火电厂汽水系统
火电厂汽水流程
火电厂汽水流程火电厂汽水流程是指在火力发电过程中，汽水流经各种设备和管道，参与锅炉内的燃烧和蒸汽发生，最终驱动汽轮机发电的过程。
汽水流程的稳定性和高效性对于火电厂的运行至关重要。
下面将对火电厂汽水流程进行详细介绍。
首先，汽水流程的起点是给水系统。
给水系统主要包括进水泵、除氧器、给水加热器等设备。
进水泵将原水从水源处抽取，经过一系列的处理和净化后，将水送入锅炉。
在这个过程中，除氧器起到除去给水中氧气的作用，以防止锅炉受腐蚀。
给水加热器则通过余热将给水预热至一定温度，以提高锅炉的热效率。
接下来，给水进入锅炉，在锅炉内部被加热转化为蒸汽。
锅炉是火电厂的核心设备之一，其中的汽水流程复杂多变。
燃煤或其他燃料在锅炉燃烧室内燃烧，释放热能，将水加热为蒸汽。
同时，锅炉内的水循环系统不断将产生的蒸汽输送至汽轮机，以驱动汽轮机的旋转。
随后，蒸汽进入汽轮机。
汽轮机是火电厂的发电机组，也是整个汽水流程的终点。
蒸汽在汽轮机内部的叶片上产生压力，推动转子旋转，最终驱动发电机发电。
而在汽轮机中释放的低温低压蒸汽则会被回收利用，进入锅炉再次加热，形成闭合的汽水循环系统。
最后，经过汽轮机的蒸汽在发电后会被冷凝成水，再次回到给水系统中，进行循环利用。
这种循环利用的汽水流程不仅节约了水资源，也提高了火电厂的能源利用率。
在整个汽水流程中，各种设备和管道的稳定运行对于火电厂的生产和发电至关重要。
同时，对汽水流程的监测和控制也是必不可少的，只有通过科学的监测和控制手段，才能保证汽水流程的稳定、高效运行。
综上所述，火电厂汽水流程是一个复杂而又精密的系统工程，它直接关系到火力发电的效率和稳定性。
只有不断优化汽水流程，提高能源利用率，才能更好地满足人们对电力的需求，推动火力发电行业的可持续发展。
火电厂简易工艺流程;
火电厂工艺流程火力发电厂（简称火电厂），是燃烧煤、石油、天然气等产生能量，进行发电的工厂。
其基本生产过程：燃料在锅炉中燃烧加热水生成蒸汽（化学能转变成热能）—蒸汽压力推动汽轮机旋转（热能转换成机械能）—然后汽轮机带动发电机旋转（机械能转变成电能）。
火电厂主要由汽水系统、燃烧系统、发电系统、控制系统等组成。
下面简单介绍一下各个系统。
一、汽水系统火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器、凝结水泵和给水泵等设备及管道构成，包括凝给水系统、再热系统、回热系统、冷却水（循环水）系统和补水系统。
1.凝给水系统：由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。
在汽轮机内做功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结水），汇集在凝汽器的热水井中。
凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。
由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和高压加热器加热，最后送入锅炉汽包。
2.补水系统：在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即补水系统。
3.冷却水（循环水）系统：为了将汽轮机中做功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。
这就是冷却水或循环水系统。
二、燃烧系统燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱硫等组成。
