目 录
第1章 绪论 ............................................................................................................................................... 1
1.1 热力系统简介 ............................................................................................................................. 1 1.2 本设计热力系统简介 ............................................................................................................... 1 第2章 基本热力系统确定 .................................................................................................................... 3
2.1 锅炉选型 ...................................................................................................................................... 3 2.2 汽轮机型号确定 ......................................................................................................................... 4 2.3 原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 .................................................................. 6 2.4 全面性热力系统计算 ............................................................................................................... 7 第3章 主蒸汽系统确定 ....................................................................................................................... 15
3.1 主蒸汽系统的选择 .................................................................................................................. 15 3.2 主蒸汽系统设计时应注意的问题 ....................................................................................... 17 3.3 本设计主蒸汽系统选择 ......................................................................................................... 17 第4章 给水系统确定 ........................................................................................................................... 19
4.1 给水系统概述 ........................................................................................................................... 19 4.2 给水泵的选型 ........................................................................................................................... 19 4.3 本设计选型 ................................................................................................................................ 22 第5章 凝结系统确定 ........................................................................................................................... 23
5.1 凝结系统概述 ........................................................................................................................... 23 5.2 凝结水系统组成 ....................................................................................................................... 23 5.3 凝汽器结构与系统 .................................................................................................................. 23 5.4 抽汽设备确定 ........................................................................................................................... 26 5.5 凝结水泵确定 ........................................................................................................................... 26 第6章.回热加热系统确定 ................................................................................................................... 28
6.1 回热加热器型式 ....................................................................................................................... 28 6.2 本设计回热加热系统确定 .................................................................................................... 33 第7章.旁路系统的确定 ........................................................................................................................ 35
7.1 旁路系统的型式及作用 ......................................................................................................... 35 7.2 本设计采用的旁路系统 ......................................................................................................... 38 第8章.辅助热力系统确定 ................................................................................................................... 39
8.1 工质损失简介 ........................................................................................................................... 39 8.2 补充水引入系统 ....................................................................................................................... 39 8.3 本设计补充水系统确定 ......................................................................................................... 40 第9章.轴封系统确定 ............................................................................................................................ 41
9.1 轴封系统简介 ........................................................................................................................... 41
9.2 本设计轴封系统的确定 ......................................................................................................... 41 致 谢 .................................................................................................................................................... 42 参考文献 .................................................................................................................................................... 43 外文翻译原文 ........................................................................................................................................... 44 外文翻译译文 ........................................................................................................................................... 49 毕业设计任务书 毕业设计进度表
第1章 绪论
第1章 绪论
1.1热力系统简介
发电厂的原则性热力系统就是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。原则性热力系统具有以下特点：
（1）只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备，同类型同参数的设备再图上只表示1个;
（2）仅表明设备之间的主要联系，备用设备、管路和附属机构都不画出； （3）除额定工况时所必须的附件（如定压运行除氧器进气管上的调节阀）外，一般附件均不表示。
原则性热力系统主要由下列各局部热力系统组成: 锅炉、汽轮机、主蒸汽及再热蒸汽管道和凝汽设备的链接系统，给水回热系统，除氧器系统，补充水系统，辅助设备系统及“废热”回收系统。凝汽式发电厂内若有多种单元机组，其原则性热力系统即为多个单元的组合。对于热电厂，无论是同种类型的供热机组还是不同类型的供热机组，全厂的对外供热的管道和设备是连在一起的，原则性热力系统较为复杂。 原则性热力系统实质上表明了工质的能量转换及热能利用的过程，反映了发电厂热功能量转换过程的技术完善程度和热经济性。拟定合理的原则性热力系统，是电厂设计和电厂节能工作的重要环节。
1.2本设计热力系统简介
某电力发电厂一期工程包括二套300MW燃煤汽轮发电机组及配套的辅机、附件。其中锅炉为国外引进的1025t/h“W”火焰煤粉炉；汽轮机为国产亚临界、一次中间再热300MW凝式汽轮机。机组采用一炉一机的单元制配置。
根据汽轮机制造厂推荐的机组的原则性热力系统，考虑与锅炉和全厂其它系统的配置要求，设计拟定了全厂的原则性热力系统。该系统共有八级不调节抽汽。其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为 0.803MPa压力除氧器的加热汽源。
八级回热加热器 (除除氧器外)均装设了疏水拎却器。 以充分利用本级疏水热量来加热本级主凝结水。三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，将三台高压加热器上端差分别减小为- 1.67℃、0℃、0℃。从而提高了系统的热经济性。
汽轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。然后由汽动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到272.8℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器；四台低压加热器的疏水逐级自流至凝汽器。凝汽器为单轴双缸排汽 反动凝汽。
汽轮机为亚临界压力、一次中间在热、单轴双缸双排汽反动凝汽式汽轮机。高中
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第1章 绪论
压缸为双层合缸反流结构，即由高中压外缸、高压内缸和中压内缸组成。低压缸则是3层缸结构，由钢板焊接、对称分流布置。本机组有8级非调整抽汽，在第1～3级抽汽供3台高压加热器,第4级抽汽供除氧器、锅炉给水泵小汽轮机及辅助蒸汽用汽,第5～8级抽汽供4台低压加热器用汽。此外，中压联合汽门阀杆漏气接入第3级抽汽管道上，锅炉连续排污扩容器的扩容蒸汽和高压轴封漏气接入除氧器。除氧器为滑压运行，滑压范围是0.147～0.883MPa。
