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超超临界机组低压缸拼缸及焊接变形控制第31卷第3期2o09年3月华电技术HuadianTechn0logyV01.31N0.3Mar.2009超超临界机组低压缸拼缸及焊接变形控制Def0Hnati0nc0ntr0linassemblingandwelding0fultrasupercriticalunit10wpressurecylinder刘鸿国LIUH0ng—guo(华能玉环电厂,浙江玉环317604)(YuhuanP0werPlant,ChinaHuanengGmup,Yuhuan317604,China)摘要:华能玉环电厂超超临界机组低压缸外型尺寸较大.在施工中通过合理的拼缸方法,采用科学的二氧化碳气体保护焊+同步分段倒退焊工艺,有效地控制了低压缸拼缸连接焊接变形.经测量,变形量小于设计值,为其他超超临界百万电厂的拼缸焊接提供有益参考.关键词:低压缸拼缸;熔化极气体保护焊;变形控制中图分类号:TK263.1文献标志码:A文章编号:1674—1951(2009)03—0014—04 Abstract:Thelowpressurecylinderofu1trasupercriticalunitinYuhuanPowerPlantofChina HuanengGr0uphaslargercontourstmcturesize.Byadoptingrati0nalemethodandscientificweldingpr0cess:C0 2gas—shieldwelding+ synchronoussectionbackwardsweldingpmcess,thedef0rrnationinassemblingandweldin goflowpr_essur_ecylinderwascontIlnlledeflfectively,thedefbHnationvaluesweresmallerthanthedesignvalues.This experiencecouldbeausefl】lreferencef0rtheassemblingandwel出ngofotheru1trasupercriticalunit. KeywOrds:lowpressurecylinderassembling;metalgas—shieldwelding;deforrnati0ncontmll机组概况华能玉环电厂4×1000Mw机组,汽轮机为10o0MW超超临界,一次中间再热,单轴,四缸四排汽,凝汽式,八级回热抽汽汽轮机,其型号为N1000—26.25/60O/600由上海汽轮机有限公司和德国西门子联合设计制造.机组采用HMN型积木块组合串联布置,包括1个单流圆筒型H30高压缸,1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸.低压外缸与轴承座分离,直接坐落于凝汽器上,低压缸与凝汽器采用刚性连接.高压缸,中压缸为厂内组装整体供货.2只低压缸为散件供货,现场组装,材质为Q235B.低压缸结构为外缸,外内缸和内内缸形式.2拼缸的施工及焊接技术措施2.1施工工艺流程低压缸的拼缸工序流程如图1所示.收稿日期:2008一l1—252.2拼缸程序及方法2.2.1低压外下缸拼装清理外下缸前后端板及左右侧板;测量端板的几何尺寸是否符合图纸及实际安装需要;根据轴承座中分面至凝汽器接颈顶部的实测距离修整端板高度;测量中心导杆的位置是否符合图纸要求;将前后端板吊入孔洞内,端板上的法兰孔套到中心导杆上,用左右调整螺栓来调整端板的标高及水平度,垂直度,端板的一侧支撑在轴承座上,另一侧支撑在凝汽器接颈上部.检查侧板的几何尺寸,并测量实际安装位置的尺寸是否满足安装条件;根据轴承座中分面至凝汽器接颈顶部的实测距离修整侧板高度;在侧板两端安装临时用的压条及拉紧装置,来最终定位侧板与端板;行车吊入侧板,将侧板的压条放到端板上进行预定位,再用拉紧装置与端墙最终找正定位;检查低压外下缸的标高,水平度,扬度及对角线尺寸是否满足设计要求.将端板与侧板点焊牢固,拆除安装用的临时压第3期刘鸿国:超超临界机组低压缸拼缸及焊接变形控制15? 基础验收,移交端板及侧板清理,打磨二二二[二前后端板吊装就位二二二[二前后端板找正找平侧板安装临时用压条及拉紧装置安装左右侧板吊装就位.........'.......●....'..'...一..................![.....