某300MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计说明书

目 录 第1章 绪论 1 1.1 热力系统简介 1 1.2 本设计热力系统简介 1 第2章 基本热力系统确定 3 2.1 锅炉选型 3 2.2 汽轮机型号确定 4 2.3 原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 6 2.4 全面性热力系统计算 7 第3章 主蒸汽系统确定 15 3.1 主蒸汽系统的选择 15 3.2 主蒸汽系统设计时应注意的问题 17 3.3 本设计主蒸汽系统选择 17 第4章 给水系统确定 19 4.1 给水系统概述 19 4.2 给水泵的选型 19 4.3 本设计选型 22 第5章 凝结系统确定 23 5.1 凝结系统概述 23 5.2 凝结水系统组成 23 5.3 凝汽器结构与系统 23 5.4 抽汽设备确定 26 5.5 凝结水泵确定 26 第6章.回热加热系统确定 28 6.1 回热加热器型式 28 6.2 本设计回热加热系统确定 33 第7章.旁路系统的确定 35 7.1 旁路系统的型式及作用 35 7.2 本设计采用的旁路系统 38 第8章.辅助热力系统确定 39 8.1 工质损失简介 39 8.2 补充水引入系统 39 8.3 本设计补充水系统确定 40 第9章.轴封系统确定 41 9.1 轴封系统简介 41 9.2 本设计轴封系统的确定 41 致 谢 42 参考文献 43 外文翻译原文 44 外文翻译译文 49 毕业设计任务 毕业设计进度 第1章 绪论 1.1热力系统简介 发电厂的原则性热力系统就是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。原则性热力系统具有以下特点： （1）只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备，同类型同参数的设备再图上只表示1个; （2）仅表明设备之间的主要联系，备用设备、管路和附属机构都不画出； （3）除额定工况时所必须的附件（如定压运行除氧器进气管上的调节阀）外，一般附件均不表示。 原则性热力系统主要由下列各局部热力系统组成: 锅炉、汽轮机、主蒸汽及再热蒸汽管道和凝汽设备的链接系统，给水回热系统，除氧器系统，补充水系统，辅助设备系统及“废热”回收系统。凝汽式发电厂内若有多种单元机组，其原则性热力系统即为多个单元的组合。对于热电厂，无论是同种类型的供热机组还是不同类型的供热机组，全厂的对外供热的管道和设备是连在一起的，原则性热力系统较为复杂。 原则性热力系统实质上表明了工质的能量转换及热能利用的过程，反映了发电厂热功能量转换过程的技术完善程度和热经济性。拟定合理的原则性热力系统，是电厂设计和电厂节能工作的重要环节。 1.2本设计热力系统简介 某电力发电厂一期工程包括二套300MW燃煤汽轮发电机组及配套的辅机、附件。其中锅炉为国外引进的1025t/h“W”火焰煤粉炉；汽轮机为国产亚临界、一次中间再热300MW凝式汽轮机。机组采用一炉一机的单元制配置。 根据汽轮机制造厂推荐的机组的原则性热力系统，考虑与锅炉和全厂其它系统的配置要求，设计拟定了全厂的原则性热力系统。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、八级抽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为 0.803MPa压力除氧器的加热汽源。 八级回热加热器 (除除氧器外)均装设了疏水拎却器。 以充分利用本级疏水热量来加热本级主凝结水。三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，将三台高压加热器上端差分别减小为- 1.67℃、0℃、0℃。从而提高了系统的热经济性。 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。然后由汽动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到272.8℃，进入锅炉。 三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器；四台低压加热器的疏水逐级自流至凝汽器。凝汽器为单轴双缸排汽 反动凝汽。 汽轮机为亚临界压力、一次中间在热、单轴双缸双排汽反动凝汽式汽轮机。高中压缸为双层合缸反流结构，即由高中压外缸、高压内缸和中压内缸组成。低压缸则是3层缸结构，由钢板焊接、对称分流布置。本机组有8级非调整抽汽，在第1～3级抽汽供3台高压加热器,第4级抽汽供除氧器、锅炉给水泵小汽轮机及辅助蒸汽用汽,第5～8级抽汽供4台低压加热器用汽。此外，中压联合汽门阀杆漏气接入第3级抽汽管道上，锅炉连续排污扩容器的扩容蒸汽和高压轴封漏气接入除氧器。除氧器为滑压运行，滑压范围是0.147～0.883MPa。 高低压加热器均设有内置式疏水冷却器，且高压加热器还没有内置式蒸汽冷器。加热器疏水采用逐级自流方式，最后流入凝汽器热井。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，凝结水经凝结水泵CP、除盐设备DE和凝升泵BP，流经轴封加热器SG、4个低压加热器进入除氧器。给水从给水箱经前置泵TP、主给水泵FP及3台高压加热器进入锅炉。压力最低的H7、H8低压加热器位于凝汽器喉部化学补充水 从凝汽器补入。 该机组在额定进汽参数、额定排汽压力、补水率为0%、回热系统正常投运的条件下，能发出额定功率300MW，进汽量为1000t/h，热耗率7993KW/(KW h)当阀门全开、超压5%（即VWO+5%OP）工况下，机组最大进汽量为1025 t/h，最大功率为329MW。 