热电厂热力系统计算
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
1.3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 0.65～0.70 0.85 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175 t/h,折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h。
表2-1 热负荷汇总表
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
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×CC12-4.9/0.98/0.17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（B12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。
5.4p 450t 3312.9h
D b =390
189.69
D oj =17.80.0
D b l =7.83.79
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104.4 t/h，第一级调整抽汽量30 ~ 50 t/h，第二级调整抽汽量30 t/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
2. 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 D b ；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
3. 锅炉减温减压供热系统热力计算公式 物质平衡方程 D
D Tj
w
j
=+D 0 （a ）
能量平衡方程
03282.85D 518.842907j
w
Tj
D D
+= （b ） 把（a ）式带入（b ）式得
03282.85D 518.842907j
w
Tj
D D
+=
解得 01.168Tj
j D
D =
（3-62）
001.168Tj Tj j j D D D D =-= （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 D
D j B j B C
b
++=-++=（3-64） 2）锅炉排污量)(020619.002.00001
D D D D D
j B b b ++==
（3-65） 3）锅炉给水量
)(051546.10001D D D D D D
j B b b fw
++=+=
（3-66） 4) 锅炉扩容排污系统计算 物质平衡方程 D
D ps
f
b +=D 1
（a ）
能量平衡方程
1
11790.98D
2693467.08b f ps D D =+? （b ）
发电厂原则性热力系统计算
发电厂原则性热力系统计算： 已知条件 1. 汽轮机形式和参数 制造厂家： 哈尔滨汽轮机厂 型 号： N300—16.7/538/538型 型 式： 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮 机 额定功率： 300MW 最大功率： 330MW 初蒸汽参数： =0p 16.67MPa ，=0t 538C ο 再热蒸汽参数： 冷段压力==in rh p p 2 3.653MPa ，冷段温度=in rh t 320.6C ο 热段压力=out rh p 3.288MPa ，热段温度=out rh t 538C ο 低压缸排汽参数： =c p 0.0299MPa ，=c t 32.1C ο ， =c h 2329.8kJ/kg 给水泵小汽轮机耗汽份额：=st α0.0432 机组发电机实际发出功率：=' e P 300MW 给水泵出口压力： =pu p 20.81MPa 凝结水泵出口压力： 1.78MPa 机组机电效率： ==g m mg ηηη0.98 加热器效率： =h η0.99 额定排汽量： 543.8t/h 给水温度： 273.6℃ 冷却水温度： 20℃ 最高冷却水温度： 34℃ 额定工况时热耗率： （计算）7936.2Kj/KW .h （保证）7955Kj/KW .h 额定工况时汽耗率 3.043Kg/KW .h 主蒸汽最大进汽量： 1025t/h 工作转速： 3000r/min 旋转方向： 顺时针（从汽轮机向发电机看） 最大允许系统周波摆动： 48.5—50.5Hz 空负荷时额定转速波动： ±1r/min 噪音水平： 90db 通流级数： 36级
热电厂热力系统计算
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： 1.3 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～ 0.70 0.85 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℃。 2%
