离心风机、静叶可调轴流风机、动叶可调轴流风机的比较2

离心风机、静叶可调轴流风机、动叶可调轴流风机的比较[内容提要]：本文通过对电厂常用三种风机的结构性能以及运行特点的比较，选择出适合电厂应用的风机类型，提出采用高压变频器加离心式风机应用的优势，并有针对性的指出高压变频器在电厂风机系统中应用时需要注意的事项。[关键词]：高压变频器离心风机静叶可调轴流风机动叶可调轴流风机1、概述目前，大型电站风机国内可以选择的型式大致有：静叶可调轴流风机、动叶可调轴流风机、离心风机三种，据统计风机的总耗电量约占机组发电量的1．5—3％。风机的运行费用已直接影响到电厂的经济性。同时，可靠性指标也必须达到与大容量机组相适应的程度。因此，正确地选用风机的问题已刻不容缓地提到了火电建设工作者的面前。2、各类风机特点及比较2.1静叶可调轴流风机静叶可调即风机在运行中风机通过进口导叶调节，从而达到改变风压、风量的目的。风机结构比较简单，转速比动叶可调轴流风机低，结构和性能上都介于动叶可调轴流风机和离心风机之间。0静叶可调轴流风机效率曲线近似呈圆面，风机运行的高效区范围介于动叶可调轴流风机和离心风机之间。风机在T．B点和BMCR工况时，能达到较高效率，在带基本负荷并可适当调峰的锅炉机组上，其与动调风机的电耗相差不大。当机组经常低负荷运行时，风机效率下降的幅度比动叶可调轴流风机大。静调风机受其特性限制，风机小装置效率不会超过86.5%。静调风机转子外沿的线速度较低，对人口含尘量的适应性比动调风机要好，当含尘量在400mg／Nm3下时，叶片寿命超过2万小时。静调风机的结构比较简单，需要维护的部分少。后导叶是最主要的易磨件，通常后导叶设计成可拆卸式，更换方便。同时叶轮叶片经过1～2个大修期后还可在原轮毂上实现3～4次更换叶片处理，进一步延长叶轮的寿命。静调风机采用滚动轴承油脂润滑，轴承座采用强制通风冷却，电动调节机构，与动调风机的油站润滑及液压调节相比，运行维护费用低。2.2动叶可调轴流风机动调风机的叶片角度在风机运行中可依靠液压调节机构进行调节，改变风机风压、风量。整体式的液压和润滑联合油站自带控制、保护、报警和联锁仪表，运行安全、可靠、动态操作方便。动调风机的叶片采用低碳合金钢经数控加工中心铣切并压制成型，表面喷焊耐磨层。叶片用高强度螺钉直接固定于轮毂内的叶柄上，加上机壳中分面结构，更换叶片方便。液压调节系统，可以在运行中调节动叶片的安装角，改变风机特性使之与使用工况相适应。转子外沿线速度较高，风机转速较高，外形较静调轻巧。动调风机效率曲线近似呈椭圆面，长轴与烟风系统的阻力曲线基本平行，风机运行的高效区范围大。风机在T．B点和BMCR工况时，均能达到较高效率，当机组在汽机带额定负荷工况或更低负荷下运行时，风机效率下降的幅度是几类风机中最小的。因此，风机耗功少，运行费用低。动调风机压力系数小，风机达到相同风压需要的转子外沿线速度高，相应的磨损情况要比其他形式的风机严重。需对动叶片等部件进行耐磨处理，一般要求的烟气含尘量不超过300mg／Nm3，根据目前的环保排放要求，300MW以上等级机组电除尘出口浓度均远低于这一数值，转速较高的动调风机的应用已不再受限于磨损的问题。2.3离心风机大型电站的离心风机的主要部件包括进口导叶调节门、叶轮、主轴、联轴器、进气箱、风机蜗壳等。外形和重量均大于轴流风机。离心风机通过进口导叶以及进口挡板门实现变负荷运行调节，其中进口挡板调节与进口导叶调节相比，达到同一工况的调节效率低。在以上两种调节方式下，风机特性均为导叶或挡板全开时，效率最高，随着开度减小，流量压头降低效率迅速下降。离心风机的变负荷平均运行效率低。采用双速风机或变速调节是提高运行效率的最佳选择，但前者的调节性能有限，变工况运行电耗高，后者将增加变频调速设备的投资，整体造价增高。从以上风机的特点的说明可以看出，离心风机在变负荷调节性能以及调节实现上与轴流风机相比均存在很大的局限性，目前新建电站应用业绩都比较少。但随着电力电子技术的高速发展，国产高压变频器技术的成熟，离心风机加变频器方案在电厂也越来越多受到用户的青睐。3、各类风机经济性比较根据制造厂介绍资料和国内1000MW机组一次风机的招标以及实际情况，下表对一次风机采用定速离心式、变频离心式、静叶可调和动叶可调四种型式风机的运行经济性进行一个粗略的比较。