3种汽动引风机技术的应用分析

薛 海， 杨文正

(国电南京电力试验研究有限公司， 南京 210023)

目前，国内电厂在役的锅炉引风机多为电动引风机，而采用汽动引风机技术，即用给水泵汽轮机驱动引风机，能显著降低厂用电率[1]，有效减少电动引风机启动对厂用电系统的冲击，提高系统的安全性[2]，同时增加电厂的售电收益[3]。当前国内汽动引风机的改造技术主要有凝汽式汽动、背压式汽动、背压式汽电双驱动、凝汽式汽电双驱动，这4种技术各有优缺点，大多数研究是对比驱动方式的不同，而对4种驱动技术的横向对比研究较少。由于凝汽式汽电双驱动技术在国内应用较少，笔者仅对其他3种技术从电动引风机改为汽动引风机的角度出发，从设备配置、技术特点及经济性等方面进行分析比较，并分析这3种技术的差异。

1 汽动引风机的配置

1.1 凝汽式汽动

图1为凝汽式给水泵汽轮机驱动方案示意图。

图1 凝汽式汽动方案示意图

该方案一般配置2台50%容量的静叶可调轴流风机，设2台凝汽式给水泵汽轮机，需要设置供汽管道系统、轴封系统、凝汽器、凝结水系统、抽真空系统、循环冷却水系统、润滑油系统等。由于引风机改为给水泵汽轮机驱动，为满足机组启动需求及降低辅机故障减负荷(RB)工况下机组运行风险，每台机组设置1台备用电动引风机。

1.2 背压式汽动

按热用户需求不同可将供热分为工业供热和采暖供热。该方案一般配置2台50%容量的静叶可调轴流风机，设2台背压式给水泵汽轮机。由于给水泵汽轮机排汽直接排至供热系统或主机热力系统，因此不需要设置冷端系统。与凝汽式汽动方案相比，该方案可以减少凝汽器、凝结水系统、抽真空系统及循环冷却水系统。为满足机组启动需求及降低RB工况下机组运行风险，每台机组设置1台备用电动引风机。

图2为背压式汽动方案示意图。

图2 背压式汽动方案示意图

1.3 背压式汽电双驱动

背压式汽电双驱动在石化行业应用较多，在火力发电行业应用较少[4]。该方案配置了2台50%容量的静叶可调轴流风机，设2台背压式给水泵汽轮机和2台异步电动发电机。该方案与背压式汽动方案相比，不同点主要有：(1)多设置了2台异步电动发电机；(2)减速齿轮箱必须有离合器；(3)不用设置备用电动引风机。

图3为背压式汽电双驱动方案示意图。

图3 背压式汽电双驱动方案示意图

1.4 3种方案对比

3种方案的主要设备配置情况见表1(“√”表示方案中配置该设备)。由表1可得：凝汽式汽动方案增加的辅助系统最多，需要占用的场地较多，且维护工作量最大；背压式汽电双驱动方案较背压式汽动方案增加了2台异步电动发电机，但是减少了备用电动引风机，其系统配置更为简洁，所需场地较少，且维护工作量最低。

表1 3种方案的主要设备配置比较

2 技术特点

当前大多数火电机组在超低排放改造过程中烟气系统的阻力有所增加[5]，原增压风机和引风机合并等造成引风机功率增加较多，造成电动引风机启动电流过大而造成6 kV厂用电母线电压降低，对厂用电系统带来冲击，并且电动引风机的厂用电率较高。另外，定速引风机在中低负荷时不但效率较低，而且风机叶轮的磨损较大[6]，而大功率电动机变频改造又存在高成本、高故障率[7-8]等不利影响。因此，应对大型火电机组汽动引风机改造的可行性进行研究。

2.1 工作汽源的选择

凝汽式汽动方案的汽源可选择主机四段或再热冷段的抽汽。选择再热冷段抽汽作为汽源时，蒸汽过热度偏低，叶片水冲击较大，若进行叶片抗水蚀处理，则成本增加较多，若不进行水蚀处理，汽轮机寿命将大大缩短[9]。若借鉴给水泵汽轮机汽源，将主机四段抽汽作为汽源，则可利用的焓降大且热效率高，系统运行更为可靠[10]。所以对于凝汽式汽动方案，选择主机四段抽汽作为汽源更为经济。

背压式汽动方案的汽源可选择再热冷段、再热热段或者低温再热器出口集箱的抽汽，也可选择主机汽轮机高压缸、中压缸的某级抽汽。从背压式汽动改造案例看，大多数汽源选择低温再热器出口集箱的抽汽，而不选择再热冷段和再热热段的抽汽，这主要是因为再热冷段的蒸汽过热度偏低，经给水泵汽轮机做功后很容易进入湿蒸汽区，叶片受到的水冲击较大[11]，而再热热段的蒸汽温度参数则要求匹配材质更好的供汽管道及阀门[7]。汽电双驱动方案的汽源选择与常规背压式汽动方案一致。

