热能与动力电厂仿真实训111

1、热能与动力电厂仿真实训 仿真系统的操作与认识 通过本项目的学习，能正确使用仿真机的基本功能，能够进行仿真机的配置、启动、运行、保存工况、调用工况以及维护工况等基础操作；能初步适应仿真机界面的切换、参数监视以及图元认识和操作器操作；能够了解仿真单元机组的重要步骤，主要数据以及主要系统画面。一、仿真系统简介 随着教育事业的改革和发展，教育越来与注重学生理论联系实际的能力，在保证学生理论知识的培训后，更重要的是获得与工作过程有关的实际操作训练。火电仿实训就是结合热能专业特点，围绕火电仿真培训教学，认真研究并制定既切合学生实际，又在实习环节有所创新的培训方法，对学生加深专业理论课的学习，提高实际操作技

2、能有着非常重要的意义。火电厂的仿真机是采用数学技术模拟各种类型的火力发电厂机组，用于培训和研究的装置，涉及计算机技术、控制理论、数学模型、电站专业知识、工作经验等多学科的系统工程。1. 600MW仿真机组的硬件构成根据仿真对象某600MW机组的现场集控室布置及仿真教学的实际要求，本仿真系统由一台服务器（教练员及工程师站）及操作站组成，每台操作站均可独立设置为就地站。（1） 仿真主机（兼教练员站及工程师站）仿真系统的核心服务器，采用了Windows 2000 server 作为操作系统，加载了Foxpro数据库及Visual C+语言编译器；仿真支撑和管理程序为Prosims3.1。为了扩展主机

3、的功能，还安装了教练员/工程师站管理软件，服务器的主要功能：一是实现600MW火电机组的实时仿真运算和计算机系统的信息交换管理；二是用于仿真机系统的管理、调初值、过程加减速、设置故障等；三是实现数学模型的在线、离线修改和进行应用软件的维护及系统运行分析。（2） 操作站该套仿真系统可满足电厂特殊过程控制和现场操作要求，实现了对操作站页面图和全功能操作的仿真，同时还配备了灵活多样的观察工具软件包和多种报警方式软件包，能显示任选变量的趋势图及棒图，报警变量列表，为操作员对整个生产过程实施监控提供了方便。（3）仿真盘台/就地操作站为了模拟机组的盘台操作及集控室外的各类就地操作，确保仿真机的控制功能与实

4、际系统基本一致，采用了多媒体技术，将硬盘台仿真为软盘台，实现DEH操作台、MEH操作台、BPC控制盘台、吹灰控制操作盘台、电气控制操作盘台以及主要就地操作仿真。在仿真盘台/就地操作站上，通过鼠标来对盘台、就地设备进行开/关、切/投操作。（4）电子光字牌及汽包水位、火焰监视器仿真机使用三台多媒体计算机分别作为机、炉、电的报警光字牌显示器，较完整地模拟了现场的报警环境，也为事故模拟提供了必要的信号输出通道。另外，仿真机还利用多媒体技术逼真地模拟了电厂锅炉汽包水位和炉膛火焰监视，为机组仿真运行提供了更完善、直观、便捷的监视手段。为了方便教学培训，仿真机专门配备了一台图形计算机和大屏幕投影仪，使仿真室

5、同时具备了多媒体教室的功能。仿真机系统的各操作员站与服务器之间采用以太网进行通信，各微机均采用了分组交换传输协议，每秒可发送200多个数据包，保证系统运行的实时性。2. 仿真机系统的主要功能 可进行具有分布式控制系统的600MW火电机组的正常和非正常运行操作，包括冷态、温态、热态、极热态启动和停机以及任意初态下的升降负荷和负荷控制方式切换操作。能实现多个故障的设置、演示和处理，并具有事故重演、过程回溯的功能，便于对操作员所进行的操作进行分析和重复练习。嵌入式评分系统依据大系统理论，细化教学过程和教学要求，实时监视、记录、评判学员的训练过程，并依据路径搜索理论，提供及时帮助操作信息。仿真机的支撑

