江阴夏港电厂2×330MW机组工程设计特点

第２期　２００５年６月　热机技术　江阴夏港电厂２×３　３０ＭＷ机组　工程设计特点　山东电力工程咨询院　张乐川　蒋　莉　［内容摘要］该文着重介绍江阴夏港电厂２Ｘ３３０ＭＷ机组工程的概况、各工艺的流程和系统，以及本工程设计的　有关数据、主设备规范、建筑物及设备布置等：　［关键词］　双水内冷优化设计　１　概述　１．１主机主要设备规范　１．１＿１锅炉　制造厂：上海锅炉厂有限公司　型号：ＳＧ一１０８０／１７．５一Ｍ８７７　型式：亚临界、一次中间再热、控制循环、　燃煤汽包炉，单炉膛半露天布置，四角切圆燃烧　平衡通风、固态排渣，全钢架悬吊结构。　名　称　单位　１０８０ｔ／ｈ　ＢＭＣＲ　ＢＣＲ　：５Ｏｔ／ｈ／￣　过热蒸汽流量　ｔ／ｈ　１０８０　１０３６　８９１．６　过热器出口蒸汽压力　ＭＰａ（ｇ）　１７．５０　１７．５０　１７．２４　过热器出口蒸汽温度　℃　５４１　５４１　５４１　再热蒸汽流量　ｔ／ｈ　８５４．２　８５４．２　７４２．３　再热器进１３蒸汽压力　ＭＰａ（ｇ）　３．７２６　３．７２６　３．２３４　再热器出口蒸汽压力　ＭＰａ（ｇ）　３．５３２　３．５３２　３．０６５　再热器进口蒸汽温度　℃　３２１．１　３２１．１　３０７．１　再热器出口蒸汽温度　℃　５４１　５４１　５４１　省煤器进口给水温度　℃　２８１　２８１　２７１．３　锅炉保证效率：　９２．９　（按低位发热量）　点火方式：　采用轻油二级点火方式　调温方式：　过热器汽温采用２级喷水减　温，再热器汽温主要采用燃烧器摆动调节，同时　配有事故喷水减温。　运行方式：　定压或滑压运行　不投油最低稳燃负荷：　３０　Ｂ－－ＭＣＲ　１．１．２汽轮机　制造厂：上海汽轮机有限公司　机型：ＫＩ５６（Ｎ３００－－１６．６７／５３８／５３８）　项　目　符　号　单　位　出力（３０００００ｋＷ）　汽机初压　Ｐ０　ａ　１６．６７　汽机初温　ｔ０　℃　５３８　汽机初焓　１ｏ　ｋＪ／ｋｇ　３３９７．３　中压缸进口蒸汽压力　Ｐｒｈ　ａ　３．０４７　中压缸进口蒸汽温度　ｔｒｈ　℃　５３８　中压缸进口蒸汽焓　ｈｒｈ　ｋＪ／ｋｇ　３５４０．７　冷却水温度　ｔａｈ　℃　２Ｏ　汽机总进汽量　Ｄｏ　ｔ／ｈ　８９０．５２９　再热蒸汽量　Ｄｒｈ　ｔ／ｈ　７４１．５３８　进入凝汽器蒸汽量　Ｄｃ　ｔ／ｈ　５２９．８４４＋３１．５２０　汽机背压　Ｐｃ　Ｍｐａ　０．００４９　凝汽器出口水温　ｔＣ　℃　３２．５４　排汽焓　ｈｃ　ｋ／／ｌ（ｇ　２３５３．８　发电机端功率　Ｎｅｌ　ｋＷ　３００１１９　汽机汽耗率　ｄ　ｋｇ／ｋＷ．ｈ　３．０１０　汽机热耗率　ｑ　ｋＪ／ｋ　ｈ　７８３９　给水温度　ｔ　℃　２７３．２　给水焓　ｔ　ｋ］／ｋｇ　１１９８　（１）机组出力：ＶｗＯ工况３３９．１１７ＭＷ　ＴＭＣＲ工况３２６．２７１ＭＷ（最　大连续出力工况）　ＴＨＡ工况３００．ＩＩ９ＭＷ（热　耗验收工况）　（２）机组型式：单轴、双缸双排汽亚临界中间　再热冷凝式　维普资讯 http://www.cqvip.com

１２　·　热机技术　第２期　２００５年６月　１．１．３发电机　制造厂：上海电机厂有限公司　型号：ＱＦＳ２—３３Ｏ一２　型式：３００ＭＷ双水内冷汽轮发电机，自并励　静止励磁系统　冷却方式：双水内冷　额定容量　３８８ＭＶＡ　额定功率　３３ＯＭｗ　效率（保证值）　９８．８３　１．２主要设计原则　１．２．１　制粉系统采用双进双出钢球磨正压直吹　系统；　１．２．２烟风系统采用平衡通风烟风系统；　１．２．３燃油系统采用０号轻柴油作为点火及助　燃油；　１．２．４主蒸汽系统中主蒸汽及冷再热蒸汽管道　按“１—２”制配管，主蒸汽管道的管材选用ＡＳＴＭ　Ａ３３５Ｐ９１；低温再热蒸汽管道选用ＡＳＴＭ　Ａ６７２Ｂ７０ＣＬ３２；热再热蒸汽管道按“２—１—２”配　制；高温再热蒸汽管道的管材选用ＡＳＴＭ　Ａ３３５Ｐ２２；抽汽系统采用八级非调整抽汽，设三台　高压加热器和一台除氧器及四台低压加热器；　１．