毕业设计--某电厂660MW机组的初步设计-精品
火力发电厂660MW机组新建工程主体工程施工总平面布置设计方案
火力发电厂660MW机组新建工程主体工程施工总平面布置设计方案1.1场地布置1.1.1场地布置原则1.1. 1.1严格按照业主招标文件中对总平面布置的要求进行设计布置本标段的施工总平面,不突破业主确定的面积和界线，不改变业主设置的区域功能及区块界线，完全响应业主对生活临建、办公临建、供排水、临电及其它方面的要求。
1.2设施布置：符合《施工组织设计导则》基本原则，响应业主要求，运用我公司丰富的经验，设置科学合理,计算准确可行，既满足方便生产、利于生活、安全环保和劳动保护的要求，又满足工程建设需要，降低工程临建成本，提高综合效益。
1.LL3总体紧凑合理，区域分工明显，符合业主要求,整体美观、实用。
1.LL4各施工区域均采用区域围栏完全隔离，方便区域内的管理，也便于现场安全文明施工规划。
1.2施工总平面规划按照业主招标文件，本标段的生产办公区、生产加工区均按照业主要求位置布置，其中办公区、生产加工场地考虑布置在厂区扩建预留场地内，均未突破地块边界和业主建筑红线。
现场具体布置完全服从业主对施工场地划分及总平面的管理。
1.4生产临建布置生产临建主要包括：建筑加工区场地、搅拌站场地、安装加工区场地、施工办公场地，见《职工综合楼施工平面布置图》、《净水站施工平面布置图》。
1.4.1办公区施工单位办公用房采用集中办公形式，夹芯彩板房，按施工总平确定的位置由项目公司统一规划，各自实施。
施工单位实施施工临建的位置、尺寸、建筑结构形式必须与报批的相一致，不得擅自更改。
如确需更改须提交书面申请到项目公司工程管理部，经批准后实施。
现场临时办公场地位于净水站区域东南侧公路旁，结构型式为活动板房，仅供现场技术人员办公、项目部对现场生产进行安排及调度使用，同时在临时办公室旁边设现场杂物库房及现场茶水供应点和吸烟点，现场临时办公区占地面积为133m2o1.4.2建筑施工区根据业主招标文件对生产临建的规划要求，土建施工作业区拟建于二期高密度沉淀池区域。
新型热管低温省煤器的开发应用
新型热管低温省煤器的开发应用谢庆亮（福建龙净环保股份有限公司，福建 龙岩 364000）摘要：燃煤电厂常规管壳式低温省煤器已有大量应用，但其磨损泄漏对机组的安全稳定运行和污染物排放都造成了很大的影响，市场上亟需一种可实现无冷却水泄漏的换热器升级改造方案。
本文从热管式低温省煤器的技术原理出发，分析了其替代原有低温省煤器的技术手段的可行性，并以某660MW机组应用新型热管低温省煤器为例进行了介绍。
运行效果表明，热管低温省煤器是一种可靠的低温省煤器升级改造技术，为其他燃煤电厂烟气余热利用装置的安全运行升级改造提供了借鉴。
关键词：燃煤电厂；低温省煤器；热管；冷却水泄漏中图分类号：X701 文献标志码：A 文章编号：1006-5377（2021）04-0054-05近十年来，燃煤电厂锅炉空预器后的低温省煤器作为一项节能设备，已得到广泛的推广应用。
通过低温省煤器将空预器后的烟温从120℃～150℃降低至90℃左右，可降低烟气中粉尘的比电阻值，稳定提高电除尘器的除尘效率[1]，协同脱除烟气中的SO3、Hg等污染物并回收烟气余热，降低机组煤耗。
现有的低温省煤器基本都是管壳式翅片管结构，烟气走壳侧，冷却水走管侧，近十年来的应用实践暴露了两个突出问题：（1）在低温省煤器主要组成设备中，作为核心换热元件的换热管束及翅片，在除尘器前的高浓度粉尘环境下被连续冲刷，换热元件的磨损无法避免，造成换热元件的使用寿命短，虽然采取了多种强化防磨措施，但仍无法从根本上解决磨损问题。
（2）管壳式低温省煤器所有管内的冷却水都是相通的，且冷却水系统多为开式循环系统，一旦某根管因为磨损损坏，管内大量冷却水将源源不断向烟气中泄漏，造成低温省煤器积灰堵塞，严重影响机组的安全运行。
通过调研发现，目前行业内布置于电除尘器前的传统低温省煤器出现泄漏的周期为2～3年。
低温省煤器换热管束泄漏会引发诸多问题：1）换热器堵灰及电除尘器灰斗输灰不畅会影响机组的安全运行；2）换热器局部或全部模块退出运行会导致降温幅度不足，节煤效果大打折扣，电除尘器的除尘效率下降，除尘器后的环保设备的工作环境恶化，影响超低排放效果；3）烟气阻力增大，引风机电耗增加，甚至会导致风机失速[2]。
660MW亚临界凝汽式汽轮机热力系统的设计
题目：660MW亚临界凝汽式汽轮机热力系统的设计学院: 材料与冶金学院专业: 热能与动力工程学号:学生姓名:指导教师:日期:摘要汽轮机作为现代重要的动力机械设备，在国家动力能源方面起着举足轻重的地位。
本次设计一方面是为了巩固所学的理论知识，强化对汽轮机整体的认知；另一方面，也是希望借此设计培养独立思考及动手解决问题的能力，为今后的工作学习打下基础。
