泉州市三期2×660MW热电扩建工程
工程概况与工程分析
1、工程概况
项目概况
（1）项目名称：*能（*州）热电有限公司三期2×660MW扩建工程
（2）建设单位：国*（泉*）热电有限公司；
（3）建设性质：扩建项目；
（4）建设地点：福建省泉州市泉港区南埔镇柯厝村，现有厂区西侧；
（5）建设规模：建设2×660MW超超临界热电联产机组，并同步建设高效除尘、烟气脱硫、脱硝装置及配套设施；
（6）工程占地面积：全厂红线用地面积77.4625hm²，三期工程总占地面积12.17hm²
（在现有厂区红线内），厂区新增用地5.5189hm²用于综合用能基地项目和电力送出出线，不属于本次评价内容；
（7）工程总投资：520244万元；
（8）全厂劳动定员：新增劳动定员147人；
（9）建设计划：施工期约为24个月（2024.12.30-2026.12.30）。
2、主要建设内容
（1）扩建工程项目组成
本次扩建工程项目组成主要包括主体工程、公辅助工程、储运工程和环保工程，具体内容见下表。
（2）扩建工程依托现有工程可行性分析
根据扩建工程项目组成分析，项目扩建工程原煤输送等系统依托现有工程，依托可行性分析详见下表。
3、主要生产设备选型
机组选型
（1）主机参数选择
本工程为扩建机组，燃用煤质与原一期、二期基本一致。因此，炉型选择将不考虑CFB炉及W火焰炉，仍采用与一期、二期一致的常规煤粉炉。现阶段本工程2×660MW装机方案暂按采用超超临界一次再热机组，汽轮机额定进汽参数为28MPa/600℃/620℃。
（2）主机供热方案
本期工程单台机组额定供热量360t/h，最大供热量470t/h，供热蒸汽参数为4.3MPa（g），430℃，均用于附近热用户的工业用汽，不考虑供热回水。
（3）锅炉选型
1）锅炉为660MW超超临界参数变压运行直流炉、一次再热、切向燃烧或前后墙对冲燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，П型或塔式布置方案。
2）锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度应完全与汽轮机的参数相匹配。锅炉出口蒸汽参数29.4MPa（a）/605℃/623℃。锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）为招标确定的汽机的VWO工况进汽量的1.05倍。
3）锅炉最低直流负荷不大于30％THA，水冷壁型式采用垂直管圈或螺旋管圈由制造厂根据其自身特点推荐，技术上必须成熟可靠，技术支持方有运行业绩。
4）锅炉点火方式为等离子点火方式。锅炉最低稳燃负荷不大于20％BMCR，并能长期稳定运行。
5）过热器、再热器管要求有高热强性即高温下的高蠕变强度和持久强度，而且还应具有优良的抗烟侧高温硫腐蚀性能、飞灰冲蚀性能以及抗蒸汽侧高温氧化的性能，由制造厂根据工程情况和其自身特点选用。
6）锅炉应有防止炉膛水冷壁、燃烧器喷口和辐射过热器结焦的可靠措施。
7）锅炉汽水侧的阻力（从省煤器集箱入口至高温过热器出口集箱）不超过4.0MPa（按BMCR工况计算）；再热器蒸汽侧的压降应不大于再热蒸汽系统压降的50％，且最大不超过0.2MPa（按BMCR工况计算）。
8）锅炉带基本负荷，具备30%THA深度调峰能力。为适应调峰要求，锅炉启动系统按设置启动循环泵考虑。
9）锅炉负荷适应性强，机组具有RB功能，能承受50％额定负荷突然变化并保持稳定运行，同时机组在100％负荷的突然变化情况下，应能保证锅炉安全。
10）制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统。锅炉负荷在90％BRL～100％BRL及额定供热工况时，燃用设计煤种时，锅炉保证热效率应不小于95.0％。
11）空预器的漏风率在锅炉投运一年内验收试验时不大于4.5％，投运一年后不大于5.5％。
