火力发电厂基本生产过程
一 第一部分 概 述
以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂.山东省的电厂95％以上是火力发电厂.
1、火电厂的分类
（1）按燃料分类:①燃煤发电厂，即以煤作为燃料的发电厂;邹县、石横青岛等电厂
②燃油发电厂,即以石油（实际是提取汽油、煤油、柴油后的渣油）为燃料的发电厂；辛电电厂
③燃气发电厂,即以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂;
④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.
（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:①凝汽式发电厂，即只向外供应电能的电厂；
②热电厂,即同时向外供应电能和热能的电厂。
（4)按发电厂总装机容量的多少分类:①小容量发电厂，其装机总容量在100MW以下的发电厂；
②中容量发电厂，其装机总容量在100~250MW范围内的发电厂； ③大中容量发电厂，其装机总容量在250～600MW范围内的发电厂； ④大容量发电厂，其装机总容量在600～1000MW范围内的发电厂； ⑤特大容量发电厂，其装机容量在1000MW及以上的发电厂。
2
（5)按蒸汽压力和温度分类：①中低压发电厂，其蒸汽压力在3.92MPa（40kgf／cm）、温度为450℃的发电
厂，单机功率小于25MW;地方热电厂。
2
②高压发电厂，其蒸汽压力一般为9.9MPa（101kgf／cm）、温度为540℃的发电厂,单机功率小于100MW；
2
③超高压发电厂,其蒸汽压力一般为13.83MPa（141kgf／cm）、温度为540／540℃的发电厂,单机功率小于200MW；
2
④亚临界压力发电厂,其蒸汽压力一般为16。77MPa(171 kgf／cm)、温度为540／540℃的发电厂，单机功率为30OMW直至1O00MW不等；
2
⑤超临界压力发电厂,其蒸汽压力大于22.llMPa（225。6kgf／cm）、温度为550／550℃的发电厂，机组功率为600MW及以上，德国的施瓦茨电厂。
（6)按供电范围分类：①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；
②孤立发电厂，是不并入电网内，单独运行的发电厂；
③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)。
2、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：
① 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; ② 锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统; ③ 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。 其基本生产流程为： 汽轮机 发电机 变压器 燃料燃烧的热能 锅炉 电能 高温高压水蒸汽 机械能 整个电能生产过程如图1 电力系统与水电厂和其他类型的电厂相比,火电厂有如下特点：
凝汽式火电厂生产过程示意图
（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3～4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。
第二部分 三大系统简介
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4×3O万kW的现代火力发电厂,煤耗率按36Og／kw.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40O~5O0g／kw·h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1／4，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。
（2）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.在粗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喷入炉膛内燃烧。
电厂煤粉炉燃烧系统流程图
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10O0t／h（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200Ot／h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循环汽包炉,而当压力高到16.66～17.64MPa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18．62MPa时,应采用直流锅炉.
（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90％～99％(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）。 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、再热系统、回热系统、冷却水（循环水）系统和补水系统，如图3所示。
（1)给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结水），汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某些中间级抽出作过功的部分蒸汽（称为抽汽）,用以加热给水（叫做给水回热循环），或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出,送到锅炉的再热器中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功（叫做再热循环).
（2）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软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中,即是补水系统。
(3）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。
电厂汽水系统流程示意图
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10~20kV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4％～8%)，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。
发电厂电气系统示意图
第三部分 电厂主要设备介绍
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、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。
我国电厂锅炉的蒸汽参数及容量系列如下表所示。
我国电厂锅炉的蒸汽参数及容量系列
参数 最大连续蒸发量（MCR) 发电功率 （t/h） (MW) 蒸汽压力 蒸汽温度(℃) 给水温度 （Mpa） （℃） 2.5 400 105 20 3 3。9 450 145~155 35,65 6，12 165～175 130 25 9。9 540 205~225 220，410 50，100 13.8 540/540 220~250 420，670 125，200 250~280 16.8 540/540 1025 300 17。5 540/540 260~290 1025,2008 300，600 注蒸汽温度栏中的分子、分母分别为过热蒸汽温度和再热蒸汽温度. 二、电厂锅炉的分类 1．按蒸汽参数分类
2
(1）中压锅炉。压力为3。822MPa(39kgf／cm），温度为450℃。
2
(2）高压锅炉.压力为6～10MPa，常用压力为9。8MPa(100kgf／cm）,温度为540℃。
2
（3）超高压锅炉.压力为10～14MPa，常用压力为13.72MPa（14O kgf／cm），温度为555℃或540℃.
2
（4）亚临界压力锅炉。压力为 14～22。2MPa，常用压力为16.66MPa（170 kgf／cm），温度为 555℃。
2
（5）超临界压力锅炉.压力大于22.2MPa(225.65 kgf／cm），温度为 550～570℃。 2、按容量分类
小型锅炉蒸发量小于220t／h。
中型锅炉蒸发量为 22O～410t／h。 大型锅炉蒸发量不小于670t／h。 3．按燃烧方式分类
（l）悬浮燃烧锅炉。燃料在炉膛空间悬浮燃烧,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。 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。
（1） 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。(施瓦茨电厂）
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
（5）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界压力以上的大型煤粉锅炉。
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 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。
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，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。 四、锅炉经济技术指标
锅炉的经济技术指标一般用锅炉热效率、钢材消耗率和可靠性来表示。
锅炉热效率是指送人锅炉的全部热量被有效利用的百分数。电厂锅炉热效率一般在90％以上。 钢材消耗率是指锅炉单位蒸发量所用的钢材重量，单位为t·t／h，一般在2.5~5t·t／h范围内。 锅炉可靠性用连续运行时数、事故率和可用率来评价. 连续运行时数是指两次检修之间的运行时数.
