350 MW機組風機單耗偏高原因分析及處理措施

薛澤海，周義剛，劉衛(wèi)平，趙 緋

(1.天津市電力公司電力科學(xué)研究院，天津 300384；2.天津華電軍糧城熱電有限公司，天津 300000)

“十二五”規(guī)劃提出了單位GDP能耗下降17.3%的目標，節(jié)能降耗任務(wù)十分艱巨。隨著電力行業(yè)改革的不斷深化，降低廠用電率、降低發(fā)電成本，以提高上網(wǎng)電價的競爭力成為各個發(fā)電企業(yè)的當務(wù)之急。而電廠六大風機的耗電量占廠用電的60%左右，受電網(wǎng)調(diào)峰需求，機組的平均負荷率一般在70%～80%，因而采用變頻調(diào)速技術(shù)對這些輔機設(shè)備進行節(jié)能改造是非常必要的。

1 存在問題

天津華電軍糧城熱電有限公司五期為2臺350 MW機組，鍋爐為B&WB-1165/17.5-M型亞臨界參數(shù)、一次中間再熱汽包鍋爐，前后墻對沖燃燒，9號機組于2010年7月投入運行；鍋爐配有2臺YC36165型雙吸雙支離心風機和2臺原裝進口液力耦合器調(diào)節(jié)引風機，電機型號為YKK800-6；2臺GJ34042雙吸離心式一次風機，電機型號為YKK560-4。自機組投運以來，風機單耗較同類型機組偏高，引風機液力耦合器調(diào)節(jié)性能較差，一次風機節(jié)流損失大。主要設(shè)計參數(shù)如表1所示。

表1 引風機、一次風機性能數(shù)據(jù)

參數(shù) 引風機TBBMCR一次風機TBBMCR 風機入口體積流量/(m3·s-1)308.9260.6364.4944.69風機入口溫度/℃130.9118.929.020.0入口空氣密度/(m3·kg-1)0.864 70.875 91.216 81.217 8風機入口全壓/kPa-6.27-5.07-0.11-0.16風機入口靜壓/kPa-6.44-5.19-0.36-0.28風機出口全壓/kPa3.462.7714.1410.81風機出口靜壓/kPa3.292.6613.9010.69風機全壓效率/%85.085.283.072.9風機軸功率/kW3 491.32 384.51 077.7661.1風機轉(zhuǎn)速/(r·min-1)9638491 4851 485

注：TB為風機設(shè)計最大運行工況；BMCR為鍋爐最大連續(xù)出力工況下的風機運行工況。

2 原因分析

為掌握風機的運行特性，找出風機單耗偏高的原因，對9號鍋爐引風機和一次風機進行性能試驗。根據(jù)現(xiàn)場協(xié)商確定引風機及一次風機的試驗均按以下4個工況進行：機組負荷350 MW、300 MW、250 MW、200 MW。試驗依據(jù)DL/T 469-2004《電站鍋爐風機現(xiàn)場性能試驗》和GB 10178-2006《工業(yè)通風機現(xiàn)場性能試驗》。

2.1 引風機試驗數(shù)據(jù)分析

根據(jù)現(xiàn)場情況只對1號引風機特性進行測試，主要試驗數(shù)據(jù)見表2。

表2 1號引風機試驗數(shù)據(jù)

參數(shù)330 MW300 MW250 MW200 MW鍋爐蒸發(fā)量/(t·h-1)1 070.8962.1787.5616.5總風量/(t·h-1)1 032.5965.8813.8789.5總煤量/(t·h-1)173.6163.9125.6112.7引風機電流/A329.6288.5219.2173.4液力耦合器轉(zhuǎn)速/(r·min-1)968850740700引風機出口溫度/℃159.2142.9143.9131.2風機入口體積流量/(m3·s-1)264.22256.23208.66123.18風機全壓/kPa8.507.075.264.90風機比壓能/(J·kg-1)10 274.958 214.026 047.275 418.12電動機軸功率/kW3 118.512 721.442 020.131 497.07風機全壓效率/%70.8165.2353.4044.66

注：試驗當天，受網(wǎng)調(diào)影響，負荷最高只有330 MW。

通過對1號引風機熱態(tài)試驗結(jié)果分析得出：在330 MW并列運行工況，引風機的實測壓力比設(shè)計值偏高，超出THA設(shè)計工況18.7%；全壓效率為70.81%，低于THA設(shè)計工況14.5%(絕對值)；軸功率嚴重偏離設(shè)計值，超出THA設(shè)計工況45.7%；說明引風機實際運行性能與煙風系統(tǒng)阻力特性不匹配，是導(dǎo)致引風機單耗偏高的主要原因。

