某电厂660MW机组热力系统与凝结水系统设计

摘要本次设计为针对某发电厂的热力系统计算与凝结水系统的设计和计算，设计的初始数据是德国BABCOCK以最大连续蒸发量为2208t/h的汽包式锅炉，及一个机组容量为660MW机组的国产亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机机组采用一机一炉的单元制配置。设计的过程是通过原那么性热力系统确实定及计算、燃烧系统的计算及图形的绘制，全面性热力系统确实定及计通流局部管道的设计，来实现这一设计。可行方案的选取上从实际工程工程出发，综合考虑平安可靠、经济使用，节省能源，保护环境的建设方针，同时对运行是否稳定可靠，技术是否成熟等方面进行考虑，综合比拟确定。本设计主要是对全厂的热力计算及对管道通流局部的计算及管道的选择，同时要校核相关汽水流量、进气量、发电量。根据原那么性计算结果对相关热力管道进行相关根本尺寸计算，根据根本尺寸参照相关标准热力管道选型手册选择相关标准管道，并对所选管道进行相关校核计算，纠正所选管道型号，优化电厂热力系统。最终得出电厂初步设计的相关系统确定，得出经济性较高，有建设价值的电厂建设方案。关键词：热力系统；热经济性；凝结水系统AbstractThedesignofapowerplantsystemcalculationanddesignofthepipelineflowpath,Thedesignoftheinitialdataismaximumcontinuousevaporationcapacityfor2208t/hboilerdrumtypeandaunitcapacityfor660MWunitofdomesticsubcritical,onceagainamongcondensingheat,steamturbineunitsusingjustonefurnaceoftheunitsystemconfiguration.Theselectionofoptionsfromtheactualprojectstart,Consideringsafe,economicuse,saveenergy,protecttheenvironment-buildingpolicies,whilerunningisstableandreliable,whetherthetechnologyismatureandotheraspectstoconsider,determinethecomprehensivecomparison.Thedesignofthewholeplantismainlythermalcalculationandthecalculationoftheflowsectionofpipeandpipingoptions,whilecheckingtherelevantsoftdrinksflow,gasflow,powergeneration.Accordingtotheresultsofprinciplerelatedtoheatpipesontherelatedcalculationofbasicdimensions,referencetotherelevantstandardsunderthebasicdimensionsofheatpipeselecttherelevantstandardsmanualchannelselection,andchecktheselectedchanneloftherelevantcalculation,correctingtheselectedchannelmodel,optimalpowerplantthermalsystem.Eventuallycometothepreliminarydesignofsmallthermalpowerplantstodeterminetherelevantsystems,constructionofthermalpowerplantsinthissmalleconomyhigher,withconstructionvalue.Keyword:Thermalsystems;hoteconomy;PipelineFlowPath目录摘要1Abstract2目录3前言5第一章设计概述81.1设计依据81.2设计可行性81.3设计内容8第二章原那么性热力计算92.1设计相关参数9汽轮机型式及参数9锅炉型式及参数10回热加热系统参数10其他数据11简化条件12全面原那么性热力系统图122.2相关系统设备原那么性热力计算局部12热系统计算12汽轮机进汽参数计算14各加热器进、出水参数计算15高压加热器组抽汽系数计算17低压加热器组抽汽系数计算202.2.6凝汽参数计算22汽轮机内功计算24汽轮机内效率、热经济指标、汽水流量计算26第三章全厂性热经济指标计算及校核293.1全厂性热经济指标计算293.2反平衡校核计算31第四章全面性热力系统的拟定及其辅助设备354.1热力系统354.2主蒸汽系统354.3再热蒸汽系统374.4旁路系统384.5轴封系统404.6给水系统424.7加热器疏水系统444.8锅炉排污利用系统464.9辅助蒸汽系统474.10回热系统504.11凝结水系统及其设备51第五章管道计算与选型545.1管道计算所用相关资料54推荐流速资料545.1.2相关计算公式555.2具体管道管径计算555.2.1主蒸汽相关管道555.2.2高压加热器H1相关抽汽管道的计算565.2.3高压加热器H2相关抽汽管道的计算565.2.4高压加热器H3相关抽汽管道的计算575.2.5通除氧器管道的计算575.2.6低压加热器H5相关抽汽管道的计算585.2.7低压加热器H6相关抽汽管道的计算585.2.8低压加热器H7相关抽汽管道的计算585.2.9低压加热器H8相关抽汽管道的计算595.3管道的选型595.3.1主蒸汽相关管道选型595.3.2高压加热器H1抽汽管道选型615.3.3高压加热器H2抽汽管道选型625.3.4高压加热器H3抽汽管道选型625.3.5通除氧器抽汽管道选型635.3.6低压加热器H5抽汽管道选型645.3.7低压加热器H6抽汽管道选型645.3.8低压加热器H7抽汽管路选型655.3.9低压加热器H8抽汽管路选型66参考文献67英文文献69中文翻译78致谢83前言火力发电厂简称火电厂，是利用煤炭、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂。其能量转换过程是：燃料的化学能→热能→机械能→电能。最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改良，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大开展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级〔50年代中期〕，到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电本钱也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。进入21世纪后，为提高发电效率，我国对电厂机组实行上大压小政策。高参数大容量凝汽式机组成为目前新建火电机组的主力机型,全世界数十年电站开展史的实践说明，火电设备逐渐大容量化是不可抗拒的开展趋势。人类已进入21世纪，“能源、环境、开展”是新世纪人类所面临的三大主题。这三者之中，能源的合理开发与利用将直接影响到环境的保护和人类社会的可持续开展。作为能源开发与利用的电力工业正处在大开展的阶段，火力发电是电力工业的重要领域，环境保护和社会开展要求火力发电技术不断开展、提高。在已经开始的21世纪，火力发电技术开展趋势是我们十分关注的问题。就能量转换的形式而言，火力发电机组的作用是将燃料〔煤、石油、天然气〕的化学能经燃烧释放出热能，再进一步将热能转变为电能。其发电方式有汽轮机发电、燃气轮机发电及内燃机发电三种。