鲁北发电公司供热改造经济性与安全性分析
300MW供热机组热力经济性分析
300MW供热机组热力经济性分析我国社会经济的快速发展，带动了各个行业的经济发展，对电力的需求也越来越大。
因此，汽轮机的系统、结构等不断改善，逐渐向大容量发展。
若机组设备在多种因素影响下出现故障，则会降低其预期功能，降低其经济性，甚至对整个机组的安全运行带来较大影响。
所以，机组经济性性和安全性具有密切关系，只有确保机组运行的稳定性，才能提高其经济性。
文章主要对300MW供热机组热力经济性进行了分析。
标签：300MW供热机组；热力经济性；分析经济全球化的不断发展，促使我国经济得到了快速发展，经济发展对电力的需求逐渐增加，火力发电比例非常大。
大部分火力发电机组投入生产后，不仅在很大程度上提高了机组运行效率，也节省了自然资源，改善了生态环境，也减少了劳动力，降低了投资成本。
对于大型火力发电机组而言，在发展过程中必须着重考虑的是发电对不可再生资源、环境等带来的影响。
因此，为了实现可持续发展，就要采取措施提高发电技术。
只有确保了机组运行的稳定性，才能提高其生产的经济效益。
由于机组热力系统的安全性与经济性彼此互相影响，对机组运行状况进行实时监测，并分析其经济性具有重要意义。
1 300MW供热机组热力系统热经济性分析方法简介对火力发电机组的运行性能、热力系统性能等进行分析意义重大。
通过分析，可以对机组循环中的各项热力参数、流量平衡性等有充分的了解，利于机组各项热经济指标的计算。
目前采用的热力系统经济计算方法比较多，比如常规热平衡法、循环函数法、矩阵法以及等效热降法等。
1.1 常规热平衡法此方法应用比较广泛，是采用流量平衡与能量的方法。
在计算过程中主要用两种方法，即并联、串联。
常规热平衡发电原因是以物质平衡关系为基础，通过对热力系统的热经济性展开计算，可以计算出研究对象的N个热量平衡式、流量方程式，从而获得N+1个流量值，并根据得到的系统水、蒸汽的流量值、参数值，用吸热方程进行计算，就能获得系统热经济性指标。
这种方法应用比较方便，但要根据系统变化不断变化，适用性比较差。
热力发电厂动力循环和热经济性分析
热力发电厂动力循环和热经济性分析1. 引言1.1 热力发电厂动力循环和热经济性分析热力发电厂动力循环和热经济性分析是热力发电领域中的重要内容，通过对发电厂的动力循环和热经济性进行分析，可以帮助优化能源利用和提升发电效率。
动力循环是指热力发电厂中燃料燃烧产生热能，通过锅炉产生高温高压蒸汽驱动汽轮机发电的过程。
热力发电厂的动力循环过程是实现能源转换和电力输出的核心环节，其效率和运行稳定性直接影响发电厂的经济性和环保性能。
热经济性分析则是评价热力发电厂能源利用的经济效益和环保效益，主要包括能源消耗、电力输出、燃料成本、发电效率等指标。
了解热力发电厂的动力循环和热经济性分析方法，可以为发电厂的运行管理和优化提供科学依据，促进发电行业的可持续发展。
在未来，随着绿色能源发展的不断推进，热力发电厂动力循环和热经济性分析将成为发电行业的重要研究方向，对环境和经济的影响也将更加凸显，因此这一领域的研究具有重要意义。
【内容结束】.2. 正文2.1 热力发电厂动力循环的意义热力发电厂的动力循环是指利用燃料燃烧产生热量，通过汽轮机转换为机械能，然后再通过发电机转换为电能的过程。
这一循环过程在能源转换中起着至关重要的作用，具有以下几点重要意义：1. 能源转化效率高：热力发电厂的动力循环过程在提高能源的利用效率方面具有重要作用。
通过不断优化动力循环系统的设计和运行参数，可以最大程度地提高燃料的利用率，降低能源浪费。
2. 提高电网稳定性：热力发电厂动力循环的稳定运行对于电网的稳定性至关重要。
通过合理设计循环系统，并采用先进的监测和控制技术，可以确保电力系统的稳定供应，避免因电力波动而引起的网络故障。
