火电厂给水系统及其设备..42页PPT
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电厂水处理知识介绍PPT课件
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3，水处理用滤芯
在电厂水处理中，自动化程度比较高，主要在补给水和冷却水的预过滤和凝结 水的前置过滤中用到滤芯，大多用到可反洗滤芯。
预过滤：（除杂质，悬浮物和胶体） 用到滤芯：PP熔喷，PP普通线绕和PP 折叠大流量
前置过滤：（除油，除铁屑） 过滤环境不同（压力和温度） 常规：PP熔喷，PP普通线绕和PP折叠 大流量，GF折叠大流量 高温高压：GF线绕，金属滤芯和陶瓷滤 芯，GF金属外壳折叠滤芯等
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1，电厂用水简介
2，电厂用水种类
（6）凝结水：蒸汽在汽轮机中作功后，经冷却水冷却凝结成的水称， 它是锅炉给水的主要组成部分。
（7）冷却水：用作冷却介质的水为冷却水。主要指用作冷却作功后的 蒸汽的冷却水，如果该水循环使用，则称循环冷却水。
（8）疏水：进入加热器的蒸汽将给水加热后，这部分蒸汽冷却下来的 水，以及机组停行时，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水，都称为疏水。
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2，电厂水处理系统
流程如下：
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2，电厂水处理系统
4，凝结水净化
凝结水包括汽轮机凝结水，热力系统的各种疏水，用户的生产、生活返回凝结水等， 它是锅炉给水的主要组成部分。凝结水是给水中量最大，也是最优良的部分，水质 应该是极纯的。凝结水的净化处理，一般是指汽轮机凝结水的处理。
Cl-、SO42-等； 二：是表示某些化合物之和或表征某种性能，这些指标是由于技术
上的需要而专门制定的，故称为技术指标
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1，电厂用水简介
4，电厂用水水质指标
1. 表征水中悬浮物及胶体的指标 （1）悬浮固体。（2）浊度。（3）透明度。
2．表征水中溶解盐类的指标 （1）含盐量——是表示水中各种溶解盐类的总合，由水质全分析的结果， 通过计算求出。（mmol/L或mg/L） （2）溶解固体——是将一定体积的过滤水样，经蒸干并在105~110C下干燥 至恒重所得到的蒸发残渣量，单位用毫克/升（mg/L）表示。 （3）电导率——表示水中离子导电能力大小的指标，称作电导率。（uS/cm）
3，水处理用滤芯
在电厂水处理中，自动化程度比较高，主要在补给水和冷却水的预过滤和凝结 水的前置过滤中用到滤芯，大多用到可反洗滤芯。
预过滤：（除杂质，悬浮物和胶体） 用到滤芯：PP熔喷，PP普通线绕和PP 折叠大流量
前置过滤：（除油，除铁屑） 过滤环境不同（压力和温度） 常规：PP熔喷，PP普通线绕和PP折叠 大流量，GF折叠大流量 高温高压：GF线绕，金属滤芯和陶瓷滤 芯，GF金属外壳折叠滤芯等
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1，电厂用水简介
2，电厂用水种类
（6）凝结水：蒸汽在汽轮机中作功后，经冷却水冷却凝结成的水称， 它是锅炉给水的主要组成部分。
（7）冷却水：用作冷却介质的水为冷却水。主要指用作冷却作功后的 蒸汽的冷却水，如果该水循环使用，则称循环冷却水。
（8）疏水：进入加热器的蒸汽将给水加热后，这部分蒸汽冷却下来的 水，以及机组停行时，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水，都称为疏水。
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2，电厂水处理系统
流程如下：
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2，电厂水处理系统
4，凝结水净化
凝结水包括汽轮机凝结水，热力系统的各种疏水，用户的生产、生活返回凝结水等， 它是锅炉给水的主要组成部分。凝结水是给水中量最大，也是最优良的部分，水质 应该是极纯的。凝结水的净化处理，一般是指汽轮机凝结水的处理。
Cl-、SO42-等； 二：是表示某些化合物之和或表征某种性能，这些指标是由于技术
上的需要而专门制定的，故称为技术指标
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1，电厂用水简介
4，电厂用水水质指标
1. 表征水中悬浮物及胶体的指标 （1）悬浮固体。（2）浊度。（3）透明度。
