【正文】 表211 鍋爐排污系統(tǒng)汽水參數(shù)表（取=）汽水參數(shù)單位鍋爐過熱器出口汽輪機高壓缸入口鍋爐汽包排污水連續(xù)排污擴容器再熱器壓力 pMpa溫度 t℃535汽焓 hKJ/kg水焓 KJ/kg再熱蒸汽焓升KJ/kg由排污擴容器熱平衡式求擴容器產(chǎn)生的蒸汽份額= =排污冷卻水份額、加熱器進出口參數(shù)（1）1號高壓加熱器（H1） = = H1的疏水系數(shù) （2）2號高壓加熱器（H2）先確定給水泵的焓升及給水泵出口水焓。對H5（包括A點）的熱平衡式為：把（a）、（b）、（c）式代入，整理好后再考慮，上式為 ?對H6的熱平衡式為：把（a）、（b）、（c）式代入，整理好后再考慮，上式為 ?將式?、?代入數(shù)據(jù)并聯(lián)立求解得 所以 = =（6）7號低壓加熱器（H7）與軸封加熱器（SG）由熱平衡方程式得： = =（7）凝汽系數(shù)的計算與物質(zhì)平衡校核由熱井的物質(zhì)平衡計算 =表28 汽水流量及份額計算表計算點0—rh1234567csg由汽輪機物質(zhì)平衡計算=1(+) =計算結(jié)果正確。給水溫度：= （4）計算中的選用數(shù)據(jù)鍋爐排污量：=全廠汽水損失：=采暖用汽： 機械效率：=發(fā)電機效率：=加熱器效率：=擴容器效率：=汽包壓力：=給水泵出口壓力：=排污擴容器壓力：=補充水溫度：=15 = kJ/kg 抽汽及軸封汽參數(shù)見表25表25 項目單位回熱抽汽點、軸封來汽點參數(shù)加熱器編號H1H2HDH4H5H6H7SG抽汽壓力Mpa抽汽溫度℃軸封汽量 軸封汽比焓KJ/Kg根據(jù)電廠提供的最大計算工況時機組的汽水參數(shù)，整理出汽水焓值見表26。表23 鍋爐排污系統(tǒng)汽水參數(shù)表（取=）汽水參數(shù)單位鍋爐過熱器出口汽輪機高壓缸入口鍋爐汽包排污水連續(xù)排污擴容器再熱器壓力 pMpa溫度 t℃535汽焓 hKJ/kg水焓 hwKJ/kg再熱蒸汽焓升KJ/kg499由排污擴容器熱平衡式求擴容器產(chǎn)生的蒸汽份額 =排污冷卻水份額補充水份額 =、加熱器進出口參數(shù)（1）1號高壓加熱器（H1） = H1的疏水系數(shù) （2）2號高壓加熱器（H2）先確定給水泵的焓升及給水泵出口水焓。因此進行熱負荷分配，就是要保證在熱負荷一定的條件下使全廠熱化發(fā)電量最大。在一定負荷下，如何使能量消耗為最少，這個問題主要取決于熱力設備的動力特性和與之相應的負荷分配方法。 (4)充分利用低位熱能以提高熱利用率 利用工質(zhì)的回收來減少熱電廠的汽、水和熱量損失以及“廢熱”的利用所涉及的面較寬。因此，保持凝汽器的最佳真空度是運行熱電廠節(jié)能的有效措施之一。供熱機組采用較高蒸汽參數(shù)，一方面它可以提高機組熱化發(fā)電的比例，另一方面在提高初壓時機組相對內(nèi)效率的降低沒有凝汽式機組顯著。代替凝汽機組的初參數(shù)比供熱式機組高時，它們的凝汽發(fā)電的差值就越大。 (3)排汽壓力Pz的改變對汽輪機功率的影響排汽壓力升高時，汽輪機的理想熱焓降△h t減少。