1000mw超临界机组主设备选型及全面性热力系统初步设计

华北水利水电学院毕业设计第1页共92页题目1000MW超超临界机组主设备选型及全面性热力系统初步设计目录目录1摘要3ABSTRACT4绪论601超超临界的概念602发展超超临界火电机组的战略意义603超超临界火电机组国内外现状704中国发展超超临界火电机组的必要性和迫切性805论文的结构介绍9第一章主设备选型1011发电厂类型和容量的确定1012主要设备选择原则11121汽轮机组12122锅炉机组1313主设备选择13第二章原则性热力计算1521发电厂热力系统计算目的1522热力系统计算方法与步骤1523发电厂原则性热力系统的拟定1724全厂原则性热力系统计算17241原始数据17华北水利水电学院毕业设计第2页共92页242热力计算过程21第三章辅助热力系统2931补充水系统29311工质损失29312补充水引入系统2932轴封蒸汽系统3133辅助蒸汽系统32第四章主蒸汽再热蒸汽系统3441主蒸汽系统的类型与选择34411主蒸汽管道系统的特点和形式34412主蒸汽系统形式的比较和应用34413主蒸汽再热蒸汽系统的设计3642主蒸汽系统的设计注意的问题37421温度偏差及对策37422主蒸汽管道阀门的选定38423管道设计参数的确定39424管径和壁厚的计算40第五章旁路系统4351旁路系统的概念及其类型4352旁路系统的作用4453旁路系统及其管道阀门的拟定4454旁路系统的容量4555直流锅炉启动旁路系统46551直流锅炉与汽包锅炉的启动区别46552直流锅炉启动特点47553启动系统49554启动旁路系统的选择51第六章给水系统5261给水系统型类型的选择52611给水系统的类型53612给水系统的选择5362给水泵的配置54621给水泵的选择54622给水泵的连接方式55第七章回热抽汽系统5671回热加热器的型式56711混合加热器57712表面式加热器5772本设计回热加热系统确定6073加热疏水系统的确定6174主凝结水系统及其管道阀门的确定6175除氧系统的确定62751给水除氧62752除氧器的类型和选择确定64华北水利水电学院毕业设计第3页共92页76回热抽汽隔离阀与止回阀6577回热蒸汽管道的初步设计66771设计要求66772设计参数66773管径的计算67第八章疏放水系统6981疏放水系统的组成6982发电厂的疏水系统69结束语72致谢73参考文献74附录75外文原文75外文译文82毕业设计任务书86开题报告88摘要我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。根据技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达4348，供电煤耗为260G/KWH290G/KWH，比同容量的常规超临界机组效率提高了45，比亚临界机组效率高约810。所以，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望所归，是我国重大的能源发展战略。本文从全面性热力系统方面论证1000MW发电厂原则性热力系统的新方案，新型锅炉、汽轮机等主设备的选型，通过发电厂原则性热力系统计算确定在阀门全开工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标,由此可衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性,运行的安全性和全厂的经济性。关键词超超临界机组热力系统热经济性设备参数华北水利水电学院毕业设计第4页共92页ABSTRACTCHINASCOALRESOURCESINTHECOUNTRY,HOWTOIMPROVETHEEFFICIENCYOFCOALFIREDGENERATINGUNITSTOREDUCEHARMFULGASEMISSIONSBECOMEVERYPRESSINGISSUEONTHEFRONTOFTHEDECISIONMAKINGANDSCIENTIFICRESEARCHDEPARTMENTSACCORDINGTOTHETECHNICALSTATISTICS,THEULTRASUPERCRITICALUNITEFFICIENCYOFTHEUNITPUTINTOOPERATIONSINCETHE1990SUPTO4348,SUPPLYCOALCONSUMPTION260G/KWH290G/KWHTHANWITHTHECAPACITYOFCONVENTIONALSUPERCRITICALUNITEFFICIENCYIMPROVEDBY45,THESHAKESPEARESUPERCRITICALUNITSANDHIGHEFFICIENCYOFABOUT810THEREFORE,GREATEFFORTSTODEVELOPULTRASUPERCRITICALTHERMALPOWERUNITSISANURGENTNEEDTOBEWELCOMEDBYCHINASMAJORENERGYDEVELOPMENTSTRATEGYFROMTHEPRINCIPLEOFTHERMODYNAMICSYSTEMOFTHEDEMONSTRATIONPOWERPLANTOFACOMPREHENSIVETHERMALSYSTEMSNEWPROGRAMS,NEWBOILERS,TURBINESANDOTHEREQUIPMENT华北水利水电学院毕业设计