热控基础知识

第一篇 热控基础知识 第一章 热工自动化概述一、概述国民经济的不断增长，增加了对电力的需求量，电力工业向大电网、大机组、高参数、高度自动化的方向发展。由于高参数、大容量机组发展迅速，因此对机组自动化的要求日益提高，以“4C”（计算机、控制、通信、CRT）技术为基础的现代火电机组热工自动化技术也相应得到了迅速的发展。电力工业作为国民经济的基础性产业，有别于其它工业过程的主要特征是：电能的“发、输、供、用”必须同时进行，并保持瞬时的平衡。与此同时，参与“发、输、供、用”的所有设备构成了部件众多、结构复杂、分布广阔的动态大系统。在这个系统中发电机组处于系统的最底层。改革开放以来，我国电力工业不断跨上新的台阶。1987 年全国发电装机容量突破 1 亿千瓦，1995 年 3 月，装机容量突破 2 亿千瓦。这期间中国发电装机容量和发电量先后跃过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，到 1996 年居世界第 2 位。截至 2004 年 5 月底，我国发电装机容量突破 4 亿千瓦大关，达到 40060 万千瓦，年发电量超过 1.9 万亿千瓦时。与此同时，提高发电机组的容量和参数也成为我国电力工业发展的重要方向：单机容量从建国初期的 50MW，逐步发展到 70、80 年代的 125300MW，目前从 300MW 发展的600MW 已经成为主流，现在继续向更大型化 900MW，甚至超过 1000MW 发展。蒸汽参数也由8MPa/535提高到 17MPa/540，并随着超临界和超超临界技术的推广应用，最终可达到28MPa/580以上。机组的大容量和高参数带来的是过程参数测量点的大量增加，相应的控制回路数和控制的复杂程度都大为提高，生产过程对控制精度的要求更为严格。以一台600MW 机组为例，其运行过程的监控点多达 60007000 个，各种控制回路有 500600 个，用于控制系统组态的各种图纸就有几千张，这些艰巨而繁重的控制任务必须要有现代化的电站自动化技术作为支撑。二、热工自动化的发展趋势热工自动化的硬件主要是由检测传感器及仪表(包括显示仪表)、调节控制装置或系统、执行器(包括执行机构和调节机构两部分)三大部分构成。检测传感器及仪表、执行器是热工自动化的基础，前者发展已经历了机械式、电子式、微处理器等层次。随着微电子、微机械、智能和集成等先进技术的迅猛发展，以及新材料和新工艺的发现和采用，目前检测传感器与仪表正向着微型化、数字化、智能化、网络化和虚拟化等方向进一步发展。如德国Endress+Hauser公司推出的陶瓷电容式压力传感器，是一种无中介液的干式压力传感器，测量范围可为060MPa，其技术性能稳定，年漂移量小于0.1% F.S，抗过载强，可达量程的数百倍。执行器接受调节控制装置或系统的控制信号，改变操纵变量，使生产过程按预定要求正常运行。随着自动化、电子和计算机技术的发展，现在执行机构也在向智能化方向发展，越来越多的执行机构已经带有通信和智能控制功能，如Emerson和Smar等公司均推出了智能阀门定位器，内装有高集成度的微处理器，采用数字平衡原理代替传统力平衡原理，将电控制信号转换成气动定位增量来实现阀位控制，具备对死区、正反作用、行程范围等的组态功能，可实现分程控制、等百分比、快开特性等修正功能，具有自校正、自诊断等智能特点。调节控制装置或系统是过程自动化的中枢，其发展从较早的基地式调节器(变送、指示、调节一体化的仪表)开始，经历了气动、电动单元组合仪表到计算机直接数字控制系统(DDC)，直到今日得到广泛应用的分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。DCS经历了初创(19751980年)、成熟(19801985年)、扩展(1985年以后)几个发展时期，在系统的可靠性及可维护性、控制功能算法的丰富性及完善性、信息处理的能力及速度、组态软件的便捷性及友好性、系统联网能力和开放性等方面得到迅速发展，取得了令人瞩目的成就，已成为过程自动化控制系统的主流。