某公司300MW机组高背压供热改造方案简介(2012).pdf

问题的提出1.问题的提出前电力系统的节能降耗是我国的节能减排的重要组成部分;为了加快节能步伐,热电联产是节能的重 要途径之一，热电联产又一背压供热节能效果最为显著.前小机组纯凝改背压的实例很多，目前改造成功最大 机组为140MW机组，供电煤耗都在140克以下。对 于300MW的机组主要是给水泵运行方式没有很好的 运行方式，所以限制了300MW机组的背压改造的步 伐。目前这一问题已经得到了很好的解决办法，所以300MW机组的背压改造已经提到议事日程2Company Logo2.目前流行背压供热方式1.100MW以下机组背压供热：常常采用低真空循环水供热，机组一般可把真空值从10KPa,提高到22-23KPa,循环水出水温度达到65度以下。凝汽器稍做加强进，机组几乎不作 改动。2.100以上300MW以下机组背压供热：由于机组较大，供热面积大，热网都有二级站，需要的热水温度在90T10 度之间，热网回水温度在55度左右，仅仅把背压提到20几个千帕，温度达不 到要求。常用方式有以下6种：串联加热技术:把背然后利用自身抽汽把循一工一.1 温度（根据平衡图计算）。加热到要求造，排气温度不超过67度,官蕊儒青至鲁前后利用其他兀组抽气a加优点:民损失为零。电热比较高（发电与 I机组，这是重要指标）缺点：往往出口温度达不到要求，需要另外机组抽气加热。如果想达到要求的温 1,必须用其他机组中排抽汽的流置，虽然抽汽能达到要求的温度，但是排 言蛊度会升高很多，不易控制。容易引发末级叶片颤振。总体经济型一般。Company Logo2.目前流行背压供热方式低压转子互换技术：为了解决排气温度高和容积流量过 小引发叶片颤振，采用供热期用专门设计的供热低压转子,供热结束后换回到纯凝低压转子。优点：在设计工况下排气温度不高，效率高，不会产生颤振。安全性高。冷源损失为零。电热比较高。缺点：投资偏大，变工况时，温度略有增加（85度左右）,有的机组，本身抽汽量达不到要求的温度天气极冷时仍 需要其它几组抽汽提温。每年需要例行更添转子一次（检 修工期每年每次约7天）。如果需要其他几组抽汽时，电热 比变差。采用溪化锂热泵技术：在二级站增加大量的溪化锂制冷机，动力来自热水，加热通往用户的热水自冷却热网的回水。使回水温度达到35度以下，利用凝汽器加热到55度，然后 利用抽汽加热到115度以上。供热网用户和溪化锂机组使用。达到冷源损失为零。4Company Logo2.目前流行背压供热方式优点：电厂内部改造工作量少，供热温差大，循坯水量可达 大大减少。供热管道不改变可以供更多的热用户。发电与 热电比最优。冷源损失为零。缺点:溪化锂制冷机量大，分散 相对寿命较短（大约15年）,2罂船谶磨机叶片拆除与重装技术：根超用户魁销库,/B荏原里 子的基础上去掉几级，计算出大致去除叶片的级数，核算 拆除后倒数第二级的叶片强匡和避开颤振区搏（不得小 于原30%的容积流量）,达到冷源损失为零的效果。夏天把 假叶根拆除，恢复原有叶片，恢复纯凝工况。优点：一次性投资费用低。缺点：每年需要拆装叶片和做动平衡2次工检修期卷（懿 12天左右）。检修费用稍高。低压缸效率偏低，变工况排 汽温度变化大，级段压差要求严格。电热比稍差。热比稍差。5Company Logo2.目前流行背压供热方式低压转子更换成光轴技术：把低压转子更换成光轴，仅仅起到与发电 机连接作用，把中压排气全部供热用户使用，对于排汽压力低的，可 以直接进入首站加热循环水，对于压力高的（大于0.25MPa）可以考虑 增加后置机，然后排汽到较低的压力（0.1 MPa左右），进入首站加热 循环水至用户。优点：安全性高，一次性投入资金最小（对于中排压力高的机组，不太 适合）检修工期短（5天），凝汽器和低压转子都不需要改动。缺点：电热比差，影响发电较多。采用3s靠背轮脱开技术：适用于新建机组，把发电机放在汽机的前部 或，低压缸与高压缸连接采用3s靠背轮（可自动连接与脱开），供热 期中压排汽全部到首站，低压缸不进汽，靠背轮脱开，纯凝方式可自 动连接。优点：调节灵活，安全性高。供热和纯凝切换时，3s靠背轮可以自行连 接和脱开，无需停机。缺点：热电比差，发电受影响较多，排汽参数偏高，改造工作大，不适合于现场改造。6Company Logo3.300MW机组循环水供热改造综合考虑，认为我们认为采用低压转子互换技术，安全性 和综合性能会更好些，为此我们较为详细的介绍此技术。