威海机务部分设计总结.docx
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威海机务部分设计总结
山东华能威海电厂二期工程设计总结报告
机务部分
山东电力工程咨询院
电力工程勘察设计证书甲级第1500011号
2000年3月济南
总工:
左文森
设总:
侯学众
专工:
梁燮容
组长:
王作峰
主设人:
王宝柱
1.热机专业概述
2.设计特点
3.设计成功之处及优化措施
4.存在的问题及补救措施
5.今后注意事项及改进意见
1.热机专业概述
山东华能威海电厂现有装机容量2×125MW,分别于1993年11月和1994年7月正式移交生产.本期为扩建两台300MW国产燃煤机组,二期工程建成后,达到国家计委计工(1991)265号文《关于威海电厂设计任务书的批复》中批准的850MW规划容量.
1.1主设备型式
本期工程由山东省电力局物资公司邀请原能源部成套局及下属各有关单位议标,确定主机如下:
1.1.1锅炉:
型号:
DG1025/18.2-Ⅱ
型式:
亚临界、一次中间再热、自然循环、燃煤汽包炉,单炉膛半露天布置,四角切圆燃烧,平衡通风、固态排渣,全钢架悬吊结构.
制造厂:
东方锅炉厂
1.1.2汽轮机
型号:
N300-16.7/538/638型
型式:
亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机.
制造厂:
上海汽轮机有限公司
1.1.3发电机
型号:
QFSN-300-2型
型式:
水氢氢冷
制造厂:
上海发电机有限公司
1.2设计范围
本专业设计包括热力系统、燃烧及制粉系统、点火及助燃油系统等的设计和有关设备的选择,主厂房布置设计,辅助设施(全厂压缩空气系统、应急柴油发电机系统等)的设计和设备选择.
1.3燃料
本期工程燃用蒙西烟煤,根据山东省电力局鲁电燃(1994)282号文《关于威海电厂二期2×300MW机组煤质资料调整的通知》,本工程采用的煤质特性如下:
表3.3.1-1
项目
单位
设计煤质
校核煤质
工业分析
应用基低位发热量Qnet,ar
kJ/kg
21340
19080
应用基全水份Mt
%
7.5
9.0
分析基水份Mad
%
0.86
0.92
可燃基挥发份Vdaf
%
29.82
31.44
应用基灰份Aar
%
25.80
30.82
元素分析
应用基碳Car
%
55.21
49.43
应用基氢Har
%
3.34
3.17
应用基氧Oar
%
6.57
5.92
应用基氮Nar
%
0.93
0.95
应用基硫St,ar
%
0.65
0.71
可磨性系数HGI
60
55
灰变形温度IT
℃
1400
1350
灰软化温度ST
℃
1450
1400
灰熔化温度FT
℃
1500
1450
灰成份分析
SiO2
%
43.04
42.90
Al2O3
%
39.06
38.30
Fe2O3
%
8.80
8.94
CaO
%
3.46
4.01
MgO
%
1.22
1.78
Na2O+K2O
%
SO3
%
1.52
1.74
点火及助燃油为0号轻柴油(GB252-64).
1.4设计成品及工日
本工程热机专业共146册,出图3658张,说明书及清册10本,其中新制图3247张,套用图411张,套用率11.2%,CAD出图3026张,CAD出图率83%,远远高于院规定的
1.5设计时间及人员
初步设计:
1994年3月∽6月,
8月24日三大主机签协议,
8月底初设审查,
95年11月初设收口,
同年11月及96年3月分两批进行了主要辅机的招标订货.
司令图设计:
95年12月规划院下发了初设批复意见,
同月完成了司令图设计.
96年1月山东省电力局主持召开了司令图设计审查会.
施工图设计:
96年1月∽97年6月底,
7月初进行了现场交底.
热机专业有近10人参加了本工程各个阶段的设计,另外吉林省电力设计院和黑龙江省电力设计院先后派出了8人来我院参加了施工图的设计,对我院能够按照业主的要求,按时、按质、按量地完成设计任务作出了贡献.
2.设计特点
2.1热力系统的设计特点
2.1.1主蒸汽、再热蒸汽和汽机旁路系统
主蒸汽及冷再热蒸汽管道按1-2制配管,热再热蒸汽管道按2-1-2配制,管径及材料与以往工程相同.
