300MW机组进行原则性热力系统计算(共40页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上摘 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) th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

2、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 录专心-专注-专业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。喷水减温是直接接触式热交换，惯性小，调节灵敏，易于自动化，加上其结构简单，因此在电站锅炉普遍采用。而表面式减温器由于结构复杂，调温惯性大，只在给水品质要求低的小型锅炉中采用。再热器不宜采用喷水减温，因为会使电厂的循环热效率降低。喷入再热器的水在低压下被加热汽化和过热，仅在气轮机的中低压缸中做功，犹如附加

3、了一个中压循环系统，中压循环效率降低，因此将整个系统的循环热效率降低。对一般超高压机组，再热器每喷水1%，将使循环热效率降低0.1%0.2%。一般喷水减温只作为再热器事故喷水减温装置，在少数情况下也将喷水减温的方法与其他调温方法相配合，作为再热汽温的微调方法。对再热蒸汽喷水减温这一不合理调整方法很少有人进行较精确的定量分析。为弄清此类不正常的运行调温方式对机组各项热经济指标的影响程度和再热蒸汽喷水量大小对机组经济性影响的变化规律，拟对300MW功率下机组再热蒸汽喷水0t/h、5t/h、10 t/h、15 t/h、25 t/h工况下的原则性热力系统进行对比计算，从中找出再热蒸汽喷水量与机组热经济

4、性变化之间的客观规律，并对机组热经济性的改善和提高提出合理化建议与分析。为排除外扰对系统产生的干扰，计算在定负荷300 MW稳定运行工况下进行。再热蒸汽喷水减温，属于系统内人为的小水流内扰现象。严格地讲，任何内扰都会使系统各计算点上热力学参数发生变化，从而改变了系统的热经济性。精确确定内扰对各计算点上热力学参数变化量是十分困难的。当内扰动量变化较小时，系统各计算点上热力学参数变化不大；在再热蒸汽喷水量小于耗汽量的4情况下，认为各计算点上热力学参数不变，由此而引起的计算误差很小，使计算的困难大大降低。计算按原则性热力系统（如图1-1）进行。所有原始数据来源于机组设计资料，计算归纳整理出各计算点的

5、汽水参数后，依此求取各级抽气量、再热蒸汽流量、汽轮机低压缸排汽量和汽轮机的汽耗量，最后对热力系统因再热蒸汽喷水所引起的热经济性变化幅度给出定量分析。2. 汽轮机概况2.1机组概况本计算选取东方汽轮机厂生产的汽轮机组，型号为N300-16.7/537/537-2型亚临界一次中间再热单轴双缸两排汽、冷凝式机组，其额定功率为300MW，对应的额定参数下的蒸汽流量约为935t/h,根据机、炉、电的协调，汽轮机可最大发连续功率为330MW，其对应的蒸汽流量约为1025t/h。如果这时锅炉尚具有5%的超压能力，汽轮机可再增加约为5%的出力，称为VWO+5%工况或强度限制工况。能否达到上述的数值，还要取决于

6、电机和辅机系统等允许的最大出力。汽轮机的本体部分，采用高中压合缸结构，汽缸的上下半部，都为整体铸件，汽轮机的高中压的高压部分具有内缸，为双层缸结构。高压部分有1个调节级及9个压力级（共10级），而中压侧有6个压力级。高压缸配汽方式采用喷嘴调节。调节级叶片选用引进西屋技术的三联叶片，叶根为插入式，有三个销钉固定。该叶片曾用于美国西屋公司600MW机组，能适应负荷的频繁变化，具有很高的可靠性。其余高压级及中压级叶片都取用了效率高的加宽型扭曲叶片，高压缸叶片采用“T”型叶根，中压缸15级叶片采用双“T”叶根，第6级菌型叶根，增加了叶根强度的可靠性。所有隔板全部采用了焊接结构，其汽道为带宽窄静叶片的分

