chapter-7-汽轮机热力系统及辅助设备解读课件

第七章汽轮机热力系统及辅助设备动力工程－汽轮机第一节汽轮机热力系统概述一、主蒸汽及再热蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽系统均为单元制系统，采用2-1-2布置方式。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。冷再热蒸汽作为汽动给水泵在机组启动和低负荷时的备用汽源，也作为辅助蒸汽系统的备用汽源之一。汽机旁路系统采用高、低压两级串联的电动旁路系统，其容量按35％BMCR设置。2动力工程－汽轮机二、回热抽汽系统汽轮机采用八段非调节抽汽，一、二、三段抽汽分别供三个高压加热器。四段抽汽供除氧器、汽动给水泵和辅助蒸汽联箱。五、六、七、八段抽汽分别供给四台低压加热器。CLN600-24.2/566/566型汽轮机的原则性热力系统THA工况和TRL工况热平衡图如图3-1a、b所示，图中标出了THA工况的热平衡数据。3动力工程－汽轮机三、给水系统给水系统为单元制。一台机组配备2台50％BMCR容量的汽动给水泵和1台30％BMCR容量的电动给水泵。三台高压加热器采用大旁路系统。给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。4动力工程－汽轮机四、凝结水系统凝结水从热井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。两台凝结水泵中有一台为变频调速泵，低负荷时变频调速泵运行，可节省凝结水泵耗电。5动力工程－汽轮机五、辅机冷却水系统辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成。闭式循环冷却水系统采用除盐水，主要用于冷却转动机械轴承、电动机等对水质要求较高的地方。而开式循环冷却水系统取自循环水系统，主要冷却对象为表面式换热器等设备。为节约用水，冷却水考虑全部回收。冷却水系统初步设计参数如下：6动力工程－汽轮机系统名称设计压力(MPa)设计温度(℃)水质备注开式循环冷却水0.2-0.533循环水闭式循环冷却水0.5-0.838除盐水7动力工程－汽轮机六、汽轮机本体辅助系统为保证汽轮机本体安全可靠地工作，设有汽轮机本体辅助系统，它们包括：汽轮机轴封系统、汽轮机疏水系统和抽真空系统等。8动力工程－汽轮机七、辅助设施

1.启动汽源本工程为新建工程，其启动汽源从启动锅炉房接至#1机辅助蒸汽联箱，启动时为除氧器加热用汽、空预器启动吹灰用汽、轴封用汽等提供汽源。后续机组启动时，启动汽源从前一投产机组辅助蒸汽联箱引出，启动锅炉房不再投运。9动力工程－汽轮机2.空气压缩机室本工程设有一套供检修用的杂用压缩空气系统，并设有仪用空气压缩机系统。10动力工程－汽轮机3.设计条件1)一次再热与三级高压加热器(内设蒸汽冷却段和疏水冷却段)，一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽机两个低压缸排汽排入双背压凝汽器。2)第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。考虑到超临界机组的新蒸汽参数压力和温度等级均很高，若驱动给水泵汽轮机的启动、备用汽源采用新蒸汽，将带来小机进汽部分的设计、材料选择等一系列的问题，因而推荐驱动给水泵汽轮机的启动、备用汽源采用冷再热蒸汽。11动力工程－汽轮机3)进入汽轮机蒸汽品质如下：钠<5μg/L二氧化硅<15μg/L电导率25℃<0.15μS/cm铁≤10μg/kg铜≤3μg/kg12动力工程－汽轮机4)汽轮机五级抽汽除供回热抽汽外，还具有供40t/h其它厂用汽的能力，汽轮机四级抽汽，除供回热抽汽和小汽轮机用汽外，还具有供60t/h其它厂用汽的能力。13动力工程－汽轮机14动力工程－汽轮机15动力工程－汽轮机第二节回热加热器利用汽轮机抽汽加热进入锅炉给水，从而提高热力循环效率的换热设备回热加热器的类型：按传热方式分：混合式和表面式按布置方式：卧式和立式按水侧承受压力分：高加和低加16动力工程－汽轮机一、混合式与表面式加热器比较混合式加热器因无端差，热经济性高；便于汇集汽水和除氧；全由混合式加热器组成的系统，每级混合式加热器的水泵应有正的吸入水头，而且需要有备用泵，反而使系统复杂化，又不安全；面式加热器有端差，热经济性差；面式加热器组成的系统却全较为混合式的简单，而且可靠；现在电厂只设一个混合式的作为除氧器，其余的皆为表面式的。17动力工程－汽轮机二、面式加热器的类型及其结构特点电厂广泛采用的面式加热器有立式和卧式两种。卧式换热效果好，热经济性高于立式（在同样凝结放热条件下，由于横管面上积存的凝结水膜薄，单根横管放热系数为竖管的1.7倍），结构上易于布置蒸汽过热段和疏水冷却段，布置上可利用放置的高低来解决低负荷时疏水逐级自流压差动力减小的问题等，所以一般大容量机组的低压和部分高压加热器多采用卧式。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广泛采用。18动力工程－汽轮机三、表面式加热器疏水的连接方式逐级自流采用疏水泵19动力工程－汽轮机两种疏水方式的热经济性分析（1）疏水泵方式 疏水与主水流混合后，换热温差△Tr

↓

，热经济性↑（2）疏水逐级自流方式 高一级抽汽量↑，低一级抽汽量↓，热经济性↓

显然，不同疏水收集方式的热经济性高低、系统复杂程度、投资大小及运行维修费用是各不相同的。20动力工程－汽轮机疏水冷却器的设置目的：（1）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或因疏水压力降产生热能贬值带来的火用损；（2）降低疏水经节流后产生蒸汽形成两相流的可能性；布置方式：外置式、内置式pjhjhwjpj+1hj+1hjhj+1hwj+1hwj+221动力工程－汽轮机疏水冷却段的加热器示意图22动力工程－汽轮机实际系统疏水方式的选择

