1000mw超临界机组主设备选型及全面性热力系统初步设计说明

1、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60.1 超超临界的概念60.2 发展超超临界火电机组的战略意义60.3 超超临界火电机组国内外现状70.4 中国发展超超临界火电机组的必要性和迫切性80.5 论文的结构介绍9第一章 主设备选型101.1发电厂类型和容量的确定101.2主要设备选择原则11汽轮机组12锅炉机组131.3 主设备选择13第二章 原则性热力计算152.1发电厂热力系统计算目的152.2热力系统计算方法与步骤152.3发电厂原则性热力系统的拟定172.4全厂原则性热力系统计算17原始数据17热力计算过程21第三

2、章 辅助热力系统293.1 补充水系统29工质损失29补充水引入系统293.2 轴封蒸汽系统313.3辅助蒸汽系统32第四章 主蒸汽再热蒸汽系统344.1 主蒸汽系统的类型与选择34主蒸汽管道系统的特点和形式34主蒸汽系统形式的比较和应用344.1.3 主蒸汽再热蒸汽系统的设计364.2主蒸汽系统的设计注意的问题37温度偏差及对策37主蒸汽管道阀门的选定38管道设计参数的确定39管径和壁厚的计算40第五章 旁路系统435.1旁路系统的概念及其类型435.2旁路系统的作用445.3 旁路系统及其管道阀门的拟定445.4 旁路系统的容量455.5直流锅炉启动旁路系统46直流锅炉与汽包锅炉的启动区别

3、46直流锅炉启动特点47启动系统49启动旁路系统的选择51第六章 给水系统526.1 给水系统型类型的选择52给水系统的类型53给水系统的选择536.2 给水泵的配置54给水泵的选择54给水泵的连接方式55第七章 回热抽汽系统567.1回热加热器的型式56混合加热器57表面式加热器577.2本设计回热加热系统确定607.3加热疏水系统的确定617.4主凝结水系统及其管道阀门的确定617.5 除氧系统的确定62给水除氧62除氧器的类型和选择确定647.6 回热抽汽隔离阀与止回阀657.7回热蒸汽管道的初步设计66设计要求667.7.2 设计参数66管径的计算67第八章 疏放水系统698.1疏放水

4、系统的组成698.2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。 ABSTRACT Chinas coal resources in the country, how to improve the efficiency of coal-fired generatin

5、g units to reduce harmful gas emissions become very pressing issue on the front of the decision-making and scientific research departments. According to the technical statistics, the ultra-supercritical unit efficiency of the unit put into operation since the 1990s up to 43% -48%, supply coal consum

6、ption 260g/kw.h-290 g / kw.h than with the capacity of conventional supercritical unit efficiency improved by 4% -5%, the Shakespeare supercritical units and high efficiency of about 8% -10%. Therefore, great efforts to develop ultra-supercritical thermal power units is an urgent need to be welcomed

7、 by Chinas major energy development strategy.From the principle of thermodynamic system of the demonstration power plant of a comprehensive thermal systems new programs, new boilers, turbines and other equipment selection, design of power plants using non-standard design, and the principle power pla

8、nt thermal system to calculate the main purpose is todetermine the various parts of soft drinks flow and its parameters generating capacity at different load conditions for heat and thermal economic indicators of the whole plant, thus measurable improvement of thermal equipment, reasonable thermodyn

9、amic system, safety of operation andthe economy of the whole plant, the optimization of the thermal system is reasonably practicable measures.Key words Ultra-supercritical；units Thermal system； Parameter Efficiency； Equipment； 绪论0.1 超超临界的概念0.2 发展超超临界火电机组的战略意义0.3 超超临界火电机组国内外现状0.4 中国发展超超临界火电机组的必要性和迫切性

10、0.5 论文的结构介绍 第一章 主设备选型 1.1发电厂类型和容量的确定发电厂的设计，必须按国家规定的基本建设程序进行。发电厂设计的程序为：初步可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计。在初步可行性研究报告中就应明确发电厂的类型和容量，通常是根据建厂地区电力系统现有容量、发展规划、负荷增长速度和电网结构并对燃料来源、交通、水源及环保等进行技术经济比较和鸡精效益分析后确定的。若该地区只有电负荷，可建凝汽式电厂；当有供热需要，且供热距离与技术经济条件合理时，发电厂应优先考虑热电联产。新建或扩建的发电厂应以煤为主要燃料。燃料低热值煤（低质原煤、洗中煤、褐煤等）的凝汽式发电厂宜建在燃料产地附近；有

