机组抽汽方式热平衡图
SIS系统性能计算和能损分析作业指导书330MW
火电厂性能计算与能损分析作业指导书南京科远自动化集团股份有限公司软件项目部2005年6月目录1目的42范围43相关标准及参考文件54性能计算汽轮机热平衡图55机组性能计算基本原理及公式55.1热平衡式55.2物质平衡式65.3汽轮机功率方程式76测点值的预处理76.1压力测点的预处理76.2门杆漏汽、轴封漏汽流量的处理86.3其他测点的预处理86.3.1高压缸进口主蒸汽压力（MPa）96.3.2高压缸进口主蒸汽温度（℃）96.3.3锅炉出口主蒸汽压力（MPa）96.3.4锅炉出口主蒸汽温度（℃）96.3.5高压缸排汽压力（MPa）96.3.6高压缸排汽温度（℃）106.3.7锅炉再热器进口蒸汽压力（MPa）106.3.8锅炉再热器进口蒸汽温度（℃）106.3.9锅炉再热器出口蒸汽压力（MPa）116.3.10锅炉再热器出口蒸汽温度（℃）116.3.11中压缸进口再热蒸汽压力（MPa）116.3.12中压缸进口再热蒸汽温度（℃）116.3.13锅炉烟气含氧量（%）126.3.14锅炉排烟温度（℃）126.3.15送风机入口风温（℃）126.3.16主蒸汽流量（t/h）126.3.17排污流量（t/h）126.3.18过热蒸汽减温水流量（t/h）136.3.19再热蒸汽减温水流量（t/h）137需要的键入量138水、蒸汽焓值的计算158.1水焓值计算158.1.1给水、主凝结水焓（kJ/kg）158.1.2疏水焓（kJ/kg）158.1.3除氧器出口给水焓（kJ/kg）158.1.4凝汽器凝结水焓（kJ/kg）168.1.5锅炉排污水焓（kJ/kg）168.1.6减温水焓（kJ/kg）168.2蒸汽焓计算178.2.1主蒸汽焓（kJ/kg）178.2.2高压缸排汽焓（kJ/kg）178.2.3再热器进口蒸汽焓（kJ/kg）178.2.4再热器出口蒸汽焓（kJ/kg）188.2.5中压缸进汽焓（kJ/kg）188.2.6中压缸排汽焓（kJ/kg）188.2.7低压缸进汽焓（kJ/kg）188.2.8各级回热抽汽焓（kJ/kg）198.2.9低压缸排汽焓（kJ/kg）198.2.10高压缸理想排汽焓（kJ/kg）198.2.11中压缸理想排汽焓（kJ/kg）209煤粉炉单元机组性能计算209.1锅炉经济指标计算209.1.1锅炉蒸发量Db（t/h）209.1.2空预器漏风系数da219.1.3再热器压损Pzrys（%）219.1.4化学不完全燃烧损失q3（%）219.1.5机械不完全燃烧损失q4（％）219.1.6锅炉散热损失q5（％）219.1.7灰渣物理热损失q6（％）229.1.8排烟过量空气系数apy229.1.9排烟热损失q2（％）239.1.10锅炉反平衡热效率Egl（％）239.1.11锅炉排污率Epw（％）239.1.12锅炉热负荷Qb（GJ/h）239.1.13锅炉吸热量Qb0（GJ/h）249.2汽机经济指标计算249.2.1给水量Dgs（t/h）249.2.2#1高加抽汽量D1（t/h）249.2.3#2高加抽汽量D2（t/h）259.2.4锅炉冷再热蒸汽量Dzr（t/h）259.2.5汽机汽耗率d（kg/kW.h）269.2.6汽机热耗量Q0（GJ/h）269.2.7汽机抽汽供热量Qcg（GJ/h）279.2.8汽机发电热耗量Qfd（GJ/h）279.2.9汽机热耗率HR（kJ/kW.h）279.2.10高压缸内效率Erih（％）289.2.11中压缸内效率Erim（％）289.2.12汽轮发电机组绝对电效率Ee（％）289.2.13汽机绝对内效率Ei（％）289.2.14凝结水过冷度（℃）299.2.15加热器上端差（℃）299.2.16加热器下端差（℃）299.3机组技术经济指标计算309.3.1功率因数coe（无量纲）309.3.2机组发电效率Efd（％）309.3.3机组综合厂用电功率Ncy（MW）309.3.4机组综合厂用电率Ecy（％）319.3.5机组供电效率Egd（％）319.3.6机组发电标准煤耗率b1 （g/kW.h）319.3.7机组供电标准煤耗率b2（g/kW.h）319.3.8机组发电标准煤耗量Bfdbm（t/h）329.3.9机组发电原煤耗量Bfdym（t/h）329.3.10机组供电燃料成本Cgdrl（￥/MW.h）329.3.11机组供电毛利润Pgdmlr（万￥/ h）329.3.12小机进汽焓hx（kJ/kg）339.3.13小机排汽干度xgd339.3.14小机排汽焓hxc（kJ/kg）349.3.15小机理想排汽焓hxc0（kJ/kg）349.3.16小机功率Nx（MW）349.3.17小机效率Ex（％）349.3.18机组供热热效率Egr（％）359.3.19机组供热标准煤耗量Bgrbm（t/h）359.3.20机组供热原煤耗量Bgrym（t/h）359.3.21机组发电供热总标准煤耗量Bbm（t/h）359.3.22机组发电供热总原煤耗量Bym（t/h）369.3.23机组燃料利用系数（或称机组总热效率）Etp（％）369.3.24机组供热比（%）369.3.25机组热电比（GJ/(MW.h）369.3.26机组供电供热燃料总成本Crl（万￥/ h）379.3.27机组供热燃料成本Cgrrl（万￥/ h）379.3.28机组对外供热收益Pgrsy（万￥/h）379.3.29机组对外供热毛利润Pgrmlr（万￥/ h）389.3.30供热机组毛利润PGmlr（万￥/ h）3810循环流化床锅炉性能计算3811全厂性能计算3911.1全厂发电功率（MW）3911.2全厂负荷率（％）3911.3全厂综合厂用电功率（MW）3911.4全厂综合厂用电率（％）3911.5全厂发电煤耗率（g/kW.h）4011.6全厂供电煤耗率（g/kW.h）4011.7全厂标煤耗量（t/h）4011.8全厂原煤耗量（t/h）4012机组能损分析计算4112.1可控能损4112.1.1排汽压力能损（g/kW.h）4112.1.2排烟含氧量能损（g/kW.h）4212.1.3主汽温能损（g/kW.h）4312.1.4主汽压能损（g/kW.h）4412.1.5再热汽温能损（g/kW.h）4512.1.6排烟温度能损（g/kW.h）4612.1.7过热器减温水量能损（g/kW.h）4612.1.8再热器减温水能损（g/kW.h）4712.1.9飞灰含碳量能损（g/kW.h）4812.1.10补水率能损（g/kW.h）4812.1.11给水温度能损（g/kW.h）4912.1.12凝汽器过冷度能损（g/kW.h）4912.1.13高加端差能损（g/kW.h）5012.1.14低加端差能损（g/kW.h）5112.1.15厂用电率能损（g/kW.h）5112.1.16汽包排污能损（g/kW.h）5212.1.17小机进汽量能损（g/kW.h）5312.2不可控能损5312.2.1再热蒸汽压损能损（g/kW.h）5312.2.2高压缸内效率能损（g/kW.h）5412.2.3中压缸内效率能损（g/kW.h）5512.3能损引起的经济损失计算5513性能计算在SyncBASE3.0中的配置5513.1加入性能计算所需的测点5513.2添加性能计算所需的常量5913.3配置性能计算点6014附录014.1符号对照表014.2具体项目中测点命名方法131目的本指导书贯彻以指导为主的原则，规定了火电厂性能计算与能损分析功能模块实施过程中应采用的具体公式。
300 MW纯凝机组供热改造
300 MW纯凝机组供热改造胡军【摘要】华电青岛发电有限公司一期300MW凝汽式机组进行抽汽供热改造,对中低压连通管重新设计制造,抽汽供热管道加装调节和保安阀门。
改造后,系统运行可靠,满足了青岛市的供热要求,提高了机组可用率,经济效益显著。
【期刊名称】《山东电力技术》【年(卷),期】2010(000)004【总页数】2页(P53-54)【关键词】供热改造;连通管;热电联产【作者】胡军【作者单位】华电青岛发电有限公司,山东青岛266031【正文语种】中文【中图分类】TK269.1华电青岛发电有限公司一期工程建设2×300 MW国产纯凝燃煤发电机组，分别于1995年和1996年投运。
二期工程建设2×300 MW热电联产机组，分别于2006年和2007年投产运行。
近年来，因网上电力负荷相对富余，一期1号、2号机组负荷率一直较低，经常处于调峰，甚至深度调峰运行状态，运行经济性较差，机组经常停运或频繁起停，极大地缩短了机组的可用率。
近年来，青岛市对供热负荷的需求呈快速增长趋势。
因此，将1号、2号汽轮机改造为供热机组，既可进一步提高机组可用率，降低机组煤耗率，又能满足青岛市用热需求。
青岛市内三区（市南区、市北区、四方区）现有建筑面积4 928.39万m2，截止2008年，已经实现集中供热的面积为2 162万m2，还有2 766.39万m2建筑面积无热可供。
青岛市要求华电青岛发电有限公司要继续发挥老企业电源中心、热源中心的优势，对现有机组加快供热改造。
自二期工程2×300 MW热电联产机组投产以来，华电青岛发电有限公司取得了良好的经济效益和社会效益。
但3号、4号机组供热负荷已逐步达到设计供热能力，不能进一步满足青岛市热负荷增长的需求。
同时，当3号、4号机组有一台在大修期间，而另一台因故障发生紧急停机时，热网系统将失去汽源，就会对热用户产生很大影响。
因此，将1号、2号机组由纯凝式汽轮机改造为抽凝式汽轮机迫在眉睫。
300mw机组原则性热力系统计算
300m w机组原则性热力系统计算-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1已知：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℃）排汽参数：0.005 Mpa x=9%给水泵出口压力： 17.6 Mpa，给水泵效率：ηa=0.85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：ηmηg=0.98*0.99=0.9702不考虑回热系统的散热损失，忽略凝结水泵焓升。
2、锅炉型号：SG1000-16.77/555/555锅炉效率：ηb=0.925 管道效率：ηp=0.983、全厂汽水损失：D l=0.01D 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/kg轴封加热器压力：Psg=0.095 Mpa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：ηml=0.98设计：根据已知数据，及水蒸汽焓熵图，查出各抽汽点焓值后，作出水蒸汽的汽态膨胀线图如下：二、计算新汽流量及各处汽水流量1、给水泵焓升：（假设除氧器标高为35m）△hpu=1000（P入-P出）V/ηa=1000[17.6-（0.588+0.35）]*0.011/0.85=21.56（kJ/kg）给水泵出口焓值h=h入+△hpu=667.2+21.56=688.8（kJ/kg）2、大机及小机排汽焓：h c=xh¹+（1-x）h¹¹=0.09*137.72+（1-0.09）*2560.55=2342.295（kJ/kg）3、根据所知参数知道，#1、2、3GJ疏水为未饱和水除氧器内为饱和水，#1、2、3、4DJ疏水为饱和水轴加、凝结器内为饱和水。
汽轮机热平衡图功率的核算方法
结果的少许偏差原因由于热力参数数值保留位数的差别，和发电机效 率、机械效率的影响都比较大。
若未下载EXCEL计算焓熵的所加载的宏，计算焓熵可能不显示，打开 EXCEL焓熵的计算未显示，可通过各种途径查询焓熵填空，计算步骤和思想 不受影响。
高压后轴 封三漏至 轴加 （K） 三抽
97045.82 821866.9
5000 1800
912 33202.95
3001.49 3001.49
3001.49 3001.49
3001.49 3363.43
再热温度 ℃
2号高加 进汽压力 Mpa
2号高加 进汽温度 ℃
2号高加 出水压力 Mpa 2号高加 出水温度 ℃
功率核算示例热平衡图
发电机功
率
kW
主汽压力 Mpa
350023.0 24.200
进入汽轮 机的能量 流量来自焓值主汽温度 ℃
调节级压
力
Mpa
调节级温
度
℃
最终给水 压力 Mpa
最终给水 温度 ℃
最终给水
流量(试
验)
kg/h
一段抽汽
压力 Mpa
一段抽汽
温度 ℃
1号高加 进汽压力 Mpa
1号高加 进汽温度 ℃
高压缸
1-2 948298.7 #NAME? #NAME? #NAME? #NAME? #NAME? #NAME? 2-3 844452.9 #NAME? #NAME? #NAME? #NAME?