所谓低压缸双背压双转子互换，即：供热期间使用动静叶片级数相对减少,效率较高的低压转子，机组高背压运行；非供热期恢复至原纯凝工况运行。如果不换转子效率下降很多，电热比差，发电量少，排气温度上升很多，叶 片容易产生颤振，影响安全。7Company Logo3.300MW机组循环水供热改造以某厂300MW机组为例进行说明：一：机组简介：改造机组型号为：NC330/260-16.7/0.8/537/537型，机组有两台 50%MCR汽动给水泵。机组最大工况为主汽量1049.3吨/小时，中排最大 抽汽400吨/小时，抽汽参数可以分别为0.9/0.8/0.65MPao在主汽量和 抽汽量不变时，分别可以发电249.7、254.1、261.0MWo二：达到的目标值为：在锅炉蒸发量为1047.3吨/小时情况弓 机组发电煤耗 降低到到140克/千瓦时以内工煤耗降低170克/千瓦哥,机组热耗达到 3750kj/kwh以下。排汽冷源损失降至为零。一台机组300MW机组供热量达到513MW以上，按每平方米 45瓦计算，供热面积可达到1140万平方米以上。满足热网要求温度的基础上，尽可能提高机组效率，燃 煤量不变时尽量多发电。三：循环水供热温度保证：极冷天气：100度T10度之间；一般冷天气：99度-93度之间；暖和天气：90度-93度之间；8Company Logo3.300MW机组循环水供热改造四：在300MW循环水供热改造中需要解决的技术内容：低压缸通流改造：转子改造或更换隔板更换或不动叶片强度计算制造导流套2套轴瓦稳定性改进，可更换成旋转式可倾瓦（我们的专利.运行中轴瓦高度可调,瓦与座之间球形接触，瓦可以左右、前后、旋转自动适应）强冷系统（防止低压外缸变形措施，外缸转子中心变化较小）（我们的专利）雾化喷水冷却系统（降低排气温度）O（以差压保护和温度保连锁保护和报警系统进入DCS系统，及相关设备与元件 护为主，和自动适应热电自动调节为辅）。连通管系统与调节阀，包含首站换热器和相应设备（含首站内的全部设备），首站已经存的可以取消此项。更换转子时，靠背轮连接问题（不得每次被孔）。9Company Logo3.300MW机组循环水供热改造热力系统改造轴加改进，防止凝结水温度高，轴封冒汽真空泵系统（由于循环水系统停用，需要接入冷却水系统）给水泵汽轮机疏水系统（建立自身和独立的冷却系统和疏水系统）汽液转换器疏水系统（回收小汽机的排气热量，建立真空）（专利）抽汽加热器疏水系统（抽汽进一步提升热网水出水温度）热网防水锤系统（双保险：竖井系统和逆止阀系统）热网补水系统自控系统（在首站内）热负荷与电负荷自动调节系统（减少误操作而设立的，自控或提醒功能）冷却系统（含凝汽器）凝汽器水室强度改造（水压提高到0.5MPa后强度不够）凝汽器管板改造伸缩节，及管板部分。（热膨胀吸收作用）凝汽器与低压缸连接伸缩节（热膨胀吸收作用）10Company Logo3.300MW机组循环水供热改造与循环水管伸缩节（热膨胀吸收作用）循环水管系统改造和极冷天气升温系统，及暖和天气的循环水短路系 统与防水锤系统。（防止水泵骤停后，水锤对系统的破坏）冷却水系统改造（含冷水器，冷油器，轴加，真空泵，强冷冷却器等 用水）备用循环式系统（紧急备用）给水泵汽轮机系统改造：包括（两套，每个给水泵汽轮机 个独立一套。禁止联络，）：排汽系统改进两套（排汽管走向改动，移到合适的位置）汽液转换器装置两套（安装两套装置，有合适的位置，可能在室外）排汽琉水系统取主系统连接水泵和连锁等两套。蒸汽调节系统（保证琉水系统的温度达到要求，同时热网水温达到技 术要求）11 Company Logo3.300MW机组循环水供热改造热水输送泵两套（控制流量达到要求温度后琉往首站加热或进入低压缸喷水）琉水泵两套（琉水至轴加前回收工质，并防止轴加冒汽，必要时主凝结水短路 轴加，）连锁保护（电泵，汽泵，真空，汽液转换器，蒸汽调节，热水输送等系统），DCS系统五：系统分析：根据电厂#8机组的供热平衡图；按照锅炉蒸发量1049.3吨/小时，抽汽 压力0.65MPa,最大抽汽400吨/小时为基础，重新计算了供热平衡图如下：从计算的平衡图中可以看出如下参数：改造后蒸发量为1049吨/小时，可以发电23万，总供热热量可达到为513MW。凝汽器排汽289.3吨/小时，放热量为：192MW。机组的排气压力为45KPa,进水55度时，出水75.7度。然后用自身抽汽，在 首站加热至98.72度，用汽量为320.8吨/小时，放热量为235MW。