600MW凝汽式热力系统设计.doc

目录第一章 基本热力系统确定及计算1.1 锅炉的选型1.2 汽轮机的选型1.3 原则性热力系统计算. 第二章 主蒸汽、再热蒸汽系统确定 2.1 主蒸汽系统选择.2.2 汽水管路选择.第三章 旁路系统确定.3.1 旁路系统作用及类型确定.3.2 旁路系统容量.3.3 旁路系统的控制要求3.4 旁路系统的运行第四章 轴封蒸汽系统确定.4.1 轴封蒸汽系统的组成及主要设备.4.2 轴封蒸汽系统的功能4.3 轴封蒸汽系统的确定第五章 给水系统确定5.1 给水泵类型及选择5.2 给水流量调节及水泵配置5.3 给水系统的确定第六章 回热加热系统的确定.6.1 回热加热器的类型.6.2 除氧系统的确定.6.3 回热加热系统的确定.第七章 凝结水系统确定.7.1 凝结器结构与系统.7.2 真空除氧.7.3 抽真空系统.7.4 凝结水泵及补充水系统确定.致谢.参考文献外文资料原件外文资料翻译附录设计任务书设计进度计划表第一章 基本热力系统确定及计算1.1 锅炉的选型和参数（1）锅炉型式：英国三井 2027-17.3/541/541（2）额定蒸发量：D =2027t/h） （3）额定过热蒸汽压力p=17.3MPa；额定再热蒸汽压力p=3.734MPa（4）额定过热气温t=541；额定再热气温t=541（5）汽包压力：p=18.44 MPa（6）锅炉的热效率：=92%1.2 汽轮机的选型（1）机组形式：亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机（2）额定功率：P=600MW（3）主蒸汽初参数：p=16.7 MPa，t=537 （4）再热蒸汽参数：热段：p=3.234 MPa，t=537 冷段：p=3.56 MPa，t=315（5）汽轮机排汽压力p=4.4/5.39kPa，排汽比焓：h=2333.8kj/kg（6）汽轮机相对内效率：=0.82（7）汽轮机机械效率：=0.985（8）发电机效率：=0.991.3 原则性热力系统计算一、（1）机组各级回热抽气参数见表1-1表1-1 回热加热系统原始汽水参数项目单位H1H2H3H4(除氧器)H5H6H7H8抽气压力pMpa5.83.5931.6120.74470.30500.1300.06970.022抽气温度t380.9316.9429.1323.6233.2137.888.561.0抽气焓hkj/kg3132.930163317.73108.22912.92749.52649.52491.1加热器上端差t-1.70002.82.82.82.8加热器下端差t15.55.505.55.55.55.55.5水侧压力pMpa20.1320.1320.130.70741.7241.7241.7241.724抽气管道压损p %33355555(2) 最终给水温度：t=274.1(3) 给水泵出口压力：p=20.13 Mpa，给水泵效率：=0.83(4) 除氧器至给水泵高度：H=21.6m(5) 小汽轮机排气压力p=6.27kpa；小汽轮机排气比焓h=2422.6kj/kg(6) 加热器效率=0.99二、各加热器进、出水参数计算首先计算高压加热器H1加热器压力p=（1-p）p=(1-0.03)5.8=5.626 Mpa由p=5.626 Mpa，查水蒸气性质表得加热器饱和水温度t=271.3，加热器饱和水焓h=1191.2 kj/kg加热器出口水温t=t-t=271.3-（-1.7）=273由p、t查水蒸气表得加热器出口水焓h=1196.6 kj/kg疏水冷却器出口水温t=t+t1=242.3+5.5=247.8由p、t查水蒸气表得疏水冷却器疏水焓h=1077.4至此，高压加热器H1的进、出汽水参数已经全部算出。按同样的计算，可依次计算出其余加热器H2H8的各进、出口汽水参数。