1、中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 1 页电厂初步设计1 概述1.1 电力工业的发展及现状1.1.1 我国电力工业的发展与现状改革开放以后，尤其是 20 世纪 80 年代末以后，我国在大力提高一次能源产品生产能力的同时，将能源工业建设的重点放在了电力工业上。二十多年来，新增发电机组容量 25858 万 kw；平均增加 1077 万 kw，相当于以前各计划时期 5 年的新增容量，甚至还要多。其中，19902001 年，新增发电机组容量 18864 万 kw，年均增加 1572 万 kw，10 多年间如此大规模的的发展，在世界经济发展史上也是不多见的。截止 2007 年底，全国发
2、电机容量达到 71329 万 kw。其中，水电达到 14526 万 kw，约占总容量的20.36%；火电达到 55442 万 kw，约占总容量的 77.73%。随着华能玉环电厂、华电邹县电厂、国电泰州电厂共七台百万千瓦超超临界压力机组的相继投运，标志着我国已成功掌握世界先进的火力发电技术，电力工业已开始进入“超超临界”时代。1978 年，全国发电量仅为 2566 亿 kw.h。经过 20 多年的持续发展，到2001 年，全国年发电量已达到 14819 亿 kw.h，年均增长 7.9%。其中 20 世纪 80 年代及以前，年均增长 7.8%，20 世纪 90 年代以来，年均增长达到8.1%，基本
3、达到了与社会经济发展相适应的水平。到 2007 年，全国全口径发电量达到 32559 亿 kw.h，年增长 14.44%，其中水电发电量 4867 亿kw.h，约占全部发电量的 14.95%，同比增长 17.61%；火电发电量 26980 亿kw.h，约占全部发电量的 82.86%，同比增长 13.82%；核电发电量 626 亿kw.h，约占全部发电量 1.92%，同比增长 14.05%。与此同时，机组容量结构也有了明显的变化。以各时期累计的新增机组容量计算，19781989 年，火电新增机组容量占全部新增机组容量的比重为 77.6%，而 19902001 年，这一比重已降低到 71.1%，相
4、应的清洁能源水电、核电、风能发电等新增机组容量的比重提高。2007 年，全国进一步加大了电源结构调整力度，水电建设步伐加快，三峡电站已有 21 台机组投产，发电能力达 1480 万 kw。龙潭、小湾、构皮滩、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一大批大型水电站相继开工建设，其中一些项目的部分工程已投产发电，金沙江水电开发全面启动，溪洛渡电站已经实现截流。核电方面，随着田湾核电站两台核电机组投产，全国核电装机容量已达 885 万 kw，红沿河核电项目已开始启动。风力发电取得突破性进展，中中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 2 页国国电集团公司、中国大唐集团公司风电装机容量相继
5、超过百万千瓦，内蒙古自治区成为全国首个风电装机容量突破百万千瓦的省份。我国第一个海上风电站在渤海油田顺利投产，拉开了我国有效利用海上风能的序幕。一批生物质发电厂建成投产，光伏发电和煤层气发电的开发积极推进，将对解决我国因能源消费而引起的环境污染问题带来积极的影响。全国 220kv 及以上输电线路长度达 32.71 万 kw，220kv 及以上变电设备容量达 114445 万 kv.A。随着大批电源项目的相继建成投产，电力供应形式进一步缓和，全国供需总体基本平衡，发电设备利用小时数继续大幅回落。2007 年，全国6000kw 及以上电厂累计平均设备利用小时数为 5011h。其中水电设备利用小时数
6、为 3532h，火电设备利用小时数为 5316h，核电设备利用小时数为7737h。节能减排工作初见成效。2007 年全年共关停小火电 1438 万 kw。2007年全国供电煤耗为 357g/(kw.h)，比 2006 年降低 10g/(kw.h)；电网输电线路损失率为 6.85%，比 2006 年减少 0.19%。1.1.2 电力工业发展方针“十一五”期间，电力工业发展要坚持提高能源利用效率、重视生态环境保护、加强电网建设、优化发展火电、有序开发水电、积极推进核电建设、适度发展天然气发电、鼓励新能源发电、带动装备工业技术进步、加强国际合作、深化电力体制改革的基本方针。以大型高效环保机组为重点，
