30MW（通用4篇）
30MW 篇1
随着不可再生能源减少,太阳能以永不枯竭、无污染、不受地域限制等优点开始由补充能源向替代能源过渡,并已从中小功率独立发电系统向并网发电系统方向过渡[1]。《国家能源发展规划》规定:大规模的太阳能光伏电站作为2010～2020年重点发展的领域之一[2]。本电站建成投运后,可与地方已建电站联网运行,有效缓解地方电网的供需矛盾,优化系统电源结构,减轻环保压力,促进地区经济可持续发展。
1 工程概述
光伏电站总装机容量峰值为30 MW,采用多边形布置,南北长约800 m,东西宽约1 100 m,总占地面积约70万m2,土地性质为国有未利用荒山。周边有国道高速公路为邻,交通方便。
1.1 电气一次设计
电站共30个峰值为1 MW光伏发电单元,每个发电单元采用1台1 000 kV·A,10 kV箱式升压变电站的方式,5台10 kV箱式变电站在高压侧并联为1个联合箱式变单元;6个箱式变联合单元分别接入10 kV母线侧,汇流为1回10 kV出线,再经过35 kV主变升压后以1回35 kV出线接入周边电网。
1.2 电气二次设计
电站按无人值班的原则进行设计,采用以计算机监控系统为基础的监控方式。在办公楼设中控室,通过后台机实现对电池阵列、并网系统及电力系统的集中监控和管理。电站设置工业电视系统作为视频监视手段,与计算机监控系统共同完成对电站的监控。
2 发电单元设计
2.1 太阳能光伏发电系统的构成
峰值为30 MW并网光伏电站属于集中式大型工程,主要由太阳能电池阵列、逆变器及升压系统三大部分组成,其中太阳能电池阵列及逆变器组合为发电单元部分。图1为光伏并网发电系统设计框图。
太阳能通过光伏阵列转换成直流电,为了其始终运行于最大功率点,在直流侧采用最大功率点跟踪(MPPT)算法。通过脉冲宽度调制(PWM)技术控制三相逆变器转换成高频的三相斩波电压,利用LCL滤波器滤波,经升压后直接接入公共电网。
2.2 太阳能电池阵列的系统构成及组件选择
光伏电站中峰值为1 MW电池方阵采用固定倾角运行方式,包括太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备等,由214路太阳能电池组串单元并联而成,每个组串单元又由21个多晶硅太阳能电池组件串联而成。多晶硅电池组件的功率规格较多,从峰值为5 W到300 W国内均有生产,且产品应用也较为广泛。由于工程设计装机容量峰值为30 MW,组件用量大,占地面积广,安装量大,所以优先选用单位面积功率大的电池组件,以减少占地面积,降低组件安装量。
经分析比较,选择YL230P-29b型峰值为230 W多晶硅电池组件。详细参数为:标准测试条件下峰值功率=230 W,最佳工作电流=7.8 A,最佳工作电压=29.5 V,短路电流=8.4 A,开路电压=37 V,工作温度为-40～+85 ℃,最大系统电压=1 000 V,组件效率=14.1%,组件尺寸为1 650 mm×990 mm×50 mm,质量=19.8 kg,并通过Matlab/Simulink对多晶硅电池进行MPPT仿真分析[3],在0.02 s附近达到最大功率点。特性曲线见图2。
2.3 电池阵列的最佳倾角计算
电池阵列的安装倾角对光伏发电系统效率影响较大,对于固定式电池列阵来说,最佳倾角即为光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。
计算倾斜面上月平均太阳辐射量,通常采用Klein所提出的计算方法[4]
式中:R0为倾斜面上的月平均太阳辐射量与水平面上的月平均太阳辐射量的比值;Hd0为水平面上的月平均散射辐射量;H0为水平面上的月平均总辐射量;β为方阵倾角;ρ为地面反射率;D为由当地纬度、太阳赤纬以及方位角确定的角度。
根据工程所在地纬度及其太阳辐射资料,利用RETScreen软件进行分析可得:当光伏电站电池组件倾角为36°时,全年日平均太阳总辐射量最大。图3为工程区不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线。
2.4 逆变器的选型
由于光伏电站容量较大,从运行维护的角度考虑,应尽量选用容量大的逆变设备,可在一定程度上降低投资,减少后期维护的工作量,并提高系统可靠性;但若逆变器容量过大,则在一台逆变器发生故障时,发电系统损失发电量也较大。因此,选用容量单台为500 kW的逆变器。通过对各种型号的逆变器比较分析,SMA500和SG500KTL两者容量符合要求,电气参数基本接近,而且初选的峰值为230 W多晶硅电池组件也能与这两种逆变器良好匹配。由于SMA的500 kW逆变器价格相对较高,因此工程选用国产SG500KTL 500 kW三相桥式逆变器。
