清华大学《联合循环》课件第3章.ppt

1、第三章 蒸汽轮机电站基本理论,汽轮机电站：电站锅炉汽轮机装置 联合循环下位电站：余热锅炉汽轮机装置 传统锅炉的任务是在炉内组织高效率的燃烧和传热 余热锅炉的任务是在炉内组织高效率的（燃烧和）传热 把热量传给水和水蒸汽，生产出符合汽轮机所要求的压力、温度和流量的水蒸汽，送入汽轮机膨胀作功。 本章内容： 火电汽轮机电站工作工程 余热锅炉的工作过程与计算,电站锅炉与余热锅炉的区别 燃烧系统？ 电站锅炉要求有一个稳定高效率的燃烧系统，而不补燃的余热锅炉则不需要燃烧系统，补燃的余热锅炉仅仅需要规模较小的燃烧系统 传热方式？ 电站锅炉传导、对流、辐射；不补燃余热锅炉对流传热和热传导传热,电站锅炉与余热锅炉

2、的区别 压力级数？ 电站锅炉单压锅炉，余热锅炉单压、双压、三压。 余热锅炉多压的目的：提高燃料能量使用率 减小燃气轮机排气放热过程与水、水蒸汽吸热过程之间的传热温差，减小了热能作功能力的损失 可以降低锅炉的排烟温度，减小了排烟带入大气的热量损失。 排烟温度受到烟气中腐蚀性成分的含量的多少和腐蚀性成分蒸汽的露点的高低,第一节 蒸汽轮机电站简介,发电效率 供电效率 bprimg(1-e)= (1-e)*We/B(cv)0 b - 锅炉效率 锅炉中存在的损失及量级（30万机组）：排烟显热损失7.9764%，机械不完全燃烧损失(飞灰炉渣含有未燃烧的碳）0.5477%，化学不完全燃烧损失（烟气中含有可燃

3、气体）0.1505%，炉体散热损失0.4281%，飞灰和炉渣的显热损失0.3639% p 管道效率 ri 朗肯循环效率， 。计及汽轮机及辅助系统的热损失,汽轮机循环效率,汽轮机装置效率,第一节 蒸汽轮机电站简介,汽轮机装置：汽轮机本体凝汽器给水回热加热器除氧器构成 给水回热加热器：提高汽轮机循环的效率而采取的回热措施 除氧器：混合式给水回热加热器，在除氧器中将溶解在给水中的氧气和其他气体除去，保证锅炉的高温区的换热器管道不遭受高温氧腐蚀，不影响传热，以确保电厂的安全运行。,第一节 蒸汽轮机电站简介,除氧器要求： 锅炉压力3.85.8MPa,给水溶解氧量标准值小于等于 小于 15g/L 锅炉工作

4、压力大于5.8MPa，给水溶解氧量标准值小于等于 小于 15g/L 亚临界和超临界锅炉，给水要求彻底除氧（热力除氧辅以化学除氧） 除氧器方法：化学除氧（联氨N2H4 ）和热力除氧 热力除氧包括高压除氧(6atm,153度，含氧量小于 7g/L，)和常压除氧（1.2atm, 104度，含氧量小于 15g/L）,第一节 蒸汽轮机电站简介,除氧器工作原理： 溶解于水中的气体量与液面上该气体的分压力成正比 水被定压加热，液面上蒸汽量增加，水蒸汽分压增大，其他气体的分压减小，水中溶解的氧气和其他气体离析出来，排出，水大量蒸发，液面上其他气体分压接近水面上的全压力，溶解在水中的气体从水中逸出除去,第一节

5、蒸汽轮机电站简介,除氧器结构图,第一节 蒸汽轮机电站简介,汽轮机,单纯发电用汽轮机凝气式,热电联供式汽轮机,背压式汽轮机 用于热负荷常年稳定场合 排汽供热，参数高，无热负荷，无法发电，以热定电 抽凝式汽轮机 用于年热负荷按照一定规律变化 以热限电,纺织、印染、化工、造纸，参数高,目标：具有良好的变工况特性的热电联供方式,高品质能量发电，低品质能量供热，避免高能低用，实现能量梯级利用,第一节 蒸汽轮机电站简介,背压透平与低压冷凝透平并列运行工作装置示意图,B,G,G,旁通阀,供热装置,第一节 蒸汽轮机电站简介,不同级别汽轮机参数 压力 (MPA) 温度( C） 功率(MW) 中低压 3.92 4

6、50 小于50 高压 9.90 540 小于100 超高压 13.83 540/540 小于200 亚临界 16.77 540/540 300600 超临界 大于 22.13 550/550 600及以上 超超临界 大于 25.00 600/600 600及以上,第一节 蒸汽轮机电站简介,不同级别汽轮机参数,第一节 蒸汽轮机电站简介,不同级别汽轮机参数,第一节 蒸汽轮机电站简介,水蒸气的临界压力 =22.12MPa, 临界温度 =374.15。 石洞口电厂（1992），我国第一个超临界电厂，主辅助设备进口 浙江玉环（20061013），国产超超临界，锅炉，哈锅（三菱 设计技术），汽机，上汽（西

