凝汽式汽轮机蒸汽单耗
600MW凝汽式汽轮机组的热力计算
超临界压力600MW 中间再热凝汽式汽轮机在额定工况下的热经济指标计算。
已知：机组型号：N600-24.2/566/566汽轮机型式：超临界、单轴、三缸（高中压合缸）、四排汽、一次中间再热 凝汽式蒸汽初参数：MPa p 2.240=，5660=t ℃；MPa p 51546.00=∆，再热蒸汽参数：冷段压力MPa p in rh053.4=，冷段温度5.303=inrh t ℃；热段压 力MPa p out rh648.3=，热段温度0.566=outrh t ℃；MPa p rh 4053.0=∆， 排汽压力：kPa p c 4.5= （0.0054MPa ）抽汽及轴封参数见表1。
给水泵出口压力MPa p pu 376.30=，凝结水泵出压 力为MPa 84.1。
机械效率、发电机效率分别取为99.0=m η，988.0=g η。
汽动给水泵用汽系数pu α为0.05177表1 N600-24.2/566/566型三缸四排汽汽轮机组回热抽汽及轴封参数解：1.整理原始资料（1）根据已知参数p 、t 在s h -图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线，得到新汽焓等。
0.33960=h kg kJ ，82.2970=in rhh kg kJ ，2425.3598=outrh h kg kJ ，9.62782.29702425.3598=-=rh q kg kJ 。
（2）根据水蒸汽表查的各加热器出口水焓wj h 及有关疏水焓'j h 或dwj h ，将机组回热系统计算点参数列于表2。
图1 超临界压力600MW三缸四排汽凝汽式机组蒸汽膨胀过程线2.计算回热抽汽系数与凝汽系数 采用相对量方法进行计算。
（1）1号加热器（H1） 由H1的热平衡式求1α()21111w w h dw h h h h -=-ηα ()()06322865.06.11094.305599.01.10859.120611211=--=--=d w hw w hh h h ηαH1的疏水系数0632287.011==ααd（2）2号加热器（H2）()()[]32211222w w h d w d w d d w h h h h h h-=-+-ηαα()()dw dw d w dl h w w h h h h h h 2221322----=αηα()()0897994.08.9013.29708.9016.11090632287.099.02.8881.1085=--⨯--=H2的疏水系数1530281.00897994.00632287.0212=+=+=αααd d再热蒸汽的系数8469719.01530281.01121=-=--=αααrh（3）3号加热器（H3）给水泵焓升puw h ∆的计算，设除氧器的水位高度为50m ，则给水泵的进口压力为MPa p in 5381.195.01032.10098.050=⨯+⨯=，取给水的平均比热容为kg m v aV 30011.0=、给水泵的效率83.0=pu η，则()puin out aV puwp p v hη-⨯=∆310()83.03911.1376.300011.0103-⨯⨯=18.38=()kg kJ由H3的热平衡式得()()[]()pu ww w h d w d w d d w h h h h h h h∆+-=-+-43322333ηαα()[]()dw dw d w d h pu w w w h h h h h h h 33322433---∆+-=αηα[]()0357077.03.7896.33733.7898.90115302801.099.08.7792.888=--⨯--=H3的疏水系数188736.00357077.015302801.0323=+=+=αααd d（4）除氧器（HD ）第四段抽汽由除氧器加热蒸汽’4α和汽动给水泵用汽pu α两部分组成，即pu ααα+=’44由除氧器的物质平衡可知除氧器的进水系数4o α为’4341ααα--=d o由于除氧器的进出口水量不相等，4o α是未知数。
汽轮机发电＂汽耗率＂
汽轮机发电＂汽耗率＂汽耗率（Steam rate）是指每产生1千瓦·时的功所耗费的蒸汽量，单位kg/kW·h，用d表示，d=D/N，D是主汽流量，N是机组发出的电功率。
中文名，汽耗率外文名，Steam rate领域，热力学计算公式汽耗率=主汽流量×1000÷发电量。
