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华电国际邹县发电厂四期(2×1000MW超超临界机组)工程设计特点

北极星电力网技术频道    作者:潘军   2009/3/20 15:37:25   

华电国际邹县发电厂四期
(2×1000MW超超临界机组)工程设计特点
潘 军

(西北电力设计院,陕西 西安,710075)

摘要:简介华电国际邹县发电厂四期2×1000MW超超临界机组工程设计特点。
关键词: 2×1000MW超超临界机组工程,设计特点
前言:
华电国际邹县发电厂(原山东邹县发电厂,以下简称邹县电厂)位于山东省邹城市西南10公里的唐村镇,是山东电力网的主力电厂,也是一座大型矿口电厂。电厂一期、二期工程共装有四台300MW机组(经改造目前四台机组机组实际出力均为335MW),已分别于1985年~1989年建成投产。三期工程装设两台600MW机组,分别于1997年1月和11月投产。四期扩建(以下简称邹四工程)建设规模为2×1000 MW超超临界燃煤机组,工程为华电集团公司“358”战略计划和华电国际“千万工程”的重点项目,被列为国家“十一五”重点建设工程,也是百万千瓦级超超临界机组国产化依托项目之一,工程的建设对于提升我国电力设备设计、制造和运行水平,促进国内电站设备制造企业的技术进步和电力行业的可持续性发展,推动国内冶金和电子等相关产业的共同进步起到了积极作用。两台机组分别于2006年12月4日和2007年7月5日顺利通过了168小时满负荷试运。本文就华电国际邹县发电厂四期2×1000MW超超临界机组工程设计特点进行汇总和说明。
1、 工程设计特点
1.1 本工程为百万千瓦级超超临界机组国产化依托项目,按照国内常规汽轮机铭牌功率定义TRL工况背压为11.8kPa(a),补给水率3%,机组出力为1000MW。
1.2 本工程锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司(DBC)/东方日立锅炉有限公司(BHDB)/日本巴布科克-日立公司(BHK) 公司产品,性能保证由技术支持方(BHK)负责;汽轮机为东方汽轮机厂/日立公司产品,汽轮机的系统、性能设计由东方汽轮机厂与其技术支持方(日立公司)联合进行,性能保证由东方汽轮机厂和其技术支持方(日立公司)负责;发电机为东方电机股份有限公司/日立公司产品,性能保证由技术支持方日立公司负责。东方三大动力厂1000MW机组设备在国内系首次使用,汽轮发电机组轴系全长54.652米,在国外亦无运行业绩,可参考和借鉴的资料少,设计难度较大。
1.3 本工程冷却塔是我国首座为1000MW超超临界机组配备的超高超大型冷却塔,为逆流式双曲线自然通风冷却塔,冷却面积12000m2,塔高165.00m。
1.4 本期工程新增工业用水采用城市中水,由邹城市城市污水处理厂供给,中水深度处理站布置在厂区内。锅炉补给水采用一期工程循环水排污水经反渗透处理后回用水。
1.5 本期工程为在原预留扩建2×600MW机组,未考虑预留脱硫场地的基础上建设,且同时考虑三期工程增设脱硫装置,工程建设场地狭小,东、南、北三侧受限,厂区总平面布置难度大。
1.6本期工程同步建设100%烟气量脱硫装置并在锅炉炉架内预留安装SCR工艺系统脱硝装置的位置。烟气脱硫采用石灰石—石膏湿法脱硫方案(FGD),按锅炉BMCR工况全烟气量脱硫,脱硫效率不低于90%,公用系统按照三、四期工程四台机组统一规划,布置在四期工程脱硫区域。
1.7本期工程不新建灰场,利用现有三期工程常峪水力贮灰场改造为干灰场,进行防渗处理后作为三、四期工程共用灰场。
1.8 针对主厂房与升压站横向错开距离较大,加之A排外地下管线多,从主变至升压站的连线无法采用常规布置,在厂区内首次采用500kV双回同塔(紧凑型)架空线路,节省投资。
1.9本工程总的设计思想:“立足四期、面向全厂、降低造价、确保竞争、提高效益”。设计原则:“设计一流、可靠先进、节水环保、节能降耗、全国示范”。工程设计中充分利用了已有场地和电厂现有的公用设施,如锅炉补给水处理车间和设施,油库区及燃油泵房等。
