引风机驱动方式研究专题报告

1、汕头华电发电有限公司2X 660MW超超临界 机组工 程初步设计引风机驱 动方式 研究专题报告中国能源建设 集 团批 准: 审 核: 校 对: 编 写:目录1. 概述 1 2. 引风 机驱动方式选择 12.1 电动机驱动 12.2 汽轮机驱动 12.3 可行的引风机驱动方案 3 2. 引风 机驱动方式的技术分析33.1 电动机驱动方案的技术特点 33.2 汽轮机驱动方案的技术特点 33.3 设备选型 53.4 技术对比结论 7 3. 引风 机驱动方式的经济比较74.1 经济性比较前提 74.2 经济性比较方法 84.3 经济性比较输入数据 94.4 经济性计算结果 134.5 敏感性分析 13

2、4.6 供电标煤耗 144.7 经济比较的结论 144. 结论 15汕头华电发电有限公司 2X660MW超超临界机组工程内容提要引风机驱动方式目前有两种解决方案采用电动机或汽轮机驱动。采用电 动机驱动会带来厂用电率增加、启动电流过大等问题，而采用汽轮机驱动则初投资相对较高，运行维护系统复杂。本文结合本工程的边界条件对引风机的驱动方式进行初步技术经济比较，根据比较结果，现阶段暂推荐采用技术更成熟，运行更简单，综合投资更少，能源利用经济性更好的电动机驱动引风机方案。1概述随着电厂容量的日趋大型化，锅炉引风机的功率也随之增大；另外，鉴于环 保要求 脱硫系统与机组同时投产，取消脱硫增压风机，直接采用引

3、风机克服新增的 脱硫系统阻 力，已经成为电力行业的主流趋势。这使得引风机的功率进一步增加，这将 带来厂用电 增加、启动电流大等问题，从而造成厂用母线的电压降低，对厂用电系统带 来冲击。而采用汽动引风机尽管配套系统较为复杂，但具有彻底解决电动引风机对厂用电系统的冲击，提高上网电量，提高引风机低负荷运行效率等优势。国内1000MW机组（如海门电厂、北仑电厂）已有采用汽轮机驱动引风机的成功经验，但 660 MW机组尚无先 例。本专题拟结合本工程的具体条件，对引风机的驱动方式 -电动机驱动和汽轮机驱动进 行技术经济比较，以期择优推荐。2. 引风机驱动方式选择2.1电动机驱动引风机采用电动机驱动目前已属

4、于成熟设计，普遍应用于国内外各电厂2.2汽轮机驱动目前驱动风机用的小汽轮机有两种，一种是常规凝汽式小汽轮机，小汽轮机 排汽在 自带的凝汽器中被循环水冷却后通过凝结水泵打回主机凝汽器；另一种是背 压式小汽轮 机，背压式小汽轮机排汽引到热力循环中，在回收工质的同时，将排汽的热 量回收到热 力循环的工质中，或将排汽引至辅汽或热网，将排汽的热量进行回收，减少 冷源损失， 从而提高热循环效率。2.2.1背压式小汽机驱动引风机方案分析1）背压式小汽机汽源选择为了满足小汽机足够的排汽压力，背压式小汽机的级数一般较少，用汽量较 大。对 于这么大的抽汽量，从锅炉方面来说，无论是从再热冷段抽汽还是从低温再 热器和

5、高温 再热器之间的联通管抽取蒸汽作为小汽机汽源，都会对锅炉再热器的流量产 生较大影响, 使再热器存在超温的危险，需锅炉厂再热器相关系统进行详细的设计调整，且经济性较差。2）背压式小汽机排汽方案A、排入除氧器或设置单独低压加热器和疏水泵方案对于小汽机排汽进入除氧器的方案，大量的排汽进入除氧器会对主机四段抽 汽造成 排挤，使得四段抽汽量远小于小汽机排汽量或基本没有，除氧器运行压力不 能随主机四 抽压力滑压运行而是随小汽机排汽压力运行。若通过在小汽机排汽管道上设 置调节阀控 制进入除氧器的压力，来实现与主机四段抽汽压力的匹配，又会影响小汽机 本身的进汽 量和转速（即风机出口流量和压力会随之变化 ），