7、流叶栅，具有效率高，隔板刚性好的特点，这些新技术已被国外一些著名汽轮机厂所采用。引人注目的低压缸，是汽轮机的关键所在，经过慎重考虑，全部采用美国GE公司的技术。汽缸为双层焊接缸结构，上下共分为六块，以便于运输。低压转子为整锻（转子直径1670mm），通流部分的尺寸也和CE技术一样，低压26级，叶片的高度依次为89、120、183、321、492、851mm。这样的低压缸在世界上已有数百台在运行，实践证明，它具有很高的效率，极高的安全可靠性能和很好的负荷适应能力。全机共有八段非调整抽汽，送到相应的三台高压加热器，一台除氧器和四台低压加热器中去，以加热给水。疏水逐级自流，高加疏水到除氧器，低加疏水

8、至冷凝器，本机不设疏水泵。除氧器为混合式加热器，各高压加热器和低压加热器均为表面式。各高低压加热器均设有疏水冷却段。各高压加热器同时设有过热蒸汽冷却段。该机组的原则性热力系统图如图1-1所示。机组的新蒸汽先后经过主汽门，调速汽门进入汽轮机。新蒸汽是通过导汽管进入上下缸的，每根导管和喷嘴室之间采用滑动连接，这将有利于在温度变化时，使可能产生的热应力减到最低值。新蒸汽在高压部分作功后，通过外缸下部两个分开的排汽口进入再热器。蒸汽再热后，通过再热管道和中联门进入中压缸继续作功，蒸汽通过中压叶栅作功后，经过联通管进入低压汽缸，蒸汽在低压缸中部进入，向两边分流，通过叶栅作功后，在尾部排入凝汽器，形成对称

9、分流式低压缸。本机组是按积木块设计原则设计的。所谓积木块设计是制造单位根据市场预测和产品发展需要预先设计成的定型结构。它可以在一定参数范围内，满足不同功率的要求，以适应不同容量和不同规格的机组。因此积木块原则设计的产品有较大的系列化和通用化程度，可缩短产品的生产周期，将降低成本，增加安全可靠性。本机组能适应调峰运行，负荷为50%100%额定负荷或作两班制运行，周末停机。热态启动时，机组能满足快速增减负荷的要求，在机组本体结构和调节系统的设计中都已充分考虑到这样需要。2.2机组的主要技术参数型号：N300MW-16.7/537/537-2型型式：亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机额定功率（经济

10、功率）：300MW最大连续功率：330MW新蒸汽参数： 新蒸汽压力p0=16.7MPa新蒸汽温度t0=537再热蒸汽参数： 高压缸排汽prh =3.71MPa, trh =321中压缸进汽prh=3.36MPa, trh=537低压缸排汽压力： pc=0.005MPa给水温度： tfw=270.12.3 额定工况下机组各回热抽汽参数额定工况下机组各回热抽汽参数如表2-1。项目单位抽气压力5.163.581.460.7440.4770.2710.08180.0173抽气焓3151.803069.033330.253151.623048.482831.442725.652516抽气压损646644

11、66加热器压力4.85043.43681.37240.699360.457290.260160.076890.01626加热器饱和水温261.1241.5194.1164.9148.6128.892.455.7水侧压力21.3521.3521.350.699361.671.671.671.67加热端差00-0.500233出口水温262.5241.5194.6164.9148.6126.889.452.7出口水比焓1143.521047.07837.40697.17627.0533.72375.66222.04进口水温241.5194.6168.5148.6126.889.452.732.4进

12、水比焓1047.07837.40723.67627.0533.72375.66222.04145.04疏水比焓1082.82864.82748.06697.17626.17538.18387.034233.663.锅炉概况3.1 锅炉设备的作用及构成电厂一号机组的单机容量为30万千瓦，由东方锅炉厂首次试生产的DG1025-18.2/540/540-2型亚临界，中间再热，自然循环，全悬吊，平衡通风，燃煤汽包锅炉，与东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-2型汽轮机组相匹配。1) 锅炉为自然循环单炉膛汽包锅炉，采用型布置，切向燃烧，固态除渣，平衡通风。2）调温方式：过热蒸汽以喷水为主

