石岛热电联产项目初步设计总说明书

1、-PAGE . z.- . -可修编- .荣成市石岛热电联产工程初步设计说 明 书SD*F201610C*省鑫峰工程设计*工程设计证书 编号：A237000450 工程咨询证书 编号：二一六年五月-. z.目 录 TOC o 1-1 h z HYPERLINK l _Toc450576201第一章 总的局部 PAGEREF _Toc450576201 h 1HYPERLINK l _Toc450576202第二章 总图局部 PAGEREF _Toc450576202 h 6HYPERLINK l _Toc450576203第三章 机务局部 PAGEREF _Toc450576203 h 8HY

2、PERLINK l _Toc450576204第四章 电气局部 PAGEREF _Toc450576204 h 26HYPERLINK l _Toc450576205第五章 土建局部 PAGEREF _Toc450576205 h 38HYPERLINK l _Toc450576206第六章 水工局部 PAGEREF _Toc450576206 h 45HYPERLINK l _Toc450576207第七章 化水局部 PAGEREF _Toc450576207 h 51HYPERLINK l _Toc450576208第八章 运煤局部 PAGEREF _Toc450576208 h 69HY

3、PERLINK l _Toc450576209第九章 除灰渣局部 PAGEREF _Toc450576209 h 72HYPERLINK l _Toc450576210第十章 热控局部 PAGEREF _Toc450576210 h 75HYPERLINK l _Toc450576211第十一章 暖通局部 PAGEREF _Toc450576211 h 84-. z.第一章 总的局部1.总的情况本工程新建3台240t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B30-8.83/0.98背压式汽轮发电机组+2台CB50-8.83/0.98/0.196背压式汽轮发电机组；1台75t/h高温高压循环流化床锅炉+

4、1台B9-8.83/0.98背压式汽轮发电机组。本工程建成后，将满足荣成市城区居民采暖用热，以及石岛工业园区鱼粉企业工业用汽。本工程方案2016年3月开工建立，2017年6月到达投产条件。2.工程简介2.1燃料供给及运输本工程燃煤选用煤矿的原煤，由荣成港口船运到厂。厂址距离荣成港口约3公里距离，由供给商负责装卸、运输等所有环节，直至入库。锅炉采用0轻油点火。2.2水源本工程生产用水采用市政自来水和中水中水主要作为厂区循环冷却水使用，厂用生活水接自市政供水管网。2.3 贮灰场本工程所产生的灰渣运往荣成市固废产业园进展处理，厂不再设储灰场、渣场。本工程脱硫所产生的石膏运往荣成市固废产业园进展处理。

5、3 设计和运行条件3.1系统概况和相关设备本锅炉设备用于供热式发电厂，配2*CB50+1*B30+B9汽轮发电机组，按母管制系统配备。3.2工程主要原始资料气象条件荣成市属暖温带季风型湿润气候区，四季清楚，年平均气温为12左右，在平均日照2600小时左右，年平均降雨800毫米左右荣成市气象资料:极端最高温度: 39.8极端最低温度: -18.5年平均气温: 12最热月平均温度： 25.4最冷月平均温度： 15.4根本风压： 0.35KN/m2冬季采暖室外计算温度: -7夏季室外计算温度(干球): 32.1年平均降雨量: 671.1mm年室外平均风速: 2.5m/s夏季平均风速： 2.5 m/s

6、冬季平均风速： 3.0 m/s主导风向: 东、东南风地下水位变幅： 0.6-4.0米；大局部地区1.5米最大冻土深度: 0.64m抗震设防烈度： 6度地质、岩土工程及地震情况1.工程地质条件与地下水1.1场地地形、地貌本场地位于胶东半岛低山丘陵山前滨海冲洪积地貌单元，地层具有上覆第四系松散层、下伏燕山期花岗岩的二元构造特点。场地地势正在进展人工平整，勘察时地面标高最大值7.61m，最小值5.29m，地表相对高差2.32m。1.2区域地质构造根据区域地质资料本场区无全新世活动断裂。1.3地基土的分布和性质据本次勘察钻探揭露结果,场地第四系地层主要由以下地层组成，现按出露顺序描述如下:杂填土Q4m

7、l黄色，黄褐色；主要组成为花岗岩风化料及少量耕土；呈砂土状,松密不均；力学性质较差。该层分布不均匀，层厚0.603.60米。粉质粘土Q4al+pl黄褐色,灰褐色，可塑状态,干强度中等,韧性中等,无摇震反响,土质均匀性一般,该层场地局部缺失，层厚1.004.10米。中细砂Q4pl灰褐色,主要成分为长石和石英,分选较一般,磨圆一般,极松散,饱和，局部含有较多的粉粒和粘粒。该层场地局局部布，层厚0.704.20米。粗砾砂Q4pl灰褐色,主要成分为长石、石英,磨圆一般,分选稍差,松散中密,饱和,含砾石。该层场区局部缺失,层厚1.102.70米。残积土Q4el灰黄色、可塑，原岩成分已风化蚀变,原岩组织构

8、造已全部破坏,仍具剩余构造强度,手搓呈砂状,局部含有粉粒,为砂性残积土。该层场区局局部布,层厚0.901.40米。全风化花岗岩K3灰黄色；风化裂隙极发育；原岩构造大局部已破坏；全晶质中粗粒构造与块状构造不甚清晰；主要矿物成分为长石与石英，其次为少量黑云母与角闪石；用锹可挖，岩样手搓呈碎屑状；岩石坚硬程度属极软岩。该层场区局局部布,层厚1.302.50米。强风化花岗岩K3黄色、黄灰色；原岩矿物成分已显著变化；原岩构造绝大局部已破坏；全晶质中粗粒构造；块状构造；风化裂隙很发育；岩体破碎；岩石坚硬程度为软岩；岩体根本质量等级为级。该层场地各钻孔均有揭露，揭露层厚度为3.207.00米。1.4地下水

