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摘 要： 本文分析了给水泵汽轮机驱动引风机技术经济方面的内容，介绍了关键技术，小汽轮机耗汽量计算模型，采用汽动引风机售电收益增加分析等方面的内容。
关键词： 小汽轮机；驱动；引风机
基于国内燃煤发电厂高参数、大容量的发展趋势，锅炉引风机的容量也越来越大。同时发电厂加装脱硫装置时普遍将引风机与脱硫增压风机合并，从而使得引风机的功率进一步增大。引风机电机容量增大后带来了厂用电增加、厂用电电压等级需要提高、启动电流大（在多个电厂曾出现因引风机启动电流过大引起母线电压降低引起设备跳闸的情况）等问题，给厂用电系统带来冲击。且电机驱动模式下，无论引风机采用静叶可调还是动叶可调，由于电机定速运行，在机组低负荷或变负荷工况下，电机造成的额外厂用电损失很大，能源浪费严重。若采用变频电机，可通过转速调节风机风量，节约30%的能源。但变频电机的成本昂贵，尤其是大功率的变频电机，其造价将直接影响发电厂的初投资规模。
一、关键技术分析
根据锅炉汽动给水泵启动、运行、停止和日常维护的经验，汽轮机驱动的引风机具有运行安全，结构紧凑，自动化程度高，节能效果显著等特点，是一种比较优化的能源利用方式。可以彻底解决上述问题，同时也可以通过汽轮机的变速调节，有效提高引风机在低负荷工况运行下的效率，使风机在不同负荷下保持高效率等优点。另外，采用汽轮机代替电机驱动引风机可将蒸汽的热能直接转化为机械能，减少能量转换环节和能量损失，提高热能的利用效率。
驱动引风机的汽轮机为纯凝式，配置凝汽器、抽真空系统（含真空泵）、凝结水输送系统（含凝结水泵）、减速齿轮箱、供汽系统、轴封系统、循环冷却水系统、润滑油系统等。由主机四抽供汽，采用下排汽模式，排汽进入单独的小凝汽器，小机凝结水通过小凝结水泵回到主机主凝汽器，循环水与主厂房循环水系统相连接。小汽轮机设计正常工作汽源采用汽轮机四段抽汽，启动和调试用辅助蒸汽。小汽轮机设置独立的轴封系统，轴封末端回汽至汽封加热器。每台小汽轮机配置1台凝汽器与2台凝结水泵，其凝结水经小机凝结水泵升压后打入主机凝汽器热井，小机的有关疏水则排入其单独设置的疏水扩容器中。
机组在启动、调试阶段，引风机运行不仅要满足锅炉启动要求，还要满足以下各项要求：
1.锅炉冷态通风试验
锅炉冷态通风试验主要是对一、二次风量进行标定、一次风配平，以及模拟额定负荷工况内流场观测等，锅炉总风量基本要求在80%BMCR以上，风机出力接近额定负荷状态。
本机组冷态通风试验时一般不进行炉内流场观察，只进行风量的标定、配平等工作，风机出力要求可相应降低，锅炉总风量基本要求为40%BMCR。
2. 锅炉本体化学清洗
若采用新的化学清洗工艺“催化柠檬酸”法，无需启动风机。
3. 锅炉蒸汽冲管
锅炉蒸汽冲管基本有稳压冲管、降压冲管及稳压降压相结合等方式。稳压冲管时，炉膛热负荷在45%BMCR左右，引风机总出力在45%～50%BMCR左右。降压冲管时，引风机总出力40%BMCR可满足要求。
4. 锅炉最小风量要求
本机组锅炉的最小直流负荷为25%BMCR。为确保锅炉安全运行，通过炉膛的风量都不应低于25%BMCR，当低于25%BMCR风量时，锅炉将触发MFT。
在锅炉点火后，一般将风量调整至40～50%BMCR风量，避免由于燃烧不稳引起风量波动而导致锅炉灭火。
综上分析，风机的启动容量至少为40%BMCR，即汽动风机在本机供汽前至少要具备40%BMCR容量的运行能力才可以保证方案的可行性。
