变频冷水机组范文

变频冷水机组范文（精选8篇）

变频冷水机组 第1篇

随着我国经济的持续迅猛发展, 能源供应紧张问题日趋突出, 节能已成为各行业所关注的焦点。据有关部门统计, 建筑能耗已经达到我国能源总消耗的30%左右, 而中央空调系统的能耗约占整个建筑能耗的50%~60%[1]。在中央空调系统能耗中, 冷水机组的耗能又占据较大比例。所以冷水机组的节能运行问题也就成为了制冷系统节能中关键的一环, 越来越受到各个部门的重视。

本文通过介绍变频离心冷水机组的运行特点、工作原理, 从理论上说明离心冷水机组的节能原理, 同时结合本园区一台离心冷水机组的实际运行情况, 理论分析离心冷水机组在加装变频节能装置后, 能达到的节能效果。为存在类似工况的企业为改善冷水机组在部分负荷运行状态下能耗比例失衡的现状, 降低能耗而进行的节能改造工作提供经验。

1 变频离心冷水机组的节能原理及特点

1.1 变频离心冷水机组的工作原理

变频离心冷水机组的工作原理是根据冷冻水实际温度、设计温度、蒸发/冷凝压力等参数, 通过控制主轴转速和导流叶片开度来控制压缩机的输出负荷, 从而使机组可以在较大的范围内运行, 又可以达到很好的节能目的[2]。

1.2 变频离心冷水机组的工作特点

1.2.1 变频离心冷水机组的优点

1) 部分负荷的工况下机组性能好, 节约能耗

由于设计工况下的冷水机组的冷量通常大于实际运行工况下的冷量需求, 所以离心冷水机组将近99%的时间都没有达到满负荷, 而是在部分负荷下运行。当普通冷水机组在部分负荷条件下运行时, 虽然可以调节导流叶片的开度, 控制制冷剂的流量, 从而调节压缩机的耗功, 但是这只是一种开环反馈调节, 压缩机仍然存在做无用功而耗电的现象。不同的是, 变频离心冷水机组可以根据运行参数, 控制主轴转速和导流叶片开度来控制压缩机的输出负荷, 优化压缩机的做功能力, 降低无用功的比例, 从而达到节能的效果。

2) 配有前段有源整流技术, 减少谐波干扰

变频器的非线性负荷 (如大功率整流二极管、大功率逆变晶体管等) 会产生谐波干扰, 为了避免因控制不当导致的线路发热、机械谐波、绝缘失效、或可能导致周边电子设备产生误操作, 变频器配有前段有源整流设备, 保证周边设备运行可靠。

3) 避开喘振点, 提高机组可靠性[3]

变频离心冷水机组可以同时调节导流叶片开度和电机转速, 调节机组运行状态, 可以控制离心机组迅速避开喘振点, 避免喘振对机组的伤害, 确保机组运行安全

1.2.2 变频离心冷水机组的缺点

1) 在满负荷运行情况下, 变频器耗电量约为机组功率总耗电量的3%, 所以在机组的长时间满负荷运行的情况下, 安装变频器不但不节能, 而且还会费电。

2) 变频器的初投资费用高, 维修、维护费用高[4]。

2、离心冷水机组全年运行情况

园区内有3台离心式冷水机组, 采用两用一备的运行方式, 全年运行过程中, 只有2台 (1#机组、2#机组) 机组参与运行。这3台离心冷水机组的制冷量均为700 U.S.RT, 离心式冷水机组所配电动机的额定电压为380V, 压缩机满负荷运行时电机的工作电流为839A, 额定功率为456k W。

每年供冷季 (5月至1 0月) 离心冷水机组为园区内工艺性集中空调机组提供冷冻水, 保障园区内各试验区的工作环境达标。下面以2008年供冷季离心冷水机组的运行数据为例, 分析离心冷水机组的实际运行状况。

根据5月至1 0月份机组实际运行记录, 绘制了不同月份冷水机组在部分负荷下的运行情况 (部分负荷是指冷水机组在低于100%马达电流下运行的实际负荷量;满负荷是指冷水机组在100%马达电流下运行的负荷量) , 详细情况见下图1至图6。

从图1至图6可以看出, 由于天气的原因, 5、6、7、10月, 一台冷水机组的制冷量可以满足各实验区域温度达标, 所以这4个月只开了2#机组;而8、9月份, 由于外界气温升高, 只开一台冷水机组显然无法满足试验区的冷量需求, 所以8、9月份, 有2台冷水机组参与运行, 以1#冷水机组的运行为主, 2#冷水机组只在供冷量不足的情况下配合运行提供冷量。

根据2008年5至10月机组的运行情况, 整理得出2台机组全年运行数据以及耗电量, 具体见表1。

3、采用变频节能装置后离心式冷水机组全年运行情况预测及分析

3.1 采用变频装置后离心式冷水机组全年运行情况预测

由于采用3台冷水机组都是YORK公司生产的型号为YKNBBH125CRC的离心冷水机组。根据YORK公司对每种型号机组所做的测试报告, 这一型号的离心冷水机组加装V S D (变频节能装置) 前后, 在不同负荷条件下的负荷能效详见表2。 (负荷能效是指在产冷量一定的情况下, 离心冷水机组所消耗的电能, 即离心冷水机组用电量与制冷量的比值) 表2离心冷水机组加装VSD (变频节能装置) 前后, 在不同负荷条件下的负荷能效

根据表2中, 离心冷水机组原系统与加装变频节能装置的系统在不同负荷率的条件下, 负荷能效的数值, 绘出负荷能效曲线, 如图7。

如图7, 绿色曲线代表离心冷水机组原系统在相同负荷率下的负荷能效, 红色曲线代表离心冷水机组加装变频节能装置后在相同负荷率下的负荷能效。如图所示, 两条曲线均是随着负荷率的降低, 负荷能效先是缓慢降低, 然后逐渐上升。但是加装变频节能装置的离心冷水机组负荷率一直低于原系统的负荷率。

下面根据表2给出的每台机组在不同负荷率下的负荷能效数值, 计算得出不同负荷率下机组的耗电量。2008年2台冷水机组实际运行情况详见表3、4。

3.2 采用变频装置后离心冷水机组全年运行情况对比分析

根据表1、表3、表4中相应的数据, 比较得出随着用电负荷率的变化, 冷水机组加装变频节能装置前后的耗电量。1#, 2#冷水机组加装变频节能装置前后的耗电量的比较图。详见图8、图9。

不同负荷率下用电量的变化曲线不同负荷率下用电量的变化曲线如图8、9, 绿色曲线代表离心冷水机组原系统在相同负荷率下的用电量, 红色曲线代表离心冷水机组加装变频节能装置后在相同负荷率下的用电量。通过分析得出以下2点结论。

1) 加装变频节能装置后的离心冷水机组的用电量明显低于原系统离心冷水机组的用电量。

2) 在离心冷水机组100%负荷率的情况下, 加装变频节能装置后的离心冷水机组的用电量略高于原系统离心冷水机组的用电量。

下面分别列表计算2台加装了变频节能装置的冷水机组的节点能力。

表5、表6给出了2008年2台冷水机组的节电量, 根据0.7元的电价 (部内规定) , 按照2008年的冷水机组实际运行情况, 可计算得出节电收益。详见表7。

通过表5、表6、表7的数据分析, 可以得出以下2点结论:

1) 加装变频节能装置后离心冷水机组运行时间越长, 节约的电量越多。2#冷水机组全年的运行时间为1 5 7 4小时, 节电量为46275k W, 而1#冷水机组的全年运行时间为1030小时, 全年节电量为40376k W。

2) 加装变频节能装置后离心冷水机组在较低负荷率下运行, 单位电量的节电比例越高。1#冷水机组与2#冷水机组相比, 在较低的负荷率下运行, 1#冷水机组的节电百分比为12.1%, 而2#冷水机组的节电百分比为8.2%。