2．表征水中溶解盐类的指标 （1）含盐量——是表示水中各种溶解盐类的总合，由水质全分析的结果， 通过计算求出。（mmol/L或mg/L） （2）溶解固体——是将一定体积的过滤水样，经蒸干并在105~110C下干燥 至恒重所得到的蒸发残渣量，单位用毫克/升（mg/L）表示。 （3）电导率——表示水中离子导电能力大小的指标，称作电导率。（uS/cm）
火电厂设备及运行维护PPT课件
39
• 轴流风机采用动叶可调，调节效率高、低负荷效率高，制造难度 大。大机组多用轴流风机
40
41
• 燃料储存与运输
• 水运－抓斗 • 铁路－翻车机 • 煤场－斗轮机 • 皮带机 • 灰渣的排出 • 加药：提高炉水的PH值，减少水中的溶化氧。
42
汽轮机
43
汽轮机：将热能转换为机械能
高压缸 中压缸
140内容切实有效的开展好安全活动反事故演习建立安全责任体系严格执行两票三制以安健环为基础加强风险预控加大习惯性违章检查及考核以零违章为目标1412培训管理培训管理专业技能提升培训跨专业培训轮岗培训常规培训技术讲课事故演习站班抽问技术考试14233设备管理设备管理1434操作管理操作管理两票三制定期工作风险预控管理机组启停管理1445经济指标管理经济指标管理6绩效管理绩效管理绩效制度的制绩效制度的反馈及修订制定要求
75
76
• 回热抽汽系统
• 用在汽机内作过工的蒸汽（抽汽）加热给水，提高工质吸热过 程的平均温度，以提高机组的热效率。
77
冷凝器－凝结水泵－轴封加热器－低加－除氧器
78
79
• 主给水及除氧系统
• 1.流程：除氧水箱－前置泵－流量测量装置－给水泵－3＃加热 器－2＃加热器－1＃加热器－流量测量装置－给水操作台－省煤 器进口集箱
82
• 6）汽机轴封蒸汽
• 7）调节油和润滑油箱加热蒸汽 • 8）起动时除氧器加热蒸汽 • 9）水处理用汽 • 10）仪表管和需防冻管道伴热 • 11）暖通用汽 • 12）生活用汽
83
开式循环冷却水
84
85
• 循环冷却水系统及工业水系统
• 1.用途：冷凝器用水转动机械和发电机电动机冷却水消防、冲灰、 设备冲洗、清洁等
• 轴流风机采用动叶可调，调节效率高、低负荷效率高，制造难度 大。大机组多用轴流风机
40
41
• 燃料储存与运输
• 水运－抓斗 • 铁路－翻车机 • 煤场－斗轮机 • 皮带机 • 灰渣的排出 • 加药：提高炉水的PH值，减少水中的溶化氧。
42
汽轮机
43
汽轮机：将热能转换为机械能
高压缸 中压缸
140内容切实有效的开展好安全活动反事故演习建立安全责任体系严格执行两票三制以安健环为基础加强风险预控加大习惯性违章检查及考核以零违章为目标1412培训管理培训管理专业技能提升培训跨专业培训轮岗培训常规培训技术讲课事故演习站班抽问技术考试14233设备管理设备管理1434操作管理操作管理两票三制定期工作风险预控管理机组启停管理1445经济指标管理经济指标管理6绩效管理绩效管理绩效制度的制绩效制度的反馈及修订制定要求
75
76
• 回热抽汽系统
• 用在汽机内作过工的蒸汽（抽汽）加热给水，提高工质吸热过 程的平均温度，以提高机组的热效率。
77
冷凝器－凝结水泵－轴封加热器－低加－除氧器
78
79
• 主给水及除氧系统
• 1.流程：除氧水箱－前置泵－流量测量装置－给水泵－3＃加热 器－2＃加热器－1＃加热器－流量测量装置－给水操作台－省煤 器进口集箱
82
• 6）汽机轴封蒸汽
• 7）调节油和润滑油箱加热蒸汽 • 8）起动时除氧器加热蒸汽 • 9）水处理用汽 • 10）仪表管和需防冻管道伴热 • 11）暖通用汽 • 12）生活用汽
83
开式循环冷却水
84
85
• 循环冷却水系统及工业水系统
• 1.用途：冷凝器用水转动机械和发电机电动机冷却水消防、冲灰、 设备冲洗、清洁等
火电厂水处理作用及水的预处理ppt课件
精选ppt
18
3、水温
水温对混凝处理效果有明显影响，低温水是水处理中 的一个较难解决的问题。A.高价金属盐类的混凝剂 ，其 水解反应是吸热反应，水温低时，混凝剂水解更加困难， 特别是水温低于5℃时，水解速率极其缓慢，所形成的絮 凝物结构疏松，含水量多，颗粒细小。B. 水温低时，水 的粘度大，水流的剪切力大，使絮凝物不易长大，已长大 的絮凝物也可能被水切碎；C. 水温低时，胶体颗粒的溶 剂化作用增强，形成絮凝物的时间长，沉降速度慢。用铝 盐作混凝剂时，水温为25~30℃比较适宜。铁盐受温度的 影响较小。
各种蒸汽管道和用汽设备中的蒸汽凝结水，经疏水器汇集到疏水箱 或并入凝结水系统。
精选ppt
7
5） 返回（凝结）水 热电厂向用户供热后，回收的蒸汽冷凝水。有热网加热器冷
凝水和生产返回冷凝水之分。 6） 给水--- 送进锅炉的水。
包括：凝结水、补给水、各种疏水甚或返回水（热电厂）。 7） 锅炉水
在锅炉本体蒸发系统中流动着的水，简称炉水。 8） 冷却水
精选ppt
11
(6) 对冷却水进行防垢、防腐和防止有机附着物等处理。
请思考 (7) 在热力设备停用期间，做好设备防腐工作中的化学监
督工作。
