电厂热网蒸汽的问题

8.5 正常运行中产生的腐蚀性产物，进入水体导致 循环水变差。对策--从设计和施工入手，加强防腐 工艺实施。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
对供热系统出现的泄露和污染结垢问题综合分 析，前述的管理问题、设计和制造问题，运行控制 等在具体工作中都可以得到落实。
加强水质监督，发现不合格及时补水或换水。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
B:目前，电厂应对换热器泄露和污染结垢的措施也 比较传统。 ◼ 通过气密性试验，查出泄露管，加堵头。 ◼ 供热期过后，对换热器进行高压水清洗或酸洗。 ◼ 换热热器维修工作完成后，采用充氮气防腐。 ◼ 对供热管网的存水，保留其存在，采用微正压充
水。 ◼ 其他辅机进行检修。热网的过滤器进行清理。
3. 因热网系统用户侧故障导致的热网对外供热能力下 降或供热事件。
4. 因热网站内部其他设备系统导致的供热能力下降。
三、高背压和吸收式热泵供热系统
四、抽汽加热首站换热器参数
五、壳管加热器常见类型
六、壳管加热器泄露问题
七、壳管加热器泄露原因和对策
壳管加热器的泄露，长期制约着冬季供热安全 性，此类事例并不少见。特别是对抽汽做为热源的 汽--水壳管式换热器，由于蒸汽温度高，而表现的 比较严重，冬季因为泄露而导致供热事件时有发生 。
7.7管子材料选择。必须符合水体中氯根浓度要求 ，满足发生电化学反应要求。比如堵头。
七、壳管加热器泄露原因和对策
7.8 非供热期管子的保养问题。如果加热器暴露在 大气中，无论南方北方，都有一定的大气腐蚀现象 ；如果充水但没有充压，也会产生一定腐蚀。对策-能充压的则充压，能充氮的则充氮，能保持干燥的 亦可。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
壳管加热器的污染和结垢，是常见的造成供热系统降负 荷或管子泄漏的主要影响因素。同时，因为污染或结垢导致 换热能力降低，为满足供热总量，比如提高抽汽温度和抽汽 量，进一步导致管子热应力突出。

1.转速测量、监视和保护 转速测量
条文：9.1.7 机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速 表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向 不同的位置上。
条文： 9.1.8 电液型调节系统，在机组起动过程中，应有在转速 测量系统故障情况下的判断和限制功能。已取消机械危急保安器 的机组，必须设置有可靠的、冗余的电超速保护装置和供电电 源，以及就地可操作的手动停机装置。
条文：9.1.10 在任何情况下绝不可强行挂闸。
3.严禁带负荷解列、强行挂闸
（1）例如： 1990年1月河北某电厂一台中压50MW机组，锅炉灭 火后，在恢复的过程中，汽包满水。机组推力增大，动静严重碰 磨，在带24MW负荷解列的过程中，调节汽门和自动主汽门未能 关闭，致使转速急速飞升达4000r/min以上，轴系断为11段。机组 严重超速而毁坏。
（2）例如：1999年辽宁某发电厂200MW机组发生轴系断裂事故。 运行人员在主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器失效，机组转速 失去控制，并在无任何转速监视手段的情况下而再次起动，在转 速急速飞升的过程中，引发了轴系断裂事故。
1.转速测量、监视和保护 转速测量
条文：9.1.6 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或 类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况， 其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规 定的要求安装。以防主油泵轴与汽轮机主轴脱离，导致 调节系统开环控制。
2.油质合格严防卡涩 严防卡涩
条文：9.1.5 主汽门和调节汽门解体检修时，应重点检查门杆弯曲 度和动静间隙，检查阀碟和阀座的接触情况，不符合标准 的必须 进行处理。在调节部套、高中压主汽门、调节汽门存在有卡涩、 严重泄漏、调节系统工作不正常的 情况下，严禁机组起动，运行 中的机组，必须停止运行。

电厂蒸汽长距离供热分析摘要：某电厂一期供热管网工程是一条长距离蒸汽输送管线，工程设计流量80t/h，最远用户距离16.2公里。

工程综合采用了采用无推力旋转筒补偿器、特殊设计的保温材料和结构、隔热管托和钢套钢地埋管等长距离输送热网技术措施，项目节能与环保效果明显，获得国家能源局“燃煤电厂综合升级改造项目”专项资金奖励。

关键词：长距离输送热网；无推力旋转筒补偿器；保温；隔热管托；钢套钢地埋管2016年3月，国家发改委、能源局等五部委联合下发文件《热电联产管理办法》（发改能源[2016]617号），明确为推进大气污染防治，提高能源利用效率，促进热电产业健康发展，鼓励热电联产机组在技术经济合理的前提下，扩大供热范围，加快替代关停小燃煤锅炉和小热电机组，应关停未关停的燃煤锅炉要达到燃气锅炉污染物排放限值。