12）本工程考虑从再热器中间抽汽，锅炉需保证各负荷供热工况下，供热蒸汽360t/h，供热温度不低于430℃。
（4）汽轮机选型
汽轮机采用660MW高效超超临界参数、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、10级回热汽轮机（含0号高加）
1)超超临界参数、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，额定功率为660MW。
2)额定蒸汽参数主蒸汽压力(主汽门入口处)：28MPa(a)主蒸汽温度(主汽门入口处)：600℃
3)TMCR工况下汽轮机平均背压：4.8kPa（a）
4)TMCR工况下最终给水温度：315℃±5℃
5)回热系统
回热系统设有0、1、2、3号4台高压加热器，1台前置冷却器，5台低压加热器，1台除氧器。
（5）发电机
1）该发电机为三相交流隐极同步发电机，发电机宜采用整体基座。
2）汽轮发电机组应能在周波48.5～51.0Hz范围内连续稳定运行。
3）发电机能在额定负荷、功率因数0.95（超前）时长期连续运行。
4）电机励磁系统为自并励静止励磁（或无刷励磁）。
5）调峰能力：10000次。
6）冷却方式：水－氢－氢（即定子绕组水内冷，转子绕组及定子铁芯采用氢冷）。
7）发电机设计充分考虑发电机定子端部长期按30%负荷运行。
本次扩建工程主要设备技术参数一览表
主要生产设备
本次扩建工程主要新增生产设备一览表
4、生产工艺流程
本次扩建工程工艺流程基本同现有工程。所用燃煤运输采用海运至项目现有配套煤码头及沙格码头，后由封闭传送带运输至项目现有储煤场及沙格码头配套煤场，经破碎的细煤粉通过输煤皮带机送入锅炉燃烧室。锅炉产生的蒸汽推动汽轮发电机发电并对热用户进行供热，产生的电能接入厂内配电装置，由输电线路送出。锅炉产生的烟气进入尾部烟道，经SCR脱硝后进入低低温静电除尘器除尘，除尘后的烟气进入高效复合脱硫塔（石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺），脱硫后的烟气最终经新增的240m烟囱排入大气。生产工艺流程图详见下图：
5、储煤系统
电厂一期工程建有条形斗轮机煤场1座；二期工程建有2座圆形煤场，直径110m。为保障全厂一、二、三期工程储煤，利用在建的沙格码头场地的露天煤场，采用自卸卡车直接卸至煤场，推煤机和装载机负责煤堆整理。煤场尺寸按长240m，宽140m，堆高8m，理论最大存煤量约20wt。
厂外煤场内设5座串联的地下取煤斗，每台斗出口设置一台出力0~500t/h的活化给煤机。厂外输送系统采用单路带宽1400mm，出力1500t/h的带式输送机系统。带式输送机出煤场后采用地上封闭栈桥，最终接入厂内斗轮机煤场后的上煤系统，为电厂一、二期机组供煤。
输煤系统
本工程接口转运站至煤场采用双路带宽B＝1400mm，带速V=3.15m/s，出力1800t/h的带式输送机，一运一备，也可满足双路同时运行的需求。
筛碎系统
三期工程设置碎煤机室1座，位于电厂二期T-6转运站之后三期主厂房之前的上煤系统中，成阶梯错位布置。
碎煤机室内设置2套筛、碎设备，与双路带式输送机系统配套。一路运行，一路备用，也可满足双路同时运行的需要。筛分设备选用滚轴筛，出力1000t/h，进料粒度≤300mm，筛下粒度≤30mm；碎煤机选用环锤式碎煤机，出力700t/h，进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm，配液力偶合器和测温、测振安全监测装置，端盖设双侧液压开启装置。
6、燃烧制粉系统
（1）燃烧制粉系统
每台炉配六台中速磨煤机和六台给煤机，其中五台磨煤机的总出力按磨制设计煤种
即可满足锅炉最大连续出力的需要，并留有10％以上的裕量。给煤机按磨煤机设计最大出力的110％选取。每台锅炉配六个原煤仓，内设煤斗疏松机。五个原煤仓的储煤量满足锅炉按设计煤种最大连续蒸发量（BMCR）负荷8小时以上的燃煤量。每个原煤仓分别对应一台电子称重式给煤机和一台中速磨煤机。
