汽轮机循环水系统运行方式优化研究

核电站循环水系统运行及优化研究核电站的循环水系统在核能发电过程中扮演着重要角色。

循环水系统负责将核反应堆中产生的热量带走，并将其用于发电。

为了确保循环水系统的运行安全和效率，研究人员一直致力于对其进行优化研究。

首先，循环水系统的运行需要牢固的水处理设备和系统，以确保循环水的质量达到发电要求。

水处理设备可以去除水中的杂质和污染物，防止其对循环水系统产生不利影响。

例如，使用离子交换树脂可以去除水中的硬度物质，避免其在热交换器中沉淀和造成堵塞。

此外，适当的添加化学药剂也可以防止腐蚀和垢积的发生。

其次，循环水系统的运行需要适当的循环水流量和水温。

循环水系统中的泵和冷却器是关键设备，它们需要根据发电负荷的变化进行调整，以实现循环水系统的优化运行。

过高或过低的循环水流量都会影响系统的热交换效率，降低发电效率。

同时，循环水的温度也需要控制在合理范围内，以确保核反应堆的正常运行和安全。

此外，循环水系统的优化还需要考虑冷却塔的性能和效率。

冷却塔是核电站循环水系统中的关键设备，它通过风扇和喷淋装置将循环水中的热量传递到大气中。

冷却塔的性能直接影响循环水系统的运行效率和发电效率。

优化冷却塔的设计和运行参数，可以提高其热效率和风能利用效率，减少能源消耗和碳排放。

此外，循环水系统的优化还需要考虑系统的控制和监测。

通过合理的控制和监测系统，可以实时获取循环水系统的运行数据和性能参数，及时发现问题并进行调整和维护。

例如，根据循环水的温度和流量数据，可以实现循环水泵和冷却器的自动调节，保证系统的运行稳定性和发电效率。

总之，核电站循环水系统的运行和优化是核能发电过程中的重要研究课题。

通过合理的水处理、循环水流量和温度控制、冷却塔优化和系统控制与监测，可以提高循环水系统的运行安全性和发电效率。

这不仅对核电站的经济运行和环境效益有重要影响，也对核能行业的可持续发展起到促进作用。

因此，对核电站循环水系统运行及优化的研究具有重要意义。

火电厂直流供水系统取水及循环水泵配置研究摘要：沿海火电厂优先采用海水直流供水系统，2×1000MW凝汽式超超临界汽轮发电机组额定工况时凝汽总量为1641.614t/h，循环水系统冷却倍率为76倍，凝汽器设计压力约5.1kPa。

海水取水可采用明渠、箱涵以及二者结合的方式，从系统运行角度，明渠引水，流速较箱涵引水要低，水头损失小，明渠方案相比箱涵方案，可降低水泵扬程，减小水泵前池的深度，从而减少初投资和运行费用。

循环水泵采用双速电机方案初投资高于定速电机方案，考虑运行费用后年总费用比定速电机方案节省。

关键词：直流供水系统；明渠；箱涵；循环水泵1供排水系统1.1循环水系统流程电厂二期循环水系统以海水为冷却水，采用直流供水系统。

循环水系统流程为：取水明渠→引水箱涵→泵房前池→栏污栅（移动式清污机）→旋转滤网→循环水泵→液控蝶阀→循环水压力进水管→凝汽器及辅机冷却器→循环水压力回水管→循环水压力回水沟道→脱硫提升水泵前池和脱硫曝气池（兼做虹吸井）→排水沟道→工作井→排水沟道→排水口→大海。

1.2循环水需水量本期工程安装2×1000MW凝汽式超超临界汽轮发电机组，开展了循环水《冷端优化研究专题报告》研究，通过对各主要可变参数的不同组合，经过水力、热力及经济计算，进行了多方案的比选，选取了优化配置方案。

汽轮机的热力数据见下表。

1000MW汽轮机热力数据表本工程采用单流程双背压凝汽器，循环水系统按照机组TMCR工况进行配置，额定工况时凝汽总量为1641.614t/h，循环水系统冷却倍率为76倍，凝汽器设计压力5.1kPa，单台机组冷却水量为127643m3/h。