3 LCL滤波器设计及其仿真
由于三相并网逆变器中含有非线性元件并采用高频开关,因此会造成并网电流、电压波形畸变,增加高次谐波量。因为LCL型滤波器对高频分量以60 dB进行衰减,而传统L型滤波器则以20 dB进行衰减[4],所以LCL型滤波器比传统L型滤波器具有更好的高频衰减特性。在滤波效果相同的情况下,LCL滤波器成本更低、体积更小。因此,采用LCL滤波器对逆变器输出电流谐波进行抑制。LCL滤波器结构如图4所示。其中L1和L2是滤波电感;C是滤波电容。
3.1 LCL滤波器的参数设计
在三相逆变器中,取电感纹波电流Ia为额定电流的20%。LCL总电感值L=L1+L2
式中:Ud为直流侧电压;fs为开关频率。
一般说来,L1/L2可以取4到6之间的数值,而电容的无功功率被限制在系统的10%以内,同时滤波电容C的取值可以考虑大些以节约电感磁芯材料[5]。因此得到:
式中:f为基波频率;P为输出功率。
综上所述可得到LCL型滤波器的滤波参数:L1=0.18 mH,L2=0.04 mH,C=550 μF。
3.2 系统仿真结果
为了验证LCL滤波器滤波效果,利用Matlab/Simulink分别对经过和不经过LCL滤波器的三相电流进行仿真,仿真波形如图5、图6所示,图7为对滤波后电流的谐波分析。由比较可得,经过LCL滤波之后,电流波形改良明显。谐波含量为1.03%,低于5%的并网发电系统入网电流的谐波技术指标。滤波器对高次谐波抑制效果良好,适用于大功率系统。
4 结论
本文对峰值30 MW大型光伏电站进行多晶硅电池组件以及逆变器进行了分析、研究和设计。利用RETScreen软件设计光伏阵列的最佳倾角,计算得出逆变器LCL滤波器技术参数。通过Matlab/Simulink建立光伏电站发电单元模型并仿真,得到的三相电流波形良好,谐波含量低。结果表明:该设计方案实用、可行,具有一定的工程实用性。
摘要：针对峰值30MW并网光伏电站的技术参数要求,提出发电单元设计方案,包括太阳能电池组件与逆变器选型等,并利用RETScreen软件对所选工程代表年的太阳辐射资料进行数据分析,做出曲线图,得到结论:当太阳能电池组件的倾角为36°时,全年日平均太阳总辐射量最大。设计了LCL滤波器的参数,通过Matlab/Simulink对滤波器输出电流进行仿真并检测谐波含量,电流波形改善明显,输出电流谐波含量符合并网发电系统入网电流的谐波技术指标要求。
关键词：光伏发电,逆变器,LCL滤波器,谐波分析
参考文献
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[3]蔡明想,姜希猛,谢巍.改进的电导增量法在光伏系统MPPT中的应用[J].电气传动,2011,41(7):21-24.
[4]刘飞,查晓明,段善旭.三相并网逆变器LCL滤波器的参数设计与研究[J].电工技术学报,2010,25(3):110-116.
[5]Liserre M,Blaabjerg F,Hanse S.Design and Control of anLCL-filter Based Three-phase Active Rectifier[J].IEEETrans.on IA,2005,41(5):1281-1291.
[6]Klein S A.Calculation of Monthly Average Insolation onTilted Surface[J].Solar Energy,1977,19(4):325-329.
30MW 篇2
近年来,可再生能源开发利用越来越受到世界各国和地区的高度重视,在可再生能源中我国生物质资源丰富。生物质发电具有绿色环保、电能质量好、可靠性高、技术比较成熟、综合效益较好的特点,因此其产业化前景广阔。生物质发电技术主要有直接燃烧发电、混合燃烧发电、热解气化发电和沼气发电四类。生物质直燃发电作为生物质能综合利用领域发展最快的产业,有着技术成熟、能质好、清洁度高、可靠性强等优点。发展农林生物质直燃发电,可以扩大能源供给,提高生物质综合利用率,变废为宝,具有较高的社会效益、环保效益与经济价值。目前,我国有40多个大型生物质直燃发电厂陆续建成投产,成功并网发电投入商业运营。因此,无论生物质资源开发潜力、发电技术水平,还是市场需求、政策导向,都将会促进大型生物质直燃发电的发展。
1 生物质直燃发电技术
1.1 生物质直燃发电的原理及工艺流程
