4×600mw电厂新建工程可行性研究：工程设想

4600MW电厂新建工程可行性研究5工程设想51厂区总平面规划布置511总平面规划布置原则（A）本期工程设计规模2600MW，规划容量4600MW。（B）做好全厂的统一规划，以一期为主，远近结合。（C）充分利用厂址的地形、地质条件，使主厂房等主要建筑物位于地基条件较好的区域，尽量减少土石方工程量和地基处理工程量，避免高挖深填和高边坡、高挡土墙，减少边坡和挡土墙工程量，做到厂址内土石方挖填基本平衡。（D）主厂房有较好的朝向，电厂出线条件好，与城镇规划相协调。（E）为电厂燃煤运输创造好的条件。（F）合理规划电厂出入口，做到人、物分流，避免灰渣运输对城镇的影响。（G）为电厂创造好的扩建及施工的场地条件。（H）功能分区合理，工艺流程顺畅。（I）贯彻2000年示范电厂的设计思路，减少厂区内辅助建筑物，厂内管线主要采用管架敷设，生活区依托城镇；在满足“安全可靠，经济适用，符合国情”的原则下，合理有效地使用土地，紧凑布置，节约用地。512厂区总平面规划布置方案（A）厂址厂址限制条件及特点分析厂址东北距市区边缘直线距离约15KM，东面距区约75KM，南面距长岸约2KM，西北面距镇约600M，东北面距机场跑道轴线延长方向约2KM。该厂址场地比较开阔，由许多小山丘组成，自然地面高程在280M320M之间。山丘上为旱地，沟谷中为稻田。场地中民房分布比较分散，中间有一条10KV输电线路穿过。方案简介根据厂址的自然条件和周围环境，考虑铁路专用线的引接方向、电气出线、水源地位置、灰场位置等诸多因素，通过对厂址限制条件及特点的分析，我们从方案比选中提出了两个方案。方案一主厂房纵轴东偏北23，汽机房朝北，固定端朝西，从西向东扩建。主厂房处于厂址中部三个山头区域，挖方区，地质条件好。500KV、220KV升压站布置在主厂房A列柱外，靠近固定端，出线向北。500KV升压站与主厂房间隔120M，其间布置变压器、事故油池、220KV进线构架、循环水管走廊和主厂房环路。主厂房烟囱后90米区域为脱硫场地。干除灰区集中布置在脱硫场地固定端，其后向南分别布置储煤场区、运煤铁路专用线。本期2600MW机组考虑从主厂房固定端上煤。循环冷却水系统采用单元制，本期和远期共4个直径约120M的冷却塔集中布置在汽机房外西北侧，地质条件较好。锅炉补给水处理车间、空压机房、启动锅炉房、工业废水处理站从北向南布置在锅炉房固定端并靠近锅炉房。远期扩建时就地扩建。净水站布置在工业废水处理站西面，与取水方向相协调，取、排水方便顺捷。生活污水处理站和含煤废水处理站位于厂区西南角，靠近储煤场区。制氢站、消防车库、综合实验室、机炉维修间、生产行政综合楼等建（构）筑物按功能分区布置在主厂房固定端、净水站和冷却塔之间。厂区设两个道路出入口，均位于厂区西侧，保证了电厂人流和车流互不干扰。方案二考虑运煤铁路专用线的引接方向，方案二南侧布置铁路专用线，中间从西向东分别布置储煤场区、生产生活辅建区、冷却塔区，厂址北侧为主厂房区，500KV和220KV升压站区位于主厂房的东侧。和方案一相比，方案二是在方案一的基础上主要建（构）筑物旋转了90。厂区设两个出入口，主出入口位于厂区北面，运灰出入口位于厂区西侧，也保证了厂区人、车分流。方案主要技术经济指标表511厂址总平面规划布置方案主要技术经济指标比较表数量序号项目名称单位方案一方案二备注1本期工程用地面积HM242304303含部分预留场地2规划容量用地面积HM2699269953本期工程单位容量用地面积M2/KW0350354规划容量单位容量用地面积M2/KW0290295厂区内建（构）筑物用地面积M21607401607406建筑系数3803747厂区内场地利用面积M22783352807908利用系数6586539厂区道路路面及广场地坪面积M2456854690010道路广场系数10810911厂区土石方挖方M312910417610412厂区土石方填方M318510419510413厂区围墙长度M4300031500厂区外围墙14厂区供水管长度M6500650015厂区排水管（沟）长度M6000600016绿化用地面积M2719107315017绿化用地系数170170按围墙内用地计18拆迁量户11585方案简评两方案全厂功能分区明确，场地利用合理；以本期为主，远近结合；电厂出入口规划合理，人、物有效分流；扩建场地条件和施工场地条件较好。方案一具有如下特点主厂房等主要建（构）筑物有较好的朝向，电厂出线条件较好；工艺流程顺畅；主厂房等主要建（构）筑物布置在厂址范围内地质条件较好的区域；土石方工程量和地基处理工程量较小，减少了边坡和挡土墙工程量，使厂址内土石方挖填基本平衡；电厂主入口位置好。与方案一相比，方案二的冷却塔区距离镇较远，对镇的环境影响较小；出线条件好；但主要建（构）筑物的位置不如方案一好，灰渣运输不如方案一顺畅，土石方工程量也比方案一大；电厂主入口位置不如方案一。因此，可行性研究阶段厂址推荐厂区总平面规划布置方案一。厂区竖向布置及土石方厂址百年一遇洪水位标高28368M，而厂区范围均为若干独立小山丘，自然地面高程在280M320M之间，经估算，两方案土石方工程量均较小，不需分台阶布置。方案一经土石方计算，厂区平整平均标高2980M，厂址不受百年一遇洪水影响。根据厂址地形分布情况，拟定厂区范围内从东北往西南标高逐渐降低。升压站区和冷却塔区标高为2988M，主厂房区标高2985M，铁路专用线轨顶标高2986M。