火力发电厂的组成及系统分析.ppt

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1、火力发电厂的组成及系统分析陈海平,主 要 内 容,我国电力工业的发展现状,火力发电厂简介,热电厂概述,热电厂的设备组成及系统分析,现代新型动力循环,我国电力工业的发展现状,中国能源消费结构 2004年一次能源消费中：石油占22.7%；煤炭占67.7%；天然气占2.6%；水电等其它能源占7.0%。,全国总发电量及其构成（1995-2005.10）,全国电力装机容量,2004.4全国电力装机容量达到4亿KW；到2005年12月底，电力总装机容量已经达到5亿KW。到2004年底，火电、水电、核电、风电在电力总装机中的比重分别为73.7%,24.5%,1.6%,0.2%。30万千瓦及以上机组占火电装机

2、总量的42%。预计“十一五”期间，大机组以及核电、风电的比重还会有较大提高。,发电厂类型及装机容量规划建议（装机容量：万千瓦）,我国火电机组运行技术参数,我国目前运行的超临界机组,其中河南沁北600MW机组为国产第一台 超临界机组，在建的还有安徽宿州电厂，江西黄金埠电厂，利港电厂等。国外已经发展超超临界机组，P30MPa；t580。,日本1967年从美国引进第一台600MW机组，到1984年，共有73台投运。其中600MW机组31台，700MW机组9台，1000MW机组5台，蒸汽参数24.1MPa/538/566;目前世界超临界机组已有600余台。超临界和超超临界区分二种观点：日本：24.1M

3、Pa/538/538超临界 24.1MPa/593/593超超临界 欧洲：24.7MPa/542超临界 24.7MPa/600超超临界,世界主要国家人均电力指标,火力发电厂简介,生产电能的方式：火力、水力、核能、风力、太阳能、潮汐能和地热发电等。以火力、水力、核能发电为主，到2004年底，火力发电约占73.7%。火力发电厂的概念：利用煤、石油或天然气等作为燃料的发电厂称为火力发电厂，又称化石燃料发电厂或常规发电厂。火力发电厂的任务：有效地将化石燃料中蕴藏的化学能转化为电能，服务于人类。,火力发电厂的能量转换过程,燃料的化学能转化为热能在锅炉设备中实现；热能转化为机械能在汽轮机中实现；机械能转化

4、为电能在发电机中实现。,火力发电厂的主要参数和指标,火力发电厂的分类,按使用燃料分,燃煤电厂：燃煤有无烟煤、半烟煤、烟煤、褐煤和低质煤五大类；,燃油电厂：燃油有重油、柴油和原油；一般不发展燃油电厂；,燃气电厂：燃气有天然气、人工煤气和地下气化煤气；到目前已通过捆绑招标的方式定购55台燃气轮发电机组，约5000万kW。,按蒸汽压力分,低压电厂：蒸气初压力为0.12-1.47MPa；,中压电厂：蒸气初压力为1.96-3.92MPa；,高压电厂：蒸气初压力为5.88-9.8MPa；,超高压电厂：蒸气初压力为11.8-13.7MPa；,亚临界压力电厂：蒸气初压力为15.7-17.7MPa；,超临界压力

5、电厂：蒸气初压力22.2MPa；,超超临界压力电厂：P030MPa，或 t0 580,按使用性质分,基本负荷电厂：承担电网中基本负荷的电厂；,调峰负荷电厂：承担电网中调峰负荷（中间负荷或尖峰负荷）的电厂。,按供电方式分,孤立电厂：不与电网相联而独立供电的电厂；,联网电厂：接入电网联合供电的电厂。,按企业性质分,区域电厂：地区性的主要电厂；,自备电厂：企业自备电厂；,热电厂：同时供电和供热的电厂。热电联产,按原动机分,汽轮机发电厂：由汽轮发电机组发电的电厂，其中可分为凝汽式、背压式和抽汽式；,内燃机发电厂：由柴油机、汽油机或煤气机发电的电厂，容量均较小；,燃气轮机发电厂：由燃气轮发电机组发电的电

6、厂,燃气-蒸汽联合循环发电厂：由燃气轮机和利用其排气的余热锅炉-汽轮发电机组联合发电的电厂。,我国火力发电厂的主要参数,火力发电厂的效率及其热经济性指标,火力发电厂的效率：燃料所提供的化学能最终转换成电能的百分率。1 锅炉效率：,现代电站锅炉效率可达90-93%。,2 汽轮机绝对内效率（实际循环热效率）：,随着蒸汽参数的提高及机组容量的增大，汽轮机的实际循环热效率也相应提高。亚临界、超临界机组大约在38-40%，超超临界机组大约在47%左右（如ALSTON公司生产并在Nordjylland电厂即是。）t0=700，效率为52-55%可能代表10-20年后的上限。该效率对全厂热效率影响最大。,3

