第二章发电厂的回热加热系统。
第一节回热加热器的型式。
按内部汽、水接触方式：分为混合式加热器与表面式加热器；
按受热面的布置方式：分为立式和卧式两种。
一、混合式加热器。
1、特点：①加热器本体简单，没有端差，热经济性好；
②系统复杂，回热系统运行安全性、可靠性低、系统投资大。
③设备多、造价高、主厂房布置复杂、土建投资大、安全可靠性低，使混合式低压加热器回热系统应用受到限制。
2、混合式加热器的结构。演示文稿。
3、重力混合式低压加热器回热系统。演示文稿。
特点：降低了亚临界和超临界汽轮机叶片结铜垢及真空下的低压加热器氧腐蚀的现象；
提高了热经济性。
二、表面式加热器。
加热蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水在管内流动，加热蒸汽在管外冲刷放热后凝结下来成为加热器的疏水(为区别主凝结水而称之为疏水)；演示文稿。
对于无疏水冷却器的疏水温度为加热器筒体内蒸汽压力下的饱和温度；
管内流动的水在吸热升温后的出口温度比疏水温度要低，它们的差值称之为端差。 演示文稿。
1．表面式加热器的特点。
①有端差，热经济性较混合式差。
②金属耗量大，内部结构复杂，制造较困难，造价高。
不能除去水中的氧和其它气体，未能有效地保护高温金属部件的安全。
全部由表面式加热器组成的回热系统简单，运行安全可靠，布置方便，系统投资和土建费用少。
表面式加热器系统分成高压加热器和低压加热器两组；
水侧部分承受给水泵压力的表面式加热器称为高压加热器，承受凝结水泵压力的表面式加热器称为低压加热器。
2．表面式加热器结构
表面式加热器也有卧式和立式两种。现代大容量机组采用卧式的较多。
第二节表面式加热器及系统的热经济性。
一、加热器的端差。
1、加热器的端差（上端差、出口端差）：加热器出口疏水温度tsj（饱和温度）与出水温度twj之差。
2、加热器端差对热经济性的影响。
加热器端差越小经济性越好。
可以从两方面解释：一方面，如果出水温度不变，端差减少意味着tsj可以低一些，即回热抽汽压力可以低一些，回热抽汽做功比增加，热经济性变好。另一方面，如果蒸汽压力不变，tsj亦不变，端差减少意味着出水温度twj提高，结果是减少压力较高的回热抽汽做功比，同时增加了压力较低的回热抽汽做功比，净的回热抽汽做功比增加，热经济性变好。
二、抽汽管压降及热经济性。
三、过热蒸汽冷却器及热经济性。
1、装设过热蒸汽冷却器（段）的经济效益：
减少换热温差，降低损失；
提高加热器出口水温，减小加热器端差；
再热后第1级回热抽汽的蒸汽过热度是最高的，在。
此装设过热蒸汽冷却器（段），效果最明显。
2、过热蒸汽冷却器的连接方式：并联和串联。
四、表面式加热器的疏水方式。
1、疏水逐级自流：热经济性最差，可靠性最高，300mw、600mw及以上容量机组多采用。
2、疏水泵送入加热器出口热经济性高于疏水逐级自流方式，可靠性低。
于疏水逐级自流方式。
但是，当前的评价多为热经济性分析，没。
考虑疏水泵的电耗，是不全面的评价。
第三节给水除氧及除氧器。
一、给水除氧的必要性。
1、给水中溶解气体会带来以下危害：
1)腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命。
2)增加热阻，降低热力设备的热经济性。不凝结气体附着在传热面，以及氧化物沉积形成的盐垢，都会增大传热热阻。
3)氧化物沉积在汽轮机叶片，会导致汽轮机出力下降和轴向推力增加。
2、气体**：①补充水中的溶解气体；②真空状态下的热力设备及管道漏进的空气。
3、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。
4、给水溶氧指标：
蒸汽压力为5.8mpa以下锅炉，给水溶氧量应小于15μg/l；
蒸汽压力为5.9mpa以上的锅炉，给水溶氧量应小于7μg/l；
亚临界以上直流锅炉，给水溶氧量控制在0μg/l。④对于超临界参数的锅炉，我国《超临界火力发电机组水汽质量标准》（dl/t 912-2005）规定，给水溶氧量应小于7μg/l，对给水进行加氧调节处理时，给水溶氧量控制在30-150μg/l。
二、除氧方法。
给水除氧方法：化学除氧和物理除氧。
