350MW机组原则性热力系统计算
350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化6页
350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化Abstract： Referencing the design and operation of the domestic same capability units， this article discussed the thermal economic parameters optimization in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimization methods greatly reduced the coal consumption of power plant， improved the thermal efficiency of the unit.0 引言本文结合国内外超临界技术发展的最新状况及趋势，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行探讨，提出达到国内同类型机组一流热经济指标的几种可行性技术措施。
原THA汽机热耗为8020kJ/kW?h，通过一系列综合技术措施，对于半干法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少87.86kJ/kW?h，到7932.14kJ/kW?h，发电煤耗优化302.69g/kW?h，根据电气专业提供的6.23%厂用电率，计算供电标煤耗为322.80g/kW?h。
对于湿法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少126.86kJ/kW?h，到7893.14kJ/kW?h，发电煤耗优化301.2g/kW?h，根据电气专业提供的6.45%厂用电率，计算供电标煤耗为321.97g/kW?h。
1 工程概况本工程属新建性质，建设规模为2×350MW凝汽式超临界汽轮发电机组，冷却方式采用表面式间接空冷，锅炉采用循环流化床锅炉。
2 热经济性指标定义按照《大中型火力发电厂设计规范GB50660-2011》标准，火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率ηfn或发电标准煤耗率bfn来评价的：ηfn=ηqnηglηgd×105ηfn――机组设计发电热效率（%）；ηqn――汽轮发电机热效率（%）；ηgl――锅炉效率，取用锅炉设备技术协议中明确的锅炉效率保证值（按低位热值效率）（%）；ηgd――管道效率（%），取99%；全厂热效率ηfn和供电标准煤耗率bfn指标之间的关系如下：bfn=■×105 g/kW?h3 汽轮机热耗率本工程汽轮机THA工况热耗为8020kJ/kW?h。
350mw空冷供热机组热平衡图流程解释
350mw空冷供热机组热平衡图流程解释下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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350MW纯凝机组改供热机组设计优化与项目实施
项目 汽机进 汽量
单位 ｔ ／ ｈ
改造前 改造后 （ 汽工况） （ 凝 凝汽工况） （ 供热工况）
（） ５ 抽汽 管 引出后在管 道上加装快 关阀和 抽汽逆
止 门及 电动隔断 门 ； （） ６ 抽汽进入热 网加热器 ，疏水பைடு நூலகம்回到除氧器 ；
图 １ １ 机组 改造 后机组 外 观结 构 图 号
（）在 连通 管 的 低 压缸 进 Ｉ处接 出一 个压 力信 ７ ： １
号 ，将其接入ＤＣ 控制 系统 ，在抽汽时监视其压力不 Ｓ
始实施 。整个改造的施工 、拆除 不影 响主机组 的正常 运行 ，与主机组的接 口及过渡利 用机组 的大、小修阶
（） 连通管进 行改造 ，在 中间的水平直 管段增 １对
加 连接法 兰 ，采用螺栓与垂直 管段相连接 ；
（） ２ 在连通 管的中压缸排 汽立管上打孔 抽汽 ；
（） ３ 在连通 管抽汽 口的后 面安装一个碟 阀 ，适 当
３ １ 抽汽对 中压缸后部 及紧 固件强度保 证影响 ．
分析
８
９ ｌ ０
ｌ １
发电厂用电率
供热年均标准煤耗
３ ０ ４ ０／ （ ０ － ０ ｔ 对应 的进汽量是 １５ ｔ ）。 ｈ ０ ２／ ｈ
３０ ５ ＭＷ机组 （ 、２ １ 号机 组 ）供热能 力５ ０ ２ ＭＷ ，供热
２２ 供热经济性指标（ ． 单机 ） 供热经济性指标如表 １ 所示 。
热力循环系统计算介绍
火力发电厂的主要生产流程
能量守恒 效率η=有效利用热量/供给热量
发电厂的主组： 全厂热效率=发电机输出功率/全厂热耗量
热电联产机组：热电厂热效率(%)= (发电量(千瓦时)*3600(/ 千焦/千瓦时)+供热量(千焦))/全厂热耗量
（1）综合厂用电率（%）＝［（全厂发电量－上网电量） ÷全厂发电量］×100% （2）发电标煤耗=发电用标煤量÷全厂发电量 （3）供电标煤耗=发电用标煤量÷（全厂发电量-厂用电量） （4）供热标煤耗=供热用标准煤耗÷全厂供热量
• 129为蒸汽压力，12.9MPa • 535为蒸汽温度，535℃ • 3431.3为对应蒸汽压力和温度下的焓值，即蒸汽温度为535℃，压力为12.9MPa时，其焓值
为3431.3kJ/kg • 160为蒸汽流量，160t/h
能量守恒方程：D3H3=D1H1+D2H2 质量守恒方程：D3=D2+D1
（5）供热比（%）=供热量÷机组热耗量 （6）供热用标煤量=发电供热用标煤量×供热比 （7）发电供热用标煤量=发电供热用原煤量×原煤热值 (J/g)÷标煤热值 注：标煤热值=29271( J/g)=7000大卡/千克 机组热耗量=主蒸汽流量×主蒸汽焓-主给水流量×主给水焓+ 补水量×补给水焓值
汽轮机热平衡图
• D表示质量，H表示对应温度和压力下的焓值
答题：根据提供的热平衡图计算以下数值
• （1）请根据质量守恒定律计算汽轮机的排 汽量
• （2）请根据能量与质量守恒定律计算除盐 水补水量
• （3）请计算汽轮机的实际做功Wi
热平衡计算图
300mw机组原则性热力系统计算
1、汽轮发电机组型号：N300-16.8/550/550 实际功率：300MW初参数：16.18Mpa，550℃；再热汽参数：〔3.46Mpa，328℃〕/〔3.12 Mpa 550℃〕Mpa x=9%给水泵出口压力：17.6 Mpa，给水泵效率：η凝结水泵出口压力：1.18 Mpa除氧器工作压力：0.588 Mpa机组效率：ηmη不考虑回热系统的散热损失，忽略凝结水泵焓升。
锅炉效率：ηb=0.925 管道效率：η3、全厂汽水损失：DD B 〔D B为锅炉蒸发量〕轴封漏汽量：Dsg=1.01Do 〔Do为汽轮机新汽量〕轴封漏汽焓：h sg=3049kJ/kgMpa汽轮机进汽节流损失为：4%中压联合汽门压损：2%各抽汽管道压损：6%小汽机机械效率：η设计：根据数据，与水蒸汽焓熵图，查出各抽汽点焓值后，作出水蒸汽的汽态膨胀线图如下：二、计算新汽流量与各处汽水流量1、给水泵焓升：〔假设除氧器标高为35m〕△hpu=1000〔P入-P出〕V/η=21.56〔kJ/kg〕给水泵出口焓值h=h入+△〔kJ/kg〕2、大机与小机排汽焓：h c=xh¹+〔1-x〕h¹¹〔kJ/kg〕3、根据所知参数知道，#1、2、3GJ疏水为未饱和水除氧器为饱和水，#1、2、3、4DJ疏水为饱和水轴加、凝结器为饱和水。
由以上特点与设计参数查未饱和水特性表、饱和水与饱和蒸汽表、查汽轮机总汽耗量为D¹那么 D¹=Do+Dsg=1.01 Do 即α¹锅炉蒸发量D B= D¹D BD B=1.01 Do即α锅炉给水量Dgs ： Dgs= D B=1.0202 Do 即αh 〕α1=αgs 〔h12-h11〕/〔 h1-h1s 〕=1.0202*〔1129.3-1029〕/〔3133.3-1065〕〕=αgs 〔h22-h21〕 α2=[αgs 〔h22-h21〕-α1〔h1 s –h2s 〕]/〔 h2-h2s 〕=1.0202*〔1029-824.5〕-0.04947*〔1065-853〕/〔3049.6-853〕6、#3GJ 列热平衡式：α3、h31+α2〕〔h2 s –h3s 〕=αgs 〔h32-h31〕α3=[αgs 〔h32-h31〕-〔α1+α2〕〔h2 s –h3s 〕]/〔 h3-h3s 〕〔824.5-688.8〕-〔0.04947+0.09020〕*〔853-706.8〕/〔3341.9-706.8〕7、αxj ： αxj △Hxj ηm=αgs △hpu αxj=αgs △hpu /△Hxj η/8、除氧器： 列物质平衡式：α4、αn4=αgs-〔α1+α2+α3〕-α4 〕-α4 4h 4+αn4h d42=αgs h ¹cy αα α α9、#4DJ ：α5、h5h5- h ¹bh4〕、αgs α5=αn4〔h D42- h D41〕/〔 h5- h ¹bh4〕3049.6-623.8〕¹bh3〕- h D31〕gs〕-α5〔h ¹bh4- h ¹bh3〕/〔 h6- h ¹bh3〕537.1-376.07〕-0.02909*〔623.8-542.7〕/〔2933.1-542.7〕= 0.05483列热平衡式：〔α5+α6〕*〔h ¹bh3- h ¹bh2〕+α7〔h7- h ¹bh2〕=αn4〔h D31- h D21〕α7=[αn4〔h D31- h D21〕-〔α5+α6〕*〔h ¹bh3- h ¹bh2〕]α5+α6、h ¹bh3α7=0.82815*〔376-223.9〕-〔0.02909+0.05483〕*〔542.7-387.5〕/〔2714-387.5〕12、SG αsg 