60万机组全面热力系统 - 图文

前 言

电力是实现工业、农业、交通运输和国防现代化的主要动力，是国民经济发展的基础，也是提高和改善人民物质文化生活的重要条件。当前世界上主要有三类发电厂：火力发电厂、水力发电厂和核能发电厂。其中火力发电厂是目前世界大多数国家包括我国电能生产的主力。

本次设计的对象为盘南(响水)电厂4x600MW新建工程的全面性热力系统。设计中对盘南(响水)电厂的锅炉汽水系统、主蒸汽系统及再热蒸汽系统、主凝结水系统、除氧器系统、主给水系统、回热抽汽系统和加热器疏水系统、抽空气系统、循环冷却水系统、排污利用系统和辅助蒸汽系统及补充水系统的范围、任务以及各系统中主要设备进行了简单说明。

限于编写人水平，设计中缺点和错误在所难免，恳请批评指正。

第一部分 主机概况

火力发电厂(以燃煤发电厂为例)主要生产过程是：储存在储煤场或储煤罐中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中，再由给煤机送到磨煤机中磨成

煤粉。煤粉送至分离器进行分离，合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器，由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离，分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热，分离出的蒸汽送到过热器，加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽，经管道送到汽轮机做功。过热蒸汽在汽轮机内做功推动汽轮机旋转，汽轮机带动发电机发电，发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内做完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结泵送到低压加热器加热，然后送到除氧器除氧，再经给水泵送到高压加热器加热后，送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程，即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽，送到锅炉的再热器重新加热，使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后，送到汽轮机中压缸继续做功。下面即本次设计对象主机的主要技术规范：

一、 锅 炉

锅炉的容量用蒸发量表示，一般是指锅炉在额定蒸汽参数（温度、压力）、额定给水温度和使用设计燃料是，每小时的最大连续蒸发量。常用符号De表示，单位为t/h。按照蒸发量的大小，锅炉有小型、中型和大型之分。目前，一般认为De<220t/h的是小型锅炉，De=220∽410t/h的是中型锅炉，De≥670t/h的是大型锅炉。锅炉的蒸汽参数是指锅炉出口处的蒸汽压力和温度。按照蒸汽压力的高低，锅炉可以分为低压锅炉（p≤2.45MPa，表压，下同）、中压锅炉（p=2.94∽4.92MPa）、高压锅炉（p=7.84∽10.8MPa）、超高压锅炉（p=11.8∽14.7MPa）、亚临界压力锅炉（p=15.7∽19.6MPa）、超临界压力锅炉（p≥22.1MPa）和超超临界压力锅炉（p≥30MPa）等。按照燃烧方式不同，锅炉可分为层燃炉、室燃炉、旋风炉和流化床炉。室燃炉是目前电厂锅炉的主要型式。按照汽水流动方式不同，锅炉可分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉。锅炉的整体布置指炉膛，

对流烟道以及各级受热面之间的相对位置。现代大型锅炉整体布置的型式很多，常用的型式有∏型、塔型和箱型。

锅炉是北京巴威公司生产的600MW锅炉，型式为亚临界、自然循环汽包炉。单炉膛，墙式燃烧，燃用贫煤，一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构。

（一） 锅炉铭牌参数（B－MCR）

过热蒸汽： 最大连续蒸发量： 出口蒸汽压力：

出口蒸汽温度：

2019t/h 17.5MPa（a） 541℃ 1710.856t/h 4.069/3.869MPa（a） 334/541℃

再热蒸汽： 蒸汽流量：

进/出口蒸汽压力： 进/出口蒸汽温度：

给水温度： 281℃

（二） 锅炉保证热效率（ECR工况）： 92.0％

（按低位发热量，空预器进风20℃） 空预器出口烟气修正前温度： 空预器出口烟气修正后温度：

128℃（B－MCR工况） 120℃（B－MCR工况）

二、 汽轮机

汽轮机是以蒸汽为工质的将热能转变为机械能的旋转式原动机。它是火电

厂的三大主要设备之一。在火力发电厂，锅炉将燃料的化学能转变为蒸汽的热能，汽轮机将蒸汽的热能转变为机械能，发电机将转轴的机械能转变为电能。按工作原理不同，汽轮机可分为冲动式汽轮机和反动式汽轮机。按热力特性不同，汽轮机可分为凝汽式汽轮机、背压式汽轮机、抽汽式汽轮机、抽汽背压式汽轮机和多压式汽轮机。按主蒸汽压力不同，汽轮机可分为低压汽轮机（0.12∽1.5MPa）、

中压汽轮机（2∽4MPa）、高压汽轮机（6∽10MPa）、超高压汽轮机（12∽14MPa）、亚临界压力汽轮机（16∽18MPa）、超临界压力汽轮机（≥22.1MPa）和超超临界压力汽轮机（≥32MPa）。

汽轮机是东方汽轮机厂生产的N600－16.7/538/538型、亚临界、中间一次再热、三缸四排汽凝汽式汽轮机。 （一） 铭牌功率工况：（TRL工况）

额定功率： 600.228MW 主汽门前蒸汽压力： 16.67MPa（a） 主汽门前蒸汽温度： 538℃ 主汽门前蒸汽流量： 1904.08t/h 中联门前蒸汽压力： 3.531MPa 中联门前蒸汽温度： 538℃ 中联门前蒸汽流量： 1611.365t/h 排汽压力： 0.0118MPa（a） 最高冷却水温： 33℃ 凝汽量（包括小汽机）： 1222.546t/h 给水温度：

276.9℃

（二） 最大连续功率（TMCR）工况

最大连续功率： 634.562MW 主汽门前蒸汽压力： 16.67MPa（a） 主汽门前蒸汽温度： 538℃ 主汽门前蒸汽流量： 1904.01t/h 中联门前蒸汽压力： 3.556MPa（a） 中联门前蒸汽温度： 538℃

中联门前蒸汽流量：

1619.483t/h

额定排汽压力： 额定冷却水温： 凝汽量（包括小汽机）： 给水温度：

0.0058MPa（a） 24℃ 1210.247t/h 277.2℃

（三） 热耗考核（THA）工况

额定功率： 主汽门前蒸汽压力： 主汽门前蒸汽温度： 主汽门前蒸汽流量： 中联门前蒸汽压力： 中联门前蒸汽温度： 中联门前蒸汽流量： 排汽压力： 冷却水温：

凝汽量（包括小汽机）： 给水温度：

600.178MW 16.67MPa（a） 538℃ 1781t/h 3.345MPa（a） 538℃ 1521.075t/h 0.0058MPa（a） 24℃ 1144.364t/h 273.0℃

保证热耗： 7863kJ/kW.h(1878kcal/kW.h)

（四） 阀门全开（VWO）工况：

阀门全开功率： 主汽门前蒸汽压力： 主汽门前蒸汽温度： 主汽门前蒸汽流量： 中联门前蒸汽压力： 中联门前蒸汽温度： 中联门前蒸汽流量：

665.903MW 16.67MPa（a） 538℃ 2019t/h 3.752MPa（a） 538℃ 1710.865t/h

排汽压力：

凝汽量（包括小汽机）： 给水温度：

0.0058MPa（a） 1270.9t/h 281.0℃

三、发电机

下：

额定容量： 额定功率： 额定电压： 额定功率因数： 额定频率： 额定转速： 额定氢压：

667MVA 600MW 23kV 0.9（滞后） 50Hz 3000r/m 4.14bar(g)

发电机是东方电机厂生产的型号为QFSN－600－2型发电机。其主要参数如

效 率 98.8%

冷却方式： 励磁系统：

水、氢、氢 静止可控硅

四、 主机容量有关说明

1、汽轮机铭牌工况(TRL)和热耗验收工况(THA)下，机组输出功率为600MW。四个典型工况定义见下表：

汽轮机四个典型工况定义

热耗验收工况项目 铭牌工况(TRL) (THA) 最大连续工况(TMCR) 阀门全开工况(VWO) 主蒸汽参数 再热蒸汽参数 平均背压 补水率 给水温度 回热系统 额定值 额定值 11.8kPa 3% 额定值 正常投入 额定值 额定值 额定值 0 额定值 正常投入 额定值 额定值 额定值 0 额定值 正常投入 额定值 额定值 额定值 0 额定值 正常投入 汽泵、额定参给水参数 汽泵、额定参数 汽泵、额定参数 汽泵、额定参数 数 发电机效率 功率因素 机组输出功率 进汽量 ≥98.8% 0.9(滞后) 600MW 铭牌进汽量 ≥98.8% 0.9(滞后) 600MW 额定值进汽量 ≥98.8% 0.9(滞后) 汽机厂提供 铭牌进汽量 ≥98.8% 0.9(滞后) 汽机厂提供 VWO进汽量 2、锅炉容量：锅炉最大连续出力(B－MCR)为汽轮机阀门全开工况(VWO)下的进汽量。

3、发电机的额定容量与汽轮机热耗验收工况(THA)下的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与汽轮机最大连续出力工况(T－MCR)下的出力相匹配。发电机最大出力能满足汽轮机VWO工况。

第二部分 热力系统分析

一、 锅炉汽水系统

锅炉的汽水系统主要是由省煤器、水冷壁、过热器和再热器等受热面及其相应的联箱、连接管道等组成的。其作用是使给水经过省煤器，水冷壁和过热器吸收火焰或烟气中的热量，逐渐由未饱和水变成饱和水，再由饱和水变成饱和蒸汽，最后由饱和蒸汽变成具有一定压力和温度的过热蒸汽。

