某电厂300MW机组锅炉连续排污系统的改进
300MW循环流化床锅炉频繁BT的分析优化
300MW循环流化床锅炉频繁BT的分析优化现代300MW循环流化床锅炉之所以能够广泛应用于电厂发电系统，是因为其具有高效率、低排放、节能减排、经济可行等优点，但是新建锅炉仍存在BT的频繁发生的情况。
python之所以能够成为当代最流行的编程语言，也是因为其具有简洁、快速、易学习等优点。
同样的，在处理频繁发生的BT的时候，也需要从更多的角度来进行分析优化。
首先，要深入了解锅炉BT发生的原因。
300MW循环流化床锅炉频繁BT可能是由于技术方面的原因，例如锅炉的新老状态，或者是锅炉本身的超限操作。
此外，还可能是由于系统类因素引起的问题。
举例来说，问题可能是由于煤质不稳定、空调系统的设计对流量的影响，而推动锅炉不良反应的问题。
在分析优化时，应充分重视技术与系统的提升。
从技术方面考虑，应细化锅炉运行指标，客观把握锅炉状态，强化操作人员技能。
同时，应不断完善锅炉保护，使其能够可靠地稳定运行，减少对锅炉运行的影响，提高节能效果。
而在系统方面，应实现先进的监控系统，准确检测有关指标，监测锅炉状态，及时跟踪锅炉运行情况，尽早发现问题，帮助锅炉拔高利用率和综合经济效益。
此外，还应广泛吸收新技术，消除引发频繁BT的技术结构差异，完善现有设施设备，提高火用效果和运行效率，把握锅炉状态，改善维护保养技术水平。
同时，为避免流程停顿，应建立合理的应急处理补救机制，确保系统可靠和稳定运行，提升工厂的运行水平。
综上所述，解决300MW循环流化床锅炉频繁BT的分析优化，除要充分重视技术与系统的提升，还要积极吸收各种新技术，建立合理的应急处理补救机制，以确保系统可靠和稳定运行，提高节能减排和经济效益。
300MW锅炉优化运行
目录1概述 (3)1.1CFB锅炉基本运行原理 (3)1.2锅炉布置方案概述 (3)2投产初期普遍存在的问题 (4)2.1回料器返料至炉膛处非金属膨胀节危害 (4)2.2外置床流化不良 (4)2.3回料器回料不畅 (5)2.4排渣困难 (6)2.5给煤不畅 (7)2.6炉内受热面磨损 (8)3300MW循环流化床锅炉翻床事故的分析及处理 (9)3.1国产300MW循环流化床锅炉翻床现象 (10)3.2循环流化床锅炉翻床的原因分析 (10)3.3循环流化床锅炉翻床处理 (10)3.4循环流化床锅炉锅炉翻床的预防措施 (11)4300MW循环流化床锅炉磨损治理措施 (11)4.1设备治理与改造 (11)5循环流化床锅炉节能改造技术 (12)5.1加装燃油节能器 (12)5.2安装冷凝型燃气锅炉节能器 (13)5.3采用冷凝式余热回收锅炉技术 (13)5.4锅炉尾部采用热管余热回收技术 (13)6循环流化床锅炉运行调整对安全经济运行的作用 (14)6.1运行床温风量的调整 (14)6.2燃料粒度级配比的调整 (14)7结束语 (15)参考文献： (16)【摘要】循环流化床锅炉（CFB）是新一代环保型燃煤锅炉，具有燃烧效率高，燃料适应性广，低污染燃烧，脱硫效率高，负荷调节性能好等优点，因此在短短几十年内得到了迅速发展。
循环流化床锅炉技术是目前迅速发展起来的一项高效、清洁燃烧技术。
随着发展清洁能源的需要，循环流化床锅炉应用在近几年得到快速发展，目前三大锅炉厂均已能自主生产300MW循环流化床锅炉。
【关键词】床层温度，料层差压，燃烧调整，运行，安全经济1概述1.1CFB锅炉基本运行原理循环流化床锅炉的炉膛接纳经过破碎的煤粒和脱硫所需要的石灰石，与大量强烈扰动的细灰粒混合，在其内以相对较低的温度（约850℃）完成燃烧和脱硫过程。
这些固体床料被炉膛底部一次风吹起而流化。
床料的密度是炉膛下部高，并沿炉膛高度逐渐降低。
300MW机组热力系统的设计改进
300MW机组热力系统的设计改进
梁燮荣
【期刊名称】《中国电力》
【年(卷),期】1995(28)6
【摘要】本文论述了国产３００ＭＷ机组有关热力系统的设计概况，根据电厂设计的实践经验，对３００ＭＷ机组热力系统中有关部分进行了改进、完善和优化，并对一些问题进行了探讨。
