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F1114K-A01-01F2414K山东邹县发电厂四期工程可行性研究设计阶段第一卷总的部分说明书西北电力设计院山东电力工程咨询院2003年10月西安西北电力设计院山东电力工程咨询院批准：曹永振艾抗审核：周以国张磊校核：张元秀潘军钟晓春夏青扬宫俊亭周建张恒毅郑惠民张晔张爱中甑永平孙文张晓江阎欣军藏继忠王葵赵春莲刘俊义曹健杨平正姚友成袁萍帆杨攀峰李顺唐艳如陈开如郎业茂刘富亭杨永杰唐振荣李亚明编写：陈瑞克郭贵卯蔡渊高永芬宋小斌宫俊亭董永鸿李亚周贾惠杰胡荣远徐爱东李焕荣高建新张素芳陈利华孙炳禹綦建国张东文李长生朱云涛姚冬梅李毅男胡延谦束红冉述远穆冬梅许光照宋晓东尹成竹张宝金余志刚王中阳刘庆欣吴利军郑东伟钟文瑾贾华民吴长英张大燕侯东辉何养文张元秀潘军本工程可行性研究设计文件由以下各卷组成第一卷总的部分目录目录1.0 概述1 1.1 工程概况及编制依据1 1.2 研究范围与分工1 1.3 主要设计原则21.4 工作简要过程32.0 电力系统6 2.1 电力系统概况6 2.3 电力平衡及分析10 2.4 本电厂扩建在电力系统中的作用及建设的必要性132.5 接入系统方案142.6 电厂电气主接线153.0 燃料18 3.1 煤源18 3.2 煤质特性及燃煤量20 3.3锅炉燃煤量21 3.4锅炉启动点火及助燃223.5 燃料运输224.0 建厂条件22 4.1 厂址概述22 4.2 交通运输23 4.3 贮灰场25 4.4 电厂水源32 4.5 工程地质与地震374.6 水文及气象条件455.0 工程设想50 5.1 全厂总体规划50 5.2 机组选型及主厂房布置52 5.3电气部分55 5.4 热力系统585.5燃烧系统59 5.6燃料输送系统62 5.7 除灰渣系统：63 5.8 灰场66 5.9 供水系统68 5.10 化学水处理73 5.11 中水回收处理系统78 5.12热力控制80 5.13 主厂房布置82 5.14 主要生产建筑物的建筑布置结构选型及地基处理84 5.15 采暖通风空调及输煤系统除尘部分905.16 消防系统956.0 脱硫部分97 6.1 烟气脱硫方案的确定97 6.2 石灰石来源及消耗量986.3 工艺系统说明987.0 环境保护，灰、渣综合利用，劳动安全和工业卫生103 7.1 环境保护103 7.2 灰、渣综合利用119 7.3 劳动安全和工业卫生1208.0 节约和合理利用能源122 8.1 辅机选型节能122 8.2 系统设计节能1228.3 节约用水措施1239.0 电厂定员123 9.1 人员现况1239.2 本期新增人员12310.0 项目实施条件和轮廓进度123 10.1项目实施的条件12310.2电厂工程项目实施的轮廓进度12411.0 投资估算与经济评价12512.0 结论及存在问题125 12.1 主要结论意见125 12.2 主要技术经济指标126 12.3 存在问题及建议128附件附件1：国家发展和改革委员会关于《山东邹县发电厂四期扩建工程（2³1000MW等级机组）项目建议书》的批复意见（暂缺） (120)附件2：山东邹县发电厂委托西北电力设计院开展邹县四期工程可行性研究的委托函 (150)附件3：山东省发展计划委员会文件：鲁计基础[2002]1333号文件：―山东省计委关于呈报邹县电厂四期工程项目建议书补充报告的请示‖ (131)附件4：中国国际咨询公司咨能源[2003] 号《关于山东邹县发电厂四期扩建工程项目建议书的评估报告》 (131)附件5: 山东省电力工业局文件：鲁电计[2000]123号―关于印发《邹县发电厂四期工程初步可行性研究报告审查会会议纪要》的通知 (134)附件6: 《山东邹县发电厂四期工程地下水供水水源可行性研究勘查报告》评审意见 (112)附件7：《邹县发电厂四期工程地表水供水水源论证及水环境演变研究》评审意见和鉴定意见…………………………………………………………附件8：山东省水利厅文件：鲁水资字[2000]4号―关于对山东邹县发电厂四期工程取水许可预申请的批复‖ (120)附件9: 山东国际电源开发股份有限公司文件：山国电计[2000]9号―关于邹县电厂四期工程煤质的函‖ (123)附件10：兖州煤业股份有限公司煤质运销部文件：兖煤运销发[2002]21号―关于对<征询邹县电厂四期工程供煤意见>的复函‖ (125)附件11：淄博矿务局（2000）淄煤局运便字第3号―关于对<关于征询邹县发电厂四期工程供煤意见的函的复函‖ (126)附件12：济南铁路局铁路专用线建设管理办公室文件：济铁专办函(2000)11号―关于邹县发电厂四期铁路专用线在京沪线接轨的意见‖……………127附件13: 邹县发电厂四期铁路专用线与京沪线接轨可行性研究报告预审会议纪要 (128)附件14: 山东省环境保护局文件：鲁环函[2000]275号―关于邹县电厂四期工程环境保护意见的复函‖ (131)附件15: 邹城市土地管理局文件：邹土字[2000]第28号―关于邹县电厂四期工程建设用地意见的复函‖ (132)附件16: 山东省国土资源厅文件：―关于邹县电厂四期工程扩建用地的意见‖ (143)附件17：国家环保总局环境评估中心：国环评估纲[2001]70号《关于邹县发电厂四期工程环境影响大纲的评估意见》 (150)附件18：山东鲁源电力资源开发集团有限公司鲁源综[2003]10号《关于征询邹县发电厂三、四期工程烟气脱硫石灰石供应意见的函》 (150)附件19：山东鲁源电力资源开发集团有限公司鲁源综[2003]11号《关于征询邹县发电厂四期工程灰渣和石膏综合利用意见的函》 (150)1.0 概述1.1 工程概况及编制依据山东邹县电厂位于山东省邹城市西南10公里的唐村镇，是山东电力网的主力电厂，也是一座大型矿口电厂。
