宣城发电厂（1×600MW）工程初步设计

国投宣城发电厂(1×600MW)工程1.1设计依据1.1.1中国国际工程咨询公司2005年12月发送的关于"国投宣城发电厂一期(11.1.2关于国投宣城发电厂(2×300MW)工程环境影响报告书审查意见。1.1.3国投宣城发电厂(1×600MW)工程可行性研究报告1.1.4关于国投宣城发电厂(1×600MW)工程燃用煤煤质资料的函。1.1.5宣城发电厂与我院签定的《宣城发电厂1×600MW工程初步设计合同》不堵死再扩建的可能性。电厂性质：电厂承担区域基本负荷并满足电网调峰的需求。结合工程实际情况，贯彻2000年示范电厂设计思路，优化设计方案。·贯彻"安全可靠，经济适用，符合国情"的十二字建设方针；·主厂房布置形式采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房的顺序排列·热力系统采用单元制(辅助蒸汽系统除外)。本期工程新建一台600MW超临界机组。锅炉部分包括锅炉及相应的燃烧制粉系统，辅助设备的选择与系统的连接，燃油贮存与供油设备及系统的连接，主厂房内压缩空气系统等。汽机部分包括汽轮发电机组及相应的汽水系统、辅助设备的选择与系统连接和保温设计。1.6主机型式、参数及主要技术规范锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、运行工况参数名称过热蒸汽流量(t/h)过热蒸汽出口压力(MPa)过热蒸汽出口温度(℃)再热蒸汽流量(t/h)再热蒸汽进口压力(MPa)再热蒸汽出口压力(MPa)再热蒸汽进口温度(℃)再热蒸汽出口温度(℃)省煤器进口给水温度(℃)锅炉效率(%)运行工况参数名称功率(MW)主蒸汽进汽量(t/h)主蒸汽压力(MPa)主蒸汽温度(℃)高压缸排汽口压力(MPa)高压缸排汽口温度(℃)再热蒸汽进汽量(t/h)再热蒸汽进口压力(MPa)再热蒸汽进口温度(℃)排汽压力(KPa)机组保证热耗(KJ/KW.h)1.6.3发电机发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水氢氢冷却、静态励磁汽轮发参数名称参数值备注额定功率(MW)额定容量(MVA)最大容量(MVA)功率因数(cosφ)0.9(滞后)定子额定电压(KV)定子额定电流(A)额定转速(r/min)额定励磁电压(V)421.8计算值额定励磁电流(A)计算值效率(%)保证值定子线圈接线方式YY励磁方式机端变静止励磁冷却方式2.1设计编制原则热力系统的设计及主要辅助设备的选择是以汽轮机厂提供的各种工况下的热平衡图为基础，汽轮机发电机组在各种工况下的热平衡计算结果见下表。汽轮发电机组热平衡计算成果表(厂用汽工况：二抽60th,四抽40th,五抽50th)运行工况参数名称T-MCR况VWO工况THA工况工况(滑压)工况(滑压)工况(滑压)工况(滑压)高加停用工况(暂未提供)厂用汽工况主蒸汽压力MPa(a)再热蒸汽压力MPada)主蒸汽温度℃热再热蒸汽温度℃再热蒸汽流量kgh高压缸排气压力MPa(a)高压缸排气温度℃排气流量kg/h3000未级高加出口给水温度℃2.2热力系统的主要设计原则及特点除辅助蒸汽系统按母管制设计并与启动锅炉有联系外，其余热力系统均采用单元制。在四大管道选材上进行了优化，选用性能好，国内外有使用业绩且性价比优的管材为四大管道的用材，降低了工程造价。由于超临界机组中主汽、热再热及高压给水设计压力、设计温度大幅度提高，对管材的高温许用应力要求也增高，管系的应力分析也更难，优选管材后，以上问题都得到了不同程度的改善。本工程主汽及热再热管道选用A335P91管材，该材料具有高温强度好的特点，用在主蒸汽及热再热蒸汽管道上可以大幅度地减小壁厚，使得管道自重减轻，支吊方便，同时使得管系的热应力大幅减小，减小对设备的推力和力矩，给设计和安装带来方便。高压给水管道选用15NiCuMoNb5-6-10管材，该管材具有强度高的优点，这将使得高压给水管道壁厚大幅减小。热力循环采用八级回主蒸汽、再热蒸汽系统按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡参数设计。主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口额定主蒸汽压力。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5℃。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。热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全阀动作的最低整定压力。