[建筑]西塞山电厂二期工程第二批设计优化技术报告.doc

湖北华电西塞山发电有限公司2680MW超超临界机组深化设计优化工作专题报告湖北华电西塞山发电有限公司中国华电工程（集团）有限公司中国电力工程顾问集团中南电力设计院2009年12月15日目 录第一篇 锅炉静压上水系统和邻机蒸汽加热锅炉启动系统技术经济分析报告第二篇 脱硫增压风机增加旁路烟道专题报告第三篇 吸风机增加变频装置可行性论证专题报告第四篇 吸风机电机功率选择经济分析专题报告第五篇 石子煤系统优化报告第六篇 疏水系统优化方案第七篇 吹灰蒸汽参数优化分析报告第八篇 空预器密封技术的选型优化报告第一篇 锅炉静压上水系统和邻机蒸汽加热锅炉启动系统技术经济分析报告1 概述根据中国华电集团关于印发中国华电集团公司火力发电工程设计优化指导意见的通知（中国华电工2009145号文）的要求，在湖北华电西塞山发电有限公司2600MW级机组工程建设中积极推进创新节能优化设计工作，提高工程的技术、经济、性能指标，增强机组的综合竞争力，确保工程获得“鲁班”奖争创“国优”奖，结合西塞山项目的实际进展情况，对西塞山项目进行技术创新和设计优化。为了更好的进行本工程设计优化工作，2009年2月24日27日中国华电工程（集团）有限公司组织湖北华电西塞山发电有限公司及中南院项目经理、专业设计人员等对上海外高桥第三发电厂进行了实地调研，并即时召开会议，根据本工程具体情况拟定了相关设计优化课题。2009年3月6日7日，湖北华电西塞山发电有限公司和华电工程在中南院召开了设计优化研讨会，对中南院提出的初步优化方案进行了研讨并形成会议纪要。2009年4月3日，华电集团湖北分公司在中南院召开了本工程的设计优化专题会，就华电工程（集团）有限公司和湖北华电西塞山发电有限公司提出的技术创新及设计优化课题进行了讨论和评审，原则上同意提出的设计优化课题，并形成会议纪要。2009年6月1日，华电集团公司工程建设部在北京组织召开了西塞山二期工程技术创新及节能减排设计优化审查会，对西塞山二期工程技术创新及节能减排设计优化方案进行了审查，对下一步工作进行了部署，并形成会议纪要。根据华电集团关于西塞山二期工程优化工作审查会的指导思想和要求及湖北华电西塞山发电有限公司对深化设计优化工作的安排和部署，中南院和各方密切配合进行了一系列优化工作。2009年8月2628日，湖北华电西塞山发电有限公司、华电工程（集团）有限公司西塞山项目部与中南院在武汉召开深化设计优化报告初审会议。与会人员经过充分讨论，形成了深化设计优化报告的具体要求。本文根据华电集团和湖北华电西塞山发电有限公司的审查会议要求，针对西塞山二期工程设置锅炉静压上水系统和邻机蒸汽加热锅炉启动系统从技术和经济上进行分析。2 系统及管道设计2.1 设计内容 西塞山电厂二期工程锅炉静压上水系统和邻机蒸汽加热锅炉启动系统的优化设计，主要涉及到三个方面具体工作：一期辅汽系统及管道改造设计；锅炉静压上水系统及管道设计；邻机蒸汽加热锅炉启动系统及管道设计。2.2 一期辅汽系统及管道改造设计2.2.1改造目的一期辅汽系统改造的主要目的是为二期工程的优化设计提供充足启动汽源。2.2.2 系统拟定及实施一期1、2号机组辅汽系统为高低压两级辅汽系统，即高压辅汽母管和低压辅助蒸汽联箱。高压辅汽母管由启动锅炉和运行机组的高压缸排汽提供汽源；低压辅助蒸汽联箱的汽源由高压辅汽母管减温减压后和本机三段抽汽提供。根据二期工程机组启动用汽参数要求，二期工程机组启动用汽从一期高压辅汽母管上引接，邻机蒸汽加热锅炉启动用汽从高压缸排汽的分支管道上引接。一期辅汽母管系统改造后系统图2.2-1（仅示意2号机组）：附图2.2-1原一期高压辅汽母管管径为2737，冷段至辅汽母管调节阀后管径为2737，为了适应二期工程优化设计的所需用汽量的要求，将一期高压辅汽母管和冷段至高压辅汽母管调节阀后管道管径改为3779，与二期工程辅助蒸汽母管管径相同。根据业主提供的资料，一期高压辅汽母管设计压力为1.25MPa，设计温度359，一期工程低温再热至高压辅汽母管上的调节阀最大流量仅为35t/h，无法满足二期机组启动用汽量要求，故该调节阀需要更换。此外，由于高压辅汽母管管径加大，原管道上的阀门也需要相应更换。同时，此次改造涉及到的主要管道分支均改用三通形式，以保证一期辅汽系统管道安全运行。2.3锅炉静压上水系统及管道设计2.3.1 系统功能锅炉静压上水系统的功能为当机组启动时，在不启动给水泵的情况下，利用辅助蒸汽的压力将除氧器给水直接送入锅炉省煤器和水冷壁，以达到锅炉上水的目的。2.3.2系统拟定及实施根据2009年8月26日深化设计优化报告初审会议的要求：为了满足锅炉静压上水要求，在低压辅汽联箱至除氧器增加一路调节阀组。这样既可静压上水，也可采用常规的给水泵上水方式，灵活节能。