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 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175 t/h, 折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h 。 2-1 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
热电厂热力系统计算
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 1.3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 0.65～0.70 0.85 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175 t/h,折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h。 表2-1 热负荷汇总表 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
热力发电厂考试知识点总结
1.名词解释 （1）热耗率：汽轮发电机组每生产1kw·h的电能所消耗的能量。 （2）汽耗率：汽轮发电机组每生产1kw·h的电能所消耗的蒸汽量。 （3）发电标准煤耗率：发电厂生产单位电能所消耗的煤折合成标准煤的数量。 （4）供电标准煤耗率：发电厂向外提供单位电能所消耗的标准煤的数量。 （5）厂用电率：单位时间内厂用电功率与发电功率的百分比。（6）热电联产：在发电厂中利用在汽轮机中做过功的蒸汽的热量供给热用户。在同一动力设备中同时生产电能和热能的生产过程。 （7）高压加热器：水侧部分承受除氧器下给水泵压力的表面式加热器。 （8）低压加热器：水侧部分承受凝汽器下凝结水泵压力的表面式加热器。 （9）混合式加热器：加热蒸汽与水在加热器内直接接触，在此过程中蒸汽释放出热量，水吸收了大部分热量使温度得以升高，在加热器内实现了热量传递，完成了提高水温的过程。 （10）给水泵汽蚀：汽泡的产生、发展、凝结破裂及材料的破坏过程。 （11）热效率：有效利用的能量与输入的总能量之比。 （12）热力系统：将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。 （13）单元制系统：每台锅炉与相对应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管横向联系。 （14）公称压力：管道参数等级。是指管道、管道附件在某基准温度下允许的最大工作压力。 （15）公称通径：划分管道及附件内径的等级，只是名义上的计算内径，不是实际内径。 （16）最佳真空：发电厂净燃料量消耗最小的情况下，提高真空是机组出力与循环水泵耗功之差最大时的真空。 （17）最佳给水温度：汽轮机绝对内效率最大时对应的给水温度。 （18）加热器端差：上端差：加热器汽侧压力下的饱和温度与水侧出口温度之差。 下端差：加热器汽侧压力下的饱和温度与水侧进口温度之差。
600MW凝汽式机组原则性热力计算
国产600MV凝汽式机组全厂原则性热力系统计算 （一）计算任务 1.最大计算功率下的汽轮机进汽量D,回热系统各汽水流量D j； 2?计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组热耗率、绝对电效率、 管道效率、全厂热耗率、全厂标准煤耗率、全厂热效率）； 3?按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水流量绘制成表格，绘制回热系统计算点汽水参数表格，并进行功率校核。 （二）计算类型：定功率计算 （三）系统简介 国产600MW凝汽式机组，机组为亚临界压力、一次中间再热、单轴、反动式、四缸四排汽机组。汽轮机高、中、低压转子均为有中心孔的整锻转子。汽轮机配HG-2008/18-YM2型 亚临界压力强制循环汽包炉。采用一级连续排污系统，扩容器分离出得扩容蒸汽送入除氧器。 该系统共有八级抽汽。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，第四级抽汽作为除氧器的加热汽源。八级回热加热器（除 氧器除外）均装设了疏水冷却器，以充分利用本级疏水热量来加热本级主凝结水。三级高压 加热器均安装了内置式蒸汽冷却器，将三台高压加热器上端差分别减小为-1.7 C、0C、0C, 从而提高了系统的热经济性。四台低压加热器上端差均为 2.8 C,八级加热器下端差（除氧 器除外）均为5.5 Co 汽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。然后由汽动给水泵升压，经三级高压加热器加热，最终给水温度达到273.3 C,进入锅 炉。 三台高加疏水逐级自流至除氧器；四台低加疏水逐级自流至凝汽器。凝汽器为双压式凝汽器，汽轮机排汽压力0.0049MPa ,凝汽器压力下饱和水焓h'c=136.2 （ kJ/kg）与单压凝汽器相比，双压凝汽器由于按冷却水温度低、高分出了两个不同的汽室压力，因此它具有更低些的凝汽器平均压力，汽轮机的理想比焓降增大。 给水泵汽轮机（以下简称小汽机）的汽源为中压缸排汽（第4级抽汽），无回热加热， 其排汽亦进入凝汽器。热力系统的汽水损失计有：全厂汽水损失、锅炉排污量（因排污率较 小，未设排污利用系统）。 轴封漏气量D sg =2%D 0全部送入轴封加热器来加热主凝结水，化学补充水量直接送入凝 汽器。 （四）全厂原则性热力系统图如图4-2所示。