7、 汽轮发电机组汽耗率：,现代凝汽式汽轮机组的汽耗率为3kg/kWh。不能用汽耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。,4 汽轮发电机组热耗率：,现代凝汽式汽轮机组的热耗率为7800-8100 kg/kWh。能用热耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。,5 发电标准煤耗率、供电标准煤耗率：,大型火力发电机组的发电标准煤耗率为0.33kg标准煤/kWh左右。,6 发电热效率（电厂毛热效率）：,7 供电热效率（净热效率）：,8 厂用电率：,火力发电厂的能量损失和发电效率（%）,火力发电厂的生产流程和主要设备,主要设备：三大主机锅炉汽轮机发电机 辅助设备凝汽器、变压器；送、引风机；磨煤机、给粉机

8、等；各种泵：给水泵、循环水泵、凝结水泵等；除尘器；油系统设备；各种加热器、阀门等。,锅 炉,煤粉锅炉及其辅机工作流程图,锅炉及其辅助设备系统简图,锅炉蒸汽参数对锅炉受热面型式影响,自然循环：靠水和蒸汽密度差而循环流动，主要应用于亚临界以下（即18.15MPa以下）的锅炉。强制循环：借循环系统中的循环泵使汽水循环，可以应用于亚临界以下的锅炉及压力18.15到19.62MPa的锅炉。直流锅炉：水、汽水混合物、蒸汽是由于给水泵的压力而流动的，因此称为直流锅炉。由于参数过高，则由于汽水不容易或不可能用汽包来分离，就只有采用直流锅炉。其优点是省去沉重而难于制造的汽包，缺点是给水质量要求较高，对自动控制系

9、统的要求也较高，给水泵消耗能量较大，因此一般只有在锅炉参数为高压或超高压时才开始采用。,锅炉燃烧方法选择,链条炉排 优点：设备简单，能耗低 缺点：燃烧效率低，对煤的粒度、焦结性敏感，对燃料适应性差 煤粉炉（适用于35T/h以上的锅炉）固态排渣煤粉炉：电站应用最普遍，世界上最大的锅炉容量达 1300MW，小型煤粉炉能耗高，养护困难。液态排渣煤粉炉：优点是能烧灰熔点低和挥发份含量低的煤，排 渣可直接作建筑材料；缺点是对灰熔点和灰粒 度敏感，火侧腐蚀等事故，尤其采用 传统的燃烧技术，NOx排放高。,流化床燃烧 燃烧温度低，NOx生成少，燃烧灰熔点低的煤不会结渣。,汽轮机-汽轮机又名蒸汽透平，是将蒸汽

10、的热能转换成机械能的一种旋转式原动机。汽轮机的分类 国产汽轮机类型的代号 组成：转子：转动部分静子：静止部分控制部分,汽 轮 机,汽轮机的分类,分类方法：按工作原理按热力特性按汽流方向按用途按进汽参数按功率,按工作原理分：,冲动式汽轮机-由冲动级组成，蒸汽主要在喷嘴中膨胀，在动叶中只有少量膨胀。反动式汽轮机-由反动级组成，蒸汽在喷嘴和动叶中膨胀程度相同。由于反动级不能做成部分进汽，故调节级采用单列冲动级或复速级。,按热力特性分：,凝汽式汽轮机-排汽在高度真空状态下进入凝汽器凝结成水，有些小汽轮机没有回热系统，成为纯凝汽式汽轮机。背压式汽轮机-排汽直接用于供热，没有凝汽器。当排汽作为其他中低压汽

11、轮机的工作蒸汽时，称为前置式汽轮机。调节抽汽式汽轮机-从汽轮机某级后抽出一定压力的部分蒸汽对外供热，其余排汽仍进入凝汽器。由于热用户对供热压力有一定的要求，需要对抽汽压力进行自动调节，故称为调节抽汽。根据用户需要，有一次调节抽汽和两次调节抽汽。,抽汽背压式汽轮机-具有调节抽汽的背压式汽轮机。中间再热式汽轮机-进入汽轮机的蒸汽膨胀到某一压力后，被抽出送往锅炉的再热器进行再热，再返回汽轮机继续膨胀做功。混压式汽轮机-利用其他来源的蒸汽引入汽轮机相应的中间级，与原来的蒸汽一起工作，常用于工业生产的流程中，作为蒸汽热能的综合利用。,按汽流方向分：,轴流式汽轮机-组成汽轮机的各级叶栅沿轴向依次排列，汽流

12、方向的总趋势是轴向的，绝大多数汽轮机都是轴流式汽轮机。辐流式汽轮机-组成汽轮机的各级叶栅沿半径方向依次排列，汽流方向的总趋势是沿半径方向的。,按用途分：,电站汽轮机-用于拖动发电机，汽轮发电机组需按供电频率定转速运行，故也称为定转速汽轮机，主要采用凝汽式汽轮机。也采用同时供热、供电的汽轮机，通常称为热电汽轮机或供热式汽轮机。工业汽轮机-用于拖动风机，水泵等转动机械，其运行速度经常是变化的，也称为变转速汽轮机。凝汽式供暖汽轮机-在中低压缸连通管上加装蝶阀来调节供暖抽汽量，抽汽压力不像调节抽汽式汽轮机那样维持规定的数值，而是随流量大小基本上按直线规律变化。,按进汽参数（压力）分：,低压汽轮机 新蒸

