电厂概况.doc

榆次国电热电厂情况简介
本工程建设2×330MW国产燃煤亚临界空冷抽凝式供热发电机组，电厂规划容量为4×330MW供热发电机组。厂址位于榆次区南约5km。计划于2007年11月底开工，#1机组于2009年5月底、#2机组于2009年8月底投产。
国电榆次热电厂的厂址，位于山西省晋中市榆次区境内。修文（郭村）厂址位于榆次区南面约5km处，东临榆（次）长（治）公路，东南是西嫣村，西南为油毡厂，西北方向有南同蒲铁路通过，再往北是郭村。
电厂本期工程2×330MW燃煤机组锅炉年耗煤量为176×104t左右，计划由山西省新元煤炭有限公司、北山煤矿、东窑煤矿和山底煤矿供给。
水源
本期供水水源采用榆次区第一污水处理厂的中水，采用1条DN400的补给水管；。备用水源为郭堡水库。生活用水源为就地打井取水。
经水量平衡计算，本期工程耗水量夏季为324 m3/h，冬季为389 m3/h， m3/h（）， m3/。
灰场
选择了井峪西沟作为本期工程的事故灰（渣）场，供2×。
水文气象
榆次地区属于北温带半干旱大陆性气候，四季分明。春季干燥多风，降水少；夏季雨量集中，易降大雨、暴雨；秋季早晚凉爽，中午炎热；冬季多风少雪、气候严寒。
主要工程概况
本工程本期建设2×330MW国产燃煤亚临界空冷抽凝式供热发电机组，同步建设100%烟气脱硫装置，预留脱硝场地。电厂规划容量为2×330MW供热发电机组，热电联产、集中供热，在非供热期应具备有不小于机组额定容量50%调峰能力，在供热期应具有一定的调峰能力。
热力系统
（1）热力系统
本工程选用330MW亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽直接空冷、供热凝汽式汽轮机。给水回热为3高加+1除氧+3低加的系统，加热器疏水采用逐级自流，除氧器滑压运行，汽封为自密封系统。
热力系统中的主蒸汽，再热蒸汽，主给水系统均采用单元制，每台机组设置高、低压两个辅助蒸汽联箱，两台机组的辅助蒸汽联箱用母管连接，联络管上设有隔离阀，便于切换和互供厂用汽。辅机闭式循环冷却水系统亦采用单元制。
本工程采用30％容量的二级串联电动旁路系统，并带有三级减温减压器。
根据空冷机组的特点，热力系统按7级抽汽回热系统设计，即：3台低压加热器，3台高压加热器，1台除氧器。一、二、三级抽汽分别供汽至3台高压加热器，二级抽汽还作为辅助蒸汽汽源。四级抽汽供除氧器，还作为高压辅助蒸汽汽源。五、六、七级抽汽供汽至3台低压加热器。五级抽汽作为热网加热蒸汽的蒸汽汽源，同时还作为低压辅助蒸汽汽源。
（2）燃烧系统
本工程设计煤种磨损冲刷指数≤3、哈氏可磨系数76～80，按照《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)规定和《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL466-2004)，宜选择中速磨正压直吹制粉系统。本工程制粉系统采用双进双出钢球磨冷一次风机直吹式制粉系统。经过初步计算，配置3台磨煤机，型号为：BBD4060型双进双出磨煤机。
本工程预留有烟气脱硝系统设备位置。烟气从炉膛出口通过尾部受热面，在省煤器出口烟气分两路进入SCR脱硝装置进行脱硝，脱硝后的烟气再分别进入容克式三分仓空气预热器，然后通过烟道进入电气除尘器，再由两台静叶可调吸风机经吸收塔脱硫后由烟囱排至大气。在空气预热器进口连接烟道上装有电动挡板门，可允许特殊工况下单侧空气预热器运行。
在预留的SCR脱硝装置进出口烟道设有电动挡板门，省煤器出口与空气预热器进口设有SCR脱硝装置旁路电动挡板门。在脱硝装置故障情况下关闭脱硝装置进出口门，开启旁路门，可将脱硝装置断开，并允许特殊工况下单侧空气预热器运行。
电除尘出口烟道设有联络管，在吸风机入口处有入口导叶用于调节流量，吸风机进出口设有电动风门，起开启、关断作用。
本期工程同步建设烟气湿法脱硫系统，烟气由吸风机后引出至脱硫岛，经吸收塔脱硫后经烟囱排至大气。脱硫系统布置于引风机后面的脱硫场地。为了降低工程造价，取消脱硫增压风机，与吸风机合并。
本期工程二台炉合用一座高240m，出口直径￠7500mm的钢筋混凝土烟囱，布置于两炉之间，烟气经吸收塔后从两侧烟道进人烟囱。
（3）由于本工程为新建工程，需设置启动锅炉为机组启动用汽及试运期间采暖用汽提供汽源。按照《火力发电厂设计技术规程规定》（DL500-200）的要求，“启动锅炉容量只考虑启动中必须的蒸汽量”。本工程所在地区属采暖地区，因此，本工程选用1台20t/h的燃煤炉。
（4）热网站
厂区内设供热热网站首站，热网站设计仅考虑本期供热负荷，热网管线以厂区围墙外1米为界。
热网站：加热站为框架结构，柱距为6m