上海外高桥第三发电厂工程设计特点介绍

《上海外高桥第三发电厂工程设计特点介绍》由会员分享，可在线阅读，更多相关《上海外高桥第三发电厂工程设计特点介绍（30页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。

1、上海外高桥第三发电厂工程设计特点介绍上海外高桥第三发电厂工程设计特点介绍前言 近几年来，我国国民经济走上了高速发展的快车道，各行各业都显示出蓬勃发展的势头，同样，电力建设也遇到了难得的发展机遇，每年以接近一个亿千瓦装机的规模增长，到2007 年底，全国发电装机容量已突破 7000 亿千瓦大关，全国原煤产量已达 25.23 亿吨，其中 51%用于了火力发电。然而，能源紧缺、资源短缺、环境污染严重等问题也愈发突现。 为了切实落实科学发展观、走我国资源节约型、环境友好型的电力工业可持续发展之路，由于超超临界火电技术表现出的高效、节能、洁净和环保的显著特点，随着我国 863 计划“超超临界燃煤发电技术

2、”研究课题依托工程-华能玉环电厂的开始建设，已在我国被广泛采用。 继华能玉环电厂（41000MW）、华电邹县电厂四期（21000MW）和国电泰州电厂一期（21000MW）的超超临界机组相继成功投产后，上海外高桥第三发电厂（21000MW）超超临界机组工程（曾称“上海外高桥电厂三期”工程，以下简称“外三”工程）的二台机组也分别于 2008 年 3 月 26 日和 2008 年 6 月 7 日通过 168 小时试运行。本文就“外三”工程的概况和设计特点作一介绍，仅供参考。 1 工程概况 上海外高桥电厂位于上海市浦东新区，长江南岸。厂址向南至上海市中心区直线距离约18km。电厂一期和二期工程装机容量

3、分别为 4300MW 国产亚临界机组和 2900MW进口超临界机组，并分别于 1993 年和 2004 年建成。电厂三期（现称“上海外高桥第三发电厂” ）为扩建工程，建设 21000MW 国产超超临界燃煤机组，同时配套建设烟气脱硫设施，第一台机组预留脱硝场地和条件，第二台机组与本工程同步建设烟气脱硝装置。 上海外高桥电厂厂址（含电厂一期、二期及第三发电厂）规划范围陆域及水域，东西向长约为 1.8km，南北方向宽度约为 0.8km，总用地约 144hm2。其中电厂一期厂区围墙范围内约 62.5hm2，二期厂区围墙范围内约 40hm2，三期工程可建设用地约 41.5hm2。 “外三”工程资金来源为

4、申能股份有限公司、国电电力发展股份有限公司和上海电力股份有限公司按照 40：30：30的出资比例组建项目公司进行投资。 “外三”工程以 2 回 500kV 线路同塔架设接入电网，机组除带基本负荷外，还能满足电网调峰、调频运行的要求。 厂址紧临长江主航道，可通航 3.5 万吨级轮船，按规划，疏竣后通航能力达 5 万吨级。燃煤、出灰、脱硫辅料及施工中大重件运输均靠水路运输解决。 “外三”工程燃用神府东胜煤(设计煤种)，由神华煤炭运销公司提供，经铁海联运后至本工程煤码头。校核燃煤采用大同煤。 “外三”工程循环水系统采用直流供水系统，直接取用长江水作为电厂冷却水源，循环水取、排水隧道工程采用盾构法施工

5、，以减少盾构在穿越长江大堤时对周围土体的扰动，控制可能发生的大堤沉降，以确保长江大堤的安全。 厂址位于长江三角洲前缘的河口滨海冲积平原，为长江入海口地段的南岸，其西北侧为黄浦江与长江口汇流地段。重要建筑物选择钢管桩，输煤系统等建筑物选择预应力混凝土管桩（PHC 桩），循泵房、局部距已有建筑物近的地段选用钻孔灌注桩，一般性建筑物根据荷载和沉降控制要求，选用碎石桩或水泥土搅拌桩复合地基方式进行浅地基处理。 2 工程设计介绍 2.1 三大主机 2.1.1 锅炉 锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、