7、门子技术） 欧洲超超临界压力285MPa310MPa、温度545600 1998年，丹麦ordjylland，28.5MPa, 580/580/580,47, 2001年，丹麦AVV2电厂,49（效率最高）,第一节 蒸汽轮机电站简介,2008年电力公司供电煤耗 申能（集团）有限公司 306克/千瓦时 神华集团有限责任公司 329克/千瓦时 中国华能集团公司 334克/千瓦时 中国大唐集团公司 335克/千瓦时 60万机组 2007年全国平均煤耗324克/千瓦时（最低305 9克/千瓦时）,第一节 蒸汽轮机电站简介,我国主力机组60万机组，20万机组不再生产 100万机组有订单，已经实现并网发电

8、 浙能舟山六横电厂21000mw ，浙江玉环电厂41000MW 曹妃甸电厂二期扩建（21000MW超临界机组） 上海曹泾电厂21000MW 谏壁发电厂扩建 (21000MW机组）， 宁海发电厂二期21000MW 上海外高桥第三发电厂三期21000MW（3月投产） 泰州电厂一期建设2台1000MW超 邹县电厂21000MW 宁波北苍电厂21000MW 安徽宿州电厂21000MW 湖北汗川电厂三期21000MW 天津北疆电厂21000MW 国电博兴电厂 21000MW 广东平海电厂21000MW 珠海电厂、江苏句容电厂，国华台山电厂21000MW,广东惠来电厂21000MW 绥中发电厂二期2100

9、0MW,第一节 蒸汽轮机电站简介,100万机组2009年部分招标或者订单 广东平海电厂一期21000MW机组 国电汉川电厂三期（21000MW）级机组 陕西德源府谷21000MW机组 广东发电厂规划容量61000MW等级国产超超临界燃煤机组 山东莱州电厂一期21000MW机组 广东台山发电厂二期（首两台1000MW级机组） 平顶山第二发电厂一期21000MW机组 凯里清江发电厂21000MW项目,第一节 蒸汽轮机电站简介,世界范围超超临界技术发展 20 世纪90 年代开始, 快速发展。 技术领先的国家：日本、德国和丹麦,世界上超超临界机组的最高热效率已达到47 %。 在国际上采用的技术已经是成

10、熟技术。 锅炉设计通常采用 型炉和塔式炉。锅炉最常用的水冷壁布置方式是螺旋管圈。压力和温度的提高，增加壁厚或者提高材料等级,超超临界锅炉所采用的材料目前都是成熟的。 汽轮机的高压缸压力很高。末级钛叶片, 长叶片长度可达1375mm , 排汽面积达15m2 , 对于600MW 700MW的超超临界机组只采用一个低压缸。所用的新马氏体钢和合金钢都已开发出来。,第一节 蒸汽轮机电站简介,汽轮机电站提高循环效率的措施 ：提高蒸汽初参数 压力、温度匹配提高,漏气损失大，f点湿度过大,熵增大,第一节 蒸汽轮机电站简介,蒸汽初参数对超超临界汽轮机循环效率影响 （压力是166310MPa、温度在535600）

11、 压力每提高1MPa，热效率 上升018029 新蒸汽温度每提高10，热效率提高02503 再热蒸汽温度每提高10，热效率提高018 二次再热的机组就比一次再热机组的热效率高1520 1000兆瓦电站，每年约需耗用标准煤230万吨。热效率 绝对值提高1%，每年节约标煤 6万吨,第一节 蒸汽轮机电站简介,汽轮机电站提高循环效率的措施 ： 降低排汽参数（排汽压力），受到自然环境条件（冷却水） 采用给水回热加热循环，一是直接减少循环向冷源排放的热量，二是提高给水进入锅炉时的温度 针对蒸汽初参数提高相互不匹配时的初压p0过高而初温t0相对较低的情况，采用再热循环（温度低，压力高解决方案，材料）最佳再热

12、压力。价廉的碳素低合金钢允许的蒸汽温度是450以下，而碳素中合金钢是510520，高级合金钢中的珠光体钢是560570，奥氏体钢可以允许600以上的高温价格比珠光体钢高出57倍。 降低厂用电:用变频技术来驱动电站的辅机,凝结水泵、循环水泵、给水泵、送风机、引风机,前置给水泵,压力最高,轴封加热器,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,设备： 锅炉（扩容器）：省煤器、蒸发器、过热器 汽轮机：高压透平1，中压透平1，低压透平4 给水回热系统：高压加热器3，低压加热器4，除氧器1 水泵：凝结水泵、前置水泵、给水泵（拖动用小汽轮机） 冷凝器 发电机,给水回热系统疏水处理： 高一级

13、疏水压差作用下给下一级给水，逐级串连疏水、热经济性最差 用泵把本级疏水打到加热器给水侧，经济效益中 用泵把本级疏水打到加热器出水侧，经济效益高 经济性需要与可靠性均衡考虑，泵为旋转机械，容易出故障，全部采用3方案技术经济性差，一般电厂安装2个泵，一个备用,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,常规计算法：通过一个具体算例，了解汽轮机电站的工作过程 已知：锅炉 型号DG-1000/16.66-1型 额定蒸发量：Db=1000t/h.，锅炉效率：b=90.08% 汽包压力：Pbd=18.63MPa 主蒸汽参数：Pb=16.77MPa tb=555，比焓hb=3443.2kJ/