PLC以其结构紧凑、功能简洁、速度快、可靠性高、价格低等优点，也迅速获得广泛应用，已成为与DCS并驾齐驱的另一种主流工业控制系统。目前以PLC为基础的DCS发展很快，PLC与DCS相互渗透、相互融合、相互竞争，已成为当前工业控制系统的发展趋势。由于计算机可靠性和性能价格比的进一步提高，以及在开放性和集成性、软件与硬件的产品和技术支持率、市场占有率等方面无以伦比的优势，近年来以个人计算机(PC)为基础的工业PC控制系统呈现良好的发展态势。另外，后起的现场总线控制系统(FCS)也以其优良的互操作性和功能分散性、更强大的系统功能(如单一仪表或设备可提供多变量I/O能力、网络化的设备管理、更宽的诊断范围、丰富的状态信息等)、安装及组态的简易性、更高的测量和控制精确度、较低的工程及运行维护成本和规模灵活性等诸多特点逐渐显示出其强大生命力。近年来，国外一些大公司正在推出更大规模、更高层次的全面自动化体系结构(如艾默生过程管理的PlantWeb、Honeywell的TotalPlant、Siemens的TIA)，这些系统不再仅仅是单纯的自动化硬件和软件(系统软件、中间件及各种应用软件)的集成，还包含有各种服务，乃至从现场到企业的信息系统集成。总之，控制系统正向着网络化、智能化、集成化、分布化、信息化和开放化方向进一步发展。控制方法及策略是过程自动化的灵魂。20世纪末以来，自动控制理论和方法的主要发展方向是人工智能技术的应用。过程自动化控制方法已从传统经典控制(包括PID控制、比值控制、串级控制、前馈控制等)发展到了最优控制、自适应与自整定控制、自学习控制、非线性控制、多级递阶智能控制、专家控制、模糊逻辑控制、神经网络控制、仿人智能控制、基于模式识别的智能控制、多模变结构智能控制、混沌控制、鲁棒控制及基于可拓逻辑的智能控制、H控制和综合等。例如，大型发电机组作为过程控制对象十分复杂，发电过程存在着大延迟、强耦合、本质非线性和大量的未知干扰，使得锅炉燃烧过程控制、磨煤机控制、大范围变工况时的过热汽温及再热汽温的控制等等，用传统控制策略难于解决，因而国内外对发电过程控制策略进行了深入研究，目前许多先进控制理论和方法已逐渐开始在过程控制中应用。如ABB和SULZER公司建立了带状态观察器的SCO数学模型用于对主蒸汽和再热蒸汽的温度控制；西门子公司建立了凝结水节流的COT(controlled Condensate Throttling)数学模型、采用模糊算法的NUC(New coordinated Unit Control)等，针对不同发电机组、不同运行工况研究出各种优化控制方案，业已在国内发电厂的应用中取得明显的效果。又如德国KruppHoesch钢铁公司的Westfaien钢厂应用神经网络改进数学模型取得显著的经济效益，所制造的产品尺寸偏差减少12%。此外，许多自动化产品供应商也相继推出了商业化的智能控制器，如CyboSoft推出的无模型自适应(MFA)控制器Cybocon和Cybocon CE，针对不同过程可采用相应的算法(标准法、反时滞算法、非线性MFA算法、鲁棒MFA算法)等，可在相当程度上改进过程控制的效果。从控制目标出发，综合运用各种控制方法是构成先进控制系统的有效途径。热工自动化技术发展的主流趋势是：检测控制智能化、测量信息数字化、控制管理集成化。三、大型火力发电机组主要特点1.监视点多（600MW 机组 IO 点多达 30005000 个，随着发电机-变压器组和厂用电源等电气部分监视纳入 DCS 之后，IO 点已超过 7000 个）。2.参数变化速度快和控制对象数量大（600W 机组超过 1300 个）。3.各个控制对象特性时变、时滞、相互间关联耦合、环境强干扰。4.由高度计算机化的单元机组集控取代传统的机、炉、电分别人工监控。自动化系统的功能也已从单台辅机和局部热力系统发展到整个单元机组的检测与控制。 5.随着整个单元机组自动化的不断完善以及电网发展的需要，火电厂热工自动化的功能必然会和调度自动化系统（automatic dispatch system，ADS）相协调而实现电网的自动发电控制（AGC）。6.