燃煤火力发电厂典型设备介绍.doc

燃煤火力发电厂典型设备介绍 1. 概述 1.1. 主设备概况 广东红海湾发电有限公司一期工程1、 2机组为国产 600MW 超临界压力燃煤发电机组, 主要是带基本 负荷运行,同时具有一定的调峰能力,热力系统为单元制系统,循环冷却水取自海水,为开式循环,三大 主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、 东方汽轮机厂、 东方电机股份有限公司制造 , 容量及参数相 互匹配。 1 汽轮机型号N600-24.2/566/566,型式超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、 凝汽冲动式汽轮机。 a 高压缸调节级叶片采用单列冲动式,高、中、低压缸其它叶片全部采用冲动式。高压缸为 8级,其中 第一级为调速级;中压缸为 6级;低压缸为 227级。 b 冲动式汽轮机各级压降大部分都发生在喷嘴中,很少一部分产生在动叶中。由于动叶压降很小,叶片 周围的漏汽就比较少, 汽轮机的轴向间隙设计得大一些, 这样能够充分承受启动和停机时产生的轴向胀差, 提高机组的启停速度和变负荷性能。 2 锅炉型号为 DG1950/25.4- Ⅱ 2,型式为 ∏ 型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙 对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分 离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅 炉。 a 锅炉在燃用设计煤种时,能满足负荷在大于锅炉的最低稳燃负荷 40B-MCR时,不投油长期安全稳定 运行,并满足自动化投入率 100的要求。 b 在全部高加停运时,锅炉的蒸汽参数能保持在额定值,各受热面不超温,蒸发量也能满足汽轮机在此 条件下达到额定出力。 c 主要通过调节燃 -水比并辅以一、二级减温水调整锅炉主汽温,主要通过烟气挡板并辅以再热器减温水 调整再热汽温。 d 锅炉为变压运行,采用定 滑 定的方式,锅炉压力 负荷曲线与汽轮机相匹配见附录 B 。 e 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。 燃用设计煤种, 在 BRL 工况下锅炉保证热效率不小于 93.52按低 位发热值,空预器进风温度 30℃。 3 发电机是型号为 QFSN-600-2-22A 、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电 机,其出口电压为 22KV 。发电机冷却方式为水 -氢 -氢,即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢 冷。 4 电气主接线系统采用一个半断路器接线方式 , 即两个完整串的 3/2交叉接线方式,两台发电机及两回出 线交叉接入 500kV GIS。 5 主变是保定天威特变电气股份公司提供的、型号为 SFP-720000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激 磁调压型的屋外升压变压器;冷却方式为强迫油循环风冷ODAF , 分接开关为52522.5/22。 6 DCS选用上海西屋控制系统有限公司的 OVATION 控制系统。 1.2. 分系统概况 1.2.1. 汽轮机本体 1.2.1.1. 汽缸 1 汽缸设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中,温度梯度造成的变形量小,能始 终保持正确的同心度。 2 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料。 3 低压缸与凝汽器喉部采用不锈钢弹性膨胀节连接,凝汽器与基础采用刚性支撑的方式。 1.2.1.2. 汽轮机转子及叶片 1 汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。 2 汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡。 3 各个转子的脆性转变温度FATT 的数值高中压转子 100℃,低压转子 -6.6℃。 4 叶片在允许的周波变化范围内不会产生共振。 5 低压末级及次末级叶片具有可靠的抗应力腐蚀及抗水蚀措施,汽轮机设有多个除湿用的疏水口。 1.2.1.3. 轴承及轴承座 1 主轴承不会出现油膜振荡,各轴承的失稳转速均在额定转速 125以上。 2 1、 2轴承采用可倾瓦式轴承,其余轴承均采用椭圆形轴承。 3 检修时不需要揭开汽缸和转子,就能够把各轴承方便地取出和更换。 4 主轴承是水平中分面的,不需吊转子就能够在水平,垂直方向进行调整,同时是自对中心型的。 5 任何运行条件下,各轴承的回油温度不超过 75℃,每个轴承回油管上有观察孔及温度计插座。 6 运行中各轴承金属温度不准超过 90℃,乌金材料允许在 112℃以下长期运行。 