其中汽轮机发电所占比例最大，燃气轮机发电近年来有所开展，内燃机发电比例最小。汽轮机发电的理论根底是蒸汽的朗肯循环，按朗肯循环理论，蒸汽的初参数〔即蒸汽的压力与温度〕愈高，循环效率就愈高。目前蒸汽压力已超过临界压力〔大于22.2MPa〕，即所谓的超临界机组。进一步提高超临界机组的效率，主要从以下两方面入手。提高初参数，采用超超临界初参数的提高主要受金属材料在高温下性能是否稳定的限制，目前，超临界机组初温可达538℃～576℃。随着冶金技术的开展，耐高温性能材料的不断出现，初温可提高到600℃～700℃。如日本东芝公司1980年着手开发两台0型两段再热的700MW超超临界汽轮机，并相继于1989年和1990年投产，运行稳定，到达提高发电端热效率5%的预期目标，即发电端效率为41%，同时实现了在140分钟内启动的设计要求，且可在带10％额定负荷运行。在此根底上，该公司正推进1型〔30.99MPa、593/593/593℃〕、2型〔34.52Mpa,650/593/593℃〕机组的实用化研究。据推算，超超临界机组的供电煤耗可降低到279g/kWh采用高性能汽轮机汽轮机制造技术已很成熟，但仍有进一步提高其效率的空间，主要有以下三种途径：首先是进一步增加末级叶片的环形排汽面积，从而到达减小排汽损失的目的。末级叶片的环形排汽面积取决于叶片高度，后者受制于材料的耐离心力强度。日本700MW机组已成功采用钛制1.016m的长叶片，它比目前通常采用的12Cr钢制的0.842m的叶片增加了离心力强度，排汽面积增加了40%，由于降低了排汽损失，效率提高1.6%。其次是采用减少二次流损失的叶栅。叶栅汽道中的二次流会干扰工作的主汽流产生较大的能量损失，要进一步研制新型叶栅，以减少二次流损失。最后是减少汽轮机内部漏汽损失。汽轮机隔板与轴间、动叶顶部与汽缸、动叶与隔板间均有一定间隙。这些部位均装有汽封，以减少漏汽损失。要研制新型汽封件以减少漏汽损失。开展大机组的优点可综述如下：降低每千瓦装机容量的基建投资随着机组容量的增大，投资费用降低。在一定的范围内，机组的容量越大越经济。一般将这个范围称为容量极限。以20万千瓦燃煤机组的建设费比率为100%。30万千瓦燃煤机组为93%，到60万千瓦时进一步下降为84%。容量每增加一倍，基建投资约降低5%。提高电站的供电热效率机组容量越大，电站的供电热效率也越高。在15万千瓦以前，热效率的上升率较高。到达15万千瓦以后，热效率上升趋于和缓。原因在于容量在15万千瓦前，蒸汽参数随容量增加而提高的缘故。容量超过15万千瓦后，蒸汽参数变化不大。欲取得更高的供电热效率，只有采用超临界领域的蒸汽参数。16.9Mpa,566/538℃，50万千瓦机组的供电热效率为38.6%。24.6Mpa538/538℃，90万千瓦机组的供电热效率那么高达40.7%，与前者相比约提高2.1%。降低热耗以15万千瓦机组的单位热耗比率为100%，当机组容量增加到60万千瓦时，降低1.3%；由30万千瓦增加到60万千瓦时降低1.0%。由60万千瓦提高到120万千瓦时降低0.5%左右。减少电站人员的需要量15万千瓦机组，需0.45人/兆瓦；到30万千瓦时下降到0.27人/兆瓦；到120万千瓦时会进一步下降到0.12人/兆瓦。这说明，机组容量越大，工资支出越少降低发电本钱在燃料价格相同的情况下，机组容量越大，发电本钱越低。机组容量增大，蒸汽参数提高，每千瓦装机容量的建设费用降低，热效率变大，热耗降低，工作人员减少，发电本钱降低。这充分显示了大机组的优势。第一章设计概述1.1设计依据本设计以具体给定参数及设计标准为根本依据，以给定热负荷预计得出结果，以国家标准设计标准为准那么选择了合理的管道型号。在设计计算中均按照《热力发电厂课程设计》、《热力发电厂》第二版等标准设计手册选取相关系数及定值参数进行计算。按照《火电力厂汽水管道零件及部件典型设计》2000版为标准进行选管。在热力系统确定时均以最优化为标准，使设计热经济性大最正确。1.2设计可行性目前火电厂机组仍然以凝汽式机组为主力机组，针对我国今年来发电机组的形式，再考虑专业开展方向，学生选择热力课题进行计算也很有意义。目前的电厂主要开展方向就是大机组、高参数，我国的主要电厂也大多采用这样的参数形式，我们设计的同时可以通过了解电厂的概况，加深我们设计的准确性及设计的全面性。同时方便我们的课程设计。1.3设计内容根据给定的热系统数据，进行计算原那么性热力计算，校核相关汽水流量、进气量、发电量。进行对发电机组的热力经济性算，包括相关供热量、发电量、煤耗量、煤耗率及相关效率，相关热化系数。根据原那么性计算结果对相关辅助设备进行相关根本尺寸计算，根据根本尺寸参照相关标准设备选型手册选择相关标准设备，并对所选辅助进行相关校核计算，纠正所选设备型号，优化电厂热力系统。得出设计结论。第二章原那么性热力计算热力系统的一般定义是将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。通常回热加热系统只局限在汽轮机的范围内，而发电厂热力系统那么在回热加热系统根底上将范围扩大至全厂。因此，发电厂热力系统实际上就是在回热加热系统上增加了一些辅助热力系统，如锅炉连续排污利用系统，补充水系统，热电厂还有对外供热系统等。根据使用的目的的不同，发电厂热力系统又可分为发电厂原那么性热力系统和发电厂全面性热力系统。2.1设计相关参数汽轮机型式及参数汽轮机型号：机组型式：亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率：主汽阀前额定蒸汽压力：主汽阀前额定气温：额定转速：旋转方向：自机头往发电机看顺时针方向额定冷却水温：维持额定功率得最高冷却水温度：额定排汽压力：再热汽阀前额定蒸汽压力：再热汽阀前额定蒸汽温度：额定工况时汽轮机主蒸汽流量：额定工况给水温度：回热系统：3个高压加热器，1个除氧器，4个低压加热器，总共8级回热抽汽给水泵驱动方式：小汽轮机带动给水泵锅炉型式及参数锅炉型式：一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包炉最大连续蒸发量：最大过热蒸汽压力：；再热蒸汽压力：额定过热汽温：；额定再热汽温：汽包压力：锅炉热效率：回热加热系统参数机组各级回热抽汽参数见下表2-1：表2-1回热加热系统原始汽水参数工程单位H1H2H3H4H5H6H7H8抽汽压力pj'Mpa5.9453.6881.7760.9640.4160.2260.1090.0197抽汽比焓hjkj/kg3144.23027.13352.231692978.5285127162455.8加热器上端差δt℃-1.70-1.702.82.82.82.8加热器下端差δt1℃5.55.55.505.55.55.55.5水侧压力pwMpa21.4721.4721.470.9162.7582.7582.7582.758抽气管道压损△Pj％33353333最终给水温度：给水泵出口压力：,给水泵效率：除氧器至给水泵高差：小汽机排汽压力：；小汽机排汽焓其他数据汽轮机进汽节流损失：，中压缸进气节流损失：轴封加热器压力：，疏水比焓：机组各门杆漏气、轴封漏气等小流量及参数见表2-2各辅助汽水、门杆漏气、轴封漏气数据汽、水点代号ABKL1N1M1LN汽水流量〔kg/h〕62026774103027895643437101汽水比焓〔kj/kg〕3396.63396.63537.73328.13328.13328.130163016汽、水点代号MRPTSJW汽水流量〔kg/h〕639190896660141230245687汽水比焓〔kj/kg〕30163108.23108.22716.22716.23016.22337.8锅炉暖风器耗汽，过热器减温水等全厂性汽水流量及参数见下表2-3表2-3全厂进出系统有关数据名称全厂工质渗漏锅炉排污厂用汽暖风器过热器减温水汽水量，kg/h330000.01D0220006580066240汽水比焓〔kj/kg〕3397.21760.631693169返回系统水焓值〔kj/kg〕83.8683.8683.86697汽轮机机械效率，发电机效率；补充水温度；厂用电率；简化条件忽略加热器和抽汽管道的散热损失忽略凝结水泵的介质焓升全面原那么性热力系统图2.2相关系统设备原那么性热力计算局部热系统计算〔一〕汽水平衡计算1．