某发电厂三期工程(2×1000mw 级机组) 汽机部分初步设计

XXXX发电厂三期工程21000MW级机组初步设计第四卷热机部分第一册汽机部分汽机部分说明书目录1概述111设计依据112建设规模113电厂性质114主要设计原则115设计范围与分工116主机型式、参数及主要技术规范22热力系统及主要辅助设备选择321设计编制原则322热力系统的主要设计原则及特点623主要辅助设备的选择2024节约用水及减少工质损失的措施2925热力系统的主要经济指标303系统运行方式3031机组启动条件及启动系统3032主要控制方式3133机组启动方式3134机组运行方式3235机组停用及事故处理3236机组及辅机系统的安全保护和运行注意事项324主厂房布置3341主厂房设计的主要原则3342主厂房布置及主要尺寸的确定3343检修起吊设施365辅助设施3751修配车间、金属试验室3752大宗气体系统3853氧气和乙炔系统3854保温材料381概述11设计依据1XXXX发电厂三期（21000MW）工程勘察设计招标文件2电规总院XXXX发电厂三期（21000MW）工程可行性研究报告预审查会议纪要3XXXX发电厂三期（21000MW）工程可行性研究收口报告4现行的火力发电厂设计技术规程及各专业有关技术规程规定5初步设计主要设计原则讨论纪要6三大主机技术合同12建设规模电厂现有容量为2300MW2300MW机组，本期建设21000MW超超临界燃煤机组，建成之后全厂装机容量将达到3200MW。13电厂性质XXXX发电厂三期21000MW超超临界参数、凝汽式机组在电力系统中主要承担基本负荷，还具有快速跟踪负荷变化和带部分负荷的能力，承担电网的调峰负荷。14主要设计原则结合工程实际情况，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；按照示范性电厂的思路，进行模块化设计和优化设计；主厂房的布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房的顺序布置形式；燃烧制粉系统采用一次风机正压直吹式系统；烟囱出口烟气含尘浓度不大于50MG/NM3；锅炉本体NOX排放值不超过350MG/NM3；脱硝后NOX排放值不超过70MG/NM3；热力系统采用单元制；15设计范围与分工本专业的设计范围主要涉及21000MW超超临界参数单轴凝汽式机组属于热机范围的整套设备和系统，包括锅炉、汽机及其相应的热力系统，主厂房和各辅助车间布置、各系统所需配备的辅助设备和设施以及管道连接、保温设计等。16主机型式、参数及主要技术规范161锅炉锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、塔式、露天布置燃煤锅炉。锅炉（BMCR工况）主要技术数据如下编号项目单位设计煤种1过热蒸汽流量T/H30442过热蒸汽压力MPAG27463过热蒸汽温度6054再热蒸汽流量T/H25445再热器进口压力MPAG5956再热器出口压力MPAG5767再热器进口温度3728再热器出口温度6039省煤器入口温度29710预热器进口一次风温度2311预热器进口二次风温度2712预热器出口一次风温度332513预热器出口二次风温度341514锅炉排烟温度（未修正）13115锅炉排烟温度（修正后）12516锅炉保证效率（LHV）BRL工况93517锅炉不投油最低稳定负荷BMCR3518空气预热器漏风率（一年内）619空气预热器漏风率（一年后）820NOX排放量MG/NM3350162汽轮机名称单位数值型式/超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机制造厂商/上海电气集团型号/N10002625/600/600（TC4F）额定功率MW1000额定主蒸汽压力MPAA2625额定主蒸汽温度600额定热再热蒸汽温度600额定排汽压力KPAA53（平均）保证热耗率KJ/KWH7347转速R/MIN3000转向（从汽轮机向发电机看）/顺时针抽汽级数级8汽轮机外形尺寸（长宽高）M29104775汽机中心线以上163发电机发电机为上海电气集团设计制造的水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。发电机主要技术参数铭牌功率1000MW额定容量1111MVA额定电压27KV功率因素09效率9898励磁方式无刷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21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。热平衡参数见下表汽轮发电机组热平衡表项目单位TRL工况TMCR工况VWO工况THA工况热耗保证75THA工况50THA工况40THA工况30THA工况高加停用工况厂用汽工况出力KW100000010587611080243100000075000050000040000030000010000001000000发电热耗值KJ/KWH7835739874127347745277037933839276007231主蒸汽压力MPAA262526252625262519396129021045410233782625再热热段蒸汽压力MPAA53735425569537282512045160552295095高压缸排汽压力MPAA5979602861975555414527932276178758045667