炉送、引风机性能试验报告 精品

国电吉林江南热电有限公司№2机组送、引 风机热态性能试验及节能改造方案研究报告

注 意 事 项

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摘 要

国电吉林江南热电有限公司№2机组为330MW汽轮发电机组，其锅炉为哈尔滨锅炉厂设计制造的HG1100/17.5-HM型亚临界自然循环汽包锅炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，切圆燃烧，一次再热，平衡通风，干式排渣，全钢构架、悬吊结构，锅炉运转层为栅格板大平台，运转层以上为紧身封闭。

设计煤种为白音华煤、校核煤种为白音华煤与北煤的混煤，制粉系统采中速磨冷一次风正压直吹制粉系统，配置5台长春发电设备总厂生产的MPS200—HP—IIB型磨煤机（设计为5运转1备用），5台徐州三原电力测控技术有限公司的称重给煤机。

№2机组配置2台GJ34546型离心式冷一次风机(转速为1490r/min)， 2台GU13630-01单级动叶调节轴流式送风机(转速为1490r/min)、2台HU25240-22双级动叶调节轴流式引风机(转速为990r/min)，送、引风机均由成都电力机械厂生产。

自机组投运以来，运行人员反映送、引风机设计出力偏大，特别是送风机满负荷时开度仅为40%左右，导致它们运行能耗偏高；为考察目前№2机组送风机、引风机在满负荷及中、低负荷时的出力及运行情况，了解机组烟风系统阻力与送、引风机性能的匹配情况，掌握送、引风机可能存在的节能空间，为送、引风机节能改造提供依据，国电吉林江南热电有限公司(以下简称江南热电厂)委托西安热工研究院有限公司（以下简称热工院）对№2机组送、引风机进行热态性能试验。

热工院派员于20XX年4月1日至5日到江南热电厂进行了№2机组送、引风机的热态性能试验。本报告介绍了№2机组送、引风机热态性能试验情况并对试验结果进行了分析。

关键词：送、引风机 热态试验 节能 改造

1 前言

国电吉林江南热电有限公司№2机组为330MW汽轮发电机组，其锅炉为哈尔

滨锅炉厂设计制造的HG1100/17.5-HM型亚临界自然循环汽包锅炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，切圆燃烧，一次再热，平衡通风，干式排渣，全钢构架、悬吊结构，锅炉运转层为栅格板大平台，运转层以上为紧身封闭。

设计煤种为白音华煤、校核煤种为白音华煤与北煤的混煤，制粉系统采中速磨冷一次风正压直吹制粉系统，配置5台长春发电设备总厂生产的MPS200—HP—IIB型磨煤机（设计为4运转1备用），5台徐州三原电力测控技术有限公司的称重给煤机。

烟气系统流程如下：空气由送风机送入风箱，经锅炉两侧调风器送入至炉排，在炉膛内与原煤进行燃烧，燃烧产生的高温烟气自炉膛出来后，依次流经对流管束、过热器、省煤器、SCR脱销装置、空预器、除尘器，尾部低温省煤器，经分配挡板后通过引风机进入脱硫系统后再经烟囱排出。

上述空预器(2台)为哈尔滨锅炉厂生产的30.5-VI（T）-2200-QMR型三分仓容克式空预器，除尘器(2台)为布袋式，设为四个除尘通道、每个通道3层布袋。

№2机组采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，设计工况下脱硫效率不小于95%。整套系统采用一炉一塔制，吸收塔设有3层喷淋装置、5台搅拌器、两级除雾器、3台浆液循环泵，脱硫系统不单独设置增压风机。

№2机组配置2台GJ34546型离心式冷一次风机(转速为1490r/min)， 2台GU13630-01单级动叶调节轴流式送风机(转速为1490r/min)、2台HU25240-22双级动叶调节轴流式引风机(转速为990r/min)，送、引风机均由成都电力机械厂生产。

自机组投运以来，运行人员反映送、引风机设计出力偏大，特别是送风机满负荷时开度仅为40%左右，导致它们运行能耗偏高；为考察目前№2机组送风机、引风机在满负荷及中、低负荷时的出力及运行情况，了解机组烟风系统阻力与送、引风机性能的匹配情况，掌握送、引风机可能存在的节能空间，为送、引风机节能改造提供依据，国电吉林江南热电有限公司(以下简称江南热电厂)委托西安热工研究院有限公司（以下简称热工院）对№2机组送、引风机进行热态性能试验。

热工院派员于20XX年4月1日至5日到江南热电厂进行了№2机组送、引风机的热态性能试验。整个试验工作得到了电厂各级领导高度重视，设备部、运行部等有关部门积极参与和协助，使现场试验的各项工作得以顺利进行和完成。在此表示衷心的感谢！