全厂补水率全厂汽水平衡如下图，各汽水流量见表2-3，将进、出系统的各流量用相对量表示。由于计算前汽轮机流量，按，最后校核。全厂工质渗漏系数锅炉排污系数查表2-1-4取得，同理计算厂用汽系数减温水系数暖风器疏水系数补水率2．给水系数由图可知，1点物质平衡物质平衡3．各小汽流量系数按预选的汽轮机进气量和表2-2原始数据，计算得到门杆漏气、轴封漏气等各小汽流量的流量系数，填于表2-2。轴封加热器物质、热平衡计算工程BN1NTRAKL1漏气量Gi,kg/h2678910166019062074103027漏气系数αi0.00013100.00004370.00004950.00032370.00009320.00030410.00363440.0014847工程LSJWPMM1漏气量Gi,kg/h3437141230245687896639564漏气系数αi0.00168570.00069250.01483430.00033700.00043950.00031340.0002766汽轮机进汽参数计算1．主蒸汽参数由主汽门前压力，温度，查水蒸气性质表，得主蒸汽比焓值。主汽门后压力由，，查水蒸汽性质表，得主汽门后汽温。2．再热蒸汽参数由中联门前压力，温度，查水蒸气性质表，得再热蒸汽比焓值中联门再热蒸汽压力由，，查水蒸气性质表，得中联门后再热汽温。3．凝汽器平均压力计算由查水蒸气性质表由查水蒸气性质表凝汽器平均温度查水蒸气性质表，得凝汽器平均压力将所得数据汇总，以各抽气口的数据为节点，在h-s图上绘制出汽轮机的汽态膨胀过程线，如以下图2-1图2-1各加热器进、出水参数计算首先计算高压加热器H1加热器压力：式中第一抽气压力抽气管道相对压损由查水蒸气性质表得加热器饱和温度H1出水温度：式中式中加热器上端差。H1疏水温度式中式中加热器下端差，进水温度，其值从高压加热器H2的上端差计算得到加热器水侧压力，由，查的H1出水比焓由，，查的H1进水比焓。由，，查的H1疏水比焓。至此，高压加热器H1的进，出汽水参数已全部算出。按同样计算，可依次计算出其余加热器H2~H8的各进，出汽水参数。将计算结果列于表2-4表2-4回热加热系统汽水参数计算工程单位H1H2H3H4H5H6H7H8SG汽侧抽汽压力pj'Mpa5.9453.6881.7760.9640.4160.2260.1090.0197抽汽比焓hjkj/kg3144.23027.13352.231692978.5285127162455.82977.02抽气管道压损△Pj％33353333加热器侧压力pjMpa5.766653.577361.722720.91580.403520.21920.10570.01910.102汽侧压力下饱和温度ts℃273.05243.85204.99176.13143.96123.16101.1659.08水侧水侧压力pwMpa21.4721.4721.470.9162.7582.7582.7582.7582.758加热器上端差δt℃-1.70-1.702.82.82.82.8出水温度tw,j℃274.75243.85206.69176.13141.16120.3698.3656.2839.68出水比焓hw,jkj/kg1208.81055.58882.58746.16594.2505.29412.15235.59136.939进水温度t'w,j℃243.85206.69179.33141.16120.3698.3656.2839.6832.415进水比焓h'w,jkj/kg1055.58882.58760.26594.2505.29412.15235.59136.94134.79加热器下端差δt1℃5.55.55.505.55.55.55.55.5疏水温度td,j℃249.35212.19184.83176.13125.86103.8661.7845.18疏水比焓hd,jkj/kg1082.12907.61784.59746.16528.71435.36258.6189.17415高压加热器组抽汽系数计算1．由高压加热器H1热平衡计算高压加热器H1抽汽系数：其中加热器效率高压加热器H1疏水系数；2．由高压加热器H2热平衡计算、高压加热器H2抽汽系数：高压加热器H2疏水系数：再热器流量系数：3．由高压加热器H3热平衡计算本级计算时，先计算给水泵的焓升。设除氧器的水位高度为21.6m，那么给水泵的进口压力为：给水泵内介质平均压力：给水泵内介质平均比焓,计算求得：根据，查的：取给水的平均比容为,给水泵效率，那么高压加热器H3抽汽系数：高压加热器H3抽气系数：4．除氧器抽汽系数计算除氧器出水流量：抽汽系数：低压加热器组抽汽系数计算1．由低压加热器H5热平衡计算低压加热器H5出水系数：低压加热器H5抽汽系数：低压加热器H5疏水系数：2．由低压加热器H6热平衡计算：低压加热器H6抽汽系数低压加热器H6疏水系数：3．由低压加热器H7热平衡计算：低压加热器H7抽汽系数低压加热器H7疏水系数：4．由低压加热器H8热平衡计算由于低加H8的进水焓、疏水焓为未知，故先计算轴封加热器SG。由SG的热平衡，得轴封加热器出水焓：式中，轴封加热器的进汽系数和进汽平均焓值的计算见表2-4。由，查得轴封加热器出水温度。低压加热器H8疏水温度：由查得低加H8疏水焓。低压加热器H8的抽汽系数：低压加热器H8的疏水系数凝汽参数计算1．小汽机抽汽系数：2．由凝汽器的质量平衡计算3．由汽轮机汽侧平衡校验H4抽泣口抽汽系数和：各级加热器抽汽系数和：轴封漏汽系数和：漏汽系数：该值与凝汽器质量平衡计算得到的相等，凝汽系数计算正确。将以上数据列于表2-5:表2-5高压加热器组抽汽系数计算加热器序号需求值符号数值单位H1高压加热器抽汽系数α10.07384疏水系数αd,10.07384H2高压加热器抽汽系数α20.07503疏水系数αd,20.14886流量系数αrh0.83232H3高压加热器泵入口静压Ppu'1.13003Mpa给水泵内介质平均压力Ppj11.30002Mpa给水泵内介质平均比焓hpj746.16kj/kg给水泵内介质平均比容νpu0.00108m³/kg给水泵介质焓升τpu26.48852kj/kg给水泵出口比焓hpu772.64852kj/kg加热器抽汽系数α30.03152加热器疏水系数αd,30.18401除氧器除氧器出水流量αc,41.02619抽汽系数α40.04251H5低压加热器出水系数αc,50.76422抽汽系数α50.02774疏水系数αd,50.02774H6低压加热器抽汽系数α60.02839疏水系数αd,60.05613H7低压加热器抽汽系数α70.04822疏水系数αd,70.10435H8低压加热器轴封加热器出水焓hw,sg136.9391kj/kg轴封加热器出水温度tw,sg45.18℃H8疏水焓hd,8189.17kj/kg抽汽系数α80.03006疏水系数αd,80.13442凝汽器小汽机抽汽系数αxj0.03642凝汽器的质量平衡计算αc0.555汽轮机汽侧平衡校验αcH4抽汽口抽汽系数α4'0.12199各加热器抽汽系数和Σαj0.43678轴封漏气系数和Σαsg,k0.00778凝气系数αc0.555与凝汽器计算得到的αc相等，凝汽器计算正确汽轮机内功计算1．凝汽流做功：式中再热吸热量，2．抽汽流做功：1KgH1抽汽做功：1KgH2抽汽做功：1KgH3抽汽做功：1KgH4抽汽做功：1KgH5抽汽做功：1KgH6抽汽做功：1KgH7抽汽做功：1KgH8抽汽做功:抽汽流总内功：3．附加功量4．