引风机小汽机驱动优化.doc

60-F1833华能沁北电厂三期（21000MW ）工程 设计阶段热机部分 沁北三期工程小汽机驱动引风机优化设计报告中国电力工程顾问集团西北电力设计院2009年4月西安批准： 朱 军审核： 马 欣 强 李 强校核： 郑 烨 陈 瑞 克编写： 陈 瑞 克 郑 烨 目录1. 工程简况2. 引风机轴功率3. 引风机小汽机驱动的汽耗量计算4. 引风机小汽机型式5. 引风机小汽机驱动的经济性比较5.1引风机小汽机驱动后对机组耗汽量的影响5.2引风机小汽机驱动后对电厂厂用电率的影响5.3引风机小汽机驱动后初投资的增加6. 引风机小汽机组的布置情况7引风机小汽机组的启动及备用汽源8小结9附件1. 工程简况沁北电厂厂址位于河南省西北部的济源市五龙口镇境内，北依太行山与山西省相望，东南距郑州市约140km，西南距洛阳市60余km，东距焦作市约50km，济源市位于厂址西南面，相距约17km。本工程系扩建性质。一期建设规模为2600MW国产超临界凝汽式汽轮发电机组，已于2004年全部投产。二期建设规模为2600MW国产超临界凝汽式汽轮发电机组，已于2007年全部投产。本期建设规模为21000MW，机组采用国产超超临界凝汽式汽轮发电机组。同步建设烟气脱硫、脱硝设施，留有扩建余地。本工程三大主机分别为东方锅炉（集团）股份有限公司、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、哈尔滨电机厂有限责任公司产品。1) 锅炉容量和主要参数: 采用超超临界变压直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型燃煤锅炉。锅炉主要热力参数如下表（设计煤种）：名 称单位BMCRBRL过热蒸汽流量t/h31102943.67过热器出口蒸汽压力MPa(g)26.2526.12过热器出口蒸汽温度oC 605605再热蒸汽流量t/h2465.62326.9再热器进口蒸汽压力MPa(g)5.555.24再热器出口蒸汽压力MPa(g)5.365.07再热器进口蒸汽温度oC360353再热器出口蒸汽温度oC603603省煤器进口给水温度oC302298预热器出口一次风326324预热器出口二次风339336空气预热器出口（修正后）117116炉膛出口过剩空气系数-1.181.18注：（1）. 压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压(以后均同)。（2）.锅炉BMCR工况对应于汽机VWO工况，BRL工况对应汽机TRL工况。2) 汽轮机容量和主要参数:超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定转速为3000转/分。项 目单位THA工况TRL工况TMCR工况VWO工况机组出力kW1000000100000010620341108539汽轮发电机组热耗值kJ/kWh7309.87650.57312.67318.9主蒸汽压力MPa(a)25.025.025.025.0再热蒸汽压力MPa(a)4.5344.8134.8565.102高压缸排汽压力MPa(a)5.0385.3485.3965.669主蒸汽温度600600600600再热蒸汽温度600600600600高压缸排汽温度348.5354.8356.1361.6主蒸汽流量kg/h2729510294367029436603110000再热蒸汽流量kg/h2187890232690023452302465600平均背压KPa4.911.84.94.9低压缸排汽流量kg/h1523520161203016172601691150补给水率%03002. 引风机轴功率引风机输送介质为含尘且温度较高的烟气。选用引风机的因素除考虑风机体积、重量、效率和调节性能外，还要求耐磨、对灰尘的适应性好，以保证在规定的检修周期内能安全运行。在此可供选择的风机型式有三类：动叶可调轴流式风机、静叶可调轴流式风机以及双速、变频或双吸入口导叶离心式风机。离心式风机设备体积和重量庞大，给检修和维护带来很大困难，国内目前极少使用。动叶可调轴流风机由电动执行器直接调节液压调节装置，进而调节动叶片角度，改变风机风压、风量。适用于压头高、定转速的运行方式，不适用于调速运行的方式。静叶可调风机由电动执行器直接调节风机进口导叶角度，从而达到改变风压、风量的目的。与动调风机比较，静调风机临界转速高，叶片采用宽而短的等强度叶片，对速度调节的适应性好，较适用于调速运行的方式。本工程采用引风机与增压风机合并设置的型式，采用动叶可调或静叶可调轴流式风机。 