热再热蒸汽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5℃。主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统，均采用“双管、单管、双管”的布置方式。主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成一根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入主汽关断阀和再热关断阀。冷再热蒸汽管道从高压缸的2个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行。同时还可以简化布置，节省管汽轮机的主汽关断阀、再热关断阀均能承受锅炉的水压试验压力。在锅炉至汽轮机主汽关断阀前的主汽管道上不设电动隔离阀；再热器的进口管道上设有再热器水压试验冷再热蒸汽系统除供给2号高压加热器加热用汽之外，还为轴封系统、辅助蒸汽系下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。每一根疏水管道都单独接主蒸汽管道的主管采用按美国ASTMA335P91标准生产的无缝钢管(内径管),其他管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。再热(热段)蒸汽管道的主管采用按美国ASTMA335P91标准生产的无缝钢管(内径管),其他管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。再热(冷段)蒸汽管道采用按美国ASTMA672B70CL32标准生产电熔焊钢管。考快速升降负荷，增强机组的灵活性。每台机组设置一套高压和低压两级串连汽轮机旁路(1)使机组能适应频繁起停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合(2)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(3)汽机甩部分负荷或全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，减少对于直流炉来说，汽机旁路更具有重要作用。例如：直流锅炉有最低直流运行的负荷工况，此工况下产汽量往往大于汽机耗汽量，因此需要旁路按设定压力维持升压和稳压，旁路容量应根据锅炉、汽机启动曲线及其联合启动曲线确定。根据上述功能要求及锅炉和汽轮机启动要求，本次初步设计的旁路容量暂按40%高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至再热(冷段)蒸汽管道，高压旁路的减温水取自省煤器进口隔离门前的给水系统。低压旁路每台机组安装2套，从汽轮机中压缸入口前热再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水关断阀和控制装置。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设计压力(除二级抽汽管道外)取汽轮机VWO工况热平衡计算所得抽汽压力的1.1倍，汽分别供给三台高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机和辅助蒸汽系为防止汽机超速，除了最后2级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动逆止阀(气动控制),四级抽汽管道上由于连接有众多设备，用汽点多，用汽量大，而这些设备如给水泵汽轮机接有冷再热蒸汽汽源，除氧器接有辅助蒸汽汽源。在机组启动，低负荷运行时，汽机突然甩负荷或停机时，其他汽源的蒸汽有可能串入四级抽汽管道，造成汽机超速的危险性最大，因此设有二只抽汽逆止阀起到双重保护作用。其他凡是从抽汽系统接出去的去加热设备的管道上都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能靠近汽机抽汽口，以便当汽轮机跳闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的储存。同时该抽汽逆止汽机的各级抽汽，除了最后2级外，均装设电动隔离阀作为汽机防进水的主要手段。在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，还安装一个电动隔离阀和一个止回阀。除氧器还接有辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防前置泵汽蚀的压力跟踪。给水泵汽轮机的正常工作汽源是从四级抽汽管引出，装有流量测量喷嘴、电动隔离阀和止回阀。