300MW机组脱硝改造原引风机校核分析

王东洲

【摘要】文章针对300MW机组锅炉现有引风机的运行情况，进行校核分析，通过相关工况参数的具体分析计算，考察现有引风机是否能够满足脱硝要求，对于无法满足要求，则提出切实可行的风机配套脱硝改造方案，为同类型机组锅炉引风机改造提供借鉴和参考。

【关键词】引风机；校核；改造

0 引言

在火力发电厂中， 引风机的功能是抽吸锅炉燃烧产生的烟气通过烟囱排放到大气中。对于脱硫装置和主体发电工程同步建设的电厂，分别设置引风机和脱硫增压风机。根据最新的火电厂大气污染物排放标准，在“十二五”期间，火电厂大气污染物排放标准日趋严格，燃煤电厂必须采取措施满足NOx排放要求，就是新建烟气脱硝装置。SCR脱硝装置反应器和增加的烟道，及灰中硫酸氢氨粘附性导致空预器烟气侧阻力增加，势必增加了烟气系统的阻力。由于原引风机未考虑装设脱硝装置后烟气阻力增大影响，原有引风机有可能超出的容量裕度，影响引风机运行稳定性。因此，需要对现有引风机重新校核计算，同时对脱硝改造后引风机和增压风机的运行情况作出评估，考察现有引风机是否能够满足脱硝要求，若无法满足要求，则提出切实可行的风机配套脱硝改造方案，即满足电厂机组脱硝改造后的风烟系统出力需求，又尽可能利旧，减少改造范围，降低投资成本。

1 工程概况

某火力发电公司2×325MW燃煤发电机组，锅炉采用武汉锅炉厂制造的WGZ1025/17.5-8型，为亚临界、一次中间再热、自然循环、固态排渣炉。单炉膛、∏型布置、平衡通风、四角切向燃烧，摆动燃烧器调温。制粉系统采用3台BBD4060（B）双进双出钢球磨煤机直吹式冷一次风制粉系统。每台锅炉配置两台三分仓容克式空预器、两台动叶调节轴流式送风机、两台静叶调节轴流式引风机，未设计烟气脱硝装置。脱硫系统为一炉一塔配置，每台炉配置一台100%BMCR容量的静叶调节轴流式增压风机，未装设烟气换热器GGH。

本次脱硝改造工程，每台炉新增脱硝装置，脱硝装置采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR），在实际煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不小于80%，催化剂层数按“2+1”布置，还原剂制备采用液氨法方案。原风机的参数如下：

（1）原引风机设计参数

（2）原增压风机设计参数

2 引风机计算结果及分析

2.1煤质资料

锅炉原设计煤种为哈密煤，校核煤种分别是花草滩煤（一）和阿右旗混煤（二）。受当前煤炭市场影响，着眼将来燃煤掺烧情况，本次改造校核煤种（三）按30%黄山广源+40%亚欧黄山+30%小窑煤考虑，其煤质资料如表3：

本次改造校核煤种（三）的全水分高于设计煤和校核煤种，灰分高于设计煤及介于两种校核煤之间，低位发热量明显低于设计煤种，但与校核煤种接近，这说明试验期间的煤质明显比设计煤煤质差，但介于两种校核煤种之间。

2.2引风机参数计算

通过现场试验，分别在负荷310MW、241MW、184MW负荷工况下，引风机（分A、B引风机）试验结果综合计算表4如下，图1为引风机性能曲线及各工况运行点在其上的位置分布。

2.3引风机试验结果分析

（1）风机效率、叶片开度

将引风机各个工况下实测效率、静叶开度与性能曲线上对应数字对比情况列表如下：

从表5的数据可以看出：引风机实测效率与性能曲线上对应效率偏差不大，风机能够带负荷运行，表明现有风机达到其设计性能；风机就地静叶角度与性能曲线上的对应角度存在一定偏差，但三个工况叶片角度相差基本相同。

