火力发电厂工艺系统简介-主系统

热力系统燃料供应系统除灰系统化学水处理系统供水系统电气系统热工控制系统附属生产系统锅炉汽轮机发电机火力发电厂主要的八大系统火力发电厂主要的三大设备1.3火力发电厂的构成及工作过程概述汽轮机本体与锅炉本体之间由各种汽水管道、阀门及其辅助设备组成的整体。主要热力系统主蒸汽与再热蒸汽系统再热机组的旁路系统机组回热抽汽系统主凝结水系统除氧给水系统回热加热器的疏水与放气系统加热器（凝汽器）抽真空系统汽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1.3火力发电厂的构成及工作过程概述联系热力设备的汽水管道有主蒸汽管道、主给水管道、再热蒸汽管道、旁路蒸汽管道、主凝结水管道、抽汽管道、低压给水管道、辅助蒸汽管道、轴封及门杆漏汽管道、锅炉排污管道、加热器疏水管道、排汽管道等。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述疏水泵给水泵小汽轮机凝结水泵轴封加热器火力发电厂除三大主机外的其它主要的热力设备包括：锅炉排污扩容器辅助蒸汽联箱高（低）压加热器汽机本体疏水扩容器制粉系统输煤及燃运系统接受燃料、储存、并向锅炉输送的系统，有输煤系统和点火油系统，煤粉制备系统。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述煤的最主要的运输方式是火车，沿海、沿江电厂也多采用船运。当由铁路来煤时，卸煤机械大型电厂选用自卸式底开车、翻车机，中、小型电厂选用螺旋卸煤机、装卸桥。贮煤设施除贮煤场外，尚有干煤棚和贮煤筒仓。煤场堆取设备一般选用悬臂式斗轮堆取料机或门式斗轮堆取料机。皮带机向锅炉房输煤是基本的上煤方式。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述1.3火力发电厂的构成及工作过程概述炉渣炉膛冷灰斗→除渣装置→冲灰沟→灰渣泵→输灰管→灰场飞灰除尘器→集灰斗→除灰装置→运灰车→灰加工厂是将煤燃烧后产生的灰、渣运出、堆放的系统。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述几种常用水处理工艺比较为保证热力设备安全，防止热力设备结垢、腐蚀、积盐，用化学方法对不同品质的原水、热力系统循环用水进行处理的系统。工艺产水电导率投资成本操作维护环境保护全离子交换低低复杂差反渗透+离子交换低适中较复杂较差二级反渗透较低略高较简单好反渗透+电除盐低高复杂好凝汽器的冷却水量约占总冷却水量的95％以上。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述火电厂的供水一般分为三种形式：由大海、江河、湖泊取水冷却凝汽器后直接排放的直流供水系统，或称开式供水系统；具有冷却水池、喷水池或冷水塔的循环供水系统，或称闭式供水系统；有时也可将两种方式结合起来运行，叫做联合供水系统或混合供水系统。向热力系统凝汽器提供冷却用循环水及补充水的系统。1.3火力发电厂的构成及工作过程概述将发电机发出的电能升压以便远距离输送给用户，并提供可靠的厂用电的系统。利用各种自动化仪表和电子计算机等装置对火力发电厂生产过程进行监视、控制和管理，使之安全、经济运行的系统。如电厂起动用锅炉房，发电机冷却用氢气的制氢站，仪用及检修用空压机站等。1.4火力发电厂动力循环朗肯循环是火力发电厂最基本的蒸汽动力循环，以水蒸气为工作物质，由锅炉、汽轮机、冷凝器和水泵组成蒸汽动力装置的基本设备来实现的。当忽略不可逆因素时，朗肯循环可认为是由４个可逆过程组成，朗肯循环的Ｔ-ｓ图，如图2所示。4-1定压吸热过程1.4火力发电厂动力循环1-2绝热膨胀过程2-3定压放热过程3-4绝热压缩过程可以采用在循环中对蒸汽中间再加热的方法。随着蒸汽机组容量的增大，蒸汽参数不断地提高，伴随蒸汽初压的提高蒸汽乏汽干度下降，从而不能达到汽轮机安全工作的要求，为解决这个矛盾1.4火力发电厂动力循环再热循环要求汽轮机分缸，蒸汽在汽轮机的高压缸膨胀到某一中间压力时被全部引出，送入锅炉的再热器中再次吸热，直至与初状态温度相同（或更高），然后返回汽轮机的中低压缸继续做功。再热后，蒸汽膨胀终态的干度有明显的提高。1.4火力发电厂动力循环1.4火力发电厂动力循环4-1’定压吸热过程1’-2绝热膨胀过程2-3定压放热过程3-4绝热压缩过程水冷壁内吸热再热器内吸热抽出汽轮机中做了部分功的蒸汽加热给水，使给水温度提高，从而可以减少水在锅炉内的吸热量，使平均吸热温度有较大的提高。这部分热交换与循环的高温热源、低温热源无关，是循环内部的回热，这种方法称为给水回热，有给水回热的蒸汽动力循环称为蒸汽回热循环。1.4火力发电厂动力循环提高蒸汽的初温目的提高循环热效率提高循环的平均吸热温度思考:为什么要提高循环的平均吸热温度，又如何去提高？从图5可以看出，朗肯循环平均吸热温度不高的主要原因是水的预热阶段温度太低，因锅炉给水的温度就是汽轮机排汽压力对应的饱和温度（一般为３０℃左右），此种状态的水在锅炉内与高温燃气热交换温差引起的不可逆损失也很大。工作过程1.4火力发电厂动力循环如果采用温度与给水温度比较接近的蒸汽实现这个阶段的加热则可明显改变这种状况。抽汽回热是提高蒸汽动力装置循环热效率的切实可行和行之有效的方法。几乎所有火力发电厂中的蒸汽动力装置都采用了这种抽汽回热循环，不同容量的机组抽汽级数不同，小机组３～４级，大机组７～８级，甚至更多。1.4火力发电厂动力循环利用发电厂中作了一定数量功的蒸汽作供热热源，可大大提高燃料利用率，这种为了供热，需装设背压式或调节抽气式汽轮机既发电又供热的动力循环称为热电循环。因此，相应地有两种热电循环，即背压式热电循环与调节抽气式热电循环。1.4火力发电厂动力循环1.4火力发电厂动力循环①显著提高热经济性②减少环境污染③广泛适用于缺水地区④可改造中小型汽轮机组将燃气轮机排出温度较高的废热，用以加热蒸汽循环。