物理火力发电厂生产过程zql演示教学

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1、物理火力发电厂生产过程zqlStillwatersrundeep.流静水深流静水深,人静心深人静心深Wherethereislife,thereishope。有生命必有希望。有生命必有希望火力发电厂生产基本过程火力发电厂生产基本过程张启连张启连2第一部分第一部分火力发电厂生产概述火力发电厂生产概述3一、发电厂按能源的分类：火力发电厂 太阳能发电厂水力发电厂 秸秆发电厂风力发电厂 潮汐发电原子能发电厂 地热电站垃圾电站4火电厂：以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。 1、火电厂的分类（1）按燃料分类：燃煤发电厂，即以煤作为燃料的发电厂；燃油发电厂，即以石油（实际是提取汽油、煤油、柴油后

2、的渣油）为燃料的发电厂；辛电电厂燃气发电厂，即以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂；余热发电厂，即用工业企业的各种余热进行发电的发电厂。此外还有利用垃圾及工业废料作燃料的发电厂。5（2）按原动机分类：凝汽式汽轮机发电厂、燃汽轮机发电厂、内燃机发电厂和蒸汽-燃汽轮机发电厂等。（3）按供出能源分类：凝汽式发电厂，即只向外供应电能的电厂；热电厂，即同时向外供应电能和热能的电厂。6（4）按发电厂总装机容量的多少分类：小容量发电厂，其装机总容量在100MW以下的发电厂；中容量发电厂，其装机总容量在100250MW范围内的发电厂；大中容量发电厂，其装机总容量在250600MW范围内的发电厂；大容量发电厂

3、，其装机总容量在6001000MW范围内的发电厂；特大容量发电厂，其装机容量在1000MW及以上的发电厂。7（5）按蒸汽压力和温度分类：中低压发电厂，其蒸汽压力在3.92MPa、温度为450的发电厂，单机功率小于25MW；地方热电厂。高压发电厂，其蒸汽压力一般为9.9MPa、温度为540的发电厂，单机功率小于100MW；超高压发电厂，其蒸汽压力一般为13.83MPa、温度为540540的发电厂，单机功率小于200MW；亚临界压力发电厂，其蒸汽压力一般为16.77MPa、温度为540540的发电厂，单机功率为30OMW直至1O00MW不等；超临界压力发电厂，其蒸汽压力大于22.llMPa、温度为

4、550550的发电厂，机组功率为600MW及以上。超超临界电厂： 28MPa以上我国现正研制1000MW级的超临界机组8（6）按供电范围分类：区域性发电厂，在电网内运行，承担一定区域性供电的大中型发电厂；孤立发电厂，是不并入电网内，单独运行的发电厂；自备发电厂，由大型企业自己建造，主要供本单位用电的发电厂（一般也与电网相连）。92、火电厂的生产流程及特点火电厂的种类虽很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程却是基本相同的，概括地说是把燃料（煤）中含有的化学能转变为电能的过程。整个生产过程可分为三个阶段：燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧系统；锅炉产生的蒸汽进入

5、汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统；由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能变为电能，称为电气系统。10能量转变 化学能 热能 电能 机械能锅炉设备汽轮机设备发电机设备燃料其基本生产流程为：11与水电厂和其他类型的电厂相比，火电厂有如下特点：（1）火电厂布局灵活，装机容量的大小可按需要决定。（2）火电厂建造工期短，一般为水电厂的一半甚至更短。一次性建造投资少，仅为水电厂的一半左右。（3）火电厂耗煤量大，目前发电用煤约占全国煤碳总产量的25左右，加上运煤费用和大量用水，其生产成本比水力发电要高出34倍。（4）火电厂动力设备繁多，发电机组控制操作复杂，厂用电量和运行人员都

6、多于水电厂，运行费用高。（5）汽轮机开、停机过程时间长，耗资大，不宜作为调峰电源用。（6）火电厂对空气和环境的污染大。12131415163、火电厂的系统构成常规火力发电厂的基本组成输煤系统接受燃煤并向锅炉输送；热力系统煤制成合格的细（粒）度在锅炉燃烧，并将合格的炉水烧成合格的蒸汽，推动汽轮机带动发电机发电；由锅炉、汽轮机、凝汽器、水泵、加热器及其管路组成；电气系统将发出的电能升压以便远距离输送给用户，并提供可靠的厂用电；除灰系统将煤燃烧后的灰、渣运出、堆放的系统；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除盐水，这些补给水

7、一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。化学水处理系统向热力系统提供并不断补充满足要求的热力系统循用工质除盐水的系统；17供水系统向热力系统凝汽器提供冷却用循环水的系统；冷却水（循环水）系统。为了将汽轮机中作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。热工仪表及自动控制系统；除尘、脱硫、脱销系统。附属生产系统：1819电厂基本汽水系统流程（朗肯循环）：给水锅炉过热蒸汽汽轮机凝汽器给水泵给水送入锅炉。作用：锅炉将燃料的化学能转换为热能送给汽轮机，汽轮机将水蒸气的热能转换为机械

8、能送给发电机。锅炉汽轮机给水泵发电机凝汽器A、电厂汽水系统20B、燃料、燃烧系统输煤及燃运系统：运输卸煤装置煤场碎煤机皮带原煤仓；制粉系统：原煤仓给煤机磨煤机粗粉分离器细粉分离器煤粉仓给粉机燃烧器炉膛；21C风烟系统与灰渣系统风烟系统：（风）吸风口冷风道送风机暖风器空预器热风道磨煤机 粗分器细分器排粉机燃烧器炉膛； （烟）炉膛屏过对流过热器省煤器空预器除尘器引风机烟囱大气。 灰渣系统：（炉渣）炉膛冷灰斗除渣装置冲灰沟灰渣泵输灰管灰场。（飞灰）除尘器集灰斗除灰装置运灰车灰加工厂。22D.除尘、脱硫、脱销、制水系统23第二部分第二部分 三大系统简介三大系统简介24一、锅炉设备及系统的组成锅炉本体：

9、燃烧器、炉膛、烟道、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器、省煤器及空气预热器等组成；辅助设备：送引风机、给煤机、磨煤机、（一次风机）排粉机、除尘和脱硫、脱销（脱氮）设备、烟囟等。25一、燃烧系统燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图2所示。（l）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量43O万kW的现代火力发电厂，煤耗率按36Ogkw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0卡热量）360（g）120万（kw）24（h）=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在40O5O0gkwh左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1

10、4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的4O。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。262）磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。（3）锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器

11、喷入炉膛内燃烧。2728目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。300MW机组的锅炉蒸发量为10O0th（亚临界压力），采用强制循环（或自然循环）的汽包炉；600MW机组的锅炉为200Oth的（汽包）直流锅炉。在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉（或燃油、天然气）喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然

12、循环汽包炉，而当压力高到16.6617.64MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。当压力超过1862MPa时，应采用直流锅炉。29（4）风烟系统。送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进人炉膛，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成的高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器除去9099（电除尘器可除去99）的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。（5）灰渣系统。炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入

13、冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往灰场（或用汽车将炉渣运走）。30二、汽水系统火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括凝给水系统、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，如下图所示。3132 三、电气系统 发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如图4所示。发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在1020kV之间，而额定电流可达2OkA。发电机发出的电能，其中一小部分（约占发电机容量的48），由厂用变压器降低电压（一般为63kV和400V两个电压等级）后，经厂用配电装置由电缆

14、供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电（或自用电）。其余大部分电能，由主变压器升压后，经高压配电装置、输电线路送入电网。3334第三部分第三部分 电厂主要设备介绍电厂主要设备介绍35锅炉 锅炉是火力发电厂中主要设备之一。它的作用是使燃料在炉膛中燃烧放热，并将热量传给工质，以产生一定压力和温度的蒸汽，供汽轮发电机组发电。电厂锅炉与其他行业所用锅炉相比，具有容量大、参数高、结构复杂、自动化程度高等特点。一、锅炉设备及系统的组成锅炉本体：燃烧器、炉膛、烟道、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器、省煤器及空气预热器等组成；辅助设备：送引风机、给煤机、磨煤机、（一次风机）排粉

15、机、除尘和脱硫、脱销（脱氮）设备、烟囟等。36锅炉 空预器 炉膛 炉膛内屏过 省煤器 37 一、电厂锅炉的容量和参数 锅炉容量即锅炉的蒸发量，指锅炉每小时所产生的蒸汽量。在保持额定蒸汽压力、额定蒸汽温度、使用设计燃料和规定的热效率情况下，锅炉所能达到的蒸发量称作额定蒸发量。 电厂锅炉的额定参数是指额定蒸汽压力和额定蒸汽温度。所谓蒸汽压力和温度是指过热器主汽阀出口处的过热蒸汽压力和温度。 对于装有再热器的锅炉，锅炉蒸汽参数还应包括再热蒸汽参数。38二、电厂锅炉的分类 1按蒸汽参数分类 （1）中压锅炉。压力为3.822MPa（39kgfcm2），温度为450。 (2)高压锅炉。压力为610MPa，

16、常用压力为9.8MPa（100kgfcm2），温度为540。 （3）超高压锅炉。压力为1014MPa，常用压力为13.72MPa（14O kgfcm2），温度为555或540。 （4）亚临界压力锅炉。压力为 1422.2MPa，常用压力为16.66MPa（170 kgfcm2），温度为 555。 （5）超临界压力锅炉。压力大于22.2MPa（225.65 kgfcm2），温度为 550570。 (6)超超临界压力锅炉。压力大于28MPa39 2、按容量分类小型锅炉蒸发量小于220th。中型锅炉蒸发量为 22O410th。大型锅炉蒸发量不小于670th。3按燃烧方式分类（l）悬浮燃烧锅炉。燃料在

17、炉膛空间悬浮燃烧，燃烧可为煤粉、油或气体燃料。（2）沸腾燃烧锅炉。固体燃料颗粒在炉排上呈沸腾状态进行燃烧，又称流化床锅炉。 4按排渣方式分类 固态排渣锅炉。燃料燃烧生成的灰渣呈固态排出。 液态排渣锅炉。燃料燃烧生成的灰渣呈液态排出。40 5按循环方式分类 按照锅炉蒸发受热面内工质流动的方式可将锅炉分为下列几种，如图所示。自然循环锅炉，是具有由汽包、下降管和上升管组成的循环回路的锅炉。它依靠下降管和上升管中工质柱重差产生自然循环的动力。（邹县电厂） （2）强制循环锅炉，是在循环回路下降管上装有强制循环泵，以提高循环动力。（石横电厂） （3）控制循环锅炉，是在强制循环锅炉的上升管入口加装节流圈，以

18、控制各上升管中的工质流，防止发生循环停滞或倒流等故障。（石横电厂）（4）直流锅炉是没有循环回路的锅炉，工质一次性通过各受热面变为过热蒸汽。41锅炉蒸发受热面内工质流动的几种类型（a）自然循环锅炉；(b)强制循环锅炉；(c)控制循环锅炉(d) 直流锅炉1-给水泵，2-省煤器，3-汽包，4-下降管，5-联箱，6-蒸发受热面，7-过热器，8-循环泵，9-节流圈425）复合循环锅炉，它具有循环回路和再循环泵，同时具有切换阀门，低负荷时按再循环方式运行，高负荷时切换为直流方式运行，如图所示。也可在全部负荷下以较低的循环倍率进行循环，这种锅炉称作低倍率循环锅炉，如图所示。目前，大型火力发电厂的锅炉多为亚临

19、界压力以上的大型煤粉锅炉。43复合循环锅炉 （a）全负荷复合循环锅炉；比）部分负荷复合循环锅炉 1一来自给水泵；2一省煤器；3一汽水分离器；4一混合器；5一蒸发受热面； 6一循环泵；7一控制阀；8-节流圈；9-去过热器44三、锅炉机组基本工作过程 各种锅炉的工作都是为了通过燃料燃烧放热和高温烟气与受热面的传热来加热给水，最终使水变为具有一定参数的品质合格的过热蒸汽。水在锅炉中要经过预热、蒸发、过热三个阶段才能变为过热蒸汽。实际上，为了提高蒸汽动力循环的效率，还有第四个阶段，即再过热阶段，即将在汽轮机高压缸膨胀做功后压力和温度都降低了的蒸汽送回锅炉中加热，然后再送到汽轮机低压缸继续做功。为适应这

20、四个变化阶段的需要，锅炉中必须布置相应的受热面，即省煤器、水冷壁、过热器和再热器。过热器和再热器布置在水平烟道和尾部烟道上部，省煤器布置在尾部烟道下部。为了利用烟气余热加热燃烧所需要的空气，常在省煤器后再布置空气预热器。大型锅炉有的在炉膛中增设预热受热面或过热、再热受热面。45锅炉机组的基本工作过程是：燃料经制粉系统磨制成粉，送入炉膛中燃烧，使燃料的化学能转变为烟气的热能。高温烟气由炉膛经水平烟道进入尾部烟道，最后从锅炉中排出。锅炉排烟再经过烟气净化系统变为干净的烟气，由风机送入烟囱排入大气中。烟气在锅炉内流动的过程中，将热量以不同的方式传给各种受热面。例如，在炉膛中以辐射方式将热量传给水冷壁

21、，在炉膛烟气出口处以半辐射、半对流方式将热量传给屏式过热器，在水平烟道和尾部烟道以对流方式传给过热器、再热器、省煤气和空气预热器。于是，锅炉给水便经过省煤器、水冷壁、过热器变成过热蒸汽，并把汽轮机高压缸做功后抽回的蒸汽变成再热蒸汽。46汽机 汽轮机是火力发电厂三大主要设备之一。它是以蒸汽为工质，将热能转变为机械能的高速旋转式原动机。它为发电机的能量转换提供机械能。4748汽轮机外观结构49汽轮机转子结构50 一、汽轮机的工作原理 由锅炉来的蒸汽通过汽轮机时，分别在喷嘴（静叶片）和动叶片中进行能量转换。根据蒸汽在动、静叶片中做功原理不同，汽轮机可分为冲动式和反动式两种。 冲动式汽轮机工作原理如图

22、所示。具有一定压力和温度的蒸汽首先在固定不动的喷嘴中膨胀加速，使蒸汽压力和温度降低，部分热能变为动能。从喷嘴喷出的高速汽流以一定的方向进入装在叶轮上的动叶片流道，在动叶片流道中改变速度，产生作用力，推动叶轮和轴转动，使蒸汽的动能转变为轴的机械能。 在反动式汽轮机中，蒸汽流过喷嘴和动叶片时，蒸汽不仅在喷嘴中膨胀加速，而且在动叶片中也要继续膨胀，使蒸汽在动叶片流道中的流速提高。当由动叶片流道出口喷出时，蒸汽便给动叶片一个反动力。动叶片同时受到喷嘴出口汽流的冲动力和自身出口汽流的反动力。在这两个力的作用下，动叶片带动叶轮和轮高速旋转，这就是反动式汽轮机的工作原理。51冲动式汽轮机工作原理l一大轴；2

