1.4 蒸汽系统及其阀门

蒸汽系统是指主蒸汽系统、再热蒸汽系统、旁路系统、轴封蒸汽系统、辅助蒸汽系统和回热抽气系统。

1.4.1 主蒸汽和再热蒸汽系统

主蒸汽和再热蒸汽系统是指锅炉从过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、阀门、输水管等设备及部件组成的工作系统。锅炉过热、再热和给水系统的温度及偏差见表1-8。

在主汽阀前，通常还设有电动主汽阀。如在汽轮机起动以前，电动主汽阀关闭，使汽轮机与主蒸汽管道隔开，防止水或主蒸汽管道中其他杂物进入主汽阀区。主蒸汽管道的最低位置处，设置有疏水止回阀及相应的疏水管道，用于在汽轮机起动前暖管至10%额定负荷之前，以及汽轮机停机后及时进行疏水，避免因管内积水而发生水击（水锤）现象。

再热冷段：指从高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱入口处的管道和阀门。在接近高压缸下方的排汽管道上，设有高压缸排汽止回阀。另外，该处还设有疏水管道及相应的疏水止回阀。

再热热段：指从锅炉再热器出口至中联门前的蒸汽管道。

在蒸汽系统中，除了上述的一些由主机厂提供的阀门以外，需要特别重视的是蒸汽系统安全阀的选型。安全阀是一种自动阀门，它不借助任何外力而利用介质本身的力来排出一定数量的流体，以防止系统内部压力超过预定的安全压力数值。当压力恢复正常值后，阀门自行关闭并阻止介质继续流出。

1．安全阀

主蒸汽和再热蒸汽来自大容量的电站锅炉，且电站锅炉都配用弹簧直接作用式的全启式安全阀。对于按ASME规范设计的电站锅炉，不应采用重锤或杠杆式安全阀，而应采用弹簧直接作用全启式安全阀。

（1）安全阀的安装数量

1）每台锅炉至少应安装两台安全阀。即过热器出口、再热器进口和出口及直流锅炉起动分离器都必须装安全阀。

直流锅炉一次汽水系统中有截断阀者，截断阀前一般还应装设安全阀，其数量和规格由锅炉设计部门确定。

2）锅炉汽包和过热器上所有安全阀的排放量总和应大于锅炉最大连续蒸发量，且当所有安全阀开启后，锅炉的超压幅度在任何情况下不得大于锅炉设计压力的6%。

再热器进、出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量；直流锅炉外置式起动分离器安全阀的总排放量应大于锅炉起动时的产汽量。

过热器、再热器出口安全阀的排放量在总排放量中所占的比例应保证安全阀开启时，过热器、再热器能得到足够的冷却。

3）电站锅炉安全阀的配置应由锅炉制造厂或设计部门提出。

（2）安全阀工作性能

1）安全阀整定压力及偏差。安全阀的设计整定压力除制造厂有特殊规定外，一般应按表1-9的规定调整与校验（摘自电站锅炉安全阀应用导则DL/T 959—2005）。

整定压力偏差见表1-10（摘自DL/T 959—2005）。

在现场调试时，允许将安全阀或安全泄压阀的弹簧重新调整，但重新整定的压力不得超出阀门铭牌上标记的整定压力范围的5%。

2）安全阀的回座压力（摘自DL/T 959—2005）。对可压缩介质，在压力低于整定压力10%的范围内，安全阀应关闭（不可压缩介质可为20%）。

3）启闭压差。一般应为整定压力的4%～7%（摘自DL/T 959—2005），最大不得超过整定压力的10%。用于水侧安全阀不超过整定压力的20%。

GB/T12243—2005有更明确的规定，见表1-11。

4）安全阀的排放压力。蒸汽用安全阀一般应小于或等于整定压力的1.03倍，水或其他液体应小于或等于整定压力的1.20倍（DL/T 959—2005与GB/T 12243—2005均如此规定）。

2．PCV阀

PCV阀亦称为电磁泄放阀，其主要功能是为了消除锅炉运行时，压力被动引起的安全阀动作。在安全阀动作之前开启，排出多余的蒸汽，以保证锅炉在规定的压力下正常运行，从而保护安全阀，减少安全阀的动作次数，延长其使用寿命。

