原则性热力系统实例分析

1.国产N200-12.75/535/535型机组原则性热力系统

图7-3所示为国产N200-12.75/535/535型机组原则性热力系统。该系统配置670/13.73型自然循环汽包锅炉。机组有八级不调整抽汽，系统为“三高四低一滑压除氧”。高压加热器H1、H2和低压加热器H5均设有内置式蒸汽冷却器，高压加热器H2、H3分别设有外置式疏水冷却器和外置式蒸汽冷却器。高压加热器疏水经疏水冷却器逐级自流入除氧器，这样使第三段抽汽增多，第二段抽汽减少，从而多发电约210kW。低压加热器疏水逐级自流到低压加热器H7，然后用疏水泵送入该加热器出口的主凝结水管道中。低压加热器H8的疏水单独设有一台疏水泵送往主凝结水管道。轴封加热器的疏水自流入凝汽器热井。

图7-3　国产N200-12.75/535/535型机组原则性热力系统

锅炉设有单级连续排污利用系统，其扩容蒸汽送往除氧器，浓缩后的排污水经排污冷却器被化学补充水冷却后排入地沟。

2.国产N300-16.18/550/550型机组原则性热力系统

图7-4所示为国产N300-16.18/550/550型机组原则性热力系统图。

该系统配置SG-1000/16.67/555/555型亚临界参数直流锅炉，机组有八级不调整抽汽作为八级回热加热器的加热蒸汽，高压加热器H1、H2、H3均设有内置式蒸汽冷却器和内置式疏水冷却器，低压加热器H5也配有内置式蒸汽冷却器，除氧器采用滑压运行方式，主给水泵由专门的小汽轮机驱动，正常工况时，其汽源取自第四段抽汽，小汽轮机排汽送往主凝汽器。

图7-4　国产N300-16.18/500/500型机组原则性热力系统

为保证锅炉的汽水品质，在凝结水泵出口设有除盐装置，其后设有凝结水升压水泵。

3.引进技术国产N600-16.67/537/537型机组原则性热力系统

图7-5所示为国产N600-16.67/537/537型机组原则性热力系统图。该机组配HG-2008/18.6强制循环汽包锅炉，汽轮机组为单轴四缸四排汽反动式汽轮机，系统有八级不调整抽汽，三高四低一除氧。加热器均设有疏水冷却器，其疏水全部采用逐级自流方式。除氧器滑压运行，主给水泵由专门的小汽轮机驱动，正常工况时，小汽轮机汽源由第四段抽汽供汽，其排汽至主机凝汽器。系统也设除盐装置和凝结水升压水泵。

锅炉采用一级连续排污利用系统，其扩容蒸汽送往除氧器，浓缩后的排污水经排污冷却器冷却后排入地沟。

4.进口美国600MW超临界压力机组原则性热力系统

图7-6所示为进口美国600MW超临界压力机组原则性热力系统。

该机组安装在上海石洞口二厂。锅炉为瑞士苏尔寿和美国CE公司设计制造的超临界压力一次再热螺旋管圈、变压启动的直流锅炉。汽轮机为瑞士ABB公司生产的单轴四缸四排汽一次再热反动式Y454型凝汽式汽轮机。机组为复合滑压运行，即在40%～90%最大连续出力负荷区间为变压运行。该厂两台机组先后于1992年6月、12月投运，是我国第一座投运超临界压力机组的大型火力发电厂。

图7-5　引进技术国产N600-16.67/537/537型机组原则性热力系统

5.美国超临界压力两次再过热机组的原则性热力系统(www.xing528.com)

