汽轮机热力计算方法本科毕业设计论文.doc

青岛科技大学本科毕业设计（论文）
1绪论
1.1 研究意义
随着我们国家火力电力事业的高速发展，发电机组单机容量逐渐增大，于此同时电网的峰谷差也越来越大。随着新型能源的并网，大规模火电机组参与调峰、负荷变动已成为必然，大规模储能设施能力不足的情况下,流动性和负载变化能力的研究越来越重要。传统的火电机组会更频繁的进行调峰，使其到达一个主要部分进行集团交替,从而达到交变温度场的作用,应力场存在于汽轮机启动和操作模式的过程当中,由于汽轮机的温度和流量发生变化,进而使汽轮机汽缸和转子金属的温度也发生相应的改变。热传导效应在金属表面产生温度梯度引起热应力。实验研究表明,停止运行的汽轮机热应力的主要因素是现代汽轮机组的疲劳损伤,尤其是汽轮高参数大容量的汽轮机往往由于温度上升速度控制不当,引起汽轮机汽缸的裂纹而导致热应力太大，表面裂纹转子和转子弯曲设备损坏事故等。那么引起的汽轮机转子热应力的问题应从各方面得到广泛的关注,其主要目的是检测热应力。
热力发电厂中,热与电联合生产,可以使汽轮机显著的降低凝汽损失,并且汽轮机的排汽和抽汽加热提取用于工农业生产和人民生产生活当中,可以实现热电联产，并且显著提高热效率,电力供应煤炭消费量远低于凝汽式汽轮机,远低于超临界电力系统。与此同时,由于热与电的联合生产,可以避免或取代之前的污染量大的分散的小的低供热锅炉的参数,从而大大减少空汽污染,有利于自然环境保护。开发的热与电联合生产，实际上容易实现大规模、集中管理、减少社会投资成本,减少操作和维修人员,提热电厂高经济效益。加快国民经济的高速发展,电力基础设施建设，使高功率单元得到快速发展。
这几年来，热与电的联合生产使得200MW和300MW汽轮机得到了大力发展,普遍大型供热机组主要采用中间再热,这些汽轮机从凝汽式汽轮机功率发展而来,与此同时加热功能主要用于严寒及寒冷地区冬季采暖。那么基于这种情况,大型加热器具有如下特点:（1）由于供热时间大约为3~4个月,所以没有加热凝汽式汽轮机,而是通过机、炉、电对冷凝额定负载进行相应的匹配;（2）加热单位和再热装置,当大量的加热装置的温度相应下降时，进行加热装置的加热;（3）加热取暖的过程,调整抽汽压力降低,从而使调整提取位置排列在中压缸排汽,抽汽管道上的调节抽汽阀控制低压缸联合招生和调整提取的压力和流量，而在控制阀上设置低压管。大型供热汽轮机设计原则中不同的中、小型工业抽汽热电联供汽轮机,这是相同类型的操作单元。
热力发电厂的原则性热力系统特点就是以规定的符号用以表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。原则性热力系统的特点：只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备;仅表明设备之间的主要联系，备用设备和管路、附属机构从而除额定工况时所必须的附外，一般附件均不表示。 
热电厂原则性热力系统主要是由各个局部热力系统组成: 主要包括再热蒸汽管道和凝汽设备的链接系统、锅炉和汽轮机、主蒸汽及给水回热系统，除氧器系统，补充水系统，辅助设备系统及“废热”回收系统等等。对于热力发电厂，全厂的对外供热的管道和设备是连在一起的，同种类型的供热机组和不同类型的供热机组都不可以，原则性热力系统较为复杂。原则性热力系统实质上反映了发电厂热功能量转换过程的技术完善程度和热经济性工质的能量转换及热能利用的过程。所以对热电厂汽轮机组的热力系统计算的研究尤为重要。
1.2汽轮机介绍
汽轮机现状简述：汽轮机是用具有一定温度和压力的蒸汽来做功的回转式原动机。由于其具有热效率高、运转平稳、输出功率大、事故率低等优点，广泛应用于拖动发电机、大型风机水泵及船舶的动力设备。依其做功原理的不同，可分为冲动式汽轮机和反动式汽轮机两种类型。两种类型各具特点，各有其发展的空间。冲动式汽轮机的主要特点是蒸汽的热能转变为动能的过程，只在喷嘴中发生，而工作叶片只是把蒸汽的动能转变成机械能的汽轮机。即蒸汽仅在喷嘴中产生压力降，而在叶片中不产生压力降。反动式汽轮机的主要特点是蒸汽的热能转变为动能的过程，不仅在喷嘴中发生，而且在叶片中也同样发生的汽轮机。即蒸汽不仅在喷嘴中进行膨胀，产生压力降，并且在叶片中也进行膨胀，产生压力降冲动式与反动式在构造上的主要区别在于：冲动式为动叶片出和入口侧的横截面相对比较匀称并且汽流通道从入口到出口其面积基本不变。反动式为动叶片出和入口侧的横截面不对称，而出口侧较薄，叶型入口较肥大并且汽流通道从入口到出口呈渐缩状[2]。 
