600MW机组的热力系统设计计算和热经济性分析

大型现代火力发电厂大多采用凝汽式汽轮机。本设计结合某个机组的实际情MostofthelargemodernthermalpowerplanplantproductionN600-16.7/537/537typeforthedesignoftheontology.TofKeywords:thermalsysteminprinciple 第一章绪论 11.1前言 11.2热力系统概述 11.3发电厂经济运行指标 21.3.1评价凝气式发电厂热经济性的两种基本分析方法 21.3.2凝气式发电厂的热经济性指标 31.4本课题的主要任务 4第二章机组原始数据的整理 5第三章常用热力计算方法简介 7第四章原则性热力系统计算 84.1编制发电厂原则性热力系统的主要步骤： 84.2原则性热力计算的拟定 94.2.1计算目的 94.2.2计算的原始资料 94.2.3计算方法及步骤 94.2.4整理原始材料 94.3原则性热力计算过程 4.4计算新汽流量及各处汽水流 4.5热经济指标的计算 20第五章主蒸汽及旁路系统 215.1全面性热力系统的组成和应用 215.2主蒸汽管道系统 5.3给水管道系统 5.3.1旁路系统 5.3.2旁路系统的设计 5.4减压减温系统 5.5保温层厚度计算 5.5.1保温层经济厚度计算 245.5.2保温层表面散热损失计算 5.5.3保温层外表面温度核算 25第六章给水及凝结水系统设计 6.1给水泵 6.1.1给水泵容量及台数的选择 6.1.2给水泵总扬程的确定 6.2给水泵进口静压头Hj的确定 6.3汽动给水泵的选择 276.4汽动给水泵的热经济性 276.5凝汽器 06.5.1冷却水入口水温 6.5.2冷却水温升 6.5.3凝汽器传热端差 6.5.4饱和蒸汽温度 6.5.5凝汽器压力 第七章蒸汽再热系统设计计算 7.1管道计算 7.1.1管道内径计算 7.1.2管道壁厚计算 7.2管道保温层厚度计算 7.2.1再热蒸汽管道热段 7.2.2再热蒸汽管道冷段 40 42 43 441计，2005年，我国用电量曾达到24784亿千瓦时。在中国的电力行业的结构中，燃煤火电机组占了78.7%,发电量占80%以上。随着境，促进社会的健康绿色发展。在90年代初始是412g,经历了九十年代数年的发展，供扩大，国际上的节能减排水平也在逐年提高。全国降低火电煤耗的问题需要好好对待。所谓给水回热，显而易见就是从汽轮机的各级端抽出一部分蒸汽来加热给水，使2废热利用系统废热利用就是把电厂的一些排气和排水的热量尽可能的收集起来进行再利用，减少旁路系统旁路系统的主要作用就是是汽机和锅炉用气量和产气量保持动态平衡，保护机组的运行安全，在机组启停、调节或发生故障时会起到很重要的作用。它有各种子旁路系疏水系统有起动疏水和经常疏水两种。1.3发电厂经济运行指标汽轮机可以把机械能转换为对外可供应的电能；在这些能量变化的过程中总会有因为部位不同，大小各异，原因不同而带来的各类能量损失。这也正是通过比较能量转化过程中的能量利用率(正热平衡方法)或能量损失不同(反热平衡方法)来衡量火电厂的经济效益评价火电厂的热经济性也就两种方法热量法和火用法。热量法就是热量之比，也就是按照第一定律计算电厂热经济性的热效率为：式中：Q代表外部热源供给热量W。代表该动力装置的理想比内功(以热量计)火用的方法是根据第二定律演变而来的，它是能量之比，所以火用法求得热经济性3代表循环中各项不可逆因素导致的各项可用能损失之和代表循环中各项可用能损失系数之和1.3.2凝气式发电厂的热经济性指标我国火电厂大多采用热量法定量的评价热经济性。常用的热经济性指标主要有汽耗、热耗、煤耗以每小时或每年计算其能耗量；能耗率(汽耗率、热耗率、煤耗率)以每kW·h或MW·h来计算；效率以百分比来度量。