11、条件时，应建矿口发电厂。在天然气供应有保证的地区可考虑新建、扩建或改建燃气蒸汽联合循环电厂，以提高发电厂的经济型，改善电网结构和满足环境保护的要求。影响机组容量选择的因素有： 电网（单机容量电网容量的10%）； 汽轮机背压； 汽轮机末级排汽面积（叶片高度）； 汽轮发电机组（单轴）转子长度；发电机组的大容量化，即单轴串联布置或双轴并列布置。一般而言单机容量增大，单位容量的造价降低，也可提高效率，但根据国外多年分析研究得出，提高单机容量固然可以提高效率，但当容量增加到一定的限度（1000MW）后，再增加单机容量对提高热效率不明显。国外已投运的超超临界机组单机容量大部分在700MW1 000MW之间

12、。就锅炉而言，单机容量继续增大，受热面的布置更为复杂，后部烟道必须是双通道，还必须增加主蒸汽管壁厚或增加主蒸汽管道的数目。单机容量的进一步增大还将受到汽轮机的限制。近30年来，汽轮机单机容量增长缓慢，世界上现役的单轴汽轮机大部分为900MW以下，最大功率单轴汽轮机仍然是前苏联制造的1 200MW汽轮机，双轴最大功率汽轮机是美国西屋公司制造的（60Hz）1390MW。目前世界上900MW以上的机组，无论50Hz还是60Hz，都是以双轴布置占多数。但是随着近年来参数的不断提高，更长末叶片的开发以及叶片和转子材料的改进，单轴布置越来越成为新的发展趋势。机组蒸汽参数和机组容量的选择应该从现有国内制造业

13、基础及技术可行性考虑，从效率、单位千瓦投资、占地、建设周期、我国经济和电力工业发展的需要进行综合考虑，选择符合我国国情的大型化超超临界机组方案。1.2主要设备选择原则机组的蒸汽参数是决定机组热效率，提高热经济性的重要因素。提高蒸汽参数（蒸汽的初始压力和温度）、采用再热系统、增加再热次数，都是提高机组效率的有效方法。根据工程热力学原理，工质参数提高必然使得机组的热效率提高，这主要是改善热力循环系统所致。从研究成果可知，主蒸汽温度每提高10 ，热效率值可提高约0.28%；再热蒸汽温度每提高10 ，热效率可提高约0.18%。对于一次中间再热的超临界参数以上的机组，工质压力每提高1MPa，热效率大约可

14、提高0.2%。因此，在同比条件下（均为一次再热），主蒸汽压力从25MPa升至31MPa，机组热效率相对只提高约1%，只有单纯将温度从566 /566 提高至600 /600 时效率提高值的一半。部分专家的分析意见认为，我国目前超超临界机组的主汽压力应取在世界先进水平2831MPa的下限，这主要是考虑到提高设备的可靠性。根据早期超超临界机组的运行情况看，机组事故的产生多是由于高压段参数所引起。另一个考虑就是降低设备的造价。主汽参数的选择对造价影响非常大，特别是在锅炉受热面和汽轮机高压缸。但对于主汽压力25MPa的情况来说，采用25MPa/600 /600 与相同容量常规超临界24.2MPa/56

15、6 /566 机组相比，除部分材料及图纸需要更改外，大部分图纸可以通用，技术继承性较好。从近年来国际上超超临界机组参数发展看，主流是走大幅度提高蒸汽温度（取值相对较高600 左右）、小幅度提高蒸汽压力（取值多为25MPa左右）的技术发展之路。此技术路线问题单一，技术继承性好，在材料成熟前提下可靠性较高、投资增加少、热效率增加明显，即综合优点突出，此技术路线以日本为代表。另一种技术发展是蒸汽压力和温度都取值较高（2830MPa，600 左右）、从而获得更高的效率，主要以丹麦的技术发展为代表。近年德国也将蒸汽压力从28MPa降至25MPa左右。超超临界今后发展重点仍偏重在材料研发与温度提高上。将目