13、汽压力小于1.5MPa中压汽轮机 新蒸汽压力为2.0-4.0MPa高压汽轮机 新蒸汽压力为6.0-10.0MPa超高压汽轮机 新蒸汽压力为12.0-14.0MPa亚临界汽轮机 新蒸汽压力为16.0-18.0MPa超临界汽轮机 新蒸汽压力22.2MPa超超临界汽轮机 P030MPa，t0 580,按功率分：,大功率汽轮机 大于200MW小功率汽轮机 小于200MW,国产汽轮机类型的代号,N:凝汽式C:一次调节抽汽式CC:两次调节抽汽式B:背压式CB:抽汽背压式H:船用Y:移动式k:空冷式,国产汽轮机的型号表示方法是：,XX,XX/XX/XX,X,变形设计次序,主蒸汽压力,额定功率(MW),汽轮机

14、类型,例如：N300-16.7/537/537-2,主再热蒸汽温度,国产20万汽轮机外观,揭去上汽缸的国产30万汽轮机汽缸和转子图,高压缸转子,火力发电厂的主要生产系统,汽水系统 燃烧系统 电气系统 控制系统,火力发电厂的主要生产系统,1 汽水系统 任务：将燃料所产生的热能传给蒸汽，然后再将蒸汽的热能转换成机械能。范围和要求：主汽水系统：主要包括主蒸汽、再热蒸汽管道系统，给水回热加热系统，凝结水系统，给水除氧系统等；辅助汽水系统：主要包括补水系统，疏水系统，冷却水系统，辅助蒸汽系统，辅助冷却水系统，供热系统，排污系统等；汽轮机的旁路系统：主要包括高压旁路（I级旁路），低压旁路（级旁路），整机旁

15、路（级大旁路）等。,火电厂汽水系统示意图,火电厂旁路系统示意图,2 燃烧系统 任务：将燃料中蕴藏的化学能通过燃烧释放出来，转换成热能。范围和要求：燃料输送和制备系统：主要包括固体燃料输送（输煤）系统，液体燃料输送（油）系统，气体燃料输送（天然气、煤气等）统，制粉系统等；风、烟系统：主要包括 一次风系统，二次风系统，三次风系统，烟风道系统等；除灰渣系统：主要包括吹灰系统，水力除灰渣系统，气力除灰系统，机械除灰渣系统等。,火电厂燃烧系统示意图,3 电气系统 任务：汽轮机带动发电机发电，将机械能转换成电能，电能经升压后由电网送给用户。范围和要求：向外供电系统：发电机产生的电能，大部分经主变压器升压后

16、，经配电装置向外供电。供电质量必须符合国家标准，并要求安全可靠、调度灵活；厂用电系统：发电机产生的电能，小部分经降压后由配电装置送向厂内各用电点。电气系统示意图,4 控制系统 任务：热工生产过程自动化和机炉电集中控制。范围和要求：数据采集系统：包括运行人员控制台，后备BTG（锅炉、汽轮机、发电机）盘，工程师控制盘，进行电厂主辅机生产过程的监控和管理；闭环控制系统：包括机炉协调控制系统，汽轮机数字电液控制系统，汽轮机旁路控制系统和汽动泵控制系统。自动程序控制系统：控制电厂主、辅机的启、停。保护联锁系统：,DEH系统示意图,燃煤机组单位造价（2000年火电工程限额设计指标）：,新建2300MW燃煤

17、机组：无脱硫静态投资：4207 元/千瓦；有脱硫静态投资：4750 元/千瓦。,热电厂概述,概念：发电厂同时对热电用户供应电能和热能，而其生产的热能是取自汽轮机作过部分或全部功的蒸汽，这种能量生产称为热电联合生产（简称热电联产）。其热力循环称供热循环。装有这种动力设备的发电厂称为热电厂。热电联产的效益 大大减少了冷源损失，与热电分产相比，其节煤量可达2025；改善劳动条件和城市环境卫生：取代小锅炉；,热电厂的主要特点：,涉及电热两种产品,品位不同,以热定电,供热形式不同,抽凝机组,背压机组,热电分摊形式不同,好处归热法,好处归电法,折衷分配法,热电联产(供)循环,用发电厂作了功的蒸汽的余热来满

18、足热用户的需要，这种作法称为热电联(产)供。,背压式机组(背压0.1MPa),热用户为什么要用换热器而不直接用热力循环的水？,抽汽调节式热电联产(供)循环,抽汽式热电联供循环,可以自动调节热、电供应比例，以满足不同用户的需要。,热用户,热电厂的设备组成及系统分析,热电厂装机方案的选择原则：以热定电汽轮机的选择：主要取决于热负荷 热负荷全年稳定，选择背压机组为佳，热经济性好；热负荷全年有变化，且热用户用热参数只有一个，选择一次调整抽凝机组为佳，使用灵活，无热可发电；热负荷全年有变化，且热用户用热参数为二个，选择二次调整抽凝机组为佳。使用灵活，无热可发电；锅炉的选择：主要取决于燃用煤种的特性 循环

