汽轮机主蒸汽温度低对机组有什么影响

汽轮机主蒸汽温度低对机组有什么影响

危害如下:

1、在维持额定负荷的情况下，主蒸汽流量比原来增加，会造成末级叶片过负荷。

2、末级叶片蒸汽湿度增加，缩短叶片使用寿命。

3、汽机各级反动度增加，轴向推力增加，轴承温度升高。

4、高温部件产生很大的热应力和热变形。

5、如果主蒸汽温度剧降50度，则是发生水冲击的征兆，非常危险。

水击和反动度增加

背压式机组排出来的乏汽除厂用汽其余供给热用户，排汽压力必须大于0.1MPA，为使乏汽温度在100度以上，排汽压力设计值一般在0.12MPA以上。由于背压的提高，使汽轮机输出功率有所下降，但乏汽的热能供给热用户热能的利用系数提高了。背压式汽轮机可达65-70% 。其主要优点是热能的利用系数较高投资费用低。主要缺点是以热定电受热用户用汽量的限制。 抽凝机组可采用调节抽汽进行热电联产，能同时满足热负荷和电负荷的不同需要，在热电厂中得到广泛应用，但有一部分蒸汽进入凝结器故热能的利用系数较背压式低。【我国现在新建的热电厂几乎全

部都是调整抽气式汽轮机了。

背压式汽轮机没有凝汽器，必须要求有稳定可靠的热负荷，功率———————————————————————————————————————————————

完全由热负荷来决定，所以不能满足电厂对发电的要求。为了同时满足热负荷和电负荷的要求，有些老电厂会给背压式汽轮机并列一台凝汽式汽轮机，但这种并列机组的效率比较低。现代也有少量热电厂采用背压式汽轮机和低压凝汽式汽轮机并列运行的，

就是把背压式汽轮机的一部分排气送到低压凝汽式汽轮机进行发

电，这种机组相对成本不高，效率较高。

现在绝大部分热电厂采用的是调节抽气式汽轮机，因为有凝汽器，可以根据热负荷的大小来决定进入凝汽器的排气流量。在热负荷较高时候，例如供暖为主的冬季，由于调节抽气较多，高低压缸的流量相差较大，发电效率一般较低，但热效率很高。在热负荷低的时候，例如完全没有热负荷的夏季，高低压缸的流量都接近设计值，发电经济性较好，和传统同样功率大小的凝汽式火电机

组效率基本相当。摘抄 】

抽凝机组不错～我们是一强背压式，一台抽凝式，调整比较灵活

方便～

抽背机组与背压机组相比，有着一定的优越性，但同样受热负荷的制约，但从目前的大形势来看，上背压或抽背机组较好，但也得根据你所在企业的具体状况来决定。同意沙发的观点。 抽凝机汽耗=机组进汽量*1000/机组发电量，单位:kg/kWh 抽凝机热耗=(机组进汽量*进汽焓-各级抽汽量*各级抽汽焓-排汽量*排汽焓-轴封漏汽量*轴封漏汽焓)*1000/机组发电量，单位:

———————————————————————————————————————————————

kj/kWh

抽凝机综合热效率=[机组发电量*3.6+给水流量*(给水温度-除盐

水温度)*4.1868]/(机组进汽量*进汽焓)*100%

火力发电厂技术经济指标计算方法

(摘自《中华人民共和国电力行业标准(DL/T904-2004)》)

1 汽轮机技术经济指标

1.1 汽轮机主蒸汽流量

汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值(kg/h)

1.2 汽轮机主蒸汽压力

汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值(MPa)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

1.3 汽轮机主蒸汽温度

汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值(?)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

1.4 最终给水温度

最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值(?)。 1.5 最终给水流量

最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量(kg/h)。如有两路给水管道，应取两路流量之和。

1.6 凝汽器真空度

———————————————————————————————————————————————

凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即

(72)

式 中 :

ηzk - 凝汽器真空度，%;

Pby — 汽轮机背压(绝对压力)，kPa;

