清华大学《联合循环》课件第3章

第三章蒸汽轮机电站基本理论汽轮机电站：电站锅炉＋汽轮机装置联合循环下位电站：余热锅炉＋汽轮机装置传统锅炉的任务是在炉内组织高效率的燃烧和传热余热锅炉的任务是在炉内组织高效率的（燃烧和）传热把热量传给水和水蒸汽，生产出符合汽轮机所要求的压力、温度和流量的水蒸汽，送入汽轮机膨胀作功。本章内容：火电汽轮机电站工作工程余热锅炉的工作过程与计算电站锅炉与余热锅炉的区别燃烧系统？电站锅炉要求有一个稳定高效率的燃烧系统，而不补燃的余热锅炉则不需要燃烧系统，补燃的余热锅炉仅仅需要规模较小的燃烧系统传热方式？电站锅炉——传导、对流、辐射；不补燃余热锅炉——对流传热和热传导传热电站锅炉与余热锅炉的区别压力级数？电站锅炉单压锅炉，余热锅炉单压、双压、三压。余热锅炉多压的目的：提高燃料能量使用率减小燃气轮机排气放热过程与水、水蒸汽吸热过程之间的传热温差，减小了热能作功能力的损失可以降低锅炉的排烟温度，减小了排烟带入大气的热量损失。排烟温度受到烟气中腐蚀性成分的含量的多少和腐蚀性成分蒸汽的露点的高低第一节蒸汽轮机电站简介发电效率供电效率＝ηbηpηriηmηg(1-e)=(1-e)*We/B(cv)0ηb-锅炉效率锅炉中存在的损失及量级（30万机组）：排烟显热损失7.9764%，机械不完全燃烧损失(飞灰炉渣含有未燃烧的碳）0.5477%，化学不完全燃烧损失（烟气中含有可燃气体）0.1505%，炉体散热损失0.4281%，飞灰和炉渣的显热损失0.3639%ηp——管道效率ηri–朗肯循环效率，。计及汽轮机及辅助系统的热损失Ncp0)(cvBQbbbpQQ00QWrii汽轮机循环效率汽轮机装置效率0)(cvBWegmripbGcp第一节蒸汽轮机电站简介汽轮机装置：汽轮机本体＋凝汽器＋给水回热加热器＋除氧器构成给水回热加热器：提高汽轮机循环的效率而采取的回热措施除氧器：混合式给水回热加热器，在除氧器中将溶解在给水中的氧气和其他气体除去，保证锅炉的高温区的换热器管道不遭受高温氧腐蚀，不影响传热，以确保电厂的安全运行。第一节蒸汽轮机电站简介除氧器要求：锅炉压力3.8～5.8MPa,给水溶解氧量标准值小于等于小于15μg/L锅炉工作压力大于5.8MPa，给水溶解氧量标准值小于等于小于15μg/L亚临界和超临界锅炉，给水要求彻底除氧（热力除氧辅以化学除氧）除氧器方法：化学除氧（联氨N2H4）和热力除氧热力除氧包括高压除氧(6atm,153度，含氧量小于7μg/L，)和常压除氧（1.2atm,104度，含氧量小于15μg/L）第一节蒸汽轮机电站简介除氧器工作原理：溶解于水中的气体量与液面上该气体的分压力成正比水被定压加热，液面上蒸汽量增加，水蒸汽分压增大，其他气体的分压减小，水中溶解的氧气和其他气体离析出来，排出，水大量蒸发，液面上其他气体分压接近水面上的全压力，溶解在水中的气体从水中逸出除去第一节蒸汽轮机电站简介除氧器结构图第一节蒸汽轮机电站简介汽轮机单纯发电用汽轮机——凝气式热电联供式汽轮机背压式汽轮机用于热负荷常年稳定场合排汽供热，参数高，无热负荷，无法发电，以热定电抽凝式汽轮机用于年热负荷按照一定规律变化以热限电纺织、印染、化工、造纸，参数高目标：具有良好的变工况特性的热电联供方式高品质能量发电，低品质能量供热，避免高能低用，实现能量梯级利用第一节蒸汽轮机电站简介背压透平与低压冷凝透平并列运行工作装置示意图BGG旁通阀供热装置第一节蒸汽轮机电站简介不同级别汽轮机参数压力(MPA)温度(°C）功率(MW)中低压3.92450小于50高压9.90540小于100超高压13.83540/540小于200亚临界16.77540/540300～600超临界大于22.13550/550600及以上超超临界大于25.00600/600600及以上第一节蒸汽轮机电站简介不同级别汽轮机参数单机容量[MW]压力温度供电效率[MPa][℃][%]低中压62.8443517.55机组12～503