小型背压式汽轮机热力系统的简化

小型背压式汽轮机热力系统的简化 东南大学热能工程设计研究所 孙明芳　陆怡生

一、前言

据统计全国12MW以下的小型火电机组总容量为12000～13000MW,其中小型背压机组占了相当的比例。对小型背压式机组而言,其不利因素主要有二点:其一为机组容量小,单位千瓦造价较高;其二为地方及企业办热电厂普遍缺乏运行管理经验,人员技术水平较低,热电厂故障率较高。

如何解决这些矛盾,使小型热电厂扬长避短呢?从设计方面分析,在保证机组安全及不降低电厂效率的情况下,适当地简化热电厂的热力系统不失为解决问题的好办法。

二、简化热力系统的途径

为达到节省工程投资,提高热力系统可靠性的目的,结合“徐州北区热电厂”、“昆山化工厂热电站”等工程的设计,以及这两个电厂多年的运行实践证明,在以下几个方面对热力系统进行简化是行之有效的。

1.取消高、低压加热器

在凝汽及抽汽式汽轮发电机组中,均设置了多级回热抽汽,通过各级加热器,将凝结水及锅炉给水逐级加热。根据抽汽参数及被加热水的压力,分别设置了高压及低压加热器。从理论上分析,汽机的回热级数越多、各级加热器中水的焓升均匀、汽机各级抽汽就会被利用的更充分,使总的回热抽汽量增加,从而减少了汽机的冷源损失,提高了全厂热效率。在以往设计的安装有背压机组的热电厂中也均设置了高、低压加热器。

因背压式汽轮机不存在冷源损失,排汽可全部用来供热,回热用汽和对外供热性质上无区别,即设置高、低压加热器并不能提高电厂效率。因回热用汽均取自汽机背压排汽,分级加热将失去意义。从理论上分析,采用最少的加热器数量,将给水加热到锅炉要求的温度是最经济的。故在背压机系统中完全可取消高、低压加热器,仅设置压力、温度能满足锅炉给水要求的除氧器即可。

另外,当背压机排汽接入压力较低的加热器时,因排汽压力较高需进行节流降压,为保证设备安全,需在加热器的汽侧设置安全门。又因背压机无凝汽器,为回收加热器的疏水,需设置一套低压疏水回收系统,不仅使热力系统复杂,而且增加了工程投资,同时也增加了热力系统的事故率。故取消高、低压加热器在理论上是完全可行的,“徐州北区热电厂”、“昆山化工厂热电站”工程在设计中就取消了高、低压加热器,经实践证明没有问题。

2.设置压力适中的除氧器

除氧器是为满足锅炉给水含氧量要求而设置的,其本身就是一种换热效率较高的混合式加热器。在取消高、低压加热器后,要求除氧器的出水温度应能满足锅炉给水温度的要求。在没有回热抽汽的背压机系统中,提高锅炉的进

?节能技术?

水温度并不能提高电厂的热效率,故确定除氧器工作压力的原则应为:尽量使背压机的排汽压力得到充分利用,减少节流损失。例如徐州北区热电厂,安装了B3-35/5及B3-35/10背压机各一台,采用0.49MPa的背压排汽作为除氧器加热汽源,其排汽压力调整范围为0.4～0.69MPa。考虑到在低背压运行时仍能克服管道及除氧器压力调节阀的阻力,经计算选用了压力为0.25MPa的除氧器,给水温度定为127℃。

为实现这一系统改进,在设计时与有关制造厂协商,由无锡锅炉厂专门设计了进水温度为127℃的锅炉及0.25MPa的热力喷雾式除氧器。配置了长沙水泵厂生产的进水温度为127℃的锅炉给水泵。经过多年运行实践,证明这一改进取得了较好的效果。

3.取消全厂用疏水扩容器及疏水箱

通过对若干热电厂的调查,普遍反映在正常运行时全厂疏水并不多,疏水箱使用效果也不理想,因疏水少停用时间长容易生锈,即使有少量疏水,经化验水质也不合格,已经装有疏水箱的电厂据调查大部分也未回收疏水。根据电厂实际运行情况,取消疏水扩容器及疏水箱的热力系统是可行的。

4.取消背压机汽封抽气器、汽封加热器及低压疏水回收系统

在背压机中设置汽封系统的目的是为了防止汽封漏汽进入油系统及回收部分工质和热量。因背压机无凝汽器,不仅不存在破坏真空的问题,而且使低压疏水的回收变得复杂化,需设置一套低位水箱及疏水泵等(详见图1)。

