第五章+辅助汽水系统
第4部分 辅助冷却水系统
这两个水池之间用气密封挡板隔开, 可单独进行充排水。 机组正常运行时,反应堆水池是不充 水的。只有在换料,反应堆压力容器 封头需要打开的情况下,反应堆水池 才予充水。水池满水的水位标高为 19.5m 。
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5.1.2 系统的组成
系统组成
2.乏燃料水池
乏燃料水池位于燃料厂房内,池面 标高也是20m,总水容积为1800 m3,它由四个水池组成： 燃料输送池 乏燃料贮存池 乏燃料运输罐装罐池 燃料运输罐冲洗池
净化回路
冷却流量的一部分经PTR001或002PO出口旁路被送入PTR001FI、 PTR001DE和PTR002FI实现净化。设计净化流量为60m3/h,最大不超 过65，PTR001FI用来过滤直径大于5μm的悬浮颗粒,PTR002FI则阻 止离子交换树脂进入冷却系统。
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6.反应堆水池和乏燃料水池表面撤 沫回路
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4.反应堆水池的充水、排水、冷却和 净化回路
(1)充水回路
换料水箱的水可以借助于PTR001或 002PO充入反应堆水池,在反应堆压力容 器打开以后,也可以利用低压安注泵通过 环路向反应堆水池充水。
(2)排水回路
大修卸料后,可以用余热排出泵、 PTR002PO及005PO将反应堆水池的水排 回到换料水箱,反应堆水池水的最后排尽 还要通过地漏,将水排到核岛排气和疏排 水系统； 装料后,只能用PTR002PO及005PO排水,最 后也要用地漏将水排尽。
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5.乏燃料水池的充水、排水、冷却和 净化回路
冷却回路
燃料输送池、乏燃料贮存池和乏燃料装卸罐贮存池的水用PTR001或 002RF冷却,冷源是设备冷却水。冷却后的水返回到各水池。 两套冷却管线中的任何一条都能保证对上述三个水池的冷却能力和作 为RRA的应急备用,但两项操作同时进行时,只有偶数系列管线可作为 RRA系统的应急备用。
汽水系统及其辅助系统的设计和计算.
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第一章给水回热系统.. (2)1.1 给水回热系统设计背景......................................................................... 错误！未定义书签。
第二章给水回热系统的组成.. (5)2.1 回热加热器 (5)2.2 除氧器 (13)第三章300MW机组回热系统 (16)3.1 回热系统管路介绍 (16)3.2 回热系统结构简述 (19)第四章300MW机组汽水系统及其辅助系统的原则性计算 (21)4.1 板桥电厂原则性热力系统拟定 (21)4.2 原始资料整理 (22)4.3 计算回热抽汽系数与凝汽系数 (23)4.4 凝汽份额的计算与工质平衡校核 (27)D计算及功率校核 (28)4.5 新汽量4.6 热经济指标的计算 (29)第五章回热系统主要设备及管道的设计与计算 (31)5.1 H1加热器的设计计算 (31)5.2 H2加热器的设计计算 (42)5.3 H3加热器的设计计算 (48)5.4 除氧器的设计计算 (53)5.5 H5加热器的设计计算 (56)5.6 H6加热器的设计计算 (60)5.7 H7加热器的设计计算 (64)5.8 H8加热器的设计计算 (69)5.9 抽汽管道的计算 (73)第六章结论 .......................................................................................................... 错误！未定义书签。