止回阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水泵汽机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。给水泵汽轮机排汽口垂直向下，排汽口上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节并设有一个薄膜泄压阀，以保护给水泵汽轮机及排气管，排气管上还设有一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器接口处，便于给水泵汽轮机隔离检修。汽机最后2级抽汽，因加热器采用复合式位于凝汽器喉部，不考虑装阀门，四根7级抽汽管和八根8级抽汽管均布置在凝汽器内部，管道由凝汽器制造厂设计供货。按ASMETDP-1要求，在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀和逆止阀后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动，停机和加热器发生故障时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器。汽轮机抽汽系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见2.2.12节。给水系统按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况时相对应的给水量本系统设置2台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动启动/备用给水泵。每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵，汽动给水泵电动前置泵不考虑交叉运行。电动给水泵采用调速给水泵，电动机拖动前置泵并通过液力偶合器拖动主泵。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%铭牌负荷的需要。系统设三台全容量、单列、卧式、双流程高压加热器。由于目前高压加热器的可靠性明显提高，因此3台高加给水采用大旁路系统。当任一台高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换通过给水旁路供省煤器，这时机组仍能带额定负荷。这样既简化系统，又可以减少昂贵的高压阀门，节省投资。给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以保证在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。给水总管上不装设调节阀，机组正常运行时，给水流量由控制给水泵汽轮机或电动泵液力偶合器的转速进行调节。给水系统还为锅炉过热器的减温器、事故情况下的再热器减温器、汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水从末级高加后引出。汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。给水系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见2.2.12节。系统按汽轮机VWO工况时可能出现的凝结水量，加上进入凝汽器的经常疏水量和正常补水率进行设计。凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。因此系统中仅设凝结水泵，不设凝结水升压泵，系统较简单。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封加热器和四级低压加热器后进入除氧器。备用泵自动启动投入运行。凝泵进口管道上设置滤网和电动隔离阀，进出口的电动阀门将与凝泵联锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。考虑到循环水泄漏的可能，系统采用100%容量的凝结水精除盐装置及100%容量的电动旁路。系统设置一台全容量的汽封冷却器、4台表面式低压加热器和1台无头除氧器。汽封冷却器设有单独的100%容量的电动旁路；5、6号低压加热器为卧式、双流程型式，采用电动隔离阀的小旁路系统，以减少除氧器过负荷运行的可能性；7、8号低加采用复合式单壳体结构，置于凝汽器接颈部位与凝汽器成为一体，采用电动阀大旁路系位时，将凝结水返回至300m³储水箱系统。凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。