2) Steam Turbine Thermal Property
汽轮机热力特性
5) carrying capacity of turbine
汽轮机的通流能力
6) Reheat turbogenerator
再热汽轮机
补充资料：汽轮机热力性能
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qm，温度为tW1,焓为H W1。加热后流出时温度为tW2，焓为H W2。流入加热器并在管外流动的抽汽量为qme6，压力为pe6，焓为He6。5号加热器疏水流入6号加热器的流量为5，焓为HS5,6号加热器的疏水流量为6，焓为H S6 。相应的热量平衡方程为 qm·(H W2-H W1)=qme6·He6+5·H S5-6·H S6 如果只有抽汽量qme6为未知值，即可解出 qme6=[qm·(H W2-H W1)-5·HS5+6·HS6]/He6
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pK相同的情况下，不同的新蒸汽参数对理想循环热效率ηt的影响不同（图2）。当新蒸汽压力p0不变时,提高新蒸汽温度t0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）。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）。图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。
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）。为了便于分析，图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-h-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孡大于基本循环的平均吸热温度Tp。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。
热力系统 图1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qm，温度为tW1,焓为H W1。加热后流出时温度为tW2，焓为H W2。流入加热器并在管外流动的抽汽量为qme6，压力为pe6，焓为He6。5号加热器疏水流入6号加热器的流量为5，焓为HS5,6号加热器的疏水流量为6，焓为H S6 。相应的热量平衡方程为 qm·(H W2-H W1)=qme6·He6+5·H S5-6·H S6 如果只有抽汽量qme6为未知值，即可解出 qme6=[qm·(H W2-H W1)-5·HS5+6·HS6]/He6
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pK相同的情况下，不同的新蒸汽参数对理想循环热效率ηt的影响不同（图2）。当新蒸汽压力p0不变时,提高新蒸汽温度t0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）。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）。图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。
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）。为了便于分析，图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-h-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孡大于基本循环的平均吸热温度Tp。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。
说明：补充资料仅用于学习参考，请勿用于其它任何用途。
参考词条