２．５给水系统设两台５Ｏ　９／６汽动给水泵和一台　５Ｏ　９／５电动给水泵，给水管道采用大旁路布置；给　水管道的管材采用ＳＴ４５．８／Ⅲ；　１．２．６凝结水系统设两台１００　凝结水泵，一台　运行一台备用；　１．２．７旁路系统采用３Ｏ　９／６高低压串联简易旁　路。　２燃料　２．１煤源　设计煤种以神府东胜煤为主，并适当掺烧市　场采购的其它煤炭。　校核煤种１以两淮煤为主，并适当掺烧从市　场上采购的其它煤炭。　校核煤种２为神府东胜煤和两淮煤的混煤。　２．２煤质资料　项目名称　符号　单位　设计煤种　校　１　校　２　收到基碳分　Ｃａｒ　５７．２３　５３．Ｏ８　６２．９７　收到基氢分　ｌｉａｒ　３．３９　３．２４　３．５６　收到基氧分　Ｏａｒ　７．６２　６．２３　８．９４　收到基氮分　Ｎａｒ　０．９５　０．７８　１．Ｏ６　收到基硫分　Ｓｔ，ａｒ　Ｏ．８　０．７８　Ｏ．６９　收到基挥发分　Ｖａｒ　２５．１１　２Ｏ．２５　２９．１１　收到基灰分　Ａａｒ　１７．２１　２７．Ｏ９　１１．６８　收到基水分　Ｍｔ　１２．８Ｏ　８．８　１１．１　空气干燥基水分　Ｍａｄ　３．３５　１．６８　４．１Ｏ　收到基低位发热量　Ｑｎｅｔ。ｖ　ＫＪ／ｋｇ　２１８６６　２０５４３　２３５５４　可磨性系数　ＨＧＩ　｜　６Ｏ　７３　６５　变形温度　ｃｒｒ　℃　１１００　１３７０　１１９０　软化温度　ＳＴ　℃　１１４０　１５００　１５００　流动温度　ＦＴ　℃　１２２０　１５００　１５００　３燃烧制粉系统　３．１锅炉燃料消耗量　１×３３０ＭＷ机组　煤种　设计煤种　校核煤种１　校核煤种２　小时耗煤量（吨）　１３５　１４３．８　１２５．７　３．２制粉系统　３．２．１磨煤机（沈阳重型机器有限责任公司）　基于夏港电厂的实际情况，煤源杂，灰分较　高，磨损指数高，通过技术经济比较，且使整个工　程的制粉系统相近，（且老厂机组均采用单进单　出钢球磨制粉系统，运行、检修经验丰富）便于运　行管理，本期工程选择双进双出钢球磨冷一次风　正压直吹系统。根据锅炉采用６层燃烧器的需　要和钢球磨的合理配置，每台锅炉配３台　ＢＢＤ４０６０型双进双出钢球磨煤机，磨制设计煤种　时上限出力５７ｔ／ｈ，Ｔ２００—８０　９／６。磨煤机采用沈　阳重型机器厂引进法国ｓｔｅｉｎ技术生产的双进双　出磨煤机。　３．２．２给煤机（上海发电设备成套设计研究所）　每台锅炉配６台耐压式重力式给煤机，出力　１２￣８ｏｔ／ｈ。　３．２．３原煤仓　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２期　２００５年６月　热机技术　·　１３·　每台锅炉配三只煤仓，煤仓有效容积：　７５０ｍ３／只　名　称　设计煤种　校核煤种１　校核煤种２　煤仓储煤量ｔ／只　５０２．３　５３５．５　４９８．４　３只原煤仓储煤量ｔ　１５０６．９　１６０６．５　１４９５．３　供锅炉Ｂ－－ＭＣＲ下燃用小时数ｈ　１１．１５　１１．１７　１１．９　（满足规程８￣１２ｈ的要求）。　３．３烟风系统　３．３．１本工程按平衡通风烟风系统设计。　３．３．２　由于环境温度较高，空予器冷端采用耐　腐蚀钢，在锅炉低负荷及冬季运行时，空预器二　次风入口无须加装暖风器。　３．３．３燃烧系统热力计算成果表（ｔ｝＿－ＭＣＲ工　况）　序号　名　称　单位　设计煤种　校核煤种１　校核煤种２　１　理论空气量　傀　５．７６　５．４　包２７　２　理论烟气量　傀　８．４５　７．８８　９．１６　３　送风机进口空气量　ｍ３／ｈ　８４９０５ｌ　８４５５１４　８７０１０９　４　一次风机进口空气量　／ｈ　２８４８１０　２８５９０３　２７７６３９　５　Ｊ风机进口烟气量　ｍ３／ｈ　１７４６８０７　１７３８０２４　ｌ７７８３１２　６　锅炉排烟温度（修正后）　℃　ｌ２５　１２６　１２９　７　Ｊ风机进口烟气温度　℃　ｌｌ８　１１９　１２２　３．