宣城发电厂1600MW工程初步设计.docx
- 文档编号:14826273
- 上传时间:2023-06-27
- 格式:DOCX
- 页数:50
- 大小:49.28KB
宣城发电厂1600MW工程初步设计.docx
《宣城发电厂1600MW工程初步设计.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《宣城发电厂1600MW工程初步设计.docx(50页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
宣城发电厂1600MW工程初步设计
国投宣城发电厂(1×600MW)工程
初步设计
第四卷热机部分
第一册汽机部分说明书
1概述
1.1设计依据
1.2建设规模
1.3电厂性质
1.4主要设计原则
1.5设计范围
1.6主机型式、参数及主要技术规范
2热力系统及主要辅助设备选择
2.1设计编制原则
2.2热力系统的主要设计原则及特点
2.3主要辅助设备的选择
2.4节约用水及减少工质损失的措施
2.5热力系统的主要经济指标
3系统运行方式
3.1机组启动条件及启动系统
3.2主要控制方式
3.3机组启动方式
3.4机组运行方式
3.5机组停用及事故处理
3.6机组及辅机系统安全保护和运行注意事项
4主厂房布置
4.1主厂房设计的主要原则
4.2主厂房布置及主要尺寸的确定
4.3检修起吊设施
5辅助设施
5.1修配车间、金属实验室
5.2压缩空气站及系统
5.3柴油发电机
5.4主厂房杂用水系统
5.5大宗气体系统
5.6氧气和乙炔系统
5.7保温材料
1概述
1.1设计依据
1.1.1中国国际工程咨询公司2005年12月发送的关于“国投宣城发电厂一期(1×600MW)工程可行性研究报告的审查意见”。
1.1.2关于国投宣城发电厂(2×300MW)工程环境影响报告书审查意见。
1.1.3国投宣城发电厂(1×600MW)工程可行性研究报告
1.1.4关于国投宣城发电厂(1×600MW)工程燃用煤煤质资料的函。
1.1.5宣城发电厂与我院签定的《宣城发电厂1×600MW工程初步设计合同》
1.2建设规模
宣城发电厂按规划容量2×600MW燃煤机组考虑。
本期建设1×600MW机组,不堵死再扩建的可能性。
1.3电厂性质
电厂性质:
电厂承担区域基本负荷并满足电网调峰的需求。
1.4主要设计原则
结合工程实际情况,贯彻2000年示范电厂设计思路,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;
·主厂房布置形式采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房的顺序排列
·热力系统采用单元制(辅助蒸汽系统除外)。
·三大主机暂按哈尔滨三大动力设备厂产品设计。
1.5设计范围
本期工程新建一台600MW超临界机组。
锅炉部分包括锅炉及相应的燃烧制粉系统,辅助设备的选择与系统的连接,燃油贮存与供油设备及系统的连接,主厂房内压缩空气系统等。
汽机部分包括汽轮发电机组及相应的汽水系统、辅助设备的选择与系统连接和保温设计。
1.6主机型式、参数及主要技术规范
1.6.1锅炉
锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界参数变压运行直流炉,单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
锅炉主要参数如下:
运行工况
参数名称
B-MCR
BRL
过热蒸汽流量(t/h)
1950
过热蒸汽出口压力(MPa)
25.5
过热蒸汽出口温度(℃)
569
再热蒸汽流量(t/h)
1630
再热蒸汽进口压力(MPa)
4.54
再热蒸汽出口压力(MPa)
4.35
再热蒸汽进口温度(℃)
317
再热蒸汽出口温度(℃)
569
省煤器进口给水温度(℃)
280
锅炉效率(%)
93.84
1.6.2汽轮机
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、反动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机(型号:
N600-24.2/566/566)。
汽轮机主要参数如下:
运行工况
参数名称
VWO
TRL
THA
T-MCR
功率(MW)
665.7
600
600
641.6
主蒸汽进汽量(t/h)
1900
1807.903
1660.754
1807.902
主蒸汽压力(MPa)
24.20
24.20
24.20
24.2
主蒸汽温度(℃)
566
566
566
566
高压缸排汽口压力(MPa)
4.81
4.56
4.23
4.58
高压缸排汽口温度(℃)
322.8
316.9
308.1
317
再热蒸汽进汽量(t/h)
1607.574
1525.463
1414.093
1533.2
再热蒸汽进口压力(MPa)
4.33
4.11
3.81
4.13
再热蒸汽进口温度(℃)
566
566
566
566
排汽压力(KPa)
4.90
11.80
4.90
4.90
机组保证热耗(KJ/KW.h)
7558
7942
7522
7536
1.6.3发电机
发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水氢氢冷却、静态励磁汽轮发电机。
发电机主要技术参数:
参数名称
参数值
备注
额定功率(MW)
600
额定容量(MVA)
667
最大容量(MVA)
727
VWO、额定氢压、功率因数0.9、冷却水温24.7℃
功率因数(cosф)
0.9(滞后)
定子额定电压(KV)
20
定子额定电流(A)
19.245
额定转速(r/min)
3000
额定励磁电压(V)
421.8
计算值