方案二经土石方计算，厂区平整平均标高2960M，厂内铁路专用线轨顶标高2966M，厂址也不受百年一遇洪水影响。土石方见表512厂址土石方平衡表。表512厂区土石方平衡表方案土石方（104M3）方案一（主厂房标高2985M）方案二（主厂房标高2965M）本期厂区挖方12861759厂区基槽余方300300考虑105松散系数79103本期厂区填方18501950合计挖方（考虑105松散系数）16652162厂区截洪根据厂区地形情况及厂区标高的确定，厂区周围按需要设截洪沟。截洪沟设置在厂址北面、西面、南面，起点设在1冷却塔附近，沿公路向南接至厂址附近原有排水沟系统。厂区内雨水排放将通过道路雨水下水系统集中向外排放。厂区管线布置根据管线的性质和功能，电厂管线布置尽量采用管架敷设，不仅可以节约占地，而且安装、检修维护方便。厂区管架可分为主管架和支管架。主管架有两条一条在汽机房A列外；另一条布置在主厂房固定端，靠近输煤栈桥。支管架连接化学水处理区、油灌区、制氢站、净水站、工业废水和生活污水处理站等。地下敷设的管线主要为循环水管、雨水管等。（B）龙风厂址厂址限制条件及特点分析厂址北面距市区边缘直线距离约近8KM，西面距区约4KM，距规划工业区约25KM。厂址场地较为平坦，分布有一些低缓的山丘，自然地面高程大部分在318333M之间，个别山丘高程在345M左右。场地中民房分布较少，中间有一条10KV输电线路穿过。该场地南面地势相对更加平缓，但有一条重要的天然气管线东西向穿过，在厂址西南角有一座输气站和放气站，导致该部分场地不易利用。方案简介根据厂址的自然条件和周围环境，考虑铁路专用线的引接方向、电气出线、水源地位置、灰场位置等诸多因素，通过对厂址限制条件及特点的分析，我们从方案比选中提出了两个方案。方案一汽机房朝西，主厂房固定端朝北，从北向南扩建。主厂房处于厂址中部低丘地区，地质条件好。升压站布置在主厂房A列柱外，靠近固定端，出线向西。主厂房烟囱后90米区域为脱硫场地，其后向东分别布置储煤场区、运煤铁路专用线。运煤铁路专用线考虑从南面进厂。干除灰区集中布置在脱硫场地后。本期2600MW机组考虑从主厂房固定端上煤。循环冷却水系统采用单元制，本期和远期冷却塔分别布置在汽机房固定端和扩建场地外侧，地质条件较好。锅炉补给水处理车间、空压机房、启动锅炉房、工业废水处理站从西向东布置在锅炉房固定端并靠近锅炉房。远期扩建时就地扩建。净水站布置在本期冷却塔和升压站之间，与取水方向相协调，取、排水方便顺捷。制氢站、消防车库、综合实验室、机炉维修间、生产行政综合楼等建（构）筑物按功能分区布置在主厂房固定端。含煤废水处理站位于储煤场以东。厂区设两个道路出入口，主出入口位于厂区北侧，运灰出入口位于厂区南侧，去灰场顺向，保证了电厂人流和车流互不干扰。方案二汽机房朝南，主厂房固定端朝东，扩建场地朝西。升压站区布置在汽机房外侧。四座冷却塔布置在汽机房东南侧。铁路专用线从南侧引接。储煤场区布置在厂内铁路线的西侧。厂区设两个出入口，主出入口位于厂区西南面，运灰出入口位于厂区东南侧，也保证了厂区人、车分流。方案主要技术经济指标表513龙风厂址总平面规划布置方案主要技术经济指标比较表数量序号项目名称单位方案一方案二备注1本期工程用地面积HM240754159含部分预留场地2规划容量用地面积HM2678268833本期工程单位容量用地面积M2/KW0340354规划容量单位容量用地面积M2/KW0280295厂区内建（构）筑物用地面积M21613701613706建筑系数3963887厂区内场地利用面积M22746552761358利用系数6746649厂区道路路面及广场地坪面积M2440104408510道路广场系数10810611厂区土石方挖方M3631046110412厂区土石方填方M39710410210413厂区围墙长度M4670031600厂区外围墙14厂区供水管长度M6500650015厂区排水管（沟）长度M6000600016绿化用地面积M2692757070017绿化用地系数170170按围墙内用地计18拆迁量户8032方案简评比较两个方案，方案一具有如下优点工艺流程顺畅；电厂主入口位置好；一期工程远离天然气管线和配气站；出线条件较好。方案二具有如下优点本期和远期冷却塔集中布置；与天然气换气站保持了一定距离。但方案二的储煤场区位于厂区上风侧，对厂区环境污染大；主要建（构）筑物的位置不如方案一好，灰渣运输不如方案一顺畅；电厂主入口位置不如方案一。因此，可行性研究阶段龙风厂址推荐厂区总平面规划布置方案一。厂区竖向布置及土石方厂址百年一遇洪水位标高25009M，而厂区范围分布有一些低缓的山丘，自然地面高程大部分在318333M之间，局部山丘高度在345M左右。经计算，两方案土石方工程量均较小，不需分台阶布置。方案一经土石方计算，厂区平整平均标高3260M，厂址不受百年一遇洪水影响。根据厂址地形分布情况，拟定厂区范围内从南往北标高逐渐降低。升压站区和冷却塔区标高为3265M，主厂房区标高3265M，铁路专用线轨顶标高3266M。方案二经土石方计算，厂区平整平均标高3255M，厂址也不受百年一遇洪水影响。土石方见表512龙风厂址土石方平衡表。表514龙风厂区土石方平衡表方案土石方（104M3）方案一（主厂房标高2985M）方案二（主厂房标高2965M）本期厂区挖方628611厂区基槽余方300300考虑105松散系数4646本期厂区填方9691021合计挖方（考虑105松散系数）974957厂区截洪根据厂区地形情况及厂区标高的确定，厂区周围局部地段需设截洪沟。