发电厂原则性热力系统.ppt

1、第七章 发电厂原则性热力系统,本章先介绍拟定发电厂原则性热力系统的基本方法，并列举国内外大容量发电机组中具有代表性的火电、核电、燃气-蒸汽联合循环发电的原则性热力系统，并兼顾了凝汽式、供热式两类机组的发电厂原则性热力系统。同时介绍了发电厂原则性热力系统的计算方法，并以常规热量法的额定工况计算为例进行介绍。本章最后附有亚临界600MW机组、超临界800MW机组和双抽汽式供热机组的火力发电厂原则性热力计算实例。,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的拟定,第二节 发电厂原则性热力系统举例,第三节 发电厂原则性热力系统的计算,第四节 发电厂原则性热力系统计算举例,本章提要,热力

2、发电厂原则性热力系统在实质上表明了循环的特征、工质的能量转换、热量利用程度和技术完善程度。,第一节 发电厂原则性热力系统的拟定,一 发电厂原则性热力系统的组成,发电厂原则性热力系统主要包括： 锅炉 汽轮机 一、二次蒸汽系统 局部热力系统 给水回热加热和除氧器系统 补充水引入系统 轴封汽及其它废热回收系统,热电厂还包括：对外供热系统,二 编制发电厂原则性热力系统的主要步骤,（一）确定发电厂的型式及规划容量 根据电网结构及其发展规划，燃料资源及供应状况，供水条件、交通运输、地质地形、地震及占地拆迁，水文气象，废渣处理、施工条件及环境保护要求和资金来源等，通过综合分析比较确定电厂规划容量、分期建设容

3、量及建成期限。涉外工程要考虑供货方或订货方所在国的有关情况。 （二）选择汽轮机 凝汽式发电厂选用凝汽式机组，其单位容量应根据系统规划容量、负荷增长速度和电网结构等因素进行选择。各汽轮机制造厂生产的汽轮机型式、单机容量及其蒸汽参数，是通过综合的技术经济比较或优化确定的。 （三）绘发电厂原则性热力系统图 汽轮机型式和单机容量确定后，即可根据汽轮机制造厂提供的该机组本体汽水系统，和选定的锅炉型式来绘制原则性热力系统图。,（四）发电厂原则性热力系统计算 进行几个典型工况的原则性热力计算，及其全厂热经济指标计算，详见本章第三、四节。 （五）选择锅炉 选择锅炉应符合现行的SD268-1988燃煤电站锅炉技

4、术条件的规定，必须适应燃用煤种的煤质特性及现行规定中的煤质允许变化范围。根据汽轮机组最大工况时的进汽量，并考虑必须的富裕容量来选择锅炉的单位容量。 （六）选择热力辅助设备 根据最大工况时原则性热力系统所得各项汽水流量，按照“设规”的技术要求，结合有关辅助热力设备的产品规范，合理选择，并宜优先选用标准系列产品，其型式也宜一致。,第二节 发电厂原则性热力系统举例,一 国产机组的发电厂原则性热力系统 举例（一）：江西丰城发电厂（原则性热系统如图7-1所示） 300MW机组型号为SQ-N300-16.7/538/538，配HG-1025/18.2-YM6型强制循环汽包锅炉及QFSN-300-2水氢氢冷

5、发电机。 汽轮机为单轴双缸双排汽，高中压缸采用合缸反流结构，低压缸为三层缸结构。高中压部分为冲动、反动混合式，低压部分为双流、反动式。有八级不调整抽汽，回热系统为“三高四低一除氧”，除氧器为滑压运行。采取疏水逐级自流方式。 该机组额定功率300MW，最大功率327MW，可超压5%发出额定功率并可连续运行。,图7-1 N300-16.7/538/538型机组的发电厂原则性热力系统,举例（二） 引进美国技术国产的N600-16.7/537/537型机组,图7-2 N600-16.7/537/537型机组的发电厂原则性热力系统,图7-2为引进美国技术国产的N600-16.7/537/ 537型机组，