4、结论

1) 加装变频节能装置后的离心冷水机组的用电量明显低于原系统离心冷水机组的用电量。

2) 在离心冷水机组100%负荷率的情况下, 加装变频节能装置后的离心冷水机组的用电量略高于原系统离心冷水机组的用电量。

3) 加装变频节能装置后离心冷水机组运行时间越长, 节约的电量越多。

4) 加装变频节能装置后离心冷水机组在较低负荷率下运行, 单位电量的节电比例越高。

摘要：本文首先从原理上介绍了变频离心冷水机组的工作原理及工作特点, 然后通过总结冷水机组的实际运行数据, 推算对冷水机组加装变频节能装置后, 在相同运行条件下, 冷水机组的运行状况以及节能情况。为进行节能改造的可行性提供依据。

关键词：离心冷水机组,变频,节能

参考文献

[1]薛金水, 莫晏光.浅谈我国变频空调技术的现状和发展趋势.科技信息.2008年, 第4期

[2]张树国, 李栋, 胡竞.变频调速技术的原理及应用.节能技术.2009年, 第1期

[3]郑文秀, 任世亮.对电机系统节能工程的思考—试议电动机采用变频调速节能技术的紧迫性.能源与节能.2009年, 第1期

变频冷水机组 第2篇

关键词：凝结水泵；变频；热工控制

一、凝结水泵变频改造热工控制的可行性

（一）凝结水系统运行现状。华电包头电厂凝结水泵变频

（以下简称凝结水泵变频）改造前凝结水系统运行情况是一台机组配置两台凝结水泵，正常情况下，一台凝结水泵运行，一台备用。通过除氧器水位调节阀调节除氧器水位。这样，不论在何种运行工况下，凝结水泵转速基本维持不变，出口流量只能由除氧器水位调节阀调节。除氧器水位调节阀为电动执行机构，动作频繁，易出现故障，降低了系统运行可靠性；凝结水母管压力高须提高管道系统的耐压性能，加大了系统泄漏的可能，增加了相关设备的维护费用。总之，凝结水泵出口压力高、除氧器水位调节阀节流损失大，使得凝结水系统效率降低、维护费用提高，最终导致能源浪费，发电成本提高。正常情况下除氧器工作压力是0.5MPa～0.8MPa，消除除氧器至凝结水泵的静压差及管道损失总压降约为0.4Mpa，凝结水母管压力在0.9MPa～

1.2MPa左右即可满足要求。但是机组正常运行起来压力在

3MPa～4MPa，除氧器水位调节阀造成的节流损失相当大。 由上可见华电发电厂DCS控制系统完全满足凝结水泵变频改造的要求。

（二）控制方式。华电包头发电厂凝结水泵变频改造前，由于凝结水泵只能运行在一定转速范围内，在低负荷时变频泵已处于最低限制转速运行，调节性能变差，如没有除氧器水位调门的协助将不能维持除氧器水位。所以只考虑凝结水泵变频调节三冲量自动。根据目前华豫华电包头发电厂负荷分布情况看，发电负荷通常在300MW以上，符合变频泵调节要求。在启、停机或异常运行工况时可利用除氧器水位调门协助控制除氧器水位，完全可以维持除氧器水位在正常范围内。因此，华电包头发电厂具备实现凝结水泵改变频调节控制功能的条件。

二、凝结水泵变频改造热控设计方案说明

（一）热工输入输出信号及控制的确定。变频器与DCS的接口。有DO点、DI点、AI点、AO点这些点对于DCS系统留有备用的通道，并且符合DCS接受点的要求。

（二）热工联锁保护说明。（1）凝结水泵在工频运行时，凝结水压力低联锁备用泵的保护定值不变仍为2.5MPa；（2）凝结水泵在变频运行时，压力低联锁备用泵的保护定值0.6MPa～2.5MPa（随除氧器的压力变化而变化），并且在凝结水泵变频画面中始终跟踪显示压力低联锁保护的定值；（3）在凝结水泵变频器投入“自动控制”时，除氧器水位调节阀自动切换到“手动控制”，运行人员根据负荷情况开大或关小除氧器水位调节阀。为获得最大节能效果，在凝泵转速具备一定调节裕量的前提下应尽量开大除氧器水位调节阀，以降低凝泵转速，具体情况要根据在相应负荷下，进行除氧器水位调节阀开度动态试验后获得；（4）凝结水泵在变频状态下，当变频器启动后联动开启出口电动门，变频器停运或故障跳闸时联动关闭出口电动门；

（三）改造后的运行操作要求。（1）若凝结水泵变频停运时凝结水泵转速未降至20rpm以下即断开凝结水泵变频器1ANB或

1BNB开关，将发出凝结水泵变频器严重故障报警，联锁断开变频器1ABNB开关。（2）OIS设定变频泵转速范围为60～

100%，对应频率30～50Hz，对应变频泵转速约900～1500rpm。

（3）变频器启动后变频泵直接进入变频器设定最低频率20Hz

运行，对应变频泵转速约600rpm，由此向上升速至DCS设定最低频率30Hz，对应变频泵转速约900rpm。（4）当变频控制的工作泵发生故障跳闸，或出力不足等故障时，另一台泵会自动投入工频运行。应将发生故障的泵处理好后，再切至变频运行。在此之前原备用泵只能工频运行，不能调速。（5）变频器由6KV

IA段供电，当变频器带B凝结水泵运行时，如果发生6KV IA段电源失电，此时A凝结水泵因母线失电不会自启，运行人员应立即手动启B凝结水泵工频运行，并关小除氧器上水调门。（6）当变频器故障，短时间不能恢复运行时，可以断开变频器

1ABNB、1ANB、1BNB开关，恢复到改造前的状态，同时变频器可以退出维修。

总结：华电包头发电厂凝结水泵变频改造采用“一拖二”配置，比“一拖一”配置降低了初期投资成本约50%，变频器的利用率也得到了提高。预计其投资将在投运后一年收回。通过整个改造工程的实施，节约了投资建设费用，降低了相关设备的维护费用，大大减少了凝结水泵电机的电能损耗，在各方面均达到了节能目标。

参考文献：

空调冷水系统变频问题探讨 第3篇

该工程为一栋16层住院楼, 标准层为病房, 采用风机盘管加新风;部分楼层是大空间, 采用全空气系统。制冷主机、冷却塔均工频运行, 冷冻水泵变频控制, 由厂家与设计互相配合完成变频控制系统的深化方案。

1 水泵频率下限

配合初期水泵厂家提出水泵有静扬程, 变频下限应设为30~35Hz, 更低频率时水泵可能不会运转。静扬程可由水泵进出水口的落差、要求的供水压力或水泵并联运行时的出口压力等因素造成。但空调冷水系统是闭式循环, 理论上静压差为零。即便是开式膨胀水箱接入水系统也是接到水泵吸入点, 形成的压差也是推动而不是阻碍水流运行。

经与水泵厂家仔细分析, 厂家经验中频率下限的水泵是能运转的, 但管道中水不流动, 水泵短暂运转后就停机保护。水不流动应是某处阀门没开, 而水流开关未冲开可能是重要原因。为防止水流过小主机内可能结冰, 水流开关一般设置了最小流量以保护主机, 水泵频率过低冲不开水流开关就导致了水系统不运转。

本工程采用的主机最小水流量设置在额定流量的40%左右。对于给定水泵, 频率与转速成正比, 而转速和流量成正比, 按管网特性不变可估算出冲开水流开关的频率在20Hz左右。实际调试过程中, 由于水系统启动时的初始阻力要比稳定运行后的阻力稍大, 水泵启动的频率下限测试为26Hz。由于频率的可调范围直接决定了水泵功率的可调范围, 频率的变化下限应根据计算和实测结合确认。通过适当调整水系统中的静态阻力元件例如水流开关、止回阀等的开启压力, 可调整变频下限;但同时也要向主机厂家确认安全运行的流量范围, 保证主机正常工作。

