汽轮机原则性热力系统资料

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毕业设计(论文)-某300mw凝汽式汽轮机机组热力系统设计[管理资料]

毕业设计(论文)-某300mw凝汽式汽轮机机组热力系统设计[管理资料]

目录第1章绪论 (1)热力系统简介 (1)本设计热力系统简介 (1)第2章基本热力系统确定 (3)锅炉选型 (3)汽轮机型号确定 (4)原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (6)全面性热力系统计算 (7)第3章主蒸汽系统确定 (15)主蒸汽系统的选择 (15)主蒸汽系统设计时应注意的问题 (17)本设计主蒸汽系统选择 (17)第4章给水系统确定 (19)给水系统概述 (19)给水泵的选型 (19)本设计选型 (22)第5章凝结系统确定 (23)凝结系统概述 (23)凝结水系统组成 (23)凝汽器结构与系统 (23)抽汽设备确定 (26)凝结水泵确定 (26) (28)回热加热器型式 (28)本设计回热加热系统确定 (33) (35)旁路系统的型式及作用 (35)本设计采用的旁路系统 (38) (39)工质损失简介 (39)补充水引入系统 (39)本设计补充水系统确定 (40) (41)轴封系统简介 (41)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。

汽轮机热力系统及辅助设备概述

汽轮机热力系统及辅助设备概述

汽轮机热力系统及辅助设备概述引言汽轮机是一种常见的能源转换设备,广泛应用于发电厂、工业生产和航空航天等领域。

汽轮机的热力系统及辅助设备是确保汽轮机正常运行的重要组成部分。

本文将对汽轮机热力系统及其辅助设备进行概述,介绍其主要组成和功能。

汽轮机热力系统汽轮机热力系统是指汽轮机中与热力流动相关的系统,包括供热系统、供汽系统、冷却系统和循环水系统等。

这些系统的主要功能是在汽轮机运行过程中提供热力流动和散热,确保汽轮机的高效运行和安全稳定。

供热系统供热系统是汽轮机中的重要组成部分,主要功能是提供高温高压的蒸汽给蒸汽涡轮,驱动涡轮转动产生功率。

供热系统由锅炉、热交换器、水泵等设备组成。

锅炉负责将水加热为蒸汽,热交换器用于提高蒸汽温度和压力,水泵则负责将水送入锅炉进行循环。

供热系统的性能直接影响汽轮机的发电效率和负荷能力。

供汽系统供汽系统是汽轮机中将蒸汽输送到各种设备和机械的系统。

它包括主汽系统和辅汽系统。

主汽系统将高温高压的主蒸汽引导到汽轮机高压缸驱动涡轮转动,产生功率;辅汽系统将副蒸汽供应给电力车、加热设备等辅助设备使用。

供汽系统的主要设备包括汽包、汽阀、蒸汽管道等,确保蒸汽的稳定输送和均匀供应。

冷却系统冷却系统是汽轮机中的重要组成部分,用于冷却汽轮机中产生的热量。

汽轮机工作时会产生大量的热量,如果不及时散热,可能导致设备过热甚至损坏。

冷却系统主要通过循环水冷却的方式将热量带走。

冷却系统包括冷却塔、冷却水泵、冷却管道等设备。

其主要功能是通过循环水吸收汽轮机热量,然后通过冷却塔将热量释放到大气中。

循环水系统循环水系统是汽轮机热力系统中的重要环节,主要负责循环供水和冷却。

汽轮机运行时需要大量的循环水来提供冷却和循环供水。

循环水系统包括循环水泵、冷却塔、水处理设备等。

循环水泵负责将冷却后的水送回到汽轮机,循环供水;冷却塔则通过排放废热的方式冷却循环水,确保循环水的温度和质量。

汽轮机辅助设备汽轮机辅助设备是汽轮机热力系统中起辅助作用的设备,包括给水系统、泄压系统、脱硫系统等。

毕业设计(论文)_某1000MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计说明书

毕业设计(论文)_某1000MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计说明书

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 (3)第2章基本热力系统确定 (5)2.1 锅炉选型 (6)2.2 汽轮机型号确定 (7)2.3 原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (8)2.4 全面性热力系统计算 (8)第3章主蒸汽系统确定 (18)3.1 主蒸汽系统的选择 (18)3.2 主蒸汽系统设计时应注意的问题 (20)3.3 本设计主蒸汽系统选择 (20)第4章给水系统确定 (22)4.1 给水系统概述 (22)4.2 给水泵的选型 (22)4.3 本设计选型 (25)第5章凝结系统确定 (27)5.1 凝结系统概述 (27)5.2 凝结水系统组成 (27)5.3 凝汽器结构与系统 (30)5.4 抽汽设备确定 (30)5.5 凝结水泵确定 (30)第6章.回热加热系统确定 (32)6.1 回热加热器型式 (32)6.2 本设计回热加热系统确定 (37)第7章.旁路系统的确定 (39)7.1 旁路系统的型式及作用 (39)7.2 本设计采用的旁路系统 (42)第8章.辅助热力系统确定 (43)8.1 工质损失简介 (43)8.2 补充水引入系统 (43)8.3 本设计补充水系统确定 (44)8.4 轴封系统 (44)第9章.疏放水系统确定 (45)9.1 疏放水系统简介 (45)9.2 本设计疏放水系统的确定 (45)参考文献 (47)致谢 (48)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。

(完整版)600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算

(完整版)600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算

1。

本课程设计的目的热力发电厂课程设计的主要目的是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标,由此衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性,运行的安全性和全厂的经济性.是学生在学习热力发电厂课程后的一次综合性的训练,是本课程的重要环节。

通过课程设计是学生进一步巩固、加深所学的理论知识并有所扩展;学习并掌握热力系统全面性计算和局部性分析的初步方法;培养学生查阅、使用国家有关设计标准、规范,进行实际工程设计,合理选择和分析数据的能力;锻炼提高运算、制图、计算机编程等基本技能;增强工程概念,培养学生对工程技术问题的严肃、认真和负责的态度。

2.计算任务1。

根据给定的热力系统数据,在h—s图上汇出蒸汽的汽态膨胀线(要求出图占一页)。

2.计算额定功率下的汽轮机进汽量D0,热力系统各汽水流量D j。

3.计算机组和全厂的热经济性指标(机组汽耗量、机组热耗量、机组热耗率、机组汽耗率、绝对电耗率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率).3。

