章榮頂，沈 利

（1.浙江浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江 溫州 325600；2.浙江浙能電力股份有限公司，杭州 310003）

引風機是電站鍋爐的重要輔助設(shè)備，其風機性能直接影響鍋爐運行的安全性和經(jīng)濟性[1]。經(jīng)過超低排放改造后，環(huán)保脫硫設(shè)備及其附屬尾部煙道側(cè)阻力增加，引風機失速現(xiàn)象增多，嚴重時影響爐膛負壓并觸發(fā)鍋爐MFT（主燃料跳閘）保護。本文針對某發(fā)電廠近期發(fā)生的引風機失速引起鍋爐MFT 的原因進行詳細分析，并提出相應的處理措施。

1 鍋爐運行情況

該發(fā)電廠二期工程為2×660 MW 燃煤發(fā)電機組，鍋爐型號為SG-2013/26.15-M623 型超臨界，變壓運行、單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)干式排渣、露天布置、全鋼懸吊∏型結(jié)構(gòu)直流爐。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配HP1003 型磨煤機，正常運行時五運一備[2]。引風機型號HU26650-22G。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)見表1，引風機及配套設(shè)備電機參數(shù)見表2。

2 引風機系統(tǒng)運行情況

2.1 引風機熱態(tài)運行試驗分析

超低排放改造前進行引風機熱態(tài)試驗，在4號機組負荷分別為100%BMCR（660 MW），75%BMCR（500 MW）及50%BMCR（330 MW）3 個工況下測量引風機流量、全壓、功率等參數(shù)。試驗期間的引風機熱態(tài)試驗數(shù)據(jù)與性能曲線值比較結(jié)果見表3，并將實測的引風機運行點描繪于由制造廠提供的性能曲線上，見圖1。

表1 鍋爐主要設(shè)計技術(shù)參數(shù)

表2 引風機設(shè)計性能參數(shù)

由表3 試驗數(shù)據(jù)可以看出：現(xiàn)有動調(diào)引風機的實測效率和動葉角度與性能曲線對應值基本吻合，開度偏差為2°～6°，效率偏差在4%以內(nèi)，說明現(xiàn)有引風機的實際運行性能達到其設(shè)計值。

表3 引風機熱態(tài)試驗主要結(jié)果與性能曲線值比較

2.2 引風機實測值與設(shè)計值的比較

將引風機熱態(tài)試驗工況實測參數(shù)與設(shè)計參數(shù)換算至同一工況和同一介質(zhì)密度進行比較，見表4。由表4 可以看出。引風機實際運行參數(shù)與TB點的對應設(shè)計參數(shù)比較，風量裕量為17.9%，較為合理，風壓裕量為31.7%，風壓裕量較大。

表4 引風機熱態(tài)試驗實測值與其設(shè)計值

2.3 風煙系統(tǒng)沿程阻力的分析

在機組負荷660 MW 工況下，對機組的風煙系統(tǒng)沿程靜阻力進行了測量，試驗期間機組脫硝阻力817 Pa，空預器阻力780 Pa，電除塵阻力278 Pa，兩側(cè)GGH（氣-氣加熱器）阻力1 468 Pa，系統(tǒng)阻力較為正常，主要設(shè)備無明顯的堵塞情況。由圖1 可以看出，由于風機壓力裕量偏大，試驗期間引風機的實際運行點并沒有完全通過動調(diào)風機高效區(qū)，風機實際運行效率離動調(diào)風機88%的最高設(shè)計效率還有一定距離。對于試驗狀態(tài)而言，現(xiàn)有引風機還有較大的出力空間。