（2）引风机实测参数与BMCR、TB工况设计值比较

将310.0MW工况时的风机实测参数换算到设计条件（1025t/h蒸发量）下进行分析：

从表6中可以看出，将963.9t/h工况下实测风量和风压换算到1025.0t/h蒸发量后，风量略高于风机BMCR工况设计风量7.2%，风压则低于BMCR工况设计风压27.6%；与TB点设计值相比，风机风量裕量仅为5.5%，风压裕量为53.1%，风机风压裕量选取过大。

（3）引风机设计性能与管网匹配情况

结合表6及图1可以看出，A侧引风机系统阻力随流量变化约为1.7次方关系。A侧引风机管网阻力特性曲线位于风机性能曲线的中部偏左区域，管网阻力特性曲线斜率较大，在高负荷运行时，A侧引风机的最高运行效率仅为75.4%，当低负荷运行时，风机运行效率较低，下降幅度大，引风机管网阻力特性曲线并未通过其高效区。B侧引风机系统阻力随流量变化约为1.7次方关系，B侧引风机管网阻力特性曲线位于风机性能曲线的中部偏左区域，管网阻力特性曲线斜率较大，引风机管网阻力特性曲线并未通过其高效区。在高负荷运行时，B侧引风机的最高运行效率仅为73.5%，当低负荷运行时，风机运行效率低，下降幅度大。

总体来讲，引风机与管网匹配性差。

（4）引风机经济性分析

从风机各个工况下运行效率来看，引风机运行效率偏低，经济性差，产生这一现象的主要原因是：风机选型不合理，特别是风压裕量选取过大，导致风机与管网系统匹配性差，风机运行效率低。

4烟风系统阻力分布情况

由于电厂本次试验的主要目的是考慮将来机组加装脱硝装置，为了进一步了解机组烟风系统的阻力分布情况，试验中在310MW工况下，对机组锅炉风烟系统阻力情况进行了现场测试。

从表6中可以看出以下几点：

（1）在310MW工况下，#1炉空预器阻力均在1000Pa以内，表明空预器目前运行情况良好，并未出现严重的堵灰情况；

（2）从空预器至引风机入口之间管网阻力值较为合理；

（3）电除尘器阻力值较小，在合理范围内；

（4）总体来讲，#2炉烟风系统阻力值在合理范围之内，属于运行情况较为良好的机组。

5引风机配套脱硝改造方案研究

电厂计划在2013年对#2炉加装脱硝装置，在配套脱硝改造的同时需对空预器进行改造，机组在BMCR工况时脱硝设备阻力确定为1000Pa；空预器改造后阻力增加200 Pa，#2机组风烟系统改造共增加1200 Pa阻力。但系统总烟气量不变。

因此，对于目前引风机而言，仅需在现有数据基础上将上述阻力增加值考虑在内，看原风机能否满足要求，若无法满足要求则提出合理可行的改造方案。

5.1脱硝后，现有引风机运行情况分析

由于现有引风机压力裕量达53.1%，故可首先考虑现有引风机是否能够满足上述改造要求。表7给出了脱硝及空预器改造后，风烟系统所要求风机达到的风量和风压值。

表7中给出的数据为单台引风机所要达到数值的平均值。将脱硝改造后风量和风压运行参数绘制于现有引风机性能曲线，考察现有引风机能否满足要求。图2给出了脱硝改造后风机运行点在性能曲线上分布情况。

从图2中可以看出，现有引风机能够满足机组BMCR工况及其它工况运行要求，但从图中亦可看出：1 现有风机加装脱硝装置后，虽能满足运行要求，但BMCR工况下风机运行参数已非常接近风机TB工况设计值，风机风量裕量和风压裕量较小；2 在低负荷工况下，风机运行点非常靠近失速线，脱硝改造后风机在低负荷很有可能会发生抢风失速的情况。