9、在本次勘察场地围场地水文地质条件简单，地下水位埋藏较浅，地下水类型为第四系孔隙潜水、微承压水及基岩裂隙水。第四系孔隙潜水主要赋存于第层中细砂层及粗砾砂中；基岩裂隙水赋存于风化岩裂隙中，水质较好，水量一般。地下水主要受大气降水和侧向迳流补给，排泄以蒸发和侧向地下迳流为主。场地地下水流流向NESW。 勘察期间测得稳定地水位埋深2.703.50米,地下水位标高3.574.10米，水位观测日期2016年3月14日,水位年变幅0.501.00米。最高地下水位埋深2.20米左右。2、岩土工程评价层素填土:松密不均,应去除；层粉质粘土：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为150kPa，强度一般；层

10、中细砂：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为70kPa，强度较低；层粗砾砂：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为170kPa，强度一般；层残积土：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为180kPa，强度一般。层全风化花岗岩：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为260kPa，强度较高。层强风化花岗岩：承载力特征值由标贯试验指标及土工实验数据确定为400kPa，强度高。据地层勘探情况，各层地基土承载力特征值、压缩模量推荐如表1。表1 地基承载力特征值等参数推荐表地层编号岩土名称fak(kPa)EsMPa粉质粘土1505.12中细砂708.2粗砾砂17017.5

11、残积土18015.0全风化花岗岩26029.2强风化花岗岩40039.63、场地地震效应评价场地抗震设防烈度为6度,设计根本地震加速度值0.05g,第一组,设计特征周期(Tg)为0.35s；场地土类型为中软场地土，场地类别类；经判别，场地地基土不具液化性。场地无影响稳定性的不良地质作用，为可进展建立的一般场地。-. z.第二章 总图局部2.1.厂区总平面规划布置本工程厂址在省威海市荣成市石岛镇。本工程位于省威海市荣成市石岛镇。本工程为新建工程，装机容量为3台240t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B30-8.83/0.98背压式汽轮发电机组+2台CB50-8.83/0.98/0.196背压式汽

12、轮发电机组；1台75t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B9-8.83/0.98背压式汽轮发电机组。本期装机规模为139MW。需对厂区建、构筑物、生产场地及道路绿化进展有序布置。总体布局考虑二期工程向西征地扩建。2.2.布置原则遵循国家现行有关规标准，依据当地工业生产区的规划要求进展总平面布置。满足工艺生产及运输要求，合理布局，使流程、管线及道路短捷顺畅，节省占地，节约投资。在设计中结合防火防爆、平安卫生、交通运输、地形地貌、水文气象等方面的因素，力求布置紧凑，整体协调、美观。2.3.总平面规划布置方案厂址总占地面积为74385 m2。根据外部条件，工艺流程，运输和风向等因素，及拟建厂址场地实际

13、条件，在尽量优化布置的前提下，推荐了如下布置方案：1平面布置：根据工艺流程及生产要求，结合拟建厂址场地实际及交通运输条件，考虑总图布置方案如下：本工程界区的主要生产建、构筑物和辅助建筑按功能划分，由北向南依次为：综合楼和水工区、化水车间和升压站区、主厂房区、炉后区、储煤区等局部。生产区：包括综合水泵房、冷却塔、消防水池等。位于主厂房区的西北侧。主厂房区：主厂房位于热电厂区的中部，汽机南北向布置，锅炉间南北向布置，主厂房自北向南依次为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉间。输煤栈桥由南向北走向，由煤仓间东侧进入炉前。炉后区：锅炉房后布置有除尘器、引风机、烟囱、脱硫装置、脱硝区、渣仓、灰库、破碎机室、空压

14、机房、地下油罐等。储煤区：干煤棚布置在整个厂区正南侧。2管线规划：本设计消防、一次水管、排水管、厂区采暖供回水管、局部电缆等等为埋地敷设外，其余室外管线均为管架敷设。3道路：在主装置及辅助生产装置四周均设计了道路，宽度分别为13米、8米、6米、4米，满足生产及消防要求。道路采用城市型水泥混凝土路面。2.4.工厂绿化厂区主要出入口、厂前、主要建筑入口附近、主厂房区周围等部位进展重点绿化，配置欣赏和美化效果好的树木、草坪、灌木及其它具有降噪作用的植物，全厂绿化率15%。5、厂区主要经济技术指标厂区主要技术经济指标总规模序号项 目单位数量1建立用地面积m2743852建、构筑物占地面积m229712

15、3建筑系数%404总建、构筑物面积m2345705计容建筑面积m2520706容积率0.77绿化面积m2111588绿地率%15第三章 机务局部1 概述1.1工程概述本工程为新建工程，装机容量为3台240t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B30-8.83/0.98背压式汽轮发电机组+2台CB50-8.83/0.98/0.196背压式汽轮发电机组；1台75t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B9-8.83/0.98背压式汽轮发电机组。本期装机规模为139MW。1.2电厂性质及热负荷本工程为热电联产，满足荣成市石岛区新增热、电负荷需要。本工程对外供热系统分两路出去，一路去厂区外工业蒸汽管网，一路去厂

16、区供热首站。供工业蒸汽的参数：P=0.98MPa.a；T=260；供采暖用蒸汽的参数：P=0.196MPa.a饱和蒸汽。1.3主机设备型号、参数及主要技术规1锅炉参数：型式：240t/h高温高压锅炉。过热蒸汽：最续蒸发量：240t/h 出口蒸汽压力：9.81MPa 出口蒸汽温度：540给水温度： 215锅炉效率：92.21%台数： 3台型式：75t/h高温高压锅炉。过热蒸汽：最续蒸发量：75t/h 出口蒸汽压力：9.81MPa 出口蒸汽温度：540给水温度： 215锅炉效率：90%台数： 1台2汽轮发电机组参数：汽轮机型号： B30-8.83/0.98型式： 背压式供热汽轮机。额定功率： 30

