华钢高温超高压再热140MW煤气发电工程技术方案设计513Word格式文档下载.docx

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接入/

接出

交接点位置

TOP1

10kV电源线路

接入

本工程电厂10kV进线柜底部一次接线柱

TOP2

电话通讯网络

电厂电话分线盒进线端

TOP3

工业水

20℃

≥0.35MPa

161m3/h

Q235-B

电厂红线外1m

TOP4

生活水

≥0.25MPa

5.4m3/d

电厂红线外1m

TOP5

生产废水

33℃

≥0.2MPa

30m3/h

混凝土管

TOP6

生活废水

常温

5m3/d

TOP7

高炉煤气

＜60°

C

8kPa

12.5-15万Nm3/h

TOP8

氮气

25°

~0.8MPa

80Nm3/min

20

TOP9

压缩空气

~0.6MPa

20Nm3/min

TOP10

启动蒸汽

~250℃

0.8MPa

15t/h

1.4工程内容

1.5建设依据

1）业主方提供的相关原始资料。

2）现场建设条件。

3）现行国家、地方等颁布的现行工程设计、施工、安装、检验规范、规程及相关的技术标准，符合中国钢铁企业余热利用的相关标准、规定、规范及法律建设条件

1.6建设条件

业主方提供施工场地、施工电源、水源、交通线路等施工外部条件：

——电源：

施工区域内的施工电源；

——水源：

工业水水源；

——交通：

现有交通；

——通讯：

厂内电话；

业主方免费提供设备、材料堆放场地和施工用临时的合理设施场地。

1.7主要设计技术原则

1）采用技术成熟的高温超高压燃气锅炉和一次中间再热汽轮发电机组，尽可能提高热能利用率。

从实际出发，努力节约用地、节约用水、节约材料、降低造价、缩短工期，提高自动化水平，保证电厂安全、经济和稳定运行；

2）本电厂新建1台40MW汽轮发电机组，机端电压10.5kV。

3）根据高温超高压机组对给水水质的要求及原水水质资料分析，本工程锅炉补给水处理系统拟选用二级反渗透+EDI系统。

4）采用机力通风冷却塔的循环供水系统，提高水的重复利用率；

由业主方供应工业水、生产补充水及生活水，节约工程投资；

电厂排水采用生产、生活及雨水合流制系统。

5）采用可靠，实用，先进的控制系统，以满足电厂工艺所必须的运行、控制和监视功能。

该控制系统采用集散控制系统DCS对锅炉、汽轮发电机、除氧给水、化水车间、循环水等工艺设施进行热工检测和控制。

6）认真贯彻执行国家和地方有关节能、环保、生产安全、工业卫生、消防及职业病防治的法令、法规和标准规范。

7）厂区不设置独立门卫、办公楼、仓库等设施；

在主厂房可利用空间内考虑设置更衣室、办公室等功能房间。

8）地震基本烈度：

本工程按8度设防。

附件二：

技术规格书

2.1原始资料

2.1可利用资源

可用高炉煤气流量12.5万-15.0万m3/h，煤气压力8kp，热值706kcal，含尘量可控在5mg/m3，主要成分：

CO21.15%，CO219.35%，O20.6%，N255.0%。

2.2气象

拟建场地属亚热带，气候温暖潮湿，雨量充沛，具有春早夏长，秋雨连绵，冬暖多雾的特点。

①气温

多年平均气温℃

八、九月平均气温℃

极端最高气温℃（2006年8月28日）

极端最低气温℃（1975年12月15日）

②风

年平均风速m/s

最小风速m/s（1970年）

全年主导风向

③降水

年平均降水量mm

年最大降雨量mm

年最小降雨量mm

最大日降水量mm

多年平均最大日降水量mm。

④湿度

