燃气蒸汽联合循环及热平衡计算.pdf
6F级燃蒸汽热水联合循环设计计算表
燃气轮机部分计算已知及选取值：燃气轮机轴功率P gt（KW）77100燃料热值H u（KJ/Kg)大气温度T a（K）288进气道压损率εc大气压力P a（Mpa）0.1013燃烧室压损率εb压气机内效率ηc0.9排气道压损率εt透平内效率ηt0.92烟气泄露系数μc1燃烧室内效率ηb0.98压缩比π整体效率ηm0.99燃烧温度T3﹡(K）C pa[KJ/(Kg*K)] 1.03k aC pg[KJ/(Kg*K)] 1.2K g燃料碳氢比x 3.72过量空气系数α计算部分：⑴在压缩机内⑵在燃烧室中T1＊（K）288T3＊（K)T2s＊（K）633.97426q b(KJ/Kg)△T cs（K）345.97426燃料空气比f△T c（K）384.41584f在0.02~0.03之间，0.0227614符合要求T2＊（K）672.41584压气机压缩功ωc395.94832⑶在透平内⑷整体性能πt15.835347比功ωn（KJ/Kg)T4s﹡（K)837.443空气流量q m(Kg/s)△T ts(K)785.557燃料流量q mf（Kg/s)△T t(K)722.71244循环效率ηgt排气温度T4﹡（K)900.28756烟气流量q mgs（Kg/s)透平膨胀功ωt（KJ/Kg)867.25493烟气焓h mgs（KJ/Kg)余热锅炉部分计算56263输入烟气焓Q r(KJ/Kg）1075.0080.01排烟温度t py（℃）1300.03排烟焓h py（KJ/Kg）2100.03排烟损失q20.1953470.05散热损失q50.00517灰渣损失q60 1623化学未完全燃烧损失q301.386机械未完全燃烧损失q401.315锅炉总损失∑q0.2003471.1锅炉热效率ηg l0.799653锅炉有效利用热Q1（KJ/Kg）859.6329给水温度t gs(℃)104 1623给水压力P gs（Mpa）0.12 1255.011682给水焓hgs（KJ/Kg）435.950.022761391高压过热蒸汽压力P gy(MPa)8 227614符合要求高压过热蒸汽温度t gy(℃)550高压过热蒸汽焓h gy(KJ/Kg)3519.74低压过热蒸汽压力P dy（MPa）0.72低压过热蒸汽温度t dy（℃）250低压过热蒸汽焓h dy（KJ/Kg）2953.3 466.5935406高压蒸汽流量D gy(t/h)126 165.2401786低压蒸汽流量D dy(t/h)34.519623.761096383总蒸汽流量D（t/h）160.51960.364348537锅炉额定容量D c（t/h）165176.24902821075.0079t/h总烟气利用能（KJ/s）151509.4563锅炉高压蒸汽最高流量（Kg/s）43.0456*******.9643锅炉低压蒸汽最高流量（Kg/s）51.30174933184.6863取高压蒸汽流量（Kg/s）35126低压蒸汽流量（Kg/s）9.58878417434.51962排汽量Dpq(t/h)汽机输出功率(KW)发电机额定功率（KW）汽轮机部分汽机高压进气量D0ˊ(t/h)126汽机低压进气量D0〞(t/h)17.20202138汽机高压蒸汽进气压力P0′(MPa)8汽机高压蒸汽进气温度t0′(℃)550汽机高压蒸汽进气焓h0′（KJ/Kg）3519.74汽机低压蒸汽进气压力P0″(MPa)0.72汽机低压蒸汽进气温度t0″(℃)250汽机低压蒸汽进气焓h0″（KJ/Kg）2953.3高压进气处熵值S0′（KJ/(Kg.K)) 6.8775在1MPa进汽处：查P-S图可知：抽汽温度t1′(℃)238.93抽汽焓h1′（KJ/Kg）2918.1464抽汽量D1（t/h)60抽汽后蒸汽流量D1′66在0.72MPa进气处：查P-S图可知：原高压蒸汽焓h2′（KJ/Kg）2846.327两股蒸汽汇合后总蒸汽焓h2（KJ/Kg）2868.443672查P-h图可知：汇合后蒸汽温度t2(℃)211.2汇合后蒸汽熵S2（KJ/(Kg.K)) 6.9236汇合后蒸汽流量D2(t/h)83.20202138在0.06MPa抽汽处：查P-S图可知：抽汽温度t3′(℃)86抽汽焓h3′（KJ/Kg）2434.9419抽汽量D3（t/h)14.88851935排气压力Dpq(Mpa)0.005排气温度tpq（℃）33排气焓hpq(KJ/Kg)2111.0535排汽量Dpq(t/h)68.40202138汽机输出功率(KW)38485.60542发电机额定功率（KW）40000出水量160.5196出水压力0.12出水温度104出水焓435.95除氧器加热给水参数：压力0.72温度250比焓2953.3 0.06MPa抽汽加热后参数：压力0.06温度70比焓292.9962流量14.8排气冷却后参数：压力0.005温度30比焓125.6643补水参数：压力0.1013温度30比焓138.287加热除氧器用汽量17.3176补给水流量(t/h)42.6824汽机排气量（t/h)68.40202排气冷凝后温度30排气冷凝后焓值125.6643冷却水进入温度15冷却水进入焓63.5142冷却水排出温度20冷却水排出焓83.9548冷却水量(t/h)6643.867冷却水密度1000冷却水流速（m/s) 1.5所需流通截面 1.230346管径（m)0.025管数2506.442取管数2507传热系数K（W/(m2℃)3000热损失系数0.98传热量（KW）36969.04逆流时的对数平均温差13.92362温差损失系数0.97有效平均温差13.50591需要传热面积912.4165每根管长 4.633924取标准长5校正传热面积984.4966超出范围0.078999 0.1到0.2之间符合要求烟筒中烟气进气温度130烟气进气焓210烟气进气流量(t/h)634.5烟气排气温度80烟气排气焓128.5烟气排气流量（t/h）634.5换热器换热量(KW)14364.38热水进入温度20热水进口焓83.9548热水流量（t/h）500热水出口焓187.3783出口热水温度44.64查得换热器换热系数116逆流时的对数平均温差71.93652温差修正系数0.97修正温差69.77842热损失系数0.95换热量（KW)13646.16需要的传热面积（m2)1635.321翅化率23.4进汽温度86进汽压力0.06进汽焓2434.942热水进入温度44.64热水进口焓187.3783热水出口温度60热水出口焓251.1591热水流量（t/h）500换热量(KW)8858.444蒸汽冷凝后出口温度70蒸汽冷凝后出口焓292.9962蒸汽抽汽量(t/h）14.88852换热器换热系数3000逆流时的对数平均温差25.67867温差修正系数0.97有效平均温差24.90831需要传热面积118.5474选取管子直径（m）0.025管厚0.0025热水流速（m/s) 1.5流通截面积(m2)0.092593需要管子数188.6281取整数190管子长度 3.972084取标准长度4。