6、软件还可以作为系统在开发的手段，通过该软件，系统使用者可自行开发新算法和新功能。仿真机提供了功能齐全的操作站和图形站的图形生成软件，方便构成新的就地操作设备和虚拟盘台操作界面。2、 锅炉及汽轮机概述 1.锅炉系统（1）锅炉分类 按锅炉的容量分为：大型、中型、小型锅炉；按锅炉出口的蒸汽压力分为：低压、中压、高压锅炉；按锅炉内燃料的燃烧方式分为：火床炉、室燃炉、硫化床锅炉；按锅炉蒸发受热面内工质的流动方式分为：自然循环锅炉、强制循环锅炉、直流循环锅炉、复合循环锅炉。 （2）锅炉设备 锅炉设备是由锅炉本体和辅助设备两大类组成的，锅炉中的炉膛、锅筒、燃烧器、水冷壁过热器、省煤器、空气预热器、构架和炉墙

7、等主要部件构成生产蒸汽的核心部分，称为锅炉本体。锅炉的辅助系统和设备包括燃料供应系统、煤粉制备系统、给水系统、通风系统、除灰除尘系统、水处理系统、测量及控制系统等。 （3）锅炉各个受热面的布置 锅炉的受热面有：水冷壁、锅炉管束与凝结渣管束、过热器、省煤器、空气预热器。 1）水冷壁：主要是蒸发受热面，作用是保护炉墙，是垂直布置在炉膛内壁的两侧或四周的，由无缝钢管组成，通常为光滑水冷壁。水冷壁管布置的疏密是用相对节距来表示的，水冷壁相对节距越大，则炉内布置的辐射受热面减少，而每根管子作为有效辐射受热面的利用率则增高。反之亦然。 水冷壁管的上端和下端分别与锅筒和下部集箱相连接，组成不同的水循环系统

8、2）锅炉管束和凝渣管束 在炉膛出口后面还要装设很多的对流蒸发受热面，这种对流蒸发受热面即为锅炉管束。一般采用上下双筒锅炉的结构，锅炉管束就胀接于上下锅筒之间。凝渣管束是布置在炉膛出口的对流管束。这个管束在结构上横向和纵向节距都设计的很大，因此它本身不容易凝渣。凝渣管束可以保护后面密集的过热受热面不结渣堵塞。 3）蒸汽过热器：由一组完成蛇形的优质无缝钢管和与之相连的进出口集箱组成由于流经过热器的是过热蒸汽，及热能力较差，为防止管壁过热而损坏，又保持有一定传热温差，一般布置在烟温为800-900度左右的烟道中。 4）省煤器：是锅炉的给水预热器，因能有效利用排烟余热而得名。现在，锅炉几乎不分大小，都

9、装置省煤器或余热水箱。 5）空气预热器：是一种有效利用排烟余热的换热器装置。它的任务是把燃料燃烧所需要的空气预热成一定温度的热空气，从而提高炉温，改善燃料的着火条件和燃烧过程，使燃烧效率和传热效果进一步得以提高。 6）尾部受热面 尾部受热面包括布置在锅炉对流烟道尾部的省煤器和空气预热器。 2.汽轮机系统 汽轮机主要系统介绍： （1）主汽系统：锅炉与汽轮机之间的蒸汽通道与通往各用汽点的支管及其附件称为发电厂主汽系统，对于再热机组还包括再热蒸汽管道。 （2）旁路系统：指高参数蒸汽不进入汽缸通流部分做功而是经过与汽缸并联的减温减压器，将减温减压后的蒸汽送至低一级参数的管道或凝结器。 作用：加快启动时

10、间，改善启动条件； 保护不允许干烧的再热器； 回收工质降低噪音。 （3）回热抽汽系统： 回热系统作用是：抽取汽轮机做功后蒸汽作为各加热器的加热汽源，用于提高凝结水和给水温度以提高机组的循环热效率。 300MW机组共计8段非调整抽汽。（三高、四低、一除氧） 三段高压抽汽分别在：高压9级后、高压13级后、中压5级后；作为#1、2、3高压加热器的汽源。四段低压抽汽分别在低压2级后（调阀端）、低压4级后（电机端）、低压5级后（调阀、电机端）、低压6级后（调阀、电机端）；作为#5、6、7、8低压加热器的汽源。 一级除氧抽汽（四抽）。作为除氧器的汽源。 （4）主凝结水系统：指凝结器至除氧器之间与主凝结水相

11、关的管路与设备。 包括：2台100%容量的凝结水泵、凝结水精处理装置、一台轴封加热器、四台低压加热器、一台凝结水补水箱和补水泵。 主要作用：加热凝结水，并将凝结水从凝结器热水井送至除氧器。 轴封加热器为表面式热交换器，用于凝结轴封漏汽、门杆漏汽，轴封加热器以及与之相连的汽轮机轴封汽室靠轴抽风机维持微负压状态，防止蒸汽漏入环境中或进入汽轮机润滑油系统。其他作用：杂用母管，二三减温水、汽缸冷却水、给水泵密封水、轴封减温水等多种用途。 （5）主给水及除氧系统： 主给水系统：指除氧器与锅炉省煤器之间的设备、管路及附件等。 主要作用：在机组各种工况下，对主给水进行除氧、升压和加热，为锅炉省煤器提供数量和

