热力试验分析及经济性评价报告20111108.doc

大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组热力性能试验分析及经济性评价报告2011年11月11日报告编号：XDS/QJ.B -2011参加单位：湖南省湘电试验研究院有限公司 大唐华银金竹山火力发电分公司工作人员：蒋北华 邹峰 杨义军 李海滨项目负责人：蒋北华工作时间： 2011年11月01日至 2011年11月08日编写：初审：复审：批准：湖南省湘电试验研究院有限公司大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组热力性能试验分析及经济性评价报告1项目来源湖南省湘电试验研究院有限公司受大唐华银金竹山火力发电分公司委托，按照技术监控与服务合同要求进行2号机组热力性能试验。2试验目的2.1计算机组在设计额定条件下的热耗率，并与设计值进行比较，以评价机组运行经济性；2.2 测算机组在不同负荷下的热耗率和高、中压缸内效率等性能指标，通过试验取得机组的热力特性数据资料，作为评定机组实际运行热经济性的依据；并为机组经济运行提供技术支持与指导。3设备概述及主要性能指标3.1设备概述大唐华银金竹山火力发电分公司2号机系该机组为亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组，回热系统有三个高加、一个除氧器及四个低加，给水泵由电动机驱动。3.2机组主要性能指标型 号: N60016.7/538/538型型 式: 亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式额定功率: 600MW 最大功率： 668.927MW额定转速: 3000r/min额定主蒸汽压力: 16.67MPa额定主蒸汽温度: 538额定主蒸汽流量: 1778t/h额定再热蒸汽压力: 3.161MPa额定再热蒸汽温度: 538额定背压: 5.8kPa回热级数： 8级 （三高、四低、一除氧）通流级数： 43高压部分级数： I+8中压部分级数： 6低压部分级数： 227设计冷却水温度: 22额定给水温度: 274THA 工况热耗: 7792.5kJ/kW.h4技术标准和规程规范4.1 试验标准：GB/T 8117.22008/IEC 609532：1990汽轮机热力性能验收试验规程 第2部分：方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验；4.2 水和水蒸汽性质表：采用国际公式化委员会1967年工业用IFC水和水蒸汽状态方程；4.3凝结水进除氧器流量计算：采用GB/T2624-93流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满园管的流体流量标准；4.4 GB/T 19001-2008 idt: ISO 9001:2008质量管理体系要求；4.5 GB/T 28001-2001职业健康安全管理体系标准；4.6 GB/T 24001-2004环境管理体系-要求及指南。5试验仪器、测点布置及人员分工5.1 试验仪器5.1.1试验原计划按照GB8117.2的要求采用除氧器进口凝结水流量为试验基准流量，但由于该流量孔板测量的流量偏差太大，主流量以主给水流量为基准，采用高精度的差压变送器测量主流量差压；5.1.2压力采用现场压力变送器测量；5.1.3温度采用现场热电偶或铂电阻测量；5.1.4除氧器、凝汽器水位记录以DCS为准；5.1.5 DCS系统相应测点经热工校核准确；5.1.6系统明漏量在现场采用容积法人工测量。5.2 测点布置测点布置见附录A的测点布置图。5.3 试验项目5.3.1 540MW负荷工况试验；5.3.2 480MW负荷工况试验；5.3.3 420MW负荷工况试验。5.4 试验人员分工由大唐华银金竹山火力发电分公司与湖南省湘电试验研究院有限公司组成联合试验小组，试验小组由湖南省湘电试验研究院有限公司、大唐华银金竹山火力发电分公司发电部组成。大唐华银金竹山火力发电分公司负责运行操作，测点的加装、校核及提供试验的必须准备，湖南省湘电试验研究院有限公司负责试验的技术指导和资料整理、报告编写。