14、kg 再热器进/出口蒸汽压力温度：3.58/3.4MPa，335/555 连续排污量：Dbl=0.005 Db 扩容器工作压力：Pv=0.8MPa,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,已知： 汽机型号：N300-16.17/550/550，额定功率：300MW 主蒸汽参数：压力P0=16.17MPa，温度t0=550 再热蒸汽参数: 压力Prh=3.23MPa，温度trh=550 排汽参数: 压力Pc=0.005MPa，比焓hc=2394.4kJ/kg,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,已知：回热系统参数,加热器端差 疏水冷却器进口端差,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,已知：水泵和除氧器参数 凝结水泵出口

15、水压 Pcwpo=1.67MPa 给水泵出口水压 Pfwpo=21.35MPa 给水泵效率 fwp=84.86% 除氧器工作压力 Pdea=0.699MPa 设计除氧器水箱液面至给水泵入口高度H=20m,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,其他已知： * 主汽门、调速汽门、中压联合汽门、中低压缸联通管的压损系数均为2% * 再热器压损系数9.8% * 小汽轮机汽耗量0.043D0,排汽压力0.0068MPa,排汽比焓2481kJ/kg * 全厂汽水渗漏损失DL=0.007Db * 进入除氧器的轴封漏汽量Dsg1=0.01D0, 比焓hsg1=3361kJ/kg,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,* 进入

16、7#加热器的轴封漏汽量Dsg2=0.003D0, 比焓hsg2=3368kJ/kg * 进入轴封加热器的轴封漏汽量Dsg3=0.0014D0, 比焓hsg3=3284kJ/kg, 轴封加热器汽侧压力0.095MPa * 各换热器效率k=0.98 * 补充水压力0.44MPa,补充水温度20。排污冷却器下端差= 8 * 汽轮机机械效率m=0.993, 发电机效率g=0.987 * 除氧器采用滑压运行方式（工作压力随着负荷和抽汽压力变化，非恒定）,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,计算用数据整理 1、给水泵中水的焓升 Pfwpi = Pdea+ 0.00981H = 0.699 + 0.0098120

17、 = 0.8952 MPa 给水泵入口水温度（除氧器工作压力对应的饱和温度）164.9 给水泵入口的水的比焓和比熵 hfwpi=696.8kJ/kg, sfwpi =1.9913 kJ/kg.K(由Pfwpi ，tfwpi查水蒸汽热力性质表得到) 给水泵出口的水的等熵比焓 hfwpo.s=719.9kJ/kg （由Pfwpo ，sfwpi查水蒸汽热力性质表 ） 给水泵内焓升 hfwp=( hfwpo.s - hfwpi)/fwp= 27.22 kJ/kg 给水泵出口温度tfwpo=168.4 （给水泵出口压力Pfwpo=21.35MPa 和比焓hfwpo= hfwpi +hfwp= 696.8

18、+27.22=724.02 kJ/kg 查）,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,计算用数据整理 2、给水回热器出水口的水压确定 设计过程：锅炉汽包工作压力确定，根据锅炉中省煤器和各个高压加热器的水侧压损来确定给水泵的出口压力，并据此来选用合适的给水泵 验算过程：汽包压力和给水泵出口水压已知，若知道各个高压加热器的水侧压损，可然后确定高压加热器出口的水压 高加（省煤器中还有压力损失） P=( Pfwpo- Pbd)/4=(21.35-18.63)/4=0.68 MPa 3#高压加热器出口水压Pw3=Pfwpo-P=21.35-0.68=20.67 MPa 2#高压加热器出口水压Pw2=Pfwpo-2

19、P=21.35-20.68=19.99 MPa 1#高压加热器出口水压Pw1=Pfwpo-3P=21.35-30.68=19.31 MPa,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,计算用数据整理 2、给水回热器出水口的水压确定 低加（除氧器到5号低加长管道，有压损失，sg3换热器有损失，6次压降） P=( Pcwpo - Pdea)/6=(1.67-0.699)/6=0.161833333 MPa 8#低压加热器出口水压Pw8=Pcwpo-2P=1.346 MPa 7#低压加热器出口水压Pw7=Pcwpo-3P=1.185 MPa 6#低压加热器出口水压Pw6=Pcwpo-4P=1.023 MPa 5#

20、低压加热器出口水压Pw5=Pcwpo-5P=0.861 MPa 除氧器出水压力Pw4=0.699 MPa,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,3、回热系统汽水参数,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,3、回热系统汽水参数(续）,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,4、各辅助汽水系数的整理与连续排污系统计算 进入汽轮机膨胀的蒸汽量为D0，汽水系数为1，确定各辅助汽水流量的汽水系数 绝对量 相对量 1.进入汽轮机膨胀作功的蒸汽量 D0=？ 0=1 2汽轮机总进汽量 D0=D0+Dsg1+Dsg2+Dsg3 =1+0.01D0 0=1.014 +0.003D0+0.0014D0=1.0144D0 3锅炉产汽量 Db=

21、 D0+ DL=1.0144D0+0.007Db b=1.021551 Db=1.0144D0/0.993=1.021551D DL漏汽损失 4锅炉连续排污量 Dbl=0.005Db=0.0051.021551D0=0.0051078D0 bl=0.0051078,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,各辅助汽水系数的整理与连续排污系统计算 5锅炉给水量 Dfw= Db+Dbl =1.021551D0 fw =1.0266588 +0.0051078D0 =1.0266588D0 6锅炉连续排污口水的比焓 hbl =1761.45kJ/kg （汽包工作压力18.63MPa下的饱 和水比焓 ） 7扩容器