计算原始资料1。

汽轮机形式及参数(1)机组形式:亚临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴、凝汽式机组。

(2)额定功率:P e=600MW.(3)主蒸汽初参数(主汽阀前):P0=16.7Mpa,t0=537℃。

(4)再热蒸汽参数(进汽阀前):热段:P rh=3。

234Mpa,t rh=537℃冷段:P'rh=3.56Mpa,t'rh=315℃。

(5)汽轮机排气压力P c=4.4/5。

39KPa,排气比焓h c=2333.8KJ/kg。

2.回热加热系统参数(1(2)最终给水温度:t fw=274。

1℃。

(3)给水泵出口压力:P u=20。

13Mpa,给水泵效率:83%。

(4)除氧器至给水泵高差:21.6m。

(5)小汽机排汽压力:Pc=6.27kPa。

小汽机排气焓:2422.6KJ/kg。

3。

锅炉型式及参数(1)锅炉形式:英国三井2027-17。

300mw机组原则性热力系统计算

300mw机组原则性热力系统计算

300m w机组原则性热力系统计算-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1已知:1、汽轮发电机组型号:N300-16.8/550/550 实际功率:300MW初参数:16.18Mpa,550℃;再热汽参数:(3.46Mpa,328℃)/(3.12 Mpa 550℃)排汽参数:0.005 Mpa x=9%给水泵出口压力: 17.6 Mpa,给水泵效率:ηa=0.85凝结水泵出口压力:1.18 Mpa除氧器工作压力: 0.588 Mpa机组效率:ηmηg=0.98*0.99=0.9702不考虑回热系统的散热损失,忽略凝结水泵焓升。

2、锅炉型号:SG1000-16.77/555/555锅炉效率:ηb=0.925 管道效率:ηp=0.983、全厂汽水损失:D l=0.01D B (D B为锅炉蒸发量)轴封漏汽量:Dsg=1.01Do (Do为汽轮机新汽量)轴封漏汽焓:h sg=3049kJ/kg轴封加热器压力:Psg=0.095 Mpa汽轮机进汽节流损失为:4%中压联合汽门压损:2%各抽汽管道压损:6%小汽机机械效率:ηml=0.98设计:根据已知数据,及水蒸汽焓熵图,查出各抽汽点焓值后,作出水蒸汽的汽态膨胀线图如下:二、计算新汽流量及各处汽水流量1、给水泵焓升:(假设除氧器标高为35m)△hpu=1000(P入-P出)V/ηa=1000[17.6-(0.588+0.35)]*0.011/0.85=21.56(kJ/kg)给水泵出口焓值h=h入+△hpu=667.2+21.56=688.8(kJ/kg)2、大机及小机排汽焓:h c=xh¹+(1-x)h¹¹=0.09*137.72+(1-0.09)*2560.55=2342.295(kJ/kg)3、根据所知参数知道,#1、2、3GJ疏水为未饱和水除氧器内为饱和水,#1、2、3、4DJ疏水为饱和水轴加、凝结器内为饱和水。

汽轮机600MW汽轮机原则性热力系统设计计算

汽轮机600MW汽轮机原则性热力系统设计计算

600MW汽轮机原则性热力系统设计计算目录毕业设计...............错误! 未定义书签。

内容摘要 . .. (3)1.本设计得内容有以下几方面: . (3)2.关键词 (3)一.热力系统 . (4)二.实际机组回热原则性热力系统 (4)三.汽轮机原则性热力系统 (4)1.计算目的及基本公式 (5)1.1 计算目的 . (5)1.2 计算的基本方式 (6)2.计算方法和步骤 (7)3.设计内容 (7)3.1整理原始资料 (9)3.2计算回热抽气系数与凝气系数 (9)回热循环 (10)3.2.1混合式加热器及其系统的特点 (10)3.2.2表面式加热器的特点: (11)3.2.3表面式加热器的端差θ及热经济性 (11)3.2.4抽气管道压降p j及热经济性 (12)3.2.5蒸汽冷却器及其热经济性 (12)3.2.6表面式加热器的疏水方式及热经济性 (13)3.2.7设置疏水冷却段的意义及热经济性指标 (14)3.2.8除氧器 . (18)3.2.9除氧器的运行及其热经济性分析 (19)3.2.10除氧器的汽源连接方式及其热经济性 (19)3.3新汽量 D0计算及功率校核 (23)3.4热经济性的指标计算 (26)3.5各汽水流量绝对值计算 (27)致谢. (32)参考文献 . (33)600MW汽轮机原则性热力系统设计计算内容摘要1.本设计得内容有以下几方面:1)简述热力系统的相关概念;2)回热循环的的有关内容(其中涉及到混合式加热器、表面式加热器的特点,并对其具有代表性的加热器作以细致描述。

表面式加热器的端差、设置疏水冷却段、蒸汽冷却段、疏水方式及热经济性、除氧器的运行及其热经济性分析、除氧器的汽源连接方式及其热经济性)3)原则性热力系统的一般计算方法2.关键词除氧器、高压加热器、低压加热器一.热力系统热力系统的一般定义为:将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。

汽轮机原则性热力系统-热平衡计算

汽轮机原则性热力系统-热平衡计算

467 0.97 2064.9263 0.31 0.55 0.14 0.68 425 935
KJ/kg KJ/kg kg/kg m3 m3 m3 kg/h kg/h
设计压力1MPaA,工作压力0.15MPaA 设计压力1MPaA,工作压力0.15MPaA
汽轮机计算
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 项目 功率 相对内效率 主蒸汽压力 主蒸汽温度 主蒸汽焓值 第一级抽汽出口蒸汽压力 第一级抽汽出口蒸汽理想焓值 第一级抽汽出口蒸汽实际焓值 第二级抽汽出口蒸汽压力 第二级抽汽出口蒸汽理想焓值 第二级抽汽出口蒸汽实际焓值 第三级抽汽出口蒸汽压力 第三级抽汽出口蒸汽理想焓值 第三级抽汽出口蒸汽实际焓值 第四级抽汽出口蒸汽压力 第四级抽汽出口蒸汽理想焓值 第四级抽汽出口蒸汽实际焓值 第五级抽汽出口蒸汽压力 第五级抽汽出口蒸汽理想焓值 第五级抽汽出口蒸汽实际焓值 第六级抽汽出口蒸汽压力 第六级抽汽出口蒸汽理想焓值 第六级抽汽出口蒸汽实际焓值 第七级抽汽出口蒸汽压力 符号 计 算 公 式 或 依 据 Pe ηrl P0 T0 H0 P1 H1 H1' P2 H2 H2' P3 H3 H3' P4 H4 H4' P5 H5 H5' P6 H6 H6' P7 给定 据东汽资料 给定 给定 查水蒸气图表 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H1)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H2)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H3)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H4)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H5)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 由入口蒸汽参数及出口压力等熵查取 H0-(H0-H6)*ηrl 根据蒸汽平衡(绝压) 0 0.5 2813.94 2932 0.316 2725.73 2864.75 0.06 2451.62 2656.43 0 0.00 0.00 0 数值 抽凝 15000 0.76 3.43 435 3305.00 单位 KW / MPaA ℃ KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA KJ/kg KJ/kg MPaA 三段低加 二段低加 0.06MPaA 一段低加 0.316MPaA 除氧器抽汽 0.5MPaA 二段高加抽汽 一段高加抽汽 工业抽汽 备注 机械效率97%

