1 漳州后石电厂 6X600MW超临界机组热机专业设计特点综述.docx
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1漳州后石电厂6X600MW超临界机组热机专业设计特点综述
2003年热机专业技术交流会
西南院技术交流资料之一
漳州后石电厂6X600MW超临界机组
热机专业设计特点综述
国家电力公司西南电力设计院
二00三年十月成都
漳州后石电厂6X600MW超临界机组
热机专业设计特点综述
主任工程师:
科长:
编写:
漳州后石电厂6X600MW超临界机组
热机专业设计特点综述
目录
1概述
2锅炉、汽轮机、发电机技术参数及特点
3主要系统设计原则
4汽轮机、锅炉辅机及附属设备
5主厂房布置特点
6管道布置特点
7厂区管架管道
8总体评价及施工、运行情况
1概述
漳州后石电厂由台塑美国公司(FormosaPlasticCorp.USA)独资兴建,由华阳电业有限公司建设和运行。
电厂厂址位于福建省漳州龙海市港尾镇后石自然村。
电厂建设规模:
6×600MW超临界机组,一次规划设计,分期连续建设。
电厂采用煤作为燃料,锅炉点火采用轻柴油,磨煤机事故备用采用重油。
煤由海船运至电厂煤码头,输入5座120m封闭式圆形储煤场。
为满足环保要求,锅炉岛设有脱硫和脱硝装置,每三台锅炉设置一座200m高的三管集束烟囱。
电厂采用海水直流冷却系统。
机组辅助设备全部采用招标方式在国际上采购,除部分小设备由台湾和大陆供货外,主要辅助设备均由ABB、法国阿尔斯通和日本三菱等厂商供货。
本工程热机部分的管道设计采用美国标准,因此管道规格系列也采用的是美国标准。
本工程6×600MW机组的锅炉岛及其尾部详图设计由三菱公司负责。
电力设计院热机专业设计内容包括除主蒸汽、再热、旁路、暖风器疏水、锅炉汽水分离器至凝汽器启动系统以外的其他热力系统以及闭式循环冷却水系统的设计和设备选型,汽机房布置,辅助车间的设计和设备选型。
对于锅炉给水系统,8号高加旁路管道以后至省煤器的高压给水管道、过热器、再热器减温水管道由三菱公司负责设计,锅炉给水系统的其他部分由电力设计院负责。
漳州后石电厂新建6×600MW超临界燃煤汽轮发电机组,其建设方针为亚洲超一流水平电站,建设规模为国内目前最大的600MW级超临界机组基地,也是由国内电力设计单位第一个独立承担设计的大型超临界滨海电厂。
1号机组已于1999年11月投运,2号机组已于2000年6月投运,3号机组已于2001年5月投运,4号机组已于2002年7月投运,预计5号机组于2003年11月投运,6号机组正在建设中。
2锅炉、汽轮机、发电机技术参数及特点
2.1锅炉技术参数及特点
#1~#4锅炉供应商为日本三菱重工神户造船所,锅炉为超临界,一次再热,单炉膛,双火焰,平衡通风直流炉。
锅炉既能完全烧煤又能50%煤油混烧。
#5、#6锅炉供应商为ABB-CE。
锅炉在最大连续出力工况下主要技术参数如下:
最大连续蒸发量:
1950t/h
过热器出口压力:
25.79MPa(a)
过热器出口温度:
542℃
再热器入口压力:
4.56MPa(a)
再热器出口压力:
4.33MPa(a)
再热器入口温度:
292℃
再热器出口温度:
568℃
给水温度:
287.6℃
锅炉效率(HHV):
90.9%
2.2汽轮机技术参数及特点
汽轮机供货商为日本三菱重工高砂制作所,汽轮机为超临界、反动式、一次中间再热、三缸四排汽凝汽式。
汽机主要参数如下:
额定出力:
600MW
型式:
TC4F-30IN
汽机最大连续出力:
630MW
主蒸汽压力:
24.61MPa(a)
主蒸汽温度:
538℃
再热蒸汽温度:
566℃
设计背压:
0.00747MPa(a)
