600MW机组蒸汽系统解析
600MW主汽温度电厂热工控制系统解析
温度指令形成原理图
温度指令形成
相对负荷信号经过函数器f(X)处理后 与设定温度相加形成温度设定值。这么 做是为了使温度设定值随负荷信号变化， 当负荷变化时蒸汽温度保持不变。然后 这个信号与偏置A侧二级过热汽温计算 值比较，小的作为温度设定值。
喷水减温阀调节系统
喷水减温阀调节
当系统在自动状态工作时有当前级别温度信号 和后一级别温度信号经过PID运算形成阀门控制指 令来调节喷水减温阀，还有负荷信号经过f(x)修正后 送入PID调节器辅助调节喷水减温阀。
控制系统逻辑图
控制系统逻辑
如果温度，压力测点损坏导致温度压力 测量值无效或者温度设定值与实际值偏差超 限阀门控制方式由自动转成手动。
当减温阀电动调节门已关或MFT信号有 效时信号超驰关减温阀关闭。
控制系统组态设计
▪ 利用强大的紫金桥组态软件配合DCS或PLC 可以对火电厂主要控制环节进行半物理仿真。 这里是对主蒸汽温度控制系统仿真。紫金桥 作为上位机，DCS作为下位机。用紫金桥组 态软件制作组态画面建立输入输出数据库把 组态画面上的虚拟点和下位机的实际输入输 出单元连系起来，双方输入输出相互影响达 到控制效果。
设计结构图
毕业设计内容
这个设计是基于二级喷水减温 对主蒸汽温度进行调节。
从锅炉蒸发区出来的饱和蒸汽 首先进入过热器的低温对流过热器。 然后分成两路流过屏式过热器和高 温对流过热器。最后变成过热蒸汽 送入汽轮机做功。
控制系统原理图
二级减温器入口温度与温度设定值作差来调节一级喷水减 温阀。调节指令形成过程中首先与储水箱压力经f（x）修正 的信号相乘，再经过与负荷微分信号相加。这么做是为了过 热汽温变化适应负荷变化和抑制储水箱压力对过热汽温的影 响。
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机组是一种常见的发电机组，其热力系统是整个机组运行的核心。
本文将对600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统进行计算，以探讨其热力性能。
首先，我们需要了解凝汽式机组的基本原理。
在凝汽式机组中，燃煤或燃气的燃料在锅炉中燃烧，产生高温的燃烧气体。
燃烧气体通过锅炉中的热交换器传热给水，将水蒸汽产生。
蒸汽经过扩张机进行膨胀，驱动发电机运转，然后蒸汽进入凝汽器，冷却成水并凝结，然后被泵送回锅炉中进行再次加热。
根据以上原理，我们可以计算600MW凝汽式机组的热力系统。
首先，我们需要确定机组的热效率。
热效率是指机组产生的电能与供给机组的燃料能量之间的比值。
我们可以根据燃煤或燃气的热值和机组的实际发电量来计算机组的热效率。
其次，我们需要计算机组的热损失。
热损失是指机组在能量传递和转换过程中未能被充分利用而流失掉的热量。
机组的热损失可以从锅炉、发电机、凝汽器以及其他相关设备中产生。
我们可以通过测量这些设备的热损失来估计整个机组的热损失。
然后，我们需要计算机组的热功率。
热功率是指机组所能够产生的热量。
热功率可以从锅炉中的蒸汽量以及蒸汽的压力来计算。
我们可以根据锅炉的设计参数以及实际运行数据来计算热功率。
最后，我们需要计算机组的热耗率。
热耗率是指机组所需要的热量与发电机输出的电量之间的比值。
我们可以根据热耗率来评估机组的热利用效率。
综上所述，600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算涉及到热效率、热损失、热功率和热耗率的计算。
通过对这些参数的计算，可以评估机组的热力性能，并找出可能存在的问题和改进空间，提高机组的热利用效率。
600MW电厂汽机系统图
TI TT
PD P
PD P
P
M
P
M
P
P
P
M
M
M
M
P
M
H PD
M H PD
PI
PI
PI
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TT
轴封蒸汽冷却器
M
TT
M
凝结水系统排水 去有压放水母管
M
MPM
P
P
P
P
P
P
LT
采暖 至闭 至真 轴加 发电 真空 专业 式循 空泵 水封 机定 破坏
至轴封 至小
至低压 至小
供汽高
缸轴封
补水 环水 补水 补水 子冷 阀密
TI
上水泵来
PI
M
TT PT PI
M
M M
除氧器
P M
M
M
PI TI
PD
H
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汽动给水
M
泵前置A
PI FT PI PD PI PT