1.4火力发电厂动力循环主要特点燃气-蒸汽联合循环主要分为以下四类：（1）余热锅炉联合循环特点：以燃气轮机为主，汽轮机容量约为燃气轮机的1/3左右；适用于旧、小蒸汽动力厂的改造；若燃气轮机的进气温度为1000℃，其热效率可以达到40%~45%；汽轮机不能单独运行；1.4火力发电厂动力循环（2）补燃余热锅炉联合循环特点：除燃气轮机排气进入锅炉外，还可补充部分燃料；随着补充燃料增加，汽轮机容量可增加；补充燃料可以是煤或其他廉价燃料；随着补燃量增加，冷却水量增加；汽轮机不能单独运行；1.4火力发电厂动力循环（3）助燃锅炉联合循环特点：燃气轮机的排气引入普通锅炉做助燃空气用；汽轮机容量比例可达80%~90%；燃气轮机排气含氧量少，需补充空气；随着补燃量增加，冷却水量增加；汽轮机可单独运行；1.4火力发电厂动力循环（4）正压锅炉联合循环特点：以压气机代替锅炉的送风机；锅炉与燃烧室合二为一；锅炉体积可减小；锅炉启动只需7~8min；汽轮机不能单独运行；1.4火力发电厂动力循环（1）PFBC-CC把8mm以下的煤粒和脱硫剂石灰石，加入燃烧室床层上，在通过布置在炉底的布风板送出的高速气流作用下，形成流态化翻滚的悬浮层，进行流化燃烧，同时完成脱硫，这种燃烧技术叫流化床燃烧技术。按燃烧室运行压力的不同，分为常压流化床AFBC和增压流化床PFBC；按流化速度和床料流化状态不同，二者又可分为鼓泡床BFBC和循环流化床CFBC。1.4火力发电厂动力循环（2）IGCC（整体煤气化燃气-蒸汽联合循环）IGCC是先将煤在2~3MPa压力下气化成可燃粗煤气，气化用的压缩空气引自压气机，气化用的蒸汽从汽轮机抽汽而来。粗煤气经净化（除尘、脱硫）后供燃气轮机用，其排气引至余热锅炉产生蒸汽，供汽轮机用。以煤气化设备和燃气轮机余热锅炉取代锅炉，将煤的气化、蒸汽、燃气的发电过程组成整体，故称为IGCC。1.4火力发电厂动力循环其原理图如下:IGCC工作原理图核燃料在反应堆中进行可控链式裂变反应，将裂变产生的大量热量带出反应堆的物质称为冷却剂（水或气体），再通过蒸汽发生器将热量传给水，水被加热成蒸汽供汽轮机拖动发电机转变为电能。冷却剂释热后，通过冷却剂循环主泵送回反应堆去吸热，不断地将反应堆中核裂变释放的热能引导出来，其压力靠稳压器维持稳定。核电站的反应堆和蒸汽发生器相当于火电厂的锅炉，有人称为原子锅炉。1.4火力发电厂动力循环核电站工作原理图火力发电厂的类型1.5发电厂的类型1.按产品分①发电厂只生产电能，在汽轮机做完功的蒸汽，排入凝汽器凝结成水，所以又称凝气式电厂。②热电厂既生产电能又对外供热，供热是利用汽轮机较高压力的排汽或可调节抽汽送给热用户。2.按使用的能源分①火力发电厂以煤、油、天然气为燃料的电厂称为火力发电厂，简称火电厂。②水力发电厂以水作为动力发电的电厂。其生产过程是由拦河坝维持的高水位的水，经压力水管进入水轮机推动转子旋转，将水能转变成机械能，水轮机带动发电机旋转，从而使机械能变为电能，在水轮机做完功后的水流经尾水管排入下游，其生产流程如图11正向（绿色）所示。1.5发电厂的类型1.5发电厂的类型③原子能发电厂与火力发电相比较，水力发电具有发电成本低、效率高、环境污染小、启停快、事故应变能力强等优点，但需要修筑大坝，投资大，工期长。我国水力资源丰富，从长远利益看，发展水电将取得很好的综合效益。因此，国家把开发水力资源放在重要的位置。3.按汽轮机的进汽参数①中低压机组（进汽压力＜3.43MPa）②高压机组（进汽压力为8.83MPa）③超高压机组（进汽压力为12.75-13.24MPa）④亚临界机组（进汽压力约为16.17MPa）⑤超临界机组（进汽压力＞24.2MPa）1.5发电厂的类型⑥超超临界机组（进汽压力＞30MPa）1.5发电厂的类型4.其他类型的发电厂①燃气—蒸汽轮机发电厂。利用燃气—蒸汽联合循环动力装置，能充分利用燃气轮机的余热发电，因此热效率高，净效率可达43.2%。②抽水蓄能电厂。将电力系统负荷处于低谷时的多余电能转换为水的势能，如图11反向（红色）所示。在电力系统负荷处于高峰时又将水的势能转换为电能的电厂。1.5发电厂的类型③太阳能发电厂。一种是将太阳光聚集到一个容器上，加热水或其他低沸点液体产生蒸汽，带动汽轮发电机组发电；另一种是用光电池直接发电。④地热发电厂。利用地下热水经扩容器降压产生蒸汽，或通过热交换器使低沸点液体产生蒸汽，通过汽轮发电机组发电。⑤风力发电厂。利用高速流动的空气驱动风车转动，从而带动发电机发电。1.5发电厂的类型⑥垃圾电厂。将燃烧垃圾产生的热能转换成电能，既环保又节能。火力发电厂主要包括火力发电厂、原子能发电厂、太阳能发电厂和地热发电厂等。截至2008年底，中国发电装机容量达到71329万kW，居世界第二位，仅次于美国。其中，火电55400万kW，占77.66％。从历史的发展过程来看，蒸汽动力装置的进步一直是沿着提高参数的方向前进的。提高蒸汽参数与扩大机组容量相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。根据能源资源状况和电力技术发展的水平，发展高效、节能、环保的超（超）临界火力发电机组势在必行。1.6火力发电厂的发展趋势1.继续提高超临界火电机组效率1.6火力发电厂的发展趋势（1）采用高初参数，大容量的超超临界机组世界第一台，1959年（美国），125MW，31MPa，621/566/566℃。目前单机容量最大（美国）1300MW，26.5MPa，538/538℃，共有六台，第一台1969投产。目前参数最高的是（美国西屋公司制造）325MW，34.3MPa,649/566/566℃，二次再热,1959年投产。欧洲几大发电集团正合作攻关蒸汽温度为700℃的燃煤机组，2015达到40MPa/700/720℃。（2）采用高性能汽轮机1.6火力发电厂的发展趋势2.采用先进的高效低污染技术与动力循环洁净煤技术是指煤炭从开发到利用全过程中，旨在减少污染排放和提高利用效率的加工、转化、燃烧和污染控制等高新技术的总称，按其生产和利用过程，可分为：a.燃烧前处理：以物理方法为主对其进行加工的各类技术，主要包括洗选、型煤、水煤浆技术。煤炭转化技术是指在燃烧之前对煤进行改质反应，包括煤气化和液化两种。（1）洁净煤发电技术的应用1.6火力发电厂的发展趋势b.燃烧中清洁利用：主要指流化床燃烧技术（FBC）、整体煤气化蒸汽燃气联合循环（IGCC）、整体煤气化燃料电池（IGFC）、磁流体发电技术、炉内脱硫、炉内脱硝、低NOx燃烧器、低温燃烧、整体分级燃烧、回气再循环、再燃烧技术等。