2021年发电厂知识总结

精选word文档下载可编辑发电厂知识总结电能的特点电能可以大规模生产和远距离输送。2电能方便转换和易于控制。3损耗小。4效率高。5电能在使用时没有污染，噪声小。火电厂分类按原动机分，凝汽式汽轮机，燃气轮机，内燃机和蒸汽-燃气轮机等。按燃料分，燃煤，燃油，燃气，余热水电厂分类按集中落差方式分，堤坝式（坝后式，河床式），引水式，混合式；抽水蓄能电厂抽水蓄能电厂是以一定水量作为能量载体，通过能量转换向电力系统提供电能。为此，其上，下游均需由水库以容许能量转换所需要的水量。定义在抽水蓄能电厂中必须兼备抽水和发电两类设施。在电力负荷低谷时（或丰水时期），利用电力系统待供的富裕电能（或季节性电能），将下游水库中的水抽到上游水库，以位能形式储存起来；待到电力系统负荷高峰时（或枯水时期），再将上游水库的水放下，驱动水轮发电机组发电，并送往电力系统，这时用以发电的水又回到下游水库。显而易见，抽水蓄能电厂既是一个吸收低谷电能的电力用户（抽水工况），又是一个提供峰荷电力的发电厂（发电工况）。作用调峰，填谷，事故备用，调频，调相，蓄能核电厂的分类压水堆核电厂（一回路系统和二回路系统是彼此隔绝的，万一燃料元件的包壳破损，只会使一回路水的放射性增加，而不致影响二回路水的品质），沸水堆核电厂电气设备一次设备通常把生产，变换，输送，分配和使用电能的设备，如发电机，变压器和断路器等。种类生产和转换电能的设备，接通或断开电路的开关电器，限制故障电流和防御过电压的保护电器，载流导体，互感器，无功补偿设备，接地装置。二次设备对一次设备和系统的运行状态进行测量，控制，监视和起保护作用的设备。种类测量表计；继电保护，自动装置及远动装置；直流电源设备；操作电器，信号设备及控制电缆。电气接线的定义在发电厂和变电站中，根据各种电气设备的作用及要求，按一定的方式用导体连接起来所形成的电路。配电装置的定义根据电气接线的要求，由开关电器，母线，保护和测量设备以及必要的辅助设备和建筑物组成的整体。发热对电气设备的影响有以下几点使绝缘材料的绝缘性能降低，使金属材料的机械强度下降，使导体接触部分的接触电阻增加。导体的载流量如何提高？为了提高导体的载流量，宜采用电阻率小的材料，如铝，铝合金等。导体的形状在同样截面积的条件下，圆形导体的表面积较小，而矩形，槽形的表面积则较大。导体布置应采取散热效果最佳的方式，而矩形截面导体竖放的散热效果比平放的要好。电气设备及主接线的可靠性的定义元件，设备和系统在规定条件下和预定时间内，完成规定功能的概率。电气设备主接线设计的基本要求可靠性，灵活性和经济性。电气主接线的设计程序初步可行性研究，可行性研究，初步设计，施工图设计。主变压器的选择用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器。用于两种电压等级之间交换功率的变压器，称为联络变压器。只供本厂（站）用电的变压器，称为厂（站）用变压器或称自用变压器。连接在发电机电压母线与系统之间的主变压器的容量应考虑以下因素主变压器应能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统；当接在发电机电压母线上的最大一台机组检修故障时，主变压器应能从电力系统倒送功率；若发电机电压母线上接有2台或以上的主变压器时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上；充分利用水能。变压器的型式相数，绕组数与结构，绕组联结组号，阻抗和调压方式，冷却方法。绕组联结组号变压器三相绕组的联结组号必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组联结方式只有星形“Y”和三角形“d”两种。因此，变压器三相绕组的联结方式应根据具体工程来确定。调压方式通过变压器的分接头开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数，，从而改变其变比，实现电压调整。变压器调压仅是各厂（站）之间无功容量的再分配。切换方式有两种，一种是不带电切换，称为无激磁调压，调整范围通常在+2X5%以内。另一种是带负荷切换（具有分接头），称为有载调压，调整范围可达30%。有载调压结构复杂，价格较贵，在以下情况才予以选用接于输出功率变化大的发电厂的主变压器，特别是潮流方向不固定，且要求变压器二次电压维持在一定水平时；接于时而为送端，时而为受端，具有可逆工作特点的联络变压器，为保证供电质量，要求母线电压恒定时；发电机经常在低功率因素下运行。限制短路电流的方法装设限流电抗器，采用抵押分裂绕组变压器。厂用电发电厂在启动，运转，停役，检修工程中，有大量以电动机拖动的机械设备，用以保证机组的主要设备（入锅炉，汽轮机或水轮机，发电机等）和输煤，碎煤，除灰，除尘及水处理的正常运行。这些电动机以及全厂的运行，操作，试验，检修，照明等用电设备都属于厂用负荷，总的耗电量，统称为厂用电。厂用电耗电量占同一时期内全厂总发电量的百分数，称为厂用电率。Kp=Ap/AX100%厂用电负荷的分类I类厂用负荷（两套设备互为备用，分别接到两个独立电源的母线上，当一个电源断电后，另一个电源就立即自动投入），II类厂用负荷（有两个独立电源供电，并采用手动切换），III类常用负荷（一个电源供电），0I类负荷（不停电负荷）。厂用电的电压等级是根据发电机额定电压，厂用电动机的电压和厂用电供电网络等因素，相互配合，经过技术经济综合比较后确定的。厂用电系统中性点接地方式:中性点不接地方式(在接地电容电流小于10A的高压厂用电系统中采用);中性点经高电阻接地方式(适用于高压厂用电系统接地电容电流小于10A,且为了降低间歇性弧光接地过电压水平和便于寻找接地故障点的情况);中性点经消弧线圈接地方式.(适用于大机组高压厂用电系统接地电容电流大于10A的情况)备用电源厂用备用电源用于工作电源因事故或检修而失电时替代工作电源，起后备作用。备用电源应具有独立性和足够的供电容量，最好能与电力系统紧密联系，在全厂停电情况下仍能从系统取得厂用电源。厂用电接线形式发电厂厂用电系统接线通常采用单母线分段接线形式。为了保证厂用电系统的供电可靠性和经济性，高压厂用母线均采取“按锅分段”的原则，即将高压厂用母线按锅炉台数分成若干独立段，既便于运行检修，又能使事故影响范围局限在一锅一炉，不致过多干扰正常运行的完好锅炉。按正常工作条件选择电气设备额定电压（一般可按照电气设备的额定电压Un不低于装置地点电网额定电压Usn的条件选择），额定电流（In应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流Imax），环境条件对设备选择的影响短路电流的计算条件容量和接线，短路种类，计算短路点高压断路器主要功能正常运行时倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，起控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路，保证无故障部分正常运行，起保护作用。特点能断开电气设备中负荷电流和短路电流。高压隔离开关的主要功能保证高压电气设备及装置在检修工作时的安全，不能用于切断，投入负荷电流或开断短路电流，仅可允许用于不产生强大电弧的某些切换操作。