火力发电厂的组成及系统分析.ppt

火力发电厂的火力发电厂的组成及系统分析组成及系统分析陈海平陈海平2/19/20231主主 要要 内内 容容 我国电力工业的发展现状我国电力工业的发展现状 火力发电厂简介火力发电厂简介 热电厂概述热电厂概述 热电厂的设备组成及系统分析热电厂的设备组成及系统分析 现代新型动力循环现代新型动力循环我国电力工业的发展现状我国电力工业的发展现状n 中国能源消费结构中国能源消费结构2004年一次能源消费中：l石油占22.7%；l煤炭占67.7%；l天然气占2.6%；l水电等其它能源占7.0%。n 全国总发电量及其构成全国总发电量及其构成（1995-2005.10）时间时间全国总全国总发电量发电量亿度亿度水电水电火电火电核电核电亿度亿度%亿度亿度%亿度亿度%199510069186818.55807380.181281.27199811577 204317.65938881.091411.22200013688 244317.841107980.931661.21200114780 257517.421202081.331741.18200216542274616.61352281.72501.52200319052 281314.81579082.94702.46200421870328015.01807382.65102.332005（1-10）197513089.8515.6416109.7681.56448.652.27n 全国电力装机容量全国电力装机容量2004.4全国电力装机容量达到全国电力装机容量达到4亿亿KW；到到2005年年12月底，电力总装机容量已经月底，电力总装机容量已经达到达到5亿亿KW。到到2004年底，火电、水电、核电、风电年底，火电、水电、核电、风电在电力总装机中的比重分别为在电力总装机中的比重分别为73.7%,24.5%,1.6%,0.2%。30万千瓦及以上机万千瓦及以上机组占火电装机总量的组占火电装机总量的42%。预计预计“十一五十一五”期间，大机组以及核电、期间，大机组以及核电、风电的比重还会有较大提高。风电的比重还会有较大提高。n 发电厂类型及发电厂类型及装机容量规划建议装机容量规划建议 （装机容量：万千瓦）（装机容量：万千瓦）时间时间发电厂类型发电厂类型总装机容量总装机容量2000年年2010年年2020年年327405877093000水电水电装机容量装机容量79301500022000所占比例所占比例24%25.5%24%煤电煤电装机容量装机容量237004000060000所占比例所占比例73%68%63%气电气电装机容量装机容量70020005000所占比例所占比例2%3.4%5%核电核电装机容量装机容量21011704000所占比例所占比例0.6%2%4%新能源（风，太阳，新能源（风，太阳，生物质，地热等）生物质，地热等）装机容量装机容量2406002100所占比例所占比例0.7%1%2%n 我国火电机组运行技术参数我国火电机组运行技术参数n 我国目前运行的超临界机组我国目前运行的超临界机组 其中河南沁北其中河南沁北600MW机组为国产第一台机组为国产第一台 超临界机组，在建的还超临界机组，在建的还有安徽宿州电厂，江西黄金埠电厂，利港电厂等。有安徽宿州电厂，江西黄金埠电厂，利港电厂等。国外已经发展国外已经发展超超临界机组，超超临界机组，P30MPa；t580。日本日本1967年从美国引进第一台年从美国引进第一台600MW机组，机组，到到1984年，共有年，共有73台投运。其中台投运。其中600MW机组机组31台，台，700MW机组机组9台，台，1000MW机组机组5台，台，蒸汽参数蒸汽参数24.1MPa/538/566;目前世界超临界机组已有目前世界超临界机组已有600余台。余台。超临界和超超临界区分二种观点：超临界和超超临界区分二种观点：日本：日本：24.1MPa/538/538超临界超临界24.1MPa/593/593超超临界超超临界欧洲：欧洲：24.7MPa/542超临界超临界24.7MPa/600超超临界超超临界n 世界主要国家人均电力指标世界主要国家人均电力指标人均装机容量kW/人人均发电量kWh/人人均用电量kWh/人中国0.35（2004年）0.530.55（2010年）年）0.790.86（2020年）年）1500（2004年）1463（2003年）24242500（10年）年）35703857（20年）年）USA3.09（1999年）13290（2004年）12834（1998年）Japan2.00（1999年）8250（2004年）6457（1999年）France2.08（1998年）7520（2004年）6786（1998年）Germany1.50（1997年）6780（2004年）5950（1998年）Russia1.47（1998年）5316（2004年）5056（1999年）Brazil1850（2004年）Canada3.64（1999年）18287（1999年）15975（1999年）世界平均2390（2004年）火力发电厂简介火力发电厂简介生产电能的方式：生产电能的方式：火力、水力、核能、风力、火力、水力、核能、风力、太阳能、潮汐能和地热发电等。以火力、水太阳能、潮汐能和地热发电等。以火力、水力、核能发电为主，到力、核能发电为主，到2004年底，火力发电年底，火力发电约占约占73.7%。火力发电厂的概念火力发电厂的概念：利用煤、石油或天然气利用煤、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化石燃料发电厂或常规发电厂。火力发电厂的任务：火力发电厂的任务：有效地将化石燃料中蕴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。藏的化学能转化为电能，服务于人类。u 火力发电厂的火力发电厂的能量转换过程能量转换过程 燃料的化学能转化为热能在锅炉设备中实燃料的化学能转化为热能在锅炉设备中实现；现；热能转化为机械能在汽轮机中实现；热能转化为机械能在汽轮机中实现；机械能转化为电能在发电机中实现。