一、双背压的原因是循环水造成的，也一是一个低压凝汽器循环水出来到的高压凝汽器，所以会产生双背压；这样的话可以给电厂循环水管路的布置在一定情况下提供方便，要知道循环水管路都是很粗大的，布置起来不是很方便； 二、又背压的平均压力要比单背压低，这是教科书上说的，有分析，经济性要比单背压好； 三、也有的厂把设计为双背压的汽轮机当单背压用，比如浙江宁海电厂； 还有一个原因，做成一个太大太重了，从喉部的连接到底部的支撑都不如做成2个方便 就是减少布置循环水管路,接约材质,并且对运行也没有什么多大影响 双背压凝汽器的概念： 背压，是指汽轮机排汽压力，我们公司现有的110MW、220MW机组都是单背压的，即所有低压缸的排汽压力都相等。双背压是指汽轮机有两个不同的排汽压力，这样的汽轮机，被称为双背压汽轮机，相对应的，这样的凝汽器被称为双背压凝汽器。 双背压凝汽器的优点： 1.根据传热学原理，双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压，因此汽机低压缸的焓降就增大了，从而提高了汽轮机的经济性。 （我们四期工程可研报告中，双背压分别为4.4/5.4KPA,平均背压为4.9 KPA）。 2. 双背压凝汽器的另一个优点就是低背压凝汽器中的低温凝结水可以进入高背压凝汽器中去进行加热，既提高了凝结水温度，又减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失。低背压凝汽器中的低温凝结水通过管道利用高度差进入高背压凝汽器管束下部的淋水盘，在淋水盘内，低温凝结水与高温凝结水混合在一起，再经盘上的小孔流下，凝结水从淋水盘孔中下落的过程中，凝结水被高背压低压缸的排汽加热到相应的饱和温度。 正因为双被压凝汽器能够提高机组的经济性，所以被广泛应用到600MW三缸四排汽汽轮机中。邹县的600MW亚临界机组，平圩发电厂600MW亚临界机组等，从收资的五家电厂的情况看， 600MW超临界机组也都配置了双背压凝汽器。 600MW三缸四排汽汽轮机设有四台凝汽器，每两台一组，两台低背压凝汽器为一组，两台高背压凝汽器为一组，分别布置在低压缸的下方。不同的背压是由凝汽器不同的循环水进水温度来形成的，循环水管道为串联布置，从两台低背压凝汽器进入，出水进入两台高背压凝汽器排出后进入虹吸井。也就是说每组凝汽器的水侧是双进双出的。每组凝汽器只是壳体是整体的，正常运行中可半边解列进行清洗。 双背压凝汽器工作过程 凝汽器正常工作时，冷却水由低压侧的两个进水室进入，经过凝汽器低压侧壳体内冷却水
今天学习与凝汽器相关的专业术语。） 学习内容摘要： 1、冷却倍率 2、凝汽器的极限真空 3、凝汽器的最有利真空 4、凝汽器端差 4.1、凝汽器端差的定义 4.2、影响凝汽器端差的因素 4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系 5、凝汽器的过冷度 5.1、过冷度的定义 5.2、产生过冷度的原因 5.3、过冷度增加的分析 5.4、为什么有时过冷度会出现负值 1、冷却倍率 所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。 比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。 2、凝汽器的极限真空 一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极
限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。 极限真空一般由生产厂家提供。 3、凝汽器的最有利真空 同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。 4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系188 038 18668 （1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等，所以，在凝汽设备运行监测中, 传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。 （2）哪些因素影响凝汽器端差：对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。凝汽器端差增加的原因有： A、凝器铜管水侧或汽侧结垢； B、凝汽器汽侧漏入空气； C、冷却水管堵塞；
凝汽器工作原理 凝汽器：使驱动汽轮机做功后排出的蒸汽变成凝结水的热交换设备。蒸汽在汽轮机内完成一个膨胀过程后，在凝结过程中，排汽体积急剧缩小，原来被 蒸汽充满的空间形成了高度真空。凝结水则通过凝结水泵经给水加热 器、给水泵等输送进锅炉，从而保证整个热力循环的连续进行。为防止 凝结水中含氧量增加而引起管道腐蚀，现代大容量汽轮机的凝汽器内还 设有真空除氧器。 凝汽器的主要作用： 1）在汽轮机排汽口造成较高真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力，增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降，提高循环热效率； 2）将汽轮机的低压缸排出的蒸汽凝结成水，重新送回锅炉进行循环； 3）汇集各种疏水，减少汽水损失。 4）凝汽器也用于增加除盐水（正常补水） 表面式凝汽器的工作原理：凝汽器中装有大量的铜管，并通以循环冷却水。当汽轮机的排汽与凝汽器铜管外表面接触时，因受到铜管内水流的冷却，放出汽化潜热变成凝结水，所放潜热通过铜管管壁不断的传给循环冷却水并被带走。 这样排汽就通过凝汽器不断的被凝结下来。排汽被冷却时，其比容急剧缩小，因此，在汽轮机排汽口下凝汽器内部造成较高的真空。 凝汽器是火力发电厂的大型换热设备。图1为表面式凝汽器的结构示意图。
