交的毕业论文

1、第1章 绪论11火力发电的现状及其发展的方向 最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200MW级提高到300600MW级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300MW。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400MW。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在3

2、00700MW。 火力发电按其能量供应情况可分为只供电的凝汽式发电厂的和同时供应电能和热能的热电厂。按原动机类型分为汽轮机发电厂、燃气轮机发电厂、 柴油机发电厂。按其所用燃料分，主要有燃煤发电厂、燃油发电厂、燃气发电厂。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。1.2我国火力发电的现状及其发展方向 改革开放初期，我国只有为数不多的200MW火电机组。目前，300MW及以上大型火电机组比重达到59%,600MW及以上清洁高效机组已成为新建项目的主力机型，并逐步向世界最先进水平的百万千瓦超超临界压力机组发展。截止2008年9月底，全国已有10台百万千瓦超

3、超临界压力机组投运。大机组的广泛应用是我国火电的发电效率大大提高。 同时，我国电力正朝着节能环保方向快速的发展。2007年，全国共关停小火电机组553台，容量达1438万千瓦，比当年关停1000万千瓦的目标超额了43.8%。2007年，全国电力二氧化硫排放量比2006年减少9.1%，为近年来全国二氧化硫年排放总量首次下降作出了贡献。我国火电技术发展的主要方向是继续实行大电站、大机组、高参数、环保节水的技术路线，采用超临界、超超临界压力机组及循环流化床技术，整体煤气化发展技术，增大热电联产、燃气蒸汽联合循环及分布式能源系统在电源中的比例等，以提高火力发电厂效率、降低发电成本、减少环境污染为目标。

4、在国内外火电机组的回热循环的系统中，循环工质是水。因水能适应机组在热力特性方面的要求和水在自然界存在最普遍，范围广，储存量大，价廉等众多特点所决定。但在天然水中含有泥沙，悬浮物，油类，矿物质溶解后的盐类和各种有害气体。为了使水能适应火电机组的要求，用化学除盐的方法，除去水中所含的矿物质形成的各种盐类，用加热和降压的方法，除去水中的有害气体，主要是氧。氧在给水系统和省煤器进口部分，会产生电化学反应，造成电化学腐蚀。给以上设备带来极大的危害性。影响火电机组的安全运行。为了保证火电机组的安全运行，必须初去水中的氧，使之含量在允许范围内。如果除氧器的效果不好就会有以下的不好影响：造成设备腐蚀；锅炉受热

5、面结垢，换热效果恶化。管道温度升高，可能爆管。所以，除氧器的设计是极其重要的。为了更好的将所学的知识与实际生产相联系在一起，也为了加深对火电厂除氧的重要性及其设备工作原理的认识，故选作此题目。新型旋膜改进型除氧器的传热，传质方式与已有的淋水盘式、旋膜式和雾化式不同，主要是将射流，旋转膜和县挂式泡佛三种传热方式缩化为一体的传热、传质方式，它具有很高的效率。新型旋射膜管具有很大的解析能力，并造成液膜没管壁强力旋转卷吸大量蒸汽，增强换热，传质功能，将相向泡沸改为悬挂式泡沸，提高各层中蒸汽流速高时泛点(飞溅)并能保持汽(气)体通道；将独立的三种传热、传质装置缩化为一体，在一个单元的部件内完成。由于它具

6、有很高的效率和某些特殊的功能，突破了已有除氧器的技术性能。50年代的除氧器是大气式立式除氧器。工作压力为0.0196Mpa，大多是配25MW以下的机组。60年代以后，我国有50MW,125MW,200MW高压火电机组后，除氧器也由大气式向压力式立式除氧器方面转变。工作压力式0.49Mpa，工作温度小于或等于300°C。大多数式定压运行。80年代后，我国火电机组向高参数大容量发展，除氧器也由历史向卧式方面转变。配300MW,600MW机组的除氧器是压力式卧式除氧器。其运行方式也由原来的定压运行向滑压运行方向发展。工作压力在0.882Mpa到1.4Mpa之间。工作温度在343°