徐州北区热电厂设计时就取消了背压机的汽封抽气器、汽封加热器及低压疏水回收系统,将原接入汽封抽气器的漏汽直接接入除氧器中。经多年运行未发现汽机油质恶化问题,仅因汽封抽汽口处压力加大,使最后一级与大气相同的汽封漏汽量略有增加,经计算,当汽封漏汽接入0.25MPa除氧器中时,与原系统相比漏汽增加73kg/h,相当于多耗标煤9.5kg/h;当接入0.12MPa除氧器时,漏汽增加27kg/h,相当于多耗标煤3.5kg/h,这是改进后的不利因素。

为减少推广使用上的疑虑,进一步提高电厂的热效率,在昆山化工厂热电站工程设计中对汽封系统又进一步进行改进,在背压排汽漏汽接入除氧器管道的压力调节阀前引出部分蒸汽,进入专门设计的喷射器中,将汽封漏汽抽入除氧器中(详见图2)。这样既简化了系统又避免了汽封漏汽量增加的不足。通过运行实践证明,取得了预期的效果,完全满足了原汽封系统的功能。为保证喷射器有足够的压差,在背压排汽压力为0.49MPa时,最好采用0.12Mpa 的除氧器。改进后的热力系统有如下优点:

(1)取消了原来汽封抽汽器喷射用的主蒸汽约50kg/h;

(2)避免了因喷射用主蒸汽进入回热系统,排斥背压机排汽而引起的汽机功率降低的因素,可增加发电功率的5kW;

(3)取消了原系统中低位水泵,减少耗电约3kW;

(4)减少了原低位水箱散热约2kW;

(5)节省了汽封抽汽器、汽封加热器、低位水箱、低位水泵的设备费用。

三、结束语

通过以上对热力系统简化措施的分析及电厂改进后的成功运行实践,证明了简化热力系统是解决目前小型背压机组电厂单位造价高、运行故障率高的有效措施。

1.改进措施简单易行、具有推广价值。

2.简化后的热力系统全厂效率非但未降低,而且有所提高。

3.热力系统简化后,节省投资约60万元,使电厂单位造价降低200元/kW(以一台3MW 背压机组为例),节省费用的构成如下:

(1)直接设备费约30万元;

(2)土建基础费、安装费、管道主材费等约10万元;

(3)基本预备费、价差预备费、贷款利息等约20万元。

4.系统简化后减少了事故率,提高了电厂运行的可靠性。

?节能技术?北京节能　1998?2

1.B3—35/5背压式汽轮机

2.发电机组

3.射汽抽气器

4.轴封加热器

5.疏水箱

6.疏水泵

图1　改造前的热力系统

1.B3—35/5背压式汽轮机

2.发电机组

3.喷嘴

4.调节阀

图2　改进后的热力系统

　插一说明

为节能而服务———3166电力分析仪在节电工作中的应用

(北京自动化研究院　刘梓书

节电主要有三个途径:转移高峰负荷、提高和优化电力设备的工作效率、提高输入端功率因数。而做到这些,首先要对目前的用电状况进行精确评估,在不断电的情况下,需要一台多用途的钳形电力分析仪。

日置电机株式会社(HIO KI.E.E.Corp.)生产的3166钳形电力分析仪,便是这样一台多功能的仪器。

3166钳形电力分析仪除能够直接测量电压、电流、频率、有功功率、无功功率、视在功率、累计功率、功率因数外,还具有谐波分析功能。从各个层面满足了用户的不同需要。

使用该仪器的指定测量方式,可以显示电力消费在指定时段内的内容。统计数据也可以根据需要生成日、周、月报告。其最大值、最小值也一目了然。

测量数据也可以通过3.5″软盘或RS232接口传输至计算机。使用通用的软件,便可以观察到一段时间电力消费的直方图和负荷曲线。根据这些数据,人们便可以采用适当的节电方法了。

3166可以测量负荷率和变压器负荷,以及电力设备的用电效率,从而为优化配置和计划用电提供依据。

3166一段时间内的功率因数超前/滞后的描述,对其平均值,最大/最小值的显示,反应了功率因数的波动情况,由此可以计算补偿电容的大小和计算电力成本。

电力生产和能源再生系统的节能也不能忽视。3166可以分别显示消费电力和再生电力的瞬时值和累计值。对于买电和卖电双方,都是非常有用的功能,对于计算电力成本有很好的帮助。

3166的电力谐波测量功能,可以测量并显示谐波的数值、直方图、波形图、相位图、变化图,有助于发现谐波源,分析波形失真和谐波变化,是电力质量改善的有力的测量工具。

以上是3166部分功能的介绍,作为日置公司新一代电力测试仪,可测从单相两线一直到三相四线的电路,是现场工作人员的良好帮手。

?节能技术?