技术经济比较：对热经济性影响约为0.5%～0.15%（1）疏水逐级自流方式：简单、可靠、费用少应用：高压加热器、低压加热器（2）疏水泵方式：系统复杂，投资大应用：大、中型机组的最后一、二级低压加热器N600MW机组：全疏水逐级自流方式N300MW机组：全疏水逐级自流方式或第3台低加采用疏水泵方式23动力工程－汽轮机四、蒸汽冷却器及其热经济性分析1、蒸汽冷却器作用回热加热器内汽水换热的不可逆损失↓加热器出口水温↑，换热温差△Tr

↓

，热经济性↑2、蒸汽冷却器类型内置式蒸汽冷却器（过热蒸汽冷却段）：与加热器本体合成一体（蒸汽凝结部分）；外置式蒸汽冷却器：具有独立的加热器外壳，布置灵活；24动力工程－汽轮机

蒸汽冷却器有内置和外置两种（一）内置式蒸汽冷却器

图

带内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段的面式加热器（a）

汽水连接方式；（b）

t-A图蒸汽冷却器的类型25动力工程－汽轮机（二）外置式蒸汽冷却器的连接方式(a)(b)(c)(d)(e)(f)j+1jj–1jj+1j–1H1H2H3图4-13外置式蒸汽冷却器的连接方式（a）单级并联；（b）单级串联；（c）与主水流分流两级并联；（d）与主水流串联两级并联；（e）先j+1级，后j级的两级串联；（f）先j级，后j+1级的两级串联26动力工程－汽轮机（1）内置式蒸汽冷却器（过热蒸汽冷却段）优点：简单，投资小；缺点：冷却段面积小，只能提高本级出口水温，热经济性改善小，提高0.15%~0.20%；（2）外置式蒸汽冷却器优点：减少本级端差，提高最终给口水温度；换热面积大，热经济性可提高0.3%~0.5%；布置方式灵活；缺点：造价高。3、蒸汽冷却器的连接方式水侧连接方式：（1）内置式蒸汽冷却器： 串联连接（顺序连接）27动力工程－汽轮机（2）外置式蒸汽冷却器： 串联连接：全部给水流经冷却器并联连接：只有一部分给水进入冷却器4、外置式蒸汽冷却器连接方式比较（1）串联连接优点：进水温度高，换热温差小，火用损小；缺点：给水全部流经冷却器，给水系统阻力大，泵功消耗多（2）并联连接优点：给水系统阻力小，泵功消耗少缺点：进水温度小，换热温差大，火用损大；回热抽汽做功少，热经济性稍差28动力工程－汽轮机上端差-----面式加热器端差都是指出口端差（加热器汽侧压力下的饱和水温与出口水温之间的差值，），又称上端差。下端差（入口端差）-----以后将提到的疏水冷却器端差则是指入口端差，它是指离开疏水冷却器的疏水温度与进口水温间的差值，，又称下端差。面式加热器的端差

29动力工程－汽轮机

（1）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；（2）高压加热器疏水逐级自流进入除氧器；（3）低压加热器疏水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。回热抽汽过热度较小时不宜采用蒸汽冷却器；小机组不宜采用蒸汽冷却器和疏水冷却器。五、回热系统基本连接方式30动力工程－汽轮机六、高压加热器的结构联箱——螺旋管式管板——U型管式（水室、壳体、U型管束）31动力工程－汽轮机32动力工程－汽轮机高压加热器演示.exe33动力工程－汽轮机七、低压加热器的结构34动力工程－汽轮机立式低压加热器35动力工程－汽轮机内置式低加36动力工程－汽轮机八、轴封加热器37动力工程－汽轮机轴封加热器(也称轴封冷却器)是汽轮机轴封系统中的一个重要热交换设备，主要功能是收集汽轮机各个汽缸轴端汽封漏汽和汽轮机的阀门门杆漏汽，并利用这些蒸汽的热能来加热主凝结水。由于这些蒸汽中包含有空气，它们在轴封加热器中放热时，影响蒸汽的凝结换热，故需通过轴加风机，将不凝结气体及时抽出，即提高了经济性，又保证了轴封系统的正常工作。38动力工程－汽轮机为实现上述功能，轴封加热器除了要保证具有一定的冷却面积外，还需要在汽轮机的整个运行中保持恒定的微负压(0.095MPa)，为此轴封加热器需要配置两台抽风机(一台运行一台备用)。39动力工程－汽轮机九、回热加热器的疏水装置作用：（疏水、阻汽）可靠地将加热器中的凝结水及时排出、同时不让蒸汽随同疏水一起流出，以维持加热器汽侧压力和疏水水位稳定类型：浮子式疏水器、疏水调节阀、U型水封管40动力工程－汽轮机（1）水封管利用U型管中水高度平衡加热器压差，自动排水（2）浮子式疏水器

由浮子、滑阀及其相连接的一套转动连杆机构组成

（3）疏水调节阀

高压加热器多采用疏水调节阀，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。

（4）新型水位控制器

基于汽液两相流动特性设计的大机组加热器水位调节的新方法和设备，靠汽液两相流的自反馈特性改变流量达到控制水位的目的。41动力工程－汽轮机疏水调节阀电动疏水调节阀和汽动疏水调节阀42动力工程－汽轮机高加自动保护旁路作用：当高加发生故障或管束泄漏时，迅速自动切断高压加热器的进水，同时给水经旁路直接向锅炉供水。形式：水压液动控制式和电气控制式43动力工程－汽轮机水压液动控制式旁路保护装置44动力工程－汽轮机电气控制式旁路保护装置45动力工程－汽轮机十回热加热器的运行回热系统正常运行的重要性

1.

机组回热系统构成：回热加热器的抽汽（加热蒸汽）、疏水、抽空气系统和主凝水、主给水、除氧器等系统。

2.

