引风机驱动方式研究专题报告

汕头华电发电有限公司2×660MW

超超临界机组工程 初 步 设 计

引风机驱动方式研究专题报告

中国能源建设集团

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目 录

1. 概述 ................................................................................................................................ 1 2. 引风机驱动方式选择 ...................................................................................................... 1 2.1 电动机驱动 .......................................................................................................................... 1 2.2 汽轮机驱动 .......................................................................................................................... 1 2.3 可行的引风机驱动方案 ...................................................................................................... 3 3. 引风机驱动方式的技术分析 ........................................................................................... 3 3.1 电动机驱动方案的技术特点 .............................................................................................. 3 3.2 汽轮机驱动方案的技术特点 .............................................................................................. 3 3.3 设备选型 .............................................................................................................................. 5 3.4 技术对比结论 ...................................................................................................................... 7 4. 引风机驱动方式的经济比较 ........................................................................................... 7 4.1 经济性比较前提 .................................................................................................................. 7 4.2 经济性比较方法 .................................................................................................................. 8 4.3 经济性比较输入数据 .......................................................................................................... 9 4.4 经济性计算结果 ................................................................................................................ 13 4.5 敏感性分析 ........................................................................................................................ 13 4.6 供电标煤耗 ........................................................................................................................ 14 4.7 经济比较的结论 ................................................................................................................ 14 5. 结论 .............................................................................................................................. 15

汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 [内容提要] 引风机驱动方式目前有两种解决方案——采用电动机或汽轮机驱动。采用电动机驱动会带来厂用电率增加、启动电流过大等问题，而采用汽轮机驱动则初投资相对较高，运行维护系统复杂。本文结合本工程的边界条件对引风机的驱动方式进行初步技术经济比较，根据比较结果，现阶段暂推荐采用技术更成熟，运行更简单，综合投资更少，能源利用经济性更好的电动机驱动引风机方案。

1. 概述

随着电厂容量的日趋大型化，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。这使得引风机的功率进一步增加，这将带来厂用电增加、启动电流大等问题，从而造成厂用母线的电压降低，对厂用电系统带来冲击。

而采用汽动引风机尽管配套系统较为复杂，但具有彻底解决电动引风机对厂用电系统的冲击，提高上网电量，提高引风机低负荷运行效率等优势。国内1000MW机组（如海门电厂、北仑电厂）已有采用汽轮机驱动引风机的成功经验，但660 MW机组尚无先例。

本专题拟结合本工程的具体条件，对引风机的驱动方式-电动机驱动和汽轮机驱动进行技术经济比较，以期择优推荐。

2. 引风机驱动方式选择

2.1电动机驱动

引风机采用电动机驱动目前已属于成熟设计，普遍应用于国内外各电厂。 2.2汽轮机驱动

目前驱动风机用的小汽轮机有两种，一种是常规凝汽式小汽轮机，小汽轮机排汽在自带的凝汽器中被循环水冷却后通过凝结水泵打回主机凝汽器；另一种是背压式小汽轮机，背压式小汽轮机排汽引到热力循环中，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，将排汽的热量进行回收，减少冷源损失，从而提高热循环效率。

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 2.2.1 背压式小汽机驱动引风机方案分析 1）背压式小汽机汽源选择

为了满足小汽机足够的排汽压力，背压式小汽机的级数一般较少，用汽量较大。对于这么大的抽汽量，从锅炉方面来说，无论是从再热冷段抽汽还是从低温再热器和高温再热器之间的联通管抽取蒸汽作为小汽机汽源，都会对锅炉再热器的流量产生较大影响，使再热器存在超温的危险，需锅炉厂再热器相关系统进行详细的设计调整，且经济性较差。 2）背压式小汽机排汽方案

A、排入除氧器或设置单独低压加热器和疏水泵方案

对于小汽机排汽进入除氧器的方案，大量的排汽进入除氧器会对主机四段抽汽造成排挤，使得四段抽汽量远小于小汽机排汽量或基本没有，除氧器运行压力不能随主机四抽压力滑压运行而是随小汽机排汽压力运行。若通过在小汽机排汽管道上设置调节阀控制进入除氧器的压力，来实现与主机四段抽汽压力的匹配，又会影响小汽机本身的进汽量和转速（即风机出口流量和压力会随之变化），这使得热力系统、烟风系统的匹配和控制变得相当复杂，特别是各种变负荷工况的情况下，调节困难。对于设置单独的低压加热器并设置疏水泵将疏水打回凝结水系统等进入回热系统的方案，虽然理论上可以回收疏水的热量，但主机的冷端损失升高，经济性更差。 B、排入至中压缸排汽管方案

