600MW机组热力系统与通流部分管道设计毕业论文.doc

内蒙古科技大学毕业设计说明书600MW机组热力系统与通流部分管道设计毕业论文目录摘要IAbstractII目录1前言1第一章 设计概述21.1设计依据21.2设计可行性21.3设计内容2第二章 原则性热力系统计算32.1热力系统相关已知参数32.1.1汽轮机形式及参数32.1.2锅炉型式及参数42.1.3回热加热系统参数42.1.4其他数据42.1.5简化条件52.1.6设计所用原则性热力系统图52.2相关系统设备原则性热力计算部分52.2.1回热系统有关参数52.2.2各计算点的参数62.2.3在h-s图上作汽轮机的蒸汽膨胀过程线82.2.4锅炉连续排污利用系数及其有关流量的计算92.2.5各项抽汽系统计算102.2.6汽轮机汽耗量及各项汽水流量的计算132.3功率核算14第三章全厂热经济性指标计算163.1 锅炉参数163.2汽轮机做功的蒸汽为173.3锅炉有效热量q117第四章 全面性热力系统的拟定及其辅助设备194.1热力系统194.2主蒸汽系统194.3再热蒸汽系统214.4轴封蒸汽系统224.5旁路系统234.6给水系统及其设备244.7加热器疏水及排气系统254.8真空抽汽系统264.9辅助蒸汽系统264.10凝结水系统及其设备274.11循环水系统28第五章 管道计算与选型295.1管道计算所用相关资料295.1.1推荐流速资料295.1.2 相关计算公式305.2具体管道管径计算305.2.1主蒸汽相关管道305.2.1.1 主蒸汽母管管径计算315.2.1.2 主蒸汽支管（汽机进气管）计算315.2.2 第一级抽汽管道内径的计算315.2.3 第二级抽汽管道内径的计算315.2.4 第三级高压加热器H3抽汽管道的计算325.2.5 通除氧器管道的计算325.2.6 低压加热器H5相关抽汽管道的计算335.2.7 低压加热器H6相关抽汽管道的计算335.2.8 低压加热器H7相关抽汽管道的计算335.2.9低压加热器H8相关抽汽管道的计算345.2.10 排汽管道管径的计算345.2.11 锅炉给水管道支管管径的计算345.3 管道的选型355.3.1 主蒸汽相关管道选型355.3.1.1 主蒸汽母管选型355.3.1.2 主蒸汽支管管选型（即：汽机进汽管）365.3.2 第一级抽汽管路选型375.3.3 第二级抽汽管道选型375.3.4 低压加热器H3抽汽管道选型385.3.5 通除氧器抽汽管道选型395.3.6 低压加热器H5抽汽管道选型395.3.7 低压加热器H6抽汽管道选型405.3.8 低压加热器H7相关抽汽管道选型415.3.9 低压加热器H8抽汽管路选型415.3.10 汽机排汽管道选型425.3.11 锅炉加热器给水支管管路选型43参考文献45英文文献46原文：46翻译：61致谢7169前言随着电力建设规模的不断扩大，电力结构也在不断调整。国产火力发电机组容量不断扩大。现在，单机300MW及以上机组已成为运行中的主力机组。单机50MW及以下的纯凝气式小火电机组已得到有效控制。但是，我们应看到目前存在的几个问题，首先是全国发电设备平均年利用小时逐年下降。其次，我国人均用电水平低。这些问题反映了我国发电设备相对落后，运行状态和性能水平相对都比较低，电能生产、传输和使用过程中的浪费现象严重，电力企业管理水平仍然不高，冗员沉重，电力市场化尚未形成，电力工业整体素质和效率不高，效益偏低。这些问题的存在，既有发展中客观条件制约的因素，也有受投资体制。管理体制等主观认识制约的因素。此次设计的原则是努力提高电厂的安全可靠性、可用率及热经济性；提高发电厂的经济性，节约用地，缩短建设周期，降低工程造价，减低煤耗、水耗和厂用电率，以节约能源；考虑技术的先进性和适用性，提高机械化、自动化水平和劳动生产率；便于施工，便于运行、检修和扩建。第一章 设计概述1.1设计依据本设计以具体给定参数及设计规范为根本依据，以给定热负荷预计得出结果，以国家标准设计规范为准则选择了合理的管道型号。在设计计算中均按照热力发电厂课程设计、热力发电厂第二版等标准设计手册选取相关系数及定值参数进行计算。按照火电力厂汽水管道零件及部件典型设计-2000版为规范进行选管。在热力系统确定时均以最优化为标准，使设计热经济性大最佳。1.2设计可行性目前火电厂机组仍然以凝汽式机组为主力机组，针对我国今年来发电机组的形式，再考虑专业发展方向，学生选择热力课题进行计算也很有意义。1.3设计内容根据给定的热系统数据，进行计算原则性热力计算，校核相关汽水流量、进气量、发电量。进行对发电机组的热力经济性算，包括相关供热量、发电量、煤耗量、煤耗率及相关效率，相关热化系数。