张吉培300MW汽轮机热力系统方案

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)

供暖系统自动化控制方案

XXXXXX有限公司供热管网自动控制系统方案 同方股份有限公司 2010年6月

目录 1 大滞后控制对象自动化系统要点分析................................. 2分时、分温、分区供暖自动控制模式................................. 3供暖节能自动控制系统的构成....................................... 供热自动控制系统总体架构............................................ 节能自控系统的组成.................................................. 监控中心的主要功能.................................................. 设备配置....................................................... 监控管理软件................................................... 监控管理主机................................................... 系统组态功能................................................... 人机界面的特点................................................. 各换热站的设备功能.................................................. 数据采集....................................................... DDC智能控制器.................................................. 触摸式操作显示屏............................................... GPRS无线数据传输器............................................. 供暖节能自动控制系统的设备配置...................................... 4节能自动控制系统拟选设备简介..................................... DDC智能控制器....................................................... 一体化彩色液晶触摸屏（工控机）...................................... GPRS无线数据传输器.................................................. 5热网监控系统解决的问题和产生的效益...............................

600MW凝汽式汽轮机组的热力计算

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

汽轮机课程设计(中压缸)

题目：600MW超临界汽轮机通流部分设计 （中压缸） 学生姓名：丁艳平 院（系）名称：能源与动力工程 班级: 热能与动力工程03-03班 指导教师：谭欣星 2006 年11 月

能源与动力工程学院 课程设计任务书 热能动力工程专业036503班 课程名称汽轮机原理 题目600MW超临界汽轮机通流部分设计（中压缸）任务起止日期：2006年11 月13 日~ 2006年12 月4 日 学生姓名丁艳平2006年12月4日指导教师谭欣星2006年11月5日教研室主任年月日院长年月日

能源与动力工程学院 2. 此任务书最迟必须在课程设计开始前三天下达给学生。

600MW超临界汽轮机通流部分设计（中压缸） 摘要 本文根是根据给定的设计条件,确定通流部分的几何尺寸,以求获得较高的相对内效率。 设计原则是保证运行时具有较高的经济性；在不同的工况下工作均有高的可靠性；同时在满足经济性和可靠性要求的同时，考虑了汽轮机的结构紧凑，系统简单，布置合理，成本低廉，安装与维修方便，心以及零件的通用化和系列化等因素。 主要设计过程是：分析与确定汽轮机热力设计的基本参数，选择汽轮机的型式，配汽机构形式，通流部分及有关参数；拟定汽轮机近似热力过程曲线，并进行热经济性的初步计算；根据通流部分形状和回热抽汽点的要求，确定中压级组的级数并进行各级比焓降的分配，对各级进行详细的热力计算，确定汽轮机实际热力过程曲线，根据热力计算结果，修正各回热汽点压力以符合热力过程曲线的要求，并修正回热系统的热平衡计算，汽轮机热力计算结果。

目录 摘要 (1) 第一章:汽轮机热力计算的基本参数 (2) 第二章:汽轮机蒸汽流量的初步计算 (3) 第三章:通流部分选型 (9) 第四章::压力级比焓降分配及级数确定 (10) 第五章:汽轮机级的热力计算 (14) 第六章;高中压缸结构概述 (17) 第七章:600MW汽轮机热力系统 (19) 第八章:总结 (20) 参考文献 (23)

600MW汽轮机汽水热力计算

第三章 热力分析 3.1汽轮机主要参数 汽轮机类型：600-24.2/566/566 蒸汽初参数 ；024.2p MPa =， 0566t =.0℃ 再热蒸汽参数：冷段压力 4.33in rh p MPa =，冷段温度314.9in rh t =℃： 热段压力 3.90out rh p MPa =，热段温度566.0out rh t =℃。 排气压力：0.00490c p MPa = 。 抽汽及轴封参数见表3-1和表3-2。机械效率、发电机效率分别取为0.99m η=、 0.988g η=。 表3-1 项目 单位 各 段 回 热 抽 汽 参 数 加热器编号 — H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 抽汽压力 j p MPa 5.62 4.33 2.31 1.16 0.438 0.128 0.0619 0.0237 抽汽温度j t ℃ 349.2 314.9 483.9 379.6 261.3 139.8 86.8 63.8 表3-2 项 目 单 位 1sg α 2sg α 3sg α 来 源 高压杆漏汽 低压缸后轴封 漏汽 高中压缸之间漏汽 轴封汽量sg α 0.0006339 0.001038 0.00007958 轴封汽比焓sg h kJ/kg 3396.0 2753.7 2993.7 去 处 H8 SG H2

