热电厂热力系统计算
发电厂的热力系统
N600-17.75/540/540型机组发电厂原则性热力系统
引进的超临界K-500-240-4型机组发电厂原则性热力系统
引进的N600-25.4/541/569超临界机组发电厂原则性热力系统
超超临界325MW两次中间再热凝汽机组的发电厂原则性热力系统
国产CC200–12.75/535/535型双抽汽凝汽式机组热电厂原则性热力系统
3
利用外部热源可以节约燃料，如发电机冷却水热源；
4
实际工质回收和废热利用系统，应考虑投资、运行费用和热经济性，通过技术经济性比较来确定
结论：
主汽门和调节汽门的阀杆漏汽
01
再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽
02
高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽 轴封利用系统中各级轴封蒸汽，工质基本可全部回收
扩容器压力下饱和蒸汽比焓
1
2
3
4
锅炉连续排污利用系统的热经济性分析：
01
无排污利用系统时，排污水热损失：
02
有排污利用系统时，排污水热损失为：
03
可利用的排污热量：
04
凝汽器增加的附加冷源损失：
05
发电厂净获得的热量：
06
1
回收热量大于附加冷源损失，回收废热节约燃料；
2
尽量选取最佳扩容器压力；
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
汽轮发电机组保证最大连续出力（TMCR）
其他： 汽轮发电机组在调节汽门全开和所有给水加热器全部投运之下，超压5%连续运行的能力，以适应调峰的需要
汽轮机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（4.9kpa）和补水率0%条件下计算所能达到的出力
第四章热力发电厂的热力系统
热力发电厂的热力系统
第一节 热力系统及主设备选择原则
一、 热力系统的概念及分类 1、发电厂的热力系统:发电厂的主、辅热力设备按热 功转换的顺序用管道及管道附件连接起来的能量转 换的工艺系统称为发电厂的热力系统。
2、分类 ①按应用目的和编制原则不同：原则性热力系统、全 面性热力系统。 ②按范围：全厂热力系统和局部热力系统。
2、工质损失会影响发电厂的安全、经济运行。 3、减少损失的措施：①用焊接代替法兰连接；②完 善热力系统及汽水回收方式，提高工质回收率及 热量利用率，如设置轴封冷却器和锅炉连续排污 利用系统；③提高设备及管制件的制造、安装、 维修质量；④加强运行调整，合理控制各种技术 消耗，如将蒸汽吹灰改为压缩空气或锅炉水吹灰， 锅炉、汽轮机和除氧器采用滑参数启动，再热机 组设置启动旁路系统等。 4、工质损失分为内部损失与外部损失 。 ①在发电厂内部热力设备及系统造成的工质损失称 为内部损失。 ②发电厂对外供热设备及系统造成的汽水工质损失 称为外部工质损失。
②对装有供热式机组的发电厂，选择锅炉容量和台数时， 应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低 于锅炉最小稳定燃烧负荷（一般不宜小于l/3锅炉额定 负荷）以保证锅炉的安全稳定运行。 • 选择热电厂锅炉容量时，应当考虑当一台容量最大的 锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其它可靠热源） 应满足以下要பைடு நூலகம்： –热用户连续生产所需的生产用汽量； –采暖、通风和生活用热量的60％～75％，严寒地区 取上限。 • 当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母 管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。
二、发电厂类型和容量的确定 1、发电厂的类型 ：凝汽式电厂、热电厂。 2、发电厂的规划容量 ：按现有容量、发展规划、负 荷增长速度和电网结构等确定。 三、主要设备选择原则 （一）汽轮机 汽轮机的选择就是确定汽轮机单机容量、参数和台数 ①单机容量：单台汽轮机的额定电功率。最大单机容 量不宜超过所在电网总容量的10%，满足上述要求 时应优先选高效率的大容量机组。 ②汽轮机参数： 主蒸汽参数、再热蒸汽参数和背压。
热力发电厂课程设计的---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
660MW凝汽式机组全厂原如此性热力系统计算〔设计计算〕一、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原如此性热力系统计算〔设计计算〕（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原如此性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中〔要求计算机绘图〕。