6试验条件、方法及过程6.1试验条件：6.1.1热力系统按照试验方案要求进行隔离。6.1.2各主、辅机运行正常、稳定、无异常泄漏。6.1.3热力系统在试验规定的热力循环下运行并保持稳定。6.1.4机组各项运行参数调整到满足试验要求并保持稳定。6.1.5减温水流量在试验期间保持恒定。6.1.6试验期间加热器水位正常、稳定。6.1.7试验期间停止补水，不排污，不吹灰。6.1.8试验持续时间内不对机组设备及热力系统作大幅度操作。6.1.9试验所用仪表校验合格，数据采集系统工作正常。6.2试验方法：6.2.1按照试验方案的要求对系统进行隔离并检查，使之符合试验要求。6.2.2调整运行状态，使机组运行各主要参数满足试验要求并保持稳定。6.2.3除氧器水箱、凝汽器热井补水至较高水位以保证试验期间不向系统补水，然后将补水隔离。6.2.4试验人员进入指定位置，按照统一时间开始记录数据。6.2.5试验结束，系统恢复正常状态。6.2.6试验持续时间：每个工况试验持续时间为12小时。6.3试验过程：试验于2010年11月1日至3日进行，由于煤质较差，机组最高负荷仅能带到540MW,共完成540MW负荷工况、480MW负荷工况及420MW负荷工况试验。试验采用顺序阀滑压方式进行。7质量控制点7.1在试验前，须将汽水系统与外系统严格隔离，确保汽、水量的准确性。7.2试验时汽轮机运行参数尽可能保持稳定，主要参数偏差及波动应符合要求。7.3所有试验仪表经检查确认工作正常，显示正确。7.4每一试验工况结束，由试验负责人汇总试验数据，确认数据有效后，方可进行下一工况试验。8对危险点（源）的辨识和控制8.1危险点、危险源分析除氧器、凝汽器缺水8.2安全防范措施8.2.1除氧器、凝汽器就地水位计完好且投运。8.2.2除氧器、凝汽器水位保护联锁试验合格。 8.2.3差压水位计能较好地反映水位的变化趋势，除氧器、凝汽器水位调整门动作灵活可靠，便于调节进水流量。8.2.4试验前将凝汽器、除氧器补水至高限水位，然后关闭补水至凝汽器的补水手动门。8.2.5试验过程中密切监视凝汽器、除氧器水位，一旦水位下降较快，应立即开启补水至凝汽器补水手动门和调整门补水。9对环境因素的辨识和控制9.1本试验测试过程不会对环境造成影响；9.2本试验结果反馈给业主，业主可以根据试验提供的数据改善机组节能效果，有利于降低机组对环境的影响。10试验结果及数据分析10.1试验数据处理选取数据采集系统记录的每一工况相对稳定的一段连续记录（一般为12小时）进行平均值计算，此平均值经过仪表校验值，零位、高差、大气压力等修正后作为性能计算的原始数据，试验原始记录数据见附表B。对同一参数多重测点（左、右或前、后）测量时，取其算术平均值。10.2流量计算给水流量用测量的差压值和介质压力及温度来计算，以此实测的给水流量为依据，通过对1、2、3号高加及除氧器的热平衡和流量平衡计算求得除氧器进口凝结水流量及一、二、三、四段抽汽流量。再计入过热器减温水量和系统不明漏量，求得主蒸汽流量和再热蒸汽流量。再热器减温水和过热器减温水流量，以实际测量值为准；因现场轴封及门杆漏汽等辅助流量未安装测量一次元件，经与电厂协商，轴封及门杆漏汽等辅助流量按照设计值进行分配。各储水容器水位变化量根据容器尺寸，记录时间和介质压力及温度将其换算成当量流量。10.3试验热力性能计算试验热力性能计算利用编制的计算机程序进行计算，内容包括：凝结水进除氧器流量计算；高、低压加热器组热平衡计算、最终给水、主蒸汽、再热蒸汽流量计算；高、中压缸效率计算，热耗率、汽耗率计算等。试验的计算结果见附表C。10.4试验结果的修正 根据试验规程的要求，对试验所得结果，根据制造厂提供的修正曲线进行参数修正，包括以下各项的修正： a 主蒸汽压力 b 主蒸汽温度 c 再热蒸汽温度 d 再热器压损e 排汽压力试验的修正计算结果见附表D。