原则性热力系统图3-1如下： 图 3-1 3.2热平衡法 热平衡式一般有两种写法：一是吸热量=放热量×h η，h η为加热器的效率；另一种方法是流入热量=流出热量。为了在同一系统计算中采用相同的标准，应采用统一的，h η故热平衡式的写法，在同一热力系统计算中也采用同一个方法。 拟定热平衡式时，最好根据需要与简便的原则，选择最合适的热平衡范围。热平衡范围可以是一个加热器或数个加热器，乃至全部加热器，或包括一个水流混合点与加热器组合的整体。 3.2.1 整理原始资料

汽轮机详细计算

300MW汽轮机热力计 算数据汇总表 项目符号单位调节级高压缸１高压缸２高压缸３高压缸４蒸汽流量G kg/s250.6250.82250.82250.82250.82喷嘴平均直径dn mm1155796816836856动叶平均直径do mm1155796816836856级前压力po Mpa15.836512.167411.3291910.58489.7538级前温度/干度to/x C533.62493.87485.4474.5462.5级前比焓值ho kj/kg3396.133336.3833317.583298.0543277.755圆周速度u m/s181.335124.9829128.1033131.2609134.3796理想比焓降⊿ht kj/kg8522.5923.4624.3525.24理想速度Ct m/s412.3106212.5559216.6102220.6808224.6775假想速比Xt-0.4398020.5880.59140.59480.5981反动度Ωｍ%847.942.948.347.9利用上级余速动能⊿hco kj/kg00 1.21 1.3 1.34喷嘴理想比焓降⊿hn kj/kg78.211.7693913.3956612.5889513.15004喷嘴滞止比焓降⊿hn*kj/kg78.211.7693913.3956612.5889513.15004喷嘴出口理想速度C1t m/s395.4744153.4235163.6805158.6755162.173喷嘴速度系数ψ-0.970.970.970.970.97喷嘴出口实际速度c1m/s383.6102148.8208158.7701153.9152157.3078喷嘴损失⊿hnζkj/kg 4.621620.6955710.7916840.7440070.777167喷嘴出口理想焓值h1t3317.933324.6133304.1843285.4653264.605熵st 6.4338 6.46 6.47 6.476749 6.483727喷嘴后压力p1Mpa12.433311.7410.9433710.14689.333897喷嘴后温度/干度t1/x C/490.347487.39479.201468.172455.962喷嘴出口理想比体v1t m3/kg0.02530.0268740.0285280.0303950.032609喷嘴出口截面积An cm2165.2737452.9297450.6714495.3104519.943喷嘴出汽角α１（o）15.114.7814.7914.814.78喷嘴高度Ln mm2079.8129877.4173882.9951685.19964部分进汽度e-0.891111喷嘴出口焓h13322.5523325.3093304.9763286.2093265.382 p112.433311.7410.9433710.14689.333897 s1 6.44084 6.46047 6.471979 6.47858 6.485347动叶进口相对速度w1m/s213.7542.4158947.8351143.0552443.86994相对于W1的比焓降⊿hw1kj/kg22.844530.899554 1.1440990.9268770.962286动叶滞止比焓降⊿h*b kj/kg29.6445311.7201611.2084412.6879313.05225动叶出口理想速度W2t m/s243.4935153.1023149.7227159.298161.5688动叶速度系数Ψ-0.9280.93550.93550.93550.9365动叶损失⊿hbζkj/kg 4.115135 1.463142 1.399259 1.583958 1.605005动叶出口相对速度w2m/s225.9619143.2272140.0656149.0233151.3092动叶出口绝对速度c2m/s83.3625235.6355735.5533836.6125336.95065余速损失⊿hc2kj/kg 3.4746550.6349470.6320220.6702390.682675 h2t3315.7523314.4883294.9113274.4483253.292 s1 6.44084 6.46047 6.471979 6.47858 6.485347动叶后压力p2Mpa12.167411.3291910.58489.75388.9521动叶后温度/干度t2/x2℃／489.52482.419473.951461.955449.581动叶出口比体积v2m3/kg0.0258820.027650.0293580.0314060.033667动叶出口面积Ab cm3273.3054464.777504.6194507.3747536.2627动叶出汽角β２(o)20.0318313.1375614.3584113.144313.22654动叶高度lb mm2281.8129879.4173884.9951687.19964轮周损失hu12.21141 2.79366 2.822964 2.998203 3.064848轮周有效比焓降⊿hu kj/kg72.7885919.7963420.6370421.351822.17515轮周功率pu kw18240.824965.3185176.1815355.4585561.972轮周效率ηｕ%85.6336487.633287.9669187.6870587.85718

汽轮机组热力系统..