主蒸汽温度600600600600600600600600600600再热热段蒸汽温度600600600600600600600600600600高压缸排汽温度3675368737353527358236463673365237593576主蒸汽流量T/H29555229555230441927087419629512839710341780297236408280341再热蒸汽流量T/H2457812474282543862279131689671131089195372037235116233101排汽压力KPAA118535353535353535353排汽流量T/H16254516334116715515244611968585112710365701168034146599补给水率3000000000末级高加出口给水温度295729612982290027082467235122201936291922热力系统的主要设计原则及特点系统的拟定、设计压力和设计温度的确定，以及介质流速的确定，按火力发电厂汽水管道设计技术规定执行。除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有2（双列）3台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和一台疏水加热器。221主蒸汽、再热蒸汽主蒸汽、再热蒸汽系统按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡蒸汽量设计。主蒸汽系统管道的设计压力为汽机进口压力5超压5管道压降（与锅炉出口PCV阀起跳压力相近）。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115倍。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的温度。由于本工程采用100容量的高压旁路，因此旁路出口管至锅炉再热器进口的管道在材质和壁厚选择时将考虑旁路运行的影响。热再热蒸汽管道系统的设计压力为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的115倍或取再热器安全阀最低整定压力。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。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（各有4根支管），分别在炉侧合并成两根管道后平行接到汽轮机前，接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根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，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。再热器的进、出口管道上设有水压试验隔离装置，锅炉侧管系可做隔离水压试验。主蒸汽管道上不设流量测量装置，通过测量高压汽轮机第五级后的压力来计算出主蒸汽流量。本工程给水泵汽轮机备用汽源采用冷再热蒸汽，在进入高压进汽阀之前，设有电动隔离阀，在正常运行时处于开启状态，使管道处于热备用。冷再热蒸汽系统除供给2高压加热器加热用汽之外，还为辅助蒸汽系统提供汽源。在高压缸排汽支管上装有动力控制逆止阀，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袋）以保证机组在启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。疏水管道都单独接到清洁水疏水扩容器扩容后排入清洁水箱。由于高压旁路装设在锅炉房，距离主汽门较远，为加快暖管，缩短启动时间，在靠近汽机接口处的主蒸汽管道上设置了暖管系统。主蒸汽管道、热再热蒸汽管道均采用按美国ASTMA335P92标准生产的无缝内径管钢管。P92材料设计选用的许用应力按欧洲蠕变协会ECCC2005年的评估结果。考虑到高压缸排汽跳闸温度为515的要求，且高压旁路采用100容量替代锅炉出口安全阀的三用阀旁路，本工程冷再热蒸汽管道采用按美国ASTMA69111/4CRCL22标准生产的电熔焊钢管，高旁接入口及以后至锅炉再热器进口部分管道采用ASTMA69121/4CRCL22电熔焊钢管。其它与冷段连接的管道（2高加供汽、小机高压蒸汽等）采用ASTMA335P11无缝钢管。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2212节。222汽机旁路系统根据业主要求，为了协调机炉运行，防止管系超压，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，实现FCB功能，每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。系统的设计按以下功能考虑（1）在启动时使主蒸汽和再热蒸汽压力、温度维持到预定的水平，以满足汽轮机冷态、温态、热态和极热态启动的要求，缩短启动时间，减少汽轮机金属的疲劳损伤。（2）当汽轮机发生故障时，可采用停机不停炉的运行方式，有利于尽快恢复供电，缩小事故范围。（3）使锅炉能独立运行，减少了大修及主要设备维修以后调试时间和缩短试验周期。（4）在启动和甩负荷时，有效地冷却锅炉所有受热面。特别是防止再热器干烧。