火力發電廠生產過程第一頁，共67頁。主要內容一、火力發電廠生產概述二、鍋爐設備及組成三、汽輪機設備及組成四、火電廠熱力系統五、脫硫設備六、變電站七、發電廠的主要技術經濟指標八、發電廠的發展概況2第二頁，共67頁。1.火電廠的分類（按蒸汽參數）與容量中低壓:

3.4MPa，435℃,

6\12\25\50MW，高壓：

9.8MPa，540℃，

50\100MW，超高壓:13.7MPa，535/535℃，125\200MW，亞臨界：16.2MPa，540/540℃，300\600MW，超臨界：24MPa，566/566℃600\800MW，超超臨界電廠：28MPa以上3第三頁，共67頁。發電廠（按能源種類分）火力發電廠水力發電廠原子能發電廠地熱發電廠風力發電廠……煤－灰系統風－煙系統水－汽系統凝汽式電廠熱電廠4第四頁，共67頁。主要是煤，還有石油、天然氣。一次能源（燃料）主要設備鍋爐、汽輪機、發電機及各種輔機。電能生產過程燃料在鍋爐里燃燒→使水變成蒸汽→推動汽輪機轉子旋轉→帶動發電機轉子旋轉→發電機產生電能化學能→熱能→機械能→電能5第五頁，共67頁。6第六頁，共67頁。2、火電廠生產過程示意圖7第七頁，共67頁。8第八頁，共67頁。集控室9第九頁，共67頁。3、火電廠的系統構成（1）汽水系統，由鍋爐、汽輪機、凝汽器、水泵、加熱器及其管路組成；（2）燃料、燃燒系統，包括：輸煤系統、制粉系統、煙風系統和除灰除塵系統；（3）其它輔助熱力系統（4）電氣系統10第十頁，共67頁。4、電廠汽水系統電廠基本汽水系統流程：給水→鍋爐→過熱蒸汽→汽輪機→凝汽器→給水泵→給水送入鍋爐。鍋爐汽輪機給水泵發電機凝汽器11第十一頁，共67頁。由鍋爐、汽輪機、凝汽器、除氧器、加熱器等設備及管道構成，汽水系統由鍋爐、汽輪機、凝汽器、加熱器和給水泵等組成，它包括汽水循環、化學水處理和冷卻水系統等。水在鍋爐中被加熱成蒸汽，經過過熱器變成過熱蒸汽再通過主蒸汽管道進入汽輪機由于蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽沖動汽輪機的葉片轉動從而帶動發電機發電。作功后的蒸汽溫度和壓力很低，被排入凝汽器冷卻，凝結成水經過加熱和除氧又經給水泵打入高加進入鍋爐。12第十二頁，共67頁。5電氣系統包括發電機、勵磁裝置、廠用電系統和升壓變電站等。發電機發出電能，經變壓器升壓后通過高壓配電裝置和輸電線路向外輸送。有一部分廠內消耗。

電氣設備有：發電機、主變壓器、廠用變壓器、高壓配電裝置和廠用配電裝置等。

轉子：有良好導磁性能的合金鋼制成，繞組外接直流勵磁電源，產生磁場；氫（水）內冷定子：由鐵芯、繞組和外殼等組成，鐵芯由環形硅鋼片疊壓而成；水內冷勵磁機：向發電機轉子繞組提供直流勵磁電源；13第十三頁，共67頁。14第十四頁，共67頁。15第十五頁，共67頁。6、汽輪發電機與勵磁機轉子：有良好導磁性能的合金鋼制成，繞組外接直流勵磁電源，產生磁場；氫（水）內冷定子：由鐵芯、繞組和外殼等組成，鐵芯由環形硅鋼片疊壓而成；水內冷勵磁機：向發電機轉子繞組提供直流勵磁電源；16第十六頁，共67頁。6、燃料、燃燒系統輸煤及燃運系統：運輸→卸煤裝置→煤場→碎煤機→皮帶→原煤倉；制粉系統：原煤倉→給煤機→磨煤機→粗粉分離器→細粉分離器→煤粉倉→給粉機→燃燒器→爐膛；17第十七頁，共67頁。燃料的化學能在鍋爐燃燒中轉變為熱能，加熱鍋爐中的水使之變為蒸汽。燃燒系統由鍋爐的燃燒部分、輸煤部分和除灰部分組成。鍋爐的燃料――煤，由皮帶機輸送到煤粉倉的煤斗內，經給煤機進入磨煤機磨成煤粉，風粉混合后經燃燒器進入爐膛燃燒，煙氣經除塵器后排出，爐渣經碎渣機成為細灰排到儲灰場。18第十八頁，共67頁。風煙系統與灰渣系統風煙系統：（風）吸風口→冷風道→送風機→暖風器→空預器→熱風道→磨煤機