燃气—蒸汽联合循环的原理
12.08.2019
注蒸汽的燃气轮机循环
二、注蒸汽的燃气轮机 注蒸汽的燃气轮机存在两个较大的问
题：一是注入的蒸汽随排气排至大气，现 尚未解决回收问题，故水耗量大，增加了 运行成本；二是为防止注入蒸汽所含杂质 在高温下对透平叶片的腐蚀，对给水处理 的要求很高，实践表明，即使在达到严格 要求的条件下，透平叶片的寿命也要缩短， 燃气轮机高温燃气通道检修的间隔时间将 缩短很多。因此，在联合循环迅速发展和 广泛应用的今天，注蒸汽的燃气轮机应用 较少。
12.08.2019
燃气轮机的复杂循环
（一）间冷循环 所谓间冷循环，是指在压缩过程中，把工质引至冷却器 冷却后，再回到压气机中继续压缩的中间冷却、逐渐压 缩的过程。
12.08.2019
燃气轮机的复杂循环
（二）再热循环
所谓再热循环，是指在膨胀过程中间，把工质引 出至再热燃烧室中加热后，再回到透平中继续膨胀以 完成膨胀过程。
12.08.2019
燃气轮机简单循环
（1）标准额定功率：是指在ISO工况下，即 环境温度15℃、海平面高度、相对湿度为60 ％、以及燃用天然气的工况下连续运行，发 电机出线端的最大持续功率；
（2）合同额定功率：指在事先确定的运行工 况下连续运行，发电机能够保证的出力；
（3）现场额定功率：指在燃气轮机发电厂所 处的当前环境的条件下，诸如大气压、大气 温度、压力损失等条件下的最大持续功率；
（4）尖峰功率：在规定的运行条件下，保持 一个约定的短时间内，燃气轮机以高于连续 额定功率安全运行的最大功率。
12.08.2019
燃气轮机简单循环
（五）热效率 热效率的含义是：当工质完成
一个循环时，把外界加给工质的热 量q转化成为机械功（电功）的百 分数。
燃气-蒸汽联合循环热效率的估算方法研究
燃气-蒸汽联合循环热效率的估算方法研究摘要:以燃气-蒸汽联合循环系统为基础,根据黑箱子原理和热力学能量平衡定律考虑系统进入的总能与输出的总能,建立分析模型,给出燃气-蒸汽循环系统各设备的能量平衡和热效率的估算方法,并与精确计算相比较,得出估算方法是可行的｡关键词:燃气-蒸汽联合循环;热效率;估算Efficiency Estimation Method of Gas-steam Combined Cycle Thermal Efficiency Abstract: With gas and steam combined cycle system as the foundation, according to the black box principle and thermodynamic energy balance principle, a analysis model was built and a estimation method involved in energy balance and thermal efficiency of gas and steam combined cycle system unit was given in the paper. Compared with precise calculation, the estimation method is feasible.Key words: gas and steam combined cycle; thermal efficiency; estimation燃气-蒸汽联合循环是目前世界上供电效率最高的发电方式之一,其最高的供电效率已接近60%,较之传统的蒸汽发电方式供电效率提高近20个百分点[1,2]｡燃气-蒸汽联合循环是将天然气(包括焦炉煤气和高炉煤气)在燃气轮机的燃烧室中进行燃烧,产生的高温烟气在燃气透平中做功,燃气轮机排气的热量进入余热锅炉加热水产生蒸汽,然后蒸汽在蒸汽轮机做功｡整体循环系统利用了烟气和蒸汽两种工质,将勃莱敦循环和朗肯循环联系在一起,提高了整个系统的热效率｡燃气-蒸汽联合循环系统主要是由压气机､燃气轮机､余热锅炉､蒸汽轮机等设备组成[3,4],其结构示意图如图1所示｡对采用燃气-蒸汽联合循环发电电厂的能量的平衡计算和热效率的精确计算是十分困难的｡但是在实际工程中又需要了解联合循环系统中能量被转化和利用的份额,以便可以找到提高循环热效率的有效途径,这就需要一种估算循环热效率的方法｡研究以整体循环系统为基础,把整个循环系统作为一个黑匣子[5,6],根据热力学能量平衡定律考虑能量进入的总能与能量输出的总能,建立分析模型,给出燃气-蒸汽循环系统的能量平衡和热效率的估算方法｡1分析模型的建立以进入燃烧室的天然气为基准,建立模型计算循环热效率｡将系统进行简化,简化后的系统如下:能量在燃气轮机中只有做功和进入余热锅炉;余热锅炉内能量部分产生蒸汽,其余全部以烟气排向大气;进入蒸汽轮机的能量只有做功与经冷凝器损失到环境中去;并且忽略设备间能量传递的损失｡整个系统中输入的能量只有燃烧的天然气所含有的能量以及这些天然气完全燃烧所需要的空气携带的能量,输出的能量为余热锅炉中排烟携带的能量､经冷凝器损失的能量和做功输出的能量｡分析模型如图2所示｡设进入燃烧室的天然气含有的能量为Q入,天然气完全燃烧所需空气所携带的能量为Qa,燃气轮机的循环效率为ηgt,余热锅炉的效率为ηh,蒸汽轮机的效率为ηst,则能量在各设备中的分布如下｡在燃烧室中的能量分布为:Q入×ηr+Qa=Qs (1)式中Qs为进入燃气轮机的总能量;ηr为燃烧室的效率｡在燃气轮机中的能量分布为:(Q入×ηr+Qa)×ηgt+Qh=Qs(2)式中Qh为进入余热锅炉的能量｡在余热锅炉中的能量分布为:Qh=Qh×ηh+Q烟(3)式中Q烟为在余热锅炉中经烟气排向环境的能量｡在蒸汽轮机中的能量分布为:Q1=Q1×ηst+Q冷(4)式中Q1为进入蒸汽轮机中的能量;Q冷为蒸汽轮机中经冷凝器冷却所损失的能量｡