绥中电厂设备及系统—刘利军

1、绥中电厂二期21000MW机组设备及系统一、 主设备：锅炉锅炉采用东方-日立锅炉有限公司(BHDB)合作设计，东方锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构型锅炉、半露天布置燃煤锅炉。每台炉配48台旋流式燃烧器前后墙对冲燃烧。前后墙各布置3层HT-NR3燃烧器,每层8只，每只煤粉燃烧器中心均配有点火油枪，油枪采用机械雾化，油枪总容量为锅炉B-MCR所需热量的30%，单支油枪出力为1200kg/h。过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR)3033t/h出口蒸汽压力26.25MPa（a）出口蒸汽温度605 再热蒸汽

2、：蒸汽流量2470.33/2393.71 t/h进/出口蒸汽压力5.03/4.78 MPa(a)进/出口蒸汽温度351/ 603 给水温度（BMCR）：3005 锅炉热效率：94.27%汽轮机采用东方汽轮机厂生产的型号为N1000-25/600/600型超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽汽轮机。高压缸启动，一级大旁路35%BMCR负荷，机组滑压运行范围3090%BMCR负荷；定压运行范围： 90 %BMCR负荷。机组设计年运行小时为5500 小时，昼夜负荷变化范围 0 60，带基本负荷并调峰。铭牌功率工况：（TRL工况）额定功率：1000.0MW 主汽门前蒸

3、汽压力：25.00 MPa(a) 主汽门前蒸汽温度： 600 主汽门前蒸汽流量：2856.8T/h 中联门前蒸汽压力：4.302 MPa(a) 中联门前蒸汽温度：600 中联门前蒸汽流量：2323.147 T/h 排汽压力：10.80kPa(a)凝汽器循环冷却水进水温度：17凝汽量（包括小汽机）：1673.427t/h热耗：7522 kJ/kW.h发电机采用东方电机股份有限公司产品，型号为: QFSN-1000-2-27型，三相同步汽轮发电机，主要参数如下：额定容量： 1120MVA额定功率： 1000MW最大连续容量：1222MW额定电压： 27kV额定功率因数：0.9（滞后）额定频率： 5

4、0Hz额定转速： 3000r/min效率 99%冷却方式： 水氢氢励磁系统：自并励静态励磁 二、主要辅机系统、设备：1、给水系统主给水系统配置两台50%容量的汽动给水泵，三级双列容量为100%的高压加热器，每级高压加热器由两个容量50%的高压加热器组成，高压加热器采用大旁路系统。2、抽汽系统汽轮机具有8级非调整回热抽汽系统，一至三段抽汽供三级高压加热器，四段抽汽供除氧器、小机用汽及厂用辅助蒸汽，五至八段抽汽供四台低压加热器。3、辅助蒸汽系统启动蒸汽由一期辅助蒸汽母管供给。辅助蒸汽系统为母管制的全厂公用系统，汽源来自再热冷段、四级抽汽和一期辅助蒸汽母管。 4、凝结水系统凝结水系统采用中压凝结水精

5、处理系统。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、四台低压加热器后进入除氧器。系统设置350%容量的凝结水泵，二运一备，当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。考虑到循环水泄漏的可能性，系统采用100%容量的凝结水精除盐装置（带100容量的电动旁路）。5、加热器疏水系统正常运行时，各加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，3号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；8号低压加热器出口的疏水疏入凝汽器。除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路。6、主厂房内循环水系统循环水采用海水作水源的一次升压直流供水系统，为凝汽器、开式

6、循环冷却水系统提供冷却水，按单元制设计。每台机组配3台循环水泵。7、闭式冷却水系统系统设 100%容量的闭式冷却水泵和 100%容量的水水热交换器两套，在正常情况下，一套运行一套备用。 8、燃烧制粉系统（1）制粉系统本期工程制粉系统采用正压冷一次风机中速磨煤机直吹式制粉系统。每台锅炉配置6台ZMG-133G中速磨煤机，5台运行、1台备用。（2）烟风系统采用两台50容量的动叶可调轴流式一次风机。采用两台50容量的动叶可调轴流式送风机。采用两台50容量的静叶可调轴流式引风机。#4机组设脱硝装置，#3机组预留脱硝装置。两台锅炉合用一座烟囱，烟囱高度240米、双管、出口内径8 m。9、锅炉启动点火及助