1.运煤：电厂的用煤量很大，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的40％。
为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。
2.磨煤：由皮带输送机从煤场，通过电磁铁、碎煤机初步筛选，然后送到煤仓间的煤斗内，再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打进分离器，分离器将合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤机），经过排粉机送至煤粉仓。
火力发电厂汽水系统流程
火力发电厂汽水系统流程
火力发电厂的汽水系统流程包括以下步骤：
1. 化学制水系统供来的除盐水通过凝补水箱储存，凝补水泵将除盐水送往除氧器和凝汽器热井。
2. 汽机厂房外的凝补水箱中的除盐水经过凝补水泵（一般两台，一运一备）供往除氧器和凝汽器热井。
3. 除氧器中，给水被加热并除氧，水位高低是机组运行的重要指标。
4. 除盐水在除氧器中经过加热和除氧后，进入前置泵，前置泵的作用是提高给水泵入口的水流压力，防止给水泵发生汽蚀。
5. 前置泵出口连接给水泵入口，经给水泵加压后进入高压加热器，给水泵出口后一般称为主给水。
6. 高压加热器一般有三个，主给水依次经过3、2、1号高加。
高加设有旁路，方便高加发生泄漏及其他故障时方便解列隔离。
7. 高加出口进入锅炉省煤器，省煤器加热后进入锅炉汽水分离器，也称为汽包。
汽包水冷壁流程图显示汽包通过下降管把水供到水冷壁底部联箱，经水冷壁加热后蒸汽回到汽包，在汽包内汽水分离后蒸汽进入过热器。
8. 过热器加热后出口的蒸汽称为主蒸汽。
主蒸汽进入汽机房经过主汽门和高调门后进入汽轮机开始做功。
9. 主汽门前有高压旁路阀，在机组需要时开启。
主蒸汽经过高压缸做功后经过高排逆止门返回锅炉再热器，这段蒸汽称为冷段蒸汽。
10. 再热器加热后称为热段蒸汽，经过中主门和中调门后进入中压缸做功，中主门前有低压旁路阀，低旁与凝汽器相连，在需要时开启。
以上流程仅供参考，如需了解更多信息，建议查阅火力发电相关书籍或咨询专业人士。
火电厂锅炉汽水循环系统的优化设计
火电厂锅炉汽水循环系统的优化设计火电厂锅炉是发电厂的核心设备，它的设计合理与否直接关系到整个厂区的电力输出、安全和经济性。
其中汽水循环系统是锅炉的一个重要组成部分，它的优化设计可以使锅炉的效率更高、损失更小，并能有效延长锅炉的使用寿命。
本文将对火电厂锅炉汽水循环系统的优化设计进行探讨。
一、汽水循环系统的原理汽水循环系统是指将水蒸气（汽）和水循环输送的管道和设备系统，它是锅炉的关键组成部分。
汽水循环系统的主要原理是利用锅炉内的火焰将水加热，进而产生蒸汽，然后将蒸汽传导到液态水中，形成循环，以达到传热、传质的目的。
汽水循环系统包括注水系统、循环水系统和排水系统。
注水系统用于向锅炉补充新鲜水，防止锅炉水位下降而导致爆管等事故的发生。
循环水系统用于传递水蒸气和水，将热量传递出去，供其他系统使用。
排水系统则用于排除锅炉内部积水和杂质等有害物质。
二、汽水循环系统的优化设计优化汽水循环系统的设计和操作可以提高锅炉的效率，降低排放浓度，减少能源消耗和环境污染，延长锅炉的使用寿命。
1. 确保排水系统畅通排水系统的设计应该确保中空比和水头锐化度等指标满足要求，防止锅炉内部积存大量污水。
锅炉在正常运行中，会产生大量废水和杂质，如果排水系统不畅通，杂质便会在管路中积存，影响传热效果。