额定励磁电流(A)
4128
计算值
效率(%)
98.90
保证值
定子线圈接线方式YY
励磁方式机端变静止励磁
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为基础,汽轮机发电机组在各种工况下的热平衡计算结果见下表。
汽轮发电机组热平衡计算成果表(厂用汽工况:
二抽60t/h,四抽40t/h,五抽50t/h)
运行工况
参数名称
TRL工况
T-MCR工况
VWO
工况
THA工况
75%THA工况
(滑压)
50%THA工况
(滑压)
40%THA工况
(滑压)
30%THA工况
(滑压)
高加停用工况(暂未提供)
厂用汽
工况
汽轮发电机组出力kW
600000
641600
665700
600000
450000
300000
240000
180000
600000
汽轮发电机热耗值kJ/kWh
7942
7536
7558
7522
7678
8008
8257
8562
7959
主蒸汽压力MPa(a)
24.2
24.2
24.2
24.2
19.1
12.7
1019
8.92
24.2
再热蒸汽压力MPa(a)
4.11
4.13
4.33
3.81
2.84
1.93
1.58
1.22
3.91
主蒸汽温度
566
566
566
566
566
566
566
558
566
热再热蒸汽温度
566
566
566
566
566
555
543
530
566
主蒸汽流量kg/h
1807903
1807902
1900000
1660754
1212477
808709
658892
503366
1790228
再热蒸汽流量kg/h
1525463
1533200
1607574
1414093
1053632
717183
589057
452925
1453277
高压缸排气压力MPa(a)
4.56
4.58
4.81
4.23
3.15
2.14
1.76
1.35
4.35
高压缸排气温度
316.9
317.0
322.8
308.1
308.8
318.7
325.0
310.9
310.7
排气压力kPa
11.8
4.9
4.9
4.9
4.9
4.9
4.9
4.9
4.9
排气流量kg/h
1038820
1041425
1081515
976079
766346
549665
461495
364634
884916
补给水率%
3
0
0
0
0.0
0.0
0.0
0.0
8.379
末级高加出口给水温度
280.4
280.5
283.8
275.1
256
233.3
222.5
209.0
279.5
2.2热力系统的主要设计原则及特点
除辅助蒸汽系统按母管制设计并与启动锅炉有联系外,其余热力系统均采用单元制。
在四大管道选材上进行了优化,选用性能好,国内外有使用业绩且性价比优的管材为四大管道的用材,降低了工程造价。
由于超临界机组中主汽、热再热及高压给水设计压力、设计温度大幅度提高,对管材的高温许用应力要求也增高,管系的应力分析也更难,优选管材后,以上问题都得到了不同程度的改善。
本工程主汽及热再热管道选用A335P91管材,该材料具有高温强度好的特点,用在主蒸汽及热再热蒸汽管道上可以大幅度地减小壁厚,使得管道自重减轻,支吊方便,同时使得管系的热应力大幅减小,减小对设备的推力和力矩,给设计和安装带来方便。
高压给水管道选用15NiCuMoNb5-6-10管材,该管材具有强度高的优点,这将使得高压给水管道壁厚大幅减小。
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工况时的热平衡参数设计。
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
。
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。
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
。
主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统,均采用“双管、单管、双管”的布置方式。
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,然后汇成一根母管,到汽轮机前再分成两根支管分别接入主汽关断阀和再热关断阀。
冷再热蒸汽管道从高压缸的2个排汽口引出,在机头处汇成一根总管,到锅炉前再分成两支管分别接入再热器入口联箱。
这样既可以减少由于锅炉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。
同时还可以简化布置,节省管道投资。
汽轮机的主汽关断阀、再热关断阀均能承受锅炉的水压试验压力。
在锅炉至汽轮机主汽关断阀前的主汽管道上不设电动隔离阀;再热器的进口管道上设有再热器水压试验隔离装置。
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。
冷再热蒸汽系统除供给2号高压加热器加热用汽之外,还为轴封系统、辅助蒸汽系统提供汽源。
主蒸汽管道和热再热管道上设蠕变测量段。
在高压缸排汽的总管上装有动力控制止回阀,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罐),以保证机组在起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凝汽器。
主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),其他管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。
