发电厂原则性热力系统.pptx

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1、第一节 发电厂原则性热力系统拟定 凝汽式发电厂热力系统由锅炉本体汽水系统、汽轮机本体热力系统、机炉间连接管道系统和全厂公用汽水系统组成：名称名称组成组成锅炉本体汽水系统锅炉本体汽水系统锅炉本体汽水循环系统、主蒸汽及再热蒸汽减温水系统、给水调节系统、排污和疏放水系统汽轮机本体热力系统汽轮机本体热力系统表面式回热加热系统、凝汽系统、汽封系统、本体疏放水系统机炉间连接系统机炉间连接系统主蒸汽系统、低高温再热蒸汽系统和给水系统全厂公用汽水系统全厂公用汽水系统机炉特殊需要用汽、启动用汽、燃油加热、采暖用汽、生水和软化水加热系统、烟气脱硫的烟气蒸汽加热系统第1页/共77页一、发电厂原则性热力系统的组成 发

2、电厂原则性热力系统是将锅炉、汽轮机以及相关的辅助设备作为整体的全厂性热力系统，其实质表明循环的特征、工质的能量转化、热量利用程度以及技术完善程度主要包括：锅炉 汽轮机 一、二次蒸汽系统 局部热力系统 给水回热加热和除氧器系统 补充水引入系统 轴封汽及其它废热回收系统 热电厂还包括：对外供热系统第2页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤初步可行性研究可行性研究初步设计施工图设计（一）确定发电厂的型式及规划容量 根据国民经济发展计划、电网的结构及发展规划，通过综合的技术经济比较及可行性研究（燃料资源及供应状况、供水条件、交通运输、地质地形、水文气象、废渣处理、施工条件、环保要求和资金来

3、源等）确定发电厂的性质、规划容量、分期建设容量及建成期限。发电厂的性质包括电厂的形式（凝汽式或供热式、新建或扩建）及其在电网中的作用，及是否并网，是承担基本负荷、中间负荷还是调峰负荷。该地区只有电负荷，应建凝汽式电厂；兼有热负荷，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小、特性，通过技术经济比较，当热电联产比建坑口电厂供电、集中锅炉房供热更为经济合理时，应建热电厂。凝汽式发电厂宜建在燃料产地附近，有条件时，应建坑口电厂。在天然气或煤气丰富的地区可考虑采用燃气蒸汽联合循环电厂。第3页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 术语：汽轮机组铭牌（额定）功率（turbine rat

4、ed power,turbine name-plate load,TRL）：汽轮机在额定进汽和再热参数工况下，排汽压力11.8kPa（绝压），补水率3%时，汽轮发电机组的保证出力。汽轮机组最大连续功率（tu1rbine maximum continuous rating,TMCR）：汽轮机在通过铭牌出力所保证的进汽量、额定主蒸汽和再热蒸汽工况下，在正常的排汽压力（4.9kPa）下，补水率为0时，机组能保证达到的出力。汽轮机组在调节汽门全开时（valve wide open,VWO）最大计算出力：汽轮机在调节汽门全开时通过计算最大进汽量和额定的主蒸汽、再热蒸汽参数工况下，并在正常排汽压力（4.9

5、kPa）和补水率为0条件下计算所能达到的出力 另外，汽轮机组在调节汽门全开和所有给水加热器全部投运之下，具有超压（over pressure,OPover pressure,OP）5%5%连续运行的能力，以适应调峰的需要。第4页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 1、汽轮机组 （1）容量 机组容量根据系统规划容量、负荷增长速度和电网结构等进行选择。最大机组容量不宜超过系统总容量10%（保证电网安全和供电质量）对于已形成的较大容量电力系统，应选用高效率大容量机组。大型凝汽式火电厂汽轮机组宜采用亚临界和超临界机组：300MW、600MW、800MW、1000MW （

