300MW火电机组热力系统选择

华北电力大学成人教育毕业设计（论文）

300MW火电机组热力系统选择

摘要

300MW级燃煤机组是我国在近阶段重点的火力机组，由于300MW发电机组具有容量大，参数高，能耗低，可靠性高，对环境污染小等特点，今后在全国将会更多的300MW级发电机组投入电网运行。

本次设计的目的是通过对300MW火力发电厂热力系统局部的初步设计，掌握火力发电厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法，熟悉热力系统的组成、连接方式和运行特性。本文分为四部分，对锅炉燃烧系统及其设备进行选择,进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。通过一些给定的基本数据和类型进行科学的计算，来选配发电机组所需的各种设备，使其达到优化。

本次设计的目的是通过对300MW火力发电厂热力系统局部的初步设计，掌握火力发电厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法，熟悉热力系统的组成、连接方式和运行特性。本文分为四部分，对锅炉燃烧系统及其设备进行选择,进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。通过一些给定的基本数据和类型进行科学的计算，来选配发电机组所需的各种设备，使其达到优化。

关 键 词：火力发电厂 ； 热力系统； 初步设计 ；设备选择

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目录

摘要 ........................................................................ I 前言 ........................................................................ 1 1 锅炉辅助设备的选择 ........................................................ 2 1.1燃烧系统的计算 .......................................................... 2 1.2 磨煤机选择及制粉系统热力计算 ............................................ 2 2 发电厂主要设备的选择 ...................................................... 5 2.1 汽轮机型式、参数及容量的确定 ............................................ 5 2.2 锅炉型式和容量的确定 .................................................... 5 3 热力系统辅助设备的选择 .................................................... 6 3.1 给水泵的选择 ............................................................ 6 3.2 凝结水泵的选择 .......................................................... 7 3.3 除氧器及给水箱的选择 .................................................... 9 3.4连续排污扩容器的选择 .................................................... 9 3.5定期排污扩容器的选择 ................................................... 10 3.6 疏水扩容器的选择 ....................................................... 11 3.7 工业水泵的选择 ......................................................... 11 3.8 循环水泵的选择 ......................................................... 12 4 原则性热力系统的拟定 ..................................................... 14 4.1 除氧器连接系统的拟定 ................................................... 14 4.2 给水回热连接系统的拟定 ................................................. 15 5全面性热力系统的拟定 ..................................................... 18 5.1 选择原则 ............................................................... 18 5.2 主蒸汽管道系统 ......................................................... 18 5.3 再热蒸汽旁路系统 ....................................................... 19 5.4给水管道系统 ........................................................... 20 5.5回热加热系统 ........................................................... 20 5.6 除氧器及给水箱管道系统 ................................................. 21 5.7 其他一些系统 ........................................................... 21 结论 ....................................................................... 23 致谢 ....................................................................... 24 参考文献 ................................................................... 25

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前言

电力工业，是我国经济不断发展的基础。电力工业的发展已成为衡量国家技术和经济 力量的重要标志。电力工业是将一次能源转换成电能的工业。因此，根据一次能源的不同 可以将发电厂分为很多种。目前国内以常见的电厂主要有水电厂、火电厂、核电厂。

利用水流的动能和势能来生产电能简称水电厂。水流量的大小和水头的高低，决定了 水流能量的大小。从能量转换的观点分析，其过程为：水能—机械能—电能。实现这一能 量转换的生产方式，一般是在河流的上方建坝。提高水位以造成较高的水头;建造相应的 水工设施，以有效地获取集中地水流，水经引水机构引入电厂的水轮机，驱动水轮机转动， 水能便被转换成水轮机的旋转机械能与水轮机直接相连的发电机将机械能转换成电能，并由发电厂电气系统升压送入电网。

利用煤、石油、天然气或其他燃料的化学能来生产电能，简称火电厂。从能量转换的观点分析，其基本过程是：化学能—热能—机械能—电能。世界上多数国家的火电厂以燃煤为主。煤粉和空气在电厂锅炉炉膛空间内悬浮并进行强烈的混合和氧化燃烧，燃料的化学能转换为热能。热能以辐射和对流的方式传给锅炉内的水介质，分阶段的完成水的预热、汽化和过热过程，使水成为高温高压的蒸汽，水蒸气经管道有控制地送入汽轮机，由汽轮机实现蒸汽热能向旋转机械能的转换。高速旋转的汽轮机转子通过连轴器拖动发电机发出电能，电能由电厂电气系统升压送入电网。

利用核能来生产电能，称核电厂（核电站）。原子核的各个核子（中子与质子）之间具有强大的结合力。重核分裂和轻核聚合时，都会放出巨大的能量，称为核能。目前在技术比较成熟，形式规模投入运营的，只是重核裂变释放出的核能生产电能的原子能发电厂。从能量的装换的观点分析，是由重核裂变核能—热能—机械能—电能的转换过程。

本次毕业设计题目是《300MW火电机组机务部分局部初步设计》是对火电厂进行局部设计，设计者主要对国产300MW汽轮发电机组进行设计。设计内容主要包括：发电厂主要设备的确定；原则性热力系统的拟定；原则性热力系统的计算；计算各部分汽水流量和各项热经济指标；热力系统辅助设备的选择；全面性热力系统拟定及全面性热力系统图的绘制。

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1 锅炉辅助设备的选择

1.1燃烧系统的计算

1.1.1燃料性质

①设计煤种：新汶烟煤

②燃料特性参数： Car=81.2% Har=5.5% Oar=9.0% Nar=1.8%

St.ar=2.5% Aar=20.0% Mar=6.0% Vdaf=40.0% Kkm?1.4

③锅炉的相关参数

（1） 锅炉型式 ： HG—1000 /17.4—555/555

（2） 锅炉主要参数： 最大连续蒸发量 Db?1000t/h

过热蒸汽出口参数 pb?17.4MPa tb?555℃ 再热蒸汽出口参数 trh?555℃ 汽包压力 20.4MPa 锅炉效率 ?b?91.66% 排烟温度 tpy?150℃

