低热值煤发电工程工程设想设计方案

低热值煤发电工程工程设想设计方案1.1全厂总体规划及厂区总平面布置规划拟选厂址有两处。工广厂址：该厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧。在钱营孜矿工业广场北围墙外地形平坦开阔。除东北方向约150m外有后湖王家村外，距其它居民村均较钱营孜矿工广保护煤柱按现设计往东、往南、往北均为430m左右。拟建电厂的新征地块在工广北侧原设计保护煤柱范围内，大约需要650×310m²的建设场地。若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。该地块区域内地形平坦，现为旱地。自然地面高程为23.2~23.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟地。场地中西部有两条110kV、两条10kV矿区供电线路；西北约850m处是钱营孜村，场地东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路(X057县道),北侧及西侧约700m处有钱营孜矿的货运公路。(矿供电线路如何改造?什么时候改?矿供电图)该厂址南面约2km处有浍河，北面约18km处有新汴河。厂址处百年一遇洪水位24.60m。行宫铺厂址：行宫铺厂址位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305省道西边。东北距离宿州市区约3.5公里。厂址东南侧紧邻宿蒙河、S305省道及行宫铺村，西北角处有南陈、松林、新周圩孜等村庄。东西两侧现为农田。拟选厂址区为宿州市2010~2030规划的工业建设用地，按宿州市城市总体规划：该厂址区北侧为纬五路，东侧为经二路，南侧为宿蒙河、S305省道及南外环路，西侧为经一路(蒙城—永城公路)。该区块为梯形状，南北向约400~750m,东西向约360~450m。该区块面积约21.4hm²,其中约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。场地中央有一条110kV输电线路。区域内地形平坦，自然地面高程为26.2~26.3m。该厂址南面约10km处有浍河，北面约9.5km处有新汴河。厂址处历史最高内涝水位：26.5m。1.1.1.2供水系统及电厂水源电厂供水系统拟采用带冷却塔的二次循环供水系电厂水源：采用宿州市城南污水处理厂的中水作为主要补给水源，新汴河宿县闸上蓄水+梯级翻水作为本项工广厂址与城南污水处理厂的距离约15km,与新汴河取水口的距离约21km。行宫铺厂址与城南污水处理厂的距离约7.5km,与新汴河取水口的距离约10km。两厂址的地表水补给水泵房均设在新汴河南岸，合徐高速公路西侧约300m处。补给水泵房区域另设有配电房和职工生活间等辅助设施，占地初定1200m²。由于厂址位于钱营孜矿工业广场外侧，距钱营孜矿洗煤厂不足1公里，所以，钱营孜洗中煤由皮带机运输进厂，皮带输送距离约700m。煤泥由煤泥水泵经管道进厂。(矿煤泥水用途?环评需要)其它矿煤泥均由汽车运抵至电厂。钱营孜洗中煤、煤泥选用管状皮带机运输进厂，管状皮带输送距离为11km,其它矿煤泥采用汽车直接运输本工程除灰渣系统采用灰、渣分除，粗、细灰分排方式。除渣系统采用机械输送方式，集中至渣仓，除灰系统采用正压浓相气力除灰方式，集中至灰库，然后都由汽车干式运至综合利用场所或加湿运到灰场碾压。宿州地区灰渣综合利用条件良好，为满足综合利用不畅时灰渣的堆放，拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40hm²,灰坝平均高度约3m,总长约2600m,堆灰库容约240万m³。祁东矿塌陷区灰场距离两个厂址的运灰距离分别工广场厂址运灰距离约23km,主要利用206国道，7km,其中一座桥梁需要拓宽和加固。行宫铺厂址运灰距离约31km,运灰道路与工广场厂址部分相同，也主要利用206国道，部分利用209乡道。乡道等级不高，需要扩建，扩建长度约7km。本工程初步考虑以2回220kV架空线路接入规划在建的宿南变或已建成的220kV南坪变。根据厂区总平面初步规划设想，工广厂址拟向东或向北出线，行宫铺厂址拟向南出线，根据目前厂址周围的环境，两个厂址的工广厂址西距S305省道约3.5km。东距钱营孜矿南北向的进矿公路约600m,北距(通往京台高速南坪、桃园出口处的)东西向X057县道向西延伸段(现为钱营孜矿货运公路)约700m,目前这两条道路现状路面宽度为6.5~9m,砼路面。该厂址可从东面的进矿公路或北侧的钱营孜矿货运公路这两条道路上引接。行宫铺厂址的东南侧紧邻S305省道，电厂的主、次出入口近期均可直接与S305省道连接。远期待城市规划道路建成后可直接与城市规划道路连接。拟建电厂两个预选厂址距离宿州市区分别为15km和3.5km,电厂生活区安排在宿州市区。施工区及施工生活区布置在厂区扩建端位置，用地因为钱营孜矿工广区变电所位于靠近工广区北围墙处，因此本项目的建设将会造成拟建厂区范围内、与工广区变电所相连的两条110kV及两条10kV线路的拆除改造。在拟建电厂厂区和煤矿工广区之间，我们预留了约6m宽的廊道，拟作为改道后的同杆多回架空线路或敷设行宫铺厂址也有一条高压线路需要改道。两个厂址均有一些坟墓需要搬迁。(1)厂区总平面按2×350MW燃煤机组规划布置，并(2)厂区总平面布置按照示范性电厂的思路，贯彻模块化设计理念，进行模块化设计和优化，通过不同的模块组合，满足建设单位对电厂各功能的个性化需求。(3)厂区总平面布置充分体现征地最少特点，尽可能少占用村庄，少拆迁，低造价。(4)各类工艺设施按功能分区相对集中，尽量采用联合建筑成组布置，力求生产工艺流程合理顺捷，分区明确，互不干扰，便于生产运行管理。厂区总平面布置做到布置最紧凑，土地利用率最高。(5)厂区总平面布置因地制宜，合理利用地形地质条件，避免深挖高填，做到厂区、施工区土方和基槽余土土方综合平衡，方便厂内外设施标高衔接。首先，由于该厂址电厂厂区和钱营孜矿工广贴临布置，所以我们要考虑两者之间的相互影响。钱营孜煤矿工广区主出入口朝东，职工生活区及办公区位于工广的东北角，东南角为预留的场地，生产区位于工广的中部，西北角为矸石山，西南角为预留场地。在现矸石山的东北侧，钱营孜煤矿规划有另一个矸石堆场。厂址处的主导风向为东北风。因此从视觉美观和两者之间的环境相互影响角度，以及场地条件考虑，初步考虑电厂的固定端朝南，朝向工广区，汽机房朝东，扩其次，由于该厂址和工业广场贴临布置，拟建电厂厂区位于钱营孜煤矿工广区保护煤柱的范围内，若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。因此尽量减小保护煤柱的扩大范围也是我们总平面布置时考虑的重要因素。第三方面，根据两个拟选厂址燃料、水源的进厂方位及厂址周围的道路状况、主导风向、出线条件等，如何布置才能使工艺流程顺捷、道路交通方便、厂内环境良好是我们努力追求的方向。基于上述原则，我们对工广厂址的厂区总平面规划布置考虑过多种可能的布置方案，最终提出了如下两个厂区总平面规划布置初步设想方案。方案一：电厂布置为四列式，自东向西依次为200kV配电装置-冷却塔--主厂房区—煤、灰贮存区。主厂房固定端朝南，汽机房朝东，向东出线。生产办公及其它辅助、附属生产区均布置在主厂房的固定端、靠近工广这一侧。烟气脱硫区、煤灰贮存区、点火油库区、贮氨区、废水处理区等生产中易产生粉尘、气体污染的区域均布置在厂址常年主导风向的下风向，力求避免对厂、矿职工生活环境造成不利影响。由于该厂址紧邻钱营孜矿工广布置，属典型的坑口电站，因此厂区内不按常规设置贮煤场，仅设一煤泥泵房。(煤泥棚、矸石鹏、石膏库?)