宁电机组凝汽器改造技术改造项目可行性论证报告.doc

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技术改造项目可行性研究报告
项目名称:宁电#2机组凝汽器改造
建设单位:
编制:
初审:
审核:
批准:
2014年1月26日
技术更新改造项目可行性研究报告
项目名称
宁电#2机组凝汽器改造
主要构成
#2机组凝汽器改造
可研编制人
负责部门
生产技术部
项目负责人
一、项目提出的背景及改造的必要性(需要改造设备的运行简历,设备铭牌、投运时间、运行状况、技术状况及其他有关技术参数,现状、存在的主要问题,从对安全、经济运行、环境的影响等方面论证该项目的必要性)
(一)机组概况
国华宁海电厂一期工程建有4×600MW火力发电机组。锅炉、汽轮机、发电机三大主机分别由上海锅炉厂有限公司、上海汽轮机有限公司、上海汽轮发电机有限公司设计制造。
国华宁海电厂#2机组2005年12月投入商业,运行业绩良好,最长连续运行时间339天。2号机发电煤耗(性能试验值)·h,热耗率为8107KJ/kW·h,与行业内先进水平还有较大差距。
汽轮机主要技术参数见下表:
编号
项目
单位
THA工况
VWO工况
1
机组输出功率
MW


2
主蒸汽压力
MPa(a)


3
主蒸汽温度
℃
538
538
4
主蒸汽流量
t/h


5
高压缸排汽压力
MPa(a)


6
再热蒸汽压力
MPa(a)


7
再热蒸汽温度
℃
538
538
8
再热蒸汽流量
t/h


9
额定冷却水温
℃
20
20
10
凝汽器背压
kPa(a)


11
转速
r/min
3000
3000
12
旋转方向
(从机头向发电机方向看)
顺时针
顺时针
13
给水加热级数
8
8
编号
项目
单位
THA工况
VWO工况
14
给水温度
℃


15
发电热耗率(性能试验值)
kJ/kW·h
8107
/
16
发电煤耗率(性能试验值)
g/kW·h

/
(二)改造背景
(1)节能减排已经提升为火电企业发展的约束性指标
电力工业是节能减排的重点领域之一,面对环境压力,国家对节能减排的要求日益严格。在“十二五”期间,要完成新的节能减排目标,难度将会进一步加大。尤其是随着机组运行年份的增加以及脱硫、脱硝环保要求的提高,机组供电煤耗率下降的空间越来越小,因此,对投运年份较长的火电机组进行节能改造的要求已十分迫切。
(2)发电企业要想在日益激烈的市场竞争中保持良好的发展优势,就必须采取有效措施,大幅度降低机组的供电煤耗率水平。
随着我国电力改革的进一步深化,如何不断降低发电成本、提高企业效益和机组运行的可靠性与经济性已成为发电企业目前面临的一个重大课题,而机组节能降耗是这个课题中的一个主要环节。面对国家对火力发电越来越高的节能降耗要求,必须对影响机组效率的关键设备进行改造,以提高机组运行效率,降低发电成本,提高经济效益和社会效益。
(三)改造的必要性
为缓解浙江省的用电紧张局面,达到节能减排的目的,宁海电厂#2机组实施提效增容改造,机组额定负荷由600MW增加到630MW。机组扩容后单位发电功率的标准煤耗量将有较大的降低,对社会总体节能降耗起到积极作用。
凝汽器改造是为了配合主机改造,为了降低机组背压、减少冷源损失、提高机组循环热效率、降低锅炉蒸发量需要。
对凝汽器进行改造,。
技术更新改造项目可行性研究报告
二、国内外调研报告:(咨询专家意见、国内外解决方案、用户使用情况等)
注:因宁电一期工程4台亚临界机组性能参数相近,性能试验情况参照4号机组。
(一)4号机组性能试验
2013年8月上海发电设备成套设计研究院对4号机进行了最大出力试验,分别进行了凝泵试验、给水泵试验和凝汽器试验,根据其提供的试验报告,摘录试验主要结果如下:
序号
名称
单位
试验数据和结果
3VWO工况
4vwo降压工况
4vwo额定工况1
4vwo额定工况2
1
主汽温
℃