将计算结果列于表2-1表2-1 回热加热系统汽水参数计算项目单位H1H2H3H4H5H6H7H8SG抽气压力pMpa5.83.5931.6120.74470.30500.1300.06970.022抽气温度t380.9316.9429.1323.6233.2137.888.561.0抽气焓hkj/kg3132.930163317.73108.22912.92749.52649.52491.12976.5抽气管道压损p %33355555加热器汽测压力pMpa5.6263.4851.5640.70750.28980.1240.06620.0210.098p饱和水温t271.3242.3200.3164.4132.3105.788.461.1p饱和水焓hkj/kg1191.21048.4853.7699.1566.3443.2370.4255.5加热器上端差t-1.70002.82.82.82.8加热器出口水温t273242.3200.3165.4129.5102.985.658.332.76水侧压力pMpa20.1320.1320.130.70741.7241.7241.7241.7241.724加热器出口水焓hkj/kg1196.61050.6860.5699.3545.3432.5370.2245.6加热器下端差t15.55.505.55.55.55.55.55.5疏水冷却器出口水温t247.8205.8174.1165.4108.491.163.838.26疏水焓kj/kg1077.4876.9735.5699.3454.8382.5267161.9415三、全厂物质平衡汽轮机总耗气量 D=D锅炉蒸发量 D= D+D = D+0.01 D D=1.0101 D锅炉给水量 D= D=1.0101 D补充水量 D= D=0.01 D=0.010101 D 四、计算汽轮机各段抽气量D和凝汽流量D(1) 由高压加热器H热平衡计算D D（h-h）=D（h-h） D= = =0.066030D(2) 由高压加热器H热平衡计算D D(h-h)+D(h-h)= D（h-h） D= = =0.0800957D物质平衡H的疏水量D=D+D=0.146987D计算再热蒸汽量D D=D-D-D =D-0.066030D-0.080975D =0.853013D(3) 由高压加热器H热平衡计算D先计算给水泵的焓升h。除氧器至给水泵的水位高度H=21.6m，则给水泵的进口压力为p=200.0098+0.7075=0.9035Mpa，取给水泵的平均比体积=0.0011，给水泵效率=0.83，则 h= = =25.5（kj/kg）h=h+ h=699.3+25.5=724.8（kj/kg） D(h-h)+ D（h-h） = D（h- h） D= = =0.050844DH的疏水量 D D=D+D =0.146987D+0.050844 D =0.197831 D (4) 由除氧器H计算D由于计算工况再热减温水量为0，因此除氧器出口水量（给水泵出口水量）D=D=1.0101D第四段抽气D包括除氧器加热用汽器D和小汽轮机用汽D两部分，已知D=168109.2D(h-h)+ D（h-h） = D（h-h） D= = =0.0049421D除氧器进水量 D D= D- D- D =1.0101 D-0.197831 D-0.049421 D =0.762848 D第四段抽汽D D= D+ D =0.049421 D+168109.2(5) 由低压加热器H热平衡计算D（D-D-D）（h-h）+（D+D）（h-h）=D(h-h) D=0.035205D-0.004378D (6) 由低压加热器H计算D （D-D-D）（h-h）=D(h-h)+D(h-h)D= =0.020262D-0.031457D 联立 解得 D=0.035121D D=0.019145D低压加热器H进水量D D=D-D-D =0.762848D-0.035121 D-0.019145 D =0.708582 D(7) 由低压加热器H计算D D（h-h）=D（h-h）D=0.039130DH的疏水量 D D=D=0.039130D(8) 由低压加热器H，疏水冷却器D和凝汽器热井构成一整体的热平衡计算D，凝结水泵组焓升h=3kj/kgD（h-h）=D（h-h）+D（h-h）+DhD= = =0.029332D疏水冷却器D的疏水量D