抽汽回热系统及热网系统.docx

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抽汽回热系统及热网系统

抽汽回热系统及热网系统

概述

以水为工质的热力发电厂，汽轮机排汽凝结放热的损失最大，抽汽回热将部分做完功的蒸汽抽出，这部分蒸汽的汽化潜热被凝结水吸收保留在了系统内，减少了冷源损失，提高了电厂热经济性。

回热作为一个最普遍、对提高机组和全厂热经济性最有效的手段，被当今所有火电厂的汽轮机所采用。

另外，为保证机组正常运行，抽汽还提供轴封用汽、锅炉辅助用汽、采暖及制冷用汽等。

回热系统既是汽轮机热力系统的基础，也是电厂热力系统的核心，它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。

抽汽回热系统作用

抽汽回热系统是原则性热力系统最基本的组成部分，采用抽汽加热锅炉给水的目的在于减少冷源损失，一定抽汽量的蒸汽作了部分功后不再至凝汽器中向冷却水放热，既避免了蒸汽的热量被循环冷却水带走，使蒸汽热量得到充分利用，热耗率下降。

同时由于利用了在汽轮机作过部分功的蒸汽来加热给水，提高了给水温度，减少了锅炉受热面的传热温差，从而减少了给水加热过程的不可逆损失，在锅炉中的吸热量也相应减少。

综合以上原因说明抽汽回热系统提高了机组循环热效率，因此抽汽回热系统的正常投运对提高机组的热经济性具有决定性的影响。

抽汽系统组成

本机组汽轮机共设六段非调整抽汽和一段调整抽汽。

其中，一、二、三段抽汽分别向三台高加和三号高加外置蒸汽冷却器供汽；四段抽汽向给水泵汽轮机和除氧器供汽，同时向辅助蒸汽联箱供汽。

五段抽汽为调整抽汽，一部分至五号低加，另一部分至热网，同时还需具有提供不低于50t/h（暂定）厂用蒸汽的能力，五段抽汽共用2个抽汽口，并采用下排汽方案。

；六、七段抽汽分别向六、七号低加供汽，除第六、七段抽汽外，各抽汽管道均装设有气动逆止阀和电动截止阀，前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。

在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。

由于四抽连接到辅汽联箱、除氧器和给水泵汽轮机等，用户多且管道容积大，管道上设置两道逆止阀。

四段抽汽各用汽点的管道上亦设置了一个气动逆止阀和电动截止阀。

机组正常运行时，抽汽系统所有的抽汽隔离阀全开，而抽汽管上的疏水阀全关。

当加热器出现高-高水位等故障时，相应的抽汽隔离阀和抽汽止回阀即自动关闭。

而抽汽管上的疏水阀自动打开。

机组负荷在降至一定负荷以下时，各抽汽隔离阀自动关闭，疏水阀全开，此时，除氧器所需的蒸汽由辅助蒸汽系统提供。

抽汽在表面式加热器中放热后的疏水，采用逐级自流方式。

1号高加疏水借压力差自流入2号高加，2号高加的疏水自流入3号高加，3号高加的疏水流向除氧器。

低压加热器逐级自流后，最后由7号低加流向凝汽器。

由于各级加热器均设有疏水冷却段，可将抽汽的凝结水在疏水冷却段内进一步冷却，使疏水的温度低于其饱和温度，故可以防止疏水的汽化对下级加热器抽汽的排挤。

为防止因加热器故障引起事故扩大，每一加热器均设有保护系统，其基本功能是防止因加热器原因引起的汽轮机进水、加热器爆破和锅炉断水事故，具有异常水位保护、超压保护和给水旁路联动操作的功能。

