300MW机组火电厂机务部分初步设计

沈 阳 工 程 学 院 毕业论文 300MW机组火电厂机务部分初步设计 Preliminary Design on power equipment in 300MW thermal power plant 毕业设计(论文)任务书 毕业设计(论文)题目： 300MW机组火电厂机务 部分初步设计 系 别 能源与动力学院 班级 学生姓名 学号010311200104 指导教师 职称 教授 毕业设计(论文)进行地点： 图书馆、教室 任 务 下 达 时 间： 2013 年 3 月 1 日 起止日期：2013年 3月13日起——至 2013年 4月16日止 教研室主任 年 月 日批准 1.设计（论文）的原始资料及依据 本题目来源于300MW、600MW、1000MW机组电厂初步设计资料，依据火力发电厂设计技术规程。 2.设计（论文）主要内容及要求 要求：通过此次设计在理论上熟练掌握电厂各主要设备和系统的工作原理；掌握一般工程设计的设计步骤；通过绘制局部全面性热力系统图，熟练掌握600MW、1000MW机组全面性热力系统。 主要内容： （1）发电厂主要设备的确定 （2）锅炉燃烧系统及其设备的选择 燃烧系统的计算；制粉系统的确定；磨煤机的选择；给煤机的选择；送风机、一次风机的选择；引风机的选择；除尘器等的选择。 （3）原则性热力系统的拟定、计算 给水回热和除氧器系统的拟定；补充水系统的拟定；锅炉连续排污利用系统的拟定；绘制原则性热力系统图；绘制汽轮机热力过程线及汽水综合参数表；锅炉连续排污利用系统的计算；回热系统计算；汽轮机总汽耗量及各项汽水流量计算；热经济指标计算。 （4）汽机车间主要设备的确定 凝汽器、高压加热器、低压加热器、轴封冷却器、真空泵、给水泵、凝结水泵、除氧器及给水箱、连续排污扩容器、定期排污扩容器、疏水扩容器、工业水泵、生水泵、供水方式的确定及循环水泵等的选择。 （5）全面性热力系统的拟定 锅炉烟风制粉系统、过热蒸汽系统、再热蒸汽系统；主蒸汽管道系统、再热机组旁路系统、主给水管道系统、主凝结水管路系统、回热加热器管道系统、除氧器管道系统、轴封管道系统、高压加热器疏水放气系统、低压加热器疏水放气系统、真空及空气管道系统、开式循环冷却水及闭式循环冷却水系统、润滑油系统、EH油系统、密封油等系统。 （6）绘制300MW、600MW、1000MW机组局部全面性热力系统图（参照本厂的汽轮机系统图、锅炉系统图） 3.对设计说明书、论文撰写内容、格式、字数的要求 毕业设计论文书写格式按学校统一的模版进行。 4.课题完成后应提交成果的种类、数量、质量等方面的要求 毕业设计说明书一本，A4纸打印完成。 5.时间进度安排 顺序 阶段日期 计 划 完 成 内 容 备注 1 3.13-3.15 发电厂主要设备的确定 2 3.18-3.22 锅炉的燃烧计算及主要辅助设备的选择 3 3.25-3.26 原则性热力系统的拟定及计算 4 3.27-3.29 汽轮机车间主要辅助设备的选择 5 4.1-4.5 全面性热力系统的拟定 6 4.8-4.12 全面性热力系统图的绘制 7 4.15-4.16 整理论文 8 4.17-4.18 答辩 6.主要参考资料（文献） （1）《火力发电厂设计技术规程》 （2）《毕业设计资料汇编》 （3）《水蒸气表》 （4）《焓熵图》 （5）《传热学》 （6）《流体力学》 （7）《工程热力学》 （8）《锅炉原理》 （9）《汽机原理》 （10）《泵与风机》 （11）《热力发电厂》 （12）《300MW、600MW、1000MW机组热力系统图》 （13）《300MW、600MW、1000MW机组运行规程》 摘 要 300MW级燃煤机组是我国在近阶段重点的火力机组，由于300MW发电机组具有容量大，参数高，能耗低，可靠性高，对环境污染小等特点，今后在全国将会更多的300MW级发电机组投入电网运行。 本次设计为300MW机组热力部分局部初步设计,设计在进行设计选型时仅依照安全经济的进行优化没有考虑其他影响因素。设计主要内容如下；第一，是对发电厂主要设备的确定，主要是汽轮机，锅炉型号的选择。汽轮机的选择包括汽轮机进汽压力、温度、结构的选择，锅炉部选择部分包括锅炉最大连续蒸发量，过热器出口压力，温度，锅炉效率,汽包压力的选择。第二，是对锅炉燃烧系统及其设备的选择锅炉，燃料选择义马烟煤，根据煤的成分选择磨煤机，然后选择制粉系统， 最后选择合适的风机。第三，是原则性热力系统的拟定和计算。第四，汽轮机辅助设备的选择，凝汽式发电厂应选择凝汽式机组。其单位容积应根据系统规划容量，负荷增长速度和电网结构等因素进行选择。辅机一般都随汽轮机本体配套供应，只有除氧器水箱、凝结水泵组、给水泵、锅炉排污扩容器等，不随汽轮机本体成套供应。第五，进行全面性热力系统的拟定，其中系统的拟定包括主蒸汽管道系统的拟定，再热机组旁路系统的拟定，给水管道系统的拟定，回热加热器管道系统的拟定，除氧器管道系统的拟定，补充水管道系统的拟定，排污扩容器及排污冷却器管道系统的拟定，轴封管道系统的拟定，制粉系统的拟定等。第六，绘制机组局部全面性热力系统图。 本次设计充分借鉴铁岭电厂设备选型和设计。 关键词：汽轮机,锅炉,热力系统，辅机形式。 Abstract This design is once complete fossil-fired power plant dynamic system designs.The design for the thermal part of the 300MW unit of local preliminary design, the design during the design selection only in accordance with the standards of safety and economic optimization does not take into account other factors.First,choosing the main equipment in the power plant includes choosing the turbine and boiler.Which includes the steam turbine inlet pressure,temperature,structure and boiler maximum continuous evaporation,superheated steam outlet pressure,temperature, boiler efficiency,.drum pressure.Second,making the choice between boiler combustion system and its equipments:YI Ma bituminous coal is our choice fuel in boiler, coal pulverizer according to composition analysis choice, then is the system power system, finally is proper fan.Third, sketching of the power plant principal thermodynamic system and calculation.Forth,choosing the main equipments of machine in steam turbine that lends support to the equipments: The condenser type should suit condenser type machine . Its unit capacity should program the capacity according to the system, carrying to increase the peed to proceed the choice with power grid consideration construction etc. Assist the machine to supply with the steam turbine essence kit generally and all, only divided by deaerator, condensation pump group, radiator, feed-water and boiler blow down enlarger etc, not with steam turbine essence set supply.Fifth,sketching of the power plant overall thermodynamic system and calculation,. Which developed the system, including the formulation of the main steam piping system, reheat unit bypass system in the formulation, development of water supply piping system, heat recovery heater piping system formulation, the formulation of oxygen pipeline system to supplement the proposed water pipeline system sewage and sewage expansion devices proposed pipeline system cooler, seal piping systems in the formulation, the formulation of the milling system, etc.Sixth, make sure to regenerate overall thermodynamic system diagram. 300MW thermal power unit equipment preliminary analysis and design. 　　　 Key words: Thermal power plants; thermal power system; thermal power equipment; preliminary design 目 录 I摘 要 IIAbstract III目 录 11 发电厂主要设备的确定 11.1 锅炉设备的确定 11.2 汽轮机设备的确定 32 锅炉燃烧系统及其设备的选择 32.1 燃烧系统的计算 62.2 制粉系统的确定 82.3 磨煤机的选择 92.4 给煤机的选择 102.5 送风机、一次风机的选择 132.6 引风机的选择 142.7 除尘设备的选择 163 原则性热力系统的拟定和计算 163.1 给水回热和除氧系统的拟定 163.2 补充水系统的拟定 163.3 锅炉连续排污利用系统的拟定 163.4 原则性热力系统图 183.5 汽水综合参数表 203.6 汽轮机热力过程线的绘制 213.7 锅炉连续排污利用系统的计算 223.8 回热系统的计算 263.9 汽轮机总汽耗量及各项汽水流量计算 293.10 热经济指标的计算 314 汽机车间主要设备的确定 314.1 凝汽器的选择 314.2 高、低压加热器的选择 324.3 轴封冷却器的选择 324.4 真空泵的选择 334.5 给水泵的选择 354.6 凝结水泵的确定 364.7 除氧器及给水箱的选择 374.8 连续排污扩容器的选择 384.9 定期排污扩容器的选择 394.10 疏水扩容器的选择 394.11 工业水泵的选择 404.12 生水泵的选择 404.13 供水方式的选择 414.14 循环水泵的选择 435 全面性热力系统的拟定 435.1 锅炉烟风制粉系统 435.2 过热蒸汽系统 435.3 再热蒸汽系统 445.4 主蒸汽管道系统 445.5 再热机组旁路系统 455.6 主给水管道系统 465.7 主凝结水管道系统 475.8 回热加热器管道系统 475.9 除氧器管道系统 475.10 轴封管道系统 485.11 高、低压加热器疏水放气系统 495.12 真空及空气管道系统 495.13 循环冷却水系统 505.14 润滑油系统 5.15 50EH油系统 515.16 密封油系统 52结 论 53致 谢 54参考资料 55附 图 1 发电厂主要设备的确定 1.1 锅炉设备的确定 锅炉设备的选型和技术要求应符合SD268—1988《燃煤电站锅炉技术条件》的规定。