2 相似律的适用

按流体力学原理, 相似律适用于符合几何、运动和动力相似的水泵[1], 单独把变频调速水泵作为研究对象是满足相似条件的。以整个水泵和管道作为研究对象, 当管网的特性发生变化如阀门的开度调节时, 相似律不再适用。图1中A点为设计工况点, 此时水系统满负荷工作, 流量压力均已知。通过管网特性曲线H0=S0Q02, 可求出管网阻抗S0。

当末端负荷变小, 比例积分阀根据回风温度调小开度, 水量减小为Q1, 管网阻力增大。节流后的工作点沿水泵性能曲线变化到B点;管网特性变化, 管网阻抗从S0变大为S1, B点是S1与水泵特性曲线的交点[2]。

若直接调频达到需要的流量Q1, 工作点沿管网特性曲线S0从A变化到C, 流量、扬程减小为Q1、H2。但实际工程中末端均设置二通阀来快速响应回风温度的变化, 二通阀的调节影响管网阻抗, 不再适用相似律。但是不同频率下的水泵性能曲线是接近平行于F0的一簇曲线, 可由厂家提供各频率下特性曲线及拟合公式。因此以末端所需流量Q1做垂线与某一频率下泵的特性曲线相交, 作为水泵调频后工作点, 工作点频率位于A、C点的频率之间。

3 定压差和定温差控制

变频水系统中定压差和定温差策略均能控制水泵按负荷变化调速, 但要采取措施保证各环路的水量分配。

定温差控制系统的温度传感器一般设置在供回水主管处, 各分支环路可设置定压差控制阀来保证末端水量。在供回水温差恒定、末端较多且负荷分散时, 个别末端关闭产生的温差变化较小, 温度传感器需要较高的精度来测量并反馈信号。以常用的二等铂电阻温度传感器精度0.3℃为例, 供回水温差5℃, 粗略估算负荷波动6%会引起传感器反馈。对于16层的住院楼, 相当于近1层末端全部关掉, 才能引起温度传感器反馈。按一等铂电阻或AA级温度传感器精度0.15/0.1℃计算, 负荷分别波动约3%、2%, 大致是标准层负荷波动48%和32%时传感器发生反馈。

温度传感器精度越高价格就越高, 校准和维护成本也较高。限于精度和成本, 定温差控制不能对较小的负荷变化反馈信号和变频调速。但层数较少、末端冷量较大时, 末端启闭的负荷波动较大, 可适用定温差控制。所以定温差控制方式的采用要综合考虑实际工程形式和经济性。

定压差控制一般采用最不利环路末端定压差控制方式。环路的二通调节阀根据回风温度的变化调节开度, 引起环路压差变化, 压差传感器采集信号传给变频控制装置, 控制装置改变水泵的运行频率, 从而改变系统流量, 并维持末端环路一定的恒压差。当控制点压差小于设定值时增频调节, 增加水泵扬程和流量;大于设定值时降频调节, 降低水泵扬程和流量。

如图2所示末端AB环路两端设置压差传感器。AB段阻抗为Sn1, 末端压差设定为H0, 管路ACB段的阻抗为Sn2, 满负荷工况点为图1中的A点, 各参数均可知。当末端AB环路负荷减小, 工作点移动到图1中B点, 水泵通过调节频率取得工作点D, 扬程、功率均比B点小。但调速后的系统扬程必须大于H0, 可见末端定压差值H0越大, 水泵的扬程和变频调节范围就越小。变流量设计时应尽量设定较小的恒压差值, 但是恒压差值比较小也会带来压差变化小、控制精度降低的问题。建议由设计提供最小恒压差值的计算值, 水泵厂家深化调试以取得较优的恒压差值。

4 结论

(1) 水泵的变频下限要根据水量开关设定值和系统实际情况计算, 既要保证主机和水系统正常运转, 也要尽可能降低频率下限, 扩大水泵的变频范围, 增大节能空间。

(2) 相似律在变频水泵沿某一固定管网特性曲线变化时成立, 位于不同管网特性曲线上的工作点不能直接使用相似律计算, 可通过先按管网特性曲线变化到中间点, 再从中间点与不同频率下水泵性能曲线的交点来确定。

(3) 最不利环路的定压差控制值越大, 水泵频率的可调范围就越小, 因此在适用定压差控制过程中, 必须要注意选取合适的末端定压差值, 建议根据设计工况下末端的最大压损来调试确认较优的定压差值。

参考文献

[1]张文钢, 黄刘琦.水泵的节能技术[M].上海交通大学出版社, 2010.

变频冷水机组 第4篇

火力发电厂采用工频凝泵运行时,存在厂用电率消耗大、节流损失高等缺点。通过变频技术改造,采用高压变频器拖动凝泵运行,同时对控制系统进行优化,可以使凝泵长期处于经济运行工况,延长凝水系统设备使用寿命。目前部分同类型机组出于投资成本及系统可靠性等方面因素考虑,采用变频凝泵与工频凝泵并联运行的方式。公司改造后的机组正常运行时采用2台变频凝泵并联运行的方式,系统可靠性较高,节能效果显著。

1设备概况

公司2×1000 MW超超临界燃煤机组,每台机组设计配置3台50%额定容量工频凝结水泵,机组正常运行时2台运行1台备用。凝泵主要设计参数,凝泵型号9.5LDTNB-5PJ,流量85~1940 m3/h;扬程48~360 m,电机型号YKSL630-4,额定功率1700 k W,额定电压6 k V,额定电流197.8 A,额定转速148r/min,功率因数0.8。

凝汽器内凝结水经凝泵升压后,经过化学精处理、轴封加热器、除氧器上水调门、疏水冷却器、低压加热器后进入除氧器。工频凝泵运行时,除氧器上水调门投入自动运行,其开度指令跟踪除氧器水位,使凝结水具有较高的压力,能够满足凝结水用户的需要。表1为工频凝泵运行时不同负荷下凝结水系统主要参数。

为满足凝结水系统中各用户的需要,机组正常运行时要求凝结水系统除氧器上水调门前压力>1.7 MPa。由表1可看出,除氧器上水调门最大开度<60%,凝水压力最低3 MPa,受上水调门节流影响且负荷越低时凝水压力越高。由于除氧器上水调门开度偏低、凝水压力偏高,造成凝结水系统经济性较差。

2凝泵变频改造可实施性分析

根据电机学原理及流体力学原理,公式(略)。凝泵的额定流量1098 t/h;凝泵额定转速1488 r/min;凝泵额定频率50 Hz;凝泵额定出口压力3.26 MPa;凝泵额定功率1700 k W。当满足凝泵出口压力>1.7 MPa时,最小运行频率为36.1 Hz,凝泵运行功率639.8 k W,凝泵流量792.7 t/h,此种方式运行下凝泵电机节电率达到62.5%。可知凝泵采用变频方式调节时,电机的运行速度随凝水流量而变化,凝泵始终在最佳工作点附近运行,凝泵工作效率高,能耗也相应降低,且现阶段高压变频调速技术比较成熟[2],凝泵变频改造方案具备较强的可实施性。

3凝泵变频改造及凝结水系统扩容改造实施

3.1变频器改造电气主回路设计

对3台凝泵采用1拖1变频改造,单台凝泵变频改造电气主回路如图1所示,在每台凝泵电机和6 k V电源开关之间加装高压变频器,型号ZINVERT-A5H 2250/06Y。采用基于IGBT的单元串联多电平电压型逆变器的高压变频技术,在输出逆变器部分采用具有独立电源的单相桥式SPWM逆变器的直接串联叠加,在输出整流部分采用多相多重叠加整流技术,在结构上采用功率单元模块化技术,输出无需滤波器,可实现冗余运行,输入谐波量少[3]。为保证凝结水系统可靠运行,系统设置了工频旁路,当变频器出现故障时,可以手动将凝泵切换到工频方式运行。QS2为单刀双掷开关,凝泵变频方式运行下,QS1合闸,QS2变频方式合闸;凝泵工频运行时,QS1分闸,QS2工频位置合闸。