汽轮机额定工况下各级抽汽参数

抽汽级数

流量kg/h

压力MPa（a）

温度℃

允许的最大抽汽量kg/h

第一级（至1号高加）

59577

7.62

387.3

设计配合阶段提供

第二级（至2号高加）

121941

5.872

350.9

设计配合阶段提供

第三级（至3号高加）

95557

2.635

454.5

设计配合阶段提供

第四级（至除氧器）

27910

0.888

307.8

设计配合阶段提供

第四级（至给水泵汽轮机）

87680

0.888

307.8

设计配合阶段提供

第四级（至厂用汽）

/

/

/

设计配合阶段提供

第五级（至5号低加）

62829

0.483

235

设计配合阶段提供

第五级（至厂用汽）

/

/

/

设计配合阶段提供

第六级（至6号低加）

28418

0.144

120.3

设计配合阶段提供

第七级（至7号低加）

30126

0.074

91.3

设计配合阶段提供

采暖抽汽

/

/

/

设计配合阶段提供

加热器的作用和分类

加热器有很多种类型，按其传热方式可分为表面式加热器和混合式加热器。

混合式加热器与表面式加热器比较，加热效果较好，因此热经济性要高一些，另外混合式加热器的金属消耗量小，也不需要配置疏水设备，但是每一个加热器都需要配置一台水泵，将已被加热的水送入压力较高的加热器继续加热，使得系统复杂，运行可靠性低，故在电厂实际所采用的回热系统中除了除氧器因为要具备除氧功能非得用混合式加热器外，一般均采用表面式加热器。

高压加热器和低压加热器属于表面式加热器，是利用汽轮机抽汽加热锅炉给水的装置，它可以提高电厂热效率，节省燃料，并有助于机组安全运行。

回热加热器简称加热器，是汽轮发电机组热力系统中的重要设备。

它利用从汽轮机某些中间级后抽出的蒸汽来加热凝汽器的凝结水和锅炉的给水，其目的是提高锅炉的给水温度，从而提高机组的热经济性。

加热器的加热蒸汽是已在汽轮机中做过功后从汽轮机的中间级里抽出来的抽汽。

它在汽轮机内已将其部分能量转化为机械功，而在加热器中放出热量并凝结为水，将其过热热量和汽化潜热传给被加热的凝结水或给水，因此回热抽汽在做功的过程中没有冷源损失，故采用这种回热加热的方法比直接将凝汽器的凝结水送入锅炉加热的经济性有明显的提高。

按水侧（即被加热水一侧）承受的压力不同，表面式加热器分为高压加热器和低压加热器。

高压加热器位于给水泵出口和锅炉之间，其水侧承受主给水压力，而低压加热器位于凝结水泵与除氧器之间，故其水侧承受主凝结水的压力，前者水侧压力比后者要高的多。

高压加热器的结构

图4-5-1管板—U形管束卧式高压加热器结构示意

1-U形管；2-拉杆和定距管；3-疏水冷却段端板；4-疏水冷却段进口；

5-疏水冷却段隔板；6-给水进口；7-人孔密封板；8-独立的分流隔板；9-给水出口；

10-管板；11-蒸汽冷却段遮热板；12-蒸汽进口；13-防冲板；14-管束保护环；

15-蒸汽冷却段隔板；16-隔板；17-疏水进口；18-防冲板；19-疏水出口

低压加热器结构

图4-6-1低压加热器结构示意图

1、凝结水入口2、人孔3、给水出口4、事故疏水、5、水室6、管板7、蒸汽入口

8、防冲板9、凝结段10、管束11、上级疏水入口、12、管子支撑板13、疏水段

14、疏水冷却段密封件15、疏水出口

第一节除氧器

4.7.1概述

4.7.1.1给水除氧的必要性

凝结水在流经负压系统时，在密闭不严处会有空气漏入凝结水中，加之凝结水补给水中也含有一定量的空气，水中含有溶解的活性气体，其溶解度随温度升高而下降，温度愈高这些气体就愈容易直接和金属发生化学反应，使金属表面遭到腐蚀，而且使加热器及锅炉的换热能力降低。