范围：锅炉省煤器----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。

（一） 省煤器

1、省煤器的作用和分类

省煤器的作用是利用锅炉尾部烟气的热量加热锅炉给水。锅炉采用省煤器后会带来三方面的好处：（1）节省燃料（2）改善汽包的工作条件（3）降低锅炉造价。因此，省煤器已是现代锅炉中不可缺少的部件。

省煤器按使用材料可分为钢管省煤器和铸铁省煤器。目前大中容量锅炉广泛采用钢管省煤器。其优点是：强度高、能承受冲击、工作可靠；同时传热性能好、重量轻、体积小、价格低廉。缺点是耐腐蚀性差，但现代锅炉给水都经过严格处理，管内腐蚀这一缺点已基本得到解决。省煤器按出口水温可分为沸腾式省煤器和非沸腾式省煤器。沸腾式省煤器的出口水温不仅可达到饱和温度，而且可使部分水汽化，生成的蒸汽量一般约占给水量的10%∽15%，最多不超过20%，以免省煤器中介质的流动阻力过大。而非沸腾式省煤器的出口水温低于该压力下沸点20∽25℃。

中压锅炉多采用沸腾式省煤器，高压以上锅炉则多采用非沸腾式省煤器。因为随着压力的提高，水的汽化热相应减少，加热水的热量相应增大，帮需把水的部分加热转移到炉内水冷壁管中进行，以防止炉膛温度和炉膛出口烟温过高，避免炉内及炉膛出口处受热面结渣。

2、省煤器的布置位置

省煤器布置在锅炉的尾部烟道两级空气预热器之间，省煤器引出管进入后竖井中的联箱，再由悬吊在尾部竖井中的低温过热器和低温再热器之间的垂直悬吊

管引入汽包。

3、省煤器的保护

在启动和停运过程中要求省煤器内有连续流动的水流。因为汽包锅炉的水容积大，在启动和停运过程中的一段时间内，由于产汽量很少，不需要给水或只要断续给水。在停止给水时省煤器内无水流动，不可能发生汽化，产生的蒸汽停滞不动，局部管壁金属可能超温。间断给水时，省煤器内水温也间断变化，管壁金属将产生交变的热应力，影响管子尤其是焊缝的强度。

本系统中保持省煤器内水连续流动的方法是采用省煤器再循环和连续放水法。本系统的再循环管位于下联箱与省煤器进口之间，其作用就是启停过程中保护省煤器不过热。放水管的作用是在锅炉事故或者停机时，起到放水保护省煤器，使其不生锈。

自然循环锅炉省煤器再循环系统如右图所示。在汽包1和省煤器2进口联箱3之间接一根再循环管4，并装有再循环阀门B。在锅炉停止给水时，给水阀门A关闭，再循环阀门B开启，省煤器与再循环管间由于工质密度差而形成循环流动。但它也存在不足：（1）省煤器再循环和省煤器给水进水两

种工况切换时要操作A、B两阀门；同时，当汽包内的锅水温度高于给水温度较多时，间断的给水仍会致使省煤器和联箱管壁金属温度发生较大变化，产生疲劳损伤。（2）如果再循环阀门关闭不严或有泄漏，则部分给水不通过省煤器直接进入汽包，汽包壁局部温度下降，壁温差增大；同时，省煤器中水流量减少，可能引起管壁超温。（3）再循环回路中循环压头很低，不易建立正常的水循环。

（二） 蒸发设备

蒸发设备由汽包、下降管、水冷壁、联箱、连接管道组成。 1、汽包

汽包是由钢板制成的长圆筒形容器。它由筒身和两端的封头组成。它在汽包锅炉中具有很重要的作用，其主要作用是：（1）连接汽水设备，组织汽水流动。（2）蓄水蓄汽，具有一定的储热能力，适应负荷的突然变化。（3）汽包内部装有各种蒸汽净化装置，可以改善蒸汽品质（4）装有压力表、水位计、安全门等附件，可保证锅炉安全工作。

汽包正常水位的标准线一般是定在汽包中心线以下100∽200mm处，在水位标准线的±50mm以内为水位允许波动范围。汽包锅炉的汽包水位会因负荷、燃烧工况和给水压力的变化而波动。保持汽包内的正常水位是保证锅炉和汽轮机安全运行最重要的条件之一。当水们过高时，由于汽包蒸汽空间高度减小，会增加蒸汽携带水分，使蒸汽品质恶化，容易造成过热器沉积盐垢，使管子过热损坏。严重满水时，会造成蒸汽大量带水，除造成过热汽温急剧下降外，还会引起在蒸汽管道和汽轮机内产生严重的水冲击，甚至造成汽轮机叶片断裂事故。当水位过低时，则可能造成下降管进汽，以至破坏水循环，水冷壁超温，甚至造成严重的设备损坏事故。

本系统中汽包上有六个安全门。它们的作用是在汽包严重超压时动作，保护汽包的安全；此动作发生时表明已发生事故。连续排污就是在运行中连续排出部分炉水，目的是保持炉水的盐质平衡。排污的位置在汽包内含盐浓度较高的地方，即内置式旋流器出水口附近。本系统中汽包排污管布置在汽包底部，来排除汽包中盐分较高的炉水。排污水经电动截止阀、电动调节阀、流量喷嘴和两个手动截止阀至连续排污扩容器，部分排污水扩容蒸发产生蒸汽，这部分蒸汽引入相应压力的除氧器。剩余炉水流到定期排污扩容器，蒸汽排入大气，含盐浓度很高的炉水和不溶性水渣排放至化水锅炉排污回收水站加以利用。汽包的事故放水由放水管经两个电动截止阀直接排至定期排污扩容器，事故放水管布置在汽包底部。

本系统的特点是在汽包的底部有加热装置，如右图。它的作用是在自然循环锅炉中，水循环是靠下降管与水冷壁之间的密度差而形成的，启动初期，底部加热装置对下联箱内的水进行加热，使之产生密度差，从而建立水循环。启动初期用来加热的蒸汽来自辅助蒸汽联箱。即：辅助蒸汽自辅助蒸汽联箱经管道送向锅炉，经过两个手动截止阀送向两侧的分配联

箱，再经过一个手动截止阀送入下联箱对其中的水进行加热。两个分配联箱的一端分别经过一个手动和电动截止阀，汇到一起送往汽包，对汽包中的水加热，用来调节汽包的加热速度。每个下联箱都经过一个手动和电动截止阀，每四个下联箱汇集成一根管道，再经过一个手动和电动截止阀汇集到集水分集箱；然后再经过两个电动截止阀和一个电动调节阀送入定期排污扩容器。当启动完成后，水循环建立，停止辅助蒸汽加热，分配联箱内的疏水经两根管道至集水分集箱。

2、下降管

下降管有小直径分散下降管和大直径集中下降管两种。现代大型锅炉都采用大直径集中下降管。下降管的作用是把汽包中的水连续不断地送往下联箱供给水冷壁，以维持正常的水循环。大中型锅炉的下降管都布置在炉外不受热，并加以保温，减少散热损失。

本系统为大直径集中下降管。 3、联箱

联箱的作用是将进入的工质集中混合并均匀分配出去。通过联箱还可连接管径和管数不同的管子。它一般不受热，由无缝钢管两端焊接弧形封头构成，材料为20号碳钢。

4、水冷壁

水冷壁一般布置在炉膛四周，大容量锅炉也有部分布置在炉膛中间。自然循环锅炉的水冷壁主要型式有光管式、膜式与销钉式三种。它的作用有：（1）吸收炉膛内火焰和烟气的热量，产生饱和蒸汽。（2）降低锅炉受热面的造价。（3）防止炉墙及受热面结渣，提高锅炉运行的安全可靠性。（4）保护炉墙，减小结渣和高温对炉墙的破坏作用。

（三） 过热器和再热器

1、过热器

过热器的作用是将饱和蒸汽加热成为具有一定温度的过热蒸汽。采用过热器可以提高蒸汽参数，从而提高发电厂的循环热效率。

按照传热方式不同，过热器可以分为对流式、辐射式和半辐射式三种基本型式。按照结构形式不同，过热器可分为蛇形管式、屏式、壁式和包墙管式四种型式。过热器各级之间通过中间联箱混合，使蒸汽参数趋于均匀一致，减小烟道左右侧热负荷不均造成的热偏差。在各级中蒸汽的流程是：锅炉（饱和蒸汽）----屏式过热器----末级过热器----低温过热器----一级减温器----二级减温器----过热器出口联箱。

本系统中过热器出口联箱都设置了水压试验堵板，启动或检修完时做水压试验用。高过出口联箱上布置了排空气管和消音器，用于蒸汽压力过高时向空排气和消除噪音，防止噪音污染。

2、再热器

再热器的作用是将汽轮机高压缸的排汽加热成为具有一定温度的再热蒸汽。再热器的采用，一方面可进一步提高电厂循环热效率，另一方面可使汽轮机末几级叶片蒸汽湿度控制在允许范围内。

再热器的基本结构与过热器的相类似，一般由蛇形管和联箱组成。再热器一般有四至五级，每一级间焓增不超过250——400kJ/kg。再热器中蒸汽的流程是：高压缸出口----再热器冷端----再热器热端----中、低压缸。

本系统中热段再热器出口联箱上设置了充氮管用于停机时向再热器充氮，防止再热器氧化腐蚀。

（四） 调温设备

为了保证锅炉机组安全经济的运行，必须维持过热和再热汽温稳定，达到这个目的必须有可靠的汽温调节装置。对汽温调节装置的基本要求有：（1）汽温调节的灵敏度，即调节惯性和延迟要小。（2）结构简单可靠。（3）汽温调节负荷范围大。（4）对循环热效率影响小。（5）节约钢耗。