17、MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力： 8.83MPa(a)主蒸汽阀前主蒸汽额定温度： 535主蒸汽额定工况流量： 235t/h排汽压力： 0.98MPa(a)排汽温度：271冷却水温： 设计：20 最高：33额定转速： 3000r/min台数： 1台发电机额定功率： 30MW额定电压： 10.5kV额定功率因数： 0.8额定频率： 50Hz额定转速： 3000r/min冷却方式： 空冷效率(保证值)： 98%励磁方式： 自并励静止励磁系统数量： 1台汽轮机型号： CB50-8.83/0.98/0.196型式： 背压式供热汽轮机。额定功率： 50MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力： 8.83MPa(a)主蒸

18、汽阀前主蒸汽额定温度： 535主蒸汽额定工况流量： 235t/h额定抽汽压力：0.98MPa(a)额定抽汽温度：275排汽压力： 0.196MPa(a)排汽温度： 149冷却水温： 设计：20 最高：33额定转速： 3000r/min台数： 2台发电机额定功率： 50MW额定电压： 10.5kV额定功率因数： 0.8额定频率： 50Hz额定转速： 3000r/min冷却方式： 空冷效率(保证值)： 98%励磁方式： 自并励静止励磁系统数量： 2台型号： B9-8.83/0.98型式： 背压式供热汽轮机。额定功率： 9MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力： 8.83MPa(a)主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：

19、 535排汽压力： 0.98MPa(a)排汽温度： 271主蒸汽额定工况流量： 73t/h冷却水温： 设计：20 最高：33额定转速： 5200r/min台数： 1台发电机额定功率： 9MW额定电压： 10.5kV额定功率因数： 0.8额定频率： 50Hz额定转速： 3000r/min冷却方式： 空冷效率(保证值)： 97.2%励磁方式： 自并励静止励磁系统数量： 1台1.4机务专业设计围及主要原则1.4.1设计围设计围包括本期汽轮机及锅炉主辅机设备选择，烟风物料系统、热力系统、点火油系统、工业水系统及主厂房布置、主厂房检修起吊、汽机润滑油有关系统、供热管网设计至厂房外、总图专业厂区桁架。1.

20、4.2主要设计原则1机组为定压运行：既可以承当根本负荷也可调峰运行。2高压给水系统：3台240t/h锅炉设置4台变频电动给水泵，3用1备；75t/h锅炉设置2台变频电动给水泵，1用1备。3主蒸汽管道采用母管制，各个锅炉可以互相协调。4低压给水系统、高压给水系统也采用母管制。5回热系统采用汽轮机厂汽轮机组本体资料设计。6 供热系统本工程供热系统对外供给蒸汽的参数：P=0.98MPa.a；T=270；P=0.196饱和蒸汽。2台B50汽轮机背压排汽进入排汽母管供至首站，首站布置在汽机间固定端；2台B50汽轮机抽汽、B30汽轮机背压排汽、B9汽轮机背压排汽进入2根工业蒸汽母管；主蒸汽母管上引出一路，

21、经2台减温减压进入2根工业蒸汽母管；2根工业蒸汽母管自主厂房A列及固定端侧新建桁架接至厂区外工业蒸汽管网。7 高压加热器疏水系统疏水逐级自流至高压除氧器疏水母管。8 除氧器加热系统采用母管制，蒸汽来自汽轮机抽汽、排汽管道9 锅炉过热器减温水系统引自高压给水热母管。10补水系统采用化学除盐水直接补入高压除氧器。11全厂疏放水系统设两个疏水扩容器、疏水箱，三台疏水泵，两开一备。12 循环水系统向冷油器、发电机空气冷却器提供循环冷却水，为给水泵等汽机房辅助设备提供备用冷却水，并提供汽机房冲洗水。13汽轮发电机组采用横向布置；汽轮机头朝向除氧间。14 汽机间检修起吊设施采用1台50/10t桥式起重机。

22、15 汽机间检修场地设在两台机组之间，检修平台设加强平台考虑检修荷载。16高加旁路采用大旁路系统，设高参加口、出口联成阀。17 汽机不设高位油箱。18 厂区设综合蒸汽管廊：0.98MPa蒸汽去厂区外工业蒸汽管网，采取架空布置。19 油净化装置设1台润滑油净化装置4机合用1台。2系统描述2.1 燃料锅炉的设计煤种为煤矿的原煤。主要的煤质特性见表：序号分析工程符号单位设计煤种1碳Car%61.082氢Har%2.93氧Oar%2.894氮Nar%0.935硫Sar%0.56灰Aar%24.17水War%7.68挥发分Vdaf%12.19低位发热量QdwkJ/kg22.962.2燃烧系统 系统拟定本

23、工程采用循环流化床锅炉，燃煤被破碎成不大于10mm的煤粒后，由原煤仓落煤口落至变频调速皮带称重式给煤机，经给煤机输送至炉膛下部密相区进展燃烧。每台240t/h锅炉配置4台给煤机；75t/h锅炉配置2台给煤机。每台锅炉燃烧所需一次风、二次风均采用独立系统，每台锅炉配置一次风机1台、二次风机1台、引风机1台。每台炉配1台静电除尘器，4炉合用一座单管套筒烟囱，烟囱高度120m，筒上口直径4.5m。燃烧系统辅机选型根据锅炉厂提供的初步设计阶段热力计算书，进展相关计算。1给煤机型式：耐压皮带计量式台数：14台出力：215t/h单台2一次风机型号：待定240t/h锅炉配套型式：单吸离心式、单支撑台数: 3

