风机实验台（共8篇）
风机实验台 篇1
0引言
冷风机是食品冷冻、冷藏工业中应用最为广泛的换热设备,其结霜问题严重影响食品的质量及能源消耗。为了最大限度地节约能源和降低运行成本,除了定期对冷风机除霜外,还必须了解结霜对冷风机性能的影响,并探讨降低结霜速率的措施。
在空气冷却器结霜方面前人做了很多研究,结霜量与库内空气的温度、含湿量及空气流量有关,而且霜层的物理性质和结构也随结霜时间变化而变化[1]。
文中是以一实际冻结间内吊顶式冷风机为研究对象,对冷风机的结霜特性进行理论分析,建立数学模型。阐述了随着霜层的生长,空气冷却器的传热面积、传热系数以及空气侧压降的变化规律。进一步分析冻结间内空气相对湿度、冷风机进口空气干球温度以及迎面风速等对霜层生长的影响。并将仿真计算结果与实验测量的参数对比分析,修正模型,进而分析蒸发器的传热效率和制冷能力。
1实验用冻结间介绍
文中以华中地区某禽类加工厂(拥有5条屠宰加工生产线,年屠宰商品鸭7 000万只、加工各类鸭肉制品1.2×105 t)一冻结间为实验对象。该冻结间位于北纬32°08′,夏季室外计算干球温度31 ℃,室外计算相对湿度(最热月月平均)80%[3]。
冻结间采用造价较低的砖混结构,8个冻结间并排建造在一起,坐南朝北,本实验利用了其中一个360 m3的中型土建式冻结间。该冻结间布置三组吊顶冷风机(浙江绍兴龙中王空调制冷设备有限公司生产GF-350型,每组配备电机功率2×1.1 kW,蒸发面积350 m2),制冷系统是带氨泵的两级压缩一级节流中间完全冷却循环,采用热氨冲霜、霜层脱壳时喷水冲霜的方式。
2结霜特性的仿真
2.1 几点假设
为简化分析,文中做以下几点假设:
1)翅片结霜是均匀的,霜的热物性参数始终保持不变,霜层增长为一维稳态;
2)结霜过程中,热负荷保持不变;不考虑制冷剂在蒸发器内的过热影响及过热区压力降,且制冷剂在管内流动也作为一维看待,其流速恒为常数;
3)从开始结霜那一时刻起,假定蒸发器进口空气状态参数均匀分布且不随时间而变化,盘管内制冷剂的流动方向与蒸发器来流空气处于逆流状态;
4)霜层的密度增大是空气中的水蒸气在传递压力的作用下扩散到霜层的内部,并在极短的时间充满霜层的多孔间隙。
2.2 仿真运行条件
文中采用C语言作为仿真计算工具,数据来源于华中地区某禽类加工厂制冷值班室,编程用所有公式详见文献[4]。
输入参数:进、出口空气干球温度、相对湿度;冷库所在地大气压值;肋片的结构参数、金属材料的导热系数;净通道断面空气流速、迎面风速及空气平均运动粘度、平均导热系数、定压比热;热流密度;制冷剂(氨)沸点温度、进出口温度;制冷剂侧及空气侧污垢热阻;蒸发器盘管内外径及长度;结霜时间以及冷间设计所需的制冷量等参数。
输出参数:霜层厚度、霜层导热系数和霜层密度;结霜工况下空气冷却器的总传热面积及传热系数;空气侧压降等参数。
2.3 仿真结果及分析
图1是传热面积和传热系数随着冷风机运行时间变化的曲线,图2是传热面积、传热系数递增率及空气侧压降随霜层厚度增加而发生变化的曲线。
从图1和图2可以看出,随着结霜过程的进行,冷却表面的传热面积和霜层的厚度逐渐增大,总传热系数则是呈减小趋势。在冷库开始降温的一段时间内,冷却表面上结霜很快,但随后就变得越来越慢了。
图2给出了空气侧压降随霜层增长的变化关系:在霜层增长到8.5 mm～9.5 mm之间时曲线出现拐点,原因是此时霜层增长速度变慢,霜层密度变大,造成来流风速不均匀,使风机的工作点发生偏移,导致空气侧压降稍微增大,随后趋势逐渐平缓。图2也反映了在结霜工况下,空气冷却器的传热面积和传热系数的变化幅度。
在保持相对湿度95%不变,干球温度分别为248 K,253 K时盘管表面结霜厚度的变化,说明干球温度越低,结霜的速度越快。相对湿度改变时,结霜速度有明显的差别。相对湿度越高,说明空气中所含的水分越多。随着结霜过程的深入,高湿度运行时由于凝结出来的水分较多,结霜比低湿度运行要严重得多。因此,在相同的干球温度下,库内空气的相对湿度越高,结霜的速率就更快,盘管结霜就越严重。仿真结果也表明了迎面风速对结霜的影响。风速较高,一方面能强化空气侧的换热;另一方面由于风量较大,空气的温降较小,蒸发温度相应较高,翅片表面温度较高,对抑制结霜有利,但空气侧压降也明显增大。
3仿真结果实验验证
3.1 实验介绍
通过分析冷壁面的霜层形成和霜层结构机理,按照实验方案构想,经华中地区某禽类加工厂设备科同意,以该厂8号冻结间的冷风机为实验平台,对仿真的结果进行验证。
由于霜层表面具有粗糙、松脆的特性,其定义难以准确,厚度的精确测量难度也很大。因受实验条件的限制,文中采用的测量方式是:利用游标卡尺直接测量结冰盘管的外径,然后减去未结冰时盘管外径得到盘管外冰层的厚度,所得数值除以2。值得注意的是该方法在测量过程中会影响风速,而且测量时间要尽可能的短。实验中冰霜层厚度是在对冻结间内蒸发器热气—水冲霜完毕,装满冷冻产品后,降温开始那一时刻起,每间隔10 min测试一组冰厚数据。其中,测量值1和测量值2是指在同一时间内,盘管上相异两测点的霜层厚度测量值。
3.2 数据分析
通过测量计算,冰霜层厚度增长随降温过程进行的变化曲线见图3。测量时,赶上冷包车间工人挑选冻品,库门开启频繁,库温波动较大,对降温、盘管结霜有极大影响;另外,在时间控制上不可能很短以及测点选取不佳等因素,即人为、环境及仪表精度的影响,使测量值与仿真值存在一定的偏差,但总的来说仿真值和测量值基本吻合,符合理论分析。从图3看出,霜层的生长过程是非线性的,呈不均匀分布。前2 h,霜层生长速度比较缓慢,原因是刚运行时,空气中凝结析出的水分在翅片管表面形成一层致密冰霜层,其密度较大。在2 h～10 h范围内,霜层增长率显著增大,原因是由于翅片管表面上已有了霜层,再次析出的冰晶颗粒与翅片管表面已有的冰晶颗粒互相叠加,形成蓬松的多孔性霜层。从10 h～14 h期间,霜层增长速度再次变慢,这是由于空气中的水蒸气一部分渗透到蓬松的霜层内部,增加霜层密度,另一部分凝结析出成冰霜,增加霜层厚度[5]。
从图2,图3可以看出:参数变化趋势一致,仿真值和实验值也吻合较好,基本反映了蒸发器结霜的变化规律,说明计算模型基本可行、方法可靠且符合理论分析,具有一定的实际意义。
4结语
1)随着结霜的进行,冷却表面的传热面积和霜层的厚度逐渐增大,总传热系数呈减小趋势。
2)空气侧压降在霜层增长到8.5 mm～9.5 mm之间时出现拐点。
3)冷风机进口干球温度越低,结霜的速度越快;在相同的干球温度下,库内空气相对湿度越高,结霜速率越快,盘管结霜越严重。
4)迎面风速越高,对抑制结霜越有利,但空气侧压降也明显增大。
摘要：以一实际冻结间的冷风机为研究对象,探讨了冻结间内空气的相对湿度、冷风机进口空气干球温度以及迎面风速等对霜层生长的影响,并以确定冻结间的冷风机为实验平台,对仿真结果进行验证:仿真结果与实验结果吻合较好,说明了所建立的蒸发器数学模型是合理可行的。
关键词：冷风机,结霜特性,冻结间
参考文献
[1]刘凤珍,陈焕新.降低结霜速率问题的研究[J].长沙铁道学院学报,2000,18(3):67-68.