本报告介绍了№2机组送、引风机热态性能试验情况并对试验结果进行了分析。

2 设备概况

2.1锅炉基础数据

锅炉主要技术参数列于表1，锅炉设计煤种为蒙东白音华褐煤、校核煤种为白音华煤与北煤的混煤，其煤质分析数据列于表2。 表1 锅炉主要技术参数

名 称 主 蒸 汽 流 量 过热器蒸汽出口温度 过热器蒸汽出口压力 再 热 蒸汽 流 量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 汽包工作压力 环境空气温度 给 水 温 度 过热器一级减温喷水量 过热器二级减温喷水量 再热器调温方式/方法 喷水温度 空预器进口一次风温 空预器进口二次风温 空预器出口一次风温 空预器出口二次风温 炉膛出口烟温 单t/h oBMCR 1100 541 17.50 909.19 4.053 3.83 336.8 541 19.0 20.00 284.2 0 0 177.5 30 23 393.9 378.9 1011 158.9 152.8 1.5 0.22 TRL 1043.26 541 17.41 865.47 3.653 3.44 325.5 541 18.77 20.00 276.2 13.65 6.22 172.5 30 23 388.3 374.4 1005 156.7 150.6 1.367 0.208 THA 997.56 541 17.34 829.81 3.699 3.49 327 541 18.59 20.00 277.8 12.52 6.03 173.9 30 23 385.6 373.3 992 156.7 150.6 — — HTO切高加 75%THA 775.27 714.46 541 17.05 761.85 3.447 3.26 328.3 541 17.83 20.00 173.1 58.52 29.58 173.1 30 23 335 324.4 969 132.8 126.7 — — 541 16.98 606.49 2.6 2.54 302.1 541 17.65 20.00 257.1 39.37 19.73 161.8 30 23 361.7 350 941 136.7 130 — — 50%THA 400.01 530.1 8.08 349.74 1.487 1.402 316.7 503 8.62 20.00 226.6 13.55 7.20 142.5 30 23 297.2 295 775 113.9 104.4 — — C MPat/h MPa MPa ooC C MPa ℃ oC t/h t/h ooSOFA摆动/喷水 C C CCCC o oo o oo空预器出口排烟温度(未修) C 空预器出口排烟温度(修正) C 一次汽系统阻力 二次汽系统阻力 MPa MPa 省煤器系统阻力 炉膛出口 过剩 空气系数 燃 料 消 耗(实际值) 锅 炉 热 效 率(低热值) MPa t/h % 0.396 1.2 225.60 91.9 0.38 1. 2 218.13 92.0 — 207.74 91.68(保— 193.22 — 157.40 — 90.83 表2 煤质分析数据

项 目 收 到 基 水 份 空气干燥基水分 工业 分析 收 到 基 灰 分 干燥无灰基挥发份 收到基低位发热量 可磨 系数 冲刷磨损指数 煤粉气流着火温度 收 到 基 碳 元素 分析 灰熔融性 收 到 基 氢 收 到 基 氧 收 到 基 氮 收 到 基 全 硫 变 形 温 度 软 化 温 度 半 球 温 度 流 动 温 度 二 氧 化 硅 三 氧 化 二 铝 三 氧 化 二 铁 三 氧 化 硫 灰份分析 氧 化 钙 氧 化 镁 氧 化 钾 氧 化 钠 二 氧 化 钛 五 氧 化 二 磷 其 它 符号 Mt Mad Aar Vdaf Qnet,ar HGI Ke IT Car Har Oar Nar St,ar DT ST 单位 % % % % kcal/kg 设计煤种 32.4 14.20 15 49.28 3228 13.50 56 1.5 680 38.54 3.25 9.92 0.73 0.43 1260 1300 1320 1340 56.87 27.90 2.08 3.70 3.73 1.09 1.27 0. 0.68 0.28 0.09 校核煤种 27.54 12.142 19.802 43.512 3472 14.522 58.8 1.77 684 39.434 3.53 8.846 0.672 0.402 12 1300 1334 1356 58.056 26.46 2.782 3.168 3.688 1.284 1.22 0.674 0.708 0.332 0.292 kJ/kg ℃ % % % % % ℃ ℃ ℃ ℃ % % % % % % % % % % % HT Ht SiO2 Al2O3 Fe2O3 SO3 CaO MgO K2O Na2O TiO2 P2O5 2.2 送、引风机设备规范

由制造厂提供的送、引风机设计参数分别列于表3、表4。 表3送风机设计性能参数

项 目 当地常年大气压力 风机进口体积流量 风机进口质量流量 风机入口介质温度 风机入口介质密度 风 机 进口 静 压 风机出口介质温度 风 机 静 压 升 风 机 全 压 升 风 机 轴 功 率 风机 全压 效率 引风 机 型号 风 机 转 速 轴的材质 轮毂材质 叶片材质 叶 轮 直 径 叶片调节范围 叶片级数/每级叶片数 风机制造单位 电动 机 型号 额 定 功 率 额 定 转 速 额 定 电 压 额 定 电 流 额 定 效 率 额定功率因数 单 位 Pa m/s kg/s o3TB 设计煤种 99350 119.06 132.16 30 1.11 -752 34.6 4470 4470 603 87.8 1490 35CrMo 42CrMo 航空锻铝 1778 -36～+20 1/22 成都电力机械厂

YKK系列 710 1490 6000 83 95.1 0.80 BMCR 设计煤种 116.52 132.48 23 1.137 -685 26.8 3725 3725 501 86.3 C 3kg/m Pa oC Pa Pa Kw % r/min ｍｍ ° 级 / / Kw r/min V A % GU13630-01单级动叶调节轴流式通风机 表4 引风机设计性能参数

项 目 当地常年大气压力 风机进口体积流量 风机进口质量流量 单 位 Pa m/s kg/s 3TB 设计煤种 99350 357.45 295.97 BMCR 设计煤种 313.47 265.20 风机入口介质温度 风机入口介质密度 风 机 进口 静 压 风机出口介质温度 风 机 静 压 升 风 机 全 压 升 风 机 轴 功 率 风机 全压 效率 引风 机 型号 风 机 转 速 轴的材质 轮毂材质 叶片材质 叶 轮 直 径 叶片调节范围 叶片级数/每级叶片数 风机制造单位 电动 机 型号 额 定 功 率 额 定 转 速 额 定 电 压 额 定 电 流 额 定 效 率 额定功率因数 oC 3155 0.828 168.1 9717 9717 3881 87.4 990 35CrMo 42CrMo Q345D 145 0.846 155.8 8097 8097 2865 87.0 kg/m Pa oC Pa Pa Kw % r/min ｍｍ 度 级 /

/ Kw r/min V A % HU25240-22双极动叶调节轴流式通风机 2661 -36～+20 2/22 成都电力机械厂 YKK型-6 4100 984 6000 521 96 0.86 2.3磨煤机设备规范