重要性：对锅炉、汽轮机、给水泵的安全可靠运行，和热经济性的影响很大。

如：给水回热加热器的完好率、高压加热器的投运率、低压加热器投运情况，都会影响机组的热经济性；还会影响机组的出力，使推力轴承受到的应力超出设计值，危及设备安全。46动力工程－汽轮机回热加热器的投停原则原则上随机组滑启、滑停先投水侧后投汽侧投运过程中严格控制加热器出水温度变化率加热器正常运行中的监视项目疏水水位传热端差汽侧压力与出口水温加热器负荷47动力工程－汽轮机运行过程中影响加热器端差的主要因素传热面结垢汽侧集聚了空气疏水水位过高旁路阀漏水48动力工程－汽轮机回热加热器的运行特性抽汽压力、抽汽温度、进口水温、出口水温等参数与机组负荷之间的关系49动力工程－汽轮机加热器的投运和停用方式

1.加热器的投运和停用方式规定：我国温升率为≤5℃/min，温降率为≤2℃/min。而美国FOSTERWHEEL(FW)公司规定的温升率、温降率均为1.85℃/min

。

2.汽轮机组和加热器的状态不同，加热器的投入和停用方式也不同，如表所示。50动力工程－汽轮机投入和停用方式特点因机组启停而投入或停用加热器随机投入或停用1.操作简便，强度冲击小；2.要有完备的疏水通道，以适应各工况的疏水；3.注意加热器抽汽对机组启动过程胀差的影响；在一定负荷时投入或停用1.疏水系统较简单；2.由系统、机组情况决定投入使用时的负荷；3.温度冲击较大；机组运行中投入或停用加热器加热器故障停用后再投入1.与机组启动时在一定负荷时投入的情况相同；2.机组负荷可提高，温度冲击大，操作要慎重；保护动作或人为紧急停用不允许只停水侧而不停用汽侧表51动力工程－汽轮机运行中监督

1.加热器水位（加热器汽侧水位过高、过低，不仅影响回热经济性，还威胁机组的安全运行。）

（1）水位过高，将淹没部分传热面积引起汽压摆动或升高，水可能从抽汽管倒流入汽轮机造成水击，使抽汽管，加热器壳体产生振动。（2）水位过低或无水位，蒸汽经疏水管流进相邻压力较低一级加热器，排挤该低压抽汽，降低热经济性，并可能使该级加热器汽侧超压、尾部管束受到冲蚀（对内置式疏冷器危害尤甚），同时加速对疏水管、阀门的冲刷和汽蚀。52动力工程－汽轮机2.加热器出口水温（加热器出口水温应维持设计值，若低于设计值，将使高压抽汽增加，低压抽汽减少，回热的热经济性下降。）出口水温降低的主要原因为：

（1）端差增大其原因可能是加热器的受热面结垢、汽侧主要抽空气不良、使传热系数值减小，水位过高淹没受热面，或水侧旁路门漏水引起的。（2）抽汽管压降增大如进汽阀或逆止阀开度不足或卡涩等原因造成。（3）保护装置失灵

所以：应定期进行抽汽逆止阀的严密性试验，高压加热器自动保护装置的试验。53动力工程－汽轮机第三节本机高低加情况高压加热器设有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段。高压加热器在不变更管束和其它主要部件的条件下，加热器与主机同寿命，即安全经济运行30年。高压加热器的大修周期不少于5年。高压加热器按汽机T-MCR工况作为设计保证工况，并留有10％的换热面积余量(堵管余量)，按VWO工况校核。54动力工程－汽轮机加热器管侧设置安全阀，以防止在给水管道上阀门关闭时，水受热膨胀而超压，接管内径不小于20mm；加热器壳侧也设置安全阀，防止由于管子破裂而造成超压，其最小容量能通过最大超负荷给水流量的10％或一根管子两个断口排放的流量，两者取大值。加热器疏水冷却段要有足够的深度，当最低水位时保证水封不破坏，最低与最高水位差>150mm。55动力工程－汽轮机高压加热器能随机投入运行，给水温度变化率在升负荷时不低于3℃/min，降负荷时能达到2℃/min，而不影响高加的安全和寿命。高压加热器正式投产后第一年其可用率不低于95%，第二年以后可用率不低于98%。高压加热器电动给水旁路阀的配置：3台高压加热器设置一套100%容量的大旁路系统，包括一只高加入口电动给水三通阀和一只高加出口电动闸阀。阀门采用进口智能一体化电动执行机构EMG\EIM，含法兰及附件。高压给水管道(母管)规格为φ508x50，材料为WB36(15NiCuMoNb5-6-4)56动力工程－汽轮机机组正常运行时，高加进口三通阀主路开启，旁路关闭，给水从进口三通阀主路进入高加，经高压加热器组通过出口电动闸阀至锅炉。当高加出现故障时，三通阀主路关闭，同时开启旁路，给水经旁路进入锅炉省煤器。三通阀旁路开启的同时，关闭电动闸阀，完成高加解列。57动力工程－汽轮机哈尔滨汽轮机厂有限公司为600MW机组配套生产的低压加热器共四台，按主凝结水流向编号为8号、7号、6号、5号。其型号分别为JD-118-1，JD-1106-1，JD-640-1，JD-764-1。其中5号和6号低压加热器布置于汽轮机运行平台上，8号、7号为合体低压加热器，它们组装在同一壳体内共用一个分割的水室，面对水室向后看，7号加热器在左半侧，8号加热器在右半侧，二个合体式低压加热器分别焊装在凝汽器高压侧和低压侧的喉部。58动力工程－汽轮机第四节除氧器给水中溶解氧的影响：

1.腐蚀热力设备及其管道；

2.造成传热恶化，降低机组的热经济性；

3.通过汽轮机通流部分，会在叶片上沉积，不仅降低汽轮机的出力，还会使轴向推力增加，危及机组安全运行。59动力工程－汽轮机给水中不凝结气体的来源：补充水带入，真空下工作的设备及管道漏入给水除氧的任务：出去水中的氧气和其它不凝结气体，防止热力设备腐蚀和传热恶化，保证热力设备的安全经济运行。60动力工程－汽轮机给水含氧量限制：《火力发电厂水汽质量标准》规定工作压力小于5.78MPa,溶氧量小于15μg/L