３．４烟风系统辅助设备　（１）送风机（上海鼓风机厂有限公司）　每台锅炉选２台动叶可调轴流风机：　计算风量：　ｌ１８ｍ３／ｓ选型风量１２９ｒｎ３／ｓ　计算风压：　３．２５ｋＰａ选型风压４．２３ｋＰａ　（２）引风机（成都电力机械厂）　每炉选配２台静叶可调轴流风机：　计算风量：２４３ｍ３／ｓ选型风量２７４ｒｎ３／ｓ　计算风压：　３．５６ｋＰａ选型风压４．７ｋＰａ　（３）一次风机（上海鼓风机厂有限公司）　每炉选配２台离心式定速一次风机（预留改　造为变频的条件）：　计算风量：　３９．５６ｍ３／ｓ选型风量５６ｍ３／ｓ　计算风压：　１０．３ｋＰａ选型风压１３．４１ｋＰａ　（４）密封风机（上海鼓风机厂有限公司）　每台炉配２台１００％离心式密封风机，就地　吸风，两台风机互为备用：　计算风量：５．１ｍ３／ｓ选型风量６．１２ｍ。／ｓ　计算风压：　１４ｋＰａ　选型风压１８．２ｋＰａ　（５）空气预热器　每台炉配２台三分仓空气容克式预热器。　空预器的漏风系数在投产时不高于０．０８，运行一　年后不大于０．１０。　（６）除尘器　每台锅炉选用２台双室四电场电气除尘器，　除尘效率要求不低于９９．７　９／５，其性能规范如下：　处理烟气量：设计煤种２３３．５６ｒｎ３／ｓ　烟气温度：　１３８℃（修正前）　（７）烟囱　二台锅炉合用１座２１０ｍ高单筒全负压烟　囱，出口内径　８ｍ。　３．４点火及助燃油系统　燃油系统按０号轻柴油作为点火及助燃油。　采用汽车来油，利用老厂卸油系统。　江阴夏港电厂现为０号轻柴油点火系统。　罐区设有２×５００ｍ３油罐。供油泵二台，一台运　行一台备用。由于电厂对锅炉系统的改造及运　行水平较高，因而在机组启停频繁的情况下，年　耗油量依然较低。且电厂所处的长江沿线附近　有很多油库，油品的供应稳定、可靠，因此本工程　对原有点火油系统改造后继续加以利用：　在老厂油罐区新增设一台ｌＯ００ｍ３油罐，在　原泵房内增加两台供油泵，出力４５ｍ３／ｈ，污油处　理利用老厂设备不再增设。　燃油系统按锅炉供、回油母管循环制。　锅炉采用二级点火，锅炉设置三层共１２只　油。油的总输入热量按３Ｏ　Ｂ—ＭＣＲ计　算。　３．５烟气脱硫　在本工程烟囱与煤场之间留有烟气脱硫场　地，场地宽×长约为５Ｏ×１３０　ｍ，作为本工程的湿　法脱硫区使用。主体工程满足脱硫用电、水、汽、　气等条件要求。脱硫部分由北京国电龙源环保　工程公司同时设计、施工、运行，不包括在本设计　范围内。　维普资讯 http://www.cqvip.com

１４·　热机技术　第２期　２００５年６月　４热力系统及辅助设备选择　４．１热力系统及系统运行方式　本工程按２台３００ＭＷ机组设计，热力系统　中除辅助蒸汽在机组之间及与老厂机组有联系　外，其它系统均按单元制设计。　４．１．１主蒸汽、再热蒸汽系统　（１）主蒸汽、再热蒸汽系统均按机组最大连　续功率（ＶＷＯ工况）时的蒸汽量设计。　主蒸汽管道设计压力和设计温度分别１７．　５４ＭＰａ（ａ），５４６℃。　低温再热蒸汽管道的设计压力和设计温度　分别为４．５８ＭＰａ（ａ），３５０℃。　高温再热蒸汽管道的设计压力和设计温度　分别为４．３ＭＰａ（ａ），５４６℃。　（２）主蒸汽及冷再热蒸汽管道按“１—２”制配　管，即主蒸汽从锅炉过热器出口接出单根＠４４８．３　×４Ｏ的管道，到汽轮机前再分成两根＠３３３．０５×　３Ｏ支管接入高压缸左右两侧主汽门。高压缸排　汽为一根　８１２．８×１７．５管道，至锅炉再热器前　分成两根　５５８．８×１６支管分别接入再热器入口　联箱两侧。　热再热蒸汽管道按“２—１—２”配制，即从再　热器出口联箱的两个接口上分别接出两根＠５０８　×２Ｏ支管，合成一根＠６９７×３１总管通往汽机房，　在汽轮机机头前，又分成两根＠５５７．