邹县发电厂三期2×600MW机组气力除灰系统一二电场改造技术协议甲方：华电电力股份有限公司邹县发电厂乙方：邹平创星环保设备有限公司为了明确关于三期2×600MW机组一二电场气力除灰系统改造的有关技术问题，甲乙双方经友好协商于2010年2月18日达成如下协议。
一、技术要求：1、设计条件1）每台炉电除尘器共4个电场，每个电场8个灰斗，每台炉共32个灰斗。
2）飞灰真实密度按2000～2200kg/m3考虑。
飞灰堆积密度在容积计算中按800kg/m3考虑，在载荷计算时按1400kg/m3考虑。
3）气力除灰系统出力：150t/(h·炉)4）输送最远距离 500m5）升高 35m6）每台炉B-MCR工况下各电场飞灰分配比例：一电场(8个灰斗)：～85%，最大灰量(设计)127.5t/h二电场(8个灰斗)：～12.75%，最大灰量(设计)19.2t/h 2、系统性能参数1）一二电场气力除灰系统出力 148t/(h·炉)2）除灰的运行周期 10min /次3)飞灰系统运行所需的平均功率 720kW4）飞灰系统运行所需的峰值功率 900kW5）飞灰与空气的混合比 35Kg（灰）/Kg（气）6）动力消耗指数 0.00468kW.h/t.m7）气力除灰系统初速度 3m/s8）气力除灰系统末速度 8m/s3、供应产品明细表乙方应保证提供完整的输灰系统，包括但不仅限于此：4、技术标准：4.1 自动成栓阀本体（1）自动成栓阀本体主材质为101铝合金，经热处理后精加工。
（2）阀体大、小活塞分别为铝合金及不锈钢（1Cr18ni9ti）,活塞杆为高密度尼龙及不锈钢组合件，应在使用过程中可以适应水油等多种气体工况，所以对气源品质要求不高。
（3）阀门自控弹簧为不锈钢材质，应适应多种气体如煤气、空气、蒸汽、氮气等。
（4）阀门整体使用寿命不低于3年，若出现缺陷将由乙方免费处理或更换。
4.2 专用止回阀：本止回阀专用于自动成栓阀，安装在自动成栓阀与灰管之间，专用止回阀应有效防止空压机突发事故引起的气源消失时倒灰情况，在正常工作时，专用止回阀应可以起到调节进气量的作用。
600MW机组节电潜力分析及主要技术措施发布时间：2022-12-09T05:59:47.817Z 来源：《当代电力文化》2022年第14期作者：陈阳[导读] 600MW机组通过采取运行优化、设备治理、技术改造等深度节电措施陈阳华电国际邹县发电厂山东济宁 273500摘要：600MW机组通过采取运行优化、设备治理、技术改造等深度节电措施，可以降低厂用电率1.4%左右，机组整体发电厂厂用电率达到5.2%以下(4.9%)。
文章对冷端系统和制粉系统电潜力进行分析并提出相应的优化措施。
关键字：600MW；节电潜力；优化措施0 前言对照华能600MW机组发电厂厂用电率标准值和各辅机耗电率达标值标准，依据现有深度节能优化治理技术分析和现场设备运行情况诊断，600MW机组通过采取运行优化、设备治理、技术改造等深度节电措施，可以降低厂用电率1.4%左右，机组整体发电厂厂用电率达到5.2%以下(4.9%)。
1 冷端系统节电潜力分析和优化建议1.1 凝结水泵5、6号机各配置两台100%容量凝结水泵，两台100%容量凝升泵，凝结水泵均为定速泵，凝升泵1台变频，1台定速。
2022年1～7月份5号、6号机组凝结水泵耗电率分别完成0.29%、0.22%，超出标准值0.15和0.08个百分点。
凝结水泵耗电率高的原因一是5号机凝升泵变频器故障，工频运行耗电率偏高；二是为防止转速低造成油环出口油压低影响轴承冷却效果，凝升泵变频调节范围未达设计值；三是低负荷时除氧器上水调节门节流。
优化建议：（1）加强设备运行维护，及时消除凝升泵变频器故障缺陷，减少工频运行时间；（2）5号、6号机运行中应保持除氧器上水主副调节阀、旁路阀全开，降低系统阻力。
（3）开展降低凝升泵转速试验。
做好轴承温度升高的防范措施，逐步降低凝泵转速，观察轴承温度变化情况，根据试验情况，优化凝升泵最低转速。
1.2 前置泵2022年1～7月份5号、6号机组汽泵前置泵耗电率分别完成0.19%、0.18%，超出标准值0.03和0.02个百分点。
邹县发电厂5号（600MW）机组调试工作介绍
张志明
【期刊名称】《山东电力技术》
【年(卷),期】1997(000)003
【摘要】邹县发电厂５号（６００ＭＷ）机组调试工作介绍ＴｈｅＣｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆＮｏ．５ＵｎｉｔｉｎＺｏｕｘｉａｎＰｏｗｅｒＰｌａｎｔ—Ｉｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎ（２５００２１）山东电力建设调整试验所张志明１总述邹县电厂三期工程（５号、６号机组）是山东...