  最简单的汽轮机单级汽轮机结构由轴、转轮、叶片和喷嘴组成，工作原理为具有一定压力和温度的蒸汽进入喷嘴而膨胀加速，与此同时蒸汽压力和温度降低速度增加，蒸汽热能转逐渐变为动能，然后具有较高速度的蒸汽由喷嘴流出，进入动叶片流道并且在弯曲的动叶片流道内，改变汽流方向，给动叶片以冲动力，产生了使叶轮旋转的力矩，带动主轴旋转从而输出机械功，完成动能转化为机械能。 
热能→动能→机械能，这样一个能量转换的过程，便构成了汽轮机做功的基本单部分元，那么称这个做功单元是汽轮机的级。单级汽轮机的功率较小并且损失大，从而使汽轮机发出更大功率，需要将许多级串联起来进而制成多级汽轮机。可以看出多级汽轮机的第一级又称为调节级，该级在机组负荷变化时，是通过改变部分进汽量来调节汽轮机的负荷，而其它级任何工况下都为全周进汽就称为非调节级。
1.2.1汽轮机的主要分类 
（1）凝汽式汽轮机：进入汽轮机做功的蒸汽除少量漏汽外，全部或大部分都排入凝汽器，从而形成凝结水。 
（2）背压式汽轮机：蒸汽在汽轮机内做功后就以高于大汽压力被排入排汽室，以居民采暖和社会工农业生产使用。 
（3）调整抽汽式汽轮机：将部分做过功的蒸汽以某种压力下抽出，供工农业使用或居民采暖用。 
（4）中间再热式汽轮机：将在汽轮机高压缸做完功的蒸汽，再送回锅炉过热器加热到新蒸汽温度。
按中、低压缸继续做功。按蒸汽初蒸汽分类： 
a、低压汽轮机：新汽压力为1.2～1.5MPa； 
b、中压汽轮机：新汽压力为2.0～4.0MPa；
c、次高压汽轮机：新汽压力为5.0～6.0MPa； 
d、高压汽轮机：新汽压力为6.0～10.0MPa；
还有超高压、亚临界压力、超临界压力汽轮机等等[5]。
1.2.2汽轮机静止部分的结构 
汽轮机静止部分的结构基本是汽缸、隔板和喷嘴组、轴封及隔板汽封、轴承组成。
（1）汽缸 
  汽轮机的汽缸主要将调节汽室及喷嘴、隔板和轴封、滑销等连成一体，使其与汽轮机转子组成通流部分，保证蒸汽在汽轮机内做功过程的基础部件。中小型汽轮机都是单层汽缸和整体呈圆柱形，主要是中分面将汽缸分为上下两部分，上半部分叫上汽缸又称为汽缸盖并且下半部叫下汽缸。上下汽缸在接合面处用大螺栓连成一体。 
  汽缸滑销系统：无论汽轮机的汽缸前后怎么膨胀，有个点的相对位置却不变而这个点称为汽缸膨胀的死点。    
（2）隔板与喷嘴组 
  隔板是由隔板外缘、喷嘴和隔板体构成的圆形板状组合物，主要是装在调节汽室上的喷嘴组合体，汽轮机通过各个调速汽阀和控制各自的喷嘴，进而达到控制汽轮机进汽量的目的从而使机组启动时能平稳地控制转速，进行入电网后稳定地调整负荷。
（3）轴封及隔板汽封 
轴封与隔板汽封统称为汽封，其又被称为轴端汽封，主要是转子穿出汽缸两端处的汽封。低压端轴封称为低压轴封，主要是用来防止空汽漏进汽缸并且造成真空度下降进而真空恶化。在单缸汽轮机中又称为后轴封。密封迷宫填料，分成4或6段在填料盒内用圈弹簧压紧。汽轮机高压端轴封称为高压轴封，在单缸汽轮机中又称为前轴封，它的作用是防止高压蒸汽漏出汽缸，造成工质损失，汽轮机效率降低，并可使轴颈处被加热或蒸汽冲进轴承造成润滑油质恶化。装在隔板汽封槽中的汽封称为隔板汽封，用来阻碍蒸汽绕过喷嘴而造成的能量损失，并使叶轮上的轴向推力增大。采用曲径式汽封，一方面漏汽间隙减小，另一方面汽封片较多，每一个汽封片形成一个缩孔，产生一次节流作用，漏汽量逐级减少。
减少隔板汽封闭损失方法： 
a、加装隔板汽封片，减少漏汽量； 
b、在动叶片根部安装径向汽封片； 