6、配HG-2008/186M强制循环汽包炉的发电厂原则性热力系统图。与图7-1对比，仅指出其不同之处：汽轮机组为单轴四缸四排汽反动式汽轮机，额定工况时机组热耗率为8024.03 kJ/(kWh)。,举例（三） ：图7-3为国产CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组，配HG-670/140-YM9型自然循环汽包炉的热电厂原则性热力系统，有八级回热抽汽。其主要特点是： 第三、六级为调整抽汽，其调压范围分别为0.781.27 MPa、0.1180.29MPa，前者对工艺热负HIS直接供汽和峰载热网加热器PH的汽源，后者作为基载热网加热器BH和大气压力式除氧器MD的汽源。 高压加热器H

7、2和高压除氧器HD设有外置式蒸汽冷却器SC2、SC3与H1为出口主给水串联两级并联方式，H2还没有外置式疏水冷却器DC2。 两级除氧，高压除氧器HD、大气压力除氧器MD均为定压运行，前者是给水除氧器，后者是热电厂补充水除氧器。 因系热电厂采用了两级锅炉连续排污利用系统，其扩容蒸汽分别引至两级除氧器HD、MD。,二 我国进口设备的发电厂原则性热力系统,举例（一） ：进口法国600MW机组元宝山电厂（原则性热系统如图7-4所示） 其蒸汽初参数为17.75MPa/540/540，配德国产的本生型直流锅炉，其出口蒸汽参数为18.593MPa/545/ 545，蒸发量1843t/h，燃褐煤，采用风扇磨煤

8、机。 汽轮机为单轴四缸四排汽凝汽冲动式。高压缸无抽汽口，两级高压加热器均为双列布置，H2设有外置式蒸汽冷却器SC2。除氧器滑压运行。小汽机配有单独的小凝汽器及其凝结水泵。三、五、六段抽汽除供除氧器和小汽机，五、六号加热器用汽外，还分别供厂内采暖Q、暖风器R和生水加热器S用汽。额定功率机组的保证热耗率为7808.38kJ/(kWh)。,图7-4 进口法国亚临界600MW机组的元宝山发电厂原则热力系统,举例（二） ：图7-5为我国华北盘山电厂一期工程系俄罗斯制造的两台超临界参数500MW燃煤火电机组的原则性热力系统，汽轮机为K-500-240-4型，配蒸发量为1650 t/h、参数为25MPa、5

9、45的直流锅炉。 汽轮机是单轴、四缸、四排汽、冲动式、凝汽式汽轮机，有八级回热系“三高四低一除氧”，其中第七、八级回热加热器H7、H8为接触式低压加热器，有两台轴封冷却器SG1、SG2，双压凝汽器，全部凝结水精处理，故有三级凝结水泵CP1、CP2、CP3。主给水泵FP、前置泵TP均为小汽机TD拖动，其汽源取自第四级抽汽，设有单独的小凝汽器和凝器水泵，并引至主凝水管。,图7-5 进口俄国超临机组500MW的盘山发电厂原则性热力系统,举例（三） ：图7-6：锅炉为瑞士苏尔寿和美国GE公司设计制造的超临界一次再热螺旋管圈、变压运行的直流锅炉，最大连续出力1900 t/h，蒸汽参数为25.3MPa、5

10、41，给水温度285.5，锅炉效率92.53%，不投油稳燃最低负荷为30%。 汽轮机为瑞士ABB公司产的单轴四缸四排汽一次再热反动式Y454型凝汽式汽轮机，主蒸汽参数为24.2 MPa、538，再热参数4.29MPa、566。该机组有八级不调整抽汽，回热系统为“三高四低一除氧”。机组为复合滑压运行，即从40%到90%最大连续出力负荷区间为变压运行。该厂这样两台机组先后于1992年6月、12月投运，是我国第一座投运超临界压力大型火力发电厂,图7-6 进口美国600MW超临界机组的上海石洞口二厂 发电厂原则性热力系统,三 国外典型火电厂的发电厂原则性热力系统,举例（一） （图7-7）世界上最大的1