6、2）参数 机组容量选定，其蒸汽初参数、回热级数也随之确定。第5页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 1、汽轮机组 （3）台数 机组台数不宜过多，一般为4-6台，容量等级不超过两种，同容量机、炉采用同一制造厂的同一型式，配套设备类型也宜一致。采用供热式机组，其类型、容量及台数应根据近期热负荷和规划热负荷大小和特性，按照以热定电的原则，通过比较选定，宜优先采用高参数、大容量抽汽供热式机组，对于有稳定可靠的热负荷，应考虑选择背压机或抽汽背压机组。为了保证热用户在任何时候都能获得需要的热负荷，热电厂机组台数规模最终控制在四机五炉。热电厂分期建设时，初期必须有备用锅炉，一

7、般配一机二炉。第6页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 2、锅炉机组 选择锅炉应符合现行的SD268-1988燃煤电站锅炉技术条件的规定，必须适应燃用煤种的煤质特性及现行规定中的煤质允许变化范围。（1）参数 大容量锅炉过热器出口额定蒸汽压力为汽轮机额定进汽压力的105%对于亚临界及以下参数机组，锅炉过热器出口额定蒸汽温度比汽轮机额定进汽温度高3-5，对于超临界参数机组高55 冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下压力降分别取汽轮机额定工况高压缸排汽压力的1.5%-2.0%1.5%-2.0%、5%5%、3.5%-3.5%-3%3%。再热器出口额定蒸汽

8、温度比汽轮机中压缸额定进汽温度高2-32-3第7页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 2、锅炉机组 （2）类型 采用煤粉炉，需要考虑水循环方式：亚临界参数以下多采用自然循环汽包炉；亚临界参数可采用自然循环或强制循环（适应调峰工况下承担低负荷时水循环安全）；超临界采用强制循环直流炉。（3）容量及台数 凝汽式发电厂一般一机配一炉，不设备用。锅炉最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机调节阀全开时进汽量相匹配，若机组允许超压，与调节阀全开、且超压工况下进汽量匹配。第8页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（二）选择主要设备 2、锅炉机组 （3）容量及台数 热电厂

9、锅炉选择原则与凝汽式电厂不同，汽轮机进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧负荷（一般不宜小于锅炉1/3额定负荷）。因热负荷只靠本厂或本地区热网供应，而电负荷有电网做备用，应考虑检修或事故状态时，工艺热负荷的可靠供应，对于采暖通风热负荷，允许稍有降低。当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉蒸发量应满足热力用户连续生产所需的生产用汽量和冬季采暖、通风及生活用热量的60%-75%。第9页/共77页（二）选择主要设备 实例：序号项目单位#1#2锅炉（B-MCR/ECR）#3#4锅炉（B-MCR/ECR）1型号HG-1025/18.2-YM11HG-1025/17.5-YM112连续蒸发量t/h1025/908.

10、51025/9423过热蒸汽出口压力MPa18.283/17.25617.5/17.364过热蒸汽出口温度541/541541/5415再热蒸汽进口压力MPa3.881/3.4543.903/3.5786再热蒸汽出口压力MPa3.661/3.2613.727/3.4167再热蒸汽进口温度322.8/316.7328.1/319.68再热蒸汽出口温度541/541541/5419再热蒸汽流量t/h827.96/738.1846.1/777.4二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤第10页/共77页（二）选择主要设备 实例：序号项目单位#1#2汽轮机#3#4汽轮机1型号N300-16.7/538/

11、5382最大功率MW330336.163主蒸汽最大进汽量t/h102510254额定功率MW3003005主蒸汽额定进汽量t/h910.26891.436主汽阀前额定压力MPa16.6716.677主汽阀前额定温度5385388再热阀前额定压力MPa3.2883.2329再热阀前额定温度53853810额定排汽压力MPa0.00490.0053二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤第11页/共77页（二）选择主要设备 实例：序号项目单位设计数据1额定蒸发量t/h2202过热蒸汽压力MPa9.83过热蒸汽温度5404给水温度2175给水压力MPa12.56排烟温度138.77热风温度3638炉膛

