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盐城发电有限公司6kV高压电动机改变频调节可行性研究报告设备管理部2006年4月1盐城发电有限公司6kV高压电动机改变频调节 可行性研究报告盐城发电有限公司6kV高压电动机改变频调节可行性研究报告前 言随着我国电网以及电源建设的加快发展，电力供需基本平衡，但电量日峰谷差大，这就要求电网发电机组调峰能力强。但无论是高负荷还是低负荷运行，发电机组大容量的辅机设备如水泵、风机都要按额定容量投入运行，目前大多数水泵、风机都采用阀们或档风板来调节流量以满足负荷变化的要求。由此可见，大容量的辅机设备消耗电能浪费严重，因此需要一种能满足机组负荷调节的节能设备，降低辅机设备运行的耗电率。在低压系统中，已有变频调速装置满足这一要求，并在低压系统中广泛应用，有显著的节能效果；而在高压系统中，变频调速装置还未能普遍推广，因为国内投产的高压变频装置几乎全是进口产品，一次投资成本很高，不能在短期内收回。但随着技术日益成熟的国产高压变频装置开发研制成功，打破了进口产品垄断的局面，降低了设备一次性投资。同时由于交流高压变频调速效率高，具有软启动能耗低，调速范围宽等优点，使高压变频装置在节能调速领域内有了一定的市场。在厂网分开、竞价上网的形势下，发电机组进行优化节能运行势在必行。电厂辅机厂用电率的高低已直接影响到发电企业经济效益和竞争力。考虑我公司#9、#10、#11机组厂用电系统中实施高压变频节能技术改造，利用科技手段，进行企业内部挖潜、降低厂用电率，减少机组运行成本，提高机组上网竞争力。这既是响应国家“十一五”规划号召建设节约型社会的具体实践 ，也是企业自身发展的需要。1 高压变频节能技术改造的必要性发电厂大容量风机和水泵均由高压电动机直接拖动，是最主要的耗电设备,其高压电动机的耗电量占整个厂用电的80%左右，同时也存在着大量的电能浪费。一方面由于风机和水泵的设计裕量明显偏大，存在着25%的设计裕量，致使电机功率过剩；另一方面由于机组日峰谷负荷变化，当机组在低负荷工况下运行，电机全速运行，风机和水泵的流量调节方式是利用风门挡板和调节阀开度进行流量调节，风机和水泵均工作在低效区。针对这一状况，必须要采取性能优良的调节方式，根据风机和水泵的流量调节转速，以提高风机和水泵的工作效率。目前常用的调速方式有双速电机调速和利用调速装置调速。双速电机调速是通过改变电机出线箱中定子绕组引出的连接片连接方式，改变电机的极对数，从而改变电机转速。此类调速一般需在停运电机状态下改变，且速度仅为两档，实际是两种速度下的定速运行，调节范围和品质受到限制，一般应用于运行调节频率较低的场合，我厂只在#9机乙循泵电机采用此方式。调速装置可分为：液力耦合器调速装置、内反馈串级调速装置、高压变频调速装置。1.1 液力耦合器调速：液力耦合器调速属耗能型调速方式，且有如下缺点：在调速过程中有滑差损耗，该损耗最大可达电机额定功率的15；其调速效率为输出转速与输入转速之比，效率较低，传动效率随转速下降而降低；故障时不能转换到全速运行。尽管该调速方式控制简单，但运行很不经济。 1.2 内反馈串级调速：内反馈串级调速属绕线型感应电机转子串附加电势进行调速的理论范畴，该附加电势就是由调节绕组从主绕组感应过来的电势所提供的，通过变流系统将该附加电势串入电机的转子绕组，改变其串入电势的大小和相位即可实现调速。优点是可以回收转差功率，提高了调速效率。但要求电动机为绕线式电动机，需对鼠笼型异步电机进行改造，启动过程复杂，响应速度较慢，不易实现闭环控制。 1.3 高压变频调速：变频调速装置是在改变电动机电源输出频率的同时改变输出电压的幅值，满足对异步电动机变频调速的基本要求，这种变频装置具有特点如下：没有附加损耗，效率高0.80.98，功率因数0.80.95；调速范围大，调速比可达20：1；特性硬，精度高；但技术复杂，造价高。