1、化学除氧：利用化学药剂与水中的溶解氧进行化学反应，化合生成另一种物质，达到除氧的方法。
化学除氧的特点：①能彻底除氧； ②不能除去其它气体； ③生成的氧化物增加了给水中可溶性盐类的含量；④药剂**昂贵。
只有要求彻底除氧的亚临界及以上参数的电厂，才采用化学除氧作为一种补充的除氧手段。
(1) 联胺除氧：化学除氧一般采用联胺做药剂。联胺既可除氧，又能转化为氨，维持给水有较高的ph值，也不产生新的盐类。
联胺除氧化学反应如下：
2).亚硫酸钠na2so3处理。
na2so3易溶于水，无毒价廉，装置简单。 na2so3与o2反应生成的na2so4会增加给水含盐量，在温度大于280℃后会分解成有害气体。 na2so3仅适用于中压以下的锅炉，不能用于高压以上的电站锅炉。
3). 中性水处理。
根据钢在含氧纯水中的耐腐蚀理论，高纯度且呈中性的锅炉给水中，加入气态氧或过氧化氢，使金属表面形成稳定的氧化膜，不仅能够达到防腐效果，而且给水中腐蚀物减少，使直流锅炉几乎无需清洗，即中性水处理。给水加氧处理的防腐蚀效果显著，但对给水水质要求很严，中性纯水的缓冲能力小。中性水处理已在国外各类直流锅炉、空冷机组和核电机组上得到应用。
2、物理除氧。
1）物理除氧：利用物理手段除去水中氧的方法。
2）物理除氧的特点： ①不能彻底除氧； ②能除去其它气体； ③无新的氧化物生成，不会增加给水中可溶性盐类的含量；④**便宜。
三、热力除氧。
热力除氧原理：建立在亨利定律和道尔顿定律基础上。
亨利定律：气体在水中的溶解度正比于该气体在水面的分压力。
道尔顿定律：水面上混合气体的总压力等于各组成气体分压力之和。 热力除氧的条件：热力除氧是个传热、传质过程，要达到理想的除氧效果，要满足以下条件：
水必须加热到除氧器压力下的饱和温度，保证水面上水蒸气的压力接近于水面上的全压力。即使微量加热不足，水中溶氧量都远超过给水允许的含氧量指标。
水中逸出的气体必须及时排出，使水面上各种气体的分压力减至零或最小。
被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积，且两者逆向流动，传热效果好，而且保证有较大的不平衡压差。
气体自水中离析可分为两个阶段：
第一阶段为初期除氧阶段，可以除去水中约80％-90％的气体。
第二阶段为深度除氧阶段。水中残留气体相应的不平衡压差很小，残留气体己没有足够的动力克服水的黏滞力和表面张力逸出，只有依靠单个分子的扩散作用慢慢离析。此时，必须加大汽水的接触面积，使水形成水膜，减小其表面张力，从而使气体容易扩散出来，也可利用蒸汽在水中的鼓泡作用，使气体分子附着在汽泡上从水中逸出。
演示文稿。
除氧器必须满足热除氧的传热和传质条件，除氧器设计上一般具有以下特点：
1).具有较大的汽水接触表面以利于传热、传质。水在除氧器里通常被均匀的播散成细水柱或雾状小滴。水必须加热到除氧器工作压力下的饱和温度，故定压除氧器要装压力自动调节器。
2).为满足传质要求，初期除氧时，水应喷成水滴，深度除氧时，水要形成水膜，而且汽水应逆向流动。
3).除氧器应有足够大的空间，延长汽水接触时间，使水中溶氧有足够的时间解析。
4). 除氧器应有排气口并有足够的余气量，及时排除离析的气体，减少水面上其它气体的分压力，否则，容易发生“返氧”现象。
5).储水箱设再沸腾管，以免因水箱散热导致水温降低，小于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。
四、除氧器的类型与结构。
除氧器按工作压力分为大气式除氧器、真空除氧器和高压除氧器三种。演示文稿。
1）大气式除氧器。
大气式除氧器的工作压力为0.118mpa，以便把水中离析出来的气体排入大气。
2）真空除氧器。
真空除氧器的工作压力低于于大气压力，水中离析出来的气体不能自动排入大气，需设置专用的抽真空设备。演示文稿。
3）高压除氧器。
高压除氧器工作压力约为0.58mpa，给水温度可加热至158-160℃，含氧量小于7μg/l，广泛用于高参数大容量机组 。
高压除氧器有以下优点：
①除氧效果好。
②节省投资。
③提高锅炉的安全可靠性。
④有利于防止除氧器自生沸腾。
2、除氧器的典型结构。
1）高压喷雾填料式除氧器。
2）喷雾淋水盘式除氧器演示文稿。