D=D+D =0.039130D+0.029332D =0.068462D(9) 由凝汽器热井物质平衡计算D D=D-D-D-D =0.708582D-0.068462 D-0.010101 D-168109.2 =0.630019 D-168109.2由汽轮机物质平衡校核D= D- =D-（0.066030D+0.080957D+0.050844D+0.049421 D+168109.2+0.035121D+0.019145D+0.039130D+0.029332D） =0.630020D-168109.2D与D误差很小，符合工程要求。计算结果汇总于表4-1中表4-1 D和hD（kg/h）h（kj/kg）Dh=3394.4D=0.853013 Dq=520.6D=0.066030 Dh=3132.9D=0.080957 Dh=3016D=0.050844 Dh=3317.7D=0.049421 D+168109.2h=3108.2D=0.035121 Dh=2912.9D=0.019145 Dh=2749.5D=0.039130 Dh=2649.5D=0.029332 Dh=2491.1D=0.630019 D-168109.2h=2333.8五、汽轮机汽耗计算急功率校核(1) 计算汽轮机内功率 W=Dh+Dq-Dh 代入已知数据及前面计算结果，经整理后得 W=1263.130047D-130183764.4 (2) 由功率方程式求D W=3600 =600000/0.985/0.99 3600 =2215043839 联立得D=1856679.452 kg/h=1856.679 t/h(3) 求各级抽气量及功率校核将D数据代入各处汽水相对值和各抽汽及排汽内功率，列入表4-2、4-3中表4-2 各项汽水流量项目数量（t/h）汽轮机汽耗D=D1856.679锅炉蒸发量D=1.0101D1875.431458给水量D1875.431458全厂汽水损失D=0.010101D18.754315化学补充水量D=0.010101D18.754315再热蒸汽量D=0.853013D1583.771324表4-3 抽汽及排汽内功率项目抽气量（t/h）内功率W（kj/h）第一级抽汽D122.59651432058.988410第二级抽汽D150.31116256877.743710第三级抽汽D94.40098756385.709610第四级抽汽D259.868133209661.609710第五级抽汽D65.20842365345.360710第六级抽汽D35.54611941429.001710第七级抽汽D72.65184991940.914910第八级抽汽D54.46010877545.747810汽轮机排汽D1001.6338471583783.43910功校核率 W=W+=2215028516 （kj/h）W=0.000692%1% 六、热经济指标计算(1) 机组热耗Q，热耗率q，绝对电效率 Q=Dh+Dq-Dh =（1856.6793394.4+1583.771324520.6-1875.4314581202.1）10 =4872366.39310q=8120.61 kj/(kwh)=0.4433(2) 锅炉热负荷Q和管道效率 Q=Dh+Dq-Dh =（1875.4314583399.2+1583.771324520.6-1875.4314581202.1）10=4945021.80710=0.9853(3) 全厂热经济指标 全厂热效率=0.920.98530.4433=0.4018 全厂热耗率q=8959.681 kj/(kw.h) 发电标准煤率 b=0.2728 kg/(kw.h)第二章 主蒸汽、再热蒸汽系统确定2.1 主蒸汽系统的类型与选择主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往用新汽设备的蒸汽支管所组成的系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。