主蒸汽管道系统
第八章 发电厂全面性热力系统要点
2）有的机组在靠近主汽门两侧主蒸汽管之间加装联络管，以 减少两侧汽温偏差，并保证一个自动主汽门作关闭试验时的压 损的允许的范围内。
B采用单根蒸汽管系统 主蒸汽和再热蒸汽采用单管或部分采用单管，在这段管中混温 好，保证供给左右两侧蒸汽温度偏差最小。到自动主汽门或中 压联合汽门前又分叉为两根，在一个自动主汽门作全关试验时， 压损小。
(4)降低压损和汽温偏差的措施
1 全面性热力系统的概念
发电厂的全面性热力系统图：以规定的符号表明全厂主辅热 力设备，包括运行的和备用的，以及按照电能生产过程连接 这些热力设备的汽水管道和附件整体系统图。 全面性热力系统图：全厂主要热力设备和辅助设备[锅炉设备、 汽轮发电机组、各种热交换器、减温减压器、各种水泵、水箱 等]；并按发电厂现有情况表示出发电厂的主蒸汽系统、凝结水 系统、回热抽汽系统、除氧器系统、锅炉给水系统、补充水系 统、启动旁路系统、锅炉启动系统、供热系统等管道系统。
•再热式机组：轴系复杂，机组启动要严密监视 各处温度和温升率，以控制胀差和振动在允许范 围内。
大机组：新蒸汽管道直径管道大，管壁厚， 热容量大，需大容量蒸汽来暖管，使新蒸汽 管道的壁温高于汽轮机冲转参数要求的温度 值。 采用旁路系统可满足机组启动启停时对汽温 的要求，严格控制汽轮机的金属温升率，可 减少汽轮机寿命损耗，延长其寿命。
(1)限定压损和汽温偏差 (2)采用双管等技术措施
(1) 限定压损和汽温偏差
•主蒸汽和再热蒸汽管道压损过大，会降低汽轮机的出力，降低 机组的热经济性。主蒸汽和再热蒸汽管道压损要在规定的范围 内。 •温度差大的后果：汽缸等高温部件出现受热不均，引起汽缸扭 曲变形，甚至摩擦轴封，造成高温部分产生较大的热应力。 •国际电工协会规定最大允许温度偏差：持久性的为15度，瞬 时性的为42度。
主蒸汽管道系统流程图培训课件
二. 机炉匹配
一般情况下，当主蒸汽或再热蒸汽温度每升高28℃，机组的效率将提高约 0.8%；在相同主蒸汽温度下，初压每提高6MPa～7MPa，机组效率提高 约0.9%～1%；在同等压力下，采用二次再热比一次再热机组效率提高约 1.5%～1.6%。 主蒸汽管道、再热蒸汽管道和高压给水管道等主要管道的管径尺寸，应考 虑管材成本和能耗的因素通过优化分析确定，管径选择中还应对主蒸汽和 再热蒸汽管道的阻力进行核算，使其与机炉之间的额定压降相匹配。 锅炉过热器出口至汽轮机进口的全压降，宜不大于汽轮机额定进汽压力的 5%，冷段再热蒸汽管道，再热器、热段再热蒸汽管道规定工况下的全压 降，宜分别为汽轮机规定工况下高压缸排汽压力的1.5%-2.0%、5%、 3.5%-3.0%。 主蒸汽系统温度降5C ，热再热系统温度降3 C
The Main Steam System Design Pressure shall be applicable for the design of the Main Steam headers, branches, and drain lines.
