端差和过冷度
凝结水过冷度的危害,原因及控制措施
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4 加强检修维护和运行调整， 保证抽空设备正常工作，保证 抽空设备的出力，及时抽出凝 汽器内不凝结气体，以维持好 凝汽器的真空。
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5 加强对凝结水泵的监视，防 止空气自密封点处漏入凝汽器。
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6 加强运行调整防止发生凝汽 器管束振动、热应力过大；加 强检修管理，防止凝汽器管束 机械损伤和管板腐蚀漏泄；加 强凝汽器清扫和清洗防止发生 腐蚀。
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2.凝汽器水位过高 当热水井水位过高时，导致 凝汽器下部冷却水管浸到凝结 水中，这样冷却水带走了一部 分凝结水的热量；换句话说， 将冷却水管浸没，将使整个凝 汽器的冷却面积减少，严重时 淹没空气管，真空恶化。
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3 真空系统漏空 机组运行过程中，包括凝汽器、 汽轮机排汽缸、轴封、排汽安 全门、低加空气系统等在内真 空系统若发生漏泄，空气漏入 后，造成凝汽器传热恶循环水运行方式， 尤其是在冬季冷却水温度较低 时，改变水塔和循环水泵运行 台数以及循环水泵的转速来调 节循环水流量，达到经济运行 的目的。
1 加强对凝汽器水位的监视。 利用凝结水泵的运行特性，尽 量保持低水位运行，避免淹没 铜管，保证凝结水调整门自动 投入的可靠性。
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2 运行中注意监视机组真空的 变化，定期进行严密性试验利 用停备、检修机会对真空系统 进行注水查漏，不仅可以提高 真空，还可以防止凝结水过度 冷却。
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3 调整均压箱压力，保证低压 轴封供汽均衡。以不冒汽影响 润滑油质，不漏空气影响机组 真空为目标精心调整。
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4 抽空设备工作不良 抽空设备真空泵工作不正常， 出力下降。不能把凝汽器内寄存 的不凝结气体及时抽走。导致在 冷却水管的表面形成空气膜，降 低传热效果，增加传热端差，同 时由于抽空设备工作不良，使得 凝汽器内蒸汽混合物中的空气分 压力增加，蒸汽的分压力降低， 凝结水的温度就低于凝汽器总压 力对应的饱和温度，引起凝结水 产生过度冷却。
汽轮机原理
级的发动度Ωm：动叶内理想比焓降Δh b与级滞止理想比焓降Δht0之比，表示蒸汽在动叶内的膨胀程度。
速度比：（级动叶的）圆周速度u与喷嘴出口（蒸汽的）速度c1的比值临界速度：当流速达到本地音速的速度。
轮周功率：单位时间内蒸汽推动叶轮旋转所做的机械功，称为轮周功率。
轮周效率：单位蒸汽量流过某级所产生的轮周功与蒸汽在该级中理想可用能之比，称为该级的轮周效率。
内功率：汽轮机的进汽量与有效焓降的乘积。
相对内效率：级的有效焓降与级的理想焓降的比。
压比：汽轮机喷嘴后的压力与喷嘴前的滞止压力之比。
余速损失：气流离开动叶通道时具有一定的速度C2，且这个速度对应的动能在该级内已不能转换为机械功，这种损失叫做余速损失。
最佳速比：对应于最高轮周效率的速比。
重热现象：上一级损失造成的比熵增大将使后面级的理论比焓降增加，即上一级损失中的一小部分可以在以后各级中得到利用。
