可再生源电厂热机设计说明书

PAGEPAGEPAGE26XX工程初步设计(2×12MW)第四卷热机部分eq\o\ad(设计说明书,)工程设计证书电力行业甲级编号：eq\o\ad(批准,)：eq\o\ad(审核,)：eq\o\ad(校核,)：eq\o\ad(编写,)：TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 51.1设计依据 51.2设计规模 51.3电厂性质和运行要求 51.4机务专业主要设计原则及设计特点 51.5 设计范围 61.6 主机型号、参数及主要技术规范 62燃料 82.1燃料来源及种类 82.2燃料及灰成分分析 82.3点火启动系统 93燃烧系统及辅助设备选择 103.1燃料消耗量 103.2锅炉本体上料系统 103.3燃烧系统 113.4除尘设备及烟囱 113.5计算成果 114热力系统及辅助设备选择 154.1热平衡计算成果表和热经济指标 154.2热力系统的拟定原则 164.3辅助设备选择 194.4热力系统主要管道管径流速选择 204.5公用系统 214.6节约用水及减少工质损失的措施 214.7启动汽源 225系统运行方式 225.1机组启动条件和启动系统 225.2汽轮机组在运行中的控制与调节 225.3机组起动方式 235.4机组安全保护及运行注意事项 236主厂房布置 246.1主厂房设计的主要原则 246.2主厂房布置 246.3主厂房布置方案技术分析 266.4起吊设施 277辅助设施 277.1辅助车间 277.2主要保温材料的选用 271概述1.1设计依据1.1.1 中华人民共和国的有关法律、法规及专用条件约定的部门规章或工程所在地的地方法规。1.1.2 现行有关的国家标准、规范，专用条件约定的行业标准、规范及有关省级地方标准、规范。1.1.3 XX工程可行性研究报告审查意见。1.1.4 XX工程接入系统设计(一、二次)评审意见。1.1.5 XX工程环境影响报告书批复。1.1.6 XX工程可行性研究报告。1.2设计规模 XX工程规划容量建4×12MW供热机组,一次规划，分期建设。本期按2×12MW机组建设。1.3电厂性质和运行要求 电厂的性质为生物质资源综合利用发电厂，燃料以谷壳为主。本工程属于可再利用能源，没有煤炭消耗，是节能型、环保型、效益型电厂。电厂设备年利用小时数为6000h。1.4机务专业主要设计原则及设计特点1.4.1 锅炉采用循环流化床锅炉,主要利用稻壳作为燃料。该锅炉具有燃料适应性强、燃烧效率高、可用小时数长、成灰品质高、成灰量大、电厂综合利用效益好等特点。1.4.2 采用效率较高的国产12MW中温次高压抽凝式机组，该机组采用单轴、单缸结构。该机型在设计技术及加工制造水平、运行经验上都很成熟，汽轮机回热系统采用一高、一低、一除氧共3级抽汽加热系统，该系统具有成熟可靠，热效率较高的特点。1.4.3 主厂房布置上汽轮发电机组纵向顺列布置，除氧燃料仓采用单框架结构，锅炉采用露天布置，该布置格局使主厂房的纵、横向尺寸都比较小,以达到优化设计的目的。1.4.4 主蒸汽系统采用单元制系统。1.4.5 工业水排水考虑全部回收。全厂的工业水排水汇入水工专业设计的工业水回收水池通过水泵升压后打入循环水系统，该部分排水总量与水工专业消耗水量基本持平。工业水可基本做到完全回收。1.4.6 厂内不设储油罐，设两台点火油泵，一运一备，点火考虑租用专业石油公司的油罐车来油解决。1.4.7 工程两台锅炉合用一座高度为100m、出口内径为2.5m的烟囱。1.5 设计范围本期工程为2×12MW次高压中温抽汽凝式汽轮发电机组一次设计完成。