参考文献 ................................................................................................................ 错误！未定义书签。
辅助蒸汽系统
an dAl l t h i ng si nt he i rb ei n ga r系统图•辅助蒸汽系统一、辅助蒸汽系统介绍辅助蒸汽系统的作用是保证机组安全可靠地启动和停机，及在低负荷和异常工况下提供必要的、参数和数量都符合要求的汽源，同时向有关设备提供生产加热用汽。
辅助蒸汽系统主要包括：启动炉供汽汽源，高压辅助蒸汽联箱、低压辅汽联箱、用汽支管、减温减压装置、疏水装置及其连接管道和阀门等。
辅助蒸汽联箱是辅助蒸汽系统的核心部件。
本期工程330MW 亚临界机组设置的辅助蒸汽联箱，其设计压力为1.27MPa ，设计温度为350℃。
本厂330MW 亚临界机组的辅助蒸汽系统见系统图。
二、系统供汽汽源辅助蒸汽汽源一般有四路汽源，分别考虑到机组启动、低负荷、正常运行及厂区的用汽情况，这四路汽源分别是启动锅炉、邻机供汽、再热蒸汽冷段（即二段抽汽）和四段抽汽。
设置四路启动汽源的目的是减少启动供汽损失，减少启动工况的经济性。
1．启动蒸汽本期第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由启动锅炉供给。
我厂启动炉是由长沙锅炉厂生产的SZL20-1.27/350-AⅡ型锅炉，其主要参数为：额定蒸发量20T/H ，额定工作压力：1.27 MPa 额定蒸汽温度：350 ℃，第二台机组投产后，两台机组辅汽联箱互为备用。
供汽管道及辅汽联箱均有疏水点，并将暖管疏水排至无压放水母管或排水至辅汽疏水扩容器。
2．再热蒸汽冷段在机组低负荷期间，随着负荷增加，当再热蒸汽冷段压力符合要求时，辅助蒸汽由启动锅炉切换至再热冷段供汽。
供汽管道沿汽流方向安装的阀门包括：流量测量装置、电动截止阀、逆止阀、气动薄膜调节阀和闸阀。
逆止阀的作用是防止辅助蒸汽倒流入汽轮机。
3．汽轮机四段抽汽当机组负荷上升到70～85%MCR时，四段抽汽参数符合要求，可将辅助汽源切换至四段抽汽。
机组正常运行时，辅助蒸汽系统也由四段抽汽供汽，采用四段抽汽为辅助蒸汽系统供汽的原因是：在正常运行工况下，其压力变动范围与辅助蒸汽联箱的压力变化范围基本接近。
第五章 汽水系统组成
第五章汽水系统组成第一节汽包的构造及其作用汽包是汽包锅炉中的重要组件，其作用:(1) 连接上升管(水冷壁)与下降管，组成自然循环回路，同时接受省煤器来的给水，以及向过热器输送饱和蒸汽。
因而汽包是加热、蒸发与过热三个过程的连接点。
(2) 汽包中存有一定水量，因而有一定蓄热能力，可以减缓汽压变化速度。
汽包中装有各种内部装置，用以保证蒸汽品质。
1、锅筒及内部装置汽包锅筒内径为1792mm，筒身直段长26.448m，两端为球形封头，锅筒总长约28.8m，材料为BHW35，筒体壁厚145mm。
锅筒内设置114个轴向旋流式分离器，分离器直径254mm，分两排布置。
在锅筒两端装设2套无盲区双色水位计，用于就地指示，同一汽包上两端就地水位计的指示，相互偏差不大于20mm。
在锅筒上装设有4套水位平衡容器。
锅筒内装设一套水位取样装置，测定锅炉真实水位，用于校核就地水位计和远程指标器，给水自动调节设在此端。
锅筒上设置有供酸洗，充N2，热工保护，连续排污，炉水取样，放气，安全阀等管座。
2、汽包内部设备的作用在于将水从水冷壁内产生的蒸汽中分离出来，同时也将蒸汽中溶解盐分的含量降到规定的标准以下。
