超临界压力600MW 中间再热凝汽式汽轮机在额定工况下的热经济指标计
机组型号：N600-24.2/566/566
汽轮机型式：超临界、单轴、三缸（高中压合缸）、四排汽、一次中间再热 凝汽式
蒸汽初参数：MPa p 2.240=，5660=t ℃；MPa p 51546.00=?，
再热蒸汽参数：冷段压力MPa p in rh 053.4=，冷段温度5.303=in rh t ℃；热段压 力MPa p out rh 648.3=，热段温度0.566=out
rh t ℃；MPa p rh 4053
.0=?， 排汽压力：kPa p c 4.5= （0.0054MPa ）
抽汽及轴封参数见表1。给水泵出口压力MPa p pu 376.30=，凝结水泵出压 力为MPa 84.1。机械效率、发电机效率分别取为99.0=m η，988.0=g η。
汽动给水泵用汽系数pu α为0.05177
表1 N600-24.2/566/566型三缸四排汽汽轮机组回热抽汽及轴封参数
解：
1.整理原始资料
（1）根据已知参数p 、t 在s h -图上画出汽轮机蒸汽膨胀过程线，得到新
汽焓等。0.33960=h kg kJ ，82.2970=in rh h kg kJ ，2425.3598=out
rh h kg kJ ，
9.62782.29702425.3598=-=rh q kg kJ 。
（2）根据水蒸汽表查的各加热器出口水焓wj h 及有关疏水焓'j h 或d
wj h ，将机
组回热系统计算点参数列于表2。
图1 超临界压力600MW三缸四排汽凝汽式机组蒸汽膨胀过程线
2.计算回热抽汽系数与凝汽系数 采用相对量方法进行计算。 （1）1号加热器（H1） 由H1的热平衡式求1α
()
21111w w h d
w h h h h -=-ηα ()()06322865
.06
.11094.305599.01.10859.12061
1211=--=
--=
d
w h
w w h h h h ηα
H1的疏水系数
0632287
.011==ααd （2）2号加热器（H2）
()()[]
3221122
2
w w h d
w d w d d w h h h h h h
-=-+-ηαα
()()d
w d
w d w dl h w w h h h h h h 2
221322----=
αηα
()()
0897994
.08
.9013.29708.9016.11090632287.099.02.8881.1085=--?--=
H2的疏水系数
1530281
.00897994.00632287.0212=+=+=αααd d 再热蒸汽的系数
8469719
.01530281.01121=-=--=αααrh （3）3号加热器（H3）
给水泵焓升pu
w h ?的计算，设除氧器的水位高度为50m ，则给水泵的进口压
力为M P a p in 5381.195.01032.10098.050=?+?=，取给水的平均比热容为
kg m v aV 30011.0=、给水泵的效率83.0=pu η，则
()
pu
in out aV pu
w
p p v h
η-?=
?310
()83
.03911
.1376.300011.0103-??=
18.38=()kg kJ
由H3的热平衡式得
()()[]()
pu w w w h d w d w d d w h h h h h h h
?+-=-+-4332233
3
ηαα
()[]()
d
w d
w d w d h pu w w w h h h h h h h 3
33
2243
3
---?+-=
αηα
[]()
0357077
.03
.7896.33733.7898.90115302801.099.08.7792.888=--?--=
H3的疏水系数
188736
.00357077.015302801.0323=+=+=αααd d （4）除氧器（HD ）
第四段抽汽由除氧器加热蒸汽’
4α和汽动给水泵用汽pu α两部分组成，即
pu ααα+=’
44
由除氧器的物质平衡可知除氧器的进水系数4o α为
’
4
341ααα--=d o 由于除氧器的进出口水量不相等，4o α是未知数。根据除氧器的热平衡式：∑吸热量/h η=∑放热量，即
5433444w o d
w d h w h h h h αααη++=’
将4o α的关系代入，整理成以进水焓为基准后可得：
()()()53354454w d
w d w h w w h h h h h h -+-=-ααη’ ()()5
4533544
w w d
w d h w w h h h h h h ----=
αηα’
()()
047104
.06
.5816.31826.5813.789188736.099.06.5817.741=--?--=
76416.0047104.0188736.011434=--=--=’
αααd o
098864.005176.0047104
.044=+=+=pu ααα‘
（5）5号低压加热器（H5） 由H5的热平衡式可得
()
()654555w w o h h h h h -=-αηα‘
()'
5
56545h
h h h h
w w o --=
ηαα
()057722
.064
.5929.297299.06.4036.58176416.0=--?=
H5的疏水系数
057722.055==ααd
(6)6号低压加热器（H6） 同理，有
()()[]
()76465566
6
w w o h d h h h h h h
-=-+-αηαα‘’‘
()()'
6
6'
6
'557646h h h h h h d h w w o ----=
αηαα
()()
025209
.034
.4152.271934.41564.592057722.099.01.3156.40376416.0=--?--?=
H6的疏水系数
082931
.0025209.0057722.0656=+=+=αααd d （7）7号低压加热器（H7）
()()[]
()87476677
7
w w o h d h h h h h h
-=-+-αηαα‘
’‘
()()'
7
7'
7
'668747h
h h h h h d h w w o ----=
αηαα
()()
0253371
.081
.3260.259381.32634.415082931.099.02.2311.31576416.0=--?--?=
H7的疏水系数
108268
.00253371.0082931.0767=+=+=αααd d （8）8号低压加热器（H8）和轴封加热器（SG ）
为了计算方便，将H8和 SG 作为一个整体考虑，由热井的平衡方程式，可得
174sg d o pu c ααααα--=+
根据∑吸热量=∑放热量写出热平衡式，
()''
77118884c pu c d sg sg w o h h h h h αααααα++++=
将()pu c αα+消去，并整理成以4o α吸热为基础以进水焓'c h 为基准的热平衡式，得
()()()[]()
'84'1
1
7
7
8
8
c w o h
c
sg sg c
d c
h h h h h h h h -=-+-+-αη
ααα‘’‘
()()()
'8'1
1
''7
7
'8
4
8c
c
sg sg c
d h
c
w o h
h h h h h h h ------=
ααηαα
()()5
.1431.25015.14381.326108268.099.05.1432.23176416.0--?--?=
()5
.1431.25015.1438.2817000893.0--?-
019282.0=
（9）凝汽系数c α的计算与物质平衡校核 由热井的物质平衡计算c α
8174ααααααα-----=pu x sg d o c
583957
.005176
.0019282.0000893.0108268.076416.0=----=
由汽轮机同流部分物质平衡来计算c α，以校核计算的准确性
??
?
??++-=∑8111x sg j c αααα
025209
.0057722.0098864.00357077.00897994.00632287.0(1+++++-= ）000893.0019282.00253371.0+++
583957.0=
两者计算结果相同，表明以上计算正确。 3.新汽量0D 计算及功率校核
根据抽汽做功不足多耗汽的公式计算0D
??
