基于脱硫系统拆除旁路挡板的增压风机试验

黄卫军

（1.华北电力大学，北京102206；2.江苏国华陈家港发电有限公司，江苏盐城224631；3.神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京100025）

基于脱硫系统拆除旁路挡板的增压风机试验

黄卫军1、2、3

（1.华北电力大学，北京102206；2.江苏国华陈家港发电有限公司，江苏盐城224631；3.神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京100025）

对燃煤机组的石灰石-石膏湿法脱硫系统进行改造，拆除了脱硫系统的烟气旁路挡板，单台增压风机的运行，降低了机组运行可靠性。为了应对增压风机跳闸后机组的快速减荷，经过热控逻辑优化和风烟系统冷态试验、风烟系统热态试验，对某型机组的增压风机进行了系统测试，为同类机组的改造提供借鉴。

超超临界机组；增压风机；快速减负荷；保护逻辑；试验

0 概 述

采用石灰石-石膏湿法脱硫燃煤发电厂的脱硫系统，原设计有旁路挡板，由2台引风机抽出的烟气合并后分成两路，一路由增压风机增压，送入吸收塔反应后进入烟囱排至大气，另一路经旁路挡板直接进入烟囱。国家环保部环办2010年91号文“关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知”下发后，燃煤发电厂逐渐取消了脱硫旁路挡板，因此在原热控逻辑保护设置下，单台增压风机运行降低了机组的可靠性，一旦增压风机跳闸，将导致锅炉MFT。在最小的投资成本下，实现增压风机跳闸快速减负荷（RB）功能，由引风机克服烟气至脱硫系统沿程阻力［1］，可以避免增压风机跳闸后机组与电网解列。

1 设备简况

某厂2×660MW机组锅炉为超超临界参数变压直流炉，型号为SG-2037/26.15M626。送风机为动叶可调轴流风机，型号GU15238-01，全压升3995Pa。引风机为静叶可调轴流风机，型号YA16648-2F，全压升6511Pa。增压风机为动叶可调轴流式风机。脱硫及主机DCS系统均采用EDPF-NT分散控制系统。

2 实现增压风机RB功能逻辑优化

2.1 脱硫侧逻辑优化

（1）增加增压风机停止后联开增压风机动叶至100%逻辑。

（2）取消增压风机停止保护关闭原烟气进口挡板。

（3）取消增压风机停运延时30s联关净烟气进口挡板。

（4）取消浆液循环泵全停联跳增压风机，浆液循环泵全停送至主机MFT。

（5）增加原烟气进口挡板前温度大于160℃延时20min或者大于180℃延时3s跳MFT（原保护跳闸增压风机，由增压风机跳闸触发MFT）。

（6）增加增压风机停止后，若3台浆液循环泵均运行，则联跳B浆液循环泵，保留2台运行，以减少烟气阻力。

（7）为了防止脱硫侧烟气被切断，引起增压风机前烟道超压，造成烟道损坏，增加原烟气挡板门关闭、净烟气挡板门关闭，且增压风机入口压力高时MFT，即增压风机运行60s后，原烟气挡板门关闭（原烟气挡板门全关与上原烟气挡板门全开取非）延时2s或增压风机运行60s后，净烟气挡板门关闭（净烟气挡板门全关与上净烟气挡板门全开取非）延时2s，且增压风机入口压力大于1600Pa延时3s，MFT动作。

2.2 主机侧逻辑优化

（1）取消增压风机跳闸MFT；

（2）取消增压风机跳闸联跳A、B引风机；增加脱硫来跳主机联跳A、B引风机；

（3）取消增压风机停止联锁关引风机入口挡板；

（4）取消增压风机停止超驰关A、B引风机静叶；

（5）取消增压风机停止联关A、B引风机出口挡板；

（6）取消增压风机停止联跳A、B送风机；

（7）取消增压风机停止超驰开A、B送风机动叶；

（8）取消增压风机停止联开送风机出口挡板；

（9）增加增压风机RB逻辑：RB触发机组负荷大于350MW，目标负荷300MW，负荷速率为1320.0MW/min，RB切磨时间为0s，RB目标压力值为17MPa，滑压速率为1.7MPa/min，RB时投CD层油枪；

（10）增加增压风机RB动作时，引风机静叶调节指令增加15%的前馈量，60s后，以每秒0.02%的速度恢复，引风机指令最大上限90%。

3 增压风机跳闸RB试验

3.1 风烟系统冷态试验

3.1.1 增压风机动叶全行程时间测试

增压风机在停运状态，全开、全关动叶，测试动叶全行程时间。目的在于掌握增压风机跳闸时，动叶全开时间对引风机出力的影响。测试结果：增压风机动叶全开时间33.3s，全关时间31.3s。当机组负荷大于60%时，增压风机动叶开度一般在60%以上。当增压风机跳闸时，动叶至全开时间不超过15s，满足引风机克服系统阻力的条件，可避免锅炉灭火。