由熱化發(fā)電率的定義可以得到：式中：為對外供熱汽流直接產(chǎn)生的電量，稱外部發(fā)電量；為回熱抽汽加熱供熱循環(huán)的給水所形成的那部分回熱發(fā)電量，稱內(nèi)部發(fā)電量；為供熱循環(huán)給水所經(jīng)過的回熱加熱器級數(shù)；為加熱供熱循環(huán)給水所增加的回熱抽汽量，它由供熱循環(huán)的回熱系統(tǒng)熱平衡計算求得。由于調(diào)節(jié)機構(gòu)的節(jié)流作用，其凝汽發(fā)電部分的相對內(nèi)效率低于凝汽式電廠中同參數(shù)、同容量的凝汽機組的。熱量法分配下，；背壓式汽輪機的。若認識不到這一點，就可能使設計和運行管理不當，造成熱電廠熱經(jīng)濟效益甚微，甚至還可能多耗燃料。盡管熱力系統(tǒng)比較復雜時，或?qū)崃ο到y(tǒng)進行多方案比較時，直接應用熱平衡法往往很繁瑣，而且熱量法只表明能量數(shù)量轉(zhuǎn)換的結(jié)果，不能揭示能量損失的本質(zhì)原因，但對火電廠的熱經(jīng)濟性指標計算，熱量法仍被中外各國廣泛使用。等效焓降法分為變熱量等效焓降法和定量等效焓降法。這些方法對于提高火電廠的經(jīng)濟性發(fā)揮了重要作用。熱力系統(tǒng)是由若干基本設備和連接管道及附件構(gòu)成，它表示工質(zhì)循環(huán)中的能量轉(zhuǎn)換及熱量利用的過程，反映發(fā)電廠能量轉(zhuǎn)換過程的技術(shù)完善程度和熱經(jīng)濟性的高低。專題一 電廠135MW機組原則性熱力系統(tǒng)計算1 火電廠熱經(jīng)濟性及熱力系統(tǒng)計算方法概述 凝汽式火力發(fā)電廠將燃料中的化學能在鍋爐中釋放出來并轉(zhuǎn)化為蒸汽熱能，蒸汽在汽輪機中膨脹做功將熱能轉(zhuǎn)化為機械能，用以拖動汽輪機發(fā)電機轉(zhuǎn)動，最終將機械能轉(zhuǎn)化為對外供應的電能。4）工業(yè)廢水處理間采用鋼筋混凝土排架，獨立柱基礎，屋面為鋼筋砼薄腹梁大型屋面板結(jié)構(gòu)，磚圍護墻結(jié)構(gòu)。2）轉(zhuǎn)運站及碎煤機室采用現(xiàn)澆鋼筋混凝土框架結(jié)構(gòu)，其地下部分采用鋼筋混凝土箱形結(jié)構(gòu)；輸煤棧橋采用鋼筋混凝土支柱、鋼棧橋。（2）煙囪采用單筒鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)。汽輪發(fā)電機基礎采用現(xiàn)澆鋼筋混凝土框架基座，基座底板為鋼筋混凝土大板式基礎。輸水箱和輸水泵為兩臺爐公用設備，布置在兩爐之間。給煤機、兩臺機組的除氧器縱向布置在5～9號柱框架。5m層布置有軸封加熱器、抽汽管道等。檢修場設在兩機之間汽機房零米。鍋爐床上下兩側(cè)墻共布置油槍4支，采用電火花高能點火。高壓流化風將非機械式回料閥中的物料返至爐內(nèi)。工業(yè)水來自凈化站，通過工業(yè)水泵接至主廠房，回水至工業(yè)回水母管。機組啟動汽源來自啟動鍋爐房。高壓加熱器設專用危急輸水管至定排擴容器。凝汽器補充水來自除鹽水系統(tǒng)，系統(tǒng)設置凝汽器補水調(diào)節(jié)閥，以控制凝汽器水位。每臺機組設置一臺480t/h高壓旋膜除氧器，其水箱有效容積為100，儲水量可滿足大于10分鐘鍋爐最大給水消耗量。給水除氧器按一定滑壓兩段方式運行，：～。主廠房固定端朝南，擴建端朝北，出線向東，廠區(qū)主入口朝南，進廠道路采用端入式進廠。