风机发电范文（精选7篇）

风机发电 第1篇

风机节能在国民经济各部门中的地位和作用是举足轻重的。因而风机的节能具有十分重要的意义[1]。造成风机能耗较高的原因有多种。例如,由于通风工程设计者对管网阻力计算不准确,选用风机的人员又担心计算压力和流量不能满足工况需要,故选用过大的安全裕量,或者无适宜性能的风机规格可选而选用风机的高档性能或高压区。结果,由于层层加码,造成所选用风机的额定风量远远超过工况实需风量。这时风机操作者只好采用插板或调节门节流来增加阻力,以求减少风量,使之符合工况要求。

风机的配套电动机容量选取偏大。由于国产电动机的规格难以完全满足风机的配套,采购时往往选取高档额定功率的电动机,造成大马拉小车,降低了电动机的负荷率,浪费了电能。风机使用中采用了不适宜的或效率低的调节方法,降低了风机的调节效率[2,3,4]。

据某煤炭公司对148台矿井主通风机的调查,运行效率在70%以上的占10%左右;运行效率低于55%的竟达59%。据某钢铁联合企业的调查,通风机的平均运行效率只有40%左右。某发电厂锅炉鼓引风机的最高运行效率只有67.5%,最低仅为45.2%[5,6,7]。

因此,本文充分利用凯迪公司现有的设备进行研究改造,以期取得良好的效果,为推广风机节能工作提供基础试验数据。

1 引风机性能

本试验引风机选用两台电机功率800 kW的型号为Y6-40-26F引风机,参数如表1所示。

2 试验工况

为了准确掌握目前引风机及其相关烟道的特性,为引风机改型提供准确的数据,进行引风机性能试验,并根据试验结果计算引风机改型设计参数。通过锅炉负荷分别在不同工况条件下,对两台引风机进行试验,获得其性能参数。

#1炉两台引风机甲和乙进行试验,每次试验选择8个工况,各个工况的试验内容如下:

(1)工况1:甲引风机单独运行,乙引风机停用,锅炉负荷为经常出现的低负荷。

(2)工况2:甲引风机单独运行,乙引风机停用,甲引风机进口风门开度为100%,锅炉负荷调整至相应引风量下的负荷。

(3)工况3:启动乙引风机,甲引风机仍保持运行,且它的进口风门开度仍保持100%,调整乙引风机进口风门,使得锅炉负荷达到额定值,且此时总引风量为额定锅炉负荷下的可能的最大值。

(4)工况4:两台引风机投用,锅炉负荷、总引风量维持在工况3下的数值,将两台引风机调整至相同电流。

(5)工况5:两台引风机投用,将锅炉负荷调整至经常运行的高负荷,相应调整两台引风机使得两台引风机保持相同的电流。

(6)工况6:两台引风机投用,将锅炉负荷、总引风量恢复到工况3下的数值,乙引风机进口风门开度调整至100%,而甲引风机进口风门开度调整至合适的数值。

(7)工况7:甲引风机停用,乙引风机单独运行,乙引风机进口风门开度为100%,锅炉负荷调整至相应引风量下的负荷。

(8)工况8:甲引风机停用,乙引风机单独运行,锅炉负荷为经常出现的低负荷。

由于工况3、工况6的一侧引风机进口风门全开、另一侧引风机进口风门开度较小,以致除尘器后的两侧烟道的烟气量相差很大,使得烟气量小的一侧烟气速度较低,部分测点速度接近于零甚至有回流,存在较大的烟气量测量误差,因此,对工况3、工况6的试验数据不作分析计算。

3 试验结果与分析

3.1 不同试验工况下烟气量特性

本试验分别对六种工况进行试验,并对各个工况下的参数在不同氧量和不同转速的条件下进行了修正,如表2所示。关于表中的文字内容在表后做了相应注释。

3.2 #1炉引风量选型分析

由表2可以看出,在同等开度下,#1炉引风机甲各项指标、出力不及引风机乙,故#1炉选择引风机甲改造,引风机乙备用。将工况4烟气量修正至常态、设计转速、高氧量时的数值为105.93 m3/s,即在上述状态下,锅炉所需的总引风量为105.93 m3/s,单台引风量为52.96 m3/s,取53 m3/s作为改型设计工况1的风量用于#1炉风机选型。

根据表2中试验结果,拟合出常态、设计转速、高氧量时锅炉负荷与引风量的关系曲线与表格,#1炉如图1所示。

1-y=0.9011x+156.13;2-y=0.8239x+142.75;3-y=0.5278x+108.74

高负荷220 t/h、高氧量5.0%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min时,锅炉总引风量为98.44 m3/s,单台引风机的引风量为49.22 m3/s ,取该值作为改型设计工况2的风量用于#1炉风机选型。

