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【摘 要】根据350MW超临界供热机组特点，结合超临界参数机组对供热系统的要求，本文通过论述在满足直流锅炉水质要求的情况下对热网加热器疏水系统方案进行分析，得出疏水至除氧器方案优于设置热网疏水冷却器加热凝结水方案结论。
【关键词】火电厂；热网加热器；疏水；方案；节能优化
一、前言
近年来，随着我国经济的快速发展，城镇化和工业化进程也随之有较大提高，城市和工业园区热力需求与供应的矛盾十分突出，环境状况不容乐观。为缓解热力供需矛盾与节能降耗的压力，国家曾先后制定了热电联产相关产业政策，对热电联产项目建设起到了规范和促进作用。
为了深入贯彻落实科学发展观，建设资源节约型、环境友好型社会，提高能源利用效率，减少污染物排放，以及按照“以热定电”的原则，越来越多的供热机组选用大容量、高参数的抽凝两用机型。根据国家能源局的要求，大型抽凝两用机应优先选择亚临界300MW和超临界350MW机组，并保证机组连续供汽能力不小于500t/h。相比于亚临界参数的机组，超临界参数的机组在节能减排等方面具有更大的优势，所以越来越多的超临界供热机组出现在热电联产项目的机组选型方案中。
目前常规的超临界机组首热站系统中，热网加热器疏水分两类，一类把热网加热器疏水引入高压除氧器当中，此类方案对于汽包炉来说没有明显缺陷，但对直流锅炉来说就需要考虑热网加热器换热面破裂、泄漏使热网加热器疏水水质变差，从而污染锅炉给水的问题。另一类把热网加热器疏水排至凝汽器或通过水水加热器加热凝结水后排至凝汽器，但机组运行效率较低。
二、方案论述及分析
通过采用防泄漏措施，可以使热网加热器在一个大修期内不泄露，防止热网水对给水的污染。基于基础方案，疏水方案一考虑采用热网疏水至除氧器作为优选方案，同时与方案二设置热网疏水冷却器加热凝结水方案进行对比分析。
（一）基础方案
热网加热器设内置疏冷段，疏水直接自流回凝汽器的疏水扩容器，随凝结水一起进入凝结水精处理系统进行净化处理。受加热器对数平均温差限制，疏水冷却段出口疏水温度为～120℃。虽然此方案可不考虑热網疏水水质变差污染给水水质的问题，但因热网疏水温度过高，直接排入凝汽器造成热量的白白损失，会使发电热耗大量增加，从而很大程度上影响整个机组的热经济性。通过计算额定抽汽状态下把供热回水注入凝汽器的发电热耗约为6006 KJ/KW.h，并以此为基准，而相同工况下如果把供热回水引至高压除氧器则发电热耗约减少83 KJ/KW.h，折算成发电标煤耗会相差约2.9 g/KW.h，极不经济。
我们在下文以此方案做为基准来对以下方案的可行性与经济性进行对比分析。
基础方案系统图 图2.1
（二）方案一
热网加热器疏水出热网加热器后引入到高压除氧器，并在3台热网加热器的疏水出口管路上安装导电度监测仪、水质在线监测装置与快关控制阀。
此方案的思路是在机组正常运行状态下热网加热器疏水直接排入高压除氧器，由热网加热器疏水出口设置导电度监测仪，可快速在线监测疏水水质，水质信号可引到集控室由值班人员监测，当监测装置测得导电度超标以后，在控制台报警，同时自动或由值班员手动立即关闭除氧器入口管路上的快关控制阀，开启与进除氧器快关阀并联的至凝汽器紧急疏水用快关控制阀，使可能遭受污染的疏水进入凝汽器，在经过凝泵出口化学水精处理装置除去疏水中的污染物后进入给水系统。
同时对超标监测的导电度检测仪所对应热网加热器关闭其水侧、汽侧电动关断阀，切除发生泄漏的加热器，该切除时间约1分钟，若该热网加热器出现高水位报警时，将自动连锁打开其紧急放水至有压放水管路。