3. 减少对环境的影响：优化热力发电厂的动力循环系统可以减少燃烧排放物的排放，减少对环境的污染。
通过清洁能源的利用和废热回收利用，可以实现绿色发电，降低温室气体排放。
热力发电厂动力循环的意义在于提高能源利用效率，保障电网的稳定运行，减少环境污染，推动能源转型发展。
火力发电厂热控可靠性与经济性的优化措施
火力发电厂热控可靠性与经济性的优化措施发布时间：2021-03-19T15:22:55.460Z 来源：《当代电力文化》2020年27期作者：赵昱昊[导读] 发电热控的保护系统是机组安全防范的关键环节，可以有效防止因为电力的生产而生成的热量造成机组的设备损坏。
赵昱昊华能大庆热电有限公司黑龙江大庆 163000摘要：发电热控的保护系统是机组安全防范的关键环节，可以有效防止因为电力的生产而生成的热量造成机组的设备损坏。
着重加强机组脆弱部位热控的保护，进行严格的监督控制，有效加强日常维护和定期检修，结合科学有效的防护技术，有力保障火电厂相关生产设备的运行安全。
因此，应根据火电厂相关电力的生产情况，采取自动保护热控技术，确定火电厂热控自动保护功能的关键问题，并使用有效的措施及方法加以强化和完善。
关键词：火力发电厂；热控可靠性；经济性引言：火力发电厂作为我国现阶段最主要的发电模式，针对火力发电厂热控的可靠性的优化管理可以在降低成本的同时提高火力发电厂的发电效率。
而且在新技术的影响下火力发电厂的主要发电设备选择也更加宽泛，除了以往的人员管理、制度完善，还可以采用新技术手段完成火力发电厂热控的可靠性与经济性的优化升级。
1?火力发电厂热控系统提高可靠性和经济性的必要性随着新能源的开发，新技术的应用火力发电厂单纯维护整体的热控可靠性已经不足以满足整体的行业需要。
诸如上面提到的因天然气开发应运而生的天然气为火力能源发电技术就采用了最新的联合循环发电模式来提高整体的经济效益。
联合循环电站的单、双压余热锅炉具有热效率高、成本相对较低、环保性能好、占地面积小、用水量少、快速启动和停止，灵活的操作调整大多采用大型联合循环机组，提高电站运行的整体效率，减少损耗，最终提高电站的发电量。
在进行锅炉的热控安装调试需要重点检查控制工序，明确控制工序的项目以及相关内容和目标数值。
保证锅炉内部水位的测量装置中设置的水位置取样孔可以独立于取样阀门。
电厂供热改造节能分析
电厂供热改造节能分析摘要：在我国的能源消耗中，煤炭占比较大，而在电厂中，燃煤的使用量约占总用量的70%左右。
因此对电力的需求也是非常大的；同时，随着经济的发展和人民生活水平的不断提高，对供电质量的要求也越来越高。
而燃煤机组作为一次设备，其投资巨大，而且运行成本高，与之相配套的锅炉房费用较高，这就决定了它的节能潜力很大。
关键词：电厂；供热节能；改造前言：我国的能源资源相对丰富，但是人口众多，人均占有量少，所以在这种情况下，我们国家的经济发展面临着很大的挑战和困难。
在这个时候，如何解决好这些问题，成为了人们的关注焦点。
1、电厂供热节能现状分析当今社会，随着科学技术的不断进步，电力行业也取得了巨大的成就和突破，特别是近年来，中国电网的建设速度越来越快，对电能的需求也日益增加，这就使得发电厂的负荷率提高，而对电费的要求却没有那么高，这就导致了电厂的运行效率降低，成本增高。
因此为了满足用户的用电需要，必须要进行改造，以达到节能的目的；同时，电厂还应积极的响应政府号召，加大投资力度，使其能更好的为国民经济的增长服务。
电厂的供热系统是整个发电过程的核心部分，它直接影响着电厂的生产、生活。
