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
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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。
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目 录
前 言........................................................................................................................................... 2 目 录............................................................................................................................................. 3 第1章 原则性热力系统 ............................................................................................................... 4
1.1 概 述 ............................................................................................................................... 4 1.2 回热系统 ........................................................................................................................... 4 1.3 除氧器及其管道系统 ..................................................................................................... 7 1.4 补充水系统 ..................................................................................................................... 9 1.5 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 ................................................................................................. 23
3.1概 述 .............................................................................................................................. 23 3.2 主蒸汽系统 ..................................................................................................................... 23 3.3 再热机组的旁路系统 ................................................................................................... 27 3.4 主凝结水系统 ............................................................................................................... 29 3.5 给水系统 ......................................................................................................................... 30 3.6 疏水系统 ....................................................................................................................... 31 3.7 回热抽汽系统 ............................................................................................................... 33 3.8 补充水系统 ................................................................................................................. 33 3.9 锅炉排污利用系统 ....................................................................................................... 34 总 结........................................................................................................................................... 36 致 谢 ............................................................................................................................................ 37 参考文献......................................................................................................................................... 38
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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、tfw（p1）、?hwj（pj）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?Er，因而最终将影响机组的内效率?i 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。
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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
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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。
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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15—20℃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0.84—2.1kJ/(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0︿—1.7℃，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
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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。
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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
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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 。
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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： HG—1170/17.4—YM1
（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0.01Db
2.1.2 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 MPa
