CN214836585U - 采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组 - Google Patents

Abstract

本实用新型实施例提供了采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门均为分体式调门；第一现场测点安装于高排至冷再调门上；第二现场测点安装于低压上水调门上；第三现场测点安装于中压上水调门上；第四现场测点安装于高压上水调门上；电动门通用驱动模块分别接收第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点的硬接点信号；手动输入模块的输出端与电动门通用驱动模块的输入端电连接；APS系统通过DCS系统与电动门通用驱动模块通讯连接；电动门通用驱动模块的输出端分别与高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门的执行器电机电连接。

Description

采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组

技术领域

本实用新型涉及二拖一燃气–蒸汽联合循环机组技术领域，具体而言，涉及一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组。

背景技术

在燃气–蒸汽联合循环二拖一供热发电机组中，调门一般采用闭环控制，将阀位反馈与调门指令进行比较，若指令大于反馈则输出开阀脉冲指令信号，反之则输出关阀脉冲指令信号。但调门在机组运行时由于管道振动等原因，经常出现反馈信号波动甚至坏点的情况，反馈坏点时调门无法远方操作，而反馈波动时则会根据反馈波动值与调门指令的大小情况，造成调门异常开启或关闭，继而引起工艺参数的剧烈变化，极易发生安全事故。此外，机组中的分体式调门，当其反馈信号(4～20mA)由于接线松动或受到信号干扰等原因产生波动时，将直接导致阀门异常开、关。例如，分体式调门中的高排至冷再调门，正常机组一拖一运行时，运行锅炉侧的高排至冷再调门应在手动模式下保持全开(指令100％，反馈100％)，停运锅炉侧的高排至冷再调门应在手动模式下保持全关(指令0％，反馈0％)，此时，若运行锅炉侧的高排至冷再调门反馈波动至101％且未坏质量，则将直接导致该分体式调门持续关小直至全关；若停运锅炉侧的高排至冷再调门反馈波动至－1％且未坏质量，则将直接导致该阀门持续开大直至全开，如此一来，轻则造成机组非停事故，重则造成设备损坏甚至人身伤害事故，隐患极大。同时，分体式调门反馈坏质量，则会造成分散控制系统(Distributed Control System，DCS)远方无法操作的情况。

发明内容

本说明书提供一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，用以克服现有技术中存在的技术问题。

根据本说明书实施例，提供了一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，所述二拖一燃气–蒸汽联合循环机组包括：两套锅炉系统、与两套所述锅炉系统一一对应的两套燃机系统、蒸汽轮机系统、凝汽器系统、发电机系统、旁路系统以及控制系统；

所述锅炉系统包括余热锅炉、低压汽包、中压汽包、高压汽包、中压给水泵组、高压给水泵组、热网水泵、热网水换热器以及设置于所述余热锅炉内的低压省煤器、低压蒸发器、低压过热器、中压一级省煤器、中压二级省煤器、中压蒸发器、中压过热器、一级再热器、二级再热器、高压一级省煤器、高压二级省煤器、高压三级省煤器、高压蒸发器、高压一级过热器、高压二级过热器；所述低压省煤器的出水端连通所述低压汽包；所述低压汽包与所述低压蒸发器的两端相连通；所述低压过热器的进汽端连通所述低压汽包；所述中压一级省煤器的进水端经所述中压给水泵组与所述低压汽包相连通，出水端与所述中压二级省煤器相连；所述中压二级省煤器的出水端连通所述中压汽包；所述中压汽包与所述中压蒸发器的两端相连通；所述中压过热器的进汽端连通所述中压汽包；所述中压过热器与所述一级再热器相连；所述一级再热器与所述二级再热器相连；所述高压一级省煤器的进水端经所述高压给水泵组与所述低压汽包相连通；所述高压一级省煤器、高压二级省煤器、高压三级省煤器依次相连；所述高压三级省煤器的出水端连通所述高压汽包；所述高压汽包与所述高压蒸发器的两端相连通；所述高压一级过热器的进汽端连通所述高压汽包；所述高压二级过热器与所述高压一级过热器相连；所述热网水泵的进水端与所述热网水换热器相连通，出水端与所述低压省煤器的进水端相连通；所述热网水换热器的进水端与所述低压省煤器的出水端相连通；

所述燃机系统包括燃气轮机、空气换热器、TCA系统、FGH系统、天然气输送管道、过滤器、天然气增压机、天然气旁路管道、翻板式止回阀、气动快速启闭阀、启闭控制阀门、气源供应系统；所述燃气轮机的出气端连通所述余热锅炉；所述空气换热器的出气端与所述燃气轮机的压缩机进气端相连通；所述TCA系统的一端与所述高压给水泵组的出水端相连，另一端连接所述高压三级省煤器的出水端；所述FGH系统的出气端与所述燃气轮机的进气端相连通；所述天然气输送管道的一端连通天然气气源，另一端连接所述 FGH系统的进气端；所述FGH系统的进水端连通所述中压二级省煤器的出水端，出水端连通所述低压省煤器的进水端；所述天然气输送管道上沿天然气输送方向依次设置有所述过滤器、天然气增压机；所述翻板式止回阀、气动快速启闭阀通过所述天然气旁路管道与所述天然气增压机并联；所述气动快速启闭阀连通所述气源供应系统；所述启闭控制阀门设置于所述气动快速启闭阀与所述气源供应系统之间；