2取水方案比选一期工程已经按照按照规划容量4×1000MW机组规模的取水量，建设了取水口和取水明渠。

并将取水明渠引入厂区，本工程拟在一期基础上取水。

取水方式可采用三种方案：方案一，延长明渠到正对本期循泵房的位置，采用箱涵引水到前池；方案二：一期明渠扩建端不再延长，做适当改造，采用引水箱涵，引水到前池；方案三：较长明渠延长并改造，采用较短箱涵引水到前池。

火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍摘要：随着我国“3060”战略目标规划，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势，本文从供热机组汽机专业角度，在考虑安全性、可靠性的前提下，通过系统性分析，对现有火电供热机组深度调峰及灵活性能力提升的技术路线进行归纳和介绍。

为供热汽机灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变提供建议的目的。

关键词：火电机组深度调峰供热汽轮机一、概述随着我国“3060”战略目标规划实行，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势。

到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；中国将大力支持国家能源绿色低碳发展，不再新建境外火电项目。

2021年10月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于开展全国火电机组改造升级的通知，制定并印发了《全国煤电机组改造升级实施方案》，大力推进全国煤电机组升级改造，促进电力行业清洁低碳转型。

2020年，新增发电装机以新能源为增量主体。

并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦，超过上年新增装机总规模，占2020年新增发电装机总容量的62.8%，连续四年成为新增发电装机的主力。

2020年包括煤电、气电、生物质发电在内的火电新增装机占全部新增装机的29.53%，与2015年相比降低21个百分点；水电新增装机占比为6.93%。

到“十四五”末，预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。

可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费的增量主体。

当前我国东北、西北和华北地区的民生采暖主要依赖燃煤热电机组，冬季供热期调峰困难。

而解决燃煤热电机组的调峰问题，实现热电解耦是关键。

煤电机组不仅总量大，其灵活性潜力也十分可观，通过灵活性改造，火电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。