合计
670MW机组汽机旁路系统选型设计
670MW机组汽机旁路系统选型设计汽机旁路系统的选型既要考虑机组运行的安全性，又要兼顾设备投资的影响。
华能烟台八角电厂2×670MW超超临界机组的汽轮机采用高、中压缸联合启动方式，通过对锅炉启动曲线进行分析和计算，得到不同启动工况下旁路系统的通流量要求，确定高压旁路阀为40%BMCR容量，低压旁路阀也为40%BMCR 容量，旁路系统主要用于改善机组的启动特性，不考虑FCB功能。
标签：旁路系统; 高中压缸联合启动; 汽轮机0 引言烟台八角电厂2台670MW机组采用上海汽轮机厂引进西门子技术生产的600MW级超超临界参数、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，型号C670-28/600/620。
锅炉为上海锅炉厂自主研发的超超临界参数、全悬吊结构、π形锅炉。
文章分析了高、中压缸联合启动方式下汽机旁路容量的计算过程以及与高压缸或中压缸启动方式下旁路容量计算的异同，为其他机组旁路容量的选型提供参考。
1 旁路系统旁路系统是指把锅炉产生的蒸汽部分或全部绕过汽轮机，通过减温、减压等设备排入凝汽器的系统。
主要用于协调锅炉出口蒸汽流量和汽轮机用汽量之间的不平衡，改进机组的启动特性，从而提高机组运行的安全性和灵活性。
综合各种旁路系统，主要作用有：在机组启动阶段协调锅炉和汽轮机配汽，回收工质，降低噪音，适应机组滑参数启动，自动调压、调温，加快启动速度;调峰运行时，协调锅炉和汽轮机控制系统，调节锅炉主蒸汽压力，当蒸汽超压、超温时起保护作用;机组快速降负荷时，旁路负荷瞬变过程的过剩蒸汽，保持锅炉不投油稳定燃烧，一旦故障排除可迅速恢复负荷;发生故障时，维持连续的蒸汽流动，使锅炉受热面包括再热器得到足够的冷却，避免干烧。
综上所述，旁路系统主要有启动、溢流和安全三大功能，此外还有回收工质、暖管、清洗和减少固体颗粒侵蚀等能力[1]。
这些功能的设计成为影响旁路系统选型和确定旁路容量大小的关键。
1.1 旁路系统分类1）一级旁路系统一级旁路系统是把从过热器出来的蒸汽经减温减压后直接排入凝汽器，旁路容量为35%BMCR左右。
汽轮机课程设计-n12汽轮机通流部分热力设计
汽轮机课程设计指导老师：赵美云学生姓名：刘俭学号： 2013159125 专业：能源与动力工程班级： 20131591 日期： 2016年1月8日目录目录 (2)课程设计任务 (4)第一章汽轮机热力计算 (5)1. 汽轮机基本参数和结构的选择 (5)1.1 机组基本参数的确定 (5)1.2 汽轮机基本结构形式的选择 (6)2. 近似热力过程线的拟定 (6)2.1 损失的估计 (6)2.2 非再热过程热力线的拟定 (6)第二章抽汽回热系统热平衡初步计算 (9)1. 汽轮机进汽量估算 (9)2. 抽汽回热系统热平衡初步计算 (9)2.1给水温度的选取 (9)2.2 回热抽汽级数的选择 (9)2.3 除氧器的工作压力 (10)2.4 回热系统图的拟定 (10)2.5 各加热器汽水参数计算 (10)2.6 各加热器回热抽汽量计算 (12)第三章汽轮机漏汽量的计算 (14)1.阀杆漏气量的计算 (14)1.1 主汽阀阀杆漏汽量的计算 (14)1.2 调节阀阀杆漏汽量的计算 (15)2. 轴封漏汽量的计算 (15)2.1 前轴封漏气量计算 (15)2.2 后轴封漏汽 (17)第四章调节级的选型及热力计算 (19)1. 调节级选型 (19)2. 调节级热力参数的选择 (19)3、调节级几何参数的选择 (19)4. 调节级详细计算 (20)4.1 第一列喷嘴热力计算 (20)4.2. 动叶部分计算 (22)4.3 导叶热力计算： (23)4.4第二列动叶热力计算 (24)第五章压力级的计算 (26)1. 各级平均直径的确定 (26)2. 级数的确定及比焓降的分配 (26)第六章整机校核及计算结果的汇总 (28)1整机校核 (28)2. 