引风机与增压风机运行方式优化分析

许冰，宋宏飞

(丹东金山热电有限公司，辽宁 丹东 118000)

0 引言

目前，我国电力能源结构依然以煤电为主，火力发电在当前乃至今后相当长一段时间内仍然占据着不可替代的主导地位，燃煤机组造成的大气环境污染问题随着国民经济快速发展逐渐成为全社会关注的焦点[1]。2014年9月12日，国家发改委、国家环保部、国家能源局联合下发“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”中要求，在基准氧含量6%的条件下，火电机组烟气排放中烟尘质量浓度不高于10 mg/m3、二氧化硫质量浓度不高于35 mg/m3、氮氧化物质量浓度不高于50 mg/m3，即达到超净排放的标准[2]。

按照国家“环保三同时”要求，某电厂2台机组2012年年底投入商业运行即投入脱硝、除尘、脱硫系统：分别采用选择性催化还原技术(SCR)的脱硝系统、一级电除尘和两级布袋除尘系统以及湿法脱硫系统。截至2017年8月初，2台机组相继完成超净排放改造，运行中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度均达到超净排放标准。其改造方案为：将脱硝系统预留的1层催化剂层全部安装(烟气阻力增加400 Pa)；脱硫吸收塔内增加合金托盘、喷淋层由原3层增加到5层；除尘器由原来的1台高频变压器和2台工频变压器改为2台高频变压器和1台工频变压器，增加480条布袋并将布袋加长。改造后烟气阻力由原来的1 600 Pa增加至2 810 Pa。

1 系统和设备概况

1.1 风烟系统

某电厂2×330 MW机组锅炉引进美国B&W公司锅炉技术设计制造并符合ASME标准，为亚临界参数、一次中间再热、固态排渣、单炉膛平衡通风、全封闭布置、全悬吊、自然循环、单汽包锅炉，尾部双烟道倒L形布置。炉膛由膜式水冷壁构成，炉膛上部布置屏式过热器，炉膛折焰角上方有二级高温过热器，在水平烟道处布置了垂直高温再热器，尾部竖井由隔墙分成前后2个烟道，前部布置水平低温再热器，后部为一级过热器和省煤器。在尾部竖井分烟道底部设置了烟气调节挡板，用来分流烟气量，可以控制允许负荷范围内的再热蒸汽出口温度。烟气通过调节挡板后汇集在一起引入左右脱硝装置，脱硝后引入左右各一台回转式空气预热器，再经过左右两列各一级电除尘和两级布袋除尘的除尘器。除尘器出口安装2台引风机，其入口有联络通道，出口汇成1路，形成脱硫原烟气，通过增压风机升压或增压风机旁路进入吸收塔，脱硫净化后通过除雾器除去水雾，经净烟气挡板后通过烟囱排入大气。风烟系统如图1所示。

1.2 引风机性能分析

该电厂引风机为YU25238-12型双级动叶可调式轴流风机，由进气室、集流器、叶轮、后导叶、扩压器和动叶调节机构等组成。经过脱硝与除尘后的烟气经过引风机入口管道进入风机进气室，经过集流器收敛加速后通过转速为990 r/min、额定电流为308 A的电动机带动引风机叶轮叶片对烟气做功，产生静压能和动压能，引风机后导叶又将气流的螺旋运动转化为轴向运动而进入扩压器，并在扩压器内将气体的大部分动能转化成系统所需静压能，从而完成风机的工作过程。运行过程中，引风机叶片的工作角度可实现无级调节，叶片调节范围为-36°～20°(对应分散控制系统(DCS)显示为0%～100%)，而叶片的调节是通过液压调节系统改变动叶片工作角度实现的。当动叶的角度改变时，其风量、风压、功率随之改变，其中流量最大值为104.112万m3/h，全压为7 442 Pa，功率最大值为2 600 kW。每次动叶调节对应着不同的风机性能曲线，从而构成引风机性能曲线型谱[3]。