发电厂原则性热力系统计算
发电厂原则性热力系统计算: 已知条件 1. 汽轮机形式和参数 制造厂家： 哈尔滨汽轮机厂 型 号： Ｎ300—16.７/５3８/53８型 型 式： 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮 机 额定功率: 300MW 最大功率： 33０ＭW 初蒸汽参数： =0p 16.67ＭP ａ ，=0 t ５38C 再热蒸汽参数： 冷段压力 ==in rh p p 2 3.65３MPa ,冷段温度=in rh t 320.６C 热段压力=out rh p ３.288MP ａ ，热段温度=out rh t 538C 低压缸排汽参数: =c p 0．0299M Ｐa ，=c t 32．1C , =c h 2329.8kJ/kg 给水泵小汽轮机耗汽份额:=st α0.0４32 机组发电机实际发出功率:=' e P 30０ＭW 给水泵出口压力: =pu p ２０.81M Ｐa 凝结水泵出口压力： １．７8MPa 机组机电效率: ==g m mg ηηη０.98 加热器效率： =h η０.９9 额定排汽量: 543.８ｔ／ｈ 给水温度： ２73.6℃ 冷却水温度： 20℃ 最高冷却水温度: 34℃ 额定工况时热耗率: (计算)793６.2Ｋj ／KW ．h (保证）795５Kj/K Ｗ.h 额定工况时汽耗率 3．043K ｇ/KW .h 主蒸汽最大进汽量: 1025t/h 工作转速： 3000r/min 旋转方向： 顺时针(从汽轮机向发电机看） 最大允许系统周波摆动: ４８．5—５0.５Hz 空负荷时额定转速波动: ±１r/m ｉｎ 噪音水平: 90ｄb 通流级数: 3６级
发电厂热力设备及系统
发电厂热力设备及系统 07623班参考资料 :锅炉设备及系统 1有关锅炉的组成（本体、辅助设备） 锅炉包括燃烧设备和传热设备； 由炉膛、烟道、汽水系统以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为锅炉本体； 供给空气的送风机、排除烟气的引风机、煤粉制备系统、给水设备和除灰除尘设备等一系列设备为辅助设备。 2 A燃料的组成成份 化学分析：碳（C）、氢（H ）、氧（0）、氮（N ）、硫（S）五种元素和水分（M ）、灰分（A）两种成分。 B水分、硫分对工作的影响； 硫分对锅炉工作的影响：硫燃烧后形成的SO3和部分SO2,与烟气中的蒸汽相遇， 能形成硫酸和亚硫酸蒸汽，并在锅炉低温受热面等处凝结，从而腐蚀金属；含黄铁矿硫的 煤较硬，破碎时要消耗更多的电能，并加剧磨煤机的磨损。 水分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）影响煤的磨制及煤粉的输送（4）烟气流过低温受热面产生堵灰及低温腐蚀。 C水分、灰分、挥发分的概念： 水分：由外部水和内部水组成；外部水分，即煤由于自然干燥所失去的水分，又叫表面水分。失去表面水分后的煤中水分称为内部水分，也叫固有水分。 挥发分：将固体燃料在与空气隔绝的情况下加热至850摄氏度，则水分首先被蒸发 出来，继续加热就会从燃料中逸出一部分气态物质，包括碳氢化合物、氢、氧、氮、挥发性硫和一氧化碳等气体。 灰分：煤中含有不能燃烧的矿物杂质，它们在煤完全燃烧后形成灰分。 D挥发分对锅炉的影响： 燃料挥发分的高低对对燃烧过程有很大影响。挥发分高的煤非但容易着火，燃烧比较稳定，而且也易于燃烧安全；挥发分低的煤，燃烧不够稳定，如不采取必要的措施来改 善燃烧条件，通常很难使燃烧安全。 E燃料发热量：发热量是单位质量的煤完全燃烧时放出的全部热量。煤的发热量分为高位发热量和低位发热量。1kg燃料完全燃烧时放出的全部热量称为高位发热量；从高 位发热量中扣除烟气中水蒸气汽化潜热后，称为燃料的低位发热量。 F标准煤：假设其收到基低位发热量等于29270kj/kg的煤。（书88页） G灰的性质：固态排渣煤粉炉中，火焰中心气温高达1400~1600摄氏度。在这样的 高温下，燃料燃烧后灰分多呈现融化或软化状态，随烟气一起运动的灰渣粒，由于炉膛水冷壁受热面的吸热而同烟气一起冷却下来。如果液态的渣粒在接近水冷壁或炉墙以前已经 因温度降低而凝结下来，那么它们附着到受热面管壁上时，将形成一层疏松的灰层，运行 中通过吹灰很容易将它们除掉，从而保持受热面的清洁。若渣粒以液体或半液体粘附在受热面管壁或炉墙上，将形成一层紧密的灰渣层，即为结渣。 H灰分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）烟气携带飞灰流过受热面产生结渣、积灰、磨损、腐蚀等有害现象。 3热平衡： 输入锅炉的热量=有效利用热量（输出锅炉的热量）+未完全燃烧的热损失+其它热损失
汽轮机火用分析方法的热力系统计算
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，
火力发电厂热力系统节能分析论文
