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

1.1.1全厂总体规划

1.1.1.1电厂厂址

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

远。

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650X310m2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23.2~23.6mc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700nl

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处有汾河，北面约18km处有新

汴河。

厂址处白年一遇洪水位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、新周土于孜等村庄。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（蒙城一永城公路）。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

21.4hnJ其中约75%为有条件建设用地，25%为一般农曰。

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处有法河，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

统。

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

目供水水源的备用水源。

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。

1.1.1.3燃料系统

工业广场厂址：

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。

行宫铺厂址：

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

出线条件均较好。

1.1.1.6厂外道路

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

6.5~9叫碎路面。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。

1.1.1.7电厂生活区

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0

1.1.1.8施工区及施工生活区

施工区及施工生活区布置在厂区扩建端位置，用地

约13.445hm2o

1.1.1.9拆迁及改造

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llOkV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

电缆的通道。

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。

1.1.2厂区总平面规划布置

1.1.2.1厂区总平面布置原则

(1)厂区总平面按2X350MW燃煤机组规划布置，并

留有扩建余地。

(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。

1.1.2.2厂区总平面方案（工业广场厂址）

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，西北角为肝石山，西南角为预留场地。

在现砰石山的东北侧，钱营孜煤矿规划有另一个砰石堆

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

建端朝北。

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C

方案一：

电厂布置为四列式，自东向西依次为200kV配电装

置-冷却塔一主厂房区一煤、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、肝石鹏、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

车分流。

本期工程厂区围墙内用地约17.76hm2。

方案二：

电厂布置为二列式，自北向南依次为200kV配电装

置一主厂房区。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

车分流。

本期工程厂区围墙内用地约18.35hm2o

1.1.2.3厂区总平面方案（行宫铺厂址）

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

置一冷却塔一主厂房一卸、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一锅炉补给

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

面，向南直接与S305省道相连。

本期工程厂区围墙内用地约20.72hm2。

1.1.3厂区竖向规划

工广厂址：

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

厂房区需高于白年一遇洪水位0.5m,其它区域需高于白

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。

行宫铺厂址：

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。

1.2装机方案

1.2.1飒

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

接脱硫等特点:

(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，如煤肝石、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(CaCCh)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CaSCU),其化学反应式为

CaCC)3~>CaO+CO2,SC)2+CaO+l/2C)2~^CaSOq°由

于循环流化床(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(CaCC>3)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CaSCU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/NrrP。

(3)不宜结焦。

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

且不发生结焦。

(4)负荷调节范围广，燃烧稳定。

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。

(5)燃料制备系统简单。

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

(lMJ=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祝超

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%o

鉴于国内制造行业已能够设计制造参数

24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的60OMW

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

0.896。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，兀型布置，循环流化床锅炉。

锅炉最大连续蒸发量：1121t/h

过热蒸汽压力：21.4MPa(g)

过热蒸汽温度：571℃

低温再热蒸汽压力：4.886MPa(g)

低温再热蒸汽温度：330℃

高温再热蒸汽流量：905t/h

高温再热蒸汽压力：4.523MPa(g)

高温再热蒸汽温度：569℃

省煤器入口给水温度：286℃

锅炉效率：89.5%

锅炉构架：钢构架

空气预热器：管式或回转式

空预器出口排烟温度：140℃

锅炉飞灰份额：暂按60%;

炉膛出口过剩空气系数：al=L2;（也就是说炉膛出

口氧量3.5%左右）

机械未完全湫烧损失：q4=3.42%;（飞灰、落灰、

灰渣、溢流灰和冷灰中未燃尽的可燃物所造成的热损失）

1.3.2汽轮机

型式：超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、

纯凝汽式。

功率：350MW（额定、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

连续运行发电机输出额定功率。也有的叫额定出力工况

参数：

主蒸汽额定压力：24.2MPa(a)

主蒸汽额定温度：566℃

主蒸汽额定流量：1007.5t/h

再热汽阀前额定压力：3.979MPa(a)

再热汽阀前额定温度：566℃

再热汽阀前额定流量：818.418t/h

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)

额定给水温度：278.1℃

额定转速：3000r/min

机组净热耗（额定抽汽工况）：

7657kJ/kW.h=1829kca

l/kW.h(lkcal=4.186kj)

外形尺寸(长义宽X高)17.4X10.4X6.95m

1.3.3发电机

型号QFSN-350-2

考核容量与汽机配套

考核功率369MW

额定转速3000r/min

额定功率因数0.85

额定电压20000V

额定电流11887A

周波50Hz

相数3

冷却方式水-氢-氢

额定氢压0.31Mpa(a)