c.燃烧后清洁处理：包括除尘、脱硫、脱硝、废水处理及零排放，废水资源化和干除渣、灰渣分除及综合利用。1.6火力发电厂的发展趋势1.6火力发电厂的发展趋势2﹚空冷发电技术发电厂采用翅片管式的空冷散热器，直接或间接用环境空气来冷凝汽轮机的排汽，称为发电厂空冷。采用空冷技术的冷却系统称为空冷系统（或称干冷系统）。采用空冷系统的汽轮发电机组称为空冷机组。采用空冷系统的发电厂称为空冷电厂。根据汽轮机排汽凝结方式的不同，用于发电厂的空冷系统可分为直接空冷系统和间接空冷系统两种方式。1.6火力发电厂的发展趋势直接空冷汽轮机排汽进入空冷散热器，用空气直接冷却排汽。1.6火力发电厂的发展趋势空冷岛1.6火力发电厂的发展趋势空冷管束1.6火力发电厂的发展趋势间接空冷用空气来冷却循环凝结水，再用冷却后的循环凝结水与排汽直接接触冷凝排汽。项目简介海勒式间接空冷系统混合式凝汽器+垂直布置空冷塔散热器哈蒙式间接空冷系统表面式凝汽器+水平布置空冷塔散热器SCAL间接空冷系统表面式凝汽器+垂直布置空冷塔散热器。由华北电力设计院设计，阳城电厂采用了此。1.6火力发电厂的发展趋势1.6火力发电厂的发展趋势阳城电厂间接空冷塔1.6火力发电厂的发展趋势间冷塔内高位膨胀水箱间冷塔X型柱后垂直布置的空冷散热器1.7火力发电厂的技术经济指标及环保指标1.火力发电厂技术经济指标1）全厂热效率——火电厂与发电量相当的总热量占发电耗用热量的百分比。2）发电厂成本3）发电厂的可靠性采用机组可靠性综合评价系数（GRCF）作为评价指标。1.7火力发电厂的技术经济指标及环保指标2.火力发电厂的环保指标PM2.5是指大气中直径小于或等于2.5微米的颗粒物，也称为可入肺颗粒物。通常把空气动力学当量直径在10微米以下的颗粒物称为PM10，又称为可吸入颗粒或飘尘。1.7火力发电厂的技术经济指标及环保指标1.7火力发电厂的技术经济指标及环保指标在《哥本哈根》中各主要国家承诺的减排目标为：美国：承诺2020年温室气体比2005年减排17%，仅相当于在1990年基础上减排温室气体4%左右。欧盟：将在2050年前削减高达95%的温室气体排放，在2020年前较1990年减少30%。日本：到2020年在1990年的基础上减排25%。澳大利亚：比2000年减排25%。加拿大：比2006年减排20%。俄罗斯：到2020年在1990年的基础上减排15%-25%。1.7火力发电厂的发展趋势在《哥本哈根协议》中各主要国家承诺的减排目标为：挪威：承诺到2020年要减少温室气体排放量至该国1990年排放量水平的40%，成为发达国家里首个承诺减排数字到达这一的国家。中国：到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%-45%。印度：承诺比2005年减排20%—25%。巴西：环境部提案在2020年时，在不影响年均国内生产总值保持4%的增长率的情况下，使温室气体排放达到2005年的水平；到2020年，巴西森林砍伐减少80%。1.7火力发电厂的发展趋势在《哥本哈根协议》中各主要国家承诺的减排目标为：南非：到2025年消减42%（都将在得到支援的情况下实现）。非洲：要求37个发达国家承诺在2012年以后，更大幅度地减排温室气体。它们拒绝讨论碳排放权交易市场、衡量温室气体排放量的新标准等边缘性议题。马尔代夫等全球气候变化中11个“最脆弱”的岛国组成岛国联盟：联合呼吁希望发达国家将2020年的减排目标提升至45%，以使他们的国土不至于被洪水淹没。墨西哥：到2050年在2000水平上消减排放50%。第二章火力发电厂经济性评价方法与指标第六章火力发电厂其他主要辅助系统第四章火力发电厂全面性热力系统第五章火力发电厂优化运行与调整第三章火力发电厂原则性热力系统第一章绪论课程内容第三章火力发电厂原则性热力系统主要内容3.1热力系统及主设备选择原则1）热力系统与热力系统图热力系统是火电厂实现热功转换的热力部分工艺系统。根据热力循环的特征，以安全和经济为原则，通过热力管道及阀门将汽轮机本体与锅炉本体、辅助热力设备有机地连接起来，在各种工况下能安全、经济、连续地将燃料的能量转换成机械能最终转变为电能，从而有机地组成了发电厂的热力系统。用特定的符号、线条等将热力系统绘制成图，称为热力系统图。2）热力系统的分类以范围划分，热力系统可分为全厂和局部热力系统。各种局部功能系统以汽轮机回热系统为核心，将锅炉、汽轮机和其他所有局部热力系统有机组合而成的。锅炉本体汽轮机本体主要热力设备的系统主蒸汽系统、给水系统、主凝结水系统、回热系统、供热系统、抽空气系统和冷却水系统等分为3.1热力系统及主设备选择原则按照应用与绘制的详略程度、用途来划分，热力系统分可为原则性热力系统和全面性热力系统。原理性图，它主要表明热力循环中工质能量转换及热量利用的过程，反映了发电厂热功转换过程中的技术完善程度和热经济性。全面反映了电厂的生产过程和设备组成，它表示机组在额定工况下和非额定工况下系统的状况，包括了电厂热力部分的所有管道及设备。3.1热力系统及主设备选择原则火力发电厂原则性热力系统是在机组回热原则性热力系统的基础上，加上辅助原则性热力系统所组成。3.1热力系统及主设备选择原则特点：简捷、清晰，无相同或备用设备应用：决定系统组成、发电厂的热经济性汽轮机组的选择需要确定的项目：1）汽轮机单机容量—单台汽轮机的额定电功率2）汽轮机种类3）汽轮机参数—主蒸汽参数、再热蒸汽参数和背压4）汽轮机台数3.1热力系统及主设备选择原则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。3）锅炉容量与台数2）锅炉类型包括燃烧方式和水循环方式的选择。锅炉机组的选择需要确定的项目：中间再热机组宜采用单元制，宜一机配一炉。锅炉的最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。3.1热力系统及主设备选择原则蒸汽初参数是指新蒸汽进入汽轮机自动主汽门前的过热蒸汽压力p0和温度t0。汽轮机的单机容量与其进汽参数应相互配合，高参数必须采用大容量，低参数必须采用小容量。