湖北华电西塞山发电有限公司2×680MW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[2009]145号文）的要求，在湖北华电西塞山发电有限公司2×600MW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1０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26～28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∅273×7，冷段至辅汽母管调节阀后管径为∅273×7，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∅377×9，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26～２８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：A．3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。B．2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Ø377x9160m2081.7137022GB3087-1999无缝钢管Ø273x72m2045.9291.83E2.5C12SO90°无缝热压弯头PN2.5DN350A432038.416514E2.5C12SO30°无缝热压弯头PN2.5DN350A22012.825.65R2.5C12SO大小头PN2.5DN350AxDN25022020.841.66T2.5C12EO等径三通PN2.5DN350AxDN350A32041.9125.77T2.5C12EO异径三通PN2.5DN350AxDN25032032.898.48Z40H-25闸阀及法兰组件PN2.5DN350A1铸钢6316319Z940H-25电动闸阀及法兰组件PN2.5DN350A1铸钢73673610H41H-25止回阀及法兰组件PN2.5DN350A2铸钢3887761110LBG11AA10120LBG11AA101进口：5.1MPa,t=359℃,接管Ø219x9出口：1.25Mpa,t=359℃,接管Ø377x9自带大小头,流量Q=75t/h2组合件//12GB3087-1999无缝钢管Ø38x2.510m202.1921.913J41H-25闸阀及法兰组件PN2.5DN321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Ø32x2.520201.8236.42GB3087-1999无缝钢管Ø377x97.42081.7604.583E2.5C12SONA90:350A90°无缝热压弯头PN2.5DN350A22038.476.84T2.5C12EO:450Ax350A热压三通PN2.5DN450Ax350Ax450A22074.7149.45T2.5C12EO:350Ax350A热压三通PN2.5DN350Ax350Ax350A22041.883.6630LBG32AA401截止阀J41H-25PN2.5DN252碳钢1326
730LBG31AA010旋启式止回阀H44H-25PN2.5DN350AØ377x92碳钢5001000830LBG32AA001电动楔式闸阀Z940H-25PN2.5DN350AØ377x92碳钢10002000930LBG32AA101调节阀接管规格Ø377x9/Ø377x92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Ø168x724320G27.86855.42GB3087-1999无缝钢管Ø114x4.5132012.2158.63GB3087-1999无缝钢管Ø159x6.513.52024.4329.44GB3087-1999无缝钢管Ø38x2.5130202.192855GB3087-1999无缝钢管Ø32x220201.8222.66GB5310-1995无缝钢管Ø32x218020G1.823287E10C13SONA90:15090º热压弯头PN10，DN1505320G13.9736.78E10C13SONA45:15045º热压弯头PN10，DN150720G8.257.49E10C13SONA60:15060º热压弯头PN10，DN150120G9.39.310E6.3C12SONA90:10090º热压弯头PN6.3，DN1004203.51411E6.3C12SONA90:150A90º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，DN200x150120G27.127.1
15T10C13EO: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，DN150120G6.56.521GD87-907-5/8~6/8排水漏斗Ø389Q1950.4213.7922 Z940H-100电动闸阀PN10，DN1505--400400其中2只阀门进口23 Z40H-100闸阀PN10，DN1502--30030023 Z41H-64闸阀PN6.4，DN1001--898924 H44H-100止回阀PN10，DN1501--21221225 H44H-64止回阀PN6.4，DN1501--18418426 气动调节阀P=5.03MPa(g)，t=360℃，Ø168x71--//进口27 气动调节阀P=5.72MPa(g)/2.563MPa(g)，t=274℃，Ø114x4.5/Ø159x6.51--//进口28J61H-100截止阀PN10，DN2532碳钢16512
