燃煤电厂凝汽式汽轮发电机组基本热力计算与主要动力设备的选择设计说明

1、 . .PAGE- 45 - / NUMPAGES50摘 要机组容量初步确定思路：发电厂容量确定后，汽轮机单机容量和台数即可以确定。大型电网中主力发电厂应优先选用大容量机组，最大机组容量宜取电力系统总容量的8 % 10 % ，国外取4% 6。我国超过25000MW容量的大电网有四个，都可装600MW与以上的大机组，但由于大型发电厂的厂址很不容易选到，燃料运输量大，供水量多，灰渣排放多等因素给厂址的选择带来很大困难。容量大的电力系统，应选用高效率的300MW、 600MW机组。根据我国汽轮机现行规，单机容量25MW供热机组、50 MW以上凝汽式机组宜采用高参数，125200MW凝汽式机组或供热抽

2、汽机组宜采用超高参数，300MW 、600MW凝汽式机组宜采用亚临界参数或超临界参数。本次设计是一次完全的火电厂动力部分设计首先，发电厂原则性热力系统的拟定与计算：包括给水回热和除氧系统、补充水系统、汽轮机和锅炉形式和参数的确定、回热系统参数的确定、加热器组的计算、汽轮机汽耗量与各项流量的计算和热经济指标的计算。其次，汽轮机部分辅助设备的选择：包括给水泵的选择、凝结水泵的选择与循环水泵的选择。第三，对锅炉燃料与其辅助设备的选择：锅炉燃料选择烟煤，根据煤的成分分析并选择磨煤机、送风机和引风机与其锅炉效率的校核。关键词：汽轮机 锅炉 热力系统AbstractAbstract unit capaci

3、ty preliminary definite mentality: After station capacity determination, the steam turbine unit capacity and the Taiwan number namely may determine. In the large-scale electrical network the main force power plant should first select the large capacity unit, the biggest unit capacity takes the elect

4、rical power system aggregate capacity suitably 8% 10%, overseas takes 4% 6%. Our country surpasses the 25000MW capacity the big electrical network to have four, may install 600MW and the above big unit, but because the large-scale power plants factory site is not very easy to elect, the fuel freight

5、 volume is big, the volume of diversion are many, the ash dregs discharges and so on factors to bring the very major difficulty many for the factory site choice. The capacity big electrical power system, uses the high efficiency elected 300MW, the 600MW unit. According to our country steam turbine p

6、resent standard, above the unit capacity 25MW heating unit, 50 MW the condensation type unit uses the high parameter suitably, the 125200MW condensation type unit either heating pulls out the steam unit to use the superelevation parameter suitably, 300MW, the 600MW condensation type unit uses the su

7、bcritical parameter or the supercritical parameter suitably. this design is a complete thermoelectric power station power section design: first, power plant principled thermodynamic systems sketch with calculates: including and eliminates the oxygen system, the supplement aqueous system, the steam t

8、urbine and the boiler form and the parameter determination, the regenerative system parameter determination, the heater groups computation, the steam turbine steam-consumption and each current capacity computation and the hot economic indicator computation for the water regeneration. next, steam tur

9、bine part supporting facilitys choice: including feed pumps choice, condenser pumps choice and circulating water pumps choice. third, to ler oil and supporting facilitys choice: the ler oil chooses the Yima bituminous coal, analyzes and chooses the pulverizer, the air feeder and the drawing fan and

10、the efficiency of boiler examination according to the coal ingredient. Key word: turbine boiler heating power system目 录前 言1概述2 第一节 本次设计的相关数据资料.2汽轮机设备确定.5锅炉设备确定.6原则性热力系统的拟定和计算7 第一节 原则性热力系统的拟定.7 第二节 原则性热力系统的计算8锅炉燃烧系统的计算.21 第一节 燃料性质与锅炉主要热力参数21第二节 锅炉燃烧计算22锅炉车间辅助设备的选择和计算.25 第一节 磨煤机选择.25 第二节 送风机的选择.28第三节