汽轮机向更高参数发展的主要制约因素：金属材料&控制系统3.1热力系统及主设备选择原则蒸汽终参数是指凝汽式汽轮机的排汽压力pc和排汽温度tc。排气的饱和温度绝不可能低于自然水温凝汽器冷却面积不可能无穷大，冷却水量也不可能无限多极限背压最佳真空3.1热力系统及主设备选择原则蒸汽的中间再热就是将汽轮机高压部分作过部分功的蒸汽从汽轮机的某一中间级（如高压缸出口）引出，送到再热器中再加热；提高温度后再引回汽轮机中，在以后的级中（如中、低压缸中）继续膨胀作功的过程称为蒸汽中间再热，其装置循环称为再热循环。3.1热力系统及主设备选择原则采用蒸汽中间再热的目的采用蒸汽中间再热的初始目的是在提高蒸汽初压P0时，以减小膨胀终湿度，从而保证汽轮机安全运行。采用再热对机组及系统带来的影响▶减少了汽轮机排汽湿度，提高了汽轮机的相对内效率▶可减少汽轮机的总汽耗量▶使再热后回热抽气的焓和抽气过热度增加▶能够采用更高的蒸汽初压力，增大机组的单机容量3.1热力系统及主设备选择原则蒸汽中间再热的方法1）烟气再热在汽轮机中作过部分功的蒸汽，经冷段管道引至安装在锅炉烟道中的再热器中进行再加热，再热后的蒸汽经管道的热段送回汽轮机的中、低压缸中继续做功。2）蒸汽再热利用汽轮机的新汽或抽汽为热源来加热再热蒸汽。3）中间载热质再热综合了烟气再热蒸汽和蒸汽再热蒸汽的优点，是一种有发展前途的中间再热系统。3.1热力系统及主设备选择原则现代火电厂的汽轮机组都具有给水回热加热系统。回热系统既是汽轮机热力系统的基础，也是全厂热力系统的核心，它对机组和全厂的热经济性起着决定性作用。3.2机组回热原则性热力系统汽轮机组回热原则性热力系统主要包括：给水原则性热力系统主凝结水原则性热力系统回热抽汽原则性热力系统加热器疏水系统除氧器原则性热力系统3.2机组回热原则性热力系统a、热量法：减少冷源损失Qc，提高机组的热经济性。b、作功能力法：提高给水温度tfw，减少锅炉受热面和给水因温差过大而产生的不可逆损失。本质提高吸热过程的平均温度，改进吸热过程。1）确定汽轮机的型式和抽汽参数2）选定给水回热参数—给水温度、回热级数和回热分配3）选取合适的回热加热器、除氧器、轴封加热器类型4）确定回热系统的连接方式，选择合理的疏水方式5）合理选取或假定抽汽压降、加热器端差等参数6）针对每个加热器，拟定热平衡和物质平衡7）计算得到回热系统的热经济性指标3.2机组回热原则性热力系统①给水回热级数Z回热级数并不是越多越好，应综合结合技术经济角度考虑，小机组一般1-3级，大机组7-8级。影响机组热经济性的三个基本参数3.2机组回热原则性热力系统国产凝汽式机组的容量、初参数、给水温度以及回热级数之间的关系3.2机组回热原则性热力系统初参数容量回热级数给水温度热效率相对增加P0(MPa)To/Trh(℃)Pe(MW)Ztfw(℃)2.353900.75，1.5，3.01~3105~1506~73.434396;12;253~5150~1708~98.8353550;1006~7210~23011~1312.75535/5352008220~25014~1513.24550/5501257220~25014~1516.08550/5503008245~27515~1616.67538/5386008270~28015~1623.6565/5656008280~29017~1825.0600/6001000829517~183.2机组回热原则性热力系统表面式加热器优点：热力系统简单，运行安全可靠。缺点：（1）有端差，热经济性较低。（2）金属耗量大，造价高。（3）加热器本身可靠性差，需增加疏水器和疏水管道。混合式加热器3.2机组回热原则性热力系统3.2机组回热原则性热力系统混合式与表面式加热器组成回热系统的比较(a)全混合式加热器回热系统；（b）全表面式回热器回热系统实际电厂采用的加热器类型（a）高、低加热器为表面式的系统；（b）全部低压加热器为混合式的系统3.2机组回热原则性热力系统3.2机组回热原则性热力系统立式卧式换热效果好，热经济性较高，多用于大容量机组的低压和部分高压加热器占地面积小，便于安装和检修，广泛用于中小机组和部分大机组3.2机组回热原则性热力系统高参数、大容量机组的表面式加热器结构上采用多种传热形式的组合。包括三部分：①过热蒸汽冷却段（过热段）②加热器本体部分（凝结段）③疏水冷却段（过冷段）3.2机组回热原则性热力系统抽汽温度与抽汽压力下所对应的饱和汽温度之差●抽汽过热度的利用是应用蒸汽冷却器来完成的。●蒸汽冷却器指的是回热循环中用以冷却抽汽，利用机组抽汽过热度，减少回热循环附加冷源损失的设备。●蒸汽冷却器可分为内置式和外置式两种。3.2机组回热原则性热力系统内置式和外置式蒸汽冷却器的特性比较名称优点缺点内置式①与加热器本体合成一体，可节约钢材与投资①经济性的提高程度不如外置式蒸冷器②可提高机组热经济性0.12%-0.15%②安装不灵活③只能提高本级出口水温外置式①装设位置灵活,可提高本级出口水温，也可给水温度水温。①钢材及投资较大②常可用来提高给水温度,可获得更高的热经济性。0.3%-0.5%3.2机组回热原则性热力系统1）装设内置式蒸汽冷却器，使该级加热器整个吸热过程平均温度增高，减小了该级加热器内换热温差和㶲损Er，提高了热经济性ηi；2）装设外置式蒸汽冷却器，如用来提高给水温度tfw，一方面可使锅炉内的换热温差及火用损减小；另一方面由于进入的蒸汽过热度降低，减小了该级加热器换热温差和火用损Er，使冷源损失降低更多，因而ηi提高更大。●热经济性分析（1）做功能力法分析3.2机组回热原则性热力系统1）装设内置式蒸汽冷却器，提高该级加热器出口水温，引起该级回热抽汽量增多，高一级回热抽汽量减小，因而可加大回热作功比Xr，使机组热经济性提高；2）采用外置式蒸汽冷却器，如用来提高给水温度tfw，一方面使热耗Q0下降，且给水温度提高不是靠最高一级抽汽压力的增高，而是利用压力较低级的抽汽过热度的质量，故不会增大该级作功不足系数；另一方面，采用外置式蒸汽冷却器的那级抽汽，热焓也降低，因还要用来提高给水温度，抽汽量将增大，使回热作功比Xr提高，又进一步降低了热耗，故外置式蒸汽冷却器可使经济性提高更多。