23、一叶轮；3一动叶片；4一喷嘴汽轮机工作原理52二、汽轮机设备的组成 汽轮机设备包括汽轮机本体、调速保护及油系统、辅助设备和热力系统等。 1汽轮机本体 汽轮机本体由静止和转动两大部分构成。前者又称“静子”，包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封和轴承等部件；后者又称“转子”，包括轴、叶轮和动叶片等部件。 2调速保护及油系统 汽轮机的调速保护及油系统包括调速器、油泵、调速传动机构、调速汽门、安全保护装置和冷油器等部件。 3辅助设备 汽轮机的辅助设备有凝汽器、抽汽器、除氧器、加热器和凝结水泵等。 4热力系统 汽轮机的热力系统包括主蒸汽系统、给水除氧系统、抽汽回热系统和凝汽系统等。 汽轮机53三、汽轮机的分类 1

24、按工作原理分类 如前所述，按工作原理不同，汽轮机可分为冲动式和反动式两种。 2按热力过程特性分类 按照热力过程特性的不同，汽轮机可分为下面四种： （1）凝汽式汽轮机。其特点是在汽轮机中做功后的排汽，在低于大气压力的真空状态下进入凝汽器凝结成水。 （2）背压式汽轮机。其特点是在排汽压力高于大气压力的情况下，将排汽供给热用户。 （3）中间再热式汽轮机。其特点是在汽轮机高压部分做功后蒸汽全部抽出，送到锅炉再热器中加热，然后回到汽轮机中压部分继续做功。 （4）调整抽汽式汽轮机。其特点是从汽轮机的某级抽出部分具有一定压力的蒸汽供热用户使用，排汽仍进入凝汽器。54 3按主蒸汽参数分类 进人汽轮机的蒸汽参数

25、是指蒸汽压力和温度。按不同压力等级可分为： （1）低压汽轮机。主蒸汽压力小于1.47MPa； （2）中压汽轮机。主蒸汽压力为 l.963.92MPa； （3）高压汽轮机。主蒸汽压力为 5.889.8MPa； （4）超高压汽轮机。主蒸汽压力为11.7713.93MPa； （5）亚临界压力汽轮机。主蒸汽压力为15.6917.65MPa； （6）超临界压力汽轮机。主蒸汽压力大于22.15MPa； 此外，按用途分类有电厂汽轮机、工业汽轮机、船用汽轮机；按汽流方向分类有轴流式、辐流式、周流式汽轮机；按汽缸数目分类有单缸、双缸和多缸汽轮机；按机组转轴数目分类有单铀和双轴汽轮机等。55 五、汽轮机的经济和安

26、全指标 l。汽轮机运行的经济指标 （1）循环热效率。汽轮机设备的循环热效率是在理想条件下1kg蒸汽在汽轮机内转换机械功的热量与锅炉送出蒸汽热量之比。目前大功率汽轮机的循环热效率已达40以上。 （2）汽轮机内效率。汽轮机相对内效率是蒸汽在汽轮机内的有效比焓降与等嫡比焓降之比，它是评价汽轮机结构先进程度的一个重要指标。 （3）汽耗率。汽耗率是汽轮发电机组每生产1kwh电所需要的蒸汽量，一般为3.O3.2kg（kwh）。 （4）热耗率。热耗率是汽轮发电机组每生产Ikwh电所消耗的热量。一般为8000kJ/（kwh）左右。562汽轮机运行的安全指标 （1）可用率。机组的可用率是指在统计期间，机组运行累

27、计小时数及备用停机小时数之和与统计期间日历小时数的百分比。（2）等效可用率。等效可用率为考虑到降低出力影响的可用率，即等效可用率 =(统计期间小时数运行累计小时数备用小时数)/等效小时数100%上式中等效小时数为机组运行中降低出力小时数折算成机组全停的小时数。（3）强迫停机率。强迫停机率是指在统计期间机组的强迫停运小时数与统计期间小时数的百分比。（4）等效强迫停机率。等效强迫停机率为考虑到降低出力影响的强迫停机率，即等效强迫停机率=(强迫停运小时数运行累计小时数1、2、3类等效非计划降低出力小时数之和 )/l强迫停运小时数运行累计小时数l、2、3类等效非计划降低出力备用停机小时数 100%57

28、发电机 发电机是电厂的主要设备之一，它同锅炉和汽轮机会称为火力发电厂的三大主机。目前，在电力系统中，几乎所有的发电机：汽轮发电机、水轮发电机、核发电机、燃汽轮发电机及太阳能发电机等都属同步发电机。尽管其容量大小、原动机类型、构造形式、冷却方式等各有差异，但其工作原理是相同的。58一、同步发电机的基本构造和工作原理同步发电机是利用电磁感应原理将机械能转换成电能的设备，其工作原理如图所示。由图可见，同步发电机可分为定子和转子两大部分，定子部分主要由定子铁芯和绕组组成，分为A、B、C三相，均匀的分布在定于槽中；转子部分由转子铁芯和绕组组成，绕组通以直流电，建立发电机的磁场。当转子由原动机（如汽轮机）

29、带动旋转时，产生一旋转磁场，定子绕组（导线）切割了转子磁场的磁力线，就在定子绕组上感应出电动势，当定于绕组接通用电设备时，定于绕组中即产生三相电流，发出电能。59同步发电机的工作原理60 二、同步发电机的分类 同步发电机因用途不同，结构也相差甚大，一般可按其原动机的类别、本体结构特点、安装方式等进行分类。 （1）按原动机的类别不同，同步发电机可分为汽轮发电机、水轮发电机、燃汽轮发电机及柴油发电机等。 （2）按冷却介质的不同，可分为空气冷却、氢气冷却和水冷却等。 （3）按主轴安装方式不同，可分为卧式安装和立式安装等。 （4）按本体结构不同，可分为隐极式和凸板式、旋转电枢式和旋转磁极式等。 同步发

30、电机的结构，主要是由原动机的特性决定的。如汽轮发电机，由于转速高达3000rmin，故极对数少，转子采用隐极式，卧式安装；水轮发电机由于转速低（一般在500rmin以下）故其极对数多，转子采用凸极式，立式安装。61 三、同步发电机的主要技术数据 为使发电机按设计技术条件运行，一般在发电机出厂时都在铭牌上标注出额定参数，并在说明书中加以说明。这些额定参数主要有： （1）额定容量（或额定功率）。额定容量是指发电机在设计技术条件下运行输出的视在功率，用kVA或MVA表示；额定功率是指发电机输出的有功功率，用kw或MW表示。 （2）额定定子电压是指发电机在设计技术条件下运行时，定子绕组出线端的线电压，

31、用kV表示。我国生产的300MW和600MW发电机组额定定子电压均为20kV （3）额定定子电流指发电机定子绕组出线的额定线电流，单位为A。 （4）额定功率因数（COS指发电机在额定功率下运行时，定于电压和定子电流之间允许的相角差的余弦值。300MW机组的额定功率因数为0.85，600MW机组的额定功率因数为0.9。 62（5）额定转速。指正常运行时发电机的转速，用 rmin（每分钟转数）表示。我国生产的汽轮发电机转速均为3O00rmin。 （6）额定频率。我国电网的额定频率为50HZ（即每秒50周）。 （7）额定励磁电流。指发电机在额定出力时，转子绕组通过的励磁电流，用A或kA表示。 （8）

32、额定励磁电压。指发电机励磁电流达到额定值时，额定出力运行在稳定温度时的励磁电压。 （9）额定温度。指发电机在额定功率运转时的最高允许温度（）。（10）效率。指发电机输出与输入能量之百分比，一般额定效率在9398之间，300MW和600MW大型机组在98以上。63四、汽轮发电机的励磁系统 发电机要发出电来，除了需要原动机带动其旋转外，还需给转子绕组输人直流电流（称为励磁电流），建立旋转磁场。供给励磁电流的电路，称为励磁系统，包括励磁机、励磁调节器及控制装置等。 励磁系统由两个基本部分组成，即励磁功率单元和励磁调节器。励磁功率单元，包括交流电源及整流装置，它向发电机的励磁绕组提供直流励磁电流；励磁

33、调节器（AVR）是根据发电机发出的电流、电压情况，自动调节励磁功率单元的励磁电流的大小，以满足系统运行的需要。励磁控制系统指励磁系统及其控制对象发电机共同组成的闭环反馈控制系统。励磁控制系统原理框图如下所示。6465（一）励磁系统的主要功能 励磁系统的作用不仅是在发电机中建立旋转磁场，而且还对发电机及电网的安全、经济运行起着重要作用。励磁系统的主要功能是： （1）在正常运行情况下，供给发电机励磁电流，并根据发电机所带负荷的变化，自动调整励磁电流的大小，以维持发电机的机端电压在给定值（额定电压值）。 （2）当发电机并列运行时，使各发电机组所带的无功功率稳定并实现合理分配。 （3）在电力系统发生短

34、路故障、发电机端电压严重下降时，能对发电机强行励磁，使励磁电压迅速增升到顶值（300MW和 600MW发电机强励顶值电压为额定值的2倍），以提高电力系统的暂态稳定性；短路故障切除后，使电压迅速恢复正常。 （4）当发电机突然甩负荷时，能进行强行减磁，将励磁电流迅速降到安全数值，以防止发电机电压过分升高。 （5）当发电机内部发生短路故障（如定于绕组相间短路，转子绕组两点接地短路）跳闸时，能对发电机快速灭磁，将励磁电流减到零，以减小故障损坏程度。66（二）发电机励磁系统简介 发电机的励磁方式主要有三种：直流励磁机励磁方式；交流励磁机励磁方式，又分为静止整流器励磁方式（称有刷励磁）和旋转整流器励磁方式

35、（称无刷励磁）；静止励磁方式（如自共励励磁方式）。 1直流励磁机励磁系统 60年代以前，汽轮发电机的励磁方式均采用同轴直流发电机作为励磁机，通过励磁调节器改变直流励磁机的励磁电流，来改变发电机转子绕组的励磁电压，以调节转子的励磁电流，达到调节发电机机端电压和输出无功功率的目的。目前100MW以下的汽轮发电机仍采用这种励磁方式。 随着机组容量的不断增大，直流励磁机励磁方式表现出了明显的缺陷，一是受换向器所限其制造容量不可能大；二是整流子、碳刷及滑环磨损，污染环境，运行维护麻烦；三是励磁调节速度慢，可靠性低，直流励磁机励磁方式已无法适应大容量汽轮发电机的需要。674自并励励磁（静止励磁）系统 自并

36、励励磁系统，其励磁电源由发电机自身供给，整个励磁装置没有转动部分，因此又称为静止励磁系统或全静态励磁系统。如图所示为自并励励磁系统的原理图。用一只接在机端的励磁变压器取得励磁电源，通过受励磁调节器控制的可控硅整流装置，直接控制发电机的励磁，这种励磁方式比前述几种都简单，因此又称简单自励方式。6869 自并励励磁系统具有下列优点：（l）运行可靠。由于没有旋转部件，设备接线简单，减少了事故的机率。据统计，自并励励磁系统的强迫停机率仅为交流励磁机励磁系统的13，平均修复时间仅为交流励磁机励磁系统的14。大大提高了运行的可靠性。 （2）改善了发电机轴系的稳定性。自并励励磁系统使30OMW机组的输系长度

37、减少了约3m，因无励磁机，轴承座也减少，所以提高了轴系的稳定性，从而提高了机组的安全运行水平。 （3）提高了电力系统的稳定水平。自并励励磁系统响应速度快，调压性能好，短路后机端电压恢复快。由于配置了电力系统稳定器（PSS），对小干扰的稳定水平较交流励磁机系统有明显提高。 （4）经济性好，可降低投资。由于该系统设备简单，轴系长度又有缩短，降低了设备和厂房基础投资；加之调整维护简单，故障修复时间短，可提高发电的效益。 自并励励磁系统存在的问题是：当发电机近端发生三相短路而切除时间又较长时，不能及时提供足够的强行励磁；另外，接于地区网络的发电机，由于短路电流衰减快，继电保护配合较复杂。 目前，在大型

38、汽轮发电机上采用自并励励磁方式已成发展方向。70五、发电机的运行与控制 （一）发电机的起动 发电机由停机状态（检修后或新安装）投入运行，需按规程进行一系列试验及启动前的准备工作。待发电机逐渐升速至额定转速3000rmin。 （二）发电机的并列 现代电力网是由多座发电厂、多台发电机并列运行的大电网方式，省级电网、跨省的区域网，甚至跨国电力网已取得十分成熟的运行经验。多台发电机并列运行的大电网方式对提高电能的质量、供电的可靠性、系统的稳定性以及经济性等都有着重大意义。同时，电网的规模也是一个国家现代科学技术水平和经济发达的标志。发电机的并列运行，又称为同步运行，就是各发电机的转子以相同的电角速度一

39、齐旋转，而电角度差不超过允许值的运行状态。将发电机与发电机、发电机与系统进行同步运行的操作，称为同步并列（俗称并网）。 发电机常用的同步并列方法有两种：准同步并列法和自同步并列法。此外还有异步起动和非同步合闸法（事故情况下用）71（一）发电机的起动 发电机由停机状态（检修后或新安装）投入运行，需按规程进行一系列试验及启动前的准备工作。待发电机逐渐升速至额定转速3000rmin。 （二）发电机的并列 现代电力网是由多座发电厂、多台发电机并列运行的大电网方式，省级电网、跨省的区域网，甚至跨国电力网已取得十分成熟的运行经验。多台发电机并列运行的大电网方式对提高电能的质量、供电的可靠性、系统的稳定性以

40、及经济性等都有着重大意义。同时，电网的规模也是一个国家现代科学技术水平和经济发达的标志。发电机的并列运行，又称为同步运行，就是各发电机的转子以相同的电角速度一齐旋转，而电角度差不超过允许值的运行状态。将发电机与发电机、发电机与系统进行同步运行的操作，称为同步并列（俗称并网）。 发电机常用的同步并列方法有两种：准同步并列法和自同步并列法。此外还有异步起动和非同步合闸法（事故情况下用）72自动准同步并列 自动准同步并列装置是一种自动控制装置，它能根据系统的频率，检查待并发电机的转速，并发出调节脉冲去调节待并发电机的转速，使其略高出系统一预定数值。然后检查同步的回路开始工作，当待并发电机以微小的转差