所述蒸汽轮机系统包括同轴连接的高中压缸、低压缸；所述发电机系统包括两台燃气轮发电机、一台蒸汽轮发电机；两台所述燃气轮发电机分别与两套所述燃机系统的燃气轮机同轴连接；所述蒸汽轮发电机与所述高中压缸同轴连接；所述凝汽器系统包括凝汽器、凝结水泵组；所述凝汽器的出水端经所述凝结水泵组分别与两套所述锅炉系统的低压省煤器相连通；

所述旁路系统包括连通管、低压蒸汽输送管道、中压过热蒸汽输送管道、再热蒸汽输送管道、高压蒸汽输送管道、高压排汽总管、高压排汽分管、高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门；所述高中压缸的中压出汽端通过所述连通管与所述低压缸的进汽端相连通；每套所述锅炉系统的低压过热器的出汽端分别连接一所述低压蒸汽输送管道；两路所述低压蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述连通管；每套所述锅炉系统的中压过热器与所述一级再热器之间分别通过一所述中压过热蒸汽输送管道相连通；每套所述锅炉系统的二级再热器的出汽端分别连接一所述再热蒸汽输送管道；两路所述再热蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述高中压缸的中压进汽端；每套所述锅炉系统的高压二级过热器的出汽端分别连接一所述高压蒸汽输送管道；两路所述高压蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述高中压缸的高压进汽端；所述高中压缸的高压出汽端与所述高压排汽总管相连；所述高压排汽总管引出两路所述高压排汽分管分别与所述中压过热蒸汽输送管道相连；所述高压排汽分管上安装有所述高排至冷再调门；所述低压省煤器与所述低压汽包之间设置有所述低压上水调门；所述中压二级省煤器与所述中压汽包之间设置有所述中压上水调门；所述高压三级省煤器与所述高压汽包之间设置有所述高压上水调门；所述高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门均为分体式调门；

所述控制系统包括APS系统、DCS系统、手动输入模块、电动门通用驱动模块、第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点；所述第一现场测点安装于所述高排至冷再调门上；所述第二现场测点安装于所述低压上水调门上；所述第三现场测点安装于所述中压上水调门上；所述第四现场测点安装于所述高压上水调门上；所述电动门通用驱动模块分别接收所述第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点的硬接点信号；所述手动输入模块的输出端与所述电动门通用驱动模块的输入端电连接；所述APS系统通过所述DCS系统与所述电动门通用驱动模块通讯连接；所述电动门通用驱动模块的输出端分别与所述高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门的执行器电机电连接。

可选地，所述旁路系统还包括进汽自动关断阀、低压进汽调节阀；所述连通管上沿蒸汽输送方向依次设置所述进汽自动关断阀、低压进汽调节阀；

所述蒸汽轮机系统还包括预暖管道、进汽控制阀、出汽控制阀、多个疏水管路、进口阀门、疏水器、出口阀门、旁路手动门；所述进汽自动关断阀、低压进汽调节阀之间的所述连通管上与所述预暖管道的一端相连；所述预暖管道的另一端连通辅助蒸汽联箱；所述预暖管道上沿蒸汽输送方向依次设置有所述进汽控制阀、出汽控制阀；所述进汽控制阀、出汽控制阀之间的所述预暖管道上引出多路所述疏水管路；所述疏水管路上沿疏水流动方向依次设置有所述进口阀门、疏水器、出口阀门；所述旁路手动门与所述进口阀门、疏水器、出口阀门并联。

可选地，所述旁路系统还包括低压并汽门，所述低压蒸汽输送管道上安装有所述低压并汽门。

可选地，所述旁路系统还包括中压并汽门，所述再热蒸汽输送管道上安装有所述中压并汽门。

可选地，所述旁路系统还包括高压并汽门，所述高压蒸汽输送管道上安装有所述高压并汽门。

可选地，所述旁路系统还包括低压旁路、低压旁路压力调门；所述低压蒸汽输送管道上引出一路与所述凝汽器相连通的所述低压旁路；所述低压旁路上安装有所述低压旁路压力调门。

可选地，所述旁路系统还包括中压旁路、中压旁路压力调门；所述再热蒸汽输送管道上引出一路与所述凝汽器相连通的所述中压旁路；所述中压旁路上安装有所述中压旁路压力调门。

可选地，所述旁路系统还包括高压旁路压力调门；所述高压蒸汽输送管道与所述高压排汽分管之间设置有所述高压旁路压力调门。

可选地，所述电动门通用驱动模块包括或门，所述或门用于传送从所述 APS系统输出至所述电动门通用驱动模块的程控脉冲指令与所述手动输入模块输出至所述电动门通用驱动模块的中停指令的逻辑和。

可选地，所述旁路系统还包括第一止回阀、第二止回阀、第三止回阀；所述FGH系统与所述低压省煤器之间设置有所述第一止回阀；所述中压过热蒸汽输送管道上安装有所述第二止回阀；所述高排至冷再调门与所述高中压缸之间的所述高压排汽分管上安装有所述第三止回阀。

本说明书实施例的有益效果如下：

采用开环控制的分体式调门，解决了当调门反馈信号由于接线松动或信号干扰等原因产生波动时调门异常开、关的问题，并解决了反馈坏点时调门无法远方操作的问题，从根本上避免了调门阀位反馈故障所造成的调门突开、突关情况，大大提高了分体式调门的可靠性，提升了机组的运行安全。