29J41H-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10％BMCR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10％BMCR，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2×680MW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、Π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2×50%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；2×50%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；2×50%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4～5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%BRL2200h75%THA1600h50%THA2000h40%THA1200h30%THA400h2.3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/Nm3≤100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/h2410097180369015064481232826
m3/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/Nm3≤100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4～5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%BMCR2200h75%THA1600h50%THA2000h40%THA1200h30%THA400hB：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25.73
6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4~5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2×680MW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、Π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2×50%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；2×
50%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；2×50%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，离心风机、动叶轴流风机和静叶轴流风机均占相当重要的地位。根据国内600MW级机组的负荷特性，一般都要求机组具备调峰能力和变负荷运行方式。离心式风机调峰经济性差，运行电耗大。此外，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，因此，在大型吸风机选型时，一般采用动调轴流吸风机或采用静调轴流吸风机。另外鉴于静叶可调轴流风机在低负荷时的运行效率偏低的问题，目前国内有个别电厂采用了增加变频器的方案。以下主要针对静叶可调、静叶可调+变频器和动叶可调轴流式吸风机分别进行相应的技术分析，鉴于本工程吸风机已订货以及本项目的执行情况，将主要针对静叶可调、静叶可调+变频器两种情况进行技术经济论证，以最终确定本工程吸风机是否设置变频装置。4.1风机的结构特点、调节方式及调节性能4.1.1静叶可调轴流式风机静叶可调轴流式风机由进气箱、进口调节门、带整流导叶环的机壳、扩压器和转子组成。电动机通过钢挠性联轴器直接传动风机主轴。其叶片为钢板压型形成扭曲叶片，与轮毂焊接。
静叶可调轴流式风机是采用静叶调节方式。它不仅能向减少流量、压头的方向调节，也可在一定范围内反向调节。就是借助静叶反向调节所获得的负旋绕来增加流量和压头。这样就可以采用比流量、压头最大值稍低的参数进行风机的选型，使该工况点位于风机效率的最高点。这样可以使低负荷时的风机效率相对降低的少一些。从运行实践表明，静叶可调轴流式风机对叶轮进口气流条件不敏感，可以采用简单静叶调节方式来获得较好的调节性能，使风机在较大的负荷变化范围内获得较高的平均效率。成都电力机械厂引进生产的AN风机风量调节是由前导叶完成的。前导叶为机翼型，能在-75°～+30°范围内实现无级风量调节，因而其调节范围宽，调节效率高。静叶可调轴流式风机的典型特性曲线如图4.1.1。图4.1.1静叶可调轴流式风机典型特性曲线4.1.2动叶可调轴流式风机动叶可调轴流式风机由进气箱、带整流导叶环的机壳、扩压器和转子组成。电动机通过中间轴传动风机主轴。机壳具有水平中分面，便于安装和检修。转子由叶轮、轴承箱、中间轴、液压调节机构等组成。叶轮轮毂采用低碳合金钢焊接结构，叶片用高强度螺钉直接固定于轮毂内的叶柄上。动叶可调轴流式风机是利用改变动叶安装角度来进行风机流量和压头调节的。这种调节方式不仅可以增加流量和压头，而且可在一定范围内减小流量和压头。这样就可以使风机在较大的负荷变化范围内获得较高的平均效率。动叶可调轴流式风机典型的调节特性曲线如图4.1.2。