根據(jù)確定的主要設計原則、工藝流程，按功能分區(qū)，一次規(guī)劃，分期建設。供煤：電廠一期燃煤由靈新煤礦供給，采用汽車運輸，運距約11km。植被較少，基本為荒地，溝內(nèi)無人居住，無常年流水，地下水位埋深大于6m。黃羊墩廠址南側(cè)為307國道，進廠道路由307國道引接，長度約570，采用7m寬混凝土路面。廠址遠離河流，不存在河流洪水的影響。石灰石經(jīng)地質(zhì)礦產(chǎn)部寧夏回族自治區(qū)中心實驗室取樣檢驗，分析資料見表23：表23 石灰石成分名稱符號單位數(shù)值燒失量Lol%氧化鈣%氧化鎂%三氧化二鐵%氧化硅%三氧化二鋁%氧化鉀%硫S%氧化鈉%本期工程2135MW機組利用小時數(shù)按20小時，年利用小時數(shù)按5500小時，根據(jù)煤質(zhì)資料和石灰石成分分析資料，石灰石耗量表24：表24 石灰石耗量題目設計煤種校核煤種1校核煤種2一臺爐兩臺爐一臺爐兩臺爐一臺爐兩臺爐小時用石灰石量（t/h）日用石灰石量年用石灰石量（/d）注：脫硫效率80%，本工程系新建坑口電廠，規(guī)劃容量為2135MW+4600MW，本工程2135MW機組年耗煤量為85萬噸。表21 煤質(zhì)分析表名稱符號單位設計煤種校核煤種1校核煤種2全水分Mt%22空氣干燥基水分Mat%收到基灰分Aar%收到基碳Car%收到基氫Har%收到基氧Oar%收到基氮Nar%全硫St，ar%收到基高位發(fā)熱量Qgr，arMJ/kg17收到基低位發(fā)熱量Qgr，arMJ/kg灰熔點變形溫度DT℃軟化溫度ST℃半球溫度HT℃流動溫度FT℃灰成分二氧化硅%三氧化二鋁%三氧化二鐵%氧化鈣%氧化鎂%3氧化鈉%氧化鉀%二氧化鈦%三氧化硫%二氧化錳%沖刷磨損指數(shù)Ke靈州電廠工程為坑口電站，燃用煤業(yè)集團所屬靈武礦區(qū)的燃煤，燃煤的供應由煤業(yè)集團內(nèi)部統(tǒng)籌安排。一期注冊資本金25517萬元，占工程動態(tài)投資的20%，該項目一期工程（黃羊墩廠址）動態(tài)投資為130577萬元。因此，火電行業(yè)是消耗一次能源的大戶，發(fā)電廠節(jié)能降耗具有十分重要的意義。目前，我國工業(yè)能耗占全國一次能源消費的70％左右，我國的能源結(jié)構(gòu)以煤炭、石油、天然氣等不可再生能源為主，％%，新能源和可再生能源的開發(fā)和使用比例偏低。石油、%%，%。適當建設抽水蓄能電站。建設大型超超臨界壓力電站和大型空冷電站。隨著大批電源項目的相繼建成投產(chǎn)，電力供應形式進一步緩和，全國供需總體基本平衡，發(fā)電設備利用小時數(shù)繼續(xù)大幅回落。以各時期累計的新增機組容量計算，1978~1989年，%，而1990~2001年，%，相應的清潔能源——水電、核電、風能發(fā)電等新增機組容量的比重提高。截止2007年底，全國發(fā)電機容量達到71329萬kw。其中，水電達到14526萬kw，%；火電達到55442萬kw，%。2007年，全國進一步加大了電源結(jié)構(gòu)調(diào)整力度，水電建設步伐加快，三峽電站已有21臺機組投產(chǎn)，發(fā)電能力達1480萬kw。2007年，全國6000kw及以上電廠累計平均設備利用小時數(shù)為5011h。