? ??--==∑8
1110
001sg sg j j c c Y Y D D D ααβ
（1）计算0c D 凝汽的比内功ic w 为
8.16611.23629.6270.33960=-+=-+=c rh ic h q h w kg kJ
h t w P D g m ic e c 8711.1328988
.099.08.1661600000
360010360030=???=?=
-ηη
（2）计算0D
各级抽汽做功不足系数j Y 如下：
795042.08.16611
.23629.6274.305511=-+=-+=ic c rh w h q h Y
743832
.08
.16611
.23629.6273.297022=-+=-+=
ic c rh w h q h Y
608677.08.16611
.23626.337333=-=-=ic c w h h Y 493742.08
.16611
.23626.318244=-=-=
ic c w h h Y 367553
.08.16611
.23629.297255=-=-=ic c w h h Y 214887.08.16611
.23622.271966=-=-=ic c w h h Y 138946
.08
.16611
.23620.259377=-=-=
ic c w h h Y 083644.08
.16611
.23621.250188=-=-=
ic c w h h Y 030688
.08
.16611
.2362098.241311=-=
-=
ic
c
sg sg w h h Y j j h α、j j Y α和j D 的计算数据见表3
表3 j j h α、j j Y α和j D 的计算数据
于是抽汽做功不足汽耗增加系数β为
()281077.1219407
.011118
111=-=??
?
??--=∑sg sg j j Y Y ααβ 则气轮机的新汽耗量0D 为
h t D D c 387.1702281036.18711.132800=?==β
（3）功率校核 1kg 新汽的比内功i w 为
??
?
??++-+=∑81110i sg sg c c j j rh th h h h q h w αααα
kg
kJ 1937.129762.26309.6278469719.00.3396=-?+=
据此，可得汽轮机的发电功率'e P 为
MW w D P g m i e 1438.5953600988.099.01937.1297387.170236000'=???==ηη 计算误差
%8094.0%100600
1438
.595600%100'
=?-=
?-=
?e
e e P P P
误差在工程允许范围内。 4. 热经济指标计算 1kg 新汽的比热耗0q
913656.27209.12069.6278469719.00.339600=-?+=-+=fw rh rh h q h q αkg kJ
汽轮机的绝对内效率i η
%675.47913656
.27201937.12970===
q w i i η 汽轮发电机组绝对电效率e η
%254.46988.099.047675.0=??==g m i e ηηηη
汽轮发电机组热耗率q
074.778346254
.03600
3600
==
=
e
q η()h kW kJ ?
汽轮发电机组汽耗率d
8605.2913656
.2720074.77830===
q q d ()h kW kg ? 5.各汽水流量绝对值计算 由j j D D α0=求出各处j D ，见表3
表2 N600-24.2/566/566型三缸四排汽机组回热抽汽系统计算点参数
N300MW汽轮机组热力系统分析- TMCR 专科生毕业设计开题报告 2011 年 09 月 24 日
摘要 节能是我国能源战略和政策的核心。火电厂既是能源供应的中心也是资源消耗及环境污染和温室气体排放的大户，提高电厂设备运行的经济性和可靠性，减少污染物的排放，已经成为世人关注的重大课题。 热经济性代表了火电厂的能量利用、热功能转换技术的先进性和运行的经济性，是火电厂经济性评价的基础。合理的计算和分析火电厂的热经济性是在保证机组安全运行的基础上，提高运行操作及科学管理水平的有效手段。火电厂的设计、技术改造、运行优化以及目前国外对大型火电厂性能监测的研究、运行偏差的分析等均需对火电厂的热力系统作详细的热平衡计算，求出热经济指标作为决策的依据。因此电厂的热力系统计算是实现上述任务的重要技术基础，直接反映出全厂的经济效益，对电厂的节能具有重要意义。 本文主要设计的是300MW凝汽式汽轮机。先了解了汽轮机及其各部件的工作原理。再设计了该汽轮机的各热力系统，并用手绘了各系统图。最后对所设计的热力系统进行
经济性指标计算，分析温度压力等参数如何影响效率。本设计采用了三种计算方法—— 常规计算方法、简捷计算、等效热降法。 关键词：节能、热经济性分析、热力系统 目录 N300MW汽轮机组热力系统分析- TMCR (1) 专科生毕业设计开题报告 (1) 摘要 (4) 关键词 (4) 第一章绪论 (9) 1．1 毕业设计的目的 (9) 1．2国外研究综述 (9) 第二章 300MW汽轮机组的结构与性能 (11) 2．1汽轮机工作的基本原理 (11) 第三章热力系统的设计 (14) 3.1主、再热蒸汽系统 (14) 3.1.1主蒸汽系统 (15) 3.1.2再热蒸汽系统 (15) 3.2主给水系统 (16) 3.2.1除氧器 (16) 3.2.2高压加热器 (16) 3.2.3其他 (17) 3.3凝结水系统 (17) 3.3.1凝结水用户 (17) 3.3.2凝结水泵及轴封加热器 (18) 3.4抽汽及加热器疏水系统 (18) 3.5轴封系统 (19) 3.6高压抗燃油系统 (20) 3.6.1磁性过滤器 (20) 3.6.2自循环滤油系统 (21) 3.7润滑油系统 (21) 3.8本体疏水系统 (21) 3.9发电机水冷系统 (22)
第二节汽轮机组热力系统 汽轮机组热力系统主要是由新蒸汽管道及其疏水系统、汽轮机本体疏水系统、汽封系统、主凝结水系统、回热加热系统、真空抽气系统、循环水系统等组成。 一、新蒸汽管道及其疏水系统 由锅炉到汽轮机的全部新蒸汽管道，称为发电厂的新蒸汽管道，其中从隔离汽门到汽轮机的这一段管道成为汽轮机的进汽管道。在汽轮机的进汽管道上通常还连接有供给汽动油泵、抽气器和汽轮机端部轴封等处新蒸汽的管道，汽轮机的进汽管道和这些分支管道以及它们的疏水管构成了汽轮机的新蒸汽管道及其疏水系统。3）在机组启动和低负荷运行时，为了保证除氧器的用汽，必须装设有饱和蒸汽或新蒸汽经减压后供除氧器用的备用汽源。 5）在机组启动、停止和正常运行中，要及时地迅速地把新蒸汽管道及其分支管路中的疏水排走，否则将会引起用汽设备和管道发生故障。这些疏水是： ①隔离汽门前、后的疏水和汽轮机进汽管道疏水。这两处疏水在机组启动暖管和停机时，都是排向地沟的，正常运行中经疏水器可疏至疏水扩容器或疏水箱。 ②汽动油泵用汽排汽管路的凝结水。