摘要：大型火电机组引风机与增压风机合并后，容量增大，目前驱动方式有两种：采用电动机或汽轮机驱动。本文通过对比分析两种驱动方式的技术、经济比较论证，得出了在本机组采用电动驱动引风机方案的结论，最终结合广西某电厂实际运行情况对结论进行了论证，其结果表明选择电动驱动引风机更符合本工程机组的实际运营情况，对其他新建项目选型有一定的参考指导意义。
关键词：引风机；驱动方式；技术经济；比较；论证
1引言
某1000MW超超临界机组燃煤电厂锅炉为超超临界参数、直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式的Π型锅炉。汽机为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。
随着燃煤发电厂机组容量的日趋大型化，锅炉引风机的功率也随之增大。另外，鉴于环保要求脱硫系统与机组同时投产，取消脱硫增压风机，直接采用引风机克服新增的脱硫系统阻力，已经成为电力行业的主流趋势，这就使得引风机的功率进一步增加。由于引风机功率的增大，将带来厂用电增加、启动电流大等问题。
为解决上述问题，提高电厂的经济效益，结合本工程的实际情况，对引风机的两种可行的驱动方式--电动机驱动和汽轮机驱动方案进行技术、经济比较论证。
2引风机驱动方式选型技术分析
根据理论计算及以往的工程实践表明，对于机组总体经济性而言，小汽轮机驱动引风机一般采用四段抽汽作为驱动汽源，排汽方式采用凝汽式，自带小凝汽器。表一是对电动机驱动及小汽轮机驱动引风机的技术方案比较。
表一：引风机不同驱动方式的技术方案比较
2.1采用汽轮机驱动增加的系统配置
采用小汽轮机驱动方式的引风机其排汽方式为凝汽式，由于引风机布置于炉后，汽轮机排汽接回大机凝汽器无法实现，因此单独设置凝汽器和凝结输送系统，将凝结水打入大机的凝汽器热井中。其相应的热力系统图如图一所示。
图一：小汽轮机驱动引风机的热力系统图
因此，整个系统需要增加循环冷却水系统、凝结水输送系统、抽真空系统等设备、管道及阀门。其具体清单如表二所示：
表二：采用汽轮机驱动方案的需增加的系统配置
3引风机驱动方式选型经济性比较分析
3.1经济性比较前提
3.1.1按总调度电量一定为原则
我国电力市场处于过渡阶段，现有电网的调度模式是网调直接控制到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，如图二所示。因此按总调度电量一定为原则进行是比较符合现阶段的调度模式。
图二：电网的调度模式图
3.1.2机组的年利用小时数一定
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。机组的年利用小时数是由网调根据所处电网而进行调配的，是确定的数值，并不会因为引风机驱动方式不同而改变。常规机组运行模式按表3考虑。
表3不同负荷下的运行时间组合
3.1.3其它边界条件
按工程实际情况，确定经济比较的其它边界条件：标煤价格为940元/t（税后）；电厂基准收益率为8％；上网电价为0.376元/kW.h（税后）；
3.2经济性比较方法
在总调度电量一定的情况下，通过计算两种方案因上网电量不同所产生的差额收入，以计及资金时间价值的动态理论，计算投资差额回收年限n，公式如下：
ΔC=ΔZ（A/P，i，n）
各符号含义如下：
ΔZ：方案二（凝汽式汽动引风机）比方案一（电动引风机）增加的投资额；
ΔC：年差额收益，售电利润差额产生减去增加的运行维护费用；
i：基准收益率，按8%计算；
n：差额回收年限。
（A/P，i，n）：等额分付资金回收系数。
以下是对不同驱动方式的下初投资对比，如表4所示：
表4：不同驱动方式的下初投资对比
3.3 发电成本
广义的发电成本，包含了所有费用，也就是不含税上网电价中扣除利润后的数值。就本专题所比方案，杂项费基本是相同的，故为方便比较，仅将发电燃料成本进行差额计算。根据汽轮机厂提供的汽轮机热平衡图计算得出不同方案的发电成本，见表5，其中标煤价格按照940元/t（税后）。
表5：两种方案在不同负荷下的发电成本
3.3两种方案的年利润差额（ΔC）
在3个负荷下的发电量分别按照1000MW、750MW、500MW负荷计算。
年利润差额＝两方案的年收入差额－两方案的年发电成本差额；
两方案的年收入差额＝两方案的年售电量差额*售电价格＝电动引风机所需要的输出功率*售电价格（不含税价格：0.376元/kW.h）；