350MW机组原则性热力系统计算

350MW机组原则性热力系统计算

1、汽轮机型式及参数汽机型式为一次中间再热、亚临界、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机,额定功率为352MW,额定主蒸汽参数:P0=17.46Mpa,t=538℃;额定再热蒸汽参数:P rh =3.07Mpa,trh=538℃;额定排汽压力Pc=0.0049Mpa; hc=2371kj/kg。

2、锅炉型式及参数锅炉型式为露天布置、平衡通风,具有平行尾部通道的燃煤辐射锅炉;单汽包、单炉膛、具有一次中间再热的亚临界自然循环锅炉;额定蒸发量为1085.1t/h,额定饱和蒸汽压力19.02Mpa,过热蒸汽压力17.84Mpa,过热蒸汽温度540.6℃,再热蒸汽温度539℃,给水温度282℃,锅炉效率为93.7%。

3、回热系统及参数机组采用八级回热(三高加四低加一除氧)。

额定工况下的抽汽参数:除氧器滑压运行,凝泵出水压力为2.15Mpa,采用汽轮给水泵,汽源与除氧器同为四抽蒸汽,额定蒸汽参数为:hDT =3177.4kj/kg,MPap cDT005.0=,kgkjh cDT/2440=;小汽机的耗汽量占给水流量的份额03376.0=DTχ;小汽机排汽至冷凝器;给水泵出口压力为20.43 Mpa。

4、其它数据的选取主机、给泵汽机合用同一轴封汽系统;额定负荷时,由于系统采用自密封型式,高压缸前轴封漏汽通过一只汽动调阀回收到四抽;轴封母管过剩汽通过三通转换阀至#1低加汽侧回收;高压部分轴封漏汽经冷凝器冷却后供低压轴封;由轴加建立的微真空抽出汽缸轴封漏汽加热凝泵出口的凝水,由于轴封汽参数取用困难,因此在热力计算中省略了轴封漏汽部分计算,考虑到与系统实际运行可能出现计算偏差,在热力系统计算中考虑了轴封漏汽的加热量,根据实际运行数据,取#1低加进口水温为37.5℃。

汽轮发电机组的机械效率ηM=0.995发电效率ηg=0.995管道效率ηp=0.995、原始数据整理锅炉出口蒸汽参数P0=17.84Mpa,t=540.6℃,取新汽压损为3%,故汽机进口蒸汽参数为P0’=17.3Mpa,t’=538℃;高压缸排汽口压力3.35Mpa,再热蒸汽压损为10%,中压缸进汽参数Prh =3.02Mpa,trh=538℃;中低压缸联通管压损取2%,低压缸进汽压力PL=0.83Mpa,在焓熵图上作该机组的汽态线:200021002200230024002500260027002800290030003100320033003400350036003700380039004000410042005.05.56.06.57.07.58.08.59.05.0 5.56.0 6.57.07.58.08.59.020002100220023002400250026002700280029003000310032003300340035003600370038003900400041004200h KJ/kg KJ/kgKJ/kgK GE352MW 机组的汽态线0.005p DT c2440h DT c2371h c 0.0049p c70t 880.0309p 82627h 82675h 798t770.075p 7185t 660.19p 62841h 60.41p 5265t552995h 5357t 444′0.83p 20.85p 43177h 4457t 333376h 32′3540h rh 540t 0 538t 0′17.84P 017.3P′3388h 03168h 12990h 212400t 1302t 23.35p 26.77p 1100MP机组各计算点参数表:注:①考虑给水泵焓升;②#3低加进口水焓取368.8kj/kg;③#1低加进口水温考虑轴封漏汽加热取37.5℃系统热经济性计算各加热器抽汽放热量qj 的计算kg kj h h q d /6.21084.8862995222=-=-= kg kj h h q d /8.26135.7673.3381333=-=-= kg kj h h q w /7.25779.5976.3175544=-=-= kg kj h h q d /8.24951.5059.3000555=-=-= kg kj h h q d /5.24281.4116.2839666=-=-= kg kj h h q d /3.23018.3771.2679777=-=-= kg kj h h q d /9.23909.1628.2553888=-=-=a) 各加热器中水的焓升τj 的计算kg kj h h w w /7.2096.10313.1241211=-=-=τkg kj h h w w /1636.8686.1031322=-=-=τkg kj h h DT w w /5.1159.242.7286.868433=--=--=ττ kg kj h h w w /3.1309.5972.728544=-=-=τ kg kj h h w w /4.1365.4619.597655=-=-=τkg kj h h w w /7.948.3665.461766=-=-=τ kg kj h h w w /4.884.2788.366877=-=-=τkg kj h h n w /5.1199.1584.278'88=-=-=τ注:h w7’取h w 7+2kj/kg b)各加热器中疏水放热量j γ的计算kg kj h h d d /3.1664.8867.1052212=-=-=γ kg kj h h d d /9.1185.7674.886323=-=-=γkg kj h h d d /941.4111.505656=-=-=γkg kj h h d d /3.338.3771.411767=-=-=γc) 抽汽系数j α的计算(不考虑加热器散热损失) 09947.08.21077.209111===q τα069496.06.21083.16609947.016322122=⨯-=-=q γατα036497.08.26139.118)069496.009947.0(5.115)(332133=⨯+-=+-=q γαατα036998.07.25776.169)036497.0069496.009947.0(3.130)(4432144=⨯++-=++-=q γααατα除氧器进口凝结水份额75754.0036998.0036497.0069496.009947.01143214=----=----=αααααc041422.08.24957.13675754.05545=⨯=⨯=q c ταα027316.05.242894041422.07.9475754.0665646=⨯-⨯=-=q c γαταα8786658'747))(()(w w d w w c h h h h h h --+--=αααα024731.04.2781.2679)4.2781.411()027316.0041422.0()4.2788.368(75754.0=--⨯+--⨯=列方程组:⎪⎩⎪⎨⎧=+++---+++---=++---+++=++++---+'747765776547765776546658765477646655577657765466)()()()()()()()()(w c d w c d w c d w c w c d d d w c h h h h h h h h h h h h h h ααααααααααααααααααααααααααααααααααkg kj h h h c d w c w /15.36875754.08.377)024731.0027316.0041422.0(8.366)024731.0027316.004142.075754.0()()(4776577654'7=⨯+++⨯---=+++---=αααααααα通过以上对h w7’的修正计算,h w7’初取值为368.8kj/kg ,修正值与初始值偏差很小,则取h w7’=368.8kj/kg8876548)(q c τααααα---=032176.024645.119)025378.0033544.0035089.075767.0(=⨯---=597128.0033182.0024731.0027316.0041422.003376.0036998.0036497.0069496.009947.01187654321=---------=---------=ααααααααααDT c再热汽份额 831034.0069496.009947.01121=--=--=αααrhd) 正平衡计算1kg 再热蒸汽吸热量kg kj h h q rh rh /6.54729956.35422=-=-= 各段抽汽作功不足量计算:kg kj h /4.3145.316009947.011=⨯=α kg kj h /1.2082995069496.022=⨯=α kg kj h /4.1233.3381036497.033=⨯=αkg kj h /5.1176.3175036998.044=⨯=αkg kj h DT /2.1076.317503376.04=⨯=α kg kj h /3.1249.3000041422.055=⨯=αkg kj h /6.776.2839027316.066=⨯=α kg kj h /3.661.2679024731.077=⨯=αkg kj h /7.848.2553033182.088=⨯=α kg kj h c c /4.14176.2373597132.0=⨯=α 1kg 蒸汽循环净功W i :4810h h h q h W DT c c j j j rh rh i αααα---+=∑=35.120421.10735.1417271.111608.4551.33906.317503376.06.2373597132.0271.11166.547831038.01.3390=---+=⨯-⨯--⨯+=1kg 工质循环吸热量q 0:100w rh rh h q h q -+=αkg kj /9.26033.12416.547831038.01.3390=-⨯+= 实际循环效率i η:4529.09.260389.2438.12040=-=-=q W DT i i τηe) 反平衡计算广义冷源损失:)()()(88n cDT DT n d n c c n h h h h h h q -+-+-=αααkg kj /75.141478.7789.008.1336)1.1362440(03376.0)1.1369.162(0333182.0)1.1366.2373(597132.0=++=-⨯+-⨯+-⨯=则实际循环效率4567.09.260375.14149.260300=-=-=q q q n i η反平衡计算结果与正平衡计算结果相比较,实际循环效率偏差仅为0.37%,小于0.5% 的计算偏差要求,表明热力系统计算基本正确。