由制造厂提供的磨煤机设备规范列于表5。 表5 磨煤机性能参数

序号 磨煤机出力 最大出力 1 计算出力（BMCR） 最小出力（25%MAX） BMCR工况碾磨压力 磨煤机负荷率 2 磨煤机最大负荷率 磨煤机最小负荷率 3 磨煤机通风量 % % 100 25 100 25 t/h t/h t/h kN/m 2项目 单位 设计煤种 校核煤种 65.7 56.1 16.425 600 70.8 52.1 17.7 550 序号 最大通风量 项目 单位 t/h t/h t/h t/h ℃ ℃ r/min % % 设计煤种 114.1 108.5 111.8 85.6 346.8 65 32.5 17 35 校核煤种 113.7 103.7 106.5 85.3 331.8 65 32.5 11.3 35 计算通风量（BMCR） 保证出力下的通风量 最小通风量 4 5 6 磨煤机入口干燥介质温度（BMCR） 磨煤机出口温度 磨煤机转速 煤粉水分 煤粉细度 磨煤机密封风系统 7 密封风量（单台磨） 磨煤机的密封风压(或与一次风压的差值) 8 9 10 11 12 磨煤机单位功耗（BMCR） 磨煤机单位功耗（保证出力下） 磨煤机单位磨损率（保证出力下） 石子煤量（BMCR） 石子煤量（保证出力下） 磨煤机重量 磨煤机尺寸（直径/高度） kg/s Pa kW.h/t kW.h/t g/t t/h t/h t m 0.992 2000 7.09 6.83 4-6 0.0281 0.0308 130 0.992 2000 7.01 6.73 4-6 0.0261 0.0287 φ4.850x9581 2.4脱销系统简介

№2机组脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），设计3层催化剂(2层运行

1层备用),在锅炉最大连续出力工况（BMCR）、燃用设计煤种或校核煤种、处理100%烟气量、投运2层催化剂条件下脱硝效率不小于80%（目前仅安装1层催化剂），脱硝剂为纯氨。由于SCR催化剂的工作温度有一定范围，当温度过高（＞450℃）时催化剂会加速老化；当温度在300℃左右时，会反应生成铵盐，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉运行。因此，只有当催化剂环境的烟气温度在305-425℃之间时才允许喷射氨气进行脱硝。 2.5脱硫系统简介

№2机组烟气脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率不小于

95%。原烟气经引风机(不设置增压风机)进入吸收塔处理后再由烟囱排向大气，吸收塔系统是由带有防腐内衬的钢制塔体、3层喷淋装置、5台搅拌器、2级除雾器、3台浆液循环泵（其中№1泵功率为550KW，№2、№3泵功率为630KW）、3台氧化风机、2台石膏排出装置等构成。

3试验工况、方法，试验内容、目的及测点布置

3.1试验工况、方法： 3.1.1试验工况

№2机组为发电、供热机组，本次试验期间机组须保证一定的供热负荷，因此热态试验负荷按锅炉蒸发量考虑。根据试验当日的负荷情况将№2机组送、引风机试验工况确定为:蒸发量987.4t/h (273.5MW、投运5台磨煤机)、 795.1t/h (209.3MW、投运4台磨煤机)和611.2t/h (172.9MW、投运4台磨煤机)三个工况。 3.1.2试验方法

送、引风机试验方法和有关数据计算方法依据我国电力行业标准DL/T469—20XX《电站锅炉风机现场性能试验》和国家标准GB/T 10178—20XX《工业通风机 现场性能试验》的规定进行。试验期间，要求将机组锅炉各项参数调整到正常状态，并在每一工况测试期间内，保持机组负荷稳定、锅炉系统、脱硫系统运行正常。 3.2 试验内容、目的： 3.2.1试验内容

(1)在上述工况下测定送、引风机的流量、压力和效率并与制造厂提供的风机性能参数进行比较。

(2)绘制送、引风机阻力特性曲线并分析其与风机性能曲线的匹配情况。 3.2.2试验目的

根据热态试验结果分析、判断送、引风机可能存在的节能空间、制定合理可行节能改造方案，同时对风机节能改造方案进行经济型评估。 3.3 试验测点布置 3.3.1流量测点:

根据现场实际情况，送风机的流量测量截面布置于送风机进气箱略前的收敛管段上，每台风机设置8个流量测孔。

引风机的流量测量截面布置于引风机进气箱略前的收敛管段上，每台风机设置10个流量测孔。 3.3.2静压测点： (1)进口静压测点

送、引风机的进口静压测点均布置于各风机进风箱进口法兰略上的矩形直管

段上，每个侧壁面中心线处各设一个静压测点，每台风机共设置4个进口静压测点。

(2)出口静压测点

送、引风机的出口静压测点布置于各风机扩压筒出口法兰略前的圆形管段上，每台风机沿园周方向均匀布置3个静压测点。 3.3.3介质温度测点采用流量测量截面的测点。

4 测试项目及仪器

送、引风机的测量参数有：风量，进、出口静压，进、出口温度，大气压力、风机所耗功率。与此同时记录锅炉、脱硫系统有关运行参数。 4.1 测试项目

4.1.1大气压力：采用盒式大气压力计在现场测量当地大气压力。 4.1.2介质温度：采用水银棒式温度计测量流量测量面处的介质温度。 4.1.3风机流量：采用等截面网格法在流量测量截面进行测量。具体方法是：在管道宽度截面方向上开N个测孔(详见3.3.1)，为使测量更准确，在深度方向上:每台送风机取6个测点；每台引风机取8个测点；用毕托管和英国SOLOMAT公司生产的ZEPHYR型电子微压计测量截面上各网格点的动压，然后由这些动压计算该截面的平均动压pd。

计算公式为：

npdipdi1n Pa （1） 2式中：pd－流量测量截面处平均动压，Pa；

pdi－流量测量截面内各个小面积上的时间平均动压，Pa；

采用微压计测量流量截面处的静压。流量测量截面处的流量按式（2）计算：

qvA2pd m3/s （2）

式中： qv－流量测量截面处流量，m3/s； A－流量测量截面处面积，m2；

ρ－流量测量截面处介质密度，kg/m3；按式（3）计算：

opps273 kg/m3 （3） a273t101325其中：ρo －标准状态下介质密度，kg/m3，

pa－测量处大气压力，Pa；

ps －流量测量截面处静压，Pa； t －流量测量截面处介质温度，℃。

4.1.4 风机进、出口静压：采用精度为10Pa的U型管压力计分别在风机进、出口的静压测量面上进行测量，进口截面上的四个测量点通过三个三通连接至U型管压力计，出口截面上的三个测量点通过两个三通连接至U型管压力计。 4.1.5 电动机输入功率