在循环系统中输入的总能量为Q入+Qa,输出的能量只有余热锅炉排烟而损失的热量Q烟,蒸汽轮机经冷凝器损失的热量Q冷､燃气轮机和蒸汽轮机产生的电能(Q入+Qa)×ηgt+Q1ηst｡则该循环系统中损失的能量之和为Q冷+Q烟,利用的能量之和为(Q入+Qa)×ηgt+Q1ηst,循环的热效率为:ηcc= (5)2实例计算与分析有某一燃气-蒸汽联合循环系统,环境温度为30℃,其各设备的利用效率:燃气轮机燃烧室的效率为ηr1=0.98,燃气轮机的循环效率为ηgt=0.37,余热锅炉的热效率为ηh=0.75,蒸汽轮机的循环效率为ηst=0.33,燃料为四川纳溪天然气,其组成成分如表1｡则天然气完全燃烧所需的空气量为:VK=0.5H2*+0.5CO*+2CH4*+1.5H2S*+m+CmHn*(6)式中:H2*,CO*,CH4*,H2S*,CmHn*表示燃料中各种可燃成分的容积百分比｡空气在30℃时的焓值为373.01 kJ/Nm3则总能量Q总=Q入+Qa=3 504.5 kJ+35 588 kJ=39 092.5 kJ｡由公式(1)~(4),可以得出循环系统中各设备中能量利用和损失的情况,如表2所示｡由表2可知,系统做功的热能总量是20 185.39 kJ,损失的总能为18 907.12 kJ,循环的热效率为ηcc=51.63%,其中在循环的热效率中,燃气轮机做功的热效率为36.33%,蒸汽轮机做功的热效率为15.30%,在循环效率中燃气轮机与蒸汽轮机作功之比约为2∶1｡在能量的损失分布中燃烧室损失的热效率为1.82%;余热锅炉损失的热能为15.46%;蒸汽轮机损失的热能为29.43%｡在燃气-蒸汽循环系统的设备中能量的损失大小依次为蒸汽轮机､余热锅炉､燃烧室､燃气轮机｡在联合循环中燃气轮机的热效率高于蒸汽轮机,所以提高燃气轮机ηgt的作用将比同样程度的提高蒸汽轮机的ηst对于改善循环效率ηcc的效果更明显｡而提高燃气轮机燃烧室出口温度(亦即燃气轮机进气温度)T3､降低大气环境温度。
燃气-蒸汽联合循环——工程热力学
燃气－蒸汽联合循环王小亮（学号：1090230113 班级：0902301）摘要:本文介绍上海发电设备成套设计研究所在整体煤气化燃气－蒸汽联合循环（IGCC）和第二代增压流化床联合循环（PFBC）关键技术方面的研究概况。
关键词：洁净煤技术联合循环发电煤气化燃烧室磨蚀试验1. 引言“煤的洁净燃烧”技术是当前各工业发达国家都十分重视的研究领域，燃煤燃气－蒸汽联合循环由于能较大幅度提高火力发电厂的热效率，并使污染问题获得解决，因而成为最有发展前途的发电技术。
我国是以燃煤为主的国家，电力工业中燃煤发电厂的装机容量占总装机容量的70%以上。
同时，燃煤发电厂又是严重的污染源，全国SO2总排放量的三分之一，NO X和粉尘总排放量的一半由燃煤发电厂产生。
所以我国对“洁净煤技术”也十分重视，七十年代末国家科委就开始部署“煤的洁净燃烧”发电技术的研究工作。
上海发电设备成套设计研究所在“六五”到“八五”期间先后承担了国家科委下达的燃煤燃气－蒸汽联合循环项目中的“低热值煤气燃气轮机关键技术研究”、“常压流化床空气埋管传热试验研究”、“第二代增压流化床联合循环发电关键技术研究”等科技攻关课题。
在吸收国外先进技术的基础上，成功地开展了对上述关键技术的攻关，取得了科研成果。
本文将介绍这些科技攻关课题的研究概况。
2. 低热值煤气燃气轮机关键技术研究整体煤气化燃气－蒸汽联合循环（IGCC）是“煤的洁净燃烧”发电技术的一个重要方式。
在IGCC中的燃气轮机必须可靠地燃烧气化炉产生的中、低热值煤气，标准的燃气轮机产品必须经过对燃烧系统改造方能满足IGCC的要求。
1981年国家科委布置了燃煤联合循环发电的关键技术科研攻关工作，上海发电设备成套设计研究所承担了“燃用低热值煤气的燃气轮机技术研究”课题，研究内容包括“低热值煤气燃气轮机燃烧室试验研究”和“低热值煤气燃气轮机燃料调节系统试验研究”两个方面。
课题攻关于1990年10月完成，并通过了国家科委和机械工业部组织的专家鉴定，主要研究成果有：2.1建立了国内第一套使用配制组合压缩气体为燃料的气体燃料燃烧室试验台，可进行燃气轮机燃烧室燃油、燃气或油气混燃的低压模化试验，配置了供油、供气体燃料的燃料系统、空气供应系统及燃烧室试验控制系统。
燃气—蒸汽联合循环技术经济指标计算
实际使用公式：
3.4.8
公式：
其中：
ηcyd——联合循环机组厂用电率，%
Pcyd——联合循环机组厂用电功率，MW
Plh——联合循环机组发电功率，MW
3.4.9
公式：
其中：
b1_dx——等效发电煤耗率，g/(kWh)
qlh——联合循环热耗率，kJ/(kWh)
Qbmdw——标准煤的低位发热量，kJ/kg，一般取值29307.6
图1燃气—蒸汽联合循环机组示意图
如图1所示，燃气—蒸汽联合循环机组的主要设备有：燃气透平（燃气轮机有两种语义，一种是仅指涡轮机，另一种语义是包括涡轮机、燃烧室、压气机的一个整体，注意区分，本文提到的燃气轮机指后一种语义，用燃气透平指前一种语义），压气机，燃烧室，余热锅炉，汽轮机，发电机，凝汽器，给水加热器等。当燃气轮机工作时，压气机从外界大气中吸入空气，并把它压缩到某一压力，同时空气温度也相应提高，然后将空气送入燃烧室与喷入的燃料混合燃烧产生高温高压的燃气，进入燃气透平中膨胀做功，直接带动发电机发电。燃气轮机的排气导入余热锅炉，用以产生高温高压蒸汽驱动汽轮机带动发动机发电。汽轮机排汽再进入凝汽器中放热，凝结水又送入余热锅炉，形成蒸汽动力循环。这样既增加了总输出功率，又利用了燃气轮机和汽轮机各自的优点，使整个循环的热效率提高。
3.4.10
公式：
其中：
b2_dx——联合循环等效供电煤耗率，g/(kWh)
b1_dx——联合循环等效发电煤耗率，g/(kWh)
ηcyd——联合循环机组厂用电率，%
3.4.11
公式：
其中：
Bdxbm——机组等效标煤耗量，kg/h
Gf——燃料的流量，kg/h或m3/h
燃气_蒸汽联合循环系统的能量分析及火用分析
( 4)
( 3) 由蒸汽轮机的能量平衡关系
Q 3 = W2 + QW + Q5
( 5)
得到汽轮机的效率为:
ST =
W2 Q3 - QW
( 6)
( 4) 燃气蒸汽联合循环的热效率:
CC =
W 1 + W2 Qnet
=
Q net
GT + ( Q 3 Qnet
QW )
ST
( 7)
由余热锅炉能量平衡关系、燃气轮机的能量
应用[ J] . 煤气与热力 , 2003, 23, ( 9) : 559- 561. [ 2] 薛智, 党力. 燃气- 蒸汽联合循环电站建设初探 [ J] .