7、优化发展火电。建设大型超超临界压力电站和大型空冷电站。推进洁能净煤发电，建设单机 600MW 级循环流化床电站，启动整体煤气化燃气蒸汽联合循环电站工程。鼓励发展坑口电站，建设大型煤电基地。适度发展天然气发电。加快淘汰落后的小火电机组。在保护生态基础上有序开发水电。统筹做好移民安置、环境治理、防洪和航运。建设金沙江、澜沧江、黄河上游等水电基地和溪洛渡、向家坝等大型水电站。适当建设抽水蓄能电站。积极推进核电建设。重点建设百万千瓦级核电站，逐步实现先进压水堆核电站的设计、制造、建设和运营自主化。加强核燃料资源勘查、开采、加工工艺改造以及核电关键技术开发和核电人才培养。加强电网建设。建设西电东送、南北
8、互济、全国联网。加强区域、省级电网建设，同步发展输配电网络，加强城乡电网建设和改造，完善城乡配电网络，扩大供电范围，确保供电安全。中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 3 页1.1.3 电力工业节能我国是能源资源严重短缺的国家。石油、天然气人均剩余可采储量仅有世界水平的 7.7%和 7.1%，储量比较丰富的煤炭也只有世界平均水平的58.6%。近年来能源消费急剧增长，供需矛盾日益突出，已成为我国经济社会可持续发展的最大制约，直接威胁国家经济安全。2005 年煤炭产量达 21.9亿吨，比 2000 年翻了一番，仍不能满足需要。石油净进口量由 2000 年的0.76 亿吨，迅速增长到
9、 2005 年的 1.43 亿吨。与能源短缺形成强烈反差的是能源浪费惊人。我国能源有效利用率只有 33%，远低于国际先进水平，2003 年单位国内生产总值能耗是世界平均水平的 3.1 倍。近年来单位国内生产总值能耗不降反升，按 2000 年价格计算，2002 年2004 年分别为1.30、1.36、1.43 吨标准煤/万元，2005 年与 2004 年持平，2006 年上半年同比上升 0.8%。 “十五”期间，能源消费弹性系数（能源消费增长速度与经济增长速度之比）年均为 1.04，是改革开放以来的最高值。据测算，如果今后 15 年能源消费弹性系数年均控制在 1.0，2020 年我国一次能源消费
10、将超过 50 亿吨标准，这是我国根本无法承受的。目前，我国工业能耗占全国一次能源消费的 70左右，我国的能源结构以煤炭、石油、天然气等不可再生能源为主，不可再生能源在生产和消费总量中分别占 92.1和 92.7%，新能源和可再生能源的开发和使用比例偏低。节能技术的研发推广跟不上，具有自主知识产权的技术和产品少。现有技术水平普遍较低，与国际先进水平存在明显差距。2004 年火电供电标准煤耗 379g/(kw)，比国际先进水平高 67g/(kw.h)。节能势在必行。 “十一五”规划纲要提出的 5 年节能目标是，单位GDP 能耗要降低 20%左右。目前，我国发电装机容量，火电约占总容量的 77.73
11、%。因此，火电行业是消耗一次能源的大户，发电厂节能降耗具有十分重要的意义。长期以来，人们为了提高电厂经济性，做了大量的研究和试验工作，并采取了一些有效措施，如完善燃烧技术，降低排烟温度，提高蒸汽初参数，降低蒸汽终参数，采用回热、再热，热电联产等，基本上都是从设备方面考虑的，但对发电厂热力系统节能方面重视不够，相应的对其定量计算分析也也研究得不够。实践证明，发电厂热力系统的节能潜力非常大，而且节能改造简单易行，投资较少。因此，发电厂热力系统节能是电厂节能的重要内容，包括热力系统优化分析和技术改造，热力系统设备的完善以及定量分析运行参数和操作管理等方面的节能工作。热力系统节能可以同热平衡查定相结合
12、，即可对热平衡查定的数据进行优化处理，发现存在问题，提出改造中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 4 页方案，确定节能的潜力。1.2 电厂概况灵州电厂的厂址位于宁夏灵武市磁窑堡境内草墩东北侧；北距灵武矿区中心区约 2.5KM。灵州电厂属资源综合利用型坑口电厂（燃料为：煤泥、煤矸石、劣质煤和原煤） ，灵州电厂规划建设规模为：2135MW+4600MW。周期建设规模为 2135MW，装机方案为两台 135MW 超高压、中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，两台 150MW 空冷发电机和两台 440t/h 循环流化床锅炉。一期注册资本金 25517 万元，占工程动态投资的 20%，该项