可以预见，随着国家政策的落地生根，热电联产事业将要迎来蓬勃发展的新阶段。

对于热电厂来说，优质的近距离热负荷已经逐步纳入供热范围，过去由于技术条件的限制远距离的热用户无法联网供热，现阶段可采用长距离输送热网技术实现远距离热用户供热。

1 长距离输送热网技术长距离输送热网技术，即采取特殊的减少沿途水力损失和散热损失的技术措施，将蒸汽管网输送距离由过去的5～6公里提高到15～20公里，甚至到25公里以上，温降由常规设计的每公里15℃～20℃降为每公里8℃以内，压降控制在每公里0.03MPa以内。

2 适当的热补偿方式常用的补偿方式有自然补偿、波纹管补偿器补偿、套筒补偿器、球形补偿器、方形补偿器及无推力旋转筒补偿器补偿等。

管道尽可能利用跨越和走向转折及调整管道高差自然补偿（包括π型、L型和Z型）。

为减少压损，没有自然补偿的平直管段推荐采用无推力旋转筒补偿器，该补偿器有如下突出优点：安全性能高；产品的寿命长；补偿量大（可达1000mm），每组补偿器可以补偿350m，相比自然补偿可以使热网的管损大大减少；投资省，因旋转补偿器的补偿距离长，采用的补偿器数量减少，且对土建的固定墩推力小，固定墩的设置数量比较少，固定墩的规模比较小，可以节省土建投资20%～25%。

热力管网（蒸汽、热水）的维护检修一、简介：热力管网一般以热电厂、锅炉房或热交换站为热源，将蒸汽或热水送往用户。

（1）当以蒸汽为热媒介质时，热网的压力一般≤1.6MPa，温度≤350℃。

（2）当以热水为热媒介质时，热网的压力一般≤2.5MPa，温度≤200℃。

用于我国热力管网绝大多数为枝状管网，一处出现故障进行修理时，至少要影响故障点以后的用户，甚至影响全系统。

二、日常维护：1、蒸汽管网一般进行日常巡视外，还特别注意管网的疏水、排水、和排气问题。

（1）蒸汽疏水：一般由疏水器自动完成。

（2）热水排水：由自动排气阀或手动排气阀完成。

（3）管网的漏气原因：管道局部腐蚀、焊缝裂开、密封失效、阀件损坏等，应及时维修、更换。

2、在热力入口处装有各种控制阀门和指示仪表，应经常巡视。

（1）必要时没办应对运行参数作出记录。

（2）有减压装置的，应详细检查减压阀和安全阀的运行状况。

（3）减压阀的阀前、阀后压力是否符合要求。

（4）安全阀是否在校验期内，动作是否灵敏。

3、凝结水箱的运行情况，反应出蒸汽、凝结水系统的运行情况。

（1）在开式凝结水系统中，如果凝结水箱的排气管出现大量排气、异响，说明系统中的疏水器泄漏量大，或疏水器的旁通阀的阀门关闭不严，需要进行检查和维修。

（2）在闭式凝结水系统中，若二次蒸发器的安全阀发生动作，或安全水封的出水口产生水汽，说明疏水器失灵或发生窜气造成，应调整、检修疏水器及有关阀门。

4、“水击”现象：蒸汽管中凝结水排除不掉，或者凝结水中窜进大量蒸汽所致。

（1）蒸汽以高速流动，带动积水撞击管壁或附件，蒸汽的速度在20m/s以上，产生的撞击力足以破坏管道和附件。

（2）为了避免或减少这种现象发生，按每100-150延米设置疏水装置外，可在各种局部节流部件（阀门、弯头、节流孔板）介质流动方向的前侧加装疏水装置。

（3）在运行中阀门开启速度应缓慢，经常检查疏水装置的运行情况是否正常，避免蒸汽窜入凝结水管。

（4）损害：轻则震坏保温层、垫片、灼伤工作人员；重则震松管道支架，顶坏阀门，甚至管道破裂。

摘要宏伟热电厂热网首站建成于2000年，负责向乘风庄及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。

几年来的运行摸索中发现在热网循环水的水量配比、疏水系统的运行方式、供热蒸汽母管投入及切换、水锤冲击的防止等方面对运行操作有着比较特殊的要求，必须引起高度重视。

本文分析了这些问题产生的原因及结果，并给出了问题的解决对策。

主题词热网首站运行主要问题对策一、前言宏伟热电厂热网首站建成于2000年，并于2002年进行了扩建。

目前负责乘风庄地区及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。

热网循环水供水温度115℃，回水温度75℃，供水压力1.25Mpa，供水流量8000m3/h，加热蒸汽压力1.28Mpa，温度295℃，最大流量600T/ h，取自工业供气母管，由减温减压减器、#1机背压排气和#2机三级抽汽联合供应。

首站装有6台换热面积466 m2的立式波节管汽-水加热器和2台换热面积450m2的立式波节管水-水换热器，以及11台流量1250m3/h，扬程125m，功率710KW的循环水泵。

