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1、热电中心宣讲课件（机炉装置）,目 录,1,1 装置组成工艺技术机炉装置重要设备简介 2009年试车指导思想、试车难点 4.1 试车指导思想 4.2 试车难点5 目前，试车进展情况及2010年试车工作安排,1,机炉装置组成：根据现有热负荷及规划热负荷，本期工程设计规模为250MW抽凝式空冷供热汽轮发电机组、3480t/h煤粉锅炉。热力系统采用机、炉分段母管制系统。本工程按照3炉2机设计，予留扩建1炉1机的位置。,装置组成,2,机炉装置主要包括两大主机：锅炉、汽轮机。,工艺技术,2,工艺技术,2,工艺技术,机炉装置工艺技术：锅炉就是利用燃料燃烧释放的热能加热给水，以获得一定压力、一定温度的蒸汽的机
2、械设备。水要变为蒸汽，就要吸热，它的热源来自燃料。燃料与空气中的氧化合燃烧放热，燃料燃烧产生高温烟气，这个过程就是把燃料的化学能转变为热能的过程。高温烟气通过对各种受热面的传热，将热能传给水，水吸热后变成蒸汽，蒸汽进一步吸热成为过热蒸汽。水在锅炉中的汽化过程，实际上要经过预热、汽化、过热三个阶段。预热阶段主要是在省煤器中进行，汽化阶段在蒸发受热面（水冷壁、凝渣管等）中进行，过热阶段在过热器中进行。,2,工艺技术,主蒸汽系统采用单母管、分段系统，每炉二路出口管引出在炉前合并一路支管与母管相通。从主蒸汽母管引一路支管至汽轮机主汽门前再分成两根支管与主汽门连接，各主汽门入口支管均设有电动闸阀，带有小
3、旁路，供暖管用。从主蒸汽母管引一路出厂房外通过厂区管架向空分供高压主蒸汽。给水系统采用单母管制，设有高压给水热母管、高压给水冷母管和低压给水母管。系统设置4台5803/h流量的电动定速给水泵（P1021A,P1021B，P1021C,P1021D），3台运行、1台备用。自给水泵出口经高压加热器（H2103A,H2103B）至高压给水热母管，再分别引支路接至每台锅炉的省煤器入口。,2,工艺技术,机组设一级4.2MPa调整抽汽和六级非调整抽汽，4.2MPa调整抽汽供甲醇装置、聚乙烯装置、MTO等装置，非调整抽汽供给2台高压加热器（H2103A,H2103B），3台低压加热器（H21O4A,H21O
4、4B,H21O4C）和3台高压除氧器（R1120,R1220,R1320，两台机组共用）。其中1、2段抽汽分别向2台高压加热器供汽，3段抽汽向高压除氧器供汽，4、5、6段抽汽分别向3台低压加热器（H21O4C,H21O4B,H21O4A）供汽，其中4段抽汽还作为低压除氧器（R1036，两台机组共用）的汽源。为防止汽轮机超速和进水，各级抽汽管道上均设置气动逆止阀和电动闸阀，其中4.2MPa调整抽汽管道上还增设快关阀和安全阀。,2,工艺技术,化工装置投产后1.7MPa、1.1MPa和0.46MPa三个压力等级的多余蒸汽返回热电站，进入汽轮机回热系统，分别作为#1高压加热器（H2103A）、高压除氧
5、器（R1120,R1220,R1320）和#3低压加热器（H21O4C）、低压除氧器（R1036）的加热汽源。考虑热电站汽轮机事故停机而不停炉，同时外管网又因故无法提供1.1MPa自产蒸汽的事故状态下，为确保高压除氧器的加热用汽，在4.2MPa蒸汽管与1.1MPa蒸汽管之间设立1台减温减压器。高压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏入高压除氧器，启动、低负荷时加热器疏水可进入#3低压加热器（H21O4C）。低压加热器疏水也为逐级回流，最后一级低压加热器疏水至热井。高、低压加热器事故疏水直接至热井。,2,工艺技术,每台机组设有3台ZD135/2NLT-J立式凝结水泵（P2106A,P2106B,P2