13、目一期工程（黄羊墩厂址）动态投资为 130577 万元。电厂部分用水取自煤矿井下水，使废水得到利用；本项目采用循环流化床锅炉，可消耗掉煤矿产生的矸石及煤泥，不但产生了经济效益，而且还消除了对周边环境的污染，取得显著的社会效益和环境效益，是一个符合国家能源政策的综合利用项目。2 燃料供应2.1 燃煤供应2.1.1 煤源灵州电厂燃用煤业集团所属的灵武矿区的燃煤。灵武矿区属宁东煤田，是该煤田目前唯一正在开发的矿区，其储量丰富，勘探程度高，总储量达29.23 亿吨。灵武矿区 2005 年设计开采能力 1300 万吨/年，包括灵新煤矿 300 万吨/年，羊肠湾煤矿 500 万吨/年、瓷窑堡技改进 300
14、 万吨/年、碎石进小煤矿100 万吨/年、石沟驿煤矿 100 万吨/年。2010 年规划设计开采能力 2100 万吨/年，包括灵新煤矿 300 万吨/年、羊肠湾煤矿 800 万吨/年、瓷窑堡技改进 300 万吨/年、碎石进小煤矿 100 万吨/年、石沟驿煤矿 100 万吨/年、枣泉煤矿 500 万吨/年.矿区最终设计生产能力达 2620 万吨/年。另外，煤业集团灵武矿区年产 10 万吨，可全部作为循环流化床锅炉（CFB）的燃料。2.1.2 煤质本期 2135MW 循环流化床机组燃煤由灵新矿和瓷窑堡的末煤、矸石及泥煤混合而成，按照每年 10 万吨煤泥和 14 万吨矸石全部用完的原则，将灵新矿、瓷
15、窑堡矿一矿、瓷窑堡二矿的末煤和矸石按一定的比例混合，作为本期工程的设计煤种和两个校核煤种，煤质分析资料见表 2-1。中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 5 页表 2-1 煤质分析表名称 符号 单位 设计煤种 校核煤种 1 校核煤种 2全水分 Mt % 21.2 21.5 22空气干燥基水分Mat % 12.81 12.3 7.77收到基灰分 Aar % 18.73 21.07 16.87收到基碳 Car % 47.85 44.63 48.49收到基氢 Har % 2.81 3.05 3.09收到基氧 Oar % 8.85 9.41 8.52收到基氮 Nar % 0.09 0.
16、1 0.45全硫 St，ar % 0.37 0.24 0.58收到基高位发热量Qgr，arMJ/kg 18.05 17 18.81收到基低位发热量Qgr，arMJ/kg 16.98 15.88 17.67灰熔点变形温度 DT 3101.19 0.26 0.22软化温度 ST 1.27 1.37 1.28半球温度 HT 3101.33 1.41 1.34流动温度 FT 1.4 1.45 1.4灰成分二氧化硅 2SiO% 51.2 52.58 48.54三氧化二铝 3Al% 26.93 26.04 25.09三氧化二铁 Fe% 4.86 2.73 5.21氧化钙 Ca% 5.74 7.34 10.
17、48氧化镁 M% 3.24 3.32 3氧化钠 2NO% 0.41 0.37 0.43氧化钾 K% 1.14 0.93 0.62二氧化钛 Ti% 1.24 1.34 0.92中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 6 页三氧化硫 3SO% 3.54 2.07 3.24二氧化锰 2Mn% 0.16 0.1 0.11冲刷磨损指数 Ke 2.17 1.75 2.942.1.3 燃煤供应灵州电厂工程为坑口电站，燃用煤业集团所属灵武矿区的燃煤，燃煤的供应由煤业集团内部统筹安排。电厂本期耗煤量 85 万吨/年，由灵州矿和瓷窑堡矿供给。根据灵武矿区灵新矿和瓷窑堡矿储量和生产能力可知，本期工程燃
18、煤供应是有保证的。2.2 燃油供应本工程 2135MW 机组锅炉启动点火及助燃均使用 0 号轻柴油，由中国石油化工股份有限公司宁夏银川销售分公司负责供给，煤业集团已得到该公司的供油诺函。燃油利用公路运输送至厂内油罐，见表 2-2。表 2-2 燃料油特性恩氏粘度（20）动力粘度灰分 水分 机械杂质凝固点闭口闪点低位发热值硫 10%蒸发物残碳1.2 1.67E3.08.0620m/s0.025%痕迹 无 0不低于6541868KJ/Kg0.2%0.4%2.3 石灰石供应2.3.1 石灰石供应灵州市周边地区石灰石储量比较丰富，经考察和实地查看，盐池县萌城鸿业石料厂拥有三个矿点的自主开采能力除能满足本