12Company Logo13Company Logo3.300MW机组循环水供热改造给水泵汽轮机真空为9KPa,对系统放热置86MW,需要蒸汽72.3吨/小时。中压缸排汽压力保持0.65MPa时，调节门后压力只能为0.377MPa。各个 位置用汽量为：除氧器46吨/小时；给水泵汽轮机：49.吨/小时；汽 液转换器用汽：72.吨/小时；加热器提升循环水温度321吨/小时；低压缸进气量331吨/小时。中压缸排汽量为819吨/小时。机组低压缸效率只有75%以下，此时的排气温度可达到119度，需要雾 化喷水，才能达到80度以下。循环水流量在设计工况下为10100吨/小时，此时在进水温度55度情况 下，最终出水温度可达到98.72度。当天气极冷状态时，系统可以把 循环热水在其它几组抽汽继续加热至110度（大约需要再抽汽近200 吨/小时）机组热耗为3746.91kj/kwho锅炉效率为0.92时，发电煤耗为：138.89克/千瓦时。14Company Logo隔上几我本3.300MW机组循环水供热改造子掉基 转去。格部因末成全 内。缸造安工 加 以旧定衡价 在确平，责果负结速进量全厂们计篝 我寰制、后找,据束行缸全压,证 压安加保 低的果很以 在组如是，机靛温 计证区际降 设售实行 化始提优普确力 量不准能六：技术要点和关键点:(D低压缸通流改造：可造板根结自。重温经不的 隔，装以，行降已覆制。含核组可。进水度论足 以一 校。也些分喷温理有的可其子度片厂宜部化气，和 效。扭转强叶电便流雾排明视 鲁的选压或，更通动的证重 是改造案低进更装能缸自时上须 子行改方凝要否组可压和此际必 舅新种纯需是与行蒙，实此 压子是两的们及算进的系算1为 低转子上新我以计南方计时。的有转以全，接济运冷上低温 有原压。换进片整压制论很超 原。低更改叶以，背强理率缸 果,果板果行动可同高加从效压 如板如隔如进级霜对增为级低15Company Logo3.300MW机组循环水供热改造(2)预防轴瓦位移造成瓦温高或轴瓦稳定差的问题:由于转子的轴瓦在缸上，会造成低压缸的变形和移位造成轴 瓦温度高或振动加大，轴瓦适应性和稳定性变差，为了适应 双转子互换的要求，有必要把目前的椭圆瓦更换成稳定性极 佳的比可倾瓦灵活性更高的的球型支撑可倾瓦，也能有效防 止由于供热转子变轻造成有可能出现涡动的危险。(一般可 倾瓦只能左右搬动，不能前后摆动和沿瓦块旋转，为了解决 此问题，已经设计并已经安装在机组上运行，瓦块摆动自如，稳定性良好。此瓦块已经在鲁北电厂330MW的#1和#2机组上使 用，效果良好。轴振动23-35 口叫 瓦温82-78度之间。解决了 轴瓦过份位移造成的瓦温高的问题)16Company Logo3.300MW机组循环水供热改造(3)保证双转子互换时靠背轮的螺栓对中问题：为保证双转子具有良好的互换性，靠背轮连接采取了液压 拉伸螺栓、靠背轮螺孔镶嵌内衬套、高精度钻模等工艺 措施；(4)针对排汽温度大幅提高造成低压缸中心上移问题：采取相应的强制冷却措施；凝汽器伸缩节加工技术；基础 弹簧重新调整等适应供热工况又同时适应纯凝工况的技 术措施。(5)针对排汽温度高造成凝汽器对低压缸推力过大问题：排汽温度大幅提高造成凝汽器膨胀量增大对低压缸产生附 加推、拉或扭转应力的问题，需对凝汽器支撑方式进行 重新校核计算调整；17Company Logo3.300MW机组循环水供热改造(6)针对温度高造成凝汽器铜管和壳体膨胀不一致问题：凝汽器充分考虑高背压运行工况时凝汽器管束膨胀量发 生变化时的补偿措施；采用伸缩节式管板。(7)热力系统问题：根据经验真空泵、轴加、冷却水系统出现的问题应以重视,高背压改造后凝汽器抽气设备抽气能力降低的问题采取 相应的应对措施；轴加工况的运行方式改变相应措施，循环水停用后的冷却水系统改造措施等。(8)针对低压缸温度高产生差帐变化采取的措施：确定高背压改造技术方案时，充分考虑到低压差胀变化幅 度较大，在对通流部分进行设计时和安装时，对其轴向 间隙进行重新设计和新的要求；并根据设计值实施调整 差帐报警和要求值。18Company Logo3.300MW机组循环水供热改造(9)连锁保护整定变化：背压改造后各种联锁、保护定值、监控调整参数等进行重新设计 配置。并进入DCS.(10)将凝汽器整体改造为承压式凝汽器：纯凝工况改为高背压工况运行后，原凝汽器工作温度、汽水侧压力均发生较大变化，循环水流量一般无需调整，仅仅调整 负荷就可以调整出水温度在90T 00度之间，当调整不过来或想多发 电时，可以加大水量降低水温。