600MW机组热力系统和燃烧系统(阳泉无烟煤)的设计

1、内蒙古科技大学本科生毕业设计说明书 题 目： 600MW机组热力系统和燃烧系统(阳泉无烟煤)的设计学生姓名： 张志宇学 号： 123456789专 业： 热能与动力工程班 级： 热动0班指导教师： 龚志军 副教授600MW机组热力系统和燃烧系统的设计摘要 热力发电厂的迅速开展使之成为我国现今发电的主要方式之一。由于近几十年能源的紧张，对电力供给的可靠性要求越来越高，加之我们对环境保护要求的提高使得我们不得不考虑采用高效的方法转化更多的电能。为此我们选择设计的热力发电厂是高参数、大容量、技术已经成熟的600MW机组。 我设计的内容是600MW机组七级热力系统和燃烧系统的设计，通过本次设计，主要完

2、成的任务是选择锅炉和汽轮机发电机组的形式以及容量；拟定机组的原那么性热力系统，画出原那么性热力系统图，并进行原那么性热力系统的设计计算；热力系统主要辅助设备的计算和选择；拟定锅炉制粉燃烧系统，并选择系统中主要管道和设备；全面性热力系统的拟订，对主要管道的设计和选择，对一些主要设备进行选择，并绘出全面性热力系统图。关键词：热力系统 燃烧系统The design of 7 grade thermodynamic system and combustion system of 600 MW UnitAbstract Thermal power plants rapid developed rapid

3、ly to one of the leading power generation in China today. As the energy was in tension in recent decades, the electricity supply was growing reliability,both and our environmental more and more improtent has enabled us to consider adopting more efficient methods of power conversion. For these reason

4、 we have chosen to design the thermal power plants which is a high-parameter and high-capacity and technology is ripe for the 600 MW unit. The content of my subject is the design of 7 grade thermodynamic system and combustion system of 600 MW Unit. The main tasks of this design are to select the for

5、m and capacity of boiler and steam turbine generators; to draw-up the principle thermal system of the unit, drawing the principle thermodynamic system diagram, making the principle calculation of thermodynamic system; to calculate and choose the main auxiliary equipments of thermodynamic system; to

6、draw-up the pulverizing combustion system of boiler, calculating and choosing the main pipelines and equipments, drawing pulverizing combustion system diagram; to draw-up a comprehensive thermal system, designing and choosing the main pipelines and main equipments of it, drawing comprehensive thermo

7、dynamic system diagram.Key Words: thermodynamic system combustion system目 录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc358546974 前言 PAGEREF _Toc358546974 h 1 HYPERLINK l _Toc358546975 第一章 设计根底 PAGEREF _Toc358546975 h 6 HYPERLINK l _Toc358546976 1.1汽轮机的型式及参数 PAGEREF _Toc358546976 h 6 HYPERLINK l _Toc358546977 1

8、.2回热加热系统参数 PAGEREF _Toc358546977 h 6 HYPERLINK l _Toc358546978 1.3锅炉选型 PAGEREF _Toc358546978 h 6 HYPERLINK l _Toc358546979 1.4汽轮机选型 PAGEREF _Toc358546979 h 7 HYPERLINK l _Toc358546980 1.5其它数据 PAGEREF _Toc358546980 h 7 HYPERLINK l _Toc358546981 第二章 原那么性热力系统的拟定和计算 PAGEREF _Toc358546981 h 8 HYPERLINK l

9、 _Toc358546982 2.1原那么性热力系统的拟定 PAGEREF _Toc358546982 h 8 HYPERLINK l _Toc358546983 2.2在h-s图上作汽轮机的蒸汽膨胀过程线 PAGEREF _Toc358546983 h 9 HYPERLINK l _Toc358546984 2.3 选定轴封及参数 PAGEREF _Toc358546984 h 10 HYPERLINK l _Toc358546985 2.4汽轮机汽耗计算及功率校核 PAGEREF _Toc358546985 h 16 HYPERLINK l _Toc358546986 (1)计算汽轮机内功

10、率 PAGEREF _Toc358546986 h 16 HYPERLINK l _Toc358546987 2.5 热经济指标计算 PAGEREF _Toc358546987 h 17 HYPERLINK l _Toc358546988 第三章 制粉系统计算 PAGEREF _Toc358546988 h 19 HYPERLINK l _Toc358546989 3.1磨煤机和制粉系统的选择： PAGEREF _Toc358546989 h 19 HYPERLINK l _Toc358546990 3.2磨煤机的台数、出力及型号的选定 PAGEREF _Toc358546990 h 19 H

11、YPERLINK l _Toc358546991 3.3制粉系统热平衡计算 PAGEREF _Toc358546991 h 21 HYPERLINK l _Toc358546992 3.4制粉系统风量协调与枯燥剂的计算 PAGEREF _Toc358546992 h 25 HYPERLINK l _Toc358546993 3.5制粉系统热平衡计算： PAGEREF _Toc358546993 h 27 HYPERLINK l _Toc358546994 3.6初始断面枯燥剂的组成及份额 PAGEREF _Toc358546994 h 28 HYPERLINK l _Toc358546995

