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论文方法介绍-660MW凝气式电厂全面性热力系统计算与三维展示(一

2021-03-20 10:45


   火力发电目前是中国的主要发电形式,根据国家统计局数据显示,2018年中国总发电量为67914.2亿千瓦时,其中火力发电量为49794.7亿千瓦时,占总发电量73.32%。为了迎合新时代下人们对于美好清洁环保生活的需求,贯彻落实“五位一体”中的生态文明建设,我国对环保节能愈发重视,如何提高发电效率,做到清洁发电便成为炙手可热的话题。在此背景下,我国开始尽其所能调整火力发电行业的结构,火力发电技术正逐步向效率高、污染低的发电方向大步向前,其中高参数、大容量、高效率、运行可靠、电力适应性良好以及环保清洁的凝汽式机组是目前广受欢迎的主要火电机组机型。

 
  本次设计目的是对660MW超临界凝汽式发电厂的全面型热力系统进行设计计算,并对其进行三维展示。设计中运用热量法指导此次热力系统的设计和计算。依靠所给参数,拟定发电厂的原则性热力系统,并运用AutoCAD软件绘制热力发电厂原则性热力系统图、汽轮机内的蒸汽膨胀过程图及电厂的能流图。通过定功率核算完成校核后,计算得到了系统各部分的汽水流量、发电功率及相关热经济指标。在此基础上,确定了热力发电厂全面性热力系统,并绘制了热力发电厂全面性热力系统图。最终,学习并使用3D Plant软件对电厂汽水热力系统进行三维流程展示。
 
  1.1设计目的
 
  (一)原则性热力系统的拟定(定功率计算):
 
  根据给定条件,拟定和绘制发电厂的原则性热力系统。
 
  (二)原则性热力系统的计算:
 
  用热量法进行热力系统的计算(设计工况及VWO/OP/50-100%负荷之间任意一个工况),求出系统各部分的汽水流量、发电功率及主要的热经济指标。
 
  (三)系统的热经济性分析:
 
  绘制电厂的能流图及汽轮机内的蒸汽膨胀过程线,进行相关分析。
 
  (四)全面性热力系统的拟定:
 
  确定全面性热力系统的主要部分,包括各主要设备以及系统的作用,绘制全面性热力系统图
 
  1.2原始数据
 
  1、锅炉型式及相关数据
 
  (1)锅炉型式:
 
  德国BABCOCK-2208t/h,一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包锅炉
 
  (2)额定蒸发量:;
 
  (3)额定过热蒸汽压力:;额定过热蒸汽温度:
 
  额定再热蒸汽压力:;额定过热蒸汽温度:
 
  (4)锅炉效率
 
  2、汽轮机型式及相关数据
 
  (1)机组型式:亚临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴、凝气式汽轮机;
 
  (2)机组参数:
 
  额定功率:
 
  主蒸汽初参数(主汽阀前):,;
 
  再热蒸汽参数(进汽阀前):热段:,;
 
  冷段:,;
 
  汽轮机排汽压力:,排汽比焓:。
 
  (3)各级回热抽气参数(见表1-1)
 
  表1-1回热加热系统原始汽水参数
 
  项目单位各级回热抽气参数
 
  加热器编号H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8
 
  抽汽压力MPa 5.945 3.668 1.776 0.964 0.416 0.226 0.109 0.0197
 
  抽汽焓值kJ/kg 3144.2 3027.1 3352.2 3169.0 2978.5 2851.0 2716.0 2455.8
 
  加热器上端差℃-1.7 0-1.7——2.8 2.8 2.8 2.8
 
  加热器下端差℃5.5 5.5——5.5 5.5 5.5 5.5 5.5
 
  水侧压力MPa 21.47 21.47 21.47 0.916 2.758 2.758 2.758 2.758
 
  抽汽管道压损%3 3 3 5 3 3 3 3
 
  3、汽机车间辅助设备数据
 
  (1)最终给水温度:;
 
  (2)给水泵出口压力:,;给水泵效率:
 
  (3)除氧器至给水泵高差:;
 
  (4)小汽机排气压力:;,小汽机排气焓值
 
  4、其他数据
 
  (1)汽轮机进气节流损失,中压缸进汽节流损失;
 
  (2)轴封加热器压力,疏水比焓:
 
  (3)机组各门杆漏汽、轴封漏汽等小汽流量及参数见表1-2;
 
  (4)锅炉暖风器耗汽、过热器减温水等全厂性汽水流量及参数见表1-2;
 
  表1-2各辅助汽水、门杆漏气、轴封漏气数据表
 
  (5)汽轮机机械效率:;发电机效率:;
 
  (6)补充水温度:;
 
  (7)厂用电率:。
 
  5、简化条件
 
  (1)忽略加热器和抽汽管道的散热损失。
 
  (2)忽略凝结水泵的介质焓升。
 
  第二章原则性热力系统确定
 
  2.1原则性热力系统的简介
 
  2.1.1概述
 
  简单来说,原则热力系统通常由锅炉、汽轮机和以下局部热力系统组成:一次、二次蒸汽系统、给水回热与除氧器系统、补充水引入系统、轴封蒸汽和余热回收(汽包炉连续污水膨胀回收,冷却发电机余热回收)系统。通过对一些典型工况热经济性指标的计算,运用合理准确的方法来分析原则性热力系统,可对热力发电厂的可行性进行论证检验。
 
  在本设计中,采用八级无调节抽气系统。其中,三个高压加热器由第一级、第二级和第三级抽取蒸汽供应,四个低压加热器由第五级、第六级、第7级和第8级抽汽分别提供,第4级抽汽(0.964MPa)作为除氧器的加热蒸汽源。
 
  2.1.2原则性热力系统的拟定
 
  (1)给水回热和除氧系统的拟定
 
  给水回热加热系统的运行常影响电厂的热经济指标、安全性和投资成本。系统的选择主要是拟定加热器的疏水模式。提出的原则是结构简单,操作安全,成本低。
 
  该装置有八段不调节抽取蒸汽,热回收系统为“三高、四低、一除氧”。各级加热器中给水和主冷凝水的加热温度应按“等温升”原则分配。
 
  1号、2号、3号高压加热器、4号低压加热器因抽汽过热度高,内装蒸汽冷却器。一方面,它提高了三个高压加热器的水温;另一方面降低1号高压加热器温差,减少不可逆损失,从而提高系统的热经济指数。1、2、3号高压加热器的排水逐级流入除氧器,失去了机组的热经济性。同时,较高的疏水温度不利于机组的安全运行,提高了机组的事故率。为了避免排挤对两段抽汽的排挤,尽可能地减少其损失,还配备外置式疏水冷却器在在1号、2号高压加热器之间。第五节抽汽(4号低压加热器)再热后蒸汽过热度较大,故安装内置式蒸汽冷却器。为了达到减少冷源损失的目的,避免高压加热器疏水排挤占低压抽取蒸汽份额,所以在2号和3号高压加热器之间增加了疏水冷却器,以此来提高机组热经济性。
 
