华能海口电厂机组供热改造工程可行性研究报告.pdf

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1、 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 可行性研究报告 河北省电力勘测设计研究院 河北省城乡规划设计研究院 二一三 年 八 月 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 目 录 目 录 第一部分 厂内供热改造第一部分 厂内供热改造. 1 1 概 述1 概 述 1 1.1 任务依据. 1 1.2 工作过程. 1 1.3 工程概况. 1 1.4 设计范围. 1 2 热负荷2 热负荷 2 2.1 热负荷统计原则. 2 2.2 近期热负荷的确定. 2 2.3 热负荷统计. 3 2.4 设计热负荷. 3 2.5 供热可靠性.

2、4 3 工程设想3 工程设想 4 3.1 总图部分. 4 3.2 热机部分. 7 3.3 热工自动化. 14 3.4 电气部分. 16 3.5 化学专业. 17 3.6 水工部分. 19 3.7 土建部分. 20 4 机组负荷分析4 机组负荷分析 20 4.1 主机参数. 20 4.2 辅机参数. 22 4.3 分析结论. 23 5 环境与社会影响5 环境与社会影响 23 5.1 环保概况. 23 5.2 技改前后排放情况. 24 5.3 环境效益分析. 24 5.4 社会影响分析. 25 6 节能分析6 节能分析 25 6.1 节煤. 25 6.2 工艺保温节能. 25 6.3 节电. 26

3、 6.4 其它有助于电厂节能降耗的措施. 26 6.5 节能降耗分析结论. 27 7 工程项目实施的条件和轮廓进度7 工程项目实施的条件和轮廓进度. 27 7.1 供热改造项目实施条件. 27 7.2 施工进度控制. 27 第二部分 厂外新建热网第二部分 厂外新建热网. 29 1 概述1 概述 29 1.1 建设单位. 29 1.2 项目概况. 29 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 1.3 城市概况. 30 1.4 设计依据. 32 1.5 本次可行性研究报告的年限. 32 1.6 老城片区供热规划解读. 32 1.7 热源及设计参数. 34 1.8 可行性研究的范围

4、. 36 1.9 工作过程. 36 2 热负荷2 热负荷 37 2.1 热负荷统计原则 . 37 2.2 设计热负荷的确定. 37 2.3 热负荷汇总. 38 3 敷设方式3 敷设方式 39 3.1 敷设方式. 39 3.2 敷设方式选择. 40 3.3 特殊地段处理方案. 41 3.4 管道敷设形式. 41 4 工程方案4 工程方案 . 41 4.1 管网布置原则. 41 4.2 管网设计方案. 41 4.3 方案比较 . 44 4.4 管道路由. 45 5 管道设计参数、管网水力计算及管径的确定5 管道设计参数、管网水力计算及管径的确定. 47 5.1 供热管道供汽参数. 47 5.2 管

5、网水力计算范围. 47 5.3 管网水力计算参数. 47 5.4 水力计算. 47 6 管道材料及附件6 管道材料及附件 53 6.1 管材、管道附件及阀门的选择. 53 6.2 管道保温和防腐. 54 7 管网土建工程7 管网土建工程 54 7.1 设计依据. 54 7.2 设计内容. 54 8 蒸汽管网的供热计量及集中监测系统8 蒸汽管网的供热计量及集中监测系统. 56 8.1 计量和监测范围. 56 8.2 用户计量装置. 56 8.3 管网监测系统. 57 9 工程投资估算9 工程投资估算 58 9.1 估算编制范围及说明. 58 9.2 估算编制依据. 58 9.3 取费标准. 58

6、 9.4 工程建设其它费用取费依据. 59 9.5 工程估算. 59 9.6 经济、社会效益分析. 63 10 劳动安全、工业卫生及消防10 劳动安全、工业卫生及消防. 63 10.1 编制依据. 63 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 10.2 劳动安全及工业卫生措施. 63 11 节能11 节能 64 11.1 编制依据. 64 11.2 项目能耗构成. 64 11.3 节能措施. 64 12 环境保护12 环境保护 65 12.1 项目供热地区供热环境现状. 65 12.2 项目达产后的环境效益. 66 12.3 环境的综合评价. 66 13 土地利用13 土地利

