第三章 回热加热系统课件

1、第三章第三章 回热加热系统回热加热系统第一节第一节 热力系统的概念及分类热力系统的概念及分类第四节第四节 给水除氧及除氧器给水除氧及除氧器第二节第二节 回热回热(机组机组)原则性热力系统原则性热力系统第三节第三节 表面式加热器系统的热经济性表面式加热器系统的热经济性第五节第五节 除氧器的运行及其热经济性分析除氧器的运行及其热经济性分析第第六六节节 汽轮机组原则性热力系统计算汽轮机组原则性热力系统计算第一节 热力系统的概念及分类 热力系统是实现热功转换热力部分的工艺系统。 它通过热力管道及阀门将各主、辅热力设备有机地联系起来，在各种工况下能安全、经济、连续地将燃料的能量转换成机械能最终转变为电能

2、。以范围划分，热力系统可分为全厂和局部两类按用途来划分原则性热力系统：是一种原理性图全面性热力系统：是实际热力系统的反映对全厂而言，主要用来反映在某一工况下系统的安全经济性；对不同功能的各种热力系统，则用来反映该系统的主要特征它包括不同运行工况下的所有系统，以反映该系统的安全可靠性、经济性和灵活性。对不同范围的热力系统，都有其相应的原则性和全面性热力系统图。第二节 回热(机组)原则性热力系统 回热系统既是汽轮机热力系统的基础也是全厂热力系统的核心、它对机组和全厂的热经济性起着决定性的作用。一、回热加热器的类型一、回热加热器的类型按照内部汽、水接触方式的不同分为：混合加热器、表面式加热器。 混合

3、式可以将水加热到该级加热器蒸汽压力下所对应的饱和水温度，充分利用了加热蒸汽的能位，热经济性较表面式加热器高。混合式加热器与表面式加热器比较混合式加热器与表面式加热器比较 混合式加热器结构简单，金属耗量少，造价低，便于汇集各种不同参数的汽、水流量。按受热面布置方式卧式：换热效果好，热经济性高于立式。一般大容量机组采用。立式：占地面积小，便于安装和检修，为中、小机组和部分大机组采用混合式加热器组成的回热系统如下图所示 一方面凝结水需依靠水泵提高压力后才能进入比凝汽器压力高的混合式加热器内； 另一方面为防止输送饱和水的水泵发生汽烛，水泵应有正的吸入水头，需设置一水箱安装在适当高度。 混合式比表面式系

4、统复杂，导致运行安全性、可靠性低，系统投资大。 混合式加热器可以兼作除氧设备使用，避免高温金属受热面氧腐蚀。 根据技术经济全面综合比较，绝大多数电站都选用了热经济性较差的面式加热器组成回热系统，只有除氧器采用混合式，以满足给水除氧的要求。面式加热器的类型及其结构特点面式加热器的类型及其结构特点面式加热器水侧(管侧) ：受热面管束的管内部分和水室(或分配、汇集联箱) 组成，承受凝结水泵或给水泵的压力。汽侧(壳侧) ：加热器外壳及管束外表间的空间构成。汽侧通过抽汽管与汽轮机回热抽汽口相连，承受相应抽汽的压力。按被加热水的引入和引出方式水室结构联箱结构金属换热面管束U形折形蛇形螺旋形+管板+联箱 混

5、合式低压加热器的结构混合式低压加热器的结构 二、面式加热器的连接方式二、面式加热器的连接方式面式加热器的疏水方式选择面式加热器的疏水方式选择为减少工作，面式加热器汽侧疏水应收集并汇于系统的主水流中。一是利用相邻加热器的汽侧压差，使疏水以逐级自流的方式收集，如图4-10（a）所示，其热经济性可通过加装外置式疏水冷却器图4-10(b)来加以改善。二是采用疏水泵，将疏水打入该加热器出口水流中，如图4-10(c)所示。收集方法 疏水逐级自流方式的热经济性最差，但系统简单可靠、投资小、不需附加运行费用、维护工作量小，被广泛采用。几乎所有高压加热器，绝大部分低压加热器都采用它。两者比较 尽管疏水泵收集方式

6、热经济高，但它使系统复杂，投资增大，且需用转动机械，既耗厂用电又易汽蚀，使可靠性降低，维护工作量增大，并没得到广泛采用。面式加热器的疏水设备选择面式加热器的疏水设备选择 水封管利用U形管中水柱高度来平衡加热器间压差，实现自动排水并在壳侧内维持一定水位，U形管也可做成多级。多用于低压加热器。 浮子式疏水器浮子式疏水器由浮子、滑阀及其相连的一套转动连杆机构组成。多用于压力稍高的低压加热器，或小机组的高压加热器。 疏水调节阀大机组的高压加热器常采用疏水调节阀，它的动作由一套水位控制操作系统来操纵。常用的有电动、气动控制系统。 新型水位控制器一次调整到位后不再需进一步调节，可做到不用操作随机启动，水位

7、控制稳定，安全可靠，节能效果好，有广阔应用前景。高压加热器的水侧旁路保护装置高压加热器的水侧旁路保护装置 若加热器管束破裂，水侧自动旁路保护装置，能快速而又严密地切断进入高压加热器的进水，以保护汽轮机不进水，高压加热器筒体不超压，并保证不中断地向蒸汽发生器供水。作用： 中、小机组多设有高压加热器的小旁路或大旁路。现代大机组均配有水侧自动旁路保护装置，主要有水压液动控制和电动控制两种。tsjtwjt一、表面式加热器的端差一、表面式加热器的端差 表面式加热器的端差，也称上端差(出口端差)，通常是指加热器汽侧出口疏水温度(饱和温度)与水侧出口温度之差，用表示。如图2-10所示。端差愈小热经济性就愈好

