CN111400875B - 一种汽轮机组运行经济性评价方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明实施例公开了一种汽轮机组运行经济性评价方法及系统，以解决现有技术存在的汽轮机组运行经济性的评价结果不准确的问题。评价方法包括：获取测点在给定时间段测量的数据，所述数据包括凝结水流量差压；根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量；基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量；根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；根据所述供电煤耗率，生成所述汽轮机组运行经济性的评价结果。本发明实施例提供的汽轮机组运行经济性评价方法充分贴合凝结水调负荷条件下，机组运行的实际工况，评价结果的准确率高。

Description

一种汽轮机组运行经济性评价方法及系统

技术领域

本发明涉及电力生产及设备性能监测技术领域，尤其涉及汽轮机组运行经济性评价方法及系统。

背景技术

汽轮机组是火力发电系统中常用的发电设备，为满足电网调峰的需要，通常采用高压调门进行节流调节。但该方法在正常运行时，每个高压调门都存在一定的节流损失。为降低节流损失，提高机组的经济性，越来越多的汽轮机组开始引入凝结水调负荷的协调控制技术，实现了高压调门全开下的经济运行。

目前，发电企业为进一步降本增效提供判断依据和整改方向，通常会对汽轮机组进行运行经济性评价，主要通过对机组设计、试验和运行的数据进行综合性分析,求得机组在额定负荷下供电煤耗的实际值,进而获得运行经济性评价结果。在进行汽轮机组的运行经济性评价时，当采用凝结水调负荷的协调控制模式时，机组运行的工况较现有工况复杂，当评价方法和汽轮机组的实际运行工况不贴合时，容易造成汽轮机组运行经济性的评价结果不准确。

发明内容

本发明实施例提供一种汽轮机组运行经济性评价方法，以解决现有技术存在的汽轮机组运行经济性的评价结果不准确的问题。

本发明实施例还提供一种汽轮机组运行经济性评价系统。

为解决上述技术问题，本发明实施例是这样实现的：

第一方面，本发明实施例提供的一种汽轮机组运行经济性评价方法，包括：

获取测点在给定时间段测量的数据，所述数据包括凝结水流量差压；

根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；

根据所述供电煤耗率，生成所述汽轮机组运行经济性的评价结果。

进一步的，所述根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量，包括：

根据第一公式计算所述主凝结水流量；

其中，所述第一公式为：

F_con为所述主凝结水流量，kg/h；C为流量喷嘴的流出系数；ε为流体的膨胀系数；d为实际运行状态下的流量喷嘴的喉部直径，mm；ΔP为所述凝结水流量差压，kPa；ρ_f1为实际测量的介质密度，kg/m³；β为实际运行状态下流量喷嘴的喉部直径与管道内径之比；

其中，C＝C_x-0.185Rd^-0.2(1-361239/Rd)^0.8，C_x为经校验得到的流出系数。

进一步的，所述汽轮机组的热力系统包括第一高压加热器、第二高压加热器、第三高压加热器以及除氧器，所述基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量，包括：

构造所述第一高压加热器、所述第二高压加热器、所述第三高压加热器、所述除氧器的热平衡方程，以及所述除氧器的流量平衡方程；

迭代求解所述热平衡方程以及所述流量平衡方程，计算所述锅炉给水流量；

其中，

所述第一高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo1-h_fi1)＝F₁×(h₁-h_d1)；

所述第二高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo2-h_fi2)＝F₂×(h₂-h_d2)+F₁×(h_d1-h_d2)

所述第三高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo3-h_fi3)＝F₃×(h₃-h_d3)+(F₁+F₂)×(h_d2-h_d3)