【总页数】4页(P1-4)
【作者】张志明
【作者单位】山东电力建设调整试验所
【正文语种】中文
【中图分类】TM621.3
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华电邹县发电厂四期工程#7号机组性能试验情况分析2023年，随着中国经济的不断发展，电力需求量也不断增加。
为了满足这个越来越大的需求，华电邹县发电厂四期工程#7号机组投入使用。
本文将对该机组进行性能试验情况分析，希望能够为我们更好地认识和了解这个重要设备的贡献提供一些参考。
华电邹县发电厂四期工程#7号机组是一台超超临界机组，安装容量为1100兆瓦。
机组采用国内自主研发的大型双缸双排燃气轮机组和人工涡轮机组，采用燃煤为主要原料，为华东地区提供了巨大的电力供应。
这个机组具备以下的性能特点：首先，该机组在运行过程中具备了较高的能源利用率。
燃煤是主要的原料之一，而燃煤的资源蕴藏丰富而廉价。
通过科学合理的设计和运作，该机组能够将燃煤的能量充分转换为电力，减少能源的浪费，提高了资源的利用效率。
其次，该机组的操作过程十分稳定。
为了充分利用机组的性能，华电邹县发电厂采用了最先进的安全监控系统和自动化控制技术，通过实时监测实现了对机组运行过程中的各项指标的自动化调节和管理。
这种系统的优势在于能够在保证机组运行稳定性的情况下，提高机组的发电效率，同时大大减少了人为操作的失误和因此造成的可能的设备损坏和人身伤害。
再次，华电邹县发电厂四期工程#7号机组在污染物排放方面也有不错的表现。
在这个机组的运行过程中，对于污染物的处理采用了各种最先进的处理技术，大大减少了机组对于环境的影响。
同时采用了尾气治理技术，减少了烟气排放对于大气污染的影响。
综上所述，华电邹县发电厂四期工程#7号机组的运行性能得到了全面升级和优化，具备了高效、安全、稳定、环保的特征，为国家的大力发展提供了重要的电力保障，为实现“绿色低碳”的发展理念也做出了重要贡献。
关于邹县电厂百万机组运行管理工作汇报关于邹县电厂百万机组运行管理工作汇报关于百万机组运行管理工作的汇报从华电国际邹县发电厂两台百万机组开始试运至投产，运行部充分发挥了主人翁的精神，全力投入到了百万机组的建设之中去，利用在百万机组培训以及收资中所学到的各种业务知识，大力优化各种运行方式，精心操作、精心调整，摸索了很多有借鉴经验的试运方案。
四期两台一百万机组的投产，创造了全国百万千瓦火电机组安全状况最好、建设速度最快、试运时间最短、工程质量最优、试运指标最佳、环保节能最好的纪录，＃8机组更是创下了从机组总启动至机组满负荷168小时试运行结束只利用9天零19个小时，特别是在＃7机组投产后的半年试生产期间，在节能降耗方面做了大量的细致而卓有成效的工作，经过半年的考核生产期，现＃7机组的各项性能指标均达到或超过了设计值。
＃7机组也创下了投产后连续运行53天的纪录（春节备用停机）。
这成绩的取得是运行人员各方面细致工作的结果，也是运行人员高超操作水平的体现。
一、探索新方法，利用新技术。
1.在＃8机组的酸洗过程中，提出BCP参加酸洗，并制定了详细的酸洗措施。
BCP参加酸洗存在一定的危险性，如果BCP隔热套不严密，有可能使酸漏到电机中去，这样在酸洗期间，运行人员严密监视BCP的各项参数，就地专人监视BCP的运行情况，时刻保证冷却水畅通，结果证明，BCP参加酸洗，不仅使酸洗时间大大缩短，而且使的酸洗的效果得到了有力的保证。
2.在＃8炉吹管过程中，投入磨煤机运行。
在＃7炉吹管过程中，未投入制粉系统，全部为燃油，燃油量超过了5000t，耗油量特别大。
在＃8炉吹管过程中，试投了全部的磨煤机，不仅节约了大量的燃油，而且也为总启动节省了调试磨煤机的时间。
在试投磨煤机的过程中，运行人员充分考虑到投运磨煤机对锅炉燃烧的影响，特别是受热面壁温的情况，严格控制炉膛出口温度，以保证再热器在干烧状态下不超温，从初投磨煤机的最低煤量开始，逐步摸索经验，煤量逐步增加，为保证燃烧的稳定及煤细浓度在规定范围内，采取了关闭部分BSOD的方法，实践证明，这样不仅使的燃烧稳定，而且也使的压力的控制更加自如。
邹县发电厂335MW 纯凝机组供热改造王效柱;李祥苓;端木颜峰;王树春;赵新普;姜受坤;李曙光【摘要】华电国际邹县发电厂2×335MW 纯凝机组为满足邹城市采暖需求进行了供热改造，供热抽汽从中压缸至低压缸导汽管上接出至热网首站，厂区内建设供热首站并通过厂区内新设的热网管道与邹城市热力管网连接。
机组改造后取得了显著的社会效益和经济效益。
