首页“慕斯娱乐”首页再热蒸汽的压力总是低于髙压缸的排汽压力。这个减少的数值即为再热器压损。产生压损的原因是蒸汽从高压缸排出后，由于经过再热器及其管道进人中压缸，压力将有不同程度的降低。再热器压损一般是以百分比（即蒸汽通过再热 器系统的压力损失与髙压缸排汽压力之比）来表示的。

　　正常运行中，再热蒸汽压力是随着主蒸汽流量变化而改变的。再热器压损的大小，对整个汽轮机的经济效果有着显著的影响，国产200MW双机组再热器压损变化1%，热耗变化约0.1%

　　再热蒸汽温度升髙时，用喷水减温的方法虽可使汽温降低，但不利经济性，再热蒸汽喷水每增加1%，国产200MW机组，将使热耗增加0.1%~0.2%。再热蒸汽温度升髙5℃， 热耗减少0.111%外，再热蒸汽温度降低5℃，热耗增加0.125%。

　　影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有：汽压、汽温、真空度、给水温度、汽耗率、热耗率、循环水泵耗电率、给水泵耗电率、高压加热器投入率、凝汽器端差、凝结水过冷度、汽轮机热效率等。

　　汽轮机通流部分结垢后，由于通流部分面积减小，因而蒸汽流量減少，叶片的效率也因而降低，这些必然导致汽轮机负荷和效率的降低。通流部分结垢会引起级的反动度变化， 导致汽轮机轴向推力增加，机组安全运行受到威胁。

　　新蒸汽品质不合格时，有可能在儿十小时甚至十几小时的短时间内就会造成通流部分的严重结垢。髙压汽轮机的通流面积较小，所以比中低压汽轮机对结垢的影响更为敏感。结垢以后对汽轮机运行的安全性威胁也更大。

　　如果所结盐垢为可溶性的，则可采用低温蒸汽冲洗。如结有非溶性盐垢，必须停机用冲冼、喷砂或药物清除。

　　由于汽轮机通流部分严重结垢，有的超临界压力机组在运行一年后，汽轮机效率下降达6%。

　　（1）通常低负荷下定压运行，大型锅炉难于维持主蒸汽 及再热蒸汽温度不降低，而变压运行时，锅炉较易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低，但由于饱和蒸汽焓上升较多，总焓明显升高，这一点是变压运行取得经济性的重要因素。

　　（2）变压运行汽压降低汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降。

　　（3）变压运行，高压缸各级、包括高甩缸排汽温度将有所升高，这就保证了再热蒸汽温度，有助于改善热循环效率。

　　（4）变压运行时允许给水压力相应降低，在采用变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电。此外，给水泵降速运行， 对减轻水流对设备侵蚀，延长给水泵使用寿命有利。

　　汽轮机采用变压运行方式经济性的损失，因机组结构、额定参数、对比的运行方式不同而各异，需要具体分析，不能笼统地认为变压运行一定比定压运行经济。

　　一般说额定压力愈高变压运行经济性愈好。有一种观点认为，额定压力在13.0MPa以下及不具备变速给水泵就难以保证变压运行的经济性。

　　国产200MW中间再热机组以低负荷运行方式担负调峰任务吋，应该采用如下的混合变压运行方式：当负荷髙于80%额定负荷时，采用喷嘴调节定压运行；当负荷低于80%时，切换为两个调节汽门全开变压运行。国产N125中间再热机組同样是80%额定负荷以上定压运行，80%额定负荷以下，三个调节汽门全开滑压运行经济性为好。国产机组在不同运行方式下的供电煤耗率，根据实验数据计算比较如下：50%额定负荷下运行时，定压运行机组的供电煤耗率为370.5g/kwh，滑压运行机组的供电煤耗率为356.84g/kwh；但在80%以上负荷时，定压运行反而优于滑压运行，其煤耗率前者336.9g/kwh，后者则为342.4g/kwh，而且从理论上说，当初压下降5MPa时，应切换为滑压运行，以保证热效率不致过分降低。

　　7.汽轮机轴封系统的完善程度对运行经济性有何影响？ 如何进行改进以提高经济性？

　　汽轮机的轴封系统是指门杆漏汽、轴封漏汽及其回收利用系统。通常汽轮机的轴封漏汽、门杆漏汽都回收用于回热系统，用以加热主凝结水或给水，达到提高经济性的目的。从热平衡角度分析，如果忽略轴封管道系统的散热损失，各处渗漏的工质和热量全部得到回收利用，没有热量损失。而如果从能量利用角度或能量平衡角度分析，则不仅存在做功能力损失，而且能反映回收利用系统的完善性。