1.10 应用计算机技术提高设计质量
主厂房相关专业采用PDMS系统建模设计,消除了主厂房布置中各专业的碰撞问题。热机专业应用三维设计系统进行管道定线,并利用PDMS系统生成管道的三维定线图及相关的设备模型,还利用PDMS系统与管道应力分析软件CAESARⅡ的接口,完成管道应力计算。
热控与电气专业采用了我院自行开发并获部优秀技术成果一等奖的计算机辅助电缆敷设程序,进行了电缆布线设计。
利用三维模型技术对整个电厂进行三维动画漫游,使业主在设计阶段就对电厂全貌有一个总体的了解,为设计方案的讨论提供直观效果。
2、工程设计简介
2.1 三大主机规范
2.1.1 锅 炉
锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司/日本巴布科克-日立公司(BHK)生产的变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
2.1.2 汽轮机
汽轮机为东方汽轮机厂/日立公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽,给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定功率1000MW。
2.1.3 发电机
发电机为东方电机股份有限公司/日立公司生产的三相同步汽轮发电机。
2.2 主要工艺系统
2.2.1 热力系统
除辅助蒸汽系统外,主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统、给水系统、抽汽系统、凝结水系统、加热器疏水系统、开式和闭式冷却水等系统均为单元制。
2.2.2 制粉及烟风系统
制粉系统为双进双出钢球磨煤机冷一次风机正压直吹式系统,每台锅炉配6台磨煤机和6个钢煤斗。
烟风系统按平衡通风设计,空气预热器为三分仓转子回转式。
每台锅炉配置2台三室四电场静电除尘器,除尘效率≥99.7%。
两台锅炉合用一座钢双内筒式钢筋混凝土烟囱,烟囱高度为240米。
2.2.3 运煤系统
本期工程燃煤全部采用铁路运输。兖州矿区来煤采用底开车运输,厂内设2×11车位双线缝隙式卸煤沟进行卸煤;济北矿区来煤采用普通敞车运输,设2套C型单车翻车机系统。
煤场设两台35米悬臂式斗轮堆取料机,煤场总储量28.9万吨,满足2×1000MW机组锅炉最大连续蒸发量时18天的耗煤量。
2.2.4 除灰渣系统
除渣系统采用刮板捞渣机将锅炉底渣直接输送至渣仓, 经汽车外运方案。
除灰系统采用正压浓相气力输送、灰库储存、汽车转运的系统。
2.2.5 供水系统
供水系统采用带自然通风冷却塔的单元制二次循环系统。一台机组配一座自然通风冷却塔、三台循环水泵、一座循环水泵房。
本工程水源由邹城市城市中水、老厂节余水、三期工程污废水处理后回用水、老厂循环水排污水处理回用水及灰场深井水等组成。
2.2.6 化学水、废水处理系统
锅炉补给水系统采用超滤+反渗透+一级除盐+混床。
凝结水采用前置过滤+高速混床处理方式。
工业废水采用集中处理回用的方式;化学废水采用分散处理后回用。
城市再生水深度处理系统采用石灰处理方式处理后回用于循环水补充水。
循环水采用加硫酸、加稳定剂、加二氧化氯处理方式。
2.2.7 热工自动化
本工程采用炉、机、电及辅助车间集中控制方式,除输煤控制室设置值班员以外,辅助车间的操作最终以集控室操作为主,就地控制室作为过渡及调试维护使用。每台机组设一套分散控制系统(DCS),实现机炉电集中监控。辅助车间系统采用PLC控制系统。
DCS作为主厂房最高监控层,并预留与厂级监控系统SIS接口,辅助车间网络监控系统是辅助系统的最高监控层,同时预留与厂级监控系统SIS接口。
脱硫系统采用单独的脱硫DCS控制,运行人员在就地脱硫控制室内通过LCD操作员站实现脱硫系统的启/停、运行工况的监视和调整以及事故处理等。