西北电力技术, 2003, ( 2) : 37- 38. [ 3] 杨秀奇, 柴琨. 火用分析理论发展综述[ J] . 昆明理工大
学学报( 理工版) , 2004, 29, ( 2) : 158- 162. [ 4] 甄志, 崔 晓钢, 陈鸿 伟, 等. 火用 分析 方法 及在 工程 领
1 燃气蒸汽联合循环动力装置及其 工作原理
燃气轮机排气温度高( 一般 400~ 600 ) 且流 量大( 一般 300kg s 以上) , 由于受到材料耐温、耐 压程度的限制, 汽轮 机进汽温度一般 在 540 左 右, 但 蒸汽动 力循环 装置平 均放热 温度 一般在 35 左右。
22
应用能源技术
机组的效率有影响。实际结果表明, 燃气轮机对机 组循环效率的影响最大, 因此, 提高燃气轮机的效 率比同程度的提高余热锅炉或蒸汽轮机的效率对
改善循环机组效率更为明显。 2. 2 燃气 - 蒸汽联合循环的火用分析
参照图 1( b) , 计算得到联合循环各部位火用损 失: [ 7- 8]
燃气-蒸汽联合循环系统的能量分析及[火用]分析
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进行分 析 ， 但其 结 果 不 能 真 正反 映 循 环 系 统 中各
热力设 备 的热力完 善性 和联合 循 环系统 的节 能效 果 ； 以热力 学第 二定 律 为基 础 的炯 分 析方 法 则 而 考虑 了实际热 力 过 程 的不 可 逆 熵增 ， 揭示 了联 并
污染 等优 点受 到 越来 越 广 泛 的重 视 ， 在 适 合我 并 国煤炭 资源较 为丰 富 的国情 的整体煤 气化 联合循 环 （Ｇ Ｃ 和 增 压 流 化 床燃 烧 联 合 循 环 （Ｆ Ｃ 装 ＩＣ ） ＰＢ ） 置 中 ， 将 得 到 广 泛 应 用 Ｉ 。分 析 燃气 一蒸 汽 也 １】 ２ 联合 循 环的 系统 ， 以热 力学 第 一 定 律 为基 础 的 能
２１ ００年第 １ （ 期 总第 １５ ） ４期
应用 能源 技术
２ ｌ
燃 气 一蒸 汽联 合循 环 系统 的能 量 分析 及炯 分析
方 月兰
（ 大唐长春 热 力有 限责任公 司， 吉林 长春 １０ １） ３０３
摘 要： 燃气 一蒸汽联 合循 环 系统是利 用燃 气侧 高温吸热 和 蒸汽侧低 温放 热 来扩 大循 环 平
ｎ ｔ ｎｌ ｅ ｃｎ ａ ｔｒ ，ｕｓｓ ｅ ｅ ｇ ｔ ｏ ｄ ｓ ｃ ａｃ ｌｔｏ ｘ ｍｐ ｅ ｔ ｎ ｌｓｓ ｔ ｅ ｃ ｍｂ ｎ ｄ ａ ｄ ｉｓｉｆｕ ｎ ｉ ｇ ｆｃｏｓ ｅ ｘ ｒｙ ｍｅ ｄ ａ ｐ ￣ｃ ｃ ｕａｉｎ ｅ ａ ｌ ｏ ａ ａｙ ｉ ｏ ｉ ｅ ｈ ｎ ｅ ｌ ｈ ｃ ｃｅ’ ｘ ｒ ｙ ｌｓ ｎ ｄｆｅｅ ｔｐ ｒｓ．Ｔ ｒ ｕ ｈ ｃ ｃ ｌ ｔ ｇ ａ ｄ ａ ａｙ ｉ ｆｔ ｅ ｇ ｓ—ｓｅ ｍ ｏ ｉ ｅ ｙ ｌ ｙ ｌ Ｓｅ ｅｇ ｏ ｓ ｉ ｉ ｒｎ ａｔ ｈ ｇ ａ ｕａｉ ｎ ｌｓｓｏ ａ ｏ ｌ ｎ ｎ ｈ ｔａ ｃ ｍｂ ｎ ｄ ｃ ｃｅ ｗｅｄ ｓｏ ｅ ｅ ｗｅ ｋ ｅ ｓ ｏ ｔ ｉｉ ｎ ｒｙ ｐ ｉｔｔ ｈ ｉｅ ｔｏ ｆ ｔｅ ｇ ｓ— ｓｅ ｍ ｏ ｉ ｅ ｙ ｌ Ｓ ｉｃ ｖ ｒ ｔ ａ ｎ ｓ ｆ ｕｉ ｚｎｇ ｅ ｅ ｇ ｏｎ ｏ ｔｅ ｄ ｒｃｉｎ ｏ ａ ｈ ｌ ｈ ｔａ ｃ ｍ ｎ ｄ ｃ ｃｅ’ ｂ
燃气-蒸汽联合循环电站热力实验
运行条件下的最大允许变动量
试验中任何一次读数与 报告给出的平均读数之偏差 5 "6 5 "6 5! 7 5 !6 5 !6 （平均绝对大气压力） 5 "6 5$ 7 （平均绝对压力） 5 "6 （平均绝对压力） 5 "6 5$ 7 5! 7 5! 7
表"
物理量
各参数与规定状态的最大偏差
万方数据
!
技术经济综述
简单循环的热力性能试验， 并将简单循环的出力 " %、 热耗率 #$ % 和燃机的排气量 % % 修正到 "#$ 条件下， 以 " %! 、 #$ %! 和 % %! 表示。将这 & 个参数分别与简单 循环刚投运、 机组处于 “全新、 清洁” 状态下试验时所获 得的并修 正 到 "#$ 条 件 的 这 & 个 参 数 " %" 、 #$ %" 和 就可得到燃气轮机发电机组在出力、 热 % %" 进行比较， 耗率和排气量方面的老化修正系数 &" %’ ( " %" ) " %! 、 &#$ %’ ( #$ %" ) #$ %! 和 &% %’ ( *%" ) *%! 。然后就可以 进行联合循环的热力性能试验了， 这类热力性能试验
"
由成套商提供全部设备的联合循环 电站试验结果计算
若联合循环电站的全部主要设备： 燃气轮机发电
机组、 余热锅炉、 蒸汽轮机发电机组等由成套商提供， 则成套商就会提供类似 +,-.)(/ 上的热力性能试验时 所必须的修正曲线。在此情况下， 试验者只要审查一 下成套商提供的试验大纲、 测量仪表的精度及修正曲 线是否正确即可。试验时， 按试验程序进行有关数据 再与合同保证 的测量， 然后计算并修正到 +,- 条件下， 的热力性能进行比较， 就可判断联合循环电站在热力 性能上是否合格。 需要指出的是， 成套商所保证的热力性能只有出 所以试验时， 只测量跟出力和热 力和热耗率 . 个指标， 耗率的计算和修正有关的参数就可以了， 无关的参数 可以不测。如果成套商要求测量对分析某些设备的热 力性能有关的参数时， 双方应在试验之前达成协议并 提供精度合格的测量仪表。
燃气蒸汽联合循环
探索燃气蒸汽联合循环与核能、太阳能、风能等可再生能源的集成 应用，实现多能源互补和优化利用。
政策支持
制定鼓励技术创新和应用的政策
政府可以通过提供税收优惠、资金支持等方式，鼓励企业加大在燃气蒸汽联合循环技术研 发和应用方面的投入。
建立标准化和认证体系
制定相关标准和认证体系，规范燃气蒸汽联合循环的设计、制造和运行，确保技术的安全 性和可靠性。
以便再次利用。
凝汽器的性能和效率直接影响到 整个联合循环系统的效率和经济
性。
凝汽器的设计和制造需要充分考 虑换热效率和可靠性，同时还要
考虑对环境的影响。
除氧器
除氧器是燃气蒸汽联合循环中的重要设备之一，其主要功能是除去凝结 水中溶解的氧气等气体，以防止对系统产生腐蚀和结垢等问题。
除氧器的性能和效率直接影响到整个联合循环系统的稳定性和可靠性。
技术复杂
总结词
燃气蒸汽联合循环的技术较为复杂，需要专 业人员来进行操作和维护。
详细描述
燃气蒸汽联合循环结合了燃气轮机和蒸汽轮 机的技术特点，因此其操作和维护过程相对 较为复杂。为了确保联合循环电厂的稳定运 行，需要专业的技术人员来进行操作和维护 。此外，由于这种循环方式涉及到高温、高 压和高转速等极端条件，因此其技术和设备
污染小
总结词
燃气蒸汽联合循环的排放较低，对环境的影响较小。
详细描述
由于燃气蒸汽联合循环使用的是清洁的天然气作为燃料，因此其排放的污染物较 少，如硫氧化物、氮氧化物和颗粒物等。此外，这种循环方式还采用了先进的排 放控制技术，进一步降低了对环境的影响。
启动快
总结词
燃气蒸汽联合循环的启动速度较快，能够快速达到满负荷运 行状态。
燃气蒸汽联合循环热平衡图Heatbalances
IndexCCA9123NGr0101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RH Guarantee Ambient CCA9124NGr0101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RH Guarantee Ambient CCA9125NGr0101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RH Guarantee Ambient CCA9126NGr0101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RH Guarantee Ambient CCA9127NGr0102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RH Winter Ambient CCA9128NGr0102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RH Winter Ambient CCA9129NGr0102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RH Winter Ambient CCA9130NGr0102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RH Winter Ambient CCA9131NGr0100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RH Summer Ambient CCA9132NGr0100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RH Summer Ambient CCA9133NGr0100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RH Summer Ambient CCA9134NGr0100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RH Summer Ambient CCA9135NGr0101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RH ISOCCA9136NGr0101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RH ISOCCA9137NGr0101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RH ISOCCA9138NGr0101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RH ISOHPIHuaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBECCA9123NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RHNatural Gas, DLN Guarantee AmbientGas Turbine: PG9351100% LoadSteam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *396,730* Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV2,474.8HHV2,747.01.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,237.9HHV6,924.11.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV57.71HHV51.991.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.2Wet Bulb13.1Ambient Relative Humidity (%)79.00Ambient Air Pressure (kPa,a)101.56Site Elevation (m above MSL) 6.800Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb15.2Compressor Inlet Relative Humidity (%)78.27Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 4.900GE COMPANY PROPRIETARYHPIHuaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBECCA9124NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RHNatural Gas, DLN Guarantee AmbientGas Turbine: PG935175% LoadSteam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *297,560* Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,948.0HHV2,162.31.