22、工作压力 pv=0.8MPa (已知) 8扩容蒸汽的比焓 x=0.9 8，pv 下的饱和蒸汽比焓h=2767.46kJ/kg, （也可用程序算） 饱和水比焓h=720.94kJ/kg, 扩容蒸汽比焓hf=xh +(1-x)h =2726.53 kJ/kg 9扩容器排水的比焓 =720.94kJ/kg查表求得=0.8MPa下的饱和水,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,各辅助汽水系数的整理与连续排污系统计算 10.扩容蒸汽的汽水系数焓 = 0.0025602 根据扩容器能平方程 11扩容器排水的汽水系数 =0.0051078-0.0025602=0.0025476 12补充水量 =0.0071.021

23、551D0+0.0025476 D0 =0.009698457 13补充水的比焓 hma=84.27kJ/kg ,根据补水压力0.44MPa和温度20度 14排污冷却器出口补充水比焓 排污冷却器能量平衡方程 ：,查表也可,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,各辅助汽水系数的整理与连续排污系统计算 15排污冷却器污水排出温度 16. 排污冷却器污水排出比焓,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 高加1,高加2,再热蒸汽量,抽汽系数和凝气系数计算 高加3,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 除氧器4混合加热器，

24、利用焓利用系数k衡量换热效果。抽汽点处的比焓是hj ，认为抽汽进入加热器时的比焓是hj ，将所有的损失集中考虑到进口参数的降低上，进入除氧汽的抽汽完全换热。kj= hkj/ hkj,，假定等于0.98 除氧器能平方程：放热工质进入加热器的有效能量=混合工质离开加热器的能量kihkiki = outhout,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算,抽汽系数和凝气系数计算 除氧器4,除氧器质量平衡,=1.0266588-0.1839465-0.00256-0.01-,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 加热器5,第二节 蒸汽轮机循环效率

25、计算,联合求解的6、7号加热器抽汽系数用图,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 加热器6、7 加热器6能平方程,混合器质量守恒方程,1,4,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 混合器能量平衡方程:,7# 加热器的能量平衡方程,2,3,4,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 式1、2、3联立求解 =377.5089750kJ/kg， =0.053001840， =0.037141932 结果代入4 =0.692154431,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 8号加热器 凝气器工作压力取为汽轮机排气5100Pa（忽略小汽轮机

26、排气与主排气差异）,对应的饱和温度是33.250637度，取其为凝结水泵出口温度 （忽略补充水和8#加热器、轴封加热器的疏水送入凝汽器热水井中对井中凝结水的温度的影响，忽略凝结水在凝结水泵中的焓升 ）。 已知pcwpo=1.67MPa ，查表，得到凝结水泵出口焓hcwpo=139.2474kJ/kg,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,8=0.023744383 凝汽系数 核算 c =0.692154431-0.023744383-0.0014-0.0096985-0.043 = 0.614311548,抽汽系数和凝气系数计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,抽汽系数和凝气系数计算 1=0.04990

27、55 2=0.0949507 3=0.0390903 4=0.055636242 5=0.032217797 6=0.053001840 7=0.037141932 8=0.023744383 c=0.614311306,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算抽汽的作功不足系数和功率方程 1kg/s新蒸汽从头到尾作功 h=h0 - h2+ hrh - hc= h0 - hc + hrh h2= h0 - hc + qrh 无再热h= h0 - hc 再热器上游j级抽汽作功不足hj= hj-hc+qrh 下游j级抽汽作功不足hj= hj-hc 汽机功率方程：h=h0-hc+qrh-jhj=h

28、-jhj =h(1-jhj/h)=h(1-j yj ) 抽汽的做功不足系数 ：yj=hj/h,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算抽汽的作功不足系数和功率方程 qrh =hrh -h2=3072.66 =3565.9421-3072.66 = 493.2822 kJ/kg h=h0-hc+qrh=3435.8887-2394.4+493.2822=1534.7709 kJ/kg,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算发电量与汽耗量计算 ne=h(1-j yj )= 1534.7709(1-0.206877799)0.9930.987 =1193.026427 kJ/kg D0=Ne

29、/ne=300000kW/1193.026427（ kJ/kg）=251.4613198 kg/s =905.2607516 t/h,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算 发电量核算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算汽水量计算 (1)汽轮机汽耗:D0=0D0=918.2965064 t/h. (2)轴封漏汽量:Dsg1=sg1 D0=9.052607516 t/h. (3)轴封漏汽量:Dsg2=sg2 D0=2.715782255 t/h. (4)轴封漏汽量:Dsg3=sg3 D0=1.267365052 t/h. (5)再热蒸汽量:Drh= 774.1281191 t/h.

30、(6) 1次抽汽量:D1=1D0=45.17749043 t/h. (7) 2次抽汽量:D2=2D0=85.95514204 t/h. (8) 3次抽汽量:D3=3D0=35.38691435 t/h. (9) 4次抽汽量:D4=4D0=50.36530624 t/h. (10) 除氧器用汽量:D4=4D0=11.43909393 t/h. 小汽轮机用汽量:Dfp=fpD0= 0.043905.2607516=38.92621231 t/h. (11) 5次抽汽量:D5=5D0=0.032217797905.2607516=29.16550712 t/h.,热力性能计算汽水量计算 (12) 6