本文设计的是一台660WM亚临界凝汽式汽轮机，首先根据基本参数的要求，完成透平机械的热力设计，即选定汽轮机的基本参数和结构形式，确定通流部分的重要尺寸，求出整机的内功率和内效率，然后由设计得出的参数，进行汽耗量和功率的校核，最后完成其结构设计。
本设计采用的是三缸四排汽，高中压缸合缸，低压缸四流程的亚临界反动凝汽式设计，是当前国内大型机组的主流设计形式，同时采用一次中间再热，提高发电效率，八级抽汽加热给水提高给水温度，以提高机组的效率。
最终在设计工况下的热耗量是8140.64KJ/KWh，汽轮机机组的绝对电效率是44.23%，在设计上是安全可靠的。
关键词：汽轮机；能源；设计；亚临界AbstractTurbine as an important driving force of modern machinery and equipment, plays an important role in the national power energy.The design on the one hand is to consolidate the theoretical knowledge learned, to strengthen awareness of the turbine as a whole; the other hand, is hoping to design independent thinking and the ability to begin to solve the problem, lay the foundation for future work and study.This design is a 660WM subcritical condensing steam turbine, the first under the requirements of the basic parameters, complete thermal turbomachinery design, namely the basic parameters and structure of the selected turbine, determine critical dimensions flow passage is obtained and internal efficiency within the power of the machine, and then drawn by the design parameters, steam and power consumption checking, finalizing his design.This design uses a three-cylinder four exhaust, subcritical reaction condensing steam turbine cylinder closing cylinder design, low pressure cylinder, four processes are designed to form the current mainstream domestic large units, while using single reheat, improve power generation efficiency , eight steam extraction feedwater heating water temperature increase to improve the efficiency of the unit.Final heat consumption at design condition is 8140.64KJ / KWh, absolute power efficiency steam turbine plant is 44.23%, the design is safe and reliable.Key words：Turbine; Energy; Design; Subcritical目录1 绪论 (1)1.1 汽轮机简介 (1)1.2 电站高参数大容量汽轮机技术研究和国内外发展现状 (1)1.3 设计意义 (2)1.4 论文研究内容 (2)2 热力系统设计 (4)2.1 设计基本参数选择 (4)2.2 汽轮机热力过程线的拟定 (4)2.3 汽轮机进汽量计算 (6)2.4 抽汽回热系统热平衡初步计算 (7)3 调节级设计 (14)3.1 调节级形式及焓降确定 (14)3.2 调节级主要参数的确定 (14)3.3 调节级详细计算 (15)3.3.1 喷嘴部分的计算 (15)3.3.2 动叶部分计算 (18)3.3.3 级内损失的计算 (20)3.3.4 级效率与内功率的计算 (21)4 非调节级计算 (22)4.1 高压缸非调节级计算 (22)4.2 中压缸非调节级计算 (24)4.3 低压缸非调节级计算 (26)4.4 抽汽压力调整 (28)4.5 重新列汽水参数表 (29)5 汽轮机各部分汽水流量和各项热经济指标计算 (31)5.1 重新计算汽轮机各段抽汽量 (31)5.2 汽轮机汽耗量计算及流量校核 (32)6 结束语 (34)参考文献 (35)致谢 (36)1 绪论1.1 汽轮机简介汽轮机是一种以水蒸汽为工质，通过将蒸汽热能转变为机械能的外燃高速旋转式原动机。
热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）一、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中（要求计算机绘图）。
（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。
其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。
全厂的原则性热力系统如图5-1所示。
该系统共有八级不调节抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。
第一、二、三级高压加热器均安装了置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。
第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。
气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。
然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。
凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。
给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽亦进入凝汽器，设计排汽压力为6.34kPa。
锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。
扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，加热补充水后排入地沟。
某电厂660MW机组热力系统与凝结水系统设计
某电厂660MW机组热力系统与凝结水系统设计对于电厂660MW机组的热力系统和凝结水系统的设计，可以从以下几个方面进行详细描述：1.热力系统设计：热力系统包括锅炉、汽轮机、减温器和冷凝器等设备。
首先，锅炉的选择是关键，通常采用超临界机组，具有较高的热效率和较低的排放。
锅炉设计要求符合国家标准和电厂运行要求，考虑到安全和可靠性。
其次，汽轮机是发电的核心设备，需要选择适当的型号和参数，以满足电厂负荷需求和运行要求。
最后，减温器和冷凝器的设计要使热量尽量转化为电能，减少能量损失。
2.凝结水系统设计：凝结水系统用于冷却冷凝器排出的热水，一般分为自然循环和强制循环两种方式。
自然循环采用自然对流，不需要额外的能源消耗，但凝结水流动受限。
强制循环则通过泵引水，使水流动更加迅速，但需要消耗较多的能源。
凝结水系统设计要满足电厂的冷却需求，同时考虑供水水源的可靠性和净化系统的设计。
3.热力系统与凝结水系统的配套：热力系统和凝结水系统之间相互配套，旨在提高发电效率和节约能源。
例如，锅炉和汽轮机之间需要合理的热量匹配，以充分利用热能。
同时，凝结水系统也要根据热力系统的要求进行设计，以确保冷却效果和水的循环系统。
4.安全措施与运行调整：在设计过程中，需要考虑热力系统和凝结水系统的安全性。
例如，在锅炉设计中，要考虑防爆、防腐等安全措施；在凝结水系统设计中，要考虑防冻、防渗漏等问题。
运行调整方面，要根据实际情况进行模拟和试运行，以保证系统的稳定运行和最佳效益。
综上所述，电厂660MW机组的热力系统和凝结水系统的设计需要综合考虑设备的选择、参数的匹配、系统的配套以及安全措施的设计等多个方面，以满足电厂的负荷需求和运行要求，并提高发电效率和能源利用率。
(完整word版)热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算(word文档良心出品)