汽温调节了方法可以分为烟气侧调温和蒸汽侧调温两种类型。烟气侧调节汽温的原理是改变烟气对蒸汽的传热量，使蒸汽的温度发生变化。主要通过改变通过受热面的烟气量的烟气旁路挡板调节、烟气再循环调节、改变火焰位置的摆动式燃烧器调节等实现。蒸汽侧调温的原理是利用其它介质直接改变蒸汽的温度。主要是通过喷水减温器、汽-汽热交换器等实现。

本系统中过热器减温水系统为两级四点喷水减温。第一级布置在低过出口联箱和屏过进口联箱之间，起粗调作用。第二级布置在屏过出口联箱和高过进口联箱之间，起细调作用。它分为四路，每路装有电动截止阀、流量喷嘴、电动调节阀、电动截止阀和手动截止阀送入过热器减温装置。左两路为一级，右两路为另一级。减温水来自与之压力

和温度相匹配的给水泵出口。阀带旁路上的大阀门受力面积大，通过它来改变减温水的压力太困难；小阀门受力面积小，通过它来改变两边压差，减小了介质对大阀门阀芯的磨损。

过热汽温调节以蒸汽侧调节温为主：高压以上的自然循环锅炉一般采用喷水减温调节器，通常布置二到三级喷水减温器；对于对流特性较强的过热器系统，以烟气再循环与喷水相结合的方法调节过热气温，喷水作为细调手段。如图烟气再循环是利用再循环风机将省煤器后部分低温烟气（一般250∽350℃）抽出，再送入炉膛。再循环烟气进入炉膛的位置有炉膛上部和炉膛下部两种，实际中常将再循环烟气同时接入炉膛上部和下部。在低负荷时，从炉膛下部送入，起调温作用；在高负荷时，从炉膛上部送入，起到保护高温对流受热面的作用。

再热器蒸汽湿度大，喷水易造成末级叶片湿度过大。正常时调温用烟气侧调温，也可细微喷水；事故时，用大量喷水来减温。减温水为与之温度和压力相匹配的给水泵中间抽头来水。本系统中的过程线路为：中间抽头----止回阀----电动截止阀----汇总----电动截止阀----流量测量装置、电动调节阀、电动截止阀、止回阀（分两路）----冷段再热器出口联箱。泵侧止回阀的作用是防止水在三个泵之间相互倒流。联箱侧逆止阀的作用是防止再热器压力过高时，水倒流入泵内。过热器和再热器上都有向空排汽门，防止超压，保护设备。此动作为正常运行。

（五） 集汽联箱上有关管路和附件的作用：

1、向空排汽管：在机组启动时向空排汽使蒸汽参数快速达到额定值。 2、反冲洗管：用于锅炉大修后清洗汽包、水冷壁、下降管联箱中的水垢和管壁的腐蚀物，可防止水冷壁结垢、爆管现象，药箱中的药水利用泵通过反冲洗管进入下降管、下联箱、水冷壁、汽包，最后至下联箱排至定期排污管，由化学监督人员检查排出的药水浓度，确定是否还进行清洗，反冲洗药水是酸液。

3、安全门：防止机组负荷变化超压，保证设备或管道安全。 4、水压试验堵板：用于做水压试验。

二、 主蒸汽系统及再热蒸汽系统

主蒸汽系统及再热蒸汽系统的范围：

锅炉集汽联箱（或主汽门）----主蒸汽管----汽机自动主汽门之前。 汽机高压缸出口----再热器冷段----再热器----再热器热段----汽机中压缸进口。

（一） 主蒸汽系统

锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，蒸汽管间的连通母管，通往用新蒸汽设备的蒸汽支管等称为主蒸汽管道。在火力发电厂中常用的主蒸汽管道系统有：（1）单元制主蒸汽管道系统（2）切换母管制主蒸汽管道系统（3）集中母管制主蒸汽管道系统。

单元制主蒸汽管道系统是指一台锅炉配一台汽轮机的管道系统（包括再热蒸汽管道），组成独立的单元，各单元间无横向联系，有汽设备的蒸汽支管由各单元主蒸汽管引出。该系统具有简单，管道短，阀门及附件少，相应的管内工质压力损失小，运行操作少，检修工作量少，投资省，散热损失小，便于实现集中控制，再加上采用优质合金钢材，系统本身的事故可能性小，安全可靠性相对较高，如果发生事故只限于一个单元范围内等优点。但是该系统不能灵活调度，负荷变动时对锅炉燃烧调整要求高，系统中的任何一个主要设备或辅机故障时，都会导致整个系统停运。

本系统主蒸汽系统为单元制系统。

主蒸汽管道采用2-1-2布置，即从锅炉两个过热器出口接出后在炉前合并成一根单管，到汽机高压缸前又分为两根支管，分别接到汽机高压缸左右侧主汽门。从主蒸汽管道还接出一路作为汽动给水泵在机组启动和低负荷时的备用汽源。

在主蒸汽管道上不装设流量测量喷嘴，利用高压缸的调速级产生的压差来测量主汽流量。由于汽机自动主汽门具有可靠的严密性，主蒸汽管道上不再装设任何隔断门。在过热器出口主蒸汽管道上装有水压试验堵阀，便于锅炉在投产前或

大修后做水压试验。电动主气门安装在蒸汽进入汽缸口前，用来开启蒸汽进入汽缸，在负荷发生变化时，由电动主气门自动调节,蒸汽进入汽缸的流量,当发生事故时,自动主汽门自动关闭,起到调节和保护的作用。

（二） 再热蒸汽系统

本系统再热蒸汽系统为单元制系统。

再热蒸汽管道也采用2-1-2布置。在再热器的进、出口管道上均装设有水压试验堵阀。便于再热器在投产前或大修后进行水压试验时再热热段和冷段管道隔断不参与水压试验，既方便又适用。从冷再热蒸汽管道接出一路作为辅助蒸汽系统的汽源之一。

采用2-1-2布置方式其优点是可简化管道布置，节省管道投资，有利于消除进汽机的主蒸汽和再热蒸汽左右侧产生的温度偏差及由于左右侧管道布置不对称而引起的压力偏差。

（三） 旁路系统

旁路系统是为了适应再热机组启、停、事故处理时特定情况下的需要而设置的。从实质上来讲旁路系统就是再热机组启、停、事故情况下的一种调节和保护系统。

1、旁路系统的型式

电厂中常见的旁路系统，都是由高压旁路、低压旁路和整机旁路的一种或几种组合成的，我国采用的旁路系统主要有：（1）两级旁路串联系统（2）两级并联旁路系统（3）三级旁路系统（4）整机旁路系统。如下图：

2、旁路系统的作用

（1）缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命。

（2）保护再热器（锅炉点火、汽轮机冲转、停机不停炉、电网事故、甩负荷时）。

（3）回收工质，降低噪声。

（4）减少安全门动作次数，延长使用寿命。 3、本系统旁路

通过过去国产600MW机组的旁路系统的运行和试验表明，旁路系统对提高机组启动性能，缩短启动时间（有旁路系统与无旁路系统相比，机组冷态启动可缩短约2小时，热态或极热态启动可缩短约0.5～1小时）保护再热器等方面发挥了作用。本系统采用东方汽机厂的汽机，北京巴威公司的锅炉。汽机采用中压缸启动方式，为了满足汽轮机中压缸启动对旁路的基本要求，同时保护锅炉再热器，以及贵州电网调峰要求，本系统在主蒸汽和再热蒸汽管路上设有两级串联简易电动旁路，其容量暂按30％BMCR设置，并设置必要的实用的控制、保护装置，完全可以满足机组的启、停及事故情况下的使用要求。

旁路设备主要参数：

高压旁路装置：Q＝610t/h

P=16.67MPa/2.5MPa（a）

t＝538℃/322℃ 低压旁路装置：

Q?350x2t/h

P＝2.33MPa/0.78MPa(a) t＝538℃/190℃

一级减温在自动主汽门前，经电动截止阀、水封调节阀和减温减压阀。启动时汽机处于盘车状态，蒸汽绕过高压走旁路到再热器，冷却保护再热器。二级减温在低压旁路开头，为两根管道。因为汽蒸经过减温减压阀后，体积膨胀，两根管道可快速流通，减少对管壁的冲刷。三级减温在凝汽器喉部。这样布置可减少空间，减温水为凝结水。

当机组甩负荷或停机时，蒸汽不通过中低压缸，从低压旁直接到凝汽器，可回收工质，消除噪音。高压旁路用于中压缸启动中可平衡进汽，受热均匀，减少热冲击，缩短启动时间，加快启动速度。

4、管道和附件

（1）单双管布置中：单管压损小，造价高，投资大，受热不均匀；双管压损大，有热偏差，左右对称进入，受热均匀，减少造价。二者结合既可减小压损，又能减少投资，受热均匀。

（2）过热器出口联箱外，冷段再热器进口都装有弹簧式安全门，当压力高时，弹簧被压缩，自动放汽。

（3）高压缸前设置高压自动主汽门，压力高时可动作，是保护装置的执行机构。中压缸前为中压联全汽门。四组进汽喷嘴调节。

（4）过热器电动泄压阀，在过热器出口设。设一给定值，当压力达到这一定值将放汽泄压，接DCS控制。

（5）再热器出口联箱上有常闭的向空排汽门，再热器上的弹簧式安全门用于再热器压力过高向空排汽。

三、 主凝结水系统

凝结水系统是借助于凝结水泵将凝汽器中的凝结水输送到凝结水除盐装置进行化学处理的，然后再由凝结水升压泵升压，通过轴封加热器及各低压加热器后送到除氧器除氧。凝汽设备通常由表面式凝汽器、抽气设备、凝结水泵、循环水泵以及这些部件之间的连接管道组成。作用是作为冷源，降低汽轮机排汽压力和温度，提高循环热效率。凝汽设备的任务是（1）在汽轮机排汽口建立并维持高度真空（2）将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉的给水循环使用。