汽机转速:
3000r/min
汽机净热耗(28℃水温):
7766.51kJ/kW.h(1855kcal/kW.h)
2.3发电机技术参数及特点
发电机供货商为日本三菱电机神户制作所,发电机为全封闭、全氢冷同步发电机。
主要参数如下:
额定出力:
706MVA
功率因数:
0.85
额定电压:
23000V
频率:
50Hz
转速:
3000r/min
励磁方式:
无刷励磁
3主要系统设计原则
3.1主汽、再热及旁路系统
主蒸汽管道采用“2-1-2”的布置方式。
主蒸汽系统设10%BMCR容量的高压旁路。
在靠近汽轮机进口处的主蒸汽管道上设有5%BMCR容量的疏水管道,供机组冷态启动使用。
10%BMCR高压旁路和5%BMCR疏水管道不会同时开启。
再热冷段蒸汽管道采用“2-1-2”的布置方式。
再热冷段管道上未设逆止阀。
再热热段蒸汽管道采用双管的布置方式,从二个再热器出口联箱接出二根再热蒸汽管,分别接至汽机左右两侧中压联合汽门,在进入汽机房后设联通管。
3.2锅炉启动系统
锅沪汽水分离器疏水分两路,一路到锅炉疏水扩容器,另一路到凝汽器。
在启动初期,汽水分离器疏水将进入锅炉疏水扩容器,当汽水分离器内压力达到1.27MPa(a)且水质达到进入凝汽器的要求时,汽水分离器疏水将进入凝汽器,而当汽水分离器内压力达到8.43MPa(a),汽水分离器将开始由湿态转为干态,分离器内水位很低。
当汽水分离器内压力达11.87MPa(a)时,到凝汽器的汽水分离器疏水管路上电动门将自动关闭。
3.3抽汽系统
汽轮机有八级非调节抽汽,六、七、八级抽汽分别供三台高加,五级抽汽供给水泵汽轮机、除氧器。
一、二、三、四级抽汽供四台低加,其中一、二号合体低加布置于凝汽器喉部。
抽汽管道上的电动阀为可调式电动阀,以满足加热器投入时控制温升的要求。
3.4高压给水系统
高压给水系统为单元制,每台机组设置2×50%容量的汽动给水泵组及一台30%容量的电动调速给水泵组,两台汽动给水泵作为正常运行,一台电动给水泵作为启动及备用。
给水采用一级调节,主路上不设调节阀,在电动给水泵出口设置调节阀供启动和低负荷使用。
三台高压加热器采用电动小旁路,以便某台加热器故障切除不致影响其它加热器运行,系统灵活,热经济性好。
给水泵汽机的正常汽源为主机的五级抽汽,辅助蒸汽作为低负荷及备用汽源。
3.5凝结水系统
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统,每台机设3×50%凝结水泵。
从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低加进入除氧器。
3、4号低加采用小旁路,1、2号低加共用一个旁路。
为了便于控制和调节,除氧器水位调节仅设置一个全流量调节阀。
3.6加热器疏水系统
高压加热器正常疏水采用逐级回流,最后进入除氧器。
事故疏水经凝汽器背包式疏水扩容器后进入凝汽器。
因高加采用小旁路,任一台高加切除,其余两台高加疏水仍可进入除氧器。
低压加热器正常疏水逐级回流到2号低压加热器,从2号低加出口的疏水经疏水箱和疏水泵送至3号低加入口凝结水管道。
1号低加疏水送至凝汽器内。
3.7辅助蒸汽系统
本工程为新建电厂,设有出力为160t/h的启动锅炉。
辅助蒸汽系统其它汽源一是从锅炉一级过热器出口引出,二是由再热冷段接出。
启动初期,辅助蒸汽系统用汽来自启动锅炉房,当机组负荷在30~50%间时,辅助蒸汽系统用汽切换至锅炉一级过热器供汽,当机组负荷50%时,再热冷段至辅助蒸汽系统管路上气动阀开启,锅炉一级过热器出口至辅助蒸汽系统的电动阀关闭,由再热冷段供汽。
当#2机组及以后的机组投运时,辅助蒸汽系统用汽由负荷>75%的机组再热冷段提供。