图4.1.2动叶可调轴流式风机典型特性曲线4.1.3两种型式风机调节性能的比较从图中可以看出，动叶可调轴流式风机和静叶可调轴流式风机的等效率曲线均为椭圆形，其等效率曲线的长轴与系统阻力曲线基本平行。静叶可调轴流式风机的等效率曲线最高效率低于动叶可调轴流式风机。在变负荷运行时静叶可调轴流式风机效率降低较快，而动叶可调轴流式风机的高效率区域较广。因而在变负荷时，动叶可调轴流式风机具有较佳的调节特性，静叶可调轴流式风机次之。4.2各型风机对吸风工况的适应性在工程应用中，吸风机可选用静叶可调或动叶可调轴流式风机。在以往的设计中，由于环境保护对烟气含尘量的要求不甚严格，烟气含尘量往往较高。吸风机的选型比较重视风机的耐磨性。随着国家对环境保护的重视，允许排放的烟气含尘量越来越低。同时，吸风机的防磨技术不断改善，磨损问题已不再是风机选型的关键。而吸风机运行的经济性成为风机选型值得重视的问题。
风机叶轮的磨损速率与其转速的平方成正比，与烟气冲刷叶片的速度的3.5次方成正比。各种风机所需的叶轮圆周速度取决于它们所能达到的压力系数H。压力系数H大的风机达到相同压头需要的叶轮圆周速度小，其转速就可以低一些，含尘气流对风机叶轮的磨损就轻一些。动叶可调轴流式风机（单级叶轮）H=0.15~0.2；静叶可调轴流式风机H=0.35~0.4，说明在保证相同风机压头的条件下，动叶可调轴流式风机需要叶轮的圆周速度较高，对烟气含尘量的适应性较差；静叶可调轴流式风机对烟气含尘量的适应性较佳。从磨损角度看，静叶可调轴流式风机较佳，动叶可调轴流式较差。目前，由于环境保护要求的提高，烟气的含尘量已大大降低。同时各风机制造厂在轴流式风机耐磨方面已作了大量的工作，使叶轮的使用寿命大大提高。成都电力机械厂生产的AN系列静叶可调轴流风机耐磨寿命的提高主要采用两个手段，其一是应用空动理论优化设计叶轮流道，使含尘烟气避免冲刷叶片根部而均匀流过叶片尖部和后导叶，同时后导叶又设计成在不停机状态下也可更换，在工业实践中，在不加任何防磨措施时在250-400kg/m3含尘烟气中其耐磨寿命就能超过25000h，甚至在许多电厂已达到50000h以上。另一个提高耐磨寿命的方法是在叶轮叶片和后导叶上再喷熔镍基炭化钨耐磨材料，硬度为HRC55-60，因而又大幅度提高了其耐磨性。上海鼓风机厂对动叶可调轴流式风机和静叶可调轴流式风机用作吸风机时，都采取了防磨的措施。动叶可调轴流式风机的叶片采用低碳合金钢，表面采用热喷涂工艺喷涂硬质合金（碳化钨加粘接剂）耐磨层，能在烟气含尘量350~400mg/m3情况下，安全运行26000h以上；并且在叶片表面磨损后，还可进行3~4次修补后继续使用。对静叶可调轴流式风机，以往一般不采用防磨措施。在叶片磨损后必须更换叶片。最近该厂进行了在静叶可调轴流式风机动叶片头部和工作面喷焊耐磨层的试验，效果良好。经过喷焊耐磨层的动叶片在烟气含尘量200mg/m3情况下使用寿命在50000h以上。如含尘量在一定范围内增加（如到400mg/m3），叶片的寿命大致与含尘量成反比。豪顿华工程有限公司对动叶可调轴流式风机用作吸风机时，根据烟气含尘量不同采用不同的叶片材料和防磨措施。当含尘量小于或等于100mg/m3时叶片采用铸铝或锻铝。叶片的迎风面上有可更换的具有硬铬涂层的不锈钢防磨衬板，防磨衬板的最小使用寿命为16000h。当含尘量大于100mg/m3且小于或等于300mg/m3时叶片采用铸铁，使用寿命最小为24000h。当含尘量更高时，可考虑使用具有硬铬涂层的不锈钢防磨衬板。在特殊情况下，也可采用钢制材料。对静叶可调轴流式风机根据烟气含尘量也采取了防磨措施。一般在含尘量在100mg/Nm3时，不需要特殊的防范措施。当含尘量在2
00mg/Nm3时，对材料采取特殊的防范措施，可在叶轮表面焊上抗腐蚀材料钨铬钴合金。沈阳鼓风机厂引进丹麦诺文科公司技术生产的动叶可调轴流式风机采用铸铝叶片（加不锈钢镀硬铬耐磨鼻），仅能适应烟气含尘量在150mg/m3以下。该厂也在开发钢叶片，其耐磨性也将有较大的提高。总之，由于烟气含尘量的降低和轴流式风机耐磨性的提高，吸风机无论采用静叶可调轴流式或动叶可调轴流式均是可行的。4.3风机维护与检修风机的维护与检修工作难易也是风机选型应考虑的一个因素。以下简单说明各型风机在维护和检修方面的差异。4.3.1动叶可调轴流式风机动叶可调轴流式风机检修工作量不大，经常需要维护检修的是其动叶片，更换一台风机的全部叶片，两名技术比较熟练的工人在8h内即可完成。在每次机组小修期间，可对风机转子进行检查。如果没有伤及叶片母材，而只是耐磨层被磨损时，不需要更换叶片。但如动调风机作为吸风机，由于其叶片对烟气的耐磨性，及在较高温度烟气条件下的运行安全性均较静调风机差，故动调风机总的维护费用是较高的，风机5年一次大修期，每个大修期更换叶片费用约50万元/台，另外液压系统也每次大修期更换一次，费用约30万元/大修期。这样折算下来，动调风机每年的维修费用为16万元/台。4.3.2静叶可调轴流式风机静叶可调轴流式风机结构较简单，风机转速较动叶可调轴流式风机低。部件制造和检修与动叶可调轴流式风机相比要求较低。当叶片运行磨损后，静调风机叶片无法现场更换，需返厂将叶片从叶轮上割掉，并将轮毂表面打磨平整，沿周向另一位置焊接新叶片。这种修复进行4~5次后，需更换整个叶轮。因而通常需备用一套整个叶轮。但其作为吸风机时，相对动调风机其对烟气的耐磨性和在较高温度烟气条件下的运行安全性均较高，故在一个大修期内总的运行检修费用较低。据测算，静调风机的每个大修周期更换叶轮的费用约为10.5万元/台，折算到每年为2.1万元/台。因而在其他条件相同的情况下，1台风机分摊的年维护费用，静调较动调低13.9万元。