（2）烟风系统
磨煤机密封系统每台炉配两台离心式密封风机，其中一台运行，一台备用。密封风
机与一次风机串连设计，密封风机入口风源来自于炉前压力冷风母管。
每台炉设置2×50％容量的双级动叶可调轴流式冷一次风机和2×50％容量的单级动叶可调轴流式送风机，均直接从大气吸冷风。
空气预热器为四分仓空气预热器，空预器前设有烟气脱硝装置。锅炉空预器出口的
烟气经过两台双室五电场电除尘器除尘后，经两台动叶可调轴流式引风机进入烟气脱硫装置，经过脱硫后的净烟气经烟囱排向大气。为利用锅炉排烟余热，本工程设置烟气余热利用系统。烟气余热利用系统考虑在除尘器入口设置一级低温省煤器。低温省煤器分为两段，前段加热汽机侧凝结水，后段通过热媒水加热二次冷风，梯级利用烟气余热，提升机组热经济性。
（3）辅助设备
针对本工程的煤质及耗煤量，每台机组配6台中速磨煤机。现阶段配有送风机、一次风机、引风机。每台炉配6台电子称重式皮带给煤机。
本工程选用双室五电场低低温静电除尘器，配脉冲节能电源，末电场叠加脉冲电源，每台炉配二台。按两台炉合用一座钢筋混凝土外筒套双钢内筒烟囱，烟囱内筒出口内径为7.1m，根据环保要求，烟囱高度为240m。
本工程所需启动汽源从老厂引接。本期工程仪用及杂用空气与除灰用气全厂统一考虑，两台机组设一座集中空气压缩机站。相关的系统配置及布置详见除灰部分描述。本期工程每台机组选用功率1200kW，电压380/220V，频率50Hz的快速启动柴油发电机组一台，作为电厂的保安电源，设备布置在除尘器前烟道支架底层。
7、点火系统
点火采用等离子无油系统，不设常规油点火系统。
8、热力系统
本工程热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计与邻机有联系外，主汽、再热、给
水、凝结水等系统均采用单元制。
（1）主汽、再热及旁路蒸汽系统
主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根后，两路主蒸汽管道在汽轮机
机头接入主汽门。
再热蒸汽系统：再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后至炉前分
两路进入再热器入口联箱。再热热段管道分两路从再热器出口集箱接出后进入汽机房，分别接入汽轮机左右侧一次中压联合汽门。冷再热蒸汽还提供二段用汽和辅汽用汽。
（2）给水系统
每台机组暂按设置2×50％容量的汽动给水泵组，不设电动启动泵。
（3）凝结水系统
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机按2×100％凝结水泵考虑，一运一备。
（4）抽汽系统
汽轮机采用10级非调节抽汽（含0号）。
（5）加热器疏水及放气系统
高压加热器疏水采用逐级自流的串连方式最终进入除氧器，最后一级高加疏水接至除氧器。在事故情况或低负荷时，每台高加疏水可直接进入凝汽器中。
（6）辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统为母管制，为全厂提供公用汽源。
每台机组设置一个辅助蒸汽联箱。本工程不设启动锅炉。在首台机组启动时辅助蒸汽由电厂一、二期供汽。运行时辅助蒸汽则由4段抽汽和再热冷段供给。
（7）辅机冷却水系统
本期工程辅机冷却水除凝汽器汽侧真空泵、闭式冷却水热交换器外，全部采用闭式循环冷却水。系统设100％容量的闭式循环冷却水泵和水－水热交换器各两套，正常情况下一套运行，一套备用。其中闭冷水泵按一台变频、一台工频设置。
（8）内循环水及开式循环冷却水系统
采用海水直流循环供水系统，从主厂房A排外侧的两根循环水压力管取水，向凝汽器及开式循环冷却水系统供水，循环水和开式循环冷却水系统排水经A排外侧循环水排水总管排出。
（9）抽真空系统