采用天然气旁路管道与天然气增压机并联，气动快速启闭阀根据天然气增压机的启动、停运等实时状态进行启闭动作，以解决天然气增压机出现故障时燃气轮机燃气瞬间断供的问题，保障了燃气轮机可甩负荷正常停运，避免了机组非停。同时，在上游天然气供气压力可直接满足燃气轮机的使用需求时，停运天然气增压机，通过天然气旁路管道直接供应天然气，避免天然气通过天然气增压机形成压降，进一步提高电厂的经济效益。

此外，在蒸汽轮机系统中增设预暖管道，在蒸汽轮机启动前，对低压缸的内缸、低压转子和叶片进行充分预暖，减小了从启动过程到低负荷期间低压缸的热应力，并减小了低压缸轴承振动，增加了转子的使用寿命，降低了电厂的生产成本。

本说明书实施例的创新点包括：

1、本实施例中，采用开环控制的分体式调门，解决了当调门反馈信号由于接线松动或信号干扰等原因产生波动时调门异常开、关的问题，并解决了反馈坏点时调门无法远方操作的问题，从根本上避免了调门阀位反馈故障所造成的调门突开、突关情况，大大提高了分体式调门的可靠性，提升了机组的运行安全，是本说明书实施例的创新点之一。

2、本实施例中，采用天然气旁路管道与天然气增压机并联，气动快速启闭阀根据天然气增压机的启动、停运等实时状态进行启闭动作，以解决天然气增压机出现故障时燃气轮机燃气瞬间断供的问题，保障了燃气轮机可甩负荷正常停运，避免了机组非停，是本说明书实施例的创新点之一。

3、本实施例中，在上游天然气供气压力可直接满足燃气轮机的使用需求时，停运天然气增压机，通过天然气旁路管道直接供应天然气，避免天然气通过天然气增压机形成压降，进一步提高电厂的经济效益，是本说明书实施例的创新点之一。

4、本实施例中，在蒸汽轮机系统中增设预暖管道，在蒸汽轮机启动前，对低压缸的内缸、低压转子和叶片进行充分预暖，减小了从启动过程到低负荷期间低压缸的热应力，并减小了低压缸轴承振动，增加了转子的使用寿命，降低了电厂的生产成本，是本说明书实施例的创新点之一。

附图说明

为了更清楚地说明本说明书实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本说明书实施例提供的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组的结构示意图；

图2为本说明书实施例提供的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组分体式调门开环控制的结构框图；

图3为本说明书实施例提供的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组分体式调门开环控制的流程示意图；

图中，1为余热锅炉、2为低压汽包、3为中压汽包、4为高压汽包、5 为中压给水泵组、6为高压给水泵组、7为热网水泵、8为热网水换热器、9 为低压省煤器、10为低压蒸发器、11为低压过热器、12为中压一级省煤器、 13为中压二级省煤器、14为中压蒸发器、15为中压过热器、16为一级再热器、17为二级再热器、18为高压一级省煤器、19为高压二级省煤器、20为高压三级省煤器、21为高压蒸发器、22为高压一级过热器、23为高压二级过热器、24为燃气轮机、25为空气换热器、26为TCA系统、27为FGH系统、28为天然气输送管道、29为过滤器、30为天然气增压机、31为天然气旁路管道、32为翻板式止回阀、33为气动快速启闭阀、34为启闭控制阀门、 35为气源供应系统、36为高中压缸、37为低压缸、38为燃气轮发电机、39 为蒸汽轮发电机、40为凝汽器、41为凝结水泵组、42为连通管、43为低压蒸汽输送管道、44为中压过热蒸汽输送管道、45为中再热蒸汽输送管道、46 为高压蒸汽输送管道、47为高压排汽总管、48为高压排汽分管、49为高排至冷再调门、50为低压上水调门、51为中压上水调门、52为高压上水调门、 53为手动输入模块、54为电动门通用驱动模块、55为进汽自动关断阀、56为低压进汽调节阀、57为预暖管道、58为进汽控制阀、59为出汽控制阀、 60为疏水管路、61为进口阀门、62为疏水器、63为出口阀门、64为旁路手动门、65为辅助蒸汽联箱、66为低压并汽门、67为中压并汽门、68为高压并汽门、69为低压旁路、70为低压旁路压力调门、71为中压旁路、72为中压旁路压力调门、73为高压旁路压力调门、74为第一止回阀、75为第二止回阀、76为第三止回阀。

具体实施方式

下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本实用新型保护的范围。

需要说明的是，本说明书实施例及附图中的术语“包括”和“具有”以及它们任何变形，意图在于覆盖不排他的包含。例如包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备没有限定于已列出的步骤或单元，而是可选地还包括没有列出的步骤或单元，或可选地还包括对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

本说明书实施例公开了一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组。以下分别进行详细说明。

本实用新型实施例中二拖一燃气–蒸汽联合循环机组中的分体式调门采用开环控制方式，以避免现有技术中调门反馈信号由于接线松动或信号干扰等原因产生波动时调门异常开、关现象，以及反馈坏点时调门无法远方操作现象的发生。本实施例中的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组包括两套锅炉系统、两套燃机系统、蒸汽轮机系统、凝汽器系统、发电机系统、旁路系统以及控制系统，其中，旁路系统为锅炉系统、燃机系统、蒸汽轮机系统以及凝汽器系统之间蒸汽、水、气体的输送提供了条件，利用控制系统对各个系统进行自动化控制或手动控制，两套锅炉系统与两套燃机系统一一对应，燃机系统所排出的高温气体输送至相对应锅炉系统中，将锅炉系统中的水加热成蒸汽，推动蒸汽轮机系统做功，带动发电机系统发电。