PCV阀的排量一般设定的为锅炉总蒸发量的10%。

PCV阀有自动、手动和闭锁三种操作方式。自动为逻辑控制，即根据压力的变化，自动进行开启和关闭，图1-2为其原理图，图1-3为PCV阀的结构图。

1.4.2 旁路系统

1．旁路系统的功能

旁路系统的最基本功能是协调锅炉产汽量和汽轮机耗汽量之间的不平衡，改善起动和负荷特性，提高机组运行的安全性、灵活性和负荷的适应性。除起动、安全和溢流三个主要功能外，还有工质回收、清洗和减少叶片腐蚀等功能。

1）机组在冷态、温态、热态和极热态工况起动时，锅炉起动阶段因蒸汽参数未满足冲转要求，通过旁路系统可以控制锅炉的蒸汽压力和蒸汽温度，使起动参数能较快的与汽轮机金属温度相匹配，并快速提升系统参数。不仅缩短了机组的起动时间，也可减小汽轮机寿命的损耗。

2）在汽轮机冲转前、冲转过程中，以及并网初期带负荷时，可以实现主汽的压力及再热汽的压力调节，为汽轮机提供参数稳定的蒸汽。

3）在机组空负荷和低负荷时，实现机组停机不停炉，且便于在短时间停机后，汽轮机能快速起动并网带负荷。

4）当主汽压力、再热汽压力异常或出现机组甩负荷时，旁路可快速开启，减少了安全门动作。

5）当汽轮机负荷低于锅炉最低稳燃负荷时，通过旁路系统的调节，允许机组在低负荷下不投油稳定燃烧。

6）设备和管道运行后会有一些杂质颗粒物产生，如当机组起动时，蒸汽中的这些微小固体颗粒会随蒸汽进入汽轮机，采用旁路系统后，起动初期蒸汽可绕过汽轮机而进入凝汽器，防止了汽轮机调节阀、喷嘴及动叶受到固体颗粒的侵蚀。

2．旁路选型原则

旁路选型主要包括旁路的形式和容量。选型的原则即为设置旁路所需实现的功能和目标。一般来说，要求旁路功能越全、越多，旁路容量也越大，相应造成的投资也会增加。设置旁路系统的形式和容量还要结合机组特性及其在电网中的地位和任务及汽轮机的起动方式、锅炉布置形式及起动系统要求等来综合确定。如果电厂主要以带基本负荷并调峰运行为主，可以明确旁路的基本功能即为起动功能，使主蒸汽和再热蒸汽压力、温度维持到预定的水平，以满足汽轮机冷态、温态、热态和极热态起动的要求，既可缩短起动时间，也可减少汽轮机金属的疲劳损伤。

其他诸如停机不停炉、带厂用电运行及取代锅炉过热器出口安全阀等功能，分别分析如下。

（1）停机不停炉功能 停机不停炉功能要求旁路在额定参数及滑压运行工况都有一定的通流能力。如在额定参数定压下汽轮机跳闸时，锅炉按设计要求应维持45%BMCR（锅炉最大蒸发量）不投油的最低稳燃负荷。此时，如配置30%BMCR的高压旁路容量，不能达到锅炉的设计流量，所以，不能满足停机不停炉的运行要求。又如在滑压运行工况下，汽轮机45%THA（热耗保证）工况下由于主蒸汽压力的降低，蒸汽体积流量的增大，而使高压旁路的通流能力降低。因而要满足锅炉最低稳燃负荷的需要，旁路的容量需要很大，设备和管道费用就会增加很多。同时由于凝汽器容量不允许旁路容量设置过大，加上凝结水平衡及气动条件限制，停机不停炉这种工况还是较难实现。

（2）带厂用电运行功能 带厂用电运行是机组最恶劣的一种运行工况，实现带厂用电运行功能不仅取决于旁路的设计，而且还取决于锅炉及辅机的可控性、控制和保护系统的正确性和可靠性，以及汽轮机的适应性和稳定性等；同时，对电网的安全、可靠地运行和故障及时的恢复与保护，显得尤为重要。对于机组而言，若实现带厂用电运行功能，不仅需要增加大量资金，且利用率很低。因带厂用电运行工况下，要求旁路与汽轮机并联运行，这是机组起动、运行最不利的工况。