c、在叶轮上开平衡孔，使隔板漏汽经平衡孔漏向级后。 通流部分汽封是动叶柵顶部和根部处的汽封，用来阻碍蒸汽从动叶柵两端散逸，使做功能力降低。
（4）支持轴承和推力轴承是两种轴承汽轮机的轴承按受力方的分类。
A、支持轴承   
使其用于支承汽轮机转子的重力，保持动静件中心一致，并且保证动静件之间的间隙在规定范围内。 
B、推力轴承   
使其用于平衡转子轴向推力，用于确定转子膨胀的死点，并且保证动静件之间的轴向间隙在设计范围内。
汽轮机转子的结构
汽轮机转子为其最重要的部件，其主要由主轴、叶轮和叶片、推力盘和轴套、联轴器等组成。  
1.3国内外汽轮机发展介绍
1.3.1国内汽轮机发展介绍
伴随着改革开放以来,我们国家电力工业基础发展迅速,现在已经拥有巨大的实际装机容量。我国经济的长期稳定发展可以保持电力发展的迅猛势头，随着电力工业的发展离不开汽轮机组设计更新的持续和有效的发展基础电力设施。电厂的大型电力建设快速发展,已经成为主要的电力行业发展未来，伴随着大型机组的投入使用,近年来新的火电机组基本以300 mw ~ 600 mw为主。200 mw火电机组的大约占火电机组总容量的50%[5]。
汽轮机的发展取决于我国电力工业的巨大发展,大型发电机组占国内50%以上,国内300 mw、600 mw机组总计超过100台已投入商业运营。汽轮机主要以引进国外先进技术,逐步消化和吸收,借鉴和发展本国技术，从而使汽轮机热效率,安全性和可靠性、负载适应性和自动化程度都得到大大提高，而其他基本技术性能逐渐达到国外同类型机组的先进水平,逐步开展实验创新,来解决设计计算和制造工艺从而获得成功。我国汽轮机行业在常规汽轮机领域内,包括各种功率亚临界、常规超临界参数的火电机组及百万千瓦等级的汽轮机组已具备了与国际质量水平相当的产品设计开发及制造能力。这是我国近二十年所实行的以市场换技术政策及我国汽轮机行业广大职工努力奋斗的成果。在常规汽轮机的领域内,我国的汽轮机设计发展已经取得重大突破。
近年来我国有许多老机组都在超额使用,改造服务超过十年的100 mw汽轮机组技术的措施进行在不同的阶段,新技术可以显著降低单位热耗,延长机组寿命，升高安全性和可靠性,提高单位产量,并减少环境污染。积极推动科学实验。燃汽蒸汽联合循环燃汽轮机,整体汽化联合循环和增压流化床联合循环的发展向我们揭示了科学和技术的发展,并充分吸收先进技术,尽快缩短差距,结合国情,大步向前。广泛使用的工业汽轮机并且加大使用数量,提高水平,更好的满足用户的需求,必须在开发过程中大量的配置效率高的锅炉给水泵、可靠的驱动用工业汽轮机。在早期中国设计和制造的超高压200 mw和300 mw亚临界压力机组的能力,但其技术水平还有相当大的差距与国际先进水平相比。
我国汽轮机发展起步比较晚。1955年上海汽轮机厂制造出第一台6MW汽轮机。1964年哈尔滨汽轮机厂第一台100MW机组在高井电厂投入运行；1972年第一台200MW汽轮机在朝阳电厂投入运行；1974年第一台300MW机组在望亭电厂投入运行。70年代进口了10台200—320MW机组，分别安装在了陡河、元宝山、大港、清河电厂。70年代末国产机组占到总容量70%，1987年采用引进技术生产的300MW机组在石横电厂投入运行；1989年采用引进技术生产的600MW机组在平圩电厂投入运行；2000年从俄罗斯引进两台超临界800MW机组在绥中电厂投入运行。
我国于70年代和美国西屋公司签订了亚临界压力300MW汽轮机组技术转让合同,通过坚持不懈的努力，使我国的汽轮机技术得到长足进步，引进技术的消化吸收和国产化技术攻关,正在让我们国家的汽轮机技术慢慢和国际接轨。1987年6月第1台按引进技术由上海汽轮机厂生产的300MW和1989年11月由哈尔滨汽轮机厂生产的600MW汽轮机分别在山东石横和安徽平圩电厂投入运行,原机电部和能源部组织考核试验,这2台考核机组的技术性能达到设计要求。从此我国的汽轮机技术水平得到了很好的发展，伴随着这两台机器的投入使用，是我国在汽轮机制造方面得到了巨大的信心。