7 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。 8 各支持轴承均设有轴承金属温度测点。 1.2.1.4. 高压主汽门MSV 、高压调节汽阀CV 、中压联合汽门CSV 1 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门关闭严密,采用具有高强度的耐热钢材,能承受在主蒸汽、 热再热汽管道上 1.5倍设计压力的水压试验。 2 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还能够在检修后进行 单独开、关试验。 3 在高、中压主汽门壳体上产生较大应力的部位,设有金属温度测点。 4 在高、中压主汽门导汽管、疏水管上,设置有停机后汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。 5 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门有显示阀门位置的机械指示装置和开、关位置行程开关。 6 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门的作用是控制和调节进入汽轮机的蒸汽量。 1.2.1.5. 汽缸、转子死点 高中压缸绝对死点在推力轴承靠低压缸侧处,高中压缸向机头方向膨胀;低压缸 A 、低压缸 B 的死点分别 在低压缸第一级进汽靠高中压缸侧汽缸处,低压缸 A 、低压缸 B 在此死点处分别向两侧方向膨胀;转子的 死点在推力轴承靠工作面侧,距离高中压缸绝对死点 215.5mm 处,高中压转子往机头方向膨胀,低压转 子往发电机方向膨胀。 1.2.2. 锅炉本体 1.2.2.1. 锅炉燃烧室的承压能力炉膛结构部件包括刚性梁,炉顶密封装置,水冷壁与冷灰斗的连接部 分设计承压能力大于 5.8KPa,最大瞬时承受压力 9.98KPa,锅炉主要受压部件的设计寿命为 30年。 当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸,引风机及脱硫增压风机出现瞬间最大抽力时,炉墙及 支承件不会产生永久变形。 1.2.2.2. 锅炉设置膨胀中心点。通过水平和垂直方向的导向与约束,实现锅炉的三维膨胀,并防止炉顶、 炉墙开裂和受热面变形。在需监视膨胀的位置布置装设膨胀指示器,便于运行人员巡视检查。 1.2.2.3. 燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差,在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不 超过 50℃。 1.2.2.4. 锅炉炉墙 炉膛四周采用膜式水冷壁结构, 尾部竖井四周采用膜式包墙管, 炉顶顶棚管也采用膜式 壁结构。 1.2.2.5. 水冷壁 1 炉膛水冷壁分上下两部分,下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏,上部水冷壁采用全焊接的垂 直上升膜式管屏,中间由过渡水冷壁和混合联箱转换连接。 2 螺旋水冷壁全部采用六头、上升角 60的内螺纹管,共 492根,规格 φ38.17.5,材料为 SA-213T2。 3 过渡段水冷壁两侧和前墙管子规格内螺纹管 φ38.17.5,材料为 SA-213T2,和垂直管 φ31.89,材 料为 15CrMoG 。后墙管子规格内螺纹管 φ38.17.5和 垂直管 φ31.87.5,材料为 15CrMoG 。 4 上部垂直水冷壁管子规格 φ31.89,材料为 15CrMoG 。垂直水冷壁管数前墙 434根,两侧墙各 304根,凝渣管 48根,后墙折焰角和水平烟道底部水冷壁共 386根。 5 由于同一管带中管子以相同方式绕过炉膛的角隅部份和中间部份,因此吸热均匀,使得水冷壁出口的 介质温度和金属温度非常均匀,为机组调峰及安全可靠地运行提供了保证。 1.2.2.6. 过热器 1 过热器由四部分组成顶棚过热器、包覆过热器包括前、中、后包覆过热器,低温过热器,屏式 过热器和高温过热器。过热器系统中采用一次左右交叉屏过出口至高过进口之间,并布置了两级喷水 减温器。 2 顶棚过热器及后竖井区域从炉前一直到后墙顶棚出口联箱为顶棚过热器。从顶棚出口联箱分三类连 接管分七路进入中隔墙、前、后包墙、后竖井两侧包墙及水平烟道两侧墙后部。后竖井下部环形联箱引出 汽吊管前墙吊低再管,后墙吊低过、省煤器管汽吊管 384根。 3 低温过热器布置在后竖井后烟道内,分为水平段和垂直段,顺列布置,蒸汽与烟气逆流换热。 4 屏式过热器辐射式屏式过热器布置在炉膛上部区域,在深度方向布置 2排,每一排屏沿炉宽方向布 置 15屏,共 30片。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀,在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。 