汽轮发电机组热耗率计算

汽耗与热耗计算(经典)

1、 汽轮发电机组热耗率 汽轮发电机组热耗率是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量，单位为“千焦/千瓦时”。它反映汽轮发电机组热力循环的完善轮程度。汽轮发电机组的热耗率不仅受汽轮机的内效率、发电机效率、汽轮发电机组的机械效率的影响，而且受循环效率、蒸汽初、终参数的影响。 汽轮发电机组热耗率的计算公式如下： 1）无再热凝汽轮机组的热耗率 () ()()给水焓主汽焓汽耗率千瓦时千焦无再热热耗率 -?=/ 汽耗率（千克/千瓦时）=发电机的发电量汽轮机耗用的主蒸汽量 式中，主蒸汽焓指汽轮机入口主蒸汽焓。 给水焓指末级高压加热器出口联承阀后给水焓。 2）次中间再热汽轮机的热耗率 () ()?? ?? ??-?+???? ??-?+?-?=水焓减温蒸汽焓再热减温水耗率再热器中喷水用的排汽焓高压缸蒸汽焓再热 计算的汽耗率以高压缸排汽量 给水焓 给水率主蒸汽焓汽耗率千瓦时千焦再热热耗率 / 式中，减温水耗率单位为“千克/千瓦时”。 3）背压式汽轮机的热耗率 ()?? ?? ??-?=蒸汽焓背压汽焓主蒸汽耗率千瓦时千焦热耗率 / 4）单抽式汽轮发电机组热耗率 ()发电量 抽汽焓蒸汽焓汽机进口抽汽量给水焓蒸汽焓汽机进口抽汽量汽耗量热耗率? ? ? ? ?? -?+???? ??-?-= 5）双抽式汽轮机的热耗率 ()给水焓给水率主蒸汽焓汽耗率双抽热耗率 ?-?= — 发电量混合水用的汽量 高压抽汽加热返回 热系统的用汽量高压抽汽供回抽汽量高压?--10

???? ? ?-?水焓与补充水混合后的混合回水高压热用户用抽汽的返抽汽焓高压 — 发电量混合水用的抽汽量低压抽汽加热返回热系统的用汽量低压抽汽供回抽汽量低压 ?-- 10 ???? ??-?水焓与补充水混合后的混合回水低压热用户用抽汽的返抽汽焓低压 式中，汽量以“吨”，电量以“万千瓦时”，给水率以“千克/千瓦时”为单位。 2、 汽轮机的汽耗率 汽轮机汽耗率是指在发电机端每产生一千瓦时的电量，汽轮机所需要的蒸汽量。计算公式为： ()发电机发出的电量 汽轮机的总进汽量千瓦时千克汽耗率=/

