300 MW燃煤锅炉引风机失速研究

李 琳，张芬芬，李军伟，王文龙，刘建航

（1.国家能源菏泽发电有限公司，山东 菏泽 274032；2.山东省菏泽第一中学，山东 菏泽 274000）

0 引言

火力发电厂中锅炉引风机失速会造成引风机喘振，锅炉送风量大幅波动、炉膛出现正压、锅炉燃烧不稳，严重时引起锅炉灭火甚至引风机叶片损坏、人身伤害事件［1-2］。本文针对某发电厂3号机组锅炉引风机发生失速的情况进行研究，分析了失速原因，通过加强空气预热器治理、电除尘运行调整等手段，解决了引风机失速的问题，确保了机组安全稳定运行，提高了经济效益。

1 基本概况

该电厂3号机组锅炉为单炉膛、平衡通风、一次中间再热、亚临界自然循环锅炉，蒸发量为1 025 t/h。锅炉设计标准煤种为85%无烟煤和15%半无烟煤。锅炉风烟系统配备2台轴流式送风机、2台双级动叶可调轴流式引风机、2台三分仓式空气预热器，引风机额定电流为395 A。锅炉配置一套SCR脱硝系统和脱硫系统。锅炉配有2台除尘效率为99%以上的一电三袋除尘器。炉膛以及尾部各受热面均配备有蒸汽吹灰器，尾部烟道竖井受热面及SCR脱硝催化剂层安装声波吹灰器。

2 存在问题

2018年4月以来，3号机组锅炉烟道阻力增大，特别是电除尘电袋差压明显增大，同负荷下引风机电流升高。锅炉满负荷时，导叶开度达80%以上，电流达350 A以上。

1）2018年5月15日15：18，3号机组负荷300 MW，A、B引风机电流分别为348 A、360 A，动叶开度分别为81.7%、90.8%。15：20炉膛负压突然增至+1450 Pa，A引风机电流突增至480 A，B引风机电流降至200 A，A、B引风机动叶闭锁，立即减负荷，调节锅炉燃烧，联系热工、电气、锅炉等相关人员进行处理。当日15：48，A、B引风机电流趋于稳定，燃烧逐步稳定，逐步增负荷。参数变化趋势如图1所示。

图1 参数变化趋势图

2）2019年7月21日20：25，3号机组负荷296 MW，动叶开度分别为93.4%、92.6%，B引风机抢风，B引风机电流由355 A突增至510 A，A引风机电流由330 A突降至183 A，炉膛负压突然增至+1 523 Pa，燃烧恶化。迅速调整燃烧投油稳燃，降低机组负荷，减少送风量，平衡2台引风机出力。通知脱硫运行，联系锅炉检修人员立即处理电除尘B侧电袋差压高、喷吹效果差缺陷。当日20：35，锅炉燃烧恢复正常。参数变化趋势如图2所示。

图2 参数变化趋势图

3 原因分析

3.1 失速原理

当速度为V∞的直线平行流以某一冲角（翼弦与来流方向的夹角）绕流二元孤立翼型（机翼）时，由于沿气流流动方向的两侧不对称［3］，使得翼型上部区域的流线变密，流速增加，翼型下部区域的流线变稀，流速减小［4-5］，其大小由儒可夫斯基升力公式确定。公式为：

式中：Γ为速度环量；ρ为绕流流体的密度，其方向是在来流速度方向沿速度环量的反方向转90°。

根据风机正常工况与脱流工况的气流状况对比可知，当风机处于正常工况时，冲角等于零，绕翼型的气流保持其流线形状［6］；当气流与叶片进口形成正冲角时，随着冲角α的增大，在叶片后缘点附近产生涡流，而且气流开始从上表面分离［7］。当正冲角超过某一临界值时，气流在叶片背部的流动遭到破坏，升力减小，阻力却急剧增加，这种现象称为“失速”或“旋转脱流”［8］。引风机正常工况和脱流工况时的气体流动状况分别如图3、图4所示。

图3 引风机正常工况时的气体流动状况

图4 引风机脱流工况时的气体流动状况

3.2 原因分析

经过上述分析可知，引风机失速的原因主要是：

1）受热面、空气预热器严重积灰，引起烟道阻力增大，造成静叶开度与烟气量不适应，使引风机进入失速区。特别是3号锅炉A空气预热器差压偏高，满负荷时可达2.5 kPa。