12、质量都满足要求的给水。 主要流程：除氧器-前置泵-流量测量装置-给水泵-#3高压加热器-#2压加热器-#1压加热器-流量测量装置-给水操作台-省煤器进口集箱。 除氧器：将水中的不凝结气体（主要是氧气）除去，以防止或减轻这些气体对设备和管道造成腐蚀。除氧器是汽水系统中唯一的混合式加热器，能方便的汇集各种汽体、疏水，因此它除了加热给水除去不凝结气体外还有回收工质的作用。（介绍与除氧器连接的主要汽水管道） （6）汽封系统： 汽轮机运行中，转子高速旋转，静子部分静止不动，动静之间必须留有一定间隙，避免动静摩擦，而间隙前后存在压差必然会产生漏汽降低汽轮机的循环热效率。为减少通流部分的漏汽造成的损失就需要

13、汽封。汽轮机转子穿过汽缸端部也有间隙，为防止在转子穿出汽缸部位造成蒸汽外漏或空气漏入，就需要轴端汽封。 （7）凝汽器真空及疏水管道系统： 降低凝结器排汽压力是提高机组循环热效率的主要方法之一，凝汽式汽轮机配有完备的凝汽系统，一方面在汽轮机排汽口建立高度真空，另一方面回收洁净的凝结水作为锅炉给水循环使用。 锅炉给水中溶解一些不凝结气体，会随蒸汽一起进入汽轮机，做功完毕进入凝结器，其次在凝结器工作时，真空系统一些不严密地方会漏入空气，这些气体无法在凝结器内凝结，若不及时除去，会积聚在凝结器换热管束表面，阻碍蒸汽放热影响凝结器真空度，并且使凝结水过冷度增大，热损耗随之增大。 （8）循环水冷却水系统及

14、工业水系统： 凝汽式发电厂中，为了使汽轮机排汽凝结，凝结器需要大量的循环冷却水。除此之外电厂中诸多转动机械轴承摩擦产生热量、发电机运行中的铜损、铁损也产生大量的热量，这些热量不及时排除积聚在设备内部，会引起设备超温甚至损坏。为确保设备安全运行，电厂必须有完备的冷却设备。 （9）润滑油系统： 润滑油系统的任务是可靠的向汽轮发电机组的支持、推力轴承和盘车装置提供合格的润滑冷却油。 主要组成：主油箱、主油泵、交直流润滑油泵、注油器、高压油泵、冷油器、滤网、排烟机等。 （10）发电机冷却及密封油系统： 发电机在运行中会发生能量损耗，包括铁芯和绕组线圈发热、转子转动时气体与转子之间的鼓风摩擦发热，以及励

15、磁损耗、轴承摩擦损耗等。所有这些损耗最终都转化为热量，致使发电机发热，必须及时排除此热量。发电机的冷却系统完成此任务，全过程的提供温度、流量、压力、品质均符合要求的冷却介质。三、600MW机组设备概述1 锅炉设备概述型式及结构特点600MW超临界机组锅炉为东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压、直流、本生型锅炉，锅炉型号DG1900/25.4-1型，单炉膛，一次中间再热，尾部双烟道，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置，采用内置式启动分离系统； 设计用煤：锅炉设计燃用山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤，在B-MCR工况下，燃用发热量Qnet,ar=22570KJ/kg的

16、设计煤种时,燃料消耗量约为245T/h；调温方式：过热汽温主要通过调节燃料和给水配比并配合一、二级减温水调整，再热汽温主要通过置于尾部烟道的调温烟气挡板调节；锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰，30%90%ECR负荷段滑压运行，其余负荷段定压运行； 制粉系统：采用双进双出钢球磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配置6台磨煤机，5台运行一台备用； 燃烧设备：采用HT-NR3旋流燃烧器，前后墙布置、对冲燃烧；每面墙3层，每层4只燃烧器，每只燃烧器都配备有一阀双枪控制的小出力点火油枪，前、后墙中层各燃烧器中心还配置有大出力的启动油枪；在三层燃烧器上方，前、后墙各布置了一层燃尽风口，以实现分阶段按