在热网疏水泵后还设置有一套全水质检测装置，对热网疏水进行全水质检测，完成全水质检测所需时间约1小时，根据全水质检测情况，当热网疏水水质合格，满足给水品质要求时，可关闭疏水至凝汽器快关控制阀，打开至除氧器快关阀，热网疏水重新回到除氧器。
考虑到导电度检测仪检测时间和快关阀关闭响应时间，导电度检测仪和疏水快关阀之间有足够的距离，导电度检测仪安装在热网加热器疏水出口，快关阀布置在除氧器附近。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。
方案一系统图 图2.2
在热网疏水泵后还设置有一套全水质检测装置，对热网疏水进行全水质检测，完成全水质检测所需时间约1小时，根据全水质检测情况，当热网疏水水质合格，满足给水品质要求时，可关闭疏水至凝汽器快关控制阀，打开至除氧器快关阀，热网疏水重新回到除氧器。
考虑到导电度检测仪检测时间和快关阀关闭响应时间，导电度检测仪和疏水快关阀之间有足够的距离，导电度检测仪安装在热网加热器疏水出口，快关阀布置在除氧器附近。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。
经与化水、热控专业配合系统中导电度检测仪存在信号滞后，此滞后时间约为6s，快关阀关闭时间约3s，为了达到把超标疏水阻断在快关阀门之前的目的，需根据热网疏水管道布置，核算在热网加热器疏水进入除氧器前将疏水切换至凝汽器。
管径的选择上考虑较慢的流速，选择疏水流速为0.74m/s，疏水流通面积为0.07m2，在导电度监测装置滞后时间、快关阀关闭时间合计约9s内热网加热器疏水需流动7m，此段水的体积约为0.49m3，考虑安全余量5m，导电度监测装置与快关阀之间距离不小于12m。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。可保证水质变差后快关阀门动作时间要求，使受污染的疏水不进入除氧器。
本方案在采暖季额定抽汽工况下的发电热耗比基准值少83KJ/kW.h，发电标准煤耗比基准值少2.9g/kW.h，相对于疏水直接排入凝汽器方案全厂能够节省2278×2=4556 t标准煤（以采暖天数120天，单台机额定抽汽工况下电机功率～272.8MW计算），基本方案中凝结水泵耗功做为基准，本方案每台机组凝结水泵功率相对减少约325kW，全厂节省标准煤210t×2=420t （以发电标煤耗～225g/kW.h折算），标准煤价850元/ t计算，合计全厂可以节省211×2=422万元。 投资方面，设备增加1台水质检测装置，3台导电度检测仪，4台快关控制阀，3台热网疏水泵。目前市场上主给水水质检测项的水质检测装置大概为31万元/台，导电度检测仪约26万元/台，快关控制阀拟采用气动驱动，价格约为18万元/台，相比疏水直接排入凝汽器方案，系统增加了3台热网疏水泵及其阀门组件，按价格42万元计，土建投资增加5万元，热工电气投资增加3万元，因系统变化合计总增加投资约为231万元。
根据热力系统特点和布置位置，单台机组疏水泵流量350 t/h，扬程140 mH2O，疏水泵轴功率为170kW，全厂疏水泵运行费用增加18.8万元。增加的疏水泵、热工电气等设备每年运行维护费用3万元。则全厂增加运行费用合计21.8万元。
采取年运行最小费用法比较方案一与基础方案，首先进行投资分摊，按工程投资贷款年分摊率以复利计算：
S―工程投资贷款年分摊率；i―年利率（复利）；n―计算年数，根据不同情况可取5～10年。
这里我们把年利率i取8%，把计算年数n取10年，计算得出S=0.149。
则年效益差ΔA=投资增加额×S+运行维护费-节煤收益=-365万元，说明全厂运行会比直接疏水到凝汽器方案约多365万元的效益。
