1 000 MW超超臨界機組回熱式背壓機驅動引風機系統設計及經濟分析

陳建縣

(浙江北侖電廠，浙江省寧波市，315800)

0 引言

國電北侖電廠現有2臺1 000 MW超超臨界機組和5臺600 MW亞臨界機組，承擔著北侖區域的對外工業供熱任務。根據供熱系統的設計［1-4］，其中低壓供熱汽源由2臺1 000 MW 超超臨界機組提供，設計汽源為4段抽汽和高壓缸排汽(對應2段抽汽)2路。機組高負荷運行時，由4段抽汽對外供熱，機組低負荷運行時，4段抽汽壓力無法滿足供熱壓力要求，由高壓缸排汽對外供熱。由于目前機組平均負荷較低，大部分運行時間由高壓缸排汽經降壓后對外供熱，存在能量節流損失。

該機組鍋爐引風機在基建設計時均采用電動機驅動，由于引風機為靜葉可調結構，存在很大的節流損失。同時，引風機電機功率是根據流量和壓頭裕量的最大工況點確定的，電機在額定工況和低負荷工況下效率低。

在國電北侖電廠2×1 000 MW超超臨界機組的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，實施效果良好。

1 系統方案設計

1.1 常規背壓式小機驅動引風機方案存在的問題

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

如果采用常規背壓式小機驅動引風機技術，將小機排汽僅排至熱網，則背壓式小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要求。

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，將驅動設備的小汽輪機的排汽引到熱力循環中，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，減少冷源損失，從而提高熱循環效率［5-7］。

結合北侖電廠工程實際，采用回熱式汽動引風機技術，除將背壓機排汽接至供熱網外，還將排汽接到除氧器及輔助蒸汽系統。

回熱式小汽輪機系統的典型流程見圖1。

1.3 蒸汽系統

根據對外供熱要求(低壓額定供汽流量300 t/h，壓力0.7～1.2 MPa，溫度250～300℃)，基于回熱式小機驅動引風機技術，小機供汽汽源采用鍋爐一級再熱器出口蒸汽。該處蒸汽壓力為5.8 MPa，溫度為510℃，焓值為3 460 kJ/kg，可提供足夠背壓機所需的焓降。

圖1 發電廠回熱式小汽輪機系統的典型流程Fig.1 Typical flowchart of reheated steam turbine system in power plants

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

2臺機組通過輔汽系統對外供熱，引風機背壓機的排汽可充分利用主機系統，接入輔汽系統對外供熱。另外增加背壓機排汽至除氧器的管路，滿足啟動、熱網供汽參數與背壓機排汽匹配的要求。

1.4 煙氣系統

為達到深度節能的目的，在引風機采用回熱式背壓機驅動的同時，將引風機和增壓風機合并設置，將原有脫硫增壓風機拆除。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鍋爐廠原來提供的設計數據小了約1 kPa。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，滿足系統要求。基于以上分析，本工程每臺機組采用現有的2臺50%容量汽動引風機。為增加機組啟動的靈活性和運行可靠性，每臺機組配置1臺與現有引風機規范相同的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，有效地協調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)取消鍋爐大功率的引風機及增壓風機電動機，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)解決了大功率電機進行變頻改造難度大的問題。

2 經濟性分析

2.1 采用汽動引風機方案總收益

取消引風機和增壓風機電動機，降低廠用電率，最終體現為對外多供電的收益。

2.1.1 增加煤耗成本

采用該技術方案，需要將低溫再熱蒸汽經鍋爐一次再熱器加熱。按每臺機組供熱115 t/h(即背壓機耗汽量)，低溫再熱蒸汽(5.9 MPa、360℃)焓值為3 074 kJ/kg，一次再熱器出口蒸汽(5.8 MPa、510℃)焓值為3 460 kJ/kg，鍋爐效率為94%，2臺機組供熱230 t/h相應多用標煤3.22 t/h。如標煤按850元/t計，則年增加的供熱煤耗成本約為1 505萬元。

2.1.2 多供電收益

利用背壓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，替代脫硫增壓風機出力，廠用電率將進一步相應降低，如表1所示。

隨著廠用電率降低，對外供電相應增加，電廠相應增加了售電，如表2所示。

2.1.3 工程總收益

采用汽動引風機技改方案，節能效益和增加的煤耗，總的表現為對電網的售電收益，每年2臺機組凈收益為4 447萬元。

表1 廠用電率分析Tab.1 Analysis for auxiliary power consumption rate

表2 收益分析Tab.2 Cost-benefit analysis

2.2 工程總投資及投資回收年限

工程總投資情況如表3所示，每臺機組總投資約4 570萬元，2臺機組總投資約9 140萬元，投資回收期約為2.1年。

表3 工程總投資Tab.3 Total investment of project

3 節能分析

額定工況下，按煤耗290 g/(kW·h)計算，每臺機組發電煤耗增加(因背壓機用汽吸熱增加及汽源損耗)為1.61 t/h(參見第2.1.1);風機電功率折算的標煤收益為3.48 t/h;供電煤耗減少量(風機電功率折算的標煤量-發電煤耗增加量)為1.87 t/h;供電煤耗率減少為1.87 g/(kW·h);其他各負荷工況的供電煤耗率減少也以此類推。由此可見，供電煤耗減少也相當可觀。

4 結論

(1)按照100%、75%、50%額定負荷段的年運行小時數，汽動引風機改造后現有的供熱方式下與原有供熱方式對比，2臺機組年節電約13 000萬kW·h，年收益4 500萬元，約2年可收回初投資。

(2)加權平均供電煤耗率減少約1.81 g/(kW·h);每臺機組每年可節省標煤約9 815 t，2臺機組每年可節省標煤約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)。

(3)消除了原來存在由再熱器冷段供熱存在的噪音大、節流損失大等不利因素。同時，在汽源方面，相當于增加了另外1路汽源，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新的紀錄。

2011年5月23日，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完成了調試及1 000 MW滿負荷試運行，并順利通過RB等試驗，現已投入正常運行。汽動引風機軸系振動等指標優良，回熱系統控制靈活，改造工程效益顯著。

［1］華東電力設計院.國電浙江北侖電廠三期工程初步設計［R］.上海:華東電力設計院，2006.

［2］JB/T 4362—1999電站軸流式通風機［S］.北京:國家機械工業局，2000.

［3］JB/T 6764—1993一般用途工業汽輪機技術條件［S］.北京:中華人民共和國機械工業部，1993.

［4］JB/T 6765—1993特種用途工業汽輪機技術條件［S］.北京:中華人民共和國機械工業部，1993.

［5］DL 5000—2000火力發電廠設計技術規程［S］.北京:中國電力出版社，2000.

［6］孫月亮，劉金園，董澤.三種鍋爐引風機設置方案的技術經濟分析［J］.華北電力技術，2010(10):27-29.

［7］丁彰雄，趙先銀，曾志龍.燃煤鍋爐引風機葉片再制造應用研究［J］.中國電力，2010，43(7):48-52.