H
汽泵A
PI
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M
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PD
H
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汽动给水
M
泵前置B
PI FT PI PD PI PT
H
汽泵B
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M
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PI PT TT
锅炉 电动 启动 给水 前置泵
M
四抽来汽
M
至
发
P
M电
机
定
M
子
冷
却
水
箱
至
暖
通
至
用
磨
汽
煤
机
600MW超临界机组总体介绍
一、汽轮机和热力学相关知识简介 －汽轮机转子 • 我公司600MW汽轮机转子分为高中压转子、低压A转子 和低压B转子，通过刚性联轴器联接。各转子各自支撑在 2个轴承上，整个轴系通过位于2号轴承座内的推力轴承定 位。 • 高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔转子，在相同热 应力的条件下，增大了转子的循环寿命，降低了制造成本。
四、超临界机组的发展
• 发展超临界机组是火力发电领域中提高发电效率、节约能 源、改善环境影响、降低发电成本的必然趋势，各国在火 力发电领域中都积极采用超临界参数的大容量机组。世界 上早期研制的超临界机组曾遇到所选用蒸汽参数过高的误 区，超越了当时的技术发展水平，运行中出现很多问题， 如，锅炉过热器受热面高温腐蚀；汽轮机高压缸的蠕变变 形；运行灵活性差，不能带周期性负荷运行等。以后世界 上发展的超临界机组采用的蒸汽参数多采用压力为24 MPa等级，主/再热蒸汽温度538℃～566℃。从二十世纪 九十年代起，随着科学技术的进步和材料技术的发展，超 临界机组的蒸汽参数又有提高的趋势。目前，我国已可以 生产蒸汽压力为25Mpa～26.5Mpa，温度为600℃～ 610℃,容量为1000MW等级的超临界参数汽轮发电机组。
一、汽轮机和热力学相关知识简介 －设备图片
一、汽轮机和热力学相关知识简介 －设备图片
一、汽轮机和热力学相关知识简介 －汽轮机转子
• 转子可以在不揭缸的情况下，可利用汽缸端部设置的专用 手孔，在高中压转子排汽口侧的轴凸肩上，装设或调整其 重块的位置或重量。也可以在高中压转子中压侧末级叶轮， 高压侧调节级前转子燕尾槽内以及高中压转子高压侧排汽 口转子燕尾槽内加装平衡块。
一、汽轮机和热力学相关知识简介 －汽轮机基础知识简介 • 东汽（日立）的 600MW超临界机组DEH对CV、ICV阀门控制 有别于国内DEH通用设计,未设计单阀和顺序阀的控制逻辑, 而采用的是混合阀控制,即在机组启动到正常运行过程中, 所有调门的阀位指令为总流量指令的函数。 • 在机组未投入暖机功能时,总流量指令=CV流量指令=ICV流 量指令,当机组在暖机控制期间,总流量指令=CV流量指令 +ICV流量指令,这样的阀门特性在实践中证明,既减少了阀 门的截流损耗又避免了阀门切换带来的扰动。
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汽轮机设备及系统
控制温升率，暖机是控制热应力的办法。
转子寿命计算和寿命管理；…… “机组突然甩负荷而带厂用电”和“甩负荷后维持空转”最危险工况 ……。
热应力：热冲击，热变形，引起转子弯曲。
金属材料的高温蠕变现象：……
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（4）振动特性：
为了分析机组振动特性，这里需要回顾几个有关内容：
转子临界转速；
质量不平衡问题； 油模振荡。
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开；配汽阀门在主要工况（如50%、70%、85%、100%）下不发生节流；
二号机（设计值）： 功率（MW） 功率（%） 热耗（kJ/kg)) 600 100 7790 510 85 7832 420 70 7911 300 50 8079
热耗率随负荷的变化曲线如图1-7。 从以上表格可知：在变工况下，机组效率会 降低。所以，目前，600MW机组多带基本 负荷。由其他机组带调峰负荷。
措施： 设置端轴封。
8
5.
