1 000 MW超超临界机组回热式背压机驱动引风机系统设计及经济分析

陈建县

(浙江北仑电厂，浙江省宁波市，315800)

0 引言

国电北仑电厂现有2台1 000 MW超超临界机组和5台600 MW亚临界机组，承担着北仑区域的对外工业供热任务。根据供热系统的设计［1-4］，其中低压供热汽源由2台1 000 MW 超超临界机组提供，设计汽源为4段抽汽和高压缸排汽(对应2段抽汽)2路。机组高负荷运行时，由4段抽汽对外供热，机组低负荷运行时，4段抽汽压力无法满足供热压力要求，由高压缸排汽对外供热。由于目前机组平均负荷较低，大部分运行时间由高压缸排汽经降压后对外供热，存在能量节流损失。

该机组锅炉引风机在基建设计时均采用电动机驱动，由于引风机为静叶可调结构，存在很大的节流损失。同时，引风机电机功率是根据流量和压头裕量的最大工况点确定的，电机在额定工况和低负荷工况下效率低。

在国电北仑电厂2×1 000 MW超超临界机组的汽动引风机的技改工程中，采用了回热式、背压汽轮机驱动引风机的设计方案，实施效果良好。

1 系统方案设计

1.1 常规背压式小机驱动引风机方案存在的问题

北仑电厂2×1 000 MW机组是纯凝汽式发电机组，与常规背压式供热机组以热定电的运行方式不同，机组首先需要满足电网供电要求，在此前提下对外供热。

如果采用常规背压式小机驱动引风机技术，将小机排汽仅排至热网，则背压式小机排汽量与热网供汽量无法平衡，无法同时满足电网电量调节和热网汽量调节要求。

1.2 回热式背压汽轮机驱动引风机的优点

基于回热基本原理，将驱动设备的小汽轮机的排汽引到热力循环中，在回收工质的同时，将排汽的热量回收到热力循环的工质中，或将排汽引至辅汽或热网，减少冷源损失，从而提高热循环效率［5-7］。

结合北仑电厂工程实际，采用回热式汽动引风机技术，除将背压机排汽接至供热网外，还将排汽接到除氧器及辅助蒸汽系统。

回热式小汽轮机系统的典型流程见图1。

1.3 蒸汽系统

根据对外供热要求(低压额定供汽流量300 t/h，压力0.7～1.2 MPa，温度250～300℃)，基于回热式小机驱动引风机技术，小机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。该处蒸汽压力为5.8 MPa，温度为510℃，焓值为3 460 kJ/kg，可提供足够背压机所需的焓降。

图1 发电厂回热式小汽轮机系统的典型流程Fig.1 Typical flowchart of reheated steam turbine system in power plants

低负荷工况下，排汽温度高时，采用冷段(5.9 MPa、360℃)混汽到小机正常进汽，调节热网供汽温度。

2台机组通过辅汽系统对外供热，引风机背压机的排汽可充分利用主机系统，接入辅汽系统对外供热。另外增加背压机排汽至除氧器的管路，满足启动、热网供汽参数与背压机排汽匹配的要求。

1.4 烟气系统

为达到深度节能的目的，在引风机采用回热式背压机驱动的同时，将引风机和增压风机合并设置，将原有脱硫增压风机拆除。根据北仑电厂锅炉性能试验的结果，锅炉本体烟气系统运行阻力比锅炉厂原来提供的设计数据小了约1 kPa。同时，考虑引风机选型时有1.3倍的压头余量，经过分析核算，满足系统要求。基于以上分析，本工程每台机组采用现有的2台50%容量汽动引风机。为增加机组启动的灵活性和运行可靠性，每台机组配置1台与现有引风机规范相同的50%容量电动启动引风机。