所述除氧器的热平衡方程为：

F_m×h_fo4＝F₄×h₄+(F₁+F₂+F₃)×h_d3+F_dl×h_fo4+F_con×h_fi4

所述除氧器的流量平衡方程为：

F_m＝F₄+(F₁+F₂+F₃)+F_dl+F_con

其中，F_fw＝F_m-F_rhsp，F_fw为锅炉给水流量，kg/h；h_fo1为第一高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo2为第二高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo3为第三高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo4为除氧器出水焓值，kJ/kg；h_fi1为第一高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi2为第二高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi3为第三高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi4为除氧器进水焓值，kJ/kg；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h；F₃为第三高压加热器进汽流量，kg/h；F₄为除氧器进汽流量，kg/h；h₁为第一高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₂为第二高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₃为第三高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₄为除氧器进汽焓值，kJ/kg；h_d1为第一高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d2为第二高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d3为第三高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d4为除氧器疏水焓，kJ/kg；F_m为除氧器出水流量，kg/h；F_dl为除氧器水位变化当量流量，下降为正，kg/h；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h。

进一步的，所述根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的供电煤耗率，包括：

根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的运行热耗率；

根据所述运行热耗率，计算所述汽轮机组的供电煤耗率。

进一步的，所述根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的运行热耗率，包括：

根据第二公式，计算所述运行热耗率；

其中，所述第二公式为：

HR为汽轮机组的运行热耗率；F_ms为主蒸汽流量，kg/h；H_ms为主蒸汽焓值，kJ/kg；F_hrh为热再热蒸汽流量，kg/h；H_hrh为热再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_fw为锅炉给水流量，kg/h；H_fw为主给水焓值，kJ/kg；F_crh为冷再热蒸汽流量，kg/h；H_crh为冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h；H_rhsp为再热减温水焓值，kJ/kg；P为扣除励磁耗功后的发电机输出功率，kW。

进一步的，所述主蒸汽流量F_ms通过以下方法计算：

F_ms＝F_fw-F_bml-F_unb

其中，F_bml为锅炉侧的明漏量，kg/h；F_unb为分配到炉侧的不明泄露量，kg/h。

进一步的，所述冷再热蒸汽流量F_crh通过以下方法计算：

F_crh＝F_ms-F_mg-F_E-F₁-F_A-F₂

其中，F_E为高压前轴封漏汽流量总和，kg/h；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F_A为高压后轴封漏汽流量总和，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h。

进一步的，所述热再热蒸汽流量F_hrh通过以下方法计算：

F_hrh＝F_crh+F_rhsp

进一步的，所述根据所述运行热耗率，计算所述汽轮机组的供电煤耗率，包括：

根据所述运行热耗率，采用第三公式，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；

其中，所述第三公式为：

其中，b_n为汽轮机组的供电煤耗率，g/(kW·h)；b₀为机组发电煤耗率，g/(kW·h)；r_a为厂用电率，％；

其中，所述机组发电煤耗率b₀通过以下公式计算：

其中，η_b为锅炉热效率，％；η_p为管道效率设计值。

第二方面，本发明实施例提供的一种汽轮机组运行经济性评价系统，包括：

数据获取单元，用于获取测点在给定时间段测量的数据，所述数据包括凝结水流量差压；

主凝结水流量计算单元，用于根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

锅炉给水流量计算单元，用于基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

供电煤耗率计算单元，用于根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；

经济性评价单元，用于根据所述供电煤耗率，生成所述汽轮机组运行经济性的评价结果。

采用本发明实施例提供的上述至少一个技术方案，对于采用了凝结水调负荷的协调控制技术的汽轮机组，在获取设置在汽轮机组各装置上的测点采集到的实时数据时，也包括凝结水流量差压，通过凝结水流量差压，可以计算出主凝结水流量，继而可计算凝结水参与负荷调节工况下的锅炉给水流量，最终计算出汽轮机组的供电煤耗率，以此为基础生成汽轮机组的运行经济性评价结果，从而避免由于运行经济性评价与实际工况不贴合而导致评价结果不准确的问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种汽轮机组运行经济性评价方法示意图；

图2为本发明实施例提供的一种汽轮机组运行经济性评价方法示意图；

图3为本发明实施例提供的一种汽轮机组运行经济性评价系统示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明中的技术方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

实施例1

为解决现有技术存在的汽轮机组运行经济性的评价结果不准确的问题，本发明实施例1提供一种汽轮机组运行经济性评价方法，该评价方法的具体流程示意图如图1所示，包括如下步骤：

