关于电厂五个位置的疏水改造建议(保罗莎)

电站汽机房内蒸汽管道疏水方案优化电厂蒸汽管道疏水系统设置的合理性对机组运行的安全性和经济性尤为重要。

本文针对某电厂原设计的辅助蒸汽系统疏水管道进行优化，提出根据疏水参数、疏水类型、运行工况、系统功能等方面综合考虑以确定各疏水流向，来说明电厂中普遍存在疏水设置的问题。

标签：汽机房;辅汽系统;疏水流向;方案优化引言疏水系统是整个电站热力系统的一个重要组成部分，直接关系着机组运行的安全性和经济性。

如果疏水系统不能正常操作与合理使用，将会使汽轮机本体及管道不能正常疏水，造成汽轮机汽缸进水而引起转子弯曲及动静部分摩擦，蒸汽管道在投入时也会因水冲击产生较大震动，造成设备损坏等恶性事故。

疏水回收经过处理可以继续使用，参数较高的疏水可以先回收热能，再处理作为除盐水使用。

所以疏水系统不但要设计合理，保证系统疏水畅通，而且在运行中又要正确地操作，这是机组安全运行的基本保障。

对于疏水的研究，此前多偏重于疏水的设置合理性以及根据疏水参数来确定其排入情况，而忽视了疏水排向的研究，对机组的安全稳定运行存有隐患。

1 蒸汽管道疏水类型及设置要求疏水是蒸汽在管道内因为压力、温度下降而产生的凝结水。

疏水应及时排放，否则不仅吸收管内蒸汽热量、影响蒸汽流动，严重的将会产生水击现象，造成严重后果。

疏水种类繁多，按不同标准有不同的划分方式。

运行中的首要原则是“按时疏水”，即：各种疏水随着机组的启停、负荷的增减按时开启及关闭。

按疏水时间和工况不同，疏水可分为自由疏水（也称停机放水）、启动疏水（暂时）和经常疏水（运行中）。

这里以此划分介绍疏水系统的合理设置。

自由疏水一般是锅炉点火后机组启动暖管前开启，其主要是上次机组启停后存留管中的凝结水，多排至地沟或无压放水管;启动疏水一般在机组启动前开启，排除暖管及机组低负荷时的疏水，此时管道内有一定的蒸汽压力，而且疏水量也比较大，所有可能积水而又需要及时疏出的低位点均需设置启动疏水，同时，在装设经常疏水装置处也应装设启动疏水;经常疏水一般在机组正常运行时开启，蒸汽管道正常工作压力下，在蒸汽过热度偏低处将含有水分的蒸汽排掉，防止疏水聚集后引发事故，多设置于经常处于热备用状态的设备进汽管段的低位点和蒸汽不经常流通的管道死端。

火电站“轴封加热器”疏水方式的改进（北京保罗莎科技有限公司）1.序言“轴封加热器”（或“轴封冷却器”，简称“轴加”）是回热系统的首级加热器单元，汽侧冷凝水直接送往凝汽器，其工作状态直接影响凝汽器的真空。

2.“轴加”疏水系统存在的问题“轴加”疏水目前主要采用“U”型水封装置（下图为单级水封），依靠U型管中水柱的隔离“轴加”和凝汽器之间的汽（气）的连通并建立疏水通道。

“U”型水封装置受压力波动影响较大，水封经常会被“击穿”使“轴加”与凝汽器直通，往往真空大幅下降才被察觉。

主要原因是负压侧沿程阻力，加上水柱遇到真空产生汽化比重变小，由于真空侧的抽吸作用，造成水封被破坏。

因此水封装置最大的问题就是“击穿”。

有的电厂分析凝汽器真空破坏的诸多因素里，“轴加”占比还是很高的。

另外水封装置埋在地下，金属壁易腐蚀泄漏又不能及时发现，也是失去水封的一个原因。

单级水封示意图多级水封示意图一多级水封示意图二3. “轴加”装置体积过大，造成采购成本高、施工量大、占地多以及操作、维护等诸多困难。

首要的问题是为建立足够的水柱高度，需要较大空间。

按1kg/cm的压力算水柱就需要13.6m高，由于凝汽器标高的限制，只能向地下要空间，所以安装施工工作量很大。

4. 运行操作及维护检修复杂、繁琐水封装置启动初期包括运行中一旦失去水封，都要先向“U”型管中进行注水建立水封。

机组启动的初期，由于“轴加”负荷低，疏水温度高、比重小，水封重量也小，更容易被击穿，而此时正是系统压力不稳的的时期，所以水封装置击穿在启动期间更容易发生故障。

由于电厂负荷不稳定经常加减负荷，“轴加”进汽量也经常变化，使“轴加”中的水位波动较大。

水峰封随着也变化，动辄击穿失水，使“轴加”汽侧与凝汽器直接联通，凝汽器通过轴加风机与大气联通使凝汽器真空急剧下降，真空度降低1%，会造成蒸汽消耗量增加1%—2%，影响机组的安全和经济运行。