二、小汽轮机耗汽量计算模型
引风机小汽轮机的抽汽量是影响汽动引风机耗能的重要参数之一，也是汽动引风机系统节能评价和优化运行的基础，但是目前缺少小汽轮机耗汽量的测量手段，需要建立相应的计算模型。
根据汽动引风机运行特性模型，可确定不同工况下引风机的功率和转速等工作参数，本文在这些引风机工作参数的基础上，通过对小汽轮机能量平衡分析给出小汽轮机抽汽量计算方法。
小汽轮机从蒸汽源输入的净功Pin可按式（1）计算。
（1）
式中 -----小汽輪机排汽焓（kJ/kg）；
小汽轮机的能量守恒方程如式（2）所示。
（2）
式中 -----对引风机输出的净功，W； ------机械功损失，W；
I-----转动惯量，kg.m2/rad；N——小汽机转速，rad/s；
由此可得到小汽轮机转速的状态方程如式（3）所示。
（3）
机组在稳定工况运行时，可认为小机转速保持不变，即 ， 可通过式（4）计算获得。
（4）
式（4）中，小汽轮机效率 由小汽轮机转速和进出口蒸汽参数决定，可由式（5）估算。
（5）
式中
——小汽轮机额定工况效率；
——额定工况下抽汽等熵焓降值，kJ/kg；
——抽汽等熵膨胀排气焓值，kJ/kg；
Nd—— 小汽轮机额定工况转速，rad/s。
根据引风机出力情况得出Pout后，式（1）、（2）、（3）、（4）、（5）组成的方程组封闭，可计算小汽轮机抽汽量Dt。
汽动引风机系统的运行特性是汽动引风机系统研究的核心内容，也是实现其状态监测和运行优化的基础。综合引风机特性模型和管路阻力特性模型对现场引风机工作点进行了计算，并与现场实际运行数据进行了对比，结果表明本课题所建模型在机组主要负荷段内具有较高的准确性。进而实现引风机运行性能的在线监测，对引风机系统的安全可靠运行乃至机组正常运行都具有十分重要的意义。此外，为定量评价汽动引风机系统的能耗水平，本课题还建立了引风机小汽轮机耗汽量的简化计算模型，实现了小汽机汽耗量的定量计算。
三、采用汽动引风机售电收益增加分析
按照发电厂机组机炉电匹配、铭牌功率标定的原则，机组铭牌功率并未扣除辅机设备消耗的电功率。鉴于这一特点，如果降低发电厂的厂用电指标，可以提高电厂对外售电收入。在电厂庞大的辅机设备群中，锅炉引风机是仅次于锅炉给水泵的第二大耗电设备。
该电厂如果机组年运行小时7500h，年利用小时5500h，则单台引风机每年消耗的电量为：3782×1500+3014×4000+2502×2000=2273.3万kWh，全厂引风机每年消耗的电量为：9093.2万kWh。根据测算，该工程成本电价（含税）321元/MWh，低于现阶段当地上网标杆电价（448.2元/MWh）约127.3元/MWh。
如果采用汽轮机替代电机驱动引风机，单台引风机每年可节电2273.3万kWh，全厂引风机每年可节电9093.2万kWh。降低的厂用电按每度电收益0.1273元计算，全厂可增加的售电收入为1157.6万元，经济效益明显。
四、采用汽动引风机调节性能更优带来的节电收益分析
经咨询风机厂家，采用动调风机+定速电机与静调风机+小汽机，在不同运行工况的效率如下，相应计算各工况节电量及总节电量。
可以看出，在变负荷工况下，采用变速电机可以显著提高风机效率，降低功耗，为电厂节能。
假定该电厂机组年运行小时7500h，利用5500h，则单台引风机采用汽轮机驱动后可节电量182万kWh，以以标煤耗270g/kWh折算，折合约标煤491.4t，全厂可节约标煤1965.6t，按标煤价格1050元/t计算，则每年可节约燃煤费用206.4万元。