31、次抽汽量:D6=6D0=0.053001840905.2607516=47.98048551 t/h. (13) 7次抽汽量:D7=7D0=0.037141932905.2607516=33.62313327 t/h. (14) 8次抽汽量:D8=8D0=0.023744383905.2607516=21.49485800 t/h. (15) 凝汽量: Dc=cD0=0.614311306905.2607516=556.1119145 t/h. (16) 锅炉产汽量:Db=bD0=1.021551905.2607516=924.7700260 t/h. (17) 全厂汽水渗漏损量:DL=0.0

32、07Db=0.007924.7700260=6.473390182 t/h. (18) 锅炉连续排污水量:Dbl=blD0=0.0051078905.2607516=4.623890867 t/h. (19) 扩容蒸汽量:Df=fD0=0.0025602905.2607516=2.317648576 t/h. (20) 扩容器排污水量: =D0=0.0025476905.2607516=2.306242291 t/h. (21) 锅炉给水量:Dfw=fwD0=1.0266588905.2607516=929.3939169 t/h. (22) 补充水量:Dma=maD0=0.009698457

33、905.2607516=8.779632473 t/h,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算汽轮机组热经济性指标 Q0=D0(h0-h fw)+Drhq rh +D f(h f - h fw)+Dm.a(hma h fw) =918.29650641000 (3435.8887-1145.91) + 774.1281191 1000493.2822 + 2.3176485761000(2726.53-1145.91)+ 8.7796324731000(207.75-1145.91) =2480169677 kJ/h 汽轮机热耗率：q0= Q0/Ne = 2480169677/300000

34、 =8267.232256 kJ/kW.h 汽轮机发电效率：0e= 3600/8267.232256 = 0.435454078,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,再热器进口蒸汽参数 Prhb=3.58MPa, trhb=335，比焓hrhbi=3067.6645 kJ/kg, 再热器出口蒸汽参数 Prhb=3.4MPa,trhb=555，比焓hrhbo=3575.6169 kJ/kg, 1kg再热蒸汽在锅炉里的吸热量 q rhb= hrhbo-hrhb i =3575.6169-3067.6645 =507.9524 kJ/kg 锅炉热负荷: Qb = Db(hb- h fw) +Drhq rh

35、b+Dbl(hbl-hfw)= 924770.0260(3443.2-1145.91) +774128.1191507.9524+623.890867(1761.45-1145.91) = 2520531358 kJ/h,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,热力性能计算汽轮机组热经济性指标 管道效率 p=Q0/Qb = 2480169677/2520531358 = 0.983986836 全厂热效率 cp=bp0e = 0.90080.9839868360.435454078 = 0.385975757 全厂热耗率 q cp=3600/cp=3600/0.385975757=9327.010659

36、 kJ/kW.h 标准煤耗：,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,冷凝器冷却水回路，进入凝气器流量已知,一般hs-hw变化很小，21402220kJ/kg之间，取平均值2180kJ/kg，循环水量与冷却汽量之比m取50120， 节点温差ts-tw2取310度 不同的m和给水温度确定了冷凝器的工作压力,第二节 蒸汽轮机循环效率计算,冷凝器取节点温差为5度,冷凝器工作压力(Pa) 给水温度 m50 m=60 m=80 m=100 0 1820 1630 1410 1290 10 3380 3060 2660 2460 20 5980 5440 4820 4470 30 10

37、180 9330 8310 7760 冷却水量m*(556.1+38.9)吨（30万本例）,第三节 其他方法简介,等效焓降法：前苏联学者.在60年代提出的一种汽轮机循环热力性能的计算方法 既可以像常规计算法一样用于整个汽轮机循环系统的热力性能计算 也可以当汽轮机循环的热力系统有了局部性的改变之后，不必对整个的热力系统全部重新进行计算，而只需要对与这个局部改变有关的部分进行计算，就能够得到整个循环的热力性能的变化结果 （为联合循环选配汽轮机，热电联供系统设计，给水回热系统改变，快捷评价循环特性）,等效焓降方法优点 可以用来计算汽轮机机组的效率，计算过程中不需要解方程组简单，计算的结果准确。 对机

38、组热力系统的局部变动，可以迅捷地计算汽轮机效率的改变结果 等效焓降方法缺点 一定程度上把能量平衡和工质质量平衡分解开来，以至计算除了功率和效率时，还不能完整地获得各计算点的汽水参数,第三节 其他方法简介,第三节 其他方法简介,推导前提： 整个汽轮机装置中，进入汽轮机进口的作功汽和离开汽轮机装置的给水量相等。在此基础上推导等效焓降。 和常规法不同区别？ 常规法各点按照物理上的量进行计算，进入汽轮机作功汽量小于锅炉给水。,第三节 其他方法简介,等效焓降概念 对于新蒸汽：把有抽汽情况下新增1kg新蒸汽的实际作功量称之为新蒸汽的等效焓降 对于抽汽：被排挤的1kg抽汽返回汽轮机后在抽汽口下游的汽轮机里的

39、实际作功量,等效焓降计算举例8号加热器,第三节 其他方法简介,等效焓降计算举例 7号加热器：纯热量 进入系统作用于7#加热器，排挤7#加热器的1kg抽汽。在进入系统前后，8#加热器的能量平衡方程分别是,第三节 其他方法简介,等效焓降计算举例 6号加热器：纯热量 进入系统作用于6#加热器，排挤6#加热器的1kg抽汽。 在热量进入系统前后，7#加热器的能量平衡方程分别是,在进入系统前后，8#加热器的能量平衡方程分别是,第三节 其他方法简介,第三节 其他方法简介,6号加热器等效焓降和抽汽效率：,第三节 其他方法简介,新蒸汽的等效焓降和汽轮机循环效率,公式中并没有出现对应的后面级的增加抽汽系数,抽汽等