原则性热力系统

原则性热力系统
连接系统、给水回热加热器、除氧器和给水箱系统、补充 水系统、锅炉连续排污及热量利用系统、对外供热系统及 各种水泵等。 类型和容量相同时,原则性热力系统也可能不尽相同。 不同的连接方式所获得的经济效果也不同。
编制发电厂原则性热力系统的 主要步骤
(一)确定发电厂的型式及规划容量
根据电网结构及其发展规划,燃料资源及供应状况,供水条件、交通运输、地质地 形、地震及占地拆迁,水文气象,废渣处理、施工条件及环境保护要求和资金来 源等,通过综合分析比较确定电厂规划容量、分期建设容量及建成期限。涉外工 程要考虑供货方或订货方所在国的有关情况。
(四)发电厂原则性热力系统计算 进行几个典型工况的原则性热力计算,及其全厂热经济指标计算,详见本章第 三、四节。
(五)选择锅炉 选择锅炉应符合现行的SD268-1988《燃煤电站锅炉技术条件》的规定,必须 适应燃用煤种的煤质特性及现行规定中的煤质允许变化范围。根据汽轮机组 最大工况时的进汽量,并考虑必须的富裕容量来选择锅炉的单位容量。
0
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发电厂全面性热力系统
发电厂的全面性热力系统是在原则性热力系统的基础上充分考虑 到发电厂生产所必须的连续性、安全性、可靠性和灵活性后所组 成的实际热力系统。
发电厂中所有的热力设备、管道及附件都应该在发电厂全面性热 力系统图上反映出来。这是与原则性热力系统在画法上的根本区 别。
发电厂全面性热力系统一般由下列局部系统组成 :主蒸汽和再热蒸汽系统、旁路系统、回热加热( 回热抽汽及疏水)系统、给水系统、除氧系统、主 凝结水系统、补充水系统、锅炉排污系统、供热 系统、厂内循环水系统和锅炉启动系统等。
3444.06 3286.34
3172.13
3098.57
汽侧下饱和水温(C)

汽轮机原则性热力系统

汽轮机原则性热力系统

汽轮机原则性热力系统一、原则性热力系统的定义:就是把主要热力设备和辅助设备按工质热力循环的顺序连接起来的简化系统。

此系统只表示设备在正常工作时的相互关系,对同类型、同参数的设备只表示出一台,不包括备用设备及阀门等配件。

二、本厂汽轮机原则性热力系统:(现场画)三、汽轮机及各附属设备的作用:1.电动主闸门:主要起系统隔离作用;要求:严密性必须强。

2.自动主汽门:主要起保护作用,当机组任一保护达停机条件时,通过保安系统动作停机;要求:关闭动作迅速,0.1秒内。

3.调速汽门:用来改变汽轮机的进汽量,使汽轮机的负荷与外界负荷相适应。

当机组保护动作停机时也迅速关闭。

4.汽轮机:是将蒸汽的热能转变成旋转的机械能。

5.凝结器:1)在汽轮机排汽口形成高度真空,使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力,增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降,提高循环热效率;2)将汽轮机的低压缸排出的蒸汽凝结成水,重新送回锅炉进行循环使用;3)汇集各种疏水,减少汽水损失;4)具有真空除氧作用。

6.凝结水泵:将凝结器中的水打向除氧器,保证凝结器正常水位。

要求扬程、流量适中,但必须抗气蚀能力强。

7.轴封加热器:利用轴封回汽的热量加热凝结水。

同时,在轴封回汽室形成微负压,防止蒸汽外漏,减少汽水损失;保护汽机房环境。

8.低压加热器:利用在汽轮机中做了部分功的蒸气加热凝结水,提高凝结水温度;同时减少了蒸气在凝结器中的热量损失,提高循环热效率。

9.除氧器:热力除氧器的主要作用是除去锅炉给水中的溶氧及其它气体,保证给水的品质,减缓锅炉、汽机设备及管道的腐蚀,延长设备的使用寿命;同时除氧器本身又是给水回热、加热系统中的一个混合式加热器,起到加热给水,提高给水温度的作用。

它的性能好坏对电厂的长远安全运行非常重要。

10.抽气器:抽出凝结器及真空系统中的空气和不凝结气体;在机组启动前建立凝结器真空,在正常运行中维持凝结器真空。

11.射水泵:给射水抽气器提供压力水,保证射水抽气器正常工作。

汽轮机的原则性热力系统

汽轮机的原则性热力系统

高压加热器的疏水逐级自流进入除氧器,低 压加热器的疏水也采用逐级自流的方式,流经2 号低压加热器后用疏水泵送入该加热器出口的主 凝结水管中,这样可以避免压力较高的疏水进入 1号低压加热器中汽化而排挤第七段抽汽,使系 统的经济性下降。 该机组的第七段抽汽量较大,因此1号加热器 的疏水量较大,为了回收这部分疏水的热量,也 用疏水泵将这部分疏水送到1号加热器出口的主 凝结水管中。轴封汽加热器的疏水量很少,通过 U型管送入凝汽器中(图4-1(a))。
汽轮机的主凝结水由凝结水泵升压送入轴封汽 加热器2加热。轴封汽加热器利用汽轮机轴端轴 封漏出的蒸汽来加热主凝结水,其作用是回收轴 封汽,提高系统的经济性。 由轴封汽加热器出来的主凝结水依次流经四台 低压加热器后进入除氧器,除氧后的给水经给水 泵升压,再经两台高压加热器将给水温度提高到 222℃后送入锅炉(图4-1(a))。
该系统锅炉的连续排污量不多,所以采用一 级排污扩容系统,扩容器闪蒸出来的二次蒸汽送 入除氧器,扩容器排出的浓缩污水在排污水冷却 9中加热化学补充水后排入地沟或污水处理系 统(图4-1(a))。
典型机组的原则性热力系统举例 国产N100-8.826/535型汽轮机系高压双缸双排汽口 凝汽式机组。其进汽参数为8.826MPa(90kgf/cm2), 535℃,排汽压力为0.0049MPa(0.05kgf/cm2),配用 HG400/100型高压锅炉。其原则性热力系统如图4-1(a) 所示。该机组共有七段非调整抽汽。 该机组的第一、二段抽汽供两台高压加热器用汽,第 三段抽汽作为除氧器5的加热汽源,第四、五、六、七各 段抽汽分别供给四台低压加热器。低负荷运行时,第三段 抽汽压力过低,不能保证除氧器需要,这时自动切换阀打 开,由第二段抽汽供除氧器用汽,系统的经济性下降。

