第四章发电厂的热力系统课件.ppt

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1、1.热力系统及主设备选择原则2.发电厂的辅助热力系统3.发电厂原则性热力系统举例4.发电厂原则性热力系统的计算5.发电厂的管道阀门,第四章 发电厂的热力系统,6.主蒸汽系统7.中间再热机组的旁路系统8.给水系统9.回热全面性热力系统及运行10.发电厂疏放水系统11.发电厂全面性热力系统,第一节 热力系统及主设备选择原则,一、热力系统,热力系统是火电厂实现热功转换热力部分的工艺系统。它通过热力管道及阀门将各热力设备按热力循环的顺序有机地联系起来，从而在各种工况下能安全、经济、连续地将燃料的化学能转换成机械能。用图来反映热力系统，称为热力系统图。现代火电厂的热力系统是由许多不同功能的局部系统有机地

2、组合在一起的，所以是复杂又庞大的。为有效研究和方便管理，将其分类如下：,按范围来划分，热力系统可分为全厂的热力系统和局部的热力系统。局部热力系统又可分为主要热力设备（汽轮机本体、锅炉本体、汽轮机辅助设备、锅炉辅助设备等）和各种局部功能系统（如主蒸汽系统、主凝结水系统、回热系统、供热系统、抽空气系统、给水除氧系统、冷却水系统等）两种。全厂热力系统则是以汽轮机回热系统为中心，将汽轮机、锅炉和其他所有局部热力系统有机组合而成的。,按用途划分可分为原则性热力系统和全面性热力系统。,（1）发电厂原则性热力系统 以规定的符号表示工质按某种热力循环顺序流经的各种热力设备之间联系的线路图。目的：表明能量转换与

3、利用的基本过程，反映发电厂能量转换过程的技术完善程度和热经济性 特点：简捷、清晰，无相同或备用设备 应用：计算和确定各设备、管道的汽水流量、发电厂的热经济指标,N300-16.7/538/538型机组的发电厂原则性热力系统,（2）发电厂全面性热力系统以规定的符号表明全厂主辅热力设备，包括运行的和备用的，以及按照电能生产过程连接这些热力设备的汽水管道和附件的整体系统图。特点：考虑能量转换及连续生产；设备停运及检修；各种负荷工况；按实际数量绘制 应用：电厂设计规划、施工、运行可靠性和经济性。,600MW机组发电厂全面性热力系统,对不同范围的热力系统，都有其相应的原则性和全面性热力系统图。例如回热的

4、原则性和全面性热力系统图、主蒸汽的原则性和全面性热力系统图等。,电厂主要涉及的热力系统有：给水回热加热系统、给水除氧系统、供热系统、主蒸汽系统、旁路系统、给水系统、疏放水系统、抽空气系统等。,二、发电厂类型和容量的确定,发电厂的设计要按照国家规定的基本建设程序进行。其设计程序为：初步可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计。,电厂的性质包括电厂型式（如凝汽式电厂或热电厂，新建厂或扩建厂）和它在电网中的作用（是否并入电力系统；承担基本负荷还是中间负荷、调峰负荷）以及电厂的容量。电厂的性质和规模是根据国家及区域经济发展规划以及所在电网、厂区情况（如燃料供应、供水、交通运输、灰渣处理、地质地形、

5、周围环境等条件），经过全面的技术经济比较和可行性研究论证后确定的。,当该地区只有电负荷要求，或属于远离城市在煤矿附近建的电厂时，应建成凝汽式电厂。,如果该地区同时有热、电负荷要求，而经论证热电联产比建坑口电厂供电（分产供电）、大型供热锅炉房就地供热（分产供热）更为合理时，则应建热电厂。,新建或扩建的发电厂应以煤为主要燃料。燃烧低热值煤（低质原煤、洗中煤、褐煤等）的凝汽式发电厂应该建在燃料产地附近。,在天然气供应有保证的地区可考虑新建、扩建或改建的燃气蒸汽联合循环电厂，以提高发电厂的经济性，改善电网结构和满足环境保护的要求。,三、主要设备选择原则,近几年，进口大容量机组占了相当的比例，在选择机组

6、容量时，要考虑各国对机组出力等定义性术语的解释。通常国际上对大容量机组出力等常用术语有如下定义：,汽轮机组的铭牌出力（turbine rated capacity，also called turbine name-plate rating）是指汽轮机在额定的进汽参数和再热参数工况下，排汽压力为11.8kPa，补水率为3时，汽轮发电机组的保证出力。比如美国西屋（WH）公司生产的500MW机组，在额定蒸汽参数为16.7MPa/538/538，排汽压力为11.8kPa，补水率为3时，其铭牌出力为500MW。,汽轮机组保证最大连续出力（turbine maximum continuous rating

