热力发电厂知识点全总结.docx

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热力发电厂知识点全总结

第二章 发电厂的回热加热系统

第一节 回热加热器的型式

按内部汽、水接触方式:

分为混合式加热器与表面式加热器；

按受热面的布置方式:

分为立式和卧式两种。

一、混合式加热器

1、特点：

 ①加热器本体简单，没有端差，热经济性好；

 ②系统复杂，回热系统运行安全性、可靠性低、系统投资大。

 ③设备多、造价高、主厂房布置复杂、土建投资大、安全可靠性低，使混合式低压加热器回热系统应用受到限制。

2、混合式加热器的结构.演示文稿3.ppt 

3、重力混合式低压加热器回热系统.演示文稿4.ppt

特点：

①降低了亚临界和超临界汽轮机叶片结铜垢及真空下的低压加热器氧腐蚀的现象；

②提高了热经济性。

二、表面式加热器

加热蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水在管内流动，加热蒸汽在管外冲刷放热后凝结下来成为加热器的疏水（为区别主凝结水而称之为疏水）；演示文稿6.ppt

对于无疏水冷却器的疏水温度为加热器筒体内蒸汽压力下的饱和温度；

管内流动的水在吸热升温后的出口温度比疏水温度要低，它们的差值称之为端差.演示文稿7.ppt

1．表面式加热器的特点

 ①有端差，热经济性较混合式差。

 ②金属耗量大，内部结构复杂，制造较困难，造价高。

③不能除去水中的氧和其它气体，未能有效地保护高温金属部件的安全。

④全部由表面式加热器组成的回热系统简单，运行安全可靠，布置方便，系统投资和土建费用少。

⑤表面式加热器系统分成高压加热器和低压加热器两组；

水侧部分承受给水泵压力的表面式加热器称为高压加热器，承受凝结水泵压力的表面式加热器称为低压加热器。

2．表面式加热器结构    

表面式加热器也有卧式和立式两种。

现代大容量机组采用卧式的较多。

第二节 表面式加热器及系统的热经济性

一、加热器的端差

1、加热器的端差（上端差、出口端差）：

加热器出口疏水温度tsj（饱和温度）与出水温度twj之差。

2、加热器端差对热经济性的影响

    加热器端差越小经济性越好。

    可以从两方面解释：

一方面，如果出水温度不变，端差减少意味着tsj可以低一些，即回热抽汽压力可以低一些，回热抽汽做功比增加，热经济性变好。

另一方面，如果蒸汽压力不变，tsj亦不变，端差减少意味着出水温度twj提高，结果是减少压力较高的回热抽汽做功比，同时增加了压力较低的回热抽汽做功比，净的回热抽汽做功比增加，热经济性变好。

二、抽汽管压降及热经济性

三、过热蒸汽冷却器及热经济性

1、装设过热蒸汽冷却器（段）的经济效益：

①减少换热温差，降低损失；

②提高加热器出口水温，减小加热器端差；

再热后第1级回热抽汽的蒸汽过热度是最高的，在

此装设过热蒸汽冷却器（段），效果最明显。

2、过热蒸汽冷却器的连接方式：

并联和串联。

四、表面式加热器的疏水方式

1、疏水逐级自流：

热经济性最差，可靠性最高，300MW、600MW及以上容量机组多采用。

2、疏水泵送入加热器出口    热经济性高于疏水逐级自流方式，可靠性低

    于疏水逐级自流方式。

     但是，当前的评价多为热经济性分析，没

     考虑疏水泵的电耗，是不全面的评价。

第三节 给水除氧及除氧器

一、给水除氧的必要性 

1、给水中溶解气体会带来以下危害：

（1）腐蚀热力设备及管道，降低其工作可靠性与使用寿命。

（2）增加热阻，降低热力设备的热经济性。

不凝结气体附着在传热面，以及氧化物沉积形成的盐垢，都会增大传热热阻。

（3）氧化物沉积在汽轮机叶片，会导致汽轮机出力下降和轴向推力增加。

2、气体来源：

①补充水中的溶解气体；②真空状态下的热力设备及管道漏进的空气。

3、给水除氧的任务：

就是除去水中的氧气和其他不凝结气体，防止设备腐蚀和传热热阻增加，保证热力设备的安全经济运行。

4、给水溶氧指标：

①蒸汽压力为5.8MPa以下锅炉，给水溶氧量应小于15μg/L；

②蒸汽压力为5.9MPa以上的锅炉，给水溶氧量应小于7μg/L；

③亚临界以上直流锅炉，给水溶氧量控制在0μg/L。

④对于超临界参数的锅炉，我国《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）规定，给水溶氧量应小于7μg/L，对给水进行加氧调节处理时，给水溶氧量控制在30-150μg/L。