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

汽轮机课程设计---23MW凝汽式汽轮机热力设计.

第一章 23MW凝汽式汽轮机设计任务书 1.1 设计题目： 23MW凝汽式汽轮机热力设计 1.2 设计任务及内容 根据给定条件完成汽轮机各级尺寸的确定及级效率和内功率的计算。在保证运行安全的基础上，力求达到结构紧凑、系统简单、布置合理、使用经济性高。 汽轮机设计的主要内容： 1.确定汽轮机型式及配汽方式； 2.拟定热力过程及原则性热力系统，进行汽耗量于热经济性的初步计算； 3.确定调节级型式、比焓降、叶型及尺寸等； 4.确定压力级级数，进行比焓降分配； 5.各级详细热力计算，确定各级通流部分的几何尺寸、相对内效率、内功率与 整机实际热力过程曲线； 6.整机校核，汇总计算表格。 1.3 设计原始资料 额定功率：23MW 设计功率：18.4MW 新汽压力：3.43MP a 新汽温度：435℃ 排汽压力：0.005MP a 冷却水温：22℃ 机组转速：3000r/min 回热抽汽级数：5 给水温度：168℃ 1.4 设计要求 1.严格遵守作息时间，在规定地点认真完成设计，设计共计两周； 2.完成设计说明书一份，要求过程完整，数据准确； 3.完成通流部分纵剖面图一张（A0图） 4.计算结果以表格汇总。

第二章多极汽轮机热力计算 2.1 近似热力过程曲线的拟定 一、进排汽机构及连接管道的各项损失 蒸汽流过个阀门及连接管道时，会产生节流损失和压力损失。表2-1列出了这些损失通常选取范围。 表2-1 汽轮机各阀门及连接管道中节流损失和压力估取范围 图2-1 进排汽机构损失的热力过程曲线

二、汽轮机近似热力过程曲线的拟定 根据经验，对一般非中间再热凝汽式汽轮机可近似地按图2-2所示方法拟定近似 热力过程曲线。 由已知的新汽参数p 0、t 0，可得汽轮机进汽状态点0，并查得初比焓h 0=3304.2kj/kg 。由前所得，设进汽机构的节流损失ΔP 0=0.04 P 0=0.1372 MPa 得到调节级前压力P 0＇= P 0 - ΔP 0=3.2928MPa ，并确定调节级前蒸汽状态点1。过1点作等比熵线向下交于P x 线于2点，查得h 2t =2152.1kj/kg ，整机的理想比焓降 ()'0 23304.221201184.2mac t t h h h ?=-=-=3304.2-2128=1176 kj/kg 。由上估计进汽量后得到的相对内效率 ηri =83.1%，有效比焓降Δht mac =（Δht mac ）＇ ηri =1176×0.831=977.3kj/kg ，排汽比 焓03304.2986.3282317.872mac z t h h h =-?=-=3304.2-977.3=2326.9 kj/kg ，在h-s 图上得排汽点Z 。用直线连接1、Z 两点，在中间'3点处沿等压线下移21～25 kj/kg 得3点，用光滑连接1、3、Z 点，得该机设计工况下的近似热力过程曲线，如图2-2所示。 图2-2 12MW 凝汽式汽轮机近似热力过程曲线