年平均相对湿度%

绝对湿度mb

⑤日照

年平均日照时数h

⑥雷暴平均每年d

⑦无霜期

2.2装机方案

2.2.1主机选型

本工程利用铁合金生产过程中的富余的煤气，建设1×

40MW高温超高压中间再热凝汽式汽轮机+1×

40MW发电机及其配套辅助设施。

2.2.2主机型号及主要技术参数

主机设备主要技术参数如下（最终以正式资料为准）：

1）燃气锅炉

型式：

高温超高压、自然循环、一次再热、燃气汽包锅炉

数量：

1台套

锅炉容量：

140t/h

锅炉效率：

88%（包括烟气-煤气换热器）

设计蒸发量：

120~143t/h

过热蒸汽压力：

13.7MPa（g）

过热蒸汽温度：

540℃

给水温度：

248℃（高加停用时按158℃校核）

再热蒸汽流量：

107t/h（暂定）

再热器进口蒸汽压力：

2.45MPa（a）

再热器进口蒸汽温度：

320℃

再热器出口蒸汽压力：

2.2MPa（a）

再热器出口蒸汽温度：

锅炉正常排污率：

≤1%

过热汽温调节方式：

给水喷水减温

煤气加热器出口烟气温度：

150℃

点火燃料：

液化石油气

设计燃料：

高炉煤气

布置方式：

露天布置带防雨棚

最低稳燃负荷：

30%B-MCR

2）汽轮机

高温超高压、中间一次再热、单缸单排汽、凝汽式汽轮机

额定功率：

40MW

额定蒸汽压力：

13.2MPa.a

额定蒸汽温度：

535℃

额定主汽流量：

134t/h

设计功率：

35.3-42MW

设计主汽流量：

120-143t/h

再热蒸汽压力：

2.15MPa.a

再热蒸汽温度：

107t/h

高压缸排汽压力：

2.43MPa.a

高压缸排汽温度：

305.7℃

排汽压力：

7kPa.a

冷却水温：

25℃

额定转速：

3000r/min

回热系统：

2高加＋1除氧＋3低加

3）发电机

冷却方式：

空内冷

功率因数：

0.8

额定电压：

10.5kV

额定频率：

50Hz

绝缘等级：

F级（按B级考核）

励磁方式：

无刷励磁或静止可控硅励磁

2.3设计条件

2.3.1燃料特性

本期锅炉设计工况燃料为高炉煤气，点火燃料为液压石油气，煤气成分及热值暂定数据见下表（最终设计数据由业主方测量后提供）：

项目

单位

高炉煤气、数值

备注

供给压力：

正常

kPa

8

成份（正常）：

N2

wet-Vol%

55

H2

/

CO2

2.5

CO

21.15

CH4

19.35

CnHm

O2

0.6

设计低位发热值

Kcal/Nm3

706

含尘量

mg/Nm3

＜5

2.3.2燃料工况（按体积比）

设计工况一：

100%高炉煤气

2.3.3锅炉点火和启动用燃料

锅炉点火燃料：

液化石油气；

配套自动高能电子点火设备。

2.4热力系统

2.4.1热力系统拟定原则及特点

热力系统应立足于系统运行安全可靠、系统效率较高、操作管理方便、衔接合理，按高温超高压机组设计原则拟定，并考虑凝汽式机组运行、调节特点。

2.4.2主要系统设计

2.4.2.1主蒸汽、再热蒸汽及汽轮机旁路系统

主蒸汽管道从锅炉过热器集箱出口接至汽轮机主汽阀，再接至汽轮机高压缸。

再热冷段蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽口引出，经高排止回阀后，接至锅炉再热器入口联箱。

再热热段蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱接出，至汽轮机中压缸中压联合汽阀接至汽轮机中压缸。

