《发电厂机组八级热力系统和制粉系统设计书》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电厂机组八级热力系统和制粉系统设计书（94页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、发电厂机组八级热力系统和制粉系统设计书第一章 绪论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：燃料的化学能转换为，热能通过汽轮机等设备转换为，在发电机的帮助下机械能转换为电能。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，输变电技术的改进，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，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300600兆瓦级（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
2、和发电成本及工人数量也不断降低。如今大机组已然成为一个必然的趋势。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，具体到实现方式有燃煤锅炉，燃气锅炉，蒸汽燃气联合循环锅炉，硫化床锅炉等。其中汽轮机发电所占比例最大，燃气轮机发电近年来有所发展，内燃机发电比例最小主要以小型家用为主。汽轮机发电的理论基础是蒸汽的朗肯循环，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，其实这也是发展大机组的主要动力。就当今火电技术来说，能进一步提高超临界机组的效率，主
3、要从以下两方面入手：提高初参数，采用超超临界从电厂循环方式来分析，朗肯循环效率取决于循环工质的吸热温度和发热温度，平均吸热温度越低，放热温度越高，循环效率也越高。就这点来讲，如果要提高循环效率，就应该降低吸热温度，提高放热温度，循环工质的吸热温度是取决于外界环境和压力的，我们能做的也就是提高工质的放热温度，也就是提高新蒸汽的温度。所以超超临界机组应运而生了。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，主要有以下两种途径：首先是进一步增加末级叶片的环形排汽面积，从而达到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。其次是采用减少二次流损失的叶栅
4、。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。这方面应该从轴封着手，要研制新型汽封件以减少漏汽损失。发展大机组的优点可综述如下：1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%。随着机组容量的增加，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
5、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。达到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则高达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
6、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。这表明，机组容量越大，工资支出越少，降低发电成本。在燃料价格相同的情况下，机组容量越大，发电成本越低。 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，发电成本降低。这充分显示了大机组的优势。科技在发展世界在变化，实践告诉我们煤电有太多的局限性。特别是燃煤锅炉，环境污染，燃料运输不方便，锅炉效率低，电厂占地面积大。为了克服它们，我们有了循环流化床锅炉，有了煤制油技术，有了水煤浆技术。但20世
7、纪的实践告诉我们煤电不但有上述的局限性，煤电的致命缺陷是地球的煤炭资源是非常有限的。这就促使我们寻找新的突破口，寻找新的替代能源。新能源有水电，风能发电，和太阳能发电，以及核电。水电，风电，太阳能发电的地域性都非常强，而且发电量也较少，用它们来解决能源问题可以说是杯水车薪。核电好像是煤电理想的替代品，所以很多国家都大力发展核电，其中法国的核电发电量占到了全国总发电量的78%以上，其中核电比例达到40%以上的有12个国家。但自从世界上最大的核电站日本福岛核电站的泄露事故，人民把核电推到了风口浪尖，核电能不能发展，核电发生事故的可能性有多大，远处的核泄露对我会有多大的伤害。科技在发展，世界在变化，
8、最终科技会告诉我们核电的去向，核电最终将不会是一个问题，但谁又能保证电力行业再也不会遇到新的挑战。科学技术就是在这种否定再否定的过程中发展和成熟的。第二章 热力系统与机组资料2.1热力系统简介本机组采用一炉一机的单元制配置。其中锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的2008t/h自然循环汽包炉；气轮机为法国Alsthom公司生产的亚临界压力、一次中间再热600MW凝汽式气轮机。全厂的原则性热力系统附图所示。该系统共有八级不调节抽汽。其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.903MPa压力除氧器的加热汽源。第一、二、三级高压加热器均安装了内置式