　　（1）最根本的方面是改进汽封结构和合理调整汽封间隙， 使漏汽量减少，相应地做功损失也就减小了。

　　（2）将渗漏蒸汽回收利用在较髙能级上。回收利用能级越高，能量回收率就越大，做功损失就越小。这是改进轴封利用系统，节约能源的一条原则，伹是漏汽可能利用的能级， 主要取决于汽封结构和参数。

　　射汽抽气器的汽源，可以是新蒸汽，也可以是高压除氧器汽平衡管的蒸汽。由于抽气器的耗汽，新蒸汽的做功能力下降，机组的经济性将相应下降。使用新蒸汽汽源，由于其能位高，损失的做功能力就大。使用除氧器汽平衡管的汽源， 由于蒸汽的能位不是太高，相应的做功能力损失较小，与新蒸汽汽源相比，其经济性相对较高。在定压除氧时，该汽源压力稳定，抽气器工作可靠，所以大型机组多数采用这种汽源系统。

　　化学补充水进人热力系统的方式通常有两种。一种是将化学补充水补人除氧器，另一种是从凝汽器补人。从凝汽器补入时，化学补充水可以在凝汽器中实现初步除氧。当扑充水温度低于凝汽器排汽温度时，如果补充水以喷雾状态进人凝汽器喉部，则可面收利用一部分排汽废热，改善凝汽器的真空。同时，由于补充水流经低压加热器，利用低能位抽汽逐级进行加热，减少了高能位的抽汽（与补入除氧器相比）。因而，提髙了装置的热经济性。所以现代大型凝汽式机组，采用化学水作补充水时，其补充水多数从凝汽器补入。例如， N100-90/535机组补充水份额为0.02，若由除氧器补水改为从凝汽器补入，全年可节约标准煤300多吨。

　　发电厂生产（如加热燃油、蒸汽吹灰）以及釆暖和生活用汽，一般由厂用蒸汽系统供给。其汽源通常来自汽轮机的某段抽汽。

　　厂用蒸汽一方面是生产和生活所必须，另一方面，它必然带来新蒸汽做功能力下降，热经济性降低。提高经济性的办法是：

　　（2）在满足生产和生活用汽要求的前提下，尽量降低厂用蒸汽的参数，即采用较低品位的汽源作为厂用蒸汽。

　　定压除氧器的蒸汽连接系统，由于蒸汽经过调节汽门节流，存在蒸汽的节流损失，造成加热蒸汽的使用能位降低。除氧器出口水温达不到抽汽所能加热的最高温度，加大了高能位抽汽用量，减少了低能位用汽，使热经济性降低。 改进的办法有两种：

　　（2）另一种办法是在除氧器同一级抽汽上增加一个加热 器，它与除氧器共同组成一级回热加热。这样的联结系统，尽管除氧器仍有节流阀存在，但从一级加热的整体来看，并不产生给水加热不足。因而，避免节流引起的热经济性降低问题。这时节流阀只起热量分配作用，不会使该级加热蒸汽的品位降低。

　　低压加热器采用疏水泵汇集疏水系统时，疏水泵的出水有直接打入除氧器、打入本级加热器入口、打入本级加热器出口三种方式。

　　疏水直接打人除氧器，增加了除氧器的较高能级抽汽用量，而减少了各低压加热器的低品位抽汽，冷源损失增大，热经济性降低。

　　疏水打入本级加热器出口和入口比较，前者经济性高。因为前者的疏水热量利用于较高能级的加热器，使冷源损失减小。因此，疏水泵出水与主凝结水的汇合地点最佳位置应在本级加热器的出口。

　　（1）工质泄漏，无论是蒸汽还是热水，都将引起较大的做功能力拫失，使热经济性下降很多。

　　（2）蒸汽的泄漏，尤其是高品位蒸汽的泄漏，产生的做功能力损失最大。所以应特别重视蒸汽的泄漏，尤其是新蒸 汽的泄漏。

　　因此，运行中加强维护、管理、尽力减少设备和管道的汽、水泄漏及各种技术消耗，并给予回收利用，降低做功能力损耗，是火电厂提高运行热经济性的一个非常重要的方面。

　　无论新蒸汽压损、抽汽压损、再热蒸汽压损以及汽轮机排汽压损都将损失做功能力，降低装置的热经济性。

　　减小压损的办法，一方面从设备上着手，尽量减少不必要的管件，改逬管道不合理的走向及联接。另一方面是加强运行管理，把应该开足的阀门开足，更不要人为地节流运行。 尽管各种机组，各个电厂情况各不相同，但是降低蒸汽压损， 减少做功能力损失的潜力都是存在的，这是一项不容忽视的节能技术。