、hsgαn4、h D21h¹bh列热平衡式：αn4〔h D21- h n〕=αsg〔h sg - h¹bh〕h D11=αsg〔h sg - h¹bh〕/αn4+ h n=0.01*〔3049-236.5〕/0.82815+=170.6〔kJ/kg〕13、#1DJα8、h8αn4、h D12αn4、h D11〔α5+α6+α7〕、h¹列热平衡式：αn4〔h D12- h D11〕=α8〔h8 - h¹bh1〕+〔α5+α6+α7〕〔h¹bh2- h¹bh1〕α8=[αn4〔h D12- h D11〕-〔α5+α6+α7〕〔h¹bh2- h¹bh1〕]/〔 h6- h¹bh3〕=[0.82815*〔223.9-170.6〕-〔0.02909+0.05483+0.04854〕*〔387.5-236.5〕]/〔2607.5-236.5〕14、凝结器：列物质平衡式：αn4=αsg+αxj+〔α5+α6+α7+α8〕+αnαn=αn4-αsg-αxj-〔α5+α6+α7+α8〕=0.82815-0.01-0.03173-〔0.02909+0.05483+0.04854+0.0101〕15、计算抽汽作功不足系数：y1=〔h1-hn〕/〔h0-hn〕=〔3133.3-2342.3〕/〔3435.7-2342.3〕=791/y2=〔h2-hn〕/〔h0-hn〕=〔3049.6-2342.3〕/y3=〔h3-hn〕/〔h0-hn〕=〔3341.9-2342.3〕/y4=〔h4-hn〕/〔h0-hn〕=〔3165.8-2342.3〕/y5=〔h5-hn〕/〔h0-hn〕=〔3049.6-2342.3〕/y6=〔h6-hn〕/〔h0-hn〕=〔2933.1-2342.3〕/y7=〔h7-hn〕/〔h0-hn〕=〔2714.1-2342.3〕/y8=〔h8-hn〕/〔h0-hn〕=〔2607.5-2342.3〕/αααα〔α5+αααα∑α机组无回热时的汽耗量Dd：Dd=3600Nd/[〔h0-hz1〕+〔hz2-hn〕]ηmη=3600*300000/[〔3435.7-3049.6〕+〔3565.8-2342.3〕]*=691600=691.600〔t/h〕机组有回热时的汽耗量DoDo= Dd/〔1-∑α/〔1-0.22875〕=896.726〔t/h〕各段抽汽量：D1=α1 Do=0.04947*896.726=44.359〔t/h〕D2=α2 Do=0.09020*896.726=52.529〔t/h〕D3=α3 Do=0. 0.04479*896.726=40.163〔t/h〕D4=α4 Do=0.00759*896.726=6.806〔t/h〕D5=α5 Do=0.02909*896.726=26.085〔t/h〕D6=α6 Do=0.05483*896.726=49.166〔t/h〕D7=α7 Do=0.04854*896.726=43.526〔t/h〕D8=α8 Do=0.01018*896.726=59.128〔t/h〕Dzr=αzr Do=337*896.726=〔t/h〕Dxj=αxj Do=0.03173*896.726=28.5〔t/h〕其它各汽水流量：Do¹Do=1.01*896.726=905.667〔t/h〕Dgl=αgl Do=1.0202*896.726=914.813〔t/h〕Dn=αn1025*896.726=547.235〔t/h〕Dsg=αsg Do=0.01*896.726=8.967〔t/h〕Dl D B=0.01*914.813=9.148〔t/h〕汽轮机功率校核:N1=D1(ho-h1)ηmη/3600=7593(kw)N2=D2(ho-h2)ηmη/3600=5466(kw)N3=D3(h¹¹zr-h3)ηmη/3600=2423(kw)N4=D4(h¹¹zr –h4)ηmη/3600=734(kw)N5=(D5+Dxj)h¹¹zr–h5)ηmη/3600=7594(kw)N6=D6(¹¹zr–h6)ηmη/3600=8383.4(kw)N7=D7(h¹¹zr–h7)ηmη/3600=9990(kw)N8=D8(h¹¹zr–h8)ηmη/3600=2357(kw)Nn=Dn(h¹¹zr-hn)ηηg/3600=547235/3600=180368(kw)Nzr=Dzr(ho-¹zr)ηmηg/3600=747619/3600=77877(kw)∑N=302756(kw)σ=(∑N-N)/N=(302756-300000)/300000*100%=0.92%<1%所以，误差在允许围，计算结果符合要求。
东汽350mw汽轮机热力计算书
东汽350mw汽轮机热力计算书东汽350MW汽轮机热力计算书一、引言热力计算是汽轮机设计与运行中至关重要的环节之一。
本文将以东汽350MW汽轮机为对象，对其进行热力计算，并对计算结果进行分析和讨论。
二、汽轮机参数与性能1. 汽轮机参数东汽350MW汽轮机的设计参数包括额定功率、额定转速、额定进汽温度、额定进汽压力等。
这些参数是计算过程中的基础数据，对于热力计算具有重要意义。
2. 汽轮机性能汽轮机的性能指标包括热效率、机械效率、热耗率等。
热力计算需要根据这些性能指标来评估汽轮机的工作状态和能源利用效率。
三、热力计算方法1. 热力平衡计算热力平衡计算是热力计算的核心内容。
通过对汽轮机各个部分的热力平衡进行计算，可以确定各个参数的数值。
其中，进汽压力、进汽温度、排汽压力、排汽温度等是计算过程中的关键参数。
2. 热力过程计算热力过程计算是确定汽轮机各个过程参数的重要方法。
根据热力平衡计算的结果，可以推导出各个过程的热力参数，如进汽过程、膨胀过程、凝汽过程等。
四、计算结果与分析1. 热力平衡计算结果通过对东汽350MW汽轮机进行热力平衡计算，得到了各个部分的热力参数。
进一步分析这些参数的数值，可以评估汽轮机的工作状态和热能利用效率。
2. 热力过程计算结果根据热力过程计算的结果，可以得到各个过程的热力参数，如进汽过程的进汽温度、进汽压力，膨胀过程的膨胀比、出口功率等。
通过对这些参数的分析，可以判断汽轮机的运行状态和性能。
五、热力计算的应用与优化1. 热力计算在汽轮机设计中的应用热力计算在汽轮机设计中具有重要意义。
通过对汽轮机各个部分的热力平衡计算和热力过程计算，可以确定汽轮机的工作参数，优化设计方案，提高汽轮机的性能。
2. 热力计算在汽轮机运行中的应用热力计算在汽轮机运行中也具有重要应用。
通过对汽轮机的热力参数进行实时监测和分析，可以判断汽轮机的运行状态，及时发现问题，保证汽轮机的安全运行。
3. 热力计算的优化热力计算的优化是提高汽轮机性能的关键。
主再热蒸汽系统 第五章
111 1主再热蒸汽系统第五章第五章主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统第五章主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统第一节概述根据发电厂热力循环的特征，以安全和经济为原则，将汽轮机本体与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来，有机地组成了发电厂的热力系统。
用特定的符号、线条等将热力系统绘制成图，称为热力系统图。
按照应用与绘制的详略程度不同，热力系统图分为原则性热力系统图和全面性热力系统图。
原则性热力系统表明热力循环中工质能量转换及热量利用的过程，反应了发电厂热功转换过程中的技术完善程度和热经济性，是全面性热力系统制定与设计的基本依据。
我厂原则性热力系统采用一机一炉单元制，每个单元中包括锅炉、汽轮机、一台电动给水泵、两台汽动给水泵，一台除氧器和七台加热器等设备，汽轮机共有八段非调整抽汽，分别引入三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。
全面性热力系统图全面反应了电厂的生产过程和设备组成，它不仅要表示机组在额定工况下正常运行时系统的状况，还要考虑机组在非额定工况下(包括启动、停机、升负荷、甩负荷及某些设备检修、停运、切换等情况)机组的管路连接、设备设置。
因此全面性热力系统图几乎囊括了电厂热力部分的所有管道及设备。
由于全面性热力系统图比较复杂，通常按功能分解为主蒸汽和再热蒸汽系统、汽轮机旁路系统、回热抽汽系统、主凝结水系统、主给水及除氧系统、加热器疏放水系统、辅助蒸汽系统、凝汽器抽真空系统、冷却水系统等等。
- 1 -石柱发电公司2x350MW机组电气培训教材图5-1 350MW超临界机组原则性热力系统图- 2 -石柱发电公司2x350MW机组电气培训教材第二节主蒸汽及再热蒸汽系统1. 主蒸汽系统的类型主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往进汽设备的蒸汽支管所组成的系统。
对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器出口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱到汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。
350MW机组原则性热力系统计算
1、汽轮机型式及参数汽机型式为一次中间再热、亚临界、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机，额定功率为352MW，额定主蒸汽参数：P0=17.46Mpa，t0=538℃；额定再热蒸汽参数：P rh=3.07Mpa，t rh=538℃；额定排汽压力P c=0.0049Mpa； h c=2371kj/kg。
2、锅炉型式及参数锅炉型式为露天布置、平衡通风，具有平行尾部通道的燃煤辐射锅炉；单汽包、单炉膛、具有一次中间再热的亚临界自然循环锅炉；额定蒸发量为1085.1t/h，额定饱和蒸汽压力19.02Mpa，过热蒸汽压力17.84Mpa，过热蒸汽温度540.6℃，再热蒸汽温度539℃，给水温度282℃，锅炉效率为93.7%。