7、，TMCR）是指汽轮机在通过铭牌出力所保证的进汽量、额定主蒸汽和再热参数工况下，在正常的排汽压力（4.9kPa）下，补水率为0时，机组能保证达到的出力。比如美国西屋（WH）公司500MW机组汽轮机的保证流量为1589t/h，排汽压力为4.9kPa，补水率为0时的最大保证出力为5001.05=525MW。,汽轮机组在调节汽门全开时（valve wide open，VWO）最大计算出力是指汽轮机调节汽门全开时通过计算最大进汽量和额定的主蒸汽、再热蒸汽参数工况下，并在正常排汽压力（4.9kPa）和补水率0条件下计算所能达到的出力。WH公司500MW机组增加5的流量裕度一般可增加4.5的出力，所以其V

8、WO工况出力为5251.045548.6MW。,另外，美国设计的大容量火电机组（除核电机组外）都要求汽轮机组应具有在调节汽门全开和所有给水加热器全部投运之下，可超过5（5 over pressure，5%OP）连续运行的能力，以适应调峰的需要。此运行方式下，又可增加5的通流能力，出力也比VWO工况下再增加4.5，因此WH公司500MW机组在（VWO5%OP）工况下的出力为5001.051.0451.045573.3MW。,因此，在选择国外机组时，应注意不同国家在解释术语方面的差异。,1.汽轮机的型式、单机容量、蒸汽参数、台数的选择,凝汽式电厂采用凝汽式汽轮机（N型机）。其单机容量及蒸汽参数主要

9、决定于：所在的电网情况，负荷增长速度及该厂承担的负荷性质；电厂的规划容量；当时国家的技术经济情况。对这几方面从热经济、技术经济、电厂和电网的安全可靠及管理方便等进行综合考虑后决定。,一般来说，我国最大单机容量不超过所在电网总容量的810。这样，当最大一台机组发生事故时，电网安全和供电质量（电压和频率）才能得到一定保证，以便迅速起动事故备用机组，保证安全供电。,目前大容量机组越来越多，对于主流的300MW、600MW、1000MW的机组，要采用亚临界压力和超临界压力、超超临界压力的蒸汽参数。,一个厂房（电厂）的机组容量等级一般不超过两种，机组台数一般为46台（一些新建的电厂，通常是2台600MW

10、的机组，2台1000MW的机组）。对于承担中间负荷或调峰任务电厂的机组，要首先考虑具有快速启停、灵活方便的特性，然后再考虑热经济性的高低。,首先选型式，当全年有稳定可靠的热负荷时，要优先选择背压机（B型）。但为保证供电的需要，背压机多与抽汽式机组配合使用。在大城市或大工业区的大型热电厂，当冬季采暖负荷较大时，宜选用单机容量为200MW及以上的高参数凝汽采暖两用机（NC型），以使供热机组参数接近或等于电网中的主力机组，从而能节约更多的燃料。,热电厂供热机组的选择比凝汽机组的选择要复杂。供热机组的选择要遵循“以热定电”的原则。,凝汽式或供热式汽轮机选定后，根据汽轮机制造厂家本体的定型设计，该机组的

11、回热系统也就随之确定了。,选择供热机组容量时，应使供热机组全年能更多地在额定供热负荷Qrh,t附近运行，有较大的全年热化发电比X，合理选择热化系数tp的范围。在考虑供热机组型式、容量和所在电网特点后，应尽量采用与之相应的较高的蒸汽初参数。,2.锅炉的容量、参数、台数及型式的选择,锅炉的容量和蒸汽参数必须和汽轮机匹配，以保证任何情况下都不能限制汽轮机最大出力的发挥。,大容量机组锅炉过热器出口的额定蒸汽压力通常选取汽轮机额定进汽压力的105，过热器出口的额定蒸汽温度选取比汽轮机额定进汽温度高3。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为汽轮机额定工况下高压缸排汽压力的1.55%

12、。再热器出口的额定蒸汽温度应该比汽轮机中压缸额定进汽温度高3。,锅炉容量不受限制，目前与600MW机组配套的锅炉蒸发量已达2008t/h，1000MW机组的最大连续蒸发量可达3033t/h。锅炉型式的选择还要考虑水循环方式。水循环方式与蒸汽初参数有关，通常亚临界参数以下多采用自然循环汽包炉，循环安全可靠，热经济性高；亚临界参数可采用自然循环炉或强制循环炉，强制循环炉能适应调峰情况下承担低负荷时水循环的安全；而超临界参数只能采用强制循环直流炉。,锅炉型式的选择主要取决于锅炉自身的要求，但它将影响辅助热力系统以及全厂的热经济性。锅炉型式包括水循环方式、燃烧方式、排渣方式等。大型火电厂锅炉几乎都采用

13、煤粉炉，其效率高，可达9094。,热电厂锅炉的台数和容量，既要考虑锅炉和汽轮机的配套，还要考虑由热化系数tp决定的分产供热需要。由于热负荷只能靠本厂或地区供热来满足，因此要考虑在锅炉检修、事故时仍能满足热负荷的需要。,对于凝汽式电厂，一般一个汽轮机配备一台锅炉，不设备用锅炉。锅炉的最大连续蒸发量（boiler maximum continuous rating，BMCR）Dmaxb应该与汽轮机的最大进汽量相匹配。锅炉出口蒸汽参数要考虑主蒸汽管道上的温降和压降。,为此热电厂中机炉的配套有一炉配一机、二炉配一机、三炉配二机等情况。现行设计规程的原则是，当一台最大容量的锅炉停用时，其余锅炉的蒸发量应