（5）启动时，使蒸汽中的固体小颗粒通过旁路进入凝汽器，从而防止汽轮机调速汽门、进汽口及叶片的硬粒侵蚀。（6）正常运行时既作为主汽压力调节阀，同时具有压力跟踪溢流和超压保护功能，可取代锅炉安全门的作用。（7）满足电网对机组各种负荷的需求，平衡负荷瞬变过渡工况的剩余蒸汽。由于锅炉的允许降负荷速率比汽轮机小，而其允许的最低负荷又比汽轮机大，故将剩余蒸汽通过旁路系统，能改善瞬变过渡工况时锅炉运行的稳定性。（8）启动或甩负荷时回收工质，降低对空排汽噪声。为了满足上述功能要求及汽轮机启动方式，并参考相似工程的旁路配置，本工程高压旁路容量按100BMCR（425）设置，低压旁路容量按65容量设置。高压旁路每台机组安装四套，从锅炉过热器进口联箱接口前的主蒸汽管接出，经减压、减温后接至锅炉侧再热冷段蒸汽支管（减温器前），高压旁路的减温水取自省煤器入口前的主给水系统。低压旁路每台机组安装二套，从汽机中压缸入口前再热热段蒸汽两根支管分别接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水系统。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，保证旁路系统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、管内流速等见2212节。223抽汽系统系统中的各级抽汽管道按汽轮发电机组VWO工况各抽汽点的热平衡抽汽量进行设计。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相应级抽汽压力的11倍，设计温度为汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级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。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3级高压加热器；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，除了最后两级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动逆止阀（气动控制）。考虑到机组容量大、参数高，本工程参考SIEMENS设计标准，在一、三、五级高中压缸的抽汽管道上各增设了1个逆止阀。四级抽汽管道上由于连接有众多的设备，这些设备或者接有高压汽源（如给水泵汽轮机接有冷再热蒸汽汽源），或者接有辅助蒸汽汽源如除氧器等，用汽点多，用汽量大，在机组启动、低负荷运行、汽轮机突然甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能串入四级抽汽管道，造成汽轮机超速的危险性最大，因此设有双重气动逆止阀。其他凡是从抽汽系统接出的管道去加热设备都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口，以便当汽轮机跳闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的贮存。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。汽机的各级抽汽，除了最后两级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水保护的主要手段。隔离阀的位置位于抽汽逆止阀之前。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安装一个电动隔离阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动隔离阀和逆止阀。逆止阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水泵汽轮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，排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节，给水泵汽轮机汽缸上设有一个薄膜泄压阀，以保护给水泵汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于给水泵汽轮机隔离检修。汽机最后两级抽汽，因加热器位于凝汽器喉部，不考虑装设阀门，两根七级抽汽管和四根八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ASMETDP1的要求，在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀后，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2212节。224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，按机组FCB工况时相对应的给水量进行校核。系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台40容量的电动启动给水泵（不考虑备用）。每台汽动给水泵配置1台不同轴的电动给水前置泵。电动给水泵配有1台与主泵用同一电机拖动的前置泵。