2、电厂供热节能改造方案研究2.1能耗电厂在运行的过程中，会产生大量的热能损耗，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括：排烟热损失，可燃气体未完全燃烧热损失，固体未完全燃烧热损失，锅炉散热损失，灰渣物理热损失等。
这些能量是可以被回收利用的；但是如果没有进行有效的处理，就会对环境造成严重的污染和破坏。
所以要对电厂的能源消耗情况有一个全面的了解和掌握，才能更好地选择合理的改造方案。
针对电源结构的影响，则需要考虑调整电源结构，加快清洁能源和可再生能源的开发步伐。
如加大水电、核电、可再生能源和新能源的比重，优先发展水电、风电等清洁能源和可再生能源项目。
同时关停小容量机组，推广大容量机组。
即根据蒸汽动力循环的基本原理及热力学第一定律和第二定律的分析，发展高参数、大容量的火电机组是电厂节能的一项重要措施。
鲁北发电公司措施到位力保完成“两会”供电、供热任务
鲁北发电公司措施到位
力保完成“两会”供电、供热任务
（鲁北发电公司吴征）
为确保两会期间机组安全稳定运行，切实做好安全生产工作，保证各项工作有序开展，鲁北发电公司多措并举力保圆满完成“两会”供电、供热任务。
一是该公司切实将“两会”期间信访稳定工作当作一项重要的政治任务来抓，由公司领导亲自部署，组织人员深入基层调研，排查信访案件，化解矛盾，稳定职工情绪，确保不发生群体性事件，确保“两会”信访稳定有序。
二是该公司加强劳动值班纪律的管理，严格执行公司及部门的各项规章制度，加大监督检查力度，使值班人员在值班期间把精力集中到运行调整和操作上，确保机组安全稳定运行。
三是该公司广泛宣传“零违章、零违纪”的安全理念，号召广大职工及时发现身边存在的安全漏洞，管理、技术人员积极深入现场，对存在的隐患进行排查，纠正不正确的操作方法，帮助职工杜绝违章。
四是该公司做好燃煤的调度工作，确保两会期间燃煤的正常供应，同时及时准确掌握煤质变化情况，在发生锅炉燃烧恶化、机组带不起负荷等情况时，做到及时调整。
为防止来煤灰熔点过低，造成锅炉大面积结焦，确保机组安全运行，该公司严格执行防止炉膛结焦技术措施，加强受热面吹灰，保证锅炉安全稳定运行。
五是该公司积极与省调联系沟通，确保超额完成发电任务，同时积极与供热用户联系沟通，在不影响发电任务的基础上尽可能多带供热量，确保机组的经济运行。
热力发电厂的热经济性分析
热力发电厂的热经济性一、热力发电厂动力循环系统热力发电厂动力循环系统是根据能源在燃烧使用时的梯级原理，首先将煤炭和天然气等在锅炉中充分燃烧，第一次产生热能进行发电，再将发电后产生的余热用于发电厂的动力循环装置中，再次发出相应的电能。
使用这种动力循环系统相比以往的发电系统有很大的优势。
主要表现在：能源使用上相比过去大大降低，而且可以将资源再次利用；增加了电力的供应，在原有的基础上电能的输出有了本质的提升；循环系统的建造可以节省发电厂的用地面积，在最小的范围内，完成发电的任务；集中收集尾气，将尾气的热量再次利用，有效地保护了环境，减少了有害气体的排放量；发电的效率和质量有所提高；有利于企业对发电厂的综合治理，在很大程度上减低了事故发生的概率，保障了生产的安全。
二、热力发电厂动力循环的热经济性在了解动力循环系统的原理后，需要对该系统的相关参数进行深入的研究。
1．锅炉效率。
在锅炉中燃烧存在一个公式：输入燃料热量=锅炉热负荷+锅炉热损失。
在燃烧后会产生热能的损失，排烟损失、未完全燃烧损失、排污损失。
而使用动力循环系统可以有效地降低烟雾造成的污染，改善不完全燃烧的现象，以及减少了热量的逐渐耗损，不但如此，还可以收集热量进行二次发电，这些都很大程度地提高了经济性，减少了因排污治理所产生的二次费用。
2．管道效率。
管道的能量平衡关系为锅炉热负荷=汽轮机热耗量+管道热损失。
在气体在传输的过程中，会因为管道的不平整或是有裂缝出现气体的排除，这些也都会对发电效率产生一定的影响，使用循环系统，就可以很大程度上收集浪费的气体，使其再次得到充分的利用。
