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1、火电厂发电流程【发电公司流程知识】 1. 概述 1.1. 主设备概况 *红海湾发电有限公司一期工程1、2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由*电气集团公司属下的*锅炉厂、*汽轮机厂、*电机股份有限公司制造,容量及参数相互匹配。 1) 汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 a) 高压缸调节级叶片采用单列冲动式，高、中、低压缸其它叶片全部采用冲动式。高压缸为8级，其中第一级为调速级； 中压缸为
2、6级； 低压缸为227级。 b) 冲动式汽轮机各级压降大部分都发生在喷嘴中，很少一部分产生在动叶中。由于动叶压降很小，叶片周围的漏汽就比较少，汽轮机的轴向间隙设计得大一些，这样能够充分承受启动和停机时产生的轴向胀差，提高机组的启停速度和变负荷性能。 2) 锅炉型号为DG1950/25.4- 2，型式为型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅炉。 a) 锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在大于锅炉的最低稳
3、燃负荷40%B-MCR时，不投油长期安全稳定运行，并满足自动化投入率100的要求。 b) 在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量也能满足汽轮机在此条件下达到额定出力。 c) 主要通过调节燃-水比并辅以一、二级减温水调整锅炉主汽温，主要通过烟气挡板并辅以再热器减温水调整再热汽温。 d) 锅炉为变压运行，采用定滑定的方式，锅炉压力负荷曲线与汽轮机相匹配（见附录B）。 e) 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，在BRL工况下锅炉保证热效率不小于93.52%（按低位发热值，空预器进风温度30）。 3) 发电机是型号为QFSN-600-2-22A、自并励静止可控硅
4、整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电机，其出口电压为22KV。发电机冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷。 4) 电气主接线系统采用一个半断路器接线方式,即两个完整串的3/2交叉接线方式，两台发电机及两回出线交叉接入500kV GIS。 5) 主变是*天威特变电气股份公司提供的、型号为SFP-720000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激磁调压型的屋外升压变压器； 冷却方式为强迫油循环风冷（ODAF）,分接开关为（52522.5%/22）。 6) DCS选用*西屋控制系统有限公司的OVATION控制系统。 1.2. 分系统概况 1.2.1. 汽轮机本
5、体 1.2.1.1. 汽缸 1) 汽缸设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的*度。 2) 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料。 3) 低压缸与凝汽器喉部采用不锈钢弹性膨胀节连接，凝汽器与基础采用刚性支撑的方式。 1.2.1.2. 汽轮机转子及叶片 1) 汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。 2) 汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡。 3) 各个转子的脆性转变温度（FATT）的数值：高中压转子100，低压转子 -6.6。 4) 叶片在允许的周波变化范围内不会产生共振。 5) 低压末级及次末级叶片具有可靠
6、的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有多个除湿用的疏水口。 1.2.1.3. 轴承及轴承座 1) 主轴承不会出现油膜振荡，各轴承的失稳转速均在额定转速125以上。 2) #1、#2轴承采用可倾瓦式轴承，其余轴承均采用椭圆形轴承。 3) 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。 4) 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。 5) 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过75，每个轴承回油管上有观察孔及温度计插座。 6) 运行中各轴承金属温度不准超过90，乌金材料允许在112以下长期运行。 7) 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双
7、向最大推力。 8) 各支持轴承均设有轴承金属温度测点。 1.2.1.4. 高压主汽门（MSV）、高压调节汽阀（CV）、中压联合汽门（CSV） 1) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门关闭严密，采用具有高强度的耐热钢材，能承受在主蒸汽、热再热汽管道上1.5倍设计压力的水压试验。 2) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还能够在检修后进行单独开、关试验。 3) 在高、中压主汽门壳体上产生较大应力的部位，设有金属温度测点。 4) 在高、中压主汽门导汽管、疏水管上，设置有停机后汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。 5) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门有
8、显示阀门位置的机械指示装置和开、关位置行程开关。 6) 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门的作用是控制和调节进入汽轮机的蒸汽量。 1.2.1.5. 汽缸、转子死点 高中压缸绝对死点在推力轴承靠低压缸侧处，高中压缸向机头方向膨胀； 低压缸A、低压缸B的死点分别在低压缸第一级进汽靠高中压缸侧汽缸处，低压缸A、低压缸B在此死点处分别向两侧方向膨胀； 转子的死点在推力轴承靠工作面侧，距离高中压缸绝对死点215.5mm处，高中压转子往机头方向膨胀，低压转子往发电机方向膨胀。 1.2.2. 锅炉本体 1.2.2.1. 锅炉燃烧室的承压能力：炉膛结构部件（包括刚性梁，炉顶密封装置，水冷壁与冷灰斗的连接部
