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汽水取样设备买卖技术规范书1 总则1.1本技术规范书适用于燃煤发电机组工程超超临界机组的化学汽水取样设备，本次协议范围为两台机组所配备的化学汽水取样设备。
本技术规范书适用该系统的功能设计、设备制造、性能检验、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 本技术规范书所提及的要求和供货范围是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出详细规定，也未充分详述有关标准和规范的条文，但卖方应保证提供符合本技术规范书和相关的国际国内标准要求的优质产品及相应服务。
满足国家有关安全、环保等强制性标准的要求。
1.3 卖方执行本技术规范书书所列标准，有不一致时，按较高标准执行。
卖方在设备设计和制造中涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新标准版本。
若卖方所提供的技术规范前后不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定，在合同签订后，买方有权因规范、标准发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之前，卖方在设计上予以修改，但价格不作调整。
1.4卖方对汽水取样的整套系统和设备（包括附属系统与设备）负有全责，即包括分包（或采购）的产品。
分包（或采购）的产品制造商应事先征得买方的认可。
1.5 在合同签定后，买方保留对本技术规范因规范、标准、规程发生变化而提出补充要求和修改权利，卖方应承诺予以配合，具体项目和条件双方共同商定。
1.6本工程采用KKS标识系统。
卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。
KKS的编制原则由买方提出，具体标识由卖方编制。
编码范围包括卖方所供系统、设备、主要部件（包括分包和采购件）和构筑物等，由设计院统一协调。
1.7卖方所提供的设备、阀门等的接口应和买方的规格和材料一致，如有不一致，卖方提供过渡段。
卖方所提供的设备、阀门等最终应满足业主要求。
1.8对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方应考虑和提供与PLC控制系统的接口并负责与PLC控制系统的协调配合，直至接口完备。
1.9合同签订后3个月，按本协议要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。
印尼拉法基公司2×16.5MW电厂工程取样及加药系统调试方案编制:审核:批准:2009年1月1目的为了防止由于汽、水品质不合格引起的热力系统腐蚀、结垢等情况，必须对水、汽进行有效的取样监测，并指导加药装置对炉水、给水、凝结水进行化学加药处理。
化学取样分析系统是对整个机组的汽水系统集中取样，并对水汽重要指标进行在线检测的系统；化学加药系统是对给水进行加氨、联氨、炉水加磷酸盐的系统。
通过对汽水取样及加药装置的调试，避免启动过程对设备的损坏和装置对指标的影响，使各项指标达到最佳状态。
2编制依据方案编制依据以下内容：2.1 SD246-1988《化学监督制度》2.2 DL/T561---1995《火力发电厂水汽化学监督导则》2.3 《火力发电厂基本建设工程启动及验收规程》2.4 有关的设计图纸及厂家有关资料2.5 电厂有关规程3 系统及设备简介3.1 分析取样系统3.1.1 分析取样系统每套机组共有7个取样点,分别是:除氧器出口、省煤器入口、汽包炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽、主凝泵出口、生产回水。
3.1.2 分析取样系统由以下几部分组成：①机械部分:包括取样管、冷却架、取样架。
②冷却部分:包括一次冷却和恒温装置。
一次冷却是由循环水通过板式换热器对汽水取样进行冷却。
3.2 化学加药系统加药系统分为加磷酸盐系统、加氨、联氨系统。
3.2.1加磷酸盐系统。
加磷酸盐系统包括两个溶药箱、三台加药泵、两台搅拌器。
加药点在锅炉汽包。
3.2.2加氨系统。
加氨系统包括2个溶药箱、三台加药泵、两台搅拌器。
3.2.3加联氨系统。
加联氨系统包括2个溶药箱、三台加药泵、两台搅拌器。
3.2.4 加药系统设备规范：1、分析取样系统、化学加药系统投运前应具备的条件4.1 系统安装完毕。
4.2 各类系统管道安装完毕后，应进行严密性水压试验，试验压力一般为工作压力的1.25倍。
实验方法、注意事项参照部颁DJ56-1997《电力建设及验收技术规范（管道篇）》执行。