影响因素原因分析处理措施热耗率定义汽耗率是指每产生1千瓦·时的功所耗费的蒸汽量，单位kg/kW·h，用d表示，d=D/N，D是主汽流量，N是机组发出的电功率。
[1]汽耗率=主汽流量×1000÷发电量，额定汽耗率3.025 kg/kW.h。
主汽流量是一天或一班的积累数字。
在DAS画面上看到的瞬时主汽流量不是实测而得，而是计算量，公式为主汽流量G=（PⅠ2- P高排2）0.5×81.9×540÷过热器出口温度。
PⅠ为调节级压力，影响因素（1）比较重要的因素：（2）背压（真空）尽量达到最佳值；（3）调门控制方式（单，多阀），根据不同负荷段采取不同方式；（3）主汽压力温度，尽量抬高初温初压；再热压力温度，尽量达到额定值；（4）过、再热减温水的大小；（5）汽机本体通流部分的效率；（6）各疏水阀的严密性（不内漏）；（7）汽封装置的严密性（减少漏汽损失）；（8）供热以及供辅汽量；各加热器，小机，除氧器的用汽量；还有很多汽机本体设计上和机组老化的原因。
原因分析（1）水质较差（2）对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造成轴封信号管过热，看不见轴封信号的现象，使操作人员产生轴封汽不足，加大轴封供的错误操作。
（3）在后轴封齿峰磨损较大的情况下往往也会造成后汽缸排汽温度过高，前后端轴承油中带水，润滑油乳化现象严重等一系列恶性循环问题，因此有必要对轴封系统进行必要的改造，以解决存在的这些问题。
处理措施（1）改进真空、循环水系统工作状况1) 采用真空系统注水找漏等方式消除真空系统漏点并对凝汽器进行疏通；2) 通过增加循环泵的运行台数，并结合季节不同合理提高冷却倍率；3) 加强循环水的排污频率，根据周边实际环境状况和化验结果，选择合理的药剂配方和加药剂量；4) 补充水源仍改用工业水（2）合理调整通流部分间隙（3）轴封供汽系统改造热耗率定义热耗率，是指每产生1kW·h 的电能所消耗的热量。
蒸汽单耗上升原因分析
蒸汽单耗原因分析
一、主观
1、使用去离子水调浆，去离子水温度较低，转晶升温时间较长，
车间采用开旁路升温加热。
2、空心浆叶（东）布袋除尘器温度进料后低于100度时，要求
工人打开空心浆叶旁路提高布袋除尘器进口温度。
二、客观
1、元月份几次降雪低温，环境温度较之前降低。
2、电厂提供蒸汽温度低。
原来290度左右，现在250度左右。
温度相差近40度。
生产完全依靠蒸汽热量把原料中的水分烘
干。
电厂温度降低后，生产产量不变，每吨蒸汽热量减少。
蒸汽用量肯定增加。
计算公式大约为：
原来产量需要：290度×5吨蒸汽/小时=1450
现在产量需要：250度×5.8吨蒸汽/小时=1450
3、蒸汽利用率下降
原温差=（290度蒸汽-100度热水）=190度
现温差=（250度蒸汽-100度热水）=150度
根据产量一定原则：
原产量需要：190度温差×5吨蒸汽/小时=950
现在产量需要：150度温差×6.33吨蒸汽/小时=950
三、生产控制措施
开旁路时通知值班人员，并做好记录。
汽轮机原理-5-4凝汽式汽轮机的工况图
汽轮发电机组功率与汽耗量的关系称为汽轮机的汽耗特性。
表示这种关系的数学表达式称为汽耗特性方程，这种关系曲线称
为汽轮机的工况图。
一、节流调节凝汽式汽轮机的工况图：
1.
功率与流量的关系：
D0 D0 Dnl源自3600Htr'ith
Pel
el
Pm
由于喷嘴调节汽轮机的效率曲线呈波折形，所以汽耗率和电效率曲线也呈波 折形。汽耗量与功率的关系近似为一直线（ABC）。其中B点对应额定负荷， BC为过负荷。
喷嘴调节汽轮机D、d、ηr,el 与Pel的关系曲线
喷嘴调节汽轮机的近似汽 耗特性曲线
4
第四节 凝汽式汽轮机的工况图
二. 喷嘴调节凝汽式汽轮机的工况图
第四节 凝汽式汽轮机的工况图
D d1Pel Dnl
式中， d1 ——汽耗微增率，即每增加单位功率所需增加的汽耗量；
d1 = 3600 N el
H tri 'thel
Dnl —空载汽耗量，
Dn=l
3600 Pm Htri' th
，通常为（0.05~0.1）D0。
2
第四节 凝汽式汽轮机的工况图
2，汽耗特性方程：
当功率小于经济功率时，
D Dnl d1Pel
当功率大于经济功率时，
D Dnl d1( Pel ) d1' [ Pel ( Pel )e ]
式中， d1' — 过负荷时的汽耗微增率。
当大于额定负荷 ( Pel )e时，
' ri
下降，
d
' 1
>
d 1。
5
第四节 凝汽式汽轮机的工况图