通常汽水分离过程包括三个阶段，前两次分离在旋风分离器中完成，第三次分离是在汽包顶部，蒸汽进入到饱和蒸汽引出管以前完成。
水冷壁内产生的汽水混合物经过汽水引出管（如图5-1）进入汽包然后沿汽包整个长度，通过由挡板形成的狭窄通道从两侧流下，由于挡板与汽包外壳同心，从而使汽水混合物通过时，具有不变的速度和传热率，使整个汽包表面维持在一个相同的温度下。
在挡板的下缘，汽水混合物折向上方进入两排旋风分离器中。
蒸汽在旋风分离器中实现二次分离。
第一次分离产生在两个同心圆筒之间。
当汽水混合物向上进入旋风分离器内圆筒时，在转向叶片作用下产生离心旋转运动，使得较重的水沿内筒壁向上流动，在内圆筒顶部遇到转向弯板而折向下方，通过两个圆筒之间的通道流回到锅筒水空间。
《热力发电厂》课程教学大纲(本科)
热力发电厂Thermal power plant课程代码：02410070学分：2.5学时：40 （其中：课堂教学学时：40实验学时：0上机学时：0课程实践学时:0）先修课程：工程热力学，传热学，流体力学，汽轮机适用专业：热能工程教材：《热力发电厂》郑体宽中国电力出版社2001年3月第1版一、课程性质与课程目标（-）课程性质（需说明课程对人才培养方面的贡献）《热力发电厂》阐述动力循环的基本原理和热经济性分析的基本方法及其在发电厂中的应用，着重介绍国内600MW及以上大型机组以及热力系统。
《热力发电厂》是针对电厂热能及自动化专业的专业必修课程。
（二）课程目标（根据课程特点和对毕业要求的贡献，确定课程目标。
应包括知识目标和能力目标。
）课程目标1:发电厂的热经济性及分析方法课程目标2：提高电厂热经济性的途径课程目标3：新型动力循环课程目标4：发电厂原则性热力系统及全面性热力系统计算注：工程类专业通识课程的课程目标应覆盖相应的工程教育认证毕业要求通用标准；（三）课程目标与专业毕业要求指标点的对应关系（认证专业专业必修课程填写）本课程支撑专业培养计划中毕业要求指标点1-1……m-n1.毕业要求1-1:2.毕业要求……注：课程目标与毕业要求指标点对接的单元格中可输入“「'，也可标注“H、M、L”。
第一章热力发电厂的评价（-）教学内容第一节热力发电厂的安全可靠性第二节火力发电厂的环保评价第三节热力发电厂热经济性评价第四节凝汽式发电厂的热经济性指标第五节发电厂的技术经济比较与经济效益的指标体系第六节我国能源和电力工业的可持续发展（二）教学要求讲解热力发电厂评价的相关技术指标。
（三）重点和难点各种专业术语的含义及计算公式。
第二章热力发电厂的蒸汽参数及其循环（一）教学内容第一节提高蒸汽初参数第二节降低蒸汽终参数第三节给水回热循环第四节蒸汽再热循环第五节热电联产循环（二）教学要求定性分析各种参数变化对热力发电厂热经济性影响。
给水除氧和发电厂的辅助汽水系统
（1）内部损失 a 正常性汽水工质损失 暖管疏放水，加热重油、各种汽动设备用汽等 b 偶然性非工艺要求的汽水损失 各种跑冒滴漏
（2）外部损失 是指热电厂对外供热设备及其管道的工质损失.
减少工质损失技术措施： （1）选择合理的热力系统及汽水回收方式 （2）改进工艺过程 （3）提高安装检修质量
2．火电厂水汽质量 依据GB／T12145和 行业标准SD163、SD164—85来检测 表5－2 锅炉给水质量标准
3．给水含氧控制指标 亚临界和超临界的直流锅炉，要求彻底除氧。
第二节 锅炉连续排污利用系统 一、锅炉的汽水品质
汽水指饱和蒸汽、过热蒸汽、锅炉给水和炉水 锅炉炉水的水质，应保证蒸汽品质，防止积盐、腐蚀，保持受 热面和非受热面洁净。PH值有严格规定。
给水除氧和发电厂的辅助汽水系统
除氧器是特殊的混合式回热加热器，兼有除氧，汇集各项汽 水流量的作用，并与给水泵的安全运行有密切关系。
内容提要：
（1）火电厂的工质损失及其补充 ； （2）锅炉连排污利用系统和化学除氧 ； （3）热除氧机理及其原则性热力系统 ； （4）除氧器的安全运行 ；
