热力系统的蒸汽再热、给水回热和热电联产分析 毕业论文.doc

摘要 热电厂的热经济性，主要是通过能量转换过程中能量的利用程度或损失大小来衡量的。热电厂是以朗肯循环为基础进行热工转换获得电能的，通过对朗肯循环热效率的分析可知，冷源损失越大则循环效率越低。要想提高循环热效率，就要降低冷源损失。本文通过对热力系统的蒸汽再热、给水回热和热电联产进行分析，得到了提高经济性的一些措施，对热电厂的经济运行有一定的借鉴作用。关键词：冷源损失; 蒸汽再热 ;给水回热 ;热电联产abstract analysis on thermal economic indexes of captive steam and power plant,mainly through utilization degree or loss during the process of energy conversion to measure size.analyze the rankine cycle,reduce the cold source loss can improve the cycle the thermal efficiency. through the thermal system of steam and hot water supply heat cogeneration analysis,take measures to improve the cycle thermal efficiency.can be used for reference foreconomic operation thermal power plant.keywords:coldsource loss ; reheat steam; feed back to hot ;cogeneration目录序言1第一章 电厂现状1 1.1电厂热经济性研究的背景和意义11.2当前火电厂存在的问题1第二章 蒸汽再热循环对电厂热经济性的影响32.1采用蒸汽中间再热的目的32.2蒸汽中间再热的热经济性42.2.1蒸汽中间再热对理想循环热效率的影响42.2.2再热压损对机组热经济性的影响4 2.3再热蒸汽系统及再热方法52.3.1再热蒸汽系统52.3.2蒸汽再热的方法6第三章 给水回热循环对电厂热经济性的影响7 3.1影响回热给水热经济性的基本参数73.1.1回热级数对热经济性的影响73.1.2最佳回热分配7 3.2给水温度对回热循环热经济性的影响83.2.1理论上最佳给水温度8第四章 热电联合生产对热效率的影响9 4.1热电联合能量生产的概念9 4.2热电联产的热经济性10第五章 结 论11谢辞12参考文献12 序言电力工业是国民经济的重要基础工业，是国家经济发展战略的重点和先行行业。我国早在20世纪50年代初九确立了电力工业先行的低位。自2001年以来的近十年时间，电力工业的增长速度高于国民经济的增长速度。从电力能源消费在一次能源中的比重和在终端能源消费的比重来看，发电能源占一次能源的消费的比重由1980年的21.32%上升到2008年的42.89%。电能在终端消费中的比重由1980年的4.81%上升到2005年的18.02%，电力已经成为能源行业中的支柱产业。第一章 电厂现状1.1电厂热经济性研究的背景和意义目前我国电力以火电为主，水电、核电、风电和其他新能源发电所占比重较少，电力结构发展不平衡。截至2009年底，我国总装机容量为87407万kw，其中火电65205万kw、水电19679万kw、核电908万kw、风电1613万kw，占总装机容量的比重分别为74.6%、22.5%、1.04%、1.85%、。2009年全年发电量达到37146.5亿kw.h，其中火电厂29827.8亿kw.h，占总发电量的80.3%，水力发电6156.4亿kw.h，站总发电量的16.6%，核电701.3亿kw.h，占总发电量的1.9%，其他（风电、太阳能等）461kw.h，占总发电量的1.2%。