600MW机组抽汽回热系统
600MW机组抽汽回热系统
一、综述
对于加热器的性能要求，可归结为尽可能地缩小进入加热器的蒸汽饱和温度与加热器出口给水温度之间的差值，我们称之为加热器端差。
为实现这一目的，目前主要通过两种途径。
一种途径是采用混合式加热器，从汽轮机抽来的蒸汽在加热器内和进入加热器的给水直接混合，蒸汽凝结成水，其汽化潜热释放到水中，压力温度相同，端差为0，但这种方式需设置水泵为给水提供压力，使其与相应段的抽汽压力一致，这就会消耗一定的能源，除氧器即是一种混合式加热器。
另一种途径是采用表面式加热器，在结构上采取必要措施，尽量提高加热器的效果。
某600MW机组汽轮机共设八段非调整抽汽。
第一段抽汽引自高压缸，在全机第6级后，供1号高加；第二段抽汽引自高压缸排汽，在全机第8级后，供给2号高加、给水泵汽轮机及辅汽系统的备用汽源；第三段抽汽引自中压缸，在全机第11级后，供给3号高加；第四段抽汽引自中压缸排汽，在全机第14级后，供给除氧器、给水泵汽轮机、辅汽系统；第五至第八段抽汽均引自低压缸A和低压缸B，
第五段抽汽引自全机第16级后，供给5号低加；第六段抽汽引自全机第17级后，供6号低加；第七段抽汽引自全机第18级后，引自低压缸A的抽汽供给 7A号低加，引自低压缸B
的抽汽供给7B号低加；第八段抽汽引自全机第19级后，引自低压缸A的抽汽供给供给8A 号，引自低压缸B的抽汽供给8B号低加。
除第七、八段抽汽外，各抽汽管道均装设有气动逆止阀和电动截止阀，前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。
由于四抽连接到辅汽联箱、除氧器和给水泵汽轮机等，用户多且管道容积大，管道上设置两道逆止阀。
四段抽汽各用汽点的管道上亦设置了一个气动逆止阀和电动截止阀。
抽汽在表面式加热器中放热后的疏水，采用逐级自流方式。
1号高加疏水借压力差自流入2号高加，2号高加的疏水自流入3号高加，3号高加的疏水流向除氧器。
低压加热器逐级
自流后，最后由8号低加流向凝汽器。
由于各级加热器均设有疏水冷却段，可将抽汽的凝结水在疏水冷却段内进一步冷却，使疏水的温度低于其饱和温度，故可以防止疏水的汽化对下级加热器抽汽的排挤。
二、高加系统
为了减小端差，提高表面式加热器的热经济性，现代大型机组的高压加热器和少量低压加热器采用了联合式表面加热器。
某600MW机组高加为卧式、表面凝结、U型换热器，采用三台高压加热器大旁路配置。
此类加热器一般由过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段三部分组成：
1、给水入口
2、人孔
3、给水出口
4、水室分流隔板、
5、水室、
6、管板、
7、蒸汽入口
8、防冲板
9、过热蒸汽冷却段、 10、凝结段 11、管束 12、疏水冷却段 13、正常疏水 14、支座 15、上级疏水入口 16、疏水冷却段密封件 17、管子支撑板 18、事故疏水
1、过热蒸汽冷却段
当抽汽过热度较高时，导致回热器的换热温差加大，不可逆换热损失也随之增大，为此在高压加热器和部分低压加热器装设了过热蒸汽冷却段，只利用抽汽蒸汽的过热度，蒸汽的过热度降低后，再引至凝结段，以减小总的不可逆换热损失。
在该冷却段中，不允许加热蒸汽被冷却到饱和温度，因为达到该温度时，管外壁会形成水膜，使该加热段蒸汽的过热度被水膜吸附而消失，没有被给水利用，因此在此段的蒸汽都保留有剩余的过热度。
在该段中，被加热水的出口温度接近或略低于抽汽蒸汽压力下的饱和温度。
2、凝结段
加热蒸汽在此段中是凝结放热，其出口的凝结水温是加热蒸汽压力下的饱和温度，因此被加热水的出口温度，低于该饱和温度。
3、疏水冷却段
设置该冷却段的作用是使凝结段来的疏水进一步冷却，使进入凝结段前的被加热水温得到提高，其结果一方面使本级抽汽量有所减少，另一方面，由于流入下一级的疏水温度降低，从而降低本级疏水对下级抽汽的排挤，提高了系统的热经济性。
实现疏水冷却的基本条件是被冷却水必须浸泡在换热面中，是一种水－水热交换器，该加热段出口的疏水温度，低于加热蒸汽压力下的饱和温度。
一个加热器中含有上面三部分中的两段或全部。