[2]W.F.Storcker.How frost formation on coils affects refrigerationsystems[J].Refrigerating Engineering,1957,65(2):42-46.
[3]李建华,王春.冷库设计[M].北京:机械工业出版社,2003.
[4]刘恩海.低温冷风机结霜特性的研究及其融霜方法的改进[D].西安:西安建筑科技大学硕士学位论文,2006:12.
[5]杨自强,陆亚俊.冷风机结霜特性的实验研究[J].哈尔滨建筑大学学报,1997(1):178-179.
风机实验台 篇2
【关键词】火电厂；锅炉引风机；常见故障；对策研究
一、前言
电力企业的发展使得火电厂扩大了锅炉的容量，这也使得引风机的需求不断提高。火电厂的锅炉引风机多是属于静叶可调轴流引风机，主要通过叶轮的旋转发动产生的动力，将锅炉里的烟气引入烟囱中。由于引风机长时间的运行，加上所处的环境恶劣，使得引风机出现故障问题的几率高，不仅耽误了火电厂的正常工作，还给火电厂埋下了安全隐患，因此我们应该重视其常出现故障的原因，找出解决的方法以推动电力事业的发展。
二、引风机常见的故障以及解决的方法
1、引风机震动
1.1故障原因
震动是引风机最常出现的情况，也是对引风机影响最大的故障，因为引风机出现震动的原因十分复杂，诊断维修时间长，影响火电厂的工作效率，而且由于震动造成的意外事故影响范围大，会给火电厂带来巨大的经济损失，因此应该引起我们的重视。对于引风机出现震动的表现主要分为两种，即突然震动和持续性震动。
（1）突然震动。突然震动一般发生在火电厂工作负荷重、需要频繁变动的情况下，原因可能是：①引风机的转子在平时的运转过程中由于积累了许多的灰尘和油脂等，使得出现突然脱落情况。②引风机在锅炉工作负荷大的情况下长时间的运转[1]。
（2）持续性震动。持续性震动会随着时间的变化而使得震动幅度不断增强，其产生的原因大部分是因为机械的原因引起的，比如引风机的轴承出现损坏、联轴器没有对中等、机械出现磨损等，机械的原因导致引风机在工作时因为运行不平均衡而出现震动，并在震动过程中加剧机械的磨损伤害，令震动幅度提高。
1.2解决故障的方法
解决震动故障则首先应该判断引风机是因为自身的原因产生振动，还是由于受到拖动电机的影响而产生风机共振，然后根据判断的结果进行故障原因排查，但是在排查过程中应该注意的是，引风机出现震动的主要原因是因为叶轮的运转不平衡，而导致叶轮运转不平衡的原因是叶轮上面存在结垢或者磨损情况，因此解决震动故障可以从这两方面着手。
（1）结垢的处理。对于叶轮上存在结垢的问题，最有效的处理方法是为叶轮进行除垢处理，常用的手段为高压气体的除垢方法、气流的除垢方法和喷水除垢方法。其中高压气体的除垢方法主要是在引风机停止运行时使用高压气体对叶轮进行清理，这种方式除垢迅速且效果好，一天之内可以多次重复进行；气流的除垢方法不用借助外界的工具，而是利用引风机排气的性能，通过特制的喷嘴将烟气喷洒到叶轮之上，以消除污垢，这种方法不需要借助外界的工具，结构简单，利用引风机的特性达到良好的效果；而喷水除垢的方法顾名思义，即是通过喷射叶轮上的污垢方式达到除垢效果，这种方式虽然操作简单，且经济成本低，但是其存在除垢的时间长，效果不尽人意的缺点。
（2）磨损的处理。对于叶轮出现磨损的情况处理主要采用提高叶轮耐磨损的能力和提高除尘器的效果两种方法，其中处理最有效的手段是提高叶轮耐磨损的能力，将满足耐磨损、耐高压条件的材料经过特殊处理后，将其改变为粒子流喷到叶轮表面，让叶轮的耐磨损能力提高，且阻隔空气与叶轮表面的接触，抗氧化效果好，延长叶轮的使用寿命。
2、引风机漏油
2.1故障原因
引风机出现漏油的情况可以分为引风机控制头出现漏油、轴承箱的密封件出现漏油、液压缸出现漏油以及引风机润滑油系统出现漏油，出现这些情况的原因有引风机密封元件的质量不过关、密封件存在老化情况、使用的润滑油质量不过关等。
2.2解决故障的方法
引风机出现漏油的情况除了由于压力差导致密封件出现空隙之外，还和密封的装置设计、结构、安装以及维护息息相关，因此在引风机运行过程中，检修人员应该定期或者不定期的检查密封装置的情况，装置是否一直处于密封状态，保持油压的稳定以避免因为压力差而产生间隙，防止润滑油泄露。比如由于使用毛毡的密封方式常常会出现漏油情况，为了解决这一问题，可以选择在转动的轴承外侧使用橡皮圈等挡油圈物件来防止漏油的情况，其中挡油圈应该根据轴承的大小选择适合的尺寸，以确保能有效的发挥作用，用离心力来使得润滑油重新甩回油箱[2]。
3、轴承温度过高
3.1故障原因
轴承温度过高是引风机常见的故障之一，轴承温度的骤升会加重引风机的工作负荷并令其停止运行，使得检修人员必须对引风机进行抢修该能确保火电厂正常工作，造成轴承温度高的原因有：①冷却风机因电压负荷大导致跳闸或者运转力度不足，无法有效的对轴承进行降温。②轴承冷却风机入口处滤网出现堵塞状况，使得冷却风机无法正常运转。③处于轴承的润滑油油质差，甚至出现变质，影响轴承的有效运转，引起发热。④烟气的温度过高使得引风机的轴承温度上升快。⑤杂质进入轴承箱之中，使得引风机的轴承出现故障。
3.2解决故障的方法
在解决轴承温度过大的故障前，检修人员可以预先倾听轴承运转的声音以及震动情况等来事先判断可能出现故障的原因，以便提高排除故障的效率。在引风机正常运行时，检修人员应该根据轴承可能会出现的问题，提前进行预防措施，比如应该有计划的对轴承里的润滑油进行检查，确保润滑油不会出现过期、污染等质量原因，保证轴承的正常运转，其次应该严格监控轴承的质量，避免其存在老化和磨损等不良情况，最后重视冷风机组的检查，确保冷风机组能运行良好。
三、结束语
震动、漏油以及轴承温度过大会影响引风机的正常运行，阻碍火电厂的正常工作，因此我们应该重视其解决的措施，减少故障的产生，以确保火电厂工作高效率的开展。
参考文献
[1]崔战胜，鲁尚鑫，王江伟.火电厂锅炉引风机抢风问题与应对措施分析[J]，科技传播，2014，11（12）；147-148
风机实验台 篇3
冰温温度带,指的是零摄氏度到生物体冻结点温度之间的温度区间。在此温度区间贮藏、后熟、干燥和流通的食品被称为冰温食品,它在保持食品鲜度和风味等方面具有独特优势。冰温贮藏设备与普通的冷藏设备相比,最大的区别在于冰温库温控精度高,必须保证库温在很小的范围内波动。普通的组合冷库实际库温为t±2～3℃(t为设定库温),而冰温库为t±0.5℃,一般冰温库的温度设定范围是-5～0℃[1,2,3]。因此,常规的开停机制冷方式,无法满足冰温库的温控精度要求。一般来说,在同一工况温度下,随着风机运行频率的增大,蒸发器空气侧的对流换热系数也相应增大, 由于空气侧为冷风机传热热阻的主要侧,因而蒸发器整体的换热系数增大[4],所以,可以通过调整风机频率来控制制冷量的大小。本文用冷风机变频制冷,为冰温库的温度控制提供一个新手段,不仅能够解决温控精度要求,还能有效的降低风机能耗[5,6,7,8]。
1 实验系统及实验方法
1.1 试验台简介
