600MW二炉三机毕业设计.doc

山东建筑大学毕业设计说明书（二炉三机）600MW二炉三机毕业设计目 录摘 要. .IAbstractII前 言- 1 -第一章 概 述- 2 -1.1 本设计的相关数据资料- 2 -第二章 原则性热力系统的拟定和计算- 5 -2.1 原则性热力系统的拟定- 5 -2.2 原则性热力系统的计算- 7 -第三章 汽轮机辅助设备的选择- 22 -3.1 给水泵的选择- 22 -3.2 循环水泵的选择- 23 -3.3 凝结水泵的选择- 24 -第四章 锅炉燃烧系统的计算- 26 -4.1 燃料性质及锅炉各部件的重要参数- 26 -4.2 燃烧系统的计算- 26 -第五章 锅炉车间辅助设备的选择- 30 -5.1 磨煤机选择- 30 -5.2 送风机的选择- 33 -5.3 引风机的选择- 34 -第六章 全面性热力系统的拟定- 36 -6.1 全面性热力系统的拟定依据- 36 -6.2 全面性热力系统拟定内容- 36 -总 结- 43 -参 考 资 料- 44 -第一章 概 述1.1 本设计的相关数据资料1.1.1 本次设计的主要内容包括：(1) 600MW火力发电机组原则性热力系统的基本热力计算，进行热经济性的校核。(2) 600MW火力发电机组锅炉热平衡计算，进行锅炉热效率的校核。(3) 600MW火力发电机组主要动力设备的选择计算，包括磨煤机、主要泵及风机等。1.1.2 本次设计涉及到的主要数据如下：(一)汽轮机组的型式及基本参数1. 机组型式:国产N20012.75/535/535型一次中间再热、反动凝汽式汽轮机。2. 机组参数 主蒸汽压力：p0=12.75MPa， 再热蒸汽参数：trh=535高压缸排汽(再热器冷端)MPa，trh=310中压缸进汽(再热器热端)2.18MPa， 排汽参数：pc=0.0054 MPa，xc =0.932给水温度：tfw=262.43. 回热抽汽参数如表1-1表1-1八段抽汽参数表项目单位回 热 抽 汽 参 数一二三四五六七八加热器编号H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8抽汽压力MPa3.752.461220.68160.42270.24890.14970.0455抽汽温度363.3310454.8374.1313.5252.3201.9954.门杆漏汽、轴封漏汽参数如表1-2表1-2轴封汽量及其参数轴封漏汽编号数量(Kg)份额焓值(kJ/kg)去处主汽门门杆42300.006933038至H2中压联合汽门门杆38740.006353383至H3高压缸前后汽封109410.0179363220至H4(HD)低压缸汽封9880.00161962716至SG总计200330.032845. 给水参数(1) 给水温度：；(2) 给水泵出口压力：MPa；(3) 除氧器定压运行：MPa，除氧器水箱距离给水泵高度：m；(或给水泵焓升kJ/kg)(4) 凝结水泵出口压力：MPa，凝汽器水井距离凝结水泵高度：m，(或凝结水泵焓升：kJ/kg)。1.1.3 热力系统相关参数1. 管道压损如表1-3表1-3 管道压损表管段名称主汽门和调节汽门再热器中压联合汽门抽汽管小汽轮机进汽管中低压管压损P(%)5113.55631-4 各加热器出口端差加热器编号H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8端差()-1.70-1.702.82.82.82.81.1.4 锅炉的型式及基本参数1. 锅炉型式：HG1025/16.8-HM11亚临界一次中间再热强制循环汽包炉2. 锅炉基本参数 最大连续蒸发量：Db=1025t/h 过热蒸汽出口参数：pb=16.8MPa，tb=540 再热蒸汽出口参数：3.452MPa，trh=540 汽包压力：pst=18.913MPa 锅炉效率：91.72%3.燃料特性如表1-5，表1-5煤种元素分析表煤种元素分析(%)低位发热量挥发分可磨性系 数Kkm灰分碳氢氧氮硫淮南烟煤24300301.320.9664.64.258.21.170.744.