660 MW超超临界机组引风机驱动方式的选择

齐玄，程祖田，张金奎，李磊

(1.河南省电力勘测设计院，河南 郑州 450007;2.华电漯河发电有限公司，河南 漯河 462300)

0 引言

随着化石能源的日益枯竭，国家正在加紧推进全社会的节能降耗工作。业界对小汽轮机驱动大功率设备(如大机组给水泵等)已取得共识。鉴于目前机组负荷率普遍不高的情况，部分电厂对小汽轮机驱动其他大功率设备(如引风机)进行研究，以提高电厂的经济性。

据了解，国内1000 MW机组已有采用汽轮机驱动引风机的成功经验，但660 MW机组尚处于研究阶段。本文结合河南某电厂2×660 MW超超临界机组的实际情况，对电动机驱动引风机和汽轮机驱动引风机的方案进行技术经济分析，为660 MW超超临界机组引风机驱动方式选择提供依据。

1 电动引风机方案

1.1 电动引风机选型

该厂拟选用2台50%容量的静叶可调轴流式引风机。风机采用电动机驱动，引风机转速不可调，在低负荷下风机效率较低，根据锅炉燃烧系统计算，电动引风机参数见表1。

1.2 电动机选型

根据引风机选型参数，拟选用电动机参数为:额定功率，6 300 kW;型号，IP54;额定电压，6 kV;冷却方式，空冷。电动机运行参数见表2。

1.3 电动机方案系统配置

每台电动引风机配置1个润滑油站，油站冷却水采用工业水，每个油站冷却水量为1.1 t/h。厂用变压器及封闭母线需考虑电动机容量，电缆需采用高压电缆。该方案设备布置简单，占用场地较小且运行维护方便。

2 汽轮机驱动引风机方案

2.1 汽动引风机运行参数

风机若采用汽轮机驱动，风机转速可调，风机可保持高效运行。汽动引风机运行参数见表3。

2.2 汽轮机选型

能满足上述引风机参数要求的汽轮机可以采用纯凝式汽轮机和背压式汽轮机。

由于电厂周边基本没有工业及民用热负荷，故该工程暂不考虑背压式汽轮机方案，引风机均采用纯凝式汽轮机驱动。汽源采用主机四段抽汽，排汽排入单独设置的小汽轮机凝汽器，用循环水将排汽冷却成凝结水回收工质。汽轮机选型参数见表4。

2.3 汽动引风机方案系统配置

2.3.1 供汽系统

小汽轮机正常进汽汽源取自四段抽汽，低负荷蒸汽汽源取自低温再热蒸汽，小汽轮机备用汽源来自辅助蒸汽。

2.3.2 凝结水系统

每台小汽轮机设置2台容量为主机VWO工况下110%凝结水量的电动凝结水泵，1台运行，1台备用。引风机组凝结水管道通过小汽轮机凝结水泵升压后接入主机凝汽器回收。

2.3.3 轴封系统

轴封供汽取与小汽轮机进汽相同汽源，通过调节阀和减温器后为汽轮机轴封供汽。小汽轮机轴封漏汽通过小汽轮机轴封冷却器冷凝，疏水回小汽轮机凝汽器。

2.3.4 凝汽器抽真空系统

凝汽器采用真空泵抽真空系统，每台小汽轮机设置2台真空泵，1台运行，1台备用。

2.3.5 润滑油系统

每台小汽轮机配置1套润滑油系统。润滑油系统设有可靠的供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足小汽轮机所有轴承的用油量及汽动引风机组设备所有轴承的用油。小汽轮机润滑油系统还配置了消防设施。

表1 电动引风机参数

表2 电动机运行参数

表3 汽动引风机运行参数

2.3.6 循环冷却水系统

每台机组拟设置3台管道泵，2运1备。管道泵拟露天布置，于厂区循环水供水管道直接取水，管道上装设有胶球清洗装置。回水接入循环水回水管道进入冷却塔冷却。

表4 纯凝式汽轮机的选型参数

2.3.7 其他系统

小汽轮机冷油器冷却水从炉后开式冷却水母管引接。空气压缩机房位于2台机组除尘器之间，压缩空气系统直接从空气压缩机房引接。

2.3.8 总体布置

小汽轮机及其相关的辅机设备、控制系统必须布置在室内。小汽轮机排汽可采用下排汽或上排汽模式。上排汽模式的凝汽器外置，布置于除尘器后烟道框架内，小汽轮机排汽管道架空布置，现场占地面积大，系统布置复杂，设备检修不方便。故该工程拟采用下排汽方案。