热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失10354kg/h锅炉排污损失1035kg/h (因排污率较小，未设计排污利用系统) 。 高压缸门杆漏气A 和 B分别引人再热冷段管道和轴封加热器SG，中压缸门杆漏汽 K引人 3 号高压加热器，高压缸的轴封漏汽按压力不同，分别进人除氧器(L1、L)、均压箱(M1、M)和轴封加热器 (N1、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也引人轴封加热器。从高压缸的排汽管路抽出一股气流J，不经再热器而直接进中压缸，用于冷却中压缸转子叶根。 第2章 基本热力系统确定 2.1锅炉选型 2.1.1锅炉的简介 锅炉是火力发电厂的三大主机中最基本的能量转换装备。其作用是使燃料在炉内燃烧放热，并将锅炉内工质由水加热成具有足够数量和一定品质（气温和气压）的过热蒸汽，供汽轮机使用。 表征锅炉设备基本特征的有：锅炉容量、蒸汽参数、燃烧方式、汽水流动方式和锅炉整体布置等方面。主要是锅炉容量和蒸汽参数。 锅炉容量：锅炉的容量用蒸发量表示，一般是指锅炉在额定蒸汽参数（压力、温度）、额定给水温度和使用设计燃料时，每小时的最大连续蒸发量。常用符号De表示，单位为t/h(或kg/s)。习惯上，电厂锅炉容量也用与之配套的汽轮发电机组的电功率表示。 蒸汽参数：锅炉的蒸汽参数是指锅炉出口处的蒸汽温度和蒸汽压力。蒸汽温度常用符号t表示，单位为℃或K；蒸汽压力常用符号p表示，单位为MPa。锅炉设计时所规定的蒸汽温度和压力称为额定蒸汽温度和额定蒸汽压力。 2.1.2电厂锅炉特性 表征锅炉设备基本特征的有：锅炉容量、蒸汽参数、燃烧方式、汽水流动方式和锅炉整体不知等方面。 电厂锅炉存在这样几个明显特点：电厂锅炉一般都是在蒸发量在400t/h以上、超高压以上压力的锅炉，且大都进行中间再热，即锅炉容量大、蒸汽参数高。大容量、高参数电厂锅炉热效率都很高，多稳定在90%以上。大型电厂锅炉为实现安全、经济运行、大都设置一套高度可靠的自动化控制装置—自动化程度高。 2.1.3一般电厂锅炉分类 可以从不同角度出发对锅炉进行分类：按烟气在锅炉流动的状况分：水管锅炉、锅壳锅炉、水火管组合式锅炉；按锅筒放置的方式分：立式锅炉、卧式锅炉；按用途分：生活锅炉、工业锅炉、电站锅炉、车船用锅炉；按介质分：蒸汽锅炉、热水锅炉、汽水两用锅炉、有机热载体锅炉；按安装方式分：快装锅炉、组装锅炉、散装锅炉；按燃料分：燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、余热锅炉、电加热锅炉、生物质锅炉；按水循环分：自然循环、强制循环、混合循环；按压力分：常压锅炉、低压锅炉、中压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉；按锅炉数量分：单锅筒锅炉、双锅筒锅炉；按燃烧定在锅炉内部或外部分：内燃式锅炉、外燃式锅炉；按工质在蒸发系统的流动方式可分为自然循环锅炉、强制循环锅炉、直流锅炉等；按制造级别分类：A级、B级、C级、D级、E级（按制造锅炉的压力分）；按出口蒸汽压力分为：低压锅炉（P〈2.5MPa）、中压锅炉（22.5〈P〈4.0MPa）、高压锅炉（4.0〈P=10MPa）、超高压锅炉（10〈P=13.7MPa）、亚临界锅炉（13.7〈P=16.7MPa）、超临界锅炉（P=22MPa）。 2.1.4电厂锅炉的安全经济指标 1.连续运行小时数=两次检修之间运行小时数 2.事故率= ×100% 3.可用率= ×100% 4.锅炉效率：锅炉每小时的有效利用热量（即水和蒸汽所吸收的热量）占输入锅炉全部热量的百分数，常用符号η表示，即η= ×100% 事故率和可用率按一适当的周期来计算。我国通常以一年为一统计周期。连续运行小时数越长，事故率越低，可用率越高，锅炉的安全可靠性就越高。 2.1.5本设计锅炉机组选用 （1）汽轮机形式：阳逻发电厂优化引进型N300-16.5/537/537 （2）蒸汽初参数： =16.65MPa, =537℃; EMBED Equation.DSMT4 =0.31MPa, EMBED Equation.DSMT4 =1.4℃ （3）再热蒸汽参数：冷段压力 = =3.61MPa,冷段温度 =316.4℃，热段压力 =3.29Mpa （4）热段温度 =537℃； EMBED Equation.DSMT4 =0.07MPa, EMBED Equation.DSMT4 =1.2℃ （5）排汽压力： =5.54kPa(0.00554MPa) （6）抽汽及轴封参数见表2.2.给水泵出口压力 =20.81MPa,凝结水泵出口压力为1.78MPa.机械（7）效率、发电机效率分别取为 =0.99、 =0.985 （8）汽动给水泵用汽数 为0.038 2.2汽轮机型号确定 2.2.1汽轮机原理 汽轮机是以蒸汽为工质的将热能转变为机械能的旋转式原动机。汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一。在火力发电厂，锅炉将燃料的化学能转变为蒸汽的热能，汽轮机将蒸汽的热能转变为机械能，发电机将转轴的机械能转变为电能。 2.2.2汽轮机分类 1.按工作原理分 级是汽轮机中最基本的作功单元，它是由喷管叶栅和与它相配合的动叶栅组成的。蒸汽在汽轮机级中以不同方式进行能量转换，便形成不同的工作原理的汽轮机。 （1）冲动式汽轮机：主要由冲动级组成，蒸汽主要在喷管叶栅（或静叶栅）中膨胀，在动叶栅中只有少量膨胀。 （2）反动式汽轮机：主要由反动级组成，蒸汽在喷管叶栅（或静叶栅）和动叶栅中都进行膨胀，且膨胀程度大致相同。 2.