.4343524.33高压机组50～1008.8353530.04超高压12512.75550/55031.99机组20012.75535/53532.1630016.2550/55032.42376～388382376～382379391～429409382～386384600～800700500～510505蒸汽参数煤耗与效率煤耗[gce/kWh]平均煤耗[gce/kWh]第一节蒸汽轮机电站简介不同级别汽轮机参数600(引进机组)16.2～16.7535/53737.12350(日本引进,宝钢)16.67538/53840.01亚临界320(意大利引进,大港电厂)16.67538/53840.01机组600(法国引进,元宝山电厂)16.67538/53837.68600(美国引进,平圩电厂)16.67537/53739.55331307307326310.6第一节蒸汽轮机电站简介水蒸气的临界压力=22.12MPa,临界温度=374.15℃。石洞口电厂（1992），我国第一个超临界电厂，主辅助设备进口浙江玉环（20061013），国产超超临界，锅炉，哈锅（三菱设计技术），汽机，上汽（西门子技术）欧洲超超临界压力28．5MPa～31．0MPa、温度545℃～6001998年，丹麦ordjylland，28.5MPa,580/580/580,47％,2001年，丹麦AVV2电厂,49％（效率最高）第一节蒸汽轮机电站简介2008年电力公司供电煤耗申能（集团）有限公司306克/千瓦时神华集团有限责任公司329克/千瓦时中国华能集团公司334克/千瓦时中国大唐集团公司335克/千瓦时60万机组2007年全国平均煤耗324克/千瓦时（最低3059克/千瓦时）第一节蒸汽轮机电站简介我国主力机组60万机组，20万机组不再生产100万机组有订单，已经实现并网发电浙能舟山六横电厂2×1000mw，浙江玉环电厂4×1000MW曹妃甸电厂二期扩建（2×1000MW超临界机组）上海曹泾电厂2×1000MW谏壁发电厂扩建(2×1000MW机组），宁海发电厂二期2×1000MW上海外高桥第三发电厂三期2×1000MW（3月投产）泰州电厂一期建设2台1000MW超邹县电厂2×1000MW宁波北苍电厂2×1000MW安徽宿州电厂2×1000MW湖北汗川电厂三期2×1000MW天津北疆电厂2×1000MW国电博兴电厂2×1000MW广东平海电厂2×1000MW珠海电厂、江苏句容电厂，国华台山电厂2×1000MW广东惠来电厂2×1000MW绥中发电厂二期2×1000MW第一节蒸汽轮机电站简介100万机组2009年部分招标或者订单广东平海电厂一期2×1000MW机组国电汉川电厂三期（2×1000MW）级机组陕西德源府谷2×1000MW机组广东发电厂规划容量6×1000MW等级国产超超临界燃煤机组山东莱州电厂一期2×1000MW机组广东台山发电厂二期（首两台1000MW级机组）平顶山第二发电厂一期2×1000MW机组凯里清江发电厂2×1000MW项目第一节蒸汽轮机电站简介世界范围超超临界技术发展20世纪90年代开始,快速发展。技术领先的国家：日本、德国和丹麦,世界上超超临界机组的最高热效率已达到47%。在国际上采用的技术已经是成熟技术。锅炉设计通常采用Π型炉和塔式炉。锅炉最常用的水冷壁布置方式是螺旋管圈。压力和温度的提高，增加壁厚或者提高材料等级,超超临界锅炉所采用的材料目前都是成熟的。汽轮机的高压缸压力很高。末级钛叶片,长叶片长度可达1375mm,排汽面积达15m2,对于600MW～700MW的超超临界机组只采用一个低压缸。所用的新马氏体钢和合金钢都已开发出来。第一节蒸汽轮机电站简介汽轮机电站提高循环效率的措施：提高蒸汽初参数压力、温度匹配提高漏气损失大，f’点湿度过大熵增大第一节蒸汽轮机电站简介蒸汽初参数对超超临界汽轮机循环效率影响（压力是16．6～31．0MPa、温度在535℃～600℃）压力每提高1MPa，热效率上升0．