邱世平，郭 伟，崔 宁

(河北省电力勘测设计研究院，河北 石家庄 050031)

1 工程概况

某南方电厂规划容量3320MW，并保留再扩建的条件，本期建设安装2×660MW超超临界凝汽式燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置，以满足该省西部地区电力负荷增长的需要，同时为该省电网提供强有力的负荷支撑，提高整个电网的安全稳定运行水平。

2 采用小汽机驱动引风机的必要性及可行性分析

锅炉引风机是电厂内最耗电的设备之一，对于该电厂来说，由于引风机与脱硫增压风机合并，在电机驱动的模式下单台引风机电机最大电功率达到了6450kW，引风机总电耗占单机发电量的2.15%。且电机驱动模式下，无论引风机采用静叶可调还是动叶可调，由于电机定速运行，在机组低负荷或变负荷工况下，电机造成的额外厂用电损失很大，能源浪费严重。若采用变频电机，可通过转速调节风机风量，节约～30%的能源。但变频电机的成本昂贵，尤其是大功率的变频电机，其造价将直接影响发电厂的初投资规模。

鉴于上述原因，同时结合锅炉给水泵的运行经验，采用蒸汽驱动引风机是一条节能高效的途径。蒸汽驱动在降低厂用电的同时，其做功能力也得到进一步充分合理的利用，其带来的经济效益也是显而易见的。引风机采用汽轮机驱动后，将直接通过转速调节风量，而风机的转速则可通过进入汽轮机的蒸汽量进行调节，完全可以实现类似给水泵汽轮机模式的调节运行方式。

驱动引风机用的汽轮机等设备均为成熟产品，从已投运及已设计的驱动引风机用汽轮机看，汽轮机机型大致分为两类：一类是凝汽式汽轮机，机型为NKS63／71或NK63／56；另一类是背压式汽轮机，机型为NG40／32。这些机型都是成熟机型。引风机用汽轮机和给水泵用汽轮机的蒸汽参数基本一致，对设备供应厂商而言，一般都不需要新产品开发。由于二者在发电厂热力系统中处于十分类似的地位，因此无论从设计院还是设备制造厂的角度，给水泵汽轮机多年运行的成功经验都可以充分应用到引风机汽轮机上。

不过，在小汽机驱动引风机项目上，齿轮箱是个新增的环节。汽轮机与引风机之间由于转速比较大(>6)，为确保齿轮箱运行的可靠性，一般倾向于减速齿轮箱采用进口产品。

3 汽动引风机各系统配置和设备选型

3.1 热力系统的拟定

小汽轮机的汽源方案有两种选择：一种是采用主机的高压缸排汽(冷再热蒸汽)，小汽机排汽至除氧器或中低压缸联通管，即背压式小汽机方案；另一种是汽源采用主机的四段抽汽，排汽至小汽机凝汽器，经小机凝结水泵将凝结水打入主机凝汽器，即凝汽式小汽机方案。

对于背压式小汽机方案，为保证小汽机有足够的排汽压力，小汽机的级数较少，用汽量远大于凝汽式小汽机方案，不利于机组节能降耗目标的实现。而且采用背压式小汽机方案时由于小汽机输出功率受排汽压力变化而波动，特别是在各种变工况的情形下，热力系统的匹配和调节变得相当繁琐。同时引风机驱动用汽轮机采用背压式，虽然节省了小机凝汽器、小机凝结水泵、小机真空泵、循环水系统等设备，但增加了价格较为昂贵的配汽机构、调节阀、热工元件，以及超长的大口径排汽管(其压降、温降损失不容忽视)。因此本报告不推荐采用背压式小汽机方案，推荐采用凝汽式小汽机方案。