事故停用小时数
目前，国内电厂锅炉连续运行时数可达400Oh以上,事故率为1％左右，可用率可达90%。
事故率 = 100%
汽机
运行总时数＋事故停用小时数
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。 运行总时数＋事故停用小时数 一、汽轮机的工作原理可用率 = 100% 由锅炉来的蒸汽通过汽轮机时统计时间总时数,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。
冲动式汽轮机工作原理
l一大轴；2一叶轮;3一动叶片；4一喷嘴
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。 三、汽轮机的分类 1．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。
3．按主蒸汽参数分类
进人汽轮机的蒸汽参数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。96～3.92MPa； （3)高压汽轮机。主蒸汽压力为 5。88～9。8MPa；
(4）超高压汽轮机。主蒸汽压力为11。77～13。93MPa； （5）亚临界压力汽轮机.主蒸汽压力为15.69～17.65MPa； (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。 四、汽轮机的型号
国产汽轮机的型号采用三组符号加数字来表示。
第一组用汉语拼音字母及数字来表示.汉语拼音字母表示汽轮机型式,其后的数字表示汽轮机的额定功率，单位为MW.第二组表示蒸汽参数。第三组数字表示设计的先后次序. 变型设计次序 汽轮机型号中蒸汽参数表示法 型式 参数表示方法 示例 蒸汽参数 凝汽式 主蒸汽压力/主蒸汽温度 N100-8。83/535 中间再热式 主蒸汽压力/主蒸汽温度/中间再热温度 N300-16。7/538/538 额定功率（MW） 抽汽式 主蒸汽压力/高压抽汽压力/低压抽汽压力 C50-8.83/0。98/0。118 型式 B50—8。83/0.98 背压式 主蒸汽压力/背压 抽汽背压式 主蒸汽压力/抽汽压力/背压 CB25-8。83/0.98/0。118 注 功率单位为MW；压力单位为MPa；温度单位为℃。 例如 N300－16。7／537／537－2型汽轮机，表示额定功率为300MW，额定进汽压力为16.7MPa，额定主蒸汽温度为537℃，额定再热蒸汽温度为537℃，是中间再热凝汽式汽轮机,属第二次变型设计。 五、汽轮机的经济和安全指标 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1kw·h电所需要的蒸汽量,一般为3。O~3.2kg／（kw·h）。 （4）热耗率.热耗率是汽轮发电机组每生产Ikw·h电所消耗的热量。一般为8000kJ/（kw·h）左右。 2．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
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。 运行累计小时数＋备用小时数－等效小时数
等效可用率 = 100% （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。
统计期间小时数 （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
强迫停机率＋1、2、3类等效非计划降低出力小时数之和
发电机 100% 等效强迫停机率=
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
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。尽管备用停机小时数
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. 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）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.
同步发电机的工作原理
二、同步发电视的为类
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3000r／min,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500r／min以下）故其极对数多，转子采用凸极式，立式安装。
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，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(COSφ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。
（5）额定转速.指正常运行时发电机的转速，用 r／min（每分钟转数）表示。我国生产的汽轮发电机转速均为3O00r／min。
（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）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93％～98％之间，300MW和600MW大型机组在98%以上。
我国生产的300MW汽轮发电机主要参数如表所示。 生产厂 上海电机厂 东方电机厂 哈尔滨电机厂 型号 QFSN-300—2型 QFSN-300-20型 QFSN—300-2型 额定功率(MW） 300 300 300 额定定子电压（kV） 20 20 20 额定定子电流（A） 10190 10190 10190 额定功率因数 0.85 0。85 0.85 额定转速(r／min） 3000 3000 3000 额定氢压（Mpa) 0。31 0。3 0.3 额定励磁电流/电压（A/V) 2510/302 2203/426 2642/365 绝缘等级 B F/B B（F)/B（F） 励磁系统 三相同轴交流，静止SCR 三相同轴交流，静止SCR 三相同轴交流,静止SCR 冷却方式 水氢氢 水氢氢 水氢氢 效率（％） 98.8 ≥98.8 98。8 短路比 ＞0。5 0.556 0。656 注：型号中Q—汽轮机；F—发电机；S-定子为水内冷；N-转子为氢内冷；300 —功率为300MW；2-2极；20-额定电压为20kV.