凝汽器运行时，冷却水从前水室的下半部分进来，通过冷却水管（换热管）进入后水室，向上折转，再经上半部分冷却水管流向前水室，最后排出。低温蒸汽则由进汽口进来，经过冷却水管之间的缝隙往下流动，向管壁放热后凝结为水。真空度定义： 从真空表所读得的数值称真空度。真空度数值是表示出系统压强实际数值低于大气压强的数值，即： 真空度=大气压强—绝对压强 凝汽器中真空的形成主要原因 在启动过程中凝汽器真空是由主、辅抽汽器将汽轮机和凝汽器内大量空气抽出而形成的。 在正常运行中，凝汽器真空的形成是由于汽轮机排汽在凝汽器内骤然凝结成水时其比容急剧缩小而形成的。如蒸汽在绝对压力4kpa时蒸汽的体积比水的体积大3万倍，当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器内形成高度真空。凝结器的真空形成和维持必须具备三个条件： 1）凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量； 2）凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高，影响蒸汽的凝结； 3）抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。 真空降低的原因： （1）循环水量减少或中断： ①循环水泵跳闸、循进阀门误关、循环水泵出口蝶阀阀芯落、循进滤网堵：水量中断，进水压力下降，出水真空至零，循泵电流至零或升高，须不破坏真空停机；若未关死，立即减负荷恢复；
连城电厂#2机组给水温度低的原因分析 及高压加热器改造 乔万谋 甘肃电力公司连城电厂邮编：730332 【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造 1．概述 连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 2．影响高加运行特性的因素及原因分析 额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况 表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数 和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。 造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素： （1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽
东方汽轮机厂凝汽器介绍 2000年2月
东方汽轮机厂凝汽器介绍 一东方汽轮机厂凝汽器概况 东方汽轮机厂是国内生产大型电站汽轮机及其配套辅机的主要厂家之一，从建厂至今，共配套提供了各类凝汽器300多台套，功率范围1.5MW～600MW，凝汽器面积从140～36000m2，按冷却管材分有铜管、不锈钢管、钛管凝汽器，按背压分有单、双背压凝汽器，按冷却介质分有淡水、半海水、海水凝汽器。另外，还为300～600MW国外机组配套凝汽器共8套，产品不仅在国内使用，还出口到马来西亚等多个国家，运行实绩良好。 东方汽轮机厂获得国家颁发的一、二类压力容器制造许可证，获得美国机械工程师协会颁发的ASME压力容器设计制造授权证书和U法规钢印，通过了ISO9001质量体系认证；东方汽轮机厂凝汽器开发的发展与水平建立在试验和与高等院校及国外公司的技术交流与合作上；是国内唯一进行过大型凝汽器传热性能及水室流场工业性试验的凝汽器制造厂家；是国内唯一采用大型数值计算程序对壳侧汽相流场进行流场的速度、压力、温度、空气浓度、相对传热系数及热负荷进行计算的凝汽器制造厂家，通过该手段可以优化凝汽器排管；东方汽轮机厂与德国BALCKE-DüRR公司及日本日立公司就300MW及600MW具体工程凝汽器设计、制造进行过广泛技术合作。 二东方汽轮机厂凝汽器特点 东方汽轮机厂凝汽器设计、制造、安装执行的标准为：HEI标准（美国传热协会）、DB3.18.10-1998《凝汽器加工装配技术条件》及