本实验用冰温库外形尺寸:长×宽×高=3.4 m×2.5 m×2.4 m,围护结构隔热层为厚150 mm的聚苯乙烯泡沫塑料,库板内外层为喷塑钢板。变频器控制冷风机电源,制冷系统原理图如图1所示,实验是针对空库进行,冰温库放置于室内,实验期间,控制环境平均温度稳定在27℃。本实验采用铜—康铜T类热电偶作为测温元件,库内均匀布置12个测温点,实验中是控制库内平均温度,库外6个测温点。采用美国国家仪器公司SCXI-1001数据采集设备及其配套软件,能够自动进行温度测量和数据处理。
1.2 主要实验设备
RL-20可调转速压缩冷凝机组
D型系列氟利昂吊顶式冷风机
MITSUBISHI变频器FR-R740-0.75K-CH(1～400 Hz)
1.3 实验方法
实验设定库温为-1℃和-5℃的两个工况,用电加热来模拟库内的热负荷,分别以200 W和400 W进行实验,风机采用开停机和变频两种工作方式。开始实验前,先将库温在设定工况下稳定1 h,然后开始开停机和变频实验。
实验采用MITSUBISHI变频器,能进行1～400 Hz的无级变频。开停机实验,通过风机的开停来维持库温平衡,频率为50 Hz;变频实验,在0～50 Hz之间进行调频,以控制风机转速。
2 实验结果及分析
图2和图3分别表示了风机开停机和风机变频对库内温度的影响。从图2中可看出,库温波动周期为7 min左右,基本能维持在-1±0.5℃。图3中,采用变频调节,库温的波动周期为13～15 min,温度变化率小,有利于温度的控制,完全可以控制在-1±0.5℃。对比图2和图4,图3和图5,可以看出库内热负荷的增大,库温回升速度加快,制冷降温速度减小。
图6和图8表示了工况-5℃时风机开停机对库内温度的影响,由图可见,温度波动周期为16～18 min,最高温度回升达到1.2℃,已经超过-5±0.5℃的范围,在此工况下,常规的风机开停已经无法满足冰温库的要求。图7和图9表示了-5℃时风机变频对库内温度的影响,最大温度波动为±0.5℃,满足冰温库的温控精度要求,温度波动周期为24～29 min,温度变化线平缓,库内的温度变化率小。
综上所述,风机变频可以延长温度波动周期1.5～2倍,减小温度变化率;库内热负荷的增大,库温回升速度加快,制冷速度减小;-5℃工况下,采用风机开停机,最高温度回升达到1.2℃,不满足±0.5℃的温控精度要求,采用风机变频,则完全符合±0.5℃的温控精度要求。
3 结论
通过对冷风机进行的开停机实验和变频实验比较,结果表明,冷风机变频可以有效减小库内温度波动,提高温控精度。本文实验是根据经验手动调节风机频率,实现自动控制如采用模糊控制技术,有待于今后进一步研究。
参考文献
(1)刘志鸣,万金庆,王建民.日本冰温技术发展史略(J).制冷与空调,2005,(3):70-74.
(2)石文星.关于冰温库蓄冷性能的研究(J).天津商学院学报,1993,14(2):11-15.
(3)申江,刘斌,李林.冰温贮藏保鲜关键技术(C).第3届中国食品冷藏链新设备新技术论坛,2007,10:7-13.
(4)刘训海,姜敬德,等.低温冷库冷风机的变频节能研究(J).制冷学报,2008,5:51-58.
(5)Kennedy,C J.Future trends in frozen foods and in Manag-ing frozen foods(M).Woodhead Publishing Limited,2000.
(6)康景隆.食品冷藏链技术(M).北京:中国商业出版社,2005.
(7)傅伟林,刘训海,刘鹏,等.低温试验冷库的设计(J).制冷与空调(四川),2005,(4):54-56.
1#汽动鼓风机风机轴瓦更换 篇4
包钢热电厂1#鼓风机风机型号为德国曼公司生产的AV85-16, 风机轴承为直径Φ280圆筒型滑动轴承, 该机组从2005年投产以来曾经遭遇两次断油事故, 汽轮机和风机的轴瓦瓦面均有不同程度的磨损。事故之后我们先后两次对轴瓦瓦面进行了人工刮瓦着点校核, 机组再启动后风机轴瓦温度较原来高, 尤其是高压侧轴瓦温度较原来上升了10度左右, 两块轴瓦的振动也相应的有所增加, 见表1, 风机高压侧轴瓦温度最高时上过102度, 已经超过报警限值, 成了安全稳定运行的一个重大隐患。为了彻底消除隐患, 经研究决定对两块事故轴瓦进行整体更换。
此次更换轴瓦前, 我们曾经对本厂的7#电动鼓风机进行了投产后的第一次中修, 7#鼓风机的风机型号为AV85-17, 与1#鼓风机的结构形式完全一样, 只是多了一级动叶片, 而其轴瓦各部分的尺寸完全相同。在7#电动鼓风机的检修过程中我们曾发现轴瓦与轴承座自然状态下, 轴瓦与轴承座止口处配合部分在轴向和径向上均存在间隙。我们将轴瓦在轴向和径向上推到一侧, 经过实际测量得到数据见表2。
在国内滑动轴承轴瓦瓦垫与轴承座止口之间的间隙配合标准应该是0.02mm的塞尺下不去, 针对这一实际状况, 我们并没有冒然按照以往的检修标准去人为地将间隙消除掉。而咨询德国曼公司的技术人员后被告知间隙的存在是正常合理的, 但并没有提供其理论依据, 在这种状况下我们开会研究决定对轴瓦与轴承座之间的配合间隙不做任何的变动, 在做好数据记录后进行统一回装。中修后的7#鼓风机启动后正常, 其轴瓦温度和振动运行参数均为优良。
2 更换方案
鉴于7#电动鼓风机的检修经验, 此次1#鼓风机更换整个轴瓦时, 轴瓦与轴承座之间的止口间隙就参照7#鼓风机数据进行。其具体更换步骤如下:
(1) 将要更换的两块轴瓦用洗油清洗干净, 并做好标记。
(2) 确定轴瓦下瓦标高尺寸, 以原来轴瓦下瓦垫里面的垫片厚度为参考, 结合实际风机转子的油档和汽封间隙确定下瓦垫的垫片厚度。 (新瓦上下瓦六个瓦垫里配的白钢垫片厚度均为1.40mm) 。
(3) 确定下瓦两侧瓦垫里面的垫片厚度, 确定时参考轴瓦瓦垫与轴承座之间止口的径向间隙数值 (瓦垫与轴承座之间的止口轴向间隙无调整垫片) , 同时对下瓦的三个瓦垫进行着点研磨校核, 其瓦垫着点接触为线接触。
(4) 落转子校核轴瓦侧部单边间隙数值。
(5) 盘转子对轴瓦下瓦瓦面进行着点校核。
(6) 上轴瓦瓦垫的两侧垫片厚度参照下轴瓦两侧垫片厚度数值来进行, 上轴瓦的顶部垫片厚度以紧力为参考值进行确定。
(7) 校核轴瓦顶部间隙及紧力。
3 更换后的实际运行参数
结语
此次风机更换轴瓦后, 其轴瓦的各项参数指标均达到了优秀标准, 轴瓦更换取得圆满成功。解决了机组运行时所暴露出来的问题, 为机组的安全稳定运行奠定了良好的基础, 也为我们今后检修同类型的机组积累了宝贵的经验。同时, 轴瓦瓦垫与轴承座之间的间隙存在也给我们留下了思考的问题, 其理论依据还需要我们不断的加以总结和探索。
摘要：在包钢热电厂1#鼓风机中修更换轴瓦过程中, 并没有按照传统检修理论, 人为的消除轴瓦瓦垫与轴承座之间存在的间隙, 而是遵循着客观事实将间隙控制在一定范围内。为今后同类型机组的检修积累了宝贵的经验。
关键词：滑动轴承,轴承座,更换方案
参考文献
风机实验台 篇5
近年来,火力发电企业脱硫装置的运行情况已成为国家环境保护督查的重点内容,脱硫设施投运率在90%以上是国家环保核查的基本要求。国家环保部下发文件明确规定:“脱硫设施投运率在未达到90%以上的,按比例扣减停运时间所发电量的脱硫电价款”。由此,因增压风机故障停运带来的脱硫投运率不足问题,使火电企业面主机被迫停运和增发电量接受处罚的两难选择。
