200MW供热机组热力系统优化设计王钟，黄涛（东北电力设计院，吉林长春力系统布置以及运行维护等实际情况，提出了采用高压旋膜除氧器、取消低压补水除氧器、增加凝结水补充水箱、取消低加疏水泵等项优化设计，为同类型供热机组的设计提供一定的。

随着科学技术的进步和市场条件的变化，按常规设计的200MW供热机组热力系统已越来越不适应火电厂安全运行的要求，在设计时需对热力系统进行优化，使电厂运营效益最大化下面以长春第二热电有限责任公司（以下简称长春热电二厂）二期工程（3X200MW）热力系统设计为例，提出200MW供热机组热力系统优化设计的几点建议1设备及热负荷参数长春热电二厂二期工程（3K 200MW供热机组），锅炉选用国产超高压中间一次再热汽包锅炉，采用单炉膛全钢构架悬吊结构、紧身封闭布置。汽轮机选用国产超高压CC140/N200-12.75/535/535/1.1/0.42型汽轮机平均生产蒸汽负荷70t/h，对于工业热负荷：冬季最大负荷100t/h，最小负荷80t/h；夏季最大负荷70t/h，最小负荷40t/h供汽压力1.0~1.2MPa，供汽温度250°C，回水率为零设计采暖热负荷：最大1 2热力系统优化设计21采用高压旋膜除氧器，取消低压补水除氧器200MW供热机组热力系统常规设计中，一般设置低压除氧器系统，对除盐水加热除氧系统主要包括低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备。从化学水处理车间来的除盐水补入低压除氧器（大气式），加热除氧后，通过中继水泵升压进入高压除氧器设置此套系统的原因是：供热机组的补水量大，普通高压除氧器允许的凝结水温升只有40°C，常温下的除盐水直接补入高压除氧器，由于温度偏低，达不到除氧要求如果采用高压旋膜除氧器，可取消低压除氧器、中继水泵及相关附属设备。取消低压除氧器后，补水有2种方式：一是补入高压除氧器；二是补入凝汽器从运行经济性上分析，补入除氧器的热经济性要低于补入凝汽器，且补入除氧器要增加额外的运行费用（需提高补水泵压头），所以推荐采用补入凝汽器的方式。从化学水处理车间来的除盐水经凝结水补充水箱后补入凝汽器，这样设计的可行性可靠性正常运行时长春热电二厂二期工程工业抽汽量比较小，由其引起回热系统补水量较小，补水量最大约为100t/h经哈尔滨汽轮机厂计算后认为，在补水量为70t/h时，凝汽器热井出水含氧量能满足运行要求，运行方式可行，且不需改变常规200MW机组所配凝汽器本体的设计由于二期工程扩建的机组为供热机组，在供热工况运行时凝结水量比纯凝工况运行时凝结水量要小很多，低压加热器的换热面积是按满足加热纯凝工况凝结水量设计的，因此将除盐水补入凝汽器不会改变低压加热器的设计、不会增加低压加热器的投资。

采用高压旋膜除氧器，淋水密度大，可达177m3/（m2.h），因此凝结水的提升温度高，可达97°C，因此即使在冬季最大供热工况下，低压加热器由于故障切除造成除氧器入口凝结水温度低，也不会影响机组的正常运行；允许除氧器入口凝结水含氧量大，最大溶解氧质量浓度为7.太原第一热电厂300MW供热机组采用了高压旋膜除氧器，取消了低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备，运行良好。

通过以上分析，可看出取消低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备，将除盐水经凝结水补充水箱后补入凝汽器是可行的，运行是可靠的经改进后的热力系统具有如下优点节省了初投资，取消低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备，经计算每台机组可节省初投资80万元运行时除盐水补水被逐级加热，提高了机组的经济性简化了系统，降低了检修维护量，减少了厂用电量，节约了运行成本以取消中继水泵为例进行估算，安装2台泵，1台运行，1台备甩泵出力187t/h，扬程120m，电机功率75kW，年设备利用小时数5430h，电价按Q18元/（kW.h），年节约运行费用7.33万元22增加凝结水补充水箱200MW供热机组热力系统常规设计中，凝汽器热井水位通过凝结水管路调节阀调整，即在凝汽器热井水位高时，开大凝结水管路调节阀的开度；在凝汽器热井水位低时，关小凝结水管路调节阀的开度；在除氧器、凝汽器热井水位均高时，只能通过除氧器的高水位溢流，降低除氧器、凝汽器热井水位，降低了机组的热经济f性为避免以上的弊病，根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）中的10.5.5条明确规定：“中间再热机组的补给水在进入凝汽器前，宜按系统的需要装设补给水箱和补给水泵”，在长春热电二厂二期工程的凝结水补水系统中设置凝结水补充水箱，此时热井水位与除氧器热井水的调节各自独立，热井水位的调节通过轴封加热器后，至凝结水补充水箱的管道，将水送回凝结水补充水箱完成凝结水管路的调节阀主要用于调节除氧器的水位23采用水环式真空泵200MW供热机组热力系统常规设计中，抽真空系统配备抽气式射水泵，每台机组的抽真空系统主要设备有1个射水池2台射水泵、2台射水抽气器以及相关的附属设备、管道和阀门，每台射水泵电机功率为180kW在长春热电二厂二期工程设计中每台机组抽真空系统配有2台水环式真空泵，每台水环式真空泵电机功率约为60kW，年设备利用小时数5电价按0.18元/（kW.h）计算，和射水泵相比，每年节约运行费用23. 47万元，但其初投资每台机组增加31万元采用水环式真空泵系统具有以下优点：运行可靠性高山东石横发电厂的运行表明水环式真空泵连续运行时间可达70000h以上；抽真空性能稳定机组在夏季运行时，循环水温度高，汽轮机背压也随之升高，此时射水抽气系统出力不够，不能保证机组稳定的真空，但水环式真空泵系统此时能自动跟踪背压变化情况，保证机组真空要求；自动化程度高可在控制室内灵活控制山水环式真空泵系统虽然比射水抽气器系统初投资高，但考虑运行电耗后，水环式真空泵系统比射水抽气器系统的年费用低正是由于以上优点，目前在300 600MW机组上广泛使用水环式真空泵系统，在不少高压及超高压机组上也广泛使用水环式真空泵系统，替换原有的射水抽气系统例如徐州发电厂200MW机组、山东卫桥电厂300MW机组、深圳南山电厂300MW机组和内蒙古丰泰电厂200MW机组。

