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变频调速节能技术讲座(一)

发布日期:2017-07-10 浏览次数:1656
    国民经济重点行业主要辅机设备变频调速节能技术讲座(一)

    第一章 电力行业

    第一节 火力发电厂风机变频调速节能综述

    1 引言

    风机和水泵在国民经济各部门的数量众多,分布面极广,耗电量巨大。据有关部门的统计,全国风机、水泵电动机装机总容量约50000MW,耗电量约占全国电力消耗总量的40%左右、目前,风机和水泵运行中还有很大的节能潜力,其潜力挖掘的焦点是提高风机和水泵的运行效率。据粗略估计,提高风机和水泵系统运行效率的节能潜力可达500800亿k.h/年,相当于610个装机容量为1000MW级的大型火力发电厂的年发电总量。

    在火力发电厂中,风机和水泵也是最主要的耗电辅机设备,且容量大、耗电多。加上这些设备都是长期连续运行和常常处于低负荷及变负荷运行状态,其节能潜力则更加巨大。据统计,全国火力发电厂有下述8种风机和水泵:送风机、引风机、增压风机、一次风机等(或排粉风机);以及锅炉给水泵,循环水泵、凝结水泵、灰浆泵等配套电动机的总容量25000MW,年总用电量为820亿KW.h,占全国火电发电量的5.8%。发电厂辅机电动机的经济运行,直接关系到厂用电率的高低。随着电力行业改革的不断深化,厂网分家,竟价上网等政策的实施,降低厂用电率,从而降低发电成本提高电价竞争力,已经成为各发电厂努力追求的经济目标

    我国火电机组的平均煤耗为400gkW.h,比发达国家高出70100gkW.h,而厂用电率的高低是影响供电煤耗和发电成本的主要因素之一。国产300MW机组的厂用电率平均为5.7%,而进口(GE公司)机组为4.81%。国产机组比进口机组约高20%左右。国产机组厂用电率偏高的原因主要是辅机电动机在经济运行方面存在问题和差距。

    国外火电厂的风机和水泵已纷纷增设调速装置,而目前我国火电厂中除少量采用汽动给水泵,液力耦合器及双速电机外,大量的风机和水泵还采用定速驱动。这种定速驱动的风机和水泵,由于采用入口风门和出口阀门调节流量,都存在严重的节流损耗。尤其是在机组变负荷运行时,风机和水泵的运行偏离高效点,使运行效率降低。调查表明:我国50MW以上机组锅炉风机运行效率低于70%的占一半以上,低于50%的占20%左右。由于目前普遍的机组负荷偏低,风机的效率就更低,有的甚至不到30%,结果是白白地浪费掉大量的电能,已经到了非改不可的地步。

    经过近20年来的努力,火力发电厂在主要辅机节能改造方面取得了骄人的业绩,已经有相当大部分的风机和水泵完成了变频调速节能改造工作。我国煤电机组综合升级改造正在步入“深水区”,逐步向下面3个节能改造的主战场进军。

    1动刀号称火电机组“心脏”的液力耦合器调速的电动给水泵已经势在必行了。由于电动给水泵的改造不仅仅是变频改造而已,还包括液力耦合器的改造和前置泵的改造工作;不仅牵涉到电气系统、机械驱动系统的改造,还要牵涉到高压水路系统的改造工作;而且给水泵的安装位置又十分紧凑,必须另找地方安装变频器。另外由于发电厂给水系统的重要性,决定了其对设备可靠性的要求极高,必须配备可靠性指标和动态响应速度特别高的高压变频器;同时对给水系统的控制、连锁、保护的要求也特别高,还牵涉到DCS系统扩容改造和组态设计改造等问题,涉及面极广,工作量巨大,因而往往使人望而却步。所以改造的关键是要拿出可靠性最高,改动最小,投资最少,节能效果最好的科学合理的改造方案来。

    2)另一个改造的重点就是随着环评要求的不断提高,脱硫脱硝设备的投入使用,烟道阻力越来越大,原来的引风机和增压风机的容量已经不能适应要求,必须更换大容量的风机,这就使得“引增合一”改造工程 被提上了议事日程。所谓的“引增合一”改造工程就是拆除原来小容量的引风机和增压风机,换上一台大容量的风机。该项工程除了拆除原有风机更换新风机之外,还要进行烟道系统的改造和变频调速系统的增容改造工作,以及DCS控制系统的扩容改造和组态设计工作。

