热力发电厂第六章 热力发电厂的热力系统课件.ppt

第六章 热力发电厂的热力系统,6.1 发电厂热力系统的概念及分类6.2 发电厂原则性热力系统拟定和举例6.3 发电厂原则性热力系统的计算6.4 发电厂的辅助热力系统6.5 主蒸汽与再热蒸汽系统6.6 中间再热机组的旁路系统6.7 主凝结水系统6.8 给水系统6.9 发电厂疏放水系统6.10 小汽轮机热力系统6.11 热电厂的供热系统及其设备,6.12 核电厂的热力系统及其设备6.13 抽真空系统6.14 发电厂的循环冷却水系统6.15 发电厂的空冷系统6.16 发电厂的工业冷却水系统6.17 发电厂全面性热力系统,6.1发电厂热力系统的概念及分类,将热力发电厂主辅热力设备按照热功转换要求和安全生产要求用管道及管道附件连接起来的系统称为发电厂的热力系统。按应用目的和编制原则的不同，热力发电厂热力系统可以分为原则性热力系统和全面性热力系统。,热力发电厂原则性热力系统图只表示正常工况各种热力设备之间的连接关系，同类型、同参数的热力设备仅用一个符号表示，备用设备和管道附件一般不表示出来。原则性热力系统图的主要组成包括：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、对外供热系统等。,原则性热力系统图表明了热能转换为机械能的基本规律，表明了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。按照国家能源政策和行业标准合理地确定原则性热力系统图，是热力发电厂新建或改扩建工程设计中的一项主要工作。对原则性热力系统图的了解、运用和改进，则是对从事热力发电厂热力系统设计工作人员的一项基本要求。,热力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热力发电厂的全面性热力系统。发电厂全面性热力系统的确定是在其原则性热力系统的基础上，充分考虑到发电厂生产所必须的连续性、安全性、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、附件以及蒸汽和水的主要流量计量装置都应该在发电厂全面性热力系统图上表示出来。,6.2发电厂原则性热力系统拟定和举例,6.2.1发电厂原则性热力系统的拟定 发电厂原则性热力系统表征发电厂运行时的热力循环特征，他们在很大程度上决定了发电厂的热经济性和工作可靠性。因此，拟定一个发电厂的原则性热力系统要根据其发电供热任务、设计规程规定、节能和环保要求，选择并整合先进设备和系统。其主要内容包括：选择发电厂的形式和容量以及各组成部分汽轮机的形式、参数和容量锅炉的形式、参数和出力给水回热加热系统及其疏水回收方式给水和补充水的处理系统、除氧器的安置、给水泵的形式。,热电厂的供热的方式废热回收利用方案绘制发电厂原则性热力系统图计算确定有关蒸汽和水的流量以及热经济指标,6.2.2 发电厂原则性热力系统举例 诸多因素（锅炉类型不同、汽轮机容量类型不同、制造厂不同、辅机配置不同、引进技术的供方和年限不同、发电厂或热电厂的容量不同、建设地点不同、热用户的要求不同）的变化就形成了各种不同的、实用的发电厂原则性热力系统。6.2.2.1 亚临界参数机组发电厂原则性热力系统,图6-1优化引进型300MW机组的发电厂原则性热力系统。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。,图6-1 上汽和哈汽300MW机组发电厂原则性热力系统,图6-2引进日本技术的300MW机组的发电厂原则性热力系统。该型300MW机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界一次中间再热、单轴、两缸两排汽、冲动、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。本机组汽轮机高中压缸采用合缸反流结构。第1级回热抽汽抽自汽轮机高压缸。第2级回热抽汽从再热冷段管道抽出，以减少高压缸上的开孔数量。第3、4级回热抽汽来自汽轮机中压缸。第58级回热抽汽来自汽轮机的低压缸。,图6-2东方汽轮机厂N300MW机组发电厂原则性热力系统,图6-3 N600-16.67/537/537型机组发电厂原则性热力系统，该机组是哈尔滨汽轮机厂或上海汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动、凝汽式汽轮机。