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）一、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中（要求计算机绘图）。
（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。
其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。
全厂的原则性热力系统如图5-1所示。
该系统共有八级不调节抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。
第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。
第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。
气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。
然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。
凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。
给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽亦进入凝汽器，设计排汽压力为6.34kPa。
锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。
扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，加热补充水后排入地沟。
热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）一、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中（要求计算机绘图）。
（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。
其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。
全厂的原则性热力系统如图5-1所示。
该系统共有八级不调节抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。
第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。
第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。
气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。
然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。
凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。
给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽亦进入凝汽器，设计排汽压力为6.34kPa。
锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。
扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，加热补充水后排入地沟。
660MW火电机组施工组织设计
1工程概述1.1工程概况新建的华能九台电厂位于吉林省九台市，由华能国际电力开发公司（以下简称华能公司）投资建设，规划建设4×660MW，一期工程建设2×660MW超临界机组。
九台市位于吉林省中部，境内交通方便，项目于2007年2月26日通过国家发改委核准。
工程规模： 2×660MW超临界燃煤发电机组工程设计单位：东北电力设计院工程监理单位：吉林省吉能电力建设监理有限责任公司工程建设依据：《华能九台电厂2×660MW 新建工程可行性研究报告》及审查意见中国电力工程顾问集团公司文件，电顾规划[2007]19 号《关于印发华能九台电厂新建工程初步设计预审查会议纪要的通知》国家环境保护总局文件，环审[2006]540号《关于华能九台新建工程环境影响报告书的批复》国家发展和改革委员会文件，发改能源[2007]417号《国家发展改革委关于吉林华能九台电厂新建工程项目核准的批复》厂址条件：九台电厂位于九台市区东南约7.0km，营城镇南偏东4.0km 处，距长图线营城火车站约2.5km，距九台火车站约8.0km，西南距石头口门水库约21km。