1、汽轮发电机组的经济性指标W代表汽轮机实际比内功Q%代表汽轮机热耗式中：D代表机组纯凝气运行的汽耗B代表由于回热抽汽而增大的汽耗系数Y₃代表回热抽汽做功不足系数高压缸的回热抽汽做功不足系数中低压缸的回热抽汽做功不足系数相应汽轮机的汽耗率d0,由上式得：4Db、Dfw、Db1--锅炉产汽量、给水量、汽包排污量，kJ/h;3、全厂的热经济性指标标准煤的低位发热量q1=29270kj/kg,则全厂标煤耗率b²,为：上面列举的各项的热经济性指标，均是在额定功率或额定经济功率时的数值；若不在额定功率下运行时，相应的热经济性指标的数值均应变化。其变化幅度视变工况的实际情况而定。1.4本设计的主要任务现代大型火电机组广泛采用采用凝气式汽轮机。本设计结合某电厂的机组实际运行情况对机组进行原则性热力系统的热力计算和全面性热力系统的设计计算。5第二章机组原始数据的整理再热汽参数：(3.56Mpa,315℃)/(3.234(1)此工况各级回热参数见表3-1(2)给水温度t=274.1℃(3)给水泵出口压力Pm=20.13Mpa本机有8段不可调整抽汽，其参数如下除氧器抽汽压力p,抽汽温度t,英国三井2027-17.3/541/5412)额定蒸发量：2027t/h66)锅炉效率ηp=92.5%b)轴封加热器的压力pg=102KPa,轴封加热器的疏水比焓hi.g=415KJ/Kgc)机组的各个阀门或门杆漏气流量及参数见表1-4d)锅炉全厂性汽水流量有参数见表1-2;e)汽轮机机械效率nm=0.985;发电机效率ng=0.99g)厂用汽率e=0.077第三章常用热力计算方法简介等效焓降法：是静态系统分析法的一种。也可子系统的评价，,最后汇总得到多整个系统的技术指标的评8第四章原则性热力系统计算发电厂的形式既包括电厂的型式也有其在电网中的作用，也就是考虑是否并入电网，承担基本负荷?中间负荷?还是调峰负荷?如果规划地区只有用电要求，就建凝汽系统总装机的10%左右。汽轮机生产厂家制造的汽轮机型式、容量和蒸汽参数，是通需求较大时，适合采用单机容量为200、300MW的凝汽一采暖双用式机组。使供热机94.2原则性热力计算的拟定1设计条件下的电厂原则性热力系统图3汽轮机、锅炉、热力系统的主要技术参数计算可以相对量：以1kg的汽轮机新汽耗量为基准来计算，然后算出与之相应的其为D=0.5%D。,D=2%D。。厂内工质泄漏汽水损失D,和锅炉连续排污量D,的数值，应参照《电力工业技术管理法规(试行)》所规定的合理区间选取。把厂内汽水损aa4.3.1汽轮机型式及参数4.3.2回热系统参数。(1)此工况各级回热参数见表3-1(3)给水泵出口压力Pm=20.13Mpa4.3.3锅炉的类型和参数。英国三井2027-17.3/541/5411)锅炉型式：一次再热、亚临界、自然循环2)额定蒸发量：2027t/h3)额定过热蒸汽压力：po=17.42MPa;4)额定过热气温：tb=541℃;5)汽包压力：pa=18.28MPa;6)锅炉热效率：ηp=92.5%。1)汽轮机进汽节流损失δpi=4%;2)轴封加热器压力pg=102KPa,疏水比焓hu.g=415KJ/Kg;3)机组各门杆漏汽，轴封漏汽等小汽流量及参数见表1-44)汽轮机机械效率ηm=0.985;发电机效率ng=0.99;5)补充水温度tma=20℃;6)厂用汽率e=0.07。根据已知数据，及水蒸汽焓熵图，查出各抽汽点焓值后，作出水蒸汽的气态膨胀线4.4计算新汽流量及各处汽水流pi=(1-△pi)p'₁=(1-0.tn.1=ti-δt=273.05+1.7=t'w——进水温度℃,其值从高压加热器H2的上端差计算得到。由tu.1=249.07°C,pi=5汽侧抽汽压力P;%33555555℃水侧加热器上端差δ℃000出水温度Tw,j℃出水比焓h进水温度t'w,j℃进水比焓h'w.j℃疏水温度ta,j℃疏水比焓ha.j回热加热系统汽水参数计算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a₁高压加热器HI的抽汽系数a:高压加热器H1的疏水系数a2).