蒸汽耗量计算
＝ 592.22kW
压缩机功率：
（一）计算一：
入口状态下流量V1：
查表知：压缩因子Z接近
由公式：P1 V1／(T1Z)＝PV／T
求得：V1＝T1P
＝9859.5÷3600×(0.43－0.26) ×1000000 ÷1000
＝465.59kW
压缩机轴功率＝压缩机功率／0.94
＝465.59÷0.94
＝323×0.1×30000×1÷［273×（0.26＋0.1）］
＝9859.5m3/h
压缩机功率：
因P2／P1＝1.65，该气体可以用液体推导出来的柏努利方程，因循环机出入口管线均为DN400，进出口流速相等（气体温度变化忽略不计），故进出口流体动能不变；进出口管线高度相同，进出口流体位能相等；在忽略阻力损失情况下：
焓：(kJ/kg) 3158
蒸汽流量：(t/h) 13
压缩机 压缩机入口循环氢：
T1：（K) 3238
P1：(Mpa) 0.26
压缩机出口循环氢：
T2：（K) 338
P2：(Mpa) 0.43
循环氢流量V标：(Nm3/h) 30000
透平功率：7
透平功率＝（透平入口蒸汽焓－透平出口蒸汽焓）×蒸汽用量
＝495.31kW
蒸汽效率：
效率＝压缩机轴功率÷透平功率
＝495.31÷592.22
＝83.6%:
已知：1、轴功率9000KW，汽轮机效率75％；2、汽轮机进汽参数9.8MPa（G）540℃，排气4.0MPa（G）400℃。
请教蒸汽消耗计算公式。若凝汽到0.01MPa（A）又该怎样计算？
计算汽轮机热耗公式
计算汽轮机热耗公式
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汽轮机热耗率计算公式
凝汽式机组（采用电动给水泵）毛热耗率＝汽轮机进汽流量×（新蒸汽比焓－给水比焓）÷发电机输出的电功率
中间再热式机组（采用电动给水泵）毛热耗率＝【汽轮机进汽流量×（新蒸汽比焓－给水比焓）+进入中压缸再热蒸汽流量（进入中压缸再热蒸汽实际比焓
－高压缸排汽实际比焓）】÷发电机输出的电功率
中间再热式机组（采用主机抽汽拖动给水泵）毛热耗率＝【汽轮机进汽流量×（新蒸汽比焓－给水比焓）+进入中压缸再热蒸汽流量（进入中压缸再热蒸汽
实际比焓－高压缸排汽实际比焓）】÷（发电机输出的电功率+拖动给水泵用的汽轮机输出功率）
抽汽式机组（采用电动给水泵）毛热耗率＝【汽轮机进汽流量×（新蒸汽比焓－给水比焓）－供热抽汽量（抽汽实际比焓－供热回水实际比焓）】÷发电机
输出的电功率
背压机组的毛热耗率=（进汽量×进汽焓-排汽量×排汽焓-加热器用汽量×加热器用汽焓-轴封漏汽量×轴封漏汽焓）/发电机输出的电功率 kj/kWh。
凝汽式汽轮机汽耗计算公式
凝汽式汽轮机汽耗计算公式
一、凝汽式汽轮机汽耗的基本概念。
汽耗是指汽轮机每输出1kW·h的电能所消耗的蒸汽量。
它是衡量汽轮机运行经济性的一个重要指标。
二、汽耗计算公式。
1. 简单理论汽耗量计算。
- 对于纯凝汽式汽轮机，理论汽耗量D_0（kg/h）的计算公式为：
D_0=(3600)/(h_0)-h_{c}，其中h_0为汽轮机进口蒸汽的焓值（kJ/kg），h_c为汽轮机排汽的焓值（kJ/kg）。
- 而汽耗率d（kg/(kW·h)）的计算公式为：d = (D)/(P)，其中D为实际汽耗量（kg/h），P为汽轮机的功率（kW）。
- 在实际计算汽耗量时，如果考虑汽轮机的相对内效率eta_ri，实际汽耗量D 与理论汽耗量D_0的关系为D=(D_0)/(eta_ri)。
2. 考虑其他因素的汽耗计算（工程实际情况）
- 如果考虑到汽轮机的机械效率eta_m和发电机效率eta_g，则实际汽耗量D （kg/h）与功率P（kW）之间的关系为：
- 首先计算有效焓降Δ h = (h_0-h_c)eta_ri。
- 然后根据能量平衡P=(D×Δ h)/(3600)eta_meta_g，可以推导出
D=(3600P)/((h_0)-h_{c)eta_rieta_meta_g}。
- 在实际工程中，还可能需要考虑蒸汽的湿度、再热等因素对焓值的影响，从而准确计算汽耗量。
例如，对于有再热的汽轮机，进口蒸汽焓值h_0和排汽焓值h_c 的计算需要考虑再热过程中的热量吸收和蒸汽状态变化等情况。
600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算凝汽式发电机组是一种常见的发电装置，通过在燃烧室中燃烧燃料，从而产生高温高压的燃气。
这些燃气经过涡轮机的推动，从而驱动发电机发电。