引风机招标后，引风机中标制造商提供的静叶可调轴流式风机性能计算如下： 工况 煤种项目TB工况B-MCR工况BRL工况THA75%THA50%THA40%THA设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)744.03649.81635.78584.29443.57340.31279.75风机入口质量流量(kg/s)664.75604.32591.28549.23425.83330.10279.75风机入口温度()125.00110.00110.00108.07100.8393.0983.85入口烟气密度(kg/m3)0.890.930.930.940.960.971.0风机入口全压(Pa)风机入口静压(Pa)-5520-4600风机出口全压(Pa)风机出口静压(Pa)29402450风机全压升(Pa)8460705069286504552849824728风机静压升(Pa)8460705069286504552849824728风机出口风温()风机附件损失(Pa)已包含在全压效率内风机全压效率(%)84.085.685.685.680.060.052.6风机转速(r/min)755722713675593300450风机轴功率(kW)7324525950634379303728062500注：在启动和降负荷时（降至30VWO）风机的转速在250300转之间。3. 引风机小汽机驱动的汽耗量计算为进一步降低厂用电率，节约能源。本工程对引风机（与增压风机合并）采用小汽轮机驱动的方案进行了考虑。汽源方案有两种选择：一种是汽源采用主机的高压缸排汽（冷再热蒸汽），小汽机排汽至除氧器，即背压式小汽机方案；另一种是汽源采用主机的四段抽汽，排汽至小汽机凝汽器，经小机凝结水泵将凝结水打入主机凝汽器，即凝汽式小汽机方案。如采用背压式小汽机方案，汽源来自主机冷再热蒸汽，根据主机热平衡图提供的汽源参数，蒸汽过热度偏低（仅86），汽轮机通流部分过早进入湿蒸汽区，水冲击较大，大部分动静叶均需更换为经抗水蚀处理的动静叶，成本大大增加。若不进行水蚀处理，汽轮机寿命将大大缩短。为避免上述情况的出现，须减少小汽机的级数，从而导致用汽量大幅增加（约为凝汽式小汽机的两倍）。另外，由于背压式小汽机至除氧器的排汽量巨大，为防止除氧器汽化，主机至除氧器的四段抽汽量必须减小，最终四段抽汽量远小于小汽机排汽量，除氧器的压力已不能随主机四抽的压力进行滑压运行，而是随引风机小汽机的排汽压力运行。虽然可以靠小汽机排汽管上的调节阀来控制小汽机排汽进除氧器的压力，以实现与主机四抽压力的匹配，但同时又影响到了小汽机本身的进汽量和转速，热力系统的匹配和调节变得相当繁琐，特别是在各种变工况的情形下。哈尔滨汽轮机厂和东方汽轮机厂初步计算认为，此时不但主汽轮机去除氧器的四抽流量变小，同在中压缸的三段抽汽的流量也锐减。其次，背压式小汽机节省了小机凝汽器、小机凝结水泵、小机真空泵、循环水及胶球清洗系统等设备，但却增加了价格较为昂贵的配汽机构、调节阀、热工元件，以及超长的大口径排汽管（其压降损失不容忽视），整套系统的价格与凝汽式小汽机方案基本相当。所以，虽然背压式小汽机方案与凝汽式小汽机方案相比节省了部分的冷端损失，但考虑到其运行的可控性及对热力系统的较大影响，本工程推荐方案二，汽源采用主机的四段抽汽（过热172.8），排汽至小汽机凝汽器，经小机凝结水泵将凝结水打入主机凝汽器，即凝汽式小汽机方案。 热力系统图如下（引风机小汽机及给水泵小汽机均为凝汽式，正常运行汽源均来自主机的四段抽汽，低负荷运行汽源均来自主机的冷再热蒸汽。给水泵距主汽轮机较近，小汽机直接排汽至主机凝汽器；引风机距主汽轮机较远，小汽机排汽至自带的小凝汽器，经小机凝结水泵将凝结水打入主机凝汽器。）：热力系统图（引风机小汽机及给水泵小汽机均为凝汽式）根据以上原则，我方初步计算了主机的四段抽汽的耗气量（凝汽式小汽机方案），如下：名称单位工况TBBMCRTMCRTRLTHA75THA50THA40THA引风机轴功率KW73245259506350634379303728062500机械效率0.990.990.990.990.990.990.990.99变速箱效率0.950.950.950.950.950.950.950.95小汽机输出功率KW7787.3475591.7075383.3075383.3074656.0343229.1332983.5192658.161四抽压力MPA0.96840.96840.92350.89540.86660.66460.46660.3843四抽温度343.2343.2343.5340.6344.4348.8353.7322.4压损0.930.930.930.930.930.930.930.93温降55555555小机入口压力MPA0.9006120.9006120.8588550.8327220.8059380.6180780.4339380.357399小机入口温度338.2338.2338.5335.6339.4343.8348.7317.4小机入口焓KJ/KG3135.573135.573137.063131.53140.033152.973166.683103.87小机排汽压力MPA0.0070.0070.0070.0150.0070.0070.0070.007小机排汽温度39.0239.0239.025439.0239.0239.0239.02小机排汽焓（等熵）KJ/KG24602460246825102476256526282635蒸汽输出焓差KJ/KG675.57675.57669.06621.5664.03587.97538.68468.87小汽机效率0.820.820.830.830.8250.790.750.72机械损失KW6060606060606060四抽抽汽量（1台引风机）T/H50.9965936.7280535.287637.9879730.9911625