图1是示出了根据本说明实施例提供的一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组。如图1所示，蒸汽轮机系统包括同轴连接的高中压缸36、低压缸37，高中压缸36采用高压缸与中压缸合缸，更节省厂房设备的占地面积，整体布置更简洁合理。发电机系统中的两台燃气轮发电机38分别与两套燃机系统的燃气轮机24同轴连接，利用燃气轮机24所产生的气体推动燃气轮发电机38发电，蒸汽轮发电机39与高中压缸36同轴连接，同理，利用蒸汽轮机系统所产生的蒸汽推动蒸汽轮发电机39发电。本实用新型中的蒸汽轮机系统可同时产生低、中、高三种蒸汽，分别用于驱动低压缸37、高中压缸36的中、高压缸，由此可将天然气的热能充分转换成机械功，大大提高了电厂的经济效益。

在本实施例中，高中压缸36的中压出汽端通过连通管42与低压缸37的进汽端相连通；凝汽器40的出水端经凝结水泵组41分别与两套锅炉系统的低压省煤器9相连通；低压省煤器9的出水端连通低压汽包2；低压汽包2 与低压蒸发器10的两端相连通；低压过热器11的进汽端连通低压汽包2；低压过热器11的出汽端连接低压蒸汽输送管道43；低压蒸汽输送管道43上安装有低压并汽门66；两套锅炉系统的低压蒸汽输送管道43汇合后共同连接至连通管42。凝汽器40内的水经凝结水泵组41输送至低压省煤器9中进行预热，预热后的水输入至低压汽包2中，之后，在低压蒸发器10内加热成饱和蒸汽上升至低压汽包2，饱和蒸汽从低压汽包2输出再通过低压过热器 11加热，产生低压过热蒸汽，两路低压过热蒸汽汇合后，与高中压缸36的中压出汽端排汽混合后共同输送至低压缸37，驱动低压缸37旋转做功，带动蒸汽轮发电机39发电。其中，将仍具有一定热能的中压出汽端排汽输送至低压缸37中，对其热能进一步利用，大大提高了热能的利用效率，提高了电厂的经济效益。

中压一级省煤器12的进水端经中压给水泵组5与低压汽包2相连通，出水端与中压二级省煤器13相连；中压二级省煤器13的出水端连通中压汽包 3；中压汽包3与中压蒸发器14的两端相连通；中压过热器15的进汽端连通中压汽包3；中压过热器15与一级再热器16之间通过中压过热蒸汽输送管道44相连通；高中压缸36的高压出汽端与高压排汽总管47相连；高压排汽总管47引出两路高压排汽分管48分别与中压过热蒸汽输送管道44相连；一级再热器16与二级再热器17相连；二级再热器17的出汽端连接中再热蒸汽输送管道45；中再热蒸汽输送管道45上安装有中压并汽门67；两套锅炉系统中的再热蒸汽输送管道45汇合后共同连接至高中压缸36的中压进汽端。低压汽包2输出的水经中压给水泵组5输送至中压一级省煤器12中，依次经过中压一级省煤器12、中压二级省煤器13继续加热，然后输入中压汽包3 中，之后在中压蒸发器14中加热成饱和蒸汽上升至中压汽包3内。从中压汽包3输出的饱和蒸汽通过中压过热器15继续加热，然后与高中压缸36的高压出汽端排汽混合后，再共同依次经过一级再热器16、二级再热器17加热，产生中压再热蒸汽，两路中压再热蒸汽汇合后共同输送至高中压缸36的中压缸部，驱动高中压缸36旋转作用，带动蒸汽轮发电机39发电。其中，将高压出汽端排汽进一步加热后输送至高中压缸36的中压缸部，进一步利用高压出汽端排汽的热能，不仅减少了热能的损失，也避免了高温蒸汽的排放，减少了排放蒸汽的处理装置，节约了电厂的生产成本。

高压一级省煤器18的进水端经高压给水泵组6与低压汽包2相连通；高压一级省煤器18、高压二级省煤器19、高压三级省煤器20依次相连；高压三级省煤器20的出水端连通高压汽包4；高压汽包4与高压蒸发器21的两端相连通；高压一级过热器22的进汽端连通高压汽包4；高压二级过热器23 与高压一级过热器22相连；高压二级过热器23的出汽端连接一高压蒸汽输送管道46；高压蒸汽输送管道46上安装有高压并汽门68；两套锅炉系统的高压蒸汽输送管道46汇合后共同连接至高中压缸36的高压进汽端。低压汽包2输出的水经高压给水泵组6输送至高压一级省煤器18中，依次经过高压一级省煤器18、高压二级省煤器19、高压三级省煤器20继续加热，然后输入高压汽包4内，之后在高压蒸发器21中加热成饱和蒸汽上升至高压汽包4 中。从高压汽包4输出的饱和蒸汽依次通过高压一级过热器22、高压二级过热器23加热，产生高压过热蒸汽，两路高压过热蒸汽汇合后共同输送至高中压缸36的高压缸部，驱动高中压缸36旋转作用，带动蒸汽轮发电机39发电。

热网水泵7的进水端与热网水换热器8相连通，出水端与低压省煤器9 的进水端相连通；热网水换热器8的进水端与低压省煤器9的出水端相连通。经低压省煤器9预热后的水还可用于热网水换热器8内的水换热，换热冷却后的水重新输送至低压省煤器9中进行加热，为城市热网提供了热源，也进一步提高了电厂热能的利用率。

