宁电机组凝汽器改造技术改造项目可行性论证报告.doc

各专业全套优秀毕业设计图纸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： 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、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/h1469.2911677.6699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 16.804 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 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 90.364 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43.517 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Q3Q1=（hc-hc1）Gc （1）Q2=KFtm （2）Q3=cm（tw2-tw1） （3）hc排汽焓kJ/kghc1凝结水焓kJ/kgGc排汽量kJ/stm对数平均温度K换热系数F传热面积m2C比热容kJ/（kg）m质量流量kg/stw1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34000 m240500 m240500 m2额定工况背压4.9kPa4.9kPa4.5kPa夏季工况背压11.8kPa9.5kPa9.0kPa循环水流量71100t/h75000t/h75000t/h流程数221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-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：11.8 Kpa(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ATRL背压9.5kPa方案BTRL背压9.0kPa进气参数(MPa/)16.67/538/53816.67/538/53816.67/538/538TRL发电功率（MW）600630630VWO发电功率（MW）673.37670.247670.638VWO锅炉蒸发量（t/h）202820282028额定背压（kPa）4.94.94.5TRL背压（kPa）11.89.59.0锅炉热效率（）93.7393.7393.73发电标准煤耗（g/kWh）298.6287.9287.6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34000 m240500 m2额定工况背压4.9kPa4.5kPa夏季工况背压11.8kPa9.0kPa循环水流量71100t/h75000t/h流程数21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 日目 录第1章 项目总论11.1 项目名称及实施单位11.2 项目建设方案11.3 可行性研究工作依据21.4 可行性研究结论31.5 主要技术经济指标51.6 存在的问题及建议7第2章 项目背景和发展概况82.1 项目提出的背景82.2 项目发展概况102.3 项目建设必要性11第3章 市场分析与建设规模133.1 市场调查133.2 市场预测153.3 产品方案和建设规模173.4 产品销售收入预测17第4章 建设条件与厂址选择184.1 自然条件184.2 项目区基础设施184.3 社会经济条件214.4 其它应考虑的因素234.5 厂址选择234.6 资源和原材料24第5章 工程技术方案255.1 工艺技术方案255.2 设备选型方案305.3 建筑工程方案315.3 主要原辅材料、燃料及水电消耗315.4 总平面布置和运输31第6章 节能降耗减排措施356.1 节能方案356.2 资源有效利用措施366.3 减排措施36第7章 环境保护与劳动安全377.1 建设地区的环境现状377.2 项目施工期环境影响分析397.3 运营期间环境影响分析417.4 减轻本项目对环境影响的措施和建议43第8章 企业组织和劳动定员458.1 企业组织458.2 劳动定员和人员培训46第9章 项目实施进度安排489.1 项目实施的各阶段489.2 项目实施进度表499.3 项目实施费用50第10章 投资估算与资金筹措5110.1 项目总投资估算5110.2 资金筹措方案及贷款偿还计划53第11章 经济与社会效益评价5511.1经济效益分析5511.2 社会效益和社会影响分析57第12章 不确定性与风险分析5912.1 盈亏平衡分析5912.2 敏感性分析5912.3风险因素分析60第13章 结论与建议6313.1 综合评价结论6313.2 存在的问题及建议64目 录前 言11 城市现状21.1 自然状况21.2 社会经济发展现状51.3 城市结构与人口61.4 城市能源供应及消费状况71.5 环境状况71.6 交通条件82 设计依据、设计原则及规范与标准92.1 设计依据92.2 编制原则92.3 编制应遵循的规范、标准113 我国城镇燃气概况与发展燃气政策123.1 我国能源123.2城镇燃气概况143.3 我国发展城镇燃气政策194 气源确定与气源基本参数194.1 气源条件194.2 CNG与LNG气源选择224.3 CNG供气及供气基本参数235 工程项目范围、供气规模及主要工程量245.1 工程项目建设的必要性245.2 工程项目范围255.3 供气原则255.4 供气对象与供气范围265.5 气化人口与气化率的确定265.6工程分期275.7 各类用户耗热定额275.8 居民与商业用户高峰系数的确定285.9 供气比例与供气规模305.10 各类用户耗气量平衡与高峰流量315.11 储气与调峰346 CNG气源站386.1 站址选择386.2 建站规模及占地面积396.3 总图布置396.4 CNG气源站竖向设计406.5 交通运输及道路416.6 绿化416.7 用地指标416.8 工艺设计与主要设备426.9 管材选择及防腐476.10 公用工程487 中压管网输配系统537.1 中压输配系统压力级制确定537.2 城区中压管网布置原则557.3 中压管网布置567.4 中压管网的敷设和特殊地段的处理577.5 管材选择与防腐587.6 管道水力计算598、组织机构及劳动定员619 环境保护专篇629.1 设计采用规范及标准639.2 污染物及治理措施639.3 绿化设计6410 消防专篇6510.1 设计采用规范和标准6510.2 工程项目火灾危险性分析6510.3 消防措施6610.4 建立健全各种规章制度6711 劳动保护、职业安全与工业卫生6811.1 设计依据及遵循的标准和规范6811.2 安全措施6811.3 劳动保护与工业卫生7012 各类用户对燃气价格承受能力分析7112.1 居民用户对燃气价格承受能力分析7112.2 商业用户对天然气价格承受能力分析7213 节能7313.1 能耗分析7313.2 节能措施7313.3 节能效益7314 工程效益分析7414.1 经济效益分析7414.2 社会效益分析7514.3 环境效益分析7515 主要设备与技术经济指标：7615.1 主要设备7615.2 主要技术经济指标（一期工程）7716工程项目实施计划7917 工程项目招标初步方案8017.1 招标范围及招标8017.2 招标初步安排8017.3 招标形式8117.4 招标方式8117.5 评标专家来源8117.6 招标程序和招标基本情况表8218 投资估算及资金筹措8318.1 编制依据8318.2 投资估算8318.3 资金筹措8418.4 庭院及户内管道工程8419 经济评价8419.1编制依据8419.2基础数据8519.3成本分析8519.4损益分析8519.5清偿能力分析8719.6不确定性分析8719.7财务评价结论：8720 结论与建议8820.1 结论8819.2 建议89