厂区内雨水排放将通过道路雨水下水系统集中向外排放。（C）厂址厂址限制条件及特点分析厂址南面距现市区边缘直线距离约7KM，公路距离约10KM，距规划发展城区边仅25KM。厂址东面靠近龙溪河，并在厂址的东南面有一个小水电站。该厂址场地开阔，比较平坦，属低缓的浅丘地形，大部分为梯田，自然地面高程在313334M之间。场地中民房分布较多，需拆迁的农用电网架空线路也较多。方案简介根据厂址的自然条件和周围环境，考虑铁路专用线的引接方向、电气出线、水源地位置、灰场位置等诸多因素，通过对厂址限制条件及特点的分析，我们提出了厂区总平面规划布置如下汽机房朝北，主厂房固定端朝西，从西向东扩建。主厂房处于厂址中部低丘地区，地质条件好。500KV升压站布置在汽机房以北，出线向北。主厂房烟囱后90米区域为脱硫场地，其后向东分别布置储煤场区、运煤铁路专用线。运煤铁路专用线考虑从西面进厂。干除灰区集中布置在脱硫场地后。本期2600MW机组考虑从主厂房固定端上煤。循环冷却水系统采用单元制，本期和远期冷却塔均集中布置在汽机房西北侧，地质条件较好。锅炉补给水处理车间、空压机房、启动锅炉房、工业废水处理站从西向东布置在锅炉房固定端并靠近锅炉房。远期扩建时就地扩建。净水站布置在本期冷却塔以南。含煤废水处理站靠近储煤场区。制氢站、消防车库、综合实验室、机炉维修间、生产行政综合楼等建（构）筑物按功能分区布置在主厂房固定端。厂区设两个道路出入口，主出入口位于厂区西北侧，运灰出入口位于厂区西南侧，保证了电厂人流和车流互不干扰。方案主要技术经济指标表515厂址总平面规划布置方案主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注1本期工程用地面积HM24120含部分预留场地2规划容量用地面积HM266513本期工程单位容量用地面积M2/KW0344规划容量单位容量用地面积M2/KW0275厂区内建（构）筑物用地面积M21615456建筑系数3927厂区内场地利用面积M22828798利用系数6879厂区道路路面及广场地坪面积M24306210道路广场系数10411厂区土石方挖方M38810412厂区土石方填方M311810413厂区围墙长度M43790厂区外围墙14厂区供水管长度M650015厂区排水管（沟）长度M600016绿化用地面积M27004017绿化用地系数170按围墙内用地计18拆迁量户120厂区竖向布置及土石方厂址百年一遇洪水位标高30795M，经土石方计算，厂区土石方工程量较小，不需分台阶布置。厂区平整平均标高3219M，厂址不受百年一遇洪水影响。根据厂址地形分布情况，拟定厂区范围内从中间向西北和东南方向标高逐渐降低。升压站区和冷却塔区标高为3219M，主厂房区标高3222M，铁路专用线轨顶标高3225M。厂区挖方878104M3，填方1182104M3，考虑基槽余方及松散系数，厂区土石方基本平衡。厂区截洪根据厂区地形情况及厂区标高的确定，厂区周围局部需设截洪沟。厂区内雨水排放将通过道路雨水下水系统集中向外排放。52装机方案521装机方案根据系统规划安排和电力开发公司的意见，电厂新建工程规划容量为4600MW机组，一期建设2600MW机组。通过600MW主机选型专题报告和煤质分析与炉型选型专题报告的论证，对电厂新建工程机组选型的影响因素可归纳如下1本工程锅炉宜采用“W”火焰燃烧方式。据了解，目前世界上还没有开发出超临界“W”火焰锅炉，而本工程工期紧，开发和研制超临界600MW“W”火焰锅炉尚需一段时日，这在工期上很难满足要求，因此设计推荐采用600MW亚临界“W”火焰锅炉。2由于进口600MW“W”火焰锅炉较按引进技术国产化的600MW“W”火焰锅炉初投资高，而且国内锅炉厂已具备了按引进技术设计和制造600MW“W”火焰锅炉的能力，因此建议本工程“W”火焰锅炉采用按引进技术国产化，国外公司质量担保方式进行生产制造。3对于汽轮发电机组，我国三大动力集团已具备600MW亚临界参数机组国产化能力，并都有运行业绩。4国内已有多台300MW级和4台600MW级“W”火焰亚临界锅炉的投运业绩，这为将来本工程运行管理人员的培训提供了良好的外部条件。因此，对于本工程的主机选型，设计推荐按引进技术国产化生产的600MW“W”火焰亚临界锅炉及配套汽轮发电机组。522主机规范及要求5221锅炉52211锅炉技术规范型式亚临界压力、一次中间再热、自然循环“W”火焰汽包炉BMCR工况主蒸汽流量（T/H）2026过热器出口压力（MPA）A1745过热器出口温度（）541再热器流量（T/H）1716再热器进口压力（MPA）A405再热器出口压力（MPA）A385再热器进口温度（）3291再热器出口温度（）541给水温度（）280排烟温度修正后（）123锅炉效率（低位发热量）（）9152212锅炉技术要求1锅炉为600MW机组的亚临界参数自然循环、一次中间再热、平衡通风、露天布置、钢结构、全悬吊、“W”火焰汽包炉。2锅炉在不投油助燃时，最低稳燃负荷应不大于45BMCR设计煤种和校核煤种，并能长期稳定运行。3减少NOX排放，锅炉设计在各种燃烧工况或负荷下均遵循NOX排放不超过1000MG/NM3。4点火方式为高能电火花轻柴油煤粉。5锅炉带基本负荷，也可变负荷调峰。