在消化吸收国外汽轮机技术的同时，开展相关科研攻关,逐步实现了将外国技术转化为我国自有技术，并在相关领域实现创新。并且在汽轮机方面对转子以及相关叶片、阀门汽动特性试验和关键零部件强度刚度试验探究,建立了电液联动试验台,并且将数字显示技术运用到汽门轮机操作当中，对主要部件的工艺方法加强科研实验，使其具有国产化,比如对主调门阀壳以铸代锻和使用点脉冲对整体高压喷嘴组进行强化从而,降低了制造成本,满足了我国市场发展的需要。汽轮机的设计和制造在本世纪40年代,特别是近20年来,凝汽式汽轮机得到了快速发展。现代设计和制造的汽轮机都是为了提高单一集。单一集权力的增加可以降低单位能耗和生产工时,增加单一集权力后可以使适当的蒸汽参数得到提高,进而可以提高机组的热效率,减少工厂占地面积。自过去几十年以来,西方发达国家的工业汽轮机设计和制造到数百万级。我国借鉴和吸收国外先进技术，加速发展本国汽轮机技术，从而在凝汽式汽轮机方面得到重大科研进步。我国自1955年制造第一台中压6MW汽轮机以来，在以后的30几年的时间里，已经走完了 从中压机组到亚临界600MW机组的全过程，特别是近10几年内，发展较快。只预示着我国将制造出更大功率等级的汽轮机，逐步赶上世界先进水平。
1.3.2国外汽轮机发展介绍
1629年，意大利的Gde布兰卡提出由一股蒸汽冲击叶片而旋转的转轮。1882年，瑞典的C.G.Pde拉瓦尔制成第一台5马力（3.67千瓦）的单级冲动式汽轮机。1884年，英国的C.A.帕森斯制成第一台10马力（7.35千瓦）的多级反动式汽轮机。1910年，瑞典的B.& F.容克斯川兄弟制成辐流的反动式汽轮机。19世纪末，瑞典拉瓦尔和英国帕森斯分别创制了实用的汽轮机。拉瓦尔于1882年制成了第一台5马力(3.67千瓦)的单级冲动式汽轮机，并解决了有关的喷嘴设计和强度设计问题。单级冲动式汽轮机功率很小，现在已很少采用。20世纪初，法国拉托和瑞士佐莱分别制造了多级冲动式汽轮机。多级结构为增大汽轮机功率开拓了道路，已被广泛采用，机组功率不断增大。帕森斯在1884年取得英国专利，制成了第一台10马力的多级反动式汽轮机，这台汽轮机的功率和效率在当时都占领先地位。20世纪初，美国的柯蒂斯制成多个速度级的汽轮机，每个速度级一般有两列动叶，在第一列动叶后在汽缸上装有导向叶片，将汽流导向第二列动叶。现在速度级的汽轮机只用于小型的汽轮机上，主要驱动泵、鼓风机等，也常用作中小型多级汽轮机的第一级。20世纪70年代瑞典工程师拉伐尔创造了世界上第一台轴流式汽轮机。这是一台3.7kW的单机冲动式汽轮机。在这台汽轮机中，拉伐尔解决了等强度轮盘、绕性轴和缩放喷嘴等较为复杂的汽轮机技术问题。到1900年这前后的十几年里基本形成了汽轮机的两种基本类型多级冲动式汽轮机和多级反动式汽轮机自70年代以来，工业发达国家汽轮机的制造水平普遍进入百万级。双轴汽轮机一度发展较快，最大单机功率达到1300MW。在60年代，世界工业发达的国家生产的汽轮机已经达到500—600MW等级水平。1972年瑞士BBC公司制造的1300MW双轴全速汽轮机在美国投入运行，设计参数达到24Mpa，蒸汽温度538°C，3600rpm；1974年西德KWU公司制造的1300MW单轴半速（1500 rpm）饱和蒸汽参数汽轮机投入运行，1982年世界上最大的1200MW单轴全速汽轮机在前苏联投入运行，压力24 Mpa，蒸汽温度540℃。目前世界各国都在研究大容量、高参数汽轮机的研究和开发，如俄罗斯正在研究2000MW汽轮机。目前国际上主要制造企业：美国通用公司，美国西屋电汽公司，日本三菱公司和日立、俄罗斯的列宁格勒金属工厂等。制造反动式汽轮机的有美国西屋公司、日本三菱、英国帕森斯公司、法国电器机械公司等。由于冶金技术的不断发展，使得汽轮机结构也有了很大改进。目前的大机组普遍采用了高中压合缸的双层结构，高中压转子采用一根转子结构，高、中、低压转子全部采用整锻结构，轴承较多地采用了可倾瓦结构。目前各国都在进行大容量、高参数机组的开发和设计，如俄罗斯正在开发的2000MW汽轮机。日本正在开发一种新的合金材料，将使高中、低压转子一体化成为可能。