第5页共92页SELECTION,DESIGNOFPOWERPLANTSUSINGNONSTANDARDDESIGN,ANDTHEPRINCIPLEPOWERPLANTTHERMALSYSTEMTOCALCULATETHEMAINPURPOSEISTODETERMINETHEVARIOUSPARTSOFSOFTDRINKSFLOWANDITSPARAMETERSGENERATINGCAPACITYATDIFFERENTLOADCONDITIONSFORHEATANDTHERMALECONOMICINDICATORSOFTHEWHOLEPLANT,THUSMEASURABLEIMPROVEMENTOFTHERMALEQUIPMENT,REASONABLETHERMODYNAMICSYSTEM,SAFETYOFOPERATIONANDTHEECONOMYOFTHEWHOLEPLANT,THEOPTIMIZATIONOFTHETHERMALSYSTEMISREASONABLYPRACTICABLEMEASURESKEYWORDSULTRASUPERCRITICAL；UNITSTHERMALSYSTEM；PARAMETEREFFICIENCY；EQUIPMENT；华北水利水电学院毕业设计第6页共92页绪论01超超临界的概念火力发电厂的工质是水，在常规条件下水加热蒸发产生蒸汽，当蒸汽压力达到22129MPA时，汽化潜热等于零，该压力称为临界压力。水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。蒸汽压力大于临界压力的范围称为超临界区，小于临界压力的范围称为亚临界区。从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般人为蒸汽压力大于25MPA蒸汽温度高于580摄氏度的称为超超临界。02发展超超临界火电机组的战略意义2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。可以看出，虽然煤电所占比重从2000年到2020年在逐年下降（从727下降到644），但煤电在电源结构中的主导地位没有改变。由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2。超超临界机组效率可比超临界机组再提高约23，若再提高其主汽压力到28MPA以上，效率还可再提高约2个百分点。因此它具有明显的高效、节能和环保优势，已成为当今世界发达国家竞相采用和发展的新技术。我国的能源装备政策是要发展大容量高参数的火电机组，国家计委明确新建600MW及以上容量燃煤机华北水利水电学院毕业设计第7页共92页组原则上采用超临界或超超临界参数的火电机组。表01全国电源构成预测03超超临界火电机组国内外现状美国是发展超临界机组最早的国家，世界上第一台超临界机组1957年在PHILO电厂（6）投运，该机组由B新型汽轮机本体的定型设计设计电厂采用非标准设计扩建电厂时,新旧设备共用的热力系统运行电厂对原有热力系统作较大改进分析研究发电厂热力设备的某一特殊运行方式,如高压加热器停运后减少出力,增大推力轴承的应力是否超过设计值等。前四项为电厂设计时后两项为电厂运行时进行的全厂热力系统计算。发电厂原则性热力系统计算的主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标,由此可衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性,运行的安全性和全厂的经济性。如根据最大负荷工况计算的结果,可作为发电厂设计时选择锅炉、热力辅助设备、各种汽水管道及其附件的依据。对于凝气式电厂,根据平均电负荷工况计算结果,可以确定设备检修的可能性。如运行条件恶化夏季冷却水温升高至30等,而电负荷又要求比较高时,还必须计算这种特殊工况。对于仅有全年性工艺热负荷的热电厂,一般只计算电、热负荷均为最大时的工况和电负荷为最大、热负荷为平均值时的工况两种。对于有季节性热负荷如采暖的热工厂,还要计算季节性热负荷为零时的夏季工况,校对热电厂在最大热负荷时,抽汽凝气是汽轮机最小凝气流量。热电厂在不同热负荷下全年节省的燃料量也需要通过计算获得。22热力系统计算方法与步骤全厂性热力系统的计算方法有常规计算法、等效焓降法、循环函数法、等效抽汽法等。这里主要采用常规的手工计算法。为便于计算,凡对回热系统有影响的外部系统,如辅助热力系统中的锅炉连续排污利用系统、对外供热系统等,应先进行计算。因此全厂热力系统计算应按照“先外后内,由高到低”的顺序进行。计算的基本公式是热平衡式、物质平衡式和汽轮机功率方程式,具体步骤如下华北水利水电学院毕业设计第16页共92页1、整理原始资料根据给定的原始资料,整理、完善及选择有关的数据,以满足计算的需要。1将原始资料整理成计算所需的各处汽、水比焓值,如新蒸汽、抽汽、凝气比焓。加热器出口水、疏水、带疏水冷却器的疏水及凝汽器出口水比焓，再热热量等。