锅炉设备的型式必须适应燃用煤种的煤质特性及现行规定中的煤质允许变化范围。对燃煤及其灰分应进行物理、化学试验与分析，以取得煤质的常规特性数据和非常规特性数据。 1 对于中间再热机组，宜一机配一炉。同一发电厂，必须选取同一型式和同一容量的锅炉，且锅炉的最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。 2 对装有非中间再热供热式机组且主蒸汽采用母管制系统的发电厂，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其他可靠热源）应满足： 1）热力用户连续生产所需的生产用汽量； 2）冬季采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区取上限；此时，可降低部分发电出力。 3 对装有中间再热供热式机组的发电厂，其对外供热能力的选择，应连同同一热网其他热源能力一并考虑；当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力若不能满足本条第3款的要求，则不足部分依靠同一热网的其他热源解决。 大容量机组锅炉过热器出口至汽轮机进口的压降，宜为汽轮机额定进汽压力的5％；过热器出口额定蒸汽温度，对于亚临界及以下参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高3℃；对于超临界参数机组，宜比汽轮机额定进汽温度高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，宜分别为汽轮机额定工况下高压缸排汽压力的1.5％～2.0％、5％、3.5％～3.0％；再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进汽温度宜高2℃。 根据原则性热力系统计算和一机一炉的配置原则，此次设计的锅炉选取型式：HG—1025/17.4亚临界一次中间再热强制循环汽包炉。锅炉基本参数如下： 最大连续蒸发量：Db=1025t/h； 过热蒸汽出口参数：P’’gr=17.4MPa，t’’gr=540℃ 　　再热蒸汽出口参数：P’zr=3.64MPa，t’zr=540℃ 汽包压力：Pb=20.4MPa 锅炉效率：ηb=91% 1.2 汽轮机设备的确定 汽轮机设备的选型和技术要求应符合SD269《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》的规定。 1 汽轮机应按照电力系统负荷的要求，承担基本负荷或变动负荷。对电网中承担变动负荷的机组，其设备和系统性能应满足调峰要求，并应保证机组的寿命期。 2 对兼有热力负荷的地区，经技术经济比较证明合理时，应采用供热式机组。供热式机组的型式、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热机组。在有稳定可靠的热负荷时，宜采用背压式机组或带抽汽的背压式机组，并宜与抽汽式供热机组配合使用。 3 汽轮机设备及其系统应有可靠的防止汽轮机进水的措施。 4 对首台开发或改型的大容量机组，其回热系统应经优化计算确定。 5 汽轮机的背压和凝汽器的面积，应按工程水文气象条件和冷却水供水系统，经优化计算后确定。汽轮机的额定背压应与循环水系统的设计水温相适应。设计水温宜采用年平均水温并予以化整。 6 应要求汽轮机在能力工况条件下发出额定出力，但机组性能考核和系统优化宜以额定工况条件为基础。 7 汽轮机的调节阀门全开时的进汽量，宜不小于汽轮机最大连续出力时进汽量的105%。 本次设计为300MW亚临界参数的凝汽式机组。汽轮机的主要热力参数如下： 　　汽轮机型号：N300—16.3/537/537 　　主蒸汽压力：P0=16.3MPa，主汽温度：t0=537℃ 　　再热蒸汽参数： 　　　　高压缸排汽(再热器冷段)Prh=3.66MPa，trh=321.1℃ 中压缸进汽(再热器热段)P’rh=3.29MPa，t’rh=537℃ 　　　　排汽参数：Pc=0.0054MPa，xc =0.9315 　　给水温度：tfw=272.4℃ 2 锅炉燃烧系统及其设备的选择 2.1 燃烧系统的计算 2.1.1 燃料性质及锅炉各部件的重要参数 （1） 燃料特性参数： C = 51.2% H = 3.2% O =11.6% N =0.7% S =1.3% M =5.2% A =15% Qar,net =19690 KJ/kg Vdaf=41% Kkm =1.4 （2） 锅炉主要技术参数： 过热蒸汽出口温度：t’’gr=540℃ 给水温度：tfw=272.4℃ 再热蒸汽进口温度：t’zr=321.1℃ 汽包压力：Pb=20.4MPa 再热蒸汽出口温度：t’’zr=540℃ 锅炉效率：ηb=91% （3） 锅炉型式：HG—1025/17.4亚临界一次中间再热强制循环汽包炉 （4） 锅炉过量空气系数及漏风系：: 炉膛出口过量空气系数：αl=1.20 空气预热器漏风系数：Δαky=0.03*2 制粉系统漏风系数：Δαzf=0.04 除尘器漏风系数：Δαc=0.1 煤种在炉膛燃烧时煤灰的熔融性和特征温度如表2-1所示： 表2-1 煤种温度表 煤种 灰 熔 点 变形温度t1(℃) 软化温度t2(℃) 熔化温度t3(℃) 烟煤 1125 >1150 1190 其他相关参数如表2-2所示： 表2-2 相关参数表 项目 数值(℃) 冷风温度 22 空气预热器进口温度 35 排烟温度 144 依据给出的数据计算结果如表2-3所示： 表2-3 燃烧系统计算数据 名称 符号 单位 公式 结果 燃料低发热量 kg/kJ 已知 19690 预热器出口空气比值 采用 1.15 预热器空气进口温度 采用 59 预热器空气进口焓 kg/kJ 温焓表 458.9 冷风温度 采用 25 冷风焓 kg/kJ 温焓表 179.87 空气炉外加热量 kg/kJ 316.51 燃料物理热 kg/kJ 不考虑 燃料支配热量 kg/kJ = + + 22722.6385 排烟温度 假设 155 排烟焓 kg/kJ 温焓表 1597.83 排烟热损失 = 6.03 机械未完全燃烧热损失 给定 1.5 化学未完全燃烧热损失 给定 0.5 锅炉机组散热损失 查表得 0.21 灰渣物理热损失 忽略不计 总热损失 = + + + + 8.199 锅炉机组效率 = 91.822 设计误差 -0.19 保热系数 效率的相对误差 = EMBED Equation.DSMT4 0.99772 过热汽出口焓 kg/kJ 水蒸汽表 3388.15 给水焓 kg/kJ 水蒸汽表 1228.6 再热汽出口焓 kg/kJ 水蒸汽表 3558.386 再热汽进口焓 kg/kJ 水蒸汽表 3021.22 过热汽流量 给定 1900.598 再热汽流量 给定 1567 锅炉机组吸热量 kJ/s = （ - ）+ （ - ） 4946175.5329 2.1.2 锅炉每小时燃料消耗量 式中： D0—锅炉蒸发量 h’’zr—再热蒸汽出口焓 hgr—过热蒸汽出口焓 Dzr—再热蒸汽流量 hfw—给水焓 ηb—锅炉效率 — 低位发热量 2.1.3 锅炉计算燃料消耗量 式中: —机械未完全燃烧热损失，查取1.2％ 2.1.4 理论空气量的计算 2.1.5 理论烟气容积计算 ( ) 故： 2.2 制粉系统的确定 2.2.1 制粉系统的作用 燃用煤粉的锅炉由煤粉制备系统供应合格的煤粉。煤粉制备系统是指将原煤磨制成粉，然后送入锅炉的炉膛进行悬浮燃烧所需设备和相关连接管道的组合，通常简称为制粉系统。制粉系统的任务是安全可靠和经济地制造和运送锅炉所需的合格煤粉。 2.2.2 制粉系统的型式 制粉系统可分为直吹式和中间储仓式两种。直吹式系统指的是煤粉经磨煤机磨制成煤粉后直接吹入炉膛燃烧，直吹式制粉系统不设煤粉仓，磨煤机磨制好的煤粉直接送入炉膛内燃烧，磨煤机磨制的煤粉量应与锅炉同步调节；中间储仓式制粉系统，是将磨好的煤粉先储存在煤粉仓中，然后再根据锅炉运行负荷的需要，从煤粉仓经给粉机送入炉膛燃烧。 2.2.2.1 直吹式制粉系统 直吹式制粉系统中，磨煤机磨制的煤粉全部直接送入炉膛内燃烧。因此每台锅炉所有运行磨煤机制粉量的总和，在任何时候均等于锅炉煤耗量，即制粉量随锅炉负荷的变化而变化。 普通的筒式钢球磨煤机低负荷或变负荷运行不经济，因此一般不适用于直吹式制粉系统，仅在锅炉带基本负荷时考虑使用。 配中速磨煤机的直吹式制粉系统有正压式和负压式两种连接方式。按其工作流程，排粉风机在磨煤机之后，整个系统处于负压下工作，称为负压直吹式制粉系统；反之，排粉风机在磨煤机之前则称为正压直吹式制粉系统。 随着双进双出球磨机的引进，国内有的燃煤电厂采用配双进双出球磨机正压直吹式制粉系统。它与中速磨直吹式制粉系统比较，具有以下优点：煤种适应性广，适于磨制高灰分、强磨损性的煤种，以及挥发分低、要求煤粉细的无烟煤；系统以调节磨煤机通风量方法控制给粉量，响应锅炉负荷变化性能好；钢球磨煤机的煤粉细度稳定，不受负荷变化影响，负荷低时，煤粉在筒内停留时间长，磨制煤粉更细，能改善煤粉气流着火和燃烧性能，使锅炉负荷调节范围扩大。 2.2.2.2 中间储仓式制粉系统 在中间储仓式制粉系统中，磨煤机的制粉量不需与锅炉的燃煤量一致，磨煤机的运行方式在锅炉运行过程中有一定的独立性，并可经常保持在经济负荷下运行。因此，这种系统最适合配用调节性能较差的普通式钢球磨煤机。 由于球磨机轴颈密封性不好，不宜采用正压运行，故配球磨机的中间储仓式制粉系统均为负压系统，并要求球磨机进口维持200Pa的负压。与直吹式制粉系统相比，由于气粉分离及煤粉的储存、转运、调节的需要，中间储仓式制粉系统增加了细粉分离器、煤粉仓、螺旋输送机、给粉机等设备。 2.2.3 制粉系统的选择 制粉系统型式应根据煤种的煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机的适用条件，并结合锅炉炉膛结构和燃烧器结构形式等因素，经过技术经济比较后确定。 采用中速磨煤机、风扇式磨煤机或双进双出钢球式磨煤机制粉设备时，宜采用直吹式制粉系统；采用中速磨煤机时，运煤系统应有较完善的清除铁块、木块、石块和大块煤的设施，并应考虑石子煤的清除设施；采用中速磨煤机和双进双出钢球式磨煤机，且空气预热器能满足要求时，宜采用正压冷一次风机系统；采用常规钢球式磨煤机制粉设备时，应采用贮仓式制粉系统。 本次设计煤种的特性参数：Vdaf=41% 、M =5.2% 、K m=1.4，因此采用正压冷一次风直吹式制粉系统。 2.3 磨煤机的选择 2.3.1 磨煤机的作用 磨煤机是制粉系统的主要设备，其作用是将具有一定尺寸的煤块干燥、破碎并磨制成煤粉。煤在磨煤机中被磨制成煤粉，主要是受到撞击、挤压和研磨三种力作用的结果。各种磨煤机的工作原理往往不是单独一种力的作用。 2.3.2 磨煤机的类型 磨煤机的类型很多，根据磨煤部件的转速大致可分为如下三种： 低速磨煤机：转速n=16～20r/min，如筒式钢球磨煤机； 中速磨煤机：转速n=50～300r/min，如平盘磨煤机、中速环球式磨煤机、碗式磨煤机、MPS磨煤机； 高速磨煤机：转速n=500～1500r/min，如风扇磨煤机、竖井磨煤机等。 制粉系统 钢球磨 40 不限制 不限制 不限制 5~50 储仓式、直吹式 中速磨 15 30 15~25 1.2~1.3 15~50 风扇磨 不限制 <30 >20 >1.3 50 直吹式 2.3.3 磨煤机的选择依据 磨煤机选择的主要依据是煤的特性，其中以挥发分Vdaf 、水分Mar、可磨性系数K km及由它们决定的磨制煤粉的细度R90为主要选择，可参考表2-4。 