2×300MW发电厂设计

发电厂电气部分课程设计题目

题目： 300MW火力发电厂电气部分设计

原始资料：

1. 发电厂情况

装机四台，容量2 x 100MW，2x50MW, 发电机额定电压10.5KV，功率因数分别为cosφ=0.85，cosφ=0.8，机组年利用小时数4800h，厂用电率7%，发电机主保护时间0.05s，后备保护时间3.9s，环境条件可不考虑。

2. 接入电力系统情况

（1）、 10.5KV电压等级最大负荷10MW，最小负荷8MW，cosφ=0.8，架空线路6回，二级负荷。通过发电机出口断路器的最大短路电流：''40.2IKA 238.6SIKA

438.1SIKA

（2）、 剩余功率送入220KV电力系统，，架空线路4回，系统容量1800MW，通过并网断路器的最大短路电流：''17.6IKA 216.5SIKA 416.1SIKA ，

题目：400MW火力发电厂电气部分设计

原始资料：

1. 发电厂情况

装机两台，容量2x200MW，发电机额定电压15.75KV，cosφ=0.85，机组年利用小时数5500h，厂用电率5.5% ，发电机主保护时间0.05s，后备保护时间3.9s，环境条件可不考虑。

2. 接入电力系统情况

发电厂除厂用电外， 剩余功率送入220V电力系统，架空线路4回，系统容量2500MW，通过并网断路器的最大短路电流：''26.5IKA 229.1SIKA 429.3SIKA

3、厂用电采用6kv及380/220三级电压

题目： 500MW火力发电厂电气部分设计

原始资料：

1. 发电厂情况

装机四台，容量2 x 50MW ，2x200MW，发电机额定电压分别为10.5KV、15.75KV，功率因数分别为cosφ=0.8，cosφ=0.85，机组年利用小时数5800h，厂用电率6% 发电机主保护时间0.05s，后备保护时间3,8s，环境条件可不考虑。

