300MW火电机组热力系统选择资料

1、华北电力大学成人教育毕业设计（论文）300MV火电机组热力系统选择摘要300MW级燃煤机组是我国在近阶段重点的火力机组，由于300MV发电机组具有容量大，参数咼，能耗低，可靠性咼，对环境污染小等特点，今后在全国将会更多的300MW级发电机组投入电网运行。本次设计的目的是通过对300MV火力发电厂热力系统局部的初步设计，掌握火力发电 厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法，熟悉热力系统的组 成、连接方式和运行特性。本文分为四部分，对锅炉燃烧系统及其设备进行选择，进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。通过一些 给定的基本数据和类型进行科学

2、的计算， 来选配发电机组所需的各种设备，使其达到优化。本次设计的目的是通过对300MV火力发电厂热力系统局部的初步设计，掌握火力发电 厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法，熟悉热力系统的组 成、连接方式和运行特性。本文分为四部分，对锅炉燃烧系统及其设备进行选择，进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。通过一些 给定的基本数据和类型进行科学的计算， 来选配发电机组所需的各种设备，使其达到优化。 关键词：火力发电厂；热力系统；初步设计；设备选择I华北电力大学成人教育毕业设计（论文）目录摘要 I前言 11锅炉辅助设备的选择 21.1燃烧系统

3、的计算 21.2磨煤机选择及制粉系统热力计算 22发电厂主要设备的选择 52.1汽轮机型式、参数及容量的确定 52.2锅炉型式和容量的确定 53热力系统辅助设备的选择 63.1给水泵的选择 63.2凝结水泵的选择 73.3除氧器及给水箱的选择 93.4连续排污扩容器的选择 93.5定期排污扩容器的选择 103.6疏水扩容器的选择 113.7工业水泵的选择 113.8循环水泵的选择 124原则性热力系统的拟定 144.1除氧器连接系统的拟定 144.2给水回热连接系统的拟定 155全面性热力系统的拟定 185.1选择原则 185.2主蒸汽管道系统 185.3再热蒸汽旁路系统 195.4给水管道系

4、统 205.5回热加热系统 205.6除氧器及给水箱管道系统 215.7其他一些系统 21结论 23致谢 24参考文献 25北电力大学成人教育毕业设计（论文）、八 、，刖言电力工业，是我国经济不断发展的基础。电力工业的发展已成为衡量国家技术和经济 力量的重要标志。电力工业是将一次能源转换成电能的工业。因此，根据一次能源的不同 可以将发电厂分为很多种。目前国内以常见的电厂主要有水电厂、火电厂、核电厂。利用水流的动能和势能来生产电能简称水电厂。水流量的大小和水头的高低，决定了 水流能量的大小。从能量转换的观点分析，其过程为：水能一机械能一电能。实现这一能 量转换的生产方式，一般是在河流的上方建坝。

5、提高水位以造成较高的水头；建造相应的水工设施，以有效地获取集中地水流，水经引水机构引入电厂的水轮机， 驱动水轮机转动, 水能便被转换成水轮机的旋转机械能与水轮机直接相连的发电机将机械能转换成电能，并 由发电厂电气系统升压送入电网。利用煤、石油、天然气或其他燃料的化学能来生产电能，简称火电厂。从能量转换的 观点分析，其基本过程是：化学能一热能一机械能一电能。世界上多数国家的火电厂以燃 煤为主。煤粉和空气在电厂锅炉炉膛空间内悬浮并进行强烈的混合和氧化燃烧，燃料的化 学能转换为热能。热能以辐射和对流的方式传给锅炉内的水介质， 分阶段的完成水的预热、 汽化和过热过程，使水成为高温高压的蒸汽，水蒸气经管

6、道有控制地送入汽轮机，由汽轮 机实现蒸汽热能向旋转机械能的转换。高速旋转的汽轮机转子通过连轴器拖动发电机发出 电能，电能由电厂电气系统升压送入电网。禾I用核能来生产电能，称核电厂（核电站）。原子核的各个核子（中子与质子）之间 具有强大的结合力。重核分裂和轻核聚合时，都会放出巨大的能量，称为核能。目前在技 术比较成熟，形式规模投入运营的，只是重核裂变释放出的核能生产电能的原子能发电厂。 从能量的装换的观点分析，是由重核裂变核能一热能一机械能一电能的转换过程。本次毕业设计题目是300MW火电机组机务部分局部初步设计是对火电厂进行局部 设计，设计者主要对国产300MW汽轮发电机组进行设计。设计内容主

7、要包括：发电厂主要 设备的确定；原则性热力系统的拟定；原则性热力系统的计算；计算各部分汽水流量和各 项热经济指标；热力系统辅助设备的选择；全面性热力系统拟定及全面性热力系统图的绘 制。151锅炉辅助设备的选择1.1燃烧系统的计算1.1.1燃料性质 设计煤种：新汶烟煤Car =81.2% Har=5.5% Oar =9.0% Nar=1.8% 燃料特性参数：St.ar=2.5% Aar =20.0%Mar =6.0%Vdaf =40.0%Kk 1.4锅炉的相关参数(1) 锅炉型式：HG 1000 /17.4 555/555（2）锅炉主要参数：取大连续蒸发量Db =100°t/h过热蒸汽

