热电动力中心各装置工艺特点

1、1、热电站工艺流程、工艺特点及工艺原理热电站主要设置4台320t/h（BNCR为360t/h）的高温高压（10.30MPa,540）煤粉锅炉配2套50MW直接空冷抽凝式供热汽轮发电机组及附属配套系统。其配套附属系统主要包括卸储煤系统、制粉系统、脱硝系统、脱硫系统、除尘除灰系统、空冷岛系统。各工况条件下的全厂蒸汽平衡图，在化工装置正常运行时需要提供蒸汽负荷为457.5 t/h（其中10.30MPaG、540的高压蒸汽338.3 t/h；4.2MPaG、450中压蒸汽119.2t/h）。考虑到各装置在开车及冬季采暖各个工况下的用汽需求，本设计供汽方案确定采用自备热电站的方案。该方案系热电联产，使能

2、量逐级利用，提高能量利用率，其总热效率和热电比完全符合国家的能源政策。本自备热电站的方案是采用高压热电的方式，有利于能量梯级利用，既满足工艺装置的供热和拖动工业透平用汽需求，同时还可以发电，满足工艺装置大部分的用电需求。当自备热电站一台或两台高压双抽凝汽式汽轮发电机组故障或检修时，化工装置所需蒸汽不足部分由减温减压器提供，减温减压器容量按两台高压双抽凝汽式汽轮发电机组故障考虑。蒸汽系统等级根据工艺装置用汽压力、温度参数，全厂蒸汽等级分为四个等级：高压蒸汽： 10.30MPaG 540中压蒸汽： 4.20MPaG 450低压蒸汽： 1.50MPaG 320低低压蒸汽： 0.6MPaG 175全厂

3、蒸汽平衡说明正常夏季工况热动力站产汽10.30MPaG，540，1044.4 t/h 高压蒸汽，锅炉四台全开，锅炉负荷率:81.6%，满足所有工艺装置用汽。发电100MW。10.30MPaG 管网蒸汽负荷338.3t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供空分透平和MTO、甲醇装置和轻油裂解装置用汽。4.2MPaG 管网蒸汽负荷119.2t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。1.5MPaG 管网蒸汽负荷50.8 t/h，汽源除热电供50.8t/h外，还有工艺装置副产蒸汽。其中变换副产110 t/h、M

4、TO 副产15.1 t/h，各装置共副产136.1t/h 蒸汽。供化工装置丁辛醇、聚乙烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽0.6MPaG 管网蒸汽负荷257.0t/h。甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h 蒸汽进入管网，变换副产77.7t/h，上级管网减温减压提供蒸汽80.5t/h，供乙丙橡胶、聚乙烯、MTO、聚丙烯、空分、净化、变换、气化等其它装置用汽。正常冬季工况热动力站产汽10.30MPaG，540 度，1164t/h 高压蒸汽，锅炉四台全开，锅炉负荷率:90.1%，满足所有工艺装置用汽。发电100MW。10.30MPaG 管网蒸汽负荷338.3t/h，全部由热动力站提供，供空分透平、MT

5、O、甲醇、轻油加工装置等用汽。4.2MPaG 管网蒸汽负荷143.1t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。1.5MPaG 管网蒸汽负荷210.7 t/h，主要汽源是工艺装置副产蒸汽。热动力中心外送80t/h 至管网。变换副产110 t/h、硫回收副产2 t/h、MTO 副产15.1 t/h、轻油加工副产11 t/h，各装置共副产156.1 t/h 蒸汽。丁辛醇、聚乙烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽113.7 t/h。剩余97 t/h 经减温减压后进入0.6MPa 管网。0.6MPaG 管网蒸汽负荷252.5

6、0 t/h。甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h 蒸汽进入管网，变换副产48 t/h，上级管网减温减压提供蒸汽103.50 t/h，供硫回收、聚乙烯、MTO、聚丙烯、空分、净化、变换、气化等装置用汽。最大冬季工况热动力站产汽10.30MPaG，540 度，1250.8t/h 高压蒸汽,四台锅炉全开,锅炉负荷率:97.7%，满足所有工艺装置用汽。发电100MW。10.30MPaG 管网蒸汽负荷338.3t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供空分透平和MTO、甲醇、轻油加工装置用汽。4.2MPaG 管网蒸汽负荷143.1t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、

7、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。1.5MPaG 管网蒸汽负荷370.8t/h。主要由热动力中心外送蒸汽。热动力中心外送344.7 t/h 至管网。硫回收副产2 t/h、MTO 副产15.1 t/h、轻油加工副产11 t/h，各装置共副产25.1 t/h 蒸汽。丁辛醇、聚乙烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽144 t/h。剩余219.2t/h 经减温减压后进入0.6MPa 管网。0.6MPaG 管网蒸汽负荷359.5t/h。甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h和轻油裂解提供8.4t/h的蒸汽进入管网，上级管网减温减压提供蒸汽219.2 t/h，供硫回收、聚乙烯、M

8、TO、聚丙烯、空分、净化、变换、气化等装置用汽。蒸汽管网参数控制（1） 10.30MPa 的高压蒸汽由四台锅炉产生，其压力的稳定由锅炉调整负荷保证，当汽轮机因故跳车时设有快开减温减压器将高压蒸汽减温减压后分别送入与之对应的抽汽管网，一方面防止高压蒸汽管网超压，另一方面补充由于汽轮机跳车引起的中、低压管网汽量不足。该等级管网还外送至空分装置，当空分透平跳车时，由于是采用的纯凝汽式汽轮机，多余的高压蒸汽经减压后向空排放。在外管廊上还设有安全阀作为第二道保安措施。（2）本项目中电站汽轮机选用的是两台双抽机，两台汽轮机的一级抽汽同时向4.2MPaG 的中压蒸汽管网供汽。其压力的稳定直接影响下游用户的用

