范永春-1000MW燃煤机组锅炉汽动引风机驱动汽源选择

1000MW燃煤机组锅炉汽动引风机驱动汽源选择

广东省电力设计研究院范永春吴阿峰目录1、概述2、汽动引风机驱动汽源配置方案3、技术分析4、经济分析5、结论1、概述锅炉引风机与脱硫增压风机合并后，相关设备的初投资和年运行费用都大大降低。但随着机组容量的增大，合并后引风机电机容量也进一步加大，从而带来电机启动电流过大、厂用电电压等级提高等问题。并且由于大容量锅炉引风机多采用静叶可调轴流式，通过调整静导叶角度改变风机曲线，在向低负荷调整时会带来一定的损失。1、概述近期建设的大容量机组开始探讨采用汽轮机驱动引风机的方案，采用汽轮机代替电机驱动引风机有以下优点：1）彻底解决引风机启动时电流过大对厂用电的冲击；2）大幅降低厂用电率，降低供电煤耗，提高电厂的运行指标；3）实现引风机的转速调节，使风机在不同负荷下保持高效率；4）蒸汽的热能直接转化为机械能，减少能量转换环节和能量损失，提高了热能的利用效率。

2、引风机汽轮机的驱动汽源配置方案

就常规1000MW超超临界纯凝机组参数而言，可以满足引风机汽轮机用汽量要求的驱动汽源理论上有如下四种：

1）主蒸汽

2)冷再热蒸汽（高压缸排汽）

3)热再热蒸汽

4)四段抽汽（中压缸排汽）

2、引风机汽轮机的驱动汽源配置方案

方案驱动汽源排汽方式排汽接入位置方案一四段抽汽（中压缸排汽）凝汽式单独设置凝汽器方案二冷再热蒸汽（高压缸排汽）背压式除氧器方案三冷再热蒸汽（高压缸排汽）凝汽式单独设置凝汽器理论计算及大量的工程实践表明，对于机组总体经济性而言，排汽方式在采用凝汽式的前提下，方案一比方案三更加经济合理。对方案一和方案二，进行技术经济比较。3、技术分析

热力系统

方案一汽轮机的排汽方式为凝汽式，由于引风机布置于炉后，汽轮机排汽直接接回主机凝汽器无法实现，因此单独设置凝汽器和凝结水输送系统，将排汽冷却为凝结水后，再打入主机的凝汽器热井中。与方案二相比，相应的需要增加循环冷却水系统、凝结水输送系统、抽真空系统等设备、管道及阀门。可见方案一比方案二系统配置复杂。方案二采用冷再热蒸汽（高压缸排汽）作为驱动汽源，该部分抽汽没有经过再热，直接用来做功。因通过再热器的蒸汽量减少，故锅炉耗煤量有所降低，但该部分蒸汽做功的经济性也大大降低。另外，因引风机汽轮机排汽接至除氧器，受排汽压力和蒸汽过热度的影响，其可利用的焓降较小，与方案一相比，对应同样的驱动功率下的抽汽量增大。3、技术分析

当主机的主蒸汽流量保持不变时，对两个方案分析如下：1）方案二锅炉耗煤量少。2）方案二主机中压缸做功量少。3）方案二主机低压缸做功量少。4）方案二冷源损失小。3、技术分析

运行可靠性

方案一采用凝汽式汽轮机，单独设置循环冷却水系统、凝结水输送系统、抽真空系统等，虽然系统配置相对复杂，但整个系统相对独立，运行可靠性较高。

方案二采用背压式汽轮机，排汽进入除氧器。机组通常采用滑参数运行，当主机负荷变化时，引风机负荷相应变化，汽轮机的背压排汽参数也随之变化，对除氧器的水位会有一定的扰动，对机组的稳定运行有一定影响。

3、技术分析

对主机的影响采用方案一，类似于给水泵汽轮机方案，不存在问题。采用方案二，一方面由于冷再热蒸汽（高压缸排汽）过热度偏低，驱动用的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；另一方面，引风机轴功率较大，且蒸汽的有效焓降小，导致汽轮机进汽量较大，对锅炉再热器受热面的设计会有一定影响。对于新建项目，该影响可在锅炉受热面设计时一并考虑，但对于改造工程，则需要锅炉厂进行相关核算，甚至对受热面进行改造，牵涉面较广。3、技术分析