电厂主出入口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人本期工程厂区围墙内用地约17.76hm²。电厂布置为二列式，自北向南依次为200kV配电装置--主厂房区。主厂房固定端朝西，汽机房朝北，向北出线。冷却塔及水处理区布置在主厂房固定端西侧，灰渣、废水、油库、储氢区等均布置在厂区的西部边缘处，生产办公区布置在厂区的东南角、与矿区生活设施毗邻处。电厂主出入口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人本期工程厂区围墙内用地约18.35hm²。初步设想汽机房朝南，面向S305省道布置，向南或向西出线。固定端朝东，面向宿州市区。厂区分东、西两个大区域：西部自南向北依次布置220kV屋外配电装置—冷却塔—主厂房—卸、储煤区，灰库布置在靠炉后的位置；东部自南向北依次布置电厂厂前建筑—锅炉补给水处理、净水站、废水处理区、点火油、储氢区等生产及辅助生产设施。综合办公楼、综合服务楼、综合维修楼和材料库等集中布置在厂前电厂主出入口处。电厂主出入口布置在厂区东南角，直接与S305省道相连。次出入口或燃料、灰渣运输出入口布置在厂区西本期工程厂区围墙内用地约20.72hm²。厂址处百年一遇洪水位24.6m。厂址处自然地面高程为23.2~23.6m。根据规程：主厂房区需高于百年一遇洪水位0.5m,其它区域需高于百年一遇洪水位。因此，厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约1.2m,填方量约240000m³。厂址处历史最高内涝水位：26.5m。厂址处自然地面高程为26.2~26.3m。厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约0.3m,填方量约85000m³。宿州钱营孜矿，在煤炭洗选过程中所伴生出来的大量煤泥、洗中煤，因得不到有效的利用，目前处理的方式是弃置在排土场内，不仅浪费能源，同时对周围环境污染严重。本工程配套建设燃用煤泥、洗中煤的循环流化床水冷发电机组，不仅可以降低煤炭生产成本、取得较好的经济效益，促进地方经济的发展，而且受到国家产业结构调整政策的支持。循环流化床锅炉属于煤的清洁燃烧技术，它具有燃料适应性广、不投油稳燃负荷范围大、可以实现炉内直(1)燃料适用性好，燃烧效率高。循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的基本原理是劣质燃料中未燃尽的颗粒被烟气带出炉膛经分离后再返回炉床反复燃烧，物料可多次循环，从而提高了锅炉的燃烧效率和脱硫剂的利用率。借助其独特的燃烧方式，对一些特低劣质煤、难燃型煤特别适用，如煤矸石、石油焦、煤泥、无烟煤、油页岩等。(2)低污染的洁净煤燃烧。燃料及吸附剂分别经破碎到一定细度后输入燃烧室被流化并在840~950℃范围内燃烧，吸附剂为经磨细的石灰石(CaCO₃)与燃料燃烧时释放出来的SO₂发生化学反应，生成硫酸钙(石膏CaSO₄),其化学反应式为流化床(CFB)锅炉炉膛温度一般控制在840~950℃,而使进入锅炉炉膛的石灰石(CaCO₃)粉既不会过烧又不至于欠烧的适宜温度区为850~1150℃。在此温度条件生成的CaO晶体小、比表面积大、气孔率高，因此活性强。同时，反应生成的CaSO₄也不会再分解。因此其炉膛温度为最佳的脱硫温度，只要选择适当的Ca/S比，就能得到较高的脱硫效率，其脱硫效率可达90%左右。同样，其炉膛温度也是控制NOx产生的最佳温度，NOx排放浓度不超过400mg/Nm³。由于烟气和颗粒间存在大的速度偏差，颗粒以低于烟气的速度流经燃烧室，长时间的滞留并和微小颗粒的接触，抑制了高的烟气温度，使之有高的燃烧效率，并由于循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的独特性，其不投油最低稳燃负荷可达到30%BMCR(锅炉最大连续蒸发量),在30~100%BMCR负荷范围内，燃烧非常稳定。因此，特别适合调峰发电机组。循环流化床(CFB)锅炉的燃料制备系统简单，只有一套简单的给煤系统，无需如煤粉锅炉那样复杂的制粉系统，只要给煤颗粒度满足其燃烧要求即可。由于是低温燃烧，NOx排放量低、易于实现灰渣综合利用。所以，特别适合于燃用劣质燃料。本工程燃煤的突出特点是热值低、灰分高，设计煤种、校核煤种的低位发热量分别为13.019MJ/kg和12.859MJ/kg(1MJ=239kcal/kg),且燃料中需要掺烧部分煤泥，采用管道输送煤泥的方式更不易堵煤，所以本工程更加适合于采用循环流化床锅炉。目前，国内外循环流化床燃烧技术发展较快，机组容量也已经达到了300MW,国内三大锅炉厂通过技术引进已经具备了300MW级循环流化床锅炉系统的设计、制造能力。因此，本期工程锅炉将采用国产350MW超临界循环流化床锅炉。350MW机组在国外是区域电网的主力机组，现以亚临界机组(参数16.7MPa/538℃/538℃)为比较基础，超临界机组(参数24.2MPa/538℃/566℃)的效率提高2.4%;超临界机组(参数24.2MPa/566℃/566℃)的效率提高3.2%;超超临界机组(参数25MPa/600℃/600℃)的效率高1.6%。24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组，二者选材基本相同，造价基本持平；而参数24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组的效率比参数24.2MPa/538℃/566℃的同容量超临界机组要高0.8%。因此，从设计、选材、造价及电厂热效率各方面考虑，对300MW级超临界机组选择24.2MPa/566℃/566℃参数是合适的。当蒸汽初参数继续提高，若单机容量较小，势必导致汽机高压部分的通流尺寸很小，二次流和轴封漏汽损失加大，将会部分抵消由于蒸汽初参数提高带来的效益；同时三大主机厂，尤其是汽轮机厂的实际情况，即成熟定型机组都是350MW。超临界机组由于其温度、压力参数的提高，其效率和煤耗等技术经济指标普遍优于亚临界机组，目前已有较多投产的电厂采用超临界机组，且设备的可靠性与压临界机组相当，故本工程从主机、辅机配套以及技术经济等方面来说明选用超临界参数机组是完全可行的。1.3主机技术条件1.3.1锅炉主要设计参数型式：超临界，单炉膛，中间再热自然循环，全钢架悬吊结构，π型布置，循环流化床锅炉。锅炉飞灰份额：暂按60%;口氧量3.5%左右)型式：超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝汽式。THA)THA工况(热耗率验收工况)是指：汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补给水率为0%,能额定背压(冷却水温20℃):4.9kPa(a)回热抽汽级数：8级(3高+1除+4低)考核容量与汽机配套考核功率额定转速额定功率因数额定电压20000V额定电流11887A冷却方式额定氢压不低于98.9%励磁方式无刷机端励磁主机参数暂定，最终以主机招标后确定的参数为准。1.4热力系统本工程热力系统的拟定充分考虑了系统运行的安全性、经济性和灵活性，在能适应一定调峰能力的基础上，尽可能的简化系统。除辅助蒸汽系统外，主汽、再热、主给水、凝结水等系统均采用单元制系统。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。主蒸汽、低温再热、高温再热和汽轮机高、低压旁路系统在机组主循环设备间输送蒸汽。主蒸汽系统从锅炉过热器出口输送主蒸汽至汽机主汽阀。低温再热系统把汽机高压缸排汽输送至锅炉再热器入口，并且为2号高加提供加热汽源，为辅助蒸汽系统提供备用汽源。