发电厂主蒸汽系统具有输送工质流量大、参数高、管道长且要求金属材料质量高的特点，他对发电厂运行的安全、可靠、经济性影响很大，所以对主蒸汽系统的基本要求是系统力求简单，安全、可靠性好，运行调度灵活，投资少，运行费用低，便于维修、安装和扩建。选择主蒸汽系统时，应根据发电厂的类型、机组的类型和参数，经过综合技术经济比较后确定。火电厂常用的主蒸汽系统有以下几种类型：1.单母管制系统该系统的特点是发电厂所有锅炉的蒸汽先引至一根蒸汽母管集中后，再该母管引至汽轮机和各用汽处。该系统的优点是系统比较简单，布置方便；但运行调度还不够灵活，缺乏机动性。当任一锅炉与母管相连的任一阀门发生事故，或单母管分段检修时，与该母管相连的设备都要停止运行。因此这种系统通常用于锅炉和汽轮机台数不匹配，而热负荷又必须确保可靠供应的热电厂以及单机容量为6MW以下的电厂。2.切换母管制系统该系统的特点为每台锅炉与相对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每个单元与母管相连处装有三个切换阀门。它们的作用是当某单元锅炉发生事故或检修时，可通过这三个切换阀门由母管引来邻炉蒸汽，使该单元的汽轮机继续运行，也不影响从母管引出的其他用汽设备。该系统的优点是可充分利用锅炉的富裕容量，切换运行，既有较高的运行灵活性，又有足够的运行可靠性，同时还可实现较优的经济运行。该系统的不足之处在于系统较复杂，阀门多，发生事故的可能性大；管道长，金属耗量大，投资高。所以，该系统适宜装有高压供热式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。3.单元制系统该系统的特点是每台锅炉与相对应的汽轮机组成一个独立的单元，各单元间无母管横向联系，单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主蒸汽管道。该系统的优点是系统简单、管道短、阀门少，故能节省大量高级耐热合金钢；事故仅限于本单元内，全厂安全可靠性较高；控制系统按单元设计制造，运行操作少，易于实现集中控制；工质压力损失小。该系统的缺点是单元之间不能切换。单元内任一与主汽管相连的主要设备或附件发生事故，都将导致整个单元系统停止运行，缺乏灵活调度和负荷经济分配的条件；负荷变动时对锅炉燃烧的调整要求高；机炉必须同时检修，相互制约。因此，对高参数、要求大口径高级耐热合金钢管的机组，且蒸汽管道系统投资占有较大比例时，应首先考虑采用单元制系统。如装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制系统；对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，采用单元制系统。2.2 汽水管路的选择(1) 主蒸汽管道材料选择原电力部有关部门曾于1994年召开了“九五”期间火电站管道管件规格化会议，提出了“九五”期间火电站主要汽水管道规格，其中300MW机组主蒸汽系统主管推荐采用A335一P22管材。此后国内300Mw机组工程大多照此选用，有关厂家也按A335一P22钢材管道规格研制开发了配套管件。已投运的300MW机组，如井冈山华能电厂、丰城电厂的主蒸汽管道、再热蒸汽热段管道均使用了A335一P22管材。A335一P91钢属改良型9Cr一1Mo高强度马氏体耐热钢。由于P91钢材具有高温强度高、高的抗氧化性能和抗高温蒸汽腐蚀性能等特点，80年代开始已被英、美、德等国广泛应用在电站设备上。在1994年电力部火电站管道会议上，西安热工所和国电公司电力建设研究所曾对P91钢材性能进行了介绍，会议纪要中也建议有关部门加快进行P91钢材管道和管件的国产化工作，并建议尽快在300MW600MW机组上进行试点，以积累经验。我国从九十年代初开始，逐步使用A335-P91作为电站主蒸汽管道、再热蒸汽热段管道的材料，如珞璜电厂、鸭河口电厂、西固热电厂、杨柳青电厂、邯峰电厂、准格尔电厂等。