增设的静压上水调节阀功能为调节辅助蒸汽流量和压力，以保证除氧器有足够压力，满足锅炉静压上水的要求。锅炉汽水分离器进口标高约为79m，除氧器正常水位标高约为27m，高差为52m，因此，控制调节阀出口压力在0.65MPa以上即可实现静压缓慢上水。锅炉静压上水系统如图2.3-1所示：2.4 邻机蒸汽加热启动锅炉系统及管道设计2.4.1 系统功能邻机蒸汽加热启动锅炉系统的功能为锅炉点火之前，将邻机蒸汽送至2号高压加热器对给水加热，在启动过程中间接加热锅炉受热面，提高锅炉送风温度，从而减少本机锅炉热态清洗及启动过程中的燃油消耗，达到节油目的。2.4.2 系统拟定及实施从一期1、2号机组的低温再热蒸汽管道分别接出一路加热蒸汽管路（含相应的调节/关断/止回阀门组，1、2号机组共设置两套独立系统），再合并成一根加热蒸汽母管，分别为二期工程3号、4号机组的2号高压加热器供汽。考虑西塞山电厂一期运行模式和二期工程的实际情况，二期工程的3号和4号机组之间不设邻机蒸汽加热系统，目前从一期引接的加热蒸汽母管只供到3号机，预留供至4号机的接口，母管末端装隔断阀和堵板。从一期1、2号机组的低温再热蒸汽引接时，考虑到如从主管上接出，三通主管管径、材料同冷段一致，三通口径大，材料需要进口，导致施工周期较长，投资费用较高，现场施工工作量也较大，故引接接口放在一期冷段至辅汽的支管上。邻汽蒸汽加热启动系统如图2.4-1所示：邻机蒸汽加热锅炉启动系统在机组正常运行时停止使用，相应管路上的调节阀和前后隔离闸阀均处于关闭状态，因此在阀门组前后设计有自动疏水器，疏水至疏水扩容器，以保证及时排出管路中的凝结疏水。阀门组各阀门之间设启动放水。为了充分利用邻机加热蒸汽的热能，在2号高加正常疏水管段上接一路支管至3号高加正常疏水阀下游，除氧器入口止回阀上游，在启动时将2号高加疏水单独引接至除氧器来回收热量。这一路支管上需设置一电动闸阀和气动调节阀，在3号高加正常投运时关闭。2.4.3 邻机蒸汽加热锅炉启动系统的运行（以2号机组运行，3号机组启动为例）1）一期2号机组正常运行，3号机待启动，2号机至3号机启动加热系统中的调节阀和电动隔离阀处于关闭状态，3号机抽汽电动闸阀处于关闭状态。2）在启用邻机蒸汽加热2号高加系统前需确认：A3号机高加状态正常，高加水侧大旁路关，且3号机2号高加水侧有给水流量。 B2号机处于适合再热冷段向外抽汽状态，如同时满足再热汽温不超温、机组负荷70%BMCR、再热器减温水调阀开度较小等条件.3）开启2机至3启动加热系统中的电动隔离阀，然后逐渐开启2机至3启动加热系统调节阀，调节阀的开启速度应跟踪3机2号高加出口的给水温度的升温速率，必须将给水温度的升温速率控制在高加制造厂允许的范围内。同时还需保证3号机2号高加给水进出口的温差控制在高加制造厂允许的范围内。4）在升温的过程中，为了防止过度从2号机再热冷段抽汽，除了满足上述条件外， 3号机2号高加给水流量（t/h）和2号高加给水进出口温升（）不能大于最大允许值。5）随着启动加热蒸汽调节阀的阀门逐渐开启，调节阀后的蒸汽压力也将逐渐升高，当调节阀后的压力达到一定数值时，关闭启动加热蒸汽调节阀和其前后电动隔离阀，然后开启3号机2号高加抽汽电动闸阀，切换为本机冷段向2号高加供汽。为了确保机组安全，启动加热蒸汽上的调节阀和隔离闸阀与2号抽汽电动闸阀需相互闭锁，2号高加抽汽电动闸阀必须在启动加热蒸汽管道上的调节阀和隔离闸阀都完全关闭后才允许向2号高加供汽。6）在启动加热蒸汽投用的过程中，应密切注意两台机组的运行情况，一旦出现任何异常情况（如：2号机再热冷段蒸汽超温、3号机给水温度骤升、启动蒸汽管道振动或噪音较大等），必须立即关闭启动加热蒸汽管道的调节阀和电动隔离闸阀。3 经济分析3.1 一期辅汽系统改造材料清单序号标准号名称及规格数量材料单重kg总重kg1GB3087-1999无缝钢管 377x9160m2081.7137022GB3087-1999无缝钢管 273x72m2045.9291.83E2.5C12SO90无缝热压弯头PN2.5 DN350A432038.416514E2.5C12SO30无缝热压弯头PN2.5 DN350A22012.825.65R2.5C12SO大小头PN2.5 DN350AxDN25022020.841.66T2.5C12EO等径三通PN2.5 DN350AxDN350A32041.9125.77T2.5C12EO异径三通PN2.5 DN350AxDN25032032.898.48Z40H-25闸阀及法兰组件PN2.5 DN350A1铸钢6316319Z940H-25电动闸阀及法兰组件PN2.5 DN350A1铸钢73673610H41H-25止回阀及法兰组件PN2.5 