2.2.8 电气系统
机组采用发—变组接线接入500kV系统。500kV配电装置按一个半断路器接线方式设计。2台发电机各经过三台380MVA单相主变压器接入500kV升压站,本期进线两回、出线一回。
高压厂用电电压等级采用10kV一级,厂高变、起/备变低压中性点采用低电阻接地方式,接地电阻为60Ω。每台机组设四段10kV工作母线,A、B段10kV母线由第一台厂高变两个低压分裂绕组经共箱母线引接;C、D段10kV母线由第二台厂高变两个低压分裂绕组经共箱母线引接。互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同的10kV段引接。

每台机设置2台容量为68/34-34MVA高压厂用工作变压器,型式为:自然循环风冷分裂变压器。两台机设置两台与工作厂高变同容量的起动/备用变压器,采用三相油自然循环风冷有载调压分裂变压器,其容量为68/34-34MVA,10kV侧通过共箱母线连接到每台机组的四段10kV工作母线上作为起动/备用电源。
主厂房低压工作厂用电系统,包括汽机段、锅炉段、公用段、保安段、照明段、检修段、电除尘段,其母线电压为380/220V。主厂房内每台机组成对设置锅炉变、汽机变,两台机组设置公用变、照明变,互为备用。两台机组设一台检修变,其备用电源由照明变引接。辅助厂房变压器两两互为暗备用。
2.2.9 脱硫系统
脱硫工艺采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。脱硫系统为EPC方式整岛招标,由山东三融环保公司总承包。
2.3 主厂房布置
主厂房布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房四列式布置。汽轮机为纵向顺列布置,机头朝向扩建端。
主厂房主要尺寸如下:
主厂房柱距 12m(两台机共12档,分别对
应磨煤机位置)
10m(两台机共9档)
汽机房长度 235.4m
汽机房跨度 34m
除氧间跨度(B-C) 12m
煤仓间跨度(C-D) 16m
锅炉炉前距离(D-K1) 8m
锅炉深度(K1-K8) 74.8m
A列柱至引风机出口总烟道中心线距离 232m
A列柱至烟囱中心线距离 304m
汽机房运转层标高 17.0m
汽机房中间层标高 8.60m
行车轨顶标高 30.2m
锅炉运转层、给煤机层标高 17.0m
除氧层标高 29.0m
输煤皮带层标高 42.0m
2.3.1 汽机房
汽机房分三层布置,即:0.0m层、中间层(标高8.6m)、运转层(标高17.0m)。
底层布置凝结水泵、400V厂用配电装置、定子冷却水供水装置、密封油供油装置、机械式真空泵、凝结水输送泵、开式和闭式循环水泵、闭式循环冷却水热交换器、凝结水精处理装置、主汽轮机润滑油箱、冷油器、油净化装置、顶轴油泵、抗燃油装置等设备。在两台机组之间设安装检修场,供起吊重物或大件使用。
中间8.60米层主要是管道层,布置的设备有轴封加热器、发电机引出的封闭母线及励磁设备。机尾发电机侧为10kV配电室。
汽机运转层为大平台结构,布置汽轮发电机组与二台50%容量的汽动给水泵组。汽轮发电机组中心线距A列17.0m。
为方便运行及检修,每台机组均设有从0.0m层经8.6m层至运转层的扶梯,0.0m层A排墙侧检修场开有大门。
汽机房设有起重量为130/35t的电动桥式起重机2台。
2.3.2 除氧间(B-C)
除氧框架共分四层,零米、8.60米、17.0米、29.0米层。
底层零米,设有电动调速给水泵组、汽动给水泵前置泵、液力偶合器冷油器及凝结水输送泵等,靠近B排侧留有运行维护通道。
8.6米层布置有5、6号低加及其管道,靠B排侧留有运行维护通道。
17.0米层布置有双列1、2、3号高加及其管道,靠B排侧留有运行维护通道。
29米层为除氧器层,除氧器室内布置。
在除氧框架的固定端设一台电梯。
2.3.3 煤仓间
煤仓框架分零米底层、17.0米层、42.0米层共三层。
底层横向布置6台双进双出钢球磨煤机(每台机组)。