16、前已经达到的600610 平台，依次跃升到650660 、700710 及750760 三个台阶。与此同时，在技术已经成熟及不断降低制造成本、提高自动化水平前提下，也会继续尝试升压之路，把初压最终提高到35Mpa以上并采用两次再热，使汽轮机效率达到最高境界。应该看到，世界上先进的超临界和超超临界电站的发展经验表明，机组效率的提高来源于许多方面的因素，如：较低的锅炉排烟温度，高效率的主、辅机设备，煤的良好燃烧，较高的给水温度，较低的凝汽器压力，较低的系统压损，蒸汽再热级数，等等。据国外研究报告估计，仅由于提高蒸汽参数而提高的效率最多为效率总提高量的一半左右。因此，发展超超临界机组的工作不仅仅是简

17、单地提高蒸汽参数就可以实现，还必须同时注重其他相关技术的开发和研究工作。汽轮机组对汽轮机组的选择，是指容量、参数和台数的选择。（1）汽轮机容量 发电厂的机组容量应根据系统规划容量、负荷增长速一台机组发生事故时，电网安全和供电质量（电压和频率）才能得到一定的保证，以便迅速启动事故度和电网结构等因素进行选择。最大机组容量不宜超过系统总容量的10%。这样，当最大备用机组，保证安全供电。对于负荷增长较快的形成中的电力系统，应选用效率高的600、1000MW机组。（2）汽轮机参数 我国电网容量超过1000MW的大电网已越来越多，因此符合采用高效率大容量中间再热式汽轮机组的条件。近年建设的大型凝汽式火电厂

18、汽轮机组大多为6001000MW，其参数为超临界压力和超超临界压力。截至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。 （3）汽轮机台数 火电厂最终的汽轮发电机组台数不宜过多，一般以46台、机组容量等级以不超过两种为好。且同容量机、炉宜采用同一制造厂的同一类型或改进类型，其配套设备的类型也宜一致。这样可使主厂房投资少，布置紧凑、整齐，备品配件通用率高，占用流动资金少，便于运行管理。 对兼有热力负荷的地区，经济技术比较证明合理时，应采用供热式机组。供热式机组的类型、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比较选定，同样宜优先选用高参数、大容量

19、的抽汽式供热机组。对于有稳定可靠的热负荷，可考虑选择背压式机组或抽汽背压式机组。至于热电厂中机组的台数，为了确保热用户在任何时候都能获得所需要的热负荷，最终规模控制在四机五炉。当热电厂是分期建设时，第一期工程如安装一台汽轮机，必须有备用锅炉，所以配一机二炉为好。当汽轮机或锅炉发生故障时，也不会影响热用户。锅炉机组（1）锅炉参数大容量机组锅炉过热器出口额定蒸汽压力通常选取汽轮机额定进气压力的105%，过热器出口额定蒸汽温度选取比汽轮机额定进气温度高3C。冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降宜分别取汽轮机额定工况下高压缸汽压力的1.5%2.0%，5%，3.5%3.0%。再热

20、器出口额定蒸汽温度比汽轮机中亚缸额定进汽温度高3 C为宜，主要是为减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和散热损失，提高循环热效率。（2）锅炉类型 大型火电厂锅炉几乎都采用煤粉炉，其效率高，可达90%93%。容量不受限制，目前与1000MW机组配套的锅炉蒸发量已达3000t/h以上。因此锅炉类型的选择还要考虑水循环方式。 水循环方式与蒸汽初参数有关，通常亚临界参数以下多菜采用自然循环汽包炉，循环安全可靠，热经济性高；亚临界参数可采用自然循环或强制循环，后者能适应调峰情况下承担低负荷时水循环的安全；超临界参数只能采用强制循环直流炉。（3）锅炉容量与台数 凝汽式发电厂一般一机配一炉，不设备用锅炉。锅炉的最大连

21、续蒸发量（BMCR）按汽轮机最大进汽量工况相匹配。对装有供热式机组的发电厂，选择锅炉容量和台数时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧的负荷（一般不宜小于1/3锅炉额定负荷）以保证过路的安全稳定运行。选择热电厂锅炉容量时，应当考虑当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其他可靠热源）应满足以下要求：（1）热力用户连续生产所需的生产用汽量；（2） 冬季采暖、通风和生活用热量的60%75%，严寒地区取上限。此时，可降低部分发电出力。当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。1.3 主设备选择 锅炉选择为哈尔滨锅