5 高温过热器对流式高温过热器位于折焰角上部,沿炉宽有 32片管屏,每片管屏由 21根管子并联绕 制而成,材料为 SA-213TP347H ,最外圈管 φ50.89,其余 φ457.8。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀, 在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。 1.2.2.7. 再热器 1 低温再热器由水平段和垂直段两部分组成,水平段分三组,水平布置于后竖井前烟道内,由 6根管子 绕制而成,沿炉宽方向共布置 192排,材质 SA-210C ,垂直段由两片相邻的水平蛇形管合并而成,横向排 数 96排,材质 12CrMoVG 。 2 高温再热器布置于高温过热器后的水平烟道内, 共 64片蛇形管屏, 每片管屏由 13根管子并绕成 U 型, 材质 SA-213TP347H 。 1.2.2.8. 省煤器 1 位于后竖井后烟道内低温过热器下方,沿烟道宽度顺列布置,从省煤器出口集箱炉 A 侧通过单根下降 管、 32根下水连接管引入螺旋水冷壁。 2 蛇形管子由管子 φ50.87.1SA-210C 光管组成, 4管圈绕,共 192排,采用上下两组逆流布置。 1.2.2.9. 过热器和再热器温度控制范围,过热汽温在 35100B-MCR、再热汽温在 50100B-MC R 负荷范围时,保持稳定在机组启停曲线的对应值,偏差不超过 5℃。 1.2.2.10. 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于 5℃和 10℃。本锅炉消除蒸汽侧热力偏差的措施 如下 1 炉膛设计有较高的炉膛高度,前后墙均匀布置燃烧器,对冲燃烧,减少炉膛出口烟温偏差; 2 屏式过热器出口至高温过热器进口设置一次左右交叉,两级喷水减温装在 A 、 B 侧并分别控制,系统和 受热面布置合理,减少蒸汽侧的热力偏差; 3 低温再热器出口至高温再热器进口设置一次左右交叉。 1.2.2.11. 锅炉的汽水系统为无铜系统。 1.2.2.12. 省煤器入口联箱包括该联箱至过热器出口的工质总压降不大于 3.47MPa 按 B-MCR 工况计 算。 1.2.2.13. 锅炉汽水流程 1 自给水管路出来的水由炉前 A 侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器进口集箱,水流经省煤器受热 面吸热后,由省煤器出口集箱 A 侧引出下水连接管进入螺旋水冷壁进口集箱,经螺旋水冷壁管、螺旋水冷 壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁进口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混 合集箱汇集后,经引入管引入汽水分离器进行汽水分离,从分离器分离出来的水进入贮水罐,水质合格时 排往凝汽器, 水质不合格时排至循环水排水管道,蒸汽则依次经顶棚管、 后竖井 /水平烟道包墙、 低温过热 器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器出口和屏式过热器进口之间,二级减温水设 置在屏式过热器出口和高温过热器进口之间。 2 从汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后,从再热器出口 集箱引至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制 , 在低温再热器出口管道上布置再热器再热器减温水作为辅助调节手段。 1.2.3. 锅炉启动系统 1 锅炉的启动系统由 2个汽水分离器、 1个储水罐、 2个水位控制阀 361A 、 B 阀 及汽水连接管等组成。 2 在负荷 ≥28B-MCR 后,纯直流运行,一次上升,汽水分离器入口具有微过热度。 3 汽水分离器布置在炉前,汽水混合物从垂直水冷壁出口混合集箱来,采用旋风分离形式,汽水分离器 规格为 φ87698内径 φ680,材料为 SA-336F12,直段高度 2.980M ,总长 4.08M 。 4 储水罐规格为 φ972111内径 φ750,材料为 SA-336F12,直段高度 17.5M ,总长 18.95M 。 5 储水罐上部蒸汽连接管、下部出水连接管上各布置一个取压孔,后接三个并联的单室平衡容器,水、 汽侧平衡容器一一对应,提供压差给压差变送器进行储水罐水位控制。 1.2.4. 风烟系统 1 风烟系统采用平衡通风的方式,通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力。 2 送风机和一次风机将冷空气送往两台空预器,冷风在空预器中与锅炉尾部烟气换热被加热成热风,热 二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧,一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨 煤机和冷一次风混合调节实现煤粉的输送、分离和干燥。 