6锅炉负荷适应性强，能承受50额定负荷突然变化。机组具有RB功能。7锅炉应能以复合滑压运行方式和定压运行方式运行。8锅炉最大连续蒸发量BMCR等于汽机VWO工况下的进汽量。锅炉在BMCR工况下的特性参数见52211，最终参数必须与汽轮机参数相匹配。9当高加全切除时，锅炉应能满足汽机带额定负荷的进汽参数。10锅炉应有防止炉膛和屏式过热器结焦的可靠措施。11锅炉负荷在90BMCRBMCR时，燃用设计煤种时，锅炉保证热效率应大于91。12锅炉设暖风器。锅炉尾部受热面的设计采取切实可靠的措施防止低温腐蚀。13锅炉的寿命要求主要受压部件设计寿命不小于30年，空预器受热元件的使用寿命应大于50000小时。喷水减温器的喷嘴使用寿命应大于80000小时。14空预器的漏风率在锅炉投运一年内验收试验时小于6，投运一年后小于8。15无论采用何种燃烧方式，过热器、再热器左右侧温度偏差应分别小于5和10。5222汽轮机52221汽轮机技术规范型式亚临界、中间再热、三缸或四缸四排汽、单轴、凝汽式TRL工况额定功率MW600007主汽门前蒸汽压力MPAA1667主汽门前蒸汽温度538主汽门前蒸汽流量T/H19292中联门前蒸汽压力MPAA3545中联门前蒸汽温度538中联门前蒸汽流量T/H1631235排汽压力KPAA118给水温度2786凝汽量包括小汽机T/H1234509给水回热系统加热级数8（三高四低一除氧）THA工况热耗KJ/KWH78031864KCAL/KWH额定转速RPM3000VWO工况功率MW669807主汽门前蒸汽压力MPAA1667主汽门前蒸汽温度538主汽门前蒸汽流量T/H2026中联门前蒸汽压力MPAA3737中联门前蒸汽温度538中联门前蒸汽流量T/H1717334排汽压力KPAA58冷却水温24给水温度2821凝汽量包括小汽机T/H127485152222汽轮机技术要求1在额定工况下的额定功率为600MW。2额定蒸汽参数主蒸汽压力主汽门入口处1667MPAA主蒸汽温度主汽门入口处538再热蒸汽温度中压联合汽门入口处5383TMCR工况下汽轮机平均背压58KPAA4TMCR工况下最终给水温度28215回热系统回热系统设有3台高压加热器，4台低压加热器，1台除氧器。热力循环中的补充水从凝结水补充水箱补入凝汽器。6结构特点单轴、三缸或四缸四排汽。7布置纵向8转速3000R/MIN9旋转方向由机头向发电机方向看顺时针10机组功率汽轮机应保证机组在铭牌工况下的功率为600MW。汽轮机应保证机组在TMCR工况下达到最大连续功率值。11汽轮发电机组净热耗在额定工况下应保证不超过7803KJ/KWH。正偏差为零。12汽轮机在所有稳定运行工况下额定转速运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0025MM，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值应不大于0076MM，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于008MM，各轴颈双振幅相对振动值不大于020MM。13机组应具备一定的调峰能力，其负荷变化率为50100TMCR不小于5/MIN3050TMCR不小于3/MIN30以下不小于2/MIN负荷阶跃1014距汽轮机、主汽阀、再热汽阀等外壳15M高，10M远处的最大噪声值应不大于90DBA，对于其它辅机，最大噪声值应不大于85DBA。15汽轮机应能在排汽温度不高于79下长期安全运行。16汽轮机负荷适应性强，能承受50额定负荷突然变化。机组具有RB功能。17汽轮发电机组应能在周波485505HZ范围内连续稳定运行。18汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许连续运行的时间应满足进行发电机试验的要求。5223汽轮发电机52231汽轮发电机技术规范型式隐极式同步发电机型号额定容量MVA667额定功率MW600额定功率因数09滞后额定电压KV22额定转速RPM3000额定频率HZ50额定氢压BARG414绝缘等级定子及转子F级，温升按B级考核效率988励磁方式静止可控硅或旋转无刷励磁冷却方式水氢氢52232汽轮发电机技术要求1同步发电机及其附属设备应与汽机最大输出功率相匹配，并满足相应的规范和标准规定的要求。2该发电机为三相交流隐极同步发电机，发电机应采用整体全封闭，内部氢气循环，定子绕组水内冷，转子绕组及定子铁芯采用氢气冷却。3额定值发电机应能与汽轮机最大输出功率额定氢压、功率因数09相匹配，发电机应能在额定功率因数09滞后到功率因数为095超前之间发出额定的MVA。（如果采用静态励磁系统，则应扣除励磁变压器的容量），主要参数如下额定容量额定容量600MW额定电压20KV额定功率因数09（滞后）频率50HZ额定转速3000R/MIN定子绕组绝缘等级F（注按B级绝缘温升使用）转子绕组绝缘等级F（注按B级绝缘温升使用）定子铁芯绝缘等级F（注按B级绝缘温升使用）短路比不低于05效率9884发电机励磁系统应为全静态励磁系统或无刷励磁系统。该系统运行可靠，具有较高的技术水平。5冷却方式水氢氢，即定子绕组直接水内冷，转子绕组直接氢内冷，定子铁芯氢冷。53热力系统531热力系统本工程热力系统的拟定在充分考虑了系统运行安全性、经济性和灵活性，能适应一定调峰能力的基础上，尽可能简化系统，除辅助蒸汽系统外，主汽、再热、给水、凝结水等系统均采用单元制。