此外还有热网除氧器、补水泵、除污器等设备共同组成了完整的热网首站系统。

其工作流程为：水侧：热网回水经过补水后，保持0.15-0.2Mpa压力进入循环水泵，经循环水泵升压后送入各加热器换热升温，升温后的热水汇入总供给热用户。

汽侧：加热蒸汽进入各汽-水加热器换热，换热后的高温疏水再经水-水换热器进一步换热后变成低温疏水，靠自身压力流入低压除氧器。

热网首站的实际热力系统由于所含设备众多，不同参数的各种管线挤在一起，而且又经过后期扩建，因此显得十分复杂，给运行带来一系列问题。

二、热网加热器的水量配比问题由于热力网的供热调节方式为分阶段质调节直供式，因此在整个采暖期内热网循环水流量变化很大。

运行数据统计显示，在每年的10-11月及3-4月，平均循环水流量达8250m3/h，二者相差近一倍。

在采暖期的初、末期，热网循环水流量较低时，进入加热器的水量配比问题尤为突出。

某电厂热网加热器疏水不畅的分析与疏水系统的优化4解决方案针对以上原因，提出以下解决方案：①对管道及阀门进行检查清理，确保畅通；②检查并调整疏水调阀，确保正常工作；③检查加热器内部换热管是否破裂泄露，如有需要及时更换；④对1号机和2号机凝汽器前电动阀门进行检查调整，确保正确控制。

同时，针对实际运行热负荷与设计热负荷相差较大的情况，提出优化方案，包括：①根据实际运行热负荷进行热网加热器的调试，确保疏水畅通；②加强热网疏水冷却器的冷却效果，降低疏水温度，减少疏水的排放；③加强热网加热器的维护保养，及时清洗疏水冷却段，防止疏水冷却段堵塞。

通过以上的调试和优化方案，成功解决了热网加热器疏水不畅的问题，提高了系统的运行效率和可靠性。

疑难故障排查在热网加热器出口至疏水冷却器之间的管道内，疏水因压力骤降而发生闪蒸，导致疏水不畅。

可能的原因包括管径过小、运行人员误操作、汽侧压力过低等。

为了解决这个问题，需要逐条确认可能的原因。

首先，经过与现场调试人员确认，管道及阀门无堵塞。

其次，经过与运行人员确认，疏水调节阀运行正常。

切换到另一台换加热器，疏水仍然不畅，因此排除加热器内部换热管泄露问题。

经过与运行人员确认，1号机和2号机凝汽器前电动阀门控制正确。

通过向运行人员收集疏水冷却器进出口的疏水压力数据及现场开启加热器至疏水冷却器之间疏水管道的放气阀来判断，无闪蒸发生。

疏水母管管径按流量500t/h设计，目前只投运一台加热器，在满负荷的情况下，只有250t/h的疏水，管径设计合理。

经与调试及运行人员确认，操作正确。

据电厂反映，热用户还未完全接入，采暖面积仅为50万平方米，未达到设计值，因此只有一台热网加热器在运行。

采暖抽汽压力仅为0.19MPa（a），且已经可以满足当前热负荷要求。

目前热网供水温度为90℃，回水温度为70℃；而设计供水温度为130℃，回水温度为70℃。

在五段抽汽进入热网加热器后扩容降压，加热器汽侧运行压力为仅为0.02MPa（g），正常疏水接口在标高8m处，造成正常疏水无法排出。

供热管网中蒸汽过热对管损的影响伴随着供热施工技术手段逐步成熟，供热管网施工效率得以提升，相关施工工人必须通过科学的安装施工方法来解决供热管网之中施工缺陷。

在对供热管网系统进行研究之后，可以发现其中蒸汽管系统存在的使用问题，如果该系统中的蒸汽温度过高，相应的管损问题会大范围出现。

因此在蒸汽管施工活动中，必须将管道核查工作妥善处理，联合当前的管网建设工作，可分析蒸汽管运行数据，找出影响管损问题的因素，并优化蒸汽管网建设工作。

标签：供热管网；蒸汽问题；过热度；管损；影响供热蒸汽管在供热系统中可发挥独特的作用，但是这种蒸汽管道系统极易受到各种周边因素带去的影响，形成运行质量隐患，如果机组为联合化的特点，这种管损问题将变得更加明显，需要借由现场试验的方来分析所有的管道数据，过热度是给蒸汽管道造成质量问题的主要影响元素，需要开展管损处理工作，这种问题才能被发现与消除，解决蒸汽存在的过热度问题，计量蒸汽流量的工作也可变得更具可靠性，现探讨蒸汽管网体系中的管损处理活动。