【总页数】1页(P7)
【作者】梁燮荣
【作者单位】无
【正文语种】中文
【中图分类】TM310.2
【相关文献】
1.国产与引进型300 MW机组热力系统热经济性分析 [J], 黄锦涛;刘齐寿;孙实文
2.国产引进型300MW机组汽轮机热力系统优化 [J], 吕继奎;毛智乾;朱小令
3.国产引进型300MW机组热力系统优化改造 [J], 于涛
4.300MW机组热力局部系统结构优化分析研究 [J], 王微朋
5.300 MW机组热力系统无除氧器改造及优化 [J], 陈保华;杨勇平;杨志平;刘殿海因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
浅谈300MW燃煤机组节能降耗措施与方法
浅谈300MW燃煤机组节能降耗措施与方法随着国家能源需求的增长和环保要求的加强，如何提高燃煤机组的节能降耗能力已经成为一个必须解决的问题。
对于300MW燃煤机组而言，如何降低热耗、水耗和电耗等各种损耗是关键。
一、改进燃烧燃烧控制是影响燃煤机组节能的重要因素之一。
通过改善燃烧系统的供气均匀性、燃烧的充分性和稳定性等来降低热损耗。
同时，优化燃烧系统中的各种参数设置，如风量、富氧量、供热量等，也可以提高机组的发电效率。
二、优化锅炉结构将锅炉中的烟道和烟囱做好保温，降低热损耗，提高机组的效率。
优化锅炉的结构，适当增大传热面积，提高锅炉的传热效率，也可以达到节能降耗的目的。
三、选用高效循环水泵循环水泵是燃煤机组中重要的一环，选用高效循环水泵可以降低水泵的电耗，并确保循环水的供给不受影响。
四、优化给水系统优化给水系统可以通过控制给水泵的运行方式、调整给水量等方式，降低给水过程中的电耗和水耗。
同时，安装给水前水处理设备，可以减少管道内的水垢和沉积物，避免管道堵塞和热传递效率降低。
五、开展能耗诊断进行能耗诊断可以发现和解决机组运行中存在的一些问题，如热损耗、用能不合理等问题，并提出对应的解决方案。
通过能耗诊断，可以找到的管线老化、设备故障、人为因素等多种潜在的能耗降低措施。
六、改进自控系统自控系统是控制机组运行的关键，改进自控系统的程序和参数设置可以让机组运行更稳定，降低能耗。
适当地增加控制量、降低储气量、优化控制观测点等方法，也可以提高自控系统的控制能力，降低能耗损失。
总之，对于300MW燃煤机组，节能降耗是一项长期而艰巨的任务。
需要科学的方案和方法，积极采取各种措施优化机组运行，降低损耗，提高效率，以适应国家对绿色能源的不断要求。
某300 MW供热机组热耗率偏高的原因分析与改进
马岩昕(黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司，黑龙江 齐齐哈尔 161000)某300 MW供热机组热耗率偏高的原因分析与改进0 引言某电厂1号汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的300 MW 亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热汽轮机组。
机组型号为C250/N300-16.7/537/537，高、中压缸采用合缸结构。
机组热力系统采用单元制方式，共设有8段抽汽分别供给3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器。
给水泵配置方式为2×50 % BMCR (Boiler Maximum Continue Rate，锅炉最大连续蒸发量)汽动给水泵，小汽机用汽由4抽供给；其备用泵为1×30 % BMCR 电动调速给水泵。
为了解决1号机组经济性低的问题，在2015年6—8月机组大修时，特邀请华电动力研究中心对1号机组进行了热力性能试验，查找热耗偏高的原因，为机组大修技改提供参考依据。
1 机组热耗率偏高的原因1.1 汽轮机高中压缸效率低华电动力技术研究中心对1号机组开展了大修前性能试验。