带厂用电运行中，如600MW汽轮机进汽量约为122t/h，锅炉维持最低稳燃负荷，其蒸发量约为912.6t/h。在滑参数条件下，旁路需溢流790t/h蒸汽。按此工况计算，低压旁路的设计容量需增至100%BMCR以上才能达到上述的要求。因而要实现带厂用电运行功能，旁路和管道投资依然很大。

（3）兼带安全阀功能 兼带安全阀功能的旁路系统即上文所述三用阀旁路。目前世界上只有少数国家（如德国、南非等）的规程或标准，允许以带安全功能的旁路系统取代锅炉过热器出口的安全阀。但在这种条件下，因凝汽器容量限制，与高压旁路串联的低压旁路容量不能为100%，一般仅为55%～65%，因此再热器出口仍需设安全阀。

按德国TRD规定，采用兼带安全功能的高压旁路系统，还应满足以下要求：

1）锅炉设计压力应按TRD421的规定增加10%。

2）按TRD401的规定，兼带安全功能的高压旁路减压阀应采用角式结构，即阀门开启时气流应顶起阀芯由下向上排出。

3）高压主蒸汽管道上规定应设三个独立回路的安全设备，即具有三个相同的压力测点和三个压力开关。并采用三取一的动作原理，即任一压力开关动作，高压旁路阀就应打开；一旦蒸汽压力下降到压力开关设定值之下时，就关闭高压旁路阀。压力开关前应设置隔离阀，并定时进行旁路阀开启试验，以保证系统安全可靠。有的设计中除了压力升高至定值时开启阀门的功能外，还有超前开启和快开控制，采取三项结合的措施。

4）如锅炉采用滑压运行或定压-滑压-定压的复合滑压运行方式，则压力开关的设定值应随负荷变动，并保持一定的偏置值。

5）采用这种高压旁路时，即使喷水减温失灵，为确保锅炉的安全，高压旁路亦应按要求开启；为适应高温主蒸汽排入低温再热系统，低温再热管道材料必须采用低合金钢。但此旁路配置的缺点是控制系统很复杂，且必须采用电液调节；设备价格较高，维修工作量也大；冷段管系采用低合金钢投资较高。目前，这种形式不太适应国内的电力发展需求。

所以，国内机组基本要求有事故可以迅速解列，而不必要做到停机不停炉和带厂用电运行。并且对于国内机组来讲，要实现以上功能，需要增加大量投资，同时对汽轮机寿命影响很大，且利用率很低。对于电网来讲，不必每台机组均带此功能，且随着电网容量的扩大，电网结构的灵活性逐渐增强，机组的停机不停炉和带厂用电运行功能也显得不是非常重要了。

因此，旁路系统经常是按以起动功能为旁路设置的基本功能，并附有稳定蒸汽压力及在事故工况下的保护功能来确定。此时，可采用高压缸起动或高中压缸联合起动。

3．旁路容量

（1）旁路容量考虑因素 旁路系统以起动功能为旁路设置的基本功能来考虑，旁路系统的最低容量必须满足机组各种起动工况的要求。

由锅炉厂和汽轮机厂提供的起动曲线，可查出在汽轮机冲转前锅炉主蒸汽的压力、温度和流量。这些流量必须经高压旁路绕过汽轮机高压缸排入再热冷段管道或凝汽器。同时，考虑到机组甩负荷时，锅炉产汽量往往大于汽轮机耗汽量，因此需要通过旁路来协调机炉之间的差别。

按照上述条件，应用喷嘴流动公式可计算出高压旁路阀的理论通流面积，再折算至高压旁路容量，这个容量即是必须满足的最低容量。配两级串联旁路时，低压旁路容量应能通过高压旁路流量加减温水量，按照同样的计算方法，可以对低压旁路阀的理论通流面积进行计算，确定低压旁路的容量。

一般来讲，旁路容量越大，机组运行的灵活性也越大，机组的起动速度也越快。主机厂也希望旁路容量大一些，但有时进一步提高旁路容量并不能缩短起动时间。这是因为对于超临界机组，机组起动时间还受气缸温升率的制约，因此旁路容量应综合权衡后确定。一般情况下，能满足起动要求即可。