本机组汽轮机高中压缸采用分缸结构，以便减少单个转子的长度。该机组汽轮机高压缸HP采用单流结构，中压缸IP采用双分流程结构，两个低压缸也都采用了双分流结构。第1级回热抽汽抽自汽轮机高压缸。第2级回热抽汽从再热冷段管道抽出，以减少高压缸上的开孔数量。第3、4级回热抽汽分别来自汽轮机中压缸，并采用两侧对称布置。第58级回热抽汽来自汽轮机的低压缸。该汽轮机每个低压缸回热抽汽为非对称布置，两个低压缸左、右侧结构对应相同。其中，第5级回热抽汽来自两个低压缸右侧汽缸，第6级回热抽汽来自两个低压缸左侧汽缸，第7、8级回热抽汽采用对称布置，分别来自两个低压缸的两侧。,图6-4东方汽轮机厂生产的N600-16.67/538/538型机组的发电厂原则性热力系统，该机组汽轮机是东方汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、冲动式、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。本机组汽轮机高中压缸采用合缸分流结构。两个低压缸都采用双分流结构。第1级回热抽汽抽自汽轮机高压缸。第2级回热抽汽从再热冷段管道抽出。第34级回热抽汽来自汽轮机中压缸，第58级回热抽汽来自汽轮机的低压缸。,图6-4东方汽轮机厂亚临界600MW机组,6.2.2.2超临界600MW等级机组发电厂原则性热力系统 随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，600MW等级超临界参数机组已经成为我国火电的发展方向，由于其更低的运行成本和高效益，使得此类型的机组在现在的电力市场中更具有竞争性。,由于超临界锅炉的温度和压力比亚临界锅炉高，因此对锅炉提出了一些特殊的要求：（1）超临界锅炉受热面工作条件较亚临界锅炉为差，对于受热面钢种、管道规格等选择上提出较高的要求。尤其是过热器管选择，更应注意所用钢材的抗腐蚀性和晶粒度指标。（2）保证锅炉从超临界压力到亚临界压力广泛的运行工况范围内，水冷壁出口温度上下幅度须限定在规定范围内，确保水动力稳定性不受破坏；尤其当水冷壁悬吊管系中设有中间联箱时，要采取措施避免在启动分离器干湿转换、工质为两相流时，联箱中出现流量分配不均匀而使悬吊管温差超限，导致悬吊管扭曲变形等问题。（3）超临界变压运行锅炉水冷壁对炉内热偏差的敏感性较强，当采用四角切园燃烧方式时必须采取有效的消除烟气温度偏差的措施。,由于超临界汽轮机进汽温度和压力的提高，对汽轮机也相应有一些特殊的要求：（1）由于超临界压力机组是由直流炉供汽，溶解于蒸汽中的其他物质较多，蒸汽在汽轮机的通流部分做功后压力降低，原先在高压下溶解的物质会释放出来，产生固体硬粒冲蚀。为此，应采取对通流部件进行表面硬化处理；从防磨角度优化通流部分进汽角度，减轻对叶片的冲蚀；采用全周进汽和调节汽门合理管理系统降低启动时调节级的蒸汽流速，减小硬粒冲击能量等。（2）超临界汽轮机由于主蒸汽参数及再热蒸汽参数的提高，特别是温度的提高，一些亚临界机组使用的材料，已不能适应超临界汽轮机的工作状况，因此，在选材问题给予了高度重视。主汽调节阀壳体和主蒸汽管采用9%Cr锻钢，以适应主蒸汽温度和压力变化的要求。低压缸进汽温度也比亚临界机组高，因此低压转子也相应采用高档次金属材料，降低材料的长期时效脆性敏感性，使超临界的低压转子能够长期安全运行。,在热力系统及辅机配套方面，除了高压给水泵的扬程和高压加热器管侧压力，超临界机组比亚临界机组高以外，其余的设备超临界机组和亚临界机组基本相同。图6-5为东汽、哈汽的超临界600MW机组原则性热力系统。,图6-5东汽超临界600MW机组,图6-6为上汽超临界600MW直接空冷机组原则性热力系统。由图6-6可以看出空冷机组的一些主要特点。直接空冷系统又称空气冷凝系统。直接空冷是指汽轮机的排汽直接由空气来冷凝，空气与蒸汽间进行热交换，所需的冷却空气通常由机械通风方式供应。直接空冷的凝汽设备称为空冷凝汽器，它是由外表面镀锌的椭圆形钢管外套矩形钢翅片的若干个管束组成的，这些管束亦称为散热器。,图6-6上汽超临界600MW直接空冷机组,直接空冷系统的其他的主要特点还有：汽轮机背压变幅大。汽轮机排汽直接由空气冷凝，其背压随空气温度变化而变化。我国北方地区一年四季乃至昼夜温差都较大，故要求汽轮机要有较宽的背压运行范围。