电厂600MW火力发电机组初步设计毕业设计

毕业设计#说明书#（论文） 系 部： 能源与动力工程学院 专 业： 热能与动力工程 题 目： 新疆某电厂600MW火力发电机组 初步设计（抚顺烟煤） 毕业设计（论文）原创性声明和使用授权说明 原创性声明 本人郑重承诺：所呈交的毕业设计（论文），是我个人在指导教师的指导下进行的研究工作及取得的成果。尽我所知，除文中特别加以标注和致谢的地方外，不包含其他人或组织已经发表或公布过的研究成果，也不包含我为获得 及其它教育机构的学位或学历而使用过的材料。对本研究提供过帮助和做出过贡献的个人或集体，均已在文中作了明确的说明并表示了谢意。 作 者 签 名：　　 　 　　日　 期：　　 　 　　 ​​​​​​​​​​​​ 指导教师签名：　　 　 　　 日　　期：　　 　 　　 使用授权说明 本人完全了解 大学关于收集、保存、使用毕业设计（论文）的规定，即：按照学校要求提交毕业设计（论文）的印刷本和电子版本；学校有权保存毕业设计（论文）的印刷本和电子版，并提供检索与阅览服务；学校可以采用影印、缩印、数字化或其它复制手段保存论文；在不以赢利为目的前提下，学校可以公布论文的部分或全部内容。 作者签名：　　 　 　　 日　 期：　　 　 　　 ​​​​​​​​​​​​ 学位论文原创性声明 本人郑重声明：所呈交的论文是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的研究成果。除了文中特别加以标注引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写的成果作品。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本人完全意识到本声明的法律后果由本人承担。 作者签名： 日期： 年 月 日 学位论文版权使用授权书 本学位论文作者完全了解学校有关保留、使用学位论文的规定，同意学校保留并向国家有关部门或机构送交论文的复印件和电子版，允许论文被查阅和借阅。本人授权　　 　 　大学可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编本学位论文。 涉密论文按学校规定处理。 作者签名： 日期： 年 月 日 导师签名： 日期： 年 月 日 指导教师评阅书 指导教师评价： 一、撰写（设计）过程 1、学生在论文（设计）过程中的治学态度、工作精神 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、学生掌握专业知识、技能的扎实程度 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 3、学生综合运用所学知识和专业技能分析和解决问题的能力 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 4、研究方法的科学性；技术线路的可行性；设计的合理性 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 5、完成毕业论文（设计）期间的出勤情况 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 二、论文（设计）质量 1、论文（设计）的整体结构是否符合撰写？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、是否完成指定的论文（设计）任务（包括装订及附件）？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 三、论文（设计）水平 1、论文（设计）的理论意义或对解决实际问题的指导意义 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、论文的观念是否有新意？设计是否有创意？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 3、论文（设计说明书）所体现的整体水平 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 建议成绩：□ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 （在所选等级前的□内画“√”） 指导教师： （签名） 单位： （盖章） 年 月 日 评阅教师评阅书 评阅教师评价： 一、论文（设计）质量 1、论文（设计）的整体结构是否符合撰写规范？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、是否完成指定的论文（设计）任务（包括装订及附件）？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 二、论文（设计）水平 1、论文（设计）的理论意义或对解决实际问题的指导意义 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、论文的观念是否有新意？设计是否有创意？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 3、论文（设计说明书）所体现的整体水平 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 建议成绩：□ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 （在所选等级前的□内画“√”） 评阅教师： （签名） 单位： （盖章） 年 月 日 教研室（或答辩小组）及教学系意见 教研室（或答辩小组）评价： 一、答辩过程 1、毕业论文（设计）的基本要点和见解的叙述情况 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、对答辩问题的反应、理解、表达情况 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 3、学生答辩过程中的精神状态 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 二、论文（设计）质量 1、论文（设计）的整体结构是否符合撰写规范？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、是否完成指定的论文（设计）任务（包括装订及附件）？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 三、论文（设计）水平 1、论文（设计）的理论意义或对解决实际问题的指导意义 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 2、论文的观念是否有新意？设计是否有创意？ □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 3、论文（设计说明书）所体现的整体水平 □ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 评定成绩：□ 优 □ 良 □ 中 □ 及格 □ 不及格 （在所选等级前的□内画“√”） 教研室主任（或答辩小组组长）： （签名） 年 月 日 教学系意见： 系主任： （签名） 年 月 日 毕业设计说明书（论文）中文摘要 本文主要介绍了新疆某电厂600MW超临界火电机组的初步设计方案，包括上汽—东芝型600MW汽轮机系统、上锅600MW锅炉系统的初步设计，以及汽机原则性热力系统和主要辅助设备的设计选择。首先，根据设备结构和特点拟定了原则性热力系统图，然后在汽轮机VWO工况下计算出了各部分的汽水流量及功率等。接着，参考相关资料进行锅炉设备选型，对锅炉汽水系统进行设计和说明，并且进行了制粉、燃烧系统的设计计算及相关辅助设备的选型；最后，设计了主再热蒸汽系统、旁路系统、抽汽系统、凝结水系统和给水系统，并根据系统的工作要求，对相关辅助设备进行了选择。 关键词 600MW 超临界机组 VWO 热力系统 毕业设计说明书（论文）外文摘要 Title A preliminary Design of a 600MW Thermal Power Plant （Fushun bituminous Coal） in Xinjiang Abstract The thesis mainly introduce the preliminary plan of 600 MW supercritical thermal power unit of a power plant in Xinjiang province, containing preliminary design of turbine system of STP-Toshiba and SEC’s boiler system, designing options for the turbine heat system and the major auxiliary equipment. At first, principle heat system diagram is drawn up based on the structure and characteristics of equipment. Second, under the condition of turbine VWO, various parts of flow and power are calculated. Third comes to the selection of boiler equipment. And under the guidance of related material, boiler steam and water system’s design and instructions are carried out along with pulverization of coal, the design calculation of combustion system as well as selection of corresponding auxiliary equipment. At last, design the main steam system and reheat steam system, bypass system, steam extraction system, condensate system and feed-water system. In addition, the corresponding auxiliary equipment is selected in accordance with the requirement of system. Keywords 600MW supercritical unit VWO Thermodynamic system 目 录 1前 言 2第一章 中国电力工业发展 21.1 中国电力工业概况 21.2 中国电力工业发展 4第二章 汽轮发电机组设备概述 42.1 汽轮发电机组设备概述 42.2 原则性热力系统的拟定 6第三章 VWO工况下各部分汽水流量的确定 63.1 汽水参数的整理说明 63.1.1 基本汽水参数整理 73.1.2 热力过程线的拟定过程 83.1.3 机组回热系统参数整理 93.2 