由高压加热器H2热平衡计算α₂高压加热器H2的抽汽系数a₂3).由高压加热器H3热平衡计算α₃高压加热器H3的抽汽系数a₃疏水系数αa.3=αu,2+α3+αg,k=0.1481+0.05898+0.004008=0.214、除氧器抽汽系数计算除氧器出水流量：ααc.4=αfw+ap=0.9919+0.0除氧器的物质平衡和热平衡见图3-3。由于除氧器为汇集式加热器，进水流量为未知。但利用简捷算法可避开求取αα₄=[a₄(ha.4-hm5)/ηn-au.(hu.3-hm5)-ag.t,(hgL₁-hm5)-ag₁(h₉L-hs)-5)由低压加热器H5的热平衡计算低压加热器H5的出水系数a,由图1-16ac,5=Qc4-ad.3-Q₄-Qsg,Li-Qsg.L-anf=1.0216-0.2111-0.04180-0.001637-0.00185低压加热器H5的抽汽系数a₅低压加热器H5的疏水系数αs6)由低压加热器H6的热平衡计算α₆αu.6=αu.s+a₆=0.02696+0.7)由低压加热器H7的热平衡计算α₇低压加热器H7的抽汽系数α₇:αa.₇=αa.6+α7=0.05502+0.058)由低压加热器H8的热平衡计算α₈由pm.sg=1.724MPa,hwg=138.7kJ/kg,查得轴封加热器出口水温低压加热器H8的抽汽系数αs:低压加热器H8疏水系数αa.gαa.8=αa.7+as=0.10528+0.02凝汽系数a,计算1)凝汽器的质量平衡计算a。=0.85856-0.1677-0.0007633-0.00038332)由汽轮机汽侧平衡校验aH4抽汽口抽汽系数和a=0.04703+0.03067+0.06075+0.03749+0.10095Za=a+an+aL+amm+amm+aa=0.004117+0.0001533+0.00168+0.00005+0.000+0.00191+0.00006+0.0003533+凝汽系数和a:计算抽汽作功不足系数：y₁=(h-h)/(r-h)=(3144.2-2333.8)/(3399.2-2333.8)=0.7y₂=(h₂-h,)/(h-h)=(3027.1-2333.8)/1065.4=0.6y₃=(h₂-h,)/(k-h,)=(3352.2-2333.8)/1065.4=0.9y₄=(h₄-h,)/(h₀-h)=(3169.0-2333.8)/1065.4=0.7y₃=(k₅-h,)/(k-h)=(2918.5-2333.8)/1065.4=0.5y₆=(h₆-h)/(h-h)=(2851.0-2333.8)/1065.4=0.4y₇=(h₇-h,)/(h₀-h)=(2716.0-2333.8)/1065.4=0.3y₈=(h₄-h,)/(r₀-h,)=(2455.8-2333.8)/1065.4=0.1(a₅+ag)y;=(0.02696+0.03785)×0.D₁=a₁D₀=0.07137×1849=131.D₂=a₂D₀=0.07670×1849=141.D₃=a₃D₀=0.05898×1849=109D₄=a₄D₀=0.04180×1849=77.D₃=a₅D₀=0.02696×1849=49.D₆=a₆D₀=0.02806×1849=51.D₇=a₇D₀=0.05026×1849=92.D=a₆D₀=0.02764×1849=51.D₂=a₂D₀=0.8337×1849=1541.511(t/h)D₂=a₄D₀=0.03785×1849=69.W₁=D(h-h)n,n¹3600=131.963×(3399.2-3144.2)×0.975/3600=9113W₂=D₂(h-h₂)nn13600=141818×(3399.2-3027.1)×0.975/3600=14292所以，误差在允许范围内，计算结果合乎要求。