1、卷册检索号30-F286CJ0101徐 州 彭 城 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中 国 电 力 工 程 顾 问 集 团 华 东 电 力 设 计 院工 程 设 计 甲 级 090001-sj 工 程 勘 察 综 合 甲 级 090001-kj2007 年 5 月 上 海徐州彭城发电厂三期工程 (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批 准：审 核：校 核：编 制：ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 01 页2007 年 5
2、月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计目 录1 概述 .11.1 设计依据 11.2 建设规模 11.3 电厂性质 11.4 主要设计原则 .11.5 设计范围与分工 11.6 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 .32.1 设计编制原则 .32.2 热力系统的主要设计原则及特点 62.3 主要辅助设备的选择 202.4 节约用水及减少工质损失的措施 292.5 热力系统的主要经济指标 .303 系统运行方式 .303.1 机组启动条件及启动系统 .303.2 主要控制方式 .313.3 机组启动方式 .313.4 机组运行方式 .323.5 机组停
3、用及事故处理 323.6 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 .334.1 主厂房设计的主要原则 .334.2 主厂房布置及主要尺寸的确定 334.3 检修起吊设施 .365 辅助设施 .375.1 修配车间、金属试验室 .375.2 大宗气体系统 .385.3 氧气和乙炔系统 385.4 保温材料 38ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 1 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(21000MW)工程初步设计1 概述1.1 设计依据(1) 徐州彭城发电厂三期（21000MW ）工程勘察设计招标文件(2) 电规总院 徐州彭城发
4、电厂三期（21000MW）工程可行性研究报告预审查会议纪要(3) 徐州彭城发电厂三期（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1.2 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。1.3 电厂性质徐州彭城发电厂三期 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。1.4 主要设计原则结合工程实际情况
5、，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 50 mg/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；1.5 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
6、统，主厂房和各辅助车间布置、ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 2 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(21000MW)工程初步设计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。1.6 主机型式、参数及主要技术规范1.6.1 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（B-MCR 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/h 30442 过热蒸汽压力 MPa(g
7、) 27.463 过热蒸汽温度 6054 再热蒸汽流量 t/h 25445 再热器进口压力 MPa(g) 5.956 再热器出口压力 MPa(g) 5.767 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 332.513 预热器出口二次风温度 341.514 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 % 93.517 锅炉不投油最低稳定负荷 %BMCR 3518 空气预热器漏风率（一年内） % 619 空气预热
8、器漏风率（一年后） % 820 NOx 排放量 mg/Nm3 3501.6.2 汽轮机ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 3 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(21000MW)工程初步设计名称 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 / N1000-26.25/600/600（ TC4F）额定功率 MW 1000额定主蒸汽压力 MPa(a) 26.25额定主蒸汽温度 600额定热再热蒸汽温度 600额定排汽压力 kPa(a) 5.3（平均）保证热耗率 kJ/kW.h 7347转速
9、 r/min 3000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） m 2910.47.75(汽机中心线以上)1.6.3 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 1000 MW额定容量 1111MVA额定电压 27kV功率因素 0.9效率 98.98%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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01
10、 第 4 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(21000MW)工程初步设计为基础。热平衡参数见下表：ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 5 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计汽轮发电机组热平衡表项目 单位 TRL 工况 T-MCR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 kW 1000000 1058761 1080243 1000000 750000 500000 400000 300000 10000
11、00 1000000发电热耗值 kJ/kWh 7835 7398 7412 7347 7452 7703 7933 8392 7600 7231主蒸汽压力 MPa.a 26.25 26.25 26.25 26.25 19.396 12.902 10.454 10 23.378 26.25再热热段蒸汽压力 MPa.a 5.373 5.42 5.569 5 3.728 2.51 2.045 1.605 5.229 5.095高压缸排汽压力 MPa.a 5.979 6.028 6.197 5.555 4.145 2.793 2.276 1.787 5.804 5.667主蒸汽温度 600 600 6
12、00 600 600 600 600 600 600 600再热热段蒸汽温度 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600高压缸排汽温度 367.5 368.7 373.5 352.7 358.2 364.6 367.3 365.2 375.9 357.6主蒸汽流量 t/h 2955.52 2955.52 3044.19 2708.74 1962.95 1283.97 1034.17 802.97 2364.08 2803.41再热蒸汽流量 t/h 2457.81 2474.28 2543.86 2279.13 1689.67 1131.08 919.53 7
13、20.37 2351.16 2331.01排汽压力 kPa.a 11.8 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3排汽流量 t/h 1625.45 1633.41 1671.55 1524.46 1196.85 851.12 710.36 570.1 1680.34 1465.99补给水率 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 6 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计项目 单位 TRL 工况 T-MCR工况 VWO 工况 THA 工况 (热耗保证 )
14、75THA工况 50THA工况 40THA工况 30THA工况 高加停用 工况 厂用汽工 况末级高加出口给水温度 295.7 296.1 298.2 290.0 270.8 246.7 235.1 222.0 193.6 291.9ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 7 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计2.2 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
15、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。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 1.15 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
16、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1.15 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
17、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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 8 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计隔离阀，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
18、，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
19、管道、热再热蒸汽管道均采用按美国 ASTM A335P92 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 ASTM A691 1-1/4Cr CL22 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 ASTM A691 2-1/4Cr CL22 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ASTM A335P11 无缝钢管。主蒸汽和再热蒸汽系统管道的设计参数、