一侧板与端板找正标高水平扬度及角线fj否工堕4一</合格面板时压条及紧装置拆除卜.——一j是低压缸中心导杆膨胀节安装低压外下缸隔板安装并点焊低压抽汽管临抛撑管安装找正并点焊低压外下缸整体找正塑合格否整i磊■}.—是加工中分面密封槽低压外上缸清理,检查低压外上缸调阀端安装低压外上缸电机端安装测量上半缸调阀端,电机端距离低压外上缸中间部分法兰安装低压外上缸中间部分安装调整低压外上缸并点焊堑</合格否外上缸整接}.———是吊去低压外上缸,检查焊缝并完善低压缸拼缸结束图1低压缸的拼缸工序流程图条及拉紧装置;检查外下缸撑管连接板的几何尺寸,部分吊起至低压外下缸中分面上,在引导螺栓的引根据实际安装位置的尺寸进行适量的修整;安装外导下,缓慢松下吊钩,在上,下半缸水平中分面即将下缸撑管连接板,并点焊牢固;将连接中心导杆与低合拢之前,将中分面的定位销打入,然后松下吊钩,压外缸的膨胀节内环套到导杆上并定位,再根据实直至上下半缸合拢为止;检查上,下半缸螺栓孔是否际安装尺寸修整膨胀节外环并与内环焊接牢固;拆有错位现象;穿人中分面螺栓,并用规定的力矩拧紧下膨胀节,检查焊缝是否符合要求;将"O"型圈装入螺栓.用同样方法吊装低压外上缸的电机端部分并焊接成一体的膨胀节结合面上,将膨胀节安装到中紧固螺栓.心导杆上,并在外侧用螺栓与低压外缸连接,内侧与2.3低压缸焊接中心导杆焊接牢固;将低压缸抽汽管临抛到低压缸2.3.1低压外下缸焊接底部(包括膨胀节等部件);吊装低压缸撑管,撑管调整外下缸各端(侧)板与凝汽器接颈的间隙,出厂时呈一个整体的框架,现场安装时将撑管定位端板与侧板问的间隙,以符合说明书的要求,对接焊找正,并与低压缸内事先安装的撑管连接板点焊缝间隙为3mm,并确保间隙一致.将焊接区域及附牢固.近10mm范围内的铁锈,尤其是油脂,油污等清理干2.2.2低压外下缸整体找正净.在点固前用塞块固定间隙,并间隔5O0mm每段清理并打磨低压外上缸的水平中分面,并将螺进行点固焊.为防止焊接时收缩变形,严格按要求栓孔彻底清理干净;用行车将低压外上缸的调阀端顺序焊接,对称间断焊接以防变形,并用锤子敲击消?l6?华电技术第31卷除应力.以500mm为1个长度单位,4条焊缝进行分段划分,4名焊工同时在四角按制定的焊接工艺参数和焊接位置进行焊接.按工艺卡的参数进行,每层焊缝必须清理,控制起收弧的质量.质监员进行旁站监督,对每位焊工使用的电流,电压,焊接速度,焊层厚度等进行控制,保证4名焊工的步调一致.主要焊接工艺有SMAw,GMAw;焊接材料为E5015(CHE507),ER50—6(CHw一50C6);焊接中间温度≤35O.2.3.2低压缸与凝汽器的焊接在低压外缸与凝汽器之问镶嵌一条高度为150mm的铁板,铁板的上,下分别采用对接方式与低压外下缸和凝汽器接颈进行刚性连接.汽机侧及左, 右两侧焊缝为双面坡口,电机侧焊缝为单面坡口,由于连接板的高度是根据现场具体情况而定的,需用割刀对连接板进行修整,故其焊缝间隙难以保证均匀一致.可采用先堆焊而后再打磨的方法来尽量达到标准间隙,减小残余应力,减小焊缝变形,从而控制整个低压缸的变形.为了减小焊接变形量,8个焊工同时对称逆向焊接,每次的焊接长度为5oomm.先进行连接板与低压外下缸的焊接,然后再进行凝汽器与连接板的焊接,焊接工艺参数与焊接速度应一致,每焊完一层,用锤子敲击以消除应力.低压外下缸焊接结束后,吊走外上缸,使用厂家提供的专用工具,在外下缸端墙与侧墙的焊接结合面上加工密封槽.2.3.3低压外上缸焊接经验收合格后,进行外上缸的整体焊接工作.汽机侧焊缝背部衬垫安装并进行点焊,点焊汽机侧顶部和侧面焊缝,按焊接顺序焊接汽机侧焊缝,必须由2名焊工同时进行焊接.安装电机侧焊缝的背衬并点焊,然后按焊接顺序由2名焊工同时进行焊接(如图2所示),方法与埴车吊去外上缸,彻底清理汽缸结合面及焊接面,检查焊缝是否合格,并进行最后的焊接完善及收尾工作. 3质量控制标准及措施低压缸拼缸和焊接质量标准由制造厂负责提供,制造厂无特殊要求的参考DL50ll一_92《电力建设施工及验收技术规范》(汽机篇),电综[1998]l45 号《火电施工质量检验及评定标准》(汽机篇),施工中应严格遵循,不得任意修改.修改通知单和其他方面的工程联系单应按其提出的具体质量标准严格施工,不得任意变更.为保证机组安装后的稳定运行,应对以下5点特别重视.(1)加强对设备外观检查,主要加工面是否光洁,铸件是否有气孔,裂纹等异常情况.(2)加强对设备的预检修,尤其对制造厂出厂保证的重要项目,若发现超标或严重缺陷应及时向制造厂提出,设法予以弥补处理.