　　热力设备和系统在传递、转换热能的过程中，由于操作维护不当，可能出现热能品位贬值，引起做功能力损失。如加热器的抽空气管道，是为了将空气由高到低逐级自流排入凝汽器而设置。但如果节流孔板未装或孔径过大，在排放空气的同时。将不可避免的有高能位蒸汽逐级流向低能位。这就是热能品位的贬值。同样，加热器疏水恻串汽，除氧器汽源切换阀关闭不严，疏水冷却器无水位或低水位运行，即疏水冷却器没有浸没在疏水中，疏水得不到冷却或冷却不够就排往下一级，都是热能品位贬值的现象。

　　热能品位贬值的特点是：热能由一个场所转移到另一个场所，虽然热能的数量没有变化，怛是做功能力降低了。

　　热能品位贬值问题，由于热能数量上没有变化，无明显热量损失、因而，不易为人们所重视，加上很多串汽、串水 问题又不易察觉，致使许多严重热能品位贬值问题，长期不 被重视，得不到解决。加强能量平衡分析，减少热能品位贬值。提高能量的利用程度，是挖掘节能潜力的一个重要方面。

　　髙压加热器的疏水，一般采用逐级自流并汇集于除氧器中。但当机组负荷降低到一定值时，高压加热器疏水排人定压除氧器将发生困难，髙压加热器疏水将倒换系统，转排人低压加热器运行。这时，由于疏水进人低压加热器并逐级回流，产生疏水使用能位差，损失了做功能力，因而降低了装置的运行热经济性。

　　为此，采取其他措施解决低负荷时高压加热器疏水的排出问题，是调峰机组面临的问题之一。如改定压除氧为滑压运行就是一项较好的解决办法。

　　火电厂生产过程中存在各种余热。锅炉排污热量、除氧 器排气余热以及汽封排汽余热等，均属于携带工质的余热。这 类余热通常在回收利用热量的同时，还将回收部分工质，发 电损失的热量、汽轮机冷油器带走的热量以及锅炉排烟的余 热等，则只有热量可以利用，不存在工质的回收，这类余热 屑于纯热量回收利用。余热利用是提髙经济性、节约燃料的 ―条重要途径。

　　（1）热力系统结构和设备上的节能潜力分析。它通过热力系统优化来完善系统和设备，达到节能目的。

　　（2）热力系统运行管理上的节能潜力分析。它包括运行参数偏离设计值，运行系统倒换不当，以及设备缺陷等引起的各种做功能力亏损。热力系统运行管理上的节能潜力，是通过加强维护、管理、消除设备缺陷，正确倒换运行系统等手段获得。

　　（5）全面地、系统地分析各种局部定量计算结果，查找存在问题并分类为热力系统结构上的问题和运行管理上的问题。

　　锅炉连续排污的热水，具有较髙的温度和压力，是一种较髙能位的余热资源，由于排污水含盐量较髙，不能直接利用，一般是通过排污扩容器，利用扩容蒸发回收部分工质和热量。排污扩容回收的蒸汽和热量，一般引人加热器给予利用。

　　据计算，N100-90/535机组，连续排污率为0. 025，汽包压力为10.8MPa，采用一级扩容回收利用，回收蒸汽人除氧器。煤耗率下降1.99g/kwh。因此，有排污热量不利用， 或有扩容设备而废弃不用是个很大的损失。

　　给水温度变化对电厂经济性影响较大，因而给水温度是电厂小指标考核的内容之一。给水温度变化，一方面引起回热油汽量变化，影响到作功能力；另一方面将使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率。两方面的综合效应便是给水温度变化对装置热经济的影响。实际运行中，应尽量使锅炉给水温度达到设计的要求。

　　由于高压加热器旁路门或联成阀泄漏常使锅炉给水温度降低，使电广热经济性明显降低。为此，应检查最后一台高压加热器出口温度与进人锅炉的给水温度进行分析比较，及时发现高压加热器联成阀或旁路阀泄漏。

　　凝汽式发电厂的发电煤耗率是在单位时间中所耗用的标准煤耗量B万与在单位吋间的发电量P之比叫发电煤耗率，其表达式为：

　　式中B为根据发热量高低折算的标准煤，kg/h；b为发电煤耗率，kg/kwh； P为发电机功率，kw。

　　因为供电煤耗率是考虑了厂用电消耗后的发电煤耗，真实地反映了发电厂技术完善程度和运行的经济性。厂用电量愈多，供电煤耗愈高，所以在降低发电煤耗的同时也要尽量减少厂用电量，才能使供电煤耗率降低。