2.1.3 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 抽汽压力（MPa GJ1 6.329 GJ2 3.993 GJ3 1.692 CY 0.769 DJ5 0.26 DJ6 DJ7 C 0.0589 0.0227 0.0051 抽汽焓值KJ/kg 3160.9 3045.6 3314 3094.1 2850.6 2606.5 2471.5 2252.5 给水泵出口压力20MPa给水温度277℃
2.1.4 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 ηg=0.985 汽轮机机械效率ηm=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 CY DJ7 SG 份额asg(%) 0.0041 0.0022 0.00056 焓值hsg(kJ/kg) 3045.6 3102.6 3102.6 2.2 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。
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2.3 计算过程
2.3.1 在h—s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0.05p0，则p0=（1—0.05）p0=0.95 X.
'16.67=15.8365MPa, t0=535℃ h0=3397kJ/kg。再热蒸汽焓hrh2=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3—71所示。并将各工作点的汽水参数综合于表3—8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3—43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3—9中。
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表3—8 各计算点的汽水参数
项 目 名称 汽 水 参 数 单位 MPa ℃ kJ/kg % MPa ℃ H1 6.329 393 3160.9 8 5.823 274 H2 3.993 330 3045.6 4 3.833 248 H3 H4 H5 0.26 190 2850.6 8 0.239 126 H6 0.0589 H7 0.0227 SG C 0.0051 X=0.8725 2252.5 1.692 0.769 427 3314 8 317 3094.1 4 抽汽压力pj 抽汽温度tj 抽汽焓hj 抽汽压?pj 回 热 加热器压力p'j 抽 汽 加热器内饱和水温X=0.98 X=0.928 2606.5 8 0.054 83 2471.5 8 0.021 61 1.557 0.738 200 167 0.095 98 33 tsj 加热器内饱和水焓kJ/kg 1206 1076 852 706 529 348 256 411 139 h'j 加热器的上端差?t 加热器的下端差?tw 加热器出口水温twj ℃ ℃ ℃ kJ/kg ℃ 0 5 274 1202 248 0 5 248 1077 200 0 5 200 860 169 167 706 0 5 126 530 83 0 5 83 349 61 0 5 61 257 33 0 98 412 33 140 被 加加热器出口水焓hwj 热 水 加热器进口水温hwj?1 加热器进口水焓kJ/kg 1076 852 715 349 257 140 hwj?1 疏 '加热器疏水温度tsj 水 加热器疏水焓hsj '℃ 253 205 174 88 66 38 kJ/kg 1101 876 737 369 276 159 表3—9 锅炉连续排污利用系统的汽水参数 项目 锅炉排污水 扩容蒸汽 扩容器排污水
汽水参数 P（MPa） 19 0.88 0.9 t (℃) 361 174 175 41
h(kJ/kg) 1778.7 2771.3 742.6 锅炉的蒸发量
（a 表示各项汽水流量相对于汽轮机汽Db=D0+D1=D0+0.01Db=1.0101D0,即ab=1.0101;耗量的份额.）
汽水损失 D1=0.01Db=0.0101D0，即a1=0.0101 锅炉排污量 Dbl=0.01Db=0.0101D0， 即abl=0.0101
锅炉给水量 Dfw=Db+Dbl=（1.0101+0.0101）D0=1.0202D0，即afw=1.0202D0 小汽轮机的用汽量 Dt=0.043D0，即at=0.043 扩容器产生的扩容蒸汽份额 af
'扩容器的物质平衡式 abl=af+abl '扩容器的热平衡式 ablhbl'?f=afh\f+ablh'f kJ/kg
两式联立求解的 af=
h'bl?f?h'fh\f?h'f=
1778.7?0.98?742.6?0.00498
2771.3?742.6'未扩容的排污水份额abl=abl-af=0.0101-0.00498=0.00512
化学补充水份额 ama
ama=a1+abl=0.0101+0.0101=0.0202
2.3.3 各级加热器的计算
（1）H1的计算
热平衡式 a1（h1-hs'1）?r=afw（hw1-hw2）
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a1=
afw(hw1?hw2)1.0202?(1202?1077)=?0.06317 (3160.9?1101)?0.98(h1?h's1)?r
（2）H2的计算
热平衡式 [a2h2+a1hs'1-(a1+a2)hs'2]?r=afw(hw2-hw3) a=
afw(hw2?hw3)?a1(h's1?h's2)?r(h2?h's2)?r
=
1.0202?(1077?860)?0.06317?(1101?876)?0.98
(3045.6?876)?0.98=0.09757
（3）H3的计算
已知给水泵的进口压力 PFP=PHD+?PTP=0.738+0.2=0.938 MPa 和进口温度167℃
'.查出焓值h=692.23;出口压力PFP=20MPa和出口温度169℃，查出焓值h=752.71
\'给水泵的效率 ?FP=0.80
?hFP=
h\?h'?FP?725.71?706.12?24.49 kJ/kg
0.80进入H3的给水焓 hw4=hHD+?hFP=706+24.49=730.49KJ/Kg 热平衡式[ a3h3+(a1+a2)hs'2-(a1+a2+a3)hs'3]?r=afw(hw3-hw4)
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a3=
afw(hw3?hw4)?(a1?a2)(h's2?h's3)?r(h3?h's3)?r
=
1.0202?(860?730.49)?(0.06317?0.09757)?(876?737)?0.98
(3314?737)?0.98=0.04365
（4）H4的计算
物质平衡式 afw=ac4+a1+a2+a3+a4+af+asg2 则
ac4=afw-a1-a2-a3-a4-af-asg2
=1.0202-0.06317-0.09757-0.04365-0.00498-0.0041-a4
=0.80673-a4
热平衡式 a4h4?r+（a1+a2+a3)hs'3+ac4hw5+afhf+asg2hsg2=afwhHD
'式中 ?r=0.985
'a4?3094.1?0.985?0.20439?737?(0.80673?a4)?530?0.00498?2771.3?0.0041?3045.6=1.0202?706
a4=
720.2612?26.28803?427.5669?150.63543?0.04598
3047.6885?530ac4=0.80673-0.04598=0.76075
（5）H5的计算
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热平衡式 (a5h5-a5hs'5)?r=ac4(hw5-hw6)
a5?0.76075?(530?349)?0.05662
(2850.6?369)?0.98
（6）H6的计算
热平衡式 [a6h6+a5hs'5-(a5+a6)hs'6]?r=ac4(hw6-hw7) a6=
ac4(hw6?hw7)?a5(h's5?h's6)?r
(h6?h's6)?r=
0.76075?(349?257)?0.05662?(369?276)?0.98
(2606.5?276)?0.98 =0.02839
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atht?achc?amah'ma?asg0hsg0?asg1hsg1?a7h7?(a5?a6)h's6?ac4hw7 a7?=
ac4hw7?(a5?a6)h's6?asg1hsg1?asg0hsgo?amah'ma?achc?athth7
0.076075?257?0.08501?276?0.00276?3102.6?0.043?139?0.62162?139?0.0202?208.083272471.5?139
=0.02868
(7)凝汽份额的计算
7ac?1??aj?at=0.62162-0.02868=0.59294
j?1
2.3.4 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
qrh?hrh2?hrh1=3540-3045.6=494.6kJ/kg h0?hc?qrh?3397-2252.5+494.6=1639.1 kJ/kg Y1?