6、106C），凝结水由汽轮机排汽装置下的热井引出进入凝结水泵，经轴封冷却器、3台低压加热器后进入高压除氧器。系统设有凝结水再循环，控制热井的水位。主凝结水采用单母管，12号机组低压加热器凝结水引出至凝结水母管，通过凝结水母管再引支管接至13号高压除氧器。3台低压加热器各设有独立旁路，任何一台低压加热器故障，均可单独解列。凝结水系统还接受来自空分透平机的冷凝水，分别进入2台汽轮机的凝结水系统（在凝结水泵出口及化学除铁器前处合并）。此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温喷水、排汽缸喷水、真空泵补充水，以及向中压减温减压器（J2032B）提供减温水。,2,工艺技术,每台机组设置1套空冷凝汽器，由汽轮
7、机低压部分来的排汽，经1根DN3000的排汽管道，分成3根支管DN1800进入空冷凝汽器，每根支管对应一列冷却单元。在汽轮机的排汽口下方设置排汽装置（S2102），排汽装置的底部设有冷凝水收集箱（热井），供机组启动和正常运行时收集空冷凝汽器的凝结水。空冷凝汽器共有9个冷却单元，9个冷却单元沿汽轮机房纵向排成3列，共3行。排汽由顺流凝汽器单元顶部进入，其中大部分蒸汽凝结进入顺流凝汽器单元底部的凝结水收集母管，经空冷平台上的凝结水收集母管汇合，然后自流进入排汽装置热井，少量蒸汽和不凝结气体由底部进入逆流凝汽器单元进一步冷却。,2,工艺技术,化学除盐水大部分引至低压除氧器（R1036），作为3台炉的
8、补水；一部分除盐水分别接至#1、#2机凝结水热井，用于调节热井的水位；一部分除盐水接至疏水箱，通过疏水泵（兼作上水泵）用于锅炉冷态启动时为锅炉上水。凝汽器抽真空系统在机组启动初期将空冷凝汽器以及附属管道和设备中的空气抽出以达到机组启动要求；在机组正常运行中除掉逆流凝汽器单元顶部积聚的不凝结气体。聚集在逆流凝汽器单元顶部的不凝结气体串联接至一个母管，然后由真空泵（P2107A,P2107B）抽出排至大气中。每台机组安装2台100%容量水环式真空泵组，水环真空泵组主要由水环式机械真空泵及电动机、气水分离器、热交换器等部件组成。机组正常运行时，1台运行，1台备用。机组启动时，为加快抽真空速度，2台真
9、空泵同时运行。,2,工艺技术,热电站负责向全厂提供9.8MPa和4.2MPa二种压力等级的工业蒸汽。与此同时，还接受来自外管网的1.7MPa和1.1MPa、0.46MPa三种压力等级的自产蒸汽，分别用于#1高压加热器、高压除氧器、#3低加与低压除氧器的加热汽源。9.8MPa与4.2MPa蒸汽之间设置1台减温减压器（J2032A），用于汽轮机事故停机时能够继续向化工提供4.2MPa蒸汽。同时为确保高压除氧器的加热用汽，在4.2MPa蒸汽管与1.1MPa蒸汽管之间设立1台减温减压器（J2032B）。,2,工艺技术,主厂房辅机设备的冷却水为第二循环水场提供的循环水，循环水供/回水压力为0.40.45