(8) 热力设备大电修厂时，用应水掌越握设纯备净的越结垢好、吗积？盐和腐蚀等
情况，以便审查水处理效果，不断改进水处理工作。
(9) 做好各种水处理的调整试验，配合汽机、锅炉做好除 氧器调整试验、锅炉化学试验以及设备的化学清洗。
处的不严所造成的汽水泄漏；③热力设备在检修和停运时的放
汽和放水等； ④经常性和暂时性的汽水损失，如锅炉连续排污、
定排罐开口水箱的蒸发、除氧器的排汽、锅炉安全门动作，以
及化学监督所需的汽水取样等；⑤热力设备启动时用汽或排汽，
发电厂给水系统讲解
五．典型事故处理
给水流量突降或中断
现象：
1. 2. 3. 4. 1. 2. 3. 4. 5. 给水压力、给水流量迅速下降并报警； 主汽压力及机组功率下降； 各段受热面工质温度、壁温迅速上升； 当给水流量低于极限值锅炉MFT。 给水泵故障或小机的汽源压力波动或中断； 给水系统、高加故障或有关阀门被误关； 给水自动控制故障，给水流量被减少； 给水管道泄漏或爆破； 由于机组负荷骤减造成给水泵A、B的出力下降；
满足下列任一条件，高加汽侧联锁解列：
1. 2. 3. 4. 5. 高加水侧解列。 汽机跳闸。 高加进口联程阀全关，高加出口联程阀全关。 发电机跳闸。 DCS手动解列。
满足下列任一条件，高加水侧联锁解列：
1. 2. 3. 4. 5. 6. 高加1水位高高高＞138mm。 高加2水位高高高＞138mm。 高加3水位高高高＞138mm。 DCS手动解列。 高加进口联程阀全关。 高加出口联程阀全关。
五．典型事故处理
给水温度骤降
原因： 现象：
1. 2. 3. 4. 5. 1. 高加水侧严重泄漏或爆破，造成高水位保护动作而紧急停用。 2. 高加汽水管道、阀门爆破而紧急停用高加。 3. 高加保护装置误动作。 高加解列信号报警。 给水温度大幅度下降。 省煤器进口、水冷壁出口温度逐渐下降。 高加汽侧停用时，机组负荷短期内将上升。（抽气量减少） 高加汽水管道或阀门爆破时，给水压力将下降。
除氧器可以将给水中的所有的不凝结气体除去，并及时排出。 并且除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器，能方便地汇 集各种汽、水流，因此除氧器还可以起到加热给水和回收工质 的作用。
除氧器的汽源
工作汽源：四段抽汽（除氧器滑压运行即根据四段抽气的压力 变化而变化） 备用汽源：冷再来汽和辅助蒸汽以及临机的辅助蒸汽。
火电厂系统简介 ppt课件
火力发电厂系统介绍
ppt课件
1
火电厂的分类
按燃料分类：
–燃煤发电厂 (煤)
–燃油发电厂 (石油提取了汽油、煤油、柴油后的渣油)
–燃气发电厂 (天然气、煤气等)
–余热发电厂 (工业余热、垃圾或工业废料)
–生物发电厂 (桔杆、生物肥料)
按原动机分类：
–凝汽式汽轮机发电厂
–燃汽轮机发电厂
–内燃机发电厂
烟道以对流方式传给过热器、再热器、省煤器和空气预热器。
• 锅炉给水便经过省煤器、水冷壁、过热器变成过热蒸汽；并把汽轮机高压汽缸做功后抽回 的蒸汽变成再热蒸汽。
• 水在锅炉中，经过预热、蒸发、过热三个阶段变成过热蒸汽。汽轮机高压缸中蒸汽送回锅炉 加热，再送回汽轮机低压缸中继续做功，这是第四个阶段 - 再过热阶段
（燃烧结构）
CD二次风层 C煤粉层+一次风
BC二次风层 B煤粉层+一次风
AB二次风层 A煤粉层+一次风
•常见燃烧器： 油枪、 微量油枪、 等离子。
• 燃烧器分层设置
• 煤粉气流在炉内切圆燃烧
燃烧器
ppt课件
7
空预器结构示意
• 空气预热器分为：管式空气预热器、回转式空气预热器。
• 原理及作用： （安装在锅炉尾烟道中）利用省煤器后烟气的热量加热
• 省煤器：(economizer) 利用锅炉排烟加热给水的受热部件。
• 分为：铸铁式和钢管式；沸腾式和非沸腾式(大型锅炉常用)。
ppt课件
10
锅炉简介
锅炉容量：锅炉每小时所产生的蒸汽量． 锅炉分类：（几个术语）
按蒸汽参数分类：中压，高压，超高压，亚临界，超临界 按容量分类：（(＜220 t/h 小型锅炉), (220-410t/h中型锅炉)，（＞670t/h大型锅炉） 按燃烧方式分类：
ppt课件
1
火电厂的分类
按燃料分类：
–燃煤发电厂 (煤)
–燃油发电厂 (石油提取了汽油、煤油、柴油后的渣油)
–燃气发电厂 (天然气、煤气等)
–余热发电厂 (工业余热、垃圾或工业废料)
–生物发电厂 (桔杆、生物肥料)
按原动机分类：
–凝汽式汽轮机发电厂
–燃汽轮机发电厂
–内燃机发电厂
烟道以对流方式传给过热器、再热器、省煤器和空气预热器。
• 锅炉给水便经过省煤器、水冷壁、过热器变成过热蒸汽；并把汽轮机高压汽缸做功后抽回 的蒸汽变成再热蒸汽。
• 水在锅炉中，经过预热、蒸发、过热三个阶段变成过热蒸汽。汽轮机高压缸中蒸汽送回锅炉 加热，再送回汽轮机低压缸中继续做功，这是第四个阶段 - 再过热阶段
（燃烧结构）
CD二次风层 C煤粉层+一次风
BC二次风层 B煤粉层+一次风
AB二次风层 A煤粉层+一次风
•常见燃烧器： 油枪、 微量油枪、 等离子。
• 燃烧器分层设置