表2-4 磨煤机及制粉系统的选择 依据本次设计煤种参数Km=1.4，因此选用中速磨煤机。 参考《火力发电厂设计规程-制粉系统》，选择磨煤机型号为MPS212，其基本出力BA=43.81t/h，基本参数如表2-5所示： 表2-5 MPS212型磨煤机型号参数 型号 基本出力 （t/h） 磨盘直径（mm） 墨辊直径（mm） 最大通风量（Kg/s） 密封风量 通过磨内风量 （Kg/s） MPS212 43.81 2120 1650 21.65 1.42/0.95 2.4 给煤机的选择 2.4.1 给煤机的作用 给煤机的作用是根据磨煤机或锅炉负荷的需要调节给煤量，并把原煤均匀连续地送入磨煤机中。 2.4.2 给煤机的型式 国内应用较多的给煤机有圆盘式、振动式、刮板式、皮带式等形式。 2.4.2.1 圆盘式给煤机 圆盘式给煤机有一个由电动机经减速装置带动的圆盘。改变调节套筒、调节刮板的位置或改变圆盘的转速等都可以调节给煤量。其优点是结构简单、紧凑，设备严密，其缺点是供给湿煤时易堵塞。 2.4.2.2 电磁振动式给煤机 电磁振动式给煤机主要由电磁振动器和给煤槽组成。通过调整振动器的振动力即调节振幅可以调节给煤量。电磁振动式给煤机的特点是无转动部件，无机械摩擦，结构简单，造价低，占地面积小，运行维护方便，安全可靠；但要求电源电压稳定，原煤粒度均匀，水分适中，否则容易发生堵煤或原煤自流现象。 2.4.2.3 刮板式给煤机 刮板式给煤机主要由前、后链轮和挂在两个链轮上的一根传送链条组成。这种给煤机利用煤在自身内摩擦力和刮板链条拖动力的作用下，在箱体内沿着刮板链条的运动方向形成连续的煤层流，不断地从进煤口流到出煤口，实现连续均匀定量的输送任务。刮板式给煤机可以通过煤层厚度调节板调节给煤量，也可用改变链轮转速的方法进行调节。刮板式给煤机的特点是结构合理、系统布置灵活，能满足较长距离的供煤要求，可制成全密封式；其不足之处是占地面积较大，当煤块过大或煤中有杂物时易卡住。 2.4.2.4 电子重力式皮带给煤机 电子重力式皮带给煤机主要由机体、给煤皮带机构、称重机构、链式清理刮板、断煤及堵煤信号装置、清扫输送装置、电子控制柜及电源动力柜组成。由于这种给煤机具有先进的皮带转速测定装置、精确度高的称重机构、良好的过载保护以及完善的检测装置等优点，所以在国内300MW及600MW机组中得到了应用。 2.4.3 给煤机的选择 依据《火力发电厂设计技术规程—制粉系统》本次设计每台磨煤机配备两台给煤机送煤。 给煤机的出力：BA=1.15Bm =1.15×35.374 =40.68t/h 那么每台给煤机的出力应达到的出力应是40.68÷2=20.34t/h 表2-6所示为选用8824型号电子称重式给煤机特性参数： 表2-6 8224型号给煤机特性参数 型号 8224 进口尺寸 mm Φ609.6（24） 出力 t/h 10~100 皮带宽度 mm 609.6（24） 皮带上煤层高度 mm 177.8（7） 最小出口中心距 mm 2133.6（7） 2.5 送风机、一次风机的选择 2.5.1 送风机的选择 2.5.1.1 送风机的作用 送风机的作用是向锅炉炉膛输送燃料所必需的空气量。所输送的空气温度与室温相同。这种风机要能够保证供给炉内燃烧所需要的空气量及克服送风管道系统的阻力，其输送的空气几乎没有燃料的飞灰，因此在结构上没有特殊要求，与一般用途的通风机相同。 2.5.1.2 送风机的类型 风机按照原理分可分为：1）叶片式风机；2）容积式风机。其中叶片式风机又可分为：离心式风机；轴流式风机。容积式风机可分为：往复式风机；回转式风机。 对300MW以上大机组，多采用轴流式风机。它具有结构紧凑、占地面积小和调节效率高等优点。根据《规程》6.3.1和6.3.2，送风机的台数、风量和压头按下列要求确定： (1)每台锅炉应装设有2台送风机，不设备用风机。 (2)送风机的风量的富裕量（5％~10%）取8%，压头的富裕量（10％~15%）取12%。 2.5.1.3 送风机的确定 送风机容量的计算如下： 式中： β1 —— 送风机容量储备系数，按《规程》取β1=1.05 Bj —— 计算燃料量 V0 —— 理论空气量 αl —— 炉膛出口过量空气系数，αl =1.20 Δαl —— 炉膛漏风系数，Δαl =0.05 Δαzf —— 制粉系统漏风系数，Δαzf =0.1 Δαky—— 空气预热器漏风系数，Δαky= 0.2 tlk —— 冷空气温度， tlk =22℃ b —— 当地大气压，b =735mmHg Zsf —— 送风机台数，Zsf =2 送风机压头计算如下： 式中： tlk ——冷空气温度, =22℃ b —— 当地大气压, =735 mmHg β2 —— 压头储备系数,取 β2=110% ΔHn ——风道总阻力,ΔHn =3200 tk —— 出厂条件下的流体温度, tk=20℃ 2.5.1.4 送风机的选择依据 根据送风机的容量和压头选择送风机类型。根据流量和压头选择送风机的型号，选择的送风机性能如表2-7所示： 表2-7 送风机的性能表 设备名称 项目 单位 送风机 型号 ASN-1908/900 转速 r/min 1490 全压 Kpa 3717 风量 M3/h 414697 进口温度 ℃ 23 送风机电机 型号 YKK4503-1 额定功率 KW 560 电压 V 6000 电流 A 64.6 转速 r/min 1491 2.5.2 一次风机的选择 2.5.2.1 一次风机的作用 一次风机的作用是提供输送煤粉的空气，将煤粉送到燃烧器。由于设计采用正压冷一次风输送煤粉，此时一次风机相当于排粉风机，只是将其位置设在空气预热器之前。与此相适应，需采用三分仓回转式空气预热器，已分别加热工作压力不同的一次风和二次风。 2.5.2.2 一次风机送风量的确定 风机的基本风量按设计煤种计算，应包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量、制造厂保证的空气预热器运行一年后一次风侧的漏风量加上需由一次风机所提供的磨煤机密封风量损失（按全部磨煤机计算）。 风机的风量裕量宜不小于35％，另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；风机的压头裕量宜为30％。对于与送风机串联运行的冷一次风机，压头裕量可增加到35％。 一次风机的流量为5台运行的磨煤机最大通风量的和，每台磨煤机的实际最大通风量：QV=20.5675Kg/s Qx=QV ÷ 1.282×3600×Zm=288779.2512m3/h 其中Zm 指的是运行磨煤机台数 2.5.2.3 一次风机全压的计算 KP=T×101325/TJ/b=27273×101325/303/99898=0.9138603Pa Kp—— 介质密度修正系数 T —— 额定负荷下风机中热力学温度，本次设计为(0+273)K B —— 当地大气压，本次设计取99898Pa HZS=Kp×Hx=0.9138603×15025.2=13730.9Pa HZS—— 风机在实际状态下的全压 Hx—— 风机在理想状态下的全压 取15025.2Pa 2.5.2.4 一次风机的选择依据 本次设计选择一台一次风机，型式采用轴流式，由于一次风机计算流量为Qx=288779.2512m3/h，HZS=13730.9Pa。参照规定标准，选择型式如表2-8所示： 型式 流量 m3/h 压力 Pa 转速 r/min 功率 P（w） 生产厂家 AsT1750/1250 275968 131320 985 1000 武汉鼓风机厂 表2-8 一次风机参数 2.6 引风机的选择 2.6.1 引风机的作用 引风机的作用是把燃料燃烧后所生成的烟气从锅炉中抽出，并排入大气。由于烟气是有害气体，而且温度较高，故应在轴承箱内装有冷水装置，使引风机的轴承得到良好的冷却。同时引风机还应有良好的密封性，以免烟气外泄。此外因烟气中含有一定量的飞灰，为减轻引风机的磨损，叶片和机壳的钢板均需加厚，且采用耐磨材料，以延长使用寿命。 2.6.2 引风机的选择 引风机的压头计算： 烟气容积： = 0+1.0161(α-1)V0 =5.692461+1.0161×(1.25-1)×5.47 =7.08197775 m3/kg 其中： —— 实际烟气容积 m3/kg V0—— 理论空气量 m3/kg 0—— 理论烟气容积 m3/kg α—— 炉膛出口处的过量空气系数，α=1.25 ρy0= = EMBED Equation.3 = =0.024414 ρy0—— 实际状态下的烟气密度 kg/ m3 Kρ= = =50.7495699 0.577167019 1.01428457 =29.709387 Kρ——介质密度修正系数 T—— 额定负荷下风机中热力学温度 ，本次设计为0+273 Tj——厂家设计计算温度，本次设计温度为200+273 b ——当地大气压，本次设计取b=99898Pa 则：Hzs= Kρ Hx= 29.709387 36.5=1084.3926225Pa Hzs——风机在实际状态下的全压 Pa Hx——风机在理想状态下的全压，取36.5 Pa 引风机流量的计算： Vgf = Bj（ +△αV0） = 1 4 1 7 4 2 （7.08197775+0.42 5.47） =141742 9.37937775 1.476190476 =1962524.0279m3/h Bj ——计算燃烧量 t/h ——实际排烟容积 m3/kg V0——理论空气量 m3/kg △α——炉膛出口至引风机入口的漏风系数之和 △α = △αgr+△αzr +△αsm+△αky+△αcc+△αyd = 0.03+0.03+0.04+0.20+0.1+0.02 = 0.42 Qyf —— 引风机的介质温度（排烟温度）本次设计取值为1300C Vgf —— 额定负荷下的烟气量 则引风机的流量 ：Qx= =1.1 1962524.0279 EMBED Equation.3 =2189613.624m3/h ——流量储备系数，本次设计取1.1 Qx——引风机的流量 m3/h 2.6.4 引风机的确定 本次设计选择两台引风机，均采用轴流风机，由于引风机计算流量为2095718.833m3/h ，压头Hzs=837.6585537Pa，参照规定标准，每台送风机的流量应满足1047859.442 m3/h 压头满足3238.4467 Pa，故选择型式如表2-9所示： 表2-9 引风机参数 型式 流量m3/h 压力Pa 转速r/min 烟温 0C 生产厂家 ML-HI-R170/283 972593 3600 985 1000 武汉鼓风机厂 2.7 除尘设备的选择 2.7.1 除尘设备的作用 除尘设备的作用是扑捉烟气中的粉尘，降低烟气中粉尘浓度。炉膛燃烧后的烟气中含有大量粉尘，若不经过处理，直接排放到大气中，将会带来很大的污染，而且在烟气中含有大量不完全燃烧的炭粒以及许多碳氢化合物，这些碳氢化合物都是由C、H、S、O等元素组成的复杂有机化合物。大量化合物还是致癌物质。因此高效除尘装置是电站锅炉必备的组成部分。 2.7.2 除尘设备的分类 除尘器可分为布袋除尘器和电除尘器两种。 布袋除尘器是含尘气体通过滤袋滤去其中尘粒的除尘装置。电除尘器（EP）又称静电除尘器，是利用静电除尘力使尘粒或液体粒子与气体分离的装置。电除尘器按集尘极的形式不同有管式和板式之分。 2.7.3 除尘设备的选择 除尘设备的选择应使烟气中排放的粉尘量及其浓度符合现行的环境保护标准的要求，并应考虑煤灰特性、工艺及灰渣综合利用的要求。本次设计选择静电除尘器。 每台锅炉设置的静电除尘器台数不宜少于两组，对220t/h～420t/h锅炉，根据工程具体条件也可只设一组。 3 原则性热力系统的拟定和计算 本次设计的原则性热力系统，其回热加热的级数为八级，给水温度为272.4℃，各加热器形式除一台除氧器为混合式外，其余均为表面式加热器。 3.1 给水回热和除氧系统的拟定 给水回热加热系统是原则性热力系统的主要部分，对电厂的安全、经济和电厂的投资都有一定的影响。拟定的原则是系统简单、运行可靠，在此基础上实现较高的经济性。 