级内功率： (28)第七章总结 (29)参考文献 (29)附录 (30)课程设计任务设计题目：12 2.83/435N -汽轮机通流部分热力设计已知参数：额定功率：12r P MW = 额定转速：3000/min r新蒸汽压力：0 2.83P MPa = 新蒸汽温度：0435o t C =冷却水温度：116o w t = 排汽压力：'5c p kPa =凝结水泵压头： 1.18cp p MPa = 给水泵压头：0.28fp p MPa =汽轮机相对内效率： 80%ri η= 机械效率： 99%m η=发电机效率： 97%g η= 加热器效率：99%b η=任务与要求：(1) 列出设计任务书；(2) 画出本机组回热系统图，并作简要分析；(3) 作出全机初步拟定的热力过程线，并加以说明；(4) 调节级详细计算及校核结果，（作出速度三角形、级的详细过程线），并作必要的计算说明；(5) 画出整机热力计算程序框图，列出级的计算程序；(6) 压力级（第1级）及低压缸最末级的计算数据的列表汇总，并分析参数选择及计算的正确性、合理性，说明计算过程中出现的问题及解决办法等；第一章 汽轮机热力计算1. 汽轮机基本参数和结构的选择1.1 机组基本参数的确定(1) 再热蒸汽参数本汽轮机的额定功率12r P MW =，参照《汽轮机设计基础》采用中间再热虽然可使热效率相对提高2%~5%，但是采用中间再热后将使机、炉结构，布置及运行复杂化，造价增加，而且只有当功率大于10万kw 时才采用，故本汽轮机不采用中间再热。
简述热电联产机组对外供热系统抽汽方式
简述热电联产机组对外供热系统抽汽方式1 对外供热系统抽汽方式本工程对外工业供汽参数为1.5MPa、350℃，每台机组工业供汽量为156t/h （额定）、312t/h（最大）。
根据660MW二次再热机组热平衡图，汽轮机二次再热冷段和汽轮机四级抽汽作为对外工业供汽的汽源较合适。
引风机拟采用背压式汽轮机驱动，其背压排汽可作为对外工业供汽的汽源。
经咨询引风机小机厂，二次再热热段的温度过高，用于引风机小机进汽不经济；二次再热冷段压力和温度能满足引风机小机进汽要求，故本工程选择二次再热冷段的蒸汽作为引风机背压式汽轮机的汽源。
额定抽汽工况引风机小汽机单台用汽量约为65t/h，每台机组引风机用汽量共130t/h。
本工程对外供热系统抽汽方式有如下方案：方案一：对外工业供汽的汽源为二次再热冷段，引风机采用电机驱动。
汽轮机二次再热冷段参数为3.32MPa、442℃，减温减压至1.5MPa、350℃对外供工业用汽。
额定抽汽工况下，二次再热冷段抽汽为148t/h，另加8t/h减温水，单台机组对外供工业蒸汽量共计156t/h。
方案二：对外工业供汽的汽源为四级抽汽，引风机采用电机驱动。
汽轮机四级抽汽参数为1.5MPa、500℃，减温至350℃后对外供工业用汽。
额定抽汽工况下，四抽抽汽141t/h，另加15t/h减温水，单台机组对外供工业汽量共计156t/h。
方案三：引风机汽驱，汽源为二次再热冷段，参数约为3.319MPa、442℃。
采用背压式引风机汽轮机，排汽参数为1.5MPa、350℃，排汽至工业用汽系统。
额定抽汽工况下，引风机汽轮机背压排汽130t/h，另外需从二次再热冷段抽汽24t/h减温减压至1.5MPa、350℃对外供工业用汽，减温水量为2t/h，单台机组对外供工业蒸汽量共计156t/h。
2 经济效益比较2.1 初投资比较相对于电机驱动的引风机系统，汽机驱动引风机系统复杂、设备较多，需增加相应的汽水管道，由于与主汽轮机的热力系统关系较紧密，对控制系统要求也较高。
第3章—锅炉机组热平衡
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（三）炉渣取样
• 对于煤粉炉来说，炉渣取样同飞灰取样相比是次要的。 • 对采取水力除灰的煤粉炉，在进行试验时，为保持燃烧稳定和避免漏风，
一般不放灰和冲灰。 • 对采取机械除灰的煤粉炉，可每隔30分钟采样一次。 • 一般来说炉渣的原始试样数量应不少于炉渣总量的5%。
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32866Glz Clz BQr
q4fh
Q4fh Qr
100
32866 Gfh B Qr
C fh 100
100
32866GfhC fh BQr
q4
q4lz
q4fh
32866 BQr (GlzClz
G fhC fh )
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• 灰平衡方程
B Aar 100
Glz
Alz 100
G fh
[3]排烟温度过高的原因?