《汽轮机热力系统》课件

《汽轮机热力系统》课件
类型
根据用途和结构,泵与风机可分为离心泵、往复泵、轴流 风机、离心风机等类型。
03
汽轮机热力系统的运行与控制
汽轮机热力系统的启动与停止
启动
在启动汽轮机热力系统时,应先进行系统检查,确保所有设 备正常,然后按照规定的启动流程进行操作,逐步提高系统 温度和压力,直到达到正常运行状态。
停止
当需要停止汽轮机热力系统时,应先逐步降低系统温度和压 力,按照规定的停止流程进行操作,确保系统安全地停止运 行。
、发电等领域。
工作原理
02
高温高压的蒸汽在冷凝器中通过与冷却水进行热交换,将蒸汽
中的热量传递给冷却水,使蒸汽冷凝成水。
类型
03
根据结构和工作原理,冷凝器可分为水冷式、空冷式、蒸发式
பைடு நூலகம்等类型。
加热器
定义
加热器是一种利用热能加热流体的换热器,广泛应用 于化工、石油、食品等领域。
工作原理
加热器通过热交换器将热能传递给流体,使流体温度 升高。
总结词
汽轮机热力系统的重要性及其对整个机组性能的影响
详细描述
汽轮机热力系统是汽轮机机组的重要组成部分,其性能直接影响到整个机组的性能和效率。一个设计合理、运行 稳定的汽轮机热力系统,能够提高机组的热效率和运行可靠性,降低能耗和污染物排放,为电厂的可持续发展和 节能减排做出贡献。
02
汽轮机热力系统的主要设备
《汽轮机热力系统》 PPT课件
contents
目录
• 汽轮机热力系统概述 • 汽轮机热力系统的主要设备 • 汽轮机热力系统的运行与控制 • 汽轮机热力系统的节能与优化 • 汽轮机热力系统的维护与保养
01
汽轮机热力系统概述
汽轮机热力系统的定义与组成

汽轮机热力系统 全文-

汽轮机热力系统 全文-

一、系统的组成
1、凝结水泵及其管道 2、凝结水的精处理 3、轴封加热器及凝结水最小流量再循环 4、除氧器水箱水位控制 5、低压加热器及其管道 6、启动排水系统 7、主凝结水的其他用途 8、补充水系统
二、系统的运行 1、启动
2、正常运行 3、非正常运行 4、正常停机
第六节 主给水及除氧系统
一、除氧器汽水系统 二、给水系统的组成
图4-13 闭式循环冷却水系统
三、滨海电厂的循环冷却水系统 1、开式循环冷却水系统 2、闭式循环冷却水系统
第十节 凝汽器抽真空系统
一、水环式真空泵系统 1、系统组成 2、系统运行 二、凝汽器真空破坏系统
ห้องสมุดไป่ตู้
第二节 主蒸汽系统
一、主蒸汽系统 1、概述
2、保护装置 3、疏水系统 4、主蒸汽的其他用途 二、冷再热蒸汽系统 1、概述
2、保护装置 3、疏水系统 4、其他支管 三、热再热蒸汽系统 1、概述
2、保护装置 3、疏水系统
第三节 汽轮机旁路系统
图4-3 两级串联旁路系统原理示意图
一、旁路系统的作用 二、两级串联旁路系统 三、两级串联旁路系统的减温水 四、两级串联旁路系统的构成 1、阀门
一、系统的供汽汽源 1、启动锅炉
2、再热蒸汽冷段 3、汽轮机四段抽汽 二、系统的用途 三、系统的附件设置 四、系统的疏水 五、系统的容量 六、系统的运行
第九节 循环冷却水系统及工业水系统
图4-11 循环冷却水系统示意 图
一、开式循环冷却水系统
图4-12 开式循环冷却系 统
二、闭式循环冷却水及工业水系统
2、控制机构 3、减温减压器 五、两级串联旁路系统的运行 1、高压旁路的运行情况
2、低压旁路的运行情况及特点

汽轮机原则性热力系统资料

汽轮机原则性热力系统资料

汽轮机原则性热力系统根据热力循环的特征,以安全和经济为原则,将汽轮机与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来,组成发电厂的热力系统。

汽轮机热力系统是指主蒸汽、再热蒸汽系统,旁路系统,轴封系统,辅助蒸汽系统和回热抽汽系统等。

下面着重介绍主蒸汽系统及旁路系统。

第一节主蒸汽及再热蒸汽系统锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为主、再热蒸汽系统。

本机组的主蒸汽及再热蒸汽采用单元制连接方式,即一机一炉相配合的连接系统,如图3-1所示。

该连接方式结构简单、阀门少、管道短而阻力小,便于自动化的集中控制。

一、主蒸汽系统主、再热蒸汽管道均为单元双—单—双管制系统,主蒸汽管道上不装设隔断阀,主蒸汽可作为汽动给水泵及轴封在机组启动或低负荷时备用汽源。

主蒸汽从锅炉过热器的两个出口由两根蒸汽管道引出后汇合成一根主蒸汽管道送至汽轮机,再分成两根蒸汽管道进入2只高压自动主汽阀、4只调节阀,然后借助4根导汽管进入高压缸,在高压缸内做功后的蒸汽经过2只高压排汽逆止阀,再经过蒸汽管道(冷段管)回到锅炉的再热器重新加热。