浅谈汽轮机冷端系统节能运行优化发布时间：2022-01-07T05:29:27.420Z 来源：《中国电业》2021年第22期作者：尹盼宁[导读] 通过分析影响冷端性能的主要因素,结合冷端系统运行方式优化尹盼宁国家能源集团宝庆发电有限公司湖南邵阳 422000摘要通过分析影响冷端性能的主要因素,结合冷端系统运行方式优化,改善设备运行水平?提高机组冷端性能?降低机组煤耗?从研究国家能源集团宝庆发电有限公司660MW超临界机组的循环水泵?冷却塔?真空泵的运行方式和技术改造出发,探讨如何优化汽轮机冷端系统,保持凝汽器最佳真空,达到火力发电厂节能降耗的目的?关键词冷端系统最佳真空循环水泵真空泵节能1?前言1.1 2014年9月12日,国务院三部委联合发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》,该文件明确了降低供电煤耗的目标:到2020年,现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时?而冷端系统的优化运行一方面影响排汽压力进而影响机组热耗,另一方面,也会影响冷端设备的能耗和厂用电率,因此,冷端系统运行不经济,对火电机组的综合能耗具有重要的影响?冷端系统优化节能技术的研究和应用,对提高凝汽器运行真空,实现电厂节能降耗有着十分重要的意义?1.2 发电厂冷端系统是由汽轮机低压缸末级组?凝汽器?冷却塔?循环水泵?循环供水系统?空气抽出系统等组成?按介质的换热过程冷端系统可划分为两个子系统和两个换热设备,即凝结水系统?循环水系统?凝汽器?冷却塔?1.3 宝庆电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的 CLN660-24.2/566/566 型超临界?一次中间再热?三缸四排汽?单轴?双背压?凝汽式汽轮机;循环水系统采用带冷却水塔的单元制二次循环水供水系统,每台机组各配备一座淋水面积为10000 平方米的自然通风逆流塔和两台混流式循环水泵?循环水泵采用露天布置,每台机各配置两台循环水泵（#1机组为循环水泵A、B，#2机组为循环水泵C、D）,两台机循环水泵出口母管之间设置有联络管；真空系统设有三台50%容量的水环式真空泵,正常运行两台维持凝汽器真空,启动时三台泵运行，以满足启动抽真空的时间要求?2?影响冷端系统性能和经济性的因素2.1衡量冷端系统性能指标就是凝汽器的真空,真空越高,即冷端系统性能越好?影响冷端系统性能的主要因素有:冷却水进水温度?冷却水流量?凝汽器热负荷?汽侧空气量?冷却水管表面清洁度?2.1.1 冷却水进水温度在凝汽器冷却面积?结构型式?热负荷?冷却水量?真空严密性?冷却管脏污程度不变的情况下?冷却水进口温度升高导致凝汽器压力增大,同时传热端差也产生影响,冷却水温度升高使传热端差下降?2.1.2 冷却水流量冷却水流量的大小?直接影响冷却水流经凝汽器后获得的温升大小?大型发电机组凝汽器冷却水温升设计值一般为8~10℃左右,冷却水流量减少10%,冷却水温升增加约1℃,凝汽器压力上升约0.24kPa~0.58kPa.2.1.3 汽侧空气量凝汽器压力并不是随着漏入空气流量增大而线性升高,当漏入的空气流量较小(小于某一临界值)时,空气对凝汽器换热影响较小;当漏入空气流量超过某一临界值时,开始明显影响凝汽器换热,凝汽器压力开始明显升高?空气聚集量小,对凝汽器压力影响可以忽略;空气聚集量大,对凝汽器压力产生明显影响?2.1.4 凝汽器热负荷凝汽器热负荷包括低压缸排汽?给水泵小汽轮机排汽以及其他各种进入凝汽器的汽?疏水带入的热量?凝汽器热负荷增加主要有两种情况:当汽轮机和小汽轮机的内效率下降或初参数降低的情况下,机组又要保持相同的负荷,此时排入凝汽器的蒸汽流量增加,造成凝汽器热负荷增大;其他附加流体不正常地排入凝汽器,造成凝汽器热负荷增大?2.1.5 冷却水管表面清洁度大型机组凝汽器设计清洁系数为0.8~0.9.运行清洁系数越低说明冷却管脏污越严重,清洁度低导致凝汽器冷却水管传热热阻增大,总体传热系数降低,凝汽器传热端差增大,引起凝汽器压力升高?2.2 从机组经济性考虑,凝汽器真空不是越高越好?机组的经济性可归纳为两类:一类是影响排汽压力进而影响机组的内功；另一类是耗能设备如循环水泵、真空泵等耗功影响厂用电?因此,评价冷端系统总体工作性能的指标应当考虑这两方面因素的变化?既要考虑凝汽器压力变化对做功的影响,还要考虑冷端系统内泵功的变化对厂用电的影响?只用凝汽器压力评价冷端系统的经济性不够全面,它不能准确反映冷端系统全部设备的运行状况?3?冷端系统优化及节能措施3.1 降低冷却水进水温度冷却水进口温度与电厂所处地域和季节环境温度变化有关,对于直流供水冷却的机组,应充分考虑冷却水取水口和回水口的位置等影响因素;对于循环供水冷却的机组而言,除了气候和环境影响因素外,冷却塔的散热性能是否正常祈祷至关重要的作用?宝庆电厂为了降低冷却水进水温度,循环水补水口为进水前池,排水口除改造前的凉水塔底部放水外,在循环水回水母管新加排水门;除此之外,将两台机循环水回水管联络运行,在单机运行时可实现“一机双塔”?改造后夏季循环水进水温度平均下降0.5℃?正常运行中加强凉水塔的日常检查和维护,发现填料?除水器?喷嘴等有损坏的,要及时组织进行更换?疏通?机组检修期间要对水塔下部以及循环水管道内的沉积物进行清理,对污泥机?滤网等设备进行检查和维护,防止损坏与堵塞?3.2 确定最佳冷却水量确定最佳冷却水量其实就是通过制定循环水系统经济运行方式,确保机组在经济背压下运行?原则上对于水量连续可调的循环水系统,循环水量应始终保持在最佳水量运行?循环水泵运行方式应根据循环水入口水温?机组负荷?循环水泵性能?凝汽器清洁状况和严密性状况及汽轮机出力与背压关系曲线确定宝庆电厂循环水泵均为定速泵，循环水量不能连续可调，所以考虑到邵阳当地的气温条件,对每台机组的一台循环水泵进行了双速改造,根据负荷和冷却水进水温度,调整循环水系统运行方式，尽可能的达到最佳冷却水量。