真空系统庞大。汽轮机排汽要由大直径的管道引出，用空气作为直接冷却介质，通过钢制散热器进行表面热交换，冷凝排汽需要较大的冷却面积，故而真空系统庞大。电厂整体占地面积小。由于空冷凝汽器一般都布置在汽机房顶或汽机房前的高架平台上，平台下仍可布置电气设备等，空冷凝汽器占地得到综合利用，使电厂整体占地面积减少。冬季防冻措施比较灵活可靠。间接空冷系统的主要防冻手段是设置百叶窗来调节和隔绝进入散热器的空气量，若百叶窗关闭不严或驱动机构出现机械或电气故障，将导致散热器冻结。而直接空冷系统可通过改变风机转速、停运风机或使风机反转来调节空冷凝汽器的进风量，利用吸热风来防止空冷凝汽器的冻结，调节相对灵活，效果好且可靠。,直接空冷系统的缺点是：风机群噪声污染环境。风机群消耗动力大约为发电容量的1.5，维修工作量大。热风被抽吸返回到进风口，影响冷却效果。系统的负压区域空间庞大，制造、施工必须精心，以维持高度的严密性。凝结水溶氧量高。由于直接空冷机组的真空系统庞大，易出现负压系统氧气吸入，又由于机组背压偏高，易出现凝结水过冷度偏大，进一步加大了凝结水中溶解氧的含量。发电煤耗多，约为水冷机组的103。,6.2.2.3 1000MW等级超超临界机组发电厂原则性热力系统 东汽、哈汽和上汽1000MW超超临界机组均为单轴、4缸、4排汽、一次中间再热，汽轮机具有8级回热抽汽，均为典型的“3高、4低、1除氧”形式的回热系统。区别在于上汽汽轮机低压加热器疏水采用了疏水泵与疏水逐级自流相结合的连接方式，以便提高回热系统的热经济性。而哈汽和东汽的汽轮机低压加热器疏水采用了简单的疏水逐级自流方式，注重了系统的可靠性。另外，汽轮机回热抽汽点的分布略有区别。东汽汽轮机中压缸上只有2级回热抽汽、低压缸上有4级回热抽汽，而哈汽和上汽汽轮机中压缸上有3级回热抽汽、低压缸上有3级回热抽汽。,图6-7、6-8分别为东汽和上汽1000MW超超临界机组原则性热力系统图。1000MW超超临界机组的高压加热器有单列配置和双列配置两种型式，单列配置即各级采用单台容量为100的高压加热器，而双列配置即每一级加热器采用2台容量为50的高压加热器。单列配置高压加热器虽然系统简单、管道简洁，但对于高压加热器的制造工艺要求很高，而双列高压加热器制造工艺要求较低。同时，采用双列配置高压加热器时，某一列高压加热器解列后，另一列高压加热器可继续运行，因此对机组热耗率的影响大大减小。,图6-7 东汽超超临界1000MW机组,图6-8 上汽超超临界1000MW机组,图6-9、图6-10分别给出了俄罗斯科斯特罗马电厂的目前世界单轴单机容量最大的1200MW机组、装在美国坎伯兰、加绞和阿莫斯等发电厂的目前世界单机容量最大的双轴1300MW机组发电厂原则性热力系统图。,图6-9 超临界1200MW凝汽式机组,图6-10 双轴1300MW凝汽式机组,6.2.2.4热电厂原则性热力系统 图6-11为国产CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂的原则性热力系统。锅炉为自然循环汽包锅炉，采用两级连续排污扩容利用系统，其扩容蒸汽分别引入两级除氧器HD和MD中，其排污水经冷却器BC冷却后排入地沟。补充水进入大气式除氧器MD。汽轮机有八级抽汽，其中第三、六级为调整抽汽，其调压范围分别为0.781.27MPa、0.1180.29MPa。第三级抽汽一路供工艺热负荷IHS直接供汽，回水通过回水泵RP进入主凝结水管混合器M2；另一路供采暖系统中峰载加热器PH用汽。,图6-11 CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组,图6-12、图6-13分别为NC300/225-16.7/537/537型抽汽机组、超临界K-500-240-4型机组原则性热力系统图。,图6-12 NC300/225-16.7/537/537型抽汽机组,图6-13 超临界K-500-240-4型抽汽机组,6.3发电厂原则性热力系统的计算,6.3.1 计算目的 对于发电厂原则性热力系统与机组回热系统，它们不仅范围不同，而且内容也有区别。前者已扩展至全厂范围，内容也比后者多，但还是以回热系统为基础的，因此发电厂原则性热力系统计算的主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标，由此可衡量热力设备的完善性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的热经济性。