（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。
其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。
全厂的原如此性热力系统如图5-1所示。
该系统共有八级不调节抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。
℃、0℃℃℃。
℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。
凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。
给水泵气轮机〔以下简称小汽机〕的汽源为中压缸排汽〔第四级抽汽〕，无回热加热其排汽亦进入凝汽器，设计排汽压力为6.34kPa。
锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。
扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，加热补充水后排入地沟。
锅炉过热器的减温水〔③〕取自给水泵出口，设计喷水量为66240kg/h。
热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失〔○14〕33000kg/h\厂用汽〔○11〕23000kg/h(不回收)、锅炉暖风器用气量为65400kg/h,暖风器汽源〔○12〕取自第4级抽汽，其疏水仍返回除氧器回收，疏水比焓697kJ/kg。
火电厂热力系统计算分析
对于有工质的热量进、出系 统，必须象计算 △ H 一样， 分为纯热量和带工质的热量 处理。
其中，纯热量部分引起的再 热蒸汽份额变化，运用抽汽 再热系数概念容易计算；而 带工质部分，是 1kg 顶替 1kg ，并直达再热器。若蒸 汽携带热量进、出系统, 则 进系统使再热蒸汽份额增加
35
等效热降之间的关系
（一）疏水放流式加热器与其后相邻加热器之间的等效 热降关系
其后相邻加热器是疏水放流式
36
j 一 1 为疏水放流式加热器，
37
j-1为汇集式
38
由此得出，疏水放流式加热器与其后相邻加 热器（不论其型式如何）之间的等效热降关 系的通式为
39
它的物理意义是，排挤 j 段抽汽 1kg ，从
61
62
63
新汽再热系数的计算
1kg 新蒸汽在高压缸做功后到达到再热器的 份额称为新蒸汽再热系数
新蒸汽毛再热系数：只考虑主循环系统 新蒸汽净再热系数：考虑有关辅助成份的影响
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再热 系数
锅炉为汇集式加热器：
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局部变动引起的再热蒸汽份额变化 △αzr 的计算
再热机组，某些局部变动将引起其再热蒸汽 份额发生变化。对于纯热量q进、出系统， 运用抽汽再热系数概念，可很容易求 △αzr ，即
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五、关于再热
59
抽汽再热系数:j 段 1kg 排挤抽汽通过再 热器的份额
当再热冷段#c 排 挤1kg 抽汽时， 再热器通过的份 额显然增加 1kg , 即该排挤抽汽全 部经过再热器
60
当#c+1 排挤 1kg 抽汽时，因有γc/qc抽 汽分配到 c 加热器中，故该排挤抽汽经过 再热器只有（1－γc/qc ）kg ，因而c + 1 段抽汽再热系数：
抽凝机组原则性热力系统计算
1n 0 (1n) m g
12817.34533
14977.22741
-0.15%
热电厂经济指标计算
（1）热耗量(kj/h）
（2）热耗率(kJ/(kW.h)
（3）煤耗量(kg/h)
（4）煤耗率(Gj/h)
（5）发电标准煤耗率(kg/h)
（6）热效率
（7）供电标准煤耗率 设备利用小时数 (8)全年发电量（kw.h/a) (9)全年耗煤量(kg/a)
锅炉排污量 热电厂内汽水损失 锅炉出口过热蒸汽量 对外供热凝结水回水率 凝结水回水温度 锅炉效率 汽轮机机械效率 发电机效率 换热器效率 热电厂内管道效率 轴封用汽量 汽轮机进汽量
一 GJ2 2.293 385.9 4.计算选用数据 Dbl Dlo Db ψ th ηb ηm ηg ηh ηp Dsg Do
（α2+αd+αe)Y2
α3Y3
α4Y4
0.151270208
0.065158024 0.061672561 0.022953611 0.003525612
(2)汽轮机纯凝工况时的汽耗量 Dco
50202.40821
Dco
3600 N
(h0 hc )mg
(3)有回热抽气汽轮机汽耗量D0 D0
核算汽轮机耗气量误差
f
bl hblh bl hbl '
hf hbl '
轴封用汽量 Dsg=0.01D0
0
化学水补充水量 Dma
0.06595
化学水补充份额 αma