19、流化床锅炉：利用劣质煤、煤矸石，煤种及负荷适应性强、环保，但最大的问题是磨损严重。煤粉锅炉加设炉后烟气脱硫装置。运行稳定，技术成熟。,系统分析1 主蒸汽管道系统范围：包括锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，蒸汽管道间的连通母管，通往用新汽设备的蒸汽支管等。如果是再热式机组，还有汽轮机高压缸排汽口至再热器入口的再热冷段管道，再热器出口至汽轮机中压缸入口的再热热段管道也属于这个范围。特点：输送工质流量大，参数高，使用的金属材料质量高，对发电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。基本要求：系统简单，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。,发电厂中常用的主蒸汽

20、管道系统的形式 单元制主蒸汽管道系统：是指一台锅炉配一台汽轮机的管道系统(包括再热蒸汽管道)，组成独立单元，各单元间无横向联系，用汽设备的蒸汽支管由各单元主蒸汽管引出。优点：简单，管道短，阀门及附件少，相应的管内工质压力损失小，运行操作少，检修工作量少，投资省，散热损失小，便于实现集中控制，事故可能性小，安全可靠性相对较高，如果发生事故只限于一个单元范围内等。缺点：不具备调度灵活条件，负荷变动时对锅炉燃烧调整要求高，单元系统内任何一个主要设备或附件发生事故，都会导致整个单元系统停止运行，机炉必须同时进行检修等。使用范围：根据DL 5000-94火力发电厂设计技术规程中规定，对装有高压凝汽式机组

21、的发电厂，可采用单元制系统。对装有中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，也可采用单元制系统。,单元制主蒸汽系统图,切换母管制主蒸汽管道系统：每台锅炉与它对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉组成单元运行，各单元间还装有切换母管，每个单元与母管连接处，另装一段联络管和三个切换阀，当需要时切换运行。说明：切换母管制系统中，减温减压设备等都与母管相连。母管通流量一般按照通过一台锅炉的供汽量进行设计。为便于母管本身的检修，电厂将来扩建不致于影响原有机组、设备的正常运行，机炉台数较多时，也可用两个串联的关断阀将母管分段。切换母管正常运行时处于热备用状态。优点：可切换运行，电厂机炉台数较多时可充分

22、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。缺点：阀门多、管道长、系统复杂，管道本身事故可能性大。使用范围：根据DI5000-94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少，采用切换母管制系统。,切换母管制主蒸汽系统图,集中母管制主蒸汽管道系统：发电厂所有锅炉生产的蒸汽都送到集中母管中，再由集中母管把蒸汽引到各汽轮机和辅助用汽设备去的蒸汽管道系统。分段阀的作用：单母管上装有分段阀，一般分为两个以上区段。分段阀采用两个串联的关断阀，其作用是当系统局部发生故障或局部检修时，用分段阀隔开，同时也便于分段阀

23、本身检修，其它部分仍可正常运行。正常运行时分段阀是打开的，单母管处于运行状态。特点：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事故时，与该段母管相连的锅炉和汽轮机都要停止运行。使用范围：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。,集中母管制主蒸汽系统图,主蒸汽管道系统设计中的几个问题 压损和汽温偏差的限定：最大允许温度偏差：持久性的为15，瞬时性的为42。主蒸汽管道压损：汽轮机进汽设计压力的4-5%。再热蒸汽管道压损：不超过高压缸排汽压力的9-10%。降低压

24、损和汽温偏差的措施 采用双管制主蒸汽管道系统：在靠近主汽门两侧主蒸汽管之间加装联络管；采用单根蒸汽管道系统：到自动主蒸汽门或中压联合汽门前又分叉为两根；采用混温装置：减少自动主汽门作关闭试验时的压损：采用最少的管制件。,再热机组主蒸汽管道系统图,2 再热机组的旁路系统 设置目的：为了适应再热机组启、停、事故处理时特定情况下的需要而设置。从实质上来讲，旁路系统就是再热机组启、停、事故情况下的一种调节和保护系统。组成：高压旁路：锅炉来的新蒸汽绕过汽轮机高压缸，通过连接在主蒸汽和再热蒸汽冷段管道间减温减压装置直接进入再热器冷段管道，低压旁路：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

25、的减温减压装置后进人凝汽器的管道系统。整机旁路：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。再热式汽轮机的旁路系统是由上述一种、两种或三种型式组合而成。作用：缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命；保护再热器；回收工质，降低噪声；减少安全门动作次数，延长使用寿命。,旁路系统的常用型式：两级串联旁路系统：组成：由高压旁路和低压旁路组成，应用广泛。特点：高压旁路容量为锅炉额定蒸发量的3040，通汽量相对加大，对机组快速启动特别是热态启动更为有利。三用阀旁路系统：也属于两级串联旁路系统，其容量为锅炉额定蒸发量的100。该系统高压旁路阀具有启动调节阀、减

26、温减压旁路阀和安全阀的三种功能，故称三用阀。三用阀是可控的，能实现快速(全开时间2.5s)自动跟踪超压保护，代替了锅炉安全阀。,二级串联旁路系统,三用阀旁路系统,两级并联旁路系统组成：由高压旁路和整机旁路组成，前期国产300MW机组采用。特点：高压旁路设计容量为锅炉额定蒸发量的10，新设计的增大到17，其目的是保护再热器，机组启动时暖管，热态启动时利用再热器热段上的向空排汽阀对外排汽以提高二次汽温。整机旁路设计容量为锅炉额定蒸发量的20，新设计的增大到30。其目的是将各种运行工况(启动、电网甩负荷、事故)多余蒸汽排人凝汽器，锅炉超压时可减少安全阀动作或不动作。此种旁路系统在机组启动时为保护再热

