宁电#机组凝汽器改造可研报告DOC.docx
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宁电#机组凝汽器改造可研报告DOC
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）为约298.6g/kW·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
600.243
673.378
2
主蒸汽压力
MPa（a）
16.7
16.7
3
主蒸汽温度
℃
538
538
4
主蒸汽流量
t/h
1758.297
2028.003
5
高压缸排汽压力
MPa（a）
3.5138
4.004
6
再热蒸汽压力
MPa（a）
3.162
3.604
7
再热蒸汽温度
℃
538
538
8
再热蒸汽流量
t/h
1469.291
1677.669
9
额定冷却水温
℃
20
20
10
凝汽器背压
kPa（a）
4.9
4.9
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
14
给水温度
℃
272.4
281.6
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
298.6
/
（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，增加换热面积及循环水量降低机组平均背压下降0.4Kpa和夏季名牌背压下降2.8Kpa。
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
℃
535.994
536.620
536.025
533.420
2
调节级后温度
℃
497.580
510.909
510.147
507.487
3
高排温度
℃
313.512
326.174
324.814
321.875
4
再热温度
℃
533.592
537.156
538.424
536.908
5
中排温度
℃
331.322
334.773
335.335
333.675
6
主汽压
MPa
16.763
15.964
16.553
16.804
7
调节级后压力
MPa
12.340
13.222
13.706
13.905
8
高排压力
MPa
3.443
3.679
3.808
3.846
9
再热汽压
MPa
3.057
3.268
3.387
3.419
10
中排压力
MPa
0.730
0.781
0.808
0.812
11
背压
kPa
9.780
9.273
8.875
9.837
12
给水流量
t/h
1744.900
1827.900
1916.400
1972.800
13
主蒸汽流量
t/h
1785.500
1893.700
1972.000
2007.900
14
冷再蒸汽流量
t/h
1489.500
1577.500
1633.500
1656.300
15
再热蒸汽流量
t/h
1495.500
1591.400
1650.200
1667.600
16
修正额定参数下主蒸汽流量
t/h
1789.700
1890.800
1974.800
2018.000
17
总漏量
t/h
2.893
2.727
3.933
3.076
18
明漏
t/h
2.221
2.173
2.410
2.350
19
不明漏率
%
0.038
0.029
0.077
0.036
20
发电机功率
MW
558.217
597.055
621.386
622.413
21
高压缸效率
%
84.865
86.062
86.196
86.200
22
中压缸效率
%
90.629
90.364
90.374
90.332
23
低压缸效率
%
84.450
86.024
85.677
85.183
24
一类修正后功率
MW
557.800
588.060
612.890
617.890
25
二类修正后功率
MW
578.366
638.954
639.554
638.050
26
厂用电率
%
4.438
4.393
4.552
4.574
27
管道效率
%
97.000
97.000
97.000
97.000
28
锅炉效率
%
93.000
93.000
93.000
93.000
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
℃
28.923
30.584
2
A侧冷凝器循环水出水温度
℃
36.872
40.538
3
B侧冷凝器循环水进水温度
℃
28.923
30.584
4
B侧冷凝器循环水出水温度
℃
38.524
42.280
5
热井出水温度
℃
43.401
45.658
6
试验背压
kPa
8.875
9.837
7
A侧冷凝器循环水进水压力
kPa
150.848
142.291
8
A侧冷凝器循环水出水压力
kPa
70.034
66.847
9
B侧冷凝器循环水进水压力
kPa
150.848
142.291
10
B侧冷凝器循环水出水压力
kPa
78.611
76.583
11
计算结果
12
背压对应的饱和温度
℃
43.517
45.511
13
A侧凝汽器端差
℃
6.529
5.120
14
B侧凝汽器端差
℃
4.877
3.379
15
A侧凝汽器压降
kPa
80.814
75.444
16
B侧凝汽器压降
kPa
72.237
65.708
17
冷凝器循环水进水平均温度
℃
28.923
30.584
18
冷凝器循环水进水温度对应设计背压
kPa
8.565
9.373
19
设计背压与运行背压差值
kPa
0.310
0.464
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，原有凝汽器面积无法满足增容后机组背9.0kpa要求，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
4.9kPa
4.9kPa
4.5kPa
夏季工况背压
11.8kPa
9.5kPa
9.0kPa
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：
4.9Kpa（a）
夏季背压：
11.8Kpa（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：
TRL背压为9.5kPa；