6、全钢悬吊结构塔式、露天布置燃煤锅炉。锅炉的系统、性能设计由上海锅炉厂有限公司与技术支持方 Alstom Power Boiler GmbH 公司（以下称 ALSTOMEVT 公司）联合进行，性能保证由技术支持方 ALSTOMEVT 公司负责。 采用带循环泵的启动系统，一路疏水至再循环泵，另一路接至大气扩容器中。 48 只直流式燃烧器分 12 层布置于炉膛下部四角（每两个煤粉喷嘴为一层），在炉膛中呈四角切圆方式燃烧。 锅炉点火采用高能电弧点火装置，二级点火系统，由高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉。 过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，一级再热器进口连接管道上

7、设置事故喷水，一级再热器出口连接管道设置有微量喷水。 尾部烟道下方设置两台转子直径 16400mm 三分仓受热面旋转容克式空气预热器。 炉底排渣系统采用机械出渣方式。 锅炉主要技术数据见下表。 锅炉主要技术数据表（BMCR 工况） 编号 项 目 单 位 设计煤种 校核煤种 1 过热蒸汽流量 t/h295529552过热蒸汽压力 MPa(g)27.927.93过热蒸汽温度 6056054再热蒸汽流量 t/h244324435再热器进口压力 MPa(g)6.26.26 再热器出口压力 MPa(g)6.036.037再热器进口温度 3673678再热器出口温度 6036039省煤器入口温度 2972

8、9710预热器进口一次风温度 232311 预热器进口二次风温度 272712 预热器出口一次风温度 35735813 338340预热器出口二次风温度 14锅炉排烟温度（未修正） 12713215 锅炉排烟温度（修正后） 12312616 锅炉保证效率（LHV）BRL 工况 %93.6 17锅炉不投油最低稳定负荷 %BMCR252518 空气预热器漏风率（一年内） %6619空气预热器漏风率（一年后） %8820 NOx 排放量 mg/Nm32502502.1.2 汽轮机 汽轮机采用上海汽轮机厂有限公司生产的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机。汽轮机的设计由上海汽轮机厂有

9、限公司与技术支持方 Siemens 公司联合进行，性能保证由技术支持方 Siemens 公司负责。 高压缸采用单流圆筒型汽缸积木块（H30），该高压缸为没有水平中分面的圆筒型高压外缸，加上小直径转子可大幅度降低汽缸的应力，提高了汽缸的承压能力，其设计进汽压力为 27MPa，进汽温度为 600。高压缸共 14 级，采用了小直径多级数、全三维变反动度叶片级、全周进汽的滑压运行模式等。高压缸带抽汽口。为了提高额定负荷及部分工况下的经济性，采用了补汽技术，在额定工况整个高压缸已基本处在阀门全开状况。 中压缸积木块（M30）也是典型的反动式结构。 低压缸采用双流积木块（N30），汽缸为多层结构，由内外缸

10、、持环和静叶组成，以减少缸的温度梯度和热变形。低压轴承、内缸通过轴承座直接支撑在基础上。 汽轮机主要技术数据见下表。 汽轮机主要技术数据表 名称 单位 数据 型式 -超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机 制造厂商 -上海汽轮机有限公司和 西门子（Siemens）联合设计制造 型号 -N1000-27/600/600（TC4F） TRL 工况功率 MW 1007.878TRL 工况主蒸汽压力 MPa(a)27TRL 工况主蒸汽温度 600TRL 工况高温再热蒸汽压力 MPa(a) 5.556TRL 工况高温再热蒸汽温度 600排汽背压 kPa(a)4.19/5.26保证热耗率（

11、THA 工况） kJ/kW.h 7320转速 r/min3000转向（从汽轮机向发电机看） - 顺时针 抽汽级数 级 8汽轮机外形尺寸（长宽高） m 2910.57.75(汽机中心线以上)2.1.3 发电机 发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。发电机的设计由上海汽轮发电机有限公司与技术支持方 Siemens 公司联合进行，性能保证由技术支持方 Siemens 公司负责。 发电机主要技术参数见下表。 发电机主要技术参数表 名称 单位 数据 型式 /水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机 制造厂商 / 上海汽轮发电机有限公司和 西门子（Siemens）联合设计制造 型号 /

