第5章发电厂的热力系统

第5章发电厂的热力系统§5.1热力系统及主设备选择原则5.1.1热力系统热力系统——热力工艺系统，热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体热力系统图——用规定的符号表示热力系统中热力设备及它们之间的连接关系发电厂热力系统的两种基本型式：——发电厂原则性热力系统——发电厂全面性热力系统N300-16.7/538/538型机组的发电厂原则性热力系统（1）发电厂原则性热力系统——以规定的符号表示工质按某种热力循环顺序流经的各种热力设备及连接关系的线路图概念：原理性系统，表明能量转换与利用的基本过程，反映发电厂工质基本流程、能量转换过程的技术完善程度和热经济性特点：简捷、清晰，相同或备用设备不画出，只画与经济性有关的阀门应用：计算发电厂的热经济指标，优化系统，提高经济效益N300-16.7/538/538型机组的发电厂原则性热力系统（2）发电厂全面性热力系统——发电厂组成的实际热力系统特点：以原则性热力系统为基础，考虑生产的连续性、安全性、可靠性和灵活性，所有热力设备、管道及附件都在系统图上，复杂（适当省略、简化）应用：汇总主辅热力设备、管道及附件，施工设计，运行，检修，影响到投资、施工、运行可靠性和经济性组成：主蒸汽和再热蒸汽系统、旁路系统、给水系统、回热加热（回热抽汽及疏水）系统、除氧系统、主凝结水系统、补充水系统、锅炉排污系统、供热系统、厂内循环水系统、锅炉启动系统等5.1.2发电厂类型和容量确定•只有电负荷：建凝汽式电厂•有供热需要：建热电联产；•燃煤：建在燃料产地附近或矿口发电厂；•有天然气：燃气——蒸汽联合循环电厂5.1.3主要设备选择原则铭牌出力——汽轮机在额定进汽和再热参数工况下，排汽压力为11.8kpa，补水率为3%时，汽轮发电机组的保证出力汽轮发电机组保证最大连续出力（TMCR）汽轮机在通过铭牌出力所保证的进汽量、额定主蒸汽和再热蒸汽工况下，在正常的排汽压力（4.9kpa）下，补水率为0%时，机组能保证达到的出力汽轮发电机组调节汽门全开时最大计算出力（VWO）汽轮机调节汽门全开时通过计算最大进汽量和额定的主蒸汽、再热蒸汽参数工况下，并在正常排汽压力（4.9kpa）和补水率0%条件下计算所能达到的出力其他：汽轮发电机组在调节汽门全开和所有给水加热器全部投运之下，超压5%连续运行的能力，以适应调峰的需要，增加5%流通能力，出力再增4.5%（1）汽轮机组①汽轮机容量•最大机组容量不宜超过电网系统总容量的10%；•大容量电力系统，选用高效率的600MW、1000MW机组②汽轮机参数•采用高效率大容量中间再热式汽轮机组；•大型凝汽式火电厂汽轮机组采用亚临界和超临界：600MW～1000MW③汽轮机台数•汽轮发电机组台数4～6台，机组容量等级不超过两种；•同容量机、炉采用同一制造厂的同一型式•热电厂四炉五机（2）锅炉①锅炉参数•锅炉过热器出口额定蒸汽压力：汽机105%•过热器出口额定蒸汽温度：汽机3℃•再热蒸汽管道、再热器的压力降:1.5%～3.0%；•再热器出口额定蒸汽温度汽机中压缸进3℃②锅炉型式•采用煤粉炉；•水循环方式：自然循环、强制循环、直流③锅炉容量与台数•凝汽式发电厂一般一机配一炉；•联产发电厂，最小热负荷下，汽机保证锅炉最小稳定燃烧的负荷§5.2发电厂的辅助热力系统5.2.1工质损失及补充水系统（1）工质损失内部损失——发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失外部损失——发电厂对外供热设备及系统造成的工质损失•↑热损失，↓热经济性；•↑水处理设备的投资和运行费用；•↓水品质下降，↑汽包锅炉排污量，造成过热器结垢、汽轮机通流部分积盐，出力↓，推力↑（2）补充水引入系统•补充水量：•补充水制取方式：中参数及以下：软化水（钙、镁）高参数：除盐水（钙、镁、硅酸盐）亚临界以上：除钙、镁、硅酸盐、钠盐、腐蚀产物、SiO2、铁•除氧：一级除氧、二级除氧•补充水引入回热系统的地点及水量调节：汇入点选择混合温差小的地