重热系数：级内有损失时各级理想比焓降之和与全机理想比焓降之差，即增大的那部分比焓降与没有损失时全机总的理想比焓降之比，称为重热系数。
汽轮机相对内效率：蒸汽实际比焓降与理想比焓降之比。
汽轮机的绝对内效率：蒸汽实际比焓降与整个热力循环中1kg蒸汽所吸收的热量之比。
汽轮发电机组的相对电效率：1kg蒸汽所具有的理想比焓降中最终被转化成电能的效率。
汽轮发电机组的绝对电效率：1kg蒸汽理想比焓降中转化为电能的部分与整个热力循环中1kg蒸汽所吸收的热量之比。
机械效率：轴功率与内功率的比。
发电机效率：电功率与轴功率的比。
汽耗率：机组每生产1kW.h电能所消耗的蒸汽量。
热耗率：机组每生产1 kW.h电能所需的热量。
极限功率：在一定的初终参数和转速下，单排汽凝汽式汽轮机所能发出的最大功率。
定压运行：通过改变主蒸汽流量来适应外界负荷变化的运行方式。
在该方式下，在汽轮机负荷变化范围内，主蒸汽压力和温度参数都保持额定值，不予改变。
滑压运行：机组在额定出力以下运行，调汽门全开或者开度不变。
金属结晶时的过冷和过冷度
金属结晶时的过冷和过冷度
过冷是指金属结晶过程中，温度明显低于金属的相变温度
的状态。
过冷的温度被称为过冷度。
它也可以被称为过温度或
金属结晶温度，因为存在不同的结构以及形状并且具有低温特性。
一般情况下，可以分成几种过冷程度，以便满足不同种类
的金属结晶。
由于金属通常在一定温度下结晶，所以过冷度的重要性也
就变得越来越明显了，如果过冷度被低估，将会导致金属结晶
过程出现崩解或者破坏，使得结晶性能不佳，甚至会影响到金
属的机械性能，在其它的工况也会有影响。
因此，确定一个
恰当的过冷度也就变得尤为重要。
通常情况下，常见的金属结晶，如铁，锰，钒，铝等，
过冷度为100-200℃，这是因为当金属温度较低时，如约100℃时，金属只结晶的能力有了大的增强，而且金属的微观结构也
得到了改善，这就是过冷度的重要性。
另外，在金属晶体生长过程中，由于金属的过冷度越低，
其结晶温度越低，微观结构就会更加稳定，形成更加完美的晶体，结晶性能就会更加提高，另外在这种过冷度可以保持较好
的晶界完全性，使得金属结晶产生能量场，因此过冷是金属结
晶过程中比较重要的影响因素之一。
总之，过冷度是控制金属结晶的关键。
一个合适的过冷度
不仅保证了金属结晶的稳定性，还能够提高金属的机械性能，
以及在一定程度上避免了机械性能受到破坏的可能，这样就能
更好地保证金属结晶过程中的安全性和可靠性，保证了产物的
质量和功能。
300MW机组高加下端差大原因分析
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高压加热器技术参数
项 目 高加HP-1 2.3 -1.7 5.6 7.3 86 卧式U形管 焊接&胀接 1188 Ф16×1.8 5% 高加HP-2 2.1 0 5.6 4.7 96 卧式U形管 焊接&胀接 1186 Ф16×1.8 5% 高加HP-3 2.05 0 5.6 2.16 75 卧式U形管 焊接&胀接 1186 Ф16×1.8 5% 管内流速（m/s） 给水端差（℃） 疏水端差（℃） 设计压力（MPa） 二根管子泄漏抽汽管道 满水时间（秒） 加热器型式 管子与管板的连接方式 管子数量（根） 尺寸/壁厚（mm） 备用管子
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减小端差、防止泄漏预防措施
检修维护要点