方案特点：此方案系统相对于亚临界机组常用的系统只在热网加热器出口增加了三套导电度监测装置、除氧器入口处增加四个快关阀与控制系统。导电度超标时由于导电度监测设备和快关阀之间留用足够的距离，可保证有足够的时间将疏水切至凝汽器，同时热网加热器紧急疏水可防止加热器水位过高。当疏水泵后水质检测装置检测水质合格后，疏水返回除氧器。二道冲洗排放系统和二道水质监测系统，可保证加热器的疏水不泄漏至除氧器，不会污染给水品质。同时采用具有防泄漏措施的热网加热器以预防为主，此系统的经济性较高，资金投入量少，切换完全靠自动控制为主。
（三）方案二
在热网加热器疏水出口后增加外置式疏水冷却器，以热网加热器疏水的热量来加热从精处理装置后引出的部分凝结水，换热后的凝结水再返回凝结水主管道中，换热后的热网加热器疏水则注入到凝汽器疏水扩容器中进入热力系统循环。
方案二系统图 图2.3
此方案的思路是在热网加热器后设置两台50%容量的疏水冷却器，热网加热器疏水在这里对从凝结水系统中引出的部分凝结水进行加热，冷却后的热网疏水经疏水泵加压送到凝结水精处理装置与凝结水泵之间的凝结水管路中，加热后的凝结水返回到5号低压加热器后的凝结水管路中完成热量交换。热网加热器疏水的压力～0.4 MPa，经内置疏冷段后温度120℃，流量在额定热负荷时流量～350 t/h；引出的凝结水参数为压力3.2 MPa，温度33℃，流量取～375t/h （经计算，选择与热网加热器疏水相同的流量可以使凝结水系统中的进出水量达到平衡，这种情况下对抽汽系統和低压加热器的冲击最小，设备选型与常规系统无差别），通过疏水冷却器把疏水冷却到50℃，同时加热凝结水到91℃，基本与接入处介质的参数接近，具有良好的热经济性，本方案在采暖季额定抽汽工况下的发电热耗比基准值少45KJ/kW.h，发电标准煤耗比基准值少1.54g/kW.h，相对于基础方案疏水直接排入凝汽器方案能够节省2420t标准煤，基本方案中凝结水泵耗功做为基准，按标准煤价850元/ t计算，合计全厂全年可以节省205.7万元。
投资方面，此系统与常规首热站系统相比多了两台换热设备，经调查目前市场上达到所需性能的加热器约为100万元/台，阀门与管道增加投资按共30万元计，考虑到加热器布置在主厂房平台上，根据布置需要，需增加1层平台，使得整个平台梁柱加大，增加土建投资约60万元，热工电气投资增加3万元，因此会增加总投资额约290万元。
则年效益差ΔA=投资增加额×S+运行维护费-节煤收益=-162万元，说明全厂全年机组运行会比直接疏水到凝汽器方案约多162万元的效益。
方案特点：此方案没有把热网加热器疏水直接注入到高压除氧器而是经疏水加热器后返回到凝汽器，同时在疏水冷却器中换热面两侧分别是凝结水和热网加热器疏水，因凝结水侧的压力约为3.2MPa，大于热网加热器疏水侧的压力0.4MPa，因此不必考虑疏水冷却器换热面裂损而造成凝结水水质污染的问题。这样即可以有效的解决热网加热器换热面破裂污染热网加热器疏水进而影响凝结水水质的问题，又能够通过疏水冷却器对部分凝结水进行加热，有效地利用了热网加热器疏水的热量，使机组整体的热经济性优于直接把热网加热器疏水打回凝汽器的方案，但是由于加热器的效率与性能的限制，此方案的热经济性相比方案一要差。投资方面，因系统增加了加热器，以及进行控制相应所需的阀门和控制系统元件，因此建设期的投资比方案一基本相当。
（四）方案比较
以加热器疏水直接排入凝汽器方案为基准方案，以上方案技术经济比较见表2.4-1：
表2.4-1各方案技术经济比较
由上表可知，各个方案的投资增加量都可以由提高机组的热经济性之后的节煤收益回收回来，而总体来看，方案一的年投资效益差比其他方案要高，因此方案一的热经济性和经济性最好。
三、结论