漏风（制粉系统、炉膛、烟道等）
受热面积灰、结渣 给水温度和环境温度
煤质变化
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（4）锅炉散热损失q5 q5为锅炉本体及其范围内各种管道、附件的温度高于环境温度而散 失的热量。
影响q5的主要因素：锅炉额定蒸发量、锅炉实际蒸发量、锅炉外表 面积、外表面温度、保温隔热性能及环境温度等。
Afh 100
B Aar 100
Glz
100 (
Clz
100
)
G fh
100 (
C
fh
100
)
1 Glz (100 Clz ) Gfh (100 Cfh )
Glz
lz BAar
100 Clz
BAar
lz
热力发电厂150MW机组热平衡说明书
得到：
Drh = D0 −D1−D2 −Dsg2 =0.84525693D0 −1250.01273
3.由除氧器 H3 的热平衡方程计算 D3 除氧器出口水量（给水泵出口水量）为
D′fw = Dfw+Dde =1.020201D0 +1758.814
由 H3 热平衡得： ⎡⎣D3(h3 −hw4) + Ddr2(hwd2 −hw4) + Df (h′′f −hw4) + Dsg1(hsg1−hw4) + Dsg2(hsg2 −hw4) + Dh(hh −hw4)⎤⎦ηh
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 tw1 = t −θ1 = 244.76 +1.7 = 246.46 oC
由
p pu fw
= 14.6MPa
tw1 = 246.46 oC
查蒸汽表，出口水焓 hw1
= 1069.41kJ
/
kg
；
而加热器进口水焓可由上一级加热器出口水焓确定。
Dc6 = Dc3 − (D4 + D5 + D6) = 0.693775214D0 −173442.3853
6.由低压加热器 H7 的热平衡方程计算 D7 D7(h7 − h′7)ηh = Dc6(hw7 − hwSG)
即：
D7(2570.57 −170.33) ×0.99 = Dc6 ×(160.08 −155.62)
9
热电机组原则性设计说明书
徐州金方热力节能设备有限公司
由于低压加热器 H5 进口水焓 hwm6 未知，故将疏水泵混合点 M 包 括在 H5 的热平衡范围内，分别列出 H5 和 H6 两个热平衡方程式，然
浅谈600MW超临界纯凝机组供热改造
表 2 600MW 汽轮机纯凝工况蒸汽参数
工况类别 流量（t/h）
高压缸排汽 压力（Mpa） 温度（℃） 流量（t/h）
三段抽汽 压力（Mpa） 温度（℃）
100% 工况 1442 4.08 305 62 1.805 456
75% 工况 1048 3.02 287 42 1.355 457
50% 工况 703 2.07 284 26 0.932 460
从再热冷段抽汽会使进入再热器的蒸汽量减少，容易引 起再热器超温，影响运行安全。参照某 660MW 超超临界锅炉 再热蒸汽允许最大抽取量的计算方法，可知该电厂单台机组 在 100% 负荷时的再热冷段最大抽汽量 100t/h、在 75% 负荷 时的再热冷段最大抽汽量 50t/h、在 50% 负荷时的再热冷段 最大抽汽量 25t/h 均不会引起再热器超温，再热器壁温均具 有一定温度安全裕量。但在实际运行中，特别是在机组连续 加负荷、启动或停运磨煤机操作等工况扰动时，再热器难免 出现超温，此时，运行人员可根据锅炉自身的汽温调方式， 将再热器烟气挡板关至最小开度 10%，让部分烟气旁路过部 分再热器管，降低过热度，也可以采用事故喷水减温。 5.5 供热改造效果
Research and Exploration 研究与探索·工艺流程与应用
浅谈 600MW 超临界纯凝机组供热改造
欧国海 （佛山电建集团有限公司，广东 佛山 528000）
摘要：近年来，我国大力推进工业园区和产业集聚区集中供热，要求提高能源利用效率，减少大气污染物排放， 实现节能减排目标，为此某电厂对 2×600MW 纯凝机组进行了热电联产供热改造。本文从供热负荷现状、供热改造的 抽汽技术、改造方案、改造实施和解决问题等方面对供热改造进行了分析探讨，以期为同类机组供热改造提供参考。
工程热力学(第7章--蒸汽动力循环)
1
T2 T1
从理论上确定了通过热机循环 实现热能转变为机械能的条件 及给定温度范围内循环热效率 的最高极限值，并指出了提高 热机效率的方向和途径，为度 量实际热机循环的热力学完善
s 程度提供了标准。
对于任意复杂循环，可利用相 应的等效卡诺循环（即平均温 度法）来分析其热经济性。
3
任意循环ηt 的分析方法——平均温度法
1
p1
h
1 t1
T1
p2
4
T2 3
2
2 x=1
s
0
s
t
h1 h2 h1 h2
f
( p1,t1,
p2 )
1 T2 T1
t1
p1
p2
12
一、蒸汽初温对热效率的 影响：
设 初 压 p1＝const， 排 汽 压力p2＝const.
提高t1对ηt的影响：
（1）提高初温使平均加热温度升高，而放热温度不变， 则朗肯循环的热效率得到提高； （2）排汽干度增加，即x2′>x2，这有利于改善汽轮机叶 片的工作条件。
受到的限制：排汽压力的降低主要受汽轮机排汽干度下降及环 境温度的限制。目前火电厂的排汽压力最低在0.004MPa左右
15
新课引入
p1
t
x2
为解决二者间的矛盾，可对循环方式 加以改进：采用再热循环。
7-3 再热循环
➢采用再热的目的：提高汽轮机排汽干度，为
初压的提高创造条件；同时提高循环热效率。
➢再热的概念：当蒸汽在汽轮机中膨胀作功而
0
则朗肯循环的热效率可近似地表示为： h
t
w12 q1
h1 h2 h1 h3
h1 h2 h1 h2'
某电厂350_MW机组乏汽余热回收利用改造方案分析
某电厂350 MW机组乏汽余热回收利用改造方案分析夏明1，2许青云1(1.华电电力科学研究院有限公司；2.杭州华电能源工程有限公司浙江杭州 310030)摘要：一方面，随着厂外采暖面积的增长，供热安全性需得到保障；另一方面，国家密集出台相关政策，对火电机组深度调峰提出要求，热电联产机组通过改造获得更深的调峰能力已成为企业生存发展的需要。
以某电厂#1和#2机组乏汽余热回收利用改造为例，通过对比分析不同的技术路径，制订改造方案，有效提高了现有机组的供热能力和调峰能力。