2.4取消低压加热器疏水泵200MW供热机组热力系统常规设计（以长春热电二厂一期工程为例），低压加热器疏水系统布置如下：3号、4号低压加热器疏水逐级流入2号低压加热器然后用疏水泵（共2台，1台运行、1台备用）将2号、3号、4号低压加热器疏水送入2号低压加热器凝结水出口管道1号低压加热器疏水通过另一台疏水泵共1台）升压后进入1号低压加热器凝结水出口管道在二期工程设计中取消疏水泵，疏水逐级流回凝汽器，这样设计的理由如下。

疏水泵疏水热经济性提高不明显。通过理逐级疏水系统简单可靠投资少，不需要附加运行费用，维护工作量小，简单增加疏水冷却器，可提高机组热经济性。

疏水泵疏水系统复杂、投资大，且需用转动机械，既耗厂用电又易汽蚀，使用可靠性差，维护工作量增大据调查，疏水泵疏水系统在部分电厂中已被取消。

25优化热网系统25.1蒸汽加热系统由母官制改为单兀制长春热电二厂一期工程的热网加热器加热蒸汽系统为母管制，二期工程设计采暖用热系统的热网加热器加热蒸汽系统为单元制，3台机组的加热蒸汽管道互不连接，每台机组有采暖抽汽管道从汽轮机本体接出，将加热蒸汽供至热网加热器200MW机组热力系统为单元制，机组可滑压运行考虑到在冬季采暖期间，如果外界的气温高于-11°C时，采暖热负荷将低于2219GJ/h，低于汽轮机最大采暖抽汽供热能力，因此通过汽轮机的调节装置降低采暖抽汽参数及抽汽量，多发电，提高全厂的经济效益，采暖抽汽可调范围为：0.245-0.420MPa另外考虑到每台机组所带的电负荷、热负荷不一样，采暖抽汽参数也不一样，因此存在每台机组在不同工况下运行，此时汽轮机采暖抽汽参数也不一样如果热网加热器加热蒸汽系统采用母管制，则会增大调节的难度，限制汽轮机的供热能力，降低机组运行的经济性，同时由于抽汽压力不同的管道并联运行，存在汽轮机从抽汽口倒进汽进水的隐患，威胁汽轮机的安全运行。如果热网加热器加热蒸汽系统采用单元制，则每台汽轮机可最大限度地发挥抽汽供热能力，避免上述问题，提高机组运行的安全性，同时与加热蒸汽母管制相比减少钢材消耗量和阀门数量。

2.5.2热网加热器疏水系统由母管制改为单元制二期工程设计热网加热器疏水系统为单元制，设有1个热网加热器疏水罐，接受热网加热器的凝结水，3台热网加热器疏水泵，2台运行，1台备用，运行时将热网加热器疏水输送至高压除氧器。每台机组带不同的电负荷、热负荷时，也可保证热网加热器疏水系统送至回热系统的疏水量与送至热网加热器的蒸汽量保持平瓶如果热网加热器疏水系统为母管制，在每台机组带不同的电负荷、热负荷时需通过复杂的调节手段、选用特殊的设备才能满足运行要求，因此热网加热器疏水系统为母管制时，其运行稳定性可靠性和安全性均较差以上热力系统优化均以“2000年示范电站”的设计思想为基础，即在保证运行安全可靠的前提下，节省投资，方便运行维护，减少检修工作量，创造良好的运行管理环境，为投资方获取最大的经济收益。

（责任编辑马晓琴）（上接第23页）压切换箱220kV隔离开关，电压互感器（耦合电容器）支架及基础220kV隔离开关支架及基础控制电缆等设备进行粗略比较其结果，方案1虽然电压互感器数量增加，但由于电压互感器选低容量，取消耦合电容器隔离开关、切换箱等设备，控制电缆相当，经济上比常规配置电压互感器整体投资节省33. 75万元，方案3比常规配置节省投资22.51万元，可见方案1比常规方案及方案3更经济。

4结论通过对潜江变电所220kV电压互感配置方案的研究，可以看到：220kV电压互感器采用进出线配三相电压互感器，母线配单相电压互感器方案，不仅在功能和技术性能方面有优越性，对变电所测量仪表、保护运行质量和技术水平都有一定的提高，还能降低工程造价，因此220kV电压互感器采用进出线配三相电压互感器，母线配单相电压互感器是有必要的。

超高压变电所220kV电压互感器采用新的配置方案，相信随着所采用的技术方案日臻成熟和完善，必将促进电网运行水平的进一步提高，为变电所的技术更新注入新的观念。

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来源：中国地暖网