3、回热系统及参数机组采用八级回热（三高加四低加一除氧）。
额定工况下的抽汽参数：除氧器滑压运行，凝泵出水压力为2.15Mpa，采用汽轮给水泵，汽源与除氧器同为四抽蒸汽，额定蒸汽参数为：h DT =3177．4kj/kg ，MPa p c DT 005.0=，kg kj h cDT /2440=；小汽机的耗汽量占给水流量的份额03376.0=DT χ；小汽机排汽至冷凝器；给水泵出口压力为20.43 Mpa 。
４、其它数据的选取主机、给泵汽机合用同一轴封汽系统；额定负荷时，由于系统采用自密封型式，高压缸前轴封漏汽通过一只汽动调阀回收到四抽；轴封母管过剩汽通过三通转换阀至#1低加汽侧回收；高压部分轴封漏汽经冷凝器冷却后供低压轴封；由轴加建立的微真空抽出汽缸轴封漏汽加热凝泵出口的凝水，由于轴封汽参数取用困难，因此在热力计算中省略了轴封漏汽部分计算，考虑到与系统实际运行可能出现计算偏差，在热力系统计算中考虑了轴封漏汽的加热量，根据实际运行数据，取#1低加进口水温为37.5℃。
汽轮发电机组的机械效率ηM =0.995 发电效率ηg =0.995 管道效率ηp =0.995、原始数据整理锅炉出口蒸汽参数P 0=17.84Mpa,t 0=540.6℃，取新汽压损为3%，故汽机进口蒸汽参数为P 0’=17.3Mpa,t 0’=538℃；高压缸排汽口压力3.35Mpa ，再热蒸汽压损为10%，中压缸进汽参数P rh =3.02Mpa,t rh =538℃；中低压缸联通管压损取2%，低压缸进汽压力P L =0.83Mpa,在焓熵图上作该机组的汽态线：200021002200230024002500260027002800290030003100320033003400350036003700380039004000410042005.05.56.0 6.57.07.58.08.59.05.0 5.56.0 6.57.07.58.08.59.020002100220023002400250026002700280029003000310032003300340035003600370038003900400041004200h K J/kgK J/kgK J/kgK G E352M W 机组的汽态线0.005p DT c2440h DT c2371h c 0.0049p c70t8 80.0309p 82627h 82675h 798t 770.075p 7185t 660.19p 62841h 60.41p 5265t 552995h 5357t 444′0.83p 20.85p 43177h 4457t 333376h 32′3540h rh540t 0 538t 0′17.84P 017.3P0′3388h 03168h 12990h 212400t 1302t 23.35p 26.77p 1100MP机组各计算点参数表：注：①考虑给水泵焓升；②#3低加进口水焓取368.8kj/kg；③#1低加进口水温考虑轴封漏汽加热取37.5℃系统热经济性计算各加热器抽汽放热量q j的计算kgkj h h q d /6.21084.8862995222=-=-= kg kj h h q d /8.26135.7673.3381333=-=-= kg kj h h q w /7.25779.5976.3175544=-=-= kg kj h h q d /8.24951.5059.3000555=-=-= kg kj h h q d /5.24281.4116.2839666=-=-= kg kj h h q d /3.23018.3771.2679777=-=-= kgkj h h q d /9.23909.1628.2553888=-=-=a) 各加热器中水的焓升τj 的计算kg kj h h w w /7.2096.10313.1241211=-=-=τ kg kj h h w w /1636.8686.1031322=-=-=τkg kj h h DT w w /5.1159.242.7286.868433=--=--=ττkg kj h h w w /3.1309.5972.728544=-=-=τ kg kj h h w w /4.1365.4619.597655=-=-=τ kg kj h h w w /7.948.3665.461766=-=-=τkg kj h h w w /4.884.2788.366877=-=-=τ kg kj h h n w /5.1199.1584.278'88=-=-=τ注：h w7’取h w 7+2kj/kg b)各加热器中疏水放热量j γ的计算kg kj h h d d /3.1664.8867.1052212=-=-=γkg kj h h d d /9.1185.7674.886323=-=-=γkg kj h h d d /941.4111.505656=-=-=γ kg kj h h d d /3.338.3771.411767=-=-=γc) 抽汽系数j α的计算（不考虑加热器散热损失） 09947.08.21077.209111===q τα069496.06.21083.16609947.016322122=⨯-=-=q γατα036497.08.26139.118)069496.009947.0(5.115)(332133=⨯+-=+-=q γαατα036998.07.25776.169)036497.0069496.009947.0(3.130)(4432144=⨯++-=++-=q γααατα除氧器进口凝结水份额75754.0036998.0036497.0069496.009947.01143214=----=----=αααααc041422.08.24957.13675754.05545=⨯=⨯=q c ταα027316.05.242894041422.07.9475754.0665646=⨯-⨯=-=q c γαταα8786658'747))(()(w w d w w c h h h h h h --+--=αααα024731.04.2781.2679)4.2781.411()027316.0041422.0()4.2788.368(75754.0=--⨯+--⨯=列方程组：⎪⎩⎪⎨⎧=+++---+++---=++---+++=++++---+'747765776547765776546658765477646655577657765466)()()()()()()()()(w c d w c d w c d w c w c d d d w c h h h h h h h h h h h h h h ααααααααααααααααααααααααααααααααααkgkj h h h c d w c w /15.36875754.08.377)024731.0027316.0041422.0(8.366)024731.0027316.004142.075754.0()()(4776577654'7=⨯+++⨯---=+++---=αααααααα通过以上对h w7’的修正计算，h w7’初取值为368.8kj/kg ，修正值与初始值偏差很小，则取h w7’=368.8kj/kg8876548)(q c τααααα---=032176.024645.119)025378.0033544.0035089.075767.0(=⨯---=597128.0033182.0024731.0027316.0041422.003376.0036998.0036497.0069496.009947.01187654321=---------=---------=ααααααααααDT c再热汽份额 831034.0069496.009947.01121=--=--=αααrhd) 正平衡计算1kg 再热蒸汽吸热量kg kj h h q rh rh /6.54729956.35422=-=-= 各段抽汽作功不足量计算：kg kj h /4.3145.316009947.011=⨯=αkg kj h /1.2082995069496.022=⨯=αkg kj h /4.1233.3381036497.033=⨯=αkg kj h /5.1176.3175036998.044=⨯=αkg kj h DT /2.1076.317503376.04=⨯=αkg kj h /3.1249.3000041422.055=⨯=α kg kj h /6.776.2839027316.066=⨯=αkg kj h /3.661.2679024731.077=⨯=α kg kj h /7.848.2553033182.088=⨯=αkg kj h c c /4.14176.2373597132.0=⨯=α1kg 蒸汽循环净功W i ：4810h h h q h W DT c c j j jrh rh i αααα---+=∑=35.120421.10735.1417271.111608.4551.33906.317503376.06.2373597132.0271.11166.547831038.01.3390=---+=⨯-⨯--⨯+=1kg 工质循环吸热量q 0：100w rh rh h q h q -+=αkg kj /9.26033.12416.547831038.01.3390=-⨯+= 实际循环效率i η：4529.09.260389.2438.12040=-=-=q W DTi i τηe) 反平衡计算广义冷源损失：)()()(88n cDT DT n d n c c n h h h h h h q -+-+-=αααkgkj /75.141478.7789.008.1336)1.1362440(03376.0)1.1369.162(0333182.0)1.1366.2373(597132.0=++=-⨯+-⨯+-⨯=则实际循环效率4567.09.260375.14149.260300=-=-=q q q ni η反平衡计算结果与正平衡计算结果相比较，实际循环效率偏差仅为0.37%，小于0.5% 的计算偏差要求，表明热力系统计算基本正确。