圖1 引風機運行的性能曲線及設(shè)計參數(shù)位置

2.4 超低排放標準環(huán)保技術(shù)改造對系統(tǒng)的影響

該發(fā)電廠已在2016 年10 月對4 號機組進行脫硝擴容、煙氣冷卻器改造、脫硫技術(shù)擴容改造、煙道除霧器以及濕式除塵器、煙氣加熱器等超低排放標準環(huán)保技術(shù)改造，在改變煙風道的阻力分布的同時也改變了現(xiàn)有系統(tǒng)的運行特性。將4 號機組實測660 MW 負荷的引風機前入口壓力根據(jù)蒸發(fā)量以及阻力特性曲線換算到BMCR 工況（2 031.0 t/h）后，得出BMCR 工況風機前現(xiàn)有風煙系統(tǒng)阻力為4 004 Pa。考慮脫硝擴容改造后的設(shè)備阻力，則環(huán)保改造后BMCR 工況引風機前系統(tǒng)總阻力為4 004+200=4 204 Pa。BMCR 工況引風機出口系統(tǒng)所保留相關(guān)煙道及煙囪系統(tǒng)阻力（主要是引風機出口至吸收塔入口之間煙道以及煙囪阻力）為300 Pa，脫硫系統(tǒng)擴容改造后吸收塔阻力為2 508 Pa，煙氣冷卻器阻力為400 Pa，煙道除霧器阻力為150 Pa，濕式除塵器及煙道阻力為700 Pa 以及煙氣加熱器阻力為650 Pa，相加后得出機組環(huán)保改造后風機出口系統(tǒng)BMCR 工況阻力為4 708 Pa。綜上所述，機組環(huán)保改造后BMCR 工況風機風壓為4 708+4 204=8 912 Pa，環(huán)保改造后引風機的各工況點預估參數(shù)見表5。將表5 所得運行參數(shù)標在原有引風機的性能曲線上，給出了環(huán)保改造后的阻力預估曲線及現(xiàn)有引風機運行情況，見圖2。

表5 環(huán)保改造后引風機運行預估參數(shù)

機組環(huán)保改造后主要阻力堵塞源GGH 拆除，系統(tǒng)的主要堵塞源只有空預器以及煙氣冷卻器和煙氣加熱器，考慮到試驗期間空預器的阻力比較低，機組長期噴氨脫硝運行后空預器阻力將會有明顯增加，煙氣冷卻器、煙氣加熱器因積灰阻力也將增加。

圖2 環(huán)保改造后現(xiàn)有引風機運行情況

由圖2 可以看出，環(huán)保改造后現(xiàn)有引風機可以滿足機組出力需求，但此時TB 工況已接近現(xiàn)有引風機理論出力極限，風機出力裕量非常有限。同時與試驗期間引風機運行點相比，環(huán)保改造后風機運行點明顯向小流量高壓頭的失速區(qū)偏移。為了進一步分析，表6 給出了環(huán)保改造前后各負荷工況現(xiàn)有引風機運行點的安全失速裕量。

由表6 對比可以看出，機組環(huán)保改造后現(xiàn)有引風機各負荷點的安全失速裕量均有所下降，其中BMCR 以及660 MW 負荷工況環(huán)保改造后現(xiàn)有引風機的失速安全裕量在1.5 左右，與改造前相比雖然有下降明顯，雖然仍明顯大于電力行業(yè)標準《電站鍋爐風機選型和使用導則》（DL/T 468—2004）中規(guī)定的風機最小失速安全裕度系數(shù)1.3的要求[3]，但是在夏季極端高溫或設(shè)備嚴重堵塞，機組高負荷運行時現(xiàn)有引風機存在一定的失速安全隱患。

3 引風機失速引起鍋爐MFT 經(jīng)過及對策

3.1 引風機失速現(xiàn)象及鍋爐MFT 過程

2019 年10 月1 日，異常發(fā)生前，4 號機組負荷646 MW，4A 引風機電流554 A，動葉開77%。4B 引風機電流560 A，動葉開度77%。爐膛負壓-0.1 kPa。異常發(fā)生時，4A 引風機動葉開度從77%上升至80%（高限），電流從564 A 上升至675 A。4B 引風機動葉開度從77%上升至80%，電流從549 A 下降至341 A，4B 引風機失速。爐膛負壓從-0.1 kPa 上升至+1.34 kPa。鍋爐MFT（爐膛壓力開關(guān)量高高三取二，+1.52 kPa，延時2 s）。曲線見圖3。