S101、获取测点在给定时间段测量的数据，数据包括凝结水流量差压；

S103、根据凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

S105、基于汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

S107、根据锅炉给水流量，计算汽轮机组的供电煤耗率；

S109、根据供电煤耗率，生成汽轮机组运行经济性的评价结果。

在本实施例中，主要采用电厂运行表计，对需采集实时数据的装置处安装测点。由于实际工况中，采用了汽机高调门全开方式下基于凝结水调负荷的节能型协调控制技术，该技术的工作原理为：利用机组凝结水/回热系统的蓄能，通过快速改变除氧器上水调节阀的开度，改变凝结水流量，进而改变低压加热器的抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，弥补汽机调门全开、负荷响应慢的不足，达到节能的效果。因此，获取的测点测量的数据中，需包括凝结水流量压差。测点清单见下表1。

表1：

在实际测量时，可以在5号低压加热器出口至除氧器入口之间的凝结水水平管道上安装ASME PTC6规程推荐的低β比长径式喉部取压流量喷嘴，凝结水流量差压由两组互成180度的取压孔取压测量。凝结水流量差压测量可以采用两个0.05级ROSEMOUNT 3051型差压变送器，测量值经仪表零位及仪表校验值修正。

在数据采集过程，可以采用最新的EIC分布式数据采集装置结合英国施伦伯杰公司生产的IMP数据采集板，配备高性能便携式计算机自动采集，数据采集装置采集周期为每30秒钟记录一次，记录温度、压力、差压等信号，并进行相应数据修正处理，精度为0.02级。其中，给定时间可以理解为汽轮机组工况相对稳定的一段连续时间。

采用本发明实施例提供的该方法，对于采用了凝结水调负荷的协调控制技术的汽轮机组，在获取设置在汽轮机组各装置上的测点采集到的实时数据时，也包括凝结水流量差压，通过凝结水流量差压，可以计算出主凝结水流量，继而可计算凝结水参与负荷调节工况下的锅炉给水流量，最终计算出汽轮机组的供电煤耗率，以此为基础生成汽轮机组的运行经济性评价结果，从而避免由于运行经济性评价与实际工况不贴合而导致评价结果不准确的问题。

在本发明的一种实施方式中，步骤S103、根据凝结水流量差压，计算主凝结水流量，包括：

根据第一公式计算主凝结水流量；

其中，第一公式为：

式中，F_con为主凝结水流量，kg/h；C为流量喷嘴的流出系数；ε为流体的膨胀系数；d为实际运行状态下的流量喷嘴的喉部直径，mm；ΔP为凝结水流量差压，kPa；ρ_f1为实际测量的介质密度，kg/m³；β为实际运行状态下流量喷嘴的喉部直径与管道内径之比；

其中，C＝C_x-0.185Rd^-0.2(1-361239/Rd)^0.8，C_x为经校验得到的流出系数。

在本发明的一种实施方式中，步骤S105、基于汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据主凝结水流量，计算锅炉给水流量，其中，汽轮机组的热力系统包括第一高压加热器、第二高压加热器、第三高压加热器以及除氧器，则，该步骤包括：

S201、构造第一高压加热器、第二高压加热器、第三高压加热器、除氧器的热平衡方程，以及除氧器的流量平衡方程；

S203、迭代求解热平衡方程以及流量平衡方程，计算锅炉给水流量。

其中，

第一高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo1-h_fi1)＝F₁×(h₁-h_d1)；

第二高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo2-h_fi2)＝F₂×(h₂-h_d2)+F₁×(h_d1-h_d2)

第三高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo3-h_fi3)＝F₃×(h₃-h_d3)+(F₁+F₂)×(h_d2-h_d3)