２００２年第８期　《贵州电力技术》　

安顺发电厂２×３００　ＭＷ机组循环水系统　改进及经济运行　安顺发电厂郭应红　白　江［５６１０００］　（　４－第３８期　

摘要本文介绍了安顺发电厂２　ｘ　３００　ＭＷ机组循环水系统的改进，即由单元制改为扩大单元制，并介绍改进后　机组在各种负荷工况下的灵活经济运行情况。循环水系统的改进对新建机组的循环水系统设计有一定的借鉴作　用　关键词　发电厂循环水系统改进经济运行　循环水系统是作为火力发电厂冷却凝汽器的排　汽、冷却汽轮机的润滑油、发电机的氢气、以及其他　工业等用水的供水设备及输送管道组成的系统。安　顺发电厂一期工程２×３００　ＭＷ机组的循环水系统，　原设计是采用单元制供水、闭式循环，每台机组配置　两台型号为１６００ＨＴＣＸ６、扬程为２４　ｍ、流量为１８００　ｔ　／ｈ的循环水泵，一根压力循环水管道，一座４５００　１１１　逆流式双曲线自然通风冷却塔运行。电厂补给　水源为距离厂区２２　ｋｍ的梭筛水库。循环水设计冷　却水温２０￣Ｃ，最大冷却水温不超过３３　ｏ（＝。循环水系　统的运行全年按恒倍率运行方式，和根据季节气象　情况变倍率二种运行方式，单泵运行的循环水量按　泵运行总水量的６０％计，设计ＥＣＲ工况运行方式　Ｆ冬季（１２、ｌ、２月）为单泵运行（冷却倍率ｍ＝３０），　夏季（３～ｌ２月）为双泵运行（冷却倍率ｍ＝５０），凝　汽器设计背压为５．４　ｋＰａ。　发生变化时（如春、秋季早晚环境温差大，机组夜晚　调峰等情况下），每台机组只开启一台循泵不能保证　机组在经济真空运行，而开启两台循泵又造成厂用　电的增加，机组循环水泵的运行方式适应性较差；在　冬季机组带满负荷且循环水温偏高时，为保证凝汽　器真空，每台机组按设计只开启一台循泵时不能保　证机组的经济运行，必须多开一台循泵使两台机组　都在双泵方式下运行。因此，在全年的机组运行中，　为保证机组真空，保证两台机组运行的经济性，往往　采用大方式每台机组配置两台循环水泵运行，造成　厂用电增加，不利于节能降耗；　（３）单机两台循环水泵运行，循环水流量的增　加，使冷却塔效率得不到最佳的利用；　（４）在单机停役时，停役机组辅机运行冷却水　的工业水回水进入冷却塔，使冷却塔水位高造成溢　水损失，冷却水（工业水回水）不能回收利用。　Ｉ　系统在运行中存在的问题　２循环水系统的改进　安顺发电厂　ｌ机组于１９９８年１２月，　２机组于　１９９９年８月投入商业运行。通过机组在试运及正　常运行以来循环水系统的运行情况，发现　１、　２机　组单元制的循环水系统存在如下问题：　（１）原设计每台机组只能实行单机双泵互备运　行或单机双泵运行，在运行中单机厂用电中断的情　况下将导致循环水中断，造成机组低真空跳机，同时　使循环水系统发生水锤冲击，损坏系统设备的事故　发生　如１９９９年６月１３日，在１号机组的试运行过　程中，曾发生因循环水中断，将凝汽器水室多块盖板　打坏、变形，大部分水室拉杆拉裂。这些不利于机组　的安全、经济运行；　（２）在机组的运行中发现，在环境温度及负荷　・ｄ・　基于以上原因，为保证在环境温度及负荷变化　时，机组能维持合理的循环水量和运行方式的灵活　性，我厂经过反复论证，决定对循环水系统进行改　进。　２．１循环水泵出口管道的改进（图１）　我厂利用拆出冷却塔原设计的￣ｏ１２００　ＩＴＩＩＴＩ的防　冻管和Ｄｎｌ２００隔绝阀门，加装在　２、　３循环水泵出　口的￣ｏ１６００　ＩＴＩＩＴＩ循环水管道上，作为扩大单元制循　泵出口的连通管道和隔绝碟阀。　２．２循环水泵进口前池的改进（图２）　为保证两个冷却塔水池回水的水位平衡，必须　对循环水进口前池或两个冷却塔水池进行连通。两　

ＬｏＷ　ＣＡＲＢ０Ｎ　Ｗ０ＲＬＤ　２０１３，ｌｏ　能源・电力　

大唐耒阳发电厂２ｘ３００ＭＷ机组凝结　

水精处理系统优化　

龙泽飞（大唐耒阳发电厂，湖南耒阳４２１８００）　

【摘要】针对未阳发电厂２ｘ３０ＯＭＷ机组凝结水精处理系统在设计、运行中发现的问题提出优化措施，对延长精处理树脂使用寿命，提高精处　理设备安全稳定运行性能有一定的参考意义。　【关键词】精处理；树脂；优化　【中图分类号】ＴＭ６２　【文献标识码】Ｂ　【文章编号】２０９５—２０６６（２０１３）２０—００９１—０２　

１刖商　

随着火电机组的迅猛发展，越来越多的亚临界、超　临界、　

超超临界机组投入运行．它们对汽水品质有了更高的要求。机　

组在运行及启停过程中。不可避免的会有金属产物形成。同　

时．凝汽器总是存在一定的泄漏，影响给水质量。因此必须对　凝结水进行精处理．以除去金属腐蚀产物及泄漏所带入的杂　

质，提高给水品质。本文针对大唐耒阳发电厂（以下简称“耒阳　

发电厂”）２ｘ３００ＭＷ机组凝结水精处理系统存在的一些问题，　

作出了系统及运行调整的优化，取得了良好的效果。　２工艺及流程简介　

耒阳发电厂２×３００ＭＷ机组先后于２００３年１２月、２００４　年９月投入运行．共配置了４台高速混床，按２ｘ５０％设计配　置．即每台机组配备两台高速混床及两台树脂捕捉器。单台混　床正常运行时流速１００ｍ／ｈ，流量可达３８０ｍ３／ｈ，最高流速　