根据原则性计算结果对相关辅助设备进行相关基本尺寸计算，根据基本尺寸参照相关标准设备选型手册选择相关标准设备，并对所选辅助进行相关校核计算，纠正所选设备型号，优化电厂热力系统。得出设计结论。第二章 原则性热力系统计算热力系统的一般定义是将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。通常回热加热系统只局限在汽轮机的范围内，而发电厂热力系统则在回热加热系统系统基础上将范围扩大至全厂。因此，发电厂热力系统实际上就是在回热加热系统上增加了一些辅助热力系统，如锅炉连续排污利用系统，补充水系统，热电厂还有对外供热系统等。根据使用的目的的不同，发电厂热力系统又可分为发电厂原则性热力系统和发电厂全面性热力系统。在通过规定的符号来表示热力设备以及它们之间的连接关系时就构成了相应的的热力系统图。2.1热力系统相关已知参数2.1.1汽轮机形式及参数 汽轮机型号N-600-16.7/538/538 形式：亚临界，一次中间再热，单轴，四缸四排反动凝气式汽轮机 额定功率:600MW 保证最大功率（M-MCR）：657MW VOW+%5 OPO工况功率：717.46MW 主汽阀前额定蒸汽压力：16.7Mpa 主汽阀前额定气温：538 额定转速：3000r/min 旋转方向：自机头往发电机看顺时针方向 额定冷却水温：20 维持额定功率懂得最高冷却水温度：33 额定排汽压力：0.0054 再热汽阀前额定蒸汽压力：3.29MPa 再热汽阀前额定蒸汽温度：538 额定工况时汽轮机主蒸汽流量：1815t/h 额定工况给水温度：273 回热系统：3个高压加热器，1个除氧器，3个低压加热器，总共7级回热抽汽 配汽方式：喷嘴 给水泵驱动方式：小汽机驱动给水泵2.1.2锅炉型式及参数 锅炉型式：英国三井2027-17.3/541/541 亚临界压力 单汽包炉 最大连续蒸发量Db=2027t/h最大过热蒸汽压力Pb=17.3Mpa；再热蒸汽压力Pr=3.734MPa额定过热气温tb=541,额定再热气温tr=541汽包压力Pdu=18.44MPa锅炉热效率b=92.5% 2.1.3回热加热系统参数 机组各级回热抽汽参数 最终给水温度tfw=273给水泵出口压力Ppu=20.13Mpa,给水泵效率pu=0.82除氧器至给水泵高差Hpu=21.5m小汽机排汽压力Pc,xj=6.27Kpa;小汽机排汽焓hc,xj=2422.6kj/kg 2.1.4其他数据 锅炉最大排污量 Dbl=0.01Db全厂汽水损失 Dl=0.015Db至锅炉过热器减温水量Dde=24.49+8.16=32.65t/h 其他有关数据选择回热加热器效率h=0.99 ，连续排污扩容器效率f=0.98补充水入口水温Tma=20,Hm,ma=83.96KJ/Kg连续排污扩容器压力选为0.084MPa在计算工况下机械损失m=0.995，发电机损失g=0.99 2.1.5简化条件 忽略加热器和抽汽管道的散热损失 忽略凝结水泵的介质焓升2.1.6设计所用原则性热力系统图图2.1 原则性热力系统图2.2相关系统设备原则性热力计算部分2.2.1回热系统有关参数八级不调整抽汽在额定工况时的各项参数见表1表2.1 N600-16.7/538/538型汽轮机组回热系统抽汽参数项目单位H1H2H3H4（HD）H5H6H7C抽汽压力6.6274.2012.31.1720.760.2810.0880.0054抽汽温度390.9333.1463.0364.9315.4197.196.42X=0.916抽汽管道压损系数3335555加热器端差-1.70002. 82. 82. 8疏水冷却器进口端差888根据已知条件算出各计算点的参数 水在给水泵中的比焓升。除氧器水面高度为21.5m，则给水泵的进口压力，取给水的平均比容为，给水泵效率，则、2.2.2各计算点的参数表2.2 回热系统的有关参数序号项目符号单位数据来源H1H2H3H4（HD）H5H6H7SGC1抽汽压力6.6274.2012.31.1720.760.2810.0880.0054已知2抽汽温度390.9333.1463.0364.9315.4197.196.42已知3抽汽比焓3144.3253041.3893382.4713186.9673090.6422860.4882670.5292333.8查水蒸汽表4抽汽管道压损系数%3335555已知5加热器压力6.4284.0752.2311.1130.7220.2670.08360.0052636加热器饱和温度280.071251.436271.976184.594166.208129.60894.70992.7534.283查饱和水蒸汽表7加热器饱和比焓1237.3811092.740934.478783.634702.560544.310396.524403.2143.969查水蒸汽表8加热器端差-1.70002. 