0.06595
冷却器加热后的给水 温度
tbl"-7
相应焓值
kj/kg hbl"-7*4.1868
电厂效率计算方法
一、热电厂能耗计算公式符号说明单位供电标煤耗单位发电标煤耗单位供热标煤耗bg=bd/[1-(ed/100)]bd=(Bd/E)*102Bd=B(1-α)br=(Br/Qr)*103Br=Bαg/kwhg/kwhTKg/GJT4 R热电比R=(Qr/36Eg)*1025η0热效率η0=[(Qr+36Eg)/29.3B]*102(%)二、能耗热值单位换算千焦（KJ）大卡(kcal)1千瓦时(kwh)= 3600kj备注1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh）1kcal=4.1868KJ=4.1868×10-3MJ=4.1868×10-6GJ1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10-3GJ2、标准煤、原煤与低位热值：1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量，即为原煤低位热值。
Qy＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg1kg标准煤热值Qy＝7000kcal/kg＝29.3×103KJ＝0.0293GJ/kg当原煤热值为5000大卡时，1T原煤＝0.714吨标煤，则1T标煤＝1.4T原煤3、每GJ蒸汽需要多少标煤：br＝B/Q＝1/Qyη＝1/0.0293η＝34.12/η其中：η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率当ηW＝0.89，ηg＝0.958时，供热蒸汽标煤耗率br＝34.12/0.89×0.958＝40kg/GJ当ηW＝0.80，ηg＝0.994时，供热蒸汽标煤耗率br＝34.12/0.80×0.994＝42.9kg/GJ二、热电厂热电比和总热效率计算一、热电比（R）：1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》2.2定义：热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。
R＝供热量/供电量×100％2、根据热、能单位换算表：1kwh＝3600KJ（千焦） 1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ（吉焦）3、统一计量单位后的热电比计算公式为：R＝（Qr/Eg×36）×100％式中： Qr——供热量GJ Eg——供电量万kwh4、示例：某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，其热电比为：R＝（16×104/634×36）×100％＝701％二、综合热效率（η0）1、根据浙江省地方标准DB33定义，综合热效率为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之和与总标准煤耗量的热量之比”η0＝（供热量＋供电量）/（供热标煤量＋供电标煤量）2、根据热、能单位换算表1万kwh＝36GJ1kcal＝4.1868KJ1kg标煤热值＝7000kcal1kg标煤热值＝7×103×4.1868＝29.3×103KJ＝0.0293GJ3、统一计量单位后的综合热效率计算公式为η0＝[（Qr＋36Eg）/(B×29.3）]×100％式中：Qr——供热量GJEg——供电量万kwhB——总标煤耗量t4、示例：某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，供热耗标煤6442吨，供电耗标煤2596吨，该厂总热效率为：η0＝[(16×104＋36×634)/（6442＋2596）×29.3]×100％＝69％1. 凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差.2.处于高度真空状态下的凝汽器，无论采用何种方法，总有一些不凝结的气体存在。
发电厂原则性热力系统
1650t/h; 23.54MPa; 540℃ 3.56MPa, 540℃
B
HPC 12
65 43
3
IPC 4 56
7 8 C
2LPC 7 8 C
M
3.98MPa; 293℃
H1
5.72MPa; 340℃
1.79MPa; 464℃
pc1
pc2
H2
1.14MPa; 385℃ BH2
C
Pe=505MW
图7-2为引进美国技术 国产的N600-16.7/537/ 537型机组，配HG2008/186M强制循环汽 包炉的发电厂原则性热 力系统图。与图7-1对 比，仅指出其不同之处： 汽轮机组为单轴四缸四 排汽反动式汽轮机，额 定工况时机组热耗率为 8024.03 kJ/(kWh)。
图7-2 N600-16.7/537/537型机组的发电厂原则性热力系统