机械能转化为电能在发电机中实现。u 火力发电厂的火力发电厂的主要参数和指标主要参数和指标 火力发电厂的分类火力发电厂的分类按使按使用燃用燃料分料分燃煤电厂：燃煤有无烟煤、半烟煤、烟煤、燃煤电厂：燃煤有无烟煤、半烟煤、烟煤、褐煤和低质煤五大类；褐煤和低质煤五大类；燃油电厂：燃油有重油、柴油和原油；一般燃油电厂：燃油有重油、柴油和原油；一般不发展燃油电厂；不发展燃油电厂；燃气电厂：燃气有天然气、人工煤气和地下燃气电厂：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气化煤气；到目前已通过捆绑招标的方式定购定购5555台燃气轮发电机组，约台燃气轮发电机组，约50005000万万kWkW。按蒸按蒸汽压汽压力分力分低压电厂：蒸气初压力为；低压电厂：蒸气初压力为；中压电厂：蒸气初压力为；中压电厂：蒸气初压力为；高压电厂：蒸气初压力为；高压电厂：蒸气初压力为；超高压电厂：蒸气初压力为；超高压电厂：蒸气初压力为；亚临界压力电厂：蒸气初压力为；亚临界压力电厂：蒸气初压力为；超临界压力电厂：蒸气初压力超临界压力电厂：蒸气初压力22.2MPa22.2MPa；超超临界压力电厂：超超临界压力电厂：P030MPa，或或t0580按使用按使用性质分性质分基本负荷电厂：承担电网中基本负荷的电厂；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调峰负荷电厂：承担电网中调峰负荷（中间（中间负荷或尖峰负荷）的负荷或尖峰负荷）的电厂。电厂。按供电按供电方式分方式分孤立电厂：不与电网相联而独立供电的电厂；孤立电厂：不与电网相联而独立供电的电厂；联网电厂：接入电网联合供电联网电厂：接入电网联合供电的的电厂。电厂。按企业按企业性质分性质分区域电厂：地区性的主要电厂；区域电厂：地区性的主要电厂；自备电厂：企业自备电厂；自备电厂：企业自备电厂；热电厂：同时供电和供热的电厂。热电厂：同时供电和供热的电厂。热电联产热电联产按原按原动机动机分分汽轮机发电厂：由汽轮发电机组发电的电厂，汽轮机发电厂：由汽轮发电机组发电的电厂，其中可分为其中可分为凝汽式、背压式和抽汽式凝汽式、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；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燃气轮机发电厂：由燃气轮发电机组发电的电厂电厂燃气燃气-蒸汽联合循环发电厂：由燃气轮机和利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用其排气的余热锅炉-汽轮发电机组联合发汽轮发电机组联合发电的电厂。电的电厂。我国火力发电厂的主要参数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及其热经济性指标火力发电厂的效率：火力发电厂的效率：燃料所提供的化学能最终转燃料所提供的化学能最终转换成电能的百分率。换成电能的百分率。1 1 锅炉效率：锅炉效率：现代电站锅炉效率可达现代电站锅炉效率可达90-93%90-93%。2 2 汽轮机绝对内效率（实际循环热效率）：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。际循环热效率也相应提高。亚临界、超临界机组大约亚临界、超临界机组大约在在38-40%38-40%，超超临界机组大约在，超超临界机组大约在47%47%左右（如左右（如ALSTONALSTON公司生产并在公司生产并在NordjyllandNordjylland电厂即是。）电厂即是。）t t0 0=700=700，效率为，效率为52-55%52-55%可能代表可能代表10-2010-20年后的上限。年后的上限。该效率对全厂热效率影响最大。该效率对全厂热效率影响最大。3 3 汽轮发电机组汽耗率：汽轮发电机组汽耗率：现代凝汽式汽轮机组的汽耗率为现代凝汽式汽轮机组的汽耗率为3kg/kW3kg/kWh h。不能不能用汽耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。用汽耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。4 4 汽轮发电机组热耗率：汽轮发电机组热耗率：现代凝汽式汽轮机组的热耗率为现代凝汽式汽轮机组的热耗率为7800-8100 kg/kW7800-8100 kg/kWh h。能能用热耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。用热耗率来进行不同机组之间运行热经济性的比较。5 5 发电标准煤耗率、供电标准煤耗率：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大型火力发电机组的发电标准煤耗率为0.33kg0.33kg标标准煤准煤/kW/kWh h左右。左右。6 6 发电热效率（电厂毛热效率）：发电热效率（电厂毛热效率）：7 7 供电热效率（净热效率）：供电热效率（净热效率）：8 8 厂用电率：厂用电率：火力发电厂的能量损失和发电效率（火力发电厂的能量损失和发电效率（%）u 火力发电厂的生产流程和主要设备火力发电厂的生产流程和主要设备主要设备：三大主机l锅炉l汽轮机l发电机辅助设备l凝汽器、变压器；l送、引风机；l磨煤机、给粉机等；l各种泵：给水泵、循环水泵、凝结水泵等；l除尘器；l油系统设备；l各种加热器、阀门等。锅锅 炉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锅炉蒸汽参数对锅炉受热面型式影响自然循环自然循环：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。u汽轮机-汽轮机又名蒸汽透平，是将蒸汽的热能转换成机械能的一种旋转式原动机。