3.1.6 国内主蒸汽管道设计压力确定 （一）根据多年设计和运行经验，亚临界 和超临界机组，主蒸汽管道的设计压力可 取用锅炉最大连续蒸发量下过热器出口的 工作压力。 （二）超超临界机组，主蒸汽管道的设计 压力可取用主汽门进口处设计压力的105％ （主汽门入口处设计压力为汽轮机额定进 汽压力的105%）或取用主汽门进口处设计 压力加锅炉过热器出口至主汽门的管道压 降，二者取大值。
3.6.1 根据规程：冷再热蒸汽管道的系统的设计温度为 VWO工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在 管道设计压力下相应的温度。如果汽轮机在运行方式上有 特殊要求时，该设计温度应取用可能出现的最高工作温度， 适用于日本、美国机型，一般工程低温再热蒸汽管道采用 A672B70CL32电熔焊接钢管。 3.6.2 考虑Siemens和ALSTOM的高压缸排汽跳闸温度于 500C的要求，故根据高压缸排汽跳闸温度的限制，一般 低温再热（冷段）蒸汽管道采用按美国ASTM A691 Cr11/4CL22 标准生产的电熔焊钢管。 3.6.3 机组FCB工况给水泵跳闸，100%高压旁路无减温水 时对再热冷段蒸汽管道设计温度的影响。
煤化工锅炉主蒸汽管道及外管网蒸汽系统吹管方案
河南龙宇煤化工锅炉主蒸汽管道及外管网蒸汽系统吹管方案编制：审核：会审：审定：批准：河南龙宇煤化工二0 0 七年六月概述河南龙宇煤化工热电厂F30001A/B/C系四川锅炉厂生产的CG-130/9。
81-X9型循环流化床锅炉，配备Z30001A/B青岛捷能抽汽式汽轮机，同时向空分厂压缩机透平、甲醇厂氨冰机透平供9.8Mpa、540℃蒸汽，并通过高压减次高压减温减压器向合成器压缩机透平供5.0Mpa、400℃蒸汽、通过次高压减低压减温减压器向空分厂分子筛提供1.4Mpa、200℃蒸汽、通过高压减低压减温减压器和次高压减低压减温减压器以及汽轮机抽汽向空分厂及甲醇厂提供0.6Mpa、200℃低压蒸汽。
锅炉主要设计参数如下：为了确保热电厂新机组和透平机的安全运行，必须对过热器、蒸汽管道、外供高压、次高压蒸汽管网进行蒸汽吹扫，清除管道中的氧化皮、铁屑、焊渣、泥沙、油垢等（制造、运输、安装过程中带入的）杂物。
一、冲管方法及合格标准1、热电厂界区本次吹管采用稳压—降压—稳压法混合吹扫方法。
1.1 稳压法：用于冲管试吹阶段。
锅炉按规程启动、升压、暖管后，用较低的汽包压力进行小流量的蒸汽稳压吹扫，此时蒸汽对管道内壁的冲刷力小于额定负荷时蒸汽的冲刷力，即动量比小于1。
目的是吹扫管道中的粗大颗粒和松散杂物，避免损伤弯头或堵塞管道。
同时可以全面检查支吊架在受热、受冲击后的受力情况，及时发现问题，进行处理。
1.2降压法：在汽包压力较高的情况下，迅速开启临时排汽门，使管道内形成爆发性气流吹扫内壁，一般采用的动量比达1～1.5。
当汽压较低时，关闭临时排汽门，增加燃料投入量，使压力上升到吹扫所需压力，进行下次吹扫。
如此反复，直到吹扫合格（若单纯用床下点火油枪加热床料升压，则应注意油枪雾化情况、油系统的运行参数以及水冷布风板冷却水系统）。
1.3 稳压法：在降压吹扫过程中不可避免地会出现蒸汽带水，管内少量集盐。
对过热器运行安全和改善蒸汽品质不利。
CPR1000核电机组主蒸汽系统管道安装浅述
CPR1000核电机组主蒸汽系统管道安装浅述作者：袁满王永明王洪林马智斌来源：《华中电力》2014年第01期摘要：福建宁德核电厂一期工程规划建设两台1000MW等级的CPR1000机组，主蒸汽系统（VVP）是常规岛部分一个非常重要的系统，其主要功能是从核岛接口输送蒸汽到汽轮机主汽阀、汽轮机的轴封系统、汽水分离再热器的新蒸汽段、蒸汽转换器、除氧器以及汽机旁路系统，其安装的工艺复杂、难度大、过程控制严格、质量要求高。
本文阐述宁德项目主蒸汽系统管道安装的主要方法、接口处理原则、工作范围、介绍安装期间的重要现场设计变更以及对工程造成的影响，介绍安装期间发生的问题以及处理措施，希望能够给同类型机组的施工策划提供有效可行的借鉴。
关键词：核电主蒸汽冷拉口平衡符合法概述：从核岛三台蒸汽发生器来的三根主蒸汽管线（501、502、503）在常规岛内导入主蒸汽联箱。
从主蒸汽联箱引出四根管道（508、509、510、511）与汽轮机四个主汽阀相连接。
