1、火力發電廠的火力發電廠的組成及系統分析組成及系統分析陳海平陳海平主主 要要 內內 容容 我國電力工業的發展現狀我國電力工業的發展現狀 火力發電廠簡介火力發電廠簡介 熱電廠概述熱電廠概述 熱電廠的設備組成及系統分析熱電廠的設備組成及系統分析 現代新型動力循環現代新型動力循環我國電力工業的發展現狀我國電力工業的發展現狀n 中國能源消費結構中國能源消費結構 2004年一次能源消費中：l 石油占22.7%；l 煤炭占67.7%；l 天然氣占2.6%；l 水電等其它能源占7.0%。 n 全國總發電量及其構成全國總發電量及其構成（1995-2005.101995-2005.10） 時間時間全國總全國總發電

2、量發電量億度億度水電水電火電火電核電核電億度億度%億度億度%億度億度%199510069186818.55807380.181281.27199811577 204317.65938881.091411.22200013688 244317.841107980.931661.21200114780 257517.421202081.331741.18200216542274616.61352281.72501.52200319052 281314.81579082.94702.46n 全國電力裝機容量全國電力裝機容量 2004.4全國電力裝機容量達到全國電力裝機容量達到4億億kw；到到2005

3、年年12月底，電力總裝機容量已經月底，電力總裝機容量已經達到達到5億億kw。到到2004年底，火電、水電、核電、風電年底，火電、水電、核電、風電在電力總裝機中的比重分別為在電力總裝機中的比重分別為73.7%, 24.5%, 1.6%, 0.2%。30萬千瓦及以上機萬千瓦及以上機組占火電裝機總量的組占火電裝機總量的42%。 預計預計“十一五十一五”期間，大機組以及核電、期間，大機組以及核電、風電的比重還會有較大提高。風電的比重還會有較大提高。 n 發電廠類型及發電廠類型及裝機容量規劃建議裝機容量規劃建議 （裝機容量：萬千瓦）（裝機容量：萬千瓦） 時間時間發電廠類型發電廠類型 總裝機容量總裝機容量

4、 2000年年2010年年2020年年32740 58770 93000 水電水電 裝機容量裝機容量 7930 15000 22000 所占比例所占比例 24% 25.5% 24%煤電煤電 裝機容量裝機容量 23700 40000 60000 所占比例所占比例 73% 68% 63% 氣電氣電 裝機容量裝機容量 700 2000 5000 n 我國火電機組運行技術參數我國火電機組運行技術參數 n 我國目前運行的超臨界機組我國目前運行的超臨界機組 其中河南沁北其中河南沁北600mw機組為國產第一臺機組為國產第一臺 超臨界機組，在建的超臨界機組，在建的還有安徽宿州電廠，江西黃金埠電廠，利港電廠等。

5、還有安徽宿州電廠，江西黃金埠電廠，利港電廠等。 國外已經發展超超臨界機組，國外已經發展超超臨界機組，p30mpa；t580。日本日本1967年從美國引進第一臺年從美國引進第一臺600mw機組，機組，到到1984年，共有年，共有73臺投運。其中臺投運。其中600mw機組機組31臺，臺，700mw機組機組9臺，臺，1000mw機組機組5臺，臺，蒸汽參數蒸汽參數24.1mpa/538/566 ;目前世界超臨界機組已有目前世界超臨界機組已有600余臺。余臺。超臨界和超超臨界區分二種觀點：超臨界和超超臨界區分二種觀點： 日本：日本：24.1mpa/538/538超臨界超臨界 24.1mpa/593/59

6、3超超臨界超超臨界 歐洲：歐洲：24.7mpa/542超臨界超臨界 24.7mpa/600超超臨界超超臨界n 世界主要國家人均電力指標世界主要國家人均電力指標人均裝機容量kw/人人均發電量 kwh/人人均用電量kwh/人中國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）fr

7、ance2.08 （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）火力發電廠簡介火力發電廠簡介生產電能的方式：生產電能的方式：火力、水力、核能、風力、火力、水力、核能、風力、太陽能、潮汐能和地熱發電等。以火力、水太陽能、潮汐能和地熱發電等。以火力、水力、核能發電為主，到力、核能發電為主，到2004年底，火力發電年底，火力發電約占約占73.7%。 火力發電廠的概念火力發電廠的概念：利用煤、石油或天然氣利用煤、石油或

8、天然氣等作為燃料的發電廠稱為火力發電廠，又稱等作為燃料的發電廠稱為火力發電廠，又稱化石燃料發電廠或常規發電廠化石燃料發電廠或常規發電廠。火力發電廠的任務：火力發電廠的任務：有效地將化石燃料中蘊有效地將化石燃料中蘊藏的化學能轉化為電能，服務于人類。藏的化學能轉化為電能，服務于人類。u 火力發電廠的火力發電廠的能量轉換過程能量轉換過程 燃料的化學能轉化為熱能在鍋爐設備中實燃料的化學能轉化為熱能在鍋爐設備中實現；現；熱能轉化為機械能在汽輪機中實現；熱能轉化為機械能在汽輪機中實現；機械能轉化為電能在發電機中實現。機械能轉化為電能在發電機中實現。u 火力發電廠的火力發電廠的主要參數和指標主要參數和指標

9、火力發電廠的分類火力發電廠的分類按使按使用燃用燃料分料分燃煤電廠：燃煤有無煙煤、半煙煤、煙煤、燃煤電廠：燃煤有無煙煤、半煙煤、煙煤、褐煤和低質煤五大類；褐煤和低質煤五大類；燃油電廠：燃油有重油、柴油和原油；一般燃油電廠：燃油有重油、柴油和原油；一般不發展燃油電廠；不發展燃油電廠；燃氣電廠：燃氣有天然氣、人工煤氣和地下燃氣電廠：燃氣有天然氣、人工煤氣和地下氣化煤氣；到目前已通過捆綁招標的方式氣化煤氣；到目前已通過捆綁招標的方式定購定購5555臺燃氣輪發電機組，約臺燃氣輪發電機組，約50005000萬萬kwkw。按蒸按蒸汽壓汽壓力分力分低壓電廠：蒸氣初壓力為低壓電廠：蒸氣初壓力為0.12-1.47