(3)严格按照制造厂提供的图纸和技术措施进行施工.在施工过程中,凡是遇到无法做到规定的项目,应及时f[报,待各方研究后按统一的意见再进行施工,不得盲目蛮干.(4)施工过程中对全部施工项目应严格执行三级验收制度,并办理签证手续.(5)施工前进行质量意识教育,施工中定期进行质量宣传教育,使质量意识深入至每个施工人员中,确保工程施工质量.应杜绝习惯性违章而发生的质量事故.填充金属和外表质量应符合建质[1996]l1l号《火电施工质量检验及评定标准》(焊接篇).焊缝的无损检验方法及比例按厂家及西门子提供的wPS要求进行.4效果验收在拼缸过程中可通过布置在4个猫爪上的12块百分表监控焊接变形,并及时调整焊接顺序.低压外缸中分面穿孔率l00%,拼缸焊接后低压缸中分面间隙为紧l/3螺栓状态下达到了0.O5mm不入.表1为中分面间隙测量数据,图3为中分面测量位置示意图,图4为中分面紧l/3螺栓后的间隙.5结论(1)由于低压缸构件尺寸大,刚性小,焊接技术要求高,难度大,工作量多.如果拼装质量不好,焊接变形量过大,则会导致汽缸中分面螺栓孔错位而无法安装螺栓,汽缸中分面产生较大间隙等不良后第3期刘鸿国:超超临界机组低压缸拼缸及焊接变形控制?17?表l中分面间隙测量数据m测量部位设计值TE/左测量值TE/右测量值GE/左测量值GE/右测量值果,严重影响质量和工期.(2)针对低压缸的焊接难度和技术要求,在现场拼装过程中,应选取合理的拼缸步骤,采用优化焊GE图3中分面测量位置示意图TETEaLP1中分面紧1/3螺栓后的间隙bLP2中分面紧1,3螺栓后的间隙图4中分面紧l/3螺栓后的间隙接工艺,焊接顺序,线能量输入,局部固定,变形量监控等方法.最终的验收测量数据表明:低压缸拼缸和焊接变形控制措施是科学合理的,变形量小于设计值,满足了超超临界机组安装的精度要求.(编辑:刘芳)作者简介:刘鸿国(1969～),男,福建莆田人,华能玉环电厂高级工程师,从事电厂焊接,锅炉检验,金属监督的研究及实践方面的工作.o●<>●<>●<>●<>●0●<>●()●o●0●o●<>●<>'<>●0●0●<>●0●-0>●<>.<>●<>●<>●<>●<>●<>●<>●<>●o●<>●0●<>●<>●<>●0●<>●<>●<>●0●<>●<>●<>●<>●<>●<>●<>●(上接第13页)图2狮DB年5月22日破坏水封处理捞渣机成功的趋势图6结束语从以上实践可知:对于炉底无渣井和关断门设计的超临界固态排渣锅炉来说,在捞渣机出现故障而需破坏炉底水封处理捞渣机缺陷时,通过燃烧调整可实现不停炉检修且锅炉各项参数完全可以不超限.(编辑:王书平)作者简介:刘晓军(1978一),男,湖北监利人,华电襄樊发电有限公司工程师,从事电力生产技术管理方面的工作.肖丽峥(1979一),女,江西南昌人,华电襄樊发电有限公司工程师,从事电厂集控运行方面的工作.0O84438885559OO99O09l22l927462∞%%32222555550O1882221l99999 22222∞∞∞22444。
以尿素替代液氨实现烟气脱硝本质安全的实践佚名【摘要】结合华能玉环电厂尿素脱硝和国华徐州电厂液氨脱硝的脱硝工作原理及工艺流程,综合比较了二者还原剂在经济性和可靠性的优缺点,指出企业应根据实际情况选择适合的脱硝生产流程,提升企业本质安全.【期刊名称】《电力安全技术》【年(卷),期】2018(020)012【总页数】5页(P1-5)【关键词】烟气脱硝;液氨;尿素;本质安全【正文语种】中文0 前言随着火力发电企业机组容量的快速扩张，燃煤电厂排放的大量SOx和NOx恶化了生态环境，环保形势日益严峻。
为此，国家对NOx污染物排放标准提出了更严格的要求。
神华国华徐州发电有限公司(以下简称国华徐州电厂)脱硝工程采用液氨作为还原剂，不仅造成电厂对重大危险源管控压力变大，同时也使厂区周边居民区、学校等人员密集区面临的氨泄漏风险变大。
该电厂分析了华能国际电力股份有限公司玉环电厂(以下简称华能玉环电厂)1 000 MW机组采用尿素替代液氨还原剂的生产工艺，对比了二者的安全性、经济性、可靠性，为火电机组采用尿素替代液氨脱硝、消除重大危险源提供了参考。
1 尿素作还原剂的脱硝过程1.1 华能玉环电厂脱硝工程基本情况华能玉环电厂4×1 000 MW机组的锅炉脱硝工程采用选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)工艺，将尿素作为还原剂。
全厂4台锅炉共用1个还原剂储存与供应系统，实现100 %烟气脱硝，脱硝率不低于80 %。