• 煤粉气流在炉内切圆燃烧
燃烧器
ppt课件
7
空预器结构示意
• 空气预热器分为：管式空气预热器、回转式空气预热器。
• 原理及作用： （安装在锅炉尾烟道中）利用省煤器后烟气的热量加热
• 省煤器：(economizer) 利用锅炉排烟加热给水的受热部件。
• 分为：铸铁式和钢管式；沸腾式和非沸腾式(大型锅炉常用)。
ppt课件
10
锅炉简介
锅炉容量：锅炉每小时所产生的蒸汽量． 锅炉分类：（几个术语）
按蒸汽参数分类：中压，高压，超高压，亚临界，超临界 按容量分类：（(＜220 t/h 小型锅炉), (220-410t/h中型锅炉)，（＞670t/h大型锅炉） 按燃烧方式分类：
发电厂给水系统讲解分解
满足下列任一条件，高加汽侧联锁解列：
1. 2. 3. 4. 5. 高加水侧解列。 汽机跳闸。 高加进口联程阀全关，高加出口联程阀全关。 发电机跳闸。 DCS手动解列。
满足下列任一条件，高加水侧联锁解列：
1. 2. 3. 4. 5. 6. 高加1水位高高高＞138mm。 高加2水位高高高＞138mm。 高加3水位高高高＞138mm。 DCS手动解列。 高加进口联程阀全关。 高加出口联程阀全关。三Fra bibliotek运行中注意事项
高加巡检注意事项
1、高加筒体无异声，汽水侧管道无泄漏、振动； 2、正常疏水调整门及有关管路、接头无泄漏汽、水现象； 3、高加2 汽侧压力＜7.44MPa、水侧压力表显示正常； 4、负荷与疏水调整门开度匹配； 5、高加磁翻牌水位计完好，水位-38/38mm，与DCS 一致。
四．给水系统联锁保护
五．典型事故处理
事件经过：5月1日，汽泵密封水投用，二漏回水至 辅汽疏扩，辅汽疏扩至凝器气动门自动，由于压缩 空气中断，气动门失灵，水位高后，密封水回水不 畅，导致二漏密封水超压，由轴端经轴承油封进入 轴承座，小机润滑油箱进水，润滑油含水率达 15000PPM，滤油装置连续工作一星期才恢复正常， 若当时小汽轮机运行，则可能对轴承造成更大的损 伤和事故。
二．给水系统设备简介
给泵组
给水泵的配置是配有两台50%容量的汽动给水泵，一台30%容 量的电动给水泵考虑到厂用电压等级为6000/380V故电泵采用 定速泵且仅考虑启动而不做备用（出口压头无法满足事故备用 的要求） 每台给水泵前均配有一台前置泵，前置泵的作用是提高给水泵 入口的给水压头，满足其必需的净正吸如水头，防止给水泵发 生汽蚀。
四．给水系统联锁保护
满足下列任一条件，汽泵跳闸：
火电厂给水系统及其设备
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火电厂给水系统及其设备
• 电动泵的容量选择，主要考虑到机组启动方便，可靠，经济性等因素。 根据上海锅炉厂推荐的锅炉最小直流负荷为30%BMCR，同时考虑到 机组安装后冲管等需要，参考国内外同容量和参数机组的普遍配置，本 次设计按设置1×30%BMCR电动启动泵，不考虑备用功能方案。
(4)单列高加管板厚度较大，在汽侧与水侧温差大的情况下，特别是在启、 停期间，管板将产生较大的热应力而不利于机组的长期安全运行。
(5)管板厚度、尺寸与质量均较大(直径约3000mm、厚度约730mm，质 量约40t)，水室球形封头较厚，导致锻造、机加、堆焊与质量保证困难 较大，订购和加工在国内还没有经验。
• 给水泵的额定容量出水按给水系统的最大运行流量再加5%裕量进行选 择，同时还考虑了FCB时高旁开启时的喷水量；入口流量还考虑再热器 减温水量(中间抽头)及密封水泄漏量。扬程也按高压旁路开启点相应高 压给水压力设计并留有适当裕量。
• 汽动泵的前置泵由电动机驱动，电动泵的前置泵与电动泵采用同一电动 机驱动。
二、徐州彭城电厂给水系统
• 徐州彭城电厂给水系统按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况时 相对应的给水量进行设计，按机组FCB工况时相对应的给水量进行校核。系统设 置两台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动启动给水泵（不考虑备用） 。每台汽动给水泵配置1台不同轴的电动给水前置泵。电动给水泵配有1台与主泵 用同一电机拖动的前置泵。
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火电厂给水系统及其设备
• 每列三台高加给水采用液动（或电动）关断大旁路系统。当任一台 高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换到该列 给水旁路。机组在高加解列时仍能带额定负荷。这样可以保证在事 故状态机组仍能满足运行要求。
热力发电厂水处理幻灯片教学
（1）浓度对化学反应速度的影响 质量作用定律：在简单反应中，化学反应速度与各反应物浓度的适当
次方的乘积成正比。
mA nB pC qD
v KAm Bn
K是常数，与T有关，T↑，K↑ （2）压力