82.82.80已知9加热器出温281.771251.436217.976184.594163.408126.80891.90934.38310加热器出口水比焓1246.3361092.740934.478783.634690.314532.351384.771143.969查水蒸汽表11疏水冷却器进口端差888已知12疏水冷却器疏水温度259.436225.976192.59413疏水冷却器疏水比焓1132.103971.535819.309查水蒸汽表2.2.3在h-s图上作汽轮机的蒸汽膨胀过程线已知，；再热蒸汽（热段），；，。调速汽门后的压力，中压缸联合汽门后的蒸汽压力为，低压缸进汽的压力为：。根据表2所得到的回热抽汽的参数做出蒸汽在汽轮机内的膨胀过程线，如图1所示。图2.2 亚临界压力600MW双缸双排汽凝汽式机组蒸汽膨胀过程线2.2.4锅炉连续排污利用系数及其有关流量的计算表2.3 排污利用系统及有关流量计算表序号项目符号单位计算公式及数据来源数值绝对量相对量1进入汽轮机作功的蒸汽12汽轮机总进汽量1.0032591.0032593锅炉蒸发量1.02031.02034锅炉连续排污量0.010.0102030.0102035锅炉给水量1.0305031.0305036锅炉排污比焓由汽包压力差水蒸汽表1760.37排污扩容器的扩容蒸汽比焓取x=0.95由扩容器压力0.8MPa查表2768.45388排污扩容器排污水焓由扩容器压力0.8MPa查表721.91259扩容蒸汽系数0.00517710扩容器排污水系数0.00502611补充水量0.0270.02712补充水比焓由补充水压力和温度查水蒸汽表83.6137注：取扩容器压力为0.8MPa，取排污冷却器的端差为5。2.2.5各项抽汽系统计算（1）号高压加热器（H1）H1的疏水系数（2）2号高压加热器（H2） H2的疏水系数在热蒸汽系数（3）3号高压加热器（H3）先计算给水泵的焓升。设除氧器的水位高度为21.5m，则给水泵的进口压力为=21.59759.8+1.172=0.1.377MPa，取给水的平均比容为=0.001026,给水泵效率=0.82，则=由H3的热平衡式得H3的疏水系数（4）除氧器HD（5）5号低压加热器（H5）H5的疏水系数（6）6号低压加热器（H6） H6的疏水系数 （7）7号低压加热器（H7）与轴封加热器（SG）为了计算方便，将#7加热器和轴封加热器可作为整体考虑，列出物质平衡和热平衡式，由热井的物质平衡式，可得根据写出热平衡式将消去，并整理成以吸热为基础以进水焓为基准的热平衡式，得 （9）凝汽器系数的计算与物质平衡校核由热井的物质平衡计算由汽轮机通流部分物质平衡来计算，以校核计算的准确性 二者相等，说明计算正确2.2.6汽轮机汽耗量及各项汽水流量的计算表2.4 作功不足系数计算的计算式0.84060.077100.064810.77570.071250.055270.66170.041390.027390.53830.059730.032150.47750.052260.024950.33230.046770.015540.21250.051120.010860.2310汽轮发电机组汽耗量抽气做功不足汽耗增加系数为则2.3功率核算表2.5 功率核算0.077103144.325242.42750.051122760.529141.11820.071253041.389216.69900.59712333.81393.51200.041393382.471140.00050.00185930165.60670.059733186.967190.35750.001432844.59760.052263090.642161.51702629.6210.046772860.488133.7851 kg新汽比内功（其中计算数据见表）为据此，可得汽轮发电机的功率为计算误差误差非常小，在工程允许范围内，表示上述计算正确。第三章全厂热经济性指标计算电机组热经济性指标计算新汽的比热耗 绝对电效率汽轮发电机组绝对电效率汽轮发电机组热耗率q汽轮发电机组汽耗率d3.1 锅炉参数1.过热蒸汽参数 由 ，温度 查得过热蒸汽出口比焓2.再热蒸汽参数 锅炉设计再热蒸汽出口压力再热器换热量3.查得锅炉排污比焓3.2汽轮机做功的蒸汽为 1.锅炉蒸发量 得2.锅炉连续排污量3.锅炉给水量4.排污扩容器的扩容蒸汽比焓： 取x=0.9，由扩容器压力0.804MP，查得5.排污扩容器排水焓为：由扩容器压力0.804MP，差水蒸气表得6.