再热(热段)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),其他管道(疏水管道)采用12Cr1MoV无缝钢管。
再热(冷段)蒸汽管道采用按美国ASTMA672B70CL32标准生产电熔焊钢管。
考虑高压缸排汽超温,高压缸排汽口至高旁三通前采用ASTMA691Cr1-1/4CL22标准生产电熔焊钢管。
主蒸汽和再热蒸汽系统管道的设计参数、管材、管径、管内流速等详见2.2.12节。
2.2.2汽机旁路系统
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。
每台机组设置一套高压和低压两级串连汽轮机旁路系统。
系统设计按以下功能考虑:
(1)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。
(2)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。
(3)汽机甩部分负荷或全负荷时,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。
对于直流炉来说,汽机旁路更具有重要作用。
例如:
直流锅炉有最低直流运行的负荷工况,此工况下产汽量往往大于汽机耗汽量,因此需要旁路按设定压力维持升压和稳压,协调机炉之间的差别。
旁路容量应根据锅炉、汽机启动曲线及其联合启动曲线等要求,并结合启动方式来确定。
根据上述功能要求及锅炉和汽轮机启动要求,本次初步设计的旁路容量暂按40%BMCR设置。
高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出,经减压、减温后接至再热(冷段)蒸汽管道,高压旁路的减温水取自省煤器进口隔离门前的给水系统。
低压旁路每台机组安装2套,从汽轮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。
旁路系统的设计参数、管材、管径、管内流速等详见2.2.12节。
2.2.3抽汽系统
系统中的各级抽汽管道按汽轮机发电机组VWO工况各抽汽点的抽汽量进行设计。
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抽汽压力的1.1倍,设计温度取用VWO工况下相应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。
600MW超临界汽轮发电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三台高压加热器;四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统等;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2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),四级抽汽管道上由于连接有众多设备,用汽点多,用汽量大,而这些设备如给水泵汽轮机接有冷再热蒸汽汽源,除氧器接有辅助蒸汽汽源。
在机组启动,低负荷运行时,汽机突然甩负荷或停机时,其他汽源的蒸汽有可能串入四级抽汽管道,造成汽机超速的危险性最大,因此设有二只抽汽逆止阀起到双重保护作用。
其他凡是从抽汽系统接出去的去加热设备的管道上都装有逆止阀。
抽汽逆止阀的位置尽可能靠近汽机抽汽口,以便当汽轮机跳闸时,可以尽量降低抽汽系统能量的储存。
同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽机进水的二级保护。
汽机的各级抽汽,除了最后2级外,均装设电动隔离阀作为汽机防进水的主要手段。
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除设有上述双重逆止阀外,还安装一个电动隔离阀和一个止回阀。
除氧器还接有辅助蒸汽系统来的蒸汽,用作启动加热和低负荷稳压及防前置泵汽蚀的压力跟踪。
给水泵汽轮机的正常工作汽源是从四级抽汽管引出,装有流量测量喷嘴、电动隔离阀和止回阀。
止回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,排汽口上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节并设有一个薄膜泄压阀,以保护给水泵汽轮机及排气管,排气管上还设有一个电动蝶阀,安装在紧靠凝汽器接口处,便于给水泵汽轮机隔离检修。
汽机最后2级抽汽,因加热器采用复合式位于凝汽器喉部,不考虑装阀门,四根7级抽汽管和八根8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ASMETDP-1要求,在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀和逆止阀后,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。
本系统设置2台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动启动/备用给水泵。
每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵,汽动给水泵电动前置泵不考虑交叉运行。
电动给水泵采用调速给水泵,电动机拖动前置泵并通过液力偶合器拖动主泵。
在一台汽动给水泵故障时,电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%铭牌负荷的需要。
系统设三台全容量、单列、卧式、双流程高压加热器。
由于目前高压加热器的可靠性明显提高,因此3台高加给水采用大旁路系统。