对于小汽机排汽至中压缸排汽管的方案，虽然没有上述排挤回热系统和排放热量的问题，但在中压缸排汽管参数下，满足风机TB 点汽量条件下的排汽管径较大，该排汽管需从引风机位置一直引至汽机房，管系布置、应力及对大机的推力、对大机的中压和低压部分流量影响等较大，另外小汽机排汽温度低，对低压缸设计也将产生影响。 C、对外供热方案

对于背压式小汽机最好的选择是在有稳定热负荷的条件下向外供热，但本工程周围无此条件。

综上，本期工程不推荐采用背压式小汽轮机驱动方案。 2.2.2 凝汽式小汽机驱动引风机方案分析

用凝汽式小汽机驱动引风机方案，其汽源点可选择主机四段抽汽或再热冷段。再热冷段蒸汽未经过锅炉再热过程，经济性相对较差，且过热度偏低，小汽机通流部分会过早进

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 入湿蒸汽区，水冲击较大，大部分动静叶均需更换为经抗水蚀处理的动静叶，成本大大增加；若不进行水蚀处理，汽轮机寿命将大大缩短。因此，不推荐从主机再热冷段抽汽方案。

小汽机工作蒸汽可从主机四段抽汽抽取，排汽进入小汽机凝汽器；与给水泵汽轮机汽源方案相同，可利用焓降高，效率高。所以，对于凝汽式小汽轮机驱动方案，推荐汽源从主机四段抽汽抽取，排汽进入自配的小汽机凝汽器方案，系统更为独立，运行可靠性较高。 2.3 可行的引风机驱动方案

本工程同步建设烟气脱硝、脱硫装置，引风机与脱硫增压风机合并设置，锅炉引风机和其驱动设备轴功率进一步增大。合并风机采用动调和静调轴流风机都是可行的。对于动调轴流风机，由于其临界转速较低，叶片窄而长，其固有频率偏低而需要避开的频率密集，对速度调节相当敏感，不宜采用变速方式；而静调风机具有临界转速较高，叶片采用宽而短的等强度叶片的特点，其固有频率高于设计转速很多，对速度调节的适应性好。

结合以上分析，可行的两个方案配置如下： 方案一：采用定速电动机驱动动叶可调引风机；

方案二：采用汽轮机驱动静叶可调引风机，驱动汽源采用四段抽汽，单独设置凝汽器，对应的汽轮机为凝汽式；

下面将结合本工程对上述两个方案进行技术经济比较。

3. 引风机驱动方式的技术分析

3.1 电动机驱动方案的技术特点

与汽轮机驱动相比，引风机采用定速电机驱动的方式是比较常规的驱动方式，系统较为简单，启停和运行中调节灵活平稳，电气、热工控制系统简单可靠，运行人员操作方便，综合投资低，可靠性很高。 3.2汽轮机驱动方案的技术特点

采用汽轮机驱动引风机可以避免大电机启动时启动电流对厂用电系统的影响，大幅降低厂用电率，提高电厂的运行指标，并且可以通过变速调节使风机在不同负荷下保持高

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 效率。下面对其技术特点进行详细分析。 3.2.1 系统配置

引风机若采用小汽轮机驱动，在系统上需要设置循环冷却水、凝汽器抽真空系统、小汽轮机进汽系统、凝结水回收系统、小汽轮机轴封系统、小汽轮机润滑油系统。相对应的设备有小汽轮机、凝汽器、凝结水泵、真空泵、汽封冷却器、润滑油供油装置等。方案二对应的系统图详见图3.2-1所示。

图3.2-1 方案二(汽动引风机)配套系统简图

1） 小汽机汽源

如前所述，小汽轮机正常进汽汽源取自四段抽汽，备用及启动汽源选择辅助蒸汽或启动锅炉来汽，完全可以满足机组的正常运行需求。 2）冷却水源

凝汽器冷却水由主厂房循环水系统的循环水泵提供冷却水源，经水工工艺专业核算，目前设置的循环水泵可以满足增设汽轮机后的循环冷却水流量和压头需求，对循环水系统影响较小。凝汽器冷却水进水取自主厂房A排外循环水供水母管，走地下埋管到炉后引风机侧。凝汽器冷却水回水管接入A排外循环水回水母管。