其中危害最大的是氧气，对钢铁构成的热力设备及管道产生较强的氧腐蚀，而二氧化碳将加剧这种腐蚀。

随着锅炉蒸汽参数的提高，对给水的品质要求愈高，尤其是对给水中溶解氧量的限制更严格。

为了防止给水系统的腐蚀，主要的方法是减少给水中的溶解氧，或在一定条件下适当增加溶解氧，缓解氧腐蚀，并适当提高给水PH值，消除CO2腐蚀。

为达到良好的热力除氧效果，必须满足以下条件：

第一：

有足够量的蒸汽将水加热到除氧器压力下的饱和温度；第二：

及时排走析出的气体，防止水面的气体分压力增加，影响析出；第三：

增大水与蒸汽接触的表面积，增加水与蒸汽接触的时间，蒸汽与水采用逆向流动，以维持足够大的传热面积和足够长的传热、传质时间。

图4-7-4350MW超临界机组除氧器蒸汽连接系统

蒸汽平衡管与逆止阀

除氧器的两路汽源四抽和辅汽均引入底部，任一路均能满足除氧和加热的要求。

（如图4-7-2）

图4-7-2汽平衡管示意图

为避免蒸汽管内返水，在每个加热蒸汽管路上均设一路蒸汽平衡管，平衡管上装有逆止阀，正常运行时供汽管内的压力大于除氧器内部压力，逆止阀关闭，蒸汽经供汽管引入水面以下；当供汽压力突降使除氧器内部压力高于供汽管道内压力时，在此压差的作用下逆止阀打开，使除氧器内部压力降至供汽管内的压力，防止因除氧器的压力过高，使水箱内的给水返入蒸汽管内。

除氧器的“返氧”和“再生沸腾”

无论采用定压还是滑压运行的除氧器，在负荷发生变化时，均有可能产生“返氧”或“再沸腾”现象，尤其滑压运行的除氧器发生的可能性更大。

当负荷上升时，除氧器内压力随之上升，而除氧器内的水温变化滞后于压力的变化，不能立即升高，而变成欠饱和水。

由于气体在不饱和水中的溶解度大于在饱和水中的溶解度，于是已经析出的气体又重新返回到给水中，使除氧效率下降，此即“返氧”现象。

返氧的发生不会造成给水泵发生汽蚀。

在运行中除氧器的压力激增的可能性较小，而压力突降则经常发生，这时易发生除氧器的“再沸腾”现象。

除氧器的再沸腾的机理在于不同压力下水的饱和温度不同，较高的压力对应较高的饱和温度。

当除氧器的压力突降时，给水的饱和温度降低，而此时给水的温度几乎不不发生变化，即给水的焓值较此压力下饱和水的焓值高，使给水发生汽化，即“再沸腾”。

根据热力除氧原理，给水发生再沸腾时，其除氧效果更好，但此时给水泵发生汽蚀的可能性增大，故滑压运行的除氧器应特别注意避免压力突降。

采暖抽汽系统

热网系统通过利用汽轮机的五段抽汽加热热网循环水，将水升温后送入热网提供给用户，回水通过热网循环水泵升压后继续受热进入下一个循环。

每台机组设置2台热网加热器，每台机组的2台热网加热器并联运行，两台机组的热网加热器采用并联运行方式，当某台台机组故障时，可切除故障机组的2台热网加热器，另一台机组的2台热网加热器继续运行。

热网加热器安装在汽机房固定端6.3m。

两台机组共设置4台热网循环水泵，3台运行，1台备用，当运行热网循环水泵故障跳闸时，备用泵自动投入运行。

通过控制热网循环水泵的运行台数来粗调热网循环水流量，细调通过液力偶合器无级变速调节泵转速实现。

4台热网循环水泵安装于综合控制楼0.00m。

热网系统共设置一台低压除氧器，正常热网补充水为经低压除氧器除氧的淡水；每台机组配置一套热网疏水冷却器，冷却器内冷却介质为机组凝结水，可使热网疏水预热得到充分利用。