7、用 67 13.1 编制依据. 67 13.2 土地利用合理性分析. 67 13.3 征地拆迁及移民安置分析. 68 14 工程招投标14 工程招投标 68 14.1 编制的依据. 68 14.2 招标范围、内容、方式及方法. 68 15 管理机构及项目计划15 管理机构及项目计划. 70 15.1 管理机构. 70 15.2 劳动定员. 70 15.3 项目进度计划. 70 第三部分 投资估算及财务效益分析第三部分 投资估算及财务效益分析. 71 1 投资估算1 投资估算 71 1.1 投资编制依据. 71 1.2 投资估算. 72 2 财务效益分析2 财务效益分析 73 2.1 财务评价原

8、则及依据. 73 2.2 财务评价条件及参数. 73 2.3 盈利清偿能力分析. 74 2.4 不确定性分析 . 74 2.5 财务评价结论. 76 第四部分 结论与建议第四部分 结论与建议. 76 1 结论1 结论 76 2 存在问题与建议2 存在问题与建议 76 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 1 页 第一部分 厂内供热改造 1 概 述 1.1 任务依据 第一部分 厂内供热改造 1 概 述 1.1 任务依据 华能海南发电股份公司海口电厂(以下简称： 华能海口电厂)委托实施向澄迈县老城 片区供工业用汽改造工程项目可行性研究的委

9、托书。 1.2 工作过程 1.2 工作过程 2012 年 5 月 7 日， 我院有关专业到华能海口电厂实地踏勘， 会同电厂有关人员共同 协商供热改造事宜，对主厂房内、厂区蒸汽管线的走向、工业蒸汽联箱的位置达成初步 一致意见。 2012 年 5 月 12 日我院召开了联络会议研究确定了主要编制原则，并开始编制供热 改造可行性研究报告。 2013 年 6 月 18 日由华能集团组织专家对可研报告进行了审查， 我院根据集团审查 意见对可研报告进行了修编。 1.3 工程概况 1.3 工程概况 海口电厂始建于 1985 年， 现投产装机总容量为 1074MW， 其中一期 250MW 机组 1988 年投

10、产， 二期2125MW机组1990年投产， 三期2125MW机组1999年投产， 四期2330MW 机组于 2004 年 9 月 22 日开工建设， 第一台机组 2006 年 4 月 30 日投产， 第二台机组 2007 年 5 月 11 日投产， 其中， 一期工程1 机组已于 2006 年底关停退役， 2 机组已于 2007 年底关停退役，二期 6 号机组已于 2010 年 6 月退役，二期 7 号机组将于 2012 年退役。 为了满足海南省澄迈县老城片武钢集团、统一集团海南分公司、华盛新人造板有限 公司、 通威饲料海南分公司、 海南经纬橡胶有限公司、 海南海协镀锡原板有限责任公司、 海南澄

11、迈新希望农牧有限公司、海南中联生物科技有限公司、海南赣丰肥业有限公司及 海南海壹水产饲料公司等工业热负荷需求，考虑对海口电厂四期 2330MW 亚临界纯凝 机组进行供热改造，将四期工程#8、#9 号纯凝机改造为供热抽汽机组。工程实施后，可 以替代工业小锅炉， 对节约资源、 降低能耗、 改善环境起到良好的经济效益和社会效益。 1.4 设计范围 1.4 设计范围 我院负责的范围是如下： 1) 热力系统及其他辅助系统的设计。 2）在主厂房内设置工业蒸汽联箱，由工业蒸汽联箱接口至厂区围墙外 1 米，厂区 围墙外 1 米至热用户之间的管道由河北省城乡规划设计研究院设计。 3）厂内及厂外的工程初步估算及经

12、济效益分析。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 2 页 2 热负荷 2.1 热负荷统计原则 2 热负荷 2.1 热负荷统计原则 按照蒸汽管网运行特点和要求，并考虑到工业负荷发展的不确定性，为保证安全、 经济供汽，工程热负荷按下述原则确定： （1） 热负荷根据华能海口电厂与用汽企业签署供汽协议进行统计； （2） 依据澄迈县老城片区供热规划 （2010-2020 年） 。 2.2 近期热负荷的确定 2.2 近期热负荷的确定 根据华能海口电厂提供的与企业签订的老城开发区一期各供汽单位框架协议以及 从实际的热负荷调查来看，所需供汽企业大部