引风机小汽机凝汽式，正常运行及低负荷运行汽源均来自锅炉房辅汽联箱。由于引风机距主汽轮机较远，小汽机排汽至自带的小凝汽器，经小机凝结水泵将凝结水打入主机凝汽器。

3.2 热力系统技术分析

3.2.1 热力系统分析

引风机采用凝汽式汽轮机，汽轮机驱动蒸汽最终由四段抽汽提供，BMCR 抽汽量为45t/h，没有超过现有汽轮机最大辅汽工况四抽的供气量。汽轮机四抽最大供汽量约为：80t/h。引风机小汽机的排汽进入单独的凝汽器，凝结水经过单独的凝结水泵至主机排汽装置热井。每台机组设2台小机水环式真空泵，一运一备。

3.2.2 对主机设备的影响

(1)对机组名牌定义的影响

从3.1热力系统的拟定可知，若不降低汽轮机 TMCR 况的出力，采用汽轮机驱动引风机方案，需增加汽轮机 TMCR工况的进汽量，经核算可知，需增加的进汽量约为27t/h，若不增加 TMCR工况主蒸汽进汽量，采用汽轮机驱动引风机方案，汽轮机 TMCR工况的出力降低约：～1.5%。

(2)对汽轮机本体的影响

由于凝汽式方案抽汽量少，相当于电驱动引风机的一个辅汽工况，对汽轮机本体影响较小。

(3)对锅炉本体的影响

汽轮机驱动蒸汽由主机四段抽汽提供，凝结水由小汽轮机凝结水泵打到主机凝汽器热井，对锅炉本体热力计算、结构影响较小。为了保持主机额定功率不变，锅炉BMCR工况时的蒸发量将略有增加，约为32t/h。

3.2.3 对冷却设备的影响

由于采用凝汽式汽轮机，需要单独设小机凝汽器、小机凝结水泵、小机真空泵、循环水系统等设备。

3.2.4 对控制系统及电气系统的影响

由于凝汽式汽轮机只需考虑进汽的控制，除增加汽轮机及其辅机的控制要求外，对其它系统的控制没有更高的要求。

3.2.5 对辅助蒸汽系统的影响

引风机采用汽轮机驱动，启动汽源来自辅助蒸汽系统，增加了辅助蒸汽系统的容量。

凝汽式汽轮机汽源来自锅炉房辅助蒸汽联箱。锅炉房辅助蒸汽联箱汽源正常由四段抽汽提供，启动时由启动锅炉房来汽。按30%TMCR 工况前由启动锅炉房提供引风机驱动用汽轮机的蒸汽量考虑，需要汽量约15t/h。

3.3 采用小汽机驱动引风机时风机型式的探讨

3.3.1 风机型式及应用现状

该电厂引风机与增压风机合并设置，合并后的风机压头较高，风机TB点参数为：风量：521m3/s，风机全压：10154Pa。

目前已投运600MW及以上等级机组，采用引风机与增压风机合并设置方案的引风机，动叶可调及静叶可调两种型式均有应用。部分工程的引风机配置情况如下：

少年并未因此而退却，他仍坚持着自己的主张：“您对我的评判或许准确，但天空的使者拼却性命，来对她的生命进行了守护。莫非您觉得，使者们也已被她妖艳的容貌迷惑？”

黄岛、台山和大唐宁德等多个600MW级机组合并风机均采用静调风机；

海门电厂1000MW等级机组引风机由电动改为汽轮机驱动的同时也将原引风机同增压风机进行了合并，合并后风机采用静调风机；

天津北疆电厂和安徽铜陵电厂引风机与增压风机合并后均采用双级动调风机。

目前国内动叶可调轴流风机在设计、制造、安装、运行方面均积累了相当丰富的经验，由于单级动叶可调轴流风机相对于双级动叶可调轴流风机轴承较大，叶片较多，双级动叶可调轴流风机制造相对容易，且选用双级动调轴承直径小，可实现国产，只有液压缸、液压油站、骨架密封件考虑进口。因此，该电厂引风机如采用动调风机，推荐采用双级动调风机。

与动叶可调轴流风机相比，静叶可调轴流风机具有价格较低，耐磨性好、运行维护费用低等优点，在引风机与增压风机分设时常用。当用作引风机与脱硫增压风机的合并风机，当风机TB点压头较高时，引风机的叶片要适当加长，叶轮直径也需加大，风机叶片需采用机械性能较好的材料制作。