DN350A2铸钢3887761110LBG11AA10120LBG11AA101进口：5.1MPa,t=359,接管 219x9出口：1.25Mpa,t=359,接管 377x9自带大小头,流量Q=75t/h2组合件/12GB3087-1999无缝钢管 38x2.510m202.1921.913J41H-25闸阀及法兰组件PN2.5 DN321铸钢8.58.514支吊架材料Q235-A27003.1.2锅炉静压上水系统材料清单序号标准号名称及规格数量材 料单重kg总重kg备注1GB3087-1999无缝钢管32x2.520201.8236.42GB3087-1999无缝钢管377x97.42081.7604.583E2.5C12SONA90:350A90无缝热压弯头PN2.5 DN350A22038.476.84T2.5C12EO:450Ax350A热压三通PN2.5 DN450Ax350Ax450A22074.7149.45T2.5C12EO:350Ax350A热压三通PN2.5 DN350Ax350Ax350A22041.883.6630LBG32AA401截止阀J41H-25 PN2.5 DN252碳钢1326730LBG31AA010旋启式止回阀H44H-25 PN2.5 DN350A 377x92碳钢5001000830LBG32AA001电动楔式闸阀Z940H-25 PN2.5 DN350A 377x92碳钢10002000930LBG32AA101调节阀接管规格377x9/377x92碳钢/进口10支吊架材料Q235-A6003.1.3邻机蒸汽加热锅炉启动系统材料清单序号标准号名称及规格数量材 料单重kg总重kg备注1GB5310-1995无缝钢管168x724320G27.86855.42GB3087-1999无缝钢管114x4.5132012.2158.63GB3087-1999无缝钢管159x6.513.52024.4329.44GB3087-1999无缝钢管38x2.5130202.192855GB3087-1999无缝钢管32x220201.8222.66GB5310-1995无缝钢管32x218020G1.823287E10C13SO NA90:15090热压弯头PN10，DN1505320G13.9736.78E10C13SO NA45:15045热压弯头PN10，DN150720G8.257.49E10C13SO NA60:15060热压弯头PN10，DN150120G9.39.310E6.3C12SONA90:10090热压弯头PN6.3，DN1004203.51411E6.3C12SONA90:150A90热压弯头PN6.3，DN150A4208.333.212T6.3C12EO300x150热压三通PN6.3，DN300x15012049.449.413T2.71A21EO375x200热压三通P=2.71Mpa，t=545，DN375x200110CrMo91010810814T10C13EO:200x150热压三通PN10，DN200x150120G27.127.115T10C13EO:150x150热压三通PN10，DN150x150220G14.52916R6.3C12SO200x150A钢管模压异径管PN6.3，DN200x150A1207.27.217R6.3C12SO150x100钢管模压异径管PN6.3，DN150x1001203.83.818T10C13SO150x25接管座PN10，DN251320G0.577.4119T4.0C12SO150x25接管座PN4.0，DN252200.160.32T10C13SO65x25接管座PN10，DN25220G0.571.1420H10C13FB:150对焊堵头PN10，DN150120G6.56.521GD87-907-5/86/8排水漏斗389Q1950.4213.7922Z940H-100电动闸阀PN10，DN1505-400400其中2只阀门进口23Z40H-100闸阀PN10，DN1502-30030023Z41H-64闸阀PN6.4，DN1001-898924H44H-100止回阀PN10，DN1501-21221225H44H-64止回阀PN6.4，DN1501-18418426气动调节阀P=5.03MPa(g)，t=360，168x71-/进口27气动调节阀P=5.72MPa(g)/2.563MPa(g)，t=274，114x4.5/159x6.51-/进口28J61H-100截止阀PN10，DN2532碳钢1651229J41H-40截止阀PN4，DN2010碳钢13130疏水器PN10，DN256碳钢/30支吊架材料Q235-B5000注：以上表格中的数量均为设计优化会议确定的实施范围，包括一期辅汽系统的改造、3号机组的静压上水系统、邻机加热蒸汽母管供到3号机，预留接至4号机接口。