9、汽安全，为避免引起调节上的震荡。4.2MPaG 蒸汽管网的压力调节采用其中一台汽轮机一抽设为自动调节,另一台为非自动（或手动不调流量相对稳定）的方式。压力信号选抽汽管出口压力或母管压力PIC 调节一级抽汽流量。为防止由于下游用户因故跳车引起的管网压力突然升高，管网还设有调节放空阀和安全阀。（3）两台汽轮机的二级抽汽同时向1. 5MPaG 的低压蒸汽管网供汽。其管网蒸汽压力调节也是采用汽轮机一台自动一台手动的方式。当一台汽轮机选为4. 2MPaG 一抽的自动调节，另一台就做为二抽的自动调节。压力信号选抽汽管出口压力或母管压力PIC 调节二级抽汽流量。为防止由于下游用户因故跳车引起的管网压力突然升

10、高，管网设有调节放空阀和安全阀。（4）0.6MPa 管网蒸汽主要由变换副产和甲醇天然气增压机透平背压提供，不足的部分由1.5MPaG 管网减温减压补充，其压力的稳定也是由管网压力信号PIC 控制减温减压器的开度来保证。管网安全措施有调节放空阀和安全阀。每一级管网之间设有备用的减温减压装置，以保证装置开车和非正常工况的用汽需要。主要工艺流程简述热电站的锅炉用水来自脱盐水站，脱盐水经加热除氧后由锅炉给水泵升压经省煤器送入锅炉汽包。热电站燃料为煤，燃烧需要的空气由鼓风机升压后经与空预器换热产生热空气，经风管送入炉膛，燃料与热空气在炉内混合燃烧产生高温烟气。炉膛水冷壁管内的水吸收高温烟气的热量形成蒸汽

11、/水混合物，在重力差的作用下上升到锅炉汽包，汽包内的汽水分离装置将蒸汽和水分离出来，蒸汽由汽包顶部的引出管送至过热器产生过热蒸汽。汽包内的水由汽包底部的下降管引出（位于炉外，不受热），送至炉底与水冷壁相连的分配集箱进入炉膛，汽包、水冷壁与下降管就形成了汽水自然循环。过热器产生的过热蒸汽由管道送至汽轮机，高温高压蒸汽经过汽轮机后热能转换为动能，带动发电机做功发电。在高温高压蒸汽经过汽轮机作功，做功后的部分蒸汽被抽出外供,作为化工装置用汽，最大限度的利用蒸汽热能，使能量实现阶梯利用的。剩余的蒸汽经高、中、低压缸后排入空冷凝汽器，蒸汽在凝汽器被冷凝成水，冷凝水由凝结水泵升压，经过各级给水预热器、除氧

12、器、给水泵、高加后送入锅炉汽包循环使用。工艺特点本热电站采用常规火力发电技术，系统安全可靠。锅炉采用煤粉锅炉，汽轮机采用双抽供热汽轮机组，实现对化工装置供热供电的需求。热、电负荷全年平稳，发电经济效益可观。本电站总热效率高达81。为使本热电站建成高效环保的工厂，本热电站拟采用氨法湿法脱硫技术，以达到环评排放要求。原则性热力系统本热电站原则性热力系统主要设备由锅炉、连续排污扩容器、除氧器、锅炉给水泵、轴封加热器、抽汽凝式汽轮机、空冷岛、凝结水泵、减温减压器等组成。系统组成：主蒸汽系统；减温减压系统；给水系统；抽汽及给水加热系统；空冷岛有关系统，抽真空系统；凝结水系统；加热器疏水系统；工业冷却水系

13、统等。主蒸汽系统主蒸汽系统采用集中母管制连接方式。汽轮机旁路系统汽轮机跳车时设有一套快开的减温减压装置，将蒸汽减温减压后补入与之对应的抽汽管网，以保证全厂蒸汽系统稳定供汽。给水系统给水系统采用集中母管制连接方式。除氧器水箱中的给水经锅炉给水泵升压后送到锅炉省煤器入口联箱。系统设置5 台110%容量的电动给水泵，四台运行。给水系统共设1 台备用。本工程共设置5 台电动给水泵。在给水泵出口止回阀前的主给水管路上接出带有全程控制型最小流量再循环装置的给水泵再循环管道，以满足给水泵最小流量的要求。每台给水泵的再循环管道分别接至除氧器水箱。省煤器入口的给水管道上装设有低负荷给水旁路调节阀。机组正常运行时

14、，给水流量由主调节阀进行调节。在启动和低负荷运行时，给水流量由给水旁路调节阀控制。给水系统还为锅炉过热器的减温器、以及蒸汽系统的减温减压器提供减温水。空冷岛系统抽凝式汽轮机组选择空冷系统代替水冷系统。选择直接空冷方式，将汽轮机排出的乏汽，通过排汽管道引入钢制空气冷却器中，由环境空气直接冷却为凝结水，减少了常规二次换热所需要的中间冷区介质，传热温差大，冷区效果好。抽汽系统及给水加热设备双抽凝汽式汽轮机组采用两级调整抽汽，调整抽汽分别进入4.2MPaG 中压蒸汽管网、1.5MPaG 低压蒸汽管网。抽汽系统是引起汽轮机超速和进水的主要原因，因此，抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，气动止回阀在前