我国上海汽轮发电机厂设计的QFSN-600—2型600MW水氢氢(转子采用氢内冷,定子铁芯采用氢表冷,定子绕组采用水内冷，即简称水氢氢冷却方式）汽轮发电机的主要技术参数为 额定功率 600MW 额定电压：20KV;
额定定子电流 19245A； 额定功率因数 O． 9；
额定转速 3000r／min；额定氢压 0.4MPa； 额定励磁电流／电压 3820A/417V; 效率98。94％； 短路比 0.54；冷却方式 水氢氢。
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。
功率整流装置交流励磁电源 励磁控制系统原理框图发电机 (一）励磁系统的主要功能 磁励磁功率单元 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。场绕励磁系统的主要功能是： 组励磁调节器 （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，励磁调节器 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。 （二)发电机励磁系统简介
发电机的励磁方式主要有三种:①直流励磁机励磁方式;②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（称无刷励磁）；③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。 2．交流励磁机静止整流器励磁系统
交流励磁机静止整流器励磁系统通常称为三机励磁方式。发电机、主励磁机和副励磁机三台交流同步发电机同轴旋转，励磁机不需换向器，而整流装置和励磁调节器是静止的，所以励磁容量不会受到限制.交流励磁机静止整流器励磁系统原理图如图所示.发电机的励磁电流由同轴的交流主励磁机经静止整流装置供给，主励磁机的励磁电流由同轴的中频副励磁机经可控整流装置供给。随着发电机运行参数的变化，励磁调节器AVR自动地改变主励磁机励磁回路中可控整流装置的控制角，以改变其励磁电流，从而改变主励磁机的输出电压，也就调节了发电机的励磁电流。
主励磁机 发电机 N 副励磁机100Hz 交流励磁机的频率一般采用，交流副励磁机多采用永磁式中频同步发电机，其频率一般为400～500Hz，
以减少励磁绕组的电感及时间常数.这样，即简化了结构,又提高了副励磁机运行的可靠性。目前大型汽轮发电机的励磁系统多采用永磁式中频副励磁机. 整流柜采用三相桥式硅二极管整流电路,通常由两个或两个以上整流柜并联运行，并留有备用，因此整流装100 Hz 50Hz 500 Hz S
置运行是可靠的.
交流励磁机静止硅整流器励磁方式的励磁能源取自主轴功率，不受电力系统扰动的影响，工作稳定可靠。以调节电路 大容量的静止硅整流器代替转动的换向整流，就解决了整流子和碳刷的运行维护问题。三机励磁方式目前在国产30OMW大容量汽轮发电机组上广为采用.
交流励磁机静止整流器励磁系统原理图
运行实践表明，三机励磁系统存在以下问题：
（1)旋转部件多，出故障的机率较高，而且修复时间较长，检修维护工作量大.
（2）由于机组轴系长，轴承座多，使轴振和瓦振值较高，对轴系稳定和机组的安全运行不利。 3．交流励磁机旋转硅整流器励磁系统
交流励磁机旋转硅整流器励磁系统与静止硅整流器励磁系统的主要区别，是整流装置是否与轴同转。整流装置与交流主励磁机及发电机同轴旋转时,三者相对静止，所以可直接相连而无需滑环、碳刷，因此又称为无刷励磁系统，如图所示。目前工程中采用的均是旋转二极管形的，旋转可控硅型尚处于试验阶段. （a）旋转二极管励孩系统；(b）旋转可控硅励磁系统
在无刷旋转二极管励磁系统中，主励磁机一般采用100Hz交流励磁机，其10OHz电流经整流后直接送入发电机转子绕组。因省去了滑环和碳刷，使励磁系统结构简单、便于维护、可靠性高，这对大容量的汽轮发电机组是适用的，但同时也带来两个新问题：一是不能用常规方法直接测量转子电流、温度和对地绝缘,而必须采用其他方法；二是无法在发电机励磁回路装设灭磁开关，而只能装于交流励磁机励磁回路，使灭磁时间延长（20s）,好在这些问题已用其他方法得到解决。目前，美国西屋公司、日本三菱公司、德国西门子公司和法国阿尔斯通公司生产的汽轮发电机多采用无刷励磁系统,而且已用于12OOMW的汽轮发电机.我国近年来引进了西屋公司无刷励磁技术，已在300MW及6OOMW大型汽轮发电机组上应用。 4．自并励励磁（静止励磁）系统
自并励励磁系统，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。
自并励励磁系统原理图
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1／3，平均修复时间仅为交流励磁机励磁系统的1／4。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，在大型汽轮发电机上采用自并励励磁方式已成发展方向。 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3000r／min. (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）
1准同步并列法
准同步(又称精确同步)并列，是常用的基本同步方法。准同步并列是指待并发电机与运行系统间满足同步条件时进行并列操作，即当发电机的频率、电压和相位角与系统的电压、频率和相位角均相同（或接近）时，将发电机的断路器合闸，完成与系统的并列。这种并列方式实质上是先促成同步状态,然后进行并列操作。 准同步并列分为手动准同步并列和自动准同步并列两种具体方法。 1、1 手动准同步并列
手动准同步即用手操作相关开关，调节发电机电压频率使其满足同步条件,并手动合闸并列的方法。
（1)频率。汽轮机起动后，通过操作其调速开关，使其转速逐渐升高至额定值3000r／min，则同轴旋转的汽轮发电机的转速即达到与电网频率接近同步的要求.