12、出口氧量-4-59锅炉效率%90.9二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤第12页/共77页（二）选择主要设备 实例：序号项目单位设计参数冷凝工况抽汽工况1发电机额定功率MW6049.592主蒸汽压力MPa8.838.833额定进汽量t/h223.683204主汽门前蒸汽温度5355355中压抽汽压力MPa-0.881-1.2736中压抽汽流量t/h-1507低压抽汽压力MPa-0.096-0.1968低压抽汽流量t/h-40二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤第13页/共77页二、拟定发电厂原则性热力系统的主要步骤（三）绘制原则性热力系统图 汽轮机型式和单机容量确定后，可根据汽轮机制造厂提

13、供的该机组本体汽水系统和选定的锅炉型式绘制原则性热力系统图。循环参数（一、二次蒸汽压力、温度、排汽压力）和回热参数（回热级数及其抽汽压力、温度，最终给水温度和各级加热器的形式）及其疏水方式都已确定，还需要确定：汽包锅炉连续排污扩容系统、除氧器的形式和工作压力，除氧器定压或滑压运行方式，是否采用前置泵，给水泵的形式（电动泵或电动调速给水泵、汽动给水泵）及其连接方式，补充水汇入系统，辅助换热设备（轴封冷却器、暖风器）及其连接方式。对于热电厂进行载热质选择，供汽方式确定、供热设备及其连接方式。（四）原则性热力系统计算 进行几个典型工况的原则性热力计算及其全厂热经济指标计算。第14页/共77页第二节

14、发电厂原则性热力系统举例一、亚临界参数机组二、超临界参数机组三、供热式机组四、单机容量最大机组五、核电厂机组第15页/共77页N300-16.7/538/538型机组的发电厂原则性热力系统 一、亚临界参数机组第16页/共77页N600-16.7/537/537型机组的发电厂原则性热力系统 一、亚临界参数机组第17页/共77页N600-17.75/540/540型机组的发电厂原则性热力系统 一、亚临界参数机组第18页/共77页K-500-240-4型机组的发电厂原则性热力系统 二、超临界参数机组第19页/共77页N600-25.4/541/566型机组的发电厂原则性热力系统 二、超临界参数机组第

15、20页/共77页美国超超临界压力两次再热双轴机组原则性热力系统 二、超临界参数机组第21页/共77页三、供热式机组CC200-12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂的原则性热力系统第22页/共77页三、供热式机组T-250/300-23.54-2型供热式机组的发电厂原则性热力系统第23页/共77页四、单机容量最大机组世界上双轴最大1300MW凝汽式发电厂原则性热力系统图FF送风机；E蒸发器；ES蒸发器冷却器；EJ抽气器冷却器第24页/共77页四、单机容量最大机组世界上单轴最大1200MW凝汽式发电厂原则性热力系统图第25页/共77页五、核电机组我国大亚湾900MW核电厂二回路原则性

16、热力系统第26页/共77页五、核电机组俄罗斯1000MW核电厂二回路原则性热力系统第27页/共77页第三节 发电厂原则性热力系统计算一、计算背景及目的二、计算所需原始资料三、计算方法与步骤第28页/共77页计算背景：（1）论证发电厂原则性热力系统的新方案；（2）新型汽轮机本体的定型设计；（3）设计电厂采用非标准设计；（4）扩建电厂设计时，新旧设备共用的热力系统；（5）运行电厂对原有热力系统作较大改进；（6）分析研究发电厂热力设备的某一特殊运行方式一、计算背景及目的第29页/共77页计算目的：确定电厂在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及其全厂热经济指标，由此衡量热力设备的完善

17、性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性。对于凝汽式发电厂，一般计算最大电负荷和平均电负荷两种工况，若夏季电负荷较高、而供水条件恶化，还需计算夏季工况。对于仅有全年工艺热负荷的热电厂，一般计算电热负荷均为最大和电负荷最大、平均热负荷的工况。对于采暖热负荷的热电厂，还应计算采暖热负荷为零的夏季工况。一、计算背景及目的第30页/共77页（1）计算条件下发电厂原则性热力系统图（2）给定的电厂计算工况：对凝汽式电厂是指全厂电负荷或锅炉蒸发量。汽轮机通常以最大负荷、额定负荷、经济负荷、冷却水温升高至33时的夏季最大负荷、二阀全开负荷、一阀全开负荷等作为计算工况。锅炉则以额定蒸发量D Db b、9