每台锅炉配备2个SCR反应器，反应器布置在锅炉两侧省煤器出口和空气预热器之间，位于送风机和一次风机上方，使用蜂窝式催化剂。
脱硝系统设置SCR反应器烟气旁路。
1.2 SCR工作原理将浓度为5 %的还原剂NH3(氨气)均匀喷入烟气中，在催化剂作用下，氨气将烟气中的NOx还原成N2和H2O，即：在脱硝系统中，每台脱硝反应器安装1套完整的氨喷射及涡流混合系统。
该系统能保证NH3与空气混合物喷入烟道后与烟气充分混合，达到烟气中的NH3与NOx均匀分布。
THDF125/67百万千瓦级汽轮发电机的技术特点摘要：百万千瓦机组由于具有良好的经济性而成为电力工业和电机制造业的发展重点。
通过对国内首台1000MW汽轮发电机在制造、安装、调试及投产运行后有关情况的了解，详细介绍了发电机的及其辅助系统的主要设计参数、实际运行参数、主要结构特点以及运行方式等方面内容，供同行全面了解上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术制造的具有国际先进水平的THDF126/67型百万级汽轮发电机。
关键词：汽轮发电机技术参数结构特点国内首台1000MW超超临界燃煤机组于2006年11月28日在华能玉环电厂正式投产运行，标志着我国电站设计制造水平和电力工业技术等级已达到世界先进水平。
该机组的汽轮发电机是由上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术设计生产的，机组投产后，发电机运行稳定，各项技术指标均优于设计值。
1.主要技术数据1.1 发电机主要数据型号：THDF-125/67额定容量：1056 MVA额定功率：950MW最大连续输出功率：1000MW定子电压：27kV定子电流：22581A功率因数：0.90氢压：0.5Mpa（表压）额定转速：3000 r/min相数：3接法：YY频率：50HZ短路比：0.5稳态I2（标幺值）：6％暂态I22t：6秒定、转子绝缘等级：F效率(%)：98.99％励磁方式：无刷励磁发电机转子转动惯量：16180kgm3惯性时间常数：0.76kWS/kVA突然短路力矩：2.41×107NM发电机转子临界转速：一次 720 r/min二次 2100 r/min冷却方式：水氢氢冷氢进口温度：≤46℃风量：33米3/秒风扇压头：35千帕（等效空气中）氢冷却器进水温度：35℃氢冷却器额定容量：9400kW 关闭1/4台冷却器，发电机允许在额定氢压下仍可输出800MW 冷却水量：120米3/时冷却水压降：0.15～0.2兆帕冷却水最高进水温度：50℃发电机转子重量：88吨定子（带冷却器）：520吨1.2 励磁系统技术数据1.2.1 主励磁机数据型号：ELR70/90-30/G-20N额定容量: 4500kW额定电压：600V额定电流：7500A额定频率：150HZ额定转速：3000r/min冷却方式：空冷绝缘等级：F接线方式: 6Y励磁电压（75℃）: 79V励磁电流: 151A1.2.2 副励磁机数据型号：ELP50/42-30/16额定容量: 65kVA额定电压：220V额定电流：195A额定频率：400HZ额定转速：3000r/min冷却方式：空冷绝缘等级：F接线方式: 8Y相数：3极数：16励磁方式：永磁1.3.3 旋转励磁装置数据额定输出功率：4700kW额定电压：600V额定电流：7500A承受最大反向电压/二极管：2600V每回路串联二极管数：1桥臂数：6每桥臂并联二极管数：202. 发电机实际运行参数华能玉环电厂1号发电机满负荷运行后各项参数均好于设计值，具体运行参数如表1:表1 发电机实际运行值、设计值、报警值、保护设定值序号项目单位运行值设计值报警值发电机保护设定值1 发电机有功功率MW 999.8 10002 发电机无功功率MVA 235.83 频率HZ 50 504 定子A相电流kA 21.9 22.5815 定子B相电流kA 22.1 22.5816 定子C相电流kA 21.9 22.5817 定子电压kV 27 278 定子线圈槽内层间温度℃65.9 ＜909 定子线梆汽端总出水管温度℃63.6 ≈70 8510 定子绕组进水温度℃40.3 ≈48 53 5811 定子绕组出水温度℃66.8 70 7512 内冷水导电率μs/cm 0.15 ＜2 213 补充水电导率μs/cm 0.03 ＜1 114 定子铁芯端部温度℃72.8 ≈105 12015 定子铁芯端部磁屏蔽温度℃66 ≈105 12016 发电机氢冷器出口处冷氢温度℃39 ≈43 48 5317 发电机氢冷器进口处热氢温度℃64 ＜84 8818 发电机氢气压力Mpa 0.482 0.519 发电机氢气纯度％99.22 98 9520 发电机氢气湿度℃－7.37 <021 煤泥烘干机22 球磨机衬板23 木材切片机3. 发电机的特点THDF125/67型发电机采用德国西门子公司的最新技术，性能优良，发电机出力裕度大。
