汽轮机疏水系统节能分析
汽轮机运行的节能降耗措施
汽轮机运行的节能降耗措施摘要：汽轮机不仅是电力生产的重要组成部分之一，也是能量转化的关键设备之一，而汽轮机在运行过程中会消耗大量的能量，所以实现汽轮机运行时的节能降耗有着十份重要的意义，不仅可以为民众带来更加优惠的用电价格，还可以有效体现节约环保的社会发展理念。
本文简单分析了影响汽轮机运行时节能降耗效率的因素，并简单阐述了汽轮机运行中的节能降耗措施。
关键词：汽轮机运行；节能降耗；有效措施引言在电厂的生产中，汽轮机是重要的生产设备，通常消耗着大量的能源，这给电厂的发展带来了一定的制约。
随着社会主义生态文明事业的建设，电厂的工作也进入到倡导节能环保的时代中，汽轮机运行中应用的节能技术以及节能的管理方式，使得能源的消耗量有效的降低。
在汽轮机的运行中，技术人员需要对于其运行的状况进行具体的分析，适应于实际情况展开节能技术的应用。
1汽轮机节能降耗技术的发展在我国的社会经济建设过程中，由于起步较晚，因此初期的阶段较为重视经济的发展，对于环境保护、能源节约等问题重视程度不足。
这也是由于受到了发展阶段中视野的制约，以及技术的制约。
因此，在我国的电厂生产中节能降耗技术的研究开始较晚，发展也较为缓慢，许多方面不够成熟。
这样的情况也为电厂的进步与发展带来了契机，在目前的发展环境下，进行节能减排的工作能够有效的提升电厂的生产效率，使得电厂的整体经济效益得到提高。
因此，在近几年，关于电厂汽轮机的研究逐渐增多，在研究与实践的双重推动下，对于社会主义生态文明的建设带来了正面的影响。
2电厂节能降耗的主要影响因素2.1汽轮机缸效率汽轮机缸效率，主要指的就是汽轮机将其他形式的能源转换为电能所产生的效率，称之为汽轮机缸效率。
影响汽轮机缸效率的因素分为多个方面，而且，在汽轮机实际应用的过程中，如果缸效率出现下降的情况，那么汽轮机的耗能也会由此增加。
通俗来讲，就是汽轮机的耗能同缸效率之间呈现正比的关系，并且，随着汽流面积的不断增加，其汽流量也会由此增加，进而达到节能减排的目标。
汽轮机疏水系统技术特点及负压稳定性维护
汽轮机疏水系统技术特点及负压稳定性维护摘要：汽轮机在重新启动或者长时间停机后启动的过程中，势必需要蒸汽管道与汽缸的预热处理过程，同时还需要确保温度能够达到允许汽轮机升速以及带负荷的条件。
在汽轮机系统设计中，疏水系统是其重要的组成部分，通过设置疏水管可以在汽轮机的启停、负荷变动和运行过程中，有效控制疏水阀，将汽轮机内部积水排出，避免汽轮机设备和相关管道等出现冷蒸汽回流问题，造成设备损伤。
因此，相关人员在对汽轮机设备进行管理时，需要掌握疏水系统的常见故障，并采取有效对策，保证汽轮机的安全、稳定运行。
关键词：汽轮机；疏水系统；措施随着当前我国社会的不断发展，汽轮机设备的应用越来越常见，具体到汽轮机的实际运行中，疏水系统作为比较关键的重要组成部分，应确保汽轮机本体设备能够通过相关管道进行输水管的设置，进而控制疏水阀将汽轮机中的积水及时排除，避免其较大程度上影响汽轮机运行安全性效果。
在汽轮机疏水系统的运行中，其还能够表现出较为理想的经济性优势，较好实现汽轮机整体应用性能的优化。
基于此，重点加强对于汽轮机疏水系统的研究极为必要，需要有效规避当前比较常见的各个隐患威胁，确保运行流畅有序，充分发挥经济性和安全性保障价值。
一、汽轮机疏水系统技术运行问题在汽轮机疏水系统的设计应用中，重点加强对于相关需求的详细分析是比较重要的一个方面，以确保疏水系统能够在汽轮机任何状态下实现对于本体设备以及相关管道设备积水的排出，进而也规避因为积水回流带来的较大隐患威胁。
结合当前汽轮机疏水系统的运行，虽然确实能够表现出较为理想的作用价值，但是因为设置不当，或者是运行条件不合理，很容易在运行中出现一些明显的缺陷问题，其中较为常见的问题表现在以下方面。
1、冷蒸汽回流导致气缸上下温差增大。
对于汽轮机疏水系统的运行，其出现冷蒸汽回流问题的威胁是比较大的，因为冷蒸汽的回流必然会导致气缸上下温差比较大，进而也就很可能会对于气缸自身带来较为明显的威胁影响，甚至会直接影响到整个汽轮机运行效果，比如机组的再次启动就可能受到较大威胁。
