660MW超超临界锅炉引风机抢风原因分析及防治.pdf

经验交流 机械研究与应 用 6 6 0 MW 超超临界锅炉引风机抢风原因分析及防治 陈俊 浙江浙能乐清发 电有限责任公 司， 浙江 乐清3 2 5 6 0 9 摘要 介绍某电厂6 6 0 M W 超超临界机组发生的引风机抢风事故的过程， 重点阐述轴流式风机并列运行 的特点， 分 析引风机抢风的原因， 提 出了机组实际运行中的防治措施。 关键词 超超临界； 脱硝； 引风机； 空预器； 堵灰 中图分类号 T M 3 0 文献标识码 A 文章编号 1 0 0 7 4 4 1 4 2 0 1 1 0 6 0 1 4 6 - 0 3 An a l y s i s a n d p r e v e n tio n o n t h e mo v e me n t u n s t a b l y o f i n d u c e d d r a f t f a n i n th e 6 6 0 M W c o a l fir i ng b o i l e r C h e n J u n Y u e q i n gp o w e r p , n t ， Z h e j i a n g e r g yg r o u p ， Y q i n gZ h e j mn g 3 2 5 0 0 0， C h i n a Ab s t r a c t Th e ma i n c a u s e o f t h e mo v e me n t u n s t a b l y o f i n d u c e d d r a f t f a n i n t h e 6 6 0 MW c o a l fi ri n g b o i l e r i s i n t r o d u c e d i n t h i s p a p e r ．T h e c h a r a c t e r i s t i c a n d t h e f a u l t r e a s o n a n a l y s i s li f e ma i n l y e x p o u n d e d；t h e p r e v e n t i o n me asu l “e S are p u t f o r w a r d ． Ke y wo r d s u l t r a s u p e r c r i t i e al；s e l e c t e d c a t aly t i c r e d u c t i o n；fl u e g a s d e n i g r a t i o n；i n d u c ed d r a f t f an ；a i r p r e h e a t e d 1 引 言 浙能乐清电厂 6 6 0 M W 超超临界燃煤发电机组 在 2 0 1 1 年 1 月份发生了两次因引风机运行失稳 抢 风 而导致机组协调控制及 A G C 自动发电控制系 统 远控跳出事件。笔者对引风机抢风原因进行分 析后提出防治措施， 以期对相同布置型式的电厂锅炉 提供运行经验借鉴及参考。 2 锅炉设备简介 浙能乐清电厂二期扩建工程 2 6 6 0 M W 超超临 界锅炉 ， 由上海锅 炉厂有限公 司采 用 A l s t o m P o w e r I n c ． ， U S A公司的技术生产 ， 锅炉型式为 6 6 0 MW 等级 超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、 一次再热、 单炉膛、 平衡通风、 半露天布置、 固态排渣、 全钢构架、 全悬吊结构 n型。采用选择性催化还原法 S C R 脱 硝装置。设计煤种为神府东胜煤田活鸡兔矿煤， 校核 煤种为晋北烟混煤。 尾部烟气流程如图 1 所示 ， 在尾部烟道下方布置 省煤器 ， 烟气 由两个 同样规格 的烟道 引入两 台 S C R 脱硝反应器进行喷氨脱硝后送人两台转子直径为 1 3 4 9 2 m m的三分仓受热面旋转容克式空气预热器， 经两侧电除尘器后由两台静叶可调轴流式引风机送 人 F G D脱硫装置， 最终由烟囱排出。 3 引风机抢风事件 2 0 1 1 年 1 月2 1 13 ， 乐电二期 4 机组在各辅机投 自 动， 协调控制方式投入， A G C远控投自动方式下， 机组负荷跟随A G C指令由4 5 0 M W 降至 3 3 9 M W， 于 2 0 1 9两台引风机发生抢风现象 。抢风前 A ／ B引风 机电流为 1 9 5 A ／ 1 9 6 A ， 静叶开度为 3 6 ％／ 3 2 ％， 炉膛 负压一 0 ． 2 3 k P a 。