关键词：热电联产 余热回收 回收供热能力 深度调峰中图分类号：TM621文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2023)23-0098-03 Analysis of the Recycling and Transformation Program for the Dead Steam and Waste Heat of a 350 MW Unit in a Power PlantXIA Ming1,2XU Qingyun1(1.China Huadian Electric Power Research Institute Co., Ltd.; 2.Hangzhou Huadian Energy Engineering Co., Ltd.,Hangzhou, Zhejiang Province, 310030 China)Abstract:On the one hand, with the growth of the heating area outside the plant, heating safety needs to be guar‐anteed. On the other hand, the state has intensively introduced relevant policies to put forward requirements for the deep peak-load regulation of thermal power units, and cogeneration units have obtained the deeper peak-load regulation capability through transformation, which have become the needs for the survival and development of enterprises. Taking the recycle and transfromation of the dead steam and waste heat in Unit #1 and Unit #2 of a power plant as a case, a transfromation plan was formulated through the comparative analysis of different technical paths, which effectively improves the heating capacity and peak-load regulation capacity of the existing units.Key Words: Cogeneration; Waste heat recovery; Recycling heating capacity; Deep peak-load regulation为实现“双碳”目标，近年来新能源发电机组快速发展，上网电量逐年增长，传统火电机组需低负荷运行，为新能源上网发电留出空间；而另一方面，传统火电机组在采暖季需要保证一定的机组负荷，保障民生采暖的需要。
350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案
--------1号机组低压缸零出力运行技术方案批准：审核：编写：目录1、编制目的： (2)2、组织机构及分工 (2)3、操作内容： (3)4、操作应具备的条件： (3)5、低压缸零出力投入前的准备工作 (3)6、低压缸零出力投入 (4)7. 低压缸零出力工况下协调控制参数优化，投入CCS、AGC (5)8汽轮机由低压缸零出力工况至抽凝工况切换 (5)9、相关逻辑保护： (6)10、操作注意事项 (9)11、安全措施及预案 (10)附件1：机组各工况热平衡图 (12)附件2：1号机组低压缸零出力标准操作票 (20)--------1号机组低压缸零出力运行技术方案1、编制目的：明确本次1号机组低压缸零出力投入运行工作的任务和各方职责，规范操作项目和操作程序，使各项工作有组织、有计划、有秩序的进行，确保机组在整个操作过程中安全、稳定的运行，特编制本技术方案。
2、组织机构及分工2.1组织机构2.2工作分工发电运行部：负责技术方案的编制，现场的整体组织、指挥工作。
对参与操作人员进行详细的技术交底，包括切换过程及运行中的控制要点及注意事项，负责按照技术方案及标准操作票，执行相关运行操作。
现场操作指挥：当值值长。
操作：1号机当值主值。
配合：1号机当值副值。
监护：发电部对应专业。
设备管理部：负责各工况协调控制参数的优化，负责操作过程中设备的消缺和临时措施的实施，保证操作顺利进行。
安全监察部：监督各岗位人员操作过程中严格遵循“两票三制”制度和遵守安全规程。
3、操作内容：3.1 1号汽轮机由抽凝工况至低压缸零出力工况切换。
3.2 投入CCS升降机组负荷，优化协调控制参数。
3.3 投入机组AGC，协调控制下增减机组负荷。
3.4 1号汽轮机由低压缸零出力工况至抽凝工况切换。
4、操作应具备的条件：4.1 组织机构及人员配备落实到位。
4.2 技术方案审核通过，各参与单位、部门已组织学习，并已经向所有参与操作的相关人员介绍交底。
热平衡
133.8T 2741.3H 46.99G
248.8T 2962.1H 87.18G
364.4T 3188.5H 87.45G
473.0T 3406.5H 75.22G
309.3T 2978.9H 139.21G
355.7T 3059.9H 105.98G
CONDENSER
0.0049P 50G MAKE UP 136.3H 32.5T 33.0T 138.0H 1431.67G CP
BFPT 26448.46
1.158P 3192.6H 1463.73G
0.0059P 2427.6H 124.45G 0.13G
2-DFLP 0.457P 0.13G 0.144P
D C
1.182P 0.11G
8.03G 3354.9H 2.40P
20.71G 19.690P 6.81P
4.79P 0.12G
0.89G 8.90G
I
GC ##
33.4T 139.7H
0.020P HTR-8 60.4T
57.6T 242.4H
0.060P HTR-7 # 86.0T
83.2T 349.8H
0.124P HTR-6 # 105.7T
102.9T 432.6H
0.379P HTR-5 # 141.7T
138.9T 585.3H
1.123P DRTR # 185.0T
191.3T 831.4H
2.280P HTR-3 # 219.1T
219.1T 950.4H
4.645P 259.3T HTR-2 1132.1H # 259.3T
6.604P HTR-1 281.9T
283.6T 1246.5H 2080.20G ##
C330 N350再热抽汽凝汽式汽轮电机说明(85P)
Z726.01/01C330/N350-17.75/0.981/540/540型再热抽汽凝汽式汽轮机产品说明书**汽轮电机(集团)有限责任公司编制：校对：审核：会签：标准审查：审定：批准：目录序号章节名称1前言2 1 主要技术规范和经济指标3 1.1主要技术规范4 1.2技术经济指标及保证条件5 2 总体设计6 2.1机组运行特点7 2.2主蒸汽、再热蒸汽和回热系统8 2.3汽轮机本体辅助系统9 2.4配汽10 2.5阀门管理11 2.6汽封系统12 2.7汽机本体和管道疏水系统13 2.8旁路系统14 2.9真空系统15 2.10润滑油系统16 3 本体结构17 3.1高中压外缸18 3.2高压内缸19 3.3高中压转子20 3.4喷嘴组和高中压隔板21 3.5转子寿命应力监控及汽缸温度监测22 3.6低压缸23 3.7低压转子24 3.8低压隔板25 3.9动叶片26 3.10轴系和支承系统27 3.11轴承和轴系的安全监视28 3.12盘车装置29 3.13阀门和管道30 3.14滑销系统和胀差31 3.15保温和罩壳32 3.16附录前言C330/N350-17.75/0.981/540/540型汽轮机是**汽轮电机（集团）有限公司运用全四维等最新科技联合设计制造的新型一次中间再热两缸两排汽抽汽凝汽式汽轮机。
