J01黄岛热机初步设计说明

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1、F1073Q-J01-01山东黄岛发电厂三期扩建工程初步设计阶段第4卷热机部分说明书（最终版初步设计）西北电力设计院2004年3月西安批准人：李学纪审核人：陈玉虹潘校核人：白锋军韩卫发设计人： 白锋军韩卫发1.1 概述11.2 设计依据11.3 设计特点11.4 设计范围21.5 主机的主要技术规范21.6 环境及气象条件42.1 燃料62.2 燃料来源及依据62.3 煤质分析资料62.4 点火及助燃油83.1 燃烧系统及辅助设备选择83.2 燃料消耗量83.3 制粉系统及辅助设备选择93.4 烟风系统及辅助设备选择103.5 锅炉尾部防腐蚀措施133.6 燃烧系统计算结果及管径选择133.7

2、 燃油系统154.1 热力系统及辅助设备选择154.2 热平衡计算汇总表154.3 热力系统拟定原则及辅助设备选择174.4 节约用水及回收工质的措施294.5 主要管道管径选择294.6 主要经济指标414.7 热平衡计算成果表：415.1 系统运行方式415.2 机组启动条件及启动系统415.3 主、辅机设备的可控性及对控制、调节方式的要求435.4 机组启动方式435.5 机组运行方式445.6 机组停用445.7 机组的安全保护446.1 主厂房布置466.2 主厂房布置原则466.3 汽机房布置476.4 除氧间布置486.5 煤仓间布置486.6 锅炉及其尾部布置486.7 检修起

3、吊设施497.1 辅助设施507.2 空压机室507.3 保温油漆50山东黄岛发电厂三期扩建工程第4卷热机部分初步设计阶段1.0概述山东黄岛电厂三期工程为扩建电厂，一期工程安装（1X140+1X135MWV汽轮发电机组，二期工程安装2X225MW?联汽轮发电机组，本期工程为三期扩建，安装2台660MW超临界汽轮发电机组。黄岛发电厂位于青岛市黄岛区，黄岛位于胶州湾的西侧海域，距青岛市团岛4.2公里，与青岛市隔海相望。电厂位于岛的中部东侧沿海区域，东临胶州湾口，南及西南为前湾港码头，西及西北为电厂生活区，北侧为黄岛公园，东北侧2公里处海边为油码头及油港，三期工程2X660MWI设场地位于二期工程扩

4、建端，其场地标高在414.3米（黄海高程）之间。1.1 设计依据1）山东黄岛发电厂和西北电力设计院签订的勘测设计合同。2）中国国际咨询公司咨能源2003381号关于山东黄岛发电厂三期扩建工程项目建议书的评估报告。3）国家发改委关于项目建议书批文（暂缺）。4）中国国际咨询公司咨能源2003号关于山东黄岛发电厂三期扩建工程项目可行性研究预审查会专家组审查意见。5）中国国际咨询公司咨能源2004号关于山东黄岛发电厂三期工程初步设计予审查会专家组审查意见。6）国家发改委关于可行性研究报告书批文（暂缺）。7）环评影响报告书及水土保持方案报告书专家评审意见（暂缺）。8）电厂接入电力系统的审批文件（暂缺）。

5、9）西北电力设计院与黄岛发电厂共同讨论确定的“关于山东黄岛发电厂三期工程初步设计主要设计原则”。10）山东黄岛发电厂“关于山东黄岛发电厂三期工程初步设计外部评审意见”。11）本期工程可行性研究报告。12）主机技术协议书。13）本工程初步勘测报告14）现行的国家及部颁行业有关规程，规定和规范1.2 设计特点1.2.1 本工程在保证机组安全可靠、技术先进、节约投资的设计原则下，对系统、设备选型、厂房布置、节水、节能、节地等进行优化。1.2.2 本期工程设计规模为两台660MW燃煤汽轮发电机组，并预留1台同型号660MW机组。负荷性质为带基本负荷并调峰运行。主厂房扩建方向为左扩建。汽轮发电机组机头朝

6、向扩建端，纵向顺列布置。汽机房、除氧间和煤仓间为钢筋混凝土结构、锅炉构架为钢结构。汽机和锅炉运转层采用大平台布置。两台机组之间设大件重物起吊孔，锅炉运转层以下封闭，运转层以上为露天布置。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹冷一次风送粉系统。送风机、一次风机、吸风机室外布置，每台炉拟设置两组双室四电场静电除尘器，除尘效率99.65%,三台炉合用一座高度为210m的烟囱。全厂汽水系统除辅助蒸汽采用母管制外，全部采用单元制设计。1.3 设计范围本专业设计范围：主厂房内热机专业的设备选择及其工艺流程（包括锅炉烟风系统、燃烧制粉系统、燃油系统、热力系统、压缩空气系统、柴油发电机室等）和管道设计，有关附属设施的