给水泵选型详见F286CJ0132给水泵选型专题报告。目前1000MW等级机组高压加热器配置，考虑到设备的制造成本及制造厂的设计制造能力，高压加热器大都采用双列形式的配置（日本和美国），仅在欧洲有单列高加的投运业绩（SCHWARZEPUMP、BOXBERG、LIPPENDORF、NIEDERAUSSEMK），高加型式为立式。国内目前已投运和在建的百万等级机组除外高桥三期采用了单列高加配置外（尚未投运），其余工程均采用了双列的配置。如果高压加热器采用双列形式，1000MW机组的一列高压加热器的实际容量只有500MW，其高加水室、筒身直径都小于600MW机组，尽管设计压力比超临界机组略高，其管板厚度与600MW机组高加相当，国内几个主要电站辅机厂均能设计制造，但带来的问题是由于加热器数量增加，除氧间需增加一层布置加热器，整个除氧间高度需要增加。而采用单列高加配置，由于容量增加，其水室和筒体的直径需增加至2600和3000，管板厚度增加将超出制造厂机加工能力范围。欧洲百万等级机组配置高加均采用立式，结构也与国内600MW机组配套高加不同。目前国内唯一配置单列高加的外高桥三期，采用的是卧式，双流程U型管型式高加，由上海动力设备有限公司设计制造。通过改变管板材料，将管板厚度降低至700MM左右，控制在制造厂可加工范围内。目前尚未投运，但技术上可行，设备价格也相近。而采用单列配置，由于数量减半，除氧层的高度可降低，如采用单列高加，除氧层标高可降低，除氧间高度也相应可降低。但考虑到单列高加在国内尚属首次设计制造，尚未投运；且双列高加在部分高加故障时，仅需解列半列高加，给水系统还能维持50的温升，减少对锅炉的影响。因此本工程推荐采用双列高加的配置。系统设2（即双列）3台半容量、卧式、双流程高压加热器。由于采用半容量配置，与600MW机组高加相当，且目前高压加热器的可靠性明显提高，因此每列三台高加给水采用液动（或电动）关断大旁路系统。当任一台高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换到该列给水旁路。机组在高加解列时仍能带额定负荷。这样可以保证在事故状态机组仍能满足运行要求。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，最小流量再循环管道按主给水泵、前置泵所允许的最小流量中的最大者进行设计，保证泵组的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。给水总管上装设30容量的调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。机组正常运行时，给水流量由控制给水泵汽轮机的转速进行调节。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；过热器减温喷水从省煤器进口前引出；汽机高压旁路的减温水从从省煤器前给水管道上引出。高压给水管道材料采用15NICUMONB564（EN102162）。给水系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见2212节。225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。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、汽封冷却器、疏水冷却器和四台低压加热器后进入除氧器。系统推荐采用350容量的凝结水泵配置。凝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阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门将与凝汽器连锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。系统设置一台部分容量的汽封冷却器、疏水冷却器和四台全容量表面式低压加热器和一台一体式除氧器。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，两台低加共同采用电动隔离阀的旁路系统；7、8低压加热器采用独立式单壳体结构，置于凝汽器接颈部位与凝汽器成为一体，并与疏水冷却器共同采用电动阀旁路系统。在汽机汽封冷却器后，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。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。根据SIEMENS汽轮机热力系统的特点，机组配有疏水冷却器。疏水冷却器为表面式热交换器，用以利用7、8加热器的疏水热量，提高机组热循环效率。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。在疏水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5号低加出口设有凝结水放水管，当安装或检修后再启动时，将不合格的凝结水放入地沟。在除氧器入口管道上设有逆止阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。每台机组设有一台500M3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。每台储水箱配备二台100容量的凝结水输送泵（互为备用）。