11、300MW双轴凝汽式汽轮机配直流锅炉的发电厂原则性热力系统。 该机组为超临界压力，一次再热、双轴六缸八排汽凝汽式机组，两轴功率相等。高压轴配有分流高压缸、两个分流低压缸和发电机，低压轴配有分流中压缸、两个分流低压缸和发电机。该机组有八级不调整抽汽，回热系统为“四高、三低、一滑压除氧”。除H1高压加热器设有内置式蒸汽冷却器外，所有高压加热器和H6、H7低压加热器均有内置式疏水冷却器。末级H8设有疏水泵DP将疏水送入该级加热器的出口主凝结水管中，高压加热器为双列布置。,图7-7 世界上双轴最大1300MW凝汽式发电厂原则性热力系统图 FF送风机；E蒸发器；ES蒸发器冷却器；EJ抽气器冷却器,举例（

12、二） （图7-8）世界上单轴最大1200MW凝汽式发电厂,汽轮机为K1200-23.54/540/540型超临界压力一次再热、单轴五缸六排汽冲动式凝汽式汽轮机，配蒸发量为3950t/h燃煤直流锅炉。新蒸汽先进入高压缸左侧通流部分，再回转180o进入其右侧通流部分，中、低压缸均为分流式。共有九级不调整抽汽，回热系统为“三高、五低、一滑压除氧”。除最后两级加热器外，均设有内置式蒸冷器和疏冷器。H3还设有一台外置式蒸冷器SC3将给水温度提高到274。两台除氧器装有两台半容量汽动调速给水泵，驱动小汽机TD为凝汽式，功率为25MW，正常工况时汽源引自第三段抽汽，其前置泵由小汽机同轴带动，还有一台半容量电

13、动给水泵(图中未画出)。,图7-8 世界上最大的单轴凝汽式机组(1200MW) 发电厂原则性热力系统图,举例（三） （图7-9）美国超临界两次再过热机组埃迪斯通发电厂,有八级不调整抽汽，回热系统为“五高两低一除氧”。给水采用两级升压系统，使五台高压加热器的水侧压力降低，有助于提高其工作可靠性。小汽机TD为背压式，其正常工况汽源为第一次再热前的蒸汽，排汽引至第四级抽汽。高、低压加热器的疏水均为逐级自流，DC7、DC8分别为H7、H8的外置式疏水冷却器。主凝水系统还串联有暖风器WAH，和低压省煤器ECL。装ECL的作用是回收锅炉排烟余热利用于热力系统，以降低锅炉排烟温度提高锅炉效率。,图7-9 美

14、国超临界压力两次再热325MW凝汽式机组 发电厂原则性热力系统,举例（四）世界上最大单轴采暖抽汽式机组的发电厂原则性热力系统,图7-10即为俄罗斯单采暖抽汽 T-250-240型供热机组的发电厂原则性热力系统。配单炉膛直流锅炉，蒸发量为1000t/h，其蒸汽参数为25.8MPa、545/545，给水温度260。其锅炉效率分别为93.3%(燃煤)、93.8%(燃油)。该供热式机组蒸汽参数为23.54MPa、540/540。最大功率达300MW。其特点： 通流部分有足够的适应大抽汽量的要求； 在控制上能满足电、热负荷在大范围内各自独立变化互不影响； 可抽汽、背压纯凝汽方式运行； 抽汽参数变化时仍保

15、持最小节流损失。,图7-10 单采暖抽汽T-250-240型供热式机组的发电厂原则性热力系统,四 核电二回路原则性热力系统,举例（一）（图7-12）我国大亚湾900MW核电厂二回路原则性热力系统 该核电汽轮机组为单轴四缸（一高和3低）、六排汽、全速3000rpm机。进入高压缸的蒸汽量为5808t/h，蒸汽压力为6.43MPa(a)，蒸汽干度为99.53%，进入低压缸的蒸汽量为4000t/h，蒸汽压力为0.755MPa(a)，蒸汽温度为265.1，排汽压力为7.5kPa(a)，湿度为11%，给水温度为226。该机组有7级不调整抽汽，回热系统为“二高四低一定压除氧”。高压缸排汽进入汽水分离一再热器