大唐户县第二热电厂2010年10月和2011年1月2#脱硫增压风机发生两起动叶断裂脱落,导致全部动叶损坏的严重故障,返厂检修至少需要14 d时间,脱硫装置长时间停运,投运率达不到环保要求。第一次增压风机故障,被迫选择了停运主机的方案,停运期间少发电量7 200×104kW·h,为企业带来巨大损失。第二次增压风机故障,选择了用锅炉引风机代替增压风机,使脱硫装置继续投入运行的方案,不仅保证了脱硫装置投运率,还为企业增发电量3 240×104kW·h,按0.3元/(kW·h)计算约972×104元,取得了明显的经济效益。
1 技术分析
1.1 锅炉引风机带脱硫装置运行的可行性基础
引风机的流量和全压裕量系数在设计、制造时人为放大,引风机裕量系数可达到20%~30%,由于引风机本身余量较大,脱硫增压风机停运检修,引风机的余量极有可能能够克服脱硫塔和沿程管道的阻力[1]。具体需要进一步进行试验论证。
1.2 锅炉引风机带脱硫装置运行的可行性分析
引风机的最大出力是在BMCR工况下,克服锅炉烟气系统的烟道阻力设计的,仅能满足锅炉BMCR工况下自身的运行需要。在用锅炉引风机带脱硫装置运行的条件下,机组只能在较低负荷下运行。我们必须寻找出引风机能够克服脱硫装置烟气系统阻力的最大负荷点,即能使烟气正常通过脱硫装置,达到烟气脱硫后排放的目的,还能使机组发电负荷最大,尽可能多发电。
1.2.1 烟气通过脱硫装置所需要消耗的总压力
通过对2#机组在150 MW和200 MW工况下,增压风机出口压力的历史曲线进行了查询,发现在这两负荷时,脱硫烟气分别需要约1 500 Pa和2 000Pa的初始压力就可克服脱硫装置的烟气系统阻力,满足烟气脱硫的需要。
1.2.2 锅炉引风机能为脱硫烟气提供的压力
锅炉引风机设计的总压力为4 450 Pa,在2#机组负荷170 MW工况下,引风机静叶开度为40%左右,运行电流为100 A左右,相对额定电流238 A还有较大的余量。
因而,我们可得出在较低负荷下,锅炉引风机可以提供足够的压头,使锅炉尾部烟气克服脱硫装置的系统阻力,达到烟气脱硫后排放的目的。
2 锅炉引风机带脱硫装置运行的试验
大唐户县第二热电厂按照事先论证和预想的方案,对锅炉引风机替代增压风机投运脱硫装置进行了试验,取得了成功,机组运行稳定,相关运行参数如表1。
锅炉引风机带脱硫装置运行经验总结:
a)锅炉引风机带脱硫装置运行方式下,脱硫装置投运时必须缓慢进行,防止引风机发生喘振,造成锅炉负压不稳等不安全现象;
b)脱硫装置停运时,旁路挡板前的压力处于最高点,若旁路挡板开启速度过快,对引风机和炉膛负压影响非常大。操作时,必须非常谨慎;
c)引风机带脱硫运行机组,燃烧低硫份高热值的优质煤,有助于锅炉运行稳定,运行中机组带固定负荷,固定磨煤机运行,尽可能避免进行切换磨煤机、大幅加减风量等调整操作,以保证锅炉运行的安全。
3 锅炉引风机带脱硫装置运行时对机组的影响
3.1 引风机喘振问题
锅炉引风机原设计运行工况出口为微负压,现在出口运行压力在1 700 Pa左右,其性能曲线发生平移,运行时易发生喘振影响运行安全,且工作效率有所下降,而且影响到引风机安全运行。针对这种情况可以采取以下运行措施来预防:
a)脱硫装置投、退时要缓慢操作,确保引风机不发生喘振,保持炉膛负压平稳,确保机组运行安全;
b)在关闭旁路挡板时,注意控制引风机A、B的电流,尽量保持电流偏差不超过5 A,运行磨煤机尽量固定,避免进行切换磨煤机的操作,风量调整时缓慢,避免风量大幅波动;
c)机组运行中带固定负荷;
d)做好引风机喘振事故预想。
实践证明,做好以上四点,基本能够避免和防止引风机喘振带来的不利影响。
3.2 旁路挡板漏烟问题
引风机带脱硫装置运行期间,旁路挡板前压力在1 000 Pa到2 000 Pa,远高于平时运行的微负压,旁路烟气泄漏肯定较大。停机检修期间,处理和改善旁路挡板密封情况;检查密封风系统畅通且分布合理;运行中保持挡板密封风系统投运正常,确保挡板密封风压力高于旁路挡板前烟气压力500 Pa以上[2],可以减少烟气泄漏,达到环保的要求。
3.3 引风机出口膨胀节及烟道正压运行问题
引风机出口膨胀节及烟道设计正常时为负压运行,现为1 000 Pa以上的正压运行,部分地方有烟气泄漏出来。另外膨胀节在正负交替压力下运行,使用寿命会降低。建议在机组停运检修时对烟道漏风点进行检查消除,提高膨胀节的耐压强度。
3.4 机组可带负荷较小
因为是利用引风机余量带脱硫装置,因此机组不能带大负荷,只能作为脱硫增压风机故障,需长时间停机检修情况下的应急方案。
4 锅炉引风机带脱硫装置运行技术经济性分析
4.1 增压风机故障期间主机停运的经济性分析
主机停运情况下,脱硫投运率满足90%的要求,环保无考核。但发电厂发电量减少,计算如下:
按机组日平均负荷240 MW计算,15 d少发电为240×24×15=8 640×104kW·h,按上网电价0.3元/(kW·h)计算发电厂损失约2 592×104元,扣除发电平均成本0.2元/(kW·h),发电厂损失净利润约864×104元。
4.2 增压风机故障期间主机运行、脱硫停运的经济性分析
主机运行情况下,当月脱硫停运率不满足80%的要求,按环保部下发的文件,扣减该期间发电脱硫电价0.015元/(kW·h)的6倍,每度电扣减0.09元,经济性计算如下:按机组日平均负荷240 MW计算,15 d发电量为240×24×15=8 640×104kW·h,按上网电价0.3元/(kW·h)计算发电厂获电价款约2 592×104元,扣除发电平均成本0.2元/(kW·h)和环保核减电价0.09元/(kW·h),发电厂获得净利润约86.4×104元。但该情况下未考虑脱硫跨月停运时相邻月份投运率不足面临的环保考核和发电企业脱硫超标排放应缴纳的排污费用。
4.3 增压风机故障期间主机运行,引风机带脱硫运行的经济性分析
该运行方式下,脱硫装置投运率满足80%的环保要求,按环保部下发的文件,扣减该期间发电脱硫电价0.015元/(kW·h)的2倍,每度电扣减0.03元,经济性计算如下:
按机组日平均负荷160 MW计算,扣除投运准备和故障恢复期5 d,10 d发电量为160×24×10=3 840×104kW·h,按上网电价0.3元/(kW·h)计算发电厂获电价款约1 152×104元,扣除发电平均成本0.2元/(kW·h),发电厂获净利润约384×104元,再扣除环保考核0.03元/(kW·h),发电厂最终获净利润268.8×104元。该情况下未考虑机组低负荷工况下运行发电成本相对较高的不利影响。
5 结语
脱硫增压风机故障检修情况下,用锅炉引风机代替增压风机使脱硫装置投入运行,是企业解决增压风机故障问题的一个技术创新方案。它不仅保证了脱硫装置的投运率,还给企业增发了电量,为火电企业赢得了非常明显的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]叶勇健.引风机和增压风机合二为一模式探讨[J].华东电力,2007,35(H):106-109.