调速功率范围可从很小到数千千瓦，适用于流量需要不稳定，变化范围较大且需要经常变化的场合。 三种调速装置的主要性能如下表：项 目液力耦合器调速装置内反馈串级调速装置高压变频调速装置启动方式电机全速启动，启动电流大。电机全速启动，变速运行，启动过程复杂，启动电流大。 实现零转速启动，启动电流小，对电机冲击小， 调速范围电机全速运行，只是通过耦合器工作调节风机转速。电机调速范围为50%-100%额定转速。电机转速在5-60Hz范围内连续可调。适用电机异步电动机绕线式调速电机各种电机工作效率95%-20%，且随转速的降低而降低。96%96%功率因素0.70.950.95谐 波无5%4%节能效果低高高控制方式简单复杂简单维护工作量大大小稳定可靠性好一般好投资成本高较高低通过上述分析比较，三种调速装置中以高压变频调速装置性价比为最好。结合我公司机组运行工况，各台机组运行工况起伏大，低负荷运行工况时间越来越多，客观上都要求辅机有较好的变速调节特性，降低厂用电率和发电成本。因此，对部分高压辅机进行进行变频节能技术改造是十分必要的。2 立项评估及技术改造设想2.1 理论依据由风机和泵的变速调节特性可知：流量Q与转速n成正比关系，压力（扬程）H与转速n2成正比关系，轴功率P与转速n3成正比关系。风机（或水泵）类设备均属平方转矩负载，其转速n与流量Q、压力（扬程）H以及轴功率P之间数学关系表达式如下： （1） （）2 （2） ( )3 （3）式中 Q1、H1、P1风机（或水泵）在 n1转速时的流量、压力（或扬程）、轴功率；Q2、H2、P2风机（或水泵）在n2转速时的相似工况条件下的流量、压力（或扬程）、轴功率。由公式(4)可知，在其它运行条件不变的情况下，通过调节电机的运行速度，其节电效果是与转速降落成立方的关系，节电效果非常明显。从理论上分析，流量Q由额定下降至二分之一时，则电机转速n也可从额定下降至二分之一，此时压力H则可降低四分之一，而电机的轴功率则可降低至八分之一。例如运行工况只需要50的风量或水量，则可以将电机的转速调节为额定的一半，此时电机消耗的功率仅为额定功率的12.5，即理论上节能功率可达87.5。2.2 投资回报评估实际风机、凝泵运行的效率不高，其主要原因有：(1)没有使用高效的调速设备。当低负荷时效率很低。(2)设计规程规定裕度大，使设计容量偏大。风机的风量、风压与水泵流量、水压的富裕度以及机组的调峰运行，导致风机、水泵的运行工况点与设计高效点相偏离，从而使运行效率大幅度下降。可见，送、引风机与凝结水泵在运行中，很大一部分功率是因设备容量与管网系统的参数不匹配及调节方式不当而被白白消耗掉的。因此，改进风机、水泵的调节方式是提高风机效率，降低风机、水泵耗电量的最有效途径。从变频技术改造成功的案例中了解到，同类型机组将风机上液力偶合器改变频调速，风机运行效率明显提高。风机液力偶合器调速平均节电20%左右，改高压变频调节后平均节电约40%，低负荷工况下节能更为明显；凝结水泵由汽蚀调节改变频调速后约节电20-50%。技术改造后只是在电气系统中加以改造，维持机务系统不变，对原系统不会产生不良影响。综上分析，若我公司在#9机组实施改造两台送、引风机和一台凝泵高压变频控制，#10、#11机组各实施改造一台凝泵高压变频控制，按机组负荷率70%，年运行小时在6000小时左右，总厂用电率可下降 1 %，年可节电约 500万 kWh，按上年度平均电价0.38元/ kWh，年节约成本210万元，此项目静态投资约为600万元，投资回收期为 2.5 年，是理想的节能项目。 3 高压变频器技术应用可行性分析高压交流变频调速技术是90年代迅速发展起来的一种高压交流电动机新型电力传动调速技术，其技术和性能胜过其它任何一种调速方式。