14、满足：热力用户连续生产所需的全部生产用汽量；冬季供暖、通风和生活用热量的6075，此时允许降低部分发电出力。当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。,所以热电厂要核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧的负荷，以保证锅炉的安全稳定运行。,目前我国共有1000多个锅炉生产厂家，其中生产电站锅炉的只有17家。但能生产容量在300MW以上的，只有哈尔滨锅炉厂、上海锅炉厂、东方锅炉厂和武汉锅炉厂。,主要设备的选择还必须考虑价格、可用率、厂方信誉等方面的因素。,需要指出的是，相同容量的汽轮机、锅炉宜采用同一制造厂的同一型式或改进型

15、式，其配套设备的型式也最好一致。,第二节 发电厂的辅助热力系统,一、工质损失及补充水系统,在发电厂的生产过程中，工质（蒸汽、凝结水、给水）承担着能量转换与传递的作用，由于循环过程中的管道、设备及附件存在的缺陷或工艺需要，不可避免地存在各种汽水损失，这会直接影响发电厂的安全、经济运行。,电厂的辅助热力系统都与汽轮机的回热系统有关。它们在汇入回热系统时，将带来工质和热量的进、出，吸热与放热（热量的利用与排挤），所以它们与回热系统配合的好坏，会直接影响到机组和全厂的热经济性变化。,所以，发电厂的设计、制造、安装和运行过程中要尽可能地减少各种汽水损失。,另外，补充水的水质通常比汽轮机凝结水的水质差，所

16、以工质的损失还将导致补充水率增大，使给水品质下降，汽包锅炉排污量增大，造成过热器结垢或汽轮机通流部分积盐，出力下降、推力增加等，从而影响机组工作的可靠性和经济性。,发电厂的工质损失，根据损失的部位不同，可分为内部损失和外部损失两大类。,在发电厂内部的热力设备及系统造成的工质损失称为内部损失，它又包括正常性工质损失和非正常性工质损失。,热力设备和管道的暖管疏、放水，汽包锅炉的连续排污，除氧器的排气，汽水取样，锅炉受热面的蒸汽吹灰，重油加热及雾化用汽，汽动给水泵、汽动风机、轴封用汽等都属于工艺上要求的正常性工质损失。,而热力设备及管道、管件的不严密处的工质泄漏属于非正常性的工质损失。,在热电厂对外

17、供热设备和热网系统中造成的汽水工质损失称为外部工质损失。比如热用户供应的蒸汽在造纸厂参与了煮浆过程、在化肥厂参与了造气过程；供洗澡、生活用的热水，这些工质完全不能回收。对外供应工质的回水率取决于热用户对汽水的污染程度。,电厂的补充水要软化或除盐。对亚临界压力的汽包锅炉和超临界压力的直流锅炉，除了要除去水中的钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，同时要对凝结水进行精处理，以确保机组启停时产生的腐蚀产物、二氧化硅和铁等金属物质能被处理掉。,凝结水精处理装置，我国采用低压系统（即有凝升泵）较多，引进机组则采用中压系统（没有凝升泵）较多。现在电厂都采用阴阳离子交换树脂制取的化学除盐水，它的品质已接近汽

18、轮机的凝结水，而且成本低。,补充水应除氧、加热和便于进行水量调节。对于补充水量较大的高压供热式机组或再热机组，要设置专用的大气式除氧器对补充水进行第一级除氧，待汇入主水流后再利用高压除氧器进行二级除氧。补充水的汇入地点应在混合温差最小的地方。而其他的热电厂和凝汽式电厂都不需要补充水除氧器，它们的补充水多引入凝汽器（采用一级除氧）。,补充水补入热力系统，应随系统工质损失的大小进行水量调节，在热力系统适宜进行水量调节的有凝汽器和给水除氧器。,若补充水进入凝汽器，由于补充水充分利用了低压回热抽汽加热，回热抽汽做功比Xr较大，热经济性比补充水引入给水除氧器要高。但其水量调节要经过热井水位和除氧水箱水位

19、的双重影响，增加了调节的复杂性。,若补充水引入除氧器，则水量调节较简单，但热经济稍低于前者。通常大、中型凝汽机组补充水引入凝汽器，小型机组引入除氧器。,化学补充水引入回热系统（a）高参数热电厂补充水引入系统（c）高参数凝汽式电厂补充水的引入,二、工质回收及废热利用系统,对电厂排放、泄漏的工质和废热进行回收利用，具有经济和安全两方面的意义。,锅炉连续排污的目的是控制汽包内锅炉的水质在允许范围之内，从而保证锅炉蒸发出的蒸汽品质合格。锅炉连续排污回收利用系统就是让高压的排污水通过压力较低的连续排污扩容器的扩容蒸发，产生品质较好的扩容蒸汽，从而回收部分工质和热量。扩容器内尚未蒸发的、含盐浓度更高的排污