高低压加热器均设有内置式疏水冷却器，且高压加热器还没有内置式蒸汽冷器。加热器疏水采用逐级自流方式，最后流入凝汽器热井。凝结水系统设置有轴封加热器SG和除盐设备DE。凝结水精处理装置采用低压系统，凝结水经凝结水泵CP、除盐设备DE和凝升泵BP，流经轴封加热器SG、4个低压加热器进入除氧器。给水从给水箱经前置泵TP、主给水泵FP及3台高压加热器进入锅炉。压力最低的H7、H8低压加热器位于凝汽器喉部化学补充水Dma从凝汽器补入。
该机组在额定进汽参数、额定排汽压力、补水率为0%、回热系统正常投运的条件下，能发出额定功率300MW，进汽量为1000t/h，热耗率7993KW/(KW?h)当阀门全开、超压5%（即VWO+5%OP）工况下，机组最大进汽量为1025 t/h，最大功率为329MW。
热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失10354kg/h锅炉排污损失1035kg/h (因排污率较小，未设计排污利用系统) 。
高压缸门杆漏气A 和 B分别引人再热冷段管道和轴封加热器SG，中压缸门杆漏汽 K引人 3 号高压加热器，高压缸的轴封漏汽按压力不同，分别进人除氧器(L1、L)、均压箱(M1、M)和轴封加热器 (N1、N.)。中压缸的轴封漏汽也按压力不同，分别引进均压箱(P)和轴封加热器 (R)。低压缸的轴封用汽S来自均压箱，轴封排汽 T也引人轴封加热器。从高压缸的排汽管路抽出一股气流J，不经再热器而直接进中压缸，用于冷却中压缸转子叶根。
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第2章 基本热力系统确定
第2章 基本热力系统确定
2.1锅炉选型
2.1.1锅炉的简介
锅炉是火力发电厂的三大主机中最基本的能量转换装备。其作用是使燃料在炉内燃烧放热，并将锅炉内工质由水加热成具有足够数量和一定品质（气温和气压）的过热蒸汽，供汽轮机使用。
表征锅炉设备基本特征的有：锅炉容量、蒸汽参数、燃烧方式、汽水流动方式和锅炉整体布置等方面。主要是锅炉容量和蒸汽参数。
锅炉容量：锅炉的容量用蒸发量表示，一般是指锅炉在额定蒸汽参数（压力、温度）、额定给水温度和使用设计燃料时，每小时的最大连续蒸发量。常用符号De表示，单位为t/h(或kg/s)。习惯上，电厂锅炉容量也用与之配套的汽轮发电机组的电功率表示。
蒸汽参数：锅炉的蒸汽参数是指锅炉出口处的蒸汽温度和蒸汽压力。蒸汽温度常用符号t表示，单位为℃或K；蒸汽压力常用符号p表示，单位为MPa。锅炉设计时所规定的蒸汽温度和压力称为额定蒸汽温度和额定蒸汽压力。
2.1.2电厂锅炉特性
表征锅炉设备基本特征的有：锅炉容量、蒸汽参数、燃烧方式、汽水流动方式和锅炉整体不知等方面。
电厂锅炉存在这样几个明显特点：电厂锅炉一般都是在蒸发量在400t/h以上、超高压以上压力的锅炉，且大都进行中间再热，即锅炉容量大、蒸汽参数高。大容量、高参数电厂锅炉热效率都很高，多稳定在90%以上。大型电厂锅炉为实现安全、经济运行、大都设置一套高度可靠的自动化控制装置—自动化程度高。
2.1.3一般电厂锅炉分类
可以从不同角度出发对锅炉进行分类：按烟气在锅炉流动的状况分：水管锅炉、锅壳锅炉、水火管组合式锅炉；按锅筒放置的方式分：立式锅炉、卧式锅炉；按用途分：生活锅炉、工业锅炉、电站锅炉、车船用锅炉；按介质分：蒸汽锅炉、热水锅炉、汽水两用锅炉、有机热载体锅炉；按安装方式分：快装锅炉、组装锅炉、散装锅炉；按燃料分：燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、余热锅炉、电加热锅炉、生物质锅炉；按水循环分：自然循环、强制循环、混合循环；按压力分：常压锅炉、低压锅炉、中压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉；按锅炉数量分：单锅筒锅炉、双锅筒锅炉；按燃烧定在锅炉内部或外部分：内燃式锅炉、外燃式锅炉；按工质在蒸发系统的流动方式可分为自然循环锅炉、强制循环锅炉、直流锅炉等；按制造级别分
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第2章 基本热力系统确定
类：A级、B级、C级、D级、E级（按制造锅炉的压力分）；按出口蒸汽压力分为：低压锅炉（P〈2.5MPa）、中压锅炉（22.5〈P〈4.0MPa）、高压锅炉（4.0〈P=10MPa）、超高压锅炉（10〈P=13.7MPa）、亚临界锅炉（13.7〈P=16.7MPa）、超临界锅炉（P=22MPa）。
2.1.4电厂锅炉的安全经济指标
1.连续运行小时数=两次检修之间运行小时数 2.事故率=3.可用率=
事故停用小时数×100%
总运行小时数?事故停运小时数运行总小时数+备用总小时数×100%
统计期间总小时数锅炉有效利用热量×100%
输入锅炉总热量4.锅炉效率：锅炉每小时的有效利用热量（即水和蒸汽所吸收的热量）占输入锅炉全部热量的百分数，常用符号η表示，即η=
事故率和可用率按一适当的周期来计算。我国通常以一年为一统计周期。连续运行小时数越长，事故率越低，可用率越高，锅炉的安全可靠性就越高。
2.1.5本设计锅炉机组选用
（1）汽轮机形式：阳逻发电厂优化引进型N300-16.5/537/537
（2）蒸汽初参数：p0=16.65MPa, t0=537℃; ?p0=0.31MPa, ?t0=1.4℃
inin（3）再热蒸汽参数：冷段压力p2=prh=3.61MPa,冷段温度trh=316.4℃，热段压out力prh=3.29Mpa
'（4）热段温度trh=537℃；?prh=0.07MPa, ?trh=1.2℃
（5）排汽压力：p2=5.54kPa(0.00554MPa)
（6）抽汽及轴封参数见表2.2.给水泵出口压力ppu=20.81MPa,凝结水泵出口压力为1.78MPa.机械（7）效率、发电机效率分别取为?m=0.99、?g=0.985
（8）汽动给水泵用汽数?pu为0.038
2.2汽轮机型号确定
2.2.1汽轮机原理
汽轮机是以蒸汽为工质的将热能转变为机械能的旋转式原动机。汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一。在火力发电厂，锅炉将燃料的化学能转变为蒸汽的热能，汽轮机将蒸汽的热能转变为机械能，发电机将转轴的机械能转变为电能。
2.2.2汽轮机分类
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第2章 基本热力系统确定
1.按工作原理分
级是汽轮机中最基本的作功单元，它是由喷管叶栅和与它相配合的动叶栅组成的。蒸汽在汽轮机级中以不同方式进行能量转换，便形成不同的工作原理的汽轮机。
（1）冲动式汽轮机：主要由冲动级组成，蒸汽主要在喷管叶栅（或静叶栅）中膨胀，在动叶栅中只有少量膨胀。
（2）反动式汽轮机：主要由反动级组成，蒸汽在喷管叶栅（或静叶栅）和动叶栅中都进行膨胀，且膨胀程度大致相同。
2.按热力特性分
（1）凝汽式汽轮机：蒸汽在汽轮机内膨胀做功以后，除小部分轴封漏气外，全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。实际上为了提高汽轮机的热效率，减少汽轮机排汽缸的直径尺寸，将做过功的蒸汽从汽轮机内抽出来，送入回热加热器，用以加热锅炉给水，这种不调整抽汽式汽轮机，也统称为凝汽式汽轮机。
（2）背压式汽轮机：蒸汽进入汽轮机内部做功以后，以高于大气压力排除汽轮机，用于工业生产或民用采暖的汽轮机。
（3）抽汽背压式汽轮机：为了满足不同用户和生产过程的需要，从背压式汽轮机内部抽出部分压力较高的蒸汽用于工业生产，其余蒸汽继续做功后以较低的压力排除，供工业生产和居民采暖的汽轮机。
（4）抽汽凝汽式汽轮机：蒸汽进入汽轮机内部做过功以后，从中间某一级抽出来一部分，用于工业生产或民用采暖，其余排入凝汽器凝结成水的汽轮机，称为一次抽汽式或单抽式汽轮机。从不同的级间抽出两种不同压力的蒸汽，分别供给不同的用户或生产过程的汽轮机称为双抽式（二次抽汽式）汽轮机。
（5）多压式汽轮机：汽轮机进汽不止一个参数，在汽轮机的某中间级前又引入其他来源的蒸汽，与原来的蒸汽混合共同膨胀做功。
3.按汽轮机的进汽压力分
（1）低压汽轮机：主蒸汽压力为1.2～1.5MPa （2）中压汽轮机：主蒸汽压力为2.0～4.0MPa （3）高压汽轮机：主蒸汽压力为6.0～10.0MPa （4）超高压汽轮机：主蒸汽压力为12.0～14.0MPa （5）亚临界汽轮机：主蒸汽压力为16.0～18.0MPa （6）超临界汽轮机：主蒸汽压力大于22.17MPa （7）超超临界压力汽轮机：主蒸汽压力大于32MPa 。
2.2.3本设计选用汽轮机
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第2章 基本热力系统确定
根据任务书要求可得到汽轮机相关参数 汽轮机形式：N300-16.65/537/537
蒸汽初参数：p0=16.65MPa, t0=537℃; ?p0=0.31MPa, ?t0=1.4℃;
inin再热蒸汽参数：冷段压力p2=prh=3.61MPa,冷段温度trh=316.4℃，热段压力'out=3.29MPa,热段温度trh=537℃；?prh=0.07MPa, ?trh=1.2℃; prh排汽压力：p2=5.54kPa(0.00554MPa);
抽汽及轴封参数见表2.2.给水泵出口压力ppu=20.81MPa,凝结水泵出口压力为
1.78MPa.机械效率、发电机效率分别取为?m=0.99、?g=0.985。
汽动给水泵用汽数?pu为0.038。
本设计选用N300-16.65/537/537型号汽轮机。全机有两个缸：高中压部分采用高中压合缸反流结构，对头布置，为双层缸；低压缸分为流结构，进汽部分为三层，通流部分为双层缸。高压缸内有一级冲动级（调节级）和12级反动式压力级，中压缸内有9列反动式压力级，低压缸内分流布置着14列反动式压力级.全机共有29个热力级，36个结构级。新蒸汽从汽轮机下部由主蒸汽管道进入2个高压主汽调节联合阀，由6个调节气阀经导汽管按一定的顺序从高压外缸的上半和下半分别进入高压缸的6个喷管室，通过各自的喷管组流向顺向布置的调节级，然后返流经过高压通流部分反向布置的12级反动级，经由高中压外缸下半排出后进入再热器。经过再热的蒸汽从汽轮机前部由再热主汽管进入2个中压再热调节联合阀，再经过2根中压导汽管将蒸汽从下部导入高中压外缸的中压缸，再经过中压通流部分后，经过一根连通管进入低压缸，蒸汽从中央流入，再从2个排汽口排入凝汽器。
2.3原则性热力系统计算原始资料以及常用数据选取
2.3.1回热加热系统参数
(1)机组各级回热抽汽参数见表2-4
表2-3 N300-16.65/537/537型双缸双排汽机组回热抽汽及轴封汽参数 项目 加热器编号 抽汽压力 抽汽温度 轴封汽量 轴封汽比焓 MPa — kJ/kg 单位 ℃ H1 5.954 386.7 — — 回热抽汽点、H2 3.61 316.4 — — 轴封来汽点H3 1.63 436.6 — — 及轴封汽参H4 0.803 337.4 3361 高压汽门来数 0.013 H5 0.341 237.4 — — H6 0.134 145.0 — — H7 0.0732 95.0 — — H8 0.0256 64.97 — — SG — — 3284 中压缸来0.013 C 0.00554 34 — — 6
第2章 基本热力系统确定
2.3.2整理原始资料
（1）根据已知参数p、t在h-s图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线（见图2-4），得到新汽焓h0、各级抽汽焓hj及排汽焓hc，以及再热器蒸汽比焓升qrh。也可以根 据p、t、查水蒸汽表得出上述焓
inout=3015.8kJ/kg,hrh=3534.8kJ/kg,qrh=3534.8-3015.8=519kJ/kg h0=3394.1kJ/kg,hrhd根据水蒸气表查得各加热器出口水焓hwj及有关疏水焓h'j或hwj，将机组回热系统计
算点参数列于表2-4
图2-4亚临界压力300MW双缸双排汽凝气式机组蒸汽膨胀过程线
2.4全面性热系统计算
2.4.1回热抽汽系数与凝气系数的计算
采用相对量方法进行计算。 （1）1号高压加热器（H1） 由H1的热平衡时求?1
?-hd1（h1w1）?h=hw1-hw2
?(h1-hw2)/?h(1195.2-1043.7)/0.981 =whd==0.074925
1-hw13142.8-1079.5 7
第2章 基本热力系统确定
H1的疏水系数?d1=?1=0.074952
（2）2号高压加热器（H2）
ddd [?2(h2-hw2)+?d1(hw1-hw2)]?h=hw2- hw3
dd(hw2 - hw3)/?h-?d1(hw1-hw2) ?2= dh2 - hw2(1043.7-857.7)/0.98-0.074925?(1079.5-886) ==0.082307
3015.8-886 表2-4 N300-16.65/537/537型双缸双排汽机组回热系统计算点参数 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 项目 单位 H1 加热蒸汽 抽汽压力 抽汽压损 加热器汽侧压力 抽汽焓 轴封汽焓 饱和水温度 饱和水焓 被加热水 加热器端差 加热器出口水温 加热器水侧压力 加热器出口水焓 疏水 MPa % MPa kJ/kg kJ/kg ℃ 5.954 3.61 6 6 1.63 6 1.53 3332.2 — 0.803 0.341 0.134 0.0732 6 6 6 6 0.755 0.321 0.126 0.0688 3134.4 3361 2939.2 — 2763.5 — 2669.2 — 0.0256 6 0.0241 2517.6 — 64.2 SG — — 0.095 — 3284 98.2 C 0.0055 — — — — 34.7 5.597 3.39 3142.8 — 3015.8 — 271.1 240.8 199.3 168.1 135.9 106.2 89.5 kJ/kg ℃ ℃ MPa kJ/kg 1190.2 -1.67 1040.8 0 849 0 710.7 571.5 445.3 374.8 268.5 411.5 145.5 0 2.78 2.78 2.78 2.78 61.4 1.78 — — 1.78 — — — 0 — — 145.5 — — 272.8 240.8 199.3 168.1 133.1 103.4 86.7 20.81 20.81 20.81 0.803 1.78 1195.2 8 1043.7 8 1.78 1.78 857.7 710.7 560.7 434.7 364.4 258.5 8 — — — — — — — — — — 疏水冷却℃ 器端差 疏水冷却℃ 器 出口水温 疏水冷却 kJ/kg 器 疏水焓 248.8 207.3 179.5 1079.5 886 761.3 — — — — — — — 8
第2章 基本热力系统确定
H2的疏水系数
?d1+ ?2=0.074925 + 0.082307 = 0.157232 再热蒸汽系数?rh
?rh= 1- ?1- ?2= 1 - 0.157232 = 0.842768 （3）3号高压加热器 （H3）
pu
先计算给水泵的焓升?hw。设除氧器的水位高度为20m，则给水泵的进口压
力为pin=pin=20?0.0098 + 0.803?0.94?0.98508 MPa，取给水的平均比容为
?av=0.0011 m3/kg、给水泵效率?pu=0.83，则
?hpuw?103?av(pout-pin)?pu
103?0.0011(20.81-0.98508) ==26.3（kJ/kg）
0.83由H3的热平衡式得
d [?3(h3-hw3)?+d2ddu h(?]hhw[3hw-?(4ph+w2h-w3?)w)pudd[hw3-(hw4+?hw)]/?h-?d2(hw2-hw3) ?3= dh3-hw3[857.7-(710.7+26.3)]/0.98-0.157232??886-761.3?