从我国资源分布情况来看，我国的煤炭资源主要分布在北部和西北部，其中华北和西北占总量的80%。据统计，我国水力资源居世界首位，经济可开发装机4.02亿kw，水能资源主要集中在西部和西南部，这两个地区的可开发量占总量的82.09%。我国拥有丰富的陆地和海上风电资源，可开发量预计为14亿kw.h左右，但开发率却仅有1%左右，近年来我国电力工业装备水平和技术不断发展，改革开放初期电力工业主力机组以100mw为主，少数电厂设有200mw机组，到2007年，300、600mw及以上大型发电机组分别占我国总装机容量的50.15%和21.53%，并且逐步向百万千瓦超超临界压力机组发展。到2008年底，我国已制造超临界压力机组158台，其中600mw超临界压力机组107台，1000mw超超临界压力机组51台，火电装备水平有了很大提高。1.2当前火电厂存在的问题由于我国电力装机在较长时间内仍将是以火电为主，火电厂消耗大量煤炭并且排放sox、nox等污染气体，因此电力工业是节能降耗和污染物减排的重点领域。发达国家千瓦时供电煤耗平均为335克，我国2005年是370克；发达国家厂用平均用电率为4%，我国去年为5.87%；“九五”期间线损为7.81%，世界平均水平为6%；电力污染排放重，2005年电力行业排放二氧化硫占全国排放总量的电率为4%；“九五”末期我国电网线损是7.81%，世界平均水以上数据说明我国电力工业结构不合理、增长方式粗放的问题比较突出，特别是能耗高污染重的小火电机组比重偏大，不利于提高能源利用率和保护生态环境。生产性粉尘主要是在输煤系统作业场所漂浮的煤尘，锅炉运行中产生的、锅炉检修中接触的锅炉尘，干式除尘器运行、干灰输送系统及粉煤灰综合利用作业场所的粉尘，火电厂的煤尘一般含有10%以下的游离二氧化硅的粉尘（国家规定最高容许排放质量浓度为10mg/m3）,尘粒分散度高，直径小于5微米的占73%。焊接尘是在焊接作业时，由于高温使焊药、焊芯和被焊材料融化蒸发，逸散在空气中氧化冷凝而形成的颗粒极细的气溶胶，其中1微米以下的微粒约占90%以上。除尘器、干灰输送系统及粉煤灰等综合利用作业场所的灰尘，也是含有10%40%游离二氧化硅的粉尘，粒径一般在15微米以下，5微米以下占有相当份额。脱硫装置制粉系统的粉尘一般含有10%以下游离的二氧化硅的粉尘。其主要成分为氧化钙、碳酸钙或其他脱硫剂。脱硫装置石膏处理或废渣处理系统含有10%以下游离二氧化硅粉尘。粉尘的分散度越高，在空中稳定性越高，在空气中悬浮越持久，工人吸入的机会越大，对身体危害越大。火电厂生产性粉尘73%以上是粒径小于5微米的呼吸性粉尘，因此一定要重视粉尘危害后果的严重性，做好粉尘防治的工作。蒸汽初温度越高，实际循环热效率越高。提高蒸汽初参数受到动力设备的材料的限制。当初温升高时，钢材的强度极限、屈服极限及蠕变极限都会降低的很快，而且由于在高温下金属会发生氧化，腐蚀结晶裂化，会使设备零件强度大大降低。在非常高的温度下，即使是耐热合金钢也无法使用，而且合金钢比普通钢贵很多。奥氏体钢可在580600高温下使用，但价格高，膨胀系数大，导热系数小，抗蠕变和抗锈蚀能力差。提高蒸汽初压力使设备壁厚和零件重量增加外，还受到汽轮机末几级允许蒸汽湿度的限制。对于无再热机组，当其他条件不变时，提高初压将使蒸汽的初湿度增加，如果超值会发生冲击现象，影响设备使用寿命和安全运行。电厂采用朗肯循环，其热效率为40%50%在大力发展核电、风电的同时，优化火电厂热经济性，提高热效率也是十分有必要的。热经济性主要用来说明火电厂的燃料利用程度，以及热力过程中各部分的能量利用情况，充分利用燃料的化学能，达到节约燃料目的。 