其他相关参数如表1-6表1-6相关参数表项 目数 值()冷风温度22空气预热器进口温度35排烟温度126第二章 原则性热力系统的拟定和计算2.1 原则性热力系统的拟定发电厂原则性热力系统是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的联系线路图，原则性热力系统只表示工质流过时的参数，参数起了变化的各种必须的热力设备，仅表明设备之间的主要联系，原则性热力系统实际上表明了工质的能量转换及热能利用的过程，它反映了发电厂热工内容，即能量转换过程的技术完善程度和热经济性。本次设计的原则性热力系统，其回热加热的级数为八级，最终给水温度为262.4，各加热器形式除一台高压除氧器为混合式外，其余均为间壁式加热器。2.1.1 给水回热和除氧系统的拟定 给水回热加热系统是组成原则性热力系统的主要部分，对电厂的安全、经济和电厂的投资都有一定的影响。系统的选择主要是拟定加热器的疏水方式。拟定的原则是系统简单、运行可靠，在此基础上实现较高的经济性。 (1) 机组有八段不调整抽气，回热系统为“三高、四低、一除氧”。主凝结水和给水在各加热器中的加热温度按“等温升”分配。 (2) 1#、2#、3#高压加热器和4#低压加热器，由于抽汽过热度很大，设有内置式蒸汽冷却器。一方面提高三台“高加”水温；另一方面减少1#“高加”温差，使不可逆损失减少，以提高机组的热经济性。1# 、2# 、3#“高加”疏水采用逐级自流进入除氧器，这样降低了热经济性。同时，疏水温度高对水泵的运行也不利，会使安全性降低。在1#、2#“高加”之间设外置式疏水冷却器，减少了对2段抽汽的排挤，使2段抽汽减少。5段抽汽(4#“低加”)经再热后的蒸汽过热度很大，所以加装内置式蒸汽冷却器。2#、3#“高加”间加疏水冷却器，减少冷源损失，避免高加疏水排挤低压抽汽。2.1.2 补充水系统的拟定鉴于目前化学除盐水的品质难以达到很高的标准，所以采用化学处理补充水的方法。目前，高参数机组的凝汽器中均装有真空除氧器，以真空除氧作为补充水除氧方式，所以本机组补充水送入凝汽器中。2.1.3 锅炉连续排污利用系统的拟定经过化学除盐处理的补充水品质相当高，从而使锅炉的连续排污量大为减少，同时为了简化系统，因此采用高压级排污扩容水系统。通过该排污扩容水系统回收工质的热量，在扩容器的压力下，一部分工质汽化为蒸汽，因其含量较少，送入除氧器中回收工质和热量，而含盐量高的浓缩排污水在冬季送入热网，夏季降温到50以下后排入地沟。2.2 原则性热力系统的计算2.2.1 汽轮机形式和参数 详见第一章第一节2.2.2 回热系统参数本设计机组为八级不调整抽汽，额定工况时其抽汽参数详见第一章表1-1八段抽汽参数表2.2.3锅炉形式和参数1. 锅炉型式：HG1025/16.8-HM11亚临界一次中间再热强制循环汽包炉2. 锅炉基本参数 最大连续蒸发量：Db=1025t/h 过热蒸汽出口参数：pb=16.8MPa，tb=540 再热蒸汽出口参数：3.452MPa，trh=540 汽包压力：pst=18.913MPa 锅炉效率：91.72%2.2.4 计算中选用的数据1. 小汽水流量 制造厂提供的轴封蒸气量及其参数如表2-3所示。 锅炉连续排污量：Dbl=0.01Db 全厂汽水损失：Dl=0.01Db 2. 其它有关数据 机组的机电效率： 选择回热加热器效率：0.99 扩容器效率： 连续排污扩容器压力：0.90MPa 化学补充水温：20 给水泵组给水焓升kJ/kg，凝结水泵的焓升kJ/kg 表2-1 各加热器出口端差加热器编号H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8端差()-1.70-1.702.82.82.82.8表2-2 管道压损表管段名称主汽门和调节汽门再热器中压联合汽门抽汽管小汽轮机进汽管中低压管压损P(%)5113.5563表23 轴封汽量及其参数轴封漏汽编号数量(kg)份额焓值(kJ/kg)去处主汽门门42300.006933038至H2 