1 000MW超超临界二次再热燃煤机组风机的选型

蒋德勇

（国电泰州发电有限公司，江苏 泰州 225327）

0 概 述

国内对1 000MW机组风机的选型，均参照600 MW机组的选型方法。这种选型方法相对保守，大大降低了风机运行的经济性。随着火力发电厂经营压力的日益增加，越来越多的电厂选择了对原有风机进行改造。对大型机组而言，更迫切需要优化风机选型方法，在确保机组安全运行的前提下，降低风机运行的能耗。

国电泰州电厂二期工程为国家科技示范项目，建有2台1 000MW超超临界二次再热燃煤机组。锅炉采用塔式布置，四角切圆燃烧方式，以神华煤作为设计煤种，内蒙古的满世混煤及东北煤作为校核煤种。机组的出口蒸汽参数为34.21MPa／605／613／613℃，锅炉配备6台ZGM133G型中速磨煤机，送风机、一次风机及联合风机均采用动叶可调式轴流风机。

1 送风机

为保障锅炉燃烧正常，降低飞灰含碳量，送风机的风量往往控制在2 000t／h以上，燃煤的变化对送风量的影响较小，送风系统阻力的变化甚微，因此，对送风机的选型就无须考虑燃料品种的变化。目前，在机组满负荷运行工况下，泰州1号炉送风机的动调常在60%左右（冬季工况时更低）。较大的送风裕量，使送风机长期运行在低效区。表1为泰州一期及谏壁13号炉送风机的裕量，从表1可知，按照 《大中型火力发电厂设计规范－2011版》的选型范围，送风机的取值较大。

表1 送风机的风量、风压裕量

经测试，谏壁电厂送风机的风量裕量远大于设计值的10%，压力裕量也相当于此值。考虑到机组长时间运行后，空预器有可能产生局部漏风或管道漏风等情况，以实测数据为基础，取风量裕量10%，风压裕量15%，确定风机 TB点风量为：316.0×1.1＝347.6m3／s，风压为：4 685.8×1.15＝5 388.7Pa。

若按照“火规”低限值进行选型计算，风量为334.1×［5%＋311.1／288.8］＝376.6m3／s；压头为4 687×（1＋15%）＝5 390Pa。由此数据可知，风量仍高出优化值8%，这说明按照低值进行选型完全可以满足工程需要。按2011版火规选型，风机TB点参数为（356，4 916），风量与谏壁优化值一致而压头稍小，风量的减少缘于发电效率的提高。考虑锅炉送风系统阻力恒定，且在BMCR工况下的压头仍满足要求，因此在送风机选型时，可按照风量裕量按5%＋温度裕量、压头裕量按15%进行。送风机实测数据与设计值的数据比较，如表2所示。

表2 送风机实测值与设计值比较

2 一次风机

燃料的变化对一次风机运行工况的影响较大，尤其是对风压的影响，另外，空预器漏风系数与之也有很大关系。因此，对一次风机选型时，必须充分考虑电厂燃料的供应情况，以及磨煤机磨损后期制粉系统的影响，还需考虑空预器漏风严重时的极端情况。

在外高桥二期900MW机组中，虽然一次风机选了较大的裕量，如表3所示，但在实际运行中，风机的裕量还是偏小，尤其表现在夏季工况下进行磨煤机切换的过程中。在BMCR工况下，进入炉膛的一次风量与计算值相当接近，但一次风量却超过TB点风量，主要原因是空预器的一次风漏风率高达50%，大大超出设计值的27%。

表3 一次风机的风量、风压裕量

随着设备制造和安装水平的提高，空预器的漏风率往往在5%以下，国华宁海电厂空预器的漏风率甚至为4%。因此，在考虑一次风漏风率时，可以适当收紧。谏壁电厂的空预器按30%的一次风漏风率进行计算选型，从测试数不难看出，一次风机仍有较大裕量。一次风机实测值与设计值的比较，如表4所示。

表4 一次风机实测值与设计值比较

需要说明的是，实测风量高出设计值28.2%，这是由于谏壁电厂的实际燃用煤种与设计煤种相差较多，而6台磨煤机的运行又使得压头比设计值小。考虑到机组长时间运行后，空预器漏风、管道漏风情况将有所变化，再考虑到煤质的变化，取风量裕量为10%，风压裕量为20%，一次风的漏风率仍按30%选取。以实测数据为基准，得TB点风量为：145.4×1.1＝160.0m3／s，风压为：12692.8×1.2＝15 231.4Pa。