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 3）凝结水回收系统

每台小汽机设置两台凝结水泵，一运一备。引风机组凝结水管道通过凝结水泵升压后接入主机凝汽器回收。 4）轴封系统

轴封供汽取与小机进汽相同汽源，通过调节阀和减温器后作为汽轮机轴封供汽。小机轴封漏汽通过专门设置的轴封冷却器冷凝。 5）启动风机的设置

本工程为新建机组，若采用汽动引风机方案，当其中一台机组检修，另一台出现锅炉MFT时，会使引风机汽轮机失汽，类似于电动引风机方案的厂用电失电工况，但是几率更高，若要降低小汽轮机失汽而引起的引风机停运的几率，本文推荐每台机组配置1台30%容量的电动引风机作为备用，虽然该系统相对复杂，但也具有如下优点：

① 单台启动时，可以采用电动引风机启动，减小启动锅炉容量及初投资。

② 当机组出现意外的跳闸停汽工况，机组的两台汽动引风机全停时，作为备用的电动风机可及时动作，维持锅炉的通风吹扫，避免炉内积聚可燃气体引起锅炉爆燃的严重后果。 3.2.2 布置方面

小汽轮机和凝汽器及相关的辅机设备、控制系统须室内布置。小汽轮机排汽可采用下排汽或上排汽模式。若采用上排汽模式，凝汽器外置式布置于除尘器后烟道框架内，小机排汽管道架空布置，现场占地大，系统布置复杂。由于汽动引风机组轴中心标高约3.7m，采用下排汽模式，可利用小汽轮机下部空间，将凝汽器布置于小汽轮机基础内，凝汽器基础负挖约7m。 3.3设备选型 3.3.1引风机选型

本工程取消脱硫增压风机，引风机压头按克服整个烟气系统(含脱硫系统)阻力设计，每台机组共设两台引风机。表3.3-1为引风机采用电动机定速驱动的选型结果，引风机采用动叶可调轴流式，表3.3-2为引风机采用汽轮机变速驱动的选型结果，引风机选用静叶可调轴流式。

表3.3-1 引风机采用电动机定速驱动的选型结果

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 单台风机参数 单位 运行点 进口流量 进口温度 风机进口密度 风机全压 风机效率 风机轴功率 电机所需功率 m3/s ℃ kg/m3 Pa % kW kW TB 584.53 133.5 0.832 10620 86.2 7348.5 引风机采用电动机驱动，选用动叶可调轴流式 BMCR 477.8 120.27 0.861 8474 87.2 4738.0 THA 427.4 118.48 0.87 7228 87 3623.3 75%THA 337.4 109.85 0.895 5392 80 2320.5 7800 50%THA 256.04 109.54 0.9 4051 60.5 1749.4 30%THA 175.55 86.96 0.958 3084 42 1315.3

表3.3-2 引风机采用汽轮机变速驱动的选型结果

单台风机参数 单位 运行点 进口流量 进口温度 风机进口密度 风机全压 风机效率 风机轴功率 m3/s ℃ kg/m3 Pa % kW TB 584.53 133.5 0.832 10620 84.2 7523.0 BMCR 477.8 120.27 0.861 8474 85.7 4820.9 THA 427.4 118.48 0.87 7228 86.2 3657.0 75%THA 337.4 109.85 0.895 5392 86.2 2153.6 50%THA 256.04 109.54 0.9 4051 86.2 1227.8 30%THA 175.55 86.96 0.958 3084 65.3 846.0 引风机采用汽轮机驱动，选用静叶可调轴流式 由表3.3-1与3.3-2对比可以看出，采用汽轮机变速驱动后，引风机低负荷点的效率有所提高。 3.3.2汽轮机选型

表3.3-3为方案二对应的引风机汽轮机选型参数。从表中可以看出，主机的四段抽汽可以满足引风机汽轮机用汽量的要求。

表3.3-3 方案二(汽动引风机)小汽轮机选型参数

项目 抽汽点压力 压损 进汽点压力

单位 MPa % MPa THA 0.95 5 0.903 6

75%THA 0.731 5 0.694 50%THA 0.511 5 0.485 30%THA 0.329 5 0.313 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 蒸汽温度 温度损失 进汽点温度 背 压 相对内效率 引风机轴功率 机械效率 齿轮箱效率 汽轮机输出功率 蒸汽流量 3.4 技术对比结论