工作压力大于5.78MPa,溶氧量小于7μg/L

亚临界以上应彻底除氧61动力工程－汽轮机给水除氧方法

1.化学除氧

2.物理(热力)除氧62动力工程－汽轮机常用的化学除氧方法有：1.亚硫酸钠Na2SO3处理

优点：Na2SO3易溶于水，无毒价廉，装置简单缺点：Na2SO3与SO2化合成Na2SO4会增加给水含盐量，在温度大于280℃后会分解成H2S和SO2等有害气体；适用：用于中压(6.18MPa)以下的锅炉，不能用于高压以上的电站锅炉。63动力工程－汽轮机2.联胺N2H4处理优点：N2H4除氧，生成N2和H2O，不会增加水中含盐量，且有钝化钢铜表面；缺点：N2H4有毒、有挥发性、易燃烧，在保管、运输和使用时应遵守有关安全规定。N2H4还被怀疑为是致癌物质，使用时要有相应安全措施；适用：广泛用于高压及以上锅炉，也用于直流锅炉。64动力工程－汽轮机3.加氧处理(中性水处理NWT)

中性水处理(NWT)是pH值为6.5~7.5的高纯度给水中添加适量氧化剂(H2O2或气态氧)的水处理方法。溶解氧的含量应控制在50~500mg/L，一般在50~150mg/L范围内。此方法使金属表面形成保护膜，从而提高了碳钢材料的耐蚀性，减少钢铁腐蚀，降低给水含盐量和锅炉受热面的结垢速率。

优点：使金属表面形成稳定氧化膜，促进钢表面进入钝化区，达到防腐效果；缺点：对给水水质要求很严，中性纯水的缓冲性低；适用：已在国外各类直流锅炉、空冷机组和核电机组上应用。65动力工程－汽轮机4.加氧加氨联合水处理CWT

CWT法是向电导率低于0.15μS/cm高纯度给水中加入适量氨，使无铜系统锅炉给水pH值提高到8.0~8.5，或有铜系统给水提高到8.7~8.9，再加入溶解氧。其浓度维持在30~500mg/L(一般在50~150mg/L范围内)的一种给水处理方法。使锅炉水冷壁管内壁生成致密的溶解度小的赤铁矿物质(Fe2O3)保护膜,可减缓水冷壁管内壁水垢的生成66动力工程－汽轮机此法与中性处理相同的是都加氧，但中性处理pH值较低，对有铜系统机组，铜管在中性区腐蚀溶出，增加系统铜污染;而联合水处理提高pH值，既能抑制碳钢腐蚀，又能抑制凝汽器和低压加热器中铜合金的腐蚀溶出，使加氧处理工艺可应用于有铜系统机组的给水处理中。67动力工程－汽轮机凝结水的化学处理火电厂的凝结水包括汽轮机的主凝结水、各种疏水、补入凝汽器的软化水，热电厂还有生产返回水。凝结水是锅炉给水的主要组成部分，其质量关系锅炉给水的质量。68动力工程－汽轮机影响凝结水质量的主要因素：①因凝汽器泄漏混入的冷却水中的杂质，这项影响最大；②补入软化水带入的悬浮物和溶解盐；③机组启停及负荷变动，导致给水、凝结水溶解氧升高，使热力系统中腐蚀物增加。69动力工程－汽轮机凝结水精处理装置有两种连接方式：

①低压系统，即除盐装置DE位于凝结水泵与凝结水升压泵之间，我国采用者多，在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。低压系统常因两级凝结水泵不同步及压缩空气阀门不严，导致空气漏入凝结水精处理系统，使凝结水中溶解氧含量大增。

70动力工程－汽轮机②中压系统，无凝结水升压泵而直接串联在中压凝结水泵出口，中压系统设备少、阀门少、凝结水管道短，简化了系统，便于操作，几乎无空气漏入凝结水系统，运行中未发生过问题。71动力工程－汽轮机热除氧器及其原则性热力系统除氧器作用：

1.以回热抽汽来加热除去锅炉给水中溶解气体的混合式加热器，它既是回热系统的一级，

2.又用以汇集主凝结水、补充水、疏水、生产返回水、锅炉连排扩容蒸汽、汽轮机门杆漏汽等各项汽水流量成为锅炉给水，

3.并要保证给水品质和给水泵的安全运行，是影响火电厂安全经济运行的一个重要热力辅助设备。72动力工程－汽轮机一、热除氧的机理

（一）分压定律(道尔顿定律)

混合气体全压力p0等于其组成各气体分压力之和，即除氧器内水面上混合气体全压力P0，应等于溶解水中各气体(N2、O2、CO2水蒸汽等)分压力、之和：

（二）亨利定律气体在水中的溶解度，与该气体在水面上的分压力成正比。即单位体积水中溶解某气体量b与水面上该气体的分压力Pb

成正比，其表达式为：

式中p0–––混合气体全压力，MPa，kd

–––该气体的重量溶解度系数，mg/L它与气体种类，水面上该气体分压力和水的温度有关。73动力工程－汽轮机图5-2气体在水中的溶解量与水温的关系曲线(a)水中O2的溶解度；(b)水中CO2的溶解度74动力工程－汽轮机（三）传热方程创造能将水迅速加热到除氧器工作压力下饱和温度的条件，传热方程为：式中Qd

—除氧器传热量，kJ/h；Kh—传热系数，kJ/(m2﹒℃﹒h)；A—汽水接触的传热面积，m2；Δt—传热温差，℃。须强调指出的是必须将水加热到除氧器压力下的饱和温度。（四）传质方程创造气体离析出水面有足够的动力(p)，传质方程为：

式中G—离析气体量，mg/h；Km—传质系数，mg/(m2MPah)；A—传质面积(即传热面积)m2，P—不平衡压差(即平衡压力与实际分压力之差)，MPa。75动力工程－汽轮机图5-3水中溶解氧量与水温加热不足的关系曲线76动力工程－汽轮机综合以上四个公式可得到以下结论：定压下一般气体(O2、CO2、空气等)在水中的溶解量随水温上升而下降；根据传热方程，必须严格控制将水温加热至该压力下的饱和温度，这是热除氧的必要条件；根据传质方程，要有足够的不平衡压差p，这是热除氧的充分条件。除氧初期靠不平衡压差p，除氧后期须靠加大汽水接触面（形成水膜，水膜的表面张力小）或水紊流的扩散作用，使气体从水中离析出来。

