第四章给水除氧和发电厂的辅助汽水系统

第四章给水除氧和辅助水汽系统主要内容汽水损失废热及工质的回收利用化学除氧热力除氧及原则性热力系统凝结水净化处理（精处理）补充水引入系统具有汽轮发电机组的热力发电厂，无论采用何种动力循环，总是有原因不同、数量不等的汽水损失，同时伴随热量损失。必须予以补充和回收利用一、汽水损失一、汽水损失汽水损失类型

汽水损失内部损失外部损失正常性汽水损失偶然性汽水损失一、汽水损失正常性汽水损失

热力设备及其管道的暖管疏放水，加热重油、各种汽动设备用汽，蒸汽吹灰用汽，汽包炉排污水，汽封用汽，汽水取样，设备检修时的排放水…偶然性汽水损失

热力设备或管道的跑冒滴漏一、汽水损失外部损失

对外供热设备及其管道的工质损失，与热负荷性质、供热方式以及回水质量有关，变化范围大，可能完全不能回收。一、汽水损失汽水损失的危害

既是工质损失，又有热量损失，影响电厂经济性，某些还危及设备安全运行和使用寿命。一、汽水损失减少汽水损失的措施

1、选择合理的热力系统及汽水回收方式2、改进公艺过程3、提高安装检修质量4、管理的完善一、汽水损失序号损失类别正常损失考虑机组启动或事故而增加的水处理系统出力（按4台机组计）1厂内水汽循环损失300MW以上机组为锅炉最大连续蒸发量的1.5%为全厂最大一台锅炉最大连续蒸发量的6%125MW～200MW机组为锅炉最大连续蒸发量的2.0%2对外供汽损失根据资料—3发电厂其他用水、用汽损失根据资料—4汽包锅炉排污损失根据计算，但不少于0.3%—5闭式辅机冷却系统损失冷却水量的0.5%—6闭式热水网损失热水网水量的1%～2%或根据资料热水网水量的1%～2%，但与正常损失之和不少于20t/h7厂外其他用水量根据资料—一、汽水损失水汽质量

锅炉给水、炉水、蒸汽、汽轮机凝结水、疏水、生产返回水、热网补给水、冷却水等

《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》（GB/T12145-1999)《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）

《电力工业技术管理法规（试行）》《火电厂排水水质分析方法》（DL/T935-2005）一、汽水损失蒸汽质量标准

蒸汽带出盐类和硅酸盐越多，其品质越低。蒸汽带了含盐浓度大的炉水水滴，称为水滴携带；蒸汽直接溶解某些盐类，称为溶解携带，溶解度随蒸汽压力升高而增大。一、汽水损失蒸汽质量标准

一、汽水损失炉水质量标准

炉水水质应保证蒸汽品质，防止积盐和腐蚀，保持受热面和非受热面洁净，pH值一般大于9.0，用化学软水做补给水的，pH值应大于10。一、汽水损失给水质量主要控制指标

（1）给水含氧量工作压力为5.88MPa（60ata）及以下锅炉，给水含氧量应小于或等于15μg/L工作压力为5.98MPa（61ata）及以上锅炉，给水含氧量应小于或等于7μg/L对亚临界和超临界压力的直流锅炉，由于无排污、蒸汽溶盐能力强等原因，给水要求彻底除氧。一、汽水损失给水质量主要控制指标

（2）给水pH值水的pH值在9.2-9.6范围内抗腐蚀效果最佳，但对凝汽器和低压加热器采用铜管的系统，pH值过高会加剧腐蚀，对采用铜管的系统给水pH值控制在8.8-9.2。一、汽水损失给水质量标准

一、汽水损失给水质量标准

二、废热及工质的回收利用锅炉连排、汽轮机的门杆与轴封漏气、发电机冷却水、厂用蒸汽、疏放水等，均属“废热、废水”，应设法利用其热量或回收部分工质。1、锅炉连续排污扩容系统2、汽轮机汽封系统3、公用辅助蒸汽系统4、废热利用及工质回收的原则1、锅炉连续排污扩容系统1、锅炉连续排污扩容系统工艺流程汽包内含盐浓度较高的炉水通过连续排污管引至连续排污扩容器，扩容降压蒸发出部分工质，引入除氧器，以回收工质热量；扩容蒸发后的剩余排污水引入排污冷却器加热化学车间软化水，排污水温度降至50℃，排入地沟。1、锅炉连续排污扩容系统工质回收率（闪蒸率）计算（1）扩容器物料平衡（2）扩容器热量平衡（3）排污冷却器热量平衡1、锅炉连续排污扩容系统工质回收率（闪蒸率）计算