24、风量: 138740Nm3/h全压：13253Pa流量富裕系数: 1.2压头富裕系数: 1.2电动机功率：800kW型号：待定75t/h锅炉配套型式：单吸离心式、单支撑台数: 1风量: 48941Nm3/h全压：12000Pa流量富裕系数: 1.2压头富裕系数: 1.2电动机功率：280kW3二次风机型号：待定240t/h锅炉配套型式：单吸离心式、单支撑台数: 3风量: 138740Nm3/h全压： 8400Pa流量富裕系数: 1.2压头富裕系数: 1.2电动机功率：500kW型号：待定75t/h锅炉配套型式：单吸离心式、单支撑台数: 1风量: 48941Nm3/h全压： 10910Pa流量富

25、裕系数: 1.2压头富裕系数: 1.2电动机功率：250kW4引风机型号：待定240t/h锅炉配套型式：单吸、双支撑离心式台数: 3风量: 468451m3/h单台全压：8820Pa单台流量富裕系数: 1.2压头富裕系数 1.2电动机：1800kW型号：待定75t/h锅炉配套型式：单吸、双支撑离心式台数: 1风量: 150012m3/h单台全压： 8820Pa单台流量富裕系数: 1.2压头富裕系数 1.2电动机：560kW5罗茨风机型号：待定240t/h锅炉配套台数: 96用3备风量: 14.66m3 /min单台全压： 34.3kPa单台流量富裕系数: 1.2压头富裕系数 1.2电动机：15

26、kW型号：待定75t/h锅炉配套台数: 21用1备风量: 7.55m3 /min单台全压： 24.5kPa单台流量富裕系数: 1.2压头富裕系数 1.20电动机：5.5kW2.3热力系统2.3.1热力系统拟定原则及特点由于本工程为热电联产工程，为了使系统平安可靠、调节灵活，主蒸汽、给水系统采用母管制，同样除氧器有关管道等均采用母管制。.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管制，主蒸汽通过母管运行。4台锅炉产生的新蒸汽经流量测量装置引往布置于除氧间的主蒸汽母管，然后自母管分别再经流量测量装置接到4台汽机主汽门。主蒸汽压力为9.81MPa，温度为540。本工程设2台150t/h、0.98MPa.a减温减压

27、器，自主蒸汽母管设一路去减温减压器，当汽轮机组停用或检修时，可利用主蒸汽减温减压后供用户用汽。每台240t/h锅炉集汽联箱出口至主蒸汽母管通流能力按240t/h设计B-MCR工况，选用1根32528的管道；75t/h锅炉集汽联箱出口至主蒸汽母管通流能力按75t/h设计B-MCR工况，选用1根16816的管道；主蒸汽母管通流能力按480t/h设计，选用1根37732的管道；主蒸汽母管至汽轮机入口通流能力B30机组按232.8t/h设计汽轮机最大进汽工况，选用1根32528的管道；B9机组按72.75t/h设计汽轮机最大进汽工况，选用1根16816的管道。主蒸汽管材选用12Cr1MoVG/GB53

28、10无缝钢管。.2给水系统低压给水系统、高压给水系统采用母管制。工艺流程：化学补给水和工艺回水高压除氧器锅炉给水泵158高压给水冷母管高压加热器215高压给水热母管锅炉给水控制台锅炉省煤器。本工程共设3台高压除氧器；3台240t/h锅炉设置4台变频电动给水泵，3台运行，1台备用；75t/h锅炉设置2台变频电动给水泵，1台运行，1台备用。每台汽轮机组设2台高加；高加设100%电动旁路，高加事故解列时，给水自旁路去锅炉，其启闭与高加高3水位连锁。高压给水管径选择均按给水泵额定工况计算，选型结果见主要汽水管径流速表。高压给水管材选用20G/GB5310无缝钢管。低压给水管材选用GB3087无缝钢管或

29、Q235-B螺旋缝电焊钢管。.3汽机回热系统为提高全厂热效率，实现能源阶梯利用，本工程汽轮机回热系统按照汽轮机组本体资料设计。所以汽机回热系统采用2高加1除氧的3级回热系统。两台高加的疏水逐级自流入高压除氧器。其中高加疏水管道设有根据液位自动调整的汽-液两相流疏水阀，保证各级加热器疏水系统平安稳定运行。所有高加均设有危急疏水紧急放水管，在高加疏水水位不正常升高时能及时排至定期排污扩容器，以防汽机进水，危急疏水紧急放水管上装设电动闸阀，其启闭与高加高2水位联锁。.4除氧器加热系统高压除氧器加热系统采用CB50汽轮机组抽汽、B30汽轮机组背压排汽、B9汽轮机组背压排汽，在除氧间层设有加热蒸汽母管，

30、以满足除氧器用汽的需要。邻炉加热用汽及锅炉间杂项用汽含锅炉本体吹灰系统用汽来自布置于除氧间的除氧器加热蒸汽母管。.5锅炉减温水系统锅炉过热器减温水引自高压给水热母管，采用二级喷水减温，一级减温作为粗调，二级减温作为细调。喷水减温管路设有调节阀通过调整减温水量来调节过热蒸汽温度；喷水减温管路还设有永久性滤网及反冲洗系统，防止给水中杂质堵塞减温器喷嘴。.6锅炉补水系统补充水采用化学除盐水，除氧间设有除盐水母管，将除盐水补入高压除氧器；机组汽封加热器由于采用除盐水冷却，因此该局部除盐水经汽封冷却器后接至除氧间补水调节阀后管道补入高压除氧器。锅炉启动时，除盐水可通过全厂疏水泵向锅炉上水；锅炉事故紧急停