由电机学知，异步电动机的转速n与电源频率f、转差率s、电机极对数p有关，n=60f（1-s）/p，变频装置是通过改变电源频率f来实现调节电动机转速的，可以看出n与f成线性关系，转速调节范围宽，不存在励磁滑差和节流功率损失。变频调速以其显著的节能效益和高效率，高精度，宽范围的调速性能，完善的电力电子保护功能，以及易于实现的自动通信功能，已得到了广大用户的认可。在运行的安全可靠、安装使用、维修维护等方面，也越来越便利，其可靠性、经济性和适用性等方面越来越趋成熟。3.1可靠性：一方面，辅机电机为高压类型，现主要采用高-高方式，功率单元串联的简单结构优于元器件的直接串联主电路构成，使得设备的可靠性在为提高。另一方面，少部分功率单元损坏时可以降低出力继续运行，整机故障时可安全地切换到工频运行，变频器配有过电压、过电流、欠电压、缺相保护、短路保护、超频保护、功率模块的过热保护等，保护功能完善，故变频器运行可靠性方面应是有保障的。3.2经济性：在以往的应用中，由于国外产品垄断市场，价格偏高。目前国风高压大功率变频器经多年的研发和推广，在保证可靠性的前提下，产品化、市场化程度已大大提高，备品备件供应充足，即使国产品牌由于是自主研发和生产，售后服务方便，多家竞争，其价格与前几年比有着明显的经济优势，回收期大为缩短。3.3适用性：从总体上来说，高压变频调速系统，一方面要能适应电网的波动包括母线的欠压和短时失压，另一方面在机组频繁的起、停过程中，实现软启动，软制动及智能调速。对于直接高进高出方式而言，无须谐波抑制或功率因数补偿装置，变频器可以承受30%的电源电压下降而继续运行。装置可直接带普通国产电机运行。综上所述，交流高压变频器在运行的可靠性、经济性、适用性等方面都能很好地满足现场需求，已成为高压电机节能调速方式的首选。4 各台机组高压辅机运行现状及提出改造方案4.1 #9机组高压辅机设备名称配用电机数量工作电流运行方式调节方式给水泵3400KW，6kV2374A一用一备液力耦合凝结水泵225KW，6kV225.7A一用一备节流调节循环水泵600KW，6kV272.2A一用一备乙泵双速调节送风机400KW，6kV248.5A连续运行液力耦合引风机710KW，6kV284.7A连续运行液力耦合磨煤机800KW，6kV294.6A间断运行风门挡板排粉机450KW，6kV252A间断运行风门挡板4.2 #10、#11机组高压辅机设备名称配用电机数量工作电流运行方式调节方式给水泵4100KW，6kV2492A一用一备液力耦合凝结水泵450KW，6kV254A一用一备节流调节循环水泵500KW，6kV270.1A一用一备/送风机400KW，6kV248.1A连续运行内反馈调速引风机900KW，6kV2110A连续运行内反馈调速磨煤机1000KW，6kV2120.3A间断运行风门挡板排粉机500KW，6kV260A间断运行风门挡板4.3 根据现状提出改造方案#9、#10、#11锅炉各自配两台钢球磨煤机和排粉机，制粉系统设计为双制粉中间储仓式乏气送粉。钢球磨煤机筒体设计转速为一恒定转速,它由最佳工作转速确定,并由电动机、减速箱实现。排粉机的运行调整仅与制粉系统的各部风压、风温、系统通风出力等有关。所以磨煤机、排粉机电机不考虑另行采用调节装置调速。每台机组均配置两台循泵，在正常运行方式下，两台循泵一用一备，也可进行循泵母管制运行。由于各台机组的所需的循环水压力要求不同，正常情况下不考虑母管制运行。#9机两台循泵为六期工程投运的循泵，其中乙循泵电机1995年改造为双速电机；#10、#11机组四台循泵为七期投运的循泵，在设计安装时已采用低速电机。目前公司正在组织进行循环水优化调整，以实现循环水系统的经济运行。因此，也暂不考虑对循泵实施变频调速改造。给水泵突发故障时，只有数秒钟的处置时间，极易引发跳机事故，因此发电厂对给水泵组的可靠性要求极为苛刻。