因此，排水系统的设计和施工需要严格按照标准执行。
2. 确保注水系统水质优质锅炉水质的好坏会直接影响其使用寿命和效率。
水质不好易生产水垢，反之水质好，就不易产生水垢，从而降低锅炉的维护费用和能耗消耗。
优质水水质应其含氧量、硬度、有机物等指标应该控制在一定范围内，水源稳定、清洁，保持注水系统和循环水系统的水质优质，才能保证生产能够正常运行。
3. 优化排放系统汽水循环系统的优化设计还应特别关注排放系统，排放系统应该能够高效地将废气、废水和固体废弃物排放出去，减少环境影响。
在排污的过程中，应该先考虑再排水，即优先使用污水资源，减少环境污染和资源浪费。
火电厂汽水系统解读
炉水PH值不合格
原因：①给水PH值不合格；②磷酸盐加 入量不足或过量；③Na3PO4与Na2HPO4 配比不合格；④排污量大。
处理：①查明原因，调整给水PH值；② 调整磷酸盐加入量；③调整好药品配比 及加药量；④调整排污量。
炉水电导率超标
原因：①凝结器泄露造成炉水导电率高； ②锅炉排污量不足；③连排系统不畅通。
给水硬度、钠不合格
原因：①凝汽器泄露，凝结水不合格；②低加疏水 泵渗入生水凝结水，钠不合格；③连排扩容器液位 太高或蒸汽大量带水；④给水取样冷却器漏；⑤疏 水不合格；⑥除盐水不合格。
处理：①凝汽器查漏、堵漏，提高凝结水水质；② 检查低加疏水器及除氧器入口水；③检查连排扩容 器液位，并联系调整。④冷却器漏，消除泄露；⑤ 化验疏水，切除不合格水源，排放不合格水；⑥化 验除盐水水质，查明不合格原因。
除氧器溶解氧不合格
原因：①除氧器温度与压力不相适应或者未达到沸 腾点；②排气门未开或开度不够；③除氧器水位过 高或补水量过大，除氧器分配不均，负荷不稳定； ④内部装置有缺陷；⑤取样管内有空气或取样管漏； ⑥除氧塔内压力超标，水封冲破。
处理：①调整温度与压力并达到沸腾点；②调整除 氧器排气门的开度在适当位置；③降低水位，不超 出压力运行，并调整补水量，均匀补水；④消除内 部缺陷⑤冲洗调整取样管赶走空气消除泄露⑥调整 压力在规定范围。
补充：分段蒸发锅炉
处理：①加强锅炉排污；②停炉检修； ③改善运行工况；④检查并改善稀奇， 减温水质；⑤加强排物，严格控制加药 量；⑥加强锅炉排物及蒸汽品质监督。
SiO2不合格
原因：①炉水SiO2超标；②汽水分离装置有缺 陷；③锅炉运行工况急剧变化，洗汽水或减温 水水质不良；④炉水pH值低；⑤新机组启动 初期，系统中有硅酸盐杂质。
火电厂各系统流程图(主系统)
根据空气流动方式的不同，冷却塔可分为自然通风（自然通风冷却塔）和机械通风（机械通风冷却塔）两类。自然通 风冷却塔依靠自然风力驱动空气流动，而机械通风冷却塔则通过风机强制空气流动。
冷却塔的维护与管理
为了确保冷却塔的稳定运行和延长使用寿命，需要定期进行维护保养，包括清洗、检查和更换磨损部件。 同时，应关注冷却塔的运行工况，合理调整运行参数，提高冷却效率。
定期检查高压设备运行状 况，确保安全可靠供电， 及时处理故障和隐患。
06
控制系统
控制室
中央控制室
负责监控火电厂整体运行 情况，是火电厂运行管理 的核心场所。
单元控制室负责监控某一来自元设备的 运行情况，如锅炉、汽轮 机等。
远程控制室
用于远程监控和操作火电 厂设备，通常设置在厂外 或远离主厂房的区域。
自动控制
通过自动控制系统，调节火电厂设备 的运行参数，使其保持在设定的范围 内。
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火电厂各系统流程图(主系统)
目录
• 燃料系统 • 燃烧系统 • 汽水系统 • 冷却系统 • 电气系统 • 控制系统