１２０ｍ／ｈ．最高流量可达４５６ｍ３／ｈ。单个混床装载３．８ｍ　的树脂，　

树脂层高ｌｍ，阳、阴树脂体积比为３：２。再生系统采用高分离　效果的“高塔分离法”　精处理树脂因有机物污染于２００９年元　

月由型号为ＡＭＢＥＲＪＥＴ１５００Ｈ及ＡＭＢＥＲＪＥＴ４４０ＯＣｌ的　Ｒｏｈｍ＆Ｈａａｓ凝胶型树脂．更换为其公司型号ＡＭＢＥＲ．　ＪＥＴ２８０ｏＨ及ＡＭＢＥＲＪＥＴ９８００Ｃｌ的大孔型树脂。混床前无前　

置过滤装置。　３设备异常情况简介（按时间先后顺序）　

― 1 ― 中国大唐集团公司火力发电工程设计技术规定 大唐集团制〔2013〕189号 第一章 总 则 第一条 为进一步加强集团公司火电工程建设的规范化和标准化，指导工程设计，推进设备国产化，控制工程造价，提高投资效益，根据国家和行业强制性标准及规范，结合集团公司火电项目工程设计实际，制定本规定。 第二条 适用范围 （一）本规定适用于中国大唐集团公司及其全资、控股公司所属或管理的国内建设的火力发电工程，在国外投资建设的火力发电工程可参照执行。 （二）本规定适用于单机容量为300MW级～1000MW级凝汽式及供热式燃煤火力发电工程，其它类型或等级的机组可参照执行。 （三）各项目公司和设计单位在开展可研和初步设计之前，应结合工程实际情况，根据本标准确定可研和初步设计的主要原则。 第三条 标准和规范 本规定未涉及的内容应按照现行《大中型火力发电厂设计规范》（以下简称《大火规》）以及国家和电力行业其它相关标准、规程和规范执行；本标准的内容如与国家强制性标准相矛盾，应按国家强制性标准执行。 第四条 火力发电工程的设计应遵守以下主要原则： （一）符合政策。符合国家、行业强制性标准要求，符合相关规范,满足功能需要。 （二）重点突出。突出反映节能减排、保护环境，符合产业政策，建设资源节约型和环境友好型电厂，体现最新科技成果。 （三）提高效率。在安全可靠、经济环保的前提下，着力提高机组运行效率。 （四）效益优先。简化系统和流程，减少系统和设备裕度，合理控制建设标准，突出提高投资收益的目的。 （五）注重特色。结合集团公司多年建设经验，积极推广应用新技术，支持技术和设备国产化，建设具有大唐特色的火电厂。 第二章 总体规划 第五条 发电厂的总体规划应贯彻节约集约用地的方针，通过采用新技术、新工艺和设计优化，严格控制厂区、厂前建筑区以及施工区用地面积。 第六条 电厂用地范围应根据规划容量，本期工程建设规模及施工需要确定，统筹规划，分期征用，一般情况下不宜将后期用地提前征用。 第七条 电厂用地指标应严格控制，满足《电力工程项目建设用地指标》（建标〔2012〕78号）文规定。 第八条 厂区总平面应按功能分区，合理布置主厂房、屋内外配电装置、煤场、冷却设施、输煤及除灰系统、脱硫和脱硝设施、化学水和废水处理设施、供氢站、油罐区，综合办公楼等主 ― 2 ― 要建构筑物，力求规范、紧凑；一般情况下，宜将化学水、废水、中水等水务设施集中统一布置。 第九条 主厂房、烟囱、冷却设施、封闭式圆形煤场、筒仓、球形煤场等宜布置在地层均匀且地基承载力高的地区。 第十条 厂址选在山区、丘陵、坡地等高差相对较大的地方时，应对竖向布置方案是采用阶梯形挡土墙布置方式，还是采用大挖填方式进行优化比选。 第十一条 在烟囱高度受到限制，不能满足要求而选择烟塔合一方案时，冷却塔宜布置在炉后，并尽可能的靠近锅炉区域，以减少排烟道的长度。 第十二条 取排水、码头和航道设计方案应考虑循环水取排水对码头泊位及航道的影响，循环水温排水对循环水取水升温的影响和对渔业的影响。 