高压断路器的选择油断路器（多油式D,少油式S），压缩空气断路器K，SF6断路器（采用不可燃和有优良绝缘与灭弧性能的SF6气体作灭弧介质），真空断路器Z隔离开关的选择一般配有电动及手动操动机构，单相或三相操作，它需与断路器配套使用。但隔离开关无灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流和短路电流。工作特点在有电压，无负荷电流情况下分，合线路。主要功能隔离电压；倒闸操作；分，合小电流。互感器的作用1大电流变小电流，高电压变低电压；2互感器接地（保证设备和人身的安全）电磁式电流互感器的特点1电流互感器一次绕组串联在电路中，并且匝数很少；2电流互感器二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下电流互感器在近于短路状态下运行。电压互感器的特点1容量很小，类似一台小容量变压器，但结构上要求有较高的安全系数；2二次侧仪表和继电器的电压线圈阻抗大，电压互感器在近于空载状态下运行。配电装置的定义根据电气主接线的连接方式，由开关电器，保护和测量电器，母线和必要的辅助设备组建而成的总体装置。最小安全净距最小安全净距是指在这一距离下，无论在正常最高工作电压或出现内，外部过电压时，都不致使空气间隙被击穿。A值与电极形状，冲击电压波形，过电压及其保护水平，环境条件以及绝缘配合等因素有关。一般地说，220KV及以上的配电装置大气过电压起主要作用；330KV及以上内过电压起主要作用。当采用残压较低的避雷器（入氧化锌避雷器）时，A1和A2值还可减小。当海拔超过1000m时，按每升高100m，绝缘强度增加1%来增加A值。配电装置的类型屋内配电装置的特点1由于允许安全净距小和可以分层布置而使占地面积较小；2维修，巡视和操作在室内进行，可减轻维护工作量，不受气候影响；3外界污秽空气对电器影响较小，可以减少维护工作量；4房屋建筑投资较大，建设周期长，但可采用价格较低的户内型设备。屋外配电装置的特点1土建工作量和费用较小，建设周期短；2与屋内配电装置相比，扩建比较方便；3相邻设备之间距离较大，便于带电作业；4与屋内配电装置相比，占地面积大；5受外界环境影响，设备运行条件较差，须加强绝缘；6不良气候对设备维修和操作有影响。成套配电装置的特点1电器布置在封闭或半封闭的金属（外壳或金属框架）中，相间和对地距离可以缩小，结构紧凑，占地面积小；2所有电器元件已在工厂组装成一体，如SF6全封闭组合电器，开关柜等，大大减少现场安装工作量，有利于缩短建设周期，也便于扩建和搬迁；3运行可靠性高，维护方便；4耗用钢材较多，造价较高。五防防止误拉合隔离开关，带接地线合闸，带电合接地开关，误拉合断路器，误入带电间隔等。屋外配电装置的分类及特点中型配电装置（所有电气设备都安装在同一水平面内）布置比较清晰，不易误操作，运行可靠，施工和维护方便，造价较省，并有多年的运行经验；其缺点是占地面积过大。高型配电装置（将一组母线及隔离开关与另一组母线及隔离开关上下重叠布置）可以节省占地面积50%左右，但耗用钢材较多，造价较高，操作和维护条件较差。半高型配电装置（讲母线置于高一层的水平面上，与断路器，电流互感器，隔离开关上下重叠布置）占地面积比普通中型少30%。介于高型和中型之间，具有两者的优点。除母线隔离开关外，其余部分与中型布置基本相同，运行维护仍较方便。箱式变电站的特点具有成套性强，体积小，占地少，能深入负荷中心，提高供电质量，减少线路损耗，缩短送电周期，选址灵活，对环境适应性强，安装方便，运行安全可靠及投资少，见效快等一系列优点。扩展阅读发电厂知识点全总结发电厂知识点全总结版第二章发电厂的回热加热系统第一节回热加热器的型式按内部汽、水接触方式:分为混合式加热器与表面式加热器；按受热面的布置方式:分为立式和卧式两种。一、混合式加热器1、特点①加热器本体简单，没有端差，热经济性好；②系统复杂，回热系统运行安全性、可靠性低、系统投资大。③设备多、造价高、主厂房布置复杂、土建投资大、安全可靠性低，使混合式低压加热器回热系统应用受到限制。2、混合式加热器的结构.演示文稿ppt3、重力混合式低压加热器回热系统.演示文稿ppt特点①降低了亚临界和超临界汽轮机叶片结铜垢及真空下的低压加热器氧腐蚀的现象；②提高了热经济性。二、表面式加热器加热蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水在管内流动，加热蒸汽在管外冲刷放热后凝结下来成为加热器的疏水(为区别主凝结水而称之为疏水)；演示文稿ppt对于无疏水冷却器的疏水温度为加热器筒体内蒸汽压力下的饱和温度；管内流动的水在吸热升温后的出口温度比疏水温度要低，它们的差值称之为端差.演示文稿ppt1．表面式加热器的特点①有端差，热经济性较混合式差。②金属耗量大，内部结构复杂，制造较困难，造价高。③不能除去水中的氧和其它气体，未能有效地保护高温金属部件的安全。④全部由表面式加热器组成的回热系统简单，运行安全可靠，布置方便，系统投资和土建费用少。⑤表面式加热器系统分成高压加热器和低压加热器两组；水侧部分承受给水泵压力的表面式加热器称为高压加热器，承受凝结水泵压力的表面式加热器称为低压加热器。2．表面式加热器结构表面式加热器也有卧式和立式两种。现代大容量机组采用卧式的较多。第二节表面式加热器及系统的热经济性一、加热器的端差1、加热器的端差（上端差、出口端差）加热器出口疏水温度tsj（饱和温度）与出水温度twj之差。2、加热器端差对热经济性的影响加热器端差越小经济性越好。可以从两方面解释一方面，如果出水温度不变，端差减少意味着tsj可以低一些，即回热抽汽压力可以低一些，回热抽汽做功比增加，热经济性变好。另一方面，如果蒸汽压力不变，tsj亦不变，端差减少意味着出水温度twj提高，结果是减少压力较高的回热抽汽做功比，同时增加了压力较低的回热抽汽做功比，净的回热抽汽做功比增加，热经济性变好。二、抽汽管压降及热经济性三、过热蒸汽冷却器及热经济性1、装设过热蒸汽冷却器（段）的经济效益①减少换热温差，降低损失；②提高加热器出口水温，减小加热器端差；再热后第1级回热抽汽的蒸汽过热度是最高的，在此装设过热蒸汽冷却器（段），效果最明显。2、过热蒸汽冷却器的连接方式并联和串联。四、表面式加热器的疏水方式1、疏水逐级自流热经济性最差，可靠性最高，300MW、600MW及以上容量机组多采用。2、疏水泵送入加热器出口热经济性高于疏水逐级自流方式，可靠性低于疏水逐级自流方式。但是，当前的评价多为热经济性分析，没考虑疏水泵的电耗，是不全面的评价。第三节给水除氧及除氧器一、给水除氧的必要性1、给水中溶解气体会带来以下危害(1)腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命。(2)增加热阻，降低热力设备的热经济性。不凝结气体附着在传热面，以及氧化物沉积形成的盐垢，都会增大传热热阻。(3)氧化物沉积在汽轮机叶片，会导致汽轮机出力下降和轴向推力增加。2、气体来源①补充水中的溶解气体；②真空状态下的热力设备及管道漏进的空气。3、给水除氧的任务就是除去水中的氧气和其他不凝结气体，防止设备腐蚀和传热热阻增加，保证热力设备的安全经济运行。4、给水溶氧指标①蒸汽压力为8MPa以下锅炉，给水溶氧量应小于15μg/L；②蒸汽压力为9MPa以上的锅炉，给水溶氧量应小于7μg/L；③亚临界以上直流锅炉，给水溶氧量控制在0μg/L。