机组有八段不调整抽汽，回热系统为三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。主凝结水和给水在各加热器中的加热温度按“等温升”分配。其中，高压缸抽汽送至1#高压加热器，高压缸排汽送至2#高压加热器，中压缸抽汽送至3#高压加热器，中压缸排汽送至除氧器，低压缸不同段抽汽分别送至低压加热器。 1#、2#、3#高压加热器由于抽汽过热度很大，为了充分利用加热蒸汽的过热度及降低疏水的出口温度，故高压加热器把传热面设置为三部分：内置式过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段。这样提高三台“高加”水温的同时还减少“高加”温差，使不可逆损失减少，提高机组的热经济性。1# 、2# 、3#高压加热器采用疏水逐级自流方式进入除氧器，这样提高了热经济性。5#、6#、7#、8#低压加热器的回热抽汽来自低压缸，此时蒸汽压力和温度低，故低压加热器由凝结段和疏水冷却段组成，疏水方式采用逐级自流，最后流至凝汽器热井中。 除氧器(4段抽汽)采用滑压运行，这不仅提高了机组设计工况下运行的经济性，还显著提高了机组低负荷时的热经济性，简化热力系统，降低投资，使汽机的抽汽点分配更合理，提高了机组的热效率。为了解决在变工况下除氧器的除氧效果和给水泵不汽蚀，主给水泵装有低压电动前置泵。 3.2 补充水系统的拟定 鉴于化学除盐水的品质难以达到很高的标准，所以采用化学处理补充水的方法。目前，高参数机组的凝汽器中均装有真空除氧器，以真空除氧作为补充水除氧方式，所以本机组补充水送入凝汽器中。 3.3 锅炉连续排污利用系统的拟定 连续排污就是不断地从汽包中含盐浓度较高的部位排出一部分锅水，使锅水含盐浓度不致过高。通过连续排污管，引至连续排污扩容器，扩容降压蒸发出部分工质，引入热力系统除氧器，以回收工质利用热量；扩容蒸发后剩余的排污水温高于100℃，可再引入排污冷却器用以加热从化学车间来的软化水，排污水温降至50℃左右后，方可排入地沟。 为了简化系统，因此采用高压Ⅰ级排污扩容水系统。 3.4 原则性热力系统图 依据上述拟定的加热器台数和各段回热抽汽，以及补充水系统和连续排污利用系统，绘制原则性热力系统图如下图3-1所示： 图3-1 N300-16.3/537/537型机组凝汽式电厂 原则性热力系统图 3.5 汽水综合参数表 设计计算选用的数据有如下： 制造厂提供的轴封漏气量及其参数，如表3-3所示。 锅炉连续排污量：Dbl=0.01Db ，全厂汽水损失：Dl=0.01Db 机组的机电效率： 选择回热加热器效率： 0.99，扩容器效率： 连续排污扩容器压力：0.90MPa，化学补充水温：20℃ 给水泵组给水焓升 kJ/kg，凝结水泵的焓升 kJ/kg 参考《热力发电厂》选定各加热器出口端差如表3-1所示： 表3-1 各加热器出口端差 加热器编号 H1 H2 H3 H4(HD) H5 H6 H7 H8 端差θ(℃) 1 1 1 0 3 3 3 3 管道压损如表3-2所示： 表3-2 管道压损表 管段 名称 主汽门和调节汽门 再热器 中压联合汽门 抽汽管 小汽轮机进汽管 中低压管 压损 △P(%) 4 10 2.5 6 5 2 轴封漏汽量及其参数表3-3 所示 表3-3 轴封漏汽量及其参数 轴封漏汽 编号 数量(Kg) 份额 焓值(kJ/kg) 去处 主汽门门杆 4119 0.004429 3394.45 至H2 中压联合汽门门杆 3770 0.004053 3535.66 至H3 高压缸前后汽封 12300 0.013233 3028.44 至H4(HD) 低压缸汽封 1373 0.001430 2716 至SG 总计 21562 0.02315 依据等温升，得到饱和水温度，加上端差，得到对应下的抽汽压力，抽汽温度。由上各条件得出计算点汽水焓值如表3-4所示。 表3-4 N300-16.3/537/537型机组各点计算汽水参数表 项目 单位 H1 H2 H3 H4(HD) H5 H6 H7 H8 SG C 回热抽汽 抽汽压力p Mpa 5.93 3.66 1.75 0.823 0.326 0.135 0.074 0.026 0.0054 抽汽温度t ℃ 384.8 323.1 435 336.8 230.2 143 91.3 65.9 抽汽焓值h kJ/kg 3142 3029.6 3329.4 3133.9 2926.3 2758.8 2662.5 2520 2716 2358.6 抽汽压损△p % 6 6 6 8 6 6 6 6 加热器压力p′ Mpa 5.6 3.44 1.57 0.757 0.28 0.127 0.069 0.0245 p′压力下的饱和水温度 ℃ 270.9 241.5 200.4 168.1 130.9 105.2 89.6 64.5 99.1 34.3 p′压力下的饱和水焓 kJ/kg 1190.2 1045 854.4 717.5 550.1 441.1 375.1 270.1 418.8 143.5 抽汽放热q=h- kJ/kg 1952.1 1984.6 2475 2422.4 2376.2 2317.7 2287.4 2249.9 2297.2 2215.1 水侧 传热端差δt ℃ 1 1 1 0 3 3 3 3 0 加热器出口水温tj ℃ 271.9 242.5 201.4 169.1 131.9 106.2 90.6 65.5 34.3 加热器出口水焓 kJ/kg 1181.5 1040.7 861.2 711.5 538.3 429.4 363.9 258.6 149.8 加热器进口水温tj+1 ℃ 242.5 201.4 169.1 131.9 106.2 90.6 65.5 34.3 加热器进口水焓 kJ/kg 1040.7 861.2 711.5 538.3 429.4 363.9 258.6 149.8 给水焓升 kJ/kg 140.8 179.5 138.5 173.2 108.9 65.5 106.3 108.8 4.6 3.6 汽轮机热力过程线的绘制 由设计的第一部分确定的主蒸汽参数，以及经过主汽门和调节汽门对蒸汽的压损和各段抽汽蒸汽参数，从而绘制汽轮机热力过程线如下图3-2所示： 图3-2 汽轮机热力过程线 3.7 锅炉连续排污利用系统的计算 3.7.1 给水份额的计算 主蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点参数如表3-5所示： 表3-5 新蒸汽，再热蒸汽及排污扩容器计算点参数 汽水参数 单位 锅炉过热器(出口) 汽轮机高压缸(入口) 再热器 锅炉汽包排污水 连续排污扩容器 入口 出口 压力 Mpa 17.4 16.3 3.66 3.29 20.40 0.9 温度 ℃ 540 537 321.1 537 367.2 175.4 蒸汽焓 kJ/kg 3412 3394.33 3029.6 3535.8 2776.4 水焓 kJ/kg 1858.9 742.64 再热蒸 汽焓 kJ/kg 506.2 锅炉连续排污系统简图如下图3-3所示。 汽轮机总耗汽量 则 锅炉蒸发量 则 即 锅炉给水量 （此工况应扣去过热器减温水量 ） 给水份额 3.7.2 锅炉连续排污量的计算 锅炉连续排污量: 则 扩容器蒸汽份额为 取扩容效率 扩容后排污水份额 化学补充水量 即 排污冷却器的计算:补充水温 ，取排污冷却器端差为8℃，则 由排污冷却器热平衡式 所以 KJ/Kg 查表得50℃饱和水的焓值高于计算焓值，因此排污系统拟定合理。 图3-3锅炉连续排污系统简图 图3-4一号高压加热器简图 3.8 回热系统的计算 3.8.1 计算汽轮机各段抽汽量 和凝汽量 (1)由高压加热器H1热平衡计算求 如图3-4所示 (2)由高压加热器H2热平衡计算求 如图3-5所示： H2的疏水 再热蒸汽量 图3-5 二号高压加热器简图 图3-6 三号高压加热器简图 (3)高压加热器H3热平衡计算求 如图3-6所示： H3的疏水αs3 (4) 由除氧器H4热平衡计算求 ，系统简图如3-7所示： 由右图所示, 除氧器的物质平衡,求凝结水进水量 除氧器出口水量 故 图3-7 除氧器 的简图 图3-8 五号低压加热器简图 (5)低压加热器H5热平衡计算求 如下图3-8所示： (6) 低压加热器H6\H7热平衡计算求 如下图3-9所示： H6的热平衡方程 （1） A点的热平衡方程 （2） H7的热平衡方程 （3） 联立式(1)、（2）、（3）得； 解得； H7的疏水 图3-9 六七号低压加热器简图 (8)由低压加热器H8,轴封冷却器SG和凝汽器热井共同构成一整体的热平衡计算求 ，系统简图如下图3-10所示： 整体热平衡式(忽略凝结水在凝结水泵中的焓升) 则凝汽器排汽量 图3-10 八号低加加热器和轴封加热器的简图 3.9 汽轮机总汽耗量及各项汽水流量计算 3.9.1作功不足系数的计算 各级抽汽份额 及作功不足系数 之乘积列表所示,根据 求得级抽汽量 也列于表3-6中 表3-6 和 EMBED Equation.3 0.063610 0.064558 0.026374 0.014798 0.013374 0.00526 0.006069 0.0042796 3.9.2 汽轮机汽耗量的计算 根据 ，求得各级回热抽汽量 ，也列在表5中，并校核。 两者是一致的。 根据 计算各项汽水流量列于表3-7中： 表3-7 各项汽水流量 项目 符号 全厂汽水损失 0.010335 轴封用汽 0.02315 锅炉排污 0.010335 一级连排扩容蒸汽 0.005483 一级连排扩容排污水 0.004852 小汽轮机用气量 0.0377 化学补充水 0.015187 再热蒸汽量 0.83939 汽轮机总汽耗 1.02315 锅炉蒸发量 1.0335 锅炉给水量 1.04384 3.9.3 汽轮机功率的校核 根据汽轮机功率的方程式(其中第1 ，2段抽汽 ) EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT KW 经校核后，误差在允许范围之内，表示计算正确。 3.10 热经济指标的计算 (1) 机组热耗 热耗率 绝对电耗率 EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT (2) 锅炉热负荷 和管道效率 根据锅炉和汽轮机提供的新汽参数（p，t）查的过热器出口焓 反而低于汽轮机入口新汽焓 ，这是不可能的，为此在 计算中取 = =3395.8kj/kg （3）全厂热经济指标 全厂热效率 全厂热耗率 发电标准煤耗率 Kg/(KW•h) 4 汽机车间主要设备的确定 4.1 凝汽器的选择 4.1.1 凝汽器的作用 凝汽器和抽汽设备、循环水泵、凝结水泵以及与之相连的管道、阀门等构成汽轮机的凝汽系统。凝汽系统的任务可以归纳为以下四点。 （1）在汽轮机末级排汽口建立并维持一定的真空。从热力学第二定律的观点，完整的动力循环必须要有一个冷源，凝汽系统在蒸汽动力循环（朗肯循环）中起着冷源作用，通过降低排汽压力和排汽温度，来提高循环热效率。 （2）汽轮机的工质是经过严格化学处理的水蒸气，凝汽器将汽轮机排汽凝结成水，凝结水经回热抽汽加热、除氧后，作为锅炉给水重复利用。 （3）起到真空除氧作用，利用热力除氧原理除去凝结水中的溶解气体（主要是氧气），从而提高凝结水品质，防止系统低压回路管道、阀门等腐蚀。 （4）起到热力系统蓄水作用，凝汽器既是汇集和储存凝结水、热力系统中的各种疏水、排汽和化学补充水的场所，又是缓解运行中机组流量的急剧变化，从而起到热力系统稳定调节作用的缓冲器。 4.1.2 凝汽器的类型及选择 凝汽器有混合式和表面式两种类型。在混合式凝汽器中，汽轮机排汽与冷却水直接混合接触而使蒸汽凝结。凝结水与冷却水混合在一起用水泵抽走，不凝结的空气用抽汽设备除去。其优点是结构简单、制造成本低廉、冷却效果好，其最大的缺点是凝结水与不清洁的冷却水混合后，不能作为锅炉给水，因此，现在汽轮机组中一般很少直接采用混合式凝汽器。表面式凝汽器中，冷却介质与蒸汽被冷却表面隔开不直接接触，能保持凝结水的清洁，所以现代大型汽轮机组普遍采用表面式凝汽器。 本次设计采用的凝汽器为表面式凝汽器。 