图1 风烟系统

1.3 增压风机性能分析

该电厂每台锅炉配1台RTF37.5-18-1型静叶可调轴流式增压风机：驱动电机额定电流为160.8 A；风机设计(TB)工况qV=2 013 868 m3/h，p=1 920 Pa；锅炉最大连续出力(BMCR)工况qV=1 786 780 m3/h，p=1 600 Pa；风机效率为85%。增压风机导向叶片的执行机构接受调节回路的指令，运行中通过调整安装在叶轮上的前导叶开度实现叶轮吸入流量变化，增压风机静叶的行程范围为-75°～-30°(对应DCS显示为0%～100%)。增压风机调节装置由装有前导叶的上下两个半圆环组成，前导叶采用具有最优化动力性能的翼形结构，转子叶片与叶柄通过高强度螺栓固定在风机叶轮上，增压风机叶片安装角度在运行中不做调整，停机后可改变叶片安装角(半径回转平面与桨叶界面弦长之间的夹角)。超净排放改造前，增压风机与引风机调整过程中具有相同的动态特性，增压风机与引风机共同调节以维持吸收塔原烟气入口压力为一定值。

2 试验过程

试验过程中为了减小煤质变化对试验结果的影响，选取收到基全水分24%、收到基灰分35%、收到基低位发热量14.8 MJ/kg、干燥无灰基挥发分为45%的煤种。

2.1 试验1过程

根据该电厂某月计划电量，选取试验机组负荷240 MW，风量1 225 t/h，试验过程中维持氧量4.5%(根据锅炉厂家提供的氧量与锅炉负荷对应曲线确定，下同)，引风机自动调节投入，维持炉膛负压稳定在-60 Pa。逐渐调节增压风机静叶开度(从95%调至60%)到停止增压风机运行，再启动增压风机运行，调整增压风机静叶开度(从60%调至95%)，取相同开度2次数据的平均值并记录(试验数据见表1)，调节过程中各参数稳定后再进行下一次调节。

2.2 试验2过程

选取试验机组负荷230 MW，风量1 185 t/h，试验过程中维持氧量5.0%，引风机自动调节投入，维持炉膛负压稳定在-60 Pa，记录未启动增压风机之前的参数，稳定后启动增压风机运行并记录各参数。机组加负荷至270 MW，风量1 281 t/h，试验过程中维持氧量3.5%，增压风机静叶开度95%；负荷继续加至300 MW，风量1 324 t/h，氧量推荐值为3.0%，试验中实际氧量为1.5%，引风机自动调节未投入。试验数据见表2。

3 试验结果

(1)当负荷230 MW不启动增压风机时，2台引风机电流为413.6 A，此工况可满足运行要求。当负荷230 MW启动增压风机时，2台引风机与增压风机电流总和为416.0 A，比不启动增压风机时电流总和大2.4 A。故从运行经济性考虑，230 MW时不启动增压风机运行。

表1 试验1数据

表2 试验2数据

(2)当负荷240 MW不启动增压风机时，2台引风机电流为460.4 A。当负荷240 MW启动增压风机时，2台引风机与增压风机电流总和最小时为417.9 A，比不启动增压风机时电流总和小42.5 A，年节约成本约121万元。同时，运行中引风机静叶开度过大后，经常出现B引风机失速情况，影响安全、稳定运行。故从运行经济性与安全性考虑，240 MW时需启动增压风机运行。

(3)负荷240 MW启动增压风机运行后，当增压风机静叶开度为60%时，增压风机与引风机电流之和为450.8 A，引风机效率为82%，增压风机入口烟气压力为1.45 kPa。当增压风机静叶开度为80%时，增压风机与引风机电流之和为417.9 A，此时引风机效率为84%，相比增压风机静叶开度60%时总电流减少32.9 A，年节约成本约107万元，此时引风机效率最高。因此，当负荷240 MW时，保持增压风机静叶开度80%运行。

(4)当负荷达到300 MW时，总风量1 324 t/h，氧量1.5%，氧量没有达到该负荷锅炉效率最大值时所需氧量。此时，增压风机静叶开度最大，引风机动叶开度已达到安全运行的最大出力，引风机运行在不稳定区域，运行中引风机经常发生失速情况。故建议停机后调整增压风机转子叶片安装角度或进行引风机扩容，以满足高负荷烟气要求。

[1]李远飞.300 MW机组引风机和脱硫增压风机合并分析[J].科技情报开发与经济,2007,17(36)：287-288.

[2]孙立本，鲁德云，杨军.引风机与脱硫增压风机合并方案论证[J].东北电力技术，2009，30(8)：15-17.

[3]成都电力机械厂,丹东金山热电有限公司.YU25238动调引风机用户协议[Z].2010.