其它相关标准。 凝汽器排管设计是影响凝汽器性能的决定性因素之一，东方汽轮机厂排管设计手段进程:早期手工绘图，经验设计；经过实物对比试验，以验证各排管的优劣；70年代为优化排管，东方汽轮机厂曾用二种排管实物进行了电站工业性试验，这也是国内的制造厂中唯一的一家；在取得电站实测数据的基础上开发了准三维凝汽器汽相流场及传热特性数值模拟计算程序。该程序是可得到凝汽器汽相流速、温度、压力、传热系数、热负荷等重要参数分布图，据此调整管束排列，达到最优化排管，实现设计和排管自动化。该方法目前世界上仅有几家大公司具备，国内仅东汽一家。东方汽轮机厂已广泛用于300～600MW 凝汽器排管设计中。 东方汽轮机厂采用的模块排管，经数值计算程序模拟完全符合优化管束排列的判别标准，经国外工业性试验证明总体传热系数比HEI 计算值提高15～30%。 东方汽轮机厂有二种风格的喉部结构型式：一种为衍架支撑，壳板无加强肋，便于电站布置；一种为喉部壳板采用足够强度和刚度的工字钢，内部支撑杆少，对降低蒸汽流阻有利。在尺寸较大的设备(如低压加热器)和管道(抽汽管等)采用消除下方旋涡的措施。东汽厂凝汽器喉部扩散角合理，曾在70年代作过吹风试验；按ASME标准制作和布置了四个网状探头测量排汽压力；喉部内的低压加热器和抽汽管均有不锈钢罩隔热、防冲罩。所有支撑板均采用使汽阻最小的结构。 东方汽轮机厂凝汽器空冷区采用了在抽空气通道区布置有冷却水管，适当放大孔与管间的间隙，蒸汽至抽汽口的流动是沿抽空气通道区的冷却管流动，并由此造成空气与水间的逆流换热，它既有助于
＃2机＃1高加疏水端差大原因分析 一、＃2机通流部分改造前后＃1高加疏水温度对比 由附表可知，＃2机通流部分改造前，负荷580MW时，#1高加疏水温度为253℃，进水温度为241℃，则改造前＃1高加疏水端差为12℃；＃2机通流部分改造后相同负荷下#1高加疏水温度约258℃，进水温度为236℃，则改造后＃1高加疏水端差约22℃，同比＃1高加疏水端差上升约10℃。 二、加热器疏水端差大理论原因 1、加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。 2、加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降，疏水温度及疏水端差上 升。 3、加热器进水温度降低，本级加热器吸热量自行增大（抽汽量增加），疏水温度 上升，疏水端差自行增大。 4、加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏 水端差增大。 5、疏水温度测量有误，温度指示高。 三、目前＃2机＃1高加疏水端差大原因分析 1、＃2机通流部分改造后，经与仪控就地核对＃1高加水位，正常疏水定值定为700mm，就地实际水位约440mm，在正常水位线运行，说明＃1高加正常运行水位控制正常。为再次验证定值是否偏低，本月19日进行了＃1高加水位试验，相关数据如下： 试验中发现当水位上升至773mm 时，＃1高加水位高“光字牌”报警发出，说明此时液位高开关已动作，实际水位已高，因此目前水位定值700mm比较合理。 2、＃2机通流部分改造后，相同负荷下主汽压力下降约1.2MPa，三台高加的抽
汽压力必然下降，抽汽量必然相应增加。由附表可知，改造前、后＃1高加抽汽压力下降约0.6MPa（改造前＃2机超压运行，#1高加超压约0.4MPa），进水温度下降约5℃，温升下降约5℃，根据加热器自平衡原则，改造后＃1高加的抽汽量必然增加，从而引起疏水温度上升、疏水端差增大，这也是＃1高加疏水端差增大的主要原因。同理#2 四、结论及有关建议 1、＃2机通流部分改造后相同负荷下＃2/＃1高加温升分别下降2℃/5℃，给水温度下降约5℃，＃3高加大修中已更换，温升未变化（因为大修前＃3高加已堵管约15％）。目前＃2机满负荷时如＃1高加抽汽门不节流，给水温度基本能达到额定值（小于设计值约2℃），但夏季因真空的下降、抽汽量的增加，＃3高加事故疏水频繁动作，＃1高加抽汽电动门将被迫节流，给水温度下降约7～8℃，影响经济性。 2、经试验及就地核实，目前＃1高加的实际水位定值700mm正常，疏水端差约20℃，但目前水位能保证加热器的安全运行。此外仪控部已检查＃1高加疏水温度测量、显示正常。 1、建议利用检修机会，对＃1高加内部汽流隔板及疏水段进行检查，消除可疑 点，同时也可确认加热器的安全状况。 五、附＃2机通流部分改造前后高加运行参数
凝汽器端差大原因分析 一、凝结器端差增大的主要原因有： 1.凝器铜管水侧或汽侧结垢； 2.凝汽器汽侧漏入空气； 3.冷却水管堵塞； 4.冷却水量增加等。 二、根据本机组实际情况分析 1、凝器铜管水侧或汽侧结垢，由于本机组凝汽器是新安装，而且胶球冲洗根据定期工作冲洗及时，因此凝汽器结垢的可能性较小。 2、本机组运行中真空较高且真空严密性试验为良好，可能是由于循环水入口水温过低造成端差过大，即凝结器产生过冷却； 1.循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。 2.凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分压力增大，使过冷度增加。 3、凝结器单位面积负荷过大造成： （1）.低压加热器的疏水通过危机疏水门直接进入凝汽器，增加了凝汽器的热负荷； （2）主蒸汽管道旁路系统是否有漏气进入凝汽器。 4、循环水量多或少都可能引起端差的增大： （1）.如果机组的负荷高，势必会导致排气量的增大，如果此时水量少了，肯定会引起排汽温度的升高，而一定量的循环水它的吸热能力是一定的是有限的，如果严重的话甚至会有溶于水的气体析出，这样无疑会使水侧换热效果变差，致使出水温度较此时真空对应下的排气温度相差很多，端差
变大，因为此时真空应该是下降的； （2）循环水量多也会引起凝汽器端差的变大，如果机组的排气量远远小于循环水量，这时循环水的温升很小，循环水出口温度很低【现在是冬季循环水的进水温度也低】这时就应该注意机组的真空严密性了，如果真空很高，这时肯定会有空气进入致使排汽温度也很高，端差变大； （2）假如凝汽器是完全严密的，如果是负荷低循环水量过剩的话，这时的排汽温度较循环水出水温度相差也是很大的，端差也会增大。