中压联合汽门门杆38740.006353383至H3高压缸前后汽封109410.0179363220至H4(HD)低压缸汽封9880.00161962716至SG总计200330.03284图2-1 装有N200-12.75/535/535型机组凝汽式电厂原则性热力系统计算用图3383h0535t535t12.75p12.75p363.3t3.750.91750.0054p95t0.0455p201.9t252.3t0.2489p313.5tTTTTTTTTTH和0.4227p0.6816p122p3136h3542.627h3038h3383h03220h3100h2978h288422684h2437h1c8765423454.8t374.1t0.1497ph Kj/kgS kJ/(kg.k)t, p,MPah,kJ/kg图22 汽轮机各段抽汽热力过程线3. 以上各条件得出计算点汽水焓值如下表2-4项目单位各计算点H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8C回热抽汽抽汽压力pMPa3.752.461.220.68160.42270.24890.14970.04550.0054抽汽温度t363.3310454.8374.1313.5252.3201.995抽汽焓值hkJ/kg313630383383322031002978288426842437抽汽压损p%666定压6666加热器压力pMPa3.5252.31241.14680.64070.39730.23390.14070.0427p压力下的饱和水温度242.95219.83185.92161.42143.38125.25109.4677.4634.275p压力下的饱和水焓kJ/kg1051.72942.89789.36681.65603.62526.06459.04324.27143.527抽汽放热q=h-kJ/kg2084.282095.112593.642538.352496.382451.942424.962359.732293.473水侧传热端差t-1.70-1.702.82.82.82.8加热器出口水温tj244.65219.83187.62161.42140.58122.45106.6674.66加热器出口水焓kJ/kg1059.89942.887796.911681.652591.594514.135447.188312.51加热器进口水温tj+1219.83187.62161.42140.58122.45106.6674.6634.275加热器进口水焓kJ/kg942.887796.911681.652591.594514.135447.188312.51143.528给水焓升kJ/kg117.003145.976115.25990.05877.45966.947134.678168.982（接上）表24 N200-12.75/535/535型机组各点计算汽水参数表新蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点参数如表2-5表25新蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点参数汽水参数单位锅炉过热器(出口)汽轮机高压缸(入口)再热器锅炉汽包排污水连续排污扩容器入口出口压力MPa16.812.752.462.1820.400.9温度540535310535蒸汽焓kJ/kg3401.3733400.63035.8183542.6272772.10水焓kJ/kg1848.10742.64再热蒸汽焓升kJ/kg528.454. 全厂的物质平衡汽轮机总耗汽量 则 锅炉蒸发量 则 即 锅炉给水量（此工况应扣去过热器减温水量） 即 锅炉连续排污量： 则 扩容器蒸汽份额为取扩容效率 扩容后排污水份额 化学补充水量 即 排污冷却器的计算:补充水温，取排污冷却器端差为8，则 由排污冷却器热平衡式 所以kJ/Kg5. 