电站风机节能技术-刘家钰(蕫)1文档格式.docx
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约为1.5%。
但高的达2.0%以上，个别电厂竟达到3%以上。
300MW级机组：
约在1.8%左右，三大风机均为动调轴流的，最低的可达1.2%左右，但2%以上的电厂也很多。
300MW级CFB锅炉的风机耗电率，某电厂168小时试运时为3.83%，另一电厂两台机组168小时试运期间分别为3.64%和3.99%。
脱硫增压风机耗电率：
无GGH（气一气热交换器）的约0.5%左右，带GGH的一般在
0.6%以上。
2、我国电站风机耗电率高的原因
我国电站风机耗电率高的原因是多方面的。
结合我院多年对我国电站风机的试验研究、产品设计开发、运行风机改造和故障诊断的实践经历，总结出的我国电站风机运行经济性差的主要原因有：
（1）风机选型参数不合理，裕量过大；
（2）风机选型不当；
（3）风机可靠性较差；
（4）机组负荷率低；
（5）运行操作不合理。
3、我国电站风机节电潜力估计
某电厂（主辅机均为上世纪90年代引进设备）2007年全年平均发电厂用电率仅为
3.16%（风机耗电约1.1%）。
比较我国电站风机总体耗电水平。
笔者认为：
经过努力将我国电站风机（包括脱硫系统用风机）的平均耗电率降到2%以下是有可能的。
第二节电站风机节能途径
一、选择与锅炉风（烟）系统相匹配的风机
目前，我国大型电站风机（不论是国产还是引进）几乎均是高效风机，但其在电厂运行的经济性（或耗电率）却有很大差别。
究其原因，最主要最关键的是所选风机的特性是否与其工作的管网系统阻力特性相匹配。
因此，选择好与锅炉风（烟）系统匹配的风机是首要的
节能途径。
二、采用先进的调节方式
由于电站风机在选型时均留有裕量，机组发电负荷也不可能不变，参与调峰的机组负荷率还较低。
因此，电站风机总是在部分负荷下运行，这就要求对风机进行调节。
显然，调节方式的好坏直接关系到电站风机运行的经济性。
三、改造低效运行的风机
尽管在我国大型电厂中使用的电站风机几乎全是高效风机，但由于种种原因，其运行效率较低的风机还不少。
对这些风机进行改造，提高其运行效率，仍是我国电站风机节能的一重要途径。
四、改造不合理的风机进、出口管道布置
风机进、出口管道布置不合理不仅会增加风（烟）系统阻力，增加风机耗电，而且会直接影响风机的性能。
特别是风机进口管道布置不合理，会破坏风机进口气流的均匀性，使风机出力和效率显著降低。
如我国某电厂在１９８０年安装的一台３００ＭＷ机组的动叶调节轴流送风机，就因进口管道布置十分不合理造成风机进口气流不均，使得风机实际产生压力仅为设计值的
４０%，实际风量相差３０%，不能满足机组带负荷需要。
后来在风机进口弯头的三个侧面各开面积为３ｍ2的孔后（总面积为９m2，开孔位置见图1），风机出力得到显著提高，已能满足机组带３００ＭＷ负荷要求，风机效率也提高了２０%。
图1一不合理的轴流风机入口管道布置
风机进、出口管道布置不合理还可能因造成的气流涡流和压力脉动直接影响风机结构的可靠性。
如1990年我国某电厂送风机叶轮多次失效和飞车事故，就是因进出口管道布置造成风机内气流压力脉动达3724Pa，且脉动频率为叶轮前盘自振频率的1/2和1/10，使前盘动应力达26.6MPa，造成前盘从应力集中或材料有缺陷处产生疲劳开裂并发展，最终导致失效和飞车（前盘裂纹的断口分析和实测数据表明，该型风机前盘是在200MPa左右的平均应力和11.2MPa-26.6MPa交变应力的联合作用下，材质产生疲劳而裂纹的），造成机组停运或降出力运行（后通过加厚叶轮前、后盘的材料厚度，改变叶轮自振频率，避开了气流脉
动频率，前盘动应力降至6.8MPa后，风机才达到长期安全运行）。
因此对不合理进、出口管道布置进行改造，也是电站风机节能的又一途径。