水位影响 低水位：疏水器故障，导致加热器长期处于无水位运行状态，大量的汽水混合物沿着加热器进入疏水管道，造成管子强烈振动，同时加热器无水位运行还造成加热器的疏水管道及弯头的严重冲刷，管壁很快就变薄，以致在运行中，发生爆破，造成事故。加热器无水位运行就是指疏水调节器故障，本级加热器疏水逐级自流到下一级加热器，与此同时大量的蒸汽串入下一级加热器，造成机组的热经济性大幅度降低。其原因之一是高能级抽汽贬为低能级使用；其二加热器的传热恶化造成加热器出口水温降低。 1、高加低水位运行，高加疏水不能降低到进入下一级时的压力和温度，对下级的加热器进汽发生排挤现象，使得下级加热器水位波动大，高加疏水调节阀频繁动作，加热器的出口管附近的换热管容易发生断裂。 2、高加长期低水位或无水位运行，破坏了加热器疏水口的虹吸现象，高温高压蒸汽通过疏水口直接进入下一级加热器，由于上一级的蒸汽压力大大高于下一级加热器，高压蒸汽在通过疏水调节阀时，由于压力急剧下降，比容急剧增大，流速急剧增大（最大可增加原流速20倍），发生汽液两相流，这种汽液两相流严重时会破坏高加疏水调节阀的工况，对高加疏水管进行严重冲刷，并引起高加疏水管道振动，诱发管道支吊架断裂及管道爆破。 由于上一级疏水进入下级加热器时流速急剧增大，在下一级的高压加器入口处的换热管，发生严重振动并可引起断裂。 高水位：会减小有效传热面积，导致加热器性能下降（给水出口温度降低）。过高蒸汽带水，水冲击 1）疏水调节阀不正常运行或失常。 2）加热器之间压差不够。 3）加热器超载荷。 4）高压加热器换热管损坏。 5）钢管胀口松弛泄漏。 出水温度下降的原因有： 1）抽汽阀门未开足或补卡住。2）运行中负荷突变引起暂时的给水回热不足。3）给水流量突然增加。4）水室内的分程隔板泄漏。5）高压加热器给水旁路阀门未关严，有一部分给水走了旁路，或保护装置进、出口阀门的旁路阀等未完全关严而内漏。6）疏水调节阀失灵，引起水位过高而浸没管子。7）汽侧壳内的空气不能及时排除而积聚，影响传热。8）经长期运行后堵掉了一些管子，传热面因之减小。 什么是高压加热器的上、下端差？上端差过大、下端差过小有什么危害？ （1）上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差；下端差是指高加疏水与高加进水的温度之差； （2）上端差过大，为疏水调节装置异常，导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时会造成汽机进水； （3）下端差过小，可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开；下端差大原因或疏水水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，排挤下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。正
凝汽器端差 凝汽器压力下的饱和温度（凝结水温）与循环冷却水出口温度之差称为端差。 理论上，端差越低越小，但实现困难，实际上综合循泵耗功（电）、复水器换热体积，最佳换热流速（及流量），确定出一定（4-6、6-8度）的经济控制指标。 对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使换热条件恶化。 端差增加的原因有：①凝器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量增加等（增加太多，端差低了，但循泵耗电多，综合比较定35万以上4-6度，以下为6-8度为经济）。 最佳答案 1.凝汽器铜管或钛管结垢、堵塞、脏污，影响换热效果。 2.汽轮机排汽温度高。 3.凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低。 4.凝汽器循环水流量不足。 循环水流量增大后,凝结器端差减小,循环水流量减小后,凝结器端差减大. 5.凝汽器水侧上部积空气未排出。 6.凝汽器集水井水位高，淹没铜管。 7.表计误差等其它原因。 以上原因均可造成凝汽器端差偏大。 真空系统严密性下降后，凝汽器的传热端差为什么增大？ 引起凝结器内真空下降的主要原因是： 1）冷却水温由于环境温度而升高，夏天较低，冬天较佳。 2）凝汽器冷却面积污脏，影响传热效果，引起真空下降。 3）冷却水供水中断或水量不足引起冷却水温升高，引起真空下降。 4）由于真空系统严密性不佳或轴封供汽中断，抽气器工作失常等原因，使漏气量增加而影响排汽压力，降低真空。 5）凝汽量水位升高，使部分调管淹没而减少传热面积，进而影响真空。 6）凝汽器水位过高，超过空气管口。 7）增加负荷或停用抽汽改为纯凝运行。