4.及时观察前臵泵电流情况，运行中观察两台前臵泵电流变化情况， 如果超电流运行，就是高加泄露了（如2013年11月20日，#11机前臵泵 超电流27A，平时约22A） 5.高加每次停运查漏堵焊时，加强检修质量关。 （1）查漏，将泄漏的U型管必须全部找出来，否则堵焊仍无效； （2）堵焊，即焊接接工艺要精。在高加U型钢管堵焊时，堵头 与木材材质不同，同样给高加运行带来隐患。建议采用机 械封堵，避免由于焊接应力集中造成周围管板其它管束泄漏。 6.高加停运后保养措施要有利 在高加每次停运后，没有按要求采取蒸汽侧充氮和水侧充经过 加氨的除盐水来进行保养。我公司六期高加均有连接的氮气管道， 不能形同虚设，真正利用起来。 7. 加强管理，强化培训，提高运行值班人员的责任心及技术素质。 加强疏水水位监控，及时采取措施调整。不能习惯性地把高加疏水 的水位控制值设定在很低的位臵，这样的操作习惯容易造成疏水的 汽液两相流现象，从而加剧端差值，加剧损伤管壁。
热电厂技术经济指标释义与计算
热电公司技术经济指标释义与计算批准：审核：编制：二OO七年三月十日热电厂技术经济指标释义与计算1.发电量电能生产数量的指标。
即发电机组产出的有功电能数量。
计量单位：万千瓦时（1×104kWh）。
发电机的电能表发生故障或变换系统使电能表不能正常工作时，应按每小时记录其有功功率表的指示来估算发电量。
2.供电量发电厂实际向厂外供出电量的总和。
即供电量= 出线有功电量，计量单位：万千瓦时（1×104kWh）。
单台机组供电量=出线有功电量，计量单位：万千瓦时（1×104kWh）。
以出线开关外有功电能表计量为准。
3.综合厂用电量综合厂用电量=发电量-供电量计量单位：万千瓦时（1×104kWh）。
4.供热量热电厂发电的同时，对外供出的蒸汽或热水的热量。
计量单位：吉焦（GJ）5.平均负荷计算期内，瞬间负荷的平均值。
计量单位：兆瓦（MW）。
计算方法：平均负荷=计算期内发电量/计算期内运行小时6.燃料的发热量单位量的燃料完全燃烧后所放出的热量称为燃料的发热量，亦称热值。
计量单位：千焦/千克（kJ/kg）。
7.燃料的低位发热量单位量燃料的最大可能发热量（包括燃烧生成的水蒸汽凝结成水所放出的汽化热）扣除水蒸汽的汽化热后的发热量。
计量单位：千焦/千克（kJ/kg）。
8.原煤与标准煤的折算综合能耗计算通则(GB2589-81)关于《热量单位、符号与换算》中明确规定：低位发热量等于29271千焦(或7000大卡)的固体燃料，称之为1千克标准煤。
所以，标准煤是指低位发热量为29271kJ/kg （7000大卡/千克）的煤。
不同发热量情况下的耗煤量（即原煤耗量）均可以折为标准耗煤量，计算公式为：标准煤耗量（T）=原煤耗量（T）×原煤平均低位发热量/标准煤的低位发热量=原煤耗量（T）×原煤平均低位发热量/29271 9.燃油与标准煤、原煤的折算综合能耗计算通则(GB2589-81)关于《热量单位、符号与换算》中明确规定：低位发热量等于41816千焦(或10000大卡)的液体燃料，称之为1千克标准油。
汽轮机技术问答6
汽轮机技术问答:六、汽轮机运行维护1．汽轮机油中进水有哪些因素？如何防止油中进水？油中进水是油质劣化的重要因素之一，油中进水后，如果油中含有机酸，则会形成油渣，还会使油系统发生腐蚀的危险。
油中进水多半是汽轮机轴封的状态不良或是发生磨损，轴封的进汽过多所引起的，另外轴封汽回汽受阻，轴封高压漏汽回汽不畅，轴承内负压太高等原因也往往直接构成油中进水。
为防止油中进水，除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外，还应精心调整各轴封的进汽量，防止油中进水。
2．冷油器为什么要放在机组的零米层？若放在运转层有何影响？冷油器入在零米层，离冷却水源近，节省管道，安装检修方便，布置合理。
机组停用时，冷油器始终充满油，可以减少充油操作。
若冷油器放在运转层，情况正好相反，它离冷却水源较远，管路长，要求冷却水有较高的压力，否则冷油器容易失水；停机后冷油器的油全部回至油箱，使油箱满油。
起动时，要先向冷油器充油放尽空气，操作复杂。
3．汽轮机为什么会产生轴向推力，运行中轴向推力怎样变化？汽轮机每一级动叶片都有大小不等的压降，在动叶片前后也产生压差，因此形成汽轮机的轴向推力。