4.4高压大功率变频器本工程采用6kV等级高压厂用电压。吸风机静调+变频器方案中需采用高压大功率变频器。由于国内大功率变频器绝大部分还是采用的进口设备，电气设备费用暂按800元/KW进行计算。5吸风机在不同工况下的运行参数分析5.1吸风机在无变频装置下的参数计算根据与本工程吸风机的供货商成都电力机械厂配合与计算后，在不加装变频装置条件，吸风机运行工况在50%THA工况已接近失速线，低于此工况的运行点已进入失速区，风机无法安全运行。因此在50%THA及以下工况，吸风机均按单台运行进行计算。具体的计算的参数及结果如下：名称单位数值（设计煤种，运行工况，无裕量）机组运行工况BMCR75%THA50%THA40%THA30%THA风机入口流量m3/h16347581205048180369015064481232826风机入口静压Pa-3987-2972-2325-2041-1802风机入口烟气温度℃109.3398.9492.0086.5783.07入口烟气密度kg/m30.9100.9420.9640.9800.991入口烟气含尘量mg/Nm3≤100入口烟气含湿量g/kg44.4640.8537.9337.0735.35风机静压升Pa4454.73072.02226.41871.51576.6风机运行台数台22111风机效率%85.273.460.658.051.3风机轴功率kW23601400184513551057传动效率ηtm0.980.980.980.980.98风机转速n675675675675675电动机需输出功率kW24081429188313381079
电动机的实际功率kW25621536201414901172配套电机功率kW4800注：1、吸风机电机未考虑加装变频装置；2、以上计算未考虑脱硝及脱硫系统的总阻力；3、上表中的电动机实际功率为向电机厂咨询后的电机实际所消耗的电功率，后面的计算数据将以此为依据。此时风机运行的特性曲线详见图5.1：图5.1静叶可调轴流式风机特性曲线（无变频）
5.2吸风机在加装变频装置下的参数计算在吸风机电动机增加变频装置后，在两台风机运行时，30～50%THA工况范围内吸风机进入失速区，变频调速对风机失速没有改善，因此在此负荷范围内仍按单台吸风机运行考虑。具体的计算的参数及结果如下：名称单位数值（设计煤种，运行工况，无裕量）机组运行工况BMCR75%THA50%THA40%THA30%THA风机入口流量m3/h16347581205048180369015064481232826风机入口静压Pa-3987-2972-2325-2041-1802风机入口烟气温度℃109.3398.9492.0086.5783.07入口烟气密度kg/m30.9100.9420.9640.9800.991入口烟气含尘量mg/Nm3≤100入口烟气含湿量g/kg44.4640.8537.9337.0735.35风机静压升Pa4454.73072.02226.41871.51576.6风机运行台数台22111风机效率%85.686.960.365.373.8风机轴功率kW2349118218541203735风机转速n675535615520445传动效率ηtm0.980.980.980.980.98电动机需输出功率kW2397120618921228750电动机的实际功率kW2574130620361328816配套电机功率kW4800注：1、吸风机电机加装变频装置；2、以上计算未考虑脱硝及脱硫系统的总阻力；3、上表中的电动机实际功率为向电机厂咨询后的电机实际所消耗的电功率(并且已考虑变频器的效率)，后面的计算数据将以此为依据。
此时风机运行的特性曲线详见图5.2：图5.2静叶可调轴流式风机特性曲线（增加变频）6经济性比较6.1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4～5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%BMCR2200h75%THA1600h50%THA2000h
40%THA1200h30%THA400hB：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。6.2设备价格比较（单台风机）设备总价（万元）折算到每年的年金a（万元）变频器4800*0.08=38440.49静调风机79.5+99.1=178.618.83静调+变频562.659.32说明：以上为单台风机对应的设备总价。6.3吸风机的综合经济比较表对于吸风机的综合技术经济比较，将按2种方式进行计算和考虑：（1）两台吸风机同时设置变频装置，在负荷相对较低的工况下，两台吸风机同时变频运行（此情况仅针对机组负荷在50%THA工况以上，50%THA及其以下工况，吸风机均为单台运行模式）；（2）两台吸风机仅设置1台变频装置，在50%THA工况以上，两台吸风机1台工频运行、1台变频运行；50%THA及其以下工况，1台吸风机变频运行。针对以上两种工况，具体的计算及经济分析详见下表：表6.3-1两台吸风机均设置变频装置经济分析
序号名称静叶调轴流风机静叶可调轴流风机+2*变频器1100%BMCR风机运行台数22风机效率%85.285.6风机耗电功率kW25622574工况运行小时数h22002200年耗电量，MWh11272.311325.7275%THA风机运行台数22风机效率％73.486.9风机耗电功率kW15361306工况运行小时数h16001600年耗电量，MWh4915.54179.2350%THA风机运行台数11风机效率%60.660.3风机耗电功率kW20142036工况运行小时数h20002000年耗电量，MWh4027.14071.6440%THA风机运行台数11风机效率％58.065.3风机耗电功率kW14901328工况运行小时数h12001200年耗电量，MWh1787.91593.4530%THA风机运行台数11风机效率％51.373.8风机耗电功率kW1172816工况运行小时数h400400年耗电量，MWh468.9326.26每炉吸风机全年耗电量（kW.h）2247.2x1042149.6x104成本电价（元/kW.h）0.2890.289