该系统在机组启动初期用于将汽轮机、凝汽器汽侧空间、附属管道和设备中的空气抽出以达到汽轮机启动的要求；机组在正常运行中用于除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。凝汽器抽真空系统在凝汽器汽侧设有2台25%罗茨–液环式真空泵组和2台50%水环式真空泵，用于抽出漏入真空系统的空气及蒸汽中携带的不凝结气体。
（10）供热系统
每台机组额定供热量暂按360t/h，最大470t/h。由于供热量较大，考虑单台100%容量减温减压装置外形较大，现阶段暂考虑每台机设置2×50%容量的减温减压装置，相对供热可靠性更好。两台机组合设1台供热联箱，每台机组供热管道分别接入供热联箱，再由供热联箱对外供热。供热不考虑回水，由电厂除盐水系统向凝汽器进行补水，每台机组增设2×100%容量的供热补水泵（一运一备），补水水量调节采用水泵变频调节。
9、给排水系统
供水系统
电厂淡水水源为晋江，由湄州湾南岸供水工程提供。
工业水系统
三期新建一座1座800m3工业水池，并配置3台工业水泵（Q=120m3/h，H=0.0.70MPa，2运1备，变频）。工业水经泵升压至各用水点，埋地部分工业水管材暂按钢骨架聚乙烯复合管考虑。
化学给水系统
二期供热改造净水站已建了2座2500m³的化学水池满足三期工程扩建需求，本工程不再新建化学水池。三期增设2台化学水转输水泵（Q=370m3/h，H=0.30MPa，1运1备），将三期净水站化学水产水输送至二期供热改造净水站化水水池。二期供热改造净水站设有5台化学水泵（Q=400m³/h，H=0.25MPa），三期在此基础上扩建1台同规模的化学水泵。
净水站
一、二期工程时已建处理规模约1600m³/h的净水站。二期供热改造时，新建处理规模约1600m3/h净水站，电厂现有净水站处理规模共计约3200m³/h。经水平衡计算，全厂最大供热时净水站需处理水量约3392m³/h，考虑一定余量，本阶段暂考虑新建一座处理规模为2×150m³/h的净水站。
净水站配置2座1000m³原水收集池、处理规模为2×150m³/h的钢制机械加速澄清池、2×150m³/h的空气擦洗滤池、1座800m³工业水池、1座综合水泵房与配套的排泥水处理设施。
排水系统
本工程采用雨污分流制排水，分雨水排水、生产废污水排水，废水产排情况按使用
水量更大的供热工况进行分析。
（1）工业废水
①含煤泥废水：本次扩建工程新增输煤系统冲洗和主厂房冲洗、煤场喷洒的煤泥废水量16m3/h，煤泥废水经新增建含煤废水处理系统处理后进入复用水池回用于输煤系统、主厂房冲洗和捞渣机及渣沟冲洗、微雾抑尘用水。
②反渗透浓水：本次扩建工程新增化水系统产生的反渗透浓水水量为88m³/h，全部回用作为脱硫工艺水。
③循环冷却系统排水（灰库汽化风机冷却水、脱硫冷却水）：新增循环冷却系统排水水量为79m³/h，此部分废水较为清洁，直接排至厂区复用水池重复利用，部分用于脱硫工艺用水使用。
④冲渣水：本次扩建工程采用湿排渣，新增捞渣机及渣沟冲洗用水，水源来源于复用水池，由于高温蒸发及炉渣带走消耗16m³/h，冲洗废水产生量约3m³/h，该部分废水经新增的沉渣池处理后回用于捞渣机及渣沟冲洗用水，不外排。
⑤三期工程新增的净水站产生10m³/h含泥废水，该部分废水经新增的总处理能力10m3/h含泥废水处理系统（浓缩池），处理后回用于净水站。
⑥脱硫废水
根据可研方案，三期工程脱硫废水零排放处理，脱硫废水产生量为16m³/h，采用“pH调节+絮凝沉淀预处理”+“低温烟气浓缩+高温烟道蒸发”进行处理三期工程产生的脱硫废水。系统中每台机设置一套浓缩＋蒸发设备。
脱硫废水首先进行预处理调节pH和去除部分COD、SS、重金属等污染物，预处理工艺采取“pH调节+絮凝沉淀”，产生脱硫废水预处理系统污泥。
1）低温烟气余热浓缩
