火电厂扩建工程监理规划114页 内容详细Word文件下载.docx
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第二台1000MW机组送出暂考虑在现有500kV配电装置上进行扩建，新增加一回500KV出线至xx州变，预留现有500KV配电装置向西扩建的场地，为第二台1000MW机组送出预留位置。
本工程初步计划开工时间为2014年03月16日开工，2016年06月16日#1机组投产发电。
1.2.3主要设备
本期工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司产品、汽机、发电机均为上海电气集团有限责任公司产品，主机设备已签订技术协议。
1.2.3.1锅炉
锅炉型式为：
超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，Π型锅炉。
主要技术参数如下（BMCR工况）：
序号
项目
单位
参数
1
过热蒸汽：
1.1
最大连续蒸发量（B-MCR）
t/h
2958
1.2
额定蒸汽压力（过热器出口）
MPa（g）
29.3
1.3
额定蒸汽温度
℃
605
2
再热蒸汽：
2.1
蒸汽流量（B-MCR/BRL）
2426/2351
2.2
进口/出口蒸汽压力（B-MCR）
MPa（a）
6.074/5.824
2.3
进口/出口蒸汽压力（BRL）
5.880/5.638
2.4
进口/出口蒸汽温度（B-MCR）
362/613
2.5
进口/出口蒸汽温度（BRL）
356.6/613
3
给水温度（B-MCR）
305.5
注：
1）压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压（以后均同）。
未特殊标注的均为表压。
2）锅炉额定工况（BRL）对应于汽机TRL工况。
3）锅炉最大连续蒸发量B-MCR工况对应于汽机VWO工况。
4）锅炉BECR工况对应于汽机THA工况。
1.2.3.2汽机
汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
机组的铭牌出力（TRL）为1000MW（扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率）。
汽轮机主要技术参数如下：
汽轮机型号
N1000-28/600/610
额定主蒸汽压力
MPa.a
28
额定主蒸汽温度
600
5
额定再热蒸汽进口温度
610
6
额定功率
MW
1000
7
最大功率
1058.349
8
额定进汽量
2718.2
9
最大进汽量
10
THA工况背压
kPa.a
4.8
11
TRL工况背压
9.5
12
THA工况热耗
kJ/kWh
7245
13
额定转速
r/min
3000
14
旋转方向（从汽轮机向发电机看）
逆时针方向
15
给水加热级数
1.2.3.3发电机
发电机为1000MW水氢氢冷却、自并励静止励磁发电机，主要技术参数如下：
发电机型号
THDF125/67
额定容量
MVA
1112
4
最大输出功率
1037
额定功率因数cosφN
0.9
定子额定电压
kV
27
冷却方式
水、氢、氢
励磁方式
自并励静止励磁
1.2.4主要技术经济指标
主要技术经济指标表
指标值
一
主要技术指标
装机容量
2×
发电设备年利用小时数
h
5500
年发电量
104MWh
1100
汽轮机THA工况热耗值
考虑烟气余热利用等系统优化后，汽轮机热耗值
7185
系统优化后，汽轮机热耗值
7177.7
全厂理论发电热效率
%
46.27
考虑烟气余热利用，全厂理论发电热效率
46.65
系统优化后，全厂理论发电热效率
46.7
机组理论发电标准煤耗率
g/kWh
265.9
考虑烟气余热利用等系统优化后，机组理论发电标准煤耗率
