300MW汽轮机组冷端运行优化的软件实现【最新毕业论文】 29677.doc

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1、300MW汽轮机组冷端运行优化的软件实现摘 要凝汽器是电厂重要设备之一，它的安全经济运行对电厂的安全经济运行具有重要的作用。本文建立了凝汽器变工况计算模型，以及不同参数对凝汽器真空的影响模型，通过建立了凝汽器变工况性能计算模型和机组最佳真空的计算模型，得到了不同冷却水进口温度和不同循环水栗组合方式下的的最佳运行真空，以300MW机组为例，进行了不同给水入口温度下和不同循环水泵运行组合方式下的机组耗功计算，得到了机组在全负荷范围内的最佳运行方式，进而达到节能降耗的目的。对于指导现场运行具有重要的现实意义。关键词：300MW；凝汽器；最佳真空；冷端OPERATION OF THE COLD END

2、 OPTIMIZATION OF 300MW STEAM TURBINE UNIT ABSTRACTThe condenser is one of the important equipments in power plant, plays an important role in safe and economic operation of the safe and economic operation of power plant. This paper established the condenser off-design condition calculation model, an

3、d the influence of different parameters on the vacuum of condenser model, calculation model of off-design performance through the establishment of a condenser calculation model and the optimal vacuum, got the optimal operation of the vacuum of the different inlet temperature of cooling water and cir

4、culating water chestnut combination way, to the 300MW unit as an example, the different water entrance temperature and different combinations of circulating water pump running under unit power calculation, obtained the best mode of operation in the entire load range of the unit, so as to achieve the

5、 purpose of energy saving. Have important realistic meaning for guiding the operation.Key words:300MW; Condenser; Best Vacuum; cold side目 录第一章 绪论11.1 课题的背景和意义11.2 本课题的研究现状及存在的问题21.2.1 本课题的研究现状21.2.2目前存在的问题31.3 本论文的主要工作5第二章 凝汽器的作用及其理论分析62.1 凝汽器的作用62.2 凝汽器的分类62.2.1 表面式凝汽器72.3 凝汽器的变工况模型82.3.1凝汽器的变工况模型1

6、02.4 背压变化对机组微增功率的影响142.4.1 背压变化对汽轮发电机组电功率影响的几种计算方法152.5 小结27第三章 300MW机组冷端优化方法计算483.1 计算参数483.2 300MW机组冷端优化方法计算493.2.1 优化原理及方法493.2.2 实例计算503.3 小结54第四章 汽轮机组冷端系统优化应用软件开发564.1 LABVIEW简介564.2软件开发604.2.1软件的理论模型604.2.2软件界面及功能614.3 软件实施62第五章 结论63参考文献65第一章 绪论1.1 课题的背景和意义煤炭在我国能源构成中居主导地位，占我国一次能源生产和消耗的62%。进入90

7、年代以来，我国原煤产量就跃居世界第一，耗煤量也最大，占全世界耗煤总量的1/4。但是我国人均产能及消费量尚不及世界平均水平的一半，能源利用率目前也只有30%,低于世界先进国家2030个百分点。这就说明我国存在能源短缺和供应紧张状况的同时浪费惊人、有巨大的节能潜力。因此，深入持久地开展节能工作，走低能耗、高效益的道路，是解决中国能源问题的重要途径。凝汽器是火力发电机组冷端的主要换热设备，其任务是将凝汽式汽轮机的排汽凝结成水，并在汽轮机排汽口建立并保持一定的真空度，是影响热力系统冷端效率的主要因素。凝汽器的运行工况直接影响着冷端真空度，影响热力系统的经济性。凝汽器真空每降低l,汽轮机组循环热效率降低

8、1%左右，从而使供电煤耗增加3左右。其次，从设备的耗水量来看，凝汽器用水量大约占电厂总耗水量的42.8%79.5%,这对于位于缺水地区的电厂来说，是一个令人瞩目的数字。乌海热电采用冷水塔循环水方式，采用中水与地下水共同补入水塔水池。由于中水的水质差，易造成凝结器铜管腐蚀，在运行中发生泄露。又由于高纬度寒冷地带，冬夏季机组工况相差较大，冷水塔的进出口温度调节变化范围大，水量调节滞后且有较大偏差，导致耗水量和耗电量较大，直接影响到冷端系统的运行经济性能。因此，冷端系统尤其是凝汽器的防腐和节能技术问题一直是困扰火电厂生产运行的技术难题之一。因此，结合实际运行和检修经验对冷端系统进行优化分析，得出机组