经过再热后的蒸汽温度由335℃升高到538℃,压力由3.483MPa 降至3.135MPa,由于主、再热蒸汽流量变化不多蒸汽比容增加将近一倍。

再热后蒸汽由两根蒸汽管道引出后汇合成一根再蒸汽管道送至汽轮机,再分成两根蒸汽管道经过2只再热联合汽阀(中压自动主汽阀及中压调节阀的组合)进入中压缸。

它设有两级旁路,I级旁路从高压自动主汽阀前引出,蒸汽经减压减温后排至再热器冷段管,采用给水作为减温水。

II级旁路从中压缸自动主汽阀前引出,蒸汽经减压减温后送至凝汽器,用凝结水泵出口的凝结水作为减温水。

带动给水泵的小汽轮机是利用中压缸排汽作为工作汽源(第4段抽汽,下称低压蒸汽)。

由于低压蒸汽的参数随主机的负荷降低而降低,当负荷下降至额定负荷的40%时,该汽源已不能满足要求,所以需采用新蒸汽(下称高压蒸汽)作为低负荷的补充汽源或独立汽源。

125MW机组的原则性热力系统

125MW机组的原则性热力系统

一、课程设计目的通过设计加深巩固热力发电厂所学理论知识,了解热力发电厂计算的一般步骤,掌握热力系统的能量平衡式、质量平衡式和热经济性指标的计算,并考虑不同辅助成分引入回热系统对机组热经济性影响,一期达到通过课程设计进一步了解发电厂系统和设备的目的。

具体要求是按给定的设计条件及有关参数,求出给出的热力系统额定工况时各部分的汽水流量和各项热经济性指标。

二、设计目的及已知条件1、125MW 机组的原则性热力系统计算2、原则性热力系统图3、汽机形式和参数机组形式:国产N125—135/550/550型超高压中间再热凝汽式汽轮机额定参数:125000千瓦,处参数:0135P =绝对大气压,00550t C =再热参数:热段压力23.4绝对大气压,温度:0550C 排气参数:00.05P =绝对大气压 0.942=n X 4、回热系统参数该机组有7组不调节抽气,额定工况时,其抽气参数如表1,给水泵的压力为170绝对大气压,凝结水泵的出口压力为12绝对大气压。

表1 N125—135/550/550型机组回热抽气参数5、门杆漏气和轴封系统漏气表2 门杆漏气量和轴封系统漏气量6、锅炉型式和参数锅炉形式:国产SG400/140型汽包式自然循环锅炉 额定蒸发量:400吨/时 过热蒸汽参数:141gr P =绝对大气压,0555C =gr t ,156b P =绝对大气压 给水温度:0240C =gs t 锅炉效率: 0.911gl η= 7、其他已知及数据 汽机进汽节流损失 00.05P 中间联合汽门节流损失 0.05s P 均压缸压力 1.5绝对大气压 轴封加热器压力 0.97绝对大气压 锅炉排污量:0.01PW gl D D = 全厂汽水损失:0.015l gl D D =化学补充水压力为6绝对大气压 温度为20℃ 该热发电机组的电机效率 m g 0.980.985ηη⨯=⨯ 排污水冷却器效率 b 0.98η= 排污水冷却器端差 8℃ 除氧器水箱水位标示 20m 三、计算过程1、汽态曲线(N125-135/550/550型机组的蒸汽膨胀过程曲线)2、根据已知数据计算或查出有关的汽水参数如表33、锅炉排污利用系统计算表4 有关热汽量及排污利用系统的比焓值计算锅炉连续排污利用系统 4、各级抽汽量计算 ①给水泵中的比焓升p h ∆,除氧器水箱标示20m ,则给水泵进口压力为363109.820/100.793fp p gh p ρ'=+=⨯⨯+=0.989MPa除氧器压力下的饱和温度0179.43pf t C =,查表760.717/fp h KJ Kg '=,2.104/fp fp S S KJ Kg '''==,给水泵出口压力17.221fp P MPa ''=,779.04/fp h KJ kg ''=,故779.04760.73()/22.89/0.8p fp fp gph h h h KJ Kg η-'''∆=-==高压加热器和除氧器计算系统 #1加热器平均为1112()()z n f w w w h h h h αηα-=-1211() 1.05727(1045.76949.02)0.048018()(3159.72986.21)0.98fw w w z n h h h h ααη--===--⨯#2加热器平均为[]22211223()()()z z z n f ww w h h h h h h ααηα-+-=-,[]2(3078.75739.88)0.048018(986.21739.88)0.98 1.05727(949.02704.82)α-+-=- 20.107584α=120.1075840.0480180.155602αα+=+= 110.1556020.844398h α-=-= #3除氧器 物质平衡为87123123()()l l m m c f fw αααααααααα-+++++++=433(7851)2547100.1556020.002561 1.05727c αα--++⨯++++=330.889207c αα=-热平衡为()87210233343l l m m rn c w f f fw h h h h h h n h αααααααηα'''⎡⎤-+++++=⎣⎦ 30.063426α=,30.8892070.0634260.825781C α=-=#4加热器热平衡[]444345()()n c w w h h h h αηα'-=- 4(3117.96617.63)0.980.825781(614.16512.71)α-⨯=- 40.034190α= #5加热器热平衡[]55545356()4()()n cww h h h h h h ααηα'''-+-=-[]56(2978.69525.61)0.034190(617.63525.610.980.825781(512.71)wz h α-+-=- 560.1748330.00034350.051416wz h α=-=混合点m 的物质平衡为345676()c c c c ααααααα=+++++5.汽机各级段通流量计算(1)调节级第1-6级通流量:()161α-= (2)第7-8级通流量:()()()()167816910110.0080.048018L L ααααα----==+-=+-0.959982=(3)再热蒸汽通流量:()82780.9599820.00780.1075840.844598rh L αααα-=--=--=(4)中压缸第9-14级通流量:()()()341011914rh m m L L αααααα-=--+-()()0.8445980.00030.00030.02740.009=--+-0.862398=(5)中压缸第15-16级通流量:()()31115169140.8623980.0634260.0090.807972L αααα--=-+=-+=(6)中压缸第17-18级通流量:()()4171815160.8079720.034190.773782ααα--=-=-=(7)低压缸第19-21级通流量:()()512192117180.7737820.0514160.00090.721466αααα--=--=--=(8)低压缸第22-23级通流量:()()6222319210.7214260.0328980.688568ααα--=-=-=(9)低压缸第24级通流量:()24722230.6885680.0199390.668629ααα-=-=-=(10)排入凝汽器流量:'2415160.6686290.0010.0010.666629n αααα=--=--=甲凝汽器物质平衡验算:(1921)70.7160790.0261720.0199390.00410.665868n ma sg ααααα-=---=---=误差:'0.6666290.665868100%100%0.11%0.665868n n n n ααδαα--=⨯=⨯= 允许。