电厂西南约22km 为龙嘉机场，厂址南约0.5km 为吉长公路,交通运输十分便利。
1.2工程范围本标工程范围包含但不限于以下内容：1.2.1建筑部分输煤系统建构筑物：汽车衡室、门式堆取料机基础、翻车机室、卸车附属设施、储煤场土建设施、转运站、碎煤机室、输煤栈桥、拉紧小间、采光室、输煤综合楼等；燃油泵房、油区建筑；除灰系统建构筑物：气力除灰系统、除灰管道支架等；水处理系统：化学水处理室、室外构筑物（除盐水箱基础、次氯酸钠储罐基础、润滑油储存油箱）、反应沉淀池间；500kV屋外配电装置：开关场构架、电缆沟、500KVGIS基础；网控继电器室；循环水管道建筑。
1.2.2安装部分循环水管道安装（投标方只报安装费，主材及其加工配制由甲方负责）；厂区主接地网；上述工程包括上下水、采暖、通风、空调、除尘、照明、常规消防、防雷接地、室外地坪等。
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毕业设计说明书(论文)系部：能源与动力工程学院专业：热能与动力工程题目：芜湖某电厂660MW机组的初步设计（神华烟煤）2011年05月南京目 录前 言 (1)第一章 绪 论 (2)1.1中国电力工业的背景 (2)1.2中国电力行业的现状 (2)1.3中国电力行业的发展趋势 (2)1.4研究内容 (3)第二章 汽轮机原则性热力系统计算 (4)2.1汽轮机类型和参数 (4)2.2原则性热力系统计算 (6)2.2.1全厂物质平衡 (6)2.3计算汽轮机各段抽汽量D J 和凝汽流量D C (6)2.3.1由高压加热器H1热平衡计算D 1 (6)2.3.2由高压加热器H2热平衡计算D 2 (7)2.3.3由高压加热器H3热平衡计算D 3 (7)2.3.4由除氧器H4热平衡计算D4 (8)2.3.由低压加热器H5热平衡计算D 5 (8)2.3.6由低压加热器H6热平衡计算D 6 (9)2.3.7由低压加热器H7热平衡计算D 7 (9)2.3.8由低压加热器H8热平衡计算D 8等 (10)2.3.9凝汽器热井 (10)2.4汽轮机汽耗及功率计算 (11)2.4.1计算汽轮机内功率 (11)2.4.2由功率方程式求0D (11)2.4.3各级抽汽量及功率校核 (11)2.5热经济指标计算 (13)2.5.1机组热耗0Q 、热耗率q 、绝对电效率e (13)第三 章锅炉初步设计 (14)3.1锅炉介绍 (14)3.1.1锅炉主要设计参数 (14)3.1.2设计煤种 (14)3.2锅炉整体介绍 (15)3.3锅炉制粉系统设计及相关计算 (16)3.3.1燃烧计算表、过量空气系数等汇总 (16)3.3.2锅炉灰分平衡的推荐值 (17)3.4磨煤机选型及制粉系统参数计算 (19)3.4.1磨煤机选型 (19)3.4.2锅炉制粉系统 (25)3.4.3 制粉系统热平衡计算 (25)3.4.4干燥剂组成 (35)3.4.5含湿量(绝对湿度)的计算 (37)3.4.6制粉系统干燥出力核算 (38)3.5制粉系统的空气动力计算 (38)3.5.1通风机的选型 (38)3.5.2各风机风量计算 (43)3.6制粉系统附属部件和设备的选择 (46)3.6.1原煤仓 (46)3.6.2给煤机 (47)3.6.3燃烧器 (47)第四章机组启动方式设计 (49)4.1机组启动方式的选择 (49)4.1.1机组启动方式介绍 (49)4.1.2各种启动方式的特点 (49)4.2机组运行方式 (50)4.2.1启动过程 (50)4.2.2机组调节方式 (51)第五章主、再热蒸汽及旁路系统设计 (52)5.1旁路系统选型 (52)5.2旁路系统的作用 (52)5.3旁路容量的选择 (53)5.4中压缸启动方式下旁路系统的选择 (53)5.4.1机组旁路系统型式 (53)5.4.2机组旁路系统容量 (53)5.4.3机组旁路数量 (53)5.5主蒸汽系统 (53)5.5.1蒸汽系统介绍 (53)5.5.2主蒸汽管道设计 (54)5.6再热蒸汽系统 (54)5.6.1再热蒸汽管道设计 (55)第六章给水系统设计 (56)6.1给水泵的选择 (56)6.1.1给水泵配置 (56)6.1.2给水泵布置 (56)6.1.3汽动给水前置泵 (56)6.1.4给水泵的设计计算 (56)6.1.5给水泵选型 (57)6.2给水系统概述 (57)第七章凝结水系统设计 (59)7.1凝结水系统概述 (59)7.2凝汽器的选型 (59)7.2.1凝汽器型号 (59)7.2.2凝汽器材质 (59)7.3凝结水泵设计 (60)7.3.1凝结水泵计算 (60)7.3.2凝结水泵概述 (60)第八章抽汽系统设计 (62)8.1系统概述 (62)8.2回热抽汽热经济性分析 (62)第九章结论 (63)致谢 (64)参考文献 (65)前言超临界火力发电技术经过几十年的发展，已经成为世界上先进、成熟和达到商业化规模应用的洁净发电技术，在不少国家推广应用，并取得了显著的节能和改善环境的效果。