10、mpa0.12-1.47mpa；中壓電廠：蒸氣初壓力為中壓電廠：蒸氣初壓力為1.96-3.92mpa1.96-3.92mpa；高壓電廠：蒸氣初壓力為高壓電廠：蒸氣初壓力為5.88-9.8mpa5.88-9.8mpa；超高壓電廠：蒸氣初壓力為超高壓電廠：蒸氣初壓力為11.8-13.7mpa11.8-13.7mpa；亞臨界壓力電廠：蒸氣初壓力為亞臨界壓力電廠：蒸氣初壓力為15.7-17.7mpa15.7-17.7mpa；超臨界壓力電廠：蒸氣初壓力超臨界壓力電廠：蒸氣初壓力22.2mpa22.2mpa；超超臨界壓力電廠：超超臨界壓力電廠： p030mpa ， 或或 t0 580按使用按使用性質分性質

11、分基本負荷電廠：承擔電網中基本負荷的電廠；基本負荷電廠：承擔電網中基本負荷的電廠；調峰負荷電廠：承擔電網中調峰負荷調峰負荷電廠：承擔電網中調峰負荷（中間（中間負荷或尖峰負荷）的負荷或尖峰負荷）的電廠。電廠。按供電按供電方式分方式分孤立電廠：不與電網相聯而獨立供電的電廠；孤立電廠：不與電網相聯而獨立供電的電廠；聯網電廠：接入電網聯合供電聯網電廠：接入電網聯合供電的的電廠。電廠。按企業按企業性質分性質分區域電廠：地區性的主要電廠；區域電廠：地區性的主要電廠；自備電廠：企業自備電廠；自備電廠：企業自備電廠；熱電廠：同時供電和供熱的電廠。熱電廠：同時供電和供熱的電廠。熱電聯產熱電聯產按原按原動機動機分

12、分汽輪機發電廠：由汽輪發電機組發電的電廠，汽輪機發電廠：由汽輪發電機組發電的電廠，其中可分為其中可分為凝汽式、背壓式和抽汽式凝汽式、背壓式和抽汽式；內燃機發電廠：由柴油機、汽油機或煤氣機內燃機發電廠：由柴油機、汽油機或煤氣機發電的電廠，容量均較小；發電的電廠，容量均較小；燃氣輪機發電廠：由燃氣輪發電機組發電的燃氣輪機發電廠：由燃氣輪發電機組發電的電廠電廠燃氣燃氣- -蒸汽聯合循環發電廠：由燃氣輪機和利蒸汽聯合循環發電廠：由燃氣輪機和利用其排氣的余熱鍋爐用其排氣的余熱鍋爐- -汽輪發電機組聯合發汽輪發電機組聯合發電的電廠。電的電廠。 我國火力發電廠的主要參數我國火力發電廠的主要參數 火力發電廠的

13、效率及其熱經濟性指標火力發電廠的效率及其熱經濟性指標火力發電廠的效率：火力發電廠的效率：燃料所提供的化學能最終轉燃料所提供的化學能最終轉換成電能的百分率。換成電能的百分率。1 1 鍋爐效率：鍋爐效率： 00zr,100%d ()d ()100%bgszrzrnet arhthhbq供給汽輪機的熱量燃料供給鍋爐的熱量現代電站鍋爐效率可達現代電站鍋爐效率可達90-93%90-93%。 2 2 汽輪機絕對內效率（實際循環熱效率）：汽輪機絕對內效率（實際循環熱效率）：0100%iiwq汽 輪 機 軸 端 輸 出 功 率機 組 循 環 吸 熱 量隨著蒸汽參數的提高及機組容量的增大，汽輪機的實隨著蒸汽參數

14、的提高及機組容量的增大，汽輪機的實際循環熱效率也相應提高。際循環熱效率也相應提高。亞臨界、超臨界機組大約亞臨界、超臨界機組大約在在38-40%38-40%，超超臨界機組大約在，超超臨界機組大約在47%47%左右（如左右（如alstonalston公司生產并在公司生產并在nordjyllandnordjylland電廠即是。）電廠即是。）t t0 0=700=700，效率為，效率為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。該效率對全廠熱效率影響最大。該效率對全廠熱效率影響最大。3 3 汽輪發電機組汽耗率：汽輪發電機組汽耗率：01 0 0 %d1 0 0

15、%(/)gdkgkwhn汽 輪 機 耗 汽 量發 電 機 功 率現代凝汽式汽輪機組的汽耗率為現代凝汽式汽輪機組的汽耗率為3kg/kw3kg/kwh h。不能不能用用汽耗率來進行不同機組之間運行熱經濟性的比較。汽耗率來進行不同機組之間運行熱經濟性的比較。4 4 汽輪發電機組熱耗率：汽輪發電機組熱耗率：0zr100%dd100%(/)gqkjkwhngs0zrzr供給汽輪機的熱量發電機功率（h -t ）+（h-h ）現代凝汽式汽輪機組的熱耗率為現代凝汽式汽輪機組的熱耗率為7800-8100 kg/kw7800-8100 kg/kwh h。能能用熱耗率來進行不同機組之間運行熱經濟性的比較。用熱耗率來

16、進行不同機組之間運行熱經濟性的比較。5 5 發電標準煤耗率、供電標準煤耗率：發電標準煤耗率、供電標準煤耗率： n100%b0.123/cpgcpbkgkw hn標準燃料消耗量發電機功率標準煤大型火力發電機組的發電標準煤耗率為大型火力發電機組的發電標準煤耗率為0.33kg0.33kg標標準煤準煤/kw/kwh h左右。左右。 0.123/(1)ncpcpapbkgkw h標準煤6 6 發電熱效率（電廠毛熱效率）：發電熱效率（電廠毛熱效率）： ,100%3600100%cpgbpimgnet arnbq 發 電 機 出 力燃 料 供 給 鍋 爐 的 總 能 量7 7 供電熱效率（凈熱效率）：供電熱

17、效率（凈熱效率）： ,100%3600()100%(1)ncpghcpapnet arnnbq發電機功率-廠用電量燃料供給鍋爐的總能量8 8 廠用電率：廠用電率：100%100%aphgnn廠 用 電 量發 電 機 功 率火力發電廠的能量損失和發電效率（火力發電廠的能量損失和發電效率（%）u 火力發電廠的生產流程和主要設備火力發電廠的生產流程和主要設備 主要設備：三大主機l鍋爐l汽輪機l發電機 輔助設備l凝汽器、變壓器；l送、引風機；l磨煤機、給粉機等；l各種泵：給水泵、循環水泵、凝結水泵等；l除塵器；l油系統設備；l各種加熱器、閥門等。鍋鍋 爐爐煤粉鍋爐及其輔機工作流程圖 鍋爐及其輔助設備系