1 过热度概述蒸汽温度高于对应压力下饱和温度的数值称为过热度。

蒸汽过热度过低，蒸汽在管内流动过程中发生凝结。

一般发电厂供热工质不回收，蒸汽凝结将造成供热管内工质的质量损失。

蒸汽过热度降低对蒸汽流量计量的准确性也产生很大影响。

联产供热作为低能耗且仍有较大降耗空间的供热系统，应优先重点发展。

供热管网的质量损失是考核供热机组热网经济性的重要指标，分析蒸汽过热对降低管损、管网规划、制定合理营销策略有重要意义。

2 蒸汽在管网中呈现出了流动特点蒸汽在管道内流动，流动阻力造成压力下降，散热损失致使温度降低。

由于蒸汽温度、压力的下降并不是同步的，一般温度下降较快，而压力相对慢些，蒸汽过热度随流程减小。

为了保证蒸汽高效传输，减少质量损失，管线短，蒸汽流速要适当加大；管线长，蒸汽流速要适当减小，蒸汽应在最佳流速范围内流动。

蒸汽管内同一截面上各点温度并不相同，测点温度要高于管道内壁温度。

年热力发电厂思考题及答案————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：2名词解释0.1二次能源：由一次能源直接或间接加工、转换而来的能源。

1.2最佳给水温度：回热循环汽轮机绝对内效率为最大值时对应的给水温度。

1.6蒸汽中间再热循环：蒸汽中间再热就是将汽轮机高压部分做过功的蒸汽从汽轮机某一中间级引出，送到锅炉的再热器加热，提高温度后送回汽轮机继续做功。

与之相对应的循环称蒸汽中间再热循环。

1.10什么叫抽汽做功不足系数：因回热抽汽而做功不足部分占应做功量的份额。

1.12什么叫再热机组的旁路系统：高参数蒸汽不进入汽轮机，而是经过与汽轮机并联的减压减温器，将降压减温后的蒸汽送入再热器或低参数的蒸汽管道或直接排至凝汽器的连接系统。

1.14热电厂的燃料利用系数：电、热两种产品的总能量与输入能量之比。

1.15热化发电率：质量不等价的热电联产的热化发电量与热化供热量的比值。

2.7热力系统：将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。

2.8高压加热器：水侧部分承受除氧器下给水泵压力的表面式加热器。

低压加热器：水侧部分承受凝汽器下凝结水泵压力的表面式加热器。

2.13最佳真空：提高真空所增加的汽轮机功率与为提高真空使循环水泵等所消耗的厂用电增加量之差达到最大时的真空值。

2.18加热器端差：加热器汽侧压力下的饱和温度与出口水温之间的差值。

3.3热电厂的燃料利用系数：热电厂的燃料利用系数又称热电厂总热效率，是指热电厂生产的电、热两种产品的总能量与其消耗的燃料能量之比。

3.4供热机组的热化发电率ω：热化发电率只与联产汽流生产的电能和热能有关，热化发电量与热化供热量的比值称为热化发电率，也叫单位供热量的电能生产率。

3.6上端差：加热器汽测出口疏水温度（饱和温度）与水侧出口温度之差。

下端差：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称。

1、管托使用现状 .不保温的普通管托 .填塞保温材料的普通管托 .对外表面进行保温的普通管托
2、隔热管托 .耐高温 .导热系数小 .抗压强度大（高达10MPa） .具有一定的防水性
3、隔热管托应用的意义
采用高强度隔热环的隔热管托解决了热 桥问题。据统计，使用该隔热管托后，至少 可节能20%以上。目前，它已被广泛用于架 空和直埋蒸汽管道工程中。
五、直埋蒸汽管道
直埋蒸汽管道敷设技术在我国正在逐渐趋于成 熟，我院从1992年开始开发该项技术并通过国家 建设部的鉴定，该项技术具有“具有国内领先水 平”，至今已有十多年的历史，前后完成了100多 个直埋蒸汽管道的设计项目。积累了丰富的经验。
直埋蒸汽管道目前已有二个标准正式实施：
.CJJ/T200-2004 城镇供热预制直埋蒸汽保 温管道技术条件
3、埋地蒸汽管道要解决的几个问题 .蒸汽管道的热补偿 .凝结水的排除 .蒸汽管道的保温 .外套管的防水与防腐
4、直埋蒸汽管道的优点和缺点
直埋蒸汽管道的优点是保护环境景 观，不占地面面积，热损失较小，管网 的运行成本相对较低。其缺点是一次性 投资较大，施工要求高，维修难度大。
六、隔热管托的应用
管托的热桥是造成管网热损失的一个 重要原因。因此，使用隔热管托来减少 管网的热损失是节能的一项措施。
七、疏水系统的设置
蒸汽管网上的很多事故均源自疏水系统的故障。 1、主要问题
.疏水系统布置不合理 .疏水阀选型不当 .配套的一次阀（截止阀、闸阀、球阀）质量不好
.要选择符合设计要求的疏水阀 .重视一次阀的质量问题 .尽量不用二个阀串联作为疏水 .对景观地带建议设置疏水冷却器，减少冒汽现象
埋地管道详图
3、上述问题的解决方法
.正确选择补偿方式 .合理设置疏水点 .合理地设计土建基础