5.“轴加”疏水装置技改的思路由于“U”型管水封装置先天缺陷及不足，很多电厂都在想各种方法进行改进。

巴陵石化热电厂疏水系统合理化建议
1. 定期检查和清洁疏水阀：定期检查和清洁疏水阀，确保其正常运行，防止堵塞和漏水。

2. 优化疏水系统设计：合理设计和布置疏水系统，控制疏水点位置和数量，减少疏水水位和疏水时间，提高热能传递效率。

3. 定期维护锅炉水质：定期检测和调整锅炉水质，防止水垢、腐蚀和污垢的积聚，保持热交换器的高效工作。

4. 采用自动化控制系统：引入自动化控制系统，对疏水系统进行实时监测和控制，提高工作效率，减少能源消耗。

5. 加强员工培训和管理：加强对疏水系统相关知识的培训，提高员工的操作和维护水平，建立完善的管理制度，确保疏水系统的安全和稳定运行。

请注意，以上建议仅供参考，具体实施需要根据具体情况进行评估和决策。

为了确保安全和效益，请在实施之前咨询相关专业人士或进行技术评估。

全厂乏汽疏水回收改造的建议发表时间：2018-06-04T10:45:43.520Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：高伟郑向阳杜武林[导读] 摘要：文中提出了采用喷射式热泵回收除氧器排汽、利用汽水分离器回收锅炉吹灰疏水，回收利用乏汽疏水的热值和工质，可有效降低机组补水率，还可以改善厂容厂貌、消除噪音、减少视觉污染和热污染等优点，促进去工业化治理。

经分析计算每年节省约1.1万吨标煤和11.7万吨除盐水，合计约800万元，预计改造投资共计约450万元，半年左右即可收回投资。

（深圳妈湾电力有限公司广东深圳 518054）摘要：文中提出了采用喷射式热泵回收除氧器排汽、利用汽水分离器回收锅炉吹灰疏水，回收利用乏汽疏水的热值和工质，可有效降低机组补水率，还可以改善厂容厂貌、消除噪音、减少视觉污染和热污染等优点，促进去工业化治理。

经分析计算每年节省约1.1万吨标煤和11.7万吨除盐水，合计约800万元，预计改造投资共计约450万元，半年左右即可收回投资。

关键词：喷射式热泵乏汽疏水回收消除冒汽厂容厂貌0.引言就地多次巡检发现，我厂锅炉吹灰时段内就地定排扩容器冒汽量较大，除氧器排汽也是直排大气，热能和工质的排放浪费殊为可惜，为践行公司“一固两创”精神，降本增效，建议进行除氧器排汽和吹灰疏水回收的节能改造，从而回收乏汽疏水的余热和品质较高的工质，可有效降低机组补水率，并有效改善厂容厂貌、消除噪音、减少视觉污染和热污染等优点，创建节能环保可持续发展的企业。

1.除氧器排汽回收1.1除氧器概况我厂共6台330MW级别的机组，汽轮机为阿尔斯通改造的N330-17.0/540/540亚临界、中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机（以4号机为例）；除氧器为卧式喷雾填料式、压力式热力除氧器，其参数如下（以5、6号机为例）：表1：5-6号除氧器参数1.2除氧器排汽回收装置简介以往传统的除氧器排汽回收装置主要有表面式换热器和混合式换热器（喷淋式）两种，近年则以技术较为成熟且发展迅速的喷射式热泵技术为主，国外发达国家如美国、日本、欧洲等的除氧器乏汽回收都以喷射式热泵技术为主，近年国内部分电厂在节能降耗的压力下也开始迅速应用。

厂区采暖疏水回收优化改造摘要：针对原厂区采暖系统疏水无法实现回收，导致大量高品质疏水的热值和工质浪费，通过对厂区采暖系统疏水管路的优化改造，实现采暖系统疏水回收，有效减少机组发电补水率和提高机组经济效益。

关键词：疏水回收；优化改造；经济效益；正文：对热电厂来说，企业挖潜增效的重要措施包括：节水、节汽、节电，我公司2*200MW机组的厂区采暖系统汽源接自热机专业低压辅助蒸汽联箱，经换热后产生的疏水不仅品质高，还含有可观热量，是具有回收利用价值的余热资源。

本文通过结合实际，利用原有设备，通过优化疏水管路，实现疏水回收，以提高机组经济性和安全性。

1 系统情况我公司2×200MW机组的采暖系统设计负荷为7800kW，由两台汽-水热交换器，单台换热量5500kW，汽源接自热机专业低压辅助蒸汽联箱，总耗汽量13.2t/h，蒸汽压力为0.4MPa饱和蒸汽，饱和温度为152℃；水侧出水温度110℃，回水温度70℃，补水来自除盐水；蒸汽经汽-水热交换器后产生疏水，收集至凝结水回水器内，回收量约6t/h-8t/h,回收的疏水经水质化验合格，利用采暖凝结水泵回收至凝汽器内，水质不合格，则排至#1锅炉定排。