厂级实时监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level，简称SIS），是集过程实时监测、优化控制及生产过程管理为一体的厂级自动化信息系统,实现机组的安全经济运行的有效手段。传统的炉、机、电分别监控方式，已不能适应像 600MW 这样大型单元机组监控的要求。如果将大机组的监视与控制操作任务仅交给运行人员去完成，不仅体力和脑力劳动强度大，而且很难做到及时调整和避免人为的操作失误，因此必须由高度计算机化的机组集控取而代之。自动化技术对于提高机组的安全经济运行水平是行之有效的；大型火电机组离开了高度的自动化，就不可能做到安全经济运行。四、火力发电机组实现自动化功能的意义大容量火电机组实现高度自动化,在机组启动和运行的各个阶段，对于实现安全、稳定、经济运行具有重要意义:1.正常运行在机组正常运行过程中，自动化系统能根据机组运行要求，自动将运行参数维持在要求值，以期取得较高的效率（如热效率）和较低的消耗（如煤耗、厂用电率等） 。2.异常工况在机组运行工况出现异常，如参数越限、辅机跳闸时，自动化设备除及时报警外，还能迅速、及时地按预定的规律进行处理。这样，既能保证机组设备的安全，又能保证机组尽快恢复正常运行，减少机组的停运次数。例如，RUN BACK（自动快速减负荷） 、RUN UP（强增负荷） ，RUN DOWN（强减负荷） 、FAST CUT BACK（FCB，负荷快速切回或称快速甩负荷）等功能。当机组从运行异常发展到可能危及设备安全或人身安全时，自动化设备能适时采取果断措施进行处理，以保证设备及人身的安全。如锅炉主燃料跳闸（master fuel trip，MFT） 、汽轮机监测系统（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）等。3.启停过程在机组启停过程中，自动化设备又能根据机组启动时的热状态进行相应的控制，以避免机组产生不允许的热应力而影响机组的运行寿命，即延长机组的服役期。如汽轮机的计算机应力估算和寿命管理系统，汽轮机自启停系统(turbine automatic system，TAS)。4.发电控制随着电网的发展，对自动发电控制（automatic generation control，AGC）的要求日趋严格。AGC 是现代电网控制中心的一项基本和重要的功能，是电网现代化管理的需要，也是电网商业化运营的需要。而要实现 AGC，单元机组必须有较高的自动化水平，单元机组协调控制系统必须能投入稳定运行。随着机组容量的增大、参数的提高，对于机组安全经济运行的要求不断提高，火电厂的自动化水平也不断得到提高，从传统的机、炉、电分别人工监控发展到今天的单元机组集控，自动化系统的功能也已从单台辅机和局部热力系统发展到整个单元机组的检测与控制。而随着整个单元机组自动化的不断完善以及电网发展的需要，火电厂热工自动化的功能必然会和调度自动化系统（automatic dispatch system，ADS）相协调而实现电网的自动发电控制（AGC） 。但必须指出的是，自动化系统毕竟只能按照人们预先制定的规律进行工作，而机组运行过程中的情况却是复杂、随机的。因此，自动化系统在一般情况下虽不需要人工干预，但在特定情况下却要求人工给以提示或协调。无人值班的火电厂或火电机组虽经尝试，却迄今未获成功，也就是说高度自动化的火电机组并非不需要人的干预，而是需要人的更高层次的干预。由此可见，自动化水平高的机组，要求运行人员也具有更高的技术和文化水平。五、热工自动化的主要内容根据应用层次和范围的不同，热工自动化的主要内容大致分为 7 类。1.数据采集与管理对热力过程中温度、压力、流量、液位、成分等热工参数的测量；测量数据在不同系统之间的高速传输；生产过程实时/历史数据的高效存储；历史数据的快速检索；统计数据的报表打印；报警数据的采集、存储、分析与处理等。具有数据采集与管理功能的典型的系统主要有：数据采集系统、DCS 数据库、SIS 数据库、MIS 数据库等。2.回路控制以模拟量控制系统为主，主要对机组的一系列参数进行控制，如汽包水位、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、发电机功率、炉膛压力等。