高温再热系统从锅炉再热器出口输送高温再热蒸汽至汽机中压联合汽门。汽机高、低压旁路系统可按各种需要的方式输送蒸汽，使机组能方便，灵活地启动和停机。主蒸汽和再热蒸汽管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成一根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右两侧主汽关断阀和再热关断阀。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的上游汇成一根母管，到锅炉前再分成两根支管分别接低温再热蒸汽管道上还引出两路蒸汽分别接至二号高压加热器和辅助蒸汽系统，作为二段抽汽用汽及辅助蒸汽系统的备用汽源。为缩短启动时间，机组采用二级串联旁路系统，高压旁路阀选用35%BMCR容量的气动旁路阀。高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至低温再热蒸汽管道，高压旁路的减温水取自省煤器进口隔离门前的给水系统。低压旁路从汽轮机中压缸入口前高温再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器。低压减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。A335P91(合金钢材料，金相组织为回火马氏体),再热冷段管道采用A672B70CL32(高温高压碳素钢)。按照《火力发电厂设计技术规程》中的取值要求，主蒸汽管道的压降取汽轮机额定进汽压力的5%,再热系统的压降取高压缸排汽压力10%。根据上述管道规格和初步的布置方案，经计算，主蒸汽管道和再热系统总的压降均在允许范围内。汽轮机采用八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。四级抽汽除供除氧器外，还向给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。五、六、七、八级抽汽供汽至四台低压加热器。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷及其它事故状态时蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统，每个疏水点均设有自动疏水阀。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本期工程每台机设一台压力为0.8~1.37MPa(a),温度为360~380℃的辅助蒸汽联箱。两台机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。机组正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。辅助蒸汽系统提供除氧器启动用汽、给水泵汽轮机调试用汽、机组低负荷时给水泵汽轮机备用汽源、汽机轴封用汽、空预器启动吹灰和脱硝系统用汽等。本期工程设置一台启动锅炉，参数为1.37MPa(a)、380℃,为首台机组启动或两台机组停运后的一台机组启动提供必需的启动汽源。凝结水系统的功能是将凝结水从凝汽器的热井抽出，经凝结水泵升压后，流经连续运行的全容量凝结水精处理装置，汽封冷却器和低压加热器，送到除氧器进行加热除氧。凝结水在输送过程中，进行除盐和加热，并对凝结水量进行控制，以调节除氧器给水箱的水位。凝结水系统采用中压凝结水处理系统，设置两台100%容量的凝结水泵，其中一台运行，一台备用。低压加热器采用全容量卧式加热器，七、八号低加设在凝汽器的颈部。主给水系统采用单元制。本工程每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵(包括两台与主泵分离的50%BMCR容量的电动前置泵)(有前置泵是不是意思是一拖二的汽动给水泵?)和一台30%BMCR容量的电动调过热器的减温水来自主给水泵后高压加热器之前的母管，锅炉再热器减温水来自给水泵的中间抽头。给水操作台主路仅设置一个电动闸阀。旁路上设置一个小流量调节阀，以补充低负荷时，给水泵汽轮机调速范围的不足。锅炉的减温水管道从给水泵出口母管上接出，在至各减温器的支管上均配备了减温水调节阀。三台卧式高压加热器采用电动大旁路。每台机组配置一台高压除氧器，热力系统的补水补本工程闭式水采用单元制闭合大回路系统，由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水向各冷却设备提供冷却水。除真空泵外，所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。每台机组的2台闭式循环冷却水泵配1套公用高压变频器，运行时一台闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，送至闭式水热交换器，经开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，从冷却设备排出的冷却水汇至回水母管后引回闭式循环冷却水泵入口。系统的一次水源为化学除盐水，系统初始充水由化学除盐水管向膨胀水箱注水。闭式循环冷却器的冷却水为开式循环水，闭式循环水压力大于开式循环水压，以免闭式水污染。本系统为单元制，水源是循环水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器和真空泵提供冷却水。冷却水从主厂房外循环水进水管接出，经开式循环冷却水泵升压后，通过闭式水板式换热器、真空泵冷却器和主机冷油器换热后排至主厂房外循环水回水管。本期工程采用带冷却塔的循环供水系统。凝汽器管侧设有两套胶球清洗装置，循环水进口管道上不设二次滤网。凝汽器冷却水管采用TP316不锈钢管。凝汽器抽真空系统中，每台机组设置2台水环式真空泵。用以抽取凝汽器内不凝结气体，以维持凝汽器所要求的真空度。机组正常运行时，水环式真空泵一台运行，一台备用。当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动两台真空泵。凝汽器壳体上设有真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。在真空破坏阀入口，需注满凝结水，以防正常运行时空气漏入凝汽器而影响凝汽器真空。1.4.10加热器疏水及放气系统各加热器均设有正常疏水管路和事故放(疏)水管路。正常运行时，高加疏水逐级回流入除氧器，低加疏水逐级回流入凝汽器，机组启停及低负荷工况下，由于疏水压力较低，高加疏水改由3号高加事故疏放水管回流入凝汽器。非正常运行时，即一旦加热器出现高水位或下一级加热器因故切除，该加热器的疏水可经事故疏放水管路回入凝汽器。除氧水箱设有放水管设有电动门，在水箱水位失控而突升至高-高水位时，打开水位控制阀迅速放水至凝汽轴封蒸汽冷却器疏水单独回流入凝汽器，疏水管路上设置有汽液两相流控制器。1.4.11汽机润滑油和油处理系统每台机组的主机和给水泵汽机的润滑油和调速油系统均为独立系统，调速油采用抗燃油。如果设备可靠，价格合理，小汽机的润滑油和调速油可以考虑合并。每台机组设汽机润滑油处理系统一套，每小时出力按系统内总油量的20%考虑。每台机组共设一个储油箱。该系统包括发电机用的氢气和二氧化碳系统，以及设备停机保养用的氮气系统。两台机组设一套供应站。选用两台50%容量的汽动给水泵和一台30%的电动给水泵。汽动给水泵额定流量约600t/h,扬程3290mH₂O。每台汽动给水泵配备电动前置泵，额定流量约615t/h,扬程约241mH₂O。