12、第四章 燃烧系统计算 PAGEREF _Toc358546995 h 29 HYPERLINK l _Toc358546996 4.1 1 kg燃料所需要的理论空气量为： PAGEREF _Toc358546996 h 29 HYPERLINK l _Toc358546997 4.2理论烟气量： PAGEREF _Toc358546997 h 29 HYPERLINK l _Toc358546998 4.3各局部空气、烟气计算 PAGEREF _Toc358546998 h 29 HYPERLINK l _Toc358546999 第五章 全面性热力系统的拟定及主要管道的计算 PAGEREF

13、_Toc358546999 h 33 HYPERLINK l _Toc358547000 5.1主蒸汽管道 PAGEREF _Toc358547000 h 33 HYPERLINK l _Toc358547001 5.2再热冷热段管道 PAGEREF _Toc358547001 h 34 HYPERLINK l _Toc358547002 5.3给水系统及其设备及给水管道的选择和计算 PAGEREF _Toc358547002 h 36 HYPERLINK l _Toc358547003 5.4回热加热系统及各级抽汽管道的选择和计算 PAGEREF _Toc358547003 h 38 HYP

14、ERLINK l _Toc358547004 5.5轴封蒸汽系统 PAGEREF _Toc358547004 h 44 HYPERLINK l _Toc358547005 5.6发电厂疏放水系统 PAGEREF _Toc358547005 h 44 HYPERLINK l _Toc358547006 5.7真空抽汽系统 PAGEREF _Toc358547006 h 44 HYPERLINK l _Toc358547007 5.8凝结水系统及其设备 PAGEREF _Toc358547007 h 45 HYPERLINK l _Toc358547008 第六章 烟风煤粉管道介质流量计算及管道选

15、取 PAGEREF _Toc358547008 h 47 HYPERLINK l _Toc358547009 6.1影响烟风管道内介质流量的因素： PAGEREF _Toc358547009 h 47 HYPERLINK l _Toc358547010 6.2烟风煤粉管道介质流量计算结果 PAGEREF _Toc358547010 h 47 HYPERLINK l _Toc358547011 6.3 烟风煤粉管道的计算 PAGEREF _Toc358547011 h 48 HYPERLINK l _Toc358547012 第七章主要辅助设备及其选择 PAGEREF _Toc358547012

16、 h 53 HYPERLINK l _Toc358547013 7.1回热加热器 PAGEREF _Toc358547013 h 53 HYPERLINK l _Toc358547014 7.2凝结水泵 PAGEREF _Toc358547014 h 53 HYPERLINK l _Toc358547015 7.3 锅炉给水泵 PAGEREF _Toc358547015 h 53 HYPERLINK l _Toc358547016 7.4除氧器 PAGEREF _Toc358547016 h 54 HYPERLINK l _Toc358547017 7.5凝汽器 PAGEREF _Toc358

17、547017 h 55 HYPERLINK l _Toc358547018 7.6排污扩容器 PAGEREF _Toc358547018 h 55 HYPERLINK l _Toc358547019 第八章 结论 PAGEREF _Toc358547019 h 56 HYPERLINK l _Toc358547020 参考文献 PAGEREF _Toc358547020 h 57 HYPERLINK l _Toc358547021 附录1 PAGEREF _Toc358547021 h 58 HYPERLINK l _Toc358547022 附录2 PAGEREF _Toc358547022

18、 h 67 HYPERLINK l _Toc358547023 附录3 PAGEREF _Toc358547023 h 73 HYPERLINK l _Toc358547024 致谢 PAGEREF _Toc358547024 h 76前言 进入21世纪的今天,世界各国对于能源的可持续开展战略和保护我们的地球这样一个开展主题愈加重视,并相应制订了一系列提高环保水平的措施,控制污染排放的标准也愈来愈高。因此,对于电力行业来说,开展清洁、高效的发电技术显得十分必要和迫切。结合我国的能源资源状况和电力技术开展的实际水平等具体因素,认为当前积极开展作为洁净煤发电技术之一的超临界火电技术很有必要。目前,

19、国家有关部、委已经制定了相关工程的开展方案,积极支持和推动我国超临界火电机组的国产化及其应用。 水的临界状态点的参数为22.115 MPa、374.15。理论上认为,在水的状态参数到达临界点时,水完全汽化会在一瞬间完成,即在临界点时,在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。与较低压力下水的特性不同,在压力很高的情况下,特别在临界点附近,水的质量定压热容Cp值会有较显著的变化。对水蒸汽动力装置循环理论分析说明,提高循环蒸汽的初参数和降低循环的终参数都可以提高循环的热效率。除此之外,采用再热循环和回热循环也可以提高循环的热效率。实际上,蒸汽动力装置的开展进步一直是