18％～0．29％新蒸汽温度每提高10℃，热效率提高0．25％～0．3％再热蒸汽温度每提高10℃，热效率提高0．18％二次再热的机组就比一次再热机组的热效率高1．5％～2．0％1000兆瓦电站，每年约需耗用标准煤230万吨。热效率绝对值提高1%，每年节约标煤6万吨第一节蒸汽轮机电站简介汽轮机电站提高循环效率的措施：•降低排汽参数（排汽压力），受到自然环境条件（冷却水）•采用给水回热加热循环，一是直接减少循环向冷源排放的热量，二是提高给水进入锅炉时的温度•针对蒸汽初参数提高相互不匹配时的初压p0过高而初温t0相对较低的情况，采用再热循环（温度低，压力高解决方案，材料）——最佳再热压力。价廉的碳素低合金钢允许的蒸汽温度是450℃以下，而碳素中合金钢是510℃～520℃，高级合金钢中的珠光体钢是560℃～570℃，奥氏体钢可以允许600℃以上的高温——价格比珠光体钢高出5～7倍。•降低厂用电:用变频技术来驱动电站的辅机,凝结水泵、循环水泵、给水泵、送风机、引风机前置给水泵压力最高轴封加热器第二节蒸汽轮机循环效率计算第二节蒸汽轮机循环效率计算设备：锅炉（扩容器）：省煤器、蒸发器、过热器汽轮机：高压透平1，中压透平1，低压透平4给水回热系统：高压加热器3，低压加热器4，除氧器1水泵：凝结水泵、前置水泵、给水泵（拖动用小汽轮机）冷凝器发电机给水回热系统疏水处理：高一级疏水压差作用下给下一级给水，逐级串连疏水、热经济性最差用泵把本级疏水打到加热器给水侧，经济效益中用泵把本级疏水打到加热器出水侧，经济效益高经济性需要与可靠性均衡考虑，泵为旋转机械，容易出故障，全部采用3方案技术经济性差，一般电厂安装2个泵，一个备用第二节蒸汽轮机循环效率计算第二节蒸汽轮机循环效率计算常规计算法：通过一个具体算例，了解汽轮机电站的工作过程已知：锅炉型号DG-1000/16.66-1型额定蒸发量：Db=1000t/h.，锅炉效率：ηb=90.08%汽包压力：Pbd=18.63MPa主蒸汽参数：Pb=16.77MPatb=555℃，比焓hb=3443.2kJ/kg再热器进/出口蒸汽压力温度：3.58/3.4MPa，335/555℃连续排污量：Dbl=0.005Db扩容器工作压力：Pv=0.8MPa第二节蒸汽轮机循环效率计算已知：汽机型号：N300-16.17/550/550，额定功率：300MW主蒸汽参数：压力P0=16.17MPa，温度t0=550℃再热蒸汽参数:压力Prh=3.23MPa，温度trh=550℃排汽参数:压力Pc=0.005MPa，比焓hc=2394.4kJ/kg第二节蒸汽轮机循环效率计算已知：回热系统参数123456785.163.581.460.7440.4770.2710.08180.0713温度[℃]384337434.6345293.4232123.8比焓[kJ/kg]251664664466-0.50-0.500233888抽汽抽汽管道压力损失系数ζ[%]加热器端差[℃]疏水冷却器进口端差[℃]项目回热抽汽序号抽汽压力[MPa]jjjppp'wosttwistt加热器端差疏水冷却器进口端差第二节蒸汽轮机循环效率计算已知：水泵和除氧器参数凝结水泵出口水压Pcwpo=1.67MPa给水泵出口水压Pfwpo=21.35MPa给水泵效率ηfwp=84.86%除氧器工作压力Pdea=0.699MPa设计除氧器水箱液面至给水泵入口高度H=20m第二节蒸汽轮机循环效率计算其他已知：*主汽门、调速汽门、中压联合汽门、中低压缸联通管的压损系数均为2%*再热器压损系数9.8%*小汽轮机汽耗量0.043D0,排汽压力0.0068MPa,排汽比焓2481kJ/kg*全厂汽水渗漏损失DL=0.007Db*进入除氧器的轴封漏汽量Dsg1=0.01D0,比焓hsg1=3361kJ/kg第二节蒸汽轮机循环效率计算*进入7#加热器的轴封漏汽量Dsg2=0.003D0,比焓hsg2=33