9、分）设计承压能力大于5.8KPa，最大瞬时承受压力9.98KPa，锅炉主要受压部件的设计寿命为30年。当炉膛着火外爆、突然灭火内爆或送风机全部跳闸，引风机及脱硫增压风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及支承件不会产生永久变形。 1.2.2.2. 锅炉设置膨胀中心点。通过水平和垂直方向的导向与约束，实现锅炉的三维膨胀，并防止炉顶、炉墙开裂和受热面变形。在需监视膨胀的位置布置装设膨胀指示器，便于运行人员巡视检查。 1.2.2.3. 燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差，在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不超过50。 1.2.2.4. 锅炉炉墙:炉膛四周采用膜式水冷壁结构，尾部竖井四周采用膜式包墙
10、管，炉顶顶棚管也采用膜式壁结构。 1.2.2.5. 水冷壁 1) 炉膛水冷壁分上下两部分，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，上部水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏，中间由过渡水冷壁和混合联箱转换连接。 2) 螺旋水冷壁全部采用六头、上升角60的内螺纹管，共492根，规格38.17.5，材料为SA-213T2。 3) 过渡段水冷壁两侧和前墙管子规格：内螺纹管38.17.5，材料为SA-213T2 ，和垂直管31.89，材料为15CrMoG。后墙管子规格：内螺纹管38.17.5和 垂直管31.87.5，材料为15CrMoG。 4) 上部垂直水冷壁管子规格31.89，材料为15CrMoG。垂直
11、水冷壁管数：前墙434根，两侧墙各304根，凝渣管48根，后墙折焰角和水平烟道底部水冷壁共386根。 5) 由于同一管带中管子以相同方式绕过炉膛的角隅部份和中间部份，因此吸热均匀，使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀，为机组调峰及安全可靠地运行提供了保证。 1.2.2.6. 过热器 1) 过热器由四部分组成：顶棚过热器、包覆过热器（包括前、中、后包覆过热器），低温过热器，屏式过热器和高温过热器。过热器系统中采用一次左右交叉（屏过出口至高过进口之间），并布置了两级喷水减温器。 2) 顶棚过热器及后竖井区域：从炉前一直到后墙顶棚出口联箱为顶棚过热器。从顶棚出口联箱分三类连接管分七路进入中隔墙
12、、前、后包墙、后竖井两侧包墙及水平烟道两侧墙后部。后竖井下部环形联箱引出汽吊管前墙吊低再管，后墙吊低过、省煤器管（汽吊管384根）。 3) 低温过热器：布置在后竖井后烟道内，分为水平段和垂直段，顺列布置，蒸汽与烟气逆流换热。 4) 屏式过热器：辐射式屏式过热器布置在炉膛上部区域，在深度方向布置2排，每一排屏沿炉宽方向布置15屏，共30片。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀，在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。 5) 高温过热器：对流式高温过热器位于折焰角上部，沿炉宽有32片管屏，每片管屏由21根管子并联绕制而成，材料为SA-213TP347H，最外圈管50.89，其余457.8。为防止吹灰蒸汽对
13、受热面的冲蚀，在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。 1.2.2.7. 再热器 1) 低温再热器由水平段和垂直段两部分组成，水平段分三组，水平布置于后竖井前烟道内，由6根管子绕制而成，沿炉宽方向共布置192排，材质SA-210C，垂直段由两片相邻的水平蛇形管合并而成，横向排数96排，材质12CrMoVG。 2) 高温再热器布置于高温过热器后的水平烟道内，共64片蛇形管屏，每片管屏由13根管子并绕成U型，材质SA-213TP347H。 1.2.2.8. 省煤器 1) 位于后竖井后烟道内低温过热器下方，沿烟道宽度顺列布置，从省煤器出口集箱炉A侧通过单根下降管、32根下水连接管引入螺旋水冷壁。 2
14、) 蛇形管子由管子50.87.1（SA-210C）光管组成，4管圈绕，共192排，采用上下两组逆流布置。 1.2.2.9. 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%100%B-MCR、再热汽温在50%100%B-MCR负荷范围时，保持稳定在机组启停曲线的对应值，偏差不超过5。 1.2.2.10. 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和10。本锅炉消除蒸汽侧热力偏差的措施如下： 1) 炉膛设计有较高的炉膛高度，前后墙均匀布置燃烧器，对冲燃烧，减少炉膛出口烟温偏差； 2) 屏式过热器出口至高温过热器进口设置一次左右交叉，两级喷水减温装在A、B侧并分别控制，系统和受热面布置合理，减少蒸汽侧
15、的热力偏差； 3) 低温再热器出口至高温再热器进口设置一次左右交叉。 1.2.2.11. 锅炉的汽水系统为无铜系统。 1.2.2.12. 省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa（按B-MCR工况计算）。 1.2.2.13. 锅炉汽水流程 1) 自给水管路出来的水由炉前A侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器进口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱A侧引出下水连接管进入螺旋水冷壁进口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁进口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入贮水罐，水质合格时排往凝汽器，水质不合格时排至循环水排水管道，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器出口和屏式过热器进口之间，二级减温水设置在屏式过热器出口和高温过热器进口之间。 2) 从汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过
