乌拉山电厂设计情况简介

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乌拉山电厂三期工程

设计情况简介

内蒙古电力勘测设计院20072月呼和浩特
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1.工程概况……………………………………………………2.设计主要内容及设计特点………………………………3.技术先进性及技术创新………………………………………4.设计技术水平………………………………5.设计质量………………………………………6.控制投资情况……………………………
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1.工程概况1.1项目基本情况
乌拉山电厂位于乌拉山南麓,厂区沿山布置在一个东西向长,南北向窄的狭长地带。扩建场地位于乌拉山电厂的南面乌拉山火车站南侧的盐碱地处,该场地为南北宽约为900米,东西长约为2000米的空旷的弃耕地,
本期工程拟扩建2×300MW空冷燃煤凝汽式发电机组,并考虑予留再扩建4×600MW机组场地。
乌拉山电厂三期工程燃用神华集团海勃湾矿业有限责任公司、乌达矿务局、乌拉特中旗温明矿业有限责任公司、高头窑张家梁煤矿及乌海地方矿煤,燃煤采用火车运输;电厂工业用水采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水,备用水来自老厂拆除一期的2×50MW机组后节余水。
扩建工程由北方联合电力有限责任公司全额投资,由乌拉山电厂组织建设和运行管理,设计单位为内蒙古电力勘测设计院,扩建的第一台机组由中化二建集团有限公司和中国十五冶金建设有限公司施工,扩建的第二台机组由河南第二火电建设公司和内蒙第一电力建设工程有限责任公司施工,施工监理单位为北京中达联监理咨询有限责任公司、调试单位为黑龙江电科院。
200475日开工建设浇注第一罐混凝土,2006828日工程顺利竣工。
1.2设计及设计服务过程
乌拉山电厂三期工程可行性研究报告由我院编制完成,国家电力公司电力规划设计总院于2003746日通过了乌拉山电厂三期工程扩建2×300MW级机组的可行性研究报告予审查;2003101619日中国
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电力工程顾问集团公司通过了项目建议书评估调研审查。
乌拉山电厂三期工程接入系统设计由我院编制完成,于200375日通过了中国电力工程顾问(集团)有限公司的评审。
乌拉山电厂三期工程《环境影响报告书》《水土保持方案》已由我院编制完成,目前待审查。
20032月我院完成本工程初步可行性研究文件的编制工作。20036月我院完成本工程可行性研究文件的编制工作。20044月我院完成本工程初步设计文件的编制工作。
20046月~20056月完成施工图设计工作;20051月~20068我院派驻设计代表组进驻施工工地,开展现场服务,履行应尽的职责。
200610月上旬我院完成竣工图的出版工作。2.设计主要内容及设计特点2.1.建设规模
本期工程建设2300MW直接空冷凝汽式汽轮发电机组,21056t/h煤粉锅炉,预留今后扩建的条件。2.2设计范围及外部接口
本工程我院设计范围包括:厂区主厂房燃烧系统和热力系统、厂区热网、输煤系统、化学水系统、除灰渣系统、厂内电气系统、热控系统、中水深度处理系统、废污水处理系统、厂区采暖通风系统、厂内外供排水系统、厂外运灰道路等设备的安装和土建工程以及厂区规划及道路、投资估算和经济评价等。
本工程我院负责的外部接范围包括:脱硫系统、空冷系统、铁路接
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轨等。
2.3主要设计原则
2.3.1认真贯彻执行国家有关的设计规程、规范和规定。
2.3.2在设计中尽量采用国内、外先进技术,提高能源利用率,节约能源和水源。
2.3.3扩建300MW亚临界、一次中间再热、直接空冷凝式汽轮发电机组,1065t/h亚临界、中间再热、自然循环汽包锅炉。
2.3.4输煤系统按300MW机组考虑,所需燃煤中135.5万吨/年采用火车运输,厂内设置火车卸车装置;22万吨/年采用汽车运输。不设汽车卸车装置。
2.3.5锅炉补给水处理系统容量按2×80m3/h设计。
2.3.6利用老厂现有的贮灰场,除灰渣系统的厂外灰渣运输方案采用汽车运输。锅炉下除渣采用刮板捞渣机上渣仓方案;除尘器下及省煤器下飞灰采用正压浓相气力除灰系统。
2.3.7工业用水水源采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水,废水深度处理设施,以满足电厂对水质的要求;生活用水和备用水为拆除老厂一期的2×50MW机组后节余水。
2.3.8每台机组配一套空冷系统,辅机冷却用水采用钢混结构的逆流式玻璃钢机力通风冷却塔二次循环制供水系统。
2.3.9电厂工业废水经处理后用于煤场喷淋、输煤栈桥冲洗、部分脱硫系统补水、灰场喷洒等;生活废水经处理后用于厂区绿化,正常情况电厂不对外排水。
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2.3.10机组采用分散控制系统(DCS),实现炉、机、电、空冷集中控制,两台机组在主厂房内设一个集中控制室。2.3.11同步建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫设施。
2.3.12机组以220kV一级电压等级三回出线接入蒙西电网。2.3.13电厂发电机组年利用小时数为5500h2.3.14电厂投资估算为2003年价格水平。2.4主机技术条件2.4.1锅炉
制造商:哈尔滨锅炉厂有限责任公司
型式:亚临界参数、自然循环汽包锅炉。单炉膛∏型布置、一次中间再热、平衡通风、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、固态排渣。
过热蒸汽流量:1056t/h过热蒸汽出口压力:17.5MPa.g过热蒸汽出口温度:540再热蒸汽流量:872.12t/h再热蒸汽进口压力:4.039MPa.g再热蒸汽出口压力3.839MPa.g再热蒸汽进口温度:332.9再热蒸汽出口温度:540省煤器进口给水温度:283.3省煤器进口给水压力:19.4MPa.g回转式空预器出口一次风温度:313
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回转式空预器出口二次风温度:326排烟温度(修正前)130排烟温度(修正后)124
锅炉保证热效率(按低位发热量93.64%锅炉不投油最低稳燃负荷:35%BMCR2.4.2汽轮机
制造商:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
型式:汽轮机为亚临界参数,中间一次再热、单轴两缸(高中压缸合缸)双排汽、直接空冷凝汽式。
额定功率:300MW主蒸汽压力:16.7MPa.a主蒸汽温度:537再热蒸汽温度:537
汽压力:0.015MPa.a(设计)