18、0%D90%Db b 、70%D70%Db b 、50%D50%Db b等作为计算工况。对于热电厂是指全厂电负荷、热负荷或锅炉蒸发量。二、计算所需原始资料第31页/共77页（3 3）汽轮机、锅炉及热力系统主要技术数据：汽轮机、锅炉类型、容量；汽轮机初终参数、再热参数；机组相对内效率、机械效率和发电效率 锅炉过热器出口参数、再热参数、汽包压力、给水温度、锅炉效率和排污率 热力系统各回热抽汽参数、各级回热加热器进出水参数及疏水参数、加热器效率 轴封系统有关数据二、计算所需原始资料第32页/共77页（4 4）给定工况下辅助热力系统的有关数据：化学补充水温、暖风器、厂内采暖、生水加热器等耗汽量及其参数

19、，驱动给水泵和风机的小汽轮机的耗汽量及其参数（或小汽轮机的功率、相对内效率、进出口蒸汽参数和给水泵、风机的效率等），厂用汽水损失，锅炉连续排污扩容器及其冷却器的参数、效率。对供采暖的热电厂还应有热水网温度调节图、热负荷与室外温度关系图（或给定工况下热网加热器进出口水温）、热网加热器效率、热网效率。二、计算所需原始资料第33页/共77页三、计算方法与步骤（1）与机组原则性热力计算共同点 联立求解多元一次线性方程组；计算原理和基本方程式是相同的；均可用汽水流量的绝对量也均可用相对量来计算；两者计算的步骤类似。（2）与机组原则性热力计算区别 计算范围和要求不同 全厂原则性热力系统是包括了锅炉、管道和

20、汽轮机在内的全厂范围计算，需合理选取锅炉效率、厂用电率，最终求得的为全厂热经济指标第34页/共77页三、计算方法与步骤（2）与机组原则性热力计算区别 小流量蒸汽量的选取 射汽抽气器汽耗量D Dejej=0.5%D=0.5%D0 0 轴封冷却器汽耗量D Dsgsg=2%D=2%D0 0 全厂性汽水损失D Dl l=1.5%-3.5%D=1.5%-3.5%Db b 锅炉连续排污量D Dblbl=1%-5%D=1%-5%Db b 上述蒸汽流量须折算为以D0D0（汽轮机进汽量）为基准的份额，前三项按取自新汽管道考虑。计算顺序 先“由外到内”，即从供热设备(蒸汽交换器、热网加热器)，水处理设备(包括蒸发

21、器)，锅炉连续排污扩容器开始进行计算，而后计算机组“内部的”回热系统，仍是“从高到低”的顺序进行计算第35页/共77页三、计算方法与步骤（2）与机组原则性热力计算区别 某些物理概念 1 1）汽轮机汽耗：不仅只包括参与做功的蒸汽量D D0 0，还包括与汽轮机运行有关的非做功汽耗，如门杆漏汽D Dlvlv，射汽抽气器汽耗量D Dejej，轴封汽耗量D Dsgsg 汽轮机汽耗量 锅炉蒸发量 全厂补水量 全厂给水量 第36页/共77页三、计算方法与步骤第37页/共77页三、计算方法与步骤（2）与机组原则性热力计算区别：某些物理概念 2 2）汽轮机热耗：由于全厂物质平衡的变化和辅助热力系统引入汽轮机回热

22、系统时带有热量，汽轮机热耗也发生变化。机组计算：全厂计算：第38页/共77页三、计算方法与步骤（3）计算步骤 整理原始资料，编制汽水参数表 新汽压损pp0 0=(3%-7%)p=(3%-7%)p0 0，大容量机组取5%5%再热蒸汽压损pprhrh10%p10%prh,Irh,I 各级回热抽汽管道压损ppj j=(3%-8%)p=(3%-8%)pj j 各抽汽比焓、疏水比焓、排汽比焓、主凝结水比焓 加热器出入口端差、加热器出口水比焓、疏水冷却器出口水比焓 第39页/共77页三、计算方法与步骤（3）计算步骤 整理原始资料，编制汽水参数表 若未给定锅炉效率，可参考同参数、同容量、燃用煤种相同的同类锅