第1章汽轮机循环水及抽气系统1.1. 循环水系统1.1.1. 概述循环水系统为采用长江水的开式循环系统，系统采用单元制直流供水系统，水温0～35度。

循环水系统向凝汽器和开式循环水系统提供冷却水，每台机组设置两台循环水泵、两根Φ2220*14的循环水进水管和Φ2220*14的循环水排水管，在凝汽器循环冷却水进出口管道上均设有电动蝶阀。

凝汽器可单侧运行，并可带75％ECR负荷运行。

循环水系统主要包括循环水泵、循环水泵出口液控蝶阀、旋转滤网，还包括平板滤网、旋转滤网、滤网冲洗系统，伸缩节、循环水取排水构筑物、循环水管沟、虹吸井等。

我公司循环水系统配置长沙水泵有限公司生产的循环水泵、长沙阀门厂生产的液控蝶阀以及华东电力设备有限公司提生产的旋转滤网。

循环水水量表如图一。

注：1、凝汽量为THA工况。

2、凝汽量中包括了汽动给水泵组的排汽量。

3、冷却倍数为63倍。

图一三台机组的循环水系统采用联络制：一号机组与二号机组的进出水母管对应相连；二号机组与三号机组的进出水母管对应相连。

另外，每台机循环水设有50％容量反冲洗管道。

在每台机组凝汽器循环水的两根进水管上分别接出一根Φ630*7的管子，向开式循环冷却水系统供水。

长江水经盾构的工作井进入循环水泵房，泵房内设置6台立式斜流泵。

取水水量为60m3/s。

取水口纵向位置靠近厂区，位于常电公司（原常熟发电厂一期）排水口下游约150米、距#6丁坝上游约190米，离现有堤岸约600－650米的-9~-8.5米处。

取水头部的型式配合引水管的施工方法，采用两条φ4500引水遂道，盾构法施工，引水遂道设计流速1.886m/s。

取水口与泵房之间用自流引水管连接，并在每根引水隧道入口顶升7根1.9×1.9米竖井和安装2.8×2.8米取水头，从侧面进水。

进水口下缘标高-5.65米，距河底约有3.05米，可以防止淤积及泥沙进入；进水口上缘标高-3.25米，距97%最低水位尚有1.603米，距年平均低潮位有2.88米，将可取到深层悬浮物少的低温水。

汽轮机循环水供暖的优缺点简述如下：一、优点——热经济性高
由于将抽凝式或凝汽式汽轮机的排汽废热全部利用，其经济性相当于或优于背压式汽轮机。

通常一台12MW抽凝式机组进行循环水供热，年可节标煤达2万余吨。

二、缺点
1、功率有所下降
循环水供热时，排汽压力比额定状态有所提高，因此电功率有所下降。

2、安全性有一定影响
大多数情况下，循环水供暖是由热电厂自己动手搞的，因此也出现过下列问题：
（1）排汽温度过高
据了解某些厂家的排汽温度高达90——100 度。