全厂工质渗漏系数 7.锅炉排污系数 8.查表取（减温水系数） 9. 3.3锅炉有效热量q11. 2. 管道效率发电厂热经济性指标3.全厂热效率第四章 全面性热力系统的拟定及其辅助设备4.1热力系统根据相关资料，把全面性热力系统拟定为，除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用七级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器。对于采用一次中间再热的600MW汽轮机组，蒸汽系统主要包括主蒸汽系统、再热蒸汽系统，旁路系统，轴封蒸汽系统，辅助蒸气系统和回热抽汽系统。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。4.2主蒸汽系统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。在主汽阀前，通常设置有电动主汽阀。在汽轮机启动以前电动主汽阀关闭，使汽轮机与主蒸汽管道隔开，防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主汽阀区域。在主蒸汽管道的最低位置处，设置有疏水止回阀及相应的疏水管道，用于在汽轮机启动前暖管至10%额定负荷以前，以及汽轮机停机后及时进行疏水，避免因管内积水发生水击现象。火力发电厂常用的主蒸汽系统有以下几种型式：1.单母管制系统（又称集中母管制系统），其特点是发电厂所有过路的蒸汽线引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。，适用于热负可靠供应的热电厂以及单机容量为6MW以下的电厂。2.切换母管制系统，其特点为每台锅炉与其相对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。该系统适宜装有高压供热式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。3.单元制系统，是指一机一炉相配合连接而成的系统，汽轮机和供给它蒸汽的锅炉组成独立的单元，与其它单元之间没有蒸汽管道的连接，通向各辅助设备的支管由各单元蒸汽主管中引出。4.扩大单元制系统，是将各单元制蒸汽管道之间用一根蒸汽母管横向连接起来的系统。这种系统的特点介于单元制和切换母管制之间，与单元制系统相比运行灵活，可在一定负荷下机炉交叉运行；与切换母管制系统相比可节省23个高压阀门。高参数大容量机组，尤其是再热机组的蒸汽流量很大。汽轮机自动主汽阀（高压主汽阀）一般配置两个，一有配置四个高压主汽阀的，高压调速汽阀一般都配置四个，再热后的中压自动主汽阀与相应的调速汽阀合并为中压联合汽阀，一般也配置两个或四个。它们均靠汽轮机调速系统的高压油控制其自动关闭；新蒸汽管道上配置以电动隔离阀作严密隔绝蒸汽用。高压缸排气管上为防止机组甩负荷时，再热管道内的蒸汽倒流入汽轮机，通常设置有逆止阀。当汽轮机甩负荷时，高、中压自动主汽阀在高压油作用下瞬间关闭（0.10.3s），高压缸排气逆止阀以及各回热抽汽管道上的逆止阀也在气动或液动机构作用下关闭，从而保护汽轮机不至超速。该机组的主蒸汽系统采用单元制系统，其主蒸汽管道采用“单管双管十主蒸汽系统”的布置方式。主蒸汽从锅炉过热器出口联箱经一根主管道引出，在靠近汽轮机处用一只斜三通再分为两根管道分别接到汽轮机高压缸进口左右侧主汽阀。4.3再热蒸汽系统再热蒸汽系统是指从汽轮机高压缸排气口经锅炉再热器至汽轮机中压缸联合汽门前的全部蒸汽管道和分支管道组成的系统。它包括再热冷段蒸汽管道和再热热段蒸汽管道，再热冷段蒸汽管道是指从汽轮机高压缸排汽口到锅炉再热器进口的再热蒸汽管道及其分支管道；再热热段蒸汽管道是指从锅炉再热器出口至汽轮机中压联合汽门之间的再热蒸汽管道及其分支管道。在高压排汽管道的最低位置处也设有疏水管道及相应的疏水止回阀。回热抽汽系统的第2段抽汽管道，也由高压缸管道接至2号高压加热器。有的机组，在高压缸排气管道上，设有通往小汽轮机（驱动给水泵）、除氧气和辅助蒸气系统的管道及相应的阀门，考虑汽轮机低负荷时，向小汽轮机、除氧气和辅助蒸气系统供汽。对于采用中压缸启动的汽轮机组，在高压旁路管道至再热冷段的蒸汽管道之间，设置有管径较小的（约50）连通管，启动时，在高压缸进汽前用来对高压缸排汽管（再热冷段管道）进行暖管。此时，要特别注意再热冷段可靠地进行疏水。此外，由于采用中压缸启动过程中高压缸变成了“鼓风机”，有可能造成高压缸过热。为了避免高压缸过热，在其排汽管道与凝汽器之间设有连通管及相应的阀门，在启动过程中该管道开通高压缸处于高真空状态，尽量减小其鼓风损失（也即减小鼓风发热量）。