17.0米运转层布置有给煤机(每台机组12台给煤机),以及送粉管道,在固定端设有吊物孔,直至42.0米层。17.0米至42.0米层间布置有12台有效容量756 m3钢煤斗。
42.0米层为输煤皮带层,该层布置有输煤皮带及附属设备。
2.3.4 锅炉布置
锅炉运转层以上露天布置,以下封闭。锅炉钢架范围内运转层平台(17.0米层)为钢筋混凝土板面。每炉设1部客货两用电梯,在锅炉本体主要平台层设停靠层(共12层)。炉前通道32.0米设炉前低封,炉顶设轻型钢屋盖。
锅炉零米布置有两台磨煤机密封风机、刮板捞渣机及溢流水池等。两台送风机及两台一次风机对称布置在锅炉钢架付跨内,7号炉固定端侧及8号炉扩建端侧各布置有一个渣仓,每炉扩建端各布置一台排污扩容器。
2.3.5 炉后布置
炉后沿烟气流向依次露天布置两台三室四电场静电除尘器、两台吸风机及脱硫装置。吸风机顶部设简易顶棚,防止雨淋。总烟道采用钢结构方形烟道。两台除尘器之间布置有除灰综合楼,除灰综合楼底层为空压机室。
本工程两台机组合用一座高240米的混凝土双钢内筒烟囱、单筒出口内径8.0米。
2.3.6 集控综合楼
集控综合楼布置在两台锅炉之间,为二机共用。宽为27米,长为60.5米。集中控制楼共分六层布置。
零米层布置凝结水精处理再生设备、化学加药设备、锅炉PC、公用PC及柴油发电机。
4.6米层(仅两档)布置MCC和保安PC。
8.6米层布置化学取样、气体消防、蓄电池、直流配电柜和通风机。
14.0米层为电缆夹层。
17.0米层布置单元控制室和电子设备间。
23.2米层布置暖通设备。
2.4厂区总平面布置
厂区总平面布置由南向北依次为升压站区(冷却塔区)、主厂房区、煤场区,呈三列式布置格局。主厂房固定端朝东,向西扩建,出线向南。
电厂一、二期购地117.30 hm2,三期购地约34.74 hm2,合计152.04 hm2。电厂一~三期围墙内用地面积106.95 hm2,本期利用电厂已征地约28.53hm2,本期工程新征地面积21.8665 hm2(为冷却塔、煤场及反渗透区域征地)。
厂区总平面设计将功能相近的建筑物尽量联合布置,主厂房区从南往北依次布置有冷却塔、循环水管、主变、厂高变、汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、电除尘、引风机、脱硫装置及烟囱。500kV配电装置布置于三期升压站扩建端,三期冷却塔东侧场地上。
煤场位于炉后矿区来煤铁路北侧区域,由主厂房固定端侧上煤。
2.5 建筑与结构
主厂房、锅炉房、烟囱、碎煤机室等荷载较大的建构筑物选用①-3-2、①-3-1或①-3-3土层作为持力层或下卧层,由于持力层埋深较深,采用碎石换填处理方案。其它建构筑物选用①-2-1、①-3-1或①-3-3做为地基承力层,基础下用毛石混凝土(毛石添加量不超过30%)局部换填至持力层。
主厂房采用钢结构,外围护采用带保温双层压型钢板。
两炉间的集中控制楼采用钢筋混凝土结构,自成独立结构体系。
2.6 灰渣场
将三期工程的常峪灰场(水灰场)改造为干灰场,供三、四期工程共同使用。灰渣原则上考虑综合利用,综合利用不均衡部分考虑采用汽车运至灰场碾压堆放。
3. 采用的新工艺和新技术
3.1 采用超超临界参数机组,汽轮机入口蒸汽参数为25.0 MPa(a)/ 600℃/600℃。
3.2 脱硫系统采用每台炉设一套回转式气—气换热器(GGH),优化了系统和布置。
3.3 烟囱钢内筒防腐采用喷涂聚脲弹性体材料,节省投资并缩短了施工周期。
3.4 直流锅炉配双进双出钢球磨的制粉系统。送风机、一次风机采用动叶可调轴流式,引风机采用静叶可调轴流式。
3.5厂区内从主变至升压站的连线首次采用500kV双回同塔(紧凑型)架空线路,省钱、节地又壮观。
3.6采用PDMS软件进行主厂房建模设计,消除各种可能的碰撞隐患,汽水管道和送粉管道采用PDMS系统进行施工图的设计等工作。
3.7对主蒸汽管道、再热蒸汽管道采用CAESARII应力分析计算程序和PIPENEET动态分析计算程序进行管道应力和汽锤分析计算。