在这个过程中，燃气能量被转化为机械能，然后转化为电能。
在全厂原则性热力系统计算中，我们需要计算凝汽式发电机组全厂的能量转换过程，以及各组件的能量损失情况。
下面是一个示例的计算步骤：1.燃气流程：首先，我们需要计算燃气在燃烧室中的燃烧过程。
这个过程中，燃料和空气混合在一起，产生高温高压的燃气。
我们需要计算燃气的热输入、质量流量以及热力特性。
2.涡轮机流程：接下来，我们需要计算涡轮机的工作过程。
涡轮机通过燃气的压力和温度来驱动转子转动，从而转化为机械能。
我们需要计算转子的转速以及转动功。
3.发电机流程：涡轮机转动的机械能需要通过发电机转化为电能。
我们需要计算发电机的效率以及电能产生的功率。
4.蒸汽循环流程：在涡轮机工作后，燃气经过凝汽器冷却成为水蒸汽。
然后，水蒸汽被再次加热，在高温高压下再次进入涡轮机。
我们需要计算蒸汽循环的效率以及各组件的能量损失。
5.辅助系统：除了核心的凝汽式发电机组，还有很多辅助系统，如冷却水系统、泵站等。
我们需要计算这些系统的能量损失以及效率。
在进行以上计算时，我们需要使用一些基本的热力学公式和参数。
例如，燃气的热输入可以通过燃料的高位发热值和燃料消耗量计算得到。
涡轮机的转速可以通过流量和进口出口压力计算得到。
发电机的效率可以通过实验测量或者理论计算得到。
总结起来，凝汽式机组全厂原则性热力系统计算是一个包括燃气流程、涡轮机流程、发电机流程、蒸汽循环流程以及辅助系统的计算过程。
通过对这些过程的能量转换和损失进行计算，可以评估凝汽式机组的热力性能，并提供相应的改进和优化建议。
汽轮机组效率及热力系统节能降耗定量分析计算
汽轮机组效率及热力系统节能降耗定量分析计算关于修订管理标准的通知汽轮机组主要经济技术指标的计算为了统一汽轮机组主要经济技术指标的计算方法及过程，本章节计算公式选自中华人民共和国电力行业标准DL/T 904—2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》和 GB/T 8117—87《电站汽轮机热力性能验收规程》。
1 凝汽式汽轮机组主要经济技术指标计算1. 1汽轮机组热耗率及功率计算a. 非再热机组试验热耗率：G0 HkJ/kWhG HHRfwfwN t式中G0 ─主蒸汽流量，kg/h；G fw ─给水流量，kg/h；H 0─主蒸汽焓值，kJ/kg；Hfw ─给水焓值，kJ/kg；N t ─实测发电机端功率，kW。
修正后（经二类）的热耗率：kJ/kWhHQ HRC Q式中C Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对热耗的综合修正系数。
修正后的功率：N N t kWpQ式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对功率的综合修正系数。
b.再热机组试验热耗率：：kJ/kWhG 0 H 0G fw H fw G R（H r H 1）G J (H r H J )HRN t式中G R ─高压缸排汽流量，kg/h；G J ─再热减温水流量，kg/h；H r ─再热蒸汽焓值，kJ/kg；关于修订管理标准的通知H1 ─高压缸排汽焓值，kJ/kg；H J ─再热减温水焓值，kJ/kg。
修正后（经二类）的热耗率：kJ/kWhHQ HRC Q式中C Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽机背压对热耗的综合修正系数。
修正后的功率：N N t kWpQ式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽机背压对功率的综合修正系数。
1. 2汽轮机汽耗率计算a. 试验汽耗率：kg/kWhSR G0N tb. 修正后的汽耗率：SR G ckg/kWh关于修订管理标准的通知pc cp式中G c ─ 修正后的主蒸汽流量， G cG 0 ，kg/h ；p c 、c ─ 设计主蒸汽压力、主蒸汽比容； p 0 、0 ─ 实测主蒸汽压力、主蒸汽比容。
试论影响汽轮机汽耗的因素及建议
试论影响汽轮机汽耗的因素及建议在汽轮机的生产运行中经常会出现的情况是汽轮机汽耗量大等状况。
对于汽轮机汽耗的研究，我国还有很大的提升空间。
本文通过对某厂28000m3/ h空分装置驱动空压机及空气增压机的汽轮机型号为NK S50 /7 1 /0 , 单缸冷凝式，定额功率是33946KW，转速为5665r/min，进汽压力为3.5MPa，温度是400摄氏度，流量是153.54t/h，正常功率为30610KW，转速为5547r/min，进汽流量为135.86t/h。