如图2所示,变频调速系统由6 k V高压开关、功率单元、整流变压器、旁路单元、主控制系统组成。

3.2变频改造电气控制回路设计

原凝泵6 k V开关作为变频器电源开关,其控制回路不变,分合闸由DCS进行控制,变频器由DCS直接发指令启动。变频器对DCS反馈的数字信号有:变频器退出、变频状态、工频状态、远方控制、运行状态、待机状态、重故障信号、轻故障信号。DCS上反馈的变频器模拟信号有:电机频率、电机电流。异常情况下,可由电机旁的事故按钮或就地控制柜上的“急停”按钮直接停变频器并跳6 k V开关。

3.3凝结水变频控制策略设计

凝结水系统采用变频凝泵运行时,设计为可以实现闭环控制功能。分3冲量控制和单冲量控制2种模式。3冲量的切换条件为:负荷指令>25%(250 MW)。

由运行人员手动设定除氧器水位设定值,当负荷指令>250MW,且给水流量信号和凝结水流量信号无故障报警时,除氧器水位主调门按3冲量方式串级PID方案控制,反之则按单回路PID方案控制。

当在3冲量方式控制时,除氧器水位偏差经过水位PID调节器计算,结果叠加上给水流量折算的基本设定值,最后得到机组凝结水流量设定值。该设定值和凝结水流量的差,经过凝结水流量PID调节器计算,最后结果即为除氧器水位变频控制自动指令。当采用单冲量控制方式时,除氧器水位偏差经过水位PID调节器计算,结果即为除氧器水位变频单冲量控制自动指令。运行人员可以在各自变频器上手动设置偏置。变频控制指令加各变频器的指令偏置,结果即为各变频器的最终控制指令。

3.4保护定值优化

凝泵变频改造后,运行工况较工频时发生变化,为保证凝泵电机及变频器运行安全,根据设计要求及调试情况,对部分联锁保护定值进行了优化。其中变频凝泵电机线圈温度>100℃报警,>120℃跳闸;电机轴承温度推力端>85℃报警,上轴承>70℃报警,下轴承>85℃报警,轴承温度>100℃时跳闸;电机振动幅值(双幅值)运行时监视<0.085 mm。变频器设置变压器超温保护,当变压器内温度>125℃时报警,>145℃时变频器停机、跳高压开关;功率单元温度>75℃时报警,>85℃时变频器停机、跳高压开关。凝泵变频运行时凝水压力主要考虑凝水用户汽动给水泵密封水及低旁减温水要求,因低旁减温水压力<1 MPa时闭锁低旁开允许,考虑到系统多余容量,设定为凝结水压力<1.5 MPa时联锁启动备用凝泵,对凝泵变频器指令进行限制。

3.5凝结水扩容改造

因除氧器上调门设计容量与凝泵变频改造后系统工况不匹配,导致其开度会长期维持在节流位置,是凝结水系统主要的节流点,影响凝结水系统经济性。通过对除氧器上水调门进行换型扩容改造,扩大凝水系统在除氧器上水调门处的通流面积,可有效较低上水调门带来的节流损失,实际运行情况表明,在负荷>700 MW时,除氧器上水调门均维持全开状态,相同负荷下凝水压力可降低0.2 MPa,单台凝泵运行电流降低约6 A,2台凝泵共降低约12 A。这在一定程度上进一步降低了凝水系统的能量损耗,降低了机组厂用电率。

3.6凝泵变频改造后节能分析

凝泵变频改造及凝结水系统扩容改造实施后,机组正常运行时2台变频凝泵并联运行,1台凝泵工频方式备用。表2为改造前后不同负荷下工频凝泵与变频凝泵参数对比。

由表2可知,凝泵变频运行电流较工频运行时明显下降且负荷越低节电效果越明显。2台变频凝泵并联运行时,电流及变频器指令几乎无偏差,系统并联运行稳定性较高。当2台凝泵工频运行时,年平均耗电量1572万k W·h,变频改造后,凝泵年平均耗电量891万k W·h,节电率可达43.3%,按综合上网电价0.4元/k W·h计算,可获得收益272.4万元。

4变频改造可靠性分析

4.1改善启动特性

电机全压启动时的最大启动电流约为额定电流的6~8倍,电机软启动时也要达到2.5倍。启动电流大将会增加电机铜损,从而导致电机发热,进而加速绝缘老化的过程。同时大电流启动也会造成6k V厂用段电压波动。凝泵变频启动时电流从零开始,随着转速增加而上升,基本没有冲击电流,因此凝泵变频运行解决了电机启动时的大电流冲击问题,可以消除大启动电流对传动系统和电机的冲击应力,从而改善了电机的启动特性,可提高设备可靠性。

4.2提高功率因数

普通水泵电机功率因数普遍在0.7~0.88,功率因数降低会增加系统无功,大量的无功消耗在线路上,造成设备使用效率降低,同时影响设备绝缘,存在电能浪费现象。当采用变频调速控制后,因变频器内部设置有滤波电容,最高可使电机功率因数提高至0.96,凝泵正常运行时电流将小于额定电流,提高了设备利用效率,减少了无功损耗。

4.3延长设备使用寿命

由水泵运行特性可知,当泵的汽蚀余量与转速的平方成正比。采用变频调速技术,特别在机组低负荷阶段,凝泵处于低转速区域运行,有效降低了泵的汽蚀余量,从而使泵内发生汽蚀的可能性降低,延长了凝泵的使用寿命。凝结水泵改用变频器调节后,降低了水泵转速运行的同时,由于克服了因调门线性度不好引起的管道锤击和共振,故现场噪声将大幅降低。

4.4变频凝泵并联运行可靠分析

部分同类型机组采用变频凝泵与工频凝泵并联运行的方式,因共同运行时设备效率曲线不同,会存在工频凝泵出力大的问题,会导致电机发热,长期运行将影响绝缘,2台泵的运行效率均会下降,变频泵下降更多且流量越小降幅越大。此外,当机组负荷逐渐降低时,凝水流量降低,变频凝泵流量会进一步降低,会存在汽化现象。为避免这一现象出现,需将变频凝泵的降速限制在一定范围内或通过闸阀进行节流调节,这也在一定程度上增加了系统阻力,导致变频泵节能效果降低。

由于公司2台凝泵变频并联运行时采用同步调速的控制策略,变频器输出指令一致,2台凝泵的转速同步变化,并联运行时合成曲线为凝泵等扬程下的流量的叠加,有效避免了因效率曲线不同导致的出力不均现象,整个系统不但有良好的调节性能,还能达到最大限度的节能效果。虽一次性投入成本较多,由于节能明显且系统稳定性较高,可快速收回成本。

5改造后设备日常运行管理概述

5.1定期测绝缘

在定期试验前或检修时,需对凝泵进行测绝缘工作。测量时需先拉开旁路柜上QS1刀闸,将QS2刀闸切换至工频位置,在6 k V开关下口处测量绝缘。如需进行6 k V开关至变频器进线电缆绝缘测量,应先拉开旁路柜上QS1刀闸,将QS2刀闸切换至变频位置,在6 k V开关下口或旁路柜处电缆进线处测量绝缘。变频器本身带有绝缘检测装置,禁止对变频器进行绝缘测量。

5.2凝泵定期切换

进行备用凝泵定期切换时,应先执行电气操作票,将备用工频凝泵切换至“变频”状态,由运行人员在DCS上启动备用凝泵。备用凝泵启动后,为避免凝结水流量大幅波动,采用由运行人员手动增加其变频指令的方式,逐渐提高该凝泵的出力,待3台运行凝泵出力相同时,投入该泵的变频指令自动。随后将备停泵的变频指令切至手动,手动降低变频器指令并停止凝泵运行。历次定期切换经验表明,凝水系统在切换时可保持稳定运行。

5.3事故异常处理

凝结水系统正常运行时2台变频凝泵运行,1台工频凝泵备用并投入联锁。当变频凝泵运行时发生异常跳闸,备用工频凝泵会自动联锁启动,为避免变频凝泵及工频凝泵并联时工况差异导致系统稳定性差,采取由运行人员手动增加变频凝泵控制指令的方式,直至与工频凝泵出力一致,事故处理时应密切关注凝结水系统参数是否在正常范围内。

6结论

通过凝泵变频改造及凝结水系统扩容改造,减小了上水调门等设备的磨损,节流损失降低,凝结水系统稳定性得到提升,系统能够长期可靠运行。由于变频器功率因数高,机组节电效果明显。改造后,机组变频装置故障率较低,系统可靠性较高。

参考文献

[1]程伟良,徐寿臣.电厂凝结水泵变频调节方式的经济性分析[J].华东电力,2004,32(8):11-13.

