热力发电厂课程设计

I级旁路系统减温减压后进入锅炉再热器，以防止再热器超温或烧坏。由再热器加热出来的再热蒸汽又绕过汽轮机的中、低压缸，经Ⅱ级旁路减温减压后排入凝汽器，经低压旁路减温减压后的蒸汽，在进入凝汽器之前，压力和温度仍很高，为保证凝汽器的安全运行，在凝汽器颈部装有膨胀扩容式减温减压装置。本设计电厂660MW汽轮机选用高、低压二级旁路系统，它由高压旁路控制阀、高压旁路减温水调节阀、低压旁路控制阀、低压旁路减温水调节阀、液控站组成。旁路容量为锅炉最大连续蒸发量的16%。由于减压减温都在同一阀体内完成，故不另设减温器。该系统有下列优点：（1）旁路的控制系统既能与汽轮机的DEH配合工作，也能脱离DEH单独工作。（2）旁路系统管理方便，在计算机屏幕监视器是可以看到旁路装置的运行情况，便于操作。（3）旁路系统控制能适应机组变压运行和定压运行的要求。例如，旁路阀的开启，既能采用蒸汽压力达到设定启动值开启，也能根据变压运行工况的压力曲线，是阀门开启的整定值与压力曲线保持一定的关系。在热备用的状态下，旁路处于关闭状态。当主气压力波动，升压率大于设定速率时，高压旁路阀开启调节，防止压力大幅度波动；当再热器压力瞬间超过正常压力过多时，低压旁路阀开启调节再热器压力。（4）旁路阀采用液压控制，开、闭的速度分成快慢两极。在机组甩负荷气压急剧上升超过整定值时，旁路系统在2到3秒内到达全开，正常工况旁路采用慢速调节，6到8秒全开。（5）改善机组启动特性及汽机冲转过程中调节和稳定蒸汽参数。汽轮机启动时，气缸内壁直接与高温蒸汽接触，蒸汽温度上升较快。由于汽缸壁较厚，传热到外壁需经较长时间，汽缸内、外壁容易出现较大的温差。当汽机冷态启动时，汽缸壁温较低，而锅炉来的过热蒸汽温度很高，导致锅炉蒸汽温度与汽机汽缸金属温度不协调，容易引起汽轮机汽缸及其他部件热应力过大，减少机组使用寿命。故在机组启动期间，除监视汽缸内、外壁温差外，还必须控制好金属温度的升降速度，才能保证汽缸的安全。一般来讲，机组在启动过程中，升负荷率由汽轮机进气调节阀控制，而锅炉蒸汽温度与汽机汽缸金属温度不协调则由锅炉的特性决定，机组启动时间的长短取决于锅炉达到汽轮机冲转要求的过热蒸汽参数和再热蒸汽参数的时间，而锅炉升温、升压速度取决于锅炉启动疏水和疏汽系统，通过调整这些系统中的阀门来协调锅炉蒸汽的温度、压力和流量。汽机旁路系统正是为达到此目的而设计的，它可提高锅炉升温、升压速度，使锅炉蒸汽参数（温(6)停机不停炉功能。汽机旁路系统的设置使因电器故障，机组电负荷，锅炉单独运行成为可能。当系统电器故障，发电机开关跳闸，汽机主汽门关闭时，旁路系统投入，使锅炉能保持在某一稳定负荷而不必停机，这一稳定负荷取决于旁路系统的容量。另外，在整机启动过程中，往往由于辅助系统出故障，迫使锅炉熄火停炉，使正常启动过程被延误。这种情况下，汽机旁路系统的作用会明显发挥，此时使用旁路系统而不必停机，待故障消除后，可迅速使汽机进行冲转，带负荷，大大缩短机组总启动时间，回收工质，保护再热器。调峰机组夜间停机后，投入旁路系统，锅炉稳定在不投油最低稳燃负荷运行，汽轮机可在最短时间内启动。汽机旁路系统的作用不是千篇一律的，而是取决于各汽轮机制造厂生产的汽轮机的启动特点、结构特点以及锅炉燃料特性和电网结构。（7）压力控制。控制主蒸汽和再热蒸汽所需压力，高旁阀设有定位控制，定压控制和跟踪滑压控制，以适应机组各种启动该状态（冷、热、温、极热态）和运行方式（定压运行和滑压运行）。