1.5 整套系统方案特点

(1)利用回热式汽动引风机技术，有效地协调解决了机组供热与发电之间的矛盾。使机组在各种供热工况下均能带各种负荷。

(2)充分利用热网供热蒸汽的做功能力，减少节流能量损失，提高经济性。

(3)取消锅炉大功率的引风机及增压风机电动机，降低了厂用电率，增加了上网电量，提高了企业效益。

(4)采用可调速背压机替代定速电动机，提高引风机在各种工况下的运行经济性。从而降低机组的供电煤耗，提高机组的经济效益。

(5)解决了大功率电机进行变频改造难度大的问题。

2 经济性分析

2.1 采用汽动引风机方案总收益

取消引风机和增压风机电动机，降低厂用电率，最终体现为对外多供电的收益。

2.1.1 增加煤耗成本

采用该技术方案，需要将低温再热蒸汽经锅炉一次再热器加热。按每台机组供热115 t/h(即背压机耗汽量)，低温再热蒸汽(5.9 MPa、360℃)焓值为3 074 kJ/kg，一次再热器出口蒸汽(5.8 MPa、510℃)焓值为3 460 kJ/kg，锅炉效率为94%，2台机组供热230 t/h相应多用标煤3.22 t/h。如标煤按850元/t计，则年增加的供热煤耗成本约为1 505万元。

2.1.2 多供电收益

利用背压机代替电动机驱动引风机，厂用电率相应降低。同时对引风机进行技改，增加出力，替代脱硫增压风机出力，厂用电率将进一步相应降低，如表1所示。

随着厂用电率降低，对外供电相应增加，电厂相应增加了售电，如表2所示。

2.1.3 工程总收益

采用汽动引风机技改方案，节能效益和增加的煤耗，总的表现为对电网的售电收益，每年2台机组净收益为4 447万元。

表1 厂用电率分析Tab.1 Analysis for auxiliary power consumption rate

表2 收益分析Tab.2 Cost-benefit analysis

2.2 工程总投资及投资回收年限

工程总投资情况如表3所示，每台机组总投资约4 570万元，2台机组总投资约9 140万元，投资回收期约为2.1年。

表3 工程总投资Tab.3 Total investment of project

3 节能分析

额定工况下，按煤耗290 g/(kW·h)计算，每台机组发电煤耗增加(因背压机用汽吸热增加及汽源损耗)为1.61 t/h(参见第2.1.1);风机电功率折算的标煤收益为3.48 t/h;供电煤耗减少量(风机电功率折算的标煤量-发电煤耗增加量)为1.87 t/h;供电煤耗率减少为1.87 g/(kW·h);其他各负荷工况的供电煤耗率减少也以此类推。由此可见，供电煤耗减少也相当可观。

4 结论

(1)按照100%、75%、50%额定负荷段的年运行小时数，汽动引风机改造后现有的供热方式下与原有供热方式对比，2台机组年节电约13 000万kW·h，年收益4 500万元，约2年可收回初投资。

(2)加权平均供电煤耗率减少约1.81 g/(kW·h);每台机组每年可节省标煤约9 815 t，2台机组每年可节省标煤约19 630 t。相当于年减排CO2约54 208 t，SO2约27 t(95%脱硫后)，NOx约25 t(60%脱硝后)。

(3)消除了原来存在由再热器冷段供热存在的噪音大、节流损失大等不利因素。同时，在汽源方面，相当于增加了另外1路汽源，提高了机组对外供热的可靠性。

(4)改造后厂用电率下降约1.2%，机组额定工况厂用电率小于2.3%，创造了国内同类型机组新的纪录。

2011年5月23日，国电北仑电厂2×1 000 MW机组国内首创的回热式汽动引风机节能技改工程完成了调试及1 000 MW满负荷试运行，并顺利通过RB等试验，现已投入正常运行。汽动引风机轴系振动等指标优良，回热系统控制灵活，改造工程效益显著。

［1］华东电力设计院.国电浙江北仑电厂三期工程初步设计［R］.上海:华东电力设计院，2006.

［2］JB/T 4362—1999电站轴流式通风机［S］.北京:国家机械工业局，2000.

［3］JB/T 6764—1993一般用途工业汽轮机技术条件［S］.北京:中华人民共和国机械工业部，1993.

［4］JB/T 6765—1993特种用途工业汽轮机技术条件［S］.北京:中华人民共和国机械工业部，1993.

［5］DL 5000—2000火力发电厂设计技术规程［S］.北京:中国电力出版社，2000.

［6］孙月亮，刘金园，董泽.三种锅炉引风机设置方案的技术经济分析［J］.华北电力技术，2010(10):27-29.

［7］丁彰雄，赵先银，曾志龙.燃煤锅炉引风机叶片再制造应用研究［J］.中国电力，2010，43(7):48-52.