主蒸汽管道系统课件
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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。
主蒸汽与再热蒸汽系统培训课件
三、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程
1、主蒸汽及再热蒸汽系统（以日照电厂为例） 汽轮发电机组的三大蒸汽管道指主蒸汽管道、再热蒸汽冷段 与热段。主蒸汽通过高压主汽门和调节阀及高压导汽管进入 高压缸。从高压缸做完功的乏汽经冷段回到锅炉再热器。再 热过的蒸汽通过中压再热主汽阀和调节阀经再热导汽管进入 中压缸。中压缸排汽通过中低压联通管直接通往低压缸做功 并排入凝汽器（如图所示）。
在汽轮机甩负荷或锅炉所供蒸汽温度、过热度等不符合进 汽条件时，蒸汽便可通过旁路系统以回收工质，并保证机组的安 全运行。 采用一次中间再热的汽轮机组一般采用一级大旁路系统 和高、低压串联两级旁路系统两种形式。
高压旁路系统一般在以下条件启用： 汽轮机组跳闸、汽轮机组甩负荷、锅炉过热器出口蒸
汽压力超限、锅炉过热器蒸汽升压率超限、锅炉MFT（主燃料 跳闸）动作。
2、旁路系统有如下功能： 在机组启动或停机、阶跃性降负荷或甩负荷等工况下，提供 蒸汽旁路通道并给予降温从而保护锅炉过热器。 在机组阶跃性降负荷或甩负荷等工况时，旁路系统可将主蒸 汽或再热蒸汽排入再热蒸汽冷段（经给水减温）或凝汽器、 除氧器，以回收工质和降低噪音污染，并保能证机组停机不 停炉。 旁路系统应有足够的设计压力、容量、响应能力、调节能力， 与控制系统共同作用下，满足甩负荷和汽机跳闸的响应要求。
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
汽机专业
目录
一、概述 二、系统功能 三、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程 四、主蒸汽、再热蒸汽系统主要设备
一、概述
主蒸汽及再热蒸汽系统是汽轮发电机组蒸汽系统的重要组成 部分，其中主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽 阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系 统；再热蒸汽系统则包括冷段和热段两部分，冷段指从高压缸排 汽至锅炉再热器进口联箱入口处的管道和阀门，热段指锅炉再热 器出口至中联门前的蒸汽管道。
《蒸汽管道布置》PPT课件
(一)蒸汽管道
•3.伴热蒸汽供汽管的直径
伴热蒸汽供汽管的直径是 根据蒸汽主管的蒸汽压力和分 管道(或称集合管)上引出的伴热 管根数确定的。 • 一般可按图2-88查取。由 伴热管的总根数和供汽压力定 出的座标点，在点上面的线即 为供汽管的直径。
图2-88 伴热蒸汽供汽管的直 径
(一)蒸汽管道
• 一般集合管的直径均为DN80，其长度受安装地点的通
道及操作通道等限制，不应超过3m。 确定夹套伴热供汽管直径时，一根蒸汽夹套伴热管可按4
根伴热管考虑。 伴热供汽管直径不得比蒸汽主管直径大。
(二) 蒸汽凝结水管道
• 为减少能耗，我国石油化工厂的蒸汽凝结水回收系统设 施比较齐全。一般在装置内设凝结水罐和泵，将凝结水送往动 力站。也有设扩容器，回收0.3MPa闪蒸蒸汽，并入0.3MPa蒸 汽主管内，大部分0.3MPa凝结水送往动力站。没有回收价值 或可能混入油品或其他腐蚀介质的凝结水经处理后排入污水管 网。
• 凡饱和蒸汽主管进入装置，在装置侧的边界附近应设蒸
汽分水器，在分水器下部设经常疏水措施。
(一)蒸汽管道
• 图2-84 成组布置的蒸汽伴热管
• 1-供汽主管；2-伴热蒸汽供汽；3-2″长短管；4-6″长短管；5-3″集合管；6-6″长 短管；7-2″长短管；8-1″×3/4″大小头；9-带丝堵3/4″排液阀
(一)蒸汽管道
下列蒸汽管道的各处应设 •
下列蒸汽管道的各处
启动疏水：
应设经常疏水:
a.蒸汽管道启动时有可能 •
a. 饱 和 蒸 汽 管 道 的 末
积水的最低点； b.分段暖管的管道末端；
端、最低点、立管下端及长 距离管道的每隔一定距离；
c.水平管道流量孔板前， •
管道PPT课件
火力发电厂四大管道包括:
1、主蒸汽管道（过热器出口联箱到高压主汽门接口之 间的两条高温高压蒸汽管道）； 2、热再热蒸汽管道（再热器出口联箱到中压主汽门接 口的两条高温高压蒸汽管道）； 3、冷再热蒸汽管道（高压缸排汽口到再热器入口联箱 接口之间的两条高温高压蒸汽管道）； 4、高压给水管道（电动给水泵出口到省煤器入口联箱 接口之间的高压锅炉供给水管道）。
四大管道材料