与同容量的亚临界火力发电机组的热效率比较，在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%。
同时，先进的大容量超临界机组具、粉尘和有害有良好的运行灵活性和负荷适应性；超临界机组大大降低了CO2气体等污染物排放，具有环保、洁净的特点。
超临界化可以说是火电发展的一种模式，一条道路，是被多国实践证明的成功模式。
在全国大力发展大容量机组的趋势下，本次毕业论文是以芜湖某电厂为背景进行的机组扩建工程，主要涉及到了汽轮机原则性热力系统计算、汽水系统、燃烧系统、汽机热力系统以及辅助系统的设计。
第二章为原则性热力系统计算，第三章为锅炉整体设计，第四到八章为汽机辅助系统的计算。
本次毕业设计让我对火电厂整体有了更深刻的了解，对所学的知识也有了新理解，巩固了专业知识。
在设计过程中虽然遇到了不少棘手问题，但在老师的指点下都得到了一一化解。
由于本人水平有限，论文中不妥之处，恳请老师批评指正。
第一章绪论1.1中国电力工业的背景改革开放30年来，作为国民经济重要的基础产业，电力工业走过了一条辉煌的改革发展之路，实现了历史性的大跨越。
30年来中国电力工业发展之快，创造了世界电力发展史上的奇迹，自2004年突破4亿千瓦以来，我国发电装机容量连续保持每年新增1亿千瓦的迅猛势头，2008年底已达到7.9253亿千瓦。
2007年底，我国发电装机容量已大致相当于世界前10位电力大国中日本、德国、加拿大、法国、和英国5个国家发电装机容量的总和。
在电力总量快速增长的同时，电能质量也明显提高。
一方面是电力结构不断优化，电力工业装备和技术水平已跻身世界大国行列。
另一方面是电力在节能环保方面取得的进展。
1.2中国电力行业的现状30年的改革开放使中国电力工业在规模上、技术上均跨入世界电力的先进行列，但中国电力工业的发展同样面临资源和环境两个瓶颈。
目前，中国人均装机仅0.54KW，与工业化国家相比还存在较大的差距。
随着经济发展和社会进步，中国的电力需求还将进一步增加。
中国电力工业可持续发展，仍需克服很多困难，解决很多问题，比如能源消费过度依赖煤炭，电源结构不尽合理，中国发电量的80%以上来自煤电，大量消耗煤炭造成较大的环境和运输压力；电网建设相对滞后，电网与电源的结构性矛盾在一定范围内仍然存在。
电力市场化改革任务还未完成，电价机制需要进一步理顺，电网调度监管体系尚不健全。
1.3中国电力行业的发展趋势我国电力行业将继续实行大电站、大机组、高参数、环保节水的技术路线，采用超临界、超超临界压力机组及循环流化床技术，整体煤气化发电技术，增大热电联产、燃气-蒸汽联合循环及分布式能源系统在电源中的比例等，以提高火力发电厂效率、降低发电成本、减少环境污染为目标。
火电机组的建设主要以600、1000MW超临界和超超临界压力机组为主，它们具有效率高、煤耗低、自动化程度高哦、运行人员少的特点，而且还有建设周期短、单位容量占地面积小等适合我国国情的优势。
1.4研究内容本文讲述了芜湖某电厂超临界660MW燃煤电厂的初步设计，设计内容如下：1、熟悉锅炉设计的整个过程及设计方法后，拟定该机组的原则性热力系统，进行相关计算并确定VWO工况下各部分汽水流量；2、熟悉锅炉各个系统的主要设备（制粉、燃烧、风机等）及辅助设备（除氧水箱、给水泵、凝结水泵、凝结水储水箱等），选择合适的型号，完成相关计算；3、掌握锅炉汽水流程，完成汽水系统设计及说明；4、设计汽轮机热力系统，包括主、再热蒸汽、旁路、凝结水、给水、抽汽、全厂疏放水。
第二章 汽轮机原则性热力系统计算2.1汽轮机类型和参数汽轮机为东方汽轮机厂生产的660MW 超临界压力、一次中间再热、四缸四排汽凝汽式汽轮机N660-25/600/600。
蒸汽初参数 0025,600p MPa t ==℃再热蒸汽参数 高压缸排汽 226.088,375.62in in rhrh p p MPa t t ====℃ 中压缸进汽 5.595,600out out rhrh p MPa t ==℃ 给水温度 293.46fw t =℃1～3号高压加热器及5号低压加热器均设有蒸汽冷却段和疏水冷却段，6号低压加热器带疏水泵，7、8号低压加热器没有疏水冷却段，但疏水进入一个疏水加热器DC 。
各加热器的端差见表2-1。