[2]周建,路平.高压变频器在电厂凝泵调速中的应用[J].电力勘测设计,2007,(6):32-34.

300MW机组引风机变频控制改造 第5篇

大唐石门发电有限责任公司现有2台300 MW机组, 锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1021/18.2-MW10型自然循环煤粉锅炉, 配2台引风机, 炉膛压力采用负压控制, 通过调节2台引风机入口静叶挡板来控制炉膛压力。2010年的机组小修对1号、2号炉共4台引风机进行了变频改造, 采用“一拖一”的方式, 在电机上加装了4套广东明阳龙源电力电子公司设计生产的MLVERT-D系列高压变频器。

1 存在问题

锅炉的炉膛压力调节通常采用调节引风机风门挡板开度的方法, 该方法主要存在以下问题: (1) 引风机入口静叶挡板卡涩严重; (2) 驱动入口静叶挡板的电动执行器故障频繁; (3) 电动执行机构的减速箱蜗轮蜗杆损坏现象时有发生。对于煤粉炉来说, 炉膛压力是一个波动十分频繁的控制量, 这就导致执行机构因频繁的调节而发生损坏, 严重影响机组正常运行, 因此需要对引风机控制系统进行改造。

2 改造的技术方案

针对存在的问题, 为了提高炉膛压力调节系统的可靠性, 目前比较好的办法是将炉膛压力控制由静叶挡板控制改为引风机电机变转速控制, 也即引风机电机变频控制。采用引风变频调速技术具有以下优点: (1) 延长电动机和风机的使用寿命; (2) 实现引风机风门挡板全开, 减少了挡板节流损失, 且能均匀调速, 节约大量的电能; (3) 减少机械部分的磨损和振动, 延长了风机大修周期, 可节省检修费用; (4) 具有控制精度高、谐波含量小、抗干扰能力强的特点, 可实现零转速平稳启动, 有利于电动机和风机的安全运行。

3 改造方案的实施

3.1 系统方案设计

3.1.1 电气一次系统设计

设计方案是对A、B引风机作“一拖一”的变频改造, 采用MLVERT-D系列高压变频器, 电气一次系统设计方案如图1所示。

3.1.2 DCS系统与变频器的接口方案设计

变频器自身控制逻辑由变频器内的可编程逻辑控制器 (PLC) 控制, 具有较好的与分散控制系统 (DCS) 接口的能力。根据引风机的运行特性及变频器控制的具体要求, 确定采用如下DCS与变频调速系统的接口控制方案。

DCS系统与变频器之间连接的信号共有15个:其中开关量信号10个, 模拟量信号5个。每台引风机变频器开关量信号包括: (1) DI:引风机变频器高压合闸允许、引风机变频器请求运行、引风机变频器变频运行、引风机变频器工频运行、引风机变频器在远方控制位置、引风机变频器重故障信号、引风机变频器轻故障信号、引风机变频器变频方式; (2) DO:引风机变频器启动指令、引风机变频器停止指令。模拟量信号包括: (1) AI:引风机变频器输出电流、引风机变频器运行频率、引风机变频器模块柜温度1、引风机变频器模块柜温度2; (2) AO:引风机变频器频率给定。

通过对上述信号在DCS中的定义逻辑组态, 实现变频控制。

3.2 DCS系统软件设计

3.2.1 信号处理

A、B引风机现分别有工频、变频2种控制方式, 以下几个信号为逻辑判断的合成信号。 (1) 工频运行信号:引风机6 k V高压开关合闸、变频器旁路开关QS1合闸, 2信号依次产生; (2) 变频运行信号:引风机6 k V高压开关合闸、变频器输入开关QS2合闸、变频器输出开关QS3合闸, 3个信号依次产生; (3) 引风机运行信号:在引风机6 k V高压开关合闸的情况下, 引风机处于变频或工频运行方式时, 视为该引风机运行; (4) 引风机停止信号:引风机6 k V高压开关分闸, 或者引风机处于非工频及非变频运行时的2种情况下视为该引风机停运。

3.2.2 操作方式

DCS系统中增加A、B引风机变频控制、工频控制的软操作器, 在各逻辑中按设备运行要求相应增加了对变频器的操作。

在“引风机控制系统”操作画面上增加了A、B引风机变频控制操作器, 操作器由2部分组成, 左半部分是自动和手动调节, 右半部分是变频器的启停和状态显示。操作器上可以实现A、B引风机变频启动、变频停止、变频调节自动投入、变频调速指令手动设定、设定值手动设定, 提供了变频器运行状态、远控位置、变频状态、工频状态、轻故障、重故障、炉膛压力测量值、炉膛压力设定值、频率给定值、变频器转速反馈的显示。变频器控制的操作器画面如图2所示。

由于高压变频器启动的前提为引风机6 k V高压开关必须合闸, 在原有的风机启动条件中另外增加了“引风机变频器高压合闸允许”的条件作为引风机6 k V高压开关的合闸允许。当以下3个条件都满足时, “启允许”的黄色灯将会显示, 允许启动高压变频器: (1) 引风机6 k V高压开关已合闸; (2) 引风机变频器请求运行; (3) 引风机变频器处于变频方式。

3.2.3 自动控制

引风机变频器有变频和工频运行方式, 根据不同的情况, 炉膛负压控制有以下3种:2台变频运行方式、1台变频1台工频运行方式、2台工频运行方式。正常情况为变频控制, 在变频控制故障情况下, 由运行人员手动切至工频控制。所有操作都由相应变频软手操、静叶执行机构软手操控制。

炉膛负压控制有引风静叶控制和变频控制2种方式, 正常情况下炉膛负压改由引风机转速控制。在引风机处于变频控制并投自动运行时, 相应的引风机静叶执行机构开至100%, 此时该静叶执行机构处于手动操作状态。另外, 每台引风机变频控制和引风静叶控制自动相互闭锁, 即同一时刻只能有一种方式处于自动状态。2种控制方式分别由独立的PID调节器进行控制, 不产生相互耦合。炉膛压力变频控制系统是一个前馈加反馈的单回路调节系统, 将送风机动叶的控制指令平均值作为前馈信号, 使送风量改变时引风机变频器快速响应, 从而保证炉膛压力动态偏差较小, 最后经反馈调节器, 使炉膛压力控制在设定值, 设定值由运行人员在软操作器上手动给定。由于调节对象的动态特性是经常变化的, 特别是工况变化和负荷变化较大时, 所以系统采用自适应调节系统, 将炉膛压力测量值和给定值的偏差经过f (x) 函数变换后, 作为调节器的参数, 根据偏差的大小来改变调节器参数的值, 以适应各种不同的工况。在出现以下情况时, 引风机变频调节自动切为手动方式: (1) 引风机处于非变频方式; (2) 炉膛压力测量信号坏; (3) 炉膛压力超出调节范围; (4) 炉膛压力设定值与测量值偏差大; (5) 引风机变频电流高; (6) 引风静叶控制为自动方式。引风机变频控制在投入自动的情况下各参数的趋势如图3所示。

