4×300MW火力发电厂初步设计

摘要

300MW火电机组是我国电力的重要设备，为我国电力工业的发展做出过很大的贡献，随着今年各大电网负荷增长及峰谷的增大，使得电网中原来300MW的机组已不能满足需要，因此，各大电网开始投入运行600MW火电机组。但就现在来看600MW 机组基本是在300MW机组的基础上改造而来的，他们之间有不可分割的关系。因而。对300MW机组动力系统的研究，是非常必要的。

本次设计是一次完全的火力电厂初步设计：

首先，发电厂的原则性热力系统的拟定与计算：凝汽式发电厂的热力系统，锅炉本体汽水系统，汽轮机本体热力系统，机炉车间的连接全厂公用汽水系统四部分组成。

其次，汽轮机主要设备和辅助设备的选择：

凝汽式发电厂应选择凝汽式机组，其单位容积应根据系统规划容量，负荷增长速度和电网结构等因素进行选择．辅机一般都随汽轮机本体配套供应，只有除氧器水箱、凝结水泵组、给水泵、锅炉排污扩容器等，不随汽轮机本体成套供应。

第三，对锅炉燃料系统及其设备的选择：

锅炉燃料选择徐州烟煤，根据煤的成分分析选择磨煤机，然后选择制粉系统，最后是对燃料设备的选择。

4×300MW火力发电厂初步设计

第四，确定回热热力系统全面性热力系统图：

因采用“三高四低一除氧”八级抽汽回热热力系统，且2号、3号高加间装疏水冷却器，以提高机组的热经济性。

第五，电气部分设计

关键词：汽轮机,锅炉,热力系统，火力发电厂，电气设计

目录

摘要 (1)

目录 (3)

前言 (6)

第一章发电厂主要设备的确定 (8)

1.1发电厂设备确定的理论依据 (8)

1.2汽轮机和锅炉型式、参数及容量的确定 (9)

1.2.1 汽轮机设备的确定 (9)

1.2.2 锅炉设备的确定 (11)

第二章原则性热力系统的拟定和计算 (14)

2.1原则性热力系统的拟定 (14)

2.1.1 给水回热和除氧器系统的拟定 (14)

2.1.2 补充水系统的拟定 (16)

2.1.3 锅炉连续排污利用系统的拟定 (16)

2.2原则性热力系统的计算[1] (16)

2.2.1汽轮机型式和参数 (16)

2.2.2回热系统参数 (17)

2.2.3锅炉型式与参数 (18)

2.2.4计算中选用的数据 (18)

第三章汽机车间（热力系统）辅助设备的选择 (43)

4×300MW火力发电厂初步设计

3.1给水泵的选择 (43)

3.1.1给水泵台数和容量的确定 (43)

3.2凝结水泵的选择 (44)

3.2.1凝结水泵的凝结量的确定[ 2 ] (44)

3.3除氧器及给水箱的选择 (45)

3.3.1除氧器的选择[ 2 ] (45)

3.3.2给水箱的选择[ 3 ] (46)

3.4低压加热器疏水泵[3] (47)

3.5连续排污扩容器的选择[2] (47)

3.6定期排污扩容器的选择 (48)

3.7疏水扩容器、疏水箱和疏水泵的选择 (49)

3.7.1疏水扩容器的选择 (49)

3.7.2疏水箱和疏水泵的选择 (49)

3.8工业水泵及生水泵的选择 (50)

第四章供水方式及循环水泵的选择 (51)

4.1供水方式的选择 (51)

4.2循环水泵的选择[3] (53)

第五章锅炉车间辅助设备的选择和计算 (54)

5.1燃烧系统的计算[4] (54)

5.2磨煤机形式的确定 (57)

5.3制粉系统的确定 (58)

5.4磨煤机的选择[5] (59)

5.5排粉机的选择[6] (61)

5.5.1排粉机出力的计算 (61)

5.5.2考虑储备系数与压力修正系数选择排粉机 (61)

5.5.3排粉机压头的计算 (61)

5.5.4排粉机性能列表 (62)

5.6给煤机的选择[6] (62)

5.6.1给煤机的形式及特点 (62)

5.6.2给煤机的选择原则 (62)

5.6.3给煤机出力计算 (63)

5.6.4给煤机性能列表 (63)

5.7粗粉分离器的选择 (63)