生物质直接燃烧发电技术是将农林生物质直接送往锅炉中燃烧,产生的高温、高压蒸汽推动蒸汽轮机做功,带动发电机发电。其原理是将储存在生物质中的化学能通过锅炉燃烧转化为高温、高压蒸汽的内能,再通过蒸汽轮机转化为转子的机械能,最后通过发电机转化为清洁高效的电能。其在原理上与燃煤火力发电基本相同,其工艺流程如图1所示。
将生物质原料从附近各个收集点运送至电厂,经破碎、分选等预处理后存放到原料储存仓库,仓库容积要保证可以存放七天的发电原料;然后由原料输送装置将预处理的生物质送入锅炉燃烧,通过锅炉换热将生物质燃烧后的热能转化为蒸汽,为汽轮机发电机组提供汽源进行发电。生物质燃烧后的灰渣落入除灰装置,由输灰机送到灰坑,进行灰渣处理。烟气经过烟气处理系统后由烟囱排放入大气环境中。
1.2 生物质直燃发电系统构成
生物质直燃发电的生产系统包括生物质加工处理、输送系统、锅炉系统、汽轮机系统、发电机系统、化学水处理系统及除灰除渣系统等各部分组成,其发电系统如图2所示。
2 30 MW生物质直燃发电机组的配置
30 MW生物质直燃发电项目选用高温高压的1×30 MW纯凝式汽轮发电机组,配一台130 t/h生物质专用振动炉排高温高压锅炉,燃料以破碎后的农作物秸秆为主,可掺烧部分树枝、树皮等林业和木材加工剩余物。
2.1 锅炉选型
型式:高温高压、自然循环汽包炉
1-料仓;2-锅炉;3-汽轮机;4-发动机;5-汽包;6-炉排;7-过热器;8-省煤器;9-烟气冷却器;10-空气预热器;11-除尘器;12-引风机;13-烟囱;14-凝汽器;15-循环水泵;16-凝结水泵;17-低压加热器;18-除氧器;19-给水泵;20-高压加热器;21-送风机;22-给料机;23-灰斗
全钢炉架、振动炉排、燃烧秸秆、露天布置
锅炉最大连续蒸发量:130 t/h
过热蒸汽温度:540℃
给水温度:210℃
锅炉效率:≥90%
2.2 汽轮机选型
型式:高温高压、单杠、单轴、凝汽式
额定功率:30 MW
主蒸汽额定压力:8.83 MPa
主蒸汽额定温度力:535℃
主蒸汽额定流量:119.1 t/h
2.3 发电机选型
型式:空气冷却,自并励静止励磁
额定功率:30 MW
额定电压:10.5 k V
额定电流:2 062 A
额定转速:3 000 r/min
3 30 MW生物质直燃发电项目效益分析
3.1 机组主要经济指标
为了便于生物质发电技术的选择提供可靠的依据,同时能够把风险降低到可控制的范围内,分析了目前已投产的30 MW纯凝式发电机组和15 MW和热电联产机组设计和实际运行技术经济数据,得出如下结论:
(1)生物质发电较适合在辽宁南部、河北、山东、河南发展,不太适合在东北及南方地区建生物质发电,原因是东北冬天雪量太大、南方降雨量大均造成生物质燃料的含水率太高,锅炉燃烧效率大幅度降低。
(2)单机厂均盈利,双机12 MW、15 MW和热电联产(供工业蒸汽)的电厂多数亏损。秸秆电厂锅炉宜采用高温高压参数,不宜采用中温中压参数。
(3)其技术经济指标如表1所示。
3.2 盈亏平衡点测算
一台30 MW纯凝式发电机组,项目静态投资2.8亿元,80%为贷款,年利息6.14%,年运行7 000h,年发电量2.1亿k Wh,厂用电率12%,年供电量1.85亿k Wh,盈亏平衡点的燃料单位成本分别为投产第一年,盈亏平衡点燃料成本367元/MWh;运营20年平均,盈亏平衡点燃料成本442元/MWh,根据上述入厂燃料成本测算和盈亏平衡点测算的结果,1×30 MW高温高压纯凝发电机组设计发电标杆耗率保证值1000 g/k Wh。
入厂单位标准燃料单价:280元/t;
发电单位燃料成本:280元/MWh;
投产第一年盈利:
(367-280)元/MWh×1.85亿k Wh=1 609万元。
运行20年平均年盈利:(442-280)元/MWh×1.85亿k Wh=3 000万元。详细测算如表2所示。
3.3 初步投资估算
(1)一台30 MW纯凝式发电机组工程总投资约28 511万元,其中接入系统580万元,铺底流动资金206万元。
(2)发电工程动态总投资27 725万元,单位千瓦造价:9 242元/k W,其中,建设期贷款利息726万元。
(3)发电工程静态投资为26 999万元,单位千瓦造价为9 000元/k W;其中,建筑工程费5 905万元,单位千瓦造价1 968.27元/k W,占静态总投资的21.87%;设备购置费12 255万元,单位千瓦造价4 085.11元/k W,占静态总投资的45.39%;安装工程费3 461万元,单位千瓦造价1 153.66元/k W,占静态总投资的12.82%;其他费用5 378万元,单位千瓦造价:1 792.55元/k W,占静态总投资的19.92%。