国电汤原2×15MW生物质热电联产工程汽水取样系统调试方案批准：审核：编写：黑龙江省电力科学研究院二〇〇七年十月工程名称：国电汤原2×15MW生物质热电联产项目建设单位：国电汤原生物质发电有限责任公司总包单位：国电龙源电力技术工程有限责任公司监理单位：黑龙江电力建设监理部安装单位：东北电业管理局第三工程公司设计单位：中冶北方工程技术有限公司调试单位：黑龙江省电力科学研究院国电汤原2×15MW生物质热电联产项目化学专业调试方案目录1 概述 (1)2 调试目的 (2)3 系统组成及设备主要技术规范 (2)4 调试依据及标准 (7)5 调试应具备的条件及检查内容 (7)6 系统的启动调整 (8)7 组织分工及安全措施 (10)1 概述国电科技环保集团有限公司汤原2×15MW生物质发电工程新建两台15MW中温中压发电机组。
该工程的锅炉、汽轮机、发电机选用中国长江动力公司（集团）的产品。
（1）锅炉锅炉为中温中压秸秆特种锅炉锅炉，其主要参数为：1 锅炉型式中温中压燃烧秸秆汽包锅炉2 额定出力75t/h3 过热蒸汽压力 3.83 MPa4 过热蒸汽温度450℃5 排烟温度150 ℃6 锅炉效率>85%（2）汽轮机1 铭牌出力15MW2 机组型式中温中压抽汽凝汽式4 主蒸汽压力 3.43 MPa5 温度435℃6 纯凝工况进汽量/最大进汽量65.5t/105t/h7 额定抽汽压力0.294 MPa(a)8 额定抽汽温度184 ℃9 排汽压力0.0049MPa10 最大采暖蒸汽流量75t/h11 冷却水温: 正常/最高20/33 ℃12 给水温度150℃13 加热器级数（高加+除氧器＋低加）1+1＋114 额定转速3000r/min15 旋转方向从调速端向发电机看为顺时针(3) 发电机型号：QF-15-2A额定功率：15MW转速：3000r/min额定电压：6300V额定电流：1617A频率：50功率因数：0.85(滞后)冷却方式：空冷本工程的汽水取样系统主要是用以准确地监督机组运行中给水和蒸汽品质的变化情况，用来控制和维持所需要的工艺流程，判断系统中的设备故障，以保证机组的安全稳定运行。
火力发电厂汽水取样系统设计案例及分析作者：徐龙张露萍来源：《华中电力》2013年第08期摘要：火力发电厂热力系统水、汽集中取样分析系统的合理设计是确保水、汽质量符合要求，防止热力设备腐蚀、结垢，保证热力设备安全经济运行的重要措施。
摆出了几个设计中遇到的案例，通过实例分析探讨了取样系统的设计，针对这些问题得出了设计小结。
关键字：汽水取样系统；热力系统管道设计；冷却水水质中图分类号：TM621.8 文献标识码：A0 引言水是工业的血液，水汽是热力发电厂的载热介质，水汽品质直接关系着电厂的安全运行和节能增效。
随着电力工业的快速发展，大容量、高参数、超临界机组已被广泛采用。
对热力系统水、汽品质要求越来越高，防止汽轮机积盐，水汽系统受金属腐蚀，加强火电厂热力系统水、汽取样监测，确保水、汽质量符合要求，是防止热力设备腐蚀、结垢，保证热力设备安全经济运行的重要措施。
火力发电厂热力系统水、汽在线集中取样分析系统的合理设计，是保障这一措施的前提。
本文提出几个设计中遇到的问题，针对这几个问题，分析探讨了汽水取样系统的设计，供大家探讨。
1高参数机组取样管材质、管径的选择及壁厚的确定江西某超临界二次再热机组投标设计，机组参数如下：过热蒸汽32.55MPa/605℃，一次再热蒸汽出口10.37MPa/623℃（暂定），二次再热蒸汽10.37MPa/623℃（暂定），投标设计热力系统图中没有给出锅炉取样连接管管径及材质，须经计算确定。
1.1取样管材质根据DL/T5068-2006《火力发电厂化学设计技术规程》11.0.6条所有取样管材、冷却水管道及冷却器等部件宜采用不锈钢材质，且管材及壁厚应与水汽样品参数相适应。
又根据《DL/T502.2-2006》第3.2条电站锅炉除氧水、给水、蒸汽的取样管，应采用不锈钢管。
因此，本次设计中所有取样管材、冷却水管道及冷却器等部件均采用不锈钢管。
各牌号不锈钢管的性能参数参考ASME B31.1-2010 《ASME压力管道规范B31.1动力管道2010（中文版）》。
水汽取样及加药系统一、水汽取样系统1、水汽监督的任务（1）火力发电厂水汽监督的目的是通过对热力系统进行定期的水汽质量化验、测定及调整处理工作，及时反映炉内和热力系统内水质处理情况，掌握运行规律，确保水汽质量合格，防止热力设备水汽系统腐蚀、结垢、积盐，保证机组的安全、经济运行。
注：●腐蚀：由于水质不良金属表面发生化学或电化学反应，而引起金属的破坏现象，称为腐蚀，（如果设备发生腐蚀，则会缩短使用寿命，恶性循环将会结垢）●结垢：由于汽水循环系统中水质不良，经过一段时间运行，在和水接触的受热面上生成的固体附着物，这种现象称结垢（如果设备发生结垢，将会发生导热不良，煤耗墙加。
结1mm的垢，燃料用量比原来多消耗1.5-2.0%）●积盐：由于水质不良而产生纯度不良的蒸汽，蒸汽中的杂质沉积在蒸汽流通的部位。
（如果设备发生积盐，管壁过热，影响汽轮机出力）（2）水汽监督应坚持“预防为主”的方针，及时发现问题，消除隐患。