10.5试验结果及分析10.5.1 540MW工况试验计算结果与设计值对比见表1：表1大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组540MW工况计算结果项 目单位设计值（THA）540MW试验工况主蒸汽压力MPa16.6716.33 主蒸汽温度538539.30 主蒸汽流量t/h1778.041599.55 高排汽压力MPa3.5123.262 高排汽温度314.3318.15 再热蒸汽压力MPa3.1612.999 再热蒸汽温度538536.41 中排汽压力MPa0.81130.7334 中排汽温度340.9333.11 排汽压力kPa5.86.84 主凝结水流量t/h1353.31278.25 给水流量t/h1778.041414.10 给水温度274263.19 试验电功率MW600.004539.71 试验热耗率kJ/(kW.h)7792.58118.56 试验汽耗率kg/(kW.h)2.9632.964 高压缸内效率%87.5382.58 中压缸内效率%92.3092.53 参数修正后电功率MW600.004554.37 参数修正后热耗率kJ/(kW.h)7792.58042.48 10.5.2热耗率及汽耗率机组在540MW试验工况的试验电功率为539.30MW，试验热耗率为8118.56kJ/(kW.h)，汽耗率为2.964kg/(kW.h)，经过参数修正后的电功率为554.37MW，热耗率为8042.48kJ/(kW.h)，修正后的热耗率较设计值高出250.48kJ/(kW.h)。10.5.3高、中压缸效率机组在540MW试验工况下的高压缸内效率为82.58%，较设计值偏低4.95%，中压缸内效率为92.53%，较设计值偏高0.23%。机组高压缸内效率偏低设计值主要是由于试验时机组负荷偏低设计值10%，主蒸汽流量减小导致高调门开度减小增加了高调门的压损，对高压缸内效率造成影响。如果负荷能够达到设计值，根据调门特性曲线与高压缸内效率关系估算高压缸内效率应该能够达到86%左右。由于此次是简化试验，无法计算出低压缸效率，根据汽轮机缸效率的变化对热耗率的影响关系分析，怀疑低压缸效率偏低。10.5.4机组流量本次试验以主给水流量作为基准流量进行测量，通过除氧器热平衡、高压加热器组热平衡和除氧器、凝汽器当量流量的计算得到主蒸汽流量、再热蒸汽流量等。机组在额定工况时，设计的主给水流量和主蒸汽流量为1778.04t/h，试验计算的主蒸汽流量为1599.55t/h，较设计值偏低178.49t/h；试验时主给水流量为1414.10t/h，较设计值偏低363.94t/h。主蒸汽流量偏低，主要是由于机组试验时的负荷偏低设计值10%，主蒸汽流量必然相应减少。试验时机组主给水流量低于设计值一是由于机组负荷偏低设计值10%，二是由于机组过热器减温水流量过大引起的。540MW工况下实测的过热器减温水流量达到了188.74t/h，占主蒸汽流量的11.8%。这部分给水没有经过回热系统即被送往锅炉，严重降低了机组的回热效率，对机组经济性不利。10.5.5抽汽参数试验时16段的抽汽参数与设计参数比较见表3：表3 额定工况抽汽参数额定工况设计值540MW工况试验值压力（MPa）温度（）压力（MPa）温度（）主蒸汽16.6753816.33539.30一段抽汽5.885382.35.151386.21二段抽汽3.512314.33.204320.92再热蒸汽3.1615382.999536.41三段抽汽1.606437.41.460433.81四段抽汽0.7864340.90.786333.59五段抽汽0.345234.90.282244.08六段抽汽0.1313136.10.093181.51从上表看出，各段抽汽压力均偏低设计值，主要是由于机组负荷偏低10%，因此主蒸汽流量比设计值低，根据弗留格尔相似性原理，各段抽汽压力相应降低。2号机组540MW负荷下，1段抽汽温度均比设计值高4左右；2段抽汽温度均比设计值高6左右； 5段、6段抽汽温度分别比设计值偏高10和45左右，其中6段抽汽超温现象比较严重。1段、2段抽汽超温是机组高压缸效率偏低引起。从5、6抽超温看，低压缸内可能有蒸汽漏入5、6抽腔室。10.5.6回热系统为便于分析，表4列出了在额定负荷（540MW）工况下各高压加热器的试验参数与设计值的比较。