3 燃料在炉膛燃烧产生高温热烟气主要以辐射传热的方式将一部分热量传递给炉膛水冷壁和屏式过热 器,然后热烟气通过高温过热器、高温再热器进入后竖井包墙。后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、 后两个平行烟道,前烟道内布置冷段再热器,后烟道内布置低温过热器和省煤器。在上述受热面中高温烟 气主要以对流传热的方式将热量传递给介质,烟气的温度逐渐降低。烟气调节挡板布置在低温过热器和省 煤器后,用来改变通过竖井前、后隔墙的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的。穿过烟气挡板后的烟气进 入空预器进行最后冷却,然后进入两台双室四电场电除尘净化后,通过两台引风机经增压风机后排向脱硫 岛脱硫,进入烟囱排向大气。 4 送风系统∶送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机,每台炉各配备两台。 5 烟气系统∶引风机采用静叶可调轴流式风机,每台炉配备两台。每台炉配备两台静电除尘器,除尘效 率 ≥99.86。烟气脱硫系统采用石灰石 -石膏湿法脱硫工艺。 6 1、 2两台炉合用一座直筒型双钢内筒烟囱,烟囱高 210m ,出口直径为 Φ6.0m。 7 由于大容量机组的风机可靠性已大为提高,部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长,因此送风 机与引风机均不设备用,在其中 1台风机事故跳闸状态下,另 1台风机可以使锅炉在 60以上负荷运行, 不需要投燃油助燃。 1.2.5. 燃烧系统 1 燃烧系统采用前后墙对冲燃烧方式燃烧器采用 BHK 技术设计的低 NOx 旋流式煤粉燃烧器HT-NR3, 满足燃烧稳定、高效、可靠、低 N0 x 的要求。 2 在 HT-NR3燃烧器中,燃烧的空气被分为三股直流一次风、直流二次风和旋流三次风。 3 锅炉采用二级点火,先用高能点火器点燃点火油枪,然后由点火油枪点燃启动油枪或煤粉。 4 燃烧系统共布置有 16只燃烬风喷口, 36只 HT-NR3燃烧器喷口,共 52个喷口。燃烧器分 3层,每层 共 12只,前后墙各布置 18只 HT-NR3燃烧器。 5 在前后墙距最上层燃烧器喷口一定距离处布置有一层燃烬风喷口,每层 16只,前后墙各布置 8只。 1.2.6. 火焰检测冷却风系统 1 火焰检测冷却风系统采用离心式风机,每台锅炉设 2台, 1台运行, 1台备用。 2 冷却风机就地吸风,把冷却空气送入环形母管,然后分接到各个火焰检测器探头的冷却风接口。 1.2.7. 制粉系统 1 采用中速磨煤机正压冷一次风机直吹式制粉系统。 每台锅炉设 6台中速磨煤机, 6台电子称重皮带式给 煤机,相应设置 6个原煤仓,满负荷其中 5套制粉系统运行, 1套备用。磨煤机的密封风从一次风机出口 来,采用母管制,设 2台离心式密封风机, 1台运行, 1台备用。 2 经过初步破碎的原煤通过输煤皮带送到原煤斗,经过原煤插板后落到称重皮带式给煤机。给煤机根据 机组负荷指令调节给煤机驱动电机转速来达到调节进入磨煤机的煤量。原煤进入磨煤机后在磨辊的碾压下 破碎,在向磨盘边缘移动的过程中被进入磨煤机后通过风环旋转的一次风携带上升,在磨煤机本体中煤粉 被加热干燥和分离后,细度合格的煤粉通过六根煤粉管道送往相应的喷燃器燃烧,粒度较大的煤粉落入磨 盘继续进行破碎。煤中掺杂难以被破碎的铁块、石块等在风环中不能被一次风托起并携带上升,落入一次 风进风室中被刮板带至石子煤仓,由水力石子煤排放系统进行清理。 3 制粉系统的一次风干燥剂由 2台一次风机提供,分为 2路,一路经空气预热器加热后,作为热一 次风,另一路作为压力冷一次风。通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷 风的混合比例,获得所需要的制粉一次风干燥剂温度和流量。磨煤机入口前风管道上装设有风量测量 装置,用来测量一次风量以便于风煤比调节。磨煤机出口分成 6根送粉管道,分别进入 6个煤粉燃烧器, 每台磨煤机分别对应前墙或后墙的 1层燃烧器。 1.2.8. 炉前燃油系统 1 炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分,点火油系统设 36只点火油枪,每只油枪出力 250kg/h, 采用机械雾化方式。点火油枪采用高能点火器点火,用于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火,在锅炉低负荷 运行时,用于稳定煤粉燃烧器的燃烧。启动油系统设 18只启动油枪,每只油枪出力 2.2t/h,采用蒸汽雾 化方式,雾化蒸汽由启动锅炉或者邻炉的辅助蒸汽提供,启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。 2 点火油系统与启动油系统运行时分别对两个系统进行独立调节,其供油管上各设 1个调节阀。 1.2.9. 油罐区系统 1 机组点火油和启动油均用0轻柴油。 2 燃油采用船运,码头卸油。 3 燃油系统的出力可同时满足 1台机组启动、另 1台机组投油助燃的用油量。 