浅析红海湾发电厂汽机管道安装

[摘要]广东汕尾红海湾发电厂规划总容量约为6000MW，工程分两期建设，一期工程4台机组总容量为2400MW(4×600MW)，第一期工程先建设2台600MW机组。二期预留场地规划建4台900MW机组。一期工程首2台600MW机组的三大主机业经招标确定，锅炉由东方锅炉厂设计制造，汽轮机由东方汽轮机厂设计制造。发电机由东方电机股份有限公司设计制造。文章介绍安装工程的材料、系统结构和步骤。

[关键词]汽机；管道安装；发电厂

[作者简介]林树强，广东火电工程总公司工程师，研究方向：火力发电厂安装技术管理，广东广州，510730

[中图分类号]TM623 4

[文献标识码]A

[文章编号]1007-7723(2009)02—0146—0002

一、引言

汕尾红海湾发电厂一期2X600MW超临界燃煤机组采用东方汽轮机厂的N600—24.2／566／566型汽轮机及其配套的调速系统、东方电机股份有限公司的QFSN-600-2-22A型发电机。

工程管道安装主要包括三大部分：机务部分、化水部分、循环水部分

二、机务部分

机务部分管道主要包括主蒸汽、给水、再热蒸汽、旁路、凝结水、工业水、抽汽、加热器疏水、抽真空、辅助蒸汽、补给水等管道系统。以上系统除辅助蒸汽#1、#2机共用外其余均为单元制。

(一)主蒸汽系统

主蒸汽系统采用单元制系统，布置2-1-2型，锅炉过热器出口为两根，中间合为一根，在进入汽机之前又分为两根。这样可简化布置及节省合金钢管，同时还可以减少由于锅炉两侧所引起的蒸汽温度的偏差，有利于机组的安全运行。主蒸汽分别由两侧的过热器出口联箱引出。

(二)给水系统

给水系统设有一除氧器，定压一滑压运行。水箱的贮水量为235m3，此容量可满足无凝结水进入时锅炉最大蒸汽量5分钟以上的给水量。给水系统采用单元制，每台机组配有两台50％BMCR容量汽动给水泵，每台汽动给水泵配有一台定速电动前置泵。汽动给水泵与电动前置泵不能交叉运行。

(三)再热蒸汽系统

再热蒸汽采用单元制系统，按2-1-2型布置，再热器进出口均为两根，中间合为一根，在进入汽机之前又分为两根。汽轮机高压缸排汽为两根φ864×22.23管道，之后接入总管φ1067×26.97中，在进入锅炉再热器人口联箱之前分成两根支管。在高压缸排汽的总管上装有气动止回阀，以便在事故停机时，防止蒸汽返回到汽轮机，引起汽轮机超速。为了在再热器进行水压试验时隔离再热蒸汽管道，在再热器进出口的每一条支管上都装有水压试验堵阀。

(四)旁路系统

汽轮机旁路系统的容量按锅炉MCR工况的30％设计，由高压旁路、低压旁路(双路)两级串联而成。高压旁路从主蒸汽管道接出，经减压减温后接至再热冷段蒸汽管道，减温水来自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水系统。低压旁路从再热热段蒸汽管道接出，经减温减压后接入凝汽器的减温减压装置，减温水来自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。

(五)凝结水系统

凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。凝结水由凝汽器热井经一根总管引出，然后分两路至两台100％容量的凝结水泵(互为备用)，其出水管合并一路后依次经中压凝结水处理设备、汽封加热器、低压加热器至除氧器。本系统中选用一套100％中压凝结水精处理装置。系统中没有设置除氧器启动循环泵，除氧水箱设置再沸腾管，机组启动时，由再沸腾管对给水进行加热及除氧。

(六)补给水系统

每台机组设有一台800m3的补给水箱，它主要为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器，并为凝结水系统提供补水和启动注水，同时也为闭式循环冷却水系统提供启动注水及锅炉启动上水。补水箱水源来自锅炉补给水处理系统的除盐水箱，其水位由补充水进水管上的调节阀控制。泵入口设有滤网和手动闸阀，泵出口设有止回阀和电动闸阀。此外，该泵设有由一止回阀和一电动闸阀组成的旁路，机组正常运行时通过旁路靠凝汽器真空向凝汽器补水。凝汽器热井水位在正常情况下由补给水调节阀控制，在调节阀全开，且水位降至给定低值时，其旁路电动阀自动开启，至水位升至给定高值时关闭。