风机电动机输入功率，利用6kV厂用配电室中送、引风机的电度表进行测量，电动机输入功率Pe按式(4)计算。

Pe＝(P2－ P1)/h×K kW （4）

式中：P1－ 试验开始时电度表数值，P2－试验结束时电度表数值；

K— 功率表常数，由电厂热工控制人员提供。 h－ 试验所需的时间。

为了更准确性的获得电动机输入功率值，同时采用集控室DCS表盘所显示的电动机电流值、电压值，6kV厂用配电室中各风机的多功能功率表所显示的功率因数值按下式计算电动机输入功率。

Pe＝1.732 V×I COSΦ

式中：COSΦ-功率因数、I－电动机电流值、V－电动机电压值。 4.1.6 锅炉、脱硫系统有关运行参数，按DCS系统有关画面上显示的数据实时记

录。 4.2 测试仪器

试验仪器、仪表的名称、型号、规格、准确度等级见表6。 表6 试验所用的仪器仪表

序号 1 2 仪器 名称 电子微压计 毕 托 管 型号/规格 HM7750 3000mm 准确度等级 ±1％ ±1％ 3 4 5 压 力 计 温 度 计 大气压力表 U型 水银棒式 DYM3盒式 10Pa 1℃ 1.0hPa 5 热态试验结果及分析

5.1 送、引风机热态试验结果

表7给出了№2机组送、引风机热态试验期间锅炉、脱硫系统集控室表盘数据，附表1、附表2给出了№2机组送、引风机热态试验的详细测量数据与计算结果。为了讨论问题方便将其中的主要参数分列于表8、表9。

将热态试验各工况测量的风机流量、全压(比压能)的数值描绘在在制造厂提供的送、引风机性能曲线上，即可得到两种风机的热态试验运行点和阻力线，及其在性能曲线上的位置，送风机见图1、引风机见图2。

表7 送、引风机热态试验期间集控室表盘有关数据

名 称 日 期 记录时间 发电负荷 主蒸汽流量 主蒸汽温度 主蒸汽压力 再热汽温度 再热汽压力 给水流量 给水温度 给水压力 炉膛负压 炉膛氧量 省煤器后氧量 空预器后氧量 空预器进口烟气温度 空预器出口烟气温度 空预器进口烟气压力 空预器出口烟气压力 脱销进口压力 脱销出口压力 风机编号 一次风机电流 单位 月/年 分/时 MW t/h ℃ MPa ℃ MPa t/h ℃ MPa Pa % % % ℃ ℃ kpa kpa Pa Pa / A 工况1 20XX/04/03 18:30～21:50 273.5 987.4 536.0 15.7 539.9 3.0 1083.9 272.0 48.1 -39.3 3.4 3.6 2.6 372.7 140.0 3.2 3.7 379.7 134.0 工况1 20XX/04/02 09:00～16:00 209.3 795.1 539.8 88.0 540.7 2.4 826.5 259.9 17.1 -2.5 3.0 2.8 2.0 356.8 137.0 3.1 2.8 361.9 134.0 工况3 20XX/04/02 17:00～22:00 172.9 611.2 538.3 14.4 533.5 2.3 0.5 245.1 15.3 -53.0 5.4 5.8 5.0 350.0 134.0 5.6 5.9 353.8 136.0 -1.675 -1.740 -1.215 -1.250 -1.145 -1.160 -2.485 -2.570 -1.770 -1.835 -1.655 -1.675 -806.7 -822.8 -601.5 -606.0 -585.0 -578.5 -1363.9 -1432.9 -1011.5 -1073.0 -959.0 -1002.9 A 184.4 B 184.1 A 176.5 B 177.1 A 179.0 B 179.4 一次风机变频器Hz数 一次风机出口压力 一次风机入口温度 一次风机出口温度 送风机电流 送风机动叶开度 送风机进口温度 送风机出口温度 送风机出口压力 引风机电流 引风机动叶开度 引风机进口风温 引风机出口风温 引风机进口压力 烟囱入口压力 投磨情况 总给煤量 FGD入口烟气温度 FGD入口烟气流量 FGD入口烟气O2浓度 FGD入口烟气NOx FGD入口烟气含尘量 FGD出口烟气温度 FGD出口O2浓度 FGD出口NOx FGD出口烟气含尘量 FGD出口烟气流量 排烟温度 吸收塔入口烟气温度 吸收塔入口烟气压力 吸收塔出口烟气温度 吸收塔除雾器差压 脱硫效率 吸收塔循泵投运情况 Hz kPa ℃ ℃ A % ℃ ℃ kPa A % ℃ ℃ kPa Pa 台数 t/h ℃ kNm/h % 333341.8 12.2 12.1 36.5 18.2 7.0 9.7 1.080 268.8 63.2 135.1 139.1 5.0 42.3 14.8 14.9 32.8 32.2 5.8 8.2 1.060 272.5 65.7 128.1 132.7 207.5 5 41.4 11.2 23.6 29.5 0.3 8.6 11.2 0.275 194.5 47.2 140.7 142.9 495.0 4 41.3 8.7 21.5 26.2 2.7 17.9 17.6 0.290 198.2 49.2 135.1 137.9 30.0 42.4 9.1 22.5 29.3 0.3 11.6 13.3 0.245 185.7 45.1 136.8 134.4 -180.0 4 42.5 9.6 23.0 26.4 0.1 7.8 11.0 0.245 184.3 43.8 128.6 128.7 50.0 9.915 10.425 9.375 10.290 11.150 11.560 -4.525 -4.500 -3.315 -0.020 -3.130 -3.075 232.5 脱硫系统参数 140.70 295.09 4.80 921.29 105.09 79.11 52.69 5.26 103.33 96.24 21.80 548.17 52.50 22.42 761.88 57.61 201.52 .75 2 221.1 141.80 223. 4.48 884.47 88.61 79.00 53.67 4.90 72.79 71.51 21.74 452.66 53.50 22.44 499.74 59.10 156. 91.57 2 181 130.60 223.65 7.51 625.57 145.70 79.01 51.00 8.13 34.54 138.38 21.74 428.09 51.00 22.44 382.49 56.57 156.18 94.63 2 FGD入口烟气SO2浓度 mg/m mg/m mg/m ℃ % 3FGD出口烟气SO2浓度 mg/m ppm mg/m kNm/h ℃ ℃ Pa ℃ Pa % 台数 33表8送风机热态试验主要数据

