大亚湾核电站常规岛热力系统主图

热电厂热力系统计算

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： 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～ 0.70 0.85 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℃。 2%

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175 t/h, 折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h 。 2-1 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

火电厂用水流程图

火电厂用水流程图火力发电厂用水流程图部分蒸汽供应给工业和住宅供热机组，以补充水和淡化水箱以去除化学水。凝汽器除氧器锅炉产生蒸汽，将汽轮机动力城的化学废水推至脱硫工艺水箱补充水。市政脱硫工艺水箱补充水并蒸发脱硫吸收塔。进行湿法脱硫以蒸发浓缩的循环水。浓缩循环水供应至脱硫工艺水箱，以补充水并对废水进行脱硫。循环水在贮灰器中搅拌(排放)以冷却冷凝器循环水。回水+ 火力发电厂用水工艺描述火力发电厂用水主要分为三部分: 第一部分是机组热力系统用水:原水→化水生产，脱盐水由水处理设备生产(产生约10%的浓水)。排放至脱硫系统再利用)→通过除盐泵输送至汽轮机凝汽器作为热力系统的补水→与凝结水混合后通过凝结泵输送至除氧器→通过加热输送至锅炉除氧→加热至锅炉蒸汽驱动汽轮机做功发电→部分蒸汽被凝汽器循环水冷却并冷凝成凝结水形成连续循环，另一部分蒸汽用于工业或民用供热，蒸汽不回收的第二部分是循环水系统水:原水→直接供给冷却塔水池→水通过循环泵送至冷凝器冷却蒸汽→冷却水返回冷却塔水池形成连续循环随着原水循环次数的增加，冷却水会自然蒸发浓缩，水质会逐渐恶化。为了保证水质，部分浓水(约占原水总量的5%)需要排入脱硫系统进行回用。的第三部分为湿法脱硫系统用水:10%的浓水来自化学水生产和循环

水，浓水来自脱硫工艺水箱至脱硫制浆系统，与石灰石粉混合制成脱硫浆液，输送至脱硫吸收塔与烟气反应，吸收烟气中的二氧化硫，热烟气携带大部分水从烟囱排出，石膏携带一小部分水至石膏脱水系统。脱水后会产生少量废水(约占全厂原水消耗量的5%),部分机组会利用这部分废水作为干灰搅拌加湿水，实现废水零排放有些机组不能充分利用废水，少量废水经处理后排放。目前，公司正在进行废水零排放改造，目标是在XXXX之前通过实施脱硫废水闪蒸等处理方法实现废水零排放

发电厂热力设备及系统

发电厂热力设备及系统 07623班参考资料 :锅炉设备及系统 1有关锅炉的组成（本体、辅助设备）锅炉包括燃烧设备和传热设备；由炉膛、烟道、汽水系统以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为锅炉本体；供给空气的送风机、排除烟气的引风机、煤粉制备系统、给水设备和除灰除尘设备等一系列设备为辅助设备。 2 A燃料的组成成份化学分析：碳（C）、氢（H ）、氧（0）、氮（N ）、硫（S）五种元素和水分（M ）、灰分（A）两种成分。 B水分、硫分对工作的影响；硫分对锅炉工作的影响：硫燃烧后形成的SO3和部分SO2,与烟气中的蒸汽相遇，能形成硫酸和亚硫酸蒸汽，并在锅炉低温受热面等处凝结，从而腐蚀金属；含黄铁矿硫的煤较硬，破碎时要消耗更多的电能，并加剧磨煤机的磨损。水分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）影响煤的磨制及煤粉的输送（4）烟气流过低温受热面产生堵灰及低温腐蚀。 C水分、灰分、挥发分的概念：水分：由外部水和内部水组成；外部水分，即煤由于自然干燥所失去的水分，又叫表面水分。失去表面水分后的煤中水分称为内部水分，也叫固有水分。挥发分：将固体燃料在与空气隔绝的情况下加热至850摄氏度，则水分首先被蒸发出来，继续加热就会从燃料中逸出一部分气态物质，包括碳氢化合物、氢、氧、氮、挥发性硫和一氧化碳等气体。灰分：煤中含有不能燃烧的矿物杂质，它们在煤完全燃烧后形成灰分。 D挥发分对锅炉的影响：燃料挥发分的高低对对燃烧过程有很大影响。挥发分高的煤非但容易着火，燃烧比较稳定，而且也易于燃烧安全；挥发分低的煤，燃烧不够稳定，如不采取必要的措施来改善燃烧条件，通常很难使燃烧安全。 E燃料发热量：发热量是单位质量的煤完全燃烧时放出的全部热量。煤的发热量分为高位发热量和低位发热量。1kg燃料完全燃烧时放出的全部热量称为高位发热量；从高位发热量中扣除烟气中水蒸气汽化潜热后，称为燃料的低位发热量。 F标准煤：假设其收到基低位发热量等于29270kj/kg的煤。（书88页） G灰的性质：固态排渣煤粉炉中，火焰中心气温高达1400~1600摄氏度。在这样的高温下，燃料燃烧后灰分多呈现融化或软化状态，随烟气一起运动的灰渣粒，由于炉膛水冷壁受热面的吸热而同烟气一起冷却下来。如果液态的渣粒在接近水冷壁或炉墙以前已经因温度降低而凝结下来，那么它们附着到受热面管壁上时，将形成一层疏松的灰层，运行中通过吹灰很容易将它们除掉，从而保持受热面的清洁。若渣粒以液体或半液体粘附在受热面管壁或炉墙上，将形成一层紧密的灰渣层，即为结渣。 H灰分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）烟气携带飞灰流过受热面产生结渣、积灰、磨损、腐蚀等有害现象。 3热平衡：输入锅炉的热量=有效利用热量（输出锅炉的热量）+未完全燃烧的热损失+其它热损失