的汽轮机进行分析研究，总结出汽轮机汽耗因素和相关建议。
随着社会经济的发展，汽轮机得到广泛的运用。
但在过去的今年里，在汽轮机上仍存在着汽轮机的汽耗量大的现象。
从经济与环保的角度来说，发电厂等工厂在汽轮机的应用过程中，对其汽耗量的控制有待提高。
需要我国的科研人员加大对汽轮机的研究，不断改进汽轮机技术，使其汽耗量能够减少，同时起到保护环境的作用。
本文分析了其产生的原因，并提出了相关的建议，具有一定的理论意义和实践意义。
1.汽轮机汽耗产生的原因1.1. 蒸汽压力考虑汽轮机的经济效用，如果汽轮机其他的运行条件保持不变，蒸汽压力降低，其做工地能力减小。
为了维持汽轮机正常的转速运转，蒸汽的流量就会增加。
考虑其安全性，其蒸汽压力降低，就会引起调节级焓降减少, 反动度增加，同时末级焓降会增加，相应的反动度会降低等。
如果蒸汽压力降低较多，就会使汽轮机中的的叶片应力以及转子所承受的压力过大，这样就容易造成汽轮机的汽耗加大，同时使汽轮机的隔板以及动叶处于超负荷状态，超过轴承的承载能力。
1.2.蒸汽温度蒸汽的温度设置在一定的温度，这样才能使蒸汽机的汽耗量保持在正常水平。
当蒸汽温度升高时，就会造成单位质量的工质循环净功增大，只有不断的提高循环热效率，降低汽耗，才对整个装置有利。
当蒸汽压力不变时，其温度降低，含有的焓的量就会减少，蒸汽做的功减少，这样就容易造成汽轮机汽耗的增加，同时蒸汽温度的降低还会对末几级的叶片造成冲蚀的作用，威胁到汽轮机的安全运行。
汽机能耗相关指标及提升措施
汽机能耗相关指标及提升措施1 汽轮机热耗率(kJ/kWh)1 可能存在问题的原因1.1汽轮机通流部分效率低1.1.1汽轮机高、中、低压缸效率低。
1.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大。
1.2蒸汽初参数低。
1.3蒸汽终参数高。
1.4再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。
1.5给水回热循环效率低，给水温度低。
1.6凝汽器真空差。
1.7汽水系统（疏放水、旁路系统）严密性差。
1.8机组辅汽量过大。
……2 解决问题的措施2.1提高蒸汽初参数的措施。
2.2提高再热蒸汽温度，尽量减少再热器减温水量。
2.3提高凝汽器真空。
2.4提高给水温度。
2.5达到规定负荷后，及时调整调节阀运行方式，减少阀门节流损失。
2.6合理、经济地调整机组抽汽供辅汽量。
2.7保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统等内漏问题。
2.8合理调整高压调节阀的重叠度。
2.9结合机组检修对汽轮机通流部件进行了除垢、调整动静间隙。
2.10进行汽轮机通流部分改造。
……2 凝汽器真空度(%)1 可能存在问题的原因1.1真空严密性差1.1.1低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低。
1.1.2多级水封及单级水封的影响。
1.1.3汽轮机及给水泵汽轮机负压系统漏空气。
1.1.4凝汽器喉部膨胀节破损。
1.2凝汽器冷却水管换热效果差1.2.1胶球投入率和收球率的影响。
1.2.2凝汽器冷却水水质差，水管结垢。
1.3循环水进水温度及进水量影响。
1.4射水抽气器或真空泵系统存在缺陷。
1.5射水池或真空泵冷却器水温高，致使抽真空效果差。
1.6凝汽器水位高。
……2 解决问题的措施2.1运行措施2.1.1调整和控制低压轴封压力在规定范围内。
2.1.2定期对真空系统进行查漏，及时分析解决。
2.1.3合理调整多级水封及单级水封水量，防止水封不良造成漏空。
2.1.4加强对胶球清洗装置的管理，提高胶球系统的投入率和收球率。
2.1.5定期对循环冷却水加药，对循环水泵进水滤网或水塔滤网进行巡查和清除杂物，防止凝汽器冷却水管结垢、堵塞。
凝汽式发电厂的主要热经济指标
Q0im g Q0e
D0 wim g
3. 能耗率(单位发电量的能耗，/KW· h)
B 3600 Pe q1cp B 3600 bs s Pe 29270cp Bq qcp 1 bq1 Pe Q q 0 Pe D d 0 Pe 3600 bq1cp qcpcp b
2. 能耗(单位时间能耗,/h)
电厂煤耗B 电厂热耗Qcp 汽轮机热耗Q0
B
3600 Pe q1cp
Qcp