Pdq — 当地大气压，kPa。

1.7 排汽温度

排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值(?)，条件允许时取多点平均值。

1.8 真空系统严密性

真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即 真空系统下降速度=真空下降值(Pa)/试验时间 (min)

(73)

试验时，负荷稳定在额度负荷的80%以上，关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空

泵)，30s后

开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。参见DL/T50110

1.9 机组的汽耗率、热耗率、热效率

1.9.1 机组平均负荷

机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即

———————————————————————————————————————————————

(74)

式中:

Ppj — 机组平均负荷，kW;

Wf — 统计期内机组发电量，kW.h;

h — 统计期内机组运行小时，h。

1.9.2 汽耗率

汽耗率是指汽轮机组统计期内主蒸汽流量累计值与机组发电量的比值，即

(75)

式中 :

d一 汽耗率，kg/(kW.h);

DL 一 统计期内主蒸汽流量累计值，t。

1.9.3 热耗量

热耗量是指汽轮发电机组从外部热源所取得的热量。

一般来说，―原因不明‖的泄漏量不应超过额定负荷下主蒸汽流量0.5%。组热耗量的计算公式为

(77)

汽轮机主蒸汽流量计算公式为

(78)

a)非再热机

式中:

Dbl— 炉侧不明泄漏量(如经不严的阀门漏至热力系统外)，kg/h;

Dml— 锅炉明漏量(如排污等)，kg/h;

———————————————————————————————————————————————

Dsl— 汽包水位的变化当量，kg/h。

1.9.4 热耗率

热耗率是指汽轮发电机组热耗量与其出线端电功率的比值，即

(80)

式中:

q— 热耗率，kJ/(kW?h);

Qgr — 机组供热量，参见本标准的有关供热指标计算部分，kJ/h; Pqj — 出线端电功率，kW。

1.9.5 汽轮发电机组热效率

汽轮发电机组热效率是指汽轮发电机组每千瓦时发电量相当的热量占发电热耗量的百分比，即

(81)

式中:

ηq — 汽轮发电机组热效率，%。

2 汽轮机辅助设备技术经济指标

2.1 凝结水泵耗电率

凝结水泵耗电率是指统计期内凝结水泵消耗的电量与机组发电量的百分比，即

(82)

式中 :

Lnb – 凝结水泵耗电率，%;

Wnb — 凝结水泵消耗的电量，kW.h。

———————————————————————————————————————————————

2.2 给水泵

2.2.1 给水泵扬程

给水泵扬程是指流经给水泵的单位重量液体从泵进口到泵出口所增加的能量，即

(83)

式中:

H— 给水泵扬程，mH20;

P1— 给水泵入口压力，Pa;

P2— 给水泵出口压力，Pa;

ρ1— 给水泵入口给水密度，kg/m';

ρ2— 给水泵出口给水密度，kg/m3;

Z1— 给水泵入口水平面的垂直高差，如果所指的水平面在基准面上，Z取正值，反

之为负值，m;

Z2— 给水泵出口水平面的垂直高差，如果所指的水平面在基准面上，Z取正值，反之为负值，m;

g— 重力加速度，通常取9.80665m/s2;

v1— 给水泵入口给水速度，m/s;

v2— 给水泵出口给水速度，m/s。

2.2.2 给水泵的输出功率

给水泵的输出功率是指给水流经给水泵后单位时间内所增加的能量值。具体按GBJT8 916测定。

对于有中间抽头的给水泵，其输出功率由两部分组成，即 ———————————————————————————————————————————————

(84)

式中:

psc — 给水泵的输出功率，kW;

Dqgs— 给水泵出口的给水质量流量，kg/h;

Dcgs — 给水泵中间抽头的给水质量流量，kg/h;

Hc — 给水泵中间抽头的扬程，计算参照给水泵的扬程H,m。

2.2.3 电动给水泵单耗

电动给水泵单耗是指统计期内电动给水泵消耗的电量与电动给水泵出口的流量累计值的比值，即

(85)

