CN110284932B - 一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，包括降低或取消再热蒸汽系统，将取消的再热器更换为新的省煤器，从而提高汽轮机的效率。本发明提高燃煤发电效率的同时改进脱硝系统运行状态。对于具有抽汽回热的系统，可通过降低主蒸汽温度和提高主蒸汽湿度进一步提高发电机组效率。本发明可提高化石燃料发电机组效率达到5～20％，同等降低温室气体排放水平。本发明也适用于核电机组、联合循环机组和太阳光热机组，对提升汽轮机发电效率、降低温室气体排放有重要意义。

Description

一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法

技术领域

本发明实施例涉及提高大型蒸汽轮机发电机组热效率的技术领域，尤其涉及一种降低大型汽轮机循环热耗率的方法。

背景技术

本发明涉及的大型汽轮机发电系统，为全世界提供70%以上的电力能源。提高该种大型汽轮机发电系统的效率，对于改进人类发电技术、降低发电成本、降低温室气体排放、保护地球环境，都具有重要的意义。

该种大型汽轮机发电系统，包括热源系统、汽轮机循环系统、冷端系统，完成热能向机械能的转换。再通过与汽轮机驱动的发电机，将机械能转换为电能实现发电，再送入大电网。

热源系统完成对水的加热形成蒸汽提供给汽轮机。

汽轮机循环系统包括主蒸汽系统、多个汽轮机缸体、再热蒸汽系统、轴封蒸汽系统。

冷端系统包括在汽轮机低压缸排汽之后布置的凝汽器，将低压缸排出的蒸汽形成冷凝水，并通过凝结水泵和给水泵等将冷凝水送回热源系统，对水进行重新加热，形成可连续工作的的朗肯循环的发电过程。

由凝汽器和对于凝汽器进行冷却的系统，包括冷却塔、空冷岛等不同形式的冷却系统，形成大型热能动力发电机组的冷端系统。

本发明涉及的大型汽轮机发电系统，从热源系统的蒸汽压力而言，根据汽轮机设计的标准，包括中压（1.96~3.92MPa）、高压（5.88~9.81MPa）、超高压（11.7~13.7MPa）亚临界（15.69~18.0MPa）、超临界（23~27MPa）、超超临界（30~35MPa）。

本发明涉及的汽轮机发电系统的热源系统，包括四种不同的形式：

(a) 超高压以上的传统电厂：通过燃煤、燃油、燃气的燃烧释放热量直接加热水给汽轮机提供蒸汽。

(b) 中压以上的联合循环电厂：通过燃气轮机排出的高温烟气加热蒸汽发生器（HRSG）再给汽轮机提供蒸汽。

(c) 中压以上的太阳光热电厂：通过太阳能吸收装置吸收太阳能的热量，并存储于储热工质中，再通过专用的蒸汽发生器将储存的热能转化为水的热能，并向汽轮机提供蒸汽。

(d) 高压核电厂：通过核反应堆向汽轮机提供饱和蒸汽。

现有技术认为在蒸汽通过高压缸作功之后蒸汽的温度降低，会导致蒸汽在后续缸体中的作功效率被降低，并导致低压缸末级叶片由于排气湿度过大而出现水蚀，因此在中压、高压以上的大型发电机组中，汽轮机循环经常采用蒸汽再热过程，即对离开高压缸之后的蒸汽进行加热，使蒸汽的温度提高。再热蒸汽系统的目的是提高汽轮机循环的热效率的同时，可以提高低压缸的排汽干度，避免或降低低压缸末级叶片的水蚀。

本发明所述的蒸汽再热过程，对于本发明涉及的不同的热源系统，体现为不同的形式：

对于a类汽轮机发电系统，为一次和二次中间再热系统；

对于b类汽轮机发电系统，为HRSG系统中的低压加热系统和中压加热系统；

对于c类汽轮机发电系统，为蒸汽发生器的再热系统；

对于d类汽轮机发电系统，为汽水分离再热器。

对于传统电厂，带有再热系统的大型汽轮机机组，是一个十分复杂的汽轮机循环热力系统，通常由高压缸、中压缸和多个低压缸，多级回热抽汽加热器和除氧器，轴封蒸汽系统组成。其能源效率不仅取决于高压缸、中压缸和低压缸的焓降效率，而且与再热蒸汽系统、所有回热系统各级加热器构成的整个汽轮机循环热力系统的共同作用有关。对于整个汽轮机循环热效率的简单直接的分析方法并没有建立起来，因此，汽轮机循环效率的理论研究的复杂性和难度始终很大。

目前关于汽轮机循环节能分析的方法，主要有：常规热平衡法、等效焓降法、矩阵法、 㶲分析法、循环函数法等。这些已有的各种汽轮机循环热效率的分析方法，基本上都是以假设主蒸汽流量不变的前提下对汽轮机循环的热效率进行分析判断。提高再热汽温符合很多关于提高汽轮机作功效率的理论。例如，提高再热温度后蒸汽吸热温度提高、蒸汽焓值提高、蒸汽容积流量提高、蒸汽运动速度提高，可以改进蒸汽的作功条件、提高中压缸和低压缸的作功效率等，导致这种理论概念被行业普遍认为是合理的。

但是现有理论都是在假设主蒸汽流量不变的前提下得到的。即由于发电机组运行过程中发电功率为设定值，改变再热温度之后，汽轮机的主蒸汽流量必然变化，因此已有的各种汽轮机循环热效率的分析方法所得出的结论，是不正确的。

因此，在能够获得过热蒸汽的条件下，通过建立蒸汽的再热回路，并自动控制调节再热汽温在主蒸汽温度额定值附近，即将主蒸汽温度额定值（或者更高）直接作为再热蒸汽的温度定值，称为“中间再热技术”，成为全球亚临界以上的大容量汽轮机发电机组的技术标准，并出现在发电机组的设计标准、产品规范、运行规程和各种公开文献中。

提高蒸汽的压力是提高汽轮机发电效率的最基本的方法，因为这样可以增加汽轮机叶轮的级数，延长蒸汽的作功过程。提高蒸汽参数压力到亚临界以上，是降低发电机组能耗的重要技术方向。汽轮机中间再热技术，即再热朗肯循环，产生于蒸汽参数仅有2MPa的二十世纪20年代，并于二十世纪30年代被广泛采用。随着汽轮机蒸汽压力参数提高，当中间再热技术成为大型发电机组提高效率的重要手段。