汽封系统的作用
设置通流部分汽封：
径向汽封（叶顶汽封和隔板汽封）；减少叶顶漏汽、隔板间隙漏汽。 轴向汽封：
9
6.
通流部分的性能
（1） 汽轮机的级：作功的最小单元； （2） 级的组成：静叶栅和动叶栅； （3） 蒸汽在级内能量转换过程： 蒸汽通过静叶通道时，膨胀加速， 将热能转换为高速汽流的动能；
（2）机组的布置方式：对安装、运行、检修都有影响。如主、调门布置位置。
（3）机组的控制方式：包括主机和系统的控制： – 主机：采用数字电液控制系统（DEH）； – 辅机系统：采用分散式控制系统（DCS）。 两者协调，形成闭环式自动控制体系，在集控室的计算机桌面、屏幕上就
可以了解各系统的状况，发出指令对机组进行控制。
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[应用]辅助蒸汽系统
![[应用]辅助蒸汽系统](https://img.taocdn.com/s3/m/cfb42009640e52ea551810a6f524ccbff021ca5d.png)
辅助蒸汽系统单元制机组均设置辅助蒸汽系统。
辅助蒸汽系统的作用是保证机组安全可靠地启动和停机，及在低负荷和异常工况下提供必要的、参数和数量都符合要求的汽源，同时向有关设备提供生产加热用汽。
辅助蒸汽系统主要包括：辅助蒸汽联箱、供汽汽源、用汽支管、减温减压装置、疏水装置及其连接管道和阀门等。
辅助蒸汽联箱是辅助蒸汽系统的核心部件。
本期工程600MW超临界机组设置的辅助蒸汽联箱，其设计压力为0.8～1.3 MPa，设计温度为300～350℃。
典型的600MW超临界机组的辅助蒸汽系统见图3-9。
一、系统的供汽汽源辅助蒸汽系统一般有三路汽源，分别考虑到机组启动、低负荷、正常运行及厂区的用汽情况。
这三路汽源是老厂供汽或启动锅炉、再热蒸汽冷段（即二段抽汽）和四段抽汽。
设置三路启动汽源的目的是减少启动供汽损失，减少启动工况的经济性。
1．启动蒸汽本期第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由老厂辅助蒸汽汽源站提供，无须增设启动锅炉。
老厂辅助蒸汽汽源站参数为：4.0Mpa 、350℃，加减压阀减压至： 0.8MPa～1.3Mpa、350℃。
第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。
供汽管道沿汽流方向安装气动薄膜调节阀和逆止阀。
为便于检修调节阀，在其前后均安装一个电动截止阀，在检修时切断来汽。
第一个电动截止阀前有疏水点，将暖管疏水排至无压放水母管。
2．再热蒸汽冷段在机组低负荷期间，随着负荷增加，当再热蒸汽冷段压力符合要求时，辅助蒸汽由启动锅炉切换至再热冷段供汽。
供汽管道沿汽流方向安装的阀门包括：流量测量装置、电动截止阀、逆止阀、气动薄膜调节阀和闸阀。
逆止阀的作用是防止辅助蒸汽倒流入汽轮机。
调节阀后设置两个疏水点，排水至辅汽疏水扩容器和无压放水母管。
3．汽轮机四段抽汽当机组负荷上升到70～85%MCR时，四段抽汽参数符合要求，可将辅助汽源切换至四段抽汽。
机组正常运行时，辅助蒸汽系统也由四段抽汽供汽。
采用四段抽汽为辅助蒸汽系统供汽的原因是：在正常运行工况下，其压力变动范围与辅助蒸汽联箱的压力变化范围基本接近。
东汽厂600MW汽轮机概述及本体结构解读
600MW超临界汽轮机 概述及其本体结构
主讲人：朱小强
二零一二年七月
第一讲：汽轮机概述及本体结构 主要内容：
●火力发电厂主要设备及流程 ●汽机系统概述 ●汽轮机本体结构 ●主机盘车装置
一、火电厂主要设备及系统流程 过热器 低压缸发电机 主变 高温再热器
引风机 低温再热器 送风机 空预器
600MW超临界汽轮机本体结构
三、汽轮机本体结构
汽 缸
汽
隔
阀
板
喷
汽
嘴
封
静止 部分
滑销系统
轴承及轴承箱 转 子
叶
叶
片
轮
转动 部分
600MW超临界汽轮机本体结构
汽
作 用
缸
汽缸是汽轮机的静止部分，它的作用是将蒸汽与大气隔绝， 形成蒸汽完成能量转换的封闭空间。此外，它还要支撑汽轮机的 其他静止部件，如：隔板、隔板套、喷嘴汽室等。