【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2012(000)012【总页数】3页(P49-50,53)【关键词】335MW 纯凝机组;供热改造;导气管;热网首站;热耗【作者】王效柱;李祥苓;端木颜峰;王树春;赵新普;姜受坤;李曙光【作者单位】华电国际邹县发电厂,山东邹城 273522;华电漯河发电有限公司,河南漯河 462000;华电国际邹县发电厂,山东邹城 273522;华电漯河发电有限公司,河南漯河 462000;华电漯河发电有限公司,河南漯河 462000;华电漯河发电有限公司,河南漯河 462000;华电漯河发电有限公司,河南漯河 462000【正文语种】中文【中图分类】TM6211 机组概况华电国际邹县发电厂(以下简称邹县电厂)是一座特大型坑口电站，装机容量4 540MW(4×335 MW+2×600 MW+2×1 000 MW)，其中，4×335 MW机组是上海汽轮机厂20世纪70年代设计生产的N300－165/550/550型亚临界压力、四缸四排汽、中间再热、冲动凝汽式汽轮机，于1985—1989年建成投产，并在2001—2003年进行了增容改造，机组改造后型号为N335－16.18/538/538型亚临界压力、四缸四排汽、中间再热、冲动凝汽式汽轮机，机组实际热耗为7984 kJ/(kW·h)。
鉴于国家节能减排及国计民生方面的需求，为改善当地城市居民的生活条件，满足邹城市日益增大的采暖供热需求，提高机组经济性与企业效益，邹县电厂于2010年3月对一期2×335 MW纯凝机组进行了供热改造。
百万千瓦级火电机组磨煤机选型分析张代新1李祥苓2（1安徽华电宿州发电有限公司安徽宿州234000；2华电国际山东项目管理公司安徽宿州项目部，安徽宿州234000）摘要：本文详细介绍了中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统和双进双出钢球磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统各自的性能特点和各项经济指标，依据邹县电厂2×1000MW火电工程的实际情况，并结合燃煤日益市场化的趋势提出了科学合理的选择，对其它火电工程制粉系统的选择将起到参照作用。
关键词：磨粉机；正压直吹式制粉系系统；中间储仓乏气送粉系统；中磨速0 概述华电国际邹县发电厂是一座现代化特大型坑口电站，始建于1983年，现有装机总量4540MW（4×335MW ＋2×600MW＋2×1000MW），其中2×1000MW超超临界火电机组的锅炉为高效超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉。
磨煤机作为机组的重要辅助设备，其配置的优劣将直接影响机组的安全性和经济性。
1 机组燃用煤种与磨煤机类型邹县发电厂2×1000MW超超临界火电机组设计选用本地产烟煤（即兖矿集团和济北矿业的混煤），挥发份较高且易于研磨（见表1）。
设计煤种的干燥无灰基挥发分Vdaf＝39％，属烟煤，挥发份较高，容易着火燃烧，对于锅炉点火燃烧十分有利，但也易自燃、放炮。
对制粉系统的选择将提出很严格的要求。
按国标GB/T7562—1998对煤的可磨性分级可知当煤的HGI=40~60时，为难磨煤，本工程煤质HGI=64，不属于难以研磨的煤种。
对于燃用烟煤的制粉系统来讲，在国内一般有4种选择，分别是钢球磨煤机中间储仓乏气送粉系统、单进单出钢球磨煤机直吹式制粉系统、中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统和双进双出钢球磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统。
钢球磨煤机中间储仓乏气送粉系统不宜用于Vdaf＝（27~40）％的烟煤，因为此种烟煤的挥发份较高，中储系统各环节积粉处存在自燃爆炸的隐患，威胁机组安全，且系统复杂、电耗高、占地面积大，故本工程设计不予采用；单进单出钢球磨煤机直吹式制粉系统在大型机组上缺乏成功的应用经验，为规避风险，本工程设计亦不予采用；对于中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统和双进双出钢球磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统来讲，应根据机组设计煤种和制粉系统的自身特点进行比较分析，进行最经济合理的选择。
225脱硫技改工程烟囱防腐的实施王新格 孔 林 窦连玉 辛树威（华电国际电力股份有限公司邹县发电厂）摘要：本文介绍了华电国际邹县发电厂2×600MW 机组脱硫技改烟囱防腐的实施情况，通过这一工程实例，从烟囱改造的前期准备，方案的选择，质量及工期的控制，工程的管理实施等多个方面，为国内电厂旧烟囱的改造带来了实际的参考价值。
关键词：脱硫；烟囱；防腐；实施1 邹县发电厂2×600MW 机组脱硫工程简介邹县发电厂目前拥有 4台33.5万千瓦、2台60万千瓦、1台100万千瓦机组，总装机容量354万千瓦。
正在建设的另一台100万千瓦超超临界机组，计划于今年上半年投产发电。
邹县发电厂三期2×600MW 机组烟气脱硫技改工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，安装烟气换热器（GGH ），设计烟囱入口烟温BMCR 工况下不低于80℃，脱硫效率95%，钙硫比1.03。
