300MW机组全面性热力系统的设计与分析.doc

摘 要本设计中，通过学习节能理论拟定原则性热力系统；采用常规热平衡计算方法进行热经济性分析；在安全、可靠及力求降低电厂投资的前提下，进行辅助设备及管道的选择；最终拟定出全面性热力系统并绘制出各局部及全厂的全面性热力系统图。本次设计，理论基础坚实，数据来源真实可靠，可作为其它电厂热机部分设计的参考。Abstract:In this design, the principle thermal power system is worked out by means of studying the save energy theory; adopting thermal equilibrium computational method to carry on the thermal economy analyses; being living the security and dependability and doing my best to cut down the electric power plant investment, carrying on auxiliary equipment and the pipes selection; finally working out the overall heating power system and drawing out the overall thermal power plant diagram. Because theory base is solid, the data source is real and dependable, the design may be the reference to the else thermal power plants as designing the heat engine section.关键词：原则性热力系统 热经济性分析 辅助设备选择 管道计算 全面性热力系统Keyword： Principle thermal power system Thermal economy analysis Auxiliary equipment selection Pipes calculation Overall thermal power system 前 言近10多年来，大容量、高参数、高效率的大型发电机组在我国日益普及，由于300MW火力发电机组具有容量大、参数高、能耗低、可靠性高、环境污染小等特点，而且已逐渐成为我国火力发电的主力机型。故在众多的毕业设计题目中，我选择了热力发电厂300MW机组的设计这个题目来结束在学校的最后学习机会。 本次设计是以我国已采用的300MW机组的实践经验为基础进行编写的，共三章。第一章主要是原则性热力系统，；第二章主要是原则性热力系统的计算。第三章全面性热力系统的选择。总之，通过本次设计，加深了对所学知识的理解，使所学知识系统化。通过对300MW机组热力系统的全面性认识和特点分析，掌握了其热力系统的主要设备组成、形式等相关情况，培养了利用计算机绘图的能力。通过设计与计算，加深对系统的了解，培养实际动手操作的能力，能更好地把所学知识结合到电厂实际的热力系统中去。最后，由于编写人员水平有限，加之时间仓促，疏漏和不足之处在所难免，敬请广大读者批评指正。目 录前 言2目 录3第1章 原则性热力系统41.1 概 述41.2 回热系统41.3 除氧器及其管道系统71.4 补充水系统91.5 锅炉排污及其利用系统10第2章 原则性热力系统的计算11第3章 发电厂全面性热力系统233.1概 述233.2 主蒸汽系统233.3 再热机组的旁路系统273.4 主凝结水系统293.5 给水系统303.6 疏水系统313.7 回热抽汽系统333.8 补充水系统333.9 锅炉排污利用系统34总 结36致 谢37参考文献38第1章 原则性热力系统1.1 概 述 发电厂原则性热力系统表明工质流过时状态参数的各种必须热力设备及设备之间的主要联系。