17、需送风、组织合理的炉内气流结构、防止火焰贴墙、使燃烧完全的目的； 给水调节：机组配置2350%B-MCR汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵； 配用汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路； 锅炉设计最低不投油稳燃负荷：不大于45%B-MCR负荷；2 汽机设备概述600MW 汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。汽轮机具有冲动式调节级和反动式压力级的混合型式。共48 级叶轮，其中高压缸1+11 级，中压缸8 级，低压缸23237 级，具有8 段不调整抽汽。主蒸汽通过汽轮机两侧的高

18、压主汽阀-调节阀组件进入汽轮机，其中高压进汽管两根接在上缸，两根接在下缸，分别经进汽套管连接到高压缸上。3发电机冷却系统600MW 发电机为上海电机厂生产的QFSN-600-2 水-氢-氢汽轮发电机。定子线圈采用水内冷，定子铁芯及定子端部采用氢外冷，转子采用氢内冷。1发电机的结构（1） 发电机定子铁芯采用高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并绝缘叠装而成，紧固成整体。（2） 发电机定子共设42 槽，每槽设上、下两层线棒，线圈由空实心铜线由1：2 的比例交叉组成线棒。（3）为保证氢气的冷却和防止氢气外漏，在两端各设有两组氢气冷却器和一个双流双环式密封瓦。2 发电机励磁系统（1） 600MW 发电

19、机励磁系统采用静态自并励方式：发电机出口励磁变（33 2300KVA， /0.88KV）经励磁功率柜整流调节后由磁场开关通过发电机集流器送入发电机转子；（2） 励磁调节器（ABB UN5000）为双自动通道（内含自动/手动）加双手动通道。励磁功率柜按（n-1）方式配置，共设5 柜. 四、机组冷态启动1 锅炉上水（1） 采用凝泵或补水泵上水1）启动一台凝泵或补水泵运行；2）开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运行，向给水管道及高加水侧注水，调节锅炉给水流量至85t/h左右；（2） 采用电泵、汽泵前置泵上水1） 当给水泵入口水质达到Fe100ppb，高加水侧走旁路；2） 启动电泵或汽

20、泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天8090t/h左右、其他季节4045t/h；3） 根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80902 汽机送轴封（1） 确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为防止小机轴封系统阀门内漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；（2）确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；（3） 检查开启各路轴封供汽调整门前、后疏水门及各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；（4）稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；（5） 暖管结束关闭轴封滤网放水门及轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；（6）启动一台轴封风机运行，一台投入备用；（7） 低压轴封汽温15

21、0以上，并有14以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门；（8） 设定温度150，投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150176。3锅炉点火（1） 吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制正常；（2） 投入炉膛烟温探针；（3） 调整给水流量至402t/h、炉膛负压至600Pa、总风量调整至35%；（4） 水质要求：省煤器进口水质含铁量Fe50PPb，分离器出口含铁量Fe100PPb；（5） 联系值班员到就地检查配合，依次启动B12-B34-D12-D34点火油枪；（6） 检查点火油枪燃烧良好

22、，依次投入B、D层启动油枪运行；（7）点火后投入空预器连续吹灰；（8）投入高、低压旁路自动，检查高低旁5.3.7.8 投入高、低压旁路自动，检查高低旁蒸汽转换阀自动开启至预设的点火开度；（9） 调整燃烧，以不超过2.0/min、0.056MPa/min的速率升温升压；（10） 过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气门和过、再热器疏水门；（11）再热蒸汽压力达到0.2MPa时，关闭再热器系统空气门；（12）投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪；（13） 随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路

23、阀逐渐开大；（14）主汽压力到8.4MPa，检查高、低压旁路控制转入定压运行，全面抄录锅炉膨胀指示一次。五、机组正常运行及维护1 机组运行方式（1） 汽轮机运行方式：DEH系统接受汽轮机转速、发电机功率和高、中压缸第一级后压力三种反馈信号，有OPER AUTO、ATC、REMOTE、AUTOSYNC、TM共5种方式；（2） OPER AUTO(操作员自动方式)：是汽轮机的主要控制方式，在此方式下，可以投入DEH控制器的所有功能；（3） 在大范围转速控制区域,设定汽轮发电机组的升速率和目标转速；（4）执行TV-IV转换和TV-GV转换；（5） 在机组同步并网后,建立负荷变化率和目标负荷；（6）投