华能玉环电厂工程初步设计收口报告(技术部分)总工程师：设计总工程师：国家电力公司电力规划设计总院于2004年4月13日至17日在浙江省杭州市主持召开了华能玉环电厂工程初步设计审查会，并通过了审查会纪要，本报告即按此审查意见对原初步设计作补充和修改。
本初步设计收口报告分技术、投资估算两部分。
二、总交部分6、厂区主入口设在厂区南侧疏港隧道附近，进厂道路自环岛西路引接；次入口道路设在厂区北侧，兼作厂外运灰道路，路宽9m。
各进厂道路与环岛西路的具体接入点位置，请电厂筹建处会同设计院与地方规划部门协商解决。
答：已与地方规划部门协商解决。
详见收口附件7。
三、机务部分（含除灰渣）(一) 请设计院按国内火电厂制粉系统有关技术规定中对煤粉细度的要求，校核磨煤机出力；同时与项目法人配合对各投标商所报型号磨煤机的制造及运行情况进一步调研，确保磨煤机运行的可靠性。
答：为了保证锅炉的燃烧效率和NOx的排放浓度，对于不同的煤种和不同的锅炉炉型和炉膛大小，锅炉对煤粉细度由不同的要求。
从锅炉设计的角度，煤粉细度应越高越好。
但是随着煤粉细度的提高，磨煤机电耗增加，因此，从电厂运行费用来看，存在一个经济煤粉细度。
另外，煤粉细度影响的磨煤机出力。
煤粉细度较低，要求的磨煤机出力较小，可能选取较小型号的磨煤机；煤粉细度较高，要求的磨煤机出力较大，可能选取较大型号的磨煤机。
因此煤粉细度也影响设备的初投资。
根据《火力发电厂制粉系统设计计算计算规定》锅炉要求的最低煤粉细度公式为：R90＝4+0.5nVdaf （1）根据2002版的《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定的公式：R90＝K+0.5nVdaf （2）当Vdaf>25%的烟煤时K＝4，对于本工程煤种，公式（1）和公式（2）相同。
根据2003年版《电厂磨煤机及制粉系统选型导则》（报批稿）规定的公式：R90＝0.5nVdaf （3）对于本工程煤种，按公式（1）和（2）计算，R90＝25.9，对应200目的通过率为66.5%，按公式（3）计算，R90＝21.9，对应200目的通过率为70.5%。
华能玉环电厂调研报告7月15日至16日，我与达拉特电厂的5名同志去浙江华能玉环电厂进行调研，调研内容为检修管理、运行管理、节能管理、环保管理、燃料管理、输上煤系统高分子聚乙烯托辊使用情况。
现将调研情况进行汇报。
一、玉环电厂基本情况玉环电厂位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区，电厂三面环山，一面临海。
隶属华能集团公司下属的华能国际电力股份公司，规划容量6台百万级千瓦机组。
截至2007年11月已建成投产4台100万千瓦超超临界机组。
2008年7月被环保部授予“国家环境友好工程”称号。
锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，日本三菱技术支持。
汽轮机和发电机分别由上海汽轮机厂和上海汽轮发电机厂供货，由德国西门子公司提供技术支持。
部门设置少（共7个），正式职工不足400人。
日常维护、检修除输煤、脱硫的检修外其他均外包给浙江火电下属的检修公司。
全年合同款5000万元，包括四台机组的日常维护、设备定检、消缺以及职工食堂、绿化、生产、生活设施的维护等。
机组大、中、小修另外招标，不包含在大合同内。
四台机组中有一台机组通过改造实现了向大气零排放，其他机组将陆续进行改造。
二、文明生产管理1、厂区环境玉环电厂倡导文明生产，和谐环境，打造花园式企业。
厂区内采用自然植被绿化厂区，供水区主要种植耐荫、耐湿的常绿物种;储煤及输煤区种植具有抗酸、吸收二氧化硫气体和吸尘滞尘习性的常绿乔木，目前整个厂区绿化面积达40万平方米，占总面积的54%。
厂区及生产现场的路面，马路道牙及沟盖板无破损现象。
厂区的井圈、井盖完整齐全并与地面齐平接缝严密且标识齐全、合理。
外墙全部采用化妆板，便于清理。
厂区外观整体布置有序，整洁无杂物，环境优美，道路比较清洁，草坪松软翠绿。
最吸引人的是办公楼前的展现职精神状态的立柱电子显示屏，工作时间不间断播放，展现职工的生活和工作状态。