泵入口设有滤网和手动隔膜阀，泵出口设有逆止阀和手动隔膜阀，在泵出口与逆止阀间接出最小流量再循环管路。此外，该泵设有由一只逆止阀和一只电动隔膜阀组成的旁路，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两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。系统中不考虑设置锅炉上水泵，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），为加快上水速度两台凝结水输送泵可同时运行。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。凝结水系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见2212节。226加热器疏水及放气系统正常运行时，每列高压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疏入除氧器；5号低压加热器正常疏水接至6号低压加热器，然后通过100容量的加热器疏水泵引至6号低压加热器前凝结水管道。7号、8号低压加热器正常疏水分别接至疏水冷却器，疏水冷却器疏水接至凝汽器。除了正常疏水外，各级高压加热器和5、6低压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立管经扩容释压后排入凝汽器。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；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；低负荷时，加热器间压差减小，正常疏水不能逐级自流时。除7、8号低加外，每个加热器的疏水管路上均设有正常及危急疏水调节阀，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。疏水流经疏水阀时，会受阀芯节流的影响，阀后的疏水势必将汽化，造成水汽两相流动，导致管道磨损和振动，且产生噪音。为使其影响减到最小，采取以下预防措施疏水阀尽可能地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，材质好的管道。布置在疏水调节阀下游的弯头以三通代替，在三通的直通出口装设不锈钢堵板。加热器疏水系统的设计按ASMETDP1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和连续排气均接至除氧器。低压加热器汽侧的启动排气和连续排气均单独接至凝汽器中。所有加热器的水侧放气都排大气。除氧器排气不分连续排气和启动排气均排大气。连续排气均设有节流孔板，其容量按能通过05加热器最大加热流量选取。227辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本工程每台机设一根压力为0813MPAG，温度为240380的辅助蒸汽联箱。5机组辅助蒸汽母管与6机组辅汽母管连接。第一台机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自老厂二期辅汽母管（06MPA，300）。机组正常运行后，辅助蒸汽来源主要为运行机组的冷再热蒸汽（减压后）和四段抽汽。机组投入运行时，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汽母管。当高压缸的排汽参数略高于辅助蒸汽系统用汽的参数时，即可切换到由本机高压缸排汽供给。辅助蒸汽管道设计要满足给水泵汽轮机对蒸汽流量的需求。由于老厂辅汽汽源参数较低且供汽量有限，第一台机组启动不考虑采用汽泵直接启动的方式。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽机调试及启动用汽、汽机轴封、锅炉空气预热器吹灰、磨煤机灭火用汽、脱硫系统用汽等，其供汽参数满足这几个用户的要求。机组启动最小用汽量约46T/H。机组辅助蒸汽系统蒸汽用户用汽量见下表。机组辅助蒸汽系统蒸汽用户用汽量表（暂定）序号项目名称单位单机启动单机运行单机甩负荷一机运行一机启动一机运行一机检修备注1除氧器加热/稳压用汽量T/H356035602小机调试用汽量T/H555小机启动用汽T/H3030两者考虑大值3大机轴封用汽量T/H666小机轴封用汽量T/H5554空预器吹灰用汽量T/H2121215蒸汽灭火系统T/H20短时6二次风暖风器T/H212121冬季用7化水车间用汽T/H10冬季用8暖通采暖用汽T/H10冬季用9脱硫区域用汽T/H101010最小必需用量T/H46注1系统计算不考虑两台机组同时启动，同时甩负荷。2不考虑一台机组处于低负荷工况下启动另一台机组启动。3带的用户为启动必须用量。4带的用户可以错开时间，启动前或甩负荷后用汽，其用汽量不计入合计。228厂内循环水及开式冷却水系统循环水采用二次循环冷却水系统，为凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水，按单元制设计。两根来自厂房外的循环水管道经凝汽器排入厂房外的循环水管。在凝汽器水侧进口和出口的循环水管道上设有电动蝶阀，以便隔离凝汽器。凝汽器管子采用不锈钢管，凝汽器设胶球清洗系统。开式循环冷却水系统主要为闭式循环冷却水热交换器和机械真空泵提供冷却水。