如根据最大负荷工况计算的结果，可作为发电厂设计时选择锅炉、热力辅助设备、各种汽水管道及其附件的依据。,6.3.2 计算的原始资料 发电厂原则性热力系统计算时，所需的原始资料为：（1）计算条件下的发电厂原则性热力系统图（2）给定（或已知）的电厂计算工况：对凝汽式电厂是指全厂电负荷或锅炉蒸发量。汽轮机通常以最大负荷、额定负荷、经济负荷、冷却水温升高至33时的夏季最大负荷、二阀全开负荷、一阀全开负荷等作为计算工况。锅炉则从额定蒸发量、90额定蒸发量、70额定蒸发量、50额定蒸发量等蒸发量情况作为计算工况。对热电厂是指全厂的电负荷、热负荷（包括汽水参数、回水率及回水温度等）或热电厂的锅炉蒸发量、热负荷等，同样也有不同电、热负荷或锅炉蒸发量作为计算工况。,（3）汽轮机、锅炉及热力系统的主要技术数据。如汽轮机、锅炉的类型、容量；汽轮机初、终参数、再热参数；机组相对内效率ri、机械效率m和发电机效率g；锅炉过热器出口参数、再热参数、汽包压力、给水温度、锅炉效率和排污率；热力系统中各回热抽汽参数、各级回热加热器进出水参数及疏水参数；加热器的效率；还有轴封系统的有关数据。,（4）给定工况下辅助热力系统的有关数据。如化学补充水温、暖风器、厂内采暖、生水加热器等耗汽量及其参数，驱动给水泵和风机的小汽轮机的耗汽量及参数（或小汽轮机的功率、相对内效率、进出口蒸汽参数和给水泵、风机的效率等），厂用汽水损失，锅炉连续排污扩容器及其冷却器的参数、效率等。对供采暖的热电厂还应有热水网温度调节图、热负荷与室外温度关系图（或给定工况下热网加热器进出口水温），热网加热器效率，热网效率等。,6.3.3与回热系统计算的不同之处 全厂热力系统计算与机组回热系统计算不同之处主要有以下几点：（1）计算范围和结果不同 全厂热力系统计算包括了锅炉、管道和汽轮机在内的全厂范围的计算，其结果是全厂的热经济指标，如发电热效率cp、发电热耗率qcp和发电标准煤耗率。,（2）计算内容上有不同 由于全厂热力系统计算涉及到全厂范围，较机组回热系统计算要增加全厂的物质平衡、热平衡和辅助热力系统计算等部分。对全厂物质平衡计算有影响的如汽轮机的汽耗量，就不能只包括参与做功的那部分蒸汽量，还应包括与汽轮机运行有关的非做功的汽耗，如阀杆漏汽Dlv、射汽抽气器耗汽量Dej（通常以取自新汽管道上考虑）、轴封漏汽Dsg等均应作为汽轮机的新汽耗量D0之一部分，还有全厂性的汽水损失Dlo（通常以取自新蒸汽管道上考虑），它在锅炉蒸发量Db和汽轮机新汽耗量D0的物质平衡中也应考虑。辅助热力系统的计算一般包括锅炉连续排污利用系统和对外供热系统的计算。由于全厂物质平衡的变化和辅助热力系统引入汽轮机回热系统时带入的热量，使汽轮机的热耗量与机组回热系统计算用的热耗量在物理概念上不一样了。,（3）计算步骤上也不完全一样 为便于计算，凡对回热系统有影响的外部系统，如辅助热力系统中的锅炉连续排污利用系统、对外供热系统等，应先进行计算。因此在全厂热力系统计算中应按照“先外后内，由高到低”的顺序进行。,6.3.4 基本计算步骤 汽轮机组原则性热力系统计算的基本式和原理完全适用发电厂原则性热力系统的计算，因为全厂的热经济指标，关键在于汽轮机的热经济性，而回热系统又是全厂热力系统的基础。当然，由于全厂热力系统不仅与汽轮机回热系统有关，还涉及到锅炉、主蒸汽管道、辅助热力系统等，所以在计算范围、内容和步骤上也存在不同之处。,基本的计算式仍然是热平衡式、物质平衡式和汽轮机功率方程式。计算的原理还是联立求解多元方程组。计算可以相对量即以1kg的汽轮机新汽耗量为基准来计算，逐步算出与之相应的其他汽水流量的相对值，最后根据汽轮机功率方程式求得汽轮机的汽耗量以及各汽水流量的绝对值。也可用绝对量来计算，或先估算新汽耗量，顺序求得各汽水流量的绝对值，然后求得汽轮机功率并予以校正。计算可用传统方法，也可用其他方法；也可定功率、定供热量计算，或定流量计算；还可以用正平衡、反平衡计算等众多方式。,现以凝汽式发电厂额定工况的定功率计算求全厂热经济指标为例，说明全厂热力系统计算的内容和步骤。（1）整理原始资料（2）按“先外后内，由高到低”顺序计算（3）全厂热经济指标的计算,6.3.5发电厂原则性热力系统热力计算举例某N600-16.7/537/537机组原则性热力系统如图6-14所示，相应的热力过程线如图6-15所示。