引风系统

引风系统（精选10篇）

引风系统 篇1

引言

2015年底,我国决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,大幅降低发电煤耗和污染排放,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的火电厂要坚决淘汰关停。

山西平朔煤矸石发电有限责任公司二期2300M W炉型为SG-1060/17.5-M802的裤衩腿型亚临界中间再热、单汽包自然循环、平衡通风循环流化床锅炉自投产以来,厂用电居高不下,为10%左右。通过汇总机组各个风机耗电情况发现引风机占厂用电的比率为27.44%,占比较大,引风机通过静叶调节+液阻调速的方式调节出力。发电厂辅机的经济运行,尤其是大功率引风机的经济运行,直接关系到厂用电率的高低,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。在风机的应用中有许多因素影响其系统在最佳工况运行,如风机选型不当、管路系统设计不当、调节方式不当等[1,2,3]。

通过研究影响引风机最佳运行的因素,尤其是研究不同调节方式下引风机的节能程度,为引风机的选型及节能改造提供理论依据。

1 风机经济运行影响因素分析

风机的经济运行是从风机的选型、管路的设计到变工况调整等因素共同作用下的结果。以300M W循环流化床机组引风机为例分析各个因素对风机效率的影响程度。

风机及电机参数如下:

风机型号:Y4-2×60-14-NO33.5F

风机型式:双吸离心风机

最大风量:390.11m3/s

最大风压:9400Pa

最大转速:993r/min

电机型号:YRKK900-6

电机功率:4800k W

额定电压:6000V

额定电流:552A

1.1 选型参数对风机效率的影响分析

风机型号为Y4-260-14NO.33F,风机额定转速下的性能曲线如图1所示。图中曲线分别是全压-流量性能曲线H-qv、效率-流量性能曲线η-qv、功率-流量曲线P-qv、比转速曲线。风机比转速为60所对应为风机的最大效率(即83.5%),所对应的参数为选型工况值,即流量为410m3/s,全压为9400Pa,轴功率为4950k W。按照《风机手册》中所提到的风机经济工作范围的确定方法,风机的高效区为0.9ηmax,即图中虚线范围内的区域。同时为了保证风机运行的稳定性,工况要位于压力曲线随流量增加而下降的部分,即必须在图中K点右面的部分,当工况移到K点或K点左边部分时,虽然交点只有一个,但工况点将交替在第一象限和第二象限内变动,如果运行在K点的左侧,风机会发生“喘振”,所以风机需运行在稳定工作范围和经济工作范围内。

通过将100%负荷和60%负荷下的运行数据在图中标出后发现,风机的实际运行值偏离风机高效区,通过计算可得60%~100%风机的有效功率为848.4~1981k W,选型合适的风机一般都运行在高效区,即满足负荷要求的轴功率为1131.2~2641.3k W,而实际运行轴功率为1305.2~2677k W。可知,由于选型过大,实际运行参数偏离了风机的运行高效区,造成不必要的轴功率增加。

通过分析发现,造成风机选型过大的原因为:1)当初风机选型时设计煤种选择的不合理,造成计算烟气量远大于实际运行烟气量;2)循环流化床机组采取BMCR工况作为选型基准;3)风机裕量选取偏大,风机裕量一般是参考《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)进行选取[4],即引风机的风量裕量不宜低于10%,压头裕量不宜低于20%。早期风机设计时裕量选取都偏大,比如此引风机的风量裕量为34%,压头裕量为25%。多种因素的叠加造成风机选型的过大。同时选型偏大很容易造成风机运行工况点落入喘振区域。

1.2 管路特性对风机效率的影响分析

基于国家对火电厂污染物排放的要求,电厂在超低排放改造中经过技术论证,原始风机风量裕量34%,全压裕量25%,裕量较大,没有对引风机做以扩容改造。根据引风机设计图纸及实际运行参数绘制如图2所示的管路特性曲线。其中曲线1为匹配此风机下的设计管路特性曲线;曲线2为改造后的管路特性曲线,曲线3为改造前的管路特性曲线,虚线为等效率线。

由图2上可以看出,效率曲线垂直于管路特性曲线。超低排放新增炉后脱硫塔对风烟系统的主要影响是增加了烟气系统的阻力,阻力增加1.5~2.5k Pa左右。从管路特性曲线上可以看出,引风机后新增脱硫塔后,造成如下后果:1)在相同转速情况下,改造后较改造前效率有所提高,尤其是在相同负荷下,改造后较改造前风机的出力增大,风机运行工况点落入高效区,风机节能性变好;2)管路特性曲线变陡,结合图1的风机运行稳定区可知管路特性曲线变陡会使风机极容易偏离稳定区,造成风机喘振的可能性,风机稳定性变差;3)在脱硫塔出现突发情况造成阻力增大情况时,由于离心风机高效区较窄,管路特性曲线会变的更加陡峭,使风机的经济性和稳定性降低。4)通过改变风机的入口导流角,可以看出在负荷高时风机的变工况运行仍处于高效区域。

1.3 调节方式对风机效率的影响分析

引风机的调节一般可分为2类:1)改变管网特性曲线,如改变风门开度或加装节流阀;2)改变风机性能曲线,比如改变风机的转速、改变风机进口导流叶片的角度、改变风机动叶角度。

通常可以用性能曲线上工况点所围成的矩形面积来表征风机能耗的大小,如图3中的阴影区所示。图3中A点为初始工况点,在变工况过程中需流量由qv1减小到qv2,有3种方法可供选择:第一种为通过调整风门开度将管路特性曲线由R1调整到R2,转速不发生变化,调整后的工况点为A1;第二种为通过调整风机的进口导叶角,不仅使管路特性曲线变陡,同时性能曲线也变陡,调整后的工况点为A2;第三种为通过调整风机的转速最终的性能曲线为P3,管路特性曲线保持不变,仍为R1,调整后的工况点为A3。

从图3中可知:通过3种不同的调节方法最终都能实现流量的调节,但从能耗矩形框中可知变速调节的能耗最小,同时入口采取挡板调节比出口采用节流调节损耗小。风机采取动叶片调节的方式适用于低压大流量的风机,基于轴流式风机非稳定区域工况区域大,为了有效避免轴流风机落入非稳定区域,通常采用动叶的调节方式,动叶调节是轴流式通风机性能调节范围宽、调节经济性好、调节可靠性好的调节方法,对于离心式风机一般不采取该方式。

2 不同调节方式节能分析

通过分析风机选型、管路特性曲线及调节方式等因素对风机能耗的影响,可知在前期风机选型过大已定的前提下,电厂在风机运行中可以在技改的情况下(如省煤器改造、SCR改造、脱硫改造等),后期通过增加阻力等措施来弥补风机选型过大造成的“大马拉小车”情况,比如该300MW所配引风机超低排放改造后风机效率提高。但是,在管路特性曲线及风机已定的情况下,只能通过运行方式的改变来提高风机变工况过程中风机的效率。

已知针对离心式风机的3种调节方式中,变速调节的节能量最大,目前市场上变速调节的方法主要有以下几种:1)液力耦合器调节;2)液阻调节;3)变频调节;4)永磁调速等[5]。

以300MW机组所配型号为Y4-2×60-14NO.33F的风机为例,通过比较不同调速方式下与节流调节的能耗比较,分析不同负荷下不同调速方式的节能程度。挡板调节下的运行参数如表1所示。

注:联轴器直接连接传动效率为0.98,电动机效率为0.9,功率因素为0.863。

2.1 液力耦合器调速

液力耦合器是通过机械形式的液力传动方式来调节转速的,可以在电机恒速运转情况下,无级调节负载的转速,在调速过程中,液力耦合器的原传动转速没有发生变化,假设负载转矩不变,原传动的机械功率也不变。

液力耦合器的调速效率和转差率有关系,关系式如式(1)~式(4)所示[6]。

式中:ηv—液力耦合器的调速效率;

S—转差率;

i—转速比;

nB—泵轮转速;

nT—涡轮转速。

通过式(1)~式(3)可得:

在忽略液力耦合器的机械损失和容积损失等时,从式(4)可知液力耦合器的调速效率等于转速比。当液力耦合器工作时的转速比越小,其调速效率也越低。当通过液力耦合器调速时,风机的性能曲线要发生变化,但管路性能曲线不变,故变速前后的运行工况点均位于管路性能曲线上,而管路性能曲线上的各点又都是相似工况点,相互之间的参数关系遵守比例定律:

在考虑液力耦合器的冷却水系统和油泵系统等辅助设备以及液力耦合器的机械损失和容积损失的前提下(一般为额定传动功率的3%~4%),液力耦合器的调速效率为(96%~97%)。具体计算结果如表2所示。

