汽机说明书(同层).doc

F0971C2-J01-01 国投宣城发电厂（1600MW）工程初步设计第四卷 热机部分第一册 汽机部分说明书安徽省电力设计院甲级工程咨询资格证书编号：工咨甲2030815001甲级工程设计证书编号：110001-sj甲级工程勘察综合类证书编号：110001-kj2006年3月合肥目 录1 概述1.1 设计依据1.2 建设规模1.3 电厂性质1.4 主要设计原则1.5 设计范围1.6 主机型式、参数及主要技术规范2 热力系统及主要辅助设备选择2.1 设计编制原则2.2 热力系统的主要设计原则及特点2.3 主要辅助设备的选择2.4 节约用水及减少工质损失的措施2.5 热力系统的主要经济指标3 系统运行方式3.1 机组启动条件及启动系统3.2 主要控制方式3.3 机组启动方式3.4 机组运行方式3.5 机组停用及事故处理3.6 机组及辅机系统安全保护和运行注意事项4 主厂房布置4.1 主厂房设计的主要原则4.2 主厂房布置及主要尺寸的确定4.3 检修起吊设施5 辅助设施5.1 修配车间、金属实验室5.2 压缩空气站及系统5.3 柴油发电机5.4 主厂房杂用水系统5.5 大宗气体系统5.6 氧气和乙炔系统5.7 保温材料1 概述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（1600MW）工程可行性研究报告的审查意见”。1.1.2 关于国投宣城发电厂（2300MW）工程环境影响报告书审查意见。1.1.3 国投宣城发电厂（1600MW）工程可行性研究报告1.1.4 关于国投宣城发电厂（1600MW）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1600MW工程初步设计合同1.2 建设规模宣城发电厂按规划容量2600MW燃煤机组考虑。本期建设1600MW机组，不堵死再扩建的可能性。1.3 电厂性质电厂性质：电厂承担区域基本负荷并满足电网调峰的需求。1.4 主要设计原则结合工程实际情况，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；贯彻节约用地、节约用水，保护环境的设计原则；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）。三大主机暂按哈尔滨三大动力设备厂产品设计。1.5 设计范围本期工程新建一台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1.6.1 锅炉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、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。锅炉主要参数如下： 运行工况参数名称B-MCRBRL过热蒸汽流量(t/h)1950过热蒸汽出口压力(MPa)25.5过热蒸汽出口温度()569再热蒸汽流量(t/h)1630再热蒸汽进口压力(MPa)4.54再热蒸汽出口压力(MPa)4.35再热蒸汽进口温度()317再热蒸汽出口温度()569省煤器进口给水温度()280锅炉效率(%)93.841.6.2汽轮机汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、反动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机（型号：N600-24.2/566/566）。汽轮机主要参数如下：运行工况参数名称VWOTRLTHAT-MCR功率(MW)665.7600600641.6主蒸汽进汽量(t/h)19001807.9031660.7541807.902主蒸汽压力(MPa)24.2024.2024.2024.2主蒸汽温度()566566566566高压缸排汽口压力(MPa)4.814.564.234.58高压缸排汽口温度()322.8316.9308.1317再热蒸汽进汽量(t/h)1607.5741525.4631414.0931533.2再热蒸汽进口压力(MPa)4.334.113.814.13再热蒸汽进口温度()566566566566排汽压力(KPa)4.9011.804.904.90机组保证热耗(KJ/KW.h)75587942752275361.6.3 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、静态励磁汽轮发电机。发电机主要技术参数：参数名称参数值备注额定功率(MW)600额定容量(MVA)667最大容量(MVA)727VWO、额定氢压、功率因数0.9、冷却水温24.7功率因数（cos）0.9（滞后）定子额定电压(KV)20定子额定电流(A)19.245额定转速(r/min)3000额定励磁电压(V)421.8计算值额定励磁电流(A)4128计算值效率(%)98.90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 定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷2 热力系统及主要辅助设备选择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60t/h，四抽40t/h，五抽50t/h） 运行工况参数名称TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA工况(滑压)50%THA工况(滑压)40%THA工况(滑压)30%THA工况(滑压)高加停用工况（暂未提供）厂用汽工况汽轮发电机组出力 kW600000641600665700600000450000300000240000180000600000汽轮发电机热耗值 kJ/kWh794275367558752276788008825785627959主蒸汽压力 MPa(a)24.224.224.224.219.112.710198.9224.2再热蒸汽压力 MPa(a)4.114.134.333.812.841.931.581.223.91主蒸汽温度 566566566566566566566558566热再热蒸汽温度 566566566566566555543530566主蒸汽流量 kg/h180790318079021900000166075412124778087096588925033661790228再热蒸汽流量 kg/h152546315332001607574141409310536327171835890574529251453277高压缸排气压力 MPa(a)4.564.584.814.233.152.141.761.354.35高压缸排气温度 316.9317.0322.8308.1308.8318.7325.0310.9310.7排气压力 kPa11.84.94.94.94.94.94.94.94.9排气流量 kg/h103882010414251081515976079766346549665461495364634884916补给水率 %30000.00.00.00.08.379末级高加出口给水温度 280.4280.5283.8275.1256233.3222.5209.0279.52.2 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15NiCuMoNb5610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热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。