3.2.4 保护控制

通过在DCS中进行逻辑组态, 实现引风机跳闸快速切负荷 (RB) 的功能。负荷在200 MW以上, 引风机快速切负荷产生条件:2台引风变频运行时, 1台运行中跳闸, RB发生;2台工频运行时, 1台运行中跳闸, RB发生;1台工频1台变频运行时, 1台运行中跳闸, RB发生。RB发生以后将进行以下操作: (1) 程控投入油枪运行; (2) 切除部分给粉机运行; (3) 以150 MW/min的速率快速降负荷至180 MW; (4) 关闭下列阀门:过热器一级减温水闭锁阀、过热器左侧二级减温水闭锁阀、过热器右侧二级减温水闭锁阀、再热器左侧减温水电动阀、再热器右侧减温水电动阀; (5) 停运对侧的送风机, 并且关闭其送风机出口挡板和动叶; (6) 停运所有磨煤机。

如果引风机变频运行时变频器输出电流超过240 A, 将闭锁增加引风机变频指令, 直到电流恢复到240 A以下, 闭锁增信号才会消失。在变频运行时变频器输出电流超过250 A, 或工频运行时电机电流超过237 A, 则由DCS强制关小该引风机静叶至70%开度。

4 结语

通过静态、动态调试, 该项技术改造的可靠性得到确认, 随之投入了正式运行。采用变频控制后, 炉膛压力调节系统响应速度显著变快, 基本消除了以前使用静叶调节时执行器固有的死区大的弊病, 炉膛压力波动幅度也显著减小, 整个系统维护量大大降低。另外, 由于变速调节没有了入口静叶挡板, 节流损失明显减小, 获得了显著的节能效果, 特别是在低负荷运行情况下, 节电效果十分显著。该改造为300 MW机组的安全、经济运行提供了可靠的技术保障, 同时减少了发电成本, 提高了机组运行的经济性。

参考文献

[1]广东明阳龙源电力电子有限公司MLVERT-D系列变频器用户手册

变频冷水机组 第6篇

关键词：1000MW机组,凝结水泵,变频控制,策略

1000MW机组凝泵节能运行是变频控制的一大目标, 通过变频控制能够提高系统运行效率, 减少能量的损耗, 对此需要采用科学的控制策略对凝结水泵加以调控。

1 1000MW机组凝结水系统简介

该系统内部安装了杂用水母管, 属于机组附加装置, 能够供水, 而且能够喷洒水达到降温功效。图1为该系统的结构图。

在整个系统中, 通常将两大调节阀设置在除氧器水位调节系统, 按照高级设计指标, 主阀管道达到了一定的流量标准, 能够达到双列高压加热设备拆除, 同时高负荷运转状态下的凝结水流量, 副阀门也按照特定流量进行设计, 达到百分之三十到百分之四十五的汽机凝结水额定流量。

2 除氧器水位控制原理以及控制中的问题

通常是按照凝结水的流量对水位进行控制, 其中包括主阀、副阀两大部分。凝泵变频器主要面向凝结水母管来实施控制, 通常要参照机组负荷大小、除氧器上水调节等自行输入设定值, 具体的控制应该按照以下标准进行:确保凝结水母管最小的压力, 水母管所设置的压力值应该达到一个低限值1.8MPa。要积极控制除氧器水位过高, 凝泵变频工作过程中要拖延5秒, 同时, 除氧器水位超过10cm, 则要关闭主阀, 扩大命令。

从变频泵到工频泵的转换, 其中某一个凝泵变频工作状态下, 对应的另一台则需要于工频模式下开启, 应该对变频器频率加以调节, 使之超驰至工频转速, 这样才能有效控制变频泵的非法工作, 主阀超驰至X位, 超驰回路通常要安装在主阀之前, 以此来预防机组始终处于开启状态, 副阀要有效调控除氧器水位。

除氧器在运行中, 其水位控制中依然存在一定的不足和缺陷, 要想确保除氧器水位调节裕量处于最佳状态, 就要让调节阀开度处于一个合理的调节性能范围, 参照主阀流量性质, 可以调控开度小于43%, 这样主阀两侧的压力差则处于0.2MPa, 从而确保开关不发出任何动作, 这样低负荷状态下, 要想确保低旁减温水的流量, 就要让凝结水母管压力值上升, 超出这一数值, 这种状态下主阀开度逐渐下降, 两侧压差一般要在0.5MPa, 这样就意味着除氧器水位调节阀两侧可能面临着巨大的节流挑战, 会加剧损失。

实际的压力值以及其他数字需要工作人员、操作人员通过手动的方式来输入, 机组与负荷可能对除氧器补水带来非常严重的危害, 如果工作人员在实际操作中出现粗心大意或疏忽等问题, 凝结水压力得不到提高, 对应的除氧器补水也得不到保证。

3 凝结水变频控制科学策略

对于凝结水来说, 其变频主要涵盖两大方式, 分别为:液位与压力, 一般情况下变频将掌控、影响液位, 最初的上水辅助调阀停用, 阀门处于开环状态, 当出现非正常故障时, 变频将集中调控压力, 阀门也将会调节液位。主阀门一般按照以下流程发挥控制功能:

变频液位状态下, 同时, 阀门处于灵活状态下, 负荷将极大地影响上水主阀门的开度, 负荷无异常, 处于常规状态时, 上水主阀将彻底处于全盘开启状态, 此时工作点相对较低, 如果变频偏离液位, 阀门则将有效控制液位。

变频较高, 在100%以上, 以及开启B泵备用联锁状态下, 阀门将超驰控制, 达到适应性的开度, 实际的开度通常结合工频的运行条件获得, 通常来说, 阀门开度会受到负荷大小影响, 二者之间呈正比例关系。

除氧器液位如果超出特定液压范围, 阀门将处于彻底关闭状态。

当机组处于常规工作状态下, 低旁将始终关闭, 其减温水也将走向热备模式。因为旁路流量相对较小, 当机组发生跳闸时, 对应的主燃料也将跳闸, 无论低旁被打开与否, 机组都必须再次处于开启状态, 而是要在两小时以上, 在这一过程中凝结水压会极大地提升, 也能控制低旁减水温的相关干扰, 凝结水的压力要重点思考除氧器补水的相关标准, 母管压力也会持续下降, 这样就控制了其节流损耗。选择机组常规工作状态下主阀门彻底开启的模式, 可以通过变频凝泵来对应调整水位, 机组启动、暂停过程中可以凭借变频控制水压来达到预期的控制目标, 通过这种方式可以有效地挖掘变频器的功能, 具有一定的节能效果。

4 变频控制后的效果分析

4.1 节能成效

经过变频控制调整, 凝结水系统的参数发生了一定变化。凝泵变频调水位功耗会下降, 低于调压功耗。负荷较高状态下, 因为主阀开度较大, 大于40%, 节流损耗则相对下降, 但是, 并未达到真正的能量节约目标, 然而, 低负荷状态下, 则会出现十分明显的省电模式, 省电量高于40%。如果按照两个机组每年工作300天计算, 其余的时间为检修期, 那么变频调水位则要节省电能达到85k W, 按照当地电价水平, 经过计算能节省费用50.190万, 整体上提高了经济收益。

4.2 变频器运行稳定性

变频器实际工作运转过程中, 将会出现2%能量受损, 负荷较高状态下, 也将出现大规模发热现象, 温度也会极大地影响变频器的工作时间, 一般来说, 变频器要在40度左右状态下工作, 对此需要利用科学的方法和测量来维护变频器温度, 使其处于科学数值内, 从而确保变频器能够长时间使用, 维持其各项工作、性能等的发挥。经过变频调节水位发现变频器功率显著下降, 对应控制了变频器在散热过程中的压力, 对应的运行环境也极大地得以优化。以表1为除氧器在各个水位调节模式下, 凝泵变频移相变压器温度数值统计。

4.3 系统安全运行

通过变频调节, 有效控制了电机启动时长, 保护了电机的安全启动, 凝泵变频工作, 尤其是当投运凝结水循环系统时, 不会对管道造成过大的破坏力、影响力, 通过选择变频调水位的模式, 可以有效控制主阀系统压力, 控制凝结水系统管道的承受力。而且变频调节后, 相关工作人员也不必结合负荷大小来再次发出命令, 这样就有效控制了错误操作。

5 结束语

机组凝结水泵变频调节策略实施以后, 能够高效地实现机组干、湿状态的切换。现实的机组运行过程中也证实了调节的作用, 提高了系统运行的安全性, 达到了节流环保的目标。

参考文献

[1]苏彦民, 李宏.交流调速系统的控制策略[M].机械工业出版社, 1998.