从3号机至4号机组的邻机加热蒸汽管道及阀门未列其中。4 本期工程设计优化增设锅炉静压上水系统和邻机蒸汽加热锅炉启动系统注意事项1）邻机蒸汽加热启动系统的汽源均为一期运行机组的高压缸排汽，一期机组高压缸排汽所允许的抽汽量有限，启动时应根据一期机组运行情况合理分配用汽。从一期正常运行机组冷段抽厂用汽后，对正常运行机组的负荷会有一定影响。2）二期机组正常运行时，本系统中的电动、手动阀和调节阀均要求处于闭锁状态，以保证一、二期机组安全运行。3）从一期运行机组抽厂用汽后，进入锅炉再热器蒸汽流量减少，应注意控制一期抽厂用汽的机组的锅炉再热器温度。4）根据2009年3月6日7日的优化会议确定，本工程邻机蒸汽加热启动系统的加热蒸汽量和调节阀是按锅炉采用带启动循环泵的启动方式，启动过程中流经2号高加加热的给水最大流量为10BMCR来进行计算。实际上当锅炉点火后，锅炉蒸发量会逐渐增加，给水泵流量超过10BMCR，2号高加加热之后的给水温度会不升反降。5）采用邻机蒸汽加热锅炉启动系统后，锅炉启动过程中，过高的锅炉给水进水温度导致水冷壁欠焓不足，锅炉点火后水冷壁容易过热出现汽化，严重时导致爆管，所以邻机蒸汽加热锅炉启动系统投入后，应严格控制锅炉给水进水温度。6） 增设本报告中的两个系统后机组启动过程与常规电厂有所不同，需和主机厂和调试单位联系，制定合理的启动方案。第二篇 脱硫增压风机增加旁路烟道专题报告1概述吸风机和脱硫增压风机是锅炉机组的主要辅机，是机组安全和经济运行的关键设备。本专题将主要论证在考虑到机组低负荷运行工况下，由于锅炉本体阻力以及脱硫系统阻力的降低，在此条件下考虑仅吸风机运行、脱硫增压风机停运的可能性，从而降低电厂运行厂用电的可能性。锅炉吸风机因其输送的是含尘且温度较高的烟气，风量大、风压高，它运行的可靠性、耐磨性、经济性、价格将直接影响电厂的初投资及今后的运行经济效益。在目前国内大型机组锅炉所配备的吸风机中，静叶可调轴流风机、动叶可调轴流风机和离心风机均占相当重要的地位。而随着电厂机组容量增大，在单机容量300MW及以上电厂中，离心风机基本不予推荐选用，其原因在于随着流量的增大，离心风机叶片长度增长，制造难度大，价格高，且在变工况运行条件下效率低。因此，在吸风机选型时，一般采用静叶可调轴流吸风机或动叶可调轴流吸风机。2工程概况及项目执行情况2.1 工程介绍及主辅机配置西塞山电厂二期工程扩建2680MW超超临界燃煤发电机组，并留有扩建的条件，本期工程预留脱硝装置（SCR脱硝工艺）安装条件，同步设置脱硫装置（湿法脱硫工艺，设置GGH）。本期工程锅炉燃煤设计煤种采用30河南贫煤与70陕西黄陵烟煤的混煤，校核煤种1为陕西黄陵烟煤，校核煤种2采用40河南贫瘦煤与60陕西黄陵烟煤的混煤。锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、四墙切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、型布置、煤粉锅炉，锅炉采用露天布置、全钢构架、全悬吊结构；锅炉最底层燃烧器设置等离子点火装置并保留常规的燃油系统；锅炉不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。制粉系统选用中速磨正压直吹式冷一次风机系统，每台锅炉配置6台上海重型机器厂生产的HP1003Dyn（带动态分离器）型中速磨煤机，5运1备。每台锅炉配置250%容量的动叶可调轴流式送风机，由上海鼓风机厂有限公司供货；250%容量的双级动叶可调轴流式一次风机并由成都电力机械厂供货；250%容量的静叶可调轴流式吸风机，由成都电力机械厂供货。本工程所有的6kV电动机单独订货，由湘潭电机厂负责供货，风机与电动机设置的总体归口由风机厂负责。每台锅炉配置两台双室五电场静电除尘器，除尘效率99.85，除尘器出口烟气含尘浓度100mg/Nm3，除尘器由天洁集团有限公司供货。2.2 负荷运行模式本工程机组年运行小时数按7400h（全年小时数扣除每年45次小修时间及大修周期内均分到每年的时间）考虑，年利用小时数按5000h，机组运行负荷模式假定为：机 组 负 荷运 行 小 时 数100%BRL2200 h75%THA1600 h50%THA2000 h40%THA1200 h30%THA400 h2.3 项目执行情况根据本工程的环评批复文件，本工程预留脱硝装置安装空间，脱硫系统采用湿法脱硫工艺，同时设置GGH，脱硫增压风机单独设置。目前GGH设备及脱硫增压风机均已订货，全套脱硫系统由华电工程脱硫部负责执行。