4.2 高、低压加热器的选择 4.2.1 高、低压加热器的作用 加热器是利用汽轮机抽汽加热进入锅炉的给水，从而提高热力循环效率的换热设备。 4.2.2 高、低压加热器的类型 回热加热器的类型按传热方式分可分为：混合式加热器；表面式加热器。按布置的方式分为卧式和立式两种。按水侧压力可分为高压加热器和低压加热器。按凝结水的流动方向，在除氧器之前的加热器，由于其水侧承受的压力比较低，故称为低压加热器；除氧器之后，由于给水被给水泵进一步升压，加热器水侧承受的压力很高，故称为高压加热器。 4.2.3 高、低压加热器的选择 本次设计所拟定的原则性热力系统需用三台高压加热器、四台低压加热器。其型号见表4-1所示： 表4-1 高、低加热器型号 型号 加热水流量 t/h 加热汽流量 t/h 加热面积m2 输水温度℃ GJ-1100-2-1 910 64.5 1100 246 GJ-1180-2-2 910 72.44 1180 205 GJ-820-2-3 910 32.3 820 177 JD-670 693.18 33 670 130.8 JD-585 693.18 20 585 106 JD-756 693.18 28.5 756 89.3 JF-823 693.18 28.5 823 64 4.3 轴封冷却器的选择 4.3.1 轴封冷却器的作用 轴封冷却器又称为轴封加热器，其作用是防止轴封及阀杆漏汽（汽—气混合物）从汽轮机轴端逸至机房或漏入油系统中，同时利用漏汽的热量加热主凝结水，其疏水疏至凝汽器，从而减少热损失并回收工质。 4.3.2 轴封冷却器结构 轴封冷却器由抽气器、前水室、中水室、后水室、前加热器及后加热器组成。抽气器为射汽式，由喷嘴、吸入室、扩散管和排出管所组成。工作蒸汽经喷嘴射出时膨胀，高速出，在吸入室中产生引射作用，使吸入室连同相连的前加热器产生真空，来自汽轮机轴封的汽、气混合物源源进入前加热汽侧，经铜管内的凝结水冷却后，空气则为抽气器所吸入，然后与工作蒸汽一起压出扩散管，进入后加热器，经两次冷却后，空气排入大气，前、后加热器之凝结水则由下部疏水口径V形管排入低位水箱，被送往凝汽器。 　 本次设计采用一台轴封冷却器。 4.4 真空泵的选择 4.4.1 真空泵的作用 真空泵的作用是在汽轮机组启动时建立真空以及在运行时不断抽除从真空系统不严密处漏入的空气和未凝结的蒸汽，以维持凝汽器的真空度。 4.4.2 真空泵的类型 现代大型汽轮机组多使用机械式真空泵，包括离心式真空泵和水环式真空泵等。 4.4.3 真空泵的选择 本次设计所选真空泵参数如表4-2所示，选用台数为2台。 表4-2真空泵型号 型号 转速 压力 吸气量 真空度 2BE1-353 590r/min 5kgt/cm2 5267m3/h 3.3KP 4.5 给水泵的选择 4.5.1 给水泵的作用 给水泵是热力系统中最重要的一种水泵。它是向锅炉连续供给具有一定压力和温度的给水，其安全运行直接影响到锅炉的安全运行。现代大容量锅炉给水泵具有以下的工作特点：（1）容量大（驱动功率大）；（2）转速高；（3）压力高；（4）水温高。 给水泵的主要任务是提高给水压力，而提高给水压力最经济有效的方法是提高给水泵的转速。中压给水泵常用电动机驱动，由于受电网频率的限制，最高转速只有3000r/min。 4.5.2 给水泵的分类 （1）水平中开式多级离心泵。其结构特点是：泵体（泵壳）作成沿轴中心线水平中开，分成上下两部分，吸入管和排出管与下泵体（泵座）整体浇注，为消除轴向力，叶轮采用对称排列的方式。这种泵的优点：拆卸装配方便，只需将上泵体（泵盖）吊开，即可取出或装入整个转子。缺点：①体积大；②泵体流道复杂，对铸造加工技术要求高，造价高，仅适用于低压、小容量机组的给水泵。 （2）节段式多级离心泵。泵体由圆形中段组成，容易制造并可互换，造价低。 （3）圆筒形双壳体多级离心泵。目前，大容量、高参数锅炉给水泵均采用圆筒形双壳体多级离心泵。 4.5.3 给水泵的选择 根据《火力发电厂设计技术规程》第8.3.2条，第8.3.3条，第8.3.4条规定，在给水系统中，每一台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，即汽包锅炉最大连续蒸发量的110%，对于中间再热机组，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和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，即前置泵和给水泵之间的抽出流量之和。每一给水泵系统应设备用泵一台，其容量应根据给水泵的可用率及电网对该给水泵所连接的机组的要求，经比较论证确定给水泵的扬程。 4.5.3.1 给水泵压力的计算 入口压力 MPa 出口压头 Mpa 4.5.3.2 压力校核 根据给水泵入口压力查热力性质表,利用差值法求得 　　　　 　　　　 　　　　 　则　　 所以 MPa 4.5.3.3 扬程计算 扬程 m 理论扬程 m (裕量范围为10%~15%,此处取10%) 4.5.3.4 容积流量计算 因为 Kg/h 所以 m /h 则理论体积流量 m /h (裕量为5%~10%,此处取10%) 每台容积流量 m /h 4.5.3.5 给水泵的选择 根据给水泵的容积流量和扬程选择给水泵为50CHTA(汽动）型。 4.6 凝结水泵的确定 4.6.1 凝结水泵的作用 凝结水泵的作用是抽出汽轮机凝汽器中的凝结水，经低压加热器将水送往除氧器。 由于凝结水泵是从高度真空的凝汽器中抽取饱和状态的凝结水，故容易吸入空气和产生汽蚀。因此，要求凝结水泵具有较好的轴端密封，以防止空气漏入泵中，并要求具有较高的抗汽蚀性能。因此，凝结水泵的转速不宜过高，一般在980～1450r/min之间，且第一级叶轮往往作成双吸式或在首级叶轮前加装诱导轮。 凝结水泵进口与凝汽器之间设有抽气平衡管，其目的是在启动时泵内空气能排至凝汽器，然后由抽气器抽出，并可维持泵入口与凝汽器处于相同的真空度。 4.6.2 凝结水泵的类型 其结构形式有以下两种： (1) NL型凝结水泵 (2) LDTN型凝结水泵 4.6.3 凝结水泵的选择 4.6.3.1 凝结水泵台数、容量的选择 凝汽式机组的凝结水泵台数、容量应满足下列要求： 单台凝汽式机组宜装设两台凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%；如大容量机组需装设三台容量各为最大凝结水量55%的凝结水泵时，应进行技术经济比较后确定。 最大凝结水量应为下列各项之和： （1）汽轮机最大进汽工况时的凝汽量；（2）进入凝汽器的经常疏水量；（3）进入凝汽器的正常补给水量。 当备用泵短期投入运行时，应满足低压加热器可能排入凝汽器的事故疏水量或旁路系统投入运行时凝结水量输送的要求。 凝结水系统宜采用一级凝结水泵；当全部凝结水需要进行处理且采用低压凝结水除盐设备时，应设置凝结水升压泵，其台数和容量应与凝结水泵相同。在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。 4.6.3.2 凝结水泵量程的选择 无凝结水除盐设备时，凝结水泵的扬程应按下列各项之和计算： 从凝汽器热井到除氧器凝结水入口（包括喷雾头）的介质流动阻力（按最大凝结水量计算），另加10%～20%裕量； 除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差； 除氧器最大工作压力，另加15%裕量； 凝汽器的最高真空。 有凝结水除盐设备时，凝结水泵和凝结水升压泵的扬程可参照以上原则计算，并计入除盐设备的阻力。 依据容量和量程参考同类型300MW机组选择NL型凝结水泵。 4.7 除氧器及给水箱的选择 4.7.1 除氧器的选择 4.7.1.1 除氧器的作用 给水系统中溶解于水中的气体主要有两个来源，一是补充水带进：二是处于真空状态下的热力设备及管道附件不严密漏进了空气。这将会腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命；阻碍传热，降低热力设备的热经济性。因此除氧器的任务是除去水中的氧和不凝结气体，防止热力设备腐蚀和传热恶化，保证热力设备的安全经济运行。 4.7.1.2 除氧器的类型 除氧器的类型按工作压力分为大气式除氧器、真空除氧器和高压除氧器。 大气式除氧器的工作压力略高于大气压力，一般为0.12MPa，以便把水中离析出来的气体排入大气。这种除氧器常用于中、低压凝汽式电厂和中压热电厂。 为了简化系统，高压以上参数的机组补充水一般是补入凝汽器的。为避免主凝结水管道和低压加热器的氧腐蚀，在凝汽器下部设置除氧装置，对凝结水和补充水进行除氧，此种除氧称之为真空除氧。 再高参数大容量机组上，广泛采用高压除氧器，额定负荷下的工作压力约为0.588MPa，给水温度可加热至158～160℃，含氧量小于7μg/L。 4.7.1.3 除氧器的选择 根据《火力发电厂设计规程》第8.4.2条，第8.4.3条，第8.4.5条规定：中间再热机组的除氧器，宜用滑压运行方式，除氧器的总容量应个根据最大的给水消耗量选择，每台机组宜配一台除氧器，高压中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器及其有关系统的设计，应有可靠的防止除氧器过压爆炸的措施． 1 最大给水消耗量 2 除氧器型号及台数 在设计资料汇编上选择GWC-1051型高压器除氧器一台（参考铁岭电厂）如下表4-4所示： 表4-4 除氧器性能列表如下 除 氧 器 型号 GWC1051 额定出力 t/h 935 最大出力 t/h 1051 工作压力 MPa 0.739 设计压力 MPa 0.981 实验压力 MPa 1.67 工作温度 ℃ 335 设计温度 ℃ 340 饱和温度 ℃ 166 安全阀动作压力 MPa 0.88 4.7.2 给水箱的选择 4.7.2.1 给水箱的作用 给水箱作为凝结水泵和给水泵之间缓冲容器，在机组启动、负荷大幅度变化、凝结水系统故障或除氧器进水中断等异常情况下，可以保证在一定时间内不间断地向锅炉供水。 4.7.2.2 给水箱的选择 根据《火力发电厂设计规程》第8.4.3条规定：200MW以上机组为5－10min的给水消耗量，给水箱的有效总容量是指给水箱正常水位至水箱出水管顶部水位之间的储水量。本设计为300MW机组，选用10Min最大给水消耗量的给水箱有效容积确定 除氧器压力 ,温度158.05℃查水蒸汽表得: 给水箱型号和台数(设备没有列出性能表参考铁岭发电厂) 型号为GS—160，台数为1台。 4.8 连续排污扩容器的选择 4.8.1 连续排污的作用 为保证锅炉的炉水品质，在汽包锅炉的炉水中要加入某些化学药品，使随给水进入锅炉的结垢物质生成水渣或呈溶解状态，或生成悬浮细粒呈分散状态，这些杂质留在炉水中，随着运行时间的增长，炉水含盐量超过允许值，这不仅使蒸汽带盐，影响蒸汽品质，还可能造成炉管堵塞，影响锅炉安全运行。为获得清洁蒸汽，在汽包锅炉运行中，把一部分含盐浓度较大的炉水、悬浮物和水渣通过排污排出，同时补入同量纯净的水，使炉水中含盐量控制在一定的范围内。 4.8.2 连续排污的分类 锅炉排污又分为连续排污和定期排污。连续排污是从汽包中含盐量较大的部位连续排放炉水。 在超高压和中压锅炉机组中，为简化系统常采用单级连续排污利用系统。在高压热电厂或排污水量较大的锅炉机组中，为了提高排污利用系统的回收效果，常采用依次串联的两级排污利用系统。本机组设置一台连续排污扩容器系统。 4.8.3 连续排污扩容器的选择 4.8.3.1 排污扩容器容量的计算 其中： ——扩容器的汽空间容积 ——进入扩容器的连续排污量前面计算量得： ——扩容器中分离出来的蒸汽占排污水量百分数： ——扩容器的比容根据扩容器蒸汽压力 查其饱和蒸汽比容 R —— 扩容器蒸发强度(连排) R= 连续排污扩容器的水容积通常取汽空间的(0.2-0.3)倍,本设计取0.3。 　即 ；总容积 4.8.3.2 排污扩容器选择的类型 选型根据容积室 选取型号为LP－3.5，性能表如4-5所示： 表4-5 连续排污扩容器性能表 名称 型号 容量 工作压力 工作温度 重量 连续排污容器 LP-3.5 3.5m3 0.5 260℃ 1.762t 4.9 定期排污扩容器的选择 4.9.1 定期排污扩容器的作用 定期排污扩容器的目的是降温减压防止伤人，减少对环境的污染，溶解出来的蒸汽可以收回，但本次设计考虑到定期排污量较小，没有进行回收。 