3.8冷却水系统
由于后石电厂为滨海电厂,循环水为海水,本工程锅炉和汽机的辅助设备冷却水全部采用闭式循环冷却水系统,该系统采用扩大单元制。
闭式循环冷却水系统设3×50%水-水热交换器,两运一备,2×100%闭式循环冷却水泵。
一次水采用海水并设2×100%容量的海水升压泵。
4汽轮机、锅炉辅机及附属设备
4.1汽轮机辅机及附属设备
4.1.1凝汽器的主要技术参数
设计/制造厂:
GECALSTHOM/台塑重工
冷却面积:
28130m2
凝汽器背压:
冷却水温为28℃(ECR):
·清洁系数0.9时:
0.00747MPa(a)
冷却水温度24℃(TMCR):
·清洁系数0.9时:
0.0064MPa(a)
循环水设计温度:
28℃
循环水总量:
73500m3/h
钛管内循环水流速:
2.25m/s
循环水压降*:
5.8m
钛管:
20×0.5/0.7
管板材料:
钛(ASTMB338Gr.2)
每台机组采用2套胶球清洗系统,分装在凝汽器A、B侧。
4.1.2低加的主要技术参数
低加由法国GECALSTHOM设计供货,主要性能参数见下表。
项目
单位
1号低加
2号低加
3号低加
4号低加
管侧设计压力
MPa(g)
4.4
4.4
4.4
4.4
壳侧设计压力
MPa(g)
0.34
0.34
0.34
0.78
管侧设计温度
℃
150
150
150
180
壳侧设计温度
℃
150
150
240
330
加热面积
m2
460
451
1358
1125
管侧压降
MPa
0.092
0.084
0.076
0.111
壳侧压降
MPa
0.02
0.02
U型管管径及壁厚
mm×mm
15.88×0.889
换热管材料
ASTMA688TP304
4.1.3高加主要技术参数
高压加热器由法国GECALSTHOM设计供货,主要性能参数见下表。
项目
单位
6号高加
7号高加
8号高加
管侧设计压力
MPa(g)
37
37
37
壳侧设计压力
MPa(g)
2.65
5.71
9.01
管侧设计温度
℃
245
290
322
壳侧设计温度
℃
235/451
275/305
302/370
加热面积
m2
2059
1991
1825
管侧压降
MPa
0.07
0.11
0.098
壳侧压降
MPa
0.04
0.04
0.04
换热管管径
mm×mm
15.88×2.1
换热管材料
ASTMA688TP304
4.1.4除氧器及除氧水箱
除氧器及除氧水箱由法国GECALSTHOM设计和制造,其主要性能参数如下:
除氧器
除氧水箱
设计压力:
1.41MPa(g)
1.41MPa(g)
设计温度:
390℃
350℃
有效容积:
235m3
总容积:
280m3
4.1.5闭式循环冷却水热交换器
闭式循环冷却水热交换器由法国GECALSTHOM设计和制造,每台机设3×50%容量的闭式循环冷却水热交换器,双运一备,其主要性能参数如下:
设计压力(管侧/壳侧):
0.4/1.2MPa
压降(管侧/壳侧):
4.5/3.6MWC
设计温度(管侧/壳侧):
65/65℃
流量(管侧/壳侧):
2340/1300t/h
换热管:
·材料:
钛
·管径(外径×壁厚):
20×0.5
换热面积:
650m2
4.1.6汽动给水泵组
汽动给水泵组由MHI设计和制造,给水泵和给水泵前置泵都由给水泵汽轮机驱动,布置顺序为给水泵汽轮机、给水泵、减速齿轮箱、给水泵前置泵,其主要性能参数如下:
汽动泵
汽动泵
前置泵
泵进口流量:
·保证点(m3/h)
1203
1203
泵中间抽头流量:
·保证点(m3/h)
70
N.A
泵转速:
·保证点(rpm)
5740
1780
泵出口压力(TDH)