按热力特性分 （1）凝汽式汽轮机：蒸汽在汽轮机内膨胀做功以后，除小部分轴封漏气外，全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。实际上为了提高汽轮机的热效率，减少汽轮机排汽缸的直径尺寸，将做过功的蒸汽从汽轮机内抽出来，送入回热加热器，用以加热锅炉给水，这种不调整抽汽式汽轮机，也统称为凝汽式汽轮机。 （2）背压式汽轮机：蒸汽进入汽轮机内部做功以后，以高于大气压力排除汽轮机，用于工业生产或民用采暖的汽轮机。 （3）抽汽背压式汽轮机：为了满足不同用户和生产过程的需要，从背压式汽轮机内部抽出部分压力较高的蒸汽用于工业生产，其余蒸汽继续做功后以较低的压力排除，供工业生产和居民采暖的汽轮机。 （4）抽汽凝汽式汽轮机：蒸汽进入汽轮机内部做过功以后，从中间某一级抽出来一部分，用于工业生产或民用采暖，其余排入凝汽器凝结成水的汽轮机，称为一次抽汽式或单抽式汽轮机。从不同的级间抽出两种不同压力的蒸汽，分别供给不同的用户或生产过程的汽轮机称为双抽式（二次抽汽式）汽轮机。 （5）多压式汽轮机：汽轮机进汽不止一个参数，在汽轮机的某中间级前又引入其他来源的蒸汽，与原来的蒸汽混合共同膨胀做功。 3.按汽轮机的进汽压力分 （1）低压汽轮机：主蒸汽压力为1.2～1.5MPa （2）中压汽轮机：主蒸汽压力为2.0～4.0MPa （3）高压汽轮机：主蒸汽压力为6.0～10.0MPa （4）超高压汽轮机：主蒸汽压力为12.0～14.0MPa （5）亚临界汽轮机：主蒸汽压力为16.0～18.0MPa （6）超临界汽轮机：主蒸汽压力大于22.17MPa （7）超超临界压力汽轮机：主蒸汽压力大于32MPa 。 2.2.3本设计选用汽轮机 根据任务书要求可得到汽轮机相关参数 汽轮机形式：N300-16.65/537/537 蒸汽初参数： =16.65MPa, =537℃; EMBED Equation.DSMT4 =0.31MPa, EMBED Equation.DSMT4 =1.4℃; 再热蒸汽参数：冷段压力 = =3.61MPa,冷段温度 =316.4℃，热段压力 =3.29MPa,热段温度 =537℃； EMBED Equation.DSMT4 =0.07MPa, EMBED Equation.DSMT4 =1.2℃; 排汽压力： =5.54kPa(0.00554MPa); 抽汽及轴封参数见表2.2.给水泵出口压力 =20.81MPa,凝结水泵出口压力为1.78MPa.机械效率、发电机效率分别取为 =0.99、 =0.985。 汽动给水泵用汽数 为0.038。 本设计选用N300-16.65/537/537型号汽轮机。全机有两个缸：高中压部分采用高中压合缸反流结构，对头布置，为双层缸；低压缸分为流结构，进汽部分为三层，通流部分为双层缸。高压缸内有一级冲动级（调节级）和12级反动式压力级，中压缸内有9列反动式压力级，低压缸内分流布置着14列反动式压力级.全机共有29个热力级，36个结构级。新蒸汽从汽轮机下部由主蒸汽管道进入2个高压主汽调节联合阀，由6个调节气阀经导汽管按一定的顺序从高压外缸的上半和下半分别进入高压缸的6个喷管室，通过各自的喷管组流向顺向布置的调节级，然后返流经过高压通流部分反向布置的12级反动级，经由高中压外缸下半排出后进入再热器。经过再热的蒸汽从汽轮机前部由再热主汽管进入2个中压再热调节联合阀，再经过2根中压导汽管将蒸汽从下部导入高中压外缸的中压缸，再经过中压通流部分后，经过一根连通管进入低压缸，蒸汽从中央流入，再从2个排汽口排入凝汽器。 2.3原则性热力系统计算原始资料以及常用数据选取 2.3.1回热加热系统参数 (1)机组各级回热抽汽参数见表2-4 表2-3 N300-16.65/537/537型双缸双排汽机组回热抽汽及轴封汽参数 项目 加热器编号 抽汽压力 抽汽温度 轴封汽量 轴封汽比焓 单位 MPa ℃ — kJ/kg 回热抽汽点、轴封来汽点及轴封汽参数 H1 5.954 386.7 — — H2 3.61 316.4 — — H3 1.63 436.6 — — H4 0.803 337.4 高压汽门来0.013 3361 H5 0.341 237.4 — — H6 0.134 145.0 — — H7 0.0732 95.0 — — H8 0.0256 64.97 — — SG — — 中压缸来0.013 3284 C 0.00554 34 — — 2.3.2整理原始资料 （1）根据已知参数p、t在h-s图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线（见图2-4），得到新汽焓 、各级抽汽焓 及排汽焓 ，以及再热器蒸汽比焓升 。也可以根 据p、t、查水蒸汽表得出上述焓 =3394.1kJ/kg, =3015.8kJ/kg, =3534.8kJ/kg, =3534.8-3015.8=519kJ/kg 根据水蒸气表查得各加热器出口水焓 及有关疏水焓 或 ，将机组回热系统计算点参数列于表2-4 图2-4亚临界压力300MW双缸双排汽凝气式机组蒸汽膨胀过程线 2.4全面性热系统计算 2.4.1回热抽汽系数与凝气系数的计算 采用相对量进行计算。 （1）1号高压加热器（H1） 由H1的热平衡时求 （ - ） = - = = =0.074925 H1的疏水系数 = =0.074952 （2）2号高压加热器（H2） [ ( - )+ ( - )] = - = = =0.082307 表2-4 N300-16.65/537/537型双缸双排汽机组回热系统计算点参数 项目 单位 H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 SG C 加热蒸汽 抽汽压力 MPa 5.954 3.61 1.63 0.803 0.341 0.134 0.0732 0.0256 — 0.0055 抽汽压损 % 6 6 6 6 6 6 6 6 — — 加热器汽侧压力 MPa 5.597 3.39 1.53 0.755 0.321 0.126 0.0688 0.0241 0.095 — 抽汽焓 kJ/kg 3142.8 3015.8 3332.2 3134.4 2939.2 2763.5 2669.2 2517.6 — — 轴封汽焓 kJ/kg — — — 3361 — — — — 3284 — 饱和水温度 ℃ 271.1 240.8 199.3 168.1 135.9 106.2 89.5 64.2 98.2 34.7 饱和水焓 kJ/kg 1190.2 1040.8 849 710.7 571.5 445.3 374.8 268.5 411.5 145.5 被加热水 加热器端差 ℃ -1.67 0 0 0 2.78 2.78 2.78 2.78 — 0 加热器出口水温 ℃ 272.8 240.8 199.3 168.1 133.1 103.4 86.7 61.4 — — 加热器水侧压力 MPa 20.81 20.81 20.81 0.803 1.78 1.78 1.78 1.78 1.78 — 加热器出口水焓 kJ/kg 1195.2 1043.7 857.7 710.7 560.7 434.7 364.4 258.5 — 145.5 疏水 疏水冷却器端差 ℃ 8 8 8 — — — — — — — 疏水冷却器 出口水温 ℃ 248.8 207.3 179.5 — — — — — — — 疏水冷却 器 疏水焓 kJ/kg 1079.5 886 761.3 — — — — — — — H2的疏水系数 再热蒸汽系数 （3）3号高压加热器 （H3） 先计算给水泵的焓升 EMBED Equation.DSMT4 。设除氧器的水位高度为20m，则给水泵的进口压力为 = MPa，取给水的平均比容为 =0.0011 /kg、给水泵效率 =0.83，则 = =26.3（kJ/kg） 由H3的热平衡式得 = = =0.040280 H3的疏水系数 （2）除氧器HD 第4段抽汽 由除氧器加热蒸汽 和汽动给水泵用汽 2部分组成，即 由除氧器的物质平衡可知除氧器的进水系数为 由于除氧器的进出口水量不等， 时未知数。为避免在最终的热平衡式中出现2各未知数，可先不考虑加热器的效率 ，写出除氧器的热平衡式：∑吸热量=∑放热量，即 将 的关系代入，整理成以进水焓 为基准，并考虑 的热平衡式：吸热量/ =∑放热量，可得 EMBED Equation.DSMT4 EMBED Equation.DSMT4 （5）5号低压加热器（H5） 直接由H5的热平衡式可得 H5的疏水系数 （6）6号低压加热器（H6） 同理，有 EMBED Equation.DSMT4 （7）7号低压加热器（H7） EMBED Equation.DSMT4 EMBED Equation.DSMT4 （8）8号低压加热器（H8）与轴封加热（SG） 为了计算方便，将H8与SG作为一个整体考虑，采用2.39所示的热平衡范围来列出物质平衡和热平衡式。由热井的物质平衡式，可得 根据∑吸热量=∑放热量写出平衡式 将 消去，并整理成以 吸热为基础以进水焓 为基准的热平衡式，得 （9）凝汽系数 的计算与物质平衡校核 由热井的物质平衡计算 由汽轮机流通部分物质平衡来计算 ，以校核计算的准确性 =1-(0.074925+0.082307+0.040280+0.067932+0.041246+0.021258+0.033853+0.025755+0.013+0.0014)=0.598044 2.4.2新汽量 计算及校核 根据抽汽做功不足多耗汽的公式来计算 (1) 计算 凝汽的比内功 为 （2）计算 各级抽汽做功不足系数 如下： 表2-5 EMBED Equation.DSMT4 、 EMBED Equation.DSMT4 和 的计算数据 EMBED Equation.DSMT4 EMBED Equation.DSMT4 =0.074925 =3142.8 =235.4 =0.838444 =0.62820 .=68.736447 =0.08237 =3015.8 =248.221451 =0.756799 =0.062290 75.508719 =0.040280 =3332.2 =134.221016 =0.626551 =0.025237 36.953008 =0.067932 =3134.4 =212.926061 =0.499389 =0.033925 62.321046 0.041246 =2939.2 =121.230243 =0.373899 =0.015422 37.839219 =0.021258 =2763.5 =58.746483 =0.260945 =0.005547 19.502161 =0.033853 =2669.2 =90.360428 =0.200321 =0.006781 31.056856 0.025755 2517.6 64.840788 =0.102861 =0.002649 23.627724 =0.598044 =2357.6 =1409.948534 — — 548.64758 =0.013 =3361 43.693 0.645066 EMBED Equation.DSMT4 0.008386 =11.926244 =0.0014 =3284 4.5676 0.595564 EMBED Equation.DSMT4 0.000834 =1.284365 — — ∑ = — ∑ =0.22 3892 917.403369 于是，抽汽做功不足汽耗增加系数 为 则汽轮机新汽耗量 为 EMBED Equation.DSMT4 （3） 功率校核 1kg新汽比内功 (其中∑ EMBED Equation.DSMT4 计算数据见表2-5) 据此，可的汽轮机发动机的功率 为 MW 计算误差 误差非常小，在工程允许范围内，表示上述计算正确。 