19、厂石灰石用量外，每年还可以向电厂提供 01mm 规格的石灰石粉、粒 1015 t,并保证410供给 30 年以上。煤业集团已得到盐池县萌城鸿业石料厂的供给石灰石承诺函。本期工程总计石灰石供给量可达 1015 万吨/年，2135MW 机组石灰石耗量约 5 万吨/年，故本期工程石灰石石源是有保证的，而且是落实的。2.3.2 石灰石成分石灰石经地质矿产部宁夏回族自治区中心实验室取样检验，分析资料见中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 7 页表 2-3：表 2-3 石灰石成分名称 符号 单位 数值烧失量 Lol % 43.2氧化钙 CaO% 42.5氧化镁 M% 9.24三氧化二铁 2
20、3Fe% 0.42氧化硅 Si% 3.86三氧化二铝 23Al% 0.4氧化钾 KO% 0.07硫 S % 0.01氧化钠 2Na% 0.0062.3.3 石灰石耗量本期工程 2135MW 机组利用小时数按 20 小时，年利用小时数按 5500小时，根据煤质资料和石灰石成分分析资料，石灰石耗量表 2-4：表 2-4 石灰石耗量设计煤种 校核煤种 1 校核煤种 2题目一台炉 两台炉 一台炉 两台炉 一台炉 两台炉小时用石灰石量（t/h）2.945 5.89 2.042 4.084 4.436 8.872日用石灰石量 58.9 117.8 40.84 81.68 88.72 177.44年用石灰石
21、量（ /d）4101.62 3.24 1.12 2.24 2.44 4.88注：脱硫效率 80%，钙硫摩尔比 2.52.4 燃料运输方式本工程系新建坑口电厂，规划容量为 2135MW+4600MW，本工程2135MW 机组年耗煤量为 85 万吨。燃料来源为宁夏煤业集团有限公司所属有灵武矿区，其中灵新厂址燃煤采用带式输送机运输，运距约 1.3 公里；黄羊墩厂址燃煤本期采用汽车运输，厂址到矿区公路路况良好，运距约 11公里，运输车辆由社会运力解决，按载重 10t 的自卸汽车考虑。远期4600MW 厂外来煤采用铁路运输方式。中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 8 页石灰石采购成品粉
22、，采用汽车运输至电厂。3 厂址条件3.1 厂址概况黄羊墩厂址位于灵武矿区中心南约 2Km 处，西北 3Km 为规划的鸭子荡水库，南靠 307 国道和大古铁路。可利用场地南北长约 1200m，东西宽约800m，可利用面积 0.96k ,满足规划容量的建厂要求。其地貌属缓坡丘陵，2m局部略有起伏，表层被薄层风积沙所覆盖，多为枯草植物，少有草木，零星见有流动性沙丘。厂区地形平坦开阔，由东向西倾斜，地面自然标高在1250.01274.0m 之间，地面高差变化不大。厂址远离河流，不存在河流洪水的影响。厂址及周围未见不良地质作用。地下水位埋深大约 10m。厂址南侧有天然气输送管道通过，厂址西侧有一条通信光
23、缆穿过。厂址场地上现有矿区的一根 DN600 的供水干管，场地下尚未发现矿藏、文物。3.2 交通运输3.2.1 铁路灵武市目前有地方铁路大古铁路，西起包兰铁路大坝车站，东起灵武矿区古窑子车站，全长 70.1km，在灵武市境内设灵武，古窑子车站，预留甜水河车站，目前为了满足新建项目的要求，在灵武矿区中心区附近新建了黎家新庄车站。电厂大件设备拟采用铁路、公路联合运输进厂。3.2.2 公路灵武市境内共有高速路、国道、省道、县乡级公路 12 条，还有多段矿区专用公路，通车里程达 400km，市域高速路 70km，307 国道 70km，211 国道 50km，公路交通十分便利。黄羊墩厂址南侧为 307
24、 国道，进厂道路由 307 国道引接，长度约 570，采用 7m 宽混凝土路面。西侧约 150km 为矿区现有的简易公路，运灰道路可从该公路引接，运灰道路总长度约 807km，采用 7m 宽混凝土路面。本期燃煤采用汽车运输，运煤道路可自厂区西侧的简易公路引接转向 307 国道，运煤道路引接长度约 2.3km，采用 9m 宽混凝土路面；水源地检修道路可利用现在的矿区公路。3.3 电厂水源中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 9 页3.3.1 概况本期工程净需水量约 624 /h 用水拟由宁东能源重化工基地供水工程3m的调节水库鸭子荡或煤业集团已有供水系统（金银滩地下水源）供给，并
