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1、1 绪 论12 热力系统与机组资料42.1. 热力系统简介42.2. 原始资料43 原则性热力系统计算83.1. 汽水平衡计算83.2. 汽轮机进汽参数计算93.3. 辅助计算93.4. 各加热器进、出水参数计算123.5. 高压加热器组抽汽系数计算133.6. 除氧器抽汽系数计算153.7. 低压加热器组抽汽系数计算153.8. 凝汽系数计算173.9. 汽轮机内功计算183.10. 汽轮机内效率、热经济指标、汽水流量计算193.11. 全厂性热经济指标计算193.12反平衡校核21锅炉输入热量22锅炉损失22排污损失22全厂工质渗漏损失22厂用汽损失22凝汽流冷源损失22小汽机冷源损失22
2、化学补充水冷源损失22轴封加热器疏水冷源损失22均压箱去热水井汽流的冷源损失22暖风器损失22管道散热损失23轴封汽散热损失234 变工况（80%）热力系统计算8 4.1.4除氧器抽汽系数计算284.1.5低压加热器组抽汽系数计算284.1.6凝汽系数计算294.1.7汽轮机内功计算304.1.8汽轮机内效率、热经济指标、汽水流量计算305 管道计算与选型325.1. 给水系统385.2. 凝结水系统385.3. 抽空气系统395.4. 旁路系统395.5. 补充水系统395.6. 阀门40参 考 文 献41致 谢421 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
3、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，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。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
4、在300700兆瓦。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,全世界数十年电站发展史的实践表明，火电设备逐渐大容量化是不可抗拒的发展趋势。人类已进入21世纪，“能源、环境、发展”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发展。作为能源开发与利用的电力工业正处在大发展的阶段，火力发电是电力工业的重要领域，环境保护和社会发展要求火力发电技术不断发展、提高。在已经开始的21世纪，火力发电技术发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
5、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发展，内燃机发电比例最小。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。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。1. 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538576。随着冶金技术的发展，耐高温性能材料的不断出现
6、，初温可提高到600700。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，达到提高发电端热效率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。在此基础上，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/kWh2. 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
7、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。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。发展大机组的优点可综述如下：1.
8、 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%。2. 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。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
9、，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%。 3. 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。 4. 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5. 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
10、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。2 热力系统与机组资料2.1. 热力系统简介在我国济南市近郊，拟新建一座规划为1200MW的凝汽式电厂。第一期工程容量为600MW，两年建成。生产的电能供城市工业企业和民用照明，以220KV电压等级接入总容量为5000MW的电力系统（该电网在十年内不再增加新机组），全年设备利用小时数为6000小时。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，第四级抽汽作为除氧器的加热汽
11、源。第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7、0、-1.7。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。然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水进入锅炉。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。凝汽器为单压式凝汽器，汽轮机排气压力4.4kPa。锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，
12、加热补充水后排入地沟。锅炉过热器的减温水（3）取自给水泵出口，设计喷水量为66240kg/h。热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失（14）30000kg/h、厂用汽（11）25000kg/h(不回收)、锅炉暖风器用气量为50000kg/h,暖风器汽源（12）取自第4级抽汽，其疏水仍返回除氧器回收。高压缸门杆漏汽（1和2）分别引入再热热段管道和均压箱，高压缸的轴封漏汽按压力不同，分别引进除氧器（4和6）、均压箱（5和7）。中压缸的轴封漏汽也按压力不同，分别引进除氧器（10）和均压箱（8和9）。从均压箱引出三股蒸汽：一股去第七级低加（16），一股去轴封加热器SG（15），一股去凝汽器的热水井。2.
13、2. 原始资料1、汽轮机型式和参数（1） 机组型式：超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机（2） 额定功率：pe=600MW（3） 主蒸汽初参数（主进汽阀前）：p0=24.2MPa，to=566（4） 再热蒸汽参数（进汽阀前）：热段：prh=3.648MPa，trh=566 冷段：p,rh=4.053MPa，t,rh=303.5（5） 汽轮机排汽压力：pc=4.4/5.4kPa，排汽比焓：hc=2333.8kJ/kg 2、回热加热系统参数（1） 机组各级回热抽汽参数见表1-1；（2） 最终给水温度：tw=280.8；（3） 给水泵的出口压力：pu=30.376MPa，给水泵的效率
14、：85%；（4） 除氧器至给水泵高差：26m；（5） 小汽机排汽压力：pc=7kPa；小汽机排汽焓：2452.6kJ/kg； 3、锅炉型式及参数（1） 锅炉型式：HG1900/25.4-YM4；（2） 额定蒸发量：1900t/h；（3） 额定过热蒸汽压力：pb=25.4MPa；额定再热蒸汽压力：4.41MPa；（4） 额定过热蒸汽温度：571；额定再热蒸汽温度：569；（5） 锅炉热效率：94.05%；4、热力系统其他数据（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pt：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
15、表2；（4） 汽轮机机械效率：99%；发电机效率：98.8%；（5） 补充水温度：20；（6） 厂用电率0.07；表1 机组各回热抽汽参数项 目单位H1H2H3H4H5H6H7H8抽汽压力PjMPa5.984.232.141.060.4020.1160.05620.0216抽汽温度tj353.6308.1475.9369.8251.7129.984.361.7抽汽焓值hjMPa30562977.43412.83199.42968.02734.72615.62482.6加热器上端差tMPa-1.700-2.82.782.782.77加热器下端差t15.5-5.55.55.55.55.55.5水侧压力pw30.3730.37630.3761.10321.841.841.841.84