13、；再热蒸汽以摆动燃烧器调节为主。再热器喷水调温方式仅用于事故情况下。3）锅炉尾部装二台容克式三分仓再生式空气预热器，采用较高的出口风温以满足燃用低挥发份贫煤的需要。4）采用高强度螺栓与焊接相结合的钢构架，运转层（12.6m）以上为露天布置。5）采用湿式水封除渣装置。6）高能程控点火，程控吹灰与排污。7）锅炉按带基本负荷，定压运行方式设计；也可按变压方式运行，有一定的调峰能力。3.2本锅炉设计有以下特点1）锅炉的炉膛容积较大，炉膛容积热负荷较低。2） 过热器和再热器结构合理，气温特性岁符合变化较平稳。3）在高热负荷去的水冷壁采用内螺纹管，以防止发生膜态沸腾。4）气包设计合理。5) 采用四角布置，

14、切圆燃烧，摆动式燃烧器。6) 锅炉空气预热器按美国ABB-CE公司的技术设计制造，没太锅炉配置2太容克式三分仓空气预热器。3.3锅炉型式和参数锅炉型式：DG1025-18.2/540/540-2型亚临界压力自然循环汽包锅炉最大连续蒸发量参数： Db1025t/h， Pb=18.20MPa, tb=540再热器入口蒸汽参数：Pbrh,i=4MPa, tbrh,i=330再热器出口蒸汽参数：Pbrh,o=3.79MPa, tbrh,o=540汽包压力：Pqb=19.07MPa锅炉效率：b=92%3.4其他数据整理锅炉连续排污量：Dbl=0.01Db=0.0101 D0全厂汽水损失量：D1=0.01

15、Db给水泵小汽机耗汽量：Dt=72.05t/h给水泵出口-过热器减温水量：Dd=33.46 t/h给水回热加热器效率：h=0.999排污扩容器效率：f=0.98系统补充水入口水温：tma=20, hw,ma=62.8KJ/Kg连续排污扩容器压力：Pf=0.9MPa计算工况下机组机械损失：Pm=3200KW发电机损失：Pg=6439KW给水泵组的工质焓升：hwpu=25.56KJ/Kg凝结水泵的焓升：hwcp=1.68 KJ/Kg轴封汽量及其参数：如表3-2表3-2轴封汽量及其参数表项目单位Dsg1Dsg2Dsg3Dsg4汽量t/h7.397.84.421.42汽焓KJ/Kg3402333930

16、703087去处至GJ3至GJ1至除氧器至SG4. 机组原则性热力系统求解全厂原则性热力系统计算的基本公式和原理与机组原则性热力系统计算相同。因为全厂的热经济指标，关键在于汽轮机的热经济性，回热系统又是全厂热力系统的基础。为此，全厂热力系统计算的核心仍是求得汽轮机各级抽汽量、凝汽量（或新汽量），或总功率。计算的基本公式仍是热平衡、物质平衡和汽轮机的功率方程式。计算的原理是求解多元一次方程组。计算用相对量（以汽轮机做功的新汽耗量D0为基准）进行。由于全厂热力系统不仅涉及汽轮机回热系统，还要涉及锅炉、主蒸汽管道、辅助热力系统等，故在计算步骤和一些概念上，与机组热力系统计算有某些不同。首先，在概念上

17、对全厂而言，汽轮机的汽耗就不能只包括参与做功的那部分蒸汽D0，某些与汽轮机运行有关的非做功的汽耗，如门杆漏汽Dlv、轴封漏汽Dsg等，也应划归汽轮机，这个汽轮机的汽耗用D0表示，即D0= D0+Dlv + Dsg。相应的汽轮机热耗Q0也与D0有关，且对全厂而言Q0还应包括辅助热力系统引入汽机回热系统时带入的热量。同样对全厂而言，汽轮机绝对内效率i，也对应着这个热耗，显然，它与汽轮机厂家提供的i是有所不同的。为使全厂热力系统计算能顺利进行，在计算内容和步骤上，较机组热力系统计算要增加全厂的物质平衡和辅助热力系统计算两部分，它们都应在回热系统计算前进行。为减少全厂物质平衡计算过程中的未知数。可将全