31、炉时，除盐水可直接补入高压除氧器，通过电动给水泵为锅炉紧急上水并维持锅筒水位。.7锅炉排污系统本工程设1台7.5m的定期排污扩容器，各台炉定期排污管单独接入定期排污扩容器。设1台5.5m的连续排污扩容器，连续排污扩容器的二次蒸汽接入高压除氧器。经历算，1台7.5m的定期排污扩容器、1台5.5m的连续排污扩容器满足4台锅炉定期、连续排污要求。.8全厂疏放水系统本期工程设二台2.0m的疏水扩容器及二台30m的疏水箱，除聚集全厂管道及设备正常的疏水外，并考虑除氧器的溢放水。疏水箱的水通过疏水泵送入高压除氧器，设置三台疏水泵，两开一备。.9冷却水、工业水系统本期工业水系统采用母管制。汽机冷油器、发电机

32、空冷器、给水泵冷油器、风机冷油器、给水泵电机空冷器等设备的冷却水直接由循环水供水管供给，冷却水排水采用压力排水。转动设备的轴承冷却水来自闭式冷却水系统。考虑到夏季循环水温升，一次水来水作为发电机空气冷却器、冷油器的调温水。轴承冷却水排水采用有压排水。.10供热系统本工程供热系统对外供工业蒸汽的参数：P=0.98MPa.a、T=270；外供采暖蒸汽的参数：P=0.196MPa.a饱和蒸汽。2台B50汽轮机背压排汽进入排汽母管供至首站，首站布置在汽机间固定端；2台B50汽轮机抽汽、B30汽轮机背压排汽、B9汽轮机背压排汽进入2根工业蒸汽母管；主蒸汽母管上引出一路，经2台减温减压进入2根工业蒸汽母管

33、；2根工业蒸汽母管自主厂房固定端侧新建桁架接至厂区外工业蒸汽管网。.11汽封系统本系统在机组冷态启动盘车阶段，汽封供汽汽源来自于除氧间加热蒸汽母管倒送来蒸汽，接至均压箱调温调压后分别接至汽轮机前后汽封；当正常运行时，采用汽轮机抽汽或排汽作为汽封汽源；热态启动时，采用主蒸汽作为汽封汽源。均压箱由汽轮机厂配套供货。主汽门低压漏汽、调速汽门低压漏气及汽轮机前后汽封低压漏气，由于混有空气，因此合并后接入汽封冷却器汽机厂供，汽封冷却器设有2台汽封抽风机汽机厂配套供，一开一备作为汽封抽空气的动力源，维持汽封系统微负压状态；汽封冷却器疏水经水封装置汽机厂配套供接至低位水箱。主汽门高压漏汽、调速汽门高压漏汽合

34、并后接至高压除氧器。.12润滑油系统本工程每台机组设置一个主油箱汽机厂供，油箱布置于汽轮机机头侧，设计高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵，冷油器、滤油器布置于0米底层，排油烟风机布置于顶部，汽轮机主油泵由汽轮机轴头自带。事故放油放至A列外的事故油池。本工程设1个36m事故油池。因本工程与当地电网并网运行，且设有保安电源，本工程汽轮机不再设高位油箱。.13汽机本体疏水系统本体疏水系统包括汽轮机本体疏水和蒸汽管道疏水。由于机组启动暖机时各疏水点压力不同，为了防止各疏水相互干扰，甚至产生高压疏水倒流的情况，汽轮机本体各处疏水经疏水母管扩容，扩容后的疏水统一接入低位水箱。管道低处放水就近放入地沟

35、，高处放气现场采取措施以不使水喷溅为准。2.3.2主要辅助设备的选择.1电动给水泵本工程3台240t/h配置4台电动给水泵变频调速，3用1备；给水泵流量为264m/h，扬程为1550m，其中电动给水泵配置电动机为: Y型，10.5kV。本工程75t/h配置2台电动给水泵变频调速，1用1备；给水泵流量为82.5m/h，扬程为1550m，配置电动机为: Y型，10.5kV。.2除氧器及除氧水箱本工程选用3台高压除氧器，水箱有效容积为90m，除氧器出力为310t/h，0.588MPa.a，该除氧器主要为给水进展除氧；.3全厂疏水泵本期工程选用3台疏水泵，流量为40m/h，扬程为130m。3台水泵，2

36、台运行，1台备用。.4低位水泵本工程背压机组在启动时，主蒸汽及汽封、法兰加热等系统低位疏水量较大，因此设1台2.4m低位水箱，1台低位水泵，将疏水送至疏水箱。低位水泵，流量为10m/h，扬程为50m，配置电动机为Y型，380V。依据：DL5000-2000火力发电厂设计规程第条不设备用。.5减温减压器540/2602台减温减压器布置在汽机间0 m层，室布置。减温减压器运行时能够满足管网热负荷波动，并且在减温减压器低负荷时=30%额定负荷保证减温水喷雾雾化效果良好、减温器不存水、出口蒸汽不超温；在额定负荷时，保证减压器工作稳定、出口蒸汽不超压。减温减压器选型根据汽轮机对外供汽量设置。由于启动蒸汽

37、流量、压力、温度波动围较大，要求锅炉启停减温减压器具有较好的压力、温度调节性能。建议减温水采用调节喷嘴型减温减压器，而不要用减温水管路调节阀型减温减压器。因为，对于负荷波动围较大的减温减压器，减温水管路采用调节阀调节时，容易引起减温水调节失效、水击等事故。减压阀采用压力围调节能力较大的减压阀，能够通过减压阀前压力反响信号来调整使减压阀后的压力恒定。2.4点火助燃系统燃料油采用轻油，燃油由汽车运输至燃油区域通过卸油泵中转过滤储存在油罐。本期工程设1座50m3地下油罐，安装液位计连续监测，设置上下液位报警。罐体设有呼吸阀，阻火器等设施。锅炉间设油泵间，设二台100容量的多级供油泵，1台运行，1台备