8、出口参数pb = 17.4MPa tb =555 C再热蒸汽出口参数trh二555 C汽包压力20.4MPa锅炉效率厂91.66%排烟温度tpy =150 C（3）过量空气系数及漏风系数：炉膛出口过量空气： 打T.2炉膛漏风：."=10.05屏式过热器：.p =0空间预热器：Opy = 0.03 2省煤器（每级）：厶需=0.02 2制粉系统：:2f =0.1除尘器：.'=0.1过热器（每级）：d =0.03 2 炉后烟道：每10m长厶：、=0.011.2磨煤机选择及制粉系统热力计算1.2.1磨煤机的选择（1）磨煤机型式的确定根据规程6.2.1 :磨煤机型式根据煤种，燃料磨损特

9、性、可能的煤种变化范围， 负荷性质并结合炉膛结构和燃烧器结构型式等因素，经过技术经济比较后确定。本设计选用的是晋北煤，Kkm =1.13 Aar =19.77%： 30% Vdaf =34.26% 20%，综合考虑，应选用中速磨煤机。中速磨结构紧凑，占地面积小，金属消耗量也小，因而初投资费用也少；磨煤电耗低， 特别是低负荷运行时单位，电耗量增加不多，噪音小。其缺点是结构复杂，需严格地定期 检修、维护。此外，在排放的石子煤中难免夹带少量合格煤粉，需另外处理。（2）台数及型号的确定根据规程6.2.2.1 :种规定当采用中、高速磨煤机时，应设备用磨。大容量机组 装设的中速磨宜为3-6台，其中一台备用

10、。则本次设计选用三台中速磨煤机，其中一台备用 每台磨煤机的磨煤量为：Bm 二 36.71t/h其中ks 备用系数Zm台数。根据计算选取型号为MP 255型，其标准出力为BA=107.3t/h（3）出力校和核用以下公式：Bm KGKFKMBA其中Ba MPSS煤机磨制A种煤时的出力；Kg 煤的哈氏可磨性修正系数；Kf 煤粉细度修正系数；Km 煤的水分修正系数；以上各数值均由查表得出：Bm =107.3 0.794 1.016 0.957 = 82.83t/h（ 1-1）选择该磨煤机合格。1.2.2制粉系统的选择制粉系统分为直吹式和中间储仓式两种。直吹式制粉系统是指煤粉经磨煤机磨成煤粉后直接吹入炉

11、膛燃烧。中间储仓式制粉系统是将磨好的煤粉先储存在煤粉仓中，然后再根据锅炉运行负荷的 需要，从煤粉仓经给粉机送入炉膛燃烧。直吹式与储仓式制粉系统的比较：直吹式：它的优点是系统简单，布置紧凑，钢材消耗少，占地少，投资少，由于输送 管道短流动阻力小，因而运行电耗较小。其缺点是系统的工作可靠性差，制粉设备发生故 障时，直接影响锅炉运行，此外磨煤机负荷必须随锅炉负荷而变化，难以保证制粉设备在 最经济的条件下运行，直吹式系统中锅炉燃煤量的调节只能在给煤机上进行，因此滞延性 较大。要求有较高的运行水平。储仓式制粉系统：优点是工作可靠性高，制粉系统发生故障时，不会立即影响锅炉运 行，磨煤机负荷不受锅炉负荷限制

12、，可以一直在经济工况下运行，对低负荷下工作经济性 很差的球磨煤机来说非常重要，系统中锅炉燃煤量的调节可在给粉机上进行，滞延性较小,另外煤种适应性广，可采用热风送粉以保证低质煤的着火和燃烧稳定，缺点是系统复杂， 钢材消耗大，占地多，投资高，由于输送管道长，流动阻力大，运行电耗也较大，此外爆 炸的危险性也较大。关于制粉系统类型的选择，主要取决于燃性质，（可磨性系数、挥发分、水分）和磨煤机型式。且晋北烟煤：Vdaf =34.26 R 90=Vdaf +10=44.262宜用中速磨直吹式制粉系1.2.3给煤机的选择根据规程624：给煤机的型式、台数、出力按下列要求选择：1）.应根据制粉系统的布置、锅炉

13、负荷需要、给煤量调节性能和运行可靠性选择给 煤机。正压直吹式制粉系统的给煤机必须具有良好的密封性及承压能力。对采用中速或高 速磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用称重式皮带给煤机。2）.给煤机的台数宜与磨煤机台数相同。对大容量机组，根据原煤仓的布置、设备 情况，通过比较后，1台磨煤机也可配2台给煤机。3） .给煤机的计算出力不应小于磨煤机计算出力的110%因此选择称重式皮带给煤机：系按引进技术制造的密封的皮带给煤机。能自动计量和 调节给煤机量测量精度高达土 0.5%。并能给出断煤、出煤口堵煤信号。外壳和煤闸门能耐 压0.345MPa密封性好、漏风小、对湿分大或易黏结的煤也可以使用。选择型号：8224