二、除氧方法

给水除氧方法：

化学除氧和物理除氧。

1、化学除氧：

利用化学药剂与水中的溶解氧进行化学反应，化合生成另一种物质，达到除氧的方法。

化学除氧的特点：

①能彻底除氧；②不能除去其它气体；③生成的氧化物增加了给水中可溶性盐类的含量；④药剂价格昂贵。

只有要求彻底除氧的亚临界及以上参数的电厂，才采用化学除氧作为一种补充的除氧手段。

（1）联胺除氧:

化学除氧一般采用联胺做药剂。

联胺既可除氧，又能转化为氨，维持给水有较高的pH值，也不产生新的盐类。

 联胺除氧化学反应如下：

（2）.亚硫酸钠Na2SO3处理

  Na2SO3易溶于水，无毒价廉，装置简单。

Na2SO3与O2反应生成的Na2SO4会增加给水含盐量，在温度大于280℃后会分解成有害气体。

Na2SO3仅适用于中压以下的锅炉，不能用于高压以上的电站锅炉。

（3）.中性水处理

根据钢在含氧纯水中的耐腐蚀理论，高纯度且呈中性的锅炉给水中，加入气态氧或过氧化氢，使金属表面形成稳定的氧化膜，不仅能够达到防腐效果，而且给水中腐蚀物减少，使直流锅炉几乎无需清洗，即中性水处理。

给水加氧处理的防腐蚀效果显著，但对给水水质要求很严，中性纯水的缓冲能力小。

中性水处理已在国外各类直流锅炉、空冷机组和核电机组上得到应用。

2、物理除氧

（1）物理除氧：

利用物理手段除去水中氧的方法。

（2）物理除氧的特点：

①不能彻底除氧；②能除去其它气体；③无新的氧化物生成，不会增加给水中可溶性盐类的含量；④价格便宜。

三、热力除氧

热力除氧原理：

建立在亨利定律和道尔顿定律基础上。

亨利定律：

气体在水中的溶解度正比于该气体在水面的分压力。

道尔顿定律：

水面上混合气体的总压力等于各组成气体分压力之和。

   热力除氧的条件：

热力除氧是个传热、传质过程，要达到理想的除氧效果，要满足以下条件：

①水必须加热到除氧器压力下的饱和温度，保证水面上水蒸气的压力接近于水面上的全压力。

即使微量加热不足，水中溶氧量都远超过给水允许的含氧量指标。

②水中逸出的气体必须及时排出，使水面上各种气体的分压力减至零或最小。

③被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积，且两者逆向流动，传热效果好，而且保证有较大的不平衡压差。

气体自水中离析可分为两个阶段：

  第一阶段为初期除氧阶段，可以除去水中约80％-90％的气体。

  第二阶段为深度除氧阶段。

水中残留气体相应的不平衡压差很小，残留气体己没有足够的动力克服水的黏滞力和表面张力逸出，只有依靠单个分子的扩散作用慢慢离析。

此时，必须加大汽水的接触面积，使水形成水膜，减小其表面张力，从而使气体容易扩散出来，也可利用蒸汽在水中的鼓泡作用，使气体分子附着在汽泡上从水中逸出。

演示文稿4.ppt

除氧器必须满足热除氧的传热和传质条件，除氧器设计上一般具有以下特点：

1）.具有较大的汽水接触表面以利于传热、传质。

水在除氧器里通常被均匀的播散成细水柱或雾状小滴。

水必须加热到除氧器工作压力下的饱和温度，故定压除氧器要装压力自动调节器。

2）.为满足传质要求，初期除氧时，水应喷成水滴，深度除氧时，水要形成水膜，而且汽水应逆向流动。

3）.除氧器应有足够大的空间，延长汽水接触时间，使水中溶氧有足够的时间解析。

4）.除氧器应有排气口并有足够的余气量，及时排除离析的气体，减少水面上其它气体的分压力，否则，容易发生“返氧”现象。

5）.储水箱设再沸腾管，以免因水箱散热导致水温降低，小于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。