另外还有两根母管（514、519）分别引到凝汽器的两侧，与这两根旁路母管连接的还有通向除氧器的供汽/排放管线（525、526、527、529）、通向蒸汽转换器系统的加热蒸汽管线（528）、通向汽水分离再热器的新蒸汽管线（001、002、008、009）和通向凝汽器的12条蒸汽旁路排放管线，这两根母管由一根平衡管（524管线）连接在一起。
施工工序及难点介绍：1、跨岛管道吊装主蒸汽系统跨岛管道指的是连接常规岛与核岛之间的一部分管道，共3条管线，其吊装属高风险作业。
由于其管道跨岛连接，且7m间隙施工涉及单位众多、专业交叉，逻辑错综复杂，需提前与各方沟通，梳理施工逻辑并且严格执行才能保证现场安装工作有序进行，1号机跨岛管道吊装借鉴岭澳二期3号机施工经验，施工逻辑如下：1）中核华兴完成防甩钢结构C1、C2吊装；2）中核华兴完成主蒸汽防甩钢结构C3、C5吊装并且完成安装；3）我方完成501、502、503管线前三段管道吊装；4）核岛土建承包商完成防甩钢结构C4、C6的吊装并安装完成；5）我方完成跨岛管道三根水平管道吊装，并做好安全存放工作；6）常规岛土建承包商完成电缆桥架钢结构施工。
火力发电厂主蒸汽管道和再热管道设计优化
火力发电厂主蒸汽管道和再热管道设计优化在电厂系统中，主蒸汽管道和再热管道是其重要构成部分，管道分布情况及材料的机械特点和高温特点对电厂机组投资有着直接影响，不仅影响着电厂经济效益，对电厂机组运行机制是否可靠也有重要影响。
标签：火力发电厂；蒸汽管道；再热管道设计0 前言随着科技的不断发展，主蒸汽管道和再热管道的材料也在不断被优化。
因此，就要了解什么是主蒸汽管道和再热蒸汽管道，在了解后在对其材料的选用做出探讨。
主蒸汽管道主要是指锅炉过热器出口集箱到汽机自动主汽门进口的管道，高温再热蒸汽管道则主要是指鍋炉再热器出口集箱至汽机中联门进口的管道。
1 主蒸汽管道和高温再热管道材料上的选择和布置方式1.1 主蒸汽管道和再热管道常使用的材料主蒸汽管道和再热管道最常使用的材料是钢材，由于型号的不同，主要有A335.P91、A335.P22以及12CrlMoV这三种型材[1]。
A335.P91钢材是一种铁素体刚，是在A335.P9的基础上进行改良的，也是美国材料试验协会以及美国机械工程师协会要求使用的标准型钢材。
现阶段，我国有很多厂家能够生产与设计适用于A335.P91钢材使用的管件。
1.2 主蒸汽管道和再热管道的材料选择在主蒸汽管道和再热管道的布置方式上最常使用的就是已经成熟的2-1-2形式。
A335.P91钢材被应用为主蒸汽管道管材以后，与主蒸汽管道管材为A335.P22钢材相比，主蒸汽主管规格就由（Di383.9*72.2）转化为（Di383.9*31），支管规格则由（Di224.02*55.5）转化为（Di224.02*29）；再热管道的主管规格由（Di634*31）转化为（Di634*21），支管规格则由（Di508*24.8）转化为（Di470*15）。
这种情况的发生，也会使主蒸汽管道和再热管道的设计与安装发生改变，并带来一定影响。
2 主蒸汽管道和再热管道设计与安装的影响2.1 布置方面当A335.P91钢材应用到主蒸汽管道和再热管道以后，管道的管壁就逐渐变薄，管道外部直径就会变小，这给日后进行管道布置带来了很多方便。
核电站主蒸汽系统
主蒸汽母管接一路支管为汽轮机轴封系统(GSS)供 汽。辅助蒸汽系统在机组启动过程中向汽轮机轴封 提供蒸汽．机组启动后，随着负荷上升轴封汽源从 辅助蒸汽切换至主蒸汽供汽。主蒸汽至轴封供汽支 管设置电动阀，在轴封不采用主蒸汽作为汽源时将 主蒸汽与轴封系统隔离。
采用七级回热加热器系统，设置四级低压加热器，
主蒸汽系统主要由管道、阀门和相关仪表组成。主 蒸汽系统管道和部件主要布置于汽机房内，包括从 蒸汽发生器出口到主汽阀之间的主蒸汽管道以及与 连接到汽轮机上的主蒸汽管道相连的设备和管道。
名称 主蒸汽额定流量 主蒸汽压力／温度 汽机旁路额定流量 MSR壳侧额定流量(冷再热) MSR再热器管侧额定流量 至汽机轴封主蒸汽流量 至VYS的主蒸汽流量 至7号加热器的抽汽量 管道设计压力／温度
为了最大程度地减少汽轮机进水的可能性，在主蒸
汽管道可能聚集疏水的低位点设置疏水点，机组正 常运行时疏水由常规岛排汽、疏水和卸压系统(TDS) 母管排至凝汽器。疏水系统设置由用于连续导出疏 水的疏水器和用于自动疏水的气动疏水阀旁路组成。
