内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆公司）2×600MW汽轮发电机组，锅炉为上海锅炉厂设计和制造的型号为SG2059/17.5-M915，亚临界参数、控制循环、四角切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架П型汽包炉，脱硫采用石灰石—石膏湿法全烟气脱硫工艺。机组配置2台引风机和1台增压风机。运行中增压风机经常发生动叶执行机构失灵、液压油缸漏油、液压油站温度及电机线圈温度偏高等故障；引风机轴承因采用油脂润滑，虽然定期进行维护加油，也常出现轴承温度偏高现象，给机组的安全运行带来隐患。同时为了满足对环保的要求，机组需要增加脱硝系统，但原引风机+增压风机的模式无法满足运行要求，因此需要对机组进行相应的技术改造。2 技术改造

2013年5月大修期间对1号机组引风机、增压风机进行合并改造，取消了脱硫烟气旁路系统及增压风机，对引风机进行了重新选型。京隆公司煤质变化较大，且为空冷机组，通过综合分析，TB工况下新引风机设计参数见表 1，原引风机、增压风机及新引风机部分参数对比见表 2^[1]。

表1(Table 1)

表 1 新引风机设计参数

表 1 新引风机设计参数

表2(Table 2)

表 2 新引风机、原引风机、增压风机部分参数对比

表 2 新引风机、原引风机、增压风机部分参数对比

新引风机投入运行后，对新引风机选型是否合理进行了验证。

（1）夏季满负荷高背压运行期间，引风机的入口平均压力为-5.2kPa，出口压力为3.1kPa，动叶开度为70%，电流平均约为355A，按照当时引风机的选型计算，引风机在BMCR工况下全压升为9.333kPa，而实际压力升高8.3kPa，即引风机的裕量约有1kPa。

（2）原GGH的差压在长时间运行后曾达到2.6kPa，甚至更高。改造后，运行初期GGH的原、净烟气差压之和在满负荷时约为1kPa，运行2个多月后，GGH差压上升趋势不明显，再加上消缺及时，GGH的差压控制在2kPa以下。如果煤中硫的质量分数增加后，脱硫系统需3台浆液循环泵运行，由于循环泵容量增加，1号脱硫系统增启1台循环泵阻力增加约为0.47kPa，当煤质发生变化时，引风机的运行工况也随之变化。

（3）目前布袋除尘器的差压一般控制在0.7kPa，但随着运行时间的延长，尽管喷吹系统正常投入，差压会有上涨的可能。

（4）脱硝系统的催化剂在运行3a以后有增加备用层的可能，备用层增加后，差压约上升0.2kPa。

（5）脱硝系统投入后，随着运行时间的延续，空预器差压也有上涨的可能，目前满负荷时空预器进、出口差压为1kPa，后期可升至1.3kPa。

由以上分析可知，引风机的选型基本合理，可以满足生产需要，但随着运行时间的延长，裕量不大。3.2 可靠性分析

（1）改造前因烟气系统是一个整体，当机组负荷、烟气量及系统阻力均发生变化时，需同时调节串联的引风机和增压风机。原引风机采用变频调节，响应速度快、精度高，炉膛负压不易返正，波动幅度小；而原增压风机适应变工况能力差、响应速度慢，尤其是增压风机不能投自动时，给运行调整带来不便。采用联合风机运行后，负荷变化时风机调节对象单一，烟气系统响应负荷变化较原方式迅速、准确，因此合并后的动调风机具有更好的变工况适应性^{[2, 3]}。

（2）尽管采用高效除尘器，烟气中仍有灰尘，当引风机转速由597r/min提高至745r/min时，叶片磨损会加剧。因此需加强现引风机的检查维护，以保证其长期安全稳定运行。

（3）本次改造在选择引风机油站冷油器时，将闭式水温提高至40℃，从改造后近2个月的运行看，轴承及液压缸均能安全运行，符合运行要求。（4）轴承和液压缸冷却风机均达到了良好的冷却效果，但备用风机有倒转现象，对此采取更换2号炉引风机上出口切换挡板的方式予以消除。3.3 经济性分析3.3.1 耗电率