范围：凝汽器----凝结水泵----轴封冷却器----低加----除氧器

（一） 凝汽器

本系统中每台机配一台不锈钢管双压凝汽器，它的特点是汽侧隔开水侧混在一起。其技术参数如下：

型式： 双壳体，单流程，表面式

型号： 冷却面积： 冷却水温度：

N－36000型， 36000m2 24℃

综合排汽压力： 0.0058MPa(a) 汽机排汽量： 汽机排汽焓：

1147.667t/h（最大连续出力工况） 2315.9kJ/kg（最大连续出力工况）

给水泵汽轮机排汽量：62.580t/h（最大连续出力工况）

凝汽器的作用是将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水，并回收工质；在汽轮

机的排汽口建立并维持规定的真空度；在正常的运行中，凝汽器还可以起到一级真空除氧器的作用，能够除去凝结水中的氧气和其它不凝结水的气体，防止设备腐蚀。

（二） 凝结水泵

本系统中设置二台凝结水泵，一台运行，一台备用。 凝结水泵型号：

流量： 扬程：

1850m3/h 301mH2O

凝结水泵是将凝结水从热水井中抽出，经过各级低压加热器加热后送到除氧器，并最终用给水泵升压后送到锅炉使用。每台凝汽式机组宜装两台凝结水泵，考虑除氧器水位调节的需要，凝结水泵长期运行后设备老化及其它未估计到的因素，每台凝结水泵容量应为最大凝结水量的110%；如大容量机组需装设3台容量各为最大凝结水量55%的凝结水泵（其中一台备用），应进行技术经济比较后再确定。

本系统中凝结水泵入口有闸阀，用于切断水源；安全阀防止逆止阀关不严，水倒流引起低加侧管道超压。在泵的出口有止回阀，防止水倒流入凝结水泵。凝结水再循环管用于启动时，热井水少，压力不足而引起凝结水泵汽蚀。通过再循环，增大流量，加速水流来防止发生汽蚀。两个凝结水泵入口均装有带法兰的锥形滤网，以防止热井中可能积存的残渣进入泵内。滤网上装有一个差压开关，当滤网受堵，压降达到预定值时，将向控制室发出报警信号。凝结水泵出口的凝结水一路经逆止阀、电动门、到除盐装置，另一路经凝结水泵再循环管回到凝汽器。

（三） 轴封加热器

轴封加热器的作用是建立轴封抽真空，加热凝结水，将轴封抽汽冷却并疏水

排至凝汽器。轴封加热器的汽源来自轴封抽汽，通过轴封风机将轴封冷却器不凝结的空气排至大气，轴封疏水通过U型水封管输入凝汽器。

（四） 凝结水精处理设备

为了保证发电厂蒸汽品质，使设备安全，经济运行，补充水必须经过严格的除盐装置，除硅酸盐和除氧，一般都采用化学处理法。高参数发电厂对水质的要求也相应提高，因在高压下水中的硅酸盐可以蒸发溶于蒸汽中，与蒸汽一道进入

汽轮机，汽轮机膨胀做功，蒸汽压力、温度下降后，硅盐会沉积在叶片上，减少汽轮机组的通流面积，限制机组出力，同时还增加轴向推力，因此，要除去水中钙、镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，全部凝结水还要精处理，除去因机组启、停时所产生的腐蚀产物，SiO2和铁金属等，中压凝结水精处理装置一般串联在中压凝结水泵出口（此系统无凝结水升压泵）。

（五） 低压加热器

低压加热器作用是确保凝结水通过低压加热器并利用中、低压缸抽汽加热到理想温度，确保管内凝结水的排放，以免启动时汽轮机进水。低压加热器基本技术规范如下表：

低压加热器基本技术规范

序号 1 2 3 4 5 参数名称 型式（暂定） 设计压力：管侧 壳侧 设计温度：管侧 壳侧 工作压力：管侧 壳侧 工作温度：管侧 壳侧 单位 / Mpa Mpa ℃ ℃ Mpa MPa ℃ ℃ 5#低加 JD-1550 3.92 0.48 165 165/248 2.8 0.434 / / 6#低加 JD-1280 3.92 0.27 139 139/155 2.8 0.27 / / 7#低加 JD-730 3.92 0.27 100 171 2.8 0.27 / / 8#低加 JD-920 3.92 0.27 100 171 2.8 0.27 / / 加热器旁路作用是当运行中，其中一台加热器发生故障时，则需将加热器从系统中隔离出来，但又不允许中断机组的正常供水，因此设置加热器的水侧旁路。加热器的旁路有小旁路和大旁路两种，小旁路是指为一台加热器设置一个专用旁路，当其中一台加热器因故障从系统中隔离后，给水可经旁路通过，其它加热器

仍在给水系统中正常工作，因而对机炉的运行经济性和安全性影响不大。缺点是除旁路管道外，还要为一台加热器配至少3个隔离阀门，设备投资大，系统也复杂。

大旁路是指为一组加热器（2台或2台以上）设置1个公用的旁路，当有一台加热器发生故障时，其它两台加热器也被迫一起从系统中隔离，汽机的前三级抽汽全部停用，锅炉给水温度大幅度下降，因而对机炉运行的经济性和安全性有重大影响，其优点是系统简单，隔离阀门少，因而投资省。

一般高压加热器采用大旁路，低压加热器采用小旁路。本系统5、6号低加采用小旁路；7、8号低加共用一大旁路。

（六） 凝结水量的调节

凝结水从热井来经凝结水泵进入凝结水精处理装置处理后，经一台轴封冷却器，四台低压加热器后进入除氧器，凝结水精处理采用中压系统。

每台机组设置一台500m3的凝结水补充水箱，补充水箱为凝结水系统提供启动充水和运行补水。补充水箱的水源来自化学水处理室的除盐水箱，由除盐水泵送来，流量由补充水管上的调节阀控制，信号来自补充水箱水位。

热井水位由补充水箱至凝汽器的补水管道上的调节阀控制。在热井下有凝汽器事故放水管。

除氧器给水箱水位由设在主凝结水管道上的调节阀控制，除氧器水箱水位高时关小调节阀，反之开大调节阀，在机组降负荷过程中，除氧器水箱和凝汽器均出现高水位，此时调节阀关小，部分凝结水经至凝结水补充水箱的调节阀至凝结水补充水箱。

四、 除氧器系统

为了保证发电厂的安全、经济运行，供给锅炉的给水不仅要除去盐分，还要除去溶解于水中的气体。除氧器系统的范围是除氧器及其相连的所有管道和附件（安全门，水位计等）。

（一） 除氧器

1、除氧器的作用

除去给水中溶解的氧和其它气体，防止热力设备和管道的腐蚀和传热恶化，保证热力设备的安全、经济的运行。

2、除氧器的工作原理

热力除氧的基本原理是建立在亨利定律（气体溶解定律）和道尔顿定律（气体分压定律）的基础上的。亨利定律指出在一定温度条件下，当溶解于水中的气体与自逸出的气体处于动平衡状态时，单位体积中溶解的气体量与水面上该气体的分压力成正比；道尔顿定律指出，混合气体的全压力等于各组成气体的分压之和。

热力除氧必须将水加热至饱和状态，即使是微量的加热不足，水中的含氧量都将达不到除氧要求的指标。

3、除氧器的类型和结构特点

根据水在除氧器内的播散方式除氧器可分为：（1）喷雾填料式（喷雾膜式），（2）淋水盘式（细流式）、喷雾淋水盘式等。

根据除氧器压力的大小可分为：（1）真空式（2）大气式（3）高压除氧器。 4、除氧器布置在低加和高加之间。 5、本系统除氧器和除氧器水箱的技术规范

除氧器型号： GC－2140型（暂定） 额定出力： 2140t/h 设计压力： 1.363MPa

设计温度： 390℃ 最高工作压力： 1.148MPa(a) 最高工作温度：

365.7℃

进水温度： 141.9℃ 出水温度： 183.7℃ 给水箱型号： 设计压力： 设计温度：

1.363MPa 390℃

1.148MPa(a) 365.7℃

最高工作压力： 最高工作温度： 有效容积：

235m3

（二） 除氧器运行

除氧器的运行方式有定压和滑压两种。 1、定压运行

定压运行是指无论机组在何种工况下运行，除氧器的工作压力始终恒定不变。由于除氧器工作压力恒定，除氧器内工质的饱和状态易于维持且稳定。从而可以保证良好的除氧效果。同时，由于给水泵出口水温稳定，给水泵无汽蚀危险。但这种运行方式下，电厂的热经济性较低。

定压运行中，为了维持所有工况下除氧器压力的恒定，供除氧器的抽汽压力应高于除氧器的工作压力，并通过专设的压力调节阀来节流调整。

2、滑压运行

滑压运行是指除氧器的工作压力随汽轮机负荷的不同而上下滑动。由于在这种运行方式下，允许除氧器压力随机组负荷的变动而变动，所以取消了除氧器抽汽管上的压力调节阀，机组低负荷时，除氧器也无须切换使用高一级压力的抽汽和停用原级抽汽，故除氧器滑压运行不仅热经济性高，而且系统简单。除了提高额定工况下的经济性，还明显提高了机组低负荷运行的经济性，这对担任中间负