在本实施例中，低压蒸汽输送管道43上引出一路与凝汽器40相连通的低压旁路69，低压旁路69上安装有低压旁路压力调门70；中再热蒸汽输送管道45上引出一路与凝汽器40相连通的中压旁路71，中压旁路71上安装有中压旁路压力调门72；高压蒸汽输送管道46与高压排汽分管48之间设置有高压旁路压力调门73。通过控制低压旁路压力调门70将低压蒸汽输送管道43内的蒸汽经低压旁路69排入凝汽器40内，通过中压旁路压力调门72 将中再热蒸汽输送管道45内的蒸汽经中压旁路71排入凝汽器40，同时，通过高压旁路压力调门73将高压蒸汽输送管道46内的蒸汽输送至高压排汽分管48中，再由中压旁路71排入凝汽器40，从而避免在机组故障时低压蒸汽输送管道43、中再热蒸汽输送管道45、高压蒸汽输送管道46内压力过高，使得管道内的蒸汽可正常输送，保障机组的运行安全。

本实用新型中的燃机系统通过增设空气换热器25、TCA系统26、FGH 系统27提高燃机效率。具体的，燃气轮机24的出气端连通余热锅炉1；空气换热器25的出气端与燃气轮机24的压缩机进气端相连通；TCA系统26 的一端与高压给水泵组6的出水端相连，另一端连接高压三级省煤器20的出水端；FGH系统27的出气端与燃气轮机24的进气端相连通；天然气输送管道28的一端连通天然气气源，另一端连接FGH系统27的进气端；FGH系统27的进水端连通中压二级省煤器13的出水端，出水端连通低压省煤器9 的进水端；天然气输送管道28上沿天然气输送方向依次设置有过滤器29、天然气增压机30，利用过滤器29对上游天然气进行过滤，以保障为燃机系统供给洁净的天然气；翻板式止回阀32、气动快速启闭阀33通过天然气旁路管道31与天然气增压机30并联；气动快速启闭阀33连通气源供应系统 35；启闭控制阀门34设置于气动快速启闭阀33与气源供应系统35之间。

其中，在本说明书中，TCA系统指的是透平冷却空气系统(Turbine Cooling Air，TCA)，FGH系统指的是燃料性能加热器系统(Fuel Gas Heater， FGH)。

在一个具体的实施例中，利用空气换热器25对进入燃气轮机24压缩机中的空气进行换热，根据燃气轮机24的实际运行情况及其所处的作业环境降低或升高进入压缩机的空气温度，以保证燃气轮机24的出力，提高燃机系统效率。此外，TCA系统26为燃机系统的透平环境控制提供服务，FGH系统 27将进入燃气轮机22的天然气加热到最佳温度，有助于燃料的燃烧和平均吸热温度的提高，进而提高燃机系统的效率。

同时，为避免天然气增压机30发生故障时造成机组非停，提高燃机系统的安全稳定性，采用天然气旁路管道31与天然气增压机30并联，利用气动快速启闭阀33可将天然气不经提燃气增压机30，直接输送至FGH系统27 中加热，并利用翻板式止回阀32防止天然气回流，进一步提高天然气输送的安全性。当上游燃气集团供气压力可直接满足燃气轮机24的使用需求时，为避免天然气通过天然气增压机30形成压降，停运天然气增压机30，由气源供应系统35供给气动快速启闭阀33开关动作所需的驱动气源，开启气动快速启闭阀33，使天然气直接通过天然气旁路管道31输送至FGH系统中，不仅提高了天然气的传输速度，还可减少不必要的能量浪费。当上游燃气集团供气压力不能满足燃气轮机24的使用需求时，气动快速启闭阀33关闭，天然气增压机30正常运行，天然气经天然气增压机30增压之后再输送至FGH 系统中加热。当天然气增压机30在运行过程中发生故障停运时，利用气源供应系统35所供给的驱动气源快速开启气动快速启闭阀33，使得天然气可通过天然气旁路管道31进行输送，确保燃气轮机24所需的天然气不会瞬间断供，保障燃气轮机24能够甩负荷正常停运，避免出现机组非停事故，提高燃机系统运行的稳定性及可靠性。

为进一步提高旁路系统中蒸汽、凝结水的输送安全，FGH系统27与低压省煤器9之间设置有第一止回阀74，中压过热蒸汽输送管道44上安装有第二止回阀75，高排至冷再调门49与高中压缸36之间的高压排汽分管48 上安装有第三止回阀76，利用第一止回阀74、第二止回阀75、第三止回阀 76防止旁路系统中管道内的蒸汽或凝结水回流，提高机组的运行安全，提高系统的稳定性。

此外，在本实施例中，连通管42上沿蒸汽输送方向依次设置进汽自动关断阀55、低压进汽调节阀56，进汽自动关断阀55用于隔断低压缸37的进汽，在蒸汽轮机背压方式运行时其处于关闭状态，其他方式运行时开启，低压进汽调节阀56在蒸汽轮机供热方式运行时用于调节低压缸37的进汽量，其他方式运行时处于全开状态。

进汽自动关断阀55、低压进汽调节阀56之间的连通管42上与预暖管道 57的一端相连；预暖管道57的另一端连通辅助蒸汽联箱65；预暖管道57上沿蒸汽输送方向依次设置有进汽控制阀58、出汽控制阀59；进汽控制阀58、出汽控制阀59之间的预暖管道57上引出多路疏水管路60；疏水管路60上沿疏水流动方向依次设置有进口阀门61、疏水器62、出口阀门63；旁路手动门64与进口阀门61、疏水器62、出口阀门63并联。