锅高压缸 炉
中压缸 给煤机
#8A低加 磨煤机 #7A低加
#6低加热 凝结水泵 井
#8B低加 #7B低加 凝汽器
一次风机
#1高加
给水泵 #2高加 #3高加
#5低加
轴封加热器
AGC CCS TF 除氧器 BF
二、600MW超临界机组汽机系统概述
主、再蒸汽系统 轴封系统
汽 机 系 统 构 成
抽气回热系统
600MW超临界汽轮机本体结构
功率
主蒸汽压力 主蒸汽温度
MW
MPa(a)
566 566 566 ），其它 566 ℃ 汽轮发电机组能在调阀全开（ VWO
条件同T-MCR 工况，汽轮机进汽量保证不小 1811.6 1811.6 TRL）进汽量，在下列条件下安 1705.2 1902.2 主蒸汽流量 发电机输出功率 t/h 汽轮机进汽量等于铭牌工况（ 600MW( 已扣除励磁系 汽轮发电机组能在下列条件下，在保证寿命期内任何时间都 于1.05倍铭牌工况进汽量，此工况称为 VWO 全连续运行，此工况下发电机输出的功率（发电机采用静态励磁， 4.202 4.169 3.976 4.392 统所消耗的功率 )，除进汽量以外其他条 再热蒸汽压力 MPa(a) 能安全连续输出铭牌功率 600MW （发电机采用静态励磁，此 工况，体数值为 657.8MW 此功率扣除所消耗的功率），称为最大连续功率（ T－ MCR），具 件同T-MCR 功率扣除所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（ TRL566 ）， 566 566 566 再热蒸汽温度 ℃ 工况时，此工况称为机组的 体数值为631.6 MW。 热耗率保证 (THA)工况 此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此为出力保证值的验收 1476.4 1485.4 1403.8 1554.4 再热蒸汽流量 t/h 1 、额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。 工况: 11.8 5.5 5.5kPa（ 5.5a），（循环水温度为 5.5 排汽压力 kPa(a) 2、汽轮机低压缸排汽平均背压为 1、额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。 23℃）。 1035.7 （a），（循环水温度 1037.1 98.63 1079.1 排汽流量 t/h 2、汽轮机低压缸排汽平均背压为 11.8kPa 0％。 为34 ℃）。 3、补给水量为 3 0 0 0 补给水率 % 4 、所规定的最终给水温度。 3、补给水量为 3％。 286 286.3 282.2 289.5 给水温度 ℃ 5 、全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。 4、所规定的最终给水温度。 7817 7520 7537 7510 热耗值 kJ/kW· h 6、汽动给水泵满足额定给水参数。 5、全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。 7、发电机效率 ％，额定功率因数 0.90( 3.019 2.867 2.842 滞后)，额定氢压，额 2.89 汽耗值 kg/kW· h 98.95 6、汽动给水泵满足额定给水参数。 定电压，额定频率。 7、发电机效率98.95 ％，额定功率因数0.90(滞后)，额定氢压,额
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启动前的检查
• • • • •
所有的工作票已经终结 各个安全阀、PCV阀、在正确的位置 主再热系统排空气阀门在开的位置 高、低旁路在适当的位置 高、中压缸主汽阀、调阀均在关位
监视与调整
1）在运行中主要监视主再蒸汽的压力、温度、 流量等参数。 2）监视主再热系统的各个阀门应在正确的状 态 3）就地检查主再热系统管道是否振动
旁路系统的作用