第七章 发电厂原则性热力系统
本章先介绍拟定发电厂原则性热力系统的基本方法，并列举国 内外大容量发电机组中具有代表性的火电、核电、燃气-蒸汽 联合循环发电的原则性热力系统，并兼顾了凝汽式、供热式两 类机组的发电厂原则性热力系统。同时介绍了发电厂原则性热 力系统的计算方法，并以常规热量法的额定工况计算为例进行 介绍。本章最后附有亚临界600MW机组、超临界800MW机组 和双抽汽式供热机组的火力发电厂原则性热力计算实例。
（二）选择汽轮机 凝汽式发电厂选用凝汽式机组，其单位容量应根据系统规划容量、负荷增长速度 和电网结构等因素进行选择。各汽轮机制造厂生产的汽轮机型式、单机容量及其 蒸汽参数，是通过综合的技术经济比较或优化确定的。
（三）绘发电厂原则性热力系统图 汽轮机型式和单机容量确定后，即可根据汽轮机制造厂提供的该机组本体汽水系 统，和选定的锅炉型式来绘制原则性热力系统图。
(完整word版)热力发电厂课程设计---660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算(word文档良心出品)
660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）一、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中（要求计算机绘图）。
（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。
其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。
全厂的原则性热力系统如图5-1所示。
该系统共有八级不调节抽汽。
其中第一、二、三级抽汽分别供三台高压加热器，第五、六、七、八级抽汽分别供四台低压加热器，第四级抽汽作为0.9161Mpa压力除氧器的加热汽源。
第一、二、三级高压加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，上端差分别为-1.7℃、0℃、-1.7℃。
第一、二、三、五、六、七级回热加热器装设疏水冷却器，下端差均为5.5℃。
气轮机的主凝结水由凝结水泵送出，依次流过轴封加热器、4台低压加热器，进入除氧器。
然后由气动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到274.8℃，进入锅炉。
三台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，第五、六、七级低压加热器的疏水逐级自流至第八级低压加热器；第八级低加的疏水用疏水泵送回本级的主凝结水出口。
凝汽器为双压式凝汽器，气轮机排气压力 4.4/5.38kPa。
给水泵气轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第四级抽汽），无回热加热其排汽亦进入凝汽器，设计排汽压力为6.34kPa。
锅炉的排污水经一级连续排污利用系统加以回收。
扩容器工作压力1.55Mpa，扩容器的疏水引入排污水冷却器，加热补充水后排入地沟。
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热电厂热力系统计算————————————————————————————————作者: ————————————————————————————————日期:热力发电厂课程设计1.1设计目的1．学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则２.学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法3．提高计算机绘图、制表、数据处理的能力1．２原始资料西安某地区新建热电工程的热负荷包括：1）工业生产用汽负荷；2）冬季厂房采暖用汽负荷。
西安地区采暖期101天，室外采暖计算温度–５℃，采暖期室外平均温度1.０℃,工业用汽和采暖用汽热负荷参数均为0．8MＰa、230℃。
通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热负荷如下表所示:热负荷汇总表项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小用户热负荷工业ｔ/h １75 １42 1０8 1２6 ９2 7５采暖ｔ／h 177 72 ４３0 0 01.3计算原始资料(1)锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值：锅炉类别链条炉煤粉炉沸腾炉旋风炉循环流化床锅炉锅炉效率０.72~0.85 ０.85~0.90 0.65～０.7００．８5 0.８5~０．９０(2)汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下：汽轮机额定功率７50~6000 120０0～25000 500０汽轮机相对内效率０．7~0．8 0.７5~0.８5 ０.８5～0．８7 汽轮机机械效率0.95～0.98 0.９7~０.99 ～０.９９发电机效率0.93～0.96 0.96～0.97 0.98~０.9８５（３）热电厂内管道效率，取为0.96。