11、引风机的选择30汽机车间辅助设备的选择和计算.32第一节 给水泵的选择.32凝结水泵的选择.34第三节 循环水泵的选择36第六章 全面性热力系统的说明38总 结.43致 .44参考资料.45附一 温焓表前 言本次设计的主要目的是通过毕业设计，进一步巩固自己近三年来所学的知识，同时为走上工作岗位打下一定的理论基础和实际基础。通过图书馆查阅资料等方式对所学的专业课程进行更系统、更全面的理解运用，加强对专业知识的运用能力，提高自学能力。本设计共分五章，第一章是本次设计的概述，第二章是原则性热力系统的拟定和计算，第三章锅炉燃烧系统的计算，第四章是锅炉车间辅助设备的选择和计算，第五章是汽机车间辅助设备的

12、选择和计算。其中的计算数据除了设计给定外，还有许多都是根据电厂和查阅图书馆资料获得。因为是初步设计，所以在设计中使用了许多教材中的数据。为了设计的更直观，系统更明确，有些章节还配备了许多表格和简图。由于文字的输入时间比较仓促，更因本人经验不足，水平有限，错误和不妥之处在所难免，敬请老师和读者同学给予批评指正。设计者：苑子娇 日 期：6月13第一章 概 述第一节 本设计的相关数据资料一、本次设计的主要容(1) 300MW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) 300MW火力发电机组锅炉热平衡计算，进行锅炉热效率的校核。(3) 300MW火力发电机组主要动力设备的选择

13、计算，包括磨煤机、主要泵与风机等。二、本次设计涉与到的主要数据(一)汽轮机组的型式与基本参数1. 机组型式:国产N30016.67/537/537型一次中间再热、冲动凝汽式汽轮机。2. 机组参数 主蒸汽压力：p0=16.67MPa， 再热蒸汽参数： 高压缸排汽(再热器冷端)MPa，trh=321.1 中压缸进汽(再热器热端)3.29MPa， 排汽参数：pc=0.0054MPa，xc =0.9275 给水温度：tfw=274.4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MPa6.033

14、.761.850.8230.3310.140.0790.031抽汽温度386.8323.3437336.823314694.368.9门杆漏汽、轴封漏汽参数（如表1-2） 表1-2轴封汽量与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41190.0044293394.45至H2中压联合汽门门杆37700.0040533535.66至H3高压缸前后汽封123000.0132333028.44至H4(HD)低压缸汽封13730.0014302716至SG总计215620.023155. 给水参数 给水温度： 给水泵出口压力：MPa 除氧器定压运行：MPa，除氧器水箱距离给水泵

15、高度：m 凝结水泵出口压力：MPa，凝汽器水井距离凝结水泵高度：m三、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(%)5113.55632. 各加热器出口端差如表1-4 表1-4 各加热器出口端差加热器编号H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8端差()-1.670002.782.782.782.78四、锅炉的型式与基本参数1. 锅炉型式：HG1025/17.4 型自然循环汽包炉2. 锅炉基本参数 最续蒸发量：Db=1025t/h 过热蒸汽出口参数：pb=17.4MPa，tb=540 再热蒸汽出

16、口参数：3.29MPa，trh=537 汽包压力：pst=20.4 MPa 锅炉效率：92%燃料特性(如表1-5，1-6) 表1-5煤种元素分析表煤种元素分析(%)低位发热量(kJ/kg)挥发分水分Wad(%)可磨性系 数Kkm水分灰分碳氢氧氮硫烟煤5.226.458.93.84.20.9570.552262524.61.41.5 表1-6 煤种温度表煤 种灰 熔 点变形温度t1()软化温度t2()熔化温度t3()烟煤12601500其他相关参数如表1-7 表1-7相关参数表项 目数 值()冷风温度22空气预热器进口温度56排烟温度155第二节 汽轮机设备的确定发电厂容量确定后，汽轮机单机容量

17、和台数即可确定。大型电网中主力发电厂应优先选用大容量机组，最大机组容量宜取电力系统总容量的8 % 10 %，国外取4% 6%。容量大的电力系统，应选用高效率的300MW、600MW与600MW以上的机组。联接大电网间的主力电厂，可选择800MW以上的机组。供热机组型式应通过技术经济比较确定，宜优先选用高参数大容量抽汽供热机组；有稳定可靠的热用户时，可采用背压式机组或背压抽汽式机组，其单机容量应按全年基本热负荷确定。随机组容量增大，便于发电厂生产管理和人员培训，发电厂一个厂房机组容量等级不宜超过两种，机组台数不宜超过6台，如采用300MW和600MW机组，按6台机组计发电厂的容量可达到1800M