[2]吴民强.泵与风机节能技术问答[M].中国电力出版社, 1998.

变频冷水机组 第7篇

一、变频器安装问题与解决

1. 安装应注意的问题

(1) 工作温度和环境温度

变频器内部是大功率的电子元件, 极易受到工作温度的影响, 要求0～55℃。安装变频器时的环境温度最好控制在40℃以下, 并应防止发热元件或易发热元件紧靠变频器的底部安装, 以防变频器内部出现结露现象, 这样会使其绝缘性能大大降低, 甚至可能引发短路事故。

(2) 振动和冲击

变频器受到机械振动和冲击时, 会引起电路接触不良。安装变频器应使用防振橡胶垫固定, 运行一段时间后, 应对防振橡胶垫进行检查和更换。

(3) 腐蚀性气体

工作环境如果腐蚀性气体浓度大, 不仅会腐蚀元器件的引线、印刷电路板等, 而且还会加速塑料器件的老化, 降低绝缘性能。因此, 变频器应安装在换气、通风较好的环境下。

2. 接地

变频器正确接地是提高控制系统灵敏度、抑制噪声能力的重要手段, 变频器接地端子E (G) 接地电阻越小越好, 接地导线截面积应大于2mm2, 长度应控制在20m以内。变频器的接地必须与动力设备接地点分开, 不能共地。信号输入线的屏蔽层, 应接至E (G) 上, 其另一端不能接于地端, 否则会引起信号变化波动、系统振荡。

3. 防雷

在变频器中, 一般都设有雷电吸收网络, 主要防止瞬间的雷电侵入而损坏变频器。在实际工作中, 单靠变频器的吸收网络不能满足防雷要求。应在进线处装设变频专用避雷器或在离变频器20m远处预埋钢管做专用接地保护。如果电源是电缆引入, 应做好控制室的防雷系统。

二、变频器谐波干扰问题及解决办法

变频器电路中设有整流电路和逆变电路, 因非线性将产生谐波, 使输入谐波电流失真超标5%, 并对周围产生很强的干扰电磁波。当变频器产生的谐波电流流入电源电网, 导致配电系统电感与电容发生谐振而呈现最小阻抗, 配电系统电流将增大。同时产生的高次电磁波对附近使用的仪表、仪器有一定的干扰, 这些高次谐波通过供电线路进入供电网络, 电网受到谐波污染, 从而影响其他仪表和周围设备的用电安全。当变频器功率占整个系统功率25%以上时, 考虑控制电源的抗干扰问题。

1. 变频器对周围并联电气设备的干扰

谐波使电网中的电器元件产生附加的谐波损耗, 降低输变电及用电设备的效率。谐波通过电网传导到其他用电设备, 影响许多电气设备的正常运行。谐波还会干扰电器内部软件或硬件的正常运转。对于电力电容器, 由于谐波引起并联谐振, 则有异常电流流入电容器, 往往导致电容器过热、绝缘破坏。对于电动机、变压器, 电流谐波将增加铜损, 电压谐波将增加铁损。当电动机、变压器温度上升时, 影响绝缘能力。谐波引起变压器绕组及线间电容之间的共振, 及引起铁芯磁通饱和或歪斜, 而产生噪声。对于PLC控制系统, 将会影响PLC的正常运行。谐波会引起电网中的串联或并联谐振, 从而使谐波放大。

为了防范谐波产生的干扰, 应在变频器发生源抑制高次谐波, 技术措施有:第一, 在变频器输入侧串联接入交流电抗器ACL, 电动机功率较大时, 增设直流电抗器DCL, 使整流阻抗增大, 可以抑制高次谐波 (图1) ;第二, 在变频器输入侧接入交流滤波器, 电力回路中使用的交流滤波器有调谐滤波器和二次型滤波器 (图2) 。调谐滤波器适用于单一高次谐波的吸收, 而高次滤波器则适用于多个高次谐波的吸收。一般把两者组合起来作为一个设备使用。

2. 变频器对输出侧设备的干扰

(1) 对电动机的干扰

(1) 变频器的输出波引起电动机附加发热, 导致电动机的额外温升。由于变频器输出波形失真, 增加电动机的重复峰值电压, 影响电动机的绝缘; (2) 电动机用变频器与用工频电源相比, 由于变频器输出波形中含有谐波, 电动机的功率因数、效率将降低; (3) 用变频器进行电动机调速, 电动机会产生电磁噪声和电磁振动。

(2) 对开关设备的干扰

由于谐波电流的存在, 开关设备在启动瞬间产生很高的电流变化率, 致使增加暂态恢复电压的峰值, 以致破坏绝缘。

(3) 对保护电器的干扰

电流中含有谐波, 必产生额外的转矩, 改变电器的动作特性, 以致引起误动作。防止变频器输出侧干扰的对策: (1) 采用高频率开关的电力电子器件, 如IGBT (绝缘栅双极晶体管) 等; (2) 在变频器输出端后加装滤波器, 使送到电力设备前的电源波形为正弦波; (3) 改善PWM调制方法, 降低谐波含量等。

三、变频器常见参数的设定

变频器功能参数很多, 一般都有数十甚至上百个参数供用户选择。实际应用中, 没必要对每一个参数都进行设置和调试, 多数只要采用出厂设定值即可。但有些参数由于和实际使用情况有很大关系, 且有的还相互关联, 因此要根据实际进行设定和调试。

1. 基底频率设定

基底频率设定一定要按照电机铭牌标注来正确设定, 变频器则可以计算出符合要求的V/F曲线, 充分实现高效率的功率输出以及省电效果。变频器输出频率越高, 电机运转速度越高, 但是频率超过基底频率后, 电机转矩会随频率的升高而下降。如果电机带动过大的负载将会造成电机转速升不上去、转矩不够、电机温度上升的现象。电机需高速运转时, 应该减少负载。

2. 启动频率设定

对加速启动有利, 尤以轻载时更适用。对重载负荷启动频率值大, 造成启动电流加大, 在低频段更易跳过电流 (报OC) , 一般启动频率从零开始合适。

3. 加速、减速时间设定

由于电机的启动电流较大, 如果加速时间过短, 则电机容易出现过电流, 使得变频器过载保护, 应该根据负载的惯性合理调节此参数, 避免对电机、负载以及变频器的冲击。根据电机负载的惯性大小, 在停机时有一个渐停过程, 应该根据惯性特性调节减速时间。

4. 低频补偿设定

电机在低转速运转时, 为了改善其运转以及启动特性, 需要进行一定的低频补偿, 补偿频率点以及补偿数值应根据实际使用场合来确定。原则是低频补偿达到具体使用要求即可, 如果补偿数值太大, 则容易造成对电机的冲击和温升, 以及变频器过载保护。

5. 制动时间设定

由于变频器不能根据再生电压的高低自动调节, 设置制动开始频率, 制动时间及制动电压的大小均由人工设定。减速时因负载的GD2 (飞轮转矩) 过大而产生过电压, 必须采取延长减速时间的方法来解决, 即宜长不宜短, 短时易产生过压跳闸 (报OE) 。但是制动时间和电压也不能设的过长, 防止电机过热。如对水泵、风机以自由制动为宜, 实行快速强力制动易产生严重“水锤”效应。制动时过电压是由于制动时间短, 制动电阻值过小所引起的, 通过适当延长时间、增加电阻值就可避免。

6. V/F曲线选择

变频器可以适合多种类型电机的负载, 正确选择合适的V/F曲线可以实现高效率的功率输出以及省电效果。内置两种V/F曲线分别是恒定力矩、二次递减转矩特性。

7. 最大输出功率设定

限制最大输出功率, 对于变频器控制小功率电机时, 可以保护电机。限制功率特性是对于设定的最大输出功率过载200%超过1s, 进行停机保护;对于设定的最大输出功率过载100%超过10s, 进行停机保护。