第十三条 全厂选用KKS编码规则进行编码标识。系统的编码应在可研阶段确定下来，从主、辅机供货到设计形成一套完整的编码系统。集团公司统一制定编码原则纲要，具体项目的编码原则由设计院负责在主机招标和可研阶段统一考虑，并在设计图纸和资料中执行。 第十四条 建构筑物的布置不仅充分考虑工艺流程的要求，还应考虑风向、朝向、沙尘、粉尘、噪声、电磁辐射等的影响。 第三章 厂址选择 第十五条 设计应充分合理利用厂址资源条件、统筹规划本期工程与远期工程，应以近期为主，兼顾远期。 第十六条 对新建电厂，要进行多厂址比较，厂址比选工作应在初步可行性阶段进行，在可研阶段确定。 第十七条 对扩建工程一厂一制或一厂多制的电厂设计，要充分利用现有资源和条件，有利于电厂统一管理，避免重复建设。 第十八条 对煤电一体化、煤化工、硅铝项目等自备电厂设计时，要统筹考虑厂址用地，交通运输、公用设施、生活设施等资源整合，统一管理。 第十九条 提倡建设煤电一体化项目，电厂燃料运输采用铁路、公路或皮带等方式经技术经济比选后确定。 第二十条 选择电厂厂址时，应对厂址地质条件、建设环境条件（包括社会环境、经济环境、技术环境等方面）以及厂外供水、电网送出、煤炭的公路、铁路运输、工程投资与收益（包括征地拆迁费用）等进行详细、实事求是的经济技术论证；对海边、江边电厂的填海造地采用开山填海或吹沙填海应经技术经济比选后确定，应注意避免开山、破堤、居民区拆迁及公路、防洪设施的改造等。 第二十一条 对改扩建工程、“上大压小”工程注意征地、拆迁、施工对既有机组运行的影响。 第二十二条 当铁路接轨需采用疏解立交方案时，应对铁路建设投资方案进行全面分析和测算。 第四章 机组选型 第二十三条 机组参数 ― 3 ― （一）蒸汽参数：一般情况下宜采用制造厂定型的标准产品。条件许可时（如主机价格锁定）也可以适当提高参数。具体参数如下（汽轮机进汽参数）： 1. 超超临界：25MPa.a～28MPa.a，600℃/600～610℃(较为稳妥)， 采用28MPa/600℃/620℃参数需跟踪A335P92材料最新动态并进行专题论证； 2. 超临界：24.2MPa.a, 566℃/566℃； 3. 亚临界：16.67MPa.a，537(538)℃/537(538)℃；或北重17.75 MPa.a，540℃/540℃。 （二） 单机容量（TRL）。在条件具备情况下，机组额定功率选择原则如下： 1. 300MW级机组：尽可能选择330MW～350MW机组； 2. 600MW级机组：尽可能选择660MW～670MW机组； 3. 1000MW级机组：目前优先选择1000MW机组，选用1200MW机组应结合国家产业政策确定。 第二十四条 机组选型 （一）机组类型、容量与参数的选取应根据国家能源产业政策的相关规定，结合机组技术可行性、业绩、地区市场电负荷情况、电价、煤价等因素，通过技术经济比较后确定。一般可按下列原则选取： 1. 对于凝汽式电厂，宜优先选用600MW级及以上容量（超）超临界机组。在参数选择上，600MW等级机组可选择超超临界或超临界参数；1000MW等级的机组应选用超超临界参数； 2. 北方缺水地区，原则上选用空冷机组，根据气候条件、工程特点及技术经济比较后确定采用直接或间接空冷系统；在城市中水（或煤矿疏干水等）能够满足需要时，宜优选选择湿冷机组； 3. 