18、統簡圖鍋爐及其輔助設備系統簡圖鍋爐蒸汽參數對鍋爐受熱面型式影響鍋爐蒸汽參數對鍋爐受熱面型式影響自然循環自然循環：靠水和蒸汽密度差而循環流動，主要應用于亞臨界以下（即18.15mpa以下）的鍋爐。強制循環強制循環：借循環系統中的循環泵使汽水循環，可以應用于亞臨界以下的鍋爐及壓力18.15到19.62mpa的鍋爐。直流鍋爐直流鍋爐：水、汽水混合物、蒸汽是由于給水泵的壓力而流動的，因此稱為直流鍋爐。由于參數過高，則由于汽水不容易或不可能用汽包來分離，就只有采用直流鍋爐。其優點是省去沉重而難于制造的汽包，缺點是給水質量要求較高，對自動控制系統的要求也較高，給水泵消耗能量較大，因此一般只有在鍋爐參數為高

19、壓或超高壓時才開始采用。鍋爐燃燒方法選擇鍋爐燃燒方法選擇 鏈條爐排 優點：設備簡單，能耗低 缺點：燃燒效率低，對煤的粒度、焦結性敏感，對燃料適應性差 煤粉爐（適用于35t/h以上的鍋爐） 固態排渣煤粉爐：電站應用最普遍，世界上最大的鍋爐容量達 1300mw，小型煤粉爐能耗高，養護困難。 液態排渣煤粉爐：優點是能燒灰熔點低和揮發份含量低的煤，排 渣可直接作建筑材料；缺點是對灰熔點和灰粒 度敏感，火側腐蝕等事故，尤其采用 傳統的燃燒技術，nox排放高。 流化床燃燒 燃燒溫度低，nox生成少，燃燒灰熔點低的煤不會結渣。u 汽輪機-汽輪機又名蒸汽透平，是將蒸汽的熱能轉換成機械能的一種旋轉式原動機。u

20、汽輪機的分類u 國產汽輪機類型的代號u 組成：l轉子：轉動部分l靜子：靜止部分l控制部分汽汽 輪輪 機機汽輪機的分類 分類方法：l按工作原理l按熱力特性l按汽流方向l按用途l按進汽參數l按功率 按工作原理分：沖動式沖動式汽輪機-由沖動級組成，蒸汽主要在噴嘴噴嘴中膨脹，在動葉中只有少量膨脹。反動式反動式汽輪機-由反動級組成，蒸汽在噴噴嘴和動葉嘴和動葉中膨脹程度相同。由于反動級不能做成部分進汽，故調節級采用單列沖動級或復速級。 按熱力特性分：凝汽式凝汽式汽輪機-排汽在高度真空狀態下進入凝汽器凝結成水，有些小汽輪機沒有回熱系統，成為純凝汽式汽輪機。背壓式背壓式汽輪機-排汽直接用于供熱，沒有凝汽器。當

21、排汽作為其他中低壓汽輪機的工作蒸汽時，稱為前置式汽輪機。調節抽汽式調節抽汽式汽輪機-從汽輪機某級后抽出一定壓力的部分蒸汽對外供熱，其余排汽仍進入凝汽器。由于熱用戶對供熱壓力有一定的要求，需要對抽汽壓力進行自動調節，故稱為調節抽汽。根據用戶需要，有一次調節抽汽和兩次調節抽汽。抽汽背壓式抽汽背壓式汽輪機-具有調節抽汽的背壓式汽輪機。中間再熱式中間再熱式汽輪機-進入汽輪機的蒸汽膨脹到某一壓力后，被抽出送往鍋爐的再熱器進行再熱，再返回汽輪機繼續膨脹做功。混壓式混壓式汽輪機-利用其他來源的蒸汽引入汽輪機相應的中間級，與原來的蒸汽一起工作，常用于工業生產的流程中，作為蒸汽熱能的綜合利用。 按汽流方向分：軸

22、流式軸流式汽輪機-組成汽輪機的各級葉柵沿組成汽輪機的各級葉柵沿軸向依次排列，汽流方向的總趨勢是軸向的，軸向依次排列，汽流方向的總趨勢是軸向的，絕大多數汽輪機都是軸流式汽輪機絕大多數汽輪機都是軸流式汽輪機。輻流式輻流式汽輪機-組成汽輪機的各級葉柵沿組成汽輪機的各級葉柵沿半徑方向依次排列，汽流方向的總趨勢是沿半徑方向依次排列，汽流方向的總趨勢是沿半徑方向的。半徑方向的。 按用途分：電站電站汽輪機-用于拖動發電機，汽輪發電機組需按供電頻率定轉速運行，故也稱為定轉速汽輪機，主要采用凝汽式汽輪機。也采用同時供熱、供電的汽輪機，通常稱為熱電汽輪機或供熱式汽輪機。工業工業汽輪機-用于拖動風機，水泵等轉動機械

23、，其運行速度經常是變化的，也稱為變轉速汽輪機。凝汽式供暖凝汽式供暖汽輪機-在中低壓缸連通管上加裝蝶閥來調節供暖抽汽量，抽汽壓力不像調節抽汽式汽輪機那樣維持規定的數值，而是隨流量大小基本上按直線規律變化。 按進汽參數（壓力）分：低壓低壓汽輪機汽輪機 新蒸汽壓力小于新蒸汽壓力小于1.5mpa中壓中壓汽輪機汽輪機 新蒸汽壓力為新蒸汽壓力為2.0-4.0mpa高壓高壓汽輪機汽輪機 新蒸汽壓力為新蒸汽壓力為6.0-10.0mpa超高壓超高壓汽輪機汽輪機 新蒸汽壓力為新蒸汽壓力為12.0-14.0mpa亞臨界亞臨界汽輪機汽輪機 新蒸汽壓力為新蒸汽壓力為16.0-18.0mpa超臨界超臨界汽輪機汽輪機 新蒸

24、汽壓力新蒸汽壓力22.2mpa超超臨界超超臨界汽輪機汽輪機 p030mpa ，t0 580 按功率分：大功率汽輪機大功率汽輪機 大于大于200mw小功率汽輪機小功率汽輪機 小于小于200mw國產汽輪機類型的代號國產汽輪機類型的代號n: 凝汽式凝汽式c: 一次調節抽汽式一次調節抽汽式cc: 兩次調節抽汽式兩次調節抽汽式b: 背壓式背壓式cb: 抽汽背壓式抽汽背壓式h: 船用船用y: 移動式移動式k: 空冷式空冷式國產汽輪機的型號表示方法是：xxxx/xx/xxx 變形設計次序主蒸汽壓力額定功率(mw)汽輪機類型例如：n300-16.7/537/537-2主再熱蒸汽溫度國產國產2020萬汽輪機外觀