对于有气体参加（或生成）的反应：压力增加，速度向气体体积减少 的方向移动。 （3）温度：升高温度，反应速度加快。 （4）催化剂 3、化学平衡
CO
2 3
K1
H
HCO
3
CO2
K2
H CO32
HCO
3
（25℃时，K1=4.45×10-7） （25℃时，K2=4.69×10-11）
2024年7月6日9时31分
16
第一章 水质概述
3、碳酸化合物存在形态与pH的关系
CO2、HCO3和CO32-的浓度 占碳酸化合物总浓度的％
2、用单位体积或单位质量溶液中含有溶质质量表示含量
（1）μg/L 、mg/L 、 g/L
（2） μg/kg 、 μg/kg 、 g/kg
ppm： mg kg mg L
ppb：g kg g L
2024年7月6日9时31分
5
第一章 水质概述
3、物质的量 m——质量，g；
n m M
（mol）
M——摩尔质量，g/mol，其值相当于基本单元的相对粒子质量。
2、热力设备腐蚀 （1）缩短设备的使用寿命； （2）腐蚀产物结垢； 3、过热器和汽轮机积盐 （1）排烟温度上升，热效率下降； （2）过热器金属管壁超温，引起爆管； （3）增加蒸汽流通阻力，降低了汽轮机出力、效率； （4）汽轮机轴向推力增加，容易损坏设备；
2024年7月6日9时31分
3
绪论
二、火力发电厂水处理工作的内容
火力发电厂基本知识演示幻灯片
9
10
主要生产过程
储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从
储煤场送到锅炉的原煤斗中,再由给煤设备将煤送
到炉膛内。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四
周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被
锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经
下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到
过热器,加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽,经
3
4
5
6
7
8
火力发电厂概述
火力发电厂是利用化石燃料燃烧释放的热能 发电的动力设施，包括燃料燃烧释热和热能电能 转换以及电能输出的所有设备、装置、仪表器件， 以及为此目的设置在特定场所的建筑物、构筑物 和所有有关生产和生活的附属设施。主要有蒸汽 动力发电厂、燃气轮机发电厂、内燃机发电厂几 种类型.
❖ 除渣系统可分为：水力除渣和干式除渣两 种，气力除渣类同于气力除灰系统。
❖ 组成：水力除渣的设备包括捞渣机、碎渣 机、冲灰器、冲灰水泵、灰浆泵等。干式 除渣设备包括：冷渣机、输渣机、渣仓、 驾驶搅拌机及汽车散装机等。
44
水力除渣系统
45
干式除渣系统图
46
47
除灰系统
❖ 作用：将锅炉尾部烟气经过除尘器被过滤 出来的细灰输送的除灰场或中转灰库。
29热力系统图热力系统图30主给水系统主给水系统31主蒸汽再热蒸汽系统主蒸汽再热蒸汽系统32凝结水系统凝结水系统33疏水系统疏水系统34给水除氧系统给水除氧系统35其它系统其它系统36373839输煤系统输煤系统输煤系统是将火车或轮船运输来的煤由卸煤机卸下由煤斗进入皮带输送机在转运站内进行筛选除去铁等其它杂物后再由碎煤机破碎成小煤块然后由皮带输送机经输煤栈桥一直送往锅炉房内最后用犁煤器将原煤分配给各个原煤仓
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主要生产过程
储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从
储煤场送到锅炉的原煤斗中,再由给煤设备将煤送
到炉膛内。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四
周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被
锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经
下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到
过热器,加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽,经
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火力发电厂概述
火力发电厂是利用化石燃料燃烧释放的热能 发电的动力设施，包括燃料燃烧释热和热能电能 转换以及电能输出的所有设备、装置、仪表器件， 以及为此目的设置在特定场所的建筑物、构筑物 和所有有关生产和生活的附属设施。主要有蒸汽 动力发电厂、燃气轮机发电厂、内燃机发电厂几 种类型.