0.030MPa.a(满发)0.0072MPa.a(阻塞)
转方向:顺时针方向(从汽轮机向发电机端看水温度(THA276定转速:3000r/min计汽温:152.4.3发电机
制造厂:哈尔滨电机厂有限责任公司
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型式:三相两极同步发电机,采用水氢氢冷却方式,励磁方式采用自并励静止励磁系统。
最大连续容量:388MVA(功率因数0.85额定容量:353MVA额定功率:300MW额定电压:20kV
额定功率因素:0.85(迟相)额定频率:50Hz额定转速:3000rmin相数:3
定子线圈接法:YY(出线端数目12短路比(保证值0.58效率(保证值98.852.5主要系统设计2.5.1燃烧及制粉系统
设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见下表

收到基低位发热值Qnet.v.ar工业分析
收到基全水份Mar收到基灰份Aar干燥无灰基挥发份Vdaf空气干燥基水份Mad元素分析
收到基碳Car收到基氢Har
kJ/kg%%%%%%
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设计煤种202235.528.0931.384.4352.673.22
校核煤种199205.8328.4131.494.5951.993.19


收到基氧Oar收到基氮Nar收到基硫Sar哈氏可磨性系数HGI冲刷磨损指数Ke综合着火指数Rw
灰变形温度DTt1灰软化温度STt2灰熔化温度FTt3
%%%
设计煤种8.430.751.3473.310.775.58150015001500
校核煤种8.520.741.3273.110.785.58150015001500


二氧化硅SiO2三氧化二铝Al2O3三氧化二铁Fe2O3氧化钙CaO氧化镁MgO氧化钾K2O氧化钠Na2O三氧化硫SO3二氧化钛TiO2二氧化锰MnO2
%%%%%%%%%%
设计煤种48.5636.523.751.721.491.50.540.770.650.11
校核煤种48.5736.573.731.761.491.50.550.750.660.12

燃料消耗量如下:
燃煤量(BMCR小时燃煤量(t/h日燃煤量(t/d年燃煤量×104t/a
设计煤种
一台炉两台炉143.23286.463151.066302.1278.78157.55
校核煤种
一台炉两台炉145.41190.823199.026398.0479.98159.95