通过液力耦合器调速与节流调速在不同负荷下的对比结果可以看出:负荷越低时,采取液力耦合器的调速节能量越大,60%负荷时节电率可达68.1%。液力耦合器相比其他调速方式价格低廉,隔震效果好,启动时不会对电网产生冲击。但调速精度差,调节响应速度慢,风机出现故障时需停电机处理。液力耦合器调速的主要能量损失主要为在调节过程中电机转速始终保持不变,通过无极变速来调整负载侧的转速,属于机械式调速方式,转速越低时损耗越大,对于离心式引风机而言,由于负载转矩按转速平方率变化,原传动输入功率则按转速的平方率降低,损耗功率相对小一些,但输出功率是按转速的立方率减小,调速效率仍然很低。

2.2 液阻调速

液体电阻调速器主要由液阻柜和冷却柜两部分组成。它是利用电机最大转矩与转子电阻无关,转差率与转子电阻成正比变化这一基本原理而设计开发的,其根本原理是转子串电阻调速。其技术关键是在电机转子回路中串入热容量大的液体电阻,通过传动装置平滑地调整液体电阻中两极板间的距离,来改变串入电机转子回路中的电阻,利用改变转子回路的电阻来改变电机转差率而实现无级调速的。电阻越大,电机转速越低;电阻为0,电机达到全速。电机在调速运行状态下电阻长期通电所产生的焦耳热,由循环装置将液体强制泵入换热设备,进行散热,换热用冷却水可以循环使用。

根据电机学理论知当转子中串入液体电阻后,绕线式异步电动机的功率平衡公式如式(6)所示[7]。

式中:S—转差率;

(1-S)2PM—电磁功率;

(1-S)3PM—机械功率;

S(1-S)2PM—转差功率。

而如果采取液力耦合器调速的话,功率平衡式为:

液阻调速的方式与液力耦合器调速在电机侧可知两者的区别是电磁功率不是恒定的。式(8)为采用液阻调速时的节电率公式。

式中:Punc—未采用调速装置时的电机输入功率;

PC—采用调速装置后的电机输入功率;

PN—风机额定功率;

n—风机实际转速,r/min;

nN—风机额定转速,r/min;

ηc—调速效率;

ηd—电动机效率。

根据式(6)可知:

将式(9)带入式(8)可得:

具体计算结果如表3所示。

转子串电阻调速其损耗仅是静止电阻上损耗,因此它是所有低效调速方法中节能率最高,在转差率S很小的范围内调速时,其节能率比高效调速方法效率还要高,主要原因在于当S很小时,转差功率S(1-S)2PM很小。当高效调速方法装置本身损耗还大于转差功率S(1-S)2PM时,电网还要向调速装置多供给一些功率以抵偿部分装置的损耗。实际运行中,液阻调节精度低,调节特性曲线线性度差,对电网调节响应慢,当风机工作在低转速工况下,转子总电阻偏大。此时改变液阻开度,转子总电阻变化比例很小,转速改变的大小不明显。电机串电阻调速系统属于有级调速,调速的平滑性差;低速时机械特性较软,静差率较大。所以说液阻调速的调节范围较窄,但相比变频调节,投资低,同时在高负荷时调节效率高于变频。

2.3 变频调速

根据电机学中交流异步电动机的转速公式n=60f(1-S)/p可知:液偶调速和液阻调速都是通过改变转差率S来进行调速的,通过改变频率f,将从电网接收的50Hz工频交流电,经过恰当的强制变换方法,将输入的工频交流电变换成为频率和幅值都可调节的交流电输出到交流电动机,实现交流电动机的变速运行,即为变频调速。

变频调速的调节线性好,可以对风机进行平滑的无极调速,调节范围宽。同时变频调速可以提高输入功率因素,一般可达0.95。与节流调节的节能比较如表4所示。变频器调速效率按95%计算。

3 不同转速调节方式下节能比较

根据表1~表4的结果,通过对同一台引风机采取不同调节方式下的节能量计算后可得到如图

4 所示的结果。

由图4中可以看出:

1)随着负荷的降低,变速调节方式的节能量相比节流调节逐渐增大,并且同一负荷下节能量的关系为变频调节>液阻调节>液偶调节>节流调节。

2)在节流调节挡板开度为100%时,节流调节与液阻调节的电机功率相等,说明液阻调节在最大负荷下没有额外功率损耗。而液偶调速与变频调速普遍大于额定功率,需要额外的功率消耗来补偿调节装置的损耗。

4 结语

1)影响风机经济运行的因素有风机裕量、管路特性曲线、风机变工况调节;

2)风机裕量过大会造成风机偏离稳定工作区域和经济工作区域,选型工况值中流量为410m3/s,全压为9400Pa,高效区域所对应的轴功率为1131.2~2641.3k W,而实际运行轴功率为1305.2~2677k W。可知由于选型过大,实际运行参数偏离了风机的运行高效区,造成不必要的轴功率增加,同时工况点运行在性能曲线中K点的左侧,风机会很容易发生“喘振”。

3)通过增加管路中的阻力来改变系统管路特性曲线,可以使风机运行工况点落入高效区,风机节能性变好,但管路特性曲线变陡会造成风机稳定性的降低,对于初期风机选型偏大但后期需增设脱硫塔等高阻力设备可以考虑改变系统管路特性曲线的形式。

4)改变风门开度或加装节流阀、改变风机的转速、改变风机进口导流叶片的角度、改变风机动叶角度等都可以实现风机的变工况调节,对于离心风机而言变转速调节的节能量最大,其次是进口导叶调节。

5)变转速调节中负荷越低时,变频调速的节能性能最好,其次是液阻调速,液偶调速的节能相对最低。在满负荷运行时由于变频调速和液偶调速需要额外的功率消耗来补偿调节装置的损耗,液阻调速的节能性能反而好于变频调速。

6)在选择风机调节方式时要考虑风机本身的运行特点来选择适合的调节方式。

参考文献

[1]郑毅,付祥卫.循环流化床锅炉风机选型探讨[J].东北电力大学学报,2007,27(6):96-100.

[2]符永正.管路特性对泵与风机变速调节节能效益的影响[J].中国给水排水,1999,15(9):26-28.

[3]陈章伟.火电厂高压电机调速技术的应用研究[D].杭州:浙江大学,2011.

[5]GB 50660-2011.大中型火力发电厂设计规范[S].

[6]王健.漳泽发电分公司高压电机变频调速应用研究[D].华北电力大学,2008.

[7]徐甫荣,朱修春.风机水泵变频调速和液力偶合器调速节能比较[J].变频器世界,2008,(2):65-74.

[9]周明宝,瞿文龙.绕线型异步电动机转子串液体电阻调速节能[J].北京节能,1991,(2):12-15.

摩根大通巨亏引风波 篇2

英国《金融时报》报道，关于摩根大通的交易亏损，最幸运的是，就像CEO戴蒙所指出的那样，该银行可以吸收这些亏损。1995年，尼克·李森（Nick Leeson）9.30亿英镑的交易亏损曾拖垮巴林银行（Barings），但此次巨亏只会让摩根大通“堡垒般的资产负债表”受到些微影响：本季度，该银行仍将实现40亿美元的税后利润。

美国《华尔街日报》文章称，关于监管机构应在多大程度上控制这类交易的争论，可能会因为摩根大通这次巨亏而变得更加激烈。摩根大通的交易既可定义为逐利性交易，也可定义为投资组合套期保值（对冲），即银行为保护自己免受市况下跌冲击而采取的各种措施。

雅虎金融频道报道，摩根大通的损失最终会是多少还是未知数。也许我们的银行系统还存在很大风险，除去那些改革、稳定、规则，没人知道现在的金融体系的安全系数是多少。摩根大通的事件就是一个例子，如果整个银行体系存在风险，那么损失绝不仅仅是20亿美元。

福布斯网站报道，Ina Drew不是唯一一个因此次事件离开摩根大通的投资师，会有更大的人事变动。

美国《商务周刊》报道，总统候选人罗姆尼对摩根大通亏损20亿美元发表看法，如果是他，他不会因此就匆忙制定新规则。“在公司的日常经营中，这是一个巨大的损失，但是这个损失显然不会影响到整个企业。”“这不是美国纳税人的损失，这是摩根大通的投资人和业主的损失，这就是美国的方式，摩根大通亏了，其他公司会赚。”

《华盛顿邮报》报道，美国总统奥巴马5月15日披露的个人和家庭资产状况显示，他在摩根大通开设有支票账户，户头上保有50万-100万美元。此次事件之后，奥巴马仍支持摩根大通。他表示，摩根大通是“管理最好的银行之一”，CEO戴蒙也是最杰出的银行家。白宫方面称，“不论是总统还是副总统，与摩根大通都没有利益冲突。”