,图6-14 N600-16.7/537/537机组热力系统计算图,图6-15 N600-16.7/537/537机组汽轮机热力过程线,6.3.5.1计算原始资料（见教材）6.3.5.2计算过程1.整理原始资料,2.全厂物质平衡计算由图6-14可得锅炉蒸发量Db,或者,则,图6-16 锅炉流量平衡图,全厂汽水损失,锅炉连续排污量,锅炉流量平衡图如图6-16所示，由锅炉流量平衡,得锅炉给水量为,高压缸前轴封漏汽量,中压缸前轴封漏汽量,轴封漏汽参数见表6-3。,图6-17 排污扩容器,由排污扩容热平衡式和流量平衡式求扩容蒸汽份额,扩容器排污水份额,补充水份额,3.回热加热器抽汽份额计算（1）H1高压加热器的计算借助于图6-18，得H1高压加热器的热平衡式为,图6-18 高压加热器H1,则,（2）H2高压加热器的计算借助于图6-19，得H2高压加热器的热平衡式为,图6-19高压加热H2,（3）高压加热器H3的计算进入H3的给水比焓为,图6-20高压加热器H3,热平衡式,（4）除氧器H4的计算除氧器的出口水量份额,除氧器的凝结水进水量份额,除氧器的热平衡式,图6-21 除氧器H4,并且,（5）低压加热器H5的计算热平衡式（参见图6-22）,图6-22低压加热器H5,图6-23 低压加热器H6,（6）低压加热器H6的计算热平衡式（参见图6-23）,（7）低压加热器H7的计算热平衡式（参见图6-24）,图6-24 低压加热器H7,（8）低压加热器H8的计算热平衡式（参见图6-25）,图6-25 低压加热器H8,（9）凝汽流量份额计算（参见图6-14）由凝结水系统物质平衡计算,高压缸的物质平衡式,中压缸的物质平衡式,其中，t为小汽轮机耗汽份额，d为低压缸进汽份额。,低压缸的物质平衡式,将上述三个物质平衡式相加，得到汽轮机物质平衡式,4.汽轮机汽耗量及各段抽汽量计算（1）抽汽做功不足系数的计算,（2）汽轮机的汽耗量及各段抽汽量的计算机组无回热时的汽耗量Dc0为,机组有回热时的汽耗量D0为,注：,6.热经济指标计算（1）汽轮机组热耗量（含汽动泵热耗量）,kg/（kWh）,kJ/（kWh）,（3）汽轮发电机组绝对电效率,（4）锅炉热负荷,（5）管道效率,（6）全厂热效率,（7）发电标准煤耗率,kg标准煤/（kWh）,6.3.6 Excel在原则性热力系统计算中的应用1.“简洁准确、方便易行”是使用Excel完成复杂计算的主要优势，科学工作者已经在越来越多的科学计算领域使用Excel代替手工计算和编程计算。具体地说，使用Excel完成复杂计算的优势体现在如下几方面：（1）与手工计算相比，不用按计算器，不用整理记录中间数据，既节省了时间，也减少了错误；如需要迭代计算，不用考虑迭代计算顺序，且迭代误差为零；计算时间不足1秒，总耗时约为手工计算的1/6；仅更改原始数据即可得到新工况的结果；（2）与编程计算相比，不用编程；如遇到包含逻辑判断的计算过程，可直接使用内部IF函数；一般不用考虑迭代收敛条件和方法；总耗时约为编程计算的1/2。（3）Excel的计算结果可以表格的形式直接插入到Word文档中。,2.使用Excel的一般步骤（1）按照结果形式要求输入原始数据（2）按照结果形式要求输入待求未知数的表达式（3）原始数据和待求未知数表达式输入完毕时，待求未知数的显示值就是所要的结果。,3.使用Excel的注意事项（1）如果需要迭代计算，或者使用了隐函数（求未知数y的表达式中还引用了y），输入计算式前，首先选择“工具|选项|重新计算|迭代计算”（2）可以通过降低“工具|选项|重新计算”中的“最大误差”，提高迭代计算精度。（3）如果计算单元格的数值无止境地增大或缩小，说明使用了不收敛的数学模型，需要调整数学模型。（4）取消“工具|选项|重新计算”中的“保存前自动重算”，以便出现严重错误时放弃当前版本。（5）注意查阅错误信息含义,4.计算举例 使用Excel完成上述发电厂原则性热力系统计算的结果列于表6-6中。与上述手工计算结果逐一核对，查出手工计算有错误，因除氧器进水量份额c5数值带入错误，低加58抽汽份额58产生了计算误差。而后的计算，例如低加58抽汽量D5D8也就具有了因为误差传递产生的误差。好在，低加58抽汽份额58产生的误差较小，没有对最后的发电标准煤耗率产生明显影响。,6.4发电厂的辅助热力系统,6.4.1 发电厂的汽水损失及其补充水系统 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。