考虑到汽轮机也会有热消耗量，把气体在回收时的热量和热耗量加在一起，对整个机组产生更大的能量。
这样减少了在收集尾气上的经济消耗，还能提高效率．将浪费的资源再次转化为经济效益。
3．全厂能量效率。
全厂能量平衡关系为全厂热耗量=发电机输出功率+全厂能量损失。
在整个系统中还要考虑整体的热能损失，其中也包括发电机输出功率的损失、机械磨损造成的热能损失，将这些都考虑在内，使用循环系统都能在很大程度上增加能源的使用率，从根本上降低了全厂的经济成本，提升了热经济性。
浅析热电厂节能技术改造及其经济性
浅析热电厂节能技术改造及其经济性摘要：随着社会的发展以及经济的飞速增长，人们的生产生活对能源的需求量也是在与日俱增，而热电厂作为一个大型的产能单位，自然而然需求的能源也是在增多，而且由于煤炭价格的上涨，导致有一部分的热电厂已经出现亏空，时刻面临倒闭的事情发生。
所以，降低能源消耗，增强企业的收益，必须进行节能技术改造。
笔者通过调查和研究，结合当前改造的具体情况，对改造后的收益进行了分析。
关键词：热电厂；技术改造；收益；经济性在我国的现状来看，可以产生热能的主要有石油、天然气和煤炭等几种。
不过由于社会发展以及人们生活质量的不断提高，我们对能源的需求量也是在不断的变大。
就拿煤炭资源来说，从目前的开采速度以及使用量来看，可以支撑我们继续使用的煤炭资源以不足百年，煤炭资源将面临着枯竭。
热电厂在运行的过程中一定离不开煤炭的使用，由于煤炭资源浪费现象比较严重，而且燃烧后又会对空气造成污染，已经成为影响我国可持续发展的战略性问题。
同时煤炭的价格也是一天比一天高，这就导致有的企业已经面临亏损的局面，针对这些原因，为了降低能源消耗，控制环境污染程度，降低生产成本，就一定要对热电厂进行节能技术改造。
一、热电厂节能技术改造目前，由于煤炭单价的提高，热电厂的经济效益受到了严重影响。
在热电厂中，参与运行的主要设备包括发电机、汽轮机、送引风机、锅炉、省煤器、变频器等，对这些设备进行技术改造能够较好的控制热电厂的能源损失程度。
而且，不同的保温结构会严重影响到能源的使用，所以，我们一定要对保温技术展开升级，定期对保温设备进行维护。
1．汽轮机的改造汽轮机主要是通过转动将所产生的蒸汽动能转化为电力能的设备，虽然在锅炉中的地位不太明显，但其却是不可忽略的，对其供热参数进行合理设置对节能有着重要意义。
当汽轮机工作时它会进行飞速的旋转，受到高温蒸汽的加热，在轴瓦处就会释放出热量。
汽轮机的目的是为了可以冷却由轴瓦所产生的热量，重新对冷油器进行调整，以便于可以更好的降低热量。
热电厂节能技术改造及其经济性分析
热电厂节能技术改造及其经济性分析【摘要】热电厂做为一次能源的消耗大户，需要的能源量也逐渐增多，同时随着煤炭价格的上涨，国内部分热电厂出现了严重亏损。
因此，降低能源消耗，提高企业经济效益，必须进行节能技术改造。
本文以实例对热电厂的技术改造进行研究，分析改造之后的经济性。
【关键词】热电厂；节能技术改造；经济性；分析1.概述目前，提供热能的常规能源主要有煤炭、天然气以及石油。
伴随着社会发展以及人们生活的不断提高，对能源的需求量在不断增加，尤其是常规能源用量也越来越大。
对于煤炭资源，我国可以开采的煤炭资源量已经不足百年时间，煤炭资源将面临着枯竭。
热电厂对煤炭的需求量较大，由于煤炭资源浪费现象比较严重，同时对环境产生了比较大的破坏，已经成为影响我国可持续发展的战略性问题。
随之而来，煤炭价格的不断上涨，也致使部分企业面临亏损的局面，综合以上各种因素，为了降低能源消耗，保护环境，降低生产成本，必须要求进行节能技术改造，加强节能技术改造工作具有十分重要的现实意义。