20、以提高参数为目的的。另外,在蒸汽参相同的情况下,机组容量增加,其热耗率会有所降低在机组容量一定的情况下,蒸汽参数的提高虽然会高循环热效率,但由于这时蒸汽压力升高、质量热容小,有可能会对汽轮机的高压缸内效率带来不利影响因此,在实际中或许会有一个“最小经济容量的问题,即在机组容量小于“最小经济容量的情况下,采用临界参数有可能是不经济的。事实说明,提高蒸汽参数并与开展大容量机组结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最效的途径。与同容量亚临界 HYPERLINK :/ powersafety /default/Article/Special/huodian/ 火电机组的热效率相比,在理论上采用超临

21、界参数可提高效率2%-2.5%,用超超临界参数可提高4%-5%。目前,世界上先的超临界机组效率已到达47%-49%。 目前先进的大容量超临界机组具有良好的启动、运行和调峰性能,能够满足电网负荷的调峰要求,并在较大的负荷范围(30%-90%额定负荷)内变压行,变负荷速率多为5%/min。美国?发电可用率数据系统?1980年的分析报中公布了71台超临界机组和27台亚临界机组的运统计数据,说明这两类机组的平均运行可用率、等效用率和强迫停运率已无差异。据美国EPRI的统计, 容量为(600-835) MW、具有二次中间再热的超临界机组整机可用率已达90%,1300 MW二次中间再热的燃煤超临界机组整机

22、可用率为92.3%,有的还要高一些;有1台ABB公司制造的1300 MW超临界机组甚至创造过平安运行605天的记录。同时,从国内引进的几台超临界机组的运行情况看,也说明了这一点,即目前投运的超临界机组的运行可靠性指标已经不低于亚临界机组,有的甚至更高。 提高蒸汽参数将使机组的初投资有所增加,这是因为压力提高后很多设备和主蒸汽管道的壁厚要相应增加,或者说要选用性能和价格更高一些的材料;而温度提高后那么要使用更多价格昂贵的合金钢材。一般认为超临界机组的造价比亚临界机组大约增加3%-10%。但由于世界各国的具体情况不同,且各个电站的设计和辅机配套方案等也有所不同,因此,造价增加的幅度不同。由于电厂的

23、运行本钱主要取决于燃料本钱,因超临界机组的效率高,可抵偿一些造价略高的影响,所以运行本钱有可能比亚临界电厂低。许多专家认为,假设当煤价超过30美元/t,就应当采用超临界机组;而在煤价较低的地区采用亚临界机组仍然较为适宜。如果考虑到污染排放收费的情况,或许该煤价还应再低一些。此外,在进行不同方案的综合技术经济比拟和分析时,可能还有其它一些因素也值得考虑,比方电站所处的地理位置、电网的负荷率、上网电价以及环保因素等等。 经过四十多年的不断完善和开展,目前超临界机组已进入成熟和实用阶段,超超临界参数的机组也已经成功地投入商业运行。 (1)美国:美国于1957年投运第1台125 MW试验性的高参数超临

24、界机组(31 MPa、621/566/538),由于初期采用了过高的蒸汽参数,超出当时的技术开展水平,使得机组在运行中暴露出许多问题,降低了机组运行可靠性水平。但在以后陆续投运的机组中降低了蒸汽参数,情况有所好转。到20世纪70年代末,已有100多台超临界机组运行,占当时全部火电容量的30%。1972年投运了首台世界上单机容量最大的1 300 MW超临界机组,至1994年此类机组共投运9台。据统计,截止1985年,美国绝大多数超临界机组的主蒸汽参数为24.13MPa、主汽温度和再热温度为538566。1990年前后,超临界机组的温度和压力又趋于提高。目前,西屋公司正在研究31MPa、593/5

25、66/566的新一代超超临界参数机组。 (2)前苏联:前苏联超临界机组的研制主要立足于国内自主开发。1963年投运首台300 MW超临界机组,其后所有300 MW及以上的机组都采用超临界技术。迄今,根本上形成300 MW、500 MW、800 MW、1200 MW 4个容量等级,参数根本保持在23.5 MPa、540/540。超临界机组占火电容量50%以上,最大单机容量为1 200 MW。据介绍,目前俄罗斯的列宁格勒金属工厂和莫斯科动力学院又设计了新一代高参数超临界机组,蒸汽参数为(30-32) MPa/580-600/580-600,给水温度300,中压缸和低压缸采用弯扭叶片。当凝汽器压力为

26、(3.4-3.6) kPa时,预计电站的效率为44%-46%。 (3)日本:日本开展超临界机组虽然起步较晚(20世纪60年代中期),但开展快、收效大。其采取引进、仿制、创新的技术路线,与前苏联形成鲜明的比照日本于1967年从美国进口首台600 MW超临界机组,两年后仿制的同型机组就已投运;而1971年投运的600 MW超临界机组那么有效地利用了日本自己的技术。80年代以后,日本吸取欧洲的经验,自行开发了能带中间负荷滑压运行的超临界直流锅炉。现在容量为450 MW以上的机组均采用超临界参数,一般为24.1MPa/538/566,一次再热;少数机组采用24.1MPa/538/538或24.1 MP