由于废汽是排入大气的，它的凝结水接触了大气，水质较差，且在机组启、停时才用，运行时间不长，故一般都排入地沟。 ③汽轮机本体疏水。我们通常把汽轮机高压缸疏水、抽汽口疏水、低压缸疏水、抽汽管路上逆止门前后疏水以及轴封管路疏水等，统称为汽轮机本体疏水。这些疏水，由于压力的不同，而引向不同的容器中。高压疏水一般都是汇集在疏水膨胀箱内，在疏水膨胀箱内进行扩容，扩容后的蒸汽由导汽管送至凝汽器的喉部，而凝结水则由注水器（水力喷射器）送入凝汽器的热水井中。低压疏水可直接排入凝汽器。 6）一般中、低压汽轮机的自动主汽门前必须装设汽水分离器。汽水分离器的作用是分离蒸汽中所含的水分，提高进入汽轮机的蒸汽品质。21-1.5型机组的汽水分离器是与隔离汽门装置在一起的，N3-24型机组的汽水分离器是和自动主汽门装置在一起的。 二、凝结水管道系统 蒸汽器热水井中的凝结水，由凝结水泵升压，经过抽气器的冷却器、轴封加热器、低压加热器，然后进入除氧器，其间的所有设备和管道组成了凝结水系统。 凝结水系统的任务是不间断地把凝汽器内的凝结水排出和使主抽气器能够正常地工作，从而保证凝汽器所必须的真空，并尽量收回凝结水，以减少工质损失。 2）汽轮机组在启动和低负荷运行时，为了保证有足够的凝结水量通过抽器冷却器，以保证抽气器的冷却和维持凝汽器热水井水位，在抽气器后的主凝结水管道上装设了一根在循环管，使一部分凝结水可以在凝汽器到抽气器这一段管路内循环。再循环水量的多少，由再循环管上的再循环门来调节。 3）汽轮机在第一次启动及大修后启动时，凝汽器内还无水，这时首先应通过专设的补充水管向凝汽器充水，一般电厂都补充化学软水。机组启动运转正常后，应化验凝结水水质是否合格，若不合格则应通过放水管将凝结水
换热器热力学平均温差计算方法 1·引言 换热器是工业领域中应用十分广泛的热量交换设备，在换热器的热工计算中，常常利用传热方程和传热系数方程联立求解传热量、传热面积、分离换热系数和污垢热阻等参数[1，2]。温差计算经常采用对数平均温差法(LMTD)和效能-传热单元数法(ε-NTU)，二者原理相同。不过，使用LMTD方法需要满足一定的前提条件；如果不满足这些条件，可能会导致计算误差。刘凤珍对低温工况下结霜翅片管换热器热质传递进行分析，从能量角度出发，由换热器的对数平均温差引出对数平均焓差，改进了传统的基于对数平均温差的结霜翅片管换热器传热、传质模型[3]。Shao和Granryd通过实验和理论分析认为，由于R32/R134a混合物温度和焓值为非线性关系，采用LMTD法会造成计算误差；当混合物的组分不同时，所计算的换热系数可能偏大，也可能偏小[4]，他们认为，采用壁温法可使计算结果更精确。王丰利用回热度对燃气轮机内流体的对数平均温差和换热面积进行计算[5]。Ziegler定义了温度梯度、驱动平均温差、热力学平均温差，认为判定换热效率用热力学平均温差，用对数平均温差判定传热成本的投入，而算术平均温差最易计算；当温度梯度足够大时，对数平均温差、算术平均温差和热力学平均温差几乎相等[6]。孙中宁、孙桂初等也对传热温差的计算方法进行了分析，通过对各种计算方法之间的误差进行比较，指出了LMTD法的局限性和应用时需要注意的问题[7，8]。Ram在对LMTD法进行分析的基础上，提出了一种LMTDnew的对数平均温差近似算法，减小了计算误差[9]。本文在已有工作的基础上，分别采用LMTD和测壁温两种方法，计算了逆流换热器的传热系数，对两种方法进行比较，并在实验的基础上，进一步分析了二者的不同之处。 2·平均温差的计算方法 在换热设备的热工计算中，经常用到对数平均温差和算术平均温差。 对数平均温差在一定条件下可由积分平均温差表示[10]，即：
凝汽式汽轮机汽耗率高的 原因分析及处理措施 动力厂汽机车间发电站 周光军 【摘要】动力厂汽机车间 1＃、2＃、4＃汽轮发电机自1999年1月份以来出现排汽温度高，汽轮机汽耗率大幅度增加、轴承润滑油乳化严重等现象，通过调整了汽轮机通流间隙，改造轴封结构并完善循环水水质处理工作，从而较好地解决上述问题。 【关键词】汽轮发电机、汽耗率、润滑油乳化 1、概述 动力厂汽机车间共有4台汽轮发电机组，其中3＃为背压式，1、2、4＃为凝汽式。1机1979年、2机1992年、4机1993年投产以来，运行状况一直比较稳定，各项技术指标良好。但自1999年1月初开始，该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。凝汽机组纯凝汽工况下，发电负荷6000时，耗汽量28时，排汽温度达63，汽耗率增加12，润滑油月消耗增加30，滤油工作量很大。 2、问题原因分析 2.1机组真空、循环水系统参数变化较大 2.1.1首先对1997年至2003年来每年5至8月份，真空系统的有
关数据进行比较，见表1 年份循环水入 口温度 （℃） 循环水出 口温度 （℃） 真空值 （MPa） 端差值 （℃） 汽耗率 不抽汽抽汽 1997 28.4 34.6 0.06 6.7 5.28 7.43 1998 27.5 35.3 0.061 8.2 5.32 7.55 1999 26.8 37.9 0.062 10.6 5.41 7.78 2000 27.2 39.8 0.063 14.3 5.56 8.01 2001 27.5 41.7 0.06 20.1 5.88 8.36 2002 27 39 0.058 20.3 5.89 8.33 2003 27 40 0.06 21 5.78 8.35 (表1) 从表1可以发现，机组平均温升为13℃，由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。 2.1.2通过统计数据发现，机组凝汽器的疏通周期自1995年以来基本为半年左右，至2000年基本根据机组负荷变化的情况进行清扫，没有固定的疏通周期，时间较长，主要原因有： 发电循环水的补充水源由水电厂3、4干线工业水供给，水质较差；由于机组采用的是如图1所示的供汽方式，对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造
板式换热器的计算方法 板式换热器的计算是一个比较复杂的过程，目前比较流行的方法是对数平均温差法和NTU法。在计算机没有普及的时候，各个厂家大多采用计算参数近似估算和流速-总传热系数曲线估算方法。目前，越来越多的厂家采用计算机计算，这样，板式换热器的工艺计算变得快捷、方便、准确。以下简要说明无相变时板式换热器的一般计算方法，该方法是以传热和压降准则关联式为基础的设计计算方法。 以下五个参数在板式换热器的选型计算中是必须的： ?总传热量(单位:kW). ?一次侧、二次侧的进出口温度 ?一次侧、二次侧的允许压力降 ?最高工作温度 ?最大工作压力 如果已知传热介质的流量，比热容以及进出口的温度差，总传热量即可计算得出。 温度 T1 = 热侧进口温度 T2 = 热侧出口温度 t1 = 冷侧进口温度 t2= 冷侧出口温度 热负荷 热流量衡算式反映两流体在换热过程中温度变化的相互关系，在换热器保温良好，无热损失的情况下，对于稳态传热过程，其热流量衡算关系为： （热流体放出的热流量）=（冷流体吸收的热流量）