《汽轮机热力系统》课件

《汽轮机热力系统》课件
通过对系统的监测和数据分析,确定故障原因和位置。
3 故障排除
根据故障诊断结果,采取相应的维修措施,恢复系统的正常运行。
旋转力矩。
3.
旋转的轴通过联轴器与发电机连接,将机械能
转化为电能。
汽轮机热力循环图
热力循环示意图
蒸汽在汽轮机内部的循环过程,实现能量的转换 和利用。
锅炉示意图
将水加热为高温高压蒸汽,并提供给汽轮机以驱 动转子。
汽轮机热力系统的组成部分
锅炉
将水转化为高温高压蒸汽,提供能量给汽轮 机。
再热器
利用蒸汽余热再次加热蒸汽,提高热能的回 收利用效率。
汽轮机热力系统的运行特点
1
高温高压
对耐热材料的要求高,可获得更高的效率。
2
节能环保
充分回收蒸汽能量,减少热能损失,减少对环境的影响。
3
运行稳定
热力系统采用一系列控制措施,确保汽轮机安全可靠地运行。
热力系统故障分析与排除方法
1 故障分类
故障可分为机械故障、设备故障和控制故障等不同类型。
2 故障诊断
《汽轮机热力系统》PPT 课件
欢迎来到《汽轮机热力系统》PPT课件!通过本课件,我们将深入了解汽轮 机的工作原理、热力循环图和热力系统的组成部分等关键知识,让您对热力 系统有更深入的了解。
热力系统简介
1 定义与作用
热力系统是汽轮机工作的核心部分,负责传输、转换和利用热能,使其转化为机械能以 供发电或其他用途。
汽轮机
通过扩张蒸汽产生机械能,驱动轴与发电机 连接。
减温器和冷凝器
冷却和压缩蒸汽,使其变成水,重新进入锅 炉循环。
热力系统的主要性能参数
热效率
热量转化为机械能的比率, 直接影响发电厂的经济性。
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汽轮机原则性热力系统根据热力循环的特征,以安全和经济为原则,将汽轮机与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来,组成发电厂的热力系统。

汽轮机热力系统是指主蒸汽、再热蒸汽系统,旁路系统,轴封系统,辅助蒸汽系统和回热抽汽系统等。

下面着重介绍主蒸汽系统及旁路系统。

第一节主蒸汽及再热蒸汽系统锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为主、再热蒸汽系统。

本机组的主蒸汽及再热蒸汽采用单元制连接方式,即一机一炉相配合的连接系统,如图3-1所示。

该连接方式结构简单、阀门少、管道短而阻力小,便于自动化的集中控制。

一、主蒸汽系统主、再热蒸汽管道均为单元双—单—双管制系统,主蒸汽管道上不装设隔断阀,主蒸汽可作为汽动给水泵及轴封在机组启动或低负荷时备用汽源。

主蒸汽从锅炉过热器的两个出口由两根蒸汽管道引出后汇合成一根主蒸汽管道送至汽轮机,再分成两根蒸汽管道进入2只高压自动主汽阀、4只调节阀,然后借助4根导汽管进入高压缸,在高压缸内做功后的蒸汽经过2只高压排汽逆止阀,再经过蒸汽管道(冷段管)回到锅炉的再热器重新加热。

经过再热后的蒸汽温度由335℃升高到538℃,压力由3.483MPa 降至3.135MPa,由于主、再热蒸汽流量变化不多蒸汽比容增加将近一倍。

再热后蒸汽由两根蒸汽管道引出后汇合成一根再蒸汽管道送至汽轮机,再分成两根蒸汽管道经过2只再热联合汽阀(中压自动主汽阀及中压调节阀的组合)进入中压缸。

它设有两级旁路,I级旁路从高压自动主汽阀前引出,蒸汽经减压减温后排至再热器冷段管,采用给水作为减温水。

II级旁路从中压缸自动主汽阀前引出,蒸汽经减压减温后送至凝汽器,用凝结水泵出口的凝结水作为减温水。

带动给水泵的小汽轮机是利用中压缸排汽作为工作汽源(第4段抽汽,下称低压蒸汽)。

由于低压蒸汽的参数随主机的负荷降低而降低,当负荷下降至额定负荷的40%时,该汽源已不能满足要求,所以需采用新蒸汽(下称高压蒸汽)作为低负荷的补充汽源或独立汽源。

当低压蒸汽的调节阀开足后,高压蒸汽的调节阀才逐步开启,使功率达到新的平衡。

主蒸汽管道上还接出轴封备用及启动供汽管道。

主蒸汽管道设计有通畅的疏水系统,在主蒸汽管道主管末端最低点,去驱动给水泵的小汽轮机的新蒸汽管道的低位点,以及靠近给水泵汽轮机高压主汽阀前,均设有疏水点,每一根疏水管道分别引至凝汽器的热水井。

主蒸汽管道主管及支管的疏水管道上各安装一只疏水阀,不再装设其它隔离阀。

疏水阀在机组启动时开启,排除主蒸汽管道内暖管时产生的凝结水,避免汽轮机进水,并可加速暖管时的温升。

待机组负荷达到10%时,疏水阀自动关闭;当汽轮机负荷降至10%时或跳闸时,疏水阀自动开启,也可以在单元控制室手动操作。

冷再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽接出,先由单管引至靠近锅炉再热器处,再分为两根支管接到再热器入口联箱的两个接口上。

在再热蒸汽冷段管道上接出2号高压加热器抽汽管道。

汽轮机主汽阀及调节汽阀的阀杆漏汽、高压旁路的排汽均送入本系统。

在再热器入口的两根支管上各装一个喷水减温装置,当事故时,喷水减温以防止再热器超温。

减温水来自给水泵中间抽头。

由于汽轮机高压旁路排汽接入再热蒸汽冷段上,为防止高压旁路排汽在运行期间倒流入汽轮机,故在高压缸出口装设一逆止阀。

冷再热蒸汽管道内的积水为暖管、冲转、停机时的蒸汽凝结水。

此外事故喷水减温器的减温水系统故障时,也会有大量未雾化的水进入冷再热蒸汽管道。

2号高压加热器管束破裂时也可能有给水进入冷再热蒸汽管道。

为防止2号高加的给水倒流入汽轮机,冷再热蒸汽管道靠近汽轮机处设置了逆止阀,并设有疏水点。

从锅炉再热器两个出口接出两根再热蒸汽管道汇合成一根主管后通往汽轮机中压缸,在进入中压缸前分为两路通往高中压缸中部左右两侧的再热联合汽阀。

再热联合汽阀的作用是当汽轮机跳闸时,快速切断从锅炉再热器到中压缸的热再热蒸汽,以防止汽轮机超速。

在热再热蒸汽管道还装有4只安全阀,并设计了通畅的疏水系统。

第二节旁路系统汽轮机旁路系统是热力系统的一个重要组成部分。

它在机组启动、停机和事故情况下起调节及保护作用。

中间再热式汽轮机一般都装有旁路系统。

旁路系统是指高参数的蒸汽不进入汽轮机的通流部分做功,而是经过该汽轮机并联的减温减压器,降压降温后,进入低一级参数的蒸汽管道或凝汽器的连接系统。

本机组的旁路系统如图参见图3-1。

一、旁路系统的作用1.加快启动速度、改善启动条件大容量单元再热机组普遍采用滑参数启动方式,为适应这种启动方式,应在整个启动过程中不断地调整汽温、汽压和蒸汽流量,以满足汽轮机启动过程中不同阶段(暖管、冲转、暖机(升速、带负荷)的要求。