  除氧器(4级抽汽)采用滑压运行,不仅提高了机组设计工况下的热经济性指标,它还使机组在低负荷条件下运行时保持较高的热经济性,从而使整个系统易于布置,减少成本。另外这种运行方式,它还允许汽轮机在每个提取点合理分配流量,提高机组的热效率。为了提高除氧器在变工况下的除氧效果,避免给水泵发生气蚀,还在主给水泵中增加了低压电动前泵。
 
  对于补充水系统,考虑到目前化学软化水的质量难以达到高标准,故采用化学处理补充水的方法。目前,高参数机组的冷凝器均配有真空除氧器,采用真空除氧作为补充水的除氧方式,因此,在本次设计中,该机组的补充水被送入冷凝器中。
 
  2.2原则性热力系统的计算
 
  2.2.1锅炉及汽轮机计算参数整理
 
  1、锅炉型式及所用参数整理
 
  (1)锅炉型式:德国BABCOCK-2208t/h,一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包锅炉
 
  (2)锅炉计算所得基本参数整理如表2-1
 
  表2-1锅炉所用参数表
 
  项目符号单位数值
 
  最大连续蒸发量t/h 1843
 
  过热蒸汽出口参数MPa 17.42
 
  ℃541
 
  再热蒸汽出口参数MPa 3.85
 
  ℃541
 
  锅炉效率%18.28
 
  2、汽轮机型式及所用参数整理
 
  (1)汽轮机型式:国产亚临界、一次中间再热凝汽式汽轮机
 
  (2)整理汽轮机计算所得相关参数如表2-2
 
  表2-2汽轮机所用参数表
 
  项目符号单位数值
 
  额定功率MW 660
 
  过热蒸汽参数MPa 16.68
 
  ℃538
 
  再热蒸汽参数
 
  热端MPa 3.232
 
  ℃538
 
  冷端MPa 3.567
 
  ℃315
 
  排汽参数压力MPa 4.4/5.38
 
  3、其他数据
 
  (1)制造厂提供的轴封蒸汽量及其参数如表1-2所示。
 
  (2)全厂汽水损失:
 
  (3)机组的机电效率:
 
  (4)选择回热加热器效率:
 
  (5)化学补充水温:20℃
 
  2.2.2原则性热力系统图及热力膨胀线(插入)
 
  原则性热力系统图如图:
 
  图表2-1 N660-17.32/566/566型机组凝汽式发电厂原则性热力系统
 
  热力膨胀线如下:
 
  2.2.3回热系统计算参数汇总
 
  各计算点参数汇总如表2-3
 
  表2-4回热系统计算参数汇总表
 
  项目单位H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 SG C备注
 
  汽侧抽汽压力MPa 5.945 3.668 1.776 0.964 0.416 0.226 0.109 0.0197 0.00634已知
 
  抽气温度℃386.45 320.52 445.96 354.77 257.04 190.86 120.16 59.73查水蒸气表
 
  抽汽比焓kJ/kg 3144.2 3027.1 3352.2 3169 2978.5 2851 2716 2455.8 2569.33已知
 
  抽汽管道压损%3 3 3 5 3 3 3 3已知
 
  加热器测压力MPa 5.77 3.56 1.72 0.92 0.40 0.22 0.11 0.02 0.10
 
  轴封汽焓kJ/kg 2886.89 3656.16 3501.45已知
 
  汽侧饱和温度t’℃272.97 243.49 204.96 176.10 143.94 123.16 101.20 59.10 37.19查水蒸气表
 
  水侧饱和水焓kJ/kg 1200.41 1054.31 874.80 745.91 606.03 517.16 424.13 247.32 155.72查水蒸气表
 
  水侧压力MPa 21.47 21.47 21.47 0.916 2.758 2.758 2.758 2.758已知
 
  加热器上端差℃-1.7 0-1.7 0 2.8 2.8 2.8 2.8已知
 
  加热器下端差℃5.5 5.5 5.5 0 5.5 5.5 5.5 5.5已知
 
  加热器出口水温℃274.67 243.49 206.66 176.10 141.14 120.36 98.40 56.30 43
 
  加热器出口水焓kJ/kg 1204.76 1056.69 890.47 745.91 595.54 507.05 414.32 237.93查水蒸气表
 
  加热器进口水温℃243.49 206.66 176.10 141.14 120.36 98.40 56.30 43.00
 
  加热器进口水焓kJ/kg 1056.69 890.47 757.09 594.35 507.05 414.32 237.93 182.40查水蒸气表
 
  疏水温度℃248.99 212.16 181.60 141.14 125.86 103.90 61.80 48.50
 
  疏水比焓kJ/kg 1080.87 908.13 770.53 594.35 528.76 435.60 258.70 202.99 415查水蒸气表
 
  抽气放热q kJ/kg 2063.33 2118.97 2581.67 2574.65 2449.74 2415.40 2457.30 2252.81
 
  2.2.4新蒸汽,再热蒸汽及排污扩容器参数整理
 
  将该部分所用数据整理如下表2-4
 
  表2-5新蒸汽,再热蒸汽及排污扩容器参数汇总表
 
  汽水参数单位锅炉过热器(出口)汽轮机高压缸(入口)再热器连续排污扩容器
 
  入口出口
 
  压力MPa 17.42 16.2 3.567 3.232 1.55
 
  温度℃541 566 315 538
 
  蒸汽焓kJ/kg 3397.2 3396 3016.9 3538.9 2790.8
 
  水焓kJ/kg 851.7
 
  再热蒸汽焓差kJ/kg 522.0
 
  2.2.5全厂物质平衡核算
 
  1、流量相关计算
 
  汽轮机总耗汽量(2-1)
 
  则
 
  锅炉蒸发量(2-2)
 
  则(2-3)
 
  即
 
  锅炉给水量(2-4)
 
  即
 
  其中
 
  化学补充水量(2-5)
 
  即
 
  2、各段回热系数与凝汽系数的计算
 
  (1)1号高压加热器H1
 
  图2-3 H1的计算用图
 
  (2-6)
 
  H1的疏水份额
 
  (2)2号高压加热器(H2)
 
  图2-4 H2的计算用图
 
  (2-7)
 
  H2的疏水份额(2-8)
 
  再热蒸汽量(2-9)
 
  (3)3号高压加热器(H3)
 