P91钢材比P22强度高，且其强度随温度升高下降较少，在20时，P91钢材抗拉强度比P22钢材高41.6；在538时，P91钢材的许用应力却比P22钢材高83.3。正是由于P91钢材在高温下具有比P22钢材高得多的许用应力。使得其用作主蒸汽管道时壁厚比采用P22钢材薄得多。这是P91钢材在大机组上应用越来越广泛的主要原因主蒸汽管道采用P91与采用P22钢材的初步比较，主蒸汽管道采用P22材质时，主管规格为ID36882，支管规格为ID27362.23；采用P91材质时，主管规格为ID368.340，支管规格为ID27330。对比可知，主管道壁厚减薄了42mm，减薄率为51.2；支管道壁厚减薄了32.23mm，减薄率为51.8。管道总重大大减少，管道总重比P91P22=12.18。目前，随市场价格的波动，两种管材单位重量价格比P91P22约为1.41.95，由于管道总重减少的数量超出了价格增长的影响，因此，主蒸汽管道采用P91是经济的。按照2002年火电工程限额设计中价格，P91钢材单价为49000元t，P22钢材单价为34808元t，本工程主蒸汽管道约为180m，采用P91钢材后钢管总重减少约90t，费用减少约204.7万元。另外，因管道壁厚较薄，管道对设备接口的推力和力矩可以减小。同时，由于减轻了管道重量，支吊架荷重相应减小。不但节省支吊架造价，相应的管道安装费用、土建费用也会节省。(2) 再热蒸汽热段管道材料选择再热热段管道属于大管径薄壁管，如果采用P91管材，本就较薄的壁厚就会更薄。由于计算管壁太薄，从安全角度出发，壁厚的实际取值比计算值要大许多，这样一来，与P22进行综合比较，采用P91管材经济性较差。再热热段管道采用P22材质时，主管规格为ID63531，支管规格为ID508）24.8；采用P91材质时，主管规格为OD727.9621.03，支管规格为OD632.9717.98.对比可知，主管道壁厚减薄了10mm，支管道壁厚减薄了6.8mm，管道总重变化不大，管道总重比P91P22=11.39，远大于价格比，因此仍推荐采用P22管材。(3) 再热蒸汽冷段管道材料选择 原电力部有关部门“九五”期间火电站管道管件规格化会议提出，根据300MW机组使用的经验，再热蒸汽冷段采用A672B70CL32电熔焊钢管替代A106B无缝钢管，同样可满足技术要求。冷段主管采用A672B70CL32有缝钢替代A106B无缝钢管。有缝焊接钢管比A106B无缝钢管便宜很多，为无缝钢管的13左右。有缝焊接钢管的壁厚偏差小于无缝钢管，其质量不亚于无缝钢管。3.4高压给水管道管材选择。 高压给水管道通常使用St451811I管材，本工程优化为15NiCuMoNb5.主管道规格由406.450改为355.625，支管道规格由298636改为244.520.15NiCuMoNb5与St4518/的弹性模数及线膨胀系数十分相近，但15NiCuMoNb5的许用应力远大于St4518/，因此，高压给水管道采用15NiCuMoNb5时，管道壁厚可以减薄50%，管道本身金属及支吊架材料用量可大为节约，经济上更合理，可以有效的降低工程造价。因此高压给水管道管材采用15NiCuMoNb5。第三章 旁路系统确定中间再热系统的旁路系统是指高参数蒸汽在某些特定情况下，经过汽轮机，经过与汽轮机并列的减温减压装置后，进入参数较低的蒸汽管道或设备的连接系统，以完成特定的任务。3.1 旁路系统作用及类型确定(1) 旁路系统的类型旁路系统通常分为三种类型：高压旁路又称级旁路，即新蒸汽绕过汽轮机高压缸直接进入再热冷段管道：低压旁路又称级旁路，即再过热后的蒸汽绕过汽轮机中、低压缸直接进入凝汽器；当新蒸汽绕过整个汽轮机而直接进入凝汽器的则称为整机旁路或级旁路、大旁路。常见的旁路系统，都是由上述三种旁路系统中的一种或几种组合而成，国内的旁路系统主要有四种。 三级旁路系统该系统包括高压旁路、低压旁路和整机旁路。当汽轮机负荷低于锅炉最低稳定燃烧所对应的负荷时，多余的蒸汽通过整机大旁路排至凝汽器。该系统的优点是能适应各种工况的调节，满足汽轮机启动时过程不同阶段对蒸汽参数和流量的要求，同时又能有效地保护再热器。