77动力工程－汽轮机二、热除氧器的构造（一）对热除氧器构造的要求根据热除氧的机理，对热除氧器构造的要求为：

1.为满足传热要求，需有足够的汽水接触面积，水应在除氧器内均匀喷散成雾状水滴或细小水柱，将水加热至除氧器工作压力下的饱和温度，差几分之一度也不行，故定压除氧器要装压力自动调节器。

2.为满足传质要求，初期水应喷成水滴，后期要形成水膜，而且汽水应逆向流动，以保证有最大可能的p。

3.要有足够空间，使汽水接触时间充分。据试验在0.1MPa压力下，其它条件一定时，汽水接触时间分别为10、20、30min时，水中溶氧量分别达0.056、0.017、0.006mg/l。为符合允许的给水含氧量，可见应有20~30min的持续时间，即除氧塔要有足够大的空间。

78动力工程－汽轮机4.应及时将离析的气体排除，以减少水面上该气体分压力，否则，要发生“返氧”现象，故应设有排气口并有足够余气量。可通过除氧器的化学试验来确定排气口开度。5.

贮水箱设再沸腾管，以免水箱的水温因散热降温低于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。另外，除氧器、贮水箱还要满足强度、刚度、防腐等要求，并在除氧器和贮水箱上部装有弹簧安全门，水箱上装有水封等，是保护除氧器不会超压损坏的措施，再配以相应管道及附件和测试表计等。79动力工程－汽轮机（二）热除氧器的类型

分类方法名称按工作压力分1.真空式除氧器，pd<0.0588MPa2.大气压力式除氧器，pd=0.1177MPa3.高压除氧器，pd>0.343MPa按除氧头结构分1.淋水盘式2.喷雾式3.填料式4.喷雾填料式5.膜式6.无除氧头式按除氧头布置形式分1.立式除氧器2.卧式除氧器按运行方式分1.定压除氧器2.滑压除氧器80动力工程－汽轮机（三）典型热除氧器结构特点

1.大气压力式、立式淋水盘除氧器大气压力式除氧器均为立式淋水盘式，如图5-4所示。其结构主要特点：①设有5~8层环形、圆形淋水盘交错布置，盘底钻有直径为5~8mm小孔，盘中水层高约100mm。由小孔落下表面积很大的细小水滴。②高压加热器组来的疏水，低压加热器组来的凝结水等由除氧头上部各接口处引入(温度低的水流在除氧头最上部引入)；回热加热蒸汽从除氧头的底部引入，汽水逆向流动、换热，将水加热到104℃，使其溶氧小于15g/l（指大气压力式除氧器）。③顶部设有排汽口。图5-4大气压力式立式淋水盘式除氧头1—补充水管；2—凝结水管；3—疏水箱来疏水管；4—高压加热器来疏水管；5—进汽管；6—汽室；7—排气管81动力工程－汽轮机2.喷雾、淋水盘填料式卧式高压降氧器主要特点：①除氧头上部为喷雾除氧段，迅速将水加热至工作压力下的饱和温度，完成初期除氧。②除氧头下部为深度除氧段，完成深度除氧。③热传、除氧效果好，可使溶氧量为1~2μg/l，并能适应负荷变化。卧式除氧器可纵向布置多个排汽口，利于气体及时逸出，以免“返氧”，恶化除氧效果。1441231569341387101110562982111图5-5喷雾淋水盘填料式卧式高压除氧器1—高压疏水入口；2—喷嘴；3—排汽管；4—主要凝结水进水管；5—一次加热蒸汽进口管；6—二次蒸汽进口管；7—淋水盘；8—填料层；9—弓形水室；10—汽平衡管；11—下水管；12—备用接口；13—支撑角钢；14—疏水管；15—弹簧式安全阀82动力工程－汽轮机

3.蒸汽喷射式、卧式高压除氧器主凝结水、加热蒸汽(正常工况是第四段回热抽汽)从除氧头的同一侧引入，主凝水经上部的双层淋水盘底部小孔落下，在下部蒸汽喷射管水平中心线处沿管长设有左右对称的两组喷汽孔，主凝结水经淋水盘从蒸汽管的两边流下，与蒸汽管上喷汽孔喷出的蒸汽相接触，水被蒸汽雾化，除去大量气体。蒸汽管两侧设有多层不锈钢丝网，以增大水的比面积。图5-7比利时蒸汽喷射式除氧塔结构示意图83动力工程－汽轮机蒸汽蒸汽除氧水图5-8一体化除氧器

1.水箱；2.给水雾化装置；3.主蒸汽加热装置；4.辅助加热装置；5.挡水板；6.隔板；7.除氧水出口；8.排气口28341675给水(待除氧水）4.无除氧头的除氧器（一体化除氧器）除氧过程分两次进行1.初步除氧2.深度除氧84动力工程－汽轮机三、除氧器原则性热力系统及其计算面式回热加热器均由汽轮机制造厂随主机配套供应，而除氧器及其给水箱多为锅炉制造厂制造，由用户或设计单位另行订购或选择。拟定除氧器原则性热力系统时应考虑：除氧器的运行方式、相应给水泵组的配置及除氧器的系统连接。（一）除氧器的运行方式

1.定压除氧

2.滑压除氧85动力工程－汽轮机两种方式对比：

1.滑压运行除氧器在滑压范围内的加热蒸汽压力、随主机负荷而变动(滑压)、无蒸汽节流损失。

2.定压除氧器却必须在进汽管上装压力调节阀，以维持除氧器工作压力为某定值(定压)，这就带来压力调节的蒸汽节流损失。在相当高的低负荷(如70%)时就必须切换到压力更高的某级回热抽汽压力时尤甚，如图5-9所示。所以定压降氧器难以适应调峰，现在的电网情况是大机组也要承担调峰。图5-9除氧器不同运行方式的热经济性86动力工程－汽轮机（二）小汽机的选择