40、效焓降的通用计算公式,被排挤的抽汽全程作功量 被排挤抽汽在压力低于被排挤抽汽压力的各个抽汽口的分配额的做功不足之和,第三节 其他方法简介,修正之后的焓降,用辅助成分对新蒸汽等效焓降进行修正,排污闪蒸、漏气进系统热量伴随工质进入系统 实际这些有热量的工质进入系统排挤的蒸汽最后和补水一起都加到8号进口，要多加热这么多水需要多抽的汽带来的焓降，不用计算新增抽汽的量，直接用抽汽效率计算,4号抽汽去小汽轮机热量随工质退出系统,第三节 其他方法简介,第三节其他方法简介,用等效焓降法优化改型 对于变化，计算变化带来的焓降变化 计算变化之后的计算实际的变热量等效焓降 计算汽轮机吸热量 计算效率 与原方案进行比

41、较,第三节其他方法简介,等效函数法参考书 林万超，火电厂热系统节能理论，西安交通大学出版社，1994 图书馆有此书，索书号：TM621 L520,第三节其他方法简介,循环函数法 美国汽轮机循环顾问工程师J.K.Salisbury在20世纪50年代提出了“任何汽轮机循环的各级给水加热器，都可以划分为几个加热单元（Heater Group）”的概念。 马芳礼先生，从“加热单元”的概念出发，根据热力学第二定律，发展了一整套理论上坚实、应用上方便的蒸气循环分析方法，称之为循环函数法。,循环函数法 用系统热力过程的不可逆性或熵增来分析热能作功能力的损失和废热的增加，对热力系统进行定性分析，论证了热力系统

42、中不可逆性或熵增与汽轮机的排汽系数的大小是一致的,第三节其他方法简介,第三节其他方法简介,循环函数法参考书 马芳礼，电厂热力系统节能分析原理，水利电力出版社，1992 图书馆有此书，索书号：TM621.4 22,第四节 余热锅炉介绍,HRSG Heat Recovery Steam Generator 热回收蒸汽发生器 余热锅炉,第四节 余热锅炉介绍,作用 热源 结构 压力 水循环 产生蒸汽 无补燃 卧式 单压 自然循环 加热给水 补燃 立式 多压 强制循环 卧式余热锅炉燃机水平排气，设备高度低，便于检修，占地面积大，受热管簇垂直安装，水循环一般是自然循环，也可以采用强迫循环，利于抗震 立式余

43、热锅炉燃机排气垂直向上，设备高度高，占地面积相对小，受热管簇水平安装，水强制循环,强制循环余热锅炉，采用循环水泵产生的动力使水循环。烟囱高度缩短。需要循环泵运行复杂，维修费用增加,第四节 余热锅炉介绍,第四节 余热锅炉介绍,自然循环余热锅炉，依靠下降水和向上流动的汽水混合物密度差形成连续产汽过程。多用于卧式布置，烟囱高度高,第四节 余热锅炉介绍,卧式余热锅炉,第四节 余热锅炉介绍,无补燃：对于现在E级别以上的燃机，一般效率高 补燃：增加蒸汽产量或者提高蒸汽参数，现仅用于热电联产联合循环，补燃燃气温度控制7001000度，保证汽水循环系统与无补燃类似，无需增加辐射受热面 单压：结构简单，投资低，

44、效率低 多压：效率高，锅炉、管道和蒸汽轮机的基本投资费用相应增高,第四节 余热锅炉介绍,汽水循环系统对机组性能的影响 单压无再热改为三压再热，联合循环机组热效率增加3，功率增加6 单压不再热改为双压不再热，机组效率提高1.7 双压无再热改为双压再热，机组效率提高0.60.7% 三压比单压投资增加6 三压比双压投资增加4,1. 高压烟气入口及不锈钢烟道 2. 高压过热器 3. 再热器（可再热，可不再热） 4. 天然气及柴油补燃器和过滤装置 5. 高压锅炉区及降水线 6. 高压汽包 7. 一氧化碳转换器及催化剂减量装置 8. 中压过热器 9. 高压降压区 10.中压锅炉区及降水管 11.中压降压区

45、 12.低压锅炉部分及降水管 13.烟气冷凝器(给水预热器) 14.中压汽包,15.低压汽包(内设与集水器相连装置) 16.集水器 17.烟囱 18.操作平台及楼梯,第四节 余热锅炉介绍,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉的效率 Qout水和水蒸汽在余热锅炉中吸收的热量 Qin烟气及加入余热锅炉的其他热量总和 Qloss烟气离开余热锅炉带走的热量总和,第四节 余热锅炉介绍,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉参数 进口烟气温度、流量 出口烟气温度 新蒸汽压力温度 节点温差tgw=T6-Tc 接近点温差tww= Tc-Tc* 余热锅炉进口温差T4-Te 余热锅炉出口温差Ts-Tb,烟气放热线与蒸汽吸热线之