(4)资金筹措:20%为企业自筹资金,80%为融资或贷款资金,融资部分计列建设期贷款利息,贷款利率按6.14%,按季结息。
3.4 清洁发展机制(CDM)
该项目收益分析温室气体减排量可以作为金融单位在国际市场上流通交易,排放权交易项目的收益提高了生物质电厂的经济效益。生物质CO2的排放和吸收构成自然界碳循环,其能源利用可实现CO2零排放,生物质发电是减排CO2的重要途径。通过CDM项目出售核定减排量的收入,能在很大程度上提高生物质发电厂的经济效益。对于30 MW的生物质直燃发电厂,年可处理农林废弃物25多万t;与同类型火电机组相比,年可替代标准煤12万t,减少CO2排放约13万t,以目前国际市场交易价格10~15美元/tco2(参考价)计算,可直接获得收益约840万元。
3.5 灰渣综合利用效益
生物质直燃电厂的灰渣可以进行综合利用形成经济效益,每年的生物质燃烧后可以产生约4万t的灰渣,灰渣中含有白炭黑和5%的钾元素,合理的综合利用可以变废为宝。可以用于制成耐火保温材料,还可以生产工业紧缺原料白炭黑或提供给临近的肥料厂作为生产农业化肥的原料。若建立肥料厂将电厂灰渣充分利用,灰渣成本则可以忽略不计,生产每吨钾肥的生产成本约为115元/t,比市场上同等级别的钾肥价格低80~100元。按照年产6 000 t钾肥计算,可以实现年产值120~140万元,实现经济效益50~70万元。从而完成生物质电厂灰渣由污染环境废料到绿色商品的转变,实现其价值升值,创造产业末端经济效益。
3.6 生态效益
(1)每年可以处理约25万t秸秆等农作物废弃物,避免了农民在田间地头焚烧所造成的大气污染,减少了对地面、水面的腐蚀质污染。
(2)大量减少CO2和SO2的排放,运营30 MW的生物质发电机组,与同功率火电机组相比,每年可减少CO2排放约13万t,有利于降低温室效应的影响。而且与煤相比,生物质几乎不含硫,秸秆的平均含硫量只有0.38%,远低于电厂用煤的平均含硫量1%,无需配备昂贵的脱硫装置。
(3)生物质电厂的灰渣含有丰富的钾、氮、磷、钙等元素,是优质肥料,有利于增加土壤有机质含量,提高农作物产量和质量。
(4)带动能源产业和能源林业的大规模发展,将有效地绿化荒山荒地,减少土壤侵蚀和水土流失,治理沙漠,保护生物多样性,促进生态的良性循环。
3.7 社会效益
(1)30 MW生物质直燃电厂每年消耗秸秆等生物质25万t,可替代约12万t标准煤。生物质电厂每年可向电力系统输出1.85亿k Wh电,缓解社会电力短缺问题。
(2)单纯在秸秆收购这一方面,每年可为当地农民带来直接收入达4 000万元。围绕燃料的收购、破碎、储存、运输等产业链条,能够直接吸纳当地及周边县市农村的劳动力1 000多人。
4 发展生物质直燃发电项目的建议
4.1 资源调查和估算
生物质发电最大的问题集中在原料供应的不确定方面。造成原料供应不确定的原因很多,包括秸秆季节供应问题、储存问题、运输问题、价格上涨问题等,但从已经建成运行的项目来看,最主要的原因是电厂周围农村种植结构调整、缺少统一规划和项目盲目布局导致的秸秆收集半径的扩大,从而提高了运行成本并加大了原料的供应风险。因此,在建设生物质直燃发电项目前,应对该地区的周边环境做详细的调查,如资源种类、资源量、资源分布特点、运输条件等,再合理规划生物质直燃电厂的选址和规模,与电网的建设和其他能源的发电方式相配合。积极开展生物质直燃发电上、下游产业链研究,把燃料的收、储、运、发电作为一个连续的系统。
4.2 财政税收扶持
生物质直燃发电项目造价高,总投资大,运行成本高,其盈利水平不如常规火电。主要原因有:一是单位造价高,目前单位造价为1.0万元/k W;二是燃料成本高,电价成本中的燃料成本约为0.4元/k Wh,远高于燃煤发电。三是生物质发电项目执行与传统发电行业一样的税收政策,而且生物质发电企业增值税进项抵扣操作困难,企业实际税率约为12%,高于常规火电实际税率6%~8%。因此,应该加大生物质直燃发电的政策支持,落实农林生物质直燃发电增值税即征即退、所得税减免和贴息贷款等优惠政策;根据生物质直燃发电项目的投资和运营成本,合理调整生物质发电的上网电价,从而保证我国生物质发电产业的健康发展。
参考文献
[1]杨勇平,等编.生物质发电技术[M].北京:中国水利水电出版社,2007.
[2]中国电力科学研究院生物质能研究室编.生物质能及其发电技术[M].北京:中国电力出版社,2008.
[3]顾晓山.秸秆焚烧发电项目的技术经济分析[J].可再生能源,2007,8(4):65-67.