13、分为连续用汽，用汽负荷相对稳定。 海口老城开发区的现状热负荷包括已确定用汽的企业，根据调查统计，现状最大热 负荷为 77t/h，最大小时热负荷 72t/h；由于海南赣丰肥业有限公司和海壹水产近期将 扩大再生产，用汽负荷分别增加 4t/h，因此近期最大热负荷为 85t/h，小时最大负荷为 80t/h。热负荷统计详见表 2-1。现状每天供热负荷曲线见图 2-1。近期每天供热负荷曲 线见图 2-2。 根据对用汽企业的调研， 各企业目前生产时间以每天生产 16 小时、 每月生产 26 天， 每年生产 10 个月计，合计年用汽时间 4160h。 近期热负荷汇总表近期热负荷汇总表 表表 2-1 用汽量（t

14、/h） 序号 企业名称 用汽参数 现状 近期 1 海南华盛新人造板有限公司 1.1MPa，188 15 15 2 海南赣丰肥业有限公司 0.68Mpa，170 2 6 3 海南海协镀锡原板有限公司 0.8Mpa，180 20 20 4 通威饲料海南分公司 0.68Mpa，170 8 8 5 海南中联生物科技公司 0.68Mpa，170 7 7 6 海南经纬橡胶有限公司 250过热蒸汽 3 3 7 海南新希望农牧有限公司 0.68Mpa，170 4 4 8 海南海壹水产饲料公司 0.68Mpa，170 4 8 9 武钢集团海南分公司 0.7Mpa，171 10 10 10 统一集团海南分公司 0

15、.8Mpa，200 4 4 合计 77 85 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 3 页 图 2-1 现状每天供热负荷曲线图 图 2-2 近期每天供热负荷曲线图 老城开发区南部有在建的海南复达钛白有限公司，该公司到 2017 年蒸汽负荷为 20t/h，到 2020 年负荷为 57.6t/h。因此，老城开发区中期的蒸汽负荷为 100t/h，远期 的负荷为 137.6t/h。 2.3 热负荷统计 2.3 热负荷统计 热负荷汇总表热负荷汇总表 表表 2-2 序号 阶段 最大热负荷(t/h) 小时最大热负荷(t/h) 备注 1 近期（201

16、3 年-2014 年） 85 80 2 中期（2015 年-2017 年） 100 100 3 远期（2018 年-2020 年） 137.6 136.7 海口老城开发区近期的热负荷为 80t/h，中期为 100t/h，远期为 136.7t/h。 2.4 设计热负荷 2.4 设计热负荷 按照已有热负荷的统计及未来发展热负荷的情况，厂内供热系统的改造按照 140t 考虑。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 4 页 2.5 供热可靠性 2.5 供热可靠性 根据海口电厂 8#、9#机组的现状，依据已有的热负荷情况，向主机厂咨询了相关改

17、造的方案， 具体见相关主机厂的回复文件。 根据主机情况及供热改造系统的简单可靠性， 确定每台机组均设置由再热冷段及再热热段管道抽汽，机组在额定工况下运行时，根据 哈尔滨锅炉厂的分析，每台机组从再热冷段抽取蒸汽约 40t/h 不会对锅炉造成影响，经 减压后 2 台机组可实现对外供汽 80t/h，能够满足近期（2013 年-2014 年）的热负荷需 求；随着热负荷的发展，至远期（2018 年-2020 年） ，实际热负荷将达到 140t/h,根据哈 锅厂的分析，如从再热冷段抽汽 70t/h，将造成锅炉再热系统的超温，需对再热器进行 改造，工程量较大且周期较长，因此其余蒸汽考虑从再热热段抽取，经减温

18、减压后至工 业蒸汽联箱；但当本期工程任意一台机组因事故停机后，另一台机组需同时在再热冷段 及再热热段抽汽，以上蒸汽经减温减压后能够保证机组对外供热 140t/h。 根据上述分析，本工程工业供汽是可靠的。 3 工程设想 3.1 总图部分 3.1.1 厂区热网规划布置 3 工程设想 3.1 总图部分 3.1.1 厂区热网规划布置 本着管线布置方便、简洁，对已有建筑和地下管线影响较小的原则，工业供汽联箱 位置放置于 9#机汽机房扩建端靠近 A 轴侧，8#、9#机至蒸汽联箱的管道布置于 A 列外。 供热蒸汽管网从 9#机主厂房扩建端 A 列外引出， 沿垂直于主厂房 A 列方向向南， 至 五期规划的 G