7、燃点火助燃燃料为#0轻柴油。采用微油点火及助燃，其燃油系统只作为备用设施。油系统仅需从1、2号机组的供、回油母管引出即可，没有再建设。10、空压机室二台机组共设置6台44.6Nm3/min，0.85MPa(g)的螺杆式、低噪声、少油型厂用空气压缩机。与除灰空压机一起设置在两机组电除尘器之间的除灰综合楼底部。仪用压缩空气设3台50 m3储气罐，厂用压缩空气设1台50 m3储气罐，储气罐布置在空压机室外。11、除灰专业锅炉灰渣排放包括锅炉炉膛排渣、静电除尘器排灰、省煤器排灰和磨煤机排石子煤三部分。在厂内采用灰渣分除的干式除灰渣系统，炉底渣采用干渣机械输送至渣库贮存的方式，厂外采用汽车运输；飞灰采用

8、干灰气力输送至灰库贮存的方式，厂外采用汽车运输。石子煤输送系统采用移动斗加电瓶叉车的方式，定期用电瓶车将石子煤运出锅炉房装汽车运输到综合利用用户或灰场。每台锅炉配两台三室、五电场，除尘效率为99.77%的静电除尘器。每个电场由两台整流变供电。将静电除尘器捕集下来的飞灰用正压气力输送到灰库。本期2X1000MW机组共设三座灰库，其中两座粗灰库，一座细灰库。为保证灰库和除尘器灰排放的顺畅，设置了4台灰库气化风机，3台运行，1台备用，设置3台空气电加热器。12、电气专业（1）电气主接线绥中发电厂二期21000MW汽轮发电机组，以发电机变压器组单元制接线方式接入原一期500kV配电装置，发电机出口装设

9、断路器。本期500kV配电装置不增加出线间隔，仅新建#3、#4机主变进线2回。发电机与主变之间的连接采用全连式分相封闭母线，高压厂用变压器和励磁变压器由发电机与主变低压侧之间经全连式分相封闭母线引接。将原来的一期的高压备用变压器置换为一台新的双绕组有载调压分裂变压器，其额定容量为63/31.5-31.5MVA，布置在一期启动/备用变压器期处，220KV架空线及低压侧母线不动。（2）厂用接线1）高压厂用系统每台机组均设置二台高压厂用工作变压器，高压厂用工作变采用56/30-30MVA 的无载调压分裂变压器，电源由相应发电机组的出口引接。高压厂用电电压采用6kV一级电压，中性点采用三相接地变接地方

10、式，6kV母线为单母线，每台机组设置四段工作母线。2）低压厂用系统低压厂用电系统电压采用400/230V，低压厂用电系统采用中性点直接接地方式。3）事故保安电源每台机组设置1台1800kW(常载)快速起动的柴油发电机组，作为本机组的事故保安电源。（3）控制与保护采用炉、机、电集中控制方式，两台机组合设一个单元控制室。烟气脱硫系统设单独的就地集中控制室。辅助厂房设置水、煤、灰三个控制室。厂级监控信息系统（SIS）、分散控制系统（DCS）、辅助车间控制系统、烟气脱硫控制系统共同组成全厂厂级自动化系统及其计算机网络。实现控制功能分散，信息集中管理。（4）直流系统及UPS1）每台机组装设三组蓄电池，其

11、中一组220V蓄电池组，两组110V蓄电池组。蓄电池型式均采用阀控免维护铅酸蓄电池。2）每台机组设两套交流不停电电源装置(UPS)。UPS布置在主厂房集控楼。三、绥中电厂二期工程特点：1.锅炉采用半封闭形式。运转层17m以下封闭，17m以上采用露天形式。锅炉半封闭形式虽然节约了部分投资，但在北方高纬度地区后期生产运行防寒防冻投入增加较多，弊大于利。2.厂区总平面布置采用常规典型设计A、B、C、D列结构，在主厂房设置除氧间和煤仓间，并分别留有检修通道。设计保守。3.汽机房屋顶采用自然通风结构，B列柱32m层以上与除氧间贯通，减少汽机房屋顶通风机等强制通风设施，节约投资。在自然环境较好的沿海地区较适宜。4.锅炉送风机、一次风机为动叶可调轴流风机，电动机功率分别为2400kw、3950kw，风机生产厂家均为上海鼓风机厂有限公司。引风机、增压风机为静叶可调轴流风机，引风机电动机功率为6500kw，增压风机单侧为2台，电动机功率分别为3600kw。可考虑将引风机、增压风机合并，减少增压风机设置。5.脱硫系统只设计吸收塔，减少GGH装置，将除灰空压机布置在烟筒底部，充分利用烟筒底部空间。实现了设计优化和节约投资的理念。6.点火及助燃油系统取自一期供、回油母管，减少供油系统的设计。7.机组生产用水由一期供给，不需要再建设锅炉补给水处理