Q0
3600Pe
cp
3600Pe
e
3600Pe wi m g
汽轮机汽耗D0
相互关系
D0
3600P b p cp e Bq1 i mg Bq1
z D0 Dc D j 1
汽耗率d0
由式（l－24）的分母得出：
（三）热耗Q0和热耗率q0
Q0=D0（h0－hfw）＋Drh· qrh
q=Q0/Pe=d0[(h0－hfw＋αrh· qrh)
(1—28)
（1－2ห้องสมุดไป่ตู้）
二、锅炉效率η b与主蒸汽管道效率η
锅炉效率： η b=Qb/Qcp=Qb/Bq1
ηcp
ΔQp Qb Qcp ηb Qo ΔQc ηp Wi ηi ΔQm 3600Pe
ηm
G
ηg
ΔQg
ΔQb
凝汽式电厂各个热力设备的热损失和热效率
1. 热效率
锅炉效率
b
Qb Q b Qcp Bq1
汽轮机的相对内效率、绝对内效率和绝对电效率
Wi ri Wa
Q p 0 Qb
Wi Wa Wi i tri Q0 Q0 Wa Pax Pi
凝汽式汽轮机汽耗率高的
凝汽式汽轮机汽耗率高的凝汽式汽轮机汽耗率高的原因分析及处理措施动力厂汽机车间发电站周光军【摘要】动力厂汽机车间 1＃、2＃、4＃汽轮发电机自1999年1月份以来出现排汽温度高，汽轮机汽耗率大幅度增加、轴承润滑油乳化严重等现象，通过调整了汽轮机通流间隙，改造轴封结构并完善循环水水质处理工作，从而较好地解决上述问题。
【关键词】汽轮发电机、汽耗率、润滑油乳化1、概述动力厂汽机车间共有4台汽轮发电机组，其中3＃为背压式，1、2、4＃为凝汽式。
1机1979年、2机1992年、4机1993年投产以来，运行状况一直比较稳定，各项技术指标良好。
但自1999年1月初开始，该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。
凝汽机组纯凝汽工况下，发电负荷6000时，耗汽量28时，排汽温度达63，汽耗率增加12，润滑油月消耗增加30，滤油工作量很大。
2、问题原因分析2.1机组真空、循环水系统参数变化较大2.1.1首先对1997年至2003年来每年5至8月份，真空系统的有关数据进行比较，见表1年份循环水入口温度（℃）循环水出口温度（℃）真空值端差值（℃）汽耗率不抽汽抽汽1997 28.4 34.6 0.06 6.7 5.28 7.43 1998 27.5 35.3 0.061 8.2 5.32 7.55 1999 26.8 37.9 0.062 10.6 5.41 7.78 2000 27.2 39.8 0.063 14.3 5.56 8.01 2001 27.5 41.7 0.06 20.1 5.88 8.36 2002 27 39 0.058 20.3 5.89 8.33 2003 27 40 0.06 21 5.78 8.35(表1)从表1可以发现，机组平均温升为13℃，由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。
2.1.2通过统计数据发现，机组凝汽器的疏通周期自1995年以来基本为半年左右，至2000年基本根据机组负荷变化的情况进行清扫，没有固定的疏通周期，时间较长，主要原因有：发电循环水的补充水源由水电厂3、4干线工业水供给，水质较差；由于机组采用的是如图1所示的供汽方式，对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造成轴封信号管过热，看不见轴封信号的现象，使操作人员产生轴封汽不足，加大轴封供的错误操作。
第五章§4凝汽式汽轮机的工况图
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二、初温t0变化对汽轮机功率的影响 （初压、背压不变）
认为锅炉吸热量不变
Q D h0 h fw / 3.6 Pi DH t ri QH t ri 3.6 h0 h fw
浙江大学热工与动力系统研究所
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四、热耗率和功率修正
影响机组功率的因素： ①汽轮机组的性能； ②热力系统布置，运行方式： ③运行参数。 同样，对机组功率的进行修正
Pel t Pel n Pel 式中： Pel t —运行参数下试验得到电功率 Pel n —变换到额定参数时的电功率
浙江大学热工与动力系统研究所
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二、初压p0变化对汽轮机功率的影响 （初温、背压不变）