01
燃料系统
燃料储存
燃料储存设施
包括储煤场、油库等，用于储存 各种燃料，如煤、油等。
燃料储存安全
为确保燃料储存安全，需采取措 施防止燃料自燃、爆炸等事故发 生。
燃料运
燃料运输方式
冷却系统
冷却水处理
冷却水处理的重要性
冷却水在火电厂中起着至关重要的作用，它负责吸收热量并传递给冷却塔，以保持设备的 正常运行。为了防止水垢、腐蚀和微生物生长，必须对冷却水进行处理。
化学处理
通过添加化学药剂，如阻垢剂、缓蚀剂和杀生剂，来控制水中矿物质结垢、腐蚀和微生物 生长。这些药剂能够稳定水中离子，抑制垢物形成，保护设备和管道不受腐蚀，并杀死或 抑制微生物生长。
火力发电厂的基本生产过程
火力发电厂的基本生产过程这里介绍的是汽轮机发电的基本生产过程。
火力发电厂的燃料主要有煤、石油（主要是重油、天然气）。
我国的火电厂以燃煤为主，过去曾建过一批燃油电厂，目前的政策是尽量压缩烧油电厂，新建电厂全部烧煤。
火力发电厂由三大主要设备——锅炉、汽轮机、发电机及相应辅助设备组成，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。
其生产过程简介如下。
1．燃烧系统燃烧系统如图2－l 所示，包括锅炉的燃烧部分和输煤、除灰和烟气排放系统等。
煤由皮带输送到锅炉车间的煤斗，进入磨煤机磨成煤粉，然后与经过预热器预热的空气一起喷入炉内燃烧，将煤的化学能转换成热能，烟气经除尘器清除灰分后，由引风机抽出，经高大的烟囱排入大气。
炉渣和除尘器下部的细灰由灰渣泵排至灰场。
2．汽水系统汽水系统流程如图2－2 所示，包括锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环和水处理系统、冷却水系统等。
水在锅炉中加热后蒸发成蒸汽，经过热器进一步加热，成为具有规定压力和温度的过热蒸汽，然后经过管道送入汽轮机。
在汽轮机中，蒸汽不断膨胀，高速流动，冲击汽轮机的转子，以额定转速（3000r／min）旋转，将热能转换成机械能，带动与汽轮机同轴的发电机发电。
在膨胀过程中，蒸汽的压力和温度不断降低。
蒸汽做功后从汽轮机下部排出。
排出的蒸汽称为乏汽，它排入凝汽器。
在凝汽器中，汽轮机的乏汽被冷却水冷却，凝结成水。
凝汽器下部所凝结的水由凝结水泵升压后进入低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧（以防止腐蚀炉管等），再由给水泵进一步升压，然后进入高压加热器，回到锅炉，完成水—蒸汽—水的循环。
给水泵以后的凝结水称为给水。
汽水系统中的蒸汽和凝结水在循环过程中总有一些损失，因此，必须不断向给水系统补充经过化学处理的水。
补给水进入除氧器，同凝结水一块由给水泵打入锅炉。
3．电气系统电气系统包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。
发电机的机端电压和电流随其容量不同而变化，其电压一般在10～20kV 之间，电流可达数千安至20kA。
1 第一章 火力发电厂用水概述
三、汽水品质不良的危害
1.热力设备结垢 结垢的危害 ：1)影响安全性：金属过热，变形，甚至爆管 2)影响经济性：结1mm垢，煤耗增加1.5~2% 结3mm垢，煤耗增加10% 结垢后需清洗，影响经济性 2.热力设备的腐蚀 腐蚀的危害 ：1)影响设备寿命 2)腐蚀
结垢
3. 过热器和汽轮机积盐 过热器积盐会造成管壁过热甚至爆管，汽轮机内积盐会降低其出 力和效率 总结:水处理工作者的任务
