1、1榆次国电热电厂情况简介 本工程建设 2330MW 国产燃煤亚临界空冷抽凝式供热发电机组，电厂规划容量为 4330MW 供热发电机组。厂址位于榆次区南约5km。计划于 2007 年 11 月底开工，#1 机组于 2009 年 5 月底、#2 机组于 2009 年 8 月底投产。 国电榆次热电厂的厂址，位于山西省晋中市榆次区境内。修文（郭村）厂址位于榆次区南面约 5km 处，东临榆（次）长（治）公路，东南是西嫣村，西南为油毡厂，西北方向有南同蒲铁路通过，再往北是郭村。 电厂本期工程 2330MW 燃煤机组锅炉年耗煤量为 176104t 左右，计划由山西省新元煤炭有限公司、北山煤矿、东窑煤矿和山底
2、煤矿供给。水源 本期供水水源采用榆次区第一污水处理厂的中水，采用 1 条DN400 的补给水管；距离约为 10.3km。备用水源为郭堡水库。生活用水源为就地打井取水。 经水量平衡计算，本期工程耗水量夏季为 324 m3/h，冬季为 389 m3/h，年平均耗水量为 245.8 m3/h（351.1m3/h） ，折合百万千瓦耗水量为 0.148 m3/s.GW。灰场 选择了井峪西沟作为本期工程的事故灰（渣）场，供 2330MW机组使用约 1.58 年。2水文气象 榆次地区属于北温带半干旱大陆性气候，四季分明。春季干燥多风，降水少；夏季雨量集中，易降大雨、暴雨；秋季早晚凉爽，中午炎热；冬季多风少雪
3、、气候严寒。主要工程概况 本工程本期建设 2330MW 国产燃煤亚临界空冷抽凝式供热发电机组，同步建设 100%烟气脱硫装置，预留脱硝场地。电厂规划容量为 2330MW 供热发电机组，热电联产、集中供热，在非供热期应具备有不小于机组额定容量 50%调峰能力，在供热期应具有一定的调峰能力。热力系统 （1）热力系统 本工程选用 330MW 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽直接空冷、供热凝汽式汽轮机。给水回热为 3 高加+1 除氧+3 低加的系统，加热器疏水采用逐级自流，除氧器滑压运行，汽封为自密封系统。 热力系统中的主蒸汽，再热蒸汽，主给水系统均采用单元制，每台机组设置高、低压两个辅助蒸汽联
4、箱，两台机组的辅助蒸汽联箱用母管连接，联络管上设有隔离阀，便于切换和互供厂用汽。辅机闭式循环冷却水系统亦采用单元制。 本工程采用 30容量的二级串联电动旁路系统，并带有三级减温减压器。3 根据空冷机组的特点，热力系统按 7 级抽汽回热系统设计，即：3 台低压加热器，3 台高压加热器，1 台除氧器。一、二、三级抽汽分别供汽至 3 台高压加热器，二级抽汽还作为辅助蒸汽汽源。四级抽汽供除氧器，还作为高压辅助蒸汽汽源。五、六、七级抽汽供汽至 3 台低压加热器。五级抽汽作为热网加热蒸汽的蒸汽汽源，同时还作为低压辅助蒸汽汽源。 （2）燃烧系统 本工程设计煤种磨损冲刷指数3、哈氏可磨系数 7680，按照火力
5、发电厂设计技术规程(DL50002000)规定和电站磨煤机及制粉系统选型导则(DL466-2004)，宜选择中速磨正压直吹制粉系统。本工程制粉系统采用双进双出钢球磨冷一次风机直吹式制粉系统。经过初步计算，配置 3 台磨煤机，型号为：BBD4060 型双进双出磨煤机。 本工程预留有烟气脱硝系统设备位置。烟气从炉膛出口通过尾部受热面，在省煤器出口烟气分两路进入 SCR 脱硝装置进行脱硝，脱硝后的烟气再分别进入容克式三分仓空气预热器，然后通过烟道进入电气除尘器，再由两台静叶可调吸风机经吸收塔脱硫后由烟囱排至大气。在空气预热器进口连接烟道上装有电动挡板门，可允许特殊工况下单侧空气预热器运行。 在预留的