关键词： 小汽轮机；驱动；引风机
基于国内燃煤发电厂高参数、大容量的发展趋势，锅炉引风机的容量也越来越大。同时发电厂加装脱硫装置时普遍将引风机与脱硫增压风机合并，从而使得引风机的功率进一步增大。引风机电机容量增大后带来了厂用电增加、厂用电电压等级需要提高、启动电流大（在多个电厂曾出现因引风机启动电流过大引起母线电压降低引起设备跳闸的情况）等问题，给厂用电系统带来冲击。且电机驱动模式下，无论引风机采用静叶可调还是动叶可调，由于电机定速运行，在机组低负荷或变负荷工况下，电机造成的额外厂用电损失很大，能源浪费严重。若采用变频电机，可通过转速调节风机风量，节约30%的能源。但变频电机的成本昂贵，尤其是大功率的变频电机，其造价将直接影响发电厂的初投资规模。
一、关键技术分析
根据锅炉汽动给水泵启动、运行、停止和日常维护的经验，汽轮机驱动的引风机具有运行安全，结构紧凑，自动化程度高，节能效果显著等特点，是一种比较优化的能源利用方式。可以彻底解决上述问题，同时也可以通过汽轮机的变速调节，有效提高引风机在低负荷工况运行下的效率，使风机在不同负荷下保持高效率等优点。另外，采用汽轮机代替电机驱动引风机可将蒸汽的热能直接转化为机械能，减少能量转换环节和能量损失，提高热能的利用效率。
驱动引风机的汽轮机为纯凝式，配置凝汽器、抽真空系统（含真空泵）、凝结水输送系统（含凝结水泵）、减速齿轮箱、供汽系统、轴封系统、循环冷却水系统、润滑油系统等。由主机四抽供汽，采用下排汽模式，排汽进入单独的小凝汽器，小机凝结水通过小凝结水泵回到主机主凝汽器，循环水与主厂房循环水系统相连接。小汽轮机设计正常工作汽源采用汽轮机四段抽汽，启动和调试用辅助蒸汽。小汽轮机设置独立的轴封系统，轴封末端回汽至汽封加热器。每台小汽轮机配置1台凝汽器与2台凝结水泵，其凝结水经小机凝结水泵升压后打入主机凝汽器热井，小机的有关疏水则排入其单独设置的疏水扩容器中。
机组在启动、调试阶段，引风机运行不仅要满足锅炉启动要求，还要满足以下各项要求：
1.锅炉冷态通风试验
锅炉冷态通风试验主要是对一、二次风量进行标定、一次风配平，以及模拟额定负荷工况内流场观测等，锅炉总风量基本要求在80%BMCR以上，风机出力接近额定负荷状态。
本机组冷态通风试验时一般不进行炉内流场观察，只进行风量的标定、配平等工作，风机出力要求可相应降低，锅炉总风量基本要求为40%BMCR。
2. 锅炉本体化学清洗
若采用新的化学清洗工艺“催化柠檬酸”法，无需启动风机。
3. 锅炉蒸汽冲管
锅炉蒸汽冲管基本有稳压冲管、降压冲管及稳压降压相结合等方式。稳压冲管时，炉膛热负荷在45%BMCR左右，引风机总出力在45%～50%BMCR左右。降压冲管时，引风机总出力40%BMCR可满足要求。
4. 锅炉最小风量要求
本机组锅炉的最小直流负荷为25%BMCR。为确保锅炉安全运行，通过炉膛的风量都不应低于25%BMCR，当低于25%BMCR风量时，锅炉将触发MFT。
在锅炉点火后，一般将风量调整至40～50%BMCR风量，避免由于燃烧不稳引起风量波动而导致锅炉灭火。
综上分析，风机的启动容量至少为40%BMCR，即汽动风机在本机供汽前至少要具备40%BMCR容量的运行能力才可以保证方案的可行性。
二、小汽轮机耗汽量计算模型