（8）温度控制。高低旁喷水减温阀过高，低旁出口温度设定信号，自动控制进入高低旁阀的喷水量，以控制再热冷段蒸汽温度及不使进入凝汽器的蒸汽温度过高，并实现不同蒸汽流量时的变参数调节。5.3给水系统给水系统是发电厂热力系统的重要主管道之一，对发电厂的安全、经济、灵活运行至关重要。结合机组的形式，我们选择了单元至系统。其优缺点与单元至主蒸汽系统相同。因其系统简单、投资省，适用于中间再热凝气式发电厂。5.3.1给水泵的选择基于变速给水泵的如下优点：①节约厂用电；②简化锅炉给水操作台；③易实现给水全程调节；④能适应机组滑压运行和调峰需要；⑤提高机组的安全可靠性；⑥便于给水泵的启动。另外基于汽动泵的主要优点：①安全可靠；②节省投资；③运行经济；④增加供电；⑤便于调节；⑥容量不受限制。因此，选用汽动调速给水泵。（两台气动调整给水泵正常运行，一台电动给水泵备用。）5.3.2给水系统的全面性热力系统300MW机组的给水系统，为半容量泵组，即两台变容量启动泵为经常运行，其前置泵为与与之不同轴串联连接方式：一台半容量电动定速泵为备用泵，并与其前置泵为同轴串联方式。设计时考虑了既可用电动泵启动，也可用汽动泵启用。高压给水经3个高压加热器加热后进入锅炉省煤器，高压给水旁路采用高旁路系统。当任何一个高压加热器故障解列时，3个高加都必须同时解列，给水走旁路。3台卧式高压加热器给水方式为单流程大旁路方式，其进口设一电动三通阀，出口为快速电动阀，当任何一个高压加热器裂解时，这两个阀门同时动作，切除三个高压加热器并投入旁路运行，为防止高压加热器超压，其汽、水侧均设有弹簧式安全阀。汽动给水泵采用小汽轮机带动，小汽轮机有两个主气门，其气源分别引自汽轮机的第四段抽气和新蒸汽，并能自动内切换。两台气动泵运行时，当给水量约为278t/h（机组负荷约为32%额定负荷）时，四段抽气已不能满足给水泵功率要求，自动内切换为新蒸汽，随负荷自动切换，四段抽气量逐渐减少，新蒸汽量相应的逐渐增加，直到给水量约为150t/h时为止，即完全切换为新蒸汽。若单泵运行，可维持给水量为600t/h，此时高低压蒸汽同时进气。5.3.3给水系统的运行给水泵组实验合格后，即处于正常备用阶段。启动前给水泵系统应灌水排气，投入密封水系统。暖泵入口水温低于0.147MP下饱和温度110℃，应启动给水循环泵。当入口温度为120℃以上，泵体与水温差在20-30℃，泵壳上、下水温差在20-25℃，泵暖结束。电动给水泵启动时，停用启动循环泵。各给水泵满足启动要求后，应依次启动电动给水泵的前置泵和电动给水泵。电动给水泵运行一段时间后，锅炉点火低压阶段，应使给水泵出口压力、流量、转速均较低。流量与泵转速成正比，给水阀门前后压差大，阀门稍开，流量剧烈变化，易使泵超载，要特别注意。当负荷逐渐升至30%左右，可再启动一台气动给水泵。先启动与汽动泵匹配的前置泵，给水通过主泵出口再循环管回至给水箱。前置泵运转正常后，手动开启给水泵小。汽轮机的高压主气门，气动泵投运。其出口给水压力在到达给水母管中给水压力之前，仍有再循环管送回给给水箱，然后气动泵开始向母管送水，逐渐增加气动泵的流量，同时减少电动泵的流量至其额定值的30%，才将给水泵汽轮机转速切换到自动控制，由煤水比信号直接控制转速。电动给水泵仍继续运行直至汽轮仅负荷大于50%，第二台气动泵投入运行时为止。当汽轮机负荷增加，第四级回热抽气压力流量可以直接驱动小汽轮机时，它的低压主汽门自动打开，逐步切换为四段抽汽，同时高压主汽门逐渐关小，直至完全关闭。