汽机疏放水系统讲解
汽机疏放水系统讲解一、概述一般疏水分为汽轮机本体疏水和系统疏水两大类。
汽轮机本体疏水包括汽缸疏水,及直接与汽缸相连的各管道疏水,包括高、中压主汽门后,与汽缸直接连通的各级抽汽管道阀门前,高压缸排汽逆止门前,轴封系统等。
其他的疏水归类为系统疏水，如小机第一级汽缸、高压导汽管、内汽封疏水等等。
机组设计的疏水系统,在各种不同的工况下运行,应能防止可能的汽轮机外部进水和汽轮机本体的不正常积水,并满足系统暖管和热备用要求。
大型汽轮机组在启动、停机和变负荷工况下，蒸汽与汽轮机本体和蒸汽管道接触，蒸汽一般被冷却。
当蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时，蒸汽就凝结成水。
若不及时排出这些凝结水，它会积存在某些管段和汽缸中。
运行中，由于蒸汽和水的密度、流速不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道水冲击，轻则使管道振动，产生噪声污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。
更为严重的是，一旦部分积水进入汽轮机，将会使动静叶片受到水冲击而损伤、断裂，使金属部件因急剧冷却而造成永久性变形，甚至导致大轴弯曲。
另外汽轮机本体疏放水应考虑一定的容量，当机组跳闸时，能立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。
为了有效防止汽轮机发生这些恶劣的工况，必须及时地把汽缸和蒸汽管道中积存的凝结水排出，以确保机组安全运行。
同时尽可能地回收合格品质的疏水，以提高机组的经济性。
为此，汽轮机都设置有疏水系统，它包括汽轮机的高、中压主汽门前后，各主汽、中压调节阀前后及这些高温高压阀门的阀杆漏汽疏水管道，抽汽管道，轴封供汽母管等。
另外汽轮机的辅汽系统，小汽轮机本体及高、低压主汽门前后进汽管，除氧器加热以及高低加等系统也都有自己的疏水系统。
这些疏水有直接排放至疏水扩容器后回收至凝汽器的，也有直接排放至地沟的。
汽轮机疏放水主要由以下部分组成：主蒸汽、再热蒸汽管道上低位点疏水，汽轮机缸体及主汽调门、高压导汽管疏水，抽汽管道疏水，给水泵汽轮机供汽管道疏水、辅助蒸汽、除氧器加热管道疏水，轴封系统疏水及门杆漏汽，其它辅助系统的疏放水等。
火电厂汽轮机节能降耗措施
火电厂汽轮机节能降耗措施摘要：当前能源市场竞争愈演愈烈，作为二次能源的主要生产单位，电厂的经营形势也变得更加严峻。
目前对于电厂而言，其提升自身经济价值的措施是有效的节约能源与降低消耗。
通过对输送途径进行有效的保护可以有效降低能源输送过程中的能源浪费。
众所周知，电厂的运行离不开汽轮机，但是汽轮机在运行时会大量消耗能源，因此需要我们对汽轮机的相关运行过程进行一定的调节，从而节约能源与降低消耗，提高电厂的经济效益。
文章以当前国际能源形势与环境问题为背景，分析了造成发电厂汽轮机组能耗的主要因素，阐述了电厂汽轮机节能降耗的可行性，并提出了多种汽轮机节能降耗策略与措施，希望对类似电厂汽轮机节能改造有所助益。
关键词：发电厂；汽轮机；节能降耗1、电厂汽轮机节能降耗的可行性当前在电厂发电过程中汽轮机往往会消耗大量的能量，并且造成严重的资源浪费。
在此状况下，电厂应当对现有的汽轮机进行定向化地设计和改造，来提高其节能降耗的功效。
同时我国现有的电厂所结合使用到的汽轮机还具备较大的节能改造空间，电厂除了需要对设备进行优化和改善之外还需要对参与到汽轮机生产管理的作业人员及时进行教育培训，提高相关人员的专业水平以及职业道德素养，在电厂全体员工思想意识层面上树立节能降耗的思想意识，并且在对应的工作管理过程中严格细致地落实贯彻节能降耗理念。
实施对应的节能降低管控措施，从实践工作中进行不断地经验总结，为电厂后续的发展提供更加成熟、完善的节能管理措施，使得电厂汽轮机节能降耗的功效能够得到进一步提升[1]。