对于新建热电联产项目，以采暖热负荷为主且热负荷满足有关规定的条件下，推荐选择超临界350MW机组或亚临界300MW机组；以工业热负荷为主，推荐选择背压机组（含抽背机组）； 4. 1000MW机组采用塔式锅炉或Π型锅炉技术上均可行，在抗震裂度较低、地质条件较好的地区，宜优先考虑塔式炉。具体项目采用那种方式，需要根据厂址建设条件及专题技术经济比较后确定。 （二）重点区域机组选型 1. 蒙东、东北地区。该地区燃用褐煤的机组，现阶段宜选择600MW等级超临界空冷机组（可考虑循环流化床），在进行充分论证和技术条件允许情况下，可考虑选择1000MW等级超临界空冷机组； 2. 华中、华东地区。宜选择建设1000MW或600MW等级超超临界机组； 3. 贵州、云南地区。根据煤种选择炉型：煤种为无烟煤时，优先选择W火焰炉型，容量为600MW等级超临界机组，现阶段不宜采用1000MW等级；当选用其它煤种时，在含硫量允许的条件下，应选择600MW等级及以上超超临界或超临界机组； 4. 华北地区。宜选择建设1000MW或600MW等级超超临界机组； 5. 西北地区。现阶段可选择600MW等级超超临界或超临界机组，外送电量落实的条件下，可选择1000MW等级超超临界机组。 （三）受电网结构限制或需要的区域，可选用亚临界300MW级或超临界300MW级机组，宜优先选用超临界机组。一般情况，300MW级机组仅作为供热机组，当供热负荷超过二台300MW级机组供热能力时，经技术经济比较合理时，可考虑采用600MW级机组作为供热机组。 （四）锅炉宜优先采用煤粉炉。对于300MW～600MW坑口电站，当燃用低热值固体燃料，如洗煤副产物、煤矸石、石煤、油页岩等，可选择循环流化床机组。 （五）在充分论证确定当地经济供热半径内投产3～5年内存在足够的采暖或制冷用热需求 ― 4 ― 时，主机设备采购时应考虑从中、低压缸抽气加热热水的能力，并在设计中预留接口布置位置。 （六）冷端优化：应结合工程气象条件、电网负荷特性、燃料价格和设备市场价格等实际情况进行全面的冷端优化，选定合适的冷端参数。 1. 对于湿冷机组，特别是高煤价或者夏季负荷率较高的地区，宜适当增加部分凝汽器、冷却塔面积，降低运行背压； 2. 对于空冷机组，在进行冷端优化计算中应充分考虑冷却设备价格和燃煤价格的变化。在目前情况下，空冷机组THA设计背压宜为11～13kpa.a左右，TRL背压宜为25～28kpa.a左右。 （七）对于空冷供热机组，可以配置热泵余热回收利用设备，以减少和优化抽汽。 第二十五条 机组设计性能指标 供电煤耗先进指标表，即表一 序号 机组容量 类别 冷却方式 纯凝工况（100%THA） 供电标煤耗（g/kwh） 1 1000MW级 超超临界 湿冷 277（再热汽温600℃） 276（再热汽温610℃） 275（再热汽温620℃） 超超临界 空冷 295 2 600MW级 超超临界 湿冷 279 超超临界 空冷 298 超临界 湿冷 289 超临界 空冷 308 3 300MW级 超临界 湿冷 298 亚临界 湿冷 309 亚临界 空冷 330 注1：上述指标是基于：燃用优质烟煤，湿冷机组汽机THA背压为4.9kPa，空冷机组汽机THA背压为12kPa。 注2：具体工程条件有变化时，应根据工程实际情况进行调整。 注3：供热项目供热工况下的供电煤耗应根据供热比单独进行核算。 第五章 主厂房布置 第二十六条 主厂房布置是采用前煤仓三列式或四列式布置，还是采用侧煤仓布置方案，初步设计阶段应根据工程场地、自然及环境条件，已选定主辅机设备及生产系统要求，在综合考虑施工、安装和运行检修条件的前提下，进行全面综合的技术经济比较后，提出推荐意见。