1红海湾600MW机组集控运行规程概述篇.docx
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1红海湾600MW机组集控运行规程概述篇
1概述
1.1主设备概况
广东红海湾发电有限公司一期工程#1、#2机组为国产600MW超临界燃煤机组,主要是带基本负荷运行,但也具有一定的调峰能力,热力系统为单元制系统,循环冷却水取自海水,为开式循环,三大主设备均由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造,容量及参数相互匹配。
1.1.1锅炉选用型号为DG1950/25.4-Ⅱ3的超临界参数变压直流本生锅炉。
1.1.2汽轮机选用型号为N600-24.2/566/566的超临界、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽凝汽式汽轮机。
1.1.3发电机选用型号为QFSN-600-2-22A的水–氢–氢汽轮发电机,静态励磁方式。
1.1.4电气主接线系统
1.1.5DCS选用上海西屋控制工程有限公司的Ovation控制系统。
1.2分系统概况
1.2.1锅炉本体:
1.2.1.1锅炉带基本负荷并具有一定调峰能力。
1.2.1.2锅炉变压运行,采用定—滑—定的方式,本公司锅炉压力—负荷曲线与汽轮机相匹配,汽机压力-负荷曲线如下图所示:
1.2.1.3锅炉能适应设计煤种和校核煤种。
燃用设计煤种,在BRL工况下锅炉保证热效率不小于93.52%(按低位发热值)。
锅炉效率-负荷曲线如下:
1.2.1.4在全部高加停运时,锅炉的蒸汽参数能保持在额定值,各受热面不超温,蒸发量也能满足汽轮机在此条件下达到额定出力。
1.2.1.5锅炉在燃用设计煤种时,能满足负荷在不大于锅炉的30%B-MCR时,不投油长期安全稳定运行,并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。
1.2.1.6锅炉负荷变化率达到下述要求:
在50%~100%B-MCR时,不低于±5%B-MCR/分钟
在30%~50%B-MCR时,不低于±3%B-MCR/分钟
在30%B-MCR以下时,不低于±2%B-MCR/分钟
负荷阶跃:
大于10%汽机额定功率/分钟
1.2.1.7过热器和再热器温度控制范围,过热汽温在35%~100%B-MCR、再热汽温在50%~100%B-MCR负荷范围时,保持稳定在额定值,偏差不超过±5℃。
1.2.1.8锅炉燃烧室的承压能力
锅炉结构考虑安装后能方便地进行风压试验。
考虑增设脱硫装置导致的炉膛瞬时负压可能增大,炉膛结构部件(包括刚性梁,炉顶密封装置,水冷壁与冷灰斗的连接部分)进行强度计算时,炉膛设计承压能力按大于5.8kPa考虑,炉膛最大瞬时承受压力按±9.98kPa考虑。
当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸,引风机及脱硫风机出现瞬间最大抽力时,炉墙及支承件不应产生永久变形。
在刚性梁系统的设计中将考虑增设FGD装置后所导致的炉膛瞬时负压可能增大的影响。
1.2.1.9燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差,在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不超过50℃。
若实测超过该值时,任何受热面超温,本公司免费采取必要的措施加以解决。
1.2.1.10过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。
消除蒸汽侧热力偏差的措施:
1)炉膛设计合理,较高的炉膛高度,前后墙均匀布置燃烧器,对冲燃烧,减少炉膛出口烟温偏差;
2)过热器系统设置一次左右交叉,两级喷水减温装在左右侧并分别控制,系统和受热面布置合理,减少蒸汽侧的热力偏差;
3)再热器布置合理,设置一次左右交叉。
1.2.1.11锅炉炉墙、热力设备及管道等的保温表面温度在锅炉正常运行条件下,当环境温度(距保温表面1m处空气温度)小于等于27℃时,不超过50℃;当环境温度大于27℃时保温表面温度允许比环境温度高25℃。
1.2.1.12省煤器入口联箱(包括该联箱)至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa(按B-MCR工况计算)。
1.2.1.13再热器蒸汽侧的压降不大于0.19MPa(按B-MCR工况计算)。
1.2.1.14锅炉的起动时间(从点火到机组带满负荷),与汽轮机相匹配,满足以下要求:
冷态起动5~6小时
温态起动2~3小时
热态起动1~1.5小时
极热态起动<1小时(与启动篇有矛盾)
1.2.1.15锅炉机组在30年的寿命期间,允许的启停次数不少于下值:
冷态起动(停机超过72小时)>500次
温态起动(停机72小时内)>4000次
热态起动(停机10小时内)>5000次
极热态>500次
阶跃突变负荷10%B-MCR12000次
1.2.1.16启动采用定--滑--定方式。
各种状态下每次起动的寿命消耗数据如下表。
其总的寿命消耗不大于70%。
类别
次数
点火至满负荷时间(min)
寿命消耗(%/次)
冷态启动
500
360
1.5×10-2
温态启动
4000
180
6.2×10-3
热态启动
5000
90
7.5×10-3
总计
9500
69.8%