汽轮机的中心线标高和引风机一致，均为3.25 m。变速箱采用行星齿轮结构，为同轴布置，两端均为膜片式联轴器，便于减小轴系振动。小汽轮机凝汽器布置于小汽轮机下部空间，凝汽器基础挖深－6 m。小汽轮机上部设置检修过轨，满足小汽轮机的检修及凝汽器抽管的需要。

采用汽动引风机后，后烟道框架的跨度需增加2 m，相应A列到烟囱中心线的距离需增加约3 m。

3 技术比较

从技术角度上讲，风机采用汽轮机驱动方案是可行的。

若采用汽轮机驱动引风机，可以降低厂用电率，提高电厂的运行指标。汽轮机可方便地实现转速调节，使风机在不同负荷下保持高效率，提高风机效率，避免大电机启动时启动电流对厂用电系统的影响。

同时，采用小汽轮机驱动引风机，系统复杂、故障率高、机组安全性低。

采用凝汽式汽轮机驱动引风机，增加了四段抽汽的抽汽量，主机发电功率下降。2个方案热经济性计算结果见表5。

4 经济比较

4.1 投资估算

(1)根据风机厂提供的配合数据，每台机组的2台引风机总价为300万元，配套电动机为160万元。

(2)若汽轮机驱动引风机方案，根据相关小汽轮机制造厂初步报价，每台(套)约820万元。供货范围包括汽轮机本体、油站、齿轮箱(按进口)、小汽轮机凝汽器及控制系统。每台机组设置1台小汽轮机，共1640万元。

(3)汽轮机驱动方案其他配套系统的管道及阀门等共计投资333万元/机组。

表5 热经济性计算结果

(4)电气投资变化。方案1电动引风机方案和方案2汽动引风机方案投资比较具体数据见表6。

表6 电气投资比较(单台机组)万元

采用汽动引风机方案，每台机组电气方面配套成本可减少130万元。

(5)热工控制投资变化。除随汽轮机、凝汽器等主设备配套供货的仪控设备费用外，方案2配套系统增加的仪表、仪表阀门、各种类型的电缆、电缆桥架、电缆保护管以及DCS I/O点等费用及安装工程费用为148万元。

(6)土建方面费用变化。采用汽动引风机方案，土建方面需要增加混凝土坑、底板、桩基以及小汽轮机配套系统的建筑车间。同时，因小汽轮机检修需要，引风机框架跨度需增加2 m左右。土建方面总投资共计320万元。

(7)安装、调试及其他费用变化。方案2配套系统的新增安装费用共计约200万元，新增调试费用约54万元，新增项目管理费、项目技术服务费、生产准备费、预备费等其他费用约144万元。该项费用总计398万元。

(8)2个方案投资差额。综合计算，汽动引风机方案比电动引风机方案单台机组新增投资约2549万元。

4.2 年售电收益差额

4.2.1 机组的年运行小时数

对于火力发电厂而言，机组的年运行小时数、年利用小时数、年利用率等条件对经济比较结果有明显的影响。机组运行模式按表7提供的参数考虑。

4.2.2 年收益差额

根据河南省电网调度情况，节省的厂用电可全部上网销售，年售电收益差额=2个方案的年节电量差额×售电价格=(电动引风机方案电动机所需要的输出功率－汽动引风机方案主机减少功率及辅机消耗功率)×售电价格。

在3种负荷工况下的年售电收益差额计算见表8。

表7 不同负荷下运行时间组合 h

表8 年售电收益差额计算(单台机组)

由表8可知，每台机组汽动引风机方案比电动引风机方案年增加收益353.25万元。

4.3 经济性分析结果

在主汽轮机进汽量一定的情况下，方案2由于增加了主机的四段抽汽量，导致主机发电功率减少。但由于小汽轮机替代了电动机，在低负荷时，年上网售电量增加。采用年综合费用法计算，2个方案综合年费用差约为－77.61万元。技术经济比较见表9。

5 结论

表9 技术经济比较(单台机)

综上所述，引风机若采用方案1，系统简单，机组安全性高，运行维护方便。引风机若采用方案2，厂用电率降低，可有效消除大电动机启动时启动电流对厂用电系统的影响。就本文举例的电厂而言，每台机组投资增加约2549.00万元，全年增加售电收益约353.25万元。经计算，方案1综合年费用比方案2多77.61万元。

由于方案2系统复杂，故障点增加，运行维护工作量大，机组安全性能降低。因此，对于660 MW超超临界机组，暂不推荐方案2。

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