某电厂一、二期机组热网循环泵改造项目可行性研究报告2012年7月天津刘泽源批准：审核：校核：编写：目录1 概况1.1 项目概况1.2 设计依据1.3 主要研究内容1.4 主要设计原则2 电厂概况2.1 电厂规模2.2 厂址地理位置及自然条件3 主机设备技术规范3.1供热改造前的汽轮机技术规范3.2供热改造后的汽轮机技术规范4 原供热系统4.1供热方案4.2 热网首站热力系统及辅助设备5 项目提出的背景、必要性和现状5.1项目提出的背景5.2改造的必要性5.3 国内改造现状6 热网循环泵电泵改汽泵方案6.1 可选的改造方案6.2 改造项目的系统设置6.3改造项目的设备及管道布置6.4主要设备技术参数7 改造项目综合经济性分析7.1节能计算7.2投资估算表及设备、材料明细表7.3投资回收期计算8 结论及建议9 附图1概况1.1 项目概况本项目是华电能源某电厂一、二期机组热网循环泵电泵改汽泵项目。
1.2 设计依据1.2.1 华电能源某电厂一、二期机组供热改造工程可行性研究报告。
1.2.2华电能源某电厂技术标准《供热首站系统图册》（Q/104-104.48-2009）。
1.2.3业主提供的热网改造后的热平衡图。
1.2.4 业主提供的其它相关资料。
1.2.5电力规划设计总院编制的《火电送电变电工程限额设计参考造价指标》(2010年水平)。
1.2.6《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011。
1.2.7《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DL/T5375-2008。
1.2.8《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054-1996。
1.3 主要研究内容本报告是对华电能源某电厂一、二期机组热网循环泵由电泵改为汽泵的可行性进行研究。
本报告将结合国内改造项目现状，提出本工程切实可行的改造方案，并将重点研究小汽机驱动蒸汽系统、乏汽疏水系统以及改造方案的节能计算方法。
1.4 主要设计原则1.4.1 根据业主要求，本次改造项目将只对五台电动热网循环泵其中的两台进行汽泵改造。
1.4.2 贯彻“安全可靠、符合国情、先进适用”的电力建设方针，优化设计方案。
1.4.3 充分利用机组现有系统和布置现状，统筹规划，采取可行的、最佳改造方案，力求总体设计合理，并降低对机组的影响。
2 电厂概况2.1 电厂规模某电厂已建两期工程，一期工程2×200MW凝汽式汽轮发电机组，分别于1986年和1987年投产；二期工程建2×600MW引进型国产亚临界机组，分别于1996年和1999年投产。
一、二期工程装机容量为1600MW。
本电厂并与2009年实施了供热改造。
2.2 厂址地理位置及自然条件2.2.2气象资料电厂厂址所处地区属寒温带大陆性季风气候区，春季干旱少雨，多大风；夏季短促而湿热，一年中的大部分降水集中在夏季；秋季降温急骤，常有冻害发生；冬季漫长，严寒干燥。
根据呼兰气象站1955年～2004年（1995年～1999年除外）的45年实测资料统计各气候特征值如下：累年最长一次大风持续时间10 h（1976年）累年最长沙尘暴持续时间10 h （1955年、1956年、1971年、1976年）累年最大降水量762.8mm累年最小降水量300.3mm累年一日最大降水量132.2mm（1960年）累年一小时最大降水量44.1mm （1993年）累年十分钟最大降水量27.2mm（1978年）累年最长连续降雨日数15天（1976年7月7日~7月21日）最大一次降雨量及历时200.3mm（历时4天，1961年8月1日~8月4日）累年平均结冰日数212d累年最多结冰日数233d累年最少结冰日数187d累年平均日照时数2661.6h累年平均日照时数百分率60％极端最高气温38.7℃极端最低气温-39.3℃最大冻土深度197cm最早结冰时间9月20日，最晚结冰时间10月16日，最早解冰时间4月11日，最晚解冰时间5月24日。
2.2.3地震烈度厂址区地震活动微弱，据《中国地震动参数区划图》，场地地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度。
根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），厂址工程建设场地为建筑抗震一般地段，场地土为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。
厂址区冻土最大冻深为2.20m。
3 主机设备技术规范3.1供热改造前的汽轮机技术规范3.1.1 1、2号汽轮机主要技术规范1、2号汽轮机为哈汽生产的N200-130/535/535型超高压一次中间再热，三缸三排汽、凝汽式汽轮机，主要参数如下表：200MW机组汽轮机参数表3、4号机组为哈汽生产的N600-16.7/537/537-Ⅰ型，是一台亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽反动式汽轮机，参数如下：额定功率：600MW主汽阀前额定压力：16．7MPa主汽阀前额定温度：537℃额定功率主蒸汽流量：1783t／h额定背压（平均背压）： 4.9KPa冷却水温：20℃最终给水温度：272．6℃再热阀前额定温度：537℃额定功率再热蒸汽流量：1476t／h给水回热加热器数：8级主汽阀前蒸汽最大允许压力：17．