（2）电压。当汽轮发电机升速至额定转速后，经检查各处工作情况正常，即可给转子加上励磁电流，缓慢转动磁场变阻器手轮,减小电阻以增加励磁电流，使发电机定子绕组电压逐渐升高达到与系统电压相等。
（3）相位角。在满足频率和电压相等的条件后，技人同步表，待同步表指针缓慢顺时针转动至接近同步点时，操作断路器控制开关合闸，使发电机与系统并列.并列成功后，无异常现象出现，即可使发电机带上负荷，并退出同步仪表，并列操作完毕。
发电机并列操作是一项非常重要的操作，在一定程度上关系到发电厂甚至电网的安危。手动准同步操作是否成功，与操作者的现场工作经验有很大关系，如果掌握不好合闸时机，发生非同步并列事故，将会产生强烈的冲击电流和振荡现象，会使发电机端部绕组和铁芯遭到破坏。因此，经过考核获得同步操作权的人员才可进行此项操作。
1、2．自动准同步
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。 2、自同步并列
自同步并列法,就是当待并发电机的转速接近额定转速（相差±2％范围之内）时,在未加励磁的情况下，先会上发电机的断路器进行并列,然后再合上励磁开关，加入励磁电流，利用发电机的‘自整步”作用，将发电机自动拉入同步。
采用自同步的优点是：操作简单，并列速度快，在紧急情况下能很快将发电机并入系统.缺点是：待并发电机会受到较大电流的冲击（小于三相短路电流）. （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。
功率因数（cosφ）是电能质量和经济运行的重要指标。当有功负荷不变而调整无功负荷时，功率因数即改变，无功负荷减少时，功率因数增加;无功负荷增加时，功率因数下降.发电机的功率因数一般应限在0.95以内，否则易进相运行，若发现进相运行，应增大励磁电流；若此时定子电流过大，则减少有功功率，否则将引起发电机振荡或失步。
四、同步发电机的调相运行
同步发电机空载运行时，从电网吸收有功功率（即发电机变为电动机）以维持同步旋转.此时加大励磁（过励运行)，则向电网送感性无功功率；欠励运行时，则吸收电网中的感性无功，发电机变成了调相机（或称同步补偿机）。
当输电线路很长时，线路本身具有电容，当终端负荷变化时要维持端电压不波动是很困难的。所以接上同步补偿机，通过调节其励磁电流，可以控制功率因数，保持电网电压恒定。 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. 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. －、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φ，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。
变压器基本原理示意图
变压器在传递电能的过程中效率很高，可以认为两侧电功率基本相等，所以当两侧电压变化时（升压或降压），则两侧电流也相应变化（变小或变大)，即变压器在改变电压的同时也改变了电流. 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。
（2） 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。 （3） 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. 2．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、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。 3．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：①油浸自冷式变压器-油自然循环进行冷却；②油浸风冷式变压器-在散热器上装设风扇吹风冷却；③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. 三、变压器的额定参数与铭牌
为使变压器能按照设计技术条件安全、经济、合理地运行，制造厂将变压器的设计额定参数标注在铭牌上（又称铭牌值）。按照额定参数运行,可以保证变压器长期可靠的工作，并能达到设计的性能。 1．变压器的额定参数
(1）额定容量初SN。在铭牌规定的额定工作状态下，变压器的容量叫额定容量,对三相变压器而言，即三相容量之和，用视在功率SN表示,单位为kVA或MVA。
（2）额定电压化。一次侧额定电压U1N，指加到一次绕组上的规定电压值；二次侧额定电压U2N，指一次侧加入额定电压U1N时，二次侧的空载电压。额定电压的单位为kV。三相变压器的额定电压都是指线电压。 （3）额定电流IN。在额定使用条件下(或根据发热限制而规定的绕组中允许长期通过的电流值），一次侧输入的电流叫一次侧额定电流，用I1N表示；二次侧输出的电流叫二次侧额定电流，用I2N表示。额定电流都是指线电流，单位为A或kA.
(4）空载电流I0。变压器加额定电压空载运行时的电流，常以额定电流的百分比来表示，可以折算到一次侧，也可折算到二次侧.
（5）空载损耗P0。在变压器一个绕组上加入额定电压,而其余绕组均为开路时,变压器的有功损耗，用P0表示,单位为kw. （6）短路损耗Pk.当变压器的一个绕组通以额定电流，而另一绕组短接时的有功损耗，用Pk表示，单位为kw。 (7）短路电压（阻抗电压)百分比Uk%。当一个绕组短接时，在另一绕组中为产生额定电流所加入的电压称为短路电压,以额定电压的百分比Uk%来表示。 2．变压器的型号及符号说明
变压器的型号由文字和数字两部分组成，一般格式如下： 1 2 3 4 5 1—绕组耦合方式；2-相数；3-冷却方式；4-绕组数；5-绕组导线材质；6—调压方式。 其符号代表的含义为：
O—-自耦;D-—单相；S-—三相；G——空气自冷式；F-—油浸风冷式；W——水冷式；P——强迫油循环；Z-—有载调压；L——铝；F—-分裂变压器；FP—-强迫油循环风冷;WP——强迫油循环水冷。 举例：
SFP7－3600OO／22O：表示三相油浸风冷强迫油循环式电力变压器，设计序号为7,额定容量为36000OkVA，额定电压为220kV.
3．300MW发电机组配用变压器情况 （1）主变压器(升压变压器）。型号为SFP7－360000／22O,中性点直接接地，无载调压.其主要参数为额定容量3600O0kVA；额定电压242／2OkV；额定电流858。9/10392.3A;连接组标号YN，dll（即旧符号Y。／Δ一11）；冷却方式ODPF(自耦、单相、强迫油循环风冷）；器身重169t；油重48。7t；总重量262．7t;空载损耗177kw；短路损耗809kW；短路电压11%. (2）起动变压器。高压侧接系统,低压侧作300MW汽轮发电机组起动电源.当发电机组起动并入系统带上3O％～4O%的负荷后，应切换成高压厂用变压器供电.此时起动变压器处于联动备用状态,故又称起动／备用变压器. 300MW汽轮发电机组配用起动变压器的型号为SFFZ7－4O00／22O，即三相自然油循环风冷却有载调压分裂电力变压器。
（3)高压厂用变压器。型号为SFF7－400O／20，即三相自然油循环风冷式无励磁调压分裂电力变压器。 分散控制系统
一、概述：分散控制系统( 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。DCS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。
二、分散控制系统功能分层体系
层次化成为分散型控制系统的体系特点，使之体现集中操作管理、分散控制的思想，分散控制系统的层次分成以下四级：
第四层
1． 现场装置管理层次的直接控制级（过程控制级）
经营 在这一级上，过程控制计算机直接与现场各类装置相连,对所连接的装置进行检测、控制，同时它还向上与第管理级 第三层
生产管理级
二层的计算机相连，接受上层的管理信息，并向上传递装置的特性数据和采集到的实时数据.