4 油罐区设 2个 2000m钢制拱顶油罐和 1间燃油泵房, 泵房内布置 3台供油泵, 在锅炉最大用油量时 1台机组启动、另 1台机组投油助燃 2台运行, 1台备用,锅炉较高负荷运行时只运行 1台。另外,设 1台启动锅炉燃油泵。 1.2.10. 主蒸汽系统 1 主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口 PCV 阀电磁释放阀动作的最低整定压力。主蒸汽系 统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差 5C。 2 壁厚,下同,在接近汽轮机处分为三根支管,其中两根支管分别进入两个主汽阀,再通过四个调节 阀进入汽轮机高压缸。另一路进入高压旁路系统。 78内径管,最小内径 主蒸汽采用单元制系统,布置 呈 2-1-2型,主蒸汽分别由两侧的高温过热器出口联箱引出后合为一根,主管道规格为 Di419.1 3 主蒸汽管道的有一支管供蒸汽到汽轮机轴封系统,在机组热态或极热态启动时作为轴封系统的汽源。 4 主蒸汽管道的主管采用按美国 ASTM A335P91标准生产的无缝钢管, 其它管道 包括疏水管道 采用 1 2Cr1MoV 无缝钢管。 5 主蒸汽管道上不设流量测量装置,通过测量高压汽轮机调节级后的压力来计算出主蒸汽流量。 1.2.11. 再热蒸汽系统 1 26.97中,在进入锅炉低温再热器入口联箱之前分成两根支管。 965Φ19.05,之后接入总管66 0Φ再热蒸汽采用单元制系统,按 2-1-2型布置,汽轮机高压缸排汽为两根管道 2 再热器蒸汽侧的压降不大于 0.19 MPa按 B-MCR 工况计算。 3 冷再热蒸汽系统管道用来输送从汽轮机高压缸排汽到锅炉再热器的冷再热蒸汽。 4 冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组 VWO 工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的 1.15倍。冷再 热蒸汽系统管道的设计温度为 VWO 工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相 应温度。 5 在高压缸排汽的总管上装有气动逆止门,以便在停机时,防止蒸汽倒回到汽轮机,而引起汽轮机超速。 6 在高压缸排汽总管气动逆止门后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道;另装有至 2高压加热器、汽 轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的各供汽管道。 7 冷再热蒸汽管道采用按美国 ASTM A672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。 8 热再热蒸汽管道用来输送由机组启动到最大负荷的所有流量下,从锅炉高温再热器出口联箱到汽轮机 中联门的再热蒸汽。 9 热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全门动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统 的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差 5C。 10 32的总管。 在进入汽轮机中联门前再分为三个支管, 其中两路进入汽轮机, 另一路进入低压旁路系统。 23的管道,之后合为一根 Di914与锅炉再热器出口联箱相接的是两根 Di648 11 热再热蒸汽管道的总管采用按美国 ASTM A335P91标准生产的无缝钢管,其它管道包括疏水管道 采用 12Cr1MoV 无缝钢管。 12 采用汽机旁路系统和炉膛出口的烟温探针等措施保护再热器。 13 为了在进行再热器水压试验时隔离再热蒸汽管道, 在再热器进、 出口的每一支管上装有水压试验堵阀。 1.2.12. 旁路系统 1 汽轮机采用中压缸启动方式。为了协调机炉运行,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,机组设置一套 40容量的高压和 52容量低压两级串联 汽轮机旁路系统。旁路系统的有下列功能 a 使机组能适应频繁启停和快速升降负荷,并将机组承压部件的热应力控制在合适的范围内。 b 改善机组的启动性能特别是热态和极热态启动,缩短机组启动时间,减少汽机的寿命损耗。 c 汽机甩部分负荷或甩全负荷时, 可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量, 减少锅炉安全门的起跳次数, 减少安全门的排放量。 2 高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出,经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道,高压旁路的减温水取 自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水母管。