→粗分器→細分器→排粉機→燃燒器→爐膛；

（煙）爐膛→屏過→對流過熱器→省煤器→空預器→除塵器→引風機→煙囪→大氣。（圖）

灰渣系統：（爐渣）爐膛冷灰斗→除渣裝置→沖灰溝→灰渣泵→輸灰管→灰場。（飛灰）除塵器→集灰斗→除灰裝置→運灰車→灰加工廠。19第十九頁，共67頁。二、鍋爐設備及組成作用：1、鍋爐容量與蒸汽參數鍋爐容量：每小產生的蒸汽量（t/h）蒸汽參數：鍋爐出口過熱蒸汽壓力和溫度

容量（t/h）

蒸汽參數汽機功率(MW)爐型

42013.8Pa(540/540)125煤粉爐

67013.8Pa(540/540)200煤粉爐

102516.8Pa(540/540)300煤粉爐

200816.8Pa(540/540)600煤粉爐

20第二十頁，共67頁。

鍋爐的基本構成及工作過程

鍋爐的基本構成鍋爐的核心構成部分是“鍋”和“爐”。“鍋”是容納水和蒸汽的受壓部件，包括鍋筒（也叫汽包）或鍋殼、受熱面、集箱（也叫聯箱）、管道等，組成完整的水－汽系統，其中進行著鍋內過程——水的加熱和汽化、水和蒸汽的流動、汽水分離等。“爐”是燃料燃燒的場所，即燃燒設備和燃燒室（也叫爐膛），廣義的“爐”是指燃料、煙氣這一側的全部空間。21第二十一頁，共67頁。受熱面鍋爐傳熱過程Q（火焰和煙氣）（水、蒸汽或空氣）22第二十二頁，共67頁。

鍋爐的工作過程燃燒過程：煤－灰系統，風－煙系統。傳熱過程：就是高溫煙氣所含的熱量，通過鋼管、鋼板等受熱面傳給工質的過程。汽化過程：水－汽系統，如圖1-22。圖1-22水循環示意圖1-上鍋筒2-上升管3-爐墻4-下降管5-下鍋筒23第二十三頁，共67頁。水－汽系統、煤－灰系統和風－煙系統是鍋爐的三大主要系統，這三大系統的工作也是同時地、連續地進行的。通常將燃料和煙氣這一側所進行的過程（包括燃燒、放熱、排渣、氣體流動等）總稱為“爐內過程”；把水、汽這一側所進行的過程（水和蒸汽流動、吸熱、汽化、汽水分離、熱化學過程）總稱為“鍋內過程”。24第二十四頁，共67頁。2、鍋爐熱效率與鍋爐型號鍋爐熱效率：蒸汽在爐內吸熱量占燃料發熱量的百分比。電站鍋爐一般在90%以上。鍋爐型號：如HG670/13.7—540/540—7HG----哈爾濱鍋爐廠；DG----東鍋；SG---上鍋；WG---武鍋；BG---北鍋鍋爐分類（按水循環方式）：自然循環爐，強制循環爐，復合循環爐等。25第二十五頁，共67頁。3、鍋爐設備的組成鍋爐本體：燃燒器、爐膛、煙道、汽包、下降管、水冷壁、過熱器、再熱器、省煤器及空氣預熱器等組成；輔助設備：送引風機、給煤機、磨煤機、排粉機、除塵和脫硫設備、煙囟等。（圖）26第二十六頁，共67頁。三、汽輪機設備及組成1、汽輪機本體：靜止部分：汽缸、隔板、噴嘴、軸承和軸封等；轉動部分：葉片、葉輪和軸等；配汽機構：主蒸汽導管、自動主汽門、調節閥等汽輪機的工作過程：蒸汽→噴嘴→沖動葉片轉動2、調節保安油系統：調速器、油泵、油箱等3、凝汽及抽氣設備：凝汽器、凝結水泵、抽氣器、循環水泵和冷卻塔等4、回熱加熱系統：高、低壓加熱器和除氧器等27第二十七頁，共67頁。28第二十八頁，共67頁。汽輪機是以蒸汽為工質的旋轉式機械，主要用作發電原動機，也用來直接驅動各種泵、風機、壓縮機和船舶螺旋槳等。29第二十九頁，共67頁。5、汽輪機分類與型號汽輪機分類（按熱力過程）：凝汽式N、背壓式B、調整抽汽式CC、中間再熱式汽輪機。汽輪機的型號：如N200-130/535/535N300-16.7/538/53830第三十頁，共67頁。四、發電廠熱力系統1、鍋爐汽水系統：主給水管→給水操作臺→省煤器→汽包→下降管→下聯箱→水冷壁→汽包→過熱器→鍋爐主汽門（或集汽聯箱）出口。