330wm亚临界供热机组全厂原则性热力计算—课程设计(论文)
发电厂热力系统课程设计题目：330WM亚临界供热机组全厂原则性热力计算系别：机械工程系专业：热能与动力工程班级：学号：姓名：指导老师：日期： 2015年9月目录1.课程设计目的、任务 (3)2.课程设计方法、步骤 (3)3.已知参数 (4)4.计算过程 (6)5.计算结果汇总 (12)6.课程设计小结 (12)7.参考文献 (13).1.课程设计目的、任务1.1课程设计计算的目的发电厂原则性热力系统计算是全厂范围的，可简称为全厂热力系统计算。
发电厂原则性热力计算的主要目的是确定电厂某一运行方式时的各项汽水流量及参数，该工况的发电量、供热量及其全厂热经济性指标，以分析其安全性和经济性。
本次的课程设计是学生在学习完发电厂热力系统及设备后的一次综合训练，有利于提高学生的综合能力，研究能力。
2.课程设计计算的任务总要求：对哈汽330MW供热机组在工况trl下进行原则性热力系统计算求出1）汽轮机组的绝对内效率，热耗率；2）求出全厂热效率，发电标准煤耗率。
2.课程设计方法、步骤2.1课程设计方法热力系统的计算方法有基于热力学第一定律的常规计算方法（简捷计算方法）、等效热降法、循环函数法、等效抽汽法，基于热力学第二定律的熵方法。
按给定参数可分为定功率法、定流量法。
按热平衡情况分为正热平衡计算法、反热平衡计算法。
本次课程设计采用定功率法。
以汽轮发电机组的电功率p e为定值，通过计算求得所需的蒸汽量。
2.2课程设计步骤1）整理原始资料，编制汽水参数表；根据汽轮机、锅炉等提供的有关数据整理出各计算点的汽水比焓值，各抽汽比焓h j及其疏水比焓h j'，排汽比焓h c及主凝结水比焓h c'2）按“先外后内”，计算锅炉连续排污系统；3）进行回热系统计算；4）按照热力系统简捷计算方法整理汽水参数，计算各加热器的τj、q j、γ并列于表中，再对加热器由高压到低压逐个计算，求得各级抽汽量D j和排j汽量D c ，最后对结果进行校核。
350MW机组超高压供热系统改造与控制方案
㊀第３３卷第１期２０１９年１月P OW E R㊀E Q U I P M E N TV o l ．３３,N o ．１J a n ．２０１９㊀收稿日期:２０１８Ｇ０２Ｇ２２;㊀修回日期:２０１８Ｇ０７Ｇ０２作者简介:戴建刚(１９７０ ),男,工程师,主要从事火力电厂热控控制设备管理工作.E Ｇm a i l :d a i j g ＠j l e pc ．c o m．c n ３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案戴建刚(江苏利电能源集团,江苏江阴２１４４４４)摘㊀要:对某电厂３５０MW 机组的超高压供热系统进行改造,介绍了改造的热力系统㊁控制方案,以及增加供热量后的机组凝汽器补水系统,改造增加了电厂对外供热量,提高了用户蒸汽参数的稳定性,为同类型机组供热改造提供借鉴.关键词:超高压;节能减排;供热改造;热工控制;热电联产中图分类号:TM ６２１㊀㊀㊀文献标志码:A㊀㊀㊀文章编号:１６７１Ｇ０８６X (２０１９)０１Ｇ００４７Ｇ０４R e t r o f i t a n dC o n t r o l o f a nU l t r a Ｇh i ghP r e s s u r e H e a t i n g S ys t e mi na ３５０MW U n i t D a i J i a n g a n g(J i a n g s uL i d i a nE n e r g y G r o u p ,J i a n g y i n２１４４４４,J i a n gs uP r o v i n c e ,C h i n a )A b s t r a c t :A n i n t r o d u c t i o n i s p r e s e n t e d t o t h e r e t r o f i t o na nu l t r a Ｇh i g h p r e s s u r eh e a t i n g s ys t e mo f a ３５０MW u n i t ,w i t hf o c u s o n t h e t h e r m a l p a r a m e t e r s ,t h e c o n t r o l s c h e m e a n d t h e f e e d w a t e r s ys t e mf o r t h eu n i t c o n d e n s e r r e q u i r e db y t h e i n c r e a s e o f h e a t s u p p l y ．A f t e r r e t r o f i t ,t h e h e a t i n g c a p a c i t y o f t h e p o w e r p l a n t t o o u t s i d e c u s t o m e r si s p r o m o t e d ,t h es t e a m p a r a m e t e r sa r es t a b i l i z e d ．T h i s m a y se r v ea sar ef e r e n c ef o r r e t r o f i t o f h e a t i ng s ys t e m s o f s i m i l a r u n i t s ．K e y w o r d s :u l t r a Ｇh i g h p r e s s u r e ;e n e r g y s a v i n g a n d e m i s s i o n r e d u c t i o n ;r e t r o f i to f h e a t i n g s ys t e m ;t h e r m a l c o n t r o l ;h e a t a n d p o w e r c o ge n e r a t i o n ㊀㊀近年来,随着国家节能减排计划的实施和环保要求的提高,某电厂周围化工企业的自备小电厂逐步关停,化工厂及其他热用户的供热改为由电厂大机组提供[１],供热量的增加导致该电厂原有的５~８号机组超高压供热系统已不能满足供热量要求.为此利用停机检修的机会,对１~４号机组分别进行超高压供热设备改造,扩大全厂对外供热能力.笔者介绍了超高压供热系统的改造方案和控制策略,紧急情况下采取供热跳闸保护㊁增加配套的凝汽器补水㊁供热中心协调控制各台机组供热流量,以保证发电和供热设备的安全运行.１㊀改造方案㊀㊀该电厂１~４号机组共４台３５０MW 燃煤发电机组,在２０世纪９０年代相继建成投产.１号㊁２号机组是意大利A n s a l d o 制造的T C D F Ｇ３３．５一次中间再热㊁单轴双排汽㊁冲动凝汽式汽轮机;３号㊁４号机组是美国西屋公司制造的T C ２F Ｇ３８ ６型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴双排汽㊁凝汽式汽轮机,２０１６年经过中排通流部分改造,改为抽凝式汽轮机.超高压供热系统改造是将１~４号机组主蒸汽(简称主汽)管道割开,加装一个异径三通阀,接出O D ３５１X １８Ｇ１２C r １M o V 合金钢蒸汽管道到减温减压器,管道上依次布置有电动隔绝阀(有小旁路阀)㊁气动逆止阀㊁液压快关阀㊁液动压力调节阀(有小旁路阀),减温水从８号高压加热器(简称高加)出口管道引出,经过电动隔绝阀和气动压力调节阀汇成超高压减温水母管,各机组再分别从母管引出减温水经过温度调节阀到减温减压器,减温减压后的蒸汽经过电动隔绝阀汇入超高压蒸汽母管(蒸汽参数为９ ５M P a㊁３６０ħ).单台机组供热能力为３００t /h .减温减压器后安装双通道压力㊁流量测点和三通道温度第３３卷测点.蒸汽管路和减温水管路分别安装长径喷嘴,测量蒸汽和减温水流量.单台机组超高压供热热力系统见图１.进汽电动隔绝阀的小旁路阀用于启动时暖管,液动压力调节阀的小旁路阀打开后可以使管路处于小流量热备用.图１㊀单台机组超高压供热系统图２㊀控制方案２．１机组供热跳闸处理㊀㊀机组发生汽轮机跳闸或锅炉M F T(主燃料跳闸)时触发供热跳闸(机组因故跳闸或停机时,为防止母管蒸汽倒流引起汽轮机超速,设计汽轮机跳闸或锅炉M F T后迅速停运供热设备).机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温大于４２０ħ(三取二),延时５m i n后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止减温减压器后碳钢管道超温造成爆裂.机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温低于２８０ħ(三取二),延时５s后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止设备故障后低温蒸汽进入供汽母管造成管道损坏.主汽至超高压供热减温减压后电动隔绝阀离开开位置到关位置后触发供热跳闸.２．２机组具备供热条件判断㊀㊀机组主汽压力＞１１ ５M P a㊁主汽温度＞４２０ħ且无汽轮机跳闸或M F T信号后,认为机组具备对外供热能力,允许投运超高压供热设备.２．３主汽至超高压供热电动隔绝阀控制㊀㊀主汽至超高压供热电动隔绝阀只有手动开,无自动开联锁;可手动关,也有自动关联锁.自动关联锁条件为机组供热跳闸,或者主汽至超高压供热液动快关阀离开开位置,并且到关位置时触发１０s脉冲联关该阀.２．