表2-1 加热器端差在TRL 工况下各回热抽汽的压力和温度、加热器压力和疏水冷却器出口水焓、加热器出口水焓等见表2-2表2-2 东汽-西门子型660MW超临界机组TRL工况回热系统参数计算中采用的其他数据（1）小汽水流量表2-3 轴封汽量及其参数（2）其他有关数据小机用汽份额0.0632q α=； 小机排汽焓2513.6/q n h KJ kg =； 给水泵中给水焓升42.2/fp KJ Kg τ=； 给水水侧压力31.6MPa ； 凝水压力2.5MPa ；凝结水泵焓升 3.0/cp KJ Kg τ=； 轴加疏水焓417.8 kJ/kg 。
系统工质泄漏份额0.03cw α=，假定其从省煤器前管路漏出，化补水由凝汽器补入。
机械和发电机效率98.9%m g ηη=。
2.2原则性热力系统计算2.2.1全厂物质平衡汽轮机总耗汽量 00D D ='锅炉蒸发量 00003.0D D D D D l b +=+'= 0003.103093.1D D D b ≈= 锅炉给水量 003.1D D D b fw ==补充水量 0003.003093.003.0D D D D D b l ma ≈===2.3计算汽轮机各段抽汽量D J 和凝汽流量D C2.3.1由高压加热器H1热平衡计算D 1()()21111w w fw h dw h h D h h D -⋅=⋅-⋅η （2-1）代入已知量()()2.12038.130399.07.12639.31831-⨯=⨯-⨯fw D D简化后为01052713.0D D =即H1抽汽量01052713.0D D =2.3.2由高压加热器H2热平衡计算D 2()()()22211223d d dw w w h fw w w D h h D h h D h h η⎡⎤⋅-+⋅-⋅=⋅-⎣⎦ （2-2） 代入已知量()()213114.71008.71236.71008.70.99(1203.2990.3)fw D D D ⨯-+⨯-⨯=⨯-⎡⎤⎣⎦ 简化后为02097438.0D D =即H2抽汽量02097438.0D D =又根据质量平衡可得，22100.150151dr D D D D =+= （2-3）即H2疏水量200.150151dr D D =计算再热蒸汽量rh D ：由于高压缸轴封漏出蒸汽∑Hsg D ，故从高压缸物质平衡可得，HsgH sg rh D D D D D D +---=∑210 0150151.0007055.0000+--=D D D 00.842795D =即0842795.0D D rh =2.3.3由高压加热器H3热平衡计算D 344799.842.2842/pu puw w fw h h h kJ kg =+∆=+=根据热量平衡可得，()()[]()puw w fw h d w d w dr d w h h D h h D h hD 43322333-⋅=⋅-⋅+-⋅η （2-4） 代入已知量()()[]()8423.99099.03.8257.10083.8253.343223-⨯=⨯-⨯+-⨯fw dr D D D简化后为03047476.0D D =即H3抽汽量300.047476D D = 又根据质量平衡可得，233dr dr D D D += （2-5） 即H3疏水量0003197627.0047476.0150151.0D D D D dr =+= 2.3.4由除氧器H4热平衡计算D4由于计算工况再热减温水量为0，因此除氧器出口水量01.0101fw fw D D D '==第四段抽汽4D 包括除氧器加热器用汽'4D 和小汽机用汽量lt D 两部分，其中，小汽机用汽量lt D 已知：00632.0D D lt =()()hw d w dr w h h D h h D η⋅⎥⎦⎤⎢⎣⎡-⋅+-⋅'533544()'45fw w w D h h =⋅- （2-6）()()hD D η⋅⎥⎦⎤⎢⎣⎡-⋅+-⋅'9.6463.825197627.09.6464.320204()'646.9496.1fw D =⋅-04046414.0D D ='43400.766059c fw dr D D D D D ''=--= （2-7） 所以，00044109614.0632.00046414.0D D D D D D lt =+=+'= （2-8） 即除氧器抽汽量04109614.0D D = 除氧器疏水量04766059.0D D c = 2.3.由低压加热器H5热平衡计算D 5由于低压加热器H5进口水焓6mw h 未知，将疏水泵混合点Ｍ包括在H5的热平衡范围内，分别列出H5和H6两个热平衡式，然后联立求解得5D 和6D第五段抽汽5D 包括5号低加用汽'5D 和对外供热gr D 两部分，其中80/gr D t h =。