整理汽水参数大致原则如下1）若已知参数只有汽轮机的新汽、再热蒸汽、回热抽汽的压力、温度、排气压力时,需根据所给定的汽轮机相对内效率,通过水和水蒸气热力性质图表或画出汽轮机蒸汽膨胀过程的HS图,并整理成回热系统汽水参数表2）加热器汽侧压力等于抽汽压力减去抽汽管道压损；3）加热器疏水温度和疏水比焓分别为汽侧压力下对应的饱和水温度和饱和水比焓；4）高压加热器水侧压力取为给水泵出口压力,低压加热器水侧压力取为凝结水泵出口压力；5）加热器出口水温由疏水温度和加热器出口端差决定；6）加热器出口水比焓由加热器出口水温和水侧压力查水蒸气HS表得出；7）疏水冷却器出口水温由加热器进口水温和加热器入口下端差决定；8）疏水冷却器出口水比焓由加热器汽侧压力和疏水冷却器出口水温查HS表得出2合理选择及假定某些为给出的数据,他们有1新蒸汽压损；2回热抽汽压损；3加热器出口端差及入口端差,可参考下表21选取。表21加热器端差取用表上端差端差无过热蒸汽冷却段有过热蒸汽冷却段下端差数值2622510华北水利水电学院毕业设计第17页共92页2、回热抽汽量的计算按照“先外后内,由高到低”的顺序计算。先计算锅炉连续排污系统,求得、FD、之后,再进行“内部”回热系统计算,按“由高到低”的顺序进行回热抽汽MADCAWH、量的计算。J3、物质平衡计算由物质平衡式可计算凝气流量或新蒸汽量,然后用汽轮机功率方程计算CD0出相应的量来校核,满足工程上允许的12以下的误差范围即可。4、热经济性指标的计算主要包括汽轮机汽耗、热耗、锅炉热负荷及管道效率的计算,以及全厂、00QBPCP、等的计算。CPQSB23发电厂原则性热力系统的拟定初步拟定原则性热力系统图21图211000MW超超临界机组原则性热力系统图华北水利水电学院毕业设计第18页共92页24全厂原则性热力系统计算241原始数据已知条件如下（阀门全开工况时（EP1049847MW）1汽轮机形式和参数汽轮机为上海汽轮机有限公司和德国西门子公司联合设计制造的超超临界压力，一次中间再热，单轴，四缸四排汽，双背压，八级回热抽汽，反动凝汽式汽轮机。机组型号N10002625/600/600（TC4F）初蒸汽参数0P2625MPA0T600再热蒸汽参数高压缸排汽INRH26393MPA，INRHT23778中压缸进汽OUTRP5746MPA，OUTR600平均排汽压力C（00044000054）/200049MPA给水温度FWT297313号高压加热器及5号低压加热器均设有蒸汽冷却段和疏水冷却段，6号低压加热器带疏水泵，78号低压加热器设有疏水冷却段，但疏水进入一个术后岁加热器DC。各加热器的端差见表22。表22加热器端差加热器端差1号高压加热器2号高压加热器3号高压加热器5号低压加热器6号低压加热器7号低压加热器8号低压加热器上端差（）170028282828下端差（）56565656华北水利水电学院毕业设计第19页共92页在VWO工况下各回热抽汽的压力和温度，加热器压力和疏水冷却器出口水焓，加热器出口水焓等见表23。表23各回热抽汽参数各计算点项目单位H1H2H3H4H5H6H7H8SG排汽C压力MPA8391639324191190065902580067002500049温度417337784646364228511845X09811X09421X08972蒸汽焓KJ/KG31799311163384831847302952836426145248173193223108抽汽参数饱和水焓KJ/KG1362各计算点项目单位H1H2H3H4H5H6H7H8SG排汽C加热器出口水温27979277822061849/191215771239847610313306/308疏水焓KJ/KG125349734838254635325366426694178加热器水温水焓出口水焓KJ/KG131711218595707850/8285666052143557256413251283/1313华北水利水电学院毕业设计第20页共92页进口水焓KJ/KG1218595708285666052293557256414741313注分子分母分别表示水泵进出口温度或者比焓。2，锅炉类型和参数锅炉类型HG2953/2746YM1型变压运行直流燃煤锅炉最大连续蒸发量为29963T/H，额定蒸发量为290903T/H，铭牌工况下主要参数如下过热蒸汽出口参数BP2756MPA，0T605再热蒸汽出口参数OUTRH（）581MPA，OUTRHB（）603再热蒸汽进口参数INRB（）612MPA，INRT（）372锅炉效率938锅炉过热器减温水取自省煤器出口，再热器减温水取自给水泵中间抽头。3计算中采用的其他数据（1）小汽水流量制造厂家提供的轴封汽量及其参数如表24所示。表24轴封汽量及其参数项目单位SG1DSG2HSGDISG汽量KG/H9108203432997614436汽焓KJ/KG3193231944去处SG凝汽器高压缸排气管道；中低压连通管；SG；凝汽器SG；凝汽器华北水利水电学院毕业设计第21页共92页上表中，HSGD为高压缸轴封总漏汽量，其中引入高压缸排气管道的轴封漏汽量为186624KG/H，引入中低压连通管的轴封漏汽量为110448KG/H，引入SG的轴封漏汽量为324KG/H，引入凝汽器的轴封漏汽量为29664KG/H；ISGD为中低压缸轴封总漏汽量，其中引入SG的的漏汽量为144KG/H，引入凝汽器的的漏汽量为12996KG/H。全厂汽水损失1D001B（2）其他有关的数据选择回热加热器效率H099补充水入口水温MAT15，WMA，628KJ/KG。在计算工况下机械效率996，发电机效率G9906给水泵组焓升PUFWH435KJ/KG，凝结水泵组焓升PUCWH3KJ/KG。小汽机用汽量LTD2KG/H。