22151000mw超超临界凝汽抽汽机组可行性研究报告

22151000mw超超临界凝汽抽汽机组可行性研究报告内容摘要：

件满足不了上部结构对地基土的要求，需要采用桩基础。 天津北疆电厂二期工程场地内场地土主要由回填土和② 1 层软塑状态两部分组成，具有承载力低，高压缩性的特点。 二期工程场地土厚度在 左右，其中回填土厚度 ，软土厚度约。 鉴于电厂占地面积较大，建筑物荷载重，对地基变形要求严格，为电厂 m，相应标高为 ～。 按长期浸水状态考虑，由水样化验结果判定地下水对混凝土结构具强腐蚀性， 对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。 地下水在有干湿交替作用的情况下对混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。 由土样化验结果，判定土样对混凝土结构具中等腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。 场地地震效应 建筑场地类别 根据《建筑抗震设计规范》 GB500112020 ，判定建筑场地类别为Ⅳ类。 场地地震动参数 根据中国地震局地震工程研究中心所完成的《天津北疆发电 厂工程场地地震安全性评价报告》， 50 年超越概率为 10%的场地设计地震动峰值加速度为 g，对应地震烈度为Ⅷ度。 地震液化 本场地无地震液化问题。 6 工程设想 建设容量及规模 装机方案天津北疆发电厂为 000MW，同时建设日产万吨淡水的海水淡化装置，并留有再扩建的条件。 拟建设 2 1000MW 超超临界、一次中间再热、抽汽凝汽式燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置，建设日产万吨淡水的海水淡化工程，厂内城市采暖一级换热站汉沽供热分区采暖热负荷 MW。 天津北疆 发电厂位于天津市汉沽区。 一期工程建设 2 1000MW 超超临界燃煤机组，并同步建设日产万吨淡水的海水淡化工程，是集发电 ― 海水淡化 ― 浓海水制盐一体化运营模式建设的高效大型火力发电厂，是典型的“电水盐地”循环经济模式建设项目。 该项目已列入国家循环经济项目中。 目前，一期工程。 二期工程每台机组额定采暖抽汽量为 0t/h，汽轮发电机组额定抽汽 TMCR工况的进汽量和背压 工况的出力 MW，额定抽汽量为 00t/h。 额定抽汽 TMCR 工况的进汽量和背压 工况的出力 MW，额定抽汽量为 0t/h。 向天津市汉沽供热分区采暖热 负荷，同时每台机组向海水淡化装置提供 0t/h 加热蒸汽量，满足日产万吨淡水的海水淡化装置的需求每台机组加热蒸汽量 t/h。 因此二期工程每台机组采暖季节的额定抽汽量为 t/h，非采暖季节的额定抽汽量为 t/h。 蒸汽压力 范围 ～ ，蒸汽温度 20℃。 北疆电厂一期工程的 1000MW 机组，在正常运行时是带对外抽汽的机组，已属供热机组范畴。 汽轮机由上海汽轮机厂设计制造供货，其原型机为德国西门子的 1000MW 级抽汽供热机组。 就百万机组的抽汽供热能力，向国内汽机厂进行了咨询上海汽轮机厂的汽机中压 缸排汽压力为 ～ 1000MW的汽轮机组，中压缸排汽的最大抽汽量可达到 800t/h～ 1200t/h。 上海汽轮机厂利用期工程机组对外供热，可不必再新建供热锅炉或其它供热电站，减少烟气排放点，有利于城市环保。 而北疆电厂 1000MW 超超临界机组本身已是国内各项排放指标最先进的大型电站机组，它的建设是更加符合我国节约能源，降低污染的电力发展方向。 供热方案 厂内设置热网换热站，经过二次热交换，向区提供热网循环水。 根据《供热专项规划》的要求，换热站热网循环水回水温度按 0℃，热网循环水供水温度按130℃。 全厂热网循环水量约 t/h，两台机组的热网加热器采用并联形式，加热器的进出口温差为 0℃。 电厂出口热水参数： 供水温度： 130℃ 供热压力： 回水温度： 70℃ 回水压力： 主机技术条件 根据一期工程经验，主设备的参数暂定如下，待下一阶段主机招标时，再进行详细的技术比较，最终确定机组的技术参数和生产厂家。 