3.3.2 采用汽轮机驱动引风机后的风机选型

与动调风机比较，静调风机临界转速高，叶片采用宽而短的等强度叶片，其固有频率十倍于设计转速甚至更高，对速度调节的适应性好，而动调风机临界转速较低，叶片窄而长，其固有频率偏低而且需要避开的频率密集，对速度调节相当敏感，一旦引起共振，叶片会发生断裂；另外，由于风机已经实现了转速调节，不再需要动态调整风机叶片的角度，使得动调风机失去了存在的必要性，因此不能采用小汽机和轴流动调风机配置的方式。

经调研，各大风机厂已对三合一的高转速静调引风机完成了系列化设计，确保能够很好满足机组运行的需求。该系列风机在气动和基础结构设计上沿用原有风机的精髓，保证风机的原有优秀性能，但在材料选用、刚度设计、轴承选配等方面加强，进一步提高风机适应高压力要求。

从运行寿命、可靠性、安全性、运行维护而言，静调风机优于动调风机，采用小汽机调速，即利用了前端优质能源又提高了风机运行效率，同时降低了风机转速，对寿命、噪音都大有好处。

若不采用小汽机驱动，引风机采用双级动调轴流风机，由电机带动是可行的；此种方案和小汽机配置轴流静调比较，相对来讲，可能初投资会省一点；但是，由于小汽机方案不需要厂用电，仅煤的消耗上升了一点点(这都不是非常明显的)，对电厂本身的经济性考核非常有利，效果非常明显。

“静调风机+小汽机驱动方案”与“双级动调风机+电动机方案”的对比见表1。

表1 “静调风机+小汽机驱动方案”与“双级动调风机+电动机方案”对比

3.3.3 风机选型结论

根据上述综合比选分析，考虑到从运行寿命、可靠性、安全性、运行维护而言，静调风机优于动调风机，本次投标采用汽轮机驱动引风机时的风机型式推荐采用静叶可调轴流式风机。

3.3.4 汽轮机的选型

引风机驱动用凝汽式小汽轮机，国内三大汽轮机厂及杭州汽轮机厂等国内制造厂均有设计、制造能力。该电厂可参考制造厂的小机机型为：NKS50/56，形式为单流、反动式、纯凝式，上进汽上排汽，汽轮机额定转速～5700r/min，经两级减速到～700r/min。汽轮机最大连续功率值：8000kW。汽 轮机外形尺寸：3380×3100×3000mm。凝汽器循环冷却水采用除盐水，参考外形尺寸长度：～7500mm、宽度：～2900mm、高度：～3500mm。

4 技术经济比较

4.1 初投资分析

4.1.1 初投资基础数据

动调风机+电动机驱动与静调风机(不含电机)的初投资见表2(单台风机)

表2 动调风机+电动机驱动与静调风机(不含电机)的初投资

4.1.2 采用汽动引风机导致电气投资下降分析

采用引风机汽动方案，厂用电电压可以采用6kV。厂用电方案仅需采用单台分裂变压器，容量为31.5/21－21MVA，两台机组设一台同容量起动/备用变压器，厂用高压配电装置需采用40kA，动稳定100 kA的开关设备。

采用引风机电动方案，每台引风机电机6450kW，每机组两台，需大幅增加高压厂用变压器容量，为满足负荷容量增加和大电动机启动的要求，厂用电电压仍为6kV，厂用电需采用一台分裂变压器方案。变压器容量为45/27～27MVA，两台机组设一台同容量起动/备用变压器，厂用配电装置需采用40kA，动稳定100kA的开关设备。汽动引风机方案的主要相关电气设备见表3(两台机组)，电动引风机方案的主要相关设备见表4。

表3 汽动引风机方案的主要相关电气设备(两台机组)

表4 电动引风机方案的主要相关设备(两台机组)

