最新热电厂新建工程热机初步设计说明书Word文档下载推荐.docx
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389.3t/h
再热器蒸汽入口压力：
2.83MPa
再热器蒸汽入口温度：
324.17℃
再热器蒸汽出口压力：
2.65MPa
再热器蒸汽出口温度：
汽包工作压力：
14.56MPa
给水温度：
250.53℃
排烟温度：
132℃
锅炉效率：
89.46%
1.3.1.2
3号、4号锅炉
465t/h
385.78t/h
再热器入口压力：
2.61Mpa
再热器入口温度：
315.0℃
再热器出口压力：
2.43MPa
再热器出口温度：
汽包压力：
242.90℃
130℃
89.56%
1.3.2汽轮机
1.3.2.1
1号、2号汽轮机
型式：
超高压中间再热单抽凝汽式汽轮机
型号：
C135/N150-13.24/0.294/535/535
南京汽轮电机（集团）有限责任公司
额定功率（抽汽/冷凝）：
135/150MW
主蒸汽额定压力：
13.24MPa（a）
主蒸汽额定温度：
535℃
主蒸汽额定流量（抽汽/冷凝）：
480/446t/h
冷段再热蒸汽压力（抽汽/冷凝）：
2.928/2.9224MPa（a）
冷段再热蒸汽温度：
329.39℃
再热蒸汽进汽压力（抽汽/冷凝）：
2.567/2.562MPa（a）
再热蒸汽进汽温度：
再热蒸汽流量（抽汽/冷凝）：
389.3/363.2t/h
额定采暖抽汽压力：
0.294MPa（a）
额定采暖抽汽量：
150t/h
额定工业抽汽压力：
0.98MPa（a）（预留条件）
额定工业抽汽量：
50t/h
冷却水温：
20℃
背压：
0.0052MPa（a）
额定转速：
3000r/min
额定给水温度（冷凝）：
250.6℃
回热系统：
2级高压加热器+1级高压除氧器+4级低压加热器
1.3.2.2
3号、4号汽轮机
超高压中间再热凝汽式汽轮机
N150-13.24/535/535
武汉汽轮发电机厂
额定功率：
150MW
主蒸汽额定流量：
432.027t/h
冷段再热蒸汽压力：
2.56MPa（a）
315.1℃
再热蒸汽进汽压力：
2.221MPa（a）
363.656t/h
0.0049MPa（a）
额定给水温度：
236.7℃
1.3.3发电机
1.3.3.1
1号、2号发电机
型号：
QFJ-150-2
南京汽轮电机（集团）有限责任公司
最大功率：
158MW
额定电压：
15750V
功率因数：
0.85
冷却方式：
空冷
1.3.3.2
3号、4号发电机
QF-150-2
武汉汽轮发电机厂
13800V
冷却方式：
2燃料
2.1燃料来源
2.1.1本工程所消耗的燃料由xx矿业（集团）有限责任公司所属各矿提供，燃料由xx和劣质煤混合，其混合后的煤质符合国家发展和改革委员会办公厅[2004]864号文件要求。
本期工程耗用的xx及其它消耗性材料采用公路运输和铁路运输两种方式，其中铁路运输占50%，公路运输占50%。
2.2煤质分析
2.2.1煤质分析资料见表2-1。
煤质资料表
表2-1
序号
名 称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
1
收到基碳分
Car
%
34.53
36.9
2
收到基氢分
Har
2.12
2.634
3
收到基氧分
Oar
6.41
6.61
4
收到基氮分
Nar
0.58
0.67
5
收到基硫分
Sar
0.62
0.64
6
收到基水分
Mar
10.47
9.41
7
收到基灰分
Aar
45.04
43.14
8
空气干燥基水分
Mad
5.36
4.8
9
干燥无灰基挥发分
Vdaf
41.82
47.2
10
收到基低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
12160
13477
11
哈氏可磨性指数
HGI
82
2.3灰分析
2.3.1灰分析资料见表2-2。
灰成分分析
表2-2
项目
SiO2
58.59
AL2O3
17.31
Fe2O3
12.18
MgO
2.42
CaO
1.8
TiO2
1.09
Na2O
1.00
K2O
2.88
P2O5
0.009
10
S2O3
11
其他
0.92
12
变形温度
℃
1170
13
软化温度
1220
14
半球温度
1260
15
流动温度
1290
2.4石灰石分析