此时，末几级叶片有可能出现“威尔逊现象”——低应力脆断。

（2）凝汽器水压超标
循环水供暖时，凝汽器水压超过原设计的0.2MPa，对设备安全有一定影响。

在大庆某炼油厂发生过水室盖板超压撕裂事故。

（3）轴向推力超标
由于真空降低，轴向推力有所上升。

总之，一方面循环水供暖是一个很好的节能项目；另一方面，也应从安全生产角度出发，慎重的进行项目的实施。

汽轮机真空降低的原因分析及处理摘要：在火电厂汽轮机运行中真空系统的严密性是影响机组稳定运行的关键。

导致凝汽器真空度不足的原因有很多这不仅对电厂的经济效益有着一定的影响,还存在着一定的安全隐患,因此我们在对汽轮机低真空运行的原因进行分析从而采用相关对策来对其进行处理以确保汽轮机组的正常运行。

关键词：汽轮机；凝汽器；凝汽器真空；真空下降当前我国火电行业发展的过程中,汽轮机在运行的过程中都存在着低真空运行的问题这不仅对汽轮机组的安全运行有着极其严重的影响还降低了火电厂汽轮机运行的热经济性使得火电厂发电的成本增加。

因此我们就要对火电厂汽轮机组低真空运行的原因进行分析从而采用相关的对策来对其进行处理以确保汽轮机的正常运行,满足当前我国火力发电行业发展的相关要求。

1汽轮机运行过程中真空下降的原因有很多原因都会造成机组真空下降，总体上来说，主要是因为循环水（环境）温度高、凝汽器铜管内结垢、疏水系统不严密、轴封压力过低、真空系统不严密、真空泵故障等。

1.1循环水系统的影响在机组正常工作过程中，真空直接受到环境温度与循环水入口温度、循环水流量的影响。

在自然通风冷却塔机组中，循环水温度还受到冷却塔的冷却效果的影响，幅高是用来评价冷水塔冷却效果的指标。

冷水塔的冷却效果越好，则对循环水温度的影响就越明显。

循环水温度还直接受到季节环境温度的影响。

在大部分地区，夏季环境温度较高，循环水入口温度就越高，真空低；冬季环境温度较低，循环水入口温度就越低，真空变高。

对于空冷机组来说，空冷岛会受到气温和风速的影响。

当周围的温度较高，风速较低时，空冷岛的传热效率将会降低。

当循环水系统发生故障时，会造成循环水水量减少甚至断流，真空会快速下降，极大的威胁机组运行安全。

在日常运行过程中，凝汽器水侧可能会积聚空气，增大热阻，使得凝汽器的铜管传热效果变差，使真空降低。

与间接空冷机组相比，采用自然通风冷却塔的机组水质较差，更容易使凝汽器铜管内产生污垢，污垢附着于凝汽器铜管内，也会使得传热热阻增大，影响凝汽器的换热效率，也会造成真空的降低。

高温循环水供热系统运行优化研究发表时间：2020-04-29T02:20:51.988Z 来源：《福光技术》2020年1期作者：李杰[导读] 高温循环水供热系统，对国家提倡的节能减排效果非常好，是一件利国利民的好事。

徐州润新热力有限公司江苏徐州 221000摘要：高温循环水供热管网及设备是城市居民集中供热系统中重要的组成部分，它担负着集中供热介质输送和分配工作任务。

为保障高温循环水供热管网及设备的安全、连续稳定、经济运行，对高温循环水供热系统运行展开优化研究。

具体的，详细研究了高温循环水供热设备和管网系统中的系统运行、系统改造及系统运行操作等，以切实解决实际过程中的相关问题，有效保障供热管网的高效、安全、稳定运行。

关键词：高温水供热设备；供热管网；运行优化；操作调整随着我国居民生活水平不断的提高，对冬季采暖供热需求的不断增加，居民集中供暖工作压力也在不断加大，而要想提高供热的效率、供热质量，就需要不断对供热设备、管网系统进行优化，确保居民供热系统能够稳定、高效运行，最终才能推动城市居民供热工作的稳定开展，才能向社会输送充足、稳定的热源、满足广大居民供暖需求1高温循环水供热系统运行优化概述高温循环水供热系统，对国家提倡的节能减排效果非常好，是一件利国利民的好事。

但是高温循环水供热存在设备调节和系统运行安全问题，因高温循环水热用户用热情况各有差异，必须对高温循环水换热站设备及管网进行优化和改造，对各个循环水热用户换热站及二次管网进行优化操作或改造，方能提高高温循环水供热效能和安全。