至于高压加热器根据启动运行情况，确定投运时间，由程控启动。正常运行时，要求两台汽动给水泵组和三台高压加热器全部投运。小汽轮机转速投入自动调节，电动泵自动备用。给水流量由煤水比信号直接控制小汽轮机转速进行调节，主给水管上电动闸阀全开，其旁路气动调节阀全关。停运时，随着主机负荷的逐步降低，两台气动泵维持低负荷并列运行。当主机负荷低于额定负荷40%时，小汽轮机自动开启高压主汽门，由新汽驱动。当主机负荷低于30%时，投入给水再循环，并逐渐停用一台气动泵。当主机负荷低于25%时，可停用高压加热器，在停用过程中注意给水温降率不大于3℃/min.根据运行情况，启动电动给水泵，停运气动泵，由电动泵维持锅炉的最小给水流量直至停止给水。5.4回热抽汽系统本机组有八级不调整回热抽汽，作为三台高压加热器、一台滑压除氧器和四台低压加热器的加热蒸汽，另有一台轴封冷却器。凝结水全部精处理，串联在中压凝结水泵出口，无凝结水升压泵。三台高压加热器H1,H2,H3均设有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段。高压加热器组疏水逐级自流至滑压除氧器H4,H5也设有内置式蒸汽冷却段，H5,H6,H7,H8均设置疏水冷却段，其疏水逐级自流至凝汽器。第1~8段抽汽管道沿蒸汽流向先装1个逆止阀，后装上一个电动闸阀，要求靠近汽轮机抽汽口(第2段抽气管道上的阀门靠近冷再热蒸汽管道).逆止阀的主要作用是防止汽轮机进水和甩负荷时回热抽汽管中蒸汽倒流如汽轮机。在汽轮机抽汽口到逆止阀门之间的抽汽管道低位点和电动阀到加热器之间管道低位点各装设一个输水阀，以便疏水到凝汽器，防止汽轮机进水。在第4段抽汽总管是靠近汽轮机处装设两个逆止阀和一个电动阀，另在去除氧器、辅助蒸汽联箱和给水泵汽轮机的蒸汽管道处各再设一个电动闸阀和一个逆止阀。这是因为除氧器是一个容积很大的混合式加热器，一旦汽轮机的抽汽压力突降，除氧器给水箱内饱和水迅速汽化产生大量蒸汽，若倒流入抽气管内将引起汽轮机超速。辅助蒸汽联箱及给泵汽轮机都有外部起源（非汽轮机抽气），他们都有可能导入汽轮机，所以加装上述止阀门可防止汽轮机由上述原因引起超速。所有的抽气管道设的疏水阀在机组负荷低于15%额定负荷时能自动开启。除氧器可滑压运行，滑压范围0.141~0.705Mpa。启动时，有辅助蒸汽联箱供气，并非维持除氧器压力。随负荷增加，当第四段抽气压力大于0.132Mpa时，自动切换至第四段抽气；当机组降负荷，第四段抽气压力降至0.141Mpa时，自动切换到辅助蒸汽。停机时，由辅助蒸汽供汽，并维持除氧器压力为0.141Mpa。驱动给水泵汽轮机的汽源有两路，一路来自蒸汽（高压汽源），另一路为第四段抽气（低压气源），而主蒸汽作为启动和备用汽源。两路供汽可单独供汽或同时供汽，切换过程在机内完成。双泵运行时，主机负荷在40%额定负荷以上时，给水泵汽轮机由低压气源单独供汽；主机负荷低于40%时，低压气源已不能满足要求，高压汽源与低压汽源同时供汽，随着主机负荷进一步降低，高压气源供汽量逐渐增加，低压气源供汽量逐渐减少直到由高压起源单独供汽。启动升负荷过程则此相反，主机负荷升至40%时，高压汽源退出，由低压汽源单独供汽。单泵运行时，由低压汽源供汽，泵容量不低于60%锅炉额定水量。此外，及水泵汽轮机还接有辅助蒸汽供汽调试用汽。给水泵汽轮机排汽接入主机凝器内。