5.8细粉分离器的选择[6] (63)

细粉分离器作用： (63)

5.8.1细粉分离器的直径计算 (64)

5.9送风机的选择[6] (64)

5.9.1送风机的选择原则 (64)

5.9.2送风机容量计算 (64)

5.9.3送风机压头计算 (65)

5.10引风机的选择[6] (66)

5.10.1引风机台数的确定 (66)

5.10.2引风机入口实际烟气量 (66)

4×300MW火力发电厂初步设计

5.10.3引风机的压头计算 (67)

5.10.4引风机的性能表 (67)

第六章电气部分设计 (68)

6.1主变压器的选择 (68)

6.1.1 主变压器的选择 (68)

6.1.2 常用变压器的选择 (69)

6.1.3 厂用备用变压器的选择 (70)

6.2设计本厂电气主接线 (71)

6.2.1主接线的设计依据 (71)

6.2.2 主接线设计的基本要求 (72)

6.2.3 大机组主接线可靠性的特殊要求 (73)

6.2.4 主接线方案的拟订 (74)

6.3设计本厂厂用电系统电气主接线的基本形式 (77)

6.3.1厂用电接线总的要求 (77)

6.3.2 厂用电接线应满足下列要求 (78)

6.3.3 中性点接地方式 (78)

附图（原则性热力系统图） (80)

附图全面性热力系统图 (81)

前言

发电厂是国民经济发展和人民生活生产的重要工业基础，但

由于当前能源处于紧缺的情况和环境的污染日趋严重，给我国的火力发电厂的发展提出了许多新的问题。同时作为我们即将要去电厂工作的人来说也带来了很大的压力。因此，通过本次该设计使我们把整个大学的所有课程串联起来，为以后在工作当中能更好的投入起到了巨大的作用。

本次设计的主要内容是600MW火力发电厂初步设计，在设计中我们学会了发电厂主要设备的确定、原则性热力系统的计算、热力系统辅助设备的选择、供回水方式及循环水泵的选择、锅炉车间辅助设备的选择和计算、全面性热力系统的拟定等多个内容。使我们在设计中得到了许多专业方面上的知识。

由于我们学习的知识有限，没有真正的接触过发电厂的现场的生产实际，设计中难免存在很多缺点和不妥之处，恳请评审组老师给予批评指正。

4×300MW火力发电厂初步设计

第一章发电厂主要设备的确定

1.1发电厂设备确定的理论依据

发电厂的型式和容量的确定发电厂的设计必须按照国家规定的可行性研究基本建设程序进行．发电厂的设计工作分为四个阶段，即初步可行性研究、初步设计和施工图设计．前两个阶段属于设计的前期工作，在初步可行性研究报告审批后，建设单位的主管部门还应编报项目建议书，项目建议书批准后才可进行可行性研究。经批准的可行性研究报告是确定建设项目和编制设计文件的依据建厂地区电力系统规划容量、地区国民经济增长率、发展规划、燃料来源和负荷增长速度以及电网结构等因素来确定发电厂的型式和容量．即根据建厂地区对电、热能的需要，地区电网结构（电厂容量，承担基本、中间或调峰负荷，新建或是扩建项目），厂区情况（燃料来源及供应、水源、交通运输、燃料及大件设备的运输、环境保护要求、灰渣处理、出线走廊、地质、地形、地震、水文、气象、占地拆迁和施工条件地等）以及有关设备的生产厂规范进行选择。应通过技术经济比较和经济效益分析确定．若地区只有电负荷，可建凝汽式电厂，选择大型凝汽式机组；若地区还兼有热负荷，应根据热负荷的性质和大小以及供热距离，经技术经济比较证明合理时，优先考虑建热电厂，选择供热机组。确定发电厂型

式和容量时，燃烧低热质煤（低质原煤、洗中煤、褐煤）的凝汽式发电厂宜在燃料产地附近建坑口发电厂，将输煤变为输电并举，为提高发电厂的经济性，应尽量增大发电厂容量和机组容量，打破地区界限，统一规划，集资和合资办电，如内蒙南部建设能源基地发电厂向京津唐送电，在豫西北地区选择有煤、有水、厂址好的地方建设巨型电厂向、豫、鄂、赣送电．运煤距离较远（超过1000km）的发电厂，宜采用热值高于21.0MJ/kg 的动力煤，以尽可能减轻运输压力和提高经济效益。对上海等32个省会级大城市，国家规划的环保要求标准较高，其发电厂所产生的烟气中的颗粒物可以通过扩大高效率电气除尘器的使用来加以防治，在烟气中的氧化硫在目前尚不能大规模采用烟气脱硫装置的情况下，只能依靠高烟囱排放和采用低硫煤来解决污染问题，因此大城市附近的发电厂宜采用硫分低于１％的优质煤．

