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[摘 要]通过分析汽轮机进汽参数对汽轮机安全经济运行的影响，对我们今后汽轮机运行有着很大的帮助作用
[关键词]主汽参数 参数变化
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0340-01
汽轮机运行时进汽参数的变化，不仅影响着汽轮机效率，也影响着汽轮机的安全运行。下面我们对进汽的一些参数分别进行分析。
1 主汽压力
1.1 变化原因：
1.1.1锅炉出力变化或发生扑、熄火等故障；
1.1.2锅炉调节不当或自动调节失灵；
1.1.3机组负荷突变或失去负荷；
1.1.4锅炉再热或旁路系统阀门误动作；
1.1.5电网频率突变；
1.1.6锅炉主汽门或汽机主汽门、调门误关；
1.1.7主机抽汽时主机负荷变化。
1.2 进汽压力升高的影响：
1.2.1汽温不变，汽压升高，汽机总焓降增加，维持同一负荷，调速汽门关小，蒸汽流量减少，调节级及各中间压力级都将降低。由于机组为喷嘴调节，各调门按顺序开启，调门总开度虽关小，但先开几只调门开度仍大，在汽压升高，调节级压力下降时，调节级焓降增加较多，使调节级叶片应力也随之升高，尤其前几只调门开度大对调节级叶片应力增加较为显著，但一般只要进汽压不是过高，动叶应力不会超过允许值。
1.2.2汽压升高，汽温不变，汽机低压段湿度增加，不但使汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用，为了保证安全，一般要求排汽干度大于88%，高压大容量机组为了使后几级蒸汽湿度不致过大，一般都采用中间再热，提高中压进汽温度。
1.2.3运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，对汽动给泵则应注意转速升高，防止发生超速，给水压力升高过多。
1.2.4汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓吃力过大，材料达到强度极限易发生危险，必须要求锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。
1.3 进汽压力降低的影响：
1.3.1汽压降低，汽轮机的焓降要减小，同时在调门开度不变时，由于压力降低，蒸汽比容增大，调门的通流能力一定，则蒸汽流量相应地减少，，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。
1.3.2要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升，因此一般汽压过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。
1.3.3低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下降0.1Mpa，热耗将增加0.3～0.5%，一般机组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。
1.3.4汽压降低过多，会影响抽汽器与汽动辅助油泵的运行。
2 主汽温度
2.1 变化原因：
2.1.1锅炉燃烧调节不当或锅炉负荷变化；
2.1.2减温装置失效或锅炉主汽或再热器旁路系统减温水门泄漏；
2.1.3给水压力变化，减温水量改变；
2.1.4锅炉主汽管疏水未放尽或运行时过热器、再热器带水发生汽温剧降或水冲击；
2.1.5给水温度突然变化；
2.1.6主汽门故障，如门杆折断或门座逃出等使再热器两侧流量偏差。
2.2 进汽温度升高的影响：
2.2.1维持高汽温运行可以提高汽轮机的经济性，但不允许超限运行，因为在超过允许温度运行时，引起金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。因此，必须严格控制汽温不准超限运行。并建立汽温超限运行时间的统计，以便及时分析金属超限的影响程度，加强金属监督，防止发生脆化爆破。
2.2.2汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。
2.3 进汽温度降低的影响：
2.3.1汽温降低，使汽轮机焓降减少，要维持一定负荷，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降减小，对调节级来讲安全性较好。
2.3.2在汽压、出力不变的情况下，汽温降低蒸汽流量增加，末级叶片焓降显著增大，会使末级叶片和隔板过负荷，一般中压机组汽温每降低10℃，就会使最后一级过负荷约1.5%，一般汽温降低至某一规定值要减负荷，防止蒸汽流量过大。
2.3.3汽温降低汽机高压部分压力级焓降减小，喷嘴出口速度减小，如圆周速度不变，则叶片进口相对速度的数值降低，其方向也改变，蒸汽与叶片要发生冲击，为维持同一负荷，蒸汽流量增加，要使蒸汽从各级叶片中通过，叶片反动度要增加，引起转子轴向推力加大，因此低汽温时应加强对轴向位移、推力瓦温的监视。