及水泵汽轮机蒸汽管道低位点设有疏水阀，在给水泵汽轮机启动时疏水至主机凝汽器。5.5除氧系统在凝器机中，经过初步除氧的主凝结水进入除氧器深度除氧，除氧用加热汽源为汽机四段抽气，备用蒸汽采自辅汽联箱。在沸腾管系统运行时易产生水击和振动，可设置1台除氧给水循环泵，以便机组启动前使除氧水箱中的化学除盐水能均匀迅速的加热除氧。除氧器设有启动循环泵SP,供启动制水时加热水箱内的储水，经1.5~2h加热到100度以上开始除氧。加热期间启动循环连续运行，以保证均匀加热，此时成为大气压力式除氧器。当机组负荷至20%额定负荷时，即自动开启四级抽气阀同时自动关闭备汽源的进气阀，除氧器自行投入滑压运行方式。简称为定一滑运行方式，滑压范围为20%~100%额定负荷。路进入除氧器，不会因为加热器事故而影响整个机组的正常运行。每台加热器都设置一个旁路。5.6加热器疏水系统回热加热器疏水系统是回收加热器内抽汽的凝结水即疏水，保持加热器中水位在正常范围内，防止汽轮机进水。高压加热器疏水系统高加疏水在大于30%—ECR工况运行时，采用热经济性较高的逐级自流的方式疏至除氧器，高加水位由电动疏水调节阀自动调节。机组启动时，在启动初期，高压加热器疏水通过各台高压加热器的汽侧放水直接排至地沟。低负荷时，3号高加（抽汽压力最低者）疏水疏入5号低加（低加中抽汽压力最高者），因为低负荷时间短，经济性不明显，同时如果流入5号低加，对其热冲击较大，易发生振动，故设置一根30%流量的低负荷疏水管至汽机本体疏水扩容器1（即加热器事故疏水扩容器），以保证低负荷疏水的畅通。又考虑到高压加热器为卧式布置，其水位允许波动小，如果调节阀故障，采用手动旁路控制水位较难操作，易使汽水混合物进入疏水冷却段甚至输水管造成汽、水两相共存引起振动，故疏水调节阀都不设手动旁路，如果调节阀任一台出现故障，便解列所有高压加热器。每台高加的事故疏水都单独接入汽机本体疏水扩容器1，每根管道上设有两道电动阀，能迅速全关和全开，从而保证事故疏水能迅速排走以防汽机进水。低压加热器疏水系统正常运行时，各低压加热器的疏水用疏水调节阀逐级自流入低压加热器H8，再经过调节阀直接排入凝汽器。每台低加都设有单独的事故疏水管路至汽机本体疏水扩容器1，管路上都设有能快速启闭的电动闸阀。5.7主凝结水系统5.7.1设置两台容量为100%的凝结水泵，一台正常运行，一台备用，运行泵故障时连锁启动备用泵。5.7.2低压加热器设置主凝结水旁路，当某台加热器故障解裂或停运时，凝结水通过旁路进入除氧器，不会因为加热器事故而影响整个机组的正常运行。每台加热器都设置一个旁路。5.7.3设置凝结水最小流量再循环，可以使凝结水泵在启动或低负荷时不发生汽蚀，同时保证轴封加热器有足够的凝结水量流过，使轴封汽能完全凝结子下来，以维持轴封加热器中的微负压状态，主轴封加热器后的主凝结水管道上设有返回凝结器的凝结水最小流量再循环管道。5.7.4在凝结器热水井底部、最后一台低压加热器的出口凝结水管道上，除氧器水箱底部都接有排地沟的支管，以便机组投运前，冲洗凝结水管道时，将不合格的凝结水排入地沟。5.8全厂公用汽水系统单元式机组，为保证机组安全可靠启停，以及在低负荷或异常工况下提供必要的汽源，同时能向发电厂有关辅助车间提供生产加热用汽，设有全厂公用的辅助蒸汽系统。本设计660MW机组的辅助蒸汽系统，全厂设置一条辅助蒸汽母管，每台机组设置一个压力为的辅助蒸汽联箱。各台机组的辅助蒸汽联箱互为备用。