其中最典型的是单元机组的协调控制系统(CCS: Coordinated Control System)。它是在常规机炉局部控制系统的基础上发展起来的综合控制系统，其基本设计思想是：把锅炉和汽轮发电机组作为一个整体，采用分级、递阶的系统结构，把参数调节、逻辑控制和联锁保护等控制功能结合在一起，构成一种满足机组在额定工况、变工况，以至于故障条件下控制功能的综合控制系统。其它比较重要的控制回路主要有：汽温控制系统、给水控制系统、炉膛压力控制系统、磨煤机控制系统、主蒸汽压力控制系统、汽轮发电机功率控制系统等。3.顺序控制及联锁保护顺序控制一般可分为时间定序式和过程定序式两类。前者是指按预定的时间顺序而触发控制作用的发生（如启动停止、闭合断开等） ；而后者则是依据生产过程进行的状态决定下一步控制作用是否发生。目前采用 DCS 或 PLC 构成大型火电机组的 SCS 系统，常用的顺序控制系统有：输煤系统控制、锅炉吹灰器控制、锅炉补给水处理系统控制、给水泵启停控制、风机启停控制、锅炉点火系统控制、煤粉制备系统控制、汽轮机自启停控制等。联锁保护是以顺序控制系统(SCS: Sequence Control System)为基础的一类重要的控制方式。指在重要运行参数超过限定值或相关设备运行条件不满足要求时按照预先设定的程序，自动终止异常的生产过程和设备，同时，投入相应的辅助装置，避免事故扩大，损伤人员和设备。目前，电站最主要的两个联锁保护系统是：炉膛安全保护监控系统(FSSS: Furnace Safeguard Supervisory System)和汽轮机数字电液调节系统(DEH: Digital Electro-Hydraulic Control System)。4.运行优化运行优化是用以节约能源和提高电站运行经济性为目的的一系列优化技术的总称，包括控制系统优化；机组启停优化；燃烧优化，设备运行方式优化，机组间的负荷优化调度等。其中，以电站节能为目标的优化技术可以分为工艺节能技术和控制节能技术。其中，在合理的生产工艺和操作规程的基础上，通过对生产过程和运行方式的优化，使发电设备的能源消耗减少，称为工艺节能，如启停优化、运行方式优化、燃烧优化等；而对工艺条件和运行方式已经确定的设备或流程，通过应用先进的控制策略，确保主要工艺参数的控制品质，从而提高系统的运行效率，称为控制节能，如控制系统优化等。5.经济性分析经济性分析主要通过性能计算和耗差分析两个途径来实现。性能计算通过与监控系统和管理系统相连，实时获取机组的主要运行参数，在线计算热耗率、锅炉效率、厂用电率、辅机单耗、高加投入率、汽泵投入率、发电煤耗、供电煤耗等经济参数。耗差分析在线监测包括锅炉、汽轮机、主要辅机在内的整个热力系统的相关参数，实时分析热力系统的热经济性，定量查找热耗偏高的部位和原因，准确地对热力设备和热力系统的技术改造、运行方式的调整、运行参数的设定提供指导。6.状态监测和故障诊断通过状态监测和故障诊断加强对各类设备或部件、尤其是不可直接观测或处于恶劣环境中的设备或部件进行检测和分析，判断系统的健康状况，指出故障隐患并对其发展趋势进行预测，协助相关人员查找故障部件及故障原因，并提供故障处理指导。状态监测和故障诊断可在一定程度上提高机组运行的安全性和可靠性，减少非计化停机。目前，电站中的状态监测和诊断主要分布在高速旋转的部件（如汽轮机转子） 、高温承压部件（如蒸汽管道）以及一些重要辅机（如送、引风机和水泵）上。7.设备管理现代化的设备管理需要应用现代管理理念和管理技术，在准确掌握设备状态，保证设备的安全、可靠和经济性的基础上，科学的进行检修决策，合理安排检修项目、间修间隔和检修工期，有效降低检修成本，提高设备可用性。以状态检修为核心的设备管理体制是电站管、控一体化发展的一个重要体现。六、热工自动化的主要系统大型火电机组由于具有大容量、高参数的特点，因此要有相应的新的自动化系统与之相适应，这些新的自动化系统大致有以下几种：1.