18、W和3600MW。为便于人员培训、生产管理和备品配件的贮备，发电厂同容量的主机设备宜采用同一制造厂的同一型式或改进型式，同时要求其配套辅机设备（如给水泵、除氧器等）的型式也一致。根据我国汽轮机现行规，单机容量25MW供热机组、50 MW以上凝汽式机组宜采用高参数，125200MW凝汽式机组或供热抽汽机组宜采用超高参数，300MW、600MW凝汽式机组宜采用亚临界参数或超临界参数。本次设计为300MW亚临界参数的凝汽式机组。汽轮机的主要热力参数如下：汽轮机型号：N30016.67/537/537主蒸汽压力：p0=16.67MPa，再热蒸汽参数：高压缸排汽(再热器冷端)MPa，trh=321.1

19、中压缸进汽(再热器热端)3.29MPa，排汽参数：pc=0.0054MPa，xc =0.9275给水温度：tfw=274.4第三节 锅炉设备的确定锅炉设备的容量是根据原则性热力系统计算的锅炉最大蒸发量，加上必须的富裕容量，同时考虑锅炉的最续蒸发量应与汽轮机最大进汽量相匹配。对大型引进机组汽轮机最大进汽量是指汽轮机进汽压力超过5%，调节汽门全开工况时的进汽量（如不允许超压5 %，则为调节汽门全开工况时的进汽量）。该工况的进汽量是相对于汽轮机额定工况时的进汽量，即汽轮机在额定进汽参数、额定真空、无厂用抽汽、补水率为零时发出额定功率所需的汽耗量。大型引进机组将大于8% 10%，如引进型300MW汽轮

20、机组，锅炉最续蒸发量为汽轮机额定工况进汽量的112.9%，引进的600MW机组为112.0%。高参数凝汽式发电厂一炉配一机运行，不设置备用锅炉，因此锅炉的台数与汽轮机台数相等。装有供热机组的热电厂，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的蒸发量应满足：热力用户连续生产所需的生产用汽量；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。大容量机组锅炉的主要参数，如过热器出口额定蒸汽压力一般为汽轮机额定进汽压力的105 %，过热器出口温度一般比汽轮机额定进汽温度高3；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为汽轮机额定工况高压缸排

21、汽压力的1 .5% 2.0%、5%、3.0%3.5%；再热器出口额定蒸汽温度一般比汽轮机中压缸额定进汽温度高3，主要是减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和散热损失，提高主蒸汽管道效率。以上参数标准适用于300MW与以上容量的机组。锅炉型式包括水循环方式、燃烧方式、排渣方式等。水循环方式主要决定于蒸汽初参数，如亚临界参数以下均采用自然循环汽包炉，因其给水泵耗功小，循环安全可靠，全厂热经济性高；亚临界参数可采用自然循环或强制循环，强制循环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。锅炉燃烧方式主要决定于燃料特性和锅炉容量，有三种燃烧方式，即四角喷燃炉、“W”火焰炉和前后墙对

22、称燃烧RBC型炉。四角喷燃炉具有结构简单、投资省、制造与运行国已有成熟经验等优点，多用于燃用烟煤的锅炉，也可用于燃贫煤或无烟煤的锅炉；“W”火焰炉的优点是可燃用多种变化煤种，最低稳定燃烧负荷可达40%50%，有利于调峰运行；RBC型炉，其性能介于上述两种炉型之间，国300MW机组已有运行。本次设计的300MW亚临界参数的凝汽式机组，其锅炉的主要热力参数如下：锅炉形式：HG1025/17.4四角喷燃、固态排渣、具有一次中间再热自然循环汽包炉最续蒸发量：Db=1025t/h过热蒸汽出口参数：pb=17.4MPa，tb=540再热蒸汽出口参数：3.29MPa，trh=537汽包压力：pst=20.4

23、 MPa锅炉效率：92% 原则性热力系统的拟定和计算第一节 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与热能利用的过程，它反映了发电厂热工容，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274.4，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。一、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