7、工艺设计等。主厂房内与外界有联系的汽、水、油、空气、氢气管道及各种沟道均以主厂房柱轴中心线外1米为设计界限。厂区汽、水、油，空气管道安装图设计。1.4 主机的主要技术规范1.4.1 锅炉制造厂：上海锅炉厂有限公司型式：超临界变压直流炉、单炉膛、内螺纹螺旋管圈水冷壁、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构n型锅炉。型号：SG-2102/25.4主要参数：表1项目单位BMCRBRLECR过热器出口蒸汽流量t/h2101.82001.71832.6过热器出口蒸汽压力MPa(a)25.525.2825.09过热器出口蒸汽温度C571571571再热器出口

8、蒸汽流量t/h1706.91673.01548.4再热器出口蒸汽温度C569569569再热器出口蒸汽压力MPa(a)4.524.273.95再热器进口蒸汽温度C322316309项目单位BMCRBRLECR再热器进口蒸汽压力MPa(a)4.724.464.12给水温度C282279273热风温度（一次风/二次风）C329/335326/331320/325空预器进风温度*（一次风/二次风）C27/2327/2327/23排烟温度*（空气预热器出口，已修正）C126.7125.6122.8锅炉计算效率（低位发热量）%93.9093.9394.06锅炉保证效率（低位发热量）%93.58注：1.“

9、*”表示暖风器投运时的温度;1.1.1 锅炉B-MCR寸应于汽轮机的VWO：况；锅炉BRLX应于汽轮机的TRLX况;锅炉ECR寸应于汽轮机的THA工况。1.1.2 汽轮机制造厂：上海汽轮机有限公司型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式型号：N660-24.2/566/566额定功率：660MWCTRL工况）最大功率：739.15MW（VWOE况）额定主蒸汽参数（高压主汽阀前）：压力：24.2MPa（a）温度：566c流量：2001.69t/h额定再热蒸汽参数（中压联合汽阀前）：压力：4.187MPa（a）温度：566c流量：1672.971t/h额定高压缸排汽压力：4.6

10、52MPa（a）主蒸汽最大进汽量：2101.775t/h低压缸排汽压力：4.4/5.4kPa（a）配汽方式：喷咀调节设计冷却水温度：20c额定给水温度：279.9C额定转速：3000r/minTHA工况热耗：7526kJ/kWh低压末级叶片长度：1050mm回热系统：三高、四低、一除氧启动及运行方式：高、中压缸联合启动方式1.1.3 发电机制造厂：上海汽轮发电机有限公司型式：三相同步汽轮发电机型号：QFSN-660-2额定容量：733MVA额定功率：660MW最大连续输出功率：739.15MW额定功率因素：0.9（滞后）额定电压：20KV额定电流：21180A额定频率：50Hz额定转速：300

11、0r/min定子线圈接线方式：双星形冷却方式：定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷（水氢氢）励磁方式：自并励静态励磁相数：3极数：2额定氢压：0.5MPa（g）汽轮发电机组噪声水平（距外壳1m处）090dB（A）1.5环境及气象条件1.5.1 主厂房零米海拔高度（黄海高程）为8nl1.5.2 厂址内的基本地震烈度为中国地震烈度的6度，设计中将依此进行地震荷载设计。中国的地震烈度与修订的墨塞利地震烈度是相似的，故厂址内地震烈度是相当于墨氏修订烈度6度，地震动峰值加速度为0.075g（水平）。1.5.3 运输：处在经济迅速发展的黄岛，凭借有利的地势、地理位置，水路运输、铁路运输、公路运输设施均甚为完善

12、，无论陆地、海上的通航均十分发达。1.5.4 水源化学补充水水源：电厂化学补充水水源由海水淡化装置提供。循环冷却水系统：循环水系统采用一次直流冷却系统，冷却水为海水。1.5.5 气象条件1.5.6 气象条件黄岛属青岛近海区域，具三面临海，属海洋性气候，其气候特点：冬季寒冷，夏季湿润，降雨量年分布不均，80%用水集中在69月，年蒸发量大于年降水量。电厂厂址多年主要气象要素如下：多年平均气压1008.1hPa多年平均气温12.2C最冷月（1月）平均气温-1.2C最热月（8月）平均气温25.1C历年极端最高气温35.4C历年极端最低气温-15.5C多年平均相对湿度72%历年最小相对湿度5%多年平均风

13、速5.4m/s极大风速44.2m/s年平均降水量741.5mm历年最大一日降水量269.6mm多年平均蒸发量1426.2mm多年平均日照时数2512.9h多年平均雷暴日数22.8d年最多雷暴日数42d多年年平均雾日数53.1d多年年平均霜日数1.0d年最多大风日数154d0.1mm降水日数86.1d平均结冰日数83.2d全年主导风向为SSE基本风压0.72kPa最大冻土深度：60cm最大积雪深度：27cm2.0燃料2.1 燃料来源及依据本期工程锅炉燃煤主要为山东兖矿集团提供的兖矿煤。兖矿煤系列产品属气煤煤种，具有低灰、低硫、中高发热量等特点，是优质动力煤。山东兖矿集团共拥有已探明及推定储量20