除氧器的热平衡方程为：

F_m×h_fo4＝F₄×h₄+(F₁+F₂+F₃)×h_d3+F_dl×h_fo4+F_con×h_fi4

除氧器的流量平衡方程为：

F_m＝F₄+(F₁+F₂+F₃)+F_dl+F_con

其中，F_fw＝F_m-F_rhsp，F_fw为锅炉给水流量，kg/h；h_fo1为第一高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo2为第二高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo3为第三高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo4为除氧器出水焓值，kJ/kg；h_fi1为第一高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi2为第二高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi3为第三高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi4为除氧器进水焓值，kJ/kg；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h；F₃为第三高压加热器进汽流量，kg/h；F₄为除氧器进汽流量，kg/h；h₁为第一高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₂为第二高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₃为第三高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₄为除氧器进汽焓值，kJ/kg；h_d1为第一高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d2为第二高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d3为第三高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d4为除氧器疏水焓，kJ/kg；F_m为除氧器出水流量，kg/h；F_dl为除氧器水位变化当量流量，下降为正，kg/h；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h。

实施例2

相较于实施例1提供的汽轮机组运行经济性评价方法，步骤S107、根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的供电煤耗率，包括以下步骤：

S301、根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的运行热耗率；

S303、根据所述运行热耗率，计算所述汽轮机组的供电煤耗率。

在本实施例中，步骤S301、根据所述锅炉给水流量，计算所述汽轮机组的运行热耗率，包括：

根据第二公式，计算所述运行热耗率；

其中，所述第二公式为：

HR为汽轮机组的运行热耗率；F_ms为主蒸汽流量，kg/h；H_ms为主蒸汽焓值，kJ/kg；F_hrh为热再热蒸汽流量，kg/h；H_hrh为热再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_fw为锅炉给水流量，kg/h；H_fw为主给水焓值，kJ/kg；F_crh为冷再热蒸汽流量，kg/h；H_crh为冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h；H_rhsp为再热减温水焓值，kJ/kg；P为扣除励磁耗功后的发电机输出功率，kW。

其中，主蒸汽流量F_ms通过以下方法计算：

F_ms＝F_fw-F_bml-F_unb

式中，F_bml为锅炉侧的明漏量，kg/h；F_unb为分配到炉侧的不明泄露量，kg/h。

其中，分配到炉侧的不明泄露量F_unb在计算时，需先计算系统不明泄漏量F_un系统不明泄漏量为系统储水量变化量与系统明漏量之差：

F_un＝F_hl+F_dl-F_ml

式中，F_un为系统不明泄露流量，kg/h；F_hl为凝汽器水位变化当量流量，下降为正，kg/h；F_dl为除氧器水位变化当量流量，下降为正，kg/h；F_ml为可测量的系统明漏流量，kg/h。

根据分配到炉侧的不明泄漏量占系统不明泄漏量的百分比，即可计算出分配到炉侧的不明泄露量F_unb。

另外，冷再热蒸汽流量F_crh通过以下方法计算：

F_crh＝F_ms-F_mg-F_E-F₁-F_A-F₂

其中，F_E为高压前轴封漏汽流量总和，kg/h；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F_A为高压后轴封漏汽流量总和，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h。

另外，热再热蒸汽流量F_hrh通过以下方法计算：

F_hrh＝F_crh+F_rhsp

在本发明的一种实施方式中，步骤S303、根据运行热耗率，计算汽轮机组的供电煤耗率，包括：

根据运行热耗率，采用第三公式，计算汽轮机组的供电煤耗率；

其中，第三公式为：

其中，b_n为汽轮机组的供电煤耗率，g/(kW·h)；b₀为机组发电煤耗率，g/(kW·h)；r_a为厂用电率，％；

其中，机组发电煤耗率b₀通过以下公式计算：

其中，η_b为锅炉热效率，％；η_p为管道效率设计值。

需要说明的是，锅炉热效率η_b和厂用电率r_a均为性能考核试验的试验结果，并不是设计值。

以1000MW凝结水调节负荷工况为例，从测点获取的测量数据如下表2所示：

表2：

根据本发明实施例阐述的方法进行计算，1000MW凝结水调节负荷工况下，凝结水流量为2053.604t/h，锅炉给水流量为2714.286t/h，热耗率为7314.1kJ/(kW.h)，供电煤耗率为275.39g/(kW.h)。

将计算出的供电煤耗率和1000MW标准工况(未采用凝结水调节负荷)下的供电煤耗率(276.07g/(kW.h))进行比较，输出供电煤耗率差值：-0.68g/(kW.h)可以理解为和标准工况的供电煤耗率相比下降，则生成运行经济性为优的评价结果。