（3）新蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点汽水参数如表25表25各计算点汽水参数汽水参数单位锅炉过热器出口汽轮机高压缸入口再热器入口再热器出口压力PMPA2756262563935746温度T6056003778600汽焓HKJ/KG34852348213111636608再热蒸汽焓升KJ/KG5492242热力计算过程1,整理原始资料得计算总汽水总焓值，如上表。华北水利水电学院毕业设计第22页共92页2，全厂物质平衡汽轮机总耗气量0D锅炉蒸发量B10B锅炉给水量0BFW补充水量LMAD1D3，计算汽轮机各段抽汽量和凝气流量JC（1）高压加热器H1由H1热平衡式求1D）（）（2W1FHDW1H）（）（D1H2F0D5（2）高压加热器H2）（）（）（3W2FHD2W1D2W2HDH求得0794物质平衡得H2疏水量2DR012DRD16D计算再热蒸汽量DRH由高压缸物质平衡可得418622HSG0RH35D82960（3）高压加热器H3）（KG/J8247HHPUFW4PUW）（）（）（PU4W3FHD32DR33HD可求得0D5华北水利水电学院毕业设计第23页共92页H3的疏水量032DR3RD164D（4）除氧器D4由于计算工况下再热减温水量是0，因此除氧器出口水量。0FWFD1D第四段抽汽包括除氧器加热用汽和小汽轮机用汽两个部分。44LT）（）（）（5W4FH5WD3R5WHDH求得4067除氧器进水量C43DRFW4D07681第四段抽汽4D216809D370LT（5）低压加热器H5将疏水泵混合点M包括在H5的热平衡范围内，分别列出H5和H6两个热平衡式，然后联立求解。由低压加热器H5热平衡计算D5）（）（65W656W5654CHDHDDWH）（整理可得605495472（6）低压加热器H6H6D5W67W6654CDHHD）（）（）（整理后可得50631212华北水利水电学院毕业设计第24页共92页联立（5）（6）中的式子，可解得05D47689低压加热器进水量6CD654C000D4869477381D（7）低压加热器H7由低压加热器H7的热平衡求D7HWHD7876C）（可求得072931H7的疏水量DR07RDD（8）低压加热器H8由低压加热器H8，疏水冷却器DC，轴封冷却器SG和凝汽器热井构成一个整体的热平衡计算D8）（C8W6CHDHPUCW6C1SGC7DRC8DHHDH）（）（）（可求得0829103908疏水冷却器DC的疏水量DRC87RDRCD082971060华北水利水电学院毕业设计第25页共92页（9）由凝汽器热井的物质平衡计算DCLTMA2SG1DRC6CDD）（）（0829712348901680870409759由汽轮机物质平衡校核21SGJ8J0CDD8294176400）（98597与误差很小，符合要求。计算结果如表26CD表26计算结果D（KG/H）H（KJ/KG）0134820214358296RH59QRH01712D7632034584H216890D47105D753029564486H0729311787D0828650C30HC华北水利水电学院毕业设计第26页共92页17692401D081JD（KG/H）H（KJ/KG）81SG2319HSG2034S42S89D21SGJ4汽轮机汽耗计算以及功率校核（1）计算汽轮机内功率SGJ21CJ81RH0IHDQDW代入已知数据，整理可得30I056793614（2）由功率方程式求D0/PGMEI3609/0104987（KJ/H）30151D36H/T4297H/KG297514D0（3）求各级抽汽量及功率校核将D0数据代入各处汽水相对值和各抽汽及排汽内功率，列入下表中功率校核）（KG/J385942W81JCI0II1华北水利水电学院毕业设计第27页共92页表27各项汽水流量，抽汽及排汽内功率项目数量（T/H）汽轮机汽耗0D2975114锅炉蒸发量B13005给水量0FW3005全厂汽水损失I30化学补充水量0MAD130再热蒸汽量243582960D0RH2454表28各段抽汽量项目抽汽量（T/H）内功率）（H/KJWI第一段抽汽D115531092846第二段抽汽D2350137第三段抽汽D312635第四段抽汽D42681098426第五段抽汽D51323713第六段抽汽D61445第七段抽汽D789310426第八段抽汽D890107汽轮机排汽DC16143895，热经济指标计算华北水利水电学院毕业设计第28页共92页（1）机组热耗，热耗率Q，绝对电效率0QEFWMAWRH0HDD，318754PQE0）（K/J48763E（2）锅炉热负荷和管道效率BQP根据锅炉蒸汽参数查过热器出口焓值KG/J23485HBFWRHBBD）（/KJ103578639QB0P（3）全厂热经济指标全厂热效率450876098530EPBC全厂热耗率HKWJ/346QCP发电标准煤耗率）（/G278051230BCPS华北水利水电学院毕业设计第29页共92页第三章辅助热力系统31补充水系统311工质损失在发电厂的生产过程中，工质承担着能量转换与传递的作用，由于循环过程的管道、设备及附件中存在的缺陷或工艺需要，不可避免的存在各种汽水损失，它会直接影响发电厂的安全、经济运行。因为这不仅增大发电厂的热损失，降低电厂的热经济性，而且为了补充损失的工质，还必须增加水处理设备的投资和运行费用。另外，补充水的水质通常比汽轮机凝结水质差，因此，工质的损失还将导致补充水率增大，使给水品质下降，汽包锅炉排污量将增大，或造成过热器结垢，或造成汽轮机通流部分积盐，出力下降，推力增加等，影响机组工作的可靠性和经济性。