5KPa超压5％时最大蒸汽流量：1990t／h最大计算功率：654MW最高冷却水温：33℃工作转速：3000r／min旋转方向（从汽轮机向发电机看）：顺时针通流部分级数：57高压转子临界转速：2057r／min 中压转子临界转速：1976r／min 低压＃1转子临界转速：1702r／min 低压＃2转子临界转速：1764r／min 末级叶片高度：1000mm汽轮机总长：31822.4mm 汽轮机本体总重：～1270t3.2供热改造后的汽轮机技术规范3.2.1 200MW机组改造后参数功率203.222MW新汽额定参数:压力12.749MPa温度535℃新汽额定流量670t/h再热蒸汽额定参数:压力 2.368MPa温度535℃供热抽汽压力0.25MPa供热抽汽温度242.5℃额定抽汽量 125 t/h最大抽汽量150t/h冷却水设计温度20℃3.2.2 600MW机组改造后参数功率401.064MW新汽额定参数:压力16.67MPa温度537℃新汽额定流量1783t/h再热蒸汽额定参数:压力 3.19MPa温度537℃供热抽汽压力0.7845MPa供热抽汽温度338.6℃额定抽汽量600t/h最大抽汽量900t/h冷却水设计温度20℃4 原供热系统4.1供热方案4.1.1机组供热改造方案哈尔滨第三发电有限责任公司通过对一、二期工程4台机组改造后可承担2535万㎡的供热面积。
（1）200MW机组供热改造方案在连通管上进行打孔抽汽，200MW汽轮机的连通管的分缸压力为0.25MPa，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.25MPa左右，温度238℃，为保证机组的安全性，抽汽压力不能太高。
单台200MW机组连通管最大抽汽量为150t/h。
改造时需更换连通管，新设计的两根连通管之间用一联络管连接，并在一侧加一抽汽管道，在抽汽管道上分别装上安全阀、逆止阀、快关阀，在连通管抽汽口后加装蝶阀（两根连通管各一），蝶阀由油动机根据抽汽压力信号进行调节。
（2）600MW机组改造方案600MW汽轮机额定进汽量为1828t/h，最大进汽量为2008t/h，中低压联通管分缸压力为0.8MPa左右。
在连通管上进行打孔抽汽，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.8MPa左右，温度345℃，抽汽压力可调整在0.8－1.0MPa。
单台机组额定抽汽量为600t/h，最大抽汽量达900t/h。
两台机组同时供热最大可抽出1800t/h蒸汽用于供热。
改造时将连通管进行改造，将左右两根连通管之间用一联络管连接，并在一侧加一抽汽管道，在抽汽管道上分别装上安全阀、逆止阀、快关阀，在连通管抽汽口后加装蝶阀（两根连通管各一）。
4.1.2 供热系统方案哈尔滨第三发电有限责任公司供热改造工程的采暖供热系统采用“三环制”间接连接方案，汽-水换热器设在厂区的热网首站内。
采暖热水网由一级网和二级网两部分组成，一级网为高温水系统，二级网为低温水系统。
两部分管网通过在厂外的各个热力站连接起来，采暖热水网主干由电厂内引出，接至供热区域内各个配热站（供水温度140℃，回水温度70℃），利用配热站中的水水换热器加热二级热水网，二级热水网与各热用户相连。
采暖供热系统简图如下图：4.24.2.1热网加热蒸汽系统哈尔滨第三发电有限责任公司供热改造后＃1、2、3、4号机组在采暖期抽出2100t/h蒸汽可满足2535万㎡采暖热负荷的需要。
采暖热负荷：采暖面积为2535万㎡。
采暖期为：179天，采暖日期平均气温-9.5℃。
采暖综合热指标：54W/㎡采暖设计最大热负荷：4932GJ/h热网加热蒸汽对每台机组采用单元制。
（1）1、2号机组加热器蒸汽系统1、2号机组共承担355万㎡的供热面积。
1、2号机组采暖蒸汽来自汽轮机中低压缸导汽管。
每台机组设2台基本热网加热器。
两台机组共设4台基本热网加热器。
每台基本热网加热器加热面积约860㎡，不设备用。
正常运行时，两台机组可满足严寒期355万㎡的供热需求。
如果一台机组停运，另一台机组与3、4号机组同时供热最大可以满足90%以上供热负荷的需求。
热网加热器均为卧式。
任何一台热网加热器停止运行时，其余热网加热器能满足75%以上的热负荷的需要。
两台机采暖蒸汽管道由A排出汽机房，沿厂区管架送至热网首站。
（2）3、4号机组加热器蒸汽系统3、4号机组共承担2180万㎡的供热面积。
3、4号机组采暖蒸汽来自汽轮机中低压缸导汽管。
每台机组的热网加热蒸汽系统采用单元制运行方式。
每台机组在首站内设置4台热网加热器。
每台热网加热器加热面积约1150㎡，不设备用。
正常运行时，两台机组可满足严寒期2180万㎡的供热需求。
如果一台机组停运，另一台机组加上两台200MW机组，供热能力可以满足57%供热负荷的需求。
热网加热器均为卧式。
任何一台热网加热器停止运行时，其余热网加热器能满足75%以上热负荷的需要。
两台机采暖蒸汽管道由A排出汽机房，沿厂区管架送至热网首站。
4.2.2 热网循环水系统热网循环水系统采用母管制。
在最大采暖热负荷，即采暖面积为2535万㎡时，热网循环水量约17000t/h。
由于外网的设计尚未完成，热网水泵的数量按5台20%容量来考虑，最大热负荷时5台运行，无备用。
单台热网循环泵流量G=4200t/h，扬程H=129mH2O。
4.2.3 热网疏水系统（1）1、2号机组热网疏水系统热网疏水系统采用单元制。
每台机组热网加热器用2台100%容量的热网疏水泵。
在冬季最大热负荷时，1台泵运行，1台备用。
热网加热器疏水通过疏水泵送至主机凝结水系统的五号低加入口。