第二章 蒸汽再热循环对电厂热经济性的影响2.1采用蒸汽中间再热的目的把在汽轮机高压缸作了一部分功的蒸汽引至锅炉再热器进行吸热，提高温度后在返回汽轮机中、低压缸继续做工的过程称为蒸汽中间再热，中间再热装置如图2-1所示。图2-1蒸汽中间再热装置示意图采用再热的初始目的是在提高蒸汽初压时减小膨胀的终湿度，以保证汽轮机安全运行。但再热参数选择合适时，采用一次中间再热后，可以提高发电厂热经济性5%左右。由于采用蒸汽中间再热时蒸汽的焓降比没有再热时大，所以汽轮机的汽耗率比无再热时小；若功率相同，则汽耗量比无再热时也小，高压缸的相对内效率可能稍有降低。但是，大功率机组采用蒸汽中间再热，对汽轮机的相对内效率总是提高的，因为大容量机组的总进气量较大，进汽量少有减小，也不会使汽轮机内部损失发生显著变化。采用蒸汽中间再过热，汽轮机末级中的蒸汽湿度显著降低，使汽轮机湿气损失大大减小，因此，大容量机组采用蒸汽中间再热可使汽轮机的相对内效率有所提高。当其他条件不变时，蒸汽再热后的温度越高，中间再热吸热过程的平均温度越高，再热循环热效率越高。由以上分析可知，只要适当选择蒸汽中间参数，蒸汽中间再热对电厂实际循环热效率总是提高的。但是，再热过程中蒸汽有压力损失，会对机组的热经济性带来负面影响。由于材料耐压是有限的，并不能承受无限高的压力.因此，蒸汽回热参数的选取要结合电厂工况实际运行以及电厂设备材料的耐压极限以及高温金属材料价格来决定，并不能单纯根据理论计算所得出的蒸汽参数，达到最高效率来选取。2.2蒸汽中间再热的热经济性2.2.1蒸汽中间再热对理想循环热效率的影响热电厂的蒸汽再热循环是以朗肯循环为基础的中间再热循环，只要附加循环热效率大于基本循环热效率，那么附加循环热效率总是大于零的数值，采用蒸汽中间再热就可以提高热经济性。把基本循环和附加循环简化成两个等效卡诺循环后可知，只要中间再热的吸热过程平均温度高于基本循环吸热的平均温度，采用蒸汽中间再热就可以提高热经济性。当其他条件不变时，蒸汽再热后的温度越高，中间再热吸热过程的平均温度也越高，中间再热吸热过程的平均温度越高，再热循环的热效率也就越高，所以从热经济性来看，蒸汽再热后的温度是越高越好。不过，提高蒸汽再热后的温度和提高蒸汽初温度一样，也受到高温金属材料的限制。因此，蒸汽再热后的温度一般也都限制在蒸汽初温度的使用范围内。 （1）当再热压力很高时，即再热前蒸汽理想焓很时，附加循环的吸热平均温度很高，但其循环吸热量很小，所以再热循环热效率提高很少。 （2）当再热压力较低时，虽然附加循环的吸热量相当大，若其吸热过程平均温度高于基本吸热循环吸热过程平均温度不是很多，则再热循环效率提高也不多。（3）当再热压力很低时，致使附加循环吸热过程的平均温度低于基本循环吸热过程温度，甚至使排汽处于过热状态，排汽放热量急剧增加，则会使再热循环热效率低于基本循环热效率，这时再热就没有热经济效益了。由上述分析可知，其中必有一个使再热循环热效率达到最大值，它所对应的再热压力，称之为最佳再热压力，当实际再热压力与理想再热压力偏差不大时（10%左右），对的影响并不大，一般实际的最佳再热压力与新汽压力间的关系为：再热前有回热抽汽，再热前无回热抽汽，2.2.2再热压损对机组热经济性的影响再热蒸汽系统指从汽轮机高压缸排汽口经过锅炉再热器至汽轮机中压联合汽门前的全部蒸汽管道和分支管道。按再热蒸汽温度的高、低，分为再热冷段和再热热段蒸汽系统，再热冷段蒸汽系统是指从汽轮机高压缸排汽口到锅炉再热器进口联箱的再热蒸汽管道及其分支管道，再热热段蒸汽系统是指从锅炉再热器出口联箱指汽轮机中压缸进汽门之间的再热蒸汽管道及其分支管道。再热蒸汽有汽轮机高压缸排汽，经冷再热管道、再热器和热再热管道返回中压缸入口的蒸汽，因流动阻力而导致压力下降，称为再热压损。压降降低了机组的热经济性；压损每增加98kpa，汽轮机热消耗将增加0.2%0.3%，减少压损，可提高机组的热经济性，但须增大管径，其金属消耗量和投资都要增大，一般再热压损取高压缸排汽压力的8%12%。