20、水，可通过表面式排污水冷却器再回收部分热量，最后再将能位很低的高浓度的排污水排入地沟。,（一）汽包锅炉连续排污利用系统,补充水,扩容蒸汽,工质回收率f 的计算,扩容器热平衡,排污水冷却器热平衡,物质平衡,分析：排污扩容器的工质回收率的大小取决于锅炉汽包压力、扩容器压力。当锅炉压力一定时，工质回收量只决定于扩容器压力，扩容器压力越低，f越大，回收工质越多。一般f为锅炉排污量的3050。,扩容器压力下饱和水比焓,排污水比焓,扩容器压力下饱和蒸汽比焓,有排污利用系统时，排污水热损失为：,无排污利用系统时，排污水热损失：,可利用的排污热量：,锅炉连续排污利用系统的热经济性分析：,回收的废热Qbl对回热

21、系统的影响：排挤了除氧器的一部分回热抽汽Dd，为保证做功量不变，凝汽做功量，使凝汽器增加了附加冷源损失Qc。,凝汽器增加的附加冷源损失：,除氧器被排挤的抽汽量：,根据抽汽做功量的减少等于凝汽做功量的增加，得：,发电厂净获得的热量：,结论：回收热量大于附加冷源损失，回收废热可以节约燃料；尽量选取最佳扩容器压力；利用外部热源都可以节约燃料，如发电机冷却水热源；实际实际工质回收和废热利用系统，应考虑投资、运行费用和热经济性，通过技术经济性比较来确定。,（二）轴封蒸汽回收及利用系统,在汽轮机装置上装设轴封蒸汽回收系统，是为了回收轴封蒸汽的工质和热能，最终提高发电厂的热经济性。,大容量汽轮机的轴封蒸汽系

22、统包括：主汽门和调节汽门的阀杆漏气，再热式机组中压联合汽门的阀杆漏气，高、中、低压缸的前后轴封漏气和轴封用汽等。轴封蒸汽一般占汽轮机总汽耗量的2左右，而且由于引出地点不同，工质的能位也有差异，引入地点的选择上应该使该点的能位与工质最接近。下页的图为660MW汽轮机的轴封系统。,（三）辅助蒸汽系统,发电厂中需要辅助蒸汽的用户很多，有在启动过程需要的和正在运行的设备需要的。,在启动阶段，需要将正在运行的相邻机组的蒸汽引入本机组需要蒸汽的用户。比如对除氧器给水箱预热；加热锅炉尾部暖风器以提高进入空气预热器的温度，防止金属腐蚀和堵灰；汽轮机轴封；真空系统抽气器；厂用热交换器；燃油加热及雾化；水处理室等

23、。当机组正常运行后，即可解决自身辅助蒸汽用户的需要，同时也有能力向需要蒸汽的临近机组提供合格蒸汽。,辅助蒸汽用汽原则：,尽可能用参数低的回热抽汽汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源疏水一般应回收,去热交换器,高压缸,去轴封蒸汽,邻机辅助蒸汽母管来,凝结水来,去除氧器,启动抽气器前置抽气器,暖风器等,凝结水来,600MW机组辅助蒸汽系统,电加热器,再热冷段,第三节 发电厂原则性热力系统举例,一、亚临界参数机组原则性热力系统,哈尔滨第三电厂的N600-16.67/537/537型机组的原则性热力系统 内蒙古赤峰市元宝山电厂引进的法国阿尔斯通大西洋公司（ALSTOM-ATLANTIQ

24、UE）制造的N600-17.75/540/540型机组的原则性热力系统（全国整套引进的第一台600MW机组）。,600MW，7829kJ/kWh,哈尔滨第三电厂的N600-16.67/537/537型机组,上图是哈尔滨第三电厂N600-16.67/537/537型机组的发电厂原则性热力系统。汽轮机由哈尔滨汽轮机厂制造的亚临界压力、一次中间再热、单轴四缸四排汽反动式凝汽式机组，配置哈尔滨锅炉厂生产HG-2008/18-YM2型亚临界压力，一次中间再热，强制循环汽包炉。采用一级连续排污利用系统，扩容蒸汽送入高压除氧器。,本机组有八级非调整抽汽，回热系统为“三高、四低、一除氧”。高压加热器全部采用内

25、置式蒸汽冷却器，高、低压加热器全部都有内置式疏水冷却器。加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入凝汽器热井。7台回热加热器都是卧式表面式加热器，其中H7、H8共用一个壳体，除氧器为滑压运行。,凝结水系统设置有轴封加热器SG和除盐设备DE。凝结水精处理装置采用低压系统（需要凝升泵BP），凝结水经凝结水泵CP、除盐设备DE、凝升泵BP，流经轴封加热器SG、4台低压加热器后进入除氧器。给水从除氧器的给水箱经前置泵TP、汽动主给水泵FP、3台高压加热器进入锅炉。化学补充水Dma从凝汽器补入。,该机组不投油最低稳燃负荷为35.47%MCR，所以能适应在35%100%MCR的范围内调峰运行。机组适用于大型电