30MW 篇3
本文论述的生物质发电厂主要采用速生林木为发电燃料, 其30 MW的发电容量也是国内在建生物质发电项目中的最大级别。发电厂的主厂房是整个电厂核心工艺流程的所在地, 有别于传统的燃煤发电厂, 生物质发电厂的主厂房布置有其自身的特点, 同时, 针对这些特点的布置优化也大有潜力可挖。 本文从该生物质发电厂的主机选型出发, 阐述了其主厂房布置的特点, 并提出了若干布置优化方案。
1工程概述
本工程位于拥有丰富农业与林业资源的贵州某县。电厂规划容量为1 ×30 MW。电厂以速生能源林、秸秆等为燃料, 发电厂年运行小时数为7 500 h, 年消耗林木、秸秆等各种燃料约15万t。发电厂出线电压为110 kV, 直接并入当地电网。汽轮机为抽凝式机组, 可向附近企业提供最大可达70 t/h的蒸汽。同时, 电厂灰渣提供给附近钾肥厂进行综合利用, 从而形成生物质- 电- 热- 化工循环经济产业链, 属国家发改委令第40号《产业结构调整指导目录 ( 2005年本) 》中鼓励项目, 并符合《国务院关于加快发展循环经济的若干意见 ( 国发[2005]22号) 》的要求。
2主机参数
2. 1锅炉
锅炉采用国产循环流化床锅炉, 针对工程所在地区的生物质燃料特性进行了燃烧优化设计。其结构型式为: 单炉膛、单汽包、平衡通风、钢架双排柱悬吊式结构［3］。该锅炉采用前墙给料, 共布置4个给料口。采用床下启动点火方式, 床下布置两只油枪。 锅炉在B - MCR工况下的参数如表1。
2. 2汽轮机
汽轮机采用技术成熟的西门子SST -400型汽机, 该汽机为超高压参数, 为国内现阶段生物质电厂的最高级别参数。汽机热力系统共5级抽汽回热, 包括2级低加用抽汽、1级除氧器用抽汽和2级高加用抽汽。汽轮机结构型式单缸、单轴、轴向排汽。 汽轮机主要技术参数如表2。
2. 3发电机
发电机采用配套的西门子SGEN5型发电机, 其结构型式为: 空气内冷, 星型连接, 4极三相同步。 由于汽机转速为5 500 r/min, 故发电机与汽轮机采用齿轮变速箱连接。
3主厂房布置特点
主厂房布置遵循如下主要原则: 布局合理、工艺流程顺畅、采用的建筑标准适中, 检修设施和场地完备, 为电厂的安全运行、操作、维护提供良好的工作环境。
该工程中主厂房采用平行布置方案, 布置顺序依次为汽机房—除氧间—锅炉间。扩建端为向右扩建 ( 从汽机房向锅炉房看) 。主厂房采用不等柱距, 除扩建端一档为6 m柱距外, 其余4档均采用8 m柱距。
3. 1汽机房的布置特点
汽轮发电机组 ( 包括减速器) 采用低位零米层布置, 整个汽机房设轻质汽机房罩壳。汽机房长度占4档共30 m, 宽度占1跨共13 m, 机组中心距B列柱6. 5 m。凝汽器布置在固定端, 发电机布置在扩建端。凝汽器为卧式布置, 凝汽器抽管方向朝A列柱。各抽汽管道从汽机顶部或底部引出, 垂直于汽机轴线方向布置至除氧间。凝结水泵、射汽抽气器布置在凝汽器左侧, 其中凝泵坑与凝汽器坑连通为一体, 在坑内设有集水井和排污泵。
3. 2除氧间的布置特点
除氧间采用钢筋混凝土结构, 跨距为8 m, 分设0 m层、3. 5 m层、8 m层和15 m层。除氧间0 m层布置有2 ×50%容量的电动给水泵以及两台立式高压加热器。3. 5 m层为占两档的钢平台结构, 其上布置有#2卧式低压加热器。8 m层为运转层, 布置有机炉电集中控制室、电子设备间, 同时在集控室的一侧布置有辅助蒸汽母管和#1低压加热器。8 m层还设有连接除氧间和锅炉间的廊桥。15 m层布置一体化除氧器和连续排污扩容器。除氧间屋面标高为23. 5 m。
在除氧间的固定端, 还设有辅助车间, 包括电气配电间、化学取样间、空压机房、燃油泵房等。
3. 3锅炉间的布置特点
锅炉钢架尺寸深度方向 ( K0 ~ K5) 为32. 30 m, 宽度方向 ( B0 ~ B13. 2) 为13. 20 m, 锅炉炉顶大板梁标高41. 10 m。锅炉房零米层布置有两台冷渣器、两台高压流化风机、定期排污扩容器等设备。锅炉K1排柱前布置K0排, 该跨作为炉前给料系统的布置区域, 输料皮带从炉前进入锅炉给料系统。
锅炉炉后依次布置一/二次风机、布袋除尘器、 引风机、烟囱。烟囱布置在锅炉中心线的右侧 ( 从炉前看) , 烟囱为80 m高、出口内径为2. 5 m的砖内筒烟囱。
3. 4检修起吊设施
汽轮机基座四周设有通道, 本体上需要巡查的设备或部件 ( 如润滑油站、轴封阀门站等) 特设有钢平台和扶梯。
汽机房不设固定起吊设施, 设备安装和检修均采用移动式起吊设备。在罩壳上事先预留有检修孔, 在机组检修时先拆除相应部位的罩壳, 利用移动式起吊设备将部件吊出, 移至端部检修场地。