表4 540MW工况高压加热器参数与设计值的比较项目单位1号高加2号高加3号高加540MW设计值540MW设计值540MW设计值进口水温232.21 241194.24 199.1169.25 173.1出口水温263.19 274232.21 241194.24 199.1疏水温度241.41 246.6203.48 204.7179.99 178.7饱和温度263.87 272.3235.81 241194.60 199.1出水端差0.67 -1.73.60 00.36 0疏水端差9.21 5.69.24 5.610.74 5.6从高加运行参数看， 1、2、3号高加的疏水端差均偏高设计值4-5左右，偏差偏大，说明高加疏水冷却段冷却效果不佳或运行水位过低。1号高加出水端差偏高设计值约2.3，2号高加出水端差偏高设计值约3.6，说明高加换热效果不充分。高压加热器的端差偏离设计值，使得回热系统的效率降低，对机组热耗有一定影响。10.5.7轴封系统轴封加热器没有进水温度测点，但由于轴封加热器出水温度和凝汽器热井出水温度之差为1.41，而设计值为1.2，由此判断，轴封加热器进汽流量基本等于设计值，说明机组轴封间隙较好。10.5.8真空系统分析2号机组在540MW工况下排汽压力为6.84kPa，比设计值(5.8KPa)高出1.04KPa，机组真空偏离设计值增加机组热耗率，影响机组热耗率大约78kJ/kW.h，折合煤耗升高约3g/(kW.h)左右。影响机组真空的因素很多，如循环水温度、循环冷却水量、真空严密性、凝汽器换热面积及铜管的清洁程度等。从表5数据看，循环水进水温度高于设计值及循环冷却水量略显不足是真空达不到设计值的主要原因。其次凝汽器端差稍微偏大说明凝汽器铜管换热效果不理想，也对机组真空造成影响。一般来说影响机组凝汽器传热端差的因素主要有以下几点：一是凝汽器铜管表面污脏、结垢，减弱了传热效果，降低了传热系数，加大了水与铜管的温差，从而使端差增大；二是铜管或管板被水中杂物堵塞，造成凝汽器的冷却水量不足，则表现为冷却水温升升高，同样增加了端差。三、真空系统不严，漏入空气，将导致总的传热系数大大降低，从而影响传热端差。表5 2号机组凝汽器性能参数项目单位540MW工况负荷MW539.71循环水泵运行方式/2机3泵A凝汽器真空绝对值kPa5.990B凝汽器真空绝对值kPa7.682凝汽器A循环水进水温度24.95凝汽器A循环水出水温度31.02凝汽器B循环水出水温度36.22循环水温升11.27A凝汽器排汽压力对应的饱和温度36.15B凝汽器排汽压力对应的饱和温度40.77A凝汽器端差5.13B凝汽器端差4.5510.5.9 变工况试验结果变工况试验有480MW及420MW两个工况试验，试验的主要结果见表6。表6 变工况试验结果名 称单 位480MW工况420MW工况发电机有功功率MW494.24 431.64 主蒸汽压力MPa15.04 13.50 主蒸汽温度539.49 531.78 主蒸汽流量t/h1454.03 1276.96 高压缸排汽压力MPa2.993 2.646 高压缸排汽温度320.02 315.18 再热蒸汽压力MPa2.746 2.423 再热蒸汽温度535.08 525.11 中压缸排汽压力MPa0.6749 0.5983 中压缸排汽温度333.62 326.87 低压缸排汽压力kPa6.52 6.30 主凝结水流量t/h1168.61 1034.10 最终给水温度258.13 250.80 最终给水流量t/h1287.95 1137.29 高压缸内效率%82.18 81.38 中压缸内效率%92.20 91.99 试验热耗率kJ/(kW.h)8146.07 8238.02 汽机汽耗率kg/(kW.h)2.942 2.958 从上表数据可以看出，随着机组输出电功率的下降，机组的试验热耗率相应增加。 机组试验热耗率与发电机功率的关系曲线见图1。11结论与建议11.1结论通过以上计算和分析，对大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组的经济性能可得出以下结论：11.1.1机组在540MW试验工况的试验电功率为539.30MW，试验热耗率为8118.56kJ/(kW.h)，汽耗率为2.964kg/(kW.h)，经过参数修正后的电功率为554.37MW，热耗率为8042.48kJ/(kW.h)，修正后的热耗率较设计值高出250.48kJ/(kW.h)。