该系统的不足之处是系统复杂、设备多、金属耗量大、投资高、布置困难、运行操作不便。该系统在初期国产200MW机组上应用过，现在很少采用。 两级旁路串联系统该系统为高、低压旁路串联系统。通过两级旁路串联系统的协调，能满足启动时的各项需求。该系统的应用最广，我国以运行的大部分中间再热机组都是采用该系统。 两级旁路并联系统该系统由高压旁路和整机旁路组成的并联系统。高压旁路起保护再热器的作用，同时也作机组启动时暖管以及机组热态启动时用以迅速提高再热汽温使之接近中压缸温度，由于没有低压旁路，此时再热热管段上的向空排汽阀要打开。整机旁路则将启停、甩负荷及事故等工况下多余的蒸汽进入凝汽器，锅炉超压时可减少安全阀的动作甚至不动作，该系统只在早期国产机组上采用，现在少采用。 整机旁路系统该系统只保留从新蒸汽至凝汽器的一级大旁路，其特点是系统简单；金属耗量、管道及附件少，投资省；操作简单。它同样可以加热过热蒸汽管与调节过热蒸汽温度。该系统的缺点不能保护再热器，为此再热器必须采用较好的、能耐干烧的材料或者布置在锅炉内的低温区并配以烟温调节保护手段。在机组滑参数启动时，也难以调节再热蒸汽温度，该系统不适于调峰机组。以上几种常见的旁路系统，虽然类型不同，但有一点是相同的，即都要通过减温减压来实现。(2) 旁路系统的作用 协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机的寿命。汽轮机启动过程是蒸汽向汽缸和转子传递热量的复杂热交换过程，为确保启动过程的安全可靠，要严密监视各处温度和严格控制温升率，使动静部分胀差和震动在允许范围内。再热机组的主蒸汽系统均采用单元制，其在滑参数启动时，一般是先以低参数蒸汽冲转汽轮机，随着升速、带负荷、增负荷等不同阶段的需要，不断地提高锅炉出口蒸汽压力、温度和流量，使之与汽轮机的金属温度状况相匹配，实现安全可靠地启动。如果只靠调整锅炉的燃烧或汽压是难以满足这些要求的，热态启动则更难处理。采用旁路系统后，通过改变新蒸汽流量，协调机组滑参数启动和停机不同阶段的蒸汽参数匹配，既满足再热机组滑参数启停要求，又缩短了启动时间。 保护再热器目前国内外再热机组大多采用烟气再热方式，即再热器是布置在锅炉内，正常运行时，汽轮机高压缸的排汽进入再热器后，提高了蒸汽温度，同时也冷却了再热器。但在锅炉点火不久汽轮机冲转前，锅炉提供的蒸汽温度、过热度都比较低，或运行中汽轮机跳闸、甩负荷、电网事故和停机不停炉时，汽轮机自动主汽阀全关闭，高压缸没有排汽，再热器将处于无蒸汽冷却的干烧状态，一般的耐热合金材料难以确保再热器的安全。通过高压旁路新蒸汽就可经减温减压装置进入再热器，冷却保护了再热器。 回收工质，降低噪音燃煤锅炉不投油稳定燃烧负荷约为30%锅炉额定蒸发量或更高，而汽轮机的空载汽耗量仅为其额定汽耗量的5%7%,单元式再热机组在启动或事故甩负荷时，锅炉的蒸发量总是大于汽轮机的所需量，存在大量剩余蒸汽。如果将多余的蒸汽排入大气，不仅造成工质损失，而且产生巨大的噪声，恶化周围的环境。设置了旁路系统，就可以将多余的蒸汽回收到凝汽器中，同时也避免了噪声。 防止锅炉超压当机组出现故障需紧急停炉时，旁路系统快速打开将剩余蒸汽排出，防止锅炉超压。锅炉安全阀也因旁路系统的设置减少起跳次数，有助于保证安全阀的严密性和延长其寿命。3.2 旁路系统容量旁路系统的容量是指额定参数下旁路阀通过的蒸汽流量D，与锅炉最大蒸发量D的比值，即=100%减温水的喷水量通常由喷水系数乘以旁路流量来求出，即D=D，为喷水系数，高压旁路可取=0.10.2，低压旁路可取=0.40.7。旁路系统的容量差别较大，这是因为设计旁路系统时还须考虑机组的运行工况，是承担基本负荷机组还是调峰机组，前者由于启动次数少，且多为冷态或温态启动，冲转蒸汽参数较低，锅炉蒸汽量较小，所以旁路系统容量不需太大。而后者启动较频繁，热态启动多，冲转启动居多，冲转参数高，锅炉蒸发量比较大，旁路容量随之加大，此外还要考虑机组甩负荷后，停机不停炉或带厂用电的工况；对锅炉而言，其最低稳燃负荷及保护再热器所需的最低蒸汽流量也是考虑的因素。