2.2.1 主蒸汽、再热蒸汽主蒸汽、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，节省管道投资。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隔离装置。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。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、辅助蒸汽系统提供汽源。主蒸汽管道和热再热管道上设蠕变测量段。在高压缸排汽的总管上装有动力控制止回阀，以便在事故情况下切断，防止蒸汽返回到汽轮机，引起汽轮机超速。在高压缸排汽总管的端头有蒸汽冲洗接口，以供在管道安装完毕后进行冲洗，在管道冲洗完成后用堵头堵死。主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀(在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐)，以保证机组在起动暖管和低负荷或故障条件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到凝汽器。主蒸汽管道的主管采用按美国ASTM A335P91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ASTM A335P91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ASTM A672 B70 CL32标准生产电熔焊钢管。考虑高压缸排汽超温，高压缸排汽口至高旁三通前采用ASTM A691Cr1-1/4CL22标准生产电熔焊钢管。主蒸汽和再热蒸汽系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等详见2.2.12节。2.2.2 汽机旁路系统为了协调机炉运行，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。每台机组设置一套高压和低压两级串连汽轮机旁路系统。系统设计按以下功能考虑：(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适的范围内。(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，减少汽机的寿命损耗。(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，减少锅炉安全门的起跳次数，减少安全门的排放量。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，协调机炉之间的差别。旁路容量应根据锅炉、汽机启动曲线及其联合启动曲线等要求，并结合启动方式来确定。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40BMCR设置。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。旁路系统的设计参数、管材、管径、管内流速等详见2.2.12节。2.2.3 抽汽系统 系统中的各级抽汽管道按汽轮机发电机组VWO工况各抽汽点的抽汽量进行设计。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，设计温度取用VWO工况下相应抽汽参数等熵求取管道在设计压力下的相应温度。二级抽汽管道的设计压力和设计温度同低温再热蒸汽管道。 600MW超临界汽轮发电机组采用八级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一二三级抽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统等；五六七八级抽汽分别供给四台低压加热器用汽。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。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽机进水的二级保护。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，便于运行人员预先判断事故的可能性。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ASME TDP-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。2.2.4给水系统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进行设计。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。2.2.5凝结水系统系统按汽轮机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。系统采用2100容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台发生故障时，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统。凝结水精除盐装置出口的凝结水，在进入汽封冷却器前，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。该处还设有当凝汽器热井高水位时，将凝结水返回至300m3储水箱系统。经凝结水精处理后的凝结水进入汽封冷却器。