双离合器变速箱工作原理详解 2010年10月11日17:13腾讯汽车我要评论(1) 字号：T|T 离合器位于发动机与变速器之间，是发动机与变速器动力传递的“开关”，它是一种既能传递动力，又能切断动力的传动机构。它的作用主要是保证汽车能平稳起步，变速换挡时减轻变速齿轮的冲击载荷并防止传动系过载。在一般汽车上，汽车换档时通过离合器分离与接合实现，在分离与接合之间就有动力传递暂时中断的现象。这在普通汽车上没有什么影响，但在争分夺秒的赛车上，如果离合器掌握不好动力跟不上，车速就会变慢，影响成绩。 为了解决这个问题，早在上世纪80年代，汽车工程界就弄出了一个双离合系统变速器，简称DSG（英文全称：Direct Shift Gearbox），装配在赛车上，能消除换档离合时的动力传递停滞现象。例如布加迪EBl6.4 Veyron的新型7速变速器是装置了双离合器，从一个档位换到另一个档位，时间不会超过0.2秒。现在，这种双离合器已经从赛车应用到一般跑车上。奥迪汽车公司的新型奥迪TT跑车和新奥迪A3都已经装置了这种DSG。这些汽车装配DSG的目的是可以比自动变速器更加平顺地换档，不会有迟滞现象。 奥迪这种双离合系统变速器是一个整体，有6个档位，离合器与变速器装配在同一机构内，两个离合器互相配合工作。这好比喻一辆车有两套
离合器，正司机控制一套，副司机控制另一套。正司机挂上1档松开离合踏板起步时，这时副司机也预先挂上2档但踩住离合踏板；当车速上来准备换档，正司机踩住离合踏板的同时副司机即松开离合踏板，2档开始工作。这样就省略了档位空置的一刹那，动力传递连续，有点象接力赛。双离合系统两套离合器传动系统，通过电脑控制协调工作。 当汽车正常行驶的时候，一个离合器与变速器中某一档位相连，将发动机动力传递到驱动轮；电脑根据汽车速度和转速对驾驶者的换档意图做出判断，预见性地控制另一个离合器与另一个档位的齿轮组相连，但仅处于准备状态，尚未与发动机动力相连。换档时第1个离合器断开，同时第2个离合器将所相连的齿轮组与发动机接合。除了空档之外，一个离合器处于关闭状态，另一个离合器则处于打开状态。 两根传动轴分别由第一、第二离合器控制与发动机动力的连接与断开，分别负责1、3、5档和2、4、6档的档位变换。考虑到零件使用寿命，设计人员选择了油槽膜片式离合器，离合器动作由液压系统来控制。 自动双离合器变速箱的换档控制方法 一种用于对一个自动化的双离合器变速箱进行换档控制的方法，该双离合器变速箱包含一个第一分变速装置，其配有一个第一变速箱输入轴、一个第一发动机离合器和一个第一档组；该变速箱还包含一个第二分变速装置，其配有一个第二变速箱输入轴、一个第二发动机离合器和一个第二档组，利用此方法，在一个负载档和一个分配给同一分变速装置的目标档
版本号:A 东 方 汽 轮 机 厂 第 全 册 N-34000型凝汽器说明书 M700-053000ASM 编号 2003年02月
编号M700-053000ASM 编制 校对 审核 会签 审定 批准
目录 序号章-节名称页数备注1 0-1 N-34000型凝汽器说明书16
0-1 N-34000型凝汽器说明书 1概述 凝汽器是汽轮机辅助设备中最主要的一个部套，它的作用是用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结，在汽轮机排汽空间建立并维持所需要的真空，并回收纯净的凝结水以供锅炉给水。 1.1 特征 1.1.1凝汽器是模块式双背压凝汽器，冷却水为海水。 1.1.2回热管系消除凝结水过冷和减小含氧量，提高机组循环热效率。 1.1.3水室为弧型结构，水力特性、受力特性好，为防腐，与海水接触的水室内表面采用了衬胶处理。 1.1.4冷却水管为钛管，端管板为钛复合板。 1.2 凝汽器的主要特性参数 冷却面积：17000/17000m2 冷却水设计进口温度：20℃ 冷却水设计压力：0.25MPa(g) 冷却水设计流量：73652t/h 设计背压： 4.9 kPa（a）（平均）[LP/HP 4.35/5.51 kPa（a）] 冷却水介质：海水 此外，装配好后无水时凝汽器重量约750t（含低加）。凝汽器正常运行时的水重约450t，汽室中全部充满水时的水重约1550t。 2结构简介 本凝汽器是系双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器。由两个斜喉部、两个壳体（包
括热井、水室，回热管系），循环水连通管及底部的滑动、固定支座等组成的全焊结构（见
高压加热器泄漏原因分析及预防措施 一、设备概述 我厂国产优化改进型300MW汽轮机的高压加热器，采用三台引进福斯特——惠勒公司技术制造的单列卧式表面加热器。高压加热器带有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段，如图一。蒸汽冷却段利用汽轮机抽气的过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度。凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给谁。疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下。 二、高压加热器泄漏后对机组的影响 高压加热器是利用机组中间级后的抽汽，通过加热器传热管束，使给水与抽汽进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力（20MPa）远远高于汽侧压力（4MPa），当传热管束即U型管发生泄漏时，水侧高压给水进入汽侧，造成高加水位升高，传热恶化，具体对机组的影响如下： 1.高加泄漏后，会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏管束增多，泄漏更加严重，必须紧急解列高加进行处理，这样堵焊的管子就更少一些。 