６　Ｘ　２４．８支　管接人中压缸两侧的中联门。　汽轮机的主汽阀前不装隔离门，锅炉水压试　验的范围一直延伸到汽机主汽门，汽轮机起动时　暖机、冲转和升速都利用主汽调速汽门来控制。　４．１．２抽汽系统　汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽　汽分别供给三台高压加热器；四级抽汽供给给水　泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统；五、六、七、八　级抽汽分别供给四台低压加热器。　四级抽汽至给水泵汽轮机的供汽管道，在小　汽机附近分成两根支管，分别接入２台小汽机低　压主汽门。同时，还设有一路来自辅助蒸汽系统　的管道，作为小汽机的起动调试用汽。　４．１．３给水系统　采用２×５０　汽动给水泵＋１×５Ｏ　电动调　速给水泵。　若其中任何一台汽动泵发生故障时，电动给　水泵则自动投入；在机组起动时，采用电动给水　泵供水，当机组负荷升至３０￣５０　时切换至汽动　给水泵运行。　三台给水泵的出口管道接成母管引至高压　加热器。在进入３号高加热器之前的给水总管　上接有引至锅炉过热器减温器的减温水管道、高　旁减温水；再热器减温器的减温水自给水泵的中　间抽头引出。在给水泵出口有一路从止回阀阀　体接出的给水泵最小流量再循环管道并配有相　应的控制阀门；每一根再循环管道都单独接至除　氧器水箱。　系统设三台全容量高压加热器，在三台高压　加热器范围的给水管道采用大旁路连结方式。　自１号高压加热器出口至锅炉省煤器进口　的高压给水管道上设有与主管路并联的给水起　动调节阀。起动调节阀主要在机组起动时使用，　即在电动给水泵调速盲区内进行小流量调节，调　节的范围不大于１５　。由于驱动给水泵的汽轮　机和液力偶合器都具有精确而可靠的调速性能，　完全可以在大于１Ｏ　负荷运行时实现给水流量　的一段调节，所以系统未设置大流量的给水调节　阀。　４．１．４凝结水系统　每台凝结水泵的容量为凝结水系统设计容　量的１１０　。　系统中设二台凝结水泵，一台运行，一台备　用，当任何一台泵发生故障时，备用泵自动投入　运行。　在汽封冷却器的凝结水出口管道上，设有控　制除氧器水箱水位的调节阀，主、副调节阀并联　布置。机组在３Ｏ　负荷以下运行时，由副调节阀　调节，主调节阀全关。机组在３Ｏ　负荷以上运行　时，副调节阀逐渐关小，由主调节阀进行调节。　当主副调节阀都故障时，在控制室报警，由运行　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２期　２００５年６月　热机技术　·　１５　·　人员在控制盘上手动调节旁路阀。　系统设有四台全容量的低压加热器（５号、６　号、７号和８号低压加热器）和一台喷雾淋水盘箱　式除氧器及其除氧水箱。７号和８号低压加热器　为组合式单壳体结构，置于凝汽器节颈部位与凝　汽器成为一体。５号和６号低压加热器为卧式。　低加采用小旁路系统，当加热器发生故障时，可　单独隔离检修，凝结水走旁路。　除氧器采用滑压运行，正常运行由汽轮机的　四级抽汽供汽，启动时由辅助蒸汽系统供汽。满　足启动要求，系统还设置了除氧器启动循环泵。　每台机组设置一台３００ｍ３的凝结水贮水箱，　水源为来自化学处理室的除盐水，其水位由进水　管上调节阀控制。每台贮水箱配备一台凝结水　输送泵，主要用于启动时向热力系统、锅炉及闭　式循环冷却水系统充水，以及凝结水泵密封用水　和向凝汽器补水。１台机组设置１台１００　容量　的凝结水补水泵。　在精处理装置出口与汽封冷却器进口之间　的管道上将引出一根管道，该管道作为各种减温　喷水和其它杂项用水的供水总管。　４．１．５　加热器疏水及放气系统　系统在正常情况下，加热器的疏水逐级回　流，３号高压加热器出口的疏水疏人除氧器；８号　低压加热器出口的疏水疏人凝汽器。