五、提高电站风机运行的安全可靠性
电站风机的可靠性直接关系到发电机组的安全经济性。
如果风机的可靠性不高，即故障率高，则会造成发电机组非计划停运或非计划降低出力运行，直接损失发电量和降低机组运行经济性。
如2004年我国200MW以上机组引风机平均每台年等效非计划停运小时为2.97，造成直接少发电量达4.77亿千瓦时以上。
因此，提高风机可靠性，降低其非计划停运率，无疑是电站风机节能的另一重要节能途径。
六 对风烟系统进行优化调整
对风烟系统进行优化调整，特别是锅炉启停和低负荷下的优化调整，以减少节流损失，提高风机实际运行效率，也是电站风机节能不可忽视的途径。
第三节 电站风机节能技术
一、合理选择与锅炉风（烟）系统相匹配的风机
要选好电站风机，一是要合理的确定风机选型设计参数，二是要合理选择风机的型式和型号大小。
1、合理的确定风机选型设计参数
风机选型设计参数是否合理是风机运行经济性好坏的首要关键，选大了则会使风机运行不到高效区内，造成高效风机低效运行的后果。
甚至可能导致离心风机及其进出口管道的剧烈振动和轴流风机失速（喘振）等不安全现象发生，威胁机组的安全经济运行。
选小了又会造成不能满足机组满发的需要。
我国电站风机的选型参数均是按锅炉最大连续蒸发量所需的风（烟）量和风（烟）系统计算阻力加上一定的富裕量确定的。
其中锅炉本体的风（烟）量和风（烟）系统阻力由锅炉厂提供，辅机设备的出力、阻力、漏风等由制造厂提供，锅炉岛内的风、烟管道由设计院设计，最终选型设计参数由设计院提出。
因此，作为业主单位必须深入了解锅炉和辅助设备制造厂提供参数的依据，是否留有裕量及其大小（特别是空气预热器一、二次风的漏风率、制粉系统的出力及阻力）；
设计院的管道设计是否合理和风（烟）量及阻力计算时是否已留有裕量；
最后总的裕量是否合适等。
要合理确定风机选型设计参数，必需提供正确完整的原始数据和合理选择风量和风压裕量。
1）风机选型必须的原始数据
（1）当地气象条件
●大气压力
●干、湿空气温度
●空气相对湿度
●湿空气标准密度
（2）锅炉热力计算和空气动力计算结果（包括各典型工况）
（3）锅炉各典型工况下风机参数锅炉各典型工况包括：
●选型工况（TB）；
●BMCR工况；
●发电机组满发（经济运行）工况；
●50%BMCR附近工况；
●不投油最低稳燃工况；
●锅炉点火啟动工况。
各典型工况下的风机参数包括：
●风（烟）量；
●风（烟）系统总阻力（即风机压力，以往称全压）；
●风机入口侧系统总阻力（即风机入口全压）；
●介质温度；
●介质标准密度（介质为空气时为当地湿空气标准密度；
介质为烟气时为风机入口湿烟气标淮密度）；
这里要特别强调的是，提供风机的选型参数不能只有一个设计工况点参数，必须有上述工况参数才能更合理的选用到满意的电站风机。
如果只有TB和BMCR两工况点的参数就选择风机，往往造成选出的风机不能满足低负荷工况的需要。
甚至造成轴流风机失速
（喘振），或离心风机工作在气流高脉动区，给风机安全稳定运行带来隐患。
（4）机组在不同负荷下的年运行的小时数。
2）合理选取风量和风压裕量
风机选型设计参数（TB工况参数）是在锅炉最大连续出力（BMCR）工况所需风（烟）量及系统总阻力的基础上再加一定富裕量确定的。
（1）基本风烟量
一次风机、二次风机和引风机的基本风量按DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》确定。
（2）风量风压裕量建议如下。
一次风机：
风机风量裕量宜选取20%～25%，另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；
风机压力裕量宜为20%（CFB锅炉一次风机可扩大到25%）。
送风机：