18、厂各处汽水流量依物质平衡关系，表示为汽轮机参与做功新汽耗量D0的函数，如Db= D0Dl=f(D0)，Dfw=f(D0)，D0=f(D0) ，Df=f(D0)，Dbl=f(D0)，Dma=f(D0)等。辅助热力系统计算一般包括锅炉连续排污利用系统和对外供热系统。它们对回热系统都有影响，且相对于回热系统它们属于“外部系统”，因此在全厂热系统计算中采用“先外后内”的计算步骤。现在先以再热蒸汽喷水流量Dzp=0t/h,即额定工况下进行计算，计算出系统热经济指标(热耗率、绝对电效率、系统热耗率、标准煤耗率等)，再以机组再热蒸汽喷水流量Dzp=5t/h、10 t/h、15 t/h、25 t/h工况下的原

19、则性热力系统进行对比计算，从中找出再热蒸汽喷水量与机组热经济性变化之间的客观规律，并对机组热经济性的改善和提高提出合理化建议与分析。4.1额定工况下的原则性热力系统计算再热蒸汽喷水流量Dzp=0t/h时为额定工况，记为工况一。4.1.1整理原始数据如表2 14.1.2整理过、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数表4-3 整理过、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数表汽水参数单位锅炉过热器（出口）汽机高压缸（入口）锅炉汽包排污水连续排污扩容器再热器压力PMPa18.2016.720.400.903.44(入口)3.22(出口)温度t540537314(入口)540(出口)汽焓hKJ/Kg3520.63694

20、.42772.13019.31(入口)3538.02(出口)水焓hwKJ/Kg1848.10742.64再热汽焓升qrhKJ/Kg518.724.1.3全厂物质平衡汽轮机总耗汽量D0=D0锅炉蒸发量Db= D0Dl= D00.01Db=1.0101 D0锅炉给水量DfwDfw =DbDblDd=Db0.01 DbDd= 1.0202D033.46103排污扩容器的扩容蒸汽量Df 未回收的排污水量系统补充水量4.1.4 计算汽轮机各段抽汽量Dj和凝汽流量Dc 4.1.4.1 由高压加热器GJ1热平衡计算Dl4.1.4.2 由高压加热器GJ2热平衡计算D2GJ2的疏水4.1.4.3 再热蒸汽量Dr

21、h由于高压缸轴封漏出中，在返回高压缸排汽进入中压缸夹层，故从高压缸物质平衡可得：4.1.4.4 由高压加热器GJ3热平衡计算D3给水泵出口水焓： 697.17+25.56722.73KJ/KgGJ3疏水Ds34.1.4.5 除氧器的计算除氧器出口水量（给水泵出口水量）=除氧器抽汽量第四级抽汽量除氧器进水量4.1.4.6 由低压加热器DJ4热平衡计算4.1.4.7 由低压加热器DJ3热平衡计算DJ3的的疏水4.1.4.8 由低压加热器DJ2热平衡计算DJ2的疏水量 4.1.4.9由低压加热器DJ1、轴加SG和热井构成一整体的热平衡计算D84.1.4.10 由热井物质平衡求Dc4.1.4.11 计

22、算D0根据汽轮机最大工况时内功率，由汽轮机功率方程式求D0= (+3200+6439)3600其中：h0=3394.4 KJ/Kg hrh=518.72 KJ/Kg h1=3151.8 KJ/Kg h2=3069.03KJ/Kg h3=3330.25 KJ/Kg h4=3151.62 KJ/Kg h5=3048.48 KJ/Kg h6=2931.44KJ/Kg h7=2725.65KJ/Kg h8=2516KJ/Kg hc=2335.51 KJ/Kg KJ/Kg hsg2=3339 KJ/Kg KJ/Kg hsg3=3070 KJ/Kg KJ/Kg hsg4=3087 KJ/Kg代入数据可得：

23、D0=925.000 t/h4.1.4.12 各项流量列表汽轮机汽耗量D0=D0=925.000 t/h锅炉蒸发量Db=1.0101 D0 =934.343 t/h锅炉给水量Dfw = 1.0202D033.46103=914.865 t/hDfw = 1.0202D0=943.685 t/h锅炉排污量Dbl=0.0101D0=9.343 t/h锅炉未排污量Dbl =0.0048D0=4.662 t/h扩容蒸汽量 Df=0.0053D0=4.681 t/h全厂汽水损失 D1=0.01Db=9.343 t/h系统补充水量 Dma=0.0149D0=14.005 t/h再热蒸汽量 Drh=0.84