41、向同步点接近，且待并发电机与系统的电压差在5V以内时，就提前一个预定时间发出合闸脉冲，合上主断路器，使发电机与系统并列。73（三）发电机的负荷调整 3、1有功负荷的调整 发电机在运行中对有功负荷的调整，是通过汽轮机的调速系统进行的，当需增加有功负荷时，就加大进汽量；当需减小有功负荷时，就减小进汽量，以保持发电与负荷的平衡，维持发电机的转速恒定。 3、2无功负荷的调整 发电机在运行中对无功负荷的调整，是通过改变发电机励磁电流来实现的。通常利用自动电压调节器（简称调节器）自动调节，也可手动调节。 （1）自动调节方式。这是主要运行方式，即根据发电机端电压的变化，采用负反馈原理对发电机励磁电流进行自动

42、调节，以维持发电机端电压的恒定。 （2）手动控制方式。当自动电压调节器因有故障失去作用时，改用由运行人员手动操作调节方式。一般自动调节为主要方式，手动调节为备用方式。74五、发电机的解列与停机 发电机要解列时，应先将所带厂用电转至备用电源，然后再将发电机所带的有功负荷和无功负荷转移到其他并列机组上去，并在有功负荷降至零时，断开发电机断路器，将发电机解列。 当跳开发电机断路器解列后，如果发电机需停下来，应再跳开灭磁开关，并通知汽轮机值班员减速停机。停机后拉开发电机出线隔离开关。75电力变压器 电力变压器是电力系统中输配电能的主要设备。电力变压器利用电磁感应原理，可以把一种电压等级的交流电能方便地

43、变换成同频率的另一种电压等级的交流电能。经输配电线路将发电厂和变电所的变压器连接在一起，便构成了工农业生产的主能源网络电力网。76、变压器的基本原理变压器是根据电磁感应原理工作的，图所示为变压器基本原理示意图。由图可见，变压器由两个互相绝缘且匝数不等的绕组，套在由良好导磁材料制成的同一个铁芯上，其中一个绕组接交流电源，称为一次绕组；另一个绕组接负荷，称为二次绕组。当一次绕经中有交流电流流过时，则在铁芯中产生交变磁通，其频率与电源电压的频率相同；铁芯中的磁通同时交链一、二次绕组，由电磁感应定律可知，一、二次绕组中分别感应出与匝数成正比的电动势，其二次绕组内感应的电动势，向负荷输出电能，实现了电压

44、的变换和电能的传递。可见，变压器是利用一、二次绕组匝数的变化实现变压的。77变压器基本原理示意图78 二、变压器的分类 为适应不同的用户要求，变压器分为多种类型。 1按用途分为 （1）电力变压器。在输配电系统中应用，又进一步分为升压变压器、降压变压器、联络变压器（连接几个不同电压等级的电网）等。仪用变压器。指电流互感器和电压互感器等，用于仪表测量、继电保护和操作电源。特殊用途变压器。有整流变压器、电炉变压器、焊接变压器、实验变压器等。792按统组数分为 （1）自耦变压器。高、低压侧共用一个绕组，两侧接线匝数不同。 （2）双绕组变压器。指每相有高、低压两个绕组。 （3）三绕组变压器。每相有高、中

45、、低压三个绕组，常用于联络变压器。 （4）分裂绕组变压器。用作大容量厂用电变压器。803按相数分为 （1）单相变压器。容量过大且受运输条件限制时，在三相电力系统中用三台单相变压器组合成三相变压器组。 （2）三相变压器。用于三相电力系统，三相绕组和铁芯连为一体。 4按冷却方式分为 （l）油浸式变压器。绕组与铁芯完全浸在变压器油里。又可分为：油浸自冷式变压器-油自然循环进行冷却；油浸风冷式变压器-在散热器上装设风扇吹风冷却；强迫油循环水冷却变压器-用油泵强迫变压器油通过变压器外专设的水冷却器冷却后再送回变压器内。 （2）干式变压器。铁芯和绕组都由空气直接冷却。81分散控制系统一、概述：分散控制系统

46、（ Distributed Control System，简称 DCS ）广泛应用于流程工业（如电力、化工等）过程控制。从90年代开始，我国火力发电厂的控制系统更是以分散控制系统为主。火电厂属于流程工业，自动控制的任务相当复杂艰巨，除了对锅炉、汽轮机、发电机进行控制外，还要对许多辅助设备，如除氧器、凝汽器、化学水处理设备等进行控制。控制的任务就是要保证电厂生产的产品电能满足一定的数量和质量要求，同时保证生产过程的安全性和经济性。为达到这一目的，要求完成自动检测、自动控制、顺序控制、自动保护等不同功能，即由这四部分构成电厂生产过程自动化的全部内容。DCS可以完成电厂生产过程自动化的全部功能。DC

47、S的采用使发电厂的控制具有高度的可靠性和灵活性，可以为高水平的自动化提供有力的技术手段，加快了我国电厂自动化的步伐并缩小了与先进工业国家的差距。82该系统特点叙述如下：积木式标准硬件结构，面向问题的语言分布式处理单元（DPU）采用冗余配置，能独立完成各种控制功能，控制功能分散，危险分散，系统可靠性高。通过1：1冗余的数据通信网络（Data Highway)实现分布式实时数据库，在提高可靠性的基础上实现信息集中管理。各操作员站、工程师站等高层人机接口采用了SUN工作站，软件功能丰富，操作界面友好。采用开放型的Ethernet信息网络（Information Highway)，便于实现流程工业的综

48、合自动化（CIPS)。故障诊断与控制系统集成，自诊断能力强，可以确定故障位置。83历史数据存储和检索（历史数据存储和检索（HSR）、记录站（）、记录站（LOG）历史数据存储和检索站用于对WDPF数据高速公路来的实时过程数据以及手动输入的离线数据的采集和归档存储，归档的数据可以用于产生历史趋势和自由形式的报告；还提供大容量的存储器以存储和检索历史数据用于以后的分析。一个温彻斯特硬盘作中期存储用（暂存），任选的光盘机则提供长期存储。记录站采集记录数据，打印标准格式的数据报表。记录的内容有：可选时间间隔的周期性记录事件顺序记录由其他站来的文本记录等84第四部分第四部分 发电厂的技术经济指标发电厂的技

49、术经济指标85一、技术经济指标 发电厂的技术经济指标是反映火力发电厂运行技术经济性能的数据。主要指发电厂热-电转换效率有关的发电机组或全厂的运行指标。主要介绍以下几种。 1电厂热效率e。发电厂的热效率e, 为发电量(kWh)折成热量与耗用热量HRe之比, 即 HRe为发电热耗率，即发1kwh电所消耗的热量（kJ）；HRe29.308b。(kJkwh)； b。为发电煤耗率，为发1kwh电所消耗的标准煤量B0，即 (g/kw.h),W。为发电量。 燃煤火电厂的热效率是很低的，一般电厂为3O以内；在现代发电厂中，由于采用30OMW或60OMW的大容量发电机组，改进了燃烧技术，提高了蒸汽参数，并采用中

50、间再热等措施，电厂最高热效率已达40以上。以供热为主兼供电能的热电厂甚至高达6O 。862煤耗率煤耗率一般指供电煤耗率bn（gkwh），为对外供电1kwh所消耗的标准煤量g即： （g/kw.h）。其中 Bo发电厂消耗的标准煤，kg； W。电厂总发电量，kwh； W。厂用电量，kwh。现代凝汽式发电厂发电标准煤耗率为300360 g标准煤/（KWh），供电标准煤耗率为307410 g标准煤/（KW h）.873厂用电率 发电厂自用电（水泵、风机、磨煤机及照明器具等）功率与总发电功率之比，即 普通电厂厂用电率为61O；3OOMW机组电厂厂用电率为5左右，而6OOMW机组电厂的厂用电率为4.8左右。

51、发电厂的厂用电率平均在6%8% 。88 4发电成本 发电成本是发电厂生产电能所需的全部费用。包括燃料费、水费、材料费、大修理费、折旧费、工资、职工福利基金和其他费用等八项。前三项为可变成本，随发电量而增减；后五项为固定成本，无论发电量多少均需支出。 燃料费是各项费用中最大的一项，占发电成本的507O；水费是发电生产用的水资源费和外购水费；材料费是电厂生产中维护检修所耗用的材料、备品、易耗品等的费用，此皆为可变（随发电量多少而变）成本。 固定成本中，大修理费是为恢复固定资产已损耗的一部分价值，按大修费占固定资产原值的比率而预提的资金；而基本折旧费是对固定资产的补偿费。工资和职工福利基金随电厂职工

52、数和工资水平而变化。其他费用包括办公费、科研教育经费以及生产流动资金贷款利息等。 发电厂向电网供电，供电管理部门按合同电价支付电费，电费是电厂的主要收入。发电成本的降低，取决于煤耗率的降低和厂用电率的降低，以及对外供电量的增加和发电设备利用率的提高。这都有赖于生产运行技术水平和经营管理水平的提高。89汽轮发电机组的效率90 朗朗肯肯循循环环的的组组成成：蒸蒸汽汽锅锅炉炉、汽汽轮轮机机、给给水水泵泵和和冷凝器。冷凝器。 蒸蒸汽汽动动力力装装置置的的工工作作循循环环可可以以理理想想化化为为由由两两个个可可逆定压过程和两个可逆绝热过程组成的理想循环。逆定压过程和两个可逆绝热过程组成的理想循环。91二

53、、朗肯循环和循环热效率92 0-1定压吸热过程，定压吸热过程， 1-2绝热膨胀过程，绝热膨胀过程， 2-3定压放热过程，定压放热过程， 3-0绝热加压过程。绝热加压过程。93纯凝汽式发电厂：按朗肯循环工作，进入汽轮机的蒸汽膨胀做功后全部进入凝汽器的发电厂称为纯凝汽式发电厂。循环热效率：等于理想循环做功量与循环吸热量之比。94三、凝汽式发电厂各种热损失和效率1、锅炉效率：锅炉设备的输出的被有效利用的热量（锅炉热负荷）与输入热量（燃料在锅炉中完全燃烧时的放热量）之比。 锅炉设备中的热损失主要有：排烟热损失、散热损失、化学未完全燃烧损失、机械未完全燃烧损失、排污热损失、灰渣物理热损失等。952、管道

54、效率：为汽轮机组耗热量与锅炉热负荷之比。 工质在管道中流动时既有节流损失又有散热损失，其中节流损失放在汽轮机相对内效率中考虑，而把散热损失放在管道效率中考虑，因此管道效率反映的是管道保温的完善程度。现代发电厂的管道效率可达99左右。963、汽轮机内效率：汽轮机中蒸汽的实际焓降与理想焓降之比。 汽轮机相对内效率反映汽轮机内部结构的完善程度，现代大型汽轮机相对内效率为87%90%。 97汽轮机绝对内效率（又称为实际循环热效率）为汽轮机组的实际内功率与汽轮机组的热耗量之比。 若忽略水泵耗功，则汽轮机组的绝对内效率： 式中 3600电热当量，1 KWh相当于3600 KJ的热量。 朗肯循环效率和汽轮机

55、相对内效率分别反映的是理想冷源损失和附加冷源损失的大小，通常将这两项损失之和称为冷源损失。因此，汽轮机的绝对内效率反映了机组冷源损失的大小，其值为35%49%。984、汽轮机的机械效率：为汽轮机轴功率与其内功率之比。 现代大型汽轮机的机械效率大于99%。 995、发电机效率：为发电机输出的电功率与轴功率之比。 发电机损失包括机械方面的轴承摩擦损失、通风耗功和电气方面的铜损（由于线圈具有电阻而发热）、铁损（由于激磁铁芯产生涡流而发热）。 现代大型发电机效率，氢冷时为98%99%，空冷时为97%98%，双水内冷时为96%98.7%。 100 发电厂的总效率：发电厂有效利用的能量（即输出的电能）与其

56、消耗的能量（即输入燃料完全燃烧时的放热量）之比。四、发电厂的热平衡101整个发电厂生产过程中能量转换是由六个环节顺序组成的，因而全厂总效率应等于各环节效率的连乘积，即102凝汽式发电厂的热平衡方程103结论 发电厂效率很低。其主要原因是冷源损失太大，而冷源损失的大小取决于热力循环方式和蒸汽的初、终参数。因此，欲提高电厂的热经济性就要尽可能地减少冷源损失，其根本途径是提高蒸汽初参数，降低终参数，采用给水回热加热、蒸汽中间再热和热电联产等 104六、 提高发电厂热经济性的途径1、提高蒸汽初参数、降低蒸汽终参数2、给水回热加热3、蒸汽中间再热4、热电联产5、减少散热损失1051、提高蒸汽初参数、降低

57、蒸汽终参数（一）提高蒸汽初参数（温度和压力）1、提高蒸汽初参数对循环热效率的影响2、提高蒸汽初参数对汽轮机相对内效率的影响3、提高蒸汽初参数的限制（二）降低蒸汽终参数（排汽压力）1、降低排汽压力对循环热效率的影响2、降低排汽压力对汽轮机相对内效率的影响3、降低排汽压力的限制1062、给水回热加热（一）给水回热加热的意义和应用 从汽轮机的某些中间级抽出部分蒸汽加热锅炉给水以提高给水温度，称给水回热加热，简称给水回热。具有给水回热加热的热力循环称为回热循环。 1、提高循环热效率：（1）提高给水温度，提高循环平均吸热温度；（2）排汽量减少，减小了冷源损失。 2、提高相对内效率： 增大进汽量，增加高压

58、部分叶片高度，减少高压部分漏汽损失；减少排汽量，减少了湿汽损失及余速损失。1073、蒸汽中间再热 蒸汽中间再热：将蒸汽从汽轮机高压缸排汽的一部分引出进人再热器中加热，当温度提高后再引回汽轮机中继续膨胀作功。108回热加热系统简图高加低加除氧炉机电给泵凝汽器凝泵1094、热电联产有效利用低参数蒸汽热能供给热用户，增加热效率。排汽量减少，减小了冷源损失。110我公司机组启动过程：111四、发电厂热力系统1、锅炉汽水系统：主给水管给水操作台省煤器汽包下降管下联箱水冷壁汽包过热器锅炉主汽门（或集汽联箱）出口。 2、主蒸汽系统及再热蒸汽系统 ：（主蒸汽）锅炉主汽门（或集汽联箱）主蒸汽管汽机自动主汽门之前

59、 ；（再热蒸汽）汽机高压缸出口再热器冷段管再热器再热器热段管汽机中压缸进口 。1123、主凝结水系统 凝汽器凝结水泵轴封冷却器低加除氧器。4、 除氧器系统：除氧器及其相连的所有管路和附件（安全门，水位计等）。5、主给水系统：除氧水箱下水管低压给水管给水泵高压给水管高加主给水管。6、 回热抽汽系统和加热器疏水系统：汽机抽汽管路各回热加热器（高加、低加、除氧器） 疏水管路疏水回收设备.示意图。（300MW图） 1137、抽空气系统 （低压加热器、凝结水泵）凝汽器抽真空设备和系统 。8、 循环冷却水系统循环水进水管凝汽器循环水出水管（汽机车间范围内）9、 排污利用系统 锅炉汽包连续排污管连续排污扩容