汽机采暖抽汽用以加热热网循环水。

采暖抽汽来自汽轮机五段抽汽，每台汽轮机额定抽汽量580t/h。

最大供热抽汽量600t/h，额定抽汽压力0.4MPa.a。

热网循环水加热蒸汽系统采用并联加热方式，即每台机的供热抽汽与本机对应的热网加热器之间可以形成单元供汽方式，每台机组的热网加热器疏水也直接返回本机组的系统中。

系统连接简洁，便于机组控制调节。

本工程要求的热网循环水供回水温度为130/70℃。

热网供、回水采用母管制系统。

配置4台热网加热器，每台机组2台；配置4台热网循环水泵，3台运行，一台备用。

因热网循环泵的流量变化较为频繁的，而且可能会在较长时间内不能达到设计流量，为减少泵在流量较小或频繁变化造成的电能浪费，采用变速调节方式以节约电能消耗。

4台热网循环水泵均采用液力耦合器变速调节。

热网循环水采用并联加热方式，即热网循环水回水分别进入2台机组对应的热网加热器，由70℃直接加热至130℃后，再汇入供水母管对外供出。

热网疏水系统

由于超临界机组采用的是直流炉，对给水品质的要求高于亚临界机组，要求所有凝结水须100%进行精处理，以满足锅炉给水和蒸汽质量标准的要求。

本工程针对超临界机组这一特点，对传统的热网加热器疏水系统做了改进和优化，在热网水回收系统中设置了热网疏水冷却器，将热网加热器出来的热网疏水与主凝结水进行换热，根据本工程间接空冷机组凝汽器出口水温条件，热网疏水与凝结水换热冷却至约50℃送入凝汽器。

这种系统改进方式不仅解决了热网疏水的水质保证问题，同时也能保证机组具有较高的经济性。

每台机组设2台热网疏水冷却器，用于将热网加热器疏水冷却到52℃左右送至凝汽器。

热网循环水补水系统

补水量按1%循环水量计算，正常补水约110t/h。

热网补充水采用化学软化水。

化学水车间来的软化水通过大气式除氧器除氧，除氧水经热网补充水泵、补水调节阀补入热网回水管。

设两台100%容量的热网补水泵，一运一备。

另设一路事故补水管路，水源来子厂内生水系统，用作热网事故时大量失水的情况下，当软化水补水量不足时的应急补充水源。

补水管路和事故补水管路上均设有流量测量装置（记录式流量计），以确认系统补充水量及严格控制补水量。

另设一台定压水泵，保证循环水泵故障时热网循环水系统压力，不发生循环水汽化情况。

4.1.1.1热网系统投运

（1）热网循环水系统补水：

1）开启化学除盐水至低压除氧器补水调节门，开启低压除氧器放水门进行水冲洗，待水质化验合格后，关闭放水门。

低压除氧器补水至正常水位，将补水调节门投入自动。

2）开启除氧器运行排气门。

3）检查低压除氧器进汽调节门前、后手动门开启，旁路电动门关闭。

稍开进汽调节门进行管道暖管，暖管结束后，开启低压除氧器调节门，除氧器进行升温升压，注意除氧器水温变化速率＜3℃/min，检查除氧器水位、压力、温度、振动情况正常，加热低压除氧器水温至60℃。