效率不低于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。

1.4.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统

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。

1.4.1.1主蒸汽系统和再热蒸汽系统：

主蒸汽和再热蒸汽管道，均采用2--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

入再热器入口联箱。

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。

1.4.1.2旁路蒸汽系统

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。

1.4.1.3主蒸汽和再热蒸汽管道的材料

本工程的主蒸汽管道和再热热段管道采用

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）。

1.4.1.4管道压降

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。

1.4.2抽汽系统

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。

1.4.3辅助蒸汽系统

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0.81.37MPa(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L37MPa(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。

1.4.4凝结水系统

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。

1.4.5主给水系统

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

速启动/备用给水泵。

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

入凝汽器。

1.4.6闭式循环冷却水系统

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

板式热交换器，一台5m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成，

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

闭式水泵变频运行，一台备用，可适应各种运行工况。

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。

1.4.7开式循环冷却水系统

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。

1.4.8凝汽器彳循环水系统

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。

1.4.9抽真空系统及凝汽器有关管道

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

器。

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汽机润滑汕和汕处理系统

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。

1.4.12大宗气体系统

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。

1.4.13主要辅助设备

1.4.13.1汽动给水泵及汽轮机

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3290mH20。

每台汽动给水泵配备电动前置泵，额定流量约615t/h,扬

程约241mH2。。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

功率：14MW(最大功率)

转速范围：3000^6000r/min

调速型式：电调

超速保护型式：机械+电气

进汽参数：0.9MPa(a),358.1℃

排汽压力：6.9kPa(a)

(2)汽动主给水泵

型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级鹿心

泵

流量：600m3/h

扬程：3290mH2。

转速：5903r/min

效率：82.5%

(3)电动给水泵

型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心

泵

流量：360m3/h

扬程：3290mH2。

转速：5903r/min

效率：79.5%

1.4.13.2高压加热器

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JG-1250-JG-1300-2JG-900-

13

3加热器数量111

4流量t/h111011101110

5最大允许压降MPa<0.1<0.1<0.1

6最大允许流速m/s333

7设计温度315290250

2

8有效表面积m12501300900

1.2.13.3内置式除氧器及给水箱

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

于0.005mg/l。（5（ig/l）

•建筑、结构造价低。取消除氧头后，设备高度降低,

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

效果。

・检修、维护工作量小。由于无填料等其它活动部件，

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。

除氧器的设计标准采用HEI(除氧器)和ASME第VIH

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。

除氧器出口给水含氧量满足有关标准，不大于7ug/l。

除氧器水箱正常水位时的有效容积满足机组TMCR

工况7min的给水需要量。(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

略大。

1.4.13.4凝汽器

每台机组配1台凝汽器，卧式、双流程、单壳体。

其技术数据见表。

凝汽器技术数据表

编

单

号

名称位技术数据

单壳体，对分双流程，表

型式

1面式

2

2凝汽器总的冷却面积m17000

3管子材料不锈钢

4流程数双流程

5冷却水质淡水

冷却水进口额定温度/最高

6允许温度℃20.9/33.5

7清洁系数0.8

8冷却水量t/h"40000

9管内冷却水平均流速m/s2

10冷却水通过凝汽器阻力kPaW58

11冷却管有效长度m10.84

12冷却水温升℃12.9

1.4.13.5低压加热器

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

程对应的压力；

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，

等炳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%,

水侧流速需满足HEI标准。

主要技术数据为参考）

序单6号低7号低加/8号低加

名称5号低加

号位加（组合式）

1加热器编号LP5LP6LP7LP8

管壳式、管壳式、

2型式管壳式、U形管

U形管U形管

3总传热面积m27007007951030

流程数（管程/

42222

壳侧）

给水端差（上

52.82.82.82.8

端差）℃

疏水端差（下

61.61.61.61.6

端差）℃

传热管外径义016X0.4)16X0.