6、这吏得热力系统、烟风系统的匹配和控 制变得相当复杂，特别是各种变负荷工况的情况下，调节困难。对于设置单 独的低压加 热器并设置疏水泵将疏水打回凝结水系统等进入回热系统的方案，虽然理论 上可以回收 疏水的热量，但主机的冷端损失升高，经济性更差。B、排入至中压缸排汽管方案对于小汽机排汽至中压缸排汽管的方案，虽然没有上述排挤回热系统和排放 热量的 问题，但在中压缸排汽管参数下，满足风机 TB 点汽量条件下的排汽管径较大，该排汽 管需从引风机位置一直引至汽机房，管系布置、应力及对大机的推力、对大 机的中压和 低压部分流量影响等较大，另外小汽机排汽温度低，对低压缸设计也将产生 影响。C、对外供热方案对于

7、背压式小汽机最好的选择是在有稳定热负荷的条件下向外供热，但本工程周围无此条件。综上，本期工程不推荐采用背压式小汽轮机驱动方案2.2.2凝汽式小汽机驱动引风机方案分析用凝汽式小汽机驱动引风机方案，其汽源点可选择主机四段抽汽或再热冷段 冷段蒸汽未经过锅炉再热过程，经济性相对较差，且过热度偏低，小汽机通 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 大大增加；若不进行水蚀处理，汽轮机寿命将大大缩短。因此，不推荐从主 抽汽方案。小汽机工作蒸汽可从主机四段抽汽抽取，排汽进入小汽机凝汽器；与给水泵 汽源方案相同，可利用焓降高，效率高。所以，对于凝汽式小汽轮机驱动方 源从主机四段抽汽抽

8、取，排汽进入自配的小汽机凝汽器方案，系统更为独立 性较高。2.3可行的引风机驱动方案本工程同步建设烟气脱硝、脱硫装置，引风机与脱硫增压风机合并设置，锅 机和其驱动设备轴功率进一步增大。合并风机采用动调和静调轴流风机都是 于动调轴流风机，由于其临界转速较低，叶片窄而长，其固有频率偏低而需 率密集，对速度调节相当敏感，不宜采用变速方式；而静调风机具有临界转 片采用宽而短的等强度叶片的特点，其固有频率高于设计转速很多，对速度 性好。结合以上分析，可行的两个方案配置如下：方案一：采用定速电动机驱动动叶可调引风机；方案二：采用汽轮机驱动静叶可调引风机，驱动汽源采用四段抽汽，单独设 器，对应的汽轮机为凝汽

9、式；下面将结合本工程对上述两个方案进行技术经济比较。3. 引风机驱动方式的技术分析3.1电动机驱动方案的技术特点。再热 流部分会过 静叶，成本 机再热冷段汽轮机 案，推荐汽 ，运行可靠炉引风 可行的。对 要避开的频 速较高，叶 调节的适应置凝汽，系统行人员操作与汽轮机驱动相比，引风机采用定速电机驱动的方式是比较常规的驱动方式 较为简单，启停和运行中调节灵活平稳，电气、热工控制系统简单可靠，运 方便，综合投资低，可靠性很高。3.2汽轮机驱动方案的技术特点采用汽轮机驱动引风机可以避免大电机启动时启动电流对厂用电系统的影响 ，大幅 降低厂用电率，提高电厂的运行指标，并且可以通过变速调节使风机在不同

10、负荷下保持 高效率。下面对其技术特点进行详细分析。3.2.1系统配置引风机若采用小汽轮机驱动，在系统上需要设置循环冷却水、凝汽器抽真空系统、小汽轮机进汽系统、凝结水回收系统、小汽轮机轴封系统、小汽轮机润滑油系统。相对应的设备有小汽轮机、凝汽器、凝结水泵、真空泵、汽封冷却器、润滑油供油装置等。方案二对应的系统图详见图3.2-1所示。16图3.2-1方案二（汽动引风机）配套系统简图1）小汽机汽源如前所述，小汽轮机正常进汽汽源取自四段抽汽，备用及启动汽源选择辅助蒸汽或启动锅炉来汽，完全可以满足机组的正常运行需求。2）冷却水源业核算,凝汽器冷却水由主厂房循环水系统的循环水泵提供冷却水源，经水工工艺专目

11、前设置的循环水泵可以满足增设汽轮机后的循环冷却水流量和压头需求，对循环水系统影响较小。凝汽器冷却水进水取自主厂房A排外循环水供水母管，走地下埋管到炉后引风机侧。凝汽器冷却水回水管接入 A排外循环水回水母管。3）凝结水回收系统每台小汽机设置两台凝结水泵，一运一备。引风机组凝结水管道通过凝结水泵升压后接入主机凝汽器回收。4）轴封系统轴封供汽取与小机进汽相同汽源，通过调节阀和减温器后作为汽轮机轴封供汽。小机轴封漏汽通过专门设置的轴封冷却器冷凝。5）启动风机的设置本工程为新建机组，若采用汽动引风机方案，当其中一台机组检修，另一台出现锅炉MFT时，会使引风机汽轮机失汽，类似于电动引风机方案的厂用电失电工