❖ 除渣系统可分为：水力除渣和干式除渣两 种，气力除渣类同于气力除灰系统。
❖ 组成：水力除渣的设备包括捞渣机、碎渣 机、冲灰器、冲灰水泵、灰浆泵等。干式 除渣设备包括：冷渣机、输渣机、渣仓、 驾驶搅拌机及汽车散装机等。
44
水力除渣系统
45
干式除渣系统图
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除灰系统
❖ 作用：将锅炉尾部烟气经过除尘器被过滤 出来的细灰输送的除灰场或中转灰库。
29热力系统图热力系统图30主给水系统主给水系统31主蒸汽再热蒸汽系统主蒸汽再热蒸汽系统32凝结水系统凝结水系统33疏水系统疏水系统34给水除氧系统给水除氧系统35其它系统其它系统36373839输煤系统输煤系统输煤系统是将火车或轮船运输来的煤由卸煤机卸下由煤斗进入皮带输送机在转运站内进行筛选除去铁等其它杂物后再由碎煤机破碎成小煤块然后由皮带输送机经输煤栈桥一直送往锅炉房内最后用犁煤器将原煤分配给各个原煤仓
发电厂给水系统讲解讲义
发电厂给水系统讲解
五．典型事故处理
给水温度骤降
处理：
1. 高加切除后，机组负荷突升，再热器压力上升，注意低旁的运 行情况，并严密监视轴向位移、推力瓦温度、各轴承振动等参 数。
2. 高加切除后，给水温度大幅下降，煤水比将发生较大变化。监 视给水自动调整情况时，维持中间点温度正常，调整减温水量， 维持主蒸汽温度正常。
二．给水系统设备简介
除氧器
除氧器的作用
除氧器可以将给水中的所有的不凝结气体除去，并及时排出。 并且除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器，能方便地汇 集各种汽、水流，因此除氧器还可以起到加热给水和回收工质 的作用。
除氧器的汽源
工作汽源：四段抽汽（除氧器滑压运行即根据四段抽气的压力 变化而变化） 备用汽源：冷再来汽和辅助蒸汽以及临机的辅助蒸汽。
4、轴封汽封情况正常，无吸汽、漏汽现象，汽缸内无异声，排 汽缸温度＜60℃，润滑油系统管路、接头无渗油，盘车装置完 好；
5、低压主汽门限位触点位置正常 低压油动机及连杆机构完好、 动作正常，高压主汽门限位触点位置正常；
6、油动机及EH 油系统管路、接头无渗油，EH 油压≥9.3MPa； 7、车头窥视窗油流、油位正常，遮断指示器显示正常 。
发电厂给水系统讲解
五．典型事故处理
总结：
我们应该吸取经验教训，注意对各个参数的监视 （本例中主要是辅汽疏扩水位），对于现场存在缺 陷的设备更应该在运行中加强监视，并在异常情况 发生的初期就提高重视程度，将事故扼杀在萌芽中， 这也是我们大学生应该从现在就开始培养的意识。
发电厂给水系统讲解
发电厂给水系统讲解
发电厂给水系统讲解
三．运行中注意事项
汽动给泵巡检注意事项：
1、各轴承、推力瓦回油温度＜65℃、振动正常。轴承润滑油回 油窥视孔回油正常；
五．典型事故处理
给水温度骤降
处理：
1. 高加切除后，机组负荷突升，再热器压力上升，注意低旁的运 行情况，并严密监视轴向位移、推力瓦温度、各轴承振动等参 数。
2. 高加切除后，给水温度大幅下降，煤水比将发生较大变化。监 视给水自动调整情况时，维持中间点温度正常，调整减温水量， 维持主蒸汽温度正常。
二．给水系统设备简介
除氧器
除氧器的作用
除氧器可以将给水中的所有的不凝结气体除去，并及时排出。 并且除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器，能方便地汇 集各种汽、水流，因此除氧器还可以起到加热给水和回收工质 的作用。
除氧器的汽源
工作汽源：四段抽汽（除氧器滑压运行即根据四段抽气的压力 变化而变化） 备用汽源：冷再来汽和辅助蒸汽以及临机的辅助蒸汽。
4、轴封汽封情况正常，无吸汽、漏汽现象，汽缸内无异声，排 汽缸温度＜60℃，润滑油系统管路、接头无渗油，盘车装置完 好；
5、低压主汽门限位触点位置正常 低压油动机及连杆机构完好、 动作正常，高压主汽门限位触点位置正常；
6、油动机及EH 油系统管路、接头无渗油，EH 油压≥9.3MPa； 7、车头窥视窗油流、油位正常，遮断指示器显示正常 。
发电厂给水系统讲解
五．典型事故处理
总结：
我们应该吸取经验教训，注意对各个参数的监视 （本例中主要是辅汽疏扩水位），对于现场存在缺 陷的设备更应该在运行中加强监视，并在异常情况 发生的初期就提高重视程度，将事故扼杀在萌芽中， 这也是我们大学生应该从现在就开始培养的意识。
发电厂给水系统讲解
发电厂给水系统讲解
发电厂给水系统讲解
三．运行中注意事项
汽动给泵巡检注意事项：
1、各轴承、推力瓦回油温度＜65℃、振动正常。轴承润滑油回 油窥视孔回油正常；
给水系统.pptx
这些开关量信号经过热工 的 逻 辑 处 理 后 ， 送 到 D1 或 者 D2 去 联 动 设 备 ， 这 样就起到了保护作用。
1.3 保护和连锁实现的技术手段
这是一个最简单的联动（保护）的例 子。往往是几个系统要复杂的多。测量仪 表测量数据要经过多次处理（逻辑处理或 者经计算处理）才能够输出到下一个设备， 进行正确的动作。
1.2 水系统各关键设备的作用和工作原理
3）高压脱氧器
A.高脱和凝汽器和锅炉汽包构成了串联方式的简单容器系统。 B.凝汽器水位自动调节系统通过改变“双蝶阀”的开度来调
节出水量实现凝汽器水位工作在合理位置，但是高脱水量 就会发上变化。 C.如何实现锅炉给水和凝汽器之间的物质平衡问题。通过高 脱水位自动调节系统，来控制补水量，保证物质平衡关系。 D.高脱温度控制系统。 E.高脱联动和保护（正常（关闭放水）、高I（报警）、高II （开放水门）） 。
1.2 水系统各关键设备的作用和工作原理
C.高加和凝汽器、高压脱氧器、汽包也是串 联关系，为什么高加和它们没有形成串联 关系？
D.由于汽包的工作温度、压力的特殊性，汽 包是系统最复杂单容器对象。
1.3 保护和连锁实现的技术手段