60、器（汽）除氧器 下联箱定排污管 （水）定期排污扩容器 10、 辅助蒸汽系统及补充水系统1）辅助蒸汽联箱及其相连接的管路和设备（2）化学车间除盐水箱补水箱补水泵凝汽器（或除氧器或疏水箱）114火力发电厂辅助生产系统115燃料的基础知识 燃料的种类燃料组成116 概述 火力发电厂的产品是电能，电能的生产过程是能量的转换过程。电能的生产是从燃料的燃烧开始的，燃料在炉膛中燃烧，其化学能转化为热能，锅炉中的水吸收热能后转变成高温高压蒸汽。这些蒸汽被送入汽轮机后冲动汽轮机转动，将热能转变为机械能，汽轮机转子带动发电机转动而发电，又将机械能转变为电能。由此可见，火力发电厂一般是以燃料为原料，以电能为产品的能

61、源转换工厂。117一次能源： 电能的生产过程实际上是电厂通过发电设备将一次能源转化为二次能源的过程。一次能源是指以原有形式存在于自然界中的能源，如煤、石油、天然气、水力、风力、草木燃料、地热、核能、太阳能等;118二次能源： 二次能源是指由一次能源直接或间接转换为其他形式的能源，如电能、热能、各种石油制品、煤气、液化气、余热、火药、酒精等。119燃料重要性： 燃料是火力发电厂的粮食，为了保证锅炉连续不断地运行，从而得到连续不断的电能，就必须不断地供应燃料。燃料的采购、运输、加工、输送及贮备是实现火力发电的前提和保证，也是火电生产最重要、最基本的生产环节之一。为了保证向电厂输送充足的、合格的燃料

62、，作为燃料部门的职工必须系统地、全面地掌握燃料方面的有关知识，才能为电厂源源不断的供应燃料提供保证。120 燃料种类 目前，火力发电厂是利用燃料的化学能发电的，所用的燃料总体说来可分为两大类：核燃料和普通燃料，核电站是利用核燃料发电的，其发电原理实际上是利用原子能反应堆产生的热能加热水，生成高压蒸汽，冲动汽轮机，从而带动发电机发电的。而作为火力发电厂最常用的普通燃料一般是指在空气中易燃烧，并能放出大量热量，且在经济上值得利用其热量的物质。121作为燃料必须具备下列基本条件：（1）它们应该是可燃物； (2)易于获取； （3）容易燃烧，发热量高，且燃烧后所获得的热量在经济上必须合算； （4）贮备、

63、运输、处理都比较简便； 使用过程中没有危险性； (5)燃烧产物对大气、水质等环境不会造成严重污染。 燃料种类122 燃料种类123燃料组成课题一 燃料的基础知识1241)无烟煤：成煤年代悠久，埋藏时间最长；碳化程度最深，含碳量最高，高达90% 98%；挥发分含量低，挥发分Vdaf 10%，不易点燃，燃尽困难，燃烧时火焰短，贮存时不会自燃；其发热量较高，容重比其它煤大，成块状；具有明亮的黑色光泽、机械强度高、质地坚硬、不易研磨、结焦性差等特点。1252）贫煤：其性质介于无烟煤和烟煤之间。碳化程度比无烟煤稍低，挥发分含量较高，10%20%略高于无烟煤 。因为它受热时几乎不产生胶质体，不能结焦，所以

64、叫贫煤。贫煤含碳量一般为90%92%，含氯量为4%4.5%。该煤种燃点高，燃烧时火焰短，但发热量高，燃烧持续时间较长。3)烟煤：埋藏时间比无烟煤短，质地松脆：水分、灰分与褐煤和泥煤相比一般较低； 发热量较高，含氢量较高，发热量甚至超过无烟煤，易点燃，燃烧时火焰长，贮存时要防止自燃。是锅炉燃煤比重中较大的一种煤。1264）褐煤：是煤化程度最低的煤，外观呈褐色或黑色。外表似木质，呈棕褐色; 质脆易碎；灰分及水分含量较高； 发热量偏低;挥发分较高，挥发分Vdaf =40%60%；易着火，火焰长，不便于长途运输，贮存时应注意防止自燃。学反应性能好，热稳定性差。褐煤主要作为发电和一般动力用煤。5)泥煤：

65、比褐煤地质年龄更低级的一种煤，埋藏年代最短；碳化程度最浅，含水量高，灰分变化范围较大，挥发分含量高。127输煤系统概述128 输煤系统定义 是完成煤炭运输、储存任务的设备和设施的组合。 它包括从运煤车辆（或船舶）进厂卸煤起，到把合格的煤运入锅炉房原煤斗为止的整个工艺过程。 通常从煤矿到火电厂的运输过程称做厂外运输。 煤炭运抵电厂后的计量、卸载、储存、输送、筛分、破碎等厂内处理过程称做厂内输煤。n 第一节 输煤系统概述129 输煤系统任务n 第一节 输煤系统概述 完成燃煤接卸、存储、运输，为锅炉提供及时、符合质量要求的燃煤。130 输煤系统的流程131 输煤系统的流程n 第一节 输煤系统概述13

66、2 一般由卸煤、上煤、储煤和配煤四部分组成。卸煤部分： 为输煤系统的首端，主要作用是完成受卸外来煤。上煤部分： 为输煤系统的中间环节，主要作用是完成煤的输送、破碎、除铁、筛分、计量等。 输煤系统的组成n 第一节 输煤系统概述133 一般由卸煤、上煤、储煤和配煤四部分组成。储煤部分： 为输煤系统的缓冲环节，其作用是调节煤的供需矛盾。配煤部分： 为输煤系统的末端，主要作用把煤按运行要求配入锅炉的原煤斗。 输煤系统的组成n 第一节 输煤系统概述134 输煤系统是火力发电厂的重要组成部分，由于是公用系统，其安全、可靠的运行是保证电厂实现安全、高效不可缺少的环节。 输煤系统的工艺流程随锅炉容量、燃煤品种

67、、运输方式以及火电厂所处的地理位置不同而差别较大，并且使用设备多，分布范围广。 输煤系统概述n 第一节 输煤系统概述135 燃煤接卸系统 存储系统 厂内运输系统 筛分及破碎系统 辅助设备、设施 输煤系统的子系统n 第一节 输煤系统概述136 是保证燃煤供应的第一道关口。 各火力发电厂根据所处的地理位置不同，其燃煤接卸系统主要由翻车机系统或卸船机系统组成，也有部分电厂采用螺旋卸煤机卸煤。 燃煤接卸系统n 第一节 输煤系统概述137组成： 一般由若干个独立的子系统组成。 如：由几套翻车机系统或几台卸船机系统组成。 如果其中一台设备出现故障，将会影响该台（或套）系统运行。 燃煤接卸系统n 第一节 输

68、煤系统概述翻车机138作用： 实现燃煤接卸、锅炉原煤仓配煤之间的一个过渡环节。 该系统不仅在发生来煤不连续情况下为锅炉燃料供应提供重要保证，更是当前煤种、煤质变化多样性情况下实现燃煤安全掺烧、环保掺烧、经济掺烧的重要设施。 燃煤存储系统n 第一节 输煤系统概述139组成： 主要设备有斗轮堆取料机，以及筒仓、储煤场等设施，并配有辅助的皮带输送机（皮带机）、犁煤器、给煤机、推土机等设备。 燃煤存储系统n 第一节 输煤系统概述140组成： 主要由皮带机组成。作用： 通过皮带机的连续运行，以及各种不同运行方式的倒换，实现不同目的地的燃煤运输。 皮带机是燃煤接卸、存储、原煤仓配煤之间的纽带，也是输煤系统

69、的常用设备。 厂内运输系统n 第一节 输煤系统概述141 为输煤系统设备安全和磨煤机系统安全提供保证。组成： 主要设备是筛分设备（滚轴筛、固定筛、概率筛等）和碎煤机等。重要性： 筛分破碎系统n 第一节 输煤系统概述142 将煤中超过设计粒度的石块、木块、煤矸石及金属物件等分离出来，避免对输煤系统设备运行造成不利影响，从而避免因此造成的设备损坏。 安装于碎煤机前的筛分设备将煤中的散料与煤等块状料分离，散料通过碎煤机的旁路系统进入上煤皮带系统，从而将块状料送入碎煤机，这也利于提高碎煤机的效率。筛分设备的作用： 筛分破碎系统n 第一节 输煤系统概述143碎煤机的作用： 将进入的煤等块状料破碎到符合磨

70、煤机运行所需要的粒度，保证磨煤机的运行。 筛分破碎系统n 第一节 输煤系统概述144组成及作用： 指为了实现输煤系统生产工艺流程而设计安装的一些非主要设备、设施。 如给煤机、犁煤器、除铁器、三通挡板、电子皮带秤，以及除尘、排污处理设施等。 输煤系统辅助设备、设施n 第一节 输煤系统概述145n 第二节 储煤场 设置储煤场的必要性 火电厂与煤源点之间有一定距离，燃煤无论采用铁路运输还是其他方式运输，都存在间断运输的情况。 同时，由于煤种、煤质变化的多样性，为了实现燃煤安全掺烧、环保掺烧和经济掺烧，各火力发电厂必须对燃煤有一定的储备能力。146n 第二节 储煤场 设置储煤场的必要性 根据各电厂所处

71、地理区域位置的不同，多雨地区的发电厂设置干煤棚、筒仓，但一般电厂采用露天储煤场。 火电厂的存煤量一般设计为715天的耗用量。 为延长储煤场的燃煤存放时间及减少煤中的热量损失，有条件时应将存煤分层压实储存。147n 第二节 储煤场 设置储煤场的必要性 当前，在燃煤管理中，通过储煤场进行燃煤掺烧是一种主要的掺烧方式。 为了实现燃煤安全掺烧、环保掺烧、经济掺烧，应按照不同煤种的发热量、灰熔点、含硫量、挥发分、可磨性及黏附性等进行分堆存放管理。148n 第二节 储煤场 设置储煤场的必要性 每天综合机组运行情况、脱硫设备运行情况、输煤系统设备运行情况、库存煤现状及燃煤接卸情况随机进行合理掺烧。 以避免存

72、煤自燃或不能单独燃用的煤种库存量较大的情况发生，从而保证可持续地合理燃烧。149储煤场的形式 干煤棚 煤筒仓 露天储煤场n 第二节 储煤场150n 第二节 储煤场151作业方式及日常管理 遵循存新烧旧、随时保证机组燃煤需要的基本原则。 燃煤存储应做到：不同煤种分堆存放，以便于燃煤掺配的实施，满足机组安全运行及负荷需要，从而保证环保系统可靠运行。n 第二节 储煤场152作业方式及日常管理 当前，燃煤的分堆存放管理，应根据各火电厂的具体情况不同： 主要根据煤的发热量、灰熔点、含硫量、挥发分、可磨性及黏附性等进行分类管理。n 第二节 储煤场153储煤场与燃煤掺烧 燃煤掺烧是各火力发电厂的一项系统工作

73、，各电厂应根据机组性能、环保系统情况及燃煤实际情况明确分类存放及掺烧的具体要求，以便于燃煤的采购、储存及掺烧、机组及环保系统的运行在统一指导措施下实施，实现燃煤在存新烧旧中的合理库存煤结构，并保证燃煤的安全掺烧、经济掺烧。n 第二节 储煤场 结合目前煤炭市场情况，发热量、灰熔点、含硫量、挥发分等指标是日常主要控制掺配指标。154 雨季应保证煤堆与斗轮轨道之间的足够距离，防止暴雨造成煤场坍塌而导致斗轮机不能运行的情况发生。 n 第二节 储煤场 应保证防汛沟、排水沟通畅，并保证煤场排水并避免存煤的流失。 做好储煤场喷洒水的管理工作，防止煤堆粉尘飞扬，以减少对大气的污染及燃煤的风损。储煤场注意事项1

74、55 做好斗轮机轨道两侧的积煤清理工作，防止斗轮机的损坏。 n 第二节 储煤场 及时清捡煤场中的杂物，防止杂物再次进入输煤系统而造成设备损坏。 斗轮机、推煤机交叉作业时，先对周围情况进行观察，避免发生人身和设备损伤事故，操作中发现问题应及时停止设备，防止问题扩大。156 燃煤自燃 煤在存储中与空气中的氧产生有机部分的氧化作用，煤因氧化将产生热量而自燃。 危害：存煤自燃会造成严重的经济损失和环境污染，并且在处理着火煤过程中也存在较多的不安全因素。n 第二节 储煤场157 燃煤自燃 煤发生自燃与其物理性能、化学成分、储存方法及存储时间等有关。 煤的可燃质挥发分高时易发生自燃情况。n 第二节 储煤场

75、 因此，防止库存煤自燃是做好煤场日常管理的一项主要内容。158 易发生自燃的煤种不宜长期存放，在存放中应经常检查煤堆温度，当温度升高到60以上时，应及时组织倒烧。 n 第二节 储煤场 防止燃煤自燃的措施 在出现冒烟或明火情况时，应立即组织灭火，并实施覆盖碾压以与空气隔绝的明火处理。159 燃用着火煤前，应用水浇灭明火，降低煤堆温度。n 第二节 储煤场 防止燃煤自燃的措施 禁止输送有明火的自燃煤，防止烧损皮带、煤粉爆炸或其他火灾等不安全事件的发生。160 在处理煤堆自燃时，应加强推煤机车辆的管理。n 第二节 储煤场 防止燃煤自燃的措施 必须首先检查车辆是否存在漏油现象，严禁使用漏油、有油污的车辆

76、或车门关闭不严的车辆推整着火煤，防止作业车辆着火或司机中毒等不安全事件的发生。161 燃用发生自燃的存煤时，辅控运行班长应做好安全防护措施和事故预想，并向值长汇报，以便采取更加有效的安全防护措施。n 第二节 储煤场 防止燃煤自燃的措施 各皮带岗位应加强巡视检查，确保万无一失。162 燃煤的水分对输煤系统及锅炉的燃烧系统有一定的影响，尤其煤的表面水分变化对系统影响较大。 n 第二节 储煤场 湿黏煤的处理 当燃煤的外在水分减少时，输煤系统的煤粉飞扬造成恶劣的运行环境，严重影响现场工作人员的健康，同时增加了清扫工作量，并对防止输煤系统发生火灾、减少设备腐蚀造成极大的不利影响。 163 当燃煤的外在水