2、主蒸汽系統及再熱蒸汽系統

：（主蒸汽）鍋爐主汽門（或集汽聯箱）→主蒸汽管→汽機自動主汽門之前

；（再熱蒸汽）汽機高壓缸出口→再熱器冷段管→再熱器→再熱器熱段管→汽機中壓缸進口。31第三十一頁，共67頁。3、主凝結水系統凝汽器→凝結水泵→軸封冷卻器→低加→除氧器。4、

除氧器系統：除氧器及其相連的所有管路和附件（安全門，水位計等）。5、主給水系統：除氧水箱下水管→低壓給水管→給水泵→高壓給水管→高加→主給水管。6、

回熱抽汽系統和加熱器疏水系統：汽機抽汽管路→各回熱加熱器（高加、低加、除氧器）→

疏水管路→疏水回收設備.主蒸汽系統：吹動汽輪機旋轉，帶動發電機做功，是發電廠主要的做功介質通過的系統。再熱蒸汽系統：輔助主蒸汽系統做功，提高機組熱效率。回熱抽汽系統：盡量減少進入凝汽器的無用能量，提高機組熱效率。示意圖。（300MW圖）

32第三十二頁，共67頁。33第三十三頁，共67頁。7、抽空氣系統

（低壓加熱器、凝結水泵）→凝汽器→抽真空設備和系統。8、

循環冷卻水系統循環水進水管→凝汽器→循環水出水管（汽機車間范圍內）9、

排污利用系統

鍋爐汽包→連續排污管→連續排污擴容器→（汽）除氧器

下聯箱→定排污管→

→

┕→（水）定期排污擴容器

34第三十四頁，共67頁。10、

輔助蒸汽系統及補充水系統

（1）輔助蒸汽聯箱及其相連接的管路和設備（2）化學車間除鹽水箱→補水箱→補水泵→凝汽器（或除氧器或疏水箱）除鹽水系統流程：水庫→補水泵→鍋爐補給水預處理裝置（清水→清水泵）→鍋爐補給水除鹽系統（陽床→除碳器→陰床→混床→除鹽水箱）→除鹽水泵→凝結水箱→凝結水輸送泵→凝汽器除鹽水水質指標：硬度0umol/lsio2≤20ug/1凝結水精處理系統：凝泵→（過濾器→混床）→低加系統，精處理有缺陷走旁路。經處理后的凝結水，在混床出水母管上加氨以提高PH值，并在除氧后的給水母管低壓側加聯氨以除去殘留氧，達到防止熱力系統設備腐蝕的目的。凝結水水質指標：硬度0umol/lsio2≤50ug/1Na+≤10ug/1Fe≤100ug/1O2≤30ug/135第三十五頁，共67頁。脫硫部分簡介我國是一個以煤炭為主要能源的國家，煤在一次能源中占75％，其中84％以上是通過燃燒方法利用的。煤燃燒釋放出來的含二氧化硫（SO2）廢氣會形成酸雨危害環境。早期電廠鍋爐排煙不受限制，隨著國家對環保越來越重視，要求新建電廠必須同步安裝脫硫裝置，老電廠限期安裝脫離裝置，在規定時機內達不到要求必須停產整改。現我廠#1、2、#3、4、5、6機組脫硫系統已經投運。36第三十六頁，共67頁。煙氣脫硫的目的