300MW及以下机组、地震烈度8度及以上地区不宜采用侧煤仓布置方案。 第二十七条 对于扩建同等级机组时，原则上两期工程主厂房不脱开，扩建主厂房与前期主厂房跨度、屋高、屋架及行车标高保持一致，达到充分利用前期资源的目的。 第二十八条 主厂房布置应优化平面标高。 第二十九条 新建电厂汽轮发电机采用纵向布置时主厂房控制尺寸如下： （一）2×300MW等级机组 1. 汽机房跨度25-30米，运转层标高12.6米，长度136.2-154.8米； 2. 除氧间跨度9米； ― 5 ― 3. 煤仓间跨度11-18米。 （二）2×600MW等级机组 1. 汽机房跨度27-32米，运转层标高13.7-15.0米，长度162-174米； 2. 除氧间跨度9-10.5米； 3. 煤仓间跨度11-18米。 （三）2×1000MW等级机组 1. 汽机房跨度32-34米，运转层标高15.5-17.0米，长度188-220米； 2. 除氧间跨度9.5-12.0米； 3. 煤仓间跨度13.5-16米。 第六章 运煤部分 第三十条 一般规定 （一）在远离煤源点的地区建设电厂，应做好电厂燃用煤质的经济性论证。 （二）在进行运煤系统设计时，应根据本期建设容量和电厂最终容量统筹规划。若机组台数较多、煤热值较高且连续扩建，应尽量采用一套输煤系统为四台锅炉(或以上)供煤，减少工程投资；当扩建周期较长或不确定时，运煤系统可按本期容量设计。 （三）厂内运煤工艺系统应尽量简捷，避免不必要的交叉。 第三十一条 卸煤装置 （一）铁路来煤应优先采用翻车机卸煤方案。对于不经过国家铁路干线运输，并且燃料运距不远的电厂，当火车车辆采用底开门时，宜采用单线铁路缝式煤槽卸煤装置；有特殊要求时可采用双线铁路缝式煤槽卸煤装置。 （二）当采用汽车缝式煤槽卸煤时，汽车周转场地不宜太小，有条件时可适当增加。 （三）由水路来煤时，应装设码头卸煤机械。卸煤机械的总额定出力应根据与交通部门商定的煤船吨位及卸船时间确定，但不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的300%，全厂装设的卸煤机械台数不宜少于两台。 1. 大型煤码头的卸船机械宜采用桥式抓斗绳索牵引式卸船机； 2. 接卸万吨级以上非自卸船的煤码头应配备清仓机械； 3. 当条件许可时，可考虑采用连续式卸船机或自卸船工艺系统； 4. 煤矿距离电厂小于5km且供煤比较单一时，宜优先采用带式输送机(含管带输送机)作为厂外燃煤运输方式；煤矿距离电厂大于5km小于10km时，可采用带式输送机作为厂外燃煤运输方式，但需经专题论证；当煤矿距离电厂大于10km，不宜采用带式输送机作为厂外燃煤运输方式，当电厂年耗煤量大于400万吨时可进行专题论证。 第三十二条 贮煤场 （一）电厂储煤场在环保条件允许时宜优先采用露天煤场，根据环评要求装设抑尘挡风墙。 （二）对于城市供热电厂，海边或环保要求比较高的地区，以及受总平面布置制约时，可采用球形煤场、筒仓、封闭式圆形煤场、封闭式条形煤场等形式。 （三）对煤电一体化的坑口电站，为保证电厂燃料供应的安全性，降低工程造价，应统筹考虑煤矿地面工业场与电厂贮煤设施建设，当煤矿有条件满足《大火规》中有关贮煤容量的要求时，电厂应尽量减少煤场甚至取消煤场。当电厂内需设置煤场时，存煤量以5天为宜。 （四）一般电厂不宜设置混煤筒仓；当电厂燃煤来煤方向多样、煤质复杂、有精确配煤要求