3332.2-761.3 =0.040280
=
H3的疏水系数
?d3??d2+?3?0.157232+0.040280 =0.197512（2）除氧器HD
' 第4段抽汽?4由除氧器加热蒸汽?4和汽动给水泵用汽?pu2部分组成，即
'?4??4+?pu
由除氧器的物质平衡可知除氧器的进水系数为
' ?4?1-? -?d3-?sg14
由于除氧器的进出口水量不等，?c4时未知数。为避免在最终的热平衡式中出现2各未知数，可先不考虑加热器的效率?h，写出除氧器的热平衡式：∑吸热量=∑放热量，即
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第2章 基本热力系统确定
d hw4??'4h+?h+?h4sg1sg1dh3+w3?c 4w5将?c4的关系代入，整理成以进水焓hw5为基准，并考虑?h的热平衡式：吸热量/?h=∑放热量，可得
(hw4-hw5)?/h??'' ?4?4h(4h-wh4-hw55d?)+(3hw-5?)+hd3hwsgh1s(g 1-w5)d(hw4-hw5)/?-?(h)hd3w-h3w)-?5sg(hsg1-hw1 5
(710.7-560.7)/0.98?-0.197512-0(.0716?31.3(-3536601.-75)60.7)
3134.4-560.7 ?0.0299 3 ?'=1-0.197512-0.013-0.029932=0.759556 ?c4?1-?d3-?sg1-?4' ?4??4+?pu?0.029932+0.038=0.067932
（5）5号低压加热器（H5） 直接由H5的热平衡式可得?5
' ?5(h5-h)?(h5?h?c4w5wh?-h 6) ?5? H5的疏水系数
?c4(hw5-hw)/6?h5-h5'0.759556?(560.7-434.7)/0.98?0.041246
2939.2-517.5 ?d5??5?0.041246 （6）6号低压加热器（H6） 同理，有
' [?6(h6-h+6)?d5''h(5h-6?)]h?hhc=w4(w6 -7) ?6? ??c4(hw6-hw7)/?h-?d5(h5'-h6')h6-h0.7595?56'6
(434.7-364.4)/0?.98-50-.40451.254)6(571.?0.0212 52763.5-445.3''h(6h-7?)]h?c= （7）7号低压加热器（H7）
' [?7(h7-h+7)?d64w(h7w -8) ?7? ??c4(hw7-hw8)/?h-?d6(h6'-h7')h7-h0.7595?56'7
(364.4-258.5)/0?.98-30-.307642.580)4(445.?0.0338 52669.2-374.8 （8）8号低压加热器（H8）与轴封加热（SG）
10
第2章 基本热力系统确定
为了计算方便，将H8与SG作为一个整体考虑，采用2.39所示的热平衡范围来列出物质平衡和热平衡式。由热井的物质平衡式，可得
?c+?pu??c4-?d7-?sg2-?8根据∑吸热量=∑放热量写出平衡式
' ?c4h8??8h8+?sg2hsg2+?d7h7+(?c+?pu)hc'
将?c+?pu消去，并整理成以?c4吸热为基础以进水焓hc'为基准的热平衡式，得
' [?8(h8-h)?+dc7'''h()+]=7hc-?sg2hs(g2h-c?)h?c4hw8' h(c-)?8???c4(hw8-hc')/?h-?d7(h7'-hc')-?sg2(hsg2-hc')h8-hc'
0.759556?(2585-1455)/0.98?0.096357(3748-1455)-0.0014?(3284-1455)
2517.6-1445?0.0257 5
（9）凝汽系数?c的计算与物质平衡校核 由热井的物质平衡计算?c ?c??c pu4-?d7-?s2g-?8-?.0.52958705 454 ?0.759556-0.096257-0.0014-00 由汽轮机流通部分物质平衡来计算?c，以校核计算的准确性
?c?1-(??j+?sg1+?sg2)
18=1-(0.074925+0.082307+0.040280+0.067932+0.041246+0.021258+0.0338
53+0.025755+0.013+0.0014)=0.598044
2.4.2新汽量D0计算及校核
根据抽汽做功不足多耗汽的公式来计算D0 D0?Dc0??Dc0/(1-??jYj-??sgjYsgj)
1182(1) 计算Dc0
凝汽的比内功wic为
wic?h?3394.?1519-2357. 6=1555.50?qr-hhc Dc0?（2）计算D0
3600pe3600?300000?10?3??10?3?712.0038t/h
wic?m?g1555.5?0.99?0.985 11
第2章 基本热力系统确定
各级抽汽做功不足系数Yj如下： Yh1?qrh-hc1?w?3142.?8519-2555.5?30.57.83684 44ic1 Yh2+qrh-hc3015.8+519-2357.62=w=1555.5=0.756799 ic Yh3-hc3=w=3332.2-2357.6=0.626551 ic1555.5 Yh4-hc4=w=3134.4-2357.6=0.499389 ic1555.5Yh5-hc2939.2-2357.65=w=1555.5=0.373899 icYh6-hc6=w=2763.5-2357.61555.5?0.260945 icYh7-hc7=w=2669.2-2357.6?0.200321 ic1555.5 Y8-hc8=hw=2517.6-23?57.0.6102 8 61ic1555.5 Yhsg1-hc3361-23sg1=w=55.5?7.0.6645 066ic155 Yhsg2-hcsg1=w=3284-2357.61555.5?0.595564
ic
12
第2章 基本热力系统确定
表2-5
?jhj、?jYj和Dj的计算数据
Yj Y1=0.838444 ?j hj ?1=0.074925 h1=3142.8 ?2=0.08237 h2=3015.8 ?jhj ?1h1=235.4 ?jYj ?1Y1=0.62820 Dj D1.=68.736447 ?2h2=248.22Y2=0.756799 ?2Y2=0.06221451 90 D2?75.508719 D3?36.953008 D4?62.321046 D5?37.839219 D6?19.502161 D7?31.056856 D8?23.627724 Dc?548.64758 ?3=0.040280 h3=3332.2 ?4=0.06793h4=3134.4 2 ?3h3=134.22Y3=0.626551 ?3Y3=0.02521016 6061 0243 483 428 0788 37 25 22 47 81 49 — — ?4h4=212.92Y4=0.499389 ?4Y4=0.0339?5h5=121.23Y5=0.373899 ?5Y5=0.0154?6h6=58.746Y6=0.260945 ?6Y6=0.0055?7h7=90.360Y7=0.200321 ?7Y7=0.0067?5?0.04124h5=2939.2 6 ?6=0.02125h6=2763.5 8 ?7=0.03385h7=2669.2 3 ?8?0.02575h8?2517.6 5 ?8h8?64.84Y8=0.102861 ?8Y8=0.0026?chc=1409.948534 ?c=0.59804hc=2357.6 4 ?sg1=0.013 ?sg2=0.0014 — hsg1=3361 hsg2=3284 — ?sg1hsg1?43.Ysg1?0.6450?sg1Ysg1?0.693 5676 ∑?h= 66 64 — 008386 Dsg1=11.926244 ?sg2hsg2?4.Ysg2?0.5955?sg2Ysg2?0.Dsg2=1.284365 000834 ∑?Y=0.22 D0?917.403369 3892 于是，抽汽做功不足汽耗增加系数?为 ?=1/（1-??jYj-??sgjYsgj）=11821=1.288481
1-0.223892则汽轮机新汽耗量D0为
D0=Dc0?=712.0038?1.288481=917.403368 t/h
（3） 功率校核
1kg新汽比内功wi(其中∑?jhj计算数据见表2-5) wi?h0??thqrh-(??jYj+?chc+??sgjYsgj)
1182 13
第2章 基本热力系统确定
?3394.?10.842?768519-2624.259889 4' 据此，可的汽轮机发动机的功率pe为
p'e?D0wi?m?g/3600=917.403368?1207.236698?0.99?0.985/3600=300.000296MW
计算误差
??|pp'e-e|p?100%?|300-300.000296|?100%?0.000099%
e300误差非常小，在工程允许范围内，表示上述计算正确。 各汽水流量绝对值计算
2.4.3 各汽水流量绝对值计算
（1）由Dj?D0?j求出各处Dj，见表2-5
（2）全厂物质平衡
汽轮机总耗汽量 D'0?D0=917.403369t/h 锅炉蒸发量 D'b?D0?D1?D0?0.01Dbt/h Db?1.0101D0=926.669t/h 锅炉给水量（在最大工况下扣去过热器减温水Dde） Dfw?Db?Dbl-Dde 锅炉连续排污量 Dbl?0.01Db=9.2667t/h 补充水量 Dma?D1?Dbl=78.0027t/h
2.4.4汽轮机热经济指标计算
1kg新汽的比热耗q0
q0?h0??rhqrh-hfw?3394.1?0.842768?519-1195.2=2636.295692（kJ/kg） 汽轮机绝对内效率?i
?wi1207.236698i?q?36.2965?495.2792 9 6 汽轮发动机绝对电效率
?e??i?m?g?0.45792?90.?990.?985 44 汽轮发电机组热耗率q
q?36003600??0.44654?89061.825 2kW42/(kW?h)
e 汽轮发电机组汽耗率d
d?q8061.825242q?2965?3.920580 1 k1W/(kW? h)02636.