方水量调节：凝汽器（大、中型凝汽机组）给水除氧器（小型机组）bllolmaDDDD化学补充水引入回热系统（a）高参数热电厂补充水引入系统；（b）中、低参数热电厂补充水的引入；（c）高参数凝汽式电厂补充水的引入5.2.2工质回收及废热利用系统（1）汽包锅炉连续排污利用系统——控制汽包内炉水水质在允许范围内工作原理：•高压的排污水通过连续排污扩容器扩容蒸发，产生品质较好的扩容蒸汽，回收部分工质和热量；•扩容器内尚未蒸发的、含盐浓度更高的排污水，通过表面式排污水冷却器再回收部分热量（a）单级扩容系统；（b）两级扩容系统锅炉连续排污利用系统扩容器的物质平衡：扩容器的热平衡：排污水冷却器的热平衡：排污扩容器的工质回收率：分析：排污扩容器的工质回收率的大小取决于锅炉汽包压力、扩容器压力fblfffblblhDhDhDblfblDDD)()(...mawcmawmalcblwfblhhDhhDffffblblffhhhhDD扩容器压力下饱和水比焓扩容器压力下饱和蒸汽比焓hd排污水比焓锅炉连续排污利用系统的热经济性分析：无排污利用系统时，排污水热损失：有排污利用系统时，排污水热损失：可利用的排污热量：凝汽器增加的附加冷源损失：发电厂净获得的热量：)(.mawblblblhhDQ)(..mawcblwblblhhDQblblblQQQ)(cccchhDQcblnQQQ)1(00.cddwdccblhhhhhhhhQ0hd结论：•回收热量大于附加冷源损失，回收废热节约燃料；•尽量选取最佳扩容器压力；•利用外部热源可以节约燃料，如发电机冷却水热源；•实际工质回收和废热利用系统，应考虑投资、运行费用和热经济性，通过技术经济性比较来确定cblnQQQ)1(00.cddwdccblhhhhhhhhQ（2）轴封蒸汽回收及利用系统汽轮机轴封蒸汽系统包括：•主汽门和调节汽门的阀杆漏汽•再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽2%•高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽轴封利用系统中各级轴封蒸汽，工质基本可全部回收凝结水中缸主汽门、调节汽门高缸主汽门、调节汽门辅汽主汽轴封汽减温器来自凝结水减温水减压至7#低加至凝汽器轴封加热器至5#低加抽汽（3）辅助蒸汽系统启动阶段：将正运行的相邻机组的蒸汽引入本机组的蒸汽用户（若是首台机组启动则由启动锅炉供汽）正常运行：提供自身辅助蒸汽用户的需要，同时也可向需要蒸汽的相邻机组提供合格蒸汽辅助蒸汽用汽原则：•尽可能用参数低的回热抽汽•汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源•疏水一般应回收§5.3发电厂原则性热力系统举例N600-16.47/537/537型机组的发电厂原则性热力系统N600-17.75/540/540型机组发电厂原则性热力系统引进的超临界K-500-240-4型机组发电厂原则性热力系统引进的N600-25.4/538/566超临界机组发电厂原则性热力系统超超临界325MW两次中间再热凝汽机组的发电厂原则性热力系统国产CC200–12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂原则性热力系统超临界压力单采暖抽汽T-250/300-23.54-2热电厂原则性热力系统单轴1200MW凝汽式机组发电厂原则性热力系统双轴凝汽式机组（1300WM）的发电厂原则性热力系统§5.4发电厂原则性热力系统的计算5.4.1计算目的发电厂原则性热力系统针对全厂，简称全厂热力系统计算，是回热系统热力计算（即机组原则性热力计算）的扩展，与之既有联系又有区别。目的：确定电厂在不同负荷工况下的各项汽水流量及其参数、发电量、供热量及其全厂热经济性指标，以分析其安全性和经济性。最大负荷工况的计算结果，可做为发电厂设计时选择锅炉、辅助热力设备、各种汽水管道及附件的依据。