于2006年11月29日顺利通过了168试运行，各项指标均达到设计要求。
该工程的建成，年可减少二氧化硫排放量近3万吨，对地方环境空气质量的改善具有积极的作用，环境效益和社会效益突出。
2 2×600MW 机组烟囱基本情况邹县发电厂三期2台600MW 机组共用一根单筒单管钢筋混凝土烟囱，由西北电力设计院设计，初设计未考虑烟气脱硫处理，于1997年投入使用，烟囱高度240米，出口内径10米，烟囱筒身的钢筋混凝土筒壁与隔热层及内衬砖砌体紧贴布置，隔热层及内衬砖砌体的荷重由钢筋混凝土筒壁分段伸出的悬挑牛腿承担。
原设计烟囱的钢筋混凝土筒壁底部厚度为650 mm ，顶部厚度为200 mm ，厚度沿烟囱高度均匀减小，混凝土筒壁内侧面均涂刷了一道“OM ”型改性环氧沥青煤焦油层；隔热层采用80~100 mm 厚憎水型水玻璃膨胀珍珠岩板；内衬砖砌体采用耐酸胶泥砌筑的粘土质耐火砖，厚度均为230 mm 。
226 3 石灰石－石膏湿法脱硫工艺对三期烟囱的不良影响1）石灰石－石膏湿法脱硫工艺流程石灰石-石膏湿法脱硫工艺是国外应用最多的和最成熟的工艺，也是国内火电厂脱硫的主导工艺。
邹县电厂＃5机组(600MW)主汽温度控制优化改造*Optimal Improvement of the Main Steam Temperature Control Systemsof #5 Unit at Zouxian Power Plant刘乃辉张强何修年(山东邹县发电厂山东邹城273522)摘要：本文通过邹县电厂＃5机组(600MW，直吹式制粉系统)主汽温度控制系统的工程改进，介绍了利用自适应控制的推广技术－监督式自适应控制技术，解决常规PID控制时主汽温度波动大，系统不能正常投入自动运行的问题。
关键词：主汽温度控制；自适应控制；直吹式燃煤发电机组；工程改造Abstract: This paper introduces the practical improvement of the control for the boiler main steam temperature of #5 unit (600MW) at Zouxian Power Plant, consequently, presents the applications of supervised control technique, which is in the framework of adaptive control, in the practical control the coal-fired power generation units. The engineering results show that supervised control is capable of overcoming the shortcomings of the traditional PID strategy including bigger oscillations and unstable running.Key Words: Main Steam Temperature Control; Adaptive Control; …..; Practical Improvements1 引言邹县电厂＃5机组为600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉型式为亚临界、中间一次再热、自然循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉，制造厂家为美国FOSTER WHEELER 能源公司，于1997年投入使用。
、概述邹县发电厂总装机容量2540MW。
山期工程2W00MW 机组，#5炉1997年1月17日投产，#6炉1997 年11月5日投产。
该锅炉是美国Foster Wheeler公司生产的亚临界中间再热自然循环单汽包2020t/h燃煤锅炉。
汽包总长28273mm,其中直段长25244mm,内径1828.8mm，壁后204mm，封头厚168mm，材质为SA-516GR70碳钢。
汽包内部两侧沿轴向错列布置224只螺旋臂式蒸汽分离器给水（见图1），汽包顶部布置123只百叶窗式干燥器，在汽包水空间还布置连续排污管、加药管、给水分配管以及各水位计的水连通管。
在汽包下半部沿直段长度布置的环形空间，就是我们所说的汽包夹层。
锅炉水循环系统包括270 C的给水通过逆止阀和电动截止阀进入省煤器入口联箱，经过省煤器加热到310 C左右，从省煤器两侧出来，由两根外径432mm的管进入汽包，经过分水联箱分成4路，进入4条44"（①108mnj的给水连通管（见图2）.外侧两路（占给水量50%的）给水连通管进入汽包前后夹层内，直通另一端与夹层头部的分水联箱连通管相连，内侧两路直接从汽包底部（下降管两侧）经过的水空间通到另一端的分水联箱。
从给水连通管两端向内880mm处垂直向上开孔，每隔400mm开一个①10mm的出水孔。
给水经过汽包下部14根外径为406mm的下降管，再经155根①141mm的分散给水导管，进入814根水冷壁管加热。