BBC网站发表文章称，摩根大通这次的巨额损失阻碍了美国银行业信心回归。在摩根大通宣布亏损前，美国的四大货币中心银行美国美林、花旗集团、富国银行和摩根大通银行实际上在其他投资市场上算是胜利，尽管仍然对欧元区忧虑重重。穆迪的分析师Peter Nerby认为“摩根大通亏损再次凸显全球投资银行的风险和透明度问题，以及控制这些风险的难度。”

boston.com网站报道，金融危机三年多后，金融业几乎崩溃。摩根大通是在2008年开始的金融风暴中，为数不多的保持盈利的银行之一。摩根大通这次的失策是很好的证明，证明了大银行还是不明白自己的投机所带来的威胁。国际货币基金组织前首席经济学家西蒙·约翰逊表示，“这只表明他们无法进行风险管理，如果摩根大通不能，没有人能。”

引风系统 篇3

送风控制系统的任务是达到最高的锅炉热效率。但热效率不能直接测量, 因此通常采用间接的方法达到目的。根据不同的测量方法可以构成不同的系统。

1 送引风过程自动控制的任务

送引风控制系统是接受来自主控系统发出的锅炉负荷指令的, 当送风系统接到指令后便使风量同燃烧调节系统控制的燃料量按预先设置好的静态配合依照比例同时动作, 以保证风与燃料的合适配比, 同时风量控制与燃料控制的交叉作用可以满足增负荷先增风, 减负荷先减燃料的生产工艺要求, 以保证锅炉既安全又经济地正常运行。

送风调节的任务在于保证燃烧的经济性, 具体地说, 就是要保证燃烧过程中有合适的燃料与风量比例, 送风调节对象近似比例调节。因此通常采用保持燃料量与送风量成比例关系的送引风控制系统, 燃料量信号以前馈形式引入送风机控制系统, 作为送风调节器的给定值;送风量信号作为反馈信号引入送风调节器, 构成一个单闭环比值控制系统, 可以实现送风量快速跟踪燃料量的变化。于送风调节器采用PI作用调节器, 所以静态时, 调节器入口信号平衡。

引风控制的任务是保持炉膛负压在规定的范围之内。由于送风量的变化是引起负压波动的主要原因, 为了能使引风量快速地跟踪送风量, 以保持二者的比例, 可将送风量作为前馈引入引风调节器。这样当送风控制系统动作时, 引风控制系统立即跟着动作, 而不是等炉膛负压偏离给定值后再动作, 从而能使炉膛负压基本不变。所以引风控制系统引入送风前馈信号以后, 将有利于提高引风控制系统的稳定性和见效炉膛负压的动态偏差。

2 典型制粉系统送引风控制系统基本方案

锅炉燃烧过程自动控制方案与锅炉设备的类型、运行方式及控制要求有关, 对于不同的情况与要求, 控制系统的方案是不同的。送引风过程自动控制系统作为燃烧控制系统的一个环节也会有不同的方案, 下面介绍中间储仓式制粉系统的燃烧过程自动控制系统基本方案。

对于燃烧锅炉来说, 燃料量 (煤粉量) 的直接测量还是一个尚待解决的问题, 因此在设计燃烧控制系统时, 一般采用间接测量的方法。用“热量信号”代表煤粉量的方法采用的最为普遍。

热量信号是基于下面的考虑提出来的。稳态时, 只需用蒸汽流量可准确地度量燃料发热量中被利用的部分;动态中, 尚有部分热量储存 (或放出) 在锅炉内部, 表现为汽包压力的变化。把上述热量的利用和储存两部分适当地组合起来就叫做热量信号。所谓热量信号, 是指燃料进入炉膛燃烧后, 单位时间内所产生的热量。

当锅炉负荷不变而送风量发生自发性扰动时, 由于送风调节器的作用能快速自动消除, 采用热量信号的单元机组燃烧过程自动控制系统。燃烧自动控制系统由锅炉主控、燃料调节器、送风调节器、引风调节器等组成。

由于采用中间储仓式制粉系统在基建投资和运行费用上的耗费比采用直吹式制粉系统多, 因此现代大型发电机组大多数都采用直吹式制粉系统。直吹式设备的锅炉将制粉设备与锅炉本体紧密联系成一个整体。因此, 在直吹式设备的锅炉的运行中, 制粉系统也成为燃烧过程自动控制不可分割的组成部分。在直吹式锅炉中, 改变燃料调节机构的给煤转速后, 需经过磨煤制粉的过程, 才能使进入炉膛的煤粉量B发生变化。直吹式锅炉在适应负荷变化或消除燃料内扰方面的反应均较慢, 从而引起气压较大的变化。对于直吹式制粉系统来说, 磨煤机装煤量越大, 在给煤量扰动下, 出粉量变化的惯性和延迟也越大。同时, 磨煤机通常有一定蓄粉量, 装煤量越大, 蓄粉量也越大。对于装煤量大的磨煤机, 改变一次风量以吹出磨中的蓄粉, 是解决制粉系统惯性延迟问题的有效方法。系统处于稳定状态时, 一次风量与燃料量和送风量平衡, 间接保证了燃料量与送风量的比例关系, 基本上保证了燃烧过程的经济性。炉膛压力控制如前所述, 必要时还可引入送风机指令前馈信号。

随着机组容量越来越大, 增加负荷通常是增加运行磨煤机的台数, 相对来说, 磨煤机的装煤量越来越少。对于装煤量少的磨煤机, 由于磨中蓄粉量相应减少, 采用改变一次风量, 暂时增加进入炉膛的煤粉量, 调节能力是有限的。对于这类直吹式锅炉燃烧过程控制系统, 通常采用直接改变磨煤机的给煤量来适应负荷的变化, 同时调节总风量 (二次风量和一次风量) , 使之与燃料量协调变化。这种采用直接改变给煤机转速作为燃料控制手段的直吹式锅炉燃烧控制系统称为“燃料-风量”系统。

3 300MW单元机组送引风过程自动控制系统

300MW单元机组配置有5台给煤机, 5台中速磨煤机和20只煤粉燃烧器。正常运行时4套制粉系统投运, 1套备用。下面以1台的燃烧控制系统为例进行分析, 介绍其送引风过程控制系统。该机组采用直吹式制粉系统, 在送引风控制方面介绍以下几个子系统:磨煤机一次风量、一次风压力、二次风量、炉膛压力控制系统。

煤粉管道中的煤粉和空气混合物的速度应保持在一定范围内 (约在20～30m/s左右) , 流速太低会使煤粉沉积在管道内, 流速太高可能造成结渣, 因此磨煤机的一次风量必须保持在给定值。

300MW单元机组风量控制系统有一次风和二次风两个相互独立的系统, 一次风主要用于将煤粉从磨煤机输送到燃烧器, 二次风主要用来帮助燃料在炉膛中完全燃烧。送风控制系统的基本任务是为保证燃料在炉内的充分燃烧提供足够的氧量。在大型单元机组中, 通常配有一、二次风机各两台。一次风机负责将煤粉送入炉膛, 而锅炉的总风量主要由二次风来控制, 用于满足炉膛内燃料燃烧所需要的氧量, 以保证燃烧的经济性和安全性。

为了有效地对磨煤机的一次风流量控制 (即通过调整各台磨煤机一次风调节挡板的开度就能有效地改变一次风量的大小) , 必须保证一次风母管内具有一定的一次风压力, 该一次风压是通过两台一次风机入口导叶的位置来调整的。一次风压设定值与一次风量成一定的函数关系, 操作人员通过模拟量设定值可以微调其设定值的大小。一次风压的测点取在一次风热风母管上, 设有两个测点, 采用二选一的方式选择其中的一个信号, 并经过低通滤波器后得到一次风压测量值。一次风压偏差经过PID调节器运算后得到一次风压控制信号。为了保证一次风压调节回路的控制性能不受一次风机自动运行台数的影响, 该控制信号通过乘法器进行了回路增益校正。当两台一次风机控制回路均处于自动时, 为了使两台一次风机的出口风量相匹配, 该系统中设计了一个出力平衡回路用来消除两台一次风机之间的出力不平衡现象。两台自动运行的一次风机出力平衡的任务是通过加法模块、比例模块和切换模块共同来完成的。如果两台风机出力不平衡, 则经过处理后的一次风机出力偏差以相反方向送至两台一次风机入口导叶控制回路, 使出力大的相应减少, 而出力小的适当增大。当只有一台风机自动时, 该出力不平衡校正信号取消。

风机动叶控制部分由软手操控制器、闭锁指令增减环节、防喘振环节及超驰控制环节组成。在正常情况下, 调节器输出的风量控制指令, 加上运行人员的手动偏置作为送风机动叶控制指令, 经M/A站、切换器、闭锁指令增减环节和防喘振环节输出, 去控制锅炉的送风量, 以满足炉内燃烧的要求。

并列运行的两台风机, 通常由于风机的输入-输出特性曲线上存在的差异, 往往在控制信号相同、调节机构 (挡板或动叶) 开度也一样的情况下, 风机出力不同。这时可以对控制指令加入偏置信号来进行校正, 即在出力较小的某一路加上正偏置, 而在出力较大的某一路减去同样的偏置, 从而使两台风机的实际出力相等。通过输出的偏置信号就是起这个作用。