1.2.1.17锅炉参数最终与汽轮机相匹配,中标后将进行参数与容量的协调,引起的变化不加价。
1.2.1.18锅炉的汽水系统为无铜系统。
1.2.1.19通过采用汽机旁路系统和在炉膛出口装设烟温探针等措施达到对再热器保护的目的。
1.2.2燃烧系统:
1.2.2.1风烟系统:
送风系统∶送风机和一次风机采用动叶片可调轴流式风机,每台炉各配备两台。
烟气系统∶引风机采用静叶可调轴流式风机,每台炉配备两台。
每台炉配备两台静电除尘器,除尘效率≥99.86%,烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
#1、#2两台炉合用一座直筒型双钢内筒烟囱,烟囱高210m,出口直径为Φ6.0m。
风烟系统采用平衡通风的方式,通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力,送风机送出的冷风经过空预器加热后,提供锅炉燃烧和燃烬的二次风,燃烧后的烟气经过静电除尘器除尘后由引风机送至脱硫系统进行脱硫后送入烟囱排放,脱硫系统的阻力由脱硫增压风机克服。
为了机组启动方便以及脱硫系统故障时不至于影响主机安全停机,脱硫系统设100%容量的旁路烟道。
由于大容量机组的风机可靠性已大为提高,部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长,因此送风机与引风机均不设备用,在其中1台风机事故跳闸状态下,另1台风机可以使锅炉在60%以上负荷运行,不需要投燃油助燃。
1.2.2.2制粉系统:
本机组采用中速磨煤机正压冷一次风机直吹式制粉系统。
每台锅炉设6台中速磨煤机,6台电子称重皮带式给煤机,相应设置6个原煤仓,其中5套制粉系统运行,1套备用。
磨煤机的密封风从一次风机出口来,采用母管制,设2台离心式密封风机,1台运行,1台备用。
原煤通过电子称重皮带给煤机输送到磨煤机,进行碾磨和干燥后,由干燥剂(一次风)带入磨煤机出口分离器进行分离,细度合格的煤粉由干燥剂送入炉膛燃烧,不合格的煤粉将返回磨煤机继续进行碾磨,不易磨碎的外来杂物进入石子煤收集系统。
制粉系统的干燥剂由2台一次风机提供,分为2路,一路经空气预热器加热后,作为热一次风,另一路作为压力冷一次风。
通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷风的混合比例,获得所需要的制粉干燥剂温度和流量。
磨煤机入口前风管道上装设有风量测量装置,用来测量一次风量以便于风煤比调节。
磨煤机出口分成6根送粉管道,分别进入6个燃烧器,每台磨煤机分别对应1层燃烧器。
1.2.2.3煤粉燃烧器系统:
燃烧系统采用前后墙对冲燃烧,燃烧器采用新型的HT-NR3低NOx燃烧器。
燃烧系统共布置有16只燃尽风喷口,36只HT-NR燃烧器喷口,共52个喷口。
燃烧器分3层,每层共6只,前后墙各布置16只HT-NR燃烧器;在前后墙距最上层燃烧器喷口一定距离处布置有一层燃尽风喷口,每层8只,前后墙各布置8只。
1.2.2.4火焰检测冷却风系统:
火焰检测冷却风系统采用离心式风机,每台锅炉设2台,1台运行,1台备用。
冷却风机就地吸风,把冷却空气送入环形母管,然后分接到各个火焰检测器探头的冷却风接口。
冷却风机由FSSS系统配套供货。
1.2.2.5炉前燃油系统:
炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分,点火油系统设36只油枪,每只油枪出力250kg/h,采用机械雾化方式。
点火油枪采用高能点火器点火,用于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火,在锅炉低负荷运行时,用于稳定煤粉燃烧器的燃烧。
启动油系统设18只油枪,每只油枪出力2200kg/h,采用蒸汽雾化方式,雾化蒸汽由启动锅炉或者邻炉的辅助蒸汽提供,启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。
点火油系统与启动油系统的供油管上各设1只调节阀,运行时分别对两个系统进行独立调节。
1.2.3油罐区系统:
本机组点火油和助燃油均按0#轻柴油考虑。
燃油采用船运,码头卸油。
燃油系统的出力按全厂机组考虑,可同时满足1台机组启动、另1台机组投油助燃的用油量。
一期工程油罐区设2个2000m³钢制拱顶油罐。
油罐区设1间燃油泵房,泵房内布置3台供油泵,在锅炉最大用油量时(1台机组启动、另1台机组投油助燃)2台运行,1台备用,锅炉较高负荷运行时只运行1台。
另外,设1台启动锅炉燃油泵。
1.2.4热力系统:
热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外,其它热力系统均采用单元制。
热力循环采用八级回热抽汽系统,设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压热器。
本工程主蒸汽、再热蒸汽系统采用单元制。
主蒸汽管道将锅炉过热器出口新蒸汽送到汽轮机高压缸入口,冷再热蒸汽管道将汽轮机高压缸排汽送到锅炉再热器入口,热再热蒸汽管道将锅炉再热蒸汽送到汽轮机中压缸入口。
1)主蒸汽系统
主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口PCV阀动作的最低整定压力。
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°C。