(4)各种热交换器效率,包括高、低压加热器、除氧器,一般取0．96～０．98。
(５)热交换器端温差，取3～7℃。
（6）锅炉排污率，一般不超过下列数值:以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式电厂2％以化学软化水为补给水的供热式电厂５%（7)厂内汽水损失，取锅炉蒸发量的３%。
(8）主汽门至调节汽门间的压降损失，取蒸汽初压的3％~7%。
（9)各种抽汽管道的压降,一般取该级抽汽压力的４%~8%。
(10）生水水温，一般取５~2０℃。
（１1)进入凝汽器的蒸汽干度，取0.88～0．95。
（12）凝汽器出口凝结水温度,可近似取凝汽器压力下的饱和水温度。
2、原则性热力系统2.1设计热负荷和年持续热负荷曲线根据各个用户的用汽参数和汽机供汽参数，逐一将用户负荷折算到热电厂供汽出口，见表2-１。
用户处工业用汽符合总量：采暖期最大为17５t/h，折算汇总到电厂出口处为166.65t／h。
表2－1 热负荷汇总表项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小用户热负荷工业t/h 175 142 10８１26 ９２７5 采暖t/ｈ177 72 43 ０0 0折算到电厂出口的热负荷工业ｔ/h 16６．65 13５．22 １02.841１9．9９87.６１71．４２采暖ｔ／h16８．５568.5６４0．９5 0 ００折算到热电厂出口的工业热负荷,再乘以0.9的折算系数,得到热电厂设计工业热负荷,再按供热比焓和回水比焓（回水率为零,补水比焓62.8 kJ/kg）计算出供热量，见表2-２。
根据设计热负荷，绘制采暖负荷持续曲线和年热负荷持续曲线图,见图2-1、图2－２。
表２-２热电厂设计热负荷项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小工业蒸汽热负荷０.8MPa、２30℃t／h 149.9８１２1．70 9２.56１０7.９97８.８5 64.2８GＪ/h 4２6.59 34６.1５2６3.27 ３07.14 ２24.26 182.８2采暖蒸汽热负荷０.8Ｍt/h １68．５5 ６8.5６4０.9５０0 0Ｐａ、２30℃GJ/ｈ4７9．40 1９5.０11１６.470 0 0合计t/ｈ318.５３190．２6 133.51 １07.99 ７８．85 ６４.28 GJ/ｈ９０５．９9５4１.16 ３79.73 307．14 224.26１82.8２图2-1 采暖热负荷持续曲线图图2-2 年热负荷持续曲线图2．2装机方案的拟定根据热电厂设计热负荷和建厂条件,热电厂最终规模是50MW以下,由于采暖热负荷占整个热负荷比重一般，所以不建热水网。
采暖用汽和工业用汽同管输送,因此拟定以下装机方案：(见图2－3）2×C Ｃ12－４.9/0.98／0．１7型双抽汽供热式次高压汽轮机发电机组;１×Ｂ12-４.9/ 0.９8型背压供热式次高压汽轮机发电机组;３×７5 ｔ／ｈ次高压循环流化床锅炉。
本方案设有三台锅炉,三台汽轮机,主蒸汽系统采用母管制。
背压机组(B １２机组）的排汽，一部分作为1号高加的加热用汽，另一部分作为供热汽源。
抽汽机组ＣC1２有３级非调整抽汽和２级调整抽汽,其中第1级调整抽汽和第1级非调整抽汽共用一个抽汽口,第2级调整抽汽和第２级非调整抽汽共用一个抽汽口,第1级调整抽汽做为供热抽汽，第2级调整抽汽做为补充水加热蒸汽。
除氧器加热用汽量是第2级非调整抽汽,除氧器定压运行。
该系统配置减温减压器,保留或新建调峰锅炉,机组供热不足部分先由锅炉的新蒸汽减温减压后提供,再由尖峰锅炉提供。
减温减压器所用的减温水来自给水泵出口。
系统设连排扩容器，扩容蒸汽进入除氧器。
功热蒸汽的凝结水不回收,补充水（生水)由CC12机组的第2级调整抽汽加热后，去化水车间，再去除氧器。
注：1.D 流量，单位t/h 。
图中数据分子 为季最大负荷工况计算结果。
分 母为非采暖季最小负荷工况计算 结果。
2.h 焓，单位kj/kg ；t 温度，单位℃3.p 压力，单位MPa4.采暖季3台汽机加减压减温器供汽 并需外部小锅炉调峰，非采暖季最 小负荷工况B12汽机停运。