当系统出现异常或故障时, 控制系统将发出自动/手动切换、闭锁指令增/减、超时开/关指令, 对系统设备实施保护。

当送风机出口经空气预热器加热的二次风被送入二次风箱, 再由二次风箱经位于炉膛四角的喷燃器进入炉膛, 帮助进入炉膛的燃料燃烧。一般来说, 每一层二次风室都配有二次风挡板, 并可通过执行器控制挡板开度。

燃料风比辅助风能更早的参与燃料燃烧, 其作用是供给一次煤粉以适当的空气, 来补充由于煤粉高度集中, 在燃烧初期可能出现的氧量不足, 以利于煤粉气流着火和燃烧的扩展, 同时它可以防止一次风偏斜和煤粉离析, 避免气流冲刷炉墙形成大量还原气体而结焦。高速的周界风还可增强卷吸高温烟气的能力, 有利于煤粉气流着火。另外, 它还对一次风喷口起到冷却保护作用。辅助风是二次风控制的主体, 它的作用是调整二次风箱和炉膛之间的差压, 从而保持进入炉膛的二次风有适当的流速, 使煤粉和空气更好的混合, 以保证燃料在炉膛中的最佳燃烧。当某层燃油退出运行时, 该层燃油风挡板和辅助风挡板一起参加二次风箱和炉膛之间差压的调节。炉膛压力控制系统是通过调整两台引风机入口导叶的位置, 使引风量和送风量相适应, 以保持炉膛压力在一定的允许范围之内, 保证锅炉的经济与安全运行。该机组炉膛压力调节系统为前馈—反馈调节系统, 炉膛压力控制系统。

为了在变负荷过程中, 避免炉膛压力的大幅度波动, 本系统引入了送风量控制指令的比例微分前馈信号。这样就可以在送风量信号变化时, 及时调整引风量, 使炉膛压力不变或尽量少变。

4 总结

在传统的PID控制的基础上加入交叉限制环节和必要的限制完全可以实现对送引风控制系统的控制, 这种基于传统PID控制并对其进行适当的改进的办法可以取得良好的控制效果。

摘要：由于火电锅炉是一种干扰众多、耦合严重的复杂系统, 具有控制区死区大、参数时变、非线性、大滞后等缺点;燃烧用煤还存在煤种复杂、品质不一、低位发热值差异大的问题, 正在研究的模糊控制方案等先进算法在锅炉实际运行中存在很多不如人意的地方, 和理论效果有很大的差距, 本文在采用传统的PID控制方案的基础上进行了改进, 并综合了交叉限幅环节和前馈控制的优点。

关键词：炉膛压力,直吹式,一次风压,前馈控制

参考文献

[1]东方锅炉运行说明书.

[2]胡涛松.自动控制原理., 科学出版社, 2001.

[3]杨献勇.热工过程自动控制, 清华大学出版社, 2000.

引风系统 篇4

关键词：脱硝系统;脱硫系统 ;引风机;增压机

当前，钢铁厂向大气排放的气体中，多含有硫化物及氮氧化合物，这些气体均造成大气污染。为此，应对排放气体进行处理。按照相关要求，应为烟气系统安装脱硫和脱硝装置，以减少废气污染物的含量。脱硝及脱硫装置的应用，需要改造烟气系统，以满足设备正常运行的需要，因此，提出了引风机和增压风机合并的改造方法。

1.改造方法

改造前，以串联运行控制的方式连接引风机和增压风机，改造前，引风机与增压风机串联（具备脱硫、脱销装置）。引风机与增压风机合并改造的方法主要有两种，具体如下：

（1）烟气旁路系统拆除法。该方法将旁路烟道、原烟气及净烟气挡板拆除，不拆除增压风机。此方法存在一定缺陷，主要是增加了机组事故停机率，原因为脱硫装置或增压风机易发生故障，故该方法不作推荐[1]。

（2）“增引合一”法，即引风机和增压风机合并。该方法不仅拆除了一组烟气旁路系统，还拆除了一组增压风机，使引风机合并增压风机成为新的风机。由引风机系统、原烟气烟道、净烟气烟道和脱硫吸收塔（FGD）构成新的烟气系统;新的引风机系统，组成部分有：入口挡板、出口挡板、润滑油站、密封风机等。引风机和增压风机合并后，脱硫、脱销装置及整个烟气系统的运行方式都得以简化，为推荐方法。该方法规避了第一种方法缺点，但是大量改造、优化了部分装置的控制系统[2]。

2.“增引合一”改造后效果分析

2.1引风机效率比较

以额定功率、额定电压、额定电流分别为7200kW、 6 kV、 826.3 A的引风机和2 100 kW、6 kV、255 A的增风机为例。经过改造、调试后至稳定运行，1 000 MW满负荷状态下运行，风机流量约为466m3/s（单台），效率约为85.0%;改造前，引风机流量约为474 m3/s（单台）风机效率约为84.0%;可见，引风机效率提升不明显，仅为1%左右。但是，由于去掉了一组增压风机，所以增压风机的效率是提升的[3]。

2.2节能效果分析

改造后，满负荷状态下（1 000MW），引风机电流最大值仍都低于额定电流，但是此时电流高于改造前电流，可知引风机效率的确得到了提高，从经济性角度分析，改造达到了节能的目的。

增压风机总功率与负荷降低值变化呈正相关性，但是，负荷达到950MW时，增压风机达到最高效率，该点及附近节能效果略有减小。满负荷运行状态下（1 000MW），总功率为1 830 kW使，节能效果最佳。总体来说，节能效果是十分明显的。

除总效率提升外，厂用电率下降的效果也较为明显。高负荷时的节能效果要明显优于低负荷时，但总的厂用电率降低明显，详细计算如下：

按上网电价为0.5元/（kW·h）计算，单台机组若全年满负荷运行，则能节省0.5×1830×24×365=801.54万元。虽然改造、优化风道和挡板可产生一部分费用，但是改造所带来的经济效益远大于改造费用，企业获益巨大。

此外，在改造后，如增压风机发生故障，可使用旁路烟道，引风机代替增压风机带动脱硫系统，可有效解决改造前增压风机故障影响脱硫系统的问题。改造后， 可确保脱硫系统的投入率，使企业严格依据国家环保要求从事生产活动，企业不仅获得了巨大的经济效益，还收获了社会效益。

3. 600 MW引风机和增压风机合并案例

3.1一般资料

辽宁某钢铁厂增加脱硝系统后，需对原有的引风机和增压风机进行合并改造。两台发电机组均为600w，型号为 HG-2070/17，5-YM9。原锅炉处于亚临界参数，在脱销系统下，机组安全性得不到保证，为此，进行引风机和增压风机合并。

3.2“引增合一”改造方案

对原型号的引风机进行扩容，改造为双级动叶可调风机（型号为SAF37.5—23.7—2），风机直径未作变动，新风机的转速达到了745 r / min。改造过程中，还优化了脱硫烟气换热器（ GGH）与风机出口间的烟道，拆除了一台增压风机和进口烟道[4]。

3.3运行节能效果分析

引风机和增压风机合并改造后（600w），新风机投入运行中，风机的转速提高，原风机的转速为590 r/min。改造前、后相比，风机运行经济性未发生明显变化，效率与改造前基本相同。高负荷时，改造前效率为90.0%，改造后为88.4%，效率变化不大，较为合理;低负荷时，改造后运行效率出现小幅度下降，下降幅度约为6.2%。

计算用电率的变化可知，预估用电率和实测用电率分别为0.1497%和0.1470%，差异不显著。新风机组的耗能减少，以负荷 460 MW、运行 6000 h 计算，新风机组与原风机组相比，节约电能 409 万 kW·h，与预期节能效果基本相符，改造效果较好。

总体来看，新引风机的运行经济性较为合理，改造后增压风的运行经济性提高较大。

4.结束语

综上所述，“增引合一”改造对于节能和环保具有重要作用，企业可应用此方法达到节能的目的和提高经济收益的效果。此外，改造后引风机和增压风机表现出了较好的节能效果，不仅减少了运行设备数量，还使脱硫装置更加简单的运行，同时也减少了维护成本。

参考文献：

[1]张建中.锅炉炉膛及烟气系统瞬态防爆设计压力取值标准问题的探讨[J].热机技术，2012，12（4）：55-60.

[1]祝文杰，黄晖，王观华. 600MW超临界燃煤发电机组引风机选型分析[ J].湖北电力， 2012， 33 （3）：38-39， 70.

[3]李远飞. 300 MW机组引风机和脱硫增压风机合并分析[J].科技情报开发与经济， 2013， 17 （36）：287-288.