如新蒸汽损失1，电厂热效率就降低1。所以，发电厂的设计、制造、安装和运行过程中，应尽可能地减少各种汽水损失。例如，尽量用焊接代替法兰连接；选择较完善的热力系统及汽水回收方式，提高工质回收率及热量利用率，设置轴封冷却器和锅炉连续排污利用系统；提高设备及管制件的制造、安装及维修质量；加强运行调整，合理控制各种技术消耗，将蒸汽吹灰改为压缩空气或锅炉水吹灰，锅炉、汽轮机和除氧器采用滑参数启动，再热机组设置启动旁路系统等。312补充水引入系统由于热力系统中工质损失，故需要对锅炉进行给水的补充，以弥补工质的损失，保证系统系统汽水总量保持动态稳定。补充水引入系统不仅确保补充水量的需要，同时还涉及补充制取方式及补充水引入回热系统的地点选择。因此，补充水引入系统在满足主要的技术要求之上力求合理、经济效益最高。首先，补充水应保证热力设备安全运行的要求。本系统为亚临界压力汽包锅炉，其水质要求更高，除了要除去水中钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，同时对凝结水还要进行精处理，以确保机组启停时产生的腐蚀产物、SIO2和铁等金属能被处理掉。凝结水精处理装置我国采用低压系统（即有凝升泵）较多，引进机组则采用中压系统（无凝升泵）华北水利水电学院毕业设计第30页共92页。补充水除盐一般都采用化学处理法。目前，采用离子交换树脂制取的化学除盐水，品质已能满足亚临界锅炉高补充水的要求，并用成本低，故补充水除盐可采用离子交换树脂制取的化学除盐水。其次，补充水应除氧、加热和便于调节水量。为了热力设备的安全，补充水应进行除氧。凝汽式机组采用一级除氧（如回热系统中的高压除氧器）即可满足要求。补充水进入锅炉前应被加热到给水温度，为提高电厂的热经济性，利用电厂的废热（如锅炉连续排污）和汽轮机的回热抽汽进行加热是最有效的，它不仅回收了部分废热也增加了回热抽汽量，使回热抽汽做功比XR加大，热经济性提高。补充水汇入地点不同，其热经济性的高低是不同的，在汇入点混合温差小带来的不可逆损失就小。本厂拟采用补充水经处理后从凝汽器补入，补充水温度为25左右。最后，补充水引入热力系统，就随系统工质损失的大小进行水量调节，在热力系统适宜进行水量调节的地方有凝汽器和给水除氧器。其水量调节要考虑热井水位和除氧箱水位的双重影响，增加了调节的复杂性。补充水量应与工质损失相等，本设计中大致为001。BD发电厂工质循环过程中虽然采取了各种减少工质损失的措施，仍不可避免的存在一定数量的工质损失，为了维持工质损失的连续，需要将损失的工质数量适时的足量补入循环系统。补入的工质通常称为补充水，可用以下公式计算KG/HLOLMAD式中补充水量，KG/H；A电厂内部汽水损失量，KG/H；L电厂外部汽水损失量，KG/H；LOD补充水引入系统如图31。华北水利水电学院毕业设计第31页共92页图31补充水系统32轴封蒸汽系统（1）轴封蒸汽系统为了让提高发电厂的热经济性，现代的汽轮机装置到设有轴封蒸汽系统。轴封蒸汽系统的主要功能是向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封提供密封蒸汽，同时将各汽封的漏汽合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较高的效率；在汽轮机的低压区段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空（即尽可能低的背参数），也是为了保证汽轮机组的高效率。轴封蒸汽系统主要是由密封装置、轴封蒸汽母管、汽封冷却器等设备及相应的阀门、管路系统构成。（2）轴封蒸汽系统的作用汽轮机在各种运行工况下，轴封蒸汽系统都应提供合乎要求的轴封和阀杆密封用汽。轴封蒸汽系统的作用可归纳为防止汽缸内蒸汽和阀杆漏汽向外泄漏，污染汽轮机房环境和轴承润滑油油质。防止机组正常运行期间，高温蒸汽流过汽轮机大轴，使其受热从而引起轴承超温。华北水利水电学院毕业设计第32页共92页在机组启动及正常运行期间，防止空气漏入汽缸的真空部分，保证凝汽器的抽真空效果及真空度。在汽轮机打闸停机及凝汽器需要维持真空的整个热态停机过程中，防止空气漏入汽轮机，加速汽轮机内部冷却，造成大轴弯曲。回收汽封和阀杆漏汽，减少工质和能量损失。33辅助蒸汽系统发电厂中需要辅助蒸汽的用户很多，有启动过程需要的，也有正在运行的设备需要的。当某机组处于启动阶段时，它需要将正在运行的相邻机组的蒸汽引入本机组的蒸汽用户（若是首台机组启动则由启动锅炉供汽），如对除氧器给水箱预热；加热锅炉尾部暖风器以提高进入空气预热器的温度，防止金属腐蚀和堵灰；厂用热交换器；汽轮机轴封；真空系统抽气器；燃油加热及雾化；水处理室等。当机组正常运行后，即可解决自身辅助蒸汽用户的需要，同时也有能力向需要蒸汽的相邻机组提供合格蒸汽。其正常汽源应在满足需要的前提下，尽可能用参数低的回热抽汽，以增大回热做功比XR，提高电厂的热经济性。同时还应考虑当汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源。辅助蒸汽的疏水，除了不能回收的或严重污染的（如加热重油及雾化）外，一般均应回收于热力系统。辅助蒸汽系统的主要功能有两方面。当本机组处于启动阶段而需要蒸汽时，可将正在运行的相邻机组（首台机组启动则是辅助锅炉）的蒸汽引送到本机组的蒸汽用户，如除氧器水箱预热、暖风器及燃油加热、厂用热交换器、汽轮机轴封、真空系统抽气器、燃油加热及雾化、水处理室等；当本机组正在运行时，也可将本机组的蒸汽引送到相邻（正在启动）机组的蒸汽用户，或将本机组再热冷段的蒸汽引送到本机组各个需要辅助蒸汽的用户。