当任一台高加故障时,三台高加同时从系统中退出,给水能快速切换通过给水旁路供省煤器,这时机组仍能带额定负荷。
这样既简化系统,又可以减少昂贵的高压阀门,节省投资。
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,以保证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,保证泵的运行安全。
每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。
给水总管上不装设调节阀,机组正常运行时,给水流量由控制给水泵汽轮机或电动泵液力偶合器的转速进行调节。
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;过热器减温喷水从末级高加后引出。
汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。
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。
因此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、汽封加热器和四级低压加热器后进入除氧器。
系统采用2×100%容量的凝结水泵,一台运行,一台备用。
当任何一台发生故障时,备用泵自动启动投入运行。
凝泵进口管道上设置滤网和电动隔离阀,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。
考虑到循环水泄漏的可能,系统采用100%容量的凝结水精除盐装置及100%容量的电动旁路。
系统设置一台全容量的汽封冷却器、4台表面式低压加热器和1台无头除氧器。
汽封冷却器设有单独的100%容量的电动旁路;5、6号低压加热器为卧式、双流程型式,采用电动隔离阀的小旁路系统,以减少除氧器过负荷运行的可能性;7、8号低加采用复合式单壳体结构,置于凝汽器接颈部位与凝汽器成为一体,采用电动阀大旁路系统。
凝结水精除盐装置出口的凝结水,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。
该处还设有当凝汽器热井高水位时,将凝结水返回至300m3储水箱系统。
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。
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。
在汽封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。
在除氧器入口管道上设有止回阀,以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。
机组设有一台300m3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,其水位由补充水进水管上的调节阀控制。
储水箱配备二台100%容量的凝结水输送泵,主要用于启动时(可使用二台泵)向热力系统、锅炉、闭式循环冷却水系统注水。
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,该泵设有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2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)。
凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料或采用衬塑措施。
凝结水系统主要管道的设计参数、管材、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,各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输入除氧器;8号低压加热器出口的疏水疏入凝汽器。
除了正常疏水外,各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扩容器经扩容释压后排入凝汽器。
(1)加热器管子断裂或管板焊口泄漏,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;
(2)下一级加热器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;
(3)低负荷时,加热器间压差减小,正常疏水不能逐级自流时。
每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。
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。
疏水经疏水阀时,受阀芯节流的影响,阀后的疏水势必汽化,造成汽水两相流动,导致管道磨损和振动,且产生噪音。
为使其影响减到最小,采取一下预防措施。
(1)疏水阀尽可能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、管壁厚或材质好的管道;
(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。
汽封冷却器的疏水经U形水封管疏入凝汽器。
加热器疏水系统的设计按ASMETDP-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排气排大气,连续排气均接至除氧器。
低压加热器汽侧连
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 宣城 发电厂 1600 MW 工程 初步设计