35MW火电厂热机专业设计说明

尼日利亚2×35MW火力发电厂热机专业设计说明1、概述1.1工程概况1.2设计依据：1.2.1审批意见1.2.2环评报告1.2.3会议纪要1.2.4设计合同1.2.5锅炉、汽轮机和发电机三大主机设备采购合同（年月）1.2.6《火力发电厂初步设计内容深度规定》（DLGJ9-92）1.2.7《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-94）1.2.8《火力发电厂保温油漆设计规程》（DL/T5072-2007）1.3设计规模1.4主要设计原则1.4.1严格执行《火力发电厂设计技术规程》及有关规程、规范、导则。1.4.2安全可靠、经济适用，优化设计方案。1.4.3节约用地、节约用水、节约投资、保护环境。1.4.4拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，简化工艺系统、减少备用。1.4.5本期工程建设2×35MW高温高压参数的凝汽式汽轮发电机组，留再扩建条件。1.4.6主厂房采用汽机房、除氧间、锅炉房三列式布置方式，采用集中侧煤仓，设集控楼一个。1.4.7主厂房采用钢筋混凝土结构。1.4.8给水系统设置3×35%BMCR容量电动调速给水泵。凝结水系统设置2×100%BMCR容量电动凝结水泵，一台变频调速，一台工频定速。1.4.9热力系统采用母管制。1.4.10燃烧系统采用前后墙对冲燃烧、平衡通风系统。1.4.11制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统。1.4.12脱硫系统采用脱硫工艺，。脱硫剂按照石灰石块（粒径≤mm）进厂设计。1.4.13凝汽器采用蒸发冷系统，汽轮机采用国产机组。1.4.14考虑到机组启动和要求，旁路系统暂按40%容量设计1.5设计范围：1.5.1主厂房内工艺系统：包括热力系统、烟风系统、制粉系统、蒸发式凝汽器系统、冷却水系统、锅炉燃油系统、启动汽源系统等的设计1.5.2主厂房内主、辅机设备的选型.1.5.3与本专业有关的附属车间及辅助设施的工艺设计，包括：供卸油设施、柴油发电机室、启动锅炉房等的工艺系统及布置设计。1.5.4辅助设施（检修车间、金属试验室、材料库）仪器设备的配置。1.5.5烟气脱硫系统的设计及管道、设备的布置。1.6主机设备技术规范目前已完成本工程主机的合同谈判工作，并签定了技术协议，确定本期工程锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产制造，汽轮机和发电机分别由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司和哈尔滨电机有限责任公司生产制造1.6.1锅炉1.6.1.1制造商：1.6.1.2型式和特点：1.6.1.3主要参数（BMCR工况）1.6.2汽轮机1.6.2.1制造商：1.6.2.2型式和特点：1.6.2.3主要参数（BMCR工况）（1）额定功率（THA）35MW（2）铭牌出力（TRL）35MW（3）最大连续出力（TMCR）MW（4）VWO工况出力MW（5）主蒸汽压力8.83MPa（a）（6）主蒸汽温度535℃（7）主蒸汽流量(THA)t/h（8）热耗率（THA）kJ/kWh（9）额定背压7kPa（10）转速3000r/min（11）旋转方向（从机头向发电机方向看）顺时针（12）给水加热级数5级（13）给水温度（THA）215℃1.6.3发电机技术规范1.6.3.1制造商1.6.3.2型式和特点1.6.3.3主要参数（1）额定功率35MW（2）额定容量MVA（3）最大连续容量MVA（4）额定功率因数0.90（滞后）（5）额定转速3000r/min（6）额定电压20kV（7）频率50Hz（8）效率≥99%（计及励磁系统损耗）（9）励磁方式自并励静止励磁2、燃料3、燃烧系统及辅助设备选择4、热力系统及辅助设备选择4.1主要设计说明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。热力循环采用六级回热抽汽系统，设有二台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器。4.2汽轮机特性数据表4.3热力系统主要设计原则系统的拟定、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。4.3.