300MW 600MW 机组各项指标对煤耗影响
600MW机组各项指标对煤耗影响
1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗
大约增加0.3%，1.1 g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh；
3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh；
4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh；
5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh；
6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh；
7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh；
8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh；
9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh；
10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh；
11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh；
12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组
对标供电煤耗332 g/kWh；
300MW机组省煤节电经验数据
1.负荷降低10%，煤耗大约增加
2.95g/kWh，降低20%增加
6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加
26.23g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤耗
增加3.58g/kWh；
3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低10℃，
煤耗增加1.51 g/kWh；
4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降低
10℃，煤耗增加1.68 g/kWh；
5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh；
6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh
7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh
8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh；
9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh；
10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh；
11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh；
12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh；
13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh；
14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；
各种真空机组.doc
各种真空机组 罗茨滑阀真空机组 罗茨滑阀真空机组是以罗茨泵为主，滑阀泵为前级泵的中高真空获得设备。全套机组由罗茨泵、滑阀泵、管道（含不锈钢波纹管）、阀门电拉箱等组成。此型号机组可以分为2大类，由H型滑阀泵与罗茨泵组成的真空机组和引进美国KINNEY技术生产的KT,KDH系列滑阀泵与无腐蚀性，对泵油不起化学反应的气体，在开气阀的条件下可抽除少量可凝性气体。后者真空机组还是有KT,KDH系列滑阀泵在13300pa情况下长时间的运转、节能、无振动，占地面积小等优点。 机组广泛应用于真空冶炼、铜液脱气、真空干燥、真空浸透，真空浓缩，真空模拟装置、电子器件排气、以及其他真空作业等。 根据实际需要机组可以设计成多套并联，以提高机组的抽气能力。 在低真空处理水蒸气的工艺中，凯尼水蒸气处理系统是最经济有效的解决方案。 凯尼水蒸气处理系统泵阻止水蒸气在滑阀真空泵内凝结。
滑阀泵的油箱设计为各种变持续的真空压差。油泵确保在油泵处于真空状态下正常的供油量。 型号转速 RPM 功率 KW 补充 水量 L/M 进水 口 NPT 排水 口 NPT 处理水蒸 气量 KG/HR 重 量 KG 长 MM 宽 MM 高 MM VHS 870， 2800 15 0.8 3/4” 1/2”, 3/2” 18 850 1500 1100 2000 2)1/2”为KT300的接口，3/2”为SZ-2的接口 JZJS真空机组是以罗茨泵为主泵（包括中间泵）为前级泵的真空机组。全套机组有罗茨泵，水环泵、管道、阀门、汽水分离器、电拉箱等组成。 罗茨水环真空机组
不同型号的罗茨泵、水环泵的组合，可以分为不同的罗茨泵水环泵真空机组。可适用于不同的工况条件。从二级（一台罗茨泵，一台水环泵）串联组成的真空机组到四级（三台罗茨泵，一台水环泵）串联组成的真空机组。可以获得650-0.1pa的不同极限真空，从而满足不同的工艺要求。 由于罗茨泵的转子的特点（即转子与泵体有一定的间隙，泵腔内无润滑油）和水环泵的特点（即叶轮与泵壳间有一定的间隙）泵腔内无润滑油，和水环泵的特点（即叶轮与泵壳间有一定的间隙和采用水作为泵体和叶轮间的密封介质），因此本型号机组的最大特点是适合抽除含有粉尘，大量可凝性和带有一定腐蚀性的气体。同时避免了其他真空机组中可凝性气体对机械泵真空油氧化的不足之处，并可以消除真空泵油对真空系统的污染。 JZJX型真空机组是以罗茨泵为主泵，旋片泵为前级泵的中高真空获得设备。全套机组由罗茨泵，旋片泵，管道（含波纹管），阀门，电拉箱等组成。此型号机组的最大特点：一是弥补了双级旋片泵在1000~1pa时抽速减小的缺陷，二是与相同抽速的双级旋片泵相比，具有节能显著的效果。
机组真空下降的原因分析与处理方法