热机专业设计范围包括主厂房内热机工艺系统(热力系统、燃烧系统、炉前上料系统、工业冷却水系统及布置、压缩空气系统及布置等)的设计及主辅机设备的选型。主厂房的布置设计、辅助车间布置、厂区管道的布置设计、主辅设备检修起吊、设备和管道的保温油漆等。1.6 主机型号、参数及主要技术规范本工程三大主机设备已招标，锅炉为XX公司设计的次高压中温循环流化床锅炉(KG-65/5.29/450-1),汽轮机为XX公司提供的次高压中温抽汽凝汽式汽轮机(C12/4.9/0.98/435),发电机为XX公司提供,三大主机参数如下:(1)锅炉型号 KG-65/5.29/450-1型式 次高压中温循环流化床锅炉最大连续蒸发量 65t/h额定蒸汽压力 5.29Mpa(g)额定蒸汽温度 450℃给水温度 152.2℃给水压力 5.537Mpa(g)排烟温度 150℃锅炉效率 ≥88.15%(2)汽轮机型号 C12/4.9/0.98/435台数 2台型式 次高压中温抽汽凝汽式汽轮机汽机参数为：额定抽汽工况：功率 12MW新蒸汽压力 4.9Mpa(a)新蒸汽温度 435℃新蒸汽进汽量 65t/h工业抽汽压力 0.981Mpa(a)工业抽汽温度 269.3℃工业供汽流量 15t/h(额定)给水温度 152.2℃抽汽级数 3排汽压力9.47kpa单炉最大抽汽工况：功率 6.59MW新蒸汽压力 4.9Mpa(a)新蒸汽温度 435℃新蒸汽进汽量 65t/h抽汽压力 0.981Mpa(a)抽汽温度 269.2℃抽汽流量 45 t/h排汽压力3.48kpa(3)发电机额定功率 15MW额定电压 10.5kV额定电流 1031A功率因数 0.80(滞后)冷却方式 空冷额定频率 50Hz额定转速 3000r/min相数 3励磁电流 260A励磁电压 204V励磁方式 直流励磁机励磁发电机效率 ≥97.3%~97.83%(保证值)2燃料2.1燃料来源及种类电厂依托XX市丰富的农业资源，以大米加工业废料稻壳作为燃料发电。2.2燃料及灰成分分析本工程稻壳成分分析资料和灰成分及特性分析资料分别见表2.2-1和表2.2-2。表2.2-1稻壳燃烧特性名称符号单位稻壳(设计)收到基低位发热量Qnet.arKcal/kg3100收到基碳Car%37.60收到基氢Har%4.89收到基氧Oar%32.62收到基氮Nar%1.88收到基流Sar%0.097干燥无灰基挥发分Vdaf%68收到基灰分Aar%16.92收到基水分Mt%6灰变形温度t1℃1500灰软化温度t2℃1500灰液化温度t3℃1500表2.2-2灰成分分析名称符号单位稻壳二氧化硅SiO2%60三氧化二铝Al2O3%0.72三氧化二铁Fe2O3%0.39氧化钙CaO%6.00氧化镁MgO%2.20氧化钠Na2O%1.38氧化钾K2O%17.99二氧化钛TiO2%0.002.3点火启动系统根据同类电厂厂家资料，该类机组能满足临时启动点火和冷态启动的要求，并能保证不投油最低稳燃负荷为30%。且稻壳挥发份高,非常容易燃烧，锅炉启动时耗油量较小(约4小时左右)。鉴于类似电厂成功经验，本工程不设启动锅炉房及燃油泵房，点火油由油罐车临时运入厂区，由供油泵打入炉前点火油系统。点火用油采用0#轻柴油。炉前油系统进回油管引至主厂房固定端，入口管道预留活接，用于接入油罐车。炉前油系统参见点火油系统图。0#轻柴油特性见下表项目单位数值实际胶质mg/100ml≤70流含量%≤0.2水份%痕迹酸度MgKOH/100ml≤10机械杂质%无运动粘度(20)厘沱3.0~8.0凝固点℃≤0闪点(闭口)℃≥55发热量(低位)kJ/kg429003燃烧系统及辅助设备选择3.1燃料消耗量本期共建2台容量为65t/h的循环流化床锅炉，设计燃料为稻壳，稻壳消耗量见表3.3-1，表3.3-2：表3.3-1稻壳质量消耗量序号名称小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(104t/a)一台炉两台炉一台炉两台炉一台炉两台炉1稻壳15.2830.56305.6611.29.16818.336注：1)设备年利用小时按6000h计。