汽水损失467.08h711.76h4.9p 435t 3282.85h0.005p 2214.67h4.9p 435t 3282.85h2907h408h 518.84h从化水车间来1179h3×130 t/h2693.11h0.8p 230t 2907h5.4p 450t 3312.9h4.9p 435t 3282.85hB12-4.9/0.982×CC12-4.9/0.98/0.17减温水518.84h补充水2744.69h2693.9h128.65h433.67h62.8h生水167h去化水车间再去除氧器476.54h减温水518.84h720hD 1B +D 1C =37.141.17D b =390189.69D oj =17.80.0D L =11.705.69D OB =151.70.0D oc =208.8184D w =2.990.0D Tj =20.790.0D c =24.3973.01D TB +D TC +D Tj =257.6064.28D f =2.411.17D 2=43.1314.03D b l =7.83.79D p s =5.392.62D w =2.990.0D 2s =15.524.10D 3=3.5210.52D bs =1.2×D TB +D TC =236.8164.28图2－3 B1２-4.9/0．98 + 2×ＣＣ1２-4．9/０.9８／0.1７ + ３×75 ｔ/h 全厂原则性热力系统图2．3汽轮机热力特性资料与原则性热力系统拟定及其计算(一）机组热力特性资料我国常见供热机组的热力特性参见《中小型热电联产工程设计手册》。
本方案CC12额定进气量92 ｔ/h,最大进气量104.4t/h，第一级调整抽汽量30～50 ｔ/h,第二级调整抽汽量3０t/h。
本方案的计算原则是,让B１2尽量多供热负荷,ＣC1２汽机第二级调整抽汽作热电厂补水加热用汽。
(二)原则性热力系统本方案原则性热力系统见图2－３。
（三)原则性热力系统计算1. 参数级符号说明见表2-3表２-3参数及符号名称符号单位名称符号单位锅炉蒸发量D b h tＣC１２机组机电效率η2,C mg锅炉排污量D b1h t B1２汽机进汽量D oB h t 排污扩容蒸汽量D f h t B12汽机高加用汽量D B1h t 扩容器排污水量D ps h t B1２汽机外供汽量D TB h t 全厂汽水损失量D1h t CC12汽机进汽量D C0h t 锅炉给水量D fw h t CC12汽机高加用汽量D C1h t 全厂补充水量D ma h t C１2汽机高加用汽量D1h t 锅炉减温减压汽量D j0h t CＣ12汽机外供汽量D TC h t 减温减压后汽量D Tj h t CC12除氧器用汽量D2h t 减温减压喷水量D w h t CC12生水预热器用汽量D s2h t 循环流化床锅炉效率ηgl CC1２凝汽量D c h t 加热器换热效率ηh CＣ12低压加热器用汽量D3h t 加热蒸汽利用系数η'h CC１2发电量P C e,kWB12机组机电效率 ηBmg ,B12发电量PBe ,kWC １２机组机电效率η1,C mg2. 计算条件计算工况:采暖期最大热负荷工况,此时对应汽轮机最大进气量和最大调整供热抽汽量;设锅炉排污量:D bl = 0．02 Ｄｂ;汽水损失量：D 1 = ０.0３ D b ;ηh = η'h＝0.９8。
各效率取值见表２-4。
表2-4 主要效率取值锅炉效率ηgl机电效率 采暖期 非采暖期 B1２机组ηB mg ,CC １２机组η1,C mg0.90．8６0.7580．8２9３. 锅炉减温减压供热系统热力计算公式 物质平衡方程 DD Tjwj=+D 0（a ）能量平衡方程 03282.85D 518.842907jwTjD D+=（b)把(ａ）式带入（ｂ)式得03282.85D 518.842907jwTjD D+=解得 01.168Tjj DD =(3-62)001.168TjTjjj D D DD =-=(３-６3）4. 方案一的计算（1）锅炉汽水流量计算公式 １)锅炉蒸发量)(030928.1)03.01/()(000000D D D D D DD j B j B Cb++=-++=（３-6４）2）锅炉排污量)(020619.002.00001D D D D Dj B b b ++== (3-6５） 3)锅炉给水量)(051546.10001D D D D D Dj B b b fw++=+=4) 锅炉扩容排污系统计算 物质平衡方程 DD psfb +=D 1（a ）能量平衡方程 111790.98D2693467.08b f ps D D =+⨯（b ）把（a ）式带入(ｂ）式得0000.0063757()D fB j D D D =++ (３-67)10000.0142428()Dpsb f B j D D D D D =-=++（3-68)5）补充水量计算，若不考虑回水D D D D D Dps L Tj TB TC ma++++=)()(030928.103.0)(000D D D D D Dj B C Tj TB TC++⨯+++=0000.0142428()CB j DD D +++(3－69)000()0.0451707()TCTB Tj C B j DD D D D D =+++++(2)B12-4.9/0.9８热力系统计算公式 1）B １2机高加用汽量计算高加用汽量可分为两部分,一部分由B １２汽轮机排气提供,为DB1,另一部分由ＣC12第一级抽汽提供,为DC1。