h1?hc?qrh3160.9?2252.5?494.6=0.8560 ?1639.1h0?hc?qrh41
Y2?h2?hc?qrh3045.6?2252.5?494.6=0.7856 ?1639.1h0?hc?qrhh3?hc3094.1?2252.5?0.5135 ?1639.1h0?hc?qrhh4?hc3314?2252.5?0.6476 ?1639.1h0?hc?qrhY3?Yt?Y4?Y5?h5?hc2850.6?2252.5?0.3649 ?1639.1h0?hc?qrhh6?hc2606.5?2252.5?0.2160 ?1639.1h0?hc?qrhh7?hc?h0?hc?qrh2471.5?2252.5?0.1336
1639.1Y6?Y7?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
3600Pe3600?3?105 D?kJ/h ??67568 9(h0?hc?qrh)?m?g1639.1?0.99?0.985c0机组有回热时的汽耗量
cD0675689?890682 kJ/h D0??1??ajYj0.75862各段抽汽量见表3-10，其他各项汽水量见表3-11。 表3-10 aj Yj 和 Dj
aj a1=0.06317 a2=0.09757 Yj Y1?0.8560 ajYj 0.05407 0.07665 0.02241 0.02978 Dj=ajD0(kg/h) D1?56264 D2?86904 Y2?0.7856 a3=0.04365 a4=0.04598 Y3?0.5135 Y4?0.6476 D3?38878 D4?40954
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a5=0.05662 a6=0.02839 a7=0.02868 at=0.043 Y5?0.3649 Y6?0.2160 Y7?0.1336 Yt?0.6476 0.02066 0.00613 0.00383 0.02785 D5?50430 D6?25286 D7?25545 Dt?38299 ?aj?0.40706 ?aYjj?0.24138 ?Dj?362560 ac?1??aj?0.59294 1-?ajY1?0.75862 表3-11 各 项 汽 水 流 量 项目 全厂汽水损失 锅炉排污 扩容蒸汽 浓缩排污水 化学补充水 小汽轮机用汽 锅炉蒸发量 再热蒸汽量 锅炉给水量 份额ax Dc?acD0?528121 流量Dx?axD0（kg/h） a1?0.06317 D1?56264 abl?0.0101 Dbl?8996 af?0.00498 a'bl?0.00512 ama?0.0202 Df?4436 D'bl?4560 Dma?17992 at?0.043 ab?1.0101 Dt?38299 Db?899678 arh?1?a1?a2?0.83926 Drh?747514 afw?1.0202 Dfw?908674 2.3.5 汽轮机功率校核
P1?D1(h0?h1)?m?g3600D2(h0?h2)?m?g3600?56264?(3397?3160.9)?0.99?0.985=3598kW
360086904?(3397?3045.6)?0.99?0.985=8272 kW
3600P2??
41
P3?=
D3(h0?h3?qrh)?m?g3600
38878?(3397?3314?494.6)?0.99?0.985?6083 kW
3600P4?=
D4(h0?h4?qrh)?m?g3600
40954?(3397?3094.1?494.6)?0.99?0.985?8847 kW
3600P5?=
D5(h0?h5?qrh)?m?g360050430?(3397?2850.6?494.6)?0.99?0.985?15348 kW
3600
P6?=
D6(h0?h6?qrh)?m?g3600
25286?(3397?2606.5?494.6)?0.99?0.985?8802 kW
3600P7?=
D7(h0?h7?qrh)?m?g3600
25545?(3397?2471.5?494.6)?0.99?0.985?9826 kW
3600Pt?=
Dt(h0?h4?qrh)?m?g3600
38299?(3397?3094.1?494.6)?0.99?0.985?8273 kW
3600Pc?=
Dc(h0?hc?qrh)?m?g3600
528121?(3397?2252.5?494.6)?0.99?0.985?234481 kW
3600?Pj?303530 kW
300000??Pj300000?300000?303530??1.18%
300000??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
41
1） 汽轮机热耗量（含小汽轮机）
maQ0?D0(h0?hfw)?Drhqrh?Df(h\f?hfw)?Dma(hfw?hw)
=890682?(3397-1217)+747514?494.6+4436?(2771.3-1217)-17992?(1217-140)=2298924675kJ/h
2）汽轮机组热耗率
q0?