46、间面积传热过程损失的作功能力，S0线以下面积HRSG排烟损失,第四节 余热锅炉介绍,设计理念：高效、经济、安全 约束条件：省煤器不能出现汽化 排烟温度不低于露点温度,影响余热锅炉效率的因素排烟温度 排烟温度降低 效率增加 换热面积增大，设备投资费用增加，利用更低温区烟气能量，流向长度加长，流动阻力增大，燃机作功减少 排烟温度低，汽机参数低，效率下降 烟气温度受到酸露点或水露点的限制，排烟要比烟露点温度高10度，锅炉给水温度不低于露点温度,第四节 余热锅炉介绍,影响余热锅炉效率的因素节点温差减小 放热线一定，汽机参数可调 水泵出口状态升高，汽机参数提高，汽机效率提高 余热锅炉排烟温度提高，节点温

47、差减小，余热锅炉效率下降,第四节 余热锅炉介绍,节点温差过小，在变工况，如排气温度降低时是可能出现tgw0，（排气温度降低，水侧热惯性大，水侧温度变化未跟上，6点水温度高于燃气温度） 节点温差取值的范围1020度,影响余热锅炉效率的因素节点温差 汽机参数不可调，放热线一定，通过增加水侧流量减小节点温差 换热面积增大，设备投资费用增加， 排烟温度减小 用T-Q图分析,第四节 余热锅炉介绍,t传热温差或者温压是变化的，平均温压定义,t 换热器进口冷热工质温差 t ”换热器出口冷热工质温差 tmax= max(t , t”) tmin =min(t , t ”),第四节 余热锅炉介绍,预热热 蒸发热

48、 过热热 烟气放热,第四节 余热锅炉介绍,放热线确定，原流量对应吸热线bcde 增加流量 过热热增加，de 蒸发热增加，线加长cd,预热热增加，cb斜率减小S温度低于S烟气温度 省煤器、蒸发器进出口温差均减小，平均温压大幅度减小，换热面积大幅度增加，投资增加,第四节 余热锅炉介绍,节点温差增大，余热锅炉效率低，换热面积小 节点温差小，余热锅炉效率高，换热面积按照指数关系增大（蒸汽量线性增加） 效率随着节点温差线性变化 换热面积变换剧烈 在820度期间效率可认可，节点温差减小换热面积变化不是非常剧烈,第四节 余热锅炉介绍,必须有接近点温差保证余热锅炉安全工作 负荷减小、烟气温度降低、放热量减小，

49、产汽量减小，汽包压力降低，对应的饱和温度降低，相应的接近点温差减小，如果设计状态的接近点温差过小或者未考虑，会出现省煤器中给水温度高于降低的汽包压力对应下的饱和温度，省煤器内汽化，换热管壁面温度过高 选取范围520度,第四节 余热锅炉介绍,接近点温差增大， 省煤器换热面积减小 蒸发器换热面积增大 余热锅炉总换热面积增大,第四节 余热锅炉介绍,省煤器进出口温差,接近点c*c*，520度 假定节点温差为15度，进口温差60度，省煤器出口温差20,25度,第四节 余热锅炉介绍,接近点温差越大，锅炉总体尺寸越大,余热锅炉内烟气流速和换热面积的关系 烟气流速增加，换热面积减小 原因分析：流速增加，换热加

50、强，面积减小，但是流阻增加，燃机排气背压增加，燃机功率减小，效率降低， HRSG燃气流阻增加1kPa，燃机功率和效率降低0.8%,第四节 余热锅炉介绍,第四节 余热锅炉介绍,主蒸汽的温度比燃机排气温度低2540度,单压小结 节点温差减小，蒸发器面积指数增大，蒸汽产量线性增加，节点温差是决定换热面积的关键因素（蒸汽参数和放热线确定） 接近点温差关系换热面积和安全运行 换热面积的费用约占总体投资4050 设计要求：在保证安全运行的前提下，通过技术经济分析，得到联合循环效率与投资费用的最优化结果,第四节 余热锅炉介绍,多压余热锅炉解决单压不能解决的矛盾 优化余热锅炉效率和汽机效率，下位电站效率最高,

51、与排烟温度密切相关,与新蒸汽参数密切相关,汽机参数提高，汽机效率增加，HRSG排烟温度增加，效率下降 解决措施：思路，蒸汽参数不变，调整水量 单压余热锅炉通过省煤器、蒸发器和过热器汽水流量相同！,第四节 余热锅炉介绍,多压余热锅炉 多压从低压到高压，不同压力等级的饱和温度线Tsl,Tsi和Tsh顺烟气放热线从低温到高温之势逐级抬高，逼近烟气放热线，从而减小了烟气放热线与水、水蒸汽吸热线之间的面积。 损减小 单压烟气温度170度左右 多压排烟温度135左右，具体与燃料有关 S含量3ppm天然气燃料，排烟温度70,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉中的腐蚀问题 低温腐蚀和高温腐蚀 低温腐蚀：含硫燃料，

52、硫酸、碳酸、水蚀,烟气成分：CO2,H2O,N2,O2,Ar，燃料含硫，SO2气体 SO3与水蒸汽结合成硫酸蒸汽 含硫燃料 严格控制烟气中硫酸蒸汽含量,要求给水温度大于水露点或者酸露点！,第四节 余热锅炉介绍,腐蚀过程： 一定烟气温度，开始酸蒸汽结露，结露硫酸浓度大，腐蚀速度不很高，受热面温度继续降低，结露中硫酸浓度减小，腐蚀速度增加，在某处达到极大值。此后硫酸浓度降低，壁温降低，腐蚀速度减小，最后水蒸汽大量凝结，凝结中水形成碳酸，腐蚀加快。,第四节 余热锅炉介绍,影响酸露点因素： SO3， 上面反应在高温下难以进行，减小燃烧区的理论空气系数，增加燃烧温度，控制三氧化硫生长量，增大总体空气系数