第一节 火电厂的汽水损失及补充
防范措施： （1）辅助汽水流量引至其他合适的加热器； （2）设高加疏水冷却器，降低其焓值后再引人除氧器； （3）提高除氧器的工作压力来减少高压加热器的数目， 使其疏水量、疏水比焓降低 ；
（四）除氧器汽源的连接方式
图5一11 除氧器汽源的连接方式 a）单独连接定压除氧器;(b）前置连接定压除氧器；(c）滑压除氧器
蒸气等）分压力则pN2、pO2、pCO2、pH2O之和：
p0=pN2+pO2+pCO2+。。。。＋pH2O =Σpj+pH2O
辅助给水系统
秦山核电公司300MW核电机组系统教材辅助给水系统秦山核电公司2002年3月辅助给水系统课程时间：2小时学员：预备操纵员或系统工程师、生产管理人员等。
先决条件：目的：本部分结束时，使学员能具有以下能力：1.阐述辅助给水系统的目的和功能。
说明系统的目的和2个功能。
简要说明为什么要求这些功能。
2.主要设备说明以下设备的性能参数和运行原则：—辅助给水泵—柴油机—电动机—阀—应急给水箱—澄清水池—消防水高位水池—除氧给水箱—泵用压缩空气—泵房风机说明它们的功能3.运行模式使用流程图，画出流道（气、液、电路），并给出以下各运行模式的主要设备状态：—正常运行—正常运行模式的描述—正常启动—正常停闭—备用包括“所有主给水泵脱扣、任何一台蒸汽发生器的2/4低—低液位、任何一台蒸汽发生器的2/4低液位与汽水失配符合、6KV安全母线失电、主给水隔离、安全注射”信号时的起动。
—异常运行—仪用空气—泵用压缩空气—给水系统主要故障的判断和处理4.仪表使用流程图—现场可验证的参数—水箱液位、温度、压力—应急给水箱液位—给水泵吸入口温度、压力—给水泵出口温度、流量—发生器液位、温度、压力—压缩空气压力—重要的系统参数—正常运行时参数的近似值—说明运行限值内容：—系统的目的—系统功能—设备描述包括辅助给水泵、柴油机、电动机、阀、应急给水箱、澄清水池、消防水高位水池、除氧给水箱、泵用压缩空气、泵房风机。
—仪表和控制包括重要报警信号、并给出报警信息的含义；重要连锁信号；水箱液位、温度、压力；泵出、入口压力、温度、流量；蒸汽发生器液位、温度、压力；泵用压缩空气压力；其它重要的系统参数。
—运行模式—正常运行模式的描述包括电站正常启动、电站正常停闭、应急备用。
—异常运行模式的描述失去仪用空气、失去泵用压缩空气、辅助给水系统主要故障的判断和处理。
运行事件分析—选择一到两个与本系统有关的运行事件进行分析，加深学员对本系统的理解。
教学方针：—讲座：—教师需要：1．大张流程图2．投影仪3．白板评定：涵盖课程内容的中间测试和终考。
火力发电厂热力系统
快速掌握系统图技巧
分清主次，搞清流程， 设定起点，热力循环。
1、系统图都画的比较详细，实际好多旁枝末节在生产中很少用的到，如果你已经 熟悉系统主流程，这些小的地方只要稍加留意就能记得，否则面对一张系统图，你 只能眼花缭乱、无从下手。 2、基本的流程还是要知道的，顺着这个流程依次找到各个主设备，可以在每个线 条上画出箭头，以辅助记忆。 3、如果不知道从哪儿开始下手，那就自己设定一个系统起点，就从这个起点开始 顺着流程梳理。 4、根据能量守恒定律，介质有出就有进，有加热就有冷却。任何介质或能量不可 能凭空而来，也不可能无故消失。
主、再热蒸汽及旁路系统
前面不是分开的吗，怎 么又放一起说了？主要 还是一个系统的概念， 放在一起更容易理解和 掌握。
旁路系统是怎么回事？ 旁路系统是指锅炉所产 生的蒸汽部分或全部绕 过汽轮机或再热器，通 过减温减压设备（旁路 阀）直接排入凝汽器的 系统。它的基本的功能 是协调锅炉产汽量和汽 轮机耗汽量之间的不平 衡，提高运行的安全性 和适应性。
疏水门，指蒸汽系统管道、设备上用于排放底部积聚的水或泄压用的阀门。
放水门，指水系统管道、设备上用于放水或泄压用的阀门。
6、为什么设置疏水门，有什么要求。