2.2 一次風機試驗數(shù)據(jù)分析

一次風機試驗結(jié)果見表3。

表3 一次風機試驗結(jié)果

參數(shù)350 MW300 MW250 MW200 MW1號/2號風機1號/2號風機1號/2號風機1號/2號風機鍋爐蒸發(fā)量/(t·h-1)1 114.2982.7785.9608.7總風量/(t·h-1)1 046.3983.2875.4783.2總煤量/(t·h-1)171.4146.8125.8119.7磨機投運情況ABCDEABDEABDEADE風機電流/A117.7/125.997.1/106.2106.3/112.489.0/96.3風機入口檔板開度/%79/7863/5970/6527/28風機出口風壓/kPa11.4/10.910.6/10.210.8/10.410.1/10.2風機入口體積流量/(m3·s-1)61.59/64.7153.24/56.6858.22/58.1242.72/40.82風機全壓/kPa11.62/11.5111.74/10.9211.79/11.4412.41/15.34風機比壓能/(J·kg-1)9 396.2/9 427.79 914.6/9 227.49 728.8/9 292.410 301.8/12 780.9電動機軸功率/kW1 074.2/1 119.5894.4/945.0969.8/991.4795.6/839.6風機全壓效率/%64.88/64.9969.45/63.8369.03/65.0766.06/74.34

通過對2臺一次風機4個工況的測試數(shù)據(jù)分析表明，一次風機全壓效率不到70%，風機的調(diào)節(jié)性能較差；在70%負荷工況實測的風機入口流量已達到了BMCR設(shè)計流量，而350 MW工況，實測的風機入口流量基本達到了TB工況下的設(shè)計流量，超出額定工況設(shè)計風量的50%；得出風機裕量以及節(jié)流損失偏大是導(dǎo)致風機單耗偏高的原因。

3 處理措施

3.1 風機電機變頻改造

a. 引風機液力耦合器本身有一定的調(diào)整裕量，并且不可避免的存在轉(zhuǎn)差損耗；而變頻器能在全速范圍內(nèi)保持高效率(95%左右)不變；使用液力耦合器輸入電流有很大一部分無功電流分量；使用變頻器時，其輸入端功率因數(shù)提高，無功電流分量很小，因而輸入電流較耦合器要小很多[1]。

b. 通過一段時間的運行數(shù)據(jù)表明，引風機配備的耦合器運行可靠性較差，給鍋爐運行帶來了一定的安全風險，因此更換穩(wěn)定性更強，轉(zhuǎn)換效率更高的高壓變頻器是非常有必要的。

c. 一次風機出力靠檔板調(diào)節(jié)，節(jié)流損失很大，特別是機組在低負荷運行時，節(jié)流損失更大；另外異步電動機啟動電流為電機額定電流的4～6倍，對廠用電形成沖擊，嚴重影響了電機和風機使用壽命；改用變頻調(diào)速后，可通過變頻器頻率的增減改變電機轉(zhuǎn)速，不僅實現(xiàn)了對電機轉(zhuǎn)速的線性調(diào)節(jié)，消除了風機的節(jié)流損失，而且避免了啟動轉(zhuǎn)矩對電機的機械強沖擊，降低了風機和電機的故障率[2]。

3.2 風機本體改造

分析引風機和一次風機性能試驗結(jié)果可知，風機的全壓效率較設(shè)計值偏低，實際運行特性與設(shè)計的管路特性有一定的偏差，而且一次風機的設(shè)計裕量偏大，對風機葉輪(包括輪轂)，集流器等進行優(yōu)化設(shè)計，使風機實際運行效率提升8%～10%左右[1]。

鑒于目前2臺引風機液力耦合器可靠性較差，一次風機采用入口導(dǎo)葉調(diào)節(jié)，節(jié)流損失大等實際情況，因此風機的變頻改造為目前首選。

4 處理效果

利用9號機組的首次大修的機會，對1號引風機和2臺一次風機進行變頻節(jié)能改造。

4.1 引風機變頻改造前后的節(jié)能效果分析

1號引風機變頻改造前后的節(jié)能效果對比數(shù)據(jù)見表4。

由表4數(shù)據(jù)可知，1號引風機經(jīng)變頻調(diào)速改造后，風機耗功隨著負荷降低而呈下降趨勢，且非常明顯，但在負荷250 MW左右達到峰值，隨著負荷降低，節(jié)電效果也隨之減弱(見圖1所示)；根據(jù)電廠統(tǒng)