一般认为蒸汽的过热度超过50℃～70℃时，采用过热蒸汽冷却段比较有利，因此低压加热器采用过热蒸汽冷却段的很少。
只采用了凝结段和疏水冷却段的加热器，其端差较大。
三、低压加热器
1、#5、#6低压加热器
低压加热器与高压加热器的基本结构相同，主要区别在于没有过热蒸汽冷却区，只有凝结段和疏冷段。
1、凝结水入口
2、人孔
3、凝结水出口
4、事故疏水、
5、水室
6、管板
7、蒸汽入口
8、防冲板
9、凝结段 10、管束 11、上级疏水入口、12、管子支撑板 13、疏水段 14、疏水冷却段密封件 15、疏水出口
2、#7、#8低压加热器
7A号和8A号低压加热器合并而成一个同壳加热器安装在高压凝汽器的颈部，7B号和8B 号低压加热器合并而成一个同壳加热器安装在低压凝汽器的颈部，该低压加热器由壳体、管系、水室等部分组成，低压加热器壳体内设有一垂直的大分隔板将低压加热器分隔为左右互不相通的两个腔室，7A/B号、8A/B号低压加热器的管系就分别装在这两个腔室内。
管系分别由支撑板支撑，并引导蒸汽沿管系流动，各管系内的疏水冷却段由包壳密封，以保证疏水畅通流动，凝结水从8号低加水室进口进入管系进行加热后，流入出口水室，在水室转向后进入7号低加管系，经7号低加管系的升温后再进入水室，最后从水侧出口管离开低压加热器到上一级低压加热器。
1、8号低加
2、8号低加疏水出口
3、凝结水进口
4、8号低加抽空气出口
5、8号低加蒸汽进口
6、8号低加汽侧放气门
7、8号低加汽侧放水门
8、7号低加
9、7号低加疏水出口 10、7号低加抽空气口 11、凝结水出口 12、7号低加蒸汽进口 13、7号低加汽侧放气门 14、7号低加汽侧放水门 15、中间隔板
装设在凝汽器颈部是因为该两段抽汽流量大，压力低，蒸汽的比容很大，如果加热器布置在凝汽器外面，需要引出很大的抽汽管，在管道布置、保温层的铺设、安装上都存在难度，而布置在凝汽器喉部，则可节省空间、利于布置。
同时由于以上原因且蒸汽压力较低，该两段抽汽出口没装逆止阀和截止阀，为防止蒸汽倒入汽机，在加热器蒸汽入口设有防闪蒸的挡板，当汽机跳闸时，可防止过多的蒸汽倒入汽轮机。
内部图片
凝结水旁路采用大小旁路相结合的方式：其中5号、6号低压加热器采用小旁路，5号、6号低压加热器可单独解列；合体低压加热器（7A号、8A号）与合体低压加热器（7B号、8B号）共用一个大旁路，7A号、8A号或7B号、8B号合体低压加热器能单独解列。
600MW超临界机组回热系统疏水方式改进
600MW超临界机组回热系统疏水方式改进张瑞青;杨倩玉;张孜琪;王蔼晨【摘要】汽轮机组热耗率是评价机组热经济性高低的主要指标.为降低机组热耗率,提出将喷射泵应用于汽轮机组回热系统疏水方式中,建立了其热经济性指标的计算模型,并以哈尔滨汽轮机厂生产的600MW超临界机组为例,计算该机组回热系统采用不同疏水方式的热经济性指标.计算结果表明,采用喷射泵疏水方式后,低压加热器的热耗率降低了42.29 kJ/(kW·h),高压加热器的热耗率降低了54.81 kJ/(kW·h),若年发电量为30亿kW·h,则全年可节约煤量为6210 t,并且为高压加热器疏水采用喷射泵疏水方式奠定了基础.【期刊名称】《沈阳工程学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(012)002【总页数】5页(P113-117)【关键词】超临界机组;回热系统;疏水方式;喷射泵;热耗率【作者】张瑞青;杨倩玉;张孜琪;王蔼晨【作者单位】沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136;沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136;沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136;沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136【正文语种】中文【中图分类】TM621汽轮机组热耗率是评价机组热经济性高低的主要指标。