配用的汽轮机型式为下排汽，冷凝式。排汽排入主机凝汽器。(两汽动一电动)(1)给水泵汽轮机型式：单缸、冲动、单流程、纯凝汽式向下排汽(2)汽动主给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵(3)电动给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵选用三台全容量卧式高压加热器。根据参考工程其型号及规范见表。高压加热器型号及规范加热器编号单位1号高加2号高加3号高加1加热器型式卧式、U形管、双流程2加热器型号133加热器数量1115最大允许压降6最大允许流速3337设计温度8有效表面积2m除氧器出力1200t/h,水箱有效容积130m³。可满足机组在定压、滑压方式下运行。本工程采用无头除氧器。无头除氧器其特点如下：·除氧效果好，可靠性高。除氧后给水中的氧含量小要求的建筑空间小，同时由于重量减轻，作用在土建结构上的荷载减小，降低了造价。.变负荷运行适应性强。能适应机组定滑压的运行方式，在机组10%~110%的负荷范围内，均能保证上述除氧设备的运行可靠性高，喷嘴性能稳定，正常情况下不需更换喷嘴，设备维护及备件费用低。·安装简单，费用低。有头除氧器需要在现场将除氧器和水箱焊接在一起，而无头除氧器没有这部分焊接工作，安装费用相对较低。除氧器出力按机组最大连续出力工况(TMCR)设计，能够满足汽轮机阀门全开工况(VWO)的运行要求。篇第1分篇。除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机4段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器水箱正常水位时的有效容积满足机组TMCR(时间是否太短了?)为了保证除氧器水箱内的正常水位和一定的蒸汽空间，无头除氧器的水箱容积略大，所以占用的平面空间每台机组配1台凝汽器，卧式、双流程、单壳体。凝汽器技术数据表编号单位1单壳体，对分双流程，表面式2凝汽器总的冷却面积2m3管子材料不锈钢4流程数双流程5冷却水质淡水6冷却水进口额定温度/最高允许温度℃7清洁系数8冷却水量~400009管内冷却水平均流速2冷却水通过凝汽器阻力冷却管有效长度m冷却水温升℃低压加热器采用卧式表面式加热器，加热器设蒸汽冷却段和疏水冷却段。7、8号低压加热器采用组合一体型式，布置于凝汽器接颈部。各加热器根据机组VWO工况参数设计，包括：a)管侧设计压力应按凝结水泵特性曲线最高点扬b)管侧设计温度按壳侧设计压力的饱和蒸汽温度；c)壳侧设计压力按VWO工况汽机抽汽压力的110%确定；d)壳侧的设计温度按VWO工况中汽机抽汽参数，等熵求取在设计压力下的相应温度e)给水侧通流能力按VWO工况给水流量的120%,主要技术数据为：(参考)序号单位5号低加6号低加7号低加/8号低加(组合式)1加热器编号2型式管壳式、管壳式、U形管3总传热面积4流程数(管程/壳侧)22225给水端差(上端差)℃6疏水端差(下端差)℃7传热管外径×壁厚mm888供热管数根9管内流速壳侧压力降a管侧压力降a加热器净重设计压力管侧a壳侧设计温度管侧℃壳侧设计流量管侧壳侧每台机组选用2台凝结水泵，采用“一拖二”变频控制方式。立式筒袋型多级离心泵本工程汽机房设有2台起重量为80/20吨大梁加固到承载100吨的桥式起重机，供全厂汽轮发电机组及辅助设备检修用。1.5燃烧制粉系统(流化床不需制粉)本工程以煤泥和洗中煤混合燃料为主要燃料，设计煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤=38/62。校核煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤=17/83。燃料消耗量见下燃料消耗量设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)日燃煤量(t/d)年燃煤量(×10*t/a)注：a)锅炉的年利用小时数按5500小时计b)锅炉日利用小时数按20小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。锅炉洗中煤给煤口位于炉前，设置一套给煤系统。煤泥给料口位于炉膛中部，由管道直接给入炉膛。每台锅炉设置四个煤仓，破碎后的燃煤(粒径不大于10mm)经皮带输送至炉前煤仓，下落至下方的称重式皮带给煤机，送至锅炉前墙中间部位的落煤管，进入炉膛燃烧。落煤管上设置播煤风。锅炉煤泥进料口位于密相区上方，煤泥在煤场(设计是在电厂进行压滤后经煤泥泵进入炉膛)由煤泥泵加压后通过管道系统送入炉膛中部，并在下落过程中被炽热的烟气加热，迅速将水分蒸发，并气化、着火一次风主要是作为炉膛的物料流化风，使循环物料在不同负荷下维持预期的流化速度。一次冷风还用于外置床热交换器出口管道流化风。一次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式一次风机。风量裕量不小于进入炉膛一次风量的20%,另加制造厂保证的空预器一次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按《大中型火力发电厂设计规仓回转式空预器后进入炉膛下部的风箱。风道燃烧器用于在锅炉启动时加热床料。一次风机：离心式，变频调节。(1)系统功能：二次风主要是作为燃料燃烧的助燃风。部份二次冷风作为给煤机的密封风。(2)系统描述：二次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式二次风机。风量裕量不小于进入炉膛二次风量的20%,另加制造厂保证的空预器二次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按《大中型火力发电厂设计规范》选取。二次风经过二次风机、二次风暖风器和空预器后进入炉膛。空预器设有两个二次风进口和两个二次风出口，每个出口供应一侧炉膛的二次风。为减少NOx的排放，二次风分上下两层喷入炉膛，形成分级燃烧。二次风机：离心式，变频调节。(1)系统功能：流化风系统是向外置床热交换器、回料器以及冷渣器提供稳定流量的流化空气。(2)系统描述：该系统由五台带入口导叶的多级离风量裕量按10%和20%两个工况点选取，压头裕量按《大中型火力发电厂设计规范》选取。流化风机：多级离心式，变频调节。本工程烟气系统每台锅炉设置2台双室四电场电袋复合除尘器，每台炉引风机2台50%容量的静叶可调轴流风机，风量裕量不小于10%(另加不低于10℃的温度裕量),压头裕量不小于20%。炉膛出口的高温烟气经4个旋风分离器分离后，粗颗粒被分离出来返回炉膛，飞灰入脱硫塔，经过石灰石-石膏湿法脱硫后的烟气由烟囱排点火及助燃油采用0号轻柴油。锅炉点火及助燃油设备包括点火燃烧器和助燃燃烧器。每台锅炉提供2套点火燃烧器及8套助燃燃烧器。每套点火燃烧器燃油量约4000kg/h,每套助燃燃烧器的燃油量约1000kg/h。油燃烧器的总输入热量按30%BMCR计算。燃烧器采用电火花点火，蒸汽雾化，保证在各种工况下雾化良好。本期工程需建两个1500m³的轻油罐、设置两台100%容量的卸油泵和三台50%容量的供油泵。供油泵的扬程将在初步设计阶段确定。整个油泵房大小约为36m×9m。1)在锅炉首次启动前或放空全部或部分床料检修以后再次启动前，向炉膛和外置床内加入启动床料，使锅炉的物料循环能够形成；2)在启动过程中，在投入煤和石灰石前，为了弥补床料损失，加入启动床料，维持料位的稳定。(2)系统描述：启动床料是通过气力输送至锅炉的，气源为压缩空气，启动床料贮存在底渣仓里，首次启动时在底渣仓里装入河砂，以后启动时可采用底渣作为启动床料。炉膛两侧布风板上和各外置式热交换器内应一个接一个分别加入启动床料。