液力偶合器调速型给水泵在国内电厂广泛应用有近20年的历史，已经十分完善成熟，而国内3000kW以上级别的高压变频器在电厂应用业绩非常少，因此变频调速如应用在给水泵上，在技术上还不够成熟，因此暂不考虑对给水泵进行变频调节改造。#9、#10、#11机组各有两台送、引风机和两台凝结水泵。#10、#11炉送、引风机均使用内反馈串级调速，2005年7月投运，目前运行状况良好，节能效果明显；#9炉送、引风机均使用液力耦合器调速，属耗能型调速方式，其调速效率为输出转速与输入转速之比，转速越低，效率较低。各台机组均配置两台凝结水泵，正常运行方式下一用一备，凝结水泵是利用汽蚀调节和节流调节相结合，凝结水系统在大部分工况下，仍存在可观的节流损失，特别是#10、#11机凝结水泵设计的冗余太多，运行中浪费严重。根据目前机组的负荷率以及以上设备现状，按照可靠性、经济性的原则提出以下两种改造方案：方案一：对#9机一台凝泵、#9炉一台引风机、一台送风机；#10、#11机各一台凝泵进行高压变频调节技术改造，共五套高压变频调速装置。方案二：对#9机一台凝泵、#9炉两台引风机、两台送风机；#10、#11机各一台凝泵进行高压变频调节技术改造，共七套高压变频调速装置。5 改造方案论证方案一与方案二的不同点在于#9炉引风机和送风机单侧改高压变频调速还是双侧改高压变频调速，以上两种方案必须从其运行稳定可靠性、投资回收率等方面加以论证。风机铭牌及有关技术参数项 目引风机送风机型 号Y47311NO28D型G47311NO23D风量(m3/h)484920270000风压(Pa)41273880型 号YKK5608型YKK5008型电机功率(KW)710400电 流(A)84.748.5电机转速(r/min)735743型 号Y0TCS1000Y0TCS875传递额定功率(KW)330820155420输入额定转速(KW)750750额定滑差率1.53%1.53%调速范围11：511：5凝结水泵铭牌及有关技术参数项 目#9机凝泵#10、#11机凝泵型号12NL-160*5NLT250-370*7型式筒袋型立式多级离心泵筒袋型立式多级离心泵流量355 m3/h460 t/h扬程158 mH2O245 mH2O汽蚀余量3.5m转速1475 r/min1480 r/min轴功率450 kW电机功率225 kW450 kW5.1 凝结水泵电机改造的确定：由于各台机组凝结水泵是按照一用一备配置的，在正常情况下不存在两台凝结水泵同时连续运行的工况。但是从以往的运行统计来看，无论是机组满负荷还是低负荷工况下，#9机凝泵电机都工作在接近额定工况，据统计，当发电机P=135MW时，电机电流I=23A，凝泵出口压力H=1.63Mpa；当发电机P=8MW时，电流电流I=22A，凝泵出口压力H=1.44Mpa。同样我公司的#8机凝泵采用变频调速，当发电机P=125MW时，电机电流I=235A，凝泵出口压力H=1.2Mpa；当发电机P=7MW时，电流电流I=130A，凝泵出口压力H=0.8Mpa。若#9、#10、#11机凝泵配一台变频调速，一定有很大的节能空间，即可满足机组在各种工况下经济运行。5.2 对于送引风机改变频，有两种方案。一是#9炉的两侧风机全改为变频调节，正常运行时随着负荷变化，两台风机的转速按同样的幅度同步调整，相比于两台液偶调速风机同步调整的运行方式，节能收益直接等于变频调节与液偶调节效率之差所带来的节约电量，同时调节品质好，两侧风机负荷均衡，可靠性高；但是此方案的缺点是，由于两侧风机均需增设变频器，投资较高，回收期长。二是单台炉的两侧风机中只改一台风机为变频调节，在正常运行时，液耦调速风机负荷带足，变频风机调节风量。在这种工况下，其液偶调速风机和变频调速风机，均可达到较高效率。理论上和两侧风机均改变频的运行效率基本接近。