主蒸汽、再热蒸汽系统按汽轮发电机组最大工况（VWO工况）蒸汽量设计。

主蒸汽管道不设置隔离阀，水压试验时采用堵阀来隔离锅炉和汽轮机。

主蒸汽、再热热段蒸汽管道采用无缝钢管，材质为12Cr1MoVG；

疏水阀前的疏水管道也采用与主管材质相同的无缝钢管。

再热冷段蒸汽管道采用20#无缝钢管。

旁路系统采用30%BMCR高、低压二级串联旁路系统。

旁路的功能只考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机。

高低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。

2.4.2.2抽汽系统

汽轮机共设六级非调整抽汽。

一段抽汽由汽轮机高压缸中间抽汽接出供1号高压加热器用汽，二段抽汽从高压缸排汽抽出用作2号高压加热器的加热蒸汽，三段抽汽为除氧器的加热蒸汽；

四、五、六段抽汽分别供给4号、5号、6号低压加热器的加热蒸汽。

一、二、三、四、五段抽汽管道上均装有止回阀和隔离阀，作为防止汽轮机进水和超速的保护措施。

除氧器采用滑压运行方式，汽源有两路：

1）三抽：

此为正常运行汽源。

2）辅助蒸汽母管：

机组启动汽源管道与启动蒸汽母管相连，经调节阀减压到0.2MPa向除氧器供汽，当本机三抽压力上升到0.2MPa后，汽源自动切换到本机三抽进入正常运行状态，三抽至除氧器入口的抽汽管道上不设压力调节阀，除氧器的运行压力随机组负荷变化而变化。

2.4.2.3给水系统

给水系统按锅炉最大连续蒸发量工况（BMCR工况）给水量进行设计。

每台机组设置2台110%BMCR容量的电动调速给水泵，1运1备。

电动给水泵采用变频调速，能够满足机组负荷变化的要求。

给水泵出口再循环管道设置最小流量阀，以使机组在启动或低负荷时流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的安全运行。

每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。

锅炉给水操作台设有三路：

主路、大旁路（30%BMCR）和小旁路（锅炉上水用）。

锅炉给水容量大于30％容量时，给水流量采用变频调节。

主给水系统还为锅炉过热器的减温器、汽轮机的高压旁路提供减温喷水。

给水泵的中间抽头为锅炉再热器提供减温喷水。

过热器及汽机高压旁路的减温喷水从高压加热器前的给水管路上引出。

主给水系统中设置2台高压加热器，高压加热器采用大旁路，任何1台高加事故，则2台高加同时解列，给水通过快速切换旁路供省煤器，机组仍能带额定负荷运行。

2.4.2.4凝结水系统

凝结水系统按汽轮机汽轮发电机组阀门全开工况（VWO工况）进行设计。

机组配置2台110%容量立式多级凝结水泵，1运1备。

凝泵进口管道上设置真空闸阀、滤网，出口管道上设置止回阀和闸阀。

凝结水由凝汽器热井经总管引出，然后分两路至2台凝结水泵，合并成一路后经汽封加热器、6号低加、5号低加、4号低加、至除氧器。

汽封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽，其微真空状态由汽封加热器风机维持，以防止蒸汽漏入大气及汽机润滑油系统或者空气漏入汽机。

低压加热器采用小旁路系统，可单独切除；

除氧器水位调节阀设在除氧器前的凝结水母管处；

凝结水系统设有再循环管路，自汽封加热器出口的凝结水管路，经再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝泵出现汽蚀现象；