14、.9亿吨，目前拥有八座煤矿，分别是南屯煤矿、兴隆庄煤矿、鲍店煤矿、东滩煤矿、济宁二号煤矿、济宁三号煤矿、北宿煤矿、杨村煤矿、唐村煤矿，其中前六座矿井都拥有与之配套的选煤厂，总设计年产量为2140万吨。2001年，兖矿集团生产原煤3637万吨，完成煤炭总销量3458万吨；2002年，兖矿集团生产原煤4081万吨，完成煤炭总销量3761万吨。预计2005年兖矿集团原煤产量可达5000万吨。另根据黄岛三期扩建工程初步可行性研究和上报的项目建议书，黄岛三期煤源取自山西省盂县、寿阳、阳泉矿务局所属矿井的贫瘦煤，通过中外合作建设的盂（县）-潍（坊）一青（岛）水煤浆输送管道，经末站脱水后向电厂供应成品煤，管

15、道年输煤能力为700万吨。但由于输煤管道工程进展缓慢，目前国家尚未批复管道输煤项目的可行性研究报告。根据中咨公司最终的评估意见，黄岛电厂三期工程可掺烧部分管道来煤。经定量分析，管道煤和兖矿煤混煤比例65%:35嘛为校核煤种2。山东兖州煤业股份有限公司已与黄岛电厂签订了为电厂三期工程供煤的协议。济南铁路局已出具同意为电厂三期提供运煤的复函。青岛港务局前港公司已出具同意接卸电厂三期工程用煤的复函，这样黄岛三期工程2X660MWL组长期用煤需求应有保证。2.2 煤质分析资料根据黄岛发电厂委托西安热工研究院所作的煤质分析报告，煤质分析资料见下表：2.2.1煤质分析表2项目单位设计煤种校核煤种一校核煤种

16、二工收到基低位发热值QetarkJ/kg240102063024110业收到基全水份M%5.608.9011.41分收到基灰份Aar%17.9823.9214.12析可燃基挥发份Vdaf%39.7940.1323.74项目单位设计煤种校核煤种一校核煤种二空气干燥基水份Md%2.102.691.05兀素分析收到基碳Gr%61.5454.9761.24收到基氢Hk%3.653.753.85收到基氧Qr%8.636.987.29收到基氮Nar%0.980.921.32收到基全硫S.ar%0.620.560.67可磨性系数HGI-625584磨损指数0.681.572.2.2灰分析表3名称符号设计煤种

17、校核煤种一校核煤种二二氧化硅SiO244.40%48.14%47.59%三氧化二铝Al2。31.16%26.05%37.61%三氧化二铁FeQ3.00%6.14%2.82%氧化钙CaO5.19%8.51%3.18%氧化镁MgO2.74%2.38%1.49%氧化钾KO1.13%0.53%氧化钠NaO0.52%0.60%0.43%三氧化硫SO4.97%3.08%2.64%二氧化钛TiO20.73%0.71%0.79%二氧化二镒MnO0.033%0.01%其它6.16%3.85%3.46%2.2.3灰熔点表4名称符号设计煤种校核煤种一校核煤种二变形温度DT1400c1260c1500C软化温度ST1

18、440c1350c1500C半球温度HT1460c1410c1500C熔融温度FT1500c1440c1500C2.2.4粉尘比电阻（室温25.5C,湿度46%测量电压500v）表5温度电压设计煤种校核煤种一校核煤种二25.5C500V4.70X1010Q.cm1.34X1010Q.cm80c500V1.88X1011Q.cm3.80X1010Q.cm100c500V1.58X1012q.cm2.20X1011Q.cm120c500V3.60X1012q.cm9.40X1011Q.cm150c500V6.55X1012q.cm2.04X1012Q.cm180c500V2.05X1012q.cm

19、8.05X1011Q.cm2.3点火及助燃油燃油采用0号轻柴油。其油质分析如下：表6项目单位数值实际胶质mg/100ml70硫含量%1.0水份%痕迹酸度mgKOH/100ml55发热量（低位）KJ/kg461583.0燃烧系统及辅助设备选择3.1燃料消耗量3.1.1锅燃燃煤量的计算原则a、锅炉年利用小时数按6000小时计算；b、锅炉平均日利用小时数按20小时计算;c、燃煤量计算按锅炉BMCR：况。3.1.2锅炉燃煤量见下表：表7项目单位设计煤质校核煤质一校核煤质二F炉两台炉F炉两台炉F炉两台炉每小时燃煤量吨/时248.76497.52289.42578.84247.41494.82每日燃煤量吨

20、/日4975.29950.45788.411576.84948.29896.4每年燃煤量万吨/年149.3298.6173.7347.4148.4296.83.2 制粉系统及辅助设备选择3.2.1 制粉系统选择本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备六台中速磨煤机，二台一次风机，二台送风机，每台磨煤机上部出口的四根煤粉管分别送至炉膛同一层燃烧器的四个一次风口。五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中任何一台均可作为备用。一次风经一次风机升压后一部分进入三分仓空气预热器，经空气预热器加热后进入磨煤机，另一部分直接进入磨煤机前冷风母管，磨煤机进