26、网中承担调峰负荷和中间负荷。机组的设计热耗为7829kJ/(kWh)，最大计算功率为654MW。,元宝山电厂引进的阿尔斯通大西洋公司的N600-17.75/540/540型汽轮机组。,该机组的锅炉为德国斯泰米勒（Steinmull-er）公司制造的亚临界压力本生直流锅炉，锅炉出口蒸汽参数为18.6MPa/545/545，最大连续蒸发量为1832.65t/h。,二、超临界参数机组原则性热力系统,天津盘山蓟县电厂一期工程由俄罗斯制造的500MW超临界燃煤机组上海石洞口二厂引进的600MW超临界机组山东邹县电厂国产1000MW超超临界机组美国艾迪斯通电厂325MW燃煤超超临界两次中间再热机组,天津盘

27、山电厂引进超临界K-500-240-4型机组,8级抽汽；q=7842kJ/kWh,上图是石洞口二厂600MW超临界压力机组的原则性热力系统。石洞口二厂是中国首个使用超临界机组的电厂，安装了2台60万千瓦机组，主要设备从瑞士和美国进口。电厂于1992年建成，是当时中国设备最先进、经济效益最好、运行效率最高、环境最洁净的电厂之一，成为此后许多新建电厂的样板。,汽轮机采用瑞士的单轴、四缸四排汽、一次中间再热的反动式凝汽机组，主蒸汽参数为24.2MPa、538，再热蒸汽参数为4.34MPa、566。,锅炉是由瑞士与美国合作设计制造的，选用超临界参数25.4MPa/538/566、一次中间再热的燃煤直流

28、锅炉。,汽轮机有八级不调整抽汽，回热系统为“三高、四低、一除氧”。前置泵TP为电动调节，带动给水泵FP的小汽轮机TD为反动分流式，它的用汽来自第4级抽汽，其排汽直接排往主机凝汽器内。,高压加热器全部采用内置式蒸汽冷却器，高、低压加热器全部都有内置式疏水冷却器。加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入凝汽器的热井。卧式除氧器为滑压运行。补充水Dma由凝汽器补入。凝结水用中压系统进行除盐精处理，没有设置凝升泵。,邹县电厂国产N1000MW-25.0/600/600超超临界机组,美国超超临界325MW两次中间再热凝汽机组,初蒸汽参数34.5MPa，650,三、供热机组热电厂原则性热力系统,俄罗斯超临界

29、压力单采暖抽汽机组 T-250/300-23.54-2型供热式汽轮机 950t/h直流炉锅炉出口蒸汽：25.8MPa、545/545汽轮机进汽参数：23.54MPa、540/540给水温度：260锅炉效率：93.3%（燃煤）最大发电功率300MW,超临界压力单采暖抽汽T-250/300-23.54-2热电厂,上图为前苏联超临界压力T-250/300-23.54-2型单采暖抽汽机组的热电厂原则性热力系统。系统共有10级抽汽，回热系统为“三高、五低、一除氧”，第三级抽汽作为汽动给水泵的汽源。采暖系统为水网，热负荷为1383MJ/h。水网由内置于凝汽器的加热管束TB、热网水泵HP1、HP2、轴封加热

30、器SG2、基载热网加热器BH1、BH2、热水锅炉WB以及热用户HS组成。,基载热网加热器BH2、BH1的加热蒸汽分别来自于第八、九级回热抽汽，其疏水由热网疏水泵HDP打入主凝结水管与凝结水汇合。,除氧器滑压运行。给水泵由背压小汽轮机TD驱动，其汽源为第三级抽汽，其排汽至第六级抽汽。三台高压加热器的疏水逐级自流汇合于除氧器，低压加热器H6、H7、H8各带疏水泵，将疏水打入各自出口的凝结水管路中；低压加热器H9、轴封加热器SG1、SG2及抽气器EJ的疏水排入凝汽器的热井。,该机组的特点为：通流部分可适应大抽汽量的要求；在控制上能满足电、热负荷各自在大范围变化的需要，互不影响；可抽汽、纯凝汽方式运行

31、。,四、火电厂单机容量最大机组的发电厂 原则性热力系统,单轴1200MW凝汽式机组俄罗斯科斯特罗马电厂 双轴1300MW凝汽式机组分别装在美国坎伯兰、加绞和阿莫斯等电厂,世界上最大的单轴1200MW凝汽式机组,世界上最大的双轴1300MW凝汽式机组,上图是目前世界上最大的双轴1300MW凝汽式机组发电厂的原则性热力系统。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，两轴的功率相等。机组分高压轴和低压轴，高压轴由分流高压缸、两个分流低压缸和发电机组成；低压轴由分流中压缸、两个分流低压缸和发电机组成。,汽轮机有八级不调整抽汽，回热系统为“四高、三低、一滑压除氧”。高压加热器H1有内置式蒸

32、汽冷却器和内置式疏水冷却器，低压加热器H8为普通加热器，其他的表面式加热器H2、H3、H4、H6、H7均带有内置式疏水冷却器。,高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，低压加热器H6、H7疏水逐级自流至H8后，用疏水泵DP打入该级出口主凝结水管中。该机组的给水泵FP和送风机FF分别由两个凝汽式小汽轮机TD驱动，其汽源来自第四级抽汽，小汽轮机均自带小凝汽器C和小凝结水泵CP，它们的凝结水被打入主凝汽器的热井内。,电厂补充水采用热力法由蒸汽发生器E产生的蒸馏水来补充。蒸发器加热一次汽源为第七级抽汽，它产生的二次蒸汽经专设的蒸汽冷却器ES冷却为蒸馏水，经过抽气器冷却器EJ后进入主凝汽器的热井内。,第五节