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,546.6HHV7,266.81.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV54.99HHV49.541.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.2Wet Bulb13.1Ambient Relative Humidity (%)79.00Ambient Air Pressure (kPa,a)101.56Site Elevation (m above MSL) 6.800Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb18.8Compressor Inlet Relative Humidity (%)62.16Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 4.372GE COMPANY PROPRIETARYHPIHuaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBECCA9125NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RHNatural Gas, DLN Guarantee AmbientGas Turbine: PG935150% LoadSteam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *198,370* Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,424.1HHV1,580.81.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV7,179.0HHV7,968.71.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV50.15HHV45.181.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.2Wet Bulb13.1Ambient Relative Humidity (%)79.00Ambient Air Pressure (kPa,a)101.56Site Elevation (m above MSL) 6.800Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb28.6Compressor Inlet Relative Humidity (%)34.55Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.913GE COMPANY PROPRIETARYHPIHuaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBECCA9126NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.56 kPa,a, 15.2 °C, 79.00 % RHNatural Gas, DLN Guarantee AmbientGas Turbine: PG935130% LoadSteam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *119,020* Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,019.1HHV1,131.21.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV8,562.1HHV9,503.91.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV42.05HHV37.881.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.2Wet Bulb13.1Ambient Relative Humidity (%)79.00Ambient Air Pressure (kPa,a)101.56Site Elevation (m above MSL) 6.800Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb28.8Compressor Inlet Relative Humidity (%)34.18Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.625GE COMPANY PROPRIETARYHuaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9127NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RHNatural Gas, DLN Winter Ambient Gas Turbine: PG9351100% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *414,550 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV2,600.7HHV2,886.7 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,273.5HHV6,963.61.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV57.38HHV51.701.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb 2.0Wet Bulb.1 Ambient Relative Humidity (%)70.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)102.63 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb 2.0 Compressor Inlet Relative Humidity (%)69.36 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9128NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RHNatural Gas, DLN Winter Ambient Gas Turbine: PG935175% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *310,920 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV2,030.9HHV2,254.3 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,531.9HHV7,250.41.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV55.11HHV49.651.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb 2.0Wet Bulb.1 Ambient Relative Humidity (%)70.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)102.63 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb 5.6 Compressor Inlet Relative Humidity (%)53.84 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9129NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RHNatural Gas, DLN Winter Ambient Gas Turbine: PG935150% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *207,280 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,486.4HHV1,649.9 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV7,171.1HHV7,959.91.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV50.20HHV45.231.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb 2.0Wet Bulb.1 Ambient Relative Humidity (%)70.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)102.63 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb16.1 Compressor Inlet Relative Humidity (%)26.76 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9130NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 102.63 kPa,a, 2.0 °C, 70.00 % RHNatural Gas, DLN Winter Ambient Gas Turbine: PG935130% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *124,370 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,067.7HHV1,185.1 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV8,584.7HHV9,529.01.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV41.93HHV37.781.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb 2.0Wet Bulb.1 Ambient Relative Humidity (%)70.