目的是及时排除在管道底部积存的水，防止汽、水共流对管道及设备造成冲击。 疏水点设置在系统中容易积存凝结水的地方，如管道最低点、阀门前后等。疏水 根据蒸汽系统压力、温度不同，分别汇集排放。
再热蒸汽系统简介
再热蒸汽主要也分为三路 ，一路经过低压旁路阀、三级 减温减压器进入凝汽器，另外 两路分别经过两组再热主汽门 （RV）和再热调节汽门（IV） 进入汽轮机中压缸做功，蒸汽 中压缸做功后通过连通管进入 低压缸继续做功，最后排入凝 汽器并最终凝结成水。
汽水系统及其辅助系统的设计和计算解读
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第一章给水回热系统.. (2)1.1 给水回热系统设计背景......................................................................... 错误！未定义书签。
第二章给水回热系统的组成.. (5)2.1 回热加热器 (5)2.2 除氧器 (13)第三章300MW机组回热系统 (16)3.1 回热系统管路介绍 (16)3.2 回热系统结构简述 (19)第四章300MW机组汽水系统及其辅助系统的原则性计算 (21)4.1 板桥电厂原则性热力系统拟定 (21)4.2 原始资料整理 (22)4.3 计算回热抽汽系数与凝汽系数 (23)4.4 凝汽份额的计算与工质平衡校核 (27)D计算及功率校核 (28)4.5 新汽量4.6 热经济指标的计算 (29)第五章回热系统主要设备及管道的设计与计算 (31)5.1 H1加热器的设计计算 (31)5.2 H2加热器的设计计算 (42)5.3 H3加热器的设计计算 (48)5.4 除氧器的设计计算 (53)5.5 H5加热器的设计计算 (56)5.6 H6加热器的设计计算 (60)5.7 H7加热器的设计计算 (64)5.8 H8加热器的设计计算 (69)5.9 抽汽管道的计算 (73)第六章结论 .......................................................................................................... 错误！未定义书签。
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热力发电厂ppt
绿色（洁净化、“三废“资源化、与环境友好） 节约（节水源、节能源、节资源、节土地） 可靠（高安全性、高灵活性、高电能质）
可柔性（方便灵活、个性化） 管理现代（信息化、数字化、网络化）
到2020年电源发展的蓝图
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2000 年
火电厂可靠性管理的任务与作用
60年代中期，可靠性管理引到电力工业。 1980年美国电气电子工程师学会制订了“统计、评价发电设 备可靠性、可用率和生产能力用的术语定义”试用标准。 日本、英、法和原苏联等国家都开展电力可靠性管理工作； 我国70年代后才起步，现已建有中国电力可靠性管理中心； 火电厂可靠性是指在预定时间内和规定的技术条件下，保持 系统、设备、部件、元件发出额定电力的能力，并以量化的 一系列可靠性指标来体现。
第一章 热力发电厂的评价
热力发电厂的安全可靠性 火力发电厂的环境评价
凝汽式发电厂的热经济性指标 发电厂的技术经济比较与经济效益的指标体系
我国能源和电力工业的可持续发展
第一节 热力发电厂的安全可靠性
– 安全管理 – 可靠性管理 – 寿命管理 – 火电厂的计算机监视 – 设备的故障诊所
安全管理