风机实验台 篇6
近年来, 国家环境保护督查的重点内容逐渐转向火力发电企业脱硫装置的运行情况, 保持脱硫装置“长期、稳定、高效、达标”投运是企业顺利通过国家环保核查的基本要求。国家环保部“环办【2009】8号文”及《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》中均明确规定:“脱硫设施投运率在90%以上的, 扣减停运时间所发电量的脱硫电价款;投运率在80%-90%的, 扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。”。受脱硫增压风机故障的影响和制约, 造成脱硫增压风机停运检修, 进一步导致脱硫投运率不足, 在这种情况下, 因主机脱硫停运, 使得火电企业面临被迫停运和增发电量接受处罚的境地。
1 锅炉引风机带脱硫装置运行试验前准备工作
1.1 锅炉引风机带脱硫装置运行的可行性论证
1.1.1 烟气通过脱硫装置所需要消耗的总压力。
如图1所示, 通过查询2号机组分别在150MW和200MW工况下增压风机出口压力的历史运行曲线, 发现在这两种负荷下, 脱硫烟气在1500Pa、2000Pa的初始压力下, 就可以克服脱硫装置的烟气系统阻力, 进一步满足烟气脱硫的需要。
1.1.2 锅炉引风机能为脱硫烟气提供的压力。
根据设计要求, 锅炉引风机的总压力为4450Pa, 在负荷170MW的工况下, 2号机组引风机静叶开度、运行电流、相对额定电流分别为40%、100A、238A。
通过对比分析上述运行工况, 在较低负荷下, 可得出锅炉引风机可以提供足够的压头, 使得锅炉尾部烟气进一步克服脱硫装置的系统阻力, 进而对烟气进行脱硫处理, 然后进行排放。机组实际能带的最大负荷点, 可以在实际运行中通过试验确定。
1.2 试验相关的保护逻辑修改工作
1.2.1增加锅炉MFT时保护开启脱硫旁路挡板, 关闭原烟气挡板逻辑 (原为锅炉MFT连锁跳增压风机, 再由增压风机连开旁路挡板) 。
1.2.2屏蔽2号增压风机入口压力超-1000Pa至500Pa范围, 保护联开旁路挡板逻辑 (试验时增压风机入口压力将超过500Pa) 。
1.2.3 屏蔽2号增压风机停运, 旁路挡板联开逻辑。
1.2.4 屏蔽2号增压风机动叶开度小于10%联开旁路挡板逻辑。
1.3 编制2号脱硫装置进烟步骤运行措施
1.3.1 号机组负荷降至150MW, 保持磨煤机A、B、C运行, 保持磨煤机A煤量在20t/h左右, 煤质尽量好。
1.3.2 试验小油枪投入正常。
1.3.3 脱硫吸收塔系统投入运行。
1.3.4 联系集控, 2号脱硫装置准备进烟。
1.3.5 开启2号脱硫装置净烟气挡板。
1.3.6 开启2号脱硫装置原烟气挡板。
1.3.7 在关闭旁路挡板前, 机组不应进行其它任何操作, 值长应通知外围各专业停止可能影响到主机运行的操作。
1.3.8机组长安排巡检两名分别到旁路挡板及引风机处, 拿好对讲机及巡检工具, 在关闭旁路门时加强和机组长联系。
1.3.9脱硫值班员先手动缓慢关闭2号机组脱硫旁路挡板1, 在关闭旁路挡板时, 机组长应注意锅炉炉膛压力波动情况, 加强监视锅炉引风机的运行电流、振动、出入口压力、各部温度的波动情况, 防止引起引风机喘振。在开大引风机静叶时, 应注意保持静叶开度不能大于90%或保证引风机电流不大于230A。在关闭旁路挡板时, 如炉膛负压变正可适当降低机组负荷, 负荷最低可降至135MW, 在降负荷过程中如发现燃烧不稳可投入小油枪助燃。机组长在监盘时如发现异常立即通知就地停止旁路挡板关闭工作, 若引风机振动、出入口压力、参数及锅炉炉膛压力波动有异常增大趋势且不能控制, 立即全开旁路挡板。
1.3.10脱硫值班员手动缓慢关闭2号机组脱硫旁路挡板2, 在关闭旁路挡板时, 机组长应注意锅炉炉膛压力波动情况, 加强监视锅炉引风机的运行电流、振动、出入口压力、各部温度的波动情况, 防止引起引风机喘振。在开大引风机静叶时, 应注意保持静叶开度不能大于90%或保证引风机电流不大于230A。在关闭旁路挡板时, 如炉膛负压变正可适当降低机组负荷, 负荷最低可降至135MW, 在降负荷过程中如发现燃烧不稳可投入小油枪助燃。机组长在监盘时如发现异常立即通知就地停止旁路挡板关闭工作, 若引风机振动、出入口压力、参数及锅炉炉膛压力波动有异常增大趋势且不能控制, 立即全开旁路挡板。
1.3.1 1 旁路挡板全关后, 系统全面检查一次。
1.3.1 2 若运行1小时后, 工况正常, 可尝试增加机组所带负荷。加负荷时注意加强集控和脱硫联系, 密切关注
前述各相关参数, 发现异常立即停止加负荷工作。
1.4 编写运行注意事项及异常事故处理
1.4.1 机组带固定负荷运行, 在有操作时, 集控机组长、脱硫班长应加强联系。
1.4.2运行中机组长注意密切监视锅炉引风机的运行电流、振动、出入口压力、各部温度的波动情况。若引风机发生喘振、引风机振动、出入口压力、电流或锅炉炉膛压力波动有异常增大趋势且不能控制, 立即全开旁路挡板。
1.4.3挡板全关后前4小时, 每30分钟到就地检查一次引风机的运行情况, 并做好记录。4小时以后按正常巡回检查制要求进行巡检工作。
1.4.4在进行锅炉吹灰、排污等定期工作时, 机组长应提前和脱硫联系。在进行操作时, 操作应缓慢进行, 防止出现炉膛负压的大幅波动。
1.4.5加强对各运行磨煤机的检查和监视。值长应通知燃运保证2号炉煤质, 防止断煤、堵煤等情况的发生;在运行中如必须进行切换磨煤机运行时, 操作应缓慢进行, 防止造成锅炉负荷、压力的大幅波动。
1.4.6锅炉风量调整应缓慢进行, 不要大开大关, 防止造成炉膛负压的大幅波动, 在进行锅炉吹灰时, 可将引、送风机全部放在手动位置。
1.4.7 值长应督促灰控加强对捞渣机的检查, 防止因捞渣机的故障造成机组负荷的变化。
1.4.8 在运行中如发生MFT动作、锅炉灭火等异常情况时, 应按照规程相关规定进行处理。
2 锅炉引风机带脱硫装置运行试验的实施
根据事先的论证, 结合预想方案, 通过试验对锅炉引风机替代增压风机投运脱硫装置进行验证, 试验非常顺利, 机组运行稳定, 相关运行参数如表1所示。
注:引风机B静叶卡涩, 开度受限制.