④对于超临界参数的锅炉，我国《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-201*）规定，给水溶氧量应小于7μg/L，对给水进行加氧调节处理时，给水溶氧量控制在30-150μg/L。二、除氧方法给水除氧方法化学除氧和物理除氧。1、化学除氧利用化学药剂与水中的溶解氧进行化学反应，化合生成另一种物质，达到除氧的方法。化学除氧的特点①能彻底除氧；②不能除去其它气体；③生成的氧化物增加了给水中可溶性盐类的含量；④药剂价格昂贵。只有要求彻底除氧的亚临界及以上参数的电厂，才采用化学除氧作为一种补充的除氧手段。(1)联胺除氧:化学除氧一般采用联胺做药剂。联胺既可除氧，又能转化为氨，维持给水有较高的pH值，也不产生新的盐类。联胺除氧化学反应如下(2).亚硫酸钠Na2SO3处理Na2SO3易溶于水，无毒价廉，装置简单。Na2SO3与O2反应生成的Na2SO4会增加给水含盐量，在温度大于280℃后会分解成有害气体。Na2SO3仅适用于中压以下的锅炉，不能用于高压以上的电站锅炉。(3).中性水处理根据钢在含氧纯水中的耐腐蚀理论，高纯度且呈中性的锅炉给水中，加入气态氧或过氧化氢，使金属表面形成稳定的氧化膜，不仅能够达到防腐效果，而且给水中腐蚀物减少，使直流锅炉几乎无需清洗，即中性水处理。给水加氧处理的防腐蚀效果显著，但对给水水质要求很严，中性纯水的缓冲能力小。中性水处理已在国外各类直流锅炉、空冷机组和核电机组上得到应用。2、物理除氧（1）物理除氧利用物理手段除去水中氧的方法。（2）物理除氧的特点①不能彻底除氧；②能除去其它气体；③无新的氧化物生成，不会增加给水中可溶性盐类的含量；④价格便宜。三、热力除氧热力除氧原理建立在亨利定律和道尔顿定律基础上。亨利定律气体在水中的溶解度正比于该气体在水面的分压力。道尔顿定律水面上混合气体的总压力等于各组成气体分压力之和。热力除氧的条件热力除氧是个传热、传质过程，要达到理想的除氧效果，要满足以下条件①水必须加热到除氧器压力下的饱和温度，保证水面上水蒸气的压力接近于水面上的全压力。即使微量加热不足，水中溶氧量都远超过给水允许的含氧量指标。②水中逸出的气体必须及时排出，使水面上各种气体的分压力减至零或最小。③被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积，且两者逆向流动，传热效果好，而且保证有较大的不平衡压差。气体自水中离析可分为两个阶段第一阶段为初期除氧阶段，可以除去水中约80％-90％的气体。第二阶段为深度除氧阶段。水中残留气体相应的不平衡压差很小，残留气体己没有足够的动力克服水的黏滞力和表面张力逸出，只有依靠单个分子的扩散作用慢慢离析。此时，必须加大汽水的接触面积，使水形成水膜，减小其表面张力，从而使气体容易扩散出来，也可利用蒸汽在水中的鼓泡作用，使气体分子附着在汽泡上从水中逸出。演示文稿ppt除氧器必须满足热除氧的传热和传质条件，除氧器设计上一般具有以下特点1).具有较大的汽水接触表面以利于传热、传质。水在除氧器里通常被均匀的播散成细水柱或雾状小滴。水必须加热到除氧器工作压力下的饱和温度，故定压除氧器要装压力自动调节器。2).为满足传质要求，初期除氧时，水应喷成水滴，深度除氧时，水要形成水膜，而且汽水应逆向流动。3).除氧器应有足够大的空间，延长汽水接触时间，使水中溶氧有足够的时间解析。4).除氧器应有排气口并有足够的余气量，及时排除离析的气体，减少水面上其它气体的分压力，否则，容易发生“返氧”现象。5).储水箱设再沸腾管，以免因水箱散热导致水温降低，小于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。四、除氧器的类型与结构除氧器按工作压力分为大气式除氧器、真空除氧器和高压除氧器三种。演示文稿ppt（1）大气式除氧器大气式除氧器的工作压力为0.118MPa，以便把水中离析出来的气体排入大气。（2）真空除氧器真空除氧器的工作压力低于于大气压力，水中离析出来的气体不能自动排入大气，需设置专用的抽真空设备。演示文稿ppt（3）高压除氧器高压除氧器工作压力约为0.58MPa，给水温度可加热至158-160℃，含氧量小于7μg/L，广泛用于高参数大容量机组。高压除氧器有以下优点①除氧效果好。②节省投资。③提高锅炉的安全可靠性。④有利于防止除氧器自生沸腾。2、除氧器的典型结构（1）高压喷雾填料式除氧器（2）喷雾淋水盘式除氧器演示文稿ppt（3）大气淋水盘式除氧器演示文稿ppt（4）无除氧头式除氧器演示文稿ppt五、除氧器的热平衡及自生沸腾1、除氧器的热平衡演示文稿1ppt2、除氧器的自生沸腾及防止第四节除氧器的运行及热经济性分析一、除氧器的运行方式除氧器的运行方式定压运行和滑压运行。1、定压运行（有节流损失）定压运行除氧器运行时保持除氧器工作压力为一定值，为此需要在进汽管上安装压力调节阀，将较高的压力降低至定值，造成抽汽截流损失。为了保证低负荷下，除氧的正常运行，还必须切换到更高的压力源上，于是产生更大的节流损失。2、滑压运行（经济性好）滑压运行除氧器在滑压范围内运行时，工作压力随汽轮机抽汽压力的变化而变化，即滑压。没有压力调节阀，没有节流损失。演示文稿10.ppt二、除氧器汽源的连接方式除氧器运行方式不同，其汽源的连接方式也不同。汽源的连接方式有三种单独连接定压除氧器、前置连接定压除氧器和滑压除氧器方式。三、除氧器的滑压运行汽轮机组负荷骤变时，滑压除氧器对除氧效果、给水泵的安全运行有重大影响。3、给水泵不汽蚀的条件Δh为稳态工况时泵不汽蚀的有效富裕压头，对于已设计好的电厂，它为定值。ΔH为暂态过程中有效富裕压头下降值，它是变量。稳态时,ΔH=0；全甩负荷至零的暂态工况，除氧器压力已下降至p’d，由于水温滞后于除氧器压力下降，pv>p’d,因此ΔH>0。稳态工况tv、td均为除氧器工作压力pd所对应的饱和温度，故ΔH=0，ΔNPSH等于常数，除氧器位于一定高度形成的水柱压头Hd，用以克服流动阻力损失和NPSHr，即只要Δh>0，泵入口就不会汽化。机组电负荷骤升的暂态过程机组电负荷骤升，pd相应骤升，而除氧器内水温滞后于压力的升高。在滞后时间Ｔ内，pd>pv，即ΔH0。与稳态工况相比，ΔNPSH减小。此时，Hd除了用以克服流动阻力损失和NPSHr之外，还要克服ΔH，减少了防止水泵汽蚀的裕度，使水泵入口容易发生汽蚀。演示文稿1ppt防止给水泵汽蚀的措施演示文稿1ppt（1）提高静压头Ｈd；（2）采用低转速前置泵；大容量汽轮机组的给水泵出口压力高，若采用5000-6000rpm的高转速给水泵，其NPSHr值较高，约为20ｍ水柱。采用1500rpm的低转速前置泵，其NPSHr仅6-9ｍ水柱，因此滑压除氧器即可布置得较低。（3）减小管道的压降；（4）缩短滞后时间在水泵入口注入温度较低的主凝结水，或在泵入口前设置给水冷却器。(5)减缓除氧器压力下降速度①在负荷骤降的滞后时间内，快速投入备用汽源，以阻止除氧器压力下降。②适当增加给水箱容积。第四章热力发电厂的热力系统第一节热力系统及主设备选择原则一、热力系统的概念及分类1、发电厂的热力系统:发电厂的主、辅热力设备按热功转换的顺序用管道及管道附件连接起来的能量转换的工艺系统称为发电厂的热力系统。2、分类①按应用目的和编制原则不同，分为原则性热力系统和全面性热力系统。②按范围分为全厂性热力系统和局部性热力系统。