现在国际上, 主要研方向是超超临界汽轮机与超临界汽轮机。国外有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593℃称为超超临界汽轮机, 蒸汽温度593℃可以是主蒸汽温度,也可以是再热蒸汽温度; 有些学者把主蒸汽压力大于27. 5MPa 且蒸汽温度大于580℃称为超超临界汽轮机。1979 年日本电源开发公司 提出超超临界蒸汽参数的概念, 简写为USC, 也称为高效超临界或超级超临界。目前, 超超临界汽轮机的提法已被工程界广泛接受和认可, 在传统的超临界蒸汽参数24. 2MPa/ 538℃/ 538℃的基础上,通过提高主蒸汽温度、再热蒸汽温度或主蒸汽压力改善热效率。国外提高超临界机组的蒸汽参数有两种途径: 一种途径是日本企业的做法, 通过把主蒸汽和再热蒸汽的温度提高到593℃或600℃, 实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机; 另一种途径是欧洲一些企业的做法, 把蒸汽参数提高到28MPa 和580℃, 也实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机。国外投运大功率超超临界汽轮机比较多的国家有日本和丹麦, 生产大功率超超临界汽轮机台数比较多的企业有东芝、三菱、日立、阿尔斯通和西门子。我国研制超超临界汽轮机, 建议主蒸汽压力取为25MPa ～ 28MPa, 主蒸汽温度为580℃～600℃, 再热蒸汽温度为600℃, 机组功率为700MW～1000MW。
50年代后世界上逐渐形成的汽轮发电机4大技术体系在冷却技术上逐渐形成各自的特色。进入80年代后，各体系的冷却技术日趋成熟。GE体系是汽轮发电机冷却技术的代表之一。它的定子绕组水内冷、转子汽隙取汽式氢内冷和定子铁心、端部构件氢外冷的所谓水氢氢冷却方式具有冷却效果好、转子温度均匀、发电机效率较高等优点。其单机容量可达1500～1800MW左右。这种冷却系统不仅为GE体系内各公司所采用，也为苏联‘电力’及我国许多工厂所仿效。近年来，转子汽隙取汽式冷却通风系统有所发展，发明了逆流通风系统，出现了纵向汽隙隔板和径向汽隙隔板。 西屋体系的传统冷却技术是采用定子氢内冷和转子轴向氢内冷。这种冷却系统用于1000MW级汽轮发电机尚可，但用于更大容量的汽轮发电机就困难较大，制造难度和技术经济性也差。Siemens体系中除有H2-H2-H2冷却方式外，还有H20-H2-H2冷却方式和H20-H20-H2冷却方式。H20-H20-H2主要用于半速核电汽轮发电机中。 ABB体系的主要冷却方式是H20-H2-H2，其次是H20-H20冷却方式和油-水冷却方式，但油-水冷却方式近年已不再采用。
1.4论文研究主要内容
本次设计主要使用常规计算法和凝汽系数法来计算汽轮机热力系统，然后来分析比较这两种方法的优缺点。在计算初期首先是对所要计算的汽轮机的类型进行选型，本次设计选用的是200兆瓦凝汽式汽轮机，通过初期的的资料收集，了解汽轮机的相关初始参数，以用于后期的设计计算。使用常规法计算汽轮机，其主要是建立在热平衡方程式和能量平衡方程式的基础上，通过加热器的汽水平衡，建立方程逐步求解出先关参数，如凝汽系数或者凝汽量。依次逐个计算，这样计算的好处是没一个方程只有一个未知量，对于手工计算非常合适。而凝汽系数法主要是根据工质平衡原理和排挤原理，从反平衡角度出发，建立具有明确物理意义概念和实际意义的系数--凝汽系数。通过简便的分析计算就可以利用凝汽系数方便的计算出相关的系数。
通过分析计算热力系统，可以使我进一步深入学习汽轮机原理，基本结构等相关知识，同时也为我以后的工作打下了良好的理论基础。通过这次设计，还可以培养我的实践技能，总结合巩固已学过的基础理论知识，培养查阅资料、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、识图计算机绘图等基本技能，增强工程概念，培养了我对工程技术问题的严肃、认真和负责的态度，并在实践过程中吸取新的知识。