24、231D0-8.4307103=783.708 t/h各级换热器抽汽量：51.306 t/h72.856 t/h23.171 t/h62.531 t/h26.520 t/h27.030 t/h25.098 t/h53.099 t/h汽轮机排汽量：561.420 t/h除氧器耗汽量：27.131 t/h通过进行热井物质平衡与汽轮机物质平衡求得凝汽流量Dc来进行计算误差检查。热井物质平衡：561.420 t/h汽轮机物质平衡：代入数据可得：561.784 t/h(DcDc#)/ Dc=(561.420561.784)/ 561.420 =0.06%经检验，计算误差很小。4.1.5热经济指标计算4.

25、1.5.1机组热耗量代入数据可得：.5570103KJ/h机组热耗率 =.5570103/=8244.016 绝对电效率 =3600/8244.016=0.锅炉热负荷代入数据可得：.82103KJ/h管道效率 =.5570103/(.82103)=0.9861全厂热效率 =0.920.436680.9861=0.全厂热耗率 =3600/0.=8645.5331 发电标准煤耗率 =0.123/0.=309.88410-3 4.2非额定工况下的原则性热力系统计算再热蒸汽喷水减温，属于系统内人为的小水流内扰现象。严格地讲，任何内扰都会使系统各计算点上热力学参数发生变化，从而改变了系统的热经济性。精确

26、确定内扰对各计算点上热力学参数变化量是十分困难的。本计算内扰动量变化较小，系统各计算点上热力学参数变化不大。当再热蒸汽喷水流量Dzp=0t/h时的工况记为额定工况，再热蒸汽喷水流量Dzp=5t/h，10t/h,15t/h,25t/h为非额定工况。4.2.1再热蒸汽喷水流量为Dzp4.2.1.1整理原始数据及过、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数原始数据及过、再热蒸汽及排污扩容器计算点参数同工况一。4.2.1.2全厂物质平衡汽轮机总耗汽量D0=D0锅炉蒸发量Db= D0Dl= D00.01Db=1.0101 D0锅炉给水量DfwDfw =DbDblDdDzp=Db0.01 DbDdDzp= 1.02

27、02D033.46103Dzp排污扩容器的扩容蒸汽量Df 未回收的排污水量系统补充水量4.2.1.3 计算汽轮机各段抽汽量Dj和凝汽流量Dc1）由高压加热器GJ1热平衡计算Dl2）由高压加热器GJ2热平衡计算D2GJ2的疏水3） 再热蒸汽量Drh由于高压缸轴封漏出中，在返回高压缸排汽进入中压缸夹层，故从高压缸物质平衡可得：4）由高压加热器GJ3热平衡计算D3给水泵出口水焓：697.17+25.56722.73KJ/KgGJ3疏水Ds35）除氧器的计算除氧器出口水量（给水泵出口水量）除氧器抽汽量第四级抽汽量除氧器进水量6）由低压加热器DJ4热平衡计算7）由低压加热器DJ3热平衡计算DJ3的的疏水

28、 8）由低压加热器DJ2热平衡计算DJ2的疏水量 9）由低压加热器DJ1、轴加SG和热井构成一整体的热平衡计算D810）由热井物质平衡求Dc11）计算D0根据汽轮机最大工况时内功率，由汽轮机功率方程式求D0= (+3200+6439)3600其中： h0=3394.4 KJ/Kg hrh=518.72 KJ/Kg h1=3151.8KJ/Kg h2=3069.03 KJ/Kg h3=3330.25 KJ/Kg h4=3151.62 KJ/Kg h5=3048.48 KJ/Kg h6=2931.44 KJ/Kg h7=2725.05KJ/Kg h8=2516 KJ/Kg hc=2335.51 K