影响汽轮机组热耗率

影响汽轮机组热耗率（效率）的因素有哪些？ 影响汽轮机组热效率（效率）的因素的主要由汽轮机通流部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分构成，汽轮机通流部分效率和蒸汽动力循环热效率高，则汽轮机热耗率低（效率高）。 汽轮机通流部分效率取决于汽轮机的设计、制造、安装水平，蒸汽动力循环热效率取决于循环形式与循环初终参数。 （1）汽轮机通流部分效率取决于汽轮机高压缸、中压缸、低压缸效率以及高压配汽机构的节流损失。 （2）蒸汽初参数 蒸汽初参数主要是指汽轮机主蒸汽门前的主蒸汽压力、主蒸汽温度。 主蒸汽压力、主蒸汽温度低于设计值对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现： 1、循环热效率低，汽轮机热耗率上升； 2、造成汽轮机内部蒸汽膨胀也流动状态偏离设计值，缸效率下降，汽轮机组热耗率上升。 所以在汽轮机运行调整过程中，保持蒸汽初参数在运行规程规定范围内是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 对于大容量机组，随着机组负荷的变化有定、滑压运行两种方式，机组定、滑压运行的经济性取决于汽轮机高压缸效率、高压配汽机机构的节流损失以及给水泵能耗的综合作用。 （3）蒸汽终参数 蒸汽终参数是指汽轮机低压缸排气压力。一般情况下，排汽压力低，则汽轮机热耗率越低。通常排汽压力通过测量真空和大气压力计算得到，排汽压力等于大气压力减去凝气器真空度，现场分析排汽压力对机组的影响时习惯上采用真空。 凝汽器真空度对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现： 1、凝气器真空度低于设计值，热力循环冷源参数高于设计值，汽轮机冷源损失增加、循环热效率降低，热耗率上升。 2、凝汽器真空度降低，汽轮机低压缸内部末几级蒸汽膨胀发生变化：有效焓降降低、反动度增大，极效率降低；当凝汽器真空度剧烈变化时，反动度的变化可能引起轴向推力的变化，引起推力轴承负荷增加。所以在汽轮机运行调整过程中，保持较高的凝汽器真空度参数是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 事实上，凝汽器真空度升高，在机组负荷、环境温度、真空严密性等条件不变的前提下必须依靠增加循环冷却水流量。而循环冷却水流量增大是以循环水泵耗电量增加为代价的，所以在实际运行工作中就有一个汽轮机最有利真空的控制。 4、在热循环 对于某一给定的蒸汽循环而言，在热蒸汽循环对汽轮机组热耗率的影响主要通过再热蒸汽温度、再热器减温水流量以及再热器压损来体现。 （1）在热蒸汽温度低于设计值。一是循环热效率降低，汽轮机组热耗率上升。二是汽轮机中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值，造成汽轮机中压缸效率下降，汽轮机组热耗率上升。 （2）再热器减温水流量。再热器喷水减温的过程，是一个非再热的中参数循环，与主循环相比其热经济性要低许多。 （3）再热器压损，再热器压损增大，一方面按等级效焓降理论，蒸汽的作功能能力降低；另一方面再热器压力降低，中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值，造成汽轮机中压缸效率下降，汽轮机组热效率上升。 （5）给水回热循环 给水回热循环对汽轮机热耗率的影响主要是通过给水回热循环的效果体现。

汽轮机发电机组降低热耗措施

汽轮发电机组降低热耗措施 为了降低机组的热耗，建议从以下几个方面进行检查、处理。 一、锅炉专业： 1、锅炉本体 1）锅炉受热面保温严格按照厂家要求进行，并且完成后进行保温层外部实测，温度应满足厂家要求或者规范要求（环境温度低于27℃时，保温结构外表面温度不应超过50℃，环境温度高于27℃时，保温结构外表面温度可比环境温度高25℃）。 2）检查炉膛及烟道密封，防止漏风、漏烟，造成热损失。 3）调整燃烧器喷嘴角度，使炉膛火焰中心及火焰高度满足厂家要求，使煤粉完全燃烧，减低煤耗。 4）清除受热面管积灰、结渣，保证受热面传热效果，减低排烟温度。 5）锅炉汽水系统管道、阀门检查处理。 2、锅炉辅机 1）吹灰器检查，保证吹灰效果。 2) 空气预热器检查积灰情况，减低排烟温度。 3）将空气预热器内腐蚀、磨损严重的蓄热元件进行更换。 二、汽机专业： 1、汽机本体 1）高中压缸及低压缸揭缸，检查汽缸汽封间隙、轴封间隙和通流间隙，并调整到厂家设计值范围内（尽可能取中、下限值）； 2）汽轮机动、静叶片盐垢物化验、清理（化学清洗及人工清理），静叶片矫

正、更换处理； 3）高中压联合汽阀解体，进行阀碟与阀座严密性检查、处理； 4）高中压缸（包括中低压连通管）及高中压联合汽阀（包括导汽管）保温结构外表在机组满负荷情况下进行测温检查，对超温部分予以相应的处理。 2、汽机辅机及管道 1）高低压加热器、轴封加热器抽芯检查，热交换管内部结垢物清理； 2）真空系统严密性检查及处理； 3）汽机侧热力各系统阀门（截止阀、闸阀、蝶阀、调节阀、安全阀）内漏检查及处理； 4）热力系统管道、加热器、除氧器等保温结构外表在机组满负荷情况下进行测温检查，对超温部分予以相应的处理。

汽耗与热耗计算经典

汽耗与热耗计算经典 Corporation standardization office #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8