5311主汽、再热及旁路蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽均为单元制系统。采用“212”布置方式，即从锅炉两个过热器出口接出后在炉前合并成一根单管，到汽机高压缸前又分为两根支管，分别接到汽机高压缸左右侧主汽门。该简化布置节约合金钢管，并可减少由锅炉两侧引出的蒸汽在汽轮机进口的温度偏差，有利于汽轮机的安全运行。主蒸汽还作为汽动给水泵在机组启动和低负荷时的备用汽源。冷再热蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源之一。汽机旁路系统采用高、低压串联电动旁路，其最终容量和功能还有待于根据主机特性进行论证。现阶段，其容量暂按锅炉最大连续蒸发量的30考虑。5312给水系统给水系统采用单元制。每台机组设置两台50容量汽动给水泵及一台容量为30的电动调速给水泵作为启动备用泵。给水系统可为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。三台高压加热器采用大旁路，以简化系统，操作运行维护方便。给水操作台旁路容量按30BMCR。汽动给水泵组布置于汽机房运转层，排汽进入主汽轮机凝汽器。5313凝结水系统凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设2100凝结水泵，一运一备。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。每台锅炉设有一台凝结水补充水箱和输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水，同时也作为凝汽器热井水位控制的补水和贮水。补充水箱的水源来自化学水处理室的除盐水箱。5314抽汽及加热器疏水系统汽轮机共有八级非调节抽汽。分别供给四台低压加热器，一台除氧器及三台高压加热器。四级抽汽亦作为给水泵汽轮机正常汽源，机组启动和低负荷时给水泵汽轮机由主蒸汽供汽。各高压加热器疏水采用逐级自流的方式最终进入除氧器，在事故情况或低负荷时，疏水经高加事故疏水扩容器后直接进入凝汽器中。同样，低压加热器疏水也采用逐级自流的方式，最终进入凝汽器中，同时故障时通过各自的事故疏水调节阀进入凝汽器，以保护低压加热器。除氧水箱溢、放水管正常运行时排至凝汽器，在水质不合格时排至定期排污扩容器。5315辅助蒸汽系统该系统在机组启动、停机、正常运行和甩负荷等工况下向各用汽点提供符合参数要求的蒸汽。启动时辅助蒸汽由启动锅炉供汽，运行时由四段抽汽和高压缸排汽经压力调节阀后供给。启动用汽考虑以下各项启动时机组轴封用汽；除氧器中凝结水预热和稳压所需蒸汽量；其它用汽量。启动锅炉初步定为燃油炉，容量定为135T/H。5316辅机冷却水系统辅机冷却水系统由开式循环冷却水和闭式循环冷却水系统组成。开式循环冷却水系统水源来自循环水进水管，冷却所需的设备后排至循环水回水母管。闭式循环冷却水系统的除盐水，经冷却设备后该除盐水排至水水热交换器，由来自开式循环冷却水系统的循环冷却水冷却后，此除盐水再次送至各冷却设备。532主要辅助设备5321凝汽器型式双壳体，双背压，单流程，铜管式型号N37900型冷却面积37900M2凝汽器背压冷却水温为24时，58KPAA平均背压冷却水温为33时，118KPAA每台汽机一台凝汽器分为A、B两部分，分别对应两个低压缸。循环水从靠近汽轮机侧的凝汽器A进入，从凝汽器A出来后，经连通管又引入凝汽器B，凝汽器B的出水回到冷却塔。由于凝汽器A、B中的循环水温不同，所以凝汽器A、B中的背压也是不同的，从而形成了双背压。根据计算，双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压。因此，汽轮机低压缸的总焓降就增大了，从而提高了汽轮机的经济性。另外，低背压凝汽器中的凝结水还可受到回热，减少了高背压凝汽器的冷源损失，进一步提高了机组经济性。5322给水泵汽轮机型式单缸单轴，双进汽内切换，纯凝汽式，下排汽，汽源采用主机四段抽汽、大机主蒸汽或再热冷段最大连续功率10MW排汽压力000728MPAA四段抽汽参数TMCR工况压力1139MPAA温度3677主蒸汽参数压力1667MPAA/温度538调速范围30005750R/MIN数量每台主汽机配两台给水泵汽轮机5323给水泵给水系统配备250容量的汽动给水泵，130容量启动和备用电动泵。对于汽动给水泵流量约1267M3/H，扬程约2313MH2O。汽动泵前置泵皆由电动机驱动。对于电动给水泵流量为760M3/H，扬程约2313MH2O。前置泵皆与电动机同轴。主泵皆由液力偶合器进行调速。5324除氧器除氧器为滑压运行，额定出力为2150T/H，除氧水箱有效容积为235M3，贮水量为BMCR工况67MIN的给水消耗量，每台汽机配一台除氧器及水箱。5325汽机房桥式起重机采用新型行车，可使汽机房屋架下弦标高降低约29M，四台机组共设两台桥式起重机，每台起重量80/32T。5326凝结水泵本工程选用中压凝结水精处理装置，选用两台立式凝结水泵，一台运行一台备用，流量为1800M3/H，扬程301MH2O。5327高、低压加热器三台全容量的高压加热器。四台全容量的低压加热器，其中7、8低压加热器为复合式壳体，分为A、B两部分，分别对应布置于凝汽器A、B侧喉部。