主蒸汽采用单元制系统,布置呈2-1-2型,锅炉过热器出口为两根,中间合为一根,在进入汽机之前又分为两根。
这样可简化布置及节省合金钢管,同时还可以减少由于锅炉两侧所引起的蒸汽温度的偏差,有利于机组的安全运行。
主蒸汽分别由两侧的过热器出口联箱引出后合为一根,主管道规格为Di419.1⨯78(内径管,最小内径⨯壁厚,下同),在接近汽轮机处又分为两根支管分别进入两组主汽阀,再通过四组调节阀进入汽轮机高压缸。
主汽阀的主要作用是在汽轮机事故情况下,迅速切断流入汽轮机的主蒸汽及正常停机时使用。
主蒸汽管道的另一支管供蒸汽到汽轮机轴封系统,在机组热态或极热态启动时作为轴封系统的备用汽源。
主蒸汽管道的主管采用按美国ASTMA335P91标准生产的无缝钢管,其它管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。
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。
2)旁路系统
本工程汽轮机采用中压缸启动方式。
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40%容量的高压和52%容量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:
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。
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。
汽机甩部分负荷或甩全负荷时,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。
高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出,经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道,高压旁路的减温水取自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水系统。
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。
3)再热蒸汽系统
再热蒸汽采用单元制系统,按2-1-2型布置,再热器进出口均为两根,中间合为一根,在进出汽机时又分为两根。
冷再热蒸汽系统用来输送从汽轮机高压缸排汽到锅炉再热器的冷再热蒸汽,并为轴封系统、2号高压加热器、给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统提供汽源。
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。
汽轮机高压缸排汽为两根管道(Φ660⨯19.05),之后接入总管(Φ965⨯26.97)中,在进入锅炉再热器入口联箱之前分成两根支管。
在高压缸排汽的总管上装有气动止回阀,以便在事故停机时,防止蒸汽返回到汽轮机,引起汽轮机超速。
在高压缸排汽总管气动止回阀后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道;另有至2号高压加热器、汽轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的供汽管道。
在高压缸排汽(即再热冷段)总管的端头有蒸汽吹扫接口,以供在管道安装完毕后进行吹扫,在管道吹扫完成后用堵头堵死。
冷再热蒸汽管道采用按美国ASTMA672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。
再热冷段管道的设计压力较低,设计温度低于350°C,其管道通径大而壁厚薄,若采用无缝钢管(管材A106B),其造价将增加很多,因此,本工程采用A672B70CL32电熔焊钢管。
热再热蒸汽管道用来输送由机组启动到最大负荷的所有流量下,从锅炉再热器出口联箱到汽轮机联合再热汽阀的再热蒸汽。
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。
热再热蒸汽管道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°C。
与锅炉再热器出口联箱相接的是两根Di648⨯23的管道,之后合为一根Di914⨯32的总管。
在进入汽轮机联合再热汽阀前再分为三个支管,其中两路进入汽轮机,另一路进入低压旁路系统。
热再热蒸汽管道的主管采用按美国ASTMA335P91标准生产的无缝钢管(内径管),其它管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。
为了在再热器进行水压试验时隔离再热蒸汽管道,在再热器进、出口的每一支管上装有水压试验堵阀。
4)给水系统
机组配备2台50%容量的汽动给水泵,1台30%容量用于启动和备用的电动调速给水泵。
给水系统设有一台除氧器,可适应定–滑压运行。
水箱的贮水容量可以满足无凝结水进入时锅炉最大蒸发量所需5分钟以上的给水量。
给水系统采用单元制,每台机组配有两台50%容量的汽动给水泵,每台汽动给水泵配一台定速电动前置泵。
汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。