27、a/538/552/566,二次再热。目前日本超临界机组已占其火电容量的50%以上,最大单机容量为1 000 MW。而且开始向更高参数开展,蒸汽温度多在566593的范围内1989年日本投运了世界上第1台采用超超临界参数的川越电厂1号机组,其主蒸汽压力为31 MPa,温度为566/566/566。 (4)德国:德国也是开展超临界技术最早的国家之一,但其单机容量较小。1956年参数为29.3 MPa、600(无再热)的117 MW超临界机组投运,1972年首台430 MW(24.5MPa、535/535)超临界机组投运。德国近年来很重视开展超临界机组,目前最具有代表性的是1992年投运的斯道丁格

28、电站5号机组,该机组容量为535 MW,参数为26.2 MPa、545/562,机组净效率可达43%。 (5)丹麦丹麦NORDJYLLANDSVARKET电站1998年投运1台容量为400 MW、29 MPa、二次再热、新蒸汽和再热蒸汽温度为580/580/580的超临界机组,在凝汽器压力为2.1 kPa时,机组效率高达47%。又据介绍,丹麦于2001年投运的1台超临界机组效率高达49%,这是目前世界上的超临界机组中运行效率最高的机组。 超临界火电技术的开展趋势展望 (1)为进一步降低能耗和减少CO2排放,改善环境,在材料技术开展的支持下,超临界机组正朝着更高参数的超超临界的方向开展。目前高参

29、数的超临界机组已到达成熟、高效和商业化程度,其最大容量已达1300 MW,最高效率达49%,具有极高的推广前景超超临界机组技术也正趋于成熟,国外超超临界机组开展的近期目标为1 000 MW级机组,参数为31MPa、600/600/600,并正在向更高的水平开展。一些国家和制造厂商已经公布了开展下一代高效超临界机组的方案,蒸汽初温将提高到700,再热汽温达720,相应的压力也将从目前的30 MPa左右提高到(35-40)MPa,机组供电效率有望到达50%-55%。在欧洲的“THERMIE方案中目前正在支持旨在推动欧洲开展超临界火电技术的工程“ADVANCED(“700)PF POWER PLAN

30、T(先进的(“700)PF电厂),该工程主要有两个目标:1)使燃烧粉煤(PF)电厂的净效率由47%提高到55%(对于低海水冷却水温度)或52%左右(对于内陆地区和冷却塔);2)降低燃煤电站的造价。欧洲各国约有40个单位参加了这个工程的工作,其中有26家是设备制造商(包括汽轮机、锅炉、主要辅机和材料等制造商),其它那么分别是有关的研究机构、大学、电力公司等部门。该工程从1998年开始,分为8个阶段,预计在2021年完成。在此还应特别说明的是,根据世界上先进的超临界电站的开展经验,机组效率的提高可能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

31、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,要使超临界机组和超超临界机组真正到达高效,不能仅靠简单地提高蒸汽参数来实现,还必须同时注重其它相关技术的开发和研究。(2)从原理上说，对于利用蒸汽循环发电的任何技术都可以采用超临界技术。因此，目前的IGCC(整体煤气化联合循环发电)技术，FBC(流化床燃烧)技术，燃气轮机联合循环发电技术以及任何与余热锅炉有关的技术均可采用超l临界技术。当然，为了到达商业上可行的目的，这类采用超l临界参数的发电方式在技术上不仅要能产生高温蒸汽，同时还需具备一定的容量规模。据国外

32、研究报告介绍，随着FBC和联合循环燃气轮机技术的进步，机组容量增加，余热锅炉的温度也相应提高，在今后的515年内，其超l临界形式可能会实现商业化。据介绍，EDF公司正在进行600 Mw 、蒸汽参数为27 MPa、600/600、给水温度为290的超临界CFB(循环流化床)锅炉的设计。日本正在KARITA电站建造350MW的超临界循环的PFB(增压流化床)锅炉机组，蒸汽参数为24.6MPa、569/568，所有蒸发、过热和再热均在浸没于鼓泡流化床内的管束中进行。同时，IGCC 采用超临界技术仍然是未来目标。由于煤可以远距离运输，且能大量储存，在燃料供给上具有极好的平安保证，所以燃煤发电技术具有较

33、强的优势。面向21世纪，对于燃用化石燃料，特别是燃煤机组，超l临界发电技术仍是一种重要的技术选择，因此具有广阔的开展前景。 我国开展超临界火电机组的必要性和根底条件由于煤炭在一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局。根据我国能源资源的特点，煤炭在一次能源生产与消费中的比例会长期保持在759/6左右的水平上，而且这一比重在将来的几十年内不会有根本性的变化。在中国电力工业中，自1990年以来，火电机组装机容量保持在759/6左右。火电机组的发电量占总发电量的80 以上，其中燃煤电站占总发电量的76 。目前，我国发电消耗的煤炭约占煤炭总产量的40 以上，且这一比例还会逐年上升。据介