2.3.4汽温降低，汽轮机后几级蒸汽湿度增加，加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀，缩短叶片的使用寿命。
2.3.5汽温降低要注意下降速度不能过快，汽温突降将引起机组各金属部件温差增大，热应力上升，因温降产生的温差会使金属承受拉伸应力，其允许值比压缩应力小，且差胀向负值变化，会使机组发生振动，甚至动静摩擦。
2.3.6汽温急剧下降，往往是水冲击的预兆，注意降至一定值，开启主汽管及汽缸疏水门，若剧降至限额应迅速停机，防止水冲击对机组造成损坏。水冲击的象征除了汽温突降，有时会出现轴封、主汽门、调速汽门等法兰、门杆轴封冒白色湿蒸汽，机组振动增大，汽机或抽汽管内有水击声等现象。 2.3.7低汽温运行，机组焓降减少，汽耗量增加，汽机经济性下降。一般汽温每降低10℃，机组效率将降低0.5%。
2.3.8汽温、汽压同时降低，使蒸汽保持一定过热度，汽温降低的危害性要小，一般可参照汽压降低的程度进行分析处理，滑参数运行的机组，汽温降低的限额则以蒸汽过热度为准。如国产30万机组要求滑参数时蒸汽过热度130℃以上。
3 蒸汽流量
3.1 变化原因：
3.1.1汽机负荷变化；
3.1.2汽压或汽温变化；
3.1.3抽汽量变化；
3.1.4真空变化；
3.1.5通流部分严重损坏或结垢；
3.1.6电网频率变化；
3.1.7流量计漏水；
3.1.8旁路系统阀门不严密。
3.2 蒸汽流量变化的影响：
3.2.1运行时，蒸汽流量可以用来监视汽机负荷，如果蒸汽流量增大则表示汽机附和上升，蒸汽流量时监视汽机运行安全的重要依据，流量改变，对调节级及最末级的焓降变化最大，因此蒸汽流量增加使调节级及最末级的反动度增大，引起轴向推力增加。蒸汽流量过大必将引起汽机隔板、叶片应力增大过负荷及轴向推力过大，有些机组规定蒸汽流量限制就是这个道理。
3.2.2蒸汽流量改变，因为调节级和最末级焓降发生改变，使他们的速度比偏离最佳值，，因此效率必将降低，而中间各级在流量改变时，焓降基本上保持不变，其速度比保持不变，则中间各级的效率保持不变，在经济负荷下的蒸汽流量，调节级及末级焓降变化接近速度比最佳值，蒸汽流量是监视机组汽耗率的重要数据，及时分析汽耗率大小保持机组经济运行。
4 结论
通过对进汽参数变化的分析，对各进汽参数变化对汽轮机带来的影响分析，我们知道保持合适稳定的进汽参数对汽轮机的运行至关重要，需要我们在运行中对各进汽参数加强监视和调整，使我们的汽轮机安全、经济、稳定运行。
参考文献
[1] 郑体宽.热力发电厂.电力工业出版社.1995.
[2] 叶涛主编.热力发电厂（第二版）.中国电力出版社.2006.
[3] 吴季兰.汽轮机设备及系统.（300MW火力发电机组丛书第二分册）中国电力出版社.1998.
[关键词]主汽参数 参数变化
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0340-01
汽轮机运行时进汽参数的变化，不仅影响着汽轮机效率，也影响着汽轮机的安全运行。下面我们对进汽的一些参数分别进行分析。
1 主汽压力
1.1 变化原因：
1.1.1锅炉出力变化或发生扑、熄火等故障；
1.1.2锅炉调节不当或自动调节失灵；
1.1.3机组负荷突变或失去负荷；
1.1.4锅炉再热或旁路系统阀门误动作；
1.1.5电网频率突变；
1.1.6锅炉主汽门或汽机主汽门、调门误关；
1.1.7主机抽汽时主机负荷变化。
1.2 进汽压力升高的影响：
1.2.1汽温不变，汽压升高，汽机总焓降增加，维持同一负荷，调速汽门关小，蒸汽流量减少，调节级及各中间压力级都将降低。由于机组为喷嘴调节，各调门按顺序开启，调门总开度虽关小，但先开几只调门开度仍大，在汽压升高，调节级压力下降时，调节级焓降增加较多，使调节级叶片应力也随之升高，尤其前几只调门开度大对调节级叶片应力增加较为显著，但一般只要进汽压不是过高，动叶应力不会超过允许值。
1.2.2汽压升高，汽温不变，汽机低压段湿度增加，不但使汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用，为了保证安全，一般要求排汽干度大于88%，高压大容量机组为了使后几级蒸汽湿度不致过大，一般都采用中间再热，提高中压进汽温度。
1.2.3运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，对汽动给泵则应注意转速升高，防止发生超速，给水压力升高过多。
1.2.4汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓吃力过大，材料达到强度极限易发生危险，必须要求锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。
1.3 进汽压力降低的影响：
1.3.1汽压降低，汽轮机的焓降要减小，同时在调门开度不变时，由于压力降低，蒸汽比容增大，调门的通流能力一定，则蒸汽流量相应地减少，，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。