2． 过程管理级
在这一级上的过程管理计算机主要有监控计算机、操作站、工程师站。它综合监视过程各站的所有信息，集中显示操作,控制回路组态和参数修改，优化过程处理等。
3． 生产管理级
在这一级上的管理计算机根据产品各部件的特点，协调各单元级的参数设定，是产品的总体协调员和控制器。
4． 经营管理级
这一级居于中央计算机上，并于办公室自动化连接起来,担负起全厂的总体协调管理,包括经营活动、人事管理，等等。
三、分散控制系统体系结构示例
WDPF系统的整体结构
美国西屋电气公司的WDPF分散控制系统是在我国应用较为广泛、技术比较先进的一种控制系统，采用了分层体系结构，各层发挥不同的功能。它提供了具有不同复杂程度、从小系统到全厂性大系统的各种功能，包括一体化的模拟量控制、顺序控制和数据采集。
WDPF系统一系列具有不同功能的单元（称为drop站)集合而成，借助于数据高速公路（Data Highway）快速通信,系统基本构成如下图所示. 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。
分布式处理单元（DPU）
分布式处理单元（Distributed Processing Unit）是控制系统的核心，完成数据采集、控制功能，直接通过I/O卡件与生产过程相连，其特性包括：
1. 模拟量控制、顺序控制及数据采集
2. 具有浮点和逻辑运算功能的32位处理器(Intel 486） 3. 每秒更新所有的过程变量 4. 工程单位处理
5. 冗余的处理器及电源
6. 本地/远程存储器影象I/O
7. 36个I/O卡容量可扩展到72个I/O（用第二个机柜实现） 8. 顺序时间记录 9. 多种速度
10. 不依赖于数据高速公路的独立运行能力 11. 分布式全局数据库 12. 扩大的PROM计算库
13. 控制组态保存在后备电池RAM中 14. 借助工程师站或个人计算机的编程 15. 在线诊断至插件级
操作员/工程师站
操作员/工程师站是控制系统与操作人员的人机联系设备。其硬件采用了SUN图形工作站,支持双CRT显示,
具有操作员薄膜键盘（membrane keyboard） ，配备鼠标（mouse）或轨迹球（trackball);采用了UNIX下的OPENWIN操作系统,操作快捷方便。
历史数据存储和检索（HSR）、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
数据高速公路
高速系统数据通信用于数据采集、监视、诊断、记录、显示、预置及建立数据，每秒可更新16000个点（模拟量点和/或数字量点）,支持2到254个站，每个站每0。1秒有一次广播机会。
第四部分 发电厂的技术经济指标
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ηe。
发电厂的热效率ηe， 为发电量（kW·h）折成热量与耗用热量HRe之比， 即 HRe为发电热耗率，即发1kw·h电所消耗的热量（kJ）；HRe＝29.308b。(kJ／kw·h)； b。为发电煤耗率,为发1kw·h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 ％。 2．煤耗率
煤耗率一般指供电煤耗率bn(g／kw·h），为对外供电1kw·h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，kw·h； W。—-厂用电量，kw·h。
我国规定，bn＝380g／kw·h，即平均每发1kw·h电用煤（折合标准煤)380g为标准。目前国产3OOMW发电机组的煤耗率平均为360g／kw·h。 3·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6％～1O%；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。 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50％～7O%;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。 二、发电厂经济运行管理
火力发电厂在生产电能的过程中要消耗大量的燃料和水，电厂自身用电量也是相当大的,因此发电厂的经济运行管理十分重要。
（－)发电厂技术经济指标管理
对发电厂的技术经济指标主要是煤耗率、厂用电率等，通常还按生产环节将这两大指标分解成许多技术经济小指标，以便于落实到各个生产岗位，以作为具体考核标准，见下表。 专业 序号 小指标名称 单位 先进指标 燃料 1 上煤量 t 100 2 上煤不合格次数 次/班 1 3 燃料验收率 ％ 4 上煤用电率 Kw.h/t 1。5～1 5 煤磅校验合格率 ％ 6 配煤合格率 ％ 90%95%（发热量波动±837kJ/kg) — 7 卸煤干净程度 8 事故、障碍率 次/年 锅 9 锅炉效率 ％ 炉 10 蒸发量 t 11 过热汽压 Mpa 12 过热汽温 ℃ 13 再热汽压 Mpa 14 再热汽温 ℃ 15 二氧化碳(氧量） % 16 排烟温度 ℃ 17 煤粉细度合格率 % 18 飞灰（灰渣）可燃物 % 19 自动设备投入率 ％ 20 制粉耗电率 Kw。h/t 21 风机耗电率 Kw。h/t汽 22 除灰耗电率 Kw。h/t 23 点火、助燃用油量 t 24 事故率 次/年 25 清洁程度 26 两票合格率 % 汽 27 汽机热效率 ％ 机 28 热耗 J/（kW.h) 29 汽耗率 kg/(kW.h ） 30 真空度 ％ 31 端差 ℃ 32 冷凝水过冷却度 ℃ 33 给水温度 ℃ 34 给水泵耗电 KW.h/t 35 循环水泵占厂用电的耗电率 ％ 36 自动设备投入率 ％ 37 事故率 次/年 38 清洁程度 39 两票合格率 % 40 给水溶解氧合格率 % 电 41 有功出力曲线 气 42 无功出力曲线 43 抄表准确率 ％ 44 两票合格率 % 45 事故率 次/年 化学 46 47 1、技术经济指标管理的作用
（1)落实岗位责任制。通过指标的逐级分解，层层落实,成为便于操作的小指标，小指标的落实保证了大指标的完成。
(2）小指标便于开展竞赛活动。小指标管理,便于落实到人，可比性强,因此有便于加强企业管理的各项基础工作.如计划、统计、计量、定额等。通过开展竞赛活动，促进指标的完成。
(3）小指标是企业科学管理的基础。开展小指标竞赛，使职工关心指标、管理指标，使群众参与管理.同时，小指标管理同奖励制度相结合，提高了职工参加竞赛的积极性。
（4）小指标是检查分析生产计划执行情况的依据。通过小指标完成和计划数值的对比，可检查耗煤的多少，找出差距和原因。因此，小指标的检查分析，是揭露矛盾、解决问题，促进企业全面完成计划和提高经济效益的有效方法。
2．进行技术经济指标管理的方法
技术经济指标管理的任务是对各项指标完成情况不断地进行分析，挖掘生产中的潜力,节约燃料和自用电量，完成发电计划和经济指标。
（1）搞好小指标分解工作。指标分解科学，订得合理恰当,通过运行人员的努力能够达到先进合理的指标,以充分调动群众的积极性.