3 脱炉引风机带脱硫装置运行经验总结
3.1脱硫装置投运时, 实际是靠关闭旁路挡板提高脱硫装置入口压力, 将烟气送入吸收塔进行脱硫。此过程必须缓慢进行, 集控和脱硫加强联系, 防止引风机发生喘振, 造成锅炉负压不稳等不安全现象。在挡板关闭初期压力升高不明显, 旁路挡板1可适当快速关闭, 当旁路挡板2关到50%以下, 引风机出口压力升高到1KPa以上时, 对引风机运行影响较大, 必须缓慢进行。
3.2脱硫装置停运时, 旁路挡板前的压力处于最高点, 此时开启一点点, 烟气节流效果非常突出, 此时旁路挡板开启速度过快, 对引风机和炉膛负压影响非常大。操作时, 必须非常谨慎, 集控和脱硫要加强沟通, 控制好引风机运行状态和炉膛负压确保机组运行稳定。
3.3引风机带脱硫运行机组, 通过对低硫份、高热值的优质煤进行燃烧, 能够确保锅炉运行的稳定性, 机组运行参数正常, 运行中机组负载固定的负荷, 固定磨煤机运行, 加强监视运行的磨煤机, 为了保证锅炉运行的安全性, 切换磨煤机、大幅加减风量等调整操作尽可能避免。
4 试验存在的问题及应对
4.1 引风机喘振问题及应对。
对于锅炉引风机来说, 原设计运行工况出口通常为微负压, 现在出口运行压力为1700Pa, 在运行过程中, 锅炉引风机性能曲线发生平移, 进而容易发生喘振, 对其运行的安全性构成影响。
在关闭旁路挡板时, 在一侧挡板关完后, 就地检查引风机声音明显发生变化, 当引风机出口压力升至1KPa以上时, 引风机A、B会出现明显的抢风现象, 随着引风机出口压力的升高, 引风机的电流波动较大, 比较难控制, 如调节不好, 一侧风机会带不上负荷, 电流回到空载电流附近 (90A左右) , 而另一侧电流会明显增大, 而且电流减小的风机静叶会因为出口压力的升高而出现卡涩, 操作不动的现象, 而且振动值明显上升 (振动值上升约20цm左右) , 就地检查风机声音异常, 有喘振迹象, 出现此问题后, 需开大旁路挡板, 待引风机出口压力降低后将引风机电流两侧调整正常后才能重新开始关闭旁路挡板。当出现此种情况时, 既对引风机安全运行威胁较大, 而且会影响到炉膛负压的变化, 影响锅炉燃烧的稳定。
针对引风机易发生喘振问题我们可以采取以下运行措施来预防: (1) 脱硫装置投、退时, 引风机就地派值班员严密监视, 及时掌握现场情况, 集控和脱硫加强联系, 缓慢操作, 及时调整, 确保引风机不发生喘振, 脱硫稳定投退, 锅炉炉膛负压平稳, 机组运行安全; (2) 在关闭旁路挡板时, 在引风机出口压力升至1k Pa以上时, 引风机A、B会出现明显的抢风现象, 在操作时尽量切为手动调整, 并特别注意控制引风机A、B的电流, 尽量保持两侧电流偏差不超过5A, 挡板关完后, 引风机、送风机调整解列为手动调整, 运行磨煤机尽量固定, 加强对运行磨煤机的检查维护, 尽量避免进行切换磨煤机的操作, 风量调整适应缓慢进行, 避免风量大幅波动; (3) 机组运行中带固定负荷, 如需进行小幅加减负荷工作时, 机组长应与脱硫班长沟通联系后再进行调整, 并安排值班员到引风机就地进行检查; (4) 要求各运行值当班期间做好引风机喘振事故预想, 一旦发生异常时能做到心中有数、沉着应对。
实践证明, 为了避免和防止引风机喘振带来的不利影响, 通常情况下, 需要做好以上四点共走。
4.2 旁路挡板漏烟问题及应对。
在运行过程中, 引风机带脱硫装置的旁路挡板前压力在1000Pa到2000Pa, 与平时运行的微负压相比, 要高出许多, 在这种情况下, 旁路烟气泄漏比较严重。
进行停机检修时, 对旁路挡板的密封情况进行处理和改善, 在一定程度上降低旁路挡板密封缝隙;对密封风系统的畅通性, 以及分布的合理性进行检查;在运行过程中, 确保挡板密封风系统正常投运, 与旁路挡板前烟气压力相比, 确保挡板密封风压力高出500Pa, 进一步减少烟气的泄漏, 满足相应的环保要求。
4.3 引风机出口膨胀节及烟道正压运行问题及应对。
对于引风机来说, 当出口膨胀节, 以及烟道设计正常时, 通常情况下为负压运行, 现为1000Pa以上的正压运行, 造成部分地方存在烟气泄漏。
4.4 机组可带负荷较小, 整体电耗相对升高。
正常情况下, 去掉脱硫增压风机且机组带满负荷, 必须对锅炉引风机进行扩容改造。当前锅炉引风机带脱硫运行可作为脱硫增压风机故障, 需长时间停机检修情况下的应急方案。
5 锅炉引风机替代增压风机投运脱硫装置运行技术综合经济性分析
5.1 增压风机故障期间主机停运的经济性分析。
机组每天平均负荷240MW, 根据计算15天少发电:240×24×15=8640万kwh, 上网电价按0.3元/kwh计算, 那么该发电厂损失近2592万元, 同时扣除发电的平均成本0.2元/kwh, 这时, 发电厂净利润损失864万元。
5.2 增压风机故障期间主机运行、脱硫停运的经济性分析。
主机投入运行时, 当月脱硫停运率不满足80%, 环保按“投运率低于80%的, 扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。”在这种情况下, 需要扣减该期间发电脱硫电价0.015元/kwh的6倍, 也就是每度电扣减0.09元。
5.3 增压风机故障期间主机运行, 引风机带脱硫运行的经济性分析。
对于机组来说, 如果每天平均负荷160MW, 扣除投运准备和故障恢复期5天, 在10天内, 该发电厂的发电量, 根据计算为160×24×10=3840万kwh, 上网电价按0.3元/kwh计算, 那么该发电厂获电价款为1152万元, 同时扣除发电成本0.2元/kwh, 这时发电厂的净利润为384万元。
增压风机故障期间三种运行方式的经济性分析汇总如表2所示。
由表2三种运行方式经济性对比分析可看出, 在增压风机故障期间选择主机运行, 引风机带脱硫运行方式, 企业的净收益最大。
6 结论
在检修脱硫增压风机故障的过程中, 通过锅炉引风机对增压风机进行代替, 进一步使脱硫装置投入运行, 对于企业来说, 这时解决增压风机故障问题的创新方案。一方面保证了脱硫装置的投运率, 另一方面给企业增发了电量, 在一定程度上为火电企业赢得显著的经济效益和社会效益。本方案也可作为火电机组雨季低负荷运行时, 停运增压风机, 节能降耗的运行优化方案。
摘要：脱硫装置的投运率不低于90%, 是当前我国环保法规对火电企业脱硫装置运行的基本要求, 而脱硫增压风机故障检修常使火电企业因环保问题面临主机被迫停运和增发电量的两难选择, 本文通过介绍脱硫增压风机故障检修情况下, 用锅炉引风机成功代替增压风机, 使脱硫装置投入运行的技术创新实例, 为企业解决增压风机故障问题提供了较好的思路;也可作为火电机组雨季低负荷运行时, 停运增压风机, 节能降耗的运行优化方案。
关键词：湿法脱硫,增压风机故障,投运率
参考文献
[1]曾庭华, 杨华, 马斌, 王力.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M].中国电力出版社, 2004.