366 C的饱和汽、水混合物经201根外径为168mm的汽水导管，分别从汽包的前后进入汽包夹层空间，然后饱和蒸汽经分离器、干燥器、干燥箱干燥后，通过汽包顶部的蒸汽导管进入过热器系统。
夹层内的水经过分离器分离后重新回到水空间。
百叶窗成上升普下降许附阳I 汽包内部结构二、运行中存在问题2.1锅炉汽包水位经常在偏低状态下运行锅炉汽包的正常运行水位应在汽包中心线以下95mm。
通过表1可以看出，#6锅炉负荷在80%左右时，变送器水位计显示水位0mm，但此时就地水位计显示水位在-150mm。
大型火电厂热排放对邹县环境气温影响的初步研究高凤姣【摘要】对1960-2009年邹城和兖州温度及温度日较差的年、季变化趋势进行分析,对比邹县电厂现况发展,研究电厂热排放对环境气温的影响程度和相对贡献.结果表明:近50 a来,邹城和兖州年平均气温呈上升趋势,年增温速率分别为0.326 ℃/10 a和0.124 ℃/10 a,且邹城显著增温时间与火电厂投产时间一致.1960-1994年,热排放增温率均为正值,最低气温高达0.51 ℃/10 a,日较差为-0.35 ℃/10 a,多个季和年值增温贡献为100%.1995-2005年,热排放增温率为正值,平均气温为0.209 ℃/10 a,最低气温为0.118 ℃/10 a,最高气温为0.056 ℃/10 a,日较差为-0.100 ℃/10 a,表现为热排放对平均气温和最低气温影响显著,对最高气温影响较弱,多个季增温贡献有所降低,仍显示出热排放对环境气温有相当程度的贡献.【期刊名称】《气象与环境学报》【年(卷),期】2010(026)005【总页数】7页(P46-52)【关键词】火电厂;热排放;环境气温;增温贡献【作者】高凤姣【作者单位】山东省气象信息中心,山东,济南,250031【正文语种】中文【中图分类】P468.0+2120世纪初以来的全球变暖,特别是近 50 a来地表气温的显著升高,使得全球变暖已经是不争的科学事实,检测和识别气候变化特别是气候变暖的性质和可能原因,是当前气候研究的热点问题。
工业生产和人类生活消耗的燃料,土地利用和土地覆盖变化以及人为热排放等可以造成局地尺度增温的热岛效应,是城市化对气温影响的最主要表现形式。
国内学者针对全国、部分城市或区域进行了很多研究,取得了大量成果[1-15],指出我国大部分地区增温主要从 20世纪 80年代后期开始,城镇化过程对地面气温记录的影响比较显著[7-12]。
陈峪[5]指出,近56 a我国绝大部分站点暖冬指数呈显著上升趋势,北方暖冬指数上升幅度大于南方[5]。
邹县电厂四期2x1000MW机组施工组织方案研究1 工程概况及厂址位置华电国际邹县发电厂位于山东省邹城市西南10公里的唐村镇，是山东电力网的主力电厂，也是一座大型坑口电厂。
本期工程扩建2×1000MW燃煤发电机组（原三期已装机2540MW），2004年10月16日开工，原计划2007年8月31日#7机组投产发电，2007年12月31日#8机组投产发电。
本期工程国铁来煤考虑采用翻车机卸煤方式，卸煤系统共设5股卸煤线，其中2股重车线、2股空车线和1股机车走行线。
卸车线布置满足整列（63辆）送重取空作业的要求。
本期工程厂区离开三期扩建端174m向西扩建，其原始地貌是峄山山前洪积平原与白马河冲积平原的过渡地带，总体呈现东高西低，三期施工时对四期场地进行了平整。
主厂房、烟囱及水塔区域采用碎石碾压地基处理，厚度约5米。
厂区地震基本烈度为6度。
2 工程特点及范围本期工程为2×1000MW超超临界燃煤发电机组，目前暂分为A、B、C、D四个标段，分别由山东电力建设第一工程公司（A+C1）、山东电力建设第三工程公司（B）、西北电力建设第四工程公司（C2）、中铁十九局集团第一工程有限公司（D）等四个施工单位施工，四个标段的施工范围划分如下：A标段：#7机建筑、安装、500kV升压站及500kV出线、集控楼、启备变及电源、循环水管道和从碎煤机室至#8机的输煤栈桥及皮带。
B标段：#8机组建筑、安装及厂内BOP。
C标段：C1标段：烟囱。
C2标段：冷却塔，A排外道路南侧至冷却塔的构筑物，循环水泵房，综合水泵房，循环水污水处理站等；D标段：煤场、卸煤沟及输煤栈桥建筑、设备、安装等。
3 目前工程形象进度主厂房钢结构吊装完，各层平台压型钢板铺设完；汽轮发电机基础交安装，行车已投用；#7凝汽器热井组合完；汽机房电缆遂道施工完，其他地下设施完成80%；循环水管基本安装完。
#7锅炉钢架吊装完，运转层大平台压型钢板铺设完；受热面焊口突破15000只（共54350只）；锅炉各附机安装全面展开，热一、二次风道、冷一次风道制作完。
一、概述邹县发电厂总装机容量2540MW。
Ⅲ期工程2×600MW机组，#5炉1997年1月17日投产，#6炉1997年11月5日投产。
该锅炉是美国Foster Wheeler公司生产的亚临界中间再热自然循环单汽包2020t/h燃煤锅炉。