名 称 记录时间 机组发电负荷 单 位 分/时 % 20XX/04/03 18:30～21:50 273.5 20XX/04/02 09:00～16:00 209.3 20XX/04/02 17:00～22:00 172.9 锅炉 蒸 发量 总给煤量 风机编号 风机动叶表盘开度 风机动叶就地开度 进口静压 进口密度 进口流量 出口静压 风机压力 风机单位质量功 风机空气功率 电机电流 电机输入功率 电机效率 风机轴功率 电机额定转速 风机设计转速 设计密度 进口流量 风机全压 压缩修正系数 风机比压能 风机叶轮效率 t/h t/h % 度 Pa kg/m m/s Pa Pa J/kg kW A kW % kW r/min r/min kg/m m/s Pa J/kg % 3333987.4 232.5 A 18.2 -1065. B 32.2 A 795.1 221.1 B 2.7 -70 A 0.3 611.2 181.0 B 0.1 -100 0.3 -540 -28.0 -15.0 -37.7 -38.0 -38.0 -35.0 -780 -586.7 1.2111 1.2188 1.2096 1.1912 1.1955 1.1970 69.71 59.15 49.76 23.86 51.22 24.80 0 882.5 176.7 253.3 150 205 2037.2 1729.8 1518.8 969.6 1474.2 1000.5 1669.3 1410.4 1248.8 811.3 1226.4 832.9 140.9 101.7 36.5 .9 1490 1490 32.8 .8 1490 1490 75.2 29.5 84.5 1490 1490 1.137 23.1 26.2 80.8 83.8 1490 1490 1.137 75.1 29.3 84.4 111.9 1490 1490 1.137 24.7 26.4 81.1 85.7 1490 1490 1.137 226.4 224.7 133.0 103.7 132.5 105.7 203.4 201.8 112.4 换算至设计状态(BMCR工况)参数 1.137 1.137 69.71 59.15 49.76 23.86 51.22 24.80 1912.4 1613.8 1427.7 925.5 1402.0 950.3 0.9931 0.9942 0.9949 0.9967 0.9949 0.9966 1670.4 1411.1 1249.2 811.3 1226.8 832.9 70.69 51.42 68.24 28.07 68.47 29.43 表9引风机热态试验主要数据

名 称 记录时间 发电负荷 锅炉蒸发量 总给煤量 风机编号 引风机动叶表盘开度 引风机动叶就地开度 进口静压 进口密度 进口流量 出口静压 风机压力 风机单位质量功 风机空气功率 单 位 分/时 MW t/h t/h % 度 Pa kg/m m/s Pa Pa J/kg kW 3320XX/04/03 18:30～21:50 273.5 987.4 232.5 A 63.2 6.0 B 65.7 3.0 20XX/04/02 09:00～16:00 209.3 795.1 221.1 A 47.2 6.0 B 49.2 10.0 0.8122 220.18 516.7 4308.5 5201.9 930.2 20XX/04/02 17:00～22:00 172.9 611.2 181.0 A 45.1 6.5 B 43.8 10.0 -5100.0 -5055.0 -3636.7 -3633.3 -3445.0 -3385.0 0.81 0.8287 0.8314 2.90 270.34 209.54 855.0 810.0 545.0 6177.9 6101.2 4329.0 7362.6 7165.7 5109.8 1592.4 1605.3 0.1 0.8355 0.8312 204.42 201.96 397.5 382.5 3984.3 3905.4 4686.4 4618.6 800.4 775.4 电机电流 电机输入功率 电机效率 风机轴功率 电机额定转速 风机设计转速 设计密度 进口流量 风机全压 压缩修正系数 风机比压能 风机叶轮效率 A kW % kW r/min 268.8 93.0 984 990 272.5 93.0 984 990 194.5 92.0 984 990 198.2 1525.3 92.0 1403.3 984 990 185.7 91.0 984 990 184.3 91.0 984 990 2443.4 2448.2 1485.2 2272.4 2276.8 1366.4 换算至设计状态(BMCR工况)参数 1345.4 1338.8 1224.3 1218.3 r/min kg/m m/s Pa J/kg % 330.8460 0.8460 0.8460 0.8460 0.8460 0.8460 266.52 271.99 210.82 221.52 205.67 203.20 79.9 6304.8 4459.1 4542.9 4083.9 4023.5 0.9763 0.9769 0.9837 0.9829 0.9850 0.9852 7748.8 7432.7 5276.1 5498.0 4814.7 4768.9 71.50 71.95 66.47 67. 66.71 .94 5.2 目前锅炉运行情况简介

锅炉BMCR工况的设计蒸发量为1100t/h、总给煤量为225.6 t/h(投运4台磨)，本次热态试验最大工况锅炉蒸发量 987.4 t/h (发电负荷为273.5MW、总给煤量232.5 t/h),由于煤质差，总给煤量已高出设计值3.06%，需要说明的是这样的煤还是江南热电厂为本次试验满负荷工况特地预留的“好煤 ”(其工业分析请见5.3.4)，由此不难想象其它情况的入炉煤质的恶劣程度。