式中:

bdb — 电 给水泵单耗，kW?h/t;

Wdb— 电动给水泵消耗的电量，kW.h;

一 统计期内电动给水泵出口的流量累计值，t。

2.2.4 电动给水泵耗电率

电动给水泵耗电率是指统计期内电动给水泵消耗的电量与机组发电量的百分比，即

对于单元制机组，机组发电量为单元机组发电量。

(86)

式中:

Ldb一一电动给水泵耗电率，%。

对于母管制给水系统的机组，机组发电量为共用该母管制给水系———————————————————————————————————————————————

统的机组总发电量，即

(87)

2.3 循环水泵耗电率

循环水泵耗电率是指统计期内循环水泵耗电量与机组发电量的百分比。 对于母管制循环水系统，机组发电量为共用该母管制循环水系统的机组总发电量，即

(90)

式中:

wxhb— 循环水泵耗电率，%;

Wxhb— 单台循环水泵耗电量，kW?h。

对于单元制循环水系统，机组发电量为单元机组发电量，即

(91)

2.4 冷却塔

2.4.1 空冷塔耗电率

空冷塔耗电率是指统计期内单元机组空冷塔(包括各水泵、风机)耗电量与机组发电量的百分比，即

(92)

式中:

Lk—空冷塔耗电率，%;

Wkl,-空冷塔耗电量，kW ?h.

2.4.2 机力塔耗电率

机力塔耗电率是指统计期内全厂的机力塔耗电量与统计期内全———————————————————————————————————————————————

厂机组发电量的百分比，即

(93)

式中:

Lj1, — 机力塔耗电率，%;

Wj1— 机力塔耗电量，kW?h。

2.4.3 冷却塔水温降

冷却塔水温降是指循环水在冷却塔内水温降低的值，即

(94)

式 中:

t1 — 冷却塔水温降，?;

ttj— 冷却塔入口水温，在塔的进水管或竖井处测取，?;

ttch — 冷却塔出口水温，在塔的回水沟处测取，?。

2.4.4 湿冷塔冷却幅高

湿冷塔冷却幅高是指湿冷塔出口水温高于大气湿球温度T,(理论冷却极限)

的值，即

(95)

式中:

tfg — 湿冷冷却塔冷却幅高，?;

— 大气湿球温度，?。

2.5 加热器、凝汽器技术经济指标

2.5.1 加热器上端差

———————————————————————————————————————————————

加热器上端差是指加热器进口蒸汽压力下的饱和温度与水侧出

口温度的差值，即

(96)

式中:

t-- 加热器上端差，?;

tbh-- 进口蒸汽压力下饱和温度，?;

tcs .加热器的水侧出口温度，?。

2.5.2 加热器下端差

加热器下端差是指加热器疏水温度与水侧进口温度的差值，即

(97)

式中:

txd — 加热器下端差，?;

tss— 加热器疏水温度，?;

tjs— 加热器的水侧进口温度，?。

2.5.3 加热器温升

加热器温升是指被加热的水流经加热器后的温度升高值，即

(98)

式中:

tns— 加热器温升，?。

2.5.4 高压加热器投入率

(99)

2.6 循环水温升

———————————————————————————————————————————————

循环水温升是指循环水流经凝汽器后温度的升高值，即

(100)

式中:

txhs— 循环水温升，?;

txhc— 凝汽器出口循环水温度，?:

txbj— 凝汽器进口循环水温度。

2.7 凝汽器端差

凝汽器端差是指汽轮机背压下饱和温度与凝汽器出口循环水温度的差值，即

(101)

式中:

tk — 凝汽器端差，?;

tbbh — 背压下饱和温度，?。

2.8 凝结水过冷却度

凝结水过冷却度是指汽轮机背压下饱和温度与凝汽器热井水温度的差值，即

(102)