煤燃燒時，大部分的硫分轉為SO2，少量的進一步氧化為SO3。

S(fuel)+O2

SO2SO2+?O2SO3

高濃度的SO2會引起呼吸道疾病，惡化人的心血管，其在環境中的存在會導致酸雨，造成湖泊、河海的酸化，對植被、農作物的生長和建筑物都有損害。因此，控制火力發電廠設備的SO2排放以保護環境，必將在世界范圍內的電力生產發展中得到進一步的重視。37第三十七頁，共67頁。原理我公司#1-6機組脫硫系統采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫技術，設備配置為一爐一塔。該工藝適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫，脫硫效率可達到95％以上。石灰石－石膏濕法脫硫工藝脫硫過程的主要化學反應為：在脫硫吸收塔內煙氣中的SO2首先被漿液中的水吸收與漿液中的CaCO3反應生成CaSO3，CaSO3被鼓入的空氣中的O2氧化生成CaSO4，CaSO4在吸收塔漿池中結晶生成石膏CaSO4.2H2O。38第三十八頁，共67頁。主要系統煙氣系統吸收塔系統吸收劑制備系統石膏脫水系統工藝水、工業水、廢水排放系統。事故漿液罐及地坑系統熱工控制系統和電氣系統39第三十九頁，共67頁。FGD系統的工藝流程吸收塔工藝水石膏旋流站凈煙氣原煙氣氧化空氣真空皮帶脫水機石膏吸收劑制備系統吸收劑廢水處理吸收劑貯箱吸收塔擾動泵吸收塔循環泵40第四十頁，共67頁。FGD系統的工藝流程41第四十一頁，共67頁。煙氣系統

電除塵→吸風機→原煙道→增壓風機→GGH→吸收塔(洗滌區→噴淋區→除霧器)→凈煙道→煙囪42第四十二頁，共67頁。吸收塔系統

石灰石漿液泵→吸收塔循環泵→噴淋盤→吸收塔循環池→石膏漿液排出泵。43第四十三頁，共67頁。吸收劑制備系統

石灰石倉→一級再循環箱（泵）→一級旋流器→二級再循環箱（泵）→二級旋流器→石灰石漿液箱（泵）。44第四十四頁，共67頁。石膏脫水系統

石膏漿液排出泵→石膏漿液旋流器→旋流器底流進入真空皮帶機脫水→分離出的水→石膏溢流漿液箱→石膏溢流漿液泵→吸收塔/真空皮帶機脫水后的石膏直接落入石膏倉→底部卸料裝置→外運。45第四十五頁，共67頁。工藝水、工業水系統及廢水排放

工藝水箱→工藝水泵→吸收塔補充用水（除霧器沖洗水）及各設備的沖洗、灌注、密封和冷卻等。工業水箱→工業水泵→真空皮帶脫水系統。脫水系統產生的廢水從廢水箱經排放管道送至沖灰系統中和46第四十六頁，共67頁。事故漿液罐及地坑系統

