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
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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