方案B：
TRL背压为9.0kPa；
方案比较如下表所示：
对比项目
增容前
方案A
TRL背压9.5kPa
方案B
TRL背压9.0kPa
进气参数（MPa/℃/℃）
16.67/538/538
16.67/538/538
16.67/538/538
TRL发电功率（MW）
600
630
630
VWO发电功率（MW）
673.37
670.247
670.638
VWO锅炉蒸发量（t/h）
2028
2028
2028
额定背压（kPa）
4.9
4.9
4.5
TRL背压（kPa）
11.8
9.5
9.0
锅炉热效率（％）
～93.73
～93.73
～93.73
发电标准煤耗（g/kWh）
298.6
287.9
287.6
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
3、循环水进出口管道改造
改造投资额差值
基准
1、设备改造费用相同
2、壳体间管道改造的土建费用约20万元，原管道移位、保护约50万元
3、循环水管道改造约550万元、原附属设备的拆除更换约50万元
投资差值每年折现
基准
+63万元/年
改造后机组标煤耗差值
基准
-0.3g/kWh
燃料成本
基准
-60万元/年
年平均投资差值
基准
+3万元/年
注：
1、年利用小时按5500h。
2、标煤价按照837元/t（含税）计算。
3、以发电功率630MW为比较基础。
结论：
方案B的冷却效果优于方案A，在方案概述的参数表中可以看到，相比于方案A，方案B可以节省标煤耗0.3g/kWh。
但是方案B的改造量比方案A大有所增加，方案B在凝汽器面积增加的基础上，需要对凝汽器的循环水连通管进行改造，对原主厂房的地下设施和邻近管道都需要改造，并且循环水的进出水管道要更改位置，对厂房改动复杂，所以初投资明显增加。
虽然在经济性上方案A略优于方案B，但从节能角度，方案B具有标煤耗率较低的优势，增加了锅炉的安全裕量，缩小了锅炉本体及热力系统相关辅机的改造范围，而且，电厂全年较多时间并不是运行在额定工况，此时据估计，方案B可以比方案A全年节省更多标煤，方案B就更具有优势。
因此，本报告在改造方案中暂按照方案B进行考虑。
原凝汽器外形图如下：
原宁海凝汽器外形图及流程示意图
宁海凝汽器改造后外形图及流程示意图
技术更新改造项目可行性研究报告
四、工程规模和主要内容：
（项目的构成和范围（子项目或分项目），站（厂）址选择，地理位置，线路路径及接线方案，改进后系统的布置，设备性能及有关参数，必要的图纸、生产准备及培训情况等）
本项目改造具体工程量如下：
（1）将凝汽器喉部之间的连通管道封死。
为保证拆、装过程设备安全，必须对凝汽器喉部及喉部内设备进行防护，尤其是壳体内冷却管。
（2）将凝汽器内气体抽出管的管束模块进行整体拆除，包括冷却管，管板、隔板、挡汽板、挡水板、抽空气管道、内部连接件等。
对凝汽器壳体进行临时性和永久性加固、更换新的凝汽器芯、隔板、钛管、水室等相关设施。
（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，进行相应的水室及循环水管道改造。
（4）配合相应循环水管路的更改及进行对相应的循环水二次滤网与收球网的移位调换工作。
（5）其它（整套工程的设计、设备制造（含现场制作）、设备及材料供货、运输、安装工程、指导监督、技术服务、人员培训、调试、试验及整套系统的性能保证和售后服务等）。
（6）开工前，对相关人员汽轮机升级改造项目进行知识培训。
工作结束后，汽轮机升级改造后及时进行图纸、系统等的变更。
五、工程实施进度计划：
1、工程外部条件（包括工程项目有关征地、拆迁、赔偿等）落实的时间安排
无
2、项目招标时间安排：
2015年1月份完成项目设计单位招投标工作，并同步编制设备招标书；
2015年3-4月份项目初设及审查，主要辅机招投标工作结束并签订合同，设备开始生产。
2015年5-6月完成项目施工单位招投标工作开始编制施工组织总设计。
3、项目实施计划安排
（1）工程勘测、设计时间：
2014年2月；
（2）设备制造（订货）时间：
2014年9月-10月进行招标；
（3）安装、调试时间：
2015年9月1日-12月28日；
（4）试运行、培训时间：
机组改造后启动前三天进行试运行，改造前安排培训；
（5）竣工验收及结算时间：
调试结束后进行竣工验收和结算。
技术更新改造项目可行性研究报告
六、投资估算及概（预）算明细表：
（1）投资估算表单位：
万元
工程前期费
60
施工费
400
设备费
3500
其它费
240
材料费
100
工程总投资
4300
（2）项目概（预）算明细表（见总可研报告方案二技术经济分析部分）
1、前期费60万元前期工作费；
2、设备费3500万元包含凝汽器及附属设备等费用；
3、施工费400万元包含原部分设备、管道的拆除及移位，整个项目的土建安装施工费等；
4、其它费240万元包含整套工程的设计、指导监督、技术服务、人员培训、调试、试验及整套系统的性能保证和售后服务等；
5、材料费100万元包含钢板、电缆、焊材、保温、外护、螺栓等材料。
七、预期效果：
（对改造前后安全，经济运行状况，社会环境影响进行对比分析，明确改造后对于提高系统和本单位安全性，可靠性，节能降耗、环境保护等应达到的指标，从提高效益，降低成本，增加利润及对投资回收等方面进行分析）
1、节能分析：
改造后凝汽器发生变化的参数如下表：
名称
原凝汽器参数
增加凝汽器面积、改造
为双背压后凝汽器参数
凝汽器面积
34000m2
40500m2
额定工况背压
4.9kPa
4.5kPa
夏季工况背压
11.8kPa
9.0kPa
循环水流量
71100t/h
75000t/h
流程数
2
1
双/单背压
单
双
面积余量
8％（TMCR）
<12%（VWO）
通过冷端改造优化，630MW方案冷端优化后的机组实际运行煤耗会有一个明显降低，如下图所示，受循环水温影响夏季节能效果最好，全年平均煤耗约降低2g/kWh。
630MW冷端优化效果分析图
2、环保效益
实施增容改造前#2机组发电标煤耗率约为298.6g/kWh，改造后发电标煤耗率将降低至287.6g/kWh（已考虑增容后引起的再热系统阻力修正），按照年利用小时数5500小时，额定发电量630MW计算，改造后每年可节约标煤约3.9万吨，每年可以节约燃料成本约3200万元。
技术更新改造项目可行性研究报告
八、部门审查意见：
年月日
九、主管领导意见：
年月日
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