22、炉厂有限责任公司设计的超超临界变压运行直流锅炉（型号：HG-2953/27.56-YM1），最大连续蒸发量为2996.3t/h，额定蒸发量为2909.03t/h，主蒸汽额定温度为605C，主汽压力27.56 MPa，再热汽温600 C，再热汽压5.746MPa；启动系统采用内置式汽水分离器和炉水循环泵；点火系统同时配备了油枪和等离子系统。 汽轮机为上海汽轮机厂（德国西门子公司提供技术支持）设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机（型号：N1000-26.25/600/600(TC4F)），额定功率1000MW，主蒸汽额定温度为600C，主汽压力26.25MPa，再热汽温600

23、C，再热汽压力5.746MPa；采用八级不可调整抽汽。 给水系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台25容量的电动启动给水泵在正常运行工况下，给水泵汽轮机的汽源来自第四级抽汽；在低负荷和启动工况下，给水泵汽轮机的汽源来自冷再热蒸汽。给水泵汽轮机的排汽经排汽管道和排汽蝶阀排到主机凝汽器 ；旁路系统采用容量为40%BMCR的高、低压两级串联系统。回热抽汽系统里，高压缸设有一级抽汽,第二级抽汽采用高压缸排汽，中压缸有两级抽汽、低压缸有四级抽汽，分别供给三只高加,一只除氧器，四只低加。第四级抽汽还供给两只给水泵小汽轮机用汽。本机组设有两级串联的高、低压旁路系统。该旁路系统配置瑞士CCI AG/SULZE

24、R公司制造的AV6旁路控制系统，由高低压旁路控制装置、高低压控制阀门、液压执行机构及其供油装置等组成。该旁路系统具有40BMCR高压旁路容量和40%BMCR+高旁喷水量的低压旁路容量。主蒸汽管与汽机高压缸排汽逆止阀后的冷段再热蒸汽管之间连接高压旁路，使蒸汽直接进入再热器；再热器出口管路上连接低压旁路管道使蒸汽直接进入凝汽器。在机组启停、运行和异常情况期间，旁路系统起到控制、监视蒸汽压力和锅炉超压保护的作用。 第二章 原则性热力计算2.1发电厂热力系统计算目的 在热力发电厂的设计或运行中,常需进行全厂热力系统计算。例如:论证发电厂原则性热力系统的新方案;新型汽轮机本体的定型设计;设计电厂采用非标

25、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

26、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。2.2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

27、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: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h

28、s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

29、口端差,可参考下表2-1选取。 表2-1 加热器端差取用表端差上端差下端差无过热蒸汽冷却段有过热蒸汽冷却段数值26-225102、 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、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量的计算。3、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出相应的量来校核,满足工程上允许的1%2%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、等的计算。2.3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2.1 图2

30、.1 1000mw超超临界机组原则性热力系统图2.4全厂原则性热力系统计算 原始数据已知条件如下（阀门全开工况时（=1049.847MW）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 N100026.25/600/600（TC4F） 初蒸汽参数 =26.25MPa =600再热蒸汽参数 高压缸排汽 =6.393 MPa， =377.8 中压缸进汽 =5.746MPa， =600 平均排汽压力 =（0.00440+0.0054）/2=0.0049MPa给水温度 =297.3

31、13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2-2。 表2-2 加热器端差-1.7002.82.82.82.85.65.65.65.6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2-3。 表2-3 各回热抽汽参数项目单位各计算点H1H2H3H4H5H6H7H8SG排汽C抽汽参数压力MPa8.3916.3932.4191.1900.6590.2580.0670.0250.0049温度417.3377.8464.6364.2285

32、.1184.5蒸汽焓饱和水焓136.2项目单位各计算点H1H2H3H4H5H6H7H8SG排汽C加热器水温水焓加热器出口水温2797.9277.8220.6184.9/191.2157.7123.984.761.031.330.6/30.8疏水焓1253.4973.4838.2546.3532.5366.4266.9417.8出口水焓1317.11218.5957.0785.0/828.5666.0521.4355.7256.4132.5128.3/131.3进口水焓1218.5957.0828.5666.0522.9355.7256.4147.4131.3注：分子分母分别表示水泵进出口温度或