汽轮机内功将以上数据列于表2-6:表2-6汽轮机内功计算工程需求值符号数值单位凝气流做功凝气流做功ωc881.4721kj/kg再热器吸热qrh510.6kj/kg抽汽流做功1kgH1抽汽做功ωa,1252.4kj/kg1kgH2抽汽做功ωa,2369.5kj/kg1kgH3抽汽做功ωa,3555kj/kg1kgH4抽汽做功ωa,4738.2kj/kg1kgH5抽汽做功ωa,5928.7kj/kg1kgH6抽汽做功ωa,61056.2kj/kg1kgH7抽汽做功ωa,71191.2kj/kg1kgH8抽汽做功ωa,81451.4kj/kg抽汽流总内功抽汽流总内功Σωa,j310.7275kj/kg附加功量附加功量Σsg,k2.8561kj/kg汽轮机内功汽轮机内功ωi1195.0557kj/kg2.2.8汽轮机内效率、热经济指标、汽水流量计算1．电机组热经济性指标计算汽轮机的比热耗汽轮机绝对内效率汽轮发电机组绝对电效率汽轮发电机组热耗率q汽轮发电机组汽耗率d汽轮机进汽量式中—汽轮机额定功率，检验：汽轮机进汽量，与初选值相等。将以上数据列于表2-7：表2-7汽轮机内效率、热经济指标、汽水流量计算工程符号数值单位汽轮机比热耗q02612.780671kj/kg汽轮机绝对内效率ηi0.457388443汽轮机绝对电效率ηe0.44602234汽轮机热耗率q8071.344583KJ/(KW·h)汽轮机汽耗率d3.089178006Kg/(KW·h)汽轮机进气量D02038857.484kg/h3．各级流量计算：给水流量凝结水泵流量凝汽量第一级抽汽量其余第二级到第八级抽汽量计算结果如下表2-8；表2-8做功量和抽气量计算结果工程H1H2H3H4H5H6H7H81kg抽汽做功〔kj/kg〕252.4369.5555738.2928.71056.21191.21451.4各级抽气量〔kg/h〕150539.58152974.7264255.4686664.5056549.3557891.9398316.6861298.03第三章全厂性热经济指标计算及校核3.1全厂性热经济指标计算1.锅炉蒸汽参数过热蒸汽参数：由，温度查得过热蒸汽出口比焓再热蒸汽参数锅炉设计再热蒸汽出口压力,,该压力已高于汽轮机排汽压力，故按照汽轮机侧参数，确定锅炉再热器出口压力。由和，查表得再热蒸汽出口比焓再热器换热量2.锅炉有效热量3.管道效率4.全厂热效率5.全厂发电标准煤耗系数式中—暖风器吸热量，按下式计算：相应于1Kg标煤的输入热量发电标准煤耗6.全程热耗率7.全厂供电标准煤耗式中—厂用电率。将以上数据列于表3-1：表3-1全厂性热经济指标计算工程需求值符号数值单位锅炉参数计算锅炉压力pb17.42Mpa锅炉温度tb541℃过热蒸汽出口比焓hb3398.71kj/kg再热蒸汽出口压力pr3.85Mpapr3.294Mpa再热蒸汽出口温度tr541℃再热蒸汽出口比焓hr3543.81kj/kg再热器换热量qrh'516.71kj/kg锅炉有效热量锅炉有效热量q12675.512kj/kg管道效率管道效率ηp0.97655全厂效率全厂效率ηcp0.40290全厂发电标准煤耗暖风器吸热量qnf79.7788kj/kg系数r1.02836相当于1kg标煤的输入量Qb30131.069kj/kg发电标准煤耗bs0.2965Kg/(KW·h)全厂热耗率全厂热耗率qcp8688.826KJ/(KW·h)全厂供电标准煤耗全厂供电标准煤耗bns0.318868Kg/(KW·h)3.2反平衡校核计算为检查计算结果的正确性，以下做全厂反平衡校核计算。校核目标为汽轮机的内功。反平衡计算中的各量均相应与1kg汽轮机进汽。1．锅炉输入热量2．锅炉损失3．排污损失式中—化学补充水的比焓，4．全厂工质渗漏损失5．厂用汽损失6．凝气流冷源损失7．小汽轮机冷源损失8．化学补充水冷源损失9．低压加热器H8疏水冷源损失10．轴封加热器疏水冷源损失11．W气流冷源损失以上第6-11项为凝汽器的直接冷源损失。12．暖风器损失13．管道散热损失14．轴封汽散热损失=0.5630kJ/kg损失之和汽轮机内功正、反平衡相对误差<0.1%计算无误将以上数据列于表3-2：表3-2反平衡校核工程符号数值单位锅炉输入热量qr2892.445kj/kg锅炉损失Δqb216.933kj/kg排污损失Δqbl16.767kj/kg全厂工质渗漏损失ΔqL53.628kj/kg厂用汽损失Δqpl33.290kj/kg凝汽器流冷源损失Δqc1211.294kj/kg小汽机冷源损失Δqxj83.317kj/kg化学补充水冷源损失Δqma-1.883kj/kg低加H8疏水冷源损失Δqd,87.3096kj/kg轴封加热器疏水冷源损失Δqd,sg0.1796kj/kgw汽流冷源损失Δqd,w0.7423kj/kg暖风器损失Δqnf79.79kj/kg管道散热损失Δqp7.2296kj/kg轴封汽散热损失ΣΔqsg0.5630kj/kg损失之和Σδqi1696.103kj/kg汽轮机内功ωi'1195.056kj/kg正反平衡相对误差δωi0.000876<0.1%第四章全面性热力系统的拟定及其辅助设备4.1热力系统设计发电厂时，拟定发电厂的原那么性热力系统是一项非常重要的工作，它决定了发电厂的各局部系统组成，如，锅炉、汽轮机及其主蒸汽、再热蒸汽管道连接系统、给水回热加热系统、锅炉连续排污系统、补充水系统。同时又决定了发电厂的热经济性。为保证运行的平安、经济和灵活，火电厂热力系统通常由假设干个相互作用、协调工作、并具有不同功能的子系统组成。发电厂的全面性热力系统一般由以下局部系统组成：主蒸汽及再热蒸汽系统，旁路系统，回热加热〔回热抽汽及疏水〕系统，给水系统，除氧系统，主凝结水系统，补充水系统，锅炉排污系统，供热系统，厂内循环水系统。根据设计相关资料，把全面性热力系统拟定为，除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用七级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器。对于采用一次中间再热的660MW汽轮机组，蒸汽系统主要包括主蒸汽系统、再热蒸汽系统，旁路系统，轴封系统，辅助蒸气系统和回热抽汽系统。设计的主要内容也是对这些系统进行选型。4.2主蒸汽系统主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主气阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。大致的说锅炉与汽轮机之间连接的新蒸汽管道，以及由新蒸汽送往各辅助设备的支管，都属于发电厂的主蒸汽管道系统。发电厂的主蒸汽系统具有输送工质流量大、参数高。管道长且要求金属材料质量高的特点，它对发电厂的运行平安，可靠，经济性影响很大，所以要求对主蒸汽系统是力求简单，平安，可靠性高，运行调度灵活，投资少，运行费用低，便于维修，安装和扩建。火力发电厂常用的主蒸汽系统有以下几种型式：1.集中母管制系统，其特点是发电厂所有过路的蒸汽线引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。为增加其可靠性，集中母管一般用分段阀分段，当某一段出现故障时，分段阀可以将其隔离。主要适用于热负可靠供给的热电厂以及单机容量为6MW以下的电厂。2.切换母管制系统，其特点为每台锅炉与其相对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。该系统适宜装有高压供热式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。3.单元制系统，是指一机一炉相配合连接而成的系统，汽轮机和供给它蒸汽的锅炉组成独立的单元，与其它单元之间没有蒸汽管道的连接，通向各辅助设备的支管由各单元蒸汽主管中引出。单元制系统主要有以下几点优点：〔1〕单元与其他机组之间无任何管道连接，其管道长度最短，阀门等附件最少，投资少。〔2〕管道的压降和散热损失少，热经济性好。〔3〕便于机电炉的集中控制，运行费用少。〔4〕事故可能性小，事故范围仅限于一个单元。现在大容量电厂，机炉容量相匹配，为节省投资，便于机电炉的高度自动化集中控制，几乎都采用单元制系统。4.扩大单元制系统，是将各单元制蒸汽管道之间用一根蒸汽母管横向连接起来的系统。这种系统的特点介于单元制和切换母管制之间，与单元制系统相比运行灵活，可在一定负荷下机炉交叉运行；与切换母管制系统相比可节省2~3个高压阀门。