21、口的风量及热风温度由支管上的热风调节门和冷风调节门来调节。黄岛地区冬季气温较低，进入空气预热器冷端的二次风温较低易造成酸腐蚀和引起结露堵灰，影响设备的性能及使用寿命，为此在送风机出口空气预热器进口二次风道上设置了暖风器。在原煤仓，磨煤机出口设有电动操作的隔离门。为使各燃烧器进口处的一次风流量趋于一致，在磨煤机出口隔离阀后的煤粉管道上装设可调缩孔。磨煤机密封风采用母管制密封风系统，每炉设二台100份量的离心式密封风机，一台运行，一台备用。给煤机密封风从一次风机出口冷风母管上接出。3.2.2 设备选择(1)原煤斗每台炉设六个园筒形钢煤斗，圆筒内径为9米，每个煤斗白有效容积为450m3,五个煤斗的储

22、煤量可满足锅炉MCRT况8.2小时燃煤量(设计煤种)的需要。(2)给煤机型式：电子称重式出力：1070t/h数量：每台磨配一台给煤机共6台/炉。给煤机可调节转速来改变出力。（3）磨煤机型式：HP963ZGM11城MPS22知中速磨煤机数量：6台/炉，五台运行，一台备用。磨煤机选型计算表8在舁厅P名称单位设计煤种校核煤种11锅炉BMC耗煤量t/h248.76289.422磨煤机设计台数台663磨煤机运行台数台564每台磨煤机实际出力t/h49.75248.2375HP963W磨出力t/h62.53755.2136HP963磨煤机出力裕量%1261147ZGM113Gg磨出力t/h62.80458

23、.8798ZGM113Gl煤机出力裕量%1261229MPS2258磨出力t/h67.2860.3610MPS225s煤机出力裕量%13512511技术规程要求备用裕量%1101003.3 烟风系统及辅助设备选择烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，因此分为一次风、二次风和烟气系统。3.3.1 一次风系统该系统供给磨煤机和送粉所需的热风、磨煤机调整风（冷风）、磨煤机和给煤机的密封风（经密封风机后接入），系统内设两台50份量的动叶可调轴流式一次风机，其进口装有消声器，为使两台一次风机出口风压平衡，并可以单台风机运行，在风机出口设有联络风道。空预器出口的热一次风和调温用冷一次风均设

24、有母管。从风机出口联络风道上引出风道接入密封风机进口，增压后进入各台磨煤机及给煤机需设密封风的地方。离心式密封风机每台炉设两台，容量各为100%互为备用。3.3.2 二次风系统该系统供给燃烧所需的空气。设有两台50将量的动叶可调轴流风机，具进口装有消声器。为使两台风机出口风压平衡，在出口风门后设有联络风管。在进空气预热器前的二次风管道上设有蒸汽盘管式暖风器。采用直流式煤粉燃烧器，为四角切圆燃烧方式。3.3.3 冷却风系统每台燃烧器均设有火焰检测装置，为对其进行冷却，系统设有两台100断量的火焰检测冷却风机，一台运行，一台备用。3.3.4 烟气系统该系统是将炉膛中的烟气抽出，经过尾部受热面、空气

25、预热器、静电除尘器、吸风机、脱硫塔和烟囱排向大气。在除尘器后设有两台50份量的静叶可调轴流吸风机。在两台除尘器进口烟道设有联络管。脱硫塔设有旁路烟道，具上设有闸板式风门。本期工程三台炉合用一座钢筋混凝土钢内套管三管烟囱，并已预留7号机组接口，烟囱高度210米，在吸风机出口装有严密性良好的挡板式风门。3.3.5 辅助设备选择(1)送风机选用动叶可调轴流风机，每台锅炉设置两台50%BMCR量的送风机。送风机选型计算结果见下表：表9在舁厅P名称单位数值1介质温度C282当地大气压hPa1008.13每台炉送风机台数台24风机的型式动叶可调轴流式5每台锅炉BMCS：况时进入送风机的量m3/s221.1

26、6送风机风量裕量系数1.057送风机压头裕量系数1.18选用送风机(T.B)风量m3/s235.39选用送风机(T.B)风压Pa360010电动机功率kW1120(2)一次风机每台锅炉选用两台50%BMCR量的轴流式冷一次风机。风机选型参数见下表：表10在舁厅P名称单位数值1介质温度C282当地大气压hPa1008.13每台炉送风机台数台24风机的型式动叶可调轴流式5每台锅炉BMCS：况时进入一次风机的量m3/s74.5在舁厅P名称单位数值6一次风机风量裕量系数1.357一次风机压头裕量系数1.38选用一次风机（T.B）风量m3/s100.69选用一次风机（T.B）风压Pa1650010电动机