3）锅炉热负荷
Qb?Db(hb?hfw)?Drhqrh?Dbl(h'bl?hfw)
= 899678 ?(3400-1217)+747514 ?494.6+8996?(1778.7-1217)
=2338770552 kJ/h
4）各项效率
管道效率 ?p=
Q02298924675?7663kJ/(kW.h) ?300000PeQ02298924675?98.3% ?Qb233877055236003600?47% ?7663q0机组热效率 ?e?全厂热效率 ?cp??b?p?e?0.93?0.983?0.47=43% 5）全厂热耗率 qcp?
6）发电标准煤耗率 bcp?3600?cp0.123?3600?8372 kJ/(kW.h) 0.43?cp?0.123?0.2860 kJ/(kW.h 0.43
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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
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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。
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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30—50摄氏度，将使气缸等高温部件受热不均导致变形。
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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
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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
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两级旁路串联旁路系统是由高压旁路和低压旁路系统组成。由于锅炉来的新称其绕过汽轮机高压缸。经高压旁路减压减温后进入锅炉再热器。由再热器出来的再热蒸汽绕过汽轮机的中，低压缸，低压旁路减压减温后排入凝汽器。
两级旁路串联旁路系统，由于阀门少，系统简单，又具有保护再热器的功能，被广发的应用于再热机组上。 2 一级大旁路
由锅炉来的新蒸汽，绕过全部汽轮机经整机大旁路减温减压后排入凝汽器。
图3.7一级大旁路系统
该系统的优点是系统简单，金属耗量少，管道附件少，投资省，便于布置，方便操作，缺点是当机组启动或甩负荷时，再热器内设有蒸汽通过得不到冷却，出去干烧状态。 3 两级并联旁路系统
图3.8两级并联旁路系统
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是由高压旁路和整机旁路并联组成的系统，高压旁路的容量为17%，主要用于保护再热器，只有肯呢个超温时才开启，机组热态启动时也可用它向空排汽来提高再热气温，整机旁路的容量为20%，其作用是：在启停或甩负荷时，将多余的蒸汽排入凝汽器，当锅炉超压时，起到安全阀的作用，以减少安全阀的动作次数。此种旁路系统在机组启动时为保护再热器需要向空排气。新设计机组很少采用，故，本设计中不予以采用。 4 三级旁路系统
是由两级串联旁路系统和整机旁路组成的。旁路系统的总容量为45%，其中整机旁路为30%,串联旁路为15%.
图3.9再热机组三级旁路系统
该系统的优点是能适应各种的调节，运行灵活性高，突降负荷或甩负荷时，能将大量的蒸汽迅速排往凝汽器，以免锅炉超压，安全门动作。其缺点是设备多，系统复杂，金属耗量大，布置困难，操作运行较复杂。
通过比较与选择，本设计中采用两级旁路系统。
3.4 主凝结水系统
