西南院初步设计热机部分浙江国华宁海电厂二期21000MW扩建工程Word格式文档下载.docx
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F254C-J01-08
给水系统流程图
9
F254C-J01-09
凝结水系统流程图
10
F254C-J01-10
抽汽系统流程图
11
F254C-J01-11
辅助蒸汽系统流程图
12
F254C-J01-12
高加疏水及放气系统流程图
13
F254C-J01-13
低加疏水及放气系统流程图
14
F254C-J01-14
主厂房内循环水系统流程图
15
F254C-J01-15
闭式循环冷却水系统流程图
16
F254C-J01-16
压缩空气系统流程图
17
F254C-J01-17
凝汽器抽真空系统流程图
18
F254C-J01-18
燃油系统流程图
19
F254C-J01-19
主厂房规划平面布置图
（一）
20
F254C-J01-20
主厂房规划横断面布置图
（一）
21
F254C-J01-21
主厂房规划平面布置图
（二）
22
F254C-J01-22
主厂房规划横断面布置图
（二）
23
F254C-J01-23
主厂房规划平面布置图（三）
24
F254C-J01-24
主厂房规划横断面布置图（三）
25
F254C-J01-25
汽机房底层平面布置图
（一）
26
F254C-J01-26
汽机房夹层平面布置图
（一）
27
F254C-J01-27
汽机房运转层平面布置图
（一）
28
F254C-J01-28
除氧间各层平面布置图
（一）
29
F254C-J01-29
汽机房横断面布置图
（一）
30
F254C-J01-30
汽机房底层平面布置图
（二）
31
F254C-J01-31
汽机房夹层平面布置图
（二）
32
F254C-J01-32
汽机房运转层平面布置图
（二）
33
F254C-J01-33
除氧间各层平面布置图
（二）
34
F254C-J01-34
汽机房横断面布置图
（二）
35
F254C-J01-35
汽机房底层平面布置图（三）
36
F254C-J01-36
汽机房夹层平面布置图（三）
37
F254C-J01-37
汽机房运转层平面布置图（三）
38
F254C-J01-38
除氧间各层平面布置图（三）
39
F254C-J01-39
汽机房横断面布置图（三）
40
F254C-J01-40
锅炉房底层平面布置图
41
F254C-J01-41
锅炉房运转层平面布置图
42
F254C-J01-42
锅炉房尾部平面布置图
43
F254C-J01-43
锅炉房横断面布置图
44
F254C-J01-44
主厂房设备明细表
45
F254C-J01-45
汽机房主要设备检修布置图
46
F254C-J01-46
主厂房布置优化专题报告
47
F254C-J01-47
四大管道设计专题报告
48
F254C-J01-48
汽机旁路系统选择专题报告
49
F254C-J01-49
除氧器选型专题报告
50
F254C-J01-50
给水泵选择专题报告
51
F254C-J01-51
凝结水泵选型专题报告
52
F254C-J01-52
高压加热器选型专题报告
53
F254C-J01-53
磨煤机选择专题报告
54
F254C-J01-54
三大风机选择专题报告
1概述
1.1设计依据
1.1.1浙江国华宁海电厂二期2×
1000MW扩建工程可行性研究报告审查会议纪要。
1.1.2浙江国华宁海电厂*二期2×
1000MW扩建工程环境影响报告书审查会议纪要。
1.1.3浙江国华宁海电厂二期2×
1000MW扩建工程可行性研究报告。
1.1.4浙江国华宁海电厂二期2×
1000MW扩建工程可行性研究投资估算及经济评价。
1.1.5西南电力设计院与浙江国华浙能发电厂二期扩建工程筹建处签定的工程勘察设计合同（（2005）西南电设合字第65号）。
1.1.6浙江国华宁海电厂二期2×
1000MW扩建工程三大主机投标技术澄清文件及技术协议。
1.1.7业主提供的初步设计及施工图设计用煤质资料。
1.1.8《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）。
1.1.9《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》（DLGJ9-92）。