根据试验的初步结论，1号机组的高压缸效率严重偏低。
在设计THA (Turbine Heat Acceptance，热耗率验收)工况下，高压缸效率设计值为87.35 %，中压缸效率设计值为91.015 %，而1号机组的3VWO (Valve Whole Opening，阀门全开)试验工况时高压缸效率为79.58 %，比设计值低7.77 %。
高压缸效率偏低，不仅降低了汽轮机本体的性能，也直接影响机组经济性。
高压缸效率每低1 %，发电煤耗升高约0.611 g/kWh，所以高压缸效率低影响煤耗约为4.68 g/kWh。
同时，高排温度高于设计值，造成锅炉再热减温水增加，也会导致机组煤耗上升。
再热减温水每增加1 t/h，发电煤耗升高约0.063 g/kWh。
试验时，1号机组的再热减温水流量增加17.01 t/h，影响煤耗约为1.07 g/kWh。
《300MW机组气力除灰控制系统的升级改造》范文
《300MW机组气力除灰控制系统的升级改造》篇一一、引言随着电力工业的快速发展，电力设备的运行效率和环保要求日益提高。
其中，300MW机组作为发电厂的核心设备，其运行效率及环保性能的优化至关重要。
气力除灰系统作为300MW机组的重要组成部分，其控制系统的升级改造对于提高机组运行效率、减少环境污染具有十分重要的意义。
本文将针对300MW机组气力除灰控制系统的升级改造进行详细阐述。
二、气力除灰系统现状分析在现有的300MW机组中，气力除灰系统普遍存在控制精度不高、运行效率低下、故障率较高等问题。
这主要是由于控制系统硬件设备老化、软件系统落后以及控制系统与现场设备的匹配度不高等原因所导致。
因此，对气力除灰控制系统的升级改造势在必行。
三、升级改造目标针对上述问题，气力除灰控制系统的升级改造目标主要包括：提高控制精度和运行效率，降低故障率，增强系统的稳定性和可靠性，同时满足环保要求。
通过升级改造，使气力除灰系统能够更好地适应机组运行的需求，提高整个发电厂的运行效率。
四、升级改造方案1. 硬件设备升级：对老化的硬件设备进行更换，采用先进的传感器、执行器等设备，提高系统的硬件性能。
2. 软件系统升级：对原有的控制系统软件进行升级，采用先进的控制算法和控制系统结构，提高控制精度和运行效率。
3. 系统集成与优化：对控制系统与现场设备的匹配度进行优化，实现系统的高度集成，降低故障率。
4. 智能化改造：引入智能化技术，实现气力除灰系统的自动化、智能化运行，降低人工干预成本。
五、实施步骤1. 前期调研：对现有气力除灰系统进行全面调研，了解系统现状及存在的问题。
2. 制定方案：根据调研结果，制定详细的升级改造方案。
3. 采购设备：根据方案需求，采购所需的硬件设备和软件系统。
4. 施工安装：对硬件设备进行安装，对软件系统进行配置和调试。
5. 系统测试：对升级改造后的气力除灰系统进行全面测试，确保系统性能达到预期目标。
6. 投入运行：将测试合格的气力除灰系统投入运行，并进行后期维护和优化。
杨柳青电厂300MW塔式锅炉降低排烟温度改造的开题报告
杨柳青电厂300MW塔式锅炉降低排烟温度改造的开题报告一、选题背景杨柳青电厂300MW塔式锅炉在运行过程中，存在排烟温度较高的问题。
高温排烟不仅浪费热能，也会对环境造成一定的污染。
因此，对杨柳青电厂300MW塔式锅炉进行降低排烟温度改造具有重要意义。
二、研究内容本次研究旨在通过改变锅炉排烟温度的工作参数，达到降低锅炉排烟温度的目的。
具体包括以下内容：1. 对锅炉运行条件进行调整，如进风量、出口温度等，以降低排烟温度。
2. 分析锅炉及其设备的工作情况，确定可能影响排烟温度的因素，并对其进行优化。
3. 设计改造方案，包括控制系统、节能系统等，以实现降低排烟温度的目的。
4. 对改造后的锅炉进行试运行，对降低排烟温度的效果进行实验验证。
三、研究意义本次研究对杨柳青电厂300MW塔式锅炉的改造具有重要意义。
一方面，降低排烟温度可以有效提高锅炉的能源利用率，降低操作成本，并且减少环境污染；另一方面，改造后的锅炉可以更好地适应当前的环境要求，提高能源的可持续利用水平，具有广泛的社会和经济效益。