（2)加强对测量仪表、采样和试验的监督，并准确的统计出原始数据。
(3）将小指标竞赛作为班组竞赛的主要内容。值与值、班与班、机组与机组之间都要互帮互赛，按时公布成绩，做到班组日统计、车间旬统计、厂部月统计。 （二）改造挖潜，提高运行经济性
对现有设备改造挖潜,引进新技术，采用计算机控制和自动化技术，大大提高了电厂生产设备安全运行水平和经济效益,受到普遍重视。
第五部分 火力发电厂单元机组启停
第一节 单元机组启停特点和方式
一、 单元机组启停特点 1、机炉电整组启停 2、启停存在较大热应力
3、启停定义：单元机组的启动就是将静止状态的机组转变为运行状态的过程;停运则是启动的逆过程.
4、 原则:（l）应在最佳工况下启动机炉和增加负荷；并尽可能地在不同的温度情况下实现自动化程序启停; （2）在机组启停期间工质损失和热损失最小； （3)在任何情况下都要严格保证锅炉给水；
（4）根据负荷曲线的要求，对蒸汽参数和蒸汽流量应能自动调节； （5)只能用过热蒸汽（过热度最低为40～60℃）启动汽轮机；
(6)汽轮机进汽部分的金属与蒸汽之间的温度差在热态启动时,应不超过50℃。
5、 滑参数启动：在锅炉点火、升温升压的过程中，利用低温低压蒸汽进行暖管、冲转、暖机、并网及带负荷，
并随着汽温汽压的升高，逐步增加机组的负荷，待锅炉达到额定参数，汽轮发电机组达到额定出力。由于汽轮机的暖管、冲转、暖机、升速及升负荷是在蒸汽参数逐渐变动的情况下进行的，所以这种启动方式称为滑参数启动。
6、 滑参数停机：在逐步降低汽温汽压情况下,逐步降低机组的负荷，直至负荷到零后解列停机。 二、 滑参数启停方式的主要优点 1、 安全可靠性好 2、 经济性高
3、 提高设备的利用率和增加运行调度的灵活性 4、 操作简化 5、 改善环境
三、 滑参数启动方式分类 1、 按操作方式分类
1、 1真空法滑参数启动：
1、 2压力法滑参数启动：是指待锅炉所产生的蒸汽具有一定的压力和温度后，才冲转汽轮机. 2、 按启动前汽缸金属温度高低分类
按汽轮机启动前调节级汽缸金属温度高低，可将滑参数启动分为冷态启动及热态启动
第二节 配汽包锅炉的单元机组冷态启动
一、配自然循环锅炉的单元机维冷态清参数启动 （－）启动前的准备 （二）锅炉点火 (三)锅炉升温升压
升温升压过程中的控制要求：
1、 升压速度和汽包壁金属的热应力 2、 水冷壁保护
3、 过热器、再热器启动中的安全 4、 省煤器保护 （四）暖管 （五)冲转 1． 冲转方式
2． 冲转参数的选择 （六）暖机 （七）升速
升速过程中，金属的温度和膨胀量均要增加，所以仍需严格控制和监视，应注意以下几个问题： （l)升速率：
（2)越过临界转速
（3）在升速过程中，应由专人监测各轴承的振动值
(4）当转速接近2800r/min时，注意调速系统动作是否正常，
(5）定速后,根据金属温度及温差、胀差、振动情况来决定是否进行额定转速暖机或进行并列。 (八）并网、带负荷 （九）阀切换 (十）升负荷
第三节 热态滑参数启动
一、热态滑参数启动分类
200℃以下为冷态，200～370℃为温态、370℃以上为热态,有的把热态又分为热态（370～450℃）和极热态(450℃以上）
停机一周后再启动为冷态；停机48小时为温态；停机8小时为热态；停机2小时为极热态. 二、热态滑参数启动特点和启动方法
启动特点：启动前机组金属温度水平高；汽轮机进汽的冲转参数高；启动时间短。 启动方法：
首先根据汽机金属温度（热态)，在冷态滑参数启动曲线上找到相对应的初始工况点，查出该点对应的蒸汽参数和初始负荷值，该蒸汽参数即作为热态启动冲转参数，当蒸汽参数达到此值,即可冲动汽轮机。以135MW机组冷态启动曲线为例，如热态启动时高压上缸内壁金属温度为300℃，对应的主蒸汽参数为2。0MPa、395℃,起始负荷为20MW。热态启动时就采用2。0MPa、395℃作为热态冲转参数，一般5～10分钟内即可完成冲转、升速至3000r
／min，此后汽轮发电机应尽快并列带负菏，并列后以每分钟5％～10％额定负荷的速度加至起始负荷，不准在起始负荷点之前作长时间停留，以免冷却汽轮机金属.达到起始负荷后，按冷态滑参数启动曲线滑升负荷，以后工作与冷态滑参数启动相同。