引起机组热耗率高的原因很多，如汽轮机组运行方式不合理、汽轮机回热系统方式偏离设计值、加热器端差增加等。
同时，随着机组容量的增加，超(超)临界机组即将成为我国主力机组，与以往的亚临界及其以下机组相比，超(超)临界机组热耗率已降低了500～1 400kJ/(kW·h)，但仍有很大的节能空间。
汽轮机组回热系统疏水方式全部采用喷射泵的疏水方式时，热耗率降低幅度很大，但系统改造费用高[1]。
因此，研究汽轮机组回热系统中部分加热器疏水采用喷射泵疏水方式，并以哈尔滨汽轮机厂生产的600 MW超临界机组为例，计算回热系统高压加热器和低压加热器分别采用喷射泵疏水方式时机组的热经济性指标，同时与机组采用逐级自流疏水方式的热经济性进行了比较。
(完整版)600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
1。
本课程设计的目的热力发电厂课程设计的主要目的是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标，由此衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性.是学生在学习热力发电厂课程后的一次综合性的训练,是本课程的重要环节。
通过课程设计是学生进一步巩固、加深所学的理论知识并有所扩展；学习并掌握热力系统全面性计算和局部性分析的初步方法；培养学生查阅、使用国家有关设计标准、规范,进行实际工程设计，合理选择和分析数据的能力；锻炼提高运算、制图、计算机编程等基本技能;增强工程概念，培养学生对工程技术问题的严肃、认真和负责的态度。
2.计算任务1。
根据给定的热力系统数据，在h—s图上汇出蒸汽的汽态膨胀线(要求出图占一页）。
2.计算额定功率下的汽轮机进汽量D0，热力系统各汽水流量D j。
3.计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组热耗率、机组汽耗率、绝对电耗率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率）.3。
计算原始资料1。
汽轮机形式及参数（1）机组形式：亚临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴、凝汽式机组。
(2）额定功率：P e=600MW.(3）主蒸汽初参数（主汽阀前):P0=16.7Mpa,t0=537℃。
（4）再热蒸汽参数（进汽阀前）:热段：P rh=3。
234Mpa，t rh=537℃冷段:P'rh=3.56Mpa,t'rh=315℃。
（5）汽轮机排气压力P c=4.4/5。
39KPa，排气比焓h c=2333.8KJ/kg。
2.回热加热系统参数（1（2）最终给水温度：t fw=274。
1℃。
(3）给水泵出口压力:P u=20。
13Mpa,给水泵效率:83%。
（4)除氧器至给水泵高差：21.6m。
(5)小汽机排汽压力：Pc=6.27kPa。
小汽机排气焓:2422.6KJ/kg。
3。
锅炉型式及参数（1）锅炉形式:英国三井2027-17。
汽轮机600MW汽轮机原则性热力系统设计计算
600MW汽轮机原则性热力系统设计计算目录毕业设计...............错误! 未定义书签。
内容摘要 . .. (3)1.本设计得内容有以下几方面： . (3)2.关键词 (3)一．热力系统 . (4)二．实际机组回热原则性热力系统 (4)三．汽轮机原则性热力系统 (4)1.计算目的及基本公式 (5)1.1 计算目的 . (5)1.2 计算的基本方式 (6)2.计算方法和步骤 (7)3.设计内容 (7)3.1整理原始资料 (9)3.2计算回热抽气系数与凝气系数 (9)回热循环 (10)3.2.1混合式加热器及其系统的特点 (10)3.2.2表面式加热器的特点： (11)3.2.3表面式加热器的端差θ及热经济性 (11)3.2.4抽气管道压降p j及热经济性 (12)3.2.5蒸汽冷却器及其热经济性 (12)3.2.6表面式加热器的疏水方式及热经济性 (13)3.2.7设置疏水冷却段的意义及热经济性指标 (14)3.2.8除氧器 . (18)3.2.9除氧器的运行及其热经济性分析 (19)3.2.10除氧器的汽源连接方式及其热经济性 (19)3.3新汽量 D0计算及功率校核 (23)3.4热经济性的指标计算 (26)3.5各汽水流量绝对值计算 (27)致谢. (32)参考文献 . (33)600MW汽轮机原则性热力系统设计计算内容摘要1.本设计得内容有以下几方面：1）简述热力系统的相关概念；2）回热循环的的有关内容（其中涉及到混合式加热器、表面式加热器的特点，并对其具有代表性的加热器作以细致描述。