2、影响火力发电厂汽轮机功耗的主要因素2.1气压与温度火力发电厂的汽轮机组运行时，周围环境的气压与温度对于其运行效率有着直接影响。
若汽轮机组水压较低又无法及时调整燃料燃烧，这使得汽轮机组蒸汽流量也会大大增大，使得机组蒸汽气压降低，运行效率下降。
同时，锅炉运行时，若吹入空气比重提高、燃料供应不足、喷水量增大，造成锅炉受热面出现严重积垢，这使得整个机组需要消耗大量热量，其运行效率不断降低。
汽轮机疏水系统分解
疏水集管运行主要流程
1、各疏水按压力高低顺序经各疏水孔板或节流组件依次汇集于疏水 母管，并通过疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后的蒸汽由扩容器 的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则通过疏水管接至凝汽器热井。这种 疏水方式阀门集中，便于控制、维护检修，又由于汽水分离，避免了 热井内汽水冲击。 2、布置的三个原则： （1）压力相同或相近的疏水布置在同一集管 （2）压力高的疏水布置在压力低的后面 （3）各疏水支管应与集管成45度夹角接入且进口方向与流动方向一 致
疏水扩容器结构
疏水扩容器采用全焊结构，由壳体、疏水接管、喷水管、 缓冲板、波形膨胀节等零部件组焊而成。喷水管上的喷嘴 采用进口喷嘴，使其喷出的凝结水更均匀，雾化效果达到 最好。为便于电站的安装布置，疏水扩容器的外形设计为 矩形结构，两台疏水扩容器布置在高压凝汽器侧和低压凝 汽器侧。由于疏水管的布置位置、疏水量和其它电站辅机 设备的布置及疏水要求限制，两台疏水扩容器各接口管的 尺寸并不完全相同。
中压缸启动时，为防止高压缸及转子因鼓风发热而超温，在高压缸排 汽口出处设有通风阀与凝汽器相连，以控制高压缸的温升。
3、汽轮机所有的疏水阀启闭须遵守以下几点
疏水系统包括
1、在汽轮机停机后到被冷却前疏水阀一般要一直打开（特殊情况要 闷缸）
2、机组启动和向轴封送汽前必须打开 3、高压疏水在机组负荷升至10%额定负荷前保持开启状态，高于 10%额定负荷关闭 4、中压疏水在机组负荷升至20%额定负荷前保持开启状态，高于 20%额定负荷关闭 5、低压疏水在机组负荷升至30%额定负荷前保持开启状态，高于 30%额定负荷关闭
疏水系统概括
1、疏水来源：大型汽轮机组在启停和变负荷工况下运行时，蒸汽与 汽轮机本体及蒸汽管道接触时被冷却，当蒸汽温度低于蒸汽压力对应 的饱和温度时会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和汽 缸中。 2、可能的危害： 运行时，由于蒸汽和水的密度、流速、管道阻力都 不同（两相流）⑴、这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道 振动，产生巨大噪音污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。⑵、 而且一旦部分积水进入汽轮机，将会使动叶片受到水冲击而损伤，使 金属部件急剧冷却而造成永久变形，甚至使大轴弯曲。 3、应对措施：为了有效的防止汽轮机进水事故、管道中积水而引起 的水冲击，必须及时地把汽缸中和蒸汽管道中存积的凝结水排出，以 确保机组安全运行。同时还可以回收洁净的凝结水，而这对提高机组 的经济性是有利的
大型汽轮机组的轴加疏水系统类型及目前水封改造供选择的方案
汽轮机组轴加疏水系统改造方案摘要以国内大型机组为例，以运行实践为基础，探讨了大型汽轮机组轴封加热器(以下简称轴加)及其热力系统的设计和运行问题，认为目前情况下，平东公司轴加疏水单级U型管水封疏水必须进行改造，对存在的问题进行了分析，提出了改造的设计要点。