19、IS 附近向东延伸 50 米左右后向南穿出厂区区域与城市热网管架连接。厂 区内管线敷设采用低支架架空形式，跨越道路处设高型支架，满足汽车通行要求。 3.1.2 新建设施布置方案3.1.2 新建设施布置方案 根据工艺专业要求，本改造工程需要新建化学水车间，根据场地条件新建的化学水 车间布置于四期工程化学水车间的南侧，电厂现有围墙内不需新征地。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 5 页 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 7 页 3.2 热机部分 3.2.1 供汽方案设想

20、3.2 热机部分 3.2.1 供汽方案设想 根据供汽外部要求，供汽参数为 300，1.6MPa，供汽流量为 140t/h，下面围绕以 上要求进行论述，提出改造方案。 3.2.1.1 回热抽汽管道开孔方案 3.2.1.1 回热抽汽管道开孔方案 在汽轮机回热抽汽管道上开孔抽汽是最简单的一种抽汽方式。 这种抽汽方式不需要 对凝汽式母型机做内部结构的修改，仅仅需要与汽轮机制造厂配合后，选一级最接近且 略高于工业供汽参数要求的回热抽汽管道上开孔作为工业抽汽口， 并考虑此通流能力是 否能满足本级回热抽汽及工业抽汽的 100%热备用的总流量。 对于本项目#8、#9 号机组，在各级回热抽汽管道上的抽汽量有如下

21、限制： 1） 对于六段抽汽、五段抽汽，由于受到汽缸上回热抽汽接口尺寸的限制（开口过 大会影响汽缸的刚度） ，抽出的总汽量过大时，可能会由于抽汽接口处的蒸汽局部流速 过大而产生振动，不利于机组的安全运行。六段抽汽最大允许抽出的工业抽汽量约为 20t/h，五段抽汽最大允许抽出的工业抽汽量约为 50t/h，但压力不能满足要求。 2） 对于高压缸排汽（七段抽汽） ，由于受到锅炉再热器最小蒸汽通流量的限制， 根据锅炉厂资料， 再热器入口允许的蒸汽流量负偏差的设计值为在当前负荷时的额定流 量的 25%。经咨询哈尔滨锅炉厂，如果考虑使用再热器器侧喷水减温调节、摆动燃烧 器角度、改造受热面等手段，则高压缸排汽

22、可允许的最大抽汽量一般可提高到 40t/h， 哈锅厂表示已有按此种方式成功改造的机组。 3） 一段抽汽及其以前的各级回热抽汽，由于其参数较低，远远不能满足工业抽汽 热用户的需求，不再讨论。 除上述抽汽量的限制之外， 汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽还需考虑高负荷与低负荷 对抽汽参数的影响。 因回热抽汽接口的位置是固定的， 当汽轮机在低于额定负荷运行时， 抽汽口处的蒸汽参数会相应降低，当汽轮机运行负荷低于额定负荷一定程度时，抽汽口 处的蒸汽参数将不能满足热用户的要求，此时必须考虑备用汽源保证工业供汽的可靠 性。 以上所说汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽， 虽然可在抽汽管道上加装调节阀对抽汽压 力进行减压调节

23、（一般称“体外调节” ） ，但严格来说，汽缸本体开孔抽汽不算可调整抽 汽。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 8 页 3.2.1.2 压力匹配器方案技术汇总表 3.2.1.2 压力匹配器方案技术汇总表 1) 压力匹配器的工作原理及适应范围 蒸汽喷射式压力匹配器工作机理是利用高压驱动蒸汽（主动蒸汽）的喷射，抽吸低 压蒸汽或凝结水闪蒸汽（二次蒸汽）并将其参数提高至用户所需要的水平。这种装置称 为蒸汽喷射式混合器，其工作机理与蒸汽喷射器、水喷射器相似。这种混合器没有任何 运动部件、其结构简单，运行可靠，可自动调节。为了适应抽汽供热的需要