凝汽式发电厂（简称发电厂）：只发电，不向外供热 如：下关发电厂，嘉兴发电厂 供热式电厂（简称热电厂） ：既发电，又向外供热 如：南京热电厂，南京第二热电厂，北京石景山热电总厂
注意：热力发电厂和热电厂的区别
热力发电厂是利用热能发电的电厂，又称火力发电厂； 而热电厂是热力发电厂中的一种，是对应凝汽式发电厂而 言的。
CaSO4·2H2O → Ca2+ +H2O+ SO42-
■(2)Na+,K+,Cl■(3)HSiO3-, SiO3之一。
海水中含量很高 危害较大，水处理的重要对象
•表1-2
类别 名称 Ⅰ 钠离子 钾离子 钙离子 镁离子 铵离子 铁离子 锰离子 铜离子 锌离子 镍离子 钴离子 铝离子
天然水中溶有离子的概况
火力发电厂水处理
火力发电厂 发电厂 水力发电厂 核电站 其它：如太阳能发电、风电等 燃煤电厂
火力发电厂
燃油电厂
燃气电厂
第一章 火力发电厂用水概述
火力发电厂的能量转换： 化学能→热能→机械能→电能
§1 水在火力发电厂中的作用
一、火电厂汽水循环系统
水:介质
凝汽式发电厂
供热式电厂
2.两类电厂的区别
阳离子
符号 Na+ K+ Ca2+ Mg2+ NH4+ Fe3+ Mn2+ Cu2+ Zn2+ Ni2+ Co2+ Al3+
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过热蒸汽
原因： ①减温水水质不良； ②取样冷却器漏生水； ③取样管长时间不冲洗或冲洗不彻底或分析误 差； ④饱和蒸汽品质不良影响
处理：①提高减温水质量或停止减温器运行或 检查给水水质；②重新取样化验，冲洗取样管， 保证化验准确；③检修；④饱和蒸汽品质不良 找出原因并消除。
含钠量超标
原因：①炉水含盐量高；②汽水分离装 置和洗汽装置存在缺陷；③运行工况急 剧变化；④洗汽水及减温水水质不良； ⑤锅炉加药量太大；⑥机组启动初期。
炉水PO4低于标准
原因：①加药泵故障停运或柱塞形成太小；②锅 炉负荷增加或连排量大；③给水硬度高；④磷酸 三钠浓度低；⑤磷酸三钠质量差；⑥加药泵管道 堵塞，不上药。
处理：①查明故障原因，及时恢复运行；若故障 时联系检修或调节柱塞行程，加大上药量；②关 小连排门开度，调整排污流量；③查明给水硬度 超标的原因及时调整三钠加药量，维持PO4不低于 正常标准；④增大三钠溶液箱内三钠浓度；⑤重 新更换高质量的磷酸三钠；⑥查明原因，及时消 除。
原因：①来自除氧器的余汽冷却器或汽 轮机抽气器的疏水往往含铁或铜过多； ②疏水箱腐蚀严重。
炉水PO4超过标准
原因：①负荷降低，排污量小；②磷酸三钠 浓度太大；③加药泵柱塞行程太大；④化验 方法不当或化验不准确；⑤锅炉刚启动，炉 水浑浊。
处理：①停运加药泵，调整排屋梁；②冲洗 药液浓度；③调小行程；④调整化验方法。
凝结水与疏水水质劣化处理
凝结水硬度超过标准
原因：①凝结器铜管破裂或腐蚀泄漏；② 有铜离子干扰；③抽汽器水返回凝结器；义:
一级处理— 有造成腐蚀、结垢、积盐的 可能性，应在7 2 h内恢复至正常值。
二级处理— 肯定会造成腐蚀、结垢、积 盐，应在2 4 h内恢复至正常值。
三级处理— 正在进行快速腐蚀、结垢、 积盐，应在4 h内恢复至正常值，否则停 炉。
注意：
在异常处理的每一级中，如果在规定的 时间内尚不能恢复到正常值，则应采取 更高一级的处理方法。对于汽包锅炉， 在恢复标准值的同时应采用降压方式运 行。
处理：①将不合格的凝结水放掉，并联系 汽机进行查漏、堵漏②化验时加掩蔽剂； ③加强对给水系统及炉水水质的控制；④ 查找松弛点，给以消除。
凝结水溶解氧不合格
原因：①凝结水泵水封不严，备用出口盘根 不严；②抽气器故障；③汽机真空部分不严 密；④过冷却度大。