每炉吸风机全年耗电费（万元）649.43621.24每炉吸风机全年耗电费差（万元）基数-28.19每炉吸风机全年维护费用差（万元）基数0每炉吸风机全年运行费用差（万元）基数-28.197每炉吸风机设备总价（万元）357.21125.2每炉吸风机设备投资折算年金（万元）37.666118.65每炉吸风机设备投资折算年金差（万元）基数80.988每炉吸风机年费用差(万元)基数52.79注：1、以上风机的计算数据来自风机厂家提供的相关技术数据；2、吸风机价格为本工程的实际订货价格；3、电动机的实际消耗功率为根据电机厂的相关技术数据。表6.3-2单台吸风机设置变频装置经济分析序号名称静叶调轴流风机静叶可调轴流风机+1*变频器1100%BMCR风机运行台数22风机效率%85.285.6风机耗电功率kW2561.92574.0工况运行小时数h22002200年耗电量，MWh1127211299275%THA风机运行台数22风机效率％73.486.9风机耗电功率kW1536.11306.0工况运行小时数h16001600年耗电量，MWh49164547350%THA风机运行台数11风机效率%60.660.3
风机耗电功率kW2013.52035.8工况运行小时数h20002000年耗电量，MWh40274072440%THA风机运行台数11风机效率％58.065.3风机耗电功率kW1489.91327.8工况运行小时数h12001200年耗电量，MWh17881593530%THA风机运行台数11风机效率％51.373.8风机耗电功率kW1172.4815.5工况运行小时数h400400年耗电量，MWh4693266每炉吸风机全年耗电量（kW.h）2247.2x1042183.8x104成本电价（元/kW.h）0.2890.289每炉吸风机全年耗电费（万元）649.43631.11每炉吸风机全年耗电费差（万元）基数-18.33每炉吸风机全年维护费用差（万元）基数0每炉吸风机全年运行费用差（万元）基数-19.857每炉吸风机设备总价（万元）357.2741.2每炉吸风机设备投资折算年金（万元）37.66678.16每炉吸风机设备投资折算年金差（万元）基数40.498每炉吸风机年费用差(万元)基数22.17注：1、以上风机的计算数据来自风机厂家提供的相关技术数据；2、吸风机价格为本工程的实际订货价格；
3、电动机的实际消耗功率为根据电机厂的相关技术数据。7结论根据上表中的相关技术数据及相关说明，可以看出：（1）吸风机在静叶可调轴流风机和静叶可调轴流风机+变频装置两种运行模式下，在加装了变频装置后，风机效率在低负荷工况下有了明显的提高；（2）从风机的性能曲线可知在30%~50%THA负荷下无论是否有变频装置，2台吸风机同时运行均是不安全的。（3）从每炉吸风机的年费用可以看出，由于增加变频装置，设备初投资有了大幅度提高，在每台锅炉2台吸风机均加设变频装置的条件下，每炉的年费用相对静调风机而言增加了52.79万元，即使2台吸风机设置1套变频装置的条件下，每炉的年费用仍然相对高出了近22.17万元（以上费用未考虑由于增加变频装置而需配套增加的土建等其他费用）。综上所述，虽然静叶可调轴流吸风机在机组低负荷运行工况下在加装了变频装置后，吸风机的效率有了一定的提高，但从年费用的比较以及节约本工程初投资的角度出发，不推荐吸风机增加变频装置。
第四篇吸风机电机功率选择经济分析专题报告1．概述发电厂既是电能的生产者，又是电能的消费者。厂用电率是发电厂的一项重要经济指标，根据机组容量、型式及参数不同，火力发电厂的厂用电约占装机容量的5~10%,其中70~80%为泵与风机所消耗。为保证主机的安全稳定满发运行，发电厂辅机在设计上均留有一定的裕量，在主机100%额定负荷下，辅机负荷率一般只在80%左右，有些甚至更低，而机组大部分时间并非工作在满负荷状态，这就造成了电动机在运行的大部分时间内都处在低负荷率的运行状态下，而负荷率的降低必然引起电动机的工作效率降低，从而使电动机损耗增加，增加了电能源浪费。本工程为扩建2台600MW级发电厂，每台锅炉配两台吸风机。吸风机容量在前期设计和定货中是按照预留脱硝来进行考虑的，而与之匹配的吸风机电机也按脱硝设计、定货，电动机功率为4800kW。国家环境保护部最新的《火电厂大气污染物排放标准》的征求意见稿明确，新的《火电厂大气污染物排放标准》标准将自2010年1月1日实施。按《火电厂大气污染物排放标准》征求意见稿要求，2004年1月1日起至2009年12月31日前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。因此本工程氮氧化物排放执行第2时段排放控制要求，本项目将在投产后三年内暂不考虑上脱硝设施，三年后再增加脱硝设施，则在脱硝未上之前的三年中，吸风机电机采用原设计功率为4800kW电动机，将出现“大马拉小车”的现象，电动机将一直处在较低的效率运行，电动机的损耗将明显增加；因此也可考虑在脱硝未上之前，吸风机电机采用3900kW电动机，则运行期间电动机的效率将提高，但是在电厂运行的前三年过渡期内需增加投资，采购3900kW电动机。因此，有必要对本程吸风机电机功率选择的经济性进行分析。2．电机功率考虑脱硝与不考虑脱硝时的节能分析
2.1电动机功率考虑脱硝与不考虑脱硝时的技术数据本工程在前期设计和定货中吸风机已按照预留脱硝来进行考虑，与之匹配的吸风机电机容量按考虑脱硝时电动机选择的数据见下表（表1，选自吸风机技术协议）。吸风机电动机序号项目单位数值项目单位数值1风机型号YA16636-8Z电机型号YKK1000-82风机调节装置型号静叶可调制造厂家湘潭电机厂3制造厂家成都电力机械厂额定频率Hz504风机入口体积流量m3/s541.24额定负荷时的效率0．9585风机全压升Pa5637.9功率因数6风机轴功率kW3675额定功率kW48007风机转速r/min735额定转速r/min735在本工程投产后的三年内由于脱硝设施未投，吸风机阻力中没有脱硝阻力，此时吸风机将处在低负荷状态运行，其吸风机实际轴功率较小，但此时电动机功率仍按将来建设脱硝装置的状态设计。此时工艺专业提供的脱硝未投时风机和电机的选择数据见下表（表2）。名称单位数值（设计煤种，运行工况，无裕量）机组运行工况BMCR75%THA50%THA40%THA30%THA风机运行台数台22111风机效率%85.273.460.658.051.3风机轴功率kW23601400184513551057传动效率ηtm0.980.980.980.980.98风机转速n675675675675675配套电机功率kW4800