原则性热力系统计算、汽水流量的确定、经济指标计算 93.2.1 原则性热力系统的计算 143.2.2 经济性指标和各部分汽水流量汇总 18第四章 锅炉辅助计算及设备选型 184.1 锅炉设备及其特点 184.1.1 锅炉型式和参数 184.1.2 炉体结构选择 194.1.3 循环方式选择 204.2 锅炉辅助计算 204.2.1 煤质特性 204.2.2 漏风系数和过量空气系数整理 214.2.3 锅炉燃烧计算 234.2.4 锅炉热平衡及燃料消耗量计算 244.3 锅炉受热面拟定 244.3.1 过热器和再热器 264.3.2 省煤器和空气预热器 284.4 煤粉制备系统计算及选型 284.4.1 磨煤机及制粉系统选择 324.4.2 制粉系统热平衡计算 354.4.3 给煤机选型 354.4.4 原煤仓选型 364.5 风机选型及计算 374.5.1 一次风机选型 384.5.2 送风机选型 394.5.3 引风机选型 404.5.4 其它风机选型 414.6 燃烧设备选型 414.6.1 燃烧器选型 424.6.2 点火装置选型 434.6.3 炉膛设计 434.6.4 燃烧器喷口截面积计算 45第五章 汽轮机热力系统的优化设计 455.1 主再热蒸汽及旁路系统设计 455.1.1 主蒸汽、再热蒸汽系统 465.1.2 旁路系统 475.2 抽汽系统 495.3 凝结水系统 495.3.1 凝结水系统概述 505.3.2 凝结水泵选型 515.4 给水系统 515.4.1 给水系统概述 525.4.2 给水泵选型 545.4.3 给水泵驱动方式 545.4.4 除氧水箱选型 55第六章 结论 56参考文献 58致 谢 前 言 近年来，在党中央、国务院的正确领导下，我国电力工业发展迅速，电力供应能力显著增强。 但是，中国电力工业的发展同样面临资源和环境两个瓶颈，电力工业结构不合理的矛盾仍十分突出，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重过高，从而造成我国电力行业能源消耗和主要污染物排放总量较大。纵观世界上的先进国家，已经普遍采用大容量和超临界的机组，这不仅能有效提高发电机组的经济型，也能为建设低消耗、低污染的节约型社会做出贡献。 国家的“十二五”规划指出：要优化能源结构，从严重依赖煤炭资源向绿色、多元、低碳化多种能源形式转变；从生态环境保护滞后于能源发展向生态环境保护和能源协调发展转变。并且我国政府还做出承诺：“到2020年GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%”。这就更要求电力行业做到高效和环保。因此，在当前的节能减排形势下，必须大力推进电力工业节能减排工作，其核心就是要坚持上大压小，在科学有序安排高效清洁大机组建设的同时，下更大决心，用更大力气，加快关停小火电机组。 所以本次毕业设计旨在对扩建600MW燃煤机组进行研究，以提高机组运行经济性，降低发电成本和对环境的污染，为节能减排贡献出一份微薄之力。在设计中我们学会了发电厂主要设备的确定、原则性热力系统的计算、汽机（热力系统）辅助设备的选择、锅炉辅助设备的选择和计算、全面性热力系统的拟定等多个内容，使我们在设计中得到了许多专业方面上的知识。 毕业设计是我们四年以来的学习过程的系统总结。通过毕业设计把所学的理论知识和课程实践有机的结合起来，加以巩固和应用，进一步提高工程设计能力和科研能力，为以后的工作打下坚实的基础。 由于我们学习的知识有限，没有真正的接触过发电厂的现场的生产实际，设计中难免存在很多缺点和不妥之处，恳请评审组老师给予批评指正。 第一章 中国电力工业发展 1.1 中国电力工业概况 中国电力工业始于1882年。新中国成立前，电力工业发展缓慢，1949年发电装机容量和发电量仅为185万千瓦和43亿千瓦时，分别居世界第21位和第25位。新中国成立后，电力工业得到快速发展，1978年发电装机容量达到5712万千瓦，发电量达到2566亿千瓦时，分别跃居世界第8位和第7位。1978年改革开放到2000年，我国发电装机和发电量先后超越法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，居世界第2位。1987年发电装机突破1亿千瓦，1995年超过了2亿千瓦，2000年达到了3亿千瓦。进入新世纪，电力工业进入历史上的高速发展阶段，2004年全国发电装机突破4亿千瓦，2005年超过了5亿千瓦。改革开放之前，我国发电设备只能生产125MW和200MW等级及以下的机组。随着电力工业的技术装备水平不断提高，我国成批量生产的300MW和600MW机组已成为国内的主力机型，1000MW超临界机组也已经投产发电。 与此同时，我国还稳步推进电力体制改革。2002年底，国家电力监管委员会、两大电网公司、五大发电集团公司和四个辅业公司的相继成立，标志着我国电力体制改革取得了决定性成绩。实现了“厂网分开”和“政企分开”，电力工业竞争有序的局面已经形成。 2002年6月以来电力增长保持较高水平。从2002年6月至今，在这几年的时间里，全国的平均电力增长始终保持在两位数的快速增长，高于GDP增长速度。2004年底，全国发电装机4.42亿千瓦，比上年增长5100万千瓦，2005年发电装机突破5亿千瓦。2005年全国发电量24747亿千瓦时，同比增长12.3%。进入21世纪后，我国电力仍将以较高的速度和更大的规模发展，电源和电网建设的任务仍很重。同时，电力的发展还要合乎可持续发展战略，并受到环境的严重制约；还将接受全球范围内电力体制改革和技术创新能力的挑战，使之在技术上、管理上适应电力市场化体制和竞争需要；将迎接全球和地区经济一体化挑战，使电网互联范围不断扩大。 1.2 中国电力工业发展 为了更好的发展电力工业，我国要加强超临界和超超临界机组的建设。我国一次能源结构具有以煤为主的显著特征，由此决定了我国电力结构以燃煤发电为主的特点。2008年我国原煤产量27.2亿吨，其中火电耗煤13.4亿吨，占煤炭产量的近50％。从今后发展来看，在以煤为主的一次能源结构不发生大的变化下，在电力结构中火电仍将在相当长的时期内占据主导地位。提高发电效率、降低污染、节约资源是我国火电机组的发展方向。超临界火电机组具有煤耗低、污染排放物少的节能减排效益，是提高我国火电机组技术水平，实现火电机组技术优化升级有效而现实的措施，也是我国火力发电机组发展的必然趋势。在“十五”期间，我国首台600MW超临界机组示范工程投入运行，1000MW超超临界机组的研究和开发也在积极进行。同时，国家出台了一系列鼓励建设大型超（超）临界机组的相关配套政策，大型超（超）临界机组在我国呈现出快速发展的趋势。在“十一五”期间开始，我国大型超（超）临界机组即呈现出快速发展的趋势，600MW机组基本上都采用了超（超）临界参数，1000MW机组全部采用了超超临界参数。截至2009年6月，我国已投产超（超）临界机组23台，其中100MW机组13台，600MW机组10台，超（超）临界机组容量占火电装机容量的18%以上。目前，还有一大批超（超）临界机组已经被国家核准正在建设或筹备建设中。 总之，我国超（超）临界机组占煤电装机容量的比重正在逐渐增大，促进了我国火电机组技术水平的迅速提高，也促进了我国电力工业的发展。 第二章 汽轮发电机组设备概述 2.1 汽轮发电机组设备概述 本工程的汽轮机选用上海汽轮机有限公司生产的上汽—东芝型600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机（型号：N600-24.2/566/566）。汽轮机主要参数如表2-1所示： 表2-1 汽轮机主要参数 参数 数值 单位 高压主汽阀前主蒸汽额定压力 24.2 MPa 高压主汽阀前主蒸汽额定温度 566 ℃ 主蒸汽流量 2045.398 t/h 再热蒸汽进口压力 4.741 MPa 再热蒸汽进口温度 319.4 ℃ 中压主汽阀前再热蒸汽压力 4.267 MPa 中压主汽阀前再热蒸汽额定温度 566 ℃ 再热蒸汽进汽量 1719.035 t/h 额定排汽压力 4.4/5.4 kPa 热耗率 8102.47 kJ/（kW·h） 给水温度 280.1 ℃ 转速 3000 r/min 回热加热级数 7级（3高加+3低加+1除氧器） 2.2 原则性热力系统的拟定 发电厂原则性热力系统拟定主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济性指标。由此可衡量热力设备的完善性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性。 回热抽汽加热系统是指从正在运转的汽轮机某些中间级抽出部分蒸汽来加热锅炉的给水系统。经过回热加热可以提高锅炉给水温度，减少冷源损失，提高循环热效率。为了提高加热效果，在加热器的蒸汽进口处，设置过热蒸汽冷却段。同时经过加热器换热之后的疏水，比进入加热器的主凝结水温度高，则设置疏水冷却段，这样可以充分利用抽汽的能量，尽量减小加热器端差，有利于提高整个回热系统的效率。 原则性热力系统是根据机炉制造厂提供的本体汽水系统来拟定的，由于是空冷机组，回热加热级数七级，各加热器形式除一台高压除氧器为混合式，其余均为表面式加热器，在这种情况下，拟定原则性热力系统。 发电厂原则性热力系统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联系线路图，原则性热力系统只表示工质流过时的状态，参数起了变化的各种热力设备，它仅表明设备之间的主要联系，原则性热力系统实际表明了工质的能量转换及热能利用的过程，它反映了发电厂能量转换过程技术完善程度和热经济性[1]。 拟定如下： （1）机组有七级不调整抽汽，回热系统为“三高、三低、一除氧”，除一台除氧器为混合式加热器外，其余均为表面式加热器。主凝结水和给水在各加热器中的加热温度按温升分配的。 （2）1#、2#、3#高压加热器和5#低压加热器，由于抽汽过热度很大，设有过热蒸汽冷却段。一方面提高三台高加水温；另一方面减少1#高加温差，使不可逆损失减少，以提高机组的热经济性。5段抽汽（5#低加）经再热后的蒸汽过热度很大，所以加装过热蒸汽冷却段。过热蒸汽冷却段可以充分利用蒸汽过热热量，提高加热器出口给水温度，同时可靠性高。正常运行时，各高低压加热器的疏水均采用逐级自流疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，最后流入凝汽器热井。这样降低了热经济性，但如果采用疏水泵的型式，会使系统复杂。同时，疏水温度高对水泵的运行也不利，会使安全性降低。 （3）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效果和给水泵不汽蚀，主给水泵装有前置泵。 原则性热力系统图见附图。 第三章 VWO工况下各部分汽水流量的确定 3.1 汽水参数的整理说明 3.1.1 基本汽水参数整理 本次设计机组原则性热力系统的基本汽水参数整理如下（VWO工况）： （1） 主汽门前蒸汽压力 ，主汽温 ，主蒸汽焓 ； （2） 再热主汽门前蒸汽压力 ，再热汽温 ，再热蒸汽焓 ； （3） 排气压力 ，排汽温度 ，排汽焓 ； （4） 加热器效率 ，机械效率 ，锅炉效率 ，管道效率 ，发电机效率 ； （5） 小汽机蒸汽流量 ，进汽焓 ，排汽焓 ； （6） 给水泵中给水焓升 ；凝结水泵焓升 ，凝结水泵出口压力 ；； （7）汽轮发电机组出力： ； （8）中压缸冷却汽进汽 ，高压缸漏至中压缸排汽口蒸汽 ，高压缸外缸内缸间漏气 ； （9）轴封冷却器的进气由三股蒸汽组成，它们的蒸汽量和蒸汽焓分别为： ， ， ； ， ， ； （10）轴封蒸汽调节器的进气由两股蒸汽组成，它们的蒸汽量和蒸汽焓分别为： ， ； ， ； （11）轴封蒸汽调节器到凝汽器热井的蒸汽流量和蒸汽焓分别为： ， ； （12）轴封供汽的蒸汽量和蒸汽焓分别为： ， 。 