汽包总长28273mm，其中直段长25244mm，内径1828.8mm，壁后204mm，封头厚168mm，材质为SA-516GR70碳钢。
汽包内部两侧沿轴向错列布置224只螺旋臂式蒸汽分离器给水(见图1)，汽包顶部布置123只百叶窗式干燥器，在汽包水空间还布置连续排污管、加药管、给水分配管以及各水位计的水连通管。
在汽包下半部沿直段长度布置的环形空间，就是我们所说的汽包夹层。
锅炉水循环系统包括270℃的给水通过逆止阀和电动截止阀进入省煤器入口联箱，经过省煤器加热到310℃左右，从省煤器两侧出来，由两根外径432mm的管进入汽包，经过分水联箱分成4路，进入4条44″(Φ108mm)的给水连通管(见图2).外侧两路(占给水量50%的)给水连通管进入汽包前后夹层内，直通另一端与夹层头部的分水联箱连通管相连，内侧两路直接从汽包底部(下降管两侧)经过的水空间通到另一端的分水联箱。
从给水连通管两端向内880mm处垂直向上开孔，每隔400mm开一个Φl0mm的出水孔。
给水经过汽包下部14根外径为406mm的下降管，再经155根Φ141mm的分散给水导管，进入814根水冷壁管加热。
366℃的饱和汽、水混合物经201根外径为168mm的汽水导管，分别从汽包的前后进入汽包夹层空间，然后饱和蒸汽经分离器、干燥器、干燥箱干燥后，通过汽包顶部的蒸汽导管进入过热器系统。
夹层内的水经过分离器分离后重新回到水空间。
二、运行中存在问题2.1 锅炉汽包水位经常在偏低状态下运行锅炉汽包的正常运行水位应在汽包中心线以下95mm。
通过表1可以看出，#6锅炉负荷在80%左右时，变送器水位计显示水位0mm，但此时就地水位计显示水位在-150mm。
而当锅炉满负荷时,汽包就地牛眼水飞立计的水位在-225mm处，变送器水位计却显示水位在0mmn处。
而牛眼玻璃的可见孔径为Φ25mm，由此可见水位一般在-212.5mm(-8.37")~-237.5(-9.35")之间波动。
由此可见已经在接近低三值(-11")跳闸的水位线运行，也就是说，当锅炉高负荷运行时，不但就地牛眼水位计显示低水位运行，从电接点水位计也反映出锅炉是在低水位运行(见表1)。
2.2 汽包两端水位偏差大通过表1还可以看出，#6锅炉正常运行中，汽包水位不仅偏低，而且A、B两侧各水位计所显示水位偏差较大，变送器水位计与牛眼水位计相差最为明显。
特别是在不同负荷情况下水位变化频繁、波动幅度大。
严重时汽包A、B两侧水位偏差达50mm以上。
锅炉负荷越高，甲、乙侧水位就偏差越大，各水位计之间差别也更明显。
就是处在汽包一端三种(牛眼、电极、变送器)水位计，显示的水位也存在较大的偏差。
2.3 锅炉汽包就地牛眼水位计云母片污染(结垢)严重#6锅炉汽包就地牛眼水位计运行半个月的时间，其云母片上脏污(结垢)程度明显超过一、二期锅炉半年的污染速度。
例如：2004年1月30日，#6炉A侧牛眼水位计因为云母片脏污看不清水位，更换全部牛眼玻璃密封组件，到4月5日因云母片结垢看不清水位，更换全部牛眼玻璃密封组件，结果到4月19日笔者检查时发现，该牛眼的上部(汽侧)云母片已经全部污染，云母片上结满水垢，看不清楚水位，除下部两个牛眼(-150mm、-225mm)因经常处在炉水的空间，还比较清晰。
由于汽包就地牛眼水位计(特别是A侧)云母片结垢脏污，容易造成密封组件泄漏，近4年泄露率逐年升高密封件更换连年翻番，仅2004年更换68套密封组件，造成维护费用升高。
通过观察发现#6炉牛眼水位计云母片污染规律是A侧更重于B侧，蒸汽侧更严重于水侧。
实际上#5炉运行中也存在上述问题，只是没有#6炉那样严重。
三、造成汽包低水位运行的原因3.1 汽包水位计结构方面因水位计中的水在表体中冷却后低于汽包内炉水的温度，重度较大，而汽包内的水不仅温度高，而且水中带有很多汽泡，重度较小，所以汽包中实际水位比水位计指示的水位略高一些。
为了减少测量误差，故在牛眼水位加装一套等温系统，即温度补偿系统(见图2)。
除了水位计汽、水进出管间有一条连通管之外，在水位计下部还有一条管路接到下降管上(就是我们说的温度补偿管)，保证水位计内的炉水流进流出，其热量直接输往水位计，使水位计表体的温度近似于汽包内的水温，从而减少由于温差而引起的水位测量误差。
我厂#5、#6锅炉不但就地牛眼水位计加装温度补偿管。
而且A、B侧差压水位计也加装有温度补偿管(见图2、3)，由于电(极)接点水位计与差压水位计使用同一汽、水连通管，也就起到温度补偿的作用(变送器水位计采用电热式温度补偿)。
正常运行中，如温度补偿管道不畅通可导致甲、乙两侧水位偏差高达50mm。
锅炉各水位计确实存在温度补偿管路不畅通现象(见表2)。
水位计温度补偿管不畅通，会降低牛眼(包括各类)水位计温度补偿的作用，还将会增大汽包甲、乙侧水位计运行中的水位差。
由于各水位计之间存在偏差，所以就人为的从A、B、C三个变送器水位计中选择一个理想的参数，接近0位的信号作为基准,传送至给水自动调节器，作为给水自动调节的依据。
汽包两侧存在较大水位差，分析原因是两端变送器水位计与就地牛眼水位计自身结构和温度补偿的原因，也就出现了各水位计之间较大的偏差。