事故漿液罐在吸收塔大修或故障原因需排空漿液時：吸收塔內漿液-石膏漿液排出泵→事故漿液罐；吸收塔系統啟動前：事故漿液罐內漿液→事故漿液泵→吸收塔。吸收塔區地坑系統：地坑泵→吸收塔或事故漿液罐。工藝樓區地坑系統：地坑泵→石灰石漿液箱或石膏溢流漿液箱。47第四十七頁，共67頁。變電站部分簡介姚電公司變電站包括220KV和500KV兩部分，220KV變電站始建于1973年，1974年底初步建成，1975年初正式受電；500KV變電站于1979年11月破土動工，1981年11月具備帶電條件，于11月16日由#1發電機－變壓器組經聯絡變壓器給500KV系統作零起升壓試驗并一次成功，12月14日進入系統繼電保護及安全自動裝置的全面調試，12月21日20時起平武工程全線正式投入帶負荷運行，從此我國第一條500KV超高壓輸電線路投運。48第四十八頁，共67頁。49第四十九頁，共67頁。50第五十頁，共67頁。220KV變電站系統220KV系統為雙母帶旁路的接線方式，采用專用的母聯和旁路斷路器，現有六回出線、一個備用間隔和兩臺發電機—變壓器組進線，兩臺高壓廠用變壓器。51第五十一頁，共67頁。500KV變電站系統500KV變電站為3/2（一個半開關）接線方式，正常運行方式為雙母線及每串三臺斷路器均運行，當任意一臺斷路器停下檢修時不影響進線及出線運行，現運行五串，第一串為#3機組進線，姚邵線；第二串為姚聯變，姚白線；第三串為#4機組進線，姚鄭線；第四串為#5機；第六串為#6機。52第五十二頁，共67頁。220KV變電站接線特點優點：供電可靠、運行靈活方便。缺點：投資較大，經濟性差；用旁路開關帶線路時操作復雜，增加了誤操作的機會；同時由于加裝了旁路開關，使相應的保護及自動化系統復雜。53第五十三頁，共67頁。500KV3/2接線特點優點，具有較高的供電可靠性及運行靈活性；任一母線故障或檢修，均不至停電，甚至于兩組母線同時故障的極端情況下，線路仍可以運行。缺點，使用設備較多，特別是斷路器和電流互感器，投資較大；二次控制接線和繼電保護較為復雜。54第五十四頁，共67頁。開關500KV及220KV變電站全部采用SF6斷路器，分別由法國MG公司、ABB公司及平頂山高壓開關廠生產。55第五十五頁，共67頁。56第五十六頁，共67頁。五、發電廠的幾個經濟指標1、汽輪發電機組的汽耗率d0：機組每發1KW.h的電所消耗的蒸汽量；200MW機組在3kg/kw.h左右。2、汽輪發電機組的熱耗率q：機組每發1KW.h的電所消耗的蒸汽量；200MW機組在8400kJ/kw.h左右。3、發電廠總效率?PL：電廠發出的電能與所消耗的燃料總能量；200MW機組在34%左右57第五十七頁，共67頁。4、發電煤耗率：發電廠每發1KW.h的電所需的煤耗量；標準煤耗率：發電廠每發1KW.h的電所需的標準煤耗量；我國在300-420g標煤/(kw.h)；5、廠用電率：廠用電占總發電量的百分率，大約在5%--10%之內；6、供電標準煤耗率：扣除廠用電的標準煤耗率58第五十八頁，共67頁。六、發電廠的發展概況6.1火電：亞臨界-超臨界-超超臨界過程，是按水蒸汽特性，臨界壓力為22Mpa（當≥22Mpa時，水加熱成蒸汽的過程中無濕蒸汽狀態），因此，將24-24.2Mpa稱為超臨界,常用溫度為565℃,將30-31Mpa稱為超超臨界,常用溫度為600℃。而亞臨界汽輪機壓力為16.7Mpa,常用溫度為540℃。與超超臨界機組有關的主要運行數據：我國目前運行的發電廠，平均發電效率在35％以下，單電煤耗為380克標準煤以上；我國設計生產的亞臨界機組的發電效率在38％左右，單電煤耗約350克標準煤；我國引進的超臨界機組的發電效率在41％左右，單電煤耗約310克標準煤；以三菱、日立為代表的日本超超臨界機組發電效率在48％左右，單電煤耗約265克標準煤。如果采用超超臨界技術發電，和我國現在運行的機組效率相比，每度電至少可以節煤50克，按現在的裝機容量，每年可節煤兩億噸。59第五十九頁，共67頁。超臨界、超超臨界機組的特點機組熱效率高(與同容量亞臨界火電機組比較，超臨界機組可提高效率2-2.5%，超超臨界機組可提高效率約5%)，可靠性好，環保指標先進；可復合變壓運行，調峰性能好；（1）在低負傷時效率高；（2）具有良好的啟動性能；（3）具有良好的負荷適應性。蒸汽壓力高，蒸汽比容小，汽輪機葉片短，加之級問壓差大，影響內效率，因而超臨界及超超臨界參數更適于大容量機組。60第六十頁，共67頁。“十一五”(2006年至2010年)前4年，中國累計淘汰小火電機組6000萬千瓦、淘汰落后煉鐵產能8712萬噸、煉鋼產能6038萬噸、水泥產能2.14億噸，實現了約1.1億噸標煤的節能量。在小火電方面，今年7月份，中國就已完成1000萬千瓦的全年淘汰目標。這意味著，“十一五”期間，中國至少能淘汰小火電機組7000萬千瓦。這一規模超過了英國全國的火電裝機容量6.2大力發展水電、核電61第六十一頁，共67頁。6.2.1世界核電發展現狀7.1蓬勃發展的世界核電：自從1954年蘇聯第一座5MW試驗性核電廠投入運行以來，核電在許多國家和地區已承擔基本負荷，目前世界上30多個國家己運行核電機組441座，總裝機容量3.6W億KW，核電已占世界總發電量的20％。從已運行的核電站裝機容量來看美國居首位，裝機容量占全世界的四分之一，其次是法國、日本、德國和俄羅斯。從發展速度來看法國、日本和韓國保持著較高的發展速度，目前法國核能發電量已占總發電量的80%。預計到2030年，世界核電站總數將達到1000座，核發電量將占總發電量的三分之一，可以預期在相當長一段時期