图1 厂区采暖系统流程图2 存在问题采暖蒸汽的疏水未进行回收，致大量高品质疏水外排，供暖季除盐水补水量增加，化学制水设备长期满负荷运行。

按照原采暖系统设计要求，当疏水水质化验合格后，经采暖凝结泵回收至凝汽器内，但实际运行中，由于采暖疏水量较少且采暖凝结泵直接于凝汽器相连，当疏水中断时、采暖凝结泵出口逆止门、阀门或管道出现内漏、外露情况下，将导致机组真空下降，严重威胁机组安全运行。

多年来，考虑到机组安全运行，未进行疏水回收，导至冬季供暖期除盐水补水增加。

3 改造方案及可行性分析利用公司原有设备，通过优化疏水管路，实现厂区采暖疏水回收至机组热力系统，提高机组经济型，减少补水率。

3.1 改造方案：原采暖系统设计时，当疏水合格由采暖凝结泵回收至凝汽器，现利用原疏水管道，将热网凝结泵入口疏水管道延长至热网首站凝结泵入口，由热网凝结泵回收至除氧器，实现疏水回收。

大型火电机组低加疏水不畅问题的分析及对策董益华;孙永平;应光耀;吴文健;楼可炜【摘要】针对300 MW与600 MW机组7号、8号低加疏水系统存在全负荷段无法投入自动的现象,分析了疏水不畅的原因,进而提出了改进措施.结合现场实际情况,在某600 MW机组上取得了成功应用,提高了机组运行的安全性和经济性.【期刊名称】《浙江电力》【年(卷),期】2013(032)001【总页数】4页(P37-39,65)【关键词】火电机组;低加;疏水不畅;改进【作者】董益华;孙永平;应光耀;吴文健;楼可炜【作者单位】浙江省电力公司电力科学研究院,杭州 310014;浙江省电力公司电力科学研究院,杭州 310014;浙江省电力公司电力科学研究院,杭州 310014;浙江省电力公司电力科学研究院,杭州 310014;浙江省电力公司电力科学研究院,杭州310014【正文语种】中文【中图分类】TK264.1给水回热对提高机组经济效益极为有效而被广泛应用[1]，国内较多300 MW与600 MW机组的回热系统基本采用“三高四低一除氧”的结构模式，低压加热器（简称低加）的疏水方式大多为逐级自流，系统简单、投停方便。

但是低加疏水系统在运行中疏水不畅现象比较普遍，尤其是7号低加至8号低加、8号低加至凝汽器的疏水系统。

主要表现为以下几种情况：全负荷段疏水不畅；高负荷段疏水正常而低负荷段不畅或冬季正常夏季不畅；无法投入疏水水位自动；疏水不畅导致危急疏水阀开启。

疏水不畅容易使低加处于高水位或低水位运行，将造成以下两个方面的影响：（1）降低机组安全性。

7号、8号低加一般采用共壳体形式布置在凝汽器颈部，且其抽汽管道未配置抽汽逆止门和电动截止门，当高水位运行时危急疏水阀经常动作，一旦出现卡涩或故障易造成汽缸进水，当低水位运行时蒸汽容易进入疏冷段，在疏水管中产生汽液两相流，造成疏水管道振动、冲刷。

（2）降低机组经济性。

低加高水位运行时引起危急疏水阀开启，增大了凝汽器热负荷也造成了额外的冷源损失；而低水位运行时由于疏冷段工作不正常引起本级疏水温度升高，增加了本级抽汽流量，汽轮机做功量减少，引起了机组热耗率的上升。

新厂高加疏水系统改造
一、现存问题
新厂高加疏水原设计为电动调节阀（角行程），在运行中由于调节阀漏量较大，造成高加无水位，致使管道内存有汽水混合介质，引起管道晃动及疏水管道冲刷变薄。

二、改造措施
1、疏水系统改为汽液两相流装置（该装置属于新技术）
高加疏水调整门取消，系统改为液位自调节控制系统。

⑴在加热器水位正常位置引出一相变管，用于根据液位高低采集汽相、液相信号。

⑵疏水调整门原位置改为自调节液位控制器。

另外加设旁路管道，用于修正水位误差。

⑶原有疏水管道直径不变。

优点：自动调整液位，但需要提供正常运行水位数值，该装置免维护。

缺点：系统布置空间大，增设管道阀门。

2、此项改造调研情况
2004年3月31日，到吉林热电厂进行调研。

了解到：吉林热电厂25MW机组4台，50MW机组3台，200MW机组2台，共9台机组的高加疏水均加装汽水自调节液压控制装置，自2000年安装至今，运行状况良好，未出现任何异常,2004年6月6号机高加疏水改汽水自调节液压控制装置至今，运行状况良好。