为提高机组热经济性，大机组再热压损应取偏小数值，其主要措施为高压缸排气管上不装逆止阀，再热蒸汽管道的管径增大或使用双管，少用或不用中间联箱等。2.3再热蒸汽系统及再热方法2.3.1再热蒸汽系统再热蒸汽都采用单元制，与单元制主蒸汽系统一样，也有双管、单管-双管、双管-单管-双管三种形式，并且在国产机组上大多采用双管式系统。1）双管式再热蒸汽系统国产300mw机组上采用的双管式再热蒸汽系统。蒸汽从高压缸两侧排汽口经两根管道引入锅炉两侧再热器进口联箱。锅炉再热器出口联箱两侧，各接出一根再热热段蒸汽管道，至汽轮机基座下部，然后分成四根导气管，分别与汽轮机中压缸的四只联合汽门相连。再热冷段蒸汽管道上依次装设有止回阀、水压试验堵板、安全阀、再热器事故喷水减温器等附件。再热热段蒸汽管道上依次装设有安全阀、水压试验堵板、中压联合汽门等。与自动主汽阀一样，中压联合汽门装设预启阀，以便在联合气门开启时，平衡阀座的两侧压力，内部还装有滤网，以防杂物进入汽轮机。引进型300mw机组上采用的再热蒸汽管道。其再热冷段蒸汽管是单管-双管式，冷再热蒸汽从高压汽轮机的排汽口经一根管道通往锅炉，靠近锅炉再热器处，分成两根管道分别接到再热器入口联箱的两个接口上。再热冷段管道上接出到高压加热器、辅助蒸汽系统、汽轮机汽封去的蒸汽管道。在这些支管上，都装设有动力驱动止回阀，以防蒸汽倒流入汽轮机。该机组再热热段管道系统为双管-单管-双管式。从锅炉再热器出口联箱各引出两根蒸汽管道，然后汇成单管，在汽轮机中压缸前，又分成两根管道，各接到汽轮机中压缸的左右侧的联合汽门。2）双管-单管-双管再热蒸汽系统600mw机组再热蒸汽系统，冷段蒸汽管道和热段蒸汽管道布置均为双管-单管-双管的形式。该机组的再热热段管道系统，在锅炉侧双管并成单管和汽轮机侧单管分成双管处均采用了斜三通，并且靠近中压联合汽门，并且靠近中压联合汽门处串联了两只斜三通，他们的斜插支管分别至对称布置的中压缸再热汽门，后一支斜三通直通管到低压旁路装置。再热器出口联箱引出的双管上，各装设了一只弹簧式安全阀和一路放气管。疏水管道的设置也类似于其主蒸汽系统。2.3.2蒸汽再热的方法1）烟气再热法烟气再热法就是用锅炉中的烟气来再次提高高压缸排汽过热度的方法。高压缸的排汽送到锅炉的再热器中加热，提高其过热度后，再引入中压缸继续做功。采用锅炉烟气进行再热，可以把再热蒸汽加热到600650或者更高，机组的热经济性相对提高6%8%，这是烟气在热法的主要优点，因此在火电厂得到广泛应用。但由于往返于机炉之间的再热管道较长，再热蒸汽在再热蒸汽管道和再热器中的压力损失较大，致使机组的热经济性相对提高幅度降低1%1.5%。另外，再热蒸汽管道的金属材料消耗和投资都较大；在运行中再热器和冷、热再热管道中储存有大量蒸汽，当机组突然甩负荷时，这些蒸汽有导致汽轮机超速的危险。为防止事故发生，机组还需要设置复杂的控制系统和设备，相应的，对设备和运行维护都提出了更高的要求。2）蒸汽中间再热法蒸汽中间再热法是利用新蒸汽加热再热蒸汽的方法，有时候还可以用汽轮机的高压缸抽汽与新蒸汽配合对再热蒸汽进行加热，以提高机组的热经济性。由于这种再热过程的大部分热量来自加热蒸汽在其饱和温度下的凝结放热，即使利用了加热蒸汽的过热度，再热蒸汽温度通常也不超过400.因此，其热经济性比烟气再热法低得多，机组热经济性的相对提高只有2%左右。与烟气在热法比较，蒸汽再热法的优点有：再热器简单，可布置在汽轮机附近，因而可以大大缩短再热蒸汽管道的长度，减少再热蒸汽的压损，也减少了汽轮机超速的危险；另外，简化了再热系统的控制设备和系统。由于其热经济效果不大，而再热投资却比无再热时大得多，所以常规的火电厂都没有采用。