由上表2可知，吸风机电动机功率明显偏大。为了解决吸风机电动机功率偏大的问题，提出吸风机电动机选择另一方案，即按在脱硝未投产期间，电动机功率按不设脱硝设施选择，此时风机运行数据和轴功率不变(同表2)，只是电动机功率由考虑脱硝时的4800kW变为不考虑脱硝时的3900kW。在吸风机负荷不变时，电动机的功率变小，电动机的负荷率提高，此时对应电动机的工作效率会提高，电动机损耗降低。湘潭电机厂提供的4800kW吸风机电动和3900kW吸风机电动机的效率曲线见图1和图2。图14800kW电动机的效率曲线
（注：对于功率P*低于0.5部分的效率曲线依据典型电机效率曲线将本图曲线延伸考虑）图23900kW电动机的效率曲线（注：对于功率P*低于0.5部分的效率曲线依据典型电机效率曲线将本图曲线延伸考虑）
2.2电动机容量不考虑脱硝时节能分析本工程机组年运行小时数按7400h（全年小时数扣除每年4～5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%BMCR2200h75%THA1600h50%THA2000h40%THA1200h30%THA400h根据上述吸风机轴功率、电动机效率曲线和机组运行小时数等数据，600MW级机组吸风机电动机不考虑脱硝容量和考虑脱硝容量时的耗电量计算如下表3和表4。表3600MW级机组吸风机电动机(P=3900kW)不考虑脱硝容量时的耗电量机组发电功率MW680510340272204引风机所需轴功率PkW23601400184513551057传动效率ηtm 0.980.980.980.980.98电动机的输出轴功率kW2408.161428.571882.651382.651078.57电动机的额定功率kW39003900390039003900电动机负载率β 0.620.370.480.350.28电动机效率ηd/(由电动机效率曲线查得） 0.9440.9080.9380.9310.876电源功率PB=P/ηdkW2551.021573.322007.091485.131231.25各种工况下运行小时数h2200160020001200400年耗电量=PB×年运行小时数kWh11224489.8503461340141861782152492498.4年总耗电量kWh22547938.93
表4600MW级机组吸风机电动机(P=4800kW)选择考虑脱硝容量时的耗电量锅炉负荷率单位100%负荷75%负荷50%负荷40%负荷30%负荷机组发电功率MW680510340272204引风机所需轴功率PkW23601400184513551057传动效率ηtm 0.980.980.980.980.98电动机的输出轴功率 2408.161428.571882.651382.651078.57电动机的额定功率kW48004800480048004800电动机负载率β 0.500.300.390.290.22电动机效率ηd/(由电动机效率曲线查得） 0.940.8880.9160.8810.844电源功率PB=P/ηdηtmkW2561.881608.752055.301569.411277.93各种工况下运行小时数h2200160020001200400年耗电量=PB×年运行小时数kWh11272253.58514800541105961883296511171.3年总耗电量kWh22925322.11由上述表3、表4比较可知，在吸风机轴功率不变的情况下，电动机的负荷率越高，电动机效率就越高，所需电源功率就越少，年耗电量就会减少，采用小功率吸风机电动机每台机组每年可节省用电量约377,300多度，具有一定的节能效果。2.3节能的经济性分析虽然在脱硝未投产之前，每台炉吸风机采用3900kW电动机时每年可比采用4800kW电动机节省用电量约377,300多kWh，具有一定的节能效果，但为了达到此目的，需要脱硝未投产之前需先配套两台3900kW电动机作为过渡之用，待三年后脱硝投运后，再将两台3900kW电机更换为4800kW的电机。采用何种电机配置方案的经济性更好需进行经济分析。在不同方案中，功率为4800kW的电动机只是投入的时间上相差三年，相对电厂运行周期来说比较短，为了简化比较，在经济分析中不考虑因采购4800kW电机时间不同的费用的变化。本专题经济比较采用等额年金的年费用法，公式如下：年费用=设备费折算到每年的费用-每年节省的运行费用设备费折算到每年的费用a与计算期n和年利率i以及设备总价P有关。
a=P*i/(1-(1+i)-n)与计算有关的数据选取如下：湘潭电机厂两台3900kW电动机的报价约为186万元。根据可研报告，厂用电价按成本电价0.313元/kWh考虑。每年可节省的电费=0.313x377383/10000=11.81万元。3900kW的电动机按使用期为3年，年费用的计算期按3年考虑，不考虑其残值。年利率：i=7.83%（数据暂定）按年费用比较法计算结果如下：项目0年1年2年3年采用3900kW电机每年节省的费用(单位：万元） 11.8111.8111.81采购3900kW电机的费用折算到每年的费用(单位：万元）18671.9571.9571.95换算到每年费用（正值表示支出费用，负值表示节省费用）(单位：万元） 60.1460.1460.14由上表可知，采购电机的年费用远远高于电机每年节省的费用，年支出费用较高，因此，此方案的经济性较差。3结论从上述各部分的分析看出：（1）在脱硝装置未投运的三年内，采用3900kW电机较采用4800kW电机可以提高电机的效率，从而达到一定的节能目的；（2）过渡期间3900kW电机重复性投资较高，且费用计算期较短，综合经济效益较差，换算到每台炉每年的费用增加将近60万元(已扣除每年节省约11.81万元电费)；综上所述，虽然在三年内采用不考虑脱硝的较小功率电动机可以提高电动机的效率，达到一定的节能目的，但由于国家环保政策要求，在三年后需增加脱硝设施，未考虑脱硝的电机的重复性投资较大，且运行年数有限，经济性较差，因此，从年费用的比较以及节约本工程实际投资的角度出发，推荐电动机功率按考虑脱硝设计，即在三年过渡期内吸风机电机功率偏大在经济上是合理的。