荷或调峰负荷的机组将更为有利；可使汽轮机的抽汽点更趋合理，即各回热加热器间的给水回热分配更接近最佳值。

在机组启动或低负荷时，该除氧器一般切换成定压运行方式，此时加热蒸汽来自厂用辅助蒸汽系统。我国600MW机组的设计计算表明，额定负荷时可提高效率0.12%，70%以下负荷时，可提高效率0.3%∽0.5%。

由于除氧器下部都设有容积很大的给水箱，这使得机组负荷变化时，滑压运行除氧器的压力与水箱内的水温、给水泵入口水温的变化不一致。负荷变化缓慢时影响并不大，但是负荷剧烈变化时，会导致除氧效果恶化（骤升）和给水泵的汽蚀（骤降）。负荷突升过程中的除氧恶化问题，可以通过加装在给水箱内的再沸腾管式内置加热器来解决。突然甩负荷时防止给水泵汽蚀可以通过加装前置泵、提高除氧器的安装高度、增大除氧器水箱容积、降低除氧器设计压力、增加低压加热器机组管路的水容积，以减缓甩负荷时除氧器内压力和温度变化的时间差等方法解决。

本系统采用滑压运行，正常运行时的滑压范围为0.05∽1.1MPa。

（三） 除氧器上的进出管道

本系统实际情况： 1、进水：

（1）主凝结水从5号低加流入除氧器，中途经过流量测量装置和止回阀。其中止回阀的作用是防止除氧器压力和水位高时，水倒流入5号低加。

（2）高加疏水逐级自流，3号高加过冷段经手动闸阀、汽动角式调节阀和手动闸阀进入除氧器。

（3）给水泵再循环水，三个给水泵出口经手动闸阀、电动角式水封调节阀和止回阀到给水箱。

（4）联络管，用于平衡左右汽压。 2、出水

（1）除氧器中的水经电动闸阀、滤网进入前置泵，加压后经流量测量装置

和滤网进给水泵。

（2）溢水管，除氧器水位高时经其入凝汽器，保持水位。 （3）事故放水管，到凝汽器，停机检修时放掉除氧器中的水。 3、进汽

（1）四段抽汽管，由汽机中压缸四段抽汽口经两个汽动截止阀、两个电动截止阀和止回阀到除氧器头，加热除氧。

（2）1、2、3号高加抽空气管，抽出高加中的气体，减小传热热阻。经节流孔板和手动截止阀进除氧器除氧头。

（3）连排扩容蒸汽管，经手动闸阀和止回阀到除氧器。

（4）辅助蒸汽管，从辅助蒸汽联箱经电动截止阀、手动闸阀、电动带水封调节阀、电动水封阀和止回阀到除氧器。带有旁路，检修时用。

（5）再沸腾管。 4、出汽

除氧器除氧头上部抽汽管，经电动截止阀，节流孔板到凝汽器。抽真空用，保证除氧效果。启动时，除氧器气压高，可通过向空排汽门向外排汽；抽至凝汽器的汽体含水，可通过凝汽器冷却回收工质。

5、供汽来源

除氧器的汽源主要为汽轮机的回热抽汽，辅助汽源为阀杆漏汽及汽包锅炉的连续排污扩容蒸汽等。

正常运行时除氧器的用汽是汽机的四段抽汽，低负荷或机组启动时除氧器用汽来自辅助蒸汽联箱。

（四） 除氧器上有关附件的作用和位置

1、安全门： 位置：除氧器的顶部（电动式和弹簧式两种）。作用：除氧器必须加热给水至除氧器压力的饱和温才能达到稳定的除氧效果，滑压运行除氧器的工作压力必须随负荷的增大而升高，负荷达到额定值时工作压力也达到最大值，因此必须采用安全门保护除氧器的安全。

2、水位计：位置：给水箱。作用：显示水位的高低、水位的稳定性，保证给水泵不汽蚀，来维持规定的正常水位。

3、压力调节阀：位置：除氧器给水箱下面。作用： 调节压力。

4、再沸腾管：位置：给水箱内。作用：锅炉启动是利用再沸腾管将给水加热至锅炉所需的水温，其次是滑定运行时除氧器负荷升高，由于压力升高快，给水温度升高滞后于压力升高，此时投入再沸腾管在给水箱内对给水再加热以改善除氧效果，同时完成给水的深度除氧。

（五） 除氧器水箱

给水箱是凝结水泵与给水泵之间的缓冲容器。它的作用是在机组启动、负荷大幅度变化、凝结水系统故障或除氧器进水中断等异常情况下，保证给水泵在定时间内不间断地向锅炉送水，防止锅炉缺水干烧产生爆管事故。

贮水量是指给水箱底部出水管顶部水位至给水箱正常水位之间的贮水量，一般为给水箱全部几何容积的80%∽85%。按照DL5000-94火力发电厂设计技术规程规定：给水箱贮水量在保证安全运行200MW及以下的机组为10——15min。最大连续消耗量200MW以上的机组为5——10min。随着机组容量的增大，贮水量有下降的趋势。600MW的机组为5min。

五、 主给水系统

主给水系统的范围是：除氧水箱----低压给水管----给水泵----高压给水管----高加----主给水管----给水操作台。

主给水系统的任务就是在发电厂任何运行方式和发生任何故障的情况下，都能保证不间断的向锅炉供水。

（一） 给水管道系统

发电厂给水管道系统包括低压和高压给水管道系统。低压给水管道系统由从除氧器给水箱下降管入口到给水泵进口之间的管道、阀门和附件组成。高压给水管道系统由从给水泵出口以高压加热器到锅炉省煤器进口之间的管道、阀门和附件组成。

发电厂中常用的给水管道系统有下面几种形式： 1、单元制给水管道系统

这种系统的优点是：系统简单、管路短、阀门少、投资省、方便机炉集中控制、便于管理维护。当给水泵采用无节流损失的变速调节时，单元制给水管道系统的优越性更为突出。缺点是：运行灵活性差。

2、集中母管制给水管道系统

这种系统的优点是：具有一定的灵活性和较高的可靠性。缺点是：系统复杂、耗费管材和阀门较多。

3、切换母管制给水系统管道

本系统给水管道系统为单元制给水管道，设有冷供管。因为随着技术的进步和高压加热器投入率的提高，采用大旁路系统热经济性更好。

（二） 给水泵

1、技术规范 （1）给水泵汽轮机

型式：单缸单轴，双进汽内切换，纯凝汽式，下排汽，汽源采用主机四段抽汽、

大机主蒸汽或再热冷段 最大连续功率： 10MW(待定) 排汽压力： ～0.00728MPa(a) 四段抽汽参数： 压力1.09MPa(a) (TMCR工况) 温度365.2℃

主蒸汽参数： 压力16.67MPa(a)&538℃ 调速范围： 3000～5750r/min （2）汽动给水泵

型号： FK4E39型（暂定） 流量： 1295m3/h 扬程： 19.40MPa

（3）汽动给水泵前置泵

型号： FA1D67型（暂定） 流量： 1295m3/h 扬程： 1.265MPa

（4）电动给水泵

型号： FK6F32型（暂定） 流量： 795m3/h 扬程： 18.87MPa

（5）电动给水泵前置泵

型号： FA1D56型（暂定） 流量： 795m3/h 扬程： 1.05MPa

2、配置方式

本系统每台机组设置两台50%容量的汽动给水泵及一台30%容量的电动调速

给水泵，两台汽动给水泵为正常运行，一台电动调速给水泵作为启动和备用泵。汽动给水泵的正常运行汽源为主机的四段抽汽，机组启动和低负荷时由主蒸汽供汽。

给水泵的托动方式有汽动和电动两种。电动泵投入快，可作启动和备用时用，通过液力耦合器调节电泵转速来达到调节给水量的目的。液力耦全器的采用虽然避免了调节阀的节流损失，但它仍离不开原有的电动机，这样不但增加了设备投资，还多消耗了厂用电。与电动泵相比，汽动泵多用了蒸汽，减少了厂用电的消耗，提高了经济性。汽动泵通过调节蒸汽流量来调节转速，从而达到调节给水量的目的。汽动泵是无级调速，调速范围大，而且容量不受限制，由小汽机来托动。虽然汽轮机拖动高速给水泵优点很多，但也存在一些缺点:如汽水管路增加、系统复杂、汽轮机启动所需的时间较长，而且在机组未启动前因为没有蒸汽而无法使用。因此，在大容量机组中，以汽轮机拖动的给水泵作为经常运行的主给水泵。而以电动机拖动的给水泵作为启动时使用和备用。

汽泵启动时用辅汽联箱供汽，连接在四段抽汽管上；正常时用四段抽汽，低负荷时用新蒸汽。

3、泵的汽蚀

在给水泵入口处，给水的压力小于或等于给水温度所对应的饱和压力时，给水就会汽化，发生给水泵的汽蚀现象。对于超高参数以上的机组，为保证高转速主给水泵不汽蚀，最常用的有效措施是在主给水泵前另配置一低转速水泵，称为前置泵。前置泵与主给水泵的连接方式有两种：（1）前置泵与主给水泵共用一台电动机经液力联轴器和变速器来带动（2）前置泵和主给水泵分别由电动机或小汽机带动。

防止的有关措施：（1）提高除氧器给水箱的布置标高，增大给水泵入口处静压，但要受到厂房高度的限制。（2）给水泵前加装前置泵，增大有效的汽蚀余量。（3）汽机甩负荷时，采用备用汽源供给除氧器蒸汽，防止除氧器的压力下降过快。（4）缩短温度和压力的滞后时间。（5）在给水泵的止回阀入口前设置再循环