一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵,作为启动和备用,前置泵与主泵用同一电机拖动。
在一台汽动给水泵故障时,电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%THA工况以上负荷的需要。
三台100%容量卧式高压加热器串联布置,给水系统共用一个快速电动大旁路阀。
由于机组具有三台高压加热器全部解列后仍能发出额定功率的能力,设大旁路可简化给水系统,减少阀门数量,降低系统阻力,减少投资。
5)凝结水系统
本系统是将凝汽器热井中的凝结水经中压凝结水精处理设备、轴封冷却器、低压加热器输送至除氧器,另外还向汽机本体疏水扩容器、低旁减温器、给水泵密封水等提供减温水。
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。
系统设置2×100%容量的凝结水泵,一台运行,一台备用。
当任何一台泵发生故障时,备用泵自动启动投入运行。
凝泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节,出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。
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。
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。
凝结水由凝汽器热井经一根总管引出,然后分两路至两台100%容量的凝结水泵(互为备用),其出水管合并一路后依次经中压凝结水精处理设备、汽封加热器、低压加热器至除氧器。
本系统中选用一套100%中压凝结水精处理装置,不设凝结水升压泵。
凝结水在精处理装置中进行100%的处理。
为了在凝结水精处理装置出现故障退出运行时,仍能维持机组继续运行,在装置的进出口均装有隔断阀,并设置旁路管道,该部分内容论述详见化水专业的凝结水精处理系统。
凝结水精处理装置出口的凝结水,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。
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。
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。
为简化系统、减少投资,汽封冷却器进出口的凝结水管道上均不设阀门,也不设旁路管道。
该处还设有当凝汽器热井高水位时,将凝结水返回至800m³凝结水补充水箱的系统。
凝结水系统设有再循环管路,自汽封冷却器出口的凝结水管道引出,经调节阀回到凝汽器,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。
凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。
汽封冷却器后的凝结水管道经除氧器水位气动控制阀或一只电动旁路阀后进入凝汽器喉部的双列8、7号复合式低压加热器,出来后再合为一根母管经6号低压加热器,5号低压加热器至除氧器。
进除氧器的凝结水管道上设一只止回阀,以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。
5、6号低压加热器均采用电动隔离阀的小旁路系统,7、8号组合式低压加热器采用电动阀大旁路系统。
系统中设置除氧水箱启动循环泵,机组启动时,给水经启动循环泵进入除氧头,通过辅助蒸汽加热及除氧,有利于缩短除氧器启动时间、提高机组整体启动的灵活性。
6)补给水系统
每台机组设有一台800m³的补给水箱,其主要作用是作为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器,并为闭式冷却水系统提供启动注水及锅炉和除氧器的启动上水。
补水箱水源来自化学水处理室的除盐水,其水位由补充水进水管上的调节阀控制。
每台补水箱配置两台补给水泵,主要用于启动时热力系统充水,闭式冷却水系统充水等。
二台补水泵的总容量按满足锅炉启动冲冼时的水量要求设计(约为锅炉直流负荷即28%BMCR的给水流量),每台泵各为50%容量。
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,泵侧设有由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。
系统中不考虑另外设置锅炉上水泵,启动时由凝结水输送泵通过除氧器、电动给水泵和给水系统向锅炉上水。
除盐水在除氧器中须通过辅助蒸汽加热至80°C。
凝结水补充水系统的阀门均采用不锈钢阀门,管道采用不锈钢材料。
7)加热器疏水及放气系统
高压加热器疏水采用逐级回流串联疏水方式,即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器,直至排到除氧器。
1~3号高加事故疏水和除氧器溢放水均排到凝汽器疏水扩容器。
启动期间,除氧水箱不合格水排向锅炉启动排污扩容器。
低压加热器也用逐级回流疏水,最后排到凝汽器进入凝结水系统,各低压加热器事故疏水均接至疏水扩容器。
每个疏水管路均设有疏水调节阀,用于控制加热器的正常水位。
所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的加热器或扩容器,以减少两相流动的管道长度,避免管道震动,疏水调节阀后管径放大一级,且高加疏水采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管,低加疏水采用厚壁管。