38、用，可满足1台锅炉点火的同时另外1台锅炉低负荷助燃用量，油泵间设一个污油池和一台污油泵，将污油收集起来由油水别离器进展综合处理达标排放。油罐进口设置粗滤油网，供油泵进口设置细滤油网。2.5系统运行方式2.5.1启动条件.1电源本期工程启动电源设置详见电气专业局部说明。.2汽源本期工程第一台机组启动汽源来自管网倒送蒸汽，可满足机组启动要求。.3水源本工程水源由水工专业及化水专业保证供给流量和压力。.4油源锅炉点火启动及低负荷助燃用油由燃油泵房油泵供油，采用轻油点火。2.5.2主辅机设备可控性及对调节控制方式的要求本期工程采用机、炉、电集中控制方式，共设一个控制室，控制室以DCS操作员站为主要操作

39、手段，并装有辅助控制盘、工业电视等。辅助系统采用相对集中控制方式。汽轮机调节系统采用低压透平油数字电液调节系统DEH，调节保安用油与润滑油系统共用。2.5.3启动考前须知1锅炉的起、停应严格按照制造厂提供的温度、压力、负荷等变化曲线进展操作。2汽轮机启动应严格遵守运行规程，并按照制造厂提供的启动运行说明书中的要求认真执行。3本工程第一台机组的保安电源和不停电电源，应在机组启动时投入运行，以保证机组启动过程的平安。4机组启动前，应先试运火灾报警系统和消防系统，消除缺陷并使之完善，具备随时扑灭火灾的条件后才能启动机组。5各种电气设备在启动前应认真检查，严格执行电气运行规程。6循环水系统的第一台循环

40、水泵启动前，循环水沟、循环冷却塔水池应充满水，待引水井水位稳定后，才能逐步起动第二台循环水泵。2.5.4运行考前须知1电厂各种设备的运行应按照制造厂提供的运行建议由电厂制定具体的运行规程后执行。2厂区凝结水回水取样化验合格前方能进入电厂热力系统。3主厂房布置3.1主厂房布置设计的主要原则本工程主厂房依次布置汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉间、除尘器、引风机和烟囱。主厂房布置方案是汽机横向布置，机头朝向除氧间。3.2主厂房布置方案3.2.1主厂房布置主要数据序号工程名称布置及数据1汽轮机布置形式横向顺列机头朝向除氧间2主厂房柱距(m)83主厂房汽机间运转层标高(m)84主厂房锅炉间运转层标高(m)8

41、5汽机房跨度(m)33纵向长度(m)128.8检修场地位置2#机与3#机之间吊车轨顶标高(m)17.50屋架下弦标高(m)22.36除氧间跨度10.5纵向长度(m)128.8除氧层标高(m)15屋面层标高(m)28.57煤仓间跨度9纵向长度(m)128.8给煤层标高(m)15输煤皮带层标高(m)28.5屋面层标高(m)约40.88锅炉跨度(m)34.5D列中心线距K1柱中心线(m)4.5锅炉中心线距离(m)32/24锅炉大板梁顶标高(m)按锅炉厂资料单台锅炉纵向长度(m)25.2/15.6布置形式运转层以下封闭9E列中心线距烟囱中心线之距(m)82m10A列中心线距烟囱中心线之距(m)169m

42、3.2.2各车间主要设备布置1汽机房汽机横向顺列机头朝向除氧间布置。4.5m加热器平台、8m运转层采用岛式布置。汽机间布置6台电动给水泵、8台高压加热器。在汽机房0m靠B列侧，留有约1.4m宽的纵向通道；靠A列侧，留有约1m宽的纵向通道。汽机房设1台50/10t电动桥式起重机，汽机房#2汽机与#3汽机0m为安装检修场地。2除氧间底层布置有厂用上下压配电装置，电池室。8m运转层布置有机炉集中控制室和电子间、电气仪表机柜室及检修间。4.5m为机炉控制室的电缆夹层。15米层布置有高压除氧器和锅炉连续排污扩容器。3煤仓间底层布置有高压变频室，8m运转层布置有高压给水操作台及切换阀门,8m层布置有炉水加

43、药间及汽水化验站。15米层布置有煤斗、给煤机。28.5米层为皮带层，布置两条输煤皮带和一台绞龙。4锅炉间锅炉采用半露天布置，锅炉间距为32m/24m。在锅炉房固定端处0m布置有疏水箱、疏水泵。在锅炉钢架围布置一、二次送风机各1台。每台风机电机中心线上方均设有单轨电动葫芦。锅炉之间设有3层联络平台，炉侧设有检修起吊空间，每炉炉顶设置一台起重量为1吨的单轨电动葫芦，供检修起吊用。5除尘器、引风机和烟囱在锅炉框架柱外，每锅炉布置一台静电除尘器。引风机为露天布置，并设有检修起吊设施。本期工程4台炉合用一座高120m套筒烟囱，筒上口直径4.5米，烟囱位于9号与10号柱轴线的中心上，距E列中心线82m。3

44、.2.3检修起吊设施汽机房设1台50/10t电动桥式起重机，可满足汽机大件的吊装，汽机翻缸以及高加检修等需要。每台炉炉顶下弦设置了一台起重量为1t的炉顶起吊装置。引风机起吊设施为10t的电动单轨吊车，引风机共用2台吊车。一、二次风机起吊设施为10t的电动单轨吊车，每台风机设一台吊车。局部需检修起吊的设备，用吊钩等方法解决。-. z.第四章电气局部1. 概述1.1 设计依据1本工程相关的设计合同文件；2业主提供的主机资料；3本工程的设计联络会会议纪要；4现行的国家及部颁行业有关规程,规定和规。主要规如下:(1) 小型火力发电厂设计规GB50049-2011(2) 高压配电装置设计技术规程DL/T