系统中设一台电动滤水器，开式冷却水升压泵按100容量两台配置，并联连接，一台运行一台备用，不考虑交叉运行。闭式循环冷却水热交换器按265容量配置。鉴于板式换热器热交换效率高，占地小等优点，本期工程闭式循环冷却水热交换器暂按板式考虑。开式循环冷却水系统冷却水用户用水量统计表暂定台数耗水量T/H序号冷却水用户名称总台数运行台数每台水量运行水量备注1闭式循环冷却水热交换器21220022002水环式真空泵冷却器3380240总量（每台机组）2440板式热交换器229闭式循环冷却水系统除机械真空泵外的所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。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名称及规格台数运行台数每台耗水量运行水量备注汽机部分1汽轮机润滑油冷却器212502502发电机氢冷却器2236257253发电机定子水冷却器211551554发电机氢密封油冷却器2153535氢气干燥器1112126励磁机空气冷却器22551107汽泵主泵冷却水2215308汽泵前置泵冷却水225109小汽机冷油器冷却水428016010电动给水泵电动机冷却器11282282启动用11电动给水泵润滑油冷却器11642642启动用12电动给水泵机械密封冷却水1166启动用13电动给水泵冷却套管冷却水11498498启动用14凝泵轴承冷却水3239考虑三台水量15低加疏水泵轴承冷却水2133锅炉部分序号名称及规格台数运行台数每台耗水量运行水量备注1引风机润滑油冷却器2218362一次风机润滑油冷却器22225453一次风机电机冷却器2218364送风机润滑油冷却器22225455送风机电机冷却器2218366空预器冷却水2210207空预器高压水泵冷却水11228锅炉启动循环泵1140409磨煤机主轴承66106010磨煤机润滑油站6684811磨煤机主减速机6631812密封风机213313空压机设备冷却水42306014仪用气空气干燥设备42153015水力吹灰器升压泵冷却水112216疏水泵冷却水2122外专业部分1脱硫系统冷却水1125252汽水取样冷却器113030总计（单位T/H）1969362200考虑裕量后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。系统设2100容量的闭式循环冷却水泵和265容量的板式热交换器，在正常情况下，一套运行一套备用，夏季水温度高时，可二套同时运行，以满足要求。系统设有一只20M3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，如汽轮机和小汽机的润滑油冷却器、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。两台机组闭冷水系统均能分别向循环水泵、空压机、锅炉取样冷却器提供冷却水，互相满足事故供水。2210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。考虑到大容量设备选型的要求，凝汽器汽侧抽真空系统设置3套50容量水环式真空泵。正常运行时，一套真空泵作为备用。在机组启动时，所有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。每台凝汽器壳体上还设置1只带有滤网和水封的真空破坏阀。2211汽机润滑油净化、贮存和排空系统每台汽轮发电机组设有独立二套在线润滑油净化装置，大机一套，二台给水泵汽轮机一套。两台汽轮发电机设置1台脏油/干净油组合贮油箱，其总容量约100M3。润滑油净化装置除能净化处理主汽轮机、给水泵汽轮机油箱的油，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的事故排油池。2212主要汽水管道规格参数一览表根据火力发电厂汽水管道设计技术规定以及火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计（2000版）及ASTM和DIN标准，本工程主要汽水管道规格选择结果如下机组主要汽水管道规格参数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/S1主蒸汽管道半容量主管28836101522A335P92DI35692567440601/4容量支管2883610761A335P92DI25466557340602再热热段蒸汽管道半容量主管70160812719A335P92DI69940648050651/4容量支管701608636A335P92DI49530646150653再热冷段蒸汽管道主管70142525439A69111/4CRCL2212194830763045半容量支管70142514293A69111/4CRCL228133038443045半容量支管7015281272A69121/4CRCL2281350381630454汽机高压旁路管道汽机高压旁路进口管道2936107389A335P92DI254665674汽机高压旁路出口管道7015288846A69121/4CRCL225083272585汽轮机低压旁路管道汽机低压旁路进口管道7016089894A335P92DI559347881汽机低压旁路出口管道122001336A691CR11/4CL2215241558825