2.4.1石灰石分析资料见表2-3。
石灰石矿料成分分析
表2-3
名称
数量
单位
1
51．80～53.20
2
2.53～5.86
3
SO3
0.01～0.08
4
0.29～0.43
5
Al2O3+Fe2O3
0.93～1.20
6
K2O+Na2O
0.01～0.07
7
烧失量
38.2～41.3
石灰石的粒度要求：
粒度范围0-1mm,50%切割粒径d50=0.2mm。
2.5锅炉点火油及助燃油
2.5.1锅炉点火及助燃油采用0号轻柴油。
由于循环流化床锅炉稳燃负荷较高，点火油量少，冬季可采用-20号轻柴油，这样可以简化燃油系统，减少投资。
其它季节采用0号轻柴油。
燃油运输采用汽车罐车运输方式。
2.5.2点火油油质分析见表2-4
油质分析
表2-4
0号轻柴油
运动粘度（20℃）
3.0～8.0
mm2/s
灰份
≤0.02
%（m/m）
水份
痕迹
%（v/v）
硫含量
≤1.0
机械杂质
无
凝点
≤0
闪点（闭口）
≥65
低位发热量
41031～41870
3燃烧系统及辅助设备选择
3.1本工程锅炉燃煤量及石灰石耗量见表3-1
锅炉燃煤量及石灰石耗量
表3-1
项目名称
备注
1、2号炉
3、4号炉
小时燃煤量
t/h
121.07
119.58
108.63
107.29
单台炉
日燃煤量
t
2905.68
2869.92
2607.12
2574.96
年燃煤量
105t
6.38
6.30
5.72
5.65
单台炉，按5269小时计
小时石灰石耗量
5.312
5.247
4.949
4.888
日石灰石耗量
127.488
125.928
118.776
117.312
年石灰石耗量
104t
2.80
2.76
2.61
2.58
3.2燃烧系统
3.2.1给煤系统
本期工程循环流化床锅炉为前墙给煤系统，设计采用电子称重式皮带给煤机，保证给煤量可以随锅炉负荷的变化而变化。
每台锅炉配6台给煤机，。
给煤机容量按三台能满组锅炉满负荷运行设计。
原煤仓共8个，几何容积590m3，每台炉配2个，可满足锅炉9小时的运行要求。
6台给煤机将原煤仓落煤输送至炉前的6个给煤口，然后送入燃烧室内燃烧。
在锅炉给煤口及炉膛入口处有一次热风作为播煤风，使煤能均匀铺在炉床上。
由于循环流化床锅炉内可能出现正压，因此要求给煤机能承受正压又要有良好的密封性能。
为防止炉内正压烟气返窜到给煤系统中，在给煤系统中通入二次冷风，作为正压密封风。
进入锅炉的燃煤粒度小于10mm。
3.2.2石灰石给料系统
为减少锅炉烟气中SO2的排放量，需向锅炉内输送石灰石颗粒。
石灰石颗粒采用制成品，粒度在1mm以下的成品通过汽车罐车运输到厂区内一个有效容积为74m3的石灰石中间储仓。
石灰石储仓底部有气力输送设备，通过压缩空气和仓泵将石灰石输送到主厂房内的四个几何容积为400m3的石灰石仓（每炉一个，满足锅炉3天用量），再通过石灰石输送风机输送到二次风管线上的16个给料口内（每炉4个），最后送入燃烧室。
中间储仓和主厂房内石灰石仓均设有干燥装置，以保证石灰石的流动性。
3.2.3送风系统
送风系统采用一、二次风并联系统，即一次风、二次风风机单独配置。
每台炉配两台一次风机，两台二次风机。
循环流化床锅炉采用分级送风的方式，一次风从布风板下送入，二次风分二层从炉膛下部密相区送入，可以有效地抑制NOX的生成。
一次风经过空气预热器后从布风板下进入炉膛，二次风经过空气预热器后进入锅炉侧墙的二次风喷口，从布风板上送入炉膛，一次热风和二次热风一起作用使床料处于流化状态,保证炉膛以及旋风分离器的物料循环。
从一次热风主管上引出一路热风进入床下启动燃烧器作为锅炉点火风和混合风，一路热风作为播煤风密封风。
从二次冷风主管上引出一部分二次冷风作为给煤机的密封风。
锅炉配有2台高压风机作为旋风分离器下部的回料阀处物料的流化和回送。
2台高压风机1台运行，1台备用。
3.2.4引风系统
为保证锅炉引风系统的安全性和可靠性，每台锅炉配2台引风机。
3.3辅助设备选择
3.3.1燃烧计算成果表
燃烧计算成果表
表3-2
备注
锅炉实际燃煤量
锅炉计算燃煤量
118.40
116.92
106.56
105.25
理论空气量
Nm3/kg
3.45
3.79
理论烟气量
3.81
4.17
引风机入口烟气量
m3/h
851509
838491
837227
824434
一次风量
320803
317644
317145
317973
二次风量
217532
214898
214474
211879