相反，如输出的供电煤耗率差值为正值，则表示和标准工况相比，供电煤耗率上升，则生成运行经济性为差的评价结果。

实施例3

为解决现有技术存在的汽轮机组运行经济性的评价结果不准确的问题，本发明实施例3提供一种汽轮机组运行经济性评价系统，该评价系统的示意图如图3所示，包括如下单元：

数据获取单元401，用于获取测点在给定时间段测量的数据，数据包括凝结水流量差压；

主凝结水流量计算单元402，用于根据凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

锅炉给水流量计算单元403，用于基于汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

供电煤耗率计算单元404，用于根据锅炉给水流量，计算汽轮机组的供电煤耗率；

经济性评价单元405，用于根据供电煤耗率，生成汽轮机组运行经济性的评价结果。

采用本发明实施例提供的该系统，对于采用了凝结水调负荷的协调控制技术的汽轮机组，在获取设置在汽轮机组各装置上的测点采集到的实时数据时，也包括凝结水流量差压，通过凝结水流量差压，可以计算出主凝结水流量，继而可计算凝结水参与负荷调节工况下的锅炉给水流量，最终计算出汽轮机组的供电煤耗率，以此为基础生成汽轮机组的运行经济性评价结果，从而避免由于运行经济性评价与实际工况不贴合而导致评价结果不准确的问题。

实施例4

相较于实施例3提供的汽轮机组运行经济性评价系统，其中，供电煤耗率计算单元404，包括：

运行热耗率计算单元501，用于运行根据锅炉给水流量，计算汽轮机组的运行热耗率；

供电煤耗率计算子单元502，用于根据运行热耗率，计算汽轮机组的供电煤耗率。

还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上所述仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明。对于本领域技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的权利要求范围之内。

Claims (7)

1.一种汽轮机组运行经济性评价方法，其特征在于，包括：

获取测点在给定时间段测量的数据，所述数据包括凝结水流量差压；

根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

根据所述锅炉给水流量，采用第二公式，计算所述汽轮机组的运行热耗率；

其中，所述第二公式为：

HR为汽轮机组的运行热耗率；F_ms为主蒸汽流量，kg/h；H_ms为主蒸汽焓值，kJ/kg；F_hrh为热再热蒸汽流量，kg/h；H_hrh为热再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_fw为锅炉给水流量，kg/h；H_fw为主给水焓值，kJ/kg；F_crh为冷再热蒸汽流量，kg/h；H_crh为冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h；H_rhsp为再热减温水焓值，kJ/kg；P为扣除励磁耗功后的发电机输出功率，kW；并

根据所述运行热耗率，采用第三公式，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；

其中，所述第三公式为：

其中，b_n为汽轮机组的供电煤耗率，g/(kW·h)；b₀为机组发电煤耗率，g/(kW·h)；r_a为厂用电率，％；其中，所述机组发电煤耗率b₀通过以下公式计算：

其中，η_b为锅炉热效率，％；η_p为管道效率设计值；

根据所述供电煤耗率，生成所述汽轮机组运行经济性的评价结果。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量，包括：

根据第一公式计算所述主凝结水流量；

其中，所述第一公式为：

F_con为所述主凝结水流量，kg/h；C为流量喷嘴的流出系数；ε为流体的膨胀系数；d为实际运行状态下的流量喷嘴的喉部直径，mm；ΔP为所述凝结水流量差压，kPa；ρ_f1为实际测量的介质密度，kg/m³；β为实际运行状态下流量喷嘴的喉部直径与管道内径之比；

其中，C＝C_x-0.185Rd^-0.2(1-361239/Rd)^0.8，C_x为经校验得到的流出系数。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述汽轮机组的热力系统包括第一高压加热器、第二高压加热器、第三高压加热器以及除氧器，所述基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量，包括：

构造所述第一高压加热器、所述第二高压加热器、所述第三高压加热器、所述除氧器的热平衡方程，以及所述除氧器的流量平衡方程；

迭代求解所述热平衡方程以及所述流量平衡方程，计算所述锅炉给水流量；

其中，

所述第一高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo1-h_fi1)＝F₁×(h₁-h_d1)；

