1 000 MW超超臨界機組引風機回熱式背壓機驅動的設計及實踐

陳建縣

（國電浙江北侖第一發電有限公司，浙江 寧波 315800）

0 引言

北侖電廠現有2臺1 000 MW超超臨界機組和5臺600 MW亞臨界機組，是國內裝機容量最大的火力發電廠之一，同時還承擔著北侖地區的工業供熱任務。根據供熱系統的設計，低壓供熱汽源由2臺1 000 MW超超臨界機組提供，設計汽源為四段抽汽和高壓缸排汽（對應二段抽汽）。機組高負荷運行時，由四段抽汽對外供熱，低負荷時，汽輪機四段抽汽壓力無法滿足供熱壓力要求，則由高壓缸排汽對外供熱。由于目前機組平均負荷較低，大部分時間均由高壓缸排汽經降壓后對外供熱，能量節流損失較大。

該1 000 MW機組的鍋爐引風機設計采用電動機驅動，由于引風機為靜葉可調結構，存在著很大的節流損失。同時，選擇引風機電機功率時考慮了流量和壓頭裕量的最大工況（TB）點工況，在額定工況和低負荷工況時電機效率低。脫硫增壓風機也存在同樣情況。

根據以上情況，借鑒給水泵采用汽輪機驅動的經驗，在2×1 000 MW超超臨界機組汽動引風機的技改工程中，采用了回熱式、背壓汽輪機驅動引風機的設計方案，并已順利實施，取得了良好的經濟效率和社會效率。

1 系統方案設計

1.1 背壓式小汽輪機驅動引風機方案的難題

北侖電廠2×1 000 MW機組均是純凝式發電機組，與常規背壓式供熱機組“以熱定電”運行方式不同，機組首先需要滿足電網供電要求，在此前提下對外供熱。

如果用常規背壓式小汽輪機驅動引風機，小汽輪機排汽僅排至熱網，當背壓式小汽輪機排汽量與熱網供汽量無法平衡，無法同時滿足電網電量調節和熱網汽量調節的要求時，可能會出現以下情況：

（1）機組供電負荷高時，引風機小汽輪機排汽量大于熱網用汽量。

（2）機組供電負荷低時，引風機小汽輪機排汽量低于熱網用汽量。

（3）機組啟停和低負荷階段，小汽輪機排汽參數低，不能滿足熱網要求。

（4）熱網停運時，小汽輪機停運將導致引風機停運，從而導致機組被迫停運。

1.2 回熱式背壓汽輪機驅動引風機的優點

基于回熱基本原理，可將驅動設備的小汽輪機排汽引至熱力循環，在回收工質的同時，將排汽的熱量回收到熱力循環的工質中，或將排汽引至輔汽或熱網，回收排汽熱量，從而提高熱循環效率。

結合北侖電廠實際情況，采用回熱式汽動引風機技術，除將背壓汽輪機排汽供熱網外，另將排汽引至除氧器、輔助蒸汽等用戶。

背壓汽輪機排汽量與熱網供汽量的平衡可按以下方法進行：

（1）機組供電負荷高，背壓汽輪機排汽量大于熱網用汽量時，將多出的排汽引至除氧器、輔助蒸汽等用戶。

（2）機組供電負荷低，背壓汽輪機排汽量低于熱網用汽量時，從系統冷段等處補蒸汽至熱網。

（3）機組啟停和低負荷階段，背壓汽輪機排汽參數低，不能滿足熱網要求，可將排汽引至除氧器等用戶。

（4）熱網停運時，背壓汽輪機排汽至除氧器、輔助蒸汽等用戶。

回熱式小汽輪機系統的典型流程見圖1。

1.3 蒸汽系統方案

根據對外供熱的要求：低壓額定（最大）供汽流量 300 t/h， 壓力 0.7～1.2 MPa， 溫度 250～300℃。基于回熱式小汽輪機驅動引風機技術，為滿足小汽輪機排汽對外供熱參數的要求，小汽輪機供汽采用鍋爐一級再熱器出口蒸汽，壓力為5.8 MPa，溫度510℃，焓值3 460 kJ/kg，可提供背壓汽輪機所需焓降。

低負荷工況排汽溫度高時，采用冷段（5.9 MPa，360℃）混汽到小汽輪機正常進汽，調節熱網供汽溫度。

兩臺機組通過輔汽系統對外供熱，引風機背壓汽輪機的排汽可充分利用現有系統，接入輔汽系統對外供熱。另外增加背壓汽輪機排汽至除氧器的管路，滿足機組啟動、熱網供汽參數與背壓汽輪機排汽匹配的要求。