.4918727.119828.98629四抽抽汽量（1台机组）T/H101.993273.456170.575275.9759461.9823150.9837454.239657.97258附：主机的冷再热蒸汽的耗气量（背压式小汽机方案），如下：名称单位工况TBBMCRTMCRTRLTHA75THA50THA40THA引风机轴功率KW73245259506350634379303728062500机械效率0.990.990.990.990.990.990.990.99变速箱效率0.950.950.950.950.950.950.950.95小汽机输出功率KW7787.3475591.7075383.3075383.3074656.0343229.1332983.5192658.161冷段压力MPA5.6695.6695.3965.3485.0383.7652.5672.126冷段温度361.6361.6356.1354.8348.5354368355.9压损0.930.930.930.930.930.930.930.93温降55555555小机入口压力MPA5.272175.272175.018284.973644.685343.501452.387311.97718小机入口温度356.6356.6351.1349.8343.5349363350.9小机入口焓KJ/KG3082.263082.263073.673071.33061.73104.0331603141.1除氧器压力MPA0.91990.91990.87730.85060.82330.63130.44330.3651小机排汽压损0.90.90.90.90.90.90.90.9小机排汽压力MPA1.0221111.0221110.9747780.9451110.9147780.7014440.4925560.405667小机排汽温度202202209210217235253260小机排汽焓（等熵）KJ/KG2721.482721.482715.882710.272708.442742.062786.172771.85蒸汽输出焓差KJ/KG360.78360.78357.79361.03353.26361.97373.83369.25小汽机效率0.790.790.790.790.780.760.690.62机械损失KW6060606060606060冷段抽汽量（1台引风机）T/H99.1187571.3859269.3282268.7060461.6155543.0425342.4771542.74304冷段抽汽量（1台机组）T/H198.2375142.7718138.6564137.4121123.231186.0850784.9542985.48608 由上表可知，背压式小汽机方案用汽量约为凝汽式小汽机方案的两倍。4. 引风机小汽机型式参考制造厂的小机机型为：NKS50/56，形式为单流、反动式、纯凝式，上进汽上排汽，汽轮机额定转速5700r/min（取齿轮箱效率=0.95），经两级减速到700r/min。汽轮机最大连续功率值：8000kW。汽轮机外形尺寸：338031003000 mm。凝汽器循环冷却水采用循环水，拟定循环水正常水温为25，最大为38，管材采用TP316，凝汽器初步面积1000，参考外形尺寸长度：7500mm、宽度：2900mm、高度：3500mm。有关参考机型的小汽机、凝汽器外形图如下：NKS50/56上进汽上排汽小汽机凝汽器外形图5. 引风机小汽机驱动的经济性比较5.1 引风机小汽机驱动后对机组耗汽量的影响哈汽厂针对引风机电动和汽动的热平衡计算见9.附件，由热平衡计算可知：汽轮机采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案后，THA工况的汽耗率由原先的2.730 Kg/KW.h上升到2.771 Kg/KW.h，上升了1.5，相当于发电设计标准煤耗增加4.06g/KW.h。同样可计算出机组各负荷下发电设计标准煤耗的增加值，以及两台机组一年多消耗的标准煤量。发电设备利用小时数对应下各负荷下机组运行时间分配机组类型机组年运行时间（小时）发电设备利用小时数（小时）各负荷下机组运行时间（小时）100%75%50%40%1000MW超超临界机组6600550035002000600500机组增加的耗煤量单位100THA75THA50THA40THA汽轮机增加的汽耗Kg/KW.h0.0410.0430.0650.084增加的发电标准煤耗g/KW.h4.064.477.129.05全年增加标煤（各负荷下）-两台机吨284201341042723620全年增加标煤-两台机吨49722根据以上计算，如采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案，两台机组一年多消耗标准煤49722吨。按每吨标准煤600元计，两台机组全年多消耗燃煤费用2984万元。5.2 引风机小汽机驱动后对电厂厂用电率的影响汽轮机采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案后，100THA工况的厂用电率由原先的4.305下降到3.322。用同样的方法可以计算出机组各典型工况范围下实际增加的供电量，以及两台机组一年增加的供电量。