12、 N1000-27/600/600（TC4F） 额定功率 MW 1000额定容量 MVA1111额定电压 kV 27功率因素 0.9 （滞后） 效率 %98.95励磁方式 无刷励磁 冷却方式 定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷 2.2 主要工艺系统 2.2.1 制粉系统 每台锅炉配置 6 台 SM29/18 型中速磨煤机，当燃用设计煤种时 5 台运行、1 台备用。SM 磨煤机是德国 ALSTOM/EVT 开发的中速磨煤机，在德国和其它欧洲国家有一定的使用业绩，在我国，上海外高桥二期工程(2900MW)采用了 SM28/18 型磨煤机，目前是世界上该系列磨煤机中已投运最大型号的磨煤机。“外三”

13、工程采用的 SM29/18 比外高桥二期的 SM28/18 磨煤机的磨盘直径大了 100mm，为该系列磨煤机中最大。 每台磨煤机出口引出 4 根煤粉管道（管径为 64010）至炉前和炉后经煤粉分配器分成8 根煤粉管道（管径为 48010），与两层燃烧器（每层四只）连接。 为了达到锅炉炉膛 NOx 排放不高于 250mg/N m3 的水平，锅炉厂要求提高进入炉膛的煤粉细度，为此，要求煤粉细度为 200 目筛中通过量不小于 85%。 2.2.2 烟风系统 一次风由 250%动叶可调轴流式风机提供，经空气预热器预热后进入中速磨煤机。 二次风由 250%动叶可调轴流式送风机提供，经空气预热器预热，经锅

14、炉前、后墙风箱进入炉膛。为了减少 NOx 的排放，从锅炉的热二次风管道引出风管作为燃尽风，经CCOFA、SOFA 燃烧器送入炉膛。 烟气由 250%静叶可调轴流式引风机从炉膛内抽吸，经电除尘器（运行除尘效率99.7）及脱硫系统由 240m 高钢制双内筒集束烟囱（两炉合用）排入大气。 2.2.3 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统 主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。为了协调机炉运行，防止管系超压，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，实现FCB 功能，每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。高压旁路容量按100%BMCR 设置，低压旁路容量按 65

15、（相对主蒸汽流量）设置。高压旁路能取代锅炉安全门的作用。 由于高压旁路距离主汽门较远，因此设暖管管道，自靠近汽机接口处的主蒸汽管道接至冷段主管。 2.2.4 抽汽系统 机组采用八级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。除氧器还接有从再热冷段系统经减压后的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。为防止除氧器超压，冷段至除氧器的减压阀具有机械强制关闭功能，符合欧洲相关标准中作为负安全阀的要求。2.2.5 给水系统 配置 1100%容量汽动泵，泵与主机的负荷相匹配，系统简单、操作和调节比较方便。 取消了常规的启动和备用功能的电动给水泵。为了满足锅炉启动时低流量上水和补水，在汽动给水泵出口配

16、置调节旁路，用来在汽动给水泵最低转速时调节给水流量。 设置 3 台单列卧式 U 形管高压加热器。 2.2.6 凝结水系统 系统采用 2100%容量凝结水泵，一用一备。机组配有疏水冷却器。疏水冷却器为表面式热交换器，用以利用 7、8 号加热器的疏水热量，提高机组热循环效率。 2.2.7 加热器疏水系统 正常运行时，每列高压加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，A6 号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；A4 低压加热器正常疏水接至 A3 低压加热器，然后通过 2 台 100%容量互为备用的加热器疏水泵引至 A3 低压加热器前凝结水管道，减少热源损失，提高电厂热经济性。 除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，将疏水直接排入凝汽器立管经扩容释压后排入凝汽器。除危急疏水之外，对于 A8、A7 高加另设至除氧器的疏水，经逆止阀、疏水调节阀、隔离阀接至除氧器，以尽可能地回收热量。 2.2.8 电气系统 “外三”工程中、低压