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第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定
第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定
3.1主蒸汽系统的选择
主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往新汽设备的蒸汽支管所组成的系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排气至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。
发电厂主蒸汽系统具有输送工质流量大、参数高、管道长且要求金属材料质量高的特点，它对发电厂运行的安全、可靠、经济性影响很大，所以对主蒸汽系统的基本要求就是系统力求简单，安全、可靠性好，运行调度灵活，投资少，运行费用低，便于维修、安装和扩建。
3.1.1单母管制系统（又称集中母管制系统）
如图3-1（a）所示，其特点是发电厂所有锅炉的蒸汽先引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。
3-1 火电厂主蒸汽系统
单母管上用两个串联的分段阀，将母管分成两个以上区段，它起着减小事故范围的作用，同时也便于分段阀和母管本身检修而不影响其他部分正常运行，提高了系统运行的可靠性。正常运行时，分段阀处于开启状态，单母管处于运行状态。显然，该分段阀应采用闸阀。
该系统的优点是系统比较简单，布置方便。但运行调度还不够灵活，缺乏机动
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第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定
性。当任一锅炉或与母管相连的任一阀门发生事故，或单母管分段检修时，与该母管相连的设备都要停止运行。因此这种系统通常用于锅炉和汽轮机台数不匹配，而热负荷又必须确保可靠供应的热电厂以及单机容量为6MW以下的电厂。
3.1.2切换母管制
如图3-1（b）所示，其特点为每台锅炉与其相对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。它们的作用是当某单元锅炉发生事故或检修时，可以通过这三个切换阀门由母管引来邻炉蒸汽，使该单元的汽轮机继续运行，也不影响从母管引出的其他用汽设备。
为了便于母管检修或电厂扩建不致影响原有机组正常运行，机炉台数较多时，也可以考虑用两个串联的关断阀将母管分段。母管管径一般是按通过一台锅炉的蒸发量来确定，通常处于热备用状态；若分配锅炉负荷时，则应投入运行。
该系统的优点是可充分利用锅炉的富余容量，切换运行，既有较高的运行灵活性，又有足够的运行可靠性，同时还可以实现较优的经济运行。该系统的不足之处在于系统较复杂，阀门多，发生事故的可能性较大；管道长，金属耗量大，投资高。所以，该系统适宜装有高压供热式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。
3.1.3单元制系统
如图3-1（c）所示，其特点是每台锅炉与相对应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管横向联系，单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主汽管。
单元制系统的优点是系统简单、管道短、阀门少，故能节省大量高级耐热合金钢；事故仅限于本单元内，全厂安全可靠性高；控制系统按单元设计制造，运行操作少，易于实现集中控制；工质压力损失少，散热小，热经济性高；维护工作量少，费用低；无母管，便于布置，主厂房土建费用少。其缺点是单元之间不能切换。单元内任一与主汽管相连的主要设备或附件发生事故，都将导致整个单元系统停止运行，缺乏灵活调度和负荷经济分配的条件；负荷变动时对锅炉燃烧的调整要求高；机炉必须同时检修，相互制约。因此，对参数高、要求大口径高级耐热合金钢管的机组，且主蒸汽管道系统投资占有较大比例时，应首先考虑采用单元制系统。如装有高压凝汽式机组的发电厂，可采用单元制系统；对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，应采用单元制系统。
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第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定
3.2主蒸汽系统设计时应注意的问题
3.2.1高、中压主汽阀和高压缸排汽逆止阀
高参数大容量机组，尤其是再热机组的蒸汽流量很大。汽轮机自动主汽阀一般配置两个，也有配置四个高压主汽阀的，高压调速汽阀一般都配置四个，再热后的中压自动主汽阀与相应的调速汽阀合并为中压联合汽阀，一般也配置两个或四个。它们均靠汽轮机调速系统的高压油控制其自动关闭；新蒸汽管道上配置一电动隔离阀作严密隔绝蒸汽用。高压缸排气管上为防止机组甩负荷时，再热管道内的蒸汽倒流入汽轮机，通常设置有逆止阀。当汽轮机排气逆止阀以及各回热抽气管道上的逆止阀也在气动或液动机构作用下迅速关闭，从而保护汽轮机不至超速。
3.2.2温度偏差及其对策
随着机组容量增大，炉膛宽度加大，烟气流量、温度分布不均造成两侧汽温偏差增大，这样就要求管道系统应有混温措施。国际电工协会规定，最大允许汽温偏差持久性为15℃，瞬时性为42℃。由于汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽均为双侧进汽，因此再热机组的主蒸汽、再热蒸汽系统以单管、双管及混合管系统居多，少数也有四管及其混合管系统的。
3.2.3主蒸汽及再热蒸汽压损及管径优化
主蒸汽、再热蒸汽压损增大，将会降低机组的热经济性，多耗燃料。蒸汽压损与管径和管道附件有直接的关系。所以设计规程明确提出对第一台新设计的汽轮机组，其主蒸汽、再热蒸汽等管道的管径及管路根数，应经优化计算确定。管径优化计算包括管子壁厚计算、压降计算和费用计算三部分。
3.3本设计的主蒸汽系统选择
由于本设计采用一次中间再热高参数凝汽式电厂，故选用单元制系统。机组主蒸汽及高、低温在热蒸汽系统采用单管、双管混合系统，管道从过热器的出口联箱的两侧引出，在机头处汇集成一根管，到高压缸前分成两根支管分别进入高压缸左右侧主汽阀和调节阀，在汽轮机入口前设压力平衡联通管。
热再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入中压缸左右侧再热主汽阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。
热再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入中压缸左右再热主汽阀调节阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排气口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器进口联箱。既减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，
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第3章 主蒸汽再热蒸汽系统确定
节省管道投资。过热器出口及再热器进、出口管道上设有水压试验隔离装置，锅炉侧管系可做隔离水压试验。
主蒸汽、再热蒸汽压损增大，将会降低机组的热经济性，多耗燃料。蒸汽压损与管径和管道附件有直接的关系。为了减小蒸汽的流动阻力损失，在主汽阀前的主蒸汽管道上只设置了堵板阀，
高压缸排汽管道上为了防止机组甩负荷时，再热管道内的蒸汽倒流入汽轮机，设置了气动止回阀。当汽轮机甩负荷时，高、中压自动主汽阀在高压油作用下瞬间关闭（0.1～0.3s），高压缸排气止回阀以及各回热抽汽官道上的逆止阀也在气动机构作用下迅速关闭，从而保证汽轮机不至超速。
系统内的各种汽阀（包括主汽阀、调节阀、止回阀、疏水阀、安全阀）控制可靠、开启灵活、关闭严密，是保证系统正常工作的最基本条件。
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第4章 给水系统确定
第4章 给水系统确定
4.1给水系统概述
给水系统是从除氧器给水箱下降管入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。它包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水泵为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵出口之后为高压系统。
给水系统输送的工质流量大、压力高、对发电厂的安全、经济、灵活运行至关重要。给水系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，严重时会威胁锅炉的安全甚至长期不能运行。因此对给水系统的要求是在发电厂任何运行方式和发生任何事故的情况下，都能保证不间断地向锅炉供水。
给水系统的主要功能是将除氧器水箱中的主给水通过给水泵提高压力，经过高压加热器进一步加热之后，输送到锅炉的省煤器入口，作为锅炉的给水。此外，给水系统还向锅炉过热器的减温器、再热器减温器及汽轮机高压旁路装置的减温器提供减温水，用以调节上述设备出口蒸汽的温度。给水系统的最初注水来自凝结水系统。
4.2给水泵的选型
4.2.1给水泵的分类
电动泵组的驱动方式及配套形式为：前置泵由给水泵电动机的一端直接驱动。给水泵由给水泵电动机的另一端通过液力偶合器驱动。前置泵是通过迭片式挠性联轴器与电机连接。其余为齿轮联轴器传递。齿轮联轴器有压力油润滑。每个联轴器都封闭在可拆的保护罩内。
4.2.2给水泵结构
筒体：焊接在管路上，中心线位置支撑在钢结构的泵座上。简体材料为锰钢铸件。筒内所有受高速水流冲击的区域都镀以不锈钢奥氏体镀层以防止冲蚀。
泵内组件：可以整体从泵筒体抽出，这种设计由英国高级给水泵发展而来，利用备用芯包使得维修时间大为减少。芯包内包括所有的易损部件，并且有互换性。内泵壳选用耐腐蚀抗冲蚀的13％铬钢，相邻内泵壳间的接口为止口套接式并嵌有“0”型圈。
转动部件：刚性转子有极高的机械可靠性，泵轴为马氏体不锈合金钢锻件，径向轴承档镀以铬层以防止咬轴。
水力部件：泵中所用的叶轮和导叶为13％铬不锈钢精密浇铸件。流道用陶瓷模芯法浇铸，由此获得极好的表面光洁度和强度，高精度的叶型和高重复性。中间抽
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第4章 给水系统确定
头：第二级上有一中间抽头，由两个密封圈在芯包与简体间密封，并在前二级泵壳外形成一周向空间，在次级内泵壳上有圈径向孔，使得次级压力水进入周向空间，在筒体上有一抽头口，使次级抽头水从周向空间输向中间抽头接头。
平衡装置；泵的水力平衡装置为平衡鼓装置，平衡鼓装在末级叶轮后面，平衡鼓为不锈钢锻件材料。
轴承：泵轴是由一对普通圆柱型径向滑动轴承所支承，轴承为钨金衬套强制油润滑型，润滑油来自主润滑油系统。
