【正文】 內蒙古科技大學畢業(yè)設計說明書某發(fā)電廠600MW機組八級熱力系統(tǒng)和制粉系統(tǒng)設計畢業(yè)論文目錄摘 要 IAbstract II第一章 緒論 1第二章 熱力系統(tǒng)與機組資料 4 4 5 5 5 6 6第三章 熱力系統(tǒng)計算 8 汽水平衡計算 8 8 8 9 9 9 9 9 9 10 1出水參數(shù)計算 12 12 13 13 14 15 16 17 18 高壓加熱器組抽汽系數(shù)計算 20 由高壓加熱器H1熱平衡計算 20 21 22 23 23 23 24 24 25 2熱經(jīng)濟指標、汽水流量計算 28 30第四章 反平衡校核 31第五章 制粉系統(tǒng)的設計與計算 34 34 34 35 35 35 37 37 38 制粉系統(tǒng)起始斷面輸入熱量 39 40 41 41 42 42 42 42第六章 管道計算與選型 43 43 43 44 44 44 45 46 46 47 管道的選型 48 48 50 51 52 53 55 55 56 57第七章 主要熱力系統(tǒng)設計、選型 58 58 58 58 除氧系統(tǒng) 59 59 60 60第八章 結 論 61參 考 文 獻： 63英文文獻 64英文文獻翻譯： 77致 謝 9095第一章 緒論火力發(fā)電廠簡稱火電廠，是利用煤炭、石油、天然氣作為燃料生產(chǎn)電能的工廠。其能量轉換過程是：燃料的化學能轉換為，熱能通過汽輪機等設備轉換為，在發(fā)電機的幫助下機械能轉換為電能。最早的火力發(fā)電是1875年在巴黎北火車站的火電廠實現(xiàn)的。隨著發(fā)電機、汽輪機制造技術的完善，輸變電技術的改進，特別是電力系統(tǒng)的出現(xiàn)以及社會電氣化對電能的需求，20世紀30年代以后，火力發(fā)電進入大發(fā)展的時期?；鹆Πl(fā)電機組的容量由200兆瓦級提高到300～600兆瓦級（50年代中期），到1973年，最大的火電機組達1300兆瓦。大機組、大電廠使火力發(fā)電的熱效率大為提高，每千瓦的建設投資和發(fā)電成本及工人數(shù)量也不斷降低。如今大機組已然成為一個必然的趨勢。就能量轉換的形式而言，火力發(fā)電機組的作用是將燃料（煤、石油、天然氣）的化學能經(jīng)燃燒釋放出熱能，再進一步將熱能轉變?yōu)殡娔?。其發(fā)電方式有汽輪機發(fā)電、燃氣輪機發(fā)電及內燃機發(fā)電三種，具體到實現(xiàn)方式有燃煤鍋爐，燃氣鍋爐，蒸汽燃氣聯(lián)合循環(huán)鍋爐，硫化床鍋爐等。其中汽輪機發(fā)電所占比例最大，燃氣輪機發(fā)電近年來有所發(fā)展，內燃機發(fā)電比例最小主要以小型家用為主。汽輪機發(fā)電的理論基礎是蒸汽的朗肯循環(huán)，按朗肯循環(huán)理論，蒸汽的初參數(shù)（即蒸汽的壓力與溫度）愈高，循環(huán)效率就愈高，其實這也是發(fā)展大機組的主要動力。就當今火電技術來說，能進一步提高超臨界機組的效率，主要從以下兩方面入手：提高初參數(shù)，采用超超臨界從電廠循環(huán)方式來分析，朗肯循環(huán)效率取決于循環(huán)工質的吸熱溫度和發(fā)熱溫度，平均吸熱溫度越低，放熱溫度越高，循環(huán)效率也越高。就這點來講，如果要提高循環(huán)效率，就應該降低吸熱溫度，提高放熱溫度，循環(huán)工質的吸熱溫度是取決于外界環(huán)境和壓力的，我們能做的也就是提高工質的放熱溫度，也就是提高新蒸汽的溫度。所以超超臨界機組應運而生了。汽輪機制造技術已很成熟，但仍有進一步提高其效率的空間，主要有以下兩種途徑：首先是進一步增加末級葉片的環(huán)形排汽面積，從而達到減小排汽損失的目的。末級葉片的環(huán)形排汽面積取決于葉片高度，后者受制于材料的耐離心力強度。其次是采用減少二次流損失的葉柵。葉柵汽道中的二次流會干擾工作的主汽流產(chǎn)生較大的能量損失，要進一步研制新型葉柵，以減少二次流損失。最后是減少汽輪機內部漏汽損失。汽輪機隔板與軸間、動葉頂部與汽缸、動葉與隔板間均有一定間隙。這方面應該從軸封著手，要研制新型汽封件以減少漏汽損失。發(fā)展大機組的優(yōu)點可綜述如下：1．