29、J/Kg KJ/Kg hsg2=3339 KJ/Kg KJ/Kg hsg3=3070 KJ/Kg KJ/Kg hsg4=3087 KJ/Kg代入数据可得：D0=925.000.8448Dzp4.2.2工况二再热蒸汽喷水流量Dzp=5t/h4.2.2.1各项流量列表汽轮机汽耗量D0=D0=925.000.8442Dzp=920.779 t/h锅炉蒸发量Db=1.0101 D0 =930.0795 t/h锅炉给水量Dfw = 1.0202D033.46103Dzp =910.559 t/hDfw = 1.0202D0Dzp =939.379 t/h锅炉排污量Dbl=0.0101D0=9.300 t

30、/h锅炉未排污量Dbl =0.0048D0=4.641 t/h扩容蒸汽量 Df=0.0053D0=4.659 t/h全厂汽水损失 D1=0.01Db=9.300 t/h系统补充水量 Dma=0.0149D0=13.942 t/h再热蒸汽量 Drh=0.74113D08.431103+ Dzp =785.111 t/h各级换热器抽汽量=51.024 t/h=72.514 t/h=23.026 t/h=62.624 t/h=26.570 t/h=27.080 t/h=25.145 t/h=53.200 t/h汽轮机排汽量562.626 t/h除氧器耗汽量27.224 t/h通过进行热井物质平衡与汽

31、轮机物质平衡求得凝汽流量Dc来进行计算误差检查。热井物质平衡：562.626 t/h汽轮机物质平衡：代入数据可得：562.991 t/h(DcDc#)/ Dc=(562.626562.991)/ 562.626=0.06%经检验，计算误差很小。4.2.2.2热经济指标计算机组热耗量代入数据可得：.949103KJ/h机组热耗率 =.949103/=8253.200 绝对电效率 =3600/7861.8120=0.锅炉热负荷代入数据可得：.084103KJ/h管道效率 =.949103/(.084103)=0.9860全厂热效率 =0.920.0.9860=0.全厂热耗率 =3600/0.=86

32、66.9716 发电标准煤耗率 =0.123/0.=310.20610-3 4.2.3工况三再热蒸汽喷水流量Dzp=10t/h4.2.3.1各项流量列表汽轮机汽耗量D0=D0=925.0000.8442Dzp=916.554 t/h锅炉蒸发量Db=1.0101 D0 =925.811 t/h锅炉给水量Dfw = 1.0202D033.46103Dzp =906.248 t/hDfw = 1.0202D0Dzp =935.068 t/h锅炉排污量Dbl=0.0101D0=9.257 t/h锅炉未排污量Dbl =0.0048D0=4.619 t/h扩容蒸汽量 Df=0.0053D0=4.638 t

33、/h全厂汽水损失 D1=0.01Db=9.257 t/h系统补充水量 Dma=0.0149D0=13.878 t/h再热蒸汽量 Drh=0.74113D08.431103+ Dzp =786.512 t/h各级换热器抽汽量=50.742 t/h=72.171 t/h=22.882 t/h=62.717 t/h=26.618 t/h=27.130 t/h=25.192 t/h=53.303 t/h汽轮机排汽量563.829 t/h除氧器耗汽量27.317 t/h通过进行热井物质平衡与汽轮机物质平衡求得凝汽流量Dc来进行计算误差检查。热井物质平衡：563.829 t/h汽轮机物质平衡：代入数据可得

34、：564.194 t/h(DcDc#)/ Dc=(563.829564.194)/ 563.829=0.06%经检验，计算误差很小。4.2.3.2热经济指标计算机组热耗量代入数据可得：.749103KJ/h机组热耗率 =.749103/=8262.362 绝对电效率 =3600/8262.362 =0.锅炉热负荷代入数据可得：.965103KJ/h管道效率 =.749103/(.965103)=0.98596全厂热效率 =0.920.0.98596=0.全厂热耗率 =3600/0.4149=8676.7895 发电标准煤耗率 =0.123/0.4149=310.52510-3 4.2.4工况四