12、况，但是几 率更高，若要降低小汽轮机失汽而引起的引风机停运的几率，本文推荐每台机组配置1台30%容量的电动引风机作为备用，虽然该系统相对复杂，但也具有如下优点： 单台启动时，可以采用电动引风机启动，减小启动锅炉容量及初投资。 当机组出现意外的跳闸停汽工况，机组的两台汽动引风机全停时，作为备用 的电 动风机可及时动作，维持锅炉的通风吹扫，避免炉内积聚可燃气体引起锅炉 爆燃的严重 后果。3.2.2布置方面小汽轮机和凝汽器及相关的辅机设备、控制系统须室内布置。小汽轮机排汽可采用下排汽或上排汽模式。若采用上排汽模式，凝汽器外置式布置于除尘器后烟道框架内，小机排汽管道架空布置，现场占地大，系统布置复杂。

13、由于汽动引风机组轴中心标高约3.7m，采用下排汽模式，可利用小汽轮机下部空间，将凝汽器布置于小汽轮机基础内，凝汽器基础负挖约7m。3.3设备选型3.3.1引风机选型本工程取消脱硫增压风机，引风机压头按克服整个烟气系统（含脱硫系统）阻力设计，每台机组共设两台引风机。表3.3-1为引风机采用电动机定速驱动的选型结果，引风机采用动叶可调轴流式，表3.3-2为引风机采用汽轮机变速驱动的选型结果，引风机选用静叶 可调轴流式。表3.3-1引风机采用电动机定速驱动的选型结果单台风机参数单位引风机采用电动机驱动，选用动叶可调轴流式运行点TBBMCRTHA75%THA50%THA30%THA进口流量mWs584

14、.53477.8427.4337.4256.04175.55进口温度C133.5120.27118.48109.85109.5486.96风机进口密度kg/m30.8320.8610.870.8950.90.958风机全压Pa1062084747228539240513084风机效率%86.287.2878060.542风机轴功率kW7348.54738.03623.32320.51749.41315.3电机所需功率kW7800表3.3-2引风机采用汽轮机变速驱动的选型结果单台风机参数单位引风机采用汽轮机驱动，选用静叶可调轴流式运行点TBBMCRTHA75%THA50%THA30%THA进口流

15、量m3/s584.53477.8427.4337.4256.04175.55进口温度C133.5120.27118.48109.85109.5486.96风机进口密度kg/m30.8320.8610.870.8950.90.958风机全压Pa1062084747228539240513084风机效率%84.285.786.286.286.265.3风机轴功率kW7523.04820.93657.02153.61227.8846.0由表3.3-1与3.3-2对比可以看出，采用汽 轮机变速驱动后，引风机低负荷点的效率 有所提高。3.3.2汽轮机选型表3.3-3为方案二对应的引风机汽轮机选型参数。从

16、表中可以看出，主机的四段抽汽 可以满足引风机汽轮机用汽量的要求。表3.3-3方案二（汽动引风机）小汽轮机选型参数项目单位THA75%THA50%THA30%THA抽汽点压力MPa0.950.7310.5110.329压损%5555进汽点压力MPa0.9030.6940.4850.313蒸汽温度C372.9378.4384.3330.7温度损失C2222进汽点温度C370.9376.4382.3328.7背压kPa5.715.715.715.71相对内效率%80.0472.2261.2254.13引风机轴功率kW365721541228846机械效率kW98989898齿轮箱效率%9898989

17、8汽轮机输出功率kW380822421278881蒸汽流量t/h18.512.58.88.03.4技术对比结论两个方案在技术上均是可行的。方案一 （电动引风机）技术上可靠性更高，运行维 护简 单，是普遍应用于各大电厂的常规驱动方式；方案二（汽动引风机）系统及配置较复杂，占地较大，布置困难。4. 引风机驱动方式的经济比较4.1经济性比较前提4.1.1按总调度电量一定为原则我国电力市场处于过渡阶段，现有电网的调度模式是网调直接控制入网机组的发电功率，但以主变压器出口端的上网电量来结算，如图 4.1-1。因此按总调度电量一定 为原 则进行是比较符合现阶段的调度模式。上诵曲y k W二JCZZ|vma

