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文本内容:
燃气发电站总体概况煤气发电站简介
1.燃气发电站设台中温中压燃气锅炉、套纯凝2130t/h225MW汽轮发电机组,及配套循环水泵房及相关辅助设施平面布置
2.厂房由汽机间和除氧间组成,汽机间跨度为除氧间跨度为27m,汽机间长除氧间长锅炉露天布置在除氧间外侧,整个9m,54m,66m,工程新增占地约UOOOnA热力设施主要技术数据
3.450℃⑴锅炉104℃锅炉台数160℃单台锅炉额定出力过热2%器出口压力过热器出口与(燃用设计燃料)87%温度锅炉给水温度20℃锅炉排烟温度锅炉排污率锅炉设计热效率空气预热器进口温度:台2130t/h(表压)
3.82MPa空气预热器出口温度350℃负荷调节范围30%〜110%设计燃料高炉煤气100%高炉煤气+转炉煤气75%25%点火采用液化石油气额定燃料消耗量高炉煤气〜135000Nm3/h高炉煤气压力10〜15kPa转炉煤气压力10〜15kPa高炉煤气设计燃料热值3550kJ/Nm3转炉煤气设计燃料热值5800kJ/Nm3点火方式自动点火⑵汽轮机汽轮机台数台2新汽压力
3.43MPa新汽温度435℃额定功率25MW额定进汽量〜108t/h设计工况排汽压力绝压(暂定)即真空
0.005MPA度-95Kpa额定转速3000rpm频率变化范围
48.5—
50.5Hz8m运转层高度低加、除氧给水回热系统给水温度104℃⑶发电机台发电机台数额2定发电量额定25MW电压额定电流
10.5kV频率转速1718A相数接法绝50Hz缘等级励磁方3000r/min式3压器)Y级制造级考核效率F F无刷励磁(微机型,配干式励磁变冷却方式()锅炉主给水系统:
497.4%空冷汽轮机额定功率时保证汽耗(暂定)
4.3kg/kWh设台电动给水泵,台工作(二期台),台备用3211电动给水泵参数为型号G155—67X9流量155m3/h扬程603mH2转速2980r/min所配电机功率〜450kW,10kV系统补水为除盐水,除盐水来自除盐水站⑸除氧系统(每台锅炉套)1设台热力除氧器,水箱容积为除氧器出口水温为1150t/h50m3,除氧器参数为104℃除氧器形式大气热力除氧额定工作压力
0.02MPa除氧额定出力150t/h除氧水箱有效容积50m3正常情况下除氧器加热蒸汽由汽轮机抽汽提供,当汽轮机无法正常提供抽汽时通过主蒸汽减温减压提供,厂房内设有除氧加热蒸汽母管()配套循环水处理系统,设计循环水量612000m3/h)生产新水水质分析见表a1)循环冷却用水量见表b2)锅炉补给水(除盐水)水量见表c3)各系统循环冷却水水质要求见表d4)锅炉补给水(除盐水)水质要求见表e5表生产新水水质分析1序号项目单位平均值备注
17.3PH电导率2gs/cm
556.4计CaCO3硬度
3175.77mg/L7mg/L
13.9ci-浊度12NTU
1.02表循环冷却用水量2水温用水压力MPa序设备水量备℃制度水质号名称m3/h注进出进出汽机凝汽净环连单
156800.
350.253343器水续套净环连单辅助设备
23200.
350.253343水续套3合计6000总量12000表除盐水用水量3序水量设备名称压力水质用水制度MPa号m3/h锅炉补水间断
1260.6除盐水合计226表循环冷却水水质要求4序项目单位数值备注号1PH—
6.5〜
9.52悬浮物50mg/1500碳酸盐硬度(以计)3CaCO3表锅炉补给水(除盐水)水质要求5序项目单位数值备注号1PH—9〜112硬度jumol/L2二氧化硅3ug/kg20电导率4uS/cm
0.2溶解氧5W15铁6Mg/L50铜710煤气发电站启动流程4-启动锅炉启动汽机发电励磁调节除盐水箱补水到高水位循环水送水除氧器补水到正常水位叫油温油压到规定范围2启动给水泵启动低压油泵锅炉上水启动高压油泵5芈气轮机静态保护试验6动引、送风机6固气管道的氮气置换空气炉膛吹扫点火升压煤气管道的煤气置换氮气汽轮机电动门前送汽暖管冷态抽真空蒸汽
3.43MPa、435℃、连续盘车达到2h以上,真空-60kPa以上,汽轮机冲转升压达到
0.7MPa400r/min时投轴封汽并网带初负荷80%负荷真空严密性实验调整发电至满负荷。