9、冷端各设备最优运行工况，并在此基础上采取可行的措施优化运行或技术改造，提高冷端系统的经济性和安全性，对整个机组的节能改造提供有用的技术资料。已有资料报道：300MW机组凝汽器改造后，凝汽器真空比历史最好时期提高了2kPa,相当于热耗降低了137.2。因此，在系统分析计算的基础上，对冷端凝汽器进行运行优化，并结合运行和检修技改经验对凝汽器进行全面的分析，提出最佳的运行工况及相应的改造技术，以求凝汽器冷端系统达到节能、安全运行，对电站节能工作做出贡献。因此，本论文课题重点放在电站300MW汽轮机组凝汽器运行优化分析和节能改造研究方面。1.2 本课题的研究现状及存在的问题 1.2.1 本课题的研究现

10、状国内外学术研究关于凝汽器节能的研究颇多，对于300MW机组的学术研究、一般性技术改造已经比较成熟，但比较系统性的理论结合实际的机组改造成功案例不很多见，且各电站的条件不同，问题不具有同一性，目前，凝汽器最佳真空和循环水泵最佳组合方式的确定，一般都采用计算方法。为了便于说明，以一台汽轮机配两台定转速离心式循环水栗为例，来说明在某一确定的汽轮机排汽量和循环水入口温度下最佳真空计算方法的步骤。1.不同组合方式下循环水流量和循环水泵耗电量测量由于循环水流量和循环水泵耗电量无法通过计算准确得到，一般通过试验测量。即分别在单泵和双泵运行方式下，测量循环水流量及循环水泵总消耗电功率。只要循环水泵运行正常，

11、在单泵和双泵条件下的循环水流量和消耗功率基本不变。凝汽器循环水管内壁脏污使循环水流量的减小量与循环水流量的比值很小，可以忽略不计。同时，凝汽器循环水管内壁脏污只引起循环水泵电流的微小增大，亦即对循环水泵消耗功率的影响也可以忽略不计。2.计算循环水泵不同组合方式下的循环水温升和凝汽器端差在计算凝汽器端差的过程中要用到凝汽器总体传热系数。目前，凝汽器总体传热系数的计算还没有一个普遍公认的计算方法，各国（包括各汽轮机制造厂家）都有自己的经验公式。我国目前普遍采用的是前苏联全苏热工研究所（BTH)的别尔曼（)公式和美国传热学会推荐公式。3.计算不同组合方式下的凝汽器真空由以上方法计算出的凝汽器端差和循

12、环水温升以后，再结合当时的循环水入口温度可以计算出凝汽器内蒸汽的凝结温度，其相应的饱和压力即为凝汽器的压力。利用上述过程可以得到单泵和双泵运行时的凝汽器压力。由背压变化对汽轮发电机组电功率的影响曲线可以得到由单泵运行变为双泵运行时的汽轮发电机组电功率增加值，将汽轮发电机组电功率的增加值与单泵运行变为双泵运行时循环水泵所消耗功率的增加值进行比较，当两者之差大于零时应该釆用双泵运行，否则，应该单泵运行。 1.2.2目前存在的问题目前，对循环水系统优化运行的研究虽然已经取得了一定的进展，但是在寻求凝汽器最佳真空和机组最佳循环水流量的计算过程当中还有以下不严密之处,如果处理不当就会造成计算结果偏差较大

13、，从而不能真正保证运行方式最优。1.在确定汽轮机背压变化对汽轮发电机组电功率影响时，还存在不同的计算方法，如热力学方法、沐级变工况方法、回热系统热平衡法和等效热降方法等。这些计算结果之间还存在较大的差异，目前还没有一个被人们普遍接受的方法。2.当凝汽器真空提高时，虽然会使汽轮机的电功率提高，但另一方面会由于汽轮机背压的降低而使漏入凝汽器中的空气量增加，这样一方面使凝汽器中蒸汽的分压力降低，蒸汽分压力所对应的饱和温度会降低，这样就会产生凝结水的过冷。漏入的空气量越多，凝结水的温度就越低，产生的过冷度就愈大。另一方面也会随着漏入空气量的增加而使凝结水中的溶氧量增大。这样，虽然真空提高了，但由于凝结