抢风时 A ／ B引风机 电流分别为 2 l 7 A ／ l 8 1 A ， 因两台引风机电流差值超过3 0 A至 B引 风机静叶调节由自动跳至手动控制方式， 在手动控制 B引风机静叶开度以求调平工况过程中， 两台引风机 出现电流交替上升和下降， 差值维持在 3 0 A左右， 炉 膛负压也随之大幅波动、 无法 收敛 ， 最终被迫撤 出 A 引风机 自动 ， 送风机 自动、 机组协调控制及 A G C自动 均随之跳出， 经较长时间调整 ， 于 2 1 3 9机组工况调 平 。抢风过程中， 两台风机均无喘振现象。抢风期间 各参数 ， 如图2所示。 图 1 锅炉尾部烟气流程图 2 0 1 1 年 1 月2 8 13 0 0 5 4 ， 4 炉引风机再次发生 抢风现象， 当时工况与上次类似， 4 机组各辅机均 自 动正常投入， 机组协调和A G C均投 自 动方式， 机组负 荷跟随远控指令由4 5 0 M W降至 3 4 4 M W 时发生抢风 收稿 日期 2 0 1 1 0 9 1 9 作者简介 陈俊 1 9 8 2 一 ， 男， 浙江文成人， 助理工程师， 主要从事火电厂集控运行方画的工作。 1 4 6 ． 机械研究与应用 现象， B引风机同样因为与 A的电流差值超过 3 0 A 而跳出自动控制， 调节 B引风机电流过程中两台引 风机电流交替上升和下降， 炉膛负压同样大幅波动且 呈发散状， 最终仍被迫撤出 A引风机 自动， A G C远 控 ， 锅炉主控 ， 燃料主控 ， 送风 自动均撤出， 于 1 5 0机 组工况调平 ， 重新投入机组协调控制及 A G C远控 自 动。抢风过程 中两 台风机均无喘振现象。 引风机 电流 B 引风机 电流 图 2 1 月 2 1日引风机枪风时各参数曲线 4 引风机抢风原 因分析 两台风机并列运行的性能 曲线如图 3所示， 图 3 中 I、 Ⅱ为两台性能相 同的轴流式风机的运行曲线 ， Ⅲ为两台风机并列运行的性能曲线， 根据两台轴流式 风机并列运行工况 的特点 ， 在全压下流量相加 的原 则 ， 图中 S形行 区段即曲线 Ⅲ的∞字形区域即风机运 行工况不稳定区域。当轴流风机若运行在此区域时 便会出现一台风机的流量很大， 另一台风机的流量很 小的情况。此时如开大流量小的风机静叶开度或者 关小流量大的风机静叶开度， 则会造成两台风机运行 工况 流量 互换， 相应的电流也会出现交替上升和 下降的现象， 两台风机无法进行稳定的并列运行， 这 就是所谓的风机抢风⋯。如果能保证并列风机运行 在曲线Ⅲ的驼峰右侧区域 如点 1 ， 则能保证并列运 行风机工况稳定 ， 不会出现抢风。 Q 图 3 两台引风机并联运行的性能曲线图 由上所述， 风机抢风有风机本身陛能变化和管道 经验交流 特性变化这两个方面的原 因。针对 4锅炉的两次引 风机抢风事件分析， 风机本身的性能从运行时就地检 查情况以及 D C S 系统画面各监控参数历史趋势分析 来看， A ／ B引风机性能不致在短时期内产生瞬变， 抢 风的诱因应是管道的阻力特性发生了变化 ， 这种变化 可能是瞬变型的 ， 也可能是一个 日积月累的过程。 从设备布置的角度 ， 引风机工作管道中包含了省 煤器、 S C R脱硝反应器、 空预器、 电除尘、 引风机本体 以及 F G D脱硫装置。沿程管道中任意一个环节的阻 力特性发生变化都会使风机的运行工作点产生影响。 省煤器带有灰斗， 从灰斗出灰情况来看， 省煤器这段 烟气中飞灰程度基本无变化， 两次抢风 F G D运行均 正常， 并无增压风机旁路挡板的开闭操作， 电除尘及 S C R脱硝反应器的出人口差压均无异常， 故可以排除 省煤器、 S C R脱硝反应器、 电除尘和 F G D脱硫装置这 四个环节的影响。 调用 空预器运行 的相关参 数历史 曲线发现 于 2 0 1 1年 1月开始， B空预器 出人 口差压 日渐增大 ， 1 月 1 1日3 3 0 MW 工况下 A ／ B空预器出人 口差压分别 为0 ． 5 ／ 0 ． 6 k P a ， 1 月2 1日第一次抢风前同样负荷时 A ／ B空预器出人口差压为0 ． 6 ／ 1 ． 0 k P a ， 1 月 2 8日第 2 次抢风前同等负荷工况下 A ／ B空预器出人口差压 为 0 ． 6 5 ／ 1 ． 1 7 k P a 。相应的三 日同等负荷对应 A Z B空 预器 出 口排烟 温度 分别 为 1 0 8 ／ 1 2 3 ℃、 1 1 0 ／ 1 3 l ℃ 、 1 1 2 ／ 1 3 9 ℃， 综合以上数据， 基本确定 B侧空预器发 生了明显堵灰， 故流经 B空预器的烟气和一、 二次风 间热交换效果变差， B侧排烟温度 日 渐升高。 空预器的堵灰使得引风机工作管道阻力升高 ， 管 道特性曲线变陡 ， 与风机的性能曲线在低风量区域交 叉在驮峰左侧区域， 进入不稳定工作区域， 造成抢风。 由此得出， 空预器堵灰和机组的减负荷操作 使锅炉 运行在低风量区 即造成引风机抢风的原因。 