一、概述平东热电有限公司#6、#7汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C140/ N210－12.75/535/535/0.981型超高压、一次中间再热、两缸两排汽、采暖用可调整抽汽、供热凝汽式汽轮机，自试运以来，两台机组真空系统严密性均较差，#6汽轮机最好时达到1.4kPa/min左右，#7汽轮机为3.5kPa/min左右，严重影响机组的经济性。
#6、#7机设计上轴加疏水水封采用多级水封方式，根据以往其它机组的运行经验，多级水封运行中易发生水封破坏现象，公司2006年10月对轴加疏水水封进行改进，改为单级水封。
U 型水封管通常应用在电厂低压加热器轴封蒸汽冷却器等设备内的凝结疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水的U 型水封管，分为单级和多级，在电厂实际应用中多级水封管应用较多，平东公司改造后的轴封疏水U 型运行一直不稳定，存在不少问题，针对这些问题进行分析和提出改造方案。
二、U型水封管在实际运行中遇到的问题目前国内设计轴加疏水水封不论是单级还是多级水封存在运行不稳定问题，易发生水封破坏现象，并且多是运行中临时对轴加水封进水和回水阀门进行调节。
一般情况下，主要是由于负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封，致使空气随疏水一同进入凝汽器中，使得真空恶化。
因此，在U型套桶管的出口加装一个调节阀，使疏水在U型套桶管里流动会产生节流，增大沿程阻力和局部阻力，强制建立起水封，改善真空。
如果U型套桶管直通凝汽器或者设计不当，将无法建立起水封，从轴封回收的蒸汽(含有空气)冷却后空气随疏水一同进入凝汽器,影响凝汽器真空。
300MW机组节能降耗分析
300MW机组节能降耗分析漏时含油回水进入化学水系统，改造时应将各冷油器回水改道。
开式水回水量在扣除用于各冷油器(电泵油冷却器和密封油泠却器)的水量约275t/h后仍有超过1000t/h的流量，完全能满足净水站约600t/h的用量。
2.2将#1机开式水回水改接至冲洗水泵前池原设计冲洗水泵前池补水由专门的补水泵供给。
该补水压力低，但流量变化较大，要求3台补水泵经常处于完好的备用状态。
而原设计开式水回水接入循环排水管排入河中。
分析表明，开式水的回水压力和流量足以满足冲洗水泵前池补水的要求，而且水源可靠。
目前改造完成后经2年多的时间检验，开式水系统运转正常，补充水可靠性得到保证，而且三台补水泵可以完全退出备用。
2.3将空压机冷却水回水引接到输煤系统冲洗泵前池做补水，达到退出抑尘水泵运转备用的目的。
3疏水系统改造3.1问题提出:在原有汽轮机热力系统中，所有管道疏水均直接接到疏水扩容器后进入到凝汽器。
同目前国内其它300mw机组一样，系统普遍存在内漏的问题，从而降低了机组运行热经济性。
影响机组经济性的内漏主要是系统内的一些疏水阀门关不严造成的，而很多阀门在机组运行中往往不能及时消缺，甚至只能等停机时处理，运行时间越长，内漏越严重，损失越大。
因此对疏水系统进行优化化改造显得更有现实意义。
3.2分析与对策:为减少内漏对热经济性的影响，对汽机热力系统做以下改进:3.2.1将汽机高中压平衡管疏水改接到四段抽汽逆止阀前。
原高中压平衡管疏水接到本体疏水扩容器，一旦发生内漏，将增加凝汽器热负荷。
因高中压平衡管蒸汽压力、温度与四段抽汽相近，改造后不会产生热冲击。
改进后，就算疏水阀关不严，漏汽可随四段抽汽进入除氧器加热凝结水，减少了热能损失，同时不会影响凝汽器热负荷。
当机组发生跳机或其它异常时，四段抽汽逆止阀关闭，疏水排到四段抽汽逆止阀前通过抽汽逆止阀前疏水管排到本体疏水扩容器，也不会影响机组安全。
3.2.2将高压外缸疏水改接到高排逆止阀前。
汽轮机疏水系统问题分析
·黎寿年(珠海市钰海电力有限公司,广东珠海,519055)摘要:文章分析了汽轮机疏水系统问题,包括设计要求,汽缸壁温上下温差大、中调门后扩散器呈现裂纹、转子动叶损伤或转速失控等,最后提出了解决措施。