除氧间靠近B排侧留有贯通的运行维护通道。 8 m运转层留有检修起吊孔, 在除氧间15 m层楼板底设置单轨吊, 以便立式高加的检修起吊。在除氧间8 m层楼板底、电动给水泵组上方设有单轨吊以便泵组的检修。
主厂房内另配置一台电动液压升降移动平台, 以便对布置在高位而又未设固定式平台的阀门、管件等进行维护。
一次风机、二次风机、高压流化风机和引风机上方设置电动检修起吊装置, 另外, 锅炉房内设置一台从0 m提升至炉顶平台的、起吊重量为1 t的电动单轨吊。
3. 5总体布置尺寸
主厂房总体布置尺寸一览如表4。
4主厂房布置优化
4. 1单位发电容量占地面积优化
目前, 我国在建的生物质发电厂一般采用已基本成熟的直燃发电技术, 单位投资也较合理。根据 《电力工程项目建设用地指标 ( 2009版) 》, 1 × 25 MW生物质发电厂主厂房区建设用地单项用地面积不大于1 hm2, 主厂房纵向尺寸为43 m［4］。
但本项目通过合理组织工艺流程, 优化设备布置。作为30 MW级发电容量, 主厂房区建设面积仅0. 98 hm2, 单位发电量主厂房占地指标为0. 033 m2/ kW。
为了充分利用空间, 减少除氧间厂房容积与跨度, 取消常规方式的加热器纵列布置而采用集中布置, 使得主厂房纵向跨度仅为38. 5 m。
4. 2加热器布置优化
加热器分层集中布置在除氧间4 ~6档内, 高低压加热器布置靠近除氧间C列柱并靠近扩建端, 主要巡检通道布置在B列。这种布置方式, 可使凝结水管道、加热器疏水管道以及抽汽管道布置有序, 连接简洁紧凑, 有效节省管材。
另外, 高压加热器采用小型发电机组常用的立式管壳加热器, 能有效节约占地面积。为方便疏水, #1号低加加热器直接置于3. 5 m钢平台层。该钢平台恰好和两台立式高加的检修平台整合, 使得3. 5 m平台下方可腾出充足的检修面积。
4. 3汽机低位布置优化
机组采用轴向排汽为机组低位布置的有利条件, 此时凝汽器无需布置在汽缸下方而是布置在汽缸侧方。为避免汽轮机进水, 轴向排汽对凝汽器水位以及汽机防进水措施要求十分严格, 鉴于西门子汽轮机的高可靠率, 此种布置方法不会给汽轮机带来风险。同时取消常规设计的汽机房框架结构设计, 汽轮发电机组布置在可拆卸的防护罩内, 此举可节约大量的土建成本。防护罩内不设行车, 汽轮机的检修考虑采用汽车吊, 此举也能有效地降低投资费用。
4. 4料仓间的优化
本工程取消了常规的料仓间, 而采用炉前之间上料的方式。如布置常规的料仓间, 则料仓间D排柱与锅炉首排间距一般为7 m, 用作炉前通道［5］。 这样将大大增加螺旋给料机距离, 造成运行功耗增大。
4. 5检修通道的布置优化
汽机房、除氧间和锅炉间3个模块之间互设通道, 满足结构设计要求并且方便巡检。
除氧间0 m层除靠近B列有贯穿整个厂房的巡检通道外, 还在靠近C列有另外一条检修通道, 方便加热器及给水泵组的就地检修。除氧间8 m运转层设有通往锅炉间给料机的廊桥, 方便运行人员直接从集控室行走至给料机处查看运行情况。
5总述
本工程主厂房采用汽机房、除氧间和锅炉间三顺列布置模式［6］, 与常规燃煤机组的四列式布置模式相比, 汽机房采用低位布置, 同时取消常规的料仓间, 是一种较为理想的布置方式。
生物质能发电适应我国的迫切需要, 是解决能源出路的最好途径之一。生物质发电厂的设计和建设在国内处于起步阶段, 本文从工程设计角度出发, 对30 MW级的生物质电厂主厂房布置特点及优化方案做了归纳, 希望今后能对该类项目的优化设计提供有益的参考。
参考文献
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30MW 篇4
1 工程概述
1.1 工程背景
本项目规模:新建1×30 MW生物质能发电厂, 一次建设, 原则上不考虑扩建。 (按照国家秸秆发电厂设计规范要求, 生物质发电厂机组最大容量是30MW) 。机组类型及年利用小时:电厂年运行小时数按8000小时设计。
1.2 主机及辅机设备概况
本项目为生物质直燃发电厂, 汽轮机采用西门子公司制造的SST-400型超高压凝汽式汽轮机, 发电机随汽轮机配供, 锅炉采用国内自行设计的循环流化床锅炉。汽轮机、锅炉、发电机三大主设备的的技术规范以及技术特点如下:
(1) 汽轮机主要技术规范
结构型式:超高压参数, 5级 (2低加+1除氧器+2高加) 抽汽回热, 单缸、单轴, 轴向排汽, 凝汽式汽轮机。
主蒸汽压力12.8MPa (a)
主蒸汽温度535°C
最大抽汽量30t/h
循环冷却水温度25°C
(2) 锅炉主要技术规范
结构型式:超高压参数, 单炉膛, 单汽包, 自然循环, 悬吊式结构, 生物质直燃循环流化床锅炉。
过热蒸汽压力13.7MPa (g)
过热蒸汽温度540°C
锅炉最大连续蒸发量120t/h