第五篇石子煤系统优化1．概述1.1工程概况1.1.1一期工程概述西塞山电厂位于湖北省黄石市西塞山乡。电厂一期工程即黄石电厂“大代小”技改工程，装机容量为2×330MW国产亚临界燃煤发电机组，由我院按2000年燃煤示范电厂模式进行设计。第一台机组于2004年6月投产，第二台机组于2004年12月投产。厂内采用灰、渣分除系统，除灰采用干除灰，为正压密相输送。游贾湖灰场为一干堆灰场，距电厂距离不到1km，设计库容为438×104m3，可堆灰（2×330MW机组）9.3年，目前煤粉灰由华新水泥厂全部综合利用。一期工程设计时预留了脱硫场地，为配合二期工程的建设，现已开始实施一期工程的烟气脱硫设施。1.1.2二期工程概述电厂二期工程为扩建项目，在已规划的厂址区扩建端建设。二期工程单机容量为680MW。三大主机，锅炉、汽轮机、发电机分别由哈尔滨锅炉有限责任公司、东方汽轮机有限公司和东方电机股份有限公司提供。锅炉型式：2098t/h、一次中间再热、单炉膛、直流锅炉，固态排渣制粉系统型式：中速磨煤机正压直吹式冷一次风机。2石子煤系统2.1石子煤量表2-1石子煤量表煤种机组容量(MW)小时石子煤量(t/h)日石子煤量(t/d)年石子煤量(104t/a)设计煤种1x6801.9539.090.982x6803.9178.181.95校核煤种11x6802.0240.411.012x6804.0480.812.02
校核煤种21x6802.1342.571.062x6804.2685.142.13注：石子煤量按设计煤种的耗煤量70/00计算。2.2石子煤系统由于石子煤比重较大，一般在2-3t/m3，排量会随着煤质、锅炉负荷和磨煤机性能的变化而发生波动，同时石子煤还具有温度较高，颗粒大及硬度大等特性，因此，对石子煤处理系统可靠性要求较高。目前国内投运的大中型电厂石子煤处理方式，大致可归纳为四种，有机械输送、水力输送、人工清理和简易机械处理方式。机械输送方式：石子煤通常经石子煤斗排出后采用埋刮板输送机集中，然后由胶带输送机或其它机械设备提升到石子煤仓，由汽车送出，在此方案中，由于石子煤从中速磨排出口标高约在1.6m左右，加上石子煤斗及连接件高度，埋刮板输送机一般布置在-2~-2.5m左右地道内，头部转运点底层标高更低，此方案最大优点是省水，石子煤不需加湿，输送系统设备对石子煤排除量的变化有一定的适用性，系统运行安全可靠。其缺点是当系统密封不严密时，在输送过程中粉尘飞扬对周围环境有一定的污染；设备布置难度较大，需要在主厂房零米层下布置纵向隧道，使磨煤机炉前通道变小，对运行、检修空间有点影响，机械设备维护工作量较大，系统运行维护工作条件较差。水力输送方式：通常采用水力喷射器定期将石子煤斗内的石子煤输送到石子煤脱水仓脱水或石子煤捞渣机捞出后，装车外运。水力喷射器由专设的高压水泵供给，石子煤仓或石子煤捞渣机溢流的澄清水供本系统重复利用，系统消耗的水，由水工专业补充供给。本方案优点是系统相对较简单，运行管理方便，自动化程度高。磨煤机炉前布置较为紧凑、合理，其缺点是能耗高，关键部件如石子煤斗进出口阀须进口，输送距离和高度受到限制。由于输送流速较高，水力喷射器和管道磨损较为严重，须经常更换水力喷射器喷嘴，维护工作量较大，且需消耗一定的淡水。
人工清理方式：将石子煤从石子煤斗排出口定期由人工排至地面，然后由人工将石子煤铲出，装入手推车，运输至厂房外的堆放场地，其特点是处理方法极其简单、灵活、可靠，对石子煤量少的工况具有较好的适应性。缺点是运行人员劳动强度大，对锅炉房内造成环境污染。简易机械石子煤处理方式：是在人工清理方式基础上，采用叉车将活动石子煤斗的煤送到石子煤的运输汽车内，通过汽车外运至综合利用用户。根据西塞山电厂工程情况，电厂及总包方会同我院走访了大别山电厂，从实际运行情况了解，运行效果尚好，在大别山电厂简易机械石子煤处理方式上，为进一步加强防尘处理，本工程在移动石子煤斗上方增设有防尘罩，在磨机石子煤斗出口处设有抑尘喷水装置。a)石子煤处理系统工艺流程图：石子煤斗磨煤机用户或灰场b)系统描述本方案在每台中速磨下设一台石子煤斗，斗容为0.8m3，两台炉共13台，其中1台周转使用，每炉配备2辆2t叉车，1台运行1台备用。石子煤斗下方留有叉车作业时位置，大约每15～30分钟需用叉车将活动石子煤斗的煤送到石子煤的运输汽车内，通过汽车外运至综合利用用户或灰场堆放。3结论：通过对大别山电厂走访，我们认为简易机械石子煤处理方式是可行的。特别是在磨机石子煤斗出口处设置抑尘喷水装置，对简易机械石子煤处理方式的防尘问题，可得到有效解决。
第六篇疏水系统优化方案长期以来，大部分机组疏放水系统设计及阀门选型不合理，存在内漏现象。不仅直接造成热量损失或传热的不可逆损失，而且对于通往凝汽器的疏放水系统泄漏，将增加凝汽器热负荷，造成凝汽器真空下降或循环水泵厂用电率升高；同时疏放水系统长期内漏，对疏水设备损害较大，降低了设备的安全性。按照集团公司优化设计实施意见的要求，一方面优化全厂各类正常和事故疏放水、排水去向；优化和简化系统疏水多路去向模式，可能时取消无压疏水；进入凝汽器的各类疏水应按照压力等级优化布置，防止各系统的相互窜汽，确保凝汽器的安全运行。另一方面，优化低加疏水系统设计，确定事故疏水阀开启的最小负荷点；低压加热器应按照压力等级顺序布置，并保持一定高差；疏水管道尽量采用水平补偿，提高疏水顺畅度，减少两相流引起的管道振动；各类主、辅管道的疏水阀门控制模式宜采用用管道上下壁温差及过热度控制的方法。在华电动力技术研究中心专家的指导下，本工程确定如下优化方案：１．取消辅助疏水系统中带自动疏水器的疏水旁路门。２．除氧器底部至锅炉疏水扩容器和汽机疏水扩容器电动门前各增加一道电动隔离阀。３．#5、6、7、8低加壳侧放水增加一道手动隔离阀。４．为便于疏水调节及疏水阀门管理，需在下列部位增加管壁温度测点：（1）、主蒸汽管道及主汽供轴封管道疏水门后测点4个/机组；（2）、#1、2号高压主汽阀阀座上、下疏水门后测点4个/机组；（3）、高压主汽调节阀后主汽疏水门后测点2个/机组；（4）、#1、2中压联合汽阀及阀座上疏水门后测点4个/机组；（5）、高旁阀前疏水门后及高旁阀后测点2个/机组；（6）、低旁阀前疏水门后及低旁阀后测点4个/机组；（7）、高再疏水门后测点3个/机组；（8）、燃烧器喷口温度测点24个/炉；