电力工业是电力的产、供、销是连续,电能不可能大量储存 。 电力企业的效益首先体现在安全可靠供电的社会效益方面。 高参数、大机组、大电网虽然有很多优点，一旦发生事故，处理 不及时会连锁反应酿成大面积或整个电网长时间停电，甚至全网 瓦解 。 电力企业必须坚持“安全第一、预防为主”的方针 。 电力安全生产是涉及全过程管理的问题，应抓好各环节，才能做 到预防为主、安全第一。 火电设备日趋先进，高度机械化、自动化，并能做到离线、在线 计算机监控等。 提高火电职工素质将对保障安全、提高效益有极大作用。
第五章循环流化床锅炉的汽水系统和控制系统
考虑锅炉传热量和燃料发热量的变化
3. 给水流量控制回路
保证锅炉输入的给水量与输出的蒸汽 量平衡，以维持汽包中所要求的水位
二、控制回路的内容
4. 进口风温控制回路
保证空预器冷端温度高于烟 气中硫酸的露点，防止低温腐蚀
5. 过热汽温控制回路
6. 再热汽温控制回路
7. 床温控制回路
给水送入省煤器后直至变成过热蒸汽离开锅炉所经过的整个系统
给水通过5回路在炉膛和尾部烟道内加热成汽水混合物→引至汽包进行汽水分离
可能的事故：受热面管子超温或磨损而爆管
1）作为给煤机密封风，促使煤顺利进入炉膛，防止烟气回流
热工检测（数据采集DAS）
就地操作层、过程控制层、控制管理层、生产管理层
第二节
循环流化床锅炉汽水系统的设备组成
第三节 调节控制的基本要求
一、调节控制系统的主要功能
锅炉主控、给水控制、汽温控制、一次风量控制、二次风量控制、风 机进口风温（暖风器）控制、床温控制、引风量控制、燃料量控制、 石灰石量控制、炉渣排放控制、启动燃烧器及其风量控制
二、控制回路的内容
1. 锅炉负荷控制回路
锅炉负荷需求信号→燃料量及所需空 气量改变→在维持预设的主蒸汽P值下，改 变所需蒸汽流量、燃料放热量及整个热力 过程
省煤器结构及布置示意图
二、蒸发受热面
二、蒸发受热面
1. 汽包——主要作用
➢ 1）工质加热、蒸发、过热各过程 的连接枢纽和分界
➢ 2）增加锅炉蓄热量，利于锅炉运 行调节
➢ 3）改善蒸汽品质 ➢ 4）保证锅炉安全运行
二、蒸发受热面
2. 下降管
➢ 1）作用：汽包中水通过其不断送往水冷壁下联箱，供给水冷壁，以 维持正常水循环
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火电厂的化学分厂的任务之一是对火电厂的汽、水质量进行 监督，依据是汽水质量标准，主要有国家标准、行业标准等。
炉 型 锅炉过热 硬度 溶解氧 铁μg/L 铜μg/L 钠μg/L 二氧化 水汽标准有：锅炉补给水、锅炉给水、炉水、蒸汽、汽轮机 μmol/L μg/L 硅μg/L 蒸汽压力 MPa 凝结水、疏水、生产返回水、热网补给水、冷却水、以及水冷发
第五章 发电厂的辅助汽水系统
单级和两级串联回收系统的比较： 其他条件不变，两级串联利用系统中的低压 扩容器压力与单级扩容器压力相同，都引入相同 压力的除氧器中，则回收量相等。因高压扩容蒸 汽品位较高，引至高压除氧器，排挤的是压力较 高的回热抽汽，总的来说两级扩容经济性大于一 级，但是是以增加扩容设备及管道为代价。所以只
一、锅炉的汽水品质 这里讲的锅炉汽水品质是指饱和蒸汽、过热蒸汽、锅炉给水 和炉水。蒸汽带出盐类和硅酸盐等越多，其品质就越低，并可 分为两类携带： 1）蒸汽带了含盐浓度大的炉水水滴，称为水滴携带； 2) 蒸汽直接溶解某些盐类，称为溶解携带； 而且其溶解度随着蒸汽压力的增高而升高，由以硅酸盐 最为显著。
工质回收率： D f hbl f hbl f 100% Dbl h f hbl 扩容器效率
扩容器效率
f
Df Dbl hbl f hbl 100% h f hbl
分析：
分子：是排污水在扩容器内的放热量，它使一部分水变成了蒸汽， 它的大小决定于汽包和扩容器之间的压差； 分母：是扩容器压力下排污水的汽化潜热，在压力变化范围不太 大时等于常数。 当 Pb Const 时， f 扩容器压力 Pcv ，Pcv 、 f ，一般为锅炉 排污量的30～50%。