凝汽器需进行整体改造，使其在高 背压工况下具有良好的安全性，纯凝工况下具有更好的经济性；(11)冷却水系统改进：在采暖供热工况下，本机循环冷却水系统停运，需将临机开 式水接入本机系统或利用本机水塔水池设计新的开式水循环冷却系 统。19Company Logo3.300MW机组循环水供热改造1)2)3)4)5)6)七：风险点与对策风险点:1_高黄里运行期间，温度较高，造成汽缸变形，动静摩擦，引发振 动，瓦温图。对策：按要求加装强冷装置，尽量保证汽缸变形减少。爵赚爨虢哥赢乐防止凝汽按要求加装可旋转式可倾瓦P防止低压缸轴承支撑热膨胀不均摆动造 成轴瓦翘起或扭转，造成大轴与瓦接触面积减少工局部比压增大，瓦温升高。可旋转式可倾瓦用以自找中心和前后据摆或自身小幅度 旋转功能，适应性强。可以阵低瓦温高的几率。必须按要求调整间隙，（与常规调整略有区别，详见操作说明书）必须加装有足够容量的和雾化良好的的喷水降温系统，按要求组装防 止喷向大轴造成振动。（详见操作说明书）。严格按要求安装凝汽器与低压缸连接的推力要求和工艺，防止凝汽器 热膨胀造成对低压缸的推力过大造成振动。20Company Logoe&3。刖机组循环水供热改造风险点2供热期间汽液转换器工作不稳定，因保护较多,极易造成给水泵汽轮机背压异常而跳泵。对策：给水泵汽轮机与电泵的连锁以及汽液转换器上的 保护和连锁必须按照按照说明书或双方详细论证 后实施和安装。（非常重要）在汽液转换器上原有的保护和连锁，如果与电厂 的保护相冲突，应当认真讨论，提出对策。以丢 卒保帅为原则，不得造成保卒丢帅的情况出现。（过去曾发现过）。21Company Logo3.300MW机组循环水供热改造风险点3排气温度过高，喷水量不够或叶片产生颤振，影响安全。对策：(1)建议使用高效供热转子，降低排气温度。不建议原有 转子不做任何改动，直接提高背压使用。运行中尽量避 开小流量，高背压运行状态。(详见操作说明书)(2)即便不更换新的供热转子，在改造低压转子时，拆装 叶片计算时，叶片不宜过长，根据气动计算结果，确定 是否更换叶片(使容积流量不得落入颤振区)。(3)运行中，严格控制参数，高负荷变工况下，背压和温 度应控制在要求的范围内(详见操作说明书)。以及中 压连通阀门前后压力和温度。防止低压和中压末级叶片 的安全性。(4)设计中应留有充分的减温水量和合理的喷射角度。22Company Logo3.300MW机组循环水供热改造风险点4通流改造后的级间压差保护，以及压力真空等连锁保护发生很大的变化 和增加了不少的新保护，运行不熟练或运行操作不当，会造成机组频繁跳机,安全受到影响。对策：(D由于为了保护机组安全运行加装了更多的保护，由于运行人员不 熟悉原委，常造成操作失误，造成跳机。为此需要办学习班，组织人员学习 机组的操作要领(尤其是事故预想,如何根据热负荷调节供热负荷，又能多 发电，有不超过极限保护(多发电，效益好，但是容易超限。)(2)初期、末期因热负荷相对较小，如何带更多负荷，变工况运 行容易造成温度提高，如果防止温度高的方法，需要培训和学习。当回水温 度过高时，由于背压容易超限，如何调整抽气等。(3)循环水回水温度高时，应减少其他机组的抽汽量，尽采用 本机组供热，尽量减少操作，循环水的波动容易引起真空或差压保护动作。(详细操作与注意事项见操作说明书)(4)运行中出现异常时(主要保护增加有：3抽与4抽压差大；中排温度高；中排门后与背压差压大；背压温度高；背压太低等保护)，需 要操作的手段很多，各个操作又互相影响，应当全面阅读和熟练掌握操作说23 Company Logo3.300MW机组循环水供热改造风险点5供热机组运行时；造成供热中断。对策：设计热网时应充分考虑到备用容量 问题，万一机组跳闸，应从热网系统结构上，应 能利用#7机组和#9、10#机组的抽汽，进行补偿,至少补偿60%以上。也就是可供500吨以上的抽汽 的备用能力（由设计院或电厂通盘考虑）。八：投资成本估算：（见下表）单位：万元24Company Logo300MW机组循环水供热改造序号需要解决的问题和改造南原国投资改造的主要内容和措施元）1为满足冬季供热参数要求，又要保 证夏天纯凝方式运行经济性不下降，必须对转子改造改为供热转子。同 时夏天更换成原有的转子。