汽包压力14.99MPa (g)
(3) 发电机主要技术规范
结构型式:空气内冷, 星型连接, 4极三相同步汽轮发电机, 与汽轮机采用变速箱连接。
发电机容量38000kVA
额定转速1500r/min
额定电压10.5kV
1.3 主要辅机型式
机组采用5级回热系统, 2台低压加热器、1台无头除氧器和2台高压加热器及外置疏水冷却器。低压和高压加热器采用小容量汽轮发电机组成熟的立式结构。配置2台给水泵、凝结水泵, 1台离心式一次风机、2台离心式二次风机、引风机;除尘器型式为滤袋除尘器。
2 全面性热力系统
全面性热力系统图是实际热力系统的反映, 不仅要考虑热力系统正常或变工况运行, 还要考虑热力系统在启动、低负荷、事故以及检修等不同工况运行, 以反映系统的安全可靠性、经济性和灵活性。
根据发电厂全面性热力系统图来汇总主、辅热力设备、各类管道及其附件的数量和规格, 以供订货, 并据以进行主厂房布置和各类管道的施工设计。因此, 其不仅影响项目投资、材料耗量和施工工作量和周期;还会影响运行调度的灵活性、可靠性和经济性, 进而影响各种运行方式切换设备及备用设备投入的可能性;是发电厂设计、施工和运行工作中非常重要的一项技术文件。
本项目热力系统主要由锅炉本体汽水系统、汽轮机本体热力系统、机炉间的连接管道系统和全厂公用汽水系统四部分组成, 并考虑预留对外供热系统。
2.1 各主要汽水系统设计特点
(1) 主蒸汽系统
主蒸汽系统按照VWO工况下热平衡参数设计。
主蒸汽系统为单元制系统, 从锅炉过热器出口联箱接一根管道到汽轮机主汽门, 主汽电动阀处设置检修旁路。在主蒸汽管道上设置水压试验用的隔离装置, 锅炉可以单独进行水压试验。
考虑凝汽器真空系统采用射汽抽气器, 主蒸汽上引出1路蒸汽, 经减温减压后送至射汽抽气器作为设备启动和正常工况汽源。另考虑机组启动时除氧器需要接入蒸汽加热, 由于本项目不单独设置辅汽系统, 其启动加热用汽也需由主蒸汽引出1路蒸汽, 经减温减压后送至除氧器作为设备启动工况汽源。待机组正常运行后, 改由四段抽汽提供汽源。根据主机厂原则性热力系统图要求, 主蒸汽设置1路蒸汽在机组运行时为汽机轴封系统提供用汽。
本项目机组带基本负荷运行, 机组年启停次数少, 因此不设蒸汽旁路系统, 而是在过热器上设置启动排汽门。启动时通过开启启动排汽门, 同时开启锅炉疏水系统, 以加快机组启动速度, 过热蒸汽参数满足汽轮机启动要求后, 逐渐关闭对空排汽门并打开汽轮机主汽门, 汽轮机开始冲转。
(2) 抽汽系统
汽轮机抽汽系统按照VWO工况下热平衡参数设计。
回热系统为5级抽汽, 其中第3段抽汽供给除氧器, 其它各段抽汽供给给水加热器 (高加、低加) 。机组还具有30t/h对外供汽能力, 抽汽来自2段抽汽, 对外供汽参数为1.0MPa。
为防止汽机超速, 抽汽管道主管上均装设强制关闭自动逆止阀 (气动控制) 。3级抽汽管道供汽至除氧器, 一旦汽轮机突然甩负荷或停机时, 抽汽压力突然下降, 给水箱中的饱和水快速汽化, 会产生大量蒸汽倒流入抽汽管内, 造成汽轮机超速的危险, 因此设有双重气动逆止阀。
其它从抽汽系统接出至其它系统的管道都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口, 当汽轮机跳闸时, 可以尽量降低抽汽系统能量的贮存, 同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。
汽机的各级抽汽均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水保护的主要手段。在各抽汽管道低位管段的顶部和底部分别装有热电偶, 作为防进水保护的预报警, 便于运行人员预先判断事故的可能性。
按ASME TDP-1的要求, 在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀后, 以及管道的最低点, 分别设置疏水点, 以保证在机组启动、停机和加热器发生故障时, 系统中不积水, 各疏水管道单独接至凝汽器疏水扩容器或者大气式疏水扩容器。
(3) 给水系统
给水系统容量按照锅炉B-MCR工况的给水流量计算, 给水划分为两部分, 从除氧器出口到给水泵入口的管道为低压给水管道, 给水泵到锅炉省煤器的管道为高压给水管道。
低压给水管道的设计压力为除氧器定压运行的额定工作压力与最高水位时水压静压力之和, 设计温度为除氧器额定工作压力下对应的饱和温度。
高压给水管道的设计压力为给水泵特性曲线最高点对应压力和给水泵进水侧压力之和, 并且考虑给水泵进水温度对压力的修正。设计温度为高压加热后高压给水的最高工作温度。