四、研究方法本次研究采用实验研究和文献调研相结合的方法，对杨柳青电厂300MW塔式锅炉进行研究。
具体包括以下步骤：1. 利用实验室模拟锅炉运行过程，对锅炉的运行参数进行调节，收集锅炉的相关数据。
2. 对锅炉运行数据进行分析，找出影响排烟温度的因素，并进行优化。
3. 设计改进控制系统，建立数学模型，对系统进行仿真和优化。
4. 对改造后的锅炉进行试运行，并对排烟温度的变化进行监测和记录。
5. 对试运行结果进行数据分析和实验验证，从而获得改造方案的优化结果。
五、预期成果本次研究旨在降低杨柳青电厂300MW塔式锅炉的排烟温度，进而提高锅炉的效率和节能效果。
预期的成果包括以下方面：1. 成功开发出一套基于改进控制系统的降低排烟温度方案。
2. 实现了锅炉的稳定运行，达到降低排烟温度的效果。
3. 提高了锅炉的能源利用率，减少了运营成本，并且降低了环境污染。
300MW燃煤机组渣水处理系统优化
300MW燃煤机组渣水处理系统优化陈刚【摘要】上海吴泾热电厂8、9号机组除渣系统为闭式循环,采用水力除渣方式.运行过程中发现由于进出水量不均衡,造成渣水处理系统会产生大量高pH值废水进入雨水系统,给废水处理工作和环保工作造成较大压力.经过对渣水处理系统设备和管路的改造,解决了系统水量不均衡和废水排放等问题.改造后,系统运行产生的能耗和污染都得到了明显改善,达到了节能减排的效果.【期刊名称】《电力与能源》【年(卷),期】2012(033)006【总页数】4页(P613-615,619)【关键词】水力除渣;水处理;废水;节能;脱硫【作者】陈刚【作者单位】上海电力股份有限公司吴泾热电厂,上海200241【正文语种】中文【中图分类】TK227.30 引言上海吴泾热电厂8、9号机组为300 MW火力发电机组，分别于2010年2月和12月投产发电。
机组采用闭式循环水力除渣方式，通过刮板捞渣机将锅炉底渣输送到中转渣仓，除渣废水则通过溢流水池进入渣水处理系统回收后循环利用。
机组运行过程中，因设计考虑欠缺，每日产生的大量废水进入雨水系统，给环保工作造成很大压力。
通过对渣水处理系统的优化、改造设备和管路，解决了多余废水排放的问题。
1 优化前运行状况8、9号机组除渣系统包括底渣系统和渣水处理系统两部分。
底渣系统包括水封槽、捞渣机和渣仓等设备，主要功能是通过刮板捞渣机将锅炉底渣输送至渣仓外运处理，并通过炉底水封达到换热和密封的功效。
渣水处理系统包括溢流水池、沉淀池、蓄水池和各类水泵，负责对底渣系统运行过程中产生的含渣废水进行排放、回收和再利用。
为了达到节能减排，水资源重复利用的效果，渣水处理系统采用闭式循环结构，如图1所示。
图1 渣水处理系统结构图由图1可知，8、9号机组渣水处理系统的工作流程为：刮板捞渣机输送底渣过程中产生的含渣废水通过溢流管进入溢流水池，由溢流水泵运送至沉淀池，渣水在沉淀池内澄清后自动流入蓄水池，再由冷渣水泵将蓄水池中的水输送到底渣系统供重复利用。
某热电厂300MW锅炉空压机冷却水系统改造经验浅析
Ξ
2010 年第 21 期 郝润强等 某热电厂 300M W 经过紧张的施工后 , 顺利完成了空压机冷却水 系统改造 , 进行了冲洗。 启动系统进行调试其数据如 下: 等离子冷却泵出口压力0. 84M Pa, 空压机室冷却 水压力 0. 27M P a, # 1 炉 20m 平台 A 层燃烧器等离 子冷却水压 # 1 角 0. 53M Pa、 # 2 角 0. 53M Pa、 # 3
改造前
3084 0 . 6
改造后
1691 0. 35
每天 24h
连续运行
间断运行, 只在化学
制水时启动运行
通过表 1 的改造前后经济指标对比可以看出, 通过改造 , 每天节约生水 1 39 3 t , 按生水每吨 2. 8 元 计算 , 每天节约费用 3. 9 万元 , 每年节约费用 1 42 万
1992. [ 2 ] 蒋展鹏. 环境工程学 [M ]. 北京: 高等教育出版 社 , 1 9 9 2.