1、 汽轮发电机组热耗率 汽轮发电机组热耗率是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量，单位为“千焦/千瓦时”。它反映汽轮发电机组热力循环的完善轮程度。汽轮发电机组的热耗率不仅受汽轮机的内效率、发电机效率、汽轮发电机组的机械效率的影响，而且受循环效率、蒸汽初、终参数的影响。 汽轮发电机组热耗率的计算公式如下： 1）无再热凝汽轮机组的热耗率 () ()()给水焓主汽焓汽耗率千瓦时千焦无再热 热耗率-?=/ 汽耗率（千克/千瓦时）=发电机的发电量汽轮机耗用的主蒸汽量 式中，主蒸汽焓指汽轮机入口主蒸汽焓。 给水焓指末级高压加热器出口联承阀后给水焓。 2）次中间再热汽轮机的热耗率 () ()??? ? ??-?+???? ??-?+?-?=水焓减温蒸汽焓再热减温水耗率再热器中喷水用的排汽焓高压缸蒸汽焓再热 计算的汽耗率以高压缸排汽量 给水焓 给水率主蒸汽焓汽耗率千瓦时千焦再热热耗率 / 式中，减温水耗率单位为“千克/千瓦时”。 3）背压式汽轮机的热耗率 ()???? ??-?=蒸汽焓背压汽焓主蒸汽耗率千瓦时千焦热耗率 / 4）单抽式汽轮发电机组热耗率 ()发电量 抽汽焓 蒸汽焓汽机进口抽汽量给水焓蒸汽焓汽机进口 抽汽量汽耗量热耗率? ? ? ? ??-?+???? ??-?-= 5）双抽式汽轮机的热耗率 ()给水焓给水率主蒸汽焓汽耗率双抽热耗率 ?-?= — 发电量混合水用的汽量 高压抽汽加热返回 热系统的用汽量高压抽汽供回抽汽量高压?--10

汽轮机火用分析方法的热力系统计算

汽轮机火用分析方法的热力系统计算 前言 在把整个汽轮机装置系统划分成若干个单元的过程中，任何一个单元由于某些因素而引起的微弱变化，都会影响到其它单元。这种引起某单元变化的因素叫做“扰动”。也就是说，某单元局部参量的微小变化(即扰动)，会引起整个系统的“反弹”，但是它不会引起系统所有参数的“反弹”。就汽轮机装置系统而言，系统产生的任何变化，都可归结为扰动后本级或邻近级抽汽量的变化，从而引起汽轮机装置系统及各单元的火用损变化。因此，在对电厂热力系统进行经济性分析时，仅计算出某一工况下各单元火用损失分布还是不够的，还应计算出当某局部参量变化时整个热力系统火用效率变化情况。 1、火用分析方法 与热力系统的能量分析法一样，可以把热力系统中的回热加热器分为疏水放流式和汇集式两类(参见图1和图2)，并把热力系统的参数整理为3类：其一是蒸汽在加热器中的放热火用，用q’表示；其二是疏水在加热器中的放热火用，用y表示；其三是给水在加热器中的火用升，以r’表示。其计算方法与能量分析法类似。

对疏水式加热器： 对疏水汇集式加热器： 式中，e f、e dj、e sj分别为j级抽汽比火用、加热器疏水比火用和加热器出口水比火用。1．1 抽汽有效火用降的引入 对于抽汽回热系统，某级回热抽汽减少或某小流量进入某加热器“排挤”抽汽量，诸如此类原因使某级加热器抽汽产生变化(一般是抽汽量减少)，如果认为此变化很小而不致引起加热器及热力系统参数变化，那么便可基于等效焓降理论引入放热火用效率来求取某段抽汽量变化时对整个系统火用效率的影响。