533高压管材选用目前电厂高压管道使用的管材主要有A335P22、A335P91、A672B70CL32、A106B、A106C、WB36。主蒸汽管道可选用A335P22或A335P91，前一种材料强度比后一种低，壁厚要厚一倍左右，造成管道柔性降低，补偿减弱，布置困难，管道自重增加，支吊架荷载增大，虽然管道价格比A335P91稍低，但总投资较A335P91大，本工程可采用A335P91作主汽管管材。再热热段采用A335P91管材时，管道壁厚可减薄，但由于受内径管壁厚规格化限制，取用壁厚偏大，实际壁厚减薄有限，且由于管径大，壁厚薄，加工困难，因而价格较高，故本工程可采用A335P22作再热热段管材。A672B70CL32电熔焊管与A106B无缝钢管相比，具有强度略高，焊接性能相近，制造容易及价格低等特点，因此大容量机组中再热冷段采用A672B70CL32管材的越来越普遍，本工程再热冷段拟采用A672B70CL32管材。A106B、A206C和WB36管材在以往的亚临界参数机组中选用作高压给水管道都较多，而WB36管材强度高，初投资最省，焊接问题已得到圆满解决，因此本工程高压给水管材暂按WB36选用。上述管材的最终确定待下一设计阶段经技术经济比较后再定。54燃烧制粉系统541燃烧制粉系统5411燃料电厂燃用煤源为煤田的无烟煤，点火助燃燃料为0号轻柴油。燃煤特性、灰份和油质特性分析见以下三表燃煤特性分析表序号名称符号单位设计煤种校核煤种1燃料品种无烟煤无烟煤2收到基水份MAR5707903工业分析空气干燥基水份MAD113089收到基灰份AAR24292667干燥无灰基挥发份VDAF74719收到基低位发热量QNETARKJ/KG23484221154元素分析收到基碳CAR621584收到基氢HAR276253收到基氧OAR321247收到基氮NAR102083收到基硫SAR092125灰熔融性变形温度DT14201320软化温度ST14501450流动温度FT145015006哈氏可磨系数HGI/59567磨损指数AIMG/KG2828灰份分析表序号名称符号单位设计煤质校核煤质1灰成份二氧化硅SIO255706921三氧化二铝AL2O331561986三氧化二铁FE2O3357161二氧化钛TIO2300233氧化钙CAO252385氧化镁MGO044026氧化钾K2O037020氧化钠NA2O042031三氧化硫SO30850872灰比电阻测试温度18CM30410113041011测试温度80CM40210124021012测试温度100CM72010127201012测试温度120CM18010131801013测试温度150CM30010133001013测试温度180CM11510131151013油质特性分析表序号名称数值单位1恩氏粘度12167OE2运动粘度38厘沱3灰分00254含硫量025机械杂质无/6水分无痕迹/7闪点闭口65OC8凝固点0OC9低位发热量410309800KJ/KGKCAL/KG5412耗煤量锅炉耗煤量（亚临界锅炉）的计算原则为（1）燃煤量计算按锅炉MCR工况。（2）锅炉连续排污率取为1。（3）锅炉的年利用小时按5000小时计算。（4）锅炉的日运行小时按20小时计算。（5）锅炉效率91（对应低位发热量）。锅炉燃用设计和校核煤种，燃煤量如下表设计煤种校核煤种项目单台锅炉二台锅炉单台锅炉二台锅炉每小时燃煤量（T/H）245861491722261081522162每日燃煤量（T/D）4917229834445221621044324每年燃煤量（T/A）12293052458610130540526108105413燃烧制粉系统原则性烟风煤粉系统图见附图F034K4A0116、17。本工程燃煤为无烟煤，干燥无灰基挥发份VDAF78，哈氏可磨系数HGI152主变压器参数额定容量3240MVA额定电压550/3225/2220KV阻抗电压UD14接线方式YND11冷却方式ODAF3高压电气设备选择电厂高压电气设备选用敞开式屋外电气设备泄漏比距25CM/KV220KV设备的短路水平为40KA暂定500KV设备的短路水平为50KA暂定4厂用电气设备6KV开关柜采用手车或中置式金属铠装开关柜380V配电盘采用固定分隔和抽屉式开关柜主厂房变压器干式变压器辅助厂房变压器全密封油浸变压器592厂用电接线5921厂用电系统电压从国内已投运的600MW机组的厂用电设计看，高压厂用电压采用6KV一级完全可以满足大容量辅机电动机起动和正常运行的电压水平要求，6KV系统短路电流所要求的电气设备目前国内已具有成熟的生产运行经验，从运行实践看，采用6KV一级高压厂用电压，有利于简化接线及布置，便于运行维护及备品备件的采购。根据现阶段辅机负荷情况，结合高压厂用电开关设备的制造情况，设计推荐采用6KV及380V分别作为电厂高压及低压厂用电压。5922高压厂用变压器型式高压厂用变压器可选择双卷变和分裂绕组变两种型式。分裂绕组变可提高变压器容量和阻抗电压，以限制低压侧短路电流水平在40KA内，但据有关统计资料分析，其故障率相对较高，而采用双绕组变压器则可克服分裂变的一些缺点，但短路电流水平将达50KA。在以往的工程设计中，采用分裂绕组变压器的目的，主要是为降低变压器低压侧短路电流，以适应当时的厂用电开断设备的制造水平。