24、，与汽轮机 的调节汽门的喷嘴调节相似，压力匹配器采用多喷嘴结构，根据外供汽量的大小，调整 喷嘴开启的数量及开度大小，以保证外供汽量变化时压力匹配器保持较高的效率。 图 1 压力匹配器原理图 如图 1 所示，蒸汽喷射式压力匹配器主要由工作喷嘴、接受室、混合室和扩散室四 部分组成。高压驱动蒸汽（主动蒸汽 PP）通过喷嘴后，绝热膨胀，压力降低（此时压力 低于被引射蒸汽的压力）由于压差作用，被引射的低压蒸汽或凝结水闪蒸汽（引射蒸汽 Ph）被抽吸至接收室，两股汽流在混合室内混合，经扩压室增压到用户所需的压力 PC。 压力匹配器的热力学过程在焓熵图上如图 2 所示。 图中 PP表示驱动蒸汽压力，PC表示输

25、出蒸汽压力，PH表示吸入蒸汽压力。A 点表 示驱动蒸汽（高压蒸汽）的状态点，B 点表示喷嘴出口理想状态点，C 点表示喷嘴的实 际状态点，D 点表示吸入蒸汽的状态点。在运行时驱动蒸汽通过喷嘴从 A 点膨胀到 C 点，吸入蒸汽从 D 点膨胀到 H 点。两股汽流通混合室混合升压到 E 点，然后通过扩压 段，升压到 PC，出口状态点为 K。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 9 页 图 2 压力匹配器热力过程焓熵图 从焓熵图上可以看出，吸入蒸汽的升压是以驱动蒸汽的降压为动力的。因此两种蒸 汽的混合过程要满足动量方程。根据有关文献分析，两种

26、蒸汽的混合比是hP/h2的函 数，其中hP为驱动蒸汽从 A 点等熵膨胀到 B 点的理想焓降。h2=为吸入蒸汽从 D 点 等熵压缩到 E 点的理想焓升。定义引射系数(两种蒸汽的混合比) U=吸入蒸汽量/驱动蒸 汽量，即： U= f (hp/h2) (1) 理论和实践证实，当hp/h21.5 时，U=0；随着hp/h2的增大，U 有一最大 值 Umax。当hp/h2达到某一数值时，混合管出口处达到音速，出口压力 PC 再降低(即 h2减小)，通过混合管的流量也不增加。 将压力匹配器的热效率定义为： = uh2/ (hp - h2) (2) 将(1)式代入(2)式，对求极值，令 d/d(hp/h2)

27、=0，可求出hp/h2的最佳值。 大量的分析计算表明hp/h2 = 26 时，匹配器的可用能效率较高。 2) 抽汽量的计算 单级抽汽汽轮机加压力匹配器方案中，在确定驱动蒸汽、吸入蒸汽和混合后蒸汽参 数后，应进行喷射系数的计算，即确定驱动蒸汽与吸入蒸汽的流量比。 海口电厂 8、9 号机燃煤机组冷段抽汽参数为 4.12MPa，326.7，对应焓值 iP为 3031kJ/kg，汽轮机单抽方案时的抽汽参数为 1.02MPa、351.9，对应焓值 iH为 3163.3kJ/kg，混合后的蒸汽参数与两级抽汽的蒸汽温度与汽轮机中的抽汽压力按热力过 程的膨胀曲线相互对应不同，压力匹配器后的出口温度不需要与压力

28、相对应，只需满足 用户要求即可。 按照外网管线的走向及热用户的要求， 混合后的蒸汽参数要求为1.7MPa， 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 10 页 300。 理想压力匹配器中整个压力匹配器的热力过程是可逆的， 由能量和质量守恒可以得 到理想喷射系数 U： U=（iP - iC）/（iC - iH） (3) 其中 iC为水蒸气性质焓熵图中驱动蒸汽和吸入蒸汽参数点 A、D 连线与压力匹配 器 PC的交点，理想状态点确定，可在焓熵图中查出。 分别用系数 1 、 2 、 3 修正蒸汽在工作喷嘴、混合室和扩散室各阶段因摩擦而引 起的动量

29、损失，驱动蒸汽、吸入蒸汽的初速度和混合蒸汽的速度与混合速度相比很小， 忽略其对计算结果的影响，经过近似处理，可以得到压力匹配器的简化计算公式为： U= 111 1U+-1 (4) 经过大量实验和计算， 式中的各系数取用以下数值： 1 =0.95、 2 =0.975、 3 =0.975， 修正参数可根据索科洛夫计算方法取=1.1。 但采用压力匹配器后热力系统较为复杂，投资较高，运行业绩较少，压力匹配器工 作室噪声较大，需要在远离厂房处单独为压力匹配器设置建筑物。 3.2.1.3 利用汽轮机中压主汽阀的调节作用，从高温再热管道上开孔抽汽 3.2.1.3 利用汽轮机中压主汽阀的调节作用，从高温再热管