机组的热耗率没有达到设计值，经济性不理想。11.1.2机组在540MW试验工况下的高压缸内效率为82.58%，较设计值偏低4.95%，中压缸内效率为92.53%，较设计值偏高0.23%。机组高压缸内效率偏低设计值主要是由于试验时机组负荷偏低设计值10%，主蒸汽流量减小导致高调门开度减小增加了高调门的压损，对高压缸内效率造成影响。如果负荷能够达到设计值，根据高调门特性曲线与高压缸内效率关系估算高压缸内效率应该能够达到86%左右。11.1.3机组热耗率没有达到设计值，经济性不理想，主要原因如下：11.1.3.1机组由于存在高压汽门压损过大的设计缺陷，导致实际进入高压缸的主蒸汽压力偏低较多，降低了朗肯循环的效率，对机组热耗率影响较大。11.1.3.2 试验时机组负荷偏低设计值10%，对机组热耗率有一定影响，估算增加机组热耗率约30 kJ/(kW.h)。11.1.3.3锅炉所需要的过热器减温水流量过大，试验期间过热器减温水达到了188t/h左右，使部分给水没有经过回热系统加热就进入锅炉，增加了系统热耗，降低了汽机效率；同时导致各段抽汽流量下降，严重影响了机组的回热效率，对机组的经济性不利，折合煤耗升高约1.5g/(kW.h)左右。11.1.3.4机组回热系统中， 1、2、3号高加下端差比设计值偏大，1号、2号高加上端差比设计值偏大，增加了机组的热耗率。11.1.3.5机组左、右主汽阀座前、后疏水均存在内漏，这种本体疏水系统疏水阀门内漏对机组热耗率影响较大。对于高压阀门内漏，应当引起特别的重视。由于这种流动背压很低，完全是临界状态，单位面积的流量很大，既造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽器热负荷加大，又影响真空。11.1.3.6机组的五、六段抽汽的温度高出设计值较多，分析低压内缸可能有漏汽进入到五抽、六抽腔室，这些漏汽对机组热经济有一定影响。11.1.3.7根据汽轮机缸效率的变化对热耗率的影响关系分析，怀疑低压缸效率偏低增加了机组热耗率。11.1.3.8机组运行真空偏低设计值增加机组试验热耗率，折合煤耗升高约3g/(kW.h)左右。11.2建议为改善机组运行经济性，建议电厂能从如下方面加以改进：11.2.1建议在以后有机会的时候检查低压内缸中分面的紧密情况，检查缸内是否存在泄漏，同时和制造厂联系，解决抽汽超温的问题，提高缸效率。11.2.2合理调整锅炉燃烧配风，降低过热器减温水的投运，提高机组的回热效率。11.2.3运行中应注意调整高加水位，降低高加的疏水端差，提高给水回热系统的效率。11.2.4对于1号、2号高压加热器上端差大的问题，建议在检修中检查高加内部是否存在结垢以及高加水室分程隔板泄漏。如果隔板泄漏，会造成给水短路，部分未经加热的给水与加热的给水主流混合，降低了给水温度，增大了上端差。11.2.5凝汽器端差稍偏大，建议在机组停机时有机会就对铜管逐根进行清洗，维持凝结器铜管在高清洁系数下运行。另外在运行中应做好胶球清洗系统的维护，保持胶球清洗系统的正常运行。同时应尽量提高机组真空严密性。11.2.6利用每次检修和临时停机的机会，对发现内漏的阀门进行解体维修和更换。第 19 页共 19 页21附录A附录B 大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组热力性能试验原始数据名 称单位540MW480MW420MW发电机有功功率MW539.708494.243431.642主蒸汽压力MPa16.33215.04113.502主蒸汽温度539.304539.485531.781主蒸汽流量t/h1635.0111490.1911310.370调节级压力MPa10.1009.1008.099一抽压力MPa5.1514.7304.181一抽温度386.207388.227382.907高压缸排汽压力MPa3.2622.9932.646高压缸排汽温度318.152320.020315.183二抽压力MPa3.2042.9532.625二抽温度320.920322.961318.292再热汽压力MPa2.9992.7462.423再热汽温度 