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1、山东火力发电节能技术研究中心宋涛 主任 教授联系电话2012年4月300MW机组循环水供热改造简介1.问题的提出问题的提出目前电力系统的节能降耗是我国的节能减排的重目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要组成部分; ;为了加快节能步伐为了加快节能步伐, ,热电联产是节能的重热电联产是节能的重要途径之一要途径之一, ,热电联产又一背压供热节能效果最为显热电联产又一背压供热节能效果最为显著著. .目前小机组纯凝改背压的实例很多目前小机组纯凝改背压的实例很多, ,目前改造成功目前改造成功最大机组为最大机组为140MW140MW机组，供电煤耗都在机组，供电煤耗都在140140克以下。对克
2、以下。对于于300MW300MW的机组主要是给水泵运行方式没有很好的运的机组主要是给水泵运行方式没有很好的运行方式，所以限制了行方式，所以限制了300MW300MW机组的背压改造的步伐。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，所以目前这一问题已经得到了很好的解决办法，所以300MW300MW机组的背压改造已经提到议事日程。机组的背压改造已经提到议事日程。. . 2. 2. 目前流行背压供热方式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
3、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90-110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：把背压提到28KPa以下，转子不改造，排气温度不超过67度，然后利用自身抽汽把循环热水出水加热到70度左右，然后利用其他几组抽气加热到要求的温度（根据平衡图计算）。优点：改造工作量小，费用低，可以达到冷源损失为零。电热比较高（发电量与锅炉吸热量的比值，对于冷源损失为零的机组，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
4、的温度，必须用其他机组中排抽汽的流量，虽然抽汽能达到要求的温度，但是排气温度会升高很多，不易控制。容易引发末级叶片颤振。总体经济型一般。2 2. . 目前流行背压供热方式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。每年需要例行更换转子一次（检修工期每年每次约7天）。如果需要其他
5、几组抽汽时，电热比变差。采用溴化锂热泵技术：在二级站增加大量的溴化锂制冷机，动力来自热水，加热通往用户的热水，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。供热网用户和溴化锂机组使用。达到冷源损失为零。2 2. . 目前流行背压供热方式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，循环水量可以大大减少。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：溴化锂制冷机量大，分散。投资巨大。溴化锂制冷机相对寿命较短（大约15年），8年后维护工作量较大。叶片拆除与重装技术：根据用户要求的背压，把在原有转子的基础上去
6、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度，和避开颤振区域（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，检修期稍长（每次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。2. 2. 目前流行背压供热方式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
7、后置机，然后排汽到较低的压力（0.1MPa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，影响发电量较多。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，发电量受影响较多，排汽参数偏高，改造工作量大，不适合于现场改造。3. 300MW机
8、组循环水供热改造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。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。3. 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
9、汽参数可以分别为0.9/0.8/0.65MPa。在主汽量和抽汽量不变时，分别可以发电249.7、254.1、261.0MW。二：达到的目标值为：在锅炉蒸发量为1047.3吨/小时情况下，机组发电煤耗降低到到140克/千瓦时以内，煤耗降低170克/千瓦时，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-110度之间；一般冷天气：99度-93度之间；暖和天气：90度-9
10、3度之间；3. 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）连锁保护和报警系统进入DCS系统，及相关设备与元件。（以差压保护和温度保护为主，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
11、时，靠背轮连接问题（不得每次铰孔）。3. 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
12、作用）凝汽器与低压缸连接伸缩节（热膨胀吸收作用）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）排汽疏水系统取主系统连接水泵和连锁等两套。蒸汽调节系统（保证疏水系统的温度达到要求，同时热网水温达到技术要求）3.300MW机组
13、循环水供热改造3.300MW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疏往首站加热或进入低压缸喷水）疏水泵两套（疏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
14、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。3. 300MW机组循环水供热改造3. 300MW机组循环水供热改造给水泵汽轮机真空为9KPa,对系统放热量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
15、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/kwh。锅炉效率为0.92时，发电煤耗为：138.89克/千瓦时。3. 300MW机组循环水供热改造v六：技术要点和关键点：（1）低压缸通流改造：v如果原有的低压转子是低效的；可以加工一套新低压转子（含隔板）。原有转子进行改造。v如果低压转子是新改造的，可以制造一套全新的高效供热转子（含隔板）。以上两种方案选择其一。
16、v如果更换全新的纯凝低压转子（含隔板），我们可负责在旧转子上进行改进，我们需要进行强度校核，根据气动计算结果确定去掉几级动叶片，以及是否更换叶片。组装结束后进行全速动平衡。（我们可以承接计算与组装，电厂也可以自行找制造厂进行，价格基本相同，在济南进行可能更便宜些。）。v对高背压运行的低压缸通流部分进行重新优化设计：在低压缸内部增加强制冷却系统和自动雾化喷水降温系统，保证机组的安全。因为从理论上计算，此时的排气温度已经不在湿气区，如果低压缸末级效率很低时（实际上证明，理论算不准确，实际就是很低）造成低压缸超温。为此必须重视和有足够的能力进行降温，以保证安全。 3. 300MW机组循环水供热改造（
17、2）预防轴瓦位移造成瓦温高或轴瓦稳定差的问题：）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23-35m，瓦温82-78度之间。解决了轴瓦过份位移造成的瓦
18、温高的问题）3. 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；3. 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
19、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。3. 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
20、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90-100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。3. 300MW机组循环水供热改造七：风险点与对策风险点：1高背压运行期间，温度较高，造成汽缸变形，
21、动静摩擦，引发振动，瓦温高。对策：1)按要求加装强冷装置，尽量保证汽缸变形减少。2）加装凝汽器与低压缸之间符合要求的伸缩节（需要改进），防止凝汽器对汽缸造成额外推力或扭矩（详细要求：见操作说明书）3）按要求加装可旋转式可倾瓦，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，局部比压增大，瓦温升高。可旋转式可倾瓦可以自找中心和前后摇摆或自身小幅度旋转功能，适应性强。可以降低瓦温高的几率。4）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）5）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）。6）严格按要求安