在采用饱和蒸汽循环的核动力发电中，常常采用蒸汽再热的方法，其主要目的是为了减少汽轮机各级（特别是末几级）中的蒸汽湿度，提高蒸汽品质，以保证汽轮机在运行时可以做到长期安全可靠的运行，延长设备使用寿命，而不是为了提高机组的运行效率。第三章 给水回热循环对电厂热经济性的影响3.1影响回热给水热经济性的基本参数在循环初、终参数一定的情况下，为使给水回热实际循环效率达到最大，必须合理确定回热参数，主要包括：回热级数、给水温度、回热加热分配(加热量在各回热加热器间的分配)。这些参数对回热式汽轮机，则分别对应于汽轮机的回热抽气级数、最高抽汽压力及各级抽汽压力的分配。在运行中，这些基本参数的改变，不仅影响机组的煤耗，还会影响锅炉及汽轮机的安全的出力。三个基本参数是相互影响密切相关的。3.1.1回热级数对热经济性的影响在回热循环中，将给水加热到给定温度可以通过不同方法：一种是单级高压抽汽一次加热；另一种是若干级压力不同的抽汽逐级加热。对于一定的给水加热温度，所需要的总抽汽量与抽汽级数几乎无关。这是因为每公斤不同压力的抽汽在等压放热而凝结成饱和水的过程中所放出的总热量大体相同。因此在维持机组功率不变的条件下，采用多级回热，可以利用较低压力的抽汽对给水分段加热，则抽汽在汽轮机中总的作功量增加，凝汽作功量减少，凝汽器内冷源损失减少，汽轮机的绝对内效率增加。随着回热级数增加，绝对内效率也增加，但提高值逐渐减小。从理论上来讲，回热级数越多，热经济性就越高，但工程上回热级数增加，汽轮机抽汽口与回热加热器就增加，使投资增大，还由于系统复杂，影响到运行的安全可靠性。在实际应用中，还从技术经济角度考虑经济性的提高与投资增加的合理性，经过综合比较确定，国产小机组采用13级，大机组采用58级。3.1.2最佳回热分配采用多级回热时，给水在各级加热器的加热分配也会对电厂的热经济性产生影响 。 随抽汽量的不同，并且由于各抽汽点的位置的变化，将会改变各级抽气流在汽轮机中的焓降，从而使回热抽汽总做功量发生变化，这样必然影响到汽轮机的绝对内效率，显然多级回热就存在一个最佳分配问题。为解决这个问题，提出了不同的最佳回热分配方法，如等焓升分配法、等温升分配法、几何级数分配法和焓降分配法。3.2给水温度对回热循环热经济性的影响3.2.1理论上最佳给水温度回热提高了给水温度，从理论上讲，给水温度越高，循环热效率越高，因为对于无限级回热，给水的极限加热温度可以达到蒸汽初压力的饱和温度，此时循环热效率也达到了极限值。但是，实际上只能实现有限级回热，在这种情况下，并非给水温度越高越好，过高的给水温度反而会降低回热的热经济效果。以单级回热为例，若给水温度等于凝汽器压力下的饱和水温，此时，没有回热，循环热效率就是朗肯循环效率，热效率的相对提高值为零；当利用回热抽汽加热给水时，给水温度随着抽汽压力提高而提高，当抽汽压力达到某一数值时，热经济性达到最大值，此时的给水温度称为理论上最佳给水温度。若继续提高抽汽压力，虽然相应的给水温度随之提高，但热经济性反而下降。因为过高的抽汽压力将使抽汽在汽轮机中的作功焓降很小，回热抽汽作功量减少，循环效率降低；当抽汽压力提高到新汽压力时，相当于没有回热，热效率相对提高值又降为零。综合给水回热的效果与加热级数、给水温度的关系。分析可得出结论：（1）对于每一级回热加热级数均有一相应的最佳给水温度，而且回热加热级数越多，最佳给水温度越高；（2）回热级数越多，热经济性的提高越多，但提高幅度是递减的；（3）在各最佳给水温度对应的相对内效率曲线附近变化很平坦，因此，给水温度稍偏离其最佳值，对热经济性的影响并不大。 经济上最有利给水温度选择实际给水温度，不能单纯追求热经济性，还必须考虑技术经济性和综合效益。提高给水温度，可是燃料量相对节省，但使排烟温度升高，锅炉效率降低，需增大锅炉尾部受热面，使锅炉投资增大。而且机组汽耗量增大和热力系统复杂，使得锅炉、汽轮机回热装置、主蒸汽和给水管路增加，给水泵的投资和厂用电增大，因此要正确选择最佳给水温度，必须通过详细的技术经济来确定。