根据“设规”，我国是300、600MW汽轮机组才配置汽动给水泵(详后)、涉及拖动给水泵的工业汽轮机(以下简称小汽机)的型式(凝汽式或背压式)及其蒸汽源的选择及其如何连入热力系统几个方面。图5-10汽动泵的热力系统连接方式(a)凝汽式小汽机；(b)背压式小汽机87动力工程－汽轮机小汽机的汽源：1.新蒸汽2.高压缸抽汽3.冷再热蒸汽4.热再热抽汽(中压缸抽汽)小汽机的型式：1.纯凝汽式2.纯背压式3.抽凝式4.抽背式几种常用的是前两种。88动力工程－汽轮机（三）除氧器的热力计算及自生沸腾的防止1.除氧器的热力计算

图5-11所示为三号高压加热器H3与一台除氧器(H4)的局部热力系统。图上标明有关汽水参数的符号。采用相对量计算。（1）物质平衡式为：

（2）热平衡式为将上列物质平衡式改写为代入式(5-9)，并整理为(5-10)：图5-11三号高压加热器与除氧的局部热力系统89动力工程－汽轮机该除氧器的抽汽系数写成(5-10a)：

强调：（5－10a）是以进水焓hw5

为基准，式中右侧均为已知值，可解。2.除氧器的自生沸腾现象及其防止办法（1）自生沸腾现象：所求得的不仅不能为零乃至负值，而且还应为足够大的正值，如

为零，表明无须抽汽加热，其它各项汽水流量的热量，已能将水加热至除氧器工作压力下的饱和温度，这种情况称为除氧器自生沸腾。（2）危害：致使除氧器内的压力不受限制的升高，排汽量增大，工质和热量损失增大，水的逆向流动受到破坏，在除氧塔底部会形成蒸汽层，产生涡流，使分离出的气体难以逸出，因而引起除氧效果恶化。（2）防止办法

①可将一些辅助汽水流量如轴封漏汽、门杆漏汽或某些疏水改为引至其它较合适的加热器；②也可设高加疏水冷却器，降低其焓值后再引入除氧器；③还可提高除氧器的工作压力来减少高压加热器的数目，使其疏水量、疏水比焓降低。注意：高参数以上的汽轮机组，必须配用高压除氧器。90动力工程－汽轮机（四）除氧器汽源的连接方式“设规”规定，再热式机组的除氧器，应采用滑压运行方式。国产300、600MW机组和改型200MW机组，均采用滑压除氧器或定————滑————定运行方式。

(a)(b)(c)图5-12除氧器汽源的连接方式(a)单独连接定压除氧器；(b)前置连接定压除氧器；(c)滑压除氧器1—切换阀；2—压力调节阀；3—回转隔板91动力工程－汽轮机四、无除氧器的热力系统（一）无除氧器热力系统的提出采用无除氧器热力系统的主要原因是：

①随着机组蒸汽初参数的不断提高，特别是采用超临界参数后，蒸汽中各种杂质的溶解度增加，沉积在锅炉受热面中的杂质相对减少，而汽机通流部分的沉积物相对增加，以氧化铜最危险。铜主要来自凝汽器和面式低压加热器。前者可采用凝结水精处理装置除掉，后者还无可靠办法，若采用无铜管的混合式低压加热器，铜腐蚀即大为减少。

92动力工程－汽轮机②由于采用中性水处理NWT有显著防腐效果，加入气态氧使金属形成稳定氧化膜，为发展无除氧器热力系统提供了条件。

无除氧器热力系统是在中性水和加氧处理与混合式低压加热器的基础上发展起来的。

93动力工程－汽轮机SGCP1CP2(a)SG(b)SG1(c)SG2SG(d)图5-13混合式低压加热器的连接方式(a)独立一台立式；(b)两台卧式重力连接；(c)两台立式串联连接；(d)两台卧式重力连接后再串联一台立式

如图5-13所示为四台低加组采用混合式低压加热器的几种连接方式。

94动力工程－汽轮机（二）无除氧器热力系统的优点

1.无除氧器热力系统的经济性好；

2.保证系统的安全可靠性；

3.给水箱热惰性影响消除；

4.简化系统，降低投资，节约基建、运行费用；

5.节省主厂房的三材耗费。（三）我国的无除氧器热力系统无除氧器热力系统在国外已经得到广泛的应用，在我国也有成功运行的经验，并且已经得到了关注。所以对机组进行无除氧器改造是节能改造研究中一项值得研究的内容。95动力工程－汽轮机BHPCIPCLPCG凝结水贮水箱除盐装置DESG2H8SG1CP1CP2H7CP3H6H5H4HH1凝结水泵CP4小汽机凝汽器汽动给水泵H1H2水位调节器图5-16超临界机组无除氧器热力系统96动力工程－汽轮机除氧器的运行一、滑压除氧器的安全运行滑压除氧器在汽轮机组额定工况下运行，与定压除氧器基本相同，除氧器出口水温与除氧器工作压力下的饱和水温度是一致的。但是，汽轮机组负荷骤变时，对除氧效果、给水泵的安全运行有截然不同的重大影响。滑压除氧器及其给水泵连接方式97动力工程－汽轮机电负荷变化对除氧效果的影响对给水泵汽蚀的影响电负荷骤降1.除氧器压力随电负荷骤然下降；2.水温滞后变化；3.水箱内水闪蒸，改善除氧效果。1.除氧器压力随电负荷骤然下降；2.水温滞后变化；3.水泵入口水温，恶化汽蚀。电负荷骤升1.除氧器压力随电负荷骤升而提高；2.对应饱和水温；3.已离析氧气重返水中，恶化除氧效果。1.除氧器压力随电负骤升而提高；2.对应饱和水温；3.水泵入口汽温，，给水泵入口不会汽蚀汽轮机组负荷骤变对除氧效果，给水泵汽蚀的影响98动力工程－汽轮机机组负荷骤降时给水泵不汽蚀的条件式给水泵不汽蚀的基本条件是泵人口的有效汽蚀余量