原则性热力系统实质上表明了工质的能量转换及热量利用的过程，反映了热工转换过程的技术完善程度和热经济性高低1.2 回热系统回热作为一个最普遍、对提高机组和全厂热经济性最有效的手段，被当今所有火电厂的汽轮机所采用。回热系统既是汽轮机热力系统的基础，也是电厂热力系统的核心，它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。回热原则性热力系统的实际选择（设计或拟定），是继蒸汽参数、机组类型后有一个影响机组热经济性的重要方面，它们三者共同决定着机组实际的、以q为标志的热经济性。但任何实际系统地选择，必须妥善处理热经济和安全可靠及投资之间的矛盾，一般应通过技术经济比较来进行合理选择。影响回热原则性热力系统设计的几个主要问题 当回热的基本参数z、（p）、（）确定后，设计回热原则性热力系统的主要问题是：选择回热加热器类型、面式加热器端差和疏水收集方式，以及抽汽过热度利用方式和抽汽管压降等。它们都影响到回热过程的佣损E，因而最终将影响机组的内效率或热耗率q。回热加热器是利用气轮机抽汽加热进入锅炉的给水，从而提高热力循环效率的换热设备。1.2.1回热加热器的类型选择a 混合式加热器：这种加热器由于加热蒸汽和给水之间没有传热端差，可以将给水加热到加热蒸汽压力下的饱和温度，因此热经济性好，并且结构简单，造价低，便于汇集不同温度的疏水。但混合式加热器所组成的回热系统复杂，这是因为每个混合式加热器后都要设置给水泵，才能将给水送入下一级压力更高的加热器中,为保证系统的确安全性还要设置备用水泵和容积大并有足够高度的给水箱。同时给水泵台数增加后，厂用电消耗也增加。b 表面式加热器：由于端差的存在，表面式加热器的经济性较混合式加热器差，并且端差愈大，其热经济性愈差。但表面式加热器所组成的回热系统简单，所需设置的水泵少，节省厂用电，安全可靠。现代电厂实际应用的回热加热系统中，只有除氧器作为一台混式加热气器，其余加热器均为表面式加热器。1.1（a）混合式加热器1.1 (b )表面式加热器1.2.2 表面式加热器的疏水连接方式a 水逐级自流的疏水连接方式：这种疏水系统最为简单、可靠，但经济性差。采用疏水泵的疏水连接方式：这种系统经济性较高，这是由于疏水水管水温度，经济性较好。1.2 ( a )疏水自流连接方式1.2 (b) 外置式疏水冷却器的连接方式； 1.2（c）内置式疏水冷却器的连接方式； 1.2（d）疏水泵的连接方式1.2.3 蒸汽冷却器的类型由于再热使再热后的回热抽汽过热度和焓值都有较大的提高，使再热后的各级回热加热器中的汽水换热温差增大，导致焓增变大，从而消弱了回热效果。装设蒸汽冷却器就能利用这部分抽汽的过热显热，来提高对应加热器的出口水温或整个回热系统的出口水温，从而减少传热温差，减少不可逆传热损失，提高系统的热经济性。蒸汽冷却器有内置式和外置式。内置式蒸汽冷却器与加热器本体合成一体可节约钢材和投资，但只提高本级出口水温，回热的热经济性较小。为避免过热蒸汽冷却段产生凝结水，要求离开它的蒸汽仍有1520的过热度。外置式蒸汽冷却器，具有独立的加热器壳体，虽然钢材及投资较大，但因布置灵活，既可降低本级加热器的端差，又能直接提高给水温度，降低机组热耗，从而获得更高的热经济性。300MW机组高压加热器采用这种型式。本设计为300MW机组，因此采用外置式蒸汽冷却器。1.2.4合理设置蒸汽冷却器设置蒸汽冷却器可以降低加热器的出口端差。一般降低加热器出口端差1可以降低系统的热耗率约0.842.1kJ/(Kw.h)。