  图2-5 H3的计算用图
 
  (2-10)
 
  H3的疏水份额(2-11)
 
  (4)除氧器器(HD)
 
  图2-6 H4(HD)的计算用图
 
  (2-12)
 
  (2-13)
 
  (2-14)
 
  (5)5号低压加热器(H5)
 
  图2-7 H5的计算用图
 
  (2-15)
 
  H5的疏水份额
 
  (6)6号高压加热器(H6)
 
  图2-8 H6的计算用图
 
  (2-16)
 
  H6的疏水份额
 
  (7)7号高压加热器(H7)
 
  图2-9 H7的计算用图
 
  (2-17)
 
  H7的疏水份额
 
  (8)8号高压加热器(H8)
 
  为了计算方便,将H8与SG作为一个整体考虑,采用图2-8所示的热平衡范围来计算,求。
 
  图2-10 H8的计算用图
 
  整体热平衡式(忽略凝结水在凝结水泵中的焓升)
 
  (2-19)
 
  (9)凝汽系数的计算与物质平衡校核
 
  由热井的物质平衡校核算得凝气系数
 
  (2-20)
 
  由汽轮机通流部分物质平衡算得凝气系数
 
  (2-21)
 
  比较两种方法算得的凝气系数,即进行凝气系数的校核计算,从上述所得计算结果可见,两个结果之间的误差小于5%,计算结果可以认为相近,故表明以上计算准确。
 
  3、汽轮机汽耗量计算和流量的校核
 
  (1)作功不足系数的计算
 
  凝汽的比内功:
 
  (2-22)
 
  各级抽汽做功不足系数如下
 
  (2-23)
 
  (2-24)
 
  (2-25)
 
  (2-26)
 
  (2-27)
 
  (2-28)
 
  (2-29)
 
  (2-30)
 
  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,根据,求得各级回热抽汽量,将其全部列于表2-5中,并进行校核运算。
 
  表2-5和
 
  项目
 
  编号
 
  1 0.06972 1.0005 0.0698 128.50
 
  2 0.01024 0.9138 0.0094 18.87
 
  3 0.04016 0.7679 0.0308 74.02
 
  4 0.08427 0.6322 0.0533 155.31
 
  5 0.02904 0.4911 0.0143 53.51
 
  6 0.02970 0.3966 0.0118 54.74
 
  7 0.05335 0.2966 0.0158 98.33
 
  8 0.03114 0.1039 0.0032 57.39
 
  (2)汽轮机汽耗量的计算
 
  (2-31)
 
  (2-32)
 
  (2-33)
 
  由表可知,,两种凝气水量计算结果小于5%,可以认为计算结果大致相同,故计算正确。
 
  (4)各项汽水流量汇总
 
  根据计算各项汽水流量,将结果列于表2-6中
 
  表2-6各项汽水流量
 
  项目符号
 
  全厂汽水损失0.0101
 
  轴封用汽0.6891
 
  小汽轮机用汽量0.0340
 
  化学补充水0.0101
 
  再热蒸汽量0.9200
 
  汽轮机总汽耗1.0007
 
  锅炉蒸发量1.0108
 
  锅炉给水量0.9749
 
  (3)汽轮机功率的核算
 
  根据汽轮机功率的方程式(其中第1,2段抽汽焓差)
 
  经上述功率核算可知,所得结果与汽轮机额定功率一致,故说明计算正确。
 
  2.2.6热经济指标计算
 
  (1)机组热耗、热耗率绝对电效率
 
  (2-34)
 
  (2-35)
 
  (2-36)
 
  (2)锅炉热负荷和管道效率
 
  (2-37)
 
  (2-38)
 
  (3)全厂热经济指标
 
  全厂热效率
 
  (2-39)
 
  全厂热耗率
 
  (2-40)
 
  全厂煤耗率
 
  (2-41)
 
  发电标准煤耗率(2-42)
 
  第三章锅炉燃烧系统计算
 
  3.1燃料特性
 
  煤种选定:抚顺烟煤
 
  查表得煤种特性如表3-1
 
  表3-1煤种特性表
 
  煤
 
  种元素分析(%)低位发热量挥发分
 
  可磨性
 
  系数
 
  水分灰分硫碳氢氮氧
 
  徐州烟煤22380 45.04>1500
 
  12.2 16.71 0.51 55.82 4.95 1.04 8.77
 
  3.2锅炉的相关参数
 
  1、锅炉型式:德国BABCOCK-2208t/h,一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包锅炉
 
  2、锅炉主要技术参数:
 
  过热蒸汽出口温度:=573℃给水温度:=284℃
 
  再热蒸汽进口温度:=308.1℃
 
  再热蒸汽出口温度:=569℃锅炉效率:
 
  3、锅炉过量空气系数及漏风系数
 
  炉膛出口过量空气系数:=1.15
 
  空气预热器漏风系数:=0.16
 
  制粉系统漏风系数:3
 
  除尘器漏风系数:
 
  3.4锅炉燃烧系统计算
 
  按照锅炉燃烧的相关公式,对锅炉燃烧系统进行计算,并将结果汇总于表3-2。
 
  表3-2燃烧系统计算表
 
  名称符号单位公式结果
 
  燃料低发热量前面计算22380
 
  预热器出口空气比值采用1.3
 
  预热器空气进口温度采用30
 
  预热器空气进口焓温焓表268.34
 
  冷风温度采用20
 
  冷风焓温焓表168.39
 
  空气炉外加热量129.935
 
  燃料物理热不考虑
 
  燃料支配热量22509.935
 
  排烟温度假设140
 
  排烟焓温焓表1258.23
 
  排烟热损失%4.77
 
  机械未完全燃烧热损失%给定1.3
 
  化学未完全燃烧热损失%给定0.4
 
  锅炉机组散热损失%查表得0.16
 
  灰渣物理热损失%忽略不计
 
  总热损失%=++++6.43
 
  锅炉效率%93.36
 
  相对效率%0.0093
 
  保热系数效率的相对误差%0.854
 
  过热汽出口焓水蒸汽表3397.19
 
  给水焓水蒸汽表1204.76
 
  再热汽出口焓水蒸汽表3538.90
 
  再热汽进口焓水蒸汽表3016.87
 
  过热汽流量给定1843
 
  再热汽流量给定1695.63
 
  锅炉机组吸热量=(-)+(-)4925818.55
 
  3.5燃料燃烧计算
 
  (1)锅炉每小时燃料消耗量
 
  (4-1)
 
  式中
 
  --锅炉蒸发量
 
  --过热蒸汽出口焓
 
  --给水焓
 
  --再热蒸汽流量
 
  --再热蒸汽出口焓
 
  --低位发热量
 
  --锅炉效率
 
  (2)锅炉计算燃料消耗量
 
  (4-2)
 