表面式加热器的端差、设置疏水冷却段、蒸汽冷却段、疏水方式及热经济性、除氧器的运行及其热经济性分析、除氧器的汽源连接方式及其热经济性）3）原则性热力系统的一般计算方法2.关键词除氧器、高压加热器、低压加热器一．热力系统热力系统的一般定义为：将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。
600MW机组蒸汽系统
低加结构特点
加热器为卧式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、
连接管道的反作用力及热应力的变化
加热器的管材采用不锈钢 加热器设有凝结段和疏冷段，为控制疏水水位并保证在
各种工况下疏水区的管子都浸在水中。加热器有足够的
轴封系统的组成及其特点
轴封系统主要由密封装置、轴封蒸汽 母管、轴封加热器等设备及相应的阀门、 管路系统、压力调节装置和温度调节装置 构成。
轴封系统的主要特点
轴封蒸汽的参数要求 轴封加热器介绍 事故排放阀的介绍 轴封系统的运行方式 系统投运的操作项目及注意事项
系统的故障运行及事故处理
抽汽系统
在蒸汽热力循环中，采用抽汽系统 的目的在于减少冷源损失、提高机组的热 经济性；抽汽系统性能的优化对整个汽轮 机组热循环效率的提高起着很重要的作用； 抽汽系统是用来加热进入锅炉的凝结水。
辅助蒸汽系统
该系统主要有辅助蒸汽母管、相邻机组辅助 蒸汽母管至本机组辅助蒸汽母管供汽管、本机组 辅助蒸汽母管至相邻机组辅助蒸汽母管供汽管、 再热冷段至辅助蒸汽母管供汽管、轴封蒸汽母管， 以及辅助蒸汽母管安全阀、减温减压装置等组成。 辅汽系统额定流量为50t/h，额定压力为0.9～ 1.233Mpa，额定温度为380.7℃ 我公司的辅助蒸汽用户有除氧器、主机和小 机轴封、小机启动用汽、空预器吹灰、磨煤机 灭火蒸汽以及暖通用汽和生水加热器用汽。
600MW机组 蒸汽系统
概 述
对于采用一次中间再热的600MW汽轮机组，蒸汽 系统主要包括主蒸汽系统、再热蒸汽系统、旁路 我公司机组的主蒸汽、再热蒸汽管道采用双－单 系统、轴封蒸汽系统、抽汽系统、辅助蒸汽系统。 －双的布置方式。锅炉产生的新蒸汽从左右两侧 的末级过热器分别由φ508×80的主蒸汽管道接出， 主蒸汽系统是指从锅炉末级过热器出口联箱至汽 汇成一根的φ499.6×61.5总管进入汽机房的中间 层，然后分成两根φ390.6×48.5的主汽管接至左 轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等 右主汽阀。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽 设备、部件组成的工作系统。 口分别由φ679×16.5的管道引出，在高排止回阀 的上游汇成一根φ965.2×23的管道，到锅炉前再 分成两根φ679×16.5支管分别接入再热器入口联 再热蒸汽系统包括冷再和热再两部分；再热冷段 箱。 指高压缸排汽至锅炉初级再热器入口联箱的管道 和阀门，再热热段指锅炉末级再热器至中压汽门 前的蒸汽管道。
600MW原则性热力系统计算步骤
《热力发电厂》课程设计指导书（1）设计题目： 600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算一、课程设计的目的和任务本课程设计是《热力发电厂》课程的具体应用和实践，是热能工程专业的各项基础课和专业课知识的综合应用，其重点在于将理论知识应用于一个具体的电厂生产系统介绍实际电厂热力系统的方案拟定、管道与设备选型及系统连接方式的选择，详细阐述实际热力系统的能量平衡计算方法和热经济性指标的计算与分析。