3.1.2 增压风机停运，动叶全开，引、送风机最大出力试验

该试验主要测试增压风机停运时，脱硫系统阻力及引风机最大出力。

增压风机停运状态，其动叶开度100%。引、送风机运行，逐渐增加引、送风机出力，提高锅炉总风量，当增压风机入口压力逐渐升至980Pa时，锅炉总风量达1482t/h。试验数据，如表1所示，引风机额定电流为442A。

表1增压风机停运工况下引风机最大出力试验

由于冷态试验时的环境温度较低，引风机出口风温为12.8℃，实际运行时排烟温度一般为125～150℃。增压风机在最大体积流量工况下，锅炉总风量将有所降低。此时，浆液循泵不具备启动条件。当浆液循泵被启动后，系统阻力将进一步增加，一定程度上制约了引风机的出力。查询该电厂二号机组300MW负荷所对应锅炉风量历史曲线，约为1100 t/h。分析认为，增压风机动叶全开的烟气流通能力，可满足300MW负荷下的机组运行。

此工况下，就地观察增压风机转速，约为200～350r/min，方向为正向。

3.1.3 50%额定负荷风量下，增压风机RB冷态试验

该试验主要测试运行中增压风机跳闸时，系统参数扰动情况，掌握热控调节品质。

模拟机组的运行状态，锅炉风量为917t/h，增压风机动叶开度为35%，A、B引风机电流均为171 A，炉膛压力-90Pa，增压风机入口压力-159Pa，就地手按增压风机事故按钮，测试所得的运行曲线，如图1所示。

图1增压风机RB冷态试验

增压风机跳闸后，由于受增压风机转子惰走影响，此时增压风机仍有出力。所以全开增压风机动叶时，增压风机出力增加，入口压力由-159Pa下降至-454Pa；但增压风机RB动作时，引风机静叶调节指令增加15%的前馈量，故随后增压风机入口压力呈上升趋势，最大至23Pa。分析炉膛压力曲线变化，引风机静叶开度增加15%开度后，一直呈下降趋势，最大下降至-1467Pa，1min后，引风机静叶以每秒0.02%的速度恢复，炉膛负压恢复正常。此过程中，增压风机动叶开大至65%～88%时，增压风机惰走出力增加，增压风机入口下降至-774Pa，之后逐渐变为正压，至527Pa，此压力下脱硫系统可以承受。脱硫系统阻力增加后，引风机出口压力升高，在总风量为953t/h的工况下，未造成引风机抢风。

3.2 风烟系统热态试验

3.2.1 风烟系统定值扰动试验

（1）增压风机入口压力扰动试验

该试验测试增压风机调节特性，测试增压风机调节对炉膛负压的传递函数。负荷为500MW时，引风机静叶自动控制，送风机动叶自动控制，增压风机动叶自动控制，增压风机入口压力设定值为-157 Pa，实际值-169Pa。再将增压风机入口压力分别设定为-257Pa、-107Pa，在稳定工况下，进行增压风机入口压力扰动试验。试验数据，如表2所示。

（2）引风机静叶扰动试验

该试验测试炉膛负压及增压风机入口压力的变化趋势，得到引风机静叶开度对炉膛负压和增压风机入口压力的传递函数。负荷为500MW时，增压风机动叶手动控制，送风机动叶手动控制，引风机静叶手动控制。在稳定工况下，手动调控比较迅速，减少引风机静叶开度5%。试验数据，如表3、表4所示。

表2增压风机入口压力扰动试验数据

表3引风机静叶扰动试验数据(1)

表4引风机静叶扰动试验数据(2)

（3）送风机动叶扰动试验

该试验中，根据送风机动叶开度的变化，得到炉膛负压和增压风机入口压力的传递函数。负荷为500MW时，增压风机动叶手动控制，引风机静叶手动控制，送风机动叶手动控制。在稳定工况下，增加手动送风机动叶3%、手动阶跃关小5%。试验数据，如表5所示。

（4）增压风机动叶扰动试验

测试炉膛负压及增压风机入口压力的变化趋势，得到增压风机动叶对炉膛压力和增压风机入口压力的传递函数，得出炉膛压力和增压风机入口压力产生变化的时间（即纯迟延）。负荷为500MW时，引风机静叶手动控制，送风机动叶手动控制，增压风机动叶手动控制。在稳定工况下，分别手动、迅速阶跃增加、减少增压风机动叶开度5%。试验数据，如表6所示。

（5）炉膛负压扰动试验

测试引风机、增压风机的调节特性。负荷为500 MW时，引风机静叶为自动控制，送风机动叶为自动控制，增压风机动叶为自动控制。炉膛压力设定值为-100Pa，改为-200Pa；稳定后，将炉膛负压由-200 Pa再改为-20Pa。扰动试验数据，如表7所示。