DL 50002000设计技术规程规定：中间再热机组旁路系统的设置及其类型、容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的类型、结构、性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为最大连续蒸发量的30%。如设备条件具备，且经过工程设计任务明确，机组须具备两班制运行、甩负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的40%50%。在特殊情况下，经论证比较，旁路系统的容量可按照实际需要加大。3.2 旁路系统的控制要求在下列情况下，高压旁路阀必须立即自动完成开通动作： 汽轮机组跳闸 汽轮机组甩负荷 锅炉过热器出口蒸汽压力超限 锅炉过热器升压率超限 锅炉MFT（主燃料跳闸）动作下列任一情况发生时，高压旁路阀应优先于开启信号快速自动关闭； 高压旁路阀后的蒸汽温度超限 掀下事故关闭按钮 高压旁路的控制、执行机构失电在下列情况下，低压旁路阀应立即完成自动开通动作： 汽轮机跳闸 汽轮机甩负荷 再热热段蒸汽压力超限发生下列任一情况时，低压旁路阀应立即关闭； 旁路阀后蒸汽压力超限 低压旁路系统减温水压太低 凝汽器压力太高 减温器出口的蒸汽温度太高 掀下事故关闭按钮高、低压旁路阀动作时，其相应的减温水隔离阀、控制调节阀随之动作。3.2 旁路系统的运行旁路系统的运行方式与汽轮机的运行方式密切相关。可以采用高压缸启动，也可以采用中压缸启动。制造厂建议优先采用中压缸启动。近年来在我国安装的超临界压力1000MW机组采用的旁路系统大多为两级旁路串联系统和一级大旁路系统两种，旁路系统的选择与汽轮机的启动方式有关，通常汽轮机采用中压缸启动或高、中压缸联合启动方式时，旁路系统选择两级旁路串联系统；汽轮机采用高压缸启动方式时，旁路系统选择一级大旁路系统。高压旁路旁路的运行方式可分为全自动、半自动和手动三种。全自动方式有对应着汽轮机的程控启动和跟随两种方式；半自动则对应着汽轮机的定压运行方式。程控启动方式只用于机组的冷态启动工况。低压旁路系统的运行方式也有全自动、半自动和手动三种。在全自动方式时，再热热段蒸汽压力的设定值，分为启动和正常运行两种阶段，由低压旁路控制系统自动给出。启动又有冷态和热态两种情况，分别给定压力设定值。第四章 轴封蒸汽系统的确定轴封系统供汽有主蒸汽、冷再热蒸汽和高压辅汽三路供汽。主蒸汽汽源作为备用汽源，用于在辅助汽源异常时使汽轮机安全停机。轴封供汽采用三阀系统，即在汽轮机所有运行工况下，供汽压力通过三个调节阀即主蒸汽供汽调节阀、辅助汽源供汽调节阀和溢流调节阀来控制，使汽轮机在任何运行工况下均自动保持供汽母管中设定的蒸汽压力。上述三个调节阀及其前截止阀和必需的旁路阀组成三个压力控制站。4.1 轴封蒸汽系统的组成及主要设备系统由轴端汽封的供汽、漏汽管路，主汽阀和主汽调节阀的阀杆漏汽管路，中压联合汽阀的阀杆漏汽管路以及相关设备组成。 轴封冷却器本系统设置一台100%容量轴封冷却器，用于抽出最后一段轴封腔室漏汽(或气)，并维持该腔室微负压运行。轴封冷却器冷却的是汽气混合物，冷却用的介质是凝结水，因此凝结水也得到了加热（故也称轴封加热器）。 轴加风机 本系统采用两台100%容量轴封风机(其中一台备用)。该风机为单级轴向进汽式风机，带有传动装置，悬臂支撑固定于汽封冷却器的支架上，主轴通过联轴器与电机相联，风机采用圆形的轴向吸入口和矩形的水平排出口；转动装置采用滚动轴承。转子由叶轮和主轴等零件组成，叶片和盖板采用塞焊接结构。叶片经静平衡校正，以保证转子平衡。它的作用是将轴封漏气经过轴封加热器之后的乏汽（包括混入的空气）抽走，并维持一定的负压，使轴封汽的外挡漏气不向外冒汽，而直接加热轴封加热器里的凝结水。 喷水减温器从轴封母管过来的蒸汽压力、温度过高，通过温度控制站控制其喷水量，从而实现减温后的蒸汽满足低压轴封供汽要求。 节流孔板 为保证主蒸汽供汽站、辅助汽源供汽站在机组正常运行中始终处于热备用状态，在调节阀前设有带节流孔板的旁路。