　　热电厂用于供热的耗煤量B了与对外供热量Qb之比称为供热煤耗率。其表达式为：

　　发电厂在发电过程中，电厂本身要耗用一部分厂用电量，此电量Wc与发电量W之比称为厂用电率。

　　每生产1kwh的电能所需要的蒸汽量，称为汽轮发电机组的汽耗率。计算式如下：

　　式中hc为凝结水焓值，其数值近似于它的温度值×4.1878kj/kg；h0为主蒸汽的焓，kj/kg； d0为汽耗率，kg/kwh。

　　式中h给为锅炉给水的焓，kj/kg；h0为主汽阀前蒸汽的焓kj/kg； d0为汽耗率，kg/kwh。

　　若不考虑任何损失，则蒸汽的焓降将全部转变为机械功， 此时汽轮机所发的功率称为理想功率。

　　汽轮机的相对内效率表示了汽轮机通流部分工作的完善程度，一般为78%～90%左右。

　　轴端功率等于汽轮机内功率减去机械损失的功率。 轴端功率与内功率之比，称为汽轮机的机械效率。机械效率表示汽轮机的机械损失程度，一般为96%～99%。

　　在犮电机中的各种机械损失和电气损失统称为发电机损失，等于汽轮机轴端功率与发电机组电功率的差。

　　发电机组的电功率与汽轮机轴端功率之比称为发电机效率。它说明了发电机工作的完善程度。发电机效率一般为93%～99%。

　　汽轮发电机组的电功率与汽轮机理想功率之比，叫汽轮发电机组的相对电效率。公式为ηel=Pel/Pt=ηi ηm ηg。

　　式中D0为主蒸汽流量，kg；Drh为进入中压缸的再热蒸汽流量，kg； hrh为进人中压缸再热蒸汽焓，kj/kg； he为高压缸排汽焓，kj/kg；W为发电量，kw。

　　总的讲，在热力设备系统已定的情况下，汽轮机值班人员通过合埋的操作调整，从以下几个方面保证运行的经济性：

　　偏差分析法是机组主要运行参数的实际值与基准值相比较的偏差，通过微机计算得出对机组的热耗率、煤耗率的影响程度，从而使运行人员根据这些数量概念，能动地、分主次地去努力减少机组可控热损失，也可用此法来分析运行日报或月报的热经济指标的变化趋势和能耗情况，以提高计划工作的科学性和热经济指标的技术管理水平。任何时候只要有了实际的运行参数，就可以通过编制的微机汁算程序计算出偏离基准值的能耗损失量，可随时指导运行操作人员进行 科学的调整，从而获得更髙的运行经济效益。

　　（4）开炉时，锅炉主汽管疏水未疏尽或运行时过热器、再热器带水，发生汽温剧降或水冲击。

　　（3）从抽汽管倒人冷汽或水使抽汽温度下降。如加热器管子泄漏，减温水门未关以及加热器疏水系统倒流，备用汽系统倒流，抽汽管积疏水等。

　　（4）蒸汽流量变化。（5）反动式机组平衡盘轴封损坏，真空下降或平衡盘疏汽不畅。

　　（2）油流阻塞，如油门开度关小，油管阻塞等。冷油器油滤网堵塞，滤网前压力升高。

　　（4）疏油门故障关小。（5）频率上升，转速也上升，高压油、润滑油、一次油应均升高。

　　（11）减压阀故障，使高压油与润滑油压力比例关系变化， 高压油压力下降，润滑油压力升髙。

　　（14）一次油压除转速下降影响外，由于旋转阻尼封油环间隙太大，针阀开度变小，放大器波形管破裂，一次油压管漏油等因素也会引起油压降低。

　　（15）二次油压除随一次油压变化影响外，由于液电切换 阀、起动阀、脱扣器、电超速等错油门漏油及放大器蝶阀间隙增大等因素都会引起油压降低。

　　（5）高压加热器疏水量及疏水温度或进人除氧器的汽轮机本体门杆疏汽量变化。

　　（1）电流突然到零的原因：①失去电源；②绕组匝间短路；③电动机或水泵故障，开失自动脱扣；

　　（2）电流变大变小的原因：①水泵流量变化；②电压变 化；③频率变化；④水泵母管压力变化；⑤水泵内部有摩擦； ⑥水泵内部有杂物绕住或碰擦；⑦轴封填料过紧；⑧轴承故障损坏；⑨电动机内部动静部分有摩擦；10出水管道阻力变 化；11电动机一相无电。

　　（2）循环水泵进口滤网被垃圾阻塞，滤网后水位下降。（3）循环水泵流量增加。

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