目前(也是常态)燃煤煤质较差且变化较大，按其发热量可分为较高热值煤和低热值煤两种，但就是上述所谓“好煤 ”其低位发热值(14660J/g)比差煤(低位发热值12780、13060 J/g)仅仅略高；江南热电厂通常机组在330MW负荷（或略低负荷）时，燃用较高热值煤，在250MW负荷（或更低负荷）时然用低热值煤。这样的运行方式必然使制粉系统的出力经常处于最大或接近最大，与燃用设计煤种相比较，从而使一次风(即一次风机出力)偏大、二次风(即送风机出力)偏小。 5.3送、引风机热态试验结果分析 5.3.1风机运行点在性能曲线上的位置：

(1)将热态试验各工况测量的送风机流量、全压数值描绘在制造厂提供的送、引风机性能曲线，即可得到风机的热态试验运行点在性能曲线上的位置，送风机见图1、引风机见图2。

图1

从图1可以看出目前送风机运行在性能曲线的左下方，风机运行效率低且风机裕量过大，风机裕量过大的原因之一已由5.2.1 述及。

从图2可以看出目前引风机运行在性能曲线的中部偏左下方，风机运行效率低。

(2)从集控室表盘记录看：本次试验中负荷工况(蒸发量795.1t/h)省煤器后氧量为2.8/3.1,比满负荷工况(蒸发量795.1t/h、省煤器后氧量3.6/3.2)还要低；同时中负荷与低负荷(蒸发量611.2t/h、省煤器后氧量5.8/5.6)两个工况(均投运4台磨)两台一次风机电流非常接近，两台送风机开度、电流几乎一致，这些情况导致送风机风量、风压在中、低负荷时差别很小。 5.3.2送、引风机实测参数与设计值比较。 (1)风量与风压

由5.2 所述，本次热态试验最大工况锅炉蒸发量987.4 t/h，低于锅炉BMCR工况设计蒸发量(1100t/h),并且江南电厂为适应煤质较差的情况采用的(常态)运行方式使一次风(即一次风机出力)偏大、二次风(即送风机出力)偏小，所以需将热态试验最大工况实测风机流量、压力换算至蒸发量1100t/h工况下的流量和

压力，再与BMCR的设计参数对比。表10列出了送、引风机实测的各参数值与换算到BMCR工况值的比较情况。从表10可以看出：

对于送风机、现有送风机风量裕量偏大而风压裕量过大。

对于引风机、在BMCR工况，现有引风机风量略高于设计值(4.31%)、风压略低于设计值(10.69%)，对于TB点而言引风机风量裕量为19.16%、风压裕量为8.42%,即风量裕量略大，而风压裕量不足。

图2

表10

项 目 发 电 负 荷 试验时锅炉蒸发量 总 给 煤 量 风 机 编 号 试验实测风机流量1 3单位 MW t/h t/h m/s Pa 273.5 987.4 232.5(投运5台磨) A送风机 B送风机 A引风机 B引风机 69.71 1912.4 59.15 1613.8 266.52 79.9 3

271.99 6304.8 试验实测风机压力 换算到锅炉BMCR蒸发量(1100t/h)，送风机ρ=1.137，引风机ρ=0.846 kg/m下风机参数

风 机 流 量 m/s 377.66 65.90 296.91 303.00 风 机 压 力 风 机 比 压 能 风机 平均 流量 风机 平均 压力 Pa J/kg m/s Pa J/kg m/s 3332322.8 2028.8 1960.1 1713.9 7870.2 9082.6 7657.6 8842.9 71.78 2141.42 1871.35 116.52 1.137 3725 -38.4 -42.92 119.06 1.11 4470 65.87 108.74 299.96 7763.9 62.7 313.47 0.846 8097 -4.31 -10.69 357.45 0.828 9717 19.16 8.42 风机平均比压能 风机设计BMCR工况入口体积流量 风机设计BMCR工况入口介质密度 kg/m 风 机 设计BMCR工况 全 压 升 实测流量与BMCR工况设计流量偏差 实测流量与BMCR工况设计全压偏差 风机设计TB工况入口体积流量 Pa % % m/s 33 风机设计BMCR工况入口介质密度 kg/m 风 机 设计TB 工况 全 压 升 风机流量裕量 风机全压裕量 Pa % % 注：实测值与BMCR工况设计值比较均以设计值为基准。

(2)实测风机效率与性能曲线效率对比

表11给出了本次试验实测送、引风机效率与所对应的风机性能曲线效率比较。

表11

项 目 发 电 负 荷 主 蒸汽流 量 总 给 煤 量 风 机 编 号 实测送风机效率 性能曲线上的效率 送风 机效率 偏差 实测引风机效率 性能曲线上的效率 引风 机效率 偏差 单位 MW t/h t/h / % % % % % % A 69.3 74.0 -4.7 71.50 82.0 -7.15 工况1(5台磨) 273.5 987.4 232.5 B 50.4 67.0 -16.6 71.95 78.9 -6.95 A 66.9 60.0 6.9 66.47 72.0 -5.63 工况2(4台磨) 209.3 795.1 221.1 B 27.5 37.0 -9.5 67. 72.0 -4.34 A 67.1 60.0 7.1 66.71 69.0 -2.29 工况3(4台磨) 172.9 611.2 181.0 B 28.8 37.0 -8.2 .94 69.0 -4.06 注：(1)以性能曲线效率为基准。

5.3.3试验期间入炉煤质情况

表12给出了试验期间入炉煤质与设计、校核煤质的比较。从表12可以看

出入炉煤发热量低。 表12

项 目 水 分 空干基灰分 干燥基灰分 干燥无灰基挥发份 弹筒发热量 低位发热量 低位发热量 符号 Mar Mad Aad Ad Vdaf Qb.ad Qnet.ar Qnet.ar 单位 % % % % % J/g J/g K/g 设计煤种 32.4 14.20 15.0 49.28 13500 3228 校核煤种 27.54 12.142 19.802 43.512 145220 3472 20XX.04.02 20XX.04.02 20XX.04.03 17:00/22:018:30/21:59:00/16:000 0 37.0 40.3 31.65 5.83 7.54 5.75 20.01 12.49 18.09 21.25 48.23 21248 12780 3056 13.51 49.14 22495 13060 3123 19.19 47.24 220XX 14660 3506 6送、引风机改造及节能效果预测