把原来的纯凝转子改造为供热转子，改造内容包括动叶片改造、动平衡、隔板调整等（不含新转子更换费用）430新购低压纯凝转子（含螺栓更换），或者制造一根供热转子，旧转子不 动。（供热转子可能稍贵些，但是 旧转子不改造，总价格差不多。由 电厂选择）24002供热后，末级涡流过大，尤其是变 工况下，容易产生倒流，损伤叶片。增加导流套4件（2套），防止汽流 扩张太大，造成涡流和回流损伤叶 片（尤其是喷水雾化的倒流）193供热转子改造后转子变轻，导致轴 瓦稳定性变差。容易造成阵发性涡 动。或比压上升，造成温度升高。更换2套可旋转式可倾瓦，转子恢复 时，仍用此可倾瓦，增加稳定性（内径400mm）测点和油管，瓦盖用 原来的。754供热期间低压外缸温度约100度，上 抬过度造成动静摩擦造成振动。在低压外缸内侧加装，强制冷却系 统（含管道、泵、冷却器、阀门等）7025Company Logo300MW机组循环水供热改造5供热期间，低压缸温度理论值超 过该压力下的饱和温度处于 过热状态，需要降温到饱和 状态。增加约*吨喷水雾化能力的喷水 雾化系统。186供热期间低压外缸和凝汽器温度 高，膨胀较大，需要降低凝 汽器与低压缸连接处的应力，防止缸变形，引发动静摩擦。增加凝汽器与低压缸之间伸缩节,按新要求重新调整底部弹簧 压缩量。97防止凝汽器管束胀口开裂，应当 减小胀口应力。增加管板与凝汽器本体伸缩节500-950万（根据铜 价和不锈 钢价格波 动很大）8铜管置换不锈管，价格便宜更换铜管为不锈钢管暂按800万计 算26Company Logo300MW机组循环水供热改造9防止凝汽器变工况时对低压缸的 推力变化过大重新调整伸缩节10凝汽器水室耐压不够，需要加强加强水室强度11隔离去冷却塔的循环水增加4个临时短接堵板，夏天时 拆除。2013热水管与热网连接凝汽器进出口接口以外的所有热 水管线按1200mm直径计算，长度 米计算，包括管道，大小全部阀门费用，伸缩节，保温，弯头，支架，吊架，施工费，材料费等；不含调 节进水与旁路调节阀门的调 节与热控保护费用。未知（与管 道长度有 关平均每 米12000 元）暂定800万27Company Logo300MW机组循环水供热改造18系统设计设计费20019项目可研委托可研报告2520热工保护连锁等热工自动保护12021监造监造费2522调研前期调研出差，资料收集等523改造效果验证国家标准验收试验费用2524施工，拆除，土建与改造后实施改造大修施工费用（含供热改造）含保温即改造的中的材料等12028Company Logo1E25不可预见费和其它小系统改进调整项目或现场临时增加工作量 较多。55026给水泵汽轮机排汽汽液转换器设备与电器安装、土 建145027给水泵汽轮机排汽管约400米计算（各用200米）至场 外40028总体技术指导咨询费37029调试费40合计（不含首站费用）833129Company Logo3.300MW机组循环水供热改造九：效益分析：经济效益测算依据(也可以根据电厂要求的比较方法 计算经济效益)#8机组改造后，除了正常的供电收益外，还增加了供热收益，鉴于该机组效益较好，尽量运行此 机组。以下收益分析基于的条件如下：(1)供热期最大负荷的负荷率，按#8机组满负荷运行再 力口200吨其他机组的抽汽工况计算(即增加130MW热量)。即：极限供热工况出力640MW为基准。(2)平均负荷按本机组的设计负荷计算。即：一 般季节按513MW热量计算(3)暖和季节按最大负荷的66%计算；暖和季节按 425MW热量计算。30Company Logo3.300MW机组循环水供热改造(4)锅炉极限出力1047.3吨/小时，厂用电 率9%,锅炉效率92%,标煤价900元/吨，上网电 价0.47元/kWh,供热价格为42元/吉焦，(5)冬季供热4个月，最大供热、平均供热 及最小供热时间分配比例为1：5:2。(供热期间各 个季节占整个供热期的比例：最冷季节12.5%；-般季节62.5%；暖和季节25%)(6)待签定合同后再按电厂要求的计算方 法详细计算或按上述方法计算。暂按平均负荷的 90%,计算效益，根据经验误差很小。