对600MW及以上容量的大机组而言，普遍采用每台机组设两台高厂变及每两台机组设两台起备变的设计思路，再考虑到“厂网分开”的原则，采用分裂绕组变压器将使厂用电接线方式十分复杂。目前国内断路器生产水平已逐步提高，在50KA真空断路器已能批量生产并已投运的情况下，加之设计时可合理选择变压器容量，即使选择双绕组变压器，仍可将其低压侧短路电流控制在50KA以内。这使得6KV母线段的数量和母线段之间的共箱母线比采用分裂绕组变时减少近一半，从而使接线和布置均大为简化，投资亦大大降低，故设计推荐采用双绕组变压器。59236KV厂用电接线1单元负荷供电每台机组设2台双绕组高压厂用工作变压器，其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接，低压侧分别带一段6KV工作母线，机组高压厂用单元负荷和主厂房成对设置的低压变压器分别接于两段母线。2公用负荷供电由于本期脱硫工程与主体工程同步建设，考虑新建2台600MW机组，公用负荷较多，且脱硫负荷也较大，根据“厂网分开”的原则，若脱硫及公用负荷仍由机组单元变供电，将不利于6KV厂用电设备的选择和6KV电压水平的校验。故每台机组设1台双绕组高压脱硫及公用变压器，其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接，低压侧分别带一段6KV公用母线，以引接全厂公用负荷和机组的脱硫电源。此种接线对机组负荷供电的单元性强，有利于对公用负荷的集中管理。每2台机组设2台高压起动/备用变压器，两台高压起动/备用变高压侧分别装设隔离开关并共用一台断路器。2台起动/备用变压器低压侧分别接入每台机组的6KV工作段和6KV公用段。为满足当任一台起备变故障或检修时不影响机组的起停，在起动时任一台起备变均能对接电动给水泵的单元段供电，从而避免了电动给水泵采用跨接方案。26KV系统中性点采用经电阻接地方式。5924低压厂用电接线全厂采用动力中心PC和电动机控制中心MCC供电方式。1主厂房采用动力与照明、检修网络分开的供电系统，采用中性点直接接地系统。每台机组设置2台1250KVA的汽机变和2台1250KVA的锅炉变，考虑新建4台600MW机组，低压公用负荷较多，主厂房内每2台机组设置2台1250KVA公用变。每台机组设置1台630KVA的照明变和1台800KVA的检修变，检修变同时作为照明变的备用。主厂房内低压厂用变压器按汽机、锅炉、公用分开并成对设置，便于实现“物理分散”，节省电缆费用。每台炉设置2台2000KVA的电除尘变，供一台炉的2台电除尘负荷。2全厂辅助车间采用动力与照明、检修网络合并的供电系统，采用中性点直接接地系统。根据工艺专业提供的负荷及总布置情况，采用在负荷相对集中的地方成对设置低压厂用变压器对低压负荷供电。3对远离主厂房的区域，如补给水系统采用主厂房内升压，用10KV架空线路至现场再降压的供电方式。4事故保安电源为了保证全厂事故停电时，能安全可靠的停机，每台机组拟设一台快速起动的1000KW暂定的柴油发电机组作为交流事故保安电源。发电机中性点直接接地。厂用电原则接线图详见F034K4A0127图。593电气设备布置5931汽机房A列外布置本工程三个厂址中、汽机房A列外布置方案是一致的。在汽机房A列外布置有主变压器、高压厂用变压器及起动/备用变压器，每台机组的三相主变压器和2台高压厂用变压器呈品字型布置，以缩短主变与A列距离，脱硫及公用变布置在2台高厂变之间。考虑防火要求，在主变与高厂变之间设有防火隔墙，2台高压厂用变压器的电源通过离相封闭母线从发电机主回路离相封闭母线下T接。每2台机组设2台起备变分别并列布置在汽机房A列外，2台变压器之间设有防火隔墙。三个厂址中主变压器及起备变进线方式相同，均为主变与500KV配电装置间以及起备变与220KV配电装置间均采用门型架架空进线。5932500KV及220KV配电装置布置本工程500KV配电装置布置采用常规三列式软导线布置方案。对常规三列式布置方案而言，配电装置布置较为紧凑，最终规模时，500KV升压站纵向长度约为180M，宽度为136M。升压站内设备布置对主接线的模拟性强，设备布置清晰，便于运行操作。220KV配电装置本期不设母线，最终规模时采用管母线双列式屋外中型布置方案。5933发电机封闭母线布置发电机封闭母线布置在汽机房69M层上，发电机出口电压互感器和避雷器柜布置在汽机房69M层靠A列侧，发电机中性点柜布置在汽机房69M层发电机机座下方附近，励磁变布置在汽机房00M层，静态励磁设备布置在69M层。5934厂用电设备布置16KV开关柜布置6KV工作段不考虑分散布置，因为分散布置节省的馈线电缆不多，但增加的6KV共箱母线却较长。6KV工作段布置在汽机房69M层每台机的扩建端。6KV公用段布置在汽机房00M层固定端披屋。2380V开关柜布置主厂房低压厂用电负荷按单元汽机、单元锅炉及公用分设低压厂用变压器，并按照“物理分散”原则布置，以节省低压动力电缆。单元汽机PC和汽机保安MCC布置在汽机房69M层每台机的固定端，单元锅炉PC及公用PC、照明PC、检修PC、锅炉保安MCC等均布置在集控楼内。电除尘配电装置布置电除尘控制楼。厂区及辅助车间的配电装置布置在各自的车间配电间。594直流系统每台机组设三组蓄电池，其中一组向动力负荷供电，额定电压采用220V；另两组向控制负荷供电，额定电压采用110V。500KV网络部分单独设置两组110V蓄电池，以向网络部分直流负荷供电。