引风系统 篇5

近年来,针对火力发电机组风系统的各种节能措施被大量应用。其中,火力发电机组引风系统的节能改造手段不少采用了电机变频技术。

但是,变频技术是否适用于所有机组引风系统节能改造,则值得商榷。

本文以投运多年某大型钢铁联合企业的350MW火力发电机组(以下简称“机组”)引风系统为讨论对象,详细分析了该引风系统的实际运行状况,讨论节能改造方案。

1 引风系统现状分析

1.1 风系统简介

本机组整个风系统较为复杂,设有3套风系统,其中一次风系统由5台单吸机翼型叶片离心式一次风机构成,主要用于高炉煤气(BFG)、焦炉煤气(COG)及喷煤粉的鼓入;送风系统由2台双吸机翼型叶片离心送风机构成,用于燃烧空气的鼓入;引风系统则由4台双吸机翼型叶片离心式引风机构成。这些风机均在电厂建设时从国外随机组同步引进。3个系统均由若干台同型号风机并联组成。最近,因增设烟气脱硫(FGD)装置,引风系统中又串联了脱硫专用增压风机,整个锅炉尾部烟气系统变得更为复杂(见图1)。本文将着重探讨引风系统。

1.2 存在的问题

长期运行的实际情况表明,引风机选型参数裕量偏大,运行工况点处于风机性能曲线低效区,而为了消除风机不必要的压头余量,改变进口挡板开度成为惯用调节方法,节流损失很大,造成高效风机长期低效运行,电能浪费严重。

此外,由于本机组为钢铁联合企业的自备电厂,出于能源的综合利用,锅炉的燃料结构为原煤与高炉煤气(BFG)混烧,风机运行工况在全烧煤及混烧状态中变化。BFG发热量低、体积大,当锅炉在最大混烧与全燃煤两种工况间变化时,风系统排烟量变化特别大。为此,原设计配置4台引风机,采用控制引风机停投数量来适应变化较大的排烟量;而当排烟量变化不大时,仅依靠改变进口挡板开度大小进行调节。值得说明的是:随着企业内燃气发电机组的建成投运,本机组的燃料结构将调整为全烧煤,排烟量将大大减少且仅随负荷调节而波动,因此原有4台引风机今后的实际裕量将更显偏大,节能改造迫在眉睫。

1.3 引风系统实测数据及分析

1.3.1 实测数据

表1是某专业测试机构为本机组引风系统进行测试的部分数据。

1.3.2 问题分析

从表1中数据不难看出,排烟量最大(机组满负荷且混烧BFG最大)时,引风机三开一备,风量、功率基本是额定值,但计算全压仅为额定值的57%左右,只能依靠减小挡板开度消除风机压头过大的不利影响,可见风机的选型不合理,风机压头远高于系统阻力,有近一半的能量浪费在进口挡板上,造成无谓的电能浪费。当机组处于全烧煤工况时,引风机两开两备,此时计算全压仅为额定值的40%左右,但风量严重偏离额定值,风机运行处于低效区,电能浪费严重。由以上分析可知:不论风机处于何种工况,因原有风机由于选型余量太大,电能浪费都很严重。随着今后新燃气机组的投入使用,能源结构将有所调整,排烟量将减少更多,风机余量将更为突出,同时机组负荷也变为以350MW和250MW为主,工况变化将相对简单。因此,本系统的突出问题是引风机压头偏高。

注:引风机共4台,依次编号为F1、F2、F3、F4。

2 引风机改造原理分析

2.1 风机并联原理与调节分析

考虑到现有引风系统为4台风机并联构成,而并联风机的运行与调节有其特殊性及规律,为此,以两台风机并联运行为例说明风机并联原理。

风机并联工作的主要目的是为了获得大风量。如图2所示,Ⅰ线和Ⅱ线分别为Ⅰ号和Ⅱ号风机的静压特性曲线,Ⅲ线为Ⅰ号和Ⅱ号风机并联工作的特性曲线。R为风机的工作阻力曲线,M1和M2为两台风机并联工作时各自的工作点,M0为并联工作点,N1和N2为两台风机单独工作时各自的工作点。

从图2中可以看出:

h0=h1=h2 (1)

Q0=Qf1+Qf2 (2)

Q0

式(1)和式(2)证明了风机并联工作遵循的原则;式(3)说明风机并联工作并不能充分发挥每台风机各自的作用,而且这种现象在系统阻力增加时更为明显。也就是说风机并联工作对于系统阻力的大小有一个适用范围,即随着系统阻力的增加存在一个极限。但是如果Ⅰ号和Ⅱ号风机的型号相同,即Ⅰ线和Ⅱ线重合,就不会出现这种极端情况,这也是大量文献推荐风机并联应采用同型号风机[1]的原因。

而同型号风机,若其转速不同,仍相当于不同风机并联,这说明:若同型号风机并联运行并考虑调速时,风机调速不一致或仅部分风机调速时(即调速不同步),风机运行效果仍然很差[2]。

2.2 风机变频调速改造分析

2.1.1 变频调速节能原理

风机流量Q与转速n成正比,压头H与转速平方成正比,功率P与转速3次方成正比。

降低风机的转速,则大大降低风机的轴功率,从而达到节能目的[3]。

当机组负荷发生变化时,锅炉炉膛的负压信号经过PID调节器与设定值比较得差异值,差异值模拟量与引风机的变频器联锁,改变电源频率,控制引风机电机的转速,实现风机实际运行参数与机组负荷一一对应的变负荷(即高负荷则高耗能,低负荷则低耗能)运行方式(见图3)。而传统的挡板调节运行方式为:风机运行参数完全取决于机组最高负荷时的运行参数,机组负荷减小时,仅通过挡板节流消除,浪费严重。

2.1.2 变频改造方案的适用对象

需要说明的是:若原有风机流量满足设计要求,但压头远远高于设计需要,采用变频调速后,为了使得压头满足实际所需,必须降低转速,但此时风机风量也会下降,导致风机流量不够。此时变频调速无法保证仅需压头降低,而流量不变的引风系统节能改造要求。

3 引风系统节能改造方案

3.1 方案说明

考虑到机组现有引风系统风机选型已经偏大,而流量基本满足要求(见表2),能源结构调整后(煤与高炉煤气混烧工况变为单纯烧煤工况),现有风机的选型参数与系统实际运行所需风机参数不匹配的矛盾更加突出。引风机的风压过高,导致运行时能量在入口挡板上无谓消耗,风机磨损严重、寿命短,为此,应考虑直接更换引风机。同时,能源结构调整后,机组负荷变化单一,以350MW和250MW为主,更换4台引风机中的3台,以实际工况重新选型,一般负荷时运行2台新引风机,高负荷时运行3台新引风机,通过简单控制引风机开停台数即可适应单一的负荷变化。新引风机的风量维持现有参数即可,风压降至原设计值的45%左右,如此,电机功率可降至750kW左右。保留原引风机基础及地脚螺栓,通过适当改造可安装新的风机(电机)。为进一步降低投资,甚至可考虑利用原电机,虽然和风机匹配的难度增大,但在技术上也是可行的。

另有观点认为:可以通过单纯变频调速对本引风系统进行节能改造:对4台引风机中的2台各增设1套高压变频器。出于降低风机压头而实施的变频调速,2台风机单纯地变频降速,会使改造后风机风量不够,必须开启未改造风机,甚至会使4台风机全部开启,且未改造风机仍需挡板调节,节流损失仍不可避免。同时,其中2台风机又在变频调速,严重违背风机并联原则,系统安全性无法保证。给整个引风系统的控制带来困难。

3.2 节能效果及投资情况

仅从节能效果与工程投资情况考虑(见表2),上文提出部分引风机变频改造方案与更换风机方案相比也毫无优势。

注1—单台风机参数值;注2—所有参与运行的风机消耗总功率,其中:变频改造2台风机后,仅开启2台变频风机无法满足总风量要求,需同时开启1台没有改造的原有风机;更换型号后的3台风机需全部开启才能满足总风量要求;注3—变频调速改造所发生工程总费用主要包括:2套1680kW高压变频装置共计400万元、其他电气工程改造费用约250万元,施工工程量费用约350万元,总计900万元;更换风机改造所发生工程总费用主要包括:3台新引风机费用约420万元,其他常规工程及施工费用约180万元,总计600万元。

4 结论

(1)针对原有引风系统引风机选型参数严重偏大的实际情况,直接更换引风机方案更加符合本系统引风机节能改造,具有更好的运行安全可靠性、经济性,工程量和影响也更小。

(2)变频调速并不适合所有的风机节能改造,要具体情况具体分析。

摘要：以某钢铁企业自备火力发电机组为例,分析了其引风系统的现状及存在问题,结合系统实测数据、风机串并联及变频调速的原理,提出了节能改造方案,并指出容易产生的不良改造方案及其危害性,初步预测了节能改造方案的效果,得出了引风系统改造的一些基本看法。

关键词：机组,引风系统,节能,改造

参考文献

[1]李永生.通风机并联与串联工作分析[J].隧道建设,2006,26(6):24-27.