机组真空下降的原因分析与处理方法 前言： 汽轮机的排汽进入凝汽器汽侧，大流量的循环水送入凝结器铜管内侧，通过铜管内循环水与排汽换热把排汽的热量带走，使排汽凝结成水，其比容急剧减小（约减小到原来的三万分之一），因此原为蒸汽所占的空间便形成了真空。而不凝结气体则通过真空泵抽出，从而起到维持真空的作用。 我厂曾经多次发生凝汽器的真空下降的异常情况，给汽轮机组的安全经济运行造成一定的影响，真空每下降1Kpa将增加约3g／kw.h 煤耗；各机组都不同程度发生过凝汽器真空下降的异常情况，只是真空下降的最低数值不同。造成凝汽器真空下降的原因较多，现在就生产实际工作中遇到的造成凝汽器真空下降常见的原因与处理方法介绍给大家仅供参考、交流。 一、在汽轮机组启动过程中，造成凝汽器真空下降的原因： 1、汽轮机轴封压力不正常 （1）、原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝汽器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝汽器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节阀故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。 （2）、象征：真空表指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值上升。（3）、处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝汽器真空为缓慢下降
时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。 2、凝汽器热水井水位升高 （1）、原因：凝汽器的热水井水位过高时，淹没凝汽器铜管或者凝汽器的抽汽口，则导致凝汽器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝汽器的热水井水位升高的原因可能是a、凝结水泵故障；b除盐水补水量过大；c、凝汽器铜管泄漏；d、凝结水启动放水排水不畅；e、凝结水系统上的阀门开度不足造成的。（2）、象征：真空表指示下降，汽轮机的排汽缸温度上升、而凝汽器水位计、就地水位计水位也会上升。 （3）、处理：当确证为凝汽器的热水井水位升高造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝汽器水位上升，迅速想办法将凝汽器水位降至正常水位值。 3、凝汽器循环水量不足 （1）、原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷却的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝汽器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝汽器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝汽器通循环水时，系统内的空气未排完。 （2）、象征：真空表指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上
浅淡火电厂煤耗指标的管理
浅淡火电厂煤耗指标的管理 摘要：煤耗率是火电厂的综合性经济指标，是衡量火电厂运行水平及经营管理水平的标志。随着电煤价格的一路飙升，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 关键词：火电厂煤耗指标管理 一、引言 我国是世界上为数不多的能源消费以煤为主的国家，在我国电源结构中，火电设备容量约占总装机的75%，火电机组年发电量占总发电量的80%以上，火力发电在相当长的时期内仍将在中国电源结构中占主要地位。随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组的平均供电煤耗由2000年的394g/kWh降低到2004年的379g/kWh，2005年300MW机组平均供电煤耗338.6 g/kWh，平均厂用电率为5.26%；600MW 机组平均供电煤耗326.86 g/kWh，平均厂用电率为4.75%；各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高，但全国火电机组平均效率仅约33.9%（比国际先进水平低6-7个百分点），平均供电煤耗比国外仍高约50克标煤，我国火电机组的整体运行水平与国际先进水平仍然存在不小的差距，存在较大的下降空间。 随着我国电力体制的改革，电力市场的竞争机制已逐步形成，发电企业已从“生产性企业”向“经营性企业”转变。受国家“市场煤、计划电”的影响，近几年电煤价格一路上涨，火电厂的燃料成本达到了发电总成本的70%甚至更高。因此，火电厂要在恶劣的经营环境下生存下去，就必须要降低燃料成本，燃料的价格、煤质与煤耗是影响火电厂燃料成本的三个最主要因素，燃料价格以及煤质受外部市场环境的影响，属于不可控因素。因此，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 二、供电煤耗的计算 供电煤耗是火电厂的一项重要经济技术指标，它反映火电厂管理和生产的综合水平，影响供电煤耗的因素是多方面的，包括设备的健康水平、负荷率、运行调整、节能管理、燃料质量、发电量、厂用电率、锅炉效率、汽机效率、管道效率等指标。供电煤耗的计算有正平衡法和反平衡法两种，原电力工业部《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）》规定，火力发电厂供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量按正平衡法计算，按照反平衡计算进行校核。正平衡法计算煤耗通常作为表征机组运行性能的轮廓指标，反平衡计算煤耗可为改善机组的性能提供决策依据。 发改委2004年发布的《火力发电厂技术经济指标计算方法》（DL/T 904）进一步对煤耗的计算进行了明确：
财务报表指标计算公式