15、，电动隔离阀在后。电动隔离阀作为防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀作为防止汽轮机超速并兼作防止汽轮机进水的二级保护。抽真空系统该系统在机组启动初期建立真空，将附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求。每台抽凝机组安装2 台110%容量水环真空泵组，机组正常运行时，1 台运行，1台备用。凝结水系统凝结水小室中的凝结水由凝结水泵升压后，经轴封冷凝器后进入除氧器。每台机组设置三台容量为50%的凝结水泵，两台运行，一台备用。轴封冷凝器设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷凝器。在轴封冷凝器出口的凝结水管道上引出一路装有调节阀的凝结水泵再循环管至凝结水小室，以确保机组启动和低负荷时

16、凝结水泵所需的最小流量和轴封冷凝器所需的最小冷却水量的要求。此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温喷水、低压缸喷水、低压旁路减温喷水、真空泵补充水等。工业冷却水系统循环冷却水系统的冷却工质为循环水，经过被冷却的辅助设备后，回水至机力通风冷却塔冷却后循环使用。因为热电站凝汽器采用空冷，故循环冷却水总用量较少，约为1725t/h，主要是锅炉辅机、汽轮机冷油器、发电机空冷器等使用。原则性燃烧系统本工程燃用烟煤，其煤质干燥无灰基挥发份较高，哈氏可磨性指数为62-67，适合选用中速磨直吹系统。其系统简单、安全可靠，中速磨厂用电低，运行中能源耗量少，运行经济性较好。且噪音小、密封性好、使生产环境得到改善

17、，运行、操作、检修方便。系统选择：采用正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配3 台中速磨，其中1 台备用。2台磨煤机可满足锅炉BMCR 工况运行的要求，每台磨煤机引出四根煤粉管道连接到锅炉同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何1 台磨煤机。磨煤机密封系统采用每台锅炉配2 台离心式密封风机。1 台运行，1 台备用。每台锅炉配4 台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为管式空气预热器。每台锅炉配送风机、一次风机引风机各2 台，均选用离心式。空预器出口烟气经电袋除尘器，再经引风机，进入脱硫塔脱硫，最后经烟囱排入大气。四台炉共用一座烟囱，烟囱高度180m。制粉系

18、统本工程每台炉配置3 台中速磨煤机，与每台炉配置的3层燃烧器(每台磨煤机带一层燃烧器)相对应，2台磨煤机运行可满足锅炉BMCR 工况运行的要求，1 台做为备用。 每台锅炉配置3台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运行的电子称重式给煤机。为防止煤粉粘结皮带，给煤机结构上将充分考虑防粘结措施，在给煤机的出口处设置配重式皮带刮料器，在皮带下方设链式清理刮板。风系统本热电站燃烧系统主要辅机选型裕量按火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）的相关要求选取。其中，一次风机、送风机、引风机考虑机组变负荷需要，设置变频器调速，以保证低负荷时风机的运行效率，节约厂用电。为降低风机噪声，在一次风机及送风机

19、入口均配置消声器。1）一次风系统本热电站一次风系统每台炉配置2 台60%容量的一次风机。分别提供磨煤制粉系统热一次风、调压冷风以及磨煤机和给煤机的密封风。其中磨煤机给煤机的密封风和调压冷风由空预器之前的冷一次风提供。制粉系统的热一次风由经过暖风器及空预器加热后的热一次风供给。2）二次风系统本工程二次风系统每台炉配置2 台60%容量的送风机。送风机就地吸风，经管式空气预热器加热后进入布风板之上的二次风箱提供二次用风。3）密封风系统每台锅炉的3 台磨煤机配置100% 容量的密封风机2 台，1 台运行，1 台备用，提供磨煤机和给煤机的密封风，防止煤粉外漏。自动化水平本热电站及蒸汽管网采用DCS 集散

20、控制系统进行控制。具有以下自动控制：（1）锅炉燃烧自动控制。（2）锅炉负荷自动调节。（3）蒸汽参数自动调节。（4）锅炉汽包水位和除氧气水位自动控制。（5）汽轮发电机组起停自动控制。（6）汽轮机两级工业抽汽量的自动控制。（7）蒸汽管网参数自动控制1.1 热电站锅炉装置1.1.1 热电站锅炉规范锅 炉 主 要 参 数锅炉主要参数：B-MCR单位锅炉额定蒸发量：320t/h锅炉最大连续蒸发量：360t/h过热蒸汽压力：10.3MPa.g过热蒸汽温度：540给水温度：215/158汽包工作压力12.09Mpa.g冷风温度20排烟温度1401.1.2 本项目锅炉煤质分析项 目符号单位设计煤种校核煤种1校

21、核煤种2工业分析收到基水分Mt%1211.5410.54空气干燥基水分Mad%2.744.113.91收到基灰分Aar%251530干燥无灰基挥发份Vdaf%36.0640.1938.17固定碳FC%40.2843.9436.76元素分析收到基碳Car%5260.2148.2收到基氢Har%3.074.042.98收到基氮Nar%0.870.780.54收到基硫Sar%1.52.282.5收到基氧Oar%5.566.155.24收到基低位发热量Qnet.arKJ/kg200282383918829哈氏可磨指数HGI666267灰熔点灰变形温度DT125011501260灰软化温度ST13001