33、发电厂原则性热力系统计算,一、计算的目的,发电厂的热力系统是在回热系统的基础上将范围扩大至全厂，实际上就是在回热系统的基础上增加了一些辅助热力系统，如锅炉连续排污利用系统、补充水系统、热电厂的对外供热系统等。发电厂原则性热力系统计算又称为全厂热力系统的计算。它与机组的原则性热力系统（即回热系统）计算不同，其范围涉及的问题都是全厂性的。其计算的主要目的是确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及参数、发电量、供热量、全厂性的热经济指标，以及为发电厂的设计、运行和检修等提供数据。,二、计算的原始资料,1.计算条件下的发电厂原则性热力系统图。,2.给定（已知）的电厂计算工况：对凝汽式电厂是指全厂的电负荷或

34、锅炉的蒸发量；对热电厂则是指全厂的电负荷、热负荷（包括汽水参数、回水率及回热温度等）或热电厂的锅炉蒸发量、热负荷等。,3.汽轮机、锅炉及热力系统的主要技术数据。如汽轮机、锅炉的型式、容量、参数，汽包压力、锅炉效率、锅炉的连续排污率等，汽轮机在计算工况下的各级回热参数，回热加热器的效率，机组的相对内效率ri、机械效率m和发电机效率g等，轴封系统有关数据等。,4.给定工况下辅助热力系统的有关数据。如化学补充水的温度，暖风器、厂内采暖、加热器等耗汽量及其参数，驱动给水泵和风机的小汽轮机的耗汽量及其参数，厂用汽水损失、热网效率等。,三、基本计算公式及步骤,全厂原则性热力系统计算的基本公式和原理与机组原

35、则性热力系统计算的相同。计算的基本公式仍然是热平衡式、物质平衡式和汽轮机的功率方程式，原理还是联立求解多元一次线性方程组，但在计算范围、内容和步骤上有些不同。,全厂热力系统计算包括了锅炉、管道和汽轮机在内的全厂范围的计算，其结果是全厂的热经济指标，如全厂热效率cp、全厂热耗率qcp、发电标准煤耗率bscp和全厂净效率ncp、全厂净热耗率qncp、全厂供电标准煤耗率bncp等。,1计算的范围和结果不同,2计算内容上有所不同,全厂热力系统的计算比回热系统的计算要增加全厂的物质平衡、热平衡和辅助热力计算等部分。,辅助热力系统的计算一般包括锅炉连续排污利用系统和对外供热系统的计算。,对全厂物质平衡计算

36、有影响的如汽轮机的汽耗量，就不能只包括参与做功的那部分蒸汽量D0，还要包括与汽轮机运行有关的非做功的汽耗，比如阀杆漏汽Dlv、轴封漏汽Dsg、射汽抽气器耗汽量Dej等，它们均应作为汽轮机的新汽耗量D/0，还有全厂的内部汽水损失Dl，它在锅炉蒸发量Db和汽轮机的实际新汽耗量D/0的物质平衡中也应考虑。,由于全厂物质平衡的变化和辅助热力系统引入汽轮机回热系统时带入的热量，使汽轮机的热耗量Q0与机组回热系统计算用的热耗量在物理概念上也不一样了。,同样对全厂而言，汽轮机绝对内效率iWi/Q0，也对应着这个热耗。显然，它与汽轮机厂家提供的i是有所不同的。,3计算步骤上也不完全一样,在全厂的热力系统计算中

37、，要先计算对回热系统有影响的外部系统，主要是锅炉连续排污利用系统和对外供热系统，再对回热系统进行计算。即按照“先外后内，由高到低”的顺序进行。,（1）整理原始资料。这与机组原则性热力系统计算时整理原始资料一样，求得各计算点的汽水比焓值，编制汽水参数表。,以凝汽式发电厂额定工况的定功率计算求全厂热经济指标为例，来说明全厂热力系统的计算步骤。,当一些小汽水流未给出时，可近似选为汽轮机汽耗量的比值，如轴封漏汽Dsg、射汽抽气器的汽耗量Dej，可取Dsg2D0，Dej0.5D0；厂内工质泄漏Dl和锅炉连续排污量Dbl的数值按规定选取。,但是全厂的原则性热力系统计算除了汽轮机的原始数据外，还要包括锅炉、

38、辅助设备的原始数据。,当锅炉效率未给定时，可参考同参数、同容量、燃用煤种相同的同类工程的锅炉效率选取。汽包压力未给出时，可近似按过热器出口压力的1.25倍选取。锅炉连续排污扩容器压力pf的确定，视扩容器出口蒸汽引至何处而定，并选取合理的压损pf，最后确定锅炉连续排污利用系统中有关的汽水比焓值。,（3）汽轮机汽耗D/0、热耗Q0、热耗率q、绝对电效率e、锅炉热负荷Qb、管道效率p的计算。,（2）按“先外后内，由高到低”的顺序计算。先计算锅炉连续排污利用系统，再进行“内部”回热系统计算。此后的计算与机组回热系统“由高至低”的计算顺序一致。,（4）全厂热经济指标：全厂热效率cp、全厂热耗率qcp、发