计算汽轮机各段抽汽量和凝汽量 (1)由高压加热器H1热平衡计算求如下图 图2-3锅炉连续排污系统计算 H1的疏水 图2-4 计算 (2)由高压加热器H2热平衡计算求如下图 H2的疏水再热蒸汽量 图2-5 的计算 (3)高压加热器H3热平衡计算求如下图H3的疏水 图2-6 的计算(4)由除氧器H4热平衡计算求 由右图所示, 除氧器的物质平衡,求凝结水进水量 除氧器出口水量 图2-7 除氧器的计算(5)低压加热器H5热平衡计算求如下图 =0.026316 图2-8 的计算 (6) 低压加热器H6热平衡计算求如下图 图2-9 的计算 H6的疏水 (7) 低压加热器H7热平衡计算求如下图 H7的疏水 图2-10 的计算 (8) 由低压加热器H8,轴封冷却器SG和凝汽器热井共同构成一整体的热平衡计算求 图2-11 和的计算 整体热平衡式(忽略凝结水在凝结水泵中的焓升)则凝汽器排汽量 6. 汽轮机汽耗量计算和流量的校核 （1）、作功不足系数的计算 由汽水参数边可知 各级抽汽份额及作功不足系数之乘积列表所示,根据求得级抽汽量也列于表2-6中表2-6 和 0.04970.05440.02130.010760.011830.00820.0140.008(2 )汽轮机汽耗量的计算 根据，求得各级回热抽汽量，也列在表5中，并校核。 两者几乎是一致的。根据计算各项汽水流量列于表2-7中表2-7 各项汽水流量项目符号全厂汽水损失0.0103轴封用汽0.03284锅炉排污0.010432一级连排扩容蒸汽0.005492一级连排扩容排污水0.00494小汽轮机用气量0.03445化学补充水0.015372再热蒸汽量0.8692汽轮机总汽耗1.03284锅炉蒸发量1.043273锅炉给水量1.053706(3) 汽轮机功率的核算 根据汽轮机功率的方程式(其中第1 ，2段抽汽)（KW）KW 表示计算正确7. 热经济指标的计算:(1)机组热耗 热耗率 绝对电耗率 (2)锅炉热负荷和管道效率根据锅炉和汽轮机提供的新汽参数（p,t）查的过热器出口焓反而低于汽轮机入口新汽焓，这是不可能的，为此在计算中取=3383.86kJ/kg （3）全厂热经济指标全厂热效率 全厂热耗率 发电标准煤耗率 kg/(KWh)第三章 汽轮机辅助设备的选择3.1 给水泵的选择 根据火力发电厂设计技术规程第8.3.2条，第8.3.3条，第8.3.4条规定，在给水系统中,每一台给水泵出口的总流量(即最大给水消耗量，不包括备用给水泵)均应保证供给其所连接的系统的全部，锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量，即汽包锅炉最大连续蒸发量的110%，对于中间再热机组，给水泵入口的总流量还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽出的流量以及漏出和注入给水泵轴封的流量差，前置给水泵出口的总流量应为给水泵入口的总流量，即前置泵和给水泵之间的抽出流量之和。每一给水泵系统应设备用泵一台，其容量应根据给水泵的可用率及电网对该给水泵所连接的机组的要求，经比较论证确定给水泵的扬程。1. 给水泵压力的计算 入口压力 MPa 出口压头 MPa2. 压力校核 根据给水泵入口压力查热力性质表,利用差值法求得 所以 MPa3. 扬程计算 扬程 m 理论扬程 m (裕量范围为10%15%,此处取10%)4. 容积流量 因为 kg/h 所以 m/h 则理论体积流量 m/h (裕量为5%10%,此处取10%) 每台容积流量 m/h 根据给水泵的容积流量和扬程选择合适的给水泵。3.2 循环水泵的选择根据火力发电厂设计规程可知，对单员制供水系统，每台汽轮机宜装设2台循环水泵，其总出力等于该机组的最大计算用水量。 因为 所以 其中式中 全厂最大用水量，t/h A其它辅助设备用水量占凝汽器所需冷却水量的百分比取8% Dn机组排汽量 m冷却倍率，取60 每台循环水泵的压头H0取110mH2O. 理论扬程 m根据其流量和扬程选择合适的凝结水泵型号。