如果单纯调整锅炉燃烧或调整汽压是很难适应上述要求的,因此一般都要设置旁路系统来配合解决这一问题。

在机组热态启动时也可以用来提高主蒸汽或再热蒸汽汽温,从而加快了启动速度,改善启动条件。

2.保护锅炉再热器机组在启、停和甩负荷时,再热器内无蒸汽或中断了蒸汽,此时可经旁路把新蒸汽减温减压后送人再热器,使再热器不至于因干烧而损坏。

3.回收工质与消除噪声机组在启、停和甩负荷过程中,有时需要维持汽轮机空转,由于机、炉蒸汽量不匹配,锅炉最低负荷一般为额定蒸发量的30%左右,而对大容量汽轮机而言,汽轮机维持空转的空载汽耗量一般为额定汽耗量的7%~10%。

因此需要将多余的蒸汽及时排掉。

如果排人大气,不但损失了工质和热量,而且制造排汽噪声和热污染,设置旁路系统则可以达到既回收工质又保护环境的目的。

此外,当汽轮机组快速减负荷或甩负荷时,利用旁路系统可以防止锅炉超压,减少锅炉安全阀动作的次数。

二、旁路系统的型式及功能1.旁路系统的型式本机组配置了一套德国西门子公司制造的汽轮机旁路系统,该旁路为30%MCR 高低压串联旁路系统。

旁路热力系统原理示意图如图3-2所示,每台机组配置1套高压旁路装置及2套低压旁路装置。

旁路系统参数见表3-1。

图3-2 旁路系统原理图高压旁路:锅炉出口蒸汽,绕过汽机高压缸,经过减压减温进入再热器冷段。

在此过程中,通过调节旁路门开度,来控制锅炉出口汽压和再热器冷段蒸汽温度。

低压旁路:再热器出口蒸汽,绕过中低压缸,经过减压减温器进入凝汽器。

可用来控制再热器出口汽压及进入凝汽器的汽温。

2.旁路系统的功能(1)使锅炉具备独立运行条件:当发电机负荷减小或解列只担负厂用电负荷,或当汽机王汽门关闭汽机停运时,旁路系统能在几秒钟内完全打开,使锅炉逐渐地调整负荷,并保持在最低燃煤负荷下稳定运行而不必停炉,同时在故障消除后可快速恢复发电,减少停机时间,有利于系统稳定。

表3-1 旁路系统设备参数 阀门 介质参数名称 单位极热态启动 VWO 工况 强度设计参数 高 压 入口蒸汽压力 MPa.a10 16.67 17.6 入口蒸汽温度 ℃525 538 546阀门介质参数名称单位极热态启动VWO工况强度设计参数旁路阀入口蒸汽流量Q1 t/h 220 610出口蒸汽压力MPa.a 1.12 3.965 4.545 出口蒸汽温度℃~253.5 326.8 332.74高压喷水减温阀入口减温水压力MPa.g ~17.34 ~20.43 28 入口减温水温度℃135.1 178.5 200 计算流量Q2 t/h 45.66 96.95入口减温水最低压力MPa.g ~7.6 ~12.0入口减温水最低温度℃~110 ~110低压旁路阀入口蒸汽压力MPa.a 1 3.569 4.148 入口蒸汽温度℃510 538 546 入口蒸汽流量Q3 t/h 2 x 132.83 2 x 353.48出口蒸汽压力MPa.a 0.80 0.8出口蒸汽温度℃180 180出口流量t/h 2 x 167.84 2 x 451.38低压喷水减温阀入口减温水压力MPa.g 3.43 3.43 4.6 入口减温水温度℃31.5 31.5 49.5 计算流量Q4 t/h 2 x 35.01 2 x 97.9(2)实现机组滑参数启动:机组采用滑参数启动时,先以低参数蒸汽冲转汽轮机,然后在启动过程中随着汽轮机的暖机和带负荷的要求,不断提高锅炉的汽压,汽温和蒸汽流量,使锅炉产生的蒸汽参数与汽机金属温度相适应。

采用旁路系统既可满足上述要求又可改善起动条件,尤其在机组热态启动时,能控制锅炉汽温,减小由于温差引起汽机转子的热应力,从而缩短启动时间,延长汽机使用寿命。

(3)在汽机跳闸锅炉带最小稳定负荷运行时,保护锅炉再热器不致过热烧坏:在正常运行工况下,汽机接纳锅炉产生的蒸汽,高压缸的排汽通过再热器加热至额定温度,在这一过程中,再热器得以冷却。

而在汽轮机跳闸时,汽机不接纳锅炉产生的蒸汽,高压缸也没有蒸汽排出,再热器未能冷却,加了旁路系统后就可以使蒸汽构成新通流回路,使再热器能得到足够的冷却。

(4)高压旁路系统能起到协助机组可靠运行的作用,亦可避免锅炉侧安全门频繁起座。

(5)机组负荷变化时.旁路系统具有调节蒸汽流量的作用,并满足汽机滑压运行的要求。

(6)旁路系统在完成自身的功能同时,考虑了接受协调控制系统和DEH系统的信一号和监督,并向协调控制系统,DEH系统和BMS系统提供信号仁包括模拟信号和投入/切除信号)。

3.旁路系统的控制(1)高压旁路的控制原理高压旁路站的降压部分包括了一个蒸汽转换阀和一个安装于其上的电动执行机构。

减温水通过喷水阀被送到蒸汽转换阀,然后使蒸汽得到冷却。

喷水阀也安装了一个电动执行机构。

两个阀的执行机构均由快速执行方式开启阀门。

蒸汽转换阀的执行机构是由一个单独的电机提供快速动作的,此时喷水阀的双速变极电动机将与之相适应。

高压旁路站安装在汽轮机高压级的旁路管线上,并在锅炉启动、减负荷及故障情况下,将蒸汽旁通到再热器。

对于不同的故障情况,旁路阀的动作速度及其开度是不同的,这要由内部程序决定。

在操作台上,设有选择“定压和滑压”以及手动按钮。

锅炉启动时,高旁阀的初始位置应是全关的,当压力增加到大约0.2MPa时,高旁阀开始打开,并保持现压力。

高旁阀的开度应能校正,一旦设定值定了,开度也就定了。

压力设定值的增加速率实际上取决于产生的蒸汽量。

在全部蒸汽量都被汽机吸收的情况下,在选择滑压或是定压运行前,高旁站的压力设定值应高于汽机压力大约0.6MPa,这是通过一个可调的P(大约0. 4MPa)来完成。

1)当在操作台上选择:“滑压”方式时,压力设定值形成如下,参见图3-3。

当存贮器模件(65)通过手操(66)切到滑压操作方式时,传感器(1)测得的蒸汽压力通过大值选择器(53)和基准点(19)作为设定点主模件(20)的输入。

在基准点(19),通过调整器(21)使实际压力增加大约0.2MPa。

在接点(22)断开时,在设定值主模件(20)的输入处测得的蒸汽压力将比实际压力高出0.2Mpa。

设定值主模件(20)总有让输出信号跟踪输入信号的趋势,只有当正向限幅器(23)也是正值时,模件在正方向才能做到这一点。

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