(1)系统功能：石灰石粉输送系统的功能是将石灰石粉仓内的石灰石粉经称重后通过气力输送至密封槽回料腿进入炉膛，参与脱硫反应。(2)系统描述：石灰石粉输送系统的容量按2×100%设置。石灰石粉仓有2个出口，每个出口配置1套的石灰石粉给料系统。每套石灰石给料系统包括：2台落料小斗(给料斗和计量斗),1台旋转式给料机，1台石灰石送粉风机。从粉仓来的石灰石粉经落料小斗计量后通过旋转式给料机进入气力输粉管线，输粉空气由石灰石送粉风机提供，输粉管线将石灰石粉送至锅炉的四个密封槽回料腿上。每个回料腿上有2个石灰石粉给料点。石灰石送粉风机：罗茨风机。压缩空气系统分仪用和厂用两个系统，母管分别从全厂空压机房引出，具体配置见除灰专业相关章节。燃烧系统主要设备及选型见下表：编号名称型号及规格数量备注炉炉1一次风机22变频控制2二次风机22变频控制3引风机22变频控制4高压流化风机单吸多级离心式风33备，变频控制5播煤增压风机离心式风机116湿法脱硫岛脱硫效率90%11整岛供货编号名称型号及规格数量备注炉炉7SNCR脱硝系统脱硝效率不小于55%11整岛供货8电袋复合除尘器除尘效率≥99.91%119煤仓钢制内衬不锈钢、有效容积V=700m³44原煤仓疏松装置44电子称重皮带式给煤机输送能力5-30t/h88体化疏水扩容器设计温度120℃11疏水泵200t/h,扬程22电梯11一次风机检修电动葫芦22二次风机检修电动葫芦22引风机叶轮检修电动葫芦22引风机叶轮检修22编号名称型号及规格数量备注炉炉电动葫芦流化风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：11播煤增压风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：11启动锅炉房额定蒸发量℃1两炉共用油罐2两炉共用供油泵多级单吸离心泵，流量25(m³/h);扬程500(mH₂O)3两炉共用两运一备卸油泵扬程40(mH₂O)2两炉共用轻油卸油泵滤油器60目2两炉共用轻油供油泵滤油器100目3两炉共用污油处理装置处理能力5m³/h1两炉共用本期2×350MW循环流化床燃煤机组采用220kV接入系统，以2回220kV线路接入220kV宿南变。2台机组均以发电机--变压器组单元接线接入厂内220kV屋外配电装置，屋外配电装置采用双母线接线。起/备变电源从220kV屋外配电装置母线引接。发电机出口电压为20kV。发电机出口本期设计按不设断路器或负荷开关考虑，为降低故障几率，提高机组安全性、可靠性，发电机与主变压器之间采用全连式自冷离相封闭母线连接。主变压器至220kV屋外配电装置采用架空软导线连接。本期设一台高厂变，高厂变的电源取自本期主变低发电机中性点采用经二次侧串电阻的单相配电变压器接地方式，以便减少发电机定子绕组发生单相接地时电容电流对发电机造成的损害，并限制发电机单相接地主变压器220kV侧中性点采用经隔离开关接地，启/备变220kV侧中性点采用直接接地。发电机采用水、氢、氢冷却方式，发电机容量与汽轮机最大连续出力匹配，发电机额定功率因数为COSφ=0.85(滞后),并具备满负荷0.85(滞后)~0.95(超前)的运行能力，发电机出口电压为20kV。发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统。(1)主变压器容量选择按《火力发电厂设计技术规程》DL/5000-2000第13.1.5条：“容量为200MW及以上的发电机与主变压器为单元连接时，该变压器的容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃经过计算本工程主变容量暂定为420MVA。(2)主变型式选择主变的运输与电厂厂址及主变压器制造厂的地理位置有着极其密切的关系。根据业主委托相关单位所做的大件设备运输报告，采用三相变压器运输没有问题，因此，本工程推荐采用三相变压器。(3)主变压器参数综上所述，本期主变压器推荐采用三相双绕组强油242±2×2.5%/20kV,组合连接组别为YNd11,阻抗为本期每台机组设置一台三相油浸风冷低损耗无载调压分裂绕组变压器为高压厂用工作变压器，型号及参数如下：额定容量42/24-24MVA,20±2×2.5%/6.3—6.3kV,本期两台机组设置一台三相油浸风冷低损耗有载调压分裂绕组变压器为高压起动/备用变压器，参数如下：额定容量42/24-24MVA,230±8×1.25%/6.3-6.3kV,根据短路电流计算，220kV高压配电装置开断电流(热稳定电流)选择40kA,动稳定电流选择100kA;6kV厂用配电装置开断电流选择40kA,动稳定电流选择6kV厂用配电装置采用成套手车式金属铠装开关柜。6kV容量小于1000kW的电动机回路与容量小于1250kVA的变压器回路采用F-C回路供电，其他电动机馈线回路、工作电源进线及低压厂用变压器回路均采用真空断路器380V厂用配电装置采用抽出式组合配电屏。75kW及以上电动机采用框架式断路器供电，75kW以下电动机采用塑壳断路器供电。低压厂用变压器选用干式变压器。根据可靠性、经济性和灵活性的原则，结合工艺系统的配置，负荷的运行特点，以及厂房布置等综合考虑，对厂用电系统进行优化设计。高压厂用电电压采用6kV一级电压(母线电压6.3kV),变压器中性点经电阻接地。本期每机组设置一台容量为42/24-24MVA的高压厂用工作变压器(采用分裂绕组变压器),变压器高压侧接于本机组发电机出口，在主厂房设置低压厂用工作甲、乙两段母线，分别由高厂变两个低压绕组供电。辅助厂房设6KV公用甲、乙段，带全厂性公用负荷，6kV公用甲、乙段母线分别接于#1、2机组6kV乙段，两段之间加联络开关，每一回电源进线的容量可满足输煤系统最大运行方式时的全部负荷量，其供电范围为输煤、灰库、循环水泵房、化水、水工、油泵房等负荷，在#1机投产，#2机建设期间或两台机组中1台检修时，#1、2机组6kV工作乙段均可带全部的全厂公用负荷。两台机组设1台42/24-24MVA分裂绕组高压起动/备用变压器，高压起动/备用变不设6KV备用段，高压起动/备用变从厂内220kV配电装置引接。1)主厂房低压厂用电接线按2000年示范电厂的设计思路，主厂房内低压厂用变压器按机、炉、共用分开的原则设置，便于实现“物理分散”,节省电缆费用。每台机组设置一个380V工作PC,每个380VPC设6KV工作甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。两台机组设置一个380V公用PC,每个380VPC设置两台1250kVA、6.3/0.4kV变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投每台机组设照明检修380VPC,每台机组设一台800KVA,6.3kV/0.4kV照明检修变，照明检修段为单母线接线，正常运行时每台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。主厂房低压厂用电系统采用暗备用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。动力中心和电动机控制中心成对设置，建立相应的单电源通道。2)辅助厂房低压厂用电接线辅助厂房供电按工艺系统和区域相对集中的原则成对设置变压器，互为备用。输煤设一个380V工作PC,每个380VPC设置两台2000KVA、6.3/0.4kV干式变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入每台炉电袋除尘设置一个380VPC,每个380VPC设2台800KVA、6.3/0.4KV干式变压器，电源分别取自本机组6KV工作甲、乙段，每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。