主凝结水系统主要作用是把凝结水及凝汽器热井送到除氧器。为保证整个系统可靠地工作，提高效率，在输送过程中，还对凝结水进行除氧净化，加热和必要的控制调节，同时在运行过程中提供有关设备的减温水，密封水，冷却水和控制水等，另外还补充热力循环过程中的汽水损失。
主凝结水系统一般由凝结水泵，轴封加热器低压加热器等主要设备及其连接管道组成。亚临界压力及超临界压力参数机组由于锅炉对给水品质要求很高，在凝结水泵后设有除盐装置。国产机组由于除盐装置耐压条件的限制，凝结水采用二级升压，因此在 除盐装置后还装设有凝结水升压泵。对于大型机组，主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补充水系统。
本次设计采用的主凝结水系统如图：（见附图 凝结水系统）
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3.4.1 凝结水泵及管道
凝结水从凝汽器热井水箱引出一根管道，用T型三通分别接至两台凝结水泵（一台正常运行，一台备用）的进口，在各泵的进口管道上各装有电动闸阀和一个带法兰的锥形滤网。两台凝结水泵出口管道汇成一根总管接至化学除盐装置，在该管道上接有凝结水泵的在循环管。管道上装有一只电动闸阀，可在集控室操作,在循环管的作用是：①在调试和启动凝结水泵时，维持热井水位，防止水泵汽蚀。②逐台投运覆盖过滤器时，适应控制凝结水量，以保护覆盖过滤器。③清洗凝汽器和凝结水泵时，可通过在循环管进行循环清洗。
3.4.2 凝结水的化学处理
为了确保锅炉给水品质，防止由于凝汽器铜管泄露或其他原因造成凝结水中含有盐质固形物，在凝结水泵之后设置一套凝结水除盐装置，以控制凝结水溶解固形物的浓度。除盐装置进出水管道上个装有一只电动隔离阀和一只旁路阀，在启动充水成运行只能够的除盐装置故障需加除时，旁路阀开启，进出口阀关闭，主凝结水走旁路。
3.4.3 凝结水升压泵及其管道
设两台凝结水升压泵，一台正常运行，一台备用，在凝结水升压泵的进口总管接入一根从补充水箱引出的管道。作用是：①由于某种原因使凝结水升压泵进出口突然失去流量或凝结水升压泵大于凝结水泵的流量，使凝结水升压泵进口压力低于0.04MPa时，补充水箱可立即向凝结水升压泵供水，暂时平衡水量防止事故扩大。②凝升泵安装成检修后，需要单独试转时，可有补充水系水箱供水，通过设置在轴封加热器之前至补水箱的高水喂放水管回到补充水箱。③当需要较快地冷炉上水及给水箱充水时，也可借此管路启动凝结水升压泵完成上水工作。④凝结水系统启动前，可有补充水箱向凝结水泵至凝结水升压泵进口之间的凝结水管道进行充水放气工作。
凝结水最小流量在循环，在轴封加热器后低压加热器H7前，设置一根通往凝汽器的凝结水最小流量再循环管道，它由一个调节阀二个隔离阀和一个旁路阀组成。调节阀欠我的信号取自轴封加热器前凝结水流量装置，当运行中流量小于凝结水升压泵和轴封加热器所要求的最小流量时，自动开启再循环管路，以维持凝结水升压泵和轴封加热器中的最小流量。
低压加热器及其管道，低压加热器为两台，每台容量为50%并联安装在凝汽器颈部，共用一根旁路系统，其进出口阀和旁路阀与该加热器高-高水位联位，当加热器出现高-高水位时，旁路阀开启，进出口阀门关闭，凝结水走旁路以免由于该加热器中的V形管道泄露，水和蒸汽经过没有任何防止汽轮机进水，进汽保护性阀门的抽汽管道进入汽轮机。低压加热器H5、H6各设有电动小旁路。每台加热器水侧，均装设一个泄压阀。在进入除氧器之前的主凝结水管路上装有止回阀，以防止机组事故甩负荷时，除氧器内的蒸汽倒流凝结水系统。
3.5 给水系统
给水系统是从除氧器给水箱下降入口到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称，它包括了低压给水系统和高压给水系统，以给水为界，给水泵进口之前为低压系统，给水泵出口之后为高压系统 。
给水系统的主要作用是将除氧器水箱中的凝结水，通过给水泵提高压力后，并在高压加热器中吸热升温后，送至锅炉省煤器入口，作为锅炉给水。此外，系统还向锅炉过热器，再
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热器及汽轮机高压旁路系统的减温器提供减温水，用于调节上述设备出口的蒸汽温度。