2
调节级后温度
℃




3
高排温度
℃




4
再热温度
℃




5
中排温度
℃




6
主汽压
MPa




7
调节级后压力
MPa




8
高排压力
MPa




9
再热汽压
MPa




10
中排压力
MPa




11
背压
kPa




12
给水流量
t/h




13
主蒸汽流量
t/h




14
冷再蒸汽流量
t/h




15
再热蒸汽流量
t/h




16
修正额定参数下主蒸汽流量
t/h




17
总漏量
t/h




18
明漏
t/h




19
不明漏率
%




20
发电机功率
MW




21
高压缸效率
%




序号
名称
单位
试验数据和结果
3VWO工况
4vwo降压工况
4vwo额定工况1
4vwo额定工况2
22
中压缸效率
%




23
低压缸效率
%




24
一类修正后功率
MW




25
二类修正后功率
MW




26
厂用电率
%




27
管道效率
%




28
锅炉效率
%




对凝汽器在4VWO工况和系统隔离条件下进行2次试验,具体结果为:
序号
名称
单位
凝汽器试验主要参数
4vwo额定工况1
4vwo额定工况2
1
A侧冷凝器循环水进水温度
℃


2
A侧冷凝器循环水出水温度
℃


3
B侧冷凝器循环水进水温度
℃


4
B侧冷凝器循环水出水温度
℃


5
热井出水温度
℃


6
试验背压
kPa


7
A侧冷凝器循环水进水压力
kPa


8
A侧冷凝器循环水出水压力
kPa


9
B侧冷凝器循环水进水压力
kPa


10
B侧冷凝器循环水出水压力
kPa


11
计算结果
12
背压对应的饱和温度
℃


13
A侧凝汽器端差
℃


14
B侧凝汽器端差
℃


15
A侧凝汽器压降
kPa


16
B侧凝汽器压降
kPa


17
冷凝器循环水进水平均温度
℃


18
冷凝器循环水进水温度对应设计背压
kPa


19
设计背压与运行背压差值
kPa


根据上述试验结果,有如下结论:
1)凝汽器端差大于设计值,循环水进凝汽器压降大于设计值;
2)凝汽器运行背压比设计值高,但不是很大。
3)机组扩容到630MW,从降低锅炉最大连续蒸发量,降低机组热耗、需降低凝汽器背压、增加凝汽器换热面积、增大循环水量。
(二)凝汽器改造的理论依据
机组正常运行中,汽轮机排汽进入凝汽器,受到冷却介质(循环水)的冷却而凝结成水,蒸汽凝结成水后,其体积成千上万倍的缩小,原来由蒸汽充满的容器空间就形成了真空,在理想工况下,只要进入凝汽器的冷却介质不中断,则凝汽器内的真空便可维持在一定水平上,但实际上,汽轮机组排汽总带有一些不可凝结的气体,处于高度真空状态下的凝汽器和其它设备也不可能做到完全密封,总有一些空气通过不严密处漏入真空系统中,这些气体的存在,影响凝汽器的传热,使凝汽器的端差增大,进而影响凝汽器的真空。
从凝汽器传热学的角度来分析:蒸汽凝结放热Q1=凝汽器热量传递Q2=冷却水吸收热量Q3
Q1=(hc-hc1)Gc(1)
Q2=KFΔtm(2)
Q3=cm(tw2-tw1)(3)
hc――排汽焓kJ/kg
hc1――凝结水焓kJ/kg
Gc――排汽量kJ/s
Δtm――对数平均温度℃
K―――换热系数
F―――传热面积m2
C―――比热容kJ/(kg·℃)
m―――质量流量kg/s
tw1―――冷却水进口温度℃
tw2―――冷却水出口温度℃
通过对凝汽器换热过程及真空形成原因分析,凝汽器真空主要有以下几个影响原因:
1)凝汽器冷却水量不足或中断;
2)凝汽器换热面积不足排人凝汽器内的热量不能及时带走;
3)真空系统泄漏;
4)真空泵系统工作失常;
5)轴封系统工作失常;
6)凝汽器水位控制失常,凝汽器满水;
7)凝汽器钛管脏污或结垢。
宁海电厂#2机组升级改造,机组额定负荷由600MW增加到630MW。根据热平衡图进行核算,,改造后凝汽器发生变化的参数如下表:
名称
原凝汽器参数
方案A:增加凝汽器面积,
保留单背压
方案B:增加凝汽器面积、改造为双背压
凝汽器面积
34000m2
40500m2
40500m2
额定工况背压