（3）过量空气系数及漏风系数：

炉膛出口过量空气：?l???1.2 炉膛漏风：??l?10.05 屏式过热器：??p?0 空间预热器：??py?0.03?2

省煤器（每级）：??sm?0.02?2

制粉系统：??2f?0.1 除尘器：??u?0.1 过热器（每级）：??gr?0.03?2

炉后烟道：每10m长 ??y?0.01

1.2 磨煤机选择及制粉系统热力计算 1.2.1磨煤机的选择 (1) 磨煤机型式的确定

根据《规程》6.2.1：磨煤机型式根据煤种，燃料磨损特性、可能的煤种变化范围，负荷性质并结合炉膛结构和燃烧器结构型式等因素，经过技术经济比较后确定。

本设计选用的是晋北煤，Kkm?1.13 Aar?19.77%?30% Vdaf?34.26%?20%，综合考虑，应选用中速磨煤机。

中速磨结构紧凑，占地面积小，金属消耗量也小，因而初投资费用也少；磨煤电耗低，特别是低负荷运行时单位，电耗量增加不多，噪音小。其缺点是结构复杂，需严格地定期检修、维护。此外，在排放的石子煤中难免夹带少量合格煤粉，需另外处理。 (2) 台数及型号的确定

根据《规程》6.2.2.1：种规定当采用中、高速磨煤机时，应设备用磨。大容量机组

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装设的中速磨宜为3-6台，其中一台备用。

则本次设计选用三台中速磨煤机，其中一台备用。 每台磨煤机的磨煤量为： Bm?36.

其中 ks——备用系数 Zm——台数。

根据计算选取型号为MPS—255型，其标准出力为BA?107.3t/h (3) 出力校和核用以下公式：

Bm?KGKFKMBA

其中 BA——MPS磨煤机磨制A种煤时的出力； KG——煤的哈氏可磨性修正系数； KF——煤粉细度修正系数； KM——煤的水分修正系数； 以上各数值均由查表得出：

Bm?107.3?0.794?1.016?0.957?82.83t/h （1-1）

选择该磨煤机合格。 1.2.2制粉系统的选择

制粉系统分为直吹式和中间储仓式两种。

直吹式制粉系统是指煤粉经磨煤机磨成煤粉后直接吹入炉膛燃烧。

中间储仓式制粉系统是将磨好的煤粉先储存在煤粉仓中，然后再根据锅炉运行负荷的需要，从煤粉仓经给粉机送入炉膛燃烧。

直吹式与储仓式制粉系统的比较：

直吹式：它的优点是系统简单，布置紧凑，钢材消耗少，占地少，投资少，由于输送管道短流动阻力小，因而运行电耗较小。其缺点是系统的工作可靠性差，制粉设备发生故障时，直接影响锅炉运行，此外磨煤机负荷必须随锅炉负荷而变化，难以保证制粉设备在最经济的条件下运行，直吹式系统中锅炉燃煤量的调节只能在给煤机上进行，因此滞延性较大。要求有较高的运行水平。

储仓式制粉系统：优点是工作可靠性高，制粉系统发生故障时，不会立即影响锅炉运行，磨煤机负荷不受锅炉负荷限制，可以一直在经济工况下运行，对低负荷下工作经济性很差的球磨煤机来说非常重要，系统中锅炉燃煤量的调节可在给粉机上进行，滞延性较小，另外煤种适应性广，可采用热风送粉以保证低质煤的着火和燃烧稳定，缺点是系统复杂，钢材消耗大，占地多，投资高，由于输送管道长，流动阻力大，运行电耗也较大，此外爆炸的危险性也较大。

关于制粉系统类型的选择，主要取决于燃性质，（可磨性系数、挥发分、水分）和磨

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煤机型式。

且晋北烟煤：Vdaf =34.26 R90=Vdaf +10=44.26[2]宜用中速磨直吹式制粉系 1.2.3给煤机的选择

根据《规程》624：给煤机的型式、台数、出力按下列要求选择：

1）.应根据制粉系统的布置、锅炉负荷需要、给煤量调节性能和运行可靠性选择给煤机。正压直吹式制粉系统的给煤机必须具有良好的密封性及承压能力。对采用中速或高速磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用称重式皮带给煤机。

2）.给煤机的台数宜与磨煤机台数相同。对大容量机组，根据原煤仓的布置、设备情况，通过比较后，1台磨煤机也可配2台给煤机。

3）.给煤机的计算出力不应小于磨煤机计算出力的110%

因此选择称重式皮带给煤机：系按引进技术制造的密封的皮带给煤机。能自动计量和调节给煤机量测量精度高达±0.5%。并能给出断煤、出煤口堵煤信号。外壳和煤闸门能耐压0.345MPa密封性好、漏风小、对湿分大或易黏结的煤也可以使用。

选择型号： 8224型电子重力式给煤机。 其性能如表1-1。

表1-1给煤机性能表

项目 额定出力 计量精度 给煤距离 进口尺寸 出口尺寸

单位 t/h % Mm Mm Mm 数据 10-100 ±0.5 2100 φ609.6 φ900 项目 电机功率 外形尺寸（长×宽×高） 煤粉粒度 煤粉密度 煤粉水分适应性 单位 KW mm t/m mm % 3数据 2.2 4400×2200×4350 ≦60 0.8～1 ≦15

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2 发电厂主要设备的选择

2.1 汽轮机型式、参数及容量的确定

根据《火力发电厂设计技术规程》（以下简称《规程》）中第8.1.3条，根据电力负荷的需要，宜优先选用大容量中间再热式汽轮机组。

根据我国汽轮机现行规范，单机容量50MW以上的凝汽式机组宜采用高参数。300MW、600MW凝汽式机组宜采用亚临界参数或超临界参数。在此次设计中，选用1台300MW机组。