14、水过冷度的增加而使汽轮机运行经济性有所降低,同时还由于溶氧量的增加，使化学除氧的费用增大。但现有的文献对这方面的考虑还不够完善。3.由级变工况可知，凝汽器真空并不是越高越好。因为当凝汽器达到极限真空后，再继续提高真空，将使汽轮机最末级达到膨胀极限，此时，提高真空，不仅不会提高汽轮机的运行经济性，反而会使汽轮机的经济性降低。此外，当凝汽器循环水流量过低时，将导致凝汽器内循环水流速过低，容易使凝汽器冷却水管结垢或堵塞。综上所述，凝汽器最佳真空的确定，应该全面考虑汽轮机背压变化后对经济性的影响。而目前各种文献在讨论凝汽器真空问题时，只是单纯从汽轮发电机组电功率和循环水泵消耗功率的角度考虑，从而不能真

15、正实现对汽轮机真空系统的优化。1.3 本论文的主要工作在对热电厂机组冷端凝汽器运行状况分析的基础上，提出系统的改造方案。本课题将致力于这几方面的工作：1.了解凝汽器的具体构造，掌握凝汽器的基本理论，研究凝汽器的结构参数、物性参数对凝汽器流动特性和传热过程的影响，及其凝汽器的变工况特性。2.利用末级变工况方法等效焓降法、计算背压变化对汽轮发电机组电功率的影响，从而找出一种简捷准确的计算方法。3.即从整个冷端系统的角度，系统地分析研究凝汽器端差、真空度、冷水塔进出口水温等参数对系统经济性的影响，提出调节措施，挖掘各种潜力，尽可能使凝汽器处于最优运行状态，提高冷端运行热经济性。4.对热电厂300MW

16、机组进行冷端热力系统的优化分析，对夏季工况下机组的运行特性进行了分析和计算，比较季节变化对经济性的影响。通过冷端系统优化和节能潜力分析，探讨凝汽器的改造方案和节能潜力的大小。第二章 凝汽器的作用及其理论分析2.1 凝汽器的作用凝汽式汽轮机是现代火电站和核电站广泛采用的典型汽轮机。凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成部分，在凝汽式汽轮机装置的热力循环中起着冷源的作用，使汽轮机排汽受到冷却水冷却并凝结为水，确保汽轮机排汽口形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀到较低压力，以增加可用焓降，提高循环热效率。对于采用表面式凝汽器的凝汽设备，汽轮机排汽的凝结水，品质纯净，最适宜用作锅炉或蒸汽发生器的给水，

17、使给水得到保证，减少了软化水所需的昂贵的设备投资和运行费用。凝汽设备包括凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器四项设备。在这四项设备中，从设备所起作用、尺寸、质量以及设备的布置及建造费用等各方面来看，凝汽器是最主要的设备，其发展水平影响着汽轮机组甚至整个发电站的发展，因此，凝汽器是整个汽轮机组的主要设备之一。2.2 凝汽器的分类混合式凝汽器中，汽轮机排汽与冷却水直接混合而凝结成水，凝结水与冷却水混合在一起，由凝结水泵排出凝汽器。混合式凝汽器构造简单，制造成本低，传热效果好，冷却水消耗量少，运行方便。但是，混合式凝汽器有丢失纯净凝结水的重大缺陷，是一种旧式凝汽器，现在已很少生产。为了克服上述凝汽器丢

18、失凝结水的缺陷，出现了间接冷却空气凝汽器系统。在这种系统中，是用经过空气冷却而降低温度的凝结水作为冷却水。由水轮机输入的冷却水进入喷射凝汽器，与汽轮机排汽混合，使排汽受到冷却而凝结成水。从喷射凝汽器出来的冷却水与凝结水的混合水流，一小部分经凝结水泵抽出作为锅炉给水，大部分经过出水泵打入干冷却塔的空气冷却器中，由自然界的空气把凝结水的热量带走。系统中设置水轮机是用来利用水的压头能量的。这种间接冷却空气凝汽器系统是应用空气为冷却介质冷却凝结水的，因此，冷却效果较差，使凝汽器内形成和保持的真空不够理想。因此，这种间接冷却空气凝汽器系统只有在少数缺水的燃料生产基地的坑口电站中应用。2.2.2 表面式凝