33、者比焓。 2，锅炉类型和参数 锅炉类型：HG2953/27.46YM1 型变压运行直流燃煤锅炉 最大连续蒸发量为2996.3t/h，额定蒸发量为2909.03t/h， 铭牌工况下主要参数如下 过热蒸汽出口参数：=27.56MPa，=605 再热蒸汽出口参数：=5.81MPa，=603 再热蒸汽进口参数：=6.12MPa，=372 锅炉效率： =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2-4所示。 表2-4 轴封汽量及其参数项目单位汽量910.82034汽焓3193.23194.4去

34、处SG 上表中，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18662.4kg/h，引入中低压连通管的轴封漏汽量为11044.8kg/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2966.4kg/h；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1299.6kg/h。 全厂汽水损失 =0.01. （2）其他有关的数据 选择回热加热器效率 =0.99 补充水入口水温 =15=62.8kj/kg。 在计算工况下机械效率 =99.6%，发电机效率 =99.06%. 给水泵组焓升 =43.5kj/kg，凝结水泵组焓升=3kj/

35、kg。 小汽机用汽量 =168109.2kg/h。 （3）新蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点汽水参数如表2-5. 表2-5 各计算点汽水参数600377.86003485.23482.13111.63660.8549.2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。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 3，计算汽轮机各段抽汽量和凝气流量（1） 高压加热器H1： 由H1热平衡式求 =（2）高压加热器H2： 求得： 物质平衡得H2疏水量 计算再热蒸汽量Drh 由高压缸物质平衡可得 （3）高压加热器H3 可求得： H3的疏水量 （4） 除氧器D4由于计算工况下

36、再热减温水量是0，因此除氧器出口水量。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。 求得： =除氧器进水量 第四段抽汽 （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 = 整理可得： （6）低压加热器H6： 整理后可得 联立（5）（6）中的式子，可解得 低压加热器进水量 （7） 低压加热器H7：由低压加热器H7的热平衡求D7 可求得 H7的疏水量 （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 可求得 疏水冷却器DC的疏水量

37、 （9） 由凝汽器热井的物质平衡计算Dc 由汽轮机物质平衡校核 与误差很小，符合要求。计算结果如表2-6. 表2-6 计算结果D（kg/h）h（kj/kg）D（kg/h）H（kj/kg）4. 汽轮机汽耗计算以及功率校核 （1）计算汽轮机内功率 代入已知数据，整理可得： （2）由功率方程式求D0 = =3830635686（kj/h） = （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 % 表2-7 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2975.114锅炉蒸发量3005.162651给水量3005.162651全厂汽水损

38、失30.051627化学补充水量30.051627再热蒸汽量2454.521501 表2-8 各段抽汽量项目抽汽量（t/h）内功率第一段抽汽D1155.360453第二段抽汽D2350.896846第三段抽汽D3126.293598第四段抽汽D4268.281288第五段抽汽D5132.413399第六段抽汽D6144.200801第七段抽汽D789.048137第八段抽汽D890.833187汽轮机排汽Dc1614.8385245，热经济指标计算 （1）机组热耗，热耗率q，绝对电效率 （2）锅炉热负荷和管道效率 根据锅炉蒸汽参数查过热器出口焓值 （3）全厂热经济指标 全厂热效率 全厂热耗率

39、发电标准煤耗率 第三章 辅助热力系统3.1 补充水系统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%。

40、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。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

41、水引入系统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/h 式中 补充水量，kg/h； 电厂内部汽水损失量，kg/h； 电厂外部汽水损失量，kg/h；补充水引入系统如图3.1。 图3.1 补充水系统3.2 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

42、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。在机组启动及正常运行期间，防止空气

43、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。 3.3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

44、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

45、，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

46、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0.81.3MPa(g)、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/cm2(g)。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

47、泵汽轮机对蒸汽流量的需求。 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。4.1 主蒸汽系统的类型与选择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

48、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1-2台锅炉与对应的汽轮机组成一个独立单元

49、，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。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