,发电厂的工质损失，根据损失的不同部位，可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。它又包括锅炉部分工质损失和汽轮机部分工质损失。锅炉部分工质损失有汽包锅炉连续排污放水、锅炉安全门和过热器放汽门的排汽损失、锅炉受热面的蒸汽吹灰、重油加热及雾化用汽等；汽轮机部分的工质损失有因为轴封供汽压力调整不当引起的轴封漏汽、抽气设备和除氧器排气口处排出的蒸汽、给水泵和凝结水泵的漏泄等；此外，还有热力设备和管道的暖管疏放水、汽水取样的损失以及热力设备或管道系统法兰连接不严密和阀门漏泄等的工质损失。,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。这部分的汽水损失量较大。例如，对热用户供应的蒸汽参与了工艺过程、在化肥厂参与造气过程、在造纸厂参与煮浆过程，这些工质完全不能回收。对外供应工质的回收率取决于热用户对汽水的污染程度。,补入的工质通常称为补充水，其量可用下式计算：,（6-1）,式中Dma补充水量，kg/h；DLi电厂内部汽水损失量，kg/h；DLo电厂外部汽水损失量，kg/h；汽包锅炉连续排污水损失量，kg/h。,表6-7发电厂各项水汽损失,补充水引入系统不仅要确保补充水量的需要，同时还涉及到补充水制取方式及补充水引入回热系统的地点选择，以下分别说明：1.补充水制取 补充水制取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）。对高参数发电厂对水质的要求也相应提高，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）。锅炉补充水制取系统包括预除盐系统，应根据原水水质、给水及炉水质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件以及环境保护的要求等因素，经技术经济比较确定。,2.补充水的除氧 我国设计规程规定，中间再热凝汽式机组宜采用一级高压除氧器。对于补充水量较大的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。否则，补充水应采用凝汽器鼓泡除氧装置或另设低压除氧器。然后通过回热系统的高压除氧器进行第二级除氧。,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。为提高电厂的热经济性，利用电厂的废热（如锅炉连续排污）和汽轮机的回热抽汽进行加热是最有效的，它不仅回收了部分废热也增加了回热抽汽量，使回热抽汽做功比加大，热经济性提高。4.补充水的水量控制 中间再热机组的补给水在进入凝汽器前，宜按照系统的需要装设补给水箱和补给水泵。除盐水箱的总有效容积应能配合水处理设备出力，满足最大一台锅炉酸洗或机组启动用水需要，宜不小于最大一台锅炉2h的最大连续蒸发量；对供热式发电厂，也宜不小于1h的正常补给水量。补给水箱的容积：125MW和200MW机组不小于50m3；300MW机组不小于100m3；600MW及以上机组不小于300m3。除盐水箱的容量应满足工艺和调节的需要。,5.补充水引入回热系统地点 补充水引入回热系统地点的选择，要充分考虑到补充水量随系统工质损失的大小进行水量调节的方便性。同时，还要考虑到不同的补充水引入回热系统地点，其热经济性的高低是不同的，它取决于汇入地点所引起的不可逆损失大小，具体来说就是在汇入点混合温差小带来的不可逆损失就小。在热力系统适宜进行水量调节的地方有凝汽器和给水除氧器。若补充水进入凝汽器，如图6-26（c）示，由于补充水充分利用了低压回热抽汽加热，回热抽汽做功比较大，热经济性比补充水引入给水除氧器如图6-26（b）要高。但其水量调节要考虑热井水位和除氧水箱水位的双重影响，增加了调节的复杂性。若补充水引入除氧器，则水量调节较简单，但热经济稍低于前者。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。,图6-26化学补充水引入回热系统,6.4.2 发电厂的排污利用系统6.4.2.1锅炉排污的作用及形式 锅炉运行中，将带有较多盐份和水渣的锅水排放到锅炉外，称为锅炉排污。锅炉排污的作用，是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。