低压旁路每台机组安装二套,从汽机中压缸入口前热再热蒸 汽总管接出,经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。 高低压旁路 包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管,保证高、低压旁路蒸汽管道在 机组运行时始终处于热备用状态。 3 不同启动方式下推荐的旁路门的运行控制方式 A. 冷态、温态和热态启动如下图所示,旁路门的控制分为五个阶段 1 a阶段 旁路门全关,锅炉点火后,当主汽压 0.5MPa 时进入 b 阶段。 2 b阶段 旁路门开度随主蒸汽压力比例变化。 3 c阶段 汽机冲转前,旁路门控制蒸汽压力为 8.73MPa 。 4 d阶段 汽机冲转后,旁路门开度逐渐减小以控制蒸汽压力为 8.73MPa 。 5 e阶段 当负荷超过 15ECR 后,旁路门全关,锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制。 B. 极热态启动如下图所示, 由于极热态启动时, 主蒸汽压力已经建立,因此, 将旁路门的设定压力比当前 压力提高 3.9MPa。锅炉点火约 10分钟后,将旁路门的压力设定改为 10MPa 。当负荷达到 1020E CR 时,高旁门全关,锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制 1.2.13. 给水系统 1 给水系统由给水泵将除氧器水箱中的给水送到锅炉省煤器入口 ,同时提供高旁减温水,省煤器出口经 下降管至水冷壁出口,同时提供过热器一、二级减温水和 361A 、 B 阀暖水。给水系统采用单元制,每台机 组配备 2台 50容量的汽动给水泵, 每台汽动给水泵配一台定速电动前置泵, 汽动给水泵与前置泵不考虑 交叉运行。 一台 30容量液力偶合器调速的电动给水泵, 用于启动和备用, 前置泵与主泵用同一电机同轴 拖动。在一台汽动给水泵故障时,电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机 90THA工况 以上负荷的需要。 2 给水系统设有一台除氧器,可适应定 – 滑压运行。水箱的贮水容量可以满足不少于 5分钟无凝结水进入 时锅炉最大蒸发量所需给水量。 3 三台 100容量卧式高压加热器串联布置,高压加热器系统共用一个快速电动大旁路阀 , 以保证高压加 热器退出运行时锅炉最大给水量。 1.2.14. 凝结水系统 1 系统是将凝汽器热水井中的 凝结水经凝结水精处理设备、轴封加热器、低压加热器输送至除氧器,另 外还向汽机本体疏水扩容器、低旁减温器、给水泵密封水等提供减温水。 2 系统设置 2台 100容量的凝结水泵,一台运行,一台备用。当任何一台泵发生跳闸、 凝汽器热水井水 位高或凝结水压力低时,备用泵自动启动投入运行。凝结水泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨 胀节,出口管道上设置逆止门和电动隔离阀。进、出口的电动隔离阀门将与凝结水泵联锁,以防止凝泵在 进、出口阀门关闭状态下运行。 3 凝结水处理采用凝结水精处理装置。 凝结水由凝汽器热水井经一根总管引出, 然后分两路至两台 100容量的凝结水泵,其出水管合并一路后依次经凝结水精处理装置、轴封加热器、低压加热器至除氧器。凝 结水在精处理装置中进行 100的处理。为了在凝结水精处理装置出现故障退出运行时,仍能维持机组继 续运行,在装置的进、出口均装有隔断阀,并设置旁路管道及阀门。 4 凝结水精处理装置出口的凝结水,在进入轴封加热器前,将供给各辅助系统的减温用水和辅助系统的 补充用水以及设备或阀门的密封用水。 5 经凝结水精处理后的凝结水进入轴封加热器。轴封加热器为表面式热交换器,用以凝结轴封漏汽和低 压门杆漏汽。轴封加热器依靠轴加风机维持微真空状态,以防蒸汽漏出大气。为维持上述的真空还必须有 足够的凝结水量通过轴封加热器,以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。为简化系统、减少投资,轴封加热器 进、出口的凝结水管道上均不设阀门,也不设旁路管道。轴封加热器出口凝结水管道上还设有当凝汽器热 水井高水位时,将凝结水返回至 800m凝结水补充水箱的系统。 6 凝结水系统设有再循环管道,自轴封加热器出口的凝结水管道引出,经调节阀回到凝汽器,以保证启 动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行,防止凝结水泵汽蚀,同时也保证机组启动和低负荷运行时有 足够的凝结水量流过轴封加热器,以维持轴封加热器的微真空。 7 凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。轴封加热器后的凝结水经除氧器水位气动控制阀进入 凝汽器喉部的双列 8、 7号复合式低压加热器,出来后再合为一根母管经 6号低压加热器、 5号低压加热 器至除氧器。进除氧器的凝结水管道上设一只逆止门,以防止除氧器内蒸汽倒流进入凝结水系统。 