22、1701310半球温度HT131011801320流动温度FT134011901340灰组成分析SiO2wt%49.9127.4751.48Al2O3wt%22.2511.0221.44Fe2O3wt%6.6318.637.86CaOwt%9.5213.746.83MgOwt%0.970.620.80SO3wt%5.2612.914.30TiO2wt%0.830.530.99K2Owt%1.520.831.54Na2Owt%0.580.941.71P2O5wt%0.830.210.36灰堆积密度/m3303286310真密度g/cm32.923.402.84安息角°434244着火点

23、氧化样325325343原煤样348348365灰比电阻测试电压500V测试温度23（·）1.35×1091.80×1092.70×10880（·）2.70×10102.70×10104.50×109100（·）2.60×10111.70×10113.50×1010120（·）9.30×10115.60×10111.35×1011150（·）4.60×10112.80×10111.95×10111

24、80（·）6.20×10105.20×10103.80×1010项目单位数值（mol%）CH4%96.3087C2H6%0.5400C3H8%0.0400Ic4H10%0.0400Ic5H12%0.0010He%0.0400N2%0.7601H2%-CO2%2.2702H2Sppmv30COSppmv20HCL无压力MPa(a)3.5温度25低位发热量LHVMJ/Nm334.941.1.3 锅炉点火用燃料:煤田伴生气 1.1.4锅炉基本尺寸炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离） 9570mm炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离） 9570mm锅筒中心线标高 40

25、750mm过热器出口集箱标高 44100mm锅炉最高点标高（连接管） 44950mm锅炉顶棚管标高 37490mm运转层标高 9000mm锅炉构架左右两侧柱中心线间距离(外柱) 23400mm锅炉构架炉前柱至后柱中心线间距离 29000mm1.1.5 锅炉结构简述本锅炉为单锅筒、集中下降管，自然循环型布置的固态排渣煤粉炉。采用紧身封闭布置。锅炉前部为炉膛，四周布置膜式水冷壁。炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器。炉顶、水平烟道两侧及转向室设置顶棚管和包墙管。尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器。锅炉构架采用双框架全钢结构，紧身封闭。按7度地震烈度、类场地设防。炉膛水冷壁、过

26、热器及上级省煤器均悬吊在顶板梁上，下级省煤器和空气预热器支承在后部柱和梁上。炉膛设计压力及瞬间抗爆压力按美国国家防火协会（NFPA）标准，设置膨胀中心，锅炉燃烧室的设计压力5800Pa，瞬间抗爆压力9800Pa，当突然灭火或送风机全部跳闸吸风即出现瞬间最大抽力时炉墙及支撑件不会产生永久变形，为此设置刚性梁，折焰角包覆框架，炉底包覆框架。锅炉采用燃烧器为百叶窗浓淡直流式燃烧器，正四角切向布置，假想切圆直径为700mm，制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统。配3台磨煤机，两运一备。磨煤机型号为ZGM80N型。1.1.6 锅筒及汽水分离装置：锅筒内径1600mm，厚度为100mm，封头厚度

27、为100mm，筒身直段长13200mm，全长约为15060mm，材料为P355GH（19Mn6）。锅筒正常水位位于锅筒中心线以下180mm处，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。锅筒水位达到+125mm时开紧急放水门,保护动作值为：+250mm,-250mm。锅筒内采用单段蒸发系统，内部布置有旋风分离器、梯形波形板分离器、清洗孔板和顶部多孔板等内部设备。它们的作用是分离混合物中的水与汽，并清洗蒸汽中的盐，平衡锅筒蒸汽负荷，以确保蒸汽品质。锅筒共有54只直径为315mm的旋风分离器，分前后两排，沿锅筒筒身全长布置，旋风分离器分组装配，以保证旋风分离器负荷均匀，获得较好的分离效果。1.1.7

28、炉膛水冷壁炉膛断面设计成正方形，深度和宽度均为9570mm。炉膛四周布满了60×5节距80mm的管子和扁钢焊成的膜式水冷壁，形成密封的炉膛竖井。前后及两侧水冷壁各为119根60×5的管子，前后水冷壁下部冷灰斗处管子与水平线成55°角，倾斜构成冷灰斗。水冷壁采用过渡管接头单排引入上下集箱。后水冷壁在炉膛出口下缘处向炉内突出形成折焰角，然后向上分成两路，其中一路垂直向上穿过水平烟道及顶棚管进入后水冷壁上集箱，另一路组成膜式水冷壁，并与水平线成40°及7°的倾角构成水平烟道底部的斜包墙。前后侧水冷壁各分为四个管屏，4根377X25的集中下降管至运转层

29、以下，再通过40根133X10的分散管引入到水冷壁下集箱。前墙水冷壁及两侧墙水冷壁各有10根133X10的引出管，后墙（包括斜底包墙）有16根108X8的汽水引出管引入至汽包的蒸汽空间。上下水冷壁集箱均由219X25的碳钢管制成。为了适当提高锅炉的启动速度，在水冷壁下集箱内装有邻炉加热装置。1.1.8 燃烧设备本锅炉设计煤种灰熔点低，容易结焦，因此本锅炉采用百叶窗浓淡直流式燃烧器，燃烧器布置在炉膛的正四角。煤粉经一次风管中浓缩管及百叶窗的作用后被分成浓相及淡相，而且分别引射到炉膛内向火侧和背火侧，确保燃烧稳定和防止结焦。燃烧器设计采用较小的燃烧区域壁面热负荷及较小的假想切圆，切园直径为700m