发电设备利用小时数对应下各负荷下机组运行时间分配机组类型机组年运行时间（小时）发电设备利用小时数（小时）各负荷下机组运行时间（小时）100%75%50%40%1000MW超超临界机组6600550035002000600500机组增加的供电量单位100THA范围75THA范围50THA范围40THA范围减少的厂用电率0.9830.8321.081.26减少的厂用电-1台机组KW10210698964345700全年增加的供电量（各负荷下）-两台机组KW.h714700002795600077208005700000全年增加的供电量-两台机组KW.h112846800根据以上计算，如采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案，两台机组一年增加的供电量112846800 KW.h。按上网电费0.32元/ KW.h计，两台机组全年多供电增收3611万元。综合5.1、5.2条所述，如采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案，两台机组一年增收3611-2984627万元。按机组运行年限18年，贷款利率为5.94，根据费用现值比较法进行综合经济比较如下： 汽动方案增加初投资 =汽动方案增加初投资 =汽动方案增加初投资7116（万元人民币）根据费用现值比较法的计算结果可以看出，只有当引风机汽动方案比引风机电动方案增加的初投资费用低于7116万元（两台机）时才能引风机汽动方案有收益。5.3 引风机小汽机驱动后初投资的增加汽轮机采用从主机的四段抽汽抽出蒸汽来驱动两台引风机小汽机的方案，增加的初投资，如下：项目数量/机组参考价格（万元/台）总价（万元/机组）增加设备项目小汽机减速箱（国产）小机凝汽器2套9001800凝结水泵2台4.99.8真空泵3台3090凝结水管道及部件7.1凝汽器胶球清洗系统2套0.350.7循环水管道及部件226.2蒸汽管道及阀门96.9行车20土建费用75热控增加费用30取消设备电动机2台350-700启备变-500初投资增加初投资增1155.7 两台机组初投资增加2311.4万元。有以上比较可知，采用引风机小汽机驱动方案在经济上占优。6. 引风机小汽机组的布置情况本工程采用锅炉引风机与脱硫增压风机合并的方案，引风机布置在炉后，采用横向布置的方式，小汽机布置在零米，小汽机采用上排汽方式，凝汽器布置在零米。零米还布置有凝结水泵、真空泵等设备。考虑到汽轮机回油、油站检修以及疏水方便，将汽轮机抬高一点（运转层约为2米），同时优化油站设计，用以保证回油高度和预留出疏水阀组的布置位置。有关引风机变速箱小汽机剖面布置图、引风机小汽机小机凝汽器小机排汽管剖面布置图、引风机小汽机组在炉后的平面布置图，简图如下：引风机变速箱小汽机剖面布置图引风机小汽机小机凝汽器小机排汽管剖面布置图引风机小汽机组在炉后的平面布置图7. 引风机小汽机组的启动及备用汽源引风机汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机四段抽汽，低负荷汽源来自主汽轮机高压缸排汽（冷再热蒸汽），当主汽轮机负荷降至正常工作汽源压力不能满足汽轮机驱动锅炉引风机的要求时，调节器自动地将汽源从工作汽源无扰动地切换到低负荷汽源（冷段），并在此工况下运行。当主机负荷重新上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。另有一路辅助蒸汽汽源作为小汽机的调试、启动及备用汽源。整机启动前，可通过来自一、二期老厂或三期邻机的辅助蒸汽对引风机进行调试，凝结水可排至机组排水槽。机组启动期间，来自一、二期老厂或三期邻机的辅助蒸汽为本机提供启动汽源，随着机组负荷的上升，小汽机汽源自动切换至本机的主机冷再热蒸汽或四段抽汽，凝结水可排至本机的主机凝汽器。当锅炉运行时如非引风机原因发生MFT（如汽机跳闸），为保证引风机运行，一直处于热备用状态的本机辅汽联箱将为小汽机提供可靠的汽源，汽源来自一、二期老厂或三期邻机的辅助蒸汽系统。引风机汽轮机汽源系统图，如下：8. 小结8.1 引风机采用凝汽式小汽机驱动（汽源来自主机四段抽汽）在技术上是可行的，两台机组一年可增收627万元。两台机组增加的2311.4万元初投资可以在56年里收回。8.2 由于三期机组主汽轮机的四段抽汽的压力、温度等参数与老厂4600MW超临界机组的四段抽汽参数基本一致，可保证全厂的辅汽系统的压力、温度等参数一致，当本机主汽轮机跳闸，本机引风机可由一直处于热备用状态的全厂辅汽系统提供可靠汽源。8.3根据哈汽厂提供的修改后的热平衡图（引风机采用凝汽式小汽机驱动），与锅炉制造厂；除氧器、高加制造厂；低加、凝汽器制造厂进行了配合。经核算，由于热力系统变化较小，各设备均不作修改，其设备裕量就可满足新的热力系统。 如：锅炉BMCR、BRL蒸发量、参数不变，只是汽机输出功率略有降低，这样当锅炉BRL蒸发量2943t/h不变的情况下，汽轮发电机TRL的功率为984.3MW（夏季）。为保证汽轮发电机TRL铭牌功率为1000MW，汽机厂计算了一个高背压1000MW热平衡（见9.附件），此时的锅炉蒸发量为2997t/h，汽机厂承诺由于本机型的裕量，汽机可以在进汽量为299