（2）改进工艺过程： （3）提高安装检修质量。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
3、补充水量 因工质损失而加入热系统的水称为补充水，补水量为：
Dma Dl Dlo Dbl
kg/h
内部损失
外部损失
排污损失
第五章 发电厂的辅助汽水系统
4、补充水引入系统 定义：电厂补充水经化学处理后与热力系统的连接方式。
对补充水引入系统的要求：
1、补充水中含有大量的气体，必须除去； 2、补充水与主水流汇集时，应尽量减少两种水流在汇集处 的温差，以减少不可逆热损失；
3、便于进行水量调节，应随系统工质损失的大小进行水量 自动调节。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
补充水引入系统方式：
大气式除氧 器 热电厂因外部汽水损失大，补充水量大，常设大气式除氧器。
主讲教师：于静梅
第五章 给水除氧和发电厂的 辅助汽水系统
第五章 发电厂的辅助汽水系统
§5.1 火电厂的汽水损失及补充
一、汽水工质损失及补充水系统 1、汽水损失类型
内部损失：凡属电厂内部设备和系统造成的蒸汽和凝结水损失， 称为内部损失。 （1）正常运行时的汽水消耗； （2）启停机及非稳定工况运行时； （3）热力设备在检修和停运时的放汽、放水，启停高加； （4）设备及系统的不严密处造成的汽水泄漏。 火电厂设计技术规程规定，200MW以上机组，正常工况时 内部损失应低于D b 的1.5%；200MW-100MW内部损失应低于D b 的 2%;100MW以下内部损失应低于Db的3%.
第五章 发电厂的辅助汽水系统
5、两级串联连续排污扩容利用系统
两级连续排污扩容利用系统
第五章 发电厂的辅助汽水系统
工作流程： 锅炉排污水先进入第一级 高压扩容器，引入高压除氧器， 浓缩后的污水再引入第二级低 压扩容器，引入大气式除氧器， 用于高压热电厂的汽包锅炉， 补充水量很大，相应的排污率 也大。
1. 对补充水进行第一级除氧， 待汇入主水流后在高压除氧 器中进行第二级除氧；
2.为了减少汇集处的不可逆损失， 其汇入地点应是混合温差最 小的地方，即补充水除氧器 出来的补充水汇集在同级抽 汽的回热加热器出口处。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
1. 直接引入大气式除氧器，系统 比较简单。 1. 以给水箱水位来调节补充水量， 调节简单。 2. 不足之处是除氧器出水温度为 104℃，与补充水温度相差较 大，需消耗部分抽汽在除氧器 内加热补充水，存在不可逆损 失。
电机冷却水等标准。 3.8~5.8 ≤2.0 汽
包 炉 直 流 炉 12.7~15.6 5.9~18.3 18.4~25 ≤1.0 ≈0 ≈0
≤15 ≤7 ≤7 ≤7
≤50 ≤20 ≤10 ≤10
≤10 ≤5 ≤5 ≤5
--≤10 ≤5
应保证 蒸汽符 合标准 -≤10
第五章 发电厂的辅助汽水系统
三、给水含氧控制指标
第五章 发电厂的辅助汽水系统
1、直接引入凝汽器实现真空除 氧，由于充分利用低压回热抽 汽加热，所以热经济性较高。 2、补充水与凝结水温差小，不 可逆损失小。 3、不足之处是补充水量的调节 要受热井水位和给水箱水位双 重影响，调节复杂。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
二、火电厂汽水质量 锅炉给水质量标准
0
60 万千瓦机组占 2.03% D0 。
包括：自动主汽门和调速汽门门杆漏汽 Dsg1 ；中压联合汽门门 杆漏汽 Dsg 2 ；高压缸前后轴封漏汽 Dsg 3 ；中、低压缸前 后轴封漏汽 Dsg 4 等。 这些漏汽工质的利用应根据漏泄工 质参数的高低，引入回热系统相应参数的回热级中， 对 Dsg 4 一般设轴封加热器来收集。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