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)102.63 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb15.5 Compressor Inlet Relative Humidity (%)27.78 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9131NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RHNatural Gas, DLN Summer Ambient Gas Turbine: PG9351100% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *361,880 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV2,290.4HHV2,542.3 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,329.1HHV7,025.31.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV56.88HHV51.241.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb28.0Wet Bulb25.9 Ambient Relative Humidity (%)85.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)100.38 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb28.0 Compressor Inlet Relative Humidity (%)84.21 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA)7.508Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9132NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RHNatural Gas, DLN Summer Ambient Gas Turbine: PG935175% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *271,410 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,818.7HHV2,018.8 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,700.9HHV7,438.01.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV53.72HHV48.401.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb28.0Wet Bulb25.9 Ambient Relative Humidity (%)85.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)100.38 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb31.6 Compressor Inlet Relative Humidity (%)68.31 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 6.838Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9133NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RHNatural Gas, DLN Summer Ambient Gas Turbine: PG935150% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *180,940 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,339.3HHV1,486.6 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV7,402.0HHV8,216.21.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV48.64HHV43.821.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb28.0Wet Bulb25.9 Ambient Relative Humidity (%)85.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)100.38 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb40.9 Compressor Inlet Relative Humidity (%)41.06 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 6.301Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9134NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 100.38 kPa,a, 28.0 °C, 85.00 % RHNatural Gas, DLN Summer Ambient Gas Turbine: PG935130% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *108,560 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV966.9HHV1,073.2 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV8,906.3HHV9,886.01.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV40.42HHV36.421.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb28.0Wet Bulb25.9 Ambient Relative Humidity (%)85.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)100.38 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb41.6 Compressor Inlet Relative Humidity (%)39.71 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 5.879Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9135NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RHNatural Gas, DLN ISO Gas Turbine: PG9351100% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *397,250 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV2,470.6HHV2,742.4 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,219.3HHV6,903.51.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV57.88HHV52.151.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.0Wet Bulb10.8 Ambient Relative Humidity (%)60.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)101.35 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb15.0 Compressor Inlet Relative Humidity (%)59.45 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.786Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9136NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RHNatural Gas, DLN ISO Gas Turbine: PG935175% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *297,940 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,942.2HHV2,155.9 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV6,518.9HHV7,235.91.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV55.22HHV49.751.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.0Wet Bulb10.8 Ambient Relative Humidity (%)60.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)101.35 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb18.6 Compressor Inlet Relative Humidity (%)47.19 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9137NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RHNatural Gas, DLN ISO Gas Turbine: PG935150% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *198,620 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,419.7HHV1,575.8 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV7,147.7HHV7,933.91.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV50.37HHV45.371.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.0Wet Bulb10.8 Ambient Relative Humidity (%)60.