34、绍，我国已探明的煤炭储量约为10000亿t，人均拥有量在世界上属中等水平，加上可采量及开采能力受一定条件的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的开展而进一步扩大。 由于我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电厂中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济开展的重要因素。因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能降耗及降低污染排放。多年来，国外在开展先进的大型超临界火电机组方面已经取得了很大进展，技术日益成熟，并被广泛应用，取得了显著的节能和环保效益。目前，国外超I临界一次再热机组热效率一般

35、可达4O-42 ，先进的那么高达45以上,供电煤耗大多在300 g/(kW.h)左右。因此，为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进水平的差距，开展国产大容量的超临界火电机组是十分必要的。随着我国国民经济的迅速开展，市场对电力的需求会愈来愈大，且国家对环保和控制污染排放的要求会愈来愈高，因此开展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组势在必行。采用大容量、高参数是提高活力发电机组平安、经济运行的有效途径，也是今后时期火电机组的开展方向。目前在我国600MW机组已经是火电建设的主力机组，一些国产超临界机组已在投产使用或正在新建，这标志着我国活力发电设备的制造和运行已

36、经进入了一个崭新的阶段，因此，加快研究大容量、高参数火电机组运行的关键技术也就成为我国动力工作者面临的一项极具现实意义的课题。第一章 设计根底1.1汽轮机的型式及参数机组型式：单轴、四缸四排气、亚临界、一次中间再热、直接空冷凝汽式汽 轮机； 额定功率：pe=600MW； 主蒸汽参数主汽阀前：p0=17.75MPa，t0=540； 再热蒸汽参数进汽阀前：热段：prh=3.95 MPa，trh=540 ； 冷段：prh=4.4 MPa，trh=345； 汽轮机排汽压力：pc=0.05MPa，x=0.92。1.2回热加热系统参数机组各级回热抽汽参数见表1.1：表1.1 机组回热抽汽参数工程单位 回热

37、抽气序号1234567抽汽压力6.4014.42.1571.1010.7080.2490.084抽汽温度387.9345459.0360.9311.4194.195.01加热器上端差-1.70-1.72.82.82.8加热器下端差5.55.55.55.55.55.5水侧压力21.4721.4721.470.9162.7582.7582.758 给水温度：tfw=273 oC； 给水泵出口压力：ppu=21.47 MPa，给水泵效率：pu=83%； 除氧器至给水泵高差：Hpu=23m； 小汽机排汽压力：pc,xj=6.27kPa；小汽机排汽焓：hc,xj=2422.6 kJ/kg 1.3锅炉选型

38、锅炉型式：哈尔滨锅炉厂生产汽包式强制循环锅炉； 额定蒸发量：Db=2021t/h； 额定过热蒸汽压力：pb=18.29 MPa，额定再热蒸汽压力：pr=4.5 MPa； 额定过热汽温：tb=540，额定再热汽温：tr=540； 汽包压力：pdu=18.29 MPa； 锅炉热效率：gl=92. % 1.4汽轮机选型 制造商：哈尔滨汽轮机厂1额定功率:600 MW2主蒸汽压力:17.75 MPa(a)3主蒸汽温度:5404主蒸汽流量:1810 t/h 1.5其它数据1汽轮机机械效率：=0.9852发电机效率：3化学补充水焓：4全厂汽水损失：5锅炉排污量：6过热器减温水量：7排污扩容器压力取0.9M

39、Pa表1.2 排污利用系统的汽水参数项 目汽 水 参 数PMPa t() h(kJ/kg) 锅炉排污水18.28363.231744.26 扩容蒸汽0.9175.362772.13 扩容器排污水0.9175.36742.64第二章 原那么性热力系统的拟定和计算2.1原那么性热力系统的拟定该机组采用600MW汽轮发电机组及配套的辅机、附件。其中汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产单轴、四缸四排气、亚临界、一次中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机，锅炉是哈尔滨锅炉厂生产汽包式控制循环锅炉。汽轮机有四个缸分别为高压、中压和两个低压缸、单轴、凝汽式汽轮机。该系统共有七级不调节抽汽，其中一、二、三级抽汽分别供三台高压加

40、热器，第五、六、七、抽汽分别供三台低压加热器，第四级抽汽作为1.101Mpa、抽气温度340.4除氧器的加热汽源。汽轮机的主凝结水由凝结水泵送出 ，分别通过轴封加热器、四台低压加热器、进入除氧器。然后由给水泵升压后经过三个高压加热器，最终给水温度274.8,进入锅炉，加热器疏水都采用逐级自流，三级高压加热器疏水流入除氧器，五、六、七、级和轴封加热器疏水至凝汽水箱中。给水泵由小汽轮机驱动，汽源为中压缸抽汽第四级抽汽，无回热加热，直接排入凝汽器中。机组原那么性热力系统计算方法有多种，有传统的常规计算法、等效热降法、循环函数法以及矩阵法等。常规计算法是最根本的一种方法。假设回热系统是由z级回热抽汽所