24、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

25、。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。 (3)除氧器(4段抽汽)采用滑压运行，这不仅提高了机组设计工况下运行的经济性，还显著提高了机组低负荷时的热经济性，简化热力系统，降低投资，使汽机的抽汽点分配更合理，提高了机组的热效率。为了解决在变工况下除氧器的除氧效果和给水泵不汽蚀，主给水泵装有低压电动前置泵。二、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，

26、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。三、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。第二节 原则性热力系统的基本热力计算一、计算主要参数（参照第一节）二、计算中选用的其他参数1. 小汽水流量 锅炉连续排污量：Dbl=0.01Db （锅炉蒸发量） 全厂汽水

27、损失：Dl=0.01Db过热蒸汽减温水量：=0.018762. 其它有关数据 机组的机电效率： 回热加热器效率：0.99 扩容器效率： 化学补充水温：=20 排污冷却器端差：8 给水泵组给水焓升kJ/kg，凝结水泵的焓升kJ/kg过热蒸汽，再热蒸汽与排污扩容器计算点参数（如表2-1）表21过热蒸汽，再热蒸汽与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MPa17.416.673.663.2920.400.9温度540537321.1537367.2175.4蒸汽焓kJ/kg34123394.333029.63535.827

28、76.4水焓kJ/kg1858.9742.64再热蒸汽焓kJ/kg506.2三、原则性热力系统图(如图2-1)图2-1 300MW机组原则性热力系统图四、机组各计算点参数（如表2-2）表2-2 N300-16.67/537/537型机组各点计算汽水参数表项 目单位各 计 算 点H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8SGC回 热抽汽抽汽压力pMPa6.033.76 1.850.8230.3310.140.0790.031饱和 0.0054抽汽温度t386.8323.3437336.8233146 94.368.90.9275抽汽焓值hkJ/kg3145.430333331.53134.2293

29、22765.12671.12627.527162388.6抽汽压损p%55555555加热器压力pMPa5.72853.5721.75750.78190.31450.1330.07510.0295p压力下的饱和水温度272.5243.7205.9169.5135.1107.891.868.799.134.26p压力下的饱和水焓kJ/kg 1198.31055.4879.2 716.7 568.3 452384.5287.5418.8抽汽放热q=h-hskJ/kg1947.21977.62452.32417.42363.72313.12286.62339.9水侧加热器出口水焓hwjkJ/kg12

30、06.81055.4879.2716.8568.3451.9384.5287.5143.4加热器进口水焓hwj+1kJ/kg1055.4879.2742.6568.3451.9384.5287.5 143.4给水焓升kJ/kg 151.4 176.2136.7 148.5116.4 67.4 97 144.1五、汽轮机各段抽汽的热力过程线图22 汽轮机各段抽汽热力过程线六、原则性热力系统基本热力计算1. 全厂的物质平衡汽轮机总耗汽量（=0.02315，参见第一章）则 锅炉蒸发量 则 即 锅炉连续排污量 则 锅炉给水量（此工况应扣去过热器减温水量）即 扩容器蒸汽份额为取扩容效率 则 扩容后排污水

31、份额 化学补充水量 即 排污冷却器的计算 补充水温，排污冷却器端差为8，则 由排污冷却器热平衡式（如图2-3） 所以 kJ/kg2. 计算汽轮机各段抽汽量和凝汽量图2-3锅炉连续排污系统计算 (1)由高压加热器H1热平衡计算求(如图2-4) 图2-4 计算 (2)由高压加热器H2热平衡计算求(如图2-5) H2的疏水图2-5 的计算再热蒸汽量为 (3)高压加热器H3热平衡计算求（如图2-6）H3的疏水为图2-6 的计算 (4)由除氧器H4热平衡计算求（如图2-7）除氧器的物质平衡,求凝结水进水量 除氧器出口水量故 图2-7 除氧器的计算(5)低压加热器H5热平衡计算求（如图2-8） 图2-8

32、的计算 (6) 低压加热器H6热平衡计算求（如图2-9） 图2-9 的计算H6的疏水为 （7）低压加热器H7热平衡计算求（如图2-10）H7的疏水为 图2-10 的计算由低压加热器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（如图2-11）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)则凝汽器排汽量为3. 汽轮机汽耗量计算和流量的校核 (1)作功不足系数的计算 根据表2-1与2-2可知 kJ/kg因此各段抽汽的做功不足系数为各级抽汽份额与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2-3中表2-3 和值（其中=925125kJ/h,见本单元（2）0.