31Company Logo供热项目与参数符号或单位平均供热工况纯凝工况下（设计 值*1.035）工作小时数hh28802880锅炉最大进汽量t/h1047.31047.3锅炉吸热量MWMW753.34753.34循环水凝汽器入口温度5515循环水凝汽器出口温度98.7225循环水量t/ht/h10100每小时放热量MWMW513.455814各种损失热量MW（估计额 定功率的3.44%,包括散 热、汽机机械损失、电机 损失等）MW9.4300MW机组循环水供热改造供热期总供热量GJGJ5323509.8790发电机端功率MWMW230.42327.07厂用电0.090.065供电功率MWMW209.6822305.8供热期总上网电量亿kWhkwh6.038847368.807热耗 kJ/kW.hkj/kwh3746.98260炉效率%0.920.92发电煤耗g/kwh138.9895618306供电煤耗g/kW.hg/kwh152.735782232733Company Logo300MW机组循环水供热改造上网电价元0.470.47供热价元4242标煤价元900900供电收入亿元亿元2.8382582594.139供热收入亿元亿元2.2358741490锅炉放热量MWMW753.34753.34燃煤热量MWMW818.8478261818.84总收入亿元亿元5.0741324084.139耗煤量万吨万吨28.9728.97煤炭支出成本 亿兀亿元2.6072.607昌收入与总支出的差值亿 元亿元2.4671324081.5334Company Logo3.300MW机组循环水供热改造按平均负荷的90%计算，改造后总收入与总支出差 值2.467132*0.9=2.22亿。改造前总收入与总支出差值1.53*0.9=1.377亿1、经济效益核算：改造方案设备总投资：8341万元。2、投资回收期按照#8机改造工程总投资8331万元计算，运行 一个供热期，在燃煤量不变的情况下，总收入多出2.22042-1.377=0.8434亿元，如果不考虑其他费用，1个供 热期即可回收全部费用。计算考虑到其他折旧、运行费用、税费、贷款利息等扣除后，按现金流计算如下：（计算基 础燃煤量不变）如下表：35Company Logo300MW机组循环水供热改造项目名称供热季备注一：供热改造前纯凝发电的总收入4.139汽机吸热量相同753.34MW1、供热改造前供热收入02、供热改造前发电收入（亿）4.139发电收入二、供热改造后总收入5.07汽机吸热量相同1、供热改造后供热收入2.24供热收入2、供热改造后发电收入2.84发电收入二、改造前后的收入差（亿）0.9315.07-4.139=0.931改造前后毛利润（考虑达热负荷的不均匀 性后乘0.9的系数）83800.931X0.9=0.83836 Company Logo300MW机组循环水供热改造三、供热较纯凝增加成本1337全年增加的成本1、水费90补水花费（估算）2、折旧费3000.035折旧4、检修费2000.025提取5、财务费用（一年贷款利息9%）7500.09利息支付四、利润总额70438380-1337=7043五、所得税1760.7525%所得税六、净利润（现金流）5282.257043-1760.755282.2537Company Logo3.300MW机组循环水供热改造：回收年限：8341/5282.25=1.58年38Company Logo3.300MW机组循环水供热改造十社会环境效益：(1)#8机高背压改造后，比改造前新增供热量 513MWo按照单位热耗设计值50瓦/平方米估算，#8机组改造完成后供暖面积可新增加1140万平方 米。(2)项目每个供热季可节约标煤至少 130000吨，对应可减排二氧化碳约45万吨，减排 二氧化硫约3000吨。因此，该项目实施后具有极高的经济、社会、环境效益，具有良好的示范作用和广泛的推广价 值。39Company Logo3.300MW机组循环水供热改造每年实现利润总-每年减少S02额8434万元，净利润5282万 元。静态投资回 收期L58年。供暖面积实际 万平米。排放3000吨，减少NO化物排 放1100吨，减 排黑约45万40Company Logo3.300MW机组循环水供热改造为了更好的顺利的实施该项目，我们山东火力 发电节能技术研究中心的全体员工，愿为电厂的节能工作 竭诚服务，服务方式：(1)承包全部项目(交钥匙工程)(2)承包部分项目(我们专有的专利部分或电厂认为其他单 位不熟悉的项目)(3)仅仅进行技术指导、调试等(部分项目要收取专利费用)。(4)我们的协作单位是：生建电机厂，该厂已经能批量生产 130-600MW的汽轮机和发电机，有较强的设计和加工能力，能全速做85吨以下的汽轮机转子的动平衡，另外我们自身也具有汽轮机气动通流计算和设计能力、强度计算能力以及汽轮机变工况的计算能力。