具体来说，充分利用高温水换热站智能化设备进行实时自动调节，保证供热设备在可控范围内稳定运行；对高温水换热首站夜间换热器低负荷运行时疏水进行改造，保证换热器的安全、稳定、经济运行；在较大供热小区和政府供暖回水管道上加装调节阀，对其供热进行限流措施，保证供热一次管网稳定运行；更换供热小区二次网单元楼分水阀门，保证阀门调节效果达到节能；2影响高温循环水系统安全经济运行的因素高温循环水供热系统是将蒸汽热能转化为高温循环水热量，通过管网输送到各个供暖小区，再由小区换热站换热成适合居民供热的二次循环水供热，来满足广大居民采暖需求。

汽电双驱循环水泵在循环水系统中的节能应用摘要：随着现代科技的进步以及国家产业政策调整，资源的循环利用、节能减排、绿色环保等一系列绿色生产标准成为企业推行的核心理念，本文介绍了某煤化工项目通过持续加大节能技术改造项目投入，不断深挖装置节能空间，从能源利用效能提升方面着手，利用厂区富裕蒸汽作为驱动蒸汽驱动汽电双驱循环水泵达到节能、增效、环保的目的，对厂区降低电耗，减少碳排放有积极意义，为实现碳达峰碳中和的总要求提供办法。

本文将从汽电双驱循环水泵选型、工艺设计、工作原理与运行模式选择和运行经济性等方面进行阐述，为循环水系统的设计、优化和管理提供一定的参考和借鉴。

关键词：汽电双驱循环水泵；透平系统；汽轮机；能耗1前言某煤化工项目循环水场服务范围为下游MTP装置的高位、末端循环水换热器以及以丙烯冷凝器为主的气化主管线附带的其他换热器，设计规模30000m³/h，该循环水场采用间冷开式循环冷却水系统，该系统中冷却水给水与装置换热器工艺物料换热吸收热量以后，经循环水管道以其余压回到机力通风冷却塔，经冷却塔与大气降温后重力流入塔下水池，经格栅流入吸水池，并进行水质稳定处理，再由循环水泵加压送至各生产装置循环使用。

该循环水场共设5台循环水泵，其中3台为纯电动机驱动，2台采用蒸汽透平及电动机双驱动方式，蒸汽透平汽轮机采用化工区0.9MPa中压蒸汽作为驱动蒸汽，本项目汽电双驱循环水泵自2021年7月底调试结束投运以来，运行稳定，能够通过成套机组控制系统重要信号传至DCS实现运行模式的联锁切换，可满足循环水系统各种工况用水量需求，确保了系统供水的稳定性、安全性及能耗经济性。

2汽电双驱循环水泵选型及数量的确定考虑化工区全年有6个月富裕0.9MPa中压蒸汽，为有效利用过剩中压蒸汽，减少能源浪费，该循环水场循环水泵采用汽轮机+电动机双驱动的方案。

当蒸汽富裕时，泵组由汽轮机驱动，以期达到节约用电、节能降耗的目的；当蒸汽无富裕时，切换为电机驱动，保证水泵的正常运行。

630MW超临界机组启停调峰运行方式的优化措施摘要：630MW 超临界机组参与电网调峰运行过程中如果控制失当，很可能就导致转子经历较大的载荷变动，大大加快转子材料的损伤累积进程，使转子提前进入危险性较高的服役后期。

安全运行和经济运行之间存在的矛盾性使机组难以科学制定运行操作过程，为提高机组运行的安全性，必须尽可能降低机组工况变化的速度，这样必然增加了机组运行的费用，在经济性上不合理，反之则提高了机组的运行风险。

关键词：630MW 超临界；汽轮机运行方式；优化；汽轮机组在调峰变工况运行时，其内部蒸汽温度的变化速率与材料承受的应力载荷存在着直接关系，要降低转子的寿命损耗，就必须降低工况的变化幅度，但是这种出于安全性的限制措施与保证机组的运行经济性相矛盾，也影响了机组及时响应电网的负荷需求。