同时，排污还可消除或减轻蒸发受热面管内结垢。,6.4.2.2锅炉排污系统的设计 根据火力发电厂设计技术规程规定，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：以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂为l%；以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为2%。锅炉排污又分为连续排污和定期排污。连续排污是从汽包中含盐量较大的部位连续排放炉水，由于连续排污量大，对连续排污要求回收工质和热量；定期排污是从炉水循环的最低点（水冷壁下联箱）排放炉水，定期排污能迅速地降低炉水的沉淀物。汽包锅炉均设置一套完整的连续排污利用系统和定期排污系统。,6.4.2.3锅炉排污系统举例1.锅炉连续排污系统 锅炉连续排污的目的就是要控制汽包内炉水水质在允许范围内，从而保证锅炉蒸发出的蒸汽品质合格。汽包中的排污水是含盐浓度较高的水。图6-27 为某600MW机组汽包锅炉排污利用系统。连续排污管道由汽包底部接出进入连续排污扩容器。另外，在该管上还装设一套流量测量装置，以便于监视排污水流量。连续排污扩容器产生的蒸汽，经1个关断闸阀和1个止回阀送到除氧器。关断闸阀和止回阀供检修关断和防止蒸汽倒流。,2.锅炉定期排污系统 锅炉的定期排污系统由定期排污扩容器及其连接管道和阀门组成，如图6-2所示。锅炉的定期排污系统主要为安全性方面而设置，因此可不考虑工质的回收。锅炉汽包的紧急放水、定期排污水、锅炉检修或水压试验后的放水、锅炉点火升压过程中对水循环系统进行冲洗的放水，及过热器和再热器的下联箱及出口集箱的疏水等均进入锅炉定期排污扩容器后，水进入降温池，而蒸汽进入定期排污分离器。分离器中的蒸汽，由开式水来水对其进行降温，使分离器的分离能力得到进一步的提高。分离出水排入排污地沟。,图6-27某600MW机组汽包炉排污利用系统,6.4.4 辅助蒸汽系统6.4.4.1辅助蒸汽系统的作用与组成 辅助蒸汽系统的作用为，当机组处于启动阶段而需要蒸汽时，它可以将正在运行的相邻机组（首台机组启动则是启动锅炉）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，或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。辅助蒸汽系统主要由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。,6.4.4.2辅助蒸汽系统举例 图6-28某电厂1000MW机组的辅助蒸汽系统。在全厂第一台机组启动及低负荷阶段，辅助蒸汽系统的汽源来自启动锅炉，向本机组除氧器、本机组轴封系统、小汽轮机、小汽轮机轴封系统、磨煤机灭火系统、空气预热器吹灰系统、燃油加热及雾化、厂用热交换器以及化学水处理等提供蒸汽。,图6-28电厂1000MW机组的辅助蒸汽系统,6.5主蒸汽与再热蒸汽系统,6.5.1主蒸汽系统 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。,6.5.2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。通常，又将汽轮机高压缸排汽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。,图6-31 某电厂1000MW机组主、再热蒸汽及旁路系统图,6.6中间再热机组的旁路系统,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。大型中间再热机组均为单元制布置，并且多数配有旁路系统，以便满足机组启停、事故处理及特殊运行方式的要求，解决低负荷运行时机炉特性不匹配的矛盾。,对于一次中间再热机组来说，旁路系统是指锅炉产生的蒸汽在某些特定情况下，绕过汽轮机，经过与汽轮机并列的减温减压装置后，进入参数较低的蒸汽管道或设备的连接系统，以完成特定的任务。,6.6.1 旁路系统的类型及作用 1旁路装置的类型 旁路装置通常分为三种类型：（1）高压旁路又称为级旁路，其作用是，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；（2）低压旁路又称级旁路，其作用是，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；（3）整机旁路、大旁路或级旁路，其作用是，将新蒸汽绕过整个汽轮机，直接排入凝汽器。