u汽轮机的分类u国产汽轮机类型的代号u组成：l转子：转动部分l静子：静止部分l控制部分汽汽 轮轮 机机汽轮机的分类分类方法：l按工作原理l按热力特性l按汽流方向l按用途l按进汽参数l按功率 按工作原理分：冲动式冲动式汽轮机-由冲动级组成，蒸汽主要在喷嘴喷嘴中膨胀，在动叶中只有少量膨胀。反动式反动式汽轮机-由反动级组成，蒸汽在喷喷嘴和动叶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轮机的工作蒸汽时，称为前置式汽轮机。调节抽汽式调节抽汽式汽轮机-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：轴流式轴流式汽轮机-组成汽轮机的各级叶栅组成汽轮机的各级叶栅沿轴向依次排列，汽流方向的总趋势是轴向沿轴向依次排列，汽流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的，绝大多数汽轮机都是轴流式汽轮机。辐流式辐流式汽轮机-组成汽轮机的各级叶栅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依次排列，汽流方向的总趋势是沿半径方向的。沿半径方向的。按用途分：电站电站汽轮机-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：低压低压汽轮机汽轮机新蒸汽压力小于新蒸汽压力小于1.5MPa中压中压汽轮机汽轮机新蒸汽压力为新蒸汽压力为高压高压汽轮机汽轮机新蒸汽压力为新蒸汽压力为超高压超高压汽轮机汽轮机新蒸汽压力为新蒸汽压力为亚临界亚临界汽轮机汽轮机新蒸汽压力为新蒸汽压力为超临界超临界汽轮机汽轮机新蒸汽压力新蒸汽压力22.2MPa超超临界超超临界汽轮机汽轮机P030MPa，t0580 按功率分：大功率汽轮机大功率汽轮机大于大于200MW小功率汽轮机小功率汽轮机小于小于200MW国产汽轮机类型的代号国产汽轮机类型的代号N:凝汽式凝汽式C:一次调节抽汽式一次调节抽汽式CC:两次调节抽汽式两次调节抽汽式B:背压式背压式CB:抽汽背压式抽汽背压式H:船用船用Y:移动式移动式k:空冷式空冷式国产汽轮机的型号表示方法是：XXXX/XX/XXX变形设计次序主蒸汽压力额定功率(MW)汽轮机类型例如：N300-16.7/537/537-2主再热蒸汽温度国产国产2020万汽轮机外观万汽轮机外观揭去上汽缸的国产揭去上汽缸的国产3030万汽轮机汽缸和转子图万汽轮机汽缸和转子图高压缸转子高压缸转子u 火力发电厂的火力发电厂的主要生产系统主要生产系统 汽水系统汽水系统 燃烧系统燃烧系统 电气系统电气系统 控制系统控制系统u 火力发电厂的主要生产系统火力发电厂的主要生产系统1 1 汽水系统汽水系统 任务任务：将燃料所产生的热能传给蒸汽，然后再将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。蒸汽的热能转换成机械能。范围和要求：范围和要求：主汽水系统主汽水系统：主要包括主蒸汽、再热蒸汽管道系统，给：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；水回热加热系统，凝结水系统，给水除氧系统等；辅助汽水系统辅助汽水系统：主要包括补水系统，疏水系统，冷却水：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，排系统，辅助蒸汽系统，辅助冷却水系统，供热系统，排污系统等；污系统等；汽轮机的旁路系统汽轮机的旁路系统：主要包括高压旁路主要包括高压旁路（I级旁路），低压旁路低压旁路（级旁路），整机旁路（级大旁路）等等。火电厂汽水系统示意图火电厂汽水系统示意图火电厂旁路系统示意图火电厂旁路系统示意图2 2 燃烧系统燃烧系统 任务任务：将燃料中蕴藏的化学能通过燃烧释放出来，将燃料中蕴藏的化学能通过燃烧释放出来，转换成热能。转换成热能。范围和要求：范围和要求：燃料输送和制备系统燃料输送和制备系统：主要包括固体燃料输送（输煤）：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；气、煤气等）统，制粉系统等；风、烟系统风、烟系统：主要包括：主要包括 一次风系统，二次风系统，三次一次风系统，二次风系统，三次风系统，烟风道系统等；风系统，烟风道系统等；除灰渣系统除灰渣系统：主要包括吹灰系统，水力除灰渣系统，气：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。力除灰系统，机械除灰渣系统等。火电厂燃烧系统示意图火电厂燃烧系统示意图3 3 电气系统电气系统 任务任务：汽轮机带动发电机发电，将机械能转换成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。电能，电能经升压后由电网送给用户。范围和要求：范围和要求：向外供电系统向外供电系统：发电机产生的电能，大部分经主变压发电机产生的电能，大部分经主变压器升压后，经配电装置向外供电。供电质量必须符合国器升压后，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、家标准，并要求安全可靠、调度灵活；调度灵活；厂用电系统厂用电系统：发电机产生的电能，小部分经降压后由配：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。电装置送向厂内各用电点。电气系统示意图电气系统示意图4 4 控制系统控制系统 任务任务：热工生产过程自动化和机热工生产过程自动化和机炉炉电集中控电集中控制。制。范围和要求：范围和要求：数据采集系统数据采集系统：包括运行人员控制台，后备包括运行人员控制台，后备BTGBTG（锅（锅炉、汽轮机、发电机）盘，工程师控制盘，进行电厂主炉、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；辅机生产过程的监控和管理；闭环控制系统闭环控制系统：包括机炉协调控制系统，汽轮机数字电：包括机炉协调控制系统，汽轮机数字电液控制系统，液控制系统，汽轮机旁路控制系统和汽动泵控制系统。