本工程采用30%B-MCR的高、低压二级串联旁路系统,旁路功能进行了简化.
主蒸汽及再热蒸汽系统均按汽轮机VWO+5%OP工况时的汽量进行设计。
主蒸汽管道的压降为锅炉过热器出口蒸汽压力的4%.
再热蒸汽系统(包括再热器)的总压降不超过高压缸排汽压力的10%。
主蒸汽管道及高压旁路阀前蒸汽管道的设计压力,取用锅炉B-MCR下过热器出口的工作压力(18.2MP(a))。
低温再热蒸汽管道的设计压力,取用汽轮机VWO工况下高压缸排汽压力的1.15倍(4.58MP(a)),高温再热蒸汽管道的设计压力,为再热器出口安全阀动作的最低整定压力(4.08MP(a))。
主蒸汽管道及高压旁路阀前蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及低压旁路阀前蒸汽管道的设计温度,分别取用锅炉过热器、再热器出口的额定工作温度加上锅炉正常运行时允许的温度偏差值(545℃)。
低温再热蒸汽管道的设计温度,取用汽轮机在各工况下可能出现的高压缸最高排汽温度(344℃)。
主蒸汽及高、低温再热蒸汽管道及汽轮机旁路管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力疏水阀,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、低负荷及事故条件下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入凝汽器。
2.1.2给水系统
高压给水采用混合旁路系统(3号高加设单独小旁路,1、2号高加设大旁路)。
系统中设置二台50%容量的汽动给水泵和二台同容量的电动前置泵,另设一台50%容量的电动调速给水泵及其同轴驱动的前置泵。
电动给水泵供机组启动用,并作为汽动给水泵的备用泵。
按给水管道工作压力划分,从除氧器给水箱出口到前置泵入口之间的管道为低压给水管道,从前置泵出口至给水泵入口之间的管道为中压管道,从给水泵出口至锅炉省煤器入口之间的管道为高压给水管道。
系统中的汽动给水泵和电动给水泵除容量和原动机不同之外,各自系统的连接方式和设置基本一致。
在三台前置泵入口前设有一只电动隔离阀和一只粗滤网,在中压给水管道上,依次设有逆止阀、电动隔离阀、流量测量喷嘴和精滤网(电动给水泵出口仅设流量测量喷嘴和精滤网)。
滤网的作用是在机组初次投运或除氧器大修后的投运初期,防止可能积存在除氧器给水箱或进水管内的异物进入泵内以保护水泵。
当运行中发现精滤网因污物堵塞而压差增大时,则应停泵进行清洗。
在给水泵出口管道上依次装设有逆止阀和电动隔离阀,在3号高压加热器进口前的给水主管上接有至高压旁路减温装置和过热器减温器的减温水管道,再热器减温器的减温水取自给水泵的中间抽头。
在每台给水泵出口管道的逆止阀前,设有单独接至除氧器给水箱的给水泵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。
2.1.3凝结水系统
系统设有二台100%容量的凝结水泵,一台运行,一台备用.凝结水精处理装置为中压系统.
