辅助汽水系统浅析.ppt

* * 一、汽水工质损失及补充水系统 1、汽水损失类型 内部损失：凡属电厂内部设备和系统造成的蒸汽和凝结水损失，称为内部损失。 §5.1 火电厂的汽水损失及补充 第五章 发电厂的辅助汽水系统 （1）正常运行时的汽水消耗； （2）启停机及非稳定工况运行时； （3）热力设备在检修和停运时的放汽、放水，启停高加； （4）设备及系统的不严密处造成的汽水泄漏。 火电厂设计技术规程规定，200MW以上机组，正常工况时内部损失应低于Db的1.5%；200MW-100MW内部损失应低于Db的2%;100MW以下内部损失应低于Db的3%. 外部损失：热电厂对外供热设备和热网系统的汽水损失，称为外部损失。与热负荷性质，供热方式以及回水质量有关，其变化范围很大，可以为对外供热量的20%～100%，回水率可以为0。 第五章 发电厂的辅助汽水系统 2、减少工质损失的技术措施： （1）选择合理的热力系统及汽水回收方式，尽量回收工质并利用其热量。 （2）改进工艺过程： （3）提高安装检修质量。 3、补充水量 第五章 发电厂的辅助汽水系统 内部损失 外部损失 排污损失 kg/h 因工质损失而加入热系统的水称为补充水，补水量为： 4、补充水引入系统 定义：电厂补充水经化学处理后与热力系统的连接方式。 对补充水引入系统的要求： 1、补充水中含有大量的气体，必须除去； 2、补充水与主水流汇集时，应尽量减少两种水流在汇集处 的温差，以减少不可逆热损失； 3、便于进行水量调节，应随系统工质损失的大小进行水量自动调节。 第五章 发电厂的辅助汽水系统 补充水引入系统方式： 对补充水进行第一级除氧，待汇入主水流后在高压除氧器中进行第二级除氧； 2.为了减少汇集处的不可逆损失，其汇入地点应是混合温差最小的地方，即补充水除氧器出来的补充水汇集在同级抽汽的回热加热器出口处。 热电厂因外部汽水损失大，补充水量大，常设大气式除氧器。 第五章 发电厂的辅助汽水系统 大气式除氧器 直接引入大气式除氧器，系统比较简单。 以给水箱水位来调节补充水量，调节简单。 不足之处是除氧器出水温度为104℃，与补充水温度相差较大，需消耗部分抽汽在除氧器内加热补充水，存在不可逆损失。 第五章 发电厂的辅助汽水系统 1、直接引入凝汽器实现真空除氧，由于充分利用低压回热抽汽加热，所以热经济性较高。 2、补充水与凝结水温差小，不可逆损失小。 3、不足之处是补充水量的调节要受热井水位和给水箱水位双重影响，调节复杂。 第五章 发电厂的辅助汽水系统 第五章 发电厂的辅助汽水系统 二、火电厂汽水质量 火电厂的化学分厂的任务之一是对火电厂的汽、水质量进行监督，依据是汽水质量标准，主要有国家标准、行业标准等。 水汽标准有：锅炉补给水、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、以及水冷发电机冷却水等标准。 ≤10 ≤10 ≤20 ≤50 铁μg/L ≤7 ≤7 ≤7 ≤15 溶解氧μg/L ≈0 ≈0 ≤1.0 ≤2.0 硬度μmol/L 18.4~25 5.9~18.3 12.7~15.6 3.8~5.8 锅炉过热蒸汽压力MPa 直流炉 汽包炉 炉型 ≤10 ≤5 ≤5 -- ≤10 ≤5 -- ≤5 应保证蒸汽符合标准 -- ≤10 二氧化硅μg/L 钠μg/L 铜μg/L 锅炉给水质量标准 第五章 发电厂的辅助汽水系统 三、给水含氧控制指标 为确保热力设备安全经济运行，给水含氧应符合控制指标。 一般认为pH值在9.2-9.6范围内的抗腐蚀最好，但对凝汽器和低压加热器采用铜管的系统，pH值过高反而会加剧腐蚀，故对采用铜管系统的水的pH值，一般控制在8.8-9.2之间。 §5.2 锅炉连续排污利用系统 一、锅炉的汽水品质 这里讲的锅炉汽水品质是指饱和蒸汽、过热蒸汽、锅炉给水和炉水。蒸汽带出盐类和硅酸盐等越多，其品质就越低，并可分为两类携带： ?1）蒸汽带了含盐浓度大的炉水水滴，称为水滴携带； ?2) 蒸汽直接溶解某些盐类，称为溶解携带； 而且其溶解度随着蒸汽压力的增高而升高，由以硅酸盐最为显著。 二、废热及工质的回收利用 锅炉的连排水、汽机的门杆和轴封漏汽，以及发电机的冷却水、厂用蒸汽、疏放水等，就其工艺本身而言，均属“废汽、废水”。为提高发电厂的经济性，通常设法利用其热量或回收其部分工质。 根据规程规定：0.3%Db＜βbl＜1%Db（以除盐水为补给水的凝汽式电厂）； 2%Db（以除盐水为补给水的热电厂）； 5%Db（以软化水为补给水的热电厂）。 （一）汽包炉连续排污扩容系统的热经济性分析 1、排污量 第五章 发电厂的辅助汽水系统 工作流程：