3.3 凝结水泵的选择3.3.1 凝结水泵台数、容量的选择 根据火力发电厂设计规程第8.5.1条规定，凝汽式机组的凝结水泵台数、容量按下列要求选择： （1） 每台凝汽式机组宜装设2台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的110，大容量机组也可装设3台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的55。 （2）最大凝结水量应为下列各项之和 a 汽轮机最大进汽工况时的凝汽量 b 进入凝汽器的疏水量 c 当低压加热器疏水泵无备用时,可能进入的凝汽器的事故放水量3.3.2 凝结水泵量程的选择 根据火力发电厂设计规程第8.5.4条规定，凝汽式机组的凝结水泵量程按下列要求选择： （1）无凝结水除盐设备时,凝结水泵的量程应为下列各项之和a 从凝汽器热井到除氧器、凝结水泵的介质流动阻力,另加1020%的裕量 b 除氧器凝结水处入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差 c 除氧器最大的工作压力,另加15%的富裕量 d 凝汽器最高真空 （2） 有凝结水除盐装置时,凝结水泵和凝结水升压泵的扬程参考以上原则，并计入除盐设备的阻力。1. 凝结水泵压力计算 入口压力 出口压头 2. 压力校核 根据凝结水泵入口压力查热力性质表，由差值法求得 m/kg所以3. 扬程计算 扬程 m理论扬程 m(裕量10%15%,取10%) 4.容积流量因为 kg/h 所以 m/h 则理论体积流量 m/h (裕量5%10%,取8%) 每台容积流量 m/h 根据扬程和容量选择合适的凝结水泵。第四章 锅炉燃烧系统的计算4.1 燃料性质及锅炉各部件的重要参数1 .设计煤种：淮南烟煤2. 燃料特性参数： = 20.96%， =64.6% ， =4.25% = 8.2% ， =1.17% ， =0.74% =24300kJ/kg =30% ， Kkm =1.33. 锅炉主要技术参数： 过热蒸汽出口温度：=540 给水温度：=262.4 再热蒸汽进口温度：=323 汽包压力：18.913MPa 再热蒸汽出口温度：=540 锅炉效率：%4. 锅炉型式： HG1025/16.8-HM11亚临界一次中间再热强制循环汽包炉5. 锅炉过量空气系数及漏风系数 炉膛出口过量空气系数：=120 空气预热器漏风系数：=0.2 制粉系统漏风系数： 除尘器漏风系数：0.14.2 燃烧系统的计算表4-1名称符号单位公式结果燃料低位发热量前面计算24300预热器出口空气比值采用1.15预热器空气进口温度采用35空气预热器进口焓温焓表272.23冷风温度采用22冷风焓温焓表179.87空气炉外加热量106.214燃料物理显热不考虑燃料支配热量=+24406.214排烟温度假设126排烟焓温焓表1235.67排烟热损失=4.0机械未完全燃烧热损失给定1.5化学未完全燃烧热损失给定0.5锅炉机组散热损失查表得0.21灰渣物理热损失忽略不计总热损失=+6.21续表锅炉机组效率=93.79相对效率0.022保热系数效率的相对误差=0.99776过热蒸汽出口焓水蒸汽表3401.373给水焓水蒸汽表1146.9再热汽出口焓水蒸汽表3542.627再热汽进口焓水蒸汽表3035.818过热汽流量给定604.481再热汽流量给定525.415锅炉机组吸热量=（-）+（-）452519.761. 锅炉每小时燃料消耗量式中 -锅炉蒸发量 -过热蒸汽出口焓 -给水焓 -再热蒸汽流量 -再热蒸汽出口焓 -低位发热量 -锅炉效率2. 锅炉计算燃料消耗量式中 -机械未完全燃烧热损失，查取1.53.理论空气量的计算 4.理论烟气容积计算 () 式中 所以 第五章 锅炉车间辅助设备的选择5.1 磨煤机选择目前有关磨煤机的选择大体是这样的，对于煤质较硬的无烟煤、贫煤以及杂质较多的劣质煤可以考虑采用筒式钢球磨；对于可磨性系数，或灰份以及水分的烟煤和贫煤可以考虑采用中速磨煤机；对于多水分的褐煤，以及可磨性系数的烟煤可以考虑采用风扇磨。在选用磨煤机的时候还必须结合制粉系统一起考虑。