给水系统输送的工质流量大，压力高，对发电厂的安全，经济灵活运行至关重要。给水系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，严重时威胁锅炉的安全甚至长期不能运行，因此对给水系统的要求是在发电厂任何运行方式和发生任何事故的情况下，都能保证不间断地向锅炉供水。
由于本设计中300MW机组主蒸汽管道采用是单元制系统，给水系统也必须采用单元制，这种系统的优缺点与单元制主蒸汽管道系统相同，系统简单，管路短，阀门少，投资省，便于机炉集中控制和管理维护，当采用无节流损失的变速调节时候，其优越性更为突出，当然，运行灵活性差也是不可避免的缺点。
本设计中300MW机组单元制给水系统如图（见附图 单元制给水系统）
在该给水系统中，其主要设备有 主给水泵，前置泵，小汽轮机，电动机，液力联轴器，高压加热器及管道，阀门等配套部件。给水泵的基本配置是两台50%的汽动给水泵，及其前置泵和一台50%的液力调速电动给水泵及前置泵，通常汽动泵起正常运行作用，电动泵做备用。
该系统采用3台给水泵及其前置泵并列运行，其中2台为半容量的汽动泵做经常运行，其前置泵为与之不同轴串联连接方式;1台半容量电动给水泵与前置泵为同轴串联连接防止，前置泵为定速泵，给水泵为调速泵，处于备用。
3.6 疏水系统
发电厂中整齐经过的管道和设备内，都可能聚集凝结水，如机组启动暖管，暖机时，蒸汽停留在某管段或部件，停机后残存在管道和汽缸内的蒸汽凝结水，整齐带水或减温减压器陪睡过量等。若蒸汽管道中聚集有凝结水，运行时会引起水击，使管道和设备发生震动，严重时使管道破裂或设备损坏，若水进入汽轮机，还会导致损坏叶片等事故发生。为此，必须及时的将蒸汽管道内及汽缸中的凝结水排泄掉。用于收集和疏泄全厂凝结水的管道系统及设备，组成了发电厂的疏水系统。
发电厂的疏水系统可以分为锅炉汽轮机和本体疏水系统和以汽水管道为主的发电厂疏水系统两部分。
3.6.1 汽轮机本体疏水管道系统
通常把汽轮机主气门前，各调速气门前，导气管，汽缸，轴封用气管道系统及各抽气管道，逆止阀门前等处的疏水，统称为汽轮机本体疏水系统
本设计中采用的300MW机组的汽轮机本体疏水系统如图（见附图 汽轮机本体疏水）
该系统设有高中低三个汽轮机本体疏水扩容器，扩容后蒸汽进入凝汽器颈部，将水引入凝汽器热井。
高压疏水扩容器两侧装设两个进水联箱供以下疏水进入，汽轮机和高压汽缸和夹层疏水，第一二级抽气管道疏水，高压缸排气止回阀前再热冷锻管道疏水，主气阀后主蒸汽联箱通管及调节门后导气管疏水。
中压疏水扩容器两侧装设有4个进水联箱，接受下面疏水，中压汽缸进气室下部，外缸下部和汽缸夹层的疏水，联合气门前再热热锻蒸汽管道疏水，联合气门后导气管疏水，以及
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第三四级抽气管道疏水（其中包括抽气至辅助蒸汽联箱管道疏水，小汽轮机低压气源蒸汽管道疏水等）。
低压疏水扩容器两侧供有4个进水联箱，分别接受下列疏水：其偶联剂低压缸汽缸夹层及法兰螺栓加热集气联箱疏水，主气阀，调节气阀等阀杆高压腔室漏气至除氧器的蒸汽母管疏水。第五、六、七级抽气管道疏水，汽轮机高、中、低压缸轴封漏气管道疏水，主气阀，调节气阀，抽气止回阀等阀杆漏气至轴封加热器的管道疏水;高、低压主峰均压箱疏水，高、中、低压缸轴封供气管道系统疏水等。
这种疏水方式与直接向凝汽器疏水相比有如下优点；在扩容器内完成了汽水分离，可避免对凝汽器喉部和热井的水冲击，阀门集中，便于控制检修和维护，但需要配置专用的疏水扩容器，汽轮机房布置较为拥挤。
图3.10蒸汽管道疏水
3.6.2 蒸汽管道的疏水
蒸汽管道的疏水系统图
蒸汽管道的疏水按照管道所处的状态不同可分为以下几点 ： （1）自由疏水（又称为放水）
是指停用时管道内的凝结水在启动暖管之前现放出，这时管内没有蒸汽，是在大气压力下经漏斗拍排出来的，其目的时为了监视方便。 （2）启动疏水（又称为暂时疏水）
是指启动过程中排出暖管时的凝结水，这时管内有一定的蒸汽压力，疏水量大。 （3）经常疏水