1.2 汽轮机和锅炉型式、参数及容量的确定

1.2.1 汽轮机设备的确定

发电厂容量确定后，汽轮机单机容量和台数可以确定。大型电网中主力发电厂应优先选用大容量机组，最大机组宜取电力系统总容量的8-10％，国外取4-6％。我国超过25000MW容量的电网有四个，都可以装600MW及以上大机组，但由于大型发电

4×300MW火力发电厂初步设计

厂的厂址不容易选到，燃料运输量大，供水量多，灰渣排放多等因素厂址的选择带来很大困难。600MW大型机组的发电厂宜在煤矿区建设坑口电厂，容量大的电力系统，应选用高效率的300MW、600MW机组连接跨度大的电网间主力电厂，可选择引进俄罗斯800MW的机组。供热机组型式应通过技术经济比较确定，宜优先选用高参数大容量抽汽供热机组，有稳定可靠的热用户时，可采用背压式机组，其单机容量应在内全年基本热负荷确定。随机组容量增大便于发电厂生产管理和人员培训，发电厂一个厂房内机组容量等级不宜超过两种，机组台数不宜超过6台，如采用300MW和600MW机组，按6台机组的发电厂容量可达1800MW和3600MW。为便于人员培训、生产管理和备品配件的储备，发电厂内同容量的机组设备宜采用同一制造厂的同一型式或改进型式，同时要求其配套辅机设备（如给水泵、除氧器等）的型式也一致。根据我国汽轮机现行规范，单机容量25MW供热机组、50MW以上凝汽式机组宜采用高参数，125-200MW凝汽式机组或供热抽汽机组宜采用高参数，300MW、600MW凝汽式机组宜采用亚临界参数或超临界参数。

汽轮机型号：N300-16.67/537/537

300MW单轴两缸两排汽亚临界纯凝汽式

主蒸汽压力:P O=16.67MPa t0=537℃

再热蒸汽参数:高压缸排汽:P rh=3.66MPa

t rh=321.1℃

中压缸进汽:P l rh=3.29MPa t l rh=537℃排汽参数：p c=0.0054MPa，x c =0.9275

给水温度：t fw=274.4℃

1.2.2 锅炉设备的确定

锅炉设备的容量，是根据原则性热力系统计算的锅炉最大蒸发量，加上必须的富裕量，同时考虑锅炉的最大连续蒸发量应与汽轮机进汽量相匹配。对大型引进机组汽轮机最大进汽量是指汽轮机进汽压力超过5％，调节汽门全开工况时的进汽量（如不允许超压5％，则为调节汽门全开工况时的进汽量）。该额定真空、无厂用抽汽、补水率为零时发出额定功率所需的汽耗量。老型机组裕度取8-10％，如引进型300MW汽轮机机组，锅炉最大连续蒸发量为汽轮机额定工况进汽量的112.9％，引进型600MW机组为112.0％。高参数凝汽式发电厂一炉配一机运行，不设置备用锅炉，因此锅炉的台数和汽轮机台数相等。装有供热机组的热电厂，当一台容量最大的蒸发锅炉停用时，其余锅炉的蒸发量应满足：热力用户连续生产所需的生产用汽量；冬季采暖、通风和生活用热量的60-70％（严寒地区取上限）。此时可降低部分发电出力。热电厂应以上述原则来选择备用锅炉。

锅炉参数的确定：大容量机组锅炉过热器出口额定蒸汽压力一般为汽轮机进汽压力的105％过热器出口温度一般比汽轮机额

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定进汽温度高3℃。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高压缸排汽压力p′的1.5-2.0％、5％、3.0-3.5％。再热器出口额定蒸汽温度一般比汽轮机中压缸额定进汽温度高3℃，主要是减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和散热损失，提高主蒸汽管道效率。以上参数标准用于300MW及以上容量的机组，目前中小型机组系列锅炉参数高于以上数值仍可使用。