当采用三分仓或管箱式空气预热器时，送风机风量裕量宜为5%～10%，另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；
风机压力裕量宜为10%～20%。
引风机：
烟气量裕量宜选取10%，另加15℃的温度裕量；
风机压力裕量宜为20%。
对于新开发出的首台机组（如第一台1000MW机组，第一台600MWCFB机组），由于设备制造厂及设计院均无实践经验，提供的原始数据误差可能大些，为稳妥起见，允许风机裕量适当增大些，待第一批投产后根据实际运行情况及时进行调整。
3）选型设计参数的确定
（1）风量
每台风机的风量按上述选取的裕量计算出每台锅炉的总风量除以每台锅炉选配的台数并做适当圆整确定。
（2）压力
风机压力（即风机所在管网系统的总阻力）按上述选取的裕量计算并适当圆整确定。
但在规范书中（向制造厂提供的参数）应分别提供风机进口侧和出口侧的总阻力，或提供进口侧的总阻力（而不是静压力）和风机压力。
（3）风机入口介质温度
风机入口介质温度由当地气象条件和锅炉热力计算及管道散热等计算出。
（4）风机入口介质密度
风机入口介质密度按当地气象条件和介质（湿空气、湿烟气、）的标准密度及风机入口介质温度和静压力计算。
这由选型设计工程师进行，业主（电厂或设计院）只提气象条件及介质温度和标准密度。
因为风机入口静压与风机入口动压（即风机入口面积）有关，而风机未选出型号前不能确定该动压大小。
（5）风机转速
风机转速通常由风机选型设计工程师选定。
一般情况下，一次风机宜选取4极电机（1485r/min）；
送风机宜选用4极或6级电机（1485r/min或980r/min）；
引风机的转速宜选用
6极以下电机（即最高980r/min）
2、合理选择风机的型式和型号大小
1）可用做电站风机的型式与结构
（1）电站风机型式
电站风机的型式主要有离心式和轴流式两大类，此外，有的CFB锅炉的高压流化风机和烟气脱硫系统的氧化风机选用罗茨鼓风机。
罗茨鼓风机属容积式风机中的回转式风机。
离心式和轴流式风机又可分为以下型式：
前向式；
后向式；
径向式
离心式 单吸悬臂式；
单吸双支撑；
双吸双支撑
机翼形叶片；
圆弧形单板叶片；
直板叶片动叶调节轴流式：
单级动调；
双级动调
轴流式 子午加速（混流）式（有、无KSE）
静叶调节轴流式
（2）电站风机的典型结构
普通轴流式：
单级、双级
电站离心式风机的典型结构如图2所示，有单吸悬臂式、单吸双支撑和双吸双支撑三种结构。
电站轴流式风机的典型结构如图3所示，有单、双级动叶调节，单、双级静叶调节和子午加速轴流式等结构。
图2 离心风机结构示意图
图3 轴流式风机结构示意图
2）电站风机典型性能曲线（参见图4）
图4 电站风机典型性能曲线
3）风机型式选择原则
风机型式选择原则上应按比转速确定（即先按TB工况参数计算出所需风机的比转速，然后选取比转速最接近的风机型式）。
风机比转速ns的定义式为：
qv
4
æ
1.2
ç
kp÷
ö
3
è
1
r
pF
ø
ns=5.54n
式中：
n－风机转速，r/min；
qv－风机入口容积流量，m3/s；
pF－风机压力，Pa；
ρ1－风机入口气体密度，kg/m3；
kp－气体压缩修正系数。
é
ö
k
ù
æ
-1
k= k ê
1+pF
k-1-1ú
pF
p k-1ê
p÷
ú
ç
p÷
ê
ë
1ø
ú
û
è
1ø
p1—风机入口绝对压力
k一气体绝热指数（对于空气k=1.4）
（
kp）
若风机进口气体密度为1.2kg/m3的标准进气状态时，比转速的公式为：
上述比转速的定义是指单级、单吸入时的比转速。
对双吸离心式风机，比转速公式写成：
qv/2
kpö
÷
对双级轴流和双级离心式风机，比转速公式写成：
0.6
不同类型的大型电站风机比转速的范围大致如下：
离心风机：
ns=18～80
静调子午加速轴流式风机：
ns=80～120