39、电标准煤耗率bscp等的计算。,四、发电厂原则性热力系统计算示例,例：凝汽式电厂的原则性热力系统如图所示，求在已知条件下1000MW机组在阀门全开工况时（此时Pe1046.847MW）的全厂热经济指标。,已知：1汽轮机型式和参数 汽轮机为上汽和德国SIEMENS联合设计制造的：超超临界压力、一次中间再热、四缸四排汽、反动凝汽式N1000-26.25/600/600机组。蒸汽初参数：p026.25MPa，t0600 再热蒸汽参数：高压缸排汽pinrh=p2=6.393MPa，tinrh=t2=377.8，中压缸进汽poutrh=5.746MPa，toutrh=600 平均排汽压力：pc(4.4+

40、5.4)/2=4.9kPa；给水温度tfw=297.3。在VWO工况下各回热抽汽的压力和温度、加热器压力和疏水冷却器出口水焓、加热器出口水焓见表43。,1000MW超超临界压力凝汽式机组的全厂原则性热力系统,2锅炉类型和参数 锅炉类型：HG2953/27.46YM1型变压运行直流燃煤锅炉。最大连续蒸发量2996.3t/h，额定蒸发量2909.03t/h 过热蒸汽出口参数：pb27.56MPa，tb605 再热蒸汽出口参数：p outrh(b)=5.81MPa，toutrh(b)=603 再热蒸汽进口参数：p inrh(b)=6.12MPa，tinrh(b)=372 锅炉效率：b93.8 锅炉过

41、热器减温水取自省煤器出口，再热器减温水取自给水泵中间抽头。在VWO计算工况，再热器减温水量为0。,3.计算中采用的其他数据（1）小汽水流量 制造厂家提供的轴封汽量及其参数如表44所示。,表中，DHsg为高压缸轴封总漏气量，其中引入高压缸排气管道的轴封漏汽量DHsg=18662.4 kg/h，引入中低压连通管的为11044.8 kg/h；引入SG的轴封漏汽量为 324kg/h，引入凝汽器的为 2966.4 kg/h；DIsg为中压缸轴封总漏气量，其中引入凝汽器的轴封漏汽量为 1299.6 kg/h，引入SG的轴封漏汽量144 kg/h。则SG中总漏气量Dsg1=324+144=468kg/h，冷

42、凝器内轴封漏汽量 Dsg2=2966.4+1299.6=4266kg/h。全厂汽水损失Dl=0.01Db。,（2）其他有关数据 选择回热加热器效率h0.99；补充水入口水温tma15，入口水焓hw,ma62.8kJ/kg；计算工况下机械效率m=99.6%，发电机效率g=99.06%；给水泵组焓升hpufw43.5kJ/kg，凝结水泵组焓升hpucw3kJ/kg；小汽轮机Dlt168109.2kg/h。,（3）新蒸汽、再热蒸汽计算点参数如表45所示。,解：1.整理原始资料 得到计算总汽水焓值，如表43、44、45所示。,2.全厂物质平衡,锅炉蒸发量,汽轮机总耗汽量,则,锅炉给水量,补充水量,3.

43、计算汽轮机各段抽汽量和凝汽量,（1）由高压加热器H1的热平衡计算D1,得,得：,由H2的热平衡式,（2）由高压加热器H2计算D2,H2的疏水量,由于高压缸轴封漏出蒸汽DHsg中DHsg引入高压缸排汽管道，所以再热蒸汽量,（3）由除氧器H4的热平衡计算D4,由于计算工况再热减温水量为0，所以除氧器的出口水量,除氧器进出口水量不等，可先不考虑h写出热平衡式：,然后将上述Dc4的关系式代入，整理成以进水焓hw5为基准，不含Dc4的热平衡式，再考虑h：,物质平衡：,从而得到D/4、D4和Dc4。,低加H6进水量Dc6：,联立求解得：,（4）由低压加热器H5和H6的热平衡计算D5、D6,由于H5的进口水

44、焓未知，将疏水泵混合点M包括在H5的热平衡范围内，分别列出H5和H6两个热平衡式。,（5）由低加H8、疏水冷却器DC、轴封冷却器SG 和凝汽器热井作为整体的热平衡计算D8,热井的物质平衡：,根据：流入热量 流出热量，即：,再考虑h，进水焓hc为准的：吸热量h放热量,（6）凝汽量Dc的计算与物质平衡校核,由热井的物质平衡，得：,利用汽轮机的物质平衡式来校核计算的准确性,两者计算误差很小，表明以上计算正确，符合工程要求。,计算结果汇总于表45中。,得到,（1）计算汽轮机内功率,（2）由功率方程式求D0,4.汽轮机汽耗计算及功率校核,并求得Dj。,（3）求各级抽汽量及功率校核,蒸汽的实际内功率Wi由