锅炉型式的选择：锅炉型式包括水循环方式、燃烧方式、排渣方式等。水循环方式主要决定于蒸汽初参数：亚临界参数以下均采用自然循环汽包炉，因其给水泵耗功小，循环安全可靠，全厂热经济性高；亚临界参数可采用自然循环和强制循环，强制循环能适应调峰情况下承担低负荷时水循环的安全；超临界参数只能采用强制循环直流炉。锅炉燃烧方式的选择决定于燃料特性和锅炉容量，有三种燃烧方式：四角喷燃炉、“Ｗ”火焰炉和前后墙对称燃烧RBC型炉。四角喷嘴燃炉具有结构简单、投资省、制造及运行国内已有成熟经验等优点，多用于燃用煤烟的锅炉，也可用于燃贫煤或无烟煤的锅炉；“Ｗ”火焰炉的优点是可燃用多种变化煤种，最低稳定燃烧负荷可达40-50％，有利于调峰运行，但目前国内制造技术处于引进阶段，造价比较高，运行管理经验缺乏；RBC型炉其性能介于上述两种炉型之间，国内300MW机组上已有运行。排渣方式有固态排渣和液态排渣两种，主要决定于

燃料特性。

主要设备的选择还应考虑设备价格、交货日期、可用率、对方售后服务信誉等多方面的因素。

锅炉型式：HG—1025/17.4 型自然循环汽包炉

锅炉基本参数

最大连续蒸发量：D b=1025t/h

过热蒸汽出口参数：p b=17.4MPa，t b=540℃

再热蒸汽出口参数：=

'

p 3.29MPa，t rh=537℃

rh

汽包压力：p st=20.4 MPa

锅炉效率：=

η92%

b

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第二章原则性热力系统的拟定和计算

2.1 原则性热力系统的拟定

原则性热力系统是根据机炉制造厂提供的本体汽水系统来拟定的，回热加热级数八级，最终给水温度245℃各加热器形式除一台高压除氧器为混合式，其余均为表面式加热器，在这种情况下，拟定原则性热力系统。

发电厂原则性热力系统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联系线路图，原则性热力系统只表示工质流过时的状态，参数起了变化的各种热力设备，它仅表明设备之间的主要联系，原则性热力系统实际表明了工质的能量转换及热能利用的过程，它反映了发电厂能量转换过程技术完善程度和热经济性。

2.1.1 给水回热和除氧器系统的拟定

给水回热加热系统是组成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。系统的选择主要是拟定加热器的疏水方式。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。

拟定如下:

1 机组有八级不调整抽汽，回热系统为“三高、四低、一除

氧”除一台除氧器为混合式加热器外，其余均为表面式加热器。主凝结水和给水在各加热器中的加热温度按温升分配的。

2 1#、2#、3#高压加热器和4#低压加热器，由于抽汽过热度很大，设有内置蒸汽冷却器。一方面提高三台高加水温；另一方面减少1#高加温差，使不可逆损失减少，以提高机组的热经济性。1#2#3#高加疏水采用逐级自流进入除氧器，这样降低了热经济性。但如果采用疏水泵将其打入所对应的高压出口水箱中，会使系统复杂。同时，疏水温度高对水泵的运行也不利，会使安全性降低。在1#2#高加之间设外置式疏水冷却器，减少了对2段抽汽的排挤，使2段抽汽增加。5段抽汽（4#低加）经再热后的蒸汽过热度很大，所以加装内置式蒸汽冷却器。4#低加疏水逐级自流至3#低加（6段抽汽），与3#低加疏水流至2#低加（7段抽汽）。

简化系统提高经济性，而采用2#、3#高加间疏水冷却器，减少冷源损失，避免高加疏水排挤低压抽汽。1#低加疏水逐级自流式至凝结水中，因为末级抽汽量较大，减少了冷源损失。

3 除氧器（4#段抽汽）采用滑压运行，这不仅提高了机组设计工况下运行的经济性，还显著提高机组低负荷时的热经济性，简化热力系统，降低投资，使汽机的抽汽点分配更合理，提高了机组的热效率，为了解决在变工况下除氧器效果和给水泵不汽蚀，主给水泵装有低压电动前置泵。