每一根疏　水管道均设有疏水调节阀，用于控制加热器中的　疏水正常水位，在正常情况下，如果逐级疏水不　能满足要求，则加热器的疏水经危急疏水管道疏　至凝汽器。高压加热器危急疏水先通过高加危　急疏水扩容器扩容泄压后再疏人凝汽器。　汽封冷却器的疏水经Ｕ形水封管疏水凝汽　器。　每台机组设有锅炉定期排污扩容器和连续　排污扩容器各一台，疏水经连续排污扩容器扩容　后形成的蒸汽回收至除氧器中，连排疏水疏至定　期排污扩容器，定期排污扩容器扩容后形成的蒸　汽排大气；　电除尘加热蒸汽疏水进疏水箱（每台锅炉设　置ｉ台），当水质合格时疏水箱疏水经疏水泵至　除氧器；当水质不合格时排至定排。　汽机本体的疏水直接疏人凝汽器。　高压加热器的连续放气接人除氧器，低压加　热器的连续放气接人凝汽器。高压加热器汽侧　起动放气排大气，低压加热器汽侧的起动放气也　接人凝汽器。所有加热器的水侧放气都排大气。　除氧器放气不分连续放气和起动放气，六根放气　管连接到一根母管上，经总管排大气。　４．１．６辅助蒸汽系统　辅助蒸汽系统的汽源有四级抽汽、低温再热　蒸汽和老厂机组４＃机组三抽母管来汽。　５号机组投入运行时，机组的启动用汽，低于　２５　９／５负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽　及停机时保养用汽都来自４号机三抽母管。当　机组负荷大于２５　，高压缸的排汽参数略高于辅　助汽系统用汽的参数时，即可由本机辅汽联箱供　汽切换到由本机高压缸排汽（低温再热蒸汽管）　供给。当机组负荷升高到大于７Ｏ　９／６，四级抽汽的　参数达到辅助用汽的参数时，就可切换到四级抽　汽供汽。　６号机组投运时，冷态或热态启动用汽由５　号机组的辅助蒸汽系统供给。　辅助蒸汽系统的工作压力定为０．５８３～１．　２８ＭＰａ，工作温度为２８０￣３５０。Ｃ。　４．１．７工业冷却水系统　本工程工业冷却水系统分闭式循环冷却水　系统和开式冷却水系统及工业水系统。　闭式循环冷却水系统设１００　９／６容量的闭式循　环冷却水泵和１００　容量的水一水热交换器两　套，在正常情况下，一套运行，一套备用。在夏季　当二次循环水温大于３８℃时，可二套同时运行，　以满足闭式水水温的要求。　开式冷却水系统取自循环水供水母管，本工　程为长江水直流循环，水质为淡水，循环水经电　动旋转滤水器、开式水泵升压，可以满足用水量　大，水温要求严格，水质要求不高的辅机冷却。　系统的设计压力为开式水泵出口压力。循环水　设计水温为２Ｏ℃，夏季水温为３３℃。　水工工业水泵来水用于冷却空气压缩机及　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２期　１６　·　热机技术　２００５年６月　柴油发电机，冷却水温设计为２０￣Ｃ，夏季为３３￣Ｃ。　为缩短机组大小修时间，根据江苏电力特　点，设计有汽机快冷系统，两台机组共用一套。　（２）抽真空系统　本工程设置２ｘ１００　容量水环式真空泵，一　运一备；启动时缩短真空建立时间可同时运行。　４．２主要汽水管道管径　当全厂事故停机，为保证锅炉炉水循环泵的　安全，用停机水泵（保安电源）打除盐水至炉水循　环泵冷却水系统。　４．１．８其它系统　（１）汽机快冷系统序号　管路名称　根数　管子外径　×壁厚（ａｍ）ｒ　材　料　备　注　１　主蒸汽管　１　（ｐ４４８．３×４０　Ａ３３５Ｐ９１　内径管　２　３　主蒸汽支管　冷再热管　２　１　９３３３．０５×３０　（ｐ８１２．８×１７．５　Ａ３３５Ｐ９１　Ａ６７２Ｂ７０ＣＬ３２　流量为两根管总流量　４　５　冷再热支管　再热热段　２　１　￣ｐ５５８．８×１６　‘ｐ６９７×３１　Ａ１０６Ｂ　Ａ３３５Ｐ２２　流量为两根管总流量　内径管　６　１９　２０　再热热支管　高压给水（泵出口）　高压给水　２　１　１　９５５７．