27、器需向空排汽，新设计机组很少采用。,两级并联旁路系统,三级旁路系统组成：由高压旁路、低压旁路和整机旁路组成。高压旁路和低压旁路为串联系统，其容量各为锅炉额定蒸发量的9，加上高压排汽量还有5，共有14的蒸汽量冷却保护再热器。整机旁路容量为锅炉额定蒸发量的36。特点：优点：能适应各种工况的调节，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。缺点：设备多，系统复杂，金属耗量大，布置困难，操作运行较复杂。此系统在引进前苏联200MW机组上采用。,再热机组三级旁路系统,三级旁路系统,一级大（整机）旁路系统组成：锅炉来的新蒸汽，绕过汽轮机的高、中、低压缸，新蒸汽

28、没有进入汽轮机，而是经一级大旁路减温减压后排人凝汽器中。特点：优点：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：当机组启动或甩负荷时，再热器内没有蒸汽通过，得不到冷却，处于干烧状态。当机组滑参数启动时，特别是热态启动时，无法调整再热蒸汽温度。已采用一级大旁路的系统有国产第二台200MW机组和波兰进口的125MW机组。,一级整机旁路系统,3 回热抽汽及其疏水管道系统,概念：回热抽汽系统：指从汽轮机各抽汽口至其相应的高、低压回热加热器的蒸汽管道及其阀门和附件；疏水系统：指各高、低压回热加热器加热蒸汽的凝结水排放、回收管道及其阀门和附件。作用：保证高、低压加热器正常有效地工作

29、，及时有选择性地排放疏水，并杜绝异常情况下抽汽和疏水倒流入汽轮机，达到回热系统安全经济运行的目的。加热器的类型表面式：系统简单、运行安全可靠性高、系统投资少。汇集式：汽水直接接触传热，其端差为零，热经济性高于有端差的表面式加热器。加热器结构简单，制造简单，金属耗量少。,给水回热加热可以提高循环热效率。现代大中型机组采用给水回热，其节煤量可达1020。,二 实例,N300机组回热抽汽系统,N300机组疏水系统,N300-16.7-535/535机组原则性热力系统,系统布置特点 对于供热机组，各级抽汽管道上都设有双用途电动隔离阀。它既可以在加热器故障停用时切除汽源；当加热器内出现高疏水位时，它又能

30、由水位信号控制而自动关闭，作为防止机组产生水冲击的第一道防线。当该阀门失灵时，它还设有旁路管道及阀门作备用。对于凝汽式机组，末二级抽汽管道上可不设逆止阀。因除氧器加热抽汽管道与厂备用汽源有联系，为严防倒汽和汽轮机进水，除氧器抽汽管道上不仅装设气动逆止阀，还增设一普通逆止阀，进行双重逆止。供应除氧器和小汽轮机的这段抽汽，设有两个抽汽口，一路进除氧器对凝结水加热除氧；另一路则送汽至两汽动给水泵的小汽轮机，供小汽机正常工作用汽。该抽汽管道上设有气动逆止阀和电动闸阀，逆止阀是防止粗长的导汽管在机组甩负荷时对机组倒汽。,抽汽逆止（回）阀的控制管道系统当汽轮机甩负荷或其它故障使自动主汽门关闭时，汽缸内释压

31、，为防止回热加热器疏水汽化的湿饱和蒸汽倒流入汽轮机，引起汽轮机超速或水冲击等，使事态进一步扩大，回热抽汽管道一般应设置逆止阀。中、小容量机组，抽汽压力较低，抽汽管道短而小，抽汽管道上设置一般逆止阀即可；单元机组抽汽压力较高，抽汽管道长而粗，机组的可靠性又要求高，因此，其抽汽管道的逆止阀应采用液动、气动等控制装置。以使它动作快和动力大，并与自动主汽门实行联动控制，逆止功能就更有保障。某厂进口设备把抽汽逆止阀装在尽可能靠近汽机，对防止抽汽管倒汽确为有益。控制水由凝结水泵出口管道引来。,液动逆止阀控制水管道系统,加热器的运行和维护 加热器停运的影响 一般高压加热器发生事故较多，若高压加热器不投入运行

32、将会使机组的煤耗增加，高压加热器的停运，还将使给水温度降低，造成超高参数直流炉的水冷壁超温及汽包炉的过热汽温升高。低压加热器的停用也将降低机组的热经济性，同时会造成汽轮机末几级的蒸汽流量增大而导致冲蚀加剧。因此，停用某加热器时，为保证相应抽汽段以后汽轮机的各级不过负荷，应该根据机组的具体情况减少负荷。,注意问题：启动、停用或工况发生变化时，合理地控制其给水的温度变化率；加热器的水位应保持在规定的范围内：一般允许水位偏离正常水位的范围约土40mm；加热器的出口端差；超负荷工况；停机保护。,疏水位过低的影响使疏水冷却段进口(吸入口)露出水面，而使蒸汽进人该段，这将破坏该段疏水的虹吸作用，也破坏了凝