3.2 汽包内部装置方面正常运行中汽包水位应处在旋风子筒体中部，严格要求旋风子筒体下缘应沉入汽包正常水位下(180～200)mm。
汽水混合物经过旋风子下部轴向进入蒸汽空间，水从筒体内侧流入水空间。
为了能使旋风子中的水平稳流出，在旋风子下部底板上装有扩流器(见图3)。
现在高负荷时汽包水位在-225mm状态下运行，由于水位降低，使得旋风子底部排水口接近或暴露在蒸汽空间。
从省煤器出口来的310℃左右的给水与水冷壁上升管来366℃的汽水混合物进入夹层，使得夹层内(比夹层外)的压强增大，汽水混合物的扰动(比夹层外)更强烈，从旋风子下部喷出的水就会冲击液面，而汽包前后夹层的两端和内外压差不一样，汽包两端旋风子露出的高低不同，气流冲击水面的强度不一样。
在锅炉低负荷也就是水位差比较小时，水位处在旋风子中间，所以水位偏差小。
而当锅炉高负荷状态，加上各水位计的连通管存在问题不能及时平衡，造成低水位运行，使得旋风子下部接近或露出水面，汽流扰动液面，从而造成汽包内水位波动过大或甲乙两端水位高低不同，于是也就出现汽包甲乙两侧水位差。
3.3 给水信号自动选择方面锅炉的汽包水位MFT保护设计为汽包水位信号低一值-4"报警，低二值-6"跳闸，低三值-11"，高一值-4"报警，高二值-6"报警，高三值-10"跳闸，锅炉投产初期，将低二值-6"跳闸改为只报警。
汽包水位MFT保护采用3选2逻辑，即当两个水位信号低三值或高三值时跳闸保护动作，也就是A、B、C三个水位变送器信号有两个低三值或高三值同时发出，跳司保护方会动作。
正常运行中由于各变送器水位计之间存在偏差，DCS系统将通过"三取二"算法进行计算，并将计算结果传送给水自动调节器，作为给水自动调节的依据。
而处在汽包A端的A、B两只水位变送器(见附图4)，从同一条汽、水连通管接出(C、D从B端接出)，而变送器、电接点、差压水位计的水连通管在汽包内使甩同一根平衡管(见附图4)。
由于连通管细长上方开孔小，容易堵塞会产生一定的阻力，造成各水位计指示出现偏差(一般国内锅炉汽包内无该平衡管)。
所以当电接点水位计检修后投入运行时，就会引起差压、变送器水位计的水位波动。
也就是说处在该平衡管上的三种水位计，任一水位计的投、停或运行工况的变化，部会影响到其它的水位计。
通过以上可以看出，虽然汽包水位在人为的理想水位下运行，但不论是从电(极)接点水位计还是牛眼水位计反映出的水位，都是在低水位状态下运行。
四、低水位运行带来的危害4.1 根据汽包内结构情况来看，连续排污的连通管应处于汽包正常水位下50mm运行(见图2)，连通管道直径3"(76mm)，长度与汽包直段长25244mm相等，在其管段上每隔250mm开一个Φ6mm的迸水孔。
连排连通管中段(占管道全长1/2)的进水孔开在正上方位置，连通管道两端(占管道全长1/2)的进水孔开在侧面的位置。
而连排引出管道由一条等径管道从连排连通管道中部，向上100mm（国内锅炉的引出管均从连通管的下方引出)从汽包B侧的两个方向引出，沿汽包轴向引出的为大流量放水，沿汽包径向从前面引出的一条至连排扩容器(见图2)。
我们知道向汽包内加入磷酸三钠的作用，主要是处理炉水中的钙镁离子，使其形成水渣，因水渣体积轻，容易漂浮在水面，极容易被汽包内连续排污时将其排除炉外，防止锅炉受热面结垢。
如果炉水的导电率升高，超过规定值，说明炉水中的杂质(硅、含盐量)升高，因此就必需进行连续排污，一般连续排污的流量控制在0.3%～1%左右，最大不超过32t/h。
现在汽包水位处于偏低状态下运行，使连排连通管完全暴露在蒸汽空间(见图lB)，所以排出的就不是炉水与悬浮物而是蒸汽。
4.2 加药连通管与连排系统的布置方式相同，由于汽包水位低于加药管就使加药连通管高于水面(见图lC)，加进去的药液直接排在蒸汽空间不能与炉水很好的混合，反而使蒸汽空间的药量浓度增大，如果药液被蒸汽携带、蒸发，会造成蒸汽侧污染加重。
加药泵一般每天运行4小时左右向汽包内加入磷酸三钠，根据牛眼水位计的结垢情况，可以推测出由于磷酸三钠排入蒸汽空间，将会增加蒸汽中的盐类物质钠盐的含量升高。
由蒸汽带入汽轮机的钠化物，一般为Na2S04、Na2Si03、NaC1、NaOH等，由于这类杂质在过热蒸汽中的溶解度不大，而且随着蒸汽压力的下降，溶解度也会很快下降，假如进入汽包的磷酸盐被蒸汽携带后凝结附着在锅炉的集汽联箱或过热器管壁的焊口及焊口内部细小的裂纹处，在锅炉低负荷或减温水用量过大时与水蒸汽凝结后局部浓缩，形成苛性碱(即NaOH)，就会使受腐蚀的金属发生苛性脆化，最后导致锅炉爆管。
当蒸汽压力稍有降低时，它们在蒸汽中的含量就高于在该压力下的溶解度，因此，很容易从蒸汽中析出而沉积附着在汽轮机的隔板与轴径处，形成一层白色的结晶，会对金属产生一定腐蚀。
在汽轮机内，不仅影响汽轮机的出力，而且还危及安全运行。
4.3 牛眼水位计表体云母片上形成二次水垢(又称派生水垢)。
二次水垢则是由于炉水中的杂质首先生成粘附性强的水渣，这些水渣易粘附在热负荷高的受热面上或水循环缓慢的地方沉积下来，受高温作用，再次形成水垢，称为二次水垢。
