热力发电厂知识点全总结.doc

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：加热器本体简单，没有端差，热经济性好；系统复杂，回热系统运行安全性、可靠性低、系统投资大。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3.ppt3、重力混合式低压加热器回热系统.演示文稿4.ppt特点：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；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6.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7.ppt1表面式加热器的特点有端差，热经济性较混合式差。金属耗量大，内部结构复杂，制造较困难，造价高。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。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。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：减少换热温差，降低损失；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：补充水中的溶解气体；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：蒸汽压力为5.8MPa以下锅炉，给水溶氧量应小于15g/L；蒸汽压力为5.9MPa以上的锅炉，给水溶氧量应小于7g/L；亚临界以上直流锅炉，给水溶氧量控制在0g/L。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/T 912-2005）规定，给水溶氧量应小于7g/L，对给水进行加氧调节处理时，给水溶氧量控制在30-150g/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：能彻底除氧； 不能除去其它气体； 生成的氧化物增加了给水中可溶性盐类的含量；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： 不能彻底除氧； 能除去其它气体； 无新的氧化物生成，不会增加给水中可溶性盐类的含量；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：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。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。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4.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9.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3.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7g/L，广泛用于高参数大容量机组 。 高压除氧器有以下优点： 除氧效果好。 节省投资。 提高锅炉的安全可靠性。 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7.ppt（3）大气淋水盘式除氧器演示文稿8.ppt（4）无除氧头式除氧器演示文稿6.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12.ppt2、除氧器的自生沸腾及防止所谓“自生沸腾”现象是指过量的热疏水进入除氧器时，其汽化出的蒸汽量已经满足或超过除氧器的用汽要求，从而使除氧器内给水不需要回热抽汽加热自己就沸腾，这种现象称为除氧器的“自生沸腾”现象。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h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。H为暂态过程中有效富裕压头下降值，它是变量。稳态时,H=0；全甩负荷至零的暂态工况，除氧器压力已下降至pd，由于水温滞后于除氧器压力下降， pv pd ,因此H0。1. 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H=0，NPSH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h0，泵入口就不会汽化。2. 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。在滞后时间内， pd pv ，即H0。与稳态工况的相比，NPSH增加，这时水泵不可能会发生汽蚀，更安全可靠。3.机组电负荷骤降的暂态过程机组电负荷骤降， pd相应骤降，则pd 0。与稳态工况相比，NPSH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H，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11.ppt4.防止给水泵汽蚀的措施演示文稿11.ppt（1）提高静压头d；（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20水柱。采用1500rpm的低转速前置泵，其NPSHr仅6-9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 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。 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。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2.ppt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1.ppt 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。 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。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。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。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。汽轮机参数： 主蒸汽参数、再热蒸汽参数和背压。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46台为宜，容量等级不宜超过二种。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。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。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1.52.0、5、3.03.5。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。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9093；容量不受限制。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：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。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6075，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：用焊接代替法兰连接；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；提高设备及管制件的制造、安装、维修质量；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 。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。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 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。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3.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(DL 50002000)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4.ppt3、排污扩容器的工质回收率f 由排污扩容器的热平衡和物质平衡，可以求出工质回收率f： 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7.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5.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：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。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。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：首台机组启动则由启动锅炉供汽 。由运行的相邻机组 提供。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：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；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6.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 DL/T50541996火力发电厂汽水管道设计技术规定 DL/T53662006火力发电厂汽水管道应力计算技术规程 Y83J01管道支吊架手册 火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计（2000版）。1. 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1.15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1.1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1.1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1.1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1.1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。2.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=1.15 p1）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1.1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/T10472005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64000mm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4.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45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%。3.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。PN2.5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PN1.6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1.ppt1、阀门类型 调节类阀门：调节阀、节流阀、减压阀等演示文稿2.ppt 保护类阀门：安全阀、止回阀等演示文稿3.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、阀门的使用关断阀：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。球阀作关断用或调节用。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。调节阀用于调节介质流量；减压阀用于调节介质压力；节流阀用于调节介质流量或压力。保护阀门：用于防止设备超压，介质倒流等保护。止回阀用作保证介质单向流动，防止介质倒流，以保护设备。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： 双管式系统； 单管-双管系统； 双管-单管-双管系统。演示文稿3.ppt 2、 再热蒸汽系统也分为： 双管式系统； 单管-双管系统； 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 持久允许汽温偏差15，瞬时42 。 混温措施：演示文稿3.ppt 设一定长度单管； 双管间设联络管； 设四通混合联箱或球形五通；2、蒸汽压损及管径优化 压损在允许范围内。措施：减少附件。 管径优化：总费用最小。3、阀门设置演示文稿4.ppt高、中压主汽阀高压缸排汽止回阀安全阀高压缸通风阀高压缸倒暖阀4、疏水系统5、其它支管四、主蒸汽系统实例演示文稿4.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（2.5s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2.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，15s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，1040s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3.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1015min。（4）在机组甩负荷时，有如下防止超速、超温和超压的措施：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。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。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。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1.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： 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。 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。 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：锅炉最大连续蒸发量时，省煤器入口的给水压力。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。省煤器进口与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。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2.ppt（1）全容量方案：2100%MCR容量给水泵；（2）半容量方案：350%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：新蒸汽、冷再热蒸汽、第四段抽汽。汽源切换：内切换和外切换（2）小汽轮机型式：型式：纯凝汽式、纯背压式、抽凝式和抽背式连接方式：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1.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1.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1.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1.ppt1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1.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。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。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。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