263.65
系统优化后，机组理论发电标准煤耗率
263.4
厂用电率（含脱硫）
4.69
锅炉效率
94.05
机组供电标准煤耗率（系统优化后）
276.35
16
锅炉出口NOx排放浓度（设计煤种、BMCR工况、干基、6%O2）
mg/Nm3
238
17
SCR出口NOx排放浓度（干基、6%O2）
90
二
总投资指标
发电工程静态投资
亿元
37.27
发电工程每千瓦造价（静态）
元/kW
3727
发电工程动态投资
39.63
发电工程每千瓦造价（动态）
3963
三
总布置指标（1*1000MW机组）
厂区总占地面积
Hm2
36.87
厂区单位容量用地面积
0.369
建筑系数
43.45
场地利用系数
75.6
挖方工程量
万m3
23.1
填方工程量
33.42
厂区绿化系数
18
1.2.5设计概况
1.2.5.1厂区总平面布置及竖向布置
1.2.5.1.1厂区总平面布置
本期工程厂区总平面布置方案基本遵循四列式布置格局。
厂区由南向北依次布置配电装置区、冷却塔区、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。
主厂房A列朝南，固定端朝向东，扩建端朝向西。
主厂房区布置在本期场地中心区域，主厂房采用三列式侧煤仓布置格局，由南向北依次布置汽机房、除氧间、锅炉房、除尘器、引风机、烟囱及烟道，脱硫公用设施如石膏脱水车间、脱硫电控楼、脱硫废水处理车间，布置在烟囱北侧区域。
煤仓间布置在两炉中间，渣仓布置在每台炉的外侧。
主厂房A列至烟囱中心线的距离为
220.25m。
汽机房长度为187.50m，宽度为42m。
本期工程汽机房建设至12轴，预留一台机组厂房位置，锅炉房、除尘器、引风机房、脱硫吸收塔按1×
1000MW机组建设，预留另一台机组的位置。
煤仓间及炉后转运站土建需一次建成，预留第二台机组设备位置。
烟囱需一次建成。
脱硫公用设备土建需一次建成，预留另一台机组设备位置。
本期工程汽机房A列外布置主变压器、高压厂用变压器、启动备用变压器，本期配电装置布置在二期配电装置区西侧，新增加一个间隔，作为本期启动电源，与二期配电装置之间以母线连接。
两座自然通风冷却塔布置在二期冷却塔西侧，成“一字型”布置。
两台机组合建一座循环水泵房，土建部分一次建成，设备分期安装，循环水泵房布置在两座冷却塔之间，与冷却塔之间的间距为23.00m。
在本期主厂房与二期主厂房之间有南向北布置化学水与工业废水处理站联合建筑；
服务水泵房与工业废水贴建；
空压机房；
灰库；
脱硫石灰石制浆车间。
原水石灰处理站及综合水泵房布置与冷却塔南侧。
供氢站布置在冷却塔之间南侧场地，位于厂区的下风侧边缘地带，与周围建构筑物满足安全间距要求。
氨区布置在二期煤场西侧，本期扩建端输煤栈桥西侧的边缘场地，此处位于全厂全年最小风频的上风侧，人员活动较少，运输相对方便。
本期工程共设置三个出入口，二期既有运煤出入口作为本期货流出入口及运煤入口，本期运煤出口设置于厂区北侧围墙东部，出口与纬六路连接。
本期拟新建主进厂道路长约450m，作为主要人流通道，与厂区南侧华阳路相接，由南向进厂，主入口设在厂区南部。
主厂房布置主要尺寸表
数值
备注
1汽机房
汽轮发电机布置方式
－
纵向，机头朝向扩建端
汽机房跨度
m
32
汽机房长度
187.5
汽机房运转层标高
汽机房中间层标高
8.6
行车轨顶标高
30.7
汽机房屋架下弦标高
33.8
汽轮机中心线至A排柱距离
2除氧间
除氧间跨度
除氧间长度
除氧器层标高
42（暂定）
高压加热器布置区域
除氧间
高压加热器布置层标高
低压加热器布置区域
低压加热器布置层标高
3煤仓间
煤仓间位置
两炉中间
煤仓间宽度
23.5m
煤仓间长度
70
给煤机层标高
20.5
皮带层标高
48.0
4锅炉房
炉前距离
5.0
锅炉前排柱至后排柱距离
79.4（含脱硝）
