统、生产消防水系统及排水系统。2.7.2 供水系统选择、布置及水量平衡汽轮机凝汽器、油冷却器及发电机空气冷却器所需的冷却水，采用循环冷却水系统供给；油冷却器及发电机空气冷却器采用工业水作为备用水源。主厂房辅机设备冷却、循环水系统补水及化水车间补水采用工业水，由厂区工业水管网引入。生活用水为站内生产人员日常生活用水，由厂区生活水管网引入，用量5.4m3/d。各用水点所需水量、水压、进出水水温、水质要求详见下表2.7.2-1和表2.7.2-2。表2.7.2-1 循环冷却水系统用水量表（按夏季）序号设备名称数量冷却水量m3/h进/出水温水阻kPa水质备注1汽轮机凝汽器1700033/4150循环水连续2发电机空冷器125033/4120循环水连续3汽轮机冷油器115033/4315循环水连续，1运1备合计7400表2.8.2-2 工业用水量表（按夏季）序号设备名称数量用水量m3/h水压MPa水质备注1冷却塔蒸发损失1.33%199工业水连续2冷却塔风吹损失0.2%114.8工业水连续3冷却塔排污损失0.39%128.9工业水连续，N=44工业冷却水166送风机2230.25工业水连续引风机22120.25工业水连续汽水取样装置1150.25工业水连续凝结水泵轴承冷却2210.25工业水连续水环真空泵冷却水2250.25工业水连续控制油泵站130.25工业水连续稀油站160.25工业水连续排污冷却池1400.25工业水连续给水泵电机22300.25工业水连续5工业冷却水回水-166作为循环水补水6无阀过滤器排水110连续7化水车间补水17.15连续8煤气排水器补水11连续合计160.852.7.3 循环冷却水系统2.7.3.1 循环冷却水系统描述循环水系统主要供汽机凝汽器、发电机空冷器、汽轮机冷油器等冷却使用，用水量为7400m3/h，连续供水。用户使用后的水仅温度升高，未受其它污染，回水利用余压上冷却塔进行冷却，冷却后的水进入冷水池，然后用泵加压送用户循环使用。系统运行中，循环水中的盐分会不断的浓缩，为了维持系统的正常运行，系统需要进行排污。为保证循环水水质，防止设备、管道的结垢和腐蚀，系统还设有旁滤系统，旁滤设备的反洗水排入厂区生产废水排水管网。循环水系统设有加药装置，连续向循环水中投加缓蚀阻垢剂及冲击投加杀菌灭藻剂。系统中蒸发、风吹、泄漏等损失的水量，根据循环水池水位自动（也可手动）补充，补水量为160.85m3/h。系统补水水源由两部分组成，一部分由全厂生产消防给水管网供给，另一部分是将送风机、引风机等工业循环水用户使用后的生产水经冷却塔降温后回至冷水池作为循环冷却水系统补充水。2.7.3.2 循环冷却水设备布置本工程采用24000m2机力通风冷却塔，冷却塔底部设集水池。冷却塔进风口设钢丝网以阻挡进风携带杂物。系统设半地下式循环水泵房1座，内设3台卧式离心泵（2用1备）。单泵性能参数：流量4070m3/h，扬程26m，功率500kW，电压等级10kV。循环水系统采用单母管制。考虑检修，泵房内设1台起重量10t电动单梁悬挂式起重机。泵房内设加药间1座，内设2套加药装置，每套装置配加药罐1台，有效容积1m3，设搅拌机1台及计量泵2台。循环水设旁滤系统，采用重力式无阀砂过滤器，利用循环水回水压力。旁滤水量按循环水量的5%设计，即370m3/h，过滤器露天布置于循环水泵房旁。循环水系统排污管设置在旁滤排水管上，并设置流量计量装置，作为循环水系统的排污管及排污计量。2.7.4 工业水系统工业水主要为主厂房辅机设备冷却用水、循环水补水、化水车间补水等，由全厂工业水管网供给。本工程所需工业水量为172m3/h，供水压力0.35MPa，接点位置位于电厂红线外1m。2.7.5 生活给水系统生活用水为生产人员日常生活用水及化验室用水，由全厂生活水管网供给。所需生活水量为：5.4m3/d，接点处水压0.25MPa。2.7.6 消防给水系统本电厂设置室外消火栓系统，室外消防给水由全厂工业水管网提供，管网呈环状布置。