再热热段指锅炉再热器出口至中联门前的蒸汽管道。在该段管道上，也应设有暖管和疏水管道，其中输水管道在20额定负荷之前，因一直开通。在该段管道的中联门前，接有通往凝汽器的低压旁路管道及相应的旁路阀门。主蒸汽管道可分为单管和双管两种系统。为了避免用直径大，管壁厚的主蒸汽管和再热蒸汽管，同时又能减小流动阻力损失，亚临界机组单元制主蒸汽管道和再热蒸汽管道多采用“单管双管”系统。即从过热器引出一根主蒸汽管，分别进入汽轮机高压缸左右两侧的主汽门，在高压缸内膨胀做功后其排汽也分两根低温再热蒸汽管进入再热器，再热后的蒸汽仍分左右两侧沿两根高温再热蒸汽管经中压缸两侧的中压联合汽门进入中压缸继续膨胀做功。随着机组容量增大，炉膛宽度加大，烟气流量、温度分布不均等造成两侧主蒸汽的气温偏差和压力偏差增大。过大的蒸汽温度偏差会使汽缸等高压部件受热不均，造成汽缸扭曲变形，严重时会引起轴封摩擦损坏设备；过大的压力偏差将会引起汽轮机机头因受力不均发生偏转位移，致使汽轮机产生强烈振动，这是绝对不容许的。因此，国际电工协会规定允许温度偏差：持久性的为15，瞬时性的为42。4.4轴封蒸汽系统汽轮机组的高、中、低压缸轴封均由若干个轴封段组成。相邻两个轴封段之间形成一个汽室，并经过各自的管道接至轴封系统。在汽轮机组启动前，汽轮机内部必须建立必要的真空。此时，利用辅助蒸气向汽轮机的轴封装置送气。在汽轮机组正常运行时，汽轮机的高压区段的蒸汽向外泄漏，同时，为了防止空气进入轴封系统，在高压区段的最外侧一个轴封汽室，则必须将蒸汽和空气的混合物抽出；在汽轮机的低压区段，则必须向汽室b送气，而将汽室a的蒸汽、空气混合物抽走。由此看来，轴封蒸汽系统包括送气、回（抽）汽和漏汽三部分。为了汽轮机本体部分的安全，对送汽的压力和温度有一定要求。因为送汽温度如果与汽轮机本体部件温度差别太大，将使汽轮机部件产生甚大的热应力，这种热应力将造成汽轮机部件寿命损耗的加剧，同时还会造成汽轮机动、静部分的相对膨胀失调，着将直接影响汽轮机组的安全。在汽轮机启动时，高、中压缸轴封的送汽温度范围是：冷态启动时，用压力为0.750.80MPa、温度为208375的蒸汽向轴封送汽。对于高、中压缸，较好的轴封送汽温度范围是208260，这一温度范围适用于各种启动方式。低压缸轴封的送汽温度则取150或更低一些。当汽轮机紧急停机时，高、中压缸的进汽阀迅速关闭。此时，高压缸内的蒸汽压力仍然较高，而中、低压缸内的蒸汽压力接近于凝汽器内的压力，于是，高压缸内的蒸汽将通过轴封蒸汽系统泄漏到中、低压缸内膨胀做功，造成汽轮机的超速。为了避免这种危险，轴封系统应稀有危急放汽阀，当轴封系统的压力超限时，放汽阀立即打开，将轴封系统与凝汽器接通。轴封蒸汽系统通常有两路外接汽源。一路是来自其他机组或辅助锅炉（对于新建电厂的第一台机组）的辅助蒸汽，经温度、压力调节阀之后，接至轴封蒸汽母管，并分别向各自轴封送汽；另一路是主蒸汽经压力调节后供汽至轴封蒸汽系统，作为轴封蒸汽系统的备用起源。4.5旁路系统在某些情况下，不允许蒸汽进入汽轮机。如当锅炉（刚点火不久）提供蒸汽的温度、过热度都比较低时，或运行中的汽轮机意外地失去负荷时，都不允许蒸汽进入汽轮机。在这些情况下，锅炉提供的蒸汽就可以（并非唯一）通过旁路系统加以处理（回收工质）。对于采用一次中间再热的机组，采用的旁路有一级大旁路系统和高低压串联的两级旁路两种形式。我国600MW级的汽轮机组，均采用后一种形式。高压旁路系统设置在进入汽轮机高压缸前的主蒸汽管道上；低压旁路系统设置在进入汽轮机中压缸前的再热热段蒸汽管道上。旁路系统由旁路阀、旁路管道、暖管设施以及相应的控制装置（包括液压控制和DEHC控制系统）和必要的隔音设施组成。旁路系统的通流能力应根据机组可能的运行情况予以选定。旁路的通流能力并不是越大越好。旁路系统的动作响应时间则是越快越好，要求在12s内完成旁路开通动作，在23s内完成关闭动作。4.6给水系统及其设备给水系统是从除氧器给水箱下降管入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。它包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水泵为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵出口之后为高压系统。由除氧器给水箱经下水管至给水泵进口的管道、阀门和附件，承受的给水压力较低，称为低压给水系统。为减小流动阻力，防止给水泵汽蚀，一般采用管道短、管径大、阀门少、系统简单的管道系统。由给水泵出口经高压加热器到锅炉省煤器前的管道、阀门和附件，承受的给水压力很高，称为高压给水系统。