45、5352-2006(3) 火力发电厂厂用电设计技术规程(DL/T5153-2014)(4) 电力工程电缆设计规(GB50217-2007)(5) 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规(GB/T 50064-2014) (6) 导体和电器选择设计技术规定(DL/T5222-2005)(7) 火力发电厂与变电站设计防火规(GB50229-2006)(8) 发电厂和变电站照明设计技术规定(DL/T 5390-2014)(9) 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程(DL/T 5136-2012)(10) 交流电气装置的接地设计规(GB/T 50065-2011)(11) 电力工程直流电源系统设计

46、技术规程(DL/T5044-2014)(12) 继电保护和平安自动装置技术规程(GB/T 14285-2006)1.2 工程概况本工程新建3台240t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B30-8.83/0.98背压式汽轮发电机组+2台CB50-8.83/0.98/0.196背压式汽轮发电机组；1台75t/h高温高压循环流化床锅炉+1台B9-8.83/0.98背压式汽轮发电机组。本工程在厂设一座110KV升压站。发电机出口电压均为10.5kV，4台发电机分别通过升压变压器接入厂110KV升压站。另外单独设一台高压备用变压器，作为全厂的备用电源。1.3 电气主接线方案本工程110KV系统拟采用单母线

47、分段接线方式。#1、#2 50MW发电机出口分别经#1、#2主变压器升压至110KV段母线，厂用工作电源引自发电机出口厂用电抗器分支。#3 30MW发电机出口经#3主变压器升压至110KV段母线，厂用工作电源引自发电机出口厂用电抗器分支；#4 9MW的发电机设发电机出口母线段，可带厂用电源，经#1主变压器升压至110KV段母线；110KV启动/备用变压器接入110KV段母线；10kV厂用电系统采用单母线接线方式，按炉分段，每段设一路工作电源和一路备用电源。工作电源引自发电机出口厂用分支或发电机出口母线段，备用电源引自启动/备用变10KV侧。两段110KV母线上各设置一条联络线与电力系统连接。1

48、10KV设备采用室GIS，本期共10个GIS间隔。电气主接线方案详见附图SD*F201610C-D-01”。1.4 相关说明1). 变压器连接方式本工程设两台63MVA主变压器、一台40MVA主变压器、一台12.5MVA主变压器及一台10MVA高压备用变压器，110KV侧均通过电缆接至110KV升压站。；#1、#2、#3主变低压侧通过铜管型母线接至发电机小室高压柜，#4主变低压侧通过高压电缆接至发电机小室高压柜，启动/备用变低压侧通过高压电缆接入主厂房10KV备用段。 2). 各级电压中性点接地方式110KV系统为中性点直接接地系统，变压器高压侧中性点经隔离开关接地，发电机中性点不接地，10K

49、V厂用电系统为中性点不接地系统，低压厂电为中性点直接接地系统。3). 备用电源的引接本工程设一台启动/备用变，高压侧接于110KV I段母线上。 2. 短路电流计算依据及原则短路计算依据为三相交流系统短路电流计算GB/T 155442013、电力工程设计手册电气一次局部；电气主接线方案。本阶段无110KV系统短路容量、主变压器等相关资料，暂不进展短路电流计算。3. 导体及主设备选择3.1导体及设备选择的依据及原则导体及设备选择依据为短路电流计算数据、导体和电器选择设计技术规定(DL/T 5222-2005)、工程所在地的地理及气象条件。3.2导体的选择 发电机出口至主变低压侧#1、#2主变低压

50、侧至发电机小室采用管型母线，额定电流为Ie=5000A;#3主变低压侧至发电机小室采用管型母线，额定电流为Ie=3150A;#4主变低压侧至发电机小室采用铜芯交联聚乙烯高压电缆2(ZR-YJV22-8.7/10-3*240)。启动/备用变低压侧至高压配电室采用铜芯交联聚乙烯高压电缆，2(ZR-YJV22-8.7/10-3*240)。3.2.2 A列外变压器高压侧4台主变及启动/备用变110KV侧采用高压交联聚乙烯单芯电缆：YJLW02-240mm。3.3主要设备选型及参数主变压器 #1、#2主变压器选型为：SF11-63000/121，63000kVA，1212*2.5%/10.5kV，Yn，

51、d11，Ud=10.5%，冷却方式ONAN；#3主变压器选型为：SF11-40000/121，40000kVA，1212*2.5%/10.5kV，Yn，d11，Ud=10.5%，冷却方式ONAN；#4主变压器选型为：SF11-12500/121，12500kVA，1212*2.5%/10.5kV，Yn，d11，Ud=10.5%，冷却方式ONAN； 高压备用变压器选型为：SFZ11-10000/121，10000kVA，1158*1.25/10.5 kV，Yn，d11，Ud=8%，冷却方式ONAN。发电机出口设备：a) 电流互感器采用LMZD2-10型电流互感器 #1、#2发电机电流互感器500

52、0/5A，热稳定电流45KA，额定动稳定电流100KA(峰值)；#3发电机电流互感器3000/5A，热稳定电流45KA，额定动稳定电流100KA(峰值)；#4发电机电流互感器800/5A，热稳定电流45KA，额定动稳定电流100KA(峰值)；b) 支柱绝缘子采用ZD-10F支柱绝缘子，额定电压20KV,抗弯破坏负荷20KN。3.3.4升压站110KV配电装置110KV配电装置采用气体绝缘金属封闭开关设备GIS。本期共四个主变间隔，一个启动/备用变间隔，两个联络线间隔，两个母线电压互感器间隔，一个母线分段间隔。主母线、分支母线均采用三相共壳式，设备额定电压126KV，额定电流2000A，断路器开