型号 N300—16.18/550/550 （凝汽式，300MW，蒸汽初压16.18MPa，初温550℃）

2.2 锅炉型式和容量的确定

《规程》6.1.1.2 凝汽式发电厂宜一机配一炉。不设备用锅炉。锅炉的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量工况相匹配。

对于300MW汽轮机组，锅炉最大连续蒸发量为汽轮机额定工况进汽量的112.9%。锅炉的台数与汽轮机的台数相等。锅炉过热器出口额定蒸汽压力一般为汽轮机额定进汽压力的105%。过热器出口温度一般比汽轮机额定进汽温度高3℃。为了减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和散热损失，提高主蒸汽管道效率，再热器出口额定蒸汽温度一般比汽轮机中压缸额定进汽温度高3℃

选用锅炉型号为 HG/—1000/17.4型自然循环汽包炉。（最大连续蒸发量Db=1000 t/h,过热蒸汽出口参数Pb=17.4MPa, t。=555℃,再热蒸汽出口温度trh=555℃,汽包压力20.4Mpa，锅炉效率 ηb=0.9166。）

发电厂的主要设备由锅炉、汽轮机和发电机组成。在设计中，应对所需要的主设备进行合理的确定。

对于大型电网中主力发电厂应优先选用大容量机组。最大容量机组宜取电力系统总容量的8%—10%，国外取4%—6%。汽轮机单机容量和台数可以根据发电厂的容量确定。一般，随机组容量增大，为了便于发电厂生产管理和人员培训，发电厂一个厂房内机组容量等级不宜超过两种，机组台数不宜超过6台。如采用300MW和600MW机组，按6台机组计的发电量可达到1800MW和3600MW。

发电厂同容量的机组设备宜采用同一制造厂的同一型式或改进型式，同时要求其配套辅机设备，如给水泵、除氧器的型式也一致。

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3 热力系统辅助设备的选择

3.1 给水泵的选择

3.1.1选择原则

按《规程》8.3.2： 在每一台给水系统中，给水泵出口总流量（即最大给水消耗量，不包括备用给水泵）均应保证供给其所连接的系统的全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量并有一定的余量。

即 汽包炉：锅炉最大连续蒸发量的110% 直流炉：锅炉最大连续蒸发量的105%

对中间再热机组，给水泵入口的总流量还应该加上供再热蒸汽调温用的从给水泵的中间级抽出的流量，之间的抽出流量之和以及漏出和注入给水泵轴封的流量差，前置给水泵出口的总流量应为给水泵入口的总流量与前置泵和给水泵。

《规程》8.3.3： 给水泵台数和容量按下列原则确定。

①母管制给水系统的最大一台给水泵停用时，其他给水泵应能满足整个系统的给水需要。

②型式、台数、容量应按下列方式配制。

125MW、200MW配2台容量为最大给水量100%的电动泵，也可配3台容量为最大给水量50%的电泵。

300MW机组如需装电动泵作为给水泵，需要进行技术比较后确定。

300MW配2台容量为最大给水量50%或1台最大给水量100%的汽动泵和1台容量为最大给水量50%的电动调速给水泵。

600MW机组配2台容量为最大给水量50%的汽泵，及1台容量为25%~35%的电动泵为备用泵。

《规程》8.3.4 ：给水泵的流程应按下列各项之和计算

①除氧器给水和出口到省煤器进口介质流动总阻力，汽包炉应加20%的裕量，直流炉应加10%。

②汽包炉 锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位之间的静压差。

直流锅炉 锅炉水冷壁水汽化始终为标高的平均值与除氧器给水箱正常水位间水柱静压差。

③锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。

④除氧器额定工作压力

装备前置给水泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项总和：前置泵扬程计算前置泵出口至给水入口间的介质流动总阻力和静压差以外，还应满足汽轮机甩负荷瞬间工况时为保证给水泵入口不汽化所需要压头要求。

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3.1.2给水泵容量的压头计算

根据《规程》8.3.2和8.3.3条计算

H?1.2hf?h?Psm?Pcy （3-1）

其中hf——从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力。

h——锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。

Psm——锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。 Pcy——除氧器额定工作压力。

由于管道未布置，故压头难以计算，

可用近似公式估算： PPS?1.25PB?1.25?20.4?25.5 （3-2）

流量为：

D?110??1.1?918729?1010601.9kg/h

1米 3米

61.7米 24米

(图3-1)水泵容量图

3.1.3选择给水泵

根据《毕业设计资料汇编》选择给水泵型号

50CHTA6SP（汽动）给水泵两台，一台电动备用

表3-1给水泵参数表

参数名称 型号 给水流量 转速 扬程 单位 50CHTA6SP 529 5800 2168 m3/h r/min mH2O 3.2 凝结水泵的选择

3.2.1选择原则

①台数：

根据《规程》8.5.1 ： 凝汽式机组的凝结水泵台数.容量按下列要求选择： (1)每台凝汽式机组宜装设2台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的110%，大容量机组也可装设3台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的55%

(2)最大凝结水量应为下列各项之和：

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a：汽机最大进汽工况时的凝汽量。 b：进入凝汽器的经常疏水量。

c：当低压加热器疏水泵无备用时，可能进入的凝汽器的事故放水量。

根据《规程》8.5.3：凝结水系统宜采用一级凝结水泵；放全部凝结水需要进行处理且采用低压凝结水除盐设备时，应设置凝结水升压泵，其台数和容量应与凝结水泵相同。在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。

②扬程：根据《规程》第8.5.4条规定，无凝结水除盐设备时，凝结水泵的扬程应为下列各项之和：

（1） 从凝汽器热井到除氧器、凝结水泵的介质流动阻力，另加10-20%的裕量。 （2） 除氧器凝结水处出口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差。 （3） 除氧器最大的工作压力，另加15%的富裕量。 （4） 凝汽器最高真空。