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/S6主给水管道主给水管道主管392924304415NICUMONB5646106559226主给水管道半容量管392924152215NICUMONB5644575553526汽泵给水泵关断门前直管50200152215NICUMONB5644576060026汽泵给水泵关断门后直管392924152215NICUMONB56445755535267主凝结水管道4515820405钢2053022335235451582313钢2053022382358抽汽管道1高压加热器抽汽主管道91643371716A335P1127311509347235602高压加热器抽汽主管道7014253148A335P1140642144331835603高压加热器抽汽主管道277449761295A335P113556953525235604抽汽总管129839223591钢207201950943560除氧器抽汽管道129839221153钢205301337013560给水泵汽轮机低压汽源主管1298392218386钢2061015445635605低压加热器抽汽主管06492988899钢206301548635606低压加热器抽汽主管034524459382钢20820124111356023主要辅助设备的选择根据电力规划设计总院、成套局联合颁发的电规发1991143号文件通知的要求，进行本工程主要辅助设备的选型。辅机型式及裕量的确定，参照火力发电厂设计技术规程DL50002000执行。231凝汽器凝汽器采用双背压、双壳体、单流程、表面冷却式。底部采用轴承支座支撑，上部与低压缸排汽口之间的连接采用刚性连接。凝汽器传热管采用不锈钢管。凝汽器的设计应在汽轮发电机保持在TMCR工况下的出力及循环水入口温度217C，循环水温升9，清洁系数085的条件下，凝汽器背压达到53KPAA。同时还需校核夏季工况水温为33和汽机VWO工况运行时的背压和冷却水管内流速9577012918设计温度441394450519试验压力MPA入加热器的疏水20疏水来源/1号高加2号高加21流量（每台加热器）T/H/17159/248641/222温度/2814230523热焓KJ/KG/12431993233低压加热器及疏水冷却器每台机组配置4台低压加热器和1台疏水冷却器，按双流程设计。其中7、8为独立式设计，置于凝汽器接颈部位；5、6两台低压加热器采用卧式U形管，5加热器由蒸汽凝结段和疏水冷却段二个传热区段组成，6加热器由蒸汽凝结段组成。壳体均为全焊接结构，传热管采用不锈钢材料。低压加热器及疏水冷却器按汽轮机组VWO工况进行设计，并留有10的堵管余量。管内流速不超过HEI标准的规定。同时加热器在堵管5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。低压加热器及疏水冷却器的设计应符合HEI（表面式给水加热器）标准和ASME规范第部分第1分篇。低压加热器的主要技术数据序号项目5低加6低加7低加8低加1压力降管侧压力降（MPA）00800800901壳体压力降（MPA）003000壳体每段压力降（MPA）0/0030002设计管内流速（M/S）2132132222管内最大流速（M/S）3333序号项目5低加6低加7低加8低加3有效表面积（M2）1800170015901900每段有效表面积（M2）1672/1281700159019004换热率（KJ/HR）306715370/162146903451571832063953102132830645总换热系数KJ/HRM215441/85111403812341106446给水端差（）282828287疏水端差（）56/8加热器壳侧设计压力（MPA）0850350101设计温度（）330250120120试验压力（MPA）128053013013壳侧压力降（MPA）0030009加热器管侧设计压力（MPA）45454545设计温度（）173140120120试验压力（MPA）675675585585管侧压力降（MPA）00800800901疏水加热器的主要技术数据序号项目低加疏水冷却器1压力降管侧压力降（MPA）003壳体压力降（MPA）005壳体每段压力降（MPA）0052设计管内流速（M/S）3管内最大流速（M/S）0523有效表面积（M2）368序号项目低加疏水冷却器每段有效表面积（M2）3684换热率（KJ/HR）279681545总换热系数KJ/HRM267666给水端差（）/7疏水端差（）568加热器壳侧设计压力（MPA）44设计温度（）120试验压力（MPA）572壳侧压力降（MPA）0019加热器管侧设计压力（MPA）01设计温度（）120试验压力（MPA）013管侧压力降（MPA）009234除氧器及水箱除氧器按汽轮机TMCR工况下的参数作为容量设计的基础，并能满足汽轮机阀门全开工况（VWO）的运行要求。除氧器最大出力不应小于BMCR蒸发量105时所需给水量，并能满足机组FCB工况时给水要求。除氧器的设计应符合HEI标准（除氧器）和ASME规范第篇第1分篇的要求。除氧器采用一体化卧式，其出水含氧量小于5G/L。除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机四段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器也能适应定压运行方式。