各汽水流量绝对值计算 2.4.3 各汽水流量绝对值计算 （1）由 求出各处 ，见表2-5 （2）全厂物质平衡 汽轮机总耗汽量 锅炉蒸发量 =926.669 锅炉给水量（在最大工况下扣去过热器减温水 ） 锅炉连续排污量 =9.2667 补充水量 =78.0027 2.4.4汽轮机热经济指标计算 1kg新汽的比热耗 （kJ/kg） 汽轮机绝对内效率 汽轮发动机绝对电效率 汽轮发电机组热耗率q 汽轮发电机组汽耗率 第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定 3.1主蒸汽系统的选择 主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往新汽设备的蒸汽支管所组成的系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排气至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。 发电厂主蒸汽系统具有输送工质流量大、参数高、管道长且要求金属材料质量高的特点，它对发电厂运行的安全、可靠、经济性影响很大，所以对主蒸汽系统的基本要求就是系统力求简单，安全、可靠性好，运行调度灵活，投资少，运行费用低，便于维修、安装和扩建。 3.1.1单母管制系统（又称集中母管制系统） 如图3-1（a）所示，其特点是发电厂所有锅炉的蒸汽先引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。 单母管上用两个串联的分段阀，将母管分成两个以上区段，它起着减小事故范围的作用，同时也便于分段阀和母管本身检修而不影响其他部分正常运行，提高了系统运行的可靠性。正常运行时，分段阀处于开启状态，单母管处于运行状态。显然，该分段阀应采用闸阀。 该系统的优点是系统比较简单，布置方便。但运行调度还不够灵活，缺乏机动性。当任一锅炉或与母管相连的任一阀门发生事故，或单母管分段检修时，与该母管相连的设备都要停止运行。因此这种系统通常用于锅炉和汽轮机台数不匹配，而热负荷又必须确保可靠供应的热电厂以及单机容量为6MW以下的电厂。 3.1.2切换母管制 如图3-1（b）所示，其特点为每台锅炉与其相对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。它们的作用是当某单元锅炉发生事故或检修时，可以通过这三个切换阀门由母管引来邻炉蒸汽，使该单元的汽轮机继续运行，也不影响从母管引出的其他用汽设备。 为了便于母管检修或电厂扩建不致影响原有机组正常运行，机炉台数较多时，也可以考虑用两个串联的关断阀将母管分段。母管管径一般是按通过一台锅炉的蒸发量来确定，通常处于热备用状态；若分配锅炉负荷时，则应投入运行。 该系统的优点是可充分利用锅炉的富余容量，切换运行，既有较高的运行灵活性，又有足够的运行可靠性，同时还可以实现较优的经济运行。该系统的不足之处在于系统较复杂，阀门多，发生事故的可能性较大；管道长，金属耗量大，投资高。所以，该系统适宜装有高压供热式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。 3.1.3单元制系统 如图3-1（c）所示，其特点是每台锅炉与相对应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管横向联系，单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主汽管。 单元制系统的优点是系统简单、管道短、阀门少，故能节省大量高级耐热合金钢；事故仅限于本单元内，全厂安全可靠性高；控制系统按单元设计制造，运行操作少，易于实现集中控制；工质压力损失少，散热小，热经济性高；维护工作量少，费用低；无母管，便于布置，主厂房土建费用少。其缺点是单元之间不能切换。单元内任一与主汽管相连的主要设备或附件发生事故，都将导致整个单元系统停止运行，缺乏灵活调度和负荷经济分配的条件；负荷变动时对锅炉燃烧的调整要求高；机炉必须同时检修，相互制约。因此，对参数高、要求大口径高级耐热合金钢管的机组，且主蒸汽管道系统投资占有较大比例时，应首先考虑采用单元制系统。如装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制系统；对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，应采用单元制系统。 3.2主蒸汽系统设计时应注意的问题 3.2.1高、中压主汽阀和高压缸排汽逆止阀 高参数大容量机组，尤其是再热机组的蒸汽流量很大。汽轮机自动主汽阀一般配置两个，也有配置四个高压主汽阀的，高压调速汽阀一般都配置四个，再热后的中压自动主汽阀与相应的调速汽阀合并为中压联合汽阀，一般也配置两个或四个。它们均靠汽轮机调速系统的高压油控制其自动关闭；新蒸汽管道上配置一电动隔离阀作严密隔绝蒸汽用。高压缸排气管上为防止机组甩负荷时，再热管道内的蒸汽倒流入汽轮机，通常设置有逆止阀。当汽轮机排气逆止阀以及各回热抽气管道上的逆止阀也在气动或液动机构作用下迅速关闭，从而保护汽轮机不至超速。 3.2.2温度偏差及其对策 随着机组容量增大，炉膛宽度加大，烟气流量、温度分布不均造成两侧汽温偏差增大，这样就要求管道系统应有混温措施。国际电工协会规定，最大允许汽温偏差持久性为15℃，瞬时性为42℃。由于汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽均为双侧进汽，因此再热机组的主蒸汽、再热蒸汽系统以单管、双管及混合管系统居多，少数也有四管及其混合管系统的。 