8、，可从以下两方面考虑： 降低回热抽汽压力，减小 ，回热抽汽做功比增加，热经济性变好。因为压力较低的回热抽汽做功大于压力较高的回热抽汽做功。 升高水温 ，结果是减小了压力较高的回热抽汽做功比而增加了压力较低的回热抽汽做功比，热经济性得到改善。wjsjtt 第三节第三节 表面式加热器系统的热经济性表面式加热器系统的热经济性jjjppp 我国的加热器端差，无过热蒸汽冷却段时，=36C；有过热蒸汽冷却段时，=-12。机组容量大减小的效益好，应选较小值。因此，减小端差是以付出金属耗量和投资为代价的。换热面积A与的关系：二、抽汽管道压降二、抽汽管道压降Pj及热经济性及热经济性 抽汽管道压降指汽轮机抽汽口压

9、力Pj和j级回热加热器内汽侧压力Pj之差，即 抽汽压降Pj加大，则Pj、tsj随之减小，引起加热器出口水温twj降低，使整机回热抽汽做功比Xr减小，热经济下降。 抽汽压降Pj与蒸汽在管内的流速和局部阻力(阀门、管道附件的数量、类型)有关。 一般表面式加热器抽汽管压降Pj不应大于抽汽压力Pj的10%，对大型机组则取4%6%较合适。三、蒸汽冷却器及其热经济性分析三、蒸汽冷却器及其热经济性分析 再热使再热后的回热抽汽过热度和焓值都有较大提高，导致熵增、火用损增大，削弱了回热效果。 装设蒸汽冷却器可减少回热加热器内汽水换热的不可逆损失，提高该级加热器出口水温。 蒸汽冷却器的类型内置式（也称为过热蒸汽冷

10、却段）：它实际上是在加热器内隔离出一部分加热面积，使加热蒸汽先流经该段加热面。它提高的是本级加热器出口水温。外置式：是一个独立的换热器，既可减小本级加热器的端差，又可提高最终给水温度，降低机组热耗，提高热经济性。蒸汽冷却器外置式蒸汽冷却器分析： 给水流经冷却器，吸热升温进入蒸汽发生器，减小换热温差Tb，火用损减少。 另一方面使蒸汽温度降低，既减小了加热器内的换热温差和火用损，又使该级出口给水温度提高，降低了热耗。 蒸汽冷却器的连接方式蒸汽冷却器的蒸汽侧连接较简单，水侧的连接方式不同，主要有串联和并联。 串联指全部给水流经冷却器，如图2-14中(b)、(d)、(e)、(f)所示； 并联连接只有部

11、分给水进入冷却器，离开冷却器的给水再与主水流混合后送往蒸汽发生器，如图2-14中(a)和(c)所示。 外置式蒸汽冷却器两种连接方式的比较串联方式串联方式优点：蒸汽冷却器的进水温度高，与蒸汽换热平均温差小，冷却器内火用损少，效益较显著；缺点：主水流全部通过冷却器，给水系统的阻力增大，泵功消耗多。并联方式并联方式优点：主水流中分了一部分到冷却器，给水系统的阻力小，泵功可减小。缺点： 进入较高压力加热器的水量减少，相应的回热抽汽量减小，回热抽汽做功减少，热经济性稍逊于串联式; 进入冷却器的水温较低，换热温差较大，冷却器内火用损稍大。蒸汽冷却器是提高大容量、高参数机组热经济性的有效措施。四、表面式加热

12、器的疏水方式及热经济性分析四、表面式加热器的疏水方式及热经济性分析疏水：加热蒸汽进入表面式加热器放热后，冷凝而成的凝结水。疏水收集方式有两种疏水逐级自流方式：利用相邻表面式加热器汽侧压差，将压力较高的疏水自流到压力较低的加热器中，如图2-15所示。疏水泵方式，如图2-16所示。图2-16表面式加热器采用疏水泵方式图2-15表面式加热器采用逐级自流方式 不同疏水收集方式的热经济性 疏水泵方式的热经济性仅次于没有疏水的混合式加热器。 疏水逐级自流方式的热经济性最差。疏水和主水流混合后可以减少该级加热器的出口端差，因而提高了热经济性。从热量法角度分析，如下图所示用做功能力法分析，如图2-18（e）所

13、示。 j1级加热器的进水温度比疏水泵方式低，汽侧压力不变，放热的平均温度Ts不变，吸热过程的平均温度Tw因进水温度降低而下降，换热温差Trj-1，及相应的火用损er（j-1）加大； 在压力较低的j+1级加热器内，因j级加热器疏水压力由Pj降低到Pj+1，产生压降损失P=PjPj+1，热能贬值利用，火用损增大。采用 疏水逐级自流方式时 疏水冷却段(器)及其热经济性 将加热器中疏水出口水温降低后再排至压力较低的j+1级加热器中，可减少对低压抽汽的排挤，减小疏水逐级自流带来的负面效果。 减少疏水逐级自流排挤低压抽汽所引起的附加冷源热损失及火用损er（j+1），又可避免采用疏水泵方式带来其他问题，如图

14、2-19所示。 采用疏水冷却段(器)的目的： 从热量法分析： 从做功能力法分析： 加装疏水冷却段(器)后，加热蒸汽在j级加热器中的放热过程平均温度降低了。如图218中(d)，蒸汽放热过程由1-3-2变为1-3-2，换热温差由Tr降为Tr，熵增由s减为s，佣损减少erj=Tens。故热经济性获得改善。 对于j+1级，疏水能位降低，熵增减小，火用损也下降。1wjsjtt与蒸汽冷却段(器)相似，疏水冷却装置也分内置式、外置式两种。 下端差(入口端差)：加装疏水冷却器(段)后，疏水温度与本级加热器进口水温之差，如图2-20所示。下端差一般推荐510 C。 大多数机组的回热系统均因该优势而乐于采用此种方