在主气阀前，通常设置有电动主气阀。在汽轮机启动以前电动主气阀关闭，使汽轮机与主蒸汽管道隔开，防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主气阀区域。在主蒸汽管道的最低位置处，设置有疏水止回阀及相应的疏水管道，用于在汽轮机启动前暖管至10%额定负荷以前，以及汽轮机停机后及时进行疏水，防止因管内积水发生水击现象。该机组的主蒸汽系统采用单元制系统，其主蒸汽管道采用“2—1—2”的布置方式。锅炉产生的新蒸汽从左右两侧的过热器分别用一根主蒸汽管道接出，汇成一根总管之后进入汽轮机房的中间层，然后分成两根主汽管，各自接至左右主汽阀。主汽管采用这样的布置方式，其目的在于均衡进入汽轮机的蒸汽温度和节省材料。为了减小蒸汽的流动阻力损失，在主汽阀前的主蒸汽管道上不设任何截止阀门，也不设置主蒸汽流量测量节流元件，汽轮机的近期流量有汽轮机高压缸调节级后的蒸汽压力折算得到。主汽阀前的主蒸汽母管以及两根分叉管上，都设有疏水管路。三路疏水各经一只气动疏水阀后导向凝汽器。疏水阀可在集控室内控制开启或关闭。当汽轮机的负荷低于额定负荷的20﹪运行时，疏水阀即自动开启，以确保汽轮机本体及相应管道的可靠疏水。4.3再热蒸汽系统再热蒸汽系统是指从汽轮机高压缸排气口经锅炉再热器至汽轮机中压缸联合汽门前的全部蒸汽管道和分支管道组成的系统。它包括再热冷段蒸汽管道和再热热段蒸汽管道，再热冷段蒸汽管道是指从汽轮机高压缸排汽口到锅炉再热器进口的再热蒸汽管道及其分支管道；再热热段蒸汽管道是指从锅炉再热器出口至汽轮机中压联合汽门之间的再热蒸汽管道及其分支管道。再热蒸汽系统都采用单元制，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，并在国产机组上多采用双管形式。这次设计采用的是双管—单管—双管这种形式。在高压排汽管道的最低位置处也设有疏水管道及相应的疏水止回阀。在高压缸排气管道上，设有通往小汽轮机〔驱动给水泵〕、除氧器和辅助蒸汽系统的管道及相应的阀门，考虑汽轮机低负荷时，向小汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统供汽。再热蒸汽选用双管—单管—双管这样的设计形式主要的原因与主蒸汽管道相似，主要为防止温度偏差和压力偏差过大现象，采用单管—双管系统或双管—单管—双管系统。这两种系统在引进机组中常可见到。单管—双管系统即在锅炉出口处采用单根主蒸汽管，引至汽轮机主汽门、中压联合汽门之前再分成两根，此时单根主蒸汽管道的直径应按最大的蒸汽流量工况设计，这种系统能保证进入汽轮机的温度偏差和压力偏差最小。此系统即在过热器出口联箱两侧各有一根引出管，经Y形三通后聚集为单根，至主蒸汽前分为两根，这种布置方式满足了汽轮机对蒸汽温度偏差和压力偏差的要求，为了能使蒸汽得到充分混合，要求单根管的长度至少为其管径的20倍，管径亦按最大蒸汽流量工况设计。4.4旁路系统旁路系统是指高参数蒸汽在某些特定情况下，绕过汽轮机，经过与汽轮机并列的减温减压装置后，进入参数较低的蒸汽管道或设备的连接系统，以完成特定的任务。旁路系统的作用：主要是为了改善启动条件，加快启动速度，解决机、炉蒸汽流量的平衡和保护再热器的作用。例如在某些情况下，不允许蒸汽进入汽轮机。如当锅炉〔刚点火不久〕提供蒸汽的温度、过热度都比拟低时，或运行中的汽轮机意外地失去负荷时，都不允许蒸汽进入汽轮机。在这些情况下，锅炉提供的蒸汽就可以〔并非唯一〕通过旁路系统加以处理〔回收工质〕。旁路系统通常分为三种类型，高压旁路又称Ⅰ级旁路，即新蒸汽绕过汽轮机高压缸直接进入再热冷段管道；低压旁路又称Ⅱ级旁路，即再过热后的蒸汽绕过汽轮机中、低压缸直接进入凝汽器；当新蒸汽绕过整个汽轮机而直接排入凝汽器的那么称为整机旁路或Ⅲ级旁路、大旁路。对于采用一次中间再热的机组，采用的旁路有一级大旁路系统和上下压串联的两级旁路两种形式。我国660MW级的汽轮机组，均采用后一种形式，也就是上下压串联旁路系统，高压旁路系统设置在进入汽轮机高压缸前的主蒸汽管道上；低压旁路系统设置在进入汽轮机中压缸前的再热热段蒸汽管道上。同时旁路系统的选择主要与汽轮机的启动方式有关，通常汽轮机采用中压缸启动或高、中压缸联合启动时，旁路系统选择两级旁路串联系统；汽轮机采用高压缸启动方式时，旁路系统选择一级大旁路系统。在机组启动或空，低负荷运行时，多余的蒸汽经一级旁路减温减压后，与高压缸排气回合进入再热器，从再热器出来的蒸汽一局部进入中，低压缸做功后排入凝汽器，另一局部经二级旁路直接进入凝汽器，从而解决了机，炉，再热器的蒸汽流量匹配问题，并回收了工质，消除了噪声。旁路系统由旁路阀、旁路管道、暖管设施以及相应的控制装置〔包括液压控制和DEHC控制系统〕和必要的隔音设施组成。旁路系统的通流能力应根据机组可能的运行情况予以选定。旁路的通流能力并不是越大越好。旁路系统的动作响应时间那么是越快越好，要求在1～2s内完成旁路开通动作，在2～3s内完成关闭动作。再热机组的旁路系统有以下四方面的作用：1.保护再热器2.改善启动条件，加快启动速度3.回收工质，消除噪声4.防止锅炉超压4.5轴封系统汽轮机组的高、中、低压缸轴封均由假设干个轴封段组成。相邻两个轴封段之间形成一个汽室，并经过各自的管道接至轴封系统。轴封蒸汽的主要功能就是向汽轮机的轴封和主汽阀，调节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将各汽封的漏汽合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄露，以确保汽轮机有较高的效率，在汽轮机的低压区段，那么防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空，也是为了保证汽轮机组的高效率。轴封系统的功能是在转子穿出汽缸处，防止空气进入汽缸或蒸汽由汽缸漏出。并回收汽轮机的汽封漏汽，利用其热量加热局部凝结水，同时还可以抽出汽轮机轴封系统的气体混合物，防止蒸汽漏出到机房或油系统中去。在汽轮机组启动前，汽轮机内部必须建立必要的真空。此时，利用辅助蒸汽向汽轮机的轴封装置送汽。在汽轮机组正常运行时，汽轮机的高压区段的蒸汽向外泄漏，同时，为了防止空气进入轴封系统，在高压区段的最外侧一个轴封汽室，那么必须将蒸汽和空气的混合物抽出；在汽轮机的低压区段，那么必须向汽室b送气，而将汽室a的蒸汽、空气混合物抽走。由此看来，轴封蒸汽系统包括送汽、回〔抽〕汽和漏汽三局部。为了汽轮机本体局部的平安，对送汽的压力和温度有一定要求。因为送汽温度如果与汽轮机本体部件温度差异太大，将使汽轮机部件产生甚大的热应力，这种热应力将造成汽轮机部件寿命损耗的加剧，同时还会造成汽轮机动、静局部的相对膨胀失调，这将直接影响汽轮机组的平安。在汽轮机启动时，高、中压缸轴封的送汽温度范围是：冷态启动时，用压力为0.75~0.80MPa、温度为208~375℃的蒸汽向轴封送汽。对于高、中压缸，较好的轴封送汽温度范围是208~260℃，这一温度范围适用于各种启动方式。低压缸轴封的送汽温度那么取150℃或更低一些。汽轮机组的高、中、低压缸轴封均由假设干个轴封段组成。相邻两个轴封段之间形成一个汽室，并经过各自的管道接至轴封系统。当汽轮机紧急停机时，高、中压缸的进汽阀迅速关闭。此时，高压缸内的蒸汽压力仍然较高，而中、低压缸内的蒸汽压力接近于凝汽器内的压力，于是，高压缸内的蒸汽将通过轴封蒸汽系统泄漏到中、低压缸内膨胀做功，造成汽轮机的超速。为了防止这种危险，轴封系统应稀有危急放汽阀，当轴封系统的压力超限时，放汽阀立即翻开，将轴封系统与凝汽器接通。轴封蒸汽系统通常有两路外接汽源。一路是来自其他机组或辅助锅炉〔对于新建电厂的第一台机组〕的辅助蒸汽，经温度、压力调节阀之后，接至轴封蒸汽母管，并分别向各自轴封送汽；另一路是主蒸汽经压力调节后供汽至轴封蒸汽系统，作为轴封蒸汽系统的备用起源。轴封系统的作用：汽轮机在各种运行工况下，轴封蒸汽系统都应提供符合要求的轴封和阀杆密封用汽，轴封蒸汽系统的作用可归纳为：1.