在进行热衡算时，对有、无相变化的传热过程其表达式又有所区别。
（1）无相变化传热过程 式中 Q----冷流体吸收或热流体放出的热流量，W； m h,m c-----热、冷流体的质量流量，kg/s； C ph,C pc------热、冷流体的比定压热容，kJ/(kg·K)； T1,t1 ------热、冷流体的进口温度，K； T2,t2------热、冷流体的出口温度，K。 （2）有相变化传热过程 两物流在换热过程中，其中一侧物流发生相变化，如蒸汽冷凝或液体沸腾，其热流量衡算式为： 一侧有相变化 两侧物流均发生相变化，如一侧冷凝另一侧沸腾的传热过程 式中 r,r1,r2--------物流相变热，J/kg； D,D1,D2--------相变物流量，kg/s。 对于过冷或过热物流发生相变时的热流量衡算，则应按以上方法分段进行加和计算。
汽轮机组主要经济技术指标的计算 为了统一汽轮机组主要经济技术指标的计算方法及过程，本章节计算公式选自中华人民国电力行业标准DL/T904—2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》和GB/T8117—87《电站汽轮机热力性能验收规程》。 1 凝汽式汽轮机组主要经济技术指标计算 1.1 汽轮机组热耗率及功率计算 a. 非再热机组 试验热耗率： G 0H G H HR0 fw fw N t kJ/kWh 式中G ─主蒸汽流量，kg/h；G fw ─给水流量，kg/h；H ─ 主蒸汽焓值，kJ/kg ；H fw─ 给水焓值，kJ/kg； N t ─实测发电机端功率，kW。 修正后（经二类）的热耗率： HQ HR C Q kJ/kWh 式中C Q─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对热耗的综合修正系数。修正后的功率： N N t kW p Q 式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对功率的综合修正系数。 b. 再热机组 试验热耗率：： G 0H G fw H fw G R （H r H 1 ） G J (H r H J) HR N t kJ/kWh 式中G R─高压缸排汽流量，kg/h； G J ─再热减温水流量，kg/h； H r ─再热蒸汽焓值，kJ/kg； K
p c ?υ0 p 0?υc k H k H 1─ 高压缸排汽焓值，kJ/kg ； H J ─ 再热减温水焓值，kJ/kg 。 修正后（经二类）的热耗率： HQ HR C Q kJ/kWh 式中 C Q ─ 主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽 机背压对热耗的综合修正系数。 修正后的功率： N N t kW p Q 式中 K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及 汽机背压对功率的综合修正系数。 1.2 汽轮机汽耗率计算 a. 试验汽耗率： SR G 0 N t kg/kWh b. 修正后的汽耗率： SR G c kg/kWh c p 式中G c ─修正后的主蒸汽流量，G c G 0 ，kg/h ； p c 、c ─设计主蒸汽压力、主蒸汽比容； p 0、 ─实测主蒸汽压力、主蒸汽比容。 1.3 汽轮机相对效率计算 a. 非再热机组 汽轮机相对效率： H 0 H k 100％ oi 0 - H ' 式中 ' H k ─ 汽轮机等熵排汽焓，kJ/kg ； ─ 汽轮机排汽焓，kJ/kg 。 K N H
2. 热力系统 2.1 330MW汽轮机本体抽汽及疏水系统 2.1.1 抽汽系统的作用 汽轮机有七级非调节抽汽，一、二、三、四级抽汽分别供四台低压加热器，五级抽汽供汽至除氧器及辅助蒸汽用汽系统，六、七级抽汽供两台高压加热器及一台外置式蒸汽冷却器(六级抽汽经蒸汽冷却器至六号高加)。 抽汽系统具有以下作用： a）加热给水、凝结水以提高循环热效率。 b）提高给水、凝结水温度，降低给水和锅炉管壁之间金属的温度差，减少热冲击。 c）在除氧器内通过加热除氧，除去给水中的氧气和其它不凝结气体。 d）提供辅助蒸汽汽源。 2.1.2 抽汽系统介绍 一段抽汽是从低压缸第4级后引出，穿经凝汽器至#1低压加热器的抽汽管道； 二段抽汽是从低压缸第3级后引出，穿经凝汽器至#2低压加热器的抽汽管道； 三段抽汽是从低压缸第2级后引出，穿经凝汽器至#3低压加热器的抽汽管道； 四段抽汽是从中压缸排汽口引出，至#4低压加热器的抽汽管道； 二、三、四级抽汽管道各装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀。气动逆止阀布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 五段抽汽是从中压缸第9级后引出，至五级抽汽总管，然后再由总管上引出两路，分别接至除氧器和辅助蒸汽系统； 在五段抽汽至除氧器管道上装设一个电动隔离阀和两个串联的气动逆止阀。装设两个逆止阀是因为除氧器还接有其他汽源，在机组启动、低负荷运行、甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能窜入五段抽汽管道，造成汽机超速的危险性较大。串联装设两个气动逆止阀可起到双重保护作用。
五段抽汽至辅助蒸汽联箱管道上装设一个电动隔离阀和一个气动逆止阀，气动逆止阀亦布置在电动隔离阀之后。电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 正常运行时，除氧器加热蒸汽来自于五段抽汽。辅助蒸汽系统来汽作为启动和备用加热蒸汽。 六段抽汽是从中压缸第5级后引出，先经#6高加外置式蒸汽冷却器（副#6高加）冷却后再至#6高压加热器；六级抽汽管道上各装设一个电动闸阀和两个气动逆止阀。 七段抽汽是从再热冷段引出一路至#7高压加热器的抽汽管道，装设一个电动闸阀和一个气动逆止阀，电动隔离阀作为防止汽机进水的一级保护，气动逆止阀作为汽机的超速保护并兼作防止汽机进水的二级保护。 电动隔离阀和气动逆止阀的布置位置一般尽量靠近汽机抽汽口，以减少在汽机甩负荷时阀前抽汽管道上贮存的蒸汽能量，有利于防止汽机超速。 本系统四台低加、两台高加及六号高加外置式蒸汽冷却器均为立式加热器。七台立式加热器从扩建端至固定端按编号从1号至7号再至蒸汽冷却器顺列布置。七台加热器均布置在A—B框架内，其水室中心线距B排柱中心线6.9米。 除氧器及给水箱布置在运转层12.00米层。 汽轮机各抽汽管道连接储有大量饱和水的各级加热器和除氧器。汽轮机一旦跳闸，其内部压力将衰减，各加热器和除氧器内饱和水将闪蒸，使蒸汽返回汽轮机；此外，五级抽汽管道支管上还接有备用汽源——辅助蒸汽，遇到工况变化或误操作，外来蒸汽将通过五级抽汽管道进入汽轮机；还有，各抽汽管道内滞留的蒸汽也可能因汽轮机内部压力降低返回汽轮机；各种返回汽轮机的蒸汽有可能造成汽轮机超速。 为防止上述蒸汽的返回，除一级抽汽外，其它各级抽汽管道上均串联安装有电动隔离阀和气动逆止阀。一旦汽机跳闸，气动逆止阀和电动隔离阀都关闭。 由于汽轮机上有许多抽汽口，而有可能有水的地方离各抽汽口又很近，各抽汽管道上还接有储水容器——高、低压加热器和除氧器，汽轮机负荷突然变化、给水或凝结水管束破裂以及其他设备故障，误操作等因素，可组合