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)101.35 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb28.4 Compressor Inlet Relative Humidity (%)26.14 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386Huaneng Jinling Gas Turbine Power PlantHuaneng Jinling by: RBE CCA9138NG Rev:09-Jun-2004109FA Single ShaftAmbient Conditions: 101.35 kPa,a, 15.0 °C, 60.00 % RHNatural Gas, DLN ISO Gas Turbine: PG935130% Load Steam Turbine: 2 x 33.5 in LSB1. Plant Performance1.1 Power (kW)Gross Equipment Power *119,170 * Gross Power At Generator Terminals Minus Excitation Power1.2 FuelFuel: Kela 2 NGSpecification - GEI 41040G Supplemental SpecificationsCombustion System - DLNHeating Value (kJ/kg)LHV48,686.3HHV54,041.8HHV/LHV 1.11 Heat Consumption (10^6 kJ/hr)LHV1,016.3HHV1,128.0 1.3 Heat Rate1.3.1 Gross Equipment Heat Rate (kJ/kWh)LHV8,527.8HHV9,465.81.3.2 Gross Equipment Thermal Efficiency (%)LHV42.22HHV38.031.4 Operating ConditionsAmbient Air Temperature (°C)Dry Bulb15.0Wet Bulb10.8 Ambient Relative Humidity (%)60.00 Ambient Air Pressure (kPa,a)101.35 Site Elevation (m above MSL) 6.800 Compressor Inlet Temperature (°C)Dry Bulb28.6 Compressor Inlet Relative Humidity (%)25.90 Steam Turbine Exhaust Pressure (kPaA) 3.386。
燃气 蒸汽联合循环
AFBC研究
燃煤常压流化/燃气－蒸汽联合循环发电装置具有能源转换效率高，煤种适应性广，能燃用劣质煤且环境污染 小的优点，是一种可行的洁净煤发电方式。
常压流化床空气热交换技术是发展燃煤常压流化床联合循环所必须解决的关键技术。为此国家科委1981年组 织“常压流化床空气换热试验研究”单项关键技术研究。我所承担了建立单一学科研究的常压流化床空气传热试 验台和单管及管束常压沸腾炉传热试验台，进行试验台的调试工作并完成初步机理性试验，提出单管传热试验报 告，常压流化床联合循环热力系统分析报告和调节与控制系统分析报告。研究工作于1984年底完成并通过专家鉴 定。
结束语
国家科委自“六五”起连续部署燃煤燃气－蒸汽联合循环关键技术的课题攻关项目，使我国的科研机构和制 造厂较好地跟踪了国外“煤的洁净燃烧”这一高新技术的发展，取得了很有价值的研究成果，为我国发展IGCC和 PFBC联合循环做好了技术准备。
低热值煤气燃烧系统研究中采用的与国外合作，吸收国外先进技术，结合国内产品自行设计和调试的研究方 式十分有效。通过研究掌握了低热值煤气燃烧室的设计和调试方法。气体调节阀的试验研究为大流量煤气调节阀 的研制和调节系统的设计提供了依据。
关键技术研究
整体煤气化燃气－蒸汽联合循环（IGCC）是“煤的洁净燃烧”发电技术的一个重要方式。在IGCC中的燃气轮 机必须可靠地燃烧气化炉产生的中、低热值煤气，标准的燃气轮机产品必须经过对燃烧系统改造方能满足IGCC的 要求。1981年国家科委布置了燃煤联合循环发电的关键技术科研攻关工作，上海发电设备成套设计研究所承担了 “燃用低热值煤气的燃气轮机技术研究”课题，研究内容包括“低热值煤气燃气轮机燃烧室试验研究”和“低热 值煤气燃气轮机燃料调节系统试验研究”两个方面。课题攻关于1990年10月完成，并通过了国家科委和机械工业 部组织的专家鉴定，主要研究成果有：
洁净煤技术09第九章 燃气—蒸汽联合循环
高压蒸发器
高压蒸发器
高压过热器 高压锅筒 旁路烟囱 燃机排气 喷水减温器 高压循环泵 高压过热器 主蒸汽
图 双压余热锅炉汽水流程图
第九章 燃气—蒸汽联合循环
第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 燃气—蒸汽联合循环的基本原理 燃气—蒸汽联合循环电站的类型及其特点 燃气轮机 余热锅炉 汽轮机 分布式能源系统
排气补燃余热锅炉型联合循环
燃料 燃料 余热炉 发电机
压气机
燃气轮机 汽轮机
～ ～
发电机
空气
凝汽器
排气再燃型联合循环
低压蒸汽去低压缸 余 热 锅 炉 中压蒸汽 再热蒸汽去中压缸 去再热器 高压蒸汽去高压缸 空 气 燃气轮机 去 高 压 省 煤 器 去 中 压 省 煤 器
去除氧器
来 自 除 氧 器
第九章 燃气—蒸汽联合循环
第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 燃气—蒸汽联合循环的基本原理 燃气—蒸汽联合循环电站的类型及其特点 燃气轮机 余热锅炉 汽轮机 分布式能源系统
第六节 分布式能源系统
分布式能源（distributed energy sources）系统： 指分布在用户端的小型、模块化的能源综合利 用系统。 分布式能源技术将冷、热、电统一分散式布置 在用户端，利用发电机组所发的电力直接供应 建筑物使用，并回收发电后的余热用于制冷、 供暖或者供应生活热水，能实现对能源的梯级 利用，提高能源的综合利用效率。
水在受热面内 的流动方式
强制循环 自然循环
亚临界
余热锅炉 的分类
工质侧压力
超临界
立式
排气流动方向
卧式
余热锅炉的结构和布置特点
没有燃烧设备 无辐射受热面，全部依靠对流受热面；采 用受热面烟气侧强化传热 余热锅炉烟气侧微正压，可取消送引风机 没有空气预热器； 通常需要设置旁路烟囱。
燃气蒸汽联合循环
4
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5
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燃气轮机循环的工质平均吸热温度很高，燃气初温达到了 1300—1500℃，但工质平均放热温度不低，徘气温度往往 为500—600℃，大功率燃气轮机的排气温度则高达550—610℃。
6
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2、蒸汽动力循环
8
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二 燃气-蒸汽联合循环的特点
1、任务的提出 燃气轮机组优点： （1）整个装臵体积小、重量轻、金属及其他材料耗 量少、造价较低； （2）占地少，约为常规火电厂的1/4； （3）安装周期短，维修简单； （4）冷却用水少，约为常规电厂的1/3~1/2； （5）能快速启动和带负荷（30s~30min内）；
11
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二 燃气-蒸汽联合循环的特点
1、任务的提出 燃气-蒸汽联合循环，将燃气轮机排出的温度较高的废热，用以 加热蒸汽循环，其主要特点： （1）提高热经济性，只要汽轮机和燃气轮机容量匹配，正确 选择各项参数和热力系统，其热效率可提高到45%； （2）减轻公害，由于利用了燃气轮机的废热，蒸汽锅炉的有 害气体排放可以大为减少； （3）适用于缺水地区或水源较困难的坑口电站；
热力发电厂
主讲: 盛伟
E-mail:weisean@
河南理工大学
2013年6月17日11时30分
机械与动力工程学院
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第二章 热力发电厂的蒸汽参数及其循环 ( 提高热力发电厂热效率的方法)
方法一： 提高蒸汽初参数 方法二： 降低蒸汽终参数 方法三： 蒸汽再热循环
方法四： 给水回热循环
方法五： 热电联产循环 方法六： 燃气-蒸气联合循环发电
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五 热电煤气三联产与多功能电厂
中国节能投资公司，还提出并实施建立多功能热电厂，即 热电厂在热电联产时要供煤气、供冷、还利用炉渣生产建筑 材料和化肥，用循环水的余热养鱼、养鳖等。
燃气—蒸汽联合循环技术经济指标计算
燃气—蒸汽联合循环技术经济指标计算目录1 概述 (1)2 燃气—蒸汽联合循环基本理论 (1)3 燃气—蒸汽联合循环技术经济指标计算 (2)3.1 燃气轮机技术经济指标 (2)3.1.1 压气机进气温度 (2)3.1.2 压气机进气压力 (2)3.1.3 压气机排气温度 (3)3.1.4 压气机排气压力 (3)3.1.5 燃气轮机排气温度 (3)3.1.6 燃气轮机排气压力 (3)3.1.7 压气机压缩比 (3)3.1.8 燃料流量 (4)3.1.9 燃料温度 (4)3.1.10 燃气轮发电机组热耗率 (4)3.1.11 燃气轮发电机组热效率 (4)3.2 余热锅炉技术经济指标 (5)3.2.1 余热锅炉主蒸汽流量 (5)3.2.2 余热锅炉主蒸汽压力 (5)3.2.3 余热锅炉主蒸汽温度 (5)3.2.4 余热锅炉再热蒸汽流量 (5)3.2.5 余热锅炉再热蒸汽压力 (5)3.2.6 余热锅炉再热蒸汽温度 (5)3.2.7 余热锅炉排烟温度 (6)3.2.8 余热锅炉热端温差 (6)3.2.9 余热锅炉节点温差 (6)3.2.10 余热锅炉接近点温差 (6)3.2.11 余热锅炉烟气侧压损 (7)3.2.12 余热锅炉热效率 (7)3.3 联合循环汽轮机技术经济指标 (7)3.3.1 联合循环汽轮机主蒸汽流量 (7)3.3.2 联合循环汽轮机主蒸汽压力 (8)3.3.3 联合循环汽轮机主蒸汽温度 (8)3.3.4 联合循环汽轮机再热蒸汽压力 (8)3.3.5 联合循环汽轮机再热蒸汽温度 (8)3.3.6 联合循环汽轮机其他技术经济指标 (8)3.4 联合循环技术经济指标 (8)3.4.1 联合循环功率 (8)3.4.2 联合循环蒸燃功比 (9)3.4.3 联合循环蒸功百分率 (9)3.4.4 联合循环投入率 (9)3.4.5 联合循环热耗率 (9)3.4.6 联合循环热效率 (10)3.4.7 联合循环厂用电功率 (10)3.4.8 联合循环厂用电率 (11)3.4.9 联合循环等效发电煤耗率 (11)3.4.10 联合循环等效供电煤耗率 (11)3.4.11 联合循环机组等效标煤耗量 (12)1概述本文根据电力行业标准《火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T 904-2004》编写而成，提供了燃气—蒸汽联合循环的技术经济指标计算方法，以指导燃气—蒸汽联合循环机组的性能计算使用。
燃气-蒸汽联合循环整厂热平衡分析
燃气-蒸汽联合循环整厂热平衡分析
卜一凡;任显龙
【期刊名称】《机械工程师》
【年(卷),期】2016(000)006
【摘要】燃气-蒸汽联合循环整厂热平衡计算是进行联合循环计算的第一步,文中介绍了燃气-蒸汽联合循环整厂热平衡计算的一般方法,并对比模拟了增加一台背压汽轮机对整厂循环的影响.