P=Wnmn=605610×0.985×0.99=59045.1全面性热力系统的组成和应用全面性热力系统：它使全厂的热力设备(含备用设备)及汽水管道的连接实际系统。在全面性的热力系统中应按设备的数量来表示；锅炉给水，排污，化学补充水和供热的全面性热力系统图中必须含有出各类管道系统中的一切操作部和件安全保护部件；某些属于设备本身的组成的部分管道还有一些次要的系统，例如锅炉主体的管系统，汽轮的疏水系统，可不必表示热设备空气抽出管路系统等。5.2主蒸汽管道系统主要常用的一些主蒸汽管道系统有：单元制，单母管制，和切换母管制。对小型热电站，主蒸汽管道的系统采用单母管制的较多，也有切换母管制的。单母管制系统的特点：用两个串联关断阀将母管分为两个及以上的区段，用来提高系统的安全性。这样当出现事故是或者母管需要分段检查时。即使与该段相连的锅炉、汽机要停机，但是别的管段可以继续运行。该系统主要用于锅炉和汽轮机台数不适合或单机容量不大于6000kw时的电站。切换母管制的特点：为了便于母管检修或电站的扩建，母管同样也能用两个串联阀来分段。母管的管径通常按能通过一台锅炉的蒸发量来拟定。通常运行的情况下时切换母管时应考虑热备用，并常设疏水点。切换母管制的优点灵活性和可靠性显著提高。主要缺点系统比较复杂，阀门多发生旁路系统：旁路系统首先是一种保护的手段，当机组发生事故时，或者机组在启停、调节时都可以起到很好的保护作用。在即使使用会使旁路系统投资增加，但是旁路系统可以用保护再热器，从而缩短启动的时间，也可以减少启动时工质损失等。1、强度试验压力强度试验压力一般按下式确定：值P—————-设计压力，kpa;o———---钢材在20℃时的屈服极限，mpa(kgf/mm²);管道的材料应该使用被广泛认可和普遍使用的材料，根据国家的有关政策和电厂的一些规程，也可使用一些新材料提高经济效益，不过要保证电厂管道材料的绝对安全可靠。只要符合电厂的需要，理论上都是可以使用的。1、管径及壁厚的确定1、管径计算按管道外径确定时：按管道内径确定时：P------------设计压力，mpa;n-----------基本许用应力修正系数；电厂内的减压减温器，在正常情况下，首先是作为汽轮发电机组事故时的备用装置。当要求热化系数a<1的情况下，减压减温器是作为补偿热化供热不足，满足对外供热的一种必备设备。此外，减压减温器也常作为厂用蒸汽的气源。热电站内设置调节抽汽式或背汽式汽轮发电机组时，应根据各级生产抽汽或排汽参减压减温器用喷水压力可按下式计算：减压减温器的热力系统及计算：计算减压减温器的减温水量以及蒸汽流量。D=D-D(1-φ)kg/h5.5保温层厚度计算5.5.1保温层经济厚度计算P;————保温结构单位造价，元/m²;S————保温投资贷款年分摊率；5.5.2保温层表面散热损失计算保温表面散热损失计算公式如下：5.5.3保温层外表面温度核算保温层外表面温度一般不应超过50℃。保温层外表面温度计算公式如下：第六章给水及凝结水系统设计6.1给水泵6.1.1给水泵容量及台数的选择给水泵的的选择有一个原则，就是如果有一台给水泵发生故障时，其余的给水应满不与电力网连接的电站宜设置一台汽动给水泵。给水泵的总扬程按下式计算：H=(P₀+△p-P₀)×102+△Pp+△P+H,-H,m(6-1)Ap————--给水管路的阻力，H₃————--水泵中心至锅炉汽包的正常水位的几何高度差，m:H;———---由除氧器最低水位至水泵中心的几何高度差进水管路，水的许可流速为0.5～1m/s.a.给水泵进口处水的汽化压力和除氧器的工作压力之差；b.给水的汽蚀余量；c.给水泵进水管的压力降；d.给水泵安全运行必须的富裕量；小型汽轮机的轴封系统不会单独设置轴封均压箱以及轴封加热器，而是通过与主汽轮机的轴封系统相连接。