1. 主营业务毛利率（%）＝（1－主营业务成本/主营业务收入净额）×100% 2. 毛利率（%）＝（1－营业成本/营业收入）×100% 3. 营业利润率（%）＝营业利润/主营业务收入净额×100% 4. 总资产报酬率（%）＝EBIT /年初末平均资产总额×100%（上市公司用年末数） 5. 净资产收益率（%）＝净利润/年初末平均净资产×100%（上市公司用年末数） 6. EBIT＝利润总额＋列入财务费用的利息支出 7. EBITDA＝EBIT＋折旧＋摊销（无形资产摊销＋长期待摊费用摊销） 8. 资产负债率（%）＝负债总额/资产总额×100% 9. 债务资本比率（%）＝总有息债务/资本化总额×100% 10.长期资产适合率（%）＝（所有者权益＋少数股东权益＋长期负债）/（固定资产＋长期投资＋无形及递延资产）×100% 11.资本化总额＝总有息债务＋所有者权益＋少数股东权益＋递延税款贷项 12.总有息债务＝长期有息债务＋短期有息债务＋其他应付款 13.短期有息债务＝短期借款＋贴息应付票据＋其他流动负债（应付短期债券）＋一年内到期的长期债务 14.长期有息债务＝长期借款＋应付债券 15.流动比率＝流动资产/流动负债 16.速动比率＝（流动资产–存货）/流动负债 17.保守速动比率＝（货币资金＋应收票据＋短期投资）/流动负债 18.存货周转天数＝360/（主营业务成本/年初末平均存货） 19.应收账款周转天数＝360/(主营业务收入净额/（年初末平均应收账款＋年初末平均应收票据）) 20.应付账款周转天数＝360/(主营业务成本/（年初末平均应付账款＋年初末平均应付票据）) 21.现金回笼率（%）＝销售商品及提供劳务收到的现金/主营业务收入净额×100% 22. EBIT利息保障倍数（倍）＝EBIT/利息支出＝EBIT/（计入财务费用的利息支出＋资本化利息） 23. EBITDA利息保障倍数（倍）＝EBITDA /利息支出＝EBITDA /（计入财务费用的利息支出＋资本化利息） 24.经营性净现金流利息保障倍数（倍）＝经营性现金流量净额/利息支出＝经营性现金流量净额/（计入财务费用的利息支出＋资本化利息）
提高600MW火力发电机组真空系统经济性能
提高600MW 火力发电机组真空系统经济性能 黄剑、李军 （中国电力平圩发电有限责任公司 安徽淮南 202089） 摘要：对于凝汽式汽轮机组，需要在汽轮机的汽缸内和凝汽器汽侧建立一定的真空。凝汽器真空过高或过低都将影响汽轮机的效率。如何建立和维持真空，减少真空泵故障的发生。为此，本文针对性的提出了三套可行性设计方案加以解决。并通过比对优化从方案中优选出在真空泵前加装蒸汽喷射器节能装置，提高了真空泵的安全、经济运行，增强了真空泵的抽气能力。对于真空系统的节能降耗和发电机组的经济性运行都具有积极的意义。 关键词：火电厂 真空系统 可行性方案 经济性 1、系统概况 安徽淮南平圩发电有限责任公司一期工程为引进国外技术、国内制造的2×630MW 燃煤亚临界发电机组，由哈尔滨汽轮机制造厂生产，汽轮机型号为N630—167/537/537，四缸四排汽、再热冷凝式。凝汽器型号为N-4000，抽气管路布置为高低压凝器中的空气管采用串联结构，不凝结气体由高压侧流向低压侧，最后由低压凝器冷端汇于一根母管上，再分配至三台真空泵(如图1)。机组运行时，二台真空泵投运一台备用。 图1:真空系统图 对于凝汽式汽轮机组，需要在汽轮机的汽缸内和凝汽器汽侧建立一定的真空，机组运行时需要不断的将由不同途径漏入的不凝结气体从汽轮机及凝汽器中抽出。真空系统就是用来
建立和维持汽轮机组的低背压和凝汽器的真空。而真空泵的抽吸能力直接影响汽轮机的效率。在机组多年的运行和维护中发现真空泵存在不少问题。 2、机组运行中真空泵存在的主要问题： 1）真空泵抽吸能力下降，影响凝汽器换热效果。 2）运行中泵体内有汽蚀现象使得泵体振动大，事故率增加。 3）设备检修周期缩短，维护成本高上升，经常发生叶片与叶轮轮毂处产生多处裂纹；泵两端分配器出现汽蚀凹槽。泵体二端排气遮断阀板和阀片断裂。 3、机组运行中真空泵抽气能力下降的原因分析： 水环真空泵是利用容积变化实现抽真空的设备，转子在泵内偏心安装，转动时会迫使工作液沿泵壳内壁形成一个与其同向旋转的液环，此时会在两相邻叶片、叶轮轮毂和液环内表面之间形成气腔，随转子的转动此气腔在泵的吸气区体积逐渐增大，其内部压力下降，从而将气体吸入泵内。相反气腔在排气区体积逐渐缩小，内部压力上升，从而将气体排出。凝器中的气汽混合物经过真空泵的抽吸进入汽水分离器。分离出来的气体排入大气，分离出来的水与补水一同进入热交换器进行冷却。冷却后的工作水分为两路，一路经喷嘴喷入真空泵入口，冷却凝器来的气汽混合物，提高真空泵的抽吸能力；一路直接进入真空泵作为工作水，维持真空泵的水环和水环的温度，工作水温的高低对真空泵的吸入能力影响很大。 平圩电厂一期600MW机组真空泵泵内工作水利用开式冷却水进行冷却，水源为循环水，补水为闭式水。由于夏季机组高负荷运行和循环水冷却水温度的升高，真空泵工作水温甚至超过30℃，此时工作水对应的饱和蒸汽压力就会提高，水的汽化压力也随之升高，部分工作水会发生汽化，体积膨大，而使真空泵抽吸能力明显下降，空气在凝器内积聚，影响凝汽器换热效果。此时真空泵的排气压力也急剧上升，液环内（吸入腔）的汽泡迅速冷凝并使气泡产生破裂，产生汽蚀现对叶轮表面形成伤害并造成泵体振动。随着真空的上升，汽蚀和振动都将加剧，水环也在增大，因而叶片负荷也急剧增加，长时间运行不仅使泵叶轮产生裂纹，还会因为振动使轴承的使用寿命缩短，设备运行可靠性大大降低。 通过分析，降低真空泵进口压力或降低工作水的温度将会提高真空泵的抽气能力，可增强真空系统设备的安全可靠运行，对于整个真空系统的节能降耗及发电机组的经济性都具有积极的影响。 4、可行性方案设计、特点分析 为了真空泵可靠运行，降低真空泵进口压力或降低工作水的温度，提高真空泵的抽气能力。为此进行了调研和可行性的方案设计，提出了三套方案加以解决，并对三套方案的可靠性和特点进行了比对分析，从中优选出适合我厂实际情况的方案： 方案一：加装一套真空泵智能制冷冷却装置 通过直接降低真空泵的工作水温，达到降低凝汽器背压的目的。制冷装置采用以溴化锂或氟里昂为介质的。能提高凝汽器真空0.2KPa左右。系统主要由制冷动力装置、蒸发器、热力膨胀阀、冷凝器、干燥过滤器、冷却水循环水系统、冷冻水循环系统及冷冻水泵、膨胀水箱及补水管路、电气高低压开关、PLC控制程序系统等组成(如图2)。
提高汽轮机真空的措施及经济性分析