锅炉空压机冷却水系统改造经验浅析
77
角 0. 54M Pa、 # 4 角 0. 57M Pa , 完全符合等离子系统 及空压机冷却水系统要求并且机组顺利启动, 机组 经过两月连续运行未发生因冷却水系统改造而引起 的空压机跳闸、 等离子拉弧中断而灭火跳机事故。 改造后冷却水系统如图 2 所示:
图 2 空压机冷却水改造后系统
4 系统改造效益分析 某热电厂经过对锅炉空压机冷却水系统的优化 改造后, 等离子系统及空压机冷却水系统运行稳定, 节水效果显著 , 改造前后具体数据见表 1:
表1 对比项目 每天生水用水量 发电水耗 工业泵运行方式 系统改造前后指标数据对比 单位
T �天 kg�kW h
元; 工业泵的运行时间缩短, 节电效益也非常可观。 通过对该热电厂空压机冷却水系统进行改造, 提高 了系统运行的安全性 , 改造后经济效益系统改造 , 不仅提高了空压机安全运行的保障, 大大降低了电 厂的发电水耗和工业水泵运行电耗, 经济效益和环 保效益非常显著 , 值得推广和应用。 [ 参考文献 ] [ 1 ] 郑体 宽 . 汽 轮机技 术 [ J ]. 高 等教 育出 版社 ,
300MW机组燃烧控制系统的改进
300MW机组燃烧控制系统的改进郑伟;王哲;王铁军【摘要】以华能杨柳青电厂8号300MW单元机组为例,针对其锅炉燃烧效率较低,燃烧控制系统逻辑及其相关参数随着机组的长期运行已不能很好的满足控制要求等诸多问题,对8号单元机组燃烧控制逻辑及其参数进行了优化,增加了煤质校正回路,并对烟气含氧量测量、等离子点火技术、磨煤机就地控制等相关设备进行了改进.8号机组在投入协调控制方式运行后的结果表明,通过对燃烧控制系统中控制逻辑和现场设备的优化改进,机组燃烧效率以及机组主要运行参数都达到了令人满意的水平；而且通过对此次优化改进,也取得了减少机组污染物排放的效果.【期刊名称】《机电工程技术》【年(卷),期】2012(000)011【总页数】4页(P85-88)【关键词】发电机组;燃烧控制;协调控制;逻辑优化;节能减排【作者】郑伟;王哲;王铁军【作者单位】天津华能杨柳青热电有限责任公司,天津 300380;天津华能杨柳青热电有限责任公司,天津 300380;天津华能杨柳青热电有限责任公司,天津 300380【正文语种】中文【中图分类】TP2730 引言现今，我国电力行业的体制正逐渐由计划经济向市场经济过渡，发电企业一方面面临竞价上网的电力市场竞争，另一方面由于能源紧张导致煤价上涨，发电企业生产成本的压力进一步加大。
因此，各发电企业迫切要求挖掘机组运行潜力，提高机组运行效率，降低生产成本，从而提高企业竞争能力[1]。
由于对锅炉燃烧控制系统的优化不仅能够保证主蒸汽压力和锅炉炉膛压力等主要机组运行参数的稳定，而且更能够有效提高机组运行效率，降低发电成本，并能够减少污染物的排放，所以得到了发电企业的普遍关注。
1 单元机组介绍1.1 单元机组简介华能杨柳青热电厂8号机组为亚临界燃煤机组，装机容量为300MW，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/17.5-M897亚临界自然循环汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧、配正压直吹制粉、一次再热、固态排渣。
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五、 某电厂300MW机组锅炉连续排污系统的改
进
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甘肃某电厂300MW机组是引进型亚临界机组，锅炉采用WGZ 1025-17.45-7型自
然循环锅炉。该厂针对300MW机组锅炉连续排污系统在运行中存在的问题，将锅炉连续
排污系统与事故放水系统进行了合并，提高了排污效果，对提高机组运行的安全性、经济性
起到了重要作用。
图5-3 改造前的连续排污与事故放水系统T1～T4—调节阀;E1、E2—汽包事故放水
电动阀
(一) 锅炉连续排污系统存在的问题
锅炉汽包尺寸为1743mm×145mm。原设计汽包连续排污管和事故放水管分别设在