27、功率kW2200（3）吸风机每台炉配备吸风机两台各50%BMCR量，型式选用静叶可调轴流风机（含海水脱硫装置，取消脱硫增压风机）。风机选型参数见下表:表11在舁厅P名称单位数值1介质温度C1172当地大气压hPa1008.13每台炉吸风机台数台24风机的型式静叶可调轴流式5每台锅炉BMCR：况时进入吸风机的量m3/s465.96吸风机风量裕量系数1.17吸风机压头裕量系数1.28选用吸风机（T.B）风量m3/s525.69选用吸风机（T.B）风压Pa874010电动机功率kW5000（4）空气预热器型式：三分仓转子回转式型号：数量：2台/炉冷端材料：考登钢空预器转子直径：小14.236m投运时

28、的漏风系数：6%运行一年后的漏风系数：8%3.3.6 暖风器型式：蒸汽盘管式 西北电力设计院第13页共51页NWEPDI山东黄岛发电厂三期扩建工程第4卷热机部分初步设计阶段进风温度：-3C（冬季采暖室外通风温度）出口风温：23c用五段抽汽向暖风器供汽，辅助蒸汽系统为备用汽源。（6）静电除尘器本工程每台炉选用两组双室四电场静电除尘器,除尘效率99.65%。（7）烟囱本期工程采用一座钢筋混凝土钢内套管三管烟囱，并已预留7号机组接口，根据计算和环保要求，烟囱高度为210米，单管出口内径6.5米，烟囱出口烟气流速为23.7m/s（设计煤种），烟囱两侧的烟道为钢制烟道，吸风机出口为钢制烟道。3.4 锅炉

29、尾部防腐蚀措施本工程煤种的收到基全硫S.ar分别为0.62%（设计煤）和0.56%（校核煤种1）及0.67%（校核煤种2）。属于含硫量不高的煤，只设二次风暖风器。同时空气预热器冷端使用抗腐蚀的考登钢。3.5 燃烧系统计算结果及管径选择燃烧制粉系统（设计煤种）计算结果见下表：表12一基本数据在舁厅P名称单位B-MCRECR1理论空气量Nnr/kg6.1716.1712实际燃料消耗量t/h248.762223计算燃料消耗量t/h246.94220.344炉膛出口过量空气系数1.201.21二风量及风温项目名称一一3风重（m/h）温度（C）B-MCRECRB-MCRECR次风量次风空预器出口4452

30、64.7764389369.024329329空预器入口341141.201314972.4744242一次风机出口525585.8304517441.15194242一次风机吸风口491262.7238483710.01192828磨煤机出口422408.9435422482.7147777空预器出口3157104.2222744011.164335325空预器入口1618155.391428534.2483333暖风器入口1618155.391428534.2483333E 西北电力设计院第13页共51页NWEPDI山东黄岛发电厂三期扩建工程第4卷热机部分初步设计阶段风送风机出口16181

31、55.391428534.2483333量送风机吸风口1591714.9421405192.1852828空预器出口3041976.4632691856.074126.7122.8烟除尘器进口3137815.6492777550.003121.6117.8气除尘器出口3185789.0122820443.381119.2115.5量引风机入口3241799.2112870521.285116.5113烟风系统管径选择见下表：表13项目名称风量(m3/h)管径(mm)流速(m/s)推荐(m/s)送风机进出口809077.74800X420011.110-12二冷风联络管485446.63600X

32、320011.710-12次空预器进口809077.74800X420011.110-12风热风道1578552.15000X440020.015-25一次风机吸风口245631.43000X220010.310-12一一次风机出口262792.93200X220010.410-12冷一次风联络管157675.71620X421.513-25次热一次风222632.42000X1600X419.315-25压力冷风总管92222.31320X419.015-25风密封风总管35203.58820X418.913-25送粉管21120.4580X1023.822-28烟风系统管径选择见下表:项目

33、名称风量(m3/h)管径(mm)流速(m/s)推荐(m/s)空预器出口段1520988.29500X3400013.110-15烟除尘器进口段784453.94200X400013.010-15除尘器出口796447.34200X400013.210-15除尘器出口1592894.66000X550013.410-15引风机入口段1620899.66000X550013.610-15道烟道联络管955736.74000X520012.610-153.6 燃油系统本工程点火和助燃油采用0号轻柴油。锅炉点火采用高能电点火器直接点燃轻柴油，再点燃煤粉的两级点火系统。每台炉三层共12只点火油枪。每个角

34、4只。点火油枪采用蒸汽雾化。油枪全部投运时，可带30%BMCR荷。锅炉燃油母管环绕锅炉布置，炉前燃油母管油压1.8MPa(g),蒸汽作为吹扫、伴热及低负荷助燃油枪雾化介质，其参数为0.70.9MPa(g)、250C(辅助汽经减温后供给)。根据锅炉技术协议，锅炉在燃用设计煤种时，最低不投油稳燃负荷为30%BMCR按设计规程要求“全厂油系统宜按最大的点火油量与最大的助燃油量之和考虑”。储油罐：老厂已有1000立方米油罐一座，并已预留一座1000立方米油罐的位置，本期在原老厂油罐区预留位置上新设置1个地上露天布置的1000立方米立式固定拱顶钢油罐。罐底部有表面管式加热器，罐顶有冷却淋水管及泡沫消防管