中国?海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 155 提高汽轮机真空的措施及经济性分析 张运耀，周天旺，钟定辉 江西省贵溪电厂 摘要：对汽轮机凝结器真空在夏季偏低的原因进行了综合分析，提出了提高凝结器真空的措施和循环水泵增容改造后的经济分析。 关键词：发电厂；汽轮机；真空；分析；措施 1 概况 江西省贵溪电厂装有4台125MW机组，配了5台沅江48Ⅰ—26Ⅱ型循环水泵供机组各冷却用水，循泵额定流量为16200t/h，扬程为28.7m，泵转速为375r/min，机组采用开式循环，水源取自信江河水，丰水期为直流供水，枯水期启用4000m2自然通风冷却塔，作为信江上游的补充水源。4台机组投产以来，夏季凝结器真空一直偏低，有时在86.66kPa以下，机组被迫降出力运行，虽然曾采取了一些措施，如提高凝结器真空严密性；提高凝结器的清洁度，停机后采用高压水冲洗，加强一次旋转滤网的维护；提高回热油汽系统的投入率和减少本体疏水内漏降低凝结器热负荷等，也取得了一定效果。但均未能根本解决夏季的凝结器真空低的状况。 2 夏季汽轮机真空偏低的主要原因 厂家设计夏季工况进水温度为33℃时，各回热抽汽正常投用，汽轮机排汽量为297t/h，冷却倍率为64.87。理论上按该冷却倍率计算，凝结器需冷却水量为72395t/h，加上机房其它设备用水7674t/h及生活用水270t/h，共需循环水量为80339t/h，系统配置5台循泵，并列运行时，实测流量仅有70500t/h，按这样最理想计算5泵4机运行循环倍率仅为56，实际运行中若某级回热抽汽停用或少量阀门内漏，进入凝结器热负荷增加，循环倍率仅为50左右，若出现一台循泵停运4机4泵的运行方式，循环倍率会更低，而且贵溪地区夏季气温常达35℃，水量就相差更远。根据凝结器的热平衡方程式： － D co（i co－t co）= D w（t w2－t w1） 式中D co——凝结的蒸汽量； D w——冷却水量； i co——汽轮机排汽的焓； t co——凝结水的饱和温度； t w2－t w1 =△t冷却水温升。 近似计算中可取 i co－t co = 2176.7kJ/kg － 则m= t? 520 从实际运行数值来看，△t夏季常在13℃，由此估算，实际循环倍率比理论计算循环倍率会更低。 根据上述分析和现场大量的对比试验可以判断影响夏季真空低的主要原因为水量不足，循环倍率过小。 3 提高真空的主要措施 3.1 电机增容改造 针对影响真空的主要因素，解决的途径是增加循环水量，通过对变频调速改造、水泵直径加大和电机增容等3个方案的技术经济比较，最后选择了电机增容方案，即电机由1600kW增容到2000kW，保持定子外壳不变，电机极数由16级改为14级。 根据n o = 2 3000 p 式中n o——电机转速（r/min）；P——电机级数。 在电机转速由375提高到428.5 r/min时，经华东电力试验研究院用超声波流量计测试，单泵流量达17376t/h，即循泵改造后流量增加了3276t/h。 3.2 水泵叶轮高效改造 考虑到循泵增容改造后会偏离最佳工况点运行，效率必然下降，加之原设计效率不高，故对水泵进行高效改造。 水泵改造采用更换叶轮和密封环，其它流道均不变的改造方案，为此，我们委托北京水科院
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600MW机组各项指标对煤耗影响 1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加%～%，煤耗大约增 加%，1.1 g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh； 3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh； 4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh； 5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh； 6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh； 7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh； 8.给水温度提高1℃，煤耗下降%，0.16 g/kWh； 9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh； 10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh； 11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh； 12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组 对标供电煤耗332 g/kWh； 300MW机组省煤节电经验数据 1.负荷降低10%，煤耗大约增加 2.95g/kWh，降低20%增加 6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加 26.23g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤 耗增加3.58g/kWh； 3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低 10℃，煤耗增加1.51 g/kWh； 4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降 低10℃，煤耗增加1.68 g/kWh； 5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh； 6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加 /0.85g/kWh 7.高加解列/低加解列，煤耗增加8.02g/kWh 8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh； 9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh； 10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh； 11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh； 12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh； 13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh； 14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；
上市公司主要财务指标计算公式