3、热力系统图用规定的符号绘制出热力设备及其之间的连接关系就构成了发电厂热力系统图。4、原则性热力系统①特点表明发电厂能量转换利用的基本过程，反映了动力循环中工质的基本流程、能量转换利用过程的完善程度，相同参数下凡是热力过程重复、作用相同的设备和管道只表示一次，备用的设备和管道不画出，阀门不画出。其特点是简捷、清晰。演示文稿ppt②原则性热力系统的组成与作用主要包括锅炉与汽轮机的连接、汽轮机与凝汽设备的连接、给水和凝结水的回热加热及其疏水回收系统、除氧器与给水泵的连接、补充水的连接方式、锅炉连续排污回收利用系统、对外供热系统。它表明了热能转换为机械能的基本规律和工质在能量转换及利用过程中的基本变化过程，同时，也反映了热力发电厂的技术完善程度和热经济性的高低。5、发电厂所有热力设备、汽水管道和附件，按照生产需要连接起来的总系统，称为发电厂的全面性热力系统。演示文稿ppt①全面性热力系统是在原则性热力系统的基础上充分考虑到发电生产的连续性、安全可靠性和灵活性后所组成的实际热力系统。②发电厂中所有热力设备、管道及附件（包括主、辅设备，主管道及旁路管道，正常运行与事故备用的、机组启动、停机、保护及低负荷切换运行的管路和管件）都应该在发电厂全面性热力系统图上表示出来。③由该系统图可以汇总主辅热力设备、各类管子及其附件的数量和规格，提出订货清单。④根据该系统图可以进行主厂房布置设计和各类管道系统的施工设计，是发电厂设计、施工和运行工作中非常重要的指导性设计文件。⑤全面性热力系统组成主蒸汽和再热蒸汽系统、旁路系统、回热加热系统、给水系统、除氧系统、主凝结水系统、补充水系统、锅炉排污系统、供热系统和锅炉启动系统等。二、发电厂类型和容量的确定1、发电厂的类型凝汽式电厂、热电厂。2、发电厂的规划容量按现有容量、发展规划、负荷增长速度和电网结构等确定。三、主要设备选择原则（一）汽轮机汽轮机的选择就是确定汽轮机单机容量、参数和台数①单机容量单台汽轮机的额定电功率。最大单机容量不宜超过所在电网总容量的10%，满足上述要求时应优先选高效率的大容量机组。②汽轮机参数主蒸汽参数、再热蒸汽参数和背压。③汽轮机台数在发电厂的总容量及单机容量确定后，机组的台数也就相应确定了。一个电厂的机组台数4~6台为宜，容量等级不宜超过二种。④供热式汽轮机的种类、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热汽轮机。对于有稳定可靠热负荷的地区，可考虑选择背压式机组或抽汽背压式机组。（二）锅炉机组包括锅炉类型和锅炉参数的选择。1、锅炉参数锅炉主蒸汽参数的选择应该遵从汽轮机初参数及再热蒸汽参数。①锅炉过热器出口额定蒸汽压力通常选取汽轮机额定进汽压力的105％，过热器出口额定蒸汽温度选取比汽轮机额定进汽温度高3℃。②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取汽轮机额定工况下高压缸排汽压力的5％～0％、5％、0％～5％。再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进汽温度高3℃。2、锅炉类型包括对燃烧方式的选择和对水循环方式的选择。①燃烧方式大型火电厂锅炉几乎都采用煤粉炉，其效率高，可达90％～93％；容量不受限制。②水循环方式通常亚临界参数以下多采用自然循环汽包炉，循环安全可靠，热经济性高；亚临界参数可采用自然循环或强制循环；超临界参数只能采用强制循环直流炉。3、锅炉容量与台数①凝汽式发电厂一般一机配一炉，不设备用锅炉。锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）按汽轮机最大进汽量工况相匹配。②对装有供热式机组的发电厂，选择锅炉容量和台数时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧负荷（一般不宜小于l/3锅炉额定负荷）以保证锅炉的安全稳定运行。选择热电厂锅炉容量时，应当考虑当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其它可靠热源）应满足以下要求热用户连续生产所需的生产用汽量；采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区取上限。当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。第二节发电厂的辅助热力系统发电厂辅助热力系统是为了保证火力发电厂安全、经济运行而设置的热力系统。主要包括补充水系统、工质回收及废热利用系统、辅助蒸汽系统、燃料油加热系统等本节只介绍补充水系统、工质回收及废热利用系统和辅助蒸汽系统。一、工质损失及补充水系统（一）工质损失1、工质损失原因在发电厂的生产过程中，由于循环过程的管道、设备及附件中存在的缺陷（漏泄）或工艺需要（排污），不可避免的存在各种汽水损失。2、工质损失会影响发电厂的安全、经济运行。3、减少损失的措施①用焊接代替法兰连接；②完善热力系统及汽水回收方式，提高工质回收率及热量利用率，设置轴封冷却器和锅炉连续排污利用系统；③提高设备及管制件的制造、安装、维修质量；④加强运行调整，合理控制各种技术消耗，将蒸汽吹灰改为压缩空气或锅炉水吹灰，锅炉、汽轮机和除氧器采用滑参数启动，再热机组设置启动旁路系统等。4、发电厂的工质损失分为内部损失与外部损失。①在发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失称为内部损失。②发电厂对外供热设备及系统造成的汽水工质损失称为外部工质损失。（二）补充水系统1、补充水量的计算2、对补充水系统的要求①补充水应保证热力设备安全运行的要求。对中参数及以下热电厂的补充水必须是软化水（除去水中的钙、镁等硬垢盐）。对高参数发电厂补充水必须是除盐水（除去水中钙、镁等硬垢盐外还要除去水中硅酸盐）。对亚临界压力汽包锅炉和超临界压力直流锅炉除了要除去水中钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，同时对凝结水还要进行精处理，以确保机组启停时产生的腐蚀产物、SiO2和铁等金属被处理掉。②补充水应除氧、加热和便于调节水量。a为了热力设备的安全，补充水应进行除氧。b补充水在进入锅炉前应被加热到给水温度，利用回热系统逐级加热，以提高热经济性。c补充水应便于调节水量。在热力系统适宜进行水量调节的地方有凝汽器和除氧器。通常大、中型凝汽机组补充水引入凝汽器，小型机组引入除氧器。演示文稿ppt补充水进入凝汽器的热经济性比补入除氧器要高。二、工质回收及废热利用系统（一）汽包锅炉连续排污利用系统1、锅炉排污率规定根据《火力发电厂设计技术规程》的规定，汽包锅炉的正常排污率不得低于锅炉最大连续蒸发量的0.3％，但也不宜超过锅炉额定蒸发量的下列数值（1）以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂为1％；（2）以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为2％；根据《火力发电厂设计技术规程(DL5000201*)》的规定，锅炉的连续排污系统及设备按下列要求选择对凝汽式电厂的汽包锅炉，宜采用一级连续排污扩容系统。