锅炉 型式：∏型或塔式布置、超超临界变压运行螺旋管圈或垂直管圈、一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧或切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、钢炉架、半露天布置燃煤直流锅炉。 主要技术规范 BMCR 工况 1 锅炉最大连续蒸发量 BMCR 3102 t/h 2 过热器出口蒸汽压力 MPa g 3 过热器出口蒸汽温度 605 ℃ 4 再热蒸汽流量 2563 t/h 5 再热器进口蒸汽压力 MPa g 6 再热器出口蒸汽压力 MPa g 7 再热器进口蒸汽温度 379 ℃ 8 再热蒸汽出口温度 603 ℃ 9 省煤器进口给水温度 ℃ 10 锅炉保证热效率 ≥ % 11 排烟温度 修正后 124 ℃ 汽轮机 型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压抽汽凝汽式汽轮机。 主要技术规范 额定工况 1 额定功率 1000 MW 2 高压主汽阀前主蒸汽压力 MPa a 3 高压主汽阀前主蒸汽温度 600 ℃ 4 主蒸汽流量 2 t/h 5 中压主汽阀前再热蒸汽压力 MPa a 6 中压主汽阀前再热蒸汽温度 600 ℃ 7 凝汽器背压 kPa a 8 转速 3000 r/min 9 设计冷却水温度 21 ℃ 10 给水加热级数 8 级 11 额定转速 3000 r/min 额定工况 12 抽汽压力 a 暂定 13 额定抽汽量 t/h 14 采暖期额定工况 MW 非采暖期额定工况 1 抽汽压力 a 暂定 1 额定抽汽量 t/h 17 非采暖期额定工况 MW 发电机 发电机的冷却方式为水、氢、氢。 发电机的励磁型式为自并励静止励磁或无刷励磁系统。 主要技术规范 1 额定容量 1111 MVA 2 额定功率 1000 MW 3 额定功率因数 滞后 4 定子额定电压 27 kV 定子额定电流 23778 A 额定频率 50 Hz 额定转速 3000 r/min 额定容量 1111 MVA 额定功率 1000 MW 00MW+50 万吨 /日海水淡化同类机组进行总体规划，辅助生产、附属建 筑均按 4 1000MW+50 万吨 /日海水淡化机组一次建成或预留了扩建条件。 一期工程采用四列式布置格局，主厂房固定端朝南，扩建端朝北，汽机房朝西。 具体布置方案为： 厂区自西向东依次为 500kV 配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。 主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房 集中控制楼布置在两炉之间 、电气除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。 海水淡化设施区布置在主厂房区的西侧，西临 500kV 配电装置，南临自然通风冷却塔。 500kV 配电装置采用 GIS 形式， 采用电缆出线。 循环水系统为单元制，每台机组设一座 00m2 的自然通风冷却塔。 冷却塔布置在海水淡化设施区的侧，用一泵房泵房，进、水管由 A 列接入厂房。 电厂铁路专用线厂区侧进厂采用方式，设置条条条、条 500kV 配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。 主厂房固定端朝南，扩建端朝北，汽机房朝西。 二期主厂房在一期主厂房扩建端向北连续扩建，主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房 集中控制楼布置在两炉之间 、电气除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。 贮煤场布置在一期 贮煤场的北侧，其间为已建 6m 宽道路相隔。 铁路卸煤采用方式，设置条条条铁路线 00m2。 两台机公用一泵房泵房，进、水管由 A 列接入厂房。 500kV500kV 配电装置的北侧，北临施工临时电源 35kV 配电装置。 海水淡化预处理设施布置在一期自然通风冷却塔以西，供氢站以南的区域，西邻厂区围墙。 二期工程厂区用地面积约为。 竖向布置 根据厂址地形条件，厂区竖向布置采取平坡式布置。 根据本报告防排洪部分的分析，厂区防洪按照厂址不受风浪影响考虑。 