由表4可以看出，引风机采用汽轮机驱动方式较电动机驱动电气设备投资可节省1254.5－900=354.5万元。

4.1.3 采用汽动引风机导致热力系统及设备初投资增加分析

采用汽动引风机后，锅炉造价增大、增加了小汽机、真空泵、凝汽器、凝结水泵、系统管道、阀门等。增加的设备及系统初投资见表5、表6。

表5 增加的设备

表6 系统初投资

4.1.4 采用汽动引风机导致其他初投资费用分析

采用汽动引风机，由于增加了热力系统，相应小汽机排汽的冷却将增加湿冷塔的冷却面积。经核算，每台锅炉两台引风机配置的小汽机排气量共计45t/h，相应循环水量为2250t/h，经核算，每台机组由于湿冷塔冷却面积增加导致建造费用增加200万元，全厂增加费用400万元。

4.2 采用汽动引风机收益分析

4.2.1 采用汽动引风机售电收益增加分析

按照发电厂机组机炉电匹配、铭牌功率标定的原则，机组铭牌功率并未扣除辅机设备消耗的电功率。鉴于这一特点，如果降低发电厂的厂用电指标，可以提高电厂对外售电收入。在电厂庞大的辅机设备群中，锅炉引风机是仅次于锅炉给水泵的第二大耗电设备。经与风机制造厂家沟通，单台风机技术数表如下：

引风机技术参数表

由上表可以看出，锅炉引风机的工作特点是转速低，功率变化范围大。

该电厂如果机组年运行小时7500h，年利用小时5500h，运行负荷暂按表7。

表7 电厂运行负荷小时数

则，单台引风机每年消耗的电量为：3782×1500+3014×4000+2502×2000=2273.3万kWh，全厂引风机每年消耗的电量为：9093.2万kWh。

根据测算，该工程成本电价(含税)321元/MWh，低于现阶段当地上网标杆电价(448.2元/MWh)约127.3元/MWh。

如果采用汽轮机替代电机驱动引风机，单台引风机每年可节电2273.3万kWh，全厂引风机每年可节电9093.2万kWh。

降低的厂用电按每度电收益0.1273元计算，全厂可增加的售电收入为：1157.6万元，经济效益明显。

4.2.2 采用汽动引风机调节性能更优带来的节电收益分析

经咨询风机厂家，采用动调风机+定速电机与静调风机+小汽机，在不同运行工况的效率如下，相应计算各工况节电量及总节电量见表8。

表8 风机变负荷运行效率

从上表看出，在变负荷工况下，采用变速风机可以显著提高风机效率，降低功耗，为电厂节能。

根据上表计算，假定该电厂机组年运行小时7500h，利用5500h，则单台引风机采用汽轮机驱动后可节电量182万kWh，以标煤耗270g/kWh折算，折合约标煤491.4t，全厂可节约标煤1965.6t，按标煤价格1050元/t计算，则每年可节约燃煤费用206.4万元。

4.3 经济性评价

表9 投资估算对比(全厂)

表10 收益分析对比

根据表9，两台机组采用小汽机驱动方案，初期增加投资约为3015.5万元。

根据表10，采用小汽机驱动，年收益为1364万元(两台机组)，可以得出方案的投资回报年限如下：静态投资年限为：2.21年。

因此采用汽动引风机方案设备的静态投资回收年限小于3年，机组的经济效益和节能效益显著，值得推荐。

5 结语

(1)风机采用工业汽轮机驱动，虽然初投资增加了3015.5万元，但增加电厂的售电收入1157.6万元/年，且风机实现变速运行后低负荷运行效率提高，节煤折合206.4万元/年。因此，采用汽动引风机增加的投资成本不足3 年即可收回。

(2)推荐采用凝汽式小汽机方案。

(3)推荐采用静叶可调引风机。

[1]张晓玲.1000MW超超临界机组中小汽机驱动引风机的系统配置[J].广东科技，2010，(7).

[2]马晓珑，刘超.超超临界1000MW机组采用汽轮机驱动引风机的可行性[J].热力发电，2010，

[3]高晓建.锅炉引风机汽轮机在1000MW等级火力发电厂的应用

[4]张鹏.火力机组引风机采用汽轮机驱动方案探讨[J].应用能源技术，2010，(8).