考虑到两侧风机转速差较大时可能使风机机械效率稍有下降，以及特殊工况下，为了避免两侧风量偏差过大影响安全运行，不得不将降低液耦调速风机的转速，牺牲部分调节效率（当长期运行在风机裕量较大的工况下，可将液偶调速风机改为低速运行，此时牺牲的液耦调速效率会减少，并可改善两侧风量偏大的情况）。综合考虑此方案的节能效率可达到全变频调节的80%左右。此方案优点是只需投资单侧风机的变频器，投资省，投资回收期快；缺点是可靠性不如方案一，同时存在工业水浪费严重，由于液力耦合器工作腔内的油液温度需通过水冷式油冷却器冷却，每台油冷却器需工业水40t/h，按机组一年投运300天计算，两台风机共需工业水40*300*24*2=57600吨，折算成人民币57600*0.15=8640元。5.3 方案一与方案二经济性比较5.3.1改造投资估算序号名称规格方案一方案二数量费用（万元）数量费用（万元）备注1引风机变频器710 kW11402280(按2000元/KW计)2送风机变频器400 kW18021603#9机凝结水泵变频器225 kW1451454#10、#11机凝结水泵变频器400 kW2802806设备间30073007砖混结构7动力电缆6kV3*701261268控制电缆14*1.5889DCS系统I/O卡件103103369589总投资 万元总投资设备费人工费建筑费其它备 注方案一391万元3691012建筑含电机基础方案二611万元5891012建筑含电机基础5.3.2 节能效益分析5.3.2.1引风机、送风机效益计算：以#9炉引风机的液耦调节运行实际测试结果及高压变频装置调速后的估算值计算，（以一台引风机为例）： 1）机组负荷为135MW时全年节约费用 已知引风机电机的额定功率为710KW，额定电流为84.7A，电机转速为735 rpm，实测135MW时引风机电机的电流为58A，风机转速为605rpm;由P135P额定 （n135n额定）3 知负荷135MW时风机所需功率为:P135 （n135n额定）3 *P额定= (605/735) 3 *P额定 = 55.3% P额定目前实际消耗功率为: P135实际 = 58 / 84.7 *P额定 = 68.5% P额定使用变频器后节省功率估算值为: P变频省电 = 68.5% P额定 55.3% P额定 = 13.2% P额定以电价0.32元/KWh，年运行6000小时计算，年节电费用节电率*功率*运行时间*电价13.2% *710*6000*0.3821.37万元2）100MW时全年节约费用实测100MW时引风机电机的电流为40A,风机转速为420rpm;由P100P额定 （n100n额定）3 知负荷100MW时风机所需功率为:P100 （n100n额定）3 *P额定= (420/735) 3 *P额定 = 18.6% P额定目前实际消耗功率为: P100实际 = 40 / 84.7 *P额定 = 47.2% P额定使用变频器后节省功率估算值为: P变频省电 = 47.2% P额定 18.6% P额定 = 28.6% P额定年节电费用28.6% *710*6000*0.32=46.34万元3）80MW时全年节约费用实测80.0MW时引风机电机的电流为35A,风机转速为350rpm;由P70P额定 （n100n额定）3 知负荷70MW时风机所需功率为:P70 （n100n额定）3 *P额定= (350/735) 3 *P额定 = 10.50% P额定目前实际消耗功率为: P70%实际 = 35 / 84.7 *P额定 = 41.32% P额定使用变频器后节省功率估算值为: P变频省电 = 41.32% P额定 10.50% P额定 = 