2）空气预热器吹灰压力低、吹灰次数不合适、蒸汽带水使空气预热器堵灰加剧。

3）省煤器下部除灰装置运行状况不良，造成进入空气预热器的烟气含灰量加大，使空气预热器堵灰。

4）电除尘电袋差压高、喷吹效果差，电袋流通不畅。特别是烟道B侧比较严重，高负荷时可达2.6 kPa。

5）脱硝系统自动调节性能差，喷氨量不稳定、波动大，喷氨量过大易造成空气预热器蓄热板腐蚀堵塞。

6）各项节能措施执行不到位，运行调整不及时以及设备运行可靠性不高，设备缺陷较多。

4 整改措施

4.1 加强空气预热器综合治理

1）对脱硝自动调节性能进行优化，定期进行校正，确保测点测量的准确性，减小调整的滞后性，保证自动装置稳定可靠，使外传环保数据NOx数值尽量平稳，防止SCR脱硝系统喷氨量大幅波动。

2）利用大小修更换空气预热器蓄热板，有效避免低温腐蚀造成蓄热板损坏而堵灰。停机时，可对空气预热器进行高压水冲洗［9］。水冲洗后，空气预热器应先经脱水，再彻底干燥，必要时投入暖风器，以防空气预热器再次投运后发生受热面腐蚀堵灰。

3）进行空气预热器吹灰次数及吹灰压力的调整。目前空气预热器吹灰由原来的每班吹灰一次更改为每班吹灰两次，且吹灰器按顺序依次进行，防止多个吹灰器运行造成吹灰压力过低，影响吹灰效果。另外将吹灰压力由原来的2.0 MPa提高至2.5 MPa。

4）为防止空气预热器吹灰蒸汽带水，空气预热器吹灰时，疏水门处于开启状态，同时增设疏水温度低于240℃时闭锁吹灰逻辑。为保证吹灰效果，空气预热器吹灰时，安排人员就地进行观察，发现存在漏汽、不进汽、提升阀后压力低等异常情况，及时填写缺陷单并联系检修处理。

5）低负荷或外界环境温度较低时，应投入暖风器，维持空气预热器入口风温在20～25℃，防止空气预热器冷端发生低温腐蚀，避免蓄热元件堵塞［10］。加强省煤器下部除灰装置的运行情况监控，防止卸灰不及时造成空气预热器入口烟气含灰量增大而堵灰。

4.2 提高电除尘系统运行效率

1）机组正常运行时，高压电场全部投运且参数正常［11］，滤袋正常喷吹压力为0.25～0.3 MPa。滤袋差压低于800 Pa时，定压喷吹；滤袋差压大于800 Pa时，提高喷吹压力至0.4～0.5 MPa，定时喷吹。

2）机组正常运行时，干灰系统程控运行，灰斗振打器投自动，发现异常及时处理，确保灰斗无高料位。电除尘高压电场全部运行且参数良好，优化运行参数，控制净烟烟尘浓度为2～4 mg/Nm3，且每天白班逐个电场停运进行彻底冲洗［12］。

4.3 提高SCR脱硝系统自动调节性能

1）机组正常运行时，监视调整SCR反应器入口烟气温度在310～420℃范围内。

2）检查SCR反应器进出口差压正常（小于540 Pa），净烟气NOX浓度符合环保要求（小于100 mg/Nm3）。

3）检查确认SCR进出口NOx及O2浓度、氨气流量和压力、稀释空气流量等参数在正常范围内。稀释空气流量不小于6 200 m3/h；氨气/空气体积比低于5%，供氨压力大于0.25 MPa，氨逃逸浓度保持在2.28 mg/m3以内。

4）定期对反应区储气罐放水，防止压缩空气带水。监视氨控制阀动作正常，确保脱硝系统的安全稳定运行。检查SCR声波吹灰系统运行良好，无报警；储气罐压力正常，吹灰器及管道无漏气现象。同时，对SCR脱硝系统自动调节性能进行优化。

4.4 加强集控运行参数调整

1）在控制净烟出口NOx不超标的前提下，降低烟气的喷氨量，防止喷氨量过大造成蓄热板堵塞。加强燃烧和风量调整，减少烟气中NOx的生成，降低喷氨量。

2）启停机时，加强燃烧调整和风粉配比，提高燃料的燃烬程度。对空气预热器定期吹灰，防止未完全燃烧的炭黑粘在空气预热器蓄热板上造成堵塞。

3）根据季节的变换，及时投入暖风器运行，提高空气预热器冷段蓄热板的温度，防止烟气中硫酸蒸汽在蓄热板上凝结和飞灰混合在一起粘在蓄热板上使蓄热板堵灰。

4）加强入炉煤掺烧管理，控制入炉煤硫份在1.5%以内、灰分在30%以内，发现煤质偏离，及时联系燃料进行调整。

5 结语

经过采取相应的措施后，3号机组锅炉烟道系统严重堵塞现象基本消除，没有再发生引风机失速被迫快速降负荷的现象，避免引发锅炉MFT、引风机叶片损坏甚至人身伤害事件，确保了机组的安全可靠运行。此外，减少了锅炉燃烧用油、发电量损失、机组“非停”一类障碍考核、“两个细则”考核以及引风机维修费用，提高了机组运行的经济性。