有凝结水除盐装置时，凝结水泵和凝结水升压泵的扬程参考以上原则，并计入除盐设备的阻力。

3.2.2台数及容量的确定

由《规程》第851：本机组采用2台凝结水泵，一台运行一台备用。最大凝结水量的计算：

D?(Dc'?Dtd?Dma?Dsg4?Ds8)?1.1

?(650946?33512?13370?1373?114692)?1.1

=895282.3kg/h （3-3）

3.2.3压头的计算

因为管道的压力损失很难计算，故取每台低加的压损为5mm水柱。

H?1.1hf?h?1.15Pcy?Pc 3米 其中hf——从凝汽器热井到除氧器凝结水入 口的介质流动阻力。 24米 h——除氧器凝结水入口与凝汽器热

井最低水位间的水柱静压差。

Pcy——除氧器最大工作压力。 -3.6米 Pc——凝汽器的最高真空。

(图3-2) H?1.1?5?0.005??27?3.6??1.15?0.72?106/?g?0.0051?106/?g

?0.0275?30.6?84.5?0.52

?115.65?mH2O? （3-4）

3.2.4型号确定

根据扬程和容量选择凝结水泵（设备选择根据铁岭发电厂）

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表3-2 凝结水泵参数表

型号 流量 扬程 mH2O 转速 一般所配电动机 型号 轴功率 KW 18NL-190 900 160 1450 JSL-46KV 502 电动机功率 KW 550 m3/h r/min

3.3 除氧器及给水箱的选择

3.3.1除氧器的选择：

根据《规程》第8.4.1条，第8.4.2条，第8.4.3条，第8.4.5条规定：中间再热机组的除氧器宜采用滑压运行方式，除氧器的总容量应根据最大的给水消耗量选择，每台机组宜配一台除氧器，高压及中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器及其有关系统的设计，应有可靠到的防止除氧器过压爆炸的措施。

①最大给水消耗量：

maxDgs?Dgl?Dpw?1000?0.01?1000?1010t/h （3-4）

②型号及台数

在设计资料汇编上选择GWC-1050型高压除氧器一台。(根据铁岭发电厂选择)

表3-3除氧器性能表 型号 额定出力 最大出力 工作压力 除氧器 设计压力 试验压力 工作温度 设计温度 饱和温度 安全阀动作压力 t/h t/h MPa MPa MPa ℃ ℃ ℃ MPa GWC1050 935 1051 0.739 0.981 1.67 335 340 166 0.88 3.3.2给水箱的选择

根据《规程》第8.4.3规定：200MW以下机组为10-15min的给水消耗量，给水箱的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贮水量。本设计为300MW机组，选用10 min最大给水消耗量给水箱。

3.4连续排污扩容器的选择

3.4.1选择原则

《规则》6.5.1：锅炉的连续排污系统和定期排污系统的设备按下列要求选择：

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①对于汽包锅炉宜采用一级连续排污扩容系统，对于高压热电厂的汽包锅炉，根据扩容蒸汽的利用条件，可采用两级连续排污扩容系统，连续排污系统应有切换至定期排污扩容器的旁路。

②100MW以下的机组宜两台锅炉设一套排污扩容系统。 125MW以上的机组宜两台锅炉设一套排污扩容系统。

③定期排污扩容器的容量，应考虑锅炉事故放水的需要。

3.4.2容量计算

其中： VK：扩容器的汽容间容积

DBL：进入扩容器的连续排污量前面计算得：DBL=5004Kg/h

lak：扩容器中分离出来的蒸汽占排污水量百分数。

rk：扩容蒸汽的比容根据扩容器蒸汽压力0.9 mpa 查其饱和蒸汽比

rk=0.21481m3/kg。

R：扩容器蒸发强度（连排） 连续排污扩容器取800～1000，定期排污扩容器取

2000，这里R=800m3/h。

3.4.3选择型号

根据总容积Pv=0.713m3,根据铁岭发电厂选取型号SGP-0.75。

表3-4连续排污扩容器性能表

型号 SGP-0.75 容量(m) 0.75 3工作压力(MPa) 2 工作温度(℃) 250 尺寸(mm) 662×3470

3.5定期排污扩容器的选择

根据《规程》第6.5.1条：定期排污扩容器的容量应考虑锅炉事故放水的需要。

3.5.1作用

定期排污扩容器的目的是降温降压防止伤人，减少对环境的污染，扩容出来的蒸汽可以回收，但本次设计考虑到定期排污量较小，没有进行回收。

3.5.2 选型

按锅炉额定蒸发量110%选Dp-7.5型。

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表3-5定期排污扩容器性能表

参数名称 型号 容量 工作压力 工作温度 外形尺寸 重量 单位 Dp—7.5 7.5 0.15 127 m3 MPa ℃ KW ?2024?3470 2412

3.6 疏水扩容器的选择

将压力较高的疏水溢水放水进行降压扩容，扩容蒸汽可以回收，也可以排掉（回收同时可以挥发部分热量）扩容器分离的蒸汽一般引致除氧器或蒸汽平衡母管，由于本设计除氧器为滑压运行，所以不进行回收，疏水扩容蒸汽排空侧水流入疏水箱中的水有热网加热器疏水、产预热器疏水、管道疏水除氧器溢放水、锅炉放水都到疏水箱。疏水扩容器在疏水箱前，疏水箱是开口的，疏水扩容器对疏水箱起缓冲作用，保证疏水箱水面稳定，这是因为疏水箱承受较高的压力，经疏水扩容器降压后在放入疏水箱中。疏水扩容器的容量应视其疏水量的大小来决定,同时要参考同类型机组典型设计。

3.7 工业水泵的选择

3.7.1选择原则及其作用

①作用：供给汽轮机组润滑油冷却用水、送风机、引风机、磨煤机、给水泵、轴承冷却用水及除灰消防用水。

②根据《规程》8.8.2 ：工业水系统按下列要求选择：

（1）以水源作为冷却水水源且不需要进行处理即可作为工业用水的，宜采用开式系统。需经处理的，可按具体情况，采用开式系统、闭式系统或开、闭式结合的系统。 （2）以海水作为凝汽器冷却水水源时，工业水可采用淡水闭式或海水开式系统或淡水闭式、海水开市结合的系统。