汽封冷却器依靠汽封抽吸风机维持微真空状态，以防蒸汽漏入大气和汽轮机润滑油系统。为维持上述的真空还必须有足够的凝结水量通过汽小流量再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防汽封冷却器的微真空。最小流量再循环管道按凝结水泵、汽封冷却器所允许的最小时的回水，以及提供化学补充水；机组启动期间向凝结水系统及闭式循环冷却水系统提供启动注水。储水箱水源来自化学水处理室来的除盐水，其水位由补充水进水管上的调储水箱配备二台100%容量的凝结水输送泵，主要用于启动时(可使用二台泵)向热力系统、锅炉、闭式循环冷却水系统注水。泵入口设有滤网和手动隔离阀，泵出口设真空之间的压差向凝汽器补水。当真空直接补水不能满足时，开启凝结水输送泵向凝汽系统中不考虑锅炉上水泵，启动时由凝结水输送泵通过凝结水系统向锅炉上水(也凝结水系统主要管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见2.2.12节。正常运行时，各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，3号高压加热器出口的疏水输入除氧器；8号低压加热器出口的疏除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，当发生下述任何一种情况时，开启有关加热器事故疏水阀，将疏水直接排入凝汽器疏水扩容器经扩容释压后排入凝汽器。(1)加热器管子断裂或管板焊口泄漏，给水(或凝结水)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；(2)下一级加热器或除氧器水箱高水位后事故关闭上一级的疏水调节阀，上一级(3)低负荷时，加热器间压差减小，正常疏水不能逐级自流时。每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。用于控制加热器正常水位。危急疏水管道上的调节阀受加热器高水位信号控制。每个调节阀前后均装有隔离阀。疏水经疏水阀时，受阀芯节流的影响，阀后的疏水势必汽化，造成汽水两相流动，导致管道磨损和振动，且产生噪音。为使其影响减到最小，采取一下预防措施。(1)疏水阀尽可能布置在靠近接受疏水的设备处，缩短疏水阀后疏水管道的长度，并且疏水阀后管道选用管径大、管壁厚或材质好的管道；(2)布置在疏水调节阀下游的第一个弯头以三通代替，在三通的直通出口装设不汽封冷却器的疏水经U形水封管疏入凝汽器。加热器疏水系统的设计按ASMETDP-1标准(汽轮机防进水的推荐措施)进行。每台加热器(包括除氧器)均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气体。所有高压加热器的汽侧启动排气排大气，连续排气均接至除氧器。低压加热器汽侧连续排气单独接至凝汽器中。所有加热器的水侧放气都排大气。除氧器放气不分连续和启动放气均排大气。连续排气设有节流孔板，其容量按能通过0.5%加热器最大加热量选取。本期机组设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽来源主要为运行机组的四段抽汽。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压缸排气作为辅助蒸汽的备用汽源。辅助蒸汽系统蒸汽用户用汽量统计表(暂定)序号蒸汽用户名称每台机组的汽耗量(kg/h)备注启动正常运行维修或事故1除氧器给水预热稳压2给水泵汽轮机调试用汽3主汽轮机和给水泵汽轮机汽封用汽4启动暖缸用汽5暖通用汽冬季用，t=170℃6空气预热器吹灰用汽7油枪吹扫用汽公用，t<250℃8磨煤机蒸汽灭火9设备露天防护用汽总计注：带*号的用户用汽量为启动时必须保证的汽量本期辅助蒸汽系统的设计参数和启动锅炉参数基本一致，因此本期机组投产时所需启动蒸汽将由启动锅炉蒸汽供应。辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压、汽轮机和给水泵汽轮机汽封、给水泵汽轮机调试等用汽。辅助蒸汽系统供气能力，按一台机组启动和另一台机组正常运行的用汽量之和考虑。辅助蒸汽系统的所有疏水全部送至辅助蒸汽系统的疏水扩容器。每台机组设一只疏水扩容器，布置在除氧器夹层。2.2.8厂内循环水及开式循环冷却水系统循环水采用带冷却塔的二次循环供水系统，考虑到运行的经济性，本期工程选用双背压凝汽器。循环水系统为凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水，按单元制设计。两根来自厂房的循环水管道先后经低压凝汽器和高压凝汽器排入厂房外的循环水管。