3.1.2 热力过程线的拟定过程 （1）由已知的蒸汽参数 、 及背压 在焓熵图上可查出机组的理想焓降 。 （2）工质在经过进汽机构时产生进汽节流损失。节流引起的损失与节流前后气流的压降对应。当调节阀全开（主汽阀也当然全开）时， 取新汽压力的3％～5％。为了使所设计机组的效率不低于设计效率，通常取 的最大值，即取 。据选定的 ，并按照节流前后焓值不变的道理，可在焓熵图上找到汽轮机第一级前的状态点0。 （3）根据所给数据高压缸的排汽压力及通过再热以后中压缸的进汽压力可以确定2和2’，并在焓熵图上连接2’和0。 （4）根据所给高压缸漏至中压缸的蒸汽压力可以确定4和4’，并连接2和4。 （4） 排汽压力和湿度的值可以确定排汽压力点c，在焓熵图上连接4’和c。 （5）在焓熵图上通过各抽汽点的压力，确定汽轮机的抽汽点，可以得出各点的焓值，并可以通过热力过程线绘制汽水参数表。 本次设计机组蒸汽膨胀过程线图3-1所示： 图3-1 机组蒸汽膨胀过程线 3.1.3 机组回热系统参数整理 机组回热系统参数整理如表3-1所示： 表3-1 机组回热系统计算点参数 数据来源 已知 已知 已知 pj′=pj（1-△pj） 已知（查表） 由pj′查 由pj′查 已知 tdj-θj 已知 由pw、tj查 已知 td′=tj+1+θ 由pj′、td′查 C 0.016 2455.6 55.34 231.59 231.6 H7 0.048 79.81 4.5 0.0458 2591 79.18 331.45 2.5 76.6753 1.724 322.31 H6 0.1213 127.7 4.5 0.11 2729.9 103.78 435.03 2.5 101.28 1.724 425.69 81.87 344.52 H5 0.4294 251.1 4.5 0.4101 2965.77 144.52 608.54 2.5 142.02 1.724 598.66 5.6 106.43 448.34 H4（HD） 1.086 360.5 4.5 1.0371 3179.2 181.47 769.63 0 181.47 1.0371 769.63 H3 2.162 458.6 4.5 2.0617 3374.5 213.99 915.99 0 213.99 30.269 926.64 5.6 192.4 818.57 H2 4.741 319.4 4.5 4.528 2993.5 257.79 1123.83 0 257.79 30.27 1124.57 5.6 219.59 942.40 H1 6.454 359.8 4.5 6.1636 3062.2 277.31 1222.81 -1.5 278.81 30.268 1223.88 5.6 263.39 1151.59 单位 MPa ℃ % MPa kJ/kg ℃ kJ/kg ℃ ℃ MPa kJ/kg ℃ ℃ kJ/kg 项目 抽汽压力pj 抽汽温度/干度tj 抽汽压损△pj 加热器汽侧压力pj′ 抽汽焓hj pj′饱和水温度tdj pj′饱和水焓hj′ 加热器端差θj 加热器出口水温tj 加热器水侧压力pw 加热器出口水焓hwj 疏水冷却器端差θ 疏水冷却器出口水温td′ 疏水冷却器后疏水焓hwjd 3.2 原则性热力系统计算、汽水流量的确定、经济指标计算 3.2.1 原则性热力系统的计算 汽轮机的总汽耗量为 ，给水量 [2]。 （1）1号高压加热器H1计算（见图3-2）： 图3-2 高加H1计算用图 由H1（图3-2）的热平衡式求 ： （3-1） 所以 H1的疏水系数： （3-2） 第一级抽汽： （3-3） （2）2号高压加热器H2计算（见图3-3） 图3-3 高加H2计算用图 由H2（图3-3）的热平衡式求 ： （3-4） 所以 H2的疏水系数 （3-5） 所以 第二级抽汽： （3-6） （3）3号高压加热器H3计算（见图3-4） 图3-4 高加H3计算用图 由H3（图3-4）的热平衡式求 ： （3-7） 所以 H3的疏水系数 （3-8） 所以 第三级抽汽： （3-9） （4）除氧器HD计算（见图3-5） 图3-5 除氧器HD计算用图 第四段抽汽 由除氧器加热蒸汽 和汽动给水泵用汽 两部分组成，即 （3-10） 由除氧器的物质平衡可知除氧器的进水系数 为： （3-11） 因为除氧器的进出口水量不等， 是未知数。为避免在最终的热平衡式中出现两个未知数，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 （3-12） 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 （3-13） 代入数据得： 因此除氧器的进水系数 所以除氧器的进水量 为： （3-14） 第四级抽汽： （3-15） （5）5号低压加热器计算（见图3-6） 图3-6 低加H5计算用图 由H5（图3-6）的热平衡式可得 ： （3-16） 所以 H5的疏水系数 （3-17） 第五级抽汽： （3-18） （6）6号低压加热器H6计算（见图3-7） 图3-7 低加H6计算用图 由H6（3-7）的热平衡式可得 ： （3-19） 所以 H6的疏水系数： （3-20） 所以 第六级抽汽： （3-21） （7）低压加热器H7、轴封冷却器SG、凝汽器热井构成一整体的热平衡计算（见图3-8） 图3-8 低加H7、轴封冷却器SG和凝汽器热井计算用图 （3-32） 代入数据得： （3-23） (8) 凝汽器热井物质平衡计算 （3-24） 得： （3-25） 由汽轮机物质平衡校核： （3-26） 代入数据得： （3-27） 和 误差很小，符合工程要求 （9）再热蒸汽流量 计算 （3-28） 代入数据得： （3-29） （10）锅炉蒸发量 计算 （3-30） （11）计算结果汇总 各部分汽水流量与焓汇总如表3-2所示： 表3-2 各部分汽水流量与焓汇总 D（kg/h） h（kJ/kg） D0 h0=3396 Drh=0.8554 D0-30548.5 qrh=599 D1=0.0526 D0 h1=3062.2 D2=0.0921 D0 h2=2993.5 D3=0.0396 D0 h3=3374.5 D4=0.0512 D0+103400 h4=3179.2 D5=0.0531 D0 h5=2965.77 D6=0.0312 D0 h6=2729.9 D7=0.0251 D0-745.696 h7=2591 Dc=0.6552 D0-104758.744 hc=2455.6 Db=1.0101D0 hb=3402.8 =0.3447 D0+102654.304 3.2.2 经济性指标和各部分汽水流量汇总 （1）计算汽轮机内功率 （3-31） 代入数据得： （3-32） （2）由功率方程式求 （3-33） 由（3-32）和（3-33）得： （3）求各级抽汽量 将 数据代入各处汽水相对值， 汽轮机汽耗： ； 第一级抽汽： ； 第二级抽汽： ； 第三级抽汽： ； 第四级抽汽： ； 第五级抽汽： ； 第六级抽汽： ； 第七级抽汽： ； 汽轮机排汽： ； 再热蒸汽： 锅炉蒸发量： （4）各级内功率计算 第一级内功率： （3-34） ； 第二级内功率： ； （3-35） 第三级内功率： （3-36） 第四级内功率： （3-37） 第五级内功率： （3-38） 第六级内功率： （3-39） 第七级内功率： （3-40） 排汽功率： （3-41） 轴封蒸汽功率： （3-42） （3-43） （3-44） （5） 功率校核 （3-45） 代入数据得： 所以， （3-46） 代入数据得： ,所以校核符合要求。 整理各项汽水流量、抽汽及排汽内功率如表3-3所示： 表3-3 各项汽水流量、抽汽及排汽内功率 各级抽汽量 Di（t/h） 各级内功率 Wi（kJ/h） 总汽耗D0 2045.4 总功率W 2494607955.1672 第一级抽汽D1 107.516 第一级内功率W1 35888867.77 第二级抽汽D2 188.298 第二级内功率W2 73779745.25 第三级抽汽D3 80.909 第三级内功率W3 第四级抽汽D4 208.181 第四级内功率W4 169854959.81 第五级抽汽D5 108.538 第五级内功率W5 111580806.69 第六级抽汽D6 63.737 第六级内功率W6 80557297.27 第七级抽汽D7 50.594 第七级内功率W7 70972971.35 汽轮机排汽Dc 1235.385 排汽功率WC 1900270710.25 再热蒸汽量Drh 1719.036 轴封蒸汽功率WM+N 519828.75 锅炉蒸发量Db 2066.058 轴封蒸汽功率WP+R 970627.276 （6）热经济性指标计算[3-4]： ①机组热耗 、热耗率 、绝对电效率 （3-47） （3-48） （3-49） ②锅炉热负荷 和管道效率 根据锅炉蒸汽参数查得过热器出口焓 （3-50） （3-51） ③全厂热经济指标 全厂热效率 （3-52） 全厂热耗率 （3-53） 发电煤耗率 （3-54） 第四章 锅炉辅助计算及设备选型 4.1 锅炉设备及其特点 4.1.1 锅炉型式和参数 锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构∏型锅炉、露天布置燃煤锅炉（型号：SG2066.058/25-571/571-M）。锅炉（VWO工况）主要参数如表4-1所示： 表4-1 锅炉主要参数 参数 数值 单位 最大连续蒸发量 2066.058 t/h 过热蒸汽出口压力 25 MPa 过热蒸汽出口温度 571 ℃ 再热蒸汽流量 1719.035 t/h 再热蒸汽进口压力 4.741 MPa 再热蒸汽出口压力 4.367 MPa 再热蒸汽进口温度 319.4 ℃ 再热蒸汽出口温度 571 ℃ 省煤器进口给水温度 280.1 ℃ 锅炉效率 93 % 空预器型式 三分仓回转式预热器 省煤器型式 非沸腾式省煤器 4.1.2 炉体结构选择 对于大型锅炉机组来说，炉体结构型式是十分重要的，因为好的炉体结构应具有如下特点[5]： （1）炉膛容积应足够大，使燃料能充分燃烧。炉膛内应有足够的受热表面积，尽量吸收燃烧物的辐射热，使进人尾部烟道的烟气得到足够的冷却。 （2）炉膛出口烟温和烟气流量要保持均匀和适当水平，防止尾部受热面受热不均而产生温度偏差。 （3）合理布置尾部受热面，选择合理的烟气流速，防止尾部受热面对流管束产生堵灰磨损等问题。 目前大中型锅炉的布置方案主要有：∏型布置，Γ型布置和塔型布置。经过分析，本次设计决定选用∏型结构，因为它是目前大中型锅炉中最广泛采用的一种布置方式。它由垂直柱体炉膛、水平烟道和下行对流烟道三部分组成，并且具有如下的优点：锅炉和厂房的高度都很低，转动机械和笨重设备，如送吸风机、除尘器和烟囱等均可作低位布置（建筑在地面上），因此，减轻了厂房和锅炉构架的负载。在水平烟道中，可以采用支吊方式比较简单的悬吊式受热面。在下行对流竖井中，受热面易于布置成逆流传热方式。这种布置方案也便于尾部受热面的检修。 4.1.3 循环方式选择 因为本次设计的机组为超临界参数，所以推荐采用复合循环锅炉，即给直流炉的水冷壁附加一个可控制系统，在启动及低负荷情况下，再循环泵投入运行，增加循环流量，使水冷壁中的工质总流量大大增加，当负荷大于某一值时，水冷壁中阻力等于再循环泵的压头，再循环管路中无流量，这时按直流方式运行。