给水泵出口设有最小流量再循环管道, 以确保在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量, 保证泵的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。给水系统向锅炉过热器减温器提供减温水, 按照目前锅炉设计部门提供的配合资料, 过热器减温水取自高压加热器之后的高压给水。减温水取自回热系统之后的给水, 投入减温水后不影响机组热耗, 有利于提高发电厂热经济效益。
给水泵按照2×100%定速电动泵设计, 低负荷时1台泵运行也能保证锅炉在不投油稳燃负荷以上运行。
(4) 凝结水系统
凝结水系统的流量容量按汽轮机VWO工况的凝汽量, 加上进入凝汽器的经常疏水量和正常补水率进行设计。凝结水泵入口侧的管道的设计压力按照汽轮机排汽接口平面处的水柱静压, 并且不小于0.35MPa;凝结水泵出口管道的设计压力按照泵出口阀关断情况下泵的扬程和进水侧压力之和。
凝结水泵按照2×100%调速泵设计, 低负荷时1台泵运行也能保证锅炉在不投油稳燃负荷以上运行。
本项目汽轮机设置一台轴封加热器, 轴封和门杆漏气接至轴封加热器, 凝结水经过凝结水泵后, 依次通过射汽抽气器、轴封加热器加热后, 再送至回热系统。
(5) 加热器疏水及放气系统
1) 加热器按照逐级自流设计, 上一级参数高的加热器疏水送至下一级参数较低的加热器。除此之外还设置加热器危机疏水系统, 在以下工况下使用:
a.加热器管子断裂或管板焊口泄漏, 给水 (或凝结水) 进入壳体造成水位升高或者正常疏水调节阀故障, 疏水不畅造成壳体水位升高。
b.下一级加热器或除氧器水箱高水位后事故关闭上一级的疏水调节阀, 上一级加热器疏水无出路。
c.低负荷时, 加热器间压差减小, 发生正常疏水不能逐级自流时。
疏水流经疏水阀时, 会受阀芯节流的影响, 阀后的疏水势必将汽化, 造成水汽两相流动, 导致管道磨损和振动, 且产生噪音。为使其影响减到最小, 管道系统设置必要的措施:
a.疏水阀尽可能地布置在靠近接受疏水的设备处, 缩短疏水阀后疏水管道的长度, 并且疏水阀后管道选用管径大、管壁厚、抗汽蚀性能好的材料。
b.布置在疏水调节阀下游的第一个弯头以三通代替, 在三通的直通出口装设不锈钢堵板。
加热器疏水系统按ASME TDP-1标准 (汽轮机防进水的推荐措施) 进行设计。每台加热器汽侧 (包括除氧器) 均设有启动排气和连续排气, 以排除加热器中的不凝结气体。高压加热器的汽侧启动排气排大气, 连续排气均单独接至除氧器。低压加热器汽侧的启动排气和连续排气均接至凝汽器, 所有加热器的水侧放气都排大气。除氧器排气不分连续排气和启动排气均排大气。加热器及除氧器的连续排气均设有节流孔板, 其容量按能通过0.5%加热器最大加热蒸汽流量选取。加热器及除氧器汽侧还设有停机期间充氮保护管道。
(6) 厂内循环水系统
循环水采用二次循环供水系统, 为凝汽器和开式冷却水系统提供冷却水, 按单元制设计。循环水管道上设有电动蝶阀, 以便隔离凝汽器。凝汽器管子采用不锈钢管, 循环水系统配置胶球清洗装置。
(7) 开式冷却水系统
开式水来自循环水系统, 向主机和辅助设备提供冷却水, 开式水排水送回到循环水前池。对于一些用水量大而且对水量要求进行调节的设备, 如冷油器等, 在冷却水支路进水管道上设有调节阀, 可以根据季节进行水量调节。
(8) 凝汽器抽真空系统
本项目采用射汽抽气器, 机组配置1台射汽抽气器。采用射汽抽气器, 设备的动力来自主蒸汽, 会增加燃料成本, 但是节省厂用电;采用射水抽汽器要设置射水泵, 增加厂用电消耗量, 而且使用后的工业水排到循环水系统, 增加了冷却塔的冷却水量, 如果采用机力塔, 还要增加一部分厂用电耗量。本项目上网电价较高, 而且不需要接受电网调度, 节省的厂用电可以直接上网, 采用射汽抽气器虽然能量消耗量稍大, 但是上网电量较多, 电价的利润高于燃料成本, 经济效益更好。
结语
本项目是属于国内首批采用西门子30MW级先进机型的大型生物质发电项目, 从主机性能特点消化、机组热力系统、辅机选型都有许多值得总结与研究的地方。该项目目前已经顺利发电并正式投入商业运行。本文希望为今后国内大型生物质发电项目全面性热力系统设计提供有益的参考与借鉴。
摘要：生物质发电是目前国家大力支持与倡导的新能源发电技术之一, 本文拟对某大型30MW生物质发电项目 (西门子新机型) 全面性热力系统主要设计特点进行探讨与总结。
关键词：30MW,生物质发电,西门子机型,全面性热力系统
参考文献
[1]郭亮, 何颖, 何山.基于NetLinx现场总线网络的发电厂电气控制系统[J].电力建设, 2008 (10) .
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