5、 6号低压加热器均采用电动隔离阀的小旁路系统, 7、 8号组合式低压加热器采用电动阀大旁路系统。 8 系统中设置除氧器水箱热水循环泵,机组启动时,给水经启动热水循环泵进入除氧头,通过辅助蒸汽 加热及除氧,有利于缩短除氧器启动时间、提高机组整体启动的灵活性。 1.2.15. 补给水系统 1 每台机组设有一个 800m的补给水箱,其主要作用是作为凝汽器热水井水位控制的储水和补水容器, 并为工业水系统提供启动注水和除氧器的启动上水。补水箱水源来自化学水处理室的除盐水,其水位由补 充水进水管上的调节阀控制。 2 补水箱配置两台补给水泵,主要用于机组启动时热力系统充水,工业水系统充水等。二台补给水泵的 总容量满足锅炉启动冲冼时的水量要求 约为锅炉直流负荷即 28BMCR 的给水流量 , 每台泵各为 50容量。泵入口设有滤网和手动隔离阀,泵出口设有逆止门和电动隔离阀,在泵出口逆止门与电动隔离阀间 接出最小流量再循环管路。此外,泵侧设有由一逆止门和一手动隔离阀组成的旁路,机组正常运行时通过 该旁路靠储水罐和凝汽器之间的压差向凝汽器补水。当真空低直接补水不能满足时,开启补给水泵向凝汽 器补水。 3 系统中不另外设置锅炉进水泵,启动时由凝结水补给水泵通过除氧器,水在除氧器中通过辅助蒸汽加 热至 100C后经电动给水泵和给水系统向锅炉进水。 4 补给水系统的阀门均采用不锈钢阀门,管道采用不锈钢材料。 1.2.16. 加热器疏水及排气系统 1 高压加热器疏水采用逐级回流串联疏水方式,即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器,直至排 到除氧器。 13号高加事故放水和除氧器溢放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。 启动期间, 除氧水箱不合 格水排向锅炉启动疏水扩容器。低压加热器也用逐级回流疏水,最后排到凝汽器进入凝结水系统,各低压 加热器事故放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。每个疏水管路均设有疏水调节阀,用于控制加热器的正常 水位。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的加热器或扩容器,以减少两相流动的管道长度, 避免管道震动,疏水调节阀后管径放大一级,且高加疏水采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管,低加疏水采用厚 壁管。 2 加热器事故放水有三种情况一是加热器管子断裂或管板焊口泄漏,给水进入壳体造成水位升高或者 正常疏水调节阀故障,疏水不畅造成壳体水位升高。另一种情况是下一级加热器事故关闭上一级的疏水调 节阀,上一级加热器疏水无出路。最后一种是低负荷时,加热器间压差减小,正常疏水不能逐级自流。上 述任何一种事故情况下,开启有关加热器事故放水阀,经扩容降压后排入凝汽器。 3 高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全门。汽侧还设有停机期间充氮保护接口。高压加热 器连续运行排气接至除氧器,低压加热器连续运行排气接至凝汽器。在加热器连续排气口内,设有内置式 节流孔板,以控制高压排气汽量。 4 除氧器排气管道上设有截止阀和节流孔板,还设有电动旁路阀。当节流孔板阻塞时,电动旁路阀开启, 以保证除氧器排气量。 5 轴封加热的疏水经单级 U 形水封管疏入凝汽器。 1.2.17. 抽汽系统 1 汽轮机设八段非调整抽汽包括高压缸排汽。一、二、三段抽汽分别供至 1、 2、 3号高压加热器, 四段抽汽供给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。五、六、七、八段抽汽分别供至 5、 6、 7、 8号低 压加热器。 2 为防止汽轮机超速和进水,除七、八段抽汽管道外,其余抽汽管道上均设有气动逆止门和电动隔离阀。 电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护,气动逆止门主要用于防止汽轮机超速保护,同时兼作防止汽机 进水的二级保护。 3 由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合式加热器,一旦汽机甩负荷,抽汽压力突然降低,给水箱 中的饱和水将迅速汽化,产生大量的蒸汽,将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机,且考虑到四段抽汽 管道上的用汽点较多,故在四段抽汽管道总管靠近汽轮机处装设两个串联的气动逆止门和一个电动隔离 阀,在各用汽支管上分别又设置了逆止门,以确保汽轮机的安全运行。 4 小汽轮机具有双进汽口,外切换,采用两个汽源。高压汽源为二段抽汽,低压汽源为四段抽汽。四段 抽汽经流量测量喷嘴后,分成两根支管,分别去两台小汽轮机的低压调节阀。低压汽源每一支管上设一个 电动隔离阀和一个逆止门。逆止门是为了防止高压汽源切换时,高压蒸汽进入抽汽系统。 