气动疏水阀的开关通过疏水集管上的水位控制装 置来完成自动控制。为保护汽轮机，气动疏水阀 还会在汽机跳闸时联锁打开。在正常运行时，疏 水集管中的疏水由疏水器连续导出，在负荷瞬变 时疏水量的增加可能超出疏水器通流能力，此时 通过疏水集管上的水位控制联锁打开气动疏水阀， 排放多余的疏水。
至6号加热器的抽汽量 管道设计压力／温度
至5号除氧器的抽汽量 管道设计压力／温度
参数 6799t/h 5.38MPa/268.6℃ 2719.6t/h 4510.7t/h 324.5 t/h (一级)/182.7 t/h (二级) 13.4 t/h 待定 390.96 t/h 3.134MPa/238℃ 333.33 t/h 1.847MPa/211℃ 420.859 t/h 1.062MPa
发电厂常用的主蒸汽管道系统
发电厂常用的主蒸汽管道系统1、集中母管制系统发电厂所有锅炉蒸汽都引往一根蒸汽母管集中后，再由该母管引往各汽轮机和各用汽处。
这种系统的供汽可相互支援，但当与母管相连的任一阀门发生故障时，全部锅炉和汽轮机必须停止运行，严重威胁全厂工作的可靠性。
因此一般使用阀门将母管分成两个以上区段,分段阀门是两个串联的关断阀，以确保隔离，并便于分段阀门本身的检修。
正常运行时，分段阀门处于开启状态。
集中母管分段后，发生事故后仍有一个区段不能运行。
如母管分段检修，与该段相连的锅炉和汽轮机的仍要全部停止运行。
所以只有在锅炉和汽轮机的台数不配合情况下，或者单台锅炉与汽轮机单机容量相差很大及蒸汽参数低，机组容量小的发电厂才采用集中母管制系统。
我公司原热动车间采用的就是集中母管制系统。
2、切换母管制系统每台锅炉与其对应的汽轮机组成一个单元，而各单元之间仍装有母管，每一单元与母管出还装有三个切换阀门，这样机炉既可单元运行，也可切换到蒸汽母管上由邻炉取得蒸汽。
该系统中的备用锅炉和减温减压器均与母管相连。
这种系统的主要优点是既有足够的可靠性，又有一定的灵活性，能充分利用锅炉的富裕容量进行各炉间的最佳负荷分配。
其主要缺点是系统较为复杂，阀门多，事故可能性较大，我国中压机组的电厂因主蒸汽管道投资比重不大(相对于单元制机组)而供热式机组的电厂机炉容量又不完全匹配，这时应采用切换母管制主蒸汽系统。
热力公司现在采用的就是集中母管制系统。
3、单元制机组每台汽轮机和供应它蒸汽的一台或两台锅炉组成一个独立的单元，各单元之间无横向联系，需用新蒸汽的各辅助设备靠用汽支管与各单元的主蒸汽管道相连，称为单元制系统。
该系统的优点是系统简单、管道短、管道附件少、投资省、压力损失和散热损失少。
系统本身发生事故的可能性小，便于集中控制。
其缺点是单元内与主蒸汽管道相连的任一设备或附件发生故障时，整个机组都要被迫停止运行，而相邻单元不能相互支援，机炉之间也不能切换运行，运行灵活性差;单元设备必须同时检修。
主蒸汽、再热蒸汽系统吹管作业指导书
1.工程概况：吹管的目的是通过对锅炉过热器、再热器及主蒸汽、再热蒸汽管道等系统进行蒸汽吹扫工作，清除设备系统在制造、运输、保管、安装等过程中，存留其内部的砂砾、焊渣、高温氧化皮及腐蚀产物等各种杂质，以防止机组运行中过热器、再热器堵塞爆管、汽轮机叶片冲击损伤重大事故发生，并为汽轮机提供合格蒸汽，保障机组安全启动运行。
本次冲管采用降压冲管方法，为降低冲管噪音，在排汽口加装消音器。
冲管范围包括过热器、主蒸汽管道、再热冷段管道、再热器、再热热段管道。
1.1 工程名称、施工范围、施工地点：1.1.1工程名称：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管1.1.2施工范围：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管临时管道安装、吹管及系统恢复1.1.3施工地点：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组汽机房、汽机房A排外、煤仓间。
吹管目的施工地点：汽机房、汽机房A排外、煤仓间1.2主要工程量：冲管临时管道安装80米；冲管临时电动门安装1只。
1.3工程特点;安装管道口径较大，管道虽为临时管道但管道内部清洁度要求高。