6、 SCR 脱硝装置进出口烟道设有电动挡板门，省煤器出口与空气预热器进口设有 SCR 脱硝装置旁路电动挡板门。在脱硝装置故障情况下关闭脱硝装置进出口门，开启旁路门，可将脱硝装4置断开，并允许特殊工况下单侧空气预热器运行。 电除尘出口烟道设有联络管，在吸风机入口处有入口导叶用于调节流量，吸风机进出口设有电动风门，起开启、关断作用。 本期工程同步建设烟气湿法脱硫系统，烟气由吸风机后引出至脱硫岛，经吸收塔脱硫后经烟囱排至大气。脱硫系统布置于引风机后面的脱硫场地。为了降低工程造价，取消脱硫增压风机，与吸风机合并。 本期工程二台炉合用一座高 240m，出口直径7500mm 的钢筋混凝土烟囱，布置于两炉之间
7、，烟气经吸收塔后从两侧烟道进人烟囱。 （3）由于本工程为新建工程，需设置启动锅炉为机组启动用汽及试运期间采暖用汽提供汽源。按照火力发电厂设计技术规程规定 （DL500-200）的要求， “启动锅炉容量只考虑启动中必须的蒸汽量” 。本工程所在地区属采暖地区，因此，本工程选用 1台 20t/h 的燃煤炉。 （4）热网站 厂区内设供热热网站首站，热网站设计仅考虑本期供热负荷，热网管线以厂区围墙外 1 米为界。 热网站：加热站为框架结构，柱距为 6m，共 66=36m；跨度22m。分为三层布置，0m 布置循环水泵、疏水泵、补水泵、供热蒸汽母管等设备、管道；中间层 4.5m 为管道层；8运转层布置热网加
8、热器、除氧器等。加热站屋架底标高为 17m。5 供热蒸汽参数：本工程冬季是以供热为主、发电为辅的热电厂，供热以热水为热媒，采用二级换热。在电厂内建热网首站，利用汽机抽汽加热外网供热热水，每台机组的额定抽汽量约 500 t/h考虑, 最大抽汽量为 600 t/h，热网加热器汽源来自 1、2 号汽轮机 5 段抽汽。 供热方案：根据机组的抽汽量及供热负荷，本次设计拟采用 4 台热网加热器， 5 台热网循环泵。供水温度 130，回水温度70，热网循环水量为 9315t/h。 厂区供热系统：本期工程热网站为独立建筑，热网系统采用一级换热闭式循环、间接供热方式，以水为热媒。热网循环水经热网循环水泵升压后，
9、进入热网加热器吸热，水温由 70升至 130，然后进入供热管网供给热用户。除灰渣部分 （1） 除灰系统 除灰系统拟采用正压浓相气力输送系统。其工艺流程如下：在静电除尘器每个灰斗下设置一台输灰器，灰斗的排灰经输灰器由压缩空气通过管道输送至灰库。为满足粉煤灰综合利用需求，灰库设有干灰分选系统。灰库布置于距除尘器场地约 280 米处，共设三座，一座原灰库、一座粗灰库、一座细灰库，内径 15m，每座灰库有效库容 1900m3。原、粗二座灰库可贮存 2330MW 机组燃用设计煤种满负荷运行时约 49 小时的排灰量，三座灰库可贮存2330MW 机组燃用设计煤种满负荷运行时约 59 小时的排灰量。6 每台炉
10、设 4 根输灰管道，除尘器一电场二根、二电场一根、三、四、五电场合用一根。正常运行时，除尘器一、二电场的灰排入原灰库，三、四、五电场的灰排入细灰库。其中一电场的输灰管道在原灰库及粗灰库间可通过切换阀进行切换；二电场的输灰管道在原灰库及细灰库间可通过切换阀进行切换。三、四、五电场的输灰管道在粗灰库及细灰库间可通过切换阀进行切换。 灰库分选系统采用闭式循环，原状灰经给料机进入气灰混合器，与管内负压气流混合后进入分选机，分离出的粗灰经下部给料机落入粗灰库，细灰则随负压气流经旋风分离器分离后排入细灰库。含尘气流经高压离心风机返回输料管，形成闭式循环。 （2）除渣系统 每台锅炉配置一台干式排渣机，单侧出