3.2.3主蒸汽及再热蒸汽压损及管径优化 主蒸汽、再热蒸汽压损增大，将会降低机组的热经济性，多耗燃料。蒸汽压损与管径和管道附件有直接的关系。所以设计规程明确提出对第一台新设计的汽轮机组，其主蒸汽、再热蒸汽等管道的管径及管路根数，应经优化计算确定。管径优化计算包括管子壁厚计算、压降计算和费用计算三部分。 3.3本设计的主蒸汽系统选择 由于本设计采用一次中间再热高参数凝汽式电厂，故选用单元制系统。机组主蒸汽及高、低温在热蒸汽系统采用单管、双管混合系统，管道从过热器的出口联箱的两侧引出，在机头处汇集成一根管，到高压缸前分成两根支管分别进入高压缸左右侧主汽阀和调节阀，在汽轮机入口前设压力平衡联通管。 热再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入中压缸左右侧再热主汽阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。 热再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入中压缸左右再热主汽阀调节阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排气口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器进口联箱。既减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。过热器出口及再热器进、出口管道上设有水压试验隔离装置，锅炉侧管系可做隔离水压试验。 主蒸汽、再热蒸汽压损增大，将会降低机组的热经济性，多耗燃料。蒸汽压损与管径和管道附件有直接的关系。为了减小蒸汽的流动阻力损失，在主汽阀前的主蒸汽管道上只设置了堵板阀， 高压缸排汽管道上为了防止机组甩负荷时，再热管道内的蒸汽倒流入汽轮机，设置了气动止回阀。当汽轮机甩负荷时，高、中压自动主汽阀在高压油作用下瞬间关闭（0.1～0.3s），高压缸排气止回阀以及各回热抽汽官道上的逆止阀也在气动机构作用下迅速关闭，从而保证汽轮机不至超速。 系统内的各种汽阀（包括主汽阀、调节阀、止回阀、疏水阀、安全阀）控制可靠、开启灵活、关闭严密，是保证系统正常工作的最基本条件。 第4章 给水系统确定 4.1给水系统概述 给水系统是从除氧器给水箱下降管入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。它包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水泵为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵出口之后为高压系统。 给水系统输送的工质流量大、压力高、对发电厂的安全、经济、灵活运行至关重要。给水系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，严重时会威胁锅炉的安全甚至长期不能运行。因此对给水系统的要求是在发电厂任何运行方式和发生任何事故的情况下，都能保证不间断地向锅炉供水。 给水系统的主要功能是将除氧器水箱中的主给水通过给水泵提高压力，经过高压加热器进一步加热之后，输送到锅炉的省煤器入口，作为锅炉的给水。此外，给水系统还向锅炉过热器的减温器、再热器减温器及汽轮机高压旁路装置的减温器提供减温水，用以调节上述设备出口蒸汽的温度。给水系统的最初注水来自凝结水系统。 4.2给水泵的选型 4.2.1给水泵的分类 电动泵组的驱动方式及配套形式为：前置泵由给水泵电动机的一端直接驱动。给水泵由给水泵电动机的另一端通过液力偶合器驱动。前置泵是通过迭片式挠性联轴器与电机连接。其余为齿轮联轴器传递。齿轮联轴器有压力油润滑。每个联轴器都封闭在可拆的保护罩内。 4.2.2给水泵结构 筒体：焊接在管路上，中心线位置支撑在钢结构的泵座上。简体材料为锰钢铸件。筒内所有受高速水流冲击的区域都镀以不锈钢奥氏体镀层以防止冲蚀。 泵内组件：可以整体从泵筒体抽出，这种设计由英国高级给水泵发展而来，利用备用芯包使得维修时间大为减少。芯包内包括所有的易损部件，并且有互换性。内泵壳选用耐腐蚀抗冲蚀的13％铬钢，相邻内泵壳间的接口为止口套接式并嵌有“0”型圈。 转动部件：刚性转子有极高的机械可靠性，泵轴为马氏体不锈合金钢锻件，径向轴承档镀以铬层以防止咬轴。 水力部件：泵中所用的叶轮和导叶为13％铬不锈钢精密浇铸件。流道用陶瓷模芯法浇铸，由此获得极好的表面光洁度和强度，高精度的叶型和高重复性。中间抽头：第二级上有一中间抽头，由两个密封圈在芯包与简体间密封，并在前二级泵壳外形成一周向空间，在次级内泵壳上有圈径向孔，使得次级压力水进入周向空间，在筒体上有一抽头口，使次级抽头水从周向空间输向中间抽头接头。 平衡装置；泵的水力平衡装置为平衡鼓装置，平衡鼓装在末级叶轮后面，平衡鼓为不锈钢锻件材料。 轴承：泵轴是由一对普通圆柱型径向滑动轴承所支承，轴承为钨金衬套强制油润滑型，润滑油来自主润滑油系统。 自位瓦块式推力轴承：自位瓦块式推力轴承对两个方向的推力载荷是有相同的承受容量的，适用于两个旋转方向。推力轴承安装在一轴向中分的轴承腔内，而轴承室本身也是轴向中分的。 轴端密封：泵装有固定衬套注射密封水，卸荷型迷宫密封，保证泵在运行时密封水不进入泵内．而泵内水不泄漏出来。 4.2.3给水泵的出口压力 给水泵的出口压力主要取决于锅炉汽包的工作压力，此外给水泵的出水还必须克服以下阻力：给水管道以及阀门的阻力，各级高压加热器的阻力，给水调整门的阻力，省煤器的阻力，锅炉进水口和给水泵出水口间的静给水高度。根据经验估算，给水泵出口压力最小为锅炉最高压力的1.25倍。 