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2.1.2 补充水系统的拟定

鉴于目前化学除盐的品质以达到很高的标准，所以采用化学处理补充水的方法。目前，高参数机组的凝汽器中均装有真空除氧器以真空除氧作为补充水除氧方式，所以补充水均送入凝汽器中。

2.1.3 锅炉连续排污利用系统的拟定

经过化学除盐处理的补充水品质相当高，从而使锅炉的连续排污量大为减少，又为了化简系统，故采用高压I级排污扩容水系统。主要是为了回收工质的热量，扩容器压力为0.884MPa （9ata），从汽包排出的排污水经节流降压后，在扩容器的压力下，一部分汽化为蒸汽，因其含量较少，送入除氧器中回收工质和热量，含盐量较高的浓缩排污水在冬季送入热网，夏季排到定扩，降低50℃以下后排入地沟。

2.2 原则性热力系统的计算[ 1 ]

2.2.1汽轮机型式和参数

结合本次设计要求，参考国内发电厂情况及发展方向，确定：

机组型式:国产N300—16.67/537/537型一次中间再热、冲动凝汽式汽轮机。

机组参数

主蒸汽压力：p 0=16.67MPa ，5370=t ℃ 再热蒸汽参数：

高压缸排汽(再热器冷端)66.3=rh p MPa ，t rh =321.1℃

中压缸进汽(再热器热端)='rh

p 3.29MPa ，537='rh t ℃ 排汽参数：p c =0.0054 MPa ，x c =0.9275

给水温度：t fw =274.4℃

2.2.2回热系统参数

该机组有八级不调整抽汽，额定工况时其抽汽参数如表2-1：

表2-1 八段抽汽参数表

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2.2.3锅炉型式与参数

参考铁岭发电厂的锅炉型号，选取：

锅炉型式：HG—1025/17.4 型自然循环汽包炉

锅炉基本参数

最大连续蒸发量：D b=1025t/h

过热蒸汽出口参数：p b=17.4MPa，t b=540℃

再热蒸汽出口参数：=

'

p 3.29MPa，t rh=537℃

rh

汽包压力：p st=20.4 MPa

锅炉效率：=

η92%

b

2.2.4计算中选用的数据

（1）小汽水流量

哈汽厂家提供的轴封汽量及其参数如表

锅炉连续排污量

D=0.1b D

bl

全厂汽水损失

D=0.01b D

1

给水泵小汽轮机汽耗量

D=34.988t/h，功率td P=6380K，

td

进汽压力为

0.782MPa，温度为336℃，排气压力为7085×3

10-MPa。

表2-2 门杆漏汽、轴封漏汽参数

（2）其中机械效率995.0=m η，发电机的发电效率99.0=g η 机组的机电效率985.099.0995.0=?==g m mg ηηη

回热加热器效率99.0=h η，排污扩容器效率98.0=f η 连续排污扩容器压力选0.90MPa 。 化学补充水温m a t =20℃ 给水泵组给水焓升pa w h ?=25.8kJ/kg ，凝结水泵的焓升cp w h ?=1.7kJ/kg 。各段管压损和各加热器出口端差见表2-3和表2-4.

表2-3 管道压损表

表2-4 各加热器出口端差

（3）热力过程线的拟定过程：

A 、由已知的蒸汽参数P 0

、t 0及背压P C 在焓熵图上可查出机组的理想焓降△H t 。

B 、工质在经过进汽机构时产生进汽节流损失。节流引起的

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损失与节流前后气流的压降△P对应。当调节阀全开（主汽阀也当然全开）时，△P0取新汽压力的3％～5％，即△P=(0.03-0.05)P0。为了使所设计机组的效率不低于设计效率，通常取△P的最大值，即取△P=0．05 P0据选定的△P，并按照节流前后焓值不变的道理，可在焓熵图上找到汽轮机第一级前的状态点0′。

C、根据所给数据高压缸的排器压力及通过再热以后中压缸的进汽压力可以确定2、2′。并在焓熵图上连2′和0′。

D、P C排汽压力和湿度的值可以确定排汽压力点C，在焓熵图上连接2′和C。

E、通过各个加热器的加热点的压力,并考虑抽汽管道的阻力损失,参考《热力发电厂》教材,管道的阻力损失取8%的抽汽点压力。

F、在焓熵图上通过各抽汽点的压力，确定汽轮机的抽汽点。可以得出各点的焓值，并可以通过热力过程线绘制汽水参数表。