从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。
(厂房外观)（厂区道路）（厂区草坪）（厂区灌木）（厂区鱼池）（办公楼前展示屏）2、现场环境（1）锅炉、汽机厂房环境由于良好的基建条件和精心的设备维护和检修，现场设备跑、冒、滴、漏现象基本杜绝，电动给水泵油档、密封油系统、磨煤机油站无明显渗油，汽机厂房设备较干净。
Yuhuan fadianchang玉环发电厂(Yuehuan power plant)位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区西侧。
概况电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步建设全烟气脱硫装置，工程分两期连续建设，是国家“863”计划“超超临界燃煤发电技术”课题的依托工程，研究成果荣获2007年国家科学技术一等奖。
1号机组2004年6月28日开工，2006年11月28日投产，标志着中国首台自主设计和建设的1000MW机组火电工程建成，2号、3号、4号机组先后于2006年12月30日、2007年11月11日、2007年11月25日投产。
2010年安装了全烟气脱硝装置。
电厂外貌参见彩图插页第页第图。
技术特点主机设备锅炉为超超临界变压运行垂直管圈水冷壁、单炉膛、一次中间再热、八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构 型直流锅炉，BMCR主汽流量为2953t/h、压力/温度为27.56MPa(g)/605℃，额定工况保证效率(LHV)93.65%，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司供货；汽轮机为超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽双背压汽轮机，海水冷却、一次循环，额定功率1000MW，额定主汽压力/温度为26.25MPa(a)/600℃，额定背压4.4/5.4kPa(a)，保证热耗7316kJ/(kW·h)，由上海汽轮机有限公司供货；发电机为水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机，名牌功率1000MW，额定容量1056MVA，功率因数0.9，由上海汽轮发电机有限公司供货。
总平面布置 500kV配电装置-主厂房及脱硫设施-贮煤场三列式布置，4炉共用一座输煤栈桥，辅助、附属设施布置在主厂房固定端侧。
厂区占地面积75.3hm2。
主厂房布置汽机房-除氧间-煤仓间-锅炉房四列式布置，A排距烟囱中心线238m；“四机一控”集控楼布置在主厂房固定端，两炉合用一座240m双管集束式钢内筒烟囱；主厂房为钢结构，运转层标高17m。
目录1工程概述1.1机组形式1.2设计依据1.3水源及水质资料1.4水、汽质量标准1.5化学试验室仪器设备的配置2 化学水处理系统2.1 海水淡化工艺及制水量的确定2.2锅炉补给水处理系统2.3酸碱系统2.4各类排水的收集及处置2.5化水系统的连接与控制2.6压缩空气系统2.7主要设备规范2.8化水车间的布置3 凝结水精处理3.1 凝结水精处理系统选择及出力3.2 处理后水质3.3 凝结水精处理系统主要设计参数3.4 与热力系统的连接方式和运行方式3.5 体外再生系统3.6 凝结水精处理系统控制方式3.7 凝结水精处理设备布置3.8 凝结水精处理主要设备规范3.9 再生液的来源和系统废液处理4循环冷却水处理4.1加氯系统选择4.2电解海水制取次氯酸钠系统容量的确定4.3加氯间的布置5电厂油务管理6供氢系统6.1储氢量的计算6.2氢瓶组架的配置7化学加药系统7.1 给水、凝结水加氨7.2 给水、凝结水加联氨7.3闭式冷却水加药7.4给水加氧7.5加药系统布置8 水、汽取样系统8.1 主要的水、汽取样点和仪表的配置8.2 水、汽取样装置的形式和控制8.3 水、汽取样装置的布置8.4凝汽器检漏装置9 工业废水处理9.1系统设计原则9.2系统介绍9.3主要设施、设备规范及防腐要求9.4车间布置9.5控制水平9.6几点说明1 工程概述1.1 机组形式华能玉环电厂规划容量为四台1000MW超超临界燃煤发电机组，本期建设两台1000MW超超临界机组，并留有再扩建的可能。