330MW汽轮机主要热力系统

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

热力站供热系统的自控策略浅析

热力站供热系统的自控策略浅析 发表时间：2019-07-22T16:05:12.020Z 来源：《基层建设》2019年第13期作者：王振兴[导读] 摘要：热力站供热系统作为城市生活中的一个重要设施，在改善人们生活条件及生活质量等方面有着重要作用，尤其是天气较为寒冷的北方地区，其重要性更是不言而喻。 西安市热力总公司陕西省 710016摘要：热力站供热系统作为城市生活中的一个重要设施，在改善人们生活条件及生活质量等方面有着重要作用，尤其是天气较为寒冷的北方地区，其重要性更是不言而喻。供热系统自动化控制水平及质量直接影响热力站运行质量及供热服务水平，随着科学技术的快速发展，热力站供热系统自控技术及水平也在不断发展，但是在实际应用中仍存在较多问题，人们生活水平的提高对供热系统也提出了更高要 求，因此加强热力站供热系统自控策略研究意义重大。 关键词：热力站；供热系统；自控 1供热系统自控策略概述及应用意义城市集中供热系统作为生活中的一个重要设施，其供热质量一直都是人们关注的重点。随着计算机网络技术的应用，热力站供热系统自动化水平得到显著提高，自动控制策略研究与选择成为重点课题。在集中供热系统中，自控策略的选择和应用受热力网结构及运行方式影响，结构和运行方式上的差异使得自控策略也大不相同。从目前实际应用情况来看，供热系统自动控制策略应用主要有以下内容：1）根据室外温度，对一次回水温度、二次供水温度及二次回水温度进行控制。2）采用一次流量、二次供回水温差控制方式。结合相关理论进行分析，以上控制对象并不能代表供热系统各个环节，只是指供热环节中的一个变量，而自动化控制的目标则是对系统供热量的全面控制，目前控制内容还远远不足。就目前我国热力站供热系统自控策略应用水平现状，科研人员一直在加强研究，推动供热系统自动化控制水平提高，优化自控策略应用，并取得了显著成效。自动化控制系统在热力站供热系统中的应用及其技术水平的提高有重要意义。其不仅有利于技术了解及掌握热源、热网参数与运行工况，从而根据实际运行情况进行合理调节，从而推进节能降耗目标的实现，而且自动化控制水平的提高在提高系统控制质量的同时也减少了劳力投入，另外，在故障发现及供热安全保障方面其作用也是不容忽略的。 2热力站自控策略的选择从目前的状况来看，我国大多数的热力控制站都是采用自动化控制系统来起到温度控制的目的，而供热管理控制的主要对象就是热量，热量的控制不只是将温度进行调控从而来控制热量，如果控制的手段仅仅是停留在这个层面上就难取得良好的效果，而且这种控制理念需要控制的周期较长，在此基础上还会造成一定的系统崩溃。为了更好的解决这些问题带来的不方便，我们采用热量预控制大的方式。我国的热力站的建造也是存在一定差异的，不同的热力站由于建造的时间、空间结构、建筑性质等的不同因此具有不同的热负荷，而且其对热量的需求也存在不同之处。所以，为了更好地设计出符合个性化原则以及符合在不同的环境下，不同的温度下可以保持室内温度的恒定、同时可以提供一定的热量，通过这些基础的控制来达到最优化得把目标控制。 3热力站自控系统的构成从目前的发展趋势来看，现代新型的供热调度与相关的控制都是在现代化的信息平台和自动化的继续上来建立的，所以通过其发展的依存形式我们可以得知发展通信的信息网络技术十分重要，只有将网络信息技术进行不断的完善才能在一定程度上保证热网能够稳定平稳的运行，从而达到供出更为优质的热能，而且对于降低热能的消耗也起到一定的促进作用。对于某供热企业在目前所使用的通信平台主要包括：无线数传、CDMA、ADSL 等一些多功能的通信网络平台，从而实现了多个用户共享资源的目的。 4热力站通信系统构成及控制流程分析 4.1 通信系统构成与气候模拟专家系统应用 从目前发展整体形势而言，现代新型供热调度及相关控制策略应用发展都是基于现代化信息平台和自动化技术发展的应用，也就是说通信信息网络技术在热力站供热系统自控化控制技术发展中的作用非常关键。随着计算机网络信息化技术的不断发展，热力站供热系统自动控制水平也将不断提高，从而为热网稳定平稳运行提供更有利保障，这样不仅有利于热力供热质量的提升，而且在节能降耗等方面也有重要意义。结合目前网络信息化发展情况，目前热力供热企业常用的通信平台主要有无线数据传输，CDMA，ADSL 等多功能通信网络平台，通过这些通信平台的运用，多个用户共享资源目的得以实现。热力站供热系统自动控制目标的实现，气候模型专家系统有重要意义，其应用有突出优点。1）具有预控制功能。由于该系统能够较为客观反映当天天气情况，并根据气候未来一天变化情况对控制参数进行自动化调整，从而实现预控制。2）更好满足个性化供热需求。系统可以根据不同换热站实际特点对不同性质供热需求进行分析，基于实际需求建立供热模式，在满足不同供热需求的基础上，大大节约热能。3）热量控制通过最优化控制模型的建立和应用，能够有效标准控制策略方式的不足，从而实现节能降耗的目标。 4.2自动控制流程 热力站供热系统自动控制的应用，主要包括以下流程：1）天气预报数据收集。调度控制中心从气象部门全面收集当天白天、夜间最高、最低和平均气温及风力、降雪等天气预报数据。2）数据分析。运用气候模型转接系统对收集到的相关数据进行分析，并根据电厂供热参数计算出当天换热站白天和夜间的平均控制参数值。3）启动换热站控制参数偏差库。系统完成相关控制参数值计算后，系统自动启动每个换热站控制参数偏差库对每个站的具体控制参数进行计算。4）控制命令执行。在完成以上系统运算操作后，系统将自动下发控制指令，并对下位站控制参数正确接收情况进行确认。 5 热力站供热系统自控系统应用策略 5.1 热网自动控制策略 1）供热量均匀分配实现。供热量均匀分配实际情况对热力站运行效果有重要影响。热量分配是否均匀则主要通过供热量满足用户需求情况来掌握，如果存在用户争抢热量等情况，那么供热量就是不科学、不合理的，就必须采用相应策略进行调整。首先，应强化自动控制系统功能，以确保能够对供热量进行均匀分配，并及时调整不均匀情况。其次，合理限制用户流量。通过在系统上安装流量限制阀实现用户使用量控制。此外，采用平衡阀。2）供热量宏观调控方面。传统供热量调节方式并不适用于自动控制系统，因此需要采用宏观调控策略，具体而言就是通过利用房间的热惯性来保持热力工况的稳定性，避免出现大幅度变化情况。 5.2热源控制策略