2.高加泄漏后，由于水侧压力20MPa，远远高于汽侧压力4MPa，这样，当高加水位急剧升高，而水位保护未动作时，水位将淹没抽汽进口管道，蒸汽带水将返回到蒸汽管道，甚至进入中压缸，造成汽轮机水冲击事故。 3.高加解列后，给水温度降低，由280℃降低为170℃，从而主蒸汽压力下降，为使锅炉能够满足机组负荷，则必须相应增加燃煤量，增加风机出力，从而造成炉膛过热，气温升高，更重要的是标准煤耗约增加12g/kwh，机组热耗相应增加 4.6％，厂用电率增加约0.5％。 4.高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。 5.高压加热器的停运，还会影响机组出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片，隔板的轴向推力增大，为了机组安全，就必须降低或限制汽轮机的功率，从而影响发电量。 6.高加泄漏，每次处理顺利时需要30小时，系统不严密时，则工作冷却时间加长，直接影响高加投运率的目标。 三高加泄漏的现象 1.高加水位高信号报警，泄漏检测仪亦报警，另外还有高加端差增大，远远高于正常值。 2.由于高加泄漏，水侧大量漏入汽侧，通过疏水逐级自流入除氧气，为使汽包水位正常，则给水泵转速增加，给水流量增大。 3.高加泄漏后，由于传热恶化，则造成给水温度降低。 四高加泄漏原因分析 1.运行中高加端差调整不及时。 300MW机组运行规程规定，高压加热器下端差正常为5.6——8℃。（端差是指高压加热器疏水出口温度与给水进口温度的差值。） 由于运行人员责任心不强，在疏水调节装置故障或其他原因造成高加水位大幅度波动的情况下，没有及时发现，未能及时处理，致使高加端差波动较大。 2.高加受到的化学腐蚀。 300MW机组给水品质规定：给水容氧＜7μg/L,PH值为9.0——9.4. 给水容氧超标，将造成高加U型钢管管壁腐蚀而变薄，钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛，经长期运行，寿命逐渐缩短。 3.负荷变化速度快给高压加热器带来的热冲击。 在机组加减负荷时，负荷变化速度过快，相应抽汽压力、抽汽温度迅速变化，在给水温
双离合器自动变速器 摘要本文以国家对双离合器自动变速器的自主开发研究为幕，分别介绍了双离合器自动变速器国内外发展状况，以国内研究的方向，特点，内容为例，介绍了此项技术对我国的重要意义。 关键词双离合器自动变速器发展使用 一、双离合器自动变速器技术发展起来的原因及国家支持 任何一种技术，一种产品的开发都是以需要为目的的，都是对原有同类产品性能提高而产生的，与此双离合器自动变速器也不例外。那么双离合器到底有什么有什么优点呢？这当然要和普通的变速器相比较。 车辆的经济性、动力性、驾乘舒适性不仅取决于发动机，而且在很大程度上依赖于变速器及变速器与发动机的匹配。最早出现的手动挡变速器(MT) ,通过离合器和手动换挡拨叉来实现挡位的变换，这种变速器具有结构简单、外形紧凑，传动效率高，可靠性高，成本低等优点，应用较为广泛。由于车辆在换挡过程中，必须分离离合器，导致动力中断，影响了车辆的动力性和驾乘舒适性。由液力变矩器和行星齿轮机构组成的液力自动变速器(AT) 能够实现动力换挡，克服了手动挡变速器换挡过程中动力中断的缺点，并且实现了自动换挡。钢带无级变速器(CVT) 则是通过改变带轮的工作半径，使变速器传动比无级变化，,能使发动机始终工作在最佳工作点，使车辆的性能大大提高。随着世界能源危机的出现,城市道路的日渐拥堵,汽车动力传动装置也在发生变化。当代汽车的发展更注重燃油经济性、排放以及驾乘舒适性，一种在传动效率和生产成本等方面优于传统自动变速器(AT) 的新技术—电控机械式自动变速器(AMT) 被开发出来，由于其具有目前汽车工业发展所要求的高燃油经济性、低排放和保护现有手动变速器生产投资的优点，受到了各大汽车厂的重视。AMT的工作原理决定了它在换挡过程中首先要分离离合器,然后将变速器摘空挡,再选挡、换挡，最后接合离合器。这样，当离合器分离后，直到离合器再重新接合之前,发动机的动力将不能被传递到车轮去驱动车辆运行，所以换挡过程中产生了动力传递的中断，车辆必然产生减速度,换挡时间长，给车辆的加速性、舒适性等带来不利影响。为了既可以充分利用AMT所具有的优点，又可以消除其中断动力换挡的缺点，一种新型自动变速器就应运而生了，这就是双离合器自动变速器(Dual ClutchTransmission) ,简称DCT。由于双离合器自动变速器对汽车的动力性，经济性，乘坐舒适性都有很好的改善，再加上比较适合我国以手动变速器为主导的市场，所以目前,这种自动变速器已成为许多汽车厂家关注的热点。 由以上论述可以知道国家对双离合器自动变速器的大力支持，作为“十一五”重点支持项目，作为自己的自主创新点，请看下面的一段材料引至中国科技部。 “十一五”国家863计划重点项目“汽车开发先进技术”依据《国家中长期科学和技术发展规划纲要》的任务要求设置。 项目总体目标是开发出满足“十一五”末期国家汽车相关标准、法规的轿车以及重型商用车整车产品、适应于轿车的直喷汽油机和双离合器自动变速器，以及适应于重型商用车的柴油机和机械自动变速器等关键零部件和总成。 项目将加强以企业为主体的自主创新，产学研结合，以轿车开发技术和重型商用车开发技术为主线，以关键零部件开发技术和基础共性技术为支撑，产业链协同发展。通过自主创新，突破汽车设计、开发的关键核心技术，提升我国