77、分较大，煤的含水量增大到10%以上时，将造成落煤筒或煤斗堵塞，尤其会降低筛分设备、破碎设备的效率，不利于输煤设备的运行，并加速设备的锈蚀。 n 第二节 储煤场 湿黏煤的处理 同时，湿黏煤还会造成锅炉原煤仓坨煤、影响磨煤机制粉效率等，严重时将威胁机组的安全运行。 164 对湿黏煤应进行煤场晾晒处理，燃用时应与松散性好的煤进行掺配燃用。 n 第二节 储煤场 湿黏煤的处理165 煤筒仓，又名储煤罐，其用作输煤系统储煤设施或用作缓冲、混煤的设施。 煤筒仓直径可达几十米，储煤量可达数万吨。n 第三节 煤筒仓 煤筒仓概述166 优点：占地面积小（与储煤场比较，同样的占地，煤筒仓可以多储煤）、易于实现卸储煤

78、自动化、运行费用低、可以减少煤尘对周围环境的污染、能防止煤因风吹日晒而造成的损失。n 第三节 煤筒仓 缺点：造价高、初投资费用大。 煤筒仓概述167n 第三节 煤筒仓 煤筒仓的构造168图1-1 储煤罐构造图1顶部装料设备；2筒体；3筒下斜壁；4卸料口；5卸料机械n 第三节 煤筒仓 煤筒仓的构造169装料设备： n 第三节 煤筒仓 煤筒仓的构造 包括顶部装料设备、筒体、筒下斜壁、卸料口、卸料机械等部分。 多采用刮板输送机或装有犁煤器的皮带输送机等设备。 为了提高煤筒仓的有效容量，装料设备应尽量保证把煤均匀地撒到煤筒仓内。 170筒体和筒下斜壁： n 第三节 煤筒仓 煤筒仓的构造 大多用钢筋混凝

79、土制成。 为了防止“挂煤”和加速煤的流动，常在筒内砌衬铸石板； 为了破除物料起拱，通常在斜壁上留有捅煤孔或内衬钢板，以安装助流振动器。 171卸料口： n 第三节 煤筒仓 煤筒仓的构造 位于煤筒仓底部。 大多煤筒仓采用4个卸料口，目的是为了卸料速度快，卸料口下方装有闸门。 卸料机械： 多采用机械振动给料机或电磁振动给料机。 172n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素 煤筒仓在电厂中有一定的适用范围，但其使用受煤的物理性质和外部条件的影响。煤的颗粒组成、煤的水分、外部条件。173n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素1、煤的颗粒组成对储煤的影响 在装料时，煤在煤筒仓内呈一个个圆锥形状。 落

80、差虽然相同，但大块煤从圆锥顶部沿斜面滚动的远，而粒度较小的煤都集中在煤罐的中心部位。 这种在装料时产生的大小块煤重新分布的现象，理论上叫离析现象。174n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素1、煤的颗粒组成对储煤的影响 当电厂来煤是经过筛选、颗粒均一时，煤筒仓的效果比较好，此时煤在煤筒仓内不易产生离析现象，颗粒之间摩擦力相近，流动性能好。 如果来煤未经筛选、颗粒组成复杂，煤进入煤筒仓时产生严重的离析现象，流动性差，引起搭拱，物料难卸，此时煤筒仓的作用无法发挥。175n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素2、煤的水分对储煤的影响 水分的大小也限制着煤筒仓的使用。 一般来说，煤的外在水分在8%

81、12%时，煤的流动性好，卸料时煤筒仓内物料都能活化，不易产生挂壁或中心卸料。176n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素2、煤的水分对储煤的影响 当煤的水分大于12%时，水分子包裹了颗粒，其间的摩擦力减小，煤容易形成煤流，失去控制而从卸料口涌出，压坏卸料设备。 当煤的水分低于8%时，煤颗粒间的摩擦力较大，容易起拱，煤筒仓的作用得不到充分发挥。177n 第三节 煤筒仓 影响煤筒仓使用的因素3、外部条件 若电厂距煤矿较远、电厂容量很大时，储存煤量要相应增大，此时所需的煤筒仓的直径和个数也相应增大，因此，一次投资的费用远远大于储煤场的投资。 存储天数加大，对煤筒仓十分不利。178n 第三节 煤筒仓

82、 运行和维护 1、输煤集控值班人员应掌握每次接卸煤种的煤质情况及煤筒仓的储存的具体要求，以进行储存和配烧，做好详细记录。 应按照发热量、灰熔点、含硫量、挥发分、可磨性及黏附性等指标分开存放不同煤种，以便于做好燃煤掺配。179n 第四节 燃煤掺配为什么要进行燃煤掺配？ 任何一种以煤为燃料的设备，都是按照一定的煤种来设计的，要使设备达到高效生产，必须满足原设计煤种的要求。 煤炭品种不能满足原设计的要求，会导致设备效率降，影响正常操作。180n 第四节 燃煤掺配为什么要进行燃煤掺配？ 通过将不同的煤种按照一定的比例进行掺配混合，可以改变煤炭的综合指标以满足设备的要求。 燃煤掺配不仅可以使设备正常运行

83、、提高设备效率，而且可以保证环保设备的正常运行，减少有害物质的排放。181n 第四节 燃煤掺配燃煤掺配的方式 输煤系统掺配 制粉系统掺配182n 第四节 燃煤掺配一、配煤的原理及意义 配煤技术以煤化学、煤的燃烧动力学和煤质测试等学科的技术为基础，将不同类别、不同质量的单位煤种通过筛选、破碎，按一定比例配合以达到利用的要求。 这种掺配后的煤虽然具有某些各自单一煤种的特性，但其综合性能已成为与单一煤种不同的煤。183n 第四节 燃煤掺配一、配煤的原理及意义 配煤是一种可以改变煤炭品质的较为简单、成本较低的技术方法，可以充分发挥单一煤种的优点，克服其缺点，达到提高煤炭利用率、节约煤炭，而且可以减少污

84、染物的排放。 不同型号的锅炉对所需煤种的发热量、灰熔点等要求各有不同，对于某种型号的锅炉，当单一煤种不能适应时，通过燃煤的掺配就可以获得所要求的煤种。184n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 例如，锅炉燃烧不好、煤耗高时，则选用挥发分或灰分作为配煤指标较为合适； 要选用何种煤质指标作为配煤依据，视锅炉燃烧要求而定。通常选用灰分（或发热量）、挥发分，有时也选用灰熔融性。185n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 再如，为使烟气中硫氧化物含量符合排放标准要求，可选用硫分作为配煤指标。 又如，锅炉经常发生结渣威胁锅炉安全运行时，则选用灰熔融性作为配煤煤质指标较好；186n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 然

85、而，对灰熔融性则不能采用上述加权平均方法，而必须通过对混煤的实测。因为各种煤所含的矿物质各不相同，在高温下相互发生复杂的化学反应而形成新的共熔体，使混煤的灰熔融性温度发生变化。 一般混煤的煤质特性可按参与混配的各种煤的煤质特性用加权平均计算出来。这是因为煤中灰分或发热量、挥发分等在混配过程中不会发生“交联”作用，有很好的加成性。187n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 因此，对混煤的灰熔融性温度必须通过实验室一系列不同配比试验，筛选出适合锅炉燃烧要求的配煤比。 尽管国内外有不少人提出根据灰的化学成分计算灰熔融性温度，但都有局限性。188n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 1、单一指标的配煤 如各单

86、一煤种的煤灰成分中Al2O3均占35%以上，则各单一煤种的软化温度（ST）和流动温度（FT）一般都在1400以上，具有这种煤灰特性的煤种，其ST和FT具有可加性。 关于煤灰熔融性特征温度的计算，是否具有较好的加权平均性，这主要取决于单一煤种的矿物组成（常以煤灰的成分表示）。189n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 1、单一指标的配煤 有些煤的灰软化温度（ST）大于1400，但煤灰成分中CaO占40%以上，这些煤与以Al2O3为主的高熔融性（ST1400 ）的煤种配煤时，所获得的配煤的ST有的就会明显低于1400，因为所得配煤煤灰中Al2O3和CaO的含量均有所降低，导致上述结果很明显，因而这些煤

87、的灰熔融性就不具有可加性。190n 第四节 燃煤掺配二、配煤计算 2、多个指标的配煤 实际上用煤指标不止一个，发电厂锅炉的用煤指标： 干燥无灰基挥发分（Vdaf）、收到基低位发热量（Qnet,ar）、干燥基灰分（Ad）、干燥基全硫分（St,d）、煤灰熔融性软化温度（ST）等。 如果按单一逐个指标考虑燃煤掺配，可能造成一些指标达到要求了，而另一些指标却达不到要求。因此，在燃煤掺配过程中，应综合考虑煤的各项指标。191n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 我国全年用于直接燃烧的动力煤约占煤炭总消耗量的80%，其中发电用量约占32%。 因此，如何满足动力燃煤设备的需要，提高设备效率，减少对大气的污染

88、就显得十分重要。 各火力发电厂的锅炉系统、除尘及脱硫等环保设备对燃煤的指标都有一定的设计使用生产区间，在火力发电厂的动力燃煤掺配中应综合考虑以下事项，然后实施燃煤掺配。192n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 当某煤种的煤质达到设计的适用生产区间参数要求时，可单独燃用，直接上煤到锅炉原煤仓。 当某煤种的任一参数超出设计区间要求时，输煤主控人员必须进行燃煤掺配计算，按照一定的掺配比例进行燃煤掺配，使混配后的煤质达到适用生产区间所有参数的要求。动力配煤综合考虑因素：193n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 易着火，不结渣，能带满负荷，并应控制煤中有害因素。 在此基础上，再追求配煤的成本价最低、

89、劣质煤配比最大或优质煤配比最小，以完成动力煤的优化配比。配煤的基本要求：194n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 初次实施燃煤掺配方案时，必须采取将掺配后的煤上至锅炉某指定的原煤仓进行掺烧后燃烧试验，其他原煤仓只能上可单独燃用的煤种，以减小对锅炉燃烧的干扰。 待取得燃烧试验成功的经验及依据后再将掺烧工作逐步展开，以保证锅炉系统、除尘及脱硫等环保设备的安全、可靠运行。配煤的注意事项：195n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 煤中的干燥无灰基挥发分（Vdaf）、收到基低位发热量（Qnet,ar）、干燥基灰分（Ad）、干燥基全硫分（St,d）、硬度H等任一因素超标时，均可用线性规划法进行重量配比

90、，从而确定出配煤的比例。 日常生产中，遇到的大多是只有某一种煤的煤质中某一因素不适合锅炉单独燃用，因此一般按两种煤的掺配计算掺配比例。动力配煤计算方法：196n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 对于接到的不能单独燃用的煤种，必须尽快按照上述混配要求向锅炉上煤，以防止由于拖延时间长，煤种混乱而难以控制。 如暂时不能将超标煤种上到锅炉，则必须在指定地点分堆存放。配煤的注意事项：197n 第四节 燃煤掺配三、动力配煤工艺 在具备掺配燃烧条件时，应尽快实施燃煤掺配燃烧。 在实施燃煤掺配燃烧时，相关运行岗位必须做好记录及煤质技术管理工作，以便日后改进管理。配煤的注意事项：198脱硫系统199燃煤中硫的

91、存在形态燃煤中的硫可分为有机硫和无机硫两大类。无机硫的主要成分为黄铁矿（FeS2），又称矿物硫，它在煤中通常成弥散相分布。据分析，低硫煤中主要成分是有机硫，约为无机硫的8倍；高硫煤中主要是无机硫，约为有机硫的3倍。 200脱硫的基本原理：二硫化亚铁在还原性气氛下的反应途径为：FeS2 FeS， S2， H2S SO SO2在氧化性气氛下，FeS2直接氧化成SO2:4FeS2+11O2 2Fe2O3+8SO2残留在焦炭中的无机硫与灰分中的碱金属氧化物反应生成硫酸盐，并在灰中固定下来。因此，在根据煤的含硫量计算烟气中的SO2浓度时，要求给出硫的排放系数，一般情况下，硫的排放系数为85%90%。煤炭

92、中每1%的含硫量，在燃烧后产生烟气中的SO2浓度大致为2000mg/m3。201煤受热后，在热解释放挥发分的同时，煤中有机硫与无机硫也挥发出来，松散结合的有机硫（如硫醇、硫化物）在低温（700K）下分解，紧密结合的有机硫在较高温度800K下分解释放。遇到氧气时，他们全部氧化成SO2 SO2排放到空气中与水蒸气会形成酸雨，所以要求发电厂烟气脱硫。无机硫的分解速度很慢 。202脱硫技术分类脱硫技术分类1、 燃烧前脱硫浮选法 、重介质选煤 、生物脱硫 、高梯度磁选脱硫 ；对于煤，通过洗选，可将90%的无机硫脱去，但对有机硫却毫无办法，要想进一步脱去，必须采取气化或液化的方法。 2、 燃烧中脱硫型煤固

93、硫、流化床燃烧脱硫和炉内喷钙技术等 。型煤燃烧脱硫可减少SO2排放达4060%，可提高燃烧热效率达2030%，节煤率达15%。型煤多为民用。中小型锅炉采用循环流化床燃烧脱硫。3、 燃烧后脱硫（烟气脱硫）：根据产物状态分为干法和湿法；根据产物回收利用状况分为抛弃法和回收法。203脱硫技术分类脱硫技术分类按二氧化硫控制原理分类：1、吸收法：物理吸收、化学吸收。使用的气体吸收设备大致可分为塔器和其它设备。塔器类主要包括喷淋塔（俗称空塔）、填料塔、板式塔、湍球塔、鼓泡塔等。其它设备也很多，如列管式湿壁吸收器、文丘里喷射吸收器、喷洒式吸收器等。2、吸附法：物理吸附、化学吸附3、催化转化法：催化氧化、催化

94、还原。4、生物法204炉后脱硫技术烟气脱硫(FGD)烟气脱硫工艺分类 205湿式石灰石/石膏法烟气脱硫（Flue Gas Desulphurization，简称FGD）。这种方法是应用最广泛、技术最为成熟的烟气SO2排放控制技术。其特点是SO2脱除率高，脱硫效率可达95%以上，能适应大容量机组、高浓度SO2含量的烟气脱硫，吸收剂石灰石价廉易得，而且可生产出副产品石膏，高质量石膏具有综合利用的商业价值。随着石灰石/石膏法FGD系统的不断简化和完善，不仅运行、维修更加方便，而且设备造价也有所降低。据统计，目前世界上已经投运或正在计划建设的脱硫系统中，湿法烟气脱硫(WFGD)工艺占80%左右。 缺点