防止汽缸内蒸汽和阀杆漏气向外泄露，污染气轮机房环境和轴承润滑油油质。2.防止机组正常运行期间，高温蒸汽流过汽轮机大轴使其受热从而引起轴承超温。3.防止蒸汽漏入汽缸的真空局部。4.回收汽封和阀杆漏气，减少工质和流量损失。汽轮机轴封系统主要包括：主汽门和调节汽门的门杆漏气，再热式机组中压联合汽门的门杆漏气，高、中、低压缸的前后轴封漏气和轴封用汽等。一般轴封蒸汽占汽轮机总期号量的2％左右，由于引出地点不同，工质的能位有差异，在引入地点的选择上应使该点能位与工质最接近，既回收工质，又利用其热量，同时又是其引出的附加冷源损失最小。本设计轴封系统主要由以下几局部组成：1.高压缸主汽门、调节汽门阀杆的高压段汽封的漏气系统。2.中压缸主汽门〔再热主汽门〕和调节汽门阀杆汽封的漏汽系统，由于这些汽门的蒸汽压力较低，故只设一段，与高压缸调节汽门低压段漏气集合后进入轴封系统。3汽轮机各缸的轴封漏汽系统。4.轴封其他气源的蒸汽系统。其中气缸的轴封蒸汽系统依压力的不同又分有数段不等的漏气分别引出。高压缸的前、后杠和中压缸的前缸分别有三段蒸汽引出；中压缸后有两段蒸汽引出；低压缸两端各有两段，它们组成三级压力不同的轴封蒸汽。其中第一级轴封蒸汽压力最高，它是由高压缸前、后缸和中压缸前缸的一段轴封漏气组成，集合后引入5号低压加热器，予以回收工质和热量。第二级轴封汽压力次之，它由高压缸前、后缸和中压缸前缸的二段轴封、中压缸后缸的一段轴封、高压缸主汽门和调节汽门的高压段汽封漏气所组成。该级轴封蒸汽一路引至低压缸作轴封汽源，另一路引至7号低压加热器作辅助气源加热主凝结水，同时也回收了工质和热量。第三级轴封汽压力为微负压，以防止向大气排汽，同时允许漏入少量空气。它是由高压缸前、后缸和中压缸前缸的三段轴封、中压缸后缸的二段轴封、低压缸二段轴封、高压调节汽门低压段漏汽、中压主汽门和中压调节汽门漏气集合而成。它被引至轴封加热器加热一局部主凝结水。4.6给水系统给水系统是从除氧器给水箱下降管入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。它包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水泵为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵出口之后为高压系统。由除氧器给水箱经下水管至给水泵进口的管道、阀门和附件，承受的给水压力较低，称为低压给水系统。为减小流动阻力，防止给水泵汽蚀，一般采用管道短、管径大、阀门少、系统简单的管道系统。由给水泵出口经高压加热器到锅炉省煤器前的管道、阀门和附件，承受的给水压力很高，称为高压给水系统。对给水系统的要求就是在发电厂任何运行方式和发生任何事故的情况下，都能保证不间断地向锅炉供水。给水系统型式的选择与机组的型式、容量和主蒸汽系统的型式有关。主要有以下几种型式：1．单母管制系统该系统设有三根单母管，即给水泵入口侧的低压吸水母管、给水泵出口侧的压力母管和锅炉给水母管。其中吸水母管和压力母管采用单母管分段，锅炉给水母管采用的是切换母管。单母管给水系统的特点是平安可靠性高，具有一定灵活性，但系统复杂、耗钢材，阀门较多、投资大，对高压供热式机组的发电厂应采用单母管制给水系统。2．切换母管制系统当汽轮机、锅炉和给水泵的容量相匹配时，可作单元运行，必要时可通过切换阀门交叉运行，因此其特点是有足够的可靠行和运行的灵活性。同时，因有母管和切换阀门，投资大，钢材、阀门耗量也相当大。3．单元制系统单元制给水系统的优缺点是系统简单，管路短、阀门少、投资省，便于机炉集中控制和管理维护。当采用无节流损失的变速调节时，其优越性更为突出。当然，运行灵活差也是不可防止的缺点。它适用于中间再热凝汽式或中间再热供热式机组的发电厂。给水泵共有三台，均选用上海东方泵业的80CHTA4型号电动给水泵。正常运行时，其中两台汽动给水泵运行，1台电动给水泵备用。当运行泵故障时，备用泵将无扰动地投入运行。锅炉给水泵性能参数〔1〕型式卧式、双壳、多级离心泵〔2〕流量1450m3/h〔3〕扬程2200m〔4〕转速5700r/min〔5〕汽蚀余量105m〔6〕轴功率8402kW〔7〕配套功率9800kW〔8〕泵重量13737kg4.7加热器疏水系统发电厂的疏水系统是指用来疏泄和收集全厂各类汽水管道疏水的管路及设备。发电厂疏水系统由锅炉、汽轮机本体疏水和蒸汽管道疏水两局部组成。因机组启动暖机时各疏水点压力不同，应分别引入压力不同的疏水母管中。在接至设置在凝汽器附近的疏水扩容器，疏水扩容器的汽，水侧分别与凝汽器汽，水侧连接。设计的主要方面是对回热加热器的疏水系统进行选型，因为高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级回流至下一级高压加热器，最后至除氧器，低压加热器的正常疏水逐级回流至下一级低压加热器，最后至排汽装置。除正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，当加热器故障引起水位超过规定值或在低负荷运行时相邻加热器之间压差较小，正常疏水不能逐级自流，危急疏水阀那么自动开启，以控制加热器水位。各加热器危急疏水均单独接至排汽装置；除氧器在高水位时溢流或紧急放水以及除氧器检修放水均排至排汽装置中。轴封冷凝器疏水经多级U形水封管排入排汽装置中。每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀。所有低压加热器均设有两个分开的疏水接口，正常疏水接口位于加热器疏水冷却段，危急疏水接口位于加热器的凝结段。每台加热器均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气体。每台高压加热器的启动和连续排气均单独接至除氧器中，每台低压加热器的启动和连续排气也单独接至排汽装置中。除氧器的启动和连续排气接至大气中。连续排气均设有节流孔板，其容量按能通过0.5%加热器最大加热流量选取。加热器的疏水指抽汽在加热器内放热后形成的凝结水。加热器疏水系统的作用：一，疏放及回收各级加热器的蒸汽凝结水；二，保持加热器内水位在正常范围内，防止汽轮机进水。三台高加疏水系统正常疏水采用疏水逐级自流方式，既上一级加热器的疏水通过级间的压差排入下一级加热器中，最低一级#3高加疏水排入除氧器。#3高加的疏水管道上的调节阀前靠近除氧器处还安装逆止阀，以防止除氧器内的水汽倒入#3高加，造成振动。正常疏水调节阀在低二水位时全关，在高一水位及以上时全开。危急疏水：当加热器水位到达高二水位及以上时，应开启危急疏水调节阀将疏水排向凝汽器事故疏水扩容器。其中#1高加危急疏水排入低压侧凝汽器扩容器，#2、#3高加危急疏水排入高压侧凝汽器扩容器高加排空气系统作用加热器管系和壳体中的不凝结气体会增加加热器的传热热阻，阻碍蒸汽与给水之间的换热，并且还会对热力设备造成腐蚀。因此，在所有加热器的汽侧和水侧均装置排汽装置及管道系统。以从加热器和除氧器中排出不凝结气体，以提高传热效率和防止腐蚀。水侧排气：每台高加都有一路排空气管道，以便加热器充水时排出水室中的空气。汽侧排气：各级高加的汽侧均设有启动排气和连续排气装置。启动排气用于机组启动和水压试验时迅速排气；连续排空气用于正常时连续排出加热器内不凝结气体。每台高加汽侧设有两路启动向空排空气管道，启动排气通过隔离阀排向大气。每台高加汽侧还有一路连续排空气管道，接入除氧器。每台高加的抽汽系统是独立的，且出口管均设有逆止阀。每台抽汽管道上均有节流孔板，以防止过多蒸汽流入除氧器4.8锅炉排污利用系统为保证锅炉的炉水品质，在汽包锅炉的炉水要参加某些化学药品。使随给水进入锅炉的结垢物质或呈溶解状态，或生成悬浮细粒呈分散状态，随着运行时间饿增长，炉水中含盐超过允许值，这不仅使蒸汽带盐，影响蒸汽品质，还可能造成炉管堵塞，影响锅炉的平安。锅炉的连续排污不仅造成工质损失，而且还伴有热量损失，锅炉的连续排污损失几乎占全厂汽水损失的一半。并且随着机组容量的不断增加，排污水量越来越大，为了回收这一局部工质，利用其热量，发电厂设置了连续排污利用装置，连续排污利用装置一般由排污扩容器，排污水冷却器以及相应的汽水连接管道组成。