４主汽至超高压供热液动快关阀控制㊀㊀主汽至超高压供热液动快关阀只能手动打开,打开的允许条件是机组必须具备供热条件并且无机组供热跳闸;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．５主汽至超高压供热气动逆止阀控制㊀㊀主汽至超高压供热气动逆止阀只能手动打开,打开的允许条件为机组具备供热条件;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．６主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制２．６．１闭环控制主汽至超高压供热减温减压器减压阀设有运行方式选择站,运行人员可以通过运行方式选择站选择该调节阀以压力调整方式或流量调整方式运行(见图２).以压力调整方式运行时,运行人员通过控制站设定压力定值,即超高压蒸汽减压阀后压力运行定值,经控制站运算后输出控制值,开大或关小压力调节阀,使阀后压力(双测量,采用备用选择)运行在设定值.调节阀输出指令还受到最大流量控制指令的限制.运行人员可以进入供热画面上最大流量㊁最小流量设定站,人工设定调节阀最大供汽流量值,取人工设定值和负荷函数值两者的较小值.当１号㊁２号机组汽轮机进汽质量流量大于１１２６t/h(最大连续负荷),３号㊁４号汽轮机进汽质量流量大于１１８０t/h(阀门全开负荷)时,超高压供热调节阀开度禁止增加.图２㊀主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制原理㊀㊀同样该阀也可以由运行人员选择流量调整方式,控制蒸汽输出流量.当阀后压力为１０ ５M P a时,控制站发出报警的同时切手动,由运行人员根据机组情况手动调整,然后再选择合适的运行方式投自动运行.主汽至超高压供热减温减压器减压阀有本机(L o c a l)和远方(R e m o t e)两种方式.仅在流量自动方式时可以切到远方,即供热中心控制方式,此方式下调节阀的流量设定值由远方供热中心给出.８４第１期戴建刚:３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案２．６．２开环控制使压力阀控制站输出指令强切为０并且切手动的条件为:机组供热跳闸;主汽至超高压供热减温减压器蒸汽管路不通信号;机组不具备供热条件.主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制站强切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀反馈坏质量;控制站输出指令有强切为０的信号;压力控制方式下压力测量设备故障;流量控制方式下流量测量设备故障.２．７母管减温水至减温减压器温度调整阀控制２．７．１闭环控制运行人员通过操作站设定减温减压器后蒸汽温度,控制站根据设定和实际汽温(三取中)的偏差值进行运算,发出开大或关小调节阀指令,使减温减压器后蒸汽温度运行在设定值.２．７．２开环控制发生机组供热跳闸或者供热压力调节阀输出指令小于２％时,温度调节阀控制站输出指令强切为０并且控制站切手动.温度调节阀控制站切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀的位置反馈坏质量;调节阀控制站输出指令强切为０的信号;温度测量设备故障.２．８供热中心分散控制系统控制㊀㊀１~４号机组的超高压压力调节阀供出蒸汽汇成超高压母管,为了协调机组间的供热负荷,保证母管和用户侧蒸汽压力㊁温度的稳定,改造时电厂加装了供热中心分散控制系统(D C S ).在机组D C S 和供热中心D C S 之间敷设光缆,通过光缆通信实现指令和控制量等数据传输.由供热中心D C S 控制用户侧参数并控制各台机组的供热指令.供热中心控制原理见图３.图３㊀供热中心控制原理图㊀㊀该系统为串联调节,主调节器的输入为超高压母管压力及其设定值,副调节器调节总超高压供热流量,调节器输出通过平衡器运算出各台机组的供热流量指令.运行人员还可以通过改变偏置调整机组间超高压供热量的大小.供热中心D C S 投运后,用户侧流量作为控制量之一,供热中心把流量指令分配到各台机组,各机组协调动作,单台机组供热设备故障退出时,其他机组设备会迅速动作,能保证用户侧蒸汽参数的稳定.３㊀调试中的问题及解决方案３．１温度控制㊀㊀调试过程中,遇到用户用汽量突然变化导致压力调节阀开度变化较大,阀后温度波动较大,有时会引起调节阀振荡.解决方案为将压力调节阀指令作为温度调节阀指令的前馈,将调节器P I D 参数设计成随调节阀开度变化的变参数,调节阀开度小时比例作用弱,调节阀开度大时比例作用加强,使温度调节能迅速响应,温度控制精度提高.３．２锅炉汽包水位调节㊀㊀超高压供热的减温水从８号高加出口管道引出,汇成母管,１号㊁２号机组给水引出处在给水流量测点下游,所以１号㊁２号机组给水到减温水母管流量大时,会影响其汽包水位调节,在汽包水位三冲量调节中,进汽包的给水流量应该是原给水流量减去给水到供热减温水母管的分流量.３号㊁４号机组主汽流量是根据汽轮机调节级压力和温度计算得出,超高压供热改造后,锅炉产生的主汽在进入汽轮机前分流一部分出去对外供热,所以在汽包水位三冲量调节中,主汽流量应该在汽轮机入口流量基础上加上超高压供热流量.３．３机组凝器补水㊀㊀电厂对工业用户供热都是开式供热,即工质不回收,因此必须对凝汽器相应地进行补水[２].凝汽器补水主要受以下因素影响:(１)凝汽器水位过高或过低.水位过高,会降低凝汽器冷却面积,影响真空效果;水位过低,会使凝结水泵发生汽蚀.(２)凝结水含氧量.凝汽器凝结水含氧量过高,会加速凝结水管道及设备的腐蚀.机组没有供热时,凝汽器补水是通过凝汽器真空补水小阀和补水大阀利用凝汽器真空从储９４第３３卷水箱补水到凝汽器.随着机组超高压供热的投运,真空补水已不能满足凝汽器补水量,需要启动注水泵向凝汽器补水.为适应此运行工况,修改了凝汽器补水逻辑:当凝汽器水位低于４５０m m(正常设定值为５００m m)时联启注水泵,机组凝汽器补水小阀指令小于６０％时自动停运注水泵.注水泵启动时为防止补水量过大将凝汽器补水大阀短时关小到３０％(５s脉冲).利用注水泵补水存在不节能和补水泵频繁启停不利于设备安全等弊端.为此,对凝汽器补水系统进行了改造:从除盐水补水母管引一路除盐水至凝汽器喉部喷淋,在凝汽器内增设一套雾化喷淋装置,雾化喷淋装置共５０个喷头,每个喷头的质量流量为３t/h,采用接触换热方式冷却排汽.当补水打入凝汽器喉部后,经过雾化,强化了排汽的冷却效果.这样既回收了部分冷源损失,又提高了真空度,降低了凝结水溶氧.新增加的这路除盐水直补补水质量流量可达１８０~２００t/h.除盐水直补管路上增加调节阀,和原有的凝汽器真空补水大小阀共两路补水,这样既节约了能源,又提高了凝汽器补水系统的安全性.４㊀结语㊀㊀供热设备的增加改变了原机组发电设备的布置,在提供稳定的蒸汽给用户的同时,还要考虑电厂本身发电设备以及供热设备的安全可靠运行,为此设计合理的供热系统和控制逻辑是十分必要的.在大流量供热以及多台机组共同供热的情况下,为防止单台机组跳闸或单台供热设备强制退出造成供热蒸汽参数大幅度波动,有必要设置供热中心D C S,由其统一协调,平稳控制多台机组供热设备.参考文献:[１]刘网扣,崔琦,范雪飞．３００MW机组再热器热段抽汽供热改造[J]．发电设备,２０１８,３２(１):６１Ｇ６４．[２]许锐锋,赵俊英,张东海．６００MW机组供热改造系统的设计与控制[J]．中国电力,２０１５,４８(７):７２Ｇ７５．０５。
350MW间冷机组循环水供热设计及运行分析
350 MW 间冷机组循环水供热设计及运行分析牟忠显1，魏显安2(1.中国能源建设集团投资有限公司，北京 100022；2.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)摘要：汽轮机乏汽是发电厂余热利用的重点，对间接空冷供热机组而言，在回收最多余热的同时保证机组的安全运行具有特殊性，其既与机组的性能相关，也与热网的特性相关，本文通过对某工程余热回收方案的分析，确定了采用高背压凝汽器分裂运行的设计方案，两种冷却水同时运行，取得了良好的效果。
关键词：高背压；余热；凝汽器；热网循环水。
中图分类号：TM621 文献标志码：B 文章编号：1671-9913(2019)03-0022-05Design and Operation Analysis of CirculatingWater Heating for 350 MW Indirect Cooling UnitMOU Zhong-xian 1, WEI Xian-an 2(1. China Energy Engineering Investment Co., Ltd. of CEEC, Beijing 100022, China; 2. Northeast Electric Power Design Institute Co., Ltd., Changchun 130021, China)Abstract: Steam turbine exhaust is the key point of waste heat utilization in power plant. For indirect air cooling heating unit, it has particularity to ensure the safe operation of the unit while recovering the most waste heat, which is related to both the performance of the unit and the characteristics of the heating network. In this paper, through the analysis of the waste heat recovery scheme of a project, the design scheme of splitting operation with high back pressure condenser is determined. The two cooling waters run at the same time and have achieved good results.Key words: high back pressure; wasteheat; condenser; circulating water of heating network.* 收稿日期：2018-11-28 作者简介： 牟忠显(1980- )，男，吉林长春人，硕士，高级工程师，从事电力工程投资管理工作。