7、C到371°C之间。从除氧器的发展过程可以看出随着火电机组的发展，除氧器的发展趋势由原来的体积小，重量轻，逐步发展为大而重。其金属重量和基础荷重也迅速增加，初投资费用也增加。第1章 绪论11火力发电的现状及其发展的方向 最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200MW级提高到300600MW级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300MW。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦

8、的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400MW。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300700MW。 火力发电按其能量供应情况可分为只供电的凝汽式发电厂的和同时供应电能和热能的热电厂。按原动机类型分为汽轮机发电厂、燃气轮机发电厂、 柴油机发电厂。按其所用燃料分，主要有燃煤发电厂、燃油发电厂、燃气发电厂。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。1.2我国火力发电的现状及其发展方向 改革开放初期，我国只有为数不多的200MW火电机组。目前，300MW及以

9、上大型火电机组比重达到59%,600MW及以上清洁高效机组已成为新建项目的主力机型，并逐步向世界最先进水平的百万千瓦超超临界压力机组发展。截止2008年9月底，全国已有10台百万千瓦超超临界压力机组投运。大机组的广泛应用是我国火电的发电效率大大提高。 同时，我国电力正朝着节能环保方向快速的发展。2007年，全国共关停小火电机组553台，容量达1438万千瓦，比当年关停1000万千瓦的目标超额了43.8%。2007年，全国电力二氧化硫排放量比2006年减少9.1%，为近年来全国二氧化硫年排放总量首次下降作出了贡献。我国火电技术发展的主要方向是继续实行大电站、大机组、高参数、环保节水的技术路线，采

10、用超临界、超超临界压力机组及循环流化床技术，整体煤气化发展技术，增大热电联产、燃气蒸汽联合循环及分布式能源系统在电源中的比例等，以提高火力发电厂效率、降低发电成本、减少环境污染为目标。在国内外火电机组的回热循环的系统中，循环工质是水。因水能适应机组在热力特性方面的要求和水在自然界存在最普遍，范围广，储存量大，价廉等众多特点所决定。但在天然水中含有泥沙，悬浮物，油类，矿物质溶解后的盐类和各种有害气体。为了使水能适应火电机组的要求，用化学除盐的方法，除去水中所含的矿物质形成的各种盐类，用加热和降压的方法，除去水中的有害气体，主要是氧。氧在给水系统和省煤器进口部分，会产生电化学反应，造成电化学腐蚀。

11、给以上设备带来极大的危害性。影响火电机组的安全运行。为了保证火电机组的安全运行，必须初去水中的氧，使之含量在允许范围内。如果除氧器的效果不好就会有以下的不好影响：造成设备腐蚀；锅炉受热面结垢，换热效果恶化。管道温度升高，可能爆管。所以，除氧器的设计是极其重要的。为了更好的将所学的知识与实际生产相联系在一起，也为了加深对火电厂除氧的重要性及其设备工作原理的认识，故选作此题目。新型旋膜改进型除氧器的传热，传质方式与已有的淋水盘式、旋膜式和雾化式不同，主要是将射流，旋转膜和县挂式泡佛三种传热方式缩化为一体的传热、传质方式，它具有很高的效率。新型旋射膜管具有很大的解析能力，并造成液膜没管壁强力旋转卷吸

12、大量蒸汽，增强换热，传质功能，将相向泡沸改为悬挂式泡沸，提高各层中蒸汽流速高时泛点(飞溅)并能保持汽(气)体通道；将独立的三种传热、传质装置缩化为一体，在一个单元的部件内完成。由于它具有很高的效率和某些特殊的功能，突破了已有除氧器的技术性能。50年代的除氧器是大气式立式除氧器。工作压力为0.0196Mpa，大多是配25MW以下的机组。60年代以后，我国有50MW,125MW,200MW高压火电机组后，除氧器也由大气式向压力式立式除氧器方面转变。工作压力式0.49Mpa，工作温度小于或等于300°C。大多数式定压运行。80年代后，我国火电机组向高参数大容量发展，除氧器也由历史向卧式方面