静调标准轴流和动调轴流式风机：
ns=100～200
循环流化床的高压流化风机的比转速一般在10以下，己属鼓风机范畴。
宜选用多级离心式风机，或高速单级离心式风机。
对于小容量循环流化床锅炉可采用罗茨鼓风机。
比转速介于可选离心式和轴流式、子午加速和标准轴流式之间的，则根据现场安装条件、机组负荷率及选用调节方式综合比较确定。
4）选择风机型号大小
为选择到合适的风机型式和型号，首先要有风机所在系统的阻力特性，即发电机组在各种负荷工况及可能的异常工况（如上节所列）下运行时该系统的流量和阻力。
其次要了解机组的负荷特性（即负荷率）。
选型时，首先按TB工况参数选取风机型式和型号大小，然后将系统阻力特性（换算到所要选择的风机特性曲线相同的状态）画到所选的风机性能特性曲线图上（参见图5），观察所要选的风机是否能满足安全稳定运行的需要。
即阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足夠。
在满足安全运行需要后，再按机组不同负荷下的参数查出风机效率，并据各负荷下的运转时间计算出耗电量进行比较，选择年耗电量最小的风机型号。
但在确定风机型式（离心、动调轴流、静调轴流）时，还要考虑风机设备费、年维护费、基础费、占地大小及运行可靠性等进行技术经济比较后再最终确定。
图5某电厂风机选型结果和实际运行工况点按TB工况参数选取风机型式和型号大小的方法如下：
（1）根据TB工况参数计算风机比转速ns；
（2）由ns值查相应风机的无因次特性曲线，得出风机的流量系数φ、压力系数ψ和风机效率η；
对于离心式风机，直接从无因次特性曲线查出（参见图6）。
图6离心风机无因次特性曲线
对于轴流式风机按下式计算，在设计ns值下查得不同流量系数φ值对应的压力系数ψ
值，然后，在轴流式风机无因次特性曲线图上绘制出该比转速的ψ-φ曲线（参见图7）；
82ö
4/3
ψ=ç
÷
f2/3
nsø
此曲线应通过所选轴流式风机无因次特性曲线的最高效率区，否则所选型式不合理，应更换风机型式。
风机设计工作点在这条曲线上选取，选取原则是：
在满足TB工况前提下，风机经常运工况的效率最高，还必须满足DL/T468-2004《电站风机选型和使用导则》
7.1.2条关于失速裕度的规定。
以免风机在投运后，因实际风量可能的减小或管网阻力可能的增加（偏离设计值）而落入失速区域内运行。
同时还要考虑到当φ和ψ值大时叶轮直径和周速将减小的情况。
失速裕度可用设计工作点到该开度下（动叶调节风机为动叶角度，静叶调节风机为调
节导叶角度）失速工况点或最大压力点的安全系数K来表示，K按下式求出：
jæ
fö
2
K=kç
÷
jè
fkø
Φ,Ψ 分别为工作点的流量系数和压力系数。
Φk,Ψk 分别为失速工况点的流量系数和压力系数。
对于电站风机，建议选取k>
1.35（经实践DL/T468标准中规定的k>
1.3偏小）。
图7轴流风机无因次特性曲线
（3）由下二式计算风机直径D2并沿整；
24.32qv
nf
D2=
19.1 kppF
n r1j
此二式计算结果应相等或很接近，否则就是计算错误或查曲线错误，或者无因次曲线本身有误。
应查明原因予以排除。
3计算风机轴功率和效率
风机直径及相应风量、风压确定后，风机轴功率和效率分别按下二式求得。
其中，效率值应与空气动力学图中查得的效率值相等，如果相差较大，说明有误。
1
rAu3
P= l
1000
h=kpqvpt
1000P
4确定风机各部分几何尺寸
风机直径确定后，风机各部分几何尺寸L按风机空气动力学图中的比例l按下式计算得出。
L=l
D2
100
Ｌ一风机各部分尺寸，ｍ；
l一所选风机空气动力学图中对应部分的尺寸数值。
5系统效应对风机直径的修正
若风机进、出口条件不能满足设计要求，则会带来系统效应损失。
此时，应按DL/T
