汽轮机热力性能

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汽轮机热力性能
steam turbine performance

   汽轮机装置(包括汽轮机、凝汽器和给水加热器等)的热力性能，包括热耗率和热效率，主要与采用的热力系统有关。
   热力系统  图1[300兆瓦汽轮机装置热力系统示意图]为采用再热的 300兆瓦凝汽式汽轮机装置的热力系统示意图。来自锅炉的蒸汽经蒸汽室进入高压缸膨胀作功。高压缸的排汽,除小部分通往给水加热器加热给水外,其余的通往再热器。蒸汽在再热器中再热后，通往中压缸继续膨胀作功。中压缸的排汽，除小部分流向驱动给水泵的小汽轮机和除氧器外，其余流入双流结构的低压缸作功。低压缸的排汽和小汽轮机排汽一起进入凝汽器凝结成水。
   为了提高循环热效率，从汽轮机中间级抽出一部分作过功的蒸汽，分别送入各给水加热器逐步加热凝结水。图 [300兆瓦汽轮机装置热力系统示意图]中除轴封加热器外，共有8台加热器，其中1台为除氧器，它是混合式加热器，由抽汽将凝结水加热到饱和温度，以除去溶解在水中的氧，防止设备腐蚀；其余 7台均为表面式加热器。从凝结水泵出口到给水泵前这段管路上的加热器承受低水压，称为低压加热器；给水泵后的加热器承受高水压，称为高压加热器。给水泵将通过低压加热器的凝结水升压，再经高压加热器将给水加热后送往锅炉；另有很小部分给水从给水泵出口直接送往锅炉，用于喷水调节过热蒸汽温度。
   各高压加热器中抽汽的凝结水（疏水）从抽汽压力较高的加热器逐级排入压力较低的加热器，并在其中放出一部分热量，最后排入除氧器。低压加热器也同样逐级排出疏水，最后排入凝汽器。
   热力性能  汽轮机装置的热力性能用热耗率和热效率表示。汽轮机装置的热耗率为每输出单位机械功所耗的蒸汽热量。热效率是输出机械功与所耗蒸汽热量之比。电站汽轮机装置的热耗率和热效率是按发电机输出单位功计算的，已考虑了发电机效率。为了进行热力性能计算，必须列出各部分的热力系统热平衡方程，因此热力性能计算也称热平衡计算。
   以图1 [300兆瓦汽轮机装置热力系统示意图]中6号加热器为例,每个加热器的热平衡计算方法如下流入加热器管中的凝结水流量为，温度为W,焓为H W。加热后流出时温度为W，焓为H W。流入加热器并在管外流动的抽汽量为6，压力为6，焓为H6。5号加热器疏水流入6号加热器的流量为[qms]5，焓为H S5,6号加热器的疏水流量为[qms]6，焓为H S6 。相应的热量平衡方程为
·(H W-H W)=6·H6+[qms]5·H S5-[qms]6·H S6 如果只有抽汽量6为未知值，即可解出
6=[·(H W-H W)-[qms]5·H S5+[qms]6·H S6]/H6
   如果分别对各加热器列出类似的热平衡方程，求解后即可得出各段抽汽量，从而可得出通过汽轮机各级的蒸汽流量和相应的功率，算出汽轮机的总功率。
   对于图1[300兆瓦汽轮机装置热力系统示意图]的循环，发出功率为额定功率 300兆瓦，汽轮机装置热耗率为8080.5焦／(瓦·时)，热效率为44.5％。对于整个电站,还要考虑锅炉效率和厂用电,因此电站热耗率比单独汽轮机装置的热耗率高。如果厂用电占输出功率的 5％，锅炉效率为90％，则相应电站热耗率为8080.5/(0.95×0.9)=9450焦／（瓦·时），电站热效率为 3600/9450=38.1％。
   影响热效率的因素  汽轮机装置的热效率最高可达40％左右。提高汽轮机装置热效率的问题一直受到人们重视。热效率的水平主要取决于理想循环热效率（不考虑汽轮机损失）和汽轮机内效率。由热力学第二定律已知，理想循环的热效率决定于循环的平均吸热温度和平均放热温度。平均吸热温度越高,平均放热温度越低,则理想循环的热效率越高。影响汽轮机装置热效率的主要因素有新蒸汽参数、排汽压力、给水回热和再热循环。