目前复合循环锅炉在超临界和超超临界机组中得到了广泛应用。与纯直流锅炉相比，其优点主要有[6]： （1）水冷壁的重量流速可按循环泵切除时的负荷选取，因而可选用较低值以减小流动阻力； （2）由于有再循环泵，因而启动流量低，启动系统的容量可按循环泵的工作起始点考虑，相应地可减少投资和启动热损失，同时锅炉的最低极限负荷可降到10%左右； （3）由于工质的相对流量变化小，因而温度的变化小，相应地减小了温度应力，有利于在低负荷下运行； （4）由于水冷壁的重量流速可由循环泵的容量保证，因而可避免采用过小的管径； （5）它可在锅炉出力很低时启动汽轮机，因此，可不需要保护再热器的旁路系统，从而简化了系统结构。 4.2 锅炉辅助计算 4.2.1 煤质特性 煤质特性如表4-2所示： 表4-2 煤质特性 抚顺烟煤 项 目 单 位 校核煤种 工 业 分 析 收到基低位发热值 kJ/kg 22415 收到基全水份 % 13 收到基灰份 % 14.79 收到基挥发份 % 46 空气干燥基水份 % 3.5 元 素 分 析 收到基碳 % 56.9 收到基氢 % 4.4 收到基氧 % 9.1 收到基氮 % 1.23 收到基硫 % 0.58 灰变形温度 ℃ 1190 灰软化温度 ℃ ＞1500 灰熔化温度 ℃ 4.2.2 漏风系数和过量空气系数整理 漏风系数和过量空气系数如表4-3所示： 表4-3 漏风系数和过量空气系数 额定负荷时漏风系数 出口过量空气系数 炉膛 0.05 1.2 前屏过热器 0 1.2 后屏过热器 0 1.2 高温再热器 0.02 1.22 高温过热器 0.02 1.24 低温再热器 0.02 1.26 低温过热器 省煤器 0.02 1.28 空预器 0.15 1.43 4.2.3 锅炉燃烧计算 （1）理论空气量[7] （4-1） （2）理论氮容积 （4-2） （3） 容积 （4-3） （4）理论干烟气容积 （4-4） （5）理论水蒸气容积 （ ） （4-5） （6）飞灰份额 查表得： （7）理论烟气量 （4-6） （8）理论烟气焓 （4-7） 式中 、 、 -----理论烟气中各成分在温度120℃时的焓值， ，可分别按式（4-8）（4-9）（4-10）计算。 （4-8） （4-9） （4-10） （9）实际烟气焓 （4-11） 式中 -----理论空气量的焓， ，可按式（4-12）计算； -----锅炉出口过量空气系数； -----飞灰焓， ，可按式（4-14）计算。 （4-12） 式中 ----- 标准状态下干空气连同携带的水蒸气在温度 时的焓， ，可按式（4-13）计算。 （4-13） （4-14） 式中 -----1kg灰在120℃时的焓， ，可按式（4-15）计算。 （4-15） 4.2.4 锅炉热平衡及燃料消耗量计算 锅炉热平衡及燃料消耗量如表4-4所示： 表4-4 锅炉热平衡及燃料消耗量计算 序号 名称 符号 单位 结果 1 锅炉输入热量 22415 2 排烟温度 先估后校 120 3 排烟焓 1579.57 4 冷空气温度 取用 20 5 理论冷空气焓 169.328 6 化学未完全燃烧损失 取用 0 7 机械未完全燃烧损失 取用 1 8 排烟处过量空气系数 空预器出口过量空气系数 1.43 9 排烟损失 5.907 10 散热损失 取用 0.5 11 灰渣损失 0 12 锅炉总损失 7.407 13 锅炉热效率 92.593 14 保热系数 0.9946 15 过热蒸汽焓 高温过热器出口参数 ， 3396 16 给水温度 给定 280.1 17 给水焓 省煤器入口参数 ， 1229.9 18 锅炉实际负荷 2.06×106 19 锅炉有效利用热 4.43×109 20 实际燃料消耗量 2.13×105 21 计算燃料消耗量 2.11×105 4.3 锅炉受热面拟定 4.3.1 过热器和再热器 过热器和再热器是锅炉用于提高蒸汽温度的部件，其目的是提高蒸汽的焓值，以提高电厂热力循环效率。过热器的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。再热器的作用是将汽轮机高压缸的排汽加热到与过热蒸汽温度相等的再热温度，然后再送到中压缸及低压缸膨胀做功。 （1）过热器和再热器的分类 按照传热方式的不同，过热器和再热器可以分为对流、辐射和半辐射（也称为屏式受热面）三种型式。大型电站锅炉的过热器和再热器的系统比较复杂，通常采用将辐射、半辐射和对流式三种受热面串联组合在一起，但对流受热面一般占主要部分。 对流式过热器（再热器）布置在锅炉的水平烟道或尾部竖井中，主要吸收烟气的对流放热量。对流式过热器（再热器）由进、出口联箱及许多并列布置的蛇形管束组成。 辐射式过热器（再热器）是指布置在炉膛中以吸收炉膛辐射热为主的过热器，有屏式和墙式两种。由于炉膛内热负荷很高，这种过热器（再热器）容易超温。尤其在启动和低负荷运行时，问题更为突出。 半辐射式过热器（再热器）既吸收烟气的对流传热量又吸收炉内高温火焰的辐射热量，一般布置在炉膛出口附近，出于热负荷高，可减少受热面的金属耗量，并可有效地降低炉膛出口烟温，防止密集对流受热面的结渣。另一方面，因半辐射式受热面各管圈的结构和受热条件的差别较大，使其热偏差增大，为了保证受热面的安全运行，通常亦作为中低温级受热面，并且采用较高的质量流速使其管壁能够得到足够的冷却。 （2）过热器和再热器的调温方式 ①过热器调温方式 过热器调温采用喷水减温法。喷水减温的原理是将减温水直接喷入过热蒸汽中，使其雾化、吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。其优点是：结构简单；调节灵敏，易于自动化，减温器出口的汽温延迟时间仅5~10s；调温幅度可达100 ℃以上；压力损失小，一般不超过50 kPa。因此，现在大型电站锅炉过热蒸汽温度的调节都采用喷水减温的方法。对于多级布置的过热器系统，为保证每级过热器都不超温和减少热偏差的积累，每两级过热器之间要采用一级喷水减温。本次设计采用三级喷水减温。 ②再热器调温方式 再热器调温方式采用烟气挡板调节法或摆动燃烧器调节法。 对于再热蒸汽，喷水使再热蒸汽的流量增加，会使汽轮机中低压缸的做功能力增大，排挤高压蒸汽的做功，降低电站的循环效率。所以，在再热蒸汽温度的调节中，喷水减温只是作为烟气侧调温的辅助手段和事故喷水之用。 烟气挡板调节法或摆动燃烧器调节法的调温特点比较： 烟气挡板调节法将尾部竖井烟道分隔成两个平行的烟道，在一个烟道内布置低温再热器，另—烟道内布置低温过热器，在烟井下部的省煤器出口烟温较低处装有烟气调节档板，当再热汽温变化时，调节挡板开度以改变通过再热器的烟气量，从而改变再热器的吸热量，达到调节再热汽温的目的。烟气挡板设备简单，操作方便，已在许多大型电站锅炉上应用。但在运行中也出现一些问题，如挡板开启不灵活、出现锈死现象；再热器侧和过热器侧挡板开度较难匹配、挡板的最佳工作点不易控制；烟气流量调节范围受挡板开度在30%—70%的限制；两烟道内烟气流速和温度的不同需要受热面左右交叉布置以减小热偏差等。 采用摆动燃烧器调温，即用改变燃烧器上下摆角的办法来改变火焰中心高度，达到调节汽温的目的，目前主要用来调节再热汽温。当再热汽温超温时，将燃烧器向下摆动某一角度，让火焰中心位置下移，使汽温降低，反之亦然。这种调温方法的优点是调节幅度比较大、调节灵敏、设备简单、投资费用少而且没有功率消耗。但运行中应注意倾角范围不可过大，否则可能会增大不完全燃烧损失或造成结渣等问题。同时，在低负荷时若向上倾角过大，还可能发生燃烧不稳定，甚至出现灭火问题。注意喷嘴摆动机构的结构设计要合理，否则会出现卡涩现象。 经以上分析，采用烟气挡板调节法的缺点较多，且技术上不易消除。而采用摆动燃烧器法调节再热汽温时调节幅度比较大、调节灵敏、设备简单、投资费用少而且没有功率消耗。运行中燃烧器的最佳倾角的选取可以依靠提高运行人员的素质来解决。至于喷嘴卡涩问题，可通过设计合理的喷嘴摆动机构的结构来改进。所以选用摆动燃烧器法来调节再热汽温。 4.3.2 省煤器和空气预热器 （1）省煤器 ①省煤器的作用 省煤器是利用锅炉尾部烟气的热量加热锅炉给水的设备。省煤器是现代锅炉中不可缺少的受热面，一般布置在烟道内，吸收烟气的对流传热，个别锅炉有与水冷壁相间布置的，以吸收炉内高温烟气的辐射热。它有如下作用： （a）节省燃料； （b）改善汽包的工作条件； （c）降低锅炉造价。 ②省煤器的类型及结构特点 省煤器按出口水温可分为沸腾式省煤器和非沸腾式省煤器。 沸腾式省煤器是指出口水温达到饱和温度，并且还有部分水蒸发汽化的省煤器。汽化水量一般约占给水量的10%~15%，最多不超过20%，以免省煤器中介质的流动阻力过大。非沸腾式省煤器的出口水温应低于该压力下的沸点，即未达到饱和状态，一般低于沸点20~25℃。 沸腾式省煤器在使用中常因锅炉负荷变动或启停过程中形成蒸汽，遇到过冷的水会突然冷凝造成水击现象，产生很大的冲击力，因此要求省煤器管的强度较高，同时由于汽水混合物在平行连接的管中很难分配均匀，对直流锅炉来说进入水冷壁后引起水流分布不均，因此在直流锅炉中都采用非沸腾式省煤器。 ③省煤器的布置方式： 省煤器在尾部烟道中多为卧式逆流布置，这样既有利于停炉排除积水，减轻停炉期间的腐蚀，也有利于改善传热，节约金属。其工作原理是水在蛇形管内自下而上流动，烟气在管外自上而下横向冲刷管壁，以实现烟气与给水之间的热量交换。这种换热方式，由于水在蛇形管内自下而上流动便于排除空气，从而可避免引起局部的氧腐蚀。而烟气在管外自上而下流动，不但有助于吹灰，还使烟气与水呈逆向流动，从而可增大传热平均温差，提高对流传热量。 （2）空气预热器： ①空气预热器的作用 空气预热器是利用锅炉尾部烟气的热量来加热燃料燃烧所需要空气的设备。空气预热器对锅炉有如下作用： （a）进一步降低排烟温度，提高锅炉效率； （b）改善燃料的着火与燃烧条件，降低不完全燃烧热损失； （c）节省金属，降低造价； （d）改善引风机的工作条件，同时降低了引风机电耗。 ②空气预热器的种类 空气预热器按传热方式可分为导热式和蓄热式两种。导热式空气预热器是烟气通过传热壁面连续将热量传给空气。蓄热式空气预热器是烟气和空气交替流过受热面，烟气流过时将热量传给受热面并积蓄起来，随后空气流过时，受热面将热量传给空气。导热式空气预热器有板式和管式两种，蓄热式空气预热器主要为回转式。本次设计采用三分仓回转式空气预热器。 （3）尾部受热面的布置 尾部受热面在尾部烟道中的布置方式有单级布置和双级布置两种。 双级布置由两级省煤器和两级空气预热器组成。第一级空气预热器与第二级空气预热器之间放置第一级省煤器，第二级省煤器位于第二级空气预热器的上方，即省煤器与空气预热器交错布置。 单级布置是由一级省煤器和一级空气预热器组成。一般把空气预热器布置在省煤器之后，即烟气先经过省煤器后再经过空气预热器，这样可以得到较低的排烟温度，提高锅炉效率，同时又能节省价格较高的省煤器受热面金属并防止省煤器的低温腐蚀。所以本次设计采用单级布置的尾部受热面。 4.4 煤粉制备系统计算及选型 4.4.1 磨煤机及制粉系统选择 目前我国磨煤机的选择大体是这样的，对于煤质较硬的无烟煤、贫煤以及杂质较多的劣质煤可以考虑采用筒式钢球磨；对于可磨性系数 ，或灰份 以及水分 的烟煤和贫煤可以考虑采用中速磨煤机；对于多水分的褐煤，以及可磨性系数 的烟煤可以考虑采用风扇磨。在选用磨煤机的时候还必须结合制粉系统一起考虑[8]。 （1） 制粉系统确定： 煤粉制备系统可分为直吹式和中间储仓式两种。