25、考虑充分利用西天河矿坑涌水作为循环水系统补充水。3.3.2 金银滩地下水源目前，煤业集团在矿区以西约 20km 处黄河滩上建成金银滩水源地，向矿区供水。1990 年宁夏矿产储量委员会审查批准该水源地 B 级允许开采量3 万 /d。m3.4 贮灰场自然概况岳家沟灰场唯一黄羊墩厂址西面约 6.5km，位于 灵新厂址西北面约12.5km，从黄羊墩，灵新厂址到该灰渣场要穿越公路及大河子沟，该灰渣场占用沟长约 2.6km。沟为 U 型，宽缓，边坡稳定，主要岩性为第四系覆盖层（以粉土、卵石，碎石）和下伏的第三泥岩、泥质砂。植被较少，基本为荒地，沟内无人居住，无常年流水，地下水位埋深大于 6m。4 工程设计
26、4.1 全厂总体规划及总平面布置4.1.1 黄羊墩厂址厂区：厂区按 2135MW+4600MW 机组进行规划，本期安装 2135MW 燃煤机组。厂区平行于厂址西侧矿区现有简易公路布置，一期由东南向西北采用升压站、主厂房、煤场三列式布置格局。固定端朝西南，扩建端向东北，出线向东南。厂区进厂道路由西南侧 307 国道引接，采用端入式进厂。出线：电厂一期拟采用 220kv 电压等级送出，2 回至东山变，1 回到盐池变；二期规划 750kv 出线 2 回至规划中的 750kv 变。供水：电厂一期补给水分为两部分，一部分为鸭子荡水库水，补给水管为2DN400 钢管，补给水管长 3km；另一部分为灵新矿区
27、井下水，取水口位置在黄羊墩西 1km 处西天河，补给水管 2DN300 钢管，补给水管长 2km。电厂二期的水源为鸭子荡水库。中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 10 页供煤：电厂一期燃煤由灵新煤矿供给，采用汽车运输，运距约 11km。电厂二期燃煤由灵新景田和羊肠湾井田供给，采用铁路运输。除灰：电厂除灰拟采用干除灰系统。灰场采用厂址西侧岳家沟灰场。排水：电厂污水集中处理排放至厂区西侧贼沟，距离约 1.5km。防排洪：厂址远离河流，不存在河流供水的影响，但在厂区的东北角有一条小的山洪沟汇入，同时，厂区的东侧有少量的坡面洪水流向厂区，因此，除拦蓄并排泄东北角山洪沟的洪水外，在东侧
28、围墙外设截水沟，以防止东侧的坡面汇流进入厂区。电厂生活区：位于灵武矿区中心（黎家新庄）内，由业主统一规划。施工区和施工生活区：施工区位于扩建端，用地 15.5h ，施工生活区位于厂前，用地 5 h2m。2m4.1.2 总平面布置根据确定的主要设计原则、工艺流程，按功能分区，一次规划，分期建设。黄羊墩厂址a) 总平面布置方案一根据场地外部条件，考虑充分利用场地并尽量避免对现有场地拆迁改移，一期厂区总平面平行于厂址西侧现有的简易公路布置，主厂房长轴与北方向夹角为 42 度，并保证与厂外自西向南通过侧的天然气管线距离大于75m。厂区由东南向西北采用配电装置、主厂房、煤场三列式布置格局。主厂房固定端朝
29、，扩建向东北，出线向东南，主厂区入口朝西南，进厂道路采用端入式进厂，冷却塔布置在升压站固定端。二期主厂房与一期主厂房之间脱开布置，将二期的辅助设施布置在一二期主厂房之间，二期厂区总平面自东南向西北采用 330kv 升压站、主厂房、煤场三列式布置，冷却塔布置在 330kv 升压站两侧。一期工程围墙内用地面积约为 18.2h ,一二期围墙内使用面积共2m75.8h 。本期厂区竖向采用台阶式布置，主厂房零米标高暂定为2m1258.2m，冷却塔水面标高为 1255.2m，估计一期工程厂区挖方 13.2中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 11 页，填方 17 。4310m4310mb)
30、 总平面布置方案二根据场地外部条件，同时考虑为二期扩建争取较好的条件，厂区总平面采用正南正北的布置方案，主厂房长轴与北方向平行，同时保证与厂区外南侧自西向东通过的天然气管线距离大于 75m、厂区由东南向西北采用配线电装置、主厂房、煤场四列式布置格局。主厂房固定端朝南，扩建端朝北，出线向东，厂区主入口朝南，进厂道路采用端入式进厂。二期主厂房与一期主厂房之间脱开布置，将二期的辅助设施布置在一、二期主厂房之间，二期厂区总平面自东向西采用 330kv 升压站、主厂房、煤场三列式布置，冷却塔布置在 330kv 升压站两侧。一期工程围墙内用地面积约为 20.35 h ，一、二期围墙内用地面积2m共 82.