给水系统型式的选择与机组的型式、容量和主蒸汽系统的型式有关。主要有以下几种型式：1. 单母管制系统该系统设有三根单母管，即给水泵入口侧的低压吸水母管、给水泵出口侧的压力母管和锅炉给水母管。其中吸水母管和压力母管采用单母管分段，锅炉给水母管采用的是切换母管。2切换母管制系统当汽轮机、锅炉和给水泵的容量相匹配时，可作单元运行，必要时可通过切换阀门交叉运行，因此其特点是有足够的可靠行和运行的灵活性。同时，因有母管和切换阀门，投资大，钢材、阀门耗量也相当大。3单元制系统单元制给水系统的优缺点是系统简单，管路短、阀门少、投资省，便于机炉集中控制和管理维护。当采用无节流损失的变速调节时，其优越性更为突出。当然，运行灵活差也是不可避免的缺点。它适用于中间再热凝汽式或中间再热供热式机组的发电厂。我国目前采用的600MW汽轮机组给水系统主要设备包括两台50的汽动给水泵及其前置泵，驱动小汽轮机及驱动电动机，电动给水泵、液力联轴器及其驱动电动机，电动给水泵的前置泵及其驱动电动机，1号、2号高压加热器等设备以及管道、阀门等配套部件。对于600MW汽轮机的给水泵组，目前已采用的基本配置是：两台50的汽动给水泵和一台2535的液力调速的备用电动给水泵。该机组给水系统配备了两台50的汽动给水泵和一台2535的液力调速的备用电动给水泵。正常运行时，两台汽动给水泵运行，以1台电动泵备用。当运行泵故障时，备用甭将无扰动投入运行。电动泵的前置泵与电动泵采用同一电动机驱动。汽动给水泵的前置泵进口管道也设有手动隔离阀和滤网，滤网上游配有安全阀。该前置泵与汽动给水泵之间设有流量测量孔板和滤网而没有任何阀门。汽动给水泵（FP）出口管道出口处装有止回阀、流量调节阀和电动隔离阀。汽动给水泵的中间抽头经其出口母管上的电动隔离阀后，向锅炉再热器的减温器提供减温水；汽动给水泵的出口给水，经母管及电动隔离阀后，分别向锅炉过热器的一、二级减温器和汽轮机的高压旁路系统提供减温水。汽动给水泵也称启动给水泵，电动给水泵（FP）与汽动给水泵除了驱动方式与汽动给水泵不同之外，其本体的结构性能与汽动给水泵基本相同，为双壳体、圆筒形、双吸、卧式多级离心泵，共有5级。电动给水泵的前置泵为单吸、单级、卧式离心泵。4.7加热器疏水及排气系统高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级回流至下一级高压加热器，最后至除氧器，低压加热器的正常疏水逐级回流至下一级低压加热器，最后至排汽装置。除正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，当加热器故障引起水位超过规定值或在低负荷运行时相邻加热器之间压差较小，正常疏水不能逐级自流，危急疏水阀则自动开启，以控制加热器水位。各加热器危急疏水均单独接至排汽装置；除氧器在高水位时溢流或紧急放水以及除氧器检修放水均排至排汽装置中。轴封冷凝器疏水经多级U形水封管排入排汽装置中。每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。所有低压加热器均设有两个分开的疏水接口，正常疏水接口位于加热器疏水冷却段，危急疏水接口位于加热器的凝结段。每台加热器均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气体。每台高压加热器的启动和连续排气均单独接至除氧器中，每台低压加热器的启动和连续排气也单独接至排汽装置中。除氧器的启动和连续排气接至大气中。连续排气均设有节流孔板，其容量按能通过0.5%加热器最大加热流量选取。4.8真空抽汽系统对于凝汽式汽轮机组，需要在汽轮机的汽缸内和凝汽器中建立一定的真空，正常运行时也需要不断地将由不同途径漏入的不凝结气体从汽轮机及凝汽器内抽出。真空系统就是用来建立和维持汽轮机组的地背压和凝汽器的真空。低压部分的轴封和低压加热器也依靠真空抽气系统的正常运行工作才能建立相应的负压或真空。真空抽气系统主要包括汽轮机的密封装置、真空泵以及相应的阀门、管路等设备和部件。对于600MW汽轮机组，目前真空抽气系统采用的抽气设备多数是水环式真空泵和射气式抽气相结合。4.9辅助蒸汽系统每台机组各设有一台辅助蒸汽联箱，两台机组的辅助蒸汽联箱之间设有联络母管，供机组启动的老厂来汽接入1号机组的辅助蒸汽联箱。机组正常运行时，辅助蒸汽联箱的汽源来自汽轮机4段抽汽，启动或低负荷时来自冷再热蒸汽系统。冷再热蒸汽与高压辅助蒸汽联箱之间设有减压阀。辅助蒸汽联箱参数约为315370，0.81.2MPa。辅汽联箱向暖风器、生水加热器、主厂房及输煤栈桥蒸汽采暖等提供加热蒸汽，其供汽参数满足用户的要求。