汽轮机原则性热力系统 根据热力循环的特征，以安全和经济为原则，将汽轮机与锅炉本体由管道、阀门及其辅助设备连接起来，组成发电厂的热力系统。汽轮机热力系统是指主蒸汽、再热蒸汽系统，旁路系统，轴封系统，辅助蒸汽系统和回热抽汽系统等。下面着重介绍主蒸汽系统及旁路系统。 第一节主蒸汽及再热蒸汽系统 锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为主、再热蒸汽系统。本机组的主蒸汽及再热蒸汽采用单元制连接方式，即一机一炉相配合的连接系统，如图3-1所示。该连接方式结构简单、阀门少、管道短而阻力小，便于自动化的集中控制。 一、主蒸汽系统 主、再热蒸汽管道均为单元双—单—双管制系统，主蒸汽管道上不装设隔断阀，主蒸汽可作为汽动给水泵及轴封在机组启动或低负荷时备用汽源。 主蒸汽从锅炉过热器的两个出口由两根蒸汽管道引出后汇合成一根主蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道进入2只高压自动主汽阀、4只调节阀，然后借助4根导汽管进入高压缸，在高压缸内做功后的蒸汽经过2只高压排汽逆止阀，再经过蒸汽管道（冷段管）回到锅炉的再热器重新加热。经过再热后的蒸汽温度由335℃升高到538℃，压力由3.483MPa 降至3.135MPa，由于主、再热蒸汽流量变化不多蒸汽比容增加将近一倍。再热后蒸汽由两根蒸汽管道引出后汇合成一根再蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道经过2只再热联合汽阀（中压自动主汽阀及中压调节阀的组合）进入中压缸。 它设有两级旁路，I级旁路从高压自动主汽阀前引出，蒸汽经减压减温后排至再热器冷段管，采用给水作为减温水。II级旁路从中压缸自动主汽阀前引出，蒸汽经减压减温后送至凝汽器，用凝结水泵出口的凝结水作为减温水。 带动给水泵的小汽轮机是利用中压缸排汽作为工作汽源（第4段抽汽，下称低压蒸汽）。由于低压蒸汽的参数随主机的负荷降低而降低，当负荷下降至额定负荷的40％时，该汽源已不能满足要求，所以需采用新蒸汽（下称高压蒸汽）作为低负荷的补充汽源或独立汽源。当低压蒸汽的调节阀开足后，高压蒸汽的调节阀才逐步开启，使功率达到新的平衡。 主蒸汽管道上还接出轴封备用及启动供汽管道。 主蒸汽管道设计有通畅的疏水系统，在主蒸汽管道主管末端最低点，去驱动给水泵的小汽轮机的新蒸汽管道的低位点，以及靠近给水泵汽轮机高压主汽阀前，均设有疏水点，每一根疏水管道分别引至凝汽器的热水井。 主蒸汽管道主管及支管的疏水管道上各安装一只疏水阀，不再装设其它隔离阀。疏水阀在机组启动时开启，排除主蒸汽管道内暖管时产生的凝结水，避免汽轮机进水，并可加速暖管时的温升。待机组负荷达到10%时，疏水阀自动关闭；当汽轮机负荷降至10%时或跳闸时，疏水阀自动开启，也可以在单元控制室手动操作。 冷再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排汽接出，先由单管引至靠近锅炉再热器处，再分为两根支管接到再热器入口联箱的两个接口上。在再热蒸汽冷段管道上接出2号高压加热器抽汽管道。汽轮机主汽阀及调节汽阀的阀杆漏汽、高压旁路的排汽均送入本系统。
第一章概论 综述 板式换热器发展简史 目前板式换热器已成为高效、紧凑的热交换设备，大量地应用于工业中。它的发展已有一百多年的历史。 德国在1878年发明了板式换热器，并获得专利，到1886年，由法国首次设计出沟道板板式换热器，并在葡萄酒生产中用于灭菌。APV公司的在1923年成功地设计了可以成批生产的板式换热器，开始时是运用很多铸造青铜板片组合在一起，很像板框式压滤机。1930年以后，才有不锈钢或铜薄板压制的波纹板片板式换热器，板片四周用垫片密封，从此板式换热器的板片，由沟道板的形式跨入了现代用薄板压制的波纹板形式，为板式换热器的发展奠定了基础。 与此同时，流体力学与传热学的发展对板式换热器的发展做出了重要的贡献，也是板式换热器设计开发最重要的技术理论依据。如：19世纪末到20世纪初，雷诺（Reynolds）用实验证实了层流和紊流的客观存在，提出了雷诺数——为流动阻力和损失奠定了基础。此外，在流体、传热方面有杰出贡献的学者还有瑞利（Reyleigh）、普朗特（Prandtl）、库塔（Kutta）、儒可夫斯基（жуковскиǔ）、钱学森、周培源、吴仲华等。 通过广泛的应用与实践，人们加深了对板式换热器优越性的认识，随着应用领域的扩大和制造技术的进步，使板式换热器的发展加快，目前已成为很重要的换热设备。 近几十年来，板式换热器的技术发展，可以归纳为以下几个方面。 1：研究高效的波纹板片。初期的板片是铣制的沟道板，至三四十年代，才用薄金属板压制成波纹板，相继出现水平平直波纹、阶梯形波纹、人字形波纹等形式繁多的波纹片。同一种形式的波纹，又对其波纹的断面尺寸——波纹的高度、节距、圆角等进行大量的研究，同时也发展了一些特殊用途的板片。 2：研究适用于腐蚀介质的板片、垫片材料及涂（镀）层。 3：研究提高使用压力和使用温度。 4：发展大型板式换热器。 5：研究板式换热器的传热和流体阻力。
汽轮机组轴加疏水系统改造方案 摘要 以国内大型机组为例，以运行实践为基础，探讨了大型汽轮机组轴封加热器(以下简称轴加)及其热力系统的设计和运行问题，认为目前情况下，平东公司轴加疏水单级U型管水封疏水必须进行改造，对存在的问题进行了分析，提出了改造的设计要点。 一、概述 平东热电有限公司#6、#7汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C140/ N210－12.75/535/535/0.981型超高压、一次中间再热、两缸两排汽、采暖用可调整抽汽、供热凝汽式汽轮机，自试运以来，两台机组真空系统严密性均较差，#6汽轮机最好时达到1.4kPa/min左右，#7汽轮机为3.5kPa/min左右，严重影响机组的经济性。 #6、#7机设计上轴加疏水水封采用多级水封方式，根据以往其它机组的运行经验，多级水封运行中易发生水封破坏现象，公司2006年10月对轴加疏水水封进行改进，改为单级水封。 U 型水封管通常应用在电厂低压加热器轴封蒸汽冷却器等设备内的凝结疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水的U 型水封管，分为单级和多级，在电厂实际应用中多级水封管应用较多，平东公司改造后的轴封疏水U 型运行一直不稳定，存在不少问题，针对这些问题进行分析和提出改造方案。 二、U型水封管在实际运行中遇到的问题 目前国内设计轴加疏水水封不论是单级还是多级水封存在运行不稳定问题，易发生水封破坏现象，并且多是运行中临时对轴加水封进水和回水阀门进行调节。 