降低每千瓦裝機容量的基建投資隨著機組容量的增大，投資費用降低。在一定的范圍內，機組的容量越大越經(jīng)濟。一般將這個范圍稱為容量極限。 以20萬千瓦燃煤機組的建設費比率為100%。30萬千瓦燃煤機組為93%，到60萬千瓦時進一步下降為84%。隨著機組容量的增加，容量每增加一倍，基建投資約降低5%。提高電站的供電熱效率機組容量越大，電站的供電熱效率也越高。在15萬千瓦以前，熱效率的上升率較高。達到15萬千瓦以后，熱效率上升趨于和緩。原因在于容量在15萬千瓦前，蒸汽參數(shù)隨容量增加而提高的緣故。容量超過15萬千瓦后，蒸汽參數(shù)變化不大。欲取得更高的供電熱效率，只有采用超臨界領域的蒸汽參數(shù)。,566/538℃，%?！妫?，%。 降低熱耗以15萬千瓦機組的單位熱耗比率為100%，當機組容量增加到60萬千瓦時，%；%。%左右。 減少電站人員的需要量15萬千瓦機組，；；。這表明，機組容量越大，工資支出越少，降低發(fā)電成本。在燃料價格相同的情況下，機組容量越大，發(fā)電成本越低。 機組容量增大，蒸汽參數(shù)提高，每千瓦裝機容量的建設費用降低，熱效率變大，熱耗降低，工作人員減少，發(fā)電成本降低。這充分顯示了大機組的優(yōu)勢。科技在發(fā)展世界在變化，實踐告訴我們煤電有太多的局限性。特別是燃煤鍋爐，環(huán)境污染，燃料運輸不方便，鍋爐效率低，電廠占地面積大。為了克服它們，我們有了循環(huán)流化床鍋爐，有了煤制油技術，有了水煤漿技術。但20世紀的實踐告訴我們煤電不但有上述的局限性，煤電的致命缺陷是地球的煤炭資源是非常有限的。這就促使我們尋找新的突破口，尋找新的替代能源。新能源有水電，風能發(fā)電，和太陽能發(fā)電，以及核電。水電，風電，太陽能發(fā)電的地域性都非常強，而且發(fā)電量也較少，用它們來解決能源問題可以說是杯水車薪。核電好像是煤電理想的替代品，所以很多國家都大力發(fā)展核電，其中法國的核電發(fā)電量占到了全國總發(fā)電量的78%以上，其中核電比例達到40%以上的有12個國家。但自從世界上最大的核電站日本福島核電站的泄露事故，人民把核電推到了風口浪尖，核電能不能發(fā)展，核電發(fā)生事故的可能性有多大，遠處的核泄露對我會有多大的傷害。科技在發(fā)展，世界在變化，最終科技會告訴我們核電的去向，核電最終將不會是一個問題，但誰又能保證電力行業(yè)再也不會遇到新的挑戰(zhàn)?？茖W技術就是在這種否定再否定的過程中發(fā)展和成熟的。第二章 熱力系統(tǒng)與機組資料本機組采用一爐一機的單元制配置。其中鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的2008t/h自然循環(huán)汽包爐；氣輪機為法國Alsthom公司生產(chǎn)的亞臨界壓力、一次中間再熱600MW凝汽式氣輪機。全廠的原則性熱力系統(tǒng)附圖所示。該系統(tǒng)共有八級不調節(jié)抽汽。其中第一、二、三級抽汽分別供三臺高壓加熱器，第五、六、七、八級抽汽分別供四臺低壓加熱器。第一、二、三級高壓加熱器均安裝了內置式蒸汽冷卻器，、0、0。第一、二、三、五、六、七級回熱加熱器裝設疏水冷卻器。汽輪機的主凝結水由凝結水泵送出，依次流過軸封加熱器、4臺低壓加熱器，進入除氧器。然后由汽動給水泵及備用電動給水泵升壓，經(jīng)三級高壓加熱器加熱，進入鍋爐。三臺高壓加熱器的疏水逐級自流至除氧器，第五、六、七級低壓加熱器的疏水逐級自流至第八級低壓加熱器；第八級低加的疏水用疏水泵送回本級的主凝結水出口。凝汽器為雙壓式凝汽器。與單壓凝汽器相比，雙壓凝汽器由于按冷卻水溫度低，高分出了兩個不同的汽室壓力，因此它具有更低的凝汽器平均壓力，使汽輪機的理想比焓降增大。給水泵汽輪機（以下簡稱小汽機）的汽源為中壓缸排汽（第四級抽汽），無回熱加熱其排汽經(jīng)過小凝結器凝結成水送入凝汽器，如果機組運行負荷較低也可以從新蒸汽管道抽汽。鍋爐過熱器的減溫水取自給水泵出口，設計噴水量為55000Kg/h。熱力系統(tǒng)的汽水損失計有：全廠汽水損失30000Kg/h、廠用汽20000Kg/h(不回收)、鍋爐暖風器用氣量為35000Kg/h,暖風器汽源取自第4級抽汽，其疏水仍返回除氧器回收，鍋爐排污損失10000Kg/h。