火力发电厂热力系统节能分析论文

火力发电厂热力系统节能分析摘要：本文简要分析了当前节能形势，归纳了主要的热力系统计算分析方法，指出了电厂热力分析仍然存在的问题，并对电站节能改造给出了建议和节能策略分析。关键词：热力系统 ; 经济指标 ; 计算方法;节能技术 abstract: this paper analyzes the current energy situation, summed up the main system calculation analysis methods, and pointed out that there are still problems of power plant thermal analysis, and provided strategy analysis for power plant energy-saving advice and energy saving. keywords: thermodynamic system; economic indicators; calculation method; energy-saving technologies 中图分类号： tk284.1文献标识码：a文章编号：引言众所周知，能源问题已经成为世界各国共同关注的问题，在我国这一现象更加凸显。由于我国粗放型经济增长方式，又处在消费结构升级加快的历史阶段，能源消耗过大，因此节能降耗将是一项长远而艰巨的任务。根据美国及我国电力行业调查统计表明，我国平均供电煤耗率要比发达国家高出30~60g/kwh，这是一个很大的差距，说明我国的电厂节能有很大的节能潜力可以挖掘。因此，电站热力系统节能是关系到节能全局以及可持续性发展的大事。因此，在热力系的环境下，揭示各种节能理论内在的联系，深入地研究和

热电厂热力系统计算分析

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 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 0.65～0.70 0.85 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175 t/h,折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h。表2-1 热负荷汇总表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

热电厂热力系统计算

————————————————————————————————作者: ————————————————————————————————日期:

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℃。

热电厂供热远程计量管理系统方案

热电厂供热远程计量管理系统方案一、系统概述热网监控系统利用GPRS5线网络平台，将供热热网中的每个热网用户、热源厂以及热水换热站的用蒸汽或热水参数通过二次仪表、GPRS/CDM模块发到热网监控中心热网服务器上的数据库上。并通过监控软件，对热网用户数据进行实时监控，并具备报警、趋势记录、结算累计、统计分析等多项功能，来实现现场参数的采集、调度室与各换热站的数据实时通讯控制，可以很好的解决许多存在的问题，可以有效提高供热系统的自动化控制水平，并且能很大程度上提高供热行业的管理水平。供热工程中的自动控制对于保证供热系统优质供热、安全运行、经济节能、环境保护具有十分重要的作用。二、系统组成 1本系统主要由以下几部分组成：监控中心：（计算机、热网监控系统软件）通信网络：（基于移动或者电信的通信网络平台） GPRS/CDMATU （采集现场仪器仪表信号，通过GPRS/CDM网络传输到监控中心）测量仪表：（流量计、流量积算仪、电镀阀、温度传感器，压力传感器） 2、系统结构图:

三、硬件简介 1、GPRS/CDMATU基本功能及特点：内嵌TCP/IP协议、用户数据完全透明传输；具有自动登陆网络、断线自动重连的功能，用户免于维护数据链路；参数设置可以通过电脑或手机远程设置、更改；双重看门狗设计，长期运行不会死机；用户数据接口为RS232或RS485速率可调；支持GSM拨号、短信数据传输方式，用户数据可选短信、GPRS/CDM网络双通道数据通信； 128K用户数据缓冲；具有信号强度显示、网络连接和数据收发指标灯；标准工业模块和滑道安装，标准工业接线端子；工业级品质保证、性能稳定可靠；提供用户设置软件、DLL或控件开放源代码接口、方便与多种组太软件及其它软件连接；

发电厂热力系统介绍

第二部分发电厂热力系统介绍仪控技术员，一般从事锅炉、汽机、DCS、外围这几个专业的仪控技术工作。作为技术员，首先得清楚这台机组的工作流程，也就是热力系统。我们热工的系统图，也就是在机务的流程图基础上，标注上热工仪表及控制设备。这一讲我们简单介绍火力发电厂的热力系统及热工设备。 1、系统流程火力发电厂是将燃料（煤、油、天然气）的化学能转变为热能和电能的工厂。基本的热力系统图见下图：储存在储煤场中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中，再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。合格的煤粉由热二次风送到锅炉本体的喷燃器，由喷燃器喷到炉膛内燃烧。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离（目前一般用汽水分离器、储水箱替代汽包及下降管），分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热，分离出的蒸汽送到过热器，加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽，经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转，汽轮机带动发电机发电，发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结泵送到低压加热器加热，然后送到除氧器除氧，再经给水泵送到高压加热器加热后送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程，即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽，送到锅炉的再热器重新加热，使汽温提高到一定温度后，送到汽轮机中压缸继续做功。 2、锅炉主要系统 1）汽水系统：锅炉的汽水系统的主要功用是接受燃料的热能，提升介质的热势能，增压增温，完成介质的状态转换。 2）烟风系统：提供锅炉燃烧的氧气，带动干燥的燃料进入炉膛，维持炉膛风压以稳定燃烧。 3）制粉系统：完成燃料的磨碎、干燥。使之形成具有一定细度和干燥度的燃料，并送入炉膛。 4）其它辅助系统：包括燃油系统、吹灰系统、火检系统、除灰除渣系统等。

热电厂热力系统计算

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 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０.65～ 0.８5 0.85～０.９0 锅炉效率0.72～０.85 0.85~0.90 ０．70 (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62．８kJ/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

热电厂原则性热力系统课程设计说明书

《热力发电厂》课程设计说明书班级：0 8热能（3）班小组成员：易维涛虞循东赵显顺吴文江高雨婷王颖张盈文王靖宇白杨指导老师：孙公钢 2011-12-05---2011-12-18

1、引言 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 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 0.65～0.70 0.85 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℃。