23、炉效率选取 汽包压力未给定时，近似取为过热器出口压力1.251.25倍 锅炉连排压力视扩容蒸汽引至何级加热器而定，若引至除氧器，需考虑除氧器滑压或定压运行方式而定，并选取合适压损 按先“由外到内”，再“从高到低”顺序计算 汽轮机汽耗、热耗、锅炉热负荷及管道效率计算 全厂热经济指标计算 第40页/共77页例题：超临界800MW一次中间再热凝汽式汽轮机发电厂原则性热力系统计算已知：发电厂原则性热力系统图第四节 发电厂原则性热力系统计算举例第41页/共77页一 汽轮机型式和参数 俄罗斯800MW超临界机组为单轴、五缸（高中低压缸均为分流）、六排汽、一次再热、凝汽式汽轮发电机组，配直流锅炉。汽轮机的具

24、体型式和参数如下表所示：机组型式K-800-240-5型机组初参数 p0=23.5MPa(240ata),t0=540再热参数 高压缸排汽 MPa，中压缸进汽prh=p2=3.34MPa，trh=540双压凝汽器 平均排汽压力pc=0.0036MPa（pc1=0.0032MPa，pc2=0.004MPa）额定功率 800MW 给水温度 1号高压加热器出口处270，3号高压加热器外置式蒸汽冷却器出口处275 第42页/共77页二锅炉型式和参数锅炉型式-67型直流锅炉 过热器出口蒸汽参数 pb=25MPa，tb=545 锅炉再热器出入口蒸汽参数 MPa，锅炉效率 b=0.92 原煤低位发热量ql=

25、15660kJ/kg，根据煤质条件装有暖风器，用汽轮机的第五段抽汽来加热空气，进出口空气温度分别为1、50，室外气温为5。暖风器的疏水经膨胀箱E，其扩容蒸汽引至7号低压加热器，疏水引至主凝汽器出口。第43页/共77页三 回热系统及其参数该机组回热系统采用八级回热（三高四低一除氧），末两级低压加热器为接触式低压加热器。额定工况时抽汽参数如表所示：K-800-240-5型机组额定工况时回热抽汽参数项 目回 热 抽 汽 参 数一二三四五六七八加热器编号H1H2H3H4(HD)H5H6H7H8抽汽压力，MPa6.13.822.031.020.5050.2130.06630.0189抽汽温度，34628

26、4469379300204114x=94.1第44页/共77页四 汽封系统及其参数项目主汽门杆漏汽二次汽门杆漏汽至H4H4来至H4至轴封加热器符号sg1sg2ej流量0.00040.0020.0030.00030.00030.00230.00140.0010.0010.0020.0008比焓,kJ/kg3323354333522762.93010280027502762.9（一）主机汽封及其参数主机汽封系统如图所示，其参数如表所示。主机汽封用汽还有：，K-800-240-5型机组汽封系统的参数第45页/共77页K-800-240-5型机组汽封系统第46页/共77页（二）小汽机汽封、给水泵密封水

27、及其参数 小汽机汽封系统、给水泵密封水系统如图所示，其参数如表所示。项 目H4来汽给 水 泵 密 封 水符 号流 量0.00020.0080.0020.008比焓,kJ/kg2762.9326K-800-240-5型机组汽封系统的参数 第47页/共77页K-800-240-5型机组的小汽机汽封，给水泵密封水系统第48页/共77页五 其它参数的选取 各抽汽管压损5%8%；工质损失l=0.015；假设分别集中在第三、六级抽汽管上，取l3=0.007，l6=0.008；补充水经软化处理引入主凝汽器，其水温为40；主机的机械效率m=0.994，发电机效率g=0.99，小汽机的机械效率 =0.99，给水