可以参照锅炉原理进行选择。MPS磨煤机是一种新型中速磨煤机，它的主要工作部件是磨辊磨环内有三个磨辊，它们相互间的位置成120角。每个磨辊由于其辊轴位置固定，故只能在原地转动。电动机通过减速器带动磨环转动，磨环又带动磨辊沿自身的轴转动。碾磨过程中磨辊对磨环的压力来自磨辊、支架等的自重和弹簧紧力。弹簧紧力靠作用在上压盘的液压缸加压系统来实现。原煤就在磨辊与磨环之间被碾压成煤粉。干燥及输送过程同其它中速磨一样。热空气从风环流入磨环上部空间，既对燃料起到干燥作用，又将制成的煤粉带到分离器。不合格的煤粉被分离出来飞落回到磨环内重磨。而煤中不易磨碎的铁块、石块、歼石等杂物则从风环处落入磨煤机下部由杂物刮板刮至废物箱内。该型磨煤机与其他类型中速磨相比，其主要优点是： 1. 由于辊子外形凸出近于球状，其滚动阻力较小；由于辊子尺寸大，燃料进入辊下的条件也较好。这些因素有利于使磨煤出力增大和使磨煤单位电耗降低。 2. 由于辊子外形凸出近于球状，比起平盘磨和碗式磨的锥形辊子，磨损均匀性得到了改善。 3. MPS磨无上磨环，因而也就不存在像E型磨中上磨环磨损严重而又难以处理。 4. MPS 磨在容量大型化方面比其他中速磨优越。例如要增大单机出力，E型磨钢球直径需随磨环直径一道增大而使整个磨煤机的横向尺寸变大，而 MPS 磨在增大辊子直径时往往可以基本保持原来的横向尺寸，这对于缩小占地面积，便于大型锅炉机组多台磨的合理布置是很有利的 。 5. 碾磨压力通过弹簧和三根拉紧钢丝绳直接传递到基础上，可以在轻型机壳的条件下对碾磨部件施加高压。 MPS磨是近二、三十年发展起来的一种中速磨，由于上述各方面的优越性，因此在世界不少国家中已广泛采用。在我国山西神头发电厂引进的捷克200MW汽轮发电机组采用的磨煤机即为西德拔柏葛公司提供的MPS190型中速磨机（型号中的数字为磨环滚道中心直径，单位为cm）。所以我们这里采用的就是中速磨煤机MPS 磨。磨煤机出力的校核每台磨煤机的磨煤量 t/h 式中 储备系数。根据规程6.2.3=1.20 台数，取2台磨煤机的最佳转速 r/min出力按下列经验公式计算 式中 磨环滚道的中心直径，在此取1980 mm 工作燃料对出力的影响系数,一般取0.9 工作燃料的可磨性系数,取1.5 原煤质量换算系数(待计算) 煤粉细度，查表得=35%计算如下 式中 实验室测得可磨性系数， 水分修正系数 原煤粒度的修正系数查锅炉原理图513和发电厂设计技术规程5.6.1可得：发电厂采用反击式碎煤机后一般可使煤快尺寸调节到2530mm，又规定：经筛、碎后的煤块大小应适应磨煤机的需要，粒度不宜大于30mm。取 ，查得：=1.0。其中的计算如下 式中 工作基最大水分，可取 煤的分析基水分，=3.6% 煤的平均水分，计算如下 式中 煤粉水分，取工作基内在水分为=1.2% 磨煤机入口的燃料水分 所以 所以选择合适。5.2 送风机的选择5.2.1 送风机的选择原则 根据规程6.3.1和6.3.2，送风机的台数、风量和压头按下列要求确定： (1)每台锅炉应装设有2台送风机。 (2)送风机的风量的富裕量（510%）取8%，压头的富裕量（1015%）取12%。5.2.2 送风机容量的计算式中 送风机容量储备系数,按规程取=1.05计算燃料量. 理论空气量.炉膛出口过量空气系数,=1.20炉膛漏风系数,=0.05制粉系统漏风系数,=0.1空气预热器漏风系数,= 0.2 冷空气温度,=22当地大气压,=735mmHg送风机台数,=2 5.2.3 送风机压头计算式中 冷空气温度,=22 当地大气压,=735 mmHg 压头储备系数,取=110% 风道总阻力,=3200 出厂条件下的流体温度,=20根据送风机的容量和压头选择合适的送风机类型。5.3 引风机的选择5.3.1 引风机台数的确定根据规程6.3.1和6.3.2，引风机台数与送风机台数相同为2台。引风机的型号风量和压头的裕量按下列要求选择：1 当选用高效风机时,应使风机在高效区运行，经技术经济比较后确认。大容量锅炉的离心式送风机可配用双速电动机或其它可靠的调速方式。