15、式，尤其是高压加热器几乎全部采用它，低压加热器的绝大部分也采用它。 两种疏水收集方式的比较疏水逐级自流方式疏水逐级自流方式优点：系统简单、无转动设备、工作可靠、投资小、不需附加运行费、维护工作量小等。缺点：热经济性最差。而疏水冷却段的采用可不同程度地弥补疏水逐级自流对热经济性的影响。疏水泵方式疏水泵方式优点：热经济性高缺点：系统复杂，投资增加，且需用转动机械，既耗厂用电又易汽蚀，使可靠性降低，维护工作量大。五、实际机组回热原则性热力系统五、实际机组回热原则性热力系统 一般系统都采用一台混合式加热器作为除氧器，将回热加热器分为高压加热器组和低压加热器组。 高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，低压加

16、热器疏水也采用逐级自流方式进入凝汽器热井或在末级或次末级加热器采用疏水泵将疏水打入加热器出口水管道中。 西方中间再热机组回热系统的普遍特点：高压加热器全部采用内置式蒸汽冷却段，高低压加热器全部都有内置式疏水冷却段，疏水采用逐级自流方式。第四节第四节 给水除氧及除氧器给水除氧及除氧器一、给水除氧的必要性 水中含有溶解的活性气体，金属发生化学反应，使金属表面遭到腐蚀，其中危害最大的是氧气。 对亚临界和超临界压力的直流锅炉，要求给水彻底除氧，因为锅炉无排污，且蒸汽溶盐能力强。二、给水除氧方法给水除氧有化学除氧和物理除氧两种方法。化学除氧化学除氧 化学除氧是向水中加入化学药剂，使水中溶解氧与它产生化学

17、反应生成无腐蚀性的稳定化合物，达到除氧的目的。 该法能彻底除氧，但不能除去其它气体，且价格较贵，还会生成盐类，电厂中较少单独采用。0ppKbb物理除氧物理除氧 物理除氧是借助于物理手段，将水中溶解氧和其他气体除掉，并且水中无任何残留物质。 火电厂和核电站中应用最普遍的是热力除氧法。 三、热力除氧原理 热力除氧原理是建立在亨利定律和道尔顿定律基础上的。 亨利定律反映了气体在水中溶解和离析的规律； 道尔顿定律则指出混合气体全压力与各组成气体分压力之间的关系。 它们共同奠定了用热力除去水中溶解气体的理论基础。 亨利定律指出在一定温度条件下，气体溶于水中和气体自水中逸出是动态过程，当处于动态平衡时，单

18、位体积中溶解的气体量b与水面上该气体的分压力pb成正比。其关系式为：sjppp 若水面上该气体的分压力若水面上该气体的分压力P P不等于水中溶解气体所对应的平衡压力不等于水中溶解气体所对应的平衡压力PbPb时，平衡破时，平衡破坏。坏。 PPPPb b，则水面上该气体将更多地溶入水中，则水面上该气体将更多地溶入水中， PPbPPb，则有更多的该气体自水中逸出。，则有更多的该气体自水中逸出。 因此，要想除去水中溶解的某种气体，只须将水面上该气体的分压力降为零即因此，要想除去水中溶解的某种气体，只须将水面上该气体的分压力降为零即可，在不平衡压差可，在不平衡压差P=PP=Pb b-P-P的作用下，该气

19、体就会从水中完全除掉。的作用下，该气体就会从水中完全除掉。 物理除氧的基本原理：物理除氧的基本原理： 道尔顿定律则指出，混合气体的全压力等于各组成气道尔顿定律则指出，混合气体的全压力等于各组成气( (汽汽) )体分压力之和。体分压力之和。对除氧器中给水而言，对除氧器中给水而言， 对水定压加热，温度上升，水蒸发加深，水蒸气的分压力加大，溶于水中的对水定压加热，温度上升，水蒸发加深，水蒸气的分压力加大，溶于水中的其他气体的分压力减少。当水被加热到饱和温度，其他气体的分压力减少。当水被加热到饱和温度，P Ps s接近或等于接近或等于P P时，时， 趋向于趋向于零，水中就不含有其他气体。不仅除氧，也除

20、去了其他气体零，水中就不含有其他气体。不仅除氧，也除去了其他气体 。 jp 热力除氧不仅是传热过程，还是传质过程，必须同时满足传热和传质两个方面的条件，才能达到热力除氧的目的。保证热力除氧效果的基本条件是： 水应该被加热到除氧器工作压力下的饱和温度。 必须把水中逸出的气体及时排走，以保证液面上氧气及其他气体分压力维持为零或最小。 被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积，蒸汽与水应逆向流动，确保有较大的不平衡压差。 初期除氧阶段 此时水中有大量溶解气体，不平衡压差P较大，通过加热给水，气体以小气泡的形式克服水的黏滞力和表面张力离析出来，此阶段大致可除去80%90%的气体。气体自水中逸出的传质过程

21、可分为两个阶段：气体自水中逸出的传质过程可分为两个阶段： 深度除氧阶段 给水中还残留少量气体，P很小，气体难以克服水的黏滞力和表面张力逸山，只有靠单个分子的扩散作用慢慢离析出水面。此过程扩散速度很慢，往往还辅之以化学除氧。四、热力除氧器类型及结构四、热力除氧器类型及结构除氧器包括：除氧塔(除氧头)、给水箱。给水除氧主要是在除氧塔中进行，因此主要对除氧塔进行介绍。除氧器的类型及选择除氧器的类型及选择 按结构分（根据水在除氧塔内的播散方式）：淋水盘(细流)式、喷雾填料(喷雾膜式)式。 按除氧器内压力大小分：真空式、大气压式和高压式除氧器。 按除氧塔的布置方式分：立式、卧式除氧器。 是借助于凝汽器内