设计、运行5.4.2计算的原始条件（1）计算条件下的发电厂原则性热力系统图（2）给定（已知）的电厂计算工况电负荷、锅炉蒸发量、热负荷（3）汽轮机、锅炉及热力系统的主要技术数据（4）给定工况下辅助热力系统的有关数据5.4.3基本计算公式与步骤（1）全厂热力计算与机组热力计算的异同共同点：①求解多元一次线性方程组；②其计算原理和基本方程式是相同的；③均可用汽水流量的绝对量或相对量计算；④正、反平衡计算都可差异点：①计算范围和要求的不同；②计算内容上有不同（D0’，辅助设备的量值取舍，减温减压器，抽汽器0.5%，轴封汽2%，汽水损失，排污）；③按先“由外到内”(热电厂蒸汽交换器，热网加热器，水处理设备，排污)再“从高到低”（高加，低加）的顺序进行计算；（a）单级扩容系统；（b）两级扩容系统锅炉连续排污利用系统（2）计算步骤①整理原始资料，编制汽水参数表；②按“先外后内”，再“从高到低”顺序计算；③各性能参数的计算5.4.4发电厂原则性热力系统计算举例§5.5管道与阀门的基本知识5.5.1管道规范（1）设计压力①蒸汽管道和再热蒸汽管道设计压力②水管道设计压力③管道设计温度④公称压力PN10号、20号钢在0～200℃温度等级的允许工作压力值即公称压力；⑤公称通径DN在允许的介质流速下，管道的通流能力取决于管道内径的大小.公称直径只是名义上的计算内径，不是实际内径，同一管材，随公称压力的提高，其壁厚加大，而实际内径却相应减小5.5.2管径和壁厚的计算（1）管径计算Di＝594．7／(Gυ／ω)1/2rnm（8－2（2）管子壁厚的计算5.5.3管道附件与阀门（1）附件（2）阀门类型（3）阀门的选择（4）阀门的使用§5.6主蒸汽系统5.6.1主蒸汽系统的类型与选择5.6.2主蒸汽系统设计时应注意的几个问题（1）高、中压主汽阀和高压缸排气止回阀（2）主蒸汽和再热蒸汽（一、二次汽）的温度偏差及混温措施（3）主蒸汽、再热蒸汽压损及其管径优化图4-21再热式机组一、二次汽的混温方式(a)双管系统；(b)双管—单管—双管系统；(c)主蒸汽、再热蒸汽双管—单管—双管系统；(d)单管—双管系统(b)(a)(c)(d)§5.7旁路系统5.7.1旁路系统的类型及其作用（1）旁路系统的类型高压旁路新汽→冷再热蒸汽管道低压旁路再过热后蒸汽→冷凝器大旁路新汽→冷凝器（2）旁路系统的作用①协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命②保护再热器③回收工质和热量、降低噪声。④防止锅炉超压，兼有锅炉安全阀的作用。⑤电网故障或机组甩负荷时，锅炉能维持热备用状态或带厂用电运行。5.7.2常见的旁路系统形式（1）三级旁路系统（2）两级旁路串联系统（3）两级旁路并联系统（4）单级（整机）旁路系统减温减压图8—13常见的旁路系统型式（a）三级旁路系统；(b)两级旁路串联系统；(c)两级旁路并联系统；(d)单级整机旁路系统；(e)装有三用阀的两级旁路串联系统5.7.3两级旁路串联系统的设计及运行（1）旁路系统的容量旁路系统功能：仅有启动功能兼有溢流功能（即兼带安全功能）和启动功能由于机组启动模式、旁路功能的不同，对旁路系统容量的要求是不同。（2）旁路系统的控制要求（3）旁路系统的执行机构电动、液动、气动或电一液联合操纵(4)旁路系统的运行机组启动模式：高压缸启动（高中全进汽）中压缸启动（中压缸进汽）5.7.4不设旁路系统的措施5.7.5直流锅炉的启动旁路系统启动分离器相当于中压汽包主要作用：保护再热器回收工质和热量适应机组滑参数启动的需要图4-28600MW超临界压力机组启动旁路系统1-除氧器水箱;2-给水泵;3-高压加热器;4-给水调节阀;5-省煤器及水冷壁;6-启动分离器;7-过热器;8-再热器;9-高压旁路阀(100%);10-再热器安全阀;11-低压旁路阀(65%);12-大气式扩容器;13-疏水箱;14-疏水泵;15-凝汽器;18-凝结水泵;17-低压加热器§5.8给水系统及给水泵的配置5.8.1给水系统的类型及选择(1)单母管制系统(2)切换母管制系统(3)单元制系统5.8.2给水流量调节及给水泵配置（1）给水流量调节