海川化工论坛-350MW燃煤锅炉热力计算最新
编号
锅炉规范
项目名称
符号
单位 设计数值 校核数值 项目名称
符号 单位 设计数值 校核数值
锅炉额定蒸发量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽温度 锅筒压力 给水压力(绝对) 给水温度 锅炉排污率
Dsh
t/h
Pgr
kgf/cm2
tgr
℃
Pb
kgf/cm2
Pgs
kgf/cm2
tgs
再热器下部二段 再热器下部三段 再热器下部四段 低温过热器一段
设计数值 校核数值 设计数值 校核数值 设计数值 校核数值 设计数值 校核数值
50.08 50.08 57.15 57.15 57.15 57.15 63.5 63.5
4.2
4.2
4.6
4.6
4.6
4.6 7.44618 7.44618
2756.108 2756.108 3005.65 3005.65 1071.88 1071.88 1345.73 1345.73
49.54 42.88 排烟温度
3.1
3.05 排烟焓
5.52
4.67 排烟热损失
1.02
1.05 化学热损失
0.68
0.96 机械热损失
8.6
9.6 散热损失
31.54 37.79 灰渣热损失
4787 4305 保热系数
5.069439 4.501099 锅炉热效率
4.013017 3.564268 燃料消耗量
－ 718.245 679.597 473.442 448.198 340.548 313.767
kcal/kg 84.07734 74.3276 26.0359 24.2101 286.041 261.075 228.896 196.071
300MW机组进行原则性热力系统计算资料
摘要针对某大型机组利用再热蒸汽喷水减温的不正常运行方式，本文对300MW机组进行原则性热力系统计算，定量分析了该调温方式使机组主要热经济指标的降低幅度，分析了再热蒸汽喷水减温对机组运行的重要性。
机组定负荷稳定运行工况下的再热蒸汽喷水，改变了系统中工质总量，使系统各计算点上工质焓降发生了变化(各级抽汽量发生变化)，汽轮机高、中压缸和低压缸发电功率进行了重新分配，系统热经济指标(热耗率、绝对电效率、系统热耗率、标准煤耗率等)都发生相应的变化。
本文选取了5个再热蒸汽喷水量(0、5、10、15、25)t／h 变化工况点进行了计算，获得了系统各项热经济指标及再热蒸汽喷水量变化时的变化量并验证了其线性变化规律，从而得出采用喷水减温对再热蒸汽进行调节将使机组的热经济性受到了影响。
关键词：再热机组；热力系统计算；再热蒸汽；喷水减温；效率；热经济性目录1.前言 (1)2. 汽轮机概况 (2)2.1机组概况 (2)2.2机组的主要技术参数 (3)2.3额定工况下机组各回热抽汽参数 (4)3.锅炉概况 (5)3.1锅炉设备的作用及构成 (5)3.2本锅炉设计有以下特点 (5)3.3锅炉型式和参数 (6)3.4其他数据整理 (6)4. 机组原则性热力系统求解 (7)4.1额定工况下的原则性热力系统计算 (8)4.1.1整理原始数据 (8)4.1.2 整理过、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数 (8)4.1.3 全厂物质平衡 (8)4.1.4 计算汽轮机各段抽汽量Dj 和凝汽流量Dc (9)4.1.5 热经济指标计算 (16)4.2非额定工况下的原则性热力系统计算 (17)4.2.1再热蒸汽喷水流量为Dzp (17)4.2.2 工况二再热蒸汽喷水流量Dzp=5t/h (25)4.2.3 工况三再热蒸汽喷水流量Dzp=10t/h (27)4.2.4 工况四再热蒸汽喷水流量Dzp=15t/h (29)4.2.5 工况五再热蒸汽喷水流量Dzp=25t/h (31)5. 计算结果汇总与分析 (33)5.1各项汽水流量的计算结果 (33)5.2再热蒸汽喷水引起系统各项汽水的相对变化量 (34)5.3对系统热经济性的影响 (35)6.结论与建议 (36)致谢 (37)参考文献 (38)1.前言喷水减温是将水直接喷入过热蒸汽中，水被加热，汽化和过热，吸收蒸汽中的热量，达到调节汽温的目的。
热电厂热力计算课程设计---发电厂原则性热力系统计算
热力发电厂课程设计说明书一．设计题目：C150-13.24/0.245/535/535型机组的发电厂原则性热力系统计算二．设计任务：根据给定机组的原则性热力系统图及已知参数，进行给定工况下的全厂原则性热力系统计算，求出机组主要的热经济性指标。
注：采用热量法进行热耗分配。
三．整理原始数据：机组的原则性热力系统图见附图，计算额定抽汽工况的发电功率为125573.891 kw，采暖抽汽量为200t/h。
1.汽轮机型式和参数：该机组的汽轮机由武汉汽轮机厂设计生产。
汽轮机形式：超高压、双缸双排汽单抽机组。
七级回热抽汽。
采暖抽汽来自第五段抽汽。
参数整理后如表-1 所示：2.锅炉型式和参数：锅炉采用一次中间再热单汽包，自然循环锅炉，锅炉型号：DG490/13.8II2型循环流化床锅炉。
参数整理后如表-2 所示：表-1：汽轮机型式和参数表-2：锅炉型式和参数20o ma t C =,83.7/w ma h kJ kg =3.额定工况下其他参数：（整理后如 表-3 所示：）4.轴封及门杆漏汽汽量及参数： （整理后如 表-4 所示：）5.机组额定抽汽工况机组回热系统计算点汽水参数：',,j j j t p h ——汽侧参数； d j t ——蒸汽凝结段疏水出口温度；,wj wj t h ——给水出口参数； 11,wj wj t h ++—给水进口参数；,d dwj wjt h —加热器疏水出口参数； θ—上端差; ϑ—下端差对于高压加热器H1：由抽汽参数1 3.6368p MPa =，1352t =°C ；可知抽汽焓 不计管道压损，可知加热器处饱和水温t=244.76，故加热器出口水温11244.76 1.7246.46o w t t C θ=-=+= 由114.6246.46pufw ow p MPat C==查蒸汽表，出口水焓11069.41/w h kJ kg =；而加热器进口水焓可由上一级加热器出口水焓确定。
350MW机组热网首站供热量校核
问题,可能 引 发 热 电 厂 和 热 力 公 司 之 间 的 经
— 20 —
表 1 汽轮机技术参数
序号
项目
参数
1
汽轮机型式
超临界、一次中 间 再 热、单
轴、 两 缸 两 排 汽 ( 高 中 压
合缸) 、抽汽凝汽式
2
汽轮机型号
C350- 24. 2 / 0. 4 / 566 / 566
热器疏水 流 量 差 压 的 测 量, 其 计 算 采 用 国 标
GB / T 2624—2006《 用安装在圆形截面管道中
的差压装 置 测 量 满 管 流 体 流 量 》 中 指 定 的 方
( 2)
1 000
D 0 —采暖抽汽量,t / h;
h c —采暖抽汽焓值,kJ / kg;
h s —热网加热器疏水焓值,kJ / kg。
较高的热网首站其 管 径 能 达 到 DN1200,流 量
接近 12 000 t / h,这种大管径的流动特性很难
掌握和测量 [ 3] 。 对于大管径 流 量 测 量 的 方 法
大多数电厂和热力公 司 是 利 用 插 入 式 流 量 测
量元件进 行 测 量, 在 使 用 过 程 中 主 要 存 在 以
D 0( h c - h s )
位恒定,热泵系 统 和 2B 热 网 加 热 器 停 运,1A
Q1 =
2. 2 测量校核原理
式中:Q 1 —采暖抽汽放热量,GJ / h;
和 1B 热网加热器只保持水侧循环。
2. 2. 1 热网加热器进汽量的测量原理
热网加热器进汽 量 的 测 量 转 换 为 热 网 加
350mw机组超临界锅炉安全经济调整原则
350mw机组超临界锅炉安全经济调整原则超临界锅炉是火力发电厂常用的锅炉类型之一，其优点在于效率高、排放少等方面。
其中，350MW机组是一种容量较大的超临界锅炉。
在使用过程中，为了保证锅炉的安全运行和经济性，需要进行相应的调整。
本文将就350MW机组超临界锅炉的安全经济调整原则进行探讨。
首先，对于350MW机组超临界锅炉的安全调整原则，关键在于防止锅炉爆炸和其他事故的发生。
为了保证安全性，我们需要注意以下几个方面：1. 设计合理：在锅炉设计阶段，应注重合理布置各个组件和管道，确保水循环、气流等流动的畅通和均匀，避免出现死角和积炭，减少事故发生的可能性。
2. 运行监测：实施24小时全程监测，在运行过程中及时发现并处理存在的问题和隐患，避免事故扩大化。
同时，还需要定期对锅炉进行检修和保养，确保各个部件的完好。
3. 安全设施：要配备必要的安全保护装置和紧急停机设备，如超压停机、超温停机等，以在事故发生时能够及时切断燃烧和供热装置，保障人员和设备的安全。
其次，对于350MW机组超临界锅炉的经济调整原则，主要目标在于提高锅炉的热效率和运行经济性。
以下几点是需要注意的：1. 热效率提升：通过优化锅炉的热力设计和燃烧过程，提高锅炉的热效率。
例如，采用高效的燃烧器、先进的脱硝装置等，减少能源的损耗和烟气的污染排放。
2. 节能降耗：通过改进运行参数和操作方式，优化供热系统，减少设备的能耗。