2)日利用小时按20h计。3)稻壳容重按0.12t/m3。表3.3-2稻壳体积消耗量序号名称小时耗量(m3/h)日耗量(m3/d)年耗量(104m3/a)一台炉两台炉一台炉两台炉一台炉两台炉1稻壳127.52552550510076.5153注：1)设备年利用小时按6000h计。2)日利用小时按20h计。3.2炉前给料系统每台炉配两个钢制炉前燃料仓，每个燃料仓的几何容积为160m3，可储存锅炉B—MCR工况下约2小时燃料耗量。每个燃料仓下设2个落料口与螺旋给料机相连。每台锅炉设置4台双螺旋给料机，每台给料机最大出力为7.64t/h(65m3/h)。3.3燃烧系统(1)燃烧系统设计原则燃烧系统的确定既要保证设备的正常使用，又要使系统简化，降低投资和运行费用；燃烧系统设计范围：从炉前料仓到锅炉的燃料系统，从送风到引风的烟风系统。(2)烟风系统锅炉采用平衡通风系统。一次风系统设1台离心式风机。一次风机出口分两路，一路通过增压风机加压后又分为两路，其一作为播料风接至播料风口，其二作为给料密封风接至密封风口；其余部分经空气预热器加热后分两路，一路引至炉底风室作为流化燃料的动力风，另一路至启动燃烧器作点火风。二次风系统设1台离心式风机，二次风机出口二次风分为2路，每路又分别接至锅炉的上、下二次风箱口。每台锅炉设1台离心式吸风机，烟气从炉膛出口通过尾部受热面，经省煤器、空气预热器，然后通过烟道进入布袋式除尘器，再由吸风机经烟囱排至大气。高压流化风由2台高压流化风机提供，1台运行，1台备用。3.4除尘设备及烟囱本工程每台锅炉配备一台布袋式除尘器，布置在炉后。除尘器效率≥99.8%。除尘器自带旁路系统，启动时烟气不经过布袋除尘器，直接经旁路通过引风机进入烟囱，避免了含有油和水的烟气进入布袋除尘器。本期两炉合用一座钢筋混凝土烟囱，高100m，出口内径为2.5m。3.5计算成果(1)锅炉燃烧计算锅炉燃烧计算成果见下表：表3.3-3燃烧系统计算成果表(单台炉)序号项目名称符号单位设计燃料稻壳一锅炉BMCR工况耗煤量计算1锅炉实际燃料量Bgt/h15.282锅炉计算燃料量Bjt/h14.70二风量计算1理论空气量V0Nm3/kg3.56三烟气量计算1空气预热器出口过剩空气系数py/1.32排烟温度tpy℃1453空气预热器出口烟气量VpyNm3/h776804引风机进口过剩空气系数xj/1.385引风机进口烟气量VxjNm3/h819276引风机进口烟气温度txj℃138四一次风侧风量计算1一次风机进、出口风温tlsj℃202一次风机进、出口风量Vlsjm3/h391823空气预热器出口热风风温tlrk℃121五二次风侧风量计算1二次风机进、出口风温t2sj℃202二次风机进、出口风量V2sjm3/h30205(2)主要设备选择计算燃烧系统计算成果及风机选择见下表：表3.3-4燃烧系统计算成果表序号项目名称符号单位结果一一次风侧1系统计算总阻力P1Pa148002风机处计算温度t1sj℃203风机处计算流量Vlsjm3/h391824每台炉配置台数/台15风机设计温度t1sj℃206风机设计流量V1m3/h492857风机设计压头P1Pa161258风机流量富裕系数//1.259风机压头富裕系数//1.2二二次风侧1系统计算总阻力P2Pa67062风机处计算温度T2sj℃203