35、，油罐设消防堤。燃料油从二期供油母管接来，采用二期的卸油设施，本期不另设和增加卸油设施。燃油系统主要设备：(1)供油泵3台型式：离心式型号：100RY67x6容量：80m3/h扬程：402mHO供油泵三台考虑最大用油量时，两台运行，一台备用，供油泵扬程与老厂一样。4.1 热力系统及辅助设备选择4.2 热平衡计算汇总表根据上海汽轮机厂提供的热平衡图，将主要工况的数据列于表14。 西北电力设计院第15页共51页NWEPDI项_工况目-一TRL工况T-MCRT况VWO：况TH况高加全部停用工况力刑我MW600.546711297739.15600.148660285主蒸汽进汽量t/h2001.692

36、001.692101.7751832.5481617.978山东黄岛发电厂三期扩建工禾热耗率kJ/kWh7994.47509751875267744主蒸汽压力MPa(a)24.224.224.224.224.2再热蒸汽压力MPa(a)4.6524.6884.9134.3084.486第4主蒸汽温度C566566566566566卷再热蒸汽温度C566566566566566热机部分再热蒸汽流量kg/h16729711682304176085215483911588338低压缸排汽压力kPa(a)(按平均背压计算)11.84.94.94.94.9低压缸排汽流量kg/h11365241134847

37、18002910570061139923补给水率DI30000初步设计阶段高加出口给水温度C279.9280.2280.2274.5189.5西北第16页共51页NWE汽轮机特性数据表14NWEPD!山东黄岛发电厂三期扩建工程第4卷热机部分初步设计阶段4.3 热力系统拟定原则及辅助设备选择本工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。4.3.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统（1） 主蒸汽系统（F1073c2-J01-06图）主蒸汽管道从两个过热器出口集箱单管接出后在炉前汇合为一根进入汽机房，在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。在锅炉过热器出口处的管道上设有水压试验用

38、堵板。（2） 再热蒸汽系统（F1073C2-J01-06图）再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉再热器前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后合并成一根管，直到汽轮机前分为两路接入汽轮机左右侧中压联合汽门。冷再热蒸汽除供2号高压加热器用汽外，在机组低负荷期间还向给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统供汽。在锅炉再热器进、出口处的管道上均有水压试验用堵板，再热器进口管道处还设有事故喷水减温装置。（3） 旁路蒸汽系统（F1073G-J01-06图）本工程采用高、低压二级串联简化旁路系统，由于缺少锅炉、汽机启动曲线，高压旁路容量暂按35%BMCR仅适用于机

39、组启动时回收工质,同时保证再热器不超温。为防止汽轮机进水，本系统有完善的疏水系统。4.3.2 给水系统（F1073c2-J01-09图）给水系统除向锅炉省煤器供水外还向锅炉过热蒸汽减温器、再热蒸汽事故减温器及汽机高压旁路减温器提供减温水。再热蒸汽的减温水自给水泵中间抽头接出，过热蒸汽减温水从省煤器出口联箱接出，局为减温水从给水泵出口管接出。系统设置两台50%BMCR量的汽动给水泵和一台30%BMCR量的电动调速给水泵,每台泵均配有同容量的前置泵。给水系统配有三台100%BMCR量的高压加热器。汽动泵靠调节小汽轮机转速来改变给水流量，电动泵采用液力偶合器调速，同时还在出口管上设有一个低流量旁路调

40、节阀。电动泵为启动/备用泵，其容量可使一台电动泵和一台汽动泵并联运行时满足汽机额定负荷时90%勺给水量。每台给水泵出口设有最小流量阀。高压加热器水侧设给水大旁路，大旁路系统采用三个电动闸阀。给水泵汽轮机带自动汽源切换装置，正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动及低负荷时由本机再热蒸汽冷段或辅助蒸汽系统供汽。给水系统主要设备技术规范如下：(1)汽动给水泵：泵型号(EBARA):14X14X16A-5STGHDB数量：2台/每台机组出口流量：1104t/h扬程：3364mH2O制造厂：沈阳水泵股份有限公司(1) 给水泵驱动汽机2台型式：单轴、单缸、双进汽、纯凝汽式二段抽汽(TRL工况)：压力：4

41、.652Mpa(a)温度：318.2C低压汽源(TRL工况)(四级抽汽)：压力：1.062Mpa(a)温度：365.2C调速范围：29006000r/min(3) 汽动泵前置泵泵型号：QG400/300C流量：1199t/h扬程：121mH2O数量：2台/每台机组制造厂：沈阳水泵股份有限公司(4) 电动给水泵泵型号(EBARA):8X10X14A-6STGHDB流量：663t/h、扬程：3400mH2O数量：1台/每台机组制造厂：沈阳水泵股份有限公司(5) 电动前置泵泵型号：YNKn400/300J流量：758t/h、扬程：84.5mH2O数量：1台/每台机组制造厂：沈阳水泵股份有限公司(6)