汽轮机旁路控制系统和汽动泵控制系统。自动程序控制系统自动程序控制系统：控制电厂主、辅机的启、停。：控制电厂主、辅机的启、停。保护联锁系统保护联锁系统：DEHDEH系统示意图系统示意图 燃煤机组单位造价（燃煤机组单位造价（20002000年火电工程年火电工程限额设计指标）限额设计指标）：新建新建2300MW2300MW燃煤机组：燃煤机组：无脱硫静态投资：无脱硫静态投资：4207 4207 元元/千瓦；千瓦；有脱硫静态投资：有脱硫静态投资：4750 4750 元元/千瓦。千瓦。热电厂概述热电厂概述概念概念：发电厂同时对热电用户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部分或全部功功的蒸汽，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。热电联产的效益热电联产的效益l大大减少了冷源损失，与热电分产相比，其节煤量可达2025；l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：热电厂的主要特点：涉及电热两种产品 品位不同品位不同以热定电以热定电供热形式不同抽凝机组抽凝机组背压机组背压机组热电分摊形式不同好处归热法好处归热法好处归电法好处归电法 折衷分配法折衷分配法 热电联产热电联产(供供)循环循环用发电厂作了功的用发电厂作了功的蒸汽的余热来满足蒸汽的余热来满足热用户的需要，这热用户的需要，这种作法称为种作法称为热电联热电联(产产)供供。背压式机组背压式机组(背压背压0.1MPa)热用户为什么要用热用户为什么要用换热器而不直接用换热器而不直接用热力循环的水？热力循环的水？抽汽调节式抽汽调节式热电联产热电联产(供供)循环循环 抽汽式热电联供循抽汽式热电联供循环环,可以自动调节热、可以自动调节热、电供应比例，以满足电供应比例，以满足不同用户的需要。不同用户的需要。热用户热用户热电厂的设备组成及系统分析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l汽轮机的选择：主要取决于热负荷l 热负荷全年稳定，选择背压机组为佳，热经济性好；l 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；l 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；l锅炉的选择：主要取决于燃用煤种的特性l 循环流化床锅炉：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。l 煤粉锅炉加设炉后烟气脱硫装置。运行稳定，技术成熟。系统分析系统分析1主蒸汽管道系统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：l系统简单，工作安全可靠；l运行调度灵活，能进行各种切换；l便于维修、安装和扩建；l投资费用少，运行费用低。发电厂中常用的主蒸汽管道系统的形式u单元制主蒸汽管道系统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。l优点优点：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。l缺点缺点：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。l使用范围使用范围：根据DL5000-94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。l优点优点：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。l缺点缺点：阀门多、管道长、系统复杂，管道本身事故可能性大。l使用范围使用范围：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：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。l特点特点：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。l使用范围使用范围：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%。降低压损和汽温偏差的措施降低压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 2 再热机组的旁路系统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，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的减温减压装置后进人凝汽器的管道系统。凝汽器间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。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。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：l缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命；l保护再热器；l回收工质，降低噪声；l减少安全门动作次数，延长使用寿命。旁路系统的常用型式旁路系统的常用型式：两级串联旁路系统两级串联旁路系统：l组成：由高压旁路和低压旁路组成，应用广泛。l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。