火力发电厂热力系统节能分析 摘要：本文简要分析了当前节能形势，归纳了主要的热力系统计算分析方法，指出了电厂热力分析仍然存在的问题，并对电站节能改造给出了建议和节能策略分析。 关键词：热力系统 ; 经济指标 ; 计算方法;节能技术 abstract: this paper analyzes the current energy situation, summed up the main system calculation analysis methods, and pointed out that there are still problems of power plant thermal analysis, and provided strategy analysis for power plant energy-saving advice and energy saving. keywords: thermodynamic system; economic indicators; calculation method; energy-saving technologies 中图分类号： tk284.1文献标识码：a文章编号： 引言 众所周知，能源问题已经成为世界各国共同关注的问题，在我 国这一现象更加凸显。由于我国粗放型经济增长方式，又处在消费结构升级加快的历史阶段，能源消耗过大，因此节能降耗将是一项长远而艰巨的任务。根据美国及我国电力行业调查统计表明，我国平均供电煤耗率要比发达国家高出30~60g/kwh，这是一个很大的差距，说明我国的电厂节能有很大的节能潜力可以挖掘。因此，电站热力系统节能是关系到节能全局以及可持续性发展的大事。因此，在热力系的环境下，揭示各种节能理论内在的联系，深入地研究和
600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
［键入文字］ 华址电力*营 《热力发电厂》课程设计 题目：国产600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统设计 计算 指导教师：李惊涛 专业:热能与动力工程 班级: 热能09 学号: 1091 姓名: 能源动力与机械工程学院
目录 一、............................................................. 课程设计的目的 3 二、................................................................... 计算任务 3 三、............................................................... 计算原始资料 3 3.1汽轮机形式及参数 (3) 3.2回热加热系统参数 (3) 3.3锅炉型式及参数 (4) 3.4其他数据 (4) 3.5简化条件 (4) 四、................................................................. 热系统计算 5 4.1汽水平衡计算 (5) 4.2 汽轮机进汽参数计算 (5) 4.3辅助计算 (5) 4.4各级加热器进、出水参数计算 (6) 4.5高压加热器组及除氧器抽汽系数计算 (7) 4.6除氧器抽汽系数计算 (8) 4.7低压加热器组抽汽系数计算 (8) 4.8汽轮机排汽量计算与校核 (10) 4.9汽轮机内功计算 (11) 4.10汽轮机发电机组热经济性指标计算 (12) 4.11全厂热经济性指标计算 (13) 五、反平衡校核 14 六、参考资料 15 附图（汽态膨胀过程线） (16)
热力发电厂课程设计说明书国产600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算word文档
国产600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算 1 课程设计的目的及意义： 电厂原则性热力系统计算的主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及参数、发电量、供热量及全厂的热经济性指标，由此可衡量热力设备的完善性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性。如根据最大负荷工况计算的结果，可作为发电厂设计时选择锅炉、热力辅助设备、各种汽水管道及附件的依据。 2 课程设计的题目及任务： 设计题目：国产600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算。 计算任务： ㈠ 根据给定的热力系统数据，在h - s 图上绘出蒸汽的汽态膨胀线 ㈡ 计算额定功率下的汽轮机进汽量0D ，热力系统各汽水流量j D ㈢ 计算机组和全厂的热经济性指标（机组进汽量、机组热耗量、机组汽耗率、机组热耗率、 绝对电效率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率） ㈣ 按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘制出全厂原则性热力系统图 3 已知数据： 汽轮机型式及参数 机组型式：亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机；