536.406535.078525.109三抽压力MPa1.4601.3401.184三抽温度433.805434.096425.557中压缸排汽压力MPa0.73340.67490.5983中压缸排汽温度333.106333.616326.871四抽压力MPa0.7860.7300.655四抽温度333.595334.068327.234四段抽汽至小汽机压力MPa0.7400.6910.626四段抽汽至小汽机温度332.005332.593326.134小机进汽压力MPa0.7750.7260.658小机进汽温度325.135326.402319.519小机进汽流量t/h64.84057.51049.040小机排汽压力KPa6.9946.6006.312五抽压力MPa0.2820.2610.235五抽温度244.084246.338241.359六抽压力MPa0.0930.0920.088六抽温度181.506185.994180.226七抽压力MPa0.0700.0700.069八抽压力MPa0.0400.0400.034A凝汽器真空绝对值kPa5.9905.7665.635B凝汽器真空绝对值kPa7.6827.2816.968低压缸排汽压力kPa6.8366.5246.301低压缸排汽温度38.93737.80536.875热井出水温度38.67337.62436.885凝结水泵出口压力MPa1.9111.7231.578凝结水泵出口流量t/h1358.7361245.7691110.927轴加出水温度40.08139.06838.4538号低加疏水温度46.71345.66144.6847号低加出水温度82.24580.19277.4417号低加疏水温度66.59664.82261.7506号低加出水温度100.31898.31295.4626号低加疏水温度86.60584.61281.8525号低加出水温度130.459128.189124.7435号低加疏水温度110.369108.608104.940凝结水进除氧器流量t/h1331.2551217.6061080.097除氧器压力MPa0.7400.7000.637除氧器出水温度166.175163.023158.584给水泵出口压力MPa19.30317.99315.989过热器减温水压力MPa19.17717.87015.885过热器减温水流量t/h188.740167.291140.895再热器减温水压力MPa5.2884.8344.084再热器减温水流量t/h0.0000.0000.0003号高加进水温度169.246165.923161.2223号高加出水温度194.239190.661185.2443号高加疏水温度179.989176.809171.5012号高加出水温度232.206227.791221.3302号高加疏水温度203.477198.907192.8111号高加出水温度263.194258.131250.7961号高加疏水温度241.414236.744230.049最终给水压力MPa18.97017.70015.751最终给水温度263.194258.131250.796最终给水流量t/h1414.0971287.9461137.290汽封蒸汽压力MPa0.1440.1420.141循环水进水母管压力MPa0.2800.2800.279凝汽器A循环水出水压力MPa0.2700.2700.269凝汽器B循环水出水压力MPa0.2400.2400.239凝汽器A循环水进水温度24.95224.86025.229凝汽器A循环水出水温度31.02230.48330.304凝汽器B循环水出水温度36.22135.29234.625A给泵入口流量t/h871.305783.191681.547B给泵入口流量t/h1050.600962.623860.834GV1 实际阀位%59.68058.92256.909GV2 实际阀位%59.79659.00057.074GV3 实际阀位%59.76859.02157.033GV4 