式中:

tgl -- 凝结水过冷却度，?;

trj — 凝汽器热井水温度，?。

2.9 胶球清洗装置投入率

胶球清洗装置投入率是指统计期内胶球清洗装置正常投入次数，———————————————————————————————————————————————

与该装置应投入次数之比值的百分数(%)，即

胶球清洗装置投入率=(正常投入次数/应投入次数)x100

(103)

2.10 胶球清洗装盖收球率

胶球清洗装置收球率是指统计期内，每次胶球投入后实际收回胶球数与投入胶球数比值的百分数(%)，即

收球率=(收回胶球数/

数)x100 (104)

3 综合技术经济指标

3.1 供热指标

3.1.1 供热量

供热量是指机组在统计期内用于供热的热量，即

(124)

式中:

一 统计期内的供热量，GJ;

一 统计期内的直接供热量，GJ;

一 统计期内的间接供热量，GJ。

a) 直接供热量为

(125)

式中:

Di — 统计期内的供汽(水)量，kg;

hi — 统计期内的供汽(水)的焓值，kJ/kg; ———————————————————————————————————————————————

Dj — 统计期内的回水量，kg;

hj — 统计期内的回水的焓值，kJ/kg;

Dk — 统计期内用于供热的补充水量，kg;

hk — 统计期内用于供热的补充水的焓值，kJ/kg。投入胶球

b) 间接(通过热网加热器供水)供热量为

(126)

式中:

— 统计期内的热网加热器效率，%。

3.1.2 供热比

供热比是指统计期内机组用于供热的热量与汽轮机热耗量的比值，即

(127)

式中:

— 供热比，%;

— 统计期内的汽轮机热耗量，GJ。

3.1.3 热电比

热电比是指对应每发电1MW.h所供出的热量，即

(128) 式中:

I— 热 电 比，GJ/(MW.h);

一 发电量，MW?h

3.2 厂用电率

3.2.1 纯凝汽电厂生产厂用电率

———————————————————————————————————————————————

(129)

式中:

Lcy — 生产厂用电率，%;

Wf — 统计期内发电量，kW.h;

Wcy — 统 计期内厂用电量，kW.h;

Wh — 统计期内总耗用电量，kW.h;

Wkc — 统计期内按规定应扣除的电量，kW.h。

下列用电量不计入厂用电的计算:

l) 新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电量。

2) 新设备在未正式移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量。

3) 计划大修以及基建、更改工程施工用的电量。

4) 发电机作调相机运行时耗用的电量。

5) 厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量

6) 输配电用的升、降压变压器(不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量。

7) 修配车间、副业、综合利用及非生产用(食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。

3.2.2 供热电厂生产厂用电率

3.2.2.1 供热厂用电率

(130)

(131)

以上二式中:

———————————————————————————————————————————————

Lrcy — 供热厂用电率，%;

Wr — 供热耗用的厂用电量，kW.h;

Wcf — 纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量，kW.h

Wcr — 纯热网用的厂用电量，如热网泵等只与供热有关的设备用电量，kW.h。

3.2.2.2 发电厂用电率

(132)

(133)

以上二式中:

Lfcy - 发电厂用电率，%;

Wd — 发电用的厂用电量，kW.h。

3.2.3 综合厂用电率

综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即

(134)

式中:

Wwg 一 全厂的外购电量，kW.h;

Wgk — 全厂的关口电量，kW.h。

3.3 电厂效率

3.3.1 管道效率

管道效率是指汽轮机从锅炉得到的热量与锅炉输出的热量的百———————————————————————————————————————————————

分比，即

(135)

式中:

— 管道效率，%;

一 统计期内的锅炉输出热量，GJ。

管道效率考虑的内容包括纯粹的管道损失、机组排污、汽水损失等未能被汽机有效利用的热量。

其中，锅炉的输出热量是由燃料量、燃料低位发热量及锅炉热效率(反平衡)计算得出。

3.3.2 电厂效率

电厂效率是指组成发电系统的锅炉、汽轮机、发电机及其系统在发电及供热过程中热能的利用率，即

(136)

式中:

— 电厂效率，%;

— 锅炉热效率，%;