一般情况下，主要是由于负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封，致使空气随疏水一同进入凝汽器中，使得真空恶化。因此，在U型套桶管的出口加装一个调节阀，使疏水在U型套桶管里流动会产生节流，增大沿程阻力和局部阻力，强制建立起水封，改善真空。 如果U型套桶管直通凝汽器或者设计不当，将无法建立起水封，从轴封回收的蒸汽(含有空气)冷却后空气随疏水一同进入凝汽器,影响凝汽器真空。 目前机组加减负荷较频繁轴封蒸汽冷却器进汽量经常变化，使冷却器的水位无法维持在一定范围内，而导致其U型水封管内的疏水量经常变化，U 型水封管多次发生失水现象，当U 型管水封管失水时，轴封蒸汽冷却器的汽侧就直接与凝汽器相通，机组真空就会急剧下跌，需要运行人员对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，多次影响机组的安全经济运行。 在U型套桶管的出口处加装调节阀，起到了增大沿程阻力和局部阻力的作用，在U型套桶管里形成水封，保持了两端的压力差。但这并非长久之计，主要问题是担心轴加泄漏，轴加汽侧由于阻力较大(调节阀的节流作用)，轴加疏水及泄漏的凝结水很难较快地排入凝汽器，轴加汽侧水位升高很快，疏水会沿着轴封汽管道经汽轮机高、低压汽封进入汽轮机，这样将会产生严重的后果，一则疏水会对汽轮机的大轴起着冷却作用，使大轴产生热应力或产生热弯曲；二则疏水进入汽轮机后会产生水击作用，严重时会打坏汽轮机的叶片。其次需要对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，因此，电厂在条件允许的情况下，应彻底进行改造，消除隐患。 一般由于设计精度问题，在轴加U型套桶管出口处加装调节阀，满负荷时逐渐关小调节阀，凝汽器真空随之变化，调节阀关闭到20%开度时，真空就应正常。但是目前平东公司其调节阀开度
板式换热器选型与计算方法 板式换热器的选型与计算方法 板式换热器的计算方法 板式换热器的计算是一个比较复杂的过程，目前比较流行的方法是对数平均温差法和NTU法。在计算机没有普及的时候，各个厂家大多采用计算参数近似估算和流速-总传热系数曲线估算方法。目前，越来越多的厂家采用计算机计算，这样，板式换热器的工艺计算变得快捷、方便、准确。以下简要说明无相变时板式换热器的一般计算方法，该方法是以传热和压降准则关联式为基础的设计计算方法。 以下五个参数在板式换热器的选型计算中是必须的： 总传热量(单位:kW). 一次侧、二次侧的进出口温度 一次侧、二次侧的允许压力降 最高工作温度 最大工作压力 如果已知传热介质的流量，比热容以及进出口的温度差，总传热量即可计算得出。 温度 T1 = 热侧进口温度 T2 = 热侧出口温度 t1 = 冷侧进口温度 t2= 冷侧出口温度 热负荷 热流量衡算式反映两流体在换热过程中温度变化的相互关系，在换热器保温良好，无热损失的情况下，对于稳态传热过程，其热流量衡算关系为： （热流体放出的热流量）=（冷流体吸收的热流量）
在进行热衡算时，对有、无相变化的传热过程其表达式又有所区别。 （1）无相变化传热过程 式中 Q----冷流体吸收或热流体放出的热流量，W； mh,mc-----热、冷流体的质量流量，kg/s； Cph,Cpc------热、冷流体的比定压热容，kJ/(kg·K)； T1,t1 ------热、冷流体的进口温度，K； T2,t2------热、冷流体的出口温度，K。 （2）有相变化传热过程 两物流在换热过程中，其中一侧物流发生相变化，如蒸汽冷凝或液体沸腾，其热流量衡算式为： 一侧有相变化 两侧物流均发生相变化，如一侧冷凝另一侧沸腾的传热过程 式中 r,r1,r2--------物流相变热，J/kg； D,D1,D2--------相变物流量，kg/s。 对于过冷或过热物流发生相变时的热流量衡算，则应按以上方法分段进行加和计算。 对数平均温差(LMTD) 对数平均温差是换热器传热的动力，对数平均温差的大小直接关系到换热器传热难易程度.在某些特殊情况下无法计算对数平均温差,此时用算术平均温差代替对数平均温差，介质在逆流情况和在并流情况下的对数平均温差的计算方式是不同的。在一些特殊情况下，用算术平均温差代替对数平均温差。 逆流时： 并流时：
600MW汽轮机原则性热力系统设计计算 目录 毕业设计............... 错误!未定义书签。内容摘要 (3) 1.本设计得内容有以下几方面： (3) 2.关键词 (3) 一．热力系统 (4) 二．实际机组回热原则性热力系统 (4) 三．汽轮机原则性热力系统 (4) 1.计算目的及基本公式 (5) 1.1计算目的 (5) 1.2计算的基本方式 (6) 2.计算方法和步骤 (7) 3.设计内容 (7) 3.1整理原始资料 (9) 3.2计算回热抽气系数与凝气系数 (9) 回热循环 (10) 3.2.1混合式加热器及其系统的特点 (10) 3.2.2表面式加热器的特点： (11) 3.2.3表面式加热器的端差θ及热经济性 (11) 3.2.4抽气管道压降Δp j及热经济性 (12) 3.2.5蒸汽冷却器及其热经济性 (12)
3.2.6表面式加热器的疏水方式及热经济性 (13) 3.2.7设置疏水冷却段的意义及热经济性指标 (14) 3.2.8除氧器 (18) 3.2.9除氧器的运行及其热经济性分析 (19) 3.2.10除氧器的汽源连接方式及其热经济性 (19) 3.3新汽量D0计算及功率校核 (23) 3.4热经济性的指标计算 (26) 3.5各汽水流量绝对值计算 (27) 致谢 (32) 参考文献 (33)
600MW汽轮机原则性热力系统设计计算 内容摘要 1.本设计得内容有以下几方面： 1）简述热力系统的相关概念； 2）回热循环的的有关内容（其中涉及到混合式加热器、表面式加热器的特点，并对其具有代表性的加热器作以细致描述。表面式加热器的端差、设置疏水冷却段、蒸汽冷却段、疏水方式及热经济性、除氧器的运行及其热经济性分析、除氧器的汽源连接方式及其热经济性） 3）原则性热力系统的一般计算方法 2.关键词 除氧器、高压加热器、低压加热器
2×300MW 凝汽式机组火电厂电气部分设计 一、本课题的来源及研究的目的和意义： 我国电力工业的技术水平和管理水平正在逐步提高，现在已有许多电厂实现了集中控制 和采用计算机监控．电力系统也实现了分级集中调度，所有电力企业都在努力增产节约，降 低成本，确保安全远行。随着我国国民经济的发展，电力工业将逐步跨入世界先进水平的行列。火力发电厂是生产工艺系统严密、土建结构复杂、施工难度较大的工业建筑。电力工业 的发展,单机容量的增大、总容量在百万千瓦以上火电厂的建立促使火电厂建筑结构和设计 不断地改进和发展。电厂结构的改进、新型建材的采用、施工装备的更新、施工方法的改进、代管理的运用、队伍素质的提高、使火电厂土建施工技术及施工组织水平也相应地随之不断 提高。 1949年全国仅有发电设备容量为185万KW，其中火电169万KW，年发电且仅43．1亿度。发电厂大部分集中在东北和沿海几个大城市，设备陈旧、效率低，而且类型庞杂，电能 的规格也不统一。新中国诞生后，国家大力发展电力工业，到1978年底装机容量为解放时 的40余倍平均每年增长14％。