[2]董泳.泵或风机并联运行耦合器同步调速控制方法研究[J].节能技术,2006,24(1):15-18.

引风系统 篇6

大唐华银金竹山火力发电分公司 (以下简称金竹山电厂) 有3×600MW火电机组, 1、2号炉均采用了东方锅炉股份公司制造的DG2030/17.6-Ⅱ3型锅炉, 其主要技术特征为亚临界参数、自然循环、双拱炉膛、中间一次再热、尾部双烟道、平衡通风、固态排渣的“W”火焰锅炉, 能燃烧劣质无烟煤。锅炉分别对称配置了2台动叶可调送风机、2台动叶可调一次风机和2台静叶可调轴流式引风机。

发电机组正常运行时, 锅炉的炉膛压力依靠风烟系统中的引、送风机来调整。引风机采用工频电直接启动, 运行时的调节方法是:在风机正常启动后, 根据锅炉的负荷情况, 调节引风机的前导静叶开度达到炉膛基本保持负压;当机组负荷达到400MW以上时, 通过调节开度使A、B引风机的电流偏差值在10A以内, 然后将引风机的前导静叶调节投入自动, 由DCS系统根据炉膛设定的目标压力, 经过PID计算后自动给定调节引风机的前导静叶开度。

由于引风机工频设计容量较富裕, 实际运行中存在巨大的节能空间。金竹山电厂落实国家节能降耗政策, 积极降低厂用电, 在前期对凝结泵等辅机进行高压变频器改造成功后, 研究了国产高压变频调速技术在可靠性和大功率方面的先进技术, 经过对国内高压变频器制造厂家的技术考察和技术经济比较, 确定采用广州智光电气股份有限公司的Zinvert-A8H4150/06Y高压变频调速装置, 首先对1号炉的3800kW/6kV的A、B引风机进行变频节能改造。

2 600MW火电机组引风机的变频改造

2.1 高压变频调速系统改造方案

1号炉的2台引风机配置2台一拖一的高压变频调速系统, 分别控制A、B引风机, 在机组正常运行中, 引风机导叶全开, 通过高压变频调节引风机的转速来控制风量, 保证机组锅炉安全稳定燃烧的炉膛负压要求。高压变频调速系统改造后一次主接线见图1。

图1中K1、K2是变频器内部手动高压隔离刀闸, J是变频器内部的高压真空接触器, R为变频器预充电高压大功率电阻, 真空接触器J在变频器高压充电完成后自动闭合。变频状态运行时, 刀闸K1闭合, 刀闸K2打到变频位置;工频状态运行时, 刀闸K1分开, 刀闸K2打到工频位置。刀闸K1、K2只有在无高压、变频器停止状态和接触器J断开情况下才能进行手动操作。

采用的Zinvert系列高压变频调速系统的技术参数为输入电压6000～6300V, 输入电流399.8A, 输入频率50Hz, 输出电压0～6000V, 输出电流0～400A, 输出频率0～50Hz。经前期调研, 引风机正常工作时负载不大于2800kW, 确定采用2800kW电机适配高压变频器。

2.2 高压变频调速系统调节引风机的DCS逻辑和控制方式

(1) DCS系统与引风机高压变频调速系统2个接口信号的设计。

(1) 引风机的运行状态信号:变频状态采用高压变频的运行状态信号和刀闸K1、K2的变频状态节点信号相与后的信号作为引风机的运行信号;工频状态采用6kV高压开关柜的合闸辅助接点和高压变频刀闸K2的工频状态节点信号相与后的信号作为引风机的运行信号。在变频状态时若高压变频的运行状态信号丢失或延时未回复, 则报引风机运行信号丢失, 引风机运行信号丢失后, 机组启动RB (热工) 功能。

(2) 引风机的跳闸状态信号:高压变频的跳闸信号是由1个继电器动作, 控制2个相同节点发出跳闸信号, 其中一个跳闸信号直接接到6kV高压开关柜的跳闸回路中起保护跳闸作用, 另一个跳闸信号则接到后台DCS做逻辑和状态显示。高压变频发给DCS的跳闸脉冲信号和刀闸K2变频状态节点信号相与后的信号触发逻辑触发器发出高电平信号, 作为备用的6kV高压开关跳闸信号。高压变频启动后, 采用高压变频运行状态信号、6kV高压开关柜的合闸辅助接点信号和刀闸K2的变频状态节点信号相与后的信号, 复位逻辑触发器的电平信号。

(2) 高压变频调速系统的DCS端控制方式。

高压变频的远程启动、停止、紧急停、复位等操作, 以及各状态量和频率的给定、反馈都送到了DCS端并反映到操作画面上, 可以在DCS画面上通过手动操作启停高压变频, 频率可以通过手动输入或者自动PID调节2种方式给定。

自动PID给定频率的方式为:首先启动高压变频, 引风机的静叶手动调节到30%左右, 2台变频装置同时手动给定频率为高压变频运行到30Hz, 然后微调频率使A、B引风机的电流平衡 (使2台引风机变频器的输入电流之差控制在10A以内) 后, 2台高压变频投自动 (系统PID调节) , 随着锅炉负荷的增加, 开始调节A、B引风机前导静叶开度, 直到静叶开度调节到90%以上。投入自动后, 可以设置高压变频的目标压力和频率偏差以达到PID的准确控制。

3 引风机的变频调速改造效果分析

由于1号炉在设计时引风机电机和风机的选型容量偏大, 所以高压变频调速系统是按照1号炉引风机正常运行工况的最大电流进行选配的。锅炉对煤质的要求不高, 只要煤的标准热量达到3000～5500大卡就可以燃烧使用, 这也造成了燃烧不同的煤质时对引风机的风量要求不一, 在燃烧低质煤时引风机功率需求较大, 燃烧高质煤时引风机功率需求较小。所以, 1号炉引风机对高压变频调速系统的电流变化情况和运行稳定性提出了更高的要求。

Zinvert系列高压变频调速系统具有高冗余可靠设计、SCP抗短路专利技术、STT核心技术等, 确保了该产品对负载功率和电流、电压的扰动适应力, 抗干扰能力较强。同时, 该系统配置了完善的电机综合保护, 为引风机系统的稳定运行提供了有力保障。

在引风机变频设备的投运调试时进行了机组RB (热工) 试验, 运行中单侧引风机跳闸启动机组RB试验成功。在机组正式投运后的第20天, 变频器系统经历了一次由于机组单侧送风机跳闸联跳单侧引风机导致的机组RB考验, 变频器系统工作正常, 顺利经受住了事故考验。

引风机变频改造完成并投运后, 根据电网调度的要求, 机组白天负荷控制在450～500MW之间, 夜间负荷控制在500～550MW之间, 设备试运行10天期间, 机组在3个典型负荷时记录了高压变频调速系统的运行频率和节能数据, 记录数据结果达到了节能改造需求。

根据金竹山电厂历史运行记录数据分析, 3台火电机组全年运行时间约5500小时, 平均及以上负荷时间分别约占50%、30%和10%, 计算引风机变频改造的年总节电量为:[ (789+783) ×50%+ (662+644) ×30%+ (551+504) ×10%) ]×4000=705.8 (万k Wh) 。按照上网电价0.4212元k Wh计算, 年创造效益约为297.3万元。

从以上的数据可见, 引风机采用变频调速改造的节能效果非常显著, 投资回收期很短。特别是在机组运行负荷较低时的变频调速节能效果更好。另外, 采用高压变频调速系统的引风机还具有以下显著优点:

(1) 缓解了由于燃烧煤质的差别而造成的引风机负载电流波动, 使得引风机运行电流比较平稳。

(2) Zinvert系列高压变频器的移相整流变压器采用多重化整流技术, 提高了变频器输入侧功率因数, 引风机的功率因数由工频时约0.8提高到了0.982。

(3) 采用高压变频调速系统后, 实现了电机的软启动, 消除了电机工频启动时的冲击电流。运行中引风机转速降低, 风机及传动系统轴承等磨损较以前减轻, 设备维护周期、运行寿命均得以延长。

(4) 采用高压变频调速系统后, 调速精度得到保证, 机组DCS自动控制准确度提高, 改善了机组自动化控制水平, 提高了锅炉燃烧的稳定性。

4 结束语

欧盟“光伏双反”引风波 篇7

欧盟“光伏双反”事件回顾

2012年7月24日, 德国企业Solar World向欧盟提交申诉, 要求对中国光伏产品进行反倾销调查, 标的额超过百亿美元。欧盟将在接到调查申请45天之内作出决定是否实施调查。