联箱上有安全阀以防超压。为减少启动供汽损失，提高其经济性，当机组负荷达到约30%时，汽轮机高压缸排气参数1.168MPa、，第四段抽汽压力达0.265MPa，辅助汽源由启动锅炉供汽切换到汽轮机高压缸排汽、除氧器加热蒸汽切换到四段抽汽。随机组负荷增加，除氧器滑压运行（）。机组负荷增至额定负荷85%，四段抽汽参数达0.67MPa、，减温器将温度从338℃降到辅助汽温度200℃时，辅助汽源即切换到四段抽汽。额定工况时，四段抽汽能供厂用蒸汽为50t/h。机组负荷超过30%，汽轮机轴封系统自行供汽（自密封汽封系统）。启动锅炉宜配台，其容量不宜考虑裕量和主机冲转调试用汽。因其利用率降低，有关系统应该力求简单、可靠和运行操作简便，其配套辅机也不宜过多配置。5.9主厂房内的冷却系统5.9.1发电机的冷却系统汽轮发电机的冷却介质可以是空气、氢气、水等。本设计的660MW机组配N660-3.232/538/538型发电机，其定子、转子均采用水冷却的双水内冷却式，定子和转子的水冷系统为两个独立回路。定子水冷回路对水质要求严格：导电率≤2s/cm（20℃），pH值为，硬度≤5mol/L，定子水箱冲氮密封。水冷却系统的冷水器、水冷泵和管道阀门附件等要用不锈钢材料，或喷漆三氟氯乙烯的塑料膜。发电机的冷却介质吸收各种损耗变成了热能，应引至相应的面式冷却器，再以循环水冷却。5.9.2汽轮机车间内的循环系统汽轮机车间内的循环水系统包括凝结设备的冷却用水，凝结器抽汽设备用冷却水（一般为射水抽汽系统用水），真空泵冷却用水，主机冷抽汽用水，发电机氢气冷却器、励磁机空冷却器冷却用水，主给水泵的工作油、润滑油冷却器用水，电动给水泵电动机冷却用水，小汽轮机冷油器用水等。为节约用水，冲灰用水多引自循环水系统。5.9.3工业水系统工业水系统的作用是向电厂辅助机械，的轴承及其冷油器、各类冷却器等装置连续不断地供冷却水、工业水应有可靠的水源，具有独立的供、排水系统，不得与厂内消防水、冲灰水、生活用水等系统合并，并应考虑电厂扩建的要求。本设计中，由于单机容量为660MW，故采用单元制系统。工业水的原水取自循环水压力母管，再净化处理。预处理后的工业水进入工业调节水池，再经工业水泵升压经工业水母管，输送至各用水点。5.9.4全厂的疏水放水系统发电厂的疏水系统为疏泄和收集全厂各类汽水管道疏水的管路系统及其设备；放水系统是指为回收锅炉汽包和各种水箱类（如除氧器给水箱等）的溢水，以及检修设备时排放的水质合格的管路及设备的放水。实际上，放水和全厂疏水是统一考虑，总称为发电厂的疏水系统。发电厂的疏水系统是发电厂全面性热力系统中不可缺少的一个统一系统，影响全厂的安全经济运行。收集疏水、溢水放水，可减少工质损失和热损失。若疏水不畅（如管径偏小），存有积水，会引起管道水击或振动，轻则损坏支吊架，重则造成管道爆破造成严重安全事故。若新汽带水，会损坏叶片，引起机组振动，推力瓦烧毁乃至主轴弯曲、气缸变形等严重破坏性事故。对疏水系统的一般要求（1）蒸汽管道为母管制系统时，疏水系统宜用母管制；蒸汽管道为单元制系统时，宜按单元制或扩大单元制设计疏水系统。（2）各种汽水管道的布置，应具有向疏水方向坡度i≥0.05，不得有积水段或疏水死6、总结本次设计建设660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算，运用所学到的理论知识，通过对原始资料的分析和校核计算，掌握发电厂的型