（2）旁路容量计算

1）若采用高压缸起动，则可以采用一级大旁路系统。旁路系统容量计算如下：以300MW机组为例，根据锅炉厂和汽轮机厂提供的高压缸起动曲线，冷态起动时，汽轮机开始冲转前锅炉来主汽参数为350℃/5.0MPa（a—绝对压力），流量为79t/h。据此参数计算，配置8%BMCR的高压旁路容量即可满足起动要求。

同样，对于机组温态、热态和极热态起动时，汽轮机开始冲转前锅炉来主汽参数分别为400℃/7MPa（a）/162t/h、500℃/10MPa（a）/172t/h和522℃/10MPa（a）/202t/h。据此参数计算，配置（BMCR）14.61%、14.81%、17.72%的旁路容量即可满足起动要求。由于锅炉本身有5%的起动疏水旁路，在极热态起动时，15%容量的旁路仍能满足要求；即使不投入5%的起动疏水旁路，因为在机组起动时所用的主汽疏水阀全开，通流2.72%BMCR的容量也没有任何困难。

综上分析，旁路可取15%的容量。若1000MW机组，旁路可取25%的BMCR容量。这种系统较为简单，且操作简便，投资也最少。可用来调节过热蒸汽温度，但不能保护再热器。如机组滑参数起动时，特别是机组在热态起动时，不能调节再热蒸汽温度，故用于再热器不需要保护的机组上，且这种旁路系统不适用于调峰机组。

2）若采用高、中压缸联合起动，则可以配两级串联旁路，旁路系统容量计算如下：根据锅炉厂和汽轮机厂提供的高中压缸联合起动曲线，冷态起动时，汽轮机开始冲转前锅炉来主汽参数为350℃/5.0MPa（a），流量为200t/h。据此参数计算，配置20%BMCR的高压旁路容量即可满足起动要求。同样，对于机组温态、热态和极热态起动时，汽轮机开始冲转前锅炉来主汽参数分别为400℃/7MPa（a）/354t/h、500℃/10MPa（a）/304.2t/h和526℃/10MPa（a）/337t/h。据此参数计算，配置（BMCR）25.8%、27%、29.64%的高压旁路容量即可满足起动要求。由于采用高、低压旁路系统时，无法与5%的起动疏水旁路并联运行，所以高压旁路容量应取30%。

综上分析，两级串联旁路可取30%的容量。若1000MW机组，旁路可取40%的BMCR容量。两级串联旁路系统由高压旁路和低压旁路组成。高压旁路把主蒸汽经减温减压设备后排入汽轮机高压缸的排汽管道；低压旁路是将再热器出口的再热蒸汽经减温减压设备后排入凝汽器。高压旁路后的蒸汽通过再热器，既保护了再热器又满足热态起动时蒸汽温度与气缸金属壁温相匹配的要求，并能使机组在冷态、温态或热态工况下，以滑参数快速安全地起动。另外，两级串联旁路系统，由于阀门较少、系统简单、功能齐全，因此被广泛用于再热机组上，两级串联旁路系统流程如图1-4所示，图1-5为旁路阀的外形。

3）三级旁路系统，是由两级串联旁路系统和整机旁路系统组成的。通过整机旁路，可以使锅炉维持稳定负荷，多余蒸汽经大旁路排至凝汽器。高、低压两级旁路串联，可满足汽轮机起动过程不同阶段对蒸汽参数和流量的要求，并保证了再热器的最低冷却流量。三级旁路系统的功能齐全，但系统复杂、设备附件多、投资大、布置困难、运输不便，现已很少采用。

4．高、中、低压旁路阀门的结构及参数

旁路阀在工作时，蒸汽的降压和冷却是分别进行的。阀门采用多级减压组合阀笼，减小级间压差，能减小气流对密封面的冲刷及气蚀破坏。阀门设计有副阀芯，可实现小力矩起动、快开/快关。