18、tu /d _ _-x图4.1-1电网的调度模式图4.1.2机组的年利用小时数对于火力发电厂而言，机组的年运行小时数、年利用小时数，年利用率等条件对经济比较结果有明显的影响。机组的年利用小时数是由网调根据所处电网而进行调配的，是确定的数值，并不会因为引风机驱动方式不同而改变。常规机组运行模式按表4.1-1考表4.1-1不同负荷下的运行时间组合负荷年运行小时数年利用小时数100%THA1800180075%THA3200240050%THA2300115030%THA500150总时间780055004.1.3其它边界条件按工程实际情况，确定经济比较的其它边界条件：标煤价格为980元/t（含税）

19、，不含税价格为837.6元/t;上网电价为0.529元/kW-h （含税），0.4521元/kW-h （不含税）。4.2经济性比较方法在总调度电量一定的情况下，通过计算两种方案因上网电量不同所产生的差额收入,以计及资金时间价值的动态理论，计算投资差额回收年限n公式如下： C=A Z（A/P，I，n）各符号含义如下： Z:方案二（汽动引风机）比方案一（电动引风机）增加的投资额； C:年差额收益，售电利润差额产生减去增加的运 行维护费用; i :基准收益率，按8%计算；n：差额回收年限。（A/P , I, n）：等额分付资金回收系数。4.3经济性比较输入数据431不同驱动方式下的初投资（ Z）1）

20、热机设备及配套系统初投资结合向厂家的询价，两个方案的热机设备及配套系统初投资计算详见表4.3-1所示表4.3-1两个方案的初投资（按照每台机组计）万元项目万案一（电动驱动引风机）万案二（汽动引风机单独设置凝汽器）数量单位总价数量单位总价风机本体（含油站）2台4002台套300电动机2台200备用电动引风机1台套230汽轮机及相关工艺设备2台套1800汽轮机检修用行车2台套150汽轮机供汽管道及附件20t52汽轮机润滑油系统及其他2t4.4凝结水管道及附件4t9.2抽真空管道及附件3t7循环冷却水管道及附件40t76烟道（含启动风机用）50t50合计6002678.62）电气投资方案一与方案二电

21、气投资比较如表 4.3-2:表4.3-2电气投资比较表（万元）项目万案一（电动驱动引风机）万案二（单独设置凝汽器）厂变及封母（差价）200中低压配电装置（差价）50电缆（差价）50配套保护装置（差价）10总投资差价基准-190由表4.3-2可知，采用汽动引风机，每台机组电气方面配套成本共降低约190万元。3）热工控制投资除去随汽轮机、凝汽器等主设备配套供应的仪控设备费用，方案二采用汽动引风机配套系统增加的仪表、仪表阀门、各种类型电缆、电缆桥架、电缆保护管以 及DCS 10 点等费用约合100万元。方案一采用电动引风机的相应控制费用约为 10万元。故因采用 汽轮机驱动引风机热工控制方面方案二需增

22、加的费用约为 90万元。4）土建费用采用方案二土建方面需要增加混凝土坑、底板、钢梁、弹簧隔振、桩基以及小汽机配套系统的建筑车间，总投资共计约 260万元。5）安装、调试及其他费用小汽机及相关工艺系统新增安装费用 200万，新增调试费用约50万，新增项目管理 费、项目技术服务费、生产准备费、预备费等其他费用约 70万。该项费用总计320万。 综合计算，采用汽轮机驱动初投资差额 Z见表4.3-3所示。表4.3-3三种方案初投资差额 Z万元项目万案一（电动引风机）万案二（汽动引风机）热机设备及配套系统6002678.6电气系统-190热工控制-90土建费用-260安装、调试及其他费用-320总投资差

23、价基准2558.64.3.2发电成本广义的发电成本，包含了所有费用，也就是不含税上网电价中扣除利润后的数值。就本专题所比的两个方案，杂项费基本是相同的，故为方便比较，仅将发电燃料成本进行差额计算。根据汽轮机热平衡图估算出不同方案的发电成本，见表4.3-4。表4.3-4 两种方案在不同负荷下的发电成本项目THA75%THA50%THA30%THA汽轮机热耗方案一（电动引风机）7319.17421.87683.28247.2(kJ/ kW.h)方案二（汽动引风机）7420.87511.37775.68373.8发电标煤耗方案一（电动引风机）269.87273.65283.29304.09(g/kW

24、.h)方案二（汽动引风机）273.62276.95286.70308.76单位发电成本方案一（电动引风机）0.22600.22920.23730.2547(元 /kW.h)方案二（汽动引风机）0.22920.23200.24010.2586从上表看出，各工况下方案二（汽动引风机）较之方案一（电动引风机）的 发电标煤耗（发电成本）都较高。4.3.3年利润差额（ C）各负荷下的发电量分别按照 660MW、495MW、330MW、198MW 计算。年差额收益=年差额售电收入-年差额发电成本；年差额售电收入=年售电量差额X上网电价=折算到汽轮机输出端功率（电动引风机或凝结水泵）X上网电价；折算到汽轮机