    32000年以后,火力发电从送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机的设计方式几乎成了发电厂的标配,因而数量巨大;另一方面设计院为了安全起见,设计时留有较大余量,这就为动叶可调轴流式风机的调速改造留下了较大的节能空间。动叶可调的轴流式风机由于其运行能耗低,所以号称是除了调速风机以外的最节能的风机。在火力发电厂风机节能改造的前期,动叶可调的轴流式风机被认为调速节能改造的空间不明显而不受重视。随着我国煤电机组综合升级改造逐步深入,低投入高回报的项目越来越少,跟液力耦合器调速的电动给水泵和“引增合一”大风机节能改造一样,动叶可调轴流式风机的调速改造逐渐成为电厂节能改造的主战场之一,即所谓的“苍蝇腿也是肉”。尽管都面临着改造投资和节能效益之间的严峻考量,但是在今天降低厂用电率的强烈需求下也势在必行了。


    2 火力发电厂风机变频调速节能控制原理

    2.1 火力发电厂风机概述

    风机是火力发电厂重要的辅助设备之一,锅炉的四大风机(送风机、引风机、一次风机(或排粉风机)和脱硫增压风机的总耗电量约占机组发电量的2%左右。随着火电机组容量的增大和环保排放标准提高,火力发电厂锅炉风机的容量也在不断增大,如国产200MW机组,风机的总功率6440kW,占机组容量的3%以上。因此,提高风机的运行效率对降低厂用电率具有重要的作用。

    风机的可用性和性能直接影响火电机组的安全经济运行,火力发电厂风机的功率消耗约占机组发电量的1.5%~2.3%,其中送风机,引风机,一次风机和排粉风机占了功率消耗的绝大部分,若再计及排烟脱硫装置的增压风机,火力发电厂风机的功率消耗则更大。为降低运行费用和适应火力发电厂运行工艺要求,运行效率高,调节性能好,结构先进可靠是火电机组对风机的基本要求。

    我国火力发电厂风机虽巳普遍采用了高效风机,但实际运行效率并不高,其主要原因之一是风机的调速性能差,二是运行点偏离风机的最高效率点。我国现行的火电设计规程SDJ—79规定,燃煤锅炉的送、引风机的风量裕度分别为5%和5%~10%,风压裕度分别为10%和10%~15%。这是因为在设计过程中,很难准确地计算出管网的阻力,并考虑到长期运行过程中可能发生的各种问题,通常总是把系统的最大风量和风压富裕量作为选择风机型号的设计值。但风机的系列和型号规格是有限的,往往在选择不到合适的风机型号时,只好往大机号上靠,这样火力发电厂锅炉送引风机的风量和风压富裕度高达20%~30%是比较常见的现象。

    一般在锅炉风机容量设计时,单侧风机运行时具备带75%负荷运行的能力,这主要是从机组运行的安全性出发的;当失去一侧送引风机时,机组还能带75%的负荷运行。所以当双侧风机运行,机组带满负荷时,送引风机的设计余量在3050%左右,风门开度一般为4060%,这也是从风门调节的灵敏度出发来考虑的。这就为风机的变频调速节能改造留下了巨大的潜力,即使在机组满负荷运行时,也应该有2030%的节电率。

    火力发电厂锅炉风机的风量与风压的富裕度以及机组的调峰运行导致风机的运行工况点与设计高效点相偏离,从而使风机的运行效率大幅度下降。一般情况下,采用风门调节的风机,在两者偏离10%时,效率下降8%左右;偏离20%时,效率下降20%左右;而偏离30%时,效率则下降30%以上。对于采用调节门调节风量的风机,这是一个固有的不可避免的问题。可见,锅炉送、引风机的用电量中,很大一部分是因风机的型号与管网系统的参数不匹配及调节方式不当而被调节门消耗掉的。因此,改进叶片式风机的调节方式是提高风机效率,降低风机耗电量的最有效途径。

    如果在风机上加装目前国内已经普遍采用的高压变频器,对风机电动机进行调速控制,从而实现对风量的调节以满足锅炉负荷的变化,通过提高风机的运行效率将风门调节中的能量损失节约下来。

    2.2 不同类型风机性能的区别

    1所示为某300MW火电机组离心式一次风机性能曲线,该风机为进口导叶调节,图中0o为调节门全开位置,负值为调节门向关闭方向转动的角度;图中虚线为等效率线。图2所示为某300MW火电机组动叶可调轴流式送风机性能曲线,图中虚线为等效率线,0o代表设计安装角,负值为动叶片从设计安装角向关闭方向转动的角度,正值则相反。