锅炉型式及参数 锅炉型式英国三井2027-17.3／541／541额定蒸发量Db：2027t／h 额定过热蒸汽压力P b17.3MPa 额定再热蒸汽压力 3.734MPa 额定过热蒸汽温度541℃ 额定再热蒸汽温度541℃ 汽包压力：P du18.44MP 锅炉热效率92.5％ 汽轮机进汽节流损失4％ 中压缸进汽节流损失2％ 轴封加热器压力P T98kPa 疏水比焓415kJ／kg 汽轮机机械效率98.5％ 发电机效率99％ 补充水温度20℃ 厂用电率0.07 4 计算过程汇总: ㈠原始资料整理：
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
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℃、0℃、℃。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℃。 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℃，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。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
热电厂热力系统计算
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 0 1.3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℃。
热力标准系统计算模板
计算原始资料: 1.汽轮机型式及参数 （1）机组型式：亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机； （2）额定功率：p e=600MW （3）主蒸汽参数（主汽阀前）：p0=16.7MPa，t0=537℃； （4）再热蒸汽参数（进汽阀前）：热段：p rh=3.23MPa，t rh=537℃ 冷段：pˊrh=3.56MPa，tˊrh=315℃（5）汽轮机排汽压力p c=4.4/5.39 MPa，排汽比焓：h c=2333.8KJ/Kg。2.回热加热系统参数： （1）机组各级回热抽汽参数见表1-1； 表1-1 回热加热系统原始汽水参数 项目单位H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 Mpa 5.89 3.59 1.6 0.74 0.305 0.13 0.07 0.022 抽汽压力pˊ j 抽汽比焓h KJ/Kg 3133 3016 3317 3108 2913 2750 2650 2491 j 抽汽管道压 % 3 3 3 3 3 3 3 3 损δp j Mpa 20.1 20.1 20 0.71 1.724 1.724 1.72 1.724 水侧压力p w 加热器上端 差δ ℃-1.7 0 0 0 2.8 2.8 2.8 2.8 t ℃380.9 316 429 323 223.2 137 88.5 2.8 抽汽温度t wj 加热器下端 ℃ 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 差δ t1 （2）最终给水温度：t fw=274.1℃； （3）给水泵出口压力：p pu=20.13MPa，给水泵效率：ηpu=0.83； （4）除氧器至给水泵高差:H pu=21.6m （5）小汽机排汽压力：p e，xj=6.27 MPa；小汽机排汽焓：h c，xj=2422.6 KJ/Kg
热电厂供热远程计量管理系统方案
热电厂供热远程计量管理系统方案 一、系统概述 热网监控系统利用GPRS5线网络平台，将供热热网中的每个热网用户、热源厂以及热水换热站的用蒸汽或热水参数通过二次仪表、GPRS/CDM模块 发到热网监控中心热网服务器上的数据库上。并通过监控软件，对热网用户数据进行实时监控，并具备报警、趋势记录、结算累计、统计分析等多项功能，来实现现场参数的采集、调度室与各换热站的数据实时通讯控制，可以很好的解决许多存在的问题，可以有效提高供热系统的自动化控制水平，并且能很大程度上提高供热行业的管理水平。供热工程中的自动控制对于保证供热系统优质供热、安全运行、经济节能、环境保护具有十分重要的作用。 二、系统组成 1本系统主要由以下几部分组成： 监控中心：（计算机、热网监控系统软件） 通信网络：（基于移动或者电信的通信网络平台） GPRS/CDMATU （采集现场仪器仪表信号，通过GPRS/CDM网络传输到 监控中心） 测量仪表：（流量计、流量积算仪、电镀阀、温度传感器，压力传感器） 2、系统结构图:
三、硬件简介 1、GPRS/CDMATU基本功能及特点： 内嵌TCP/IP协议、用户数据完全透明传输； 具有自动登陆网络、断线自动重连的功能，用户免于维护数据链路；参数设置可以通过电脑或手机远程设置、更改； 双重看门狗设计，长期运行不会死机； 用户数据接口为RS232或RS485速率可调； 支持GSM拨号、短信数据传输方式，用户数据可选短信、GPRS/CDM网 络双通道数据通信； 128K用户数据缓冲； 具有信号强度显示、网络连接和数据收发指标灯；标准工业模块和滑道安装，标准工业接线端子；工业级品质保证、性能稳定可靠； 提供用户设置软件、DLL或控件开放源代码接口、方便与多种组太软件 及其它软件连接；