30、道上开孔抽汽 此方案是从高温再热管道上开孔抽汽，当汽轮机运行在额定负荷时，中压主汽阀不 必参与调节，当汽轮机处于低负荷运行时，中压主汽阀开度关小，保持阀前压力，使工 业抽汽压力仍满足热用户要求。 受高温再热蒸汽压力的限制，此方案所供的工业抽汽压力不超过 3.5MPa，同时由 于高温再热管道的设计温度同主蒸汽温度（545） ，而工业用户对蒸汽温度的要求为 270，因此所供抽汽还需要经减温减压后才能供给热用户。 从高温再热管道上抽汽的方案的抽汽量也是有限制的， 虽然此方案并不影响通过锅 炉再热器的蒸汽流量，但是由于抽汽的分流导致了进入汽轮机中压缸蒸汽流量的减少， 这就使作用在中压转子及其各级动叶上

31、的总推力值 （此推力方向与中压缸内汽流方向相 同）减小，随着从高温再热管道上抽汽量的增加，当中压转子及其各级动叶上的总推力 值减小到不足以平衡高压转子及其各级动叶上的总推力值 （此推力方向与高压缸内汽流 方向相同） 时， 推力轴承所承受的推力可能为负， 此时汽轮机转子有可能出现轴向窜动， 甚至是动静部分碰磨，这是汽轮机运行中绝不允许出现的情况。基于以上原因，对于供 热改造机组，一般汽轮机制造厂允许从高温再热管道上的最大抽汽约为 150t/h。 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 11 页 对于本工程汽轮机而言，经咨询北京汽轮机厂，在

32、一台机组事故情况下，仅有一台 机组提供所有工业蒸汽，由于抽汽量较大，高压缸末级排汽压力较低，经核算末级叶片 强度不允许，故采用中压调门参与控制，以使高压缸排汽压力满足安全运行范围，其他 工况计算时采用非调整蒸汽，高压缸排汽压力基本满足安全范围。 3.2.1.4 抽汽管道开孔抽汽方案与抽汽加压力匹配器方案对比 3.2.1.4 抽汽管道开孔抽汽方案与抽汽加压力匹配器方案对比 1）回热抽汽管道开孔方案技术汇总表 工 况 名 称 VWO 进汽抽汽工况 THA 进汽抽汽工况 75%进汽抽汽工况 发电机端功率 kW 347739 309940 226745 冷却水温度 25 25 25 主蒸汽压力 Mpa

33、(a) 17.75 17.75 17.75 主蒸汽温度 540 540 540 主蒸汽流量 t/h 1018 926 673 再热蒸汽压力 Mpa(a) 3.8871 3.3640 2.3849 再热蒸汽温度 540 540 540 再热蒸汽流量 t/h 884.36 764.39 539.47 机组排汽压力 Mpa(a) 0.0063 0.0063 0.0063 机组排汽流量 t/h 641.80 553.26 401.47 计算热耗 kJ/kW.h 7597.4 7485.5 7531.4 计算汽耗 kg/ kW.h 2.9275 2.9877 2.9681 锅炉给水温度 256.20 2

34、47.65 228.38 补给水率 % 0 0 0 2）压力匹配器方案技术汇总表 工 况 名 称 VWO 进汽抽汽工况 THA 进汽抽汽工况 75%负荷抽汽工况 发电机端功率 kW 343654 310839 227694 冷却水温度 25 25 25 主蒸汽压力 Mpa(a) 17.75 17.75 17.75 主蒸汽温度 540 540 540 主蒸汽流量 t/h 1018 926 673 再热蒸汽压力 Mpa(a) 3.8719 3.4350 2.4575 再热蒸汽温度 540 540 540 再热蒸汽流量 t/h 883.87 783.32 558.51 机组排汽压力 Mpa(a) 0

35、.0063 0.0063 0.0063 机组排汽流量 t/h 622.04 551.27 399.56 计算热耗 kJ/kW.h 7516.9 7455.1 7489.9 计算汽耗 kg/ kW.h 2.9623 2.9790 2.9557 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 12 页 锅炉给水温度 256.07 249.00 230.18 补给水率 % 0 0 0 3）推荐结论 对于回热抽汽管道开孔方案，其改造方案简单、易操作，设备运行的灵活性较好。 但需严格按照汽机厂提供的 “高压缸排汽压力控制线” 运行即可保证机组安全稳定运行