35、再热蒸汽喷水流量Dzp=15t/h4.2.4.1各项流量列表汽轮机汽耗量D0=D0=925.0000.8442Dzp=912.303 t/h锅炉蒸发量Db=1.0101 D0 =921.517 t/h锅炉给水量Dfw = 1.0202D033.46103Dzp =901.912 t/hDfw = 1.0202D0Dzp =930.732 t/h锅炉排污量Dbl=0.0101D0=9.214 t/h锅炉未排污量Dbl =0.0048D0=4.598 t/h扩容蒸汽量 Df=0.0053D0=4.616 t/h全厂汽水损失 D1=0.01Db=9.214 t/h系统补充水量 Dma=0.0149D

36、0=13.813 t/h再热蒸汽量 Drh=0.74113D08.431103+ Dzp =787.890 t/h各级换热器抽汽量=50.458 t/h=71.826 t/h=22.736 t/h=62.800 t/h=26.667 t/h=27.179 t/h=25.238 t/h=53.403 t/h汽轮机排汽量565.016 t/h除氧器耗汽量27.410 t/h通过进行热井物质平衡与汽轮机物质平衡求得凝汽流量Dc来 进行计算误差检查。热井物质平衡：565.016 t/h汽轮机物质平衡：代入数据可得：565.390 t/h(DcDc#)/ Dc=(565.016565.390)/ 565

37、.016=0.06%经检验，计算误差很小。4.2.4.2热经济指标计算机组热耗量代入数据可得：.002103KJ/h机组热耗率 =.002103/=8271.278 绝对电效率 =3600/8271.278=0.锅炉热负荷代入数据可得：.299103KJ/h管道效率 =.522103/(.299103)=0.98717全厂热效率 =0.920.45680.98717=0.全厂热耗率 =3600/0.41486=8677.6262 发电标准煤耗率 =0.123/0.41486=310.83610-3 4.2.5工况五再热蒸汽喷水流量Dzp=25t/h4.2.5.1各项流量列表汽轮机汽耗量D0=D

38、0=925.0000.8442Dzp=903.88 t/h锅炉蒸发量Db=1.0101 D0 =913.009 t/h锅炉给水量Dfw = 1.0202D033.46103Dzp =893.318 t/hDfw = 1.0202D0Dzp =922.138 t/h锅炉排污量Dbl=0.0101D0=9.129 t/h锅炉未排污量Dbl =0.0048D0=4.555 t/h扩容蒸汽量 Df=0.0053D0=4.574 t/h全厂汽水损失 D1=0.01Db=9.129 t/h系统补充水量 Dma=0.0149D0=13.686 t/h再热蒸汽量 Drh=0.74113D08.431103+

39、Dzp =790.713 t/h各级换热器抽汽量=49.895 t/h=71.142 t/h=22.448 t/h=62.999 t/h=26.767 t/h=27.282 t/h=25.332 t/h=53.608 t/h汽轮机排汽量567.438 t/h除氧器耗汽量27.598 t/h通过进行热井物质平衡与汽轮机物质平衡求得凝汽流量Dc来 进行计算误差检查。热井物质平衡：567.438 t/h汽轮机物质平衡：代入数据可得：567.802 t/h(DcDc#)/ Dc=(567.438567.802)/ 567.438=0.06%经检验，计算误差很小。4.2.5.2热经济指标计算机组热耗量代

40、入数据可得：.522103KJ/h机组热耗率 =.522103/=8289.837绝对电效率 =3600/7890.7944=0.锅炉热负荷代入数据可得：.1764103KJ/h管道效率 =.522103/(.1764103)=0.98589全厂热效率 =0.920.0.98589=0.全厂热耗率 =3600/0.41378=8700.2755 发电标准煤耗率 =0.123/0.41378=311.48510-3 5. 计算结果汇总与分析5.1各项汽水流量的计算结果 所有经严格校核后的流量计算结果见表5-1。表5-1 各项汽水流量的计算结果再热蒸汽喷水量变化工况工况一工况二工况三工况四工况五汽轮机的汽耗量D0=D0925.000920.779916.554912.303903.88锅炉蒸发量Db934.343930.079925.811921.517913.009锅炉给水量（不计减温水）Dfw914.865910.559906.248901.912893.318锅炉给水量（计入减温水）Dfw 943.685939.379935.068930.732922.138锅炉排污水量Dbl9.3439.3009.2579.2149.129锅炉