16、先进行汽水分离，后蒸汽再加热。采用2台单容量汽动泵，每台流量为2275t/h，每台小汽机功率为3350KW。最大连续功率为983.8MW。额定工况时机组热耗率为10629kJ/(kWh)。,图7-12 我国大亚湾900MW核电厂二回路原则性热力系统,举例（二） 俄罗斯1000MW核电厂二回路原则性热力系统,图7-13所示，汽轮机为K-1000-60型系单轴五缸(一个分流高压缸、四个分流低压缸)八排汽，进汽压力5.82MPa、温度275干度99.5%，进入中压缸蒸汽压力为0.93 MPa，温度262，双压凝汽器压力平均为4kPa，(Pc1=3.6kPa, Pc2=4.4kPa)，干度89.7%。

17、该机有七级不调整抽汽，回热系统为“一高五低一除氧”，其特点是小汽机同轴驱动前置泵和主给水泵，最末两级低压加热器H6、H7为混合式低压加热器，并迭置串接；设有基载热网加器BH3、BH2、BH1，其汽源分别引自第3、4、5级回热抽汽。额定工况时毛效率，核燃料消耗率bas=173g/(MWh)，以年利用小时7000计，全年核燃料消耗为23390t。,图7-13俄罗斯1000MW核电厂二回路原则性热力系统,第三节 发电厂原则性热力系统的计算,一 计算的主要目的 在热力发电厂的设计或运行中，常需进行全厂热力系统计算。例如： 论证发电厂原则性热力系统的新方案； 新型汽轮机本体的定型设计； 设计电厂采用非标

18、准设计； 扩建电厂设计时，新旧设备共用的热力系统； 运行电厂对原有热力系统作较大改进； 分析研究发电厂热力设备的某一特殊运行方式，如高压加热器停运后减少出力，增大推力轴承的应力是否超过设计值等,发电厂原则性热力系统计算的主要目的： 确定电厂某一运行方式时的各项汽水流量及其参数，该工况下的发电量、供热量及其全厂热经济指标，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。,二 计算原始资料,拟定的发电厂原则性热力系统图 指定的电厂计算工况及所选锅炉、汽轮机的技术数据,三 计算方法与步骤,（一）计算方法的分类 1 按基于热力学定律情况分：基于热力

19、学第一定律的常规计算法、等效热降（焓降）法、循环函数法、等效抽汽法等；基于热力学第二定律的熵方法、 方法等。 2 按计算工具分：常规的手工计算法，编程后用电子计算机计算，(又有在线、离线计算的不同) 3 按给定参数分：定功率法（本章例题7-1是定功率计算），定流量法(又有绝对流量与相对流量计算的不同)（本章例题7-2是定流量计算） 4 按热平衡情况分：正热平衡计算法，反热平衡计算法。 本书主要介绍常规的手工计算，以汽轮发电机组的电功率Pe 为定值，通过计算求得所需的蒸汽量，称为定功率计算法，设计、运行部门用得较为普遍。,（二）全厂热力计算与机组热力计算的异同,1 共同点： (1) 联立求解多元

20、一次线性方程组； (2) 计算原理和基本方程式是相同的； (3) 均可用汽水流量的绝对量也均可用相对量来计算； (4) 两者计算的步骤类似。,2 区别： (1) 计算范围和要求不同 显然全厂原则性热力系统计算包括了锅炉和汽轮机组在内的全厂范围的计算，需合理选取锅炉效率，厂用电率，以最终求得全厂的热经济指标 (2) 小流量的汽耗量处理不同 因为原则性热力系统计算是全厂范围的，包括了有关辅助设备，如驱动汽轮机，经常工作的减温减压器，蒸汽抽气器汽耗量Dej和轴封冷却器的汽耗量Dsg，以及汽水工质损失Dl、锅炉连续排污量Dbl等。,(3) 按先“由外到内”再“从高到低”的顺序 为便于计算，通常是先“由