完成课程设计任务的学生应熟练掌握系统能量平衡的计算，可以应用热经济性分析的基本理论和方法对各种热力系统的热经济性进行计算、分析，熟练掌握发电厂原则性热力系统的常规计算方法，了解发电厂原则性热力系统的组成。
二、计算任务1 ．根据给定的热力系统数据，在 h - s 图上绘出蒸汽的汽态膨胀线（要求出图占一页）；2 ．计算额定功率下的汽轮机进汽量 D0，热力系统各汽水流量 D j；3 ．计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组汽耗率、机组热耗率、绝对电效率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率）；4 ．按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水流量标在图中（手绘图 A2 ）。
汽水流量标注： D ×××，以 t/h 为单位三、计算类型：定功率计算采用常规的手工计算法。
为便于计算,凡对回热系统有影响的外部系统,如辅助热力系统中的锅炉连续排污利用系统、对外供热系统等,应先进行计算。
因此全厂热力系统计算应按照“先外后内,由高到低”的顺序进行。
计算的基本公式是热平衡式、物质平衡式和汽轮机功率方程式,具体步骤如下:1、整理原始资料根据给定的原始资料,整理、完善及选择有关的数据,以满足计算的需要。
(1)将原始资料整理成计算所需的各处汽、水比焓值,如新蒸汽、抽汽、凝气比焓。
加热器出口水、疏水、带疏水冷却器的疏水及凝汽器出口水比焓，再热热量等。
600MW机组抽汽及加热器系统.
600MW机组抽汽及加热器系统施晶一、概述在纯凝汽式汽轮机的热力循环（朗肯循环）中，新蒸汽的热量在汽轮机中转变为功的部分只占30%左右，而其余的70%左右的热量随乏汽（在汽轮机中作完功的排汽）进入凝汽器，在凝结过程中被循环水带走了。
可见乏汽在凝汽器内的热损失是很大的。
如果能将这部分损失于循环水的热量回收一部分，用其加热锅炉给水，以减小给水吸收燃料的热量，则必能使热力循环的效率提高。
用乏汽直接加热锅炉给水，由于温度太低（不存在传热温度差）是不可能的。
但是可以设想利用在汽轮机内作了一定量功后的蒸汽，即进入汽轮机的蒸汽一部分按朗肯循环继续作功直至凝汽器；而另一部分则在汽轮机中间抽出，用来加热由凝汽器来的凝结水或锅炉给水，提高给水温度。
显然这部分抽汽的热量重新回入锅炉，没有了在凝汽器中被冷却水带走的热量损失，故这部分蒸汽的循环热效率可以等于100%。
其余部分的蒸汽进入凝汽器，其热效率为朗肯循环热效率。
整个热力循环便由上述两循环组成，其总的热效率必大于同样参数下的纯凝汽式循环的效率。
这种具有利用抽汽加热给水的热力循环称为给水回热循环。
给水回热循环是提高火电厂循环效率的措施之一。
(其它措施包括：提高新蒸汽参数、降低汽轮机排汽终参数、采用中间再热、采用热电联产等。
)火电厂中都采用多级抽汽回热，这样凝结水可以通过各级加热器逐渐提高温度。
用抽汽加热凝结水和给水，可减少过大的温差传热所造成的蒸汽作功能力损失。
从理论上讲，回热抽汽级数越多，则热效率越高，但也不能过多，因为随着抽汽级数的增多、热效率的增加趋缓，而设备投资费用增加，系统复杂，安装、维修、运行都比较困难。
目前，大容量单元制机组都采用八级抽汽回热（三高四低一除氧）。
采用抽汽回热循环的优点：1、显著地提高了火电厂循环的热效率，使锅炉热负荷降低。
此时汽耗率虽然增加了，但热耗率却降低了，锅炉中换热量反而减少，故换热面积需要得较少。
(汽轮发电机组每发出1KWh电能所消耗的蒸汽量称为汽耗率。
国产600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