— 汽轮发电机组热效率，%;

— 管道效率，%。

3.4 发电、供热煤耗

3.4.1 标准煤量

标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料折算至标准煤的燃料量。

———————————————————————————————————————————————

a) 正平衡法计算式为

Bb = Bh 一 Bkc

(137) 式中:

Bb— .统计期内耗用标准煤量，t

Bh— 统计期内耗用燃料总量(折至标准煤)，包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时需考虑煤仓、粉仓的变化，t;

Bkc— 统计期内应扣除的非生产用燃料量(折至标准煤)，t。

应扣除的非生产用燃料量:

1)新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的燃料。

2)新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间，耗用的燃料。

3)计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料。

4)发电机做调相运行时耗用的燃料。

5)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料。

6)修配车间、副业、综合利用及非生产用(食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。

b) 反平衡法计算式为

(138)

式中:

Bb — 统计期内耗用标准煤量，

29271 — 标准煤热量，kJ/kg。

3.4.2 发电煤耗

a) 用标准煤量计算，公式为

———————————————————————————————————————————————

(139)

式中:

bf一发电标准煤耗，g/(kW ?h)。

b)用电厂效率计算，公式为

(140)

式中:

— 电厂效率，%;

3600 — 电的热当量，kJ/(kW?h)。

3.4.3 供热煤耗

(141)

式中:

br一 供热标准煤耗，g/GJ。

3.5 供电煤耗

3.5.1 供电煤耗

(142)

3.5.2 综合供电煤耗

(143)

式中:

bzh一 综合供电煤耗，g/(kW.h)。

3.6 负荷系数

(144)

式中:

———————————————————————————————————————————————

X— 负荷系数，MW/MW;

Ppj— 机组平均负荷，MW;

Pe— 机组额定容量，MW

4 其他技术经济指标

4.1 全厂补水率

全厂补水率是指统计期内补入锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统的除盐水总量与锅炉实际总蒸发量的百分比。全厂补水量组成见表30

(145)

式中:

Lqc — 全厂补水率，%;

Dqc — 统计期内全厂补水总量，t;

— 统计期内全厂锅炉实际总蒸发量，t。

4.2 生产补水率

生产补水率是指统计期内补入锅炉、汽轮机及其热力循环系统用作发电、供热等的除盐水量占锅炉实际总蒸发量的比例，即

(146)

式中:

Lsc — 生产补水率，%;

Lfd — 发电补水率，%:

Lgr — 供热补水率，%:

— 非发电补水率，%。

——————————————————————————————————

—————————————

4.3 发电补水率

发电补水率是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水(汽)损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽(水)量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例，即

(147)

式中:

Dfd 一 发电补水量，t。

4.4 汽水损失率

汽水损失率是指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总蒸发量的百分比，即

(148)

(149)

以上二式中:

Lqs — 汽水损失率，%;

Dwq— 对外供汽量，t;

Dzy — 热力设备及其系统自用汽(水)量，t;

Dws— 对外供水量，t;

Dch— 锅炉吹灰用汽量，t;

Dpw —锅炉排污水量，t;

Dhg — 外部回到热力系统的水量，t

4.5 空冷塔补水率

空冷塔补水率是指统计期内空冷塔补水量占锅炉实际总蒸发量———————————————————————————————————————————————

的比例，即

(150)

式中:

Lkl —空冷塔补水率，%:

Dk, — 空冷塔补水量，t.