管，来增大给水泵流量，防止启动或低负荷时汽蚀的发生。

（三） 给水操作台

本系统给水操作台主路上不设调节阀，在其旁路上设置有调节阀，供启动和低负荷时使用，主路上设一只电动可调孔板阀，用以在机组低负荷或高加全切工况下保证过热器减温水压力，在省煤器进口总管上设一只逆止阀。给水操作台的作用是为适应低负荷工况或启动阀门时调节给水流量的需要。

给水经电动三通阀，右端进水，下端去1、2、3号高加，经电动闸阀和流量测量装置去给水操作台。本系统中高加为大旁路，从三通阀上部常闭门经节流孔板，流量测量装置去给水操作台。主给水管路经可调孔板阀，电动截止阀（带旁路）去省煤器。其中可调孔板的作用是节流，在低负荷或高加切除时，保证减温水压力和流量不发生具大变化。节流孔板的作用是使给水压力下降（切除高加无阻力，水压高）减少对管壁的冲刷，同时保证减温水水压一定，易控制流量。

给水量的调节：启动时通过调节给水操作台旁路阀门开关，调节给水量；当旁路开度达90%，流量达到最大连续蒸发量的15%时，旁路阀关切至主给水管道。此时，可通过调节电动泵的转速来改变给水流量；当达到30%时，启动一台汽动泵，当给水流量达到50%时，再启动另一台汽动泵，关电动泵。

（四） 高压加热器

本系统中三台高压加热器采用大旁路，在其进口装一个电动三通阀，在出口设一个电动闸阀，从而节省了阀门，简化了系统，操作运行维护方便。三台高加的技术规范见下表：

高压加热器有关数据表

序 号 参 数 名 称 单位 / MPa MPa ℃ 1#高压加热器 JG－1950 27.5 7.2 295 2#高压加热器 JG－2000 27.5 4.79 265 3#高压加热器 JG－1100 27.5 2.62 215 1 型号（暂定） 2 设计压力：管侧 壳侧 3 设计温度：管侧 壳侧 4 工作压力：管侧 壳侧 5 工作温度：管侧 壳侧 ℃ MPa MPa ℃ ℃ 420/295 22.59 6.547 260 396/280 354/265 22.59 4.169 225 334 486/215 22.59 2.379 195 470/205 本系统的高加热器为表面式加热器。当其中任何一台高加发生故障时，三台高加同时切除，给水由高加大旁路到给水操作平台。由于高参数机组在运行中高加的疏水量很小，不设置疏水泵。正常运行时，高压加热器的疏水经逐级自流到除氧器；故障或停机时，高压加热器的疏水直接到凝汽器，这样可以起到回收工质的作用。

高加保护旁路的作用是：在运行中当高压加热器管束破裂、泄露或疏水调节装置故障等异常情况发生时，自动旁路装置能迅速动作，切断进入高压加热器管束的给水，以保护汽轮机不进水、高压加热器筒体不超压以及保证锅炉给水不中断。设备构成为：进口设一个三通阀、中间设置节流孔板、出口电动快速闸阀。对它的设置要求是：要求随时通路、可以快速切换、操作简单快捷。

高加切除时对机、炉运行的影响：在机组运行的过程中，如果高加因不能正常运行，则必须切除所有的高加，让给水走旁路。（1）给水的水温没有进一步的提高，要保证过热器出口的新蒸汽温度，锅炉必须加大强度，浪费更多的煤。（2）加重了锅炉及过热器的负荷。（3）在汽机方面，八段抽汽变成了五段抽汽，减少了抽汽量，机组的热经济性差。（4）高加的切除造成设备的利用率下降。可采取主要措施有：增大抽汽量、减小凝汽器排汽、提高给水温度和增加旁路。

高加上有关附件的用途：（1）安全门：安装在高加的顶部，它是防止由于抽汽压力急剧升高而使高加超压。（2）排汽管：抽汽过多时，能将高加中的空气和蒸汽排到除氧器中，回收热量和工质。（3）空气管：启动时，高加里充满了大量的空气，上水后可排除空气，运行时空气管关闭。

六、 回热抽汽系统和加热器疏水系统

回热抽汽系统和加热器疏水系统的范围是：汽轮机抽汽管路----各回热加热器（高加、低加和除氧器）----疏水管路----疏水回收设备。

（一） 回热抽汽系统

1、回热加热器的型式

回热加热器按加热器水侧承受压力的不同，可分为低压加热器和高压加热器两种。回热加热器按传热方式，可分为混合式和表面式两种。混合式加热器通过蒸汽和被加热水直接接触、混合进行传热。表面式加热器是通过金属受热面将蒸汽的凝结放热量传给管束内的被加热水，因此存在热阻，一般不能将水加热到该加热蒸汽压力下的饱和温度，存在端差。

在常规电厂中加热器中就除氧器为混合式加热器，高加和低加为表面式。高参数、大容量机组的表面式加热器结构上采用了多种传热形式的组合。它包括过热段、凝结段和过冷段三部分。其中过热段也可以单独构成一个加热器，称为外置式蒸汽冷却器。疏水冷却段的作用是：降低加热器进口端差。这样一方面由于疏水温度的降低，减小了对下一级加热器抽汽量的排挤以及减少了传热不可逆损失，提高的系统的热经济性；加一方面，疏水温度的降低可以避免或减轻疏水管道的汽蚀，对运行的安全性有好处。

2、高低加区别

低加位于凝结水泵和给水泵之间的，其水侧承受的压力较低；而高加位于给水泵和锅炉省煤器之间，其水侧承受的压力比锅炉蒸汽压力还要高的给水泵出口的压力。

3、表面式和混合式加热器比较

（1）混合式加热器优点：可以将水加热到该加热蒸汽压力下的饱和水温度、充分利用抽汽的热能节省燃料、结构简单、价格较低、便于汇集不同温度的工质和除去水中的气体。缺点是：热力系统复杂，使给水系统和设备的可靠性降低，

投资增加。

（2）表面式加热器按其布置方式可分为立式和卧式两种。本系统采用卧式布置。表面式加热器的缺点是：金属消耗多，造价高；高压加热器承受较高的压力和较高的温度，工作可靠性较低；传热存在端差，热经济性低。但对回热系统而言又有泵的数量少，系统简单，投资少，系统安全性提高，运行、管理维护方便的优点。

4、表面式加热器有关附件的作用：

（1）安全门：为了防止蒸汽的压力过高，保护高压加热器的外壳不破裂 （2）空气管：抽出加热器内不凝结的空气，保证传热率。

（3）低压加热器抽空气管路的目的：为了排除加中不凝结的空气，提高传热效果。因为空气会附着在受热面形成空气层，空气的放热系统数比蒸汽小得多，从而增大了传热热阻，影响了传热效果。

（4）低加中空气的来源及其对工作的影响：一是蒸汽携带有的不凝结气体；二是由于设备不严密而泄漏的空气。

（5）空气管路的连接方式及原因：本机组三个高加分别引出到凝汽器，而5，6号低加是分别引出后用一根空气管道送至凝汽器，7，8号是串联引出，这是因为5，6号低加的抽汽压力稍大一些，7，8号抽气压力相对小些。

5、本系统特点

本系统汽轮机有八段非调节抽汽，一、二、三段抽汽分别供3、2、1号高压加热器。四段抽汽供汽动给水泵、除氧器和辅助蒸汽联箱。五、六、七、八段抽汽供5、6、7、8号低压加热器。

在四段抽汽管道上，装有二只气动逆止阀和一只电动闸阀，这是为了防止机组甩负荷时，抽汽压力突降，给水箱中的饱和水迅速汽化产生大量蒸汽倒流入汽机，使汽机转子超速，对汽机安全造成威胁，当汽机甩负荷时联锁关闭气动逆止门和电动门，保护汽机安全。

除氧器的加热汽源，启动时由启动锅炉房供给，低负荷时由再热冷段供给，

这二股汽源均通过辅助蒸汽联箱后再接入除氧器。由辅汽联箱接至除氧器的管道上设有压力调节阀，在辅汽联箱上还设有安全阀，这就保证了供给除氧器的蒸汽不会超压，确保了除氧器运行的安全。

除七、八段抽汽外，其余一、二、三、五、六段抽汽管道上都分别装有一只可调电动闸阀和一只气动逆止阀，在汽机甩负荷或加热器水位超过危险值时，联锁关闭电动阀和气动逆止阀，防止汽机超速和加热器内疏水倒灌入汽机。

7、8号低加为共用一个壳体的合体加热器，卧式布置在凝汽器喉部，一部分伸在凝汽器壳体外，以满足排汽和疏水管连接的要求。由于抽汽管道全部布置在凝汽器内，无法装设电动阀和逆止阀，为防止汽机进水和超速，采取了预防性措施，即将加热器壳体内的水量减到最小，加热器内装设反闪蒸板，当低加达到最高水位时关闭凝结水进、出水阀，开启旁路阀，同时将6号低加的疏水阀关闭，开启其旁路疏水阀将疏水引至凝汽器，将7、8号低压加热器切除。

抽汽管疏水的位置是安装在电动闸阀前，其作用是在机组启动或停运时，蒸汽在抽汽管道内凝结的水和积水将其即时的从疏水管排至凝汽器扩容器，防止汽机负荷变动和切换抽汽管道时，抽汽管内疏水过多倒流入汽机，引起事故。

（二） 加热器疏水系统

本系统的特点是：正常运行时，高压加热器疏水从1号到2号到3号高加，最后从3号高加到除氧器逐级自流疏水。每级高加的正常疏水水管路上均设有疏水调节阀，用于控制高加正常水位。