其中以最后一台加热器设置蒸汽冷却器的效果最为明显，因为它直接影响给水温度。但是，蒸汽冷却器的设置是有条件的。条件是机组在额定工况时，回热抽汽的过热度大于等于83且抽汽的压力大于等于1.034MPa，同时蒸汽离开过热段时 尚有大于42富余过热度，而蒸汽在过热段内的流动阻力有小于等于0.034MP a ，另外在设计时加热器所取的给水端差在01.7，能满足上述这些条件，则加热器设置蒸汽冷却段是合理的。因为1、2、3号高压加热器的抽汽压力大于1.034MPa，而5、6、7号低压加热器抽汽压力小于1.034MPa。因此本设计的1、2、3号高压加热器有蒸汽冷却段，5、6、7号低压加热器没有蒸汽冷却段。1.2.5 设置疏水冷却器或疏水冷却段 在回热系统中的加热器中设置疏水冷却段或单独设立外置式疏水冷却器，将疏水冷却，以减少对下一级抽汽的“排挤”,以及降低本机加热器的入口端差，也可避免疏水在管道中的汽化。 因此本设计的加热器都有疏水冷却器。1.3 除氧器及其管道系统给水除氧的任务：当水与空气接触时，就会有一部分气体溶解到水中去。给水系统溶解于水中的气体主要来源有两个：一是补充水带进；二是处于真空状态下的热力设备（凝汽器和部分低压加热器等）及管道附件不严密漏进了空气。给水中溶解气体会带来以下危害：腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命。阻碍传热，降低热力设备的热经济性。除氧的方法：分化学除氧法和物理除氧法化学除氧法：化学除氧法只能彻底除去水中的氧。而不能除去其他气体同时生成的氧化物将增加给水中可溶性盐类的含量。且药剂价格昂贵。所以只有在要求彻底除氧的亚临界及以上参数的电厂，才作为一种辅助的除氧手段。物理除氧法用的最广泛的是热力除氧。这种方法成本低，不但能除去水中溶解的氧气，还可除去水中溶解的其他不凝结气体，且没有任何残留物质。因此本设计采用物理除氧器。1.3.1除氧器在热力系统中的连接除氧器 的连接方式有定压连接方式和滑压连接方式，在定压连接方式中又分为单独定压连接和前置定压连接两种方式 1.3（a）单独定压连接方式 1.3 (b)前置定压连接方式1.3.2除氧的方法给水除氧的方法有化学除氧和物理除氧两种。化学除氧法是利用某些易与氧发生化学反应的化学试剂，使之与水中溶解的氧发生化学反应，生成对金属不产生腐蚀的物质而达到除氧的目的。化学除氧法只能彻底除去水中的氧，而不能除去其他气体，同时生成的氧化物将增加给水中可溶性盐类的含量，且药剂价格昂贵。所以只有在要求彻底除氧的亚临界及以上参数的电厂，才作为一种辅助的除氧手段。这些电厂一般都采用联胺作药剂，因为它具有给水的彻底除氧和维持给水有较高的pH值（将联胺转化成氨）的双重作用，且除氧过程中不产生新的盐类。物理除氧法用得最广泛的是热力除氧。这种方法成本低，不但能除去水中溶解的氧气，还可以除去水中溶解的其他不凝结气体，且没有任何残留物质。因此除核电站外所有火电厂都无例外地用它。因此本设计采用物理除氧器。1.3.3除氧器的结构特点及类型1 ) 一般讲的除氧器包括除氧塔与给水箱，实际上除氧塔 才是除氧器本体。对除氧器结构的基本要求。给水除氧器应是混合式加热器:只有混合式加热器才能满足热除氧要求，将给水加热到饱和温度。除氧器应有极大的汽水接触面积，且汽、水力求逆向流动。利用部分蒸汽及时、自动地将水中析出的气体携带出除氧器。应有强化深度除氧的结构措施。结构应耐腐蚀。2) 除氧器的类型及其选择除氧器的分类主要按结构和压力方式进行。 (1)按结构分类：以水在除氧器内的播散方式来区分结构时，除氧器的基本类型有淋水盘式和喷雾式两种。淋水盘式除氧器是通过多孔淋水盘将要除氧的水播散成嬉水流。淋水盘式除氧器在正常情况下除氧效果良好。但由于结构限制，对进水温度和负荷要求较为苛刻，适应能力较差。