19、汽器在表面式凝汽器中，冷却介质与蒸汽被冷却表面隔开，互不接触，从而可保证得到适用于锅炉给水的洁净凝结水。以空气为冷却介质的表面式凝汽器称为空气凝汽器。由于空气物理性质的原因，空气凝汽器得到的真空度较低，汽轮机组的热效率低，因此，只用在缺水的中、小型电站。下面所说的表面式凝汽器或凝汽器均指以水为冷却介质的表面式凝汽器。水冷表面式凝汽器中，汽轮机的排汽同冷却水管的外表面接触，冷却水从管内流过，带走排汽传给管表面的热量，排汽受到冷却凝结成水。这类凝汽器既能得到纯净的、几乎不含氧气的凝结水，又能达到高度的真空，完成现代凝汽器的双重任务，因而，现代火电厂大功率机组几乎都采用水冷表面式凝汽器。表面式凝汽器

20、由外壳、冷却水管、水室、端盖、管板等构成。外壳常是圆柱形、椭圆形或方箱形。外壳两端有形成水室的特殊端盖。外壳两端与端盖之间各安装着一块幵有管孔的管板。管板的管孔中装有数量很多的冷却水管。冷却水管常积聚成簇并且占满外壳内部容积的大部分。冷却水管通常采用铜管、不锈钢管或镍管。冷却水管的管壁将排汽与冷却水隔开。冷却水在管内流过，吸收管外蒸汽的热量使排汽冷却凝结成水。表面式凝结器的内部空间被冷却水管分隔成两个部分:一部分是蒸汽空间，另一部分是冷却水空间。蒸汽和冷却水在凝汽器内不直接接触，因此由蒸汽冷凝成的凝结水非常纯净，可以作为锅炉的给水。表面式凝汽器的真空度一般达到95%-97%。为了使表面式凝汽器

21、达到较高的真空度，要求冷却水管与凝汽器管板的连接，外壳的接缝及与凝汽器汽侧连接的所有管道等处必须保持高度的严密性。否则，如果外界空气漏人凝汽器，就会使真空降低，同时使凝结水的质量降低。冷却水管装在凝汽器的管板上，管板固定在外壳上，冷却水管两端开口，并与两端水室相通。对于单流程表面式凝汽器，外壳两端与两端端盖构成两个水室。冷却水由一端水室流入，通过冷却水管流入另一端的水室，并从该水室排出凝汽器。对于双流程表面式凝汽器，外壳两端与两端端盖构成三个水室，其中一端有上下两个水室，另一端有一个水室。冷却水由一端流入下水室，再通过下部冷却水管流入另一端水室，折流后从上部冷却水管流入上水室后，排出凝汽器。汽

22、轮机的排汽在冷却水管外面通过，放出热量凝结成水，向下流入热井中，然后由凝结水泵排出。2.3 凝汽器的变工况模型凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分，其作用是将进入凝汽器的蒸汽冷凝结成水，放出的热量被冷却水带走，在凝汽器内形成高度真空，使进入汽轮机内的蒸汽能膨胀到低于大气压力，多做功。其运行工况的是否稳定，直接影响到整个机组安全和经济运行，因此保持凝汽器运行工况良好，保证凝汽器的最佳真空，是每个发电厂节能的重要内容。经济性方面：1. 真空降低，使汽轮机热耗增加，对于高压汽轮机，真空每降低1%，可使机组热耗增加4.9%。2. 真空降低，使凝结水过冷度增加，对于高压汽轮机，凝结水每过冷1,也使热耗增加

23、0.15%。3. 为了提高真空，开大轴封供气压力和流量，导致油中带水。安全性方面：1. 由于真空的降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性，严重时，由于排汽温度过高,还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。2. 由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最髙超过100%，凝结水系设备和管道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。3. 为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运行带来严重的隐患。4. 其他方面的影响。在

24、实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害，如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。因此在运行中尽可能早的诊断凝汽器真空偏低的原因。及时采取相应的措施，提高机组运行的安全性和经济性。 2.3.1凝汽器的变工况模型凝汽器变工况模型主要是建立机组负荷、循环水温度、循环水流量与凝汽器内压力的关系。凝汽器工作过程曲线如图2-1所示，曲线1表示凝汽器内蒸汽凝结温度的变化过程，在主凝结区内其本不变，在空冷区下降较多。曲线2表示冷却水由入口水温吸热升温至出口水温，冷却水温升，凝汽器端差。 图2-1蒸汽和水的温度沿冷却表面的分布主凝结区蒸汽凝结温度为： （2-1）