上市公司主要财务指标计算公式 忍冬 一、基期为负数的增长率计算公式 1.如上年亏损，本年利润 公式：利润增长率=【1-报告期水平/基期水平】*100% 例：2003年亏损300万，2004年盈利400万 利润增长率=[1-（-400/300）]*100%=175% 2003利润300万，2004年亏损400万 2.基期为正数的增长率=（报告期/基期-1）*100% 此公式应用广泛于所有比例类数据的计算，如：工资总额、人均工资、利润、人力等增长率的计算应用。 二、加权平均净资产收益率（依据归属于挂牌公司股东的净利润计算） 根据中国证监会发布的《公开发行证券公司信息披露编报规则》第9号的通知的规定：加权平均净资产收益率(ROE)的计算公式如下：ROE = P/（E0 + NP÷2 + Ei×Mi÷M0 - Ej×Mj÷M0）。 P对应于归属于公司普通股股东的净利润、扣除非经常性损益后归属于公司普通股股东的净利润； E0为归属于公司普通股股东的期初净资产； NP为归属于公司普通股股东的净利润； Ei为报告期发行新股或债转股等新增的、归属于公司普通股股东的净资产； Mi为新增净资产次月起至报告期期末的累计月数；M0为报告期月份数；
Ej为报告期回购或现金分红等减少的、归属于公司普通股股东的净资产； Mj为减少净资产次月起至报告期期末的累计月数。 非经常性损益--公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常 性损益（2008） 相关规定根据《上市公司证券发行管理办法》第十三条的规定：向不特定对象公开募集股份（简称“增发”），除符合本章（即第二章）第一节规定外，还应当符合下列规定： （一）三个会计年度加权平均净资产收益率平均不低于百分之六。扣除非经常性损益后的净利润与扣除前的净利润相比，以低者作为加权平均净资产收益率的计算依据； （二）除金融类企业外，不存在持有金额较大的交易性金融资产和可供出售的金融资产、借予他人款项、委托理财等财务性投资的情形； （三）发行价格应不低于公告招股意向书前二十个交易日公司股票均价或前一个交易日的均价。 三、基本每股收益 计算公式 普通股每股利润=(税后利润-优先股股利)/发行在外的普通股平均股数 企业应当按照归属于普通股股东的当期净利润，除以发行在外普通股的加权平均数计算基本每股收益(Primary Earnings Per Share)。 收益公式∪基本每股收益= 净利润/总股本 发行在外普通股加权平均数按下列公式计算： 发行在外普通股加权平均数=期初发行在外普通股股数+当期新发行普通股股数×已发行时间÷报告期时间－当期回购普通股股数×已回购时间÷报告期时间
660MW超超临界机组汽轮机真空系统节能运行分析
660MW超超临界机组汽轮机真空系统 节能运行分析 摘要：针对某厂660MW#7机组汽轮机真空系统设计布置及运行情况进行分析，为提高机组凝汽器真空，进一步降低机组煤耗，提出新的建议及改造方案，不断提高机组运行经济性。 关键词：抽真空系统；真空泵；节能改造。 1抽真空系统布置方式节能分析 1.1概述 我厂四期#7机组为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N660-27/600/600，机组凝汽器为双背压汽轮机，给水泵汽轮机排汽入单独的凝汽器。每台主汽轮机设置3台50%机械水环式真空泵组，2台运行1台备用。在机组启动建立真空期间，3台泵同时投入运行。型号：2BW5353-0EL4平面泵。循环水系统采用带自然通风冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。机组配循环水泵两台（每台机组配置一台定速电机和一台双速电机）。冷却塔一座，循环水供水和排水管各一根，回水沟一条。 1.1.1凝汽器介绍 本机组所采用凝汽器是表面式的热交换器,冷却水在管内流动过程中与管外的排汽进行热交换,使排汽凝结成水,同时使凝汽器形成真空。凝汽器采用双背压设计,即两个凝汽器在运行中处于两个不同的压力下工作。当循环水进入第一个凝汽器后吸收热量,水温升高,然后再进入第二个凝汽器(第一个凝汽器出口水温即为第二个凝汽器的入口水温)。由于凝汽器的特性主要取决于冷却水的温度,不同的水温对应不同的背压,于是在两个凝汽器中形成了不同压力,即低压凝汽器和高压凝汽器。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。 图（1）凝汽器结构 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。在相同条件下，双背压 凝汽器的平均压力低于循环水并联 的单压凝汽器的压力，可提高循环效 率。凝汽器结构见图（1）。凝汽器两个壳体底部为连通的热井,上部布置有低压加热器、小汽机排汽管、减温减压器和低压侧抽气管等。凝汽器抽空气管布置在其管束区中心以抽吸其内的不凝结气体。高、低压凝汽器中的抽空气管采用串联结构,不凝结气体由高压侧流向低压侧,最后由低压凝汽器冷端引向真空泵。这种结构可减轻真空泵的负担,减少其备用台数,使系统简化。 1.1.2主机凝汽器规范 表（1）：本机组凝汽器规范
各指标对煤耗影响
600MW机组各项指标对煤耗影响 1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗 大约增加0.3%，1.1 g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh； 3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh； 4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh； 5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh； 6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh； 7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh； 8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh； 9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh； 10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh； 11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh； 12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组 对标供电煤耗332 g/kWh； 300MW机组省煤节电经验数据 1.负荷降低10%，煤耗大约增加 2.95g/kWh，降低20%增加 6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加 26.23g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤耗 增加3.58g/kWh；