因此，历史上当较高压力蒸汽参数的发电机组一经产生，就配置了汽轮机中间再热系统。300MW以上的亚临界以上参数的大型发电机组中，汽轮机均带有中间再热，很多更高容量的超超临界机组甚至采用了二次再热。

另外，现有技术汽轮机热力性能试验的标准，是围绕各种设计技术条件下，包括再热汽温达到额定值，的汽轮机循环热耗率性能进行的。从经过了两次世界大战的二十世纪，直到二十一世纪的今天，现有技术没有对改变再热蒸汽温度的汽轮机热力性能的试验研究。

根据发明人的仿真计算，由于再热蒸汽温度每变化一摄氏度，对汽轮机效率的影响实际上是很微小的，只有0.02%左右。在配置了中间再热系统的发电机组上，只能通过锅炉运行的调整手段，进行小范围的试验（例如调整范围为30℃左右，对汽轮机热耗的影响仅有0.5%左右），客观上没有更大范围的再热温度调整试验的条件。因此，再热系统对汽轮机热耗的影响很难通过试验检验和确认。

大型发电机组是社会的基础性设施，具有行业特有的安全性、可靠性、低风险性等管理方面的特征。再热温度控制是影响到运行安全（汽轮机低压缸末级叶片水蚀）的关键的重要相关参数，如果没有充分的理论依据，直接进行盲目的较大范围的再热汽温的调整试验，甚至只是小范围的调整试验，而且根据汽轮机热耗率试验标准，需要稳定运行至少两个小时以上，是直接违反汽轮机产品的设计技术规范的。对汽轮机的安全的影响是用户单位不能接受的，不可能得到用户单位的配合。

因此在没有理论依据的条件下，包括小范围的和大范围的再热汽温的调整试验都是难以开展的，甚至是不可能的。

因此保持再热汽温度在额定水平，通常与主蒸汽温度按照同样标准控制，是否能够提高汽轮机的作功效率，并未得到实践的检验。

核电机组产生于50年代初，正式投入商业化运行的核电机组均带有汽水分离再热器。

另一方面，对于能够获得过热蒸汽的功率规模较小的汽轮机发电机组，例如槽式和塔式太阳光热发电机组，目前容量已经达到100MW,蒸汽压力也达到亚临界以上，主蒸汽温度达到566℃，仍然采用中间再热，再热蒸汽温度仍然采用566℃。对于太阳光热发电机组再热系统是通过换能器实现的。

因此，采用蒸汽再热系统、尽量提高再热蒸汽温度，成为本发明设计的大型汽轮机发电系统的传统电厂、联合循环电厂、天阳光热电厂和核电机组现有技术的基本特征。

发明内容

为解决现有技术存在的上述技术问题，本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，所述汽轮机发电系统包括：热源系统、汽轮机循环系统、冷端系统，其中，所述汽轮机循环系统包括：主蒸汽系统、汽轮机缸体系统、再热蒸汽系统以及封轴蒸汽系统，其中，所述汽轮机缸体系统包括高压缸，其特征在于，所述方法包括：

调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，以降低所述再热蒸汽系统的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽系统的额定温度，增加主蒸汽流量，增加回热抽汽流量。

附图说明

图1为本发明实施例一提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图2为本发明实施例二提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图3为本发明实施例三提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图4为本发明实施例四提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图5为本发明实施例五提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图6为本发明实施例六提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图7为本发明实施例七提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图8为本发明实施例八提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图9为本发明实施例九提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图10为本发明实施例十提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图11为本发明实施例十一提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图12为本发明实施例十二提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图13为本发明实施例十三提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图14为本发明实施例十四提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图15为本发明实施例十五提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图16为本发明实施例十六提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图17为本发明实施例十七提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图18为本发明实施例十八提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图19为本发明实施例十九提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图20为本发明实施例二十提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图；

图21为本发明实施例二十一提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图。

具体实施方式

以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、接口、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统结构、接口、技术的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。

实施例一

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

请参阅图1，图1为本发明实施例一提供的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法的流程示意图。

如图1所示，一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，所述汽轮机发电系统包括：热源系统、汽轮机循环系统、冷端系统，其中，所述汽轮机循环系统包括：主蒸汽系统、汽轮机缸体系统、再热蒸汽系统以及封轴蒸汽系统，其中，所述再热蒸汽系统包括再热器，所述汽轮机缸体系统包括高压缸，所述方法包括：

S1000：调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度，增加主蒸汽流量，增加回热抽汽流量。

具体的，所述高压缸后续缸体即再热机组的中压缸，或核电机组的低压缸。

实施例二

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图2所示，在实施例一的基础上，对于传统电厂，所述方法包括：

S1011：调整相关各层燃烧器的燃料量和出力，具体为：增加锅炉下层燃烧器燃料量，减少锅炉上层燃烧器燃料量；或，

S1012：当所述再热器具有低温再热器挡板调节条件时，具体包括：调节即关小所述低温再热器的挡板开度；或，

S1013：当所述再热器具有或不具有低温再热器挡板调节条件时，具体包括：调节即降低锅炉燃烧器的倾斜角度。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度。

实施例三

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图3所示，在实施例一的基础上，对于传统电厂，当所述汽轮机缸体系统还包括中压缸，在所述高压缸的排气管道和中压缸的进气管道之间设置再热蒸汽旁路管道，且所述再热蒸汽旁路管道上设置调节门，所述方法包括：

S1020：全部打开或部分打开所述调节门，使得部分所述高压缸的排气通过所述高压缸的排气管道直接进入所述中压缸的进气管道。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度。

实施例四

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图4所示，在实施例一的基础上，对于传统电厂，所述方法包括：

S1031：减小所述再热器的换热面积；或，

S1032：取消再热器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例五

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图5所示，在实施例四的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将再热器替换为新的省煤器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例六

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图6所示，在实施例四的基础上，对于具有回热抽汽系统的传统电厂，所述方法包括：

S1032：取消再热器。增加锅炉下层燃烧器燃料量，减少锅炉上层燃烧器燃料量；或，调节即降低锅炉燃烧器的倾斜角度；

以降低主蒸汽温度至主蒸汽额定温度和主蒸汽饱和温度之间。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例七

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图7所示，在实施例四的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例八

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图8所示，在实施例七的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。将原有的过热器，替换为高温省煤器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例九