·保证点(m)
3765
100
·关闭压头(m)
4650
132
泵中间抽头压力
(总压头)
·保证点(m)
1843
泵效率
·保证点(%)
86
85
泵进口法兰处要求的NPSH值(3%decay)
·保证点(m)
35.9
6
4.1.7电动给水泵组
电动给水泵和电动给水泵前置泵分别由不同的电机驱动,其主要性能参数如下:
电动泵
电动泵
前置泵
泵进口流量:
·保证点(m3/h)
664
664
泵中间抽头流量:
·保证点(m3/h)
70
无
泵转速:
·保证点(rpm)
6245
2975
泵出口压力(TDH)
·保证点(m)
3759
98
·关闭压头(m)
4285
132
泵中间抽头压力
(总压头)
·保证点(m)
1934
泵效率
·保证点(%)
83.1
84
泵进口法兰处要求的NPSH值(3%decay)
·保证点(m)
26.8
7.4
·电动机电压(kV)
6.6
6.6
·电动机功率(kW)
8300
220
4.1.8给水泵汽轮机
给水泵汽轮机由MHI设计和制造,其性能参数如下:
型式:
双进汽、冲动、单流程、上排汽、汽凝汽式
额定功率(TMCR工况):
13800kW
额定转速:
5740rpm
效率:
83%
低压蒸汽参数:
·压力/温度:
1.09MPa(a)/358.8℃
高压蒸汽参数:
·压力(设计/工作):
4.103MPa(a)/2.0MPa(a)
·温度(设计/工作):
380℃/300℃
4.1.9抽真空设备
每台机组设三台凝汽器抽真空泵,在机组启动期间及夏季高背压工况,三台泵可同时运行,而在正常条件下,2运1备。
每泵特性如下:
制造厂:
SIEMENS
型式:
水环式
型号:
2BW4253-0MK46-Z
抽吸容量:
31.1kg/h(干空气)
抽吸压力:
3.386KPa
电动机功率:
90kW
除了上述凝汽器抽真空设备外,为保证循环水(海水)在启动时顺利通过凝汽器;在运行过程中,确保通过凝汽器的循环水有足够的虹吸高度,在凝汽器进、出口水室每机设2台水室抽真空泵。
4.1.10凝结水泵
每台机设三台50%容量的凝结水泵,二运一备,每泵性能参数如下:
制造厂:
GOUIDSPumps(美国)
流量:
796m3/h
扬程:
295m
NPSH(r):
3.8m
配用电动机:
全封闭风冷式
·电压:
6.6kV
·功率:
932kW
4.1.11闭式循环冷却水泵
本工程每台机设2台100%容量的闭式循环冷却水泵,1运1备,每泵性能参数如下:
制造厂:
台湾熙越泵浦
流量:
2742m3/h
扬程:
55mm
配用电动机:
全封闭风冷式
电压:
6.6kV
电动机功率:
597kW
4.1.12海水升压站
每台机设2台100%容量的海水升压泵,1运1备,每泵性能参数如下:
制造厂:
台湾熙越泵浦
流量:
4300m3/h
扬程:
8m
配用电动机:
全封闭风冷式
电动机功率:
130kW
4.2锅炉辅机及附属设备
4.2.1磨煤机
每台炉设五台磨煤机,四运一备,每台磨煤机性能参数如下:
制造厂:
三菱重工
型式:
HP型中速磨煤机
出力:
69t/h
煤粉细度(R75):
20%
电动机功率:
850kW
电压:
6.6kV
4.2.2静电除尘器
型式:
双室五电场
台数:
4台/炉
最大烟气流量:
2835250Nm3/h
实际烟气流量:
1915900Nm3/h
实际烟气浓度:
0.852kg/m3
正常烟温:
131℃
除尘器效率:
>99.85%
比集尘面积(SCA):
151m2/m3/s
4.2.3空气预热器
型式:
再生式回转空气预热器
台数:
2台/炉
烟气温度(入口/出口):
369/132℃
空气温度(入口/出口):