95、：产生脱硫废水，占地面积大。206湿式石灰石湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术石膏法烟气脱硫技术众所周知，湿式石灰石众所周知，湿式石灰石石膏法脱硫工艺过程大致分为如下几个阶石膏法脱硫工艺过程大致分为如下几个阶段：段：SO2的吸收的吸收SO2进入液相，首先发生如下一系列反应：进入液相，首先发生如下一系列反应： SO2+H2O H2SO3 H+HSO3- 2H+ SO32- 氧化氧化 HSO3-+1/2O2 HSO4SO42+H+ 氧化反应的结果，使大量的氧化反应的结果，使大量的HSO3转化成转化成SO42-，使反应得以向右，使反应得以向右进行进行。 207石灰石的溶解石灰石的溶解 CaCO3 +H+

96、 Ca2+ +HCO3 HCO3 +H+H2CO3H2O+CO2 这个基本反应的结果消耗了额外的氢离子。这个基本反应的结果消耗了额外的氢离子。石膏的结晶石膏的结晶 Ca2+ SO42+2H2OCaSO42H2O 石膏结晶对整个工艺过程是非常重要的。所以控制石膏结晶对整个工艺过程是非常重要的。所以控制石膏结晶，使其生成大量易于分离和脱水的石膏石膏结晶，使其生成大量易于分离和脱水的石膏颗粒，是很重要的。颗粒，是很重要的。208 石灰石石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺流程石膏湿法烟气脱硫工艺流程 209210211影响脱硫效率的因素影响脱硫效率的因素 吸收剂吸收剂 石灰石浆液的实际供给量取决于石灰石的石

97、灰石浆液的实际供给量取决于石灰石的品质品质。脱硫率要达到。脱硫率要达到95%，工艺上一般掌握石灰石，工艺上一般掌握石灰石浆液浓度浆液浓度在在20%左右。为了尽可能左右。为了尽可能提高浆液的化学反应活性，使用的石灰石的提高浆液的化学反应活性，使用的石灰石的颗粒度颗粒度大都在大都在4060m之间。之间。 液气比液气比 液气比液气比（L/G）是一个重要的）是一个重要的WFGD操作参数。是指洗涤每立操作参数。是指洗涤每立方米烟气所用的洗涤液量，单位是方米烟气所用的洗涤液量，单位是L/m3。一般适当的。一般适当的L/G比操作比操作范围为范围为1525。 pH值值 浆液的浆液的pH值值是影响脱硫率、氧化率

98、、吸收剂利用率及系统结垢是影响脱硫率、氧化率、吸收剂利用率及系统结垢的主要因素之一。的主要因素之一。pH值控制在值控制在5.06.0之间较适宜。之间较适宜。 212 钙硫比钙硫比 钙硫比钙硫比(Ca/S)摩尔比反映了进入吸收塔的吸收摩尔比反映了进入吸收塔的吸收剂所含钙量与烟气中所含硫量的摩尔比。当剂所含钙量与烟气中所含硫量的摩尔比。当Ca/S=1.021.05时，脱硫效率最高，吸收剂具有时，脱硫效率最高，吸收剂具有最佳的利用率；最佳的利用率； 烟气流速烟气流速 比较典型的逆流式吸收塔比较典型的逆流式吸收塔烟气流速烟气流速一般在一般在2.55m/s的范围内，大多数的的范围内，大多数的FGD装置吸

99、收塔的烟气装置吸收塔的烟气设计流速选取为设计流速选取为34m/s，并趋向于更高的流速。，并趋向于更高的流速。213 浆液停留时间的影响浆液停留时间的影响 浆液在反应池内停留时间长有助于浆液中石灰浆液在反应池内停留时间长有助于浆液中石灰石与石与SO2完全反应。但是，延长浆液在反应池内停完全反应。但是，延长浆液在反应池内停留时间会导致增大土建和设备费用以及运行成本。留时间会导致增大土建和设备费用以及运行成本。 吸收液过饱和度的影响吸收液过饱和度的影响 石灰石浆液吸收石灰石浆液吸收SO2后生成后生成CaSO3和和CaSO4。石。石膏结晶速度依赖于石膏的过饱和度。一般控制相膏结晶速度依赖于石膏的过饱和

100、度。一般控制相对过饱和度比为对过饱和度比为110%130%，以保证生成的石膏以保证生成的石膏易于脱水，同时防止系统结垢。易于脱水，同时防止系统结垢。214 逆流喷淋吸收塔结构图逆流喷淋吸收塔结构图 215 CT-121脱硫系统示意图脱硫系统示意图 216 回旋式气气加热器回旋式气气加热器 （GGH)217石膏脱水系统图石膏脱水系统图 218烟塔合一技术从冷却塔排放烟气，可避免成本高、耗能集中的再热段，在欧洲使用较多。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50，高于塔内湿空气温度，发生混合现象，混合的结果改变了塔内气体的流动工况。塔内气体向上流动的原动力是湿空气（或湿

101、空气与烟气的混合物）产生的热浮力，热浮力克服流动阻力而使气体流动。热浮力Z为： Z=hcpg式中 hc冷却塔有效高度；p塔外空气密度与塔内气体密度之差。 219一般情况下，进入冷却塔的烟气密度低于塔内气体的密度，对冷却塔的热浮力产生正面影响。而且，进入塔内的烟气占塔内气体的容积份额一般不超过10%，因为所占容积份额小，对塔内气体流速影响甚微。220此外，冷却塔的阻力系数主要决定于配水装置，而烟气在配水装置以上进入，对配水装置区间段阻力不产生影响。因此，对总阻力的影响甚微，在工程上亦可忽略不计。所以，烟气能够通过双曲线自然通风冷却塔顺利排放。从冷却塔排放烟气的FGD装置避免了普通FGD烟囱出口温

102、度的限制。与采用热交换器再热烟气系统相比，冷却塔烟气可以减少5%7%的运行成本。采用冷却塔排放烟气最终可以取消耗资很大的再热系统，并且可以显著降低排放物的地面浓度。221导入烟气的自然通风冷却塔 1 除雾器箱体 2 FRP净化烟气管道 3 加固装置222湿法烟气脱硫装置的腐蚀与防护概述火电厂湿法烟气脱硫环保技术因其脱硫率高、煤质适用面宽、工艺技术成熟、稳定运转周期长、负荷变动影响小、烟气处理能力大等特点，被广泛地应用于各大、中型火电厂，成为国内外火电厂烟气脱硫的主导工艺技术。但湿法工艺同时具有介质腐蚀性强、处理烟气温度高、SO2吸收液固体含量大、磨损性强、设备防腐蚀区域大、施工技术质量要求高、

103、防腐蚀失效维修难等特点。因此，该装置的腐蚀控制一直是影响装置长周期安全运行的重点问题之一。 223 湿法烟气脱硫装置各腐蚀区域的防腐蚀设备构成湿法烟气脱硫装置腐蚀环境区域主要分为三个部分：一是烟气输送及热交换系统；二是烟气含SO2的吸收及氧化系统；三是吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统。224作为烟气脱硫装置内衬防腐蚀技术，鳞片衬里和橡胶衬里都是可行的，鳞片衬里更具有应有优势。值得一提的是，在使用橡胶衬里时，往往还需鳞片衬里进行配套。如重庆电厂FGD中，烟气换热器（温度较高）外壳为碳钢+鳞片衬里，吸收塔、防雾器外壳为碳钢+橡胶衬里，而除雾器出口经烟气再热器至烟囱入口的设备（烟道）外壳均采用碳钢

104、+鳞片衬里结构。在其他静态设备系统中的石灰石浆池、废液池、排浆沟槽等浆液系统，均采用混凝土+鳞片衬里结构。浆液输送管道为碳钢+橡胶衬里结构。玻璃钢管道、不锈钢管道也有使用。225烟气脱销系统2261低低NOx燃烧技术燃烧技术燃烧过程中常用的低燃烧过程中常用的低NOx燃烧技术主要燃烧技术主要包括：包括：低氧低氧燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环，低环，低NOx燃烧器和低燃烧器和低NOx炉膛设计等。是比较炉膛设计等。是比较经济实用的减排途径，但减排效率较低，一般在经济实用的减排途径，但减排效率较低，一般在3060之内，往往难以满足环保要求，不过之

105、内，往往难以满足环保要求，不过必须强调无论如何将这一减排措施纳入锅炉的整必须强调无论如何将这一减排措施纳入锅炉的整体设计是合理而必要的。体设计是合理而必要的。 22711低氧燃烧低氧燃烧NOx排放量与空燃比的关系排放量与空燃比的关系 228空气分级燃烧空气分级燃烧空气分级燃烧示意图空气分级燃烧示意图 229燃料分级燃烧燃料分级燃烧燃料分级燃烧原理示意图燃料分级燃烧原理示意图 230烟气再循环烟气再循环烟气再循环系统示意图烟气再循环系统示意图2312烟气脱硝技术烟气脱硝技术21烟气脱硝工艺分类烟气脱硝工艺分类 目前，在锅炉烟气脱硝工艺中，绝大多数采用选择性目前，在锅炉烟气脱硝工艺中，绝大多数采用

106、选择性催化还原法（催化还原法（SCR），只有少数装置采用选择性非催化还），只有少数装置采用选择性非催化还原法原法(SNCR)。SCR烟气脱硝工艺脱硝率高，操作控制相烟气脱硝工艺脱硝率高，操作控制相对容易些，但投资和运行费用较大，而对容易些，但投资和运行费用较大，而SNCR烟气脱硝工烟气脱硝工艺虽然投资费用较小，但脱硝效率低，不易控制。其他烟艺虽然投资费用较小，但脱硝效率低，不易控制。其他烟气脱硝工艺如活性炭法和电子束法，虽然尚未广泛应用，气脱硝工艺如活性炭法和电子束法，虽然尚未广泛应用，但未来的前景不可限量。烟气脱硝工艺分类下表。但未来的前景不可限量。烟气脱硝工艺分类下表。 232SCR烟气脱

107、硝技术的特点SCR用于电站在高效率脱硝的同时，会带来以下不利影响：费用昂贵：与其它脱硝技术相比如燃烧中脱硝技术相比，初期投资成本和运行成本均贵许多，燃煤机组改造需要4070美元/KW，而低氮燃烧技术和在燃技术改造只需要1040美元/KW。需要催化剂日常维护工作，且催化剂使用寿命短，一般为1600024000小时，催化剂更换费用贵，一台600MW机组催化剂更换费用约为100万美元/年。系统复杂：在部分负荷运行时，SCR系统运行需要额外热源加热催化剂反应器，在起炉和停炉过程中，要保证SCR的运行，省煤器和反应器均应该设计有旁路，SCR体积庞大，占地面积多，一台400MW机组催化剂体积要300500

108、m3。氨引起的其他各类问题：SCR反应过程中，会使SO2氧化为SO3，与氨反应生成硫酸氨和硫酸氢氨，会在下游设备腐蚀、沉积。需要污水处理系统除去废水中的氨，增加飞灰中氨的化合物，改变了飞灰的品质，当飞灰中氨的含量大于80mg/kg就会影响飞灰的销售。2332）SCR化学原理化学原理 选择性催化还原法选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction ，简称，简称SCR)。这种方法是把氨（。这种方法是把氨（NH3）作为还原剂，将）作为还原剂，将NOx还原还原成成N2和水。所谓选择性是指在催化剂的存在下和水。所谓选择性是指在催化剂的存在下NH3优先和优先和NO发生还原脱除

109、作用，而不和烟气中的氧进行氧化反应，发生还原脱除作用，而不和烟气中的氧进行氧化反应，从而降低了氨的消耗。其反应式为：从而降低了氨的消耗。其反应式为： 4NH3 + 4NO+ O2 4N2+ 6H2O 4NH3 + 2NO2+O2 3N2 + 6H2O同时还存在一些反应副反应，其反应式如下：同时还存在一些反应副反应，其反应式如下： 4 NH3 + 5O2 4NO + 6H2O (NH3 的氧化反应的氧化反应) 4 NH3 + 3O2 2N2+ 6H2O (NH3 的热分解反应的热分解反应)234(3) 选择性催化还原脱硝原理图选择性催化还原脱硝原理图选择性催化还原脱硝原理图选择性催化还原脱硝原理

110、图SCR反应原理示意图反应原理示意图2354）烟气脱硝装置组成和工作过程烟气脱硝装置组成和工作过程 烟气脱硝装置主要是由烟气脱硝装置主要是由SCR反应器系统和供氨系统两部分反应器系统和供氨系统两部分组成组成。SCR反应器反应器是核心设备，是还原反应的唯一场所。反应器包括催化剂、壳体、框篮、烟是核心设备，是还原反应的唯一场所。反应器包括催化剂、壳体、框篮、烟气管道及均流装置，喷氨和氨气管道及均流装置，喷氨和氨烟气混合装置以及导流板，钢结构设施，吊烟气混合装置以及导流板，钢结构设施，吊装工具，吹灰器等。供氨系统则包括液氨储槽、卸氨装置、氨蒸发器、氨装工具，吹灰器等。供氨系统则包括液氨储槽、卸氨装置

111、、氨蒸发器、氨空气稀释槽、氨稳压罐及附属设施等。空气稀释槽、氨稳压罐及附属设施等。 SCR反应区设于锅炉出口与空气预热器入口之间。烟气自上而下，流经催化反应区设于锅炉出口与空气预热器入口之间。烟气自上而下，流经催化剂层，然后进入空气预热器。在进入剂层，然后进入空气预热器。在进入SCR反应器之前，烟气先在氨反应器之前，烟气先在氨烟气混烟气混合装置中与来自氨合装置中与来自氨空气稀释槽的稀薄氨气混合均匀，通过导流板和整流装空气稀释槽的稀薄氨气混合均匀，通过导流板和整流装置均衡地分布在反应器断面上。氨与置均衡地分布在反应器断面上。氨与NOx在催化剂的表面进行还原反应，生在催化剂的表面进行还原反应，生成

112、的成的N2和和H2O随烟气排出反应器。可以认为，在进入反应器反应段之前，烟随烟气排出反应器。可以认为，在进入反应器反应段之前，烟气中的气中的NOx已和注入的已和注入的NH3实现了充分的混匀。实现了充分的混匀。236（5） SCR脱硝系统工艺流程图脱硝系统工艺流程图237（6）SCR的典型工的典型工艺流程流程 某某电厂排烟脱硝工厂排烟脱硝工艺流程如流程如图2-4所示。所示。最常用的催化剂最常用的催化剂是是TiO2(90%)加活性元素加活性元素(V2O5、WO3和和Mo等等)，通常制，通常制成板式或蜂窝式。成板式或蜂窝式。 图2-4 某某电厂排烟脱硝工厂排烟脱硝工艺流程流程 2382.3 催化剂的