低温烟气余热浓缩是利用除尘器后至湿法脱硫吸收塔前的烟气的热量对脱硫废水进行雾化蒸发浓缩的处理方案。具体工艺如下：废水旋流器溢流废水经进水缓冲箱缓存后，输送至浓缩水箱，经过雾化后喷入吸收塔前的废水浓缩塔（运行工况类似于脱硫吸收塔），利用吸收塔前烟气对其进行蒸发浓缩，废水在浓缩塔内通过废水循环泵循环加热浓缩，根据浓缩要求和小时浓缩能力来控制废水循环量和废水雾化粒径，以达到浓缩目标。浓缩后的浓浆，经供给泵输送至后端蒸发零排放处理。废水输送系统可采用回路循环，通过调节阀控制输往零排放系统的废水量，多余的废水经回流管路返回浓缩水箱。
10、除灰渣除尘系统
（1）除渣系统
本次扩建项目除渣系统按自平衡的湿式刮板捞渣机－渣仓－汽车方案作为本工程推荐方案。
每台炉配备1台刮板捞渣机，最大出力为40t/h，满足锅炉吹灰时渣量瞬间大增的工况，并能够在捞渣机满载时平稳启动。
本工程每台炉配备1台渣仓，布置于锅炉房旁边，每台渣仓有效容积为130m³，可贮存设计工况下24小时的锅炉排渣量。本工程采用了渣仓自动填满专利技术，可避免物料的锥状堆积，大大提高渣仓的容积使用率，由常规的70％提高至90％以上。
（2）除灰系统
包括锅炉省煤器、脱硝和电除尘器排灰的处理。排灰系统按浓相气力输送方案拟定。系统以一台机组作为一个单元设计。
（3）除尘系统
根据可研推荐方案，泉州一期、二期采用静电除尘器，除尘效果良好。因此，鉴于本工程煤质与现有机组一致，结合现有机组运行经验，本期工程除尘器选择双室五电场的低低温静电除尘器，一台锅炉配置2台低低温静电除尘器（全电场采用脉冲节能电源）。
（4）石子煤输送系统
本工程石子煤系统按简易机械输送方式拟定。每台炉共设6台中速磨煤机，排出的石子煤先进入布置于磨煤机旁边的自密封石子煤罐，由叉车定期进入煤仓间，将每台磨煤机下部的自密封石子煤罐拉出煤仓间，提升并倒入自卸汽车内。
（5）全厂压缩空气系统
本期工程两台炉设置一座集中空压机站，为本期工程两台炉的仪用、除灰输送用、杂用等用气点提供气源。本期工程2台炉共设5台69m³/min，0.75MPa螺杆式空压机，正常运行时3运2备。为保证空气的品质，采用干燥和过滤等后处理设备进行除油、除水、除杂质处理。
（6）厂外灰渣运输
厂外灰渣运输按汽车运灰方案拟定，运灰汽车按利用社会车辆方案考虑。
11、烟气脱硝系统
（1）脱硝工艺系统选择
本工程烟气二次脱硝工艺现阶段推荐采用选择性催化还原烟气脱硝工艺。
（2）脱硝工艺布置及流程
选择性催化还原烟气脱硝工艺的SCR反应器布置在锅炉省煤器后、空预器前，这种布置的投资和运行费用都是最佳的，主要的原因是省煤器出口烟气温度正好满足SCR装置中催化剂的运行需要。
（3）还原剂的选择
本次扩建工程本工程现阶段暂按尿素制氨作为脱硝还原剂。在尿素车间内通过将颗粒状的尿素经溶解，配成一定浓度的尿素溶液后，由泵输送至尿素溶液储罐，再由输送泵输送至尿素车间内的尿素水解反应器水解生成氨气，利用气氨管道由风机进入系统进行脱硝处理。每台机组脱硝用氨消耗量为145kg/h，设置2座尿素溶液储罐、1座尿素溶解罐及2台尿素水解反应器相应配套设施。
12、烟气脱硫系统
本工程炉后脱硫推荐采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺。由于常规喷淋塔技术已难以满足本工程脱硫效率99.15%的要求，需通过调整塔内喷淋布置、烟气流场优化、加装提效组件等方法提高脱硫效率，可考虑采用高效复合塔技术和pH值分区技术。与后者相比，复合塔技术系统更加简单、操作方便、占地面积较小，初投资和运行费用较低。因此，本阶段吸收塔暂按高效复合塔技术考虑。
升压系统
根据可研，两台机组主变压器及启动/备用变压器均采用220kV电缆接入220kV配电
装置。本期工程220kV系统主接线为双母线接线，进线3回、出线4回，220kV配电装
置采用户内GIS布置方案。A列墙与高压厂用变压器之间布置6kV共箱封闭母线。本工
程启动/备用变压器布置于#6机主厂房A列外扩建端，采用220kV电缆引接至新建
220kV配电装置。变电站环境影响另行评价。
信息来源：福建省生态环境厅