（3）要确保化验监督的准确性，发现异常情况，应及时进行分析，查明原因，并和有关专业密切协调，使水汽质量调整控制在合格范围内。
2、水汽系统概述（1）凝汽器内由乏汽凝结的水经凝结水泵进入高速混床（二期：粉末树脂过滤器），经过净化、除盐后依次进入轴封加热器、低压加热器加热，进入除氧器脱氧，经高压给水泵升压后进入高压加热器，进一步加热后送入锅炉省煤器升温，再进入汽包，到锅炉水系统。
（2）锅炉水通过下降管送入锅炉水冷壁的底部联箱，再分配给水冷壁管，经炉膛火焰加热至沸腾态，依靠自身升力，进入汽包内涡流式分离器，分离出的水继续通过下降管、炉水循环泵进行循环。
（3）分离出的蒸汽经涡流式分离器、波形板干燥器清除微粒水后进入过热器加热，成为额定参数下的过热蒸汽，通过主汽管进入汽轮机高压缸作功。
（4）过热蒸汽在高压缸作功后，回到锅炉再热器重新加热（再热蒸汽）后回到汽轮机的中、低压缸作功，做完功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水，继续以上循环。
汽水取样系统工作原理汽水取样系统是一种用于取样汽水的设备，它可以自动地从汽水瓶中取出一定量的汽水，并将其送入样品瓶中。
这种设备广泛应用于食品、饮料、化妆品等行业中，以确保产品的质量和安全性。
汽水取样系统的工作原理是基于物理原理和机械原理的。
它主要由以下几个部分组成：1. 取样头取样头是汽水取样系统的核心部件，它负责从汽水瓶中取出一定量的汽水。
取样头通常由不锈钢制成，具有一定的弹性和耐腐蚀性。
它的形状和大小可以根据不同的汽水瓶进行调整，以确保取样的准确性和稳定性。
2. 液位传感器液位传感器是汽水取样系统的另一个重要部件，它用于检测汽水瓶中的液位高度。
当液位低于一定高度时，液位传感器会向控制系统发送信号，控制系统会自动停止取样操作，以避免取到空气或杂质。
3. 控制系统控制系统是汽水取样系统的大脑，它负责控制取样头的运动和取样量的大小。
控制系统通常由微处理器、电路板、电源等组成，可以根据用户的需求进行编程和设置。
汽水取样系统的工作流程如下：1. 将汽水瓶放置在取样系统的支架上，并将取样头插入瓶口。
2. 启动控制系统，设置取样量和取样时间。
3. 控制系统开始工作，取样头开始运动，从汽水瓶中取出一定量的汽水。
4. 取样头返回原位，将取出的汽水送入样品瓶中。
5. 控制系统停止工作，取样完成。
需要注意的是，汽水取样系统在使用前需要进行清洗和消毒，以避免污染样品。
同时，取样头也需要定期更换，以确保取样的准确性和稳定性。
汽水取样系统是一种高效、准确、可靠的取样设备，它可以大大提高取样的效率和精度，为食品、饮料、化妆品等行业的质量控制提供了有力的支持。
电厂汽水取样系统冷凝水回收及其效益摘要：电厂汽水取样系统优化能够确保保证机组安全运行，同时又较为显著的经济效益，也提高了化学汽水仪表的准确性和运行人员的安全性，因此进一步加强对其的研究非常有必要。
关键词：电厂；汽水取样系统；冷凝水回收引言在火力发电厂中，锅炉是一种高温高压的特种设备，某种意义上讲，电厂的安全运行主要取决于锅炉的安全运行，所以在电站锅炉配套设备中，根据锅炉的热传导介质在整个热力循环过程中的不同状态，分别设置了汽、水冷却取样装置，以便于随时检测蒸汽和水质是否满足安全运行要求。
取样冷却分为蒸汽取样和水取样。
蒸汽取样又分为过热蒸汽取样和饱和蒸汽取样。
而过热蒸汽取样又分为锅炉主蒸汽和再热蒸汽取样；水取样主要有锅炉炉水取样、锅炉给水取样、除氧水取样和冷凝水取样等。
在大型火力发电厂，为了保证各不同阶段热传导介质的化学成分，一台机组往往都要配置十几个汽水取样冷却装置，而与之配套的冷却装置都采用经专门的软化水处理的水质进行冷却，同时为了保证化验取样水质的稳定性，还都采用恒温装置进行处理，一般一台300MW机组配套的汽水冷却装置投资大致需要100多万元。
由此可以看出，锅炉取样装置虽小，但它却直接影响到锅炉运行的安全。
1、概述1.1水汽系统水汽系统是发电厂继燃烧系统和电气系统之外的三大主要生产系统之一，水作为传播介质，在水、汽系统中循环运行，在水汽循环系统的运行过程中，根据不同水质的变化情况，防止锅炉及热力系统产生结垢、腐蚀与积盐，以确保机组的安全、经济运行是火电厂水汽监督的主要任务。
若是系统内氧含量超标，会造成氧腐蚀；炉水含盐量超标，会造成炉管及过热器积盐，最终导致锅炉爆管事故的发生。
因此，设置水汽取样在线监测装置的目的是自动连续监测机组的水汽质量，确保含盐量、硬度、酸碱度等指标满足标准要求，最大限度降低电厂锅炉水冷壁、过热器、蒸发器、省煤器等各受热面受到磨损而使部件的管壁减薄，为机组的运行调整提供可靠的依据。
水汽取样及加药系统一、水汽取样系统1、水汽监督的任务(1)火力发电厂水汽监督的目的是通过对热力系统进行定期的水汽质量化验、测定及调整处理工作,及时反映炉内和热力系统内水质处理情况，掌握运行规律,确保水汽质量合格,防止热力设备水汽系统腐蚀、结垢、积盐，保证机组的安全、经济运行。