为防止减压阀失控时辅助蒸汽系统超压，辅助蒸汽联箱上设有安全阀，其排放能力100%满足最大来汽量。当一台机组正常运行，另一台机组启动时，启动机组的辅助蒸汽由正常运行的辅助蒸汽联箱供汽。辅助蒸汽系统的供汽能力按一台机组启动和另一台机组正常运行时的用汽量之和考虑。来自一期的启动用汽管道上设有流量测量装置。4.10凝结水系统及其设备凝结水箱来的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、轴封冷却器和三台低压加热器后进入除氧器。每台机组安装2台100容量的凝结水泵。凝结水精处理采用粉末树脂覆盖过滤器系统，单元制布置，每台机组设有3x50容量的过滤器及其辅助系统。凝结水系统中凝结水精处理装置设有100%容量的电动旁路；轴封冷却器也设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷却器；7、6、5号低压加热器各设有一个电动旁路。在轴封冷却器出口的凝结水管道上引出一路装有调节阀的凝结水泵再循环管至排汽装置，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封冷却器所需的最小冷却水量的要求。在轴封冷却器入口的凝结水管道上，设置一路至凝结水补充水箱的管道，用于排汽装置热井高水位时的放水。在轴封冷却器出口的凝结水管道上装有除氧器水位调节阀。此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温水、低压旁路减温水、低压缸喷水、真空泵补充水，以及向辅助蒸汽减温器及其它减温器提供减温水等。每台机组设有一套凝结水补充水系统，包括一座300m3凝结水补充水箱和2台100%容量的凝结水补充水泵、1台100容量的锅炉上水泵。由化学水处理车间来的除盐水补到凝结水补充水箱，水箱中的除盐水通过凝结水补充水泵向排汽装置补水。在补充水管道上设有调节阀，以调节排汽装置热井的水位。凝结水补充水泵还为发电机定子冷却水箱提供补水。机组启动时，锅炉上水泵为锅炉、除氧器水箱及发电机定子冷却水系统上水。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。4.11循环水系统循环水系统主要包括取水头、进水盾沟、进水工作井、循环水泵房设备、循环水进水管道、凝汽器、循环水排水管（箱涵）、虹吸井、排水工作井、排水盾沟和排水头等部分。为提高循环水泵各个零部件的耐腐蚀性能，在循环水泵壳体、轴泵套管、齿轮箱等部件上均刷有防腐漆。另外，在循环水泵壳体的扩压段、锥形管和泵轴套管及其导流板处还分别设有牺牲阳极，即锌块。循环水泵的叶轮结构主要包括叶轮体、叶轮毂、调节母管、调节拨叉、传动销、曲柄、叶片和叶轮端盖等主要部件。这些部件均采用耐腐蚀的材料。第五章 管道计算与选型热电厂的一般管道设计中，都是在推荐的流速范围内选择适当的介质流速，经过水力计算求出管径，再根据介质的参数和管材的特性通过强度计算求其管壁厚度，最后在选择管道和确定其有关具体数值。推荐的介质流速范围是经过大量的计算和具体的时间经验总结出来的。在一般的中小型热电厂中，管线不长，布置合理时，可不作水力计算和壁厚计算，而是选择适当的介质流速直接选定管径及其壁厚。对于一些小直径的辅助管道。往往不经过计算而是参考类似的管道来选择管道直径及其壁厚。5.1管道计算所用相关资料确定管径时，一般应根据运行中介质的最大流量和允许的最大压力损失进行计算，由于管径和壁厚厚度的偏差，计算时应考虑10%的裕量。5.1.1推荐流速资料汽水管道的介质流速一般按DL/T 50541996火力发电厂汽水管道设计技术规定中推荐的管道介质流速来选取，详见表4在推荐的介质流速范围内选择具体流速时，应注意管径大小、参数高低的影响，对于直径小、介质参数低的管道，宜采用较低值。给水再循环量约为给水泵最大流量的15%30%,给水再循环流速控制在4m/s以下，否则容易造成管道振动。表5.1 推荐流速表截止类型管道类型推荐流速（m/s）主蒸汽主蒸汽管道：4060其他蒸汽抽汽或辅助蒸汽管道：过热汽：3560饱和汽：3050湿蒸汽：2035给水高压给水管道：26低压给水管道：0.52凝结水凝结水泵出口管道：2.03.5凝结水泵进口管道：0.51.0加热器疏水加热器疏水管道：疏水泵出口侧：1.53.0疏水泵入口侧：0.51.0调节阀出口侧；20100调节阀入口侧；12其他水生水、化学水、工业水其他水管：其他水离心泵出口管道及其他压力管：23离心泵入口管：0.51.5自流、溢流等无压排气水管道：小于15.1.2 