辅机变频改造节能效果分析.doc

辅机变频改造及近期运行优化工作节能效果分析
2006年2月22日，＃21排粉机变频改造试验完成，正式投入运行，该排粉机单耗由10.9度/吨煤下降为7.3度/吨煤，降幅达3.6度/吨煤；电耗由0.51%下降至0.32%，降幅达0.19%；随后又对两台机组的6台排粉机、4台凝泵进行了变频改造。6月11日，＃1机组两台引风机正式投入变频运行，＃1机组辅机变频改造基本结束。
2006年7月20日，在国电节能专家徐高工的指导下，进行了开启凝泵供除氧器上水旁路阀的试验。#1机组：凝泵功率在满负荷下下降330KW，平均功率下降162.43 KW，7月份前20天凝泵单耗为0.7848KWH/t汽、电耗率为0.24%，凝泵供除氧器上水旁路阀开启后，凝泵单耗为0.5167KWh/t汽、电耗率为0.155%，分别下降了0.2681KWH/t汽、0.085%；#2机组：凝泵功率在满负荷下下降365KW，平均功率下降236.43 KW，7月份前20天凝泵单耗为0.834KWH/t汽、电耗率为0.257%，凝泵供除氧器上水旁路阀开启后，凝泵单耗为0.5336KWH/t汽、电耗率为0.162%，分别下降了0.3004KWH/t汽、0.095%；7月份前20天与后11天机组负荷率基本相等，因此机组负荷率对凝泵效率的影响可以忽略不计，可见优化运行方式，节能效果非常明显。另外，还于2006年7月22日，对两台机组辅汽汽源进行了切换，由原来的二段抽汽切为四抽供汽，但由于夏季机组辅汽用量较低，因此节能效果只能在采暖系统以及化学生水加热投运后进一步分析。
一、节能效果分析
＃1机组节能项目
序号
节能项目
正式投入时间
改造前
改造后
降幅
单耗
电耗
单耗
电耗
单耗
电耗
1
＃11排粉机变频改造
2006年5月30日
排 排粉机变频器全部投运后，＃1机组排粉机2006年7月份单耗、电耗由5月份 份的12.5度/吨煤、0.52%，降至7.36度/吨煤、0.29%，降幅达5.14度/吨煤、 0.2 0.23%；制汽单耗由1.74度/吨汽降至0.96度/吨汽，降幅达0.78度/吨汽。
2
＃12排粉机变频改造
2006年5月30日
3
＃13排粉机变频改造
2006年5月30日
4
凝结水泵变频改造
2006年5月30日
1.18度/吨汽
0.36%
0.81度/吨汽
0.25%
0.37度/吨汽
0.11%
5
凝泵供除氧器上水旁路阀开启
2006年7月20日
0.78度/吨汽
0.24%
0.52度/吨汽
0.155%
0.26度/吨汽
0.085%
6
凝结水泵总体节能效果
2006年7月21日
1.18度/吨汽
0.36%
0.52度/吨汽
0.155%
0.66度/吨汽

0.195%
7
引风机变频改造
2006年6月11日
4.20度/吨汽
1.20%
3.7度/吨汽
1.1%
0.5度/吨汽
0.1%
8
机组总体节能效果

制汽单耗降幅1.94度/吨汽，厂用电率降幅0.52%

＃2机组节能项目
序号
节能项目
正式投入时间
改造前
改造后
降幅
单耗
电耗
单耗
电耗
单耗
电耗
1
＃21排粉机变频改造
2006年2月22日
10.9度/吨煤
0.51%
7.3度/吨煤
0.32%
3.6度/吨煤
0.19%
2
＃22排粉机变频改造
2006年6月6日
排粉机变频器全部投运后，＃2机组排粉机2006年7月份单耗、电耗由1月份的11.9度/吨煤、0.51%，降至7.36度/吨煤、0.31%，降幅达4.54度/吨煤、0.2%；制汽单耗由1.77度/吨汽降至1.02度/吨汽，降幅达0.75度/吨汽。
3
＃23排粉机变频改造
2006年6月6日
4
凝结水泵变频改造
2006年4月10日
1.3度/吨汽
0.36%
0.78度/吨汽
0.23%
0.52度/吨汽
0.15%
5
凝泵供除氧器上水旁路阀开启
2006年7月20日
0.83度/吨汽
0.26%
0.53度/吨汽
0.16%
0.3度/吨汽
0.1%
6
凝结水泵总体节能效果
2006年7月21日
1.3度/吨汽
0.38%
0.53度/吨汽
0.16%
0.77度/吨汽
0.22%
7
机组总体节能效果