三、热态滑参数启动中注意的问题 1． 冲转参数的选择
温度：正温差启动：规定热态时,主蒸汽温度高于高压缸调节级上缸金属温度50~100℃,但最高不得超过汽温额定
温度
值。此外,蒸汽过热度不应低于50℃。 负温差启动：严密监视主蒸汽的温度值,并尽快提高汽机的进汽温度，600 调节级汽缸和转子的金属温度在415℃以上，密切监视机组的差胀、振动等，尽快升速、并列及接带负荷. 500 压力:冲转汽压宜采用较高的数值，一般推荐不低于3～5MPa 主汽温度 ,双层缸内缸上下缸温差不得超过35℃。 2、上下缸温差：调节级上下缸温差不得超过50℃400
3、转子热弯曲：要求热态冲转前连续盘车不应少于4h 160 16
140 14 4．轴封供汽问题:热态启动时应先轴封供汽，再抽真空 300
120 12
100 10 5．热态滑参数启动过程中应注意的其它问题 200
80 8 （1)由于热态启动时机组升速快，要注意冷油器出口油温不得低于38℃，以免造成油膜不稳而引起振动。 转速 6 60 100 （2)由于升速和接带负荷速度较快，且不准在起始负荷点之前作长时间停留，所以锅炉和电气部分必须在冲转之4 主汽压力 前做好相应的准备工作,以免延误时间造成金属冷却。 40
2 功率 0 20 （3）热态启动时间短，应严格监视振动,如振动超过限值，应果断及时打闸停机，转入盘车状态，待消除原因后,
480 0 60 120 180 240 300 360 420 才允许重新启动。540
第四节 单元机组的停运
冷态滑参数启动参考曲线
时间
根据不同情况，可将停机分成以下几种方式; （1)事故停机：故障停机；紧急停机。
（2)正常停机：额定参数停机;滑参数停机 一、额定参数停机 1． 停机前的准备 缺陷记录、试验、盘车 2． 减负荷
操作同步器使调速汽阀关小减有功负荷；调节励磁电流调整无功负荷。 注意事项：炉稳燃，汽温、汽压；
机:拉应力、差胀、真空，切换高压加热器及除氧器的汽源、调整凝汽器的水位. 电：调整氢压、冷却水量、切换厂用电 3． 发电机解列及转子情走
解列：当有功负荷降到接近零值时，拉开发电机断路器，发电机解列，同时应将励磁电流减至零，断开励磁开关。解列后调整抽汽和非调整抽汽管道逆止阀应自动关闭,同时密切注意汽轮机的转速变化，防止超速。 停止汽轮机的进汽时须先关小自动主汽阀，以减轻打闸时自动主汽阀门芯落座的冲击。然后手打危急保安器，检查自动主汽阀和调速汽阀,使之处于关闭位置
惰走时间：发电机从电网解列，去掉励磁，自动主汽阀和调速汽阀关闭,到转子完全静子的一段时间。称为汽机转子的惰走时间。
注意事项：惰走曲线、转速到零时真空对应到零，再停止轴封供汽、调整双水内冷发电机的水压,调整氢冷发电机的密封油压、转子静止后，应立即投入连续盘车直至汽缸金属温度降至150℃以下为止、转子静止后,要立即测量定子线圈、转子回路的绝缘电阻等。 4．锅炉降压和冷却 注意事项：热应力
要点:一般在最初4～8h内应关闭锅炉各处门、孔和挡板，避免冷空气大量进入。8～10h后,如有必要加强冷却，可开引风机通风，并可适当增加进水放水次数。
单元机组停机后，应按规定做好停机后的维护和保养,以防止发生停用机组漏汽、漏水、腐蚀和冻裂等现象 二、滑参数停机
1、滑参数停机的主要优点 (1）机炉金属能得到均匀冷却.
(2)减少停机过去中热量和汽水损失，充分利用锅炉余热发电。 （3）对汽机喷嘴、叶片上的盐垢有清洗作用。 2．滑参数停机的关键问题及滑停方式选择 关键问题：主蒸汽及再热蒸汽温度下降速度，要求温降率不超过规定值，调节级汽室的汽温比该处金属温度低20～50℃为宜，蒸汽
仍应保持接近50℃的过热度，最后阶段的过热度应不低于30℃。 滑停方式：（1）消除某些缺陷或根据电网需要而短期停机，则可按滑参数方法减负荷，一般是保持调速汽阀基本全开，主蒸汽降压不降温，使负荷逐渐下降。
（2)若单元机组需大修或汽机揭缸检查，则按滑参数停机过程将负荷一直降到较低值，再用同步器将负荷减至零，然后打闸停机.