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图9所示，在实施例七的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。增加主蒸汽减温水，使主蒸汽成为焓值低于饱和蒸汽焓值的湿蒸汽。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图10所示，在实施例七的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。增大给水泵容量或开大给水泵调节门，以增加热源系统和汽轮机循环系统的给水量。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十一

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图11所示，在实施例五的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将再热器替换为新的省煤器；

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十二

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图12所示，在实施例六的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。增加锅炉下层燃烧器燃料量，减少锅炉上层燃烧器燃料量；或，调节即降低锅炉燃烧器的倾斜角度；

以降低主蒸汽温度至主蒸汽额定温度和主蒸汽饱和温度之间。

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十三

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图13所示，在实施例七的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率；

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十四

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图14所示，在实施例八的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。将原有的过热器，替换为高温省煤器；

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十五

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图15所示，在实施例九的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。增加主蒸汽减温水，使主蒸汽成为焓值低于饱和蒸汽焓值的湿蒸汽；

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十六

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图16所示，在实施例十的基础上，所述方法包括：

S1032：取消再热器。取消过热器。增大给水泵容量或开大给水泵调节门，以增加热源系统和汽轮机循环系统的给水量；

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十七

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图17所示，在实施例一的基础上，对于核电机组，所述方法包括：

S1050：减小输入汽水分离再热器的新蒸汽流量或取消汽水分离再热器，以降低所述再热蒸汽温度，至低于主蒸汽额定温度10℃以下。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度。

具体的，降低所述再热蒸汽温度至低于所述主蒸汽额定温度10℃以下。也可以表述为，再热蒸汽温度≤主蒸汽额定温度-10℃。

实施例十八

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图18所示，在实施例一的基础上，对于联合循环机组，所述方法包括：

S1061：减小低压加热系统或中压加热系统的吸热原件的换热面积，以降低低压加热系统或中压加热系统的吸热量；或，

S1062：取消低压加热系统或中压加热系统。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度。

实施例十九

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图19所示，在实施例十八的基础上，对于联合循环机组，所述方法包括：

S1062：取消低压加热系统或中压加热系统。在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将取消的低压加热系统或中压加热系统替换为新的高压省煤器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度。

实施例二十

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图20所示，在实施例一的基础上，对于太阳光热机组，所述方法包括：

S1071：减小再热器的换热面积，以降低再热蒸汽的吸热量；或，

S1072：取消再热器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

实施例二十一

本发明实施例提供了一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法。

如图21所示，在实施例二十的基础上，对于太阳光热机组，所述方法包括：

S1072：取消再热器。在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将取消的再热器替换为新的高压省煤器。

以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有所述再热器时所述再热蒸汽的额定温度。

现结合现有技术对本实施例采用的技术方案，以及通过采用该技术方案产生的技术效果进行详细的阐述。具体地：

各种大型蒸汽轮机发电机组的热源系统和汽轮机循环存在差异，本说明书主要以燃煤锅炉热源系统和中间再热系统的汽轮机循环系统为代表性条件，来阐述相关的技术背景和本发明。

燃煤锅炉的热源系统，由炉膛、水冷壁等形成的蒸发器、对蒸发之后的主蒸汽继续加温达到临界压力以上温度的过热器、由低温再热器和高温再热器组成的再热蒸汽系统、对进入热源系统的给水初步加热的省煤器等构成。除热源系统、汽轮机循环系统、冷端系统之外，燃煤锅炉机组通常还配置烟气处理系统。

发明人经过十年来设计和编制模拟实际发电机组的锅炉系统、汽轮机系统、冷端系统和DCS系统的发电机组热力性能的计算机仿真系统计算机软件，以再热蒸汽温度与汽轮机作功效率问题为重点，对发电过程进行了大量的仿真计算，取代了再热蒸汽温度的现场试验，并进行了长期的深入的理论研究。发现将再热汽温度与主蒸汽温度按照同样的温度标准控制，是一种在全球范围内普遍存在的错误认识和技术偏见。

现有技术认为提高再热汽温度有利于降低发电能耗或提高发电效率的原因，在于认为提高再热汽温度有利于中压缸和低压缸的热力学作功条件。在没有再热的条件下，低压缸的排汽湿度将上升。根据发明人进行的计算机软件的仿真计算结果，湿度将从具有再热系统的4~9%，上升到取消再热后的达到22~28%。这种变化对热力系统的影响是巨大的，但是传统《工程热力学》（Thermaldynamics: An Engineering Approach, Cengel,Copyright © 2016 by McGraw-Hill Education）理论体系中，使用的T-s图（即温度-熵关系坐标图）分析方法，在表现朗肯循环热效率原理时，不能表示排汽湿度的影响。因此，对有或没有再热循环对热效率的影响，并没有进行量化的对比和深入研究。即历史上由于T-s图不能表示蒸汽湿度，导致T-s图失去表达手段和研究能力，可能是造成再热系统的效率影响作用研究欠缺的主要原因之一。

其次，再热循环提高汽轮机循环的效率的结论，是传统《工程热力学》理论的疏忽，也是因循实际工程的发展而导致的关于传热的热力学思想概念的误用，所导致的错误判断。

实际上汽轮机做功过程，是蒸汽的内能通过冲击汽轮机转子的过程中，蒸汽的热能向汽轮机转子的机械能的转换过程，是完全可以进行机械运动计算的机械过程，与热力学中的卡诺循环或传热过程，是不同和无关的概念。提高再热蒸汽的温度，并不能改善蒸汽的机械做功过程，因此并不能增加汽轮机的能量转换。在这个过程中，问题在于如何降低低压缸排汽的能量，即冷端损失。而冷端损失主要取决于低压缸排出蒸汽的压力、湿度和流量。

只有在汽轮机发电过程的热源系统和冷端系统，汽水工质发生的才是传热过程。提高再热温度，只能降低传统认识上的汽轮机低压缸末级叶片的水蚀现象，对于热效率不仅完全没有作用，反而由于降低了排气干度、增大了冷端损失导致热效率的降低。

实际的发电机组运行过程中，当再热汽温度上升时，中压缸和低压缸的热力学作功条件和发电出力的确是提高的，但是高压缸作功必须减少，才能满足发电功率的要求。问题在于，在这个过程中，汽轮机循环的整体热效率是下降的。