为便于分析，定义抽汽的有效火用降，在抽汽减少的情况下表示1kg排挤抽汽做功的增加值；在抽汽量增加时，则表示做功的减少值；用符号Ej来表示。当从靠近凝汽器侧开始，研究各级抽汽有效火用降时，Ej的计算是从排挤l kg抽汽的火用降(e j-e c)ηej中减去某些固定成分，可归纳为通式： 式中，Ar取γer或τer，视加热器换热型式而定。如果j为汇集式加热器，则Ar均以τer代之；如果j为疏水放流式加热器，则顺着凝结水或给水来流方向从j以上直到(包括)汇集式加热器用γer代替Ar，而顺着凝结水或给水来流方向在汇集式加热器以上无论是汇集式或疏水放流式加热器，则一律以τer。代替Ar；r为加热器j后更低压力抽汽口脚码；ηej为汽轮机流动火用效率。 而排挤l kg抽汽所获得的做功Ej与需加入的抽汽火用之比称为抽汽火用效率ηj，即： 1．2 新蒸汽有效火用降 根据抽汽有效火用降推演，并考虑辅助成分的做功损耗，可以得到新蒸汽的净有效火用降： 式中，Σ丌为系统全部辅助成份的做功损失，指除了回热加热以外的一切附加成份，包括门杆漏汽、轴封漏汽、给水泵功损、加热器损失等的代数和。 1．3 再热机组新蒸汽有效火用降 新蒸汽有效火用降E按前述基础理论推演，采用变火用量抽汽火用效率ηo ej可导出新蒸汽有效火用降为：

汽轮机热耗率的实用简捷计算

汽轮机热耗率的实用简捷计算 .j《 汔轮机热耗率的实用简捷计算 [摘要]根据最小二乘法的原理,推导出电厂汽轮机在实用范围内,由压力P与温度表示的水和水 蒸汽比容,烙h的函数表达式,不用查水和水蒸汽性质图表,就能方便地求解汽轮机的热耗率该函 数表达式可用于机组热力性能试验,热力统计计算,现扬热力小指标竞赛,具有计算精度高,简捷,方便, 实用的特点. [关键词]汽轮发电机蛆热耗率简捷计算 汽机的热耗是指汽轮发电机组每发lkW-h的电 能所消耗的热量.它是反映机组能量转换过程中的一 项重要的经济指标.通常的方法以蒸汽的压力P与 温度￡查水和水蒸汽性质图表,使用直线插值法求取 比容及焙.或利用国标水和水蒸汽性质的工业用公式 程序编人计算机进行计算,但该公式长而复杂,系数太 多,这样必须使用计算机,给有些场合带来不便.本文 从汽轮机实用范围的水和水蒸汽压力及温度的可测参

数出发,利用最小二乘法,求解比容及焓高精度的分段函数拟合式,将比容和焙用压力P与温度表示为幂 函数(或变幂函数)的表达式,具有方便,简捷,计算精 度高之特点,可以很好地用于汽轮发电机组的供热蒸汽(或辅助蒸汽)的流量是表计流量,当参数偏离流量孔 板或喷嘴基准参数时,要采用下式对表计流量进行参数的修正: D嗔=Do~N/’ D”√ D-Dt/h(5) 式中Ⅳ——发电机出线端的电功率,MW; Ⅳ一驱动给水泵的小汽轮机功率,MW. 对于用小汽轮机驱动给水泵机组,小汽轮机的功 率可以根据具体机组的特性用统计的方法回归得到. 国产亚临界300MW机组: 匝壅亘亟回国 , , =二,/ =2.3476+1.118594×10一D66Mw(6)

汽机降低热耗的措施

汽轮机降低热耗的措施 一、二期两台机组（1000MW）热耗值情况 三、四号机分别于2013年2月和2012年9月完成了汽轮机组的大修，大修过程中对机组进行了改造和检修。目前热耗值接近设计值，达到集团公司要求：和设计热耗值相差100kJ/KW.h以内。 主要措施有： 1、更换了部分轴封汽封和叶顶汽封、按厂家新的汽封标准调整汽机各部位通流部分间 隙值； 2、消除了机组阀门内漏情况，减少工质泄漏； 3、优化汽轮机的配汽方式和滑压方式提高了汽轮机的效率； 4、改造了轴封及门杆漏汽系统，提高了工质的利用率； 5、改造了中压转子冷却系统，提高了工质的利用率； 二、一期两台机组（600MW）热耗值情况 一、二号机组分别计划于2013年12月和2013年7月完成汽轮机组的大修工作。在大修中我们将相应的改造工作，以达到热耗值接近设计值，达到集团公司要求：和设计热耗值相差100kJ/KW.h以内。主要措施有： 1、更换汽封和调整汽机各部位通流部分间隙值（新的汽封间隙标准哈尔滨汽轮机已经提供）。 2、对汽轮机低压内缸中分面的变形进行处理，以降低各段抽汽的温度； 3、优化低压缸排汽装置，减少排汽损失，充分利用凝汽器的空间，提高真空； 4、优化汽轮机配汽方式和滑压方式提高汽轮机的效率； 5、优化调整高低压加热器的水位，合理控制各端差，提高换热效率； 6、消除机组阀门内漏情况，减少工质泄漏； 7、优化调整汽轮机冷端系统，除低机组的厂用电； 8、根据检查情况，清理凝汽器的换热钛管，提高凝汽器的换热效率；9、 三、完成时间 1、二号机组完成时间2013年7月； 2、一号机组完成时间2013年12月； 四、责任人：陈镇波