（3）以凝结水或除盐水作工业水时，应采用闭式系统。

（4）在开式工业水系统中，可不设工业水箱。在闭式工业水系统中，宜设高位水箱、回水箱、水泵及水—水冷却器或其他冷却设备。

（5）空冷机组的辅机冷却用水宜设置单独的工业水冷却系统。可以是带冷却塔的循环冷却系统。当发电厂同时装有空冷机组和多台常规机组时，空冷机组的工业水也可取自常规机组的冷却水系统。

《规程》8.8.3： 单机容量为125MW及以上机组的工业水系统，宜采用单元制系统或扩大单元制系统。

单机容量为100MW及以下机组，宜采用环形母管系统，每环以2~4台机组为宜。

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对冷却水压力和水质能满足设备冷却要求的开式系统，应采用冷却水直接供水的方式，冷却水压力无法达到的用水点，应设置升压泵供水。

单机容量为300MW及以上机组，对冷却水质要求较高的辅助设备宜采用以除盐水作为冷却水的闭式系统。

《规程》8.8.4： 对水源不够充足或取水费用较高的发电厂，如采用开式工业水系统，应考虑工业水排水的回收利用。

3.7.2工业水泵的台数、容量确定

根据《规程》8.8.5： 工业水泵的台数按下列要求选择：

（1）单元制或大单元制工业水系统，宜采用2-3台工业水泵,其中一台备用。 （2）工业水泵的总容量应满足所连接的工业水系统最大用水量的需要,另加10%—15%余量。

3.7.3工业水泵压头

根据《规程》8.8.7 ：工业水泵的扬程应按下列各项之和计算：

a.最高工业用水点或高位工业水箱进口与工业水泵中心线或工业水泵吸水池最低水位间的水柱静压差。

b.工业水泵进水端到最高用水点出口或高位工业水箱进口间介质流动阻力(按最大用水量计算)另加20%裕量。

C．工业水泵进口真空(如为正压力取负值当从吸水池吸水时本项不考虑)。

本设计中扬程根据经验值，估30—40mH2O

3.7.4型号确定

选取8sh-13型工业水泵两台

表3-6工业水泵性能表

参数名称 型号 流量 扬程 电机型号 功率 电压 单位 8sh-13 288 41.3 JQ—9/-2 55 380 m3/h m KW V 3.8 循环水泵的选择

循环水泵的作用是将冷却水送入凝汽器中，不断吸收汽轮机排汽释放的热量，使排汽凝结成水，这就要求循环水泵的流量要大，因此本机组选取两台轴流式循环水泵。

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表3-7循环水泵性能表

型号 流量 扬程 mH2O 转速 一般所配电动机 型号 轴功率 KW 40ZLQ-50

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m3/h 9720 r/min 585 电动机功率 KW 480 12.2 TDL143/21-10 410

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4 原则性热力系统的拟定

4.1 除氧器连接系统的拟定

4.1.1除氧器压力的确定

除氧器压力应根据发电厂的参数、类型和不同水质对含氧量的要求选择，根据技术经济比较选择。

《规程》8.4.2 除氧器的总容量应根据最大给水消耗量选择，每台机组宜配1台除氧器。高压及中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。

原因在于：

（1）除氧器压力提高，汽轮机抽汽口的位置也随着压力提高向前推移，可以减少回热系统中价格昂贵的高压加热器的台数，相应增加低压加热器的台数，使系统造价降低，安全性也提高。

（2）电厂事故或高压加热器停用时，高压除氧器可以减少进入锅炉给水温度的变化幅度，改善锅炉的运行条件。

（3）除氧器压力提高，相对的饱和水温也提高，使气体在给水中溶解度降低，增强气体自水中离析过程，有利于提高除氧效果。

（4）压力提高，给水在除氧器内的焓升也提高，可避免除氧器的自生沸腾。 高压除氧器的工作压力一般为0.343—0.784Mpa。我国规定，定压运行高压除氧器选为0.588Mpa；相应的饱和水温度为158℃。滑压运行高压除氧器最高工作压力为0.733—0.784Mpa。

4.1.2除氧器运行方式

《规程》 8.1.4 中间再热机组的除氧器宜采用滑压运行方式。

除氧器滑压运行使指除氧器运行时其压力不恒定，随机组的负荷与抽汽压力的变动二变化。启动时，除氧器保持最低恒定压力，负荷增加达到额定负荷时，其压力达到最高的工作压力。采用滑压运行，可以避免运行中的节流损失，提高汽轮机的热经济性。

4.1.3 除氧器的连接方式和备用汽源

除氧器的连接系统是指连接除氧器及其给水箱的汽、水管道系统。其设计的基本要求是：

(1)、保证除氧器压力稳定，有稳定辅助除氧效果。 (2)、防止给水泵汽蚀，要求给水箱水位稳定。 (3)、具有较高的回热经济性。

下图4-1所示是除氧器滑压运行时的蒸汽连接系统。除氧器抽汽管上不设压力调节阀，为防止蒸汽倒流入汽轮机抽汽没有逆止阀一个，因此除氧器的工作压力在使用汽轮机抽汽时任何工况下都接近抽汽压力（减去抽汽管压损），除氧器在启动和低负荷运行时最低工作压力一般为0.147Mpa（1.5ata）并保持恒定，且在低负荷时除氧器也不用切换到高一级抽汽和停用本级抽汽，因此避免了运行中的节流损失。为了保证除氧器工作安全，在蒸汽

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连接系统中增设稳压联箱，除氧器启动时，启动汽源应来自启动锅炉或厂用辅助蒸汽系统，汽轮机低负荷运行时可用高压缸做汽源，以上蒸汽都接至稳压联箱上，联箱上还装有安全阀，以避免压力较高的蒸汽直接窜入除氧器，引起除氧器超压。第二段抽汽为备用汽源，正常与第四段抽汽相连。