30.8% P额定年节电费用30.8% *710*6000*0.32=50.20万元根据不同负荷率的加权平均计算全年一台引风机节约费用：（21.37*30%+46.34*40%+50.20*30%）=40万元采用同样方法计算各风机使用变频器后的全年节约费用#9炉引风机#9炉送风机额定功率710400额定转速735735额定电流84.748.5135转速605605135电流5832.7100MW转速420420100MW电流402580MW转速35035080MW电流3524计算节约费用（万元）21.37*30%+46.34*40%+50.20*30%=409.29*0.3+25.26*0.4+29.94*0.3=26.9方案一总计（万元）40+26.9=66.9方案二总计（万元）40*2+26.9*2=133. 85.3.2.2凝泵效益计算:由于凝结水泵出口压力没有调节手段，送至除氧器的水管压力只通过阀门开度调节，对凝泵改高压变频调节后节省的电量只能估算。#8机凝泵电动机为400V低压电动机，为低压变频控制，现用#8机凝泵各参数作为参照，与#9、#10、#11机凝泵运行工况相比较，估算出其节电空间。#8机凝泵#9机凝泵#10、#11凝泵额定功率225kW225kW450kW额定电压400V6kV6kV额定电流389A25.7A54A87MW凝泵电流130A（折算至6kV电流为8.6A）20.5A凝泵出口压力0.77MPa1.64 MPa除氧器压力0.42MPa0.33 MPa100MW凝泵电流180A21A34.6A凝泵出口压力0.92 MPa1.58 MPa1.84 MPa除氧器压力0.48 MPa0.38 MPa0.75 MPa当机组负荷同为87MW时，#8机组凝泵电机电流I=130A，与额定电流之比为I/Ie=130/389=33.4%，此时仅用电机额定功率的33.4%；#9机组凝泵电机电流I=20.5A，与额定电流之比为I/Ie=20.5/25.7=79.8%，此时用电机额定功率的79.8%；机组负荷为100MW时，#8机组凝泵电机电流I=180A，与额定电流之比为I/Ie=180/389=46.3%，此时仅用电机额定功率的46.3%；#9机组凝泵电机电流I=21A，与额定电流之比为I/Ie=21/25.7=79.8%，此时用电机额定功率的81.7%；#8机组凝泵电机电流I=235A，与额定电流之比为I/Ie=235/389=60.4%，此时仅用电机额定功率的60.4%；#9机组凝泵电机电流I=23A，与额定电流之比为I/Ie=23/25.7=92%，此时用电机额定功率的92%；无论机组处于什么样的负荷状态， #11机组凝泵电机电流I=34.6A，与额定电流之比为I/Ie=34.6/54=64.1%，此时用电机额定功率的64.1%。由此可见，#9机凝泵改变频调节，可节约电能由下式计算：P=87MW时， P=（79.8%-33.4%）*225=104.4kW；P=100MW时，P=（81.7%-46.3%）*225=79.65kW；P=Pe时， P=（92%-60.4%）*225=71.1kW按机组年运行6000小时计算，可节约电量：（104.4*0.3+79.65*0.4+71.1*0.3）*6000=507060kWh可节约资金：506070*0.38=192306.6元20万元#10、#11机凝泵改变频调节，按实际负载计算工作电流至少可下降10A，按机组年运行6000小时计算，两台机组凝泵可节约电量：0.8*1.732*6*10*6000*2=997632kWh；可节约资金：997632*0.38=379100元38万元三台凝泵一年共可节约资金：20+3858万元5.3.2.3 间接经济效益：上述设备改变频控制后，设备可靠性大提高。由于可实现零转速启动，电机启动电流大大减少，避免了因大启动电流造成的电机绝缘老化，大电动力矩造成的对电机机械冲击，从而减少电机的维护工作量，延长电机的使用寿命，同时也节约了维修费用。锅炉风机由液耦改变频调速，同时也节