25、萬汽輪機外觀揭去上汽缸的國產揭去上汽缸的國產3030萬汽輪機汽缸和轉子萬汽輪機汽缸和轉子圖圖高壓缸轉子高壓缸轉子u 火力發電廠的火力發電廠的主要生產系統主要生產系統 汽水系統汽水系統 燃燒系統燃燒系統 電氣系統電氣系統 控制系統控制系統u 火力發電廠的主要生產系統火力發電廠的主要生產系統1 1 汽水系統汽水系統 任務任務：將燃料所產生的熱能傳給蒸汽，然后再將將燃料所產生的熱能傳給蒸汽，然后再將蒸汽的熱能轉換成機械能。蒸汽的熱能轉換成機械能。 范圍和要求：范圍和要求： 主汽水系統主汽水系統：主要包括主蒸汽、再熱蒸汽管道系統，給：主要包括主蒸汽、再熱蒸汽管道系統，給水回熱加熱系統，凝結水系統，給水

26、除氧系統等；水回熱加熱系統，凝結水系統，給水除氧系統等；輔助汽水系統輔助汽水系統：主要包括補水系統，疏水系統，冷卻水：主要包括補水系統，疏水系統，冷卻水系統，輔助蒸汽系統，輔助冷卻水系統，供熱系統，排系統，輔助蒸汽系統，輔助冷卻水系統，供熱系統，排污系統等；污系統等； 汽輪機的旁路系統汽輪機的旁路系統：主要包括高壓旁路主要包括高壓旁路（i級旁路），低壓旁路低壓旁路（級旁路），整機旁路（級大旁路）等等。火電廠汽水系統示意圖火電廠汽水系統示意圖火電廠旁路系統示意圖火電廠旁路系統示意圖2 2 燃燒系統燃燒系統 任務任務：將燃料中蘊藏的化學能通過燃燒釋放出來，將燃料中蘊藏的化學能通過燃燒釋放出來，轉換

27、成熱能。轉換成熱能。 范圍和要求：范圍和要求： 燃料輸送和制備系統燃料輸送和制備系統：主要包括固體燃料輸送（輸煤）：主要包括固體燃料輸送（輸煤）系統，液體燃料輸送（油）系統，氣體燃料輸送（天然系統，液體燃料輸送（油）系統，氣體燃料輸送（天然氣、煤氣等）統，制粉系統等；氣、煤氣等）統，制粉系統等；風、煙系統風、煙系統：主要包括：主要包括 一次風系統，二次風系統，三次一次風系統，二次風系統，三次風系統，煙風道系統等；風系統，煙風道系統等； 除灰渣系統除灰渣系統：主要包括吹灰系統，水力除灰渣系統，氣：主要包括吹灰系統，水力除灰渣系統，氣力除灰系統，機械除灰渣系統等。力除灰系統，機械除灰渣系統等。火電

28、廠燃燒系統示意圖火電廠燃燒系統示意圖3 3 電氣系統電氣系統 任務任務：汽輪機帶動發電機發電，將機械能轉換成汽輪機帶動發電機發電，將機械能轉換成電能，電能經升壓后由電網送給用戶。電能，電能經升壓后由電網送給用戶。 范圍和要求：范圍和要求： 向外供電系統向外供電系統： 發電機產生的電能，大部分經主變壓發電機產生的電能，大部分經主變壓器升壓后，經配電裝置向外供電。供電質量必須符合國器升壓后，經配電裝置向外供電。供電質量必須符合國家標準，并要求安全可靠、家標準，并要求安全可靠、 調度靈活；調度靈活；廠用電系統廠用電系統：發電機產生的電能，小部分經降壓后由配：發電機產生的電能，小部分經降壓后由配電裝置

29、送向廠內各用電點。電裝置送向廠內各用電點。電氣系統示意圖電氣系統示意圖4 4 控制系統控制系統 任務任務：熱工生產過程自動化和機熱工生產過程自動化和機爐爐電集中控電集中控制。制。 范圍和要求：范圍和要求： 數據采集系統數據采集系統： 包括運行人員控制臺，后備包括運行人員控制臺，后備btgbtg（鍋（鍋爐、汽輪機、發電機）盤，工程師控制盤，進行電廠主爐、汽輪機、發電機）盤，工程師控制盤，進行電廠主輔機生產過程的監控和管理；輔機生產過程的監控和管理；閉環控制系統閉環控制系統：包括機爐協調控制系統，汽輪機數字電：包括機爐協調控制系統，汽輪機數字電液控制系統，液控制系統， 汽輪機旁路控制系統和汽動泵控

30、制系統。汽輪機旁路控制系統和汽動泵控制系統。自動程序控制系統自動程序控制系統：控制電廠主、輔機的啟、停。：控制電廠主、輔機的啟、停。 保護聯鎖系統保護聯鎖系統：dehdeh系統示意圖系統示意圖 燃煤機組單位造價（燃煤機組單位造價（20002000年火電工程年火電工程限額設計指標）限額設計指標）： 新建新建2 2300mw300mw燃煤機組：燃煤機組： 無脫硫靜態投資：無脫硫靜態投資：4207 4207 元元/ /千瓦；千瓦； 有脫硫靜態投資：有脫硫靜態投資：4750 4750 元元/ /千瓦。千瓦。熱電廠概述熱電廠概述概念概念：發電廠同時對熱電用戶熱電用戶供應電能和熱能，而其生產的熱能是取自汽

31、輪機作過部分或全部部分或全部功功的蒸汽，這種能量生產稱為熱電聯合生產（簡稱熱電聯產）。其熱力循環稱供熱循環。裝有這種動力設備的發電廠稱為熱電廠。 熱電聯產的效益熱電聯產的效益 l大大減少了冷源損失，與熱電分產相比，其節煤量可達2025； l改善勞動條件和城市環境衛生：取代小鍋爐； 熱電廠的主要特點：熱電廠的主要特點：涉及電熱兩種產品 品位不同品位不同以熱定電以熱定電供熱形式不同抽凝機組抽凝機組背壓機組背壓機組熱電分攤形式不同好處歸熱法好處歸熱法好處歸電法好處歸電法 折衷分配法折衷分配法 熱電聯產熱電聯產(供供)循環循環1234給水泵熱用戶汽輪機過熱器鍋爐用發電廠作了功的用發電廠作了功的蒸汽的余