3．常用的滑参数停机方法
(l）准备工作。与额定参数停机相似，将除氧器、轴封供汽汽源切换到备用汽源上,对法兰螺栓加热装置的管道应送汽暧管.
（2）机组负荷、蒸汽参数的滑降。 按滑参数停机曲线要求进行
具体做法是:先保持主汽温不变，逐渐降低主汽压，操作同步器使调速汽阀全开。然后按规定的滑降速度降低汽温，因再热汽温下降滞后于主汽温的下降，所以应待再热汽温下降后，再进行下一阶段的降压降温。伴随着每一阶段的降压降温,部件受到蒸汽冷却,金属温度逐渐下降，机组负荷也相应下降。 注意事项：1、将负荷、蒸汽参数滑降到足够低时，锅炉再灭火；
1、 滑参数停机过程中严禁做汽机超速试验,以防蒸汽带水引起汽机水冲击。 2、 稳定燃烧,注意汽温突变。 3、 合理使用汽机旁路系统。
（4） 发电机解列与转子惰走，锅炉降压停炉等与额定参数停机相似
第六部分 德国施瓦茨电厂简介
一、 概述
1993年秋天,德国东部电力公司在德累斯顿东北60公里的斯布累堡镇开始建设施瓦茨电厂。这两台800MW的燃褐煤的发电厂,开创了火力发电厂的新时代。
1998年全部建成投产,通过采用超临界蒸汽参数,电厂的发电效率超过了40％,采用抽汽回热循环，使燃料的利用率达到了55％。
施瓦茨电厂是德国东部电力公司的全资子公司，总投资27亿美圆（50亿马克）。该项目是德国东部最大的私有投资项目,它对该地区的经济复苏和稳定就业具有重要意义。
施瓦茨电厂位于原Lanbag电厂北部,每台机组采用直流锅炉和超临界汽轮机，两台机组均按最佳化、最紧凑的方式设计.该电厂采用先进的烟气处理方式，烟气首先通过电除尘，然后进入脱硫装置，石膏是脱硫过程的副产品.
二、 主要技术参数: 发电厂
毛电功率（MW）:2×855。5 净电功率（MW）：2×815
供热（60MWth)：2×60（最大:2×80） 过程抽汽（t/h)2×400（最大：2×800） 效率（％):40。77 燃料利用系数：55
燃料：褐煤 锅炉 供应商： EVT 数量: 2 类型： 直流锅炉、一次再热、塔型设计 点火： 切圆燃烧,8台风扇磨和分离器 主蒸汽流量（kg/s) 672.1 主蒸汽参数（bar/℃） 268/547 再热蒸汽参数(bar/℃） 55/565 给水入口温度（℃) 272。8 排烟温度(℃） 169 主管道重要技术数据(见插图) 供应商 Lentjes mce 汽泵 供应商 GEC ALSTHOM Enerrgie GmbH 类型 凝汽式汽轮机 最大出力(MW) 36
额定/最大转速（r/min） 5300/5820 主要汽源汽参数（bar/℃） 12/320 备用汽源参数(bar/℃) 50/350 凝汽器压力（mbar） 43 辅助锅炉 供应商 Babcock Kraftwerkstechnik GmbH 产汽量（t/h） 100 蒸汽参数（bar/℃） 16/350 燃料 EL fuel oil 汽轮机 供应商 Siemens KWU 数量 2 设计 四缸凝汽式 转速（r/min） 3000 高压蒸汽参数（bar/℃） 253/544 中压参数（bar/℃） 52/562 凝汽器入口蒸汽(℃） 30 凝汽器出口蒸汽（bar） 0.04 发电机 供应商 Siemens KWU 类型
冷却介质
功率因数（cosφ） 冷却塔 供应商 数量 类型
循环水容量（m3/h 冷却介质
Two—pole THDD-series 氢 0。8
GEA 2
湿冷自然通风 65664 氢
功率因数（cosφ） 冷却塔 供应商 数量 类型
循环水容积(m3/h） 入口水温（℃） 出口水温（℃） 高度（m） 空气预热器 供应商 类型
热交换面积（m2） 热容量（MW） 排放控制 电除尘器 供应商 排列
集尘面积（m2)
出口携带灰尘量(mg） 烟气流量（Nm3/h） 除尘效率（%） 除灰量（t/day） 烟气脱硫装置 供应商
0.8
GEA 2
湿冷却塔自然通风 65664 26.4 18 141
Apparatebau RothemUhle 回转式空气预热器 65000 100
Apparatebau RothemUhle/Walther 4×4 52500 ＜50 900000 99。906 1145
Noell—KRC Energie-und umwelttechnik GmbH
烟气容积（Nm3/h) 4×1.8×106（湿） 烟气中SO2最大浓度（mg/m3) 7250(干，6％ O2) 石灰石消耗量（t/h） 4×18。5(最大） 石膏产量（t/h) 4×33（最大） 吸收器(反应器） 直径/高度（m） 18/45 材料： 高等级钢 脱硫过程 Noell-KRC 双回路湿式脱硫 少Nox控制 低Nox燃烧器 最大排放限制 Nox(mg/m3） 200 SO2(mg/m3） 400 CO（mg/m3） 250
3
HF(mg/m） 2。5
3
HCI（mg/m） 7。5 Dust（mg/m3） 50 控制仪表 供应商 西门子 类型 Teleperm XP 烟气脱硫泵 供应商 Sulzer Pumps
锅炉给水泵 类型 供应商 数量
容量（m3/h） 扬程（m） 轴功率(KW)
HPT 350—400 Sulzer Pumps 2
3。142 3.870 33。891
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