注:●腐蚀:由于水质不良金属表面发生化学或电化学反应，而引起金属的破坏现象，称为腐蚀,(如果设备发生腐蚀,则会缩短使用寿命，恶性循环将会结垢）●结垢：由于汽水循环系统中水质不良,经过一段时间运行,在和水接触的受热面上生成的固体附着物,这种现象称结垢(如果设备发生结垢，将会发生导热不良，煤耗墙加。
结1ｍm的垢,燃料用量比原来多消耗1.5-2.0%)●积盐:由于水质不良而产生纯度不良的蒸汽,蒸汽中的杂质沉积在蒸汽流通的部位。
(如果设备发生积盐，管壁过热，影响汽轮机出力)(2)水汽监督应坚持“预防为主”的方针，及时发现问题,消除隐患。
(3)要确保化验监督的准确性，发现异常情况,应及时进行分析，查明原因，并和有关专业密切协调,使水汽质量调整控制在合格范围内。
2、水汽系统概述(1)凝汽器内由乏汽凝结的水经凝结水泵进入高速混床（二期:粉末树脂过滤器），经过净化、除盐后依次进入轴封加热器、低压加热器加热，进入除氧器脱氧，经高压给水泵升压后进入高压加热器，进一步加热后送入锅炉省煤器升温，再进入汽包,到锅炉水系统。
(２）锅炉水通过下降管送入锅炉水冷壁的底部联箱,再分配给水冷壁管，经炉膛火焰加热至沸腾态,依靠自身升力,进入汽包内涡流式分离器,分离出的水继续通过下降管、炉水循环泵进行循环。
（３）分离出的蒸汽经涡流式分离器、波形板干燥器清除微粒水后进入过热器加热,成为额定参数下的过热蒸汽，通过主汽管进入汽轮机高压缸作功。
（4）过热蒸汽在高压缸作功后,回到锅炉再热器重新加热(再热蒸汽）后回到汽轮机的中、低压缸作功,做完功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水,继续以上循环。
水汽取样及加药系统一、水汽取样系统1、水汽监督的任务（1）火力发电厂水汽监督的目的是通过对热力系统进行定期的水汽质量化验、测定及调整处理工作，及时反映炉内和热力系统内水质处理情况，掌握运行规律，确保水汽质量合格，防止热力设备水汽系统腐蚀、结垢、积盐，保证机组的安全、经济运行。
注：●腐蚀：由于水质不良金属表面发生化学或电化学反应，而引起金属的破坏现象，称为腐蚀，（如果设备发生腐蚀，则会缩短使用寿命，恶性循环将会结垢）●结垢：由于汽水循环系统中水质不良，经过一段时间运行，在和水接触的受热面上生成的固体附着物，这种现象称结垢（如果设备发生结垢，将会发生导热不良，煤耗墙加。
结1mm的垢，燃料用量比原来多消耗1.5-2.0%）●积盐：由于水质不良而产生纯度不良的蒸汽，蒸汽中的杂质沉积在蒸汽流通的部位。
（如果设备发生积盐，管壁过热，影响汽轮机出力）（2）水汽监督应坚持“预防为主”的方针，及时发现问题，消除隐患。
（3）要确保化验监督的准确性，发现异常情况，应及时进行分析，查明原因，并和有关专业密切协调，使水汽质量调整控制在合格范围内。
2、水汽系统概述（1）凝汽器内由乏汽凝结的水经凝结水泵进入高速混床（二期：粉末树脂过滤器），经过净化、除盐后依次进入轴封加热器、低压加热器加热，进入除氧器脱氧，经高压给水泵升压后进入高压加热器，进一步加热后送入锅炉省煤器升温，再进入汽包，到锅炉水系统。
（2）锅炉水通过下降管送入锅炉水冷壁的底部联箱，再分配给水冷壁管，经炉膛火焰加热至沸腾态，依靠自身升力，进入汽包内涡流式分离器，分离出的水继续通过下降管、炉水循环泵进行循环。
（3）分离出的蒸汽经涡流式分离器、波形板干燥器清除微粒水后进入过热器加热，成为额定参数下的过热蒸汽，通过主汽管进入汽轮机高压缸作功。
（4）过热蒸汽在高压缸作功后，回到锅炉再热器重新加热（再热蒸汽）后回到汽轮机的中、低压缸作功，做完功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水，继续以上循环。
汽水分离器操作说明启动前：1．将三阀组三个开关全开。
2．将截止阀打开。
3．将液位计两路入口阀门打开.4．将分离器所在的换热器冷水回路阀门打开。
5．将排污管线主阀全开.6．将冷凝罐一次阀打开。
将冷凝罐到差压变送器之间的针阀打开.运行时：将三阀组中间开关关闭,计量系统进入运行状态。
注意事项：1．设备运行初期由于干度不够,可能会导致淹罐,这时将电动阀打到手动，通过控制调节阀的开度来降低液位，注意观察排污水温度，不要超过100℃，以免损伤仪表。
当液位降到设定值时，将电动阀控制打到DCS，可进行自动控制。
如果液位差压变送器显示不准确或者无显示检查平衡阀两侧是否打开中间是否关闭，将阀后螺丝打开，看是否有空气放出，如果问题依旧请与厂家联系。
、2．取样管线上的一次阀微开，以达到减压的目的，避免取样出口针阀损坏.控制说明：1、本系统控制分为三个部分:调节器、触摸屏。
2、控制主要是针对排污管线上的电动调节阀进行控制，通过控制调节阀的开度，实现分离器液位的控制，液位高则增大调节阀的开度，低则减小调节阀的开度。
3、调节阀的控制分为 ( DCS 仪表 ) 控制。