3.2 引風機失速原因及參數(shù)分析

3.2.1 引風機常見失速原因

引風機失速原因一般有：

（1）引風機前風道阻力增加，如空預器煙氣側(cè)阻力增加，脫硝SCR（選擇性催化還原技術(shù)）系統(tǒng)阻力增加。

（2）引風機后風道阻力增加，如煙氣冷卻器阻力增加，煙氣加熱器阻力增加，脫硫吸收塔進出口阻力增加，引風機進出口擋板突然關(guān)閉[4]。

（3）2 臺引風機動葉調(diào)節(jié)機構(gòu)靈敏度不一致，風機動葉卡澀或執(zhí)行機構(gòu)脫落。

3.2.2 參數(shù)分析

根據(jù)機組跳閘前后DCS（分散控制系統(tǒng)）參數(shù)分析：超低排放改造時，引風機前煙道設(shè)計阻力BMCR 工況時為4 204 Pa，檢查4 號機組MFT 前（負荷646 MW）空預器煙氣側(cè)阻力為900 Pa，脫硝SCR 系統(tǒng)阻力為450 Pa，較設(shè)計值和日常運行值并無明顯增加。根據(jù)引風機進口壓力表顯示，引風機前煙道阻力達到了4 300 Pa，超過了設(shè)計值，比較超低排放改造后近年同樣工況下的煙道阻力，沒有明顯變化。但引風機前煙道設(shè)計阻力存在設(shè)計值偏小的現(xiàn)象，具體見表7。

圖3 4B 引風機失速及鍋爐MFT 時主要參數(shù)趨勢曲線

表7 引風機前煙道阻力 Pa

超低排放改造時，引風機后煙道設(shè)計阻力在BMCR 工況時為4 708 Pa，檢查機組MFT 前（負荷646 MW）引風機后煙道阻力達到了5 100 Pa。煙道阻力主要來自于吸收塔、管式煙氣冷卻器和管式煙氣加熱器。具體數(shù)值見表8，其中，濕式電除塵器簡稱為“濕電”。根據(jù)引風機進出口煙道阻力計算，4 號機組MFT 前，引風機的全壓升為9 400 Pa，超過了設(shè)計值（8 912 Pa）。

3.2.3 設(shè)備檢查

利用機組停運機會，對相關(guān)設(shè)備進行檢查：

（1）對2 臺引風機動葉開、關(guān)進行調(diào)試，葉片動作同步且全行程未發(fā)現(xiàn)卡頓現(xiàn)象；對引風機油箱油質(zhì)化驗合格；對引風機進、出口擋板開關(guān)位置檢查正常；對引風機后煙道內(nèi)檢查無異物，導流板無異常。

（2）檢查濕式電除塵器、煙道除霧器內(nèi)部清潔無雜物，吸收塔內(nèi)部除霧器、噴淋系統(tǒng)及托盤均正常。檢查管式煙氣冷卻器有輕微堵塞。

（3）檢查管式煙氣加熱器，其迎風面有堵塞，堵塞物經(jīng)分析主要成分為石膏。分析堵塞原因為出于：節(jié)能考慮，從2019 年5 月10 日開始停運4 號機組濕式電除塵器第3、第4 電場，6 月份開始管式煙氣加熱器阻力逐步上升，滿負荷時的阻力由1 000 Pa 上升至1 400 Pa 左右。濕式電除塵器對不純凈的石膏細顆粒有去除作用，當濕式電除塵器部分電場停運后，去除作用減弱，部分殘余石膏細顆粒穿透濕式電除塵器水噴淋，堵塞管式煙氣加熱器。