13、转变。配300MW,600MW机组的除氧器是压力式卧式除氧器。其运行方式也由原来的定压运行向滑压运行方向发展。工作压力在0.882Mpa到1.4Mpa之间。工作温度在343°C到371°C之间。从除氧器的发展过程可以看出随着火电机组的发展，除氧器的发展趋势由原来的体积小，重量轻，逐步发展为大而重。其金属重量和基础荷重也迅速增加，初投资费用也增加。第2章设计与计算说明书2.1汽轮机类型和参数汽轮机设备为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，汽轮机型号为CZK60016.7/538/538，亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。机组型式：亚临界、一次中间再热、

14、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机组；额定功率：pe=600MW； 主蒸汽初参数（主汽阀前）：p0=16.7Mpa,t0=538；再热蒸汽参数（进汽阀前）： 冷段：， 热段：，汽轮机排汽压 力 ：pc=14KPa ，排汽比焓：hc=2355.453kJ/kg。2.2锅炉类型和参数锅炉型号：HG1060/17.5HM35，锅炉为亚临界参数 。额定蒸发量：2008 T/h过热蒸汽出口参数： Pb=17.5MPa，t0=541再热蒸汽入口参数：，再热蒸汽出口压力：， 排烟温度：t烟=145； 给水温度：tfw=280.5;锅炉效率：b=93.8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

15、泵中间抽头。2.3回热加热系统参数1-3号高压加热器设有蒸汽冷却段和疏水冷却段，5-8号低压加热器设有疏水冷却段，其疏水和轴封加热器疏水最终进入冷凝器（图见附录）。机组各级回热抽汽参数见表1-1表1.1 600MW亚临界机组会热系统计算点汽水参数（VWO工况）项目单位H1H2H3H4H5H6H7H8SG*汽侧抽汽压力MPa6.5854.0221.8820.9760.4630.1180.0470.019抽汽温度tj386.9333434.6328.6235.9139.588.561.2抽汽比焓kJ/kg3134.353943050.8063325.647093113.150862932.9166

16、2754.2152594.71382486.8012976.5抽汽管道压损%33555555加热器侧压力MPa6.3873.9011.7880.9270.440.1120.0450.0180.098汽侧压力下饱和温度279.7248.9206.8176.6147.1102.878.7457.899.06汽侧压力下饱和水焓kJ/kg1234.5981079.9883.16748.4619.82430.946329.63241.97415.104水侧水侧压力MPa20.1320.1320.130.70741.7241.7241.7241.7241.724 加热器上端差-1.70002.82.82.

17、82.8加热器出口水温281.4248.9206.8176.6180144.310075.945535.3加热器出口水焓kJ/kg1237.738491081.1179890.425257748.4773.4608.563847420.283319.263438231.6854149.389866加热器进口水温248.9206.8180144.310075.945535.332.19加热器进口水焓kJ/kg1081.1179890.425257773.4608.563847420.283319.263438231.6854149.389866136.3加热器下端差5.55.55.55.55.5

18、5.55.55.5疏水温度254.4212.3185.5165.4105.581.4460.540.8疏水比焓kJ/kg1106.69897908.793406883.16699.3442.5425341.00956253.267375208.98312415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上表。 2.4计算中用的其它数据(1)全厂汽水损失D1=0.01Db。(2)其他有关数据选择回热加热器效率h=，轴封用汽量 Dsg=0.01D0 。补充水入口水温 。在计算工况下机械效率，发电机效率。给水泵组焓升，凝结水泵焓升。小汽轮机用汽量。蒸汽流量