再热汽温度的热力性能的理论证明。

以下是通过对具有抽汽回热系统的汽轮机发电系统进行的仿真计算，总结出的理论。

在发电机组实际运行过程中，运行参数的调整之后，发电机组的输出功率是在自动发电控制系统的自动控制之下，会自动保持发电功率不变。虽然降低再热汽温度会导致中压缸和低压缸作功功率的下降，从汽轮机的自动控制而言，为了保持发电功率不变，由于主蒸汽压力和主蒸汽温度保持不变，汽轮机的调节门的总开度要增加，汽轮机调节门后的压力随之增大，汽轮机主蒸汽流量必然自动增加，高压缸、中压缸和低压缸的蒸汽质量流量都会同时增加，必然导致凝结水流量和给水流量的增加。

各级回热加热器，具有保持对凝结水和给水的加热温度，使其达到各级抽汽压力（进汽侧）的饱和温度附近（存在端差）的功能。由于凝结水和给水已经提高，为了保持对于增大的凝结水和给水的加热，各级抽汽的流量必然同时增大，导致凝结水和给水的获得的能量或功耗增大，即回热抽汽的作功比例增大。

由于回热抽汽没有冷端损失，高于汽轮机循环的作功效率，在相等的发电功率下，抽汽质量流量的增加，必然提高汽轮机循环的整体作功效率。

在这个过程中，由于调节门之后的压力上升高压缸抽汽的压力和抽汽流量是上升的，尽管中压缸入口的压力和以后的各级抽汽压力是降低的，但是给水流量和凝结水流量都是上升的，各级抽汽流量都是上升的。

同时，热源系统在减少了再热的热量的同时，为了增加主蒸汽流量，需要同时减少上层燃烧器的燃料，并增加下层燃烧器的燃料。热源系统原来加热再热蒸汽的能量，变为给热源系统的水冷壁的加热，以增加热源系统蒸汽的蒸发量。

由于汽轮机效率提高，发电功率不变，热源系统在提高蒸汽蒸发量的供热上增加的热量，少于在再热蒸汽加热上减少的热量，热源系统的总热量是降低的。

简而言之，提高汽轮机循环的效率的直接有效方法是强化回热。对于实际的汽轮机循环而言，降低再热系统的作用，将使回热系统的作用被强化，因此一定会使汽轮机循环的效率上升。

对于具有抽汽回热的系统，完全取消再热后，降低再热汽温度会导致高压缸的作功功率上升2.745%左右，中压缸和低压缸作功功率相应下降，最后导致高压缸增加的部分等于中压缸和低压缸减少的部分，使总功率保持不变，汽轮机循环的作功效率上升。

仿真计算结果表明，在完全取消再热器的情况下，回热抽汽的总流量与主蒸汽的总流量之比，即回热抽汽的比例由38.47%上升至42.87%，汽轮机热耗率从8032.0 kJ/kWh下降为7621.8 kJ/kWh,汽轮机热耗率下降的幅度为5.107%。此处的热耗率降低的程度，由于不包括取消再热器后再热压损的消失，发电机组背压的降低等因素，热耗率下降的程度，并没有达到实际降低的程度。

对于没有抽汽回热的系统，发明人也进行了仿真计算。利用上述的发电机组热力性能的计算机仿真系统，在将抽气回热各个回路去掉之后，对再热系统对汽轮机发电系统的热力性能的影响进行了计算。证明再热系统对汽轮机循环效率的影响也是明显降低的，降低的幅度为4%以上。

以下是对再热系统对汽轮机循环效率影响的更加通俗的表述。

现有技术将再热蒸汽温度作为汽轮机的初参数，是由于对有关理论问题的模糊认识导致的技术偏见。实际上相对于主蒸汽温度作为初参数，低压缸排汽压力和排汽湿度作为终参数，再热蒸汽温度只能作为中间参数。因为，提高再热蒸汽温度，实际上是提高中间参数，并不是正确的选择，必然导致汽轮机循环的热效率下降。

将再热蒸汽温度维持在与主蒸汽额定温度相同的额定温度运行时，是将高压缸排出的低过热度的蒸汽重新送入热源系统，通过在低温过热器和高温过热器吸热，才能将蒸汽的温度从高压缸的排汽温度升高至主蒸汽额定温度。该部分能量进入中压缸之后，再经过低压缸作功后，成为汽轮机冷端的排汽。热源系统输出的该部分热能的作功行程没有经过高压缸，直接被中压缸和低压缸短路，剩余的热量进入冷端造成损失，因此能量的利用效率被降低。造成汽轮机低压缸排汽焓值上升，湿度下降，汽轮机的冷端损失增大。因此，实际上再热蒸汽接近额定主蒸汽温度运行，会导致汽轮机循环的作功效率降低和发电机组的能耗上升。

因此，再热汽温度不仅不是越高越好，而基本上是可以大幅度降低的，导致本发明与现有技术有本质的区别。

本发明提高汽轮机作功效率是通过改变热源系统传递能量的方式实现的。本发明需要降低热源系统燃烧火焰中心，因此理论上和总体上，是将要提高热源系统效率的，因此应用本发明使得发电机组总体的热效率的上升幅度，将高于汽轮机循环效率上升的水平。

本发明说明书提出的关于再热蒸汽温度变化对汽轮机循环效率的影响的所有数据，均是根据仿真计算的结果提出的。

本发明克服了现有技术在不同的发电机组功率条件下均维持再热汽温在主蒸汽额定温度上，消除了现有技术在汽轮机再热汽温的运行方法上的疑虑和认识的模糊性，填补了通过降低再热蒸汽温度提高汽轮机效率的技术空白。

首先，对于已经建成的发电机组，根据大量的仿真计算，本发明在能够满足发电机组的发电功率要求的前提下，通过显著降低再热汽温度，例如降低10~280℃（不同的压力下饱和温度不同，因此实际降低的范围也不同）, 直到取消再热蒸汽系统，提高汽轮机循环的热效率。

仿真计算还说明，对于具有回热抽汽系统的汽轮机循环，通过在取消再热器、并增设新的省煤器的情况下，将可以通过降低主蒸汽温度至饱和温度，提高汽轮机效率4~5%。这是因为降低主蒸汽温度，将导致给水量的上升，回热抽汽量的上升，增大回热抽汽系统的作用。