高壓缸門桿漏汽A和B分別引入再熱冷段管道和軸封加熱器SG，中高壓缸門桿漏氣K引入3號高壓加熱器，高壓缸的軸封漏汽按壓力不同，分別引進除氧器L1和L、均壓箱M1和M和軸封加熱器N1和N。中壓缸的軸封漏汽也按壓力不同，分別引進均壓箱P和軸封加熱器R。低壓缸的軸封用汽S來自均壓箱，軸封排汽T也引入軸封加熱器。從高壓缸的排汽管路抽出一股汽流J，不經(jīng)再熱器而直接進中壓缸，用于冷卻中壓缸轉子葉根。：亞臨界壓力、一次中間再熱、四缸四排汽、反動單軸、凝汽式汽輪機； =600MW；（主汽閥前）=，=537；（進汽閥前）： 熱段=；=； 冷段=；=；=,排汽比焓=，： 1665t/h 。：哈爾濱鍋爐廠一次中間再熱、亞臨界壓力、自然循環(huán)汽包爐；=2008t/h=；=（進/出）：；（進/出）：：；=%。機組各級回熱抽汽參數(shù)見表21表21 回熱加熱系統(tǒng)原始汽水參數(shù)抽汽管道壓損△PJ%33353333項 目單位H1H2H3H4H5H6H7H8抽汽壓力PJMPa抽汽焓hJkJ/Kg3129．0加熱器上端差δt℃00加熱器下端差δt1℃水側壓力pwMPa=；=，給水泵效率==；=；小汽機排汽焓= =4%，中壓缸進汽節(jié)流損失=2%；2. 軸封加熱器壓力 =98KPa,疏水比焓=415kJ/Kg；、軸封漏汽等小汽流量及參數(shù)見表22；鍋爐暖風器耗汽、過熱器減溫水等全廠汽水流量及參數(shù)見表22； =；發(fā)電機效率 =；=20；=。表22 門桿漏汽、軸封漏汽數(shù)據(jù)漏汽點代號ABKL1N1漏汽量kg/h6202677410302789漏汽系數(shù)漏汽點比焓漏汽點代號M1LNMR漏汽量kg/h5643437101639190漏汽系數(shù)漏汽點比焓301630163016漏汽點代號PTSJW漏汽量kg/h896660141230245687漏汽系數(shù)漏汽點比焓 第三章 熱力系統(tǒng)計算 汽水平衡計算全廠汽水平衡如圖31所示，各汽水流量見表。將進、出系統(tǒng)的各流量用相對量表示。由于計算前汽輪機進汽量為未知，故預選=1909137Kg/h進行計算，最后校核。全廠工質滲漏系數(shù)=/=30000/1909137=（3—1）鍋爐排污系數(shù)=/=10000/1909137= （3—2） 全廠汽水平衡其余各量經(jīng)計算為廠用汽系數(shù)=20000/1909137= （3—2）減溫水系數(shù)=55000/1909137= （3—3）暖風器疏水系數(shù)=35000/1909137= （3—4）由全廠物質平衡得補水率=++=++= （3—5）=++=1++= （3—6）各小汽流量見表22，溫度=537，查水蒸所性質表，得主蒸汽比焓值=。主汽門后壓力=（1）=（）=。 （3—7）由=，==，查表，得主汽門后汽溫=。由中聯(lián)門前壓力=，溫度=537，查水蒸氣性質表，得再熱蒸汽比焓值= kJ/Kg。中聯(lián)門后再熱汽壓=（1）=（）=。 （3—8）同=，== kJ/Kg，查水蒸所性質表，得中聯(lián)門后再熱汽溫=以加權平均法計算均壓箱內平均進汽比焓。計算詳見下：表31 均壓箱平均蒸汽比焓計算PMM1Σ漏汽量kg/h8966395642099漏汽系數(shù)漏汽點比焓3016總焓平均比焓以加權平均法計算軸封加熱器內平均進汽比焓。計算詳見下：表32 軸封加熱器物質，熱平衡計算項目BN1NTRΣ漏汽量kg/h267891016601901307漏汽系數(shù)漏汽點比焓3016總焓2．10422平均比焓由=，排氣比焓=，查水蒸所性質表，得=由==，查水蒸所性質表，得=凝汽器的平均溫度=（+）=（+）= （3—9）查水蒸汽性質表，凝汽器的平均壓力=，平均比焓= kJ/Kg將所得數(shù)據(jù)與表21的數(shù)據(jù)一起，以各抽汽口的數(shù)據(jù)為節(jié)點，在hs圖上繪制出汽輪機的汽態(tài)膨脹過程線，、出水參數(shù)計算加熱器壓力： =（1Δ）=（）= （3—10）式中——第一抽汽口壓力；Δ——抽汽管道相對壓損；由=，查水蒸汽性質表得加熱器飽和溫度=H1出水溫度：=δt=（）= （3—11）式中δt——加熱器上端差。H1疏