在汽封蒸汽冷却器的出口管道上,设有控制除氧器水箱水位的调节阀,主、副调节阀并联布置。
机组在30%负荷以下运行时,由副调节阀调节,主调节阀全关,机组在30%负荷以上运行时,副调节阀全关,由主调节阀进行调节。
当主、副调节阀都故障时,控制室内报警,由运行人员在控制盘上远动调节旁路阀。
当给水箱达到高—高水位时,关闭主凝结水管道上的调节阀及其电动旁路阀,同时关闭3号高压加热器正常疏水阀,凝结水最小流量再循环阀自动开启。
除氧器采用滑压运行,正常运行由汽轮机的四级抽汽供汽,启动时,由辅助蒸汽系统供汽。
在启动时,为了迅速加热除氧器水箱内的给水,以加快启动速度和提高除氧质量,系统还设置了除氧器再循环泵。
2.1.4抽汽系统
汽轮机组具有八级非调整抽汽,一、二、三级抽汽分别供给三台高压加热器,四级抽汽供给给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统,五、六、七、八级抽汽分别供给四台低压加热器。
除第七、八级抽汽外,其它在靠近一、三、五、六级抽汽口和从低温再热蒸汽管道接出作为二级抽汽管道处的抽汽管道上分别装设气动逆止阀和具有快关功能的电动隔离阀各一个。
气动逆止阀布置在电动隔离阀之前。
电动隔离阀作为汽轮机防进水的第一级保护,气动逆止阀作为防止汽轮机突然甩负荷后的超速保护,兼作为防汽轮机进水事故的第二道保护。
在二级抽汽的逆止阀前,还设有使汽轮机高压缸排汽与凝汽器汽侧相连通的管道和相应的阀门,其作用是当机组超速或突然甩负荷时,将高压缸末几级叶片因“鼓风”而产生的热量快速排至凝汽器,除第七、八级抽汽外,其它在靠近一、三、五、六级抽汽口和从低温再热蒸汽管道接出作为二级抽汽管道处的抽汽管道上分别装设气动逆止阀和具有快关功能的电动隔离阀各一个。
气动逆止阀布置在电动隔离阀之前。
电动隔离阀作为汽轮机防进水的第一级保护,气动逆止阀作为防止汽轮机突然甩负荷后的超速保护,兼作为防汽轮机进水事故的第二道保护。
在二级抽汽的逆止阀前,还设有使汽轮机高压缸排汽与凝汽器汽侧相连通的管道和相应的阀门,其作用是当机组超速或突然甩负荷时,将高压缸末几级叶片因“鼓风”而产生的热量快速排至凝汽器.
2.1.5辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统按母管制设计,每台机组设一只辅汽联箱,两联箱之间有联络管,且4号机的辅汽联箱上预留有与三期扩建机组辅汽联箱联络的接口。
为使系统简单,本工程仅设一种蒸汽参数的辅助蒸汽系统,不再设置高、低温两种辅汽,对个别要求温度较低的用户,单独设置减温减压装置.
第一台机组投入运行时,低于25%负荷时辅助蒸汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自老厂抽汽。
当机组负荷大于25%,高压缸的排汽参数略高于辅助蒸汽用汽的参数时,即可由老厂抽汽来汽切换到由本机高压缸排汽供给,即由低温再热蒸汽管供汽。
当机组负荷升高到大于70%,四级抽汽的参数达到辅助用汽的参数时,就可切换到四级抽汽供汽。
第二台机组投运时,冷态或热态启动用汽可由正常运行机组的第四级抽汽供给。
2.1.6加热器疏水系统
加热器疏水有正常疏水和事故疏水,系统在正常情况下,加热器的疏水逐级自流,3号高压加热器出口的疏水进入除氧器,以提高3号高加事故解列时系统运行的经济性,8号低压加热器出口的疏水疏入凝汽器,除氧器溢放水至凝汽器。
每一路疏水管道均设有疏水调节阀,用于控制加热器中的疏水处于正常水位,在正常情况下,如果逐级疏水不能满足要求,则加热器的疏水经事故疏水管道直接疏至凝汽器,事故疏水调节阀由加热器高水位信号控制。
高压加热器事故疏水先通过高加事故疏水扩容器扩容泄压后再疏入凝汽器。
低压加热器事故疏水的作用和运行方式与高压加热器事故疏水相同。
2.1.7闭式循环冷却水系统
闭式循环冷却水系统是对冷却水回水进行回收、升压输送、冷却和调节,从而形成冷却水的闭合循环。
用水量较小、对水质要求较高且冷却设备进口管径较小容易结垢的采用闭式水。
闭式循环冷却水系统的工作介质为凝结水或除盐水。
系统按夏季闭式循环冷却水热交换器(简称水—水热交换器)的冷却水进水温度为30℃,出水温度34℃,被冷却水进水温度为42℃,出水温度37.5℃的条件设计。
闭式循环冷却水泵和水—水热交换器的总容量,均按满足本系统内所连接设备的最大用水量的需要,并留有10~15%的裕量设计。
2.1.8开式循环冷却水系统
开式循环冷却水系统的工作介质为海水。
系统按夏季闭式循环冷却水热交换器的冷却水进水温度为42℃,出水温度37.5℃,被冷却水进水温度为30℃,出水温度34℃的条件设计。
循环水采用一次升压直流供水系统.为了防止凝汽器钛管受水中悬浮物、微生物的影响,保持良好的传热效果,维持凝汽器的真空度,在凝汽器的两路循环水管道上各装有一套胶球清洗装置.