3.8暖风器疏水泵采用变频调速技术等,使电厂的设计和运行经济性得以提高。
3.9 汽动给水泵、磨煤机基础采用弹簧隔振基础。
3.10升压站网络计算机监控系统采用分层分布式结构,操作员工作站采用双机系统,主网采用以太网,采集系统为现场总线方式,网络介质采用光纤或双绞线。
3.11 除氧间固定端设一部电梯直达输煤皮带层,方便了垂直交通。
3.12 轴封压力调节、锅炉壁温、发电机定子铁芯线圈温度等采用现场总线控制系统,节省了控制电缆。
3.13 通过专题论证和对主机及四大管道的招投标把关等工作,主蒸汽管道、锅炉末级过热器出口集箱、汽机厂供货的高压导汽管材质均采用A335P92钢,避免了主蒸汽管道异种钢材焊接的情况发生。热再热蒸汽管道材质最终确定为A335P91,再热冷段管道采用A672B70CL32电熔焊钢管,高压给水管道采用15NiCuMoNb5无缝钢管。 3.14在汽机合同签订后,经多次专题联络会的讨论,基于优化设计的思想,日立公司将原合同中的传统迷宫密封更换为美国Guardian Seal迷宫密封,同时部分汽封的间隙在母型机的基础上根据日立公司的经验和优化设计进行了相应的缩小。这样,不仅降低了汽机的“汽流激振系数”,同时减少了汽机汽封非作功蒸汽的流量,提高了汽机的效率。
4、设计优化
4.1在主厂房布置方案中,采用国际上通用的模块式设计,按照系统、功能、布置及工程的活用等原则,把汽机房、除氧间、煤仓框架、锅炉房、除尘器及烟囱区划分为几个典型的模块。主厂房布置上采用了很多当时国内较先进的布置形式。钢球磨煤机采用了弹簧减振装置,且一台磨煤机出口的8根送粉管道布置在同一标高,运转层送粉管道布置整齐、美观。给水泵汽轮机采用了弹簧减振装置,支撑在主厂房钢结构上,减少了原来的给水泵汽轮机基座,降低了投资,加大了空间。
工程设计中对锅炉的烟风煤粉管道,机炉的汽水管道、阀门设置、电缆桥架、配电盘、柜等进行了精心设计,统一规划,留有充足的设备检修通道和运行维护通道,如经过优化考虑将双列高加均布置于除氧框架运转层,降低了除氧框架高度,通过协调和优化管道及加热器本体的水位计等在线仪表的布置位置,满足运行维护和检修通道的要求。管道、阀门、电缆桥架等布置在保证工艺流程合理的前提下,通过对管道采取减小应力、推力措施,使管道布置尽可能的直和短,力求整齐、美观。运行实践证明,布置优化合理,达到了很好的效果。主蒸汽、再热热段和再热冷段管道在煤仓间内分层布置,管道尽量减少弯头,减少焊缝,节省投资。
采用脱硫装置紧接引风机布置于烟囱前的方案,满足了工艺流程顺畅,炉后区域总体布置更紧凑、合理。
4.2 综合考虑地基处理情况和施工进度等综合因素,经过对主厂房结构型式进行全面的分析比较,主厂房结构推荐采用钢结构方案。
本工程主厂房采用钢结构,汽机房横向为刚性连接、部分轴线加支撑的钢结构框架结构体系,纵向为铰接钢结构框架加支撑结构体系,柱脚为铰接。为了保证主厂房钢结构的整体刚度和整体稳定,主厂房钢结构必须设有纵横向垂直支撑,经多次优化,与工艺专业配合设计解决了这一问题,厂房的支撑布置未发生与设备、管道等的碰撞问题,同时也满足了检修维护通道的要求。
汽机房屋面采用双坡实腹焊接工字钢有檩体系,屋面采用复合压型钢板自保温和带防水的轻型结构。采用实腹工字型钢梁较传统的钢桁架结构断面低许多,并取消了垂直支撑和下玄水平支撑,这样较传统的汽机房屋面显得轻巧、明快、简洁,收到了很好的视觉效果。
4.3 按照工程地质勘察报告结论意见,本场地土层分布较三期工程①-3-2层埋深明显增大,三期①-3-2层埋深大约在-8米左右,四期①-3-2层埋深大约在-10~-14米左右,三期工程为2×600MW机组,上部为钢筋混凝土框排架结构形式,柱脚竖向力约2700T(主厂房)、3500T左右(锅炉房),地基处理采用低标号素混凝土垫层方案;本工程为2×1000MW机组,主厂房上部采用钢结构形式,柱脚内力约为3000T左右(主厂房)、4500T左右(锅炉房),如沿用三期垫层方案,1)承载力不满足要求,特别是锅炉基础;2)地下水位较浅,且起伏较大,施工降水难度大,费用高。所以,从各层土主要力学性能和地质剖面图可见,本厂址地基处理问题复杂,既有地基承载力问题,更有地基不均匀沉降问题。主厂房(包括汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房)、烟囱拟定地基处理方式可选择:碎石垫层或桩基方案,综合考虑节约初投资、缩短施工周期等因素,经优化论证后确定采用碎石垫层方案,经实际验证是安全可靠的。