汽轮机各种工况简介

汽轮机各种工况简介 工况, 简介, 汽轮机 1。额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。 2。最大连续功率（T－MCR）是指在1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。 3.阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR定义条件下发电机端输出的功率。一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。此流量应为保证值。上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。 二.锅炉 1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。 2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。 3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。对应于：汽轮机阀门全开VWO工况，指在额定进汽参数下，背压 4.9KPa，0％补给水量时汽轮机的最大进汽量。注：a.汽机进汽量和锅炉蒸发量是按机组采用汽动给水泵考虑的。 b.在TMCR 工况下考核汽机热耗和锅炉效率的保证值。在VWO工况下考核汽机最大进汽量和锅炉最大连续出力保证值。 c.一般说，汽机TMCR时的出力比之TRL时的出力大5％左右。汽机VWO 时的进汽量比之TMCR时的进汽量多3～5％，出力则多4～4.5％。 d.如若厂用汽需用量较

汽轮机热力性能数据

资料编号：57.Q151-01 N135-13.24/535/535 135MW中间再热凝汽式空冷 汽轮机热力性能数据 产品编号：Q151 中华人民共和国 上海汽轮机有限公司发布

资料编号：57.Q151-01 COMPILING DEPT.： 编制部门： COMPILED BY： 编制： CHECKED BY： 校对： REVIEWED BY： 审核： APPROVED BY： 审定： STANDARDIZED BY： 标准化审查： COUNTERSIGN： 会签： RATIFIED BY: 批准：

资料编号：57.Q151-01 目次 1 说明 2 主要热力数据汇总 2.1 基本特性 2.2 配汽机构 2.3 主要工况热力特性汇总 2.4 通流部分数据 2.5 各级温度、压力及功率 2.6 各抽汽口口径及流速 3 汽封漏气量及蒸汽室漏气量 3.1 汽封计算 3.2 蒸汽室及中压进口漏汽量 4 汽轮机特性曲线 4.1 调节级后及各抽汽点压力曲线 4.2 调节级后及各抽汽点温度曲线 4.3 各加热器出口给水温度曲线 4.4 进汽量与汽耗、热耗及功率的关系曲线 4.5 高中压缸汽封漏汽量及低压缸汽封供汽量曲线 4.6 调节级后压力和汽轮机功率曲线 4.7 汽轮机内效率曲线 5 热平衡图 5.1 额定工况（THA） 5.2 铭牌工况（TRL） 5.3 最大连续功率工况(TMCR) 5.4 阀门全开工况（VWO） 5.5 75%THA工况 5.6 50%THA工况 5.7 40%THA工况 5.8 30%THA工况 5.9 高加全部停用工况

资料编号：57.Q151-01 1 说明 本机组是上海汽轮机有限公司采用美国西屋公司的先进技术和积木块的设计方法，设计制造的额定功率为135MW，是超高压、一次再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。机组型号为N135-13.24/535/535 1.1 主要技术参数 额定功率135MW 主汽门前蒸汽额定压力13.24MPa(a) 主汽门前蒸汽额定温度535℃ 再热汽门蒸汽额定温度535℃ 工作转速3000r/min 旋转方向从汽轮机端向发电机端看为顺时针 额定平均背压15kPa 夏季平均背压35kPa 额定工况给水温度241.1 ℃ 回热级数二高、三低、一除氧 给水泵驱动方式电动机 额定工况蒸汽流量422.285 t/h 额定工况下净热耗8706.5 kJ/kW.h (2079.5 kcal/kW.h) 低压末级叶片高度435mm