125MW以下的机组，宜两台锅炉设一套排污扩容系统；125MW及以上机组，宜每台锅炉设一套排污扩容系统。2、连续排污扩容系统演示文稿ppt3、排污扩容器的工质回收率αf由排污扩容器的热平衡和物质平衡，可以求出工质回收率αf扩容器的物质平衡扩容器的热平衡排污扩容器的工质回收率的大小取决于锅炉汽包压力（）、扩容器压力（、）。当扩容器压力变化范围不大时，上式的分母（-）可近似作常数看待，它实际上就是1kg排污水在扩容器压力下的汽化潜热。因此，当锅炉汽包压力一定时，工质回收率主要决定于扩容器压力，扩容器压力越低，回收工质越多。但是，扩容器压力越低，扩容蒸汽的能位也越低。也就是回收工质在数量和能位上的矛盾。3、连续排污利用系统热经济性评价回收的扩容蒸汽是携带热量的工质进入回热系统，而化学补充水回收了部分“废热”后也进入了回热系统，它们不可避免地要排挤部分回热抽汽，使回热抽汽做功比减小，导致汽轮机循环效率降低。排挤的回热抽汽压力越低，回热抽汽做功比下降越多，汽轮机循环效率降低也越多。但是连续排污利用系统回收的热量是“废热”，其节能效果应从发电厂整体范围进行评价。演示文稿ppt（二）轴封蒸汽回收及利用系统为了提高发电厂的热经济性，现代汽轮机装置都设有轴封蒸汽回收利用系统。1、汽轮机轴封蒸汽系统包括主汽门和调节汽门的阀杆漏汽，再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽，高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等。演示文稿ppt2、轴封蒸汽利用的原则一般轴封蒸汽占汽轮机总汽耗量的2％左右，且由于引出地点不同，工质的能位有差异，在引入地点的选择上应使该点能位与工质最接近，既回收工质，又利用其热量，同时又使其引起的附加冷源损失最小。3、轴封利用系统的作用①回收轴封漏汽，减少工质和热量损失，提高发电厂的热经济性。②保持每个轴封抽汽口具有足够的负压，以防止蒸汽外漏喷射到轴承上并污染车间空气。③防止空气漏入低压缸排汽端，破坏真空。三、辅助蒸汽系统1、辅助蒸汽系统的作用满足机组启动过程或某些运行设备的需要。如启动阶段对给水预热除氧；运行时暖风器用汽；厂用热交换器用汽；汽轮机轴封用汽；真空系统抽气器用汽；燃油加热及雾化用汽；生水加热用汽等。2、辅助蒸汽系统汽源设置①首台机组启动则由启动锅炉供汽。②由运行的相邻机组提供。③机组正常运行后，即可解决自身辅助蒸汽的需要。3、辅助蒸汽系统汽源参数的要求①正常汽源应在满足需要的前提下，尽可能用参数低的回热抽汽，以增大回热做功比，提高电厂的热经济性；②当汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源。4、辅助蒸汽系统实例演示文稿ppt。第五节管道与阀门作用输送工作介质（蒸汽、水、油、压缩空气和氢气）。管道组成管子（直管和弯管）、管件（异径管、弯头、三通、法兰、堵头、堵板和孔板等）、阀门（关断阀、调节阀和安全阀）、测量装置、保护装置及管道支吊架、热补偿装置、保温和油漆（防腐）等。要求选材正确、布置合理、补偿良好、疏水畅通、流阻小、造价低、支吊合理、安装维护方便、扩建灵活、整齐美观，避免水击、共振，降低噪声，保证电厂安全、满发和经济运行。一、管道规范汽水管道设计需遵循的相关标准及规定⑴DL/T50541996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》⑵DL/T5366201*《火力发电厂汽水管道应力计算技术规程》⑶Y83J01《管道支吊架手册》⑷《火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计》（201*版）。设计压力管道设计压力（表压）系指管道运行中内部介质最大工作压力。对于水管道应包括水柱静压的影响，当其低于额定压力的3%时，可不考虑。（1）主蒸汽管道取用锅炉过热器出口的额定工作压力或锅炉最大连续蒸发量下的工作压力，当锅炉和汽轮机允许超压5%(简称5%OP)运行时，应加上5%的超压值。（2）再热蒸汽管道低温再热蒸汽管道，取用汽轮机最大计算出力工况下高压缸排汽压力的15倍；高温再热蒸汽管道，可减至再热器出口安全阀动作的最低整定压力。汽轮机最大计算出力工况指调节汽门全开工况或调节汽门全开加5%超压工况。（3）汽轮机抽汽管道对于非调整抽汽管道，取用汽轮机最大计算出力工况下该抽汽压力的1倍，且不小于0.1MPa；对于调整抽汽管道，取其最高工作压力。（4）高压给水管道非调速给水泵出口管道，从前置泵到主给水泵或从主给水泵至锅炉省煤器进口区段，分别取用前置泵或主给水泵特性曲线最高点对应的压力与该泵进水侧压力之和。调速给水泵出口管道，从给水泵出口至关断阀的管道，设计压力取用泵在额定转速特性曲线最高点对应的压力与进水侧压力之和；从泵出口关断阀至锅炉省煤器进口区段，取用泵在额定转速及设计流量下泵提升压力的1倍与泵进水侧压力之和。以上高压给水管道压力，应考虑水泵进水温度对压力的修正。（5）低压给水管道对于定压除氧系统，取用除氧器额定压力与最高水位时水柱静压之和；对于滑压除氧系统，取用汽轮机最大计算出力工况下除氧器加热抽汽压力的1倍与除氧器最高水位时水柱静压之和。（6）凝结水管道凝结水泵进口侧管道，取用泵吸入口中心线至汽轮机排汽缸接口平面处的水柱静压（此时凝汽器内按大气压力），且不小于0.35MPa；单级泵系统泵出口侧管道，取用泵出口阀关断情况下泵的扬程与进水侧压力之和；两级泵系统的凝结水泵出口侧管道，取用原则同单级泵系统泵出口侧管道；两级泵系统的凝结水升压泵出口侧管道，取用两台泵（凝结水泵和凝结水升压泵）出口阀关闭情况下泵的扬程之和。（7）加热器疏水管道取用汽轮机最大计算出力工况下抽汽压力的1倍，且不小于0.1MPa。当管道中疏水静压引起压力升高值大于抽汽压力的3%时，尚应计及静压的影响。设计温度管道设计温度系指管道运行中内部介质的最高工作温度。（1）主蒸汽管道取用锅炉过热器出口蒸汽额定工作温度加上锅炉正常运行时允许的温度偏差（温度偏差值取5℃）。（2）再热蒸汽管道高温再热蒸汽管道，取用锅炉再热器出口蒸汽额定工作温度加上锅炉正常运行时允许的温度偏差（温度偏差值取5℃）；低温再热蒸汽管道的设计温度如图所示。取用汽轮机最大计算出力工况下高压缸排汽参数（p1、t1）A点，等熵求取在低温蒸汽管道设计压力p2下（p2=15p1）B点对应的温度t2（注制造厂有特殊要求时，该设计温度应取用可能出现的最高工作温度）。（3）汽轮机抽汽管道非调整抽汽管道，取用汽轮机最大计算出力工况下抽汽参数，等熵求取管道在设计压力下的相应温度（与低温再热蒸汽管道温度取用相类似）；调整抽汽管道，取用抽汽的最高工作温度。（4）高压给水管道取用高压加热器后高压给水的最高工作温度。（5）低压给水管道对于定压除氧器系统，取用除氧器额定压力对应的饱和温度；对于滑压除氧器系统，取用汽轮机最大计算出力工况下1倍除氧器加热抽汽压力对应的饱和温度。（6）凝结水管道取用低压加热器后凝结水的最高工作温度。（7）加热器疏水管道取用该加热器抽汽管道设计压力对应的饱和温度。管道所能承受的最大工作压力，不但取决于管道的材料，且与管道内介质的工作温度有关。当管道材料一定时，随着介质工作温度的升高，管材的允许工作压力会降低。因此对于同一材料但不同介质温度的管道所允许的工作压力，都折算成某一基准温度下允许的工作压力，并以此压力表示管道的承压等级。