11、渣。锅炉排出的渣通过渣井和液压关断门排至干式排渣机，在输送过程中热渣被逆向运动的空气冷却后，排入碎渣机，经碎渣机破碎到粒径约 35mm 以下，通过斗式提升机垂直提升输入渣仓。渣仓每炉设置 1 座，有效容积 160m3，直径 8m，可贮存锅炉燃用设计煤种满负荷运行时约36 小时的排渣量。 为满足干渣综合利用的要求，在渣仓下设有调湿渣装自卸汽车设施一套（出力 100t/h） 、干渣装罐车设施一套（出力 100t/h） 。当需要取用干渣进行综合利用时，可在渣仓下直接将干渣装入罐车运走，其余的渣则通过搅拌机加水喷淋后用自卸汽车运至灰场碾压堆放。7 （3）压缩空气系统 本工程设立全厂统一的压缩空气系统，
12、供 2330MW 机组各用气点用气。 根据计算及各专业的用气要求，本期工程设一套压缩空气系统，布置在锅炉房零米，共设空压机 7 台，设计工况为 5 运 2 备，单台空压机流量为约 42.0Nm3/min，工作压力为 0.85MPa。化学部分 (1) 本期工程化学水处理系统出力按 2330MW 机组容量考虑，同时考虑二期扩建 2X300MW 级空冷供热机组因素，预留扩建场地。 通过计算，本期工程锅炉补给水量的设计值如下：锅炉正常补给水水量 86t/h；锅炉最大补给水水量 155t/h。 (2) 根据水源水质结构和拟安装机组的参数，保证水处理系统的出水水质，满足拟安装机组对给水水质的要求，经优化设
13、计计算，本期工程初步设计阶段锅炉补给水处理系统拟定为：水工来水加热器双介质过滤器反洗水箱超滤器超滤水箱反渗透除二氧化碳器中间水箱单室逆流阳床单室逆流阴床混床除盐水箱。 (3）根据直接空冷机组凝结水的特点，采用中压凝结水精处理装置。 (4) 根据本工程采用水源水质情况，辅机循环水处理采用：循环水进行加酸、加稳定剂、加杀菌剂处理方案，维持循环水的浓缩8倍率在 23 倍左右，即可满足机组的安全稳定运行，亦可达到充分节水的目的。热工自动化部分 (1） 、本工程采用炉、机、电集中控制方式，两台机组和公用部分共设一个集中控制室。控制室及锅炉电子设备间布置在主厂房内运转层两炉、两机之间的适中位置，控制室、锅
14、炉电子设备间下面设电缆夹层，另外，为节省电缆及安装工作量，根据物理分散的原则，在汽机 6.3 米层设置汽机电子设备间。 对于辅助系统,为了满足电厂热工自动化发展的需要，采用 PLC+上位机的网络控制方案，设全厂辅助车间集中网络控制系统。并将全厂辅助车间集中控制系统操作员站布置在主控楼辅助车间集中控制室，对全厂辅助系统进行监视和控制。全厂辅助车间均设置就地控制接口。烟气脱硫控制系统随脱硫岛提供，对其进行集中监视和控制，并留有与 DCS 的通讯接口。设置脱硫就地电子设备间，布置在脱硫控制楼内。 (2)、本工程两台单元机组设一个单元控制室。在单元控制室内布置有炉、机、电单元机组操作员站，全厂辅助车间
15、集中网络控制系统操作员站，全厂的火灾报警、消防、值长工作站和 SIS 机房等。 单元控制楼设在两炉之间。单元控制室位于控制楼内运转层，BC、2-A2-E 列，79 号柱之间，BC 列为监控区面积约为170；9采暖通风及空调部分 (1) 国电榆次热电厂，地处山西省晋中市，日平均温度小于等于5的天数为 137 天，属集中采暖区。电厂内各建筑根据要求设集中采暖设施。考虑到本地区冬季气候寒冷，厂区内各建筑物采暖采用 110/70高温热水。 (2) 汽机房适合采用自然进风，机械排风的通风方式。室外通风温度为 28，排风温度取 37，经计算通风量为 2.014106 m3/h。室外新风由 0.00m、6.