综合所述，热网加热器疏水回除氧器，通过加强水质监测，即能保证汽轮发电机系统和首热站系统正常安全运行，又能使项目在建成投产后能够达到良好的经济效益，同时此方案系统简单，前期投资量小，运行操作易行，能够满足机组安全运行的要求；比设置疏水冷却器加热凝结水节省标煤1.36g/kW.h，每台机组增加收益203万元。
【关键词】火电厂；热网加热器；疏水；方案；节能优化
一、前言
近年来，随着我国经济的快速发展，城镇化和工业化进程也随之有较大提高，城市和工业园区热力需求与供应的矛盾十分突出，环境状况不容乐观。为缓解热力供需矛盾与节能降耗的压力，国家曾先后制定了热电联产相关产业政策，对热电联产项目建设起到了规范和促进作用。
为了深入贯彻落实科学发展观，建设资源节约型、环境友好型社会，提高能源利用效率，减少污染物排放，以及按照“以热定电”的原则，越来越多的供热机组选用大容量、高参数的抽凝两用机型。根据国家能源局的要求，大型抽凝两用机应优先选择亚临界300MW和超临界350MW机组，并保证机组连续供汽能力不小于500t/h。相比于亚临界参数的机组，超临界参数的机组在节能减排等方面具有更大的优势，所以越来越多的超临界供热机组出现在热电联产项目的机组选型方案中。
目前常规的超临界机组首热站系统中，热网加热器疏水分两类，一类把热网加热器疏水引入高压除氧器当中，此类方案对于汽包炉来说没有明显缺陷，但对直流锅炉来说就需要考虑热网加热器换热面破裂、泄漏使热网加热器疏水水质变差，从而污染锅炉给水的问题。另一类把热网加热器疏水排至凝汽器或通过水水加热器加热凝结水后排至凝汽器，但机组运行效率较低。
二、方案论述及分析
通过采用防泄漏措施，可以使热网加热器在一个大修期内不泄露，防止热网水对给水的污染。基于基础方案，疏水方案一考虑采用热网疏水至除氧器作为优选方案，同时与方案二设置热网疏水冷却器加热凝结水方案进行对比分析。
（一）基础方案
热网加热器设内置疏冷段，疏水直接自流回凝汽器的疏水扩容器，随凝结水一起进入凝结水精处理系统进行净化处理。受加热器对数平均温差限制，疏水冷却段出口疏水温度为～120℃。虽然此方案可不考虑热網疏水水质变差污染给水水质的问题，但因热网疏水温度过高，直接排入凝汽器造成热量的白白损失，会使发电热耗大量增加，从而很大程度上影响整个机组的热经济性。通过计算额定抽汽状态下把供热回水注入凝汽器的发电热耗约为6006 KJ/KW.h，并以此为基准，而相同工况下如果把供热回水引至高压除氧器则发电热耗约减少83 KJ/KW.h，折算成发电标煤耗会相差约2.9 g/KW.h，极不经济。
我们在下文以此方案做为基准来对以下方案的可行性与经济性进行对比分析。
基础方案系统图 图2.1
（二）方案一
热网加热器疏水出热网加热器后引入到高压除氧器，并在3台热网加热器的疏水出口管路上安装导电度监测仪、水质在线监测装置与快关控制阀。
此方案的思路是在机组正常运行状态下热网加热器疏水直接排入高压除氧器，由热网加热器疏水出口设置导电度监测仪，可快速在线监测疏水水质，水质信号可引到集控室由值班人员监测，当监测装置测得导电度超标以后，在控制台报警，同时自动或由值班员手动立即关闭除氧器入口管路上的快关控制阀，开启与进除氧器快关阀并联的至凝汽器紧急疏水用快关控制阀，使可能遭受污染的疏水进入凝汽器，在经过凝泵出口化学水精处理装置除去疏水中的污染物后进入给水系统。
同时对超标监测的导电度检测仪所对应热网加热器关闭其水侧、汽侧电动关断阀，切除发生泄漏的加热器，该切除时间约1分钟，若该热网加热器出现高水位报警时，将自动连锁打开其紧急放水至有压放水管路。
在热网疏水泵后还设置有一套全水质检测装置，对热网疏水进行全水质检测，完成全水质检测所需时间约1小时，根据全水质检测情况，当热网疏水水质合格，满足给水品质要求时，可关闭疏水至凝汽器快关控制阀，打开至除氧器快关阀，热网疏水重新回到除氧器。