相关计算公式具体计算管内径是，对单项流体的管道，选择推荐的介质流速，根据连续性方程得：单位为、单位为：、单位为：、单位为：5.2具体管道管径计算5.2.1主蒸汽相关管道有设计所给已知条件知：；查焓值表知：主蒸汽系统采用单母管方式5.2.1.1 主蒸汽母管管径计算主蒸汽母管介质质量流量：，推荐流速取：由公式：得：代入数据：5.2.1.2 主蒸汽支管（汽机进气管）计算进汽管介质质量流量：，比容同上，推荐流速取：由公式：得：代入数据：5.2.2 第一级抽汽管道内径的计算有设计所给已知条件知： 查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：5.2.3 第二级抽汽管道内径的计算有设计所给已知条件知： 查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：5.2.4 第三级高压加热器H3抽汽管道的计算已知第三级高压抽汽参数：；由焓值图查得比容 计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：5.2.5 通除氧器管道的计算计算流量：已知第四级高压抽汽参数：；由焓值图查得比容 推荐流速取：根据公式：得：代入数据：5.2.6 低压加热器H5相关抽汽管道的计算有设计所给已知条件知：；查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：5.2.7 低压加热器H6相关抽汽管道的计算有设计所给已知条件知：；查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：5.2.8 低压加热器H7相关抽汽管道的计算已知第七级高压抽汽参数：，由焓值图查得比容 计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：5.2.9 排汽管道管径的计算已知排汽参数：，由焓值图查得比容 计算流量： 推荐流速取：（湿蒸汽）根据公式：得：代入数据：5.2.11 锅炉给水管道支管管径的计算根据：，由焓值图查得比容 计算流量： 推荐流速取：（湿蒸汽）根据公式：得：代入数据：5.3 管道的选型管子类别应根据管内介质、参数及在各种工况下进行的安全性和经济性进行选择。主要管子类别选择：（1）无缝钢管适用于各类参数的管道。（2）低温再热蒸汽管道可采用高质量焊接钢管。（3）PN2.5及以下参数的管道，特可选用电焊钢管。（4）低压流体输送用焊接钢管（GB/T3092）及低压流体输送用镀锌焊接钢管（GB/T3092）中的加厚管子，可用于输送设计压力小于等于1.6MPa和设计温度在0200的C类流体。普通厚度的管子仅用于D类流体。（5）无缝钢管用于设计压力大于或等于10MPa时，制造应符合现行国家标准流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T14976）的规定。热电厂中主蒸汽管道、再热蒸汽管道和高压给水管道等主要管道的管径尺寸，宜通过优化计算确定。确定管径时，一般应根据运行中介质的最大流量和允许的最大压力损失进行计算，由于管径和管壁厚度的偏差，计算时应考虑10%的裕量以及足够安全系数。5.3.1 主蒸汽相关管道选型5.3.1.1 主蒸汽母管选型已知参数：，根据火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000选择标准管道。则选择管道型号为：标识编码： 用途：主蒸汽管道设计压力： 类别：无缝钢管设计温度： 技术规范：尺寸规范： 材质：F12(X20CrMoV)标管通径： 外径壁厚：焊接值： 质量：用所选管的管径反计算最大流量：已知实际最大流量：裕量满足需求。5.3.1.2 主蒸汽支管管选型（即：汽机进汽管）已知参数：，根据火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000选择标准管道。则选择管道型号为：标识编码： 用途：主蒸汽管道设计压力： 类别：无缝钢管设计温度： 技术规范：尺寸规范： 材质：F12(X20CrMoV)标管通径： 外径壁厚：焊接值： 质量：用所选管的管径反计算最大流量： 已知实际最大流量：如果该选同类标准管中管径增加至325mm管径增值太大，经济性下降且计算管径是已用最大流量计算，此裕量即可。5.3.2 第一级抽汽管路选型已知参数：，根据火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000选择标准管道。则选择管道型号为：标识编码： 用途：再热热段设计压力： 类别：无缝钢管技术规范： 尺寸规范： 材质：12Cr1MoVG标管通径： 外径壁厚：焊接值： 质量：用所