20、管材、管径、管内流速等详见 2.2.12 节。2.2.2 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
21、和缩短试验周ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 9 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计期。（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
22、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 100%BMCR（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。
23、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 2.2.12 节。2.2.3 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 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。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
24、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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 10 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计的设备，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
25、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
26、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
27、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 ASME TDP1 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 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，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
28、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 F286C-J01-32给水泵选型专题报告 。ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 11 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计目前 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（Schwarze Pump、Boxberg、Lippendorf、Niederaussem K） ，高加型式为立式。国内目前已投运和在建的百
29、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 600 MW 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 600 MW 机
30、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
31、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
32、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。ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 12 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计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 15NiCuMoNb5-6-4（EN10216-2） 。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
33、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
34、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
35、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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 13 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计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
36、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
37、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、
38、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，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
39、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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 14 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计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，
40、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 ASME TDP-1 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
41、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 0.5%加热器最大加热流量选取。2.2.7 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 0.81.3MPa(g)，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（0.6MPa，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
42、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）ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 15 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计序号项目名称
43、 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/h35*6035*602 小机调试用汽量 t/h 5 5 5小机启动用汽 t/h 30 30两者考虑大值3 大机轴封用汽量 t/h 6* 6 6小机轴封用汽量 t/h 5* 5 54* 空预器吹灰用汽量 t/h 21 21 215 蒸汽灭火系统 t/h 20 短时6 二次风暖风器 t/h 21 21 21 冬季用7 化水车间用汽 t/h 10 冬季用8* 暖通采暖用汽 t/h 10 冬季用9 脱硫区域用汽 t/h 10 10 10最小必需用量 t/h 46注：(1) 系统计算不考虑两台机组同时启动，
44、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。2.2.8 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
45、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ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 16 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计热器热交换效率高，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 2 1 2200 22002 水环式真空泵冷却器 3 3 80 240总量（每台机组） 24
46、40 板式热交换器2.2.9 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 2 1 250 2502 发电机氢冷却器 2 2 362.5 7253 发电机定子水冷却器 2 1 155 1554 发电机氢密封油冷却器 2 1 53 535 氢气干燥器 1 1 1.2 1.26 励磁机空气冷却器 2 2 55 1107 汽泵主泵冷却水 2 2 15 308 汽泵前置泵冷却水 2 2 5 109
47、 小汽机冷油器冷却水 4 2 80 16010 电动给水泵电动机冷却器 1 1 28.2 28.2 启动用11 电动给水泵润滑油冷却器 1 1 64.2 64.2 启动用12 电动给水泵机械密封冷却水 1 1 6 6 启动用13 电动给水泵冷却套管冷却水 1 1 4.98 4.98 启动用14 凝泵轴承冷却水 3 2 3 9 考虑三台水量15 低加疏水泵轴承冷却水 2 1 3 3ECEPDI 汽机部分说明书工程检索号：30-F286C-J01-01 第 17 页2007 年 5 月 徐州彭城发电厂三期(2 1000MW)工程初步设计序号 名 称 及 规 格台数运行台数每台耗水量运行水量 备注锅
48、炉部分1 引风机润滑油冷却器 2 2 1.8 3.62 一次风机润滑油冷却器 2 2 2.25 4.53 一次风机电机冷却器 2 2 1.8 3.64 送风机润滑油冷却器 2 2 2.25 4.55 送风机电机冷却器 2 2 1.8 3.66 空预器冷却水 2 2 10 207 空预器高压水泵冷却水 1 1 2 28 锅炉启动循环泵 1 1 40 409 磨煤机主轴承 6 6 10 6010 磨煤机润滑油站 6 6 8 4811 磨煤机主减速机 6 6 3 1812 密封风机 2 1 3 313 空压机设备冷却水 4 2 30 6014 仪用气空气干燥设备 4 2 15 3015 水力吹灰器升压泵冷却水 1 1 2 216 疏水泵冷却水 2 1 2 2外专业部分1 脱硫系统冷却水 1 1 25 252 汽水取样冷却器 1 1 30 30总计（单位：t/h）1969362200 考虑裕量