根据电规院印发的本工程初步设计审查会议纪要（电规发电【2007】475号），与之相关的主要内容如下：（1）本工程送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机，送风机的风量裕量不小于10，风压裕量不小于15。一次风机的风量裕量不小于35，风压裕量不小于30。吸风机采用静叶可调轴流式（在初步设计收口时已确定），风量裕量不小于15，风压裕量不小于25。（2）本工程预留烟气脱硝装置方案采用选择性催化还原（SCR）工艺。SCR反应器布置于炉后一次风机和送风机构架上方，催化剂按2+1层预留。锅炉钢架和一次风机、送风机土建框架及相关基础、电除尘器按设置SCR装置设计，空气预热器、吸风机预留改造条件，而吸风机电动机容量按设置SCR装置选择。（3）每套脱硫系统设置1台100%容量的动叶可调轴流增压风机。根据目前了解的有关情况，本工程的三大风机以及脱硫增压风机均已订货，制造厂已经投料生产。由于本工程的吸风机和脱硫增压风机分开设置，本专题将根据低负荷工况各设备及阻力的数据进行计算和分析，探讨在机组启动和低负荷阶段脱硫增压风机设置旁路烟道（即脱硫增压风机停运）以吸风机代替的可能性，负荷范围在30%75%THA工况进行核算。3吸风机在低负荷工况的阻力参数分析本工程吸风机与增压风机是单独设置、分别订货的，在BMCR、BRL工况下，锅炉及其辅助设备系统、脱硫系统的阻力均在较大工况下运行，吸风机不可能同时克服脱硫岛的阻力，因此在BMCR、BRL工况开启脱硫增压风机旁路的运行方式在本专题中不进行考虑和讨论。3.1 锅炉设备在低负荷工况下运行的技术参数表锅炉厂根据汽机厂提供的热平衡图75%THA、50%THA、40%THA、30%THA四个工况，提供了相应的热力计算参数表。烟道阻力的具体技术数据如下：项 目 名 称单位烟道阻力75%THA50%THA40%THA30%THA炉膛出口至预热器入口阻力炉膛出口kPa0.1000.1000.1000.100炉膛出口到水平烟道阻力kPa0.1000.1000.1000.100转向室kPa0.0800.0800.0800.080尾部烟道阻力kPa0.3140.2300.1920.154挡板阻力kPa0.3560.2610.2180.175烟道自通风能力kPa0.3750.3620.3510.345省煤器至预热器烟道阻力kPa0.1510.1290.1210.114空预器烟气侧阻力kPa0.7170.4650.3520.264预热器出口烟道阻力kPa0.0310.0180.0130.009炉膛出口至预热器出口阻力合计(不含脱硝阻力)kPa2.2241.7451.5271.341锅炉的热力计算数据如下：项 目 名 称单位技术参数及数据75%THA50%THA40%THA30%THA锅炉计算效率%94.0193.9493.7693.28未燃尽碳损失%0.901.001.301.50排烟温度(修正前)1121039895排烟温度(修正后)106989288磨煤机运行台数/43223.2 脱硫设备在低负荷工况下运行的技术参数表根据华电工程脱硫部提供的相关技术数据，锅炉在低负荷运行工况下的技术数据表如下（每台锅炉的烟气总量）：名 称单位数值（设计煤种）机组运行工况75%THA50%THA40%THA30%THA入口烟气流量(湿态)m3/h2410535181405315194021245575脱硫系统阻力Pa257716801208972出口烟气流量(湿态)m3/h2118522162618113782791142031出口烟气流量(湿态)Nm3/h166793012927701102080918529出口烟气温度76.07270683.3 低负荷运行工况下吸风机的运行参数此时低负荷运行工况下的吸风机运行参数特指脱硫增压风机停运、投入旁路烟道的工况。根据以上锅炉厂提供的技术参数和华电脱硫工程部所提供的烟气阻力参数，为进一步确定吸风机在考虑脱硫系统阻力后的实际运行工况，风机按2台吸风机同时运行和1台吸风机运行两种工况分别进行计算。经过计算后的风机的实际运行参数如下：2台吸风机同时运行时单台吸风机参数详见下表：名 称单位数值（设计煤种，运行工况，无裕量）机组运行工况75%THA50%THA40%THA30%THA风机入口流量m3/h1205048901845753224616413m3/s334.74250.51209.23171.24风机入口静压Pa-2971.7-2325.1-2040.9-1802.4风机入口烟气温度98.9492.0086.5783.07入口烟气密度kg/m30.9420.9640.9800.991入口烟气含尘量mg/Nm3100入口烟气含湿量g/kg40.8537.9337.0735.35风机静压升Pa5684.83923.83090.22556.0注：以上风机运行参数已考虑脱硫系统阻力（不包括脱硝系统阻力），同时脱硫增压风机不投运。