14、型电子重力式给煤机。其性能如表1-1。表1-1给煤机性能表项目单位数据项目单位数据额定出力t/h10-100电机功率KW2.2计量精度%± 0.5外形尺寸（长X宽X高）mm4400X 2200X 4350给煤距离Mm2100煤粉粒度t/m 3W 60进口尺寸Mm0 609.6煤粉密度mm0.8 1出口尺寸Mm0 900煤粉水分适 应性%W 152发电厂主要设备的选择2.1汽轮机型式、参数及容量的确定根据火力发电厂设计技术规程（以下简称规程）中第8.1.3条，根据电力负荷 的需要，宜优先选用大容量中间再热式汽轮机组。根据我国汽轮机现行规范，单机容量 50MW以上的凝汽式机组宜采用高参数

15、。300MVV 600MWS汽式机组宜采用亚临界参数或超临界参数。在此次设计中，选用1台300MV机组。型号 N30016.18/550/550（凝汽式，300MW，蒸汽初压 16.18MPa 初温 550C）2.2锅炉型式和容量的确定规程6.1.1.2 凝汽式发电厂宜一机配一炉。不设备用锅炉。锅炉的最大连续蒸发 量应与汽轮机最大进汽量工况相匹配。对于300MV汽轮机组，锅炉最大连续蒸发量为汽轮机额定工况进汽量的112.9%。锅炉的台数与汽轮机的台数相等。锅炉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3C。为了减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和

16、散热损失，提高主蒸汽管道效率，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3C选用锅炉型号为HG/1000/17.4型自然循环汽包炉。（最大连续蒸发量Db=1000t/h, 过热蒸汽出口参数 Pb=17.4MPa, t。=555C ,再热蒸汽出口温度 trh=555 C,汽包压力 20.4Mpa,锅炉效率 n b=0.9166。）发电厂的主要设备由锅炉、汽轮机和发电机组成。在设计中，应对所需要的主设备进 行合理的确定。对于大型电网中主力发电厂应优先选用大容量机组。最大容量机组宜取电力系统总容 量的8%-10%国外取4%-6%汽轮机单机容量和台数可以根据发电厂的容量确定。一般,随机组

17、容量增大，为了便于发电厂生产管理和人员培训，发电厂一个厂房内机组容量等级 不宜超过两种，机组台数不宜超过 6台。如采用300MV和600MV机组，按6台机组计的发 电量可达到1800MV和3600MW发电厂同容量的机组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、除氧器的型式也一致。3热力系统辅助设备的选择3.1给水泵的选择3.1.1选择原则按规程8.3.2 :在每一台给水系统中，给水泵出口总流量（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大连续蒸发量时所需的 给水量并有一定的余量。即汽包炉：锅炉最大连续蒸发量的110%直流炉

18、：锅炉最大连续蒸发量的105%对中间再热机组，给水泵入口的总流量还应该加上供再热蒸汽调温用的从给水泵的中 间级抽出的流量，之间的抽出流量之和以及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与前置泵和给水泵。规程8.3.3 :给水泵台数和容量按下列原则确定。 母管制给水系统的最大一台给水泵停用时，其他给水泵应能满足整个系统的给水需 要。 型式、台数、容量应按下列方式配制。125MWV 200MV配2台容量为最大给水量100%勺电动泵，也可配3台容量为最大给水 量50%勺电泵。300MV机组如需装电动泵作为给水泵，需要进行技术比较后确定。300MV配2台容量为最大给

19、水量50%或 1台最大给水量100%勺汽动泵和1台容量为最 大给水量50%勺电动调速给水泵。600MV机组配2台容量为最大给水量50%勺汽泵，及1台容量为25%35的电动泵为备 用泵。规程8.3.4 :给水泵的流程应按下列各项之和计算 除氧器给水和出口到省煤器进口介质流动总阻力，汽包炉应加20%勺裕量，直流炉应加10% 汽包炉锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位之间的静压差。直流锅炉锅炉水冷壁水汽化始终为标高的平均值与除氧器给水箱正常水位间水柱静 锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。 除氧器额定工作压力装备前置给水泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项总和：前置泵扬程计算 前置泵出口

20、至给水入口间的介质流动总阻力和静压差以外，还应满足汽轮机甩负荷瞬间工 况时为保证给水泵入口不汽化所需要压头要求。3.1.2给水泵容量的压头计算根据规程8.3.2和8.3.3条计算H =1.2hf h Psm PCy（ 3-1）其中hf 从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力。h锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。Psm 锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。Pcy 除氧器额定工作压力。由于管道未布置，故压头难以计算，可用近似公式估算：FPs = 1.25FB = 1.25 20.4 = 25.5（ 3-2）流量为：3.1.3选择给水泵根据毕业设计资料汇编选择给水泵型号

21、50CHTA6SP汽动）给水泵两台，一台电动备用 表3-1给水泵参数表参数名称单位型号50CHTA6SP给水流量3m /h529转速r /min5800扬程mH2O21683.2凝结水泵的选择3.2.1选择原则台数：根据规程8.5.1: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：汽机最大进汽工况时的凝汽量。b：进入凝汽器的经常疏水量。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。根据规程8.5.3 :凝