22、的高真空，在凝汽器底部两侧布置适当的除氧装置(如图2-23所示)， 当凝结水和补充水从凝汽器上部进入集水板，通过淋水盘成细水流落在溅水板上，形成的水珠被汽轮机排汽加热，达到除氧的目的。 真空式除氧器真空式除氧器大气压式除氧器除氧器内工作压力较大气压稍高（约0.118MPa），离析出的气体能在该压差的作用下自动排出。优点：工作压力低，造价低，土建费用也低，适宜于中、低参数发电厂、热电厂补充水及生产返回水的除氧设备。 除氧器工作压力大于0.343MPa时称为高压除氧器，它多应用在高参数电厂中。 高压除氧器除氧器的结构除氧器的结构 大气压式除氧器该除氧器均为立式淋水盘式。如图2-24所示。这种除氧器

23、对淋水盘的安装要求较高，对负荷的适应能力差，现多应用在中参数及以下的电厂。主要优点是：主要优点是：强化传热：传热面积大；能够深度除氧；能够适应负荷、进水温度强化传热：传热面积大；能够深度除氧；能够适应负荷、进水温度的变化。的变化。 喷雾式除氧器喷雾式除氧器由两部分组成由两部分组成上部为喷雾层、由喷嘴将水雾化，除去水中大部分溶解氧上部为喷雾层、由喷嘴将水雾化，除去水中大部分溶解氧及其他气体及其他气体( (初期除氧初期除氧) )；下部为淋水盘或填料层，在该层除去水中残留的气体下部为淋水盘或填料层，在该层除去水中残留的气体( (深度深度除氧除氧) )。除氧塔除氧塔( (头头) )有立式与卧式，大型机

24、组采用卧式较多，如图有立式与卧式，大型机组采用卧式较多，如图2-252-25、图、图2-262-26。 卧式除氧塔长度方向可布置较多喷嘴，避免相邻喷嘴水雾化后相互干扰，卧式除氧塔长度方向可布置较多喷嘴，避免相邻喷嘴水雾化后相互干扰，完成初期除氧，除氧效果获得保证。也可布置多个排气口，利于气体及时完成初期除氧，除氧效果获得保证。也可布置多个排气口，利于气体及时逸出，以免逸出，以免“返氧返氧”，影响除氧效果。，影响除氧效果。 塔的下部为深度除氧，由上部来的已被除去塔的下部为深度除氧，由上部来的已被除去8090%氧的凝结水通过氧的凝结水通过布水槽钢均匀喷洒在淋水盘上后，再进入填料层，与底部来的一次加

25、热蒸布水槽钢均匀喷洒在淋水盘上后，再进入填料层，与底部来的一次加热蒸汽形成逆向流动，完成深度除氧。汽形成逆向流动，完成深度除氧。 给水箱是凝结水泵与给水泵之间的缓冲容器，内部设置有启动加热装置给水箱是凝结水泵与给水泵之间的缓冲容器，内部设置有启动加热装置和锅炉启动放水装置。和锅炉启动放水装置。五、除氧器的热平衡及自生沸腾五、除氧器的热平衡及自生沸腾除氧器的热平衡除氧器的热平衡除氧器遵循物质平衡和热平衡的规律，即进入除氧器的物质离开除氧器的物质进入除氧器的热量离开除氧器的热量除氧器的自生沸腾及防止方法除氧器的自生沸腾及防止方法 自生沸腾现象：若除氧器不需要回热抽汽加热，仅凭其他进入除氧器的蒸汽和

26、疏水就可满足将水加热到除氧器工作压力下的饱和温度，这种现象称为自生沸腾现象。 除氧器自生沸腾时，热量损失加大，除氧效果恶化，威胁除氧器的安全，不允许自生沸腾现象的发生。防止发生除氧器自生沸腾现象的方法： 将一些放热的物流改引至他处； 设置高加疏水冷却器； 提高除氧器压力既可降低高加数量又可减少疏水量； 将化学补充水引入除氧器。此法会使热经济性受到影响。第五节第五节 除氧器的运行及其热经济性分析除氧器的运行及其热经济性分析 定压运行除氧器是保持除氧器工作压力为定压运行除氧器是保持除氧器工作压力为定值。定值。 在进汽管上安装一在进汽管上安装一压力调节阀压力调节阀，将压力较高的回热抽汽降低至定值，将

27、压力较高的回热抽汽降低至定值，造成抽汽节流损失。定压运行除氧器多应用在中小型机组上。造成抽汽节流损失。定压运行除氧器多应用在中小型机组上。一、除氧器的运行方式一、除氧器的运行方式除氧器有定压和滑压两种运行方式。 滑压运行除氧器是指在滑压范围内运行时其压力随主机负荷与抽汽压滑压运行除氧器是指在滑压范围内运行时其压力随主机负荷与抽汽压力的变动而变化力的变动而变化( (滑压滑压) )。 启动时除氧器保持最低恒定压力，抽汽管上只有一逆止阀防止蒸汽倒启动时除氧器保持最低恒定压力，抽汽管上只有一逆止阀防止蒸汽倒流入汽轮机，没有压力调节阀及其引起的额外的节流损失。流入汽轮机，没有压力调节阀及其引起的额外的节