32、熱來滿足蒸汽的余熱來滿足熱用戶的需要，這熱用戶的需要，這種作法稱為種作法稱為熱電聯熱電聯( (產產) )供供。背壓式機組背壓式機組( (背壓背壓0.1mpa) )熱用戶為什么要用熱用戶為什么要用換熱器而不直接用換熱器而不直接用熱力循環的水？熱力循環的水？抽汽調節式抽汽調節式熱電聯產熱電聯產(供供)循環循環過熱器汽輪機發電機鍋爐冷卻水冷凝器加熱器水泵 1水泵 2調節閥 抽汽式熱電聯供循抽汽式熱電聯供循環環, , 可以自動調節熱、可以自動調節熱、電供應比例，以滿足電供應比例，以滿足不同用戶的需要。不同用戶的需要。熱用戶熱用戶熱電廠的設備組成及系統分析熱電廠的設備組成及系統分析熱電廠裝機方案的選擇原

33、則：以熱定電l汽輪機的選擇：主要取決于熱負荷l 熱負荷全年穩定，選擇背壓機組為佳，熱經濟性好；l 熱負荷全年有變化，且熱用戶用熱參數只有一個，選擇一次調整抽凝機組為佳，使用靈活，無熱可發電；l 熱負荷全年有變化，且熱用戶用熱參數為二個，選擇二次調整抽凝機組為佳。使用靈活，無熱可發電；l鍋爐的選擇：主要取決于燃用煤種的特性l 循環流化床鍋爐：利用劣質煤、煤矸石，煤種及負荷適應性強、環保，但最大的問題是磨損嚴重。l 煤粉鍋爐加設爐后煙氣脫硫裝置。運行穩定，技術成熟。 系統分析系統分析1 主蒸汽管道系統主蒸汽管道系統范圍：包括鍋爐供給汽輪機蒸汽的管道，蒸汽管道間的連通母管，通往用新汽設備的蒸汽支管等

34、。如果是再熱式機組，還有汽輪機高壓缸排汽口至再熱器入口的再熱冷段管道，再熱器出口至汽輪機中壓缸入口的再熱熱段管道也屬于這個范圍。 特點：輸送工質流量大，參數高，使用的金屬材料質量高，對發電廠運行的安全性、可靠性、經濟性影響大。 基本要求：l系統簡單，工作安全可靠；l運行調度靈活，能進行各種切換；l便于維修、安裝和擴建；l投資費用少，運行費用低。 發電廠中常用的主蒸汽管道系統的形式 u 單元制主蒸汽管道系統單元制主蒸汽管道系統：是指一臺鍋爐配一臺汽輪機的管道系統(包括再熱蒸汽管道)，組成獨立單元，各單元間無橫向聯系，用汽設備的蒸汽支管由各單元主蒸汽管引出。 l優點優點：簡單，管道短，閥門及附件少

35、，相應的管內工質壓力損失小，運行操作少，檢修工作量少，投資省，散熱損失小，便于實現集中控制，事故可能性小，安全可靠性相對較高，如果發生事故只限于一個單元范圍內等。l 缺點缺點：不具備調度靈活條件，負荷變動時對鍋爐燃燒調整要求高，單元系統內任何一個主要設備或附件發生事故，都會導致整個單元系統停止運行，機爐必須同時進行檢修等。l使用范圍使用范圍：根據dl 5000-94火力發電廠設計技術規程中規定，對裝有高壓凝汽式機組的發電廠，可采用單元制系統。對裝有中間再熱凝汽式機組或中間再熱供熱式機組的發電廠，也可采用單元制系統。單元制主蒸汽系統圖切換母管制主蒸汽管道系統切換母管制主蒸汽管道系統：每臺鍋爐與它

36、對應的汽輪機組成一個單元，正常時機爐組成單元運行，各單元間還裝有切換母管，每個單元與母管連接處，另裝一段聯絡管和三個切換閥，當需要時切換運行。 說明說明：切換母管制系統中，減溫減壓設備等都與母管相連。母管通流量一般按照通過一臺鍋爐的供汽量進行設計。為便于母管本身的檢修，電廠將來擴建不致于影響原有機組、設備的正常運行，機爐臺數較多時，也可用兩個串聯的關斷閥將母管分段。切換母管正常運行時處于熱備用狀態。l優點優點：可切換運行，電廠機爐臺數較多時可充分利用鍋爐的富裕容量，具有較高的運行靈活性，有足夠的運行可靠性，各鍋爐間的負荷可進行最佳負荷分配。l缺點缺點：閥門多、管道長、系統復雜，管道本身事故可能

37、性大。l使用范圍使用范圍：根據di5000-94中規定，對裝有高壓供熱式機組的發電廠和中、小型發電廠，因參數不高、閥門管道投資相對較少，采用切換母管制系統。 切換母管制主蒸汽系統圖集中母管制主蒸汽管道系統：集中母管制主蒸汽管道系統：發電廠所有鍋爐生產的蒸汽都送到集中母管中，再由集中母管把蒸汽引到各汽輪機和輔助用汽設備去的蒸汽管道系統 。 分段閥的作用：單母管上裝有分段閥，一般分為兩個以上區段。分段閥采用兩個串聯的關斷閥，其作用是當系統局部發生故障或局部檢修時，用分段閥隔開，同時也便于分段閥本身檢修，其它部分仍可正常運行。正常運行時分段閥是打開的，單母管處于運行狀態。l特點特點：系統比較簡單，布

38、置方便。但是與切換母管制相比，其運行調度不靈活，缺乏機動性。當母管分段檢修或與母管相連的任意一閥門發生事故時，與該段母管相連的鍋爐和汽輪機都要停止運行。 l使用范圍使用范圍：這種系統只有在鍋爐和汽輪機的單位容量和臺數不配合或裝有備用鍋爐已建成的熱電廠中采用，以后建電廠不再采用。 集中母管制主蒸汽系統圖主蒸汽管道系統設計中的幾個問題主蒸汽管道系統設計中的幾個問題 壓損和汽溫偏差的限定壓損和汽溫偏差的限定： 最大允許溫度偏差：持久性的為15，瞬時性的為42。 主蒸汽管道壓損：汽輪機進汽設計壓力的4-5%。 再熱蒸汽管道壓損：不超過高壓缸排汽壓力的9-10%。 降低壓損和汽溫偏差的措施降低壓損和汽溫