4.6 电厂自用汽(水)量

电厂自用汽(水)量是指统计期内不能回收的锅炉吹灰、燃料雾化、仪表伴热、生产厂房采暖、厂区办公楼采暖、燃料解冻、油区用汽，机组闭式冷却水及发电机定子冷却水的补充水或换水，预试清扫用除盐水等。 4.7 供热(汽)补水率

供热(汽)补水率是指统计期内热电厂向社会供热(汽)时，没有回收的水(汽)量占锅炉总蒸发量的百分比，即

(151)

式中:

— 供热(汽)补水率，%;

—供热时凝结水损失量，t。

4.8 非发电补水率

非发电补水率是指统计期内不参加热力循环的用后直接排掉的除盐水占锅炉实际总蒸发量的百分比。如凝汽器灌水查漏用水、锅炉酸洗后清洗用水、发电设备检修用除盐水、备用期间因水质不合格时放掉的除盐水等，即

(152)

———————————————————————————————————————————————

式中:

— 非发电用水率，%;

— 非发电用水量，t。

4.9 非生产补水率

非生产补水率是指统计期内因厂区外非发电生产直接供热(如电厂生活区供热、厂区外食堂、浴室用汽等)，需要补充的除盐水占锅炉实际总蒸发量的百分比，即

(153)

式中:

— 非生产补水率，%;

— 非生产补水量，t.

4.10 发电用水指标

4.10.1 单位发电用新鲜水量(发电综合耗水率)

单位发电用新鲜水量是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量(不含重复利用水)。发电综合耗水率包括除灰用水未回收部分，冷却水塔排污未被利用而排掉部分，转动部分等各种冷却用水的损失水量和未回收部分等

(154)

式中:

dfd — 单位发电用新鲜水量，即发电综合耗水率，kg/(kW.h);

Gxs — 发电用新鲜水量，kg。

4.10.2 水的重复利用率

———————————————————————————————————————————————

水的重复利用率是指统计期内，生产过程中使用的重复利用水量占电厂总用水量的百分数，即

(155)

式中:

Lcf — 水的重复利用率，%;

Dcf 一 水的重复利用量，t;

Dzs — 电厂总用水量，电厂总用水量=新鲜水耗用量 十 水的重复利用量，t,

4.10.3 水灰比

水灰比是指火力发电厂用水力输送1t灰、渣时所需用的水量。可以用实测法或用式(156)计算，

(156)

(157)

以上二式中:

Azl — 水与灰、渣的质量比，t水/t灰;

Gzls— 水力输送灰、渣时的用水量，t;

Gzl — 水力输送的灰、渣质量，t;

Brl — 入炉煤总量，t;

— 灰渣中平均碳量与燃煤灰量之百分比，计算见公式(46)，%。

4.10.4 化学总自用水率

化学总自用水率是指进入化学预处理的原水量与供给机组及系统的水量之差与原水量的百分比。供给机组及系统的水量包括除盐水———————————————————————————————————————————————

和供给公用系统(如消防水系统、工业水系统、除尘水系统等)的清水量。

(158)

化学总自用水量包括化学预处理自用水量和化学除盐自用水量。

中小型凝汽式或抽凝式汽轮机改造成

背压式汽轮机的一种新方法

张玉峰 管立君 赵肃

铭

(石家庄双联化工公司) (哈尔滨工业大学)

摘要:将凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机，由于排汽温度提高导致后汽缸热膨胀过大而影响汽轮机的正常运行。本文提出了一种新的改造方法，降低了后汽缸的温度，实现了改造后汽轮机的安全运行。

关键词:凝汽式汽轮机，抽凝式汽轮机 背压式汽轮机 压力匹配器 喷水冷却装置

1. 前言

中、小型凝汽式汽轮发电机组由于其发电煤耗高，按照国家能源政策的要求，属于被淘汰机型，中、小型抽凝式汽轮发电机

组虽属热电联产机组，但对其供热量也有明确的规定，即热电比必须大于1，热效率必须大于45%，否则也属于关停机组之列。但我国目前许多企业自备发电站，有大量这类机组存在，其中有些还有相当长的使用寿命，弃置可惜，继续使用发电煤耗居高不下，处于随时———————————————————————————————————————————————

被关停的境地。更换适合企业供热要求的新背压机组，不少企业或者缺乏资金，或者考虑到企业长期规划要求而暂时搁置。因此，想到要将这类机组改造成符合政策要求的热电比大、热效率高的背压式汽轮发电机组，这样既能顾及到企业长期发展规划，又能满足企业的供热需求。不改变原机组的位置和主要结构形式，用很少的投资，就实现了汽轮机的排汽全部被生产所使用，从而大大提高了能源的有效利用率，是一种投资少，周期短，见效快的一种节能改造方式。