为了避免锅炉“干锅”，或者锅炉 “满水”事故发生，重要的自动调节对象 都设计相应的自动保护系统。锅炉水位保 护系统的作用就是在水位不能维持在安全 范围时，采用停炉措施来保证安全生产。 那么这些功能如何通过技术手段来实现， 就是热工专业研究的具体技术问题。
1.4 简单容器的自动调节系统
A.高加的水位自动调节和水位保护系统（汽测）如图：
1.4 简单容器的自动调节系统
1.4 简单容器的自动调节系统
下图是高压加热器主要热工保护和自动调节系统 *高加水位自动调节系统的被调对象是什么？ *高加水位自动调节系统调节执行机构是什么？主要调节手段是什么？ *我厂高加安装了几套水位测量装置？主要工作原理和用途是什么？ *影响机组和高加安全运行的主要参数有哪些？采取的保护手段是什么？
1.3 保护和连锁实现的技术手段
这是一个最简单的联动（保护）的例 子。往往是几个系统要复杂的多。测量仪 表测量数据要经过多次处理（逻辑处理或 者经计算处理）才能够输出到下一个设备， 进行正确的动作。
1.2 水系统各关键设备的作用和工作原理
3）高压脱氧器
A.高脱和凝汽器和锅炉汽包构成了串联方式的简单容器系统。 B.凝汽器水位自动调节系统通过改变“双蝶阀”的开度来调
节出水量实现凝汽器水位工作在合理位置，但是高脱水量 就会发上变化。 C.如何实现锅炉给水和凝汽器之间的物质平衡问题。通过高 脱水位自动调节系统，来控制补水量，保证物质平衡关系。 D.高脱温度控制系统。 E.高脱联动和保护（正常（关闭放水）、高I（报警）、高II （开放水门）） 。
1.2 水系统各关键设备的作用和工作原理
C.高加和凝汽器、高压脱氧器、汽包也是串 联关系，为什么高加和它们没有形成串联 关系？
D.由于汽包的工作温度、压力的特殊性，汽 包是系统最复杂单容器对象。
1.3 保护和连锁实现的技术手段
为了避免锅炉“干锅”，或者锅炉 “满水”事故发生，重要的自动调节对象 都设计相应的自动保护系统。锅炉水位保 护系统的作用就是在水位不能维持在安全 范围时，采用停炉措施来保证安全生产。 那么这些功能如何通过技术手段来实现， 就是热工专业研究的具体技术问题。
1.4 简单容器的自动调节系统
A.高加的水位自动调节和水位保护系统（汽测）如图：
1.4 简单容器的自动调节系统
1.4 简单容器的自动调节系统
下图是高压加热器主要热工保护和自动调节系统 *高加水位自动调节系统的被调对象是什么？ *高加水位自动调节系统调节执行机构是什么？主要调节手段是什么？ *我厂高加安装了几套水位测量装置？主要工作原理和用途是什么？ *影响机组和高加安全运行的主要参数有哪些？采取的保护手段是什么？
火电厂给水系统及其设备
• 给水总管上装设30%容量的调节阀，以增加机组在低负荷时的流 量调节的灵敏度。机组正常运行时，给水流量由控制给水泵汽轮机 的转速进行调节。
• 给水系统还为锅炉过热器的减温器、事故情况下的再热器减温器、 汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给 水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水从省煤器进口前引出；汽机 高压旁路的减温水从从省煤器前给水管道上引出。
（2）大型机组电动给水泵耗电量约占全部厂用电量的50％左右，采用汽动给 水泵后，可以减少厂用电，使整个机组向外多供3％～4％的电量；
（3）大型机组采用小汽轮机带动给水泵后，可提高机组的热效率0.2％～0.6％ ；
（4）从投资和运行角度看，大型电动机加液力联轴器及电气控制设备比小型汽 轮机还贵，且大型电动机起动电流大，对厂用电系统运行不利。
• 尽管单列高加的方案初投资少于双列高加的方案，但双列高加的方案在机组运 行的灵活性和经济性上却优于单列高加的方案。采用双列高加方案，降低了高 加故障期间的汽轮机热耗。
• 采用双列形式高加带来的问题是由于加热器数量增加，除氧间需增加一层布置 加热器，整个除氧间高度需要增加。而采用单列高加配置，由于容量增加，其 水室和筒体的直径需增加至～Φ2600和～Φ3000，管板厚度增加将超出制造 厂机加工能力范围。欧洲百万等级机组配置高加均采用立式，结构也与国内 600MW机组配套高加不同。目前国内唯一配置单列高加的外高桥三期，采用 的是卧式，双流程U型管型式高加，由上海动力设备有限公司设计制造。
采用双列高加的原因
• 现1000MW超超临界压力机组，其汽轮机高加回热系统给水温升一般达110℃ 左右。如采用单列，一旦一只高加发生事故，整个高加系统将解列。此时锅炉 进水温度将下降110℃，对锅炉影响很大。而采用双列高加，一只高加发生事 故，本列高加解列，还有另一列高加继续运行，其锅炉进水温度，仅下降55℃ 左右。根据大型机组高加出力对机组热耗的影响研究，高加出口温度下降1℃， 将使汽轮机热耗上升2kJ/(kW.h)左右。由于单只高加事故而导致的汽轮机热耗 增加，单列高加要比双列高加大110kJ/(kW·h)左右。
• 给水系统还为锅炉过热器的减温器、事故情况下的再热器减温器、 汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给 水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水从省煤器进口前引出；汽机 高压旁路的减温水从从省煤器前给水管道上引出。
（2）大型机组电动给水泵耗电量约占全部厂用电量的50％左右，采用汽动给 水泵后，可以减少厂用电，使整个机组向外多供3％～4％的电量；
（3）大型机组采用小汽轮机带动给水泵后，可提高机组的热效率0.2％～0.6％ ；
（4）从投资和运行角度看，大型电动机加液力联轴器及电气控制设备比小型汽 轮机还贵，且大型电动机起动电流大，对厂用电系统运行不利。
• 尽管单列高加的方案初投资少于双列高加的方案，但双列高加的方案在机组运 行的灵活性和经济性上却优于单列高加的方案。采用双列高加方案，降低了高 加故障期间的汽轮机热耗。