25、在主凝结区，总压力与蒸汽分的压力相差甚微，可以用代替，由上式算出后就可以过查表或公式得出所对应的饱和压力，从而得出凝汽器的压力。 2.3.1.1冷却水入口温度冷却水入口温度的高低取决于电站所在地区的平均气温和供水的方式，而与凝汽器的运行无关。一般将供水系统可分为直流供水和循环供水两大类。直流供水系统中的冷却水来自水源地，进入凝汽器后与汽轮机的排汽进行换热，温度升高后的冷却水排至水源地。在水量充足、水质、供水距离等条件适宜或允许的情况下，采用直流的供水系统比较经济；当供水量不充足或电站距离水源太远等条件限制，使得直流供水不经济时可采用循环的供水系统。在循环供水系统中，循环水用来冷却凝汽器中的汽轮

26、机排汽，温度升高后进入冷却设备进行冷却，冷却后的循环水重新进入凝汽器，如此循环，从水源地仅取得用來补充损失的水量。根据循环水冷却设备的型式，循环供水系统分为以下几种:1.具有冷却池的循环供水系统；2.具有冷却塔的循环供水系统；3.具有喷水冷却池的循环供水系统。以上三种型式中，具有冷却塔的循环供水系统被广泛采用。冷却塔的工作性能直接影响循环水进口温度的高低。2.3.1.2冷却水温升冷却水温升由凝汽器热平衡公式求得： (2-2) 式中：-凝汽器的传热量，；,-进入凝汽器的蒸汽量与冷却水量，；，-凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，；由上式得 （2-3）式中,称为凝汽器的冷却倍率或循环倍率，它表明冷却水

27、量是被凝结蒸汽量的多少倍。越大，越小，真空越高。但越大时，循环水泵的功耗也就越大，所以就有一个最佳循环倍率的确定，一般在50120之间。是1排汽凝结时放出的汽化潜热，由于排汽有10%左右的湿度，故将比1干饱和蒸汽的凝结热量小，只有21402220左右，可见主要决定于循环倍率,一定时主要决于循环水泵容量和启动台数。2.3.1.3凝汽器传热端差由方程可得 （2-4）式中：一凝汽器的总体传热系数，一蒸汽和水之间的对数传热温差，： （2-5）凝汽器传热端由式（2-2），式（2-4）和式（2-5）联立得： (2-6)凝汽器传热端差的计算公式(2-6)表明，是由标志凝汽器换热情况、真空系统和冷却水的工作情

28、况参数K,，以及冷却面积A所决定的。运行中如果凝汽器漏气或抽汽器故障造成空气积聚，引起传热系数下降，端差随之增大；如果冷却水系统故障，造成冷却水量减少，也会引起传热端差增大；如果冷却管脏污或其它运行不当，还将引起端差增大。可以说凝汽器运行过程中任何原因引起的性能下降均可以传热端差的升高为表征。2.3.1.4 凝汽器压力通常泛指的凝汽器压力是凝汽器壳侧(汽侧)蒸汽凝结温度对应的饱和压力。在理想情况下，凝汽器汽室内只有蒸汽而没有其它气体，所以凝汽器汽侧各处压力相同。但是实际上凝汽器壳侧各处压力并不相等，凝汽器内不仅有蒸汽，同时还存在空气。我国“凝汽器性能实验规程”规定：凝汽器计算压力是指距离凝汽器

29、的管束第一排冷却管约300mm处的绝对压力(静压)，表示。本文所述的凝汽器压力均指凝汽器的计算压力将式（2-3)和式（2-6)代入（2-1)得： （2-7）计算得到，可以查表或者通过下面的公式计算得到凝汽器压力：将式（2-7）代入（2-8）得： （2-9）式中：凝汽器入口冷却水温度，进入凝汽器的蒸汽量与冷却水比，凝汽器的总体传热系数，;凝汽器冷却面积，；凝汽器的变工况模型最终式子如（2-9)式所示，式中涉及到的参数包括了凝汽器变工况运行中的三大主要变量：排汽量，循环水量和循环水入口温度。2.4 背压变化对机组微增功率的影响般说来，排汽压力越低，热经济性越好。对一台压临界300MW机组，凝汽器真