(七)加热器疏水系统

高压加热器疏水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，直至排到除氧器。高压加热器疏水排到凝汽器疏水扩容器。除氧器溢放水直接接到凝汽器。低压加热器疏水也采用逐级串联疏水方式，最后排到凝汽器进入凝结水系统，各低压加热器亦有直接排至凝汽器的事故疏水管道。每条疏水管路均设有疏水调节阀，用于控制加热器正常水位。

(八)抽汽系统

引进型600MW机组具有八组非调整抽汽(包括高压缸排汽)。一、二、三级抽汽分别供至三个高压加热器，四级抽汽供汽至给水泵汽轮机及除氧器等。五、六、七、八级抽汽分别供至四台低压加热器。

(九)辅助蒸汽系统

辅助蒸汽系统为两台机组共用，压力为0.785～1.275Mpa，温度为250℃，所需的蒸汽根据机组不同工况分别由启动锅炉、再热冷段、四段抽汽提供。

(十)抽真空系统

每台机组凝汽器抽真空系统设置三台水环式真空泵，在凝汽器安装检修质量好、漏气正常时，两套水环真空泵运行时即可维持凝汽器所要求的真空度，另外一套作为备用。在机组启动时可投入三套运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短启动时间。

(十一)工业水系统

本工程由于淡水资源紧张，采用单元制全闭式工业冷却水系统，冷却设备总用水量为2736.6T／H。一次水为海水，经水—水交换器冷却闭式工业水，二次水为除盐水。二次水的启动注水来自补给水箱的除盐水，正常运行时，补给水来自凝结水系统。

三、化水部分

(一)锅炉补给水处理系统

本期化水处理系统按四台国产600MW超临界燃煤机组设计，厂房一次建成，设备则分期采购。其工艺流程为：3万立方水源—沉淀池—3×空气擦洗过滤器—2×服务水池+消防水池—3×变频升压水泵—3×保安过滤器—3×超滤装置—2×清水箱+3×清水泵—3×603000活性碳过滤器—2×602000阳离子交换器—2×602400阴离子交接器—2×φ2000混合离子交换器—3000m3除盐水箱—除盐水泵—(加氨)—除氧器—给水泵—锅炉。系统最大出力210t／h。

(二)循环冷却水处理系统

汕尾工程循环冷却水处理系统是采用直加药装置处理。其系统流程简单：海水杀菌药贮存罐一循环水泵旋转滤网海水进口。

(三)制氢系统

本工程从美国进口二套7Nm3／h制氢设备和二套15MPa氢气压缩机、二台贮氢罐(DNl500，使用绝对压力为16.89Mpa)。7Nm3／h制氢设备的出口氢气压力为0.7Mpa，经氢气压缩机后，氢气压力可达15 Mpa，然后氢气进入氢贮存罐。贮存罐的氢气经氢气分配盘减压至0.9Mpa以后送到主厂房供发电机用。

(四)加药及取样系统

本工程加药及取样系统分给水和凝结水加氨系统、给水和凝结水加联氨系统、冷却水加联氨系统、炉水加磷酸盐处理系统、汽水取样系统和凝汽器检漏系统。

四、循环水部分

本工程采用开式循环供水系统，一台600MW机组设二台循环水泵、泵出口管合二(φ2440×14)为一条供水母管(φ3240PCCP管)后进机房前又分二条进水管(φ2440×14)进入凝汽器冷却凝汽器内蒸汽后分二条管(φ2440×24)接入虹吸井排海水。

五、结语

汕尾工程两台600MW国产超临界燃煤机组在汽机方面管道系统、特点基本上与其他燃煤机组没有太大变化，但也存在以下不同之处：

(一)系统有所增加

由于本工程直流锅炉采用内置式分离器启动系统，采用汽水分离器代替汽包，为满足带基本负荷、不经常启停及长期极低负荷及变压运行要求，增设了与其他非超临界燃煤机组所无的锅炉启动系统，并配置了两只361阀。

(二)吹管方式不同

由于汕尾工程两台600MW国产超临界燃煤机组省煤器系统水容积为126m3，水冷壁系统容积为206m3，并且汽水分离器水容积也不多，其锅炉的蓄热能量不大。根据同类型机组的经验，吹管系数≥1.4的时间为3—7秒。故在同等的燃烧量和给水量条件下，汕尾工程采用了稳压吹管方式。