主要的先进技术有：●通流部分运用先进的全四维/准四维技术全面优化设计；●运用有限元手段对结构强度进行全面分析；●全部动叶叶顶设计为自带冠结构，中低压动叶围带内斜外平，通道光顺；●全新设计的高效动、静叶片型线，保证机组高的通流效率和很好的变工况性能；●高中压隔板汽封、端汽封均采用软态镶齿汽封使汽封安装间隙可以按设计下限要求安装，进一步提高机组经济性；●高中压外缸中分面螺栓设计有螺栓法兰自流冷却/加热，高压内缸设置回热抽汽口，取消高压隔板套等措施防止汽缸中分面漏汽；●动叶顶部汽封设计成退让结构，所有汽封弹簧采用圆柱弹簧；●主油泵与高中压转子的联接采用刚性联接，主油泵采用实心轴。
200MW超高压抽凝式汽轮机组高背压改造的可行性研究
200MW超高压抽凝式汽轮机组高背压改造的可行性研究周博【摘要】当今电力市场200 MW以下机组生存空间越来越小,在东北、内蒙等地区冬季供暖需求量大,通过高背压改造,提高了机组的排汽温度,实现了冬季供暖期间机组排汽余热的利用是拯救老200MW机组最有前景的方案之一.文中对C145/N200-12.7/535/535型汽轮机高背压改造的可行性进行了分析.【期刊名称】《机械工程师》【年(卷),期】2018(000)004【总页数】4页(P133-135,138)【关键词】汽轮机;低真空;光轴;供热;改造;安全【作者】周博【作者单位】哈尔滨汽轮机厂有限责任公司,哈尔滨150046【正文语种】中文【中图分类】TK2670 引言国家政策对现有机组能耗指标及排放标准越趋严格，导致当今电力市场200 MW 以下机组生存空间越来越小[1]。
但随着我国北方地区供热需求进一步增加、供热型式向大面积集中供热发展，整体所需供热量大幅增大。
在此形势下，将原200 MW凝汽式机组进行高背压供热改造就是拯救老200 MW机组最有前景的方案之一。
如今将机组进行高背压供热改造具体有两种方法：一种为低真空供热改造；另一种为高背压光轴改造。
具体改造方案下面分别会进行详细分析论述。
1 高背压改造具体方案分析1.1 循环水低真空供热技术低真空供热是指通过特定的手段降低凝汽器真空度，进而提高机组排汽背压、提高机组排汽温度，利用汽轮机排汽来加热热网循环水，并利用循环水对外进行供热的运行方式[2-7]。
图1 参考热平衡图以某厂200 MW超高压汽轮机为例，机组为三缸两排汽单轴结构型式，具有一次中间再热，进汽参数为12.75 MPa/535℃/535℃。
在原机组冷凝系统基础上，将凝汽器冷却水系统与热网循环水回路通过管道连接，使机组低真空运行时温度较高的凝汽器冷却水可以在热网换热站中释放热量，达到机组排汽为热用户供热的目的。
同时，机组乏汽大量余热得以利用，可以大幅提高机组循环热效率。
N25-3.5435汽轮机通流部分热力计算
第一节25MW汽轮机热力计算一、设计基本参数选择1. 汽轮机类型机组型号：N25-3.5/435。
机组形式：单压、单缸单轴凝器式汽轮机。
2. 基本参数额定功率：P el=25MW；新蒸汽压力P0=3.5MPa，新蒸汽温度t0=435℃；凝汽器压力P c=5.1kPa；汽轮机转速n=3000r/min。
3. 其他参数给水泵出口压力P fp=6.3MPa；凝结水泵出口压力P cp=1.2MPa；机械效率ηm=0.99发电机效率ηg=0.965加热器效率ηh=0.984. 相对内效率的估计根据已有同类机组相关运行数据选择汽轮机的相对内效率，ηri=83%5. 损失的估算主汽阀和调节汽阀节流压力损失：ΔP0=0.05P0=0.175Mpa。
排气阻力损失：ΔP c=0.04P c=0.000204MPa=0.204kPa。
二、汽轮机热力过程线的拟定（1）在h-s图上，根据新蒸汽压力P0=3.5MPa和新蒸汽温度t0=435℃，可确定汽轮机进气状态点0（主汽阀前），并查得该点的比焓值h0=3303.61kJ/kg，比熵s0=6.9593kJ/kg （kg·℃），比体积v0= 0.0897758m3/kg。
（2）在h-s图上，根据初压P0=3.5MPa及主汽阀和调节汽阀节流压力损失ΔP0=0.175Mpa可以确定调节级前压力p0’= P0-ΔP0=3.325MPa，然后根据p0’与h0的交点可以确定调节级级前状态点1，并查得该点的温度t’0=433.88℃，比熵s’0= 6.9820kJ/kg （kg·℃），比体积v’0= 0.0945239m3/kg。
（3）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和排气阻力损失ΔP c=0.000204MPa，可以确定排气压力p c’=P c+ΔP c=0.005304MPa。
（4）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和s0=6.9593kJ/kg（kg·℃）可以确定气缸理想出口状态点2t，并查得该点比焓值h ct=2124.02kJ/kg，温度t ct=33.23℃，比体积v ct=22.6694183 m3/kg，干度x ct=0.8194。
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59.59 1108.6 252.7 S △t= 5.6 B 1052.00 904.0 206.87 △t= -1.0 A C 400.0 83.79 3045.8 330.80 3.9727 高压缸
6655.2 kJ/kW.h
3.9112 kg/kW.h
7#
S E 143.4 918.8 212.5 回水 170.4 △t= 5.6 721.099 199.5 753.7 177.7 1052.00 713.0 168.30 D CY 43.46 3081.0 0.7600 409.08 433.6 102.94 △t= 2.8 400.00 3081.0 310.85 0.8000 56.08 3327.0 1.8281 1052.00 744.3 172.15 59.59 3146.7 387.13 5.9481
1052.00 1199.5 274.00 △t= -1.0
锅炉
A
1052.00 3397.3 538.00 16.671
863.58 3534.6 538.00 3.7345
863.58 3045.8 330.79 3.9728
△t= 5.6 1052.00 1084.2 247.11 △t= -1.0 B J
J 40.47 2251.1 BFPT
56.08 3327.0 434.94 1.9244 C D 48.85 3081.0 310.85 0.8000 E S J
中压缸
40.47 3081.0 310.85 0.8000
流量 t/h 焓值 kJ/kg
温度 ℃ 压力MPa.a
3# 2#
64.0 225.3 33.3
J 40.47 2251.1 BFPT
56.08 3327.0 434.94 1.9244 C D 54.88 3081.0 310.85 0.8000 E S J
中压缸
40.47 3081.0 310.85 0.8000
流量 t/h 焓值 kJ/kg
温度 ℃ 压力MPa.a