2012年7月26日, 中国四大光伏企业在北京呼吁中国政府与欧盟立即展开高层对话, 以阻止欧盟可能对华光伏产品发起的反倾销调查, 从而保证中国企业的合法权益。

2012年8月14日, 英利邀请德国工会来中国调研, 欲使其为中国企业争取游说欧盟的机会。

2012年9月3日, 媒体报道称欧盟已经向中国驻欧盟使团发出照会, 确认将对中国企业出口欧洲的太阳能电池及其组件发起反倾销调查。

2012年9月6日, 欧盟正式发出通知, 将启动对华光伏太阳能产品反倾销调查, 范围包括晶体硅光伏组件、电池片和硅片。

2012年11月8日, 欧盟对华光伏电池反补贴调查正式立案。

2013年5月9日, 外媒报道称, 欧盟将对中国光伏产品征收平均税率为47%的惩罚性关税。

2013年5月22日, 中国机电产品进出口商会在其网站发表声明称, 近期中国与欧盟就光伏产品双反案进行的首轮价格承诺谈判宣告破裂。

2 013年5月2 6日, 国务院总理李克强在访问德国期间表示, 近日欧盟拟对华光伏产品和无线通信设备产品发起“双反”调查, 中国政府表示坚决反对。

2013年5月31日, 媒体曝光欧盟委员会在做出初裁前的征询结果, 包括德国在内的18个欧盟成员国反对对华光伏双反, 不过这些表态不对欧盟裁决具有约束力。

欧盟临时反倾销税

2013年6月4日, 欧盟贸易委员德古赫特表示, 欧盟委员会决定从6月6日起向中国输欧光伏产品征收11.8%的临时反倾销税。欧盟向中国输欧光伏产品征收临时反倾销税共分两个阶段, 第一阶段为期两个月, 从6月6日至8月6日, 该阶段的反倾销税为11.8%。欧方期望中欧双方能够在两个月的时间里找到解决方案。如双方未能达成一致, 欧方将从8月6日起, 在随后的四个月时间里, 向中国输欧光伏产品征收37.3%～67.9%不等的、平均税率为47.6%的临时反倾销税。

欧盟的这一举措对于严重依赖出口的我国光伏产业来说, 无疑造成巨大的影响, 涉及到我国上百亿美元的对欧出口, 占中国光伏产品出口总额的80%左右, 也关系到我国上千家光伏企业的生存和40多万人就业。然而所幸欧盟委员会在当天发表的另一份声明中指出, 欧方已做好准备, 愿与中方进行近一步磋商, 以期找到解决方案, 暂停现行的临时反倾销税, 由此展开了中欧光伏谈判。

中欧光伏谈判过程牵动人心, 此前有消息称, 因在价格方面存在较大分歧, 谈判陷入僵局, 中欧光伏磋商的前景难以预料。经过艰难的谈判后, 欧盟委员会在7月27日发表声明称, 中欧就光伏贸易争端达成友好协议, 德古赫特表示, 双方就中国太阳能板在欧洲市场的最低价格达成一致。这意味着中国光伏产品有可能避免47.6%的高额惩罚性关税。可以说, 光伏业心中的一块“石头”总算落地了, 有惊无险。但是目前中欧双方均未透露这一价格, 知情人士的消息称最低价格为每瓦0.56欧元。国内光伏企业表示对该协议满意, 能够保证合理的利润。

另外也有业内人士认为, 虽然价格达成一致, 但是协议有一附加条件, 即同时设定中国输欧光伏产品每年总量不得超过7吉瓦, 超过上述数量限制的部分, 将被征收47.6%的反倾销税, 数量的限制也将加大我国光伏企业的竞争压力。

引风机变频控制改造浅析 篇8

引风机是电厂的重要辅机之一, 它将锅炉燃烧产生的高温烟气经除尘装置后排向烟道, 用来维持锅炉炉膛负压的稳定。根据风机变频调速节能原理:在理想的状况下, 风量∝转速;压力∝ (转速) 2;轴功率∝ (转速) 3。由于风机多是根据满负荷工作需用量来选型, 而实际运行中部分时间并非工作于满负荷状态, 致使引风机风量因机组负荷的降低而经常处于一种低效率状态, 因此为节约电能, 增加经济效益, 采用变频调速系统取代低效高能耗的风门挡板。贵溪发电公司已经在2007年大修时对5号机组2台引风机进行了变频改造。通过近一年来对5号机组引风机变频器的监视和评估, 发现其安全稳定性高, 节电效果明显, 对厂用电特别是脱硫系统投运后厂用电指标的贡献作用较大。在2008年3月的大修中也对6号机组2台引风机进行了改造。

1 改造前贵电公司引风机工作状况

贵溪发电公司2台300MW机组每台锅炉配2台容量为50%的引风机, 双引风机并列运行, 锅炉进出风量调节均由挡板控制, 其控制方式为:通过测量炉膛压力, 将此压力信号送到炉膛压力控制器, 从而达到调节引风机入口导叶开度的目的。在夏季和白班的时候挡板开度很大, 而在冬季和夜班的挡板开度很小, 节流损失很大。在低负荷阶段, 引风机入口导叶开度甚至不到30%, 风机效率仅为30%, 与额定62.4%的风机效率相差甚远, 大量的能量浪费在风道挡板上, 出现了“大牛拉小车”的现象。另外引风机靠挡板调节, 导叶执行机构故障率较高, 电流晃动也大, 对机组稳定运行有很大影响。引风机改变频控制在提高设备的安全性和机组的经济性上都显得十分必要。

贵电公司引风机相关参数如下: 引风机型号:AN30e6;额定流量:104292 m3/h;额定风压:5363Pa;额定转速:735r/min;额定电机功率2000kW; 电机型号YKK800—8;额定电流231A;额定电压6000V;单机功率2000kW, 总功率4×2000kW, 占机组容量的0.277%。

挡板调节工况分析:图1为引风机性能特性曲线图。

其中曲线1是风机全速 (735r/min) 运行的 (p-qv) 曲线, 曲线2是风机转速600r/min运行的 (p-qv) 曲线, 曲线3是管路阻力曲线, A0点为设计工况点, 如果风机全速运行, 实际运行工况点为A点, A1点是风机转速600r/min运行的实际工况点, 也是纯凝汽运行、脱硫系统运行时的工况点。从图1可以明显看出风机设计参数与实际运行工况相差甚远, 功率浪费很大, 因此变频改造显得尤为重要。

2 改造方案

经过专家论证, 贵溪发电公司采取了目前国内较为成熟的变频方案, 方案简述如下:

高压变频系统包括:变频6kV断路器、变压器、变频器等。变频器6kV电源取至相对应机组6kV母线段备用开关。引风机高压变频系统电气连接系统如图2所示:

操作步骤如下:

1) 工频转变频运行操作顺序:

①分断用户高压真空开关;

②拉开工频旁路隔离开关QS3;

③合变频器输入隔离开关QS1;

④合变频器输出隔离开关QS2;

⑤合用户高压真空开关;

⑥向启动变频器发启动指令, 启动电机调速运行。

2) 变频转工频运行操作顺序:

①分断用户高压真空开关;

②拉开变频器输出隔离开关QS2;

③拉开变频器输入隔离开关QS1;

④合工频旁路隔离开关QS3;

⑤合用户高压真空开关, 启动电机工频定速运行。

观察以上操作步骤, 可以看出, 变频器的操作还是很简单的, 人员误操作的几率较小。

3 节能计算

表1为对贵溪发电公司2台机组引风机日常用电情况的统计。

从表1中可以看出, 进行了变频改造后的5号机相对于未进行改造的6号机而言, 所占厂用电率分额下降了2.1个百分点, 如果全厂引风机都采用变频调节厂用电率可下降0.1个百分点。表2 是不同负荷下引风机改造前后的电流比较。

注:表中5号机进行了变频改造, 6号机未进行变频改造。表中发电量、厂用电量和引风机用电量来自于贵溪发电公司的关口电量表真实运行数据。

注:氧量在合理范围内3.5%～5%

由表2可知:变频改造后, 平均节电率达到65%;负荷愈低, 节能效果愈显著, 平均每台引风机节电200多万kWh。通过表2还可发现:引风机变频改造不但可以节省厂用电, 还能降低标准煤耗等经济指标。

4 投资和经济效益估算

从表2可以看出, 每年每台引风机可以节约电能200多万kWh, 其带来的直接经济效益为60万元 (每kWh电价按0.3元计) 。而在设备投资方面, 每台变频器的价格为:国产品牌约150万元, 合资品牌约180万元, 进口品牌约220万元以上。贵溪的投资额约为200万元, 成本回收日期为3.3年 (200/60) 。

5 结束语

一年多的现场运行证明, 高压大功率变频器性能好, 可靠性高, 其节能效果明显优于其他任何一种调速方式, 特别是在低负荷时更为显著。降低了机组厂用电率及供电煤耗, 提高了机组经济指标;电厂辅机采用变频调速后, 由于变频器功率因数可达0.95以上, 大于电机功率因数0.85, 减少了大量无功。同时, 由于变频器具有软启动和软关断特性, 可以改善引风机的启动和运行特性, 保证了凝泵马达平稳启制动, 减少了电流冲击和机械冲击, 从而在一定程度上减轻了检修、维护工作量, 延长了电机使用寿命。