考虑到导电度检测仪检测时间和快关阀关闭响应时间，导电度检测仪和疏水快关阀之间有足够的距离，导电度检测仪安装在热网加热器疏水出口，快关阀布置在除氧器附近。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。
方案一系统图 图2.2
在热网疏水泵后还设置有一套全水质检测装置，对热网疏水进行全水质检测，完成全水质检测所需时间约1小时，根据全水质检测情况，当热网疏水水质合格，满足给水品质要求时，可关闭疏水至凝汽器快关控制阀，打开至除氧器快关阀，热网疏水重新回到除氧器。
考虑到导电度检测仪检测时间和快关阀关闭响应时间，导电度检测仪和疏水快关阀之间有足够的距离，导电度检测仪安装在热网加热器疏水出口，快关阀布置在除氧器附近。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。
经与化水、热控专业配合系统中导电度检测仪存在信号滞后，此滞后时间约为6s，快关阀关闭时间约3s，为了达到把超标疏水阻断在快关阀门之前的目的，需根据热网疏水管道布置，核算在热网加热器疏水进入除氧器前将疏水切换至凝汽器。
管径的选择上考虑较慢的流速，选择疏水流速为0.74m/s，疏水流通面积为0.07m2，在导电度监测装置滞后时间、快关阀关闭时间合计约9s内热网加热器疏水需流动7m，此段水的体积约为0.49m3，考虑安全余量5m，导电度监测装置与快关阀之间距离不小于12m。快关阀与导电度检测仪之间的管道长度约76m。可保证水质变差后快关阀门动作时间要求，使受污染的疏水不进入除氧器。
本方案在采暖季额定抽汽工况下的发电热耗比基准值少83KJ/kW.h，发电标准煤耗比基准值少2.9g/kW.h，相对于疏水直接排入凝汽器方案全厂能够节省2278×2=4556 t标准煤（以采暖天数120天，单台机额定抽汽工况下电机功率～272.8MW计算），基本方案中凝结水泵耗功做为基准，本方案每台机组凝结水泵功率相对减少约325kW，全厂节省标准煤210t×2=420t （以发电标煤耗～225g/kW.h折算），标准煤价850元/ t计算，合计全厂可以节省211×2=422万元。 投资方面，设备增加1台水质检测装置，3台导电度检测仪，4台快关控制阀，3台热网疏水泵。目前市场上主给水水质检测项的水质检测装置大概为31万元/台，导电度检测仪约26万元/台，快关控制阀拟采用气动驱动，价格约为18万元/台，相比疏水直接排入凝汽器方案，系统增加了3台热网疏水泵及其阀门组件，按价格42万元计，土建投资增加5万元，热工电气投资增加3万元，因系统变化合计总增加投资约为231万元。
根据热力系统特点和布置位置，单台机组疏水泵流量350 t/h，扬程140 mH2O，疏水泵轴功率为170kW，全厂疏水泵运行费用增加18.8万元。增加的疏水泵、热工电气等设备每年运行维护费用3万元。则全厂增加运行费用合计21.8万元。
采取年运行最小费用法比较方案一与基础方案，首先进行投资分摊，按工程投资贷款年分摊率以复利计算：
S―工程投资贷款年分摊率；i―年利率（复利）；n―计算年数，根据不同情况可取5～10年。
这里我们把年利率i取8%，把计算年数n取10年，计算得出S=0.149。
则年效益差ΔA=投资增加额×S+运行维护费-节煤收益=-365万元，说明全厂运行会比直接疏水到凝汽器方案约多365万元的效益。
方案特点：此方案系统相对于亚临界机组常用的系统只在热网加热器出口增加了三套导电度监测装置、除氧器入口处增加四个快关阀与控制系统。导电度超标时由于导电度监测设备和快关阀之间留用足够的距离，可保证有足够的时间将疏水切至凝汽器，同时热网加热器紧急疏水可防止加热器水位过高。当疏水泵后水质检测装置检测水质合格后，疏水返回除氧器。二道冲洗排放系统和二道水质监测系统，可保证加热器的疏水不泄漏至除氧器，不会污染给水品质。同时采用具有防泄漏措施的热网加热器以预防为主，此系统的经济性较高，资金投入量少，切换完全靠自动控制为主。