3.3.2主要辅助设备选择
设备规范表
表3-3
规范
数量
一次风机
192530m3/h22.549KPa
台
二次风机
130519m3/h15.976KPa
高压风机
13094m3/h90KPa
石灰石风机
4320m3/h49KPa
引风机
480680m3/h9.192KPa
皮带称重给煤机
5～40t/h运距12.84m
石灰石给料机
0～5t/h运距2000mm
注：
表中设备为一台锅炉所需，本期共安装四台炉。
3.3.3锅炉点火油系统
锅炉点火采用0号轻柴油。
点火方式为二级点火，即高能点火器—轻油。
水冷风箱下部布置有4只床下启动燃烧器，单只油枪的出力1200Kg/h，布风板上3米处布置有4只床上启动燃烧器，单只油枪的出力1000Kg/h，雾化方式采用内回油机械雾化。
油枪为气动，压缩空气压力0.5MPa。
油枪投运时，可以打开手动截止阀对点火器及油枪的气缸送气，实施点火器及油枪的进退（床下启动燃烧器仅有点火器进退，油枪不需要进退），油枪入口油压3.0MPa。
吹扫蒸汽来自厂用蒸汽。
燃烧系统图见F166C-J-04。
点火油系统图见F166C-J-05。
4热力系统及辅助设备选择
4.1汽平衡
投产期（2006年）和达产期（2015年）的汽平衡分别见表4-1、4-2。
投产期汽平衡表
表4-1
类别
数值
采暖期
非采暖期
最大
平均
最小
锅炉新蒸汽13.7MPa
锅炉蒸发量
1890
1832
1878
——
单抽汽轮机
进汽量
960
952
纯凝汽轮机
930
872
926
比较
±
采暖用汽
0.294MPa
汽轮机抽汽量
125
95
采暖用汽量
92
62
热网除氧器
厂内采暖
及生活
21
单台汽轮机
功率
MW
145000
150000
158000
达产期汽平衡表
表4-2
1920
1824
1872
920
300
207
267
174
135000
140000
4.2热经济指标
投产期（2006年）和达产期（2015年）的热经济指标分别见表4-3、4-4。
投产期热经济指标成果表
表4-3
2xC135/N150+2xN150
平均采暖负荷
年发电量
kW·
h/a
3.3x109
年供电量
3.036x109
年对外供热量
GJ/a
5.467x105
发电设备利用小时
h
5500
锅炉年利用小时
5269
发电年均标准煤耗率
kg/kWh
0.312
0.311
8
供电年均标准煤耗率
0.339
0.337
9
供热年均标准煤耗率
kg/GJ
39.71
39.44
年供热标准煤耗量
t/a
21711
年发电标准煤耗量
1030401
1024600
全年标准煤耗量
1052112
1046311
综合厂用电率
供热厂用电率
0.1
发电厂用电率
7.9
16
t/a
2535970
2275365
达产期热经济指标成果表
表4-4
1.534x106
0.299
0.324
4.3热力系统
4.3.1主蒸汽系统
主蒸汽管道采用单元制系统。
主蒸汽管道与再热蒸汽（冷段）管道连接有Ⅰ级高压旁路，为满足汽轮机的中压缸启动条件，根据汽轮机厂的要求，旁路容量为35%。
在锅炉过热器出口集箱出口处设水压试验堵阀，并在管道的最低点设置疏放水点。
主蒸汽管道规格及材料见表4-5。
4.3.2再热蒸汽系统
再热蒸汽管道采用单元制系统。
再热蒸汽（热段）由锅炉再热器接至汽轮机中压缸。
再热蒸汽（冷段）由汽轮机高压缸接至锅炉再热器。
再热蒸汽（热段）管道上设有35%容量的Ⅱ级旁路。
在锅炉再热器出、入口集箱的出、入口处设水压试验堵阀，并在管道的最低点设置疏放水点。
再热蒸汽管道规格及材料见表4-5。
4.3.3主给水系统
4.3.3.1给水系统按单元制设计。
给水配两台100%容量调速电动给水泵，一台运行，一台备用。
电动给水泵采用液力偶合器调节，在给水主管路上不设调节阀，为解决低负荷时的调节，在给水管路上设30%负荷旁路及5%点火旁路，其中30%负荷旁路装设调节阀。
给水泵设置再循环管路。
4.3.3.2两台高压加热器采用大旁路系统，当一台高加出现事故时，两台高加同时切除。
4.3.3.3锅炉过热器和Ⅰ级高压旁路减温水由高加前高压给水供给,给水泵中间抽头提供再热器减温水。
主给水管道规格及材料见表4-5。
4.3.4厂用蒸汽系统
厂用蒸汽系统采用切换母管制。
启动汽源由启动锅炉房供至本期辅助蒸汽母管，每台汽
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