管道允许的工作压力与温度有关，管道的最大工作压力需根据公称压力等级和管内介质温度同时确定；管道允许的工作压力与公称压力一样是介质对应压力和温度的组合参数，并非是单纯的压力。管道参数等级也可用标注压力和温度的方法来表示，如P5414系指设计温度为540℃，压力为14MPa。管道能承受的最大工作压力与管道的材料、介质温度、管壁厚度都有关系，不同的管道材质，所允许的最高使用温度是不同的，表49列举了我国电厂常用国产钢材及其推荐使用温度。（2）公称通径公称通径是指用标准的尺寸系列表示管子、管件及阀门等口径的名义内径。管道的公称通径用符号DN表示，通径等级应符合国家标准GB/T1047201*《管道元件DN（公称尺寸）的定义和选用》规定的系列。我国管道公称通径在6～4000mm之间划分为43个等级，见下表。二、管径和壁厚的计算1、管道内径计算按最大工作流量和推荐流速计算。演示文稿ppt（1）直管的最小壁厚对于承受内压力的汽水管道，直管的最小壁厚应按下列规定计算按直管外径确定时按直管内径确定时（2）直管的计算壁厚直管的计算壁厚应按下式计算式中直管的计算壁厚，mm；直管壁厚负偏差的附加值，mm；直管壁厚负偏差系数，按《火力发电厂汽水管道设计技术规定》中选取。3）直管壁厚的取用用公称壁厚来表示。对于以外径×壁厚标示的管子，应根据直管的计算壁厚，按管子产品规格中公称壁厚系列选取；对于以最小内径×最小壁厚标示的管子，应根据直管的计算壁厚，遵照制造厂产品技术条件中有关规定，按管子壁厚系列选取。任何情况下，管子的取用壁厚均不得小于管子的计算壁厚。4）弯管壁厚的取用弯管（成品）任何一点的实测最小壁厚，不得小于弯管相应点的计算壁厚，且外侧壁厚不得小于相连直管允许的最小壁厚。当采用以最小内径×最小壁厚标示的直管弯制弯管时，宜采用加大直管壁厚的管子；当采用以外径×壁厚标示的直管弯制弯管时，宜采用挑选正偏差壁厚的管子进行弯制。弯管的弯曲半径宜为外径的4～5倍，弯制后的椭圆度（弯管椭圆度指弯管弯曲部分同一截面上最大外径与最小外径之差与公称外径之比）不得大于5%。管道的选择（1）管道类别的选择一般原则管道类别应根据管内介质的性质、工作参数及在各种工况下运行的安全性、经济性、可靠性进行选择。（2）主要管道类别选择无缝钢管适用于各类参数的管道。低温再热蒸汽管道可采用高质量焊接钢管。PN5及以下参数的管道，也可选用电焊钢管。低压流体输送用焊接钢管，仅适用于PN6及以下，设计温度不大于200℃的介质。三、阀门关断类阀门闸阀、截止阀、球阀等演示文稿ppt1、阀门类型调节类阀门调节阀、节流阀、减压阀等演示文稿ppt保护类阀门安全阀、止回阀等演示文稿ppt材料选择按介质工作参数选择；类型选择按其承担的作用选择；2、阀门选择阀径选择按管径选择；操作方式选择按启闭要求选择；连接方式选择按介质工作参数选择；3、阀门的使用⑴关断阀①闸阀、截止阀只允许作关断用，不允许用于调节流量和压力用。②球阀作关断用或调节用。⑵调节阀调节阀用于调节介质流量或压力，不宜作关断用；调节阀应与关断阀串联使用，开启时要先全开关断阀，再开调节阀，关闭时要先关调节阀再关关断阀。①调节阀用于调节介质流量；②减压阀用于调节介质压力；③节流阀用于调节介质流量或压力。⑶保护阀门用于防止设备超压，介质倒流等保护。①止回阀用作保证介质单向流动，防止介质倒流，以保护设备。②安全阀用于设备或管道超压保护。发电厂全面性热力系统发电厂全面性热力系统主要由主蒸汽与再热蒸汽系统、再热机组的旁路系统、回热抽汽系统、回热加热器的疏水与放气系统、抽真空系统、主凝结水系统、除氧给水系统、轮机的轴封蒸汽系统、汽轮机本体疏水系统、小汽轮机热力系统、辅助蒸汽系统、锅炉的排污系统等成。第六节主蒸汽系统汽轮机主、再热蒸汽系统3、单元制系统每1-2台锅炉与对应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管联系。单元内所有新蒸汽的支管均与机炉之间的主汽管相连。特点系统简单、管道短、设备少、投资小，热损失和阻力损失小；各单元相互无影响，便于实现集中控制和自动化；但运行灵活差，设备故障时不能相互支援。4、扩大单元制系统将单元制系统用一根母管和隔离阀门相互连接起来的主蒸汽系统。特点介于单元制和切换母管制之间，与单元制相比机炉可交叉运行，运行灵活。与切换母管制相比，高压阀门少。二、单元制主蒸汽系统型式1、单元制主蒸汽系统的连接方式单元制主蒸汽系统的连接方式有①双管式系统；②单管-双管系统；③双管-单管-双管系统。演示文稿ppt2、再热蒸汽系统也分为①双管式系统；②单管-双管系统；③双管-单管-双管系统。三、主蒸汽系统应注意的几个问题1、汽温偏差及对策⑴持久允许汽温偏差15℃，瞬时42℃。⑵混温措施演示文稿ppt①设一定长度单管；②双管间设联络管；③设四通混合联箱或球形五通；2、蒸汽压损及管径优化①压损在允许范围内。措施减少附件。②管径优化总费用最小。3、阀门设置演示文稿ppt①高、中压主汽阀②高压缸排汽止回阀③安全阀④高压缸通风阀⑤高压缸倒暖阀4、疏水系统5、其它支管四、主蒸汽系统实例演示文稿ppt五、主蒸汽系统运行1、启动暖管、疏水。2、正常运行参数不超标。第四节旁路系统三、旁路系统的组合型式常用的旁路系统组合有两级旁路串联系统，两级旁路并联系统，整机旁路系统、三级旁路系统和三用阀旁路系统。三用阀旁路系统的特点高压旁路阀具有启动调节阀、减压阀和安全阀作用。具体功能快速（5s全开）跟踪超压保护，省去锅炉安全阀。通过调节控制汽压，以适应滑参数启停和运行。机组甩负荷后锅炉可以不熄火，机组可维持带厂用电运行，故障排除后即刻重新投入运行。结构尺寸小，便于布置和检修。四、旁路系统的选择演示文稿ppt1、旁路系统容量的选择（1）旁路系统容量的概念旁路容量是指额定参数下旁路阀通过的蒸汽流量Dby占锅炉最大蒸发量Db,max的百分数，即对旁路系统容量的要求是应能满足机炉允许运行方式。不同的机组对旁路容量的要求是不一样的，其中包括启动要求，锅炉最低稳定负荷的要求，甩负荷的要求。旁路系统参数主要是依靠高压旁路阀前、高压旁路阀后、低压旁路阀前和低压旁路阀后的参数来进行选择的。2、旁路系统选择主要考虑的因素（1）负荷性质承担基本负荷机组还是调峰机组；（2）锅炉特点锅炉最低稳燃负荷需要的蒸汽量；（3）保护再热器所需的最低蒸汽量。（4）机组启动带初负荷（或者更多些）需要的蒸汽量五、两级串联旁路系统的组成国产３００ＭＷ机组的两级并联旁路系统1、阀门（1）高压旁路（2）低压旁路2、旁路系统控制执行机构旁路系统控制的执行机构主要有气动、液动、电动等。液动执行结构动作快，1~5s全开。但是，控制系统复杂、投资大、运行费用高、维护检修工作量大。电动执行机构动作慢，10~40s全开，但是，结构和操作维护简单。六、旁路系统的运行演示文稿ppt七、不设旁路系统的措施（1）锅炉不设置启动旁路，从机组启动直至并网前，采用低温段过热器引出蒸汽进行暖管暖机、升速，可以满足机组冷态、温态、热态和极热态启动的要求。（2）汽轮机只采用高压缸启动方式，不考虑中压缸启动方式。（3）在机组启动时，锅炉有控制炉膛出口烟温的装置，保证启动期间炉膛出口烟温低于538℃，以保护再热器。但是蒸汽升温升压的速率要减慢，增加了启动时间，对热态启动大约增加10～15min。