3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低10℃， 煤耗增加1.51 g/kWh； 4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降低 10℃，煤耗增加1.68 g/kWh； 5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh； 6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh 7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh 8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh； 9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh； 10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh； 11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh； 12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh； 13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh； 14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；
财务分析30个指标和计算公式
一、盈利能力分析 1.销售净利率=（净利润÷销售收入）×100%；该比率越大，企业的盈利能力越强。 2.资产净利率=（净利润÷总资产）×100%；该比率越大，企业的盈利能力越强。 3.权益净利率=（净利润÷股东权益）×100%；该比率越大，企业的盈利能力越强。 4.总资产报酬率=（利润总额+利息支出）/平均资产总额×100%；该比率越大，企业的盈利能力越强。 5.营业利润率=（营业利润÷营业收入）×100%；该比率越大，企业的盈利能力越强。 6.成本费用利润率=（利润总额÷成本费用总额）×100%；该比率越大，企业的经营效益越高。 二、盈利质量分析 1.全部资产现金回收率=（经营活动现金净流量÷平均资产总额）×100%；与行业平均水平相比进行分析。 2.盈利现金比率=（经营现金净流量÷净利润）×100%；该比率越大，企业盈利质量越强，其值一般应大于1。 3.销售收现比率=（销售商品或提供劳务收到的现金÷主营业务收入净额）×100%；数值越大表明销售收现能力越强，销售质量越高。 三、偿债能力分析 1.净运营资本=流动资产-流动负债=长期资本-长期资产；对比企业连续多期的值，进行比较分析。 2.流动比率=流动资产÷流动负债；与行业平均水平相比进行分析。 3.速动比率=速动资产÷流动负债；与行业平均水平相比进行分析。 4.现金比率=（货币资金+交易性金融资产）÷流动负债；与行业平均水平相比进行分析。 5.现金流量比率=经营活动现金流量÷流动负债；与行业平均水平相比进行分析。
6.资产负债率=（总负债÷总资产）×100%；该比值越低，企业偿债越有保证，贷款越安全。 7.产权比率与权益乘数：产权比率=总负债÷股东权益，权益乘数=总资产÷股东权益；产权比率越低，企业偿债越有保证，贷款越安全。 8.利息保障倍数=息税前利润÷利息费用=（净利润+利息费用+所得税费用）÷利息费用；利息保障倍数越大，利息支付越有保障。 9.现金流量利息保障倍数=经营活动现金流量÷利息费用；现金流量利息保障倍数越大，利息支付越有保障。 10.经营现金流量债务比=（经营活动现金流量÷债务总额）×100%；比率越高，偿还债务总额的能力越强。 四、运营能力分析 1.应收账款周转率：应收账款周转次数=销售收入÷应收账款；应收账款周转天数=365÷（销售收入÷应收账款）；应收账款与收入比=应收账款÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 2.存货周转率：存货周转次数=销售成本÷平均存货；存货周转天数=365÷（销售收入÷存货）；存货与收入比=存货÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 3.流动资产周转率：流动资产周转次数=销售收入÷流动资产；流动资产周转天数=365÷（销售收入÷流动资产）；流动资产与收入比=流动资产÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 4.净营运资本周转率：净营运资本周转次数=销售收入÷净营运资本；净营运资本周转天数=365÷（销售收入÷净营运资本）；净营运资本与收入比=净营运资本÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 5.非流动资产周转率：非流动资产周转次数=销售收入÷非流动资产；非流动资产周转天数=365÷（销售收入÷非流动资产）；非流动资产与收入比=非流动资产÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 6.总资产周转率：总资产周转次数=销售收入÷总资产；总资产周转天数=365÷（销售收入÷总资产）；总资产与收入比=总资产÷销售收入；与行业平均水平相比进行分析。 五、发展能力分析
提高汽轮机真空确保机组安全经济运行
摘要：汽轮机真空是关系到汽轮机安全、经济运行的一项重要指标, 对引起其下降的原因与部位进行诊断, 并采取有效的措施提高真空系统的真空是生产部门一项基础性工作。文章结合动力公司6MW机组长期存在真空不足的问题, 对引起真空下降的因素进行了较全面的分析,同时对近年来真空技术的主要研究成果与经验进行了介绍, 并就提高汽轮机真空的其他措施作了一些有益的探讨。 关键词：汽轮机真空安全经济性