  式中
 
  --机械未完全燃烧热损失,查取1.5%
 
  (3)理论空气量的计算
 
  (4-3)
 
  (4)理论烟气容积计算
 
  ()(4-4)
 
  式中:
 
  (4-5)
 
  (4-6)
 
  所以
 
  第四章汽机车间辅助设备的确定
 
  4.1给水泵的选定
 
  4.1.1给水泵的作用及选取原则
 
  给水泵可以看作是压力的来源,它可以向锅炉供应除氧器中具有一定温度的给水,以此来满足锅炉的给水需求。大型发电机组一般采用单台电动给水泵,两台汽动给水泵的配置,电动给水泵往往作为系统的备用泵,系统发生故障时可以随时进行启停,保证机组安全。其中前者通过暖机达到速度要求后,供水通常由调速控制。
 
  一般选择给水泵的原则是根据给水泵的容量(供水)来考虑的。锅炉的最大蒸发量(BMCR)决定了给水泵的给水份额。锅炉的最大蒸发量(BMCR)决定给水泵的给水份额,在满足BMCR所需的给水量之外,同时,应该留下一定的余量。汽包锅炉,给水泵出口总容量(最大给水消耗量,不包括备用给水泵)应考虑为BMCR的110%;对于直流锅炉应考虑为BMCR的105%。此外,为了满足全年电力调峰的需求,给水泵通常还配设备用泵。
 
  4.1.2给水泵选型计算
 
  根据相关计算,最终确定在本此系统设计中,分别采用2台容量为50%的汽动泵,备用选用1台电动泵,容量为50%,上述三台泵在给水系统中并联运行。
 
  1.给水泵压力的计算
 
  入口压力MPa(4-1)
 
  出口压头MPa(4-2)
 
  2.压力校核
 
  根据给水泵入口压力查热力性质表,利用中心差分法求得
 
  所以MPa
 
  3.扬程计算
 
  扬程m(4-3)
 
  理论扬程m(4-4)
 
  (裕量范围为10%~15%,此处取13%)
 
  4.容积流量
 
  因为
 
  所以
 
  则理论体积流量(3-5)
 
  (裕量为5%~10%,此处取8%)
 
  每台容积流量(3-6)
 
  根据给水泵的容积流量和扬程选出给水泵规格列入表。
 
  表4-1给水泵规格
 
  给水泵型号DG45-80×6
 
  流量2500
 
  扬程m 3000
 
  效率%83
 
  转速r/min 5000
 
  生产厂家三昌泵业有限公司
 
  原动机型式小汽轮机
 
  4.2循环水泵的选定
 
  4.2.1循环水泵的作用及选型
 
  循环水泵的作用主要是冷凝汽轮排出的蒸汽,在发电厂中,循环水泵还要向其他需要冷却水的相关设备供给水源。本设计中,采用了封闭循环供水系统,为了满足扬程的需求,故选用了目前火电厂广泛采用的卧式离心泵。
 
  4.2.2循环水泵选型计算
 
  (3-7)
 
  又由
 
  可得(3-8)
 
  其中式中:
 
  ——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6%
 
  Dn——机组排气量
 
  m——冷却倍率,取60
 
  每台循环水泵的压头H0取100mH2O.
 
  理论扬程m(3-9)
 
  根据其流量和扬程选择合适的循环水泵型号。
 
  4.3凝结水泵的选定
 
  4.3.1凝结水泵的作用及选取原则
 
  凝结水泵是热力发电厂中的辅助设备之一,可抽吸凝汽器底部的冷凝水,提高其压力后流过低压加热器和其他设备,然后输送到除氧器。凝结水泵的吸入环境具有较大的真空度,抽离出的冷凝水温度处于饱和状态或接近饱和状态。本次设计采用了多数使用的定速电动机拖动的离心泵。
 
  4.3.2凝结水泵相关计算
 
  (1)凝结水泵压力计算
 
  入口压力(3-10)
 
  出口压头(3-11)
 
  (2)压力校核
 
  根据凝结水泵入口压力查热力性质表,由差值法求得
 
  m/kg
 
  所以
 
  (3)扬程计算
 
  扬程(3-12)
 
  理论扬程m(3-13)
 
  (裕量10%~15%,取12%)
 
  (4)容积流量
 
  因为
 
  (3-14)
 
  故m/h
 
  则理论体积流量m/h(3-15)
 
  (裕量5%~10%,取7%)
 
  每台容积流量m/h(3-16)
 
  根据扬程和容量选出凝结水泵规格列入表。
 
  表4-2凝结水泵规格
 
  凝结泵型号AEF-8STG
 
  流量870
 
  扬程m 360
 
  效率%80
 
  转速r/min 1480
 
  生产厂家上海水泵厂
 
  4.4给水加热器的选定
 
  给水加热器通过利用汽轮机抽汽加热给水,能够显著提高换热设备热效率,因此它是电厂回热系统的重要辅助设备之一。在凝结水泵跟锅炉之间了布置给水加热器,其中在凝结水泵和除氧器之间装设低压加热器,其作用是利用汽机低压缸蒸汽来加热给水。给水泵到锅炉之间布置高压加热器,将汽轮机高压缸与中压缸的蒸汽用来加热给水。
 
  给水加热器通常分为混合式和表面式,对于表面式加热器,电厂中广泛采用了立式和卧式两种。卧式的热经济指标以及换热结果上明显优于立式,这是因为在相同凝结换热条件下,由于横管面积聚了冷凝水膜,故单根横管传热系数大于竖管。此外,在结构上,卧式加热器便于布置蒸汽过热段和疏水冷却段。对于疏水重力流在低负荷下压差逐步减小的问题,可以通过水平放置来解决,因此一般大型机组的给水加热器常采用卧式。
 
  故本次设计选用卧式表面式加热器。
 
  4.5凝汽器的选定
 
  凝汽器(即冷凝器)是火电厂系统中的重要设备,首先它可以在汽轮机排汽口保持一定的真空度,使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力,提高蒸汽在汽轮机中的可用焓差,提高热效率,其次将汽轮机的排出蒸汽冷凝成水,重新送回锅炉进行循环,此外凝气器还具有收集各种疏水,减少汽水损失。可见,凝汽器在热力循环中扮演冷源的角色,故而是凝气式机组重要且不可缺少的一部分
 