每级高加还分别接有一根到高加事故疏水扩容器的事故疏水管道，每条管路中分别设有事故疏水调节阀。故障时高加正常疏水调节阀关闭，事故疏水调节阀则自动开启，高加疏水进入高加事故疏水扩容器，经扩容降压后再排入凝汽器。

正常运行时，低加疏水经过各自的调节阀逐级回流至凝汽器，故障时通过其各自的事故疏水调节阀进入凝汽器。

除氧水箱溢、放水管正常运行时排至凝汽器，在水质不合格时排至定期排污扩容器。

1、疏水方式

（1）采用疏水泵疏水。此种疏水方式使系统复杂，投资也相应提高，还额外消耗了厂用电，增加检修维护费用，事故率加大。

（2）采用逐级自流疏水。此种疏水方式没有疏水泵，系统简单，安全可靠性高，也不耗用厂用电，运行维护方便。但是它的热经济性小于采用疏水泵连接的系统。

2、疏水调节设备

表面式加热器疏水装置的作用是在加热器运行时及时地排出蒸汽的凝结水而不致使蒸汽排出，以保持加热器有一定的疏水水位，从而维持加热器蒸汽空间的工作压力。发电厂中常用的疏水装置有：浮子式疏水器、疏水调节阀和U形水封三种。

七、 抽空气系统

抽空气系统的范围是：（低压加热器、凝结水泵）----凝汽器----抽真空设备和系统

（一） 凝汽器真空

凝汽器真空的形成原因是：当体积很大的排汽在密闭的凝汽器中冷却成水时，排汽体积急剧减少，原来被排汽充满的密闭空间便成了高度的真空。

1、保持真空的目的

（1）为了加快机组的启动速度，节约启动时间，热力系统中需要维持一定的真空，必须抽出其中的空气设备有凝汽器、凝结水泵、低压加热器、疏水泵、抽气真空泵是抽空气的设备，他们共同组成了一个抽气系统。

（2）为了降低汽轮机的背压，以便从汽轮机低压缸做完功的蒸汽顺利排入凝汽器，提高循环热效率。

本机组凝汽器真空的控制值：0.0058MPa 2、极限真空

汽轮机的排汽压力越低，则真空越高，汽轮机的理想焓降越大，输出功率也越大。但是真空不是越高越好，对于一台结构已定的汽轮机，蒸汽在末级的膨胀有一定的限度，若超过此限度继续降低排汽压力，蒸汽只能在末级动叶以外进行膨胀。此时当初参数和蒸汽流量不变时，汽轮机功率不再增加，这个使汽机做功达到最大值的排汽压力所对应的真空称为极限真空。

3、最佳真空

最佳真空就是提高真空所增加的汽轮机功率与循环水泵等所消耗的厂用电之差达到最大时的真空值。由于实际运行的循环水泵可能有几台，当采用定速泵时，循环水量不能连续调节，所以对每台汽轮机装置都应通过试验确定不同蒸汽流量及不同进口水温下的最佳运行真空。

4、正常运行时，真空缓慢下降的原因

（1）射水池的水温升高，抽气器工作失常。 （2）轴封加热器排汽管积水严重。 （3）凝汽器汽侧抽气管积水。 （4）凝结水位升高。

（5）运行人员或检修人员工作过程中发生失误，造成凝汽器真空缓慢下降。 （6）在做与真空系统有关的安全措施时，凝汽器真空缓慢下降。 （7）运行中机组低压加热器汽侧无水。

（二） 抽真空设备

本系统设有三台水环式真空泵，机组正常运行时两台运行一台备用。当运行泵故障或者机组真空降低到规定值时，联锁启动备用泵。当机组启动时，三台真空泵可同时运行，以加快抽气速度，尽快建立真空，真空达到要求后，进入正常运行。泵特性如下：

型式： 型号：

水环式

2BW4－353－0MK46

90kg/h（干空气）

抽吸容量：

真空泵具有体积小、重量轻、效率高、节水节电、系统简单、维护方便等优点。

1、抽气器的任务

抽气器的任务是在汽轮机启动时建立真空，在正常运行时，抽出从真空系统不严密处漏入的空气和未凝结的蒸汽，以维持凝汽器的真空。

2、抽气设备的类型 （1）抽气器

射汽抽气器的工作原理如右图。它主要由三部分组成：工作喷管、混合室B和扩压管C。工作蒸汽进入缩放喷管A，膨胀

加速至1000m/s以上，从而在混合室B中形成高度真空。混合室的入口与凝汽器抽气口相连，蒸汽与空气混合物不断地被吸入混合室混合后，由高速汽夹带着一起进入扩压管C，在扩压管中混合气流的动能转换为压力能，最后在压缩至略高于大气压力的情况下排出。

单级射汽抽气器一般用于启动抽气器，正常运行时维持真空的主抽气器一般是多级的。

（2）射水抽气器

射水抽气器的结构如右图。由射水泵来的工作水，经喷嘴3将压力能转变为速度能，以一定的速度喷出，使混合室2中形成高度真空，将凝汽器中的蒸汽、空气混合物吸入，混合后进入扩压管1，经扩压后在略高于大气压的情况下排出。当水泵发生故障时，逆止门4自动关闭，以防止水和空气倒流入凝汽器。

射水抽气器不消耗蒸汽，运行费用较低，且具有系统简单，结构紧凑，运行可靠，维护方便等优点，但工作特性易受水温的影响。

（3）水环式真空泵

水环式真空泵属于机械式抽气器，具有性能稳定效率高等优点，广泛用于大型汽轮机的凝汽设备上，但它的结构复杂，维护费用较高。如右图。水环式真空泵的叶轮偏心装置在圆形泵壳内，叶轮上装有后弯式叶片，转向如图中箭头所示。叶轮与叶片两端的盖板构成若干个空腔3。各空腔的容积呈周期性变化，在前半转，即由图中a处转到b处，

在水活塞的作用下，空腔增大，压力降低。在靠近b点处留有开口，空气由此开口被吸入。在后半转，正好相反。随气体一起排出的有一小部分水，经气水分离后，气体补充排空，水经冷却器后又被送回泵内，所以水的损失很少。如下图所示：

（三） 空气管路的连接方式

本次设计采用3、4低加分别引出后用一根空气管送入凝汽器，1、2号用串联引出。在3、4号低加上引出的空气管上分别串联装置节流孔板，其目的是为了降低空气的压力，不影响凝汽器的工作压力，使其保持一定的真空值。

各加热器采用分别引出（或串联引出）的原因是本设计采用3、4号低加分别引出后用一根空气管送入凝汽器，1、2号用串联引出，这是因为3、4号低加的抽汽压力稍大一些，1、2号的压力相对稍大一些，管道上设置节流孔板的方式合理，又不影响凝汽器的真空。

八、 循环冷却水系统

循环冷却水系统的范围是：循环水进水管----凝汽器----循环水出水管（汽机车间范围内）。

（一） 循环水供水系统

循环水供水系统是指冷却水进入凝汽器吸热后，排到冷却设备中，经过自然或机械通风冷却后，重新由循环水泵送进凝汽器中，周而复始地冷却过程。该系统适用于水源不太充足的地区。

1、冷却原理

循环水的冷却实质是蒸发散热、接触传热和辐射传热三个过程的共同作用。不同的环境中传热方式不同，但主要是靠水的低于沸点的蒸发散热起作用。

2、循环水型式

（1）具有冷却水池的循环供水系统

这种系统中水的冷却过程是靠低于沸点的蒸发、与水面上空气对流、辐射散热来完成的。它的占地面积很大，只有在自然条件具备时才采用。取水口要布置在水池的最深处，以保证能取的得深层的低温水。估算时水力负荷可取0.025∽0.035m3/(m2?h)，单位装机容量所需冷水池的面积一般可取7∽10m2/kW。

（2）具有冷却水塔的循环供水系统 ①自然通风冷却塔

如右图。冷却水进入凝汽器吸热后，沿压力管道由塔身中心进入距地面8∽12m高处，沿配水槽由中心流向四周，再由配水槽下边的滴水孔眼呈线状落到与孔眼同心的溅水碟上溅成细小的水滴，落入淋水装置散热后流入贮水池中，池中的水再由循环水泵送进凝汽器中重复使用。

②机力通风冷却塔

机力通风冷却塔主要由长叶片风机及风筒、除水器、配水装置、淋水装置、贮水池等组成。它是靠强制通风方式来进行冷却的。适用于大气温度高、湿度大的地区，或者是场地受到限制的情况。

3、本次设计循环水系统采用二次循环冷却的单元制供、排水系统。 为了防止凝汽器不锈钢管结垢，提高传热效果，保证凝汽器真空度，在凝汽器A、B各装一套胶球清洗装置。

辅机冷却水系统由开式循环冷却水和闭式循环冷却水系统组成。

开式循环冷却水系统取水自循环水进水管，根据各用水设备要求的供水压力不同，分为二路，一路经滤水器后不升压直接送到冷却设备，回水至循环水进水间，另一路经滤水器和升压泵升压后再送到冷却设备冷却，回水至循环水回水母管。

开式循环冷却水系统按一台机组单元制考虑。开式循环冷却水系统各冷却设备用水的情况见下表：

开式循环冷却水系统各冷却设备用水量

序 号 1 汽轮机冷油器 2 发电机氢冷却器 3 发电机定子水冷却器 4 水环式真空泵冷却器 5 闭式循环冷却水热交换器

合计1台机组冷却水量3800t/h。

用 户 名 称 安装台数 运行台数 (t/h) 2 4 2 3 2 1 4 1 3 1 800 165 260 170 1570 (t/h) 800 660 260 510 1570 不升压 升 压 升压 不升压 升压 台 数 冷却水用量 每台用量 总用量 备 注 （二） 循环水泵和热交换器