2. 将凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机组

存在的问题、解决途径及改造方法

该类型汽轮机的共同特点是排汽排在冷凝器中,形成较高的真空,因此汽轮机的后汽缸和排汽管承受的温度和压力较低，一般设计采用铸铁汽缸并和后轴承座成为统一体，如果改为背压式汽轮机后，蒸汽仍然从原排汽口排出，不采取特殊的措施，势必引

起后汽缸温度过高，甚至超出允许温度，导致汽缸热膨胀过大，轴承座上抬，影响安全运行。这就是问题症结所在，解决问题的途径，就要针对这一问题找到降低后汽缸温度的方法。

从技术角度，目前，有两种方法行之有效，概括如下: 2-1

加隔热挡板，另开排汽口

对某些较大型的凝汽式汽轮机，其轴向尺寸较长，按所需的背压,经热力计算确定汽

轮机级数，和各级通流面积。如果要摘除的末几级的级数较多，后汽缸就有较大的空间实施改造，这样可以用盲板堵去原来的排汽管，并在排气管前加装一个带轴封的隔热挡板，使蒸汽不———————————————————————————————————————————————

进入汽缸的后部和排汽管，便降低了排汽缸后部的温度。因改造后的汽轮机排汽压力较高，比容减小，可以根据排汽量的大小，确定排汽管的尺寸和数量，再在隔热板前，另外开一个或数个排汽口进行排汽。这就将高温蒸汽局限在汽缸的较前部位上，保持汽缸后部和原排汽口处的温度较低，使后轴承能在较安全的温度下运行。同时，由于隔热板本身的轴封承担了一部分压差，使漏汽量保持在正常范围内。

这种改造已经有十年以上的运行历史，实践证明，改造是成功的，可靠的。例如，北京市某热电厂一台N50—90高压凝汽式

汽轮机，改造成排汽压力为0.12Mpa的背压式汽轮机，作为采暖供热汽轮机，已经运行多年。

2-2 利用压力匹配器和喷水装置

对于某些较小的凝汽机组或抽凝机组，由于级数较少，轴向尺寸较短，改造成背压式汽轮机汽缸内没有足够的尺寸实施隔热挡板和另外开排汽口，在这种情况下，可以采用压力匹配器实施改造。具体做法是:在汽轮机调节级后或者高压段某一级间打孔抽汽作为压力匹配器(喷射热泵)的驱动蒸汽，经过其缩放喷管加速到超音速气流，产生低压，用来抽

吸汽轮机的排汽，然后两股蒸汽混合后在其扩压管中升压，达到所需要的供热参数。这里关键技术是在原排汽口处要实现0.1MPa(0表压)左右的压力，再通过喷水装置将其冷却至饱和蒸汽，以降低汽缸温度，便能达到安全工作要求。为达到此目标，必须进行汽轮机通流部分详细的热力计算，并与压力匹配器的热力计算设计随时配合，进行反复的迭代计算，准确的算出抽汽量和排汽量的比例，———————————————————————————————————————————————

即用多少压力的驱动蒸汽量能抽吸多少0.1MPa(0表压)左右的排汽量，再根据这一分配比例的汽量和抽汽口、排汽口的压力值确定汽轮机的级数和各级的喷嘴数，从而实施改造，摘去多余的级数，并在保留级中堵去多余的喷嘴(或增加喷嘴)。改造后需要重新做动

平衡和确定新的临界转速。对喷水装置应以汽缸温度作为反馈信号自动控制喷水量的多少。

3. 改造具体实例

3-1改造原汽轮机情况及改造要求

石家庄双联化工有限责任公司有一台CN1.5—35/5型抽凝式汽轮发电机组，其进汽参数为3.43MPa、435?，抽汽压力为0.49MPa、265? ，排汽压力为0.0085MPa。汽轮机共有7级，在抽汽口前的高压段，有一个双列调节级和一个压力级，在抽汽口后的低压段有一个单列低压调节级和四个压力级，在额定进汽量为12t/h、抽汽流量为5t/h时，

