1 000 MW超超临界机组引风机回热式背压机驱动的设计及实践

陈建县

（国电浙江北仑第一发电有限公司，浙江 宁波 315800）

0 引言

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，是国内装机容量最大的火力发电厂之一，同时还承担着北仑地区的工业供热任务。根据供热系统的设计，低压供热汽源由2台1 000 MW超超临界机组提供，设计汽源为四段抽汽和高压缸排汽（对应二段抽汽）。机组高负荷运行时，由四段抽汽对外供热，低负荷时，汽轮机四段抽汽压力无法满足供热压力要求，则由高压缸排汽对外供热。由于目前机组平均负荷较低，大部分时间均由高压缸排汽经降压后对外供热，能量节流损失较大。

该1 000 MW机组的锅炉引风机设计采用电动机驱动，由于引风机为静叶可调结构，存在着很大的节流损失。同时，选择引风机电机功率时考虑了流量和压头裕量的最大工况（TB）点工况，在额定工况和低负荷工况时电机效率低。脱硫增压风机也存在同样情况。

根据以上情况，借鉴给水泵采用汽轮机驱动的经验，在2×1 000 MW超超临界机组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，并已顺利实施，取得了良好的经济效率和社会效率。

1 系统方案设计

1.1 背压式小汽轮机驱动引风机方案的难题

北仑电厂2×1 000 MW机组均是纯凝式发电机组，与常规背压式供热机组“以热定电”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。

如果用常规背压式小汽轮机驱动引风机，小汽轮机排汽仅排至热网，当背压式小汽轮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的要求时，可能会出现以下情况：

（1）机组供电负荷高时，引风机小汽轮机排汽量大于热网用汽量。

（2）机组供电负荷低时，引风机小汽轮机排汽量低于热网用汽量。

（3）机组启停和低负荷阶段，小汽轮机排汽参数低，不能满足热网要求。

（4）热网停运时，小汽轮机停运将导致引风机停运，从而导致机组被迫停运。

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，可将驱动设备的小汽轮机排汽引至热力循环，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，回收排汽热量，从而提高热循环效率。

结合北仑电厂实际情况，采用回热式汽动引风机技术，除将背压汽轮机排汽供热网外，另将排汽引至除氧器、辅助蒸汽等用户。

背压汽轮机排汽量与热网供汽量的平衡可按以下方法进行：

（1）机组供电负荷高，背压汽轮机排汽量大于热网用汽量时，将多出的排汽引至除氧器、辅助蒸汽等用户。

（2）机组供电负荷低，背压汽轮机排汽量低于热网用汽量时，从系统冷段等处补蒸汽至热网。

（3）机组启停和低负荷阶段，背压汽轮机排汽参数低，不能满足热网要求，可将排汽引至除氧器等用户。

（4）热网停运时，背压汽轮机排汽至除氧器、辅助蒸汽等用户。

回热式小汽轮机系统的典型流程见图1。

1.3 蒸汽系统方案

根据对外供热的要求：低压额定（最大）供汽流量 300 t/h， 压力 0.7～1.2 MPa， 温度 250～300℃。基于回热式小汽轮机驱动引风机技术，为满足小汽轮机排汽对外供热参数的要求，小汽轮机供汽采用锅炉一级再热器出口蒸汽，压力为5.8 MPa，温度510℃，焓值3 460 kJ/kg，可提供背压汽轮机所需焓降。

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

两台机组通过辅汽系统对外供热，引风机背压汽轮机的排汽可充分利用现有系统，接入辅汽系统对外供热。另外增加背压汽轮机排汽至除氧器的管路，满足机组启动、热网供汽参数与背压汽轮机排汽匹配的要求。

1.4 烟气系统方案

为达到深度节能的目的，在引风机采用回热式背压汽轮机驱动的同时，将原有脱硫增压风机拆除，合并引风机和增压风机。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设计参数小了约1 000 Pa，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，确认目前引风机的出力能满足与增压风机合并后的系统要求，且满足调速小汽轮机的运行匹配要求。基于以上分析，本工程每台机组的汽动引风机采用现有的2台50%容量引风机。

根据机组实际运行情况，考虑到部份时段电网负荷很低，引风机汽轮机的启动汽源不能保障的情况，同时为了充分利用现有的电动机和配电设备，以提高机组启动的灵活性和运行可靠性，本工程每台机组配置1台与现有引风机规格相同的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）取消引风机及增压风机的大功率电动机，降低了厂用电率，增加了上网电量，提高了企业效益。

（4）采用可调速背压汽轮机替代定速电动机，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）解决了大功率电机变频改造难度较大的问题。

2 经济性分析

2.1 回热式汽动引风机总收益计算

取消引风机和增压风机电动机后，将有效降低厂用电率，最终体现为多供电的经济效益。

2.1.1 增加煤耗成本

采用该技术改造方案，需要将低温再热蒸汽经锅炉一次再热器加热，按每台机组115 t/h供热（即背压汽轮机耗汽量）计算，2台机组相应多用标煤3.22 t/h，标煤价格按850元/t计，则每年增加的供热煤耗成本为1 505万元。

2.1.2 多供电收益

利用背压汽轮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，增加出力以替代脱硫增压风机，技改后可减少厂用电率1.2%。

厂用电率降低后，电厂售电相应增加，经计算，两台机组每年多售电收益为5 952万元。

2.1.3 工程总收益

采用汽动引风机技改方案，节能效益体现为对电网多售电收益，减去增加的煤耗成本，两台机组每年的净收益为4 447万元。

2.2 工程总投资及投资回收年限

每台机组总投资约4 570万元，两台机组总投资约9 140万元，投资回收期约为2.1年，可见投资回收期很短。

2.3 节能分析

额定工况下，按每度电煤耗290 g计算，每台机组发电煤耗增加1.61 t/h；风机电功率折算的标煤收益3.48 t/h；供电煤耗减少量（风机电功率折算的标煤收益减去发电煤耗增加量）为1.87 t/h；供电煤耗率减少1.87 g/kWh。由此可见，供电煤耗减少也相当可观。

3 结论

改造工程结束后进行了热力性能试验。对比性能试验结果，各项技术指标均与原设计值十分接近。综合以上论述，可得出以下结论：

（1）按照100%，75%，50%额定负荷段的年运行小时数，对比汽动引风机改造前后的供热方式，两台机组年节电约13 000万kWh，年收益约4 500万元，2年左右即可收回投资，经济效益非常显著。

（2）加权平均供电煤耗率减少约1.81 g/kWh，2台机组每年可节约标煤约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），工程的社会效益也非常显著。

（3）消除了原来存在的供热噪音大、节流损失大等不利因素，同时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的新纪录。

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，改造工程取得圆满成功。

[1]JB/T 4362-1999电站轴流式通风机[S].北京：中国标准出版社，2004.

[2]JB/T 6764-1993一般用途工业汽轮机技术条件[S].北京：机械工业出版社，1993.

[3]JB/T 6765-1993特种用途工业汽轮机技术条件[S].北京：机械工业出版社，1993.

[4]DL 5000-2000火力发电厂设计技术规程[S].北京：中国标准出版社，2001.