41、组成，对与每一级回热抽汽相连的加热器分别列出热平衡式，再加上一个求凝汽流量的物质平衡式或功率方程式组成z1个线性方程组，最终可求出z个抽汽量和一个新汽量或凝汽量。这z+1个线性方程组既可以用绝对量Dj、D0或Dc来计算，也可用相对量j、c来计算，然后根据有关公式求得相应的热经济指标。实际进行计算时又有串联法和并联法两种。所谓串联法就是对凝汽式机组采用“由高至低的计算次序，即从抽汽压力最高的加热器开始算起，依次逐个算至抽汽压力最低的加热器。这样计算的好处是每个方程式中只出现一个未知数，对手工计算非常适宜，防止求解联立方程组。而并联法那么适用于计算机计算，对z+1个线性方程组联立求解。一次即可求得

42、全部z+1个未知数，方便快捷。对供热式机组，假设进入凝汽器的流量，也可从低压加热器开始计算。2.2在h-s图上作汽轮机的蒸汽膨胀过程线 1主蒸气参数 由主汽门前压力=17.75MPa,温度=540,查水蒸气性质表,得主蒸气比焓值. =3393.6 .主汽门后压力= 由=17.04MPa, ,查水蒸气性质表,得主汽门后气温=540.22根据条件算出各计算点的参数根据水蒸气表查得各加热器出口水焓hwj及有关疏水焓hj或hwjd，将机组回热系统计算点参数列于表2-1中。表2-1 N600-16.7/537/537型四缸四排气机组回热系统计算点参数工程单位 H1H2H3H4H5H6H7SG*汽侧抽汽压

43、力MPa6.4014.42.1571.1010.7080.2490.084抽汽温度387.9345459.0360.9311.4194.195.01 抽汽比焓kJ/kg 31353055330531603095286026702976.5抽汽管道压损 3355555加热器侧压力pjMPa6.2093.69212.0921.0460.6730.2370.080饱和温度ts277.8245.5214.6181.7163.1132.392.9水侧水侧压力MPa21.4721.4721.470.9162.7582.7582.7582.758加热器上端差-1.70-1.702.82.82.8出水温度27

44、9.5245.5215.3181.7161.3129.590.137.3出水比焓kJ/kg1233.41063.8919.3800713.5505.84377.2153.6进水温度243.4208.3179.2141.0120.389.356.132.19进水比焓kJ/kg1056.2897.2769.9593.7506.7376.0237.1136.3加热器下端差5.55.55.505.55.55.5疏水温度td,j 251220.8187.3161.3129.595.667.737.3疏水比焓hd,jkJ/kg1090.3943.97752681.2544.1397.57283.4157.

45、62.3 选定轴封及参数工程单位Dsg1Dsg2Dsg3Dsg4DsgHDsgI汽量kg/h102326571022132570685960汽焓hkJ/kg3127.03068.82803.13068.8去处H5H7SG凝汽器1新蒸汽、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数确实定表2-2 新蒸汽、再热蒸汽及排污扩容器计算点汽水参数表 汽水参数单位锅炉过热器出口汽轮机高压缸出口锅炉汽包排水连续排污扩容器再热器入口再热器出口压力MPa18.2916.718.280.93.5843.226温度541537313.4537汽焓kJ/kg3382.53393.62772.13008.83535.5水焓kJ/kg

46、1801.8742.64再热蒸汽焓升kJ/kg526.62 全厂物质平衡 汽轮机总耗汽量 锅炉蒸发量 锅炉给水量 锅炉连续排污量 排污扩容器热平衡计算求Df、Dbl参见表2-4 扩容蒸汽回收量 2-1 = =10955.9Kg/h 未回收排污水量 补充水量 3计算汽轮机各段抽气量Dj和凝汽流量Dc由高压加热器H1热平衡计算： 2-2 由高压加热器H2平衡计算D2 2-3 据物质平衡的H2输水量DdDdr2= D1+D2=0.066442 D0 -132.8832+0.090997D0-181.9938 =0.157439D0-314.8770 再热蒸汽量计算Drh Drh = D0-DsgH-

47、 D1- D2-Dsl= D0-7068-0.157439 D0+314.8770-5790 =0.842561D0-12543.1230由高压加热器H3衡计算D3 取给水泵焓升 2-4 H3的疏水量Ddr3：由除氧器H4热平衡计算D4 除氧器出口水量给水泵出口水量Dfw 取小汽轮机进气量。 2-5 除氧器进水量Dc4 2-6 由于低压加热器H5的进口水焓未知，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，然后联立求解得和。 由低压加热器H5热平衡计算： 2-7 由低压加热器H6热平衡计算D6 2-8 联立式，求解得： 低压加热器H6进水量Dc6 (7)由低压加热器