30、m。风率风温风速m/s一次风227027二次风73.8332046为了保证稳定良好的燃烧，制粉系统应保证风粉均匀连续地输入炉膛。为保证煤粉在炉膛中燃烬，设计煤种煤粉的R90应为25%。1.1.9 过热器和汽温调节过热器布置如下图：整个过热器由顶棚管、包墙管、半辐射屏式过热器和两级对流过热器四部分组成，其中有两级喷水减温。屏式过热器位于炉膛折焰角前上部，两级对流过热器均匀分布在水平烟道中。饱和蒸汽取自锅筒顶部由14根133×10的连接管引入顶棚管入口集箱，然后通过95根51×5.5节距为100的顶棚管进入尾部竖井后包墙下集箱，再经过直角弯头进入侧包墙后下集箱，经尾部竖井两侧向

31、上流进包墙管上集箱后部，再经10根133×10的连接管引入到包墙管上集箱前部，经竖井烟道向下流入侧包墙前下集箱，再通过10根133×10的连接管进入前包墙管下集箱，经竖井向上流入前包墙管出口集箱，然后通过8根108×8的连接管进入第二级对流过热器的入口集箱。然后由94排38X4.5的蛇形管逆流至第二级过热器出口集箱，经端部引出至位于锅炉两侧环形弯头后流进一级喷水减温器，蒸汽通过一级喷水减温器后，由一级喷水减温器引到屏式过热器进口集箱，蒸汽在屏式过热器中呈W行程沿炉膛全宽一次通过至屏式过热器出口集箱，再由连接管左右交叉连接至由42×5管子组成的第一级对流过

32、热器两侧的冷段；蒸汽先在位于水平烟道两侧的各24排冷段管束中逆流后至二级喷水减温器，蒸汽经第二次减温后进入位于烟道中部的46排热段管束，蒸汽在其中顺流通过至第一级过热器出口集箱，此时蒸汽已达到锅炉的出口额定温度，即540,最后再用12根133X13的连接管连接至集汽集箱,过热蒸汽由集汽集箱一端引出，引出方向由设计院确定，集汽集箱安装应同时依据锅炉制造单位和设计院的图纸。屏式过热器采用42×5的管子，沿炉宽方向布置12片，屏与屏之间距离700mm，屏式过热器外圈管子（包括一道管夹及短路管子）材料为SA213-T91，其余采用12Cr1MoVG。两级对流过热器的横向节距均为100mm，其

33、材料第一级为12Cr1MoVG，第二级为20G/GB5310。两级汽温调节均采用喷水减温器，第一级作为粗调，第二级作为细调，第一级喷水可以用来控制屏式过热器管的壁温不超过允许值，第一级喷水减温器处于蒸汽进屏式过热器之前，分作两点（两个一级喷水减温器）左右两侧喷水，第二级喷水减温器处于第一级对流过热器的冷热段之间，亦为二点（二个二级喷水减温器）喷水。经二次喷水调温，保证了过热器出口蒸汽温度的稳定。喷水减温器由笛形喷管、混合套管和外壳组成，具有良好的结构性能和阻力特性。喷水水源取自给水操作台前锅炉给水。 全部过热器蛇形管、顶棚管、包墙管，都通过吊杆悬吊在顶板梁上。此外，在整个过热器区还设有良好的密

34、封结构，以保证锅炉安全运行和文明生产。1.1.10 省煤器省煤器设在尾部竖井中，与空气预热器呈交叉双级布置，工质与烟气呈逆流方式，上级省煤器为顺列布置，由32X4的管子双管并弯，下级省煤器为错列布置，沿烟道宽度方向分成左右两部分，沿烟道深度方向分成前后两部分，形成左右两侧进水的四组管束，省煤器的进口集箱分别装于尾部竖井的两侧。给水先进入下级省煤器入口集箱，两级省煤器之间用12根76X6的管子交叉连接到上级省煤器，被省煤器加热后的给水再由40根42X5的管子引入上级省煤器出口集箱，然后再用12根76X6的管子连接至汽包。上级省煤器采用悬吊结构，全部重量通过引出管悬吊在顶板梁上，下级省煤器采用支承

35、结构，蛇形管束通过空心支承梁穿出炉墙支承在护板上，为降低支承梁的温度，需通风冷却。 为了减轻烟气中飞灰对受热面管子的磨损，在每级省煤器蛇形管组最上面两排、上下级省煤器两侧靠墙的两列管子装设了防磨盖板，上下级省煤器蛇形管弯头处均装设了防磨罩。1.1.11 空气预热器空气预热器采用管箱结构，与省煤器交叉分两级布置，沿空气流程分一、二次风布置。上级空预器和下级空预器上组采用立式管箱结构，下级空预器下组管箱为卧式布置，考虑到低温引起的局部腐蚀，将下级最下面的一个行程作成单独管箱，以便于检修更换。各行程之间有连通箱连接，构成一个连续的密封的空气通道。预热器装有胀缩接头，用于补偿热态下的膨胀。考虑到本项目