风机处计算流量V2sjm3/h302054每台炉配置台数/台15风机设计温度T3sj℃206风机设计流量V1m3/h380007风机设计压头P2Pa91508风机流量富裕系数//1.259风机压力富裕系数//1.3三烟气侧1系统计算总阻力P3Pa53052风机处计算温度txj℃1384风机处计算流量Vxjm3/h1265575每台炉配置台数/台16风机设计温度txj℃1507风机设计流量Vxjm3/h1393578风机设计压头P3Pa63659风机流量富裕系数//1.110风机压头富裕系数//1.2(3)燃烧系统管径流速选择根据《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》(DL/T5121-2000)中的推荐值，燃烧系统管径流速选择见下表：表3.3-5管径流速选择计算成果表序号系统名称流速m/s材料选用管径(mm)推荐流速m/s1一次冷风道11.63Q235-A.F1220×510~122一次热风总管18.7Q235-A.F1020×515~253二次冷风道10.5Q235-A.F1020×510~124高压流化风道11.5Q235-A.F273×510~155烟道13.44Q235-A.F1800×1600×510~15(4)燃烧系统设备选择燃烧系统设备选择见下表3.3-6表3.3-6燃烧系统主要设备一览表序号名称规格及参数台数(台)1一次风机Q=49285m3/h，P=16125Pa1一次风机电动机350KW，10KV12二次风机Q=38000m3/h，P=9155Pa1二次风机电动机150KW，380V13引风机Q=139357m3/h，P=6365Pa1引风机电动机370KW，10KV14高压流化风机Q=2500m3/h，P=27850Pa1流化风机电动机30KW，380V15布袋除尘器处理烟气量140000m3/h，入口含尘浓度25g/Nm3，出口含尘浓度小于50mg/Nm316增压风机Q=9000m3/h，P=5100Pa1增压风机电动机20KW，380V13.6床料输送系统 两台炉合用一套喷射式床料输送系统，采用气力输送方式，用于添加锅炉床料以及运行时进行补料。4热力系统及辅助设备选择4.1热平衡计算成果表和热经济指标(1)计算原则及依据1)由于生物质燃料收购、运输的限制，本设计蒸汽热平衡是按以供电为主并兼顾供热的原则，在满足全厂对外供汽的同时，尽可能的多发一些电，以提高全厂的经济效益。2)全厂蒸汽热平衡均按本期工程结束后全厂两炉两机进行计算。3)根据南京汽轮机厂提供的C12-4.5/0.98型抽凝式汽轮机热力特性数据和凯迪电力有限责任公司提供65t/h循环流化床锅炉的有关资料进行计算。4)根据热负荷统计表，XX市高新区还没有采暖热负荷，本次工程的热用户以工业类为主，热负荷稳定，波动不大，故全年热负荷在采暖期和非采暖期期间变化不大，热电厂蒸汽热网控制在正常范围。用汽单位最高的用汽压力为0.8MPa，其他单位的用汽压力均在0.5MPa左右，温度在250℃以下，所以供0.98MPa、269.3℃的蒸汽完全可满足生产要求。由于本热电厂所供工业热用户大部分为直接加热，凝结水不易回收，所以本工程将采用一种供热参数介质，凝结水暂不考虑回收。5)根据电厂出口蒸汽温度、压力和现有工业锅炉所提供的蒸汽温度、压力，经焓值折算，考虑网损5%，工业热负荷同时率0.80，平均热负荷折算系数0.9后，折算到热电厂出口设计值，见下表。设计热负荷汇总表单位：t/h序号热用户名称采暖期热负荷非采暖期热负荷最大平均最小最大平均最小1工业生产负荷8070708070702考虑热网损失后并折算到电厂出口设计热负荷686060686060由于本期仅上两台12MW机组，单台机组供汽15t/h，共供汽30t/h，故本期设计热负荷按30t/h考虑，厂区供热母管按最大平均热负荷60t/h考虑。