48、热平衡求 2-9 的疏水量 (8)由凝气器热井物质平衡求 由汽轮机物质平衡校核 与误差很小,符合工程要求. 计算结果汇总于表2-3表2-3 D和hD(Kg/h)h(kJ/kg)D(Kg/h)h(KJ/kg)2.4汽轮机汽耗计算及功率校核 (1)计算汽轮机内功率 2-10 代入数据及前面计算结果，并整理后得： (2) 由功率方程式求 (3)求各极抽汽量及功率校核 将数据代入各处汽水相对值得： 排汽量： 再热蒸汽量： 各处汽水参数和抽汽及排汽内功率,列入表2-4.表2-4 各项汽水流量抽汽及排气内功率工程数量(kg/h)工程抽 汽 量(t/h) 内功率 (KJ/h) 汽轮机汽耗 1831330.8

49、26第一级抽汽121.54432452354.67 锅炉蒸发量 1861330.826第二级抽汽 166.46364055199.94 给水量 1829330.826第三级抽汽75.19645057726.5 184330.826第四级抽汽145.049114110591.8锅炉排污量 230000第五级抽汽6053蒸汽量 10955.9第六级抽汽37.10843016450.36未扩容蒸汽量 12044.1第七级抽汽57.271907801.74全厂汽水损失 30000汽轮机排汽1098.1641696994294再热蒸汽量1 1503464化学补充水量 42044

50、.1 1530464.73功率校核：功率校核符合要求。2.5 热经济指标计算(1) 机组热耗,热耗率,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得过热器出口焓反而低于汽机入口新汽焓,这是不可能的.为此取=3382.9KJ/Kg的等焓值. (3)全厂热经济指标 全厂热效率 全厂热耗率 发电标准煤耗率第三章 制粉系统计算3.1磨煤机和制粉系统的选择：磨煤机选择的主要依据是煤的特性，其中以挥发份、水分、可磨性系数、及由他们决定的磨制煤粉的细度为主要选择。根据对许多资料的查阅一般600MW的汽轮机组都采用中速磨直吹制粉系统，本工程设计煤种和校核煤种枯燥无灰基挥发份为38.46%(32.

51、31%)，哈氏可磨性指数为63(57.64)，也适合选用中速磨直吹制粉系统。其系统简单、结构紧凑、占地面积小、重量轻、投资省、平安可靠、厂用电低、运行经济性较好。且噪音小、密封性好、使生产环境得到改善，运行、操作、检修方便、磨制出的煤粉均匀性系数较高、特别适宜变负荷运行等优点。因此，在煤种适宜的条件下应优先采用中速磨煤机。中速磨煤机的缺点是结构复杂，需严格地定期检修、维护。此外，在排放的石子煤中难免夹杂少量合格煤粉，需要另外处理。系统选择：采用中速磨正压直吹式冷一次风机制粉系统，每台磨煤机引出4根煤粉管道连接到锅炉的同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和对应的燃烧器。3.2磨

52、煤机的台数、出力及型号的选定对于中速磨煤直吹式系统，由于锅炉与制粉系统直接相关，系统运行可靠性较差故系统的磨煤备用裕度较大。对600MW机组的中速磨煤机直吹式制粉系统中速磨煤机的台数的选择多为6台，所以预选拟定磨煤机台数为6台。与锅炉6层燃烧器相对应，燃用设计煤种时，BMCR工况下5台磨煤机运行、1台备用。=式中 B锅炉额定负荷下的燃料消耗量， Z每台锅炉配备的磨煤机台数。上式说明，当有3台以上磨煤机时，一台检修后，锅炉仍然能维持在90%额定负荷下运行。 3-1=33.52 3-2磨煤机型式的选择：由于MPS型磨煤机为轮式磨煤机，对煤种的适应能力较强，综合考虑本工程实际情况，磨煤机按MPS19

53、0型设计，设计出力45.8t/h，符合?火力发电厂设计技术规程?的要求。表3.1MPS190型磨煤机系列参数根本出力磨盘直径磨辊直径磨盘转数电动机功率入磨最大通风量阻力外表尺寸 58.022507504.1504.80.971050063009500注1：指哈氏可磨度HGI=50，煤粉细度=20%，原煤水分=10%，原煤收到基灰分时的根本出力。注2：磨煤机最小风量根据一次风管最低允许流速以及磨煤机运行情况确定磨煤机的计算出力：= 3-3按照?锅炉原理及设备?中表4-4与4-5选择、的值。= =0.7951.1400.9652.6=45.79MPS磨煤机功率计算公式： 3-4=5kwh/t =1

54、17kw=458.95kw 磨煤机出力富裕系数：=1.23 3-5煤粉细度：影响煤粉经济细度的因素很多，最主要的是煤粉的枯燥无灰基挥发份及磨煤机和粗粉别离器的性能。较高的燃煤，易于着火和燃尽，允许煤粉磨得粗些，即可以大一些；否那么，应该小一些。磨煤机和粗粉别离器的性能决定煤粉的均匀性系数n。n值较大时，煤粉的粗细均匀比拟均匀，即使煤粉粗些，也可能燃烧比拟完全，因而也可以大一些；反之，也应该小一些。按照上面的规定我们选择=25%。3.3制粉系统热平衡计算制粉系统热平衡计算的目的，就是在保持系统平安经济条件上，确定枯燥剂的温度和枯燥剂量。计算以每kg原煤作根底。计算系统的进口，对燃料为原煤管；对枯

