热电厂热力系统计算

热电厂热力系统计算

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热力发电厂课程设计

1.1设计目的

1．学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则

２.学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法

3．提高计算机绘图、制表、数据处理的能力

1．２原始资料

西安某地区新建热电工程的热负荷包括：

1）工业生产用汽负荷；

2）冬季厂房采暖用汽负荷。

西安地区采暖期101天，室外采暖计算温度–５℃，采暖期室外平均温度1.０℃,工业用汽和采暖用汽热负荷参数均为0．8MＰa、230℃。通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热负荷如下表所示:

热负荷汇总表

项目单位

采暖期非采暖期

最大平均最小最大平均最小

用户热负荷工业ｔ/h １75 １42 1０8 1２6 ９2 7５采暖ｔ／h 177 72 ４３0 0 0

1.3计算原始资料

(1)锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值：

锅炉类别链条炉煤粉炉沸腾炉旋风炉循环流化床锅炉锅炉效率０.72~0.85 ０.85~0.90 0.65～０.7００．８5 0.８5~０．９０(2)汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下：

汽轮机额定功率７50~6000 120０0～25000 500０

汽轮机相对内效率０．7~0．8 0.７5~0.８5 ０.８5～0．８7 汽轮机机械效率0.95～0.98 0.９7~０.99 ～０.９９

发电机效率0.93～0.96 0.96～0.97 0.98~０.9８５（３）热电厂内管道效率，取为0.96。

(4)各种热交换器效率,包括高、低压加热器、除氧器,一般取0．96～０．98。

(５)热交换器端温差，取3～7℃。

（6）锅炉排污率，一般不超过下列数值:

以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式电厂2％

以化学软化水为补给水的供热式电厂５%

（7)厂内汽水损失，取锅炉蒸发量的３%。

(8）主汽门至调节汽门间的压降损失，取蒸汽初压的3％~7%。

（9)各种抽汽管道的压降,一般取该级抽汽压力的４%~8%。

(10）生水水温，一般取５~2０℃。

（１1)进入凝汽器的蒸汽干度，取0.88～0．95。

（12）凝汽器出口凝结水温度,可近似取凝汽器压力下的饱和水温度。

2、原则性热力系统

2.1设计热负荷和年持续热负荷曲线

根据各个用户的用汽参数和汽机供汽参数，逐一将用户负荷折算到热电厂供汽出口，见表2-１。用户处工业用汽符合总量：采暖期最大为17５t/h，折算汇总到电厂出口处为166.65t／h。

表2－1 热负荷汇总表

项目单位

采暖期非采暖期

最大平均最小最大平均最小

用户热负荷工业t/h 175 142 10８１26 ９２７5 采暖t/ｈ177 72 43 ０0 0

折算到电厂出口的热

负荷工业ｔ/h 16６．65 13５．22 １02.84

1１9．9

９

87.６１

71．４

２采暖ｔ／h

16８．５

5

68.5６４0．９5 0 ００

折算到热电厂出口的工业热负荷,再乘以0.9的折算系数,得到热电厂设计工业热负荷,再按供热比焓和回水比焓（回水率为零,补水比焓62.8 kJ/kg）计算出供热量，见表2-２。根据设计热负荷，绘制采暖负荷持续曲线和年热负荷持续曲线图,见图2-1、图2－２。

表２-２热电厂设计热负荷

项目单位

采暖期非采暖期

最大平均最小最大平均最小

工业蒸汽热负荷０.8MPa、２30℃

t／h 149.9８１２1．70 9２.56

１０7.

９9

7８.８5 64.2８GＪ/h 4２6.59 34６.1５2６3.27 ３07.14 ２24.26 182.８2

采暖蒸汽热负荷０.8Ｍt/h １68．５5 ６8.5６4０.9５０0 0

Ｐａ、２30℃

GJ/ｈ4７9．40 1９5.０1

1１

６.47

0 0 0

合计t/ｈ318.５３190．２6 133.51 １07.99 ７８．85 ６４.28 GJ/ｈ

９０

５．９9

５4１.16 ３79.73 307．14 224.26

１82.8

２

图2-1 采暖热负荷持续曲线图

图2-2 年热负荷持续曲线图

2．2装机方案的拟定

根据热电厂设计热负荷和建厂条件,热电厂最终规模是50MW以下,由于采暖热负荷占整个热负荷比重一般，所以不建热水网。采暖用汽和工业用汽同管输送,因此拟定以下装机

方案：(见图2－3）

2×C Ｃ12－４.9/0.98／0．１7型双抽汽供热式次高压汽轮机发电机组;１×Ｂ12-４.9/ 0.９8型背压供热式次高压汽轮机发电机组;３×７5 ｔ／ｈ次高压循环流化床锅炉。本方案设有三台锅炉,三台汽轮机,主蒸汽系统采用母管制。背压机组(B １２机组）的排汽，一部分作为1号高加的加热用汽，另一部分作为供热汽源。抽汽机组ＣC1２有３级非调整抽汽和２级调整抽汽,其中第1级调整抽汽和第1级非调整抽汽共用一个抽汽口,第2级调整抽汽和第２级非调整抽汽共用一个抽汽口,第1级调整抽汽做为供热抽汽，第2级调整抽汽做为补充水加热蒸汽。除氧器加热用汽量是第2级非调整抽汽,除氧器定压运行。该系统配置减温减压器,保留或新建调峰锅炉,机组供热不足部分先由锅炉的新蒸汽减温减压后提供,再由尖峰锅炉提供。减温减压器所用的减温水来自给水泵出口。系统设连排扩容器，扩容蒸汽进入除氧器。功热蒸汽的凝结水不回收,补充水（生水)由CC12机组的第2级调整抽汽加热后，去化水车间，再去除氧器。

注：

1.D 流量，单位t/h 。图中数据分子 为季最大负荷工况计算结果。分 母为非采暖季最小负荷工况计算 结果。

2.h 焓，单位kj/kg ；t 温度，单位℃

3.p 压力，单位MPa

4.采暖季3台汽机加减压减温器供汽 并需外部小锅炉调峰，非采暖季最 小负荷工况B12汽机停运。

汽水损失467.08h

711.76h

4.9p 435t 3282.85h

0.005p 2214.67h

4.9p 435t 3282.85h

2907h

408h 518.84h

从化水车间来

1179h

3×130 t/h

2693.11h

0.8p 230t 2907h

5.4p 450t 3312.9h

4.9p 435t 3282.85h

B12-4.9/0.98

2×CC12-4.9/0.98/0.17

减温水518.84h

补充水

2744.69h

2693.9h

128.65h

433.67h

62.8h

生水

167h

去化水车间再去除氧器

476.54h

减温水518.84h

720h

D 1B +D 1C =37.141.17

D b =390

189.69

D oj =17.80.0

D L =11.705.69

D OB =151.70.0

D oc =208.8184

D w =2.990.0

D Tj =20.790.0

D c =24.3973.01

D TB +D TC +D Tj =257.6064.28

D f =2.41

1.17

D 2=43.1314.03

D b l =7.83.79

D p s =5.392.62

D w =2.990.0

D 2s =15.52

4.10

D 3=3.52

10.52

D bs =1.2×

D TB +D TC =236.8164.28

图2－3 B1２-4.9/0．98 + 2×ＣＣ1２-4．9/０.9８／0.1７ + ３×75 ｔ/h 全厂原则性热力系统图