当进水温度低于70C及超负荷淋水盘形成溢流后，除氧效果恶化。另淋水盘的小孔易被水垢和腐蚀物堵塞，淋水盘安装要求严格。因此本设计采用喷雾式后再串联一个淋水盘式。因为喷雾式除氧器通过喷嘴将需要除氧的水雾化，形成表面积很大的小水滴，可获得高达60-70 m3/(m2.h)的热负荷强度，即使进水温度较低也会立刻被加热到饱和温度，负荷适应性能好。但由于水滴表面张力比水膜大得多，不利于深度除氧，使纯喷雾式除氧器只能较好完成除氧初期的任务。为此所有喷雾式除氧器都在喷雾层后再串联一个淋水盘式，使水再分散成极薄的水膜减少表面张力，以完成深度除氧任务。（2）按压力分分为真空式、大气式和高压除氧器几种。在高压以上参数的机组，为简化系统，补充水一般是补入凝汽器的。为避免主凝结水管道和低压加热器的氧腐蚀，在凝汽器下部设置除氧装置，对凝结水和补充水进行除氧，故凝汽器称为真空除氧器。大气式除氧器的工作压力略高于大气压力，以便于把水中离析出来的气体排入大气。这种除氧器常用于中、低压凝汽式电厂和中压热电厂。在高参数的大容量机组上，广泛采用高压除氧器，额定负荷下的工作压力约为0.58MPa，给水温度可加热至158-160C,含氧量小于7ug/L。其优点是：a、节省投资。高压除氧器再回热系统中可作为一台混合式加热器，从而减少高压加热器的数量。b、提高锅炉的安全可靠性当高压加热器因故停运时，可供给锅炉温度较高的给水，对锅炉的正常运行影响较小。c、除氧效果好。气体在水中的溶解度系数，随着温度的升高而减少。高压除氧器由于其压力高，对应的饱和水温度高，使气体在水中的溶解度降低。d、可防止除氧器内“自生沸腾”现象。所谓除氧器的“自生沸腾”现象是指过量的热疏水进入除氧器，其汽化产生的蒸汽量以满足或超过除氧器的用汽需要，使除氧器内的给水不需要回热抽汽加热就能沸腾。中、低参数电厂采用一级除氧，采用大气式除氧器。而对于高参数的电厂，由于回热加热器数目较多，为保护低压加热器不遭氧腐蚀，都利用凝汽器作第一级辅助除氧，而给水除氧则采用高压除氧器。因此本设计采用高压除氧器。 1.4 补充水系统1.4.1补充水系统及凝汽器水位控制机组的补充水来自化学处理水，由气动调节阀自动控制进入补充水箱。机组启动时，通过补充水泵，经流量孔板完成向凝汽器补水、锅炉上水、启动期间水泵密封用水及管路充水工作。正常运行时，开启补充水泵的旁路阀，停运补充水泵，依靠补充水箱与凝汽器之间的压差进行自流补水。凝汽器热井水位由设置在凝汽器之前补充水管路上的调节阀装置控制，该装置设主、副两只调节阀。正常运行时，由热井水位信号通过主调节阀自动控制补充水量，以维持凝汽器水位。当水位低时，开大主调节阀；当水位继续下降，低水位信号报警时，在集控室快速开启旁路副阀，增加补充水量。当热井出现高水位时，关小调节阀；当水位继续升高时，开启轴封加热器前的高水位放水调节阀，凝结水通过凝结水泵、除盐装置、凝结水升压泵回到补充水箱。1.5 锅炉排污及其利用系统在高压发电厂中，为提排污利用系统的回收效果，常采用依次串联的两级排污利用系统；在超高参数和压临界参数的发电厂中，为简化系统，常采用单级排污利用系统。锅炉连续排污不仅造成工质损失，而且还伴有热量损失。锅炉的连续排污损失几乎占全厂汽水损失的一半，并且随着机组容量的不断增加，排污水量越来越大。为了回收这部分工质，利用其热量，发电厂设置了连续排污利用系统。锅炉的连续排污利用系统一般由排污扩容器、排污水冷却器及其连接管道和阀门组成。在高压发电厂中，为提高排污利用系统的回收效果，常常用依次串联的两级排污利用系统；在超高参数和亚临界参数的发电厂中，为简化系统，常采用单级排污利用系统，如图所示。锅炉的连续排污水流出汽包后进入排污扩容器，在扩容器压力下一部分水汽化为蒸汽，因蒸汽含盐量减少，所以可以进入热力系统，一般是送入与扩容器压力相应的除氧器中，从而回收一部分工质和热量。