这样得到的给水温度成为经济上最有力的给水温度，这种比较是很复杂的，主要取决于煤钢的比价，即取决于燃料价格和设备的投资，并且与机组容量和设备利用率有关。因此在实际生产中，要综合考虑各种因素来确定最有利给水温度。一般而言，经济上最佳给水温度要比理论上的最佳给水温度低。表3-1列出国产机组回热级数、给水温度、电功率、汽机进汽参数、相对效率增长之间的关系。表3-1国产凝汽机组的回热级数和给水温度汽轮机进汽参数电功率回热级数给水温度相对效率增长（%）（）(mw)（）mpaata2.35243900.75,1.5,3.013105150673.43354396,12,2535150170898.839053550,10067210230111312.75130535/53520078220250141513.24135550/550125722025016.18165550/550300782472751516第四章 热电联合生产对热效率的影响4.1热电联合能量生产的概念能量的生产分为单一能量生产和联合能量生产。如单独生产电能的火力发电厂我们称之为凝汽式电厂；单独生产热能的有单位锅炉房或区域锅炉房；用高品质的热能生产电能，用作过部分功的低品质热能对外供热，我们称之为热电联合生产，其热力循环我们称之为供热循环，装有这种动力设备的发电厂称之为热电厂。现代大型机组采用了各种技术提高机组的热经济性，其发电厂效率也还只能达到37%40%左右，燃料热量的60%63%都损失了，其中冷源损失就占46%52%以上。同时工业和农业以及人民日常生活需要大量的热能，其中大部分用户需要的热能压力较低，品位不高。若用效率较低的工业锅炉直接供给，会造成燃料的极大浪费。热电厂利用一部分作过功的蒸汽对外供热，进行热点联合生产，就能有效地减少能量损失。由于对外供热的蒸汽没有冷源损失，因此极大的提高了燃料的利用率，起到了很好的能量梯级利用。4.2热电联产的热经济性热电厂的燃料利用系数是从数量上评价热点联合生产的热经济性；供热机组的热化发电率虽然能从质量上评价热点联合生产的热经济性，但它仅能评价热化气流的完善性且不便于比较不同类型不同参数供热机组的热经济性。目前还没有找到一个能够在数量上和质量上全面的反映热电厂对热经济性的总的热经济指标，所以常常采用年燃料节省量来评价热电厂的热经济性。热电联产的节煤量是指在能量供应相等的原则下，热电联产与热电分产相比节约的燃料量。热电分产时，电能由电力系统中的凝汽式机组生产，热能由分散的小锅炉供应。设动力系统全年需要供应的电能为、热能为、热电厂的全年耗煤量为，与之相比较的代替凝汽式电厂的全年耗煤量为、耗煤率为；分散小锅炉房的全年总耗煤量、锅炉效率为、管道效率为。采用热量分配法分析，则热电厂全年的节煤量为 t标准煤/a现阶段，一般小型锅炉的效率都比电厂锅炉效率低得多，所以一般供热方面都能节煤。目前一些集中锅炉房用的锅炉，由于容量大，设计效率很高，如果热电厂供热距离较长、热用户又比较分散，热网损失就过大，热电联产供热方面节煤就不显著了。由于供热气流的实际循环热效率100%，远比代替凝汽式机组的绝对内效率大，热化发电的节煤效益非常显著，而供热机组凝汽发电的绝对内效率虽比代替凝汽式机组的绝对内效率小，但一般供热机组的凝汽发电量不大，供热机组凝汽发电多耗的燃料不多，因此热电联产发电方面节煤效果一般都比较显著。如果全年中供热机组的热化发电量很小，凝汽发电两却很大，发电方面就会多耗燃料。由此可见，热电联产发电方面的节煤量的多少不仅与地区热、电负荷大小有关，而且还与供热机组及代替凝汽式机组的容量、参数等因素有关。综上所述，热电厂节能的原因是：进行热电联产，大量减少电厂的冷源损失；用高效率的大型电站锅炉代替分散的、低效率的小锅炉进行供热，以减少由于