27/318(一次)、336(二次)
烟气量(入口/出口):
2366/2539t/h
风压损失(烟气侧/空气侧):
180/130mmAq
空气量(入口/出口):
2077/1904t/h
4.2.4给煤机
每台炉设五台给煤机与磨煤机匹配,四运一备。
型式:
重力皮带型、压力式
出力:
14-70t/h
4.2.5送风机
型式:
动叶可调轴流式
数量:
2套/炉
风量:
19200m3/min
风压:
480mmH2O
电动机功率:
2500kW
电压:
6.6kV
4.2.6引风机
型式:
双吸离心式
数量:
2套/炉
风量:
28600m3/min
风压:
330mmH2O
调节方式:
入口导叶调节
调节范围:
0-100%
转速(高/低):
890/710rpm
电动机功率(高/低):
6300/3400kW
电压:
6.6kV
4.2.8一次风机
型式:
双吸离心式
数量:
2套/炉
风量:
6500m3/min
风压:
1680mmH2O
电动机功率:
1850kW
电压:
6.6kV
5主厂房布置特点
5.1主厂房布置的基本原则
(1)汽轮机纵向布置,4号低加及三台高加布置在除氧框架14.20m层,汽动给水泵及前置泵组、电动给水泵布置在除氧框架底层,而电动给水泵前置泵布置在汽机房底层靠E列柱处。
汽机房底层标高FL+0.2m,相当于黄海高程10.0m。
(2)高压给水采用小旁路系统。
(3)通过除氧器暂态计算,确定除氧器及水箱布置在除氧框架24.2米层。
(4)本工程主厂房采用钢结构,柱距采用10米,检修场柱距为9.5米。
(5)采用国内新型行车,汽机房行车轨顶标高仅25.4m,屋架下弦标高仅27.9m。
(6)电缆全部架空布置,不设电缆沟道和隧道。
5.2汽机房布置
(1)汽机房跨度30.5m,除氧间跨度12.5m。
汽轮发电机组为纵向布置,机头朝向扩建端。
汽轮发电机组中心标高为14.96m,每台汽轮发电机组占90m,每台机组设有一档9.5m检修场,每台机组汽机房长99.5m,汽机房伸缩缝为1m,六台机组汽机房总长600m。
(2)汽机房分三层,底层(0.2m),中二层(6.7m),运转层(14.2m)。
汽机房底层固定端侧布置的主要设备有闭式循环冷却水热交换器、闭式循环冷却水泵、海水升压泵、电动给水泵前置泵、低加疏水泵、真空泵、发电机密封油装置等,凝汽器布置在汽机房循环水坑内,胶球清洗系统布置在循环水坑底,扩建端侧布置的主要设备有凝结水泵、凝结水精处理装置、凝结水补充水泵、主机润滑油设备(含主油箱、冷却器、顶轴油泵、润滑油净化装置)。
(3)中间夹层主要是管道层,设备不多。
发电机头部位置有电气设备间。
轴封冷却器及其风机、3号低加、主机电液控制系统的设备、给水泵汽轮机排汽管道、发电机封闭母线等也布置在6.7m夹层。
(4)汽机房运转层布置汽轮发电机组,标高14.2m。
5.3除氧间布置
(1)除氧框架分0.2米,6.7米,14.2米,24.2米,30.1米层。
0.2米层布置有电动给水泵、汽动给水泵组、靠机头的地坑内布置有凝结水回收水箱、给水泵汽轮机疏水箱。
6.7米层与14.2米层之间设置一20/5吨给水泵及其汽轮机检修用行车。
在行车和14.2米层间布置有高加正常、危急疏水、高加入口给水管道等。
14.2米层布置有6、7、8号高加,4号低加。
24.2米层布置有除氧给水箱、10m3闭式循环冷却水膨胀水箱。
30.1米层为除氧器平台层。
(2)在除氧间和锅炉房之间设有六台机组连通的管廊,主要布置公用母管,如氢气、氮气、空气、辅助蒸汽、冷却水、除盐水等管道。
5.4锅炉房布置简介
(1)本工程#1~#4锅炉采用三菱重工神户造船所产品,锅炉为超临界、一次再热、单炉膛双火焰、平衡通风直流锅炉,三菱锅炉大板梁标高为59.7米。