21、外到内”，即从供热设备(蒸汽交换器、热网加热器)，水处理设备(包括蒸发器)，锅炉连续排污扩容器开始进行计算，而后计算机组“内部的”回热系统，仍是“从高到低”的顺序进行计算。 (4) 某些项目的物理概念不同 汽轮机汽耗还应包括门杆漏汽Dlv、射汽抽气器的新汽耗量Dej，以及轴封用汽耗量Dsg等。 汽轮机汽耗量 =D0+Dsg 全厂给水量 Dfw=Db+Dbl=+Dl+Dbl+Df=+Df+Dma 汽轮机的热耗，由于汽轮机汽耗量为，其热耗Q0变化为： 将 代入上式整理为：,(三) 计算步骤,以凝汽式发电厂额定工况的定功率计算为例，说明其计算步骤： 整理原始资料，编制汽水参数表； 按“先外后内”，再

22、“从高到低”顺序计算； 汽轮机汽耗，热耗Q0，锅炉热负荷Qb及管道效率的计算； 全厂热经济指标等的计算。,四 热耗率的修正和非额定工况的计算,（一）热耗率的修正 我国的汽轮机运行规程中对新汽压力、温度的允许变动范围为： 1. 中参数p0=3.383.48 MPa (350.5ata)、 t0=4355 ； 2. 高参数p0=8.639.02 MPa (902ata)、t0=5355 ； 3. 超高参数p00.49 MPa、 。 （二）非额定工况全厂原则性热力系统计算 若机组虽属额定工况，但某一参数偏离设计值超出了厂家提供的修正曲线所规定的范围时，或机组要承担部分负荷(非额定工况如调峰运行)时，

23、均需作非额定工况的原则性热力系统的热力计算。,例题7-3 一次中间再热超临界凝汽式汽轮机发电厂原则性热力系统计算已知俄罗斯800MW超临界机组的发电厂原则性热力系统见课本图7-17。我国绥中电厂二期工程采用的就是这样两台800MW机组。,第四节 发电厂原则性热力系统计算举例,一 汽轮机型式和参数,俄罗斯800MW超临界机组为单轴、五缸（高中低压缸均为分流）、六排汽、一次再热、凝汽式汽轮发电机组，配直流锅炉。 汽轮机的具体型式和参数如下表所示：,二锅炉型式和参数,原煤低位发热量ql=15660kJ/kg，根据煤质条件装有暖风器，用汽轮机的第五段抽汽来加热空气，进出口空气温度分别为1、50，室外气

24、温为5。暖风器的疏水经膨胀箱E，其扩容蒸汽引至7号低压加热器，疏水引至主凝汽器出口。,三 回热系统及其参数,该机组回热系统采用八级回热（三高四低一除氧），末两级低压加热器为接触式低压加热器。 额定工况时抽汽参数下表7-11所示：,表7-11 K-800-240-5型机组额定工况时回热抽汽参数,四 汽封系统及其参数,（一）主机汽封及其参数 主机汽封系见课本图7-18所示，其参数如表7-12所示。 主机汽封用汽还有： ，,表7-12 K-800-240-5型机组汽封系统的参数,（二）小汽机汽封、给水泵密封水及其参数,小汽机汽封系统、给水泵密封水系统如图7-19所示，其参数如表7-13所示。,表7-

25、13 K-800-240-5型机组汽封系统的参数,图7-19 K-800-240-5型机组的小汽机汽封，给水泵密封水系统,五 其它参数的选取,各抽汽管压损5%8%； 工质损失l=0.015； 假设分别集中在第三、六级抽汽管上，取l3=0.007，l6=0.008； 补充水经软化处理引入主凝汽器，其水温为40； 主机的机械效率m=0.994，发电机效率g=0.99，小汽机的机械效率 =0.99 ，给水泵效率fp=0.83； 各加热器的效率见以下具体计算。,六 额定工况下各项热经济指标的详细求解过程,（一） 整理原始资料 取新汽压损p0=3%，故： p0=(1p0) p0=(10.03)23.5=

