发电厂机组八级热力系统和制粉系统设计书第一章绪论火力发电厂简称火电厂，是利用煤炭、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂。

其能量转换过程是：燃料的化学能转换为，热能通过汽轮机等设备转换为，在发电机的帮助下机械能转换为电能。

最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。

随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。

火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。

大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本及工人数量也不断降低。

如今大机组已然成为一个必然的趋势。

就能量转换的形式而言，火力发电机组的作用是将燃料（煤、石油、天然气）的化学能经燃烧释放出热能，再进一步将热能转变为电能。

其发电方式有汽轮机发电、燃气轮机发电及内燃机发电三种，具体到实现方式有燃煤锅炉，燃气锅炉，蒸汽燃气联合循环锅炉，硫化床锅炉等。

其中汽轮机发电所占比例最大，燃气轮机发电近年来有所发展，内燃机发电比例最小主要以小型家用为主。

汽轮机发电的理论基础是蒸汽的朗肯循环，按朗肯循环理论，蒸汽的初参数（即蒸汽的压力与温度）愈高，循环效率就愈高，其实这也是发展大机组的主要动力。

就当今火电技术来说，能进一步提高超临界机组的效率，主要从以下两方面入手：提高初参数，采用超超临界从电厂循环方式来分析，朗肯循环效率取决于循环工质的吸热温度和发热温度，平均吸热温度越低，放热温度越高，循环效率也越高。

就这点来讲，如果要提高循环效率，就应该降低吸热温度，提高放热温度，循环工质的吸热温度是取决于外界环境和压力的，我们能做的也就是提高工质的放热温度，也就是提高新蒸汽的温度。

所以超超临界机组应运而生了。

汽轮机制造技术已很成熟，但仍有进一步提高其效率的空间，主要有以下两种途径：首先是进一步增加末级叶片的环形排汽面积，从而达到减小排汽损失的目的。

末级叶片的环形排汽面积取决于叶片高度，后者受制于材料的耐离心力强度。

其次是采用减少二次流损失的叶栅。

叶栅汽道中的二次流会干扰工作的主汽流产生较大的能量损失，要进一步研制新型叶栅，以减少二次流损失。

最后是减少汽轮机内部漏汽损失。

汽轮机隔板与轴间、动叶顶部与汽缸、动叶与隔板间均有一定间隙。

这方面应该从轴封着手，要研制新型汽封件以减少漏汽损失。

发展大机组的优点可综述如下：1．降低每千瓦装机容量的基建投资随着机组容量的增大，投资费用降低。

在一定的范围内，机组的容量越大越经济。

一般将这个范围称为容量极限。

以20万千瓦燃煤机组的建设费比率为100%。

30万千瓦燃煤机组为93%，到60万千瓦时进一步下降为84%。

随着机组容量的增加，容量每增加一倍，基建投资约降低5%。

提高电站的供电热效率机组容量越大，电站的供电热效率也越高。

在15万千瓦以前，热效率的上升率较高。

达到15万千瓦以后，热效率上升趋于和缓。

原因在于容量在15万千瓦前，蒸汽参数随容量增加而提高的缘故。

容量超过15万千瓦后，蒸汽参数变化不大。

欲取得更高的供电热效率，只有采用超临界领域的蒸汽参数。

16.9MPa,566/538℃，50万千瓦机组的供电热效率为38.6%。

24.6MPa538/538℃，90万千瓦机组的供电热效率则高达40.7%，与前者相比约提高2.1%。

降低热耗以15万千瓦机组的单位热耗比率为100%，当机组容量增加到60万千瓦时，降低1.3%；由30万千瓦增加到60万千瓦时降低1.0%。

由60万千瓦提高到120万千瓦时降低0.5%左右。

减少电站人员的需要量15万千瓦机组，需0.45人/兆瓦；到30万千瓦时下降到0.27人/兆瓦；到120万千瓦时会进一步下降到0.12人/兆瓦。

这表明，机组容量越大，工资支出越少，降低发电成本。

在燃料价格相同的情况下，机组容量越大，发电成本越低。

机组容量增大，蒸汽参数提高，每千瓦装机容量的建设费用降低，热效率变大，热耗降低，工作人员减少，发电成本降低。

这充分显示了大机组的优势。

科技在发展世界在变化，实践告诉我们煤电有太多的局限性。

特别是燃煤锅炉，环境污染，燃料运输不方便，锅炉效率低，电厂占地面积大。

为了克服它们，我们有了循环流化床锅炉，有了煤制油技术，有了水煤浆技术。

但20世纪的实践告诉我们煤电不但有上述的局限性，煤电的致命缺陷是地球的煤炭资源是非常有限的。

这就促使我们寻找新的突破口，寻找新的替代能源。

新能源有水电，风能发电，和太阳能发电，以及核电。

水电，风电，太阳能发电的地域性都非常强，而且发电量也较少，用它们来解决能源问题可以说是杯水车薪。

核电好像是煤电理想的替代品，所以很多国家都大力发展核电，其中法国的核电发电量占到了全国总发电量的78%以上，其中核电比例达到40%以上的有12个国家。

但自从世界上最大的核电站日本福岛核电站的泄露事故，人民把核电推到了风口浪尖，核电能不能发展，核电发生事故的可能性有多大，远处的核泄露对我会有多大的伤害。

科技在发展，世界在变化，最终科技会告诉我们核电的去向，核电最终将不会是一个问题，但谁又能保证电力行业再也不会遇到新的挑战。

科学技术就是在这种否定再否定的过程中发展和成熟的。

第二章热力系统与机组资料2.1热力系统简介本机组采用一炉一机的单元制配置。

其中锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的2008t/h自然循环汽包炉；气轮机为法国Alsthom公司生产的亚临界压力、一次中间再热600MW凝汽式气轮机。