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道从过热器出口联箱引出，到汽轮机前接入高压缸主汽关断阀。汽轮机的主汽关断阀及高压旁路阀均应承受锅炉的水压试验压力。过热器出口管道上设有过热器水压试验堵板。主蒸汽管路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。主蒸汽还向汽轮机汽封系统提供高温启动汽源。在高压缸排汽总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。主蒸汽管道，考虑有适当的疏水点，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。每一根疏水管道都单独接到排汽装置。主蒸汽主管和支管均采用ASTMA335P91无缝钢管（无负偏差的内径管），主蒸汽小口径管道（疏水管道等）均采用12CrMoVG无缝钢管。其它主管和支管采用A672B70CL32有缝电熔焊外径钢管，小口径管道（疏水管道）采用20号钢无缝钢管。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℃。主蒸汽系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等详见4.3.15节。4.3.2汽轮机旁路系统（见F633C-J01-04）为改善机组启动性能和回收工质，并满足启动和低负荷运行时最小流量的要求，每台机组主蒸汽系统上设有一套汽轮机旁路系统，其容量暂定为锅炉最大连续蒸发量（BMCR）的40%。旁路阀的驱动方式为气动或电动，具体方式待设备招标时确定。高压旁路系统从汽机入口前主蒸汽干管接出，经减压减温后接至冷再热蒸汽管道上。高压旁路装置由高压蒸汽旁路阀及其驱动装置、喷水减温调节阀及关断阀组成，减温水来自锅炉给水泵出口母管；低压旁路系统从汽机中压缸入口前热再热蒸汽干管接出，经减压减温后接至排汽装置喉部，喉部还设有三级减温减压装置，三级减温减压装置由哈汽厂供货。低压旁路装置每台机组安装二套，每套由低压蒸汽旁路阀及其驱动装置、喷水减温调节阀及关断阀组成，减温水来自凝结水系统。旁路系统的功能本工程本阶段旁路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。·满足汽轮机中压缸启动的要求。·在各种状态（冷态、温态、热态和极热态）下缩短机组启动时间。汽轮机旁路系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见本章的4.3.15节。4.3.3给水系统（见F633C-J01-05）给水系统采用单元制，二台高压加热器采用大旁路系统。当任何一台高加故障切除时，二台高加要同时从系统中退出运行，这时机组仍能带额定负荷。由于本工程汽轮发电机组为空冷机组，汽机背压高，且随大气温度变化频繁，背压受环境风影响变化较大，对汽动给水泵稳定运行影响较大，因此本工程给水系统选用电动调速给水泵，与汽动给水泵相比，电动给水泵具有系统简捷、运行工况稳定、节水等优势。本工程给水系统给水泵采用3台35%容量的电给调速水泵。省煤器入口的给水管道上不装设流量调节阀，机组正常运行时，给水流量由控制电动泵液力偶合器的转速进行调节。对于机组启动和低负荷运行时，给水流量由省煤器入口关断阀的旁路调节阀控制，主给水管道上不装设调节阀。给水系统还为锅炉过热器的减温器、汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉过热器减温喷水从省煤器前引出。汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。主给水管道材质采用15NiCuMoNb5-6-4。给水系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见本章的4.3.15节。4.3.4抽汽系统（见F633C-J01-06）汽轮机采用6级非调整抽汽，其中，高压缸两级抽汽（包括高压缸排汽）、中压缸两级抽汽（包括中压缸排汽）、低压缸两级抽汽，分别供至1号、2号高压加热器、除氧器以及1号、2号和3号低压加热器。抽汽系统是引起汽轮机超速和进水的主要原因，因此，除3号低压加热器的抽汽外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，气动止回阀在前，电动隔离阀在后，均靠近汽轮机抽汽口布置。