本文分析了630MW超临界汽轮机运行方式的优化。

一、汽轮机变负荷运行的优化原理从热力循环的角度分析，影响机组经济性的主要因素有循环的热效率和汽轮机的相对内效率。

机组在低负荷运行时，当主蒸汽压力较高时，进汽节流损失大，汽轮机相对内效率较低，给水泵耗功较大，但是循环的热效率较高；当主蒸汽压力较低时，进汽节流损失小，汽轮机相对内效率较高，给水泵耗功较小，但是循环的热效率较低。

所以只有在汽轮机相对内效率提高所带来的效益大于循环热效率降低的影响时，单元机组汽轮机的绝对内效率才有可能提高。

也就是说，低负荷运行的压力参数必然存在一个最佳值，使机组在不同负荷下都保持较高的经济性。

汽轮机高中压转子的边界条件主要由换热边界条件和机械力边界条件构成。

转子与蒸汽的换热状况无法通过仪器检测获取，通常采用相似性实验对相似情况下的换热系数进行经验关系拟合计算。

由于采用高中压转子整体建模，需要计算通流各压力级、轴封等蒸汽参数和换热系数，而实际运行中仅有调节级、抽汽级、排汽级等有限蒸汽参数测点，并且汽轮机在变工况下运行时，沿通流部分各级的蒸汽流量、喷嘴动叶前后的汽温、汽压及湿度将偏离设计值。

循环水系统故障的原因分析及其解决措施本文分析台州发电厂循环水系统故障的原因，介绍循泵进水口前池和一、二次滤网的改造方案及实施后的效果，并对循环水系统改造后尚存在的问题提出了进一步的建议。

概述台州发电厂南临椒江，凝汽器冷却水从椒江江边取水，为开式循环，循环水取水受自然条件限制采用明渠引水。

电厂自1980年筹建以来，已分别建成一、二、三、四期工程a6号机运行，系统布置如图1所示。

1 存在的问题近年来由于进水口及前池出现泥沙淤积，在低潮位时一期循泵进水不足，造成循泵夹带空气严重，振动大，出水压力偏低（母管压力只有0．05MPa）。

尤其是1、2号循泵并列运行时水量明显不足，泵的振动加大，出水压力最低为0．04 MPa。

虽然每年对进水口及前池进行挖泥，但不能解决这一问题。

为了保证循泵的安全运行，不得不调整循泵运行方式，即避开1、2号泵同时运行，使两台泵常年有1台处于备用状态，造成循环水系统安全运行方面存在薄弱环节。

2 原因分析循环水系统影响机组安全经济运行主要表现在凝汽器真空的下降，循环水虹吸的破坏，影响机组的出力。

尤其在夏天，由于1、2号机凝汽器真空低，出水虹吸破坏次数较多，机组不得不经常降出力运行。

其原因一方面是循环水压力偏低（0．04～0．05 MPa）。

另一个方面是一、二次滤网效果差。

一～三期的一次滤网型号为ZH－3000，按66典水标准设计，为无框架正面进水结构，1982年开始投入运行。

由于设计标准低，设备老化，存在以下问题：(1)旋转滤网网板与网板之间间隙太大，约15 mm。

(2)滤网两侧无侧封板。

(3)滤网底部间隙太大。

(4)网板骨架刚性偏低。

造成拦截污物效果差，特别是夏天或汛期，悬浮垃圾及杂物从滤网大量进入，使凝汽器换热效果明显下降，严重影响凝汽器真空。

1、2机凝汽器原设计在厂房内凝汽器入口处装有2台Φ1400固定式二次滤网，需冲洗时，开启蝶阀导流冲洗。

二次滤网经过十几年运行已全部损坏，在大修时已拆除，改成直通管通水。

汽轮机生产指标优化运行与计算方法一、综合指标的解释：（一）综合指标解释1、供电煤耗=((燃油量*41868/29271)+(原煤量*入炉煤低位发热量/29271))*100/供电量单位：g/kW·h2、厂用电率：单位%（1）生产厂用电量：（厂高变电能表电量）（2）综合厂用电量：发电量-供电线路送出电量之和。