机组运行模式年运行小时数风量要求（m3/s）风压要求(Pa)离心风机静叶可调轴流风机动叶可调轴流风机变频器+离心风机效率电机功率耗电量（万）效率电机功率耗电量（万）效率电机功率耗电量（万）效率电机功率耗电量（万）BMCR4200105.51598767%24411025.281%2009843.885%1901798.485%190079875%BMCR212084.71547561%2039432.374%165135083%1463310.284%1430303.250%BMCR118065.81530050%1911225.561%1536181.276%1257148.383%1151135.840%BMCR30060.51437245%184055.255%149544.970%118335.582%101030.3一台风机全年耗电量（104kWh）1738.21419.91292.41267.3一台机组全年耗电量（104kWh）3476.42839.82584.82534.6年节电量（104kWh）0636.6891.6941.8节能率018.3%25.6%27.1%单价（元/kWh）0.320.320.320.32年节省电费(万元)0203.7285.3301.4设备投资（万元/机组）风机380470658380变频器000400总费用380470658780设备投资差的回收年限（年）<1年约1年约1.3年从上表的比较中可知，在相同的运行费用下，变频离心式风机为最佳方案；对电厂而言，如果风机采用离心式风机，进行变频改造的节能率在27.1%，如果风机采用静叶可调风机，进行变频改造的节能率在8.8%，如果风机采用动叶可调式风机，进行变频改造的节能率在1.5%4、使用高压变频器的优势目前，火电生产企业辅机能耗高，而且电网对发电机组参与调峰的能力要求越来越高，更使辅机能耗居高不下，严重制约了经济效益的提高。通过以上分析可知，对电站主要辅机中的风机进行变频改造，其节能效果非常明显。因此，采用高压变频节能技术，以其卓越的调速性能、完善的保护功能、显著的节能效果和容易与DCS自动控制系统接口实现自动调节等特点(同时，实施变频改造后能优化机组的调节性能，有利于机组的稳定运行)，必将在电厂送／引风机等高压大容量旋转设备改造中得到广泛的应用。(1)高压变频器优良的软启动／停止功能(可以零转速启动)，启动过程最大电流小于额定电流，大大减小了启动冲击电流对电动机和电网的冲击。有效减小了电机故障。从而大大延长了电机的检修周期和使用寿命。同时还可有效避免冲击负荷对电网的不利影响；(2)变频改造后，原调节风门全开，大大减少其磨损，延长了风门使用寿命，降低检修维护费用，进一步降低了风道阻力；(3)变频改造后，功率因素可得到提高，降低线路损耗；(4)高压变频器特有的平滑调节减少了风机以及电机的机械磨损，同时降低了轴承、轴瓦的温度．有效减少了检修费用，延长了设备的使用寿命。5、电厂使用高压变频器需要注意的事项(1)对于大惯量负荷的电机(如锅炉引风机、水泵)，在变频改造后，要注意风机、水泵可能存在扭曲共振现象，必须计算或测量风机——电机连接轴系扭振临界转速以及采取相应的技术措施(如设置频率跳跃功能避开共振点，软连接及机座加震动吸收橡胶等)以防共振。(2)采用变频调速控制后，电机转速下降，如果变频器长时问运行在1／2工频以下，则电机发热有可能成为突出问题，一方面是由于电机自冷却风扇因转速低而效率降低，另一方面是谐波引起的损耗发热。如果出现这种情况，还必须对电机进行冷却系统改造或采取另外的强迫风冷等措施。(3)低压变频器由于体积较小，在改造中的安装地点选择比较容易。但对于高压变频器系统而言，其体积相对较大，一般由4～5面柜体组成，对改造项目来讲，一般都需要重新建造变频器室。因此，选择变频器室位置时，既要考虑离电机设备不能太远，又要考虑周围环境对变频器运行可能造成的影响。为了使变频器能长期稳定和可靠运行，对安装变频器室的室内环境温度要求最好控制在0～40℃。同时，室内不应有较大灰尘、腐蚀或爆炸性气体、导电粉尘等。(4)要保证变频器柜体和厂房大地的可靠连接，保证人员和设备安全。为防止信号干扰，控制系统最好埋设独立的接地系统，对接地电阻的要求不大于1欧。