℃ ℃ ℃ kPa % kW kW % kW t/h 372.9 2 370.9 5.71 80.04 3657 98 98 3808 18.5 378.4 2 376.4 5.71 72.22 2154 98 98 2242 12.5 384.3 2 382.3 5.71 61.22 1228 98 98 1278 8.8 330.7 2 328.7 5.71 54.13 846 98 98 881 8.0 两个方案在技术上均是可行的。方案一(电动引风机)技术上可靠性更高，运行维护简单，是普遍应用于各大电厂的常规驱动方式；方案二(汽动引风机)系统及配置较复杂，占地较大，布置困难。

4. 引风机驱动方式的经济比较

4.1 经济性比较前提

4.1.1 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4.1-1。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。

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图4.1-1 电网的调度模式图

4.1.2 机组的年利用小时数

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4.1-1考虑。

表4.1-1 不同负荷下的运行时间组合 负荷 100%THA 75%THA 50%THA 30%THA 总时间 4.1.3 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980元/t(含税)，不含税价格为837.6元/t；上网电价为0.529元/kW·h（含税），0.4521元/kW·h（不含税）。 4.2 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(汽动引风机)比方案一(电动引风机)增加的投资额；

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年运行小时数 1800 3200 2300 500 7800 年利用小时数 1800 2400 1150 150 5500 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 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。 4.3 经济性比较输入数据

4.3.1 不同驱动方式下的初投资(ΔZ) 1）热机设备及配套系统初投资

结合向厂家的询价，两个方案的热机设备及配套系统初投资计算详见表4.3-1所示。

表4.3-1 两个方案的初投资(按照每台机组计) 万元 方案一 项目 (电动驱动引风机) 数量 风机本体(含油站) 电动机 备用电动引风机 汽轮机及相关工艺设备 汽轮机检修用行车 汽轮机供汽管道及附件 汽轮机润滑油系统及其他 凝结水管道及附件 抽真空管道及附件 循环冷却水管道及附件 烟道(含启动风机用) 合计 2）电气投资

方案一与方案二电气投资比较如表4.3-2：

表4.3-2 电气投资比较表 （万元）

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方案二 (汽动引风机单独设置凝汽器) 数量 2 — 1 2 2 20 2 4 3 40 50 单位 台套 — 台套 台套 台套 t t t t t t 2678.6 总价 300 — 230 1800 150 52 4.4 9.2 7 76 50 单位 台 台 — — — — — — — — — 600 总价 400 200 — — — — — — — — — 2 2 — — — — — — — — — 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 项目 (电动驱动引风机) (单独设置凝汽器) 厂变及封母(差价) 中低压配电装置(差价) 电缆(差价) 配套保护装置(差价) 总投资差价 200 — 50 — 基准 — 50 — 10 -190 方案一 方案二 由表4.3-2可知，采用汽动引风机，每台机组电气方面配套成本共降低约190万元。 3）热工控制投资

除去随汽轮机、凝汽器等主设备配套供应的仪控设备费用，方案二采用汽动引风机配套系统增加的仪表、仪表阀门、各种类型电缆、电缆桥架、电缆保护管以及DCS IO点等费用约合100万元。方案一采用电动引风机的相应控制费用约为10万元。故因采用汽轮机驱动引风机热工控制方面方案二需增加的费用约为90万元。 4）土建费用

采用方案二土建方面需要增加混凝土坑、底板、钢梁、弹簧隔振、桩基以及小汽机配套系统的建筑车间，总投资共计约260万元。 5）安装、调试及其他费用

小汽机及相关工艺系统新增安装费用200万，新增调试费用约50万，新增项目管理费、项目技术服务费、生产准备费、预备费等其他费用约70万。该项费用总计320万。综合计算，采用汽轮机驱动初投资差额ΔZ见表4.3-3所示。

表4.3-3 三种方案初投资差额ΔZ 万元 项目 (电动引风机) 热机设备及配套系统 电气系统 热工控制 土建费用 安装、调试及其他费用 10

方案一 方案二 (汽动引风机) 2678.6 -190 90 260 320 600 - - - - 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 总投资差价 4.3.2 发电成本

基准 2558.6 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。就本专题所比的两个方案，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。根据汽轮机热平衡图估算出不同方案的发电成本，见表4.3-4。