30、空每降低,机组热耗率约上升0.8%,供电煤耗约增加。所以凝汽器的真空能否保持最佳工况就显得特别重要。事实上，汽轮机实际运行的排汽压力基本高于其目标值。在我国铜管排汽压力的设计值为4.9kPa无论单机容量多大，其真空在全年至少有一半时间内达不到设计值，有的机组在夏季真空度只有88%。因此，如何准确地确定出背压对机组热经济性的影响，是相关人员普遍关注的问题，对机组运行和节能分析都具有重要意义。在确定凝汽器的最佳真空和最佳循环水流量的计算过程中，需要确定汽轮机背压变化对汽轮发电机组电功率的影响。目前，工程上在确定排汽压力对汽轮发电机组电功率的影响时通常采用以下几种方法：热力学方法、末级变工况方法、回

31、热系统热平衡法和等效热降方法。以上几种方法在工程计算中都有所应用，但是在这些计算结果之间还存在着较大的差异，目前还没有一个被人们普遍接受的方法。因此，本章的重点工作就是通过计算和分析从以上各种方法中找出一种便捷、准确的计算方法。本文以300MW机组为例，以汽轮机额定背压=0.00539MPa、额定排汽量=364.67t/h作为基准工况，分别采用热力学方法、等效热降方法、回热系统热平衡方法和末级变工况方法来计算当排汽压力变化时汽轮发电机组电功率的变化规律，并对其计算结果进疔比较分析。2.4.1 背压变化对汽轮发电机组电功率影响的几种计算方法2.4.1.1 热力学方法热力学方法是以汽轮机装置的基本

32、热力循环为基础，通过对汽轮机循环热效率和内效率的修正，达到确定机组经济性指标变化的目的。图2-2为汽轮机装置的一次中间再热循环原理图。由图2-2可见，一次中间再热机组蒸汽在锅炉中的吸热量Q为： （2-10）式中，为蒸汽在锅炉中的平均吸热热力学温度，;为再热蒸汽系数，即再热蒸汽流量与新蒸汽流量之比值；、分别为主蒸汽，给水，再热蒸汽及高压缸排气的焓，；为工质在循环过程中的熵增，可用一下公式计算： （2-11）式中、分别为主蒸汽，给水，再热蒸汽及高压缸排汽的熵。对于非中间再热机组，图2-2汽轮机热力循环图图2-2所示循环的理想循环热效率为： （2-12）汽轮机发电机组的电功率可以表示为： （2-13

33、）式中，分别为汽轮机相对内效率，汽轮发电机械效率和发电机效率。当汽轮机背压发生变化时，将引起汽轮机理想循环热效率和汽轮机相对内效率的变化，即 （2-14）式（2-14）除以（2-13）得到汽轮发电机组电功率变化的相对值： （2-15）其中，由于背压变化引起汽轮机理想循环热效率的变化可表示为： （2-17）式（2-17)中的第一项表示由于背压变化所引起汽轮机相对内效率改变引起的汽轮发电机组电功率变化率，主要是由于背压变化导致汽轮机最末级余速损失变化而引起的。 （2-18）式中，分别为背压变化前后的汽轮机相对内效率；分别为背压变化前后的最末级余速损失，其数值可以由制造厂家提供的汽轮机余速损失曲线查

34、得，分别为背压变化前后整个汽轮机的理想焓降。式（2-17)中的第二项是由于汽轮机背压变化，引起汽轮机排汽温度改变所引起的电功率的变化率。 （2-19）式中，分别表示背压变化前后汽轮机的排汽热力学温度。令则就是汽轮机背压改变以后汽轮发电机组电功率的修正系数。如果在额定背压情况下汽轮机的电功率为，那么当背压偏离额定背压情况时汽轮发电机组电功率的变化值为： （2-20）2.4.1.2 回热系统热平衡方法 回热系统热平衡法是通过对汽轮机回热系统进行热平衡计算，得到当排汽压力变化时汽轮发电机组电功率的变化值。回热系统热平衡方法的主要计算步骤如下所示。1. 整理原始资料把厂家提供的数据整理成回热系统汽水参