  根据前面已得的数据,本设计采用的是由上海汽轮机厂生产的一台双压凝汽器。规格如表4-3所示
 
  表4-3凝汽器规格
 
  项目规格内容
 
  型式双壳体、单流程、双压
 
  凝汽器压力低压壳4kPa
 
  高压壳5.49kPa
 
  冷却面积2×2000
 
  热负荷813.4MW
 
  冷却水进口温度20℃
 
  冷却水流量15.867
 
  冷却管尺寸
 
  (外围)
 
  冷却管数量
 
  冷却管材料HSn70-1A
 
  水阻低压侧0.032MPa
 
  高压侧0.031MPa
 
  总计0.0634MPa
 
  凝汽器自重1300t
 
  4.6除氧器及给水箱的选定
 
  除氧器是热力发电厂系统中的关键设备之一,它不仅能除去溶解在给水中的氧,而且能除去水中游离的CO2、NH3、H2S等气体,减少对锅炉的腐蚀,可见除氧器的除氧能力对锅炉给水管道、省煤器等辅助设备有着显著的影响,若是除氧器性能差,会对上述管道设备产生腐蚀,造成较大的经济损失,因此能否使除氧设备运行到最佳性能,直接关系着热电系统的经济性、运行周期和可靠性。
 
  (1)额定出力的选择
 
  除氧器的额定出力主要取决于机组给水的最大消耗量,此外还与给水装置的自动化程度有关。一般选其为系统热平衡计算中的最大给水量的105%。
 
  (3-17)
 
  (2)除氧器的选择原则
 
  选取除氧器时,一般依靠工厂实践经验,通常根据机组的参数、运行特点等实际情况具体选择除氧设备的容量、结构型式和设计参数。对于300MW及以上机组,应采用卧式除氧器。滑压运行中间再热机组,每台机组可配一台除氧器。
 
  (3)给水箱的选择原则
 
  200MW以上机组给水消耗量为5-10min,对于给水箱而言,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。本设计中,给水箱最大给水消耗量选取8min。
 
  有效容积确定:
 
  (3-18)
 
  除氧器压力,温度170.21℃,查水蒸汽表得:
 
  (3-19)
 
  本设计选用的除氧器及水箱规格如表4-4所示
 
  表4-4除氧器及集水箱规格
 
  项目规格内容
 
  除氧器型号GC-2000
 
  铭牌出力2000t/h
 
  设计压力0.964 MPa
 
  设计温度369.1℃
 
  工作压力1.01MPa
 
  进水温度143.1℃
 
  出水温度197.3℃
 
  运行方式滑压
 
  给水箱水箱型号GS-240
 
  给水箱水箱容积250
 
  第五章锅炉车间辅助设备的确定
 
  5.1磨煤机的选择
 
  5.1.1磨煤机的选择原则
 
  磨煤机是火电厂的重要辅助设备,顾名思义,磨煤机是将煤块磨制成煤粉,从而方便燃料在炉膛中点火燃烧的装置,磨煤机的性能影响煤粉颗粒的大小,继而会影响燃料在炉膛中释放热量的效果,因此磨煤机的选取对于锅炉而言十分重要其。随着近几年的工艺发展,磨煤机的种类日益丰富起来。目前,燃煤电厂主力机组是600兆瓦以上发电机组,这类热电厂大多配备了中速磨煤机,其出发点是使用该类型磨煤机可以充分发挥燃料特性,同时对于不同的炉型具有良好的适应性,且成本低廉,运行可靠。
 
  中速磨煤机有许多优点,突出表现为其研磨件使用周期较长,方便检修。因此在本次设计中,采用了中速滚轮式磨煤机(MPS型)。并根据计算所得煤耗量,选择合适的磨煤机规格
 
  表5-1磨煤机规格
 
  型号规格磨煤机出力(t/h)单位功耗(kJ/t)电动机功率(kW)
 
  TDK1600-40 165 33882 1600
 
  5.1.2磨煤机相关计算
 
  磨煤机出力的校核:
 
  每台磨煤机的磨量:
 
  (5-1)
 
  其中:----储备系数,根据《规程》第6.2.3条。
 
  -----台数,取2台
 
  磨煤机的最佳转速:
 
  (5-2)
 
  出力按下列经验公式计算:
 
  (5-3)
 
  其中式中:----MPS磨煤机(225型)磨制煤种时的出力
 
  ----煤的哈氏可磨性修正系数
 
  ----煤粉细度修正系数
 
  ----煤粉修正系数
 
  校核正确,说明选用合适。
 
  5.2送风机的选择
 
  5.2.1送风机的选择原则
 
  送风机,顾名思义,是往锅炉炉膛送入空气的装置,这些空气帮助炉膛内的燃料点火与稳定燃烧。送风机送入的空气通常是冷空气,清洁干净灰分低,不仅如此,送风机还可以保持一定的送风量,具有稳定的风压,这对于炉膛的稳定燃烧具有较为重要的意义,因此是热力系统中较为重要的辅助设备之一。
 
  在选取送风机的时候,主要根据风量与风压进行确定。首先要确定系统所需的最大风量与风压,在满足系统正常的送风需求下,送风机还应当留有一定的余量。我国现行的火力发电厂设计技术规程[12]对送风机的风量风压富裕度有了明确规定,因此根据规程,本次设计中送风机的富裕度选择6%,风压的富裕度选为13%。
 
  5.2.2送风机容量的计算
 
  (5-4)
 
  式中
 
  ——送风机容量储备系数,按《规程》取=1.08
 
  ——计算燃料量.
 
  ——理论空气量.
 
  ——炉膛出口过量空气系数,=1.15
 
  ——炉膛漏风系数,=0.05
 
  ——制粉系统漏风系数,=0.13
 
  ——空气预热器漏风系数,=0.16
 
  ——冷空气温度,=20℃
 
  ——当地大气压,=735mmHg
 
  ——送风机台数,=2
 
  (5-5)
 
  5.2.3送风机压头计算
 
  (5-6)
 
  式中:——冷空气温度,=20℃
 
  ——当地大气压,=735 mmHg
 
  ——压头储备系数,取=105%
 
  ——风道总阻力,=3400
 
  ——出厂条件下的流体温度,=18℃
 
  (5-7)
 
  根据送风机的容量和压头选择合适的送风机类型。
 
  表5-2送风机规格
 
  项目单位规范
 
  型号AN37C6
 
  转速r/min 600
 
  进口温度℃115
 
  风量m3/h 1700000
 
  全压KPa 4200
 
  5.3引风机的选定
 
  5.3.1引风机的选择原则
 
  引风机是锅炉的主要辅机之一,它是机组安全和经济运行的关键设备。因而,合理选择引风机的型式是电站设计的主要内容之一。
 
  热电厂系统中的引风机选择原则是:在保证必需的风量、压头的前提下,应优先考虑可靠性高、调节性能好、寿命长、实际运行效率高,检修方便以及价格低的产品,此外引风机还应当具有承受磨损的能力,即便空气中的灰分较多,仍然能够保持正常安全运行。
 