汽轮机内功率：
Pi DH t ri 3.6
当初压p0偏离设计值时，功率的增量（只初压变化）
Pi H t ri D Dri H t DH t ri p0 p0 p0 3.6 p0 3.6 p0 3.6 p0
w2t Gv2 cr Ab
临界状态下动叶出口速度为音速
w2t ws kp2 cr v2 cr p2 cr ws k G f (G ) Ab cr
浙江大学热工与动力系统研究所
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H H h H ri t t ri 0 t ri Pi Q t0 t0 t0 2 h h fw t0 h0 h fw t0 h0 h fw t0 0 Pi 1 H t 1 h0 1 ri t0 Pi H t t0 h0 h fw t0 ri t0
凝汽式汽轮机能耗高原因分析及处理
工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald95在火力发电厂中，汽轮机效率过低一直是遏制发电厂发电经济性的主要原因，在实际生产过程中由于凝汽式汽轮机的排汽压力过高而导致汽轮机的整体运作效率偏低，这就需要电厂消耗更多的成本用于增补凝汽式汽轮机所造成的消耗，在影响企业生产设备安全运行的同时使得企业的生产成本升高，进而使整个企业的经济效益有所降低。
所以，我们有必要具体分析凝汽式汽轮机能耗高的原因，进而提出改进办法提高汽轮机效率，而首先要做的就是了解一下凝汽式汽轮机。
1 凝汽式汽轮机凝汽式汽轮机，主要由汽轮机本体、凝结水泵、凝汽器和循环水泵等部分组成，是指蒸汽在汽轮机内做功之后进入凝汽器由气体冷却成为水，随后经凝结水泵送回锅炉。
而在这当中，凝汽器起到了至关重要的作用，其主要目的是提高汽轮机的热效率，这是个运用蒸汽再冷却成为水的过程中，其体积会大幅度减小，使得剩下的空间变成真空，增大了蒸汽的理想焓。
2 凝汽式汽轮机能耗高原因分析2.1 凝汽器冷凝管堵塞凝汽器生产工作的主要组成部分是冷凝管，如果在运行过程中发生冷凝管堵塞，那么就会减少凝汽器的换热面积，导致冷凝管的冷却效果下降引起了蒸汽凝结成水的水温有所升高，热运动加剧，最终导致汽轮机的排汽压力上升。
而循环水中存在较大杂物是导致冷凝管堵塞的重要原因，当由于冷凝管堵塞引起的汽轮机排汽压力过大时，就必须使凝汽器工作停止，然后进行检查。
所以工作人员查找汽轮机压力上升的原因是十分有必要的，我们需要查明凝汽器换热铜管是否能够通畅。
就该文所调查的凝汽式汽轮机为例，其为双程管壳凝汽器，汽轮机的排汽压力过高，为了查明原因，笔者安排操作人员每天早上定时使用手持式点温仪，对两组循环进出口管线进行测温，然后记录相应的温度。
在经过半个月之后，笔者对数据进行了数据对比分析，发现情况如下：在入口处循环水温度相同的情况下，做平均分析，在两组冷凝管其他条件相同的情况下，右边冷凝管出口比入口温度高5.1 ℃，左边冷凝管出口比入口温度高7.5 ℃。
纯凝汽式汽轮机热经济性指标计算与加热器参数计算
纯凝汽式汽轮机热经济性指标计算 发电机组热经济性指标：ηi D 0 d 0 Q 0 q 0 全厂热经济性指标：q cp ηcp b s 汽轮机理想比内功w a ：h 0 –hca 实际比内功w i ：h 0-h c 绝对内效率ηi =0q w i ×100％='00c c h h h h --×100％ 相对内效率ηri =a i w w ×100％=ca c h h h h --00×100％ 理想循环效率ηt =0q w a ×100％='0c ca o h h h h --×100％ ηi =ηri ηt 汽轮机汽耗量D 0=)0(3600hc h Pe g m -ηη t ，kg/h 汽耗率d 0=Pe D 0=)0(hc h Pe g m -ηη kg/(kw.h) 汽轮机热耗量Q 0=g m i Pe ηηη3600=ePe η3600 KJ/h 热耗率 q 0=Pe Q 0=eη3600 KJ/(kw.h) 全厂热效率ηcp=Pax Pe Wi Pax Q Wa Wa Wi Qb Q Qcp Qb 36003600*3600****00=Qcp Pe 3600=13600Bq Pe ηcp=ηb ηp ηi ηm ηg 发电热耗率q cp =Pe Qcp =cpη3600 KJ/(kw.h) 发电标准煤耗率b s =Pe B s =cpη123.0 kg/(kw.h) 反平衡法求ηcpηcp=1-QcpQi ∑∆ 若给出热耗率q cp ，和每1kw.h 各种损失… ηcp=1-cp iq q ∑∆有关加热器参数计算能量与物质平衡列出下式⎪⎩⎪⎨⎧++=++++=++=6656755776666s5w6w7w6w67w 5s 66')(')(h h'h h h h h h s w w s s w w w αααααααααααααα 第三个式子以进入虚框流出虚框能量列出。