关键词:汽轮机,疏水,温差中图分类号:TK262文献标识码:A文章编号:1674-9987(2020)01-0070-03 Problem Analysis of Steam Turbine Drainage SystemLI Shounian(Zhuhai Yuhai Electric Power Co.,Ltd.,Zhuhai Guangdong,519055)Abstract:The problem of steam turbine drainage system is analyzed in this paper,including design requirements,the large tem⁃perature difference between the upper and lower temperature of cylinder wall,the cracks of the diffuser behind the middle adjusting valve,damage of rotor blade or speed out of control,et al.Finally,the solution measures are proposed.Key words:turbine,drainage,temperature difference0引言汽轮机为上海汽轮机厂生产的LZC(B)137-12.5/0.4/550/547型汽轮机。
本汽轮机由高中压缸和低压缸两部分组成,其中高中压缸由24级高压级以及16级中压级组成,低压缸由双流2×7级组成,共计54级。
本机组有2个主汽阀和2个高压调节汽阀,1个主汽阀和1个高压调节汽阀组成一组,共分两组布置在高中压缸的两侧,阀门直接座缸,法兰连接。
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(2)接入高压扩容器的主蒸汽管、再热蒸汽热段、冷段管的疏水分设三根集管接入。 (3)甩负荷工况或汽轮机打闸停机后，主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关 闭，将汽缸隔离为真空状态为界限，分不同集管接入低压扩容器。如各段抽汽逆止门前、后 疏水，虽属同一压力等级，但应将前、后疏水严格区分，分不同集管接入。这样的接法还可 以避免甩负荷时，加热器(除氧器)蒸汽倒流对转子飞升造成的负面影响。某 135MW 机组将 1 段抽汽逆止门前疏水与主蒸汽管道疏水同时接在一根Ｄ133 疏水集管进入高压疏水扩容 器，结果在启动时，主汽管暖管期间，高压外缸出现较大的上、下缸温差。 (4)回热抽汽管道疏水分开高、中压缸，分接不同疏水集管。 (5)汽缸高温、高压管道的疏水(如高压导汽管疏水)进入低压扩容器疏水集管前增设集汽 管块。 (6)门杆漏汽和高压轴封漏汽不宜接在逆止门前(与汽缸相通)，高、中压调门门杆漏汽和 高压缸轴封腔室漏汽宜接至抽汽逆止门后，可以增加一路至低压膨胀箱作为加热器未投入时 切换使用。 (7)一些汽缸本体疏水可以用相应回热抽汽电动门前的疏水代替。如某哈汽型 300MW 引 进型机组，将中压外缸中部和排气区疏水割除，用 3、4 段抽汽电动门前疏水代替；某 125MW
正常运行状态，疏水阀的数量过多，就会导致一部分蒸汽不经做功就流至凝汽器，使得机组
的热耗增加，电厂的热经济性下降。
(3)对于设置背包式疏水扩容器的机组，疏汽量太大，对凝汽器是一个严峻的考验。由 于背包式疏水扩容器与凝汽器合在一起，扩容压力与凝汽器背压接近，蒸汽比容非常大，因
此，疏汽量太大时，扩容器排汽口的流速也就非常大，可能会发生凝汽器防冲板冲坏，甚至
合并后通过一组疏水阀
组疏水阀
取消
一路
3、低压旁路阀前疏水
一路
一路
三、冷再热蒸汽管道
1、高压缸排汽逆止阀前支管 合并一路
二路
疏水
2、高压缸排汽逆止阀后支管 合并一路
二路
疏水 3、锅炉侧三通点附近疏水
四、合计
一路(接至定期排污扩容器， 一路(接至疏水扩容器) 并仅考虑疏水罐有水位时开 启)