2常规法计算
2.1常规计算法计算热力系统
2.1.1常规计算法介绍
常规计算法主要内容，就是对由n个加热器热平衡方程式和一个凝汽器物质平衡式所组成的（n+1）个线性方程组进行求解并且可解出n+1个未知数（n个抽汽系数J和一个凝汽系数c）。然后直接求出所需要的新耗汽量或机组功率、热经济性指标等。常规计算方法通常有两种方法：串联法和并联法。
串联计算方法是按照各个加热器的顺序对热平衡和流量进行平衡计算，通过对加热器由高到低进行热力计算，进而地求得各个抽汽量和抽汽系数的未知量的方法。在整个计算过程当中，对有必要的局部进行设计计算，计算结束后要对总体进行按顺序检查计算并且进行校核。串联计算的优点是可以不用解复杂的计算方程，用简洁有效的方法进行计算，它可以使用手算和计算机计算。并联计算电算法计算热力系统时，由n+1个方程式排成矩阵来计算，可同时解出全部抽汽系数[7]。通常为了计算的简便，将回热加热器的蒸汽放热量和给水焓升、疏水放热量分别用字母来表示，写成矩阵方程进而并联算法只要用数字填写一个矩阵，使用计算机完成剩余工作。只需要改变矩阵系数就可以改变不同的热力结构，而其相对应了相关的矩阵系数和热力系统的结构吗，那么该计算法具有一定的通用性。由于是计算机进行计算其方便的程度较大，可以通过编程来对测试和控制、优化进行完全控制。
2.1.2初始资料收集
收集到国产汽轮机资料：N200-12.75/535/535型汽轮机，其蒸汽初参数为P0=12.75Mpa，T0=535℃再热蒸汽参数Prh=2.16Mpa，Trh=535℃；凝汽压力P0=0.0052Mpa；冷却水温度20℃；给水泵出口压力Pfw，out=17.65Mpa，锅炉给水温度Tfw=240℃[1]。该机组为8级不调整抽泣回热，旗子第4级为除氧器，机组回热抽汽参数以及轴封来汽引至歌各加热器的汽量及其焓值表示于表2-1.
各换热器效率取ηh=0.98，汽轮机机械效率ηm=0.985，发电机效率ηg=0.99.除氧器采用滑压运行。
表2-1 N200-12.750535/535型机组额定工况下回热系统抽汽数表
Tab.2-1 N200-12.750535/535aircrew rated condition next time thermal system of the extraction
项目
加热器编号
抽汽压力
抽汽温度
轴封来汽量
轴封来汽焓
符号