（2）热量法分析3.2机组回热原则性热力系统（1）疏水逐级自流利用相邻加热器的汽侧压差，使疏水逐级自流的方式收集。（3）利用疏水泵往前打的方式采用疏水泵，将疏水打入该加热器出口水流中。（2）疏水逐级自流+疏水冷却器由于疏水逐级自流方式的热经济性最差，在其收集管道加外置式疏水冷却器来加以改善而形成的一种疏水方式。3.2机组回热原则性热力系统当水与空气接触时，水中就会溶解一部分气体，如氧气、二氧化碳等。一是补充水溶解的气体二是空气漏进处于真空状态下的热力设备及管道附件等给水系统中溶解于水中的气体主要来源有两个：3.2机组回热原则性热力系统给水中溶解气体会带来的危害因此，现代火力发电厂均要求给水除氧，且给水满足一定的pH值。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。（1）腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命。（2）传热热阻增加，降低热力设备的热经济性。3.2机组回热原则性热力系统化学法物理法♥联胺除氧♥亚硫酸钠Na2SO3处理♥中性水处理♥加氧加胺联合水处理♠除核电站外，所有火电厂均采用热力除氧。♠理论基础：亨利定律、道尔顿定律和传热传质方程。♠热力除氧是应用最广泛的一种物理除氧法。3.2机组回热原则性热力系统（1）大气式除氧器一般为0.12MPa，常用于中、低压凝汽式电厂和中压热电厂。（2）真空除氧器工作压力低于于大气压力，需设置专用的抽真空设备。（3）高压除氧器广泛用于高参数大容量机组，工作压力0.343-0.784MPa，给水温度可加热至158-160℃。♣除氧效果好。高压除氧器工作压力高，对应的饱和水温度高，使气体在水中的溶解度降低。♣节省投资。高压除氧器可作为回热系统的混合式加热器，从而减少高压加热器的数量。♣提高锅炉的安全可靠性。当高压加热器因故停运时，高压除氧器可供给锅炉温度较高的给水，减小高压加热器停运对锅炉的影响。高压除氧器的优点3.2机组回热原则性热力系统3.3火力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3.3火力发电厂的辅助热力系统◇工质损失在发电厂的生产过程中，工质承担着能量转换与传递的作用，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。发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失对外供热设备及系统造成的汽水工质损失外部损失内部损失3.3火力发电厂的辅助热力系统◇补充水系统1）补充水制取对中参数及以下热电厂的补充水必须是软化水，对高参数发电厂对水质的要求也相应提高，补充水必须是除盐水。2）补充水的除氧中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。对于高压供热机组和中间再热供热机组，在保证给水含氧量合格的条件下，可采用一级高压除氧器。3）补充水的加热为了减少燃料消耗量，补充水在进入锅炉前应被加热到给水温度。4）补充水的水量控制5）补充水引入回热系统地点3.3火力发电厂的辅助热力系统发电厂排放、泄漏的工质和废热，仍含有一定的热量。而且，这些工质和废热的温度和压力越高，所包含的热量越多。回收利用发电厂排放、泄漏的工质和废热，既是节能的一项重要工作，又对保护环境具有重要意义。如汽包锅炉的连续排污，不仅量大而且能位高，但若直接排放就是一项很大的损失。此外，汽轮机门阀杆及轴封漏汽，冷却发电机的介质热量，热力设备及管道的疏放水等都有类似的工质回收及废热利用问题。3.3火力发电厂的辅助热力系统1）对凝汽式电厂的汽包锅炉，由于给水质量较高，排污水量不大，为简化系统，宜采用一级连续排污扩容系统。2）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。3）凝汽式发电厂锅炉正常排污率不宜超过1%；供热式发电厂锅炉正常排污率不宜超过2%。4）对亚临界参数汽包锅炉在条件合适时，可不设连续排污系统。3.3火力发电厂的辅助热力系统锅炉连续排污利用系统，就是将饱和的排污水引入容积较大的容器内扩容降压，该容器称为排污扩容器。排污水引入扩容器后，容积增大，压力降低，对应的饱和温度及焓值下降，就会自行蒸发出部分蒸汽，蒸汽聚集在扩容器的上部空间，回到相应的热力系统中去，这样就回收了一部分工质和热量。3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例1）拟定发电厂的原则性热力系统包括①选择发电厂的形式和容量以及各组成部分；②绘制发电厂原则性热力系统图，将各个组成部分连接起来形成一个发电厂，保证电厂的安全和经济运行；③通过计算确定有关蒸汽和水的流量以及热经济指标。3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例2）在拟定发电厂的原则性热力系统时，应选择以下各项①发电厂的形式和容量；②汽轮机的形式、参数和容量；③锅炉的形式和参数；④给水回热加热系统；⑤给水和补充水的处理系统、除氧器的安置、给水泵的形式。对于热电厂，还应该给出供热的方式。3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例1）引进美国西屋公司技术的300MW机组。该型300MW机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂和上海汽轮机厂的产品，二者差别不大。该机组汽轮机为亚临界压力、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动、凝汽式汽轮机。锅炉为亚临界压力自然循环汽包锅炉。回热系统由3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器组成，简称“三高、四低、一除氧”，分别由汽轮机的8级非调整抽汽供汽。