28、流损失。滑压运行的热经济性要高些，尤其是在低负荷时，更为突出。滑压运行的热经济性要高些，尤其是在低负荷时，更为突出。二、除氧器汽源的连接方式二、除氧器汽源的连接方式如图如图229(a)229(a)，抽汽管道设置有压力调节阀，同时当负荷降低到该级抽汽压力满，抽汽管道设置有压力调节阀，同时当负荷降低到该级抽汽压力满足不了除氧器运行压力要求时，应有能切换至高一级抽汽并相应关闭原级抽汽的足不了除氧器运行压力要求时，应有能切换至高一级抽汽并相应关闭原级抽汽的装置。装置。这种连这种连接方式接方式的缺点的缺点节流损失增加，降低了该级抽汽的能位，本级抽汽量减少，压力较高节流损失增加，降低了该级抽汽的能位，本级

29、抽汽量减少，压力较高一级抽汽量增加，回热抽汽做功比一级抽汽量增加，回热抽汽做功比XrXr降低，冷源热损失增加，使机组降低，冷源热损失增加，使机组ii降低。降低。在低负荷时原级抽汽关闭，回热级数减少，回热换热过程不可逆损在低负荷时原级抽汽关闭，回热级数减少，回热换热过程不可逆损失增大，使失增大，使XrXr减小更多，机组的减小更多，机组的ii降低更甚。降低更甚。热经济性最低，一般在高、中压电厂带基本负荷的机组中应用较多。热经济性最低，一般在高、中压电厂带基本负荷的机组中应用较多。该连接方式是在除氧器出口水前方设置一高压加热器并与除氧器共用同一级回该连接方式是在除氧器出口水前方设置一高压加热器并与除

30、氧器共用同一级回热抽汽，组成一级加热，如图热抽汽，组成一级加热，如图229(b)229(b)所示。所示。该连接方式的热经济性比单独连接方式高，但它是以增加一台高压加热器的投资、该连接方式的热经济性比单独连接方式高，但它是以增加一台高压加热器的投资、系统复杂为代价，只在一些供热机组上采用。系统复杂为代价，只在一些供热机组上采用。单独连接定压除氧器方式单独连接定压除氧器方式前置连接定压除氧器方式前置连接定压除氧器方式这种连接方式在本级回热抽汽管道上不设压力调节阀，因此在滑压范围这种连接方式在本级回热抽汽管道上不设压力调节阀，因此在滑压范围(20100(20100) )内，其加热蒸汽压力随机组负荷而

31、变化，避免了加热蒸汽的节流损失。为确内，其加热蒸汽压力随机组负荷而变化，避免了加热蒸汽的节流损失。为确保除氧器在低负荷保除氧器在低负荷(20(20以下以下) )时仍能自动向大气排气，仍应装有至高一级回热时仍能自动向大气排气，仍应装有至高一级回热抽汽管道上的切换阀和压力调节阀，如图抽汽管道上的切换阀和压力调节阀，如图229(c)229(c)所示。所示。该连接方式的热经济性是最高的，适合于再热机组和调峰机组。该连接方式的热经济性是最高的，适合于再热机组和调峰机组。可避免除氧器在低负荷时切换到高一级回热抽汽所带来的弊端。它与启动锅可避免除氧器在低负荷时切换到高一级回热抽汽所带来的弊端。它与启动锅炉、

32、厂用辅助蒸汽系统和高压缸排汽相连，运行中作除氧器的备用汽源，如炉、厂用辅助蒸汽系统和高压缸排汽相连，运行中作除氧器的备用汽源，如图图230230所示。所示。滑压除氧器方式滑压除氧器方式 增设辅助蒸汽稳压联箱增设辅助蒸汽稳压联箱三、除氧器的滑压运行三、除氧器的滑压运行 在额定工况运行时，滑压与定压一样，出口水温均为饱和水温。在额定工况运行时，滑压与定压一样，出口水温均为饱和水温。 当机组负荷变化剧烈时，会对除氧效果和给水泵的安全运行带来不利影响。当机组负荷变化剧烈时，会对除氧效果和给水泵的安全运行带来不利影响。下而分别讨论不利影响及对策。下而分别讨论不利影响及对策。负荷骤升时，压力很快上升，水温

33、上升滞后，由原饱和状态变为末饱和状态，负荷骤升时，压力很快上升，水温上升滞后，由原饱和状态变为末饱和状态，造成造成“返氧返氧”现象。因此在负荷骤升时，首要解决的是除氧效果。现象。因此在负荷骤升时，首要解决的是除氧效果。可采取的措施有：控制负荷骤升速度，一般在每分钟可采取的措施有：控制负荷骤升速度，一般在每分钟5负荷内就可确保除氧负荷内就可确保除氧效果。在给水箱内加装再沸腾管。对滑压范围加以适当的压缩。效果。在给水箱内加装再沸腾管。对滑压范围加以适当的压缩。 负荷骤降时，除氧器压力下降，除氧水发生负荷骤降时，除氧器压力下降，除氧水发生“闪蒸闪蒸”现象，除氧效果更好，现象，除氧效果更好，水温也逐渐

34、下降，但给水泵入口处的水温下降有滞后，而此处压力却随着除氧水温也逐渐下降，但给水泵入口处的水温下降有滞后，而此处压力却随着除氧器压力骤降而下降，当小于其所对应的汽化压力时，就会发生汽蚀，它会严重器压力骤降而下降，当小于其所对应的汽化压力时，就会发生汽蚀，它会严重地影响给水泵的安全运行。地影响给水泵的安全运行。负荷骤升负荷骤升负荷骤降负荷骤降泵在运行中是否发生汽蚀是由有效汽蚀余量泵在运行中是否发生汽蚀是由有效汽蚀余量( (又称有效净正吸水头又称有效净正吸水头)NPSH)NPSHa a和必需和必需汽蚀余量（必需净正水头）汽蚀余量（必需净正水头）NPSHNPSHr r两者之差值决定的。两者之差值决定