影响汽轮机组热耗率

影响汽轮机组热耗率 （效率）的因素有哪些？ 影响汽轮机组热效率（效率）的因素的主要由汽轮机通流部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分构成，汽轮机通流部分效率和蒸汽动力循环热效率高，则汽轮机热耗率低（效率高）。 汽轮机通流部分效率取决于汽轮机的设计、制造、安装水平，蒸汽动力循环热效率取决于循环形式与循环初终参数。 （1）汽轮机通流部分效率取决于汽轮机高压缸、中压缸、低压缸效率以及高压配汽机构的节流损失。 （2）蒸汽初参数 蒸汽初参数主要是指汽轮机主蒸汽门前的主蒸汽压力、主蒸汽温度。 主蒸汽压力、主蒸汽温度低于设计值对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现： 1、循环热效率低，汽轮机热耗率上升； 2、造成汽轮机内部蒸汽膨胀也流动状态偏离设计值，缸效率下降，汽轮机组热耗率上升。 所以在汽轮机运行调整过程中，保持蒸汽初参数在运行规程规定范围内是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 对于大容量机组，随着机组负荷的变化有定、滑压运行两种方式，机组定、滑压运行的经济性取决于汽轮机高压缸效率、高压配汽机机构的节流损失以及给水泵能耗的综合作用。 （3）蒸汽终参数 蒸汽终参数是指汽轮机低压缸排气压力。一般情况下，排汽压力低，则汽轮机热耗率越低。通常排汽压力通过测量真空和大气压力计算得到，排汽压力

等于大气压力减去凝气器真空度，现场分析排汽压力对机组的影响时习惯上采用真空。 凝汽器真空度对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现： 1、凝气器真空度低于设计值，热力循环冷源参数高于设计值，汽轮机冷源损失增加、循环热效率降低，热耗率上升。 2、凝汽器真空度降低，汽轮机低压缸内部末几级蒸汽膨胀发生变化： 有效焓降降低、反动度增大，极效率降低；当凝汽器真空度剧烈变化时，反动度的变化可能引起轴向推力的变化，引起推力轴承负荷增加。所以在汽轮机运行调整过程中，保持较高的凝汽器真空度参数是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 事实上，凝汽器真空度升高，在机组负荷、环境温度、真空严密性等条件不变的前提下必须依靠增加循环冷却水流量。而循环冷却水流量增大是以循环水泵耗电量增加为代价的，所以在实际运行工作中就有一个汽轮机最有利真空的控制。 4、在热循环 对于某一给定的蒸汽循环而言，在热蒸汽循环对汽轮机组热耗率的影响主要通过再热蒸汽温度、再热器减温水流量以及再热器压损来体现。 （1）在热蒸汽温度低于设计值。一是循环热效率降低，汽轮机组热耗率上升。二是汽轮机中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值，造成汽轮机中压缸效率下降，汽轮机组热耗率上升。 （2）再热器减温水流量。再热器喷水减温的过程，是一个非再热的中参数循环，与主循环相比其热经济性要低许多。 （3）再热器压损，再热器压损增大，一方面按等级效焓降理论，蒸汽的作功能能力降低；另一方面再热器压力降低，中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值，造成汽轮机中压缸效率下降，汽轮机组热效率上升。 （5）给水回热循环