此外，通过主动加大主蒸汽的减温水，使主蒸汽成为湿蒸汽，可以进一步增加回热抽汽量，增大回热抽汽系统的作用，提高汽轮机循环的做功效率。

根据本发明在将再热器改为新的省煤器时，应该经过严格的高负荷、低负荷条件下的热力计算，应该保证给水量、给水温度、过热蒸汽温度等参数的正常实现，以保证热力系统的安全和优化。

为了满足给水量上升的需要，有必要开大给水泵的调节门或增大给水泵的容量。开大给水泵调节门或增大给水泵的容量，有利于增加回热抽汽系统的作用，因此可以提高汽轮机循环的效率。

对于汽轮机发电系统进行改进之后，回热抽汽做功增加，汽轮机循环的效率会得到明显的改进。同时，汽轮机低压缸排汽的容积流量明显下降，汽轮机各级的压降明显下降，导致汽轮机进汽调节阀总开度变小。由于增大给水泵的出力，导致蒸汽初始压力上升，可以增加汽轮机叶轮的级数，从而可以进一步增大汽轮机功率和做功效率。

关于汽轮机低压缸末级叶片水蚀和湿蒸汽的对汽轮机作功效率的影响的研究历史，缺乏可靠的实验证明。即没有对处于汽轮机叶轮内部的实际的湿蒸汽进行实际的可以完全认可的观测研究。其原因至少在于蒸汽，即使是湿蒸汽，只要不形成二次水滴，肉眼和任何一般的物理手段都是不能直接观察到的。发明人认为，目前并没有任何有效的直接或间接的观测方法。

由于缺乏实验基础，关于汽轮机低压缸末级叶片水蚀和湿蒸汽的对汽轮机作功效率的影响的很多研究，很可能偏离了湿蒸汽在汽轮机低压缸末级叶片附近的工作级内的基本的事实。

关于蒸汽湿度对汽轮机作工效率的影响问题。以往有些理论认为湿度会降低汽轮机叶轮的作功效率。然而，首先这种理论没有得到实践或试验的验证。其次，即使确实存在，其影响将明显低于想象的水平，其影响的程度的数量级也是很有限的，不能影响本发明的提高汽轮机作功效率的作用的基本水平。

发明人认为，汽轮机低压缸中的蒸汽湿度本身基本不会影响作功效率。这是因为至少对于化石燃料汽轮机中的湿蒸汽，是原本为过热蒸汽，只是由于焓值降低，到低于蒸汽饱和焓值的蒸汽。其物理状态与过热蒸汽应该仍然基本上是相同的，即为均质和同相的气体。此处的同相，指在气体和液体之外的第三种气体——即湿蒸汽分子与干蒸汽分子，形成动态的、均质的没有水滴的气体。

该种湿蒸汽与处于静态条件下会形成凝结水滴的湿蒸汽的物理状态是不同的。首先湿蒸汽在汽轮机中的时间非常短，蒸汽是以100s/m以上的轴向速度向前流动，蒸汽从成为湿蒸汽到离开汽轮机成为低压缸排汽，离开汽轮机仅有不超过0.1s的时间。处于静态条件下湿蒸汽会发生凝结过程形成水滴，因此会导致干蒸汽与湿蒸汽的分离，但是汽轮机中的湿蒸汽由于处于高速剧烈运动和叶片的连续搅拌扰动的过程中，湿蒸汽分子与干蒸汽分子是均匀混合的，并不会凝结后形成水滴。湿蒸汽分子与干蒸汽分子，形成动态的、均质的没有水滴的流体。所谓动态，是指变为水的蒸汽分子的低焓值的分子是不稳定的。

在全部蒸汽分子中，湿蒸汽分子和干蒸汽的分子处于相互转换的动态的过程，因此凝结的蒸汽不会形成独立的相，或者说是蒸汽并不会凝结出水滴。湿蒸汽作为均质同相的气体，在作功的能力上与干蒸汽并没有差异，也不会导致汽轮机工作效率的下降。

关于水蚀问题。应用本发明将造成汽轮机低压缸的排汽湿度的上升，根据传统的水蚀理论将导致末级叶片比较严重的水蚀现象。但是实际上是可以避免的。

汽轮机低压缸末级叶片的确可能出现水蚀现象。但是基于以上关于湿蒸汽不会发生凝结的分析，湿蒸汽不会形成一次水滴，更不会形成二次水滴，因此也并不会损坏汽轮机叶片。以往关于低压缸末级叶片水蚀问题的理论，是由于低压缸末级蒸汽湿度，尤其是二次水滴导致的水蚀现象，这种理论并没有实践的或试验的依据。只是在打开汽轮机缸体之后，观察到的叶片水滴侵蚀，对导致侵蚀的时间和过程并不知道，而对原因进行的直觉的经验性的判断。

这种经验性的判断和理论存在明显的问题。例如，很多水蚀现象出现在低压缸末级叶片的出汽边，甚至是叶片的根部。对于出汽边根部的水蚀，原有理论认为是存在湿蒸汽的倒流。实际上，蒸汽是以100s/m以上的轴向速度向前流动，不会存在倒流。另外，全速核电汽轮机组的高压缸也是在高蒸汽湿度和“二次水滴”的条件下运行，排汽湿度应该在25%以上，明显比一般汽轮机的低压缸的排汽湿度更高，而且如果存在二次水滴，由于核电高压缸末级附近蒸汽的密度低于水的密度两个数量级，二次水滴的运动条件及水蚀机理，与低压缸末级并无本质差异，却从未出现过如一般汽轮机低压缸末级叶片出现的水蚀现象。

核电机组研制过程中，最初最令专家担心的是高压缸的湿蒸汽对叶片的水蚀问题，但是机组投运后并没有出现水蚀。因此，核电机组高压缸的没有出现低压缸末级叶片水蚀的现象，反而证明了高湿度的蒸汽本身是不会对汽轮机叶片造成水蚀问题的。另外，大量利用工业余热的低参数（通常仅有几MPa）的工业余热生成的饱和的湿蒸汽的凝汽式蒸汽发电系统，汽轮机为单缸的湿蒸汽的汽轮机，其排汽湿度高于普通大型发电机组的低压缸的排汽湿度，应该在14%以上，却并没有发生严重的、导致不能正常运行的水蚀现象。因此，汽轮机低压缸末级叶片的水蚀现象，并不是由于蒸汽的本身原有的湿度造成的。