1.2工程概况
1.2.1工程名称：
1.2.2工程性质：
扩建工程，在电力系统中主要承担基本负荷，并具有调峰能力。
1.2.3建设规模：
宁海电厂一期工程4×
600MW亚临界机组在建，二期工程扩建2×
1000MW超超临界、凝汽式燃煤机组，留有扩建三期2×
1000MW的条件。
1.2.4工程进度
本工程两台机组计划于2006年8月正式开工，2009年8月5号机组投产，2009年12月6号机组投产。
1.2.5厂址概述
浙江国华宁海电厂位于浙江省宁波市宁海县强蛟镇境内，厂区东临象山港，距宁海县城23公里，距宁波市约60公里，水、陆交通均十分方便。
二期厂区在一期扩建端侧，主要场地在国华路东侧，堤内场地标高6m，堤外场地靠一期厂前区标高4m，现为一期施工场地。
厂址北、东两侧均有满足200年一遇高潮位标准的围堤。
厂址区为滩涂区，场地土类型为软弱场地土，建筑场地类别为Ⅲ类。
场地在一期工程场平时已进行堆载预压排水板固结地基处理，地基仍具有强度低、变形大的特性。
1.2.6气象条件
1.2.6.1厂址地震烈度：
厂址场地50年超越概率10％、3％水准下的地震动水平峰值加速度，分别为0.078g和0.118g，相应的地震烈度分别为Ⅵ度和VII度。
1.2.6.2基本气象条件如下：
累年平均大气压：
1013.4hPa
累年平均气温：
16.4℃
极端最高气温：
39.7℃
累年平均最高气温：
21.0℃
极端最低气温：
-9.6℃
累年平均最低气温：
12.7℃
年最高气温高于等于35℃日数：
6d
累年平均相对湿度：
82％
累年最小相对湿度：
5％
累年平均水汽压：
17.3hPa
累年平均降水量：
1715.5mm
最大一日降水量：
355.7mm
最长连续降水日数：
17d
过程降水量：
749.2mm
累年平均蒸发量：
1314.0mm
累年平均雾日数：
16.6d
累年平均雷暴日数：
42.6d
累年最大积雪深度：
26cm
累年平均风速：
4.57m/s
累年最大风速：
26m/s风向：
NW（1974.8.19）
全年主导风向：
NW（15％）
五十年一遇基本风压值：
0.6KN/m2
雪压值：
0.4KN/m2
1.2.6.3主厂房零米地坪标高6.35m（85国家高程）
1.3主要设计原则
1.3.1贯彻“安全可靠、经济适用、符合国情”的十二字建设方针。
1.3.2贯彻节约用地、节约用水、保护环境的设计原则。
1.3.3主厂房为右扩建，汽轮发电机机头朝向固定端，根据可研审查意见，采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房四列式布置格局。
主厂房和锅炉构架均为钢结构，汽机房运装层采用大平台，两机之间设检修场地。
给水泵组布置于汽机房运转层，汽泵前置泵、电动给水泵组布置于除氧间底层，高加双列布置，采用无头除氧器。
1.3.4锅炉采用岛式露天布置，考虑本工程燃煤特性，燃烧制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统，6台中速磨煤机横向布置于煤仓间底层，送风机和一次风机布置于除尘器前烟道支架零米，引风机布置于电气除尘器后。
本工程同步上脱硝，脱硝装置布置于锅炉构架内。
1.3.5点火助燃油为0#轻柴油，本期工程燃油从油罐单独引接，并在一期油泵房旁边另建供油泵房，泵房内安装3台燃油输送泵、细滤油器等设备。
本期工程初步考虑燃烧器设置等离子点火。
1.3.6汽水系统除辅助蒸汽系统外均按单元制设计。
1.3.7本工程厂址位于海边，以海水作为冷却水源，因此，本期工程辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统。
1.3.8四大管道材料：
主蒸汽管道选用A335P92；
再热热段暂按A335P92考虑，宜通过招标确定；
再热冷段采用A691Cr11/4CrCL22和A691Cr21/4CrCL22；
高压给水管道采用15NiCuMoNb5-6-4。
1.3.9两台机组合用一个集中控制楼，布置于主厂房固定端，两炉之间布置有电气楼。
1.3.10结合塔式锅炉特点和煤仓间布置，取消炉前通道。
1.3.11本工程采用KKS编号系统，其深度满足DCS、PLC控制的要求。
1.4设计范围
本工程2×
1000MW机组一次完成设计。
热机专业设计范围包括：