4.4 在整个设计过程中贯穿节水主题、立足将本工程建成环保型电厂,采用城市中水和老厂循环水排污水,节约水资源。采用可靠的节水措施,提高水的重复利用率,提高循环水浓缩倍率,合理消耗电厂排水,最大限度的减少用水量。全厂的生活污水、工业废水和含煤废水全部回收处理重复使用。
设计耗水指标(0.563 m3/s.gw),各项节水措施落实可靠、经济合理、便于实施运行。
4.5 输煤系统采用了较多先进设备:如液压驱动装置、碎煤机底部设减振平台等。
4.6 锅炉补给水系统采用了反渗透水处理技术,使离子交换器的运行周期大大延长,降低了树脂再生的频率及再生所需酸碱用量,并且降低了树脂再生所产生的酸碱废水排放量。
4.7 凝结水精处理系统采用中压高速混床系统,两台机组的两套精处理混床共用一套树脂体外再生装置及其辅助系统。体外再生系统采用先进的高塔分离技术,能使混床的阴阳树脂得到彻底分离。系统设置了前置除铁过滤器,从实际运行情况看,是非常有必要的,可以缩短机组启动时间,有效地保证凝结水水质。
目前凝结水精处理系统运行较为正常,混床出水电导率<0.1μS/cm,Na<1μg/L,完全能够满足机组运行对水质的要求。
4.8 城市中水深度处理系统选用石灰凝聚澄清过滤处理工艺系统,系统设计水量按4200m3/h考虑,布置于四期冷却塔附近。其中城市中水为3300m3/h, 工业废水为700m3/h ,生活污水为200m3/h。
按照相同功能的系统合并考虑的原则,将中水深度处理系统和循环水处理杀菌氧化处理两系统的制二氧化氯装置系统合并统一考虑,简化了系统。
4.9 锅炉补给水系统离子交换设备利用三期原有设备,仅在三期原有处理站基础上补充部分水泵、管道、阀门等,使水处理系统满足2×600MW + 2×1000MW 机组用水量要求。三期工程除盐水箱总容积为3×2000m3 ,不能满足本期机组建成后补给水贮存容积要求,故打破常规的专业独立设计的思路,考虑将热机专业主厂房区域凝结水补水箱容积设计为2×2000m3,除盐水总贮存容积为5×2000m3,满足补给水总贮存容积的要求。
4.10 为了使单元控制室整体布置协调、简洁美观,采取了以下措施:1)以等离子显示器和数字显示屏替代大屏幕显示器;2)控制室内不设常规显示仪表, 仅保留少数独立于DCS的硬接线紧急停机、停炉、停发电机等的控制开关;3)全厂闭路电视系统、炉膛火焰监视系统视频信号均接入等离子显示器。
4.11考虑到冬季比较冷,锅炉房汽水系统的变送器,压力差压开关均布置在仪表保温柜内,烟风系统及汽机房变送器、压力、差压开关均布置在仪表保护柜内。
4.12胶球清洗程控柜、磨煤机程控柜、空预器火灾监视柜、锅炉吹灰动力柜等均就地布置。汽机房电动门配电箱就地集中布置在汽机房8.6米层;锅炉房电动门配电箱集中布置在锅炉房运转层。
4.13单元机组分散控制系统DCS按照功能分散和物理分散相结合的原则设计。DCS的功能包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、汽机旁路控制系统(BPS),循环水泵房的控制、凝结水精处理混床部分,锅炉吹灰系统的控制纳入DCS范围。对于两台机组的公用系统,如燃油泵房、凝结水精处理再生部分、厂用电公用、系统等设备的监控纳入DCS公用系统。
胶球清洗控制系统采用可编程序控制器(PLC)实现,重要的监视与报警信号硬接线送入DCS系统。
