邹县6机冷端系统优化改造可研报告.docVIP

附件4： 编号： 华电国际电力股份有限公司 100万元及以上项目技改项目可行性研究报告 项目名称：#6机冷端系统优化改造 申请单位：华电国际邹县发电厂 申请部门：生产技术部 项目负责人：田 丰 联系电话：0537-5482201 批准领导：徐宝福 申请时间：2014年8月30日 一、本技改项目的立项依据、必要性论证（包括该项目名称、目前现状、存在问题、改造的必要性、立项依据、背景、调查研究结论等问题，以上均要有量的概念）。 1、凝汽器改造 邹县电厂#6机组于2010年进行了增容改造，容量由600MW增加到635MW，当时综合考虑安全经济性，更换了6085根不锈钢换热管（主要是受蒸汽冲刷和酸洗减薄的铜管）。目前机组增容后凝汽器冷却能力已显现不足，现在凝汽器夏季冷却能力不足。2013年全年平均#6凝汽器端差约为7.44℃（设计为5.4℃），最大时达到12℃左右，机组经济性差。 选取实际运行的一组数据（负荷为550MW），绘制凝汽器汽水温度对比图，可以看出：t1~t2为凝汽器冷却水进出水温度，运行过程中t1~t2段的斜率明显大于设计值，约为11℃，温升大主要是因为凝汽器冷却水流量低于设计值；ts为凝汽器背压对应的饱和温度，t2~ts的斜率反映了机组的端差，由图也可以看出，实际运行的机组端差也高于设计值，凝汽器端差大主要是机组管束结垢、堵管泄漏、不凝性气体漏入凝汽器、凝汽器热负荷不均匀等因素导致；tc为热井温度，ts~tc斜率反映了凝汽器过冷度的大小，由图也可以看出实际运行凝汽器过冷度也高于设计值，在凝汽器水位正常的情况下，凝汽器过冷度高主要跟凝汽器布管方式落后有关，凝结水没有有效的得到回热。 图1 实际运行工况与设计工况凝汽器汽水温度对比图 增容改造前机组设计凝汽器热负荷（THA）约为700MW，增容改造后，汽轮机主机加小汽轮机设计排汽热负荷约为739MW，VWO工况热负荷约为784MW，因此，在相同的循环水流量下，机组循环水温升增加，增加了冷却塔的负荷，影响机组真空；并且在相同的凝汽器面积下，机组单位面积的换热增强，使得凝汽器端差增大，机组经济性下降，且长期运行会带来安全隐患。因此需要对???组凝汽器进行增容改造。 2、循环水泵配套改造需求 在机组凝汽器热负荷一定、面积一定的情况下，循环水量降低，将导致机组冷却水温升增加，导致真空下降。 原设计凝汽器冷却水流量为67700t/h，根据以上的分析，取循环倍率57，管径φ22mm的不锈钢316L管，凝汽器冷却面积43000㎡，在机组背压4.9KPa下，循环水流量约为74000t/h。其他设备用冷却水流量按照3000~4000t/h计算，则循环水泵的流量应该达到78000t/h左右，原厂配备的凝汽器循环水泵为一机三泵单元制布置方式，实际运行时采用两泵一备，单台循泵流量24120t/h，循环水流量严重不足，（机组负荷540MW，环境温度18℃时，循环水温升已达11℃，比设计值高约2℃）。如果循环倍率＞55，则流量还会相应增加，因此需要对泵进行增容改造。 二、该项目实施内容及方案论证（说明该项目的具体实施内容、工程规模、技术关键和重点解决的技术问题，预计达到的技术经济指标，工程实施条件等问题）。 1、凝汽器改造方案论证： 凝汽器面积计算： 通过增加凝汽器面积，用不锈钢管置换原铜管，采用先进的布管方式，降低机组运行端差和过冷度。 机组按照VWO工况来设计凝汽器面积，设计条件为： 进水温度：20℃；凝汽器热负荷：784MW；机组平均背压：4.9KPa，对应饱和水温度为32.54℃，机组凝汽量约为1300t/h（根据增容改造后热平衡图）。 其他设计条件： 流速的选取兼顾冷却性能及凝汽器水阻的变化，标准规定范围取1~3m/s，对于不锈钢管可选取较大值，由于使用城市中水，水质较差，固形物含量高，为了避免污垢沉积，水流速度不应小于2m/s，因此综合考虑选取2m/s的设计流速； 循环水温升：对于大型凝汽器一般不超过10℃； 循环水倍率：从节约水资源上考虑循环水倍率应尽量小，现代凝汽器一般取50~100，对于水源不足、双流程、闭式循环供水时，选取较小值，设计选用55~60； 凝汽器传热端差：一般取3~10℃，对于多流程凝汽器取3~5℃； 凝汽器过冷度：小于2℃； 凝汽器清洁系数：0.85。 根据HEI公式，确定凝汽器总体传热系数为2932.87w/㎡·℃，根据循环倍率，取循环水温升约为9.428℃，对数平均温差为6.765℃，根据凝汽器热平衡计算公式，可以得到凝汽器面积为39500㎡，考虑10%的堵管余量，为43450㎡，因此本次改造凝汽器面积选取按43000㎡考虑。 重新设计选型后的凝汽器参数为： 表1 凝汽器参数 凝 汽