推進潔能凈煤發(fā)電，建設單機600MW級循環(huán)流化床電站，啟動整體煤氣化燃氣——蒸汽聯(lián)合循環(huán)電站工程。積極推進核電建設。近年來能源消費急劇增長，供需矛盾日益突出，已成為我國經(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展的最大制約，直接威脅國家經(jīng)濟安全。節(jié)能技術(shù)的研發(fā)推廣跟不上，具有自主知識產(chǎn)權(quán)的技術(shù)和產(chǎn)品少。長期以來，人們?yōu)榱颂岣唠姀S經(jīng)濟性，做了大量的研究和試驗工作，并采取了一些有效措施，如完善燃燒技術(shù)，降低排煙溫度，提高蒸汽初參數(shù)，降低蒸汽終參數(shù)，采用回熱、再熱，熱電聯(lián)產(chǎn)等，基本上都是從設備方面考慮的，但對發(fā)電廠熱力系統(tǒng)節(jié)能方面重視不夠，相應的對其定量計算分析也也研究得不夠。電廠部分用水取自煤礦井下水，使廢水得到利用；本項目采用循環(huán)流化床鍋爐，可消耗掉煤礦產(chǎn)生的矸石及煤泥，不但產(chǎn)生了經(jīng)濟效益，而且還消除了對周邊環(huán)境的污染，取得顯著的社會效益和環(huán)境效益，是一個符合國家能源政策的綜合利用項目。電廠本期耗煤量85萬噸/年，由靈州礦和瓷窯堡礦供給。燃料來源為寧夏煤業(yè)集團有限公司所屬有靈武礦區(qū)，其中靈新廠址燃煤采用帶式輸送機運輸，；黃羊墩廠址燃煤本期采用汽車運輸，廠址到礦區(qū)公路路況良好，運距約11公里，運輸車輛由社會運力解決，按載重10t的自卸汽車考慮。廠址及周圍未見不良地質(zhì)作用。西側(cè)約150km為礦區(qū)現(xiàn)有的簡易公路，運灰道路可從該公路引接，運灰道路總長度約807km，采用7m寬混凝土路面。4 工程設計廠區(qū)：廠區(qū)按2135MW+4600MW機組進行規(guī)劃，本期安裝2135MW燃煤機組。電廠二期燃煤由靈新景田和羊腸灣井田供給，采用鐵路運輸。 黃羊墩廠址a) 總平面布置方案一根據(jù)場地外部條件，考慮充分利用場地并盡量避免對現(xiàn)有場地拆遷改移，一期廠區(qū)總平面平行于廠址西側(cè)現(xiàn)有的簡易公路布置，主廠房長軸與北方向夾角為42度，并保證與廠外自西向南通過側(cè)的天然氣管線距離大于75m。二期主廠房與一期主廠房之間脫開布置，將二期的輔助設施布置在一、二期主廠房之間，二期廠區(qū)總平面自東向西采用330kv升壓站、主廠房、煤場三列式布置，冷卻塔布置在330kv升壓站兩側(cè)。在機組啟、?；蛟诘拓摵晒r下，該級抽汽電動閥自動關(guān)閉，同時開啟取自常用蒸汽母管的備用加熱蒸汽進汽管上的電動閥，相應的調(diào)節(jié)閥同時投入使用，確保除氧效果。給水系統(tǒng)按單元制設計，每臺機組配兩臺100%容量的電動調(diào)速給水泵，一臺運行，一臺備用。冷渣管的冷卻水由凝結(jié)水系統(tǒng)軸封加熱器后接出。＃6低加匯集＃＃5和本加熱器疏水，通過低加疏水泵升壓，＃6低加出口處匯入主凝結(jié)水系統(tǒng)。機組正常運行后，由三段抽汽提供輔助蒸汽汽源?！?mm的煤粒，通過輸煤皮帶送至主廠房除氧器煤倉間的兩個原煤倉，再通過4臺稱重式皮帶給煤機，將煤送到爐前的四個給煤口