其机、炉参数如下：锅炉：过热蒸汽最大连续蒸发量（B-MCR）工况2953 t/h额定蒸汽压力27.6MPa主汽/再热汽额定温度605℃/603℃汽轮机：额定功率1000MW凝汽器：钛管（冷却面积49000m2）发电机冷却方式：水-氢-氢VWO工况凝结水量：1978 t/h1.2 设计依据1.2.1华能玉环电厂工程初步设计设计计划1.2.2电力规划设计总院电规总土水[2003]1号《华能玉环电厂工程可行性研究预审查会议纪要》1.2.3电力规划设计总院电规总土水[2003]69号《华能玉环电厂工程可行性研究审查会议纪要》1.2.4《华能玉环电厂工程可行性研究收口报告》1.2.5华能玉环电厂三大主机技术协议1.2.6华能国际电力股份有限公司2003年11月28日《华能玉环电厂预初步设计评审会议纪要》●按 4×1000MW连续建设原则进行初步设计。
●采用海水淡化的方案解决全厂淡水来源。
1.2.7电力规划设计总院2004年3月4日《华能玉环电厂工程初步设计主要设计原则和主要辅机选型原则讨论会纪要》●请尽快进行海水淡化系统的超滤试验工作，取得基本设计参数。
●本工程2台机组凝结水精处理按“前置过滤+混床”方案设计招标，2台机组可合用1套再生装置。
1.2.8《火力发电厂设计技术规程》 DL 5000－20001.2.9《火力发电厂化学设计技术规程》 DL/T 5068－19961.2.10《火力发电厂废水治理设计技术规程》 DL/T 5046－951.2.11《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》 DLGJ 9－921.2.12《火电厂汽水化学导则第一部分：直流锅炉给水加氧处理》 DL/T805.1-2002 1.2.13《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-19991.2.14《污水综合排放标准》GB8978-19961.3 水源及水质资料本工程所用工业、生活水源均为海水，水源水量充沛，水质稳定，其水质资料参见下表1-3。
表1-3 水源水质全分析报告汇总表水源：海水1.4水、汽质量标准（部分参照直流炉压力等级18.4~25MPa标准）1.4.1蒸汽质量标准（根据汽轮机设备合同中蒸汽品质要求）标准值钠（μg/kg）<5电导率（氢离子交换后，25℃，μs/cm）<0.15二氧化硅（μg/kg）<10铁（μg/kg）≤10铜（μg/kg）≤21.4.2锅炉给水质量标准（GB/T 12145-1999）（全挥发处理工况）标准值期望值电导率（氢离子交换后，25℃，μs/cm）≤0.20≤0.15硬度（μmol/l）≌ 0溶解氧（μg/l）<7铁（μg/l）≤10铜（μg/l）≤5≤3钠（μg/l）≤5二氧化硅（μg/l）≤15≤10pH（25℃）（无铜系统）9.0~9.5油（mg/l）<0.11.4.3 凝结水质量标准（GB/T 12145-1999）硬度（μmol/l）≌ 0钠（μg/l）≤5溶解氧（μg/l）<20电导率（氢离子交换后，25℃，μs/cm）<0.20 ≤0.15二氧化硅（μg/L）应保证蒸汽二氧化硅符合标准1.4.4 凝结水经精处理后的水质标准（GB/T 12145-1999）硬度（μmol/l）≌ 0电导率（氢离子交换后，25℃，μs/cm）≤0.20≤0.15（正常运行值）二氧化硅（μg/l）≤15钠（μg/l）≤5铁（μg/l）≤8铜（μg/l）≤3*注：补给水混床出水为电导率1.5 化学试验室仪器设备的配置根据本工程机组水汽监测分析要求，配备能满足水、汽监督测试项目所必需的实验室仪器、仪表等设备。
2化学水处理系统电厂两期工程连续建设，化学水处理系统系全厂公用设施，为了使建成后的整座水处理车间协调统一，其设备容量、出力、形式等按四台机组通盘考虑，土建构筑物、设备基础、各类水箱等一次完成，部分设备分期安装。
整套化学水处理系统由海水淡化和锅炉补给水两部分组成。
2.1 海水淡化工艺及制水量的确定经过可行性研究阶段的方案比较及技术经济论证，并通过上级主管部门的审查，本工程所用淡水全部通过海水淡化工艺获得，制备方式为全膜处理法，即：超滤膜+两级反渗透膜，根据用水点的水质要求采取分质供水的原则，经计算及水量平衡，本工程各淡水点用水量见表2-1。
表2-1海水淡化水量表表中工业水为一级（海水）反渗透膜装置出水，脱盐水为二级（苦咸水）反渗透膜装置出水。
本工程采用海水淡化预脱盐工艺，根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000)规定“当采用反渗透等预除盐装置时，锅炉补给水处理系统出力除应满足全厂正常补给水量外，同时还应满足在7天内贮存满全部除盐水箱的要求”，经计算用于锅炉补给水部分的预脱盐装置（二级膜）的备用出力（即上表中的一期其他用水项）为50 m 3/h 。