113、选取催化剂的选取 催化剂按结构一般有蜂窝式、板式和波纹板式。图催化剂按结构一般有蜂窝式、板式和波纹板式。图3-1 所示为蜂窝所示为蜂窝式脱硝催化剂。图式脱硝催化剂。图3-2 所示为板式脱硝催化剂。图所示为板式脱硝催化剂。图3-3所示为波纹板式所示为波纹板式脱硝催化剂。脱硝催化剂。 图图3-1 蜂窝式催化剂蜂窝式催化剂 图图3-2 板式催化剂板式催化剂 图图3-3 波纹板式催化剂波纹板式催化剂2392.4 SCR烟气脱硝系统设计烟气脱硝系统设计1 脱硝反应系统设计脱硝反应系统设计( (1) )烟气系统烟气系统( (2) )SCR反应器反应器反应器的水平段安装有喷氨格栅、氨反应器的水平段安装有喷氨

114、格栅、氨/空气混合器以及导流板，空气混合器以及导流板，在反应器的竖直段则安装有整流栅和催化剂床。在反应器的竖直段则安装有整流栅和催化剂床。SCR反应器反应器结构，如图结构，如图3-4所示。所示。图图3-4 SCR反应器结构示意图反应器结构示意图240SCR烟气脱硝装置的布置图烟气脱硝装置的布置图241SCR脱硝反应器工艺流程图 242 液氨储存及供应系统设计液氨储存及供应系统设计 氨气储存和供应系统的工艺流程。氨气储存和供应系统的工艺流程。氨气储存和供应系统的工艺流程氨气储存和供应系统的工艺流程243某电厂某电厂SCR烟气脱硝反应器外形图烟气脱硝反应器外形图244SCR烟气脱硝系统烟气脱硝系统

115、运行控制催化剂的活性催化剂是SCR技术的核心，其形状一般为板式或蜂窝式。由于蜂窝式催化剂优良的耐久性、耐腐性、高可靠性，高反复利用率、低压降，故使用的较广泛。常用的催化剂主要成分为V2O5/TiO2。蜂窝式催化剂的断面尺寸一般为：150 mm150 mm；长度400 mm1000 mm。SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命。其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。245催化剂的失活分为物理失活和化学失活。典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物（如MgO、KaO等）中和

116、催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。246反应温度不同的催化剂具有不同的适用温度范围。当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx 的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。另外，如果反应温度高于催化剂的适用温度，催化剂通道和微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失活。温度越高催化剂失活越快。根据催化剂的适用温度范围，SC

117、R工艺可分为高温（345590）、中温（260450）和低温工艺（150280）。 247氨气输入量和混合还原剂NH3的用量一般根据期望达到的脱硝效率，通过设定NH3和NOx的摩尔比来控制。催化剂的活性不同，达到相同转化率所需要的NH3/NOx摩尔比不同。各种催化剂都有一定的NH3/NOx摩尔比范围，当摩尔比是较小时，NH3和NOx的反应不完全，NOx的转化率低；当摩尔比超过一定范围时，NOx的转化率不再增加，造成还原剂NH3的浪费，泄漏量增大，造成二次污染。248NH3与废气的混合程度也十分重要，如混合不均，即使输入量不大，NH3和NOx也不能充分反应，不仅不能到达有效脱硝的目的，还会增加N

118、Ox的泄漏量。当速度分布均匀，流动方向调整得当时，NOx转化率、液氨泄漏量及催化剂的寿命才能得到保证。采用合理的喷嘴格栅，并为NH3和废气提供足够长的混合通道，是使NH3和废气均匀混合的有效措施。 249NOx的在线监测由于喷氨量及NOx排放浓度均根据NOx在线监测仪表的指示值来控制，因此NOx在线监测仪表的准确性至关重要，直接关系到催化脱硝装置的运行效益、NOx的排放浓度、液氨泄漏量等指标的高低。为此，NOx在线监测仪表需要设置专业人员进行维护、保养、校验与检修。250高效节能除尘新技术高效节能除尘新技术电袋复合除尘器电袋复合除尘器251电除尘器电除尘器主要优缺点主要优缺点主要优点：主要优点

119、：运行阻力低，运行阻力低，300Pa300Pa。在工况适合的范围内，投资成本和运行费在工况适合的范围内，投资成本和运行费用较低。用较低。便于维护管理。便于维护管理。主要缺点：主要缺点：对煤种、工况等变化敏感，适应性差。对煤种、工况等变化敏感，适应性差。252布袋除尘器布袋除尘器主要优缺点主要优缺点主要优点：主要优点：容易稳定地达到高效和低量排放。容易稳定地达到高效和低量排放。主要缺点：主要缺点：目前化纤滤袋的最大运行温度不大于目前化纤滤袋的最大运行温度不大于250250度。度。 受烟尘浓度影响，运行阻力大（受烟尘浓度影响，运行阻力大（1300-1800Pa1300-1800Pa）与袋寿命较）与

120、袋寿命较短。短。 不同滤材对烟气工况温度与化学成分要求不同。不同滤材对烟气工况温度与化学成分要求不同。 253电袋复合除尘器电袋复合除尘器技术优势技术优势两种机理的有机结合，产生了组合优势，获两种机理的有机结合，产生了组合优势，获得全新的效果得全新的效果除尘效率高且稳定，排放除尘效率高且稳定，排放30mg/Nm30mg/Nm3 3，不受煤，不受煤灰性质的影响。灰性质的影响。运行阻力低，滤袋寿命长，阻力运行阻力低，滤袋寿命长，阻力1000 Pa1000 Pa，滤袋寿命大于滤袋寿命大于4 4年。年。254二、二、原理及结构型式原理及结构型式科学、合理地利用电、袋除尘各自科学、合理地利用电、袋除尘各

121、自除尘优势，扬长避短，有机结合形除尘优势，扬长避短，有机结合形成了高效节能新型电袋复合式除尘成了高效节能新型电袋复合式除尘器。器。性能指标：出口排放性能指标：出口排放30mg/Nm330mg/Nm3，阻力阻力1000Pa1000Pa，袋使用寿命，袋使用寿命44年，年，节能节能20%20%以上。以上。255FEFE型电袋复合式除尘烟气净化流程型电袋复合式除尘烟气净化流程含尘烟气含尘烟气已荷电烟气已荷电烟气净化后烟气净化后烟气256原理原理除除尘尘作作用用收集大量收集大量入口烟尘入口烟尘降低袋区降低袋区烟尘浓度烟尘浓度降低滤袋降低滤袋阻力阻力减缓粗颗粒减缓粗颗粒冲刷磨损滤袋冲刷磨损滤袋延长清灰延长

122、清灰周期周期延长滤袋延长滤袋寿命及节能寿命及节能在现有除尘原理基础上，电除尘的在现有除尘原理基础上，电除尘的除尘除尘与与荷电荷电作用成为电袋重要机理。作用成为电袋重要机理。257同极电荷同极电荷相互排斥相互排斥 提高粉层提高粉层孔隙率孔隙率降低阻力降低阻力粉尘排列粉尘排列规则有序规则有序提高清灰效率提高清灰效率 荷电作用荷电作用 异性电荷异性电荷细颗粒电凝并细颗粒电凝并提高细微提高细微离子捕集率离子捕集率258荷电粉尘堆积状态比较（试验结果）荷电粉尘堆积状态比较（试验结果）无荷电的粉尘堆积密实无荷电的粉尘堆积密实荷电粉尘堆积蓬松荷电粉尘堆积蓬松259电场启停对排放的影响（测试结果）电场启停对排

123、放的影响（测试结果）北京京能热电厂北京京能热电厂#1#1炉炉200MW200MW机组实测数据机组实测数据260原理小结及结构型式原理小结及结构型式袋前级除尘技术中，只有电除尘同时具有除尘与荷电袋前级除尘技术中，只有电除尘同时具有除尘与荷电作用。作用。实现原理、充分发挥除尘与荷电作用取决于复合结构实现原理、充分发挥除尘与荷电作用取决于复合结构型式，简单组合达不到良好性能效果。型式，简单组合达不到良好性能效果。电袋主要结构型式电袋主要结构型式261二、整体式电袋技术优势二、整体式电袋技术优势2621 1、整体式结构可充分发挥电场除尘与荷电作用。、整体式结构可充分发挥电场除尘与荷电作用。型电袋复合式

124、除尘技术特点型电袋复合式除尘技术特点整体式结构符合电袋技整体式结构符合电袋技术原理规律并产生良术原理规律并产生良好功效。好功效。结构简单、紧凑，占地结构简单、紧凑，占地面积小。面积小。经过长且运行可靠，便经过长且运行可靠，便于维护。于维护。2632 2、采用龙净特色的分区供电和顶部电磁、采用龙净特色的分区供电和顶部电磁锤振打技术，提高电区安全可靠性。锤振打技术，提高电区安全可靠性。FEFE型电袋复合式除尘技术特点型电袋复合式除尘技术特点电场分区供电，相当于电场电场分区供电，相当于电场数增加数增加1 1倍，可靠性增加倍，可靠性增加50%50%。3 3、顶部电磁锤振打降低了、顶部电磁锤振打降低了阴

125、极断线故障和振打机构阴极断线故障和振打机构故障。故障。2644 4、合理选择滤材和处理方式，满足不同烟尘条件合理选择滤材和处理方式，满足不同烟尘条件与排放要求。与排放要求。温度因素。温度因素。烟气化学成份因素。烟气化学成份因素。排放要求因素。排放要求因素。265工业常用滤料温度特性工业常用滤料温度特性Temperature C 低温低温 高温高温266燃煤锅炉常用滤袋燃煤锅炉常用滤袋PPS+PTFE浸渍处理。特点：处理简单价廉，具有拒油防水能力，可以提高PPS纤维抗氧化、过滤精度和抗结露性能。其它形式滤袋。其它形式滤袋。2675 5、优质袋配，确保电袋长期高效稳定运行优质袋配，确保电袋长期高效

126、稳定运行优质材料滤袋、多竖筋袋笼、进口电磁优质材料滤袋、多竖筋袋笼、进口电磁脉冲阀、无缝钢管气包、激光加工花脉冲阀、无缝钢管气包、激光加工花板，保证核心袋配可靠性。板，保证核心袋配可靠性。实践表明优质袋配是保证项目成功的必实践表明优质袋配是保证项目成功的必要条件之一。要条件之一。2686 6、针对锅炉系统异常工况，采取必、针对锅炉系统异常工况，采取必要滤袋保护措施要滤袋保护措施投油助燃点火阶段的预涂灰保护。投油助燃点火阶段的预涂灰保护。防止烟气超温（高低）的旁路烟道保护。防止烟气超温（高低）的旁路烟道保护。喷水降温系统。喷水降温系统。269主要性能特点主要性能特点 1 1、除尘性能长期高效稳定

127、、除尘性能长期高效稳定不不受受煤煤种种、工工况况、烟烟尘尘成成分分与与比比电电阻阻变变化化的的影影响响，工工程程应应用用实实测测：出出口口排排放放为为4 43030mg/Nmmg/Nm3 3。荷电作用提高滤袋捕集荷电作用提高滤袋捕集PM2.5PM2.5级细微颗粒能力。级细微颗粒能力。2 2、运行阻力低、运行阻力低 工工程程应应用用比比较较：电电袋袋除除尘尘比比布布袋除尘减小袋除尘减小300-1000Pa300-1000Pa阻力。阻力。2703 3、节节能能：达达到到相相同同排排放放条条件件下下，电电袋袋同同比比其其它它除尘更节能。除尘更节能。2714 4、延长滤袋使用寿命、延长滤袋使用寿命。除

128、除尘尘机机理理改改善善滤滤袋袋工工况况条条件件得得以以延延长长寿寿命。命。严严控控袋袋配配质质量量，从从材材质质、结结构构、加加工工上上把关。把关。工工程程实实例例证证实实：首首台台燃燃煤煤锅锅炉炉电电袋袋除除尘尘投投运运达达4 4年年，多多台台已已超超过过3 3年年，滤滤袋袋保保持零破损。持零破损。 除尘器保除尘器保272五、大型化电袋技术措施五、大型化电袋技术措施273大型化技术措施大型化技术措施根据实践经验，可使袋区的阻力与清灰频率将根据实践经验，可使袋区的阻力与清灰频率将更低，并对烟尘浓度变化的适应性更好。更低，并对烟尘浓度变化的适应性更好。采用多分区电场及顶部振打技术，可以提高电采用

129、多分区电场及顶部振打技术，可以提高电区可靠性。区可靠性。前级配置高频，可以强化电区除尘与荷电功能，前级配置高频，可以强化电区除尘与荷电功能，进一步节能。进一步节能。274大型化技术措施大型化技术措施滤袋长度增加到滤袋长度增加到8m8m以上以上，直径加大到直径加大到168mm，以降低以降低设备占地面积和滤袋设备占地面积和滤袋口阻力。口阻力。通过清灰系统试验，合通过清灰系统试验，合理设计滤袋长度与滤理设计滤袋长度与滤袋布置，确保清灰效袋布置，确保清灰效率。率。275大型化技术措施大型化技术措施通过除尘器模型试验，确定合理均衡的烟道通过除尘器模型试验，确定合理均衡的烟道配置以及内部气流分布。配置以及

130、内部气流分布。276六、电袋技术应用注意事项六、电袋技术应用注意事项277电袋技术应用注意事项电袋技术应用注意事项电袋复合式除尘器滤袋是核心部件，同比电除电袋复合式除尘器滤袋是核心部件，同比电除尘器呈尘器呈“娇贵娇贵”，在做好除尘设备的同时，在做好除尘设备的同时，需要良好工况条件和运行维护管理才能保证需要良好工况条件和运行维护管理才能保证与发挥它的性能。与发挥它的性能。针对针对PPSPPS纤维滤袋，如何保证它长寿命性能，纤维滤袋，如何保证它长寿命性能，首先要了解首先要了解PPSPPS材质特性，注意事项如下：材质特性，注意事项如下：278电袋技术应用注意事项电袋技术应用注意事项1 1、运行温度条

131、件、运行温度条件正常正常160160，可延缓纤维老化；，可延缓纤维老化；低温时要高于酸露点低温时要高于酸露点2020，防止结露引，防止结露引起酸性腐蚀和降低透气性；起酸性腐蚀和降低透气性；高温时极限瞬时温度为高温时极限瞬时温度为180180，每次不超，每次不超过过2 2小时，小时，1 1年累积不超过年累积不超过200200小时。小时。279电袋技术应用注意事项电袋技术应用注意事项2 2、烟气成份条件、烟气成份条件烟气烟气SOSOX X浓度：浓度：1500ppm1500ppm（4000mg/Nm4000mg/Nm3 3）；）；NONOX X浓度：浓度：200ppm200ppm（400mg/Nm4