2.热电厂技术改造研究热电厂将一次能源转化为电能的过程中，使用热电联产工艺，减少了转换过程中的冷源损失，从而使电厂发电，供热标煤的消耗率低于相同条件下的热以及电分别产生的该指标。
近几年来，随着煤炭价格不断上涨，热电厂的经济效益受到了严重影响。
热电厂的主要运行设备有汽轮机、锅炉、送引风机、变频器、省煤器以及发电机等，对这些设备进行技术改造能够较好的控制热电厂的能源损失程度。
另一方面，由于保温材料的选择以及保温厚度的确定，对能源消耗有一定的影响，因此，对保温技术进行改造，定期对保温进行维护等。
2.1 汽轮机的技术改造汽轮机作为锅炉以及发电机的主要桥梁，将蒸汽装变为电能的机械装置，对其供热参数进行合理设置对节能有着重要意义。
首先，采用汽轮机轴瓦冷却独立冷却水循环系统，汽轮机在高速旋转情况下，受到高温蒸汽的加热，轴瓦就会产生热量。
汽轮机为了能够冷却由于轴瓦所产生的热量，设置冷油器设备，降低热量。
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鲁北发电公司2×330MW机组供热改造经济性与安全性分析1概述：大唐鲁北发电有限责任公司2×330MW机组汽轮机为北重引进法国ALSTOM技术生产的亚临界、一次中间再热、三缸双排汽、凝汽式汽轮机，型号为NC330-17.75/0.45 /540/540。
锅炉为哈锅厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司设计制造的HG-1018/18.58-YM23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。
此机组原设计为采暖供热机组，采暖抽汽由中排抽出,额定抽汽压力0.45MPa（调整范围：0.35MPa～0.6MPa），额定抽汽量为300t/h，由中压排汽缸下部开2个DN1200抽汽口接出。
大唐山东发电公司成功收购鲁北化工集团发电公司后,根据协议,需要关停目前在运行的小机组。
关停后原来由小机组提供的压力为0.8MPa，约500吨工业用汽汽源将由大机来提供。
机组原设计的供热抽汽参数就不能满足要求，必须对330MW机组重新进行工业供汽改造。
在改造方案确定阶段,共提出3种可行方案:方案一: 加装引汽汇流装置；方案二：改造中压缸，将汽轮机改为可调抽汽机组方案三：再热热段抽汽经减温减压后对外供热由于安装场地、生产安装周期等原因，最终确定采用方案三，即利用再热热段抽汽经过减温减压后对外供热。
2 供热改造方案设计：2.1系统设计：在热段管道母管上加三通，接出DN300管道，经过电动隔离门，液压快关门，气动逆止门后进入减温减压器，蒸汽经过减温减压后由DN600管道送出；减温水由凝结水提供，供热补水直补入凝汽器，在凝汽器喉部安装DN300不锈钢环形管道，在管道上钻孔喷水进如凝汽器进行补水。
为防止高排压力降低过多导致高压缸末级叶片损伤，采用中压缸进汽调节门（共两只）进行压力调节。
2.2 系统布置：1号机减温减压器布置在锅炉12.6米给煤机平台东侧；减温后的管道穿墙后由支架架空方式敷设，接入DN800原供热管道；2号机减温减压器布置在锅炉12.6米给煤机平台靠近B排墙侧；减温后的管道穿墙后由支架架空方式敷设，接入DN500原供热管道（原供热管道有两根，规格分别为DN800和DN500）3 经济性分析：根据热用户用汽量的不同，现就如下三种供热方式进行了计算和分析（每种供热方式分两个工况）：3.1高排抽汽200 t/h，中排抽汽100 t/h：3.1.1满负荷工况：机组满负荷运行主蒸汽流量为969t/h。
再热蒸汽流量为848 t/h，额定容量为330MW。
对外供高参数蒸汽250 t/h，低参数蒸汽100 t/h，由凝结水泵提供减温水。