l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：l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。l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。l此种旁路系统在机组启动时为保护再热器需向空排汽，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。l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。l整机旁路容量为锅炉额定蒸发量的36。特点：l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。l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。l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：l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。l缺点：l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。l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。l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：概念：l回热抽汽系统：回热抽汽系统：指从汽轮机各抽汽口至其相应的高、低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；压回热加热器的蒸汽管道及其阀门和附件；l疏水系统：疏水系统：指各高、低压回热加热器加热蒸汽的凝结水指各高、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排放、回收管道及其阀门和附件。作用作用：保证高、低压加热器正常有效地工作，及时：保证高、低压加热器正常有效地工作，及时有选择性地排放疏水，并杜绝异常情况下抽汽和疏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水倒流入汽轮机，达到回热系统安全经济运行的目的。的。加热器的类型加热器的类型l表面式：系统简单、运行安全可靠性高、系统投资少。表面式：系统简单、运行安全可靠性高、系统投资少。l汇集式：汽水直接接触传热，其端差为零，热经济性高汇集式：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，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。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，其节煤量可达给水回热，其节煤量可达10102020。二二 实例实例N300N300机组回热抽汽系统机组回热抽汽系统N300N300机组疏水系统机组疏水系统N300-16.7-535/535N300-16.7-535/535机组原则性热力系统机组原则性热力系统 系统布置特点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，它又能由水位信号控制而自动关器内出现高疏水位时，它又能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。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。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。阀，还增设一普通逆止阀，进行双重逆止。供应供应除氧器和小汽轮机除氧器和小汽轮机的这段抽汽，设有两个抽汽口，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。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，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：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。疏水位过低的影响疏水位过低的影响使疏水冷却段进口使疏水冷却段进口(吸入口吸入口)露出水面，而使蒸汽进人露出水面，而使蒸汽进人该段，这将破坏该段疏水的虹吸作用，也破坏了凝该段，这将破坏该段疏水的虹吸作用，也破坏了凝结段与疏水冷却段之间的密封，使疏水冷却段的过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。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；造成疏水端差的变化；造成蒸汽热量的损失；造成蒸汽热量的损失；处于疏水冷却段进口区的处于疏水冷却段进口区的U U形管束，将受到蒸汽的冲形管束，将受到蒸汽的冲刷而损坏。蒸汽进入疏水冷却段后，经过刷而损坏。蒸汽进入疏水冷却段后，经过U U形管束内形管束内给水的冷却，其比体积急剧变化，因而出现汽蚀现给水的冷却，其比体积急剧变化，因而出现汽蚀现象，使管束损坏。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。济性和安全性的下降。水位过高的影响：水位过高的影响：l使部分管束（传热面）浸没在水中，从而减少了有使部分管束（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（给水出口温度效传热面积