22、结水系统宜采用一级凝结水泵；放全部凝结水需要进行处理 且采用低压凝结水除盐设备时，应设置凝结水升压泵，其台数和容量应与凝结水泵相同。 在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。扬程：根据规程第8.5.4条规定，无凝结水除盐设备时，凝结水泵的扬程应为 下列各项之和：（1） 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。（2）除氧器凝结水处出口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差。（3）除氧器最大的工作压力，另加15%勺富裕量。（4）凝汽器最高真空。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。3.2.2台数及容量的确定由规

23、程第851 :本机组采用2台凝结水泵，一台运行一台备用。最大凝结水量的 计算：D =（D； Dtd Dma Dsg4 Ds8）1.1= （65094633512 13370 1373 114692） 1.1=895282.3 kg/h3.2.3压头的计算因为管道的压力损失很难计算，故取每台低加的压损为5mmK柱H =1.1hf h 1.15巳 FC3其中hf 从凝汽器热井到除氧器凝结水入口的介质流动阻力。24h除氧器凝结水入口与凝汽器热 井最低水位间的水柱静压差。FCy 除氧器最大工作压力。FC 凝汽器的最高真空。H -1.1 5 0.00527 3.61.15 0.72 106/g 0.00

24、51 106/ -g=0.027530.6 84.5 0.52= 115.65 mH2O3.2.4型号确定(3-3 )(3-4)根据扬程和容量选择凝结水泵（设备选择根据铁岭发电厂）表3-2凝结水泵参数表型号流量m3/h扬程mH 2O转速r /min一般所配电动机型号轴功率KW电动机功率KW18NL-1909001601450JSL-46KV5025503.3除氧器及给水箱的选择3.3.1除氧器的选择：根据规程第8.4.1条，第842条，第843条，第845条规定：中间再热机 组的除氧器宜采用滑压运行方式，除氧器的总容量应根据最大的给水消耗量选择，每台机 组宜配一台除氧器，高压及中间再热凝汽式机

25、组宜采用一级高压除氧器及其有关系统的设 计，应有可靠到的防止除氧器过压爆炸的措施。最大给水消耗量：maxgs二 DglDpw =10000.011000=1010t/h(3-4)型号及台数在设计资料汇编上选择GWC-105型高压除氧器一台。（根据铁岭发电厂选择） 表3-3除氧器性能表除氧器型号GWC1050额定出力t/h935最大出力t/h1051工作压力MPa0.739设计压力MPa0.981试验压力MPa1.67工作温度C335设计温度C340饱和温度C166安全阀动作压力MPa0.883.3.2给水箱的选择根据规程第8.4.3规定：200MV以下机组为10-15min的给水消耗量，给水箱

26、的有 效总容量是指给水箱正常水位至水箱出水管顶部水位之间的贮水量。 本设计为300MV机组, 选用10 min最大给水消耗量给水箱。3.4连续排污扩容器的选择3.4.1选择原则规则6.5.1 :锅炉的连续排污系统和定期排污系统的设备按下列要求选择： 对于汽包锅炉宜采用一级连续排污扩容系统，对于高压热电厂的汽包锅炉，根据扩 容蒸汽的利用条件，可采用两级连续排污扩容系统，连续排污系统应有切换至定期排污扩 容器的旁路。 100MW以下的机组宜两台锅炉设一套排污扩容系统。125MW 以上的机组宜两台锅炉设一套排污扩容系统。 定期排污扩容器的容量，应考虑锅炉事故放水的需要。342容量计算其中： 乂：扩容

27、器的汽容间容积Dbl :进入扩容器的连续排污量前面计算得：Dbl =5004Kg/hak :扩容器中分离出来的蒸汽占排污水量百分数。R :扩容蒸汽的比容根据扩容器蒸汽压力0.9 mpa查其饱和蒸汽比 rk =0.21481 m3/kg。R:扩容器蒸发强度（连排）连续排污扩容器取8001000,定期排污扩容器取2000,这里 R=800m3/h。3.4.3选择型号根据总容积Pv=0.713m3,根据铁岭发电厂选取型号 SGP-0.75。表3-4连续排污扩容器性能表型号容量（m3）工作压力（MPa ）工作温度（C）尺寸（mm）SGP-0.750.752250662X34703.5定期排污扩容器的选

28、择根据规程第6.5.1条：定期排污扩容器的容量应考虑锅炉事故放水的需要。3.5.1作用定期排污扩容器的目的是降温降压防止伤人，减少对环境的污染，扩容出来的蒸汽可 以回收，但本次设计考虑到定期排污量较小，没有进行回收。3.5.2选型按锅炉额定蒸发量110%选Dp-7.5型。表3-5定期排污扩容器性能表参数名称单位型号Dp 7.5容量3 m7.5工作压力MPa0.15工作温度C127外形尺寸©2024x3470重量KW24123.6疏水扩容器的选择将压力较高的疏水溢水放水进行降压扩容，扩容蒸汽可以回收，也可以排掉（回收同 时可以挥发部分热量）扩容器分离的蒸汽一般引致除氧器或蒸汽平衡母管，