国产600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（一）计算任务，回热系统各汽水流量D j；1.最大计算功率下的汽轮机进汽量D2．计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组热耗率、绝对电效率、管道效率、全厂热耗率、全厂标准煤耗率、全厂热效率）；3．按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水流量绘制成表格，绘制回热系统计算点汽水参数表格，并进行功率校核。
（二）计算类型：定功率计算（三）系统简介国产600MW凝汽式机组，机组为亚临界压力、一次中间再热、单轴、反动式、四缸四排汽机组。
汽轮机高、中、低压转子均为有中心孔的整锻转子。
汽轮机配HG-2008/18-YM2型亚临界压力强制循环汽包炉。
采用一级连续排污系统，扩容器分离出得扩容蒸汽送入除氧器。
该系统共有八级抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为除氧器的加热汽源。
八级回热加热器（除氧器除外）均装设了疏水冷却器，以充分利用本级疏水热量来加热本级主凝结水。
三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，将三台高压加热器上端差分别减小为-1.7℃、0℃、0℃，从而提高了系统的热经济性。
四台低压加热器上端差均为2.8℃，八级加热器下端差（除氧器除外）均为5.5℃。
汽轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。
然后由汽动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到273.3℃，进入锅炉。
三台高加疏水逐级自流至除氧器；四台低加疏水逐级自流至凝汽器。
凝汽器为双压式凝汽器，汽轮机排汽压力0.0049MPa ,凝汽器压力下饱和水焓h’c=136.2 ( kJ/kg)与单压凝汽器相比，双压凝汽器由于按冷却水温度低、高分出了两个不同的汽室压力，因此它具有更低些的凝汽器平均压力，汽轮机的理想比焓降增大。
给水泵汽轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第4级抽汽），无回热加热，其排汽亦进入凝汽器。
600MW机组供热系统简介及运行分析
600MW机组供热系统简介及运行分析摘要：本文介绍了上安电厂600MW机组供热系统简介，分析了供热期间存在的系统问题，并根据经验提出系统优化运行方法，对电厂供热安全运行具有借鉴意义。
关键词：供热改造；汽机安全；电厂转型0 引言近年来，电力生产企业效益越来越低，各电厂都寻求新的经营模式，加之环保要求越来越严，集中供暖成为一种趋势。
电厂供热的改造是电厂转型求发展的一种手段。
燃煤机组供热系统由热网首站、供热抽汽系统、疏水系统、热网循环水系统、热网补水及定压系统等组成。
下面以上安电厂5号机组为例。
1 系统改造及热网概述1.1机组改造供热改造为在中低压缸连通管打孔抽汽，中、低压缸连通管上设调节蝶阀。
额定抽汽量600t/h，蒸汽参数1.0MPa、355.1℃，供热抽汽管道上先后设置安全阀、气动止回阀、抽汽快关调节阀、电动隔离阀,在止回阀前布置安全阀排气管道。
图1 上安电厂#5机供热系统画面1.2 供热热网1.2.1 供热区域计划近期（2020年）供热面积为2000万平方米，平均热负荷680.5MW，供热量为705.54万GJ；远期（2030年）供热面积为3000万平方米，平均热负荷998. 6MW，供热量为961万GJ。
1.2.2 热网首站及长输网热网首站设在厂区内。
为两层建筑分0米和9 米两层布置。
0米层布置4台汽动长输网循环水泵、1台备用电动循环水泵、10台疏水泵及相关管道等；9米层主要布置4台卧式长输网加热器、2台小汽机排汽加热器、电子设备间及相关管道等。
热网首站供出的热水经长输网至隔压站换热后，再由一级网小区换热站换热供至二级网热用户。
2 供热抽汽及其疏水系统2.1 供热抽汽5号机供热抽汽自汽机中、低压连通管引出，通过供热抽汽管架进入热网首站，正常带C/D加热器并带C/D两台汽动循环泵小汽机，按600 t/h常规抽汽运行。