所谓直吹式系统，是指煤粉经磨煤机磨成煤粉后直接吹入炉膛燃烧；而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。 直吹式制粉系统的优点是系统简单，布置紧凑，钢材消耗少，占地少、投资少，由于输送管道流动阻力小，因而运行电耗较小。其缺点是系统的工作可靠性差，制粉设备发生故障时直接影响锅炉运行；此外磨煤机负荷必须随锅炉负荷而变化，难于保证制粉设备在最经济的条件下运行；另外直吹式系统中锅炉燃煤量的调节只能在给煤机上进行，因此滞延性较大，所以直吹式系统相对要求有较高的运行水平。 储仓式制粉系统的优点是工作可靠性高，制粉系统发生故障时不会立即影响锅炉的运行；磨煤机负荷不受锅炉负荷限制，因而可以一直在经济负荷下运行，这对低负荷下工作经济性很差的球磨机来说是非常重要的；储仓式系统中锅炉燃煤量的调节可在给粉机上进行，滞延性较小；另外对煤种适应性较广，可采用热风送粉，以保证低质煤的着火和燃烧稳定。其缺点是系统复杂，钢材消耗大，占地大，投资高；由于输送管长，流动阻力大，因而运行电耗较大，此外爆炸的危险性也较大。 根据《电站磨煤机及制粉系统导则》，当磨制中高挥发分（ ）、高水分以下（外在水分 ）、磨损性较强以下的烟煤时，宜选用中速磨煤机直吹式系统。该系统结构紧凑，占地面积小、重量轻、投资省、运行噪声小，电耗及金属磨损耗低，磨制出的煤粉均匀性指数高，特别适合变负荷运行。所以本次设计采用直吹式制粉系统。 配中速磨煤机的直吹式制粉系统有正压式和负压两种连接方式。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称为正压直吹式制粉系统。在负压直吹式制粉系统中，燃烧所需要的煤粉均通过排粉风机，因此排粉风机磨损严重，这不仅降低风机效率，增加运行电耗，而且需要经常更换叶轮，致使维护费用增加，系统可靠性降低。此外，负压系统漏风较大，大量冷空气随一次风进入炉膛会降低锅炉效率。与负压系统相比，正压系统通过排粉风机的是空气，不存在风机的磨损问题，冷空气也不会漏入系统，因此运行的可靠性和经济型都比负压系统高。所以采用正压式系统。 根据一次风机相对空气预热器的布置位置不同，正压系统有热一次风系统和冷一次风系统。热一次风机输送的是经空气预热器加热过的热空气。由于介质温度高（约300℃），比体积大，因此热一次风机较之输送同样质量空气的冷一次风机尺寸大，能耗高，风机运行效率低，且存在高温腐蚀。冷一次风机输送的是冷空气，其工作可靠性高于热一次风机，而且冷空气比体积小，通风电耗低。所以正压直吹冷一次风机系统较热一次风机系统有较多的优越性。大容量机组采用冷一次风机系统是最经济安全的，且通风电耗也将明显降低，国内新建电厂采用较多。与此相对应，要采用三分仓回路式空气预热器，以分别加热工作压力不同的一次风和二次风[9]。 综上所述，制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统。 （2） 磨煤机的确定： 对于中速磨煤机，我国目前制造的中速磨煤机主要有环式磨煤机（ZQM型、E型）、碗式磨煤机（RP型、HP型）、轮式磨煤机（MPS型、ZGM型）。从经济角度考虑，HP型磨煤机具有总投机及运行费用低，且HP型体积小、占地少，检修方便等特点。综上所述，所以本次设计采用HP型磨煤机。 （3） 磨煤机台数的确定： 根据《火力发电厂设计技术规程》的明确规定：200MW及以上机组装设的中速磨煤机不宜少于四台，且要设备用磨煤机，设备用主要是考虑磨煤机的检修工作量大且频繁。对于600MW的机组，每台锅炉可以采用配6台中速磨，其中1台备用。 （4） 磨煤机型号的确定： 因为磨煤机总出力不应小于锅炉连续蒸发量时煤耗量的120%，所以每台磨煤机出力为： （4-16） 式中 -----实际燃料消耗量， ； -----每台锅炉配备的磨煤机台数。 根据所得磨煤出力，查阅《电站磨煤机及制粉系统导则》后，选用HP763型磨煤机。 对选用的磨煤机进行校核： 碾磨出力 （4-17） 式中 -----磨煤机基本出力，查相关资料得 ； -----原煤粒度对出力的修正系数，对于HP型磨煤机 ； -----煤粉细度，可按式（4-18）计算； -----可磨性指数，可按式（4-20）计算； -----原煤水分，可按式（4-23）计算； -----原煤灰分对出力的修正系数，可按式（4-24）计算。 （4-18） 式中 -----煤粉细度，可按式（4-19）计算。 （4-19） 式中 -----煤的干燥无灰基挥发分， ； -----煤粉的均匀性系数，一般 ，取 。 （4-20） 式中 -----哈氏可磨性指数，可按式（4-21）计算。 （4-21） 式中 -----煤粉可磨性指数，查表得 。 代入数据得： ，属“易磨煤”。 对于 和 ，首先要确定是低热值煤还是高热值煤： 含水无矿物基热值按式（4-22）计算， （4-22） 表4-5 煤种分类 煤种 含水无矿物基热值（MJ/kg） 干燥无矿物基固定碳（%） 高热值煤 32.6~37.2 40~86 低热值煤 25.6~32.6 40~69 根据表4-5得，该煤属于低热值煤，对于低热值煤有： （4-23） （4-24） 经分析比较 ，所以选用HP763型磨煤机满足要求。 （5） 结论： 综合上述分析计算，采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统，每台锅炉配6台HP763型中速磨煤机，磨制煤种时5台磨煤机运行，1台备用。 4.4.2 制粉系统热平衡计算 （1）输入系统的热量 ①干燥剂的物理热 （4-25） 式中 -----干燥每 原煤所需干燥剂量, ，可按式（4-26）计算； -----制粉系统进口干燥剂的温度，℃； -----制粉系统进口干燥剂的比热容， 。 对于碗式磨煤机直吹式制粉系统， （4-26） 式中 -----磨煤机出力， ； -----设计出力下的负荷率，可按式（4-27）计算； -----磨煤机基本通风量，查相关资料得 ； -----通风率，可按式（4-28）计算； -----磨煤机密封风量，查相关资料得 。 （4-27） 对于HP磨煤机， （4-28） （4-29） ②碾磨过程由机械能转化而来的热量 （4-30） 式中 -----碾磨过程中能量转化系数，对于中速磨 ； -----磨煤的单位电耗， ，可按式（4-31）计算。 （4-31） ③制粉系统漏风带入的热量 （4-32） 式中 -----制粉系统漏风系数，对于正压中速磨，查得 ； -----空气在 时的比热容， ； -----漏入冷风温度，℃。 ④燃料带入的热量 （4-33） 式中 -----燃料进入系统时温度，取 ； -----燃料收到基定压比热容， 。 （2）输出系统的热量 ①蒸发水分消耗的热量 （4-34） 式中 -----每千克原煤在干燥过程中蒸发掉的水分， ，可按式 （4-35）计算。 4.187，1.884-----水和水蒸气的比热容， ； 2261-----负压条件下水的汽化潜热， ； -----燃料进入系统时温度， ； -----制粉系统出口干燥剂的温度，℃。 （4-35） 由于管道散热， 比磨煤机出口气粉混合物温度 略低。对于直吹式正压系统 ，而中速磨煤机直吹式制粉系统分离器后的低热值煤，取 ，所以 。 ②干燥剂带出系统的热量 （4-36） 式中 ----- 温度下干燥剂的比热容，查表得 ； -----制粉系统漏风系数，对于正压中速磨，查得 ； -----干燥每kg原煤所需干燥剂量， ； -----制粉系统出口干燥剂的温度， 。 ③加热器燃料消耗的热量 （4-37） 式中 -----燃料干燥基比热容，当 ℃时，查表得 ； -----收到基全水份， ； -----空气干燥基水份， ； -----制粉系统出口干燥剂的温度， ； -----燃料进入系统时温度， 。 ④制粉系统散热损失 （4-38） 式中 -----设备散热损失系数，对于直吹式制粉系统 。 （4-39） （3）制粉系统热平衡 （4-40） 代入上述已知数据得： （4-41） 经分析计算并查表得： ， 4.4.3 给煤机选型 常用的给煤机有圆盘式、皮带式、刮板式、电磁振动式。 （1）圆盘式给煤机的特点：优点紧凑、严密；缺点是煤湿时易堵塞。 （2）皮带式给煤机的特点：优点可用于各种煤，不易堵塞。缺点是不严密，漏风较大，占地面积大。 （3）刮板式给煤机的特点：优点是不易堵塞，较严密，有利于电厂布置。缺点是煤块过大或煤中有杂物时卡死。 （4）电磁振动式给煤机的特点：优点是无移动部分，因而维修简便，给煤均匀，便于调节，耗电量小，体积小，重量轻，造价低。缺点是煤过湿时给煤量调节较难。 正压直吹式制粉系统的给煤机必须具有良好的密封性及承压能力，根据《火力发电厂设计技术规程》，中速磨煤机的直吹式制粉系统宜选用称重式皮带给煤机。给煤机的台数与磨煤机相匹配，所以每台锅炉配6台给煤机，给煤机的出力不小于磨煤机计算出力的110%。 给煤机出力： （4-42） 式中 -----磨煤出力。 根据所得给煤机出力 查阅相关资料进行给煤机的选型。 4.4.4 原煤仓选型 原煤仓的设计应按煤的特性进行，并满足下列条件： （1）原煤仓的容量必须满足电厂上煤方式下的锅炉运行要求； （2）在控制的煤流量，保持连续的煤流； （3）原煤仓内不会出现搭拱和漏斗现象。 原煤仓还应设有防止大块煤和其他杂物进入的装置。对于直吹式制粉系统，原煤仓必须装设低煤位和给煤中断信号。 原煤仓的容积 按式（4-43）计算, （4-43） 式中 -----煤仓中存煤供锅炉工作的小时数，对于直吹式系统， 取 ， 对于低热值煤取下限，所以 ； -----锅炉最大连续蒸发量时的燃煤量，取 ； -----煤仓填充系数，取决于煤仓上部尺寸，进煤口位置和煤的自然堆 积角，可取0.8； -----除备用原煤仓外的原煤仓数目，取5； -----原煤堆积密度， ，取1.0。 4.5 风机选型及计算 表4-6 一次风率推荐值 煤 种 送粉方式 无烟煤 贫煤 烟 煤 劣 质 烟 煤 褐煤 Vdaf<30% Vdaf>30% Vdaf<30% Vdaf>30% 干燥剂送粉 20-30 25-35 20-25 45-55 热风送粉 15-20 15-20 25-45 20-25 25-30 20-25 表4-7 直流式燃烧器一、二、三次风风速（m/s） 煤种 无烟煤 贫煤 烟煤 褐煤 固态排渣 一次风 20-25 20-25 25-35 18-30 二次风 45-55 45-55 40-55 40-60 液态排渣 一次风 25-30 30 二次风 40-70 50-70 热风送粉 三次风 45-55 40-60 4.5.1 一次风机选型 一次风分为两路：一路经空气预热器加热后送往磨煤机，起干燥煤粉的作用；另一路冷一次风送往磨煤机入口与热风混合，来调节磨煤机内风粉混合的温度，防止煤粉爆炸，同时又保证煤干燥适当。 （1）一次风机型式 由于本次设计采用了直吹式制粉系统，并且采用了三分仓空气预热器，所以冷一次风机宜采用单速离心式风机，也可采用动叶可调轴流式风机。但轴流式风机的变工况性能和节能性能要优于离心式风机，且电耗省，检修、维护方便，运行效率较高，所以采用动叶可调轴流式风机[11]。 （2）一次风机台数 根据《火力发电厂设计技术规程》要求，冷一次风机台数为2台，不设备用。在考虑了温度预热量及空气预热器的漏风后，风量欲量取40%，压头欲量取35%。 （3）选型计算 实际总风量 (4-44) 式中 -----炉膛出口过量空气系数，根据表4-3得， =1.2； -----炉膛漏风系数，根据表4-3得， =0.05； -----空预器漏风系数，根据表4-3得， =0.15； -----计算燃料消耗量，根据表4-4， ； -----理论空气量， 。 