由以上分析可知，现有送风机裕量偏大，送、引风机的运行效率均偏低，有必要对送、引风机进行节能改造。 6.1送风机改造方案

目前风机改造的方法有：更换新型号风机、对风机叶轮进行改造、增设变频调速装置及将现有风机电动机工作转速降低一档。考虑到送风机本身耗能基数比较，其绝对节能量和节能费用比较小，所以如果采用前3种改造方案则前期投资比较大，而且工作量大、不易实施，因此不建议采用，以下着重讨论将现有送风机工作转速降低一档的改造方案。 6.1.1送风机节能选型参数

由5.2所述，由于煤质差、制粉系统的出力经常处于最大或接近最大，从而使一次风偏大、二次风(即送风机出力)偏小的情况已成为常态，所以本次试验最大负荷工况实测的送风机风量较燃用设计(或校核)煤种偏低；如果煤质改善运行中送风机风量将有所提高,在确定送风机改造参数需考虑这一因素。

首先：本次热态试验最大工况锅炉蒸发量987.4 t/h，没有达到锅炉设计BMCR工况蒸发量(1100t/h),为此需将该工况送风机实测的各参数值与换算到锅炉设计BMCR工况对应的风量、风压，具体数值为：平均流量71.78m3/s、平均比压能1871.4 J/kg (请见5.3.2)。

其次按照《电站风机设计选型导则》(DL/T468-20XX)规定并结合我们经验数

据，送风机风量取10%的裕量、比压能取15%裕量，这样确定送风机参数能够涵盖煤质改善后送风机风量有所提高的情况。那么改造后风机设计TB工况的参数应为：流量79m3/s、圆整为80m3/s，比压能2152 J/kg。 6.1.2 将现有送风机工作转速降低一档

考虑送风机系统的实测阻力比设计值明显偏低，本文提出对现有送风机进行降速改造的节能方案，将现有风机的转速由1490r/min降到990r/min。图3给出了现有送风机降速后的性能曲线，图中还示出了本次试验各运行工况点的位置。

由图3可以看出，送风机降低一档转速运行后，风机可以满足机组本次试验各负荷及BMCR工况的出力需求，同时风机运行效率有明显提高，但是新设计TB工况已经超出风机出力范围，降速后送风机出力裕量有限。

因此，我院建议对送风机更换或改造成新双速电机，平常在低速990r/min运行，取得节能效果；同时保留高速状态，保证极端出力。

图3 送风机转速由1490 r/min降至990r/min性能曲线及各试验工况的运行位置。

6.1.3电机改造参数

电机原额定功率为710kW，电机降速后电机功率预计为按三次方下降，降为710×（990/14903＝208 kW，而送风机低速运行BMCR工况轴功率约需185kW，TB

工况最大所需轴功率为233KW。因此建议低速电机功率需大于200KW，高速时电机功率大于250KW。

由于风机行业有关标准确规定了风机启动时间，在现有风机不变(即风机转动惯量不变)情况下电机功率降低必然使风机启动时间延长，因此请江南电厂务必与风机制造厂沟通、确定低速电机功率从而保证电机改造后风机启动时间不超过标准规定时间。

6.1.4降速改造节能评估改造方案

表13送风机降速改造后的节能量计算 项 目 机 组负 荷 送风机编号 原送风机叶轮效率 单位 MW / ％ kW kW A 工况1 工况2 工况3 273.5 B A 原有送风机实际运行情况 209.3 B 172.9 A B 70.69 140.9 226.4 51.42 101.7 224.7 68.24 75.2 133 28.07 68.47 29.43 23.1 103.7 75.1 24.7 132.5 105.7 原送风机空气功率 原送电机输入功率 送风机降速改造后预估的运行情况

风机性能曲线效率1 2％ % % kW kW kW.h 88 85 14.3 46.5 88 85 33.6 94.8 88 85 16.8 96.0 37.0 72 69 40.9 67.4 88 85 16.5 36.6 70 67 37.6 65.7 风机实际运行预估效率 效率提高 改后电机输入功率 改后风机耗功下降量 每小时节电量 179.9 129.9 141.3 2000 36.3 95.9 40.0 102.3 2000 104.3 2000 年均负荷219MW，机组年运行小时为6000小时

各负荷年运行小时数 各负荷年节电量 改后两台风机年节电量 厂用电率下降 h kW.h kW.h % 282548 208639 695727 0.05 204540 注1： 该值为实测运行点在风机性能曲线上的对应值，见图3。

注2： 根据经验动叶调节风机的实际效率与其性能曲线效率存在偏差，结合试验结果对曲线效率做高中低

负荷分别做3%的效率修正。

由表13可以看出，送风机降速后，风机效率提高非常明显。按机组年均负荷219MW，年运行小时6000小时计算，改后两台送风机年节电量约69万 kWh，厂用电率约可下降0.05个百分点，电价按0.35元/kWh计，每年可节省运行费用24万元。

耗能量计算过程中，改后的风机效率是根据风机性能曲线对应效率估算的，可能与风机改造后实际运行情况存在偏差而且试验耗能只是基于试验一个状态，所以预估耗电量与实际耗能量相比可能略有误差，但不影响总体能效分析结论。 6.1.5双速改造投资回收预估

风机双速改造，仅需将现有电机进行双速改造或更换新双速电机，无需对风机本体进行改造。

改造两台新双速电机费用预计在35万元，江南电厂不到一年半可回收投资。但近来各电机制造厂生产任务饱满，上述价格可能有变化，并且上海电机厂，东方电机厂这些行业主流厂鲜于接受这种改造项目，江南电厂也可以自行咨询。 6.1.6建议配装双速动态切换装置