[2]周至祥, 段建中, 薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].中国电力出版社, 2007.
[3]曾庭华, 杨华, 廖永进, 郭斌.湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行[M].国电力出版社, 2008.
风机实验台 篇7
为了适应日益严格的环保要求,电厂陆续将对脱硝、除尘、脱硫系统进行改造,改造后烟道系统阻力必然发生变化,同时为了提高机组运行的经济性和可靠性,对引风机和增压风机的改造是必然的[1]。
以某电厂330MW机组引风机与增压风机合一改造项目为背景,通过风机改造前试验摸底提出了风机改造的具体方案,并对该方案的投资概算和经济效益进行了分析,为同类型机组风机改造提供依据。
1 设备概述
某发电厂2 × 330MW燃煤机组采用上海锅炉厂生产的SG - 1025 /18. 55 - M725 型锅炉,采用亚临界压力参数、自然循环汽包炉,单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、固态出渣、运转层以上露天布置、全钢架悬吊结构。每台锅炉配置2 台引风机、1 台增压风机。引风机、增压风机参数如表1、表2 所示。
电厂原设计烟气系统没有脱硝装置,原脱硫增压风机后设计有GGH,但经历改造后,由于增加了烟气脱硝装置和取消了GGH,使得引风机和增压风机的运行状态发生了很大的改变,在高负荷运行时,引风机基本满出力而增压风机的出力很小,不仅造成运行的经济性下降,而且对机组的运行安全也产生不利的影响。
同时,通过增引合一改造,还能够有效提高设备运行的可靠性,现在1 台锅炉配备2 台50% 容量引风机和1 台100% 容量增压风机,2 台引风机并联布置,引风机系统与增压风机串联布置,在增压风机出现故障时,机组不得不停机来消缺; 改造后取消了增压风机,2 台引风机并联布置,当1 台引风机出现故障时,机组可以采用单侧风机的运行方式,降至50% 负荷运行,如此可提高设备运行的可靠性。
2 改造前试验
引风机与增压风机合一改造前,需对现有系统及设备进行相关测试,特别是烟道系统阻力、运行风机的参数等进行实地测量,为合一改造后风机选型等提供技术支持。根据测试结果,在BMCR工况下,引风机压头为3832Pa,增压风机全压为2209Pa。现有烟气系统阻力为6041Pa。各工况下蒸汽流量对应的烟气流量如表3 所示。
3 改造方案
该改造方案中,根据电厂已经进行的超低排放的实施方案,在引风机改造过程中需考虑超低排放的要求,保留适当的裕量。
3. 1 引风机烟气流量
根据锅炉各工况蒸汽流量与烟气流量关系,锅炉在BMCR工况( 蒸汽流量1025t/h) 时,单台引风机所需烟气量为285. 12m3/ s。
3. 2 引风机压头
考虑脱硫系统进一步提效,增加1 层催化剂所需的阻力为200Pa。
考虑电厂已经进行了除尘器的改造,但为了适应更高的要求,为下一步上湿式电除尘预留200Pa压头。
根据电厂在进行脱硫增容改造后,脱硫系统阻力为1800Pa。
因此综合上述因素,进行增引合一改造后,新引风机所需的全压头为6478Pa。
按照以上结果和《火力发电厂设计技术规程》( DL5000 - 2000) 标准,新引风机TB工况风量富裕量不低于10% 、压头不低于20% ,对改造后的引风机参数确定如下: TB工况下风机流量为313. 64m3/ s,风机全压为7773Pa,改造后新引风机参数如表4 所示。
根据以上新引风机参数进行了设备的初步选型,初选定为双级动叶可调轴流引风机,风机型号为YU25236 - 222G,初选引风机技术数据如表5所示。
3. 3 主要改造工作
引风机本体需更换引风机机壳和转子组、扩压器等整台风机,由于进气箱和进口膨胀节、出口膨胀节尺寸发生变化,也需进行更换[2,3]。其他方面需改造的工作主要包括:
1) 引风机及电机基础。
增引合一改造中,原引风机及电机的基础可考虑进行加强或拆除重建,但考虑到现场施工中对基础进行加强所需工序较为复杂,投资费用与拆除重建相比节约并不大,建议对引风机基础进行拆除重建。
2) 增压风机本体及基础。
该改造将拆除原有增压风机整台风机,拆除增压风机基础。
3) 引风机与增压风机连接烟道。
该改造中,将拆除原有引风机与增压风机的连接烟道,对引风机至脱硫塔的烟道重新进行设计,原有部分烟道可考虑部分利旧或重新安装,但考虑到此处烟道存在着较强的烟道腐蚀的问题,建议对此段烟道重新设计制造安装。
4) 引风机检修设备。
原引风机转子检修轨道为单轨,起吊重量为8t和12t。新引风机最大起吊重量约为6t,故原风机转子的起吊设施不需改造。
原引风机电机检修轨道为单轨,起吊重量20t。新引风机配套电机最大起吊重量为15. 6t,故原引风机电机的起吊设施不需改造。
5) 电气部分。
机组现有厂用电系统采用6k V和380 /220V两级电压。6k V向本机组的高压负荷如电动给水泵、凝结水泵、磨煤机、引风机、送风机和低压用厂变等供电; 380 /220V向本机组的低压负荷如低压电动机、照明、通风、行车等供电。
此次增引合一改造工程,取消原有各机组6k V脱硫工作段的增压风机回路,经核实原有引风机的6k V开关容量为3150k W,此次改造新引风机选型功率暂定为2900k W,现有设备能满足本次改造要求。此次改造引风机供电电缆也能满足改造要求,不需进行更换。
6) 土建部分。
增引合一改造工程中,拆除了引风机和增压风机的基础,重新安装新的引风机的基础。经核实现有引风机和引风机电机的检修起吊设备完全满足改造后风机的检修起吊的要求,工程中不需改造。
对于现有烟道的支撑梁柱,由于取消了引风机与增压风机的连接烟道,简化了烟气流程,烟道载荷减少,不需对烟道的支撑梁柱进行改造[4]。
7) 热控部分。
该工程采用集中控制方式,利用原有的集中控制室,原有的集中控制室布置在集控楼运转层( 标高12. 6m) 。引风机和增压风机合一改造将新引风机纳入原有的主厂房锅炉DCS系统中,取消原有脱硫增压风机的控制系统,在原有的主厂房锅炉DCS操作员站上完成正常运行工况的监视与调整及紧急事故的处理,不再设置单独的DCS操作员站。引风机和增压风机合一改造改造新增的控制机柜布置在原有集控楼单元机组电子设备间内。
4 经济效益分析
工程静态投资编制基准时间为2015 年4 月,项目静态投资1457 万元,单位投资22 元/k W。按国家发展改革委、建设部发改投资[2006]1325 号文颁布实施《建设项目经济评价方法与参数》( 第三版) 、《火力发电项目财务分析导则》、配套的电力工程经济评价软件及国家现行的财务、税收制度及法规进行评价。
该项目为技改项目,资金来源于自筹资金。
4. 1 原始数据
经济效益分析原始数据来源于国家及电力行业相关规定、业主及设计专业提供的数据。主要数据如表6 ~ 表8 所示。
注: 以上按照机组年可利用小时数按5500h计算。
万元
4. 2 投资回收期
根据家发展改革委发改价格[2015]748 号《国关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》甘肃省上网标杆电价0. 325 元/k Wh,该项目静态投资为1457 万元,静态投资回收期为5. 57a。
5 结语
针对某电厂2 × 330MW机组增引合一改造工程,对改造后的增引合一提出了改造方案以及工程设想,并对该工程项目进行可研深度的投资估算与成本核算,其结论是: 增引合一改造工程技术方案是可行的,项目投资与成本核算是合理的。
此次增引合一改造工程预计静态投资1457 万元,改造后年节约厂用电约2 × 605 万k Wh,预计回收年限约为5. 57a。改造后不仅能取得一定的经济效益,而且为进一步的超低排放提供一定的裕量,同时改造后取消了增压风机,也提高了设备运行的可靠性[5]。
参考文献
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[2]石清鑫,孙大伟,杨静,等.引、增压风机合并改造的烟道优化[J].热力发电,2014,43(12):132-133.