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凝汽式汽轮机蒸汽单耗
在热力发电领域，凝汽式汽轮机作为核心设备之一，其性能与效率直接关系到整个电厂的经济性与环保性。
而蒸汽单耗，作为衡量汽轮机性能的重要指标，更是备受关注。
本文旨在深入探讨凝汽式汽轮机蒸汽单耗的内涵、影响因素以及优化策略，以期为相关领域的研究与实践提供有价值的参考。
一、凝汽式汽轮机概述
凝汽式汽轮机是一种利用蒸汽推动涡轮旋转，进而带动发电机发电的热力机械。
其工作原理是：高温高压蒸汽在汽轮机内膨胀做功，推动汽轮机转子转动，进而通过联轴器带动发电机发电。
做功后的蒸汽在凝汽器中被冷却水冷却，凝结成水，再经过回热系统加热后重新进入锅炉，形成闭合的热力循环。
二、蒸汽单耗的定义与意义
蒸汽单耗，通常是指单位时间内汽轮机消耗蒸汽的量与发电量之比，是评估汽轮机经济运行状况的重要指标。
简单来说，蒸汽单耗越低，说明汽轮机在发电过程中消耗的蒸汽越少，发电效率越高。
因此，降低蒸汽单耗对于提高电厂的经济效益、减少能源消耗、促进节能减排具有重要意义。
三、影响蒸汽单耗的主要因素
1. 汽轮机设计参数
汽轮机的设计参数，如额定功率、主蒸汽压力、主蒸汽温度等，直接影响到蒸汽在汽轮机内的做功能力。
设计参数的选择需要综合考虑技术经济性和运行安全性，过高的设计参数可能导致设备投资增加、运行风险加大，而过低的设计参数则可能导致蒸汽单耗增加、发电效率降低。
2. 汽轮机运行工况
汽轮机的实际运行工况往往与设计工况存在一定偏差。
例如，负荷的波动、蒸汽参数的变化、回热系统的效率等都会对蒸汽单耗产生影响。
在实际运行中，需要通过调整汽轮机的运行参数和控制策略，使其尽可能接近设计工况，以降低蒸汽单耗。
3. 汽轮机维护与检修
汽轮机的维护与检修工作对于保持其良好运行状态至关重要。
如果维护不当或检修不及时，可能导致汽轮机部件磨损、腐蚀或结垢，进而影响到蒸汽的流通和做功效率，增加蒸汽单耗。
4. 冷却水系统性能
凝汽式汽轮机的冷却水系统对于保证汽轮机的正常运行和降低蒸汽单耗具有关
键作用。
冷却水的水质、流量、温度等都会影响到凝汽器的真空度和端差，进而影响到蒸汽的凝结效率和汽轮机的出力。
因此，优化冷却水系统的性能对于降低蒸汽单耗具有重要意义。
四、蒸汽单耗的优化策略
1. 优化汽轮机设计
在汽轮机设计阶段，应综合考虑技术经济性、运行安全性和环保性要求，选择合适的设计参数。
同时，应采用先进的设计理念和优化算法，对汽轮机的结构、流道、叶片等进行优化设计，以提高蒸汽的做功效率和降低蒸汽单耗。
2. 改进汽轮机运行控制
在汽轮机运行过程中，应加强对运行参数的监控和调整，确保汽轮机在最佳工况下运行。
例如，通过实施负荷调度优化、蒸汽参数自动调节、回热系统优化控制等措施，可以有效降低蒸汽单耗。
此外，还可以利用人工智能、大数据等先进技术对汽轮机的运行数据进行深度挖掘和分析，为运行优化提供决策支持。
3. 加强汽轮机维护与检修
应建立完善的汽轮机维护与检修制度，定期对汽轮机的关键部件进行检查、维修和更换。
同时，应加强对汽轮机运行状态的监测和故障诊断，及时发现并处理潜在问题，确保汽轮机的安全稳定运行和降低蒸汽单耗。
4. 优化冷却水系统
应加强对冷却水系统的管理和维护，确保冷却水的质量、流量和温度满足汽轮机的运行要求。
同时，可以采用先进的冷却技术（如海水直流冷却、空冷技术等）对冷却水系统进行改造升级，以提高冷却效率和降低蒸汽单耗。
五、结论与展望
蒸汽单耗作为衡量凝汽式汽轮机性能的重要指标，其优化对于提高电厂的经济效益、促进节能减排具有重要意义。
通过优化汽轮机设计、改进运行控制、加强维护与检修以及优化冷却水系统等措施，可以有效降低蒸汽单耗，提高汽轮机的发电效率。
展望未来，随着科技的不断进步和环保要求的日益严格，凝汽式汽轮机的蒸汽单耗优化将面临更多挑战和机遇。
相信在相关领域研究人员的共同努力下，一定能够开发出更加高效、环保的汽轮机技术和优化策略，为人类的可持续发展做出更大贡献。