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是指在蒸汽管道正常工作压力下进行，为防止蒸汽外漏，疏水经疏水器排出，为保证疏水器故障时疏水能正常进行，要设置旁落。
3.7 回热抽汽系统
现代电站用的汽轮机都是具有回热抽汽的汽轮机回热抽汽与加热器组成回热加热系统，回热加热是指从汽轮机中抽出部分蒸汽引入加热器中对锅炉给水进行逐级加热的过程，与之相应的热力循环较回热循环，给水回热加热的意义在于采用给水回热以后，一方面，回热时汽轮机进入凝汽器的排汽减少了，汽轮机冷源损失降低了；另一方面，回热提高了锅炉给水温度，使工质在锅炉内的平均吸热温度提高了，使锅炉的传热温度降低，相应的减少了汽轮机的热耗量，提供汽轮机的循环效率。
如图所示，汽轮机7段抽汽分别供给7台加热器作为加热气源。通常汽轮机高压缸第一段抽汽供给1号高压加热器，高压缸排汽的一部分供给2号高压加热器，其余的排气进入锅炉再热器吸收后返回汽轮机高压缸，中亚刚的第三段抽汽和排汽分别供给3号高压加热器和除氧器，低压缸的3段抽汽分别供给3台低压加热器用。图中3台加热器均带有内置式整齐冷却段和疏水冷却段，疏水逐级自流至除氧器，3台低压加热器内均带有内置式疏水冷却段，疏水也采用逐级自流式至除氧器热井。所谓疏水逐级自流即是利用加热器间的压差使疏水由压力较高的加热器自动流入压力较低的加热器，它无高速旋转的水泵，，只需管道和疏水器即可，系统简单，安全可靠，大型机组回热系统的疏水收集方式均以此为主要方式。
各级加热器签名以及选用，除除氧器采用的是混合式加热器外，其他的均用表面式加热器。
3.8 补充水系统
补充水系统包括生水泵，生水预热器，补充水的化学处理系统及补充水补入热力系统的地点等。如图所示：
图3.11补充水系统
生水经生水泵后进入生水加热器加热道40—45摄氏度，然后送到化学处理车间对生水进行软化除盐处理。升水加热器的加热蒸汽采用某级回热抽汽。
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经化学车间处理的补充水可以补入凝汽器，疏水箱或除氧器，补充水温均为35摄氏度，引入凝汽器与凝结水温度基本相同，在低压加热器中可以利用低压抽汽对其进行分级加热，较直接引入除氧器的热经济性较高。另外，高压以上机组凝汽器中还口语进行初步除氧，这对提供除氧效果有利。
3.9 锅炉排污利用系统
为保证锅炉的炉水品质，在汽包锅炉的炉水中要加入某些化学药品，使随给水进入锅炉的结垢物质生成水渣或呈溶解状态，生成悬浮颗粒或分散状态，这些杂质留在炉水中，随着运行时间的增长，炉水中含盐量超过允许值，这部仅使蒸汽带盐，影响蒸汽品质，还可能造成炉管堵塞，影响锅炉的安全运行。
为获得清洁蒸汽，在汽包锅炉中，把一部分含盐浓度较大的炉水，悬浮物和水渣通过排污系统排出，同时补入纯净的水，使锅炉中的含盐量在一定的范围内，锅炉排污又分为定期排污和连续排污。连续排污是从汽包中含盐量较大的部位连续排放炉水，由于连续排污量大，对连续排污要求回收工质和热量。定期排污使从炉水循环的最低点（水冷壁下联箱）排放炉水，一般在低复负荷时运行。所以汽包锅炉均设置一套完善的连续排污利用系统和定期排污利用系统。
本设计中采用的汽包炉水排污系统如图:
图3.12汽包炉水排污系统
3.9.1 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。 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，一部分化为蒸汽，因
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为蒸汽含盐量少，所以口语进入热力系统，一般是送人和扩容器压力相应的除氧器中，从而回收一部分工质和热量。
3.9.2 定期排污系统
定期排污系统由定期排污扩容器及其连接管道和阀门组成。
锅炉汽包的紧急放水，定期排污水，锅炉检修或水压试验后的放水，锅炉点火升压过程中对水循环系统进行冲洗的放水，过热器和再热器的下联箱及出口集汽箱的疏水等均进入锅炉定期排污扩容器后，排入排污冷却井或地沟。