41Company Logo4.135MW机组循环水供热改造过程135MW机组在实施过程中的情况（摘自电厂总结报告）42Company Logo联轴器连接技术对联轴器连接技术深入研究，实现了同一台机组 两套低压转子之间的互换。转子实现完全互换的关键在于保证联轴器销孔中心的一 致性。联轴器若每次安装时均进行联轴器较孔，转子的安全 可靠性将逐渐降低。为避免重复较孔工作，实现两套低压转 子之间的互换，十里泉发电厂技术人员经过多次探讨，提出 并采取了以下两种手段：一是采用高精度数控像铳床精确测 量原低压转子两端联轴器销孔的坐标，利用高精度钻模及工 装板结合的创新工艺，确保了新、旧联轴器销孔中心的一致 性。二是采用液压拉伸螺栓，一次性满足销孔和螺栓间隙的 要求。同时增加了联轴器端面之间的摩擦力，从而提高了联 轴器之间传递扭矩的能力。43Company Logo低压缸通流改造为实现汽轮机高背压工况运行安全，对低压通流部件进行重新设 计和改造。因供热工况排汽背压和温度的提高，将使低压汽缸、转子等部件的膨胀 量及膨胀应力发生较大变化，因此，对上述部件的机械强度、膨胀应力极限、膨胀量等指标进行校核计算，并根据计算结果采取必要的改进和补强措施。(1)新低压转子为整锻无中心孔转子，通流级数为2X4级。(2)优化动叶片叶型设计。采用目前较为先进的三维扭叶片，动叶片自带 内斜外平围带，构成高效光滑子午面流道，减少了动叶损失。在防水蚀措施 方面，末级叶片采用了综合性能更为优良的马氏体沉淀强化不锈钢材料和提 高末级根部反动度两项措施，更好的防止了低负荷时动叶根部出汽边水蚀现象的发生。(3)优化隔板包括隔板汽封、围带汽封设计。低压隔板全部采用焊接钢隔 板，静叶全部采用弯扭叶型，静叶出汽边修薄到0.38mm,低压隔板、轴端采 用直平齿汽封，叶顶采用梳齿汽封。最后两级隔板采用平滑过渡的导流环代替，做功后的蒸汽通过排汽导流环进入凝汽器。44Company Logo45Company Logo凝汽器的改造6.3为实现凝汽器高背压工况运行安全，对凝 汽器改造为耐高温承压式加强型凝汽器。凝汽器冷却管束、管板、支撑板及水室重新进行了设计，为适应高背 压运行时壳体高温引起的热膨胀，在后水室侧壳体上焊接波纹膨胀节。(1)壳体内部由中间管板支撑加强，管束为三角形排列，由上下两部分 组成，共有16732根冷却管。(2)为防止后水室重量影响壳体膨胀节，在后水室下部设有一个滑动支 座，滑动面采用PTFE板，用于支承后水室重量，吸收轴向热膨胀。(3)凝汽器喉部与汽轮机排汽口采用焊接连接方式，下部弹簧支撑，安 装时凝汽器重量由弹簧承受，运行时凝汽器热膨胀由弹簧补偿。改造后凝 汽器重量减少253下部垫块进行了修配，减薄5.5mm。通过改造，使凝汽器在高背压工况下具有良好的安全性，纯凝工况下 具有更好的经济性。46Company Logo配合凝汽器改造施工47Company Logo冷却系统的改造解决情况：根据现场的实际情况，安装了两路冷却水源:第一路冷却水源来自#6、7机组循环水泵出口母管，经过冷却水泵升压后送至所需设备，然后借助#5水 塔进水管通过分流阀门排至#6、7机组循环水泵前 池；第二路冷却水源来自#5机组循环水泵入口前池，经过升压后进入发电机空冷器、冷油器等设备。冷 水塔回水管在储水池内开孔，回水均排至冷水塔贮 水池，直接在贮水池中进行混合冷却。两路水源可 相互切换。48Company Logo49Company Logo轴封冒汽解决方案k凝结水温度高如何建立轴封加热器负压,保证轴封回汽正常？解决情况：为防止该问题的 发生，在轴加进水管上加 装一台冷却器，将通过轴 加的凝结水温度由80降 至40左右（大部分水短 路轴加，小部分被加热，以提高系统效率）,从而 保证轴加对轴封汽的正常 冷却，避免了轴封回汽不50Company Logo轴封冒汽解决方案凝结水温度高如何建立轴封加热器负压，保证轴封回汽正常?#5机高背压设备冷却水回水母管#5机轴加凝结水冷 却器冷却水回水门#5机轴加凝结水冷却器 冷却水进水门#5机高背压设备冷却水进水母管机加结冷器 舫轴凝水却却器凝结水进水门XH-M#5机轴加凝结水冷 却器凝结水出水门粗体部分为新增设备和管道凝结水来水X#5机轴加凝结水冷 却器凝结水旁路门#5机轴加#5机轴加凝 结水出水51Company Logo低压缸膨胀处理方法排汽温度升高如何应对低压缸膨胀问题?jl解决情况：7.3.1在供热工况运行时，排汽温度较高，低压转子 轴向膨胀增大，设计时增大低压通流部分动静间隙，避免动 静碰磨，保证低压转子安全运行。