35、的。有效汽蚀余量（有效汽蚀余量（NPSHNPSHa a）：）：是指在泵吸入口处，单位重量液体所具有的超过汽化是指在泵吸入口处，单位重量液体所具有的超过汽化压力的富余能量。也即液体所具有的避免泵发生汽化的能量。它可由下式表示：压力的富余能量。也即液体所具有的避免泵发生汽化的能量。它可由下式表示：图图2-31表示泵的吸入系统示意图。表示泵的吸入系统示意图。图2-31 吸入系统及离心泵内的压力变化由上式可知，前两项由上式可知，前两项保持不变，保持不变，若流量增加，吸入系统管路中的若流量增加，吸入系统管路中的压力损失压力损失p增大，增大，NPSHa随之减随之减小，使发生汽蚀的可能性增大。小，使发生汽蚀

36、的可能性增大。给水泵不汽蚀的条件给水泵不汽蚀的条件Pd-除氧器工作压力；Pv-泵入口水温对应的汽化压力；Hd-泵入口承受的静水头；p-泵吸入管损失的压力。raNPSHNPSH 0raNPSHNPSHNPSH图图2 2- -3232 NPSH NPSHa a和和NPSHNPSHr r随流量的变化关系随流量的变化关系必需汽蚀余量必需汽蚀余量NPSHNPSHr r与泵的结构、转速和流与泵的结构、转速和流量有关。量有关。NPSHNPSHr r越小越小，泵本身的汽蚀性能越泵本身的汽蚀性能越好。好。NPSHNPSHr r随转速升高而加大，又随流随转速升高而加大，又随流量量的增加的增加而增加，如图而增加，如

37、图232。交点。交点A为临界点为临界点，所所对应的流量对应的流量Q QA A称为临界流称为临界流量量。因此，给水泵要能正常运行不发生汽因此，给水泵要能正常运行不发生汽蚀的蚀的条件为：条件为：（2-52-5）或有效的富裕压头或有效的富裕压头 (2-6)(2-6) 将式将式(2-4)代入式代入式(2-6)并整理得并整理得或写成或写成 h-稳态工况时防止泵汽蚀的富裕压头； H-暂态工况时富裕压头的下降值。 在稳态工况，与定压运行除氧器一样，除氧水箱水温与泵入口水温相同，即在稳态工况，与定压运行除氧器一样，除氧水箱水温与泵入口水温相同，即 ,H=0,H=0，NPSH=h=constNPSH=h=con

38、st，水泵不会发生汽蚀。如图水泵不会发生汽蚀。如图2-33所示。所示。00dvpp 在暂态工况，负荷骤降，压力迅速降低，引起泵内最低压头、泵入口处水温在暂态工况，负荷骤降，压力迅速降低，引起泵内最低压头、泵入口处水温和除氧器压头发生变化。研究它们的变化规律，制定适合的防止泵汽蚀的措施，和除氧器压头发生变化。研究它们的变化规律，制定适合的防止泵汽蚀的措施，有助于给水泵的安全运行。有助于给水泵的安全运行。对图对图2-332-33作简化如下：作简化如下：暂态过程中进入除氧器的凝结水温不变；给水流量也不变。这样暂态过程中进入除氧器的凝结水温不变；给水流量也不变。这样PP、NPSHNPSHr r就不变，

39、使整个暂态过程就不变，使整个暂态过程constNPSHgpHhrd 对图中实线，暂态开始时，泵入口水温滞后于对图中实线，暂态开始时，泵入口水温滞后于p pd d的下降，吸入管段内的水的下降，吸入管段内的水打完前，打完前，bdbd为水平线。打完后，降低温度的水进入水泵内，其汽化压头开始为水平线。打完后，降低温度的水进入水泵内，其汽化压头开始下降下降(d(d点点) )。滞后时间。滞后时间T T与吸入管容积和给水泵流量有如下关系：与吸入管容积和给水泵流量有如下关系：由于吸入管容积相对于给水箱小得多，因此给水泵中汽化压头下降速度大于由于吸入管容积相对于给水箱小得多，因此给水泵中汽化压头下降速度大于除氧

40、器压头下降速度，表现为除氧器压头下降速度，表现为defdef曲线较曲线较bdfbdf曲线陡。曲线陡。滑压运行除氧器防止给水泵汽蚀的措施滑压运行除氧器防止给水泵汽蚀的措施 用虚线代表的是除氧器压头用虚线代表的是除氧器压头p pd dgg。负荷骤降开始，除氧器压力下降，水箱。负荷骤降开始，除氧器压力下降，水箱的水发生的水发生“闪蒸闪蒸”现象，产生大量蒸汽阻止除氧器压力下降，其压头沿着现象，产生大量蒸汽阻止除氧器压力下降，其压头沿着bdfbdf的的虚线缓慢变化。虚线缓慢变化。 用点划线代表的是泵内最低压头用点划线代表的是泵内最低压头 rddNPSHgpHgp与与p pd dgg的变化同步，在图上体现

41、为的变化同步，在图上体现为bcefbcef与与bdfbdf平行。平行。 负荷骤降开始后负荷骤降开始后(bbb(bbb以右以右) )。HH在逐渐增大，使在逐渐增大，使NPSHNPSH逐渐减小，到达逐渐减小，到达c c点点时，时，hhHH，NPSHNPSH0 0，此为临界点。过了，此为临界点。过了c c点则点则hHhH，NPSH0NPSH0，泵内，泵内产生汽蚀，威胁给水泵和锅炉的安全。到达滞后时间产生汽蚀，威胁给水泵和锅炉的安全。到达滞后时间T T时时( (即即d d点点) )，HHmaxmax为最大为最大值，水泵汽蚀最严重。到值，水泵汽蚀最严重。到e e点时点时hhHH，汽蚀停止。，汽蚀停止。