1、疏水点
11点
冲坏凝汽器钛管的严重事故。如外高桥电厂(300MW)、吴泾电厂(300MW)、嘉兴电厂一期 (300MW)、北仑电厂(600 MW)都出现类似防冲板冲坏的情况。
(4)由于采用背包式疏水扩容器的电厂存在一些危险隐患，因此在一些电厂的改造中纷 纷改用外置式扩容器。由于外置式扩容器的排汽管道较长，管道内蒸汽流速增大时，管道的
（一） 相应负荷下疏水启闭的控制 目前大型中间再热机组疏水系统典型的控制方式是:停机过程在 30%、20%和 10%负荷 下分别由ＤＥＨ(ＤＣＳ)程序控制开启低、中和高压缸疏水及相应管道疏水，升负荷时按相 反次序关闭。哈汽和上汽引进型 300MW 高、中压缸合缸机组以再热主汽阀为界，分为上、 下游两部分，包括了系统管道和汽缸本体疏水。控制方式为:启动向轴封供汽前，全部疏水 开启；升负荷至 10%、20%分别由ＤＥＨ(ＤＣＳ)程序控制关闭上、下游各疏水；减负荷停 机时顺序相反，停机后疏水阀一直开启直至完全冷却为止。实践表明，停机过程汽缸疏水及
冲转起来，同时也会造成中压缸上、下温差过大，延长机组的启动时间。类似的问题在嘉兴
电厂一期 300MW 机组、长兴电厂技改 300MW 机组也出现过。 （二） 优化方案与常规方案对照
针对以上问题，对主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统进行改进优化，优化方案与常规方案
的对照见表 6-2。
表 6-2 优化方案与常规方案对照
汽轮机疏水系统节能
疏放水系统不但影响到发电厂的热经济性，也威胁到设备的安全可靠运行。将蒸汽管道 中的凝结水及时排掉是非常重要的，若疏水不畅（如管径偏小），管道中聚集了凝结水，会 引起管道水击或振动，轻者会损坏支吊架，重者造成管道破裂、设备损坏的安全事故。水若 进入汽轮机，还会损坏叶片，引起机组振动、推力瓦烧损、大轴弯曲、汽缸变形等恶性事故。 因此，对疏放水系统的设计、安装、检修和运行都应足够重视。
（二） 汽温下降开启疏水 正常运行当主、再热蒸汽温度下降至 520℃时，普遍认为是蒸汽带水的象征，作为紧急 处理，许多电厂运行规程规定要开启本体及主蒸汽管道疏水。实际上，汽温下降可能的因素 很多，如锅炉燃料调整或煤质波动，若为该类原因，开启疏水增加了锅炉换热面蒸汽流量和 换热情况，进一步使汽温下降；另一方面，此时汽轮机仍带较高的负荷，由于蒸汽流速很高 (40～60ｍ/ｓ)，开启疏水的作用不大，还容易使疏水扩容器过负荷，带来负面的影响。因而 建议此时，并不需要开启疏水，按规程减负荷即可。 （三） 疏水扩容器的减温水 疏水扩容器顶部一般设有喷水减温，来自凝结水管道，部分早期引进型 300MW 机组凝 结水泵最小流量再循环管和化学补充水管也直接接在扩容器的顶部。过多的喷水进入扩容 器，阻碍了汽流向上，并被加热产生蒸汽，增加了扩容器内蒸汽的容积流量。凝结水泵最小 流量再循环管和化学补充水管宜直接接入凝汽器，对扩容器喷水减温水管道的直径应作校核 计算。 （四） 主、再热蒸汽疏水的管径 引进型机组由于原设计没有旁路，而我国大多数机组设置了容量为 30%～45%的Ⅰ、Ⅱ 级串联旁路，此时，主、再热蒸汽的疏水管径可以缩小。 （五） 疏水接入扩容器的方式 一般机组设计有高、低压疏水扩容器，作为疏水进入凝汽器的缓冲，一些机组还设计有 高压加热器事故疏水扩容器。普遍的设计是按正常运行时疏水点压力的高低，来区分高压和 低压(或高、中、低压)部分，分别经疏水集管接入高、低压疏水扩容器。实践表明，区分高
项目
优化后的疏水系统
常规疏水系统
主蒸汽管道 1、主汽门前支管疏水
疏水点为两点，两路疏水管 疏水点为两点，且各自通过一
合并后通过一组疏水阀
组疏水阀
2、高压旁路阀前疏水
一路
一路
3、主蒸汽管道总管疏水
取消
一路
二、热再热蒸汽管道 1、中压主汽门前支管疏水
2、热再热蒸汽管道总管疏水
疏水点为两点，两路疏水管 疏水点为两点，且各自通过一
压降也明显增大，因此造成扩容器内的扩容压力逼高，从而变相增加了扩容器的扩容能力。