汽轮机热效率计算

汽轮机热效率计算 摘要: 计算了一次蒸汽经减温减压后的?损失。提出利用背压式汽轮机进行余压发电,使蒸汽按品质梯级利用。将一次蒸汽(参数为36 t/h、3. 43 MPa、435 ℃)减温减压至工艺设备需要的二次蒸汽(参数为1. 25 MPa、260 ℃) ,一次蒸汽?损失率为0. 15。利用二者压力差进行余压发电,每年发电量为1226. 62×104 kW·h /a。 ?的注音：yòng 简体部首：火?的部首笔画：4 总笔画：9 当系统由任意状态可逆的变化到与给定环境相平衡的状态时，理论上可以无限转换为任何其他能量形式的那部分能量，称为?（Ex）。与此相对应，一切不能转换为?的能量称为火无【目前并未被收录进汉语词典】（An）（anergy）。任何能量E均由?（Ex）和火无（An）所组成，即E=Ex+An。 ?反应能量的”数量“与能量之间“质”的差别的统一尺度，国内一些人把?称为可用能、有效能或可用度。?作为一种评价能量的价值参数，从“量”与“质”的结合上规定了能量的“价值”，解决了热力学和能源科学中长期以来还没有任何一个参数可以单独评价能量的价值问题，改变了人们对能的性质、能的损失和能的转换效率等传统看法。 某钢铁厂炼铁部1号锅炉房现有2台燃用高炉煤气的中温中压锅炉,每台锅炉产汽(一次蒸汽)量为18 t/h,压力为3. 43 MPa,温度为435 ℃。原设计中,利用一次蒸汽通过凝汽式汽轮机发电,带动送风机向高炉送风。现计划用这2台锅炉替代焦化厂锅炉,向焦化厂输送蒸汽,送风机改用外网电力驱动。焦化厂工艺设备用汽(二次蒸汽)压力为1. 25 MPa,温度为260 ℃。为达到焦化厂工艺设备的用汽参数要求,一次蒸汽须经减温减压后变为符合工艺设备要求的二次蒸汽。减温减压过程一般由减温减压装置完成,减温减压装置由减压系统、减温系统、安全保护装置及热力调节仪表组成。一次蒸汽通过减压系统将压力减至设定压力,减温水经喷嘴喷射入蒸汽管道内,使减压后的一次蒸汽降温,变为二次蒸汽。减温水的压力为3. 82 MPa,温度为104 ℃。本文对蒸汽在减温减压过程中的?损失进行了计算,并探讨了余压发电在节能降耗方面的效果。 1 蒸汽在减温减压过程中的?损失 ?表示能量的做功能力,因此可用来评价能量的品质。当工质的?减少时,也就意味着

汽轮机热耗率的实用简捷计算

汽轮机热耗率的实用简捷计算上海交通大学(上海　200240)　虞亚辉　蒋安众　孙蔚婷 [摘　要]　根据最小二乘法的原理,推导出电厂汽轮机在实用范围内,由压力P与温度t表示的水和水蒸汽比容v、焓h的函数表达式,不用查水和水蒸汽性质图表,就能方便地求解汽轮机的热耗率。该函数表达式可用于机组热力性能试验、热力统计计算、现场热力小指标竞赛,具有计算精度高,简捷、方便、实用的特点。 [关键词]　汽轮发电机组　热耗率　简捷计算 汽机的热耗是指汽轮发电机组每发1kW?h的电能所消耗的热量。它是反映机组能量转换过程中的一项重要的经济指标。通常的方法以蒸汽的压力P与温度t查水和水蒸汽性质图表,使用直线插值法求取比容及焓,或利用国标水和水蒸汽性质的工业用公式程序编入计算机进行计算,但该公式长而复杂,系数太多,这样必须使用计算机,给有些场合带来不便。本文从汽轮机实用范围的水和水蒸汽压力及温度的可测参数出发,利用最小二乘法,求解比容及焓高精度的分段函数拟合式,将比容和焓用压力P与温度t表示为幂函数(或变幂函数)的表达式,具有方便、简捷、计算精度高之特点,可以很好地用于汽轮发电机组的热耗率、热效率、煤耗率等热经济性定量分析。本文推导的水和水蒸汽比容与焓拟合式可适用于高压的单缸机组、也适用于超高压、亚临界、超临界压力参数的多缸机组经济性分析。 1　汽轮机热耗率计算式 汽轮机的热耗率可分为毛热耗率、半净热耗率及净热耗率: 毛热耗率计算式:q mao=Q/(N e+N qb) k J/(kW?h)　(1)半净热耗率计算式:q bj=Q/N e　k J/(kW?h)(2) 净热耗率计算式:q j=Q/(N e(1-a)　 k J/(kW?h)(3) Q=D0h0-D gs h gs+D zr(h zr-h gp)+D grjw h grjw+ D zrjw(h zr-h zrjw)-∑D gr(h gr-h fh)　M J/h (4)式中　Q———汽轮机的总热耗,M J/h; a———机组厂用电率,%; D0———主蒸汽流量,t/h; D zr———再热蒸汽流量,t/h; D gr———供热蒸汽流量,t/h; h gr———供热焓,k J/kg; ∑D gr(h gr-h fh)———机组对外的供热量,M J/h; h fh———返回水焓,k J/kg。 如果无返回水时用补给水焓h bgs(k J/kg)代入,通常取全年环境温度平均值的水焓为h bgs=84k J/kg。 在实际运行中,测量到的主蒸汽、给水及供热蒸汽(或辅助蒸汽)的流量是表计流量,当参数偏离流量孔板或喷嘴基准参数时,要采用下式对表计流量进行参数的修正: D0真实=D0表计 v0基准 v0运行 D gs真实=D gs表计 v gs基准 v gs运行 D gr真实=D gr表计 v gr基准 v gr运行 　t/h (5) 式中　N e———发电机出线端的电功率,MW; N qb———驱动给水泵的小汽轮机功率,MW。 对于用小汽轮机驱动给水泵机组,小汽轮机的功率可以根据具体机组的特性用统计的方法回归得到。 国产亚临界300MW机组:

机组热耗与汽耗浅析

机组热耗与汽耗浅析 热耗、汽耗是凝汽式发电厂的主要热经济性指标，影响热耗、汽耗的主要因素归纳为以下几点:(1)发电厂主要设备的性能，汽轮机、锅炉等设备状态是否完好，是否采用高新技术(大容量机组、超临界技术、通流部分全三维设计和高效叶型、高效燃烧等)；(2)机组运行方式。某些设备因局部故障而采用高压加热器(高加)切除运行、过热器减温水喷水、再热器减温水喷水等；(3)机组运行参数。运行参数可以分为可控与不可控2类。可控参数(如主蒸汽温度、压力、真空等)是否在该工况最优运行参数下运行等；(4)一些旁通阀、疏水阀是否存在严重泄漏等。 以上因素均或多或少地影响机组的热耗、汽耗以及运行的经济性和安全性。下面主要针对1000MW超超临界机组从优化设计、节能运行、技术改造三个方面进行分析提高机组经济性措施。 1000MW超超临界机组从建立之初就确定了“低碳、绿色、科学、高效、节能”的建设理念，设计供电煤耗288g/kw.h设计厂用电率5.6%。通过设备设计选型优化、洁净化安装、优化设备调试、经过运行优化、一系列节能技术改造，均能进一步降低能耗，各项综合指标达到较高水平。 一、设计节能优化 1000MW超超临界机组汽轮机采用上海汽轮机有限公司根据Siemens技术设计制造的超超临界参数、单轴、四缸四排汽、一次中间再热、纯凝汽式汽轮机。型号为：N1000-26.25/600/600，主蒸汽

进口参数：压力26.25MPa,温度600?C；再热蒸汽进口参数：温度600?C，上汽1000MW超超临界汽轮机效率高，汽轮机THA工况保证热耗7328kJ/kw.h；汽轮机无调节级，设计采用全周进汽运行方式，并配补汽阀调频技术，可降低额定工况运行热耗35kJ/kw.h，机组变负荷经济性很好，满负荷至70%发电煤耗只增加5g/kw.h，在80%负荷率下，只增加2.5g/kw.h；并优化循环水管布置，缩短循环水排水管长度，降低循泵运行出力。 低压加热器疏水采用西门子技术用低加疏水泵代替疏水逐级自流的国内传统方式，在#7和#8低压加热器设外置式疏水冷却器。在T-MCR工况下，与低压加热器疏水逐级自流系统相比机组多发电约375kw，汽机热耗率降低约 2.7 kJ/kw.h，扣除疏水泵电耗后，多供电235kw，在年供电量相同的情况下，一台机组年节省标准煤约350T。 机组的性能考核试验，机组设计各项指标达到或优于设定值。其中汽机热耗实验值为：7358.8kJ/kw.h，修正后值为：7326.9kJ/kw.h。 二、运行优化 为了使机组既有一次调频能力又兼顾经济性，机组变压曲线设定时配合了2%全周进汽节流运行的方式，并在变压曲线上加上与凝汽器压力和供热流量相关的正偏置，通过对主汽压力设定值的修正，在冬季仍表现为全滑压方式，在夏季高负荷段（例如980MW～1000MW）表现为定压方式。 三、节能技术改造及检修维护