1、闭式循环冷却水热交换器

按规定，闭式循环冷却水系统宜设置两台65%换热面积的热交换器，除可以满足大修期内堵管的要求外，还可满足全年多数时间只需一台运行，一台备用，仅少数时间需两台投运，故可不设备用。单台闭式循环冷却水热交换器设计时要考虑通过全流量冷却水，当夏季两台投运时，单台闭式循环冷却水热交换器通过半流量冷却水，流速降低换热效果变差，需增加换热面积至74%左右。单台闭式循环冷却水热交换器参数如下：

设计压力（管侧/壳侧）：

0.6/1.2MPa

压 降（管侧/壳侧）： 设计温度（管侧/壳侧）： 65/65℃

流 量（管侧/壳侧）： 1570/917t/h(单台运行) 换热管： 不锈钢 换热面积：

830m2

2、闭式循环冷却水泵

每台机设2台100％容量的闭式循环冷却水泵，1运1备，每泵主要性能

参数如下：

流量： 扬程：

1010m3/h 55mm

3、开式循环冷却水泵

每台机设2台100％容量的开式循环冷却水泵，1运1备，每泵主要性能

参数如下：

流量： 扬程：

2740m3/h 25mm

（三） 其它设备

1、循环水管上有关辅助装置（反冲洗管的胶球清洗装置）的作用：清洗凝汽管的铜管，提高铜管的散热效果，减小凝汽管的传热温差。

2、循环水系统中有关支管的连接去向及其相应设备的功能：

（1）冷油器：冷却轴承，冷却温度较高的润滑油，保证油的品质能达到冷油器油压的要求：冷油器的油压要高于水压，因为当冷油器发生泄露时，如果水压高于油压，则水很容易渗入水中，引起油质恶化，对机组的安全运行带来不利的影响。

（2）冷风器：冷却电机内部的空气，带出电机内的热量。

（3）工业水的作用：当循环水量不足时，影响到油温、风温时就可以切换为工业水作为冷却水。

九、 排污利用系统

排污利用系统的范围是：锅炉汽包----连续排污管----连续排污扩容器----（汽）除氧器（水）定期排污扩容器。

（一） 连续排污

连续排污是连续不断地从锅炉含盐浓度最大的接近汽包蒸发表面处排出一部分锅水，并补充以清洁的给水，又称为表面排污。

1、连排的任务和目的

连续排污是是为了保持炉水的水质指标在规定的范围内，使锅炉产生的蒸汽品质合乎要求。如果蒸汽品质差就会携带较多的盐分在过热器管内沉浸结垢，使过热器超温及至烧坏，盐分还会在汽轮机通流部分结垢，使通流面积减小，影响汽轮机经济安全运行，为了保证蒸汽品质，就要控制锅炉杂质，浓度在应许范围内，对汽包自然循环锅炉必须进行连续排污。

2、排污位置

连续排污是在汽包中含盐量最大的地方排出的，经一个电动闸阀、一个电动调节阀、流量测量装置和两个串联的截止阀进入连续排污扩容器。在扩容器的压力作用下，一部分排污水被汽化为蒸汽，扩容蒸汽因含盐量少，所以一般都送入相应的除氧器中，从而回收了部分工质和热量，扩容器内剩余的尚未汽化的排污水含盐量很大，直接排入地沟或排至锅炉定期排污扩容器降压降温后排入地沟。

3、排污量

排污量的大小是由化学车间根据炉水和给水中的含盐量、碱量、硅酸盐的数量计算的，排污量过大、过小都不恰当，过大会造成锅炉的工质加热量损失增大，过小则蒸汽品质恶化，所以一般规定对凝汽式电厂的排污率为1%~2%。

4、排污利用系统

连续排污利用系统主要有单级和多级两种型式，而多级连续排污利用系统常用的是两级串联的排污利用系统。本系统为单级。

（二） 定期排污

定期排污就是排除锅炉水中不溶性水渣，保证锅炉水质，它是从锅炉水冷壁下联箱中排除锅炉水中不溶化的水渣，排污时间是由化学人员通过化验水质的情况来确定的。

1、采用定期排污扩容器的目的和汽水流向：

采用定期排污扩容器是从环境影响和安全角度来考虑的。因为排污直接排除厂外会影响环境和带来不安全因素，所以定期排污扩容器的作用就是扩容污水压力，减小污水蒸汽压力，由于定期排污扩容器的蒸汽不稳定。一般直接排大气，疏水排入地沟。

2、锅炉定期排污扩容器已接纳有锅炉省煤器放水及锅炉事故放水，锅炉过热器联箱和过热蒸汽减温器疏水、启动疏水、溢放水没有至定期排污扩容器的旁路。

3、启动疏水不加以利用的原因：

启动疏水品质不符合要求，含有铁锈、氧气、杂质等一些物质。所以一般都不加以利用。

十、 辅助蒸汽系统和补充水系统

辅助蒸汽系统的范围是：辅助蒸汽联箱及其相连接的管路和设备。 补充水系统的范围是：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

（一） 辅助蒸汽系统

1、作用：保证机组在各种运行工况下下列各项的用汽。如下： （1）在机组启动——停机，低负荷期间除氧器加热所需的用汽。 （2）给水泵汽轮机调试用汽。

（3）汽机法兰、螺栓及汽缸夹层加热用汽。 （4）化学反渗透用汽，燃油设施加热用汽。 （5）机组燃油雾化用汽。 （6）机组制粉系统灭火用汽。 2、辅助蒸汽的来源： （1）启动锅炉来汽。 （2）低温再热蒸汽来汽。 （3）汽机四段抽汽供汽。 3、辅助蒸汽的疏水：

根据管道的几何形状，在沿气流方向的关断阀、逆止阀的低位点，均应设置暖管；主厂房外的疏水、放水用的截止阀，在每个联箱的两端没有疏水管疏水，主厂房外疏水、放水就地排放；主厂房内管道的经济疏水和暖管疏水，均通过不同参数的疏水母管接到工作压力为0.14Mpa的疏水扩容器再排放掉。

4、本系统特点

辅助蒸汽系统在机组启动、停机、正常运行和甩负荷等工况下向各用汽点提供符合参数要求的蒸汽，各用汽点用汽量(估算)见下表。辅助蒸汽系统设有一个辅助蒸汽联箱。启动时辅助蒸汽由启动锅炉房供汽，运行时辅助蒸汽则由本机四

段抽汽和高缸排汽供给。高缸排汽供汽管上设置有压力调节阀，在联箱上设置有安全阀，以保证辅助蒸汽联箱在运行时不会超压。每两台机辅助蒸汽联箱之间有一联通管。

辅助蒸汽各用汽点用汽量

用 汽 量 (t/h) 编号 用 汽 点 正常运行 1 暖风器 2 空预器吹灰 3 除氧器启动加热 4 小汽机调试用汽 5 汽机轴封用汽 6 生活用汽 7 燃油伴热 8 合计 20 2 3 25 启动 12(必用) 8 15(必用) 5 4(必用) 2 3(必用) 49(必用34) 停机 15 5 2 3 25 停用 5 2 3 10 冬季使用 冬季使用 备 注 （二） 补充水系统

1、补水的原因

因为电厂存在着汽水损失，即蒸汽和凝结水的损失，它严重的影响着电厂的安全、经济运行。为了保证电厂经济、安全运行，所以必须补充一定水质的水。

2、补水量的估算

电厂内部汽水损失、电厂外部汽水损失和锅炉连续排污水损失之和。 3、补水的处理方法

补充水必须经过严格的除盐、除硅酸和除氧一般都采用化学处理方法。高参数发电厂应采用阴阳离子交换树脂法。除盐水中钙、镁离子等硬盐外还要除去盐水中的硅酸盐。压临界汽包锅炉和超临界直流锅炉对水质的要求高，除了除去水中的钙镁、硅酸盐外，还要除去水中的钠盐，全部凝结水还要精处理。

4、补水的方式及其特点 （1）补充水引入系统的要求

因为补充水中含有大量的氧，补入热力系统后即要除氧，补充水与主水汇集时，应尽量减少两种水在汇集处的温差，应随工质损失提高的大小自动调节补充水量的大小。

（2）不同工况下的补水流程、补充地点及其对热经济性的影响

对于高参数电厂因外部汽水损失较大，因此补充水量也大，常设专门的大气式补充水除氧进行第一级除氧，汇入主流水后再在高压除氧器中进行第二级除氧。

对于中低参数凝汽式电厂，补充水直接进入大气式除氧器，以给水箱水位高低来调节补充水量。这种系统连接简单，但不足之处是补充水温与除氧器水温相差太大，存在不可逆的损失。

对于高参数凝汽式电厂补充都引入凝汽器，此时补充水在凝汽器内实现真空除氧，同时利用汽机低压回热抽汽多级加热，热经济性高，补充水与凝结水温差小，但是补充水水量的调节要受热水水位和给水箱水位的双重影响，因此调节比较复杂。

参考文献

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6、华东电力设计院主编 火力发电厂设计技术规程 北京：水利电力出版社 7、杨敏媛，火电厂动力设备，中国水利电力出版社 8、高鄂，热力发电厂，上海交通大学出版社 9、毕业设计指导书

10、盘南（响水）电厂4×600MW新建工程初步设计，热机部分说明书 11、600MW机组全面性热力系统图

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