表4 1號引風機變頻改造前后的節(jié)能效果對比

參數(shù)工況1工況2工況3工況4試驗負荷/MW總風量/(t·h-1)入爐煤量/(t·h-1)風機電流/A風機功率/kW風機節(jié)電量/kWh改造前350.3299.8250.1201.2改造后330.2300.5249.7200.1改造前1 032.5965.8813.8789.5改造后1 124.3971.5827.4803.4改造前173.6163.9125.6112.7改造后171.5178.8107.787.7改造前329.6288.5219.2173.4改造后266.3178.795.274.3改造前3 325.482 922.512 169.381 599.35改造后2 843.991 936.631 079.95828.17481.49985.881 089.43771.18

計負荷率基本在70%左右，機組年運行小時6 500 h，按工況2、工況3以及工況4的運行時間各占1/3考慮，計算引風機變頻改造后實際年節(jié)電量為616.7萬kWh，年節(jié)電率可達到44.06%，節(jié)電效果非常顯著。

圖1 1號引風機變頻改造前后功率變化曲線

按照上網(wǎng)電價0.382元計算，1號引風機每年可為電廠節(jié)省運行費用為235.6萬元；考慮到煤質(zhì)變化的影響因素，保守計算的節(jié)電率在40%左右，每年節(jié)約的運行費用不會低于200萬元，這樣不到一年半時間即可回收全部投資。

4.2 一次風機變頻改造節(jié)能效果分析

一次風機變頻改造前后的節(jié)能效果對比分析見表5。

表5 一次風機變頻改造前后的節(jié)能效果對比

參數(shù)工況1工況2工況3工況41號/2號風機1號/2號風機1號/2號風機1號/2號風機試驗負荷/MW改造前349.8300.1249.8200.1改造后350.3299.7243.6201.2入爐煤量/(t·h-1)改造前174.1145.2127.6116.1改造后171.5157.7148.387.7風機電流/A改造前117.7/123.697.1/106.1106.3/103.489.4/92.8改造后111.5/109.574.7/75.171.6/67.343.6/39.5風機耗功/kW改造前1 142.8/1 191.0951.5/1 006.41 042.8/913.5855.4/902.8改造后1 070.4/1 038.1878.6/843.8745.4/710.6466.2/421.32臺一次風機節(jié)電量/kWh225.19285.41500.22870.74

由表5數(shù)據(jù)可知，2臺一次風機經(jīng)過變頻調(diào)速改造，風機電耗隨著負荷的降低呈現(xiàn)出較為明顯的下降趨勢(見圖2所示)；根據(jù)統(tǒng)計機組的負荷率基本在70%左右，機組年運行小時按6 500 h，按工況2、工況3以及工況4運行時間各占1/3考慮，計算得出2臺一次風機變頻改造后的實際年節(jié)電量為358.0萬kWh，年節(jié)電率可達到29.9%，節(jié)電效果非常顯著。

圖2 一次風機變頻改造前后功率變化曲線

按上網(wǎng)電價0.382元計算，2臺一次風機每年可為電廠節(jié)省運行費用為137.0萬元，2年之內(nèi)即可回收全部投資成本。

5 結(jié)論

a. 引風機變頻改造后節(jié)電效果非常顯著，在機組80%以下的運行負荷時段，風機電流平均下降100 A左右，綜合平均節(jié)電率為40%；特別是變頻器取代液力耦合器后，極大提高了機組運行的可靠性，大幅降低了廠用電率。

b. 一次風機采用變頻改造同樣有著非常顯著的節(jié)電效果，機組在80%以下運行負荷時段的電流下降20～50 A，平均年節(jié)電率約29.9%。

c. 風機經(jīng)過變頻改造后不僅節(jié)能效果和控制特性得到改善，風機系統(tǒng)的運行可靠性也明顯提高，減少了運行和維護工作量；電機實現(xiàn)了軟啟動，降低了電機的故障率。

d. 從電網(wǎng)角度看，風機變頻改造后的功率因數(shù)得到提高，相同負荷工況運行時，變頻的高壓輸入電流明顯比工頻時小，這有利于節(jié)能和設(shè)備安全運行。

參考文獻：

[1] 《電力節(jié)能技術(shù)叢書》編委會.電力節(jié)能技術(shù)叢書[M]．北京：中國電力出版社，2008.

[2] 蔣 勇.鍋爐引送風機變頻替代液耦節(jié)能的實施與效益[J]．安徽電力，2011，28(7)：58-61.