热电厂集中蒸汽供热管网运营及维护管理方式的探讨摘要：工业用热不同于北方的采暖用热，多采用过热蒸汽管网供热方式。

这是因为蒸汽作为传输介质有着更广的适用范围，能够满足不同热用户的需求。

过热蒸汽具有高温高压的特点，单位质量具有较高的热值，可以采用较小的热交换系统。

一般来说蒸汽在管道中的沿程阻力较小，相对于热水管网有着较高的传输效率，可以有效减小沿途损失，在保证远端热用户用热质量方面具有一定优势。

对于现代工业产业园区用热，一般为200℃以上的过热蒸汽作为工艺热源，所需压力也随着用热性质的不同而有所区别。

关键词：热电厂；蒸汽供热管；运营；维护管理一、工业热用户的复杂性工业热用户对供热的可靠性要求比较苛刻，对蒸汽品质有着更高要求。

对于工业产品、印染工艺或医药生产线，如果在设备生产中出现断汽或蒸汽品质达不到要求，会直接影响热用户的生产工艺无法完成，造成工业产品报废，甚至危及生产设备安全。

工业园区热用户的复杂性还表现以下几个方面，一是用热量随用户随生产工艺的不同变化显著；二是对于白天工作的两班制用热企业，会造成供热流量昼夜变化幅度较大；三是热用户的生产设备异常，造成流量和压力的剧烈波动，也会给热网的稳定性带来较大影响。

管网热用户蒸汽用量的复杂多变，造成特殊工况下热网的调节困难，甚至会造成供热流量中断，供热压力大幅摆动等不安全事件。

在严重时甚至会造成管道蒸汽滞留，引发管道内蒸汽的凝结和闪蒸，造成严重的水击事故，威胁供热管网安全。

二、供热管网的设计和计量1、供热管网设计需考虑的问题为保证供热的可靠性，大型工业园区通常采用多热源环网进行供热，热网形式也逐渐呈现多样化，使得热网设计更为复杂。

对于新建工业园区的供热管网，一般要统一进行规划，以提高管网运行的安全可靠性，同时满足各热用户的要求。

在园区供热设计时，除要满足蒸汽管道的设计规范要求外，还要考虑实用性、经济性和协调性，一般来说对于路边沿途管道要架空敷设，而对于过路管道则需要埋地敷设，以使供热管网和园区建设相协调。

关于蒸汽管网温降异常处理的几点探讨引言：随着我国国民经济的发展和人民生活水平的提高，蒸汽管道直埋敷设技术，在热电联产集中供热领域的应用逐渐引起城市规划和建设部门的重视[1]，由于直埋蒸汽管道的保温和外护管结构对管道热膨胀和补偿方式的影响及限制，因此又有别于架空和地沟敷设方式[2]，地埋蒸汽管道在实际使用中出现的问题较架空管道处理难度复杂许多，本文结合蒸汽供热企业实际遇到的情况提出几点思考。

1.调研情况：某电厂为热电联产机组对外蒸汽供热管网于2019年5月份投产，管道长度7.8公里，其中地埋管道约5公里。

管道材质为#20钢，工作管为无缝钢管，尺寸为DN450，外套管为螺旋缝埋弧焊钢管外径1020设计流量80t/h，蒸汽管道设计压力3.2MPa，设计温度320℃。

用户集中于附近5公里的工业园区共20余家，用户过热蒸汽为生产工艺用蒸汽,蒸汽主干线为地埋段，进入工业园区段为架空，管道长度约2公里，管径规格DN450\DN300\DN200\DN150不等。

目前，实际流量约为45t/h。

投产两年时间，出现管道温降大等问题。

由于蒸汽温降较大，至第一个热用户蒸汽温度约为250℃，不满足热用户生产工艺260℃的要求。

该厂相关技术负责人成立调研小组进行实地测量，由厂界至供热园区5公里地埋段共取5处温度测点，温降情况如下：(1)厂界处蒸汽温度约为312℃。

(2)厂界至1.6km地埋处蒸汽温度296℃，温降16℃，约10℃/km。

(3)2.8km地埋段，蒸汽温度为276℃，温降20℃，约17℃/km。

(4)4.5km地埋段，蒸汽温度257℃，温降19℃，约12℃/km。

(5)地埋管道末端800m处至供热园区第一个热用户，蒸汽温度250℃，温降7℃，约8.75℃/km。

由实地测量结果可知，管道温降异常，2.8km地埋段管道严重偏离正常情况。

初步调研发现导致热网管道温降异常的原因有：地埋管道外护管存在漏点，因当地地下水丰富，导致长期存在地下水渗透进入保温层的情况，引起保温材料失效，管道整体保温效果下降，蒸汽温降偏大地埋管道保温由于长期泡水的原因导致保温效果不佳；地埋管道保温失效；疏水阀门井接口处未焊接或存在焊缝裂纹导致雨水从阀门井与疏水外套管的接缝处渗入；架空管道保温不完善；部分疏水器无法正常使用；供热蒸汽量低于设计值，蒸汽流速降低，导致温降偏离设计值。