36、同步上脱硝装置，由于烟气通过催化剂作用后会生成NH3HSO4，在尾部烟气温度在240以下时，NH3HSO4呈液态，会严重堵塞和腐蚀空预器管，为减少腐蚀的影响，下级空气预热器的下部管箱采用搪瓷管，卧式顺列布置。同时由于半固态NH3HSO4用吹灰器吹扫困难，但能溶于水的特性，在下级空预器下组前设置一根高压冲洗管，用以吹扫。其余管箱均采用40X1.5的有缝碳钢管制造，由于结构和系统的要求，在水平截面上烟道分成四部分，一，二次风冷空气自下级空气预热器下段前后墙引入，经上级空气预热器前后墙引出，与烟气逆流换热。在每只立式管箱的烟气入口处设有防磨短管，并浇注炉墙材料，防止磨损。1.1.12 锅炉范围内管道

37、：本锅炉给水操纵台的布置及给水操纵台至省煤器分配集箱的管路均由设计院布置。给水操纵台分成四条管路：DN175，DN100，DN50，DN20分别为主给水、70%给水旁路、30%给水旁路和生火时使用，给水通过给水操纵台引入给水分配集箱，再通过配水管进入下级省煤器入口集箱。汽包上装有数种监视、控制装置，如高读水位表、低读水位表、供自控用平衡容器。汽包上还装有压力表、连续排污、紧急放水管、加药管、再循环管、自用蒸汽管、安全阀信号等管座。定期排污设在集中下降管下端，所有水冷壁下集箱均装有定期排污管和邻炉加热管。集汽集箱上装有生火和反冲洗管路、安全阀以及压力、疏水管接头。此外，在减温器和集汽集箱上均装有

38、供读数和自控用的热电偶插座。为了监督运行，装设了给水、锅水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样装置。在集汽集箱的一端应装设电动闸阀，作为主蒸汽出口阀门。汽包与省煤器入口集箱之间装有再循环管，以供锅炉升火时保护省煤器之用。由省煤器出口至汽包的给水管路及分配集箱至省煤器进口管路由我公司设计与布置，其余管路均由设计院布置。1.1.13 炉墙：炉膛、包墙管和顶棚管部分设计采用敷管式炉墙，外层罩上外护板。下级省煤器部分采用轻型炉墙。其厚度分别为：炉膛和包墙管： 200mm顶棚： 280mm下级省煤器 ： 180mm 1.1.14 构架和平台扶梯锅炉构架采用全钢结构（双排柱布置），与主厂房脱开的独立结构型式。采用焊接

39、连接。锅炉采用紧身封闭，锅炉本体采用全钢构架。构架承受以下主要载荷：锅炉前部的全部悬吊重量，尾部的全部悬吊和支承重量，锅炉本身管道和检修的有效荷载，锅炉范围内的烟风管道的荷载及运转层平台部分载荷。平台楼梯为适应运行和检修的需要而设置，平台与扶梯采用栅架结构，扶梯坡度为45°。平台与撑架允许承受的有效荷载为2500N/m2 ，但同时承受负荷的面积不得超过本体平台总面积的20%，未经允许不得附加其它负荷，同时不允许不加补强地切割平台。锅炉炉膛和转向室部分装敷有金属防护外护板，外护板之间采用拉铆钉结构连接固定。1.1.16 打焦孔及吹灰装置为能及时清除炉内可能产生的结焦，在炉膛燃烧区域和两

40、侧水冷壁冷灰斗转角附近开有打焦孔，在冷灰斗喉口处的两侧水冷壁上也有打焦孔。为了清除受热面上的积灰，以保证锅炉的效率和出力，本锅炉在炉膛布置了蒸汽吹灰器，在水平烟道区屏后、第一级对流过热器与第二级对流过热器之间两侧炉墙上布置了长伸缩吹灰器。尾部烟道上、下级省煤器上分别布置了固定旋转吹灰器。1.1.17附表 锅炉主要经济技术指标 （360t/h 设计煤种）名 称单 位设计煤种 锅炉设计效率%91.2排烟温度142燃料耗量kg/h50246锅炉本体烟气阻力Pa1957锅炉本体一次风空气阻力（包括燃烧器阻力）Pa3345锅炉本体二次风空气阻力（包括燃烧器，二次风道阻力）Pa3098过热器介质侧阻力Mp

41、a1.79省煤器工质侧阻力（包括重位压差）MPa0.44烟气流量 (排烟温度下) m3/h623656冷风量（一次/二次） (20)m3/h128170/352131注： 锅炉本体烟、空气阻力已包括1.2储备系数；已进行海拔修正。 烟空气量已包括1.1储备系数，已进行海拔修正。 本体一次风空气阻力未包括磨煤机至燃烧器一次风道阻力。 烟、空气阻力未考虑脱硝设备的阻力。锅炉水容积表名称汽 包水冷壁系统过热器系统省煤器系统管道共 计水压试验时（m3）34582914.63.1136.7运行时（m3）15.258/14.63.190.9注：1、水冷壁中已包括集箱、集中下降管、上、下连接管。2、管道中由

42、给水操纵台至给水分配集箱的管路未计在内。1.2 热电站锅炉配套汽轮机发电机1.2.1汽机主要技术规范（1）型式：高温高压、单缸、冲动、双抽凝汽式（直接空冷）（2）数量：2 台（3）设备位号：2301-ST-0201A/B（4）额定功率：50 MW （最大功率： 60MW）（5）额定参数主汽门前蒸汽压力：9.3 MPa.A主汽门前温度：535额定排汽压力：15kPa.A（冬）或32kPa.A（夏）旋转方向：顺时针（从汽轮机向发电机看）额定转速：3000r/min给水温度：215压力单位中“A”表示绝对压力，“G”为表压，下同。1.2.2 调整抽汽参数本机组有三级非调整抽汽和两级调整抽汽，共五级抽