在机组启动期间，辅助蒸汽系统的汽源来自辅助锅炉，向本机组除氧器、汽轮机轴封、燃油加热及雾化、锅炉暖风器、锅炉空预器吹灰器与冲洗加热、磨煤机灭火、厂用热交换器等供汽。在机组低负荷期间，随着负荷的增加，当再热冷段压力足够时，辅助蒸汽开始由回热第四段抽汽供汽。来自第四段抽汽的蒸汽经调温调压后，送入辅助蒸汽母管，维持辅助蒸汽母管一定的温度与压力。减温水来自汽轮机凝结水系统。在第四段抽汽蒸汽温度高于华北水利水电学院毕业设计第33页共92页一定温度，轴封也由再热冷段供汽。随着负荷进一步增加，逐渐切换成自保持方式，机组进入正常运行阶段。在辅助蒸汽管道上设有一只安全阀，其压力为整定值。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本机组设置一根压力为0813MPAG、温度为320380的辅助蒸汽联箱。二期辅助蒸汽母管与一期辅汽母管连接，做到互为备用。第一台机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自启动锅炉房50T/H,13KGF/CM2G。机组正常运行后，辅助蒸汽来源主要为运行机组的冷再热蒸汽（减压后）和四段抽汽。机组投入运行时，机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自全厂辅汽母管。当高压缸的排汽参数略高于辅助蒸汽系统用汽的参数时，即可切换到由本机高压缸排汽供给。辅助蒸汽管道设计要满足给水泵汽轮机对蒸汽流量的需求。华北水利水电学院毕业设计第34页共92页第四章主蒸汽再热蒸汽系统主蒸汽系统的功能是把锅炉产生的蒸汽送到各用汽点。它包括从过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往用新汽设备的蒸汽支管所组成的系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。41主蒸汽系统的类型与选择411主蒸汽管道系统的特点和形式主蒸汽管道系统的特点输送工质流量大、参数高、管道长且要求金属材料质量高的特点，它对发电厂运行的安全、可靠、经济性影响大。要求系统力求简单，安全、可靠性好，运行调度灵活，投资少，运行费用低，便于维修、安装和扩建。热力发电厂常用的主蒸汽系统的形式单母管制系统、切换母管制系统和单元制系统。单母管制系统的特点是全厂的锅炉蒸汽全都引至一根母管上，再从该母管引至汽轮机和各用汽处。切换母管制系统也有一根主蒸汽母管，但每台锅炉与对应的汽轮机组成一个单元，每个单元有三个切换阀门与母管相连。机炉经常按单元运行，该单元的锅炉发生事故或检修时，即通过切换阀门由母管引来相邻单元锅炉来的新汽，使事故锅炉所对应的汽轮机仍可继续运行，其他用汽仍从母管引出。单母管制系统的母管必须处于运行状态；而切换母管制系统的母管，通常处于热备用状态。单元制系统中，每12台锅炉与对应的汽轮机组成一个独立单元，名单元之间无母管横向联系，单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主蒸汽管道。412主蒸汽系统形式的比较和应用从可靠性、灵活性、经济性、方便性四方面来分析比较主蒸汽系统的不同形式。（1）可靠性单母管制系统，与母管相连的任一阀门发生事故，全厂就要停运，可靠性最差。为提高其可靠性，通常以串联两个关断阀门将母管分段，以确保隔离，使事故局部化，并便于华北水利水电学院毕业设计第35页共92页分段阀门本身的检修。正常运行时，分段阀门处于开启状态。切换母管制系统，为便于母管的检修，扩建时不致影响原有机炉的运行，也可用两个串联的关断阀门将母管分段。而单元制系统，既无母管也无切换阀门，系统最简单，系统本身的可靠性最好。但是，与单元内主汽管相连的任一设备或阀门发生事故，整个单元即被迫停运，影响其可靠性。（2）灵活性灵活性是指在不同工况下能保证汽轮机正常运行的适应性，切换母管制系统的灵活性最好，单母管制系统次之，单元制系统最差。（3）经济性经济性包括投资和运行费用两方面。单元制系统无母管，管线短，阀门数量少，不仅管道和阀门的投资费最小，而且相应的保温、支吊架的费用也减少。管线短，压损小，热损失少，检修工作量减少，因而运行费用也相应减少。（4）方便性要便于维修和扩建。单元制系统没有母管，便于布置，并有助于采用煤仓间和除氧间合并的主厂布置形式，使主厂房的土建等费用减少。上述四方面相互影响，通过综合技术经济比较来确定主蒸汽系统，单元制系统为最佳。如图41，单元制系统的特点是每台锅炉与相应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管横向联系，MM单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主蒸汽管道。单元制系统的优点是系统简单、管道短、阀门少、，故能节省大量高级耐热合金钢；事故仅限于本单元内，图41单元控制系统全厂可靠性较高；控制系统按单元设计制造。运行操作少，易于实现集中控制；工质压力损失少，散热小，热经济性较高；维护工作量少，费用低；无母管，便于布置，主厂房土建费用少。其缺点是单元之间不能切换。