DCS控制在触摸屏汽水分离器操作画上 ( PID 手动）控制,仪表控制在盘的面上调节器控制.控制参数：P : 2(定值不变)；I : 20（定值不变）；D ： 15(定值不变）；SV : 500（液位高度设定值)；精度 :2%（定值不变）；SP : 0-30 （调节阀手动输出）；SDC31手动控制：1．设定值：按“sp”键,按上下键设定数值，再按ENT键确定.2．手动输出控制：按“mode”键一次，按上下键到“OUT”界面,按ENT键进入设定状态，按上下键设定数值，再按ENT键确定。
3．自动控制输出：按“mode”键一次，按上下键到“AUTO”界面，再按ENT键确认。
排水调节阀操作说明：1．就地控制:把S1键拨到“LOCAL"位置，用S2键控制阀的开度。
发电厂汽水取样控制系统软件设计说明书2019年发电厂汽水取样控制系统发电厂汽水取样控制诊断的方法有小指标分析法和基准偏差法。
运行经济性诊断可以采用基准偏差法，机组运行的经济性受许多因素影响，其中主要有机组的设计、负荷、煤质、设备健康状况、环境条件以及运行人员的运行水平等。
我们可以将影响机组经济性的损失分成三种，第一种称作运行可控损失，由于运行人员运行水平的不同产生的，这部分损失可以通过运行指导调整得到控制；第二种称作“维修可控损失”，这部分损失是由于设备缺陷和性能下降所引起的，如受热面结焦，风机出力不够等，能通过维修能得到改善；第三种称作“不可控损失”，这部分损失是由于外界负荷变化、设备老化、环境温度变化等客观因素所引起的，是无法控制的。
机组运行经济性诊断的目的就是判断经济损失的种类，针对不同性质的损失提出不同的措施，降低损失和煤耗率。
1等效焓降理论基础1.1 概述1.2 等效焓降的基本原理1）抽汽等效热降的概念2）抽汽等效热降的计算3）新蒸汽等效热降1.3 热力系统经济性诊断的基本法则1）纯热量进出系统的定量诊断2）带工质的热量进出系统的定量诊断2再热机组等效焓降2.1 概述2.2 再热机组热力系统经济性诊断理论2.3 再热机组热力系统经济性诊断法则注：该部分的内容参考“火电厂热力系统经济性诊断理论及应用”3汽轮机耗差计算汽轮机耗差计算采用等效焓降法。
等效焓降法摈弃了常规计算的缺点，不需要全盘重新计算就能查明系统变化的经济性，及用简捷的局部计算代替整个系统的繁杂计算。
它为小指标的定量计算提供了简捷方法，为制定指标定额和管理措施，以及改进运行操作提供了依据。
符号说明：j τ——给水在加热器中的焓升，按抽汽编号有321,,τττ…kJ/kg ；j q ——蒸汽在加热器中的放热量，按抽汽编号有321q ,q ,q …kJ/kg ；j γ——蒸汽在加热器中的放热量，按抽汽编号有321,,γγγ…kJ/kg ；j η——抽汽效率，按抽汽编号有321,,ηηη…%。
(1) 过热减温水新蒸汽等效焓降增加()()3b 32211ps H ητ-τ+ητ+ητα=∆ .................................................... （3-1） 循环吸热量增加⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆τ+∆τ+τ-τ+τ+τα=∆--2zr 221zr 11b 321ps Q q Q q Q ............................. （3-2） 装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆+∆-η∆=δη ...................................................................... （3-3） (2) 再热减温水新蒸汽等效焓降下降()()()3b 32211zl 0ps h h H ητ-τ-ητ-ητ--α=∆ ................................... （3-4）循环吸热量下降()⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆τ+∆τ+τ-τ+τ+τ--α=∆--2zr 221zr 11b 321zl 0ps Q q Q q h h Q ......... （3-5） 装置效率相对下降100HH Q H i i ⨯∆-η∆-∆=δη ...................................................................... （3-6） (3) #1高加上端差以加热器上端差减少为正，以下同。