表4.3-4 两种方案在不同负荷下的发电成本 项目 汽轮机热耗 (kJ/ kW.h) 发电标煤耗 (g/kW.h) 单位发电成本 (元/kW.h) 方案一(电动引风机) 方案二(汽动引风机) 方案一(电动引风机) 方案二(汽动引风机) 方案一(电动引风机) 方案二(汽动引风机) THA 7319.1 7420.8 269.87 273.62 0.2260 0.2292 75%THA 50%THA 30%THA 7421.8 7511.3 273.65 276.95 0.2292 0.2320 7683.2 7775.6 283.29 286.70 0.2373 0.2401 8247.2 8373.8 304.09 308.76 0.2547 0.2586 从上表看出，各工况下方案二（汽动引风机）较之方案一（电动引风机）的发电标煤耗（发电成本）都较高。 4.3.3 年利润差额(ΔC)

各负荷下的发电量分别按照660MW、495MW、330MW、198MW计算。 年差额收益＝年差额售电收入－年差额发电成本；

年差额售电收入＝年售电量差额×上网电价＝折算到汽轮机输出端功率(电动引风机或凝结水泵)×上网电价；

折算到汽轮机输出端功率(电动引风机或凝结水泵)＝轴功率差额/电动机的内效率/厂变效率/输电效率；

年差额发电成本＝发电量×单位发电成本差额(见表4.3-4)＝发电量×发电标煤耗差额×标煤价格。

其中标煤价格和上网电价全部按照税前价格进行计算。 计算过程详见表4.3-5所示。

表4.3-5 两种方案年年差额收益计算 项 目 11

方案一 方案二 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 (电动引风机) 100%THA 年发电量(发电机输出功率)/ kW•h 单位发电成本/[元.(kW•h)-1] 发电总成本 /万元 年差额发电成本(方案一为基准)/万元 单台电动引风机(凝结水泵增加的)轴功率 / kW 折算到汽轮机输出端功率 / kW 年售电量差额(方案一为基准)/(kW•h) 年差额售电收入(方案一为基准)/万元 年差额收益(方案一为基准)/万元 75%THA 年发电量(发电机输出功率)/ kW•h 单位发电成本/[元.(kW•h)-1] 发电总成本 /万元 年差额发电成本(方案一为基准)/万元 单台电动引风机(凝结水泵增加的)轴功率 / kW 折算到汽轮机输出端功率 / kW 年售电量差额(方案一为基准)/(kW•h) 年差额售电收入(方案一为基准)/万元 年差额收益(方案一为基准)ΔC2/万元 50%THA 年发电量(发电机输出功率)/ kW•h 单位发电成本/[元.(kW•h)-1] 发电总成本 /万元 年差额发电成本(方案一为基准)/万元 单台电动引风机(凝结水泵增加的)轴功率 / kW 12

(汽动引风机) 1188000000 0.2260 26854 0 3623 3980 0 0 0 1188000000 0.2292 27227 373 — — 13586889 614 242 1584000000 0.2292 36308 0 2320 2604 0 0 0 1584000000 0.2320 36745 437 — — 15806220 715 277 759000000 0.2373 18010 0 1749 759000000 0.2401 18227 217 — 汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 折算到汽轮机输出端功率 / kW 年售电量差额(方案一为基准)/(kW•h) 年差额售电收入(方案一为基准)/万元 年差额收益(方案一为基准)ΔC3/万元 30%THA 年发电量(发电机输出功率)/ kW•h 单位发电成本/[元.(kW•h)-1] 发电总成本 /万元 年差额发电成本(方案一为基准)/万元 单台电动引风机(凝结水泵增加的)轴功率 / kW 折算到汽轮机输出端功率 / kW 年售电量差额(方案一为基准)/(kW•h) 年差额售电收入(方案一为基准)/万元 年差额收益(方案一为基准)ΔC3/万元 年运行维护费用差额 ΔW/万元 年差额收益ΔC=ΔC1+ΔC2+ΔC3-ΔW/万元 1963 0 0 0 — 8619297 390 173 99000000 0.2547 2522 0 1315 1489 0 0 0 10 基准 99000000 0.2586 2560 39 — — 1420428 64 26 50 677 由表4.3-5可以看出，与方案一（电动引风机）相比，方案二（汽动引风机）每年至少盈利677万元，即ΔC为677万元。 4.4 经济性计算结果