2.2 实际改造前的注意事项

(1) 从锅炉方面分析，若汽动引风机的汽源是锅炉低温再热器出口或蒸汽低温再热蒸汽管道抽汽，锅炉的供汽能力及抽汽后对锅炉受热面安全运行的影响应由锅炉厂核算，且对汽动引风机进行改造后，锅炉换热情况发生变化，应当结合实际对锅炉受热面进行综合调整，达到不降低锅炉效率及运行安全性的目的。

(2)从主机汽轮机方面分析，若汽动引风机的汽源是锅炉低温再热器出口或低温再热蒸汽管道，主机汽轮机是否能承受轴向推力的变化应当由汽机厂核算，并且需要对原主机汽轮机通流部分进行核算，确认改造方案是否影响主机汽轮机的夏季出力。

(3) 从给水泵汽轮机与风机设计匹配方面分析，应当尽可能提高轴系运行的可靠性。一般情况下，齿轮箱由给水泵汽轮机厂家供货，因此给水泵汽轮机厂家需要对风机和齿轮箱的轴系进行扭振计算。

(4) 从引风机本体方面分析，引风机调速运行后，应当由风机制造厂对叶轮和前导叶进行加固，提高其可靠性。

2.3 改造后存在的问题

汽动引风机改造前虽然会对方案详细地进行论证，但实际运行中仍然会存在个别问题，在对一些电厂进行调研后，主要归纳出如下一些问题供前期可研阶段参考。

(1) 凝汽式汽动方案中的系统相对独立，但是增加的辅助系统最多，运行中小故障较多、维护工作量大。

(2)背压式汽动方案中的给水泵汽轮机的排汽全部回收至除氧器时，经常会出现排挤四段抽汽的现象，从而导致除氧器压力升高，并进一步导致给水泵汽轮机进汽压力偏大、排汽温度过高等问题。

(3) 当前火电机组逐步参与深度调峰，对于背压式汽动和背压式汽电双驱动方案，改造后的机组不适合进行深度调峰，而采用凝汽式汽动方案的机组在深度调峰过程中的适应性较强。

(4) 无论采用何种类型的汽动引风机技术，机组在启动过程中，并入第2台汽动引风机操作难度较大，对运行人员的技术水平要求较高。

(5) 采用背压式汽动方案的机组由于轴封漏汽量大，普遍存在着润滑油质不合格的情况，滤油工作量较大。

3 经济性分析

3.1 比较方法

我国现有的电网调度模式是电网调度直接控制入网机组的发电功率，但以主变压器出口端的上网电量来结算(见图4)。采用汽动引风机可以显著降低电厂的厂用电率，提高电厂对外售电量，但是基于目前驱动引风机的给水泵汽轮机效率低于主机汽轮机效率的现状，采用汽动引风机方案必然会增加电厂的发电煤耗，厂用电率虽有下降，但是机组整体循环效率还是会低于采用电动引风机方案[3]。因此，汽动引风机改造后的经济效益为增加的对外售电量收益扣除多耗煤的燃料成本和和各项固定成本之后的效益[12]。

图4 电网的调度模式

3.2 经济性比较

表2以某600 MW机组(1台机组)为例，对3种汽动引风机方案的经济性进行对比，案列中给水泵汽轮机排汽均回到主机热力系统，不对外进行供热。

表2 投资额及回收年限的比较

由表2可得：背压式汽电双驱动方案的投资额最高，对应的净收益也最高，而凝汽式汽动方案的静态投资回收年时间最短，但不同类型应用方案之间的回收年限差别较小。如果机组有工业供热需求，背压式汽动方案和背压式汽电双驱动方案能够更好地满足供热参数的要求，并且能够利用高品质的蒸汽做功，考虑供热收益后其静态投资回收时间可控制在3 a以内。因此，采用背压式汽动方案和背压式汽电双驱动方案更为经济，且后者更具优势。若机组无工业供热需求，则采用凝汽式汽动方案更为经济。

4 结语

(1) 凝汽式汽动方案所增加的辅助系统最多，需要占用较多的场地，且维护工作量最大。背压式汽电双驱动方案较背压式汽动方案增加了2台异步电动发电机，但是减少了备用电动引风机，其系统配置更为简洁，所需场地也较少，且维护工作量最低。

(2)汽动引风机改造前需要结合工作汽源对锅炉、主机汽轮机仔细校核；同时对引风机本体、给水泵汽轮机与风机设计的匹配性等方面进行研究。改造前的系统设计中应重点考虑机组的深度调峰及给水泵汽轮机排汽回收问题。

(3) 汽电双驱动方案是3种方案中投资额最高、净收益最高的方案，尽管其静态投资回收时间不占优势，但与其他方案的差距较小。该方案具有较为简洁的设备配置、较少的占地面积及更高的可靠性，尤其是给水泵汽轮机排汽有相匹配的热用户消纳时，背压式汽电双驱动方案的技术优势更为突出。