55、燥剂为磨煤机进口与原煤混合前。计算系统的出口，对正压系统为粗粉别离器出口。制粉系统热平衡就是指输入制粉系统的热量应等于输出系统的热量。3.3.1输入系统的热量输入系统的热量由以下四局部组成：1枯燥剂的物理热= 3-6式中 枯燥每千克原煤所需枯燥剂量，kg/kg; 制粉系统进口枯燥剂的温度，；制粉系统进口枯燥剂的比热容，kJ/(kg),当用空气作枯燥剂时，可按查表3.2表3.2空气的比热容含湿量d=10g/kg干空气空气温度0100200300400比热容kJ/kg1.0111.0151.0221.0281.0382碾磨过程中由机械能转化而来的热量=3.6 3-7式中 e单位磨煤电耗，中速磨e=

56、20-30,初取e=25，碾磨过程中能量转化系数，对中速磨=0.6。所以：=3.6=3.60.625=54kJ/kg3制粉系统漏风带入的热量= 3-8式中 制粉系统漏风系数，可按照表4.3选取；漏入冷风温度，一般取30；空气在式下的比热容，kJ/(kg)。查表3.2得：=1.0122 kJ/(kg)所以：=0.2301.0122=6.0732表3.3制粉系统漏风系数球磨机中间仓储式制粉系统球磨机直径Dm漏风系数2.10.42.50.352.90.33.2，3.5，3.80.254.00.20中速磨、风扇直吹式系统0.24燃料带入的热量 3-9式中 燃料进入系统时的温度，一般取20；燃料的收到基

57、定压比热容，kJ/(kg)；按照下式计算：=式中 燃料枯燥基比热容，按表3.4取用，表3.4燃料枯燥基比热容燃料温度0100200300400无烟煤0.961.091.261.42查表得：=0.986 kJ/(kg)所以：=0.986=1.285 kJ/(kg)所以：=25.15 kJ/kg5密封风物理热中速磨煤机、风扇磨煤机密封风物理热(kJ/kg)按下式计算： 3-10 式中 密封风温度，一般取25； 在温度时湿空气比热容，kJ/(kg),按照?火力发电厂制粉系统设计计算技术规定?中图6.5.1确定； 密封风质量流量，kg/s，见表3.1;=2.585 kJ/kg 3.3.2输入系统的热量

58、1蒸发水分消耗的热量= 3-11式中 每千克原煤在枯燥过程中蒸发掉的水分，可按=计算；其中 外在水分含量，=-=5-4=1； 所以 = ，水和水蒸汽的比热容，kJ/(kg)； 2261负压条件下水的汽化潜热，kJ/kg； 制粉系统出口枯燥剂的温度，。 由于管道散热，比磨煤机出口气粉混合物温度略低。对直吹式负压系 统=5；对直吹式正压系统=；对中间仓储式系统=-10。根据防暴要求，磨煤机出口最高允许温度可以按照3-5表选取表3-5磨煤机出口最高允许温度 枯燥介质 制粉系统形式空气枯燥烟气空气混合枯燥中速磨煤机直吹式别离器后当40%时 =82-5/35 40%时 70RP.HP中速磨煤机直吹式别离

59、器后高热值烟煤82，低热值烟煤77，次烟煤褐煤66注：燃用混合煤的可按允许较低的相应煤种取值。所以：中速磨煤机=82-5/35=82-38.645/3+5=77所以：=0.01044.187100-20+2261-1.884100-77=4.1870.0627595+0.4590-20=160.0kJ/kg2乏气带出系统的热量= 3-12式中 温度下枯燥剂的比热容，kJ/(kg)。查表3.2得：=1.1046 kJ/(kg) 所以：=1+0.21.014677=109.58kJ3加热燃料消耗的热量= 3-13 =56.74 kJ/kg4制粉系统散热损失制粉系统散热损失按下式计算：=0.02=0

60、.02+ 3-143.4制粉系统风量协调与枯燥剂的计算轮式中速磨煤机正压直吹式制粉系统始端枯燥剂量kg/kg按下式计算； 3-15 式中 磨煤机通风量，kg/s, 磨煤机设计出力，t/h; 相当于设计出力下的负荷率，%； 相当于下的通风率，%。表3.6确定通风率的公式磨煤机型式计算的公式公式编号备注轮式磨煤机MPS=0.583+0.417100% 40% 240%时，=75% 轮式磨煤机的通风量按?火力发电厂制粉系统设计计算技术规定?中图5.33确定，其中通风量100%数值见轮式磨煤机系列表，磨煤机出力的100%系数指设计参数下磨煤机的最大出力，通风量的100%可以在10%以内波动。由MPS2