9、蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7、0、0。第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5。汽轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。然后由汽动给水泵及备用电动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.76，进入锅炉。三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。凝汽器为双压式凝汽器，汽轮机排气压力4.04/5.25KPa。与单压凝汽器相比，双压凝汽器由于按冷却水温度低，高分出了两个不同的汽室压力，因此它具有更低的凝汽器平均
10、压力，使汽轮机的理想比焓降增大。给水泵汽轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽经过小凝结器凝结成水送入凝汽器，设计排汽压力为6.27KPa，如果机组运行负荷较低也可以从新蒸汽管道抽汽。锅炉过热器的减温水取自给水泵出口，设计喷水量为55000Kg/h。热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失30000Kg/h、厂用汽20000Kg/h(不回收)、锅炉暖风器用气量为35000Kg/h,暖风器汽源取自第4级抽汽，其疏水仍返回除氧器回收，锅炉排污损失10000Kg/h。高压缸门杆漏汽A和B分别引入再热冷段管道和轴封加热器SG，中高压缸门杆漏气K引入3号高压加热器，高压缸的
11、轴封漏汽按压力不同，分别引进除氧器L1和L、均压箱M1和M和轴封加热器N1和N。中压缸的轴封漏汽也按压力不同，分别引进均压箱P和轴封加热器R。低压缸的轴封用汽S来自均压箱，轴封排汽T也引入轴封加热器。从高压缸的排汽管路抽出一股汽流J，不经再热器而直接进中压缸，用于冷却中压缸转子叶根。2.2原始资料2.2.1汽轮机型以及参数1.机组型式：亚临界压力、一次中间再热、四缸四排汽、反动单轴、凝汽式汽轮机；2.额定功率 =600MW；3.主蒸汽初参数（主汽阀前）=16.66MPa，=537；4.再热蒸汽参数（进汽阀前）： 热段=3.31MPa；=540.6； 冷段=3.49MPa；=313.3；5.汽轮
12、机排汽压力=4.04/5.25KPa,排汽比焓=2390.21kJ/Kg，6.再热蒸汽流量： 1665t/h 。2.2.2锅炉型式及参数1.锅炉：哈尔滨锅炉厂一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包炉；2.额定蒸发量=2008t/h3.额定过热蒸汽压力=17.3MPa；4.额定过热蒸汽出口温度tb=540.65.再热蒸汽压力（进/出）：3.49/3.31MPa；6.再热蒸汽温度（进/出）：313.3/540.6 7.省煤器进口给水温度：274.76；8.锅炉热效率=92.39%。2.2.3机组各级回热抽汽参数机组各级回热抽汽参数见表2-1表2-1 回热加热系统原始汽水参数抽汽管道压损PJ%333
13、53333项 目单位H1H2H3H4H5H6H7H8抽汽压力PJMPa5.953.651.730.9030.4410.1240.070.0256抽汽焓hJkJ/Kg312903022.13341.13139.82942.72754.72659.52619.17加热器上端差t-1.700-2.82.82.82.8加热器下端差t15.55.5-5.55.55.55.55.5水侧压力pwMPa19.2319.2319.230.7061.7141.7141.7141.7141.最终给水温度=274.76；2.给水泵出口压力=19.23MPa，给水泵效率=0.843.除氧器至给水泵高差=21.4m；4.
14、小汽机排汽压力=6.27KPa；小汽机排汽焓=2422.6kJ/Kg2.2.4其他数据1.汽轮机进汽节流损失 =4%，中压缸进汽节流损失=2%；2. 轴封加热器压力 =98KPa,疏水比焓=415kJ/Kg；3.机组各门杆漏汽、轴封漏汽等小汽流量及参数见表2-2；锅炉暖风器耗汽、过热器减温水等全厂汽水流量及参数见表2-2；4.汽轮机机械效率 =0.985；发电机效率 =0.99；5.补充水温度=20；6.厂用电率=0.07。表2-2 门杆漏汽、轴封漏汽数据漏汽点代号ABKL1N1漏汽量kg/h6202677410302789漏汽系数0.00033530.00014440.0040080.0016370.00004814漏汽点比焓3394.43394.43536.63328.13328.1漏汽点代号M1LNMR漏汽量kg/h5643437101639190漏汽系数0.00030500.0018590.000054630.00034560.0001027漏汽点比焓3328.13016301630163108.2漏汽点代号PTSJW漏汽量kg/h896660141230245687漏汽系数0.00048460.00035700.00076370.016360.0003716漏汽点比焓3108.2 2716.22716.23016.152337.8第三章 热力系统计算3.