33、0672580.0617860.02580.0276630.0138940.0052160.0058980.007007 =0.610345(2 )汽轮机汽耗量的计算kg/h 凝汽流量的核算 kg/h 此值与利用凝汽份额直接算得的（见表2-3）相差4kg/h ，计算有效。(4)根据计算各项汽水流量列于表2-4中 表2-4 各项汽水流量项目符号份额全厂汽水损失0.010335轴封供汽0.02315锅炉排污量0.010335连续排污扩容蒸汽0.005484连续排污后排污水0.004851再热蒸汽量0.838298化学补充水量0.015186锅炉蒸发量1.033485汽轮机总耗汽量1.02315锅炉

34、给水量1.02506小汽轮机用汽量0.0387114. 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 ）则汽轮机各段所做功率（单位kW）如下： KW 因此前述计算正确。 5. 热经济指标的计算(1)机组热耗、热耗率与绝对电耗率(2)锅炉热负荷和管道效率若不考虑再热管道的能量损失，则（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 锅炉燃烧系统的计算第一节 燃料性质与锅炉主要热力参数（1） 设计煤种：烟煤 （2） 燃料特性参数（如表3-1）：表3-1 煤种元素分析表煤种元素分析(%)低位发热量(kJ/kg)挥发分水分Wad(%)可磨性

35、系 数Kkm水分灰分碳氢氧氮硫烟煤5.226.458.93.84.20.9570.552262524.61.41.5（3） 锅炉主要技术参数： 锅炉型式：HG1025/17.4 型自然循环汽包炉 锅炉基本参数 最续蒸发量：Db=1025t/h 过热蒸汽出口参数：pb=17.4MPa，tb=540 再热蒸汽出口参数：3.29MPa，trh=537 汽包压力：pst=20.4 MPa 锅炉效率：92%（4） 锅炉过量空气系数与漏风系数 炉膛出口过量空气系数：=1.20 炉膛漏风系数： 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：0.1 空气预热器至引风机烟道的漏风系数：一、锅

36、炉热平衡校核 表3-2 锅炉热平衡校核计算表名称符号单位公式结果燃料低发热量kJ/kg表3-122625预热器出口空气比值采用1.15预热器空气进口温度表1-756预热器空气进口焓kJ/kg温焓表452.9冷风温度表1-722冷风焓kJ/kg温焓表177.67空气炉外加热量kJ/kg316.51燃料物理热kJ/kg不考虑燃料支配热量kJ/kg22941.5073排烟温度表1-7155排烟焓kJ/kg温焓表1597.83排烟热损失=5.97机械未完全燃烧热损失采用1.5化学未完全燃烧热损失采用0.5锅炉机组散热损失文献0.21灰渣物理热损失忽略不计 续表总热损失=+8.178锅炉热效率=91.8

37、22热效率相对误差-0.19第二节 锅炉燃烧计算（1）主要计算见参数（如表3-3） 表3-3 主要计算点参数过热汽出口焓kJ/kg水蒸汽表3412给水焓kJ/kg水蒸汽表1207.78再热汽出口焓kJ/kg水蒸汽表3535.8再热汽进口焓kJ/kg水蒸汽表3029.6过热汽流量t/h给定925.125再热汽流量t/h给定775.53（2）锅炉每小时燃料消耗量式中 -锅炉蒸发量，t/h；-过热蒸汽出口焓，kJ/kg；-给水焓,kJ/kg； -再热蒸汽流量,kg/h；-再热蒸汽出口焓,kJ/kg；-低位发热量,kJ/kg；-锅炉效率；（3）锅炉计算燃料消耗量t/h式中-机械未完全燃烧热损失，查取为