主蒸汽管道 采用P22材质（最普遍使用的合金热强钢，持久塑性好，当延伸率达 到3％-5％时才开始蠕变第三阶段。广泛用于火电、核电、石化各种受热面管道。应 用壁温在580℃以下的过热器管，壁温在570℃以下的集箱和蒸汽管道。）主管规格 为ID368×82，支管规格ID273×62.23；采用P91材质时，主管规格为ID368.3×40， 支管规格为ID273×30。 热再热蒸汽管道 采用P22材质时，主管规格为ID635×31，支管规ID508×24.8； 采用P91材质时，主管规格为ID727.96×21.03， 支管规格为OD632．97×17.98 。 冷再热蒸汽管道 采用A672B70CL32有缝钢和A106B无缝钢管。 高压给水管道 采用St4518／11和15NiCuMoNb5 。
管道的检修
1.修补好损坏的蒸汽管道保温层 2.对管道粉刷油漆并做好防腐保护工作 3.对高温高压管道部分焊口进行外观检查，缺陷 修复 4.检查修理管道支吊架及管道法兰 5.更换腐蚀或冲刷损坏的管道 6.对高温高压蒸汽管道按规定项目进行金属监督 检查和测量 7.对汽水管道进行检查，并进行测厚检查。发现 减薄时要及时更换
管道的安装前的准备工作
管道安装线长、面广、工作量大钱啊，安装前应做好各项准备工作。主要 的准备工作有： （1）设计图纸及技术资料的准备。设计图和技术资料是安装的依据，各种 图纸和资料应齐全。其中包括管道的施工图，管路明细表，管路的支架与 吊架，有关的说明书等。施工前必须认真熟悉和研讨图纸和资料，做到心 中有数。若更改图纸必须征得设计人员的同意。 （2）制定施工技术、安全、组织措施。 （3）准备好施工场地、安装用的工具。 （4）清点、检查管道及附件。 管道安装的基本程序是加工测量、支吊架安装、管路敷设、以及油漆与保 温等。
发电厂的全面性热力系统PPT课件
DL/T5366-2006《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》(简称“应力规 定”)
DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(简称“管道规定”)
• 蒸汽管道：主蒸汽管道 、再热蒸汽管道、抽汽管道等。 • 水管道：高压给水管道、低压给水管道、凝结水管道、加热器疏水管道、
锅炉排污管道、补充水管道、给水再循环管道等等。
• 缺点：
• 单元之间不能切换。
应用： 有高压凝汽式机组的发电厂； 装有中间再热机组的发电厂； 参数高、要求大口径高级耐热 合金钢的机组，且主蒸汽管道 投资比例较大时。
温度偏差及其对策
最大允许汽温偏差
管道系统应有混温措施 持久性为15℃，瞬时性为42℃。
汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽均为双侧进汽，
—— 再热机组的主蒸汽、再热蒸汽系统以单管、双管及混 合管系统居多，少数也有四管及其混合管系统的。
第六章 发电厂全面性热力系统
• 6-1 管道系统 • 6-2 主蒸汽系统 • 6-3 中间再热机组的旁路系统 • 6-4 给水系统 • 6-5 回热全面热力系统及运行 • 6-6 发电厂疏放水系统 • 6-7 发电厂全面性热力系统
6-1 发电厂的管道阀门
重要性：
• 发电厂的主、辅热力设备是通过管道及其附件连接成整体的。 • 管道工作的可靠性，尤其是在高温高压下工作的汽水管道，对电厂运行
的安全性影响很大。 • 随着高参数大容量再热机组的发展，现代大型火电厂管道总长可达数万
米，总重量可达几百吨甚至上千吨。而且昂贵的高级耐热合金钢占有相 当的比例，使管道费用在火电厂投资中的比重加大。 • 管道压损、泄漏和散热等都不同程度地影响电厂运行的热经济性。
发电厂的管道：输送蒸汽、水、燃料油和空气等工质或载热质
DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(简称“管道规定”)
• 蒸汽管道：主蒸汽管道 、再热蒸汽管道、抽汽管道等。 • 水管道：高压给水管道、低压给水管道、凝结水管道、加热器疏水管道、
锅炉排污管道、补充水管道、给水再循环管道等等。
• 缺点：
• 单元之间不能切换。
应用： 有高压凝汽式机组的发电厂； 装有中间再热机组的发电厂； 参数高、要求大口径高级耐热 合金钢的机组，且主蒸汽管道 投资比例较大时。
温度偏差及其对策
最大允许汽温偏差
管道系统应有混温措施 持久性为15℃，瞬时性为42℃。
汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽均为双侧进汽，
—— 再热机组的主蒸汽、再热蒸汽系统以单管、双管及混 合管系统居多，少数也有四管及其混合管系统的。
第六章 发电厂全面性热力系统
• 6-1 管道系统 • 6-2 主蒸汽系统 • 6-3 中间再热机组的旁路系统 • 6-4 给水系统 • 6-5 回热全面热力系统及运行 • 6-6 发电厂疏放水系统 • 6-7 发电厂全面性热力系统
6-1 发电厂的管道阀门
重要性：
• 发电厂的主、辅热力设备是通过管道及其附件连接成整体的。 • 管道工作的可靠性，尤其是在高温高压下工作的汽水管道，对电厂运行
的安全性影响很大。 • 随着高参数大容量再热机组的发展，现代大型火电厂管道总长可达数万
米，总重量可达几百吨甚至上千吨。而且昂贵的高级耐热合金钢占有相 当的比例，使管道费用在火电厂投资中的比重加大。 • 管道压损、泄漏和散热等都不同程度地影响电厂运行的热经济性。
发电厂的管道：输送蒸汽、水、燃料油和空气等工质或载热质