(2)热平衡计算成果表为简化计算，反映热电厂的经济性，热经济指标如下表技术经济指标序号项目单位数量备注1年发电量kW.h/a1440000002年供电量kW.h/a1244160003年供热量GJ/a5416024年供热流量t/a1800005全年耗标煤量t/a810406发电年平均标准煤耗g/kW.h4037供电年平均标准煤耗g/kW.h5038供热年平均标准煤耗Kg/GJ43.129综合厂用电率%13.610年运行小时数h600011年均热电比%10112年平均全厂热效率%44.884.2热力系统的拟定原则本期工程为两台12MW中温次高压抽凝机组，为加强系统运行的安全性、灵活性、可靠性，根据规程要求和工程的布置特点，本期工程热力系统的主要管道均采用单元制，(1)主蒸汽系统主蒸汽系统原则上采用单元制。从两台锅炉的集汽集箱出口各引出一根168×7的无缝钢管，分别接至两台汽机主汽门。主蒸汽管道材质为15CrMoG(GB5310)。主汽门之前设启动疏水管路至本体疏水膨胀箱，供机组启动主蒸汽管道暖管疏水用。(2)给水系统1)低压给水系统按给水管道工作压力划分，从除氧器给水箱出口到给水泵进口之间的管道为低压给水管道。低压给水采用母管制，每台机组的低压给水汇集至母管，再从母管上分别引出一根管道接到给水泵入口。在系统中，沿低压给水管道的水流方向，在给水泵入口前设有一只手动闸阀和一只滤网。滤网的作用是在机组初次投运或除氧器大修后的投运初期，防止安装或大修过程中可能积存在除氧器给水箱中或进水管内的异物进入泵内以保护给水泵。2)高压给水系统高压给水系统设置有高压给水冷母管，采用集中母管制，母管管径均为159×7，材质为20G高压无缝钢管。本期工程设置三台电动定速给水泵，两运一备。给水泵容量按给水系统设计容量再加10%裕量进行选择。从三台给水泵出口接出三路给水管道汇成高压给水冷母管，从高压给水冷母管再引出两根管径为φ108×4.5的支管，分别流经两台机的高压加热器后，分别接至各台机组的省煤器。给水操作平台布置在锅炉运转层。高压加热器设置有旁路系统，当高加故障时，旁路系统投入运行。旁路管径为108×4.5、20G高压无缝钢管。在系统中，给水泵出口管道上依序装设止回阀和电动闸阀，在给水泵出口有一路从止回阀阀体接出的给水泵最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保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；每台泵的再循环管道都接至除氧水箱。给水操作台采用三路并联管道，一路主管线DN100，供30%-100%负荷调节用。一路DN20和DN65，容量满足锅炉在0-30%负荷变化调节需要，这样增大了机组负荷调节的范围。过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水操纵台前的主给水管道。分成两路，向两只喷水减温器供水。(3)回热抽汽系统每台机组的汽轮机为1级调整抽汽和2级非调整抽汽分别供给一台高加、一台除氧器和一台低加。1级调整抽汽为工业抽汽，高加加热蒸汽由调整抽汽中抽出部分供给；低加加热蒸汽由三段抽汽供给，每台机组共配置一台出力为70t/h的大气旋膜除氧器和一台容积为20m3的给水箱，除氧器加热蒸汽由二段抽汽供给。两台除氧器之间设置有汽平衡管道，但不设置单独的水平衡管道，由低压给水母管兼具水平衡管的功用。(4)加热器疏水、放气系统高压加热器疏水采用母管制。