厂级实时监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level，简称SIS）SIS 是发电厂的生产过程自动化和电力市场交易信息网络化的中间环节，是发电企业实现发电生产到市场交易的中间控制层，是实现生产过程控制和生产信息管理一体化的核心，是承上启下实现信息网络的控制枢纽。主要功能有：实现全厂生产过程监控；实时处理全厂经济信息和成本核算；竞价上网处理系统；实现机组之间的经济负荷分配；机组运行经济评估及运行操作指导。2.单元机组协调控制系统（coordination control system，CCS）CCS 是基于机、炉的动态特性，应用多变量控制理论形成若干不同形式的控制策略，在机、炉控制系统基础上组织的高一级机、炉主控系统。它是单元机组自动控制的核心内容。3.锅炉炉膛安全监控系统（furnace safeguard supervisory system，FSSS）或称燃烧器管理系统（burner management system，BMS）BMS 包括炉膛火焰监视，炉膛压力监视，炉膛吹扫，自动点火，燃烧器自动切换，紧急情况下的主燃料跳闸等。4.顺序控制系统（sequence control system，SCS）SCS 是按照生产过程工艺要求预先拟定的顺序，有计划、有步骤、自动地对生产过程进行一系列操作的系统。顺序控制也称程序控制，在发电厂中主要用于主机或辅机的自动启停程序控制，以及辅助系统的程序控制。5.数据采集系统（data acquisition system，DAS）DAS 基本功能是对机组整个生产过程参数进行在线检测，经处理运算后以 CRT 画面形式提供给运行人员。该系统可进行自动报警，制表打印，性能指标计算，事件顺序记录，历史数据存储以及操作指导等。6.汽轮机数字电液控制系统（digital electric hydraulic system，DEH）DEH 是汽轮发电机组的重要组成部分，除完成汽轮机转速、功率及机前压力的控制外，还可实现机组启停过程及故障时的控制和保护。7.旁路控制系统（bypass control system，BPS）BPS 在机组启、停过程中协调机、炉的动作，回收工质，保护再热器等，完备的旁路控制系统是充分发挥旁路系统功能的前提，大型中间再热式机组一般都设置旁路热力系统。8.汽轮机自启动系统（TAS）9.汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）10.辅助系统的计算机程控系统总之，伴随着电力工业的发展，热工自动化技术的内涵和外延都已发生了巨大的变化。一方面，自动控制系统作为实现机组安全经济运行目标的有效手段，已从辅助运行人员监控机组运行发展到实现不同程度的设备启停功能、过程控制和联锁保护的综合体系，担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警等功能，不但是提高机组运行水平的重要保证，也成为发电企业减员增效的重要手段。另一方面，借助计算机和网络技术的发展，电力生产过程的自动化程度达到了前所未有的高度，监控和管理信息系统的广泛应用为热工自动化的进一步发展提供了必要的物质基础。目前，通过应用各种先进的信息获取和处理技术，同时结合自动化领域的一些新的理论和方法，自动化技术已经从传统的生产控制领域逐步渗透到了运行和管理的方方面面，包括对机组整体运行工况的监控、对发电过程经济性的分析、对主辅机设备的维护和管理以及对生产过程的优化调度等。第二章 热控系统及特点第一节 主设备及系统一、机炉电三大主机机炉电三大主机由上海电气电站集团成套供货。锅炉由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行直流炉，型号为 SG1913/25.4-M，单炉膛、四角切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型炉。主要参数见表 1-2-1。汽轮机由上海汽轮机厂有限公司采用技术西门子西屋制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。型号 N600-24.2/566/566，主要参数见表 1-2-2。