加热器危急疏水有三种情况:
一是加热器管子断裂或管板焊口泄漏,给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。
另一种情况是下一级加热器事故关闭上一级的疏水调节阀,上一级加热器疏水无出路。
最后一种是低负荷时,加热器间压差减小,正常疏水不能逐级自流。
上述任何一种事故情况下,开启有关加热器事故疏水阀,经扩容释压后排入凝汽器。
高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全阀。
汽侧还设有停机期间湿保护接口。
高压加热器连续运行排气接至除氧器,低压加热器连续运行排气接至凝汽器。
在加热器连续排气口内,设有内置式节流孔板,以控制高压排气(汽)量。
除氧器排气管道上设有截止阀和节流孔板,还设有电动旁路阀。
当节流孔板阻塞时,电动旁路阀开启,以保证除氧器排气量。
汽封冷却器的疏水经单级U形水封管疏入凝汽器。
8)抽汽系统
汽轮机设八级非调整抽汽,分别送到各指定的加热器,即三级高压加热器,一级除氧器,四级低压加热器。
系统中的各级抽汽管道按汽轮发电机组VWO工况各抽汽点的抽汽量进行设计。
设计压力取汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级抽汽压力的1.1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。
本期汽轮发电机组具有八级非调整抽汽(包括高压缸排汽)。
一、二、三级抽汽分别供至三个高压加热器,四级抽汽供汽至锅炉给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。
五、六、七、八级抽汽分别供至四台低压加热器。
为防止汽轮机超速和进水,除七、八级抽汽管道外,其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。
电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护,气动止回阀主要用于汽轮机超速保护,同时兼作防止汽机进水的二级保护。
由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合式加热器,一旦汽机甩负荷,抽汽压力突然降低,给水箱中的饱和水将迅速汽化,产生大量的蒸汽,将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机,且考虑到四级抽汽管道上的用汽点较多,故在四级抽汽管道总管上靠近汽轮机处装设两个串联的气动止回阀和一个电动隔离阀,在各用汽支管上分别又设置了止回阀,以确保汽轮机的安全运行。
给水泵汽轮机具有双进汽口,外切换,采用两个汽源。
高压汽源为二段抽汽,低压汽源为四级抽汽。
四段抽汽经流量测量喷嘴后,分成两根支管,分别去两台给水泵汽轮机的低压调节阀。
低压汽源每一支管上设一个电动隔离阀和一个止回阀。
止回阀是为了防止高压汽源切换时,高压蒸汽进入抽汽系统。
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,并设有一个安全膜板,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。
汽轮机五、六级抽汽口位于凝汽器的壳体内,各有两个接口。
五、六级抽汽管道从凝汽器的壳体内穿出分别合为一根母管至各自的加热器,抽汽母管上装有电动隔离阀和气动止回阀。
七、八级复合式低压加热器布置在凝汽器喉部,四根七级抽汽管和八根八级抽汽管布置在凝汽器内部,由于接近末级排汽,汽机无超速之虞,故不设逆止阀,凝汽器内部管道由制造厂设计供货。
为防止汽轮机进水,本系统设有完善的疏水系统。
9)辅助蒸汽系统
本期二台机组设有连通的辅助蒸汽母管。
辅助蒸汽有以下几个汽源:
调试及初次启动汽源来自启动锅炉;
临炉来汽;
正常运行时由四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。
低负荷四段抽汽不能满足要求时由低温再热蒸汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统;
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该辅助蒸汽母管。
辅助蒸汽母管的设计参数为:
0.8~1.27MPa,350°C~381°C。
本期第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由一台35t/h的启动锅炉供应,启动锅炉出口蒸汽参数为1.27MPa,350°C。
第二台机组投产后,两台机组可相互供给启动用汽。
辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压和锅炉上水加热、汽轮机和给水泵汽轮机汽封、给水泵汽轮机调试以及暖缸等提供用汽。
辅助蒸汽系统供汽能力,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。
10)凝汽器
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