图4-1 除氧器滑压运行时的蒸汽连接系统

4.2 给水回热连接系统的拟定

4.2.1表面式加热器疏水方式的确定

回热加热器按传热方式，可分为混合式和表面式两种。

混合式加热器通过蒸汽和被加热水直接接触、混合进行传热。他的优点是可以将水加热到该加热器蒸汽压力下的饱和水温度，充分利用抽汽的热能，从而使发电厂节省更多的燃料。此外，这种加热器结构简单，价格较低，便于汇集不同温度的工质和除去水中的气体。但是，混合式加热器的主要缺点是热力系统复杂，使给水系统和设备的可靠性降低，投资增加。

本设计中采用表面式加热器。表面式加热器是通过金属受热面将蒸汽的凝结放热量传给管束的被加热水，因此存在热阻，一般不能将水加热到该加热蒸汽压力下的饱和温度。缺点是金属消耗量较多，造价高，工作可靠性较低，但对回热系统而言，泵的数量少，系统较简单，安全性提高，运行、管理和维护方便。

表面式加热器的疏水方式有两种：

(1)采用疏水泵的连接系统和采用疏水自流的连接系统。

(2)采用疏水泵的连接系统热经济性较高。但系统复杂，投资增加，额外消耗了厂用电，事故率较大，增加了检修维护的费用；采用疏水自流的连接系统，热经济性较差，但没有疏水泵系统简单，安全可靠，不耗用厂用电，运行维护方便。目前应用最为广泛。

图4-2 疏水泵与疏水自流热经济性的比较

如上图4-2所示为采用疏水泵与疏水自流热经济性比较的连接系统。现在分析一下加热器的疏水有疏水泵改为疏水自流（图中虚线所示）后，系统热经济性的变化。若2号加

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热器的疏水由疏水泵改为疏水自流入3号加热器，其中1号加热器由于进口水温下降，故抽汽量增加；2号加热器由于凝结水流量增加，故抽汽量也增加；然而，3号加热器由于2号加热器疏水进入闪蒸放热使3号抽汽量减少，即“排挤”了该级的抽汽量。总起来说，由于排挤了部分低压抽汽，并相应增加了压力较高的抽汽（若忽略相邻级压力下汽化潜热的微小差异，则增加的抽汽量和减少的抽汽量是相同的），使回热抽汽在汽轮机中的作功量减少。为维持功率不变，势必要增加通往凝汽器的流量，因而导致额外的冷源损失。由此可见，采用疏水自流的连接系统的热经济性小于采用疏水泵的连接系统。

4.2.2蒸汽冷却器

蒸汽冷却器分为内置式与外置式。

图4-3（a）所示为高压加热器的内置式蒸汽冷却段，其抽汽过热度的利用只局限于降低本级加热器的出口端差，热经济性较小。

图4-3 蒸汽冷却器的连接方式

图4-3（b）、(c)为单独设立的外置式蒸汽冷却器。其优点是蒸汽冷却器与回热系统连接的方式比较灵活，既可降低本级加热器的端差，又可直接提高给水温度，因此其经济性较好，但系统复杂，投资也较多。

本设计采用外置式蒸汽冷却器。

外置式蒸汽冷却器是作为独立的换热器来完成加热任务的，系统较复杂，设备管道投资大，所以回热系统一般只采用一台。而其中取得的效益，取决于蒸汽冷却器装设位置的合理性。

蒸汽冷却器的效益和这段抽汽的过热度成正比，也和这段抽汽所加热的给水焓升成正比，对于中间再热的机组而言，蒸汽冷却器一般都装设在再热机组再热后的第一级抽汽处。

4.2.3给水泵的连接与驱动

中间再热凝汽式机组采用单元制系统，300MW机组在以便情况下，采用气轮机给水泵具有一定的经济性，但也用电动调速给水泵作用备用，为避免汽蚀必设置前置泵，给水泵

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与前置泵用同轴拖动，原因：高加的水侧压力大大降低。

4.2.4补充水系统的拟定

补充水引入凝汽器，在与系统主凝结混合时，应尽可能使其引起的传热过程不可逆损失减小，所以补充水要引入凝汽器。

化学除盐原因：新蒸汽压力不断提高，对水质要求高，要除去易溶于水中的钠盐，必用化学除盐设备来处理补充水。

4.2.5排污系统的拟定

采用单级的排污（一连排、一定排）将蒸汽温度和压力降低到规定值，排入地沟，不回收工质和热量，画原则性热力系统时可不画定排，但全面性要画，对与汽包炉要采用一级排污扩容器抽汽为入段不调整抽汽分别送入三高、四级一除氧器中。

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5全面性热力系统的拟定

全面性热力系统主要由各局部系统组成：主蒸汽管道系统、再热蒸汽系统、再热机组旁路系统、回热抽汽系统、主凝结水系统、给水除氧系统和锅炉排污系统。

5.1 选择原则

根据《规程》8.2.1： 主蒸汽系统按下列原则选择：

(1)、对装有高压供热式机组的发电厂，应采用切换母管制系统。 (2)、对装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制系统或母管制 系统。

(3)、对装有中间再热凝汽机组或中间再热供热式机组的发电厂，应采用单元制系统。 (4)、对第一台设计的汽轮机组，其主蒸汽，再热蒸汽等管道的管径及管路很好，应经优化计算后确定。

《规程》8.2.2：中间再热机组旁路系统的设置及型式，容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的型式，结构，性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最大连续蒸发量的30%，如设备条件具备，且经工程设计任务明确，机组须具备两班制运行，电负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的40%-50%，在特殊情况下，经论证比较，旁路系统的容量可按照实际需要加大。 《规程》8.3.1： .给水系统的选择应与机组型式，容量及主蒸汽系统相适应。