自位瓦块式推力轴承：自位瓦块式推力轴承对两个方向的推力载荷是有相同的承受容量的，适用于两个旋转方向。推力轴承安装在一轴向中分的轴承腔内，而轴承室本身也是轴向中分的。
轴端密封：泵装有固定衬套注射密封水，卸荷型迷宫密封，保证泵在运行时密封水不进入泵内．而泵内水不泄漏出来。
4.2.3给水泵的出口压力
给水泵的出口压力主要取决于锅炉汽包的工作压力，此外给水泵的出水还必须克服以下阻力：给水管道以及阀门的阻力，各级高压加热器的阻力，给水调整门的阻力，省煤器的阻力，锅炉进水口和给水泵出水口间的静给水高度。根据经验估算，给水泵出口压力最小为锅炉最高压力的1.25倍。
4.2.4给水泵的扬程
给水泵的扬程应为下列各项之和：
1. 从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力（按锅炉最大连续蒸发量时的给水量计算）。汽包炉应另加20%欲量；直流炉应加10%欲量。 2. 汽包炉：锅炉汽包正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。 直流炉：锅炉水冷壁锅炉水汽化始、终点标高的平均值与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。
如制造厂提供的锅炉本体总阻力已包括静压差，则应为省煤器进口与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。
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（取负值）。
再有前置给水泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项的总和。同时前置给水泵的扬程除应计及前置泵出口至给水泵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态工况时为保证给水泵入口不汽化所需的压头要求。
4.2.5给水泵流量
在每一给水系统中，给水泵出口的总流量（即最大给水消耗量，不包括备用给
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第4章 给水系统确定
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。同时考虑给水泵的老化、锅炉连续排污量、汽包水位调节的需要、锅炉本体吹灰及汽水损失、不明泄量等因素，还应留有一定欲量。对汽包炉其给水量就应为锅炉最大连续蒸发量的110%；对直流炉因没有连续排污，也无汽包水位调节等要求，所以其给水量取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，还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽出的流量，以及漏出的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之间的抽出流量之和。
4.2.6给水泵中间抽头
现代大功率机组为了提高经济效果，减少辅助水泵往往从给水泵的中间级抽取一部分水量作为锅炉的减温水（一般为再热器减温水），这就是给水泵的中间抽头。
4.2.7前置泵和液力偶合器 4.2.7.1前置泵结构
该泵为水平、单级轴向分开式。具有一支撑在近中心线的壳体以允许轴向和径向自由膨胀，从而保持对中性。
壳体：壳体为高质量的碳钢铸件。是双蜗壳型，水平中分线分开，进出口水管在壳体下半部结构，这样可避免在检修时拆开联接管道。壳体上盖上设有排气阀。
叶轮：叶轮是双吸式，不锈钢铸件，加工精确并经过动平衡。双吸式结构可保证叶轮的轴向推力基本平衡。在自由端上装有一双向推力轴承。
轴：为不锈钢锻件，用来传递扭矩。
叶轮密封环：减少泄漏量，安装在壳体腔内。由防转定位销定位。 轴承：泵装有滚动轴承，轴承装在牢固的连接在泵壳端部支撑法兰的轴承托架上，轴承为稀油润滑，装有冷却水室及温度测点。
轴封：泵装有机械密封，该机械密封为平衡型，由有弹簧支撑的动环和水冷却的静环所组成。分开的填料箱设有一水冷却套，从而使机械密封旋转部分周围的温度较低。
联轴器：泵与电机之间的迭片式联轴器是挠性与扭性刚性兼有的金属迭片式结构。
前置泵为主泵提供适当的压头以满足主泵在不同运行工况下对净吸入压头的需要，并留有一定裕度。前置泵在最小流量工况和系统降负荷工况下运行时不会被汽蚀。前置泵的主要部件使用抗汽蚀材料制成，同时在结构上考虑了热膨胀的影响。 4.2.7.2液力偶合器
液力偶合器主要由泵轮、涡轮和旋转内套组成，定速电机通过升速齿轮与泵轮轴
21
第4章 给水系统确定
相联，而水泵轴通过联轴节与涡轮轴相联，下面介绍液力联轴器的工作原理。
液力偶合器用来对高速的工业机器进行无级调速控制，偶合器的主体部分与增速齿轮合并在同一个箱体中，箱体的下部作为油箱。偶合器与电机以及给水泵之间的动力传递由联轴器完成，输入转速由一对增速齿轮增速后传到泵轮轴，泵轮与涡轮之间由工作油传递扭矩。原动机的转矩使工作油在泵轮中加速，然后工作油在涡轮中减速并对涡轮产生一等量的转矩。工作油在泵涡轮间循环是靠两轮间滑差所产生的压差来实现，这就要求涡轮的转速要低于泵轮。因此，要传递动力，泵轮与涡轮之间必须存在滑差。选用偶合器时，应保证在满载全充液的情况下有一低的满载滑差。输出转速可通过调节泵涡轮间工作腔内的工作油充液量来调节，而工作腔的充液量由勺管的位置所决定。由于滑差造成的功率损耗将使工作油温度升高，为了消除这些热量，必须冷却工作油。
液力偶合器的主要功能是可以改变输出轴的转速，从而达到改变输出功率的目的。电动给水泵主泵通过液力传动装置的液力偶合器与电动机连接。液力传动装置主要包括传动齿轮、液力偶合器及其执行机构（滑阀、油动机、执行器等）、调节阀、壳体以及工作油泵、润滑油泵、电动辅助油泵和冷油器等部件。
4.2.7前置泵与主给水泵的连接
前置泵与主给水泵的连接方式主要由两种：当为电动调速泵时多采用前置泵与主给水泵同轴串联连接方式，即前置泵主给水共用一台电动机经液力偶合器。通常是低速电动机直接与前置泵连接;通过液力偶合器传递转矩与改变转速使主给水泵改变流量与出口压力。
4.3本设计选型
本设计给水泵系统按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况时对应的给水量进行。系统设置2台容量为最大给水量50%的汽动给水泵作经常运行，1台容量为25%的电动调速给水泵作备用泵。每台气动给水泵配有1台电动前置泵，电动调速给水泵与前置泵用同一电动机通过液力偶合器拖动，在一台给水泵出现故障时，其余两台给水泵还能继续工作。每套泵都配有一前置泵进口滤网、给水泵进口滤网、给水泵出口逆止门和最小流量再循环系统。最小流量再循环系统包括一个再循环阀、两个再循环截止阀及差压开关和再循环减压装置。差压开关的信号来自前置泵和给水泵管道上的汛量孔板或给水泵出口流量喷嘴。
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第5章 凝结水系统确定
第5章 凝结水系统确定
5.1凝结水系统概述
凝结水系统的主要功能是将井中的凝结水由凝结水泵送出，经除盐装置、汽封加热器、低压加热器输送到除氧器，期间还对凝结水进行加热、除氧、化学水处理和除杂质。此外，凝结水系统还向各有关用户提供水源，如给水泵的密封水、减温器的减温水、各有关系统的补给水以及汽轮机低压缸喷水等。
5.2凝结水系统组成
凝结水系统主要包括凝汽器、凝结水泵、凝结水补充水水箱、凝结水精处理装置、汽封加热器、低压加热器以及连接上述各设备所需要的管道、阀门等。
本设计的凝结水系统由凝汽设备、凝补水系统、汽封加热器、疏水冷却器和低压加热器等组成。
凝结水系统主要包括： 1. 凝汽器
2. 凝结水泵2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用 3. 凝结水精处理装置100%容量一台和100%容量的电动旁路 4. 汽封加热器 5. 疏水冷却器 6. 低压加热器
7. 凝结水补充水泵、凝结水收集水箱、水环式真空泵及冷却器以及连接上述设
备所需要的管道、阀门
5.3凝汽器结构与系统
5.3.1凝气设备概述
凝气式汽轮机时现代火力发电厂和核电站中广泛蚕蛹的典型汽轮机，凝气设备则是凝汽器汽轮机组的一个重要组成部分。凝气设备工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。 5.3.1.1工作原理
凝汽器正常工作时，冷却水由低压侧的两个进水室进入，经过凝汽器低压侧壳体内冷却水管，流入低压侧另外两个水室，经循环水连通管水平转向后进入高压侧靠的两个水室，再通过凝汽器高压侧壳体内冷却水管流至高压侧两个出水室并排出凝汽器，蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到冷却水管全长上，经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，与冷却水进行热交换后被凝结；部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入热井对凝结水进行回热。LP侧壳体
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第5章 凝结水系统确定
凝结水经LP侧壳体部分蒸汽回热后被引入凝结水回热管系，通过淋水盘与HP侧壳体中凝结水汇合，同时被HP侧壳体中部分蒸汽回热，以减小凝结水过冷度。被回热的凝结水汇集于热井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。HP侧壳体与LP侧壳体剩余的汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由抽真空设备抽出。 5.3.1.2凝气设备主要任务
凝气设备的主要任务包括以下两方面：一方面是在汽轮机排汽口建立并维持高度真空;另一方面是将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉的给水循环使用。 5.3.1.3凝气设备组成及作用
凝气设备主要有凝汽器（冷凝器）、冷却水泵（循环水泵）、水环式正空泵、凝结水泵组成。
凝汽器（冷凝器）的作用是利用低温冷却水，将汽轮机的排汽凝结成水，为汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度、对凝结水除氧、蓄水。
冷却水泵（循环水泵）的作用是为凝汽器提供低温冷却水，并带走汽轮机排汽在凝汽器中放出的热量。
水环式真空泵的作用是在凝汽器开始运行时，抽出凝汽器壳体内的空气以建立真空；在凝汽器运行过程中，将汽轮机排汽中夹带的空气和从真空系统部严密处漏入的空气不断抽出，以维持凝汽器的真空。
凝结水泵的作用是把凝结水送回锅炉（蒸汽发生器）或回热加热系统继续使用。
5.3.2凝汽器简介
5.3.2.1凝汽器的结构
按照冷却介质的不同，现在热力发电厂使用的凝汽器可以分为以空气为冷却介
质的空气凝汽器和以水为冷却介质的表面式凝汽器两种。然而，由于空气凝汽器结构庞大、金属耗量多，并且建立的真空度也相对较低，故在一般的固定式电站中并不采用，只有在严重缺水的地区电站或有些移动式发电机组上才使用。而水的放热系数高，且表面式凝汽器又能收回洁净的凝结水，因此水冷却表面式凝汽器能很好地完成凝汽设备的另个任务，故而称为现代发电厂汽轮机装置中采用的主要型式，本设计采用水冷表面式凝汽器。