22、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。3. 300MW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）。3. 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
23、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。3. 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
24、操作不当，会造成机组频繁跳机，安全受到影响。对策：（1）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，尽量采用本机组供热，尽量减少操作，循环水量的波动容易引起真空或差压保护动作。（详细
25、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明中的内容。3. 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3. 300MW机组循环水供热改造序号序号需要
26、解决的问题和改造的原因需要解决的问题和改造的原因投资改造的主要内容和措施投资改造的主要内容和措施估算价格（万估算价格（万元）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
27、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）703. 300MW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
28、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3. 300MW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
29、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800万3. 300MW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1203. 300MW机组循环水供热改造25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
30、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）83313. 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机组满负荷运行再加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（
31、3）暖和季节按最大负荷的66%计算；暖和季节按425MW热量计算。3. 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%；一般季节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。3. 300MW机组循环水供热改造供热项目与参数符号或单位平均供热工况纯凝
32、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）MW9.49.43. 300MW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k
33、W.hkwh6.038847368.807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/kwh152.73578223273. 300MW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
34、本 亿元亿元2.6072.607总收入与总支出的差值 亿元亿元2.4671324081.533. 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
35、煤量不变）如下表：3. 300MW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）83800.9310.9=0.8383. 300MW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、
36、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）5282.257043-1760.755282.253. 300MW机组循环水供热改造v回收年限：回收年限：8341/5282.25=1.58年年3. 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513MW。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1300
37、00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。3. 300MW机组循环水供热改造经济效益经济效益居民供热居民供热社会效益社会效益每年实现利润总每年实现利润总额额8434万元，万元，净利润净利润5282万万元。静态投资回元。静态投资回收期收期1. 1.58年。年。供暖面积实际供暖面积实际可增加可增加1140万平米。万平米。每年减少每年减少SOSO2 2排排放放30003000吨，减吨，减少少NONO化物排放化物排放11001100吨，减排吨，减排COCO2 2约约4545万吨。万吨。 3. 3
38、00MW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。4. 135MW机组循环水供热改造过程135MW机组在实施过程
39、中的情况（摘自电厂总结报告）改造后的低压缸部分剖面原理图配合凝汽器改造施工底座稳固底座稳固壳体加固壳体加固原管板割除原管板割除新支撑板安装新支撑板安装现场施工过程冷 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。冷 却 系 统 的 改 造凝结水
40、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，避免了轴封回汽不畅。轴封冒汽解决方案凝结水温度高如何建立轴封加热器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？负压，保证轴封回汽正常？轴封冒汽解决方案排汽温度升高如何应对低压缸膨胀问题？排汽温度升高如何应对低压缸膨胀问题？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
41、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。低 压 缸 膨 胀 处 理 方 法拆除纯凝工况旧转子项目实施过程更换采暖工况新转子项目实施过程 改造后的实际操作系统图 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96.67%。由机组考核性热力试验结果可知，机组
42、发电热耗降至3723.8kJ/kWh，较改造前热耗8394.79kJ/kWh降低了4670.99kJ/kWh。机组热效率机组热耗96.67%96.67%43%43%3723.83723.88394.798394.79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/kWh。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/kWh）的发电煤耗。机组煤耗机组煤耗330330139139改造
43、后达到的主要技术指标居民供热居民供热#5机组改造后从机组改造后从2011年年11月月20日开始正式供热，截日开始正式供热，截至至2012年年2月月13日供热量为日供热量为123.55万吉焦，日均供热万吉焦，日均供热量为量为1.45万吉焦。按供热时万吉焦。按供热时间间110天计算，天计算，#5机整个供机整个供热期的总供热量为热期的总供热量为159.9万万吉焦，折合吉焦，折合新增新增供热面积供热面积399.75399.75万平方米。万平方米。400400800800项目经济效益分析经济效益经济效益居民供热居民供热社会效益社会效益每年实现利润总每年实现利润总额额3783.91万元，万元，净利润净利润
44、2837.93万元。静态投资万元。静态投资回收期回收期1.881.88年。年。供暖面积实际供暖面积实际可增加可增加399.75万平米。万平米。每年减少每年减少SOSO2 2排排放放1877.411877.41吨，吨，减少减少NONO化物排化物排放放593.3593.3吨，吨，减排减排COCO2 2约约21.9521.95万吨。万吨。 项目推广前景此项目在国内中型机组的供热改造方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，树立了全国机组面获得了新的技术突破，树立了全国机组煤耗的标杆，为供热改造开辟了新途径，煤耗的标杆，为供热改造开辟了新途径，具有很大的推广价值，同时我厂已经申报具有很大的推广价值，同时我厂已经申报山东省重大节能成果奖。项目实施以来，山东省重大节能成果奖。项目实施以来，系统内外多家发电、供热企业前来考察调系统内外多家发电、供热企业前来考察调研。研。Thank You !谢谢各位领导和专家，不当之处请指正。