  5.3.2引风机入口实际烟气量
 
  实际烟气容积
 
  (5-8)
 
  式中
 
  ——理论空气量
 
  ——理论烟气容积
 
  ——炉膛出口过量空气系数,
 
  (5-9)
 
  式中——容量储备系数,=1.12
 
  ——引风机台数,=2
 
  ——计算煤耗量
 
  ——实际烟气容积,m/Kg
 
  ——空气预热器至引风机一段烟道的漏风系数(烟道漏风系数加除尘器的漏风系数)
 
  ——1kg燃料燃烧时的理论空气需要量,m
 
  ——引风机处的烟气温度,
 
  (5-10)
 
  5.3.3引风机的压头计算
 
  (5-11)
 
  式中
 
  ——压力储备系数,=1.18
 
  ——烟道总阻力,=2500Pa
 
  ——排烟温度,140
 
  ——理论排烟温度,210
 
  ——当地大气压,735 mmHg.
 
  Pa(5-12)
 
  根据引风机流量和压头选择合适的引风机。
 
  表5-3引风机规格
 
  项目单位规范
 
  型号AN37C6
 
  转速r/min 600
 
  进口温度℃115
 
  风量m3/h 1700000
 
  全压KPa 3500
 
  第六章全面性热力系统的确定
 
  6.1全面性热力系统的简介:
 
  6.1.1概述
 
  全面性热力系统是用标准符号来展现热电厂中主要热力设备与辅助热力设备,包括运行、备用设备在内的,并根据电力生产工艺连接这些热力设备的汽、水管道及附件的总体系统图。一般由以下系统组成:主蒸汽和再热蒸汽系统(一、二次蒸汽系统)、旁路系统和回热系统(包括回热抽汽与疏水、空气管路系统)、给水除氧系统(含减温水系统)、主冷凝水系统、补给水系统、加热系统、厂内循环水系统、锅炉启动系统等。
 
  6.1.2作用
 
  对于热电厂的各种工况,例如启停,正常运行,工况变化或者处于低负荷运行,全面性热力系统均可以直观显现上述情形。通过电厂的全面性热力系统,我们可以知道各种不同功能的热力设备、备用管线、运行部件和安全防护部件的装配。其中,全面性热力系统图是根据电厂设备的实际数量绘制的。
 
  6.2全面性热力系统的拟定依据
 
  (1)拟定的原则性热力系统;
 
  (2)采用的辅助设备;
 
  (3)检索参数类型一致的发电厂的相关设计资料;
 
  (4)参照教材全面性热力系统部分。
 
  6.3全面性热力系统拟定内容
 
  1、主蒸汽管道系统
 
  连接锅炉和汽轮机的蒸汽管道,与从蒸汽总管路向各辅助设备的蒸汽支管均称为电厂主蒸汽系统。主蒸汽管道的主要功能是将高压高温蒸汽从锅炉过热器出口输送到汽轮机高压缸主阀门,同时还为汽轮机轴封提供高压气源,以及为小型汽轮机驱动给水泵提供高压蒸汽气源。
 
  主蒸汽管道的设计应力求简单,安全可靠,安装、操作和维护方便灵活,同时有一定的扩展空间。当事故需要切换管道时,对发电和供热的影响应该是最低的。
 
  在本设计中,一个锅炉配有一个汽轮机,因此采用集中管母系统。这种系统是将发电厂所有锅炉的蒸汽引向蒸汽的主管道,然后把总管引到汽轮机和各个进汽点,主管道分为两段以上,配有两个串联的切断阀门,以提高系统的可靠性。该系统的优点是具有足够的操作可靠性和一定的操作灵活性。当其中一个锅炉或附件发生事故时,可以保证系统继续运行。气源可以相互协调,负荷调度条件灵活。缺点:管道复杂,阀门较多,投资较大。
 
  2、再热蒸汽管道系统
 
  再热蒸汽管道系统的主要功能是把低温再热蒸汽(高压缸的排汽)从汽轮机高压缸排气口运往到锅炉再热器入口,以及把再热蒸汽从再热器出口运输至汽轮机中压缸、低压缸入口处的再热汽门。它还可以把加热蒸汽供给到高压加热器,和把蒸汽供给到辅助蒸汽系统。
 
  (1)优点:使用合理的再热压力可能使总经济性增加6%-8%;
 
  再热蒸汽管道系统的主要功能是:从汽轮机高压缸排汽口将冷再热蒸汽(高压缸排汽)输送到锅炉再热器进口,和从再热器出口将再热蒸汽送到汽轮机中低压缸进口的再热汽门。它还可以向高压加热器提供加热蒸汽,和为辅助蒸汽系统提供蒸汽。
 
  (2)缺点:
 
  ①蒸汽在管路中流动产生压力降使再热经济效益减少10%-15%;
 
  ②再热蒸汽管道的重量和价格都相当高,由于再热器和再热管道中存有大量蒸汽,因此,当山负荷意外中断时,这部分蒸汽有引起汽轮发电机超速的危险,为了保证安全汽轮机必须配备灵敏度高和可靠性大的调节系统,并且增设必要的旁路系统;
 
  ③采用再热蒸汽系统,提高电厂热经济性,满足大型机组发展的需要。此外,排汽温度不超过允许极限,改善了末级叶片的工作条件。
 
  3、再热机组旁路系统
 
  旁路系统是指高参数蒸汽不进入汽轮机,而是通过与汽轮机并联的减温器装置,减压降温后的蒸汽送至再热蒸汽或低参数蒸汽管道或直接排入冷凝器的连接系统。
 
  中间再热单元旁路的设置、规格内容和控制水平应根据汽轮机和锅炉的结构、性能以及电网对机组运行方式的要求进行相应的调整,其容量应为锅炉最大连续蒸发量的30%。如果设备条件为厂用电带甩负荷或停机不停炉时,可将旁路容量提高到锅炉最大连续蒸发量的40%-50%。
 
  在各种工作条件下,再热器可采用高压旁路保护。通过两级旁路串联系统的协调,可以满足良好起动性能的要求。机组在冷、热状态下启动时,可对主蒸汽和再热蒸汽管道进行加热。调节再热蒸汽温度,以满足中压缸的温度要求;调节中压缸的蒸汽进口参数和流量,以适应高、中压缸同时运行转动或允许锅炉长时间低负荷运行。实践表明,当负荷因电网故障需要降低时,约20min即可恢复,并允许锅炉在短时间内以20%左右的额定蒸发量运行。两级旁路串联系统结构简单,能够满足多种不同的运行工况。因此,在本次设计中还引入了两级旁路串联系统。
 
