宁电#2机组凝汽器改造可研报告2014126.

《宁电#2机组凝汽器改造可研报告2014126.》由会员分享，可在线阅读，更多相关《宁电#2机组凝汽器改造可研报告2014126.（20页珍藏版）》请在文档大全上搜索。

1、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4600MW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、

2、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298.6 g/kWh，热耗率为8107KJ/kWh，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MW600.243673.3782主蒸汽压力MPa(a)16.716.73主蒸汽温度5385384主蒸汽流量t/h1758.2972028.0035高压缸排汽压力MPa(a)3.51384.0046再热蒸汽压力MPa(a)3.1623.6047再热蒸汽温度5385388再热蒸汽流量t/h

3、1469.2911677.6699额定冷却水温202010凝汽器背压kPa(a)4.94.911转速r/min3000300012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8814给水温度272.4281.615发电热耗率（性能试验值）kJ/kWh8107/16发电煤耗率（性能试验值）g/kWh298.6/(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

4、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，

5、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

6、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14vwo额定工况21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MPa16.763 15.964 16.553 16

7、.804 7调节级后压力MPa12.340 13.222 13.706 13.905 8高排压力MPa3.443 3.679 3.808 3.846 9再热汽压MPa3.057 3.268 3.387 3.419 10中排压力MPa0.730 0.781 0.808 0.812 11背压kPa9.780 9.273 8.875 9.837 12给水流量t/h1744.900 1827.900 1916.400 1972.800 13主蒸汽流量t/h1785.500 1893.700 1972.000 2007.900 14冷再蒸汽流量t/h1489.500 1577.500 1633.500

8、1656.300 15再热蒸汽流量t/h1495.500 1591.400 1650.200 1667.600 16修正额定参数下主蒸汽流量t/h1789.700 1890.800 1974.800 2018.000 17总漏量t/h2.893 2.727 3.933 3.076 18明漏t/h2.221 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MW558.217 597.055 621.386 622.413 21高压缸效率%84.865 86.062 86.196 86.200 22中压缸效率%90.629 90.36

9、4 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MW557.800 588.060 612.890 617.890 25二类修正后功率MW578.366 638.954 639.554 638.050 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14vwo额

10、定工况21A侧冷凝器循环水进水温度28.923 30.584 2A侧冷凝器循环水出水温度36.872 40.538 3B侧冷凝器循环水进水温度28.923 30.584 4B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kPa8.875 9.837 7A侧冷凝器循环水进水压力kPa150.848 142.291 8A侧冷凝器循环水出水压力kPa70.034 66.847 9B侧冷凝器循环水进水压力kPa150.848 142.291 10B侧冷凝器循环水出水压力kPa78.611 76.583 11计算结果12背压对应的饱和温度43.51

11、7 45.511 13A侧凝汽器端差6.529 5.120 14B侧凝汽器端差4.877 3.379 15A侧凝汽器压降kPa80.814 75.444 16B侧凝汽器压降kPa72.237 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kPa8.565 9.373 19设计背压与运行背压差值kPa0.310 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