(2)锅炉房为岛式布置,设有锅炉房运转层大平台。
各层平台标高根据锅炉房钢架层次和设备布置情况设定。
本工程对烟气采取脱硝脱硫措施,脱硝装置布置于空预器上游,由三菱预留位置,台塑另行招标采购,脱硫装置布置于除尘器之后,采用海水脱硫。
锅炉底层布置有一次风机、送风机、排污扩容器、除渣设备等设备。
6管道布置特点
6.1管道布置的影响因素
(1)主厂房采用钢结构,土建结构专业根据需要,设置了一些平台斜撑、立面斜撑,给管道布置带来了一些困难。
(2)锅炉给水泵及其驱动汽轮机布置在除氧间底层,为其在除氧间特别设置了一台20/5吨行车,行车轨顶标高10.5米,因此从4到8号柱标高12.2m以下的空间便无法布置管道,给管道布置带来极大困难。
(3)在主厂房内不设电缆隧道和电缆沟,电缆架空布置,这样就占去了很大一部分空间。
本工程运转层标高为14.2米,而石洞口二厂运转层标高为17.6米,在布置管道的同时必须同时顾及电缆桥架,这样就使得管道布置复杂化。
(4)主厂房内不设冷却水管沟,仅为锅炉暖风器疏水管、给水泵密封水管道、给水泵汽轮机疏水管设有管沟,其他管道全部架空布置,相对减少了管道布置空间。
(5)汽机不设本体疏水扩容器,所有管道疏水均从疏水集管进入凝汽器A、B二侧背挂式疏水扩容器,造成凝汽器附近管道非常密集,给管道布置带来不少困难。
6.2四大管道布置特点
(1)主蒸汽管道与再热蒸汽管道
主蒸汽管道采用“2-1-2”的布置方式,主蒸汽从锅炉过热器出口接二根406.4×51的管道,在锅炉房合并成一根584.2×72的管道,到汽机机头前又分成二根406.4×57的管道,在进入主汽门前的16管路上分别接出一根6管道,二根6管道再合并成一根16管道进入旁路作为冷态启动时主汽暖管用。
主蒸汽管路上不设流量测量装置和电动隔离阀门,这样便于管道布置,对降低主汽管路压损也有利。
再热冷段采用“2-1-2”的布置方式,从高压缸出口接出二根762×23的管道,在汽机机头合并成一根965.2×27的管道,在锅炉房又分成二根660.4×21的管道分别进入锅炉二侧的一级再热器。
再热热段采用“2-2”的布置方式,从再热器出口分别接出二根762×52的管道直至中压联合汽门入口,在除氧间F列柱处二根再热热段管道间设一根558.8×40的联络管。
(2)高压给水管道及最小流量阀布置
本工程高压加热器成一线布置在除氧间14.2米层,加热器采用小旁路系统,高加给水入口电动门及旁路电动门布置在加热器一侧,而高加给水出口电动门布置在高加另一侧。
高加给水进出口及旁路门都低位布置在平台上,给运行维护带来了方便。
给水最小流量阀布置在除氧器平台层,出口管道穿过除氧间30.1米平台后,通过一三通直接进入除氧水箱,从布置上看,最小流量阀离除氧水箱很近可有效减少管道振动。
6.3汽机旁路管道
本工程汽机旁路采用整机旁路,从锅炉房584.2×72的主蒸汽管道上引出一根323.9×68的管道(材质为A335P22)到凝汽器,压力控制阀布置在锅炉房,压力控制阀后与一级减温器间管道管径为558.8×28,材质为A691-1CrCL22,一级减温器布置于汽机房A列柱靠汽机机头,一级减温器后管径为762×16,材质为A691-1CrCL22,到凝汽器前分成二根558.8×12的管道进入凝汽器壳侧的二级减温器,管道材质为A672-B60CL22。
6.4设备疏水管道
主要包括高、低加疏水及除氧器溢放水管道,其布置特点如下:
(1)疏水调节阀尽量靠近下一级加热器或凝汽器布置,以使输送汽水混合物的管路最短。
为此,进入7、6高加的正常
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