所述第二高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo2-h_fi2)＝F₂×(h₂-h_d2)+F₁×(h_d1-h_d2)

所述第三高压加热器的热平衡方程为：

F_fw×(h_fo3-h_fi3)＝F₃×(h₃-h_d3)+(F₁+F₂)×(h_d2-h_d3)

所述除氧器的热平衡方程为：

F_m×h_fo4＝F₄×h₄+(F₁+F₂+F₃)×h_d3+F_dl×h_fo4+F_con×h_fi4

所述除氧器的流量平衡方程为：

F_m＝F₄+(F₁+F₂+F₃)+F_dl+F_con

其中，F_fw＝F_m-F_rhsp，F_fw为锅炉给水流量，kg/h；h_fo1为第一高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo2为第二高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo3为第三高压加热器出水焓值，kJ/kg；h_fo4为除氧器出水焓值，kJ/kg；h_fi1为第一高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi2为第二高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi3为第三高压加热器进水焓值，kJ/kg；h_fi4为除氧器进水焓值，kJ/kg；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h；F₃为第三高压加热器进汽流量，kg/h；F₄为除氧器进汽流量，kg/h；h₁为第一高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₂为第二高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₃为第三高压加热器进汽焓值，kJ/kg；h₄为除氧器进汽焓值，kJ/kg；h_d1为第一高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d2为第二高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d3为第三高压加热器疏水焓，kJ/kg；h_d4为除氧器疏水焓，kJ/kg；F_m为除氧器出水流量，kg/h；F_dl为除氧器水位变化当量流量，下降为正，kg/h；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述主蒸汽流量F_ms通过以下方法计算：

F_ms＝F_fw-F_bml-F_unb

其中，F_bml为锅炉侧的明漏量，kg/h；F_unb为分配到炉侧的不明泄露量，kg/h。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述冷再热蒸汽流量F_crh通过以下方法计算：

F_crh＝F_ms-F_mg-F_E-F₁-F_A-F₂

其中，F_E为高压前轴封漏汽流量总和，kg/h；F₁为第一高压加热器进汽流量，kg/h；F_A为高压后轴封漏汽流量总和，kg/h；F₂为第二高压加热器进汽流量，kg/h。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述热再热蒸汽流量F_hrh通过以下方法计算：

F_hrh＝F_crh+F_rhsp。

7.一种汽轮机组运行经济性评价系统，其特征在于，包括：

数据获取单元，用于获取测点在给定时间段测量的数据，所述数据包括凝结水流量差压；

主凝结水流量计算单元，用于根据所述凝结水流量差压，计算主凝结水流量；

锅炉给水流量计算单元，用于基于所述汽轮机组的热力系统的热平衡以及流量平衡，根据所述主凝结水流量，计算锅炉给水流量；

供电煤耗率计算单元，用于根据所述锅炉给水流量，采用第二公式，计算所述汽轮机组的运行热耗率；

其中，所述第二公式为：

HR为汽轮机组的运行热耗率；F_ms为主蒸汽流量，kg/h；H_ms为主蒸汽焓值，kJ/kg；F_hrh为热再热蒸汽流量，kg/h；H_hrh为热再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_fw为锅炉给水流量，kg/h；H_fw为主给水焓值，kJ/kg；F_crh为冷再热蒸汽流量，kg/h；H_crh为冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；F_rhsp为再热器减温水流量，kg/h；H_rhsp为再热减温水焓值，kJ/kg；P为扣除励磁耗功后的发电机输出功率，kW；并

根据所述运行热耗率，采用第三公式，计算所述汽轮机组的供电煤耗率；

其中，所述第三公式为：

其中，b_n为汽轮机组的供电煤耗率，g/(kW·h)；b₀为机组发电煤耗率，g/(kW·h)；r_a为厂用电率，％；其中，所述机组发电煤耗率b₀通过以下公式计算：

其中，η_b为锅炉热效率，％；η_p为管道效率设计值；

经济性评价单元，用于根据所述供电煤耗率，生成所述汽轮机组运行经济性的评价结果。