7m4)16X0.8*16X0.8

壁厚m88

8供热管数根741732718708

9管内流速m/s2.12.12.12.1

MP

10壳侧压力降0.0350.0350.0200.015

a

管侧压力降MP

11a0.080.080.080.08

12加热器净重kg195502110056800

设计管侧MP3.453.453.453.45

13

压力壳侧a0.60.60.60.6

设计管侧300100

14200100

工叶℃

温度壳侧180150100100

设计管侧843.43843.43843.43843.43

15t/h

流量壳侧38.7946.6134.1937.87

1.4.13.6凝结水泵

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

流量：985m3/h

扬程：3.21MPa

转速：1500r/min

电动机：立式1250kW,6kV

1.4.13.7水环式真空泵

每台机组选用2台水环式真空泵，一台运行，一台

备用。

抽干空气量：51kg/h

电动机：160kW,380V

1.4.13.8汽机房内桥式起重机

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）

1.1.1燃料消耗量

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

表：

燃料消耗量

项目设计煤种校核煤种

燃煤量（BMCR）一台炉两台炉一台炉两台炉

小时燃煤量（t/h）251.20502.40254.31508.62

日燃煤量（t/d）5024100485086.210172.4

年燃煤量（X10*t/a）138.16276.32139.87279.74

注：a）锅炉的年利用小时数按5500小时计算;

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。

1.1.2燃料系统

锅炉洗中煤给煤口位于炉前，设置一套给煤系统。

煤泥给料」I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七方，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

燃烧。

1.1.3烟风系统

1.1.3.1一次风系统

(1)系统功能：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。

⑵系统描述：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

范》选取。一次风经过一次风机、一次风暖风器、四分

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。

(3)主要设备参数：

一次风机：离心式，变频调节。

1.1.3.2二次风系统

(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。

(3)主要设备参数：

二次风机：离心式，变频调节。

1.1.3.3流化风系统

(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

心式风机并联组成，其中四台运行，一台备用。风机的

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。

(3)主要设备参数：

流化风机：多级离心式，变频调节。

1.1.3.4烟气系统

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

随烟气通过尾部受热面，经除尘器除尘后，由引风机送

入脱硫塔，经过石灰石-石膏湿法脱硫后的烟气由烟囱排

至大气。

1.1.4点火及助燃油系统

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36mx9m。

1.1.5启动床料系统

(1)系统功能：

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。

1.1.6石灰石粉输送系统

(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2X100%

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。

(3)主要设备参数：

石灰石送粉风机：罗茨风机。

1.1.7压缩空气系统

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。

1.1.8燃烧系统设备

燃烧系统主要设备及选型见下表:

数量

编

名称型号及规格#2备注

c-#1

炉炉

离心式风机，

1一次风机P=21.27kPa,Q=3320922变频控制

Om3/h

离心式风机，

2二次风机P=16.74kPa,Q=4288522变频控制

lm3/h

静叶可调轴流式，

3引风机P=8.71kPa,Q=10865622变频控制

3m3/h

单吸多级离心式风

两运一

机，

4高压流化风机33备，变频

P=64.OOkPa,Q=15120

控制

m3/h

离心式风机

5播煤增压风机,P=21.OOkPa,Q=1476011

Om3/h

6湿法脱硫岛脱硫效率90%11整岛供货

数量

编

名称型号及规格#1#2备注

号

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299.91%11

钢制内衬不锈钢、

9煤仓44

有效容积V=700n)3

10原煤仓疏松装置44

电子称重皮带式

11输送能力5-30t/h88

给煤机

500m3,设计压力

12体化疏水扩容器1.41MPa.11

设计温度120℃

流量200,扬程

13疏水泵200t/h,扬程22

30MH20

14电梯1.6吨客货两月11

一次风机检修电起吊重量/起吊高度：

22

15动葫芦8t/10m

二次风机检修电起吊重量/起吊高度：

16动葫芦8t/10m22

引风机叶轮检修起吊重量/起吊高度：

17电动葫芦10t/12m22

18引风机叶轮检修起吊重量/起吊高度：22

数量

编

名称型号及规格#1#2备注

号

炉炉

电动葫芦20t/12m

流化风机检修电起吊重量/起吊高度：

1911

动葫芦5t/10m

播煤增压风机检起吊重量/起吊高度：

2011

修电动葫芦8t/10m

额定蒸发量

21启动锅炉房50t/h,1.27MPa.g,3501两炉共用

℃

22油罐500m32两炉共用

多级单吸离心泵，流两炉共用

23供油泵量25(m3/h);3

扬程500(mH?。)两运一备

螺杆泵，流量

24卸油泵24(m3/h);2两炉共用

扬程40(ml"))

轻油卸油泵滤油

2560目2两炉共用

器

轻油供油泵滤油

目两炉共用

26器1003

27污油处理装置处理能力So?/h1两炉共用

1.6电气部分

1.6.1电气主接线

本期2X350MW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

组均以发电机一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

压侧。

发电机中性点采用经二次侧用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

故障时健全（？）相瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压。

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。

1.6.2主要电气设备选择

1.6.2.1发电机

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COS（p

二0.85（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