由于本汽轮机为纯凝汽式的，所以其前轴封第一段漏汽(即近调节级侧腔室的漏汽)用导管引入本机第4压力级后，可以使该腔室的压力与第4压力级后蒸汽压力相近，从而尔减少轴封的漏汽量。同时该段轴封前后压力差于转子轴向推理方向正好相反，故可平衡一部分轴向推力该段漏汽在第4压力级后，与主蒸汽汇合进入第5、6压力级继续做功，这样不仅会减少了机组的能量损失，又可有效地防止热量沿轴向向外扩散，继而还会降低了轴颈的温度。前后轴封的近大气侧的腔室，高压主汽阀近大气侧腔室、低压主汽阀阀杆和低压调节汽阀阀杆腔室，它们均与主汽轮机轴封系统的轴封加热器相连，使上述各腔室压力都保持在0.095MPa,会略低于大气压。这样，蒸汽就不全向外界泄露，可以避免对环境的破坏，漏汽的热能也可得更好的利用，同时可防止空气进入机内破坏机组的排汽真空。高压调节汽阀和高压主汽阀阀杆的第一腔室泄露高温蒸汽会直接通往主汽轮机除a.给水泵焓升计算—单位质量流体通过泵获得的能量(水力能),在数值上等于v,(P₂-P₁)×10³v—给水平均比容，m³/kg;P₁、P₂一给水泵进、出口压力，MPa;AE。能量修正值，为平衡装置和轴密封装置的泄漏量损失，还有泵体散E₄一单位质量流体机械损失的热量，主要由泵的摩擦损失造成，可通过冷却介质吸热实测计算，或根据制造厂提供的轴承摩擦损失占轴功率的比例确定，kJ/kg。b.小汽机进汽系数计算式中ng、M、n——小机高、低压进汽方式下的内效率和机械效率。假定为某一数值，利用上式可求出αga6.5凝汽器汽轮机低压缸排汽量、循环水流量，凝汽器的压力与循环水初温之间的关系，即：t——循环水初温；D.——汽轮机低压缸排汽量。t图6.1蒸汽和冷却水的温度沿冷却便面的分布A-;A-空冷却区冷却面积t,——凝汽器压力对应的饱和温度，℃;t——循环水出口温度，"C;作是由t,决定的。凝汽器投入运行后，由于各种原因，设计数据(蒸汽负荷D、冷却水初温t、冷却水流量D)有可能或多或少的发6.5.1冷却水入口水温6.5.2冷却水温升即：△t=t₂-twl(6-5)在凝汽器中，蒸汽凝结时释放出的热量传递给冷却水，其表达式对凝汽器而言，对数平均温差可写成下式：将(6-11)式代入(6-10)式中得：φ——考虑冷却管内流速的修正系数；有关，按式(6-14)确定：当t₁≤35℃时，按式(6-15)确定：凝汽器压力可由对应的饱和蒸汽温度来确定，查水蒸汽表或用其经验公式：图7.1再热循环热力系统图现代的一些大型气轮机一般都采用一次蒸汽中间再热。我们在参考采用朗肯循环时，降低排汽压力，,提高蒸汽初压均会使汽轮机的排汽湿度明显加大，这样不单单会热措施就是保证汽轮机的湿度在合理区间内的一项重要设施。只要再热参数的选择合在设计的机组中，再热蒸汽冷段采用2-1-2制配制，在高压缸做功后的蒸汽由2根冷再热蒸汽管道自高压缸排气口揭出后分别经过一个高压缸排气止回阀合并为一根进入锅炉到再热器又分为2根。7.1管道计算由《热力发电厂》P表8-5中，选取高温再热蒸汽流速为60m/s。热蒸汽管道流速(一).再热蒸汽管道热段(二).再热蒸汽管道冷段(一).再热蒸汽管道热段(双面焊接有破口对接焊缝)y—温度对计算管道壁厚公式修正系数，y=0.7a—考虑腐蚀，磨损和机械强度要求的附加厚度，α=0其中η=1.00,y=0.7,α=0因为68.43MPa≤71Mpa符合设计要求(二)、再热蒸汽管道冷段因为101.27MPa≤102MPa符合设计要求7.2管道保温层厚度计算料，其特性为：p=200~250kg/m²;最高温度650℃;t,下的热导率式中：σ一保温层厚度(m)Di—管道保温层内径(m)λ—保温材料的热导率t---设备和管道的外表面温度，℃;t₀...环境温度，℃l=20c;α---保温层外面向大气的放热系数，α=11.63W/(m·℃);T-