300MW火电机组热力系统选择.docx
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300MW火电机组热力系统选择
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
目录
摘要
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
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。
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
设计煤种:
新汶烟煤
燃料特性参数:
=81.2%
=5.5%
=9.0%
=1.8%
=2.5%
=20.0%
=6.0%
=40.0%
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
t/h
过热蒸汽出口参数
℃
再热蒸汽出口参数
℃
汽包压力20.4MPa
锅炉效率
.66%
排烟温度
℃
(3)过量空气系数及漏风系数:
炉膛出口过量空气:
炉膛漏风:
屏式过热器:
空间预热器:
省煤器(每级):
制粉系统:
除尘器:
过热器(每级):
炉后烟道:
每10m长
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,
,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:
36.71t/h
其中
——备用系数
——台数。
根据计算选取型号为MPS—255型,其标准出力为
(3)出力校和核用以下公式:
其中
——MPS磨煤机磨制A种煤时的出力;
——煤的哈氏可磨性修正系数;
——煤粉细度修正系数;
——煤的水分修正系数;
以上各数值均由查表得出:
(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)和磨煤机型式。
且晋北烟煤:
Vdaf=34.26R90=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
单位
数据
项目
单位
数据
额定出力
t/h
10-100
电机功率
KW
2.2
计量精度
%
±0.5
外形尺寸(长×宽×高)
mm
4400×2200×4350
给煤距离
Mm
2100
煤粉粒度
t/m3
≦60
进口尺寸
Mm
φ609.6
煤粉密度
mm
0.8~1
出口尺寸
Mm
φ900
煤粉水分适应性
%
≦15
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=1000t/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。
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。
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。
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
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%。
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。
锅炉最大连续蒸发量时,省煤器入口的给水压力。
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。
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
(3-1)
其中
——从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力。
——锅炉正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。
——锅炉最大连续蒸发量时,省煤器入口的给水压力。
——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:
(3-2)
流量为:
kg/h
1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
单位
型号
50CHTA6SP
给水流量
529
转速
5800
扬程
2168
3.2凝结水泵的选择
3.2.1选择原则
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:
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。
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:
=895282.3
(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。
3米
其中
——从凝汽器热井到除氧器凝结水入
口的介质流动阻力。
24米
——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。
——除氧器最大工作压力。
-3.6米
——凝汽器的最高真空。
(图3-2)
(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)
表3-2凝结水泵参数表
型号
流量
扬程
m
转速
一般所配电动机
型号
轴功率
KW
电动机功率
KW
18NL-190
900
160
1450
JSL-46KV
502
550
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。
最大给水消耗量:
(3-4)
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
除氧器
型号
GWC1050
额定出力
t/h
935
最大出力
t/h
1051
工作压力
MPa
0.739
设计压力
MPa
0.981
试验压力
MPa
1.67
工作温度
℃
335
设计温度
℃
340
饱和温度
℃
166
安全阀动作压力
MPa
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10min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:
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:
:
扩容器的汽容间容积
:
进入扩容器的连续排污量前面计算得:
=5004Kg/h
:
扩容器中分离出来的蒸汽占排污水量百分数。
:
扩容蒸汽的比容根据扩容器蒸汽压力0.9
查其饱和蒸汽比
=0.21481
。
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=800
。
3.4.3选择型号
根据总容积Pv=0.713
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
容量(
)
工作压力(
)
工作温度(℃)
尺寸(mm)
SGP-0.75
0.75
2
250
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。
表3-5定期排污扩容器性能表
参数名称
单位
型号
Dp—7.5
容量
7.5
工作压力
MPa
0.15
工作温度
℃
127
外形尺寸
重量
KW
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
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。
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。
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
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