1台吸风机运行的风机参数详见下表：名 称单位数值（设计煤种，运行工况，无裕量）机组运行工况75%THA50%THA40%THA30%THA风机入口流量m3/h2410097180369015064481232826m3/s669.47501.03418.46342.45风机入口静压Pa-2971.7-2325.1-2040.9-1802.4风机入口烟气温度98.9492.0086.5783.07入口烟气密度kg/m30.9420.9640.9800.991入口烟气含尘量mg/Nm3100入口烟气含湿量g/kg40.8537.9337.0735.35风机静压升Pa5684.83923.83090.22556.0注：以上风机运行参数已考虑脱硫系统阻力（不包括脱硝系统阻力），同时脱硫增压风机不投运。4脱硫增压风机增加旁路的可行性分析由于本工程的吸风机已经订货（静叶可调轴流风机，风机型号为YA16636-8Z）并且已经投料生产，因此上述吸风机的运行将均基于该机型的风机性能特性曲线进行技术性分析。在将上述参数传给吸风机的供货厂家成都电力机械厂后，供货厂家根据以上技术数据进行相应的分析和计算，并提供了相应的技术支持。在以上两种工况下（2台吸风机同时运行和1台吸风机运行），风机运行的各性能曲线如下图所示：4.1 低负荷运行工况下吸风机的特性曲线分析从以上静叶可调轴流吸风机的性能曲线分析可以看出：（1）当两台吸风机同时运行：在75%THA工况点已接近失速线；在50%THA工况点、40%THA工况、30%THA工况的运行点已进入失速区，风机无法安全运行；（2）当单台风机运行：在75%THA工况点已超出了风机的运行范围，风机出力不足；在50%THA工况点、40%THA工况、30%THA工况的运行点远离失速线，在理论上完全可以保证风机能安全运行，此时风机对应的轴功率分别为2466kW、1725kW、1340kW，完全满足电动机额定功率4800kW的运行范围内。从以上分析可以看出，在机组30%50%THA低负荷工况下运行采用单台吸风机克服整个烟风系统和脱硫系统的模式，从趋势上讲，是完全可行的。也就是说当脱硫增压风机不投运的条件下走旁路烟道，当机组负荷在50%THA工况以下运行时，理论上可以考虑采用单台吸风机运行的模式从而节约厂用电。4.2 增加脱硫增压风机旁路的经济性分析4.2.1 经济性比较的原则A：机组运行模式本工程机组年运行小时数按7400h（全年小时数扣除每年45次小修时间及大修周期内均分到每年的时间）考虑，年利用小时数按5000h，机组运行负荷模式假定为：机 组 负 荷运 行 小 时 数100%BMCR2200 h75%THA1600 h50%THA2000 h40%THA1200 h30%THA400 hB：经济比较方法方案经济比较采用等额年金的年费用法，按一台机组考虑。公式如下：年费用=设备费折算到每年的年金+运行费用设备费折算到每年的年金a与还贷年限n和年利率i以及设备总价P有关。a=P*i/(1-(1+i)-n)由于缺乏相应数据，还贷年限：n=18年；年利率：i=7.83%（数据暂定）年运行费用主要包括两部分：a）厂用电费；b）运行维护费。根据可研报告，成本电价按0.289元/kW.h。4.2.2 初投资费用价格比较（单台机组）总价（万元）年金a（万元/年）增加旁路烟道所需的工艺系统工程量11311.92增加旁路烟道所需的土建及安装部分工程量13113.81说明：以上为单台机组增加脱硫增压风机旁路所需增加的投资价格。4.2.3 增加脱硫增压风机旁路烟道的综合经济比较对于增压脱硫增压风机旁路烟道的综合技术经济比较，将按以下运行方式和计算原则进行计算和比较：（1）不设置脱硫增压风机旁路的运行方式：因在100%BMCR和75%BMCR工况下，需吸风机和脱硫增压风机同时运行，此时不存在节省厂用电的问题，因此这两种工况将不参与经济性比较计算；（2）在50%THA工况及以下工况运行时，无论是否设置脱硫增压风机旁路，此时吸风机均单台运行。