29、由于本设计除 氧器为滑压运行，所以不进行回收，疏水扩容蒸汽排空侧水流入疏水箱中的水有热网加热 器疏水、产预热器疏水、管道疏水除氧器溢放水、锅炉放水都到疏水箱。疏水扩容器在疏 水箱前，疏水箱是开口的，疏水扩容器对疏水箱起缓冲作用，保证疏水箱水面稳定，这是 因为疏水箱承受较高的压力，经疏水扩容器降压后在放入疏水箱中。疏水扩容器的容量应 视其疏水量的大小来决定，同时要参考同类型机组典型设计。3.7工业水泵的选择3.7.1选择原则及其作用 作用：供给汽轮机组润滑油冷却用水、送风机、引风机、磨煤机、给水泵、轴承冷 却用水及除灰消防用水。 根据规程8.8.2 :工业水系统按下列要求选择：（1） 以水源作为

30、冷却水水源且不需要进行处理即可作为工业用水的，宜采用开式系统 需经处理的，可按具体情况，采用开式系统、闭式系统或开、闭式结合的系统。（2）以海水作为凝汽器冷却水水源时，工业水可采用淡水闭式或海水开式系统或淡水 闭式、海水开市结合的系统。（3）以凝结水或除盐水作工业水时，应采用闭式系统。（4）在开式工业水系统中，可不设工业水箱。在闭式工业水系统中，宜设高位水箱、 回水箱、水泵及水一水冷却器或其他冷却设备。（5）空冷机组的辅机冷却用水宜设置单独的工业水冷却系统。可以是带冷却塔的循环 冷却系统。当发电厂同时装有空冷机组和多台常规机组时，空冷机组的工业水也可取自常 规机组的冷却水系统。规程8.8.3

31、:单机容量为125MV及以上机组的工业水系统，宜采用单元制系统或 扩大单元制系统。单机容量为100MV及以下机组，宜采用环形母管系统，每环以24台机组为宜。对冷却水压力和水质能满足设备冷却要求的开式系统，应采用冷却水直接供水的方 式，冷却水压力无法达到的用水点，应设置升压泵供水。单机容量为300MV及以上机组，对冷却水质要求较高的辅助设备宜采用以除盐水作为 冷却水的闭式系统。规程8.8.4 :对水源不够充足或取水费用较高的发电厂，如采用开式工业水系统，应考虑工业水排水的回收利用。3.7.2工业水泵的台数、容量确定根据规程8.8.5 :工业水泵的台数按下列要求选择：（1）单元制或大单元制工业水系

32、统，宜采用 2-3台工业水泵，其中一台备用。（2） 工业水泵的总容量应满足所连接的工业水系统最大用水量的需要,另加10% 15% 余量。3.7.3工业水泵压头根据规程8.8.7:工业水泵的扬程应按下列各项之和计算：a. 最高工业用水点或高位工业水箱进口与工业水泵中心线或工业水泵吸水池最 低水位间的水柱静压差。b. 工业水泵进水端到最高用水点出口或高位工业水箱进口间介质流动阻力（按最大用水量计算）另加20%裕量。C工业水泵进口真空（如为正压力取负值当从吸水池吸水时本项不考虑 ）。 本设计中扬程根据经验值，估 3040mH2O3.7.4型号确定选取8sh-13型工业水泵两台表3-6工业水泵性能表参

33、数名称单位型号8sh-13流量m3/h288扬程m41.3电机型号JQ- 9/-2功率KW55电压V3803.8循环水泵的选择循环水泵的作用是将冷却水送入凝汽器中，不断吸收汽轮机排汽释放的热量，使排汽 凝结成水，这就要求循环水泵的流量要大，因此本机组选取两台轴流式循环水泵。表3-7循环水泵性能表型号流里m3/h扬程mH 2O转速r / min一般所配电动机型号轴功率KW电动机功率KW40ZLQ-50972012.2585TDL143/21-10410480北电力大学成人教育毕业设计(论文)4原则性热力系统的拟定4.1除氧器连接系统的拟定4.1.1除氧器压力的确定除氧器压力应根据发电厂的参数、类

34、型和不同水质对含氧量的要求选择，根据技术经 济比较选择。规程8.4.2除氧器的总容量应根据最大给水消耗量选择，每台机组宜配1台除氧器。高压及中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。原因在于：（1）除氧器压力提高，汽轮机抽汽口的位置也随着压力提高向前推移，可以减少回 热系统中价格昂贵的高压加热器的台数，相应增加低压加热器的台数，使系统造价降低， 安全性也提高。（2）电厂事故或高压加热器停用时，高压除氧器可以减少进入锅炉给水温度的变化 幅度，改善锅炉的运行条件。（3）除氧器压力提高，相对的饱和水温也提高，使气体在给水中溶解度降低，增强 气体自水中离析过程，有利于提高除氧效果。（4）压力提高，给水在