实际阀位%2.0112.5962.5041号高压调节阀后压力MPa13.22512.08210.6362号高压调节阀后压力MPa10.0239.1718.0783号高压调节阀后压力MPa13.28912.14610.6974号高压调节阀后压力MPa13.77912.59611.101试验开始凝汽器水位mm1114.0001116.000967.000试验结束凝汽器水位mm1080.0001106.000960.000试验开始除氧器水位mm2147.0002150.8602153.000试验结束除氧器水位mm2153.0002153.0002152.000大气压力kPa99.59299.57899.495试验持续时间min907060附录C 大唐华银金竹山火力发电分公司2号机组热力性能试验计算结果名 称单位540MW480MW420MW发电机有功功率MW539.71 494.24 431.64 大气压力kPa99.59 99.58 99.50 试验持续时间min907060主蒸汽压力MPa16.33 15.04 13.50 主蒸汽温度539.30 539.49 531.78 主蒸汽焓kJ/kg3404.70 3419.60 3416.11 主蒸汽流量t/h1599.55 1454.03 1276.96 高压门杆漏汽至高排流量t/h1.54 1.41 1.23 高压门杆漏汽至轴加流量t/h0.40 0.37 0.32 高压前轴封漏汽至中压缸流量t/h13.11 12.01 10.49 调节级压力MPa10.10 9.10 8.10 一抽压力MPa5.151 4.730 4.181 一抽温度386.21 388.23 382.91 一抽焓kJ/kg3161.37 3174.41 3171.89 一抽流量t/h96.66 84.35 70.87 高压缸排汽压力MPa3.262 2.993 2.646 高压缸排汽温度318.15 320.02 315.18 高压缸排汽焓kJ/kg3033.67 3045.68 3043.20 高压缸排汽流量t/h1379.85 1260.94 1113.38 高压后轴封漏汽至四抽流量t/h5.13 4.70 4.10 高压后轴封漏汽至轴封母管流量t/h1.83 1.68 1.47 高压后轴封漏汽至轴加流量t/h0.20 0.18 0.16 二抽压力MPa3.204 2.953 2.625 二抽温度320.92 322.96 318.29 二抽焓kJ/kg3042.23 3053.94 3051.26 二抽流量t/h102.37 89.80 76.17 再热汽压力MPa2.999 2.746 2.423 再热汽温度 536.41 535.08 525.11 再热汽焓kJ/kg3537.63 3537.18 3518.23 再热汽流量t/h1379.85 1260.94 1113.38 三抽压力MPa1.460 1.340 1.184 三抽温度433.81 434.10 425.56 三抽焓kJ/kg3329.95 3332.22 3316.09 三抽流量t/h51.57 46.78 40.23 中压缸排汽压力MPa0.7334 0.6749 0.5983 中压缸排汽温度333.11 333.62 326.87 中压缸排汽焓kJ/kg3128.33 3130.61 3118.17 中压轴封漏汽至轴封母管流量t/h0.70 0.64 0.56 中压轴封漏汽至轴加流量t/h0.13 0.12 0.11 四段抽汽至小汽机压力MPa0.740 0.691 0.626 四段抽汽至小汽机温度332.00 332.59 326.13 四抽至小机焓kJ/kg3125.89 3128.14 3116.05 小机进汽压力MPa0.77 0.73 0.66 小机进汽温度325.14 326.40 319.52 小机进汽焓kJ/kg3110.74 3114.46 3101.56 小机进汽流量t/h64.84 57.51 49.04 小机排汽压力kPa6.99 6.60 6.31 四抽压力MPa0.786 0.730 0.655 四抽温度333.59 334.07 327.23 四抽焓kJ/kg3128.25 3130.41 3117.71 四抽流量t/h74.36 65.88 56.72 五抽压力MPa0.282 0.261 