热力发电厂课程设计说明书讲解Word文档格式.docx
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N300-16.17/538/538,
亚临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴凝汽式
额定功率:
=300MW
主蒸汽参数:
=16.17MPa,=538℃
高压缸排汽:
=3.58MPa,=320℃
再热器及管道阻力损失为高压缸排气压力的8%左右。
中压缸进汽参数:
,℃
汽轮机排汽压力:
=0.006MPa
给水温度:
=252℃
给水泵为汽动式,小汽轮机汽源采用第四段抽汽,排汽进入主凝汽器;
补充水经软化处理后引入主凝汽器。
1.2.2锅炉型式及参数:
锅炉型式:
DG-1000/16.67-1,强制循环汽包炉
过热蒸汽参数:
=16.67MPa,=543℃
汽包压力:
=18.68MPa
额定蒸发量:
=1000t/h
再热蒸汽出口温度:
=543℃
锅炉效率:
=0.92
1.2.3回热系统:
本热力系统共有八级抽汽,其中第一、二、三级抽汽分别供给三台高压加热器,第五、六、七、八级抽汽分别供给四台低压加热器,第四级抽汽作为高压除氧器的气源。
七级回热加热器均设置了疏水冷却器,以充分利用本机疏水热量来加热本级主凝结水。
三级高压加热器和低压加热器H5分别都设置内置式蒸汽冷却器,为保证安全性三台高压加热器的疏水均采用逐级自流至除氧器,四台低压加热器的疏水逐级自流至凝汽器。
汽轮机的主凝结水经凝结水泵送出,依次流过轴封加热器、四台低压加热器、除氧器,然后由汽动给水泵升压,再经过三级高压加热器加热,最终给水温度为252℃。
1.2.4其它小汽水流量参数:
高压轴封漏气量:
0.01,送到除氧器;
中压轴封漏气量:
0.003,送到第7级加热器;
低压轴封漏气量:
0.0014,送到轴封加热器;
锅炉连续排污量:
0.005。
其它数据参考教材或其它同等级汽轮机参数选取:
1.3设计说明书中所包括的内容:
1.原则性热力系统的拟定及热力计算;
2.全面性热力系统设计过程中局部热力系统的设计图及其说明;
3.全面性热力系统设计过程中管道的压力、工质的压力、温度、管道的大小、壁厚的计算;
4.全面性热力系统的总体说明。
2原则性热力系统
2.1发电厂原则性热力系统的组成
凝汽式发电厂的热力系统由锅炉本体汽水系统、汽轮机本体热水系统、机炉间的连接管道系统和全厂公用汽水系统四部分组成。
锅炉本体汽水系统主要包括锅炉本体的汽水循环系统,主蒸汽及再热蒸汽(一、二次蒸汽)的减温水系统、给水调节控制回路,及锅炉排污水和疏放水系统等。
汽轮机本体热力系统主要包括汽轮机面式回热加热器(不含除氧器)系统、凝汽系统、汽封系统、本体疏放水系统。
机炉间的连接系统主要包括主蒸汽系统,低、高温再热蒸汽系统和给水系统(包括除氧器)等。
再热式机组还有旁路系统。
全厂公用汽水系统主要包括机炉特殊需要的用汽、启动用汽、燃油加热、采暖供汽、生水和软化水加热系统、烟气脱硫的烟气蒸汽加热系统等。
新建电厂还有启动锅炉向公用蒸汽部分供汽的系统。
因此,发电厂原则性热力系统主要由锅炉、汽轮机和以下各局部热力系统组成:
一、二次蒸汽系统,给水回热加热和除氧器系统,补充水引入系统,轴封汽及其他废热回收(汽包炉连排扩容回收,冷却发电机的热量回收)系统,辅助蒸汽系统。
2.2发电厂原则性热力系统的拟定内容
1、确定发电厂的型式及规划容量;
2、选择主机(汽轮机、锅炉);
3、确定正常工况下的辅助热力系统,绘制发电厂原则性热力系统图;
4、进行全厂原则性热力系统计算,以获得额定工况下的全厂热经济指标;
5、选择主要辅助热力设备(如给水泵、凝结水泵、除氧器及其水箱等)。
2.3发电厂的型式及规划容量的确定
由设计任务书可知,该设计热力发电厂的型式为凝汽式。
又由于本设计为300MW凝汽式热力发电厂的设计,因此可将此电厂的规划容量看成是单机容量,即300MW。
2.4主机的选择
2.4.1汽轮机的选择
(1)汽轮机型式:
(由课程设计任务书及电厂型式确定)
凝汽式机组N300-16.17/538/538
(2)单机容量选择:
300MW
2.4.2锅炉的选择
(1)锅炉型式及容量:
(根据锅炉是汽轮机的匹配选择)
DG-1000/16.67-1强制循环汽包炉
锅炉额定蒸发量为1000t/h.