在此情况下，需要从热段抽汽200 t/h，中排抽汽100 t/h，此时，中压缸进汽量为657.86 t/h，减少300t/h作功蒸汽导致机组少发电84.427MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入3.355万元，则每吨蒸汽折算成本为95.86元（燃料成本，计算方法是将电价差额摊入供热蒸汽单价中进行核算）。
此时：机组发电量为：245.573 MW供热前热耗率：7658.8 kJ/kW·h供热后热耗率：6829.1 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.7824 kg/kW·h供热后汽耗率：3.9459 kg/kW·h3.1.2 75%额定负荷工况：机组75%负荷运行时主蒸汽流量为665t/h。
再热蒸汽流量为593.56t/h，额定容量为247MW。
对外供高参数蒸汽250 t/h，低参数蒸汽100 t/h，则凝结水作为减温水来源时，需要从热段抽汽200 t/h，中排抽汽100 t/h。
此时，中压缸进汽量约为393.56 t/h，减少300 t/h作功蒸汽导致机组少发电106.568MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入4.235万元，则每吨蒸汽折算成本为121.6元。
此时：机组发电量为：140.432 MW供热前热耗率：7737.6 kJ/kW·h供热后热耗率：6600.7 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.6851 kg/kW·h供热后汽耗率：4.7354 kg/kW·h3.2 高排抽汽200 t/h，中排不抽汽：3.2.1满负荷工况：机组满负荷运行主蒸汽流量为969t/h。
再热蒸汽流量为848 t/h，额定容量为330MW。
对外供高参数蒸汽250 t/h，由凝结水泵提供减温水。
在此情况下，需要从热段抽汽200 t/h，此时，中压缸进汽量约为654.30 t/h，减少200t/h再热蒸汽导致机组少发电57.034MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入2.267万元，则每吨蒸汽折算成本为90.66元。
此时，机组发电量为：272.966 MW供热前热耗率：7658.8 kJ/kW·h供热后热耗率：7205.0 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.7824 kg/kW·h供热后汽耗率：3.5499 kg/kW·h3.2.2 75%额定负荷工况：机组75%负荷运行时主蒸汽流量为665t/h。
再热蒸汽流量为593.56t/h，额定容量为247MW。
对外供高参数蒸汽250 t/h，则凝结水作为减温水来源时，需要从热段抽汽200 t/h，此时，中压缸进汽量约为385.22 t/h，减少200 t/h再热蒸汽导致机组少发电74.758MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入2.971万元，则每吨蒸汽折算成本为118.8元。
此时：机组发电量为：172.242 MW供热前热耗率：7737.6 kJ/kW·h供热后热耗率：7112.6 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.6851 kg/kW·h供热后汽耗率：3.8608 kg/kW·h3.3高排抽汽110 t/h：3.3.1满负荷工况：机组满负荷运行主蒸汽流量为969t/h。
再热蒸汽流量为848 t/h，额定容量为330MW。