2.依据文件：2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部，1996年版）2.2 《火电工程启动调试工作规程》（电力工业部，1996年版）2.3 《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇）1998年版2.4.《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接）DL50072.5 《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》DL 5031-94；2.6 《火电施工质量检验及评定标准》（管道篇2000年版）2.7 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.8 《南山怡力电厂#2机组过热器、再热器系统吹管方案》；（山东电力研究院）2.9 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》（2002版）；2.10 山东电力建设第一工程公司质量、环境、职业健康安全管理体系文件。
2.11 中南电力设计院提供的主汽、热段、冷段安装图纸2.12 火力发电厂汽水管道零件及部件〈〈典型设计手册〉〉83版。
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单元制主蒸汽管道系统是指一 台锅炉配一台汽轮机的管道系 统(包括再热蒸汽管道)，组成 独立单元，各单元间无横向联 系，用汽设备的蒸汽支管由各 单元，管道短，阀门及附件少， 相应的管内工质压力损失小，运行操作少，检修工作量 少，投资省，散热损失小，便于实现集中控制，再加上 采用优质合金钢材，系统本身的事故可能性小，安全可 靠性相对较高，如果发生事故只限于一个单元范围内等 优点。
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3、集中母管制主蒸汽管道系统
发电厂所有锅炉生产 的蒸汽都送到集中母 管中，再由集中母管 把蒸汽引到各汽轮机 和辅助用汽设备去的 蒸汽管道系统，称为 集中母管制主蒸汽管 道系统，如图所示。
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（1）分段阀的作用：单母管上装有分段阀，一般分为两个以 上区段。分段阀采用两个串联的关断阀，其作用是当系 统局部发生故障或局部检修时，用分段阀隔开，同时也 便于分段阀本身检修，其它部分仍可正常运行。正常运 行时分段阀是打开的，单母管处于运行状态。
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二、主蒸汽管道系统的特点
输送工质流量大，参数高，用的金属材料质量高，对发 电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。
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三、主蒸汽管道系统的基本要求
系统简单，工作安全可靠；运行调度灵活，能进行各种切 换，便于维修、安装和扩建；投资费用少，运行费用低。
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四、发电厂中常用的主蒸汽管道系统形式
（2）缺点：不具备调度灵活条件，负荷变动时对锅炉燃 烧调整要求高，单元系统内任何一个主要设备或附件发 生事故，都会导致整个单元系统停止运行，机炉必须同 时进行检修等。
（3）使用范围：根据DL 5000-94《火力发电厂设计技术 规程》中规定，对装有高压凝汽式机组的发电厂，可采 用单元制系统。对装有中间再热凝汽式机组或中间再热 供热式机组的发电厂，也应采用单元制系统。
（2）特点：系统比较简单，布置方便。但是与切换母管制相 比，其运行调度不灵活，缺乏机动性。当母管分段检修 或与母管相连的任意一阀门发生事故时，与该段母管相 连的锅炉和汽轮机都要停止运行。
（3）使用范围：这种系统只有在锅炉和汽轮机的单位容量和 台数不配合或装有备用锅炉已建成的热电厂中采用，以 后建电厂不再采用。
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（2）采用单根蒸汽管系统