发明人经过研究和实际分析，认为水蚀现象的形成机理，是由于汽轮机会经常性地在阻塞背压工况下运行时，导致的蒸汽的激波效应所造成的。

汽轮机背压的设计，导致阻塞背压只是略低于设计背压，发电机组在凝汽器的冷却介质温度较低的情况下，会发生汽轮机背压在阻塞背压以下运行的现象。例如某300MW机组设计背压为4.9 kPa, 环境平均温度为13℃，阻塞背压为4.5 kPa。当循环水温度低于10℃时，如果在机组发电负荷为15万kW时，机组开一台循环水泵则背压将低于阻塞背压。

因此，应该说所有发电机组均有可能在环境温度较低的情况下，会发生低于阻塞背压运行的情况。在阻塞工况下，由于蒸汽在经过低压缸末级叶片时达到接近音速，围绕低压缸末级叶片周围发生亚音速激波现象。在激波作用下，蒸汽基本上完全被液化，而且会在共振的过程中对叶片造成严重的侵蚀和损坏。水蚀现象正是在这种情况下形成的。

关于低压缸末级叶片水蚀问题的文献报道表明，水蚀的严重程度的统计性分布的地理性规律与汽轮机所处地域的纬度分布十分吻合，纬度高的北方地区出现的几率偏高，因此与汽轮机的背压实际运行水平和阻塞工况的出现概率强相关。

因此，只要保持汽轮机背压在阻塞背压以上运行，实际低压缸末级叶片蒸汽湿度的上限可以明显提高，并不会发生水蚀现象。

关于防阻塞运行和防阻塞运行规程。保持汽轮机背压在阻塞背压以上运行，即防阻塞运行，在发电机组的实际运行中是完全可以做到的。只是需要根据汽轮机制造厂提供的阻塞背压数据，包括进行严格的测试，制定防阻塞运行规程，即适当保守的运行规定，包括循环水泵或空冷风机加装变频器，循环水泵的台数和转速的控制，和循环水冷水温度的控制等方面。基于变频调速等冷却介质的连续调节能力，采用基于专业软件实现的汽轮机运行背压连续优化控制系统（中国发明专利：CN105569748B），就可以完全避免在阻塞背压以下运行，从而既可以实现真空的连续优化控制，即经济效益的最大化，又可以完全避免水蚀。

因此，低压缸末级叶片处蒸汽本身的湿度与水蚀无关。只要做到防阻塞运行，水蚀问题应该完全消失，并不会因为低压缸排汽湿度上升而加重。

另外，几乎所有汽轮机都是在存在水蚀现象的情况下长期正常运行，水蚀问题并不是影响汽轮机运行安全性的决定性影响因素。水蚀问题也并不能妨碍汽轮机降低再热温度、提高排汽湿度的节能方式的正常运行。

但是在实施本发明的过程中，为了照顾到用户对于水蚀的担忧，建议采用防阻塞运行方式的基础上，分步骤的逐渐降低再热温度和提高排汽湿度。

通常汽轮机制造厂设计中，以汽轮机低压缸的排汽湿度12%为设计上限。汽轮机实际设计排汽湿度为6~9%。汽轮机在满负荷下运行时，低压缸的排汽湿度将是最高的，可能达到6~9%。对于一般情况，应该首先考虑以12%为排汽湿度的上限进行降低再热温度的运行试验。在这种情况下，可以对水蚀的问题进行观测。

如果在这种方式下经过一个月的或其它适当长度的运行时间，在机组停止运行后，包括在不揭缸的条件下，对汽轮机低压缸末级叶片从出汽侧进行水蚀检查。通过对汽轮机低压缸末级叶片的新旧照片进行对比，确定新的水蚀现象没有出现，则可以证明增加湿度并不会导致叶片水蚀。可以进一步提高排汽湿度，加大应用本发明的深度。通过这样的过程，最终实现本发明的深度化的应用。

将高温再热器改为新的过热器，可以在减少再热器吸热的同时，利用热源系统的原有空间，解决由于流量变大热源系统主蒸汽过热器吸热量可能不足的问题。

将低温再热器改为高温省煤器，可以在减少再热器吸热的同时，利用热源系统的原有空间，增加热源系统对锅炉给水的吸热量。

根据对再热蒸汽温度与汽轮机作功效率问题进行的深入的理论分析和工程仿真计算表明，对于典型的600MW超临界机组，当再热器吸热量等于零时（接近于完全取消再热系统），排汽湿度提高15%左右，将达到24%左右，可以提高大型热能动力发电机组效率5%左右，相当于降低供电煤耗15~16.5g/kWh。

仿真计算的结果还说明，再热系统的吸热特性与机组发电负荷之间呈现为逆特性。即对于一定的再热系统，在低负荷条件下的吸热量，比高负荷条件下的吸热量，在锅炉总热量中的比例要高。实施本发明将导致再热系统的吸热量的降低，因此将造成在低负荷条件下烟气温度的提高。由于大型燃煤发电机组增加了烟气脱硝系统之后，存在低负荷条件下的排烟温度不足造成脱硝系统运行效果不佳的情况，降低再热温度或取消再热之后，可以提高机组在低负荷条件下的排烟温度及脱硝系统的运行条件。因此实施本发明，可以实现提高发电机组能源效率的同时，提高脱硝系统的运行质量。

在这种方案下，低负荷条件下烟气温度的升高，被脱硝系统有效地利用，同时烟气温度的上升还可以造成烟囱向大气排烟温度的上升，增加了烟气的抬升作用和扩散效果，降低了污染物的落地浓度，有利于发电厂周边的环境保护。因此本发明对发电机组的效益包括提高整体发电效率和提高脱硝系统运行质量产生的效益之和。

因此，本发明的方法可以在提供发电效率的同时，保证脱硝系统的最佳的运行质量，尽量减少氨逃逸率和由于氨逃逸造成的催化剂和空预器的沾污、积灰、堵塞与腐蚀。可以延长催化剂的使用寿命，提高空预器的效率，减小通风阻力和能耗等。

对于已建成机组，本发明不排除对再热系统适当保留的实施方式。这是因为完全取消再热系统，将导致回热加热器的热交换、流量和疏水流量的上升，可能超出了原有回热加热器的有关设计容量。

应该说明，对于已建成机组，取消高温再热器之后，低温再热器出口将直接接于中压缸入口。

对于已建成机组，还可以在高压缸排汽管道和中压缸进汽管道之间，增设一个带有调节门的再热旁路管道。在发电机组运行过程中通过调节再热旁路管道上的调节门，实现一部分高压缸排汽直接进入中压缸，可以在降低再热器吸热面积，或不降低再热器吸热面积的同时，更有效地降低再热蒸汽温度。该种改造方式可以在不拆除高温再热器或拆除高温再热器的基础上实施。该种改造方式是一种投资少见效大的方式。