例如，合理调整锅炉负荷和运行模式，控制过量空燃和过量风量等。
3. 维护保养：定期对锅炉进行维护保养，修复和更换老化和损坏的部件，确保设备的正常运行和长寿命。
此外，还需要建立完善的运行管理体系，提高运行人员的技能水平，减少设备故障和事故的发生频率。
综上所述，对于350MW机组超临界锅炉的安全经济调整，需要在保证安全性的基础上，注重提高锅炉的热效率和运行经济性。
只有在安全和经济的基础上进行合理的运行调整，才能实现火力发电厂的高效、稳定和可持续发展。
原则性热力系统
176.5
15.7
15.7
15.7
15.7
15.7
15.7
入口水焓（kJ/kg）
927.4641643 797.7901577 690.1312845 598.9189199 510.345974 440.6351088 305.0655398
140.69766
出口水焓（kJ/kg）
1037.986406 927.4641643 797.7901577 667.0019242 598.91892 510.3459741 438.9361679
N600-16.47/537/537型机组 的发电厂原则性热力系统
N600－17.75/540/540型机 组发电厂原则性热力系统
法国阿尔斯通－大西洋公司 （ALSTHOM-
ATLANTIQUE）制造的600 MW汽轮发电机组
元宝山电厂
超临界参数机组发电厂 原则性热力系统
俄罗斯超临界K－500－240－ 4型机组发电厂原则性热力系
发电厂的全面性热力系统的作用
对电厂设计而言，会影响到投资和各种钢材的耗量； 对施工而言，会影响施工工作量和施工周期； 对运行而言，会影响到热力系统运行调度的灵活性、可靠性和经济性
； 对检修而言，会影响到各种切换的可能性及备用设备投入的可能性。
FF—送风机；E—蒸发器；ES—蒸发 器冷却器；EJ—抽气器冷却器
空冷型火电厂机组的 原则性热力系统
NK200－12.7/535/535型空冷机 组原则性热力系统
核电站原则性热力系统
从法国进口的900 MW核电厂 的二回路原则性热力系统
俄罗斯K-1000-60/1500核电厂 二回路原则性热力系统
以规定的符号表明全厂主辅热力设备，包括运行的和 备用的，以及按照电能生产过程连接这些热力设备的 汽水管道和附件整体系统图，称为发电厂的全面性热 力系统图。
全厂原则性热力系统计算
山东建筑大学课程设计说明书题目：超临界凝汽式发电厂全面性热力系统设计课程：热力发电厂课程设计院（部）：热能工程学院专业：能源与动力工程班级：学生姓名：学号：指导教师：杨冬、云和名完成日期：2016.12.254 变工况（77%）热力系统计算（一）原始工况计算变工况前的汽轮机进气量、热力系统中个点汽水流量和热经济指标的计算过程详见额定工况热系统计算，主要计算结果汇总于下表4-5表4-5（二）汽轮机初始通流量计算根据额定工况的各级汽轮机抽气量计算结果及门杆漏气量、轴封漏气量列于见表4-6，以备迭代计算。
再计算各级通流量。
表4-6按照以上原则计算，得到1~8级的通流量，将所有各级计算结果列于表4-7表4-7（三）初步计算根据P=1.1*P e 以及D0＝1847974kg/h的条件，利用表4-5及表4-5的数据按照额定工况的计算方式，进行全场原则性热力系统计算。
初步计算出D0’=1750000kg/h按照上述方法计算出各汽轮机组通流量，将相关结果列于表4-8表4-8（四）第一次迭代的预备计算利用弗留格尔公式，借助级组通流量的改变进行计算求得抽气压力、加热器内测压力、及出口温度及疏水温度、抽气比焓等汽水参数。
1、抽汽压力与抽气比焓 根据弗留格尔公式第一抽气口压力p 1 6.05860,11,11==D D p p 式中 p 1，0、D 1，0——原工况第一抽汽口的压力、通流量 P 1、D 1——初步计算后第一抽气口的压力通流量 第一抽汽口蒸汽比焓h 1；60.8530)305678.3398(761.4223.2398.5223.2378.3398)(0,100,101001=-⨯---=--'-'-=h h p p p p h h kj/jg其余各抽汽口压力和比焓可同理算出，将计算结果列于表4-9供第一次迭代表4-9（五） 第一次迭代计算1、汽水平衡计算（同额定工况） 全厂工质渗漏系数αL ＝ＤＬ／Ｄ０＝0.0191 锅炉排污系数 αbl =D bl /D 0=0 其余各量经计算为厂用汽系数αp ｌ＝0.0217 ， 减温水系数αsp =0.0361，暖风器疏水系数αnf =0.0253由全厂物质平衡可知补水率αma =αｐｌ+αL+αbl =0.03975 锅炉给水系数 αfw =αb +αb －αsp =0.9819 2、汽轮机进气参数主蒸汽参数由主汽门前压力0p =24.2Mpa ，温度0t =566C ︒，查水蒸所性质表，得主蒸汽比焓值0h =3398.78kj/kg 。
发电厂原则性热力系统计算
发电厂原则性热力系统计算————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：发电厂原则性热力系统计算: 已知条件1. 汽轮机形式和参数制造厂家: 哈尔滨汽轮机厂型 号: N300—16.7/538/538型型 式： 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮 机 额定功率: 300MW 最大功率： 330MW 初蒸汽参数：=0p 16.67MPa ，=0t 538C再热蒸汽参数: 冷段压力==inrh p p 2 3.653MPa ，冷段温度=in rht 320。
6C 热段压力=outrh p 3.288MPa ,热段温度=out rht 538C 低压缸排汽参数：=c p 0。
0299MPa ，=c t 32.1C , =c h 2329.8kJ/kg给水泵小汽轮机耗汽份额：=st α0。
0432机组发电机实际发出功率：='eP 300MW给水泵出口压力：=pu p 20。
81MPa凝结水泵出口压力： 1。
78MPa 机组机电效率： ==g m mg ηηη0.98加热器效率： =hη0.99额定排汽量： 543.8t/h 给水温度： 273.6℃ 冷却水温度： 20℃ 最高冷却水温度： 34℃额定工况时热耗率: （计算）7936。
2Kj/KW 。
h （保证)7955Kj/KW .h 额定工况时汽耗率 3。
043Kg/KW .h 主蒸汽最大进汽量： 1025t/h 工作转速: 3000r/min旋转方向： 顺时针（从汽轮机向发电机看） 最大允许系统周波摆动: 48。
5-50.5Hz 空负荷时额定转速波动： ±1r/min 噪音水平： 90db 通流级数： 36级表（1）机组回热加热器参数2。
锅炉形式和参数型号： HG —1025/18。
2—YM11型型式 亚临界、自然循环、中间一次再热、燃煤汽包锅炉、 单炉膛紧闭。
350MW供热机组冬季供热能力分析
350MW 供热机组冬季供热能力分析发布时间：2021-11-25T08:09:28.843Z 来源：《中国电业》2021年18期作者：宁珂[导读] 深入分析机组单机、双机、低负荷、高负荷供热能力宁珂大唐林州热电有限责任公司，河南安阳 456500摘要：深入分析机组单机、双机、低负荷、高负荷供热能力，确保机组在供热期间不发生限热问题。
关键字：居民供热；供热能力；抽汽量；供水温度1.机组设计概况大唐林州热电公司建有两台350MW超临界双抽供热机组，汽轮机设有采暖、工业供热两段供热抽汽；每台机最大采暖供热抽汽量500t/h,额定供热抽汽量390t/h，设计采暖面积1000万平方米；工业供热抽汽量80t/h。
林州公司厂区内设有供热热网首站，汽轮机的采暖抽汽通过设在电厂内的热网首站交换成130℃的热网供水，通过热水管网向市区各热力站供暖，设计回水温度为70℃。
供热抽汽采用第五段抽汽，抽汽参数为：压力0.245-0.58MPa，额定抽汽压力0.343 MPa。
热网首站内设有：四台热网循环泵，单台流量2500t/h；四台热网疏水泵，单台流量250t/h；四台热网加热器；一台热网除氧器；一台热网疏水扩容器；一台热网疏水箱；两台热网补水泵；两台热网排水泵。
2．采暖运行状况11月11日开始供暖，今年采暖供热面积预估500万平方米，极寒天气最大供热抽汽量450t/h。
1、2号机双机供热，每台机供热抽汽量200t/h左右，四台热网加热器全部投运，供热流量7000t/h，供热温度在96-103℃之间。
1号机供工业供热约30t/h。
2.1双机供热情况（1）夜间机组电负荷低。
两台机组同时供热，每台机组各带2台热网加热器，各抽200t/h左右的供热抽汽，2号机带工业供热30t/h。
当夜间省网负荷低时，每台机组负荷将低至170MW，采暖供热温度只能供至95℃，比需求值低5℃以上。
（2）四段抽汽设计量比较小，供热期造成小机调门全开。
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1、汽轮机型式及参数汽机型式为一次中间再热、亚临界、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机，额定功率为352MW，额定主蒸汽参数：P0=17.46Mpa，t=538℃；额定再热蒸汽参数：P rh =3.07Mpa，trh=538℃；额定排汽压力Pc=0.0049Mpa； hc=2371kj/kg。
2、锅炉型式及参数锅炉型式为露天布置、平衡通风，具有平行尾部通道的燃煤辐射锅炉；单汽包、单炉膛、具有一次中间再热的亚临界自然循环锅炉；额定蒸发量为1085.1t/h，额定饱和蒸汽压力19.02Mpa，过热蒸汽压力17.84Mpa，过热蒸汽温度540.6℃，再热蒸汽温度539℃，给水温度282℃，锅炉效率为93.7%。
3、回热系统及参数机组采用八级回热（三高加四低加一除氧）。