35、除氧器内的焓升也提高，可避免除氧器的自生沸腾。高压除氧器的工作压力一般为 0.343 0.784Mpa。我国规定，定压运行高压除氧器选 为0.588Mpa；相应的饱和水温度为158C。滑压运行高压除氧器最高工作压力为 0.733 0.784Mpa。4.1.2除氧器运行方式规程8.1.4 中间再热机组的除氧器宜采用滑压运行方式。除氧器滑压运行使指除氧器运行时其压力不恒定，随机组的负荷与抽汽压力的变动二 变化。启动时，除氧器保持最低恒定压力，负荷增加达到额定负荷时，其压力达到最高的 工作压力。采用滑压运行，可以避免运行中的节流损失，提高汽轮机的热经济性。 4.1.3除氧器的连接方式和备用汽源除氧器

36、的连接系统是指连接除氧器及其给水箱的汽、水管道系统。其设计的基本要求 是：（1）、保证除氧器压力稳定，有稳定辅助除氧效果。（2）、防止给水泵汽蚀，要求给水箱水位稳定。（3）、具有较高的回热经济性。下图4-1所示是除氧器滑压运行时的蒸汽连接系统。除氧器抽汽管上不设压力调节阀， 为防止蒸汽倒流入汽轮机抽汽没有逆止阀一个，因此除氧器的工作压力在使用汽轮机抽汽 时任何工况下都接近抽汽压力（减去抽汽管压损），除氧器在启动和低负荷运行时最低工 作压力一般为0.147Mpa（ 1.5ata ）并保持恒定，且在低负荷时除氧器也不用切换到高一级 抽汽和停用本级抽汽，因此避免了运行中的节流损失。为了保证除氧器工作

37、安全，在蒸汽连接系统中增设稳压联箱，除氧器启动时，启动汽源应来自启动锅炉或厂用辅助蒸汽系统, 汽轮机低负荷运行时可用高压缸做汽源，以上蒸汽都接至稳压联箱上，联箱上还装有安全 阀，以避免压力较高的蒸汽直接窜入除氧器，引起除氧器超压。第二段抽汽为备用汽源， 正常与第四段抽汽相连。图4-1除氧器滑压运行时的蒸汽连接系统4.2给水回热连接系统的拟定 4.2.1表面式加热器疏水方式的确定回热加热器按传热方式，可分为混合式和表面式两种。混合式加热器通过蒸汽和被加热水直接接触、混合进行传热。他的优点是可以将水加 热到该加热器蒸汽压力下的饱和水温度，充分利用抽汽的热能，从而使发电厂节省更多的 燃料。此外，这种

38、加热器结构简单，价格较低，便于汇集不同温度的工质和除去水中的气 体。但是，混合式加热器的主要缺点是热力系统复杂，使给水系统和设备的可靠性降低， 投资增加。本设计中采用表面式加热器。表面式加热器是通过金属受热面将蒸汽的凝结放热量传 给管束的被加热水，因此存在热阻，一般不能将水加热到该加热蒸汽压力下的饱和温度。 缺点是金属消耗量较多，造价高，工作可靠性较低，但对回热系统而言，泵的数量少，系 统较简单，安全性提高，运行、管理和维护方便。表面式加热器的疏水方式有两种：(1) 米用疏水泵的连接系统和米用疏水自流的连接系统。(2) 采用疏水泵的连接系统热经济性较高。 但系统复杂，投资增加，额外消耗了厂用电

39、, 事故率较大，增加了检修维护的费用；采用疏水自流的连接系统，热经济性较差，但没有疏水泵系统简单，安全可靠，不耗用厂用电，运行维护方便。目前应用最为广泛。图4-2疏水泵与疏水自流热经济性的比较如上图4-2所示为采用疏水泵与疏水自流热经济性比较的连接系统。现在分析一下加热器的疏水有疏水泵改为疏水自流(图中虚线所示)后，系统热经济性的变化。若 2号加热器的疏水由疏水泵改为疏水自流入 3号加热器，其中1号加热器由于进口水温下降，故 抽汽量增加；2号加热器由于凝结水流量增加，故抽汽量也增加；然而，3号加热器由于2号加热器疏水进入闪蒸放热使3号抽汽量减少，即“排挤”了该级的抽汽量。总起来说， 由于排挤了

40、部分低压抽汽，并相应增加了压力较高的抽汽（若忽略相邻级压力下汽化潜热 的微小差异，则增加的抽汽量和减少的抽汽量是相同的），使回热抽汽在汽轮机中的作功量减少。为维持功率不变，势必要增加通往凝汽器的流量，因而导致额外的冷源损失。由 此可见，采用疏水自流的连接系统的热经济性小于采用疏水泵的连接系统。4.2.2蒸汽冷却器蒸汽冷却器分为内置式与外置式。图4-3（ a）所示为高压加热器的内置式蒸汽冷却段，其抽汽过热度的利用只局限于降 低本级加热器的出口端差，热经济性较小。图4-3蒸汽冷却器的连接方式图4-3 （b）、（c）为单独设立的外置式蒸汽冷却器。其优点是蒸汽冷却器与回热系统连 接的方式比较灵活，既可