夏季工况背压



循环水流量
71100t/h
75000t/h
75000t/h
流程数
2
2
1
双/单背压
单
单
双
面积余量
8%(TMCR)
10%
12%(VWO)
三、可行性方案:(从可能设计的方案中,选出2-3个可供选择方案,从技术经济及社会效益上全面论证其先进合理性、实施可行性,对应存在问题提出解决方法。对可选方案进行综合比较,推荐最佳方案。灰场、构筑物其土建工程,应注意水文,地质、地形等资料收集)
(一)凝汽器改造前参数
凝汽器主要技术参数见下表:
型式:单背压、双壳体、双流程、表面冷却式。底部采用刚性支撑,上部与低压缸排汽口之间的连接采用柔性连接(橡胶膨胀节)。由于冷却介质为海水,因此凝汽器传热管采用钛管,管板采用复合钛板,水室采用衬胶和阴极保护以防海水腐蚀。管子与管板连接方式为胀接加密封焊。
制造厂:上海动力设备有限公司
凝汽器总的冷却面积:34000M2
额定背压:(a)
夏季背压:(a)
(二)凝汽器改造思路
根据汽轮机改造后背压的不同,凝汽器改造形成两个方案:
方案A:;
方案B:;
方案比较如下表所示:
对比项目
增容前
方案A

方案B

进气参数(MPa/℃/℃)



TRL发电功率(MW)
600
630
630
VWO发电功率(MW)



VWO锅炉蒸发量(t/h)
2028
2028
2028
额定背压(kPa)



TRL背压(kPa)



锅炉热效率(%)
~
~
~
发电标准煤耗(g/kWh)



凝汽器改造方案有两种,方案A:增加凝汽器面积,保留单背压;方案B:增加凝汽器面积,并改造为双背压。
方案A:增加凝汽器面积,保留单背压。改造的方法为:冷却管束管径减小、增加冷却管面积、保持冷却管有效长度及整个凝汽器外壳不变,将原管束整个拆除,对凝汽器内部管板、隔板、冷却管及抽空气管道等部件进行更换及改造。
方案B:增加凝汽器面积,并改造为双背压。增加凝汽器面积方法同方案一,双背压/单流程的改造方案为:
(1)凝汽器喉部。原有凝汽器喉部外壳保持不变;将凝汽器喉部之间的连通管道封死。
(2)凝汽器壳体。原凝汽器外壳不变,壳体对外接口和人孔位置不变,改变不凝结性气体抽出管的位置。
(3)凝汽器水室。将原凝汽器前、后水室及附件等拆除,重新设计制造凝汽器前、后水室,共8个,并在凝汽器返回水室侧增加两个壳体间的循环水管道。水室及循环水管道改造见下图。
方案B双背压方案将产生如下影响:
(1)6kV封闭母线支架与循环水管存在冲突,部分支架可能需要在施工期间进行临时支撑,并进行施工保护,这部分在施工图和实际施工时将会有较大的难度;
(2)电气微正压装置在A列外附近靠近,开挖会对其产生影响,若拆除该装置,需要将连接管道、电缆等均拆除;
(3)A列外和循环水管交叉布置有生活给水管等地下管道,开挖时会有影响,若需要的话需要改接;见下图:
(4)高压厂变及其旁电缆沟等电气设备虽未直接在循环水管上方,但距离较近,在施工时需对其基础及设备进行保护,采取足够可靠的保护措施;
(5)主厂房内小汽机和凝汽器之间的地下管道、干涉的架空管道需重新布置;
(6)凝汽器增加连接水管所需支墩荷载较大,支墩基础开挖需注意对原有设施的保护。
(7)本部分工作已有初步的施工方案准备,经论证施工可行,本台机组施工不影响其他机组的运行。
方案A和方案B的技术经济性比较见下表:
方案A:
增加凝汽器面积
方案B:
增加凝汽器面积、改为双背压/单流程
工程量
1、凝汽器设备改造
1、凝汽器设备改造
2、凝汽器壳体间管道改造