3）大气淋水盘式除氧器演示文稿。
4）无除氧头式除氧器演示文稿。
五、除氧器的热平衡及自生沸腾。
1、除氧器的热平衡演示文稿。
2、除氧器的自生沸腾及防止。
第四节除氧器的运行及热经济性分析。
一、除氧器的运行方式。
除氧器的运行方式：定压运行和滑压运行。
1、定压运行（有节流损失）定压运行除氧器运行时保持除氧器工作压力为一定值，为此需要在进汽管上安装压力调节阀，将较高的压力降低至定值，造成抽汽截流损失。为了保证低负荷下，除氧的正常运行，还必须切换到更高的压力源上，于是产生更大的节流损失。
2、滑压运行（经济性好）
滑压运行除氧器在滑压范围内运行时，工作压力。
随汽轮机抽汽压力的变化而变化，即滑压。
没有压力调节阀，没有节流损失 。演示文稿。
二、除氧器汽源的连接方式。
除氧器运行方式不同，其汽源的连接方式也不同。
汽源的连接方式有三种：单独连接定压除氧器、前置连接定压除氧器和滑压除氧器方式。
三、除氧器的滑压运行。
汽轮机组负荷骤变时，滑压除氧器对除氧效。
果、给水泵的安全运。
行有重大影响。
3、给水泵不汽蚀的条件。
h为稳态工况时泵不汽蚀的有效富裕压头，对于已设计好的电厂，它为定值。
h为暂态过程中有效富裕压头下降值，它是变量。稳态时，δh=0；全甩负荷至零的暂态工况，除氧器压力已下降至p’d，由于水温滞后于除氧器压力下降， pv > p’d ,因此δh>0。
1. 稳态工况。
tv、td 均为除氧器工作压力pd所对应的饱和温度，故δh=0，δnpsh等于常数，除氧器位于一定高度形成的水柱压头hd，用以克服流动阻力损失和npshr，即只要δh>0，泵入口就不会汽化。
2. 机组电负荷骤升的暂态过程。
机组电负荷骤升，pd相应骤升，而除氧器内水温滞后于压力的升高。在滞后时间ｔ内， pd > pv ，即δh<0。与稳态工况的相比，δnpsh增加，这时水泵不可能会发生汽蚀，更安全可靠。
3.机组电负荷骤降的暂态过程。
机组电负荷骤降， pd相应骤降，则pd < pv ，即δh>0。
与稳态工况相比，δnpsh减小。此时，hd除了用以克服流动阻力损失和npshr之外，还要克服δh，减少了防止水泵汽蚀的裕度，使水泵入口容易发生汽蚀。演示文稿。
4.防止给水泵汽蚀的措施演示文稿。
1）提高静压头ｈd；
2）采用低转速前置泵；
大容量汽轮机组的给水泵出口压力高，若采用5000-6000rpm的高转速给水泵，其npshr值较高，约为20ｍ水柱。采用1500rpm的低转速前置泵，其npshr仅6-9ｍ水柱，因此滑压除氧器即可布置得较低。
3）减小管道的压降；
4）缩短滞后时间。
在水泵入口注入温度较低的主凝结水，或在泵入口前设置给水冷却器。
(5) 减缓除氧器压力下降速度。
①在负荷骤降的滞后时间内，快速投入备用汽源，以阻止除氧器压力下降。
②适当增加给水箱容积。
第四章热力发电厂的热力系统。
第一节热力系统及主设备选择原则。
一、 热力系统的概念及分类。
1、发电厂的热力系统：发电厂的主、辅热力设备按热功转换的顺序用管道及管道附件连接起来的能量转换的工艺系统称为发电厂的热力系统。
发电厂年终总结
发电厂年终总结众人划桨开大船，万众一心成大业。12年我们在以部门领导下，以辛勤的汗水和扎实的工作作风，保质 保量的完成全年生产任务。我们付出了辛勤的汗水，但我们最终收获了成功的喜悦同时感受到了公司所给予我们的关心和爱护，无论在生活上 薪金和福利待遇上都有了改进。这给我们带来很大的工作动力。12年值得...
发电厂2024年工作总结
2010年工作总结。2010年是极为不平凡的一年，在集团和公司的坚强领导下，面对复杂多变的内外部环境和全球性金融危机的影响，电厂所有员工同心同德，强化管理，锐意进取，扎实有效地推进各项工作的开展，保持了电厂经济运行的平稳快速发展，依靠集团循环经济发展优势，紧紧围绕安全生产 节能降耗和重点项目建设等工...
发电厂 培训心得 检修计划总结
杰出班组长日常管理互动训练营 培训心得。2007年3月17日 18日，我参加了厂里组织的 杰出班组长日常管理互动训练营 本次训练营由深圳问鼎资讯公司主持，陶啸山讲师主讲，在这次 杰出班组长日常管理互动训练营 培训中，我学习到了很多东西。心得如下 一 班组长是企业生产的 现场管理第一责任人 要当好这个...