33、结段与疏水冷却段之间的密封，使疏水冷却段的过冷作用降低，影响回热系统的热经济性。造成疏水端差的变化；造成蒸汽热量的损失；处于疏水冷却段进口区的U形管束，将受到蒸汽的冲刷而损坏。蒸汽进入疏水冷却段后，经过U形管束内给水的冷却，其比体积急剧变化，因而出现汽蚀现象，使管束损坏。无疏水冷却段的加热器若水位过低，也会由于维持不住汽侧压力，造成蒸汽由疏水管跑掉，造成热经济性和安全性的下降。,水位过高的影响：使部分管束（传热面）浸没在水中，从而减少了有效传热面积，导致加热器性能下降（给水出口温度降低）。加热器在过高水位下运行，一旦发生事故，若操作稍有失误或不及时处理，还将危及汽轮机运行的安全。造成加热器水位

34、过高的原因主要：疏水调节装置不正常；加热器之间压差不够（疏水逐级自流的加热器间），以致疏水不畅；加热器超负荷；管束泄漏。,加热器的水位正确调整：是加热器正常运行的保证从水位计上得到的水位往往高于加热器的实际水位，即出现假水位现象。严重时会 造成水封的丧失。在卧式加热器中，蒸汽流过接口处的速度与液面上的速度不同。现场的水位调整可以以铭牌上的正常水位为起点，把水位逐渐提高，在每提高一次水位的同时，测量疏水的出口温度和给水的出口温度。把给水出口温度尚未下降的水位，定为加热器的高水位，再 由此按设计要求定出正常水位及低水位。有的电厂在运行中希望加热器低水位运行，目的是在机组负荷变化时，可以延长加热器的

35、报警时间，避免加热器的保护装置动作，这无论从经济或安全角度考虑，都是不可取的。,加热器的出口端差：是一个重要的监视指标。原因 加热器传热面结垢，使出口端差增大。空气漏入或是排气不畅，使加热器中聚集了不凝结气体，端差也会上升。加热器水位过高，使端差增大。如果加热器的出水温度在加热器的旁通阀之后（按水流方向）测量，当旁路阀不严密或自动控制失灵导致旁通阀门泄漏，也会引起加热器出口端差的增大。若抽汽管的阀门未开足或逆止阀的节流损失太大，将导致加热器出水温度降低。这一异常可以通过测取抽汽管与加热器内（或进口）的压力作对比判定。,超负荷工况某一台或一列加热器停用，将使运行中的加热器的流量增大到失常或使加热

36、器损坏的程度，因此加热器的负荷不得超过规定的限额；过分的超负荷运行会危害设备的安全，缩短加热器的寿命。低压加热器停用，特别是最末一级低压加热器停用，将使其级后汽轮机叶片的冲蚀加剧；大多数汽轮机压力最低一级低压加热器抽汽管道不装截止阀，这台加热器只有汽轮机停机时才能停用。若必须停止某加热器时，为保证相应抽汽段以后汽轮机的各级不过负荷，以及有关的运行加热器不超负荷，应相应降低机组的功率（电负荷）。,停机保护加热器停用后的防腐工作：加热器管系锈蚀的主要原因是氧化，因此，防腐措施就是保证管系与空气隔绝。运行过程中加热器短期停运时，在汽侧充满蒸汽和适当地调节水侧给水的pH值，可以起很好的保护作用。加热器

37、停用时间较长时，必须提供更持久性的保持措施。例如，采取充氮和使用其它合适的化学抑制剂。对碳钢管束给水加热器可采用如下措施：壳侧（即蒸汽侧）充氮，在长期停用期间，完全干燥后充入干的氮气；水室（即水侧），当机组停机时，加大联氨注入量，使加热器内联氨的浓度提高到200mgL，并且以增加氨来调节和控制pH值为10.0。,4 主凝结水管道系统和设备,范围：从凝汽器热水井经凝结水泵、射汽式抽气器冷却器、轴封蒸汽冷却器及低压加热器到除氧器的全部管道系统。组成：汽平衡管：在凝结泵入口处接有与凝汽器相连的汽平衡管，其作用是维持凝结泵入口处真空与凝汽器内真空一致。水封真空阀：每台水泵的入口侧应装设水封真空阀，以防

38、止空气漏入真空系统。出口逆止阀：防止备用凝结水泵倒转。,凝结水再循环管：在最低压力低压加热器前设有一根通向凝汽器的再循环管，其作用是在机组启动或低负荷运行时，保持凝结水泵流量大于水泵的最小允许流量，维持一定的热井水位以保证水泵入口不发生汽化，同时还应保证轴封冷却器和射汽式抽气器冷却器有足够的冷却用水。凝结水泵：在主凝结水系统中，一般设两台凝结水泵，一台运行，一台备用，运行泵故障时能自动切换。支管道：凝结水泵出口的压力水还要供给真空系统真空阀水封用水、水压逆止阀控制水、低压缸减温水、再热机组级旁路减温水等。,加热器的旁路：加热器应设置主凝结水的旁路，以免某台加热器发生故障停用时而中断凝结水的输送