电厂要求，在燃用2种校核煤种时，需满足5台磨煤机运行带满负荷的要求。在考虑空预器一次风漏风率为25%的前提下，按2011版火规上限选型得风机TB的点参数为：风量113.99×1.3×1.08＝160m3／s；风压17 364×1.3＝22 573Pa。目前，谏壁电厂在燃煤正常的情况下，仍保持风机的变频运行，足见风机仍有裕量。压头直接影响到风机电耗，因此，选型的上限不宜突破谏壁电厂风机压头的上限。考虑到燃烧2种校核煤种，且5台磨煤机满负荷运行的极端工况，风量裕量的选择，以校核2煤种并按30%＋温度裕量考虑，压头按校核1煤种并按25%裕量选取，最终以校核2煤种进行校核。风机TB点风压为17 065×1.25＝21 331Pa，折算到校核2煤种情况下的风压裕量为18%。

3 引风机

该电厂同步建设了烟气脱硫及脱硝设施，取消脱硫增压风机（设置引增合一风机）。在电除尘器入口及脱硫吸收塔入口烟道中，布置烟气余热利用系统。在脱硫吸收塔出口处，布置导电玻璃钢湿式电除尘器，出口烟气温度为50℃左右。引风机采用电机驱动，双级动叶调整。炉膛、烟道及相关设备产生的阻力，全部由引风机克服。另外，由于进入烟囱的烟温较低，引风机尚需克服一部分烟囱阻力。引风机的风量裕量及风压裕量的比较，如表5所示。

表5 引风机的风量、风压裕量

从调研所得的塔式炉烟气阻力情况分析，实际运行阻力与设计值相当，如表6所示。燃烧校核煤种2时，该部分阻力考虑为1 473Pa（二次再热机组烟温调节挡板的阻力为300Pa）。

表6 炉膛至空预器入口（含脱硝）阻力 （Pa）

对引风机压头裕量的确定，主要考虑了机组运行后期空预器、脱硝阻力的增加；烟道及炉膛漏风；燃料品质恶化导致的烟气量增加等。从谏壁电厂实测阻力的结果（表6）可知，风机的实际运行风量高出BMCR工况设计风量8.4%，这主要是由于煤质较差引起的，实际风压比设计风压低了21.1%。引风机实测值与设计值的比较，如表7所示。

表7 引风机实测值与设计值比较

考虑脱硫系统的阻力为2 300Pa，按2011版火规下限，确定风机参数为：风量＝650.9×（10%＋403／393）＝732m3／s；风压为（5 131＋2 300）×（1＋20%）＝8 917Pa。由于脱硫装置没有安装烟气换热器（GGH），故阻力系数较为稳定，风压值取10%的裕量，其余部分阻力在换算值基础上再考虑20%的裕量，引风机和增压风机风量偏差仅1.7%，故风量的选取以流量略微偏上的大引风机流量为准。合并后的风机选型参数为：风量为780.0m3／s；风压为7 250.0Pa。两者差异主要体现在煤质的差异以及脱硝阻力的不同，泰州机组的风机选型，建议参照2011版火规下限执行。

由于脱硝不在锅炉厂的设计范围内，应避免脱硝岛范围内的烟道阻力被锅炉厂和脱硝设备供应商重复考虑的情况，且校核2煤种已经考虑了实际燃用煤种，因此风压裕量按20%，风量裕量按10%＋环境温度进行考虑。系统中的烟气换热器，可以降低引风机入口烟温，但在考虑温度裕量时，仍应按常规15℃考虑，以适应余热利用系统因故障退出的工况。

国华徐州电厂的联合风机选用了单级动调形式，风量余量为13%，压头裕量为27%，在夏季1 000MW负荷时，动调开度为80%左右。综合煤质影响，联合风机裕量与国华徐州电厂的风机裕量相当，可以满足日益严峻的生产需要，同时，也适当提高了风机的运行效率。

4 结 语

依据风机实测数据及优化结果，结合相关机组运行情况，根据2011版火规的要求，对风机的选型参数进行了对比。通过比较，确定了相对合理的风量裕量和风压裕量。在对已投产机组进行优化的同时，满足了机组安全运行的需要，通过提高风机运行效率及减少空载损耗，降低了机组供电的煤耗。