节流孔版的作用一、是暖轴封进气管的。因为大机组在正常运行中轴封进气是不使用的.全靠高中压缸轴封漏气来密封低压缸的轴封.所以为了防止轴封进气管路长期不投用而变冷,在事故或需要紧急投用辅汽密封轴封的时候形成疏水,造成汽缸进水.所以正常情况下需要对轴封进气管路进行暖管。二、是保证当调节阀故障时能不使轴封汽中断，保证轴封汽有一个最小的流量。 安全阀由于到汽封系统的供汽压力可能超过系统的设计允许压力，系统中装有安全阀，用以释放可能由于调节阀的误动作引起的超压。安全阀整定压力为0.24MPa。 BDV阀（事故排泄阀）在紧急停机时，高压缸内的蒸汽会经过高中压缸之间的中间汽封，漏至中压缸，从而引起转子飞车，所以在中间汽封引出管路，通过BDV阀，直接引入排汽装置，将高压缸内的汽排出。 VV阀（高压泵通风阀）在中压缸启动过程中，因高压缸没有进气，通风摩擦使转子动叶，隔板静叶温度升高，产生热应力与热变形，此时开启VV阀利用排汽装置的负压将高压缸抽成真空，控制温度的升高。 水封主要是防止轴封加热器失水空气和蒸汽进入凝汽器降低真空。4.2 轴封蒸汽系统的功能轴封蒸汽的主要功能是向汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将各汽封的漏气合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄露，以确保汽轮机有较高的效率；在汽轮机的低压区段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空，也是为了保证汽轮机组的高效率。4.3 轴封蒸汽系统的确定为了蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较高的效率。轴封系统的选取有为重要，因此，轴封冷却器、轴加风机、喷水减温器、节流孔板、安全阀、BDV阀（事故排泄阀）、VV阀（高压泵通风阀）、水封这些设备都必不可少。第五章 给水系统的确定5.1 给水系统类型及选择给水系统是从除氧器给水箱下降管入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。它包括了高压给水系统和低压给水系统，以给水泵为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵之后为高压系统。给水系统输送的工质流量大、压力高，对发电的安全、经济、灵活运行至关重要。给水系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，严重时会威胁锅炉的安全甚至长期不能运行。因此对给水系统的要求是在发电厂任何运行方式和发生任何事故的情况下，都能保证不间断地向锅炉给水。给水系统类型的选择与机组的类型、容量和主蒸汽系统的类型有关。主要有以下几种类型： 单母管制系统该系统设有三根单母管，即给水泵入口侧的低压吸水母管、给水泵出口侧的压力母管和锅炉给水母管。其中吸水母管和压力母管采用单母管分段，锅炉给水母管采用的是切换母管。备用给水泵通常布置在吸水母管和压力母管的两分段阀之间。按水流方向，给水泵出口顺序装有止回阀和截止阀。止回阀的作用是当给水泵处于热备用状态或停止运行时，防止压力母管的压力水倒流入给水泵，导致给水泵倒转而干扰了吸水母管和除氧器的运行。截止阀的作用是当给水泵故障检修时，用以切断与压力母管的联系。为了防止给水泵在低负荷运行时，因流量小未能将摩擦热带走而导致入口处发生汽蚀的危险，在给水泵出口阀处装设有再循环管，保证通过给水泵有一最小不汽蚀流量，通常采用一再循环母管与除氧器水箱相连，将多余的水通过再循环管返回除氧器。当高压加热器故障切除或锅炉启动上水时，可通过压力母管和锅炉给水母管之间的冷供管供应给水。单母管给水系统的特点是安全可靠性高，具有一定灵活性，但系统复杂、耗钢材、阀门较多、投资大。对高压供热式机组的发电厂应采用单母管制给水系统。 切换母管制系统该系统中，低压吸水母管采用单母