主蒸汽及疏水系统图
M
上下缸 法兰疏水
V段抽气 III段抽气 一 抽 管 道 疏 水 一 抽 阀 体 疏 水 二 抽 管 道 疏 水 二 抽 阀 体 疏 水 调 节 级 前 疏 水 调 节 级 后 疏 水 三 抽 阀 体 疏 水 四 抽 管 道 疏 水 四 抽 阀 体 疏 水 五 抽 管 道 疏 水
汽 封 供 汽ຫໍສະໝຸດ 本 体 疏 水新晨电厂汽机主蒸汽及疏水系统图
电动主汽门
M
主蒸汽
去轴加 左侧自动主汽门 电 动 门 前 疏 水
汽轮机
导管疏水
调节汽门 门杆漏气
右侧自动主汽门 I段抽气 Ⅰ Ⅱ
M
减 温 减 压 器
Ⅲ II段抽气 Ⅳ Ⅴ 自动主汽门 门杆漏气
III段抽气
凝结水
至 排 汽 装 置
IV段抽气
排 地 沟
疏水至排气装置
III段抽气
前 汽 封 疏 水
后 汽 封 疏 水
均压箱
高压疏水膨胀箱
低压疏水膨胀箱
蒸汽输送系统PPT
良好的工程设计、安装和维护可有效地避免水击现象的产生。水击的根源来自管道的低 点的水未排除，诸如：管道支撑不当管道的下沉；不恰当的管道同心变径；不正确的过滤器 安装 - 过滤器的滤网应当水平安装；不恰当的蒸汽管道疏水；不正确的运行情况 - 起机阶段 管道冷态时阀门开启过快。通过蒸汽管网优化设计可把水击现象的可能性减少至最低程度。
蒸汽输送系统
1 蒸汽产生系统
2 蒸汽输送与分配
目 3 蒸汽疏水系统及附属设备 录
4 蒸汽压力控制
5 凝结水回收
系统
锅炉
蒸汽
凝结水 蒸汽输送系统
锅炉
疏水系统
凝结水回收系统
除氧器
水处理
PT
单元
凝结水处理系统
蒸汽就是把锅炉中的水，通过加热而产生的一种透明气体。在一定压力下，必须用足够的 能量才能把水温升到沸点。之后再增加的能量只能把水转化为蒸汽，并不能升高水温。
蒸汽系统可能有产生（有锅炉或或无锅炉而由热电厂供汽）系统、管网输送、用汽设备 疏水、凝结水回收及利用（水质合格不需处理）系统。 如楼宇酒店、小型企业、食品行业等均为此类系统。
一、蒸汽产生系统
➢低 压：<1.57MPa； ➢次高压： 3.83~6.73MPa； ➢超高压：13.8~16.7MPa； ➢临界点：22.1MPa/374℃
二、蒸汽输送与分配
蒸汽管道内水击的形成
蒸汽管道内水击的形成：水随着蒸汽一起高速流动，蒸汽设计流速应该在30m/s，水在管道 内的设计流速一般在1 m/s。当水与蒸汽一起按照蒸汽流速流动时，由于水的比容重量远远高 于蒸汽，其动量会很大，对于更改其流动方向的弯头、三通、阀门附件等处会造成很大的冲 击，即水击。一般在开车暖管阶段容易遇到水击听到撞击声音，升温速度快就很容易形成。
蒸汽输送系统
1 蒸汽产生系统
2 蒸汽输送与分配
目 3 蒸汽疏水系统及附属设备 录
4 蒸汽压力控制
5 凝结水回收
系统
锅炉
蒸汽
凝结水 蒸汽输送系统
锅炉
疏水系统
凝结水回收系统
除氧器
水处理
PT
单元
凝结水处理系统
蒸汽就是把锅炉中的水，通过加热而产生的一种透明气体。在一定压力下，必须用足够的 能量才能把水温升到沸点。之后再增加的能量只能把水转化为蒸汽，并不能升高水温。
蒸汽系统可能有产生（有锅炉或或无锅炉而由热电厂供汽）系统、管网输送、用汽设备 疏水、凝结水回收及利用（水质合格不需处理）系统。 如楼宇酒店、小型企业、食品行业等均为此类系统。
一、蒸汽产生系统
➢低 压：<1.57MPa； ➢次高压： 3.83~6.73MPa； ➢超高压：13.8~16.7MPa； ➢临界点：22.1MPa/374℃
二、蒸汽输送与分配
蒸汽管道内水击的形成
蒸汽管道内水击的形成：水随着蒸汽一起高速流动，蒸汽设计流速应该在30m/s，水在管道 内的设计流速一般在1 m/s。当水与蒸汽一起按照蒸汽流速流动时，由于水的比容重量远远高 于蒸汽，其动量会很大，对于更改其流动方向的弯头、三通、阀门附件等处会造成很大的冲 击，即水击。一般在开车暖管阶段容易遇到水击听到撞击声音，升温速度快就很容易形成。
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。
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（5）采用最少的管制件
在保证运行安全可靠、经济的条件下，尽量减少管制件，以降低局部 阻力损失。如主蒸汽管道上的流量测量孔板改用喷嘴或文丘里管。主蒸汽 管上也可不装关断阀。
（2）采用单根蒸汽管系统
双管—单管—双管系统
单管—双管系统
双管主蒸汽，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。
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
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。
（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。
（4）减少自动主汽门作关闭试验时的压损