锅炉采用等离子点火技术。
采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统,每台锅炉配五台中速磨煤机,其中四台运行一台备用。磨煤机密封系统采用每台锅炉配两台
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离心式密封风机。
每台锅炉配五台电子称重式给煤机,与磨煤机相对应。每台锅炉配两台动叶可调轴流式送风机。每台锅炉配两台离心式一次风机。每台锅炉配两台静叶可调轴流式引风机。
每台锅炉配置两台双室四电场静电除尘器。两台锅炉共用一套脱硫装置。
两台锅炉共用一座烟囱。2.5.2热力系统
主蒸汽、再热蒸汽、高压给水、主凝结水系统均采用单元制,主蒸汽、再热蒸汽管道的设计均采用212(或112)的布置方式,为满足起停和各种不同的运行方式,改善.机组启动性能。在主蒸汽及再热蒸汽系统上设有二级串联液动旁路系统。每台机组设正常工况下二运一备。
机组按“定—滑—定”的方式运行。
用一次再热系统,三级高压加热器、一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器,低压加热器疏水逐级自流进入排汽装置。
除辅助蒸汽系统,主蒸汽、再热蒸汽、高压给水、主凝结水系统均采用单元制。
主蒸汽及再热蒸汽系统上设高低压二级串联旁路系统。每台机组选用三台50%容量的电动调速给水泵。
每台汽轮机有七段非调整回热抽汽,即三台高压加热器,一台除氧器
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和三台低压加热器。除氧器为卧式无头内置式除氧器。
每台汽轮机选用两台100%容量凝结水泵,一套中压凝结水精处理装置。
每台汽轮机设三台100%水环式真空泵,在机组启动时三台泵全部投入运行,机组正常运行时,一台运行两台备用。2.5.3燃料及运输
扩建机组每年所需157.6万吨燃煤中,海勃湾煤、乌达煤分别为63吨,温明矿煤、张家梁煤分别为11万吨,内蒙古神华煤炭运销有限公司煤9.5万吨,分别采用火车、汽车运输。海勃湾煤和乌达煤由火车运输,占电厂耗煤量的86%由煤矿装车后经包-兰铁路运至乌拉山车站,在车站交接后由电厂租用的机车送至电厂,运距约300公里。温明矿煤、张家梁煤由汽车运输,占电厂耗煤量的14%,汽车将煤直接卸入煤场,汽车运距150公里。
输煤系统按容量2×300MW机组设计。
厂内火车卸车设施按螺旋卸车机、单线双缝式煤槽设计。缝式煤槽为10.5车位,有效长度150米,有效储量1800吨。缝式煤槽上设四台截齿型螺旋卸车机,整列卸车时间为2.6小时。
煤场贮煤量为86000吨,可供两台炉燃用15天。斗轮堆取料机运行方式为通过式,有效行程为175米。另配备三台推煤机和一台装载机,用于煤场的辅助作业。
输煤系统设一级筛分、一级破碎;
输煤系统为双路带式输送机,带宽为1.0米,带速为2.0m/s出力600t/h
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一路运行,一路备用。2.5.4除灰、渣系统
除渣系统采用刮板捞渣机上渣仓方案;除灰系统采用正压浓相气力除灰系统;灰、渣均采用汽车运输至灰场。2.5.5化学水处理系统
污水深度处理系统采用氨吹脱-MBR法。
锅炉补给水处理系统采用采用多介质过滤器+活性碳过滤器+反渗透预脱盐+一级除盐+混床系统。系统容量按80t/h设计。
凝结水精处理系统采用粉末树脂覆盖过滤器方案。2.5.6电气系统
厂内建设220kV升压站,厂内出三回220kV线路,其中二回接至新建的前锋220kV变电所,一回为老厂改接至新厂。原老厂分别至前锋和包头的各二回220kV线路由老厂改出,在厂外实现对接,形成前锋至包头双回220kV线路。乌拉山老厂~前锋变的220kV线路按导线型号的不同分成两部分,乌拉山老厂到乌拉山新厂线路利用现有的旧线路,导线型号为LGJQ-400,乌拉山新厂厂址到前锋变线路导线型号按LGJ-2×630设计。
高压厂用电采用6kV电压等级;低压厂用系统为380/220V2.5.7热工自动化
单元机组采用炉、机、电集中监控,两台机组在主厂房内设一个集中控制室。
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辅助车间设水、煤、灰(脱硫)三个独立的控制网络,实行分区域集中监控。
2.5.9供、排水系统
厂外生产供水输水管线敷设一根DN350的聚乙烯(PE)管,管线长10公里,备用供水输水管线敷设两根DN300钢管,管线长2.4公里,
厂区给水系统分为:生产给水系统、生活给水系统、消防给水系统。扩建机组全年平均需水量为317m3/h折合到百万千瓦电厂耗水量指标0.139m3/s.GW2.5.9消防系统
厂区设置消火栓和自动喷水灭火的水消防系统。
主厂房内各配电间、UPS室、电缆夹层、保安段、汽机轴承、氢气置换装置及煤斗等区域采用低压二氧化碳灭火系统。主控室、计算机室、汽机及锅炉电子设备间MIS室、继电器室等区域采用七氟丙烷气体灭火系统。2.8.10土建建筑
项目
主厂房建筑尺寸
柱距
本期柱距档数跨度
两台机厂房长度汽轮机中心距A列运转层标高天车轨顶标高屋架下弦标高跨度
两台机厂房跨度输煤皮带层标高输煤皮带间屋顶标高两炉中心线
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单位mmmmmmmmmmmm
本期参数9.012.0
1532.0145.8013.012.6024.3028.6013.50145.8032.5046.3576.80