4.2.4给水泵的扬程 给水泵的扬程应为下列各项之和： 1. 从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力（按锅炉最大连续蒸发量时的给水量计算）。汽包炉应另加20%欲量；直流炉应加10%欲量。 2. 汽包炉：锅炉汽包正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。 直流炉：锅炉水冷壁锅炉水汽化始、终点标高的平均值与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。 如制造厂提供的锅炉本体总阻力已包括静压差，则应为省煤器进口与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。 3. 锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。 4. 除氧器额定工作压力（取负值）。 再有前置给水泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项的总和。同时前置给水泵的扬程除应计及前置泵出口至给水泵入口间的介质流动总阻力和静压差以外，还应满足汽轮机甩负荷瞬态工况时为保证给水泵入口不汽化所需的压头要求。 4.2.5给水泵流量 在每一给水系统中，给水泵出口的总流量（即最大给水消耗量，不包括备用给水泵），均应保证供给其所连接的系统的全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量。同时考虑给水泵的老化、锅炉连续排污量、汽包水位调节的需要、锅炉本体吹灰及汽水损失、不明泄量等因素，还应留有一定欲量。对汽包炉其给水量就应为锅炉最大连续蒸发量的110%；对直流炉因没有连续排污，也无汽包水位调节等要求，所以其给水量取锅炉最大连续蒸发量的105%。 对中间再热机组，给水泵入口的总流量，还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽出的流量，以及漏出的注入给水泵轴封的流量差。前置给水泵出口的总流量，应为给水泵入口的总流量与前置泵和给水泵之间的抽出流量之和。 4.2.6给水泵中间抽头 现代大功率机组为了提高经济效果，减少辅助水泵往往从给水泵的中间级抽取一部分水量作为锅炉的减温水（一般为再热器减温水），这就是给水泵的中间抽头。 4.2.7前置泵和液力偶合器 4.2.7.1前置泵结构 该泵为水平、单级轴向分开式。具有一支撑在近中心线的壳体以允许轴向和径向自由膨胀，从而保持对中性。 壳体：壳体为高质量的碳钢铸件。是双蜗壳型，水平中分线分开，进出口水管在壳体下半部结构，这样可避免在检修时拆开联接管道。壳体上盖上设有排气阀。 叶轮：叶轮是双吸式，不锈钢铸件，加工精确并经过动平衡。双吸式结构可保证叶轮的轴向推力基本平衡。在自由端上装有一双向推力轴承。 轴：为不锈钢锻件，用来传递扭矩。 叶轮密封环：减少泄漏量，安装在壳体腔内。由防转定位销定位。 轴承：泵装有滚动轴承，轴承装在牢固的连接在泵壳端部支撑法兰的轴承托架上，轴承为稀油润滑，装有冷却水室及温度测点。 轴封：泵装有机械密封，该机械密封为平衡型，由有弹簧支撑的动环和水冷却的静环所组成。分开的填料箱设有一水冷却套，从而使机械密封旋转部分周围的温度较低。 联轴器：泵与电机之间的迭片式联轴器是挠性与扭性刚性兼有的金属迭片式结构。 前置泵为主泵提供适当的压头以满足主泵在不同运行工况下对净吸入压头的需要，并留有一定裕度。前置泵在最小流量工况和系统降负荷工况下运行时不会被汽蚀。前置泵的主要部件使用抗汽蚀材料制成，同时在结构上考虑了热膨胀的影响。 4.2.7.2液力偶合器 液力偶合器主要由泵轮、涡轮和旋转内套组成，定速电机通过升速齿轮与泵轮轴相联，而水泵轴通过联轴节与涡轮轴相联，下面介绍液力联轴器的工作原理。 液力偶合器用来对高速的工业机器进行无级调速控制，偶合器的主体部分与增速齿轮合并在同一个箱体中，箱体的下部作为油箱。偶合器与电机以及给水泵之间的动力传递由联轴器完成，输入转速由一对增速齿轮增速后传到泵轮轴，泵轮与涡轮之间由工作油传递扭矩。原动机的转矩使工作油在泵轮中加速，然后工作油在涡轮中减速并对涡轮产生一等量的转矩。工作油在泵涡轮间循环是靠两轮间滑差所产生的压差来实现，这就要求涡轮的转速要低于泵轮。因此，要传递动力，泵轮与涡轮之间必须存在滑差。选用偶合器时，应保证在满载全充液的情况下有一低的满载滑差。输出转速可通过调节泵涡轮间工作腔内的工作油充液量来调节，而工作腔的充液量由勺管的位置所决定。由于滑差造成的功率损耗将使工作油温度升高，为了消除这些热量，必须冷却工作油。 液力偶合器的主要功能是可以改变输出轴的转速，从而达到改变输出功率的目的。电动给水泵主泵通过液力传动装置的液力偶合器与电动机连接。液力传动装置主要包括传动齿轮、液力偶合器及其执行机构（滑阀、油动机、执行器等）、调节阀、壳体以及工作油泵、润滑油泵、电动辅助油泵和冷油器等部件。 4.2.7前置泵与主给水泵的连接 前置泵与主给水泵的连接方式主要由两种：当为电动调速泵时多采用前置泵与主给水泵同轴串联连接方式，即前置泵主给水共用一台电动机经液力偶合器。通常是低速电动机直接与前置泵连接;通过液力偶合器传递转矩与改变转速使主给水泵改变流量与出口压力。 4.3本设计选型 本设计给水泵系统按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况时对应的给水量进行。系统设置2台容量为最大给水量50%的汽动给水泵作经常运行，1台容量为25%的电动调速给水泵作备用泵。每台气动给水泵配有1台电动前置泵，电动调速给水泵与前置泵用同一电动机通过液力偶合器拖动，在一台给水泵出现故障时，其余两台给水泵还能继续工作。