在完全取消高温再热器、低温再热器，和太阳光热机组的换热器的情况下，高压缸的排气将直接接于中压缸入口。因此，还将避免了再热器压损，避免了再热器压损对机组效率的负面影响。仿真计算说明，再热压损导致汽轮机循环热耗率上升1.3%，因此，取消再热器将直接提高汽轮机循环的效率1.3%。

因此对于亚临界以上的化石燃料或太阳光热发电机组，全面应用本发明将降低发电能耗5~20%。

本发明的本质是提出了通过对汽轮机冷端背压的合理控制、直接避免水蚀的基础上，通过降低再热温度、取消再热和降低主蒸汽温度等不同的方式，提高汽轮机低压缸的排汽湿度，减小汽轮机的冷端损失，提高汽轮机循环热效率的技术路线。

根据这种技术路线，还可能通过增大给水泵容量等多种可能的方式，提高回热系统做功比例，实现汽轮机循环效率的最大化。

根据本说明书的介绍，根据本发明的原理，本发明的技术方案适用于联合循环机组的蒸汽发生系统。通过对联合循环机组的改造，将在一定的水平上提高发电效率。

同样，本发明的基本方案适用于核电机组。核电机组的高压缸排汽，经过进入汽水分离再热器的新蒸汽和高压缸抽汽的作用成为过热蒸汽。该过热蒸汽进入低压缸作功后，成为与化石燃料发电机组低压缸排汽湿度接近的湿蒸汽。本发明通过减小或取消加入汽水分离再热器的新蒸汽，降低再热蒸汽的温度，提高低压缸的排汽湿度，提高汽轮机的热效率，减小冷源损失，节约核燃料，有利于改善环境保护。

本发明适用于作为可再生新能源的太阳光热发电机组，可以提高可再生新能源的发电效率。

本发明降低了再热蒸汽温度，以及汽轮机中压缸和低压缸的温度，对机组和汽轮机的安全性、可靠性和设备使用寿命的提高。

总之，发明人首先实现了大型传统组的热源系统、汽轮机循环和DCS系统的热力性能的计算机软件仿真系统。基于该项创新成果的实现，通过应用该软件进行的大量的仿真计算，发现了再热蒸汽温度的热力特性，得到了再热蒸汽系统的热效率特性的依据。并经过多年的研究过程，才实现了对再热蒸汽温度的热力特性，从发电机组的实际运行的分析，证明这个结论是正确的，即理论上得到了证明。

发明人使用的大型发电机组热力性能仿真系统软件，其开发过程并不是基于个别企业或个人的努力，而是基于全球范围内从计算机软件行业、到电力DCS企业、“互联网+”时代的信息条件、各种研究机构相关的长期努力的历史性的社会分工合作，因此发明人的工作是基于人类信息技术革命的成果。

正是基于大量的仿真计算和长期的研究而实现的再热蒸汽温度的热力特性的理论证明，该仿真研究因此取代了在发电机组实际运行过程中进行小范围和大范围再热蒸汽温度调节的首次试验，使该项技术可以通过必要的试验后，进入实际应用。基于这种背景，发明人才能够将该项理论思想呈现给全球的电力行业。发明人的工作是通过借助于信息技术革命时代的手段，唯一能够帮助行业从这种技术偏见中走出来的方法。

发明人对于湿蒸汽对汽轮机作功效率的影响和汽轮机低压缸末级叶片水蚀的分析，是基于独到的发电机组冷端系统的优化方面的理论研究和实践经验，对于理解和实施本发明具有重要的意义，而且有利于用户实施本发明。

再热蒸汽系统由于蒸汽的压力低、蒸汽体积流量大，导致系统庞大而且复杂，使发电机组的结构和控制技术复杂化。对于已建成机组和新建机组，根据本发明在蒸汽参数达到亚临界以上的大型发电机组中，完全取消再热蒸汽系统，可以实现大型发电机组的最简化和发电性能的最有效的提高，形成完全无再热、完全采用湿蒸汽的低压缸的更高的热效率的技术模式，将成为未来大型发电机组的基本技术模式。

本发明的理论的导出，是基于发明人在大型汽轮机发电工程科学方面，全面的科学研究进展。从发现工程热力学关于湿蒸汽的特性的疏忽，到再热蒸汽理论的突破；从抽汽回热热效率增强效应的最大化，到冷端损失的最小化；从蒸汽在汽轮机内的停留时间，到水蚀的激波理论，都具有世界和行业的突破性。作为科学理论的整体，很可能带来汽轮机发电效率的历史性的巨大改进。

本发明将实现各种大型蒸汽轮机发电系统更经济、更可靠、更环保，改善全球电力行业的安全可靠性和环境友好性，对保护地球环境具有重要的作用。

电力是未来人类能源的主体模式。本发明对于改进人类的电力生产的科学技术水平，和保护地球环境，具有长期的和重要的指导意义。

实现本发明实施例的优选方式：

关于防阻塞运行和防阻塞运行规程。保持汽轮机背压在阻塞背压以上运行，即防阻塞运行，在发电机组的实际运行中是完全可以做到的。只是需要根据汽轮机制造厂提供的阻塞背压数据，制定防阻塞运行规程，即适当保守的运行规定，包括循环水泵或空冷风机加装变频器，循环水泵的台数和转速的控制，和循环水冷水温度的控制等方面。机组变负荷和抽汽供热会造成机组的阻塞背压随排汽量的变化而变化，这些因素导致跟踪阻塞背压变化，并对冷却介质进行连续可调的控制的需求。因此，建议采用能够保证冷却介质输送功率和发电煤耗的综合成本之和最小的——冷端优化软件系统，以实现冷端系统冷却介质流量的自动控制。