380V系统采用中性点直全厂设置一个化水380VPC,设两台1600KVA、6.3/0.4KV干式变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开厂前区设置一个380VPC,设两台630KVA、6.3/0.4KV干式变压器，,电源分别从6KV工作I甲、Ⅱ甲段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。灰场区域所需电源原则考虑就近供电。2)保安电源接线为保证机组安全停机和运行人员安全，每台机组设置一台640kW空冷型柴油发电机组的应急保安电源。与柴油发电机组配套的附属设备应保包括控制、保护设备、起动蓄电池、日用油箱等。日用油箱的容量满足8小时满负荷运行的需要油量。柴油发电机容量为640kW。能满足各保安负荷的需要。柴油发电机组可远方或就地，可手动或自动予以起动在10s以内达到全速并准备带负荷，自收到起动信号到带满负荷的时间小于20s。柴油发电机为三相，50Hz,Y接法，中性点直接接地，励磁方式为静态励磁。每台机组设一段保安380VPC,每段保安380VPC带一段锅炉保安MCC和一段汽机保安MCC,锅炉、汽机保安MCC正常运行时由相应的工作380VPC供电，当两个正常电源都消失时，柴油发电机机组将会自动起动，提供保安电源。本工程厂用电率约为6.2%(含脱硫部分)。在汽机房A列外布置有主变压器、高压厂用变压器、高压起动/备用变压器。本期工程两台主变布置在同一水平轴线上，主变构架中心距A排柱25米；高厂变同高起/备变布置在同一水平轴线上，位于主变与A列之间，变压器中心距A排柱15米。220kV屋外配电装置为支持式管型母线分相中型布置，两段母线平行布置，管母相间距离为3米，配电装置母线两端安装管母接地器，共7个间隔：#1主变、#2主变、#01高压起动/备用变、母联、母线设备、220kV#1线、220kV#2线。每个间隔宽度为14米，整个配电装置占地118米×54米。由于本期工程冷却塔布置在A排外变压器与220kV屋外配电装置之间，连接架空软导线没有空间采用门形架布置，故采用线路用铁塔跳线。铁塔上软导线采用上6kV工作段分别集中布置在汽机房6.9米层的#7~#8柱及#15~#16柱之间。380V工作、检修及照明、公用PC的开关柜及干式变压器布置在电控楼6.3米层。电袋除尘380VPC的开关柜及干式变压器布置在两炉电除尘之间的除尘控制楼在煤仓间12.6米层锅炉MCC配电间内。控楼6.3米层。柴油发电机组布置在电控楼零米层靠烟囱侧。UPS系统本工程采用机、炉、电集中控制方式，在单元控制室内不设电气控制屏，单元机组电气设备进入机组DCS中实现顺控和实时监控。为满足电气运行人员需要，加强电气信息的收集和处理，本工程设厂用电监控系统(ECMS),该系统与DCS系统采用硬接线和通讯方式进行联系。本期220kV屋外配电装置设备的进入网络计算机监控系统内(NCS)。根据《电力工程直流系统设计技术规程》,本期工程设置三组蓄电池。其中一组对动力负荷和直流事故照明负荷供电，另两组对控制负荷供电。动力用直流系统电压采用220V,控制用直流系统电压为110V。为满足热工专业计算机系统对220V交流电源的特殊要求，本机组设置二套交流不停电电源(UPS)系统，容量暂定为60kVA。本期工程输煤采用输煤DCS控制系统。本期工程设全厂生产行政管理通讯一套，生产调度通讯一套，输煤扩音呼叫系统一套。全厂电缆敷设采用以电缆桥架为主，结合实际使用电缆沟及电缆埋管。根据电力系统相关规程做好电缆防火措施。照明按相关规程配置使用。1.7运煤部分本工程拟建设2台1120t循环流化床锅炉+2×350MW凝汽式汽轮发电机组，燃料以钱营孜矿洗煤厂为主要的供应源。工业广场厂址：煤炭接收系统：钱营孜洗中煤由#2转载点至干煤棚皮带机运输进原有干煤棚，祁东洗中煤经集团自有铁路运输至钱营孜矿铁路专用线，采用液压挖掘机卸车。钱营孜矿洗煤厂年产洗中煤198×10⁴t/a,约需祁东矿洗煤厂通过铁路补充22×10*t/a折合每天铁路来煤不到1000t/d,加上钱营孜矿铁路为煤炭输出设计，没有卸煤设施及建设卸煤设施的空间，故本工程采用3台经过挖掘斗改造的液压挖掘机将列车上的煤扒下来，然后由装载机转运至#2AB皮带机煤斗。钱营孜煤泥由布置于煤泥沉淀池的煤泥水泵经煤泥水管道打入布置于锅炉尾部煤泥泵房内的压滤机，经压滤机压滤直接进入煤泥系统，压滤机排水返回煤泥沉淀煤炭储存系统：本工程利用钱营孜矿原有圆形料场作为洗中煤干煤棚，圆形料场储煤量5×10⁴t,可供本工程2×350MW机组约6天(按设计煤种)洗中煤消耗量。由于原有圆形料场采用中心柱自然落煤的堆料、推煤机、地下煤斗取料的作业方式，没有设置煤场堆取料设备，故本工程仍沿用此作业方式，#1皮带机利用原有干煤棚至#2转载点皮带机地道向西穿越干煤棚基础，但新增推煤机2台、装载机6台、液压挖掘机3台作为火车卸煤、转运、干煤棚取煤作业之用，以及提高取煤可煤炭输送系统：由于钱营孜矿洗煤厂至煤棚及煤棚下地道内的原煤棚至#2转载点皮带机均为B=1200mmV=2.5m/s,Q=700t/h,且煤棚内给煤机也为Q=700t/h,而本工程两台锅炉洗中煤消耗量为400t/h,按135%系数的计算上煤出力为540t/h,。故本工程将建设700t/h的既有圆形料场至原煤仓的输送系统，双路，B=1200mmV=2.5m/s,电动机将采用IP54,并有程序控制的顺序启停系统。当煤泥系统均因故退出，皮带机系统输送洗中煤作为唯一燃料时，其出力可满足锅炉燃煤量的146%。本工程还同时建设2套出力80t/h的煤泥泵房至锅炉的煤泥泵输送系统，将约30%水分的煤泥浆体直接泵入锅炉中部喷出、燃烧，单套煤泥系统出力按其燃料比例可满足一台锅炉燃煤量的182%,当皮带机系统或细碎机系统因故不能运行，由2套煤泥系统提供的煤泥作为唯一燃料时，其出力可满足2台锅炉燃煤量的29%。煤炭筛碎系统：由于钱营孜矿洗煤厂的洗中煤已经被控制在不大于50mm,所以本工程不设粗碎系统，建设系统出力500t/h的细粒筛碎系统及筛分破碎楼，筛分采用振动筛、细碎采用可逆锤式细粒破碎机，处理后煤炭粒度<10mm。煤炭称重及取样系统：将在筛分破碎楼内、碎煤机下的皮带机上设置1000t/h的电子皮带秤及皮带秤的链码校验装置、煤炭取样装置。安全、监控与环境控制：本工程将建设安全与监控系统，确保整个运煤系统都要有视频监控装置，所有外部设施都在监视器的监控范围之内，监控信号将会传输到监控室。在整个煤炭处理系统中设置了合理的环境控制设施，煤场设置煤堆喷洒系统、各转运站及筛分破碎楼设置除尘器、喷雾系统及地面、墙面水冲洗，栈桥设置水冲洗。上述系统喷雾及煤场喷洒系统将根据低热值煤的含水率人工选择是否工作。行宫铺厂址：厂外来煤单路采用管状皮带机(钱营孜煤泥、洗中煤)+汽车(其它矿煤泥)运输进厂，厂内设一个可供本工程2×350MW机组约6天(按校核煤种)洗中煤消耗量的4400t露天斗轮堆取料机煤场(按校核煤种)。由于管状皮带机较长并造价较高，故本工程采用单路管状皮带机，皮带机为φ=400mmQ=1000t/h,相应的厂内输送及筛碎系统出力也调整为输送及筛碎系统1000t/h,以便厂外来煤可以直接进入原煤仓，减少管状皮带机及煤场机械的运行时间。管状皮带机采用分时运行方式运输洗中煤和煤泥两种来自钱营孜的不同的燃其它厂内系统与行宫铺厂址厂内方案相同，不再赘由于钱营孜矿工业广场厂址位于本工程主要低热值煤提供者钱营孜矿工业广场内，燃料运输路径较短，运输成本低，可靠性高，加上可以利用钱营孜矿已经建成的圆形料场，故本工程推荐钱营孜矿工业广场厂址。1.8除灰渣系统循环流化床锅炉固态排渣。