1引言 真空系统是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，其严密性与稳定性直接影响整个设备运行的热经济性和安全性。国家电力行业标准对真空系统的严密性要求非常严格。真空是电厂运行人员的主要监视参数。真空提高，机组出力增加；真空降低1kPa，汽轮机的汽耗量将增加1.5 %～2.5 %；真空过低，汽轮机的排汽温度将升高，使得低压缸或低压轴承座等部件受热膨胀，甚至使机组产生振动；真空过低时还会增强汽轮机和冷凝管的振动，破坏凝汽器水侧的严密性。但是真空也不是越高越好，因为真空过高的情况下，当蒸汽在汽轮机末级动叶斜切部分已达膨胀极限时，汽轮机功率不再随真空提高而增加。而动力公司现运行两台汽轮发电机组，型号为：C6-3.43/0.49抽汽凝汽式机组，额定发电量为６ＭＷ，主蒸汽压力为3.43Mpa,抽汽压力为0.49～0.69Mpa, 额定进汽量为60T，设计凝汽器额定真空为0.086Mpa。汽轮发电机组真空系统包括轴封、凝汽器、射水式抽气器等设备。自1997年11月运行以来，至今已经14年，随着设备逐渐老化，汽轮机组运行长期达不到额定真空值，在0.076～0.064MPa之间波动。给机组安全稳定运行埋下了严重的安全隐患并且影响了机组经济运行。只有将汽轮发电机组凝汽器真空度提高到额定值，彻底消除凝汽器系统缺陷，调整优化工艺参数，加强技术培训等措施，才能切实保障机组持续、稳定的发电、供热，提高机组运行的经济效益。本文结合生产实践，首先分析动力公司现有6MW抽汽凝气式机组真空系统真空度下降的原因，然后探讨并结合具体情况实施了几种提高真空的措施。 图1 汽轮机真空系统简图
姚电公司#4机组真空下降的分析与优化
姚电公司#4机组真空下降的分析与优化 凝汽器真空对机组运行安全性和经济性有很大影响，在机组运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低；另外真空下降会引起汽轮机排汽缸温度升高、汽轮机轴承中心偏移，严重时还会引起汽轮机组振动。而凝汽器真空受诸多因素制约，因此有必要分析凝汽器真空下降的原因，找出真空下降的措施，提高凝汽器性能。 标签：汽轮机；凝汽器；真空 引言 姚孟第二发电有限责任公司#4机组为300MW引进机组，于1986年12月投产发电，其汽轮机是法国阿尔斯通厂制造的冲动式汽轮机，采用亚临界参数，一次中间再热，具有七段回热抽汽，其结构形式为单轴、三缸、双排汽口，排汽进入凝汽器。#4机组凝汽器型式为表面对分双流程，传热面积为16000m2，主凝结区管数29120根，空冷区管数2008根，冷却水量为33000m3/h。凝汽器是汽轮机组的主要辅助设备之一，它的作用主要是冷却汽轮机的排汽，把凝结水重新送入锅炉，在汽轮机的排汽口建立并维持高度的真空，使蒸汽所含的热量尽可能多的转变为机械能。作为主要辅助设备，凝汽器的正常运行对电厂的安全、经济运行起着很大的作用。 1 #4机组凝汽器真空降低的问题 随着#3、4机组的运行，尤其是机组迎峰度夏期间进行两台机组对标时，通过数据统计对比发现同等负荷下#4机组平均真空值较#3机组有明显降低，表1是#3/#4机组真空随负荷变化统计。 从表1可以看出，#3机组平均真空值为 5.24kPa，#4机组平均真空值为5.71kPa，同负荷下比#4机组比#3机组凝汽器真空平均低0.47kPa，对机组的经济运行产生了很大的影响。 2 真空下降对#4机组的影响 2.1 真空下降对煤耗的影响 根据#4机组凝汽器真空特性曲线，真空度每变化1%，汽轮机的汽耗率平均变化1.5%～2.5%。按照汽耗率按1.5%计算，#4机组真空下降0.47%，则汽耗率将增加0.705%。 bdQdwηglηgd=dd （h0-hgs）=qd 从公式中可以看出汽耗率和发电标准煤耗的对应关系。那么，增加0.705%
常用财务指标计算公式、分析和解释
常用财务指标计算公式、分析和解释 一、偿债能力指标分析 （一）短期偿债能力分析 企业短期偿债能力的衡量指标主要有流动比率、速动比率和现金流动负债比率。 1.流动比率 流动比率=流动资产/流动负债 意义：体现企业的偿还短期债务的能力。流动比率越高，说明企业短期偿债能力越强。国际上通常认为，流动比率的下限为100%，流动比率等于200%时较为适当。 分析提示：低于正常值，企业的短期偿债风险较大。一般情况下，营业周期、流动资产中的应收账款数额和存货的周转速度是影响流动比率的主要因素。 2.速动比率
速动比率=速动资产/流动负债 意义：速动比率越高，表明企业偿还流动负债的能力越强。因为流动资产中，尚包括变现速度较慢且可能已贬值的存货，因此将流动资产扣除存货再与流动负债对比，以衡量企业的短期偿债能力。通常认为，速动比率等于100%时较为适当。 分析提示：低于1的速动比率通常被认为是短期偿债能力偏低。影响速动比率的可信性的重要因素是应收账款的变现能力，账面上的应收账款不一定都能变现，也不一定非常可靠。 3.现金流动负债比率 现金流动负债比率=年经营现金净流量/年末流动负债 意义：该指标越大，表明企业经营活动产生的现金净流量越多，越能保障企业按期偿还到期债务。 短期偿债能力分析总提示： （1）增加变现能力的因素：可以动用的银行贷款指标；准备很快变现的长期资产；偿债能力的声誉。
（2）减弱变现能力的因素：未作记录的或有负债；担保责任引起的或有负债。 （二）长期偿债能力分析 企业长期偿债能力的衡量指标主要有资产负债率、产权比率和已获利息倍数三项。 1.资产负债率 资产负债率=负债总额/资产总额 意义：反映债权人提供的资本占全部资本的比例。该指标也被称为举债经营比率。资产负债率越小，表明企业长期偿债能力越强。 分析提示：负债比率越大，企业面临的财务风险越大，获取利润的能力也越强。如果企业资金不足，依靠欠债维持，导致资产负债率特别高，偿债风险就应该特别注意了。资产负债率在55％—65％，比较合理、稳健；达到80％及以上时，应视为发出预警信号，企业应提起足够的注意。
机组真空下降的原因及处理