• 采用双列形式高加带来的问题是由于加热器数量增加，除氧间需增加一层布置 加热器，整个除氧间高度需要增加。而采用单列高加配置，由于容量增加，其 水室和筒体的直径需增加至～Φ2600和～Φ3000，管板厚度增加将超出制造 厂机加工能力范围。欧洲百万等级机组配置高加均采用立式，结构也与国内 600MW机组配套高加不同。目前国内唯一配置单列高加的外高桥三期，采用 的是卧式，双流程U型管型式高加，由上海动力设备有限公司设计制造。
采用双列高加的原因
• 现1000MW超超临界压力机组，其汽轮机高加回热系统给水温升一般达110℃ 左右。如采用单列，一旦一只高加发生事故，整个高加系统将解列。此时锅炉 进水温度将下降110℃，对锅炉影响很大。而采用双列高加，一只高加发生事 故，本列高加解列，还有另一列高加继续运行，其锅炉进水温度，仅下降55℃ 左右。根据大型机组高加出力对机组热耗的影响研究，高加出口温度下降1℃， 将使汽轮机热耗上升2kJ/(kW.h)左右。由于单只高加事故而导致的汽轮机热耗 增加，单列高加要比双列高加大110kJ/(kW·h)左右。
火力发电厂锅炉专业知识培训(汽水系统)演示幻灯片
信号报警 安全阀动作（A/B侧）
A/B侧安全阀回座 信号报警
安全阀动作（B侧） B侧安全阀回座
安全阀动作（A侧）
15
锅炉主蒸汽系统
饱和蒸汽从汽包引出后，由饱和蒸汽连接
管引入炉膛出口水平烟道的上集箱，下行冷 却烟道后进入炉膛出口水平烟道的下集箱， 然后由连接管引入汽冷式旋风分离器下集箱， 上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离 器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行 冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连 接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中 间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集 箱。
序号
保护名称
汽包水位保护
2
#1、2炉过热蒸汽压力保护
2020/4/14
定值
降至+76mm 降至-76mm 升至+125mm 降至-200mm 升至+300mm 降至-300mm 任一侧降至
13.7MPa 两侧均升至
13.9MPa 升至14.32MPa 降至13.62MPa
动作结果 延时1秒关事故放水门
2020/4/14
21
减温水系统
再热汽温采用尾部双烟道挡板调温作为主要 调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平 行烟道内的烟气调节挡板，利用烟气流量和 再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度， 从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量， 达到调节再热汽温的目的。流经再热器侧的 烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定 的负荷范围内维持再热汽温为额定值。
在向上流经炉膛水冷壁、 水冷分隔墙的过程中被加 热成为汽水混合物，经各 自的上部出口集箱通过汽 水引出管引入汽包进行汽 水分离。
2020/4/14
12
锅炉水循环系统
被分离出来的 水重新进入汽包水 空间，并进行再循 环，被分离出来的 饱和蒸汽从汽包顶 部的蒸汽连接管引 出。
A/B侧安全阀回座 信号报警
安全阀动作（B侧） B侧安全阀回座
安全阀动作（A侧）
15
锅炉主蒸汽系统
饱和蒸汽从汽包引出后，由饱和蒸汽连接
管引入炉膛出口水平烟道的上集箱，下行冷 却烟道后进入炉膛出口水平烟道的下集箱， 然后由连接管引入汽冷式旋风分离器下集箱， 上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离 器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行 冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连 接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中 间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集 箱。
序号
保护名称
汽包水位保护
2
#1、2炉过热蒸汽压力保护
2020/4/14
定值
降至+76mm 降至-76mm 升至+125mm 降至-200mm 升至+300mm 降至-300mm 任一侧降至
13.7MPa 两侧均升至
13.9MPa 升至14.32MPa 降至13.62MPa
动作结果 延时1秒关事故放水门
2020/4/14
21
减温水系统
再热汽温采用尾部双烟道挡板调温作为主要 调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平 行烟道内的烟气调节挡板，利用烟气流量和 再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度， 从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量， 达到调节再热汽温的目的。流经再热器侧的 烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定 的负荷范围内维持再热汽温为额定值。
在向上流经炉膛水冷壁、 水冷分隔墙的过程中被加 热成为汽水混合物，经各 自的上部出口集箱通过汽 水引出管引入汽包进行汽 水分离。
2020/4/14
12
锅炉水循环系统
被分离出来的 水重新进入汽包水 空间，并进行再循 环，被分离出来的 饱和蒸汽从汽包顶 部的蒸汽连接管引 出。