  图6-1两级旁路串联系统
 
  4、给水管路系统
 
  从除氧器给水箱到给水泵,以及从给水泵通过高压加热器到锅炉省煤器入口的所有管道,称为给水管路系统。
 
  (1)系统类型选用
 
  表6-1给水管路系统型式比较
 
  型式特点
 
  集中母管制可靠性高,但系统复杂,钢材消耗量大,阀门较多。
 
  切换母管制系统灵活,可靠,相邻两单元之间可以相互调节,有利于负荷分配,广泛采用于供热发电机组。但是阀门较多,系统复杂,事故隐患增加。
 
  单元制系统简单,管路最短,管道附件最少,节省投资,系统事故可能性小,便于机、炉、电集中控制,一般用于大型发电站[2]
 
  扩大单元制与单元制比,可靠性较高,运行灵活,但系统较复杂。
 
  因此,在本设计中采用了单元制给水系统。
 
  在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。
 
  (2)给水泵再循环管路
 
  为了保证给水泵在低负荷下的正常运行,在给水泵和止回阀之间设置了最小流量再循环管。当机组启动或低负荷运行时,最小流量再循环阀将自动打开,并将部分给水从旁路直接返回除氧器,以增加给水泵的流量,避免给水泵发生气蚀。一般选用再循环流量为给水量的25%~30%,以维持给水泵安全运行所需的最小流量。
 
  (3)减温水系统
 
  根据不同的压力要求,可以从给水泵的中间水龙头和出口电动隔离阀分别引出减温水。对于超临界660MW机组的过热器减温水系统,减温水系统是从给水调节阀前的供水管道引出的。进入锅炉房后,减温水管一分为二,两路前行,分别通向过热器的一次喷水减温器和二次喷水减温器。在进入减温器之前,一左一右再把每路减温水进行分流,并在各管道内设置喷水调节阀,来使左右侧的蒸汽温度偏差控制在一定区间内。
 
  第一级喷水减温器布置在锅炉前屏过热器与后屏过热器之间,而二级喷水减温机则布置在后屏过热器和末级过热器之间。
 
  图6-2 660MW超临界机组过热器减温水系统
 
  5、给水回热系统
 
  锅炉给水回热是指流经汽轮机做过功的蒸汽,从汽轮机的中间级抽离,用于加热给水加热器中的锅炉给水的蒸汽,充分利用这部分抽离的蒸汽热量。锅炉给水热回收系统通常由抽汽管道系统、高压加热器给水管道系统和主冷凝水管道系统组成,并连接混合加热器作为锅炉给水除氧器。
 
  (1)抽汽管路系统
 
  本机组共有八段不调整抽汽,各段抽汽用途如下:
 
  ①一段抽汽在高压缸后第九级抽出流经高压缸的内外夹层之间;
 
  ②从外缸引到3号高压加热器的为二段抽汽,该抽汽从高压缸排汽管引出供2号高压加热器用汽;
 
  ③三段抽汽供1号高压加热器用汽;
 
  ④四段供汽供除氧器用汽;
 
  ⑤五段抽汽引到4号低压加热器;
 
  ⑥六段抽汽供3号低压加热器用汽;
 
  ⑦七段抽汽供给2号低压加热器器用汽;
 
  ⑧八段抽汽高中压缸轴封加热器,同时引到4号低压加热器。
 
  此外,轴封冷却器装设了一个备用管道,用于引入上述抽汽。当汽封加热器因泄漏而无法工作时,可将轴端密封的蒸汽暂时引入该备用管路中。汽封加热器配有两个轴封排汽风机。其功能是当汽封量达到最大时,及时清除蒸汽混合物,以提高汽封加热器的负压。
 
  除8段抽汽外,各抽汽管道均加装电动截止阀和液压逆上阀,之所以八段抽汽管路不加装截止阀和液压逆止阀,是因为该段抽汽压力已低于最低值,蒸汽比容较大则会导致管径较粗,使得无法安装截止阀或逆止阀,而且该段抽汽来源于汽轮机最末二级,抽出的蒸汽压力很低,压降小,焓降也小,做功能力弱,即便突然甩负荷或自动主汽门关闭时,蒸汽倒流入汽轮机内也不能使汽轮机超速,但是当这段低压加热器管道漏泄时,机组容易产生进水,此时必须对机组进行停机处理。电动截止阀和水压逆止阀作用避免当汽轮机甩负荷或者自动主汽门关闭时,机组发生安全事故。[2]
 
  (2)高压加热器给水管路系统
 
  高压加热器水泵的水侧在给水泵的全压力下工作。当水管破裂泄漏时,水可能会从抽汽管冲回到汽轮机中,导致冲击磨损,造成事故,因此,自动旁路安装在高压加热器水侧的管道中,并在加热器疏水水位信号的帮助下起调节作用。一旦加热器发生故障停运,给水通过自动旁通门和旁通管道进入锅炉,不影响给水中断。为了防止高加故障时压力升高,在汽侧装有安全阀。
 
  抽汽在表面式加热器中放热后的凝结水称为加热器的疏水,本机组高压加热器疏水采用逐级自流方式即3号高压加热器疏水,借助于压力差自流入2号高压加热器,2号高压加热器疏水经过疏水冷却器后,自流入扒高加疏水自流除氧器为此装有自Gl至#4低加的疏水管道。
 
  为了减少疏水逐级自流所引起的冷源损失,减少2段抽汽,提高热经济性在#2高加和机高加之间装有一台疏水冷却器,用给水冷却#3#2和轧高加疏水,减少冷源损失。
 
  (3)主凝结水管路系统
 
  凝结水由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、及#2—#4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,将凝结水山放水管放掉,待水质合格后,关闭放水门,开启去凝汽器的阀门。疏水采用逐级自流方式流入2号低压加热器,用疏水泵送入2号低压加热器出口的主凝结水管道,1号低压加热器的疏水山于疏水量很大,自流入凝汽器会造成很大的冷源损失,所以1号低压加热器的疏水用疏水泵打入到机低加的出口主凝结水管道中,若2号、3号低压加热器不同时,4号低压加热器疏水也可以直接疏到凝汽器中,当疏水泵故障停用时燃#2低加疏水也直接疏到凝汽器中,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疏到凝汽器。[21]
 
  为了防止低加故障时造成凝结水中断,因此各台低加都设有备用旁路系统,其中山于2号、3号低压加热器抽汽压力低,故障可能性小,所以2号与3号低压加热器一个大旁路,节省了阀门减少了投资,当有一个加热器故障时,两个加热器必须同时停用。
 