全厂的原则性热力系统附图所示。

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、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.903MPa压力除氧器的加热汽源。

第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7C︒、0C︒。

︒、0C︒。

第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5C 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。

然后由汽动给水泵及备用电动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.76C︒，进入锅炉。

三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。

凝汽器为双压式凝汽器，汽轮机排气压力4.04/5.25KPa。

与单压凝汽器相比，双压凝汽器由于按冷却水温度低，高分出了两个不同的汽室压力，因此它具有更低的凝汽器平均压力，使汽轮机的理想比焓降增大。

给水泵汽轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽经过小凝结器凝结成水送入凝汽器，设计排汽压力为6.27KPa，如果机组运行负荷较低也可以从新蒸汽管道抽汽。

锅炉过热器的减温水取自给水泵出口，设计喷水量为55000Kg/h。

热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失30000Kg/h、厂用汽20000Kg/h(不回收)、锅炉暖风器用气量为35000Kg/h,暖风器汽源取自第4级抽汽，其疏水仍返回除氧器回收，锅炉排污损失10000Kg/h。

高压缸门杆漏汽A和B分别引入再热冷段管道和轴封加热器SG，中高压缸门杆漏气K 引入3号高压加热器，高压缸的轴封漏汽按压力不同，分别引进除氧器L1和L 、均压箱M1和M 和轴封加热器N1和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 也引入轴封加热器。

从高压缸的排汽管路抽出一股汽流J ，不经再热器而直接进中压缸，用于冷却中压缸转子叶根。

2.2原始资料 2.2.1汽轮机型以及参数1.机组型式：亚临界压力、一次中间再热、四缸四排汽、反动单轴、凝汽式汽轮机；2.额定功率e p =600MW ；3.主蒸汽初参数（主汽阀前）0p =16.66MPa ，0t =537C ︒；4.再热蒸汽参数（进汽阀前）：热段rh p =3.31MPa ；rh t =540.6C ︒；冷段'rh p =3.49MPa ；'rh t =313.3C ︒；5.汽轮机排汽压力c p =4.04/5.25KPa,排汽比焓c h =2390.21kJ/Kg ，6.再热蒸汽流量： 1665t/h 。

2.2.2锅炉型式及参数1.锅炉：哈尔滨锅炉厂一次中间再热、亚临界压力、自然循环汽包炉；2.额定蒸发量b D =2008t/h3.额定过热蒸汽压力b p =17.3MPa ；4.额定过热蒸汽出口温度t b =540.6C ︒5.再热蒸汽压力（进/出）：3.49/3.31MPa ；6.再热蒸汽温度（进/出）：313.3/540.6C ︒7.省煤器进口给水温度：274.76C ︒；8.锅炉热效率b η=92.39%。

2.2.3机组各级回热抽汽参数 机组各级回热抽汽参数见表2-1表2-1 回热加热系统原始汽水参数1.最终给水温度fw t =274.76C ︒；2.给水泵出口压力pu p =19.23MPa ，给水泵效率pu η=0.843.除氧器至给水泵高差pu H =21.4m ；4.小汽机排汽压力xj c p ,=6.27KPa ；小汽机排汽焓xj c h ,=2422.6kJ/Kg 2.2.4其他数据1.汽轮机进汽节流损失1p δ =4%， 中压缸进汽节流损失2p δ=2%；2. 轴封加热器压力sg p =98KPa, 疏水比焓sg d h ,=415kJ/Kg ；3.机组各门杆漏汽、轴封漏汽等小汽流量及参数见表2-2；锅炉暖风器耗汽、过热器减温水等全厂汽水流量及参数见表2-2；4.汽轮机机械效率m η =0.985；发电机效率g η =0.99；5.补充水温度ma t =20C ︒；6.厂用电率ε=0.07。

表2-2 门杆漏汽、轴封漏汽数据第三章 热力系统计算3.1 汽水平衡计算3.1.1全厂补水率ma α全厂汽水平衡如图3-1所示，各汽水流量见表。

将进、出系统的各流量用相对量α表示。

由于计算前汽轮机进汽量0D 为未知，故预选0D =1909137Kg/h 进行计算，最后校核。

全厂工质渗漏系数L α=L D /0D =30000/1909137=0.015714（3—1）锅炉排污系数bl α=bl D /0D =10000/1909137=0.005238 （3—2）其余各量经计算为厂用汽系数pl α=20000/1909137=0.010476 （3—2） 减温水系数sp α=55000/1909137=0.0288 （3—3） 暖风器疏水系数nf α=35000/1909137=0.01833 （3—4） 由全厂物质平衡得补水率ma α=pl α+bl α+L α=0.0100476+0.005238+0.015714=0.031428 （3—5） 3.1.2给水系数fw αfw α=0α+L α+bl α-sp α=1+0.015714+0.005238-0.0288=0.9992143 （3—6）图3.1 全厂汽水3.1.3各小汽流量系数k sg ,α 各小汽流量见表2-23.2汽轮机进汽参数计算3.2.1主蒸汽参数由主汽门前压力为16.66MPa ，温度0t =537C ︒，查水蒸所性质表，得主蒸汽比焓值0h =3396.24kJ/Kg 。