锅炉排污又分为连续排污和定期排污。连续排污是从汽包中含盐量较大的局部连续排放炉水，由于连续排污量大，对连续排污要求回收工质和热量。定期排污是从炉水循环的最低点〔水冷壁下联箱〕排放炉水，一般在低负荷时进行，排放时间为0.5~1min，排污量为锅炉额定蒸发量的0.1~0.5%,定期排污系统能迅速的降低炉水的含盐量，所以汽包锅炉均设置一套完整的连续排污利用系统和定期排污系统。在超高参数和亚临界参数的发电厂中，为简化系统，常采用单级排污利用系统。锅炉的连续排污水流出汽包后进入排污扩容器，在扩容器压力下一局部水汽化为蒸汽，因蒸汽含盐量少，所以可以进入热力系统，一般是送入与扩容器压力相同的除氧器中，从而回收一局部工质和热量。4.9辅助蒸汽系统每台机组各设有一台辅助蒸汽联箱，两台机组的辅助蒸汽联箱之间设有联络母管，供机组启动的老厂来汽接入1号机组的辅助蒸汽联箱。机组正常运行时，辅助蒸汽联箱的汽源来自汽轮机4段抽汽，启动或低负荷时来自冷再热蒸汽系统。冷再热蒸汽与高压辅助蒸汽联箱之间设有减压阀。辅助蒸汽联箱参数约为315～370℃，0.8～1.2MPa。辅汽联箱向暖风器、生水加热器、主厂房及输煤栈桥蒸汽采暖等提供加热蒸汽，其供汽参数满足用户的要求。为防止减压阀失控时辅助蒸汽系统超压，辅助蒸汽联箱上设有平安阀，其排放能力100%满足最大来汽量。当一台机组正常运行，另一台机组启动时，启动机组的辅助蒸汽由正常运行的辅助蒸汽联箱供汽。辅助蒸汽系统的供汽能力按一台机组启动和另一台机组正常运行时的用汽量之和考虑。来自一期的启动用汽管道上设有流量测量装置。单元制机组发电厂均设有辅助蒸汽系统。辅助蒸汽系统的作用是保证机组在各种运行工况下，为个用汽工程提供参数、数量符合要求的蒸汽。辅助蒸汽系统主要由供气气源、用汽支管、辅助蒸汽联箱〔辅助蒸汽联箱参数约为315～370℃，0.8～1.2Mpa〕、减压减温装置、疏水装置及其连接管道和阀门等组成。供汽汽源辅助蒸汽系统汽源确实定，要充分考虑到机组启动、低负荷、正常运行及厂区的用汽情况。其正常汽源应在满足要求的前提下，尽可能的利用低压抽汽或废热，以提高电厂的热经济性。另外考虑在机组启动或回热参数不能满足要求时，有适当的备用气源。其疏水也应回收。1．启动锅炉或老厂供汽对于新建电厂的第一台机组，要设置启动锅炉，用锅炉新蒸汽来满足机组的启停和厂区用汽。对于扩建电厂，可利用老厂锅炉的过热蒸汽作为启动和低负荷气源。2．再热冷段供汽再热冷段供汽气源可接至高压旁路之后，这样在启动、低负荷及机组甩负荷工况下，只要旁路系统投入，且其蒸汽参数能满足用汽要求时，就能供给辅助蒸汽。当旁路系统切除，再热冷段蒸汽能满足要求时，由高压缸排汽供辅助蒸汽。该供汽管道上装有止回阀，防止辅助蒸汽倒流入汽轮机。3．汽轮机抽汽供汽当负荷大于70℅—85℅MCR时，利用汽轮机和辅助蒸汽联箱相一致的抽汽供辅助蒸汽，并且在抽汽供汽管与辅助蒸汽联箱之间不设减压阀，在辅助蒸汽联箱所要求的一定压力范围内，滑压运行，从而减少压力损失，提高机组运行的热经济性。接入辅助蒸汽联箱的蒸汽管道上也装有止回阀。660MW机组的辅助蒸汽系统，除启动锅炉和从高压旁路装置后接出的冷再热蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源外，还有一路由锅炉汽包接出的供汽管道。当机组突然甩负荷，旁路系统未能投入时，为了保证必须的辅助蒸汽用汽，由锅炉汽包引来的饱和蒸汽，经汽水别离器别离后，水进入疏水扩容器，蒸汽进入辅助蒸汽联箱，从而利用锅炉的余压向辅助蒸汽系统供汽。辅助蒸汽系统的用途1．向除氧器供汽〔1〕机组启动时，供除氧器加热用汽〔2〕低负荷或停机过程中，当除氧器压力低于一定值时，抽汽汽源自动切换至辅助蒸汽，以维持除氧器定压运行。〔3〕用甩负荷时，辅助蒸汽自动投入，以维持除氧器内具有一定的压力。〔4〕在停机情况下，相除氧器供给一定量的辅助蒸汽，是除氧器内储存的凝结水外表覆盖一层蒸汽，防止凝结水直接与大气相通，造成凝结水溶氧量增加。2．小汽机调节用汽机组启动之前，假设给水泵小汽机需要调节用汽，可有辅助蒸汽供给。供汽管接在小汽机低压主汽阀前。3．主汽轮机和小汽轮机的轴封用汽对于采用辅助蒸汽供汽的轴封供汽系统，在各种工况下，辅助蒸汽系统都要提供符合要求的轴封用汽。对于在正常运行是采用的自密封平衡供汽的轴封系统，当机组启停及低负荷工况下，由辅助蒸汽向主汽轮机和小汽轮机供轴封用汽。660MW机组在供给轴封用汽管道上设有电加热器，用于机组热态启动，因汽缸壁温度过高而辅助蒸汽温度不能满足要求时，投入电加热器提高辅助蒸汽的温度以满足启动要求。4．采暖用汽和锅炉暖风用汽燃用高硫煤的电厂，如锅炉尾部受热面的金属温度低于露点，会引起腐蚀、堵灰，解决的方法之一是采用暖风器，即利用回热抽汽来加热空气，以提高进入空气预热器的进口空气温度。利用回热抽汽加热空气扩大了回热效果，提高了汽轮机的内效率，但却使锅炉排烟热损失增大，降低锅炉效率。因此，采用暖风器后，全厂热经济性是否提高或降低，取决于合理选择暖风器的系统和参数。正常运行时，电厂的采暖用汽和锅炉暖风器用汽有汽轮机抽汽供给，。当机组低负荷运行时，汽轮机抽汽压力不能满足用汽要求时，由辅助蒸汽系统供给。5．其它用汽辅助蒸汽还提供卸油、油库加热、燃油加热及燃油雾化用汽，以及机组停运后的露天管道和设备的保暖用汽等杂项用汽。6．除氧器除氧器按机组最大连续出力工况〔TMCR〕设计，能够满足汽轮机阀门全开工况〔VWO〕的运行要求。除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机4段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器出口给水含氧量满足有关标准，不大于7g/l。除氧器正常水位时的有效容积为250m3，满足机组TMCR工况7分钟的给水需要量。除氧器的主要技术数据：〔1〕型式 卧式〔2〕出力 2400t/h〔3〕除氧器最大工作压力 1.25MPa〔4〕除氧器最大工作温度 185.6℃4.10回热系统机组回热系统是火电厂热力系统中最重要的局部之一，通常回热抽汽压力最低的一、二级管道外，都设有电动隔离阀和气动控制止回阀。他们均应尽量地靠近汽轮机回热抽汽口布置，以减少抽汽管道上可能储存的蒸汽能量，在抽汽隔离阀和止回阀上下游，设有接到疏水联箱和疏水管道，其疏水阀有气动控制。此外，在抽汽隔离阀和止回阀之间还有一根疏水，排气管道，在停机或需要对阀门进行检修时，翻开手动疏水隔离阀，即可将该管道内的积水排尽。许多机组压力最低的二级回热加热器通常布置在凝汽器喉部，该机组的二级低压加热器位于高压凝汽器和低压凝汽器喉部，所以第6、7段抽汽管道直接从抽汽口接至加热器进口，不设置任何阀门。每根抽汽管上都应装有吸收管道膨胀量的膨胀节。4.10凝结水系统及其设备凝结水箱来的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、轴封冷却器和三台低压加热器后进入除氧器。每台机组安装2台100％容量的凝结水泵。凝结水精处理采用粉末树脂覆盖过滤器系统，单元制布置，每台机组设有3x50％容量的过滤器及其辅助系统。凝结水系统中凝结水精处理装置设有100%容量的电动旁路；轴封冷却器也设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷却器；7、6、5号低压加热器各设有一个电动旁路。在轴封冷却器出口的凝结水管道上引出一路装有调节阀的凝结水泵再循环管至排汽装置，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封冷却器所需的最小冷却水量的要求。在轴封冷却器入口的凝结水管道上，设置一路至凝结水补充水箱的管道，用于排汽装置热井高水位时的放水。在轴封冷却器出口的凝结水管道上装有除氧器水位调节阀。此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温水、低压旁路减温水、低压缸喷水、真空泵补充水，以及向辅助蒸汽减温器及其它减温器提供减温水等。