维护工作方案一与方案二相比，系统配置较多，因此系统维护工作量较大。

3、技术分析

小结：从机组总体的性能而言：采用凝汽式汽轮机的可靠性更高，适应范围更广；采用背压式汽轮机的系统配置更简单。从技术的角度而言，两个方案都是可行的。

4经济分析

经济性计算方法通过计算两个方案的投资差额和年差额收益，进一步计算投资差额的回收年限n，并对投资差额回收年限的影响因素进行敏感性分析，以反映现阶段部分输入数据不确定性对计算结果的影响。计算投资回收年限分析使用公式(1)。ΔC=ΔZ(A/P,i,n) (1)式中ΔZ为方案的投资差额；ΔC为方案的年差额收益；i为基准收益率；n为差额回收年限；(A/P,i,n)为等额分付资金回收系数。4、经济分析

经济性计算输入数据引风机选用静叶可调轴流式风机，两种方案对应机组各个工况点下风机的效率和轴功率相同。汽轮机选型结果见表2，机组年运行模式见表3，投资差额计算见表4，详细计算公式见（2）。标煤价格为900元/t；电厂基准收益率为8％。表2汽轮机的选型参数相关参数方案一方案二THA75%THA50%THATHA75%THA50%THA抽汽点蒸汽压力/MPa(a)1.1180.8480.5804.4293.3782.236抽汽点蒸汽温度/℃391.8389.6390.0335.3340.5346.8蒸汽流量/(t/h)24.8616.5012.0094.0054.5042.50汽轮机相对内效率/%82.8580.0474.0077.147472.1风机轴功率/kW484427451474484427451474风机效率/%86.387.788.086.387.788.0表3机组年运行模式

负荷年运行小时数/h年利用小时数/h100%THA1400140075%THA3600270050%THA28001400总时间78005500表4投资差额ΔZ计算(万元)

方案一方案二驱动用汽轮机总价18001500配套汽源系统及其他31275配套电气系统5810配套控制系统10020土建工程投资25060总计25201665投资差额ΔZ

855计算公式

ΔC＝ΔR－ΔB－ΔW=ΔSS×SP－(AG1×GP1－AG2×GP2)－ΔW（2）式中：ΔR——年差额售电收入，万元；ΔB——年差额发电燃料成本，万元；ΔW——运行维护费用差额，万元；ΔSS——年售电量差额，kW·h；ΔSS＝SS1-SS2-ΔSF，其中：SS1、SS2、ΔSF方案一的发电机组出力、方案二的发电机组出力、因方案二再热蒸汽吸热量减少，相应辅机少耗用的厂用电，ΔSF按照吸热量进行估算。SP——上网电价，取为元/kW·h（税后）h；AG1

、AG2——方案一、二的年发电量（等于发电机组出力），kW·h；GP1

、GP2——方案一、二的单位发电燃料成本，元/；GP=GB×BP，其中，GB为机组发电标煤耗，t/kW·h；BP为标煤价格，万元/t；

4、经济分析

经济性计算结果根据主机厂提供的两种不同方案热平衡图进行年差额收益的计算，结果见表5所示。根据热量法的基本原理，低压抽汽的回热做内功量高于高压抽汽，故凡使高压抽汽量增加、低压抽汽量减小的因素，就会带来回热做功比减小、热经济性降低的结果。故采用背压式汽轮机（方案二）会使得主汽轮机的经济性有所降低。即在同样的主汽轮机下，汽轮机发电机组的的出力会有所降低，从而使得上网电量减少。主机厂的热平衡图也很好的印证了这一原理，在主蒸汽流量不变的情况下，100%THA工况下发电机组出力由1025205KW（方案一）降低为1000145KW（方案二）。

表5年差额收益ΔC计算

项目内容100％THA年发电燃料总成本差额（方案1－方案2）ΔB1/万元197年售电量收入差额（方案1－方案2）ΔR1/万元1435年收益总差额（方案1－方案2）ΔC1/万元123975％THA年发电燃料总成本差额（方案1－方案2）ΔB2/万元302年售电量收入差额（方案1－方案2）ΔR2/万元1733年收益总差额（方案1－方案2）ΔC2/万元143150％THA年发电燃料总成本差额（方案1－方案2）ΔB3/万元165年售电量收入差额（方案1－方案2）ΔR3/万元1516年收益总差额（方案1－方案2）ΔC3/万元1351年运行维护费用差额ΔW/万元40年收益总差额ΔC=ΔC1+ΔC2+ΔC3-ΔW/万元3981将计算结果代入公式(1)，得出采用方案一增加的投资，不足一年即可收回。故从经济上来说，采用方案一为优。敏感性分析

年利用小时数与差额回收年限关系标煤价格与差额回收年限关系上网电价与差额回收年限关系

基本收益率与差额回收年限关系4结论

（1）就常规1000MW超超临界纯凝机组参数而言，按经济合理角度考虑，引风机汽轮机的驱动汽源可选择冷再热蒸汽（高压缸排汽）或四段抽汽（中压缸排汽）。（2