  为了便于凝结水泵在启动或低负荷运行时,不致因为凝结水的流量过小,使凝结水与叶轮发尘摩擦,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号低压加热器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。[21]
 
  6、给水除氧系统
 
  除氧器及相应的除氧系统,是为了除去水中溶解的O2及其他气体,从而防止热力设备的腐蚀及传热恶化,保证热力设备运转的可靠性。[15]
 
  除氧器的加热汽源主要来自汽轮机抽汽,此外少数蒸汽可能来源于锅炉连续排污扩容器甚至是高加的疏水,这部分蒸汽从除氧器顶部和底部流进。正常运行时,高压缸轴封漏汽、主汽门和调节汽门门杆漏汽以及法兰和螺栓加热蒸汽的蒸汽都引入除氧器中。由低压加热起来的主凝结水,在除氧头内被加热除氧后流入水箱内,再由水箱底部经低压给水管道流入给水泵。[15]
 
  高压加热器疏水被引入除氧上部,通过进水管上开设的小孔,喷入除氧器内与凝结水充分接触发生热交换。来自化学水处理车间的补给水被引入除氧头上部,通过引入管上装有的喷嘴,使进入除氧器的补给水喷散成雾状,以便于加热蒸汽充分接触加热除氧。[15]
 
  根据运行需要及布置习惯,除氧器一般布置在汽机房和锅炉房之间的中间垮厂房内,大型机组的除氧器被布置在靠近锅炉房侧的汽轮机房内除氧器平台上。布置标高也较高,高压除氧器多在14m以上。
 
  7、辅助汽水系统
 
  (1)补给水系统
 
  在热电厂系统中,连续不断地向热力系统提供足够数量、品质合格的水,以保证汽、水系统的平衡,维持发电厂的连续正常运行的系统,叫补给水系统。[18]
 
  经除盐后品质合乎要求的化学除盐水,通过管道被送至汽轮机车间,补入凝汽器,也有补入除氧器的。对于本设计大功率机组,由于除氧器压力较高,且补入凝汽器可提高回热系统效率,故补水补入了凝汽器,并由调节阀调节补水流量,达到控制凝汽器水位的目的。凝汽器下部装有真空除氧器装置,可对补充水进行低真空除氧,因此补充水补入凝汽器中这样只需一台高压除氧器,增加了汽轮机内的焓降,减少低真空除氧对主给水管道的腐蚀,节省了投资提高了经济性。[18]
 
  为保证补充水的可靠性,设置了两条补水母管,一个补充水箱,补充水箱设有溢流管,当水位超过一定高度会自动排入地沟。当发生故障事可由除盐水泵经旁路直接把补充水送入凝汽器中,所以可以保证满足锅炉负荷。
 
  (2)冷却水系统
 
  火力发电厂的冷却水系统主要是保证供给凝汽器的冷却用水,同时还供给一部分其他辅助系统的用水,这些水量的总和约占冷却水系统总水量的12%。[18]
 
  设计中采用了封闭循环供水系统(自然通风冷却塔系统)。温度较高的冷却水从汽轮机凝汽器中流出,在循环水泵的压力下沿排水管路送入冷却塔上部8~10m高处的配水槽中。水沿着配水槽系统由塔中心流向四周,并经槽内的孔呈线状水流,经过多层溅水条,最后落入到集水池,再循环利用。
 
  由于冷却水中含各种杂质及微生物,凝汽器长期运行过程中,冷却管内壁会被污染、结垢,引起传热恶化,严重影响机组的效率和出力。为保证凝汽器的冷却效果,电厂中广泛采用凝汽器铜管海绵球清洗系统,用以清洗凝汽器铜管。[18]
 
  (3)真空及空气系统
 
  在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、回热器、轴封冷却器及凝结水泵等用空气管道将它们连通再与射水抽汽器连在一起使其组成真空系统。
 
  射水泵从工业水泵至贮水箱吸水送到射水式抽汽器,射水式抽汽器的管路相互与凝结水泵俩界与凝汽器及高低压加热器空气管是串联的,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,材料要受到腐蚀空气管路,采用串联并设有节流阀,这样使抽出的少量蒸汽在低一级的加热器得到凝结,不致进入凝汽器内增加冷源损失,为了保证加热器故障停用时,真空系统正常工作,则在各级加热器旁都设有旁路,其中1号、2号、3号高压加热器没有旁路,当有一个加热器停用时,3台同时停用,而2号、3号低压加热器有一个大旁路,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。[11]
 
  各凝汽器的空气管路及主蒸汽管路都设有真空阀,其作用是在汽轮机事故停机或紧急停机情况停机时迅速破坏凝汽器真空,保证安全,抽汽器作用是在建立之后不断抽汽,维持真空。[11]
 
  (4)疏放水系统
 
  热力装置设置疏放水系统的目的是保证热力设备(锅炉、汽轮机等)的疏放水和放汽系统畅通,并尽可能的回收此疏放水。
 
  发电厂的疏水系统山疏水器、疏水扩容器、疏水泵、低位水箱、低位水泵、阀门及管道附件组成。疏水箱是用来收集全厂热力设备和管道的系统的疏水、溢水和防水山前面的辅助设备选择可知采用一台疏水箱和一台疏水泵、疏水扩容器将高温高压的疏水溢水和放水引进降低压力扩容后分离的蒸汽排空水侧流入疏水箱,由疏水箱将水用疏水泵定期或不定期地送至除氧器,如果锅炉设有启动专用水箱、疏水箱可在点火时向汽包上水。[6]
 
  低位水箱布置在0米以下的位置,低位水箱用于接收低位设备及其管道的疏水和溢水,低位水箱上方连接低位疏水母管和除盐水母管。[6]低位水泵吸入侧连接低位水箱出口连接除氧器,低位水泵的作用是把低位水箱中的水打入除氧器中进行回收。疏水箱和低位水箱都装有高水位放水装置,当水位高过极限时通过永封将水放出至工业排水管,而低位水箱是将溢流水排入地沟。
 
  (5)减温减压系统
 
  设置减温减压系统,可以将高参数(压力、温度)的蒸汽减温减压到规定参数。通常,减温减压装置都包括节流阀和减温器两部分,通过节流阀降低压力,并通过喷洒减温水(锅炉给水或凝结水)在该装置中降低温度。
 
  选择减温减压器,首先要确定进口蒸汽参数、出口蒸汽参数和容量。对作为汽轮机旁路用的减温减压器,其容量一般等于汽轮机的最大供汽量。作为汽轮机旁路或其他临时(如装置开车用)使用的减温减压器一般不设备用,对经常使用的减温减压器则根据用户性质考虑是否设置备用。[9]


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