按凝汽器内凝结换热的强度将换热面分为主凝结区和空气冷却区两部分，这两部分之间用挡板隔开。空气冷却区的换热面积约占总换热面积的5～10%。蒸汽刚刚进入凝汽器时，空气相对含量很小，凝汽器总压力基本等于蒸汽分压力。蒸汽在主凝结区大量凝结，但空气不能凝结，到达空气冷却区入口时蒸汽相对含量已经大为减少。蒸汽在空气冷却区继续凝结，到空气抽出口处，蒸汽和空气的质量流量已
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第5章 凝结水系统确定
经是同一数量级了，这时蒸汽分压力才明显减少，对应饱和温度也才降低，空气和很少量的蒸汽才会得到冷却。因此，设置空气冷却区可使蒸汽进一步凝结，使被抽出的汽-气混合物中的蒸汽量大为减少。同时，气体混合物进一步被冷却使其容积流量减少，这不仅减少了工质的浪费，也减轻了抽汽的负担。 5.3.2.2凝汽器的汽阻和水阻
抽汽设备不断地将凝汽器内不凝结的空气和其他气体由空气抽出口抽出，无疑在空气抽出口处的压力最低，而凝汽器蒸汽入口处的压力最高，这两个压力之差就是蒸汽空气混合物的流动阻力，称为凝汽器的汽阻。汽阻越大，凝汽器蒸汽入口处的压力越高，汽轮机运行经济性降低。同时，由于汽阻的存在将使凝结水的过冷度和含氧量增大，因此应力求减小凝汽器的汽阻值。
冷却水在凝汽器内的循环通道中所受到的阻力称为水阻。凝汽器中的水阻主要包括冷却水管内的流动阻力、冷却水进入和离开冷却水管时产生的局部阻力、以及冷却水在水室中和进出水室时的阻力三部分组成。 5.3.2.3凝结水过冷
理想情况下，凝结水的温度应该是凝汽器压力下的饱和温度，当凝结水的温度低于凝汽器压力下的饱和温度时，即为凝结水过冷，所低的度数称为过冷度。
由于凝结水过冷，表明蒸汽冷凝过程中，传给冷却水的热量增大，冷却水带走了额外的数量，降低了汽轮机组的热经济性；此外，凝结水的含氧量也与凝结水的过冷度有关，往往是因凝结水过冷而产生的结果。 5.3.2.4真空除氧
凝结水含氧量大是导致铜管及凝结水系统管道阀门腐蚀、降低设备寿命的重要原因，故超高压以上机组的凝汽器一般都设有真空除氧装置，其形式多为淋水盘式。凝结水进入热井前，首先沿集水板流入带有许多小孔的淋水盘，水自小孔流下形成水帘。由于凝结水的表面积增大，所以溶于水中的气体就易于逸出，而当水下落到角铁上溅成细小的水滴时表面积再次增大，故起到了进一步除氧的作用。为了使逸出的不凝结气体能够及时排走，在真空除氧装置上方有管子将其引到空气冷却区，最后由抽气器抽出。
一般真空除氧装置在60%以上负荷时除氧效果较好，但在低负荷尤其是机组启动时，少量蒸汽在凝汽器入口段就已凝结，不能到达热井回热凝结水，使水有较大的过冷度，故真空除氧效果恶化；另外，低负荷时汽轮机内负压区域的扩大使漏入空气量增大，因此使凝结水的含氧量增大。为了改善低负荷时的真空除氧效果，设计先进的机组在凝汽器中增设了鼓泡除氧装置，如图7-2所示。热井中的凝结水被
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第5章 凝结水系统确定
蒸汽鼓泡搅动而混合并加热至饱和温度，使非凝结气体从水中逸出。这种装置可以在机组启动、低负荷和其他正常工况下投运。
5.4抽汽设备确定
抽气器的任务是抽除凝汽器内不凝结的气体，以维持凝汽器的正常真空。所以抽气器的工作正常与否对凝汽器压力的影响很大。抽气设备的型式很多，应用较多的有射汽抽气器、射水抽气器和水环式真空泵等。本设计采用的是水环式真空泵。
5.4.1水环式真空泵
水环式真空泵属于机械式抽气器，具有性能稳定效率高等优点，广泛用于大型汽轮机的凝汽设备上，但结构复杂，维护费用较高。水环式真空泵的叶轮偏心装置在圆形泵壳内，叶轮上装有后弯式叶片。叶轮旋转时，工作水在离心力的作用下甩向周围，形成近似与泵壳同心的旋转水环。被抽吸的气体经吸水管、吸气口进入右侧月牙形空间。随着叶轮的旋转，空间容积逐渐增大，形成真空，抽出气体。气体受叶轮的作用而旋转，进入左侧月牙形空间，由于容积逐渐减小，气体受压缩而升压。最后气、水混合物经排气口及排气管排出。
5.4.2抽真空系统确定
凝汽器侧抽真空系统设置3台50%容量水环式真空泵，电动机与真空泵采用直联式。正常运行时，1台真空泵作为备用。抽气器的任务是抽除凝汽器内不能凝结的气体，以维持凝汽器的正常真空。所以抽气器的工作正常与否对凝汽器压力的影响很大。任何一种抽气器，不管其结构和作用原理如何，其实都是一种扩容器。它将蒸汽空气混合物从抽气口德压力扩压到略高于大气压以排入大气，其压缩比一般为15～40。
5.5凝结水泵确定
5.5.1凝结水泵概述
凝结水泵是将凝汽器底部热井中的凝结水吸出，升压后流经低压加热器等设备输送到除氧器的水箱。凝结水泵现均采用定速电动机拖动的离心式泵，属于中低压水泵范畴。
凝结水泵抽吸的是处于高度真空状态下的饱和凝结水，吸水侧是真空状态下工作，很容易吸入空气和产生汽蚀。大机组的凝结水泵通常采用固定水位运行，设置自动调节凝汽器热井水位装置。
根据其结构特点可以有以下几种分类：
1. 按叶轮数目分，有单机泵和多级泵。单机泵轴上只装有1个叶轮;多级泵轴
上装有2个或2个以上的叶轮。
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第5章 凝结水系统确定
2. 按泵轴位置分，有卧式泵和立式泵。卧式泵的泵轴位于水平位置；立式泵的
泵轴位于垂直位置。
5.5.2本设计凝结水泵的确定
本次设计采用两台100%容量的立式筒型泵，，一台运行，一台备用。凝结水泵的容量满足汽机VWO工况下的凝结水流量，再加上10%的欲量。其扬程也按在VOW工况下运行并留有欲量，且能适应机组变工况运行的要求。凝结水泵选用电动、立式、多级、筒式、离心泵。
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第6章 回热加热系统确定
第6章 回热加热系统确定
蒸汽热能在汽轮机中转变为机械功的只占30%左右,而其余的70%左右的热量在蒸汽凝结时被凝结器中的循环水带走。如果能将这部分损失的热量由锅炉给水系统回收一部分,则可提高发电厂的经济性。
给水回热加热是指将汽轮中作过功的蒸汽从汽轮机某些中间级抽出来,在给水加热器中加热给水。与之相应的热力系统称回热系统。给水回热加热时,一方面用汽轮机抽汽所具有的热量来提高给水温度；另一方面使汽轮机排汽量减少,从而减少了蒸汽在凝汽器中的放热量(减少冷源损失)。因此,在蒸汽初、终参数相同情况下,采用给水回热循环的热效率比朗肯循环热效率高。
在回热循环中,可以设想把进入汽轮机的蒸汽分成两部分:一部分蒸汽一直通向凝汽器,称之为凝汽汽流;另一部分蒸汽从汽轮机中抽出来,称之为回热汽流。
现代大型热力发电厂几乎毫无例外的采用了回热循环。回热循环是由回热加热器、回热抽气管道、水管道、疏水管道等组成的一个加热系统，而回热加热器是该系统的核心。回热加热系统用来加热进入锅炉的给水（主凝结水）。回热加热系统性能的优化，对整个汽轮机组热循环效率的提高起着巨大的作用。
6.1回热加热器的型式
回热加热器的布置分为立式和卧式两种。按加热器中汽水介质传热方式不同又可分为表面式和混合式:混合式加器中汽水直接混合并进行传热；表面式则通过金属受热面来实现热量传递。由于表面式加热器水侧承受的压力不同,又可分为低压加热器和高压加热器两种。混合式加热器可将水加热到加热器压力下的饱和温度,无端差、热经济性高;它没有金属加热面,结构简单,投资少;便于汇集不同温度的水流,并能除掉水中所含的气体。但是混合式加热器入口必须配置水泵,有的水泵还需在高温下工作,在汽轮机变工况运行时,会严重影响水泵的工作可靠性,因而须装备用水泵，为防止水泵汽蚀，每台水泵之上的一定高度还须装一定容积的储水箱。表面式加热器比混合式加热器的热力系统及厂房布置复杂化,既增加了设备和厂房费用,又危及电厂的安全运行,表面式加热器与混合式加热器比,虽有端差，热经济性较低,金属消耗量大,造价高,加热器本身可靠性差等缺点,但就整个表面式加热器组成的系统而言，却比混合式加热器系统简单,运行也较安全可靠。所以在现代化电厂中,广泛地采用表面式加热器,一般只配置一台混合式加热器作为锅炉给水除氧和汇集不同水流之用,杨柳青电厂的回热系统由三台表面式高压加热器和四台表面式低压加热器及一台混合式加热器（除氧器）组成。
6.1.1混合加热器
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第6章 回热加热系统确定
6.1.1.1混合加热器概述
当水与空气或某种气体混合物接触时,就会有一部分气体溶解到水中去,因此天然水中溶解有大量的空气,其中溶解的氧气可达10mg/L。水中溶解气的量的多少,与气体的种类、气体在水面的分压力以及水的温度有关。
由凝结水和补充水组成的锅炉给水中也溶有一定数量的气体。因为凝汽器、部分低压加热器及其管道附件处于真空状态下工作,空气可以从不严密处漏入主凝结水中,补充水在化学处理过程中也会溶解一些气体。
给水溶解气体中危害最大的是氧气,它对热力设备造成的氧腐蚀,通常发生在给水管和省煤器内,当给水含氧量超过0.03mg/L时,给水管和省煤器在短期内会出现穿孔的点状腐蚀,严重地影响发电厂安全运行。给水中溶解的二氧化碳也会引起腐蚀。
此外,在热交换设备中存在气体还会妨碍传热,降低传热效果。因为气体是不凝结的,它可能会在传热面上形成空气层,增大传热热阻,因此给水中溶有任何气体都是有害的。
为了保证发电厂安全经济运行,必须将锅炉给水含氧量控制在允许的范围内,按照《火力发电厂汽水监督规程》规定:对于工作压力为6.1MPa以上的锅炉,给水含氧量应小于7μg/L。为此,除氧器的任务是:及时除掉锅炉给水中溶解的氧气和其它气体,以防止对热力设备的腐蚀和影响传热。由于除氧器清除的对象是氧气,所以习惯上将给水除气设备称为除氧器。给水除氧的方法有化学除氧和物理除氧两种。
化学除氧是利用与氧发生化学反应的化学药剂,使之与水中溶解的氧发生化学反应，生成不腐蚀的物质而达到除氧的目的。化学除氧能彻底清除水中的氧,但不能除去其它气体,并且生成的氧化物会增加给水中可溶性盐类的含量,且药剂价格昂贵,所以发电厂很少采用。发电厂中广泛采用的是物理除氧法。物理除氧价格价廉，不但可以除去水中的氧气，同时也可以除掉水中其它气体，并且不会有其它残留物质，故在电厂中广泛采用。 6.1.1.2热力除氧的工作原理
大型机组一般都采用物理作氧,物理除氧是建立在享利定律和道尔顿定律基础上的。
亨利定律指出:当溶解于水中的气体与自水中逸出的气体处于动态平衡时,单位体积水中溶解的气体量和水面上该气体的分压力成正比。
b＝K·Pb/Pmg/L
其中K——该气体的重量溶解度系数。（它随气体的种类和温度而定） 显然,如水面某气体的实际分压力P′小于水中溶解气体所对应的平衡压力Pb,则该气体就会在不平衡压差。
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第6章 回热加热系统确定
△P＝Pb－P′
P的作用下自水中离析出来（质量转移）,直至达到新的平衡状态为止。反止,将会发生该气体继续溶于水中的过程。如果能使水面上某气体的实际分压力为零（即驱尽水面该气体）,在不平衡压差的作用下就可把该气体从水中完全除掉。这就是物理除氧的基本原理,也就是说,只要减少除氧器中氧的分压力就能减少单位体积水中的含氧量。