NPSHa应大于必需的汽蚀余量NPSHrNPSHa＞NPSHr99动力工程－汽轮机100动力工程－汽轮机骤降电负荷给水泵汽蚀的H-て图分析101动力工程－汽轮机滑压除氧器防止给水泵汽蚀的技术（1）提高静压头Hd

（2）改善泵的结构，采用低转速前置泵（3）降低下降管道的压降Δp

(4）缩短滞后时间T。（5）减缓暂态过程滑压除氧器压力Pd下降。102动力工程－汽轮机运行特性：除氧器抽汽量、抽汽温度、抽汽压力、主凝结水温度、出口给水温度等参数与机组负荷之间的变化关系103动力工程－汽轮机除氧器的运行维护正常运行维护和监视（1）溶氧量（2）压力和温度（3）给水箱水位104动力工程－汽轮机（二）滑压除氧器防止给水泵汽蚀的技术措施

1.提高静压头

Hd；

2.改善泵的结构、采用低转速前置泵

3.降低下降管道的压降p；

4.缩短滞后时间；

5.减缓暂态过程滑压除氧器压力

Pd

下降。105动力工程－汽轮机二、除氧器运行参数监督及其启停（一）除氧器运行参数的监督除氧器正常运行时需要监督的参数：溶氧量、汽压、水温和水位等。1.溶解氧的监督运行中与溶解氧有关的有：①排气阀的开度；②一、二次加热蒸汽的比例；③主凝结水流量及温度的变化；④补水率的调整；⑤给水箱中再沸腾管的良好运行；⑥疏水箱来的疏水宜连续均匀小流量地投运等。应通过取样监视给水含氧量。

106动力工程－汽轮机2.除氧器压力监督除氧器必须加热给水至除氧器压力下的饱和温度，才能达到稳定的除氧效果。定压运行除氧器运行中必须保持压力稳定，它是通过加热蒸汽压力调节阀实现自动调节。滑压运行除氧器的工作压力随负荷的增加而升高，负荷达至额定值时其工作压力也达到最大值。107动力工程－汽轮机当除氧器工作压力降至不能维持除氧器额定工作压力时，应自动开启高一级抽汽电动隔离阀；当除氧器压力升高至额定工作压力的1.2倍时，应自动关闭加热蒸汽压力调节阀

前的电动隔离阀；当压力升高至额定工作压力的1.25～1.3倍时，安全阀应动作；当除氧

器工作压力升高至额定工作压力的1.5倍时（此时一般是切换到高一级抽汽运行），应自动

关闭高一级抽汽切换蒸汽电动隔离阀。108动力工程－汽轮机3.水位调节运行中除氧器水箱的水位应维持规定的正常水位，它表明水箱有足够的有效储水量，水位稳定，保证给水泵不汽蚀。如果水位过低会使给水泵人口富裕静压头减少，影响给水泵安全工作；如果水位过高会使给水经汽轮机抽汽管倒流至汽轮机引起水击事故或给水箱满水、

除氧器振动。排气带水等。故维持水箱的正常水位是极为重要的，为此应设有水箱水位自动调节器和水箱高、低水位报警装置及保护。水位高I值，报警；高II值，报警，并自动开溢水电动门；高III值，自动关闭其汽源。水位低I值，报警；低II值，自动开大凝汽器的补水门。109动力工程－汽轮机（二）防止除氧器超压爆破须强调指出，除氧器应有可靠的防止除氧器过压爆炸的措施，并符合能源安保(1991)709号文“电站压力式除氧器安全技术规定”。110动力工程－汽轮机图5-20单元机组除氧器的全面性热力系统（三）单元机组除氧器的全面性热力系统图5-20为我国300MW单元机组除氧器的全面性热力系统

该除氧器运行方式为定-滑-定压运行，在20%~70%负荷时滑压范围为0.1471~0.691MPa，低于20%负荷时为定压运行，故仍装有压力调节阀。正常运行时，用第四段抽汽；低负荷四段抽汽压力低于0.147MPa时，切换用冷再热蒸汽（高压缸排汽）；启动时用启动锅炉产生的蒸汽经减温减压后，引至辅助蒸汽联箱，再由该联箱供给0.5884~0.7845MPa蒸汽，作为备用汽源。设有启动循环泵，供启动时上水之用。111动力工程－汽轮机第五节泵组给水泵组