定期排污是从炉水循环的最低点（水冷壁下联箱）排放炉水，一般在低负荷时进行，排污时间为0.5～1min，排污量为锅炉额定蒸发量的0.1%～0.5%，定期排污能迅速降低炉水的含盐量。 锅炉汽包的紧急放水、定期排污水、锅炉检修或水压试验后的放水、锅炉点火升压过程中对水循环系统进行冲洗的放水，及过热器和再热器的下联箱及出口集汽联箱的疏水等均进入锅炉定期排污扩容器后，排入排污冷却井或地沟。锅炉连续排污主要是为安全性方面设置，因此不考虑工质的回收。 4.9.2 定期排污扩容器的选型 根据《火力发电厂设计规程》第6.5.1条（三）定期排污扩容器的容量应考虑锅炉事故水的需要，按锅炉额定蒸发量110%选DP-7.5。性能表如4-6： 名称 型号 容量 工作压力 工作温度 重量 定期扩容器 DP-7.5 7.5m3 0.2MPa 250℃ 2.412t 表4-6 定期扩容器其性能表 4.10 疏水扩容器的选择 4.10.1 疏水扩容器的作用 疏水扩容器的作用是将压力较高的疏水、溢水、放水进行降压扩容，扩容蒸汽可以回收，也可以排掉（回收同时可以回收部分热量）扩容器分离的蒸汽，一般引至除氧器或平衡母管。由于设计除氧器为滑压运行，所以不进行回收，疏水扩容蒸汽排空水侧，水流入疏水箱中的水有热网加热器疏水、高压加热器溢放水、管道疏水除氧器溢放水、锅炉放水都到疏水箱。疏水扩容器在疏水箱前，疏水箱是开口的，疏水扩容器对疏水箱起缓冲作用，保证疏水箱水面稳定，这是因为疏水箱不能承受较高压力，经疏水扩容器后再放入疏水箱中。 4.10.2 疏水扩容器的选择 疏水扩容器的容量应视其疏水量的大小来决定的，同时要参考同类型机组的典型设计。 根据《火力发电厂设计规程》第8.7.1条，中间再热机组或主蒸汽采用单元制系统的高压凝汽式电厂可不设疏水箱和疏水泵。 疏水扩容器型号选择：选疏水扩容器疏水泵型号为4GC-8×3，其性能如表4-7所示： 表4-7 疏水扩容器性能参数 名称 型号 转速 扬程 电机型号 功率 泵重 疏水扩容器 4GC-8×3 1950r/min 123m JQ-72-2 30KW 289kg 型号中：4表示泵吸入口直径为4mm，GC—锅炉给水泵，8—比转速为80，3—叶轮级速3级，系单吸、卧式、分段离心泵。 4.11 工业水泵的选择 4.11.1 工业水泵的作用 工业水泵的作用是供给汽轮机机组润滑油冷却用水、送风机、引风机、磨煤机、给水泵、轴封冷却用水及除灰消防用水。 4.11.2 工业水泵的选择 根据《火力发电厂设计规程》第8.8.5，8.8.6，8.8.7条规定工业水泵的台数按下列要求选择： （1）单元制或扩大单元制工业水系统，宜采用2、3台工业水泵，其中一台备用，工业水泵的扬程为下列各项之和： 最高工业水用水点或高位工业水箱进口与工业水泵中心线或工业水泵吸水池最低水位间的水拄静压差； 从工业水泵进水始端到最高水点出口或高位工业水箱进口间介质流动阻力（按最大用水量计算）另加20%富裕量； 工业水泵进口真空（如为正压力取负值当从吸水池吸水时本项不考虑）。 （2）工业水泵的总容量应满足所连接的工业水系统最大用水量的需要，另加10%富裕量。 （3）台数：本设计工业水系统采用单元制每单元配用两台工业水泵，正常时一台备用一台运行。 （4）扬程：根据经验值30-40m水柱高度。 参考《火力发电厂设计规程》选取为8sh-13型工业水泵两台其性能如下表4-8所示： 表4-8 工业水泵性能表 型号 流量 扬程 电机型号 功率 电压 8sh-13 288m3/h 41.3m JQ-91-2 55Kw 380V 4.12 生水泵的选择 生水泵的作用是供给经化学除盐处理后的水作为工质补充水打入凝汽器。 选择台数：一般原则上装设两台，其中一台运行，另一台备用。 按全厂最终容量考虑，为全厂补充水量之和。 4.13 供水方式的选择 发电厂供水方式有直流供水方式和混合供水方式两种。发电厂供水方式的选择，应根据水源条件和规划容量，通过技术经济比较确定。在水源条件允许的情况下，宜采用直流或混流供水系统。当水源条件受限制时，宜采用循环供水或混合供水系统。 4.13.1 供水方式类型 4.13.1.1 直流供水系统 大流量的河流（一般为发电厂用水量的2-3倍以上）大湖相互连通的湖群或海洋作为供水的水源时，冷却水直接由水源引入，经凝汽器等设备吸热后直接走的系统称为直流供水系统。这种系统投资省、运行经济性高，在有条件的情况下应优先选用。 4.13.1.2 混合供水系统 但水源随季节变化很大、某时期出现最小流量不能满足电厂用水要求，应考虑采用混合供水系统。混合供水系统一般为直流供水系统，当枯水期（一年中天数不能太多）出现时采用带冷却塔或冷却池的循环供水系统。 根据汽轮机组及自然供水的实际情况如表4-9所示： 表4-9 设计电厂各部分冷却用水量列表 用水名称 水耗量 （%） 用水名称 水耗量 （%） 冷却大型汽轮机发电机组 的油和空气用水 100 热电厂的内损失和补充水 1.5倍以上 冷却辅助机械轴承用水 3—7 排灰渣用水 2-5 凝汽式发电厂内损失补充用水 0.6—1 生活及消防用水 0.03-0.05 冷却汽轮机排汽用水 0.06—0.12 采用冷却塔或喷水池时 补充损失用水 4—6 射水抽气器用水 3—5 根据我国火力发电厂的实际发展情况得出下表4-10 表4-10 不同容量机组采用不同方式供水量表 名称 发电厂容量（MW） 125 200 300 400 500 600 900 1200 直流供水 20100 33100 49680 55200 69000 99350 149000 198700 循环供水 23450 43800 57960 70800 88500 115850 150800 231700 补充水 1170 2100 2900 3540 4430 5800 7540 11700 4.13.2 供水方式的确定 本次设计采用单元制（混合）直流循环供水系统。 4.14 循环水泵的选择 4.14.1 循环水泵的作用 循环水泵的作用是向汽轮机凝汽器、冷油器、发电机的空气冷却器供给冷却水。其工作特点是冷却水量大，压力低 ，故要求循环水泵具有大流量、低扬程的特性，属高比转速泵。 4.14.2 循环水泵的类型 循环水泵结构形式有： （1）离心式循环泵；（2）轴流式循环泵；（3）斜流式循环泵； 4.14.3 循环水泵的选取 对单元制供水系统，每台汽轮机宜装设2台循环水泵，其总出力等于该机组的最大计算用水量。 因为 所以 式中： ——全厂最大用水量，t/h A——其它辅助设备用水量占凝汽器所需冷却水量的百分比取8% Dn——机组排汽量 m——冷却倍率，取60 每台循环水泵的压头H0取110mH2O. 理论扬程 m 根据其流量和扬程选择合适的凝结水泵型号。 根据其流量和扬程选择水泵型号：参考铁岭发电厂其性能列表4-11所示： 表4-11 水泵型号的性能表 型号 流量 必须气蚀余量 出口压力 转速 配带功率 1400HB-D 18000m3/h 9mH2O 0.22Mpa 423r/min 1600kw 5 全面性热力系统的拟定 由于时间和水平有限，在原则性热力系统基础上,选择部分辅助设备,参考同型式、同容量、同参数的发电厂有关设计资料,绘制300MW局部全面性热力系统图。 5.1 锅炉烟风制粉系统 锅炉辅机包括制粉系统和烟风系统两部分，烟风系统包括冷风系统、热风系统和排烟系统。制粉系统前面已作介绍。 烟风系统设计有二台送风机，二台引风机。送、引风机为离心式风机，从送风机送来的冷风经空气预热器加热后变成热风，热风分成三分部。一部分作为二次风进入风箱，然后经过燃烧器的内外调风进入炉膛；一部分作为一次风进入一次风管，供输送煤粉用。还有一部分作为制粉系统的干燥剂，经排粉机及三次风管进入炉膛。送风机出口有一根压力冷风管直接通向一次风箱入口，当一次风温太高时用来降低一次风温，从空气预热器出来的热风有一股直接通向送风机入口，作为热风再循环。当送风机入口风温较低时使用。从炉膛出来的烟气流经尾部受热面，电器除尘器、引风机最后从烟囱排出。 在10米运转层，锅炉本体右侧，装有二台冷却风机，用来作为火检探头的冷却风。 锅炉烟风制粉系统如图5-1所示 5.2 过热蒸汽系统 过热蒸汽系统是指从汽包出来的饱和蒸汽送到炉顶管和包覆过热器，由包覆过热器引出至低温过热器，经低温过热器出口联箱引入前屏，再由前屏出口联箱引出至后屏过热器，最后由后屏过热器出口联箱引出至末级高温对流过热器，完成蒸汽的加热过程。在燃煤锅炉运行中，过热蒸汽温度是一个很重要的控制参数。过热蒸汽温度是锅炉运行质量的重要指标之一，过热蒸汽温度较高，可能造成过热器蒸汽管道损坏；过热蒸汽温度过低，会降低内功率。所以在锅炉运行中，必须保持过热蒸汽温度稳定在规定值附近。 因此过热蒸汽温度调节主要采用喷水减温的方法，在整个过热蒸汽系统中布置了两级喷水减温器。 过热蒸汽系统如附图5-2所示 5.3 再热蒸汽系统 再热蒸汽系统是指高压缸排汽进入低温对流再热器进口联箱，自下至上逆流通过低温对流过热器，然后逆流流过水平烟道中的屏式再热器和高温对流再热器，最后在出口联箱汇集，进入汽轮机高中压缸再次做功的整个过程。 再热蒸汽温度调节主要采用分隔烟道挡板调节，即用调节烟道挡板开度来改变通过再热器通道的烟气量来达到调节再热气温的目的。此外，在低温再热器进口管道上还装设事故喷水减温器，以保证再热器的安全。 考虑到再热汽温的控制，在再热器结构中还有一定的喷水减温装置，此时大多数是为了防止事故发生而进行喷水减温的。 再热蒸汽系统如附图5-3所示 5.4 主蒸汽管道系统 锅炉供给汽轮机蒸汽的管道、蒸汽管道间的联通母管及通往用新蒸汽设备的蒸汽支管等称为主蒸汽管道。 5.4.1 主蒸汽管道类型 发电厂常用的主蒸汽管道系统有四种形式：集中母管制系统、切换母管制系统、单元制系统、扩大单元制系统。 5.4.2 主蒸汽管道类型的确定 根据《火力发电厂设计技术规程》第8.2.1条规定主蒸汽系统应按下列原则选择。 对装有高压凝汽式机组的发电厂可采用母管制系统，对装有中间再热凝汽式或中间再热供热的发电厂应采用单元制系统。 本次设计的300MW机组采用单元制系统。 单元制系统是指一机一炉相配合的连接系统，汽轮机和供其蒸汽的锅炉组成独立的单元，与其他单元之间无任何蒸汽管道连接。 现代大容量发电厂，机、炉容量相匹配，为节省投资，便于机、电、炉的高度自动化集中控制，几乎都采用单元制系统。由于再热式机组之间的再热蒸汽很难实现切换运行，所以再热机组的主蒸汽系统必须采用单元制。 为避免用管壁厚、管径大的主蒸汽和再热蒸汽管道及大口径阀门，以节省投资，并使蒸汽流速在允许范围内，不造成过大的蒸汽流动压降，国产中间再热式机组广泛采用双管式主蒸汽系统。主蒸汽管道系统如附图5-4所示 5.5 再热机组旁路系统 5.5.1 旁路系统的作用 (1) 缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命； (2) 保护再热器； (3) 回收工质，降低噪声； (4) 减少安全门动作次数，延长使用寿命。 5.5.2 旁路系统的选择 根据《火力发电厂设计技术规程》第8.8.2条规定：中间再热机组旁路的设置及其型式、容量和控制水平，应根据汽轮机及锅炉的型式、结构、性能及电网对机运行方式的要求确定，其容量为锅炉最大连续蒸发量的30％。如设备条件具备，且经设计任务明确，机组需具备两班制运行、甩负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的40-50％。 锅炉来的新蒸汽在某些特定情况下，可绕过汽轮机高压缸，通过连接在主蒸汽和再热蒸汽冷段管道间减温减压装置直接进入再热器冷段管道，这样的系统称为高压旁路系统或I级旁路系统。绕过汽轮机中、低压缸，通过连接在再热器热段蒸汽管和凝汽器间的减温减压装置后进入凝汽器的管道系统，称为低压旁路系统或II级旁路系统。绕过整个汽轮机，通过连接在主蒸汽管道和凝汽器间的减温减压装置，直接进入凝汽器的管道系统称为整机旁路系统或III级旁路系统。本次设计采用II级旁路串联旁路系统。 