比亚迪6速双离合变速箱原理及使用
有其不可避免的设计缺陷，光凭升级软件是治标不治本的。而作为使用者，驾驶员的正确使用也很关键。其实我国很多汽车驾驶员仅仅只会开车，很多人并不懂得车子的一些工作原理，一些易损零件的使用寿命。甚至很多人都不清楚机油四滤寿命时候更换，更别说什么刹车片，刹车盘，轮胎，刹车油，助力油，防冻液，雨刷器片，还有等等许多车上的东西需要多久多少里程去更换。其实这些手册都有写，可是又有几个人买车回去能够仔细阅读呢，很少。更别说会有很多人懂得双离合变速箱的工作原理以及如何正确使用了。另外，关于驾校也都是糊弄人的，就教你怎么把车开走，怎么应付考试，其他的一概不交，所以我们的驾驶员经过驾校培训出来以后也都是车盲。干式双离合变速箱与传统的变速箱不同，因为其结构特点和设计特点导致了同样在拥挤的道路条件下，频繁的起步换挡跟车的时候，AT变速器的车子不会有什么问题，而DSG干式双离合的车子，会因为频繁的起步跟车档位不断的在之间来回切换，而执行机构不停的动作，离合器不停的摩擦，最后就容易出现，瞬时的温度升高，变速箱报警，出现故障。 可是大家说了，国内很多地方的道路条件都是这样，怎么办？其实很简单，我们可以避免这种情况。首先，不停的起步跟车，我们可以使用双离合变速箱的模式，就是运动档，又或者是手动模式。这样就相当于在起步跟车龟速前进的时候，双离合变速箱始终是在1档前进，当档位一直保持在1的时候，就不存在离合器的不断切换，也不存在执行机构的不停动作，这样就不会发生因为不停切换档位而造成的变速箱过热报警故障了。因为无论是手动模式还是自动的运动模式，肯定是提高了换挡的转数，而在这个模式下，龟速跟车前进，作为驾驶员，只要把转数控制在2000以内，跟车前进毫无问题，并且因为1档不换挡的模式跟车前进，就不会有问题了。另外，在停车等信号的时候，双离合变速箱的车，也不要像AT车那样，挂在D上，脚踩刹车。这个时候要换成N，然后松开刹车，拉手刹车制动。这样可以保证变速箱的离合器处于休息状态，把磨损降低到最小。这样电脑默认的就是在1档状态下，油门控制转数完成跟车，电脑是不会自动的频繁给你换的，去完成剩下的操作。就不会使离合器和执行机构频繁动作，也不会因为频繁动作而造成温度过高和过度磨损。如果驾驶员不知道这些，就知道一直用D模式，那么干式双离合变速箱出故障也是迟早的事。这就相当于开MT的车，频繁的半离合起步，久而久之，离合器过度磨损，导致寿命大大缩短，一个道理。很多开MT车的驾驶员，有的不注意平时的操作，离合器片会过度磨损，过早的导致报废更换，而有的驾驶员正确操作，同样的离合器，开到车子报废也不需要更换。车子耐用不出故障，光靠可靠的设计和使用耐用的零件材质是不够的，作为操作者，驾驶员的操作是否正确也很重要，正确的驾驶方式只要保证，干式双离合变速箱没有那么容易出故障。 总结一下就是，开秦在及其拥挤的路上，用电(EV模式)或打开((S PORT)运动模式，劲量避免发动机频繁起动。
小型火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策 摘要：本文根据杨庄煤矸石热电厂1#机组，针对凝汽器运行中，端差偏大的情况，从真空严密性及凝汽器铜管清洁程度等方面进行分析比较，并根据实际运行 情况提出了处理此类问题的对策。 关键词：凝汽器；端差高；分析及对策 中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2010） 11-0104-01 0 引言 1#机组运行一段时间以来，凝汽器端差一直偏大，在12~30℃内变动，严重 影响了我厂汽机运行的安全，降低了汽机的经济性，对此我们通过调查分析。着 重判断分析端差偏高的原因。并在此基础上提出一些对策。 1 凝汽器端差δ值的意义 δ值是指凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却出口温度之差。它是反映凝 汽器铜管的污垢或凝汽器内是否积存空气的主要监视数值之一，是凝汽器运行的 主要监视指标，δ值一般不应超过10℃。δ值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。 2 凝汽器端差δ值的影响因素 δ值的大小决定于抽汽器效率、凝汽器构造（铜管的布置方式及换热面积）、管子内外表面清洁度、冷却水流量和流速、冷却水入口温度、进入凝汽器蒸汽流量、真空系统严密性等。以上除了设计因素外，主要取决于铜管内外表面的清洁 度和真空系统的严密性。 3 分析 对于正常运行的凝汽器（铜管无积污积垢现象、真空系统严密）δ值可用下 面的经验公式计算： δ=n×（dn+7.5）/（31.5+t1）d。=qml/A 式中:qm蒸汽负荷，kg/h；dn凝汽器单位面积的蒸汽负荷，（kg/m.h）；A：凝汽器的传热面积，m2；n：常数，用设计条件下的t1和d。及δ值代入求得。 通常=5-7。据此，假设凝汽器运行正常，指铜管无积污积垢现象、真空系统严密，则代入n、t1、d。可算出我厂的δ值，若δ值小于实际运行的δ值，则说明凝汽 器运行不正常，要么是铜管堵塞、结垢、要么是真空系统不严密，要么是两者都 有之。