除尘器型式、脱硫方式及效率双室2级电场+2级袋场电袋除尘器，除尘效率(是不是三电一袋?)脱硫方式为炉内脱硫+炉后湿法脱硫，其中炉内脱硫效率70%,炉外脱硫效率90%,综合脱硫效率≥97%;脱硝采用SNCR工艺，脱硝效率≥55%。根据煤质分析资料及计算灰渣量见表1.8.1-1。灰成分分析表见表1.8.1-2。表1.8.1-1计算灰渣量表数据设计煤种校核煤种小时日年)小时日年)1台炉灰渣总量渣量865灰量362台炉灰渣总量62渣量62灰量注：1.日运行小时数按20h计，锅炉年运行小时数按5500h计；3.锅炉排灰渣量已考虑因炉内脱硫引起的增加量。灰成分分析名称及符号单位设计煤种校核煤种灰熔融性变形温度DT℃软化温度ST℃半球温度HT℃流动温度FT℃灰分分析二氧化硅SiO%三氧化二铝Al₂O₃%三氧化二铁Fe₂O₃氧化钙CaO%氧化镁MgO%三氧化硫SO₂%二氧化钛TiO₂%氧化钾矿K₂O%氧化钠Na₂O%%灰比电阻(测量电压测试温度19℃时m9测试温度80℃时m0名称及符号单位设计煤种校核煤种测试温度100℃时m11测试温度120℃时m11测试温度150℃时m测试温度180℃时m11本工程灰渣考虑全部综合利用，灰渣分排：除尘器区域飞灰采用正压浓相气力输送至干灰库；炉底粗渣采用机械输送至渣仓。事故灰场距两个厂址分别为31km(行宫铺厂址)和24km(工业广场厂址)。当干灰渣不能被全部综合利用时，用汽车运至事故灰场堆放贮存。除灰渣系统均按每台炉采用单元制，即每台炉为一套系统设计，局部设施两炉共用。石灰石粉由社会运力运至厂内石灰石粉仓。粉仓至锅炉炉膛采用正压气力输送。压缩空气系统考虑全厂统一设置一座空压机站，为除灰输送、热机、热控、化水等专业提供压缩空气。炉底渣处理系统、气力除灰系统均由DCS控制。除尘器灰斗下灰采用正压浓相气力输送方式运至干灰库。气力除灰系统以每台炉为一单元，系统出力为90t/h。每台炉除尘器电场区16个灰斗下各设置1台3.0m³仓泵，布袋区16个灰斗下各设置1台1.5m³仓泵，每台仓泵均配有气动进料阀、出料阀及一套压缩空气流量调节阀和阀门控制箱。除灰系统为连续运行，其运行状态由DCS集中控制，根据压力、料位、时间等因素由系统除灰系统输送气源来自全厂空压机，详见6.4.3.4节本工程拟建设3座直径12m的干灰库。单座灰库容积约为1250m³,3座灰库总容积可贮存两台机组约24小时的排灰量。为防止干灰受潮起拱，保证排灰出口畅通，灰库底部设有气化斜槽，配备有独立的气化加热系统，三座灰库共设有气化风机4台、空气电加热器3台。每座灰库库底设3个放灰口，一为干灰外运供综合利用，一为调湿后外运，还有一路接口预留备用。每座下各设有一台出力Q=150t/h的汽车散装机和一台出力Q=200t/h循环流化床锅炉为干式排渣，渣温高达800℃以上，故每台锅炉炉底安装3台滚筒式冷渣器，冷渣器出口出渣温不高于200℃。从冷渣器排出的渣经链斗输送机(或刮板输送机)、斗式提升机运至渣仓贮存。渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机，可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运。每台炉冷渣器选用3台出力Q=30t/h的滚筒式冷渣器；链斗输送机及斗式提升机均为双路布置，每路出力Q=125t/h,为燃用设计燃料时排渣量的250%;单台渣仓直径10m,容积约为800m³,可贮存锅炉14小时排渣量，渣仓下设有汽车散装机和加湿搅拌机各1台，出力均为循环流化床炉内脱硫所需石灰石粉主要由社会运力输运至电厂石灰石粉仓。本期为2台炉设置1座有效容积V=500m³的石灰石粉仓，粉仓下设2套石灰石气力输送系统，分别为2台锅炉输送石灰石粉，每套系统的出力为20t/h。石灰石输送系统动力气源由气化风机提供，2套系统共设置3台气化风机和2台电加热器，其中气化风机为2用1备。石灰石气力输送系统主要由喷射泵、旋转给料阀、分配器组成。本工程全厂统一设置一座压缩空气站，结构尺寸为30m×11.5m×6.5m(高),内部留有检修场地和检修起吊设备。全厂空压机站为除灰、热机、热控、脱硫、化水等专业提供压缩空气。空压机站内布置5台螺杆式空压机，参数为：Q=60Nm³、P=0.85MPa;5台组合式空气净化装置。空压机的运行采用中控单元智能控制模块进行控制，从而可以从空压机的数量、参数、运行方式上进行自动优化配置，同时降低初投资及运行费用。除灰用气量最终随确定的气力输送系统类别而定，因而空压机的准确参数需待除灰、脱硫等系统招标后，得到准确用气量后，才能最终确定。空压机站外设置除灰输送用储气罐2只，容量V=20m³;仪用储气罐1只，容量V=30m³。灰渣采用汽车运输，加湿后用卡车运输至灰渣场或用罐车直接外运供综合利用。本工程年产灰、渣量约120万吨，恒源煤电有限公司己与宿州海螺水泥有限公司签订了本工程灰、渣综合利用协议，电厂灰渣可全部综合利用。当遇灰渣综合利用不畅时，可用汽车将灰、渣运至祁东矿塌陷区灰场。祁东矿塌陷区灰场距离两个厂址的运灰距离分别为31公里(行宫铺)、24公里(工业广场)。灰场的容积初期按2年建设，详见水工部分相关描述。本工程建设2×350MW超临界CFB锅炉，由于当地水资源匮乏，采用循环水排污水作为锅炉补给水原水.本工程以宿州市城南污水处理厂经处理后的中水为主水源，以宿州市新汴河为备用水源。现有可供参考中表1.9.2中水水质全分析报告 安徽科讯电力技术服务中心水质分析箱号报告日期：2012年11月5日箱号水样名称宿州市城南污水处理中水委托单位)取样时间2012年10月9日透明度准外观黄色电导率pH位分析结果分析结果付?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悬浮物?非活性硅灼烧减量/阴离子总和2阳离子总和Z校阳、阴离子平衡6总含盐量与溶解固型物62 安徽科讯电力技术服务中心水质全效报告日期：2012年11月5日编号：水样名称宿州市新汴河水委托单位存公取样时间2012年10月9日透明度理外观浅黄色嗅味元电导率pH值分析结果分析结果分析结果分和结生0UF酚酸碱度!甲基橙碱度?硬度(全)/酸度00全固型物全硅7溶固型物/活性硅悬浮物/非活性硅灼烧减量/阴离子总和2图离子总和∑(RG)校阳、阴离子平衡δ总含盐量与溶解固型物3.I上述水质资料反映水中水含盐量、碱度、硬度均较高，重碳酸盐为溶解盐类主要成分，符合该地区天然水水质的一般特征。(1)本期锅炉补给水处理系统方案选择为节约用水，实现无废污水排放，确定采用本期循环水排污水作为锅炉补给水处理系统原水(实际不可行，排污水浓缩倍率高，增加反渗透负担，减少使用寿命),根据原水水质及机组给水品质要求，选择如下水处理工石灰预处理+超滤+反渗透+一级除盐+混床方案；其中石灰预处理及超滤、反渗透系统与循环水处理共用一个系统，循环水排污水经石灰处理后，除去了大部分的悬浮物、碳酸盐硬度及一部分有机物等水中杂质，大大改善了超滤进水水质，使后续水处理系统的可靠性提高，运行费用降低。本期循环水泵来水→循环水石灰处理系统→超滤给水泵→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→反渗透给水泵→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→淡水箱→淡水泵→阳离子交换器→阴离子交换器→混合离子交换系统出水水质控制如下：锅炉补给水处理系统详见“原则性锅炉补给水处理(2)系统出力本工程锅炉最大连续蒸发量为2×1121t/h,计算本工程全厂各项水汽损失量见下表表1.9.32×350MW组水汽平衡量表序号数量(t/h)1厂内水汽循环损失2凝结水精处理再生用水损失63闭式循环冷却水损失4锅炉吹灰、生活、取样等其它用水、5合计补水量本期锅炉补给水处理系统出力确定为63.6t/h,并设检修备用。