31、5 h 。本期厂区竖向采用台阶式布置，主厂房零米标高暂定为2m1254m，冷却塔水面标高为 1255m，估算一期工程厂区挖方 16 ，填4310m方 24 。43104.2 装机方案根据电负荷的需要，并考虑到燃料的适应性及清洁燃烧，有害的排放及调峰性能等因素，本期工程拟安装 2 台 135MW 凝气式汽轮机组。4.2.1 锅炉选用国产引进技术制造的超高压、一次中间再热循环流化床锅炉（CFD） ，具有燃烧效率高、 排放低、 排放量低、燃料适应性广、燃2SOxN烧热强度大、床内传热能力强、负荷调节性能好、燃烧的腐蚀作用小、锅炉压火时间长、低负荷稳燃时间长等特点，特别适合燃用劣质煤、泥煤和煤矸石。这
32、样不仅可以降低发电成本，变废为宝，同时也符合国家节能和环保政策，规范如下：型号：超高压，一次中间再热，自然循环，单汽包循环流化床锅炉过热蒸汽流量 396t/h过热蒸汽出口压力 13.74Mpa过热蒸汽出口温度 540再热蒸汽流量 326t/h再热蒸汽进口温度 311再热蒸汽出口温度 540给水温度 214空预器进口冷风温度 20中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 12 页空预器出口冷风温度 229床温 880排烟温度 140排渣温度 150锅炉保证效率 89.36%脱硫效率 80%空气预热器型式 管式空预期锅炉构架 钢构架给煤系统 炉前给煤4.2.2 汽轮机型式 超高压，一次
33、中间再热，双缸双排汽，单轴，凝气式汽轮机型号 N135-13.24/535/535 型额定功率 135MW最大功率 143.19MW额定转速 3000r/min旋转方向 从汽轮机向发电机看为顺时针方向主汽进气量 394.7t/h 最大工况为 440t/h主汽阀前额定蒸汽温度 535主汽阀前额定蒸汽压力 13.24Mpa高压缸排汽压力 2.5Mpa高压缸排汽温度 311.3再热蒸汽温度 535再热蒸汽流量 324.4t/h低压缸排气压力 5.39Kpa循环水进水温度 正常 20 最高 33给水温度 243.1保证热耗 8164.4KJ/kw.h回热再热级数 2 级高压加热器2 级除氧器4 级低压
34、加热器排汽压力 0.0049Mpa4.2.3 发电机型号 WX21Z- 073LLT冷却方式 双空冷中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 13 页额定功率 135MW额定电压 13.8kv额定电流 6150A额定转速 3000r/min功率因数 0.85(滞后)额定效率 98.6%绝缘等级 定、转子 F 级相数 3接法 Y旋转方向 从汽轮机向发电机看为顺时针励磁方式 静态励磁频率 50HZ4.2.4 凝汽器型号 N-76 20-1型式 对分、双流程、表面式汽室工作压力 0.0049Mpa冷却面积 7620 2m冷却水温度 204.2.5 高压加热器1高压加热器 2高压加热器型号
35、 JG-500-1 JG-500-2型式 立式、U 形管式、大旁路 立式、U 形管式、大旁路加热面积 500 5002m2m设计压力：水侧 20Mpa 20Mpa汽侧 3.0Mpa 3.0Mpa设计温度：水侧 250 260汽侧 350 4304.2.6 低压加热器 7 低压加热器置于凝汽器接颈内，其余6、5、4 低压加热器主要参数如下：型号 6 JD-260-215 JD-260-20中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 14 页4 JD-260-18型式 立式，表面式加热面积 260 2m工作压力 水侧： 2.2Mpa汽侧： 6 0.078Mpa5 0.268Mpa4 0.