39、偏差的措施 采用雙管制主蒸汽管道系統 ：在靠近主汽門兩側主蒸汽管之間加裝聯絡管； 采用單根蒸汽管道系統：到自動主蒸汽門或中壓聯合汽門前又分叉為兩根 ； 采用混溫裝置： 減少自動主汽門作關閉試驗時的壓損： 采用最少的管制件。 再熱機組主蒸汽管道系統圖2 2 再熱機組的旁路系統再熱機組的旁路系統 設置目的：為了適應再熱機組啟、停、事故處理時特定情況下的需要而設置。從實質上來講，旁路系統就是再熱機組啟、停、事故情況下的一種調節和保護系統。組成：高壓旁路：鍋爐來的新蒸汽繞過汽輪機高壓缸，通過連接在主蒸汽和高壓旁路：鍋爐來的新蒸汽繞過汽輪機高壓缸，通過連接在主蒸汽和再熱蒸汽冷段管道間減溫減壓裝置直接進入

40、再熱器冷段管道，再熱蒸汽冷段管道間減溫減壓裝置直接進入再熱器冷段管道，低壓旁路：繞過汽輪機中、低壓缸，通過連接在再熱器熱段蒸汽管和低壓旁路：繞過汽輪機中、低壓缸，通過連接在再熱器熱段蒸汽管和凝汽器間的減溫減壓裝置后進人凝汽器的管道系統。凝汽器間的減溫減壓裝置后進人凝汽器的管道系統。整機旁路：繞過整個汽輪機，通過連接在主蒸汽管道和凝汽器間的減整機旁路：繞過整個汽輪機，通過連接在主蒸汽管道和凝汽器間的減溫減壓裝置，直接進入凝汽器的管道系統。溫減壓裝置，直接進入凝汽器的管道系統。再熱式汽輪機的旁路系統是由上述一種、兩種或三種型式組合而成。再熱式汽輪機的旁路系統是由上述一種、兩種或三種型式組合而成。

41、作用：l縮短啟動時間，改善啟動條件，延長汽輪機壽命 ；l保護再熱器 ；l回收工質，降低噪聲 ；l減少安全門動作次數，延長使用壽命 。 旁路系統的常用型式旁路系統的常用型式：兩級串聯旁路系統兩級串聯旁路系統 ：l組成：由高壓旁路和低壓旁路組成，應用廣泛。l特點：高壓旁路容量為鍋爐額定蒸發量的3040，通汽量相對加大，對機組快速啟動特別是熱態啟動更為有利。l三用閥旁路系統：也屬于兩級串聯旁路系統，其容量為鍋爐額定蒸發量的100。該系統高壓旁路閥具有啟動調節閥、減溫減壓旁路閥和安全閥的三種功能，故稱三用閥。三用閥是可控的，能實現快速(全開時間2.5s)自動跟蹤超壓保護，代替了鍋爐安全閥。 二級串聯旁

42、路系統 三用閥旁路系統兩級并聯旁路系統兩級并聯旁路系統組成：由高壓旁路和整機旁路組成，前期國產300mw機組采用。特點：l高壓旁路設計容量為鍋爐額定蒸發量的10，新設計的增大到17，其目的是保護再熱器，機組啟動時暖管，熱態啟動時利用再熱器熱段上的向空排汽閥對外排汽以提高二次汽溫。l整機旁路設計容量為鍋爐額定蒸發量的20，新設計的增大到30。其目的是將各種運行工況(啟動、電網甩負荷、事故)多余蒸汽排人凝汽器，鍋爐超壓時可減少安全閥動作或不動作。l此種旁路系統在機組啟動時為保護再熱器需向空排汽，新設計機組很少采用。 兩級并聯旁路系統三級旁路系統組成：由高壓旁路、低壓旁路和整機旁路組成。l高壓旁路和

43、低壓旁路為串聯系統，其容量各為鍋爐額定蒸發量的9，加上高壓排汽量還有5，共有14的蒸汽量冷卻保護再熱器。l整機旁路容量為鍋爐額定蒸發量的36。特點：l優點：能適應各種工況的調節，運行靈活性高，突降負荷或甩負荷時，能將大量的蒸汽迅速排往凝汽器，以免鍋爐超壓，安全門動作。l缺點：設備多，系統復雜，金屬耗量大，布置困難，操作運行較復雜。l此系統在引進前蘇聯200mw機組上采用。 再熱機組三級旁路系統 三級旁路系統 一級大（整機）旁路系統組成：鍋爐來的新蒸汽，繞過汽輪機的高、中、低壓缸，新蒸汽沒有進入汽輪機，而是經一級大旁路減溫減壓后排人凝汽器中。特點：l優點：系統簡單，金屬耗量少，管道附件少，投資省

44、，便于布置，方便操作。l缺點：l當機組啟動或甩負荷時，再熱器內沒有蒸汽通過，得不到冷卻，處于干燒狀態。l當機組滑參數啟動時，特別是熱態啟動時，無法調整再熱蒸汽溫度。l已采用一級大旁路的系統有國產第二臺200mw機組和波蘭進口的125mw機組。 一級整機旁路系統3 回熱抽汽及其疏水管道系統 概念：概念：l回熱抽汽系統：回熱抽汽系統：指從汽輪機各抽汽口至其相應的高、低指從汽輪機各抽汽口至其相應的高、低壓回熱加熱器的蒸汽管道及其閥門和附件；壓回熱加熱器的蒸汽管道及其閥門和附件；l疏水系統：疏水系統：指各高、低壓回熱加熱器加熱蒸汽的凝結水指各高、低壓回熱加熱器加熱蒸汽的凝結水排放、回收管道及其閥門和附

45、件排放、回收管道及其閥門和附件。作用作用：保證高、低壓加熱器正常有效地工作，及時：保證高、低壓加熱器正常有效地工作，及時有選擇性地排放疏水，并杜絕異常情況下抽汽和疏有選擇性地排放疏水，并杜絕異常情況下抽汽和疏水倒流入汽輪機，達到回熱系統安全經濟運行的目水倒流入汽輪機，達到回熱系統安全經濟運行的目的。的。加熱器的類型加熱器的類型l表面式：系統簡單、運行安全可靠性高、系統投資少。表面式：系統簡單、運行安全可靠性高、系統投資少。l匯集式：汽水直接接觸傳熱，其端差為零，熱經濟性高匯集式：汽水直接接觸傳熱，其端差為零，熱經濟性高于有端差的表面式加熱器。加熱器結構簡單，制造簡單，于有端差的表面式加熱器。加

46、熱器結構簡單，制造簡單，金屬耗量少。金屬耗量少。 給水回熱加熱可以提高循環熱效率。現代大中型機組采用給水回熱加熱可以提高循環熱效率。現代大中型機組采用給水回熱，其節煤量可達給水回熱，其節煤量可達10102020。 二二 實例實例n300n300機組回熱抽汽系統機組回熱抽汽系統n300n300機組疏水系統機組疏水系統n300-16.7-535/535n300-16.7-535/535機組原則性熱力系統機組原則性熱力系統 系統布置特點系統布置特點 對于供熱機組，各級抽汽管道上都設有雙用途電動隔對于供熱機組，各級抽汽管道上都設有雙用途電動隔離閥。它既可以在加熱器故障停用時切除汽源；當加熱離閥。它既可