喷嘴需满足喷水均匀，雾化优良，避免减温水与管壁的直接接触而带来的冲击，实现管道温差应力最小化，防止振动、降低噪声等要求。

1）高压旁路阀，如图1-6所示。设计参数：进口压力为11.0MPa，温度为530℃，流量为312.7t/h；出口压力为4.2MPa，温度为388℃。

2）中压旁路阀，如图1-7所示。设计参数：进口压力为3.9MPa，温度为530℃，流量为398t/h；出口压力为0.6MPa，温度为160℃。

3）低压旁路阀，如图1-8所示。设计参数：进口压力为0.55MPa，温度为160℃，流量为70t/h；出口压力为0.29MPa，温度为160℃。

5．旁路系统的动作响应

旁路系统的动作响应时间则是越快越好，即要求在1～2s内完成旁路的开通动作，在2～3s内完成关闭动作。

高压旁路系统在下述情况下，必须立即自动完成开通动作。①汽轮机跳闸；②汽轮机组甩负荷；③锅炉过热器出口蒸汽压力超限；④锅炉过热器蒸汽升压率超限；⑤锅炉MFT（主燃料跳闸）动作。

当发生下列任一情况时，高压旁路阀快速自动关闭（优先于开启信号）。①高压旁路阀后的蒸汽温度超限；②揿下事故关闭按钮；③高压旁路阀的控制、执行机构失电。

当高压旁路阀动作时，其减温水隔离阀、控制阀同步动作。

低压旁路系统在下述情况下应立即自动完成开通动作。①汽轮机跳闸；②汽轮机组甩负荷；③再热热段蒸汽压力超限。

当发生下列任一情况时，低压旁路系统应立即关闭。①旁路阀后蒸汽压力超限；②低压旁路系统减温水压力太低；③凝汽器压力太高；④减温器出口的蒸汽温度太高；⑤揿下事故关闭按钮。

当低压旁路阀开启或关闭时，其相应的减温水调节阀也随之开启或关闭（后者关闭略有延时）。

1.4.3 轴封蒸汽系统

轴封蒸汽系统的主要功能是向汽轮机、给水泵小汽轮机的轴封和主汽阀、控制阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将各汽封的漏汽合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有高效的效率；在汽轮机的低压区段，则是防止外部的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空（也即尽可能低的背参数），也是为了保证汽轮机组的高效率。轴封蒸汽系统主要由密封装置、轴封蒸汽母管、轴封加热器等设备及相应的阀门、管路系统构成。

为了汽轮机本体部件的安全，对送汽的压力和温度有一定要求。因为送汽温度如果与汽轮机本体部件温度（特别是转子的金属温度）差别太大，将使汽轮机部件产生甚大的热应力，这种热应力将造成汽轮机部件寿命损耗的加剧，同时还会造成汽轮机动、静部分的相对膨胀失调，这将直接影响汽轮机组的安全。

在汽轮机起动时，高、中压缸轴封的送汽温度范围是：冷态起动时，用压力为0.75～0.80MPa、温度为150～260℃的蒸汽向轴封送汽，对汽轮机进行预热；热态起动时，用压力为0.55～0.60MPa、温度为208～375℃的蒸汽向轴封送汽。对于高、中压缸，较好的轴封送汽温度范围是208～260℃，这一温度范围适用于各种起动方式。低压缸轴封的送汽温度则取150℃或更低一些。

为了控制轴封系统蒸汽的温度和压力，系统内除管道、阀门之外，还设有压力和温度调节装置。

在汽轮机组正常运行时，轴封系统的蒸汽由系统内自行平衡。但此时压力调节装置、温度调节装置仍然进行跟踪监视和调节。此时，通过汽轮机轴封装置泄漏出来的蒸汽，分别被接到除氧器（或除氧器前的高压加热器）、低压加热器、轴封冷凝器（轴封冷却器），尽可能地回收能量，以确保汽轮机组的效率。

当汽轮机紧急停机时，高、中压缸的进汽阀迅速关闭。此时，高压缸内的蒸汽压力仍然较高，而中、低压缸内的蒸汽压力接近于凝汽器内的压力，于是，高压缸内的蒸汽将通过轴封蒸汽系统泄漏到中、低压缸内膨胀做功，造成了汽轮机的超速。为了避免这种危险，轴封系统应设置危急放汽阀。即当轴封系统的压力超限时，放汽阀立即打开，将轴封系统与凝汽器接通。

轴封系统通常有两路外接汽源。一路是来自其他机组或辅助锅炉（对于新建电厂的第一台机组）的辅助蒸汽，经温度、压力控制阀之后，接至轴封蒸汽母管，并分别向各轴封送汽；另一路是主蒸汽经压力调节后供汽至轴封蒸汽系统，作为轴封蒸汽系统的备用汽源。