道尔顿定律:混合气体全压力等于各组成气体分压力之和。对于给水而言,水面上气体混合全压力P则等于水中溶解气体的分压力∑Ｐj和水蒸汽分压力PS之和。P＝∑Pj＋PＳMPa
在除氧器中水被定压加热时,其蒸发的水蒸汽量增加,从而使液面上水蒸汽的分压力升高,相应地水面上其它气体的分压力降低。当水加热至除氧器压力下的沸点时,水蒸汽的的压力就会接近水面上的全压力,此时水面上其它气体的分压力将趋近于零,于是溶解在水中的气体将会从水中逸出而被除去。也就是说,只要把水加热沸点,使水蒸汽压力几乎等于水面上的全压力,其它气体的分压力几乎为零,水中的气体就会逸出水面从而达到除氧的目的。
保证热力除氧效果的基本条件是:
（1）水应加热到除氧器工作压力下的饱和温度,即使有少量加热不足（几分之一度）,都会引起除氧器恶化,使水中残余溶氧增高。在大气压力下水加热不足1,水中的含氧量就接近O.2mg/L。
（2)必须把水中逸出的气体及时排走,以保证液面上氧气及其它气体分压力减至为零或最小。
（3)被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积,蒸汽与水应逆向流动,保证有较大的不平衡压差。
加热除氧过程是个传热传质过程,传热过程就是把水加热到除氧器压力下饱和温度,传质过程就是使溶解的气体从水中离析出来。气体从水中离析出来过程可分 为两个阶段。
第一阶段为除氧的初期阶段。此时由于水中的气体较多,不平衡压差△P较大, 相应不平衡压力较大。通过加热给水可以使气体以小气泡的形式克服水的粘滞力 和表面张力离析出来。此阶段约除去水中80～90%的气体。
第二阶段为深度除氧阶段,此时水中还残留少量气体,相应的不平衡压差△P很小,这些气体已没有能力克服水的粘滞力和表面张力离析出来。这时可用增大汽水 接触面积和缩短气体的逸出的路径加强扩散作用,才能实现深度除氧。
为了使水、汽有足够大的接触面积,除氧器设计和制造时可以将除氧水用筛盘
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第6章 回热加热系统确定
或喷嘴雾化,使水形成细流、雾状、水滴、膜状等形状,有利于少量残余气体扩散逸出。因此,在除氧器的结构上,必须为传热和传质过程顺利进行创造条件,以期取得良好的除效果。
6.1.1.3混合加热器的特点
1.可以将水加热到该级加热器蒸汽压力下所对应的饱和水温度，充分利用了加热蒸汽的能位，热经济性较表面式加热器高。
2.由于汽、水直接接触，没有金属传热面，因而加热器结构简单，金属耗量少，造价低，便于汇集各种不同参数的汽、水流量，如疏水、补充水、扩容蒸汽等。
3.可以兼作除氧器设备使用，避免高温金属受热面氧腐蚀。
4.全部由混合加热器组成的回热系统其系统复杂，导致回热系统运行安全性、可靠性低，系统投资大。一方面由于凝结水需依靠水泵提高压力后才能进入比凝汽器压力高的混合加热式加热器内，在该加热器内凝结水被加热至该加热器压力下的饱和水温度，其压力也与加热器内蒸汽压力一致，欲使其在更高压力的混合加热器内倍加热，还得借助于水泵来重复该过程。另一方面为防止输送饱和水的水泵发生汽蚀，水泵应有正的吸入水头，需设置一水箱安装在适当高度，水箱还要具有一定的容量来确保负荷波动时运行的可靠性。
5.随着汽轮机蒸汽初压力提高到亚临界和超临界，汽轮机叶片结铜垢及处于真空下的低压加热器氧腐蚀的现象日渐引起重视，重力式回热系统布置方式在混合式低压加热器机组应运而生，它不仅有效地提高了热经济性，而且也解决了前述高参数下带来的若干问题。
6.1.2表面式加热器
6.1.2.1表面式加热器概述
加热蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水灾管内流动，加热蒸汽在管外冲刷放热后凝结下来成为加热器的疏水（为区别主凝结水而成为疏水），对于无疏水冷却器的疏水温度为加热器筒体内蒸汽压力下的饱和温度，由于金属壁面热阻的存在，管内流动的水在吸热升温后的出口温度比疏水温度要低，它们的差值称之为端差（即加热器压力下饱和水温度与出口水温度之差，也称上端差）。 6.1.2.2表面式加热器的特点
与混合式加热器相比，表面式加热器及其系统具有以下几个特点： 1.因由端差存在，未能最大程度利用加热蒸汽位能，热经济性较混合式差。 2.由于有金属传热面，金属耗量大，内部结构复杂，制造较困难，造价高。 3.不能除去水中的氧和其他气体，未能有效地保护高温金属部件安全。
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第6章 回热加热系统确定
4.全部由表面式加热器组成的回热系统简单，运行安全可靠，布置方便，系统投资和土建费用少。
5.由于水被加热后要进入锅炉，水泵出口的压力比锅炉压力高，各加热器内水管应能承受比锅炉压力还高的水压，导致加热器的材料价格上升。
6-1 实际电厂采用的典型回热系统
6.1.2.3表面式加热器疏水方式
加热蒸汽进入表面式加热器放热后，冷凝为凝结水——疏水，为保证加热器内换热过程的连续进行，必须将疏水收集并汇集于系统的主水流中（主给水或主凝结水）中。通常疏水的收集方式由两种：一是利用相邻表面式加热器汽侧压差，将压力较高的疏水自流到压力较低的加热器中，逐级自流直至与主水流汇合，这种方式称为疏水逐级自流方式，如图6-2所示。
采用1号高压加热器疏水自留至2号高加，2号高加疏水自流至3号高加，3号高加疏水自流至4号混合式加热器（除氧器），汇合于给水中，5号至8号低压加热器的疏水依次从高到低逐级自流，最后流入凝汽器热井而汇合于主凝结水中。
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第6章 回热加热系统确定
6-2 表面式加热器疏水逐级自流连接方式
另一种是疏水泵方式，由于表面式加热器汽侧压力远小于水侧压力，尤其是高压加热器，疏水必须借助于疏水泵才能将疏水与水侧的主水流汇合，汇入地点通常是该加热器的出口水流中，如图6-3所示。由于此汇入地点的混合温差最小，因此混合产生的附加冷源热损失亦小。
6-3 表面式加热器采用疏水泵方式
6.1.2.4不同疏水收集方式的热经济性
两种不同的疏水收集方式中，疏水泵方式的热经济性仅次于没有疏水的混合加热器。因为疏水和主水流（主凝结水或主凝结水）混合后可以减少该级加热器的出口端差，因而提高了热经济性。疏水逐级自留方式的热经济性最差。
6.2本设计回热加热系统确定
综合技术经济性比较，绝大数电厂不会全部采用表面式加热器的回热系统，而是在中间适当的位置采用一混合加热器，兼作除氧和收集各种汽、水流的作用，同时也将表面式加热器系统分隔成高压加热器和低压加热器两组，水侧部分承受除氧
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第6章 回热加热系统确定
器给水泵压力的表面式加热器称为高压加热器，承受凝汽器下凝结水泵压力的表面式加热器称为低压加热器。
该图包括三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器、一台汽封加热器。采用八级调节抽汽，一、二、三级抽汽分别供给三台高压加热器，四级抽汽供汽至除氧器和辅助蒸汽系统，五、六、七、八级抽汽分别供给四台低压加热器用汽。高、中、低压缸轴封漏气供给汽封加热器，锅炉连续排污扩容器的扩容蒸汽直接进入除氧器。
1号至3号高加设有蒸汽冷却段及疏水冷却段，5号至8号低加没有蒸汽冷却段和疏水冷却段。
从高压缸抽出的1抽供给1号高压加热器，从高压缸排汽抽出的2抽供给2号高压加热器，从中压缸抽出的3抽供给3号高压加热器。1号高压加热器疏水自流至2号高压加热器，2号高压加热器疏水自流至3号高压加热器，3号高压加热器疏水自流至4号混合式加热器（除氧器），汇合与给水中。
系统三台高压加热器设有大旁路，即在进口和出口处设有液动三通阀。当任一台高压加热器故障时，都同时切除3台高压加热器，给水通过旁路进入省煤器。
汽轮机的各级抽汽，除了最后两级抽汽外，均装设具有快关功能的电动闸阀和强制关闭自动逆止阀（气动控制），作为汽轮机防进水保护的主要手段。
中压缸的第四段抽汽除了向除氧器供汽外，同时也向给水泵小汽轮机供汽。四级抽汽去除氧器管道上安装一个闸阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。四级抽汽管道上由于连接有众多的设备，或者接有高压汽源，或者接有辅助蒸汽汽源，在机组启动、低负荷运行、汽轮机突然甩负荷或停机时，为防止汽源蒸汽进入抽汽管道，因此设有逆止阀。
机组正常运行时，抽汽系统所有的抽汽隔离阀全开，而抽汽管道上的疏水阀全关。当加热器出现高水位等故障时，相应的抽汽隔离阀和抽汽逆止阀即自动关闭。而抽汽管上的疏水阀自动打开。机组在降负荷至一定负荷以下时，各抽汽隔离阀自动关闭，疏水阀全开。此时，除氧器所需的蒸汽由辅助蒸汽系统提供。
分别从三个低压缸抽出的5抽、6抽和7抽分别供给5号、6号和7号低压加热器，从低压缸抽出的8抽供给设在凝汽器接颈内的8号低压加热器，5至8号低压加热器的疏水依次从高到低逐级自流，最后流入凝汽器井从而汇合于主凝结水中。
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第7章 旁路系统的确定
第7章 旁路系统的确定
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、将降压降温后的蒸汽送到低一级参数的蒸汽管道或凝汽器去的链接称为旁路系统。
7.1旁路系统的型式及作用
旁路系统通常分为三种类型：高压旁路又称Ⅰ级旁路，即新蒸汽绕过汽轮机高压缸直接进入再热冷段管道；低压旁路又称Ⅱ级旁路，即再过热后的蒸汽绕过汽轮机中、低压缸直接进入凝汽器；当新蒸汽绕过整个汽轮机而直接排入凝汽器的则称为整机旁路或Ⅲ级旁路、大旁路。常见的旁路系统，都是由上述三种旁路类型中的一种或几种组合而成，国内采用的旁路系统主要有以下几种：
7.1.1三级旁路系统
如图7-1所示为三级旁路系统，它包括高压旁路、低压旁路和整机旁路。当汽轮机负荷低于锅炉最低稳定燃烧所对应的负荷时，多余的蒸汽通过整机大旁路排至凝汽器。该系统的优点是能适应各种工况的调节，满足汽轮机启动过程不同阶段对蒸汽参数和流量的要求，同时又能有效地保护再热器。其不足之处是系统复杂、设备多、金属耗量大、投资高、布置困难、运行操作不便。该系统在初期国产200MW机组上应用过，现在很少采用。
7-1 再热器机组三级旁路系统
7.1.2两级旁路串联系统
如图7-1（a）所示为高、低压旁路串联系统。通过两级旁路串联系统的协调，能满足启动时的各项要求。高压旁路可对再热器进行保护。该系统应用最广，我国
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第7章 旁路系统的确定
已运行的大部分中间再热机组都采用该系统。
7.1.3两级旁路并联系统
如图7-1（b）所示由高压旁路系统和整机旁路系统组成的两级旁路并联系统。高压旁路起着保护再热器的作用，同时也起作机组启动时暖管以及机组热态启动时用以迅速提高再热气温使之接近中压缸温度，由于没有低压旁路，此时热再热管段上的向空排气阀要打开。整机旁路则将启停、甩负荷及事故等工况下多余地蒸汽排入凝汽器，锅炉超压时可减少安全阀的动作甚至不动作，该系统只在早期国产机组上采用，现在很少采用。
7-1 常见的旁路系统型式
7.1.4整机旁路系统