关于热电厂热力系统节能减排及优化的探讨【摘要】：热电厂的运营与群众生活息息相关，新时期热电厂不断加强改革创新力度，在全面提升服务质量的同时，高度重视节能减排工作开展。

本文从热电厂热力系统节能减排入手，讨论热电厂热力系统节能减排优化方向，并分析如何提升热电厂电力系统节能减排质量，希望对相关研究带来帮助。

【关键词】：热电厂；热力系统；节能减排；优化前言为了满足社会用电需求，热电厂不断扩大生产规模、提升运营水平，与此同时在燃烧煤碳的过程中也存在着一定环境污染问题。

在大力倡导可持续发展理念的今天，热电厂需要积极开展节能减排工作，以下对相关内容进行分析。

一、热电厂热力系统节能减排在热电厂中，热力系统由诸多设备设施组成，通过汽水管道并按照指定顺序设置锅炉、汽轮机、水泵等设备，并相互连接。

热力系统涵盖给水回热、中间再热、废热利用等子系统，并且热力系统和子系统相互联系，最终满足社会供电需求。

在热电厂系统运行过程中会耗费大量资源和能源，因此需要结合热电厂实际情况，加强对先进技术的利用，优化和改造热电厂热力系统，对产业结构优化调整。

新时期，热电厂的热力系统通过优化改造达到了节能降耗的目标，与此同时通过实时监控热力系统可以调整管理方案，在降低能耗的同时带来更大经济效益，实现自身可持续发展[1]。

二、热电厂热力系统节能减排优化方向（一）系统运行诊断在可持续发展理念下，热电厂高度重视节能减排工作开展，通过技术措施和管理措施促进内部升级改造，有效提升了热力系统的运行效率，降低了能源消耗。

通过对汽轮机发电机组的热力系统进行优化，提升系统主机的热效率，最大程度降低系统设备运行能耗，所以需要基于热力系统理论全面诊断和分析系统运行情况，找出造成热力系统能耗高的原因，并加以改造。

（二）系统能耗检测基于热力系统理论基础，利用信息技术分析热力系统运行参数，监测热力系统运行消耗，进而确定能耗分布情况，以此达到节能降耗目标。

在实际操作中，要求技术人员根据能耗分布情况以及能耗增大的原因，合理调整方案，这一过程中需要利用先进技术，比如通过微电子技术和热力系统的有机结合实时掌握能耗数据，提升管理效果。

摘要宏伟热电厂热网首站建成于2000年，负责向乘风庄及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。

几年来的运行摸索中发现在热网循环水的水量配比、疏水系统的运行方式、供热蒸汽母管投入及切换、水锤冲击的防止等方面对运行操作有着比较特殊的要求，必须引起高度重视。

本文分析了这些问题产生的原因及结果，并给出了问题的解决对策。

主题词热网首站运行主要问题对策一、前言宏伟热电厂热网首站建成于2000年，并于2002年进行了扩建。

目前负责乘风庄地区及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。

热网循环水供水温度115℃，回水温度75℃，供水压力1.25Mpa，供水流量8000m3/h，加热蒸汽压力1.28Mpa，温度295℃，最大流量600T/ h，取自工业供气母管，由减温减压减器、#1机背压排气和#2机三级抽汽联合供应。

首站装有6台换热面积466 m2的立式波节管汽-水加热器和2台换热面积450m2的立式波节管水-水换热器，以及11台流量1250m3/h，扬程125m，功率710KW的循环水泵。

此外还有热网除氧器、补水泵、除污器等设备共同组成了完整的热网首站系统。

其工作流程为：水侧：热网回水经过补水后，保持0.15-0.2Mpa压力进入循环水泵，经循环水泵升压后送入各加热器换热升温，升温后的热水汇入总供给热用户。

汽侧：加热蒸汽进入各汽-水加热器换热，换热后的高温疏水再经水-水换热器进一步换热后变成低温疏水，靠自身压力流入低压除氧器。

热网首站的实际热力系统由于所含设备众多，不同参数的各种管线挤在一起，而且又经过后期扩建，因此显得十分复杂，给运行带来一系列问题。

二、热网加热器的水量配比问题由于热力网的供热调节方式为分阶段质调节直供式，因此在整个采暖期内热网循环水流量变化很大。

运行数据统计显示，在每年的10-11月及3-4月，平均循环水流量达8250m3/h，二者相差近一倍。

在采暖期的初、末期，热网循环水流量较低时，进入加热器的水量配比问题尤为突出。

室外蒸汽管网及换热站设备技术改造【摘要】室外蒸汽管网是热电厂重要的设备之一，但是因为设计方式以及安装等问题的影响，使得室外蒸汽管网经常出现各种质量问题，影响了热电厂的运行发展，因此需要对室外蒸汽管网进行技术改造，如有必要还需要更换换热站中的相关设备。