36、。 且该方案的抽汽量在 MCR 进汽量及以下时，抽汽量都可达到 80t/h（改造再热器受热 面），基本满足了电厂的供热量需要。 对于压力匹配器方案，VWO 高排压力允许的范围内，最大抽汽量只有 40t/h，如采 用压力匹配的方法，可在 3 段抽汽口处多增加抽汽约 20t/h（具体匹配比例需压力匹配 器制造厂家核算后确定），这样在 VWO 工况对外供热量就可达 60t/h，在抽汽量方面 具有一定优势；其劣势是需增加压力匹配器及其相关配套设备，且压力匹配器的稳定性 及操作性需进一步调研。 推荐采用回热抽汽管道开孔方案作为改造方案。 3.2.2 本工程具体方案 1) 系统设置 3.2.2 本工程具体

37、方案 1) 系统设置 根据海口电厂 8#、9#机组的现状，依据已有的热负荷情况，向主机厂咨询了相关 改造的方案，具体见相关主机厂的回复文件。根据主机情况及供热改造系统的简单可靠 性，确定每台机组均设置由再热冷段及再热热段管道抽汽，机组在额定工况下运行时， 根据哈尔滨锅炉厂的分析，每台机组从再热冷段抽取蒸汽约 40t/h 不会对锅炉造成影 响，经减压后 2 台机组可实现对外供汽 80t/h，能够满足近期（2013 年-2014 年）的热 负荷需求；随着热负荷的发展，至远期（2018 年-2020 年） ，实际热负荷将达到 140t/h, 根据哈锅厂的分析，如从再热冷段抽汽 70t/h，将造成锅炉

38、再热系统的超温，需对再热 器进行改造，工程量较大且周期较长，因此其余蒸汽考虑从再热热段抽取，经减温减压 后至工业蒸汽联箱；但当本期工程任意一台机组因事故停机后，另一台机组需同时在再 热冷段及再热热段抽汽，以上蒸汽经减温减压后能够保证机组对外供热 140t/h。 2）布置方案 2）布置方案 由每台机组再热冷段管道接出194x11 抽汽管道， 减压器后以325x7.5 管道接至 工业供汽联箱；再热热段管道接出 Di26020 抽汽管道，就近接入减温减压器，减温减 压器后以457x11 管道分别接至工业供汽联箱。本方案共设减压器 2 台、减温减压器 2 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行

39、性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 13 页 台。 减温减压器均按就近布置原则，尽可能布置于抽汽接口附近，工业供汽联箱布置于 9#机组汽机房靠近扩建端处,其中#8、#9 号机至蒸汽联箱的管道分别沿汽机房 A 列外至 9 号机扩建端。 供汽联箱后均以457x11 工业供汽母管接至厂区分界点。 3.2.3 主要技术经济指标 3.2.3 主要技术经济指标 名 称 单位 机组改造后 机组改造前 机组数量 台 2 2 机组容量 MW 330 330 330 330 锅炉效率 0.9 0.9 0.9 0.9 管道效率 0.99 0.99 0.99 0.99 年利用小时数 h 5500.00

40、 5500.00 5500.00 5500.00 主蒸汽量 t/h 1018.00 1018.00 1018.00 1018.00 工业抽汽量 t/h 40.00 0.00 0.00 0.00 工业抽汽焓 kJ/kg 3038.50 0.00 3038.50 0.00 工业抽汽疏水焓 kJ/kg 84.00 84.00 84.00 84.00 采暖抽汽量 t/h 0.00 0.00 0.00 0.00 采暖抽汽焓 kJ/kg 0.00 0.00 0.00 0.00 采暖抽汽疏水焓 kJ/kg 0.00 0.00 0.00 0.00 运行小时数 h 4160.00 1029.72 0.00 50

41、73.03 年总运行小时数 h 5189.72 5073.03 功率 MW 347.74 357.77 347.74 357.77 发电热耗率 kJ/kW.h 7597.40 7702.80 7597.40 7702.80 供工业汽热量 GJ/h 118.18 0.00 0.00 0.00 供采暖汽热量 GJ/h 0.00 0.00 0.00 0.00 小时供热量 GJ/h 118.18 0.00 0.00 0.00 供热热耗量 GJ/h 132.64 0.00 0.00 0.00 标准煤发热量 kj/kg 29308.00 29308.00 29308.00 29308.00 热电比 0.0