新蒸汽等效焓降下降11H ητ∆=∆ ....................................................................................... （3-7）循环吸热量下降⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆+τ∆=∆-11zr 1q Q 1Q ........................................................................ （3-8） 装置效率相对提高100HH H Q i i ⨯∆-∆-η∆=δη ...................................................................... （3-9） (4) #2高加上端差新蒸汽等效焓降增加()()21121H η-ηα-τ∆=∆ ................................................................ （3-10）循环吸热量增加()⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆-∆α-τ∆=∆--11zr 22zr 12q Q q Q 1Q .................................................. （3-11） 装置效率相对提高100HH H Q i i ⨯∆+∆+η∆=δη .................................................................... （3-12） (5) #3高加上端差新蒸汽等效焓降增加()()322131H η-ηα-α-τ∆=∆......................................................... （3-13） 循环吸热量增加()22zr 213q Q 1Q -∆α-α-τ∆=∆ ........................................................... （3-14） 装置效率相对提高100HH H Q i i ⨯∆+∆+η∆-=δη ................................................................. （3-15）(6) #5低加上端差新蒸汽等效焓降增加()544545H q q H τ∆-η-ητ∆α=∆ ........................................................ （3-16） 装置效率相对提高100HH H i ⨯∆+∆=δη ......................................................................... （3-17） (7) #6低加上端差新蒸汽等效焓降增加()()6565H H η-ητ∆α-α=∆ ............................................................ （3-18）装置效率相对提高100HH H i ⨯∆+∆=δη ......................................................................... （3-19） (8) #7低加上端差新蒸汽等效焓降增加()()76765H H η-ητ∆α-α-α=∆..................................................... （3-20） 装置效率相对提高100HH H i ⨯∆+∆=δη ......................................................................... （3-21） (9) #8低加上端差新蒸汽等效焓降增加()()878765H H η-ητ∆α-α-α-α=∆ ............................................. （3-22）装置效率相对提高100HH H i ⨯∆+∆=δη ......................................................................... （3-23） (10) 高加全部切除新蒸汽等效焓降增加()3b 32211H ητ-τ+ητ+ητ=∆.......................................................... （3-24） 循环吸热量增加()2zr 221zr 113b 32211Q q Q q Q --∆τ+∆τ+ητ-τ+ητ+ητ=∆ ....................... （3-25） 装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆+∆-η∆=δη .................................................................... （3-26） (11) #1高加切除新蒸汽等效焓降增加11H ητ=∆ ....................................................................................... （3-27）循环吸热量增加⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆+τ=∆-11zr 1q Q 1Q ........................................................................ （3-28） 装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆+∆-η∆=δη .................................................................... （3-29） (12) #2高加切除新蒸汽等效焓降下降()212H η-ητ=∆............................................................................. （3-30） 循环吸热量下降⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛∆-∆τ=∆--11zr 22zr 2q Q q Q Q ............................................................... （3-31） 装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆-∆+η∆=δη .................................................................... （3-32） (13) #3高加切除新蒸汽等效焓降下降()323H η-ητ=∆............................................................................. （3-33） 循环吸热量下降22zr 3q Q Q -∆τ=∆ ............................................................................... （3-34）装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆-∆+η∆-=δη ................................................................. （3-35） (14) 凝汽器过冷度新蒸汽等效焓降下降n888n nn q q H τ∆+ητ∆α=∆ ................................................................. （3-36） 装置效率相对下降100HH H i ⨯∆-∆=δη ......................................................................... （3-37） (15) 除氧器抽汽压损新蒸汽等效焓降下降()43m H η-ητ∆=∆.......................................................................... （3-38） 装置效率相对下降100HH H i ⨯∆-∆=δη ......................................................................... （3-39） (16) 排污新蒸汽等效焓降下降∑=ητα=∆81r r r pw H ............................................................................ （3-40）循环吸热量增加()⎥⎦⎤⎢⎣⎡∆τ-∆τ--α=∆--22zr 211zr 1gs OH pw q Q q Q h h Q .................................. （3-41） 装置效率相对下降100HH H Q i i ⨯∆-∆+η∆=δη .................................................................... （3-42） (1) 凝汽器端差()D n n i T ,T f ∆∆=δη ........................................................................... （3-43） n T ∆—凝汽器端差实际值，℃；D nT ∆—凝汽器端差设计值，℃。