28、泵效率fp=0.83；各加热器的效率见以下具体计算。第49页/共77页六 额定工况下各项热经济指标的详细求解过程（一）整理原始资料取新汽压损p0=3%，故：p0=(1p0)p0=(10.03)23.5=22.8MPa，t0=537,h0=3323kJ/kg。再热蒸汽压损prh=14%，再热后进入中压缸的压力 prh=3.34MPa，trh=540，则，hrh=3543kJ/kg。中压缸排汽至低压缸连通管压损plpc=2%，在焓熵图上作该机组的汽态线，如图所示。该机组各计算点的汽水参数如表所示。第50页/共77页K-800-240-5型机组的汽态线第51页/共77页K-800-240-5型机组各

29、计算点的汽水参数计算点设备抽 汽 口加 热 汽 侧被 加 热 水 侧pj,MPatj,(x,%)h,kJ/kgpj,MPatsj,hj,kJ/kg,kJ/kgqj,kJ/kgj,pwj,MPatwj,kJ/kgj,kJ/kg023.505403323022.8053733231H16.1034630255.702721196.8110019252312701181.9121.92H23.8028429243.70245.71065.39391985231.5243.7106016823.3454035433H32.046934001.90209.8896.87782204c432205.889

30、2154a4H41.0237932200.7016569700.71656975H50.50530030640.476150632.2531253321.2148622.51316H60.21320428800.199120503.7404247631.5117491.5128.4b7H70.066311427100.06286.5363.100.06286.5363.18H80.0186x8=97.725540.017256.8237.200.017256.8237.2cc0.0036xc=94.12405d2291.200.003627.2113.8a考虑在给水泵中加热；b忽略在混合处加热

31、；c考虑SC3蒸汽冷却；d考虑出口蒸汽速度损失第52页/共77页（二）计算汽轮机各级抽汽系数j和凝汽系数 c 1 高压加热器组的计算 高压加热器组系统如图所示，图中标明各处汽水符号 K-800-240-5型机组高压加热器组系统第53页/共77页由H1、H2、H3的热平衡求1、2、3 第54页/共77页进入H3凝结段的蒸汽温度、焓、压力记为 =0.981.90=1.86MPa =+tw1=10+270=280由 、值查得 =2982kJ/kg 故在H3的凝结热量 进入H3的抽汽系数 为：第55页/共77页第三级抽汽还供小汽机用汽，已知水泵效率fp=0.83,小汽机机械效率 ，其汽耗系数 为：故第

32、三级抽汽系数 第56页/共77页 2 除氧器H4的计算 该机组除氧器系统及其汽水符号如图所示 g12,hg12lv,hlv(1+2+r3);hw3dp4=0.65MPaHD4,h4c4,hw5ejddtdDTTPfw,hw4FPh4h4K-800-240-5型机组的除氧器系统第57页/共77页可知除氧器排汽d中引至主机汽封的为 ，引至小汽机汽封的为 ，则d为 除氧器的物质平衡式为：代入各值得 （1）除氧器的热平衡式为：（2）代入各值，将(1)式代入(2)，解得 第58页/共77页3 低压加热器H5的计算低压加热器组热力系统见图K-800-240-5型低压加热器组系统第59页/共77页暖风器用汽

33、Da取自第四段抽汽，其抽汽系数为a。为求暖风器热耗Qa，需先估算汽轮机纯凝汽运行时的汽耗Dco、锅炉热负荷Qb及其煤耗量Bcp。取由于回热而增大的汽耗系数=1.336，则汽轮机汽耗Do=1.336 1904130=2544000 kg/h第60页/共77页已知燃煤低位热量ql=15660 kJ/kg，锅炉煤耗量Bcp为空气50、1时比热分别为1.0057、1.0028KJ/(kg)。取暖风器的空气过剩系数a=1.28，空气再循环系数 =0.158，理论空气量L0=5.5 kg/kg。由暖风器的热平衡式求其汽耗量Da、相应抽汽系数a。解得：第61页/共77页二号热网加热器BH2用汽也取自第五级抽