通过预暖管道57将辅助蒸汽联箱65内的较高温蒸汽提前输送至低压缸 37内，对低压缸37进行预暖，解决蒸汽轮机启动时低压缸进气温度变化率过快的问题，避免低压缸37转子表面和转子中心温差过大、径向温度场可能不均、热应力较大的现象发生。但由于开始预暖时预暖管道57内管壁的温度相对于预暖蒸汽的温度较低，预暖蒸汽会在预暖管道57上形成凝结水，为保证预暖系统的热效率，需将预暖管道57内所形成的凝结水及时排出，故此，在预暖管道57上设有多路疏水管路60，利用疏水管路60阻汽排水，不仅能够将预暖管道57内的凝结水及时排出，还能防止预暖管道57内的预暖蒸汽外泄。

在一个具体的实施例中，机组蒸汽轮机启动前，正式进行低压缸预暖前，提前开启多路疏水管路60上疏水器62前后的进口阀门61和出口阀门63以及旁路手动门64，稍开进汽控制阀58，从辅助蒸汽联箱65向预暖管道57内通入少量蒸汽，利用所输入的蒸汽对预暖管道57进行暖管作业，在此过程中，蒸汽遇冷在管壁上形成凝结水，凝结水通过多路疏水管路60排出，从而保证蒸汽不外漏。暖管完毕且温度大于低压轴封温度后，关闭进口阀门61和出口阀门63，逐渐开启出汽控制阀59，并开启低压进汽调节阀56，对低压缸37 进行预暖作业，预暖作业完成后，停止预暖蒸汽的输送。

在本实用新型实施例中的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组中，高压排汽分管48上安装有高排至冷再调门49，利用高排至冷再调门49控制高压排汽分管48内蒸汽的输送；低压省煤器9与低压汽包2之间设置有低压上水调门 50，利用低压上水调门50控制低压汽包2的上水量；中压二级省煤器13与中压汽包3之间设置有中压上水调门51，利用中压上水调门51控制中压汽包3的上水量；高压三级省煤器20与高压汽包4之间设置有高压上水调门 52，利用高压上水调门52控制高压汽包4的上水量。

其中，高排至冷再调门49、低压上水调门50、中压上水调门51、高压上水调门52均为分体式调门。为解决现有技术中分体式调门反馈信号由于接线松动或信号干扰等原因产生波动时调门异常开、关，以及反馈坏点时调门无法远方操作的问题，如图2所示，控制系统包括APS系统、DCS系统、手动输入模块53、电动门通用驱动模块54、第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点；第一现场测点安装于高排至冷再调门49上；第二现场测点安装于低压上水调门50上；第三现场测点安装于中压上水调门 51上；第四现场测点安装于高压上水调门52上；电动门通用驱动模块54分别接收第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点的硬接点信号；手动输入模块53的输出端与电动门通用驱动模块54的输入端电连接；APS系统通过DCS系统与电动门通用驱动模块54通讯连接；电动门通用驱动模块54的输出端分别与高排至冷再调门49、低压上水调门50、中压上水调门51、高压上水调门52的执行器电机电连接。优选的，电动门通用驱动模块54包括或门，或门用于传送从APS系统输出至电动门通用驱动模块54的程控脉冲指令与手动输入模块53输出至电动门通用驱动模块54的中停指令的逻辑和。

其中，在本说明书中，APS系统指的是机组自动程序启停系统(Automatic PowerPlant Start Up And Shutdown System，APS)，DCS系统指的是分散控制系统(DistributedControl System，DCS)。

本实用新型中的分体式调门采用开环控制方式，通过逻辑变更将其当做常规电动门进行开、关控制，原阀位反馈不在参与控制，只作为参考显示，并将阀门限位、力矩按照常规电动门设计接入DCS系统，参与阀门开关限制逻辑。同时，记录开关全行程时间，并将原APS顺控逻辑中调门开度指令换算成对应开、关时间，例如，阀门全行程时间为60s时，原逻辑APS指令要求分体式调门20％，则变更为开12s后中停。

如图2和3所示，通过第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点分别监测高排至冷再调门49、低压上水调门50、中压上水调门 51、高压上水调门52的运行状况，即分别实时监测各个分体式调门的工况变化，手动输入模块53、APS系统向电动门通用驱动模块54输入各个分体式调门的设定值、反馈值，根据设定值与反馈值的偏差，计算偏差变化率，并根据偏差权重和偏差变化率权重输出不同宽度的脉冲信号，对相应分体式调门的执行器电机进行控制，从而控制分体式调门。

在一个具体实施例中，假定分体式调门处于稳定工况下，调门开大后数值向上增长，则可根据设定值与反馈值偏差变化率分为以下几种情况：

1、反馈值接近设定值，偏差变化率接近0，则调门无需动作。

2、反馈值接近设定值，偏差变化率小于0，则调门需要提前开大，防止反馈值继续下降低于设定值。

3、反馈值接近设定值，偏差变化率大于0，则调门需要提前关小，防止反馈值继续上升高于设定值。

4、反馈值小于设定值，偏差变化率接近0，则调门需要适当开大，使得偏差变化率大于0，反馈值往设定值方向靠近；当反馈值以一定速率接近设定值时，调门适当关回，使得反馈值在设定值附近稳定。