随着机组负荷的增加，高、中压缸轴封漏汽和高、中压缸进汽阀的阀杆漏汽也相应增加，致使得轴封蒸汽压力上升。于是，轴封蒸汽压力调节器逐渐将进气阀关小，以维持轴封蒸汽压力正常值。

当送往低压缸轴封的蒸汽温度太高时，控制温度控制阀（即冷却水阀）向减温器喷水，以维持低压缸轴封蒸汽温度的正常值（≈150℃）。

当600MW机组正常运行时，轴封系统轴封蒸汽压力通常为8.5kPa（不同的机组，系统设置将有所不同，此数值也将有所不同），去低压缸轴封的蒸汽温度为150℃。

机组起动时，轴封蒸汽的汽源来自辅助蒸汽系统，此时轴封送汽的参数如下：冷态起动压力1.0MPa，温度210℃；热态起动压力为1.0MPa，温度265℃。这个系统的阀门一般就是根据这些参数来设计和选型的。

1.4.4 辅助蒸汽系统

辅助蒸汽系统的主要功能有两方面。当机组处于起动阶段而需要蒸汽时，它可以将正在运行的相邻机组（首台机组起动则是辅助锅炉）的蒸汽引送到机组的蒸汽用户，如除氧器水箱预热、暖风器及燃油加热、厂用热交换器、汽轮机轴封、真空系统抽气器、燃油加热及雾化、水处理室等；当机组正在运行时，也可将机组的蒸汽引送到相邻（正在起动）机组的蒸汽用户，或将机组再热冷段的蒸汽引送到机组各个需要辅助蒸汽的用户。图1-9是汽轮机辅助蒸汽系统示意图。该系统辅助蒸汽额定流量为90.4t/h，额定压力为1.1MPa，额定温度为195℃。辅助蒸汽母管至轴封蒸汽系统的管路上，设有一只电加热器，起动时用来提高轴封蒸汽的温度（从195℃提高到265℃）。在正常运行期间，轴封蒸汽的最低温度为265℃。辅助蒸汽系统内共有六只安全阀，辅助蒸汽母管上三只，再热冷段至小旁路一只，再热冷段至轴封蒸汽管道上一只，这五只安全阀的压力整定值均为1.57MPa；另一只安装在辅助蒸汽母管至厂用热交换器的管路上，其压力整定值为1.0MPa。该系统内共有三只减温器。再热冷段至辅助蒸汽母管上一只，再热冷段至辅助蒸汽小旁路管上一只，这两只各有一只压力控制器，以维持辅助蒸汽母管的压力不大于1.1MPa，辅助蒸汽温度不高于195℃；另一只设在辅助蒸汽母管至厂用热交换器管路上，维持热交换器的压力不大于2.1MPa，温度不高于145℃。减温器的喷水均取自凝结水泵出口母管。

在机组起动期间，辅助蒸汽系统的汽源来自相邻机组的辅助蒸汽系统，向机组除氧器、真空系统抽气器、汽轮机轴封、燃油加热及雾化、厂用热交换器及化学水处理室供汽。

在机组低负荷期间，随着负荷的增加，当再热冷段压力足够时（1.5MPa），辅助蒸汽开始由再热冷段供汽。在再热冷段蒸汽温度高于280℃时，轴封也由再热冷段供汽。随着负荷进一步增加，逐渐切换成自保持方式，机组进入正常运行阶段。

正常运行期间，当汽轮机第四段抽汽压力足够时，由第四段抽汽向除氧器、暖风器及燃油加热、厂用热交换器直接供汽。

1.4.5 回热抽汽系统

回热抽汽系统用来加热进入锅炉的给水（主凝结水）。回热抽汽系统性能的优化，对整个汽轮机组热循环效率的提高起着重大的作用。回热抽汽系统抽汽的级数、参数（温度、压力、流量），加热器（换热器）的形式、性能，抽汽凝结水的导向，以及系统内管道、阀门的性能，都应仔细地分析、选择，才能组成性能良好的回热抽汽系统。