进出凝汽器的循环水管道上设有电动蝶阀，以便隔离凝汽器。凝汽器管束采用不锈钢钢管，凝汽器装设胶球清洗系统，循环水采用侧面进水，循环水进口管道上可不设二次滤网。本工程根据冷却水质及开、闭式水冷却不同的辅机设备，拟定冷却水方式为小闭式。采用小闭式冷却水系统，开式循环冷却水系统由电动清洗过滤器、闭式循环冷却水热交换器、冷却水量较大的冷却设备以及连接管道阀门等组成。供水管取自主厂房A列外凝汽器循环水进水总管，冷却水回水接入A列外凝汽器循环水出水总管。该系统中的设备：电动清洗过滤器暂按70%容量两台配置，闭式循环冷却水热交换器按65%容量两台配置，采用管式。传热管材料为不锈钢。开式循环冷却水系统取水自循环水进水管，根据各用水设备要求的供水压力不同，分为二路，一路经滤水器后不升压直接送到冷却设备，回水至循环水回水管，另一路不经滤水器单独接往锅炉混温箱冷却用水。开式循环冷却水系统按一台机组单元制考虑。开式循环冷却水系统各冷却设备用水的情况见下表(暂定)序号用户名称冷却水用量安装台数运行台数每台用量总用量1汽轮机润滑油冷却器212水环真空泵冷却器323汽机房杂用水不回收，每班按20分钟4锅炉混温箱冷却用水启动时用；至炉后循环水排污水5磨煤机稀油站冷却器65考虑六台冷却水6磨煤机液压油站冷却器668考虑六台冷却水7锅炉房杂用水不回收，每班按20分钟8电泵工作油冷却器11电泵按启动/备用泵考虑9电泵润滑油冷却器11电泵按启动/备用泵考虑序号用户名称冷却水用量安装台数运行台数每台用量总用量电泵电机空冷器11电泵按启动/备用泵考虑给水泵汽轮机润滑油冷却器42发电机氢气冷却器44凝结水泵电机冷却器22发电机定子水冷却器21发电机氢侧水冷却器21发电机空侧水冷却器21暖通空调用冷却水闭式水热交换器21合计机组冷却水量3447t/h(其中回水上塔2907t/h)对应开式水的方案，除开式冷却水系统冷却的设备外，其余设备全部采用闭式循环冷却水系统(单元制)。闭式冷却水用户及用水量见下表：闭式循环冷却水系统冷却水用户用水量统计表(暂定)序号用户名称冷却水用量备注安装台数运行台数每台用量总用量1冷却水228序号用户名称冷却水用量安装台数运行台数每台用量总用量2汽动给水泵机械密封水223电动给水泵机械密封水114凝结水泵轴承冷却水2124考虑两台冷却水5抗燃油冷却器217考虑两台冷却水6氢气干燥器117氢密封油真空泵118空预器导向轴承润滑油冷却器2299空预器支撑轴承润滑油冷却器229空预器红外线探测仪2212送风机液压油站冷却器22一次风机液压油站冷却器22引风机液压油站冷却器22密封风机电机轴承冷却2112考虑两台冷却水汽水取样用冷却水11锅炉等离子点火冷却水11锅炉启动再循环泵11合计具有较高的传热效率。同时又可防止流道阻塞，提高各主、辅设备运行的安全性和可靠闭式水系统设100%容量的闭式循环冷却水泵和65%换热面积管式水—水热交换器吸收水的热膨胀等作用，并且给冷却水泵提供足够的净正吸水头。闭式循环冷却水系统的补水和启动前对系统的充水都通过膨胀水箱进行。在运行时，膨胀水箱的水位由补水调节阀进行控制，补水自凝结水系统中凝结水精处理设备出口接出。启动前系统的充水口管道设有单独的温度调节阀。采用进水调节，可降低冷却设备的工作压力，有利于设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凝汽器汽侧抽真空系统设置三套50%容量的水环式真空泵，两台真空泵运行，一台真空泵备用。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汽轮发电机设有一套在线润滑油净化装置。汽轮发电机设置1台脏油/干净油组合贮油箱，其容量约100m³。润滑油净化装置除能净化处理汽轮机主油箱的油，同时也能对贮油箱中的脏油进行净化处理。本系统还设有润滑油输送油泵，用于贮油箱和汽轮机主油箱之间润滑油的输送。主汽轮机主油箱、给水泵汽轮机油箱、润滑油贮油箱分别设有序号管道名称设计压力MPa设计温度℃流量管材直径×壁厚mmxmm最大流速推荐流速1主蒸汽管道主管(内径)25.4A335P9152.4240-60支管(内径)25.4A335P9I0n298.5×5651.6640-602执面执兼连管道燃竹热然代自坦主管(内径)5.366A335P914m914×3559.3650-65支管(内径)5.366A335P914m648×2659.0850-653冷再热蒸汽管道主管5.532A672B70CL320914×25438.6830-45支管5.532A672B70CL320711×2230-45主管A691Cr1-14CL220914X3239.8930-45支管A69ICr1-114CL224711×2633.1930-454汽机高压旁路管道①汽机高压