年发电量为解放时的59．5倍，平均每年增长15．7％，由 世界第二十三位跃居到第七位。各省、区都建立了一定规模的电网，容量在一百万千瓦以上 的电网有16个。110千伏及以上的输电线已达七万余公里，到1988年全国发电设备容量已 达11000万KW，其中火电占75％，与1949年相比增长了58倍。 设设计本课题，是对已学知识的整理和进一步的理解、认识，学习和掌握发电厂(变电所)电气部分计的基本方法培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。电力工业的迅速发展，对发电厂（变电所）的设计提出了更高的要求，更需要我们提高 知识理解应用水平，认真对待。 二、本课题所涉及的问题在国内（外）研究现状及分析 在电力行业快速发展的今天，积极发展清洁、高效的发电技术是国内外共同关注的问题，对于能源紧缺的我国更显得必要和紧迫。在国家有关部、委的积极支持和推动下，我国大型 火电机组的国产化及高效大型火电机组的应用逐步提高。我国现代化、高参数、大容量火电 机组在不断投运和筹建，其气发电技术对我国社会经济发展具有非常重要的意义。因此，提 高发电效率、节约能源、减少污染，是新建火电机组、改造在运发电机组的头等大事。 我国凝汽式汽轮机制造业从20世纪50年代试制第一台6MW凝汽式汽轮机起步，经历了 一个不断奋斗发展的历程，先后自行设计制造了12、25、100、125、200MW和300MW容量凝 汽式汽轮机。到目前为止我国电厂大容量凝汽式汽轮机已经形成了300、600、1000MW凝汽 式汽轮机系列；参数有亚临界、超临界、超超临界；汽轮机冷却方式有湿冷和空冷（包括间 接空冷和直接空冷）；供热形式有单抽、双抽。这样，容量、参数、冷却和供热方式的不同 组合，形成了形成了种类繁多的汽轮机产品。凝汽式汽轮机产品制造基地主要集中在哈尔滨、上海和四川。 哈尔滨凝汽式汽轮机厂有限责任公司300MW等级汽轮机的品种众多，其中包括不同的 功率（300、315、320、330、350MW）,不同的参数（亚临界、超临界），不同的用途（纯发 电凝汽式、一次或两次抽气热电联供式），不同的结构形式（高压调节阀6个或4个、再热 调节阀2个），不同的末级动叶片长度（620、680、858、900、1000、1029mm），不同的转 速（3000、3600r/min）及不同的冷却方式（湿冷、空冷），品种多、覆盖面广，品种全、市 场适应性强，品种光、派生能力高，形成了一个产品的系列。 三、对课题所涉及的任务要求及实现预期目标的可行性分析 根据设计的要求,在设计的过程中,根据发电厂的地理环境,容量和各回路数确定发电厂电气主接线和厂用电接线,并选择各变压器的型号;进行参数计算,画等值网络图,并计算各电压等
汽轮机火用分析方法的热力系统计算 前言 在把整个汽轮机装置系统划分成若干个单元的过程中，任何一个单元由于某些因素而引起的微弱变化，都会影响到其它单元。这种引起某单元变化的因素叫做“扰动”。也就是说，某单元局部参量的微小变化(即扰动)，会引起整个系统的“反弹”，但是它不会引起系统所有参数的“反弹”。就汽轮机装置系统而言，系统产生的任何变化，都可归结为扰动后本级或邻近级抽汽量的变化，从而引起汽轮机装置系统及各单元的火用损变化。因此，在对电厂热力系统进行经济性分析时，仅计算出某一工况下各单元火用损失分布还是不够的，还应计算出当某局部参量变化时整个热力系统火用效率变化情况。 1、火用分析方法 与热力系统的能量分析法一样，可以把热力系统中的回热加热器分为疏水放流式和汇集式两类(参见图1和图2)，并把热力系统的参数整理为3类：其一是蒸汽在加热器中的放热火用，用q’表示；其二是疏水在加热器中的放热火用，用y 表示；其三是给水在加热器中的火用升，以r’表示。其计算方法与能量分析法类似。
对疏水式加热器： 对疏水汇集式加热器： 式中，e f、e dj、e sj分别为j级抽汽比火用、加热器疏水比火用和加热器出口水比火用。1．1 抽汽有效火用降的引入 对于抽汽回热系统，某级回热抽汽减少或某小流量进入某加热器“排挤”抽汽量，诸如此类原因使某级加热器抽汽产生变化(一般是抽汽量减少)，如果认为此变化很小而不致引起加热器及热力系统参数变化，那么便可基于等效焓降理论引入放热火用效率来求取某段抽汽量变化时对整个系统火用效率的影响。 为便于分析，定义抽汽的有效火用降，在抽汽减少的情况下表示1kg排挤抽汽做功的增加值；在抽汽量增加时，则表示做功的减少值；用符号Ej来表示。当从靠近凝汽器侧开始，
关于修订管理标准的通知 汽轮机组主要经济技术指标的计算 为了统一汽轮机组主要经济技术指标的计算方法及过程，本章节计算公式选自中华人民共和国电力行业标准DL/T 904—2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》和 GB/T 8117—87《电站汽轮机热力性能验收规程》。 1 凝汽式汽轮机组主要经济技术指标计算 1. 1汽轮机组热耗率及功率计算
a. 非 再热机组试 验热耗率： G0 H kJ/kWh G H HR fw fw N t 式中G0 ─主蒸汽 流量，kg/h；G fw ─给 水流量，kg/h；H 0─ 主蒸汽焓值，kJ/kg；H fw ─给水焓值， kJ/kg； N t ─实测发电机端功率，kW。 修正后（经二类）的热耗率： kJ/kWh HQ HR C Q 式中C Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对热耗的综合修正系数。修正后的功率： N N t kW p Q 式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽机背压对功率的综合修正系数。
b. 再热机 组试验热 耗率：： kJ/kWh G 0 H 0G fw H fw G R （H r H 1）G J (H r H J ) HR N t 式中G R ─高压缸排 汽流量，kg/h；G J ─再热 减温水流量，kg/h；H r ─ 再热蒸汽焓值，kJ/kg；
关于修订管理标准的通知 H1 ─高压缸排汽焓值，kJ/kg； H J ─再热减温水焓值，kJ/kg。 修正后（经二类）的热耗率： kJ/kWh HQ HR C Q 式中C Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽机背压对热耗的综合修正系数。 修正后的功率： N N t kW p Q 式中K Q ─主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、再热减温水流量及汽机背压对功率的综合修正 系数。 1. 2汽轮机汽耗率计算 a. 试验汽耗率： kg/kWh SR G0 N t b. 修正后的汽耗率： SR G c kg/kWh