鉴于机组带负荷能力及安全稳定运行，#2机引风机在脱硝改造过程必须相应的进行改造。

5.2 脱硝后，现有引风机运行情况分析

由于脱硝改造后，引风机无法安全稳定运行，从机组安全性角度出发，建议对引风机进行改造。要确定改造方案，首先需要确定新风机的选型（或改造）参数。

5.2.1引风机选型参数的确定

（1）风量参数

在310.0MW工况下（给水流量为：963.9t/h），实测两台引风机平均风量为：264.5 m3/s；将其换算到BMCR工况（即蒸发量为1025.0t/h）时，引风机平均风量为：281.3m3/s。由于脱硝改造对烟风系统风量影响不大，故风量参数的选取以试验实测值为准。

考虑到将来空预器漏风情况有可能恶化或煤质变差，新风机风量取10%，那么，新风机风量为：281.3×1.1=309.4m3/s。圆整后，新风机风量为：310.0 m3/s（1116000.0 m3/h）。

（2）风压参数

310.0MW工况下（给水流量为：963.9t/h）实测两台引风机平均风压为：2977.2Pa；将其换算到BMCR工况（即蒸发量为1025.0t/h）时，引风机平均风压为：3190.5Pa。按照前文所述，脱硝改造（脱硝+空预器）需增加约1200Pa阻力，因此，脱硝改造后，新风机所要达到的压力值为：3190.5+1200=4390.5Pa。考虑空预器阻力的增加或其他因素，新风机风压裕量取15%，那么新风机风压为：4390.5×1.15=5049.1Pa。圆整后，新风压为：5050.0Pa。

（3）电机功率

按照上述确定出的风量和风压，可计算出所要求的风机电机功率为：

kW。由于选取了一定的风量裕量和风压裕量，故电机裕量取5%，那么：电机功率需为：1889.7×1.05=1984.2kW。圆整后，新电机额定功率需为：2000.0kW。现有引风机电机功率即为2000kW，原风机功率能够满足要求。

（4）各工况下风机运行参数

在确定了风机选型参数后，要保证风机在脱硝改造后安全稳定运行，还要考核风机在各个工况下实际运行情况。表8、9分别给出了选型设计参数下，脱硝改造后各个工况下风机运行参数。

5.3 引风机改造方案的确定

5.3.1更换叶轮方案

该方案不可行，在低负荷工况下，风机运行点任然距离失速线较近。根据经验来看，估计风机改后仍有抢风失速的风险。

5.3.2更换叶轮且加变频器

该方案不可行，风机已完全位于失速区运行。

5.3.3风机局部改造

将现有风机局部改造，改换部件为叶轮、叶轮外壳、小集流器、后导叶，风机转速由现在的745r/min提高到990r/min，转速提高，则原电机增容提速改造。无土建工作。

一台炉两台风机费用约为170万元左右，电机改造费用为50万元左右，现场施工30万元，合计250万元左右。

5.3.4动调风机

整机更换，风机电机不换。风机设备费约为260万元，施工40万元，合计300万元。

但是动调风机电耗远低于静调风机。预计每年可实现节电费用为80万元左右。

5.3.5 “三合一”引风机

随着脱硫系统取消旁路后对系统可靠性要求大幅度提高，取消增压风机，由改造后的引风机克服脱硫装置系统阻力，一定程度上简化系统，排除增压风机故障对系统可靠性的影响。因此，在引风机增容改造势在必行的情况下，取消脱硫增压风机，采用“三合一”引风机，可以降低投资成本、提高系统可靠性、降低运行成本等。

但是，“三合一”引风机改造初期投资成本高，要拆除原引风机、增压风机，重新对引风机及电機选型设计，设备基础重做，设备费用及施工费约750万元。

图1 引风机性能曲线及风机运行点分布

图2 脱硝改造后，风机各工况运行点分布情况

参考文献：

[1] 《电站锅炉风机选型和使用导则》，DL / T 468—2004

[2] 《火力发电厂设计技术规程》，DLT5000-2000

[3] 电力行业标准DL/T469—2004《电站锅炉风机现场性能试验》

[4] 国家标准GB/T 10178—2006《工业通风机 现场性能试验》