旁路进口管道A335P914n254×4757.08②汽机高压旁路出口管道5.532A672B70CL3246.1③汽机高压旁路出口管道5.532A691Cr₁.114CL2246.615汽机低压旁路管道①5.366A335P91m635×2469.60②5.366455A335P914m546.1X2047.053A672B70CL32863.6×9.593.94④A672B70CL320711.2×9.569.93主给水管道①给水主管15NiCuMoNb5-6-104508×502-6②汽泵出口关断门前支管15NiCuMoNb5-6-10355.6×402-6③汽泵础口关断门后支管15NiCuMoNb5-6-100355.6×364.772-6④电泵出口关断门前支管15NiCuMoNb5-6-104273x302-6⑤电泵出口关断门后支管15NiCuMoNb5-6-104273×284.892-6序号管道名称设计压力MPa设计温度C流量管材直径X壁厚mmxmm最大流速ms推荐流速m/s7主凝结水管道4.0钢204426X113.392.3.58抽汽管道①一级抽汽管道7.513A335PII42.3635-60二级抽汽管道5.532钢20G0273X1137.0635-60三级抽汽管道2.67349380.68A335PIl4323.9×8.437.8535-60四级抽汽主管208.17钢204711X1037.6735-60四级抽汽至除氧器支管钢204480X1242.8335-60四级抽汽至给泵汽机支管钢2043.6835-60⑤五级抽汽支管0.49449.32钢2055.635-60五级抽汽主管0.49498.63钢204610×1235-60⑥六级抽汽支管0.14423.87钢204480×1035-60六级抽汽主管0.14447.3钢204660X1057.8535-602.3主要辅助设备的选择凡符合以下条件之一者，在工程中拟于选用。(1)运行超过2年；已证明安全可靠产品。(2)利用引进技术生产，按照引进国标准，能达到其质量保证条件的产品。(3)按引进样机仿制或自行试制的新产品。如拟在工程中采用，必须经过相应等级的技术审查，并由主管部门在初设审查时确定为试点。凝汽器采用双背压、双壳体、单流程、表面式冷却器。底部采用弹性支撑，上部与低压缸排汽口之间的连接采用弹性连接。冷却介质为循环水，凝汽器传热管和管板采用不锈钢管。凝汽器的设计按汽机在TMCR工况下的出力及循环水入口温度20℃,循环水温升9℃,清洁系数0.85的条件下，凝汽器平均背压达到4.9Kpa(a)。同时还需校核夏季工况水温为33℃的背压和汽机VWO工况运行时冷却水管内流速小于2.3m/s。凝汽器设计应符合HEI(凝汽器)标准要求。凝汽器单侧运行时，应保证机组能带75%额定负荷。凝汽器内设置汽轮机旁路三级减温减压装置。凝汽器主要技术数据(暂定)编号技术数据1设计工况按TMCR设计VWO、TRL校核2VWO工况循环水带走的净热3凝汽器面积m²4额定冷却水量(夏季)m³/h~350005凝汽器洁净系数6凝汽器管子外径mm7凝汽器进水水管直径mm8凝汽器进水管根数根29冷却水质循环水冷却水进口额定温度℃1分篇。加热器编号单位1号高加2号高加3号高加1加热器型式卧式、U形管、双流程2加热器数量1113高加系统旁路型式(大、小旁大旁路给水1流量2进口压力MPa3进口温度℃4进口热焓kJ/kg5出口温度℃6出口热焓kJ/kg7最大允许压降MPa8管侧设计压力MPa9管侧设计温度℃抽汽1流量2进口压力MPa4.9323进口温度℃4进口热焓kJ/kg5壳侧设计压力MPa6壳侧设计温度℃每台机组配置4台低压加热器，其中#7、#8为组合式设计，置于凝汽器接颈部位；另外两台采用卧式U形管，按双流程设计。每台加热器由蒸汽凝结段和疏水冷却段二个传热区组成，壳体为全焊接结构(组合式加热器除外),传热低压加热器按汽轮机TMCR工况下的热平衡作为容量设计的基裕度。但管内流速在VWO工况下不超过HEI标准的规定。同时加热器在堵管10%的情况下仍不影响其热力性能，并且在性能上应能适应汽轮机组变工况运低压加热器的设计应符合HEI(表面式给水加热器)标准和ASME规范第加热器编号单位5号低加6号低加7号低加8号低加1加热器型式卧式2加热器数量1122凝结水1流量2进口压力MPa3进口温度℃4进口热焓kJ/kg413.25出口温度℃6出口热焓kJ/kg413.27最大允许压降MPa8管侧设计压力MPa9管侧设计温度℃工况)工况)工况)抽汽12流量13进口压力MPa(a)14进口温度℃15进口热焓kJ/kg18壳侧设计压力MPa19壳侧设计温度℃量105%时所需给水量。除氧器的设计应符合HEI标准(除氧器)和ASME规本工程给水泵配置2×50%BMCR容量汽动泵和1×30%BMCR容量电动对汽动给水泵的台数和容量选择，决定于多种因素。