1.3.2要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升，因此一般汽压过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。
1.3.3低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下降0.1Mpa，热耗将增加0.3～0.5%，一般机组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。
1.3.4汽压降低过多，会影响抽汽器与汽动辅助油泵的运行。
2 主汽温度
2.1 变化原因：
2.1.1锅炉燃烧调节不当或锅炉负荷变化；
2.1.2减温装置失效或锅炉主汽或再热器旁路系统减温水门泄漏；
2.1.3给水压力变化，减温水量改变；
2.1.4锅炉主汽管疏水未放尽或运行时过热器、再热器带水发生汽温剧降或水冲击；
2.1.5给水温度突然变化；
2.1.6主汽门故障，如门杆折断或门座逃出等使再热器两侧流量偏差。
2.2 进汽温度升高的影响：
2.2.1维持高汽温运行可以提高汽轮机的经济性，但不允许超限运行，因为在超过允许温度运行时，引起金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。因此，必须严格控制汽温不准超限运行。并建立汽温超限运行时间的统计，以便及时分析金属超限的影响程度，加强金属监督，防止发生脆化爆破。
2.2.2汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。
2.3 进汽温度降低的影响：
2.3.1汽温降低，使汽轮机焓降减少，要维持一定负荷，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降减小，对调节级来讲安全性较好。
2.3.2在汽压、出力不变的情况下，汽温降低蒸汽流量增加，末级叶片焓降显著增大，会使末级叶片和隔板过负荷，一般中压机组汽温每降低10℃，就会使最后一级过负荷约1.5%，一般汽温降低至某一规定值要减负荷，防止蒸汽流量过大。
2.3.3汽温降低汽机高压部分压力级焓降减小，喷嘴出口速度减小，如圆周速度不变，则叶片进口相对速度的数值降低，其方向也改变，蒸汽与叶片要发生冲击，为维持同一负荷，蒸汽流量增加，要使蒸汽从各级叶片中通过，叶片反动度要增加，引起转子轴向推力加大，因此低汽温时应加强对轴向位移、推力瓦温的监视。
2.3.4汽温降低，汽轮机后几级蒸汽湿度增加，加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀，缩短叶片的使用寿命。
2.3.5汽温降低要注意下降速度不能过快，汽温突降将引起机组各金属部件温差增大，热应力上升，因温降产生的温差会使金属承受拉伸应力，其允许值比压缩应力小，且差胀向负值变化，会使机组发生振动，甚至动静摩擦。
2.3.6汽温急剧下降，往往是水冲击的预兆，注意降至一定值，开启主汽管及汽缸疏水门，若剧降至限额应迅速停机，防止水冲击对机组造成损坏。水冲击的象征除了汽温突降，有时会出现轴封、主汽门、调速汽门等法兰、门杆轴封冒白色湿蒸汽，机组振动增大，汽机或抽汽管内有水击声等现象。 2.3.7低汽温运行，机组焓降减少，汽耗量增加，汽机经济性下降。一般汽温每降低10℃，机组效率将降低0.5%。
2.3.8汽温、汽压同时降低，使蒸汽保持一定过热度，汽温降低的危害性要小，一般可参照汽压降低的程度进行分析处理，滑参数运行的机组，汽温降低的限额则以蒸汽过热度为准。如国产30万机组要求滑参数时蒸汽过热度130℃以上。
3 蒸汽流量
3.1 变化原因：
3.1.1汽机负荷变化；
3.1.2汽压或汽温变化；
3.1.3抽汽量变化；
3.1.4真空变化；
3.1.5通流部分严重损坏或结垢；
3.1.6电网频率变化；
3.1.7流量计漏水；
3.1.8旁路系统阀门不严密。
3.2 蒸汽流量变化的影响：
3.2.1运行时，蒸汽流量可以用来监视汽机负荷，如果蒸汽流量增大则表示汽机附和上升，蒸汽流量时监视汽机运行安全的重要依据，流量改变，对调节级及最末级的焓降变化最大，因此蒸汽流量增加使调节级及最末级的反动度增大，引起轴向推力增加。蒸汽流量过大必将引起汽机隔板、叶片应力增大过负荷及轴向推力过大，有些机组规定蒸汽流量限制就是这个道理。
3.2.2蒸汽流量改变，因为调节级和最末级焓降发生改变，使他们的速度比偏离最佳值，，因此效率必将降低，而中间各级在流量改变时，焓降基本上保持不变，其速度比保持不变，则中间各级的效率保持不变，在经济负荷下的蒸汽流量，调节级及末级焓降变化接近速度比最佳值，蒸汽流量是监视机组汽耗率的重要数据，及时分析汽耗率大小保持机组经济运行。
4 结论
通过对进汽参数变化的分析，对各进汽参数变化对汽轮机带来的影响分析，我们知道保持合适稳定的进汽参数对汽轮机的运行至关重要，需要我们在运行中对各进汽参数加强监视和调整，使我们的汽轮机安全、经济、稳定运行。
参考文献
[1] 郑体宽.热力发电厂.电力工业出版社.1995.
[2] 叶涛主编.热力发电厂（第二版）.中国电力出版社.2006.
[3] 吴季兰.汽轮机设备及系统.（300MW火力发电机组丛书第二分册）中国电力出版社.1998.