42、 1号高压加热器型式：卧式U形管加热器型号：JG-2490-1-3加热器总面积：2490m设计压力(管侧/壳侧)35MPa(g)/8.11MPa(a)试验压力(管侧/壳侧)54.06MPa(g)/12.4MPa(a)设计温度(管侧/壳侧)325/415数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司(7) 2号高压加热器型式：卧式U形管加热器型号：JG-2460-1-2加热器总面积：2460m设计压力(管侧/壳侧)35MPa(g)/5.55Mpa试验压力(管侧/壳侧)54.06MPa(g)/8.47Mpa设计温度(管侧/壳侧)350/300C数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司(8

43、) 3号高压加热器型式：卧式U形管加热器型号：JG-1520-1-1加热器总面积：1520m设计压力(管侧/壳侧)35MPa(g)/2.8MPa(a)试验压力(管侧/壳侧)54.06MPa(g)/4.2MPa(a)设计温度(管侧/壳侧)510/258C数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司4.3.3 抽汽系统（F1073c2-J01-07图）汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器、给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统。五级抽汽除向5号低压加热器供汽外，还向暖风器供汽。当低负荷时暖风器由辅助蒸汽供汽。六、七、八级抽汽分别向6号、7号、8号低压加热器供汽。为防

44、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。电动隔离阀装在近加热器侧处，是防止汽轮机进水的主要保护，气动止回阀则按蒸汽流向装在电动阀之前，主要用于汽轮机超速保护及防止进水的二级保护。在四级抽汽管道上靠近汽轮机处装设一个电动隔离阀和两个止回阀，由于除氧器和给水箱热容量大，一旦汽机甩负荷或除氧器满水等事故时，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机。除氧器为定一滑压运行。给水泵汽轮机采用两个汽源。四级抽汽是低压汽源，接至该汽机的低压调节阀；高压汽源为二段抽汽。凡从汽轮机抽汽管道接至各用汽点的支管上均设有止回阀。为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统。汽轮

45、机TH况时各级抽汽参数见下表：表15抽汽级数kg/h压力MPa(a)温度C第一级（至1号高加）961185.754351.9第二级（至2号高加）1593914.182310.7第三级（至3号高加）663871.942460.8第四级（至除氧器）910161.009368.7第四级（至给水泵汽轮机）965401.008368.7第四级（至厂用汽）600001.009368.7第五级（至5号低加）930400.4098257.2第五级（至厂用汽）800000.4098257.2第六级（至6号低加）462700.1244131.1第七级（至7号低加）688240.607587.57第八级（至8号低加

46、）420900.163556.844.3.4 辅助蒸汽系统（F1073Q-J01-08图）辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本工程辅助蒸汽设一根压力为0.81.3MPa（a）,温度为350c的辅助蒸汽联箱。机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自一、二期辅助蒸汽及二段抽汽，正常运行时由本机四级抽汽供汽。辅助蒸汽系统供空气预热器吹灰用汽（机组启动期间）、除氧器启动用汽、暖风器备用汽、小汽机启动及调试用汽、汽机轴封、采暖用汽、油罐加热及伴热吹扫、露天防护等用汽、海水淡化装置用蒸汽。本工程为提高回热系统和暖风器运行经济性，并降低暖风器的造价，正常运行使用五级抽汽、启动及低负荷使用辅助蒸汽供汽。辅助蒸汽平衡详见下

47、表，山东黄岛发电厂三期2X660MW/p程辅助蒸汽量汇总计算表16辅助蒸汽平衡表序号项目名称80%-100%负荷70%负荷40%负荷冬季启动夏季启动甩负荷停机事故一.用户：单位：t/h1二次风暖风器用汽量26.1417.4411.202除氧器用汽00022.433.78783暖通专业米暖16.516.516.516.516.55仪表防冻及露天防护1.51.51.51.51.51.56炉前燃油系统用汽2.52.52.52.52.52.527轴封供汽用汽005.95.95.98空预器吹灰339海水淡化用蒸汽32.532.510合计5379.1443.846345.188220三：汽源单位：t/h1

48、一、二期辅汽来汽6345.182运行机组冷段来汽19.1443.8482203运行机组四段来汽53604合计5379.1443.846345.188220四汽量平衡0000000注：1.系统计算不考虑以下三种情况：（1）两台机同时启动，同时甩负荷；（2）一台机组低负荷时启动另一台机；3）一台机甩负荷时启动另一台机。2 .除氧器加热用汽当机组启动和低负荷时取自辅助蒸汽系统，13吸荷及以上由四段抽汽直接供给。3 .暖风器用汽当机组启动和低负荷时由辅助蒸汽系统供汽，正常运行工况由五段抽汽供给。4 .汽封用汽当机组启动和低负荷时取自辅助蒸汽。4.2.5凝结水系统（F1073c2-J01-10图）本系统