一次风量 （4-45） 式中 -----一次风率，根据表4-6得 ； -----实际总风量， 。 考虑风量欲量和温度修正后，一次风量： 根据表4-7，一次风速 一次风压 （4-47） 式中 -----空预器阻力， ； -----流动总阻力， ； -----磨煤机阻力， ； -----燃烧器阻力， ； -----炉膛负压， 。 4.5.2 送风机选型 送风机的作用是向锅炉输送燃料燃烧所必需的空气量，要能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。 （1） 送风机型式 送风机工作条件好，对于600MW机组而言，宜选用动叶可调轴流式风机或高效离心式风机，也可采用静叶可调轴流式风机。动叶可调式风机与静叶可调式风机相比，运行效率高，调节范围广，经济性好，检修工作量小，体积小，占地少，并且目前国内600MW及以上机组的送风机绝大多数都采用动叶可调式轴流风机。综上所述，所以采用动叶可调式轴流风机[11]。 （2）送风机台数 根据《火力发电厂设计技术规程》要求，每台锅炉设置两台送风机，不设备用，由于采用了三分仓空气预热器，在考虑了一定的温度欲量后，送风机的风量欲量为15%，压头欲量为20%。 （2） 选型计算 二次风量 (4-48) 式中 -----实际空气量， ； -----一次风量， 。 考虑风量欲量和温度修正后，二次风量： 根据表4-7，二次风速 二次风压 （4-50） 式中 -----空预器阻力， ； -----流动总阻力， ； -----燃烧器阻力， ； -----炉膛负压， ； 4.5.3 引风机选型 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。所以引风机要有良好的密封性，以免烟气外泄。 （1）引风机型式 对于600MW的机组，引风机宜选用高效离心式风机或静叶可调轴流式风机，当进口烟气尘量满足要求，也可采用动叶可调轴流式风机。但静叶可调轴流式风机对含尘烟气适应性强，且运行稳定，价格更合理，所以采用静叶可调轴流式风机作为引风机[11]。 （2）引风机台数 根据《火力发电厂设计技术规程》规定，每台锅炉设置2台引风机，不设备用。当考虑了一定的温度欲量后，风量欲量取15%，压头欲量取20%。 （3） 选型计算 排烟量 (4-51) 式中 -----计算燃料消耗量，根据表4-4， ； -----理论烟气量， ； -----理论空气量， ； -----排烟处过量空气系数，根据式（4-52）计算。 (4-52) 式中 -----炉膛出口过量空气系数，根据表4-3得 ； -----烟道的漏风系数，取 ； -----空预器漏风系数，根据表4-3得， 。 考虑风量欲量和温度修正后，排烟量： 引风阻力 （4-54） 式中 -----炉膛负压， ； -----流动总阻力， ； -----除尘器阻力， ； -----自生通风阻力， 。 4.5.4 其它风机选型 （1）密封风机选型 根据《火力发电厂设计技术规程》要求，每台锅炉配置2台密封风机，其中一台备用，供给6台给煤机和磨煤机以及前后挡风板门的密封风，以防煤粉泄露。 （2）冷却风机选型 根据《火力发电厂设计技术规程》要求，对于600MW的机组，冷却风机宜选用2台离心式风机，其中1台运行，1台备用。风量欲量取15%，压头欲量取25%。 （3）点火风机 根据《火力发电厂设计技术规程》要求，对于600MW机组，点火时要设置点火风机，风量欲量取15%，压头欲量取25%。 4.6 燃烧设备选型 煤粉锅炉的燃烧设备包括煤粉燃烧器、点火装置和炉膛。 4.6.1 燃烧器选型 燃烧器是煤粉锅炉燃烧设备的主要组成部分，它的作用是将燃料和燃烧所需的空气送入炉膛，并组织一定的气流结构，使燃料能迅速稳定地着火，及时地供应空气，使燃料和空气充分混合，造成必需的燃烧强度，使燃料在炉内达到完全燃烧，保证锅炉经济安全运行。燃烧器的性能对燃烧的稳定性和经济型有很大的影响，随着机组参数和容量的提高，对燃烧器的要求越来越高[10]。 根据燃烧器出口气流特征，煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。它们的特点如下： （1）旋流燃烧器： 旋流式燃烧器一般为圆形喷口，在旋流发生装置的作用下，煤粉气流或二次风发生旋转，进入炉膛后形成旋转射流。旋转射流的中心区是负压区，在压力的作用下高温烟气回流，形成高温回流区，有利于煤粉的着火。由于每个旋流器均可以形成高温回流区并点燃煤粉气流，因此每个燃烧器的火焰具有相对的独立性。旋流式燃烧器的扩展角大，形成的回流区也大，早期混合强烈。但是旋流强度的增大也使得旋转射流衰减很快，后期混合微弱，火焰行程较短。旋流式燃烧器在小容量锅炉上一般采用前墙布置，在较大的炉型上采用前、后墙或两侧墙对冲布置，组织L形燃烧。 （2）直流燃烧器： 直流式燃烧器的出口气流的直流射流近似于自由射流。相对旋流燃烧器，其扩散角小、早期混合较弱，但射流刚性强、射程远．与旋流燃烧器不同，直流燃烧器不是靠单只燃烧器出口的回流区内高温烟气点火并稳燃的。直流式燃烧器采用的是四角布置、切圆燃烧方式，炉膛内的气流流动由四角燃烧器的四股射流共同形成，在炉膛中心组成一个旋转气流。燃烧器射出的煤粉气流经过燃烧室内的切圆时变成强烈燃烧的高温烟气，一部分直接补充到相邻燃烧器射流的根部，使相邻燃烧器的煤粉气流升温并着火。射流本身的卷吸和邻角的相互点燃特点，使直流式燃烧器四角布置、切圆燃烧方式具有良好的着火性能。直流式燃烧器的另一个特点是二次风的送入方式灵活，由于二次风口与一次风口相对独立，相互间的排列自由，可以在布置上变化出多种形式。当燃用挥发分高的烟煤或褐煤时，可以采用均等配风的布置方式，使得二次风能够及时、充分地供给焦炭的燃烧，有利于燃尽。当燃用挥发分低的贫煤和无烟煤时，可采用一次风集中布置的方式。一次风集中布置使得煤粉气流的着火和燃烧相对集中，可以提高燃烧区域局部热负荷和温度水平，改善着火条件。 综上所述，本次设计选用直流煤粉燃烧器。这种燃烧器的一、二次风均为直流，切于炉膛中心假想圆，射程长，气流衰减慢，后期混合十分强烈，煤粉的燃尽条件也较理想，可以方便地控制一、二次风混合点，以适应不同煤种要求。 根据燃烧器中一、二次风喷口相间布置情况，直流煤粉燃烧器大致可分为均等配风和分级配风两种型式。在均等配风方式中，由于一、二次风喷口间距相对较近，一、二次风自喷口喷出后能很快得到混合，使煤粉气流着火后不致由于空气跟不上而影响燃烧，故一般使用于燃烧烟煤和褐煤。而分级配风方式是把燃烧所需要的二级风分级分阶段地送入燃烧的煤粉气流中，即将一次风喷口集中布置在一起，而二次风喷口分层布置，且一、二次风喷口保持较大的距离，以便控制一、二次风的混合时间，这对于烟煤的着火和燃烧是有利的，故此种燃烧器适用于无烟煤、贫煤和劣质烟煤。本次设计燃烧的是抚顺烟煤，所以采用均等配风方式。 4.6.2 点火装置选型 锅炉点火装置主要是在锅炉机组启动时，用它来点燃主燃烧器的煤粉气流。此外，当锅炉机组在低负荷运行，或者当燃煤质量变差，炉膛温度降低，危及煤粉气流的稳定，炉内火焰发生脉动以致有熄火危险时，也用点火装置来稳定着火和燃烧；同时也可作为辅助燃烧的一种手段。 现代大、中型煤粉炉常采用的点火装置分为两类，一类是气—油—煤粉的三级点火系统，另一类则是油—煤粉的二级点火系统。三级点火系统是用点火器点燃着火能量最小的气体燃料，再点燃雾化的燃料油，最后点燃主燃烧器的煤粉气流。二级点火系统则采用一种过度燃料——燃料油，即用点火器点燃燃料油，在点燃主燃烧器中的煤粉气流。与此相对应的点火器则是，三级点火系统采用电火花点火器，而二级点火系统采用电弧点火器或高能点火器。 本次设计采用油—煤粉的二级点火系统，配套电弧点火器或高能点火器。 4.6.3 炉膛设计 炉膛是燃料燃烧的场所，它的作用就是既要保证燃料的完全燃烧，又要合理组织炉内热交换、布置合适的受热面满足锅炉容量的要求，并使烟气到达炉膛出口时被冷却到使其后的对流受热面不结渣和安全工作所允许的温度。 因为本次设计采用的直流燃烧器，所以将燃烧器布置在炉膛四角，采用四角切圆燃烧方式；且由于有6台磨煤机，所以燃烧器分6层布置。对于 的烟煤宜采用四角切圆燃烧方式。并且由于采用四角切圆燃烧方式，将使一、二次风混合较晚，热负荷和温度场比较均匀，因而 排放量少。 4.6.4 燃烧器喷口截面积计算 （1）一次风喷口流量（温度修正） （4-55） 式中 -----一次风量， ； -----制粉系统出口干燥剂的温度，℃。 （2）一次风喷口面积 （4-56） 式中 -----一次风喷口流量， ； -----磨煤机台数； -----一次风风速， 。 （3）二次风喷口流量 （4-57） 式中 -----制粉系统进口干燥剂的温度，℃； -----二次风量， 。 （4） 二次风喷口面积 （4-58） 式中 -----二次风喷口流量， ； -----磨煤机台数； -----二次风风速， 。 第五章 汽轮机热力系统的优化设计 5.1 主再热蒸汽及旁路系统设计 5.1.1 主蒸汽、再热蒸汽系统 主蒸汽、再热蒸汽系统系按汽轮发电机组VWO工况时的热平衡参数设计。 主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口额定主蒸汽压力。主蒸汽系统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差5℃。 冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。冷再热蒸汽系统管道的设计温度为VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相应温度[12]。 热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全阀动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差5℃。 主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统，均采用“双管、单管、双管”的布置方式。主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成一根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，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入口联箱。这样既可以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的偏差，有利于机组的安全运行。同时还可以简化布置，节省管道投资[13]。 汽轮机的主汽关断阀、再热关断阀均能承受锅炉的水压试验压力。在锅炉至汽轮机主汽关断阀前的主汽管道上不设电动隔离阀；再热器的进口管道上设有再热器水压试验隔离装置。 主蒸汽管道上不设流量测量装置，通过测量高压汽轮机调节级后的压力来计算出主蒸汽流量。 冷再热蒸汽系统除供给高压加热器加热用汽之外，还为轴封系统、辅助蒸汽系统提供汽源。备用蒸汽在进入给水泵汽轮机高压进汽阀之前，设有电动隔离阀，在正常运行时处于开启状态，使管道处于热备用。 在高压缸排汽的总管上装有动力控制止回阀，以便在事故情况下切断，防止蒸汽返回到汽轮机。在高压缸排汽总管的端头有蒸汽冲洗接口，以供在管道安装完毕后进行冲洗，在管道冲洗完成后用堵头堵死。 