徐州发电厂#6机汽动泵改造总结

徐州发电厂＃6机汽动泵改造总结

徐州发电厂,6机汽动泵改造总结 一 前言

国产200MW汽轮机组设计于60年代。首台机组投产于1973年～原设计锅炉给水泵采用小汽轮机拖动～后因国内变转速汽轮机及给水泵的设计、制造技术尚不成熟～改用了电动给水泵。但对原来的主、辅机的设计未作修改。致使锅炉、汽轮机及有关辅设备的裕量过大～匹配不当～机组的效率下降～同时电动给水泵消耗了大量的厂用电。

近年来～电力发展逐步从计划经济向市场经济过度、发展。电厂的主要任务不只是为了稳发、满发～而要充分利用初级能源向社会提供高品位的电能～以提高电厂的经济效益。因此200MW机组电动给水泵改为汽动给水泵的工作～引起许多电厂的重视。

二 改造设备的基本概况

徐州发电厂四台200MW机组系东方汽轮机厂70年代制造的超高压、一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机～已投运十几年。为提高机组的经济性～该厂于1997年1月至2000年5月先后对四台200MW机组进行现代化技术改造。改造后试验数据证明:机组在额定出力220MW时锅炉蒸发量为638t/

h。而炉额定发电量为670t/ h～说明锅炉蒸发量仍有一定的裕量。 徐州发电厂200MW机组配套三台DGT385,185型电动调速给水泵～额定工况下两台泵运行一台泵备用。锅炉给水流量是依靠调整给水泵组中的偶合器转速来实现的。由于偶合器的存在滑差损失～额定工况下偶合器的滑差最小损失为3,以上～而随机组负荷的降低而增加。

由于机组安装时设计、制造技术的限制～200MW汽轮机多采用半容量锅炉电动给水泵～而半容量电动给水泵较全容量给水泵比较多了一台电机空载电流损失。

200MW机组在额定工况下～由二台电动调速给水泵向锅炉供水即两台给水泵联运行。由于每台泵的性能和管路特性曲线都不一样。现场要求运行人员要有一定的给水调节水平～稍有不慎极易出现一台泵超载一台泵出力不足现象～造成设备损坏事故～这在机组投产初期运行人员调节经验不足的情况下时有发生。

为了充分利用锅炉的富余蒸发量～降低厂用电率～提高设备的安全可靠性和调峰能力～提高机组的经济性～徐州发电厂自1999年初对电动给水泵改汽动给水泵的工作进行认真的调

研和收资。 三 改造方案的确定

早在“八五”期间～国家电力公司西安热工研究院就对200MW机组电动给水泵改汽动给水泵工作进行了可行性研究。1998年7月国内第一台200MW机组汽轮机组电动给水泵改汽动给水泵在河北下花园电厂投入商业性运行。1999年大同电厂也相继对该类型机组的电动给水泵改为汽动给水泵。

徐州发电厂经过广泛的收资整理后～针对现有220MW机组的设备状况进行实地测量、计算～通过几次反复讨论、论证初步拟定以下改造方案:

1、 主设备

主设备采用全容量汽动给水泵～根据设计规程～通过计算

3汽动给水泵的流量选为750米/h～扬程选取在1800米。根据现场特点汽动给水泵安装选为下供、排水结构。汽轮机选取单缸凝汽式汽轮机～额定功率为4.49MW～转速变化范围为3000,6000转/分～汽轮机排汽采取下排汽结构。

2、 汽轮机汽源及其系统

通过反复论证综合考虑到主设备的结构～主机四级抽汽原有二只ф219抽汽口～一只投用一只备用。安装小汽轮机后将

原四抽备用汽孔启用～以解决小汽轮机的供汽量。另考虑小汽轮机的体积～决定小汽轮机的汽源采用主机四级抽汽。即小机的汽系统为从主机二并一的四级抽汽经自动抽汽逆止门、电动抽汽阀进入小汽轮机主汽阀～经调节汽阀进入汽缸内作功～泛汽通过排汽口经方圆排汽管分别进入主机的三台凝汽器。另考虑小机运行的安全可靠性～小汽轮机汽源还与厂四抽母管汽源相连。

3、 控制系统及油系统与主机共用油源

由于主机的控制及保安系统已改造为抗燃油系统～主机润滑油系统在额定工况不变的情况下可减少500l/min～而小汽轮机组的润滑用油为400,450l/min。主机抗燃油系统通过计算仍有一定的裕量。经过现场油流量测算～为使系统更加简化～采用了汽动给水组的控制用油和润滑用油分别与主机控制用油和润滑用油各共用一个动力油源。