16、90m 层以及运转层窗户进风，总开窗面积为 625m2，进风风速为 2.7m/s。热湿空气由屋顶风机排至室外。共设置 17 台屋顶排风风机，每台风机额定风量为1250000 m3/h，总排风量为 2.125106m3/h。屋顶风机可根据排风温度的变化自动开启台数，也可手动开启，以达到节约能源的目的。冬季，关闭进风窗，减少了底部的冷风渗透。这种通风系统与自然通风系统相比，夏季能提高排风能力，更有效地排除室内的热湿空气，改善通风气流组织。 煤仓间采用自然进风，自然排风的通风方式。 锅炉房采用半露天布置，采用自然通风即可满足通风要求。 (3) 为满足集控室、电子设备间等工艺要求，按照火力发电厂采暖通
17、风与空气调节DL/T5035-2004 的要求，电子设备间、控制室等房间设置全年性集中空调设施。因此，为满足集中空调的要求，本工程在集中控制楼 19.00 米层设置一个空调制冷加热机房，以下称“空调机房” ，为集控楼电子设备间、控制室等房间10提供冷热源，夏季供冷采用直接蒸发型制冷系统，冬季供热水参数为 110/70。 (4）地下卸煤沟及运煤转运站，碎煤机室的采暖采用热媒为11070的热水采暖,散热器采用钢管三柱型。运煤系统各转运站和碎煤机室设置除尘设施；地下煤沟采用自然进风、机械排风的通风方式。 (5）根据火力发电厂劳动和工业卫生设计规程的要求，结合本工程煤种特性，锅炉房设置了真空清扫系统，
18、主要对锅炉本体及煤仓间进行灰尘清扫。选用一台 HV-475 型真空吸尘车，由吸尘车连接锅炉及煤仓间的吸尘管网，可满足 34 个吸嘴同时工作。 (6) 全厂采暖管网最大供热半径为 1000m，采用双管枝状布置，输送介质均为热水。其中，供水管道介质温度为 110，回水管道介质温度为 70。采暖管网主干管管径为 DN200，起始点位于汽机房扩建端采暖加热站。热水管网采用无补偿冷安装直埋敷设方式，管道采用工厂预制保温管，保温材料采用聚氨脂发泡，外保护层为聚乙稀套管。水工部分 A：水工工艺部分 (1) 电厂本期工程汽轮机的排汽冷却采用直接空冷系统，辅机及工业冷却水系统采用采用闭式带机力通风冷却塔的再循环
19、供水系统。11 根据水源情况，在电厂内拟建 22000m3 蓄水池，作为电厂用调节水池，一座综合水泵房，内设升压泵向各用水系统供水。 再循环供水系统中每台机组配置 2 台循环水泵，两台机组合建一座辅机循环水泵房、配置 3 格机力通风冷却塔。 生活污水采用一体化污水处理设备处理，处理后用于厂区绿化；工业废水经澄清、过滤处理后至回收水池，回用于脱硫用水、干灰加湿和煤场喷洒用水。雨水集中后排至厂区北面雨水沟。 输煤栈桥冲洗水经含煤废水处理设施处理后，重复用于输煤系统除尘和栈桥冲洗用水及煤场喷洒。 (2) 本工程辅机冷却系统推荐采用机力通风冷却塔闭式冷却系统。 两台机合建一座机循环水泵房，布置在塔前区
20、域。每台机设置 2台辅机循环水泵，1 用 1 备。 (3) 厂区内补给水在综合水泵房前建两座 2000m3 蓄水池。由污水厂来的中水和郭堡水库来的备用水分别进入到一座经过分格的2000m3 蓄水池（其中分出中水 1000m3，水库水 1000m3）通过化学水处理系统供水泵向化学水处理车间供水、通过脱硫补水泵向工业废水处理中间水池补水；经过化学车间深度处理的中水和地下深井水再进入到另一座经过分格的 2000m3 蓄水池（其中分出经深度处理中水 1000m3945 m3，地下深井水 55m3） ，通过消防泵向厂区消防给水系统、辅机循环水补水泵向辅机循环水系统供水；通过生活水泵向厂区生活给水系统供水
21、。12 (4) 本期工程排水采用分流制，即生活污水排水系统、雨水排水系统、工业废水排水系统。生活污水排水系统设置管网收集后进入生活污水处理系统处理后用于厂区绿化，雨水排水通过管道收集后排入附近的天然河道。2.2.2.10 空冷部分 （1）空冷岛采用整岛招标方式。空冷岛接口设计界限以审定的空冷岛招标书为准。 （2）汽轮机排汽采用直接空冷方式。空冷凝汽器总体上在汽机房“A”列外且平行“A”列布置。按本工程总平面布置的方案，汽机房为座西朝东即空冷凝汽器主进风侧为东方向。 （3）根据优化后确定的结果，确定一台 300MW 级机组直接空冷系统散热面积为 853793m2。本工程每个空冷凝汽器单元拟配置一