10、/0.20.25MPa。冷却水供水分为三路，一路供水自冷却水供水管道上接出并经过滤水器过滤后，直接送至被冷却设备，这些被冷却设备主要包括汽轮机油冷却器、发电机空气冷却器等设备。另一路供水自冷却水供水管道上引出并经过滤水器过滤后，再由工业水泵（P2023A，P2023B,P2023C）升压后，向锅炉、汽机的转机设备提供冷却水。第三路供水自冷却水供水管道上引出向锅炉引风机、定连排、脱硫提供冷却水。所有冷却水回水经回水母管接至主厂房外冷却水回水管道上，通过厂区管道回至第二循环水场。,2,工艺技术,轴封系统的汽源来自高压除氧器汽平衡母管、辅助蒸汽母管以及主蒸汽至轴封供汽，首台机组启动时应选择辅助蒸汽母
11、管汽源，热态启动时应选择辅助蒸汽母管汽源或主汽至轴封汽源，正常运行以后切换至高压除氧器汽平衡母管。轴封一段漏汽经门杆漏汽母管后回到高压除氧器（R1120,R1220,R1320），轴封二段漏汽回到#1低压加热器（H21O4A），轴封外端漏汽回到轴封冷却器（H2105），经过换热后疏水经多级水封回到排汽装置（S2102）热井。,3,机炉装置重要设备介绍,引风机：6台AL-R227DW(IDF型)风量148.31 m3/s 风压 4000Pa,3,机炉装置重要设备介绍,送风机：6台G4-73-11NO20.5D风量53.66 m3/s 风压 5220 Pa,3,机炉装置重要设备介绍,一次风机：6台
12、H-AR224SW(PAF)单吸双支撑离心式风量37.96 m3/s 风压 18000 Pa,3,机炉装置重要设备介绍,磨煤机：12台ZGM80N型 基础出力24.7t/h,3,机炉装置重要设备介绍,给煤机：12台F55型 出力5-30 t/h,3,机炉装置重要设备介绍,原煤仓：有效容积355 m3,3,机炉装置重要设备介绍,密封风机：5.33m3/s 额定压力9000Pa,3,机炉装置重要设备介绍,锅炉汽包：筒身内径1600mm筒身厚度100mm,3,机炉装置重要设备介绍,汽轮机本体,3,机炉装置重要设备介绍,给水泵：100SBII-JA 4台5803/h流量的电动定速给水泵,3,机炉装置重
13、要设备介绍,空冷系统：2套,3,装置掠影,机炉装置重要设备介绍,机炉装置：3台锅炉，2台汽轮机。预留1机1炉场地。,3,机炉装置简介,机炉装置：预留1机1炉场地。,4.1指导思想遵循项目建设、试车一体化管理的模式，统筹协调项目建设与试车进程的安排，实现建设和试车的平稳过渡。遵循“三查四定要细，检查整改要准，单机试车要早，吹扫气密要严，联动试车要全，投料试车要稳，经济效益要好”的原则，做到安全稳妥，确保投料试车一次成功，实现平稳运行。坚持“安全第一，不污染环境”的原则，安全环保设施与工艺装置同步开工，确保试车过程不发生人身、工艺、设备、着火、爆炸、放射、环保等事故。试车期间要考核装置的生产能力、
14、物耗、能耗、产品及副产品的质量是否达到设计指标。同时对重大设备机组的运行状况进行考核，并考核与生产装置相配套的公用工程系统的匹配状况。坚持“四不开车”的方针，即条件不具备不开车，程序不清楚不开车，指挥不在场不开车，出现问题不解决不开车，确保试车安全。合理安排装置的试车负荷，统筹优化各装置之间试车的时间衔接，努力减少放空、排放的时间，保护环境，降低试车费用。,4,试车的指导思想、试车难点,4.2试车难点4.2.1 电站系统考核的负荷问题本系统锅炉的主要目的是给化工装置的工业汽轮机提供高压动力蒸汽，使得电站的锅炉和汽轮发电机的能力不匹配，锅炉的设计额定负荷为480t/h，在不抽汽的情况下，一台汽轮