燃烧制粉系统、燃油系统、热力系统、闭式循环冷却水及主厂房循环水系统、压缩空气系统等。
具体的设计内容包括：
主厂房及辅助车间布置、各系统管道布置和有关计算、设备选型、设备和管道的保温油漆等。
1.5主机型号、参数及主要技术规范
1.5.1主机容量有关说明
1.5.1.1汽轮机铭牌工况（TRL）和热耗验收工况（THA）下，机组输出功率为1000MW。
四个典型工况定义见表1.5.1.1-1。
表1.5.1.1-1汽轮机四个典型工况定义
项目
銘牌工况
TRL
最大连续工况
T—MCR
阀门全开工况
VWO
热耗率验收工况（THA）
主蒸汽压力MPa（a）
26.25
主蒸汽温度℃
600
再热蒸汽压力MPa（a）
5.335
5.379
5.626
5.000
再热蒸汽温度℃
平均背压KPa（a）
11.8
6.2
补水率%
给水温度℃
295.1
295.5
299
290
回热系统
正常投入
给水参数
汽动泵满足额定给水参数
发电机效率%
98.95
功率因数
0.9（滞后）
机组输出功率MW
1000
1053.485
1089.523
进汽量kg/h
2943065
3090654
2719768
1.5.1.2锅炉容量：
锅炉最大连续出力（B－MCR）为汽轮机阀门全开工况（VWO）下的进汽量。
1.5.1.3发电机的额定容量与汽轮机热耗验收工况（THA）下的出力相匹配；
发电机的最大连续输出容量与汽轮机最大连续出力工况（T－MCR）下的出力相匹配。
发电机最大出力能满足汽轮机VWO工况。
1.5.2主机型号、参数及主要技术规范
1.5.2.1锅炉
锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的1000MW锅炉，引进的是Alstom-Power公司BoilerGmbh的技术，型号为SG3091/27.56-M54X，型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。
锅炉最低直流负荷为30％BMCR，本体系统配30％BMCR容量的启动循环泵。
锅炉最低稳燃负荷为30％BMCR。
a）锅炉铭牌参数（B－MCR）
过热蒸汽：
最大连续蒸发量：
3091t/h
出口蒸汽压力：
27.56MPa（a）
出口蒸汽温度：
605℃
再热蒸汽：
蒸汽流量：
2580.9t/h
进/出口蒸汽压力：
6.16/5.96MPa（a）
进/出口蒸汽温度：
374/603℃
给水温度：
299℃
b）锅炉额定蒸发量工况（BRL）参数（相当于汽轮机额定功率TRL工况进汽量，此工况下考核锅炉保证效率）。
过热蒸汽：
额定蒸发量：
2943t/h
27.44MPa（a）
2465.4t/h
5.88/5.69MPa（a）
366/603℃
295.1℃
锅炉保证热效率：
93.72％（按低位发热值）
c）空预器出口烟气修正前温度：
130℃（B－MCR工况）
空预器出口烟气修正后温度：
124.5℃（B－MCR工况）
1.5.2.2汽轮机
汽轮机采用上海汽轮机有限公司产品，引进的是西门子技术体系。
主要技术规范为：
TC4F型，高中压联合启动、超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、四缸四排汽。
汽轮机采用定－滑－定运行方式。
表1.5.2.2-1汽轮机主要参数汇总表
单位
TRL工况
TMCR工况
VWO工况
THA工况
功率
MW
主蒸汽压力
MPa（a）
主蒸汽温度
℃
主蒸汽流量
t/h
2943.065
3090.654
2719.768
再热蒸汽压力
再热蒸汽温度
再热蒸汽流量
2449.033
2465.14
2580.944
2288.448
高压缸排汽压力
5.935
5.982
6.261
5.555
低压缸排汽压力
kPa（a）
5.7/6.7
凝汽量（包括小汽机）
1824.54
1809.75
1885.25
1691.32
给水温度
299.0
290.0
补给水率
%
热耗率
kJ/kW.h
7819
7419
7440
7377
1.5.2.3汽轮发电机
采用上海汽轮发电机有限公司生产的发电机，发电机主要参数如下：
型号：
THDF125/67
额定容量：
1112MVA
额定功率：
1000MW
最大连续输出能力：
1053.485MW
（注：