P
t
Dsg
hsg
单位

MPa
℃
%D0
kJ/kg

回热抽汽点
1
H1
3.75
365.5
0.0033
3381.64
2
H2
2.47
312

3
H3
1.22
456

4
HD
0.3345
403
0.004
3444306
5
H5
0.4285
317
0.008
3286.34
6
H6
0.251
355

7
H7
0.1478
202

8
H8
0.0457
99

SG-1

0.0014
8098.57

SG-2

0.0033
3172.13

该机组的给水回热加热系统和机组各区段的通流量示意图示于图2-1和图2-2。

图2-1 N200-12.75/535型汽轮机回热系统
Fig.2-1 N200-12.75/535/535type steam turbine regenerative system

图2-2 N200型汽轮机的流通量示意图
Fig.2-2 N200type turbine flow diagram
取主汽门及调速汽门压损系数为5%，中压联合汽门和中低压缸连通管的压损系数为2%，再热器压损系数为10%，全厂汽水渗漏损失Di=0.01D0.
以及排污扩容蒸汽量 Df=0.004544D0，hf=2761.19（kJ/kg）
二级排污扩容蒸汽量 Df`=0.015506D0，tma=138.21（kJ/kg）
化学补水量
2.1.3计算N200MW机组额定工况下回热系统热力特征
①在焓熵图上作汽轮机的汽态线
根据已知的主蒸汽、再热蒸汽参数以及各汽门的压损系数，求得调速汽门后的主蒸汽压力。
P0`=（1-0.05）P0=0.95·12.75=12.11MPa，t0=523℃，h0=3432.97kJ/kg。
根据已知的再热蒸汽参数以及中压联合汽门的压损，求得中压缸进汽参数P`rh=（1-0.02）Prh=2.12MPa，t`rh=533℃，查表的h`rh=3539.2kJ/kg。
根据已知的蒸汽初参数、再热蒸汽参数以及各级回热抽汽参数，在焓熵图上作机组的汽态线后如图2-3和图2-4。

图2-3 N200-12.75/535/535型机组的汽态线
Fig.2-3 N200-12.75/535/535type gas line of the unit

图2-4 N200-12.75/535/535型机组的汽态线
Fig.2-4 N200-12.75/535/535type gas line of the unit
按照表2-1所示的数据，计算的机组各点汽水参数，列于表2-2和表2-3以及表2-4。
表2-2 N200-12.75/535/535型机组额定工况下各计算点的汽水参数表
Tab.2-2 N200-12.75/535/535aircrew soda parameter table of each calculation point measurement under the rated conditions
项目
符号
单位

数据来源

H1
H2
H3
HD

回热抽汽
抽汽压力
抽汽温度
抽汽焓
抽汽压损
加热器压力
P`压力下饱和水温

p`压力下饱和水焓
抽汽放热量
P
t
H
⊿p
p`
ts

Ts
q
MPa
℃
kJ/kg
%
MPa
℃

kJ/kg
kJ/kg
3.75
365.5
3139.26
8
3.45
241.45

1045.7
2093.48
2.47
312
3042.63
8
2.27
218.86

938.43
2104.20
1.22
456
3385.42
8
1.12
184.98

784.86
2600.38
0.8345
403
3277.22
定压
0.588
158.08

666.96
2610.2
已知
已知
查水汽表
已知
P(1-△P)
由P`查水
被加热水
加热器端差
加热器出水口水温
加热器水侧压力
加热器出口水焓
加热器进口水焓
给水焓升
疏水防热量
Θ
TJ
Pw
TJ
TJ+1
Τ
γ
℃
℃
MPg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
0
241.45

1038.4
934.2
104.21

0
218.86

934.2
797.92
136.28
107.35
-0.5
185.48

797.92
689.98
107.49
49.62
0
158.08

666.96
598.88
68.08
117.9
已知
TsJ-θ
查水蒸汽表
Ts-TJ+1
疏水
疏水冷却器出口
水焓
T`s
kJ/kg
1045.7
938.43
834.68
784.86

表2-3 N200-12.75/535/535型机组额定工况下各计算点的汽水参数表
Tab.2-3 N200-12.75/535/535aircrew soda parameter table of each calculation point measurement under the rated conditions
项目
符号
单位