汽封冷却器为表面式热交换器，用以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封冷却器，以凝结上述漏汽。凝结水系统设有最小流量再循环管路，自汽封冷却器出口的凝结水管道引出，经最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，防止凝结水泵汽蚀。同时也保证启动和低负荷期间有足够的凝结水流过汽封冷却器，维持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流量中的最大者进行设计。最小流量再循环管道上还设有调节阀以控制在不同工况下的再循环流量。在汽封冷却器之后的管道上，还设有控制除氧器水箱水位的调节阀。为了提高调节性能，并列布置主、副调节阀。分别用于正常运行及低负荷运行。在除氧器入口管道上设有止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。机组设有一台300m3的储水箱，在正常运行时向凝汽器热井补水和回收热井高水位时的回水，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节阀控制。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，泵出口设有止回阀和手动隔离阀，在泵出口与止回阀间接出最小流量再循环管路。此外，该泵设有一止回阀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箱和凝汽器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器补水。凝汽器补水控制装置设置2路：一路为正常运行补水，另一路为启动时凝结水不合格放水时的大流量补水。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（也可利用凝结水泵上水）。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料或采用衬塑措施。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。2.2.6加热器疏水及放气系统正常运行时，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水疏入凝汽器。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，上一级加热器疏水无出路；（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锈钢堵板。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ASME TDP1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。2.2.7辅助蒸汽系统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辅助蒸汽母管。其设计参数为：0.8MPa1.274MPa，300。当负荷降低时，汽轮机的高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）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。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25000*40002给水泵汽轮机调试用汽30003主汽轮机和给水泵汽轮机汽封用汽5000*4启动暖缸用汽9000*5暖通用汽200020002000冬季用，t1706空气预热器吹灰用汽140007油枪吹扫用汽30003000公用，t160总计590003000170002.2.8 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 称台 数冷却水用量备 注安装台数运行台数每台用量（t/h）总用量（t/h）1汽轮机润滑油冷却器216506502水环真空泵冷却器32501503汽机房杂用水20不回收，每班按20分钟4锅炉混温箱冷却用水500500启动时用；至炉后循环水排污水5磨煤机稀油站冷却器6521.6130考虑六台冷却水6磨煤机液压油站冷却器66848考虑六台冷却水7锅炉房杂用水20不回收，每班按20分钟8电泵工作油冷却器11130130电泵按启动/备用泵考虑9电泵润滑油冷却器114040电泵按启动/备用泵考虑10电泵电机空冷器117070电泵按启动/备用泵考虑11给水泵汽轮机润滑油冷却器428416812发电机氢气冷却器4412550013凝结水泵电机冷却器22285614发电机定子水冷却器2130030015发电机氢侧水冷却器21303016发电机空侧水冷却器21808017暖通空调用冷却水5518闭式水热交换器21500500合计3447机组冷却水量3447t/h（其中回水上塔2907t/h）2.2.9 闭式循环冷却水系统对应开式水的方案，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 称台 数冷却水用量备 注安装台数运行台数每台用量（t/h）总用量（t/h）1汽动给水泵前置泵机械密封冷却水22816 2汽动给水泵机械密封水2215303电动给水泵机械密封水1125254凝结水泵轴承冷却水2124考虑两台冷却水5抗燃油冷却器21714考虑两台冷却水6氢气干燥器110.40.47氢密封油真空泵110.60.68空预器导向轴承润滑油冷却器229189空预器支撑轴承润滑油冷却器2291810空预器红外线探测仪221211送风机液压油站冷却器22102012一次风机液压油站冷却器22153013引风机液压油站冷却器22204014密封风机电机轴承冷却2112考虑两台冷却水15汽水取样用冷却水11404016锅炉等离子点火冷却水11323217锅炉启动再循环泵111010合计302闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少对设备的污染和腐蚀，使设备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性，大大减小设备的维修工作量。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两套。系统设有一只高位布置的膨胀水箱，其作用是对系统起到稳定压力，消除流量波动和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。