41、降低本级加热器的端差，又可直接提高给水温度，因此其经济性 较好，但系统复杂，投资也较多。本设计采用外置式蒸汽冷却器。外置式蒸汽冷却器是作为独立的换热器来完成加热任务的，系统较复杂，设备管道投 资大，所以回热系统一般只采用一台。而其中取得的效益，取决于蒸汽冷却器装设位置的 合理性。蒸汽冷却器的效益和这段抽汽的过热度成正比，也和这段抽汽所加热的给水焓升成正 比，对于中间再热的机组而言，蒸汽冷却器一般都装设在再热机组再热后的第一级抽汽处。 4.2.3给水泵的连接与驱动中间再热凝汽式机组采用单元制系统，300MW机组在以便情况下，采用气轮机给水泵 具有一定的经济性，但也用电动调速给水泵作用备用，为避免

42、汽蚀必设置前置泵，给水泵17北电力大学成人教育毕业设计（论文）与前置泵用同轴拖动，原因：高加的水侧压力大大降低。424补充水系统的拟定补充水引入凝汽器，在与系统主凝结混合时，应尽可能使其引起的传热过程不可逆损 失减小，所以补充水要引入凝汽器。化学除盐原因：新蒸汽压力不断提高，对水质要求高，要除去易溶于水中的钠盐，必 用化学除盐设备来处理补充水。425排污系统的拟定采用单级的排污（一连排、一定排）将蒸汽温度和压力降低到规定值，排入地沟，不 回收工质和热量，画原则性热力系统时可不画定排，但全面性要画，对与汽包炉要采用一 级排污扩容器抽汽为入段不调整抽汽分别送入三高、四级一除氧器中。215全面性热力

43、系统的拟定全面性热力系统主要由各局部系统组成：主蒸汽管道系统、再热蒸汽系统、再热机组 旁路系统、回热抽汽系统、主凝结水系统、给水除氧系统和锅炉排污系统。5.1选择原则根据规程8.2.1 :主蒸汽系统按下列原则选择：(1) 、对装有高压供热式机组的发电厂，应采用切换母管制系统。(2) 、对装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制系统或母管制 系统。(3) 、对装有中间再热凝汽机组或中间再热供热式机组的发电厂，应采用单元制系统。(4) 、对第一台设计的汽轮机组，其主蒸汽，再热蒸汽等管道的管径及管路很好，应 经优化计算后确定。规程8.2.2 :中间再热机组旁路系统的设置及型式，容量和控制水平，应根据

44、汽 轮机和锅炉的型式，结构，性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最大 连续蒸发量的30%如设备条件具备，且经工程设计任务明确，机组须具备两班制运行， 电负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的 40%-50%在特殊情况下，经论证比较，旁路系统的容量可按照实际需要加大。规程8.3.1 :.给水系统的选择应与机组型式，容量及主蒸汽系统相适应。对于大容量中间再热机组，由于给水加热系统比较复杂，为简化给水系统，一般采 用单元制，并选用调速给水泵，调节给水泵可减少调节阀的节流损失及磨损，并可简化高 压给水系统。(2)高加装置的给水旁路应能在运行中加速切换并应有

45、在机组运行中检修高加的措施， 且此时机组高加应采用阀门隔绝，并设防空管泄压，以确保高加在检修期间的安全。 5.2主蒸汽管道系统锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，蒸汽管间的连通母管，通往全新设备的蒸汽支管得等称 为主蒸汽管道。发电厂主蒸汽管道的特点是：输送工质流量大，参数高，用的金属材料质量高，对发 电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。所以要求主蒸汽管道系统力求简单，工作安 全可靠；运行调度灵活，能进行各种切换，便于维修、安装和扩建；投资费用少，运行费 用低。发电厂中常用的主蒸汽管道系统有：单元制主蒸汽管道系统、切换母管制主蒸汽管道 系统和集中母管制主蒸汽管道系统。单元制主蒸汽管道系统是指一台锅炉配

46、一台汽轮机的管道系统(包括再热蒸汽管道) 组成独立单元，各单元间无横向联系，用汽设备的蒸汽支管由各单元主蒸汽管引出。优点：系统简单，管道短，阀门及附件少，相应的管内工质压力损失小，运行操作少, 检修工作很少，投资省，散热损失小，便于实现集中控制，安全可靠性相对比较高。缺点：不具备调度灵活条件，负荷变动时对锅炉燃烧，调整要求高，机炉必须同时检 修，单元系统内任何一个主要设备或附件发生事故，都会导致整个单元系统停止运行。国产300MV和600MW及引进的国外机组自动主汽门保证能关平，汽轮机进口隔离阀取消，系统就更简单，阀门更少，投资更省，优点就更突出。因此对300MV一次中间再热凝汽式机组，由于机

47、组容量，主蒸汽及再热蒸汽的参数和控制系统等均按单元制设计制造。所以明确蒸汽管道应采用单元制系统。锅炉来的新蒸汽通过一根主蒸汽管送出，到汽 轮机前分成两根，由左右两侧经自动主汽门、调节汽门后进入汽轮机高压缸。高压缸排汽 通过一根再热冷段管道送出，到再热器前分成两根进入再热器中。再热后的蒸汽也通过一 根再热冷段管道送出，到中压缸前分成两根，由左右两侧经中压主汽门、中压调节汽门后 进入汽轮机中压缸。5.3再热蒸汽旁路系统再热蒸汽旁路系统是指高参数蒸汽不通过汽轮机通流部分作功而经过与汽轮机并联 的减温减压器到低一级参数的蒸汽管道或凝汽器的连接系统。旁路系统的作用：缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机