2.2 疏水系统5号机疏水系统有3台热网加热器疏水泵，正常两运一备，疏水泵流量300t/h；2台小汽机排汽加热器疏水泵，正常一运一备，流量140t/h。
600mw火电机组全面性热力系统简介
600MW火电机组全面性热力系统简介一、全面性热力系统概述热力系统：根据发电厂热力循环的特征，以安全和经济为原则，将汽轮机本体与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来的汽水系统。
按照应用目的和编制方法不同，分为原则性热力系统和全面性热力系统。
热力系统图：用特定的符号、线条等将热力系统绘制成的图形。
根据作用不同分为：原则性热力系统和全面性热力系统原则性热力系统：表明热力循环中工质能量转化及热量利用的过程，反映了火力发电厂热功转换过程中的技术完善程度和热经济性。
由于原则性热力系统只表示工质流过时状态参数发生变化的各种热力设备，一般同类型、同参数的设备只表示一个，仅表明设备之间的主要联系，备用设备、管道及附件一般不表示。
原则性热力系统的作用：用来计算和确定各设备、管道的汽水流量，发电厂的热经济指标。
原则性热力系统的组成：锅炉、汽轮机、主蒸汽及再热蒸汽管道和凝汽设备的连接系统；给水回热加热系统；除氧器和给水箱系统；补充水系统；连续排污及热量利用系统；轴封漏汽的回收利用系统。
发电厂全面性热力系统是全厂性的所有热力设备及其汽水管道的总系统，能明确地反映电厂的各种工况及事故、检修时的运行方式。
它是按设备的实际数量来绘制，并标明一切必须的连接管路及其附件。
发电厂全面性热力系统由下列各局部系统组成：主蒸汽和再热蒸汽系统、汽轮机旁路系统、回热抽汽系统。
除氧给水系统、主凝结水系统、加热器疏放水系统、辅助蒸汽系统、凝汽器抽真空系统、冷却水系统等二、全面性热力系统的组成1、主蒸汽与再热蒸汽系统采用单元制主蒸汽系统，主蒸汽管道上布置电动关断门、自动主汽门、调速汽门2、再热机组旁路系统旁路机旁路的类型高压旁路（Ⅰ级）新汽→冷再热蒸汽管道低压旁路（Ⅱ级）再过热后蒸汽→冷凝器大旁路（Ⅲ级）新汽→冷凝器旁路系统的作用(1) 保护再热器（2）协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命（3）回收工质和热量、降低噪声。
（4）防止锅炉超压，兼有锅炉安全阀的作用。
600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算凝汽式发电机组是一种常见的发电装置，通过在燃烧室中燃烧燃料，从而产生高温高压的燃气。
这些燃气经过涡轮机的推动，从而驱动发电机发电。
在这个过程中，燃气能量被转化为机械能，然后转化为电能。
在全厂原则性热力系统计算中，我们需要计算凝汽式发电机组全厂的能量转换过程，以及各组件的能量损失情况。
下面是一个示例的计算步骤：1.燃气流程：首先，我们需要计算燃气在燃烧室中的燃烧过程。
这个过程中，燃料和空气混合在一起，产生高温高压的燃气。
我们需要计算燃气的热输入、质量流量以及热力特性。
2.涡轮机流程：接下来，我们需要计算涡轮机的工作过程。
涡轮机通过燃气的压力和温度来驱动转子转动，从而转化为机械能。
我们需要计算转子的转速以及转动功。
3.发电机流程：涡轮机转动的机械能需要通过发电机转化为电能。
我们需要计算发电机的效率以及电能产生的功率。
4.蒸汽循环流程：在涡轮机工作后，燃气经过凝汽器冷却成为水蒸汽。
然后，水蒸汽被再次加热，在高温高压下再次进入涡轮机。
我们需要计算蒸汽循环的效率以及各组件的能量损失。
5.辅助系统：除了核心的凝汽式发电机组，还有很多辅助系统，如冷却水系统、泵站等。
我们需要计算这些系统的能量损失以及效率。
在进行以上计算时，我们需要使用一些基本的热力学公式和参数。
例如，燃气的热输入可以通过燃料的高位发热值和燃料消耗量计算得到。
涡轮机的转速可以通过流量和进口出口压力计算得到。
发电机的效率可以通过实验测量或者理论计算得到。
总结起来，凝汽式机组全厂原则性热力系统计算是一个包括燃气流程、涡轮机流程、发电机流程、蒸汽循环流程以及辅助系统的计算过程。
通过对这些过程的能量转换和损失进行计算，可以评估凝汽式机组的热力性能，并提供相应的改进和优化建议。