室外消防用水量为35L/s，每隔80120米设置室外消火栓，保护半径120m，采用DN300焊接钢管。发电厂主厂房设置单独室内消火栓消防系统，室内消防用水量为15L/s，设置2台消防水泵和2台消防稳压泵，1座消防水池。2.7.7 排水系统本工程电厂内的排水系统分为生产废水排水系统，生活污水排水系统和雨排水系统，排水体制与全厂现有排水制度一致。2.7.7.1 生产废水排水系统电厂生产废水排水主要为循环冷却水系统排污水、过滤器反洗排水、锅炉排污水等。循环水排污水、过滤器反洗排水等均排入电厂生产废水管网。锅炉定期排污接入定期排污扩容器后，排水进入排污降温池，温度达标后排入循环水池或生产废水管网。煤气管网煤气排水器排水设置集水池，由于该部分污水含有少量酚氰等，由业主方进行集中处理。2.7.7.2 生活污水排水系统电厂内设有卫生间，生活污水经化粪池处理后，排入电厂生活污水管网。2.7.7.3 雨排水系统电厂内的雨水采用暗管排入雨水排水管网。2.8 化学水处理2.8.1 设计依据及基础资料2.8.1.1 机组型式本工程选用高温超高压燃气锅炉，过热蒸汽压力为13.7MPa，温度为540。2.8.1.2 给水、炉水、蒸汽质量标准根据火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-2008标准，本工程选用机、炉的给水、炉水及蒸汽质量标准为：锅炉给水质量表项目指标单位硬度0mol/L溶解氧7g/L铁20g/L铜5g/L联氨30g/L二氧化硅应保证蒸汽中二氧化硅符合标准pH（25）8.89.3氢电导率（25）0.3S/cm蒸汽质量表项目指标单位钠15g/kg二氧化硅20g/kg铁15g/kg铜3g/kg氢电导率（25）0.15S/cm锅炉炉水质量表项目指标单位磷酸根3mg/LpH（25）99.7凝结水质量表项目指标单位硬度1.0mol/L溶解氧40g/L氢电导率（25）0.3S/cm2.8.2 锅炉补给水处理系统本工程锅炉补水由新建二级除盐水站供给。2.8.2.1 水源水质本工程锅炉补给水水源采用工业水，业主提供的水质资料如下（待补充）：序号指标名称单位1PH8.392总硬度2.32*1023氯离子18.7mg/L4电导395s/cm5碱度/ mg/L6钙硬/ mg/L7浊度/ NTU8正磷0.14mg/L9总铁0.04mg/L10余氯/ mg/L2.8.2.2 锅炉补给水水质根据火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-2008标准，本工程选用的锅炉补给水质量标准如下：锅炉补给水质量项目指标单位二氧化硅20g/L除盐水箱进水电导率（25）0.20S/cm除盐水箱出水电导率（25）0.40S/cm2.8.2.3 补给水量汽水损失平衡表序号损失类别正常损失（t/h）备注1厂内水汽循环损失4.29取每台锅炉额定蒸发量的3%2排污损失2.86取每台锅炉额定蒸发量的2%3锅炉启动或事故增加损失14.3取最大1台锅炉蒸发量的10%4未计损失1合计22.45由上表可知：本工程正常补水量7.15t/h（按锅炉最大蒸发量143t/h），最大补水量为22.45t/h。考虑系统自用水量及水箱积累水量和锅炉启动用水等因素，本期工程锅炉补给水处理系统正常出力为7.15t/h，设备配置按系统出力212t/h设置。2.8.2.4 锅炉补给水系统为满足高温超高压机组对给水水质的要求，本化学水处理拟选用两级反渗透RO+EDI系统。1）系统出水水质电导率： 0.20S/cm二氧化硅： 20g/LpH值： 9.29.6（加氨后）2）水处理系统配置化学水处理系统主要工艺包括预处理系统、预除盐系统、精除盐系统、化学清洗及反渗透冲洗系统等。 （1）预除盐系统预除盐系统由两级反渗透系统组成。反渗透系统主要去除水中大部分溶解盐类。一级反渗透系统脱盐率97%，回收率为75%；二级反渗透系统脱盐率90%，回收率为90%。本工程设出力为20t/h一级反渗透装置2套，出力为15t/h二级反渗透装置2套。