48、寿命；保护再热器；回 收工质，降低噪声；减少安全门动作次数，延长使用寿命。旁路系统的选择：中间再热机组旁路系统的设置及型式，容量和控制水平，应根据汽 轮机和锅炉的型式，结构，性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最大 连续蒸发量的30%如设备条件具备，且经工程设计任务明确，机组须具备两班制运行， 电负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的 40%-50%在特殊情况下，经论证比较，旁路系统的容量可按照实际需要加大。.型式的选择要考虑到：（1）系统中承担负荷的性质。（2）特性（烟煤，冷态参数启动）（3）汽轮机特性（高，中压的冲转）国外采用锅炉启动模拟装置和

49、寿命分析，在保证一，二次进汽温度条件下，对旁路系 统及启动程序进行动态分析后再进行旁路系统设计。我国旁路系统发展到现在，国产 300MWV 600MW机组趋向使用瑞士苏尔寿公司 40殆量的两级旁路串联系统。其特点是高压 旁路容量为锅炉额定蒸发量的30%-40%通汽量相对加大，对机组快速启动特别是热启动 更加有利。北电力大学成人教育毕业设计(论文).选用两级旁路串联系统。表5-1苏尔寿40瞬路系统主要技术规范项目单位咼压旁路低压旁路蒸汽流量t/h410232 X 2蒸汽压力（前/后）MPa17.1/3.623.3/0.6蒸汽温度（前/后）C540/324540/160减温水压力MPa241.6减

50、温水温度C16033减温水量t/h6410.5 X 25.4给水管道系统给水管道输送的工质流量大，压力高，对全厂的安全、经济运行影响很大。给水管道 系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，甚至使锅炉发生严重事故以致 长期不能运行。因此，要求给水管道系统在发电厂任何运行方式和发生任何故障的情况下， 都能保证不间断的向锅炉供水。根据规程831 :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。本机组采用单元制给水系统。锅炉给水由给水箱流出，经两台气动给水泵（各自为 50%锅炉最大给水流量）送入高 压加热器，经过简化了的给水操作台送进锅炉省煤器中。该系统全部与高压加热

51、器共用一 个旁路，进口设一个四通阀或电动三通阀，出口为四通逆止阀或快速电动闸阀，成为大旁 路。这种连接系统简单、阀门少、初投资省、阻力小、运行安全可靠。但高压加热器设备 有效利用率低，只要其中任何一台高压加热器出现故障，都会导致全部高压加热器停止运 行。给水走旁路时，热经济性最差，运行费用最大。另一种是每台高压加热器都有一个单 独的旁路，每个旁路水侧装有三个阀门，称为小旁路。这种连接系统复杂、初投资大、阀 门多、薄弱环节多、事故机会多、检修工作量大、安全性最低，有时切除两台高压加热器 时不能保证满发。但该系统运行较灵活，运行费用最低。5.5回热加热系统该机组有八段不调整抽汽，一段抽汽来自高压缸

52、，供给三号高压加热器；二段抽汽来 自高压缸排汽，供给二号高压加热器；三、四段抽汽来自中压缸，分别供给四、三、二、 一号低压加热器。一、二、三号高压加热器均采用内置式蒸汽冷却器。三台高压加热器设 有一个水侧大旁路，即水侧自动保护装置，进口为电动三通阀，出口为电动闸阀，其动作 时间全程为30s。高压加热器疏水为逐级自流，最后到除氧器，并设有一台10m3的高压加 热器事故疏水扩容器，接受高压加热器事故疏水和放水，同时也接受除氧器的溢水和放水。 四号低压加热器的疏水和放水，经扩容降压后进入凝汽器的热井中。低压加热器疏水也是逐级自流，最后到凝汽器中去。除氧器采用复合滑压运行方式。当负荷在20%100额定

53、负荷时，由第四段抽汽供汽，除氧器滑压运行；当负荷低于20%负荷时，由备用汽源供汽，除氧器维持定压运行。并设有启动用除氧器循环泵一台。真空抽汽系统设有两台水环式真空泵，一台运行，一台备用。该机组配用的是亚临界自然循环锅炉，对水质要求高，装设有凝结水除盐装置。为保 证安全可靠运行，设有全容量的凝结水泵两台，一台运行一台备用。为防止凝汽器结垢， 采用胶球清洗，循环水系统设有胶球清洗泵两台。5.6除氧器及给水箱管道系统根据规程841 :中间再热机组的除氧器，宜采用滑压运行方式。规程842 :除氧器的总容量应根据最大给水消耗量计算，每台机组宜配一台除 氧器。高压及中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。选用高压除氧器的优点是： 除氧器压力增高，汽轮机抽气口的位置也随压力提高向前推移，可以减少回热系统中 价格昂贵的高压加热器台数，相应增加低压加热器的台数，使系统造价降低，安全性 也提高。(2) 电厂事故或高压加热器停用时，高压除氧器可减少进入锅炉给水温度的变化幅度，改 善锅炉的运行条件。(3) 除氧器压力提高，其相应的饱和水