42、9 0.00 0.00 0.00 供热标煤耗量 t/h 4.53 0.00 0.00 0.00 供热标煤耗率 kg/GJ 38.29 38.29 38.29 38.29 发电耗热量 GJ/h 2965.11 3093.00 2965.11 3093.00 供热量 GJ 983257.60 0.00 0.00 0.00 发电量 GW.h 2893188.48 736811.52 0.00 3630000.00 发电厂热效率 0.4423 0.4164 0.4222 0.4164 供热厂用电率 kwh/GJ 7.90 7.95 7.90 7.95 发电标煤耗 kg/kW.h 0.2909 0.29

43、50 0.2909 0.2950 年工业供热量 GJ/a 884931.8 0.0 年采暖供热量 GJ/a 0.0 0.0 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 14 页 年总供热量 GJ/a 884931.8 0.0 年总供热热耗量 GJ/a 993189.5 0.0 年总发电热耗量 GJ/a 31039530.8 31381777.8 年发电量 MWh 3630000.0 3630000.0 年标煤耗量 t/a 1092968.48 1070758.08 年供热标煤耗量 t/a 33888.00 0.00 年发电标煤耗量 t/a

44、1059080.48 1070758.08 年均热电比 0.068 0.000 年发电标煤耗率 kg/kw.h 0.2918 0.2950 全厂年均热效率 0.436 0.416 由以上技术经济指标可见，在满足年发电量相等的条件下，改造后较改造前热效率 由 41.6%提高至 43.6%，年标煤耗量增加 2.22 万吨，石灰石耗量增加 423 吨，提高了机 组运行的经济型。 3.2.5 其它问题说明 3.2.5 其它问题说明 1）关于低负荷运行时抽汽的问题，随着机组负荷的降低，再热冷段的抽汽能力进 一步下降，但不足蒸汽可通过再热热段减温减压提供，再热热段压力的控制可通过中压 调节气门控制。 2）

45、机组增加抽汽后，凝汽器补水量增大，为保证凝汽器的除氧效果，需对凝汽器 进行加装喷嘴的改造， 改造后不但可以提高凝汽器的除氧效果， 还能提高凝汽器的真空， 有利于机组的运行。由于补水量增大，原补水管不能满足补水量的需求，考虑到投资和 运行操作的方便性，保留原补水管，新增设一路补水管，两条管路在与除盐水母管对接 处合并成一根 DN150 的管道，在此管道上加装调节阀及流量孔板。 3）为了防止机组在运行状态下 2 台机组之间互相串汽，从每台机组抽取的蒸汽均 单独接至辅助蒸汽联箱，且在抽汽管道上安装止回阀，防止机组在检修时另一台机组的 蒸汽串入运行机组。 4）值得说明的是，额定工况下再热冷段蒸汽抽取

46、40t/h 仅为锅炉厂的理论计算值， 机组在实际运行状态下，实际抽取的蒸汽用量可能大于 40t/h，因此在实际运行的状态 下监视再热器系统的温度，在不超温的前提下，尽量从再热冷段多抽取蒸汽，以提高机 组运行的经济型。 3.33.3 热工自动化热工自动化 3.3.1 概述概述 1) 热工自动化设计范围 华能海口电厂#8、#9 机组供热改造工程 可行性研究报告 HBED 河北省电力勘测设计研究院 第 15 页 本期供热改造工程热工自动化设计范围包括：两台机组的供热抽汽控制、公用制水 控制等。 2) 主要设计原则 供热抽汽控制将纳入机组公用 DCS 系统，在集中控制室通过机组操作员站进行控 制和监视。 制水控制采用一套独立 PLC 控制系统纳入水处理程控系统，在化学水控制室操作 员站进行控制和监视。 3.3.2 控制方式控制方式 在机组集中控制室完成供汽首站的控制和监视，在就地不设值班监视点。通过分散 控制系统(DCS)完成 DAS、MCS、SCS 等功能。 考虑原化水系统采用 PLC 控制，为了达到更好的兼容效果，新增制水系统仍采用 可编程