理论上回热抽汽的级数越多，汽轮机的热循环过程就越接近卡诺循环，其热循环效率就越高。但回热抽汽的级数受投资和场地的制约，故不可能设置得很多。目前我国600MW等级的汽轮机组采用八段回热抽汽（三段用于高压加热器的抽汽、一段用于除氧器的抽汽、四段用于低压加热器的抽汽）。通常，用于高压加热器和除氧器的抽汽，由高、中压缸（或它们的排汽管）处引出，而用于低压加热器的抽汽由低压缸引出。

在抽汽级数相同的情况下，抽汽参数对系统热循环效率有明显的影响。抽汽参数的选择应为：高品位（高焓、低熵）处的蒸汽少抽，而低品位（低焓、高熵）处的蒸汽则尽可能多抽。

一般地说，由汽轮机的高、中压缸抽出的蒸汽具有一定的过热度，在加热器的蒸汽进口处，可设置过热蒸汽冷却段（简称过热段）；经过加热器之后的凝结水（疏水），比进入加热器的主凝结水温度高，故可设置疏水冷却段。这样，就可以充分利用抽汽的能量，使加热器、进出口的（温度）断差尽量减小，有利于提高整个回热系统的效率，如图1-10所示。

在过热蒸汽冷却段内，过热蒸汽被冷却，其热量由主凝结水吸收，使水温提高，而过热蒸汽的温度降低至接近或等于其相应压力下的饱和温度。但要注意的是：采用过热段是有条件的，这些条件是：在机组满负荷时，蒸汽的过热温度≥83℃，抽汽压力≥1.034MPa，流动阻力≤0.034MPa，加热器端温差在0～1.7℃，过热段出口蒸汽的剩余过热温度≥30℃。

在疏水冷却段内，由于疏水温度高于进水温度，故在换热过程中是疏水温度降低，主凝结水吸热而温度升高。疏水温度的降低，可导致相邻压力较低的加热器抽汽量增大；进水温度升高，则导致本级抽汽量的减少。其结果是：高品位的蒸汽少抽，低品位的蒸汽多抽，这对提高回热系统的效率很有好处。

设置疏水冷却段，没有像过热蒸汽冷却段的限制条件，因此目前600MW机组的所有加热器都设置了疏水冷却段。加热器设置疏水冷却段不但能提高经济性，而且对系统的安全运行也有好处。因为原来的疏水是饱和水，在流向下一级压力较低的加热器时，必须经过节流减压；而饱和水一经节流减压，就会产生蒸汽而形成两相流动，这将对管道和下一级加热器产生冲击、振动等不良影响。经冷却后的疏水是不饱和水，这样，在节流过程中产生两相流动的可能性就大大地减少。

抽汽的管道、阀门要有足够的通流面积，且管道内表面应尽可能平滑，以减少阀门、管道的流动损失。

600MW汽轮机组的抽汽系统均采用三只高压加热器、一只除氧器、四只低压加热器。图1-11为600MW汽轮机组的抽汽系统示意图。

电厂抽汽系统除了要求系统有令人满意的效率外，还要求系统必须十分安全可靠。抽汽系统的抽汽管道大都直接由汽轮机本体引出，这些管道的工作状态直接影响汽轮机本体的安全。

在汽轮机跳闸时，这些抽汽管道中的蒸汽将会倒灌到汽轮机本体，致使汽轮机发生意外的超速（也称“飞车”）及酝酿灾难；当汽轮机低负荷运行，或某些加热器水位太高或加热器水管泄漏破裂或管道疏水不畅时，水可能倒灌到汽轮机本体内，进而损坏叶片，这是不允许的。为了防止上述情况的发生，在抽汽管道紧靠气缸的抽气口处，设有抽汽隔离阀和气动抽汽止回阀。一旦工质有倒灌趋势，该止回阀立即自动快速强制关闭。图1-12、图1-13所示为抽汽止回阀结构，抽汽止回阀控制原理如图1-14所示。

该系统的危急疏水管道设置的控制阀，是为顺流逐级正常疏水故障时而准备，目前该系统的控制阀很多采用进口产品。保证抽汽系统各种阀门启闭灵活、可靠、关闭严密，则是确保抽汽系统安全的关键。抽汽系统中，凡是与凝汽器连通的管道上的阀门必须是真空阀，以防大气进入凝汽器。