四、除氧器的类型与结构

  除氧器按工作压力分为大气式除氧器、真空除氧器和高压除氧器三种。

演示文稿9.ppt

（1）大气式除氧器

  大气式除氧器的工作压力为0.118MPa，以便把水中离析出来的气体排入大气。

（2）真空除氧器

  真空除氧器的工作压力低于于大气压力，水中离析出来的气体不能自动排入大气，需设置专用的抽真空设备。

演示文稿3.ppt

（3）高压除氧器

   高压除氧器工作压力约为0.58MPa，给水温度可加热至158-160℃，含氧量小于7μg/L，广泛用于高参数大容量机组。

   高压除氧器有以下优点：

  ①除氧效果好。

  ②节省投资。

  ③提高锅炉的安全可靠性。

  ④有利于防止除氧器自生沸腾。

2、除氧器的典型结构 

（1）高压喷雾填料式除氧器

（2）喷雾淋水盘式除氧器演示文稿7.ppt

（3）大气淋水盘式除氧器演示文稿8.ppt

（4）无除氧头式除氧器演示文稿6.ppt

五、除氧器的热平衡及自生沸腾

1、除氧器的热平衡演示文稿12.ppt

2、除氧器的自生沸腾及防止

 所谓“自生沸腾”现象是指过量的热疏水进入除氧器时，其汽化出的蒸汽量已经满足或超过除氧器的用汽要求，从而使除氧器内给水不需要回热抽汽加热自己就沸腾，这种现象称为除氧器的“自生沸腾”现象。

第四节 除氧器的运行及热经济性分析

一、除氧器的运行方式

除氧器的运行方式：

定压运行和滑压运行。

1、定压运行（有节流损失）定压运行除氧器运行时保持除氧器工作压力为一定值，为此需要在进汽管上安装压力调节阀，将较高的压力降低至定值，造成抽汽截流损失。

为了保证低负荷下，除氧的正常运行，还必须切换到更高的压力源上，于是产生更大的节流损失。

2、滑压运行（经济性好）

    滑压运行除氧器在滑压范围内运行时，工作压力

    随汽轮机抽汽压力的变化而变化，即滑压。

    没有压力调节阀，没有节流损失。

演示文稿10.ppt

二、除氧器汽源的连接方式

除氧器运行方式不同，其汽源的连接方式也不同。

汽源的连接方式有三种：

单独连接定压除氧器、前置连接定压除氧器和滑压除氧器方式。

 三、除氧器的滑压运行

  汽轮机组负荷骤变时，

  滑压除氧器对除氧效

  果、给水泵的安全运

  行有重大影响。

3、给水泵不汽蚀的条件

Δh为稳态工况时泵不汽蚀的有效富裕压头，对于已设计好的电厂，它为定值。

ΔH为暂态过程中有效富裕压头下降值，它是变量。

稳态时,ΔH=0；全甩负荷至零的暂态工况，除氧器压力已下降至p’d，由于水温滞后于除氧器压力下降，pv>p’d,因此ΔH>0。

1.稳态工况

tv、td均为除氧器工作压力pd所对应的饱和温度，故ΔH=0，ΔNPSH等于常数，除氧器位于一定高度形成的水柱压头Hd，用以克服流动阻力损失和NPSHr，即只要Δh>0，泵入口就不会汽化。