当汽包压力一定时，工质回收率取决于扩容器的压力Pf，Pf越低，工质回收率越大，一般为30%-50%。1、锅炉连续排污扩容系统扩容器压力确定为了稳定扩容器压力，通常将扩容蒸汽接到除氧器。如果除氧器是定压运行，根据除氧器压力再考虑管道压损即可确定；如是滑压运行，则应以额定工况时进入除氧器回热抽汽压力为基准，再考虑管道压损确定。1、锅炉连续排污扩容系统锅炉排污率

锅炉排污量占锅炉额定蒸发量的百分比。汽包炉排污率不得小于锅炉最大连续蒸发量的0.3%，不超过如下数值：以化学除盐水为补充水的凝汽式电厂为1%，供热式热电厂为2%。以化学软化水为补充水的供热式热电厂为5%1、锅炉连续排污扩容系统设计规定汽包炉应采用单级连续排污扩容系统，对于高压热电厂的汽包炉，因有外部工质损失，补充水量大，可采用两级系统。125MW以下机组，两台锅炉应设一套连排扩容系统；125MW及以上机组，每台锅炉应设一套连排扩容系统。1、锅炉连续排污扩容系统2、汽轮机汽封系统汽轮机轴封系统用汽和漏汽：主汽门和调速汽门的门杆漏汽，再热式机组中压联合汽门的门杆漏汽，高中低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等现代大容量机组的汽封系统用汽约占汽机总汽耗量的2%。应引至压力最接近的回热加热器2、汽轮机汽封系统凝结水中缸主汽门、调节汽门高缸主汽门、调节汽门辅汽主汽轴封汽减温器来自凝结水减温水减压至7#低加至凝汽器轴封加热器至5#低加抽汽3、公用辅助蒸汽系统公用辅助蒸汽：加热重油、空气、烟气和厂内采暖等。应尽可能用低压回热抽汽或废热，疏水应回收。汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时，要有备用汽源启动阶段：将正运行的相邻机组蒸汽引入本机组蒸汽用户（若是首台机组启动则由启动锅炉供汽）正常运行：提供自身辅助蒸汽用户的需要，同时也可向需要蒸汽的相邻机组提供合格蒸汽3、公用辅助蒸汽系统3、公用辅助蒸汽系统4、废热利用及工质回收的原则不仅考虑工质回收的数量多寡，还要考虑其能位贬值的高低。要尽可能减少回收利用热量时的能位贬值。工质回收及“废热”利用的热经济性，不反映在机组的热经济指标上，而是体现在全厂的热经济指标上。实际工质回收和废热利用系统，不仅要考虑热经济性，还要考虑投资、运行费用等的影响，应通过技术经济比较来确定。三、化学除氧给水中溶解氧的来源：补充水带入、真空设备漏入给水中溶解氧的影响：（1）给水中溶氧是造成热力设备及其管道腐蚀主要原因之一（2）换热设备中不凝结气体使传热恶化，降低机组热经济性三、化学除氧化学腐蚀：

三、化学除氧电化学腐蚀：阴极去极化剂（H+、O2）

阳极去极化剂（OH-）三、化学除氧分类：热力除氧真空除氧解吸除氧化学除氧化学除氧是在除氧器出口添加还原剂，经化学反应，消除残留在水中的溶解氧

三、化学除氧亚硫酸钠（NaSO3）：优点：易溶于水，无毒价廉，装置简单缺点：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。联胺（N2H4）：优点：生成N2

和H2O，不会增加水中含盐量，且可钝化钢铜表面；缺点：有毒、有挥发性、易燃烧，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。

四、热力除氧及其原则性系统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。既是回热系统的一级，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，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。1、热力除氧机理分压定律（道尔顿定律）混合气体全压力等于其组成各气体分压力之和。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传热方程传质方程1、热力除氧机理结论（1）定压下一般气体(O2、CO2、空气等)在水中的溶解量与水温成反比（2）必须严格控制将水温加热至该压力下的饱和温度（3）要有足够的不平衡压差p，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。

1、热力除氧机理2、除氧器构造构造要求（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，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。（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。（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。2、除氧器构造类型大气压力式除氧器工作压力：0.118MPa(1.2ata)

