300MW火电厂初步设计机务部分局部设计毕业论文.doc

300MW火电厂初步设计机务部分局部设计毕业论文 1 发电厂主要设备的确定 1.1 锅炉设备的确定 锅炉设备的选型和技术要求应符合SD268—1988《燃煤电站锅炉技术条件》的规定。锅炉设备的型式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。对燃煤及其灰分应进行物理、化学试验与分析，以取得煤质的常规特性数据和非常规特性数据。 对于中间再热机组，宜一机配一炉。锅炉的最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。 对装有非中间再热供热式机组且主蒸汽采用母管制系统的发电厂，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其他可靠热源）应满足： 1）热力用户连续生产所需的生产用汽量； 2）冬季采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区取上限；此时，可降低部分发电出力。 对装有中间再热供热式机组的发电厂，其对外供热能力的选择，应连同同一热网其他热源能力一并考虑；当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力若不能满足本条第3款的要求，则不足部分依靠同一热网的其他热源解决。 过热器出口额定蒸汽温度，对于亚临界及以下参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高3℃；对于超临界参数机组，宜比汽轮机额定进汽温度高5℃。冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降，宜分别为汽轮机额定工况下高压缸排汽压力的1.5％～2.0％、5％、3.5％～3.0％；再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进汽温度宜高2℃。 —1025/17.4亚临界一次中间再热强制循环汽包炉。锅炉基本参数如下： 最大连续蒸发量：Db=1025t/h； 过热蒸汽出口参数：P’’gr=17.4MPa，t’’gr=540℃ 　　再热蒸汽出口参数：P’zr=3.64MPa，t’zr=540℃ 汽包压力：Pb=20.4MPa 锅炉效率：ηb=91% 1.2 汽轮机设备的确定 汽轮机设备的选型和技术要求应符合SD269《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》的规定。 汽轮机应按照电力系统负荷的要求，承担基本负荷或变动负荷。对电网中承担变动负荷的机组，其设备和系统性能应满足调峰要求，并应保证机组的寿命期。 对兼有热力负荷的地区，经技术经济比较证明合理时，应采用供热式机组。供热式机组的型式、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热机组。在有稳定可靠的热负荷时，宜采用背压式机组或带抽汽的背压式机组，并宜与抽汽式供热机组配合使用。 汽轮机设备及其系统应有可靠的防止汽轮机进水的措施。 对首台开发或改型的大容量机组，其回热系统应经优化计算确定。 汽轮机的背压和凝汽器的面积，应按工程水文气象条件和冷却水供水系统方案，经优化计算后确定。汽轮机的额定背压应与循环水系统的设计水温相适应。设计水温宜采用年平均水温并予以化整。 应要求汽轮机在能力工况条件下发出额定出力，但机组性能考核和系统优化宜以额定工况条件为基础。 汽轮机的调节阀门全开时的进汽量，宜不小于汽轮机最大连续出力时进汽量的105%。 本次设计为300MW亚临界参数的凝汽式机组。汽轮机的主要热力参数如下： 　　汽轮机型号：N300—16.3/537/537 　　主蒸汽压力：0=16.3MPa，t0=537℃ 　　再热蒸汽参数： 　　　　高压缸排汽(再热器冷)Prh=3.66MPa，trh=321.1℃ 中压缸进汽(再热器热)P’rh=3.29MPa，t’=537℃ 　　　　排汽参数：c=0.0054MPa，xc =0.9315 　　给水温度：t=272.4℃ 3 原则性热力系统的拟定和计算 本次设计的原则性热力系统，其回热加热的级数为八级，给水温度为272.4℃，各加热器形式均为表面式加热器。 3.1 给水回热和除氧系统的拟定 给水回热加热系统是原则性热力系统的主要部分，对电厂的安全、经济和电厂的投资都有一定的影响。拟定的原则是系统简单、运行可靠，在此基础上实现较高的经济性。 机组有八段不调整抽汽，回热系统为三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。主凝结水和给水在各加热器中的加热温度按“等温升”分配。其中，高压缸抽汽送至1#高压加热器，高压缸排汽送至2#高压加热器，中压缸抽汽送至3#高压加热器，中压缸排汽送至除氧器，低压缸不同段抽汽分别送至低压加热器。 1#、2#、3#高压加热器由于抽汽过热度很大，为了充分利用加热蒸汽的过热度及降低疏水的出口温度，故高压加热器把传热面设置为三部分：内置式过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段。这样提高三台“高加”水温的同时还减少“高加”温差，使不可逆损失减少，提高机组的热经济性