2.机组电负荷骤升的暂态过程

机组电负荷骤升，pd相应骤升，而除氧器内水温滞后于压力的升高。

在滞后时间Ｔ内，pd>pv，即ΔH<0。

与稳态工况的相比，ΔNPSH增加，这时水泵不可能会发生汽蚀，更安全可靠。

3.机组电负荷骤降的暂态过程

机组电负荷骤降，pd相应骤降，则pd0。

与稳态工况相比，ΔNPSH减小。

此时，Hd除了用以克服流动阻力损失和NPSHr之外，还要克服ΔH，减少了防止水泵汽蚀的裕度，使水泵入口容易发生汽蚀。

演示文稿11.ppt

4.防止给水泵汽蚀的措施演示文稿11.ppt

（1）提高静压头Ｈd；

（2）采用低转速前置泵；

 大容量汽轮机组的给水泵出口压力高，若采用5000-6000rpm的高转速给水泵，其NPSHr值较高，约为20ｍ水柱。

采用1500rpm的低转速前置泵，其NPSHr仅6-9ｍ水柱，因此滑压除氧器即可布置得较低。

（3）减小管道的压降；

（4）缩短滞后时间

    在水泵入口注入温度较低的主凝结水，或在泵入口前设置给水冷却器。

 （5）减缓除氧器压力下降速度

  ①在负荷骤降的滞后时间内，快速投入备用汽源，以阻止除氧器压力下降。

  ②适当增加给水箱容积。

                         第四章                 热力发电厂的热力系统 

第一节 热力系统及主设备选择原则 

一、 热力系统的概念及分类

1、发电厂的热力系统:

发电厂的主、辅热力设备按热功转换的顺序用管道及管道附件连接起来的能量转换的工艺系统称为发电厂的热力系统。

2、分类

①按应用目的和编制原则不同，分为原则性热力系统和全面性热力系统。

②按范围：

分为全厂性热力系统和局部性热力系统。

3、热力系统图：

用规定的符号绘制出热力设备及其之间的连接关系就构成了发电厂热力系统图。

4、原则性热力系统

①特点：

表明发电厂能量转换利用的基本过程，反映了动力循环中工质的基本流程、能量转换利用过程的完善程度，相同参数下凡是热力过程重复、作用相同的设备和管道只表示一次，备用的设备和管道不画出，阀门不画出。

其特点是简捷、清晰。

演示文稿2.ppt

②原则性热力系统的组成与作用

  主要包括：

锅炉与汽轮机的连接、汽轮机与凝汽设备的连接、给水和凝结水的回热加热及其疏水回收系统、除氧器与给水泵的连接、补充水的连接方式、锅炉连续排污回收利用系统、对外供热系统。

  它表明了热能转换为机械能的基本规律和工质在能量转换及利用过程中的基本变化过程，同时，也反映了热力发电厂的技术完善程度和热经济性的高低。

  5、发电厂所有热力设备、汽水管道和附件，按照生产需要连接起来的总系统，称为发电厂的全面性热力系统。

演示文稿1.ppt

  ①全面性热力系统是在原则性热力系统的基础上充分考虑到发电生产的连续性、安全可靠性和灵活性后所组成的实际热力系统。

   ②发电厂中所有热力设备、管道及附件（包括主、辅设备，主管道及旁路管道，正常运行与事故备用的、机组启动、停机、保护及低负荷切换运行的管路和管件）都应该在发电厂全面性热力系统图上表示出来。