4）根据热网补水含氧量调整排汽门的开度。

5）检查热网循环水泵出、入口电动门及泵体排空门开启。

6）开启热网补水泵入口门、出口门。

7）开启热网供水、回水管路排空门，热网加热器水侧排空门。

8）启动热网补水泵向热网系统补水，热网系统各排空门连续见水后关闭。

9）稍开热网加热器入口电动门进行注水排空，见水后关闭排空门。

10）开启热网加热器入、出口电动门。

11）加热器注水过程中，注意检查加热器水位变化，如水位变化较大，停止注水，通知化学化验汽侧水质，判断是否热网加热器泄漏。

12）当热网循环水回水压力＞0.3MPa时，投入热网补水泵自动。

13）检查热网系统已注满水，开启热网供水、回水总电动门。

（2）热网循环水泵启动：

1）检查热网系统注满水，且冲洗合格后，方可启动热网循环水泵。

2）检查热网循环水泵已送电，冷却水已投入，轴承油位正常，液力耦合器勺管关至2%以下。

3）检查热网循环水泵入口电动门开启，关闭出口电动门。

4）检查回水压力达到0.25MPa且稳定，热网循环水泵具备启动条件。

5）启动热网循环水泵，检查出口电动门联开。

6）检查电流返回时间正常，空负荷电流、振动、声音、出口压力正常。

7）增加热网循环水泵的出力，调整热网供水母管压力正常。

8）逐台启动热网循环水泵，记录供、回水压力，供、回水流量。

9）备用热网循环水泵投入联锁。

10）监视回水压力的变化，维持回水压力在0.3MPa以上，压力低时应及时补水。

（3）热网加热器投运：

1）热网循环水系统投入后，应对热网加热器的进汽电动门前供汽系统进行暖管。

2）开启供热抽汽管道上各疏水门。

3）检查热网加热器事故疏水调节门关闭；热网疏水至凝汽器正常疏水调门关闭，调门前电动门、后手动门开启。

4）开启供热抽汽逆止阀、抽汽电动门，稍开液压调节门进行暖管（蒸汽供热管道务必充分暖管，杜绝因暖管不充分造成水击现象，若管道较长时可采用分段暖管的操作方式）。

5）待充分暖管后，开启热网加热器连续排气门、缓慢开启加热器的进汽门，对热网加热器进行预暖、冲洗，并注意控制加热器出口热网循环水温升；待热网加热器出现水位后，缓慢开启事故疏水调门，控制热网加热器水位在正常范围。

6）热网加热器暖管时疏水排至大气式扩容器，并定期化验疏水水质，在热网加热器暖管时，严禁开启至凝汽器疏水调节门，防止漏真空。

7）热网加热器疏水水质合格后，开启热网疏水冷却器进、出口电动门，疏水冷却器出口至凝汽器电动调节门前、后手动门，及管路上的疏水门，微开加热器正常疏水电动门，进行疏水冷却器及管路暖管，暖管结束且化验水质合格后关闭疏水门。

8）根据热网加热器水位逐渐关小事故疏水阀，开大正常疏水阀，调整疏水冷却器出口至凝汽器电动调节门开度，逐渐将疏水导至凝汽器，待加热器汽侧水位稳定后投入调节门自动。

9）加热器汽侧投运时，控制加热器出口水温升＜1.5℃/min（最大不超过2℃/min），根据供、回水温度曲线确定供水温度，并调整供热抽汽压力在允许范围内。

10）检查疏水冷却器凝结水压力、温度正常，控制疏水冷却器疏水温度＜50℃

11）调整热网供、回水压力在允许范围内，保持热网稳定运行。

在运行期间，如补水不能满足回水压力时，汇报值长后开启事故补水电动门，恢复回水压力正常。

系统停运

1通知供热外网及相关部门、岗位。

2热网加热器进汽调节门改为手动控制，逐渐关小进汽调节门，注意热网水温变化不超过0.5℃/min。

3关闭抽汽电动门、抽汽逆止门，抽汽调节门、加热器进汽电动门，开启抽汽管道疏水门。

4根据热网循环水回水温度同步降低低压除氧器出口水温，当低压除氧器出口水温降至30℃后，停运低压除氧器。

5关闭热网疏水至凝汽器调节门及前电动门、后手动门、旁路电动门，注意监视热网加热器水位无升高。

6关闭疏水冷却器疏水侧出、入口电动门。

7检查热网加热器汽侧已停止运行，关闭凝结水至热网疏水冷却器调门及前、后电动门，关闭热网疏水冷却器凝结水侧出、入口电动门，注意监视凝结水流量无较大波动。

8停止热网补水泵、热网稳压泵运行。

9当热网循环水温度降至30℃左右时，解除备用热网循环水泵联锁，逐一将热网循环水泵液力耦合器勺管关至最低，关闭热网循环水泵出口电动门，停止热网循环水泵。

10关闭热网循环水泵机械密封及轴承冷却水门。

11关闭低压除氧器进汽调节门前、后手动门，化学除盐水至低压除氧器补水调节门及其前电动门、后手动门。

12开启低压除氧器排氧门泄压，根据需要是否进行低压除氧器放水。

13若系统全停，要求放水消压，停止全部运行设备，开启放水门、排空门，放尽热网系统存水。

14热网加热器长期停用时应对热网加热器汽水侧进行充氮保护。