24、入或切除压力反馈回路和功率反馈回路；（7） 确定在线运行的极限。（8） ATC(自动汽机控制方式)：是一个随机组运行而自动运行的功能程序，一般不会选择。（9） REMOTE（远方遥控方式）：在此方式下,DEH的目标值和设定值是DCS系统外给出的信号。选择遥控方式必须满足下列条件：1） 必须在操作员自动方式；2） 发电机必须并网并带上负荷；3） 遥控信号必须有效；4） 遥控允许接点必须闭合。2 机组协调控制方式协调控制系统（CCS）的任务是：在保证机组安全的前提下尽快响应调度的负荷变化要求，并使机组经济和稳定地运行。协调控制系统主要通过锅炉燃烧率和汽机调门来调节机组负荷和主蒸汽压力。机组负荷应能

25、快速跟随负荷指令，并保持主蒸汽压力在允许的范围。选择协调控制方式的目的就是在保证压力稳定的前提下尽最大可能满足电网对负荷的要求。 协调控制系统广义上应包括机组所有的调节，狭义上指以锅炉指令和汽机指令为调节量，以电负荷和主蒸汽压力为被调量，组成的联合调节系统，它有以下几种主要方式。3 负荷调整（1） 在机炉协调控制模式下，负荷指令由值班员根据值长升（降）负荷命令手动输入； （2）如投入AGC方式，则机组负荷指令受调度控制；（3） 变负荷过程中，应加强沿程汽水、风、烟温度及受热面壁温监视，检查燃烧、风量、给水、汽温、汽压等自动调节正常，必要时手动干预配合负荷变化；（4） 如采用手动方式调整机组负荷

26、，应注意风、煤、水的加减幅度不要过大，负荷变化幅度超过50MW时，应小幅度、多次数地分阶段操作；（5） 正常运行调整的升、降负荷的速率不应超过10MW/min，达到目标负荷后全面检查机组各运行参数是否正常；（6） 如果加负荷时磨煤机裕量不足，应及时增启制粉系统； （7）若减负荷后运行磨煤机平均煤量可能低到25t/h以下时，要根据机组带低负荷时间的长短选择停止一套制粉系统运行或启动点火油枪助燃六、机组停运1 机组停运前的准备（1） 值长接到停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排；（2） 各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，对设备缺陷

27、进行记录登记，准备好机组停运的有关操作票；（3） 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备工作，使切换具备条件；（4） 高、低压旁路暖管备用,确认低压旁路暖管阀门在适当开度；（5） 对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，对油雾化蒸汽系统充分疏水；（6）停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次；（7）分别进行主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封油备用泵、空侧直流密封油泵、顶轴油泵、盘车电机、小机直流油泵、盘车电机试转，检查联锁正常投入，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机；（8） 全面抄录一次蒸汽及汽缸金属温度，从开始减负荷起，应每隔一小时抄录一次。2 高参数

28、热备用停运 （1）当机组因各种原因需短时间停运时，应采用高参数热备用停运方式，该方式与滑参数停运主要区别（2）汽温尽量保持在额定值，在解列减温器后仍无法维持时，可任其自然下降，但必须保证不小于500；（3）减负荷停机过程中，降压速度比滑参数停运要小，并注意与汽温配合，保证足够的过热度； （4）锅炉MFT后，启动电泵上水至启动分离器高水位后停运，关严各疏水、排气、取样、加药阀门；引、送风机停止后立即关闭各风烟挡板闷炉； （5）各监视仪表、热工保护、报警信号、安全门等安全监视装置，仍应处于投入或备用状态，未经值长批准，不得进行影响设备备用状态的检修和工作；（6）其余注意事项与停运操作参照滑参数停运

29、同。七、电厂主要设备包括： 一次风机：干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。 送风机：克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。 引风机：将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。 磨煤机：将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。 空预器：空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。提高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在810。 炉水循环泵：建立和维持锅炉内部介质的循环，完

30、成介质循环加热的过程。 燃烧器：将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。 汽轮机本体 汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机

31、械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。 汽轮机：汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。 给水泵：将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作为锅炉主给水。 高低压加热器：利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力系统经济性。 除氧器：除去锅炉给水中的各种气体，主要是水中的游离氧。 凝汽器：使汽轮机排汽口形成最佳真空，使工质膨胀到最低压力，尽可能多地将蒸汽热能转换为机械能，将乏汽凝结成水。 凝结泵：将凝汽器的凝结水通过各级低压加热器补充到除氧器。 油系统设备：一是为汽轮机的调节和保护系统提供工作用油，二是向汽轮机和发电机的各轴承供应大量的润滑油和