53、断电流31.5KA。3.4 主厂房配电装置厂用分支电抗器采用*KSGK系列铜导体限流电抗器。主厂房10kV开关柜采用KYN28A-12型铠装式金属封闭手车式开关柜。开关柜采用真空断路器，额定开断电流31.5kA，动稳定电流80kA。本工程主厂房、辅助厂房的低压开关柜采用MNS型铠装式金属封闭抽屉柜。低压厂用工作变压器采用环氧树脂绝缘干式变压器。4 厂用电接线及电气设备布置4.1高压厂用电接线本工程高压厂用电电压选用10kV，根据按炉分段原则，每台炉设一段高压厂用段，高压厂用电源通过发电机出口分支电抗器或发电机出口母线段引接。对于公用系统低压变及电动机将尽量平衡分布在不同高压段上。高压备用段电源

54、由110KV启动/备用变引接，备用段与各工作段间通过电缆连接。4.2低压厂用电接线本工程低压厂用电接线采用按炉分段原则，每台锅炉设一段400V母线，以及一段400备用段。低压厂用段每段设一路工作电源和一路备用电源。工作电源引自低压厂用变，备用电源引自400V备用段。当厂用工作电源消失时，备用电源自动投入，保证厂用电的可靠供电。输煤系统设置就地低压动力中心，化水处理系统设置就地低压动力中心。电厂其它工段将根据负荷分布情况设置就地动力中心或MCC段。4.3 厂用电设备布置10kV、380/220V厂用配电装置布置在主厂房BCD列零米层上下压配电室及高压变频器室。220V直流蓄电池布置在主厂房CD列

55、零米层蓄电池室。其它辅助车间的电动机控制中心(MCC)根据用电设备布置情况布置在靠近负荷的建筑物。厂用电原则接线参见附图SD*F201610C-D-02”。5. 电气主设备布置5.1 主变压器及启动/备用变布置主变压器、启动/备用变均设置在汽机房 A 排柱外侧，成一排式布置。5.2 110KV配电装置布置110KV配电装置布置在A列外道路对侧，为室GIS布置。5.3 发电机引出设备布置发电机引出线铜排通过冷风道引出至发电机小室，发电机出线端及尾端电流互感器安装在小室墙上。发电机电压互感器及励磁变压器柜布置在出线小室零米层，厂用分支电抗器布置在发电机小室旁边的电抗器室。6. 交流不停电电源UPS

56、本工程设置一套独立静止型交流不停电电源装置UPS，采用静态逆变装置，由蓄电池、整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、稳压调压器和馈线柜等组成。UPS主回路交流输入电压为三相三线380V士10%，50Hz，旁路交流输入为A、C相380V士10%,50Hz。UPS输出交流电压为单相220V，50Hz。UPS正常运行时由主厂房400V段给整流器，经逆变器逆变后由静态开关向负荷供电。当事故停电失去交流电源时，或整流器发生故障时，由直流系统经逆变后向负荷供电。假设逆变器故障，静态开关自动切换至旁路系统，由厂用保安段经隔离变压器、稳压调压器、静态开关向负荷供电。UPS事故持续放电时间均为30min，U

57、PS机柜布置在运转层的电子设备间。7. 直流电系统1)蓄电池组、充电设备配置及容量选择根据火力发电厂设计技术规程DL5000-2000、电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004。本工程4台机组配置两组蓄电池，为全厂的控制负荷、动力负荷和事故照明等负荷提供直流电源，电压为直流220V。蓄电池的容量按阶梯负荷法进展计算，蓄电池组的事故放电时间按2小时计。2)直流系统的接线方式220V直流系统采用单母分段接线，直流母线间设有联络开关。3)直流系统设备的布置直流系统蓄电池布置于主厂房CD列0米层蓄电池室，直流系统充电柜、馈线柜布置于运转层电子设备间。8 二次线、继电保护及自动装置8.1

58、 集中控制室的布置本工程4台机组设一个集中控制室, 位于主厂房BC列运转层，集中控制室布置机组电气操作员站、工程师站等。对于110KV升压站的电气监控系统也考虑布置在集控室，110KV升压站不设独立控制室，以便减少运行人员。8.2 集中控制室的控制、信号、测量、同期方式电气系统如发电机、主变保护装置、厂用电系统的保护装置、励磁自动调节装置AVR、厂用电源自动切换装置等电气设备均由独立电气装置实现，所有设备均在电气ECS后台进展监控。110KV升压站各设备的状态、报警信号等均经过硬接点送至各保护装置的测控装置，在主厂房集中控制室的电气监控后台上实现监控。10KV、400V厂用电局部各设备的状态、

59、报警信号等通过安装在开关柜上保护装置收集，并最终用以太网通讯方式上传至集中控制室的电气监控后台上实现监控。与热工生产流程密切相关的10KV及380V电动机及发电机的几个重要信号通过硬接线进入DCS系统进展监控。8.3 控制110KV升压站及主变、发电机保护采用微机监控系统对升压站的所有设备进展保护、监控。所有控制、保护测量、信号等数据均通过通讯方式在主厂房集中控制室的电气监控后台上实现。本工程与热工生产流程密切相关的10KV及380V电动机及发电机的重要信号通过硬接线进入DCS系统进展监控，通过现场总线通讯至电气ECS系统。8.4 测量、计量本工程各系统测量按照电气测量仪表装置设计技术规程GB

60、/T50063-2008配置。发电机的功率、频率、功率因数等参数通过变送器的以420mA模拟信号送至DCS进展监测；高、低压电动机电流量通过保护装置的模拟量输出口送至DCS；其电气它系统的测量参数可通过现场总线或以太网上传至ECS系统进展监测。发电机出口、主变压器高压侧、启动/备用变高压侧、110KV线路处设电度计量，电度表集中布置在电度表屏上。8.5 保护及自动装置110KV升压站保护设备、发电机、变压器及厂用电系统的保护根据电力装置的继电保护和自动装置设计规GB/T 50062-2008进展配置，采用微机型继电保护装置。在集控室的保护装置，如发电机保护、主变保护、启动/备用变、电抗器保护、