６×２４．８　２９８．５×３６　（ｐ４Ｏ６．４×５５　Ａ３３５Ｐ２２　Ｓｔ４５．８／Ⅲ　Ｓｔ４５．８／Ⅲ　流量为两根管总流量　４．３全厂经济指标　编号　项　目　单位　冬季　夏季　工况　工况　注：１连续排污率为０．５　９／６，汽水损失为１．５　９／６。　２锅炉效率９２．９　９／６，管道效率９８　９／５；机电效　率９８．８３　９／６；换热器效率９８　９／６。　３厂用汽按２１．９　ｔ／ｈ考虑。　４．４热力系统主要辅助设备　１　汽轮发电机组设计热耗率　ｋＪ／ｋ　ｗ．ｈ　７８３９　８１８６　２　全厂热效率　％　４１．８　４Ｏ．Ｏ　３　５　全厂热耗率（全热耗）　发电功率　ｋＪ／ｋＷ．ｈ　８６１０．３　８９９１．５　４　发电标准煤耗率　ｋｇ／ｋＷ．ｈ　０．２９４　０．３０７　ＫＷ　３０００００　３０００００　４．４．１高压加热器（上海动力设备有限公司）　每台机组配三台高压加热器，均为卧式。　２号高压加热器　１１１Ｏ　序号　１　名　总传热面积　称　单位　ｍ２　１号高压加热器　１０２５　３号高压加热器　８８５　２　３　给水端差（ＴＴＤ）　流程数　℃　一１．７　二流程　Ｏ　二流程　Ｏ　二流程　４　５　６　疏水端差（ＤＣＡ）　设计压力壳侧／管侧　设计温度壳侧／管侧　℃　５．６　７．５８／２７．５　５．６　４．８１／２７．５　３６Ｏ／２６５　５．６　２．０７／２７．５　４７０／２１５　℃　４２Ｏ／２９５　４。４．２低压加热器（上海动力设备有限公司）　低压加热器一套共四台，其中两台为组合式设计，置于凝汽器节颈部位；　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２期　２００５年６月　热机技术　·　１７　·　７号低压加热器　序号　１　２　型式　名　称　单位　５号低压加热器　６号低压加热器　卧式Ｕ型管　ｍ２　５８０　卧式Ｕ型管　５４０　８号低压加热器　（组合式）　卧式Ｕ型管　７４０　卧式Ｕ型管　８４０　总传热面积　３　４　５　流程数　给水端差（ＴＴＤ）　疏水端差（ＤＣＡ）　双流程　℃　℃　双流程　２．８　５．６　双流程　２．８　５．６　双流程　２．８　５．６　２．８　５．６　６　７　设计压力　壳侧／管侧　设计温度　壳侧／管侧　Ⅳ　ａ　℃　３．９２／０．６９　１６４／３３２　３．９２／０．４８　１５Ｏ｝／ｚ６６　３．９２／０．２０６　１３０／１３０　３．９２／０．２０６　１３０／１３０　４．４．３除氧器及除氧水箱（上海动力设备有限　公司）　鉴于江苏地区电点，本工程采用３０　９／６　ＭＣＲ高、低压串联简易旁路。　４．４．６给水泵及给水泵汽轮机　本工程给水泵配置方式采用２×５０　汽泵＋　除氧器　０．９８　３５０　１０８０　１１３Ｏ　除氧器为卧式结构。除氧器采用喷雾除氧　和深度除氧两段除氧。　序号　项　１　２　３　４　５　目　单位　Ⅳ　ａ　℃　ｔ／ｈ　ｔ／ｈ　给水箱　０．９８　３５０　｜　｜　１×５Ｏ　９／６台电动调速给水泵（上海电力修造总厂　有限公司），当任何一台５０　容量的给水泵或者　运行方式　设计压力　设计温度　额定出力　最大出力　滑压运行　滑压运行　给水泵汽轮机发生故障时，则另一台５０　９／６汽泵仍　可与电泵并联运行，可使机组发出额定功率。　编号　名　１　称　单位　ｔ／ｈ　前置泵　给水泵（出口）　６１６　５９４．６　６　水箱有效容移　ｍ３　｜　１５Ｏ　流量（ＶＷＯ）　２　３　扬程　效率　Ｍ【Ｐａ　０．４５１　８１　２３．０５５　８２　４．４．４凝汽器（上海动力设备有限公司）　凝汽器按汽轮机最大连续工况循环水冷却　温度２ｏ＇Ｃ，背压４．９ｋＰａ设计。且在最大负荷　给水泵汽轮机为上海汽轮机厂有限公司引　进技术制造的单缸、单流、冲动、纯凝汽、新汽内　切换型汽轮机：　编号　项　目　单位　数　值　１　低压抽汽进口压力／温度　ＭＰａ．ａ／℃　０．