到变频器的信号线，必须采用屏蔽电缆，屏蔽线的一端要求可靠接地。(5)性能测试和节能效果评估。高压变频装置性能测试应按照电力行业标准《DL/T994火电厂风机水泵用高压变频器》中的有关要求进行。发电厂方面应重点关注以下内容：①与电气开关、热工控制系统的传动和连锁试验；②实际运行功率和效率测试；③变频调速系统的谐波测试，谐波与变频器主回路结构和谐波抑制的手段有关，在投运后仍应专门组织测试；④变频调速系统对电动机的轴电压和振动的影响。(6)风机单侧变频改造适合国产机组的实际，既能保证机组的安全稳定运行，又达到了节能降耗的目的送、引风机单侧变频调节方式下，变频器和挡板工作区域交接不当会引起锅炉燃烧紊乱、炉膛压力大幅波动交叉控制区域的界定和交叉控制逻辑的设计也是我们工作的重点和难点，存在送、引风机单侧变频调节方式下的自动控制方案和策略如何实现的问题。(7)主电源切换时变频器不停机火发电厂往往装备多台机组，每台机组又有多台辅机，这些辅机都挂在相同或不同的电源母线上。每当有大容量辅机(如磨煤机、锅炉给水泵等)启动时，电源母线电压都有较大的降落(超过一15％)，会影响同一母线上其他设备的正常运行。更有甚者，当发生同一母线下多台辅机群启时，电源母线电压可能下降更多(超过一30％)、持续时间更长(20S以上)。针对电厂的这种工况，变频器应具备抗大幅度电网波动的能力，做到电压波动在±15％以内时，变频器可以维持满额输出；电网电压降落在一15％—一35％时，只要持续时间不超过30S，变频器短时降额运行，不进行欠压保护，等电网电压恢复正常后，变频器自动恢复到原来的工作状态，以减少电压跌落造成的停机现象。在有些情况下，发电厂辅机设备有进行供电母线切换的需要，在母线切换过程中，被切换的辅机设备往往产生短暂的主电源完全失电现象。大部分变频器在发生主电源失电时只能停机，少量进口变频器虽然不会立即停机，但也只能坚持5个周期(100ms)，实际上许多母线切换过程并不能在20ms的时间内完成。因此变频器应设计在3S内不停机，以满足母线切换的需要。(8)控制电源失去不停机在现场提供的控制电源失电时，变频器应能够利用自身配备的UPS为控制系统供电，变频器可以继续运行，做到控制电源丢失时(比如维修人员误拉低压电、开关跳闸、熔丝熔断等)，仍然保持辅机设备的运行。为了进一步提高控制电源的可靠性，最好配备双路控制电源自动切换功能，能够接受发电厂的交流控制电源和直流操作电源。交流和直流控制电源都出现问题时，变频器还可以无扰动切换为UPS供电，从而最大程度上保证控制电源的连续性，进而保证变频器和辅机设备的运行安全。(9)单元冗余技术在发电厂运行的所有设备，可靠性永远是第一位的。配置单元旁路功能，做到变频器发生局部小故障时，可以不影响整体设备的运行。与发电厂中其他系统类似，对于一些影响到保护跳闸的模拟测点，应采用双测点；避免测点本身的问题造成误跳闸。功率柜的冷却风扇最好也有冗余设计，在其中一个冷却风扇故障后变频器可不降出力。(10)高压变频器与工频电源之间的切换技术作为一种万全措施，变频器在发电厂应用中，还要配备系统旁路，一旦变频器出现严重故障或正常情况下需要例行检修维护时，通过旁路开关，电机可以直接挂在电网上直接运行，不影响机组的正常发电。这个功能看似简单，但也不是所有变频器可以轻松实现的。进口变频器如何适用于我国电压等级，是现场应用对这些产品提出的课题。(11)DCS接口技术目前发电机组均已采用分散控制系统(DCS)控制，所有辅机设备都在DCS监控下运行。用户为了维护方便，DCS现在还惯于采用硬接线方式同辅机调速系统(变频器)建立通信联系，变频器的一些开关量状态通过节点送给DCS，DCS对变频器的控制命令通过接点送给变频器，一些模拟量如频率给定、电机电流等信息则采用4～20mA电流信号相互传送。在DCS的频率给定信号掉线时，变频器应可以进行有效识别，给出报警信息并维持原输出频率不变；在风机调速应用中，应设计非线性减速功能，使得既要缩短总的减速时间，同时又要保证风机减速时变频器不过压；保证完善的故障诊断和报警功能等。对模拟传感器检测输入和模拟控制信号进行电气屏蔽和隔离。在变频器组成的控制系统设计过程中，建议尽量不要采用模拟控制，特别是控制距离大于1m，跨控制柜安装的情况下