发电厂热力系统介绍
第二部分发电厂热力系统介绍 仪控技术员，一般从事锅炉、汽机、DCS、外围这几个专业的仪控技术工作。作为技术员，首先得清楚这台机组的工作流程，也就是热力系统。我们热工的系统图，也就是在机务的流程图基础上，标注上热工仪表及控制设备。 这一讲我们简单介绍火力发电厂的热力系统及热工设备。 1、系统流程 火力发电厂是将燃料（煤、油、天然气）的化学能转变为热能和电能的工厂。基本的热力系统图见下图：储存在储煤场中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中，再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。合格的煤粉由热二次风送到锅炉本体的喷燃器，由喷燃器喷到炉膛内燃烧。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离（目前一般用汽水分离器、储水箱替代汽包及下降管），分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热，分离出的蒸汽送到过热器，加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽，经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转，汽轮机带动发电机发电，发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结泵送到低压加热器加热，然后送到除氧器除氧，再经给水泵送到高压加热器加热后送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程，即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽，送到锅炉的再热器重新加热，使汽温提高到一定温度后，送到汽轮机中压缸继续做功。 2、锅炉主要系统 1）汽水系统：锅炉的汽水系统的主要功用是接受燃料的热能，提升介质的热势能，增压增温，完成介质的状态转换。 2）烟风系统：提供锅炉燃烧的氧气，带动干燥的燃料进入炉膛，维持炉膛风压以稳定燃烧。 3）制粉系统：完成燃料的磨碎、干燥。使之形成具有一定细度和干燥度的燃料，并送入炉膛。 4）其它辅助系统：包括燃油系统、吹灰系统、火检系统、除灰除渣系统等。
350MW机组原则性热力系统计算及设计
1、汽轮机型式及参数 汽机型式为一次中间再热、亚临界、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机，额定功率为352MW ，额定主蒸汽参数：P 0=17.46Mpa ，t 0=538℃；额定再热蒸汽参数：P rh =3.07Mpa ，t rh =538℃；额定排汽压力P c =0.0049Mpa ； h c =2371kj/kg 。 2、锅炉型式及参数 锅炉型式为露天布置、平衡通风，具有平行尾部通道的燃煤辐射锅炉；单汽包、单炉膛、具有一次中间再热的亚临界自然循环锅炉；额定蒸发量为1085.1t/h ，额定饱和蒸汽压力19.02Mpa ，过热蒸汽压力17.84Mpa ，过热蒸汽温度540.6℃，再热蒸汽温度539℃，给水温度282℃，锅炉效率为93.7%。 3、回热系统及参数 机组采用八级回热（三高加四低加一除氧）。 额定工况下的抽汽参数： #1高加 #2高加 #3高加 除氧器 #5低加 #6低加 #7低加 #8低加 抽汽 1 2 3 4 5 6 7 8 压力MPa 6.77 3.35 1.83 0.85 0.41 0.19 0.075 0.0309 温度℃ 400 302 457 357 265 185 98 70 除氧器滑压运行，凝泵出水压力为2.15Mpa ，采用汽轮给水泵，汽源与除氧器同为 四抽蒸汽，额定蒸汽参数为：h DT =3177．4kj/kg ，MPa p c DT 005.0=，kg kj h c DT /2440=；小 汽机的耗汽量占给水流量的份额03376.0=DT χ；小汽机排汽至冷凝器；给水泵出口压力为20.43 Mpa 。 ４、其它数据的选取 主机、给泵汽机合用同一轴封汽系统；额定负荷时，由于系统采用自密封型式，高压缸前轴封漏汽通过一只汽动调阀回收到四抽；轴封母管过剩汽通过三通转换阀至#1低
热电厂热力系统计算
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 1．3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 ０.65～ 0.８5 0.85～０.９0 锅炉效率0.72～０.85 0.85~0.90 ０．70 (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 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62．８kJ/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