(3)系统设置予(预)脱盐系统与循环水处理系统统一设置，设3套65t/h反渗透装置，1套用于锅炉补给水处理，1套用于循环水旁路处理，1套备用。设2×φ2000阳、阴床，2×φ1600混床，1用1备。另设2×1500m³除盐水箱与备用水处理设备一同满足酸洗及启动用水要求。本期锅炉补给水处理系统与循环水处理系统、工业废水处理系统及工业水泵、消防水泵房，采用联合布置，共用压缩空气系统、废水池、药品库及部分加药系统等设施，节省占地和投资，方便运行。(4)系统控制操作方式整个水处理系统(包括锅炉补给水处理系统、循环水处理系统、工业废水处理系统)采用DCS辅控网，配备临时上位机供系统调试时使用，水处理系统正常运行时按无人值班考虑。在主控室通过LCD监视器以实现系统及泵、气动阀门的软手操控制。(5)化验室在水处理车间附近配备专门的水、煤、油化验室，并按照机组容量等级增配相应的化学实验室设施及仪器凝结水精处理系统主要用于连续地除去水汽系统内的金属腐蚀产物和机组启停时所产生的污染产物；连续地去除凝汽器冷却水微量渗漏所漏入的二氧化硅和其它盐类，防止蒸气污染及汽机积盐，在凝汽器微量渗漏时也能使机组连续地运行；即使在凝汽器严重泄漏时，也可有步骤地停机或有足够的时间以进行凝汽器部分堵管本期工程两台机组为350MW超临界循环流化床炉，根据《火力发电厂化学设计技术规程》,对锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，同时应设置除铁设施，除铁设施可不设备用，但不应少于2台，精处理除盐装置应设置备用设备。因此本工程凝结水精处理需设置凝结水除铁和除盐设备。本期工程每台机设一套全流量的中压凝结水精处理自主凝结水泵来的凝结水→前置除铁过滤器→体外再生高速混床→树脂捕捉器→热力系统。凝结水精处理系统详见“原则性凝结水精处理系统每套凝结水精处理装置设置2×50%前置过滤器(无备用)及50%反冲洗旁路和100%超压差旁路；3×50%高速混床(2用1备)及100%超压差、超温旁路。两台机组设置一套失效树脂再生装置。凝结水精处理装置和再生装置及控制室均布置在汽采用DCS控制系统，纳入辅控网，对整套系统的运行及再生进行全过程的程序控制。(1)工艺选择本工程循环冷却水采用二次循环，补充水以城市中水为主水源，以宿州市新汴河水为备用水源。该中水水源取自宿州市城南污水处理厂处理达到“(预计本期用水时能达到“一级A标准”)后，送至电厂，因此可直接补入循环水系统。备用水源地表水的悬浮物含量存在不确定性，为保证工业水水质，厂内应有补给水澄清措施。无论中水还是地表水，硬度高、碱度高、含盐量高都是其共同特征。由于当地水资源匮乏，为节约用水，实现全厂无废污水排放，除了采用循环水排污水作为锅炉补给水原水外，还需根据全厂水量平衡对部分循环水排污水进行处理并回用。根据上述条件分析，结合锅炉补给水处理系统的方案选择，确定本工程循环水处理采用“石灰及反渗透旁路处理”系统，同时加水质稳定剂、杀菌剂，主要工艺流程如下：循环水泵(或原地表水补水泵)→机械加速澄清池→配水沟→变孔隙滤池→清水池→工业水泵→冷却塔回水沟化学水泵→超滤、反渗透→淡水箱→淡水泵→锅炉补给水处理除盐系统循环水石灰处理系统详见“循环水石灰处理系统图”。(2)循环水石灰处理系统处理水量的确定循环水石灰处理水量是根据锅炉补给水处理系统取水量、工业水用量，循环水水质控制要求，和全厂无废污水排放为条件确定的。表1.9.5循环水石灰旁路处理水量工况循环水排污水石灰处理水量(t/h)浓缩倍率工业水泵抽取化学水泵抽取合计纯凝工况*其中65t/h经膜脱盐处理后返回循环水。当使用备用水源地表水且悬浮物高时，石灰处理系统将用于处理补充水，锅炉补给水原水仍取石灰处理系统出水，即不采用循环水排污水，为减少排污，可将浓缩倍率暂时提高至5~6倍运行。根据上述各种情况下的石灰处理水量，确定本工程循环水石灰处理系统的额定出力为1600t/h。(3)循环水处理系统设置石灰处理系统设2座①22m机械加速澄清池，6座过滤面积为22m²的变孔隙滤池，2座1100m³的清水池。辅助系统包括消石灰贮存、计量及制乳系统、加药系统、泥渣处理、压缩空气系统等。杀菌采用加二氧化氯，设3台2kg/h的二氧化氯发生器和2台20kg/h的二氧化氯发生器，分别用于澄清池出水的连续加氯及循环水的间断加氯。设一套水质稳定剂加药装置。循环水处理系统与锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统联合布置，结构紧凑，共用泥渣脱水系统，压缩空气系统及加药系统等共用设施。本工程氢气站拟设40L,压力15MPa氢气瓶160个，共分为8个氢瓶集装格，每个氢瓶集装格由20个氢气瓶组成；氢瓶补氢系统共设两组氢气汇流排，每组汇流排负责4个氢瓶集装格氢气的减压输送，可满足本期工程2×350MW机组的补氢要求，同时预留有机组扩建时氢瓶集装格的布置位置。氢气瓶组采用专用防爆铲车和防爆氢气供应贮存方式：由供氢厂家每次以汽车运输方式一次运送2~4组氢瓶组至电厂，再通过补氢汇流排经二级减压后补氢至发电机。供氢站运行方式：由氢瓶组经补氢汇流排供氢，系统氢气纯度仪、氢气浓度检测仪、主厂供氢压力等检测信号则送至DCS控制系统，通过简单的系统监控即可实现现场无人值守，系统运行安全可靠，基本实现免维护。为了提高机组运行的水汽工况质量，减少腐蚀，本工程按联合水处理工况设计。在机组启时，采用还原性全挥发处理，当机组运行稳定、给水的氢电导率达到0.15μs/cm并呈下降趋势时，转为加氧工况。为了抑制闭式循环冷却水系统腐蚀，采用加氨处理。加氨及加联氨系统两台机组共用一套，加氧系统每台机组一套。给水加药装置可按设定工况自动运行，根据给水、凝结水流量和来自水汽取样系统的给水、凝结水PH、电导率、溶氧信号控制加药量。为了对汽、水品质进行连续、可靠的自动监督，每台机组设置一套汽水取样装置，每套取样装置包括高温盘和仪表盘(低温盘),取样系统的仪表信号送入凝结水控冷却水由全厂闭式循环除盐水冷却水系统供给。水汽取样系统全自动运行，无人值班并配有故障自动诊断系统。所有信号送至凝结水处理控制室集中控(1)工业废水处理系统本工程工业废水按经常性废水、非经常性废水分两类进行处理。处理后的水质符合国家污水综合排放标准一级标准的要求，废水处理合格后排入水工复用水池重经常性废水：主要包括补给水系统再生废水、实验室排水和凝结水系统再生废水等。这类废水通常仅PH值不合格，只需加酸或碱中和后就能达到排放标准。系统中处理该类废水的流程为：加碱调PH值达到6~9)→水工专业复用水池。如果经常性废水中的悬浮物或重金属离子超标，可以进入非经常性废水处理系统处理。非经常性废水：主要包括锅炉酸洗废水、空气预热器冲洗水、除尘器冲洗水和主厂房内杂排水等。该类废Fe、Cu等金属离子也不合格，因此仅进行PH调整不能满足要求，还需要进行凝聚、澄清和去除悬浮物、重金属离子才能达标排放。该类废水的发生源在主厂房，因此在主厂房区域设置了机组排水槽，其处理流程为：非经常性废水→机组排水槽→废水贮存池(加碱除重凝聚助剂)→斜板澄清器→中和池(空气搅拌、加酸、加碱调PH值达到6~9)→水工专业复用水池。序号单位水质(mg/L,pH除外)D1反渗透浓水3h6含盐量较高，直接送2锅炉补给水处理再生废水h2水外观清澈，含盐量3凝结水精处理再生排水6h//4主厂房排水d0不定时5脱硫废水3h处理后回用于灰渣调湿6空气预热器清洗排水3次000约1次~2次/每台炉/年，按最大一次7锅炉化学清洗排水0次2000按最大一台锅炉，约6年1次/每台炉，化本工程设置2×2000m³废水贮及曝气设备，设一套处理能力为100t/h工业废水处理装置，其它辅助系统如泥渣处理系统、加药装置已由循环水处理