三、改造后效果
高加疏水系统改造后可保证疏水水位正常，管道内汽水冲击消除；保证了设备安全可靠，并使高加在经济状态下运行。

四、投资预计
汽液两相流调整装置2套7.2万元
闸阀PN4.0DN100 6个6000元 PN4.0DN50 2个1000元
法兰PN4.0DN100 12个2520元
大小头ф159—ф108 2个 600元
总计：82000元
五、实施时间
2005年6月10日。

胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统的改造摘要：胜利油田胜利发电厂4号汽轮机原疏水系统结构不合理，针对原系统存在空间狭小不利于巡检、阀门排列紧密手轮磕碰操作不便等问题进行了改造。

改造的重点是简化、改装一些结构不合理的疏水管路、阀门和控制部分。

改造后，疏水系统结构更为合理，更利于机组的安全稳定运行，产生了较好的经济效益。

关键词：胜利发电厂；300MW汽轮机；疏水系统；改造胜利发电厂4号机组为C300/237-16.7/0.39/537/537型汽轮机组，属亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式汽轮机。

东方汽轮机厂生产制造，由西北电力设计院设计。

机组参数见表1。

汽轮机原疏水系统由于设备系统结构不合理，利用机组大修期间，对汽轮机疏水等系统进行了改造，达到了预期的效果。

一、目前4号机疏水系统附属设备存在的问题自4号机组疏水系统因初期安装未考虑现场实际操作需要，造成目前现场空间狭小，闷热。

特别是4A扩容器及附属疏水支管阀门布置极不合理，手动阀门排列较密，阀门手轮互相磕碰，操作不便；气动阀均布置在手动门内侧，各疏水支管间距只有150-200mm，检修人员根本无法进入里面进行检修。

待解决的问题主要有如下四个方面：1.巡检：如疏水管道或阀门泄漏时，由于管道阀门被铁皮全部遮盖，无法判断漏点位置；2.操作：运行人员就地检查、操作阀门困难，阀门扳手几乎无法使用；3.热工：气动门全部布置安装在手动门内侧，内部空间狭小，闷热，热工人员根本无法调试；4.机务：检修人员因阀门位置不当而无法进行维护及检修。

二、疏水系统改造经过现场测量，疏水系统进行如下改造以解决目前存在的问题。

1.为便于疏水管道布置摆放，将北侧4A胶球泵移至主油箱西侧，其附属管道重新布置。

2.将4号机凝结水最小流量阀至凝汽器的管道抬高重新布置，使4A扩容器南侧留出空间布置疏水管。

3.将8号低加逐级疏水管道抬高沿供热抽汽管道上方接入4A扩容器。

使4A 扩容器北侧留出空间布置疏水管。

电厂疏水改造一体化除氧技术邵金利(佳木斯热电厂,黑龙江佳木斯154005)摘要:在电厂供热机组中，系统中的疏水若不经过精处理，直接进入低温加热器或除氧器，会造成给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽等汽水电导率运行中品质超标,进而造成管道、受热面结垢和腐蚀，影响机组安全运行。

若疏水温度过高，则无法进行精处理，通过在疏水系统中增设换热器的方式，降低疏水温度，使疏水最终回到凝汽器进行除氧处理，进而取消除氧器，合理简化电厂热力系统，提高系统的可靠性和经济性。

关键词:供热机组；疏水；换热器；除氧器中图分类号:TK223.5文献标志码:A文章编号:1002-2333(2021)05-0126-03 Reform of Power Plant Drainage System and Integrated Deaeration TechnologySHAO Jinli(Jiamusi Thermal Power Plant,Jiamusi154005,China)Abstract:In the heat supply unit of power plant,if the drain water goes into the low temperature heater or deaerator without condensate polishing,the conductivity of supply water,boiler water,saturated steam,superheated steam,etc.will exceed quality limits.There would appear scale formation and corrosion in pipe system and heating surface,the unit may not operate safely.If the temperature of drain water is too high,condensate polishing process can not be completed.By adding heat exchanger in drainage system,decreasing drain water temperature,the drain water could be deaerated in condenser.Thus,the heat supply system of power plant can subtract deaerator,improve system reliability and economy. Keywords:heat supply unit;drainage;heat exchanger;deaerator0引言现阶段国内绝大多数的300MW以上的机组汽包锅炉、核电机组和所有的直流锅炉都设置有凝结水处理系统［1］,高参数大容量机组蒸汽溶解杂质的能力大，水汽系统热力设备承受的热负荷高，容易发生结垢和腐蚀,因此 对给水的水质要求很高。