单元内任一与主汽管相连的主要设备或附件发生事故，都将导致整个单元系统停止运行，华北水利水电学院毕业设计第36页共92页缺乏灵活调度和负荷经济分配的条件；负荷变动时对锅炉燃烧的调整要求高；机炉必须同时检修，相互制约。本机组为大容量机组且是再热式机组，其工作参数高的大直径新蒸汽管和热再热蒸汽管均为耐热合金钢管，价格昂贵，有的还要耗用大量外汇来进口。而选单元制系统的管线短、阀门少，投资省等优点显得很重要。单元式机组的控制系统是按单元设计制造的，且各单元之间不尽相同；同时，相同容量相同蒸汽初参数的再热式机组的再热参数互相之间也有差异，所以再热凝汽式机组就采用单元制主蒸汽系统。413主蒸汽再热蒸汽系统的设计主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系统。主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道从过热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入高压缸左右侧主汽阀和调节阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。蒸汽从二根主调门中间的支管连接到补汽阀，然后经过补汽阀再从高压缸下部的供汽管道进入高压缸。经补汽阀节流降低参数（蒸汽温度约降低30）后进入高压第五级动叶后空间，主流与这股蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功。主蒸汽、再热蒸汽系统是按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡蒸汽量设计。主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口额定主蒸汽压力，主蒸汽系统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差5。冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的115倍，冷再热蒸汽管道系统的设计温度为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相应温度。热再热蒸汽管道系统的设计压力为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的115倍或锅炉再热器出口安全阀动作的最低整定压力，热再热蒸汽管道系统的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差5。主蒸汽再热蒸汽系统设计如下华北水利水电学院毕业设计第37页共92页由于汽轮机有四个主汽阀，所以主蒸汽管道采用24布置方式，从锅炉过热器出口联箱两侧各有一根主蒸汽管道引入汽轮机主汽阀前，再各分成两根管道与主汽阀连接，主汽管道上有弹簧式安全阀和电磁式安全阀；再热段蒸汽管道采用22布置方式，从锅炉再热器出口联箱两侧各引出一根再热热段管道与两个联合气阀连接，主蒸汽管道和再热段管道均设置了中间联络管，用以减少主蒸汽和再热热段蒸汽的温度及压力的偏差。再热冷段管道采用212布置方式，高压缸排汽经两根排汽管排出后，汇集到一根管道引致锅炉再热器前，再分成2根管道进入再热器联箱。42主蒸汽系统的设计注意的问题421温度偏差及对策随着机组容量的增大，炉膛宽度加大，烟气流量、温度分布不均造成两侧汽温偏差增大，这样就要求管道系统应有混温措施。由于汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽均为双侧进汽，因此再热机组的主蒸汽、再热蒸汽系统以单管、双管及混合管系统居多，少数也有四管及其混合管系统的。单管系统即是蒸汽通过一根管道输送至设备的进口处，因此蒸汽流量大管道内径也大。其优点是有利于满足汽轮机两侧进口蒸汽温差的要求，且有利于减少压降，减少汽缸的温差应力、轴封摩擦等。通常单管长度应为直径的1020倍以上，才能达到充分混合减少温度偏差的目的，故大机组中很少采用纯粹单管系统的。双管系统则是蒸汽通过两根并列的管道输送，每根管道通过的蒸汽流量仅为原来的1/2。其优点是可避免大直径的主蒸汽管和再热蒸汽管，尤其是某些需要进口的大口径华北水利水电学院毕业设计第38页共92页耐热合金钢管，价格昂贵，采用双管具有明显优势，可较大幅度降低管道的总投资。双管系统在布置时能适应高、中压缸双侧进汽的需要，在管道的支吊和应力分析中也比单管系统易于处理。缺点双管系统中温度偏差较大，有的主蒸汽温度偏差达3050，再热汽CO温偏差更大，将使汽缸等高温部件受热不匀导致变形。综合分析双管系统和单管系统的特点，主蒸汽管道采用24布置方式，从锅炉过热器出口联箱两侧各有一根主蒸汽管道引入汽轮机主汽阀前，再各分成两根管道与主汽阀连接，主汽管道上有弹簧式安全阀和电磁式安全阀；再热段蒸汽管道采用22布置方式，从锅炉再热器出口联箱两侧各引出一根再热热段管道与两个联合气阀连接。422主蒸汽管道阀门的选定对于本机组可以选择四个高压主汽阀和两个调速汽阀。1高压缸排汽止回阀作用防止汽轮机甩负荷时冷再热蒸汽倒流入汽轮机而引起超速。安装在靠近高压缸排汽口处的冷再热管道上。2安全阀为防止过热器超压，锅炉过热器出口管道设有弹簧安全阀，还装有电磁泄压阀，作为过热器超压保护的附加措施。电磁泄压阀前装设一只隔离阀，供电磁泄压阀隔离检修。再热器出口和热再热蒸汽管道也装有安全阀。