锅炉两外侧柱中心距
71.60
锅炉房运转层标高
两台炉中心距
108.5
5炉后布置
锅炉后排柱至除尘器前排柱距离
21.0
除尘器前排柱至后排柱距离
32.0
除尘器后排柱至脱硫塔中心距离
40.85
A列柱至脱硫塔、烟囱中心线距离
220.25
5集控室布置
布置在两机中间B-C列间
1.2.5.1.2厂区竖向布置：
本工程场地自然标高在376.00m～385.00m，北部煤场及铁路区标高368.00～375.00m之间。
由于厂区不受洪水威胁，考虑场地南高北低的特点，竖向布置型式的确定以厂内外交通联系得当及土石方工程量少为目的，厂区竖向布置型式与二期工程保持一致，采用阶梯式与平坡式相结合的布置型式。
汽机房及锅炉房区场地设计标高为379.00m，汽机房及锅炉房室外散水处标高为379.20m，炉后至脱硫附属设施之间场地设计标高取6‰的坡度，场地设计标高由南向北为379.00m～378.02m，脱硫附属设施室外散水处标高为378.20m，脱硫附属设施北侧挡墙与二期挡墙位置基本取齐。
厂区西南侧冷却塔区及原水石灰处理站区场地设计标高取381.50m，冷却塔室外散水处标高为381.50m，原水石灰处理站室外散水处标高为381.70m。
厂区配电装置紧靠二期配电装置西侧布置，场地设计标高为384.60m～383.17m。
配电装置中心区域设计标高为384.00m，网控楼室外散水处标高为383.50m。
厂区北侧贮煤场区的自然地形标高在370.00～375.00m之间，铁路区及汽车卸煤沟自然地形在368.00～371.00m之间。
贮煤场设计标高平均取374.00m，取斗轮机处地坪设计标高为374.30m，贮煤场北侧道路中心标高为373.80m。
汽车卸煤沟处室外设计地坪为369.00m。
与纬六路衔接的运煤出口处道路标高为368.10m。
1.2.5.1.3厂区主要建构筑物标高
主厂房室内地坪标高379.50m，室内外高差300mm
除尘器室内地坪标高379.10m，室内外高差300mm
引风机室内地坪标高378.80m，室内外高差300mm
化学水处理站室内地坪标高379.50m，室内外高差300mm
冷却塔零米水面标高381.50m
原水石灰处理站室内地坪标高382.00m，室内外高差300mm
汽车卸煤沟室内地坪标高369.30m，室内外高差300mm
煤场斗轮机地坪标高374.30m
汽车衡处室外地坪标高370.00m
预留翻车机室内地坪标高375.20，室内外高差300mm
1.2.5.2主厂房布置
1.2.5.2.1主厂房布置
主厂房按2×
1000MW机组布置，主厂房扩建方向为左扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端。
每台机组各占用8个柱距（其中1跨为9m跨，另外7跨为10m跨），2台机组之间置1个10m跨作为检修场地和2个9m跨摆放公用设备，共计19个柱距。
2台机组之间的伸缩缝为1.5m。
凝汽器中心线之间的距离为108.5m，两炉中心线相应为108.5m。
（1）汽机房
汽机房跨度按32m，汽轮发电机中心线距A列的距离为15.5m。
汽机房分三层布置，即：
0.00m层、中间层（标高8.6m）、运转层（标高17m）。
1台100%的汽动给水泵组布置在汽机房中间层上，主汽轮机组布置在汽机房运转层上，汽动给水泵的前置泵与主泵同轴布置，给水泵汽轮机与汽轮发电机组平行布置在汽机房靠近B列侧。
0m层布置的主要设备有：
低压缸的下方布置有两台带热井的凝汽器，凝汽器上部与低压缸排汽口柔性连接，下部刚性支撑在汽轮机机座底板上。
与汽轮机凝汽器平行布置给水泵汽轮机凝汽器、给水泵汽轮机真空泵，汽机房零米还布置有发电机密封油集装装置、发电机定子冷却水集装装置、水环式真空泵、凝结水泵、闭式水换热器、开式水泵、低加疏水冷却器、低加疏水泵、冷油器、顶轴装置、EHG供油装置和化学精处理和电子设备间等设备。