26、22.8MPa， t0=537, h0=3323kJ/kg。 再热蒸汽压损prh=14%，再热后进入中压缸的压力 prh=3.34MPa，trh=540， 则， hrh=3543kJ/kg。 中压缸排汽至低压缸连通管压损plpc=2%，在焓熵图上作该机组的汽态线，如图7-20所示。该机组各计算点的汽水参数如表7-14所示。,图7-20 K-800-240-5型机组的汽态线,0.01869p8,表7-14 K-800-240-5型机组各计算点的汽水参数,a考虑在给水泵中加热；b忽略在混合处加热；c考虑SC3蒸汽冷却； d考虑出口蒸汽速度损失,（二）计算汽轮机各级抽汽系数j和凝汽系数c,1 高压加

27、热器组的计算 高压加热器组系统如图7-21所示，图中标明各处汽水符号,图7-21 K-800-240-5型机组高压加热器组系统,由H1、H2、H3的热平衡求1、2、3,进入H3凝结段的蒸汽温度、焓、压力记为 =0.981.90 =1.86MPa = + tw1= 10 + 270 = 280 由 、 值查得 =2982kJ/kg 故在H3的凝结热量 进入H3的抽汽系数 为：,第三级抽汽还供小汽机用汽，已知水泵效率fp=0.83, 小汽机机械效率 ，其汽耗系数 为： 故第三级抽汽系数,2 除氧器H4的计算,该机组除氧器系统及其汽水符号如图7-22所示,g12, hg12,lv, hlv,(1+2

28、+r3); hw3d,p4=0.65MPa,HD,4, h4,c4, hw5,ej,d,dt,dDT,TP,fw, hw4,FP,h4,h4,图7-22 K-800-240-5型机组的除氧器系统,由图7-22可知除氧器排汽d中引至主机汽封的为 ， 引至小汽机汽封的为 ，其值由表7-12、7-13，则d为 除氧器的物质平衡式为： 代入各值得 （1） 除氧器的热平衡式为： （2） 代入各值，将(1)式代入(2)，解得,3 低压加热器H5的计算,低压加热器组热力系统见图7-23,图7-23 K-800-240-5型低压加热器组系统,暖风器用汽Da取自第四段抽汽，其抽汽系数为a。为求暖风器热耗Qa，需

29、先估算汽轮机纯凝汽运行时的汽耗Dco、锅炉热负荷Qb及其煤耗量Bcp。 取由于回热而增大的汽耗系数=1.336，则汽轮机汽耗Do=1.336 1904130 =2544000 kg/h,已知燃煤低位热量ql=15660 kJ/kg，锅炉煤耗量Bcp为 空气50、1时比热分别为1.0057、1.0028KJ/(kg)。取暖风器的空气过剩系数a =1.28，空气再循环系数 =0.158，理论空气量L0=5.5 kg/kg。由暖风器的热平衡式求其汽耗量Da、相应抽汽系数a。 解得：,二号热网加热器BH2用汽也取自第五级抽汽，汽耗量为 、抽汽系数 。先计算热网加热器的热网水流量Gh，由下列热平衡式求： 由二号热网加热器的热平衡式求 解得： =16669 kg/h， =0.00654,由一号热网加热器BH1、热网疏水冷却器DBH的热平衡式求其汽耗量 ，进水焓 。 （3） （4） 式中 ，按其水压为0.15 MPa，水温80时求得的。联解式（3）、（4）求得DBH1=8070 kg/h，BH1=0.00317 第五级抽汽系数 =0.04082+0.02993+0.00654=0.07729,4 低压加热器H6的计算,H6热平衡为 (5) 混合器M处物质热平衡式