42、由以上变化规律可知，只要在暂态过程中使泵内最低压头大于泵内水温所对应的由以上变化规律可知，只要在暂态过程中使泵内最低压头大于泵内水温所对应的汽化压头，水泵就不会发生汽蚀，从图汽化压头，水泵就不会发生汽蚀，从图2-33上看，使曲线上看，使曲线bcef与与bd不相交，给水不相交，给水泵就是安全的。泵就是安全的。u 措施一：针对曲线措施一：针对曲线bcefbcef。使该线与。使该线与bdbd不相交，可采取的措施有不相交，可采取的措施有 提高除氧器安装高度提高除氧器安装高度Hd，也就加大了除氧器防止水泵汽蚀的富裕压头，也就加大了除氧器防止水泵汽蚀的富裕压头h。 采用低转速前置泵，因它的采用低转速前置泵

43、，因它的NPSHr较高速泵小得多，除氧器也可布置在较低高较高速泵小得多，除氧器也可布置在较低高度，土建投资相应减少。度，土建投资相应减少。 降低泵吸入管道的压降降低泵吸入管道的压降P，应减少管道上不必要的弯头、管制件和水平管段长，应减少管道上不必要的弯头、管制件和水平管段长度。所以给水泵布置时通常在除氧器正下方不远处。度。所以给水泵布置时通常在除氧器正下方不远处。u 措施二：针对汽化压头曲线措施二：针对汽化压头曲线defdef。可缩短滞后时间。可缩短滞后时间T T，为此可采用：，为此可采用： 提高水泵吸入管内流速提高水泵吸入管内流速W，则，则TLW就可缩短。就可缩短。 加大给水泵流量加大给水泵

44、流量Q也可使也可使TVQ降低，可开启给水泵再循环来增大降低，可开启给水泵再循环来增大Q。 在给水泵入口注入在给水泵入口注入“冷水冷水”，以降，以降低进入给水泵的水温，低进入给水泵的水温，T也就减小。也就减小。如图如图2-34中所示利用主凝结水旁路或中所示利用主凝结水旁路或设置给水冷却器来达到。设置给水冷却器来达到。u 措施三：减缓除氧器压头曲线措施三：减缓除氧器压头曲线pdpdgg的下降，则泵内最低压头曲线更的下降，则泵内最低压头曲线更平坦时，也可避免其与汽化压头曲线平坦时，也可避免其与汽化压头曲线bdbd相交，为此可采取：相交，为此可采取： 适当增加除氧器给水箱储水量，则当负荷骤降时靠存水闪

45、蒸出更多的蒸汽来阻止适当增加除氧器给水箱储水量，则当负荷骤降时靠存水闪蒸出更多的蒸汽来阻止除氧器压力下降。除氧器压力下降。 装设在滞后时间内能快速投入的备用汽源，以阻止除氧器压力的下降。通常为汽装设在滞后时间内能快速投入的备用汽源，以阻止除氧器压力的下降。通常为汽轮机抽汽、高压缸排汽和辅助蒸汽联箱来汽。轮机抽汽、高压缸排汽和辅助蒸汽联箱来汽。四、无除氧器热力系统四、无除氧器热力系统无除氧器的好处无除氧器的好处 从热经济性来看，除氧器虽大都采用滑压运行，但在低负荷时仍要采用定压方从热经济性来看，除氧器虽大都采用滑压运行，但在低负荷时仍要采用定压方式，带来节流损失。而采用无除氧器的混合式低压加热器

46、后，热经济性有所提高式，带来节流损失。而采用无除氧器的混合式低压加热器后，热经济性有所提高 简化系统、降低投资和土建、运行费用。简化系统、降低投资和土建、运行费用。图2-35即为超临界压力凝汽机组进行改造后的无专用除氧器的热力系统方案之一。第六节第六节 汽轮机组原则性热力系统计算汽轮机组原则性热力系统计算一、计算目的及基本公式一、计算目的及基本公式计算目的计算目的 确定汽轮机组在某一工况下的热经济指标和各部分汽水流量；确定汽轮机组在某一工况下的热经济指标和各部分汽水流量； 根据以上计算结果选择有关的辅助设备和汽水管道；根据以上计算结果选择有关的辅助设备和汽水管道； 确定某些工况下汽轮机的功率或

47、新汽耗量；确定某些工况下汽轮机的功率或新汽耗量； 新机组本体热力系统定型设计。新机组本体热力系统定型设计。计算的基本公式计算的基本公式用得最多的三个基本公式是热平衡式、物质平衡式和汽轮机功率方程式。 加热器热平衡式吸热量=放热量h 或 流入热量流出热量通过加热器热平衡式可求出抽汽量Dj(j)。 汽轮机物质平衡式 或 zjcDDD10zjc11通过物质平衡式可求出凝汽流量Dc(c)。 汽轮机功率方程式imigmiewDWP03600zccjjrhrhihDhDqDhDW100zccjjrhrhihhqhw10通过此式可求得汽轮发电机组的功率Pe或汽轮机新汽耗量D0。其中二、计算方法和步骤二、计算

48、方法和步骤机组原则性热力系统计算方法有：传统的常规计算法、等效热降法、循环函数法以及矩阵法等。常规计算法是最基本的一种方法。实际计算时又分：串联法、并联法。串联法：对凝汽式机组采用“由高至低”的计算次序。适宜手工计算，避免求解联立方程组。并联法：适用于计算机计算，对z+1个线性方程组联立求解。常规计算法的步骤如下：1 1 整理原始资料整理原始资料 根据给定的原始资料，整理、完善及选择有关的数据，以满足计算的需要。将原始资料整理成计算所需的各处汽、水比焓值。如新汽、抽汽、凝汽比焓(h0、hj、hc）。加热器出口水、疏水、带疏水冷却器的疏水及凝汽器出口水比焓(hwj、hj、hdwj和hc），再热量