旁路系统如附图5-4所示 5.6 主给水管道系统 5.6.1 主给水管道的作用 主给水系统是指除氧器与锅炉省煤器之间的设备、管路及附件等。其主要作用是在机组的各种运行工况下，对给水进行除氧、升压和加热，为锅炉省煤器提供数量和质量都满足要求的给水。主给水系统还包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水泵为界，给水泵入口之前为低压给水系统，给水泵出口之后为高压给水系统。 整个过程从除氧器开始，其中经过加热、除氧的给水，经前置泵和给水泵升压，再由三台高压加热器加热，最后，通过给水操作台送至锅炉省煤器入口联箱。此外，给水系统分别向汽轮机高压旁路、各级加热器和再热器提供减温水。 5.6.2 主给水管道的类型 给水系统的类型：（1）单母管制给水系统 （2）切换母管制给水系统 （3）单元制给水系统 对装有高压供热式机组的发电厂应采用母管制；对装有高压凝汽式机组的发电厂可采用单元制，扩大单元制和母管制系统；对装有中间再热凝汽式或中间再热式机组的发电厂应采用单元制系统 5.6.3 主给水管道的选择 本设计采用的是单元给水系统，其特点是系统简单，管路短，阀门少，投资少，便于机炉集中控制管理和维修方便，特别是给水泵采用改变给水泵的转速来调节给水量。 本机设置给水泵，给水泵为50CHTA(汽动）型，机组在额定负荷下两台运行，一台电动备用，备用容量大于每台给水泵出口压力侧按水流方向装设一个逆止阀和一个截止阀，装设逆止阀是防止给水泵停止运行时压力低，水倒流入给水泵，给水泵倒转并冲击低压给水管道；截止阀的作用是当给水泵停止运行时切断与高压侧的联系，给水泵入口装设闸阀运行时全开减少给水泵进口阻力。给水泵与逆止阀之间装设再循环管，其作用是保护给水泵的安全，当给水泵空转或低负压时需要有一定的水量通过给水泵再循环管将部分水返回到除氧器给水箱，以防止给水泵空转或低负荷时流量低于最小流量，造成叶轮与给水摩擦以致水温升高产生尘汽化，甚至造成泵震动和断水事故，每根再循环观赏装有两个截止阀（其中一个电动）两者并列连接去除氧器侧装有一个总门当给水泵需要放水检修时，用送各段再循环管的压力水。 为了保证高转速主给水泵不汽化，本设计采用在主给水泵前另设低转速的前置泵，与给水泵连接方式为分别用各自的电动机来驱动。 锅炉过热器的减温水及I级旁路的减温水由给水泵出口母管直接供给；再热器减温水由给水泵三级抽汽接出。 主给水管道系统如附图5-5所示 5.7 主凝结水管道系统 5.7.1 主凝结水管道的作用 主凝结水系统的主要作用是把凝结水从凝汽器热井送到除氧器。为保证整个系统可靠工作并具用较高效率，在输送过程中还要对凝结水进行除氧净化、加热和必要的控制调节，同时在运行过程中提供有关设备的减温水、密封水、冷却水和控制水等，另外还要补充热力循环过程中的汽、水损失。 5.7.2 主凝结水管道的流程 主凝结水系统一般由凝结水泵、轴封加热器及低压加热器等主要设备及其连接管道组成。亚临界及超临界参数机组由于锅炉对给水品质要求很高，所以在凝结水泵后设有除盐装置。国产机组由于除盐装置耐压条件的限制，凝结水采用二级升压，因此在除盐装置后还装有凝结水升压泵。对于大型机组，主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补充水系统。 凝结水有凝结水泵从凝汽器中吸出，依次流入凝结水泵、轴封加热器、1#低加、轴封冷却器及2#低加，最后进入除氧器，凝结水泵吸入侧装有闸阀，压力侧装有开闭调节阀和逆止阀，逆止阀的作用是防止凝结水倒流入凝汽器中。汽轮机在第一次启动和大修后，凝汽器内无水为此设有经过化学处理的补充水管道，机组启动运转正常后化验，凝结水的质量是否合格，若不合格，将凝结水从放水管中放掉，待水质合格后，关闭放水门，开启去凝汽器的阀门。疏水采用逐季子流自流入2#低加用书水泵送入2#低加出口的主凝结水管道，1#低加的疏水用于疏水量很大，自流入凝汽器会造成很大的冷源损失，所以1#低加的疏水用书水泵打入到汽轮机低加的出口主凝结水管道中，若2#、3#低加不同时，4#低加疏水也可以直接到凝结器中，当疏水泵故障停用时然2#低加疏水也直接到凝汽器中，轴封冷却器的疏水直接疏到凝汽器，轴封加热器的疏水经处理后的疏水到凝汽器。 为了防止低加事故时造成凝结水中断，因此各台低加都设有备用旁路系统，其中由于2#、3#低加压力低，故障可能性小，所以2#、3#设一个大旁路，节约了阀门减少了投资，当有一个加热器故障时两个加热器必须同时使用。 为了便于凝结水在启动或低负荷运行时，不致因为凝结水的流量过小，使凝结水与叶轮发生摩擦，导致水温升高，而产生汽蚀，在轴封加热器出口的主凝结水管至凝汽器之间装一根再循环管，使部分凝结水返回凝汽器里以保证凝结水泵的安全工作和保持凝汽器中水位在4#低加阀门装有一个旁路门，在低负荷时用来调整凝汽器的水位启动放水门，在机组启动中放掉不合格的凝结水。 主凝结水系统如附图5-6所示 5.8 回热加热器管道系统 在汽轮机中做过一部分功的蒸汽，引入回热加热器加热给水，可提高锅炉的给水温度，降低机组煤耗。 本机组共有8级不调整抽汽，高压缸共两级，第一级供高压加热器H1，第二级用高压缸排汽供高压加热器H2，第三级供高压加热器H3，第四级供除氧器HD，驱动锅炉给水泵的小汽轮机和辅助蒸汽联箱。低压缸共有4级，分别供低压加热器H5～H8。 另外轴封冷却器有导入八段抽汽的备用管道，当汽封加热器泄露不能工作时，可将轴端汽封用汽暂时导入八段抽汽，汽封加热器装有两台排汽风机，作用在于汽封量最大时，排除汽气混合物以提高汽封加热器的负压。 除八段抽汽外，各抽汽管道均装设电动截止门和液压逆止门，八段抽汽管路未装截止门或逆止门的原因是该段抽汽压力已低于大气压，蒸汽比容较大，管径较粗，无论截止门或逆止门都不宜执行，另外该抽汽是从汽轮机最末二级前抽出的压力很低，压降小，焓降也小，作功能力小，即使突然甩负荷或自动主汽门关闭时，蒸汽倒流汽轮机内也不能使汽轮机超速，但是当低压管系泄漏时，机组有进水的危险，此时必须停机处理。电动截止门和水压逆止门作用是汽轮机甩负荷时，自动主汽门关闭后，水压逆止门和截止门关闭，防止事故发生。 回热加热器管道系统如附图5-7所示 5.9 除氧器管道系统 汽轮机的主凝结水和锅炉疏水泵来水接到除氧器上方，在主凝结水管道上装有逆止门，防止凝结水泵不正常工作时除氧器内蒸汽倒流发生水冲击。 高压加热器的疏水接到除氧器上方。 汽轮机自动主汽门和调速汽门还有门杆漏气，锅炉连续排污扩容器产生的蒸汽以及给水泵的再循环管均从水箱底部接入。而汽轮机的汽封供汽从除氧器水箱汽空间接出，低位水箱也从除氧器顶部接入，除氧器的给水箱有三根降水管与给水泵连接，给水箱下部装有疏水放水母管。为了防止水箱水过多，在水箱最高处装疏水溢水管与放水管。 在除氧器水箱内设有再沸腾管装置，汽源来自老厂蒸汽母管加热器，管从顶部插入，在水箱四分之三的水平面位置水平管断开有三排小孔，蒸汽从小孔向外喷射运行中投入时，对水箱中的水进行再热，使水始终保持沸腾状态，防止工况变化时影响除氧效果，机组启动前投入时，是为了提高水温以满足锅炉上水的要求。 除氧器还装有高位放水保护装置，当水位高出极限值时，通过电动截门将水放到疏水箱。 除氧器管道系统如附图5-8所示 5.10 轴封管道系统 5.10.1 轴封冷却器的作用 轴封冷却器的作用是防止轴封及阀杆漏汽（汽—气混合物）从汽轮机轴端逸至机房或漏入油系统中，同时利用漏汽的热量加热主凝结水，其疏水疏至凝汽器，从而减少热损失并回收工质，改善环境卫生和工作条件。 5.10.2 轴封管道的组成 汽轮机的轴封端、汽封漏汽、回汽管路等设备组成了轴封管道系统。 各轴封用汽的汽源来自除氧器水箱汽空间或汽平衡管的汽封供汽，供汽经过低压调整阀送至供汽母管，然后分别送入三个汽缸的端部汽封，以防止空气漏入真空系统，汽封回汽被抽到汽封加热器。在正常运行中，汽封母管压力0.147MPa，汽封内供汽压力是0.1MPa，汽封回汽压力为0.095MPa。如果汽封内压力过低将要影响真空，如果汽封压力过高，将使油中进水，为便于调整汽封内压力，在高压缸前后和中压缸前，汽封供汽母管及低压缸汽缸供汽母管上均装有阀门。 轴封管道系统图如附图5-9所示 5.11 高、低压加热器疏水放气系统 加热器的疏水是指回热抽汽在加热器内放热后形成的凝结水。加热器输水系统的作用是以合理的方式疏放及回收各级加热器的蒸汽凝结水。同时，保持加热器内水位在正常范围内，以保证加热器的加热效果并防止汽轮机进水。 疏水的收集方式有两种：一是利用相邻加热器间汽侧压力差，使疏水逐级自流；二是采用疏水泵，将疏水打入本机加热器的出口水流中。 加热器管系和壳体中的不凝结气体会增加传热热阻，增大出口端差，对设备造成腐蚀。因此，在所有加热器的汽侧和水侧均设置排气装置和排气管道系统。加热器放气系统的作用是加热器和除氧器中排出不凝结的气体，以提高效率和防止腐蚀。 5.11.1 高、低压加热器的疏水系统 （1） 正常疏水。正常运行时，各高压加热器疏水经疏水调节阀逐级自流入除氧器，各低压加热器的疏水经调节阀逐级自流入低压加热器H7。低压加热器H7的疏水，通过水封式疏水调节装置排入输水系统的专用疏水箱。疏水箱的疏水，再由疏水泵经疏水调节阀、流量测量孔板，打入低压加热器H7出口的主凝结水管道。疏水箱可以维持疏水泵入口一定的静水压头，防治水泵汽蚀，有利于疏水泵的正常稳定运行。低压加热器H8的疏水，经U形水封管直接排入凝汽器。 （2） 启动疏水和事故放水。在机组启动初期，高压加热器疏水通过各高压加热器的启动疏水支管直接排至地沟。待水质合格后，逐级用疏水调节阀排至高压加热器H3，然后用疏水调节阀将汇集的疏水排至启动疏水扩容器。低负荷时，疏水自流压力差不够，各级高压加热器的疏水可逐级自流到高压加热器H3，在低压加热疏水泵通路量允许的情况下，经疏水调节阀到低压加热器H5，否则经启动疏水扩容器后进入凝汽器。 5.11.2 高、低压加热器的放气系统 每台加热器的汽侧设有启动排气和连续排气装置。启动排气装置用于机组启动的水压试验时迅速排气，连续排气装置用于正常运行时连续排出加热器内的不凝结气体。 高压加热器的启动排气通过两支隔离阀排入大气。低压加热器因在启动时期汽侧处于真空状态，所以低压加热器启动排气经一只隔离阀排入放气母管后进入凝汽器。 高压加热器连续排气管分别从个加热器引出，经一只节流孔板和一只隔离阀进入放气母管后，接入除氧器。低压加热器H5、H6、H7的连续排气也是通过一只节流孔板和一只隔离阀进入母管，再接入凝汽器。节流孔板用于限制排气量，防止排气量过大使气体带蒸汽进入除氧器或凝汽器，使热经济性下降。当需要更换节流孔板时，启动排气管用于连续排气。低压加热器H8的排气直接进入凝汽器。 高压加热器疏水放气系统如附图5-10所示， 低压加热器疏水放气系统如附图5-11所示 5.12 真空及空气管道系统 热力系统中，需要维持一定的真空或必须抽出空气的设备，如凝汽器、回热加热器、轴封冷却器及凝结水泵等，用空气管道将它们连通并通向凝汽器，再由真空泵将凝汽器内空气和部分排汽抽出使其组成真空及空气管道系统。装设空气管路是因为空气不易凝结。另外，空气中含有氧，金属材料要受到腐蚀，并没有节流阀，这样可以使抽出的少量蒸汽在低一级的加热器得到凝结，不至进入凝汽器内增加冷源损失。为保证加热器故障停用时，真空系统能够正常工作，在各级加热器旁都设有旁路。各段加热器空气管上，均装有节流孔板，其作用是防止加热器中蒸汽被大量带走。各凝汽器的空气管路及主蒸汽管路都没有真空阀，其作用是在汽轮机事故停机或紧急停机情况下，迅速破坏凝汽器真空保证安全。 真空及空气管道系统如附图5-12所示 5.13 循环冷却水系统 5.13.1 循环冷却水系统作用 凝汽式发电厂中，为了使汽轮机的排汽凝结，凝汽器需要大量的循环冷却水。除此之外，发电厂中还有许多转动机械因轴承摩擦而产生大量热量，发电机和各种电动机运行因存在铁损和铜损也会产生大量的热量。这些热量如果不能及时排出，积聚在设备内部，将会引起设备超温甚至损坏。为确保设备的安全运行，发电厂中需要完备的循环冷却水系统，对这些设备进行冷却。 5.13.2 循环冷却水系统类型 循环冷却水系统通常包括凝汽器循环水系统、开式循环水系统和闭式循环冷却水系统。 