3000 KW凝汽式汽轮发电机组技术方案 一技术要求 1.1 汽轮机本体技术参数 汽轮机型号：N3-2.35 进汽压力：2.35±0.1Mpa （绝压） ℃ 进汽温度：390+10 -20 额定功率：3000 KW 最大功率：3000 KW 额定转速：5600-3000 r/min（暂定，如频率60HZ，输出3600r/min）临界转速：3690 r/min 额定进汽量：17 t/h 排汽压力：0.0103 Mpa （绝） 1.2汽轮机结构参数 布置形式：单层布置 转子结构：1个复速级+8个压力级叶轮 主汽门进/出口通径：125×2 mm 抽汽口通径：80 mm 排汽口通径：850 mm 汽轮机转子重（t）：1.1 最大起吊件重（检修）：3.5 t 运行层标高：0 m 汽机中心距运行层高度：1050mm
汽轮机盘车装置：手动盘车 汽轮机与减速箱联接形式：平面齿式联轴器减速箱与发电机联接形式：刚性联轴器 1.3调节保安系统技术数据 调节方式：全液压 调节汽阀数量：5个 转速不等率：5％ 迟缓率：≤0.5％ 同步器在空负荷时转速变化范围％：-4～+6 危急遮断器动作转速r/min：6104～6216 转子轴向位移许可值：0.7 mm 主油泵进口油压：0.1 Mpa 主油泵出口油压：0.7 Mpa 脉冲油压：0.4 Mpa 1.4辅机技术数据 1.4.1冷凝器 数量：1台 式样：双流程表面式 冷却水温度：正常27℃最高33℃ 冷却面积：280㎡ 无水重量：6.1t 1.4.2油系统
底盘油箱：1个 容量：2000 L 无油重量：3.348 t 冷油器数量：1台 冷却水侧面积：20㎡ 冷却水量：57.4t/h 无油无水重量：402 kg 主油泵：钻孔离心式 电动油泵：1个 手摇油泵：1个 二产品执行标准 JB/T7025-1993 25MW以下转子体和主轴锻件技术条件 JB/T7028-1993 25MW以下汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件JB/T9628-1993 汽轮机叶片磁粉探伤方法 JB/T9629-1999 汽轮机承压件、水压实验技术条件 JB/T9631-1999 汽轮机铸铁件技术条件 JB/T9637-1999 汽轮机总装技术条件 JB/T9638-1999 汽轮机用联轴器等重要锻件技术条件 JB/T2901-1992 汽轮机防锈技术条件 JB/T4058-1999 汽轮机清洁度 三供应项目清单
N300MW汽轮机组热力系统分析- TMCR 南京工程学院本科生毕业设计开题报告 2010 年月日
节能是我国能源战略和政策的核心。火电厂既是能源供应的中心也是资源消耗及环境污染和温室气体排放的大户，提高电厂设备运行的经济性和可靠性，减少污染物的排放，已经成为世人关注的重大课题。 热经济性代表了火电厂的能量利用、热功能转换技术的先进性和运行的经济性，是火电厂经济性评价的基础。合理的计算和分析火电厂的热经济性是在保证机组安全运行的基础上，提高运行操作及科学管理水平的有效手段。火电厂的设计、技术改造、运行优化以及目前国内外对大型火电厂性能监测的研究、运行偏差的分析等均需对火电厂的热力系统作详细的热平衡计算，求出热经济指标作为决策的依据。因此电厂的热力系统计算是实现上述任务的重要技术基础，直接反映出全厂的经济效益，对电厂的节能具有重要意义。 本文主要设计的是300MW凝汽式汽轮机。先了解了汽轮机及其各部件的工作原理。再设计了该汽轮机的各热力系统，并用手绘了各系统图。最后对所设计的热力系统进行经济性指标计算，分析温度压力等参数如何影响效率。本设计采用了三种计算方法——常规计算方法、简捷计算、等效热降法。 关键词：节能、热经济性分析、热力系统
Energy is our county’s energy strategy and policies. Thermal Power Plant is the center of energy supply and is large of resource consumption and environmental pollution and greenhouse gas emissions. Improving power plant equipment operation and reliability of economic and reducing emissions has become a major issue of world attention. Represents the thermal power plant economics of energy use, advanced thermal conversion technology functions and running economy is the thermal power plant based on economic evaluation. Rational calculation and analysis of the Thermal Power Plant is to increased operating and running an effective means of scientific management based on ensure the safe operation of generating units. Power plant design, technological innovation, optimization and operation of large thermal power plants at home and abroad Performance Monitoring, running deviation analysis require thermal power plant system on a detailed calculation of heat balance，then，calculate heat economic indicators as the basis for decision-making. Thus the plant system calculation is an important technique to achieve these tasks based onand it is a direct reflection of the economic benefits of the whole plant. It is important to energy power plant This article is designed to 300MW Condensing Steam Turbine. I first understand the components of the turbine and its working principle. I re-design of the turbine of the thermal system and hand-drawn map of each system. Finally, I designed thermal system on the economic index calculation, and analyze how