根据以上分析，增压脱硫增压风机旁路的具体计算及经济分析详见下表：序号名 称无脱硫增压风机旁路有脱硫增压风机旁路150%THA风机运行台数11风机耗电功率kW3678.92691.3工况运行小时数h20002000年耗电量，MWh73585383240%THA风机运行台数11风机耗电功率kW2730.31896.8工况运行小时数 h12001200年耗电量，MWh32762276330%THA风机运行台数11风机耗电功率kW2152.81486.2工况运行小时数 h400400年耗电量，MWh8615944每炉全年耗电量（炉后部分，kW.h）1149.5x104825.3x104成本电价（元/kW.h）0.2890.289每炉全年耗电费（炉后部分，万元）332.21238.52每炉全年耗电费差（炉后部分，万元）基数-93.70每炉全年运行费用差（炉后部分，万元）基数-93.705增加脱硫增压风机旁路的工艺投资(万元)基数113增加脱硫增压风机旁路的土建及安装投资(万元)基数131增加脱硫增压风机旁路的投资折算年金差a（万元）基数25.736增加脱硫增压风机旁路的年费用差(万元)基数-67.97注：1、以上风机的计算数据来自吸风机厂家及华电脱硫工程部提供的相关技术数据；增加脱硫增压风机旁路所增加的费用为华电脱硫工程部提供的技经概算数据。2、无脱硫增压风机旁路工况为吸风机和脱硫增压风机同时运行，有脱硫增压风机时仅单台吸风机运行；从以上的经济分析数据可以看出，在设置脱硫增压风机旁路后，如按假设条件的低负荷工况运行，理论上每年可节约67.97万元。4.3 低负荷运行工况下单台吸风机运行存在的问题从以上的技术分析可以看出，在理论分析及趋势上，当机组在低负荷工况下运行时，设置脱硫增压风机旁路、单台吸风机运行从而克服整个烟风系统和脱硫系统阻力的模式是可行的，但也同时存在一些不确定因素：（1）以上数据的计算均为基于理论分析计算，在实际运行过程中可能存在一定的偏差，因此单台风机运行的技术参数临界点需在实际运行过程中进行验证，可能对机组的实际安全运行造成一定的影响。（2）从机组点火至逐渐升负荷的过程中，吸风机的运行台数也由最初始的1风机运行增加为2台风机同时并列运行，同时脱硫增压风机也会相应投入运行，这是一个正常的启动程序。在机组降负荷的过程中，如采用单台吸风机的运行模式，则必然会出现一台吸风机和脱硫增压风机同时停运的过程，此时单台风机的运行必然会对机组的正常运行产生一定的波动冲击，这种运行模式对机组的实际运行提出了更高的技术要求。（3）低负荷工况单台吸风机运行时，空气预热器、除尘器均为双侧运行，可能导致两侧的空气预热器及除尘器的烟气流量不均匀，引起除尘器的除尘效率下降、空气预热器出口左右侧烟温偏差增大的现象。5结 论综上所述，考虑到机组有可能在低负荷条件下运行时间相对较长，为有效节省工程的厂用电率，因此在本工程施工图设计阶段做了进一步的设计优化，对脱硫增压风机设置烟气旁路、利用吸风机的本身的工作特性（此时锅炉本体烟风的阻力均有不同程度的降低）来克服烟风系统和脱硫系统总阻力的方案进行了相应的理论计算和分析，具体结果如下：（1）从吸风机的特性曲线和运行趋势分析，本工程设置脱硫增压风机烟气旁路的方案是可行的，脱硫增压风机烟气旁路的容量建议按50%BMCR容量（相当于50-60%THA）进行相应的设置。（2）从设置脱硫增压风机旁路的技术经济分析可以看出，与无旁路的运行工况相比，每年的年费用率将减少67.97万元，按单台机组增加脱硫增压风机旁路的投资为244万元进行计算，如能按计算所采用运行小时数进行运行，则45年即可收回投资（如低负荷运行时间更长，则回收的时间会更短）。（3）在脱硫增压风机旁路投运初始及运行过程中，应严格监控整个烟气系统可能出现的压力变化及波动，对可能出现的情况应有相应的调整和控制措施。（4）在机组负荷下降过程中，吸风机在由2台同时运行切换到1台运行时的临界点应严格控制（可根据实际运行阶段的测量数据作为指导），避免对机组安全运行产生影响。（5）国内已有电厂也同样设置了类似的系统并已经投运，取得了一定的运行经验，可以借鉴。第三篇 吸风机增加变频装置可行性论证专题报告1概述吸风机是锅炉机组的主要辅机，是机组安全和经济运行的关键设备。因而，合理选择风机的型式是电站设计的主要内容之一。目前国内600MW级机组的吸风机主要采用动叶可调轴流风机和静叶可调轴流风机两种型式。因本工程的吸风机是按照预留脱硝来进行考虑的，而与之匹配的吸风机电机是根据同步脱硝来进行设计供货的。本报告将主要针对吸风机在配置大电机的条件下增加变频装置的可行性进行相应的技术经济分析，以确定本工程的吸风机现阶段是否采用变频装置。2工程概况及项目执行情况2.1 工程介绍及主辅机配置西塞山电厂二期工程扩建2680MW超超临界燃煤发电机组，并留有扩建的条件，本期工程预留脱硝装置（SCR脱硝工艺）安装条件，同步设置脱硫装置（湿法脱硫工艺，设置GGH）。本期工程锅炉设计煤种采用30河南贫煤与70陕西黄陵烟煤的混煤，校核煤种1为陕西黄陵烟煤，校核煤种2采用40河南贫瘦煤与60陕西黄陵烟煤的混煤。锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、四墙切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、型布置、煤粉锅炉，锅炉采用露天布置、全钢构架、全悬吊结构；锅炉最底层燃烧器设置等离子点火装置并保留常规的燃油系统；锅炉不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。制粉系统选用中速磨正压直吹式冷一次风机系统，每台锅炉配置6台上海重型机器厂生产的HP1003Dyn（带动态分离器）型中速磨煤机，5运1备。每台锅炉配置250%容量的动叶可调轴流式送风机，由上海鼓风机厂有限公司供货；250%容量的双级动叶可调轴流式一次风机并由成都电力机械厂供货；250%容量的静叶可调轴流式吸风机（吸风机配套电机按同步脱硝进行设计），由成都电力机械厂供货。本工程所有的6kV电动机单独订货，由湘潭电机厂负责供货，风机与电动机设置的总体归口由风机厂负责。每台锅炉配置两台双室五电场静电除尘器，除尘效率99.85，除尘器出口烟气含尘浓度100mg/Nm3，除尘器由天洁集团有限公司供货。2.2 项目执行情况根据本工程的环评批复文件，本工程预留脱硝装置安装空间，脱硫系统采用湿法脱硫工艺，同时设置GGH，脱硫增压风机单独设置。目前GGH设备及脱硫增压风机均已订货，全套脱硫系统由华电工程脱硫部负责执行。根据电规院印发的本工程初步设计审查会议纪要（电规发电【2007】475号），与之相关的主要内容如下：（1）本工程送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机，送风机的风量裕量不小于10，风压裕量不小于15。一次风机的风量裕量不小于35，风压裕量不小于30。吸风机采用静叶可调轴流式（在初步设计收口时已确定），风量裕量不小于15，风压裕量不小于25。（2）本工程预留烟气脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）工艺。SCR反应器布置于炉后一次风机和送风机构架上方，催化剂按2+1层预留。锅炉钢架和一次风机、送风机土建框架及相关基础、电除尘器按设置SCR装置设计，空气预热器、吸风机预留改造条件。而吸风机所配电动机容量则是按设置SCR装置选择。（3）每套脱硫系统设置1台100%容量的动叶可调轴流增压风机。根据目前了解的有关情况，本工程的三大风机以及脱硫增压风机均已订货，制造厂已经投料生产。本工程的吸风机采用动叶可调轴流式吸风机，本专题将根据低负荷工况各设备及阻力的数据（不包括脱硫系统阻力）进行计算和分析，并同时针对静叶可调轴流式吸风机的特性曲线，探到吸风机增加变频装置运行的经济性和可行性。3国产轴流风机生产状况由于在BMCR工况下，锅炉设备系统及脱硫系统的阻力均在最大工况下运行，此时吸风机和脱硫增压风机必须同时运行方可满足机组安全运行的要求，因此BMCR工况在本专题中不进行考虑和讨论。3.1 生产厂家目前为600MW及以上机组提供配套轴流风机的制造厂主要有：上海鼓风机厂、成都电力机械厂。上海鼓风机厂和成都电力机械厂都引进了国外公司的设计和制造技术，可以为600MW及以上机组提供各种型式的风机。其他具备为600MW及以上机组制造风机的厂家还有沈阳鼓风机厂和豪顿华公司。3.2 静叶可调轴流式风机生产情况上海鼓风机厂引进德国BABCOCK公司的静叶可调轴流式风机的设计和制造技术，成都电力机械厂引进德国KKK公司的静叶可调轴流式风机的设计和制造技术，豪顿华工程有限公司也生产静叶可调轴流式风机。国内生产的静叶可调轴流式风机已大量用作600MW机组的吸风机，已经具有了成熟的设计和运行经验。3.3 动叶可调轴流式风机生产情况沈阳鼓风机厂引进丹麦诺文科公司的动叶可调轴流式风机设计和制造技术。其动叶片是采用铸铝加不锈钢镀铬耐磨鼻结构，其耐磨性较差，用于送风机和一次风机没有问题。但用于吸风机时，对烟气的含尘量有较严格的要求。沈阳鼓风机厂也已开发了钢制叶片，这将使其耐磨性有较大的提高。上海鼓风机厂引进德国TLT公司的动叶可调轴流式风机设计和制造技术。其动叶片材料采用低碳合金钢，表面喷涂耐磨层，具有很强的耐磨性。用作吸风机时，对烟气含尘量的要求已不十分严格，动叶片的使用周期可大大加长。豪顿华工程有限公司的动叶可调轴流式风机可以根据不同的应用情况采用不同的叶片材料设计。对送风机和一次风机叶片材料采用锻铝或铸铝。对吸风机，根据烟气含尘量的大小采用不同的材料。成都电力机械厂引进德国KKK公司的设计和制造技术，生产AP系列动叶可调轴流式风机。AP系列动叶可调轴流作为针对不同的工作条件，可提供铸铝、锻铝、球墨铸铁或锻钢的动叶片。4吸风机选型比较锅炉吸风机因其输送的是含尘且温度较高的烟气，风量大风压高，它运行的可靠性、耐磨性、经济性、价格将直接影响电厂的初投资及