1 300MW火电机组离心式一次风机的性能曲线



2 300MW火电机组动叶可调轴流式送风机的性能曲线


    由图1、图2可见,风机性能曲线呈梳状,随着风门(动叶片)开大,风机的出口风量和风压都沿阻力曲线增大,其等效率曲线是一组闭合的椭园形。这一点是与水泵的性能曲线不同的。

    2所示是典型的动叶可调轴流式风机的性能曲线。动叶可调轴流式风机叶片的安装角可在最小安装角到最大安装角之间从0100%调节,随着叶片安装角的增大,风机沿阻力曲线方向风量和风压同时增大,反之则同时减小。100%锅炉负荷(B-MCR)时,叶片开度为70%左右,相对于安装角+50100%汽轮机负荷(THB)时,叶片开度为65%左右,相对于安装角00;这两个点应在风机的最高效率区内。但是在锅炉设计时,由于无法精确计算锅炉风道的阻力曲线(图2中上面一条是双风机运行时的阻力曲线,下面一条则是单风机运行时的阻力曲线),因此所选用的风机性能曲线不能保证B-MCR点和THB点在高效区内,从而就降低了风机的运行效率,有时甚至可达20%~30%。轴流式风机叶片的安装角过大或过小,都会使风机的运行工况点偏离高效点,降低风机的运行效率。

3 定速轴流风机和离心风机性能曲线重叠比较


    为了将两种风机的性能进行比较,图3所示为定速轴流风机和离心风机性能曲线的重叠。由图3可见,离心式风机的最高效率在进口调节门的最大开度处,等效率线和锅炉阻力曲线接近垂直,效率沿阻力线迅速下降。能满足TB点(锅炉风机设计点),而100MCR点(锅炉满负荷连续运行点)在低效率区,变工况时效率则更低,其平均运行效率比动叶可调的轴流风机要低得多。如采用转速调节,可将风门开到最大,使风机在高效区运行,而通过改变风机的转速达到控制风量的目的,风机将在很大的范围内维持高效运行,从而达到节能的目的。

    而动叶可调的轴流式风机的等效率线与锅炉的阻力曲线接近平行,高效率范围宽,且位置适中,因而调节范围宽。锅炉设计点(TB)与最大连续运行工况点(100MCR)相比,流量约大15%~25%,压力约高30%~40%。在满足锅炉设计点条件下,100MCR工况点位于高效区,平均运行效率高,单风机运行时可满足锅炉60%~80%负荷。就运行效率而言,动叶可调的轴流式风机是除转速调节外的风机最佳调节方式。因而动叶可调的轴流式风机也是目前火力发电厂最节能的风机。

    如采用转速调节,可将风机的安装角固定在高效区,而通过改变风机的转速达到控制风量的目的,风机将在很大的范围内维持高效运行,从而达到节能的目的。但是由于没有风机准确的性能曲线,并且同类风机的性能差别也很大,所以其高效率点不能预先加以设定,而要在运行调试时通过反复的寻优试验来确定,这就大大增加了现场调试的难度和工作量。

    由于绝大部分风机都采用风门挡板和叶片角度调节流量,造成大量的节流损耗,所以风机若采用转速调节,具有巨大的节能潜力。直到上世纪七十年代,都采用机械调速或滑差电机调速,但这都属于低效调速方式,仍有较大的能量损耗,并且驱动功率受到限制;到上世纪八十年代,开始采用液力耦合器调速,并且突破了驱动功率的限制,向大功率方向发展,但它与滑差电机调速一样,也属于低效调速方式,仍有较大的能量损耗。直到上世纪九十年代,随着电力电子技术和计算机控制技术的发展,变频器很快占领电动机调速市场,并向高压领域发展,使采用高压电动机驱动的风机水泵进行变频调速节能改造成为可能。进入新世纪以来,国产高压变频器生产企业如雨后春笋般的涌现,并且其质量和可靠性直迫进口产品,且价格低廉,服务周到,备品备件容易获得。因此在很多领域已经逐步取代进口产品并占领了市场优势。发电厂风机变频调速节能改造工作正在全面展开:其改造的对象从离心式风机开始,继而改造液力耦合器驱动的风机,最后是静叶调节风机和动叶可调的轴流式风机。
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