（4）在机组甩负荷时，有如下防止超速、超温和超压的措施①汽轮机控制系统设有超速保护和高、中压缸在甩负荷时进汽阀的快关作用，回热抽汽阀同时关闭，迅速减小流入汽缸的蒸汽量，降低超速的可能性。②锅炉除有启动时控制炉膛出口烟温的功能，也有汽轮机跳闸时快速控制烟温的功能，减小了再热器超温的机会。③在主蒸汽和再热蒸汽管道上，设置安全阀，当系统失控超压时，安全阀动作，避免系统超压，但会增加工质损失。④主蒸汽系统设计时，不考虑故障停机不停炉措施。因为单元制系统，当停机时间较短时，锅炉热态启动的时间并不长；当停机时间较长时，不停炉已无必要，所以可以不设旁路系统。八、直流锅炉启动旁路系统1、启动旁路系统的作用（1）建立启动压力和流量，保证受热面的充分冷却和水动力稳定性；（2）回收启动过程的工质及热量，减少损失；（3）实现给水、汽温和燃烧的独立调节。（4）使蒸汽参数满足汽机启动需要。2、启动旁路系统的分类及特点外置式和内置式3、典型的启动旁路系统两级串联旁路系统的全面性热力系统的特点该系统每级旁路入口处设有进汽调节阀和减温水喷水调节阀，前者用以调节蒸汽压力和流量，后者用以调节减温水喷水量。凝汽器真空达到该汽轮机冲转所要求的真空给定值以上锅炉点火后，投入高、低压旁路，通过调节其喷水量，分别控制高、低压旁路后的汽温为给定值。从点火到汽轮机冲转之前阶段，全部蒸汽经旁路进入凝汽器，需调节低压旁路进汽调节阀前的压力为给定值，以便冲转中低压转子。从汽轮机冲转到带负荷阶段，旁路系统根据启动曲线调整其开度，以控制一、二次蒸汽温度；带负荷运行正常后，即停用高、低压旁路。因故障甩负荷时，先投高压旁路，再投低压旁路，并投入高、低压旁路的减温水，以保持高、低压旁路后的汽压、汽温，特别是排至凝汽器的汽温为给定值。破坏真空紧急停机，凝结水泵故障不能运行，凝汽器真空低于450mmHg时，只能使用高压旁路，严禁使用低压旁路，并应开启再热器的向空排汽。正常运行时，应将高、低压旁路投入自动，其连锁保护也应投入工作，加强监视，防止误动。第五节给水系统及其设备作用1、在机组各种负荷下，对给水进行除氧、升压和加热，为锅炉提供满足要求的给水。2、向汽轮机高压旁路、各级过热器和再热器提供减温水。给水系统的流程为除氧器水箱→前置泵→流量测量装置→给水泵→高压加热器→流量测量装置→给水流量控制装置→省煤器进口联箱。演示文稿ppt一、给水系统型式1、集中母管制系统有三根母管:吸水母管、压力母管和锅炉给水母管。吸水母管和压力母管为单母管分段，锅炉给水母管为切换母管。特点安全可靠性高，但阀门较多、系统复杂、投资大。适用于中、低压机组的小容量发电厂或给水泵容量与锅炉容量不配合时，如高压供热式机组的发电厂。2、切换母管制给水系统:有足够的可靠性，运行灵活。3、单元制给水系统单元制给水系统管道短、阀门少、阻力小、可靠性高、便于集中控制等优点。中间再热凝汽式机组或中间再热供热式机组的发电厂，均采用单元制给水系统。扩大单元制给水系统:两台汽轮机组的给水系统组成一个单元，称为扩大单元制给水系统。它没有锅炉给水母管，吸水母管为单母管，压力母管为切换母管。两台机组共用备用给水泵，投资省，也较安全、灵活。二、给水泵配置1、给水泵选择⑴给水泵总流量的确定给水泵出口的总流量（即最大给水消耗量，不包括备用给水泵），应保证供给其所连接的系统的全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量，并考虑一定裕量。对汽包炉其给水量应为锅炉最大连续蒸发量的110％；对直流炉给水量取锅炉最大连续蒸发量的105％。对中间再热机组，给水泵入口的总流量，还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽出的流量，以及漏出和注入给水泵轴封的流量差。前置给水泵出口的总流量，应为给水泵入口的总流量与从前置泵和给水泵之间的抽出流量之和。（2）给水泵台数和容量选择对母管制给水系统，其最大一台给水泵停用时，其他给水泵应能满足整个系统的给水需要量。对单元制给水系统，给水泵的类型、台数和容量应按下列方式配置①对125MW、200MW机组，宜配置两台容量各为最大给水量100%或三台容量各为最大给水量50%的调速电动给水泵。对200MW机组，经技术经济比较论证，认为合理时，也可采用汽动给水泵。②对300MW机组的运行给水泵，宜配置一台容量为最大给水量100%或两台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。对300MW机组，当运行给水泵为一台100%容量的汽动给水泵时，宜设置一台容量为最大给水量50%的调速电动给水泵作为启动和备用给水泵；当运行给水泵为两台50%容量的汽动给水泵时，宜设置一台容量为最大给水量25%～35%的调速电动给水泵作为启动与备用给水泵，也可以采用定速电动给水泵并加设大压差节流阀。③对600MW及以上机组的运行给水泵，宜配置两台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵，并设置一台容量为最大给水量25%～35%的调速电动给水泵作为启动和备用给水泵。（3）给水泵扬程的确定给水泵的扬程应为下列各项之和①锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。②从除氧器给水箱出口到省煤器进口的流动阻力（按锅炉最大连续蒸发量时的给水量计算）。汽包炉应另加20％裕量；直流炉另加10％裕量。③省煤器进口与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。④除氧器额定工作压力（取负值）。在有前置给水泵时，前置泵和给水泵扬程之和应大于上列各项的总和。同时前置给水泵的扬程除应计及前置泵出口至给水泵入口间的介质流动总阻力和静压差（标高不同所致）以外，还应满足汽轮机甩负荷瞬态工况时为保证给水泵入口不汽化所需的压头要求。（4）给水泵功率的计算2、给水泵的驱动方式电动、汽动。200MW以下的中小机组采用电动泵；300以上的大机组采用汽动泵；汽动泵的优点（1）转速高、轴短、刚度大、安全性好；系统故障或全厂停电能保证锅炉供水；（2）便于启动，可随主机滑压调节；（3）减少厂用电3%~4%；（4）可变速调节，系统简单。3、给水泵容量及台数选择演示文稿ppt（1）全容量方案2×100%MCR容量给水泵；（2）半容量方案3×50%MCR容量给水泵；4、给水泵与前置泵连接方式5、小汽轮机的热力系统（1）小汽轮机汽源及其切换小汽轮机汽源①新蒸汽、冷再热蒸汽、第四段抽汽。②汽源切换内切换和外切换（2）小汽轮机型式①型式纯凝汽式、纯背压式、抽凝式和抽背式②连接方式三、给水系统的组成给水系统由给水泵组、高压加热器组、给水操作台、给水泵再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等组成。1．给水泵组系统及其管道本系统配置两台50％容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动调速给水泵。电动给水泵作为启动泵和备用泵。电动给水泵在机组正常运行期间处于热备用状态，当汽轮机甩负荷或汽动给水泵突然出现故障时，电动给水泵能立即投入运行。电动给水泵能够自动跟踪汽动给水泵的运行状态，并可以与汽动给水泵并列运行。2．给水泵最小流量再循环装置演示文稿ppt作用是保证给水泵有一定的工作流量，以免在机组启停和低负荷时发生汽蚀。