同时也保证在启动和低负荷时有足够的凝结水流经汽封加热器。

凝结水加热除氧系统采用3台全容量表面式低压加热器及一台喷雾填料式除氧器及水箱。

除氧器凝结水进水管上装一只止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统而引起振动。

除氧器出力及水箱有效容积满足锅炉BMCR工况时所需给水量不小于10分钟。

正常运行和启动补水均由除盐水泵直接打进凝汽器，通过补水调节阀控制凝汽器热井水位。

在凝结水泵出口总管上接有给水泵密封冷却用水、低压旁路减温水、汽封系统减温器减温水、本体疏水扩容器减温水、低压缸喷水减温水等。

2.4.2.5加热器疏水系统

正常运行时，2台高加的疏水由高向低逐级疏水，1号高加疏水流入2号高加，2号高加疏水接至除氧器；

事故时，高加危急疏水接至定排，疏水管上串联手动闸阀及电动闸阀各1只。

低加疏水系统为逐级自流加疏水泵系统。

4号、5号低加疏水逐级至6号低加后，再经低加疏水泵升压，从5号与6号低加之间的凝结水管道，进入凝结水系统；

也可经切换自流进入凝汽器。

每台加热器疏水管道上装设汽液两相流疏水阀以控制加热器水位。

2.4.2.6冷却水系统

汽轮机凝汽器、发电机空冷器、汽轮机冷油器采用循环冷却水冷却；

凝汽器配胶球清洗装置。

冷油器及发电机空冷器采用工业水作为备用水源。

给水泵油站冷却、凝结水泵轴承冷却、水环真空泵冷却水等设备冷却水采用工业水冷却，由工业水管网直接供给。

2.4.2.7凝汽器抽真空系统

凝汽器汽侧抽真空系统设置2台110%容量的水环式真空泵，1运1备。

机组正常运行时，真空泵1台运行，1台备用；

当机组启动时，为了尽快建立真空，可同时启动2台真空泵。

凝汽器抽气管路上设有带有滤网和水封的电动真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。

2.4.2.8疏放水系统

主汽及再热系统均为单元制，管道系统的疏水均进入本体疏水扩容器。

锅炉连续排污，进入连续排污扩容器，设有3.5m3连排1台，扩容器的蒸汽进入除氧器，扩容后的水进入定期排污扩容器，定期排污扩容器设有排污扩容池，冷却后的水回收利用。

设有7.5m3定期排污扩容器1台，通过定排出口水温调节冷却水量，使排水温度不超过40℃。

2.4.3热力系统主要附属设备选型（以设备厂正式资料为准）

2.4.3.1高压加热器

本机组设2台高压加热器。

高压加热器能满足汽轮机工况的运行要求。

1#高压加热器

数值

加热器型式

－

立式、Ｕ型管

设计压力（管程）

MPa

22

设计温度（管程）

℃

260

设计压力（壳程）

4.55

设计温度（壳程）

410/270

壳体壁厚

mm

26/24

有效换热面积

m2

150

2#高压加热器

2.85

360/260

20/16

200

2.4.3.2低压加热器

本机组设置低压加热器3台，均为正立式，双流程，一段式布置。

低压加热器能满足汽轮机工况运行的要求。

4#低压加热器

正立式，双流程

设计压力（管体）

2.0

设计温度（管体）

设计压力（壳体）

0.4

设计温度（壳体）

腐蚀裕量

1

水阻力

0.07

90

5#低压加热器

0.06

120

6#低压加热器

105

2.4.3.3除氧器及除氧水箱

本机组设置高压旋膜式除氧器1台，满足滑压运行工况。

额定出力：

150t/h

除氧水箱有效容积：

50m3

滑压运行范围：

0.285~0.797MPa.a

最高工作压力：

0.797MPa.a

最高工作温度：

410℃

出水含氧量：

<

7mg/L

运行方式:

滑压运行

2.4.3.4凝汽器

本机组设置凝汽器1台，冷凝汽器按额定工况设计，且能适应机组变工况运行。

凝汽器采用弹性支撑，刚性连接。

双流程表面式凝汽器

冷却面积：

3000m2

冷却水量：

7450t/h

额定冷却水温：

额定排汽压力：

换热管材质：

TP304

2.4.3.5汽轮机旁路

本机组选用容量为30%锅炉最大连续出力的高、低压两级串联旁路系统。

汽轮机旁路选用电动控制装置。

1）高压旁路

容量：

43t/h

进汽压力：

13.24MPa.a

进汽温度；

2.435MPa.a

排汽温度：

2）低压旁路

51.5t/h

进汽温度：

0.6MPa.a

160℃

2.4.3.6给水泵

本机组设置锅炉110%BMCR容量的多级卧式电动调速给水泵2台，1运1备，变频调速。

流量（进口）：

150t/h

扬程：

2100m

功率：

1500kW（变频）

电压：

10kV

2.4.3.7凝结水泵

本机组设置2台立式多级泵，1运1备。

流量：

190m

160kW（变频）

2.4.3.8低加疏水泵

本机组配用2台低加疏水泵，1运1备。

18m3/h

180m

18kW

2.4.3.9水环真空泵

本机组配用2台水环真空泵，1运1备。

额定出力工况：

额定抽干空气量：

25kg/h

45kW

2.4.3.10定期排污扩容器

本机组设置定期排污扩容器1台。

立式

容积：

7.5m3

工作压力：

0.7MPa

工作温度：

≤360℃

材质：

Q345R

2.4.3.11连续排污扩容器

本机组设置连续排污扩容器1台。

3.5m3

1.2MPa

≤380℃

2.4.3.12起重机

主厂房设置电动双梁桥式慢速起重机1台。

起重量：

50t/10t

起升高度：

主钩21m

付钩24m

起升速度：

主起升1.8m/min

付起升6.2m/min

跨度：

28.5m

2.4.4辅助设施

2.4.4.1启动汽源

机组辅助蒸汽除抽汽外，单独设置1根外来辅助蒸汽管道（接自厂区现有蒸汽管网），作为机组启动蒸汽用。

2.4.4.2仪表压缩空气系统

仪表压缩空气由电厂新建空压站提供，耗量约为5m3/min，接点压力为0.5~0.7MPa，主要用于反洗用气及煤气管道吹扫置换。

项目设置10m3压缩空气储气罐1台，进气管路设止回阀。

2.4.4.3氮气系统

氮气由业主厂区现有管网提供，最大耗量约为25m3/min，接点压力0.7MPa，用于气动快关阀、调节阀等仪表，煤气管道吹扫置换及锅炉停炉保护。

项目设置10m3氮气储气罐1台，进气管路设止回阀。

2.4.4.4保温油漆

本工程选用在安全使用温度下，理化性能稳定，价格适中的保温材料作为设备及管道的主保温层，保温材料和厚度的计算符合《火力发电厂保温油漆设计规程》（DL/T5072-2007）。

为了减少电厂热力设备及管道的散热损失，提高电厂运行的热效率，本工程对高温设备及管道均采用保温处理。

设计温度≥350℃的设备及管道采用复合硅酸铝制品或相当产品；

设计温度＜350℃的设备及管道采用岩棉制品。

对热力系统高温设备及高温烟风、汽水管道采用硅酸铝制品。

该保温材料具有耐高温、密度小、导热系数低、机械强度高和不易破损等特点，可有效减小保温层厚度和管道安装荷重，提高保温效果。

对热力系统低温设备及低温烟风、汽水管道采用岩棉制品。

岩棉制品具有密度小、导热系数低，化学稳定性好等特点。

本设计保温不采用对人体和环保有害的石棉制品。

阀门保温采用阀门套，可以提高保温效果，并有利于阀门检修。

汽水管道采用镀锌铁皮作为外保护层；

烟风系统管道采用彩钢板作为为外保护层。

锅炉和汽轮机本体的保温油漆的设计要求，分别由锅炉厂和汽轮机厂负责。

锅炉炉墙保温材料，包括炉膛浇注料等，由锅炉厂家开列，承包方采购。

2.5燃烧系统

2.5.1燃烧系统设计原则

本工程根据燃用低热值煤气的燃气锅炉特点和配置，采用成熟技术，本着安全可靠、操作方便灵活的原则，拟定燃烧系统。

2.5.2燃烧系统主要工艺流程

2.5.2.1供气系统

高炉煤气由厂区煤气管网管道送达电厂红线外1米，再由电厂煤气干管接至锅炉炉后，经过支管接入锅炉燃烧器。

送锅炉的煤气总管分别设置电动蝶阀、电动插板阀、快切阀及流量测量装置。

煤气管道按规范设置安全放散系统，在锅炉事故及其它紧急情况下迅速关闭快切阀，同时开启放散阀，排出煤气，以确保锅炉设备的安全。

煤气管道根据需要设置补偿器、排水装置、检查孔等安全附件。

2.5.2.2燃烧系统

煤气和热风分别送进燃烧器喷入炉膛，在烧嘴口