（3）生产厂用电率=生产厂用电量/发电量（4）综合厂用电率=综合厂用电量/发电量3、全厂补水率：全厂补充水量与锅炉总蒸发量之百分比。

单位：%4、汽水损失率：发电汽水损失量与发电锅炉总蒸发量百分比。

主要是指汽水系统中各阀门及管道泄露、疏水、排汽等损失。

单位：%5、发电厂汽水损失量=锅炉补充水量-（对外供汽量+电厂自用汽量+对外供水量+吹灰用汽量+锅炉排污量+冷凝水返回量）单位：吨（二）汽机指标及影响指标的因素：1、主蒸汽流量：是指进入汽轮机的主蒸汽流量值（t/h）2、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。

3、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。

4、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（℃）。

是回热循环效率的具体体现，是影响机组运行经济性的一个重要指标。

影响因素主要有：负荷率、高压加热器投入率、加热器温升、加热器端差、高加旁路严密性。

5、真空度：是指汽机排汽缸真空占大气压力的百分数。

单位%。

主要是因为大气压力随季节、地点的不同而变化，因此使用凝汽器真空值并不能准确地反映凝汽器运行工况，而且也不便于比较，所以一般用凝汽器真空度或排汽压力来表示凝汽器真空情况的好坏。

真空度=1 -（大气压力-凝汽器真空）/101.325（标准大气压）由于凝汽器排汽压力与该压力下的饱和温度有一一对应的关系，因此降低凝汽器循环水进水温度（取决于气象条件、冷却设备的型式及工作效率等）、循环水温升（取决于凝汽器的热负荷：⑴负荷率⑵缸效率⑶工质内漏；循环冷却水冷却能力）及凝汽器端差，可以提高真空度。

300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法摘要凝汽器较普遍存在着钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，而且随着凝汽器运行时间的增加，己经严重地影响了机组的安全经济运行。

本文就凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及二次滤网反冲洗等有关问题进行分析，仅供同行参考。

关键词凝汽器；运行；故障；查漏；反冲洗0前言凝汽器设备是火电厂汽轮机组的一个重要组成部分。

其作用是汽轮机的排汽排入凝汽器内受到骤然冷却比容急剧缩小，凝结成水形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，提高汽轮机热效率。

某发电厂4号、5号机组分别投产于1993年7月和1993年12月，自2000年以来，4号、5号机组凝汽器多次发生泄漏。

本文就该机组凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及运行中二次滤网的反冲洗等有关问题进行分析，并提出有效的隔离查漏、清洗及反冲洗的方法。

1凝汽器循环水系统简介4号、5号机组为上海汽轮机厂生产的引进型300MW亚临界、中间再热、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机。

循环水系统采用开式循环水系统，冷却水使用海水为介质。

两台机共配备六台循环水泵，采用母管制并供运行，母管设有两个隔离碟阀能使两台机可独立运行，夏季运行方式为五台循环水泵运行一台循环水泵备用，冬季运行方式为四台循环水泵运行两台循环水泵备用。

每台机组均在每侧凝汽器进口门后设有二次滤网，并装设有30％流量的二次滤网反冲洗管道。

两台机组凝汽器均未设凝汽器胶球清洗装置。

2凝汽器的运行监督对凝汽器的运行监督主要有：1）真空接近最有利真空的程度。

2）凝结水过冷度数值。

3）凝结水质合格程度。

凝结水质主要是指其Na+、电导率、pH值、含氧量等指标。

如果由于凝汽器冷钛接口不严或钛管被腐蚀损坏等原因，循环水从凝汽器水侧泄漏到汽侧，使凝结水的水质恶化，将导致凝结水处理的运行费用增加，若泄漏比较严重，影响凝结水处理的质量，将会使锅炉的受热面甚至汽轮机通流部分产生结垢、腐蚀等，从而影响机炉设备的安全经济运行。