额定工况下的抽汽参数：除氧器滑压运行，凝泵出水压力为2.15Mpa，采用汽轮给水泵，汽源与除氧器同为四抽蒸汽，额定蒸汽参数为：hDT =3177．4kj/kg，MPap cDT005.0=，kgkjh cDT/2440=；小汽机的耗汽量占给水流量的份额03376.0=DTχ；小汽机排汽至冷凝器；给水泵出口压力为20.43 Mpa。
４、其它数据的选取主机、给泵汽机合用同一轴封汽系统；额定负荷时，由于系统采用自密封型式，高压缸前轴封漏汽通过一只汽动调阀回收到四抽；轴封母管过剩汽通过三通转换阀至#1低加汽侧回收；高压部分轴封漏汽经冷凝器冷却后供低压轴封；由轴加建立的微真空抽出汽缸轴封漏汽加热凝泵出口的凝水，由于轴封汽参数取用困难，因此在热力计算中省略了轴封漏汽部分计算，考虑到与系统实际运行可能出现计算偏差，在热力系统计算中考虑了轴封漏汽的加热量，根据实际运行数据，取#1低加进口水温为37.5℃。
汽轮发电机组的机械效率ηM=0.995发电效率ηg=0.995管道效率ηp=0.995、原始数据整理锅炉出口蒸汽参数P0=17.84Mpa,t=540.6℃，取新汽压损为3%，故汽机进口蒸汽参数为P0’=17.3Mpa,t’=538℃；高压缸排汽口压力3.35Mpa，再热蒸汽压损为10%，中压缸进汽参数Prh =3.02Mpa,trh=538℃；中低压缸联通管压损取2%，低压缸进汽压力PL=0.83Mpa,在焓熵图上作该机组的汽态线：200021002200230024002500260027002800290030003100320033003400350036003700380039004000410042005.05.56.06.57.07.58.08.59.05.0 5.56.0 6.57.07.58.08.59.020002100220023002400250026002700280029003000310032003300340035003600370038003900400041004200h KJ/kg KJ/kgKJ/kgK GE352MW 机组的汽态线0.005p DT c2440h DT c2371h c 0.0049p c70t 880.0309p 82627h 82675h 798t770.075p 7185t 660.19p 62841h 60.41p 5265t552995h 5357t 444′0.83p 20.85p 43177h 4457t 333376h 32′3540h rh 540t 0 538t 0′17.84P 017.3P′3388h 03168h 12990h 212400t 1302t 23.35p 26.77p 1100MP机组各计算点参数表：注：①考虑给水泵焓升；②#3低加进口水焓取368.8kj/kg；③#1低加进口水温考虑轴封漏汽加热取37.5℃系统热经济性计算各加热器抽汽放热量qj 的计算kg kj h h q d /6.21084.8862995222=-=-= kg kj h h q d /8.26135.7673.3381333=-=-= kg kj h h q w /7.25779.5976.3175544=-=-= kg kj h h q d /8.24951.5059.3000555=-=-= kg kj h h q d /5.24281.4116.2839666=-=-= kg kj h h q d /3.23018.3771.2679777=-=-= kg kj h h q d /9.23909.1628.2553888=-=-=a) 各加热器中水的焓升τj 的计算kg kj h h w w /7.2096.10313.1241211=-=-=τkg kj h h w w /1636.8686.1031322=-=-=τkg kj h h DT w w /5.1159.242.7286.868433=--=--=ττ kg kj h h w w /3.1309.5972.728544=-=-=τ kg kj h h w w /4.1365.4619.597655=-=-=τkg kj h h w w /7.948.3665.461766=-=-=τ kg kj h h w w /4.884.2788.366877=-=-=τkg kj h h n w /5.1199.1584.278'88=-=-=τ注：h w7’取h w 7+2kj/kg b)各加热器中疏水放热量j γ的计算kg kj h h d d /3.1664.8867.1052212=-=-=γ kg kj h h d d /9.1185.7674.886323=-=-=γkg kj h h d d /941.4111.505656=-=-=γkg kj h h d d /3.338.3771.411767=-=-=γc) 抽汽系数j α的计算（不考虑加热器散热损失） 09947.08.21077.209111===q τα069496.06.21083.16609947.016322122=⨯-=-=q γατα036497.08.26139.118)069496.009947.0(5.115)(332133=⨯+-=+-=q γαατα036998.07.25776.169)036497.0069496.009947.0(3.130)(4432144=⨯++-=++-=q γααατα除氧器进口凝结水份额75754.0036998.0036497.0069496.009947.01143214=----=----=αααααc041422.08.24957.13675754.05545=⨯=⨯=q c ταα027316.05.242894041422.07.9475754.0665646=⨯-⨯=-=q c γαταα8786658'747))(()(w w d w w c h h h h h h --+--=αααα024731.04.2781.2679)4.2781.411()027316.0041422.0()4.2788.368(75754.0=--⨯+--⨯=列方程组：⎪⎩⎪⎨⎧=+++---+++---=++---+++=++++---+'747765776547765776546658765477646655577657765466)()()()()()()()()(w c d w c d w c d w c w c d d d w c h h h h h h h h h h h h h h ααααααααααααααααααααααααααααααααααkg kj h h h c d w c w /15.36875754.08.377)024731.0027316.0041422.0(8.366)024731.0027316.004142.075754.0()()(4776577654'7=⨯+++⨯---=+++---=αααααααα通过以上对h w7’的修正计算，h w7’初取值为368.8kj/kg ，修正值与初始值偏差很小，则取h w7’=368.8kj/kg8876548)(q c τααααα---=032176.024645.119)025378.0033544.0035089.075767.0(=⨯---=597128.0033182.0024731.0027316.0041422.003376.0036998.0036497.0069496.009947.01187654321=---------=---------=ααααααααααDT c再热汽份额 831034.0069496.009947.01121=--=--=αααrhd) 正平衡计算1kg 再热蒸汽吸热量kg kj h h q rh rh /6.54729956.35422=-=-= 各段抽汽作功不足量计算：kg kj h /4.3145.316009947.011=⨯=α kg kj h /1.2082995069496.022=⨯=α kg kj h /4.1233.3381036497.033=⨯=αkg kj h /5.1176.3175036998.044=⨯=αkg kj h DT /2.1076.317503376.04=⨯=α kg kj h /3.1249.3000041422.055=⨯=αkg kj h /6.776.2839027316.066=⨯=α kg kj h /3.661.2679024731.077=⨯=αkg kj h /7.848.2553033182.088=⨯=α kg kj h c c /4.14176.2373597132.0=⨯=α 1kg 蒸汽循环净功W i ：4810h h h q h W DT c c j j j rh rh i αααα---+=∑=35.120421.10735.1417271.111608.4551.33906.317503376.06.2373597132.0271.11166.547831038.01.3390=---+=⨯-⨯--⨯+=1kg 工质循环吸热量q 0：100w rh rh h q h q -+=αkg kj /9.26033.12416.547831038.01.3390=-⨯+= 实际循环效率i η：4529.09.260389.2438.12040=-=-=q W DT i i τηe) 反平衡计算广义冷源损失：)()()(88n cDT DT n d n c c n h h h h h h q -+-+-=αααkg kj /75.141478.7789.008.1336)1.1362440(03376.0)1.1369.162(0333182.0)1.1366.2373(597132.0=++=-⨯+-⨯+-⨯=则实际循环效率4567.09.260375.14149.260300=-=-=q q q n i η反平衡计算结果与正平衡计算结果相比较，实际循环效率偏差仅为0.37%，小于0.5% 的计算偏差要求，表明热力系统计算基本正确。