★300MW等级机组发电厂原则性热力系统3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例上汽和哈汽型机组发电厂原则性热力系统3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例北京重型电机厂生产的N600-16.66/537/537型机组的发电厂原则性热力系统，该机组汽轮机是北京重型电机厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、冲动式、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。★北重型600MW机组3.4火力发电厂原则性热力系统拟定及举例北重型亚临界600MW机组的发电厂原则性热力系统3.5火力发电厂原则性热力系统的计算★根据最大负荷工况计算的结果，作为选择锅炉、热力辅助设备和管道及其附件的依据。发电厂原则性热力系统计算的主要目的★确定电厂某一运行方式时的各项汽水流量及其参数，该工况下的发电量、供热量及其全厂热经济指标，以分析其安全性和经济性。★拟定的发电厂原则性热力系统图★指定的电厂计算工况及所选锅炉、汽轮机的技术数据3.5火力发电厂原则性热力系统的计算计算方法的分类1.按基于热力学定律情况分：基于热力学第一定律的常规计算法、等效热降（焓降）法、循环函数法、等效抽汽法等；基于热力学第二定律的熵方法、㶲方法等2.按计算工具分：常规的手工计算法，编程后用电子计算机计算，(又有在线、离线计算的不同)3.按给定参数分：定功率法定流量法(又有绝对流量与相对流量计算的不同)4.按热平衡情况分：正热平衡计算法、反热平衡计算法3.5火力发电厂原则性热力系统的计算①联立求解多元一次线性方程组；②计算原理和基本方程式是相同的；③均可用汽水流量的绝对量也均可用相对量来计算；④两者计算的步骤类似。各计算方法的共同点3.5火力发电厂原则性热力系统的计算①计算范围和要求不同显然全厂原则性热力系统计算包括了锅炉和汽轮机组在内的全厂范围的计算，需合理选取锅炉效率，厂用电率，以最终求得全厂的热经济指标②小流量的汽耗量处理不同因为原则性热力系统计算是全厂范围的，包括了有关辅助设备，如驱动汽轮机，经常工作的减温减压器，蒸汽抽气器汽耗量Dej和轴封冷却器的汽耗量Dsg，以及汽水工质损失Dl、锅炉连续排污量Dbl等。各计算方法的区别3.5火力发电厂原则性热力系统的计算以凝汽式发电厂额定工况的定功率计算为例，说明其计算步骤：整理原始资料，编制汽水参数表；按“先外后内”，再“从高到低”顺序计算；汽轮机汽耗，热耗Q0，锅炉热负荷Qb及管道效率的计算；全厂热经济指标等的计算。第二章火力发电厂经济性评价方法与指标第六章火力发电厂其他主要辅助系统第四章火力发电厂全面性热力系统第五章火力发电厂优化运行与调整第一章绪论课程内容第三章火力发电厂原则性热力系统第四章火力发电厂原则性热力系统某电厂#2机组全面性热力系统4.1概述目的要求明确全面性热力系统的概念、特点、组成；重点掌握回热系统全面性热力系统及其运行；掌握常用的主蒸汽、再热蒸汽系统、给水管道系统，以及旁路系统的型式及其应用；了解全厂公用汽水系统。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系统，称为火力发电厂的全面性热力系统。发电厂中所有热力设备、管道、附件以及蒸汽和水的主要流量计量装置都应该在全面性热力系统图上表示出来。概念4.1概述主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机主汽阀入口的蒸汽管道、阀门及通往用新汽设备的蒸汽支管所组成的系统。4.2主蒸汽系统和再热蒸汽系统①单母管制系统（又称集中母管制系统）②切换母管制系统③单元制系统主蒸汽系统的类型4.2主蒸汽系统和再热蒸汽系统单母管制系统切换母管制系统单元制系统主蒸汽系统型式的比较上述四个方面，互相影响，必须结合具体工程通过综合技术经济比较来确定。概念4.2主蒸汽系统和再热蒸汽系统再热蒸汽系统是指从汽轮机高压缸排汽经锅炉再热器至汽轮机中压联合汽阀的全部管道和分支管道。汽轮机高压缸排气口到锅炉再热器入口联箱的再热蒸汽管道及其分支管道称为再热冷段蒸汽系统。锅炉再热器出口联箱到汽轮机中压联合汽阀的管道和分支管道称为再热热段蒸汽系统。分类双管式单管—双管式双管—单管—双管式在某些情况下，不允许蒸汽进入汽轮机。例如，在锅炉启动初期，提供的蒸汽温度、过热度比较低，为了防止汽轮机发生水击事故，不允许蒸汽进入汽轮机；另外，运行中当汽轮机突然失去负荷时，为了防止汽轮机超速，也不允许蒸汽继续进入汽轮机。在这些情况下，如果将蒸汽排放到大气，不仅产生噪音，而且造成工质的损失。为了避免噪音和工质损失，对于单元机组，锅炉产生的蒸汽，可以通过旁路系统对工质进行回收。4.3中间再热机组的旁路系统高压旁路（Ⅰ级旁路）将新蒸汽绕过汽轮机高压缸经过减温减压装置进入再热冷段管道低压旁路（Ⅱ级旁路）将再热后的蒸汽绕过汽轮机中、低压缸经过减温减压装置进入凝汽器大旁路（Ⅲ级旁路）将新蒸汽绕过整个汽轮机，直接排入凝汽器4.3中间再热机组的旁路系统4.3中间再热机组的旁路系统①在汽轮机冲转前，使主蒸汽和再热蒸汽压力、温度与汽轮机金属壁温相匹配，以满足汽轮机冷态、温态、热态和极热态启动的要求，缩短启动时间，减少汽轮机金属的疲劳损伤。②在启动和甩负荷时，能有效地冷却锅炉所有受热面，特别是保护布置在烟温较高区域的再热器，防止再热器干烧以致破坏。4.3中间再热机组的旁路系统③机组启、停时或甩负荷时回收工质，降低噪声。④如果旁路容量选择得当，当发电机发生短时间故障时，旁路系统可快速投入，维持锅炉在低负荷下稳燃运行，实现机组带空负荷、带厂用电运行，或停机不停炉的运行方式，使锅炉独立运行。一旦事故消除，机组可迅速重新并网投入运行，恢复正常状态，大大缩短了重新启动时间，使机组能较好地适应电网调峰调频的需要，同时增加了电网供电的可靠性。4.3中间再热机组的旁路系统⑤对配有通流能力为100%容量的高压旁路系统，既能在保证汽轮机寿命的前提下缩短启动时间，又能在汽机快速降负荷时取代过热器安全阀的作用。⑥设备和管道停运后会有一些杂质及颗粒物产生，当机组启动时，这些杂质及颗粒物随蒸汽带入汽轮机。