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风机实验台 篇8
关键词：引风机,增压风机,改造,节能,厂用电率
1. 设备概况
安庆电厂一期工程1#、2#机组均为320MW燃煤发电机组, 由上海锅炉厂有限公司设计、制造, 型号为:SG-1036/17.44-M865。锅炉为亚临界压力参数, 自然循环汽包炉, 单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切圆燃烧方式、固态排渣、露天布置、全钢构架悬吊结构。锅炉以最大连续负荷 (BMCR) 工况为设计参数 (见表1) , 最大连续蒸发量为1036t/h。
风烟系统配备两台动叶调节轴流式一次风机、两台动叶调节轴流式送风机和两台静叶调节轴流式引风机。烟气自引风机后进入单台静叶调节轴流式增压风机, 随后经脱硫系统处理后排入烟囱。脱硫系统是烟气从锅炉的引风机出口烟道引出, 经增加风机升压后进入吸收塔脱硫。同时为了确保发电机组正常运行, 锅炉引风机出口与烟囱之间装设了脱硫系统旁路烟道及挡板, 一旦脱硫系统故障时, 该旁路挡板迅速打开, 烟气由引风机出口直接经过旁路烟道进烟囱排往大气, 脱硫系统被保护停用。吸收塔为空塔结构, 玻璃麟片内衬, 内设三层喷淋层, 烟气折向90度朝上流动, 与自三层喷淋而下的浆液进行液气接触, 在接触过程中发生化学反应, 完成脱硫过程。每层喷淋层对应一台循环浆泵, 喷淋层上部布置二级内置式除雾器。脱硫除雾后的干净烟气通过烟囱排出。
2. 改造方案
2.1 改造前的可行性研究
安庆电厂在脱硝改造的同时实施引风机代替脱硫增压风机[1,2,3,4]。实施风机改造具有以下优势:1) 通过对引风机合理改造, 取消增压风机, 可达到节能效果;2) 随着环保政策的进一步深入, 将来会取消脱硫系统旁路挡板, 在此种情况下, 一旦单台增压风机出现故障, 则需要停运整个发电机组。实施引风机改造, 即使有一台引风机故障停运, 仍可单台风机带60%以上负荷运行。
2.2 改造前引风机、增压风机参数
安庆电厂1#、2#炉各配备两台成都电力机械厂制造生产的静叶调节轴流式引风机, 风机设备参数如下 (见表2) :
安庆电厂1#、2#炉脱硫系统各配备一台成都电力机械厂制造生产的静叶调节轴流式增压风机, 风机设备参数如下 (见表3) :
2.3 风机改造
对于引风机代替脱硫增压风机方案, 必须首先确认二合一后系统风量和风压参数, 从而根据风机参数确定改造方案。其次对风烟系统风量无影响, 在BMCR工况下, 引风机入口平均流量为219.6m3/s。取10%的裕量, 则在TB工况的设计流量为245.0m3/s (882000.0m3/h) 。引风机全压大小表明锅炉烟风系统阻力大小, 而增压风机全压大小表明脱硫系统阻力大小。风机改造后, 单一风机所克服的系统阻力为锅炉烟风系统阻力与脱硫系统阻力之和。
电机参数的确定:
原风机电机额定功率2000k W, 脱硝改造及风机二合一实施后, 由于风机风压增大, 原风机电机功率是否能够满足要求需进行校核。
按照选型参数确定出的风量和风压来计算电机功率, 那么, 新电机功率为:
(2 4 5.0×8 2 0 0×0.9 7) / (1000×0.85×0.98) =2339.4k W由于选取了风量裕量和风压裕量, 所以电机裕量取5%, 则:
电机功率为:2339.4×1.05=2456.8 k W, 圆整后, 电机额定功率为2500 k W。
原风机电机额定功率为2000k W, 因此风机改造后, 原风机电机无法满足要求, 需要对原电机进行增容。 (见表4)
根据上表的内容确定出的引风机选型参数, 通过选型计算, 满足该参数的风机只有双级动叶调节轴流式引风机。通过改造工作量、风机运行经济性等角度综合比较, 得出的最优的改造方案为:将现有的引风机改为:HU25036-12型双击动叶可调式轴流风机。
3. 经济性分析
安庆电厂一期2×320MW机组在脱硝改造同时实施引风机改造, 从经济性上来讲, 可实现年节电量401586.6k W, 厂用电率下降0.01%, 按照上网电价0.436元/k W计, 年节省费用为17.5万元。
由于取消了增压风机, 可节省相应的日常维护费用及备品备件费用, 年节省费用按照10万元考虑, 那么, 实施改造后, 一台机组可节省27.5万元。
另外, 在风机改造过程中, 实施管网系统优化改造, 则一台机组可实现年节电量1208100.5KW, 按照上网电价0.436元/k W计, 年节省费用为52.7万元。厂用电率下降0.06%。
因此, 在脱硝改造同时实施引风机代替脱硫增压风机改造并对原增压风机进口至吸收塔之间管网进行优化, 可以实现年总节能量约1609687k W, 年节省费用约为80.2万元, 厂用电率下降约0.07%。
4. 结束语
随着国家环保政策的进一步深入, 安庆电厂一期2×320MW机组在脱硝改造的同时对引风机代替脱硫增压风机实施改造, 取消增压风机。并对原增压风机进口至吸收塔之间的管网进行优化设计, 同时对原引风机增容改造。实践证明:采用脱硫增压风机和锅炉引风机实现二合一技术可行, 烟气系统负荷响应较改造前迅速、准确, 运行可靠;改造后节能效果显著, 且系统运行安全、稳定。
参考文献
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