5、反馈值小于设定值，偏差变化率小于0，则调门需要快速开大，使得偏差变化率大于0；反馈值往设定值方向靠近后，适当关回调门，降低偏差变化率绝对值，防止超调；当反馈值以一定速率接近设定值时，调门再次适当关回，使得反馈值在设定值附近稳定。

6、反馈值小于设定值，偏差变化率大于0，则调门暂时无需动作，待反馈值往设定值方向靠近后，适当关回调门，使得反馈值在设定值附近稳定。

7、反馈值大于设定值，偏差变化率接近0，则调门需要适当关小，使得偏差变化率小于0，反馈值往设定值方向靠近；当反馈值以一定速率接近设定值时，调门适当开回，使得反馈值在设定值附近稳定。

8、反馈值大于设定值，偏差变化率小于0，则调门暂时无需动作，待反馈值往设定值方向靠近后，适当开回调门，使得反馈值在设定值附近稳定。

9、反馈值大于设定值，偏差变化率大于0，则调门需要快速关小，使得偏差变化率小于0；反馈值往设定值方向靠近后，适当开回调门，降低偏差变化率绝对值，防止超调；当反馈值以一定速率接近设定值时，调门再次适当开回，使得反馈值在设定值附近稳定。

综上所述，本说明书公开一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，采用开环控制的分体式调门，解决了当调门反馈信号由于接线松动或信号干扰等原因产生波动时调门异常开、关的问题，并解决了反馈坏点时调门无法远方操作的问题，从根本上避免了调门阀位反馈故障所造成的调门突开、突关情况，大大提高了分体式调门的可靠性，提升了机组的运行安全。

采用天然气旁路管道与天然气增压机并联，气动快速启闭阀根据天然气增压机的启动、停运等实时状态进行启闭动作，以解决天然气增压机出现故障时燃气轮机燃气瞬间断供的问题，保障了燃气轮机可甩负荷正常停运，避免了机组非停。同时，在上游天然气供气压力可直接满足燃气轮机的使用需求时，停运天然气增压机，通过天然气旁路管道直接供应天然气，避免天然气通过天然气增压机形成压降，进一步提高电厂的经济效益。

此外，在蒸汽轮机系统中增设预暖管道，在蒸汽轮机启动前，对低压缸的内缸、低压转子和叶片进行充分预暖，减小了从启动过程到低负荷期间低压缸的热应力，并减小了低压缸轴承振动，增加了转子的使用寿命，降低了电厂的生产成本。

本领域普通技术人员可以理解：附图只是一个实施例的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本实用新型所必须的。

本领域普通技术人员可以理解：实施例中的装置中的模块可以按照实施例描述分布于实施例的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施例的一个或多个装置中。上述实施例的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本实用新型的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本实用新型进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本实用新型实施例技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.一种采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述二拖一燃气–蒸汽联合循环机组包括：两套锅炉系统、与两套所述锅炉系统一一对应的两套燃机系统、蒸汽轮机系统、凝汽器系统、发电机系统、旁路系统以及控制系统；

所述锅炉系统包括余热锅炉、低压汽包、中压汽包、高压汽包、中压给水泵组、高压给水泵组、热网水泵、热网水换热器以及设置于所述余热锅炉内的低压省煤器、低压蒸发器、低压过热器、中压一级省煤器、中压二级省煤器、中压蒸发器、中压过热器、一级再热器、二级再热器、高压一级省煤器、高压二级省煤器、高压三级省煤器、高压蒸发器、高压一级过热器、高压二级过热器；所述低压省煤器的出水端连通所述低压汽包；所述低压汽包与所述低压蒸发器的两端相连通；所述低压过热器的进汽端连通所述低压汽包；所述中压一级省煤器的进水端经所述中压给水泵组与所述低压汽包相连通，出水端与所述中压二级省煤器相连；所述中压二级省煤器的出水端连通所述中压汽包；所述中压汽包与所述中压蒸发器的两端相连通；所述中压过热器的进汽端连通所述中压汽包；所述中压过热器与所述一级再热器相连；所述一级再热器与所述二级再热器相连；所述高压一级省煤器的进水端经所述高压给水泵组与所述低压汽包相连通；所述高压一级省煤器、高压二级省煤器、高压三级省煤器依次相连；所述高压三级省煤器的出水端连通所述高压汽包；所述高压汽包与所述高压蒸发器的两端相连通；所述高压一级过热器的进汽端连通所述高压汽包；所述高压二级过热器与所述高压一级过热器相连；所述热网水泵的进水端与所述热网水换热器相连通，出水端与所述低压省煤器的进水端相连通；所述热网水换热器的进水端与所述低压省煤器的出水端相连通；

所述燃机系统包括燃气轮机、空气换热器、TCA系统、FGH系统、天然气输送管道、过滤器、天然气增压机、天然气旁路管道、翻板式止回阀、气动快速启闭阀、启闭控制阀门、气源供应系统；所述燃气轮机的出气端连通所述余热锅炉；所述空气换热器的出气端与所述燃气轮机的压缩机进气端相连通；所述TCA系统的一端与所述高压给水泵组的出水端相连，另一端连接所述高压三级省煤器的出水端；所述FGH系统的出气端与所述燃气轮机的进气端相连通；所述天然气输送管道的一端连通天然气气源，另一端连接所述FGH系统的进气端；所述FGH系统的进水端连通所述中压二级省煤器的出水端，出水端连通所述低压省煤器的进水端；所述天然气输送管道上沿天然气输送方向依次设置有所述过滤器、天然气增压机；所述翻板式止回阀、气动快速启闭阀通过所述天然气旁路管道与所述天然气增压机并联；所述气动快速启闭阀连通所述气源供应系统；所述启闭控制阀门设置于所述气动快速启闭阀与所述气源供应系统之间；