③由该系统图可以汇总主辅热力设备、各类管子及其附件的数量和规格，提出订货清单。

④根据该系统图可以进行主厂房布置设计和各类管道系统的施工设计，是发电厂设计、施工和运行工作中非常重要的指导性设计文件。

⑤全面性热力系统组成：

主蒸汽和再热蒸汽系统、旁路系统、回热加热系统、给水系统、除氧系统、主凝结水系统、补充水系统、锅炉排污系统、供热系统和锅炉启动系统等。

二、发电厂类型和容量的确定

1、发电厂的类型：

凝汽式电厂、热电厂。

2、发电厂的规划容量：

按现有容量、发展规划、负荷增长速度和电网结构等确定。

三、主要设备选择原则

（一）汽轮机 

 汽轮机的选择就是确定汽轮机单机容量、参数和台数

①单机容量：

单台汽轮机的额定电功率。

最大单机容量不宜超过所在电网总容量的10%，满足上述要求时应优先选高效率的大容量机组。

②汽轮机参数：

 主蒸汽参数、再热蒸汽参数和背压。

③汽轮机台数：

 在发电厂的总容量及单机容量确定后，机组的台数也就相应确定了。

一个电厂的机组台数4~6台为宜，容量等级不宜超过二种。

④供热式汽轮机的种类、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热汽轮机。

  对于有稳定可靠热负荷的地区，可考虑选择背压式机组或抽汽背压式机组。

（二）锅炉机组

  包括锅炉类型和锅炉参数的选择。

1、锅炉参数：

 锅炉主蒸汽参数的选择应该遵从汽轮机初参数及再热蒸汽参数。

①锅炉过热器出口额定蒸汽压力通常选取汽轮机额定进汽压力的105％，过热器出口额定蒸汽温度选取比汽轮机额定进汽温度高3℃。

②冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降宜分别取汽轮机额定工况下高压缸排汽压力的1.5％～2.0％、5％、3.0％～3.5％。

再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中压缸额定进汽温度高3℃。

2、锅炉类型：

 包括对燃烧方式的选择和对水循环方式的选择。

①燃烧方式：

大型火电厂锅炉几乎都采用煤粉炉，其效率高，可达90％～93％；容量不受限制。

②水循环方式：

通常亚临界参数以下多采用自然循环汽包炉，循环安全可靠，热经济性高；亚临界参数可采用自然循环或强制循环；超临界参数只能采用强制循环直流炉。

3、锅炉容量与台数：

①凝汽式发电厂一般一机配一炉，不设备用锅炉。

锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）按汽轮机最大进汽量工况相匹配。

②对装有供热式机组的发电厂，选择锅炉容量和台数时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧负荷（一般不宜小于l/3锅炉额定负荷）以保证锅炉的安全稳定运行。

选择热电厂锅炉容量时，应当考虑当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其它可靠热源）应满足以下要求：

热用户连续生产所需的生产用汽量；

采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区取上限。

当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。

第二节发电厂的辅助热力系统

  发电厂辅助热力系统是为了保证火力发电厂安全、经济运行而设置的热力系统。

  主要包括补充水系统、工质回收及废热利用系统、辅助蒸汽系统、燃料油加热系统等本节只介绍补充水系统、工质回收及废热利用系统和辅助蒸汽系统。

一、工质损失及补充水系统

（一）工质损失

1、工质损失原因：

在发电厂的生产过程中，由于循环过程的管道、设备及附件中存在的缺陷（漏泄）或工艺需要（排污），不可避免的存在各种汽水损失。

2、工质损失会影响发电厂的安全、经济运行。

3、减少损失的措施：

①用焊接代替法兰连接；②完善热力系统及汽水回收方式，提高工质回收率及热量利用率，设置轴封冷却器和锅炉连续排污利用系统；③提高设备及管制件的制造、安装、维修质量；④加强运行调整，合理控制各种技术消耗，将蒸汽吹灰改为压缩空气或锅炉水吹灰，锅炉、汽轮机和除氧器采用滑参数启动，再热机组设置启动旁路系统等。

4、发电厂的工质损失分为内部损失与外部损失。

①在发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失称为内部损失。

②发电厂对外供热设备及系统造成的汽水工质损失称为外部工质损失。

（二）补充水系统 

1、补充水量的计算：

2、对补充水系统的要求

   ①补充水应保证热力设备安全运行的要求。

   对中参数及以下热电厂的补充水必须是软化水（除去水中的钙、镁等硬垢盐）。

   对高参数发电厂补充水必须是除盐水（除去水中钙、镁等硬垢盐外还要除去水中硅酸盐）。

   对亚临界压力汽包锅炉和超临界压力直流锅炉除了要除去水中钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，同时对凝结水还要进行精处理，以确保机组启停时产生的腐蚀产物、SiO2和铁等金属被处理掉。