在已建成发电机组上实施本发明，应该注意回热抽汽系统的疏水是否会出现容量不足的问题。

采用增加再热蒸汽旁路的方式实施本发明是一种投资少、风险低、运行方式灵活的方式。实施过程中如未拆除高温过热器，应注意防止高温过热器超温。

如果完全取消再热，在实施本发明的过程中应该注意：在取消再热系统的条件下，高压缸作功应该增加2.745%左右，应该不会超过原有高压缸出力的设计能力。

回热抽汽量应该增加30%左右，可能超过原有的汽轮机回热抽汽系统的疏水的容量。

发明人对于湿蒸汽对汽轮机作功效率的影响和汽轮机低压缸末级叶片水蚀的分析，对于理解和实施本发明具有重要的意义，而且有利于用户实施本发明。

通过在各种化石燃料大型发电机组上实施本发明，将降低所实施机组的碳排放，从而降低碳排放总量，将有利于保护地球大气环境。

同样，本发明的基本方案适用于核电机组。核电机组的高压缸排汽，经过进入汽水分离再热器的新蒸汽和高压缸抽汽的作用成为过热蒸汽。该过热蒸汽进入低压缸作功后，成为与化石燃料发电机组低压缸排汽湿度接近的湿蒸汽。本发明通过减小或取消加入汽水分离再热器的新蒸汽，降低再热蒸汽的温度，提高低压缸的排汽湿度，提高汽轮机的热效率，减小冷源损失，节约核燃料，有利于改善环境保护。

本发明适用于作为可再生新能源的太阳光热发电机组，可以提高可再生新能源的发电效率。

本发明的实施方式不限于本说明书介绍的具体方式，而是包括以本发明的理论实质为基础的各种方式。

读者应理解，在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，上述描述的装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。

还应理解，在本发明各实施例中，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。

本发明的实质是公开了一种与以往的高蒸汽温度（主蒸汽和再热蒸汽温度）受锅炉材料限制的不同的新型汽轮机发电系统。该系统的主蒸汽和再热蒸汽温度可以明显降低，甚至主蒸汽可以成为湿蒸汽，汽轮机的做工效率可以明显提高。根据本发明的技术方案，通过优化燃烧控制、降低再热温度、取消再热系统、将原有的再热器改为新的省煤器、提高给水量、降低主蒸汽温度、提高主蒸汽的湿度等多种可能的方式，可以在最大程度上提高汽轮机发电系统的效率，实现汽轮机发电系统的效率的明显提高。本发明的提高汽轮机发电效率的范围，可以在实施和研究实验中得到验证，其潜力是难以限量的。

本发明的适用范围，并不排除采用除水以外的其他作功介质的汽轮机。只要这种介质在工作的过程中存在气态、部分凝结态和完全凝结态的条件。

以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (16)

1.一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，所述汽轮机发电系统包括：热源系统、汽轮机循环系统、冷端系统，其中，所述汽轮机循环系统包括：主蒸汽系统、汽轮机缸体系统、再热蒸汽系统以及封轴蒸汽系统，其中，所述再热蒸汽系统包括再热器，所述汽轮机缸体系统包括高压缸，其特征在于，所述方法包括：

S1000：调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，以降低所述再热器的吸热量，使得进入所述高压缸后续缸体的再热蒸汽温度低于所述再热蒸汽的额定温度，增加主蒸汽流量；对于具有回热抽汽系统的传统电厂，增加回热抽汽流量。

2.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于传统电厂，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，包括:

S1011：调整相关各层燃烧器的燃料量和出力，具体为：增加锅炉下层燃烧器燃料量，减少锅炉上层燃烧器燃料量；或，

S1012：当所述再热器具有低温再热器挡板调节条件时，具体包括：调节即关小所述低温再热器的挡板开度；或，

S1013：当所述再热器具有或不具有低温再热器挡板调节条件时，具体包括：调节即降低锅炉燃烧器的倾斜角度。

3.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于传统电厂，当所述汽轮机缸体系统还包括中压缸，在所述高压缸的排气管道和中压缸的进气管道之间设置再热蒸汽旁路管道，且所述再热蒸汽旁路管道上设置调节门，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，具体包括：

S1020：全部打开或部分打开所述调节门，使得部分所述高压缸的排气通过所述高压缸的排气管道直接进入所述中压缸的进气管道。

4.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于传统电厂，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，具体包括：

S1031：减小所述再热器的换热面积；或，

S1032：取消再热器，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有再热器时再热蒸汽的额定温度。

5.根据权利要求4所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1032还包括：

在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将再热器替换为新的省煤器。

6.根据权利要求4所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于具有回热抽汽系统的传统电厂，所述步骤S1032还包括：

调整相关各层燃烧器的燃料量和出力，具体为：增加锅炉下层燃烧器燃料量，减少锅炉上层燃烧器燃料量；或，

调节即降低锅炉燃烧器的倾斜角度；

以降低主蒸汽温度至主蒸汽额定温度和主蒸汽饱和温度之间。

7.根据权利要求4所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1032还包括：

取消过热器。

8.根据权利要求7所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1032还包括：

将原有的过热器，替换为高温省煤器。

9.根据权利要求7所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1032还包括：

增加主蒸汽减温水，使主蒸汽成为焓值低于饱和蒸汽焓值的湿蒸汽。

10.根据权利要求7所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1032包括：

增大给水泵容量或开大给水泵调节门，以增加热源系统和汽轮机循环系统的给水量。

11.根据权利要求5-10任一项所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，还包括：

S1040：增加汽轮机转子的叶轮级数，以增大汽轮机功率，并提高汽轮机的做功效率。

12.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于核电机组，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，包括：

S1050：减小输入汽水分离再热器的新蒸汽流量或取消汽水分离再热器，以降低所述再热蒸汽温度，再热蒸汽温度≤主蒸汽额定温度-10℃。

13.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于联合循环机组，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，包括：

S1061：减小低压加热系统或中压加热系统的吸热原件的换热面积，以降低低压加热系统或中压加热系统的吸热量；或，

S1062：取消低压加热系统或中压加热系统。

14.根据权利要求13所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1062还包括：

在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将取消的低压加热系统或中压加热系统替换为新的高压省煤器。

15.根据权利要求1所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，对于太阳光热机组，所述调整热源系统或汽轮机循环系统的设备状态或运行工况，包括：

S1071：减小再热器的换热面积，以降低再热蒸汽的吸热量；或，

S1072：取消再热器，使得进入所述高压缸后续缸体的蒸汽温度低于具有再热器时再热蒸汽的额定温度。

16.根据权利要求15所述的一种提高大型汽轮机发电系统效率的方法，其特征在于，所述步骤S1072还包括：

在原有主蒸汽过热器和省煤器的基础上，将取消的再热器替换为新的高压省煤器。

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