5 小汽轮机排汽口垂直向下,排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节,并设有一个安全膜板, 以保护小汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀,安装在紧靠凝汽器的接口处,便于小汽轮机隔离 检修。 6 汽轮机五、六段抽汽口位于凝汽器的壳体内。五、六段抽汽管道从凝汽器的壳体内穿出分别合为一根 母管至各自的加热器, 抽汽母管上装有电动隔离阀和气动逆止门。 7、 8号复合式低压加热器布置在凝汽器 喉部,由于接近末级排汽,汽机无超速可能,故不设逆止阀。 7 为防止汽轮机进水,抽汽系统设有完善的疏水系统。 1.2.18. 辅助蒸汽系统 1 二台机组之间设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽有以下几个汽源 a 调试及初次启动汽源来自启动锅炉; b 邻炉来汽; c 正常运行时由本机四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。 d 低负荷本机四段抽汽不能满足要求时由二段抽汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统; 2 机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自该辅助蒸汽 母管。辅助蒸汽母管的设计参数为压力0.81.27MPa ;温度350381C。 3 第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由一台 35t/h的启动锅炉供应, 启动锅炉出口蒸汽参数为 1.27 M Pa , 350C。第二台机组投产后,两台机组可相互供给启动用汽。 4 辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压和锅炉进水加热、启动油枪雾化、汽轮机和小 汽轮机汽封、小汽轮机调试以及暖缸等提供用汽。辅助蒸汽系统供汽能力为一台机组启动和另一台机组正 常运行的用汽量之和。 1.2.19. 凝汽器抽真空系统 1 该系统在机组启动初期将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求; 机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。 2 由于凝汽器高、低压壳体有抽空气管相连,因此凝汽器汽侧抽真空系统设置三套 50容量的水环式真 空泵,与低压凝汽器壳体连接。正常运行时,两台运行,一台备用。在机组启动时,三台真空泵可一起投 入运行,这样可以更快地建立起所需要的真空度,从而缩短机组启动时间。 3 每个凝汽器壳体上还设置 1个真空破坏电动门,用于在机组事故情况下破坏真空,增加凝汽器背压, 缩短汽机惰走时间。 1.2.20. 工业水系统 1 除真空泵外,其它设备用水均来自工业水系统。由于冷却水温度越低,真空泵抽真空的效果越好,故 真空泵冷却用水取自循环水供水管上的海水。 2 工业水系统设两台 100容量工业水泵一台运行一台备用、两台全钛管式水 -水冷却器和一个高位 布置的缓冲水箱, 水 -水冷却器容量能满足机组从启动到最大出力时各种工况下运行的冷却水要求, 并留有 一定的裕量。工业水的启动注水来自补给水箱出口的除盐水,补给水为凝结水。 1.2.21. 润滑油系统 1 汽轮机润滑油系统采用主油泵 油涡轮供油方式。 主油泵由汽轮机主轴直接驱动, 其出口压力驱动油 涡轮投入工作。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组提供油源。 2 油系统中设有两台冷油器,为下锈钢管式换执器。一台运行,一台备用。可通过切换阀进行切换。 3 汽轮机主油箱及小汽机润滑油箱容量能保证在厂用交流电失电且冷油器断冷却水的情况下停机时,机 组安全惰走,油温不超过 80C。 1.2.22. 循环水系统 循环水采用单元制供水系统,以海水作为凝汽器冷却水的循环水,其流程为码头港池 取水口 引水明 渠 循环水泵房 循环水进水管 凝汽器 排水管 虹吸井 排水管 排水口。 1 取水口 循环水取水口布置于厂区东北面的白沙湖煤码头港池南岸墙,在重件码头和油码头之间。 2 引水明渠 引水明渠满足四台机组容量,明渠位于取水口和前池之间,长约 920m 。 3 进水前池 为使引水明渠与循环水泵房有良好的衔接,保持良好的流态,于两者之间设置进水前池。 4 循环水泵 1、 2号机组设置立式混流泵 4台。循环水泵与其附属设备滤网、清污机及起重设备露天 布置。 5 压力进水管 从泵房至汽机房为循环水进水管段,每台机采用一条预应力钢筒砼管PCCP ,内径 φ32 00mm ,总长约 815m, 压力管在拐弯处设砼支墩以承受推力。 6 虹吸井 1、 2机组各建 1座虹吸井,采用钢筋砼板式地下结构,长 宽 高 46.7m16m7.6m。 7 3500mm,采用现浇钢筋砼结构, 1虹吸井出口接出一条单孔排水管沟,长约 20m , 2虹吸井出口 接出一条单