发电机励磁调压系统(AVR)、发电机自动同期系统(ASS)、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备,对于重要的监视、报警及操作信号均采用硬接线与DCS系统交换信息。
4.14空调系统、采暖加热系统合设一套控制系统,除灰、除渣合设一套控制系统。
4.15对厂区总平面布置,厂区竖向布置,厂区管网规划,厂区道路等均进行了优化。使厂区总平面布置合理,充分利用了已有公用设施和场地条件 。
优化工艺布置,压缩辅助、附属厂房、管道走廊和通道尺寸,达到合理布局并节约用地的目的。4.16优化系统和设备配置:例如每台机配3×50%容量的凝结水泵和3×33%容量的循环水泵,使其运行灵活,节省厂用电;《火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)》中规定双进双出钢球磨煤机不设备用。但考虑到本工程每台炉配6台磨,台数较多,因此在锅炉招标书运行条件中提出了“每炉配6台磨煤机,5台磨煤机运行时带BRL负荷。”的想法和要求,在磨煤机招标时也提出了要求磨制设计煤种,设计钢球装载量、设计煤粉细度时,五台磨煤机运行可满足锅炉带BRL负荷的要求,六台磨煤机出力不小于锅炉BMCR工况下锅炉燃煤消耗量的115%;锅炉燃烧校核煤种时,六台磨煤机出力可满足锅炉B-MCR工况。考虑到机组很少会在B-MCR工况运行,同时经核算磨煤机的型号又未因此调档加大型号,故最终确定采用此种配置,机组正常运行工况5台磨煤机运行可满足制粉要求,节省了正常运行工况的电耗。
4.17根据工程设计及气象条件,在保证安全满发的前提下,通过优化计算确定循环水系统及选择汽轮机冷端各主要参数合理的经济组合。优化循环水系统冷端参数,确定合适的汽机设计背压,降低汽轮机热耗率。通过优化计算确定循环水倍率为55倍,经冷端参数优化后确定凝汽器面积为60000m2,冷却塔淋水面积12000m2,汽轮机背压为4.5Kpa(a)/5.7 Kpa(a)(平均背压5.1 Kpa(a)),汽轮机THA工况热耗率7354 kJ/kWh,70%THA工况时热耗率7488 kJ/kWh。
4.18经优化主蒸汽、再热热段为双管,再热冷段采用二一二的布置方式。采用一级大旁路系统,优化了系统,降低了初投资。
4.19高、低压辅汽母管简化为一个辅助蒸汽联箱,简化了系统和布置。取消了辅汽疏水扩容,辅汽系统的疏水直接通过辅汽疏水母管进入汽机本体疏水扩容器或锅炉疏水扩容器。辅助蒸汽的设计考虑了机组直接采用汽动给水泵运行启动的工况,增加了机组实际运行的灵活性。
4.20 在主机招投标及合同谈判阶段,将机组的70%THA工况作为热耗率保证值的第二验收工况。这要不仅对机组满负荷运行的热效率有了要求,同时对机组在降低负荷运行时的热效率作出了要求。
4.21高压加热器采用双列布置的方案,降低了高加故障期间的汽轮机热耗(根据汽轮机厂提供的热平衡,全部高加切除汽轮机热耗比一列高压加热器切除,而另一列高压加热器继续运行时,高了133kJ/kwh),双列高加的方案在机组运行的灵活性和经济性上优于单列高加的方案。
4.22经优化取消了辅汽系统的管道疏水扩容器,辅汽系统疏水直接经疏水器进入凝汽器(水质合格时),回收了经管道疏水扩容器排向大气的工质和热能。
4.23汽机轴封系统采用自密封系统,即在汽机正常运行期间,利用高压主汽门、高压调节汽门、中压联合汽门的高压门杆漏汽向汽机轴封供汽母管输送汽机高、中、低压缸的轴封供汽。这样不仅有效利用了高压门杆漏汽,同时省去了机组辅助蒸汽系统向汽机高、中、低压缸的轴封供汽,节省了能源。
4.24 注意掌握设计标准,想方设法节约投资,以控制工程造价。
4.24.1 主辅设备及主要材料均采用招标方式,我院认真做好标书编制和评标工作,并积极配合业主评标、定标和签订协议等工作。标书的标准适当,供货范围合理、无遗漏;国内能够供货且质量又过关的设备,原则上尽量选用国内产品,能较多的节省投资。
4.24.2 优化厂区总平面和主厂房布置,节约用地、减小厂房容积。
4.24.3 在施工图设计中,对主厂房内汽水管道布置进一步优化,节省钢材,实际用量低于限额设计水平。