C至K1距离紧身封闭宽K6至烟囱中心距
mmm
6.5033.6068.48
主厂房采用现浇钢筋混凝土结构。厂房横向由汽机房外侧柱、煤仓间框架形成主厂房框排架承重体系;厂房纵向汽机房外侧柱由梁柱及抗震支撑形成纵向框架结构,煤仓间纵向由梁柱形成纵向框架结构。汽机房外侧柱、煤仓间框架柱均采用矩形钢筋混凝土柱。
汽机房屋盖为钢屋架上铺钢筋混凝土大型屋面板。
煤仓间各层楼面均采用现浇钢筋混凝土楼板(钢次梁抗剪连接件采用剪力栓连接)
厂区地质条件很差,上部主要是粉土及粉质粘土层,天然地基的承载力为120kPa,下部主要为细砂层,且细砂层为中等液化土层。地基处理采用振冲碎石桩,和原土层组成复合地基,达到提高地基承载力,减少沉降减少固结沉降的目的。长桩桩径1.1米,长桩桩长1315米,中间插入短桩,短桩长68米。地基处理后复合地基承载力为250kPa2.5.10总平面布置
总平面布置按一厂两站建设考虑,在新征用扩建场地上建设2300MW机组和继续扩建4600MW机组进行规划。
厂区由南向北采用升压站-主厂房-贮煤场的三列式布置格局,主厂房固定端朝西,扩建方向向东。主厂房布置在厂区中部,采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式结构,除尘器、引风机间、烟囱、脱硫系统及干除灰系统依次布置在主厂房北侧。空冷设施及主变压器场地布置在主厂房A
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列外,220kV屋外配电装置布置在主厂房南侧。制氢站、辅机冷却塔、循环水泵房及循环水处理室布置在220kV屋外配电装置西侧。其它辅助及附属建筑,如新建化学水处理室、水工建筑、燃油设施、材料库区及生产办公楼等布置在厂区西面。
本期厂区用地25.50公顷。
3.技术先进性及技术创新3.1采用PDMS三维设计技术
施工图阶段我院在主厂房内采用PDMS三维设计技术,通过土建施工和设备安装检验,基本没有发生大的管道、土建结构和电缆桥架的碰撞问题。
3.2优化设备选型减少主厂房体积
本工程选择无头式除氧器,该设备具有除氧效果好、可靠性高、适应负荷变化能力强、检修维护方便、节能等优点,同时因为没有除氧头,降低了除氧煤仓间高度。3.3采用等离子点火
为节约燃油以及等离子点火技术的日渐成熟,本工程在锅炉装设了等离子点火装置。第一台机组从锅炉点火开始就投入了等离子点火装置,截168小时满负荷试运结束,等离子点火装置始终稳定运行,只消耗燃油23吨。
3.4利用城市污水处理厂处理后的排放水作为电厂工业用水
电厂300MW机组年耗水量在1000万立方米左右,无论是抽取地下水还是从江河湖泊取水,都是对宝贵水资源的攫取。而另一方面,随着呼和浩特城市规模的扩大,城市污水处理厂处理后的排放水大量外排,既污染了环境,又浪费了资源。为此我们设计上采用城市污水处理厂处理后的
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排放水作为电厂工业用水。3.5优化用水措施
本工程设计采取以下节水措施,实现了废水零排放。1)采用空冷燃煤机组,最大限度地节约了水资源。
2本着节约用水,优水优用的原则,合理地采用循环—回收—重复使用的原则,使得有限的水量既能满足发电容量要求,又力求做到一水多用,从而真正达到节水目的。
3)将输煤栈桥、卸煤沟、煤仓间以及转运站各处地面的冲洗水均排至煤水调节预沉池,经煤水处理设备处理后的澄清水,用泵提升后再回用至该系统循环、重复使用。
4)除灰系统采用干除灰、渣方式,比水力除灰方式用水量大幅度减少。
5加强电厂水务管理,在主要生产系统进水排水管上设置计量仪表,以便于在生产运行过程中考核用水、排水指标;设置专门的水务管理机构,对全厂各生产系统用水进行管理和监督。
4.设计技术水平
本工程各工艺系统的设计力求布置考虑工艺要求,尽量缩短各类管道和电缆的长度。积极设计选用先进的设备,减少了主厂房及各类建构筑物的体积。采用各种节水措施,提高水的重复利用率,正常情况下,外排水为零,使电厂的百万千瓦耗水指标低于部颁标准。不断优化总平面布置,使电厂的占地面积大大优于国家要求。
电厂的工业补水采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水;汽轮机的排汽采用直接空冷系统冷却;锅炉烟气静电除尘器效率不小于99.7%,