38、1.5（4）理论空气量的计算（5）理论烟气容积计算 Nm/kg 式中所以Nm/kg第四章 锅炉车间辅助设备的选择 磨煤机选择一、磨煤机选择原则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、贫煤以与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，或灰份以与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，以与可磨性系数的烟煤可以考虑采用风扇磨。同时，在选用磨煤机的时候还必须结合制粉系统一起考虑。本次设计所选择的磨煤机 本设计所选用的煤种为烟煤，,且制粉系统为负压直吹式，因此考虑采用中速磨煤机，初步确定为MPS磨。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

39、环有三个磨辊，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。干燥与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。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

40、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

41、上，可以在轻型机壳的条件下对碾磨部件施加高压。 磨煤机出力的校核 根据火力发电厂设计技术规程6.2.2.1,即大容量锅炉装设的中速磨煤机易为36台，其中一台备用。因此，本设计选择6台，其中一台备用。每台磨煤机的磨煤量t/h 式中 储备系数，取=1.20；台数，取5台出力按下列经验公式计算： （4-1） 式中 磨环滚道的中心直径，在此取3361 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；煤粉细度，查表得=19.8%。计算如下：式中 实验室测得可磨性系数，取；水分修正系数；原煤粒度的修正系数。根据发电厂设计技术规程5.6.1可知，发电厂采用反击式

42、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。因此，本设计取 ，查文献得：=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，=1.4%；煤的平均水分，计算如下： 式中 煤粉水分，取在水分=1.2 %；磨煤机入口的燃料水分。 所以 至此由式（4-1）计算得：t/h 因此，本设计所选磨环滚道直径为3361mm的MPS中速磨，出力满足要求。 第二节 送风机的选择一 、 送风机的选择原则 根据火力发电厂设计技术规程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。

43、(2)送风机的风量的富裕量（510%）取8%，压头的富裕量（1015%）取12%。二 、 送风机容量的计算式中 送风机容量储备系数,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。三 、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。第三节 引风机的选择一 、引风机台数的

44、确定根据火力发电厂设计技术规程6.3.1和6.3.2，引风机台数与送风机台数一样为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。二 、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

45、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，。则三、 引风机的压头计算式中压力储备系数,取=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，取b=735 mmHg。则Pa 根据引风机流量和压头选择合适的引风机。第五章 汽轮机辅助设备的选择第一节 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，锅炉在最续蒸发量时所需的给水量，即汽包锅炉最续蒸发量的110

46、%，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与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与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 MPa 3. 扬程计算 扬程 m 理论扬程 m (裕量围为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

47、/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。第二节 凝结水泵的选择 一、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。二、凝结水泵扬程的选择 根据火力发电厂设计规程第

48、8.5.4条规定，凝汽式机组的凝结水泵扬程按下列要求选择： （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10-20%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。三、凝结水泵扬程和容量的确定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

49、m (裕量10%15%,取10%) 4. 容积流量 因为 式中 则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 。第三节 循环水泵的选择一、循环水泵选择原则 根据火力发电厂设计规程可知，对单元制供水系统，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。二、循环水泵容量计算 因为 （其中见本章第二节） 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m=60。 则 每台循环水泵的压头H0取为110mH2O，共有2

50、台凝结水泵。三、循环水泵扬程计算 理论扬程 m （裕量10%15%，取为12%）根据其流量和扬程选择合适的循环水泵型号。第六章 全面性热力系统拟定说明 发电厂的全面性热力系统是以规定的符号表明全厂主辅热力设备，包括运行的和备用的，以与按照电能生产过程连接这些热力设备的汽水管道和附件整体系统图。一、全面性热力系统的拟定依据(1) 参照已拟订的原则性热力系统；(2) 参照已选择的辅助设备；(3) 参考同型式、同容量、同参数的发电厂有关设计资料；(4) 参考相关教材的全面性热力系统等。二、全面性热力系统容说明(一)主蒸汽管道与再热蒸汽管道旁路系统根据火力发电厂设计技术规程8.2.l可知，主蒸汽系统按

51、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。1. 主蒸汽管道系统(1)型式：安全、简单、经济运行要求，因此采用单元制系统。(2)特点a. 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。b.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

52、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)为防止两根蒸汽管温度偏差太大，一般在靠近主汽门处的两根蒸汽管之间装联络管。2. 再热蒸汽管道系统 (1)中间再热方式采用在汽轮机高压缸作功后的排汽进入锅炉再热器，再热后进入中压缸继续作功。 (2)特点 a.优点：采用合理的再热压力可使总经济性相对提高3%-5%。 b.缺点：蒸汽在管路中流动产生压力降，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