循环水管道从汽机房B列方向引出接至水塔。
8.6m层主要是管道层，布置有主蒸汽、再热冷段蒸汽管道、抽汽管道等，设备有给水泵汽轮机、给水泵及前置泵、轴封冷却器及轴封风机、轴封供汽站、氢气干燥器等。
励磁变压器、发电机封闭母线等布置在发电机端靠A列侧。
发电机封闭母线从
汽机房A列引出。
6kV厂用配电装置布置于发电机侧，占据1个柱距。
8、9号低压加热器布置在凝汽器喉部，其抽芯子方向朝向A列柱。
汽动给水泵组采用弹性基础设计，直接支撑在汽机房中间层梁上，减少了其基础的占用空间和占地面积，降低了土建费用。
汽机房运转层17m布置有汽轮发电机组、3号高加蒸汽冷却器。
运转层采用大平台承重结构，可为汽轮机和发电机部件大修提供充足的检修场地。
（2）除氧间
除氧间跨度10m，柱距与汽机房相同。
除氧间分为0.00m、8.6m、17m、26m、33m五层。
0.00m层主要布置有：
给水泵汽轮机油箱、滤水器、闭式水泵、凝结水再生装置
等；
8.6m层主要布置有5、6、7号低压加热器；
17m层主要布置1号、2号、3号高压加热器、辅助蒸汽联箱。
除氧间两台机组中间设置集中控制室。
在9轴～12轴之间设置26m层，用于布置部分暖通专业集中制冷站设备。
33m层布置除氧器、闭式水膨胀水箱和部分暖通专业集中制冷站设备。
（3）煤仓间
采用集中侧煤仓，缩短主厂房纵向和横向尺寸，减少占地面积。
煤仓间采用四排柱框架。
柱距10m，共7档（6档内各设置1台中速磨，另1档为检修场地）。
跨距暂定23.5m。
煤仓间共设置三层，0m层、20.5m层、48m层。
0m层布置磨煤机和过轨吊；
运转层标高20.5m，布置6台给煤机；
48m为皮带层。
（4）锅炉房及炉后布置
锅炉运转层设置格栅板平台，与煤仓间运转层相通。
零米布置有密封风机、排渣机（渣仓分别布置于外侧），2台送风机和2台一次风机对称布置在锅炉框架内脱硝装置所在跨。
启动系统的疏水箱、扩容器和疏水泵布置于两台炉的外侧，锅炉电气设备间布置在锅炉房0m。
锅炉首排柱到除氧间末排（或汽机房末排）之间距离5m，0m为检修通道，8.6m标高层布置化学取样间，运转层布置热控设备间等。
空预器全拖出布置，脱硝装置布置于省煤器与空预器之间。
由于采用侧煤仓，在煤仓间与除尘器之间设有输煤转运站，除尘器前排柱距炉末
排柱加大为21.00m。
柴油机房布置在两炉后烟道支架下零米内，二氧化碳气瓶间、化学加药、除尘器配电间等设备布置在两炉后烟道支架下零米内。
1.2.6热力系统
1.2.6.1主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。
主蒸汽管道和热再热蒸汽管道均为双管连接方式，蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入高压缸和中压缸主汽阀和再热汽阀。
主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道在汽轮机入口前均设有压力平衡连通管。
低温再热蒸汽管道采用2-1-2方式，蒸汽管道从高压缸的2个排汽口引出，在高排止回阀的后汇成1根干管，到锅炉前再分成2根支管接至再热器入口联箱。
每台机组设置1套容量为40%BMCR高低压串联旁路。
主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力驱动的疏水阀，以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。
主蒸汽管道、再热（热段）蒸汽管道的主管采用ASTMA335P92无缝钢管（内径管），其疏水管道与主管材料相同，再热（冷段）蒸汽管道排汽止回阀前采用ASTMA69121/4CrCL22电熔焊钢管，止回阀后管道采用A672B70CL32电熔焊钢管，疏水管道采用12Cr1MoVG。