四 改造后经济效益

由于电厂所处地区资源费用、市场电价等差别，技术改造项目经济效益计算方法也不尽相同，参考“火力发电工程项目经济效益评价办法”等有关资料，并结合徐州发电厂的实际情况，220MW机组电动泵改建汽动给水泵工程的经济效益可以采用投资回收年限、年多供电量等指标进行计算与评价。

江苏省电力公司和徐州发电厂提供有关计算数据如下: 年运行小时数 7000h 标煤单价 237.07元/t 标煤发热量 7000kcal/kg 锅炉效率 91.5% 管道效率 98% 厂用电率 7.5%。

厂上网电价 0.15147元/(kW?h)

省公司上网电价 0.23元/(kW?h) 通过计算、汇总主要的经济指标如下: 项目总投资 900万元 机组出力净增加 5149 kW

供电煤耗降低 2.65/2.9 g/ (kW?h) 4年多供电量 3604.3×10(kW?h) 4 年多发电量 3820.6×10(kW?h)

售电单价按厂上网价0.15147元/(kW?h)计算,每年可得益 360-390万元,投资2.3-2.5年回收;售电单价按省公司上网价

0.23元/(kW?h)计算，每年可受益600-640万元,投资1.4-1.5年回收。 五 可行性报告的评审

徐州发电厂将收收的资料和论证结果及初步方案汇编为 可行性研究报告～2001年7月由省电力公司组织对可行性报

告进行评审～会议一致通过了可行性报告并提出了修改意见。会议要求当年立项并付之实施。

2001年8月由省公司组织对改造设备进行招标。根据投标单位质量、业绩、价格及徐州发电厂的现场情况综合评定～决定选用北京电力修造总厂的汽动泵组设备。并委托江苏电力设计院对改造设备的土建、机组安装及系统、自动控制等部份进行设计。

六 改造方案的实施

2002年4月,6机大修期间对改造设备进行了现场实施。 汽动给水泵机组的设备系统安装自2002年4月20日开始施工。

工程开工前～徐州发电厂对参加该工程全体人员就工程的重要性、实施该工程的目的、意义进行认真动员。并在组织上、安全上、技术上等方面进行充分准备～对工程的进度、质量、安全等方面提出严格要求。

工程施工中～厂内、厂外各施工单位团结协作～认真复检设备各部尺寸～努力把各部件技术数据调整在最佳状态。设备和系统在安装时因现场环境难以达到设计要求或影响运行人员操作的～工程技术人员积极提出修改意见～征得设计院及制

造厂的同意后认真实施。

工程结束后～所有施工人员对安装的设备及系统依据制造厂的质量标准及设计要求认真检查、校核无误后交付试转。

该工程安装工作于2002年6月2日全部结束～6月4日始进行各项试验并随主机进行控制油系统及润滑油系统的循环。6月16日随主机一次启动成功～并随主机带负荷至220MW。 七、工程费用

工程结束后就该工程的工程费用进行了统计～费用如下: 汽轮机设备 358万 汽动给水泵设备 246万 管路系统、阀门总费用 87万 安装费 69万

土建材料及施工费 72万 工程设计费 32万 工程管理费 24万 试验研究费 37万 总费用 925万 八、试验

2002年7月，由江苏省电力科学研究院对改造后的机

组进行了全面试验，<<徐州电厂汽动泵改造经济性实验 报告>>表明:如果6号机组按照2001年的带负荷情况运 行，同样年发电量146365万度，电泵改汽泵运行后年平 均厂用电率下降1.99%，年平均发电煤耗增4.77g/KW.h， 年平均供电煤耗下降2.24g/KW.h，年多供电2906.3万度， 年多耗标煤6979.7吨。假设标煤单价237.07元/吨，如果 按厂上网电价0.15147元/度计算，年收益为274.74万元， 如果按省公司上网电价0.23元/度计算，年收益为502.97 万元。

九、结论及今后的计划

徐州发电厂,6机汽动泵改造工程自2002年6月16日投运以来设备运行稳定。试验证明技术性能达到设计要求～收到了良好的经济效益。徐州发电厂将认真总结经验～在同类型机组继续实施～以创造更大的经济效益。

徐州发电厂 2002,8