15、发电机满负荷仅需210t/h蒸汽，而锅炉的考核需要满负荷运行96（72+24）小时。而在锅炉考核期间，外界基本没有蒸汽负荷的需求，电站锅炉难以实现满负荷的考核运行。在锅炉未进行考核的状态下，尽管锅炉可以对外供汽，但锅炉本体及系统的安全可靠性是未知数，锅炉此时不可能大量对外稳定供汽。对策：（1）协调电力管理部门，争取在锅炉考核期间，可以实现发电上网，这样可以实现两台汽轮发电机满负荷运行。（2）积极协调项目建设，争取在锅炉考核期间，外界的蒸汽管线可以进行吹扫。（3）积极协调项目建设部门，完善10.0MPa的蒸汽放空系统，确保在满负荷考核期间，放空系统可以投入运行。（4）若汽轮发电机没有被批准运行，
16、协调电站EPC承包商，锅炉在考核之前，降压降负荷运行。,4,试车的指导思想、试车难点,4.2.2锅炉提前开车和低负荷运行的问题 为保证后继系统蒸汽管网的吹扫和试车用动力蒸汽的需要，锅炉必须提前试车、开车。本项目三台10.0MPa高压锅炉设计的给水温度为205，锅炉高压加热器的热源是1.73MPa、300的过热蒸汽，此蒸汽来自于甲醇合成装置的副产或汽轮发电机抽汽，低压加热器是以汽轮机的抽汽或化工装置副产的0.46MPa蒸汽作为加热汽源的，而此时没有这路蒸汽，就可能造成锅炉给水温度低。锅炉给水温度低，炉内燃料量增加，烟气量增加同时烟气温度的上升，易导致过热器超温，影响锅炉的安全运行。在电站锅炉的开
17、车、试车期间，外系统基本没有用汽负荷，导致锅炉负荷低于最低安全运行负荷，而锅炉长时间的低负荷又会给机组带来严重的安全隐患。对策：（1）开启启动锅炉，利用其蒸汽吹扫1.0MPa和0.46MPa外管和其间的减温减压系统，并作为低压加热器、低压除氧器和高压除氧器的热源。（2）锅炉开车后，先行吹扫10.0MPa的外管和10.0MPa 至4.1MPa的减温减压器系统。（3）利用锅炉给水泵在循环管线送水进入净化界区的减温水管线，作为公司减温减压器的减温水。开启各级蒸汽减压系统，保证高低加、辅助蒸汽系统及除氧器系统的运行。（4）协调电力管理部门，争取在锅炉运行期间，可以实现发电上网，这样可以提高锅炉的运行负
18、荷，同时可以保证锅炉高压除氧器、高压加热器和低压加热器的热源。（5）编制锅炉低负荷运行应急预案，确保锅炉在安全负荷上运行，以保证锅炉安全。,4,试车的指导思想、试车难点,4.2.3锅炉系统冬季开工的问题因项目建设进度和外部电源条件的影响，导致机炉装置开工可能在冬季进行。系统开工前的水冲洗、水联运、机泵试车等过程，极易造成冻凝事故，严重时会造成设备损坏。系统开工后，若出现临时停车等问题，也容易造成设备、管线冻结事故。对策：（1）在入冬之前，装置伴热系统投用正常。（2）提前完成水汽系统仪表、调节阀的调校。（3）在操作规程和开工方案中制定防冻防凝措施。（4）在水汽引入系统后，应加强对伴热系统的检查，对于系统内的死角部位根据介质情况采用稍开和间断排凝的方式进行防冻。（5）如果装置某个单元临时停运，则应及时将内部水汽排干净，进行保护。,4,试车的指导思想、试车难点,目前，#1、#2锅炉均已经点火，具备供汽条件，正在对至空分9.8MPa蒸汽管道和4.2MPa管网进行吹扫。#1汽轮机也计划在年底前冲转。#3锅炉和#2汽轮机的调试工作也在有条不紊的展开，根据公司总体试车方案安排，直至2010年4月份，热电站将具备投用条件。,5,目前，试车进展情况及2010年试车工作安排,谢谢大家！,