电动隔离阀作为防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀作为防止汽轮机超速并兼作防止汽轮机进水的二级保护。6段抽汽接近凝汽器，蒸汽压力处于负压状态，贮存能量小，不必设置气动止回阀。汽轮机的中压缸排汽即四段抽汽，在机组正常运行时，除向除氧器提供加热蒸汽外，还向辅助蒸汽系统提供汽源。由于四段抽汽用汽点多，用汽量大，贮存的能量大，引起汽轮机超速的危险性最大，若蒸汽倒流入汽轮机内将引起汽轮机超速造成严重后果，故四段抽汽总管上设有两个气动止回阀，在去除氧器和辅助蒸汽系统的供汽分支管道上也分别设有止回阀，防止汽轮机超速。汽轮机抽汽系统的设计按ASMETDP-1标准（汽轮机防进水的推荐措施）进行。汽轮机抽汽系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等见4.3.15节。4.3.5辅助蒸汽系统（见F633C-J01-07）本系统设有辅助蒸汽联箱，两台机组之间设有联络母管。机组正常运行时，辅助蒸汽联箱的汽源来自汽轮机四段抽汽，启动或低负荷时来自。辅助蒸汽联箱向锅炉空气预热器吹灰、油系统吹扫、暖风器加热、磨煤机灭火、汽轮机轴封和除氧器启动加热用汽提供汽源。为防止减压阀失控时辅助蒸汽系统超压，辅助蒸汽联箱上均设有安全阀，其排放能力满足最大来汽量。当一台机组正常运行，另一台机组启动时，启动机组的辅助蒸汽通过联络母管由正常运行的其它机组的辅助蒸汽联箱供汽。第一台机组启动时辅助蒸汽来自启动锅炉房。辅助蒸汽系统的设计容量按机组可能出现的最大辅助蒸汽用量或机组正常运行辅助用汽量加相邻机组起动汽量中较大者考虑。参考辅助蒸汽量如下：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20～7020锅炉冷冲洗2暖风器加热24473空气预热器吹灰用汽10*4燃油系统加热用汽33两台机组公用总计75～1258235注：带“*”的用户可以错开时间投入使用，其用汽量不计入合计汽量。辅助蒸汽系统工作压力为0.8～1.2MPa.a，工作温度315℃～390℃。4.3.6凝结水系统凝汽器的凝结水自流到热井中进行部分加热除氧后由凝结水泵升压，经轴封加热器和三台低压加热器后进入除氧器。轴封加热器设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封加热器；3、2、1号低压加热器各设有一个电动旁路。在轴封加热器出口的凝结水管道上引出一路装有电动调节阀的凝结水泵再循环管至排汽装置，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封加热器所需的最小冷却水量。在轴封加热器入口的凝结水管道上，设置一路至凝结水补充水箱的管道，用于排汽装置热井高水位时的放水。在轴封加热器出口的凝结水管道上装有除氧器水位调节阀。此外，凝结水系统还向疏水扩容器、低压缸喷水、三级减温器、辅助蒸汽减温器及其他减温器提供减温水，另外还向闭式循环冷却水系统提供补充水。凝结水系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等详见4.3.15节。4.3.7加热器疏水及排气系统（见F633C-J01-09、10）高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级回流至下一级高压加热器，最后至除氧器，低压加热器的正常疏水逐级回流至下一级低压加热器，最后至排汽装置。除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，当加热器故障引起水位超过规定值或在低负荷相邻加热器之间压差较小，正常疏水不能逐级自流时，危急疏水阀则自动开启，以控制加热器水位。各加热器危急疏水均单独接至排汽装置；除氧器在高水位时溢流或紧急放水以及除氧器检修放水也排至排汽装置中。轴封加热器疏水经多级U形水封管排入排汽装置中。每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。所有低压加热器均设有两个分开的疏水接口，正常疏水接口位于加热器疏水冷却段，危急疏水接口位于加热器的凝结段。为防止加热器疏水管道的磨损和振动，采取以下预防措施：（1）加热器疏水调节阀的布置尽可能靠近疏水接纳容器。（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。（3）加热器正常疏水和危急疏水