定期排污扩容器的汽化蒸汽不稳定，一般直接排入大气，排污扩容器排水温度高于50摄氏度时，应接入工业水或工业排水来冷却排污水。
结束语：毕业设计已经结束，预示着我们的大学时代即将结束。这次毕业设计，是对我们三年来所学知识的回顾、总结，由表入里、由浅入深，巩固对知识的掌握。
回顾过去三年，无论是专业基础课、专业课，还是在电厂的认识实习、毕业实习，所学到的知识在这次毕业设计中都得到了体现。用专业课贯穿整个设计过程，加上基础课的原理分析，以及电厂实习的感性认识，结合实际，顺利的完成了本次设计。由于我们即将走上工作岗位，所以这次设计理论与实际相结合，突出与电厂实际热力系统相结合。
通过本次设计，使我对发电厂的热力系统有了更深一步的理解，对三年所学的知识能够有机的串联起来，条理更清晰。对我们今后的工作有很大的帮助。
在本次设计中，得到了同组成员的帮助，要感谢张雷老师，感谢她不辞辛苦地给予我们指导和帮助。
在此表示衷心的感谢。
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总 结
当我接到选题通知后，就开始着手论文的准备工作。开始的时候，我不知道从何下手，更不知道如何计算，于是我们组的五位成员主动找到辅导老师张老师商讨我们的选题，及时与他沟通。通过老师的指导与帮助，我们没有了起初的盲目，而是有针对性的开始设计准备工作。与此同时，我就开始了搜集资料的重要工作。
在搜集资料的过程中，我认真准备了一个笔记本，专门收集有关发电厂的资料。上网搜集有关机组选型的资料等，尽量使我的资料完整、精确。最后列出提纲，再与老师进行沟通。
时至今日，毕业设计论文已经完成。从最初的茫然，到慢慢的进入状态，再到对思路逐渐的清晰，整个计算过程难以用语言来表达。遇到困难，我会觉得无从下手，不知从何写起；当困难解决了，我会觉得豁然开朗，思路打开了；当论文经过一次次的修改后，基本成形的时候，我觉得很有成就感。同时，我也在思考，毕业论文的完成预示着什么，预示着我即将毕业，即将走出可爱的校园步入社会的大讲堂，开始我的又一个新的人生旅程。那么，我应该记下一些东西，对我的毕业论文做一个总结，划上一个完整的句号。
通过本次对300MW机组全面性热力系统的设计与分析，对发电厂的系统有了更深的了解。最后，还是要感谢老师，陪我们一起走完了大学时光剩余的最后两个月。
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致 谢
在论文即将完成之际，谨向所有培养教育我的师长和帮助支持我的同学和朋友致以最衷心的谢意!
本课题在选题及研究过程中得到老师的悉心指导。老师多次询问研究进程，并为我指点迷津，帮助我开拓研究思路，精心点拨、热忱鼓励。老师一丝不苟的作风，严谨求实的态度，踏踏实实的精神，不仅授我以文，而且教我做人，对张老师的感激之情是无法用言语表达的。
同时，非常感谢我的同学对我的帮助。在整个设计过程中，他们为我提出了许多有益的建议和意见，并为我指点了许多建设性的方案，使我的毕业设计得到了进一步的完善。
我将在今后的日子里，利用所学，努力工作，回报学校和国家的培养
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参考文献
[1]吴季兰.300MW级汽轮机设备及系统 .中国电力出版社 ，2006 [2]程明一、阎洪环、石奇光.热力发电厂.中国电力出版社，1998 [3]赵义学.电厂汽轮机设备及系统.中国电力出版社，1998 [4]高鄂、刘贱民.热力发电厂.上海交通大学出版社，1993 [5] 李朝阳.发电厂概论.水利电力出版社，1994 [6] 郑体宽.热力发电厂.水利电力出版社，1997
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附 图
附图1：原则性系统图 附图2：主蒸汽系统图 附图3：主凝结水系统图 附图4：主蒸汽系统图 附图5：本体疏水系统图 附图6：轴封蒸汽系统图 附图7：旁路系统图 附图8：全面性系统图
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