   ① 新蒸汽参数:在排汽压力相同的情况下，不同的新蒸汽参数对理想循环热效率的影响不同（图2 [新蒸汽参数对理想循环热效率的影响]）。当新蒸汽压力0不变时,提高新蒸汽温度0 会使平均吸热温度增高,使理想循环热效率提高；同时由于进汽比容增大和排汽湿度减少,汽轮机的内效率也有所提高提高新蒸汽温度受到耐热钢的性能和价格的限制，一般采用535～565℃。当新蒸汽温度不变时，提高压力也可提高理想循环热效率,但是过分提高压力反而会使理想循环热效率降低;同时由于进汽比容减小和排汽湿度增大，汽轮机的内效率降低。压力的提高还受汽轮机末级容许湿度(12～14％)的限制。在一定的蒸汽温度下，通常有一个最佳的压力，这时理想循环热效率最高。
   ② 排汽压力（背压）:在新蒸汽参数相同的情况下，降低汽轮机的背压会使平均放热温度降低，理想循环热效率提高（图3 [背压对理想循环热效率的影响]）。降低背压一方面受到自然条件（如冷却水源和水温）的限制，另一方面将使排汽比容增大，汽轮机末级叶片和凝汽器的尺寸相应增大，增加投资。因此，合理的背压必须根据技术经济比较加以选用。凝汽式电站汽轮机的排汽压力,在冷却水温为20℃时常用0.005～0.006兆帕,在冷却水温为 27℃时常用0.007～0.008兆帕。
   ③ 给水回热:图1[300兆瓦汽轮机装置热力系统示意图]中的给水加热方法称为给水回热。在新蒸汽参数、背压和功率不变的条件下，给水回热会使进汽量增加而排汽量减少，因而能减少凝汽器冷却水带走的热量损失（冷源损失），提高理想循环热效率。给水回热的经济性主要决定于给水的最终温度和回热级数（图4 [给水温度对理想循环热效率的影响]）。图[给水温度对理想循环热效率的影响]中横坐标为给水温升与最大可能温升之比(给水温升比)，纵坐标为理想循环采用回热后热耗的降低与最大可能降低值之比（热耗降低相对值）。从图中可以看出，对于给定的回热级数，给水温度有一最佳值。实际采用的给水温度往往低于理论最佳值，因为提高给水温度时锅炉排烟温度随之提高，而锅炉效率则降低。此外，随着回热级数增多,热效率增加,其相对增益逐渐减小，加热器设备投资和维护费用相应增加。因此，实际采用的给水温度常为理论最佳值的0.65～0.75。常用的给水温度、回热级数和采用回热后热效率提高的相对值见表[常用的给水温度、回热级数和热效率提高的相对值]。
   ④ 再热循环:汽轮机的再热循环可用以温度T和熵S为坐标的T-S 图表示（图5[一次再热循环-图]-图" class=image>）。为了便于分析，图[一次再热循环 -图]-图" class=image>中的汽轮机膨胀曲线用理想曲线表示。再热循环可以看作是由基本循环1-2-3-4-5-1和再热附加循环 1-2-2--1组成的复合循环。适当地选择再热压力和温度可以使再热附加循环的平均吸热温度T大于基本循环的平均吸热温度T。因此，附加循环比基本循环有更高的热效率，因而可提高再热循环的热效率。此外，采用中间再热能减小汽轮机低压部分的湿度，提高汽轮机的内效率，并减少叶片受湿汽的侵蚀。一般采用一次再热可使机组的热效率相对提高5％，采用二次再热还可再相对提高2％。但是采用再热会增加设备造价，因此一般火电站只有 100兆瓦以上的汽轮机才采用再热，而且大都只采用一次再热。再热温度常取与新蒸汽温度相同，再热压力为新蒸汽压力的18～26％。对于大功率核电站饱和蒸汽轮机，经常用新蒸汽对高压缸排汽进行再热，以减少低压缸蒸汽的温度。
   供热式汽轮机在提供电或动力（用于驱动发电机或其他机械）的同时，也提供工业和生活用热，将原来没有利用的热量加以利用，这对于节约能源很有意义。
　　　　　　　　　　　　　　　　　朱家驹