47、以在加熱器故障停用時切除汽源；當加熱器內出現高疏水位時，它又能由水位信號控制而自動關器內出現高疏水位時，它又能由水位信號控制而自動關閉，作為防止機組產生水沖擊的第一道防線。當該閥門閉，作為防止機組產生水沖擊的第一道防線。當該閥門失靈時，它還設有旁路管道及閥門作備用。失靈時，它還設有旁路管道及閥門作備用。 對于凝汽式機組，末二級抽汽管道上可不設逆止閥。對于凝汽式機組，末二級抽汽管道上可不設逆止閥。 因除氧器加熱抽汽管道與廠備用汽源有聯系，為嚴防倒因除氧器加熱抽汽管道與廠備用汽源有聯系，為嚴防倒汽和汽輪機進水，除氧器抽汽管道上不僅裝設氣動逆止汽和汽輪機進水，除氧器抽汽管道上不僅裝設氣動逆止閥，還增

48、設一普通逆止閥，進行雙重逆止。閥，還增設一普通逆止閥，進行雙重逆止。 供應供應除氧器和小汽輪機除氧器和小汽輪機的這段抽汽，設有兩個抽汽口，的這段抽汽，設有兩個抽汽口，一路進除氧器對凝結水加熱除氧；另一路則送汽至兩汽一路進除氧器對凝結水加熱除氧；另一路則送汽至兩汽動給水泵的小汽輪機，供小汽機正常工作用汽。該抽汽動給水泵的小汽輪機，供小汽機正常工作用汽。該抽汽管道上設有氣動逆止閥和電動閘閥，逆止閥是防止粗長管道上設有氣動逆止閥和電動閘閥，逆止閥是防止粗長的導汽管在機組甩負荷時對機組倒汽。的導汽管在機組甩負荷時對機組倒汽。抽汽逆止（回）閥的控制管道系統抽汽逆止（回）閥的控制管道系統當汽輪機甩負荷或其

49、它故障使自動主汽門關閉時，汽缸內釋壓，為防止回熱加熱器疏水汽化的濕飽和蒸汽倒流入汽輪機，引起汽輪機超速或水沖擊等，使事態進一步擴大，回熱抽汽管道一般應設置逆止閥。中、小容量機組，抽汽壓力較低，抽汽管道短而小，抽汽管道上設置一般逆止閥即可；單元機組抽汽壓力較高，抽汽管道長而粗，機組的可靠性又要求高，因此，其抽汽管道的逆止閥應采用液動、氣動等控制裝置。以使它動作快和動力大，并與自動主汽門實行聯動控制，逆止功能就更有保障。某廠進口設備把抽汽逆止閥裝在盡可能靠近汽機，對防止抽汽管倒汽確為有益。控制水由凝結水泵出口管道引來 。 液動逆止閥控制水管道系統 加熱器的運行和維護加熱器的運行和維護 加熱器停運的

50、影響 一般高壓加熱器發生事故較多，若高壓加熱器不投入運行將會使機組的煤耗增加， 高壓加熱器的停運，還將使給水溫度降低，造成超高參數直流爐的水冷壁超溫及汽包爐的過熱汽溫升高。 低壓加熱器的停用也將降低機組的熱經濟性，同時會造成汽輪機末幾級的蒸汽流量增大而導致沖蝕加劇。 因此，停用某加熱器時，為保證相應抽汽段以后汽輪機的各級不過負荷，應該根據機組的具體情況減少負荷。注意問題：注意問題： 啟動、停用或工況發生變化時，合理地控制其給水的溫度變化率； 加熱器的水位應保持在規定的范圍內 ：一般允許水位偏離正常水位的范圍約土40mm； 加熱器的出口端差； 超負荷工況 ； 停機保護。 疏水位過低的影響疏水位過

51、低的影響使疏水冷卻段進口使疏水冷卻段進口( (吸入口吸入口) )露出水面，而使蒸汽進人露出水面，而使蒸汽進人該段，這將破壞該段疏水的虹吸作用，也破壞了凝該段，這將破壞該段疏水的虹吸作用，也破壞了凝結段與疏水冷卻段之間的密封，使疏水冷卻段的過結段與疏水冷卻段之間的密封，使疏水冷卻段的過冷作用降低，影響回熱系統的熱經濟性。冷作用降低，影響回熱系統的熱經濟性。造成疏水端差的變化；造成疏水端差的變化；造成蒸汽熱量的損失；造成蒸汽熱量的損失；處于疏水冷卻段進口區的處于疏水冷卻段進口區的u u形管束，將受到蒸汽的形管束，將受到蒸汽的沖刷而損壞。蒸汽進入疏水冷卻段后，經過沖刷而損壞。蒸汽進入疏水冷卻段后，經

52、過u u形管形管束內給水的冷卻，其比體積急劇變化，因而出現汽束內給水的冷卻，其比體積急劇變化，因而出現汽蝕現象，使管束損壞。蝕現象，使管束損壞。無疏水冷卻段的加熱器若水位過低，也會由于維持無疏水冷卻段的加熱器若水位過低，也會由于維持不住汽側壓力，造成蒸汽由疏水管跑掉，造成熱經不住汽側壓力，造成蒸汽由疏水管跑掉，造成熱經濟性和安全性的下降。濟性和安全性的下降。水位過高的影響：水位過高的影響：l使部分管束（傳熱面）浸沒在水中，從而減少了有使部分管束（傳熱面）浸沒在水中，從而減少了有效傳熱面積，導致加熱器性能下降（給水出口溫度效傳熱面積，導致加熱器性能下降（給水出口溫度降低）。加熱器在過高水位下運行

53、，一旦發生事故，降低）。加熱器在過高水位下運行，一旦發生事故，若操作稍有失誤或不及時處理，還將危及汽輪機運若操作稍有失誤或不及時處理，還將危及汽輪機運行的安全。行的安全。造成加熱器水位過高的原因主要：造成加熱器水位過高的原因主要：l 疏水調節裝置不正常；疏水調節裝置不正常；l 加熱器之間壓差不夠（疏水逐級自流的加熱器間），加熱器之間壓差不夠（疏水逐級自流的加熱器間），以致疏水不暢；以致疏水不暢；l 加熱器超負荷；加熱器超負荷；l 管束泄漏。管束泄漏。 加熱器的水位正確調整：是加熱器正常運行的加熱器的水位正確調整：是加熱器正常運行的保證保證l從水位計上得到的水位往往高于加熱器的實際水位，即出現假