主要参数名称 数据（BRL）过热器出口蒸汽流量 1792t/h过热器出口蒸汽压力 25.26MPa过热器出口蒸汽温度 571再热器出口蒸汽流量 1488.4t/h再热器出口蒸汽温度 569再热器出口蒸汽压力 3.97MPa再热器进口蒸汽温度 306再热器进口蒸汽压力 4.15MPa给水温度 279热风温度（一次风/二次风） 323/331空预器进风温度（一次风/二次风） 27/23排烟温度（空气预热器出口、未修正） 133.9锅炉效率（保证/设计） 93.01/93.36%表 1-2-1主要参数名称 数 据最大连续功率(TMCR) 636.076MW热耗验收工况功率(THA) 600.071MW额定主蒸汽压力 24.2MPa额定主蒸汽温度 566额定高压缸排汽压力 4.055MPa额定再热蒸汽进口压力 3.65MPa额定再热蒸汽进口温度 566回热系统为八级：三高、四低、一除氧。启动方式为高压缸启动和高中压缸联合启动。发电机由上海汽轮发电机有限公司引进西门子 THDF 118/56 三相同步汽轮发电机，额定容量 667MVA，额定功率 600MW，最大连续输出功率 633MW(在额定电压、额定频率、额定氢压、额定功率因数、发电机冷却器冷却水温为 20下能与汽轮机最大连续出力 T-MCR 相匹配。)定子线圈接线方式：双星形，冷却方式：定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷。励磁方式：静态励磁系统。主要参数见表 1-2-3。二、主要的热力系统1、制粉系统制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机系统。制粉系统主要由下列设备组成：6 个原煤仓、6 台上海发电设备成套设计研究所 CS2024HP 电子称重式给煤机、变频调速电动机、6 台北京电力设备总厂 ZGM113N 中速磨。制粉系统 5 台运行 1 台备用可保证锅炉在最大连续负荷下运行。2、烟风系统引风机是成都电力机械厂 2 台 50容量 AN37e6(V13+4)轴流式、定速、静叶可调风机。送风机是上海鼓风机厂有限公司 2 台 50容量 FAF26.6-12.5-1 轴流式、定速、动叶可调风机。一次风机是上海鼓风机厂 2 台 50容量 1788B/1325 离心式、定速、进口叶片调节风量风机。3、点火系统锅炉点火及助燃燃料为 0 号轻柴油。锅炉采用 2 级点火，即高能点火器轻柴油煤粉。A 层 4 台主燃烧器为兼有等离子点火功能的燃烧器。在锅炉点火和稳燃期间，该燃烧器具有等离子点火和稳燃功能；在锅炉正常运行时，主燃烧器在出力及燃烧工况方面与原来没有加装等离子点火器时保持一致，锅炉效率不变。每组燃烧器有三层油枪喷口，每台炉共 12 只油枪。每只油枪最大耗油量 3.5t/h；12只油枪出力共 42t/h。油枪全部投运时，可带 30%BMCR 负荷。锅炉在燃用设计煤种时最低不投油稳燃负荷为 30%BMCR。油枪采用蒸汽雾化，油枪入口蒸气压力为 0.6-0.9MPa。点火油系统采用定压运行，系统油压为 1.8MPa。4、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽管道从过热器出口集箱以双管接出后合并为单管，在进汽机前再分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。低温再热蒸汽管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉再热器前分为两路进入再热器入口联箱。高温再热蒸汽管道，由锅炉再热器出口联箱接主蒸汽额定进汽量 1673.098t/h再热蒸汽额定进汽量 1395.312t/h额定排汽压力 4.9kPa表 1-2-2参数名称 数据 参数名称 数据额定容量 667 兆伏安 相 数 3最大容量 与汽轮机匹配 接 法 星形额定功率 600 兆瓦 频 率 50 赫定子电压 20 千伏 短 路 比 0.58定子电流 19245 安 稳态 I2（标么值） 10%功率因数 0.9 暂态 I22t 10 秒氢 压 0.4 兆帕（表压） 定、转子绝缘等级 F 级额定转速 3000 转/分 效率（保证值） 98.85%旋转方向 从汽轮机向发电机端看为顺时针 表 1-2-3出两根后合并成一根管，直到汽轮机前分为两路接入汽轮机左右侧中压联合汽门。