8. 电机参数的输入

电机基本参数是输入到变频器中的重要参数, 它将直接影响变频器中一些保护功能的正常发挥, 一定要根据电机的实际参数正确输入, 以确保变频器的正常使用。如电机功率、额定电压、额定电流、额定转速、极数等参数。

四、故障诊断

变频器拥有较强的故障诊断功能, 对变频器内部整流、逆变部分、CPU及外围通信与电动机等故障进行保护。变频器在保护跳闸后故障复位前, 将一直显示故障代码。根据故障指示代码确定故障原因, 可缩小故障查找范围, 大大减少故障查找时间, 常见故障报警有以下几点。

第一, 变频辊道采用的变频器是FR-A740-45K-CH, 启动变频器跳闸, 跳闸变频器报“E.OCL”, “E.OCL”为加速时过电流。检查输出侧是否短路, 经检查变频电机匝间短路, 更换电机不再报故障。

第二, 飞剪采用的变频器是SV160iH-4U, 启动面板无显示, 开盖检查隔离380V/220V变压器开路、保险管烧断。更换上述元件启动变频器报M/C接触器故障, 检查发现由于接触器吸合线圈烧坏, 接触器为吸合控制单元检测到接触器辅助接点未闭合, 报M/C故障。

第三, 冷剪采用的变频器是SV132iH-4U, 运行剪切时子热量决定了电机过热。此时, 变频器关断它的输出。当驱动的是多极电机或是多个电机时, 变频器不能保护电机。因此, 为每个电机考虑安装热继电器或其他热保护装置。

第四, 变频器报OLT电流限制保护 (过载保护) 。原因是当变频器的输出电流达到变频器额定电流的180%, 超过电流限制时间 (S/W) 时, 变频器关断它的输出。

第五, 变频器报GF接地故障保护。是由于当接地故障出现或接地故障电流大于变频器内部设定值时, 变频器关断它的输出。当接地故障是由于低接地故障电阻引起时, 过电流保护功能保护变频器。

第六, 变频器在调试与使用中经常会出现过电压报警。变频器为了防止内部电路损坏, 过电压保护功能将动作, 使变频器停止输出, 电机无法正常运行。产生过电压的主要原因是电机转速超过同步转速, 电动机处于发电状态。防止措施是采用延长变频器减速时间或自由停车的方法来解决。

五、结束语

安阳钢铁集团公司第一轧钢厂φ300mm棒材机组在各种场合应用的变频器运行均较稳定, 且事故率较低, 充分发挥了变频器的效能。同时实现了交流异步电动机的平滑调速, 减小了大功率电机的启动电流, 抑制了大功率电机启动大电流对电力系统的冲击, 节约了能源。

摘要：分析φ300mm棒材机组变频器应用过程中所产生问题的原因, 并给出了解决问题的方法。

关键词：变频器,安装,干扰,参数调整

参考文献

[1]韩安荣.通用变频器及应用 (第2版) [M].机械工业出版社, 2006.

变频冷水机组 第8篇

氧腐蚀是锅炉系统中最常见又较为严重的腐蚀。氧腐蚀的形态一般为溃疡型腐蚀和小孔型局部腐蚀, 对金属构件强度的损坏十分严重。大型高压锅炉都必须装设给水除氧装置, 除去锅炉给水中的溶解氧, 是保护热力设备经济运行必不可少的手段。宁海电厂控制给水溶氧不得超过7μg/l。

1 设备概况

一期600MW机组, 锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司引进美国CE公司燃烧技术生产的SG-2028/17.5-M908亚临界压力控制循环锅炉, 汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机。给水系统配有两台50%容量汽动给水泵, 一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵, 作为启动和备用。凝结水系统设有两台100%容量的凝结水泵, 经过技术改造, 其中一台由工频泵改为变频泵。机组正常运行时, 变频泵为运行泵, 另一台泵处于“工频”备用状态。凝泵变频器输出根据给水流量自动控制凝结水母管压力滑压运行 (1.3-2.5Mpa, 滑压段对应给水流量950-1850T/h) 。

给水系统设有一台除氧器, 定压-滑压运行, 水箱的贮水量为235m3。给水系统采用单元制, 每台机组配有两台50%容量, 汽轮机拖动的锅炉给水泵 (汽动给水泵) , 每台汽动给水泵有一台定速电动机拖动的前置泵。汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵, 作为启动和备用。在一台汽动给水泵故障时, 电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机MCR工况90%负荷的需要。

2 给水溶氧超标分析

给水溶氧超标的几个因素:

(1) 凝结水溶氧偏高。凝结水进入除氧器, 经除氧器热力除氧后, 仍达不到理想的给水水质要求。

(2) 凝补水至除氧器补水门不严内漏。化学除盐水经凝补泵增压后, 进入除氧器。而化学除盐水未经过除氧, 进入给水系统, 影响给水水质。

(3) 除氧器加热开度太小, 导致除氧效果不理想。除氧器通过四抽、辅汽汽源加热进入除氧器的水源, 通过热力除氧, 初步达到给水水质要求。

(4) 除氧器排氧门开度太小。除氧器内气体未及时排除, 导致溶氧超标。

(5) 备用给水泵前置泵进口取样门开启。备用泵处于备用状态, 给水长期不流通, 水质较差, 从该管路取样, 取样水源选择错误, 不能真实反映给水水质。

(6) 运行前置泵进口加药门未开启, 备用前置泵进口加药门开启。溶氧超标后, 经加药无法达到控制水质的效果。

上述几个因素是以往给水溶氧超标主要的排查项目。然而凝泵变频改造后, 由于凝结水压力发生变化, 导致给水溶氧超标又有了新的途径。

给水系统中, 前置泵机械密封冷却水水源有两路, 凝补水和凝结水杂用水, 两路水源同时供给。凝泵变频运行后, 随负荷降低, 凝结水压力相应降低。一般, 凝结水母管压力维持在1.3~2.5MPa, 凝补水母管压力维持在1.4MPa左右。当负荷降低至300MW时, 凝结水母管压力1.3MPa, 经管道节流损失后, 在前置泵机械密封处, 可能水源压力低于凝补水水源压力。因凝补水压力高, 前置泵机械密封冷却水自动切换至凝补水供, 该机械密封冷却水进入前置泵, 进入给水系统, 经给水再循环管流入除氧器。凝补水未经化学除氧, 溶氧较高, 影响给水水质。

低负荷时, 给水工质循环简图如下:

3 给水溶氧超标处理方案

针对上述引起给水溶氧超标的因素, 制定以下几点处理方案。

(2) 就地紧固凝补水上水至除氧器的手动门。 (3) 加大除氧器加热热源开度。

(3) 加大除氧器加热热源开度。

(4) 关闭备用给水泵给水取样门。

(5) 确认开启运行给水泵加药门。

(6) 若是凝泵变频后, 低负荷工况下, 凝补水串至给水, 后经再循环进入除氧水箱, 导致给水溶氧升高。需将凝补水至前置泵机械密封水母管手动门关闭, 观察效果。

4 结束语

凝泵进行变频改造后, 节能效果非常明显, 经济效益显著, 但是设备的改造也给系统的安全性增加了风险, 也增加了运行人员操作风险性, 因此一定要注意对运行参数多监视, 发现给水溶氧超标要及时分析和处理, 确保机组安全稳定运行。

摘要：凝结水泵进行变频改造后, 整个凝结水系统参数发生了重大变化, 运行与控制方式发生很大改变。文章结合神华浙江国华浙能发电有限公司1号机组凝结水泵变频改造后的运行实际情况, 分析了凝泵变频机组给水溶氧超标的排查和处理方法。

关键词：1号机组,凝结水泵,变频,溶氧超标

参考文献

[1]张宝.#1机组凝结水泵变频改造后试验方案[Z].2010.

[2]俞文, 丰暴, 等.浙江国华浙能发电有限公司4*600MW机组系统说明书[Z].2006.