最小流量再循环管道由给水泵出口管路上的逆止阀前引出，并接至除氧器给水箱。最小流量再循环装置由两个隔离阀和一个电动调节阀组成。给水泵启动时，阀门自动开启；随着给水泵流量的增加，阀门逐渐关小；流量达到允许值后，阀门关小。当给水泵流量小于允许值时自动开启。再循环管道进入除氧器给水箱前，经过一个逆止阀，防止水箱内的水倒流入给水泵。再循环管道的调节阀后，还设置启动排气管道，用于启动时迅速排出管道内的气体。3．暖泵管路每台给水泵都设有暖泵管路。暖泵管路中的热水通过停用泵的外壳，以使停用泵处于热备用状态。防止泵启动时，产生较大的附加热应力，热膨胀，出现挠曲。4．再热器减温水管道演示文稿ppt给水泵中间抽头水供再热器减温用。5．高压旁路提供减温水。给水泵至高加的给水总管上引出一根支管，为高压旁路提供减温水。管道上设有隔离阀和气动调节阀。6．高压加热器系统演示文稿ppt高压加热器系统设置自动旁路保护装置。作用加热器故障时保证不中断地向锅炉供水。加热器给水旁路分为大旁路和小旁路。大旁路系统是多台加热器共用一个旁路。旁路简单，管道附件少，设备投资小，但是如果一台加热器故障，就必须同时切除，使给水温度大大低于设计值，降低机组的运行热经济性。小旁路系统是每台加热器都具有单独的给水旁路。系统复杂，阀门数量多，投资大；优点是非常灵活，需要时只切除故障的加热器，而其它加热器仍可继续投用，对整个系统的热经济性影响较小。7．给水操作台演示文稿ppt＃1高加出口到省煤器进口集箱的管道上依次装有流量测量喷嘴、给水操作台和逆止阀。给水操作台是由给水总管、阀门和与之并联的若干根较细的小流量旁路管道及其上的调节阀和隔离阀组成。以满足机组在不同负荷下对给水流量的需求。变速调节的给水操作台仅保留一根小流量旁路管道。作用是在机组启停和低负荷（小于15%)时供水，由旁路调节阀调节给水流量。在锅炉给水量大于15％时，切换至给水总管，给水流量由调速泵直接调节。8．过热器减温水管道演示文稿ppt在给水泵出口处或给水操作台前的管路上引出。三、给水系统的运行1．启动①给水系统的设备和管道在启动运行之前应全部充满水并排走系统内部的积存空气。②各给水泵启动之前，应将其轴承润滑和冷却系统投入运行，并进行暖泵。③各泵满足启动要求后，应依次启动电动给水泵的前置泵和电动给水泵，其前置泵的入口闸阀全开，给水泵的出口电动闸阀处于全关位置。④启动初期，给水经给水泵最小流量再循环管道返回除氧器水箱。其出口电动阀门随锅炉给水自动投入并逐渐开大。当锅炉给水需求量大于给水泵所需要的最小流量时，再循环阀自动关小直至关闭。⑤当负荷逐渐增加至30%MCR左右时，启动一台汽动泵。先启动与汽动给水泵匹配的前置泵，给水通过再循环管回到除氧器水箱。前置泵运转正常后，手动开启给水泵驱动小汽轮机的高压主汽门，同时开启给水泵的出口电动阀，汽动给水泵投入运行。在其出口给水压力达到给水母管中给水压力之前，给水仍由再循环管回到除氧器给水箱，然后该汽动给水泵开始向给水母管送水。此后，逐渐增加汽动给水泵的流量，同时减少电动给水泵的流量。这时电动给水泵仍继续运行直至汽轮机负荷大于50%MCR，第二台汽动给水泵投运为止。当汽轮机的负荷增加，抽汽压力和流量能够驱动给水泵汽轮机时，给水泵汽轮机的低压主汽门自动开启，逐步切换到四段抽汽供汽；与此同时，高压主汽门逐渐关小直至完全关闭，高压汽源处于热备用状态。⑥高压加热器根据机组启动运行情况，确定投运时间。2．正常运行①正常运行期间，在机组不同负荷下，要求两台汽动给水泵组和三台高压加热器全部投运。②给水泵汽轮机转速投入自动，电动泵自动备用。给水流量由小汽轮机转速进行调节。③机组负荷降至50%MCR以下时，仍要求两个汽动给水泵均保持运行。这是因为负荷低于50％以后，抽汽参数较低，没有足够的能量驱动一台满出力运行的给水泵。如果将一台给水泵的汽源切换至新蒸汽，虽然单泵能维持机组约60％的负荷，但热经济性较差。给水泵汽轮机启停操作过多，不便于机组快速增加负荷。3．停机当机组负荷降至40%MCR时，汽动给水泵小汽轮机自动开启高压主汽门。当负荷低于30%MCR时，投入给水泵最小流量再循环，并逐渐停用一台汽动给水泵。当汽轮机负荷降至规程规定负荷以下时，可停运高压加热器。首先关闭加热器抽汽管道上的电动隔离阀和逆止阀，同时开启抽汽管道上的疏水阀。应注意给水温度降低速度在规定范围内。根据运行情况，启动电动给水泵，停运汽动给水泵，由电动给水泵维持锅炉的最小给水流量直至停止给水。4．非正常运行一台汽动泵或其前置泵解列当机组负荷大于60%MCR时，任何一台汽动给水泵或其前置泵解列，电动给水泵组立即自动投入。若机组负荷小于60%MCR时，一台汽动给水泵或其前置泵解列，可以不启动备用泵，第九节回热全面性热力系统及运行机组的回热全面性热力系统，是回热设备实际运行的系统，是在回热原则性热力系统基础上，考虑了所有运行工况（包括非正常工况如起、停、事故及低负荷等）下工质的流程、设备间的切换、运行的可靠性、安全性和灵活性以及总体投资经济性。演示文稿ppt一、回热抽汽隔离阀与止回阀（1）止回阀防止汽水倒流入汽轮机，以免引起汽轮机超速和水击事故。（2）隔离阀事故或检修时隔离。止回阀、隔离阀靠近抽汽口布置。止回阀控制机构气动和液动。演示文稿ppt（3）回热抽汽管道的疏水。作用疏放机组启动、停机及加热器故障时的疏水。隔离阀和逆止阀前后均设有疏水阀，疏水排至疏水扩容器。各疏水支管上沿疏水流向设置截止阀和气动疏水调节阀。给水泵驱动小汽轮机的供汽支管的逆止阀前和隔离阀后均设疏水管道。阀前疏水经截止阀和气动疏水调节阀排至凝汽器疏水扩容器，阀后疏水经疏水罐和气动疏水调节阀排至凝汽器疏水扩容器。二、表面式加热器的疏水装置表面式加热器的疏水必须及时排走，以保持加热器水位，保持换热面积一定，保持换热面的凝结能力，维护汽侧压力一定，同时又不允许蒸汽流入下一级加热器而降低热经济性。这需要依靠疏水装置保持适当的水位。1．U形水封演示文稿ppt优点无转动机械部分，结构简单，维护方便，运行可靠。缺点设备占地面积大，需要挖深坑放置。2．浮子式疏水器多用于中、小型机组的低压加热器中。演示文稿ppt3．疏水调节阀大机组的高压加热器疏水装置多用疏水调节阀及其控制系统。演示文稿ppt三、表面式加热器的水侧旁路及保护装置加热器水侧旁路单个加热器的小旁路和两个加热器以上的大旁路。演示文稿ppt小旁路运行灵活，事故波及面小，对热经济性的影响小，但系统复杂、连接管路及管件多，投资大。大旁路则刚好相反，系统简单，但事故波及面大，对热经济的影响大。高压加热器水压液动自动旁路装置演示文稿ppt四、回热系统中的抽空气管路演示文稿ppt高压加热器汽侧抽空气管路与除氧器相连接。低压加热器抽空气系统与凝汽器相连接。五、回热系统中的水泵给水泵向锅炉提供合格给水。凝结水泵向除氧器提供凝结水。给水泵和凝结水泵必须设置备用泵，按设计规程要求至少一台备用泵。凝结水泵的设置还与凝结水精处理方式有关。采用低压凝结水除盐设备。采用中压凝结水除盐设备。疏水泵可不设备用，只设启动和备用疏水管路。给水泵、凝结水泵和疏水泵的进、出水管、空气管、疏水管上都应设置关断阀门。给水泵、凝结水泵和疏水泵的出水管上还应设有止回阀。给水泵出水管与除氧器水箱之间设再循环管。凝结水泵出口管与凝汽器之间设有再循环管。七、回热系统中的备用管路为防止低负荷时高压加热器的疏水不能流入除氧器，一般设置一条备用管路与相应阀门连接到相邻的低压加热器，以保证低