5 空预器堵灰的机理 由上述分析可知， 空预器堵灰引起的风机工作管 道阻力特性变化是导致引风机抢风的根本原因， 即探 究空预器堵灰的原因并采取针对性防治措施是避免 引风机抢风的有效手段。 5 ． 1 空预器的结露型堵灰 锅炉燃煤中含有一定比例的硫， 燃料中的硫份在 燃烧后生成S O 和S O ， 气体， 一般情况下S O 。 占比很 小 不到 1 ％ 。S O 气体与水蒸汽结合生成硫酸蒸 汽， 其凝结露点温度高达 1 2 O c C以上， 当空气预热器 管壁温度低于所生成的硫酸露点时， 硫酸就在管壁上 凝结， 产生凝结酸液， 凝结酸液腐蚀金属并粘结飞灰， 同时酸又与灰中的 F e 、 N a和 C a起反应， 使积灰增 多 。如不及时清除积灰， 则空气预热器阻力增大， 1 4 7 经验交流 机械研究与应用 加剧积灰， 越积越多， 从而产生堵灰， 形成恶性循环， 最终影响锅炉燃烧及引风机运行工况。 5 ． 2 S C R脱硝装置对空预器堵灰的影响 乐电二期锅炉布置 S C R脱硝装置， 脱硝装置的 投运会对空预器积灰有一定的负面影响。 1 S C R对结露型堵灰的负面影 响一般情况 下， 燃煤中硫的燃烧产物中 S O ， 所占比例很少， 但装 设脱硝装置后 ， 在 S C R脱硝装置中催化剂 五氧化二 钒等 的影响下， 一部分 S O 会转化成 S O ， ， 使烟气中 S O 含量增加 ， 加剧空预器结露型积灰 J 。 2 S C R投运时的硫酸氢氨堵灰 S C R脱销装 置投运时， 向烟道内喷射的氨气 N H 不可能实时与 N O x 完全发生反应， 或多或少总有部分部分氨气会在 未与N O x 发生的情况下离开反应器， 进入空预器 称 之为氨的逃逸率 。逃逸的氨气在一定的温度下， 会 和 S O 反应生成硫酸氨和硫酸氢氨。在空预器区域 ， S O 的浓度远大于 s 0 ，的浓度 ， 反应生物基本上都是 硫酸氢氨 N H HS O ， 硫酸氢氨在 1 5 O ℃ ～2 0 0 ℃范 围内会发生沉积 ， 形成一种很粘稠 的物质 j ， 易造成 空预器 的堵灰 硫酸氢氨型积灰 。 5 ． 3 空预器堵灰的原因分析 根据空预器积灰的原理 ， 产生结露型积灰的先决 条件是空预器低温腐蚀， 所以要考虑空预器的冷端平 均温度， 查询历史数据可得 B侧空预器的排烟温度 在各个负荷段均略高于设计值， 同时电厂地处南方， 冬季环境温度均温在 l 5 ℃以上， 由此得出， 结露型积 灰的程度应在可控范围内。其次 ， 考虑硫酸氢氨型积 灰， 硫酸氢氨型积灰与氨气的逃逸率相关， 但是氨气 的逃逸率数据很难测量 ， 根据 S C R脱硝反应器前后 的 N O x含量测点与喷氨量 的对 比， 只能说氨气肯定 有逃逸， 因为硫酸氢氨型积灰的温度范围在 1 5 0 C～ 2 0 0 C， 有可能在空预器的中温段发生。最后需要考 虑的是人炉煤种的含硫量问题， 查询历史数据可得， 在 1 月份所上的煤种中曾经上过两种煤的含硫量达 1 ． 1 8 ％和 1 ． 1 3 ％， 但均与其它含硫量较低 0 ． 5 5 ％左 右 的煤种混合上煤， 所以平均人炉煤的含硫量并不 高 设计煤种的含硫量为 0 ． 5 ％ 。 6 结论 基于以上分析 ， 针对 因空预器堵灰引起的引风机 抢风 ， 采取了以下措施 1 加强空预器吹灰次数 ， 由原来的一个班一次 改为一个班两次， 同时适当提高吹灰蒸汽压力， 清除 空预器管壁上的积灰 。 2 开启送风机热风在循环门， 提高空预器冷端 温度 ， 防止或减缓空预器低温腐蚀 。 3 控制A ／ B侧 S C R脱硝装置喷氨量， 在满足 N O x 排放要求的前提下减少喷氨量， 控制氨气逃逸 率， 以减少空预器的硫酸氢氨型积灰。发生第二次抢 风后， 为验证硫酸氢氨型积灰的可能性， B侧 S C R脱 硝效率将原来的6 0 ％控制在 2 0 ％， 一段时间后再根 据空预器出人口差压变化情况慢慢提升效率控制值。 4 合理配煤， 尽量不上高硫分煤 ， 同时考虑将 高硫分煤上至} ≠ l 一 3锅炉 ， 避免上至辫 炉。 5 在低负荷工况下适当增加风量偏置 ， 使引风 机工作点离开不稳定工作区。 6 保证 F G D脱硫装 置的稳定运行 ， 避免增压 风机出力的突升突降。 7 停炉时， 安排空预器清洗并对空预器灰分进 行取样分析其成分， 判断空预器腐蚀类型， 以便采取 更有针对性的防治措施。 实践证 明， 措施行之有效。采取 以上措施后 ， 4 炉 B侧空预器压差逐步 下降至 0 ． 7 k P a 3 3 0 MW 工 况 ， 第二次抢风发生后 至今， 再未 出现 引风机抢风 现象。 参考文献 [ 1 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