单级排污利用系统中，回收蒸汽一般进入除氧器。扩容器内未汽化的排污水含盐量很大，工质已不能回收，但其温度仍在100C以上，为充分利用这部分热量，流出排污扩容器后的排污水通过排污冷却器，加热化学补充水，当排污水温度降至许可的50C以下，排入地沟。1.4 单级排污系统本设计为亚临界参数的发电厂，所以采用单级排污系统。火力发电厂工质回收和“废热”利用的原则发电厂工质回收的同时，总有热量的利用，不仅考虑工质回收数量，还要考虑其能量品位的高低。要尽量减少利用热量时的能位贬值，回收的工质应尽可能地引致与之压力、温度取最热的回热系统，使其排挤回抽汽导致额外冷 。第2章 原则性热力系统的计算2.1 已知条件2.1.1 锅炉 （1）型式： HG1170/17.4YM1 （2）参数： 过热器出口压力为17.32MPa过热器出口温度为541 额定蒸发量1170t/h,锅炉效率93%,汽包压力19MPa锅炉排污量0.01Db2.1.2 汽轮机 （1）型式：美国GE公司生产的型号为D5的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动式凝汽式汽轮机。(2) 参数：新汽压力16.67MPa 新汽温度538 再热冷段压力3.996MPa 排汽压力0.0051MP MPa2.1.3 回热系统参数 该机组有八段不调整抽汽，额定工况时其抽汽参数如下加热器GJ1GJ2GJ3CYDJ5DJ6DJ7C抽汽压力（MPa6.3293.9931.6920.7690.260.05890.02270.0051抽汽焓值KJ/kg3160.93045.633143094.12850.62606.52471.52252.5 给水泵出口压力20MPa给水温度2772.1.4 小汽水参数 全厂汽水损失 1=0.01Db 轴封加热器压力 0095MPa 补水温度 20 疏水冷却端差 5凝结水泵出口压力 1.8 MPa 小汽轮机汽耗量 Dt=0.043D。排汽压力 0.0128MPa 汽轮发电机效率 g=0.985汽轮机机械效率m=0.99 扩容器压力 0.9MPa轴封漏汽量及参数如下所示加热器编号份额(%)焓值(kJ/kg)CY0.00413045.6DJ70.00223102.6SG0.000563102.62.2 二计算要求 额定工况下，汽轮机组各部分汽、水流量和各项热经济指标。2.3 计算过程2.3.1 在hs图上作汽轮机热力过程线，并列出汽、水参数表。 取新蒸汽的在主汽阀和调速汽阀的压降损失，则=（10.05）=0.95 X. 16.67=15.8365MPa, =535 =3397kJ/kg。再热蒸汽焓=3540kJ/kg。 根据给定的蒸汽初、终参数和各级回热抽汽参数，作蒸汽在汽轮机中的热力过程线，如图371所示。并将各工作点的汽水参数综合于表38中。图2.1汽轮机热力过程线2.3.2 锅炉连续排污利用系统的计算 如图343所示，取排污扩容器的压力为0.9MPa，连续排污利用系统的汽水参数列于表39中。表38 各计算点的汽水参数项目名称 汽 水 参 数 单位H1H2H3H4H5H6H7SGC回热抽汽抽汽压力MPa6.3293.9931.6920.7690.260.05890.02270.0051抽汽温度393330427317190X=0.98X=0.928X=0.8725抽汽焓kJ/kg3160.93045.633143094.12850.62606.52471.52252.5抽汽压%8484888加热器压力MPa5.8233.8331.5570.7380.2390.0540.0210.095加热器内饱和水温27424820016712683619833加热器内饱和水焓kJ/kg12061076852706529348256411139被加热水加热器的上端差0000000加热器的下端差555555加热器出口水温27424820016712683619833加热器出口水焓kJ/kg12021077860706530349257412140加热器进口水温248200169836133加热器进口水焓kJ/kg1076852715349257140 