34、汽，汽耗量为 、抽汽系数 。先计算热网加热器的热网水流量Gh，由下列热平衡式求：由二号热网加热器的热平衡式求 解得：=16669 kg/h，=0.00654第62页/共77页由一号热网加热器BH1、热网疏水冷却器DBH的热平衡式求其汽耗量 ，进水焓 。（3）（4）式中 ，按其水压为0.15 MPa，水温80时求得的。联解式（3）、（4）求得DBH1=8070 kg/h，BH1=0.00317第五级抽汽系数 =0.04082+0.02993+0.00654=0.07729 第63页/共77页4 低压加热器H6的计算H6热平衡为 (5)混合器M处物质热平衡式 ，其热平衡式为 将混合器物质平衡式及各

35、值代入上式 (6)联解（5）、（6）式，消去 ,得r6=0.03750,=0.70984 于是 第64页/共77页5 低压加热器H7及一号轴封冷却器SG1的计算取暖风器疏水膨胀箱的蒸汽压力为0.1MPa，其饱和蒸汽、饱和水的比焓分别为 ,ha=417.5 kJ/kg。物质平衡式为 ，热平衡式为 将物质平衡式代入，解得 H7物质平衡式 0.70984=7+0.008+0.00285+c8 （7）H7热平衡式 0.70984363.1=72710+0.008326+0.002852675.7+c8（8）SG1热平衡式 （9）联解（7）、（8）、（9）式，得7=0.03198，c8=0.66701第

36、65页/共77页6 低压加热器H8、二号轴封冷却器SG2的计算H8物质平衡式 c8=0.66701=8+（10）H8热平衡式 0.66701237.2=（11）SG2热平衡式 代入各值 （12）联解（10）、（11）、（12）式，得第66页/共77页7 汽轮机凝汽系数 c的计算及检验凝汽器的凝结水系数wc 式中 误差 是允许的。第67页/共77页（三）汽轮机汽耗D0计算及流量校核汽轮机 的计算见表由功率平衡式求汽耗D0误差 是允许的。第68页/共77页第69页/共77页第70页/共77页以D0=2551154kg/h为基准，计算各项汽水流量如表所示项 目kg/h项 目kg/h第一级抽汽D1=0

37、.06383D0162840H6汽耗Dr6=0.03750D095670第二级抽汽D2=0.08005D0204220BH1汽耗 =0.00317D0 8087H3汽耗Dr3=0.05978D0152500第六级抽汽D6=0.04867D0124160小汽机汽耗 =0.04416D0112660第七级抽汽D7=0.03198D081590第三级抽汽D3=0.11094D0283030第八级抽汽D8=0.03020D077040第四级抽汽D4=0.01528D038980凝汽量Dc=0.53556D01366300H5汽耗Dr5=0.04082D0104138锅炉蒸发量Db=D02551154暖

38、风器汽耗Da=0.02993D076356给水流量Dfw=D02551154 BH2用汽 =0.00654D016680再热蒸汽流量Drh=0.84852D02164705第五级抽汽D5=0.07729D0197180补充水量Dma=0.015D038267第71页/共77页（四）热经济指标计算（1）汽轮机组热耗Q0（2）汽动给水泵功率 KW第72页/共77页（3）汽轮机产电功率 、热耗率qe、热效率 、汽轮发 电机组绝对电效率 Q0e=Q0QhQa=6699.192 65 183.826=6450 GJ/h 式中暖风器热耗：GJ/h kJ/(kWh)第73页/共77页（4）锅炉热负荷Qb（5）管道效率 注:此处管道效率按俄罗斯的计算方法第74页/共77页（6）全厂（单元）热耗Qcp、热耗率qcp、净热效率 、全厂（单元）毛效率cp、净效率 Qcp=Qb/b=6781.264/0.92=7370.939 GJ/h全厂（单元）毛效率 式中，暖风器加热空气的热耗份额 采暖供热的热耗份额 如a=0,h=0，则cp=epb 第75页/共77页（7）煤耗 、全厂供电煤耗率 全厂标准煤耗量 kg标煤/h (注：俄罗斯取标煤发热量qs=29308kJ/kg)全厂原煤耗量 净供电煤耗率 kg标煤/(kWh)第76页/共77页感谢您的观看！第77页/共77页