７９５／３４９　ＭＰａ．ａ／℃　１６．６７／５３８　（ＶＷＯ）及循环水温３３￣Ｃ下均能连续运行并保证　除氧效果。本体设有３０９／５低压旁路减温减压装　置，与凝汽器作为一体。　编号　名　称　单位　技术数据　单壳体，对分双流程，　表面式　２　高压蒸汽进口压力／温度　１　型式　３　给水泵汽轮机效率　８１　２　凝汽器总的冷却面积　３　凝汽器压力　ｍ２　１８０００　ｋＰａ（ａ）　４．９　４．４．７凝结水泵（上海凯士比泵有限公司）　凝结水精处理系统采用中压系统，每台机设　２×１００　９／６容量凝结水泵，一台运行，一台备用。　凝结水泵流量为８９０ｍ３／ｈ（额定工况），扬程　为２．７５ＭＰａ。　４　冷却水质　５　冷却水进口额定温度　６　冷却水量（最大）　江水直流　℃　２Ｏ　ｔ／ｈ　３６７２０　４．４．５旁路系统（上海动力设备有限公司）　本工程汽轮机为国产引进型机组，该机组采　４．４．８闭式循环热交换器（阿法拉法（中国）有　限公司）　用高压缸启动，启动过程中压调节汽门不参与转　速调节。故旁路系统设计的功能仅考虑满足机　组的启动功能。锅炉５　９／６启动疏水旁路系统仍然　保留。　闭式循环热交换器能满足机组从启动到最　大出力（ＶＷＯ工况）时各种负荷下运行的冷却水　要求。每台机组选择两台１００　容量的水一水热　交换器，一台运行，一台备用。　维普资讯 http://www.cqvip.com

１８·　热机技术　第２期　２００５年６月　５主厂房布置　５．１　主厂房布置设计的主要原则　。本工程主厂房与老厂扩建端脱开３３ｍ，主　厂房设计为钢筋｝昆凝土结构：　ｏ燃烧制粉采用三台双进双出钢球磨，磨煤　机横向布置。　ｏ送风机由典型设计布置于炉后改为布置　于空气预热器的两侧。　ｏ主厂房纵向长度较典型设计压缩３７．６ｍ。　ｏ机房天车轨顶标高较典型设计降低ｌｍ。　ｏ　Ａ列到烟囱中心距离较典型设计压缩　１５．６７ｍ。　ｏ取消集控楼，将集控室布置在煤仓间两台　’机组之间。　ｏ凝汽器中心线与锅炉中心线之间的距离　为１２ｍ。　５．２主厂房主要尺寸　单位：ｍ　序号　项　目　３００ＭＷ　本工程　典型设计　机组　１　主厂房柱距　１２　１２　２　主厂房运转层标高　１２．６　１２．６　３　汽机房跨度　２７　２７　４　汽机房长度　１６９．２　１３３．２　５　汽机房天车轨顶标高　２５．５　２４．５Ｏ　６　汽机房屋架下弦标高　２９．４　２７．５　７　汽机房中间层标高　６．３　６．３　８　两台机中心距离　８５．２　７３．２　９　除氧间跨度　９　９　１Ｏ　除氧层标高　２２　２２　１１　除氧间长度　１８２．４　１３３．２　１２　煤仓间跨度　１３．５　１３．５　１３　给煤机层标高　１２．６　１２．６　１４　输煤皮带层标高　３３　３３　１５　煤仓间长度　１８２．４　１４５．２　１６　锅炉第一排柱距煤仓间Ｄ列　８　９　柱中心距　锅炉最后一排柱至烟囱中心　１７　８０　６８．３３　线距离　１８　两台炉中心距离　８５．２　７３．２　１９　烟囱中心到主厂房Ａ列柱中　１７５．６７　１６５　心距离　５．２．１汽机房　汽机房的跨距为２７ｍ，分三层；底层（即零米　层），夹层（标高６．３ｍ），运转层（标高１２．６ｍ），运　转层采用大甲板平台结构，以利检修和夹层电缆　架空布置。　汽轮发电机组纵向顺列布置，机头朝向固定　端，汽轮发电机组中心线距Ａ排柱１３ｍ，５号、６　号机之间零米层设置一检修场，检修场宽约１３．　５ｍ，为汽轮机翻缸等提供条件。　汽机房的底层，在汽轮机机头端Ａ排柱一　侧，布置汽轮机润滑油组合油箱（组合油箱的支　承标高为３．０ｍ）、冷却器和润滑油净化装置；汽　轮机机头端在１、７号柱附近布置凝结水泵和凝　结水精处理装置。在汽动给水泵基座下，布置给　水泵汽轮机润滑油系统的设备。