热力发电厂第七章原则性热力系统

第七章发电厂原则性热力系统

第一节发电厂原则性热力系统举例

第二节发电厂原则性热力系统的计算

第三节发电厂原则性热力系统计算举例汽轮机各工况的定义

THA：turbineheatacceptance汽机热耗验收工况，一般都是设计背压下，额定功率工况；TRL：turbineratedload汽机额定负载工况，考察夏季高背压下，额定功率下，补水率3%，即夏季工况。VWO：valvewideopen汽机阀门全开工况，设计背压下，105%THA流量下出力最大工况；TMCR：turbinemaximumcontinuerate汽机最大连续出力工况，与BMCR相对应，设计背压下，额定流量下的出力，与TRL流量相同工况；把T换成B就是锅炉的。BMCR锅炉最大蒸发量，主要是在满足蒸汽参数，炉膛安全情况下的最大出力。第一节发电厂原则性热力系统举例国产N300-16.18／550／550型亚临界参数中间再热式汽轮机，配1000／16.77／555型直流锅炉的发电厂原则性热力系统图

该机组有八级不调整抽汽，回热系统为三台高压加热器、四台低压加热器、一台除氧器。三台高压加热器都设置内置式蒸汽冷却器和疏水冷却器、疏水逐级自流至除氧器。除氧器为滑压运行，给水系统采用汽动调速给水泵FP，主给水泵FP前设电动前置泵TP。驱动小汽轮机TD为凝汽式，其排汽进入主机凝汽器CC，正常工况汽源为第五段抽汽(部分机组现已改为第四段抽汽)。H5低压加热器设有内置式蒸汽冷却器，除H7低压加热器采用疏水泵DP外，其余低压加热器均采用疏水逐级自流方式，H8低压加热器放在凝汽器颈部，其疏水自流入热井。由于直流锅炉没有排污，为保证锅炉的汽水品质，对凝结水需要全部精处理，故设有凝结水除盐设备DE，因DE采用低压系统，故装设相应的凝升泵BP。化学补充水进入凝汽器。该机组在额定工况时的热耗率q为8189.38kJ／(kW·h)。

上图为引进型国产N300-16．67／537／537型机组，配置1025／18．2自然循环汽包炉的发电厂原则性热力系统图。汽轮机有八级不调整抽汽，回热系统为三台高压加热器、四台低压加热器、一台除氧器。

三台高压加热器均带有内置式蒸汽冷却器和疏水冷却器，疏水逐级自流至除氧器。除氧器及给水箱为卧式滑压运行。

给水系统采用汽动主给水泵FP加电动前置泵TP，小汽轮机TD的汽源为第4段抽汽，其排汽引入主凝汽器。

四台低压加热器均设置疏水冷却器，疏水逐级自流入凝汽器热井，H7、H8低压加热器为卧式加热器，置于凝汽器颈部。凝结水精处理采用引进技术制造的中压凝结水处理设备DE，采用中压凝结水泵。锅炉采用一级连续排污利用系统，扩容器分离出的蒸汽进入高压除氧器，化学补充水进入凝汽器。图中所示进入各加热器的箭头为各轴封汽。该机组在额定工作时汽耗率q为8080.5kJ／(kW．h)，比老型300MW机组低。美国超临界325MW两次中间再热凝汽机组热力系统图暖风器低压省煤器由于各发电厂具体情况不同，即使是主要热力设备的类型和容量相同时，原则性热力系统也可能不尽相同，不同的连接方式所获得的经济效果也不同。因此正确地拟定、分析和论证合理的原则性热力系统，在不同的连接方案中选择最优方案，是发电厂设计和技术改进节能工作的重要环节。第二节发电厂原则性热力系统的计算一、计算目的

确定电厂某一运行方式时的各项汽水流量及其参数，该工况的发电量、供热量及其全厂热经济性指标，以分析其安全性和经济性。根据最大负荷工况计算的结果，作为选择锅炉、热力辅助设备和管道及其附件的依据。对于凝汽式发电厂，一般只计算最大电负荷和平均电负荷两种工况，后者用以确定设备检修的可能性。若夏季电负荷较高，而供水条件又恶化(如冷却水温升高至30℃或水质变坏)时，还须计算夏季工况。全厂原则性热力系统计算所需的原始资料为：拟定的发电厂原则性热力系统图，指定的电厂计算工况及有关的技术数据。二、计算原始资料三、计算方法与步骤1、汽水平衡2、锅炉连续排污利用系统热力计算工质回收率：三个方程式求解三个未知量：物质平衡：热平衡扩容器：冷却器：扩容蒸汽回收量:第三节发电厂原则性热力系统计算举例[例题]俄罗斯800MW超临界机组的发电厂原则性热力系统计算

已知：图7-16

1、汽轮机型式和参数（240页）2、锅炉型式和参数（242页）3、回热系统及其参数（242页）4、汽封系统及其参数（242页）5、其他数据的选取（244页）求额定工况时各项热经济性指标。解：1、整理原始资料已知已知查h-S图5%~8%查饱和水表上端差泵的压力tsj-θj由pwj和twj查未饱和水表计算要点：疏水焓的计算250℃5.6p1085.76h5.8p1085.76h1085.76