5.13.2.1 开式循环冷却水系统 开式循环冷却水系统是指冷却水取自水源，经开式冷却水泵升压后，直接去冷却一些对水质要求不高、需要水温较低而用水量大的设备。如供给汽轮机润滑油冷却器、小汽轮机润滑油冷却器、闭式冷却器等设备。冷却水在经过各设备的冷却器吸热后再排入水源的冷却水系统。 开式循环冷却水系统如附图5-13所示 5.13.2.2 闭式循环冷却水系统 对于一些冷却用水量小、水质要求高的设备，设置了闭式循环冷却水系统。 闭式循环冷却水系统的水温比开式循环冷却水系统的水温通常高4~5℃。闭式循环冷却水系统的冷却对象为发电机氢侧密封油冷却器、发电机空侧密封油冷却器及抗燃油冷却器等。 闭式循环冷却水系统主要包括一台高位布置的闭式膨胀水箱，两台100%容量的闭式循环冷却水泵，两台100%容量的闭式循环冷却水热交换器，各闭式冷却器及其管道和附件。 闭式水系统流程：闭式膨胀水箱→闭式循环冷却水泵→闭式循环冷却水热交换器→闭式水供水母管→各闭式水冷却器→闭式水回水母管→闭式循环冷却水泵入口。正常运行时，闭式循环冷却水泵和闭式循环热交换器均一台运行，一台备用。 闭式循环冷却水系统如附图5-14所示 5.14 润滑油系统 润滑油系统的作用是给汽轮发电机的支持轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑，为氢密封系统供备用油以及为操纵机械超速脱扣装置供压力油。润滑油系统由汽轮机主轴驱动的主油泵、冷油器、顶轴装置、盘车装置、排烟系统、油箱、润滑油泵、事故油泵、滤网、加热器、油位指示器、轴承箱油挡、联轴器护罩、阀门、逆止门、各种监测仪表等构成。 润滑油系统如附图5-15所示 5.15 EH油系统 5.15.1 EH油系统的作用 EH油系统的作用是提供高压抗燃油，并由它来驱动伺服执行机构。 5.15.2 EH油系统的构成 EH油系统由安装在座架上的不锈钢油箱、有关管道、蓄能其器、控制件、叶片泵、电动机、滤油器以及热交换器等组成。这些部件组成重复的两套供油系统，当一套投入运行时，另一套作为备用，如果需要即可自动投入。当汽轮机正常运行时，一台油泵足以满足系统所需的用油量。 EH油系统工作流程： 系统工作时，由交流电动机驱动高压叶片泵，油箱中的抗燃油通过油泵入口的滤网被吸入油泵。油泵输出的抗燃油经过EH控制单元中滤油器、卸荷阀、逆止阀和过压保护阀，进入高压集管和蓄能器，建立起系统需要的油压。当油压达到14.484MPa时，卸荷阀动作，切断油泵出口与高压油集管的联系，将油泵的出口油直接送回油箱。此时，油泵在卸荷（无负荷）状态下工作，EH系统的油压由蓄能器维持。在运行中，伺服机构和系统中其他部件的间隙漏油使EH系统内的油压逐渐降低，当高压集管的油压降至12.42MPa时，卸荷阀复位，高压油泵的出油重又供向EH系统。高压油泵就这样在承载和卸荷的交变工况下运行，使能量的消耗量和油温的升高量减少，因而可以增加油泵的工作效率和延长油泵的寿命。回油箱的抗燃油由方向控制阀导流，经过一组滤油器和冷油器流回油箱。抗燃油的回油管是压力回油管，回油管中的压力靠低压蓄能器维持。系统正常运行时，油压由卸荷阀维持在12.420～12.484MPa范围内。当油泵在卸荷状态下工作时，位于卸荷阀和高压集管之间的逆止阀可防止抗燃油从EH油系统通过卸荷阀反流进入油箱。运行和备用两套装置有一个共同的过压保护阀（溢流阀），用以防止EH油系统油压过高，当压力达到15.86～16.21MPa时，过压阀动作，将油泵出口油直接送回油箱。 供油装置是为整套EH液压系统提供所需的压力和流量，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。它由油箱、油泵、泵出口组件（含单向阀、过滤器、溢流阀等）、蓄能器、电气箱及其他对油压、油温、液位的检测装置等组成，另外有一套独立的滤油系统、一套独立的冷却系统和一套再生装置。 EH油系统如附图5-16所示 5.16 密封油系统 为了防止发电机的氢气外漏，所有氢冷发电机组都装有密封油系统。在发电机两端设有两组氢气冷却器和一个双流环式密封瓦，一定压力的密封油注入密封瓦与转轴之间的间隙中，在静止部分与转动部分的间隙中形成油膜。为了达到密封作用，油压应比氢压高。密封油除了起到不使氢气外漏的作用外，还对密封装置起到了润滑和冷却的作用。 密封油系统中主要包括：正常运行回路、事故运行回路、紧急密封油回路（即第三密封油源）、真空装置及开关表盘等； 密封油系统投停原则：先投密封油，再投运氢系统；先停氢系统，再停密封油系统；氢系统运行时，禁止停运密封油系统。 密封油系统正常运行回路如下： 轴承润滑油供油管→真空油箱→主密封油泵（或备用密封油泵）→滤油器→压差阀→发电机密封瓦→氢侧排油（空侧排油不经扩大槽和浮子油箱直接回空气抽出槽）→扩大槽→浮子油箱→空气抽出槽→轴承润滑油排油套装管→汽机主油箱。 当系统发生事故时运行回路如下： 轴承润滑油供油管→事故密封油泵（直流泵）→滤油器→压差阀→发电机密封瓦→氢侧排油（空侧排油不经扩大槽和浮子油箱直接回空气抽出槽）→扩大槽→浮子油箱（旁路参与调节）→空气抽出槽→轴承润滑油排油→汽机主油箱。 紧急密封油回路如下： 轴承润滑油供油管→滤油器→压差阀旁路→发电机密封瓦→氢侧排油（空侧排油不经扩大槽和浮子油箱直接回空气抽出槽）→扩大槽→浮子油箱旁路→空气抽出槽→轴承润滑油排油→汽机主油箱（此运行回路的作用是在主密封油泵和直流密封油泵都失去作用的情况下，轴承润滑油直接作为密封油源密封发电机内氢气。此时发电机内的氢气压力必须降到0.05MPa）。 密封油系统如附图5-17所示 结 论 本次火电厂机务部分初步设计原则上是按照《火力发电厂设计技术规程》进行的，其中主要设备的选择，是以同类型机组为依据。 本次设计的主要设备参数是HG-1025/17.4-YM4型、亚临界压力自然循环单汽包一次中间再热燃煤锅炉机组；N300-16.3/537/537型亚临界一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、反动式汽轮机。本机组的经济指标：每小时实际耗煤量为127.4t/h；理论空气量V0为6.12Nm3/kg；理论烟气量Vy为6.53Nm3/kg；全厂热效率ηcp为0.396；全厂热耗率qcp为9090.43KJ/KW•h；发电标准煤耗率bs为0.3106Kg/KW•h。 目前在电厂机务设计方面，火电机组的主辅机种类繁多，参数选取也各有差异，这样使得设计所考虑的范围也广泛起来。本次设计以降低煤耗率、汽耗率为关键部分；煤种方面，我们选取了符合现在电厂用煤煤种，不再对单一煤种进行分析。由于设计人员水平的不足及实际经验的匮乏，本次设计也有瑕疵之处，希望老师和同学们指正。 全面性热力系统的附图主要参考了铁岭发电厂锅炉和汽轮机系统图，可以供广大师生参考。 致 谢 经过一个月的毕业设计，迎来了论文完稿的这一刻。在此过程中，有过喜悦，有过沮丧，也有过彷徨和疑惑，这一切都让我感觉到求知过程的艰辛，同时也让我明白学无止境，要不断地努力，探索真知。本次设计是在肖弘老师悉心指导和热情鼓励下完成的。肖弘老师渊博的知识、严谨的治学态度、诲人不倦的作风和勤勉的工作精神，使我受益匪浅。在做论文期间，肖弘老师关心每一个环节，及时提出建议，悉心指导，直到我的论文完成。 其次，特别感谢同学一直以来对我的鼓励和帮助，在使用CAD软件过程中遇到的疑问都经过他们细心地讲解得到解答；论文中小到每个标点符号，都帮我仔细纠正。在此也特向同学表示衷心的感谢。 最后，非常感谢肖弘老师在本次设计中对我的指导和帮助，答谢不尽，唯有尽心求学，有所建树！ 参考资料 [1] 火力发电厂设备手册.电力工业部电力机械局中国华电电站装备工程（集团）总公司.锅炉及风烟系统设.北京：中国电力出版社，1998. 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[13] 王树群、王金枝、涂仲光.锅炉原理.北京：中国电力出版社，1995. 附 图 � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� 2358.6h 3133.9h 2520h � EMBED Equation.3 ���0.9655 0.998 3078h 233t 404t 314t 537t 384.8t 3029.6h 3394.33h 535t 537t 5.93P 3.173P 0.0054P 0.026P 0. 074P 0.135P 0.326P 0.823P 1.75p 15.58P 16.72p � EMBED Equation.3 ��� 0 .2 1 3 � EMBED Equation.3 ��� 6 7 C 5 4 3.29P 3412h 3329.4h 2758.8h 2926.3h 2662.5h 201t 137t 96t � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� � EMBED \* MERGEFORMAT ��� _1234568022.unknown _1234568093.unknown _1234568158.unknown _1234568190.unknown _1234568207.unknown _1234568223.unknown _1234568231.unknown _1234568239.unknown _1234568243.unknown _1234568247.unknown _1234568250.unknown _1234568251.unknown _1234568248.unknown _1234568249.unknown _1234568245.unknown _1234568246.unknown _1234568244.unknown _1234568241.unknown _1234568242.unknown _1234568240.unknown _1234568235.unknown _1234568237.unknown _1234568238.unknown _1234568236.unknown _1234568233.unknown _1234568234.unknown _1234568232.unknown _1234568227.unknown _1234568229.unknown _1234568230.unknown _1234568228.unknown _1234568225.unknown _1234568226.unknown _1234568224.unknown _1234568215.unknown _1234568219.unknown _1234568221.unknown _1234568222.unknown _1234568220.unknown _1234568217.unknown _1234568218.unknown _1234568216.unknown _1234568211.unknown _1234568213.unknown _1234568214.unknown _1234568212.unknown _1234568209.unknown _1234568210.unknown _1234568208.unknown _1234568199.unknown _1234568203.unknown _1234568205.unknown _1234568206.unknown _1234568204.unknown _1234568201.unknown _1234568202.unknown _1234568200.unknown _1234568195.unknown _1234568197.unknown _1234568198.unknown _1234568196.unknown _1234568192.unknown _1234568193.unknown _1234568194.unknown _1234568191.unknown 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