还有隔板汽封间隙中的漏汽也使叶轮前后产生压差，形成与蒸汽流向相同的轴向推力。
另外蒸汽进入汽轮机膨胀做功，除了产生圆周力推动转子旋转外，还将使转子产生与蒸汽流向相反的轴向推力。
运行中影响轴向推力的因素很多，基本上轴向推力的大小与蒸汽流量的大小成正比。
4．影响轴承油膜的因素有哪些？影响轴承转子油膜的因素有：①转速；②轴承载荷；③油的粘度；④轴颈与轴承的间隙；⑤轴承与轴颈的尺寸；⑥润滑油温度；⑦润滑油压；⑧轴承进油孔直径。
5．什么叫凝汽器的热负荷？凝汽器热负荷是指凝汽器内蒸汽和凝结水传给冷却水的总热量（包括排汽、汽封漏汽、加热器疏水等热量）。
凝汽器的单位负荷是指单位面积所冷凝的蒸汽量，即进入凝汽器的蒸汽量与冷却面积的比值。
6．什么叫循环水温升？温升的大小说明什么问题？循环水温升是凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标，温升可监视凝汽器冷却水量是否满足汽轮机排汽冷却之用，因为在一定的蒸汽流量下有一定的温升值。
(完整版)真空系统试题
真空系统技能培训（一）一、填空题1.主要有泵轴、叶轮、叶轮盘、分配器、轴承、支持架、进水壳体、端盖、泵体、泵盖等组成。
2.水环式真空泵是靠泵腔容积的变化来实现吸气、压缩和排气的。
3. 凝汽器压力下的饱和温度与凝器冷却水出口温度之差称为端差。
4. 在凝结器压力下的饱和温度减去凝结水温度称为“过冷度”，即凝结水温度比排汽压力对应的饱和温度低的数值称为凝结水的过冷度。
5. 真空系统作用是建立和维持汽轮机机组的低背压和凝汽器的真空，正常运行时不断地抽出由不同途经漏入汽轮机及凝汽器的不凝结气体。
6. 真空的提高也不是越高越好，而是有一个极限，这个真空的极限由汽机的最后一级叶片出口截面的膨胀极限所决定，如果继续提高真空，汽机的功率不再增加，当蒸汽在末级叶片的膨胀达到极限时，所对应的真空称为极限真空，也有的叫临界真空。
7.真空下降的主要现象：排汽温度升高、真空指示降低、凝结器端差增大，在调门开度不变的情况下，汽轮机的负荷会降低。
8. 在极限真空内，当蒸汽参数和流量不变时，提高真空使蒸汽在汽机中的可用焓降增大，就会相应的增加发电机的输出功率。
但是在提高真空的同时，需要向凝结器多供冷却水，从而增加循环水泵的耗功。
由于凝器真空的提高，使汽机功率增加与循环水泵多耗功率的差数为最大时的真空值称为凝结器的最佳真空。
9.一般汽机的铭牌排汽绝对压力对应的真空是额定真空。
10. 热井的作用是为了集聚凝结水，有利于凝泵的正常运行。
11. 真空系统检漏方法有：蜡烛火焰法（注意：此法不适应氢冷发电机系统）；汽侧灌水试验法：氦气检漏仪法。
二、问答题1.凝结水导电度增大的原因有哪些？1)凝汽器铜管泄漏2)软化水水质不合格3)阀门误操作，使生水吸入凝汽器汽侧4)汽水品质恶化5)低负荷运行2.凝结器水位高的原因有哪些？有什么危害？ 原因：a)凝泵故障停止b)凝泵轴封或进水部分漏空气，造成水泵不出水c)凝泵进口滤网脏污堵塞d)出于负荷增加，补水量增加等原因，凝泵不能及时将凝结水排出e)凝结水出水不畅，如出水门关小，除氧器喷嘴堵塞f)凝泵再循环门误开g)凝泵出入口门未开h)凝结器铜管泄漏i)就地水位计不准或远传水位计没校准危害：1)使凝结水过冷却2)影响凝结器的经济运行3)水位过高，将铜管底部淹没，将整个凝结器冷却面积减少，严重时淹没空气管，真空泵带水，使凝结器真空严重下降。
凝结水溶解氧含量高的原因分析
凝结水溶解氧含量高的原因分析及治理措施机组正常运行中要求凝结水含氧量小于30 ppb，给水含氧量小于7 ppb。
如含氧量超出规定值，长时间运行必然对设备造成极大危害。
分析造成凝结水溶解氧含量大的原因如下：一、凝结水过冷度大：1、凝汽器水位过高；2、循环水温度过低；3、循环水量过大，循环倍率不合适，造成端差过低；4、凝汽器冷却水管布置不合理，造成二次冷却或回热加热不充分。