每台机组高压加热器正常疏水疏入高加疏水母管，然后再由母管上引出一路疏水接至除氧器。高加设有疏水调节阀，并设有启动及低负荷时疏水至低压加热器的旁路。高加紧急疏水排入位于锅炉房外侧的定期排污扩容器。低压加热器疏水经液位自动调节器排至凝汽器，汽封冷却器的疏水经U形水封管疏入凝汽器。大气式除氧器给水箱高水位溢流水、水箱放水经除氧器溢放水母管至机组疏水箱。加热器放气管数量、位置和口径根据制造厂要求而定。高压加热器运行连续排空气和低压加热器启动及运行连续放气均接入凝汽器，高加汽侧启动放气排大气。所有加热器水侧放气都排大气，除氧器所有放气管排大气。(5)凝结水系统凝结水系统采用单元制。每台机组设置三台容量55%的卧式电动凝结水泵，两台运行，一台备用。每台机组的凝结水从凝汽器热水井接入，经凝结水泵送出，依次再经轴封冷却器和低压加热器，进入除氧器。低加设置旁路系统，可解列运行，提高了机组运行的灵活性和稳定性。为了凝结水泵启动的需要和防止汽封蒸汽泄漏到大气或润滑油系统，必须有足够的凝结水通过汽封加热器，以维持汽封加热器处于真空状况，故在汽封加热器后凝结水管道上设有一路至凝汽器的凝结水再循环管。为了凝结水管道和低压加热器的冲洗，在低压加热器出口管道上设有一路放水管。凝结水管管径为φ108×4无缝钢管，材质为钢20。(6)凝汽器抽真空系统每台机组设置一个4m3的射水池、一台射水抽气器和两台射水泵，射水泵为一台运行，一台备用。(7)轴封蒸汽系统汽轮机轴封系统供汽汽源取自新蒸汽，轴封供汽经轴封压力调整器至各段轴封用汽，同时各段轴封漏汽及门杆漏汽至轴封加热器。(8)补给水系统化学除盐水直接补入大气旋膜式除氧器。除氧器的正常补水管路上设有电动调节阀，可自动调节适应不同工况下不同负荷所需的凝结水补水量。凝汽器启动补水亦直接补自化学除盐水，化学除盐水泵连续运行。本期工程不考虑对外供汽的凝结水回收。(9)工业用汽系统对外供汽的工业抽汽由汽机调整抽汽抽出，工业抽汽自每台机引出一根φ325×8的抽汽管道，在主厂房外合并为一根φ406×9.5的供汽母管，然后供往热用户。4.3辅助设备选择(1)加热器本工程每台机组配备一台高压加热器、一台低压加热器和一台汽封加热器，低加、汽封加热器均由汽轮机厂配套供货。1)高压加热器主要技术数据每台机组配置1台高压加热器，其型号如下：JG-100型，换热面积：100m22)低压加热器主要技术数据每台机组配置1台低压加热器，其型号如下：JD-75型，换热面积：75m23)汽封加热器主要技术数据每台机组配置1台汽封加热器，其型号如下：JQ-16-1型，换热面积：16m2(2)凝汽器型号：N-1200-1型，换热面积1200m2型式：单壳体、对分双流程表面式(3)凝结水泵每台机组设3台55%容量的凝结水泵型号：3N6型规范：流量30m3/h，扬程：58mH2O(4)除氧器两台机组设两台大气式除氧器及两台除氧水箱除氧器型号：GXC-70型，出力70t/h除氧水箱：有效容积20m3(5)给水泵本期工程两台机组共选用三台110%容量的电动给水泵型号：DG85-80x9型规范：流量：75m3/h扬程：745mH2O(6)射水抽气器及射水泵抽汽器型式：CS-25-2型，抽吸干空气量25kg/h。型号：DG85-80x9型射水泵：流量162m3/h，扬程：40mH2O型号：6Sh-9A(7)疏水箱及疏水泵本期工程两台机组共设置两台疏水箱（2×20m3）及两台疏水泵疏水泵：流量：15~30m3/h，扬程：50~47mH2O型号：IR65-40-200(8)胶球清洗设备每台机组设置1台胶球泵，并配2台收球网，1台装球室。型号：YJQ型，流量为：100m3/h，扬程:20mH2O。