39、。每台加热器设一个旁路时称为小旁路；两个以上加热器共设一个旁路时称为大旁路。大旁路的特点：优点是系统简单，阀门少，节省投资。缺点是一台加热器故障时，该旁路中其余加热器也随之解列停用，使进入除氧器的凝结水温度降低，影响除氧器的正常运行。小旁路的特点：优缺点恰与大旁路相反。因此，在主凝结水系统中常采用大小旁路联合应用方式，在加热器发生故障时既便于切除，又可保证进入除氧器的凝结水温不致过低，系统也比较简单。,凝结水、疏水管道系统图,凝结水泵的运行 凝结水泵运行的特点凝结水泵的主要任务是将凝汽器下部热水井中的凝结水抽出，送入回热系统中去，同时还应保证在自动或低负荷运行时射汽抽气冷却器、轴封冷却器的冷却

40、用水。对大型机组，一般还要供给旁路系统减温水、发电机的冷却用水、回热抽汽管道上逆止门控制用的动力水、给水泵的密封水等。凝结水泵是在高真空条件下，输送接近凝汽器压力下的饱和水。为了保证水泵工作可靠，一般安装在凝汽器热水井水面下0.51m 处，并装有水位调节器，同时要求泵轴两端的填料具有很好的严密性。凝结水泵还须装设一根通往凝汽器的空气平衡管。用以将水泵进口侧不严密处漏入的空气、进口侧凝结水中分解出的气体、以及部分蒸汽由平衡管引入凝汽器，然后由抽气器抽出。运行中要特别注意泵的出口压力、凝结水流量、电机电流和热水井水位的监视，注意填料的密封情况，在运行中泵的密封水不得断流，以防空气漏入。在启动、低负

41、荷运行时,用调整再循环门来保持热水井水位和满足射汽抽气冷却器、轴封冷却器的冷却用水。,凝结水泵的低水位运行为了保证凝结水泵不发生汽化，必须保持泵的入口有足够的灌注高度（水位），在电厂中用装水位调节器的方法来控制热水井水位，这种运行方式称为高水位运行。但目前无论采用电磁式还是液压式的水位调节器，在运行一段后都经常失灵，无法保持热水井水位，使凝结水泵高水位运行可靠性难以保证，因此产生了低水位运行。低水位运行，就是把凝结水泵进出口闸门开足，在满足射汽抽气冷却器、轴封冷却器的最小通水量的要求下，机组负荷变化时，凝结水量也相应变化，这时热水井水位并不进行人为的调节，而是利用水泵发生汽蚀时泵的扬程脱离原来

42、的Q-H曲线而直线下降的特性来自动调节泵的流量，从而使汽轮机负荷所对应的凝结水量与水泵输水量自动平衡。凝给水泵的低水位运行，使操作管理大为方便，同时又可节省厂用电。因此在电厂得到广泛应用。低水位运行，由于汽独，叶轮损坏比较严重，这可以用加诱导轮和改善叶轮材料加以缓解。运行经验也证明，只要泵的特性和它所工作的管路系统特性配合适当，凝结水泵在轻微的汽蚀条件下运行，是安全可靠的。,5 除氧器的全面性热力系统,母管制电厂除氧器的全面性热力系统 中、小型电厂多为母管制电厂，除氧器采用定压运行方式。为使除氧器压力和水位稳定，采用全厂除氧器并列运行方式。单元机组除氧器的全面性热力系统 大机组除氧器一般采用滑

43、压运行，其范围一般为0.1470.865MPa。低负荷及启动汽源为辅助蒸汽联箱来蒸汽，其切换管上设压力调节阀以维持启动和低负荷时除氧器定压运行。向辅助蒸汽联箱供汽的汽源为启动锅炉和冷再热蒸汽。除氧器水箱内设有再沸腾管，还设置启动循环泵。,除氧器并列运行热力系统图,单元机组滑压运行除氧器的全面热力系统图,6 给水管道系统,范围：从除氧器给水箱下降管入口，经给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前之间的全部管道、阀门和附件的总称。给水管道系统包括低压和高压给水管道系统。低压给水管道系统由从除氧器给水箱下降管入口到给水泵进口之间的管道、阀门和附件组成。高压给水管道系统由从给水泵出口经高压加热器到锅炉省煤器前

44、之间的管道、阀门和附件组成。,特点：给水管道输送的工质流量大，压力高，对全厂的安全、经济运行影响很大。给水管道系统事故会使锅炉给水中断，造成紧急停炉或降负荷运行，甚至使锅炉发生严重事故以致长期不能运行。要求：给水管道系统在发电厂任何运行方式和发生任何故障的情况下，都能保证不间断的向锅炉供水。,发电厂常用的给水管道系统的形式 单元制给水管道系统 特点：系统简单、管路短、阀门少、投资省、方便机炉集中控制、便于管理维护。当给水泵采用无节流损失的变速调节时，单元制给水管道系统的优越性更为突出。但是，当单元中主要设备故障时就可能被迫停止运行，运行灵活性差。使用范围：对装有高压凝汽式机组、中间再热凝汽式机