汽轮机课程设计说明书

课程设计说明书 题目：12M W凝汽式汽轮机热力设计 2014年6月28 日

一、题目 12MW凝汽式汽轮机热力设计 二、目的与意义 汽轮机原理课程设计是培养学生综合运用所学的汽轮机知识，训练学生的实际应用能力、理论和实践相结合能力的一个重要环节。通过该课程设计的训练，学生应该能够全面掌握汽轮机的热力设计方法、汽轮机基本结构和零部件组成，系统地总结、巩固并应用《汽轮机原理》课程中已学过的理论知识，达到理论和实际相结合的目的。 重点掌握汽轮机热力设计的方法、步骤。 三、要求（包括原始数据、技术参数、设计要求、图纸量、工作量要求等） 主要技术参数： 额定功率：12MW ；设计功率：10.5MW ； ；新汽温度：435℃； 新汽压力：3.43MP a ；冷却水温：20℃； 排汽压力：0.0060MP a 给水温度：160℃；机组转速：3000r/min ； 主要内容： 1、确定汽轮机型式及配汽方式 2、拟定热力过程及原则性热力系统，进行汽耗量与热经济性的初步计算 3、确定调节级形式、比焓降、叶型及尺寸等 4、确定压力级级数，进行比焓降分配 5、各级详细热力计算，确定各级通流部分的几何尺寸、相对内效率、内功率与整机实 际热力过程曲线 6、整机校核，汇总计算表格 要求： 1、严格遵守作息时间，在规定地点认真完成设计；设计共计二周。 2、按照统一格式要求，完成设计说明书一份，要求过程完整，数据准确。 3、完成通流部分纵剖面图一张（一号图） 4、计算结果以表格汇总

四、工作内容、进度安排 1、通流部分热力设计计算（9天） （1）熟悉主要参数及设计内容、过程等 （2）熟悉机组型式，选择配汽方式 （3）蒸汽流量的估算 （4）原则性热力系统、整机热力过程拟定及热经济性的初步计算 （5）调节级选型及详细热力计算 （6）压力级级数的确定及焓降分配 （7）压力级的详细热力计算 （8）整机的效率、功率校核 2、结构设计（1天） 进行通流部分和进出口结构的设计 3、绘制汽轮机通流部分纵剖面图一张（一号图）（2天） 4、编写课程设计说明书（2天） 五、主要参考文献 《汽轮机课程设计参考资料》.冯慧雯 .水利电力出版社.1992 《汽轮机原理》（第一版）.康松、杨建明编.中国电力出版社.2000.9 《汽轮机原理》（第一版）.康松、申士一、庞立云、庄贺庆合编.水利电力出版社.1992.6 《300MW火力发电机组丛书——汽轮机设备及系统》（第一版）.吴季兰主编.中国电力出版社.1998.8 指导教师下达时间 2014 年6月 15 日 指导教师签字：_______________ 审核意见 系（教研室）主任（签字）

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，研究各级抽汽有效火用降时，Ej的计算是从排挤l kg抽汽的火用降(e j-e c)ηej中减去某些固定