旁路系统的型式 旁路系统容量的选择 我公司机组采用高、低压二级串联旁路系 统。其中高压旁路容量为40%BMCR，高压旁 路阀数量为1个，低压旁路容量总容量为 52%BMCR，低压旁路阀数量为2个。旁路容 量的仅满足机组启动要求，而不考虑满足机组 甩负荷要求。
旁路系统示意图
低压旁路 RSV 高压旁路 RPRV HPBV HP R/H HP ATV 锅炉 CRCV 汽轮机 发电机 LPBV IP/LP MSV CV CV IBV
注意事项
– 启动时要充分疏水，以防造成水冲击，甚至 汽轮机水击 – 主蒸汽温度过低时，也要疏水。 – 启动切缸时，注意控制高压缸排气温度，以 防高排逆止门热应力过大，造成管道振动。 – 在事故情况下，机组已跳闸，注意高低旁路 要打开。
机组旁路系统
所谓的旁路系统是指锅炉所产生的蒸汽 部分或全部绕过汽轮机或再热器，通过减温减 压设备（旁路阀）直接排入凝汽器的系统。
主再热蒸汽及旁路系统图
S
至四抽 低旁预暖管
自凝水来 S H
辅汽暖缸用汽
H P I P
高旁预暖管 R H 至小汽机进汽
自给水来
凝 汽 器 A
凝 汽 器 B
系统特点
防汽机进水、 管道水冲击 防浪费材料、 防管道热偏差
防管道超压
管道有布置合理的疏水排放 点及疏水保护，设置有预热 短管及温度测点等 主蒸汽及再热冷热端大口径 管道均采用2－1－2的连接方 式
HP ATSV
VV 凝汽器 CSV LP ATV
凝结水泵
除氧器 高压加热器 给水泵 低压加热器
开 关
轴封蒸汽系统
轴封蒸汽系统的主要功能是向汽轮 机、给水泵汽轮机的轴封和主汽阀、调 节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将 各汽封的漏汽合理导向或抽出。在汽轮 机的高压区段，轴封系统的正常功能是 防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较 高的效率；在汽轮机的低压区段，则是 防止外界的空气进入汽轮机内部，保证 汽轮机有尽可能高的真空，也是为了保 证汽轮机组的高效率。
主蒸汽管道PCV（电磁阀）控制要求
主汽管上电磁泄压阀与主蒸汽压力信号 联锁，当压力值高到27.50MPa(g)时1＃PCV阀 开启，压力继续升高到28.00MPa(g)时开启2＃ PCV阀；压力降低到26.88MPa(g)时关闭2＃ PCV阀，降低到26.40MPa(g)时关闭1＃PCV阀。 PCV阀也可以在控制室内手动，当PCV阀自动 开启后，手动关闭失效，控制室内应有PCV阀 开、关位置显示。
配置足够容量的安全阀、高 低压旁路等
弹簧式安全阀
调整 螺
弹簧 出口 阀瓣 阀座 锁紧 螺丝 把手
阀杆
进口
阀体
工作原理
• 一般都用脉冲式安全阀，这种阀门由主阀
和副阀组成。 • 工作原理是用副阀控制主阀。在正常情况 下，主阀被高压蒸汽压紧，严密关闭。当 压力达到安全阀其座规定值时，副阀先打 开，蒸汽引入主阀活塞上面，由于活塞受 压面积大于阀花瓣受压面积，
贮水容积
就地设置磁翻板水位计 加热器分别设置启动和连续运 加热器保护
设置水位开关 行用的排气接口 防主机进水
设置水位连续测量 •所有低加设置正常疏水口和紧急 防超压 •所有加热器的疏水、蒸汽进口设 疏水口。
加热器管侧、壳侧均设置泄压阀 有保护管子的不锈钢缓冲挡板。 •在＃5、＃6低加抽汽管道上设置
我公司机组采用8段回热抽汽系统，其中有3 个表面式高压加热器、1个除氧器（属混合式加热 器）、4个表面式低压加热器。
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
防不凝结气体 ，当凝结水管破裂时能保护壳体 气动快关逆至门与电动隔离门
•加热器上有供充氮保器颈部的＃ 7、＃8低加， 的凝结水流量
低压加热器
水位监测 有防闪蒸的挡板
除氧器特性
为防止任何汽源引起除氧 配置就地水位计，电子水 当锅炉冷态启动且使用其 水位保护齐全，可靠， 它汽源的蒸汽时，除氧器能
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。
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。