疏水加热器疏水温度253205174886638加热器疏水焓kJ/kg1101876737369276159表39 锅炉连续排污利用系统的汽水参数项目 汽水参数P（MPa）t ()h(kJ/kg)锅炉排污水193611778.7扩容蒸汽0.881742771.3扩容器排污水0.9175742.6锅炉的蒸发量=+=+0.01=1.0101,即=1.0101;（a 表示各项汽水流量相对于汽轮机汽耗量的份额.）汽水损失 =0.01=0.0101，即=0.0101锅炉排污量 =0.01=0.0101， 即=0.0101锅炉给水量 =+=（1.0101+0.0101）=1.0202，即=1.0202小汽轮机的用汽量 =0.043，即=0.043扩容器产生的扩容蒸汽份额 扩容器的物质平衡式 =+扩容器的热平衡式 =+ kJ/kg两式联立求解的 =未扩容的排污水份额=-=0.0101-0.00498=0.00512化学补充水份额 =+=0.0101+0.0101=0.02022.3.3 各级加热器的计算（1）H1的计算热平衡式 （-）=（-）=（2）H2的计算热平衡式 +-(+)=(-)a= =0.09757（3）H3的计算已知给水泵的进口压力 =+=0.738+0.2=0.938 MPa 和进口温度167.查出焓值=692.23;出口压力=20MPa和出口温度169，查出焓值=752.71给水泵的效率 =0.80= kJ/kg进入H3的给水焓 =+=706+24.49=730.49KJ/Kg热平衡式 +(+)-(+)=(-)=0.04365（4）H4的计算物质平衡式 =+则 =- =1.0202-0.06317-0.09757-0.04365-0.00498-0.0041-=0.80673-热平衡式 +（+)+=式中 =0.985=1.0202= =0.80673-0.04598=0.76075（5）H5的计算热平衡式 (-)=(-) （6）H6的计算热平衡式 +-(+)=(-) = = =0.02839=0.02868(7)凝汽份额的计算=0.62162-0.02868=0.592942.3.4 汽轮机汽耗量及各段抽汽量的计算（1）抽汽作功不足系数的计算 =3540-3045.6=494.6kJ/kg 3397-2252.5+494.6=1639.1 kJ/kg =0.8560=0.7856各级抽汽份额及其做功不足系数的乘积列表3-10中（2）汽轮机的汽耗量及各段抽汽量的计算机组无回热纯凝汽工况时的汽耗量 kJ/h机组有回热时的汽耗量 kJ/h各段抽汽量见表3-10，其他各项汽水量见表3-11。表3-10 和 =(kg/h)=0.063170.85600.0540756264=0.097570.78560.0766586904=0.043650.51350.0224138878=0.045980.64760.0297840954=0.056620.36490.0206650430=0.028390.21600.0061325286=0.028680.13360.0038325545=0.0430.64760.02785382990.407060.59294 0.24138 1-0.75862 362560528121表3-11 各 项 汽 水 流 量项目份额流量（kg/h）全厂汽水损失0.0631756264锅炉排污0.01018996扩容蒸汽0.004984436浓缩排污水0.005124560化学补充水0.020217992小汽轮机用汽0.04338299锅炉蒸发量1.0101899678再热蒸汽量0.83926747514锅炉给水量1.02029086742.3.5 汽轮机功率校核 =3598kW=8272 kW= kW= kW = kW= kW= kW= kW = kW303530 kW%误差在允许的范围内，计算结果正确。