背压式汽动引风机出力不足问题的研究

蔡洁聪，吴煜忠

（1.浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310017；2.台州发电厂，浙江 台州 318016）

0 引言

某1000 MW超超临界燃煤机组配置一次中间再热、反动式、四缸四排汽、单背压、凝汽式汽轮机。2010年初机组进行了对外供热的管路改造，高压缸部分排汽经减压后由辅汽母管供至低压供汽管路。热网投运后，发电厂的热效率及经济性得到了较大提高，但由于高压缸排汽点至供热管路存在近4 MPa的压降，节流损耗较大。2011年初采用回热式小汽轮机驱动设备技术，利用部分一级再热器出口的蒸汽进入2台背压汽轮机（简称背压机）做功带动2台引风机工作，背压机排汽代替原有的冷再汽源对外供热，使得蒸汽能量的利用效率得到了提高。本次汽动引风机改造采用原有的2台50%额定机组负荷的引风机，并配置1台与原有引风机参数相同的50%额定机组负荷的电动启动引风机。

汽动引风机改造项目于2011年5月结束并顺利投产，热力性能考核试验表明机组在1000 MW负荷下运行时的年收益可达到627万元。不过实际运行过程中发现由于背压机选型过小，满负荷时背压机进汽调门开度很大，调节裕量非常小，汽动引风机的出力受到了限制。

1 单台汽动引风机最大出力试验

单台汽动引风机最大出力试验选择汽动引风机A进行。试验前机组负荷为500 MW，3台磨投入运行；汽动引风机A、电动引风机C、2台送风机、2台一次风机、2台空预器运行，脱硫系统撤出，背压机A排汽至除氧器，DCS（分散控制系统）采集试验数据。

试验时，将引风机C进口调节挡板自动撤出，引风机A进口调节挡板自动投入，逐渐关闭引风机C静叶，引风机A进口调节挡板开度自动增大。当引风机C进口调节挡板开度减至18.1%时，引风机A进口调节挡板开度增至56.1%，此时背压机转速恒定在5378 r/min，背压机A调门开度已至96%，基本没有余量，该负荷下引风机A出力已经达到最大。继续减小引风机C进口调节挡板开度至16.8%，背压机A调门开度超过100%。可见，仅凭单台汽动引风机根本无法带动机组50%额定负荷。

图1 单台汽动引风机最大出力试验相关参数曲线

2 汽动引风机出力不足

2台汽动引风机设计的额定工况为：背压机进汽压力为5.5 MPa，进汽温度为490℃下能维持机组1000 MW负荷的需求。但实际机组在900 MW负荷下，2台汽动引风机背压机的调门开度已经达到80%，进汽量达60t/h，超过额定进汽量56.5t/h，而此时阀门也基本没有调节的裕量。特别是机组在AGC（自动发电量控制）调度模式下，机组升负荷幅度达到100 MW时，随着给煤量、送风量的增加，引风机自动调节会过调来维持炉膛负压。在AGC升负荷指令下，机组负荷从800 MW升至900 MW时，背压机的调门开度瞬间达到100%，随后慢慢减小达到稳定状态。背压机出力不足的现象十分明显。

而当机组负荷下降的时候，由于背压机的进汽汽源为一级再热器出口，其压力会随着负荷的下降而下降。虽然背压机的出力随着负荷不断降低，但出力的下降正好抵消了进汽焓值的下降，背压机的阀门还是维持在一个比较高的开度。机组负荷500 MW时的背压机进汽压力约为2.6 MPa，进汽温度为430℃，阀门开度大于60%，出力不足的现象也没有得到缓解。

3 改善引风机出力的方法

3.1 降低背压机背压

机组调试初期，2台汽动引风机并列运行时，很难带负荷至1000 MW。以背压机排汽至辅汽母管为例，辅汽母管压力约为1 kPa时，背压机排汽压力约在1.2 kPa，较高的背压限制了背压机的出力。若能拆除背压机排汽至辅汽母管调节阀的阀芯和流量孔板，减少管路的节流损失，背压机排汽压力能从1.2 kPa降低到接近于辅汽母管压力，可以提高背压机的出力。

3.2 降低风烟系统阻力

表1是该机组（A 机组）与另一台相同参数机组（B机组）汽动引风机出口原烟气压力的对比情况。A机组引风机出口原烟气压力比B机组要高很多，负荷750 MW以上平均约高0.4 kPa，分析原因主要是由于脱硫侧的烟道布置差异造成的。A机组取消了增压风机，重新连接了烟道，弯烟道较多；而B机组保留了增压风机，只是对其增加了旁路。负荷1000 MW下，若能重新合理布置A机组脱硫侧的烟道，减小阻力损失0.4 kPa，那么A机组每台汽动引风机可以少消耗252 kW的功率，按汽动引风机整机效率65%推算，每台背压机可以减少约4t/h的进汽量。此外，空预器由于长期运行，进出口烟气侧的差压也越来越大：负荷900 MW以上时，A机组空预器烟气侧差压达到1.8 kPa，B机组空预器烟气侧的差压为1.4 kPa。同样，如果A机组空预器烟气侧差压亦能减小到B机组的水平，可以减小汽动引风机负载，每台汽动引风机亦可以减少约4t/h的背压机进汽量。