53、，由于再热器和再热管道中存有大量蒸汽，因此，当甩负荷时，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使排汽温度不超过允许的限度，改善末级叶片的工作条件；当然也是提高发电厂热经济性和适应大机组发展的需要。 3. 再热机组旁路系统 根据火力发电厂设计技术规程8.8.2可知，中间再热机组旁路的设置与其型式、容和控制水平应根据汽轮机与锅炉的型式、结构、性能与电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最续蒸发量的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

54、的功能时，旁路容量可加大到锅炉最续蒸发量的40%-50%。 (1)型式：采用三级旁路系统。 (2)作用：适应滑参数启停需要，加快升速保护。同时可回收工质与热量，降低噪音等。(3)特点：当机组将多余蒸汽排入凝汽器回收工质时，I级旁路减温水来自凝结水泵出口。为便于启停时暖管，安装时应使旁路尽可能靠近汽轮机。(二)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、扩大单元制或母管制系统； (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

55、台的路数、容量等应根据锅炉进水路数与调节阀性能研究确定。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。同时为保证高转速的主给水泵不发生汽蚀，在主给水泵前另设低转速的前置泵。 锅炉过热器的减温水与I级旁路的减温水由给水泵出口母管直接供给；再 热器减温水则由给水泵中间抽头接出。三、给水回热系统 回热加热系

56、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与给水箱管道系统、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、真空与空气管道系统、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，一段抽汽从高压缸第九级抽出，流经高压缸的 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

57、入八段抽汽，汽封加热器装有两台轴封排汽风机。除八段抽汽外，各抽汽管道均装设电动截止门和液压逆上门，原因是该抽汽是从汽轮机最末二级前抽出，压力很低，比容较大，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，蒸汽倒流入汽轮机也不能使汽轮机超速。但是当低加管系泄漏时，机组有进水的危险，此时必须停机处理。因此，电动截止门和液压逆止门作用是防止汽轮机甩负荷时发生事故。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

58、与旁路管道进入锅炉而不影响给水间断。同时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，自流入除氧器。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、轴封冷却器与#2-G4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，凝汽器无水，为此设有经过化学处理的补充水管道，机组启动运转正常后化验凝结水的质量是否合

59、格。若不合格，将凝结水放水管放掉，待水质合格后，关闭放水门，开启去凝汽器的阀门。疏水采用逐级自流方式。 为了防止低加故障时造成凝结水中断，因此各台低加都设有备用旁路系统。 为了便于凝结水泵在启动或低负荷运行时，不致因为凝结水的流量过小，使凝结水与叶轮发尘摩擦，导致水温升高而产生汽蚀，在轴封加热器出口的主凝结水管至凝汽器之间装一根再循环管，使部分凝结水返回凝汽器里以保证凝结水泵的安全工作和保持凝汽器中水位。#4低加阀门装有一个旁路门，在低负荷时用来调整凝汽器的水位启动放水门，在机组启动中放掉不合格的凝结水。4.除氧器与给水箱管道系统 汽轮机的主凝结水和锅炉疏水泵来水接到除氧器上方，在主凝结水管道

60、上装有逆止门，防止凝结水泵下常工作时，除氧器蒸汽倒流发生汽水冲击。 高压加热器的疏水接到除氧器上方。汽轮机自动主汽门和调速汽门和门杆漏汽锅炉连续排污扩容器产生的蒸汽以与给水泵的再循环水管均从水箱底部接入，而汽轮机的汽封供汽从除氧器水箱汽空间接出，低位水箱的水也从除氧器顶部接入。除氧器的给水箱有三根降水管与给水泵连接，给水箱下部装有疏放水母管。为了防止水箱水过多，在水箱最高处装疏放水溢水管与放水管相通。 除氧器还装有高位放水保护装置，当水位高出极限值时，通过电动截门将水放到疏水箱。5.补水管道系统凝汽器下部装有真空除氧器装置，可对补充水进行低真空除氧，因此补充水补入凝汽器中只需一台高压除氧器，增