,2实用旁路系统 实用旁路系统是由上述三种旁路装置中的一种或几种组合而成的。国内机组实用旁路系统主要有以下几种：（1）两级旁路串联系统 图6-32（a）所示为高压旁路和低压旁路串联系统。通过两级旁路串联系统的协调，能满足启动时的各项要求。高压旁路与低压旁路的协同调节可对再热器进行保护。这种系统应用最广泛，我国已运行的大部分中间再热机组采用这种系统。,（2）两级旁路并联系统 图6-32（b）所示由高压旁路装置和整机旁路装置组成的两级旁路并联系统。高压旁路起着启动时保护再热器的作用，同时也作机组启动时暖管以及机组热态启动时用以迅速提高再热汽温使之接近中压缸温度，由于没有低压旁路，此时热再热管段上的向空排汽阀要打开。整机旁路则将启停、甩负荷及事故等工况下多余地蒸汽排入凝汽器，锅炉超压时可减少安全阀的动作甚至不动作，该系统只在早期国产机组上采用，现很少采用。,3旁路系统的作用（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。（3）机组启、停时或甩负荷时回收工质，降低对空排汽的噪声。由于锅炉的允许降负荷速率比汽轮机小，而其允许的最低负荷又比汽轮机大，故将剩余蒸汽通过旁路系统，能改善瞬变过渡工况时锅炉运行的稳定性，减少甚至避免锅炉安全阀动作。,（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。（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。,6.7 主凝结水系统,6.7.1 主凝结水系统的作用和组成 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。其间，还对凝结水进行加热、除氧、化学处理和除杂质。此外，凝结水系统还向各有关用户提供水源，如有关设备的密封水、减温器的减温水、控制水、各有关系统的补给水以及汽轮机低压缸的喷水等。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、凝结水精除盐装置、轴封冷却器、低压加热器等主要设备及其连接管道、阀门等组成。,6.7.2 主凝结水系统的设计1凝结水泵台数的确定 凝结水泵台数的确定决定了电厂投资、布置等很多因素。（1）凝汽式机组 对于凝汽式机组，单台凝汽式机组宜装设两台凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%；如大容量机组需装设三台容量各为最大凝结水量55%的凝结水泵时，应进行技术经济比较后确定。（2）供热式机组 对于工业抽汽式供热机组或工业、采暖双抽式供热机组，每台宜装设两台或三台凝结水泵。当机组投产后即对外供热时，宜装设两台110%设计热负荷工况下凝结水量或两台55%最大凝结水量的凝结水泵，两者比较取较大值；当机组投产后需较长时间在纯凝汽工况或低热负荷工况下运行时，宜装设三台110%设计热负荷工况下凝结水量或三台55%最大凝结水量的凝结水泵，两者比较取较大值。,6.8 给水系统,6.8.1 除氧给水系统的作用及组成 除氧给水系统是从除氧器到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件之总称。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。,6.8.2 除氧给水系统的设计1除氧系统的设计 我国火力发电厂设计技术规程规定，中间再热机组的除氧器，应采用滑压运行方式。除氧器的总容量，应根据最大给水消耗量选择，每台机组宜配一台除氧器。（1）单母管制系统 单母管制系统如图6-35所示，它设有三根单母管，即给水泵入口侧的低压吸水母管、给水泵出口侧的压力母管和锅炉给水母管。同时，为了防止锅炉启动及低负荷运行阶段给水泵产生汽蚀，还设有给水再循环母管。,（2）切换母管制系统 图6-36为切换母管制给水系统，低压吸水母管采用单母管分段，压力母管和锅炉给水母管均采用切换母管。当汽轮机、锅炉和给水泵的容量相匹配时，可作单元运行，必要时可通过切换阀门交叉运行，因此其特点是有足够的可靠性