0.235 五抽温度244.08 246.34 241.36 五抽焓kJ/kg2956.46 2961.77 2952.58 五抽流量t/h65.42 58.94 50.93 六抽压力MPa0.093 0.092 0.088 六抽温度181.51 185.99 180.23 六抽焓kJ/kg2839.17 2848.10 2836.90 六抽流量t/h36.55 33.28 29.39 七抽压力kPa69.59 69.58 69.50 八抽压力kPa39.59 39.58 34.50 低压缸排汽压力kPa6.84 6.52 6.30 低压缸排汽压力对应的饱和温度38.5837.7237.08凝汽器A循环水进水温度24.95 24.86 25.23 凝汽器A循环水出水温度31.02 30.48 30.30 凝汽器B循环水出水温度36.22 35.29 34.63 A凝汽器排汽压力对应的饱和温度36.15 35.46 35.04 B凝汽器排汽压力对应的饱和温度40.77 39.76 38.94 A凝汽器端差5.13 4.98 4.74 B凝汽器端差4.55 4.47 4.31 轴封母管至低压轴封进汽流量t/h2.12 1.94 1.70 低压轴封漏汽至轴加流量t/h0.94 0.86 0.75 热井出水温度38.67 37.62 36.89 热井出水焓kJ/kg161.91 157.52 154.43 凝结水泵出口压力MPa1.91 1.72 1.58 轴加出水温度40.08 39.07 38.45 轴加出水焓kJ/kg169.47 165.08 162.38 8号低加进汽压力kPa39.59 39.58 34.50 8号低加进水温度40.08 39.07 38.45 8号低加进水焓kJ/kg169.47 165.08 162.38 8号低加疏水温度46.71 45.66 44.68 8号低加疏水焓kJ/kg195.54 191.14 187.05 7号低加进汽压力kPa69.59 69.58 69.50 7号低加出水温度82.24 80.19 77.44 7号低加出水焓kJ/kg345.81 337.05 325.40 7号低加疏水温度66.60 64.82 61.75 7号低加疏水焓kJ/kg278.74 271.32 258.46 6号低加进汽压力MPa0.09 0.09 0.09 6号低加进汽温度181.51 185.99 180.23 6号低加进汽焓kJ/kg2839.17 2848.10 2836.90 6号低加进汽流量t/h36.55 33.28 29.39 6号低加进水温度82.24 80.19 77.44 6号低加进水焓kJ/kg345.81 337.05 325.40 6号低加出水温度100.32 98.31 95.46 6号低加出水焓kJ/kg421.76 413.17 401.07 6号低加疏水温度86.61 84.61 81.85 6号低加疏水焓kJ/kg362.69 354.31 342.72 5号低加进汽压力MPa0.28 0.26 0.24 5号低加进汽温度244.08 246.34 241.36 5号低加进汽焓kJ/kg2956.46 2961.77 2952.58 5号低加进汽流量t/h65.42 58.94 50.93 5号低加进水温度100.32 98.31 95.46 5号低加进水焓kJ/kg421.76 413.17 401.07 5号低加出水温度130.46 128.19 124.74 5号低加出水焓kJ/kg549.37 539.58 524.82 5号低加疏水温度110.37 108.61 104.94 5号低加疏水焓kJ/kg462.98 455.51 440.00 凝结水进除氧器压力MPa1.91 1.72 1.58 凝结水进除氧器温度130.46 128.19 124.74 凝结水进除氧器焓kJ/kg549.37 539.58 524.82 主凝结水流量t/h1278.25 1168.61 1034.10 除氧器进汽压力MPa0.79 0.73 0.66 除氧器进汽温度333.59 334.07 327.23 除氧器进汽焓kJ/kg3128.25 3130.41 31