36、49Mpa工作温度：水侧 6 885 1254 125汽侧 6 1365 2504 3184.3 热力系统4.3.1 回热系统汽轮机有七级非调整抽汽，分别供给两台高压加热器，一台除氧器和四台低压加热器用汽。其中，7 低压加热器设置的凝汽器喉部。给水除氧器按一定滑压两段方式运行，0.147Mpa 以下采用定压运行：0.1470.666Mpa 之间才有滑压运行。在机组启、停或在低负荷工况下，当三级抽汽压力低于 0.147Mpa 时，该级抽汽电动阀自动关闭，同时开启取自常用蒸汽母管的备用加热蒸汽进汽管上的电动阀，相应的调节阀同时投入使用，以维持除氧器在 0.147Mpa压力下运行，确保除氧效果。4.
37、3.2 主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统主蒸汽和再热蒸汽系统采用单元制，均为双管联结。在主蒸汽主管路上设置流量测量装置。在汽机头部进汽机的两路主汽管道上分别设有电动隔离阀，电动隔离阀设置了 Dg50 的手动旁路阀作为启动用。再热蒸汽管道不设流量测量装置，在高压缸排汽出口两路支管上分别设了气动逆止门，以防止汽机进水。考虑到锅炉在大修后由进行水压试验的可能，在主汽、热段、冷段官道上设置有水压试验堵阀。为提高机组运行的灵活性和安全性，改善机组的启动性能，加快启动中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 15 页速度，以及对负荷变化的适应性，延长汽机使用寿命，回收工质，保护再热器不超温，机组设置
38、一套高、低压串联简化旁路系统，其容量为锅炉最大连续蒸发量的 30%。4.3.3 除氧给水系统每台机组设置一台 480t/h 高压旋膜除氧器，其水箱有效容积为100 ，储水量可满足大于 10 分钟锅炉最大给水消耗量。3m给水系统按单元制设计，每台机组配两台 100%容量的电动调速给水泵，一台运行，一台备用。电动调速给水泵不设置前置泵。从给水泵出口及中间抽头引出两路分别供过热器和再热器减温水用。两台高压加热器采用大旁路系统。给水管路设置了流量测量装置，可对锅炉给水量进行监控。4.3.4 凝结水系统凝结水系统设置一台除氧器，两台 NLT200-3205 型筒式多级离心式凝结水泵，布置于 5.0m 凝
39、泵坑，一台运行，一台备用，凝结水泵入口设滤网，以防止凝汽器内的杂质进入凝结水泵。4 号，5 号低加为小旁路方式，6 号，7 号低加采用大旁路系统。凝汽器补充水来自除盐水系统，系统设置凝汽器补水调节阀，以控制凝汽器水位。冷渣管的冷却水由凝结水系统轴封加热器后接出。凝结水系统设置一台轴封加热器，以回收轴泄露蒸汽及其热量，并防止蒸汽漏入润滑油内造成润滑油浮化。此外，给水泵密封水、低压缸降温保护喷水、水封阀密封水、汽机本体疏水扩容器冷却水、低旁减温水、高加进水液动阀用水等从凝泵出口的主凝结水管上接出。4.3.5 凝汽器抽真空系统每台机组凝汽器抽真空系统配置两台水环式真空泵，机组启动时两台真空泵同时运行
40、，以缩短凝汽器建立真空的时间，正常运行时一台运行，一台备用。4.3.6 抽汽系统本机组具有七级非调整抽汽，分别向两台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器供汽。4.3.7 加热器疏水系统回热系统疏水按“逐级自流”原则设置。2 高压集热器汇集1 高压加热器及本加热器疏水，送入除氧器，也可以通过调节阀回到低压加热器系统。高压加热器设专用危急输水管至定排扩容器。中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 16 页6 低加汇集4、5 和本加热器疏水，通过低加疏水泵升压，6 低加出口处汇入主凝结水系统。6 低加疏水在疏水泵停运时，也可通过深埋-9.00m 的 U 型水封管接入凝汽器。加热器疏水
41、才有逐级自流方式进入下级加热器。高压加热器疏水管路上设有电动调节阀以控制高加水位，同时在2 高加疏水出口设有一路至4 低加的疏水管路和电动调节阀用于低负荷时将疏水输入4 低压加热器，低压加热器的水位控制调节阀为非机械自动式，无须外接动力源。7 低加及轴封加热器疏水则通过 U 型水封管接入凝汽器。系统内设置两台变频调节低加疏水泵，一台运行，一台备用。4.3.8 辅助蒸汽系统本工程辅助蒸汽系统设置了一根辅助蒸汽母管，作为公用蒸汽的汽源。机组启动汽源来自启动锅炉房。机组正常运行后，由三段抽汽提供辅助蒸汽汽源。辅汽在机组启动和停机时向除氧器和汽封供汽。4.3.9 疏放水系统本期两台机组公用一套疏放水系