1.4 煙氣系統方案

為達到深度節能的目的，在引風機采用回熱式背壓汽輪機驅動的同時，將原有脫硫增壓風機拆除，合并引風機和增壓風機。根據北侖電廠鍋爐性能試驗的結果，鍋爐本體煙氣系統運行阻力比設計參數小了約1 000 Pa，同時考慮引風機選型時有1.3倍的壓頭余量，經過分析核算，確認目前引風機的出力能滿足與增壓風機合并后的系統要求，且滿足調速小汽輪機的運行匹配要求。基于以上分析，本工程每臺機組的汽動引風機采用現有的2臺50%容量引風機。

根據機組實際運行情況，考慮到部份時段電網負荷很低，引風機汽輪機的啟動汽源不能保障的情況，同時為了充分利用現有的電動機和配電設備，以提高機組啟動的靈活性和運行可靠性，本工程每臺機組配置1臺與現有引風機規格相同的50%容量電動啟動引風機。

1.5 整套系統方案特點

（1）利用回熱式汽動引風機技術，有效地解決了機組供熱與發電之間的矛盾，使機組在各種供熱工況下均能帶各種負荷。

（2）充分利用熱網供熱蒸汽的做功能力，減少節流能量損失，提高經濟性。

（3）取消引風機及增壓風機的大功率電動機，降低了廠用電率，增加了上網電量，提高了企業效益。

（4）采用可調速背壓汽輪機替代定速電動機，提高引風機在各種工況下的運行經濟性，從而降低機組的供電煤耗，提高機組的經濟效益。

（5）解決了大功率電機變頻改造難度較大的問題。

2 經濟性分析

2.1 回熱式汽動引風機總收益計算

取消引風機和增壓風機電動機后，將有效降低廠用電率，最終體現為多供電的經濟效益。

2.1.1 增加煤耗成本

采用該技術改造方案，需要將低溫再熱蒸汽經鍋爐一次再熱器加熱，按每臺機組115 t/h供熱（即背壓汽輪機耗汽量）計算，2臺機組相應多用標煤3.22 t/h，標煤價格按850元/t計，則每年增加的供熱煤耗成本為1 505萬元。

2.1.2 多供電收益

利用背壓汽輪機代替電動機驅動引風機，廠用電率相應降低；同時對引風機進行技改，增加出力以替代脫硫增壓風機，技改后可減少廠用電率1.2%。

廠用電率降低后，電廠售電相應增加，經計算，兩臺機組每年多售電收益為5 952萬元。

2.1.3 工程總收益

采用汽動引風機技改方案，節能效益體現為對電網多售電收益，減去增加的煤耗成本，兩臺機組每年的凈收益為4 447萬元。

2.2 工程總投資及投資回收年限

每臺機組總投資約4 570萬元，兩臺機組總投資約9 140萬元，投資回收期約為2.1年，可見投資回收期很短。

2.3 節能分析

額定工況下，按每度電煤耗290 g計算，每臺機組發電煤耗增加1.61 t/h；風機電功率折算的標煤收益3.48 t/h；供電煤耗減少量（風機電功率折算的標煤收益減去發電煤耗增加量）為1.87 t/h；供電煤耗率減少1.87 g/kWh。由此可見，供電煤耗減少也相當可觀。

3 結論

改造工程結束后進行了熱力性能試驗。對比性能試驗結果，各項技術指標均與原設計值十分接近。綜合以上論述，可得出以下結論：

（1）按照100%，75%，50%額定負荷段的年運行小時數，對比汽動引風機改造前后的供熱方式，兩臺機組年節電約13 000萬kWh，年收益約4 500萬元，2年左右即可收回投資，經濟效益非常顯著。

（2）加權平均供電煤耗率減少約1.81 g/kWh，2臺機組每年可節約標煤約19 630 t，相當于年減排 CO2約 54 208 t， SO2約 27 t（95%脫硫后），NOX約25 t（60%脫硝后），工程的社會效益也非常顯著。

（3）消除了原來存在的供熱噪音大、節流損失大等不利因素，同時提高了機組對外供熱的可靠性。

（4）改造后廠用電率下降約1.2%，機組額定工況廠用電率小于2.3%，創造了國內同類型機組的新紀錄。

國電北侖電廠2×1 000 MW機組國內首創的回熱式汽動引風機節能技改工程已投入正常運行，汽動引風機軸系振動等指標優良，回熱系統控制靈活，改造工程取得圓滿成功。

[1]JB/T 4362-1999電站軸流式通風機[S].北京：中國標準出版社，2004.

[2]JB/T 6764-1993一般用途工業汽輪機技術條件[S].北京：機械工業出版社，1993.

[3]JB/T 6765-1993特種用途工業汽輪機技術條件[S].北京：機械工業出版社，1993.

[4]DL 5000-2000火力發電廠設計技術規程[S].北京：中國標準出版社，2001.