汽包几何中心线下400mm和50mm处。连续排污管为沿汽包轴向布置的1根多孔管，
由汽包两端引出，后合并为1根，经过1只截止阀和1只调节阀(两只阀常开)后又分成两
路：一路至连续排污扩容器;另一路至定期排污扩容器，如图5-3所示。
该锅炉连续排污系统及疏、放水系统存在以下问题：
(1)锅炉连续排污系统庞大，阀门过多;连续排污扩容器旁路系统利用率低，与锅炉定期
排污母管接在一起，进行锅炉定期排污时，引起连续排污扩容器旁路系统管道、阀门振动;
连续排污扩容器蒸汽排大气没有多大实际意义(设计的连续排污二次蒸汽取样系统从未使
用);连续排污扩容器内的水排向定期排污扩容器，热量完全损失。
(2)汽包事故放水经过定期排污扩容器全部排放，事故放水动作后，若不能及时关闭，
将导致水位急剧下降，甚至发生汽包低水位事故。
(3)锅炉侧主蒸汽、再热蒸汽系统疏水基本上没有回收措施，汽水损失较大。
(4)原设计送风机、一次风机暖风器疏水回至其疏水箱，再通过疏水泵打至除氧器，系
统投运效果不理想。技术改造后，暖风器疏水通过疏水泵打至厂用辅助蒸汽系统管道疏水扩
容器，再次扩容降温、降压后，蒸汽排向大气，水则经多级水封筒后回至凝汽器。
(二) 改造措施
为了保证汽包各段连续排污的均匀性和满足事故放水的要求，改造中将汽包内的连续排
污管分为两段，通过两根∅60×4mm联络管(使其总排量大于事故放水管∅89×5mm排量)
与事故放水管汇通;至事故放水一次电动门前，引出至连续排污扩容器排污管，在该引出管
上再接一路至锅炉疏水扩容器(需增加的设备)，并设两只电动门E3、E4作为汽包溢流阀。
当汽包水位高至150mm时，E3、E4连锁开启;若汽包水位继续高至200mm时，原事故
放水阀E1、E2连锁开启，同时E3、E4连锁关闭;当汽包水位恢复至100mm时，上述电
动门全部连锁关闭。在E3、E4之间至E2后，设置手动旁路，在连续排污扩容器故障切除
的情况下，锅炉连续排污可通过此旁路系统进行(见图5-4)。
在汽包事故放水二次门E2后接入来自连续排污扩容器水侧的预热水(采用小流量)，从
而实现汽包事故放水管路的全线连续暖管。为了防止事故放水阀E1、E2开启时，连续排污
扩容器内的水倒流，可在连续排污支管上增加止回阀。
为了确保系统合并后锅炉连续排污的效果和进一步提高汽包事故放水的安全性，将原汽
包事故放水管入口位置由几何中心线下50mm提高到几何中心线处，端部封死后开孔，安
装一个虹吸破坏管(约∅60×4mm)，在其管口设计一个浮子阀(见图5-5)。
图5-4 改造后的连续排污与事故放水系统B-SK—锅炉疏水扩容器
图5-5 汽包内部连续排污管与事故放水管连接图
以上改造的优点是：
(1)简化锅炉连续排污系统。
(2)减少高压阀门数量，减少高压管道、阀门泄漏，节约优质钢管。
(3)虹吸破坏管可以防止锅炉水位失控。
(4)预热汽包事故放水管道系统，提高其使用寿命。
(5)事故放水管作为连续排污前置段，由于其管内流速较低，可以起到集污器的作用，
从而提高连续排污的效果。
(6)连续排污管与事故放水管在汽包内连通后，连续排污至定期排污扩容器旁路系统可
由事故放水阀的小旁路(60mm×4mm)代替。
(三) 设置锅炉疏水扩容器的优点
在系统中增加节能型锅炉疏水扩容器，主要接入炉侧疏放水(包括主、再热蒸汽系统，
暖风器系统疏水及汽包部分事故放水)、除氧器事故放水和高压加热器事故疏水等，参见图
5-4。其蒸汽回至除氧器，疏水则通过疏水泵也打至除氧器。相应的原炉侧主、再热蒸汽至
定期排污扩容器疏水系统、暖风器疏水系统、除氧器至凝汽器溢流和至定期排污扩容器放水
系统、高压加热器事故疏水扩容器系统可全部取消，足可以抵消节能型锅炉疏水扩容器的投
资。
每两台机组之间的锅炉疏水泵出口需设置联络管，为机组启动、事故处理、汽水回收创
造有利条件。利用节能型锅炉疏水扩容器可加热凝结水或除盐水，提高向故障机组除氧器的
补水温度，以减小温差，回收连续排污热量，整体上提高机组的安全性和经济性。
(四) 结论
该电厂对其引进型300MW机组自然循环锅炉连续排污系统与事故放水系统合并，提
高了排污效果，对简化热力系统和全面提高300MW机组运行的安全性、经济性具有重要
意义。