采用旁路系统后，启动初期蒸汽可通过旁路绕过汽轮机进入凝汽器，防止固体颗粒对汽轮机调速汽门、进汽口、喷嘴及叶片的硬粒侵蚀。4.3中间再热机组的旁路系统旁路系统举例4.4机组回热全面性热力系统①满足原则性回热系统的运行流程②加热器抽空气系统的设置③维持面式加热器汽侧具有一定的疏水水位的要求♧水封管♧浮子式疏水器♧疏水调节阀④凝结水泵、疏水泵入口设置抽空气管路，不断抽出漏入泵内的空气以保证泵的正常工作。回热全面性热力系统示意图4.4机组回热全面性热力系统疏水调节阀及其控制系统4.4机组回热全面性热力系统汽液两相流自动调节水位器4.4机组回热全面性热力系统①泵的备用②加热器的水侧旁路③阀门正确合理设置♧逆止阀♧切断阀♧安全阀④加热器抽空气和低压加热器疏水备用管路的设置4.4机组回热全面性热力系统①给水泵和凝结水泵的再循环②除氧器低负荷汽源的切换原因定压运行除氧器为维持特定压应考虑低负荷时切换高一级抽汽；滑压运行除氧器为保证自动大气排汽，低负荷时需改变运行方式为定压运行，需要切换汽源。设置对单元制机组：连接高压缸排汽、启动锅炉、临机来汽或老厂来汽，通过辅助蒸汽联箱供机组或设备启动或低负荷用汽。③高压加热器至低压加热器的备用疏水管4.4机组回热全面性热力系统①在回热系统中，为满足回热系统投入和停运的需要，应设置一些必要的管路及阀门。②机组启动过程中保证合格的除氧水进入省煤器的相应系统及管路。③机组启动加热汽源设置4.4机组回热全面性热力系统机组启动时除氧器循环加热系统回热抽汽系统给水系统凝结水系统除氧系统加热器疏水与抽空气系统轴封汽系统辅助蒸汽系统小汽轮机蒸汽及疏水系统4.4机组回热全面性热力系统定义除氧给水系统是从除氧器到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件的总称。对于大容量机组来说，除氧给水系统包括除氧系统和给水系统，主要由除氧器、给水下降管、给水泵、高压加热器以及管道、阀门等附件组成。组成4.4机组回热全面性热力系统除氧给水系统作用是将主凝结水进行除氧，暂存在除氧器给水箱中，通过给水泵提高压力，经过高压加热器进一步加热后，输送到锅炉的省煤器入口，作为锅炉给水。此外，除氧给水系统还向锅炉再热器、过热器的一、二级减温器以及汽轮机高压旁路系统的减温器提供减温水，用以调节上述设备出口的温度。作用4.4机组回热全面性热力系统将在汽轮机内作了一部分功的蒸汽抽出，用以加热回热加热器中的给水或凝结水。这种由回热抽汽管道及其相应附件所组成的系统，称为回热抽汽系统。4.4机组回热全面性热力系统作用减少冷源损失，以提高机组的热经济性。目的为了防止在机组甩负荷时由于汽轮机内压力突然降低，回热抽汽管道和各加热器内的蒸汽倒流入汽轮机，引起汽轮机超速，同时也为了防止加热器泄漏使水从回热抽汽管道进入汽轮机而引起水击事故。在回热抽汽管道上设置了一定的保护设备，主要包括装设止回阀和电动隔离阀。回热抽汽系统的保护4.4机组回热全面性热力系统某电厂超临界1000MW机组回热抽汽系统①回收加热器内的凝结水，并及时疏通到其他地方去；②保持加热器内的疏水水位正常，防止汽轮机进水。回热抽汽在表面式加热器中发热后的凝结水，称为加热器的疏水。由回热加热器输水管道及相应附件组成的系统称为回热加热器的疏水系统。概念作用4.4机组回热全面性热力系统分类4.4机组回热全面性热力系统表面式回热加热器汽侧均设有放气系统，用以排除蒸汽凝结过程中析出的不凝结气体，减小回热加热器的传热热阻，增强传热效果，防止气体对热力设备的腐蚀，提高回热加热器的运行经济性和安全性。每台加热器的汽侧安装有起动放气和连续放气装置。起动放气用于机组起动和水压试验时迅速放气；连续放气用于正常运行时连续排除加热器内的不凝结气体。4.4机组回热全面性热力系统①正常疏水正常运行工况时，高压加热器正常疏水通过逐级自流方式流入除氧器。即高压加热器H1疏水自流入高压加热器H2，再自流入高压加热器H3，最后流入除氧器。各个加热器疏水管路上均设置有疏水调节阀，以便对加热器水位进行调节。每个调节阀前后均设有隔离阀和止回阀。②启动疏水在机组启动阶段，由于加热器启动疏水中可能含有铁屑等固体杂质，各台高压加热器的疏水直接排至地沟。③事故疏水事故疏水管道兼作启动疏水管道。在下列情况下，开启事故疏水阀。高压加热器疏水4.4机组回热全面性热力系统①正常疏水对于不使用疏水泵的系统，正常运行时，各低压加热器的疏水靠各级之间的压力差逐级自流进入凝汽器。②事故疏水和启动疏水各低压加热器的事故疏水管道兼作启动疏水管道。各低压加热器的事故疏水均直接排至疏水箱。当疏水泵发生事故时，疏水可经多级U形水封管排入凝汽器。低压加热器疏水4.4机组回热全面性热力系统抽真空系统的作用是将漏入凝汽器内的空气和其他不凝结气体连续不断地抽出，在机组启动初期建立凝汽器真空；在机组正常运行中保持凝汽器真空，确保机组的安全经济运行。大型火电机组，凝汽器的抽真空设备主要有射水抽气器和真空泵两种。4.4机组回热全面性热力系统射水抽气器一般由专用射水泵供给工作水，工作水进入水室1，然后进入喷嘴2，形成高速水流，在高速水流周围形成高度真空，凝汽器的蒸汽空气混合物被吸进吸水室3，与工作水相混合，部分蒸汽立即在工作水表面凝结，然后一起进入喷嘴管4及喉部5进一步混合后，由排水管排除。射水抽气器结构及工作原理4.4机组回热全面性热力系统抽真空系统各台低压加热器的排气、凝结水泵及疏水泵的排气经排气管汇入凝汽器，凝汽器与射水抽气器的工作室相连。由循环水或深水井来的射水箱的水，用射水泵升压后，打入射水抽气器。抽气器中喷嘴射出的高速水流，在工作室内产生高真空以抽出凝汽器中的气、汽混合物，这些气、汽混合物经扩压后回到射水箱，并排入大气中。4.4机组回热全面性热力系统叶轮偏心地装在壳体上，随着叶轮旋转，工作液体在壳体内形成运动的水环，由于在壳体的适当位置开有吸气口和排气口，水环泵就完成了吸气、压缩和排气的过程，从而实现抽送气体的目的。真空泵的工作原理4.4机组回热全面性热力系统水环式机械真空泵外观1．气体吸入口；2．气动蝶阀；3．管道4．孔板5．真空泵6．联轴器7．电动机8．气水分离器9．管道10．气体排出口11．水位调节器12．补充水入口13．