摘要：介绍了贵溪发电公司分别于2007年、2008年对2台300MW机组引风机进行变频改造的情况, 通过分析计算表明, 引风机变频改造后对机组的安全和经济性都有很大的提高。

关键词：轴流式引风机,变频,改造,分析

参考文献

火电厂锅炉引风机抢风问题的初探 篇9

关键词：火电厂锅炉、引风机抢风、措施

前言

风机是烟风机系统动力源，风机运行是否正常直接影响到了火电机组运行的状态。由此可见风机在火电机组起到的重要作用，它是火电发电机组运行中重要的设备。为了提高火电机组工作的效率，在火电厂中经常大量的使用多台应风机同时进行工作，从而保证提高风流量，再者多台引风机同时工作的好处是，一旦其中一台引风机出现故障和问题的时候，不会影响火力发电机组的正常工作。

起到辅助火力发电机组工作的设备，为了保证引风机能够正常的运行就要提高引风机本身的工作性能并且还要提高整个管路的工作性能。一旦引风机出现抢风的现象就会对电厂的安全造成非常严重的影响，所以为了保证引风机正常的工作和不出现抢风的现象，就要对抢风现象出现的原因进行相应的解决措施。

一.探究引风机出现抢风现象的原因

1.由于参数的不相同造成的引风机和锅炉的工作不协调

造成引风机风量过大和抢风的现象出现，是由于火力发电机组选用的引风机型号大，从而产生的风量和风压力过大，而锅炉的型号却没有增大，因此引风机在锅炉小负荷运行的状态下，工作点将非常接近失速区，工作情况一旦出现问题，进而导致整个系统的不协调，从而引起风机抢风的现象。

2.脫硫系统运行不正常导致抢风现象的出现

在脱硫系统能够正常工作的情况下，由于风机克服脱硫系统从而增加的阻力，这样就保证锅炉的引风机与加压风机相串联的进行运行工作，一旦加压风机产生的压力大于阻力时，增压风机就作用于引风机。

反之，当增压风机产生的风压力小于整个脱硫系统产生的阻力，那么就是引风机反作用于增压风机，因此通过以上的分析可知，如果增压风机产生的力和整个脱硫系统产生的阻力不在一个等级时，就是牵引出引风机的部分力，尤其是当增压风机出力小于脱硫系统阻力时，将会使管网阻力变大造成风机发生抢风的现象。

3.空气的预热器堵塞导致的抢风现象的发生

当空气预热器出现堵塞的情况，其原因就是引风机的出风管道偏离了风机的工作区域，从而导致引风机出现抢风的现象。

由于空气预热器堵塞引起的引风机出现抢风状况时，就导致引风机的处理工作得不到平衡，从而大幅度的降低了引风机的工作效率也影响了锅炉的出力，最后导致了烟气在水平烟道中的流动速度减弱，对于这种现象的出现，一旦不及时的加以控制，最后运行的时间越久，在烟道中沉积的灰尘就越多，从而造成空气预热器的堵塞。

4.锅炉本体或者尾部烟道漏风严重。

当锅炉本体或者尾部烟道漏风产生严重的漏风状况时，则会产生大量的烟气体，由于烟气的流动速度缓缓的增加，因此锅炉的膛内部的温度就会随之而减弱，使得材料燃烧不够充分，预留下大量的残渣从而堵塞了烟道尾部的受热面，于是管网收到的的阻力就大大的提升，引起引风机的运行工况点进入非稳定的工作区域，发生抢风的现象。

5.当锅炉受到大幅度的负荷压力时和煤种偏离，从而引风机出现抢风现象。锅炉在超低负荷的情况下运行时，很容易出现大幅度的波动，其次锅炉使用的煤的种类和实际设计的大相径庭，存在很大的质量差异，由于不符合设计的煤种没有达到使用的要求，在使用时得不到充分的燃烧，产生大量的残留物，滞留在空气预热器和省煤器中给管网形成了大量的阻力，由于长时间的淤积就会对官网的阻力特性曲线，从而出现引风机抢风的现象。

6.烟囱的通风能力不良导致的引风机抢风。

对于烟囱来说它本身就自带有向上的通风能力，烟囱克服阻力的方式就是根据自身带有的通风里和增压风机带有的压力并同的方式来解决的。

依据多年的实际经验，在烟囱高度不便的情况下，烟囱的通风能力是和锅炉的温度成正比的。一旦锅炉出现负荷降低和排烟温度降低的情况下，烟囱的通风力就会伴随其开始下降，烟气的含量也从而减弱，烟囱的阻力也就会减弱。由于烟囱的通风能力和其阻力的下降速度不一致的情况下，就会导致管网的阻力提高，从而出现引风机抢风的现象。

二.锅炉引风机抢风问题的解决措施

对于漏风严重的锅炉本体或者尾部烟道所采取的防范措施主要是控制煤种，使得燃烧的煤种所含的硫分和灰分比较少。同时，对烟道支撑架进行及时的更换，每天都应该安排相应的检查，及时处理不正常的情况，防止烟道发生烟道漏风，用非金属伸缩节代替金属伸缩节。最后，对空气预热器进行严格的检修，在管箱上部加装防磨套管并且浇注耐火塑料加以防磨，运行上调节、控制好烟气流速，防止空预器漏风。第一，为了能够有效的降低烟道的阻力在停机时应该及时对烟道尾部的一些积灰进行清理，保持通道的干净。第二，煤种的质量要保证是合格的，灰分和硫分含量不会太高，防止发生低温腐蚀和高温腐蚀的现象。第三，烟气流动速度要控制适当，能够达到减少灰尘沉积的目的即可。第四，尾部烟道受热面采用合理的结构和布置方式。

锅炉引风机轴承故障诊断 篇10

一、设备主要参数及简图

1. 风机简图及测点分布 (图1)

2. 风机主要参数

电机转速:995r/min, 容量450k W;风机两侧的滚动轴承型号:调心滚子轴承22340CA;联轴器型式:弹性柱销联轴器, 尼龙棒数量16个;风机叶片数:16。

二、频率计算

风机轴的旋转频率和滚动轴承的故障特征频率计算见表1。

三、测试参数选择和测点的布置

风机测点布置如图1所示, 采用加速度传感器分别测量垂直、水平和轴向3个方向的振动数值。

四、测试结果及分析

2012年6月12日, 在监测过程中发现1#锅炉的2#引风机出现异常振动, 测得振动值如表2所示, 振动频谱见图2~图6。

Hz

mm/s

五、分析诊断

从表1可以看出, 风机2测点水平方向振动达到12.75mm/s, 轴向9.1mm/s, 已严重超过振动标准 (标准为≤7.1mm/s) 。

从图2~3可以看出, 风机基频1~3倍频无明显峰值, 且电机运转正常, 基本可以排除联轴器不对中和电机方面的原因。由于图中风机转频振动幅值非常小, 因此转子不平衡的原因可以基本排除。而风机转频的1~10倍基本没有明显峰值, 基本可以排除机械松动如轴承内圈与轴的配合松动和轴承的外圈与轴承座配合松动等原因, 无明显的叶轮叶片通过频率265.28Hz及倍频, 基本可以排除叶片故障原因。

从图2~4可以看出, 整个机组的振动特征是以风机轴承外圈故障特征频率111.039Hz为主的振动, 电机水平方向、风机两侧的水平方向均出现以111.039Hz的1~4倍频;测点2水平方向解调谱出现风机轴承外圈故障特征频率111.039Hz的1~9倍频, 测点3水平方向解调谱风机外圈故障频率111.039Hz峰值已不明显, 基本看不见, 说明噪声水平上升;而且在风机两端的水平方向出现以风机轴承保持架频率6.875Hz为间距的一族族谱线, 以风机3测点水平方向图5所示的峰值最高, 说明轴承故障恶化, 立即决定停机处理。6月21日解体, 风机两端轴承严重锈蚀, 内圈、外圈、滚动体全部生锈, 轴承已报废。诊断结果与实际相符。

六、结论

(1) 当振动速度频谱出现轴承故障特征频率及谐波频率为主, 且伴有其它故障特征频率边带出现时, 立即更换轴承。

(2) 振动频谱出现的轴承故障特征频率与按公式计算出来故障特征频率有差异的;原因是计算出来的频率, 是在恒定的转速情况下, 满足纯滚动的条件计算出来。但实际运行中, 转速不是恒定的, 它在一个很小的范围波动, 当有异物阻碍滚动体转动时, 内圈与滚动体将会发生相对滑动, 不满足纯滚动条件, 滚动体的旋转速度会发生改变, 从而导致轴承各元件的故障特征频率也发生相应的改变。

摘要：通过对锅炉引风机轴承故障的诊断, 介绍一种滚动轴承故障诊断的方法, 可以缩小故障范围, 缩短检修时间。