当机组带负荷运行时．一个自动主汽门作全关试验，此时通过正在工 作的自动主汽门和管道的流量是正常的两倍，压损不大于8％，在此流量 下从锅炉至自动主汽门管道压损不大于6％，这样在带负荷运行条件下， 作其中一个自动主汽门全关试验，两侧的总压损在14％左右，仍小于设计 为15％额定压力值，自动主汽门可以重新迅速开启。
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。
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。
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：持久性的为15℃，瞬时性的为42℃。
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。
（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。 （2）特点：系统比较简单，布臵方便。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。
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 单元主蒸汽管引出,如图所示。
（1）优点：该系统具有简单，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。 （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、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。
二、主蒸汽管道系统的特点
输送工质流量大，参数高，用的金材料质量高，对发 电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。
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。
四、发电厂中常用的主蒸汽管道系统形式
1、单元制主蒸汽管道系统
在保证运行安全可靠、经济的条件下，尽量减少管制件，以降低局部 阻力损失。如主蒸汽管道上的流量测量孔板改用喷嘴或文丘里管。主蒸汽 管上也可不装关断阀。
（2）采用单根蒸汽管系统
双管—单管—双管系统
单管—双管系统
双管主蒸汽，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。
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
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。
（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。
（4）减少自动主汽门作关闭试验时的压损
当机组带负荷运行时．一个自动主汽门作全关试验，此时通过正在工 作的自动主汽门和管道的流量是正常的两倍，压损不大于8％，在此流量 下从锅炉至自动主汽门管道压损不大于6％，这样在带负荷运行条件下， 作其中一个自动主汽门全关试验，两侧的总压损在14％左右，仍小于设计 为15％额定压力值，自动主汽门可以重新迅速开启。
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。
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。
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：持久性的为15℃，瞬时性的为42℃。
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。
（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。 （2）特点：系统比较简单，布臵方便。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。
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 单元主蒸汽管引出,如图所示。
（1）优点：该系统具有简单，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。 （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、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。
二、主蒸汽管道系统的特点
输送工质流量大，参数高，用的金材料质量高，对发 电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。
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。
四、发电厂中常用的主蒸汽管道系统形式
1、单元制主蒸汽管道系统