19、约为 1800t/h新蒸汽、再热蒸汽计算点参数如表1-2所示。表1.2 新蒸汽、再热蒸汽计算点参数表汽水参数单位汽轮机高压缸入口再热器入口再热器出口排汽C压力pMPa16.74.0223.620.014温度t538303.5538汽焓hkJ/kg3396.4062968.4583533.85642334.3832.5数据计算2.5.1整理原始数据得总汽水焓值，如表1-2所示。2.5.2全厂物质平衡 汽轮机总耗气量 锅炉蒸发量 锅炉给水量 补充水量 2.5.3计算汽轮机各段抽汽量Dj和凝汽流量Dc(1)由高压加热器H1热平衡计算D1 (2)由高压加热器H2计算D2 由物质平衡计算H2输水量Ddr

20、2 计算再热蒸汽量Drh由于高压缸轴封漏汽为，轴封漏汽全部引入轴封加热器，故从高压缸物质平衡可得 (3)由高压加热器H3热平衡计算D3H3的输水量Ddr3 (4)由除氧器H4热平衡计算D4由于计算工况再热减温水量为0，因此除氧器出口水量（给水泵出口水量）。第四段抽汽D4包括除氧器加热用汽和小汽轮机用汽D1t两部分。除氧器的进水量Dc4第四段抽汽D4(5)由低压加热器H5热平衡计算D5 (6)由低压加热器H6热平衡计算D6 由物质平衡计算H6的输水量Ddr6 (7)由低压加热器H7热平衡计算D7 由物质平衡计算H7的输水量Ddr7 (8)由低压加热器H8热平衡计算D8 由物质平衡计算H8的输水量

21、Ddr8(9)将轴封加热器和凝汽器看成一个整体，由热井物质平衡计算Dc 有汽轮机吧物资平衡校核 与Dc误差很小，符合工程要求。计算结果汇总于表1-3。D（t/h）h（kJ/kg） D0Drh=0.83598179D0 D1=0.07961467D0D2=0.08440354D0D3=0.0476626D0D4=0.03433875D0+100.86552D5=0.058946D0D6=0.03015796D0D7=0.02582D0D8=0.025938D0h0=3396.406qrh=565.3984h1=3134.35394h2=3050.806h3=3325.64709h4=3113.1

22、5086h5=2932.9166h6=2754.215h7=2594.7138h8=2486.801Dsg=0.01D0Dc=0.60311748D0-100.86552hsg=2976.5hc=2334.383表1.3 D和H2.5.4汽轮机汽耗计算及功率校核(1)计算汽机的内功率 带入已知数据及前面计算结果（表1-3），经整理后得：3961.8044 (2)有功率方程式求D0 (3)求各级抽汽及功率校核，将D0数据带入各处汽水相对值和各级抽汽及排汽内功率，列入表1-4中。表1.4 各项汽水流量、抽汽及排汽内功率项 目数量（t/h）项 目数量（t/h）汽轮机汽耗锅炉蒸发量给水量全场汽水损19

23、67.15681996.115983681996.1159836819.9611598368化学水补充水再热蒸汽量19.96115983681652.03109898项 目抽汽量（t/h）内功率Wij（kJ/h）项 目抽汽量（t/h）内功率Wi（kJ/h）第一级抽汽量D1第二级抽汽量D2第三级抽汽量D3第四级抽汽量D4第五级抽汽量D5157.331072166.7946394.1887711168.724274116.48653941228931.51960857644224.12859918875.255182143188452.41403119851578.84132第六级抽汽量D6第七级

24、抽汽量D7第八级抽汽量D8汽轮机排汽Dc59.596857751.024368651.25755511090.9891971968533.631869754934.68475605068.04821775499154.97功率校核 2.5.5 热经济指标计算(1)机组热耗Q0、热耗率q、绝对电效率。 (2)锅炉热负荷Qb和管道效率根据锅炉蒸汽参数查得过热器出口焓hb=KJ/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 参 考 文 献1. 火力发电厂金属技术监督规程 .S . DL438-2000 中华人民共和国国家经济贸易委员会2. 钢制压力容器.S GB150-1998.国家技术监督局3. 压力容器安全技术监察规程.S.1999 国家质量技术监督局4