2 当离心式送风机配用双速电动机时,其低速档时的风量与压头的选择,应根据机组的运行方式，通过技术经济比较后确定。5.3.2 引风机入口实际烟气量实际烟气容积 式中 理论空气量 理论烟气容积 炉膛出口过量空气系数， 式中 容量储备系数,=1.08 引风机台数,=2 计算煤耗量 实际烟气容积，Nm/Kg 空气预热器至引风机一段烟道的漏风系数（烟道漏风系数加除尘器的漏风系数） 1kg燃料燃烧时的理论空气需要量，Nm 引风机处的烟气温度，5.3.3 引风机的压头计算式中 压力储备系数,=1.12 烟道总阻力,=2500Pa 排烟温度，155 理论排烟温度，200 当地大气压，735 mmHg.Pa 根据引风机流量和压头选择合适的引风机。第六章 全面性热力系统的拟定6.1 全面性热力系统的拟定依据一、拟定依据l已拟订的原则性助系统；2已选择的辅助设备；3参考同型式同容量同参数的发电厂有关设计资料；4参考教材全面性热力系统。6.2 全面性热力系统拟定内容一、主蒸汽管道及再热蒸汽管道旁路系统 根据火力发电厂设计技术规程第8.2.l规定主蒸汽系统应按下列原则选择：1对装有高压凝汽式机组的发电厂可采用单元制式母管制系统；2对装有中间再热凝汽式或中间再热供热式机组的发电厂应采用单元制系统。二、主蒸汽管道系统1型式：简单经济安全运行要求采用单元制系统2特点：（1）优点：此系统最简单管道最短管道附件少投资最省而该系统本身事故的可能性也最小，便于机、炉、电的集中控制；（2）缺点：主要是任一主要设备发生事故时整个单元都要被迫停止运行而相邻单元之间不能互相支援，机炉之间也不能切换运行；（3）再热机组单元制的主蒸汽(包括再热蒸汽)管路又可分为单管、双管两种系统，为了避免因管壁厚、直径大的主蒸汽管和再热蒸汽，又要求管道压力损失小，我国再热式机组的主蒸汽管路多采用双管系统，即从过热器引出两根主蒸汽管道分左右两侧进入高压缸两侧的自动主汽门，高压缸排汽也分两路进入再热器，再热后的蒸汽仍分左右两侧沿四根管子经中压缸两侧的中压联合汽门进入中压缸；（4）为了防止两根蒸汽管温度偏差太大可在靠近主汽门处的两根蒸汽管之间装联络。三、再热蒸汽管道系统1蒸汽中间再热方式采用锅炉再循环在汽轮机高压缸作功后的排汽进入锅炉再热后进入中压缸作功。2特点：（1）优点：采用合理的再热压力有可能使总经济性相对提高6-8；（2）缺点： 蒸汽在管路中流动产尘压力降使再热经济效益减少10-15； 再热蒸汽管道的重量和价格都相当高，由于再热器和再热管道中存有大量蒸汽，因此，当山负荷意外中断时，这部分蒸汽有引起汽轮发电机超速的危险，为了保证安全汽轮机必须配备灵敏度高和可靠性大的调节系统，并且增设必要的旁路系统； 采用再热蒸汽系统是为了提高发电厂的热经济性和适应大机组发展的需要，另外也使排汽温度不超过允许的限度，改善末级叶片的工作条件。四、再热机组旁路系统 根据火力发电厂设计技术规程第8.8.2条规定：中间再热机组旁路的设置及其型式内容和控制水平应根据汽轮机及锅炉的型式、结构、性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最大连续蒸发量的30如设备条件具备，经设计任务书明确说明机组必须具备两班制运行甩负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的40-50。1型式采用二级串联旁路系统； 2作用适应滑参数启停需要加快升速保护再热器回收工质与热量降低噪音；3特点：与三级旁路比较较简鞋且容量大，当机组将多余蒸汽排入凝汽器时，回收工质，I级旁路减温水来自凝结水泵出口，为方便于启停时暖管安装时应使用旁路尽可能靠近汽机。五、给水管道系统 根据火力发电厂设计技术规程第8.3.1条规定：给水系统按下列原则选择：1对装有高压供热式机组的发电厂应采用母管制2对装有高压凝汽式机组的发电厂可采用单元制，扩大单元制和母管制系统3对装有中间再热凝汽式或中间再热式机组的发电厂应采用单元制系统4给水操作台的路数容量应根据锅炉进水路数及调节阀性能研究确定；当采用给水泵时给水操作台应根据锅炉和给水泵性能适当简化.