发电功率为1500KW。

由于该机组长期在纯凝工况下运行，发电能耗高，不符合国家能源政策，同时，由于该厂实际化工产量增加，也造成蒸汽量紧张，不得不长期停机闲置，基本处于淘汰状态。该厂化工生产中需要大量的低压蒸汽(0.15-0.2MPa、180—240?)供造气使用，于是有将该机改造成背压式汽轮机的需求。

3-2改造方案及计算数据

根据该机的结构特点和供汽参数要求，决定采用压力匹配器(喷射热泵)的改造方法，其系统如图1所示:

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具体改造方案是:以原抽汽作为压力匹配器的驱动蒸汽，抽吸汽轮机的排汽。经过初步计算，去掉末两级，并将其隔板摘下，动叶取出，叶轮不动，汽轮机由7级变成5级，再通过汽轮机和压力匹配器进行反复详细的气动热力计算，最后确定抽汽压力为0.6—0.7MPa，抽汽量为3.5—4t/h，压力匹配器出口参数为0.2—0.25MPa，180--240?。热力计算结果列于表1:

改造设计工况热力计算一览表

总功率:?Ni=1160Kw

电功率:Ne=980Kw

由表可见，有些级的喷管堵去2/3以上，说明通流部分的改变量是很大的。同时压力匹配器的结构尺寸也要计算准确，才能满足供热参数要求。我们选用了沈阳飞鸿达节能设备公司的压力匹配器，很好的满足了使用要求。

3-3 实际运行数据

改造后汽轮发电机组运行并网一次成功，并顺利投入正常生产。

现将几种运行工况的运行数据列于表2:

3-4 节能效益分析

汽轮机改为背压运行后，排汽完全用于化工生产中，经济效益是明显的。

首先，从国家规定的政策指标热电比与热效率方面分析。 该机在纯凝工况下运行，一般用9t/h的蒸汽可发1500kw的电功率。如果以1t/h标煤产生7t/h中参数(35ata\\435?)蒸汽进行估算，9t/h折———————————————————————————————————————————————

1.28t/h标煤，此时的热效率只有14.4%，煤耗

高达0.853kg/kwh。现在改为背压汽轮机发电，用14t/h的蒸汽就可发电为

1150kw的电功率，其热电比为9.8，热效率达76.1%，为纯凝运行工况的5倍多。

该机在原设计工况下运行，一般用12t/h蒸汽可发1500kw的电功率，此时的热电比为2.8热效率为40%，仍然达不到，政策规定的指标，改为背压式汽轮机运行后热效率达到76.1%，热效率提高将近一倍。

我公司造气车间需用蒸汽量大于15吨，与锅炉减温减压供汽相比,年可得到1000余万度的裕压发电量。

改造后计算经济效益:

分别以标煤计改造后在电与蒸汽方面的经济效益

(1) 与纯凝运行相比

改造后背压蒸汽全部送造气工序使用,按照年8000小时运行计,年节能效益在约7100余吨标煤.

发电一项,改造后标煤耗为217g/kwh，年节能效益为6600余吨标煤。

(2) 与抽凝运行相比

年节约蒸汽折标煤5700余吨;

发电一项，改造后年节能效益折标煤5100余吨。

4. 结论

对于那些需要背压式汽轮发电机组，或者缺乏资金，或者考虑到———————————————————————————————————————————————

长期规划要求的企业，将现有的凝汽式机组或抽凝式机组(热效率达不到国家规定的指标要求)改造为背压式汽轮机，是一种具有可观的节能效果的途径，即使作为一种短期的权宜之计，也会在一定时期满足用户供热要求，给企业带来极大的经济效益，从我国的国情和企业的状况出发，改造现有旧机组，比购置新背压机组可能更现实些。

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