595UPS每台机组设一套单元220V交流UPS双主机，供单元机组热控DCS及其它重要负荷。596控制和保护5961控制方式本期工程新设单元控制室，两机一控，采用DCS炉机电集中监控。在单元控制室监控的电气设备如下发变组机组高压厂用/备用系统机组低压厂用系统机组事故保安电源系统机组单元直流系统机组单元UPS500KV网络控制系统采用一套分层分步式微机监控系统，实现常规控制方式的所有功能。5962同期单元机组设微机型同期装置实现发电机自动准同期并网操作。5963继电保护及自动装置发变组保护及启备变保护采用微机型成套保护，6KV采用微机型综合保护装置。高压厂用电切换装置采用微机型快速切换装置。597照明和检修系统供5971照明由以下所述的三个独立子系统组成1AC正常照明系统2AC事故照明系统3DC事故照明系统AC照明系统采用380/220V、3相、4线、中性点直接接地系统，DC事故照明系统额定电压为220V，灯用电压为220V。5972正常照明主厂房各台机组分别设380/220V照明段，正常时由照明变压器供电，当照明变故障或检修时，由检修变供电。5973事故照明59731AC事故照明主厂房各台机组分别设AC事故照明MCC，其电源分别取自主厂房保安段和照明PC该两个电源自动切换。1机组AC事故照明MCC供1机组和集控楼；2机组AC事故照明MCC供2机组。主厂房各层在疏散走道、出入口以及楼梯间设置由交流事故照明电源供电且自带隔镍电池的出入口疏散指示灯。59732DC事故照明直流事故照明仅在集控楼和柴油发电机室等设置，在集控楼设置事故照明逆变屏，其电源由220V直流屏和保安段供电。正常时由保安段供电，当所有的交流电源消失后自动切换至直流运行。在集中控制室主环内，装设直流常明灯。5974检修电源系统主厂房设有检修段，由检修变供电。其他场所检修电源由就地或邻近车间的PC或MCC供电。锅炉本体检修照明电压为12V，沿锅炉平台和人孔附近设置低压12V检修照明插座箱。5975照明系统的控制厂房内照明一般在照明箱内集中控制。经常无人停留出入的房间的照明由就近的门或入口处的照明开关控制。道路烟囱主变区域和其他室外区域的照明采用光电自动控制。煤场采用远方按钮集中控制,或光电自动控制。锅炉本体的照明采用光电自动控制,也可以在相应的照明箱内集中控制。598过电压保护和接地5981雷电侵入波保护及避雷器设置为保护发电机绝缘，在每台发电机出口装有1组氧化锌避雷器。每台起备变高压侧装设1组氧化锌避雷器。现阶段参考我院所设计并投运的多个500KV配电装置雷电侵入波保护计算结果，结合A列外电气设备布置，500KV配电装置的避雷器配置方式如下500KV的每回出线侧均装设氧化锌避雷器；主变高压侧也装设1组氧化锌避雷器；每组500KV母线装设1组氧化锌避雷器。5982直击雷保护及接地汽机房A列外变压器及至500KV配电装置的架空线采用避雷线作直击雷保护装置。汽机房A列外变压器、220KV配电装置、制氢站、燃油灌区、烟囱、冷却塔等采用避雷针作直击雷保护。其它电厂主，辅建构筑物的直击雷保护和防止感应过电压措施将按照有关规程进行设计。全厂接地设计也将按照有关规程进行设计。599电缆敷设本工程结合厂址实际情况，因地制宜，对主厂房区域按常规采用电缆架空敷设，对炉后及厂区区域，原则上考虑沿全厂综合管线采用电缆架空敷设为主，少量采用电缆沟（隧道）及直埋敷设。设计院在后石电厂6600MW工程中已采用电缆架空敷设，并积累了成功经验。510热工自动化5101热工自动化设计范围本工程热工自动化的设计范围包括主厂房内锅炉、汽机主设备、主系统及其辅助工艺系统以及燃油泵房、制氢站、空压站、锅炉补给水车间及各水系统、除灰、除渣等辅助车间的监视、控制和保护。5102热工自动化水平本工程采用炉、机、电单元集中控制方式。将电气发变组、厂用电系统的监控纳入分散控制系统，单元机组运行以大屏幕显示器、操作员站CRT及键盘为监视和控制中心，实现单元机组监控全面CRT化。在此控制水平下，配合少量的就地操作和巡回检查，能在单元控制室内实现机组的起动/停止；机组正常运行工况的监视和调整；机组异常工况的报警和紧急事故处理。主厂房设置CCTV闭路电视监视系统，在单元控制室监视。辅助车间或系统采用可编程序控制器PLCCRTCCTV闭路电视监视系统分区集中控制方案，设置煤、灰、水3个辅助车间集中控制点，实现全CRT监控，不设后备盘台，提高辅助车间控制水平，为电厂减员增效创造条件。辅助车间设置CCTV闭路电视监视系统，在各分区集中控制点监视。5103集控楼、单元控制室、电子设备间布置本工程每两台机组设置一座集控楼1集控楼位于1、2锅炉之间，2集控楼位于3、4锅炉之间。每两台机组共用一个单元控制室。单元控制室位于集控楼运转层前部主厂房CD框架内，与锅炉、汽机运转层的标高一致。与之在同一层的还有锅炉电子设备间、工程师站、SIS站（全厂公用，仅1集控楼内）、通讯机房、交接班室、更衣室及其它辅助房间。控制室内设置有CRT/键盘操作员站、大屏幕显示器、单元值长管理CRT站以及全厂火灾报警盘等。锅炉电子设备间位于集控室后部，为两台锅炉公用。锅炉电子设备间内布置有分散控制系统（DCS）机柜，锅炉热力配电箱、吹灰动力柜、FSSS火检柜等控制设备。汽机电子设备间位于汽机房69M。汽机电子设备间内布置有分散控制系统DCS机柜，汽机和给水泵汽机数字电液控制系统机柜、电源柜等设备。在1，2机组集控楼单元控制室内布置有网络控制CRT操