22、台轴流式风机，变频调速，每台机组共配置 30 台风机。风机将采用低噪音风机，风机参数为： 顺流凝汽器 逆流凝汽器 风机直径(m)： 9.754 9.754 空气流量(m3/h)： 496 446 风机静压(Pa)： 83.5 83.5 风机轴功率(kw)： 66.8 60.1 电动机铭牌功率(kW)： 110 110 齿轮箱型式： 两级减速，平行轴斜齿轮 电 压(V)： 380 38013 台 数： 24 6 每台机的空冷凝汽器布置在散热器平台之上，平台标高初步定为34m，30 个空冷凝汽器单元分 6 列垂直于 A 列布置，每列有 5 个空冷凝汽器单元，其中 4 个为顺流，1 个为逆流，逆流空
23、冷凝汽器放置在单元中部。30 台风机设置在每个空冷凝汽器单元下部。2.2.2.11 脱硫部分 （1）脱硫设施与 2330MW 机组同步建设，按 2330MW 机组全烟气脱硫进行设计。煤种含硫量取校核煤种 1.1，脱硫效率不小于 95。并在系统设计及设备选型中考虑适当余量。 （2）主要工艺系统为单元制，采用一炉一塔方案。 （3）烟气系统中不考虑设置烟气烟气换热器（GGH） 。并考虑不设置增压风机，脱硫系统阻力拟由锅炉引风机增大风压克服。设置 100烟气旁路烟道。 （4）吸收剂制备系统采用：外购20mm 石灰石颗粒，厂内湿式球磨机制浆方案。 （5）本工程采用干式贮灰场。脱硫产生的副产物石膏经二级脱
24、水至含水率10，储存于石膏库，由汽车运往综合利用用户或运至干灰场与灰渣分别堆放。 （6）对于烟气脱硫系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，考虑防腐和防磨措施。室外部分考虑保温。 （7）脱硫岛所需仪用压缩空气由全厂统一的压缩空气系统供给。14 （8） 脱硫岛内仅设置就地电子设备间，其操作员站置于全厂辅助车间集中网络控制室，完成对脱硫系统监控。岛内不设配电间，脱硫设备高、低压配电装置置于除尘器配电间。 （9）结合目前国内脱硫装置厂家实际情况，及其它同类工程脱硫岛建设的经验，为保证脱硫工程的正常实施以及投运后能安全、稳定运行，建议业主在脱硫工程的招标模式上采用：由国内具有引进技术的工程公司负责性
25、能保证并提供主要设备（包括关键进口设备） ，其余由业主另行委托的方式。2.2.3 主要设备简介2.2.3.1 锅炉型 式： 亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包锅炉；单炉膛、平衡通风、全钢架悬吊结构；采用四角喷燃燃烧方式；半露天布置、固态排渣。燃烧制粉系统： 双进双出钢球磨正压冷一次风机直吹式制粉系统燃烧方式： 四角喷燃空气预热器型式： 回转式三分仓锅 炉 性 能 表最大连续蒸发量(B-MCR)1164t/h过热器出口蒸汽压力： 17.5 MPa.g过热器出口额定蒸汽 54115温度再热蒸汽流量 959.74 t/h再热蒸汽压力(进口/出口)4.1/3.9 MPa.a再热蒸汽(热段)温度 5
26、41再热蒸汽(冷段)温度 330给水温度 2755空气预热器 回转式三分仓空预器进/出口一次风温28/334空预器进/出口二次风温23/343排烟温度 132锅炉效率 92%2.2.3.2 汽轮机型号： CZK330/265-16.7/0.4/538/538型型式： 两缸两排汽、亚临界、一次中间再热、供热抽汽凝汽式汽轮机额定功率： 330MW额定供热工况功率： 288.366MW额定蒸汽参数：高压主汽门前蒸汽压力：16.67MPa.a高压主汽门前蒸汽温度：538中压主汽门前蒸汽 3.634MPa.a16压力：中压主汽门前蒸汽温度：538进汽量（THA）： 1046.4th额定进汽量（TRL）：
27、 1129.9th额定排汽压力： 16kPa.a夏季满发背压： 34kPa.a供热抽汽压力： 0.4Mpa.a额定供热抽汽流量： 500t/h供热方式： 水暖额定转速： 3000rmin给水回热级数： 7级（3高加1除氧3低加） ，低加疏水采用逐级回流，除氧器滑压运行。2.2.3.3 发电机型号： QFSN-330-2-20型式： 三相两极同步发电机，采用水氢氢冷却方式，励磁方式采用自并励静止励磁系统。额定功率： 330MW最大连续功率： 350MW额定容量： 388MVA额定电压： 20KV额定功率因素： 0.85（滞后）额定频率： 50HZ额定转速： 3000rmin相数： 317额定电流： 11207 A定子绕组接线方式YY