35、数表，其中包括各处蒸汽焓，加热器汽侧压力，疏水温度和疏水焓，加热器出口水温和出口焓（对于高压加热器水侧压力取为给水泵出口压力，低压加热器水侧压力取为凝结水泵压力）。2. 进行各级回热抽汽系数的计算当排汽压力变化时先假设各级抽汽压力不变，然后根据各级加热器热平衡方程式来计算各级回热抽汽系数、再热系数与排汽系数。根据以上计算出的各系数由弗留格尔公式从最末级倒推依次算出背压变化后各抽汽口的压力，然后由新算出的各抽汽压力再计算各级回热抽汽系数、再热系数与凝汽系数，这样反复叠代直到前后两次叠代间的各级抽汽压力的误差满足一定的要求为止,这时计算出的各级回热抽汽系数、再热系数与凝汽系数就是真正变工况后的各系

36、数。3.计算汽轮机的电功率根据上一步计算出的各抽汽系数再结合各处的焓值计算l新汽的内功。 （2-21）式中，为1kg蒸汽在再热器中的吸热量，为各级的回热抽汽系数；为各级的回热抽汽焓；为排汽系数；为排汽焓；为轴封漏气系数；为轴封漏气焓。则汽轮机的电功率为： （2-22）式中，为汽轮机新汽汽流量。由于汽轮机在额定背压时汽轮机的电功率为,则当背压偏离额定背压时汽轮发电机组电功率的变化值为 （2-23）2.4.1.3 汽轮机原理方法 汽轮机原理方法是通过对级的热力计算，得到背压变化时汽轮发电机组电功率的变化值。其计算可以按背压大于或小于临界压力而分为两种情况。1.背压由末级动叶临界压力上升当背压由上升

37、至时，汽轮发电机组电功率的变化主要是汽轮机整机理想焓降和末级余速动能减少引起的，则背压由临界压力上升至时所引起的汽轮发电机组电功率变化值为： （2-24）式中，为低压缸的排汽量，为背压从上升至过程中的相对内效率（未扣除湿汽损失和余速损失）；为背压升高和凝结水温升高使最低一级回热抽汽量减少、汽轮发电机组电功率增加的系数，；为这段焓降的平均干度。背压由上升至过程中的整机理想焓降改变量为： （2-25）余速损失的改变量可以根据两种工况下的速度三角形求出： （2-26）式中，分别是排汽压力为&时的末级动叶出口的绝对速度和相对速度；分别是排汽压力时的木级动叶出口的绝对速度和相对速度；为圆周速度，为末级动

38、叶中与轮周方向的夹角。背压由上升至过程中末级处于亚临界工况，动叶出口面积均为，故 （2-27） （2-28）式中，分别是排汽压力为和时的排汽比容；为多变指数，可以用下式来计算： （2-29）式中，为喷嘴速度系数；为定熵指数（绝热指数），在湿蒸汽区,其中是蒸汽的干度。把式（2-28)代入式（2-26),然后再把式（2-25)和式（2-26)代入式（2-24),得到汽轮机背压由临界压力上升时，汽轮发电机组电功率与临界工况时电功率的差值为： （2-30）由于动叶在临界状态下时有： （2-31）其中，凝汽式汽轮机末级在通常真空变化范围内可以近似取为常数370m/s由上分析可知，当背压从临界压力上升到某

39、一背压时，汽轮发电机组电功率的变化量为,而当背压从临界背压变化到额定背压时，汽轮发电机组电功率的变化量为，所以当背压从额定背压变化到某一背压时，汽轮发电机组电功率的变化值为 （2-32）2. 背压由末级动叶临界压力下降背压由下降只能引起蒸汽在末级动叶斜切部分膨胀并偏转，而不影响末级动叶喉部前的参数，故汽轮发电机组电功率的改变量只与动叶出口相对速度有关，即（2-33）式中，为蒸汽在末级动叶斜切部分中膨胀时的偏转角，度；这是因为背压下降，凝结水温降低，压力最低的回热抽汽量增大，最末级内功率减小。动叶出口相对速度的增大是由于背压下降、动叶中理想焓降增大引起的，因此 （2-34）由上式得到 （2-35

40、）另外，由动叶出口偏转角的计算公式得， （2-36）把式（2-35)和式（2-34)代入式（2-33)得到背压由末级动叶临界压力下降时,汽轮发电机组电功率与临界工况时电功率的差值为： （2-37）同理，当背压从临界压力下降到某一背压&时，汽轮发电机组电功率的变化量为式，而当背压从临界背压变化到额定背压时，汽轮发电机组电功率的变化量为，所以当背压从额定背压变化到某一背压时，汽轮发电机组电功率的变化值仍可由式（2-37)来计算。2.4.1.4 等效热降方法等效热降方法是在回热系统热平衡方法基础上发展起来的热力系统定量分析方法。等效热降方法既可用于整体热力系统的计算，也可用于热力系统的局部定量分析。