7.3.2低压缸排汽温度100时，为防止低压缸对其 前、后轴承箱的热辐射，采取遮挡措施。7.3.3增加一路后缸喷水系统，并通过运行调整，确保了低压缸安全。机组运行近三个月以来，低压缸排汽温度一般在70-80,低压缸水平中心抬高量小于0.30mm,机组运行安全可靠。52Company Logo实施过程目 项拆除纯凝工况旧转子53Company Logo54MB实施过程改造后的实际操作系统图因 0 供热首站总貌甲加到s 乙加方F 检片机-48 02Pts.7、热乙小机FJ汽加拱曼J|隼 so1 图-5Q1 88rIJ2K 15 e 012 rm0 93*107 70TC，厂供热甲输汽、鼠加热器 J79 84 t/hk寓。06*78.8 r79 51 58 Ka90.90 r92 6 T/k产89 80 r0 40 Ka338 V.中机早供热、k 加效群 A478 48 e69 70 C I 112 20r 隼 9164、_ 2*.0 63 IF、159 mm70 20 r017 IFa248 10 V245 70 V0 18 EPa253 00C 矶 V0 10 s*a T ittTL I0 00 1475;m 0 00供曲中汽动触环月供执乙汽动循环a-3供热乙电动施球且叱A A_)671 8g1215 384、70 20 r55 70 r19 60-I 3 65机乙供热 k I质热40 05 HF a79 1 AAocpm19冈100 M70 27T/k0 64 IFa225 76 9100、曼,2低加出口0 01*102 r0 21*69 80 V妁网供水流量 热两回东流量 热网供求压力 热网回东压力 热网供水田度 物网回水品度6776 566847 381 510 2982 70m3mm3阳MPaMPaV55 93X7公汽改力 击汽优度 冷汽流星0 43 MPa336 50 V47 4 Vh228.94*69 70 r221 OOEPa0 29 KFa55 93 X76710 90t/k55 70 P-66 1 ETa便乙反并帙it速港0 0 T/h 040o oo r1877 rm 44 03 A0 0 T/k甲反冲佚社修格81 76 i6844 2 k升水流量赛计14031g61 T井尔沛屋RH 83 78 T/h0 27*蟀*回本 0 0 oooT/k ro oo r4Companytbb改造后达到的主要技术指标项目实施后，在供热工况运 行时，冷水塔及机组循环水 泵退出运行，由热网循环泵 建立起新的“热-水”交换 系统，机组的冷源损失降为 零，机组循环热效率为改造前 改造后96.67%o由机组考核性热力试验结果 可知，机组发电热耗降至 3723.8kJ/kW-h,较改造前 热耗8394.79kJ/kWh降低 T4670.99kJ/kW ho#5机发电热耗56 Company Logo改造后达到的主要技术指标在高背压供热工况运行时，对应发 电煤耗约为139g/kWh,较改造前 机组发电煤耗330g/kWh降低了 191g/kW-ho与改造前纯凝工况相 比，每个供热季理论计算可节约标 煤48659.16吨。综合全年供热、纯 凝工况下加权平均发电煤耗为266.3g/kWh,优于1000MW超超临 界机组(272.9g/kW-h)的发电 煤耗。350 r.改造前改造后删雕煤耗57Company Logo改造后达到的主要技术指标1000#5机组改造后从2011年11 月20日开始正式供热，截 至2012年2月13日供热量为123.55万吉焦，日均供热80080供热能力（万平米）量为1.45万吉焦。按供热时 间110天计算，#5机整个供 热期的总供热量为159.9万 吉焦，折合新增供热面积 399.75万平方米。400改造前改造后58Company Logo项目经济效益分析每年实现利润总经额3783.91万元,净利润283793万元。静态投资 回收期L88年。供暖面积实际可增力口399.75万平米。y每年减少S02 排放1877.41 吨，减少NO化 物排放593.3吨，减排C02 约21.95万吨。59Company Logo项目推广前景此项目在国内中型机组的供热改造方面获得了新的技术突破，树立了全国机组 煤耗