二、凝汽器补水中的溶解氧量过大。
三、蒸汽中夹带的氧气（量很小）。
四、真空系统漏泄：1、凝结水泵机械密封漏泄；2、真空系统泄漏（真空严密性试验不合格）。
五、循环水的漏入。
六、各种回收的疏水带入的氧气，以接触大气且温度低者为主。
七、真空泵的工作效率及空气抽出区设计不合理。
结合以上原因，提出相应的治理措施如下：一、控制减少过冷度。
1、从设计、安装、检修角度，尽量控制过冷度至最小；2、调整凝汽器水位正常，在975－1000mm；3、循环水温度的调节，在15－33℃范围内；4、根据负荷调整循环水量、循环倍率，端差不低于3℃；二、确保除盐水水质合格，尽量减少补充水箱接触大气的面积，减少系统的漏泄量，从而减少补水量。
三、减少真空系统的漏泄。
1、更换凝结水泵机械密封，采用双环式机械密封；2、对真空系统进行在线查漏或利用停机机会进行真空系统上水找漏，对查到的漏泄点不分大小，要彻底治理；3、运行中采用调整轴封供汽量、本扩减温水量及凝结水泵外接密封水量的方法，尽量提高真空。
四、加强凝结水水质的监视及化验，硬度超标应立即处理。
五、各回收疏水的水质应定期化验，不合格者应排放掉。
六、确保真空泵工作正常，保持真空泵工作水温度及汽水分离罐水位正常。
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精心整理今天学习与凝汽器相关的专业术语。
（本帖重点讲端差和过冷度，这个学习贴参考了不少论坛朋友的贴文，这里就不一一说明，统一在这里对你们表示感谢。
）
学习内容摘要：
1、冷却倍率
5.2、产生过冷度的原因
5.3、过冷度增加的分析
5.4、为什么有时过冷度会出现负值
1、冷却倍率
所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）
（1）凝汽器端差：?凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等，所以，在凝汽设备运行监测中,?传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口
?
比；另外，冷却水量增大，冷却水温升减小，由冷却水温升与传热端差成正比可知
端差也要减小。
也就是说，冷却水量增加导致了这样一个结果：既使得传热端差增大又使其变小。
那么最终结果究竟是使得传热端差增大还是减小呢？????（后面求导的过程就不说了，直接说结果）
凝汽器冷却水温升变化及凝汽器总的换热系数变化对凝汽器传热端差的影响要比冷却水量变化和对端差的影响要快。
冷却水量增加使得传热端差增大，同时使得冷却水温升下降而导致传热端差减小，?由于冷却水温升下降使传热端差变小的速率要比冷却水量增大使得端差增大的速率要大，?且冷却水量增大使得凝汽器总的换热系数增大而使传热端差减小(减小的速率要大于因冷却水量增加而增大的传热端差的速
温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷。
D、由于凝结器汽侧积有空气，空气分压力增大，蒸汽分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷。
E、凝结器构造上存在缺陷，冷却水管束排列不合理，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜，当水膜变厚下垂成水滴时，水滴的温度即水膜内、外层平均温度低于水膜外表面的饱和温度，从而产生过冷却。
（3）过冷度升高的原因：
A、凝结器漏入空气或抽气器（真空泵）工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分
气管、高低加事故疏水、辅助蒸汽系统疏水等疏水至扩容器疏水门关不严，即高压侧疏水门都可能不严密，导致有热源进入扩容器，再到凝汽器。
）。