汽轮机组效率及热力系统节能降耗定量分析计算

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

换热站自控系统应急预案

换热站自控系统应急预案 为防止换热站突发性事故发生后,因事故处理延误，导致事故扩大，造成严重经济损失、人身伤亡和社会不良影响，特制定本预案。 一、启动应急预案范围 本预案适应于自动控制系统失灵或现场管网出现破裂等突发情况下，可能出现以下紧急情况或其他重大缺陷直接影响到正常供热并危机设备和人身安全时，启动应急预案。 二、自动控制系统故障情况下的应急处理 1、首先将系统停机，查看故障报警历史记录，根据故障信息分析故障可能产生的原因。 2、检查设备的运行状况，发现问题立即处理。 3、在确认水泵、阀门、换热器、管网等无异常的情况下，启动手动操作运行模式。 4手动运行的操作步骤为：将盘面转换开关打到手动位置----先手动将水箱补满（水箱补水可通过手动操作电磁阀实现）-----启动补水泵-----观察出水压力表维持在0.5MP-----启动循环泵(此时，若管网超压，则可以关闭补水泵，只保留循环泵运行)----- 开启旁路蒸汽阀（阀门开度可根据换热温度手动调节）-----补水泵可根据现场用水量手动间断开启，该方案要求现场必须有人值守才能完成。 三、二次网管路事故破裂的处理步骤 运行中回水压力突然降低，补水量增大也无法维持，回水压力快速下降，出口压力也随之下降，应做如下处理： 1. 停止补水泵运行，停止循环泵运行，关闭一次网蒸汽管主阀门。 2. 通知调度，派人检查二次网，发现漏点后通知检修人员处理。 3. 如漏点前有区域阀门则关闭阀门，进行检修。 4. 处理漏点后补水泵投入运行，当回水压力达到定压值后启动循环水泵。 5. 循环泵运行正常后，开启一次网蒸汽主阀门。 四、停电处理 1. 立即关闭蒸汽入口主阀门，并微开阀前疏水阀门。 2. 联系有关单位恢复供电，如站内设备问题造成停电，立即通知公司领导， 找电工处理，尽快恢复。 3. 做好送电前设备的检查、运行准备工作。 五、换热站内一次网漏水、汽处理 1. 停止补水泵、循环泵的运行，关闭蒸汽主阀门。

N25-3.5435汽轮机通流部分热力计算

第一节25MW汽轮机热力计算 一、设计基本参数选择 1. 汽轮机类型 机组型号： N25-3.5/435。 机组形式：单压、单缸单轴凝器式汽轮机。 2. 基本参数 额定功率：P el=25MW； 新蒸汽压力P0=3.5MPa，新蒸汽温度t0=435℃； 凝汽器压力P c=5.1kPa； 汽轮机转速n=3000r/min。 3. 其他参数 给水泵出口压力P fp=6.3MPa； 凝结水泵出口压力P cp=1.2MPa； 机械效率ηm=0.99 发电机效率ηg=0.965 加热器效率ηh=0.98 4. 相对内效率的估计 根据已有同类机组相关运行数据选择汽轮机的相对内效率，ηri=83% 5. 损失的估算 主汽阀和调节汽阀节流压力损失：ΔP0=0.05P0=0.175Mpa。 排气阻力损失：ΔP c=0.04P c=0.000204MPa=0.204kPa。 二、汽轮机热力过程线的拟定 （1）在h-s图上，根据新蒸汽压力P0=3.5MPa和新蒸汽温度t0=435℃，可确定汽轮机进气状态点0（主汽阀前），并查得该点的比焓值h0=3303.61kJ/kg，比熵s0=6.9593kJ/kg （kg·℃），比体积v0= 0.0897758m3/kg。 （2）在h-s图上，根据初压P0=3.5MPa及主汽阀和调节汽阀节流压力损失ΔP0=0.175Mpa 可以确定调节级前压力p0’= P0-ΔP0=3.325MPa，然后根据p0’与h0的交点可以确定调节级级前状态点1，并查得该点的温度t’0=433.88℃，比熵s’0= 6.9820kJ/kg（kg·℃），比体积v’0= 0.0945239m3/kg。 （3）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和排气阻力损失ΔP c=0.000204MPa，可以确定排气压力p c’=P c+ΔP c=0.005304MPa。 （4）在h-s图上，根据凝汽器压力P c=0.0051MPa和s0=6.9593kJ/kg（kg·℃）可以确定气缸理想出口状态点2t，并查得该点比焓值h ct=2124.02kJ/kg，温度t ct=33.23℃，比体积v ct=22.6694183 m3/kg，干度x ct=0.8194。由此可以的带汽轮机理想比焓降 1179.59kJ/kg，进而可以确定汽轮机实际比焓降