在汽轮发电机　基座柱网内，与汽轮机低压缸相对应的下部布置　台凝汽器，凝汽器与汽轮发电机组呈横向布　置，发电机端近Ａ排柱一侧，布置发电机的转子　冷却水设备、水环式真空泵等，在Ｂ排柱一侧，布　置发电机的定子冷却水设备、自Ａ排柱至Ｂ排柱　间布置开式冷却水电动旋转滤网，开式冷却水升　压泵。　在汽机房机尾靠Ｂ列处，布置了电动调速给　水泵，在运转层及中间层的相应位置的楼板上开　洞盖花钢板，电泵检修时可用行车起吊。　两台汽动给水泵布置在运转层上，其中心线　距离Ｂ排柱中心线４．３ｍ，两台给水泵汽轮机的　机头相对，给水泵汽轮机的排汽口向下排汽到主　机凝汽器。　汽机房夹层，主要布置管道，汽轮机机头一　端为主蒸汽管和高温再热蒸汽管，除此之外，还　布置有汽轮机顶轴油泵，抗燃油油箱，在靠近Ｂ　排柱一侧，布置带抽吸风机的组合式汽封冷却　器，在发电机端，Ａ排柱一侧布置发电机封闭母　线和励磁变压器，在发电机后二档布置６ｋＶ厂用　配电室机３８０Ｖ厂用配电室，在固定端还布置电　子设备间。　５．２．２除氧间　除氧问跨距９ｍ，除氧间零米层在Ｂ排侧留　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２期　２００５年６月　热机技术　·　１９　·　有３．Ｏ～３．５ｍ的纵向通道，贯彻直通两端大门。　告Ｃ排侧布置汽动给水泵前置泵、除氧器再循环　泵、凝结水补水泵，闭式循环水泵及闭式水热交　换器。在Ｃ列墙开有净空为３．５ｍ卷帘门三处，　供磨煤机抽绞笼用。　６号低压加热器和２号高压加热器布置在６．　３０ｍ层，５号低压加热器和１号高压加热器布置　于１２．６０ｍ运转层，３号高加及除氧器布置在２２．　００ｍ层，在２２．００ｍ层上还布置有锅炉连续排污　设大屋盖，运转层大平台，运转层以下砖墙封闭，　炉前１２．６０ｍ设混凝土平台。　每台锅炉设一台２ｔ客货两用电梯。　锅炉零米层后部两侧露天布置两台轴流式　送风机和２台一次风机，炉侧布置一台定期排污　扩容器，炉前有４ｍ宽通道可通汽车，以满足钢球　磨检修及运输钢球之需。　５．２．５炉后布置　每台锅炉在炉后配置两台四电场电气除尘　器和两台轴流式引风机，均采用露天布置，在锅　炉与除尘器之间设有６ｍ宽的通道，可通汽车，满　扩容器和闭式水膨胀水箱。　５．２．３煤仓间布置　煤仓间零米层：两台锅炉共１２档柱距，６台　双进双出钢球磨煤机占６档柱距，固定端一档作　钢球室及值班小室、楼梯。两炉之间３档柱距布　置电气、化学等专业的设备间，扩建端２跨布置　凝水再生及蓄电池室。　煤仓间１２．６ｍ层：两台锅炉６档柱距布置了　１２台重力式给煤机，且布置送粉管道。５号、６号　炉之间布置集控室。在１２．６ｍ以上至３３．。０之　足拉渣和检修之需。　两炉合用一座烟囱，烟囱高２１０ｍ，出口内径　￣ｐ８ｍ。　６辅助设施　本工程共设置４台２０ｍ３／ｍｉｎ螺杆无油润滑　空压机，配３套集装式空气净化设备。空压机房　的布置于炉后，与除灰专业动力空压机共用空压　机房，集中控制。　本工程共设置２台５００ＫＷ的柴油发电机　组，作为全厂的保安电源。　间布置原煤仓。　煤仓间３３ｍ层：该层为输煤皮带层，及三大　管道走廊。　５．２．４锅炉房布置　锅炉构架采用钢结构，锅炉露天布置，炉顶　，　匾圜　江苏省如东利用世行贷款建桔秆发电示范项目　新华社２００５－－５－－ｌ１　江苏省如东利用世行贷款建秸秆发电示范项目，最近获得发展改革委批复。　江苏省发展改革委提供的数据显示：江苏省每年产生的农作物秸秆约３０００万吨，以往这些秸秆的相当一部分被直　接燃烧，不仅浪费了能源，也对环境造成了污染。　而约束秸秆发电的主要瓶颈在于，国内尚不能生产燃烧秸秆的锅炉，必须从国外进口，其高昂的造价直接影响了秸　秆发电的电价。在如东生物质能发电示范项目上，江苏省正逐步消化引进国外的锅炉制造技术，目前已由有关厂家完　成了锅炉的概念设计。该项目发电及供热所需燃料全部由生物质能提供，建设规模为２．４万千瓦，年消耗秸秆量为１７　万吨。