本工程采取将厂址场地标高填高至高于 100 年 一遇高水位的防洪措施，根据《火力发电厂总图运输设计技术规程》 DL/T503294 中规定“主厂房区域的场地设计标高应高于频率为 1%的高水位加 ，厂区其他地段的设计地面标高也不应低于频率为 1%的高水位。 ”及该地区频率为 1%的高水位为 ，同时考虑进厂道路的引接、厂区土方量等因素，确定厂址场地设计标高为。 本工程场地填方量为 104m3，挖方量为 104m3， 包含清淤工程量、厂区护坡土方量。 结合厂区地势，厂区排水主要采用城市型道路和地下雨水管网相结合的方式，雨水 从场地汇集至周围道路，经雨水口进入雨水管网，升压后排出厂外。 施工场地 施工生产区布置在二期主厂房扩建端，占地 20hm2。 施工生活区布置在二期冷却塔北侧，占地。 烟气脱硫与脱硝 天津北疆发电厂距北京、天津城市中心较近，需要严格控制污染物的排放。 本工程同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置。 烟气脱硫 脱硫工艺 烟气脱硫主要有湿法、干法、半干法三种脱硫工艺。 考虑到湿法脱硫所用设备简单，操作容易，脱硫效率较高。 同时技术成熟，应用广泛，湿法脱硫占世界安装烟气脱硫机组总容量的 85%，其中石灰石法占 %，其他湿法脱硫技术约占 %。 故本期工程与一期工程一致，采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。 石灰石石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石粉与水混合搅拌制成吸收剂浆。 在吸收塔内，吸收剂浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2 与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应生成石膏。 脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的细小液滴，排入烟囱。 脱硫石膏浆脱水后回收。 由于吸收剂浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。 脱硫工艺主要包括：吸收剂制备系统；吸收塔系统；烟气系统；石膏处理 系统；吸收塔浆液排放与返回系统；工艺水系统；废水回收及排放等系统。 脱硫系统 本期工程脱硫系统拟与一期工程一致，采用一炉一塔，脱硫系统烟气阻力由引风机克服，取消增压风机，烟气系统不设 GGH。 脱硫吸收剂采用≯ 20mm 粒径的石灰石块，厂内设湿磨制备系统。 脱硫副产品石膏考虑综合利用。 脱硫石膏产量见表 .11。 表 1 脱硫石膏产生量 含 10%的表面水分 项目 单位 设计煤种 校核煤种 1 校核煤种 2 小时 t/h 2 2 2 日产量 t/d 2 370 2 264 2 210 年产量 t/a 2 2 83530 2 66444 注： 锅炉设备年利用小时数为小时。 日平均运行小时数按 20 小时考虑。 烟气脱硝 本工程同步建设烟气脱硝装置。 脱硝工艺本工程拟采用选择性催化还原法 SCR 脱硝技术。 采用还原剂方式的脱硝工艺可分为选择性非催化还原法 SNCR 和选择性催化还原法 SCR。 选择性非催化还原法 SNCR ，是以尿素或氨作为基本还原材料，加入到炉内不同部位的高温烟气中，氮氧化物与氨发生还原反应，生成 N2 和 H2O，适宜的还原反应温度为 8001000℃。 由于很难将反应剂全部送到 8001000℃的烟气中，故 SNCR 的脱硝效率较低，且随锅炉负荷变化较大；锅炉容量越大，技术难度越大。 选择性催化还原法 SCR ，是在催化剂存在的条件下，采用氨、 CO 或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下，将烟气中的 NO 还原为 N2，其中以氨作为还原剂得到的 NO 脱除效率最高，可达 90%，且氨的逃逸率较低，不影响炉内燃烧，是适用于大型燃煤锅炉的脱硝技术。 对于大型燃煤锅炉，在锅炉的高温、高含灰量烟气区段，设置选择性催化还原脱硝装置 SCR ，其设计和制造技术已趋成熟，国外已有十 余年的使用经验，应当是目前首选的。