45、排汽内功率Wic和各抽汽内功率Wij和轴封汽做功率Wisgj组成，即,将D0数据代入各处汽水相对值和各抽汽内功率Wij、轴封汽做功率Wisgj及排汽内功率Wic，列入表46中。,功率校核,则,误差较小，符合工程要求。,（1）机组热耗Q0、热耗率q、绝对电效率e,（2）锅炉热负荷Qb和管道效率b,查得,5.热经济指标计算,管道效率,则,（3）全厂热经济指标,全厂热效率,发电标准煤耗率,全厂热耗率,热经济指标汇总,第五节 发电厂的管道阀门,一、管道规范,1.蒸汽管道设计压力 管道设计压力（表压）是指管道运行中内部介质最大工作压力。主蒸汽管道的设计压力，取用锅炉过热器出口的额定工作压力或锅炉最大连续

46、发量下的工作压力。当锅炉和汽轮机允许超压5%运行时，应加上5%的超压值。,发电厂的主、辅热力设备是通过管道、阀门等连接成整体的。管道工作的可靠性，尤其是在高温高压下工作的汽水管道，对电厂运行的安全性影响更大。管道压损、泄漏和散热等都不同程度地影响电厂运行的热经济性。,再热蒸汽管道的设计压力，对低温再热蒸汽管道，取用汽轮机最大计算出力工况，即调节汽门全开（简称VWO）工况或调节汽门全开加5%超压（VWO+5%OP）工况下高压缸排汽压力的1.15倍；对高温再热蒸汽管道，可减至再热器出口安全阀动作的最低整定压力。,汽轮机非调整抽汽管道的设计压力，取用汽轮机最大计算出力工况下该抽汽压力的1.1倍，且不

47、小于0.1MPa。,调整抽汽管道、背压汽轮机排汽管道、减压装置后的蒸汽管道、与直流锅炉启动分离器连接的汽水管道的设计压力，均取用各自的最高工作压力。,2.水管道设计压力,高压给水管道，对定速前置泵或给水泵的出口管道，分别取用前置泵或主给水泵特性曲线最高点对应的压力与该泵进水侧压力之和。对变速泵出口管道，从给水泵出口至关断阀的管道，设计压力取用泵在额定转速特性曲线最高点对应的压力与进水侧压力之和；从泵出口关断阀至锅炉省煤器进口区段，取用泵在额定转速及设计流量下泵提升压力的1.1倍与泵进水侧压力之和。,低压给水管道（除氧器水箱出口管至前置泵或给水泵进口区段），对于定压除氧系统，取用除氧器额定压力与

48、最高水位时水柱静压之和；对滑压除氧系统，取用汽轮机最大计算出力工况下除氧器加热抽汽压力的1.1倍与除氧器最高水位时水柱静压之和。,3.管道设计温度,设计温度是指管道运行中内部介质的最高工作温度。,主蒸汽管道的设计温度，取用锅炉过热器出口蒸汽额定工作温度加上锅炉正常运行时允许的温度差值（通常取5）。,再热蒸汽管道的设计温度，对高温段，再热器出口额定温度+5；对低温段，根据高压缸排汽参数确定。,汽轮机抽汽管道的设计温度，对非调整抽汽，取用汽轮机最大出力工况下抽汽参数，等熵求取其在设计压力下的相应温度；对调整抽汽，取用抽汽的最高工作温度。,水管道的设计温度，高压管道取用高压加热器后高压给水的最高工作

49、温度；低压管道，对定压除氧，取用除氧器额定压力对应的饱和温度，对滑压除氧，取用汽轮机最大出力工况下1.1倍除氧器工作压力对应的饱和温度。,二、管道上的阀门,发电厂的阀门是管道上和连接各设备之间最重要的附件之一。阀门的种类较多，它的选择、使用是否合理，将直接影响到运行的安全性和经济性。,按阀门在管道中所起的作用，将阀门分为三大类：关断作用：闸阀、截止阀、旋塞和球阀等。调节作用：调节阀、节流阀、减压阀和疏水阀等。保护作用：安全阀、逆止阀和快速关断阀等。,1阀门的类型,2.阀门的使用,（1）关断阀门,闸阀和截止阀都是关断阀门。运行时处于全开状态，停止运行时处于全关状态。为保持闸阀和截止阀密封面的严密

50、性，不允许当作调节阀门使用。,闸阀：流动阻力小，开启、关闭力小，介质可两个方向流动，但结构复杂、制造维护要求高。,截止阀：结构简单，密封性较好，制造维修方便，但流动阻力较大，开启、关闭力也较大，启闭时间较长。,球阀：作调节或关断用，可迅速关断或开启，密封面小，不易磨损，可装于任意位置。,闸阀,截止阀,球阀,（2）调节阀门,调节阀门应根据介质、管系布置、使用目的、调节方式和调节范围以及阀门的流量特性来选用，要满足在任何工况下对流量、压降及噪声的要求。同样，调节阀门也不能作关断阀使用。,调节阀 改变通流面积来调节介质流量。,减压阀 改变通流缝隙将介质压力减低。,节流阀 调节介质流量和压力任意位置。