43、汽。一级为调整抽汽4.3MPaA(4.14.5MpaA)，供中压蒸汽母管，工业抽汽量额定80t/h(80100t/h)；二级为非调整抽汽，供1#高压加热器用汽；额定抽汽工况下，每台汽轮机抽汽量可加热高压锅炉给水至 215；三级为调整抽汽额定1.6MpaA(1.41.7MpaA)，供2#高压加热器和高压除氧器用汽，其中工业抽汽量额定80t/h(80100t/h)；除氧器加热蒸汽及2#高压加热器加热蒸汽用量由汽轮机回热利用考虑；考虑高压蒸汽外输169.16t/h，除氧器补水量为169.16t/h，通过工艺余热加热，加热热量为108473050KJ/h，计算时请提供准确的补水预热后温度；四、五级为非

44、调整抽汽由汽轮机自行考虑。排汽进入空冷岛直接空冷。注：抽汽量为单台机组1.2.3 布置机组为岛式纵向布置。布置应保证对机组今后的操作和维修提供足够的空间和安全通道。设备运行条件机组运行方式：定压运行，滑参数启动，汽机厂提供滑压运行曲线负荷性质： 带基本负荷并可（40100%）调峰运行机组安装检修条件：机组运转层为9m，汽机房行车 50/10 t，大钩起吊高度为18m冷却方式： 直接空冷周波变化范围：48.550.5Hz1.2.4 汽轮机技术要求及工况1） 铭牌工况TRL铭牌工况TRL：汽轮机在额定进气参数下、额定背压、回热系统正常投运时机组能连续运行发出的铭牌功率：50MW额定的主蒸汽：9.3

45、MPa 535；汽轮机背压 15kPa.A；额定的给水温度215；回热系统正常运行；发电机功率因素0.8（滞后），发电机效率不低于98.2%；补水率3%；2） 热效率验收工况THA指汽轮机在额定进汽参数下、额定背压、回热系统正常投运、补水率为0，能连续运行发出的功率：50MW额定的主蒸汽： 9.3MPa 535；汽轮机背压为15kPa.A；额定的给水温度 215；回热系统正常运行；发电机功率因素0.8（滞后），发电机效率不低于98.2%。3） 额定供热工况指汽轮机在额定进汽参数下、额定背压、回热系统正常投运、抽汽供热（一抽80t/h，二抽80t/h），能连续运行发出的功率：50MW额定的主蒸汽

46、： 9.3MPa 535；汽轮机背压为15kPa.A；给水温度 215；回热系统正常运行，抽汽系统正常；发电机功率因素0.8（滞后），发电机效率不低于98.2%。4） 在汽轮机额定进汽参数及排气压力为额定值，当全部高加停用时机组仍能连续发出50MW功率。1.3 热电站锅炉配套烟气脱硫装置热动力中心4台320t/h （BMCR360t/h）高温高压煤粉锅炉脱硫工艺采用氨法脱硫，脱硫效率按不小于98.7%要求设计（脱硫塔出口净烟气SO2含量小于100mg/Nm3）。当烟气温度高达175时，烟气脱硫系统应能安全、可靠、长期运行。氨法脱硫烟气流程为：锅炉除尘器引风机脱硫装置湿烟囱，系统不设旁路和GGH

47、，脱硫装置不设单独的增压风机，脱硫系统阻力由锅炉引风机克服。脱硫吸收塔按一炉一塔设计，共4个吸收塔。公用一套硫铵后处理系统，硫酸铵后处理系统(蒸发结晶、离心、干燥、装袋等)按4台锅炉满负荷下（烟气量410000NM3/h、）产生的硫酸铵来设计。脱硫剂采用99.6% 液氨。1.3.1工艺系统设计原则（1）脱硫工艺采用湿式氨硫酸铵法，设计配备 4 座脱硫塔系统与一套硫铵回收系统。（2）吸收剂采用厂区自供液氨，液氨储罐保证7天的脱硫和脱硝（SCR）液氨用量，设置2台600立方的球形氨罐。（3）脱硫设备年运行小时按8000小时考虑。（4）FGD装置可用率不小于98%。（5）FGD装置服务寿命不小于30

48、年。1.3.2 SO2 吸收系统A、脱硫塔(1)吸收塔采用塔外蒸发结晶或塔内饱和结晶。脱硫塔材质为碳钢衬玻璃鳞片涂料、玻璃钢或混凝土衬PP由生产商根据自己的技术优势合理选择。(2)提供脱硫塔防腐蚀措施。(3)脱硫塔内所有部件均能承受最高进口烟气温度的冲击，高温烟气不应对任何系统和设备造成损害。吸收塔入口烟温应按正常运行烟气温度加10ºC(短期可达50ºC)裕量。(4)脱硫塔选用的材料适合吸收塔工艺过程的化学特性，并且能承受烟气飞灰和脱硫工艺固体悬浮物的磨损。(5)塔的整体设计应方便塔内部件的检修和维护，塔内部的导流板、喷淋系统和支撑等都设有通道以便于清洁，避免形成死角。同时