该机组为燃煤超临界压力和超高温两次中间再热机组，其额定功率为325MW，最大功率为360MW，双轴，高压轴发电功率为145MW，低压轴为180MW。

图7-7所示为该机组的发电厂原则性热力系统图。它有八级不调整抽汽，回热系统为“五高两低一除氧”。给水采用两级升压系统，五台高压加热器的水侧压力降低，有助于提高其工作可靠性。小汽轮机TD为背压式。其正常工况汽源为第一次再热前的蒸汽，排汽引至第四级抽汽。主凝水系统还串联水气换热器（暖风器）WAH和低压省煤器ECL，装ECL的作用是回收锅炉排烟余热利用于热力系统，以降低锅炉排烟温度，提高锅炉效率。

6.1300MW双轴凝汽式机组原则性热力系统

图7-8所示为美国1300MW双轴凝汽式机组的原则性热力系统，该机组配直流锅炉，为超临界压力，一次再热、双轴六缸八排汽凝汽式机组，两轴功率相等。高压轴配有分流高压缸、两个分流低压缸和发电机，低压轴配有分流中压缸、（两个）低压缸和发电机。

图7-6　进口美国600MW超临界机组原则性热力系统

图7-7　美国超临界压力325MW两次再过热机组的原则性

该系统设有八级不调整抽汽，回热系统为“四高、三低、一滑压除氧”。所有高压加热器和低压加热器H6、H7均有内置式疏水冷却器，高压加热器H1还设有内置式蒸汽冷却器，低压加热器H8设有疏水泵。高压加热器为双列布置。给水泵和风机均为小汽轮机驱动，且配有小凝汽器。补充水采用热力法由蒸汽发生器E产生的蒸馏水来补充。蒸发器的一次（加热）蒸汽为第七段抽汽，它产生的二次蒸汽经专设的蒸汽冷却器ES冷却为蒸馏水，再通过疏水系统汇入主凝结水。

图7-8　美国1300MW双轴凝汽式机组的原则性热力系统

FF—送风机；E—蒸发器；ES—蒸发器冷却器；EJ—抽汽器冷却器

7.单轴1200MW凝汽式机组原则性热力系统

图7-9所示为单轴1200MW凝汽式机组原则性热力系统。该机组装在前苏联科斯特罗电厂。汽轮机为K1200-23.54/540/540型超临界压力一次再热、单轴五缸六排汽冲动式凝汽式汽轮机，配3960t/h燃煤直流锅炉。机组有九级不调整抽汽，回热系统为三高、五低、一滑压除氧。除最后两级低压加热器外，均设有内置式蒸汽冷却器和疏水冷却器，H3还设有一台外置式蒸汽冷却器SC3，两台除氧器装有两台半容量汽动调速给水泵，驱动小汽轮机TD为凝汽式，功率为25MW，正常工况时汽源引自第三级抽汽，其前置泵由小汽轮机同轴带动。第五段抽汽还供厂内采暖和暖风器用汽，厂内采暖由第六、五两级抽汽分级加热，以提高其热经济性。为防止暂态过程给水泵汽蚀和降低除氧器布置高度，除设置低速前置给水泵TP外，还设有在暂态工况时才投入的给水冷却器FC，以加速“冷水”进入前置泵。补充水进入凝汽器，凝结水要全部通过除盐装置DE精处理。

图7-9　单轴1200MW凝汽式机组原则性热力系统图

8.国产CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂的原则性热力系统

图7-10所示为国产CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂的原则性热力系统图。该机组配HG-670/13.7（140）-YM9型自然循环汽包炉，系统有八级回热抽汽：其中第三、六级为调整抽汽，其调压范围分别为0.78～1.27MPa和0.118～0.29MPa。前者对工艺热负荷HIS直接供汽和峰载热网加热器PH的汽源，后者作为基载热网加热器BH和大气压力式除氧器MD的汽源；高压加热器H1和高压除氧器HD均设有外置式蒸汽冷却器。高压加热器H2设有外置式疏水冷却器；两级除氧均为定压运行，大气压力除氧器MD是热电厂补充水除氧器；锅炉采用了两级连续排污利用系统，其扩容蒸汽分别引至两级除氧器HD、MD。

图7-10　国产CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组原则性热力系统