所述蒸汽轮机系统包括同轴连接的高中压缸、低压缸；所述发电机系统包括两台燃气轮发电机、一台蒸汽轮发电机；两台所述燃气轮发电机分别与两套所述燃机系统的燃气轮机同轴连接；所述蒸汽轮发电机与所述高中压缸同轴连接；所述凝汽器系统包括凝汽器、凝结水泵组；所述凝汽器的出水端经所述凝结水泵组分别与两套所述锅炉系统的低压省煤器相连通；

所述旁路系统包括连通管、低压蒸汽输送管道、中压过热蒸汽输送管道、再热蒸汽输送管道、高压蒸汽输送管道、高压排汽总管、高压排汽分管、高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门；所述高中压缸的中压出汽端通过所述连通管与所述低压缸的进汽端相连通；每套所述锅炉系统的低压过热器的出汽端分别连接一所述低压蒸汽输送管道；两路所述低压蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述连通管；每套所述锅炉系统的中压过热器与所述一级再热器之间分别通过一所述中压过热蒸汽输送管道相连通；每套所述锅炉系统的二级再热器的出汽端分别连接一所述再热蒸汽输送管道；两路所述再热蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述高中压缸的中压进汽端；每套所述锅炉系统的高压二级过热器的出汽端分别连接一所述高压蒸汽输送管道；两路所述高压蒸汽输送管道汇合后共同连接至所述高中压缸的高压进汽端；所述高中压缸的高压出汽端与所述高压排汽总管相连；所述高压排汽总管引出两路所述高压排汽分管分别与所述中压过热蒸汽输送管道相连；所述高压排汽分管上安装有所述高排至冷再调门；所述低压省煤器与所述低压汽包之间设置有所述低压上水调门；所述中压二级省煤器与所述中压汽包之间设置有所述中压上水调门；所述高压三级省煤器与所述高压汽包之间设置有所述高压上水调门；所述高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门均为分体式调门；

所述控制系统包括APS系统、DCS系统、手动输入模块、电动门通用驱动模块、第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点；所述第一现场测点安装于所述高排至冷再调门上；所述第二现场测点安装于所述低压上水调门上；所述第三现场测点安装于所述中压上水调门上；所述第四现场测点安装于所述高压上水调门上；所述电动门通用驱动模块分别接收所述第一现场测点、第二现场测点、第三现场测点、第四现场测点的硬接点信号；所述手动输入模块的输出端与所述电动门通用驱动模块的输入端电连接；所述APS系统通过所述DCS系统与所述电动门通用驱动模块通讯连接；所述电动门通用驱动模块的输出端分别与所述高排至冷再调门、低压上水调门、中压上水调门、高压上水调门的执行器电机电连接。

2.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括进汽自动关断阀、低压进汽调节阀；所述连通管上沿蒸汽输送方向依次设置所述进汽自动关断阀、低压进汽调节阀；

所述蒸汽轮机系统还包括预暖管道、进汽控制阀、出汽控制阀、多个疏水管路、进口阀门、疏水器、出口阀门、旁路手动门；所述进汽自动关断阀、低压进汽调节阀之间的所述连通管上与所述预暖管道的一端相连；所述预暖管道的另一端连通辅助蒸汽联箱；所述预暖管道上沿蒸汽输送方向依次设置有所述进汽控制阀、出汽控制阀；所述进汽控制阀、出汽控制阀之间的所述预暖管道上引出多路所述疏水管路；所述疏水管路上沿疏水流动方向依次设置有所述进口阀门、疏水器、出口阀门；所述旁路手动门与所述进口阀门、疏水器、出口阀门并联。

3.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括低压并汽门，所述低压蒸汽输送管道上安装有所述低压并汽门。

4.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括中压并汽门，所述再热蒸汽输送管道上安装有所述中压并汽门。

5.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括高压并汽门，所述高压蒸汽输送管道上安装有所述高压并汽门。

6.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括低压旁路、低压旁路压力调门；所述低压蒸汽输送管道上引出一路与所述凝汽器相连通的所述低压旁路；所述低压旁路上安装有所述低压旁路压力调门。

7.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括中压旁路、中压旁路压力调门；所述再热蒸汽输送管道上引出一路与所述凝汽器相连通的所述中压旁路；所述中压旁路上安装有所述中压旁路压力调门。

8.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括高压旁路压力调门；所述高压蒸汽输送管道与所述高压排汽分管之间设置有所述高压旁路压力调门。

9.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述电动门通用驱动模块包括或门，所述或门用于传送从所述APS系统输出至所述电动门通用驱动模块的程控脉冲指令与所述手动输入模块输出至所述电动门通用驱动模块的中停指令的逻辑和。

10.根据权利要求1所述的采用开环控制分体式调门的二拖一燃气–蒸汽联合循环机组，其特征在于，所述旁路系统还包括第一止回阀、第二止回阀、第三止回阀；所述FGH系统与所述低压省煤器之间设置有所述第一止回阀；所述中压过热蒸汽输送管道上安装有所述第二止回阀；所述高排至冷再调门与所述高中压缸之间的所述高压排汽分管上安装有所述第三止回阀。

Images