3# 2#
92.0 248.2 33.1
59.56 1108.6 252.7 S △t= 5.6 B 1052.00 904.0 206.87 △t= -1.0 A C 225.0 83.80 3045.8 330.79 3.9728 高压缸
7227.9 kJ/kW.h
3.4513 kg/kW.h
7#
S E 143.4 918.8 212.5 回水 170.4 △t= 5.6 721.099 199.4 753.7 177.7 1052.00 713.0 168.30 D CY 52.15 3081.0 0.7600 575.40 481.1 114.19 △t= 2.8 225.00 3081.0 310.85 0.8000 56.08 3327.0 1.8282 1052.00 744.3 172.15 59.56 3146.7 387.11 5.9472
8#
59.56 3146.7 5.7688
计 算 热 耗=
0.00
计 算 汽 耗=
发电机端功率= 289418 kW
59.56 1108.6 252.7 S △t= 5.6 B 1052.00 904.0 206.87 △t= -1.0 A C 回水 300.0 83.80 3045.8 330.79 3.9728 高压缸
1052.00 3397.3 538.00 16.671
863.52 3045.8 330.80 3.9727
△t= 5.6 1052.00 1084.1 247.11 △t= -1.0 B J
8#
59.59 3146.7 5.7696
计 算 热 耗=
0.00
计 算 汽 耗=
发电机端功率= 268973 kW
△t= 2.8 21.78 2721.9 0.1123
601.78 3081.0 310.85 0.8000
83.80 3045.8 3.8537
S J
ห้องสมุดไป่ตู้
采暖抽汽
△t= 5.6 15.06 411.1 98.1 △t= 5.6 31.13 332.3 79.4 △t= 5.6 503.71 217.28 51.48 49.88 237.0 57.1 503.71 311.4 73.78
6# 4#
E F 15.06 2833.9 0.1561 503.71 389.9 92.53
40.47 S J 399.07 2335.1 32.54 0.0049 J 0.41 3087.8 0.0951 439.97 138.61 33.11 440.0 136.3 32.54
发电机
冷凝器
1052.00 1199.6 274.01 △t= -1.0
锅炉
A
863.52 3534.6 538.00 3.7343
2606.3 0.0433 2833.9 0.1643
16.06 2722.1 122.09 0.0901 11.89 2472.5 54.89 0.0157
低压缸
额定抽汽工况热平衡图
1#
轴加 0.41 412.0 98.2
△t= 2.8 11.89 2472.5 0.0149 439.97 141.08 33.27
J 40.47 2251.1 BFPT
56.08 3327.0 434.93 1.9243 C D 43.46 3081.0 310.85 0.8000 E S J
中压缸
40.47 3081.0 310.85 0.8000
流量 t/h 焓值 kJ/kg
温度 ℃ 压力MPa.a
3# 2#
47.0 206.5 33.4
2606.0 0.0501 2833.8 0.1899
18.87 2722.0 122.77 0.1041 16.63 2470.7 57.80 0.0180
低压缸
75%额定抽汽工况热平衡图
1#
轴加 0.41 412.0 98.2
△t= 2.8 16.63 2470.7 0.0171 498.01 140.79 33.20
40.47 S J 321.44 2355.4 32.54 0.0049 J 0.41 3087.8 0.0951 362.35 138.61 33.11 362.4 136.3 32.54
发电机
冷凝器
1052.00 1199.5 274.00 △t= -1.0
锅炉
A
863.58 3534.6 538.00 3.7345
J 40.47 2251.1 BFPT
56.08 3327.0 434.94 1.9244 C D 52.15 3081.0 310.85 0.8000 E S J
中压缸
40.47 3081.0 310.85 0.8000
流量 t/h 焓值 kJ/kg
温度 ℃ 压力MPa.a
3# 2#
77.6 237.4 33.2
△t= 2.8 18.87 2722.0 0.0989
529.51 3081.0 310.85 0.8000
J S
G S 498.01 228.21 54.13 H 2.23 2775.2
G
△t= 2.8 22.12 2606.0 0.0476
低压缸
22.12 81.41 17.80 181.22 E F H
40.47 S J 457.11 2324.3 32.54 0.0049 J 0.41 3087.8 0.0951 498.01 138.61 33.11 498.0 136.3 32.54
发电机
冷凝器
1052.00 1199.5 274.00 △t= -1.0
锅炉
A
1052.00 3397.3 538.00 16.671
863.57 3534.6 538.00 3.7345
863.57 3045.8 330.79 3.9729
△t= 5.6 1052.00 1084.2 247.11 △t= -1.0 B J
8#
59.56 3146.6 5.7687
计 算 热 耗=
0.00
计 算 汽 耗=
发电机端功率= 320218 kW
83.80 3045.8 3.8536
S J
采暖抽汽
△t= 5.6 17.80 427.9 102.1 △t= 5.6 36.66 347.3 82.9 △t= 5.6 575.40 229.44 54.39 58.78 249.1 60.0 575.40 326.3 77.34
6# 4#
E F 17.80 2833.8 0.1804 575.40 406.6 96.51
2606.4 0.0343 2834.0 0.1305
12.50 2722.2 121.16 0.0715 6.16 2475.0 50.37 0.0126
低压缸
最大抽汽工况热平衡图
1#
轴加 0.41 412.0 98.2
△t= 2.8 6.16 2475.0 0.0119 362.35 141.61 33.39
△t= 2.8 16.06 2722.1 0.0856
457.81 3081.0 310.85 0.8000
J S
G S 439.97 216.12 51.24 H 2.23 2775.2
G
△t= 2.8 18.75 2606.3 0.0412
低压缸
18.75 77.82 15.06 180.54 E F H
59.56 1108.6 252.7 S △t= 5.6 B 1052.00 904.0 206.87 △t= -1.0 A C 150.0 83.80 3045.8 330.79 3.9729 高压缸