4.4热力系统主要管道管径流速选择根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DL/T5054-1996)中的推荐值，各主要管道的介质流速、管材及规格见下表：序号系统名称流速m/s材料选用管径推荐流速m/s1主蒸汽管43.9615CrMoφ168×740~602主给水母管2.6520Gφ159×72~63主给水支管2.8420Gφ108×4.52~64凝结水管道2.7420φ108×42~3.55工业抽汽支道147.2220φ325×835~606工业抽汽支道2(去高加)4820φ159×4.535~607工业抽汽母管52.620φ406×9.535~608二段抽汽管道37.2320φ219×635~609三段抽汽管道49.8120φ273×735~604.5公用系统(1)工业水和循环冷却水系统：工业水系统采用母管制、开式系统。给水泵、凝结水泵、风机等设备均采用工业水冷却。水源来自水工专业净水站，工业水回水回收利用。冷却水设计水温：20℃；最高冷却水温度：33℃。汽机房内冷却水耗量较大的设备如发电机空气冷却器、冷油器等直接使用凝汽器前的循环水压力供水。(2)压缩空气系统本工程压缩空气主要有两大部分：布袋除尘器清灰用气，仪表、控制和厂用气。由于大部分阀门的执行机构采用电动，控制用气量比较少，所以由除灰专业统一考虑。4.6节约用水及减少工质损失的措施节约用水、减少工质损失，对节约能源，提高电厂经济效益、文明生产具有重要意义。本期工程空冷器及冷油器冷却水采用循环冷却水,均由循环水管进水管接出，冷却水回水接往循环水管出水管，可以降低电厂用水指标。另外，本期工程中在设备选用上，对过滤器、冷却器、水泵、油泵、阀门等，选用性能好、质量高的产品，可提高效率，节约能源，使系统保持一定的严密性，减少工质损失，避免电厂中一般易产生的跑、冒、漏、滴现象的产生。还有采用优质的保温材料，也是减少工质损失的一项重要措施。4.7启动汽源因机组能满足冷态启动的要求，本工程不设启动汽源。可有效降低工程造价。5系统运行方式5.1机组启动条件和启动系统(1)启动电源利用本期工程电气专业设置的厂用高压启动/备用电源(2)启动汽源机组能满足冷态启动，取消启动锅炉房系统。(3)点火油系统机组的点火油由油罐车运入厂内，由软管接至供油泵进口，经供油泵至炉前点火油系统,通过锅炉设置的两台床下点火燃烧器油枪进行点火。(4)水源机组启动前，由化学水处理车间来的除盐水，经疏水箱疏水泵升压后向锅炉及除氧器上水，也可由给水泵给锅炉上水。同时化学水处理车间来的除盐水也向凝汽器上水。水工专业供工业水向各转动机械轴承提供冷却用水；循环水泵也同时启动，为冷油器及空气冷却器供应冷却水。5.2汽轮机组在运行中的控制与调节汽轮机本身有一套较完整的调节系统，应能保持汽轮机转速在规定的范围内运行，并能顺利并入电网，带一定负荷后，可以开始供工业抽汽。汽轮机调节系统应能使机组在全负荷任何工作点上平稳运行，能使空负荷时转速、带负荷时负荷不产生过大的晃动。在汽轮机突然甩负荷时，调节系统应能保证转速维持在危急保安器的动作转速之内，不出现过大的动态飞升。因此，汽轮机的调节系统必须具有良好的静态和动态特性。当新蒸汽参数降低时，排汽真空降低时，或者由于其它原因，需要减负荷，可以控制制造厂规定的监视压力，不使超过允许值。在起动带负荷、减负荷、停机过程中，对于金属温差的大小应严加控制，温差过大，往往导致热应力超过允许值而发生裂纹，还可能产生较大的变形，影响机组的安全运行。汽轮发电机组在运行时，机组的热机保护装置、连锁保护装置、辅机自启动开关应在投入位置。辅机自启动应满足压力低(或液位高)自启动，一台泵运行，投入响应的备用泵自启动；电气互为联锁自启动。