本文首先对传统的室外蒸汽管网以及换热站流程进行了介绍，其次概述了其存在的问题；最后探讨了问题出现的原因以及技术改造措施，希望对热电厂有关的技术维修人员提供借鉴。

【关键词】室外蒸汽管网；换热站设备；技术改造我国有很多热电厂的室外蒸汽管网以及换热站设备都需要进行技术改造，否则不仅会影响换热的能力，还会影响到热电厂效率，因此这是热电厂未来发展必须作出的一个选择。

在对其进行技术改造时，检修人员首先应该进行现场测试，以此明确其出现的具体问题。

我国大多数热电厂现已经都对室外蒸汽管网进行了技术改造，取得了非常大的效益，因此对室外蒸汽管网以及换热站设备技术进行改造具有一定的现实意义。

1.原室外蒸汽管网及换热站流程热电厂汽轮机抽汽排放的蒸汽通过室外地沟敷设的+720×10无缝钢管蒸汽管线输送到工艺换热站。

该室外蒸汽管线设置7个波纹补偿器，热电厂到工艺换热站之间大约为600m。

通过室外蒸汽管线输送到工艺换热站的蒸汽在工艺换热站中的流程为：蒸汽管网（蒸汽接热电厂）一汽—水换热器（转为同蒸汽压力下的饱和凝结水150℃）一水一水换热器（降为80℃）一凝结水箱一凝结水泵一凝结水管网（回热电厂）。

工艺换热站被加热的工艺用水流程为：外部供水管网（2℃冷水）一换热站站外玻璃钢水箱一热水供应泵一水～水换热器一汽—水换热器（出水温度90）一热水管网一工艺用水点。

经过汽—水换热器、水一水换热器的蒸汽凝结后的凝结水直接返回到凝结水箱，再由凝结水泵输送返回到热电厂重复利用，从而达到节省热电厂化学水处理的水质处理的费用。

2.原室外蒸汽管网系统及换热站存在的问题蒸汽管网是电厂必不可少的一种设备，其对电厂正常产电运行有着积极的意义，但是传统的室外蒸汽管网设计却存在着比较严重的问题，其具体的表现如下：首先，传统的设计方式当室外蒸汽管网停止使用，也就是停汽之后，再打开蒸汽阀门之后，其产生的水击情况十分明显，而且与换热站距离比较接近的阀门极其容易将阀门垫冲坏，所以使用传统的蒸汽管网，需要经常更换阀门垫；其次，当室外蒸汽管网处于停止运行的状态时，其波纹补偿器极其容易被破坏，因此每隔一段时间之后，都要重新更换该装置；再次，传统的室外蒸汽管网中，一般都会安装一个分支蒸汽管，但是因为某些施工人员在安装时，忽视了对控制阀门的安装，所以在运行时，主管上的阀门几乎不受控制，因此经常出现要求停止运行，但是无法停止的情况，另外，有些蒸汽支管几乎都全年都处于运行状态中，更容易出现这种情况；第四，相应的设备性能不强，功能不足，尤其是换热能力明显不足，更为严重的是蒸汽凝结能力明显不高；第五，换热器中的管道结垢之后，影响了换热器的换热能力，其换热水平与标准要求相比，相差甚多。

热⼒发电⼚复习题..1、提⾼蒸汽初参数，可以提⾼循环热效率，现代蒸汽动⼒循环朝着⾼参数⽅向发展2、再热循环本⾝不⼀定提⾼循环热效率，能否提⾼循环热效率与再热压⼒有关。