2.1.1 系统流程超滤保安过滤器→ 超滤膜装置→超滤水箱→超滤水泵→反渗透保安过滤器→一级海水膜升压泵→一级海水反渗透膜装置→ 一级淡水箱→ 二级苦咸水膜升压泵→ 二级苦咸水反渗透膜装置→ 预脱盐水箱 ↓↓注：带□设备为水工布置专业设计范围2.1.2系统主要装置的选择2.1.2.1 采用中空纤维管式超滤膜装置作为海水淡化反渗透膜装置的前处理。
该膜材料对进水的适应性强，且出水水质稳定，可达到：浊度≤0.5NTU；SDI≤2；TSS≤1mg/l。
装置的回收率>90%；2.1.2.2 由于采用膜法来进行海水淡化，其脱盐过程需要一定的温度及压力，为了充分利用经过凝汽器后循环冷却水的温升（一般升温9℃左右），故海水取水口设在循环水排水虹吸井，系统中不设加热装置。
同时选用带变频电机的两级高压泵，以适应进水温度及水质变化。
其中一级海水膜高压泵与能量回收装置配套使用，以减少能耗。
预脱盐部分的出力计算以20℃时的制水量为基准；2.1.2.3 海水淡化反渗透装置为两级，其中海水膜为一级一段，采用高脱盐率的SW30-380 复合膜，回收率40%。
苦咸水膜为一级两段配置（BW30-400复合膜），回收率85%。
整套海水淡化装置的回收率为34%。
一级海水膜的新膜脱盐率（一年内）为99.7%，二级苦咸水膜的新膜脱盐率（一年内）为99.5 %。
三年内整套装置的脱盐率为99.95%。
2.1.2.4 一期工程时用作锅炉补给水处理系统的海水淡化装置（二级水）的制水量为190m3/h，二期工程尚需增加140m3/h容量。
结合全厂其他各用水点对一级水和二级水的需求，本工程设计考虑的最终制水量分别为：工业水（一级海水膜出水）1320m3/h；脱盐水（二级膜出水）390m3/h。
装置具体数量参见各系统图。
2.2 锅炉补给水处理系统本工程一、二期将建造4 1000MW超超临界燃煤机组，并作好再扩建同类型机组的规划。
水处理系统的出力按一、二期工程水汽损失分别进行计算并统计，详见表2.2-1。
表2.2-1 汽水损失及补给水量统计表2.2.1 锅炉补给水处理系统概述经海水淡化后的预脱盐水进入离子交换化学除盐系统，制水工艺为脱气、一级除盐+混床，流程如下：预脱盐水泵→真空式除气器→中间水箱→中间水泵→阳离子交换器→阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→至主厂房2.2.2 系统出力离子交换化学除盐部分的出力为150 m3/h两系列，正常情况下一系列运行，另一系列再生备用。
二期工程时再增加150 m3/h一个系列。
届时，离子交换除盐设备为三系列，正常情况下两系列运行，一系列再生备用。
当需满足最大补水量时则通过除盐水箱补充。
除盐水箱的总容积为最大一台锅炉2~3小时连续蒸发量，故设置3台3000m3除盐水箱。
非正常情况下的、短时间的大量用水可通过工业水（一级淡水）补充，并同时运行三系列除盐装置来满足要求。
2.2.3 系统出水水质硬度≈0μmol/l电导率（25℃）< 0.15μs/cmSiO2 < 10μg/l2.2.4 系统主要装置选择说明为了提高除盐水中CO2及溶解氧的去除效率，从而保证热力系统在全挥发处理工况运行时的给水水质，减少金属腐蚀现象，经业主要求采用真空式脱气装置。
真空除气器为电动真空泵+空气喷射器的形式，其出水：CO2<5mg/L；溶解氧O2<0.1mg/L 。
一级除盐离子交换设备为无顶压逆流再生，内装填强酸阳树脂及强碱阴树脂，分别采用31%的HCl和32.5%NaOH进行再生。
混床内的阳、阴树脂运行失效后亦将采用盐酸（31% HCl）和氢氧化钠（32.5%NaOH）再生。
2.3 酸碱系统2.3.1 酸碱装卸、贮存离子交换设备再生用的酸及碱通过槽车卸入低位酸、碱槽，然后采用经减压后的压缩空气（压力<0.1MPa）将酸、碱输送至高位酸、碱槽。
同时通过酸碱输送泵将高位酸碱槽内的酸碱再输送至海水淡化系统、凝结水精处理系统。
酸碱贮存量按半个月的消耗量设计。
2.3.2 酸碱计量高位酸、碱槽内的酸、碱依靠重力自流入酸、碱计量箱，计量箱的容积按一次再生的消耗量设计。
再生时计量箱内的酸、碱再生液通过喷射器稀释送入阳离子交换器、阴离子交换器、混合离子交换器。
酸槽、箱内覆盖两层液面覆盖密封球，同时设置一酸雾吸收器，以减少酸雾对周围环境及设备的侵蚀。