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且除尘器出口含尘浓度不高于100mg/Nm3;烟气脱硫采用脱硫效率达95%以上的石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。上述设计方案,符合国家的产业政策和环保要求,有利于可持续发展,但也在一定程度增加了工程的投资。另外电厂设计期主要在20032004年间,这期间正是我国电力建设高峰期,电厂的主机、辅机和各类材料都处在价格的高位。
由于上述因素,使得本工程投资略有增加,即便是在这种情况下,从本项目的财务评价看,电厂仍具有很强的竞争力。下面是反映我院设计技术水平的各项指标:4.1总指标
发电工程静态投资:262196万元发电工程静态每千瓦造价:4370/kW发电工程每千瓦土建投资:898/kW发电工程每千瓦设备投资:2095/kW4.2总布置指标
厂区总占地面积:70.60公顷
本期工程厂区占地面积:25.50公顷本期工程厂区单位容量用地面积:0.386m2/kW施工区占地面积:23公顷建筑系数:43场地利用系数:68%厂区土石方工程量:挖方工程量:0立方米填方工程量:290000立方米
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厂区绿化系数:20%4.3主厂房指标
每千瓦主厂房容积:0.59m3/kW每千瓦主厂房面积:0.022m2/kW每千瓦主厂房造价:179.26/kW每千瓦主厂房的:
钢材消耗量:0.017t/kW木材消耗量:0.00052m3/kW水泥消耗量:0.0325t/kW4.4运行指标
全厂热效率:39.94%发电标准煤耗率:308g/kW.h全厂厂用电率:8.96本期电厂定员:315
每万千瓦容量的发电厂人员数:5.25每百万千瓦容量耗水量:0.139m3/GWS年利用小时数:5500h5.设计质量
我院出版的乌拉山电厂三期工程设计文件,符合国家的产业政策和可持续发展理念,内容严格执行了国家有关的设计规程、规范和规定;各阶段设计文件全部通过了国家电力公司电力规划设计总院组织的审查;各阶段设计文件的内容深度符合电力工业行业标准。在投资方面做到了预算小
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于概算,概算小于估算。经统计,在工程建设期间我院各专业共出设计变更通知单178份,根据业主要求共出变更设计通知单45份,未发生重大原则性设计变更,也未因设计原因发生重大质量事故。
为此北方联合电力有限责任公司、乌拉山电厂、各施工单位、施工监理单位、调试单位都对我院的设计工作给于了高度的评价和肯定,目前两台机组都进入了长周期满负荷运行阶段,已经给投资方带来了很好的经济效益,同时也为国家的能源发展作出了贡献。
6.控制投资情况
6.1我院完成的本工程可行性研究收口投资估算(2003年水平)为:
工程静态投资:266047万元工程动态投资:279126万元工程项目计划总资金:279972万元
6.2国家发改委核准本工程的批复投资(2003年水平)为:
工程静态投资:26.6亿元工程动态投资:27.9亿元
6.3我院完成的本工程初步设计投资概算(2004年水平)为:发电工程静态投资:262196万元发电工程动态投资:292401万元工程项目计划总资金:293247万元
6.4我院完成的本工程执行概算投资(2004年水平)为:
工程静态投资:269840万元
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工程动态投资:284750万元工程项目计划总资金:285596万元

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本文来源:https://www.2haoxitong.net/k/doc/57de77bc00d276a20029bd64783e0912a3167c7b.html

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