第七篇吹灰蒸汽参数优化分析报告1、对于吹灰蒸汽参数的选择，在机组正常运行的条件下，目前可采用的蒸汽汽源主要有过热蒸汽和再热器入口蒸汽两种汽源；2、对于本工程而言，目前吹灰蒸汽的汽源来源于分隔屏出口的过热蒸汽，在经过减压站后，成为适合条件参数的吹灰汽源，正常运行条件下的锅炉本体吹灰和空预器吹灰均采用该汽源；3、经过与锅炉厂联系沟通，讨论本工程吹灰蒸汽采用再热器入口蒸汽的可行性，锅炉厂在经过计算和分析后，结果如下：（1）对于锅炉本体部分的吹灰器而言，在正常运行条件下采用再热器入口的蒸汽作为吹灰汽源，其压力和过热度均可以满足要求；（2）对以空预器部分的吹灰器而言，在正常运行条件下采用再热器入口的蒸汽作为吹灰汽源，其压力可满足要求，但所需的蒸汽过热度无法满足要求（过热器低于要求的设计值15~20℃左右）；结论：因吹灰器的设计及供货（包括吹灰汽源）均属于锅炉厂的范围，经与锅炉厂协商和沟通，综合考虑相关因素后本工程的吹灰蒸汽汽源维持原设计不变。
第八篇空预器密封技术的选型优化报告一、柔性接触式密封技术工作原理和特点：1、柔性接触式密封技术基本工作原理：柔性接触式密封技术可保证隔仓之间在经过扇形板时形成严密无间隙的密封系统，以此保证漏风率的降低。同时弹簧的自由高H可以保证在空预器发生蘑菇状变形后隔仓之间依然保持严密无间隙的密封系统。具体工作运行如下：将扇形板固定在某一合理位置，柔性接触式密封系统安装在径向转子格仓板上，在未进入扇形板时，柔性接触式密封滑块高出扇形板5mm 10mm。当柔性接触式密封滑块运动到扇形板下面时，合页式弹簧发生形变。密封滑块与扇形板接触，形成严密无间隙的密封系统。当该密封滑块离开扇形板后，合页式弹簧将密封滑块自动弹起，以此循环进行。图12、柔性接触式密封系统的主要特点：2.1、采用柔性接触式密封技术，不会形成密封间隙，密封效果较好。由于扇形板与径向密封滑块之间没有间隙，则没有气流通过，也就避免了冲刷磨损的问题，从而密封系统能长期运行。2.2采用合页弹簧技术。该技术允许空预器的转子在热态运行状态下有一定的圆端面变形及圆周方向的变形，适合空预器的改造。采用压缩弹簧，材料采用X－750镍基合金材料，使用温度900℃。空预器热态下，圆端面和圆周椭圆度均有不同幅度的变形问题存在。这种技术也可以自动补偿这样的变化。
2.3、检修工艺：柔性接触式密封系统采用工厂化生产，车间组装成单个密封元件,对原有转子的椭圆度、两端面的平行度、平面度；转子转动跳动量要求降低，简化了现场安装的工艺程序。二、热端扇形板自动升降系统1、工作原理：由于空预器存在热态蘑菇状变形，所以在机组起炉运行空预器变形发生后，要调整扇形板的位置，使得扇形板完全接触滑块；在机组停炉后，必须立即抬升扇形板，否则当空预器形变恢复后，就会发生卡涩。因此对空预器的扇形板在冷热态两种情况下分别设置高位和低位，以保证漏风率达到最佳效果。详细设置情况如下：接触式密封组件全部安装完毕后，调节热端扇形板的位置并确定高度，使其中心筒部位扇形板到接触式密封滑块的间隙为8mm，外环部位扇形板到转子环铁端面的间隙为2mm，固定扇形板，这个位置称为热端扇形板的高位。根据空预器的资料和实际测量的数据，计算出转子热端的热形变量和转子中心筒的热变形量，假设转子热端的热形变量为X，接触式密封滑块高出隔仓板Y，接触式密封弹簧的形变量为Z，热端扇形板落下的高度为H，则H=X-Y-Z。扇形板落下的这个位置称为热端扇形板的低位。在确定好热端扇形板的高位与低位后，由控制机构进行自动提升和落下，并且反复多次，进行扇形板与柔性接触式密封滑块间隙的测量，并根据情况手动调整扇形板的位置，确保控制机构高位和低位分别到位后，扇形板与柔性接触式密封滑块的间隙完全达到设计值。2、热端扇形板自动升降系统与传统的扇形板自动跟踪系统的区别传统的扇形板自动跟踪系统根据不同负荷下转子的形变量而实时跟踪调整，机械传动系统跟踪不及时，且其在长期使用的情况下极易发生故障，严重时卡涩空预器。
热端扇形板自动升降系统只有高位和低位两种状态，由限位开关确定。起炉前将扇形板调整到高位状态，起炉后温度达到规定值（转子完全变形），自动或手动将扇形板调整到低位状态，空预器整个运行过程中扇形板保持低位不动，只有停炉时才再次提起到高位。提升系统动作次数少，不易发生故障。且温度测量装置属耐用装置，即使温度测量装置发生故障，在发出报警信息后依旧有充足时间采用手动操作热端扇形板自动升降系统。因此本系统具有高可靠性、耐用性、安全性。三、双旁路密封技术容克式空气预热器旁路密封由旁路密封片和T型钢组成，作用是阻止空气穿过转子外围通过转子与外壳间的空隙经轴向密封板而漏入烟气侧。传统空气预热器旁路密封在冷端和热端各布置一组密封片。旁路密封在热端布置一组密封片，在冷端布置两组密封片（如图2所示），在转子热态产生蘑菇状变形后，冷端形成两道密封间隙，将旁路漏风减少到最低，见图3。图2双旁路密封技术图3转子热态变形后双旁路密封
图4冷端双旁路密封技术示意图四、改造的范围：1、冷、热端径向增加柔性接触式密封装置。并调整密封间隙至设计值。2、增加冷端下端面旁路密封。3、轴向增加柔性接触式密封装置。按18分仓格式安装柔性接触式密封元件。4、热端扇形板分为启动和停炉的“上位状态”，空预器正常运行的“下位状态”来进行自动控制。5、空预器转子驱动围带采用“局部封堵”技术，以减少漏风面积。6、其他空预器漏风处理。五、改造后的技术指标：投运后漏风率5%，一个大修期内漏风率不高于6%电厂改造前后漏风率对比表见附页六、改造后负面影响：1、空预器电流有所增加（厂家资料
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