(2)锅炉参数:
锅炉过热器出口额定蒸汽压力宜为汽轮机额定进汽压力的105%,过热器出口额定蒸汽温度宜比汽轮机进汽温度高5℃。
冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降,分别为汽轮机额定工况高压缸排汽压力的2%、4.0%、2.0%,再热器出口额定蒸汽温度宜比汽轮机中压缸额定进汽温度高5℃。
2.5辅助热力系统
2.5.1厂用辅助热力系统
(1)小汽轮机用汽:
采用汽轮机第4级抽汽驱动汽动给水泵;
(2)燃油加热、烟气脱硫的烟气蒸汽加热系统等。
2.5.2废热及工质的回收利用
(1)锅炉的连续排污利用系统
排污扩容回收工质,未回收的排污水热量的回收;
(2)除氧器的排汽的利用系统
直接排到大气或者进入到凝汽器。
2.5.3补充水问题
(1)由于热力系统中存在漏汽等工质损失,故需要对锅炉直行给水的补充,以弥补工质的损失,保证锅炉产汽平稳。
(2)补充水的补入原则:
在满足主要的技术要求之上力求合理、经济效益最高。
对从什么地方补入及怎样补入有一定的要求,一般补充水的温度和补入点的温差应该最小。
因为换热温差越小,可用能损失越小。
如补充水温度为20℃则应从凝汽器补入,若利用了排污水加热,则从除氧器补入。
(3)补充水系统设计:
补入点:
本课程设计中采用补充水经软化处理后从凝汽器补入;
补充水温度为40℃左右;
补充水量应与工质损失相等,本设计中大致为0.015
2.6发电厂原则性热力系统的拟定
根据前面的各项设计内容,可拟定出发电厂原则性热力系统。
原则性热力系统图见图1。
该热力系统图中,发电厂机组型号为:
N300-16.17/538/538,为国产机组,配东方锅炉厂生产的DG-1000/16.67-1型强制循环汽包锅炉及国产QSFN-300-2水-氢-氢冷发电机。
机组汽轮机为单轴三缸两排汽、一次中间再热、8级不调整抽汽。
回热系统为“三高、四低、一除氧”,除氧器采用滑压运行,七级回热加热器均设置了疏水冷却器,以充分利用本机疏水热量来加热本级主凝结水。
三级高压加热器分别都设置内置式蒸汽冷却器。
为保证安全性三台高压加热器的疏水均采用逐级自流至除氧器,四台低压加热器的疏水逐级自流至凝汽器。
补充水从凝汽器补入,除氧器采用第4段抽汽。
给水泵设有两台汽动式调整泵,一台电动式备用泵;
汽动式给水泵由凝汽式小汽轮机带动,其汽源来自4段抽汽,排汽进入主凝汽器。
为保证锅炉的汽水品质,对凝结水需全部过程经过处理,故设有凝结水除盐装置,及相应的升压泵。
3.全厂原则性热力系统的计算
3.1计算原始数据
3.1.1汽轮机型式及参数
N300-16.17/535/540,
亚临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴凝汽式汽轮机;
主蒸汽参数(主汽阀前):
再热蒸汽参数:
=3.294MPa,=538℃
=0.006MPa,排汽比焓:
2325.9KJ/Kg
3.1.2锅炉型式及参数
=16.67MPa,=543℃,=3411.17KJ/Kg
=1000t/h
再热蒸汽参数:
再热器进口参数:
=3.51MPa,=315℃,=3018.5KJ/Kg
再热器出口参数:
=3.365MPa,=543℃,=3548.9KJ/Kg
3.1.3回热系统及其参数
该机组设有8级回热抽汽,即:
“三高四低一除氧”。
结合原则性热力系统图选定额定工况时各抽汽参数如表1所示:
表1:
各级回热抽汽参数
项目
单位
H1
H2
H3
H4
H5
H6
H7
H8
抽气压力
Mpa
4.326
3.580
1.534
0.742
0.440
0.210
0.0893
0.0335
抽气温度
℃
344
320
430
330
268
191
110
71.7
抽汽焓
KJ/Kg
3072.02
3029.51
3344.45
3121.64
3000.34
2851.74
2697.62
2552.90
加热器上端差
2
_
4
加热器下端差
5
6
水侧压力
MPa
20.4
20.7
21
0.705
1.1
1.3
1.5
1.7
抽气管道压损
%
最终给水水温度:
前置泵和给水泵均由驱动汽轮机(小汽轮机)带动,其汽源取自主机第4段抽汽,排汽进入主凝汽器。
给水泵出口压力:
Ppu=21.2MPa,给水泵效率:
0.85;
除氧器至给水泵高差:
H=21m。
小汽轮机进汽压力:
=0.69MPa,进汽比焓:
==3121.64kJ/kg
小汽轮机排汽压力:
=0.007MPa,排汽比焓:
=2452.15kJ/kg
其它小汽水流量参数:
高压轴封漏汽量:
=0.01,送至除氧器,比焓:
=3215.5kJ/kg
中压轴封漏汽量:
=0.003,送至7号加热器,比焓:
=3329.6kJ/kg
低压轴封漏汽量:
=0.0014,送至轴封加热器,比焓:
=2716.2kJ/kg
锅炉连续排污量:
=0.005
工质渗漏量:
=0.01,集中在第四级抽汽管路上。
补水量:
=0.015
其它数据的选取
各抽汽管压损为:
5%,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=0.994,发电机效率=0.99,小汽轮机的机械效率=0.99,给水泵效率=0.85。
汽轮机高压缸进汽节流损失:
=3%,中压缸进汽节流损失:
=2%,中低压缸连通管损失:
=1%;
各加热器的效率见具体计算。
厂用电率,忽略加热器和抽气管路上的散热损失,忽略凝结水泵的工质比焓升。
3.2热力计算过程
3.2.1整理原始数据