虽然100%容量泵比2×50%容量泵方案投资省，运行经济性高，但100%全容量汽动给水泵组故障时机组只能降负荷运行，影响电厂的可用率。配2×50%容量汽动泵，优点是一台汽动泵组故障时，备用电泵自动投入后仍能带90%负荷运行。给水泵的可靠性对机组运行影响极大，考虑到国内已运行的600MW机组均采用2×50%汽动给水泵方案，本工程目前也按2×50%汽动给水泵设计。备用电动泵的容量选择，主要是考虑到启动方便、可靠、经济性等因素。本工程根据需要设置一台30%的备用调速电动给水泵，当一台汽动泵事故，则启动备用电动泵，汽机仍可带90%负荷运行。给水泵的额定容量出水按给水系统的最大运行流量再加5%裕量进行选择。入口流量还应考虑再热器减温水量(中间抽头)及密封水泄露量。扬程也按在VWO工况下运行并留有裕量设计。汽动泵的前置泵由单独的电动机驱动，电动泵的前置泵与电动泵采用同一给水泵汽轮机为单缸、单轴、凝汽式，汽源采用具有高、低压双路进汽的切换进汽方式，正常运行时，由主汽轮机的四段抽汽(至除氧器的抽汽)供给，启动和低负荷时由冷段或主蒸汽系统供给，调试用汽由辅助蒸汽系统供给。给给水泵汽轮机：上海汽轮机有限公司及东方汽轮机厂均引进西屋技术制造双进汽自动内切换给水泵汽轮机，杭州汽轮机股份有限公司引进德国西门子公司技术生产外切换给水泵汽轮机。目前都有运行实绩。本工程初步设计给水泵汽轮机按杭州汽轮机股份有限公司的高低压双路进汽自动外切换方式考虑。每台给水泵汽轮机进汽管道上设有一个管道调节阀、进汽阀和进汽调节阀。锅炉给水泵组目前具有600MW汽轮发电机组配套能力的制造厂家有沈阳水泵股份有限公司、上海电力修造总厂和上海KSB泵有限公司。上海KSB为KSB在中国的合资厂，具备为600MW机组配套的能力，但目前尚无运行实绩。上海电力修造总厂分别引进WEIR公司和SULZER公司技术合作生产给水泵组。沈阳水泵股份有限公司与美国FLOWSERVE(简称FPD)公司合作生产给水泵组。(FPD公司是由美国原来的B.J公司、IDP公司、太平洋泵业公司等重组而成。)考虑到上述制造厂600MW超临界机组国内均无运行业绩，本工程建议给水泵采用全进口设备或给水泵组关键部件(如芯包)进口的中外合作生产设备，前置泵和电动机国产。汽动给水泵及前置泵主要技术数据(暂定)单位额定工况点最大运行点单泵最小点A.泵组入口水温℃B.泵组入口流量C.泵组入口压力MPaD.泵组出口流量E.泵组出口压力MPaF.抽头水流量G抽头水压力MPaH.泵组扬程MPa电动给水泵及前置泵主要技术数据(暂定)单位额定工况点最大运行点单泵最小点A.泵组入口水温℃B.泵组入口流量C.泵组入口压力MPaD.泵组出口流量E.泵组出口压力MPaF.抽头水流量G.抽头水压力H.泵组扬程(1)低压蒸汽进口参数(主机四段抽汽):(2)高压蒸汽进口参数(二段抽汽):铭牌工况(最大工况TRL)经济运行工况(THA)A.水泵入口水温：32.54℃32.54℃B.介质比重(饱和水):C.水泵入口压力：9.5KPa(a)9.6KPa(a)D.水泵出口流量：E.水泵出口压力：3.21MPa(a)汽轮机旁路主要运行参数(暂定):(1)高压旁路进口参数：温度(2)高压旁路出口参数：压力温度(3)低压旁路进口参数：压力温度(4)低压旁路出口参数：压力温度本期工程在减少工质损失方面的措施有：汽轮机采用二级串联旁路系统，减少机组起、停及事故情况下的工质损失；给水泵密封水回水通过多级水封直接排至凝汽器；设备和蒸汽管道的启动疏水和经常疏水，当工质不合格时，接管道的有压放水排至锅炉疏水扩容器，无压放水接至汽机房A列外工业废水管锅炉疏水扩容器排水经杂用掺水降温后排至机组排水槽。空气预热器冲洗排水排至锅炉酸洗废液池，由排水泵送至全厂废水处理站进行处理，回收再利发电功率MW年利用小时数h年发电量汽轮发电机组保证热耗(THA工况)kJ/kW.h锅炉保证热效率(汽机额定工况)%管道效率%发电厂热耗率kJ/kW.h厂用电率(包括脱硫)%发电厂热效率%发电厂标准煤耗供电效率%供电标准煤耗本期工程机组的启动汽源将从启动锅炉房蒸汽母管引出。启动蒸汽母管的设计输送流量为50t/h,设计原则是考虑一台机组启动用汽。本期工程淡水水源，经处理后输送到化学水处理车间进行除盐处理。来自化学水处理车间的除盐水输送至300m³凝结水贮存水箱。机组启动前除氧器水箱、锅炉和凝汽器热井的上水工作以及闭式循环冷却水系统的充水工作由凝结水输送泵来完成。凝汽器冷却水和开式冷却水系统均由循环水系统的循环水泵该启动电源同时也可作为机组未投运之前的调试及分部试运转的电源，故锅炉启动点火用0号轻柴油，新建2×1500m³的燃油罐，详见点火及助燃汽轮机装有40%容量的高、低压旁路系统，以加快机组的启动速度及配合集控室通过CRT和鼠标进行监控，完成对机组的启动、停机、正常运行和机组汽动方式为定—滑一定参数启动，启动条件有冷态启动、温态启动、热态启动和极热态启动等。