53、，使生成的三氧化硫浓度减小。但是增加燃烧温度减小三氧化流排放与氮氧化物控制相矛盾 热经济性、维护费用、安全性、环境保护因素必须综合考虑,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉热经济性与防止低温腐蚀的矛盾，热经济性与维修维护费用和安全性之间的矛盾： 防止低温腐蚀要求余热锅炉给水温度高于酸露点，给水温度增加，在省煤器中的吸热量减小。排烟温度高，余热锅炉效率低,第四节 余热锅炉介绍,高温腐蚀：由燃用重油引起，由燃料中S和燃料灰份中的碱金属Na、K以及V引起，现在参数的余热锅炉高温腐蚀主要是V引起的，其他的高温腐蚀存在于燃气轮机流程中 钒在重油燃烧过程中会氧化，若空气不足，生成三氧化二钒（V2O3）,若空气过

54、量则生成五氧化二钒（V2O5）。五氧化二钒与氧化钠（Na2O）、氧化钾（K2O）生成钒酸盐。钒酸盐的熔点比较低，约为600。如果受热面管簇的外壁温度达到或超过600的话，钒酸盐就会融化而粘结在管簇的外壁上，会对各种钢材的受热面管簇生成具有腐蚀性的液膜，使管簇受到强烈的腐蚀,第四节 余热锅炉介绍,高温腐蚀：相较传统锅炉，由燃料中S和燃料灰份中的碱金属Na、K引起的高温腐蚀小 传统锅炉若燃料中含有上述成分，燃烧生成的Na2O与（K2O ），与SO3反应生成硫酸盐（Na2SO4）、硫酸钾（K2SO4），熔点为700800 ，烟气700800时受热面上这些气态物质就会在受热面上凝结，形成碱金属的密实的

55、粘结沉淀层，并粘结固体颗粒，形成多孔的外灰层，与灰中的铁、铝在氧化硫总用下生成碱金属硫酸盐复合物，如Na3Fe(SO4)3、K3Fe(SO4)3及KAl(SO4)3，融化或半融化状态的碱金属硫酸盐复合物对于受热面合金钢材料会产生强烈的腐蚀。腐蚀从540620度开始，700750度腐蚀速度最大。 联合循环钟中烟气温度一般不高于700度没有此类高温腐蚀,第四节 余热锅炉介绍,防止高温腐蚀原则 降低过热蒸汽和再热蒸汽温度，使得换热器管束外壁温度低于580度，高温腐蚀速度可以容忍 燃用重油时采用低的过量空气系数，生成三氧化二钒而少生成五氧化二钒，同时使三氧化硫也生成的少，这样就可以避免发生严重的高温腐

56、蚀。,第四节 余热锅炉介绍,减小生成，降低浓度，低腐防凝，高腐防熔,第四节 余热锅炉介绍,锅炉防腐原则,余热锅炉的给水温度问题： 选定省煤器进口温压，余热锅炉的排烟温度由给水温度确定。要降低余热锅炉的排烟温度采用加大通过低压省煤器的给水流量的方法，加大给水流量受到烟气在省煤器所处的烟气温区放热量和省煤器进出口温压的限制。给水温度是决定余热锅炉排烟温度的关键参数。 常规的汽轮机电站，在省煤器的下游还有空气预热器，所以锅炉的排烟温度不是由给水温度直接决定的，而在联合循环机组中，在省煤器的下游没有空气预热器，所以排烟温度是由给水温度直接决定的。,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉的给水温度问题： 汽轮机

57、电站：锅炉的排烟温度不直接由给水温度决定，采用给水加热提高汽轮机循环的效率。300MW汽轮机给水温度达到262，100MW，233，125MW，239，200MW，248，600MW，286。 联合循环电站：HRSG的排烟温度直接由给水温度决定，用于联合循环的汽轮机没有给水回热加热系统的高压加热器。联合循环电站的汽轮机与用于常规汽轮机电站的汽轮机在给水回热加热系统上的主要区别之一,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉给水除氧： 除氧后给水温度就是余热锅炉的给水温度 采用热除氧法 不同的除氧器工作压力，除氧器出口水温为该压力下的饱和温度，工作压力高，除氧器造价贵,单压HRSG,高压除氧器，多压HRSG

58、,常压除氧器 排烟温度8090度，负除氧,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉给水除氧辅助蒸汽来源： 汽轮机的适当抽气 辅助锅炉或者运行中的其他抽汽 余热锅炉低压省煤器下游布置除氧器辅助蒸汽加热器 方案选择通过热力平衡分析和结束经济分析确定,第四节 余热锅炉介绍,余热锅炉脱硝装置 高温燃烧产生NOx， 降低方法 采用NOx生成量较低的予混燃烧技术 在通常的燃烧方式中，在燃烧区喷入水或水蒸汽，是燃烧火焰温度降低的方法 除去烟气中NOx的脱硝法 余热锅炉中进行,第四节 余热锅炉介绍,联合循环电站目前采用的脱硝法是氨的干式接触还原法，在烟气中添加用空气稀释过的氨，与烟气一起通过催化层，分解成氮气和水 4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O NO + NO2 + 2NH3 2N2 + 3H2O 脱硝反应的最佳温度范围是20040