3高压缸VV（通风）阀高压缸排汽管上安装了一通风阀，直接通往凝汽器，保持高压缸内真空。防止在使用旁路系统进行机组启动和低负荷运行时，高压缸不进汽而引起的高压级叶片因摩擦鼓风而过热4高压缸倒暖阀倒暖阀用于在汽轮机冲转前对高压缸进行到暖，当高压缸第一级内壁金属温度小于150时，强制关闭通风阀，一抽管道疏水阀，加热蒸汽由到暖阀经高压缸末级倒流至高压缸进口，经高压调门后导汽管疏水回路进入凝汽器。当高压缸第一级金属内壁温度达到150时关闭到暖阀，解除通风阀。华北水利水电学院毕业设计第39页共92页423管道设计参数的确定4231管道设计要求主厂房内管道设计应根据热力系统和主厂房的布置进行供热管道应根据热网系统和各热用户所在区域的位置、地形、地貌和其他自然条件以及地下设施等情况进行设计,应做到技术上可靠、经济上合理具体要求为选材正确,布置合理,补偿良好,疏水通畅,流阻较小,造价低廉,支吊合理,安装维修方便,扩建灵活,整体美观,并避免水击和共振,减低噪音等。管道设计应符合国家和部颁有关标准、规程、规范4232管道设计参数（一）蒸汽管道的设计压力管道设计压力（表压）系指管道运行中内部介质最大工作压力。主蒸汽管道（锅炉过热器出口联箱至汽轮机高压缸自动主汽门之间区段）的设计压力，取用锅炉过热器出口的额定工作压力或锅炉最大连续蒸发量下的工作压力。当锅炉和汽轮机允许超压5简称5OP运行时，应加上5的超压值。已知锅炉过热器出口的额定工作压力2756MPA,所以2756100528938MPA。BPBP低温再热蒸汽管道（汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱之间的区段）的设计压力取用汽轮机最大计算出力工况，即调节汽门全开（简称VWO）工况或调节汽门全开加5超压（VWO5OP）工况下高压缸排汽压力的115倍，所以低温再热蒸汽管道的设计压力61210511573899MPA。INRHP高温再热蒸汽管道（锅炉再热器出口联箱至汽轮机中压缸主汽门之间区段），设计压力可减至再热器出口安全阀动作的最低整定压力。查相关资料知，对蒸汽锅炉而言，再热器的安全阀整定压力为装设地点工作压力的11倍。所以高温再热蒸汽管道设计压力为581116391MPA。ORHP（二）主蒸汽管道的设计温度设计温度是指管道运行中内部介质的最高工作温度。华北水利水电学院毕业设计第40页共92页主蒸汽管道的设计温度取用锅炉过热器出口蒸汽的额定工作温度加上锅炉正常运行时允许的温度差值，通常取50C，所以设计温度为60556100C。BT低温再热蒸汽管道的设计压力，在HS图中，先根据汽轮机VWO或VWO5OP工况下高压缸排汽参数（,）612MPA,372查出A点，查得A点熵值RHTPRTO64192KJ/KG,从A点沿等熵过程线查得与设计压力6393MPA线相交点B，其COINRHBP所对应的温度37854即为管道设计温度。INRHBT高温再热蒸汽管道的设计温度，取用锅炉再热器出口蒸汽额定温度加上锅炉正常运行时允许的温度偏差值，通常取50C，所以设计温度为6035608（）。OBRHTCO424管径和壁厚的计算（一）管道内径的计算进行管道内径计算前，需首先确定运行中最大可能出现的介质流量，这在前面原则性热力系统计算中已经计算出结果，接着应合理选取介质的流速。若介质流速大，管子内径可小些，管道钢材耗量和投资都可减少；但管内介质流动阻力加大，运行费用增加，元件密封面磨损加剧，引起管道振动，甚至造成水泵汽蚀。如果减小管内流速，则会造成相反的结果。所以管内介质的合理流速需通过综合的技术经济比较和大量试验论证。对于单相流体的管道，其内径按下列公式计算IDIDWVG7594式中管子内径，MM；ID介质质量流量，T/H；G介质比体积，/KG；V3M介质流速，M/S。W蒸汽管道主蒸汽管道采用“24”的布置方式，由PO2756MPA,TO605OC查得0/KG,取V3MW40M/S,，代入公式得T/H162530G主蒸汽管道主管的内径为华北水利水电学院毕业设计第41页共92页1D40217656537594M主蒸汽管道支管的内径为2D40127656537594M1低温再热蒸汽管道低温再热蒸汽管道采用“212”的布置方式，由6393MPA,3778OCRHTPRHT查得0，取40M/S,代入公式得VKG/3W再热蒸汽管道主管的内径为3D402855127594M再热蒸汽管道支管的内径为4D402855175986高温再热蒸汽管道高温再热蒸汽管道也采用“22”的布置方式，由OUTRHP5746MPA，OUTRH600查得,取60M/S,KG/M0682347VW/T52104G代入公式得高温再热蒸汽管道的内径为60283759D57602（二）管道壁厚的计算按直管内径确定时，管壁最小壁厚公式为华北水利水电学院毕业设计第42页共92页Y12DSTIMP式中直管的最小壁厚，MM；管子内径，取用最大内径；I钢材在设计温度下的许用应力，MPA；TP设计压力，MPA；Y温度对计算管子壁厚公式的修正系数；许用应力的修正系数；考虑腐蚀、磨损和机械强度要求的附加厚度，MM。其中Y、的选取均来自管道规定。蒸汽管道壁厚的计算根据TO605OC,主蒸汽管道选用材料为合金钢P91,此材料在设计温度下的许用应力T100MPA,本设计采用无缝钢管，10；0；本管道为合金钢Y1,将数据代入壁厚计算公式分别得主蒸汽管道主管壁厚为5958MM；1MS主蒸汽管道支管壁厚为4213MM。2低温再热蒸汽管道壁厚的计算根据37854OC,低温再热蒸汽管道选