而扩容器扩容压力的逼高又给机组带来一些负面的影响，主要影响有以下几点：汽轮机未冲
转时中压缸内的压力接近凝汽器的背压，扩容器扩容压力高于中压缸内的压力后，会使中压
缸有关的疏水管道疏水严重不畅，甚至扩容蒸汽通过疏水管道倒入中压缸，造成中压缸被迫
有积极的意义。
三、 引进型 300MW 汽轮机疏水系统节能改造
上海某电厂引进型 300MW 汽轮机疏水管道中的气控阀门承受很大压差，造成蒸汽泄 漏，降低了机组运行的经济性。针对这种情况，该厂采用取消或合并某些疏水管道及其气控 阀门的方法，减少蒸汽泄漏点，降低了泄漏量，提高了机组运行经济性，具有显著经济效益， 为同类型机组的疏水系统改造提供了参考。
（2）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，管道的温降，对冲转蒸汽的过热度影响 不大。
（3）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，在节省机组的投资费用和运行费用、减 少安装运行维护工作量、降低机组热耗等方面有明显的经济效果。
（4）在主蒸汽、热再热蒸汽管道中，当过热度足够大时，疏水阀可以不开启，以防止
在极热态启动和甩负荷工况下，对本体疏水扩容器和凝汽器造成的破坏。 （5）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，对改善整个机组运行的可靠性和安全性
机组取消了高压内缸的疏水。
二、 600MW 机组主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化
（一） 主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统存在的问题
根据 300MW 和 600MW 机组的运行经验，目前疏水系统普遍存在有以下问题： (1)疏水系统中的疏水点偏多，正常启、停时，疏水管道排汽量较大。 (2)由于疏水阀泄漏为电厂的一个通病，随着运行时间的延长，泄漏量将越来越大，在
低压疏水膨胀箱的压力等级不可一概而论，疏水集管的区分也非常考究，应根据实际运行情 况的高低和机组的运行方式等做出最优处理。既要考虑正常运行或机组冷态启动时疏水压力 高低分布，又要考虑温、热态开机及甩负荷后再启动的情况。如电动主汽门前、后管道疏水 与高压导汽管疏水，正常运行时确属同一压力等级，但停机时主汽门、调节汽门关闭，锅炉 蒸汽参数高，要求开启本体和主蒸汽管道疏水，主蒸汽管道疏水瞬间仍然保持原来压力(可 能更高)。但导汽管和高压内缸疏水却不然，由于没有蒸汽，压力骤然下降，甚至是真空； 又如在冲转，尤其是极热态启动，主蒸汽管道保持比较高的压力，但高压缸内绝大部分仍然 处于真空状态，此时，若仍然认为它们均归属于“高压疏水”，甚至将它们接在一根集管上 导入高压扩容器，就有可能使疏水互串。因此，在将疏水接入扩容器时，应遵循以下原则：
有关管道疏水开启过早，尤其是排汽缸内余汽凝结，形成负压导致冷汽进入汽缸，加上疏水 系统的设计不完善，容易造成汽缸上、下缸温差或内外壁温差增大。国内引进前苏联 210MW 机组则存在另一个流派，认为若高压缸金属温度高于 300℃而中压缸高于 250℃，汽缸疏水 可以不打开或冲转前开启 3～5min；停机后，汽缸温度降至 150℃前，汽缸和导汽管上的疏 水和排放阀不予开启。这样可以避免对高温金属产生急剧冷却和在其表面形成氧化皮。采取 “闷缸”措施，可以消除转子的热弯曲，成功避免许多机组由于各种原因可能发生的大轴永 久性弯曲。即使在正常停机没有其他意外的情况下，宜对运行规程或 DEH(DCS)的逻辑进行 修改，“负荷在 30%、20%和 10%时开启相应管道和抽汽逆止门后疏水，但保持汽缸本体疏 水直至盘车停用，高压上缸内壁达 150℃后开启”。机组再次启动，抽真空前开启各疏水阀 充分疏水一次。冲转前，或冲转后立即开启全部汽缸本体疏水。