468查出系统效应损失，并将其加入风机设计压头进行选型计算，从而获得新的风机直径，并向增大方向沿整。
二．合理选用先进的调节方式
1现有电站风机调节方式初步比较
风机最好的调节方式为无级变转速调节，其次是动调轴流和双速（电机）静叶调节轴流式风机（若低速运行可满足机组ECR工况需要），以下依次是双速离心式风机（低速运行可满足机组ECR工况需要）、单速的静叶调节轴流式风机、入口导叶调节离心风机、采用进风箱进口百叶窗式挡板调节离心式风机、节流门调节的排粉风机最差。
无级变转速调节在我国电厂中成功应用的主要有：
调速型液力耦合器和变频器。
2风机调节方式选取原则
风机调节方式选取的原则显然是：
在滿足安全可靠条件下，长期运行的经济性最好。
可用技术经济比较方法与相关标准进行计算评定。
对于选用离心式的高压一次风机（如CFB锅炉的一、二次风机），若裕量较大，建议采用变频调速。
选用离心式的引风机，亦宜选用变频调速。
但考虑到其功率较大，变频器价格较高，若机组低负荷运行时间较短，则选择调速型液力耦合器调速更现实些。
如选用静叶调节亦或双级动叶调节轴流式引风机，则可不用变速调节。
还有一种被忽略的调节方式，那就是风机运行台数调节。
如大型锅炉（300MW及以上容量）的引风机，可配置3～4台，这样在机组启动时可采用单台风机运行，随着负荷的升高逐渐投入其余风机。
在正常运行中，也根据负荷需要停运相应风机台数。
使每台运行的风机调节门开度均尽可能大，以提高各风机实际运行效率，节约厂用电。
当然配置风机台数多，烟道布置要复杂些，初投资可能大些，但对负荷率不高的机组，配置多台风机的长期运行经济性更好。
在已投运的风机上加装变转速装置，更要注意风机与管网系统是否匹配的问题。
如果风机与管网系统匹配不好，即系统阻力特性线未通过风机的高效区，机组满负荷运行或风机全速运行调节机构（如有）全开时，风机运行效率就不高。
那么既使采用变速调节，风机运行效率也还是低的。
对此，必须首先对风机进行改造，然后再选配变速调节设备。
确定是否需采用变速调节的方法是：
首先通过试验确定系统的阻力线，然后将现有风机的性能曲线转换为转速调节的性能曲线，并将系统的阻力特性线绘在其中，若此阻力线在最高效率区，则可认为改变转速调节的同时不必进行风机改造。
否则需进行风机改造。
但是否改用变转速调节，还需根据机组负荷率情况进行仔细的经济比较。
避免节电不省钱的状况发生（参见第4节实例3）。
还有就是，在已投运的风机上加装变转速装置，要注意防止在某些转速下运行时，发生风机某构件、风烟道共振和轴系扭振的发生。
三、改造低效运行风机技术
上世纪九十年代前，电站风机改造主要是推广高效风机。
西安热工研究院在总结国内电厂风机改造的经验教训之后，提出了风机改造的新思路。
即注重发挥改造的整体效益，而不是片面追求风机本身的最高效率。
将改造低效运行风机与提高运行效率和提高风机本身运行可靠性结合起来；
将降低风机运行电耗同尽量节省改造费用结合起来；
在进行风机本身改造的同时，充分考虑管路系统特性及运行方式等，使节能改造效果更显著。
风机改造的步骤和主要方法是：
1、改前试验一通过改前风机运行性能试验，得出系统阻力特性；
评价风机与管网系统的匹配情况和风机进、出口管道布置的合理性；
确定合理的风机设计参数；
以及在风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。
2、确定风机改造范围一根据改前试验结果，首先看有否通过改变电机极对数（即电机转速）而不进行风机改造的可能（换算后的风机性能和电机功率能否满足要求），因为电机变转速改造的成本一般比风机改造低些；
进行风机选型设计时，要尽可能利用原风机设备部件（如
电机、基础、传动组），机壳尽量少改或不
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