电动引风机所需要的输出功率＝引风机轴功率/电动机的内效率ηm；
两方案年发电成本差额＝发电量*发电成本差额（见表5）＝发电量*发电标煤耗差额*标煤价格。
计算过程详见表6所示。
表6：两种方案年发电总成本计算
3.4经济性计算结果
将方案一、方案二的计算结果代入公式ΔC=ΔZ（A/P，i，n），得出投资差额回收年限n＝17.2年。
故从经济上来看，结合目前电网调度的现状，采用汽轮机驱动的投资差额在17.2年才能收回，虽然短于电厂的运行年限，但因回收年限较长，并不具有明显的经济性优势。
3.5敏感性分析
上述经济性计算是以文中的输入数据为基础进行的，相关数据的变动会对经济性计算结果的具体数据产生影响，如年利用小时数、煤价、电价等。
3.5.1年利用小时数
年利用小时数增加，则回收年限会缩短（其中各不同负荷工况运行小时数比例保持不变），当年利用小时数增至5500小时时，采用汽动引风机增加的投资约需要13年可收回。
3.5.2煤价
煤价降低，回收年限会相应缩短，当标煤价格由940元/t降至800元/t时，回收年限会缩短至8.6年。
3.5.3电价
电价升高，回收年限会相应缩短，当不含税电价由0.376元/kW.h增至0.43元/kW.h时，回收年限会缩短至7.6年。
3.6引风机驱动方式选型结论
经济性计算结果表明：基于目前的工程边界条件，采用汽轮机驱动引风机可以增加上网电量，但发电煤耗相应增加，但因为其投资额较大，回收年限较长，且受机组利用小时数及煤价等因素影响较大，存在一定不确定性，经济上并不具有明显优势，因此，本项目推荐采用方案一电动机驱动引风机型式。
4实际运行数据分析
该机组投运后进行了一系列性能试验，该机组及引风机的主要试验数据如表7、8所示：
表7：机组试验结果汇总
表8：引风机试验结果汇总
从试验结果可以看出，该机组修正后汽耗率、煤耗率等基本参数达到并高于设计值。其中修正后的供电煤耗分别为278.67g/（kW•h）和276.81g/（kW•h），平均值为277.74g/（kW•h），低于设计供电煤耗率（279.03g/（kW•h）），主要原因是生产厂用电率低于设计厂用电率。
但受全国火电行业装机规模扩大，其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷等多方面因素影响，其设备利用小时数持续走低，该机组全年利用小时数仅为2132小时。同时受煤炭行业去产能政策的影响，从2016年下半年动力煤价格明显上涨，煤电企业成本大幅增加，煤价高位运行，该厂的标煤价格达到1050元/t（税后），电价与方案设计时上比也由原来的0.376元/kW.h增至0.4147元/kW.h。
根据实际运行参数，再对采用以上两种引风机驱动方式进行对比分析，以论证选型的正确性。按照该机组2017年的年利用小时数及实际运行情况，其对应的负荷组合如下表9所示：
表9：不同负荷下的实际运行时间组合
按照3.4中的计算方法将实际运行数据带入计算其计算结果如表10所示：
表10：实际运行数据带入后两种方案年发电总成本计算
从以上采用运行数据分析的结果可知，由于煤价的上涨及年利用小时数的下降（尽管电价从原来的0.376元/kW.h增至0.4147元/kW.h），使得该机组的年差额收益由原来论证的331万元下降至90万元，从而导致机组的投资差额回收年限远远大于设备使用寿命（30年），因此采用引风机电动驱动形式对本机组而言更有利机组安全经济可靠运行。
5结论
通过以上的分析论证及计算结果表明，引风机采用小汽轮机驱动的方式时因小汽轮的内效率低于主汽轮机低压缸效率，导致全厂热效率下降，汽耗增加，因此，在机组输出功率不变时其机组的发电标准煤耗将增加，但供电煤耗略有降低。
在目前国内火电机组运行小时数减少及电煤价格不断上涨的外部环境下，采用汽轮机驱动引风机产生的差额收益也越来越小，同时由于引风机采用电动机驱动相对于小汽轮机驱动方式除了在运行上有着启动速度快、运行操作内容及变负荷调节简单、故障率低及检修维护量少等的优势，因此，在该项目上采用引风机电动驱动的方式是更符合机组安全经济运行要求的。
论文作者:李勤刚
论文发表刊物:《电力设备》2018年第3期
论文发表时间:2018/6/25
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