吳長(zhǎng)青

(淮浙煤電有限責(zé)任公司鳳臺(tái)發(fā)電分公司，安徽 淮南 232131)

0 前言

熱力發(fā)電廠一般采用回?zé)崾郊訜嵫b置，將汽輪機(jī)中某些級(jí)段的抽汽抽出，通過(guò)熱交換器用來(lái)加熱凝結(jié)水和給水，降低汽輪發(fā)電機(jī)組冷源損失，并形成一套回?zé)崾狡啓C(jī)基本理論。由于發(fā)電生產(chǎn)過(guò)程中需要驅(qū)動(dòng)大量轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備，運(yùn)用回?zé)崾狡啓C(jī)基本理論，從汽輪機(jī)中抽汽來(lái)驅(qū)動(dòng)某些轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備，也可以提高機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性。

傳統(tǒng)的熱力發(fā)電廠設(shè)計(jì)時(shí)，鍋爐引風(fēng)機(jī)大部分采用定速電機(jī)驅(qū)動(dòng)。某電廠660 MW超超臨界機(jī)組采用回?zé)崾狡麆?dòng)引風(fēng)機(jī)，除了降低廠用電、提高熱力系統(tǒng)循環(huán)綜合效率外，由于汽動(dòng)風(fēng)機(jī)可采用調(diào)速方式，故同時(shí)提高了機(jī)組部分負(fù)荷工況下風(fēng)機(jī)的效率。

1 回?zé)崾狡麆?dòng)引風(fēng)機(jī)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析方法

鍋爐效率ηgl為

式中Qsr——鍋爐輸入熱量；

Qsc——鍋爐輸出熱量。

Qsc=Wt(Ht-Hf)+Wr(ΔHr)

汽輪發(fā)電機(jī)組熱耗率qqj為

式中Wt——主蒸汽流量/kg·h-1；

Wr——再熱蒸汽流量/kg·h-1；

Ht——主汽門入口主蒸汽焓/kJ·kg-1；

ΔHr——經(jīng)再熱器的蒸汽焓差/kJ·kg-1；

Hf——最終給水焓/kJ·kg-1；

Pfd——發(fā)電機(jī)終端輸出功率/kW；

∑kWi——當(dāng)采用靜態(tài)勵(lì)磁、電動(dòng)主油泵時(shí)各項(xiàng)所消耗的功率；

以上公式是指未使用減溫水的工況，如使用時(shí)應(yīng)予修正。

上網(wǎng)供電量為

Pgd=Pfd-Pcy

發(fā)電效率ηfd為

供電效率ηfd為

機(jī)組降耗的收益分析

返回原電動(dòng)引風(fēng)機(jī)方案之后，將取消的汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)所需要的軸功率Pfj

pfj=Py×ηdj

由電動(dòng)機(jī)替代，原向小汽輪機(jī)提供的汽源(冷再)的熱能Qxj為

由于提供這部分熱能的高壓排汽在鍋爐中重新吸熱之后，在中低壓缸可以增加做功能力，汽輪機(jī)的輸出功率將增加ΔP

為了維持與配置汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)方案相同的發(fā)電機(jī)輸出功率，鍋爐需要減少燃料，以減少輸出給汽輪機(jī)的流量，鍋爐減少的熱量為

此時(shí)，機(jī)組輸出的供電量為Pgd-Py。

鍋爐輸入的熱量為Qsr-ΔQsr，

根據(jù)以上分析，現(xiàn)有方案與原配置電動(dòng)引風(fēng)機(jī)方案相比，供電煤耗將下降

2 采用回?zé)崾狡麆?dòng)引風(fēng)機(jī)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 采用汽動(dòng)和電動(dòng)引風(fēng)機(jī)經(jīng)濟(jì)效益比較

將配備汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)的方案與配備電動(dòng)引風(fēng)機(jī)的方案進(jìn)行比較，得出機(jī)組供電煤耗收益情況如表1?？梢钥吹?，采用汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)后，機(jī)組的供電煤耗加權(quán)平均收益為2.02 g/kWh。按機(jī)組年約行5 500 h計(jì)算，單臺(tái)機(jī)組年節(jié)煤效益為