3、全⾯性势⼒系统图是实际热⼒系统的反映。

它包括不同运⾏⼯况下的所有系统，以此显⽰该系统的安全可靠性、经济性和灵活性。

4、对发电⼚原则性热⼒系统进⾏计算时，对系统中换热设备建⽴物质平衡式和热平衡式，逐个地按先“由外到内”，再“从⾼到低”的顺序进⾏计算。

5、背压式供热机组发出的电功率取决于热负荷的⼤⼩，⽽热负荷是随热⽤户的需要⽽变，即以热定电。

6、核能利⽤有两种⽅法，⼀种是基于核裂变反应堆的原理，另⼀种是基于核聚变反应堆原理。

7、给⽔除氧有化学除氧和物理除氧两种⽅式。

8、按热负荷在⼀年内的变化规律，可分为季节性热负荷和⾮季节性热负荷。

9、凝结⽔过冷度是凝汽器压⼒所对应的饱和温度与凝结⽔温度的差值。

10、表⾯式加热器按照⽔侧承受压⼒的不同，可分为低压加热器和⾼压加热器。

11、对⼀个具有8个加热器的回热原则性热⼒系统运⽤常规的热平衡⽅法进⾏计算，实际是对9 个线性⽅程组进⾏求解。

12、抽汽管道上设有逆⽌阀，以防⽌加热器⽔侧泄漏时⾼压⽔进⼊汽轮机。

13、蒸汽管道的疏⽔系统按管道投⼊运⾏的时间和⼯况可分为：⾃由疏⽔、启动疏⽔和经常疏⽔。

14、汽轮机的热耗量与锅炉热负荷之⽐成为管道效率。

15、给⽔溶解的⽓体中危害最⼤的是氧⽓。

16、按回热加热器的传热⽅式可分为混合式和表⾯式加热器。

17、⽤热量法评价发电⼚的热经济性是基于热⼒学第⼀定律。

18、热⽹按载热质可分为⽔⽹和汽⽹。

19、采⽤给⽔回热有利于减少换热温差，从⽽减少换热过程的⽕⽤损。

20、采⽤中间再热和给⽔回热加热过程有利于提⾼蒸汽初压⼒。

21、热电联合⽣产⽓流没有冷源损失。

22、在蒸汽初压合终参数不变的情况下，提⾼过热蒸汽温度，汽轮机的排⽓温度不变。

23、供热机组的主要形式有背压式，抽汽凝汽式和抽汽背压式。

关于蒸汽管网输送中损耗量控制的探讨摘要：集中供热是一个复杂的系统工程，而如何降低供热管网蒸汽损耗更是一个系统问题，同时也是一项长期而艰巨的任务，本文作者结合自身工作经验，主要从工程设计、工程建设、市场开发、计量管理、经济调度、监督执法、运行管理、改革创新八个方面阐述蒸汽损耗控制的相关措施，具有一定的参考意义。

关键词：供热管网；损耗控制；解决措施近年来，随着煤炭价格的持续上涨，导致煤热价格严重倒挂，热电联产企业生产成本水涨船高，经营管理压力增大。

在外部不可控因素不断增加的情况下，争取国家政策扶持的同时，不断深化改革、加强企业管理、提高内部自控水平，通过内部自我消化将可控成本持续降低以抵消外部不利因素影响是优秀企业不可或缺的重要发展思路之一。

通过加强内部自控、提高服务水平、不完全把成本压力转嫁于广大市民也是公用事业企业必须承担的社会责任。

本文简述了供热损耗的影响因素，并结合工作实际，从管理角度着重分析了控制损耗的各项措施。

一、本地区热电联产及供热管网损耗现状本地区热电联产集中供热起步于上世纪八十年代末期，2002年进入快速发展阶段，2007年11月进行资源整合，2012年6月终归统一，截止至2012年底蒸汽管网长度达365公里。

整合初期由于原来各公司相对独立，为了争夺供热市场，供热管网较为分散，所以蒸汽管网输配过程中的蒸汽损耗较高，且数据计算口径也不完全相同，为了更加准确掌握蒸汽管网输配过程中的蒸汽损耗，并逐步降低管网损耗至合理范围，自2009年开始明确了蒸汽损耗的管控责任单位，并统一了计算口径，经过不懈努力，蒸汽管网损耗呈逐年下降趋势。

据有关资料显示，理论上合理的管网损耗率应控制在5%左右，对于采暖季与非采暖季负荷相差明显、昼夜负荷峰谷比较大、管网覆盖居民及工商业各类用户且受季节性影响较大的供热管网损耗率应控制在15%以内。

有效合理的控制损耗能够产生较大的社会效益和经济效益，深入挖潜的空间极为广阔。

热网加热器泄漏原因分析及防止措施摘要：热网加热器是供热电厂的主要辅助设备, 对提高电厂热效率和安全稳定起着重要作用, 但由于系统设计、运行和检修等原因, 热网加热器普遍存在泄露损坏现象, 严重影响电厂热网首站正常运行, 文中对热网加热器泄露产生的原因进行分析并提出防止措施, 为防范泄露提供指导。

关键词：热网加热器;管系漏泄;原因分析;防止措施;引言加热器是电厂热网系统中保持正常工作的必不可少的部分，热网保护的可靠性，对提高加热器功能设备的安全性具有十分重要的作用。

特别是在电力热网市场竞争日益激烈的今天，电厂热网的加热器保护成为越来越关键的技术，需要我们不断的加以研究和完善。

1热网加热器结构选型加热器作为热网系统的关键设备，在传统的电厂热网工作中，一般采用管壳式换热器，通过U形换热管的分布情况，以此判断换热管的抗震功能是否合格，而先进的列管式换热器中，多数采用固定管板式换热器，其用法简单，对外界的抗震性能好，后期冲洗方便，换热管损坏时更方便调换。

所以不同类型的加热器功能不同，选择固定管板式的换热器，能够完善在整个供热期间的工作流程，满足大部分供热期间用户对热水温度的要求{2}。

2加热器泄漏原因分析U型管加热器内部管系泄漏主要分为管子本身泄漏和端口泄漏（管子与管板胀接、焊接处泄漏）：2．1管子端口泄漏原因有：2．1．1热应力过大加热器在启停过程中温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大的热应力，使管子和管板相联接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口泄漏：加减负荷时变化速度太快以及主机或加热器故障而骤然停运加热器时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍继续进入给水，因管子管壁薄，收缩快，管板厚，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。

2．1．2管板变形管子与管板相连，管板变形会使管子的端口发生泄漏。

高加管板水侧压力高、温度低，汽侧则压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段者，温差更大。