双管—单管—双管系统
单管—双管系统
双精管品课主件蒸汽，双管—单管—双管再热蒸汽系统
（3）采用混温装置
为使进入汽轮机左右两侧蒸汽温度偏差在规定范围内，进入之前要充 分混合，可采用两进两出蒸汽管的四通混合联箱，如意大利进口的125MW 机组。也可采用球形五通，进汽管两根，出汽管三根，其中一根管与旁路 相连，汽温偏差可控制在10℃以内，如从意大利引进的300MW机组。
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五、主蒸汽管道系统设计中的几个问题
根据DL 5000-94中规定，对第一台新设计的汽轮机组，其主蒸汽、再 热蒸汽等管道的管径及管路根数，应经优化计算确定。但因生产大口 径无缝钢管困难，又要节约进口钢管资金，国产机组发电厂中主蒸汽 管道多采用双管系统，于是在两管中出现汽温偏差和压损问题，为提 高热经济性，保证安全性，必须将汽温偏差和压损控制在允许范围内。
1、压损和汽温偏差的限定
主蒸汽和再热蒸汽管道压损过大，会降低汽轮机的出力，降低机 组的热经济性。在作自动主汽门全关试验时，阀座前后压差过大，使 自动主汽门不能重新迅速开启，导致再热器安全门动作，降低机组出 力，造成工质和热量损失。所以主蒸汽和再热蒸汽管道压损要在规定 的范围内。
进入汽轮机左右两侧高、中压主汽门蒸汽温度偏差超出允许值，汽 缸等高温部件出现受热不均，引起汽缸扭曲变形，甚至摩擦轴封，造 成高温部分产生较大的热应力，威胁汽轮机安全运行。国际电工协会 规定的最大允许温度偏差：持久精性品的课件为15℃，瞬时性的为42℃。
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本节需要掌握以下几个知识点
主蒸汽管道系统的范围 主蒸汽管道系统的特点 主蒸汽管道系统的基本要求 发电厂中常用的主蒸汽管道系统的形式 主蒸汽管道系统设计中的几个问题
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一、主蒸汽管道系统的范围
锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，蒸汽管间的连通母 管，通往用新汽设备的蒸汽支管等称为主蒸汽管道系 统。如果是再热式机组，还有汽轮机高压缸排汽口至 再热器入口的再热冷段管道，再热器出口至汽轮机中 压缸入口的再热热段管道也属于这个范围。
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2、切换母管制主蒸汽管道系统
每台锅炉与它对应的汽轮 机组成一个单元，正常时 机炉组成单元运行，各单 元间还装有切换母管，每 个单元与母管连接处，另 装一段联络管和三个切换 阀，当需要时切换运行， 这样的主蒸汽管道系统称 为切换母管制系统，如图 所示。
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在切换母管制系统中，减温减压设备等都与母管相连。 母管通流量一般按照通过一台锅炉的供汽量进行设计。为便 于母管本身的检修，电厂将来扩建不致于影响原有机组、设 备的正常运行，机炉台数较多时，也可用两个串联的关断阀 将母管分段。切换母管正常运行时处于热备用状态。
（1）优点：可切换运行，电厂机炉台数较多时可充分利用 锅炉的富裕容量，具有较高的运行灵活性，有足够的 运行可靠性，各锅炉间的负荷可进行最佳负荷分配。
（2）缺点：阀门多、管道长、系统复杂，管道本身事故可 能性大。
（3）使用范围：根据DI5000-94中规定，对装有高压供热式 机组的发电厂和中、小型发电厂，因参数不高、阀门 管道投资相对较少，采用切换母管制系统。
2、降低压损和汽温偏差措施
（1）采用双管（再热机组双管制主蒸汽管道系统）
随着机组容量不断增大，蒸汽参数也越来越高，为了避免采用厚管壁大直 径的主蒸汽管和再热蒸汽管，减少对价格昂贵进口耐热合金钢的要求，还 要降低管道压损，我国目前主蒸汽管多采用双管系统(如125MW、200MW机 组)，再热蒸汽管也采用双管系统(如200MW机组)。有的机组在靠近主汽门 两侧主蒸汽管之间加装联络管(如200MW机组)，以减少两侧汽温偏差，并 保证一个自动主汽门作全关试验时压损在允许范围内，如图所示。