将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＝4.7年。从该方面讲，方案二的经济性是优于方案一的。 4.5 敏感性分析 4.5.1 煤价

标煤煤价增加，回收年限会相应增长。当不含税标煤价格由837.6元/t增至1070元/t，售电价格不变时，回收年限会增至10年；当不含税标煤价格增至1192元/t，售电价格不变时，回收年限会增至30.5年。长于电厂的运行年限，方案二在经济上已不占优势。 4.5.2 电价

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 电价降低，回收年限会相应增长。当不含税上网电价由0.452元/kW•h降低至0.375元/kW•h时，标煤煤价不变时，回收年限会增至10.3年；当不含税上网电价降低至0.337元/kW•h时，标煤煤价不变时，回收年限会增至32.1年，长于电厂的运行年限，方案二在经济上已不占优势。 4.5.3 年利用小时数

年利用小时数减少，则回收年限会增长(其中年运行小时数保持不变，低负荷运行时间增加)。当年利用小时数降至4500小时(100%THA为1000h，75%THA为1200h，50%THA为4600h，30%THA为1000h模式)时，采用汽动引风机增加的投资约需要5.5年可收回，当年利用小时数降至3600小时(100%THA为400h，75%THA为400h，50%THA为4000h，30%THA为3000h模式)时，采用汽动引风机增加的投资约需要6.8年可收回。虽然年利用小时数的变化会影响到回收年限的长短，但方案二在经济上仍占优势。 4.6 供电标煤耗

经电气专业核算，采用方案一(电动引风机）厂用电率为4.49%。为保守起见，按照电动引风机THA工况的轴功率进行厂用电率差额的计算，由此得出方案二(汽动引风机)厂用电率为3.346%，在此基础上计算供电标煤耗如表4.6-1所示。

表4.6-1各方案的供电标煤耗（g/kW•h）

项目 方案一(电动引风机) 数值 方案二(汽动引风机) 差额（方案一为基准） 0.53 0.02 0.02 1.06 0.20 THA 282.56 283.09 75%THA 286.52 286.54 50%THA 30%THA 年加权平均值 296.61 296.62 318.38 319.45 290.62 290.83 由上表结果可以看出，方案二（汽动引风机）的供电标煤耗较高，亦即采用此方案会使电厂的发电成本有所提高。 4.7 经济比较的结论

综上，以上经济分析计算结果的本质是结合目前电网调度的现状，将电价(商品)跟燃料价(成本)来进行技术经济比较，它的经济性受煤价、电价和年利用小时数等多个因素综合影响，以目前的调度方案为据，方案二（汽动引风机）的回收年限约4.7年，相对略好，

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汕头华电发电有限公司2×660MW超超临界机组工程 但小汽轮机的效率是不可能跟主汽轮机（低压缸内效率）的效率相提并论的，汽动引风机方案投资经济性计算分析占优的根源是将电价跟燃料价来比较，而不是提高了机组效率，节省了能源消耗，采用此方案反而会提高供电标煤耗，增加发电成本。因此，从能源利用角度和成本角度综合考虑，电动机驱动引风机方案略优。

5. 结论

通过以上技术经济对比后，两个方案各有优缺点，主要表现在以下几个方面： 1）方案一采用电动引风机。

优点：相对于方案二，每台机组只需要建设两台电动机，系统简单可靠，现场运行维护方便，综合投资较小，年发电成本较小，能源利用较优。

缺点：需要消耗厂用电，且电机启动时启动电流对厂用电系统有影响。 2）方案二采用汽动引风机，单独设置凝汽器。

优点：降低厂用电率约1.144%。

缺点：相对于方案一，每台机组需要建设两台汽轮机及配套的凝汽器、凝结水泵、真空泵、轴封冷却器、排污泵等，由此增加了小机进汽系统、凝结水回收系统、冷却水系统、凝汽器抽真空系统、轴封系统、润滑油系统等，系统较复杂，综合投资较大，现场运行维护工作量大；以目前的调度方案为据，方案二（汽动引风机）的回收年限约4.7年，相对略好，但由于小汽轮机的效率较低，采用此方案反而会提高供电标煤耗，增加发电成本。

综上所述，鉴于方案二（汽动引风机）的经济性优劣主要基于电网调度政策，从能源利用角度和初投资、发电成本角度综合考虑，本专题推荐选用电动机驱动引风机方案。

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