制汽单耗降幅1.52度/吨汽，厂用电率降幅0.41%
由于直接空冷机组背压变化较大的影响，机组效率波动较大，因此各辅机电耗率不能有效反映辅机的实际效率，必须在机组背压基本相同时进行相同机组负荷下的辅机电耗率的比较，方可相对真实的反映辅机变频改造后对机组厂用电率的影响(以#1机组为例)：
机组负荷（MW）
＃1机组背压15KPa左右时凝泵变频改造及上水旁路开启前后凝结水泵电耗(%)
＃1机组背压20KPa左右时引风机电耗(%)
改造前
改造后(旁路开前)
旁路开后
总降幅
改造前
改造后
180
0.433
0.134
0.133
0.3
1.16
0.64
200
0.401
0.140
0.133
0.27
1.10
0.70
250
0.343
0.188
0.136
0.21
1.15
0.95
270
0.321
0.225
0.138
0.18
1.24
1.11
300
0.290
0.280
0.155
0.14
1.34
1.27

二、存在问题及解决办法
1、 由于辅汽汽源管道与除氧器汽源管道设计上存在问题，因此在低负荷（200MW以下）下，四抽汽压低于辅汽压力设定值时，就会出现除氧器加热以及辅汽汽源全部由二抽接带、四抽完全停止供汽的现象，影响机组回热效率；当前采取了降低辅汽压力设定值的方法（由0.5Mpa降至0.45Mpa），但如果机组负荷进一步降低或进入冬季采暖期时，仍会出现辅汽压力不足的问题；另外针对两台机组负荷偏差较大时低负荷机组四抽完全停止供汽、其除氧器加热以及辅汽汽源全部由另一台高负荷机组辅汽接带的现象，采取了关闭两台机组辅汽联络门的方法，机组掉闸时，必须手动开启，运行方式不灵活；因此必须在机组小修时进行系统改造，取消辅汽供除氧器启动加热汽源与四抽供除氧器正常加热汽源的共用管道，在四抽供辅汽电动门后，分成两路单独管路，一路去除氧器启动加热、一路经过加装逆止门（不允许辅汽流向四抽）后与四抽管道合并，去除氧器工作正常加热。
2、 由于在凝泵供除氧器上水旁路门开启后，管道节流基本消除，当机组负荷下降到220MW左右，
凝泵的转速降到最低转速60%（热工参数整定值）时，凝结水箱、除氧器的水位无法实现自动控制。当凝泵降低转速时，负荷为240MW左右，则轴加出口水压降低至1.0MPa左右，到达了低旁及暖通用汽喷水的保护定值，闭锁低旁及暖通用汽调门的开启，给机组的运行造成威胁。
当前采取了降低辅汽供暖通喷水定值的方法，定值由原来1MPa改为0.65MPa，保证暖通用汽的正常。咨询低旁厂家，可否降低喷水压力定值，保证低旁开启后的喷水效果，待有正式书面答复后再行试验更改，并考虑增加管道泵解决低负荷以及低旁事故开启时喷水压力低的问题。
目前注意事项：
（1）凝泵的转速降到最低转速60%时，将凝结水上水调阀旁路阀点动关闭，并投入凝结水上水调阀的自动来维持除氧器水位。
（2）在凝结水上水调阀旁路阀点动开启或关闭的切换过程中，注意凝结水其它用户的压力，尤其是电泵密封水的压力调节，低旁压力的变化，保持轴加出口水压大于1MPa。
（3）当变频泵故障，工频泵启动后，检查凝结水供水旁路阀自动关闭，否则应手动关闭，同时注意上水调阀跟踪除氧器水位调节正常。
（4）当汽机跳闸后，手动关闭凝结水供水旁路阀，同时注意上水调阀调节除氧器水位正常，必要时开启凝泵再循环，保证凝结水箱、除氧器水位正常。
（5）针对给水泵密封水调整门特性不好，不能满足在凝泵变频、工频方式切换时的水压扰动要求现象，当前需及时对其手动门进行调整，在小修时可以检修更换。
3、 针对凝泵、引风机、排粉机变频器停运后指令不回0现象，要求运行人员在变频器启动前、停止后必须检查调整其转速指令，待停机后再进行热控逻辑修改。
4、 引风机转速调节方式对风机出力影响非常灵敏，因此要求调整风机转速必须平稳，风机发生失速现象时可先用其入口静叶现场故障，待恢复正常后再逐步调整风机转速。