由于现有电机要保留高速，并在极端情况须用高速运行，这样就存在一个高、低速切换问题，为了避免停机切换，建议在现场添加动态切换装置，使风机能在运行中实现瞬间高、低速切换，即机组不停机状态瞬间完成高，低速切换。为此改造时需要在电机现场安装双速切换开关装置，提供远程一键式操作。

此项技术为西安热工院开发的，已在国内多个电厂得到应用，双速动态切换时机组能保持正常运行，不会对机组运行参数产生较大影响。同时双速切换开关装置设计中加入了防止误操作的保护程序，确保电机切换时不出现安全问题。预计两套装置费用在40万左右，考虑到电机更换费用，预计总费用在75万，不到三年可回收前期投资。 6.2引风机改造方案 6.2.1引风机的节能选型参数

首先：本次热态试验最大工况锅炉蒸发量987.4 t/h，没有达到锅炉设计BMCR工况蒸发量(1100t/h),为此需将该工况引风机实测的各参数值与换算到锅炉设计BMCR工况对应的风量、风压，具体数值为：平均流量299.96m/s、平均力77Pa (请见5.3.2)。

其次按照《电站风机设计选型导则》(DL/T468-20XX)规定并结合我们经验数据，引风机风量取10%的裕量、压力能取10%裕量并经圆整，改造后引风机设计TB工况的参数应为：流量330m3/s，压力8550 Pa。

表14引风机节能改造参数 项目名称 单位 TB工况 BMCR 275MW 209MW 170MW 3

设计流量 设计压力 入口密度 m/s Pa kg/m 33330.0 8550 0.819 300.0 77 0.819 269.3 6139.6 0.823 216.2 4318.7 0.825 204.4 3944.9 0.835 6.3.2 引风机降速运行可行性

考虑引风机系统的实测阻力比设计值明显偏低，本文提出对现有引风机进行降速改造的节能方案，将现有风机的转速由990r/min降到745r/min。图4给出了现有引风机降速后的性能曲线，图中还示出了各试验运行工况点的位置。

图4引风机转速由990 r/min降至745r/min性能曲线及各试验工况的运行位置。

如图4所示，引风机降低转速后。试验275MW负荷时，引风机运行点已经接近引风机的理论出力极限，考虑到平时系统参数波动及风机实际出力能力与曲线理论设计能力的偏差，降速后引风机不能稳定的满足机组高负荷出力要求。如保留引风机高速状态，则在运行中如果需要高负荷则会出现高、低速频繁切换的情况，非常不利于机组稳定运行，所以本报告不建议对引风机进行降速节能改造。 6.3.3 引风机本体节能改造方案

由上节分析现有引风机降速运行可行性不大，考虑到引风机为动叶调节风机，也不建议进行变频改造。所以对于现有引风机而言，只能通过叶轮局部改造来改变风机性能。本节依据风机节能选型参数，对风机提出了局部改造的风机本体节能改造方案。

1）风机本体局部改造方案

根据引风机节能选型参数（见表14），经过选择计算可以采用通过更换一级叶片，来提高风机运行性能与机组系统的匹配性，提高风机运行效率。

风机局部改造，进行更换一级叶片风机转速保持不变，无需对风机进行其他改造，现场改造量非常小。同时节能改造后所需电机功率为3600KW小于现有电机4100KW的功率，所以电机也不用改造。 2）风机节能改造后运行效果对比

图5给出了引风机叶轮局部改造后的性能曲线，并将风机选型参数标到性能曲线上。

图5 引风机节能改造后的性能曲线及新设计参数位置

3）引风机本体局部改造节能评估：

根据实测机组引风机试验结果并结合节能改造后效率变化情况，本章对引风机局部节能改造后的节能进行了评估，见表15。

表15引风机本体节能改造运行后的耗能估算表

项 目 机组负荷 单位 MW 工况1 275 工况2 209 工况3 170 引风机编号 原引风机实测叶轮效率原引风机空气功率 原引风机电机输入功率改后风机性能曲线效率改造后效率提高 改后电机输入功率 改后风机节能量 各负荷年运行小时数分配 各负荷年节量 年总节能量 改造后厂用电率下降 / ％ kW kW ％ % kW kW h kW.h kW.h % A 71.50 B 71.95 A 66.47 B 67. 930.2 A 66.71 800.4 B .94 775.4 机组引风机实测运行情况

1592.4 1605.3 0.1 2443.4 2448.2 1485. 80.5 9.0 307.4 8.6 294.9 7.5 186.4 1525. 1345.4 1338.8 71.0 6.4 168.0 4.3 128.1 6.1 159.5 引风机本体局部扩改造后运行的预估情况

1 74.0 2136.0 2153.3 1298.8 1357.3 1217.3 1179.3 2000 12049 2000 708691 2488657 0.2 2000 575318 注1：该值为实测运行点在风机性能曲线上的对应值，见图5。

若风机局部本体改造后，风机运行效率有较为明显的提高，尤其是在高负荷，取得较好的节能效果。按机组年均负荷209MW，年运行小时6000小时计算，两台引风机本体节能改造后每年比机组技术改造前节电约249.0万 kWh，厂用电率约下降升0.2个百分点，每年约节省95万元。

耗能量计算过程中，改后的风机效率是根据风机性能曲线对应效率估算的，可能与风机改造后实际运行情况存在偏差，同时试验状态没有覆盖机组长期运行工况，所以预估耗电量与实际耗能量相比可能略有误差，但不影响总体能效分析结论。

4）引风机局部本体改造工程费用评估:

风机本体改造仅需更换一级叶片，一台机组两台风机的改造费用预计在150万元(但近来各风机制造厂生产任务饱满，上述价格可能有变化)，预计不到一年半便可回收改造成本。经济性非常合理建议采用此方案对引风机进行节能改造。