我厂A=560m2、qmm=27000吨/h、h=5℃（冬季平均温度）、n=5~7，代 入经验公式得：δ理论min=7.60、δ理论max=11.64 从以上计算可以看出，我厂实际运行的δ值偏大(12~30℃)。尽管小机组可以 略高一点，但不能高得离谱，否则安全性、经济性将受到大的影响。为查清具体 原因，作以下判断：判断一：假设真空严密，首先可以通过做真空严密性试验来 确定是真是假；其次可以通过查阅汽机运行记录来判断，真空严密性不是很好， 这是导致端差过高的主要原因之一。判断二：现场打开凝汽器人孔门，检查铜管 积存污泥、结垢情况。自2009年3月份清洗过后，铜管一直未清理，从冷却塔 内挂片来看，结垢尚无，但污泥很多，由此判断，铜管水侧很脏。随后1#汽轮机 停机检查也证实，铜管水侧有大量污泥积存和老垢（很薄，投产前有一段时间没 有加药造成）。没有明显结垢现象。大量积存的污泥及其它悬浮物，极大地降低 了铜管的换热效果，进而端差增大。我厂冷却水在2009年9月份换用了新的阻 垢缓蚀剂，当时由于在运行期间，采用的是部分换水，而新的阻垢缓蚀剂跟以前
高压加热器疏水端差大原因分析及对策 发表时间：2017-12-25T21:09:14.697Z 来源：《电力设备》2017年第25期作者：董诗峰[导读] 摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。（淮北申皖发电有限公司安徽省淮北市 235000）摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。 关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言 高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。 一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。 二、高压加热器疏水端差偏大的原因本厂高压加热器为上海动力设备有限公司生产，在设计、制造方面已经比较成熟，本次分析暂且忽略设计、制造原因，仅从运行角度分析，系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素均可影响疏水端差数值，主要表现在以下几个方面: 高压加热器运行水位过低，不能浸没疏水冷却段的疏水入口，疏水中带有蒸汽，蒸汽就会进入疏水冷却段，使疏水温度增大，进而影响疏水冷却段内部的传热效果。 (2)压力表、温度计、液位计等系统仪表精度等级偏低或显示不准确；高压加热器系统内阀门密封不严，例如：危急疏水调节阀出现泄漏；正常疏水调节阀动作不灵敏，发生锈蚀等现象。 (3)水室内部的分程隔板、水室包壳板或管子与管板连接处出现泄漏，造成给水短路。（4)汽轮机组及回热系统内其他换热设备未正常运行，造成高压加热器系统运行参数偏离设计值过大。 三、应对策略 1、依据高压加热器设计部门提供的水位控制图标注的水位，对各台高压加热器单独进行水位调整试验，以确定该台高压加热器的合理运行水位。试验原因：尽管高压加热器在制造完工出厂前都表明正常水位位置，但是水位取样的上下接口处在不同的位置，在伯努利动量效应作用下，不同的流速会产生不同的静压，使上下取样口之间产生一个静压差，仪表显示的水位高于设备内部的真实水位。由于设备内部各处介质流速无法精确计算，现场多是根据加热器疏水端差设计值作为衡量标准，对水位进行调整，直至加热器疏水端差与设计值一致。 (2)确定原则：在水位调整试验过程中，要使给水出口温度基本不降低，将水位提高至一定高度后，监测并记录疏水端差的变化情况。 (3)试验过程：试验期间保持机组在设计工况下运行，负荷基本不变。试验全过程需汽机运行、热工控制及其他专业相关人参与，由专人统一指挥调度，同时解除高压加热器水位自动控制，由人工监控高压加热器运行。专人负责记录给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度及水位计读数等各项参数。试验开始后，首先将正常疏水调节阀开度缓慢关小，水位缓慢升高，每次升高水位5~10mm，然后保持稳定约15min，按要求记录各项运行参数。试验需分若干次操作并记录，直至该台高压加热器的给水出口温度开始呈现下降趋势时为止，即该水位已开始淹没部分凝结段换热管，此时应结束试验并恢复正常运行。试验结果：试验按高压加热器疏水端差由大到小的顺序逐步进行。经过水位调整试验后，A8高加的疏水端差降低到7℃左右，其他三台高加的疏水端差也都较接近设计值。可见，高加的水位对疏水端差的影响是很大的。 2、在高压加热器运行期间，需加强对设备、仪表等使用情况的检测。 (1)检查压力表、温度计、液位计等系统仪表准确性及灵敏度，对有问题设备进行校正或更换。 (2)检查给水三通阀、疏水调节阀、危急疏水调节阀等系统所有阀门的灵敏度，锈蚀程度及密封性。若存在缺陷，需及时检修改进，确保高压加热器系统无漏流短路。 3、设备检修期间，应打开水室人孔，检查水室内分程隔板的密封性，检查水室内包壳板是否有焊缝开裂及分程隔板变形等缺陷，如发现有缺陷应及时进行修复。 4、加强回热系统内其他换热设备的运行监视，若出现运行参数偏离设计值过大的情况，应及时进行分析处理。结束语通过对高压加热器疏水端差偏大的影响因素分析并采取了相应的对策，收效显著。高压加热器疏水端差的下降，不仅提高了机组的热经济性，而且还保证了机组的安全运行。参考文献