（6）炉膛氧量扰动试验

测试炉膛负压及增压风机入口压力的变化趋势，得到送风机动叶开度对炉膛压力和增压风机入口压力的传递函数，得到炉膛压力和增压风机入口压力产生变化的时间（即纯迟延）。负荷为500MW时，引风机静叶自动控制，送风机动叶自动控制，增压风机动叶自动控制，氧量设定值为3.17%，实际值为3.17%。保持引风机静叶、增压风机动叶开度不变，将氧量设定手动阶跃提高0.05%。氧量扰动试验数据，如表8所示。

表5送风机动叶扰动试验数据

表6增压风机动叶扰动试验数据

表7炉膛负压扰动试验数据

表8炉膛氧量扰动试验数据

将测试数据导入MATLAB中进行最小二乘法拟合，获取动态模型。对风烟系统调节耦合关系进行优化。

3.2.2 风烟系统热态阻力试验

测试机组在RB目标负荷下，增压风机停运时脱硫系统的阻力情况，测试增压风机跳闸过程中系统的扰动情况；通过调整送风量，测试风烟系统带负荷能力；测试增压风机动叶最低启动开度，以及启动时对系统参数的扰动。热态阻力试验数据，如表9所示。

负荷为300MW时，增压风机停运，动叶超弛全开，增压风机入口压力最低下降至-1086Pa，然后开始上升，上升至724Pa，并稳定。鉴于增压风机RB冷态试验时引风机静叶调节指令增加15%的前馈量，导致炉膛负压下降过多，因此取消该前馈量，引风机静叶自动调节，炉膛负压最低下降至-351 Pa，然后开始上升，最大上升至357Pa，逐渐调节稳定在-98Pa。试验时间至13：55，引风机失速，2台风机无法并入运行，停运B侧引风机。

在准备启动增压风机的过程中，当其动叶关至64%时，增压风机入口压力上升至1208Pa，虽然设计耐压4kPa以上，考虑到设备长时间运行存在一定的腐蚀现象，为防止进一步关小增压风机动叶可能导致其入口风道的损坏，需要降低锅炉总风量，以降低烟气量。另外，2台送风机的设计出力偏大，动叶开度分别为13%和6%，再关小动叶无法降低送风机出力，将B侧送风机停运，锅炉总风量由900 t/h降低至800t/h。试验时间至15：29，增压风机动叶由45%关至35%，启动增压风机，再将增压风机动叶开至44%，增压风机启动电流3000A，返回时间4s，增压风机入口压力最大上升至1830Pa，最后稳定在467Pa，炉膛负压由-46Pa波动到-166 Pa，启动成功。

3.2.3 增压风机RB热态试验

负荷为500MW时，机组为CCS运行方式，A、B、C、E磨煤机运行，总煤量182.6t/h，锅炉总风量为1417t/h，炉膛负压-69Pa，主汽压为21.3MPa，主汽温度568℃，再热汽温度562℃（由于准备停机，故汽温偏低），增压风机动叶开度70.5%。就地停运增压风机，触发RB动作，增压风机动叶自动全开，机组由CCS方式切至TF方式，目标负荷300 MW，降负荷率1320MW/min，目标汽压17MPa，滑压速率1.7MPa/min，A磨煤机跳闸，保留3台磨煤机运行，投CD层油枪，燃料主指令为135t/h，总风量降至1049t/h，负荷降至379MW，炉膛负压最低降至-910Pa，增压风机入口压力最大至880Pa，主汽温度降至564℃，再热汽温降至551℃。增加风机RB试验曲线，如图2所示。

试验过程中，送风机自动、引风机自动、一次风机自动、给水自动调节状态良好。

表9风烟系统热态阻力试验数据

图2增压风机RB试验曲线

4 结 语

燃煤发电厂烟气脱硫系统取消旁路烟气挡板后，在原热控保护逻辑设置下，单台增压风机运行降低了机组运行的可靠性。通过优化热控逻辑，对设备运行特性、热控调节品质进行一系列摸索试验，实

TestoftheBoosterAirBlowerBasedontheRemovaloftheBypass DamperontheDesulfurizationSystem

HUANGWei-jun1、2、3
（1.NorthChinaElectricPowerUniversity，Beijing102206，China；2.JiangsuGuohuaChenjiagangPowerGenerationCo.，Ltd，Yancheng224631，JiangsuProvince，China；3.ShenhuaGuohua（Beijing）ElectricPowerResearchInstituteCo.，Ltd，Beijing，100025，China）

ThelimestonegypsumwetFGDsystemofcoalfiredunitisreformed，andthefluegasbypassdamperis removed，butthereliabilityoftheunitisreduced.Inordertodealwiththeturbineboosterfantripquicklyafter unloading，afterthermalcontrollogicoptimizationandcoldairsystemairsystemtest，thermaltest，boosterfanofa unitofsystemtesting，andprovidereferencefortransformationofsimilarunits.

ultra-supercriticalunit；boosterfan；fastrunback；protectionlogic；test

TK223.27

A

1672-0210(2015)04-0011-06

2015-03-11

姓名：黄卫军（1980-），男，东北电力大学，工程师，华北电力大学在读工程硕士，锅炉运行工程师。