在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，与汽轮机的最大连续出力相匹配。
）
额定电压：
27kV
额定功率因数：
0.9（滞后）
额定频率：
50Hz
额定转速：
3000r/min
定子绕组绝缘等级F（注：
按B级绝缘温升使用）
转子绕组绝缘等级F（注：
定子铁芯绝缘等级F（注：
额定氢压：
0.50MPa（g）
效率≥98.95%
冷却方式：
水-氢-氢
励磁系统：
无刷励磁
2燃料
2.1燃料来源及特性
根据浙江国华浙能发电有限公司与神华煤炭运销公司签订的有关燃煤供应与运输的《长期供煤协议》，本期2×
1000MW机组燃用神华煤。
煤炭通过神朔铁路从矿区运到神池，然后通过朔黄铁路运至黄骅港，由海轮转运至电厂专用煤码头，不需中转港。
2.2燃料特征
燃煤特性和灰分分析资料见表2.2-1。
表2.2-1燃煤特性和灰分分析资料
序号
名称
符号
设计煤种
校核煤种
燃料品种
活鸡兔煤
变动范围
乌兰木伦煤
工业分析
收到基水份
Mar
％
14.00
±
16.50
空气干燥基水份
Mad
5.90
6.70
收到基灰份
Aar
7.04
13.07
干燥无灰基挥发份
Vdaf
33.19
38.00
收到基低位发热量
Qnet.ar
kJ/kg
23390
2340
20980
哈氏可磨系数
HGI
62
55
冲刷磨损指数
Ke
0.95
1.51
元素分析
收到基碳
Car
63.25
56.38
收到基氢
Har
3.40
3.37
收到基氧
Oar
11.18
9.44
收到基氮
Nar
0.64
0.66
收到基硫
St.ar
0.5
0.3
0.58
灰分析
二氧化硅
SiO2
26.31
45.01（30～50）
游离二氧化硅
（SiO2）d
1.24
2.59
三氧化二铝
Al2O3
12.66
14.99（9～20）
三氧化二铁
Fe2O3
20.66
6.11（6～20）
氧化钙
CaO
18.09
18.21（15～35）
氧化镁
MgO
1.08
1.18（0.8～1.8）
三氧化硫
SO3
16.20
6.69（8～12）
二氧化钛
TiO2
0.48
0.41（0.4～1.5）
氧化钾
K2O
0.70
1.20（0.2～2.0）
氧化钠
Na2O
0.43
0.82
二氧化锰
MnO2
0.06
0.46
其它
3.33
4.92
灰熔融性
变形温度
DT
1080
1060（1050～1150）
软化温度
ST
1120
1080（1100～1200）
半球温度
HT
1180
1120（1110～1250）
流动温度
FT
1220
1160（1150～1300）
比电阻
测试温度23.5℃
Ω.cm
3.60x109
3.40x109
测试温度80℃
8.40x109
6.50x109
测试温度100℃
1.92x1010
1.30x1010
测试温度120℃
8.20x1010
4.00x1010
测试温度150℃
5.80x1011
1.50x1011
测试温度180℃
3.60x1011
7.70x1011
2.3锅炉点火用油
锅炉点火及助燃用油采用0号轻柴油，油质特性如下：
粘度（20℃时）：
3.0～8.0mm2/s
凝固点：
不高于0℃
闭口闪点：
不低于55℃
机械杂质：
无
含硫量：
不大于1.0%
水份：
痕迹
灰份：
不大于0.02%
比重：
817kg/m3
低位发热值Qnet,ar41800kJ/kg
3燃烧制粉系统及辅助设备选择
3.1锅炉耗煤量
锅炉耗煤量的计算原则为：
（1）燃煤量计算按锅炉MCR工况。
（3）锅炉的年利用小时按5500小时计算。
（4）锅炉的日运行小时按20小时计算。
（5）锅炉效率93.72％（对应低位发热量）。
表3.1-1锅炉耗煤量
单台锅炉
两台锅炉
每小时燃煤量（t/h）
370.3
740.6
412.9
825.8
每日燃煤量（t/d）
7406
14812
8258
16516
每年燃煤量（t/a）
2036650
4073300
2270950
4541900
3.2燃烧及制粉系统的拟定
3.2.1烟风系统
3.2.1.1锅炉烟风系统采用平衡通风方式，满足锅炉在燃用设计煤种时从启动至最大连续蒸发量（BMCR）的风量和排出烟气量的需要，且满足燃用校核煤种的需要。
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