49、qrh等。整理汽水参数原则如下： 若已知参数只有汽轮机的新汽、再热蒸汽、回热抽汽的压力和温度及排汽压力时，需画出汽轮机蒸汽膨胀过程的hs图(汽态线)，并整理成回热系统汽水参数表；加热器汽侧压力等于抽汽压力减去抽汽管道压损，pj=pjpj；加热器疏水温度和疏水比焓分别为汽侧压力下对应的饱和水温度和饱和水比焓；高压加热器水侧压力取为给水泵出口压力，低压加热器水侧压力取为凝结水泵或凝升泵出口压力；加热器出口水温twj由疏水温度tsj和加热器出口端差j决定，twj=tsjj；加热器出口水比焓hwj由加热器出口温度twj和水侧压力查hs表得出，hwj=f（twj，pfpu，pcpu）；j)(1jwjsj

50、tt疏水冷却器出口水温tsj由加热器进口水温twj+1和加热器入口(下)端差决定疏水冷却器山口水比焓hdwj由加热器汽侧压力pj和疏水冷却器出口水温tsj查h-s表得出),(sjjdwjtpfh 当机组为高参数以上大型机组时，应计算给水在给水泵中的焓升hwpu。 puinoutavpuwppvh)(103 合理选择及假定某些未给出的数据，它们有： 新蒸汽压损p0，一般取p0(37)p0； 再热蒸汽压损prh，一般取prh10prh（prh为高压缸排汽压力） 回热抽汽压损pj，一般选pj（35）pj（pj为回热抽汽压力）； 加热器出口端差及入口端差 ，可按推荐值选取，参见本章第二节中有关部分；

51、加热器效率h取0.980.99，回热抽汽焓的利用系数h取0.9850.995，机械效率m取0.99左右，发电机效率g取0.980.99。 2 2 回热抽汽量计算回热抽汽量计算 对凝汽式机组按“由高到低”进行回热抽汽量Dj或回热抽汽系数 的计算。j3 3 物质平衡式计算物质平衡式计算 由物质平衡式可计算凝汽流量Dc或凝汽系数c或新汽耗量D0，也可由汽轮机功率方程式计算出相应的量。4 4 计算结果校核计算结果校核 （1）利用物质平衡式或汽轮机功率方程式进行计算误差的校核，满足工程上允许的1%2以下的误差范围即可。（2）对假设数据的校核，反复迭代至更准确的程度。5 5 热经济指标热经济指标三、汽轮机

52、组热力系统计算中应注意的几点三、汽轮机组热力系统计算中应注意的几点 （1）求i的计算可采用正热平衡iWiQ0wiq0。也可采用反热平衡i=1-（Qc/Q0）=1qc/q0来计算。其中Qc称为广义冷源热损失 ，可以有两种方式求其数值： 1）以凝汽器和加热器为热平衡对象，则有Qc=凝汽流量在凝汽器中的冷源热损失Dc（hchc） +各加热器散热损失（1h）（绝对放热量）j +疏水流入凝汽器带来的附加冷源热损失Dzd（hzhc） （绝对量）qc=c（hchc）+（1h）（放热量）j+zd（hzhc）（相对量） 2）以整个回热系统(包括凝汽器和所有加热器)为平衡对象，则有 （2）需联立数个方程才能得出结

53、果时，可将热平衡范围适当调整，达到减少未知数简便计算的目的。 例如可将相邻数个加热器、乃至全部加热器或包括一个水流混合点与加热器组合的整体作为热平衡范围。 图236(a)(b)为回热系统中常见的两种连接方式。（a）图中hwc为增加的一个未知数，显然在z#加热器的热平衡式中（点划线范围）不可能求得两个未知数z和hwc，必须再增加热平衡范围，（a）图中上部分，列出三个平衡式即可解出三个未知数(z、c、hwc)。其平衡式如下： （a）图下部点划线范围，可避开hwc、简化计算，如下所示： 同样，在（b）图中因疏水泵将疏水打入主凝结水管道中，造成混合后的焓hmwz为未知数，将（b）图上部三个点划线框变成

54、成下部两个点划线框也可以减少热平衡式个数和计算工作量。 四、常规法计算示例四、常规法计算示例 计算引进型亚临界压力300MW双缸双排汽凝汽式机组在设计工况下的热经济指标。已知：汽轮机型式：N30016.65537537 蒸汽初参数：p0=1665MPa，t0537C；p00.31Mpa，t0=1.4C； Mpappinrh61. 32Ctinrh4 .316Mpapoutrh29. 3再热蒸汽参数：冷段压力 ，冷段温度 ，热段压力 ，热段温度trh537C；prh=0.07Mpa，trh1.2； 排汽压力：p2=5.54kPa（0.00554Mpa）； 抽汽及轴封参数见表22。给水泵出口压力P

55、pu20.81MPa，凝结水泵出口压力为178MPa。机械效率、发电机效率分别取为m0.99、g0.985。 汽动给水泵用汽系数“pu为0.038。机组回热系统如图237所示。1 1 整理原始资料整理原始资料 (1)根据已知参数p、t在hs图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线，得到新汽焓h0、各级抽汽焓hj及排汽焓hc，以及再热蒸汽比焓升qrh。也可根据p、t查水蒸气表得出上述焓值。h03394.1kJkg，hinrh3015.8kJ/kg，houtrh3534.8kJkg，qrh3534.83015.8=519kJkg。(2)根据水蒸气表查得各加热器出口水焓hwj及有关疏水焓hj或hdwj，将机组回热系统计算点参数列于表23。2 2 计算回热抽汽系数与凝汽系数计算回热抽汽系数与凝汽系数采用相对量方法进行计算。 1 1号高压加热器号高压加热器(H1)(H1)由H1的热平衡式求1H1的疏水系数d110