49、是将凝汽器热井中的凝结水输送至除氧器，另外还向辅助蒸汽联箱，低旁减温器等提供减温水和杂用水。系统设两台100份量的筒式凝结水泵。四台低压加热器(5号、6号、7号、8号)，一台轴封冷却器，一台除氧器，一台300m凝结水贮水箱,和一台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理装置，不设凝结水升压泵。5、6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。7、8号低压加热器设有公用凝结水旁路。除氧器水箱有效容积200m,相当于5.71分钟的锅炉最大给水量，满足火力发电厂设计技术规程DL5000-2000中规定的不小于5分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。轴封冷却器出口凝结水管道上有一路最小流量再循环

50、管至凝汽器，再循环流量是取凝结水泵或轴封冷却器最小流量的较大值。7、8号低压加热器凝结水入口管道上设有主、副调节阀，用以调节除氧器水位。凝结水贮水箱配备两台凝结水输送泵，该泵在机组起动时向凝结水系统充水，当机组正常运行时，通过凝结水输送水泵的旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水。在凝汽器补水管道上设有阀门调节装置，用以调节凝汽器热井水位。系统主要设备规范：(1)凝汽器型号：N-36600型型式：双壳体、双背压、单流程冷却面积：36600m设计冷却水温：20C冷却水流量：68300t/h清洁系数：0.85水室设计压力：0.4MPa(g)凝汽器采用刚性支承，喉部与汽轮机排汽缸采用不锈钢膨胀节连接。制造

51、厂：东方汽轮机厂(2)凝结水泵型式：立式筒形泵型号：10LDTN-6HP流量：1859t/h扬程：352mH2O数量：2台/每台机组制造厂：沈阳水泵股份有限公司(3)轴封加热器型式：卧式表面式型号：JQ150-3冷却面积：150m制造厂：上海汽轮机有限公司（4） 除氧器型式：内置式除氧器型号：GC2210/GS-200额定出力：2210t/h有效容积：200m出水含氧量：5pg/L设计压力为：1.5MPa（a）设计温度：368C数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司（5） 5、6号低压加热器型式：卧式U形管5号低压加热器：型号：JD1112-1-4加热器总面积：1112n2设计压力：

52、（管侧/壳侧）4.2Mpa/0.53Mpa试验压力：（管侧/壳侧）5.63Mpa/0.85Mpa设计温度：（管侧/壳侧）180C/290C数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司6号低压加热器：型号：JD985-1-2型加热器总面积：985n2设计压力：（管侧/壳侧）4.2Mpa/0.345Mpa试验压力：（管侧/壳侧）5.63Mpa/0.54Mpa设计温度：（管侧/壳侧）160C/240c数量：1台/每台机组制造厂：上海动力设备有限公司（7）7a、7b、8a、8b号低压加热器型式：内置式，7a、8A号共一筒体，7b、8b号共一筒体，装于凝汽器颈部型号：JD-1670-I总换热面积85

53、0/820m2制造厂：东方汽轮机厂4.2.6 高压加热器疏水及放气系统（F1073C-J01-11图）高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（3号）疏至除氧器。每台高压加热器均设有事故疏水管道，分别接至凝汽器。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的高压加热器，以减少两相流动的管道长度，疏水调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管耐冲蚀的低合金钢。高加汽侧设有放气管道及停机期间充氮保护管道接口。高压加热器连续运行排气接至除氧器。在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制高压排气量。除氧器排气管道上设有电磁阀，截止阀和节流孔板，还设有电磁旁路阀。当节流孔板阻塞时，电磁旁路阀开

54、启，以保证除氧器排气量。4.2.7 低压加热器疏水及放气系统（F1073C-J01-12图）低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至凝汽器。每台低压加热器均设有单独的事故疏水接口，具疏水管道单独接至凝汽器。在事故疏水管道上均设有事故疏水调节阀，疏水调节阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流动的管道长度，调节阀后放大一到二级管径，并采用厚壁管。锅炉暖风器加热蒸汽的疏水，进入暖风器疏水箱，经暖风器疏水泵升压后，送至除氧器，暖风器疏水泵出口管道设置有调节阀，用以调节暖风器疏水箱的水位。4.2.8 主厂房内循环水系统图（F1073O-J01-13图）本工程采用一次直流循环供

55、水系统。循环水采用海水，冷却水通过两根DN2200勺循环水管先进入低背压凝汽器，然后流经高背压凝汽器后排出。凝汽器循环水管进、出口电动蝶阀均布置在汽机房内，在6.9米层设检修起吊设施。胶球清洗系统设有两套，布置在循环水坑一侧。循环水进水管上设耐海水的二次滤网，水室设真空泵，以便循环水建立虹吸。4.2.9 开式循环冷却水系统（F1073C-J01-14图）冷却水取自循环水在进入主厂房之前的管道。为满足设备对冷却水压力的要求，在该系统中设置了二台100於量的开式循环冷却水泵并设有旁路管道。该系统向下列设备提供冷却水：闭式水热交换器润滑油冷却器(1)开式循环冷却水泵流量：4200t/h扬程：2030mHO4.2.10 闭式循环冷却水系统(F1073C-J01-15(1/2)图)系统内设二台100於量的闭式循环冷却水泵，一台膨胀水箱和二台65份量的闭式循环冷却水热交换器(以开式循环水来冷却闭式循环冷却水