对外供高参数蒸汽150 t/h，由凝结水泵提供减温水。
在此情况下，需要从热段抽汽110 t/h，此时，中压缸进汽量约为757.47t/h，减少110t/h再热蒸汽导致机组少发电23.3MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入0.926万元，则每吨蒸汽折算成本为61.73元。
此时，机组发电量为：306.700 MW供热前热耗率：7658.8 kJ/kW·h供热后热耗率：7436.3 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.7824 kg/kW·h供热后汽耗率：3.1594 kg/kW·h3.3.2 75%额定负荷工况：机组75%负荷运行时主蒸汽流量为665t/h。
再热蒸汽流量为593.56t/h，额定容量为247MW。
对外供高参数蒸汽110 t/h，则凝结水作为减温水来源时，需要从热段抽汽110 t/h。
此时，中压缸进汽量约为488.14 t/h，减少110 t/h再热蒸汽导致机组少发电40.598MW，少发电量以0.3974元/kwh计，每小时少收入1.613万元，则每吨蒸汽折算成本为107.56元。
此时：机组发电量为：206.402 MW供热前热耗率：7737.6 kJ/kW·h供热后热耗率：7460.5 kJ/kW·h供热前汽耗率：2.6851 kg/kW·h供热后汽耗率：3.2219 kg/kW·h上面几种工况热耗率情况汇总如下表1：表1：四种工况下热耗率情况汇总表4 安全性分析：4.1 对汽轮机叶片的影响：4.1.1 直接从再热热段抽出200t/h左右的蒸汽将使高排蒸汽压力降低过多，导致高压缸末级叶片应力过大，危急高压末级叶片的运行安全；必须控制高排压力不超限。
本次改造采用对DEH系统进行改造，使中压调节门参与调节，利用中压调节门控制高排压力，保证高排压力在安全范围内。
4.1.2 采用热段抽汽供热方案对机组进行改造后，从热平衡图中可以看到机组最大抽汽工况下排汽量较大，能够完全满足低压缸所需的冷却流量要求，从而也不会对低压末级叶片带来不利的影响。
4.2 对汽轮机轴向推力的影响：热段抽汽后，转子推力方向将发生改变，根据工况的不同，将可能由正推（向中压缸方向）变为负推。
由于推力瓦正负推工作面面积完全相同，北重厂家初步计算轴系推力方向的改变不会危及机组的安全运行。
4.3 机组补水问题：机组供热期间，需要补水250 t/h。
补水直接由接管喷淋进凝汽器喉部。
该方案会造成凝汽器内凝结水含氧量大幅提高，将可能严重影响凝汽器真空，而且肯定会对凝汽器及低加的换热管寿命造成很大影响。
针对此种情况，建议在合适机会加装低压除氧器。
在中压排汽口引出一汽源，加热300t/h的除盐水至104℃，再接入高压除氧器。
设置低压除氧器是最合适的改造方案，但投资大，工期长，且现场无安装空间，故在方案选择上未采取此种最佳方案。
此外，因供热直补水是由除盐水泵直接接入凝汽器，如果机组补水水泵突然跳闸，将导致空气沿补水管道进入凝汽器，使凝汽器真空急剧下降，处理不及时将导致跳机。
针对此种情况，必须立即关闭凝汽器直补水调节门。
4.4 防止汽轮机进水：采用凝结水作为减温水，并在减温水管道上设置快关阀防止管道和机组进水。
4.5 减温减压器问题：蒸汽温度在减温减压器内由额定温度540℃喷水减温降到200℃，温度梯度大，对减温减压器金属材料要求较高，可能影响到设备长期运行的安全性，必须审慎对待减温减压器材料选择。
4.6 采用中调门进行压力控制后系统复杂，机组运行控制难度增加。
参考文献：1. 西北电力设计院：《投资估算及经济评价》2. 北京汽轮电机有限公司《热平衡图》，见附件。