启动前系统的充水来自凝结水储水箱，由凝结水输送泵输入。对温度调节要求较高的冷却用户，如发电机氢气冷却器、发电机水冷系统等，在其进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，有利于设备的安全运行。2.2.10 抽真空系统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。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要的真空度，从而缩短机组启动时间。2.2.11汽机润滑油净化、贮存和排空系统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事故放油管道，其放油排至布置在汽机房外地下的事故排油池。2.2.12主要汽水管道规格参数一览表本工程主要汽水管道规格选择结果如下：序号管 道 名 称设计压力MPa设计温度流量t/h管材直径壁厚mmmm最大流速m/s推荐流速m/s1主蒸汽管道主管（内径）25.45761900A335 P91n419.17852.424060支管（内径）25.4576950A335 P91n298.55651.6640602热再热蒸汽管道主管（内径）5.3665761608A335 P91n9143559.365065支管（内径）5.366576804A335 P91n6482659.0850653冷再热蒸汽管道主管5.5323431608A672 B70 CL3291425.438.683045支管5.532343804A672 B70 CL327112232.393045主管5.5324501608A691Cr1-1/4 CL229143239.893045支管5.532450804A691Cr1-1/4 CL227112633.1930454汽机高压旁路管道汽机高压旁路进口管道25.4576760A335 P91n2544757.08汽机高压旁路出口管道5.532343910A672 B70 CL32609.617.4846.1汽机高压旁路出口管道5.532343910A691Cr1-1/4 CL22609.619.0546.615汽机低压旁路管道汽机低压旁路进口管道（主管）5.366576910A335 P91n6352469.60汽机低压旁路进口管道（支管）5.366576455A335 P91n546.12047.05汽机低压旁路出口管道（主管）1.53200590A672 B70 CL32863.69.593.94汽机低压旁路出口管道（支管）1.53200295A672 B70 CL32711.29.569.936主给水管道给水主管35290190015NiCuMoNb5-6-10508505.1926汽泵出口关断门前支管3819996915NiCuMoNb5-6-10355.6405.0426汽泵出口关断门后支管3519996915NiCuMoNb5-6-10355.6364.7726电泵出口关断门前支管3819958215NiCuMoNb5-6-10273305.0726电泵出口关断门后支管3519958215NiCuMoNb5-6-10273284.8926续上表：序号管 道 名 称设计压力MPa设计温度流量t/h管材直径壁厚mmmm最大流速m/s推荐流速m/s7主凝结水管道4.0143.11448.4钢20426113.3923.58抽汽管道一级抽汽管道7.513385113.8A335 P11219.114.242.363560二级抽汽管道5.532343154.08钢20G2731137.063560三级抽汽管道2.67349380.68A335 P11323.98.437.853560四级抽汽主管1.31384208.17钢207111037.673560四级抽汽至除氧器支管1.31384103.07钢204801242.833560四级抽汽至给泵汽机支管1.31384105.10钢204801243.683560五级抽汽支管0.49426349.32钢20426955.63560五级抽汽主管0.49426398.63钢206101253.93560六级抽汽支管0.14414023.87钢2048010563560六级抽汽主管0.14414047.73钢206601057.8535602.3 主要辅助设备的选择2.3.1根据原规划设计总院、成套局联合颁发的电规发1991143号文件通知，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。2.3.2凝汽器凝汽器采用双背压、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）编号名 称单 位技 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kJ/s7267973凝汽器面积m2345004额定冷却水量（夏季）m3/h350005凝汽器洁净系数0.856凝汽器管子外径mm257凝汽器进水水管直径mm22208凝汽器进水管根数根29冷却水质循环水10冷却水进口额定温度202.3.3高压加热器每台机组配置三台全容量、卧式高压加热器。每台加热器均按双流程设计，由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个传热区段组成，为全焊接结构。传热管材料采用进口碳钢。高压加热器按汽轮机最大连续出力（TMCR）工况作为容量设计选择的基础，并留有裕度。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行的要求。高压加热器的设计标准为HEI（表面式给水加热器）和ASME第部分第1分篇。高压加热器的主要技术数据（VWO工况）（暂定）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、小旁路）大旁路给水1 流量t/h1900190019002 进口压力MPa29.833 进口温度261.2218.5191.14 进口热焓kJ/kg1140.3947.0827.25 出口温度290.0261.2218.56 出口热焓kJ/kg1278.41140.3947.07 最大允许压降MPa0.10.10.18 管侧设计压力MPa3434349 管侧设计温度325300258抽汽1 流量t/h136.35167.18774.8392 进口压力MPa7.4914.9322.3733 进口温度383.8326.6468.54 进口热焓kJ/kg3106.63008.53393.75 壳侧设计压力MPa8.55.72.76 壳侧设计温度4003505102.3.4低压加热器每台机组配置4台低压加热器，其中#7、#8为组合式设计，置于凝汽器接颈