总之，汽轮发电机组在运行中的控制与调节应遵照制造厂规定，执行运行规程，使整个机组能安全、经济地运行。5.3机组起动方式机组冷态启动、温态启动、热态启动时的参数和启动曲线，以及机组在各种工况下的运行参数、运行曲线等，见具体厂家资料。5.4机组安全保护及运行注意事项(1)汽轮机设备安全保护根据汽轮机厂提供的安全及指示项目有：转速超速、轴向位移、汽缸胀差、润滑油压低、轴承回油温度高、凝汽器真空低等，这些因素使危急遮断器动作接通磁力断路油门，使主、调节汽门同时关闭停机。当有其他原因需要紧急停机时，可手击危急遮断装置或接通磁力断路油门电源，手动停机。工业抽汽管道上设有安全阀，当抽汽压力高于规定值时会自动打开排大气；汽轮机还有流量限制器一只，可限制汽轮机总进汽量，工业抽汽管道上设快关阀一只，防止汽机超速。(2)主要辅机安全保护高压加热器等本体上具有安全阀，超压时回自动排放；凝结水泵等设备均有一套独立的润滑、冷却系统，并具有联锁保护装置。(3)辅助系统的安全保护汽轮机有一套完整的润滑油系统及联锁保护装置，保证汽轮机润滑油系统正常可靠地运行。6主厂房布置6.1主厂房设计的主要原则（1）合理布置设备、流程顺畅，便于运行维护；（2）机炉电集中控制且进行优化、大大减少控制室面积；（3）功能区明确、布置紧凑、检修合理；（4）主厂房采用钢筋混凝土结构；（5）锅炉房为岛式露天布置；（6）#1和#2机组设集中控制室，布置在除氧间运转层；6.2主厂房布置本期主厂房布置仅考虑一种方案。主厂房布置为三列式依次为汽机房、除氧燃料间、锅炉房、布袋除尘器、引风机及烟囱。具体布置为：1)汽机房布置1、汽机房跨度为15米，柱距6米，运行层标高7米，厂房共9档，总长为54米。2、汽轮发电机组机头朝固定端顺列布置，右向扩建，汽轮机凝汽器中心线距A排柱中心线7.0米，2#汽轮发电机组扩建端为检修场地。3、两台机组设一部20/5t电动双梁双钩桥式起重机（行车），其轨面标高为13.2米。4、汽机房A排柱外墙靠近检修场地处设大门，供检修时运输设备之用，另外在汽机房固定端靠B排柱侧还开有大门,也可用于运行维护及检修运输之用。5、汽机房检修场地两台汽机共用一处检修场地,位于2#机扩建端之间面积约为90m2可以满足机组检修之用。6、两台机组共设3台110%容量的电动给水泵，3台给水泵组均纵向布置于两机之间靠B排柱侧。7、两台机纵向布置，其加热器平台位于汽轮发电机组和B列柱之间。高、低压加热器为腰部支撑方式，布置于加热器平台3.4米层。8、每台机装设两台射水泵，一座钢制射水箱，布置于汽机房0.00米。9、汽轮发电机组油系统设备布置于机头靠近A排柱侧，主油箱容积为7m3，布置于3.4层混凝土楼板上。启动油泵和交、直流润滑油泵均布置于附近的0.00米地坪上。这种布置方式可使油系统设备及管道远离高温区域，对机组的安全运行十分有利。10、每台机组的凝结水泵布置于机头端的凝结水泵坑内。11、汽机房靠B排柱侧纵向通道畅通，净宽度约为2.0m。汽轮发电机组为岛式布置，在B排、A排及固定端墙柱侧运转层高度均挑出一定宽度的平台以利于运行维护人员巡视通行。运转层还布置有通向行车操纵室的平台楼梯。加热器平台设有从零米至运转层的扶梯。12、汽机房固定端靠近A排柱处设有化水加药间。工业水管沟由汽机房固定端引出。2)除氧燃料间布置1、零米布置全厂配电装置，4.2米至7米运转层为电缆夹层。2、运转层布置机炉电集控室、热控电气设备间、主蒸汽切换母管。机炉电集控室位于两台机组中间。3、13.50米层为露天布置，设有螺旋给料机、除氧器、连续排污扩容器、空调机房及燃料仓。4、除氧燃料间与锅炉房K1柱之间13.50m层设有螺旋给料机大平台。5、除氧