2.3.6 热经济指标计算1） 汽轮机热耗量（含小汽轮机）=890682(3397-1217)+747514494.6+4436(2771.3-1217)-17992(1217-140)=2298924675kJ/h2）汽轮机组热耗率 kJ/(kW.h)3）锅炉热负荷 = 899678 (3400-1217)+747514 494.6+8996(1778.7-1217)=2338770552 kJ/h4）各项效率管道效率 =%机组热效率 47%全厂热效率 0.930.9830.47=43%5）全厂热耗率 kJ/(kW.h)6）发电标准煤耗率 kJ/(kW.h第3章 发电厂全面性热力系统 3.1概 述 各局部热力系统和机，炉本体的管道系统组成了发电厂的全面性热力系统。在全面性热力系统中，至少有一台锅炉，汽轮机及其辅助设备的有关汽水管道上要标明公称压力，管径和壁厚。 3.2 主蒸汽系统锅炉与汽轮机之间连接的新蒸汽管道，以及由新蒸汽送往各辅助设备的支管，都属于发电厂的主蒸汽管道系统。发电厂主蒸汽管道的热点是输送工质流量大，参数高，用的金属材料质量高，对发电厂的安全性，可靠性，经济性影向大，所以要求主蒸汽管道系统力求简单，工作安全可靠，运行调度灵活，能进行各种切换，便于维修，安装和扩建，投资费用少，运行费用低，电厂常用的主蒸汽管道系统有单元制，集中母管制及切换母管制系统。单元制系统是指一机一炉相配合的连接系统，汽轮机和供它蒸汽的锅炉组成独立的单元与其他单元之间无任何蒸汽管道连接，如图图3.1单元制系统该系统具有简单，管道短，阀门及附件少，相应的管内工质夜里损失小，运行操作少，检修工作量少，投资少，散热损失小，便于实现集中母管控制，再加上采用优质合金钢材，系统本身的事故可能性小，安全可靠性较高，如果发生事故只限于一各单元范围内等优点，其缺点是不具备调度灵活条件，负荷变动时候对锅炉燃烧调整要求高，单元系统内热河一个主要设备或附件发生事故，都会导致整个单元吸引停运，机炉必须同时进行检修等，但由于安装检修运行技术的不断提高，再加上采用高级耐热合金钢，该系统的缺点可以尽量的避免，有的能最大程度的减小。根据DL5000-94火力发电厂设计技术规程中的规定，对安装有高压凝气式机组的发电厂，可采用单元制系统，对装有中间再热凝气式机组或中间再热供热式机组的发电厂，也应采用单元制系统。图3.2集中母管制系统 集中母管制系统是指发电厂所有锅炉长生的蒸汽先集中送往一根蒸汽母管，再由母管引致每台汽轮机个其他用汽处。为增加其可靠性，集中母管一般用分段阀分段，当某一段出现故障时，分段阀可以将其隔离，使故障不会波及其他分段。该系统的由电视系统比较简单，布置方便，但是与切换母管制相比，其运行调度不灵活，缺乏机动性，当母管分段检修或与母管相连的任意一阀门发生故障时，与该段母管相连的锅炉和汽轮机都要停止运行。因此这种系统只有在锅炉和汽轮机的 单位容量和台数不配合或装有备用锅炉已建成的热电厂中采用。以后建电厂不再采用。切换母管制系统是指每台锅炉与其对应的汽轮机组成一个单元，各单元之间没有联络管道，每一段原与母管相连处加装一段联络管道和三个切换阀门，单元之间可以交叉运行。