【总页数】2页(P216-217)
【作者】卜一凡;任显龙
【作者单位】哈尔滨汽轮机厂有限责任公司,哈尔滨150046;哈尔滨锅炉厂有限责任公司,哈尔滨150046
【正文语种】中文
【中图分类】TK269
【相关文献】
1.燃气蒸汽联合循环的热平衡热效率计算及评价 [J], 黄宗汉
2.燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉安全门整定中旁路超温的问题分析 [J], 吴锋;赵熙;司派友;毛永清;张清峰;章嵛耑;张晓红
3.浅谈燃烧式热值仪与激光式热值仪在天铁集团动力厂\r50兆瓦级燃气蒸汽联合循环发电站的应用 [J], 丁宇
4.燃气轮机—蒸汽机联合循环发电机组调差系数优化整定分析与处理 [J], 马明锐
5.东方汽轮机厂“220 MW燃气-蒸汽联合循环汽轮机”成果通过省级专家鉴定[J],
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典型联合循环热平衡图
热平衡计算结果
根据热平衡图可得到以下参数： 各节点的水、水蒸气、燃气及烟气进出口参数； 燃气轮机、蒸汽轮机发电量和发电效率； 根据抽汽和回水参数可计算出供热量； 气耗和热耗； 联合循环发电效率和综合热效率。
抽气器
汽轮机 凝汽器
冷却塔
凝结水泵
循环水泵
凝汽器
1.4 机组布置形式
1.4 机组布置形式
主要内容
2
联合循环的热平衡
2 联合循环的热平衡
2.1 燃气轮机的热平衡
Q1+Qnetb Pg0t Qa2 Qc1 Qc2
Q1—吸入压气机的空气所携带的热能； Q net—燃料的低位发热量； Ηb—燃烧室的效率； Qa2—对外泄漏空气携带的热能； Qc1—排入余热锅炉燃气所携带的热能； Qc2—透平经空气冷却对外散失的热能； Pg0t —燃气轮机轴端的作功功率。
为确保寿命，这两大部件中工作条件最差的零件如 火焰筒和叶片等，须用镍基和钴基合金等高温材料 制造，同时还须用空气冷却来降低工作温度。
对于一台燃气轮机来说，除了主要部件外还必须有 完善的调节保安系统，此外还需要配备良好的附属 系统和设备，包括：起动装置、燃料系统、润滑系 统、空气滤清器、迚气和排气消声器等。
1.2 余热锅炉
• 余热锅炉包括上升管、汽包、下降管主要部件。上升管是 由密集的管道排成的管簇，由上联箱、下联箱连成一体； 上联箱通过汽水引入管连通汽包，汽包再通过下降管连到 下联箱；上升管管簇、汽包、下降管构成了一个环路。上 升管管簇在炉膛内，汽包与下降管在炉体外面。
• 把水注入汽包，水便灌满上升管管簇与下降管，把水位控 制在靠近汽包中部的位置。当高温燃气通过管簇外部时， 管簇内的水被加热成汽水混合物。由于下降管中的水未受 到加热，管簇内的汽水混合物密度比下降管中的水小，在 下联箱形成压力差，推动上升管内的汽水混合物进入汽包， 下降管中的水进入上升管，形成自然循环。
联合循环发电量： P
联合循环供热量： Qn
联合循环冷热电联供综合热效率：
P+Qn
Qnet
2.6 热平衡详细计算
编写计算程序 空气、燃气、水和水蒸气的热力性质随温度的变
化。 燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机各模块间的参数
耦合。 综合考虑机型实际情况及各种损失因素。 采用商业软件。GT-PRO等
供热汽轮机
背压
调节抽汽
Байду номын сангаас供电 供热
汽轮机
排热 气效 压率 力高 高
汽轮机
单双 抽抽 汽汽 轮轮 机机
工 业 用 热
0.5~3.6MP
采 暖 用 热
0.05~0.2MP
凝汽器
做功后的乏汽在凝汽器内被循环水泵送入凝汽器的冷 却水冷却，重新凝结成水。凝结水经凝结水泵、加热
器、除氧器后重新进入余热锅炉，完成一个循环。
1.1.3 透平
从燃烧室喷出的高压燃气推动透平叶轮旋转，把燃气的内 能转化为透平的机械能。
燃气推动旋转的叶轮上的叶片称为动叶，在每级动叶的前 方还安装一组静止的叶片（静叶），静叶起着喷嘴的作用， 使气流以最佳方向喷向动叶。一组静叶加一组动叶为透平 的一级。透平一般为3级或4级。
1.1.3 透平
燃气蒸汽联合循环及热平衡计算
主要内容
1
燃气蒸汽联合循环介绍
2
联合循环的热平衡
主要内容
1
燃气蒸汽联合循环介绍
1 燃气—蒸汽联合循环发电系统介绍
1.1 燃气轮机
1.1 燃气轮机
1.1.1 压气机
压气机负责从周围大气中吸入空气，增压后供给燃 烧室。
叶轮转子上一组动叶与后面相邻的静叶，称为压气 机的一个级。燃气轮机的压气机有十几级，高速旋 转的动叶把空气从进气口吸入压气机，经过一级又 一级的压缩，变成高压空气。
st
0 st Mst Gst
2.4 联合循环效率
联合循环发电量： P Pgt Pst
联合循环发电效率：
cc
Pgt +Pst Qnet
=gt +Cst
C Qst1 Qst3 Qst4 Qw1 Qst2 Qstr
Qnet
联合循环供电效率：
g cc
cc 1e
2.5 联合循环冷热电联供效率
1.2 余热锅炉
余热锅炉换热设备
余热锅炉结构
余热锅炉汽水流程
1.3 蒸汽轮机
经过余热锅炉加热后的高温高压蒸汽分别进入汽轮机 的高、中、低压缸，推动汽轮机转子做功。
再
热
器
主
汽
阀
中压主汽阀 中压调节阀
过 热 器
调
节
阀 HP
IP
LP LP
G
锅炉
高压缸 中压缸
低压缸
凝汽器
1.3 蒸汽轮机
供热汽轮机
QA3—蒸汽轮机通过凝汽 器排向冷源的热能；
Ps0t —蒸汽轮机轴端输出
功率。
2.3 蒸汽轮机的热平衡
蒸汽轮机的循环效率：
0 st
Ps0t Qst1 Qst3 Qst4 Qw1
Qst2 Qstr
蒸汽轮机的发电量：
Pst
P0 st Mst Gst
蒸汽轮机的发电效率（循环净效率）：
Qw1—给水所携带的热能； Qstr—高压缸排出的再热蒸汽
热能； Qst1—余热锅炉产生的主蒸汽
的热能； Qst2—加热后再热蒸汽热能； Qst3—中压蒸汽热能； Qst4—低压蒸汽热能； QA2—余热锅炉排烟热能。
2.3 蒸汽轮机的热平衡 Qst1 Qst2 Qst3 Qst4 Ps0t Qstr Qw1 QA3
2.1 燃气轮机的热平衡
燃气轮机的循环效率：
0 gt
Pg0t Qnet
燃气轮机的发电量：
Pgt
P0 gt Mgt Ggt
燃气轮机的发电效率（循环净效率）：
gt
Pgt Qnet
=g0tMgtGgt
2.2 余热锅炉的热平衡
Qc1+Qw1 Qstr Qst1 Qst2 Qst3 Qst4 QA2
1.1.2 燃烧室
燃气轮机一般有十几个燃烧室，安装在燃机外围。 燃烧室由外壳与火焰筒组成，在外壳端部有天然
气入口，在火焰筒尾部联接过渡段，在燃烧室内 装有燃料喷嘴。
天然气通过燃烧室端部入口喷入燃烧室，与压气 机压入的空气在燃烧室火焰筒里混合燃烧，生成 高温高压燃气从燃烧室过渡段喷出，进入透平做 功。
压气机转子与透平转子是安装在同一根转轴上，透平旋转时 也就带动压气机旋转工作。透平转子带动发电机发电，额定
转速是每分钟3000转。
1.1.4 其他
燃烧室和透平不仅工作温度高，而且还承受燃气轮 机在起动和停机时，因温度剧烈变化引起的热冲击， 工作条件恶劣，故它们是决定燃气轮机寿命的关键 部件。