冷却器真空泵抽真空系统主凝结水系统的主要作用是把凝结水从凝汽器热井由凝结水泵送出，经除盐装置、轴封冷却器、低压加热器送到除氧器。此外，凝结水系统还向各有关用户提供水源。主凝结水系统一般由凝结水泵、凝结水储存水箱、凝结水输送泵、凝结水收集箱、凝结水精除盐装置、轴封冷却器、低压加热器等设备及其连接管道、阀门等组成。4.4机组回热全面性热力系统①向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽并将各汽封的漏汽导向或抽出。②在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较高的效率。③在汽轮机的低压区段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空，也是为了保证汽轮机组的高效率。轴封蒸汽系统的作用4.4机组回热全面性热力系统轴封蒸汽系统主要由密封装置、轴封蒸汽母管、轴封加热器等设备及相应的阀门、管路系统构成。轴封蒸汽系统的组成大型汽轮机轴封系统普遍采用自密封系统。也就是高、中压缸轴封漏气通过轴封供汽母管，对低压缸轴封进行供汽。4.4机组回热全面性热力系统①轴封漏汽的回收利用为减小轴封漏汽损失，将轴封分成数段，各段间形成中间腔室，将漏汽从中间腔室引出加以利用。引出的轴封漏汽可与回热抽汽合并因为漏汽量很少不改变该级回热抽汽压力，反而轴封漏汽引出处的压力由回热抽汽压力决定。②低压低温汽源的应用③防止蒸汽由端轴封漏入大气④防止空气漏入真空部分轴封蒸汽系统的设计原则4.4机组回热全面性热力系统组成由一切能维持小汽轮机在任何工况下均能正常运行的蒸汽系统组成，包括小汽轮机工作汽源、小汽轮机的自动主汽门、调节汽门、排汽部分、轴封系统及疏水系统等。作用向小汽轮机提供满足要求的蒸汽汽源，保证驱动给水泵小汽轮机的安全经济运行。4.4机组回热全面性热力系统辅助蒸汽系统的作用当机组处于启动阶段而需要蒸汽时，将正在运行的相邻机组的蒸汽引入本机组的蒸汽用户；当机组正在运行时，也可将本机组的蒸汽引送到相邻的正在启动的机组的蒸汽用户，将本机组再热冷段的蒸汽引送到本机组各个需要辅助蒸汽的用户。4.5辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统的组成本机组辅助蒸汽母管相邻机组辅助蒸汽母管至本机组辅助蒸汽母管供汽管本机组再热冷段至辅助蒸汽母管主供汽管轴封蒸汽母管，以及一系列相应的安全阀、减温减压装置等组成。4.5辅助蒸汽系统作用排掉含盐浓度较高的锅水，以及锅水中的腐蚀物及沉淀物，使锅水含盐量维持在规定的范围之内，以减小锅水的膨胀及出现泡沫层，从而可减小蒸汽湿度及含盐量，保证良好的蒸汽品质。4.6锅炉的排污系统概念向小汽轮机提供满足要求的蒸汽汽源，保证驱动给水泵小汽轮机的安全经济运行。某600MW机组汽包炉排污利用系统注意以下几点：①熟悉图例②阅读图的规律⊙以设备为中心，以局部系统为线索，逐步拓展阅读理解。⊙结合设备明细表，了解主要设备的特点和规范。⊙根据各局部系统，找出各系统的连接方式及其特点、各系统间的相互关系及结合点，逐步扩大至全厂范围。⊙区别不同的管线、阀门及其作用。⊙辅助设备有经常运行的和备用的，管线和阀门也有正常工况运行和事故旁路，不同工况下切换甚至于只有启动、停机时才启用的，综合成全厂的热力系统的运行工况分析。4.7发电厂全面性热力系统目录第二章火力发电厂经济性评价方法与指标第三章火力发电厂原则性热力系统第四章火力发电厂全面性热力系统第五章火力发电厂优化运行与调整第六章火力发电厂其他主要辅助系统第一章绪论第6章火力发电厂其他主要辅助系统火力发电厂的输煤系统是指燃煤发电厂的燃料运输与供应系统，包括厂外输煤系统和厂内输煤系统两大部分。火力发电厂输煤系统是保证火力发电厂安全、可靠、经济运行的前提，是火力发电厂整个生产过程中最基本也是最重要的环节之一。6.1火力发电厂的输煤系统煤的厂外运输方式主要分陆路运输和水路运输两大类。☆陆路运输的方式☆水路运输的方式△铁路、公路、长距离带式输送机、索道和管道运输拖轮、驳船，或采用水—陆联运6.1火力发电厂的输煤系统厂内输煤系统是指运输部门用车船等将煤运进火力发电厂后，从卸煤开始，一直到将合格的煤块送到原煤仓的整个工艺过程。卸煤设备厂内输煤系统的组成受煤装置破碎与筛分贮煤场辅助设备配煤系统6.1火力发电厂的输煤系统6.1火力发电厂的输煤系统☞卸煤设备是指将煤从车厢或船舱中卸下来的机械。☞受煤装置是指接受和转运设备的总称。要求：卸煤速度快、彻底干净且不损伤车厢或船舱。要求：具备一定的货位，使之不影响一次或多次卸煤，并且能尽快地将接受的煤转运出去。卸煤设备和受煤装置各有其特性和要求，两者必须合理配合。6.1火力发电厂的输煤系统（1）螺旋卸煤机6.1火力发电厂的输煤系统螺旋汽车卸煤机螺旋火车卸煤机6.1火力发电厂的输煤系统（2）翻车机翻车机有转子式、侧倾式、端倾式和复合式四种类型。按一次翻卸车辆节数分为单翻机、双翻机、三翻机和四翻机。6.1火力发电厂的输煤系统6.1火力发电厂的输煤系统（3）受煤装置长缝煤槽受煤装置螺旋卸煤机和底开车厢通常与这种受卸装置相配合6.1火力发电厂的输煤系统1-车厢2-煤槽3-叶轮给煤机翻车机受煤装置6.1火力发电厂的输煤系统煤由单翻车机或双翻车机卸入设有篦子的受煤斗中，经带式给煤机输送至与翻车机轴线平行或垂直引出的带式输送机上。总容量通常在120t左右。1-翻车机2-带式给煤机3-带式输煤机   栈台或地槽受煤装置的优点是地下工作量少，维护工作量小，可以分类堆放不同种类的煤，便于混煤和扩建。缺点是受气候影响较大，大风、严寒、高温、多雾时不便运行，司机工作比较繁重，劳动条件差，不宜用于大容量电厂。6.1火力发电厂的输煤系统栈台或地槽受煤装置   贮煤场是火力发电厂用煤的备用库，是为安全发电而设置的。火力发电厂一般都在厂内设置机械化水平较高的贮煤场，贮存一定量的煤作为备用。同时贮煤场还起到厂外运煤不均衡的调节与缓冲作用。有时还用贮煤场进行混煤以及高水分煤的自然干燥。6.1火力发电厂的输煤系统6.1火力发电厂的输煤系统煤场6.1火力发电厂的输煤系统煤种分类堆放6.1火力发电厂的输煤系统