每套泵都配有一前置泵进口滤网、给水泵进口滤网、给水泵出口逆止门和最小流量再循环系统。最小流量再循环系统包括一个再循环阀、两个再循环截止阀及差压开关和再循环减压装置。差压开关的信号来自前置泵和给水泵管道上的汛量孔板或给水泵出口流量喷嘴。 第5章 凝结水系统确定 5.1凝结水系统概述 凝结水系统的主要功能是将井中的凝结水由凝结水泵送出，经除盐装置、汽封加热器、低压加热器输送到除氧器，期间还对凝结水进行加热、除氧、化学水处理和除杂质。此外，凝结水系统还向各有关用户提供水源，如给水泵的密封水、减温器的减温水、各有关系统的补给水以及汽轮机低压缸喷水等。 5.2凝结水系统组成 凝结水系统主要包括凝汽器、凝结水泵、凝结水补充水水箱、凝结水精处理装置、汽封加热器、低压加热器以及连接上述各设备所需要的管道、阀门等。 本设计的凝结水系统由凝汽设备、凝补水系统、汽封加热器、疏水冷却器和低压加热器等组成。 凝结水系统主要包括： 1. 凝汽器 2. 凝结水泵2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用 3. 凝结水精处理装置100%容量一台和100%容量的电动旁路 4. 汽封加热器 5. 疏水冷却器 6. 低压加热器 7. 凝结水补充水泵、凝结水收集水箱、水环式真空泵及冷却器以及连接上述设备所需要的管道、阀门 5.3凝汽器结构与系统 5.3.1凝气设备概述 凝气式汽轮机时现代火力发电厂和核电站中广泛蚕蛹的典型汽轮机，凝气设备则是凝汽器汽轮机组的一个重要组成部分。凝气设备工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。 5.3.1.1工作原理 凝汽器正常工作时，冷却水由低压侧的两个进水室进入，经过凝汽器低压侧壳体内冷却水管，流入低压侧另外两个水室，经循环水连通管水平转向后进入高压侧靠的两个水室，再通过凝汽器高压侧壳体内冷却水管流至高压侧两个出水室并排出凝汽器，蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到冷却水管全长上，经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，与冷却水进行热交换后被凝结；部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入热井对凝结水进行回热。LP侧壳体凝结水经LP侧壳体部分蒸汽回热后被引入凝结水回热管系，通过淋水盘与HP侧壳体中凝结水汇合，同时被HP侧壳体中部分蒸汽回热，以减小凝结水过冷度。被回热的凝结水汇集于热井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。HP侧壳体与LP侧壳体剩余的汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由抽真空设备抽出。 5.3.1.2凝气设备主要任务 凝气设备的主要任务包括以下两方面：一方面是在汽轮机排汽口建立并维持高度真空;另一方面是将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉的给水循环使用。 5.3.1.3凝气设备组成及作用 凝气设备主要有凝汽器（冷凝器）、冷却水泵（循环水泵）、水环式正空泵、凝结水泵组成。 凝汽器（冷凝器）的作用是利用低温冷却水，将汽轮机的排汽凝结成水，为汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度、对凝结水除氧、蓄水。 冷却水泵（循环水泵）的作用是为凝汽器提供低温冷却水，并带走汽轮机排汽在凝汽器中放出的热量。 水环式真空泵的作用是在凝汽器开始运行时，抽出凝汽器壳体内的空气以建立真空；在凝汽器运行过程中，将汽轮机排汽中夹带的空气和从真空系统部严密处漏入的空气不断抽出，以维持凝汽器的真空。 凝结水泵的作用是把凝结水送回锅炉（蒸汽发生器）或回热加热系统继续使用。 5.3.2凝汽器简介 5.3.2.1凝汽器的结构 按照冷却介质的不同，现在热力发电厂使用的凝汽器可以分为以空气为冷却介质的空气凝汽器和以水为冷却介质的表面式凝汽器两种。然而，由于空气凝汽器结构庞大、金属耗量多，并且建立的真空度也相对较低，故在一般的固定式电站中并不采用，只有在严重缺水的地区电站或有些移动式发电机组上才使用。而水的放热系数高，且表面式凝汽器又能收回洁净的凝结水，因此水冷却表面式凝汽器能很好地完成凝汽设备的另个任务，故而称为现代发电厂汽轮机装置中采用的主要型式，本设计采用水冷表面式凝汽器。 按凝汽器内凝结换热的强度将换热面分为主凝结区和空气冷却区两部分，这两部分之间用挡板隔开。空气冷却区的换热面积约占总换热面积的5～10%。蒸汽刚刚进入凝汽器时，空气相对含量很小，凝汽器总压力基本等于蒸汽分压力。蒸汽在主凝结区大量凝结，但空气不能凝结，到达空气冷却区入口时蒸汽相对含量已经大为减少。蒸汽在空气冷却区继续凝结，到空气抽出口处，蒸汽和空气的质量流量已经是同一数量级了，这时蒸汽分压力才明显减少，对应饱和温度也才降低，空气和很少量的蒸汽才会得到冷却。因此，设置空气冷却区可使蒸汽进一步凝结，使被抽出的汽-气混合物中的蒸汽量大为减少。同时，气体混合物进一步被冷却使其容积流量减少，这不仅减少了工质的浪费，也减轻了抽汽的负担。 5.3.2.2凝汽器的汽阻和水阻 抽汽设备不断地将凝汽器内不凝结的空气和其他气体由空气抽出口抽出，无疑在空气抽出口处的压力最低，而凝汽器蒸汽入口处的压力最高，这两个压力之差就是蒸汽空气混合物的流动阻力，称为凝汽器的汽阻。汽阻越大，凝汽器蒸汽入口处的压力越高，汽轮机运行经济性降低。同时，由于汽阻的存在将使凝结水的过冷度和含氧量增大，因此应力求减小凝汽器的汽阻值。 冷却水