⑴对于大容量中间再热机组，由于给水加热系统比较复杂，为简化给水系统，一般采用单元制，并选用调速给水泵，调节给水泵可减少调节阀的节流损失及磨损，并可简化高压给水系统。

⑵高加装置的给水旁路应能在运行中加速切换并应有在机组运行中检修高加的措施，且此时机组高加应采用阀门隔绝，并设防空管泄压，以确保高加在检修期间的安全。

5.2 主蒸汽管道系统

锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，蒸汽管间的连通母管，通往全新设备的蒸汽支管得等称为主蒸汽管道。

发电厂主蒸汽管道的特点是：输送工质流量大，参数高，用的金属材料质量高，对发电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。所以要求主蒸汽管道系统力求简单，工作安全可靠；运行调度灵活，能进行各种切换，便于维修、安装和扩建；投资费用少，运行费用低。

发电厂中常用的主蒸汽管道系统有：单元制主蒸汽管道系统、切换母管制主蒸汽管道系统和集中母管制主蒸汽管道系统。

单元制主蒸汽管道系统是指一台锅炉配一台汽轮机的管道系统（包括再热蒸汽管道），组成独立单元，各单元间无横向联系，用汽设备的蒸汽支管由各单元主蒸汽管引出。

优点：系统简单，管道短，阀门及附件少，相应的管内工质压力损失小，运行操作少，检修工作很少，投资省，散热损失小，便于实现集中控制，安全可靠性相对比较高。

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缺点：不具备调度灵活条件，负荷变动时对锅炉燃烧，调整要求高，机炉必须同时检修，单元系统内任何一个主要设备或附件发生事故，都会导致整个单元系统停止运行。

国产300MW和600MW及引进的国外机组自动主汽门保证能关平，汽轮机进口隔离阀取消，系统就更简单，阀门更少，投资更省，优点就更突出。因此对300MW一次中间再热凝汽式机组，由于机组容量，主蒸汽及再热蒸汽的参数和控制系统等均按单元制设计制造。

所以明确蒸汽管道应采用单元制系统。锅炉来的新蒸汽通过一根主蒸汽管送出，到汽轮机前分成两根，由左右两侧经自动主汽门、调节汽门后进入汽轮机高压缸。高压缸排汽通过一根再热冷段管道送出，到再热器前分成两根进入再热器中。再热后的蒸汽也通过一根再热冷段管道送出，到中压缸前分成两根，由左右两侧经中压主汽门、中压调节汽门后进入汽轮机中压缸。

5.3 再热蒸汽旁路系统

再热蒸汽旁路系统是指高参数蒸汽不通过汽轮机通流部分作功而经过与汽轮机并联的减温减压器到低一级参数的蒸汽管道或凝汽器的连接系统。

旁路系统的作用：缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命；保护再热器；回收工质，降低噪声；减少安全门动作次数，延长使用寿命。

旁路系统的选择：中间再热机组旁路系统的设置及型式，容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的型式，结构，性能及电网对机组运行方式的要求确定，其容量宜为锅炉最大连续蒸发量的30%，如设备条件具备，且经工程设计任务明确，机组须具备两班制运行，电负荷带厂用电或停机不停炉的功能时，旁路容量可加大到锅炉最大连续蒸发量的40%-50%，在特殊情况下，经论证比较，旁路系统的容量可按照实际需要加大。

①.型式的选择要考虑到： （1）系统中承担负荷的性质。 （2）特性（烟煤，冷态参数启动） （3）汽轮机特性（高，中压的冲转）

国外采用锅炉启动模拟装置和寿命分析，在保证一，二次进汽温度条件下，对旁路系统及启动程序进行动态分析后再进行旁路系统设计。我国旁路系统发展到现在，国产300MW，600MW机组趋向使用瑞士苏尔寿公司40%容量的两级旁路串联系统。其特点是高压旁路容量为锅炉额定蒸发量的30%—40%，通汽量相对加大，对机组快速启动特别是热启动更加有利。

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②.选用两级旁路串联系统。

表5-1苏尔寿40%旁路系统主要技术规范

项目 蒸汽流量 蒸汽压力（前/后） 蒸汽温度（前/后） 减温水压力 减温水温度 减温水量 单位 t/h MPa ℃ MPa ℃ t/h 高压旁路 410 17.1/3.62 540/324 24 160 64 低压旁路 232×2 3.3/0.6 540/160 1.6 33 10.5×2

5.4给水管道系统

给水管道输送的工质流量大，压力高，对全厂的安全、经济运行影响很大。给水管道系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，甚至使锅炉发生严重事故以致长期不能运行。因此，要求给水管道系统在发电厂任何运行方式和发生任何故障的情况下，都能保证不间断的向锅炉供水。

根据《规程》8.3.1：装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制、扩大单元制或母管制系统。

本机组采用单元制给水系统。

锅炉给水由给水箱流出，经两台气动给水泵（各自为50%锅炉最大给水流量）送入高压加热器，经过简化了的给水操作台送进锅炉省煤器中。该系统全部与高压加热器共用一个旁路，进口设一个四通阀或电动三通阀，出口为四通逆止阀或快速电动闸阀，成为大旁路。这种连接系统简单、阀门少、初投资省、阻力小、运行安全可靠。但高压加热器设备有效利用率低，只要其中任何一台高压加热器出现故障，都会导致全部高压加热器停止运行。给水走旁路时，热经济性最差，运行费用最大。另一种是每台高压加热器都有一个单独的旁路，每个旁路水侧装有三个阀门，称为小旁路。这种连接系统复杂、初投资大、阀门多、薄弱环节多、事故机会多、检修工作量大、安全性最低，有时切除两台高压加热器时不能保证满发。但该系统运行较灵活，运行费用最低。