造成凝汽器真空下降的原因较多，现在就生产实际工作中遇到的造成凝汽器真空下降常见的原因与处理方法介绍给大家仅供参考、交流。 一、在汽轮机组启动过程中，造成凝汽器真空下降的原因： 1、汽轮机轴封压力不正常 （1）、原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝汽器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝汽器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节阀故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。 （2）、象征：真空表指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值上升。（3）、处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。 2、凝汽器热水井水位升高 （1）、原因：凝汽器的热水井水位过高时，淹没凝汽器铜管或者凝汽器的抽汽口，则导致凝汽器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝汽器的热水井水位升高的原因可能是a、凝结水泵故障；b除盐水补水量过大；c、凝汽器铜管泄漏；d、凝结水启动放水排水不畅；e、凝结水系统上的阀门开度不足造成的。 （2）、象征：真空表指示下降，汽轮机的排汽缸温度上升、而凝汽器水位计、就地水位计水位也会上升。
（3）、处理：当确证为凝汽器的热水井水位升高造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝汽器水位上升，迅速想办法将凝汽器水位降至正常水位值。 3、凝汽器循环水量不足 （1）、原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷却的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝汽器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝汽器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝汽器通循环水时，系统内的空气未排完。 （2）、象征：真空表指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，凝汽器循环水的进、出口压力会波动，凝汽器循环水的进、出口水温度会发生变化（进口温度正常，出口温度升高）。 （3）、处理：当确证为凝汽器循环水量不足造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员应迅速检查循泵运行是否正常，进水间水位是否正常。迅速到就地检查机组凝汽器的两侧进、出口电动门是否已经开到位，两侧进、出口压力是否波动（若是波动则对其进行排空气工作，直至空气管排出水为止）。 4、处于负压区域内的阀门状态误开（或误关） （1）、原因：由于机组启动过程中，人员操作量大，在此过程中难免会发生操作漏项或是误操作的情况，这是造成此类真空下降的主要原因。 （2）、象征：真空下降、汽轮机的排汽缸温度升高，发生的时间之前，值班人员正好完成与真空系统有关操作项目。 （3）、处理：当确证为处于负压区域内的阀门状态误开（或误关）造成凝汽器
影响发电厂煤耗指标的因素精编版
影响发电厂煤耗指标的 因素精编版 MQS system office room 【MQS16H-TTMS2A-MQSS8Q8-MQSH16898】
发电厂经济效益的一个重要指标是煤耗,因此如何降低煤耗是发电厂节能的重点工作。降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析,取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉效率，同时加强管道的保温,提高管道传热效率。 对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下: 1、汽轮机汽耗 降低汽轮机热耗的方法有: (l)通过对汽轮机通流部分及相关热力系统的改造,提高热循环效率、降低热耗; (2)运行中应及时地对主辅机进行调整,以保证机组在相应工况下参数、真空等指标处于经济运行状态; (3)提高设备健康水平,确保系统无负压泄漏,无额外热源漏人凝汽器,无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。 2、锅炉热效率 提高锅炉效率应根据需要进行受热面、燃烧器等主辅设备的技术改造。运行中要及时调整燃烧和辅机运行,减少锅炉各项损失,特别是排烟损失和机械不完全燃烧损失。另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。 3、负荷率和机组启停次数 机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2~3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/(kw˙h),相应煤耗增加约~(kw˙h)。负荷率每变化1%,机组热耗将变化%~%,大型机组的热耗增加 8~10kJ/(kw˙h),煤耗增~(kw˙h)。因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面 要做好经济调度;必须提高大小修质量,减少停机次数;重要设备要有运行状态检测 手段,逐步实行状态检修。 4、凝汽器真空 气候变化引起凝汽器真空降低及真空系统泄漏均会引起热耗上升。真空每降低1kPa,热耗增加80kJ/(kw˙h),煤耗增加3g/(kw˙h)。凝汽器真空是影响机组发电煤耗的主要因素。 提高真空的主要措施是: ①降低循环水入口温度。当循环水人口温度在规定范围内时,循环水入口温度每降 低1℃,煤耗约降低10~(kw˙h)。 ②增加循环水量。 ③保持冷凝器管子的清洁,提高冷却效果。 ④维持真空系统严密。 5、主蒸汽参数的影响 (1)主蒸汽温度的影响 主蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少(kw˙h)。但是如果主蒸汽温度升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成汽机主汽阀、调节汽阀、蒸汽室、动叶和高压轴封 等部件的机械强度降低或变形,导致设备损坏,因此汽温不能无限升高。如果主蒸汽温度降低,不但引起煤耗增加,而且使汽轮机的湿汽损失增加,效率降低。 (2)主蒸汽压力的影响 主蒸汽压力每升高1MaP,煤耗减少~2g/(kW˙h)。但是主蒸汽压力升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成主蒸汽压力管道、蒸汽室、主汽门、汽缸法兰及螺 栓等部件的应力增加,对管道和汽阀的安全不利;湿气损失增加,并影响叶片寿命。