从除氧器给水箱经给水泵,高加到锅炉省煤器的全部管路系统为给水管道系统.锅炉给水管道系统必须保证发电厂在任何运行条件下和任何事故条件下都能不断的向锅炉进水,因此保证锅炉给水的 可靠性就显得更为重要.本设计采用的是单元给水系统，其特点是系统简单，管路短，阀门少，投资少，便于机炉集中控制管理和维修方便，特别是给水泵采用改变给水泵的转速来调节给水量.本机设置给水泵，机组在额定负荷下两台运行一台备用，备用容量大在每台给水泵出口压力侧按水流方向装设一个逆止阀和一个截止阀，装设逆止阀是防止给水泵停止运行时压力低，水倒流入给水泵，给水泵倒转并冲击低压给水管道；截止阀的作用是当给水泵停止运行时切断与高压侧的联系，给水泵入口装设闸阀运行时全开减少给水泵进口阻力。给水泵与逆止阀之间装设再循环管，其作用是保护给水泵的安全，当给水泵空转或低负荷时需要有一定的水量通过给水泵通过再循环管将部分水返回到除氧器给水箱，以防止给水泵空转或低负荷时流量低于最小流量时，造成叶轮与给水摩擦以致水温升高产尘汽化，甚至找成泵振动和断水事故，每根再循环管上装有两个截止阀(其中一个电动)两者并列连接去除氧器侧装有一个总门，当给水泵需要放水检修时，用宋各段再循环管的压力水。 为了保证高转速主给水泵不汽化，本设计采用在主给水泵前另设低转速的前置泵，与给水泵连接方式为分别用各自的电动机来驱动 。 锅炉过热器的减温水及I级旁路的减温水由给水泵出口母管直接供给；再热器减温水山给水泵三级抽汽接出。 给水泵出口压力水可以通过高加也可以饶过冷隙送往锅炉。六、给水回热系统 回热加热系统包括：抽汽管路系统、高加给水管路系统、主凝结管道系统除氧器及给水箱管道系统、补水管道系统、疏水箱管道系统、锅炉排污扩容器管道系统、轴封管道系统、真空及空气管道系统、低位水箱管道系统。1抽汽管路系统 本机组共有八段不调整抽汽一段抽汽在高压缸后第九级抽出流经高压缸的 内外夹层之间，从外缸引到#3高加二段抽汽从高压缸排汽管引出供#2高加用汽；三段抽汽供#1高加用汽，四段供汽供除氧器用汽；五段抽汽引到#4低加,六段抽汽供#3低加用汽；七段抽汽供#2低加用汽；八段抽汽高中压缸轴封加热器，同时引到#4低加。 另外轴封冷却器有导入八段抽汽的备用管道，当汽封加热器漏泄不能工作时，可将轴端汽封用汽暂时导入八段抽汽，汽封加热器装有两台轴封排汽风机，作用在于汽封量最大时，排除汽气混合物以提该汽封加热器的负压。除8段抽汽外，各抽汽管道均装设电动截止门和液压逆上门，八段抽汽管路未装截止门和液压逆止门的原因是该段抽汽压力已低于lata，蒸汽比容较大关径交粗，无论截止门或逆止门都不易执照，另外该抽汽是从汽轮机最末二级前抽出的压力很低，压降小，焓降也小，作功能力小，即使突然甩负荷或自动主汽门关闭时，蒸汽倒流入汽轮机内也不能使汽轮机超速，但是当批低加管系漏时，机组有进水的危险，此时必须停机处理。电动截止门和水压逆止门作用是汽轮机甩负荷时，自动主汽门关闭后，水压逆止门和截止门关闭时发生事故。2高加给水管路系统 高加的水侧是在给水泵的全压力下工作的，当水管破裂漏水时，水可能从抽汽管反冲入汽轮机，引出冲击造成事故，所以高加水侧管路中装有自动旁路借助加热器疏水水位信号而动作，一旦加热器故障停用时，给水通过自动旁路门及旁路管道进入锅炉而不影响给水间断 为了防止高加故障时压力升高，在汽侧装有安全阀 抽汽在表面式加热器中放热后的凝结水称为加热器的疏水，本机组高加疏水采用逐级自流方式即#3高加疏水，借助于压力差自流入#2高加，#2高加疏水经过疏水冷却器后，自流入扒高加疏水自流除氧器为此装有自Gl至#4低加的疏水管道 为了减少疏水逐级自流所引起的冷源损失，减少2段抽汽，提高热经济性在#2高加和机高加之间装有一台疏水冷却器，用给水冷却#3#2和轧高加疏水，减少冷源损失3主凝结水管道系统 凝结水有凝结水泵从凝汽器中吸出，依次流入凝结水泵、轴封加热器、#1低加、轴封冷却器及#2G4低加，最后进入除氧器，凝结水泵吸入侧装有闸阀，压力侧装有开闭调节阀和逆止阀，逆止阀的作用是防止凝结水倒流入凝汽器中。汽轮机在第一次启动和大修后，凝汽