45、组或中间再热供热式机组的发电厂，主蒸汽管道采用的是单元制系统，这时锅炉给水母管就失去了作用，根据DL 5000-94规定，给水管道也当然要采用单元制给水管道系统。,单元制给水系统图,扩大单元制给水系统：若两台机组的给水系统组成一个单元，称为扩大单元制给水系统，吸水母管为单母管、压力母管为切换母管。一个扩大单元中只有一台备用给水泵，节省了投资，运行也较安全灵活。根据DL 5000-94中规定，对装有高压凝汽式机组的发电厂可采用扩大单元制给水系。,集中母管制给水管道系统 组成：由给水泵，高压加热器和管道、阀门和附件等组成。特点：具有一定的灵活性和较高的可靠性，其缺点是系统复杂，耗费管材、阀门较多。

46、冷供管的作用：保证高压加热器故障切除时锅炉的供水或锅炉启动上水的需要。使用范围：根据DL 5000-94规定，对装有高压供热式机组的发电厂，应采用集中母管制系统。,集中母管制给水管道系统图,切换母管制给水管道系统 给水泵入口侧低压吸水母管采用单母管分段，给水泵出口侧压力母管和锅炉给水母管均采用切换母管。备用给水泵一般连接在给水泵入口侧吸水母管的两分段阀之间与给水泵出口侧压力切换母管间。在锅炉给水切换母管和给水泵压力切换母管间仍装设有冷供管。当汽轮机容量、锅炉容量和给水泵容量相配合时，可组成汽轮机、给水泵和锅炉单元运行，也可切换运行方式。这样就提高了运行的可靠性，也有一定的运行灵活性。这种系统在

47、已建的电厂中给水泵容量和锅炉容量相匹配时采用，今后不再采用。,切换母管制给水管道系统图,给水泵的运行：在机组工作时，给水泵必须保证连续不断地向锅炉供水。暖泵：正暖和倒暖两种。正暖：水由给水箱经入口管道从给水泵入口进入泵内，经泵的出口暖泵门排出，暖泵时间视泵体温度而定，一般泵体与入口水温差应小于25。倒暖：暖泵时暖泵水在泵内的流动方向与正常工作时给水在泵内的流动方向相反。一般用于备用泵。启动：启动前首先应进行各种检查，先投入辅助油泵向各轴承供油，并送密封水，作油压低联动试验及给水泵的静态联动试验，合格后送上给水泵电机电源，将泵的再循环门全开。启动后应监视电机电流及泵的出口压力，当油压升高后及时停

48、止辅助油泵，一切正常后，打开泵的出口阀门向锅炉供水，视流量情况，逐步关闭再循环门。停止：应先试验辅助油泵，正常后全开循环门，全关泵的出口门，然后启动辅助油泵，停止给水泵。如果给水泵停运后备用，则应维持辅助油泵运行，并投入暖泵系统，保持泵的启动温度，使泵经常处于备用条件下，以便随时启动；若停运后进行检修，应在泵停转后停止辅助油泵的运行，并将泵从给水系统中隔离出来，开启泵的放水门，将泵内存水放尽。,7 发电厂的疏放水系统：用来收集和疏泄全厂疏水、溢水和放水的管路系统及设备。,疏水来源发电厂启动时，冷态蒸汽管路的暖管疏水；蒸汽经过较冷的管段、部件或在备用管段、阀门涡流区使蒸汽长期停留在某些管段内的凝

49、结水；蒸汽带水；减温减压器喷水过量等。溢放水来源锅炉的溢放水；除氧器给水箱的溢放水；余汽冷却器的凝结水；设备检修时排出的合格凝结水等。,疏水的重要性若蒸汽管道中聚集了凝结水，运行时，由于蒸汽和水的比体积不同、流速不同，这样就会引起管道发生水冲击，轻则使管道、设备发生振动，重则会使管道破裂，设备损坏。水一旦进入汽轮机，还要损坏叶片造成严重事故，导致被迫停机。因此，为保证发电厂安全可靠的生产，必须及时地将聚集在蒸汽管道中的凝结水排泄掉。,疏水系统及其组成 汽轮机本体疏水管道系统：汽轮机主汽门前、各调速汽门前，导汽管、汽缸、轴封用汽管道系统及各抽汽管道逆止阀前等处的疏水，统称为汽轮机本体疏水，由此组

50、成的系统称为汽轮机本体疏水系统。按其各点的不同压力，分别导入高、低压疏水联箱，经汇集后导入本体疏水膨胀箱，扩容后的汽、水分别送入凝汽器的汽、水空间。这种疏水方式阀门集中，便于控制，检修维护方便；由于进行了汽水分离，就避免了热井内发生汽水冲击现象。,汽轮机本体疏水系统图,蒸汽管道的疏水 自由疏水(又称放水)：指停用时管道内的凝结水在启动暖管之前先放出，这时管内没有蒸汽，是在大气压力下经漏斗排出来的，其目的是为了监视方便。启动疏水(又称暂时疏水)：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。经常疏水：是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