42、统。系统设置有两台逐级回流 20 疏3m水箱，两台疏水泵，及一台 2.5 疏水扩容器，布置在两炉之间，另外通3m过疏水泵可将疏水补至本期除氧器和进行冷炉上水。4.3.10 锅炉排污系统锅炉排污系统设一台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器。4.3.11 工业水、循环冷却水系统循环水有循环水泵房来，经凝汽器后回到冷却塔，对冷却水要求低的辅机冷却水采用循环冷却水。对冷却水质要求高的设备，采用工业水作为冷却水。工业水来自净化站，通过工业水泵接至主厂房，回水至工业回水母管。4.4 燃烧系统4.4.1 给煤系统来自输煤系统 0.18mm 的煤粒，通过输煤皮带送至主厂房除氧器煤仓间的两个原煤仓，再通过 4
43、台称重式皮带给煤机，将煤送到炉前的四个给煤口，在来自一次风的播煤风的吹扫下进入炉膛。4.4.2 一次风系统每台锅炉配 2 台 50%容量的离心式一次风机。一次风经空气预热器加热后又分为两路，第一路经一次风口，布风板，风帽进入炉膛，主要为循环中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 17 页流化床锅炉提供流化风，同时送入一定的氧气供燃料燃烧；另一路至炉前给煤口进行气力播煤，将洗煤均匀播撒在床上燃烧。4.4.3 二次风系统每台锅炉配 2 台 50%容量的离心式二次风机。二次风机出口管路引出一路冷风作为给煤及密封风。其余二次风经空气预热器加热后进入炉膛，补充燃料燃烧所需的氧气并加强物料的
44、掺混。4.4.4 高压流化风系统每台锅炉配 3 台 50%容量的罗茨式高压流化风机，两台运行，一台备用。高压流化风将非机械式回料阀中的物料返至炉内。4.4.5 冷渣器流化风系统每台锅炉配 2 台 50%容量的罗茨式冷渣器流化风机，一台运行，一台备用。冷渣器流化风机主要给风水冷联合冷渣器提供流化风。4.4.6 石灰石系统粒径为 01mm 的石灰石粉通过一套石灰石气力输送系统由压缩空气从石灰石粉库直接送入炉后的的哥四个石灰石粉给料口，进入炉膛。4.4.7 砂系统砂在锅炉冷炉启动时作为床料，砂由人工搬运至专用给料口处，从给料口处进入炉膛。4.4.8 烟气系统本工程烟气系统每台炉双室四电场除尘器，除尘
45、效率低于 99.5%，两台50%容量的离心式引风机。炉膛出口的高温烟气经两个旋风分离器后，粗颗粒分离出来返回炉膛，细灰随烟气通过尾部受热面，经电气除尘器除尘后，由引风机送入烟囱排到大气。两台炉共用一座烟囱，出口内径 5m，高度180m.4.4.9 锅炉点火及燃油系统工程新建 2500 油罐、燃油泵房等设施。锅炉床上下两侧墙共布置3m油枪 4 支，采用电火花高能点火。锅炉厂设计和供应锅炉本体范围内的燃油设备、管道、阀门。4.5 主厂房布置4.5.1 主厂房布置原则主厂房为右扩建方式，布置格局为汽机房除氧、煤仓框架锅炉房；汽机发电机中心线对齐，两台机组设一个集中控制室，布置在除氧煤仓框架运转层。锅
46、炉运转层以上紧闭，运转层以下全封闭，运转层为钢格栅平中国矿业大学 2010 届本科生毕业设计（论文） 第 18 页台，炉前设低封。主厂房主要尺寸如下：（单位：m）汽机房跨度 33除氧煤仓间跨度 12.5C-KI 6.5锅炉跨距 32（暂时）吸风机室跨度 8汽机房 A 柱距烟囱中心线 146.73汽机房运转层标高 9汽机房行车轨面标高 0.5除氧层标高 16.5给煤机层标高 16.5输煤皮带层标高 32框架屋顶标高 36.5锅炉运转层标高 9汽机房长度 80除氧煤仓框架长度 884.5.2 汽机房布置汽轮发电机组采用横向布置，机头朝向 B 排柱。两台机组汽轮机中心线分别 4、10 号柱中心对齐。汽机房分三层布置，即：0.0m 层、5.0m 层和运转层（9.0m 层） 。凝汽器中心线距 A 排柱 18.2m，距 B 排柱 14.8m。检修场设在两机之间汽机房零米。两台机组设置 4 台电动