②补充水应除氧、加热和便于调节水量。

  a为了热力设备的安全，补充水应进行除氧。

  b补充水在进入锅炉前应被加热到给水温度，

  利用回热系统逐级加热，以提高热经济性。

  c补充水应便于调节水量。

在热力系统适宜进行水量调节的地方有凝汽器和除氧器。

    通常大、中型凝汽机组补充水引入凝汽器，小型机组引入除氧器。

演示文稿3.ppt

    补充水进入凝汽器的热经济性比补入除氧器要高。

二、工质回收及废热利用系统

（一）汽包锅炉连续排污利用系统

1、锅炉排污率规定：

           根据《火力发电厂设计技术规程》的规定，汽包锅炉的正常排污率不得低于锅炉最大连续蒸发量的0.3％，但也不宜超过锅炉额定蒸发量的下列数值：

（1）以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂为1％；

（2）以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为2％；

  根据《火力发电厂设计技术规程（DL5000—2000）》的规定，锅炉的连续排污系统及设备按下列要求选择：

对凝汽式电厂的汽包锅炉，宜采用一级连续排污扩容系统。

125MW以下的机组，宜两台锅炉设一套排污扩容系统；

125MW及以上机组，宜每台锅炉设一套排污扩容系统。

2、连续排污扩容系统演示文稿4.ppt

3、排污扩容器的工质回收率αf

     由排污扩容器的热平衡和物质平衡，可以求出工质回收率αf：

   扩容器的物质平衡

   扩容器的热平衡

         排污扩容器的工质回收率的大小取决于锅炉汽包压力（    ）、扩容器压力（   、  ）。

当扩容器压力变化范围不大时，上式的分母（   -   ）可近似作常数看待，它实际上就是1kg排污水在扩容器压力下的汽化潜热。

          因此，当锅炉汽包压力一定时，工质回收率主要决定于扩容器压力，扩容器压力越低，回收工质越多。

          但是，扩容器压力越低，扩容蒸汽的能位也越低。

也就是回收工质在数量和能位上的矛盾。

   3、连续排污利用系统热经济性评价：

         回收的扩容蒸汽是携带热量的工质进入回热系统，而化学补充水回收了部分“废热”后也进入了回热系统，它们不可避免地要排挤部分回热抽汽，使回热抽汽做功比减小，导致汽轮机循环效率降低。

         排挤的回热抽汽压力越低，回热抽汽做功比下降越多，汽轮机循环效率降低也越多。

         但是连续排污利用系统回收的热量是“废热”，其节能效果应从发电厂整体范围进行评价。

演示文稿7.ppt

（二）轴封蒸汽回收及利用系统

         为了提高发电厂的热经济性，现代汽轮机装置都设有轴封蒸汽回收利用系统。

1、汽轮机轴封蒸汽系统：

包括主汽门和调节汽门的阀杆漏汽，再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽，高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等。

演示文稿5.ppt

2、轴封蒸汽利用的原则：

一般轴封蒸汽占汽轮机总汽耗量的2％左右，且由于引出地点不同，工质的能位有差异，在引入地点的选择上应使该点能位与工质最接近，既回收工质，又利用其热量，同时又使其引起的附加冷源损失最小。

3、轴封利用系统的作用：

①回收轴封漏汽，减少工质和热量损失，提高发电厂的热经济性。

②保持每个轴封抽汽口具有足够的负压，以防止蒸汽外漏喷射到轴承上并污染车间空气。

③防止空气漏入低压缸排汽端，破坏真空。

三、辅助蒸汽系统

1、辅助蒸汽系统的作用：

满足机组启动过程或某些运行设备的需要。

如：

启动阶段对给水预热除氧；运行时暖风器用汽；厂用热交换器用汽；汽轮机轴封用汽；真空系统抽气器用汽；燃油加热及雾化用汽；生水加热用汽等。

2、辅助蒸汽系统汽源设置：

①首台机组启动则由启动锅炉供汽。

②由运行的相邻机组提供。

③机组正常运行后，即可解决自身辅助蒸汽的需要。

3、辅助蒸汽系统汽源参数的要求：

①正常汽源应在满足需要的前提下，尽可能用参数低的回热抽汽，以增大回热做功比，提高电厂的热经济性；②当汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源。

4、辅助蒸汽系统实例演示文稿6.ppt。

第五节 管道与阀门

作用：

输送工作介质（蒸汽、水、油、压缩空气和氢气）。

管道组成：

管子（直管和弯管）、管件（异径管、弯头、三通、法兰、堵头、堵板和