除氧水箱有效容积为330M3，能满足锅炉最大蒸发量56分钟给水消耗量。除氧器及水箱技术数据（暂定）编号名称单位除氧器编号名称单位除氧器1型式卧式、一体式2运行方式定/滑压运行3设计压力MPA148/全真空4设计温度5工作压力最高MPAA1286工作温度最高39927额定出力T/H30448最大出力T/H35449有效容积M333010出水含氧量G/L5235给水泵及驱动装置本工程给水泵配置选用250容量汽动泵和140BMCR容量电动泵（不考虑备用）的方案。对汽动给水泵的台数和容量选择，决定于多种因素。配100容量汽动泵，单泵在机组40100负荷范围，泵与主机的负荷相匹配，调节比较方便。低于40负荷，则切换至备用汽源，也能保证机组正常运行。虽然100容量泵比250容量泵方案投资省，运行经济性高，但由于100给水泵配套的给水泵汽轮机目前需要进口，而250给水泵汽轮机可以国产，另外100给水泵汽轮机需要配套单独的凝汽器、真空泵、凝结水泵等辅助设备，总体上100给水泵汽轮机组比250给水泵汽轮机组投资多约3000万元。配250容量汽动泵，优点是一台汽动泵组故障时，仍能带50负荷运行。给水泵的可靠性对机组运行影响极大，考虑到国内外已运行的1000MW机组大都采用250汽动给水泵配置方案，本工程目前也按250汽动给水泵设计。电动泵的容量选择，主要考虑到机组启动方便，可靠，经济性等因素。根据上海锅炉厂推荐的锅炉最小直流负荷为30BMCR，同时考虑到机组安装后冲管等需要，参考国内外同容量和参数机组的普遍配置，本次设计按设置140BMCR电动启动泵，不考虑备用功能方案考虑，采用定速泵还是调速泵待设备招标时确定。关于给水泵选型详见F286CJ0132给水泵选型专题报告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，同时还需考虑FCB时高旁开启时的喷水量。入口流量还应考虑再热器减温水量中间抽头及密封水泄漏量。扬程也按高压旁路开启点相应高压给水压力设计并留有适当裕量。汽动泵的前置泵由电动机驱动，电动泵的前置泵与电动泵采用同一电动机驱动。国内给水泵制造厂目前尚无为1000MW机组配套给水泵的制造和运行业绩，因此汽动给水泵仍需进口，电动给水泵从容量，参数来说，国内应该有能力设计和制造，但由于与汽动给水泵的设计等存在较大的关联，建议与汽动给水泵一起采购。给水泵汽轮机为单缸、单流、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；启动和低负荷时由辅助蒸汽系统供给，冷段蒸汽作为备用；调试时由辅助蒸汽系统供给。给水泵汽轮机排汽向下直接排入凝汽器。每台给水泵汽轮机各自设有一套润滑和控制油系统。给水泵汽轮机根据目前我国小汽轮机制造水平和1000MW级超超临界机组小汽机招投标情况，采用国产小汽轮机是可行的，本工程给水泵汽轮机建议采用进口或引进技术（合作）生产的产品。汽动给水泵及前置泵主要技术数据（暂定）编号项目单位前置泵给水泵1型式双吸单级筒式多级泵2设计入口流量T/H187218723设计入口压力MPA1324中间抽头流量T/H/1005设计扬程MH2O6设计出口压力MPA357转速R/MIN148060008效率8585电动给水泵及前置泵主要技术数据（暂定）编号项目单位前置泵给水泵1型式双吸单级筒式多级泵2设计入口流量T/H134113413设计入口压力MPA0714中间抽头流量T/H/1005设计出口压力MPA1436转速R/MIN14807效率82829电动机功率KW780010电压KV6给水泵汽轮机主要技术规范数据（暂定）编号项目单位1型式单缸、单流、凝汽式、双进汽自动切换、下排汽2调节系统型式MEH3进汽汽源高压汽源（冷段蒸汽）；低压汽源（四级抽汽）4高压进汽压力MPAA61975高压进汽温度37356低压进汽压力MPAA1287低压进汽温度3798排汽压力KPAA6987/56829转速调节范围R/MIN2800630010额定功率KW1700011最大连续功率KW22000236凝结水泵凝结水泵为3台50容量的立式筒型泵，二台运行一台备用。两台凝泵的容量满足汽机VWO工况下的凝结水流量，再加上10的裕量，同时需考虑低压旁路喷水量。其扬程也按在VWO工况下运行并留有裕量，且能适应机组变工况运行的要求。由于国内配1000MW级机组的大容量凝结水泵还没有制造运行实绩，故暂按进口设备考虑。如采用350容量的凝结水泵也可按国产设备考虑。凝结水泵主要技术数据（暂定）序号名称单位数据1型式电动、立式、多级、筒型、离心泵2容量/数量/5033流量110VWO/旁路开启工况T/H11474/13654出口压力110VWO/旁路开启工况MPAA324/3395转速R/MIN14856效率847最小流量M3/H8电动机功率KW16509电动机电压V6000237汽机旁路装置（选型详见F286CJ0133汽机旁路选型专题报告）汽轮机旁路装置采用高、低压两级串联旁路系统，根据主机设备情况，以及同类型机组的旁路配置情况和业主要求，高压旁路采用带安全阀功能100容量的三用阀系统，低压旁路暂定为65容量（相对主蒸汽流量）。本工程汽轮机旁路装置采用液动进口设备。目前国内各制造厂均无此制造能力，故本工程汽轮机旁路装置采用进口设备。旁路的主要技术数据（暂定）序号项目单位高压旁路低压旁路1制造商进口进口2型式角式、液动角式、液动3旁路阀的数量个424旁路阀开启时间S225旁路蒸汽流量T/H4761298936旁路阀设计压力/运行压力阀门上游MP