引风机小汽轮机的抽汽量是影响汽动引风机耗能的重要参数之一，也是汽动引风机系统节能评价和优化运行的基础，但是目前缺少小汽轮机耗汽量的测量手段，需要建立相应的计算模型。
根据汽动引风机运行特性模型，可确定不同工况下引风机的功率和转速等工作参数，本文在这些引风机工作参数的基础上，通过对小汽轮机能量平衡分析给出小汽轮机抽汽量计算方法。
小汽轮机从蒸汽源输入的净功Pin可按式（1）计算。
（1）
式中 -----小汽輪机排汽焓（kJ/kg）；
小汽轮机的能量守恒方程如式（2）所示。
（2）
式中 -----对引风机输出的净功，W； ------机械功损失，W；
I-----转动惯量，kg.m2/rad；N——小汽机转速，rad/s；
由此可得到小汽轮机转速的状态方程如式（3）所示。
（3）
机组在稳定工况运行时，可认为小机转速保持不变，即 ， 可通过式（4）计算获得。
（4）
式（4）中，小汽轮机效率 由小汽轮机转速和进出口蒸汽参数决定，可由式（5）估算。
（5）
式中
——小汽轮机额定工况效率；
——额定工况下抽汽等熵焓降值，kJ/kg；
——抽汽等熵膨胀排气焓值，kJ/kg；
Nd—— 小汽轮机额定工况转速，rad/s。
根据引风机出力情况得出Pout后，式（1）、（2）、（3）、（4）、（5）组成的方程组封闭，可计算小汽轮机抽汽量Dt。
汽动引风机系统的运行特性是汽动引风机系统研究的核心内容，也是实现其状态监测和运行优化的基础。综合引风机特性模型和管路阻力特性模型对现场引风机工作点进行了计算，并与现场实际运行数据进行了对比，结果表明本课题所建模型在机组主要负荷段内具有较高的准确性。进而实现引风机运行性能的在线监测，对引风机系统的安全可靠运行乃至机组正常运行都具有十分重要的意义。此外，为定量评价汽动引风机系统的能耗水平，本课题还建立了引风机小汽轮机耗汽量的简化计算模型，实现了小汽机汽耗量的定量计算。
三、采用汽动引风机售电收益增加分析
按照发电厂机组机炉电匹配、铭牌功率标定的原则，机组铭牌功率并未扣除辅机设备消耗的电功率。鉴于这一特点，如果降低发电厂的厂用电指标，可以提高电厂对外售电收入。在电厂庞大的辅机设备群中，锅炉引风机是仅次于锅炉给水泵的第二大耗电设备。
该电厂如果机组年运行小时7500h，年利用小时5500h，则单台引风机每年消耗的电量为：3782×1500+3014×4000+2502×2000=2273.3万kWh，全厂引风机每年消耗的电量为：9093.2万kWh。根据测算，该工程成本电价（含税）321元/MWh，低于现阶段当地上网标杆电价（448.2元/MWh）约127.3元/MWh。
如果采用汽轮机替代电机驱动引风机，单台引风机每年可节电2273.3万kWh，全厂引风机每年可节电9093.2万kWh。降低的厂用电按每度电收益0.1273元计算，全厂可增加的售电收入为1157.6万元，经济效益明显。
四、采用汽动引风机调节性能更优带来的节电收益分析
经咨询风机厂家，采用动调风机+定速电机与静调风机+小汽机，在不同运行工况的效率如下，相应计算各工况节电量及总节电量。
可以看出，在变负荷工况下，采用变速电机可以显著提高风机效率，降低功耗，为电厂节能。
假定该电厂机组年运行小时7500h，利用5500h，则单台引风机采用汽轮机驱动后可节电量182万kWh，以以标煤耗270g/kWh折算，折合约标煤491.4t，全厂可节约标煤1965.6t，按标煤价格1050元/t计算，则每年可节约燃煤费用206.4万元。