54、水位現象。嚴重時會 造成水封的喪失。l在臥式加熱器中，蒸汽流過接口處的速度與液面上的速度不同。l現場的水位調整可以以銘牌上的正常水位為起點，把水位逐漸提高，在每提高一次水位的同時，測量疏水的出口溫度和給水的出口溫度。l把給水出口溫度尚未下降的水位，定為加熱器的高水位，再 由此按設計要求定出正常水位及低水位。l有的電廠在運行中希望加熱器低水位運行，目的是在機組負荷變化時，可以延長加熱器的報警時間，避免加熱器的保護裝置動作，這無論從經濟或安全角度考慮，都是不可取的。 加熱器的出口端差： 是一個重要的監視指標。原因 加熱器傳熱面結垢，使出口端差增大。 空氣漏入或是排氣不暢，使加熱器中聚集了不凝結氣體

55、，端差也會上升。 加熱器水位過高，使端差增大。 如果加熱器的出水溫度在加熱器的旁通閥之后（按水流方向）測量，當旁路閥不嚴密或自動控制失靈導致旁通閥門泄漏，也會引起加熱器出口端差的增大。 若抽汽管的閥門未開足或逆止閥的節流損失太大，將導致加熱器出水溫度降低。這一異常可以通過測取抽汽管與加熱器內（或進口）的壓力作對比判定。超負荷工況l某一臺或一列加熱器停用，將使運行中的加熱器的流量增大到失常或使加熱器損壞的程度，因此加熱器的負荷不得超過規定的限額；l過分的超負荷運行會危害設備的安全，縮短加熱器的壽命。l低壓加熱器停用，特別是最末一級低壓加熱器停用，將使其級后汽輪機葉片的沖蝕加劇；l大多數汽輪機壓力

56、最低一級低壓加熱器抽汽管道不裝截止閥，這臺加熱器只有汽輪機停機時才能停用。l若必須停止某加熱器時，為保證相應抽汽段以后汽輪機的各級不過負荷，以及有關的運行加熱器不超負荷，應相應降低機組的功率（電負荷）。停機保護停機保護l加熱器停用后的防腐工作：加熱器管系銹蝕的主要原因是氧化，因此，防腐措施就是保證管系與空氣隔絕。l 運行過程中加熱器短期停運時，在汽側充滿蒸汽和適當地調節水側給水的ph值，可以起很好的保護作用。l 加熱器停用時間較長時，必須提供更持久性的保持措施。例如，采取充氮和使用其它合適的化學抑制劑。l對碳鋼管束給水加熱器可采用如下措施：殼側（即蒸汽側）充氮，在長期停用期間，完全干燥后充入干

57、的氮氣；水室（即水側），當機組停機時，加大聯氨注入量，使加熱器內聯氨的濃度提高到200mgl，并且以增加氨來調節和控制ph值為10.0。 4 4 主凝結水管道系統和設備主凝結水管道系統和設備范圍：從凝汽器熱水井經凝結水泵、射汽式抽氣器冷卻器、軸封蒸汽冷卻器及低壓加熱器到除氧器的全部管道系統。組成： 汽平衡管：在凝結泵入口處接有與凝汽器相連的汽平衡管，其作用是維持凝結泵入口處真空與凝汽器內真空一致。 水封真空閥：每臺水泵的入口側應裝設水封真空閥，以防止空氣漏入真空系統。 出口逆止閥：防止備用凝結水泵倒轉。 凝結水再循環管：在最低壓力低壓加熱器前設有一根通向凝汽器的再循環管，其作用是在機組啟動或低

58、負荷運行時，保持凝結水泵流量大于水泵的最小允許流量，維持一定的熱井水位以保證水泵入口不發生汽化，同時還應保證軸封冷卻器和射汽式抽氣器冷卻器有足夠的冷卻用水。 凝結水泵：在主凝結水系統中，一般設兩臺凝結水泵，一臺運行，一臺備用，運行泵故障時能自動切換。 支管道：凝結水泵出口的壓力水還要供給真空系統真空閥水封用水、水壓逆止閥控制水、低壓缸減溫水、再熱機組級旁路減溫水等。 加熱器的旁路：加熱器應設置主凝結水的旁路，以免某臺加熱器發生故障停用時而中斷凝結水的輸送。每臺加熱器設一個旁路時稱為小旁路；兩個以上加熱器共設一個旁路時稱為大旁路。l大旁路的特點：優點是系統簡單，閥門少，節省投資。缺點是一臺加熱器

59、故障時，該旁路中其余加熱器也隨之解列停用，使進入除氧器的凝結水溫度降低，影響除氧器的正常運行。l 小旁路的特點：優缺點恰與大旁路相反。因此，在主凝結水系統中常采用大小旁路聯合應用方式，在加熱器發生故障時既便于切除，又可保證進入除氧器的凝結水溫不致過低，系統也比較簡單。凝結水、疏水管道系統圖凝結水泵的運行凝結水泵的運行 l凝結水泵運行的特點 凝結水泵的主要任務是將凝汽器下部熱水井中的凝結水抽出，送入回熱系統中去，同時還應保證在自動或低負荷運行時射汽抽氣冷卻器、軸封冷卻器的冷卻用水。對大型機組，一般還要供給旁路系統減溫水、發電機的冷卻用水、回熱抽汽管道上逆止門控制用的動力水、給水泵的密封水等。l凝

60、結水泵是在高真空條件下，輸送接近凝汽器壓力下的飽和水。為了保證水泵工作可靠，一般安裝在凝汽器熱水井水面下0.51m 處，并裝有水位調節器，同時要求泵軸兩端的填料具有很好的嚴密性。凝結水泵還須裝設一根通往凝汽器的空氣平衡管。用以將水泵進口側不嚴密處漏入的空氣、進口側凝結水中分解出的氣體、以及部分蒸汽由平衡管引入凝汽器，然后由抽氣器抽出。l運行中要特別注意泵的出口壓力、凝結水流量、電機電流和熱水井水位的監視，注意填料的密封情況，在運行中泵的密封水不得斷流，以防空氣漏入。l在啟動、 低負荷運行時, 用調整再循環門來保持熱水井水位和滿足射汽抽氣冷卻器、軸封冷卻器的冷卻用水。 凝結水泵的低水位運行凝結水