直吹式制粉系统热力计算方法
直吹式制粉系统热力计算 1.原始数据 1.1锅炉部分 炉型：1025t/h，亚临界、中间再热、控制循环炉； 蒸发量：MCR工况为：D MCR= 1025 t/h； ECR工况为： D ECR= 907 t/h； 锅炉燃料消耗量：MCR工况为：B B= 140.51 t/h； 空气预热器出口热风温度：一次风为：t〃AH1= 341 ℃； 二次风为：t〃AH2= 348 ℃； 冷风温度： t SF= 20 ℃。 1.2煤质资料 收到基碳：C ar= 53.16 %；收到基氢：H ar = 3.10%； 收到基氧：O ar =5.50% ；收到基氮：N ar = 0.90%； 收到基硫：S ar = 0.80%；收到基水分：M ar= 8.0%； 收到基灰分：A ar= 28.54 %；空干基水分：M ad= 2.4 %； 干燥无灰基挥发分：V daf= 18.8 %；原煤温度：t P.C= 20 ℃； 收到基低位发热量：Q aetar.=20496k J/㎏； 哈氏可磨性指数（哈德可夫法）： HGI = 54.36； 全苏热工研究所可磨性指数：K BTN= 1.13 ； 煤粉细度： R90= 18 % ；煤粉水分： M P.C= 1.2 % ； 磨损性指数：K e＜3.5 ；煤着火性指数： R W= 4.65～5.0。 2.理论空气量及燃烧产物
V g°=0.0889(C ar +0.375 S ar)+0.265 H ar -0.0333 O ar =0.0889×(53.16+0.375×0.80)+0.265×3.10-0.0333×5.50 = 5.391 m3/㎏ 2.2空气含湿量：（一般设d=10 g/㎏，即每1㎏干空气附加10 g水蒸汽）在测得 空气的干球温度和湿球温度的情况下，可以可以查 【GB10184—88附录G（湿空气线算图）】 （当空气干球温度为28℃湿球温度为22.7℃时，查得d K= 0.01 ㎏/㎏时，则d= 10g/㎏）
热电厂原则性热力系统课程设计说明书
《热力发电厂》课程设计说明书 班级：0 8热能（3）班 小组成员：易维涛虞循东赵显顺 吴文江高雨婷王颖 张盈文王靖宇白杨 指导老师：孙公钢 2011-12-05---2011-12-18
1、引言 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 1.3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 0.65～0.70 0.85 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℃。
MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算
热力发电厂 课程设计计算书 题目：600MW亚临界凝汽式机组全厂原则性热力系统计算专业：火电厂集控运行 班级：热动核电1101班 学号： 姓名：王力 指导教师：冯磊华 目录
1.本课程设计的目的 热力发电厂课程设计的主要目的是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标，由此衡量热力设备的完善性，热力系统的合理性，运行的安全性和全厂的经济性。是学生在学习热力发电厂课程后的一次综合性的训练，是本课程的重要环节。通过课程设计是学生进一步巩固、加深所学的理论知识并有所扩展；学习并掌握热力系统全面性计算和局部性分析的初步方法；培养学生查阅、使用国家有关设计标准、规范，进行实际工程设计，合理选择和分析数据的能力；锻炼提高运算、制图、计算机编程等基本技能；增强工程概念，培养学生对工程技术问题的严肃、认真和负责的态度。 2.计算任务 1.根据给定的热力系统数据，在h—s图上汇出蒸汽的汽态膨胀线（要求出图占一页）。 2.计算额定功率下的汽轮机进汽量D 0，热力系统各汽水流量D j 。 3.计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组热耗率、机
组汽耗率、绝对电耗率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率）。 3.计算原始资料 1.汽轮机形式及参数 （1）机组形式：亚临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴、凝汽式机组。 （2）额定功率：P e =600MW 。 （3）主蒸汽初参数（主汽阀前）：P 0=，t 0=537℃。 （4）再热蒸汽参数（进汽阀前）：热段：P rh =，t rh =537℃ 冷段：P ’rh =，t ’rh =315℃。 （5）汽轮机排气压力P c =，排气比焓h c =kg 。 2.回热加热系统参数 （1）机组各级回热抽汽参数 表3-1 （2）最终给水温度：t fw =℃。 （3）给水泵出口压力：P u =，给水泵效率：83%。 （4）除氧器至给水泵高差：。 （5）小汽机排汽压力：Pc=。小汽机排气焓：kg 。 3.锅炉型式及参数