给水泵安装在除氧器出口，它应连续不断地向用户输送高温、高压给水。因此对给水泵要求很高，一般都设置有备用容量，否则锅炉断水将造成严重事故。600MW机组给水泵系统配备有两台50%容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动给水泵。泵组主要设备结构及特性如图3-27～3-28所示。从除氧器出来的三根低压给水管分别接至给水泵的前置泵，在低压给水管上设有电动阀门和滤网。给水泵进口管内设有一个精滤网，其作用与粗滤网一样(但不能拆除，堵塞时只能停泵清洗)。给水泵出口管上装置有一个逆止阀和一个电动门。从给水泵抽头各接出一路水汇合后供给再热冷段减温器，作为再热器的事故喷水。从给水泵出口母管上接出一路高压管道供给过热器减温器，调节过热汽温。另外，母管上还接出一路至高压旁路作为减温水，降低蒸汽温度。112动力工程－汽轮机在冷态启动和某些热态启动时，不可能获得足够压力的蒸汽去驱动小汽轮机。在这时，30%容量的电动给水泵组供应给水到锅炉。电动给水泵组布置在零米，该泵组有一台前置泵和一台主泵。113动力工程－汽轮机给水泵组的流量与扬程的关系曲线应是无驼峰的运行稳定曲线，从额定流量到零流量的扬程应是稳定上升的，其扬程升高值应不超过额定流量时扬程的20％。主给水泵组与启动电动给水泵组并联运行时，两泵组的特性曲线在一定调速范围内应相互协调，以便两泵组并联运行。如果一台给水泵组发生故障，启动电动给水泵组应能在30秒内投运达到所需压力，与另一台主给水泵组并联运行。114动力工程－汽轮机电动给水泵设置有最小流量再循环管，并引到除氧器。电动给水泵的再循环管上设置一个由流量控制的调节阀。在低负荷时，阀将保持泵的安全运行所要求的最小流量，由于泵内温度使调节阀之后的液体汽化，因此控制阀出口管尽量靠近除氧器。电动给水泵的最小流量调节阀是自动控制的，泵启动阀门自动打开，随着泵流量的增加，再循环调节阀逐渐关闭，流量达到允许值后，调节阀全关。当泵的流量小于允许值时，最小流量再循环调节阀自动打开。115动力工程－汽轮机汽动给水泵前置泵每台汽动给水泵设一台卧式、单级、单吸由电动机驱动的离心式给水前置泵，该泵布置在零米层。该泵由电机驱动，通过柔性叠片式联轴器进行功率传递。泵传动端和非传动端采用机械密封，从外部供冷却水。轴承布置为：滚动推力轴承和径向滑动，轴承润滑为油环润滑。汽动给水泵前置泵从除氧器吸水，进水管包含有一个电动闸阀和一个粗滤网。启动期间，滤网对水泵起保护作用，防止安装时可能聚积在除氧器和吸水管内的残渣进入水泵。汽动给水泵主泵系统内有两台50%容量、卧式、多级、双壳筒形离心式给水泵，由小汽轮机驱动。小汽轮机与泵之间是通过柔性联轴器进行功率传递。给水泵轴端密封采用迷宫型密封，以来自凝结水泵出口的凝结水在压力受控状态下，注入密封盖外侧板中。116动力工程－汽轮机轴承是由一个双重组装的倾斜衬块推力轴承和径向轴颈轴承组成，来自润滑油系统的油对每个轴承进行润滑。四段抽汽是小汽轮机的主要汽源，冷再蒸汽是小汽轮机的启动和低负荷的汽源，汽动给水泵主泵和小汽轮机一起布置在运转层上，汽动给水泵主泵的进出口都朝下。汽动给水泵主泵的进口管道上设有一个流量喷嘴和一个精滤网，精滤网的作用和给水泵前置泵进口粗滤网一样。当堵塞时，应停泵清洗。给水泵最小流量再循环阀与电动给水泵相同。117动力工程－汽轮机电动给水泵主泵和汽动给水泵主泵的出口管连在一起去高压加热器，在给水泵出口管上引出主蒸汽高压旁路减温水管和过热器减温水管。汽动给水泵主泵的中间抽头装有一个逆止阀和一个电截止阀，合并后接至再热冷段减温器。118动力工程－汽轮机凝结水泵600MW超临界机组每台机组配置2台100％容量电动立式筒袋式凝结水泵，其中1台变频运行，1台工频备用。两台凝结水泵布置在汽机零米以下的凝结水泵坑。正常时，一台泵运行，另一台泵备用。119动力工程－汽轮机凝结水由热井经一根总管引出，然后分两路接至两台凝结水泵，泵进口管上设有电动水封阀以及滤网和膨胀节。泵出口管上装一只逆止阀、一只电动闸阀。为防止运行泵排出的压力水有可能倒入备用泵，造成备用泵吸入管路系统超压，在每台泵的吸入管闸门后装一只泄压阀。凝结水泵轴封的密封水自泵出口压力管上接出，经一只逆止阀和一只压力调节阀后分别接至每台泵的密封水接口，压力调节阀将泵出口压力调节到需要的密封水压力，初始密封水来自凝结水输送泵出口管路。120动力工程－汽轮机凝结水泵的技术性能1)凝结水泵运行调节方式：为定速/变频运行，凝结水量由调节阀/变频调节控制。2)凝结水系统设有最小流量再循环管路，起动和低负荷时保证凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽化，凝结水最小流量再循环管路自轴封冷却器后接出，经最小流量再循环阀和汽机本体疏水扩容器回到凝汽器。凝结水泵运行时，凝结水流量<25%，再循环门自动开启调节。凝结水流量>25%延时10秒，再循环门自动关闭。121动力工程－汽轮机循环水泵组循环水泵是汽轮发电机的重要辅机，失去循环水，汽轮机就不能继续运行。同时循环水泵也是火力发电厂中主要的辅机之一，在凝汽式电厂中，循环水泵的耗电量约占厂用电的10%～25%，在电厂，循环水泵总是最早启动，最先建立循环水系统。其作用是将大量的冷却水输送到凝汽器中去冷却汽轮机的乏汽，使之凝结成水，并保持凝汽器的高度真空。循环水泵的工作特点是流量大而压头低，一般循环水量为凝汽器凝结水量的50～70倍，即循环倍率为50～70。122动力工程－汽轮机为了保证凝汽器所需的冷却水量不受水源水位涨落或凝汽器铜管堵塞等原因的影响，要求循环水泵的Qv-H性能曲线应为陡降型。此外为适应电厂负荷的变化及气温的变化等，循环水泵输送的流量应相应变化，通常采用并联运行的方式。每台汽轮机设两台循环水泵，其总出力等于该机组的最大计算用水量。对集中水泵房母管制供水系统，安装在水泵房中的循环水泵数量，达到规定容量时应不少于四台，总出力满足冷却水的最大计算用水量，不设置备用水泵。123动力工程－汽轮机桐电公司2×600MW机组的循环水泵采用山东鲁能节能设备开发有限公司生产的型号为XL1600-360的循环水泵泵组(含电机)。该泵为涡壳式、固定叶片、转子可抽、立式斜流泵。布置方式为立式并列布置。124动力工程－汽轮机第六节阀门主要内容1、阀门的分类及结构2、电厂关断用阀门3、电厂调节用阀门4、电厂保护用阀门5、汽轮机旁路系统控制阀6、阀门的运行维护125动力工程－汽轮机1、阀门的分类及结构分类：按结构分：截止阀、闸阀、旋塞阀；旋启阀、蝶阀按用途分：关断用阀门、调节用阀门、保护用阀门驱动方式：手动阀、电动阀、液动阀、气动阀