高压除氧器工作压力：0.588MPa(6ata)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2、除氧器构造典型除氧器结构特点（1）大气压力式、立式淋水盘除氧器（中参数及以下电厂）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2、除氧器构造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2、除氧器构造典型除氧器结构特点（2）喷雾、淋水盘填料式卧式高压降氧器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传热、除氧效果好，可使溶氧量为1-2μg/l，并能适应负荷变化。④卧式除氧器可纵向布置多个排汽口，利于气体及时逸出。2、除氧器构造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2、除氧器构造典型除氧器结构特点（3）蒸汽喷射式、卧式高压除氧器（4）无除氧头的除氧器（一体化除氧器）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3、除氧器原则性热力系统拟定除氧器原则性热力系统应考虑：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运行方式

1、滑压运行：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、定压运行：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)，带来压力调节的蒸汽节流损失。在低负荷(如70%)时必须切换到压力更高的某级回热抽汽压力，节流损失加大。同时不仅汽源切换，高加疏水也需要切换到低加，故定压除氧器系统比滑压复杂，运行操作也复杂，热经济性较滑压运行差。3、除氧器原则性热力系统除氧器不同运行方式的热经济性3、除氧器原则性热力系统运行方式为了避免低负荷切换汽源带来的换热损失，定压运行除氧器回热焓升较其他回热级小很多，难以满足最佳回热分配，滑压除氧器可使回热分配接近最佳值。定压除氧器难以适应调峰需要。3、除氧器原则性热力系统汽源连接方式

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1一切换阀；2一压力调节间；3一回转隔板3、除氧器原则性热力系统汽源连接方式独立连接：压力调节阀节流损失，低负荷时切换高级抽汽，增大回热不可逆损失

前置连接：压力调节阀的节流与该级抽汽对应的高加出口水温无关，但投资增加滑压运行：避免了节流损失，但低负荷时为了保证除氧器能自动向大气排气，需切换为定压运行，故仍装有至高一级抽汽切换阀和压力调节阀。

《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。3、除氧器原则性热力系统热力计算

高压加热器与除氧局部热力系统3、除氧器原则性热力系统自生沸腾及防止

（1）现象：所求得的a4接近于零，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饱和温度，这种情况称为除氧器自生沸腾。（2）危害：抽汽逆止阀关闭，使除氧器进汽室停滞，破坏了汽水逆向流动，除氧恶化，此时排汽的工质损失、热量损失加大。3、除氧器原则性热力系统自生沸腾及防止（3）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。④引入温度低的补充水注意：高参数以上的汽轮机组，必须配用高压除氧器（避免自生沸腾，减少高加数目，饱和水温提高，高加事故状态给水温度不会降低太多，促进除氧）4、无除氧器热力系统采用原因

①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。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。4、无除氧器热力系统优点

1、无除氧器热力系统的经济性好：避免节流损失

2、保证系统的安全可靠性：凝汽器初级除氧，混合式低压加热器二级除氧；给水泵前设混合器，起缓冲水箱作用；设有事故溢流管

3、简化系统，降低投资，节约基建运行费用

4、节省主厂房的三材耗费5、除氧器的安全运行运行参数监督（1）溶解氧

通过取样监视给水含氧量（2）压力

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，通过加热蒸汽压力调节阀实现自动调节。滑压运行除氧器工作压力随负荷增加而升高，负荷达至额定值时其工作压力达到最大值

《电站压力式除氧器安全技术规定》5、除氧器的安全运行运行参数监督（2）压力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。5、除氧器的安全运行运行参数监督（3）水位除氧器水箱的正常水位应在水箱中心处，允许上下偏离50mm左右。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。应设水箱水位自动调节器和水箱高、低水位报警装置及保护。5、除氧器的安全运行负荷骤变时滑压除氧器的安全运行

5、除氧器的安全运行给水泵不汽蚀条件泵入口的有效汽蚀余量NPSHa应大于必需的汽蚀余量NPSHr

NPSHa＞NPSHr

滑压除氧器及其给水泵连接方式5、除氧器的安全运行滑压除氧器防止给水泵汽蚀技术措施

1、提高静压头：通常大气式除氧器位于7-8m、高压除氧器17-18m，我国第一台300MW机组除氧器位于35.2m高度

2、改善泵结构、采用低转速前置泵

3、降低下降管道的压降

4、缩短滞后时间

5、减缓暂态过程滑压除氧器压力下降

并列运行定压除氧器的全面性热力系统5、除氧器的安全运行5、除氧器的安全运行单元机组滑压运行除氧器的全面性热力系统5、除氧器的安全运行除氧器的启停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