数据来源

H5
H6
H7

回热抽汽
抽汽压力
抽汽温度
抽汽焓
抽汽压损
加热器压力
P`压力下饱和水温

p`压力下饱和水焓

抽汽放热量
P
t
H
⊿p
p`
ts

Ts

q
MPa
℃
kJ/kg
%
MPa
℃

kJ/kg

kJ/kg
0.4286
317
3105.98
8
0.3942

602.40

2503.5
0.251
255
2983.14
8
0.1363
108.52

455.06

2434.50
01478
202
2889.56
8
0.1363
108.52

455.06

2434.50
已知
已知
查水汽表
已知
P(1-△P)
由P`查水
被加热水
加热器端差
加热器出水口水温
加热器水侧压力
加热器出口水焓
加热器进口水焓
给水焓升
疏水防热量
Θ
TJ
Pw
TJ
TJ+1
Τ
γ
℃
℃
MPg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
0
143.10

598.88
512.05
86.83
2
122.76

512.05
438.90
73.15
3
105.52

438.90
318.91
119.99
已知
TsJ-θ
查水蒸汽表
Ts-TJ+1
疏水
疏水冷却器出口
水焓
T`s
kJ/kg

表2-4 N200-12.75/535/535型机组额定工况下各计算点的汽水参数表
Tab.2-4 N200-12.75/535/535aircrew soda parameter table of each calculation point measurement under the rated conditions

项目
符号
单位

数据来源

SG-2
H8
SG-1
C

回热抽汽
抽汽压力
抽汽温度
抽汽焓
抽汽压损
加热器压力
P`压力下饱和水温

p`压力下饱和水焓
抽汽放热量
P
t
H
⊿p
p`
ts

Ts
q
MPa
℃
kJ/㎏
%
MPa
℃

kJ/㎏
kJ/㎏

3172.13

290.88
2781.2
0.0457
99
2693.2
8
0.04197

77.01
322.38
2370.8

3098.57

411.6
2686.9
0.0052

2437.14

36.34

140.59
2284.91
已知
已知
查水汽表
已知
P(1-△P)
由P`查水
被加热水
加热器端差
加热器出水口水温
加热器水侧压力
加热器出口水焓
加热器进口水焓
给水焓升
疏水防热量
Θ
TJ
Pw
TJ
TJ+1
Τ
γ
℃
℃
MPg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg
kJ/kg

318.91
306.52
12.39
3
74.01

306.52
157.21
149.31

157.21
152.23
4.98
0
已知
TsJ-θ
查水蒸汽表
Ts-TJ+1
疏水
疏水冷却器出口
水焓
T`s
kJ/kg

2.1.4各级回热抽汽量的计算
汽轮机总汽耗量的计算
无回热抽汽时的汽耗量Dc0
（2-1）
将相关数据代入计算求得Dc0=493594（kg/h）
由于回热抽汽其所增加的汽耗量△D，暂取0.15D0取全厂汽水渗漏损失和轴封用汽，增加汽耗量0.03D0，这样，机组总汽耗量D0为
（2-2）
则
（2-3）
将相关数据代入上式，求得D0=585188.76（kg/h）
最后取D0585000kg/h，此值在计算出凝汽量Dc后进行核算。
2.2高压加热器组的计算
a) H1的计算
忽略工质损失，取被加热给水量等于汽轮机汽耗量，即Dfw=D0=585000kg/h，这样，由H1的热平衡方程式求其抽汽量D1
（2-4）
将相关的数据带入到公式当中，求得D1=27560.63（kg/h）
b)H2的计算
H1的疏水加热量有H2的热平衡方程式求D2
（2-5）
将数据代入可得D2=34021.44（kJ/h）
D1-2=D1+D2=61582.07（kg/h）
Drh=D0-D1-2=523417.93（kg/h）
c）H3的计算
给水泵焓升Δtfw及其出口水焓T3
从除氧器出口的除氧给水，经给水泵压升送入高压加热器H3。所以，在计算H3时，首先要计算给谁在给水泵中的焓升Δτfw[1]。假定除氧器水面高度20m，则给水泵的进口压力P`fp=9.8·10-3·20+0.588=0.784MPa。查水汽表，得出氧汽压力下的水饱和温度tfp=158℃，h`fp=666.96kJ/㎏，按等熵压缩，Sfp`=1.9224kJ/kg·k。由给水泵出口压力P``fp=17.65MPa和S``fp的值，求得hwp=685.61kJ/kg，则给水泵出口比焓升为
（2-6）
带入相关数据求解的△hp=23.02（kJ/㎏）
（2-7）
求解得，上式值666.96+23.02=689.98（kJ/kg）
由H3的热平衡方程式求D3
（2-8）
将相关数据代入上式可得D3=23567.26（kg/h）