热力发电厂课程设计说明书.doc
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热力发电厂课程设计说明书
1、引言
1.1设计目的：
1.掌握整个热力发电厂的原则性热力系统的热力计算（热经济指标的计算方法）；
2.熟悉热力发电厂的全面性热力系统图主要内容及设计要求；
3.在已知数据的基础上设计并绘制发电厂原则性热力系统图；
4.计算原则性热力系统：
要求额定工况的下热力计算，计算额定工况下的热经济指标，各处的汽水流量、抽汽量、疏水量、凝结水量的大小；
5.设计热力发电厂的全面性热力系统
1）对部分局部热力系统分析说明：
A.主蒸汽及旁路系统，再热蒸汽及旁路系统；
B.给水系统；
C.高压、低压回热抽汽及除氧系统的说明；
D.主凝结水系统；
E.抽真空系统；
F.锅炉的排污系统；
G.厂用汽系统；
H.全厂的疏、放水系统；
I.发电机的冷却水系统；
2）设计及绘制发电厂的全面性热力系统
3）完成全面性热力系统的答辩；
6．编制热力发电厂课程设计说明书。
1.2设计原始资料
1.2.1汽轮机型式及参数：
机组型式：
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。
44
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
机组型式：
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；
额定功率：
=300MW
主蒸汽参数（主汽阀前）：
=16.17MPa，=538℃
高压缸排汽：
=3.58MPa，=320℃
再热蒸汽参数：
=3.294MPa，=538℃
汽轮机排汽压力：
=0.006MPa，排汽比焓：
2325.9KJ/Kg注意排气焓的选取，太低，这样机组效率很高；
3.1.2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℃，=3411.17KJ/Kg
汽包压力：
=18.68MPa
额定蒸发量：
=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
锅炉效率：
=0.92
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
℃
0
2
0
_
2
4
4
4
加热器下端差
℃
5
5
5
_
5
6
6
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
%
5
5
5
5
5
5
5
5
最终给水水温度：
=252℃
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
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