2.2燃烧制粉系统的设计特点
本工程采用平衡通风燃烧系统及钢球磨中间储仓乏气送粉系统.为提高机组调峰运行时的经济性,送风机采用动叶可调式轴流风机,引风机采用静叶可调轴流风机.并对350/600和350/700两种磨煤机进行了方案比较,最终确定采用四台350/700磨煤机.
2.3点火及助燃油系统
锅炉设置三层共12只油枪,油枪总输入热量按30%-BMCR考虑.
一期工程已有500m3贮油罐两座,卸油泵两台,供油泵三台,本期新增2000m3油罐一座,与一期油罐并联,不再新增卸油设备.新增油泵房一座,紧挨一期泵房扩建,泵房内设三台供油泵,向本期两台锅炉供油.
2.4压缩空气系统
本工程设置四台20m3/min.空气压缩机,空压机出口分两路,分别至仪用和杂用空气系统,仪用空气依次经冷却器、除油器和干燥器后至两台25m3储气罐,杂用空气不经任何处理,直接进入15m3储气罐.
2.5主厂房布置的设计特点
本期工程主厂房与一期厂房脱开18米,采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、炉后依次布置,各部分主要尺寸如下表:
项目
单位
数据
柱距
m
12
运行层标高
m
12.7
A列柱至至烟囱中心距
m
185
跨距
m
27
汽
汽轮机中心至A排柱中心距
m
13
行车轨顶标高
m
25.5
机
屋架下弦标高
m
29.4
两机凝汽器中心距
m
85.2
房
汽机房柱距数/长度
m
14/119.2(1214+21.2)
跨距
m
9
除
除氧器层标高
m
22
氧
除氧水箱中心标高
m
25
间
除氧间柱距数/长度
m
14/169.2
跨距
m
13.5
给粉机层标高
m
22
煤
输煤层标高
m
33
仓
输粉层标高
m
39.5
间
屋顶标高
m
47.84
煤仓间柱距数/长度
m
14/169.2
锅
K1至D列柱中心距
m
9
炉
两炉中心距
m
85.2
房
锅炉运转层以下跨距
m
39.20
每炉宽度
m
34
锅
锅炉房外侧柱至烟囱中心距
m
87.30
炉
锅炉房外侧柱至电除尘中心距
m
48.348
尾
电除尘至引风机中心距
m
19.440
部
引风机至烟囱中心距
m
19.512
3.设计成功之处及优化措施
威海电厂二期工程是我院承担设计的第11和12台同容量机组,我院在300MW燃煤机组的设计上,积累了较为丰富的经验,因此,本工程在总结其它工程优缺点的基础上,在热力系统的拟定、主设备的选择和主厂房布置等方面进行了一系列设计优化,现分述如下:
3.1汽轮机热力系统
3.1.1主蒸汽、再热蒸汽和汽机旁路系统
与以往相比,该系统作了如下改进:
A.主蒸汽管道上取消了流量测量装置
B.主汽门前取消了电动隔离门;
C.冷段至再热器入口的回转堵板改为水压试验堵阀;
以上改进,简化了系统,节省了造价.
3.1.2给水系统
A.采用了一大一小混合旁路系统,避免了大旁路系统因3号高加切除带来的机组运行经济性下降的问题,又比小旁路系统简单,节省投资.随着今后国产高压加热器制造水平的提高,事故切除率的下降,为节约造价,仍建议采用给水大旁路系统.
B.将给水泵出口的流量测量喷嘴改为流量测量孔板,布置于前置泵与给水泵之间;
C.采用了进口的调节式最小流量装置,提高了其运行可靠性.
3.1.3凝结水系统
A.采用带有中压凝结水精处理装置的一级泵系统.