660 000×5 500×2.02/1 000 000=7 332.6 t

每t標(biāo)煤按700元計(jì)，則每臺(tái)機(jī)組年耗煤費(fèi)用減少

7 332.6×700/10 000=513.3萬(wàn)元/年

表1 供電煤耗加權(quán)平均收益計(jì)算

續(xù)表

2.2 調(diào)速汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)效益分析

如果機(jī)組每年運(yùn)行7 500 h，利用5 500 h，負(fù)荷按表2，1 kWh電按上網(wǎng)電價(jià)0.398元計(jì)，則調(diào)速汽動(dòng)風(fēng)機(jī)方案每臺(tái)機(jī)組(2臺(tái)引風(fēng)機(jī))每年節(jié)約

97.056×0.398×2=77.26萬(wàn)元

若每度電按成本電價(jià)0.265元計(jì)，則調(diào)速汽動(dòng)風(fēng)機(jī)方案每臺(tái)機(jī)組(2臺(tái)引風(fēng)機(jī))每年節(jié)約

97.056×0.265×2=49.7萬(wàn)元/年

表2 引風(fēng)機(jī)采用不同驅(qū)動(dòng)方式對(duì)比

2.3 廠用電率下降收益

本工程采用汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)方案與采用電動(dòng)引風(fēng)機(jī)(2臺(tái))方案相比，在電網(wǎng)調(diào)度按發(fā)電機(jī)出口功率方式計(jì)算，相當(dāng)于發(fā)電機(jī)組增容7 820 kW，按照邊際收益0.1元/kWh，年運(yùn)行5 500 h計(jì)算，增加售電收入為

7820×5 500×0.1=430.1萬(wàn)元/年

2.4 綜合經(jīng)濟(jì)效益

本工程引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)合并，并采用汽動(dòng)后，每臺(tái)機(jī)取消了3臺(tái)電動(dòng)機(jī)，相應(yīng)的減少了高壓廠變的容量及廠用電率，見表3。電氣部分設(shè)備在采用汽動(dòng)風(fēng)機(jī)方案后可節(jié)約投資約150萬(wàn)元/臺(tái)機(jī)組。

綜合引風(fēng)機(jī)調(diào)速和回?zé)崾叫C(jī)綜合熱效率收益，本項(xiàng)目采用回?zé)崾秸{(diào)速小汽輪機(jī)驅(qū)動(dòng)引風(fēng)機(jī)，與電動(dòng)定速引風(fēng)機(jī)相比，每臺(tái)機(jī)組每年增加的總經(jīng)濟(jì)效益為

513.3+49.7+430.1=993.1萬(wàn)元/年

2.5 投資分析

回?zé)崾叫∑啓C(jī)，比凝汽式小機(jī)配置減少了小機(jī)凝汽器、凝結(jié)水泵、真空泵、循環(huán)水管系等配置，總的投資相應(yīng)減少。采用低溫再熱蒸汽驅(qū)動(dòng)兩臺(tái)引風(fēng)機(jī)小機(jī)、小機(jī)排汽至新增低加的回?zé)崾秸{(diào)速小機(jī)技術(shù)方案，增加的設(shè)備及系統(tǒng)初投資如表4。根據(jù)表4估算，回?zé)崾秸{(diào)速汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)與電動(dòng)定速風(fēng)機(jī)方案相比，每臺(tái)機(jī)組增加投資總計(jì)約3 980萬(wàn)元。投資回報(bào)期為

3 980÷993.1=4.01(年)

3 結(jié)語(yǔ)

采用回?zé)崾叫∑啓C(jī)，回收小機(jī)排汽熱量，提高了機(jī)組熱力循環(huán)綜合循環(huán)效率，廠用電率加權(quán)平均值降低約1.48%，供電煤耗的加權(quán)平均值可下降2.02 g/kWh。回?zé)崾秸{(diào)速汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)與電動(dòng)定速風(fēng)機(jī)方案相比，每臺(tái)機(jī)組增加投資總計(jì)約3 980萬(wàn)元，按每臺(tái)機(jī)組每年收益993.1萬(wàn)元，投資回收年限約4年；由于采用了汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)，相當(dāng)于發(fā)電機(jī)組增容7 820 kW，使供電能力增加。

表4 增加的設(shè)備及系統(tǒng)初投資