低温再热蒸汽除供 2 号高压加热器用汽外，在机组低负荷期间还向辅助蒸汽系统供汽。在锅炉过热器出口、再热器进、出口处的管道上均有水压试验用堵阀，再热器进口管道处还设有事故喷水减温装置。单管制的优点是简化管道布置，节省管材投资，有利于消除主蒸汽和再热蒸汽由于锅炉可能产生的热偏差，以及由于管道阻力不同产生的压力偏差。旁路系统容量为 40%BMCR，采用高、低压二级串联型式，适用于改善机组启动条件、机组启动时回收工质，并避免再热器干烧。5、抽汽系统汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别向 1 号、2 号、3 号台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器加热除氧外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统。五、六、七、八级抽汽分别向 5 号、6 号、7 号、8 号低压加热器供汽。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。由于除氧器热容量较大，一旦汽机甩负荷或除氧器满水等事故时，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机，在四级抽汽管道上靠近汽轮机处装设一个电动隔离阀和两个止回阀。除氧器为定滑压运行。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动和低负荷时由辅助蒸汽系统供汽，以简化系统。6、 辅助蒸汽系统热力系统除辅助蒸汽系统设置联络母管外，其余系统均采用单元制。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。每台机设一根压力为 0.60.85MPa，温度为 220250的辅助蒸汽联箱。相邻机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由老厂或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽机调试备用用汽、汽机轴封等用汽。7、 给水系统给水系统是将给水加热并输送至锅炉省煤器，还向锅炉过热蒸汽减温器、再热蒸汽事故减温器及汽机高压旁路减温器提供减温水。再热蒸汽的减温水自给水泵中间抽头接出，过热蒸汽减温水和高压旁路减温水从给水泵出口母管接出。给水系统配有三台 100%BMCR 容量的高压加热器。高压加热器水侧设给水大旁路，大旁路系统采用三通液动闸阀。在高压加热器出口主给水管道上设有一个低流量旁路调节阀。系统设置两台 50%BMCR 容量的汽动给水泵和一台 30%BMCR 容量的启动/备用电动调速给水泵，每台泵均配有同容量的前置泵。汽动泵靠调节小汽轮机转速来改变给水流量，电动泵采用配液力偶合器来改变给水流量。每台给水泵出口设有最小流量阀。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动及低负荷时由本机辅助蒸汽系统供汽。8、 凝结水系统凝结水系统是将凝汽器热井中的凝结水加热并输送至除氧器，另外还向辅助蒸汽系统，低压旁路减温器、疏水扩容器等提供减温水和杂用水。系统设两台 100%容量的立式凝结水泵、四台低压加热器（5 号、6 号、7 号、8 号） 、一台轴封冷却器、一台有效容积 180m3除氧器、一台 300m3凝结水贮水箱和一台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理装置。5、6 号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