主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀（在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐），以保证机组在起动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。每一根疏水管道都单独接到凝汽器。 5.1.2 旁路系统 （1）旁路系统的作用 旁路系统的作用是协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命，保护再热器，并对工质进行回收，且能防止锅炉超压[14]。 对于直流炉来说，汽机旁路更具有重要作用。例如：直流锅炉有最低直流运行的负荷工况，此工况下产汽量往往大于汽机耗汽量，因此需要旁路按设定压力维持升压和稳压，协调机炉之间的差别。 （2）旁路系统的类型 旁路系统通常分为三种类型：高压旁路又称为I级旁路，即新蒸汽绕过汽轮机高压缸直接进入再热冷段管道；低压旁路又称为II级旁路，即再过热后的蒸汽绕过汽轮机中、低压缸直接进入凝汽器；当新蒸汽绕过整个汽轮机而直接排入凝汽器的则称为整机旁路或III级旁路、大旁路。 国内常用的旁路系统主要有四种，都是由前面所述的三种旁路系统中的一种或几种组合而成：三级旁路系统，两级旁路串联系统，两级旁路并联系统，整机旁路系统[15]。 三级旁路系统，包括高压旁路、低压旁路和整机旁路。当汽轮机负荷低于锅炉最低稳定燃烧所对应的负荷时，多余的蒸汽通过整机大旁路排至凝汽器。该系统的不足之处是系统太复杂、设备多、金属耗量大、投资高、布置困难、运行操作不方便。两级旁路并联系统由高压旁路和整机旁路组成的两级旁路并联系统——高压旁路起着保护再热器的作用，同时也作机组热态启动时用以迅速提高再热气温使之接近中压缸温度，由于没有低压旁路，此时再热热管段上的向空排气阀要打开。整机旁路则将启停、甩负荷及事故等工况下多余的蒸汽排入凝汽器，锅炉超压时可减少安全阀的动作甚至不动作。而两级旁路串联系统即高、低压旁路串联系统——通过两级旁路串联系统的协调，能满足启动时的各项要求。高压旁路可对再热器进行保护。该系统应用最广，在我国已经运行的大部分中间再热机组都采用该系统了。所以对于本次设计，也使用两级旁路串联系统。 （3）本次旁路系统的设计 为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性。每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。系统的设计按以下功能考虑[16]： ①使机组能适应频繁起停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合适的范围内。 ②改善机组的启动性能（特别是热态和极热态启动），缩短机组启动时间，减少汽机的寿命损耗。 ③汽机甩部分负荷或甩全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，减少锅炉安全门的起跳次数，减少安全门的排放量。 根据上述功能要求及锅炉和汽轮机启动要求，本次初步设计的高、低压旁路容量均按35%BMCR设置。 高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至再热（冷段）蒸汽管道，高压旁路的减温水取自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水系统。低压旁路从汽机中压缸入口前热再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。 5.2 抽汽系统 系统中的各级抽汽管道按汽轮发电机组VWO工况各抽汽点的抽汽量进行设计。设计压力（除二级抽汽管道外）取汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级抽汽压力的1.1倍，设计温度为汽轮机VWO工况热平衡计算所得相应级抽汽参数等熵求取管道在设计压力下的相应温度。二级抽汽管道的设计压力和设计温度同低温再热蒸汽管道[17]。 本次设计的600MW超临界汽轮发电机组采用七级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三级抽汽分别供给三台高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统等；五、六、七级抽汽分别供给三台低压加热器用汽。 为防止汽机超速，除了最后两级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动逆止阀（气动控制）。四级抽汽管道上由于连接有众多的设备，这些设备或者接有高压汽源（如给水泵汽轮机接有冷再热蒸汽汽源），或者接有辅助蒸汽汽源（如除氧器等），用汽点多，用汽量大，在机组启动，低负荷运行，汽轮机突然甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能串入四级抽汽管道，造成汽轮机超速的危险性最大，因此设有双重气动逆止阀。其他凡是从抽汽系统接出的管道去加热设备都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口，以便当汽轮机跳闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的贮存。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。 汽机的各级抽汽，除了最后两级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水保护的主要手段。在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。 四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，还安装一个电动隔离阀和一个止回阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防前置泵汽蚀的压力跟踪。 给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动隔离阀和止回阀。止回阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水泵汽轮机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。 给水泵汽轮机排汽口垂直向下，排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节，给水泵汽轮机壳体上设有一个薄膜泄压阀，以保护给水泵汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于给水泵汽轮机隔离检修。 在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动，停机和加热器发生故障时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器。 5.3 凝结水系统 5.3.1 凝结水系统概述 系统按汽轮机VWO工况时可能出现的凝结水量，加上进入凝汽器的经常疏水量设计。 凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。因此系统中仅设凝结水泵，不设凝结水升压泵，系统较简单。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经轴封加热器和三级低压加热器后进入除氧器。 系统采用2×100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝结水泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门将与凝结水泵联锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。 考虑到凝汽器中循环水泄漏的可能，系统采用100%容量的凝结水精除盐装置并考虑具有100%容量的能力。 系统设置一台全容量的轴封冷却器、三级表面式低压加热器和一台喷雾淋水盘式除氧器及其除氧水箱。轴封冷却器设有单独的100%容量的电动旁路；5、6号低压加热器为卧式、双流程型式，采用电动隔离阀的小旁路系统，以减少除氧器过负荷运行的可能性；7号低压加热器采用复合式单壳体结构，置于凝汽器接颈部位与凝汽器成为一体，采用电动阀大旁路系统。 凝结水精除盐装置出口的凝结水，在进入轴封冷却器前，将供给各辅助系统的减温用水和辅助系统的补充用水以及设备或阀门的密封用水。该处还设有当凝汽器热井高水位时，将凝结水返回至 储水箱系统。 经凝结水精处理后的凝结水进入轴封冷却器。轴封冷却器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。轴封冷却器依靠轴封抽吸风机维持微真空状态，以防蒸汽漏入大气和汽轮机润滑油系统。为维持上述的真空还必须有足够的凝结水量通过轴封冷却器，以凝结上述漏汽。 凝结水系统设有最小流量再循环管路，自轴封冷却器出口的凝结水管道引出，经最小流量再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽蚀。同时也保证启动和低负荷期间有足够的凝结水流过轴封冷却器，维持轴封冷却器的微真空。最小流量再循环管道按凝结水泵、轴封冷却器所允许的最小流量中的最大者进行设计。最小流量再循环管道上还设有调节阀以控制在不同工况下的再循环流量。 在轴封冷却器之后的管道上，还设有控制除氧器水箱水位的调节阀。为了提高调节性能，并列布置主、副调节阀。分别用于正常运行及低负荷运行。 在除氧器入口管道上设有止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。 根据《火力发电厂设计技术规范》的规定：补给水箱的容积，600MW及以上机组不小于 。所以本次设计每台机组贮水箱体积为 ，在正常运行时向凝汽器热井补水和回收热井高水位时的回水，以及提供化学补充水；机组启动期间向凝结水系统及闭式循环冷却水系统提供启动注水。储水箱水源来自化学水处理室来的除盐水，其水位由补充水进水管上的调节阀控制。 每台储水箱配备一台100%容量的凝结水输送泵，主要用于启动时向热力系统、锅炉、闭式循环冷却水系统注水。泵入口设有滤网和手动隔膜阀，泵出口设有止回阀和手动隔膜阀，在泵出口与止回阀间接出最小流量再循环管路。此外，该泵设有由一止回阀和一手动隔膜阀组成的旁路，机组正常运行时通过该旁路靠储水箱和凝汽器真空之间的压差向凝汽器补水。当真空直接补水不能满足时，开启凝结水输送泵向凝汽器补水。凝汽器补水控制装置设置两路：一路为正常运行补水，另一路为启动时凝结水不合格放水时的大流量补水。 系统中不考虑设置锅炉上水泵，启动时由凝结水输送泵通过凝结水系统向锅炉上水（也可利用凝结水泵上水）。 5.3.2 凝结水泵选型 （1） 凝结水泵的流量 （5-1） 式中 -----锅炉最大连续蒸发量， 。 （2） 凝结水泵扬程 EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT （5-2） 式中 -----介质流动阻力，要加 欲量，为 ； ， -----除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压，为 和 ； -----除氧器最大工作压力，另加 欲量，即 ； -----凝汽器的最高真空， ； -----除盐设备及其管道和阀门的总阻力，为 ； （3） 凝结水泵的轴功率 （5-3） 式中 -----凝结水泵输水量， ； -----凝结水泵扬程， ； -----凝结水泵比体积，由凝结水泵的压力 查表得， ； -----凝结水泵效率，一般取 ，此时取 。 （4）凝结水泵选型 根据上述所算数据：凝结水泵的流量 ，凝结水泵扬程 和凝结水泵的轴功率 ，并查阅相关资料进行凝结水泵的选型。 5.4 给水系统 5.4.1 给水系统概述 给水系统的作用是将经除氧合格的给水升压送至锅炉省煤器。在此过程中，给水在各级高压加热器中由来自汽轮机相应的各段抽汽加热，以提高循环效率。给水系统还分别向过热器减温器、再热器减温器（由给水泵抽头给水提供）和高压旁路减温减压装置提供减温水。 因为主蒸汽管道采用的是单元制系统，给水系统必须采用单元制，其容量按锅炉最大连续蒸发量时的相应给水量、减温水量之和进行设计。 本次设计，给水泵配置2×50%BMCR容量汽动泵和1×30%BMCR容量电动泵。配2×50%BMCR容量汽动泵，优点是一台汽动泵组故障时，30%备用电泵自动启动投入后仍能带90%负荷运行。机组正常运行时，2台汽动给水泵运行。电动给水泵用于机组启动及故障备用，但任何1台汽动给水泵故障停用时，电动给水泵可以与另1台汽动给水泵并列运行。每台汽动给水泵配1台电动前置泵，要求前置泵应具有较高的抗汽蚀性能。 高压加热器采用大旁路系统，当3台高压加热器中任何1台发生故障时，则开启旁路直接向省煤器供水。相对于小旁路系统可以简化系统，减少阀门的用量，节省投资。 各泵出口设置最小流量阀，保证给水泵最小流量，保证给水泵不产生汽蚀。 给水系统还为锅炉过热器的减温器、再热器的事故减温器以及汽轮机的高压旁路减温器提供减温水。锅炉再热器减温水从给水泵的中间抽头引出；过热器减温水从高加前引出。为满足低负荷时过热器减温水的压头要求，要求主给水管道上装设调节阀。汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。 汽动给水泵汽轮机选用单轴单缸双汽源冷凝变速汽轮机。当主机启动及负荷降至40％以下时，主机四级抽汽不能满足锅炉给水泵要求时，调节系统将自动地将汽源切换到主蒸汽系统供汽。 5.4.2 给水泵选型 （1）给水泵流量 根据《火力发电厂设计技术要求》规定：在每台给水泵中给水泵出口的总流量（即最大锅炉给水量，不包括备用泵）均应保证供给其连接系统的全部，锅炉在最大连续蒸发量时所需的的给水量。对于直流锅炉为最大连续蒸发量的105％，所以： （5-4） 式中 -----锅炉最大连续蒸发量， 。 （2）给水泵扬程 （5-5） 式中 -----除氧器压力，取 ； -----省煤器入口给水压力，即 ； -----介质流动总阻力，对于直流炉应另加 欲量，一般取 左右 ， -----锅炉水冷壁炉水汽化始终点标高的平均值和除氧器高给水 箱正常水位，分别为 、 ； -----介质密度， ； -----前置泵扬程， 。 （3）给水泵所需轴功率 （5-6） 式中 -----给水泵输水量， ； -----给水在泵中的平均比体积， ； -----给水泵效率，一般 ，此时取 。 （4）给水泵型号选择 根据以上所得数据：给水泵流量 ，给水泵扬程 和给水泵所需轴功率 ，查阅相关资料对给水泵的型号进行选取。 5.4.3 给水泵驱动方式 由于给水泵组的投资高、耗能大、对电厂的安全经济运行影响大，所以电厂给水泵的驱动方式十分重要。目前，给水泵的驱动方式有两种：一种是气动方式，一种是电动方式。 汽动给水泵方案与电动方案相比，汽动泵效率高于电动泵效率，且汽动泵增大了主机的出力，降低了发电净热耗率和综合成本煤耗率。小汽轮机驱动给水泵节约了厂用电，提高了机组运行效率，且运行稳定性较好，调节性能良好，因此超临界机组的给水泵驱动方式通常采用汽动方式。而电动给水泵通常在机组启、停机及低负荷时使用，或机组运行中当汽动给水泵故障时作联动备用或一般备用，这是因为电动给水泵具有启动速度快的特点。 5.4.4 除氧水箱选型 根据《火力发电厂设计技术规范》的规定：中间再热机组的除氧器，应采用滑压运行方式。除氧器的总容量，应根据最大给水消耗量选择，每台机组宜配一台除氧器，且宜采用一级高压除氧器。300MW及以上机组不小于5min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。本次设计是600MW的机组，所以取用15min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。 除氧水箱容量 按下式计算： （5-7） 式中 -----锅炉最大连续蒸发量，为 。 第六章 结论 随着社会进一步的发展，我国的能源结构必将从严重依赖煤炭资源向绿色、多元、低碳化多种能源形式转变。这就要求我国的电力行业要继续实行大电站、大机组、高参数、环保节水的技术路线，采用超临界、超超临界压力机组，以提高火力发电厂效率、降低发电成本、减少环境污染。 这次毕业设计，我首先查阅了大量的资料，对我国电力工业的现状有了一个全面的了解。接着，结合所要设计汽轮机的特点拟定了原则性热力系统，从而得到了VWO工况下各部分汽水流量，同时也计算出了发电厂热经济性指标。然后，根据上述所得相关数据，再结合《火力发电厂设计技术规程》确定了锅炉的基本型式、结构和循环方式以及各受热面的型式和布置；其次，参照《电力工程师手册》和相关锅炉设计资料，对锅炉煤粉制备系统、燃烧设备和风机进行了计算和选型。制粉系统采用正压直吹式冷一次风机制粉系统配中速HP796型磨煤机；燃烧设备采用均等配风的直流燃烧器，燃烧方式为四角切圆。最后，对汽轮机相关热力系统进行了优化设计，分别是主再热蒸汽系统、旁路系统、抽汽系统、凝结水系统和给水系统。旁路系统采用目前大多数超临界机组使用的两级旁路串联系统，给水系统中设两台气动给水泵，电动给水泵作为备用，这样能提高经济性。与此同时，还对相关辅助设备进行了计算和选型。 为期一个学期的毕业设计结束了，通过本次毕业设计，使我知道自己还有许许多多要去学习，使我的理论水平有了很大的提高，同时使我进一步地掌握了专业知识，为日后的工作打下了坚实的基础。 参考文献 1.叶涛. 热力发电厂[M]. 北京：中国电力出版社，2009.08. 2.陈爱萍. 热力发电厂课程设计指导书[M]. 南京：南京工程学院，2010.01 3.R. 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_______年_____月_____日 _______年_____月_____日 独 创 声 明 本人郑重声明：所呈交的毕业设计(论文)，是本人在指导老师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果，成果不存在知识产权争议。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本设计（论文）不含任何其他个人或集体已经发表或撰写过的作品成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体均已在文中以明确方式标明。 本声明的法律后果由本人承担。   作者签名: 二〇一〇年九月二十日   毕业设计（论文）使用授权声明 本人完全了解滨州学院关于收集、保存、使用毕业设计（论文）的规定。 本人愿意按照学校要求提交学位论文的印刷本和电子版，同意学校保存学位论文的印刷本和电子版，或采用影印、数字化或其它复制手段保存设计（论文）；同意学校在不以营利为目的的前提下，建立目录检索与阅览服务系统，公布设计（论文）的部分或全部内容，允许他人依法合理使用。 （保密论文在解密后遵守此规定）   作者签名: 二〇一〇年九月二十日 致 谢 时间飞逝，大学的学习生活很快就要过去，在这四年的学习生活中，收获了很多，而这些成绩的取得是和一直关心帮助我的人分不开的。 首先非常感谢学校开设这个课题，为本人日后从事计算机方面的工作提供了经验，奠定了基础。本次毕业设计大概持续了半年，现在终于到结尾了。本次毕业设计是对我大学四年学习下来最好的检验。经过这次毕业设计，我的能力有了很大的提高，比如操作能力、分析问题的能力、合作精神、严谨的工作作风等方方面面都有很大的进步。这期间凝聚了很多人的心血，在此我表示由衷的感谢。没有他们的帮助，我将无法顺利完成这次设计。 首先，我要特别感谢我的知道郭谦功老师对我的悉心指导，在我的论文书写及设计过程中给了我大量的帮助和指导，为我理清了设计思路和操作方法，并对我所做的课题提出了有效的改进方案。郭谦功老师渊博的知识、严谨的作风和诲人不倦的态度给我留下了深刻的印象。从他身上，我学到了许多能受益终生的东西。再次对周巍老师表示衷心的感谢。 其次，我要感谢大学四年中所有的任课老师和辅导员在学习期间对我的严格要求，感谢他们对我学习上和生活上的帮助，使我了解了许多专业知识和为人的道理，能够在今后的生活道路上有继续奋斗的力量。 另外，我还要感谢大学四年和我一起走过的同学朋友对我的关心与支持，与他们一起学习、生活，让我在大学期间生活的很充实，给我留下了很多难忘的回忆。 最后，我要感谢我的父母对我的关系和理解，如果没有他们在我的学习生涯中的无私奉献和默默支持，我将无法顺利完成今天的学业。 四年的大学生活就快走入尾声，我们的校园生活就要划上句号，心中是无尽的难舍与眷恋。从这里走出，对我的人生来说，将是踏上一个新的征程，要把所学的知识应用到实际工作中去。 回首四年，取得了些许成绩，生活中有快乐也有艰辛。感谢老师四年来对我孜孜不倦的教诲，对我成长的关心和爱护。 学友情深，情同兄妹。四年的风风雨雨，我们一同走过，充满着关爱，给我留下了值得珍藏的最美好的记忆。 在我的十几年求学历程里，离不开父母的鼓励和支持，是他们辛勤的劳作，无私的付出，为我创造良好的学习条件，我才能顺利完成完成学业，感激他们一直以来对我的抚养与培育。 最后，我要特别感谢我的导师赵达睿老师、和研究生助教熊伟丽老师。是他们在我毕业的最后关头给了我们巨大的帮助与鼓励，给了我很多解决问题的思路，在此表示衷心的感激。老师们认真负责的工作态度，严谨的治学精神和深厚的理论水平都使我收益匪浅。他无论在理论上还是在实践中，都给与我很大的帮助，使我得到不少的提高这对于我以后的工作和学习都有一种巨大的帮助，感谢他耐心的辅导。在论文的撰写过程中老师们给予我很大的帮助，帮助解决了不少的难点，使得论文能够及时完成，这里一并表示真诚的感谢。 � EMBED Equation.3 \* MERGEFORMAT ��� � EMBED Equation.3 ��� � EMBED Equation.3 ��� � EMBED Equation.3 ��� _1234568156.unknown _1234568295.unknown _1234568365.unknown _1368875331.unknown _1368877514.unknown _1368879333.unknown _1368879667.unknown _1368879913.unknown _1368880016.unknown _1368880067.unknown _1368879940.unknown _1368879911.unknown _1368879482.unknown 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