处理：①通知汽机值班人员联系检修消除缺 陷；②通知汽机值班人员联系检修消除缺陷； ③通知汽机员保持真空；④通知汽机员及时 调整循环水温度。
炉水浊度大，有大量沉淀物
原因：①给水浊度大，硬度大，含盐量超标； ②锅炉运行时，排污系统故障；③新投入锅 炉或大修后刚投入锅炉，内部腐蚀物多；④ 锅炉长时间未排污或排物量不足。
处理：①降低给水硬度，增大排物量；②排 污系统故障，通知锅炉检修；③开大连续排 污，增加定排，直至炉水澄清；④严格执行 排污制度。
疏水箱疏水硬度不合格
原因：①化水除盐水硬度不合格；②疏 水膨胀器疏水不合格；③低位水箱水位 不合格；④其他排放水源的水不合格。
处理：①化学补给水不合格，化水应加 强水质监控；②疏水膨胀器疏水不合格， 放掉；③低位水箱水位不合格，放掉； ④配合锅炉找出其他水源污染的原因， 并消除。
疏水箱含铁量或含铜量不合格
火电厂水汽系统
水质劣化处理与清洁蒸汽的获取
锅炉汽水质量劣化处理制度
当给水质量劣化时，应迅速检查取样是 否有代表性，化验结果是否正确，并综 合分析系统中水、汽质量的变化，确认 无误后，应首先进行必要的化学处理， 并立即向有关负责人汇报。负责人应责 成有关部门采取措施，使给水质量在规 定的时间内恢复到标准值。
处理：①加强排污；②严重失申请停炉检修； ③改善运行工况，检查改善洗汽，减温水质量； ④适当调整炉水pH值碱度；⑤加强监督，研 究对策，加以消除。
炉水水质劣化处理
炉水Na3PO4不合格
原因： ①Na3PO4与Na2HPO4配比不合格； ②系统进入酸性物质； ③系统进入碱性物质。
处理：①调整配比；②查明原因，并加NaOH； ③查明原因，并加Na2HPO4 。
炉水PH值不合格
原因：①给水PH值不合格；②磷酸盐加 入量不足或过量；③Na3PO4与Na2HPO4 配比不合格；④排污量大。
处理：①查明原因，调整给水PH值；② 调整磷酸盐加入量；③调整好药品配比 及加药量；④调整排污量。
炉水电导率超标
原因：①凝结器泄露造成炉水导电率高； ②锅炉排污量不足；③连排系统不畅通。
处理：①加强锅炉排污；②停炉检修； ③改善运行工况；④检查并改善稀奇， 减温水质；⑤加强排物，严格控制加药 量；⑥加强锅炉排物及蒸汽品质监督。
SiO2不合格
原因：①炉水SiO2超标；②汽水分离装置有缺 陷；③锅炉运行工况急剧变化，洗汽水或减温 水水质不良；④炉水pH值低；⑤新机组启动 初期，系统中有硅酸盐杂质。
当出现水质异常时，还应测定炉水中的 含氯量、电导率和碱度，以便查明原因， 采取对策。
蒸汽品质劣化处理
饱和蒸汽
原因： ①炉水有大量沉淀物； ②炉水含盐量超标； ③炉负荷急剧变化，水位过高； ④给水含盐量超标； ⑤汽水共沸； ⑥汽水分离装置故障。
处理：①加强定排；②开大连排；③稳定负荷， 炉水水位保持正常；④查找给水含盐量高的原因 并消除；⑤加强给水，炉水蒸气品质控制；⑥停 炉检查，检修汽水分离装置。
处理：①查明给水导电率大的水源并将 其排除；②增大锅炉排污量；③联系锅 炉疏通排污系统。
炉水碱度、硅酸根超标
原因：①给水碱度硅酸根高；②锅炉连续排污故障或 连续排污门开得过小；③锅炉负荷急剧变化；④锅炉 燃烧变动造成两侧炉水浓度不均；⑤Na3PO4加入量过 多；⑥化学补充水不合格。
处理：①提高给水质量；②开大连续排污门。仍不能 维持标准时，报告锅炉班长，联系检修，连续排污， 在连续排污未修好之前增加定期排污次数；③报告班 长，班长要求稳定负荷，④通知锅炉班长，注意燃烧 均匀；⑤减少加药量或停止加药；⑥检查补充水不合 格原因，及时消除。