（三）方案二
在热网加热器疏水出口后增加外置式疏水冷却器，以热网加热器疏水的热量来加热从精处理装置后引出的部分凝结水，换热后的凝结水再返回凝结水主管道中，换热后的热网加热器疏水则注入到凝汽器疏水扩容器中进入热力系统循环。
方案二系统图 图2.3
此方案的思路是在热网加热器后设置两台50%容量的疏水冷却器，热网加热器疏水在这里对从凝结水系统中引出的部分凝结水进行加热，冷却后的热网疏水经疏水泵加压送到凝结水精处理装置与凝结水泵之间的凝结水管路中，加热后的凝结水返回到5号低压加热器后的凝结水管路中完成热量交换。热网加热器疏水的压力～0.4 MPa，经内置疏冷段后温度120℃，流量在额定热负荷时流量～350 t/h；引出的凝结水参数为压力3.2 MPa，温度33℃，流量取～375t/h （经计算，选择与热网加热器疏水相同的流量可以使凝结水系统中的进出水量达到平衡，这种情况下对抽汽系統和低压加热器的冲击最小，设备选型与常规系统无差别），通过疏水冷却器把疏水冷却到50℃，同时加热凝结水到91℃，基本与接入处介质的参数接近，具有良好的热经济性，本方案在采暖季额定抽汽工况下的发电热耗比基准值少45KJ/kW.h，发电标准煤耗比基准值少1.54g/kW.h，相对于基础方案疏水直接排入凝汽器方案能够节省2420t标准煤，基本方案中凝结水泵耗功做为基准，按标准煤价850元/ t计算，合计全厂全年可以节省205.7万元。
投资方面，此系统与常规首热站系统相比多了两台换热设备，经调查目前市场上达到所需性能的加热器约为100万元/台，阀门与管道增加投资按共30万元计，考虑到加热器布置在主厂房平台上，根据布置需要，需增加1层平台，使得整个平台梁柱加大，增加土建投资约60万元，热工电气投资增加3万元，因此会增加总投资额约290万元。
则年效益差ΔA=投资增加额×S+运行维护费-节煤收益=-162万元，说明全厂全年机组运行会比直接疏水到凝汽器方案约多162万元的效益。
方案特点：此方案没有把热网加热器疏水直接注入到高压除氧器而是经疏水加热器后返回到凝汽器，同时在疏水冷却器中换热面两侧分别是凝结水和热网加热器疏水，因凝结水侧的压力约为3.2MPa，大于热网加热器疏水侧的压力0.4MPa，因此不必考虑疏水冷却器换热面裂损而造成凝结水水质污染的问题。这样即可以有效的解决热网加热器换热面破裂污染热网加热器疏水进而影响凝结水水质的问题，又能够通过疏水冷却器对部分凝结水进行加热，有效地利用了热网加热器疏水的热量，使机组整体的热经济性优于直接把热网加热器疏水打回凝汽器的方案，但是由于加热器的效率与性能的限制，此方案的热经济性相比方案一要差。投资方面，因系统增加了加热器，以及进行控制相应所需的阀门和控制系统元件，因此建设期的投资比方案一基本相当。
（四）方案比较
以加热器疏水直接排入凝汽器方案为基准方案，以上方案技术经济比较见表2.4-1：
表2.4-1各方案技术经济比较
由上表可知，各个方案的投资增加量都可以由提高机组的热经济性之后的节煤收益回收回来，而总体来看，方案一的年投资效益差比其他方案要高，因此方案一的热经济性和经济性最好。
三、结论
综合所述，热网加热器疏水回除氧器，通过加强水质监测，即能保证汽轮发电机系统和首热站系统正常安全运行，又能使项目在建成投产后能够达到良好的经济效益，同时此方案系统简单，前期投资量小，运行操作易行，能够满足机组安全运行的要求；比设置疏水冷却器加热凝结水节省标煤1.36g/kW.h，每台机组增加收益203万元。