对改造前引风机+增压风机、改造后引风机同负荷工况下运行时耗电率进行对比，结果见表 3^[4]，由表中数据分析可知：

表3(Table 3)

表 3 改造前、后耗电率及背压对比

表 3 改造前、后耗电率及背压对比

（1）引风机、增压风机合并改造后，耗电率有所增加，即使在增压风机高速运行时耗电率仍会增加，在平均负荷496MW工况下耗电率约增加0.258%；

（2）耗电率上升幅度的大小与烟气流量和烟气系统有关，即与煤质、环境温度、运行调整、脱硫运行状况等因素有关；

（3）由耗电率差值随负荷的变化趋势可知：低负荷工况下，联合风机模式耗电率增加幅度较大，主要原因为改造后不再采用变频控制调节。3.3.2 烟气系统阻力

（1）本次改造增加了脱硝系统和布袋除尘器，机组在背压25kPa、负荷600MW的运行工况下（接近BMCR工况），脱硝系统阻力增加0.8kPa，布袋除尘器阻力增加0.7kPa。

（2）在除尘器、脱硫系统及引风机改造过程中均进行了烟道优化（除尘器烟道阻力降低0.211kPa，取消增压风机阻力降低约0.15kPa）。与2012年相同工况下运行情况相比，空预器入口烟气压力增加约1kPa，主要是由于脱硝系统的阻力增加所致；引风机入口压力甲侧增加约2.1kPa，乙侧增加约2.14kPa（包括脱硝系统和除尘系统的阻力增加）；引风机出口压力为3.2kPa，与原运行情况相符，运行正常。3.3.3 耗电率计算

在实际运行中，满负荷600MW工况下，整个系统阻力两侧平均增加2.12kPa，烟气实际流量为799m³/s，风机有效功率P_e的计算公式^[2]为：

P_e=P_vp/1000。

式中P_v—体积流量，m³/s；

p—全压，Pa。

根据风机有效功率公式计算，得到改造后2台引风机的空气功率共增加1693.88kW，按照全天满负荷发电量14.4GWh计 算，厂用电率增加为0.2823%。如按照日平均负荷500MW计算，脱硝系统阻力甲/乙侧分别为0.65kPa/0.60kPa，除尘器差压0.67kPa，引风机入口压力两侧平均4.55kPa（改造前引风机的入口压力平均约为2.65kPa），烟气流量697.7m³/s，则2台引风机共需增加的空气功率为1325.63kW，按全天12GWh发电量计算，则厂用电率增加为0.2651%。

由以上计算可知，引风机、增压风机合并后，因脱硝系统、脱硫系统和除尘器阻力增加导致引风机耗电率增加，负荷600MW时增加0.2823%、负荷500MW时增加0.2651%。4 改造效果

改造后引风机的实际运行参数见表 4，由表中结果可知：

表4(Table 4)

表 4 引风机的实际运行参数（甲侧）

表 4 引风机的实际运行参数（甲侧）

（1）引风机改造后运行平稳，调节性能良好，满足运行要求；

（2）引风机、增压风机合并后，由于脱硝系统、脱硫系统和除尘器改造后阻力增加，导致引风机耗电率增加；

（3）1号炉引风机选型合理，但随着运行时间及煤中硫的质量分数增加，脱硫运行工况会恶化，仍然会有达到最大出力的可能；

（4）运行中需要不断优化调整，并加强检查和监督，以避免引风机失速等事故的发生，在运行中降低烟气系统阻力是较为可行的节能方法，可降低耗电率。5 结语

本次引风机和增压风机合并改造，从选型上基本满足了运行要求，虽进行了烟气系统优化，但由于增加脱硝、电袋除尘器和脱硫增容改造，厂用电率仍呈上升趋势。同时，由于脱硫系统取消了烟气旁路，引风机容量增大，在运行中可能出现故障，直接关系到机组的安全，需在日常运行操作和维护上予以高度重视^{[5, 6, 7, 8]}。