每台机组设有一套凝结水补充水系统，包括一座300m3凝结水系统的主要作用是把凝结水从凝汽器热井送到除氧器。为保证整个系统可靠的工作，提高效率，在输送过程中，还对凝结水进行除盐净化、加热和必要的控制调节，同时在运行过程中提供有关设备的减温水、密封水、冷却水和控制水等。另外还补充热力循环过程中的汽水损失。凝结水系统一般由凝结水泵、轴封加热器、低压加热器的主要设备及其联接管道组成。亚临界压力和超临界压力参数机组由于锅炉对给水品质要求较高，在凝结水泵后设有除盐装置。对于大型机组，主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补充水系统。凝结水箱来的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、轴封冷却器和三台低压加热器后进入除氧器。一般机组的主凝结水系统具有以下特点：设有两台容量为100％的凝结水泵和凝结水升压泵，一台正常运行，一台备用，运行泵故障时联锁启动备用泵凝结水泵主要技术数据：〔1〕型式立式、筒袋型多级泵〔2〕流量 1940m3/h〔3〕扬程3520m〔4〕电动机功率2500kW〔5〕转速 1480r/min2．低压加热器设置住凝结水旁路。旁路的作用是：当某台加热器故障解列或者停运时，凝结水通过旁路进入除氧器，不因加热器事故而涉及整个机组正常运行。3．设置凝结水最小流量在循环。卫视凝结水泵在启动后者低负荷时，不发生汽蚀，同时保证轴封加热器有足够的凝结水量流过，是轴封漏气能够完全凝结下来，以维持轴封加热器中的微负压状态，在轴封加热器后的主凝结水管道上设有返回凝汽器的凝结水最小流量再循环管。4．各种减温水及杂项用水管道，接在凝结水泵出口或除盐装置后。因为这些水要求纯洁的压力水。5．在凝汽器热井底部、最后一台〔沿凝结水流向〕低压加热器的出口凝结水管道上、除氧器水箱底部都装有排地沟的支管，以便在机组投运前，冲洗凝结水管道时，将不合格的凝结水排入地沟。6．化学补充水通过补充水调节阀进入凝汽器，以补充热力循环过程中的汽水损失。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。第五章管道计算与选型热电厂的一般管道设计中，都是在推荐的流速范围内选择适当的介质流速，经过水力计算求出管径，再根据介质的参数和管材的特性通过强度计算求其管壁厚度，最后在选择管道和确定其有关具体数值。推荐的介质流速范围是经过大量的计算和具体的时间经验总结出来的。在一般的中小型热电厂中，管线不长，布置合理时，可不作水力计算和壁厚计算，而是选择适当的介质流速直接选定管径及其壁厚。对于一些小直径的辅助管道。往往不经过计算而是参考类似的管道来选择管道直径及其壁厚。5.1管道计算所用相关资料确定管径时，一般应根据运行中介质的最大流量和允许的最大压力损失进行计算，由于管径和壁厚厚度的偏差，计算时应考虑10%的裕量。推荐流速资料汽水管道的介质流速一般按DL/T5054—1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》中推荐的管道介质流速来选取，详见表4在推荐的介质流速范围内选择具体流速时，应注意管径大小、参数上下的影响，对于直径小、介质参数低的管道，宜采用较低值。给水再循环量约为给水泵最大流量的15%~30%,给水再循环流速控制在4m/s以下，否那么容易造成管道振动。表5.1推荐流速表截止类型管道类型推荐流速〔m/s〕主蒸汽主蒸汽管道：40—60其他蒸汽抽汽或辅助蒸汽管道：过热汽：35—60饱和汽：30—50湿蒸汽：20—35给水高压给水管道：2—6低压给水管道：0.5—2凝结水凝结水泵出口管道：2.0—3.5凝结水泵进口管道：0.5—3.0加热器疏水加热器疏水管道：疏水泵出口侧：1.5—3.0疏水泵入口侧：0.5—1.0调节阀出口侧；20—100调节阀入口侧；1—2其他水生水、化学水、工业水其他水管：2—3其他水离心泵出口管道及其他压力管：0.5—1.5离心泵入口管：小于1自流、溢流等无压排气水管道：相关计算公式具体计算管内径是，对单项流体的管道，选择推荐的介质流速，根据连续性方程得：单位为、单位为：、单位为：、单位为：5.2具体管道管径计算主蒸汽相关管道有设计所给条件知：；；查焓值表知：所以主蒸汽系统母管采用2-2方式布置。.1主蒸汽母管管径计算主蒸汽母管介质质量流量：，推荐流速取：由公式：得：代入数据：所以单个母管的直径为359.96mm。.2主蒸汽支管〔汽机进气管〕计算进汽管介质质量流量：，比容同上，推荐流速取：由公式：得：代入数据：所以单个主蒸汽支管的直径为345.89mm。高压加热器H1相关抽汽管道的计算有设计所给条件知：查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：高压加热器H2相关抽汽管道的计算有设计所给条件知：查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：高压加热器H3相关抽汽管道的计算第三级高压抽汽参数：；由焓值图查得比容计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：通除氧器管道的计算第四级高压抽汽参数：；由焓值图查得比容计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：低压加热器H5相关抽汽管道的计算有设计所给条件知：；查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：低压加热器H6相关抽汽管道的计算有设计所给条件知：；查焓值表知：比容，推荐流速取：由公式：得代入数据：低压加热器H7相关抽汽管道的计算第七级高压抽汽参数：，由焓值图查得比容计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：低压加热器H8相关抽汽管道的计算第七级高压抽汽参数：，由焓值图查得比容计算流量：推荐流速取：根据公式：得：代入数据：5.3管道的选型管子类别应根据管内介质、参数及在各种工况下进行的平安性和经济性进行选择。主要管子类别选择：〔1〕无缝钢管适用于各类参数的管道。〔2〕低温再热蒸汽管道可采用高质量焊接钢管。〔3〕PN2.5及以下参数的管道，特可选用电焊钢管。〔4〕《低压流体输送用焊接钢管》〔GB/T3092〕及《低压流体输送用镀锌焊接钢管》〔GB/T3092〕中的加厚管子，可用于输送设计压力小于等于1.6MPa和设计温度在0~200热电厂中主蒸汽管道、再热蒸汽管道和高压给水管道等主要管道的管径尺寸，宜通过优化计算确定。确定管径时，一般应根据运行中介质的最大流量和允许的最大压力损失进行计算，由于管径和管壁厚度的偏差，计算时应考虑10%的裕量以及足够平安系数。主蒸汽相关管道选型.1主蒸汽母管选型参数：，，根据《火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000》选择标准管道。那么选择管道型号为：标识编码：用途：主蒸汽管道设计压力：类别：无缝钢管设计温度：技术标准：尺寸标准：材质：F12(X20CrMoV121)标管通径：外径×壁厚：焊接值：质量：用所选管的管径反计算最大流量：实际最大流量：裕量满足需求。.2主蒸汽支管管选型〔即：汽机进汽管〕参数：，，根据《火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000》选择标准管道。那么选择管道型号为：标识编码：用途：主蒸汽管道设计压力：类别：无缝钢管设计温度：技术标准：尺寸标准：材质：F12(X20CrMoV)标管通径：外径×壁厚：焊接值：质量：用所选管的管径反计算最大流量：实际最大流量：高压加热器H1抽汽管道选型参数：，，根据《火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000》选择标准管道。那么选择管道型号为：标识编码：用途：普通设计压力：类别：无缝钢管技术标准：