国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析

国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析国电谏壁发电厂8号300MW机组,原配置的凝汽器为N15000型。自1983年4月机组投产以来已运行了20多年,铜管腐蚀、结垢、老化,管材传热系数下降,铜管泄漏明显增加,机组大修前铜管闷堵数已达5。2000年1月9日开始对8号机组进行通流部分改造,机组出力增加为330MW,这样排入凝汽器的蒸汽量为615178T/H,比改造前增加了47672T/H,增加了84。因凝汽器的热力性能已不能满足通流部分改造后机组的性能和出力要求,影响了机组的经济性和可靠性,为此对8号机组凝汽器进行了完善改造。1凝汽器改造方案8号机组凝汽器改造于2004年12月18日开始进行,至2005年2月1日完成。改造后的凝汽器壳体长度方向几何尺寸较原凝汽器增加了126M,冷却管有效长度相应增加为12665M,使凝汽器有效冷却面积由原来的15000M2增加至17000M2。同时,将旧铜管全部更换为新铜管。1考虑到现场施工条件和工期的限制,凝汽器南端壳体接长1260MM,保留原管板,并增设一道中间隔板,在壳体内相应增加凝结水收集板和其它构件。凝汽器改造后不含铜管重量的壳体总重量由原来的1118T增加到约130T。2重新设计制作凝汽器南端的出水水室。为了不改动现有收球网的安装位置,在设计制作新的出水水室时,在保证水室通流截面积不变的前提下适当减少水室体的深度。3为了减少工作量,保留凝汽器南端进水水室,只对其作必要的结构改进。将水室内部现有的加强筋全部拆除,水室外壁重新配置加强筋,水室内壁打磨平整,并对内外壁进行重新油漆。4热井南端与壳体下部相连接的钢板接长1260MM,并在此板下部增设9块加强肋板,同时增设斜撑钢管。5在凝汽器底部偏南增加2组共4套弹簧支座,以消除凝汽器南端加长后的载荷振动。6更换凝汽器背包上的2只减温减压装置。2凝汽器改造后的经济性凝汽器改造前在机组负荷330MW工况2004年2月18日下,真空达968KPA,排汽温度315,冷却水进/出水温度99/195,凝汽器端差达12。改造后的凝汽器于2005年3月3日投入正常运行。在机组连续出力达330MW工况下,凝汽器真空达993KPA左右,排汽温度255,冷却水进/出水温度96/185,凝汽器端差7,实际运行效果良好。凝汽器甲、乙侧胶球清洗,收球情况正常。改造前后运行参数见表1。表1凝汽器改造前后运行参数项目负荷MW循环水进水温度循环水出水温度排汽温度真空度凝汽器端差2004年2月18日33099195315951122004年4月26761822523494388改造前2004年8月321300377436912622005年3月3日3309618525597972005年4月29018525630095544改造后2005年8月31230137640592537从表1看出,改造后2005年4月、8月与改造前2004年同月份相比,凝汽器月平均端差分别下降了44和25,年平均端差减小了35,经济性明显提高。分析表1改造前后端差情况,可以看出凝汽器端差年平均减小了35,而冬/夏季的端差平均每减小1可减少煤耗14G/KWH,按照8号机2004年全年发电量2425256亿KWH计算,全年可节约标煤11883T,按每吨标煤490元计算,全年可收益5823万元。凝汽器改造共投资800万元,一年半即可收回全部投资。而且改造后排除了高峰负荷时高排压力、中压缸进汽压力超限等影响机组安全的故障。3凝汽器改造要注意的问题1拆除南侧管板时,为防止管板变形,割断位置应选在距管板150MM左右的汽室壳板上。施工前应先在切割位置划好切割线,然后用火焰切割方法将管板拆除。2为防止新、旧隔板的管孔同心度偏差大,新隔板管孔加工时应用旧隔板做模板。3汽室底板及壳体接长时,由于采用单边坡口、双面焊接,应选用槽钢对其进行加固,焊接后需对接长壳体进行整形。4南侧管板及隔板定位应采用拉钢丝的方法进行,使管板与隔板定位尺寸符合图纸要求。管板的垂直度偏差不应大于2MM,管孔的不同心度不应大于15MM。5管板连接焊缝要用煤油作渗透检查。6胀管长度应为管板的8090,扩胀率为46。7为了保证两管板的垂直度,胀管时应从管板的中心各向上和向下每10排为一组进行。胀管前及胀管过程中都要测量两管板的平面度,以确定选择合理的胀管顺序。4结语机组8个月的运行情况表明,凝汽器运行正常,未发生铜管泄漏、壳体漏水等异常情况,机组的真空严密性达140PA/MIN,各项性能