表8 引風機后煙道阻力 Pa

3.2.4 綜合分析及結(jié)果

綜合設(shè)備檢查、DCS 歷史數(shù)據(jù)分析：4 號機管式煙氣冷卻器和管式煙氣加熱器在機組高負荷646 MW 運行時，阻力值比設(shè)計值660 MW 運行時分別高了860 Pa 和390 Pa（未停濕式電除塵器前），而停運濕式電除塵器后引起管式煙氣加熱器部分堵塞又增加了約500 Pa。對此次4B 引風機失速前安全裕度進行核算，見表9。

4B 引風機在失速前的理論失速裕度僅為1.141，已經(jīng)低于電力行業(yè)標準《電站鍋爐風機選型和使用導則》（DL/T 468—2004）中規(guī)定的風機最小失速安全裕度系數(shù)1.3 的要求，失速安全裕度明顯不足，存在著較大的失速風險。如按濕式電除塵器電場停運前管式煙氣加熱器阻力來核算，失速裕度為1.33，裕量也偏小。

綜上分析，該發(fā)電廠4 號機組超低排放改造后，引風機失速安全裕度明顯下降，加上濕式電除塵器停運，引起管式煙氣加熱器部分堵塞，引風機后煙道阻力增加，引起4B 引風機失速，引風機失速后由于爐膛壓力波動較大，爐膛壓力高高保護定值設(shè)置過低，導致鍋爐MFT。

表9 4B 引風機失速安全裕度計算

3.3 解決措施

（1）每次機組停運，對煙氣加熱器、煙氣冷卻器及其余易堵設(shè)備進行徹底沖洗。2019 年11月，利用機組低負荷運行期間，對煙氣加熱器進行單側(cè)隔離水沖洗。經(jīng)沖洗后，阻力由滿負荷運行時的1 400 Pa 下降至1 000 Pa，引風機電流由460 A 下降至420 A。

圖4 4B 引風機失速前運行工況點

（2）原有按照鍋爐廠爐膛壓力保護的給定值設(shè)置過于保守，現(xiàn)參照某發(fā)電廠DG1900/25.4（±3 kPa，延時3 s），B&W B-1903/25.4（±3.25，延時2 s），SG-2009/28-M6004（±2.5 kPa，延時2 s）鍋爐保護定值，適當放大爐膛壓力保護定值和延時，由原來的爐膛壓力+1.52 kPa 及-1.78 kPa，延時2 s，MFT 保護動作，修改為±3.0 kPa，延時5 s，MFT 保護動作。

（3）投運濕式電除塵器第3、第4 電場，下階段就投用不同濕式電除塵器電場組合，對煙氣中攜帶的脫硫石膏霧滴的脫除能力進行試驗分析。

（4）加強參數(shù)分析。增加管式煙氣冷卻器、管式煙氣加熱器等易堵設(shè)備差壓高的大屏報警；增加“引風機電流＞500 A”大屏告警信息；增加“引風機電流＞510 A”閉鎖負荷增邏輯；運行人員發(fā)現(xiàn)兩側(cè)引風機電流偏差大于20 A，撤出機組AGC（自動發(fā)電控制），減負荷處理。

（5）盡快安排試驗，對超低排放改造后煙道阻力進行重新核算，校核風機失速安全裕度，研究引風機后煙道降低阻力的措施或風機改型的必要性。

4 結(jié)語

通過對引風機超低排放改造前后的運行參數(shù)、試驗數(shù)據(jù)和引風機煙道阻力的變化進行分析，認為本次引風機失速原因為超低排放改造后，引風機后煙道因管式煙氣加熱器積灰和冷卻器石膏積聚導致阻力增加較多，在機組高負荷運行時達到風機失速臨界點，風機失速導致鍋爐爐膛壓力劇烈波動，引起鍋爐MFT。因此通過對煙氣加熱器、冷卻器進行清洗，從而降低了引風機后煙道阻力，并修改了鍋爐MFT 保護定值，增加運行調(diào)節(jié)手段等措施，有效避免了引風機失速和鍋爐MFT。