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1、 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.
2、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191 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 5
3、0660-2011。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
4、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2200MW凝汽式汽轮发电机组，分别于1986年和1987年投产；二期工程建2600MW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
5、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 233
6、d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
7、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 项 目单 位额 定 工 况最 大 工 况主蒸汽压力MPa12.7512.75主蒸汽流量t/h610670主蒸汽温度535535出力MW201.964217.797背压MPa0.00550.0059冷却水温度2020给水温度245.8251.4热耗KJ/kwh（kcal/kwh）8444.76(2016.9)8474.49(2024)3.1.2 3、4号汽轮机主要技术规范3、4号机组为哈汽生产的N
8、600-16.7/537/537-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： 167MPa主汽阀前额定温度： 537额定功率主蒸汽流量： 1783th额定背压（平均背压）： 4.9KPa冷却水温： 20最终给水温度： 2726再热阀前额定温度： 537额定功率再热蒸汽流量： 1476th给水回热加热器数： 8级主汽阀前蒸汽最大允许压力： 175KPa超压5时最大蒸汽流量： 1990th最大计算功率： 654MW最高冷却水温： 33工作转速： 3000rmin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
9、转子临界转速： 2057rmin中压转子临界转速： 1976rmin低压1转子临界转速： 1702rmin低压2转子临界转速： 1764rmin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 203.2.2 600MW机组
10、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 204 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