图7-1（c）为只保留从新蒸汽至凝汽器的一级大旁路，其特点是系统简单；金属耗量、管道及附件少、投资省；操作简便。它同样可以加热过热蒸汽管与调节过热蒸汽温度。其明显缺点是不能保护再热器，为此再热器必须采用较好的、能耐干烧的材料或者布置在锅炉内的低温区并配以烟温调节保护手段。在机组滑参数启动时，也难以调节再热蒸汽温度，该系统不适于调峰机组。
7.1.5协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命
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第7章 旁路系统的确定
汽轮机启动过程是蒸汽向汽缸和转子传递热量的复杂热交换过程，为确保启动过程的安全可靠，要严密监视各处温度和严格控制温升率，使动静部分胀差和振动在允许范围内。汽轮机启动方式不同，要求也有别。《电力工业技术管理法规（试行）》中规定，如汽轮机制造厂无规定时，以高压缸第一级金属温度为依据，200℃以下时为冷态启动，200～370℃时为温态启动，370℃以上为热态启动。冲转时的主蒸汽温度最少要有50℃的过热度。温态、热态启动时应保证高、中压调速汽阀后蒸汽温度高于汽轮机最热部分温度50℃。双层缸的内外温差不大于30～40℃，双层缸的上下缸温差不超过35℃。
再热机组的主蒸汽系统均采用单元制，其在滑参数启动时，一般是先以低参数蒸汽冲转汽轮机，随着升速、带负荷、增负荷等不同阶段的需要，不断地提高锅炉出口蒸汽压力、温度和流量，使之与汽轮机的金属温度状况相匹配，实现安全可靠地启动。如果只靠调整锅炉的燃烧或汽压是难以满足这些要求的，热态启动则更难处理。
采用旁路系统后，通过改变新蒸汽流量，协调机组滑参数启动和停机不同阶段的蒸汽参数匹配，既满足再热机组滑参数启停要求，又缩短了启动时间。
汽轮机每启动一次或升降负荷一次所消耗寿命的百分数为寿命损耗率。不同状态的启动方式所消耗寿命的百分数不同，如冷态启动和热态启动两者的寿命损耗率相差10倍左右。金属温度变化幅度和金属温度变化率小，寿命损耗也就小，通过旁路系统的调节作用，可满足启停时对气温的要求，严格控制汽轮机的金属温升率，减少寿命损耗，延长汽轮机寿命。
7.1.6保护再热器
目前国内外再热机组大多采用烟气再热方式，即再热器是布置在锅炉内，正常运行时，汽轮机高压缸的排汽进入再热器后，提高了蒸汽温度，同时也冷却了再热器。但在锅炉点火不久汽轮机冲转前，锅炉提供的蒸汽温度、过热度都比较低时，或运行中汽轮机跳闸、甩负荷、电网事故和停机不停炉时，汽轮机自动自动主汽阀全关闭，高压缸没有排汽，再热器将处于无蒸汽冷却的干烧状态，一般的耐热合金材料难以确保再热器的安全。通过高压旁路新蒸汽就可经减温减压装置后进入再热器，冷却保护了再热器。
7.1.7收回工质，降低噪音
燃煤锅炉不投油稳定燃烧负荷约为30%锅炉额定蒸发量或更高，而汽轮机的空载汽耗量仅为其额定汽耗量的5%～7%，单元式再热机组在启动或事故甩负荷时，锅炉的蒸发量总是大于汽轮机的所需量，存在大量剩余蒸汽。如果将多余的蒸汽排入大气，不仅造成工质损失，而且产生巨大的噪音，恶化周围环境。设置了旁路系
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第7章 旁路系统的确定
统，就可将多余的蒸汽回收到凝汽器，同时也避免了噪音。
如果由于电网短时间故障，旁路系统可快速投入，维持锅炉在最低稳燃下运行，或汽轮机带空负荷、电厂用电运行，或停机不停炉，一旦事故消除，机组可迅速重新并网投入运行，恢复正常状态，大大缩短了重新启动时间，使机组能较好地适应调峰运行的需要。
7.1.8防止锅炉超压
旁路系统的设计通常有两种准则：兼带安全功能和不兼带安全功能。兼带安全功能的旁路系统是指高压旁路的容量为100%BMCR(锅炉最大连续蒸发量)，并兼带锅炉过热器出口的弹簧式安全阀和功能阀（PCV）的功能，即我国称为三用阀。因低压旁路的容量受凝汽器限制仅可为65%左右，所以在再热器出口还必须装有附加释放功能的和有监控器的安全阀。锅炉安全阀也因旁路系统的设置减少起跳次数，有助于保证安全阀的严密性和延长其寿命。
7.2本设计采用的旁路系统
本机组设有两级串联的高、低旁路系统。主蒸汽管与汽机高压缸排气逆止阀后的冷段再热蒸汽管道之间连接高压旁路，使蒸汽直接进入再热器；再热器出口管路上连接高压旁路管道使蒸汽直接进入凝汽器。在机组启停、运行和异常情况期间旁路系统起到控制、监视蒸汽压力和锅炉超压保护的作用。
高压旁路每台机组安装两套，从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接至再热（冷段）蒸汽管道，高压旁路的减温水取自汽动给水泵和电动给水泵出口的凝结水系统。
高、低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统设置预热管，保证高、低压旁路管道在机组运行时始终处于热备用状态。
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第8章 辅助热力系统
第8章 辅助热力系统
8.1工质损失简介
在发电厂的生产过程中，工质承担着能量转换和传递的作用，由于循环过程的管道、设备及附件中存在的缺陷和工艺需要，不可避免的存在各种汽水损失，它会直接影响发电厂的安全、经济运行。因为这不仅增大发电厂的热损失，降低电厂的热经济性，而且为了补充损失的工质，还必须增加水处理设备的投资和运行费用。另外，补充水的水质通常比汽轮机凝结水质差，因此，工质的损失还将导致补充水率增大，使给水品质下降，汽包锅炉排污量将增大，或造成过热器器结垢，或造成汽轮机通流部分积盐，处理下降，推力增加等，影响机组工作的可靠性。所以，发电厂设计、制造、安装和运行过程中，应尽可能地减少各种汽水损失。
发电厂的工质损失，根据损失的不同部位，可分为内部损失和外部损失。在发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失称为内部损失。它又包括正常性工质损失和非正常性工质损失。发电厂对外过热设备及系统造成的汽水工质损失称为外部损失。
8.2补充水引入系统
发电厂工质循环过程中虽然采取了各种减少工质损失的措施，仍不可避免地存在一定数量的工质损失，为维持工质循环的连续，需将损失的工质数量适时的足量补入循环系统。
补充水引入系统不仅要确保补充水量的需要，同时还涉及到补充水制取方式及补充水引入回热系统的地点选择。因此，以下的分析是在满足主要技术要求的基础上力求经济合理为基本原则。
补充水应保证热力设备安全运行的要求。对中参数及以下热电厂的补充水必须是软化水（除去水中的钙、镁等硬垢盐）。对高参数发电厂对水质的要求也相应提高，补充水必须是除盐水（除去水中钙、镁等硬垢盐外还要除去水中的硅酸盐）。对亚临界压力汽包锅炉和超临界压力直流锅炉其水质要求更高，除了要除去水中钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，同时对凝结水还要进行精处理，以确保机组启停时产生的腐蚀产物、二氧化硅和铁等金属内被处理掉。凝结水精处理装置我国采用低压系统（即有凝升泵）较多，引进机组则采用中压系统（无凝升泵）较多。补充水除盐一般都采用化学处理法。
补充水应除氧、加热和便于调节水量。为了热力设备安全，补充水应进行除氧。除氧有一级除氧和二级除氧两种，一般凝汽式机组采用一级除氧（如回热系统中的高压除氧器）即可满足要求，对补充水量较大的高压供热机组或中间再热机组，采用一级除氧不能保证给水含氧量合格情况下，应另设置一级补充水除氧
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第8章 辅助热力系统
器和初级除氧（也可在凝汽器内利用鼓泡除氧），然后通过回热系统的高压除氧器进行二次除氧。
8.3本设计补充水系统确定
本机组设置了凝结水补充水箱，补充水进入凝汽器，由于补充水充分利用了低压回热抽汽加热，回热抽气做功比较大，热经济性提高。并设有补充水除盐装置，去除水中钙、镁、硅酸盐和钠盐，凝结水精处理采用中压系统。除盐采用离子交换树脂制取的化学除盐水。补充水采用二级除氧，一级除氧在凝汽器中，设有真空除氧装置和鼓泡除氧装置，然后通过回热系统的高压除氧器进行二次除氧。
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第9章 轴封系统的确定
第9章 轴封系统的确定
9.1轴封系统简介
为了提高发电厂的热经济性，现代的汽轮机装置都设有轴封蒸汽回收利用系统。不同机组的轴封结构和轴封系统有所不同，但轴封蒸汽利用回热都是一致的，因此轴封蒸汽回收机利用系统设计与发电厂热力系统的设计时紧密联系的。
轴封系统的主要功能是向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封提供密封蒸汽，同时将各汽封的漏气合理导出抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄露，以确保汽轮机有较高的效率；在汽轮机较低压区段，则是防止外界空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能地高真空，也是为了保证汽轮机的高效率。
汽轮机轴封蒸汽系统包括：主汽阀和调节汽门的阀杆漏汽，再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽，高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等。一般轴封蒸汽占汽轮机总汽耗量的2%左右，且由于引出地点不同，工质的能位由差异，在引入地点的选择上应使该点能位与工质最接近，既回收工质，又利用其热量，同时又使其引起的附加冷源损失最小。
9.2本设计轴封系统的确定
本设计采用的轴封系统由以下组成：汽轮机的轴封系统、汽封冷却器、轴封压力调节阀、轴封风机、压力调节阀以及相应的管道附件等。
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致谢
致 谢
毕业设计是对我们知识运用能力的一次全面的考核，也是对我们进行科学研究基本功的训练，培养我们综合运用所学知识独立地分析问题和解决问题的能力，为以后撰写专业学术论文和工作打下良好的基础。
经过半年的忙碌和工作，本次毕业设计已经接近尾声，作为一个本科生的毕业设计，由于经验的匮乏，难免有许多考虑不周全的地方，如果没有导师的督促指导，以及一起工作的同学们的支持，想要完成这个设计是难以想象的。 在这里首先要感谢我的导师刘汉桥老师。刘老师平日里工作繁多，但在我做毕业设计的每个阶段，从查阅资料到设计草案的确定和修改，中期检查，后期详细设计等整个过程中都给予了我悉心的指导。我的设计较为复杂烦琐，但是刘老师仍然细心地纠正图纸中的错误。除了敬佩刘老师的专业水平外，他的治学严谨和科学研究的精神也是我永远学习的榜样，并将积极影响我今后的学习和工作。 其次要感谢我的同学对我无私的帮助，特别是在软件的使用方面，正因为如此我才能顺利的完成设计，我要感谢我的母校——天津城市建设学院，是母校给我们提供了优良的学习环境；另外，我还要感谢那些曾给我授过课的每一位老师，是你们教会我专业知识。在此，我再说一次谢谢！谢谢大家！！！
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