目前东方汽轮机厂引进日立技术生产的600MW超冷态启动温态启动热态启动极热态启动机组能从T-MCR负荷到与锅炉相一致的最低负荷的范围内稳定运行，采用定—滑—定复合变压运行方式。机组正常运行时允许的负荷变化率为：在50%~100%T-MCR时在30%~50%T-MCR之间时在30%T-MCR以下时在负荷阶跃时≥10%T-MCR/min在变负荷运行时，锅炉具有足够的安全可靠性，以适应系统或控制装置在3.5机组停用及事故处理本工程设计考虑了辅机故障减负荷工况。在不同运行工况下，锅炉汽机协调控制系统、锅炉燃烧控制系统、汽轮机调速控制系统以及汽轮机旁路系统能自动调节，锅炉按程序自动减负切除燃料，汽轮机有关进汽、抽汽阀以及疏水阀按控制要求开启或维持到相应的阀位，以适应不同运行工况，并对主要设备和系统进行保护。3.6机组及辅机系统的安全保护和运行注意事项3.6.1锅炉保护。本工程采用了炉膛安全监控系统(FSSS)对锅炉实施灭火3.6.2汽轮机保护。本工程设计配置了如下几个主要控制保护系统。汽轮机危急遮断系统(ETS)在汽机异常情况下动作，关闭汽轮机所汽轮机本体，所有进汽阀前管道上均设疏水阀，根据汽机负荷自动开各抽汽管道上均设有抽汽电动阀及快关逆止阀，在甩负荷时能迅速隔给水泵设计了启动条件，异常情况下的报警或停泵，最小流量保护及高压加热器、除氧器、低压加热器均设有水位保护，除氧器有压力保一次风机、送风机及吸风机均设有启动条件，异常空压机于其后后处理设备之间，根据母管压力相互连锁。发电机、空气压缩机均设置消声器，轴流风机加隔音包覆等措施，减少噪声污所有压力容器均设有安全阀，主蒸汽管、再热蒸汽管、低压给水管、辅助蒸汽母管及轴封供汽母管等均设安全阀，以防爆防超压防止设备损坏，保4主厂房布置4.1主厂房设计的主要原则主厂房设计符合有关设计技术规程和规定，并借鉴2000年燃煤示范电厂的设计思路，拟采用可用率高，经济效益良好、技术先进的设计方案，为未来电厂参与"竞价上网"创造良好条件，做到工艺流程顺畅，布置合理，设有必要的检修设施和检修场地，解决好厂房内通风、采光、照明、消防、排水以及设备露天保护措施等问题，为电厂安全运行、操作和维层布置，三台高加布置在同一层(运转层),而方案二高加分别布置于三层上。主厂房采用砼结构，本期固定端设有栈桥上煤。主厂房扩建方向为左扩建汽机房运转层和夹层采用大平台布置，扩建端设中间检修场地，汽轮发电本工程起吊的最大件是汽轮机的低压缸上缸，根据汽轮机厂提供的初步资料，行车吊钩至汽轮机中心线的最小起吊距离(带横担时)约11.456m,考虑吊钩的尺寸并留有适当空隙，本次初步设计将轨顶标高定为26.4m是可行的。方案一：本工程采用中速磨，考虑到运行及检修条件，主厂房的柱距定为10m(其中#1,#2号柱间距9m,#8、#9号柱间距9m)。机组占9档，9档至10档为检修区，主厂房总长88m。汽机房跨度为30.60m,汽轮发电机组中心距A列柱15.30m。汽机房设有汽机房0m层，机头部分布置有凝结水精处理装置、主机润滑油系统、机械真空泵、润滑油净化储存系统设备；发电机端布置有凝结水泵、发电机密封油集装装置、氢冷系统设备，发电机定子水冷却系统设备、闭式循环冷却水热交换器、闭式循环冷却水泵及开冷水电动滤水器等设备。在给水泵汽轮机机座下汽机房夹层主要是管道层，机头布置有高压旁路装置，汽机油系统设备，发电机侧布置有发电机封闭母线、励磁变压器、厂用配电装置等。7、8号低压加热器布置在凝汽器颈部，其抽芯方向朝向A列柱。汽机房#1,#2号柱中间层考虑化水专业设备抽芯，标高定为7.80m。中间层除机头处标高定为6.90,其余各部标高考虑7,8号低加抽芯，标高暂定为6.40m。汽机房运转层为大平台结构，该层布置有汽轮发电机组及汽动给水泵。汽轮机机头朝向固定端。两台汽动给水泵背对背对称布置在近B列柱处，排汽向(1)改善了汽动给水泵及汽轮机的运行检修环境，可利用汽机房桥式起重(2)给水泵汽轮机向下排汽，检修揭盖时，不必拆卸排汽管；(4)可充分利用汽机房运转层和中间层的空间。扩建端设检修场地，汽机房总长度为90m,汽机房跨度30.6m。1)汽机房0.00m层2)汽机房6.90m层中间夹层主要是管道层。基本同方案一布置。机头第一跨精处理上方布置汽机电子设备间。发电机封闭母线从汽机房A列引出。3)汽机房13.7m运转层汽机房运转层为大平台结构，基本同方案一布置。该层布置有汽轮发电机给水泵组，汽机房A列侧布置有低压旁路装置。为检修方便，运转层设有凝结水泵、主油箱附属设备、冷油器等检修孔，并铺设格栅板。运转层采用大平台9～10号柱之间设有至零米的吊物孔，可满足大件检修的要求。面层。底层布置