1.2.6.2给水系统：
将经除氧合格的给水升压送至锅炉省煤器。
在此过程中，给水在各级高压加热器中由来自汽轮机相应的各段抽汽加热，以提高循环效率。
给水系统还分别向过热器减温器、再热器减温器（由给水泵抽头给水提供）和高压旁路减温减压装置提供减温水。
每台机组配置1台100%容量汽动给水泵，每台汽动给水泵配1台同轴布置的前置泵。
本工程不设置电动给水泵。
高压给水管道采用15NiCuMoNb5-6-4。
1.2.6.3抽汽系统：
汽轮机具有9级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。
1、2、3段抽汽分别供应1、2、3号高压加热器用汽，3号高加设有外置式蒸汽冷却器，蒸汽冷却器为表面式热交换器；
4段抽汽供汽至给水泵汽轮机、除氧器及辅助蒸汽联箱等；
5、6、7、8、9段抽汽分别供汽至5台低压加热器。
除8、9段抽汽外，汽轮机其它各段抽汽管道均设置气动止回阀和电动隔离阀；
考虑到4段抽汽用户较多，用汽量较大，在4段抽汽总管设置2道气动止回阀和1
道抽汽关断阀。
给水泵汽轮机的低压蒸汽管道上设1个电动隔离阀和1个止回阀。
在去除氧器和辅助蒸汽联箱的管道上分别设置1个电动隔离阀和1个止回阀。
1.2.6.4辅助蒸汽系统：
用于除氧器启动和低负荷用汽、汽轮机轴封供汽、给水泵汽轮机的调试用汽、轴封供汽和启动用汽等。
辅助蒸汽系统的汽源为汽机的4段抽汽和低温再热蒸汽，冷再热蒸汽与辅助蒸汽联箱之间设有压力调节阀。
辅助蒸汽系统工作压力定为0.8～1.3MPa.a，工作温度250℃～410℃。
为了防止调节阀失控时辅助蒸汽系统超压，在辅汽联箱上装有安全阀，其排放能力满足最大来汽量的排放。
1.2.6.5凝结水系统：
凝结水经凝结水精处理装置、轴封冷却器、烟气回热加热器和5级低压加热器后进入除氧器。
进除氧器的凝结水管道上设有止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。
1.2.6.6辅机冷却水系统：
辅机冷却水系统采用开、闭式水相结合的冷却水系统。
开式循环冷却水取自循环水系统进水管道，冷却水流经滤网，由开式冷却水泵升压后流经闭式循环冷却水系统的水－水热交换器，最后排至凝汽器出口蝶阀后循环水排水管道。
开式水暂按照设置2x100%容量开式水升压泵考虑。
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少冷却介质对设备的污染和腐蚀。
每台机组设有2套100%容量的闭式循环冷却水泵和65%容量的闭式水换热器，在正常情况下，1套运行1套备用，在夏季当一次水温度提高时，可2套同时运行，以满足要求。
闭式循环冷却水泵采用变频电机驱动。
系统中每台机组设有1台20m3闭式水膨胀补充水箱，系统的充水和补充水均接至膨胀水箱中。
膨胀水箱的出水接至闭式循环冷却水泵进口母管上，以维持闭式循环冷却水系统的压力、提供系统的补水并吸收冷却水的热膨胀。
1.2.6.7凝汽器抽真空系统
每台机组凝汽器真空系统设置3台50%容量水环式真空泵，系统采用扩大单元制运行方式。
机组正常运行时，真空泵二运一备，其中指定的两台真空泵分别对应高/低背压凝汽器运行，另一台真空泵作为任意一台运行真空泵的备用。
去备用真空泵的抽真空管道从扩大单元制的母管上引接。
在两台运行真空泵和备用真空泵之间的母管上设有两只快速切换阀，以便正常运行时高低背压抽真空系统之间的隔离以及实现备
用泵切换的功能。
每个凝汽器壳体上还设置1只带有水封的真空破坏阀。
1.2.6.8制粉系统：
采用中速磨煤机正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配6台中速磨煤机。
5台磨煤机运行
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