图3.3切换母管制系统该系统的有点是可切换运行，电厂机炉台数较多时可充分利用锅炉的富裕容量，具有较高的运行灵活性，有足够的运行可靠性，各锅炉间的负荷可进行最佳负荷分配，其缺点是，阀门多，管道长，系统复杂，管道本身事故可能性大。根据DL5000-94中规定，对装有高压供热式机组的发电厂和中，小型发电厂，因参数不高，阀门管道投资相对较小的情况下，采用切换母管制系统。综上所述，根据技术经济全面比较，本次设计中蒸汽系统采用单元制系统。单元制主蒸汽系统现代大型机组广泛采用单元制系统，随着机组容量的增大，锅炉炉膛宽度加大，烟气了流量，温度分配不均，造成主蒸汽两侧的气温偏差和压力偏差增大，进入汽轮机左右两侧高中压主蒸汽门蒸汽温度偏差超出允许范围，汽缸等高温部件出现受热不均，引起汽缸扭曲变形，甚至摩擦轴封，造成高温部件产生较大的热应力，威胁汽轮机安全运行。国际电工协会规定，最大允许气温偏差为：持久的为15摄氏度，顺势性的为42摄氏度。因此，单元制主蒸汽系统要求以混温措施。它分为双管式系统。单管双管式系统和双管单管双管式系统三种形式。1 双管式主蒸汽系统双管式主蒸汽系统，指主蒸汽从锅炉过热器出口联箱两端引出两根对称的管道，至汽轮机左右两侧进入高压缸。采用栓管布置方式可避免大直径的主蒸汽管，尤其是某些需要进口的大口径耐热合金钢管，价格昂贵，采用双管具有明显优势，可较大幅度降低管道的总投资，双管系统在布置时能适应高中压缸双侧汽的需要，在管道的支吊及应力分析中也比较容易处理。但双管吸引中温度偏差较大，有的主蒸汽温度偏差达3050摄氏度，将使气缸等高温部件受热不均导致变形。2 单管双管式主蒸汽系统 图3.4单管-双管主蒸汽系统单管双管式主蒸汽系统指主蒸汽从锅炉过热器出口联箱经意根竹管道引出，在靠近汽轮机处用一只斜三通，再分为二根管道分别接到汽轮机，高压缸进口的左右侧主气阀。该系统由于采用单管，又利于消除进入汽轮机的主蒸汽由于锅炉可能长生的两侧温度偏差，以及由于管道布置阻力不同引起的压力偏差，同时简化了系统，节省投资。另外，在主蒸汽管末进入钦轮机前，再分成两根管道跟别与两个主气气门向连接，减小了主蒸汽温度偏3 双管单管双管式主蒸汽系统图3.5双管单管双管式主蒸汽系统双管单管双管式主蒸汽系统指在过热器出口联箱两侧各有一跟引出管，经斜三通后汇集集成单管，到主气阀铅再经斜三通分成两根管道与汽轮机相连。这种主蒸汽系统由于中间部分采用了单管，使气流能够很好的混合，减小了进入汽轮机蒸汽的温度偏差和压力偏差，一般要求单管的长度至少为其管径的20倍，管径也按照最大蒸汽流量工况设计。故：经过比较回购，本设计采用单管双管式主蒸汽系统。3.3 再热机组的旁路系统目前，中间再热机组答部分装有旁路系统，锅炉来的新蒸汽在某些特定情况下，可绕过汽轮机高压刚，通过连接在主蒸汽和再热蒸汽冷锻管道间减温减压装置直接进入再热器冷端管道，这样的系统称为高压旁路系统或1级旁路系统，绕过汽轮机中低压缸，通过连接在再热器热段蒸汽管和凝汽器间的减温减压装置后进入凝汽器的管道系统，称为二级旁路系统。绕过整个汽轮机，通过连接在主蒸汽管道和凝汽器间的减温减压装置直接进入凝汽器的管道系统称为整机旁里或三级答旁路系统，再热式汽轮机的旁路系统是由上述一种，两种，或三种形式组合而成。旁路系统是为了适应在热机组启停事故处理时特定情况下的需要而设置的，从实质上来说，讲旁路系统就是在热机组启停事故情况下的一种调节和保护系统.3.3.1旁路系统的容量旁路系统的容量即旁路系统的流通能力，是在机组的设计压力下，旁路系统能够通过的蒸汽量D1与锅炉额定蒸发量D.0比值的百分数。机组在非设计工况下，蒸汽的参数将发生变化，体积流量也要改变，因此旁路系统的实际流通能力与设计容量是不通的，当气压变低，蒸汽的比容增大，通流能力就会变小，在运行中应注意。根据单元机组的调峰和启动的要求，旁路系统的容量一般选定在30%70%之间。1 两级串联旁路系统图3.6两级串联旁路系统