外部损失：热电厂对外供热设备和热网系统的汽水损失，称为 外部损失。与热负荷性质，供热方式以及回水质量有关，其 变化范围很大，可以为对外供热量的20%～100%，回水率可 以为0。 2、减少工质损失的技术措施：
（ 1）选择合理的热力系统及汽水回收方式，尽量回收工质并
利用其热量。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
3、扩容器压力的选择
的选择：因为蒸汽是送入相应压力除氧器中利用 PP cv 的选择：因为蒸汽是送入相应压力除氧器中利用的， Pcv 的 cv
的，扩容器压力的选择应按照能将蒸汽由扩容器中送 选择应按照能将蒸汽由扩容器中送至除氧器的原 至除氧器的原则来选择。
则来选择。 中参数电厂： Pcv 0.145MPa 、 Pb 0.118MPa ； 高参数电厂：定压 Pcv 0.6865 MPa 、 Pb 0.588MPa ； 滑压 Pcv 0.9 ～1.2 MPa 、 Pb 0.865 ～0.882 MPa 。
回收：
疏水箱
用热处
这些加热蒸汽的疏水 均应回收，由于这些蒸汽 的使用地都远离汽轮机回 热系统，往往将不同工况 的疏水疏至疏水箱后经疏 水泵送回，为简化不同工 况下疏水的回收，往往采 用均汇于除氧器的方案。 至除氧器
第五章 发电厂的辅助汽水系统
小结：
1、补充水系统：补充水引入点；引入原则
2、锅炉连续排污系统：工质回收率的计算；扩容器压力 的选择；单级连续排污扩容系统。 3、轴封回收利用系统：轴封加热器。 4、厂用蒸汽系统：汽源选择注意点。
第五章 发电厂的辅助汽水系统
汽轮机冲转前的蒸汽质量标准
炉型 锅炉过热蒸汽 压力MPa 二氧化硅 μg/kg
≤80 ≤60 ≤30
铁μg/kg
铜μg/kg
钠μg/kg
汽包炉
3.8~5.8 5.9~18.3
-≤50 ≤10
-≤15 ≤50
≤50 ≤20 ≤20
直流炉
---
第五章 发电厂的辅助汽水系统
2）是要有备用汽源，以供机组在低负荷运行时，抽汽参数不能满 足其加热要求或锅炉点火、汽轮机未投运前等工况下有备用汽 源可以切换使用，备用汽源如下： 老厂：其它运行机组的抽汽、新蒸汽或单元机组的辅助蒸汽联箱 新厂：应设启动锅炉
第五章 发电厂的辅助汽水系统
第五章 发电厂的辅助汽水系统
厂用辅助联箱
第五章 发电厂的辅助汽水系统
二、废热及工质的回收利用
锅炉的连排水、汽机的门杆和轴封漏汽，以及发电机的冷却 水、厂用蒸汽、疏放水等，就其工艺本身而言，均属“废汽、废 水”。为提高发电厂的经济性，通常设法利用其热量或回收其部 分工质。 （一）汽包炉连续排污扩容系统的热经济性分析 1）排污量的确定 1、排污量 S fw S s 锅炉连续排污量D bl 锅炉排污率B bl = 100% 1 锅炉额定蒸发量D b Sb S fw 根据规程规定：0.3%D——给水含盐量； 式中： S fw b＜βbl＜1%Db（以除盐水为补给水的 凝汽式电厂）； S s ——蒸汽允许的含盐量； 2%Db（以除盐水为补给水的热电厂）； 5%Db（以软化水为补给水的热电厂）。 S b ——炉水允许的含盐量。
轴封漏汽利用系统
减温水 辅汽
来自凝结水
主汽
减压至7#低加 轴封汽 减温器
至凝汽器
至5#低加抽汽
轴封加热器
高缸主汽门、调节汽门 中缸主汽门、调节汽门
凝结水
汽轮机轴封系统示意图
第五章 发电厂的辅助汽水系统
三、加热用厂用汽系统
通常有：加热空气、重油、烟气、生水和厂用采暖等加热 用汽系统，其加热汽源选择注意点为： 1）要以提高电厂或机组的热经济性为前提，在正常工况的汽源 应尽量利用低压回热抽汽或废热，如生水加热器可利用排污扩 容后的污水；
为确保热力设备安全经济运行，给水含氧应符合控制指标。7 g / L