49、采用搅拌措施来避免浆池中浆液沉淀。吸收塔底面设计应能完全排空浆液。吸收塔内液体和烟气流分布应均匀。(6)氧化区域应合理设计，氧化空气喷嘴和分配管应布置合理。(7)脱硫塔烟道入口段设计成能防止烟气倒流和固体物堆积的结构。(8)吸收塔应配备有足够数量和大小合适的人孔门，人孔门不能有泄漏，而且在附近应设置走道或平台。吸收塔内不应设置固定的平台扶梯，若必须设置，则应充分考虑防腐措施。吸收塔设计还应考虑除雾器及其塔内部件检修维护时所必须的起吊措施。吸收塔应进行合理的保温设计。(9) 投标方按设计配置提供浆液喷淋系统。脱硫塔内部浆液喷淋系统由分配管网和喷嘴组成，喷淋系统合理分布要求的喷淋量。喷嘴与管道的设

50、计应采用法兰连接。喷淋系统管道材质为FRP 玻璃钢，喷嘴材质为碳化硅。(10)吸收塔入口烟道冲洗系统包括泵、分配管网和喷嘴，冲洗介质采用工艺水。(11)浆池的最小容积应满足氧化的要求。(12)吸收塔入口烟道干湿界面的四面应均由钢板内衬合金，距吸收塔最小距离1.5 米长。B、除雾器除雾器的设计应保证其具有较高的可利用性和良好的去除液滴效果。采用折流板或屋脊式结构。(1)除雾器安装在脱硫塔上部，用以分离净烟气夹带的雾滴。原则上顶层除雾器工作面背侧不布置冲洗水（可布置检修用冲洗水），吸收塔出口净烟气携带水滴含量(干态)不大于75mg/Nm3。(2)该系统还应包括去除除雾器沉积物的冲洗和排水系统，运行

51、时根据给定或可变化的程序，既可进行自动冲洗，也可进行人工冲洗。除雾器材料采用带加强聚丙烯，能承受高速水流冲刷，特别是人工冲洗造成的高速水流冲刷。除雾器冲洗用水为脱硫工艺水，由工艺水泵提供。(3)除雾器冲洗系统应能够对除雾器进行全面冲洗，不能有未冲洗到的表面。冲洗水的压力应进行监视和控制，冲洗水母管的布置应能使每个喷嘴基本运行在平均水压。(4)通道的设置和采取的措施应便于维修时对内部组件进行固定和拆卸，所有除雾器组件、冲洗母管和冲洗喷嘴应靠近检修和维护通道。设计的除雾器支撑梁可作为维修通道，至少应能承受300kg/m2 的活荷载。(5)除雾器应以单个组件进行安装。单个组件不需超过两人即可进行搬运

52、和维修，而且组件应能通过吸收塔体除雾器段的人孔门。(6)除雾器冲洗水系统应能全面冲洗除雾器，避免除雾器堵塞。邻近喷嘴的喷淋范围应部分重叠，以确保100的冲洗效果。(7)除雾段的测点包括：压降，在冲洗期间冲洗水母管的瞬时水压等。对测量除雾器压降的装置采取防止堵塞的措施。C、脱硫塔浆液循环泵(1)浆液泵应配有油位指示器、机械密封、联轴器罩和泄漏液收集设备等其他附件。(2)主要的循环泵及其进、出口阀门能够在控制室DCS 系统自动开启和关闭。(3)循环泵为双相高合金不锈钢离心泵，叶轮由双相不锈钢制成。设计选用的材料适于输送的介质，并且至少按40000mg/l 的氯离子浓度进行选材。(4)循环泵应便于拆

53、换和维修，配置整体底盘或安装框架。(5)循环泵及驱动电机室内布置。所有浆液泵为防腐耐磨的全金属结构，泵的轴承密封形式尽可能采用机械密封并有冲洗水接口，不采用机械密封的泵征得招标方同意。(6)泵吸入口应配备过滤装置。1.3.3 吸收剂储存系统吸收剂储存系统设置2台总容积为600m3的球型氨罐及配套附属系统。1.3.4氧化空气系统(1) 氧化风机必须考虑运行备用，流量裕量不小于10%，压头裕量不小于20%。氧化风机应能提供足够的氧化空气，使塔内的亚硫酸铵充分氧化成硫酸铵。(2)风机应运行在最高效率点上。并保证运行时机组在各种负荷下都有最佳的效率。(3)风机在离设备外壳1 米外噪声应在85dB(A)

54、以下。(4)氧化风机应设置隔音罩，风机噪声应满足相关标准。隔音罩须有方便检修的措施。(5)氧化风机及电机轴承应采用水冷却。1.3.5 硫铵后处理系统(1)硫铵加工系统主要设备有：过滤器、蒸发加热器、旋流器、离心机、干燥机、母液回流泵、全自动包装机等以及其他必要的设备。(2)防腐措施：旋流器采用KM 抗磨复合材料；旋流器上有供可以切换的手动阀门,阀门阀体使用不锈钢材料, 旋流器壳体、紧回件等金属材料选用不锈钢材料。(3)硫铵后处理系统中旋流器、离心机按照硫铵产量20t/h设计，按两条生产线（2×10t/h）配置。蒸发加热器管程采用钛材，壳程采用316L。中转仓库容量按不小于5天硫铵产量存储设计。(4)硫酸铵加工厂房设置在动力区脱硫系统界区内，硫酸铵浆液和母液返料管道采用316L 材质或玻璃钢材质。(5)硫酸铵包装系统采用全自动包装系统，自动下料、自动称重、自动上袋、自动缝包，自动码垛（备用人工码垛的条件）的方式。包装系统设备和平台扶梯的材质采用耐硫酸铵腐蚀的不锈钢材质。设置2×16t/h的包装线，1用1备。(6)离心机采用卧式双级推料离心机，离心机过流部位的材质至少是316L，离心