4.24.4 建筑装修执行华电集团公司设计导则中的建筑装修标准,不随意提高标准。
4.25 设计中采用除尘效率99.7%的三室四电场静电除尘器,并且三、四期均采用湿法脱硫,也附加有50%的除尘效果,四期工程建成投产后,全厂装机容量增加了44%,烟尘排放量仅增加了373 t/a(280 t/a),增加幅度仅为6.6%,全厂烟尘排放总量为6025 t/a(6795 t/a),满足“十一五”期间烟尘总量控制指标要求。
4.26 锅炉采用低氮燃烧技术,出口NOx排放浓度≤300mg/Nm3;满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中450 mg/Nm3的浓度控制指标,且大大减小了NOx排放量,年减少NOx排放量约为5817 t/a,同时,本工程预留脱除NOx的空间,为进一步减少NOx排放量创造了条件。
4.27 邹城市污水处理厂处理后的中水主要排入白马河,最终汇入南四湖,由于为南水北调东线工程输水干线的一部分及调蓄水库,因此电厂利用邹城市城市中水作为循环水系统补充水对南水北调工程水质改善具有重要意义;并且处理后中水应用于循环水系统后,循环水排污水又分别用于脱硫系统、输煤系统和煤场喷洒,其污染物大部分转入固相(浓缩污泥及脱硫石膏中)或被焚烧,减少了排入水环境的污染物量,因此,中水处理对改善当地水环境质量具有积极作用。
4.28在超大型冷却塔结构设计研究方面,针对本工程超大型冷却塔的结构特点和具体实际,在国内首次针对性地开展了包括冷却塔结构选型、风工程特性研究、有限元对比分析、屈曲稳定分析、施工期稳定分析、塔筒几何非线性影响评价、塔芯超长构件的设计等在内的一系列专题研究,取得了重要的研究成果,为本工程超大型冷却塔的结构设计与施工提供了重要依据,填补了国内在超大型冷却塔结构研究领域的空白。
4.29主蒸汽,给水、冷段、热段等管道温度测量热电偶保护套管,通过计算分析选用1Cr18Ni9Ti不锈钢材质,采用管道直接焊接的安装方式,工厂化加工,插入深度均按100mm考虑,既利于温度测量又简化热电偶选型。
4.30厂用电系统采用现场总线方式进入电厂计算机控制系统,能充分发挥智能电器的功效,改变过去只有重要电气量才能进入计算机系统的情况,使厂用电系统运行更加安全可靠和便于维护,同时取消变送器,减少计算机I/O卡件,减少电缆工程量,便于分步调试和投运,有利于厂用电系统的科学运行维护。
5、主要经济技术指标
5.1 总指标 竣工决算值
5.1.1 发电工程静态投资(万元)   704400
5.1.2 发电工程静态单位投资(元/kW)      3522
5.2 总布置指标
5.2.1 厂区围墙内占地面积(hm2)      46.275
5.2.2 每千瓦占地面积(m2/kW)    0.231
5.2.3 建筑系数(%) 39
5.2.4 场地利用系数(%) 69
5.2.5 厂区绿化系数(%)    20
5.3 主厂房指标
每千瓦主厂房可比容积(m3/kW) 0.29
5.4 运行指标     设计值
5.4.1 全厂热效率(%)    45.91
5.4.2 发电标准煤耗(g/kWh)       267.55
5.4.3 全厂厂用电率(含脱硫)(%)    4.97
5.4.4 每百万千瓦耗水量(m3/s.GW)    0.54
5.4.5 年利用小时数 5500h
作者简介:
潘军,1966年出生,男,西北电力设计院副总工程师,电厂热能动力专业,高级工程师。1988年毕业于华中理工科技大学电厂热能动力专业。作为设计总工程师完成了华电国际邹县发电厂四期(2×1000MW超超临界机组)工程、山东黄岛发电厂三期(2×660MW超临界机组)扩建工程等设计工作。
联系电话:029-88358804;传真:029-88358166;E-mail:panjun@nwepdi.com

来源:中国电力科技网
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