25、输出端功率（电动引风机或凝结水泵）=轴功率差额/电动机的内效率/厂 变效率/输电效率；年差额发电成本=发电量X单位发电成本差额 （见表4.3-4）=发电量X发电标煤耗差 额X标煤价格。其中标煤价格和上网电价全部按照税前价格进行计算。计算过程详见表4.3-5所示。表4.3-5两种方案年年差额收益计算项目万案一（电动引风机）万案一（汽动引风机）100%THA年发电量（发电机输出功率）/kW?h11880000001188000000单位发电成本/元.（kW?h）-10.22600.2292发电总成本/万元2685427227年差额发电成本（方案一为基准”万元0373单台电动引风机（凝结水泵增加的）

26、轴功率/kW3623折算到汽轮机输出端功率 / kW3980年售电量差额（方案一为基准）/（kW?h）013586889年差额售电收入（方案一为基准”万元0614年差额收益（方案一为基准”万元024275%THA年发电量（发电机输出功率）/kW?h15840000001584000000单位发电成本/元.（kW?h）-10.22920.2320发电总成本/万元3630836745年差额发电成本（方案一为基准”万元0437单台电动引风机（凝结水泵增加的）轴功率/kW2320折算到汽轮机输出端功率 / kW2604年售电量差额（方案一为基准）/（kW?h）015806220年差额售电收入（方案一为

27、基准”万元0715年差额收益（方案一为基准） C2/万元027750%THA年发电量（发电机输出功率）/kW?h759000000759000000单位发电成本/元.（kW?h）-10.23730.2401发电总成本/万元1801018227年差额发电成本（方案一为基准”万元0217单台电动引风机（凝结水泵增加的）轴功率/kW1749折算到汽轮机输出端功率 / kW1963年售电量差额（方案一为基准）/（kW?h）08619297年差额售电收入（方案一为基准”万元0390年差额收益（方案一为基准）A C3/万元017330%THA年发电量（发电机输出功率）/kW?h99000000990000

28、00单位发电成本/元.（kW?h）-10.25470.2586发电总成本/万元25222560年差额发电成本（方案一为基准”万元039单台电动引风机（凝结水泵增加的）轴功率/kW1315折算到汽轮机输出端功率 / kW1489年售电量差额（方案一为基准）/（kW?h）01420428年差额售电收入（方案一为基准”万元064年差额收益（方案一为基准）A C3/万元026年运行维护费用差额 AW/万元1050年差额收益 AC=AC1+ AC2+ AC3-AW/万兀基准677由表4.3-5可以看出，与方案一（电动引风机）相比，方案二（汽动引风机）每年至 少盈利677万元，即 C为677万元。4.4经

29、济性计算结果将方案二的计算结果代入公式 C=A Z（A/P, i, n）,得出投资差额回收年限n= 4.7 年。从该方面讲，方案二的经济性是优于方案一的。4.5敏感性分析4.5.1煤价标煤煤价增加，回收年限会相应增长。当不含税标煤价格由837.6元/t增至1070元/t，售电价格不变时，回收年 限会增至10年；当不含税标煤价格增至1192元/t，售电价 格不 变时，回收年限会增至30.5年。长于电厂的运行年限，方案二在经济上已不占优势。4.5.2电价电价降低，回收年限会相应增长。当不含税上网电价由0.452元/kW?h降低至0.375元/kW?h时，标煤煤价不变时，回收年限会增至 10.3年；

30、当不含税上网电价降低至 0.337元/kW?h时，标煤煤价不变时，回收年限会增至 32.1年，长于电厂的运行年限，方 案二在经济上已不占优势。4.5.3年利用小时数年利用小时数减少，则回收年限会增长（其中年运行小时数保持不变，低负荷运行时间增加）。当年利用小时数降至 4500小时（100%THA为1000h，75%THA为1200h, 50%THA为4600h, 30%THA为1000h模式）时，采用汽动引风机增加的投资约 需要5.5年可收回，当年利用小时数降至 3600小时（100%THA为400h, 75%THA为 400h，50%THA为4000h, 30%THA为3000h模式）时，采用汽动引风机增加的投资约需 要6.8年可收回。虽然年利用小时数的变化会影响到回收年限的长短，但方案二在经济上仍占优势。4.6供电标煤耗经电气专业核算，采用方案一（电动引风机）厂用电率为 4.49%。为保守起见，按照 电动引风机THA