3.1.4加热器疏水系统水系统
A.本工程为高加危急疏水单独设立了一台独立式扩容器,疏水在扩容器内经扩容降温、降压后再排入凝汽器,既回收了工质,又减小了对凝汽器的热冲击;
3.1.5辅助蒸汽系统
A.为简化系统和布置,本工程仅设计了一级辅助蒸汽(即高温辅助蒸汽);
B.小机用汽管道的设计考虑了今后用汽泵启动的可能性.
3.1.6闭式循环冷却水系统
A.本工程为海边电厂,对主厂房内除凝汽器、大机冷油器和水-水热交换器外,其余设备的冷却水均采用闭式水冷却.
3.2辅助设备选择
3.2.1在闭式冷却水系统中,采用了板式水-水热交换器,提高了换热效率,节省了主厂房空间;
3.2.2采用了国产液动旁路,同时简化了汽机旁路的功能;
3.2.3采用了变频调速的叶轮给粉机,提高了给粉机运行的经济性和可靠性;
3.2.4采用了单螺杆喷油润滑的空气压缩机,在未增加投资的情况下,简化了设计,并提高设备运行的可靠性.
3.3燃油系统
3.3.1为机组启动过程中节约燃油,锅炉采用小油枪点火系统,最下层设计了4只小油枪.
3.4主厂房放水系统
3.4.1优化了主厂房放水系统,在厂房内实现了封闭式放水和排水,避免了厂房内的蒸汽污染.
3.5主厂房布置
3.5.1首次将电动给水泵布置于汽机房内,解决了电动泵的起吊问题,方便了电厂的检修;
3.5.2除氧层上未布置设备的三跨设计为运转层的屋顶,既减少了主厂房的容积,节省了造价,又改善了汽机房的通风;
3.5.3首次在闭式冷却水系统上采用了板式换热器,提高了换热效率,减少了占地空间,且方便了电厂检修;
3.5.4除氧间运转层上尽量减少管道,且尽可能地抬高了管道的标高,与汽机房运转层的大平台布置和适宜的照明结合起来,使人视觉良好;
3.5.5将暖风器布置于送风机出口的水平风道上,解决了暖风器的堵灰问题,保证了暖风器的投用率;
3.5.6协调锅炉厂抬高了K1柱17.30m处的钢梁,解决了以往工程煤粉管道布置过低的问题,使锅炉房运转层视觉开阔,全无管道压顶的感觉;
3.5.7针对历来工程中电厂反映最多的机头处管道和汽机本体疏水的布置问题进行了详细地调查和精心的规划,使本工程疏水管的布置和维护平台整齐划一,使运行和维修十分方便;
3.5.8对以往工程中出现的加热器疏水管道,尤其危急疏水管道的振动问题,进行了研究,并吸收了兄弟单位的设计经验,在本工程中,解决了这一老大难问题;
3.5.9对海(江)边凝汽器一次循环直流供水的电厂中普遍存在的由于虹吸现象的存在,导致凝汽器水室上部充不满水,造成凝汽器上部几排冷却管不过水(干烧)和胶球收球率不高的问题,与凝汽器供货商进行了探讨,并在循环水管道的设计上采取了措施,大大地解决了这一难题.
4存在的问题及补救措施
4.1由于从设备订货到开展施工图设计时间较短,制造设计和电厂设计同步进行,设计中所需的设备资料提供补救时,有些设计输入资料仅为中间资料,因此现场安装时可能有个别设备尺寸与设计不符,需进行核实后方能安装;
4.2进口阀门因为订货较晚,设计时无详细资料,在图纸中参考了国内同类阀门的相关尺寸,并在两端直管上留出了足够的调整裕量.因此,现场安装时应先核对到货阀门的尺寸是否与设计相符,然后调整管道的下料长度后再行安装;
4.3由于设计周期较短,专业之间,尤其是机务与土建之间在配合上难免存在碰撞和缺少埋件的问题,请工代在现场进行处理.
5.今后注意事项及改进意见
5.1加强专业间的配合,互提资料要正规,以避免出现漏项和错误;
5.2加强各级校核,注重中间检查,避免发生大的错误;
5.3加强与设备制造厂的联系配合工作,尤其是设计输入资料的催要工作,尽量减少中间资料的使用.
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