表12台机组引风机出口原烟气压力对比 kPa

3.3 合理降低运行氧量

表2是1000 MW负荷下对机组进行的变氧量的试验。由表2可以看出，氧量偏置增加100t/h，背压机的调门开度相应增加约10%，背压机进汽量每台增加约4t/h左右，且对锅炉效率的飞灰含碳量及排烟温度变化的影响不大。在保证锅炉效率、充分燃烧的情况下，合理地降低运行氧量，不仅可以减少送风机的功耗，亦可降低引风机的功耗，增加背压机的调节裕量。通过进一步燃烧调整试验，确定机组正常运行的合理氧量，设定合理的总风量控制曲线，也可以缓解汽动引风机出力不足的问题。

表2 机组1000 MW负荷下变氧量试验

3.4 优化风机效率

汽动引风机设计可通过调节背压机转速和风机静叶两种方式对风机出力进行调节。目前机组实际运行时，凭借运行人员的经验把风机静叶设到一定的开度后，通过背压机转速对风机出力进行调节来满足机组负荷变动，风机可能未运行在效率最高点。

图2为风机特性曲线，由图2可以看出，在一定转速下，风机的效率随着风量的改变而变化，但其中一定有一个效率最高点。汽动引风机在稳定负荷下，通过改变汽动引风机静叶开度，风机的流量和效率都会发生一定的变化，为维持引风机出力不变，背压机的转速也会发生一定的变化最后达到稳定。因此，可以在引风机固定出力下，通过改变引风机静叶开度来记录背压机进汽调门开度及背压机焓降的变化，从而找出引风机-背压机组合效率最高的工作点。

图2 风机性能曲线

4 供热经济性优化

该机组对外供热方式为低压供热，低负荷时再热器冷端（简称冷再）蒸汽降温、降压输送至辅汽母管后对外供热，高负荷时从四抽抽汽输送至辅汽母管后对外供热。而背压式汽轮机采用一级再热器出口蒸汽和高压缸排汽的混合蒸汽来驱动，背压机排汽到辅汽母管后对外供热，背压机进汽温度可通过低温再热供汽温度调节阀调节。目前机组背压机排汽温度的控制策略为：当排汽温度超过380℃，开启低温再热供汽温度调节阀，降低背压机进汽温度，维持背压机排汽温度不大于365℃。该策略只是对排汽温度起到保护作用，并不对排汽温度进行精确控制。在低负荷时，由于风量下降引风机的功耗需求降低幅度大于背压机汽源参数的下降幅度，导致在低负荷时背压机排汽温度过高，对机组的安全性及经济性均有不利影响。

通过PID（比例-积分-微分）加前馈对背压机排汽温度进行实时控制，既避免了在低负荷出现排汽温度超过安全值的情况，又使背压机排汽温度处在一个合适的范围之内，减少了能量的浪费。

表3是机组在各个负荷工况下的运行数据。从表中数据看，100%负荷时 背压机的排汽焓与辅汽焓值相差不多，而到75%负荷时背压机的排汽焓比辅汽焓值高出约100 kJ/kg，50%负荷时虽然背压机进汽混合了部分冷再汽源，但排汽焓比辅汽焓仍高出130 kJ/kg。在同样达到供热参数的情况下，供热部分收益只与流量相关，因此高焓值的供热蒸汽显然是不划算的。

表3 机组在各个负荷工况下的运行数据

若将背压机排汽温度控制在300℃左右进行供热。75%额定负荷时其每小时可以节约：100×73.89×1000/29271=252 kg标煤；50%额定负荷时其每小时可以节约：130×49.74×1000/29271=221 kg标煤；国家规定标准煤的热值为29271.2 kJ/kg。按照表3中负荷年运行小时数进行计算，全年可节约标煤：（252×4000+221×2000）/1000=1 450t，折合经济收益约为123万元（按每吨标煤850元计算）。

通过此方法控制背压机排汽温度后，由于进汽压力和排汽压力不变，在进汽温度下降50℃的情况下，进汽流量变化约为3%，对背压机进汽阀门开度影响非常小，但机组的节能效果在低负荷时十分明显。

5 结语

采用汽轮机代替电动机驱动引风机，可降低厂用电率，背压机排汽代替原有的冷再汽源对外供热，使得蒸汽能量的利用效率得到了提高。但背压机的进汽压力会随着负荷的下降而下降，单台汽动引风机并不能维持机组500 MW负荷。机组负荷在900 MW时，2台汽动引风机背压机的调门开度已经达到80%，背压机出力不足现象比较明显。

结合机组的实际情况，经过前期简单的试验摸索，提出了降低背压机排汽压力、烟道阻力和运行氧量及优化风机效率等方法，可改善引风机出力不足的问题，并进一步提出了降低排汽温度的引风机节能优化运行方式，取得很好的效果。

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