5.5回热加热系统

该机组有八段不调整抽汽，一段抽汽来自高压缸，供给三号高压加热器；二段抽汽来自高压缸排汽，供给二号高压加热器；三、四段抽汽来自中压缸，分别供给四、三、二、一号低压加热器。一、二、三号高压加热器均采用内置式蒸汽冷却器。三台高压加热器设有一个水侧大旁路，即水侧自动保护装置，进口为电动三通阀，出口为电动闸阀，其动作时间全程为30s。高压加热器疏水为逐级自流，最后到除氧器，并设有一台10m3的高压加热器事故疏水扩容器，接受高压加热器事故疏水和放水，同时也接受除氧器的溢水和放水。四号低压加热器的疏水和放水，经扩容降压后进入凝汽器的热井中。低压加热器疏水也是

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逐级自流，最后到凝汽器中去。除氧器采用复合滑压运行方式。当负荷在20%~100%额定负荷时，由第四段抽汽供汽，除氧器滑压运行；当负荷低于20%负荷时，由备用汽源供汽，除氧器维持定压运行。并设有启动用除氧器循环泵一台。

真空抽汽系统设有两台水环式真空泵，一台运行，一台备用。

该机组配用的是亚临界自然循环锅炉，对水质要求高，装设有凝结水除盐装置。为保证安全可靠运行，设有全容量的凝结水泵两台，一台运行一台备用。为防止凝汽器结垢，采用胶球清洗，循环水系统设有胶球清洗泵两台。

5.6 除氧器及给水箱管道系统

根据《规程》8.4.1：中间再热机组的除氧器，宜采用滑压运行方式。

《规程》8.4.2：除氧器的总容量应根据最大给水消耗量计算，每台机组宜配一台除氧器。高压及中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。 选用高压除氧器的优点是： (1)除氧器压力增高，汽轮机抽气口的位置也随压力提高向前推移，可以减少回热系统中价格昂贵的高压加热器台数，相应增加低压加热器的台数，使系统造价降低，安全性也提高。

(2)电厂事故或高压加热器停用时，高压除氧器可减少进入锅炉给水温度的变化幅度，改善锅炉的运行条件。

(3)除氧器压力提高，其相应的饱和水温也提高，使气体在给水中溶解度降低，增强气体自水中离析过程，有利于提高除氧效果。

(4)压力提高，给水在除氧器内的焓升也提高，可避免除氧器的自生沸腾。

给水箱是凝结水泵与给水泵之间的缓冲容器。它的作用是在机组启动、负荷大幅变化、凝结水系统故障或除氧器进水中断等异常情况下，保证给水泵在一定时间内不间断的向锅炉送水，防止锅炉缺水干烧产生爆管事故。贮水量是指给水箱底部出水管顶部水位至给水箱正常水位之间的贮水量，一般为给水箱全部几何容积的80%~85%.

5.7 其他一些系统

5.7.1补给水管道系统

在补充水系统中设有补充水箱，补充水先经生水加热器加热后至化学除盐系统经化学处理后进入补充水箱，最后引至凝汽器。

5.7.2排污扩容器及排污冷却器管道系统

根据《规程》6.5.1可确定本机组采用一定一连排污系统，连续排污的目的是为了排除汽包中含盐量高的炉水，定期排污的目的是为了排除炉水中的水渣及其他沉淀物，连续排污的扩容蒸汽进入除氧器，排污水进入排污冷却器或引至定期排污扩容器后排走，在连排上设有安全阀，确保其安全运行。

5.7.3轴封管道系统

主汽门、调汽门、门杆汽引至2号高压加热器，中压联合汽门漏汽引至3号高压加热器，高压缸前后轴封漏汽引至除氧器，中低压缸轴封漏汽送到轴封加热器中回收工质。

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5.7.4真空及空气管道系统

本机组设有两台射水抽汽器，用于抽出凝汽器中的空气和未凝结蒸汽以及系统密封不严处漏入的空气，确保汽机内维持稳定的真空。抽汽器用水来自工业用水，未凝结蒸汽排至大气，凝结水排至水池。

5.7.5循环水系统

本机组采用的循环水系统由两台循环水泵向凝汽器供水，冷却水吸热后通过晾水塔进行通风冷却，再由循环水泵送入凝汽器中循环使用。

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结论

。

300MW火电机组是我国电力系统投入运行的主要设备，为我国电力工业的发展作出过极大贡献。但就现在来看，因600MW机组基本在300MW机组的基础上改造而来，它们之间无可分割。本次设计的主要设备参数是：HG-1021/18.2-540/540型，亚临界压力单汽包自然循环一次中间再热燃煤锅炉机组；N300-16.7 /537/537型亚临界一次中间再热，高中压合缸，双缸双排汽，单轴，反动凝汽式汽轮机。结论有以下几点：

（1）两大主机的选择，需要考虑电力负荷增大速度，电力系统的备用容量和电网结构等因素，尽量选用较大容量的机组，一般使单机容量为电网容量的8%-10%，对个别电力负荷增大速度比较快的电网，可根据具体情况选用更大容量的机组，单机容量可为电网总容量的15%。

（2）还必须根据设备运行情况进行综合比较。磨煤机的选择是根据锅炉所选煤种（抚顺烟煤），综合其他一些因素来选择的。除氧器水箱，凝结水泵组，给水泵，锅炉排污扩容器等，不随汽轮齐本体成套供应。

（3）采用“三高四低一除氧”八级抽气回热系统，且在2号，3号高加间装有疏水冷却器，以提高机组的热经济性。

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致谢

本论文是在李钧老师指导下完成的，刘璐严的治学态度、广博的专业知识使我在学业上受益匪浅。李钧老师乐观高尚的生活追求和坦直平易的为人品格对我的生活产生了积极的影响，不仅在学识方面给我以启迪，在为人处事上更是我的榜样，这些都将使我终身受益。在此，谨向李钧老师表示崇高的敬意和衷心的感谢！

感谢辛勤传道授业的各位老师，你们在教学过程中的耐心教授让我了解到自己的很多不足，同时也让我进步了很多。你们对我思维的启迪和品位的培养，让我在以后的人生之路可以看到很多的美好。

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