41、当等效热降法用于局部热力系统的计算时，可以把局部热力系统的变化通过局部定量计算确定对机组经济性的影响。应用等效热降的基本原理研究排汽压力的定量计算方法是等效热降方法的拓展。当背压变化时，其对汽轮发电机组电功率的影响可以从两方面来考虑，一是排汽焓的变化所引起的机组有效焓降的变化，二是凝结水温度的改变所引起的最木级回热抽汽量的改变，从而影响了做功量的改变。图2-3背压变化局部热力系统图如图2-3所示，应用等效热降的基本原理可定量分析这两部分作功变化规律。当机组排汽压力变化时，汽轮机排汽焓变化为，这部分排汽焓的变化直接导致新蒸汽作功的变化量为： （2-38）式中，为变工况下的排汽焓;为额定工况下的排

42、汽焓。另一部分是凝结水温度的变化所引起的新蒸汽作功变化。当背压发生变化时，凝结水的温度会发生改变，No.l加热器的焓升变化,这部分焓升变化将使No.l加热器的热耗量变化。按等效热降原理，相当于纯热量进出No.l加热器系统，引起新蒸汽等效热降改变，改变量为： （2-39）式中，为通过No.l低压加热器的凝结水流量份额；为汽轮机排汽压力变化后No.l低压加热器的抽汽效率。抽汽效率表示任意热量加入汽轮机回热系统某级加热器时，该热量在汽轮机中转变为功的程度和份额。当No.l加热器为疏水放流式时 （2-40）式中，为NO.1加热器的输水焓值。当NO.1加热器为汇集式时 （2-41）因此，汽轮机背压变化所

43、引起的1kg蒸汽等效热降变化量为： (2-42)那么对于主蒸汽流量为的汽轮机组，当背压变化时汽轮发电机组电功率的变化量为： 2.4.1.5 几种计算方法的比较分析以热电厂300MW汽轮机为例。分别采用热力学方法，末级变工况方法，会热系统热平衡法和等效热降方法计算背压变化对汽轮发电机组电功率的影响，得到汽轮机背压变化时汽轮发电机组电功率的变化规律如图2-4.图2-4背压变化对汽轮发电机组电功率的影响由图2-4可以看出，在额定工况下，以回热系统热平衡方法的计算值为基准，热力学方法和末级变工况方法如计算值的误差远远大于等效热降的计算误差。热力学方法是以汽轮机装置的基本热力循环为基础，通过对汽轮机循环

44、热效率和内效率的修正，达到确定机组经济性指标变化的目的。由于热力学方法忽略了机组热力系统的特点和负荷特性，没有考虑加热器抽汽量变化对做功的影响，因而使用这种方法会产生较大的误差。利用末级变工况方法进行计算过程中所用到的很多数据都与机组热力系统的结构有关，当机组热力系统的结构发生变化或机组运行年久老化时就不宜再使用未级变工况方法进行计算。回热系统热平衡方法虽然计算精度较高，但是由于涉及的变量太多，计算比较繁琐，有时会由于原始资料不足而无法进行计算。等效热降计算方法比较简单，而且等效热降方法计算的结果与热平衡方法的计算值非常接近。为了一步说明各种计算方法的误差情况，当汽轮机背压发生变化时，将上迷各

45、种计算方法的计算结果以及其与回热系统热平衡方法计算结果相比较的误差情况，列于表2-1中。由表2-1可知，在额定工况下，与热平衡法的计算结果相比，等效热降方法计算值的相对误差非常小，最大的相对误差才达到0.9%。图2-4和表2-1的计算结果都是在主蒸汽流量为额定主蒸汽流量（)的情况计算得到的。当主蒸汽量取不同的值时，即使在相同的背压的条件下，与额定背压情况下的电功率值相比较，汽轮机的电功率变化值也会有所不同。图2-4是在不同主蒸汽流量情况下，用等效热降方法计算的排汽压力变化对汽轮发电机组电功率的影响。表2-1额定工况下排汽压力变化对汽轮发电机组电功率的影响排汽压力（）回热系统热平衡方法等效热降方法汽轮机原理方法热力学方法热功率（KW）4490.54458.61929.1581.50.004绝对误差（KW）-3