132、00mg/Nm3 3）；）；烟气氧含量：温度烟气氧含量：温度160160时时8%8%，温度，温度170170时时6%6%；烟气水份含量：烟气水份含量：50%50%280电袋技术应用注意事项电袋技术应用注意事项3 3、满足PPS使用条件的运行措施使用煤种控制硫含量，含硫量低则烟气硫化使用煤种控制硫含量，含硫量低则烟气硫化物少，烟气酸露点低。物少，烟气酸露点低。锅炉燃烧温度的控制，机组低负荷时防止结锅炉燃烧温度的控制，机组低负荷时防止结露，高负荷时防止超温，通过合理控制燃露，高负荷时防止超温，通过合理控制燃烧温度来抑制烧温度来抑制NOxNOx产生量；产生量；减少锅炉设备、预热器出口烟道、除尘器的减

133、少锅炉设备、预热器出口烟道、除尘器的漏风率；漏风率；保证袋区清灰气源品质，控制气源油水含量。保证袋区清灰气源品质，控制气源油水含量。281化学部分282任丘热电化学系统概述1 水源锅炉补给水及循环冷却水系统补充水采用任丘污水处理厂出水经深度处理后的再生水作为供水水源。电厂生活、消防用水采用城市自来水。2 锅炉补给水及热网补充水处理系统反渗透前的处理系统采用高效纤维过滤器加超滤处理系统，使用超滤技术为反渗透提供了最大限度的保护，系统除浊、除有机物、除胶体、除菌、除盐能力以及出水水质均较好，出水SDI值低,有利于延长反渗透膜的使用寿命，运行费用较低，设备占地面积小，自动化程度高。反渗透处理后的系统

134、采用一级除盐加混床系统, 该系统优点是技术成熟、运行经验多，运行安全可靠，运行经验丰富，设备建设投资少，但是有部分酸碱排放量。本工程是超临界供热机组，对水质标准要求较高，此方案运行稳定，对水质保证性较好，故本阶段推荐采用超滤、反渗透加一级除盐加混床方案。283锅炉补给水预处理系统设置3台高效过滤器、4套超滤装置、4套反渗透装置，以及配套的反洗、清洗系统设备和水泵，反渗透装置最终设计出力为490m3/h；锅炉补给水除盐处理系统主要包括3台阴离子交换器、3台阳离子交换器、3台混合离子交换器、3台除碳器，以及配套的再生系统设备和水泵，除盐设备出力260m3/h。并设置2300m3淡水箱、22000m

135、3除盐水箱。284工艺流程为：中水深度处理站来水生水箱、生水泵高效纤维过滤器超滤装置 超滤水箱、水泵保安过滤器高压水泵反渗透装置淡水箱、淡水泵阳离子交换器除碳器中间水箱阴离子交换器混床除盐水箱、除盐水泵主厂房。2853 凝结水精处理系统设置凝结水精处理的必要性设置凝结水精处理的必要性根据火力发电厂化学设计技术规程要求：“对由直流锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，同时应设置除铁设施。除铁设施可不设备用，但不应少于2台，精处理除盐装置应设置备用设备”。“对由亚临界汽包炉供汽的汽轮机组，全部凝结水宜进行精处理。对于冷却水水质为海水、苦咸水、再生水或机组容量为600MW级及以上或按给水采用加

136、氧处理工况设计的汽轮机组的凝结水精处理装置应设有备用设备”。针对本期工程以下情况，确定设置凝结水精处理系统。286凝结水精处理系统采用中压运行、体外再生系统。机组凝结水采用100%全流量处理。凝结水精处理系统分为两部分，一部分为凝结水精处理部分，包括前置过滤器、高速混床、树脂捕捉器、再循环系统和旁路系统；另一部分为体外再生部分，包括阴再生塔、阳再生塔兼树脂贮存塔和树脂分离塔、酸碱计量单元、冲洗水泵单元、电热水箱单元、罗茨风机单元及压缩空气贮存罐单元。287每台机组配置250容量的前置过滤器（不设备用）及350容量的高速混床（2运1备）。共用一套体外再生设备，再生方式采用高塔树脂二次分离方案。高

137、速混床内部阴阳树脂比例为1：1，树脂采用大孔中压凝结水专用阳离子交换树脂（氢型）和大孔中压凝结水专用阴离子交换树脂（氢氧型）。前置过滤器与高速混床串联后串联在凝结水泵与低压加热器之间。每台机组的凝结水精处理系统设置1套100%容量的旁路系统，滤元式过滤器系统和高速混床系统也分别设置1套100%容量的旁路系统。当进水超温或系统超压情况下，凝结水精处理混床（或前置过滤器）退出运行时，凝结水全部经旁路通过。高速混床运行采用在线硅酸根分析仪、钠表、电导率仪及累计制水量控制运行失效终点。2884 循环水处理系统为保证机组安全、可靠、经济运行，循环冷却水处理系统的选择，除满足防垢、防腐、防微生物滋长等要求

138、外，还要对如下特殊要求进行综合考虑，如：水源水质；药品供应；环境保护要求；锅炉除灰渣方式及全厂节约用水和水务管理；当循环水系统采用高浓缩倍率运行时，换热器和水工构筑物耐侵蚀能力；电厂水量平衡、防止循环冷却水系统的盐类和粘泥积累等诸多因素。根据全厂水量平衡要求以及原水水质特点，循环冷却水系统防垢防腐处理采用加水质稳定剂处理。该处理方法具有系统简单，基建费用低，药品来源容易，运行管理方便，检修工作量小等优点，是目前电厂循环冷却水处理中应用较广泛的一种。为了有效地控制和抑制循环冷却水中的细菌增长和微生物的滋生，拟采用二氧化氯杀菌灭藻处理，加药方式采用冲击式定期投加，循环水中的余氯应维持在0.5mg/

139、L左右。289循环水处理系统两台机设置1套二氧化氯制备系统，1套水稳剂加药装置。二氧化氯制备系统包括：2套二氧化氯发生器、2台二氧化氯储罐、加药系统、其他辅助系统、控制系统及配电系统等。水稳剂加药装置，包括2台2.0m3电动搅拌溶液箱，3台液压隔膜计量泵（2台运行，1台备用）。290循环水防垢处理循环水防垢处理设置循环水加阻垢剂处理系统，两台机设置一套加阻垢剂装置， 循环水加杀菌剂处理循环水加杀菌剂处理循环冷却水中有机附着物的形成和微生物的生长有密切的关系。因为微生物在成长和繁殖过程中会放出粘液，成了附着物的媒介物。为了杀死冷却水中的微生物，本工程采用定期向循环水中人工投加二氧化氯处理。二氧化

140、氯(ClO2)是新一代水消毒剂，具有强氧化性和广泛杀菌能力。二氧化氯采用电解化学综合法制取，设置两套15kg/h的二氧化氯发生装置。2915 汽水加药及取样系统我公司机组热力系统的汽水品质监督采用水汽集中取样装置，整套装置包括降温减压架、取样仪表屏和凝汽器检漏装置。高温、高压汽、水经取样装置进行减温、减压和恒温，在线各类化学监督仪表跟踪检测各点数据并用记录仪及声光信号装置显示。我公司汽水加药系统采用加氨、加氧处理方式（CWT工况），及加氨、加联胺处理方式（AVT工况）。当机组启动、机组停运前一段时间或精处理运行不正常时采用加氨、加联胺处理；当机组运行稳定，凝结水100处理，给水氢电导率不大于0

141、.15S/cm且系统无泄漏时采用加氨、加氧处理运行方式。292 供氢系统我公司发电机采用水氢氢冷却方式，即发电机定子绕组采用水冷却，定子铁芯和转子绕组采用氢气冷却。供氢系统所供氢气通过双母管统一送往主厂房，供氢采用瓶装氢气通过汇流系统补入发电机。供氢系统包括氢气钢瓶组（12组，每组20瓶）、充供氮装置（2套，每套8瓶）、砾石阻火器、汇流排架及供补氢模块（2套）。汇流排分成A、B二段，每段带一根母管。每段除设自动供氢系统外，还设有手动供氢接口,并带减压装置。293废水处理系统我公司辅控（化学）专业的废水处理系统包括工业废水处理系统和生活污水处理系统。1 工业废水集中系统主要收集和处理机组经常性与

142、非经常性排放的工业废水，主要有：凝结水精处理系统再生废水、锅炉化学清洗废水、空气预热器冲洗排水、化验室排水等。工业废水处理系统包括：废水收集输送系统、废水处理系统、污泥输送及浓缩脱水系统、清水贮存输送系统、盐酸加药单元、碱加药单元、絮凝剂自动加药装置（集装式）、助凝剂自动加药装置(集装式)、仪表用压缩空气贮罐、高效过滤器。工业废水处理系统的经常性废水及非经常性废水处理出力均为80m3/h。2 生活污水处理系统为2套处理工艺为接触氧化法的地埋式生活污水处理系统，每套处理能力7.5m3/h（标准处理水量7.5m3/h，最大处理水量10m3/h）。污水消毒采用氯片接触溶解法。294再生水深度处理系统

143、再生水深度处理系统包括：生物曝气滤池系统（生物滤池4台，每台处理流量为450600 m3/h）、混凝澄清系统（澄清池3座，单台设计出力6001000m3/h）、过滤系统（重力式砂滤池6台，每台出力360420m3/h）、石灰储存计量投加系统（3套）、辅助加药系统（絮凝剂加药系统，2罐4泵；助凝剂加药系统，2箱4泵）、加酸系统（3罐2泵）、泥渣脱水系统（污泥浓缩池2座）、风机及压缩空气系统、箱（池）及泵输送系统。再生水深度处理系统设计出水量为1800 m3/h。设4500m3的成品水蓄水池，经循环水补水泵升压和化学补水泵进入电厂水系统。295 热网补充水处理系统：热网补充水处理系统：热网补充水处

144、理一般应与锅炉补给水处理一起考虑，根据本工程情况，来水经超滤处理后进入软化水系统，软化水处理采用锅炉补给水处理系统的一级反渗透装置出水。采用反渗透装置平时可作为锅炉补给水处理设备备用，系统简单，自动化程度较高，检修备用方便。296本期建设两台350MW机组，每台机抽450t/h、0.5MPa采暖抽汽。若将这部分疏水回收进入凝汽器，可以大大节约水资源，减少浪费。本工程为超临界机组，对水质要求较高，由于采暖疏水中含有较多的固体颗粒状的氧化铁等杂质，直接进入凝汽器会污染凝汽器中的水质。经过除铁过滤处理，可以有效降低热网疏水带入凝汽器中的杂质，避免凝汽器腐蚀等情况发生。另外热网疏水温度较高（13015

145、0），一般情况下会先冷却降温再进行处理，这样做会造成热源的损失和浪费。同时疏水水量较大，若要降温冷却需要的冷却水水量太大，不易实现。故本工程热网疏水经过滤器处理后直接进入除氧器。本工程热网疏水特点是水量较大，温度较高。热网疏水处理系统采用滤元式除铁过297滤器处理，考虑在过滤器出口增加加氨点，调节pH值；滤元式除铁过滤器采用滤芯过滤，可有效去除水中的固体颗粒，维护费用低，可靠性较高，能有效解决出水不达标的问题。据了解目前国内具有高温式滤芯，最高能够耐温150，不需要进行降温处理，大大降低了热值的损耗。据调查，目前亚临界供热机组热网疏水实际运行监测水质中Fe含量约为310mg/L，超临界机组要求

146、Fe含量小于5mg/L，经除铁过滤器过滤后就能基本满足超临界机组要求。而且目前国内正在建设的超临界供热机组都没有考虑热网疏水处理的设计。另外在过滤器后增加加氨点调节水质的pH值，进一步保证了热网疏水的水质。 2986、烟塔合一对循环水影响我厂为超临界机组,对热力系统中的水汽品质有较高的要求,而凝汽器的腐蚀泄漏是严重影响高参数大容量机组安全运行的重要因素。同时我厂将用污水处理厂的二次生化处理后的出水作为水源，而且采用烟塔合一技术，这都有可能是凝汽器的腐蚀泄漏的促进因素，凝汽器腐蚀损坏除直接危害凝汽器管材之外,更重要的是由于我厂锅炉的给水水质要求高,水质缓冲性小,冷却水漏入凝结水后迅速恶化凝结水水

147、质,引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。因凝汽器的损坏泄漏,会迫使机组降负荷运行,甚至停机,因此凝汽器的腐蚀防护工作至关重要。299我任丘电厂凝汽器管材采用TP317材质。 它比其他电厂用的TP316材质要高级，是因为我们厂的氯根含量高，根据浓缩倍率换算，需要更高的材质。我们机组对于凝汽器的防护关键关注氯离子、浓缩倍率两个指标。在这里我们说说腐蚀。腐蚀的种类很多，只讲一个点蚀。300点蚀又称为孔腐蚀，是在金属上产生针尖状、点状、孔状的一种为局部的腐蚀形态。点腐蚀是阳极反应的一种独特形式，是一种自催化过程，即点腐蚀孔内的腐蚀过程造成的条件既促进又足以维持腐蚀的继续进行。它是一种极端的局

148、部腐蚀形态。很难由实验室的实验来预估其腐蚀速率。301蚀点从金属表面发生后，向纵深发展的速度大于或等于横向发展的速度，腐蚀的结果是在金属表面上形成蚀点或小孔。蚀点有时是彼此孤立的，有时则彼此靠得很近，好像是一个粗糙表面。蚀点的直径可大可小，但大多数情况下是比较小的，有的只有几十个微米。上面经常覆盖着腐蚀产物，因此不易检查出来。302有时形成蚀点需要较长时间，约几个月或几年。一旦形成，发展又较快，经常忽然出现腐蚀损坏（穿孔）。因此，孔蚀是一种危害很大的、剧烈的局部腐蚀形态。大量研究已经揭示出，孔蚀发生在附着物或沉积物下。一旦采取措施消除了附着物或沉积物，问题也就避免了。303注意事项不锈钢管作为凝汽器冷却水管运行中需要注意以下问题： ( a ) 保持管内壁清洁，防止污垢形成，应维持胶球清洗系统的正常运行。凝汽器胶球清洗有效运行可以保持凝汽器管清洁, 对凝汽器的防腐防垢有至关重要作用。( b ) 防止冷却水低速运行，循环水运行流速不能低于2m/s。( e ) 保证循环水的防垢效果，要防止氯离子和钙离子局部高度浓缩。( d ) 作好凝汽器的停用保护，防止冷却水长期停滞在管内。浓缩倍率低，浪费水资源，同时浓缩倍率太高, 循环水的悬浮物含量升高, 引发粘泥沉积结垢和腐蚀问题, 增加了控制防腐防垢的难度。304火力发电厂生产过程305谢谢306