高负荷220 t/h、正常氧量3.5%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min时,锅炉总引风量为90.00 m3/s,因此初步决定此时采用单侧运行,所以取该值作为改型设计工况3的风量用于风机选型完全满足要求[8,9,10]。

3.3 不同试验工况下引风机风压试验

由表3可见:将满负荷试验工况4的引风机风压修正至常态、设计转速、高氧量时,此数值为:甲侧6 147 Pa,乙侧6 042 Pa,为了安全起见,加之乙侧风压可能不可靠,取两侧中的较大值并近似至6 150 Pa,作为改型设计工况1的风压用于风机选型。该取值对应的风门开度仍为工况4的风门开度72%～81%,即按6 150 Pa取值,引风机仍有较大的风压富裕量。

高负荷220 t/h、高氧量5.0%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min、锅炉总引风量为98.44 m3/s、单台引风机的引风量为49.22 m3/s时,所需风压为5 308.5 Pa,近似取5 310 Pa作为改型设计工况2的风压用于风机选型。

3.4 引风机改型设计参数汇总确定

根据前面对几种改型设计工况风量、风压的推算,得出改型设计参数汇总如表4所示,按锅炉负荷为220 t/h,引风机投入运行的是甲引风机,电机功率800 kW容量。

经过对锅炉不同工况、不同煤种引风机的引风量、风压等所有相关数据进行测试、试验,经过调研、技术论证和立项批准,决定引风机重新选型改造;对主要部件叶轮、集流器、机壳蜗舌、出口烟道流线重新设计,原出口烟道扩散角度约19°,不符合风机设计规范要求,规范要求出口烟道扩散角度不大于12°,此次改造一并设计,重新制作。为了节省费用,保留原风机电机、风箱、轴、轴承座等。根据性能试验结果,选取#1炉引风机甲改造。

根据前面性能试验,对设计工况风量、风压进行推算,得出改型设计参数汇总,选择国内业绩较好的引风机专业制造厂家作为引风机改造单位。

注释:(1)表中“氧量修正1”是将各试验工况下的氧量修正至同一氧量3.5%(正常运行氧量),以修正试验氧量不同引起的烟气量的不同;(2)表中“氧量修正2”是将各试验工况下的氧量修正至同一氧量5.0%(掺烧无烟煤所需氧量),以修正试验氧量不同引起的烟气量的不同;(3)表中“常态”为引风机进口烟气密度为0.87 kg/m3时的状态;(4)表中“标态”为引风机进口烟气密度为1.293 kg/m3时的状态;(5)表中“转速修正”是将各试验工况下的转速修正至引风机设计转速960 r/min;(6)表中“过量空气系数”由锅炉氧量按简化公式α=21/(21-O2)计算;(7)表中“电功率”根据引风机电流计算,计算中功率因素取0.85,电压取10.3 k V,而从DCS电气画面记录的电功率不准确,故没有表示;(8)表中“流量测量截面密度”根据引风机进口前烟道负压、温度、氧量按烟煤烟气密度特性曲线计算得到。(9)表中“/”前的数据是引风机甲,“/”之后的数据是乙。

参照改型设计参数,根据本厂引风机生产系列,最终确定选择Y4-60-14No.25.5F型引风机,叶轮(包括防磨处理)、集流器,机壳等主要部件由成都电力机械厂制作,出口烟道由我公司自行按规范设计,设备安装包括出口烟道安装由我公司生产部承担,改造后在现场进行动平衡调整试验。风机改型后的性能参数如表5所示[11]。

#1炉引风机甲于#1机组大修期间开始施工,改型后投用前,甲风机现场进行了动平衡调整,轴承振动都不超过0.03 mm,机械性能符合规范。#1炉引风机甲满载运行锅炉平均负荷195 t/h左右,比改造前负荷平均上升25 t/h,单引风机运行基本能满足当前负荷要求,对风机性能进行了测试,数据表明,#1炉引风机效率为76.2%[12]。

3.5经济性能分析

对电力市场和供热市场按年发电利用小时6 300 h、年供热210 000 t,预测锅炉年产汽3 250 000 t,机组的引风机单耗比改造前平均下降1.44 kWh/t汽,则:

年节约厂用电:

3250000 t1.44kW/t汽=468000 kWh

年实现净效益:

4680000kWh0.469元/kWh=2194920元

项目改造后实现效益约219.5万元/年。

4结论

经过对锅炉不同工况、不同煤种引风机的引风量、风压等所有相关数据进行测试、试验,决定对引风机重新选型改造。参照改型设计参数,根据本厂引风机生产系列,最终确定选择Y4-60-14No.25.5F型引风机。另外对改型后的经济性能分析,可节约成本219.5万元/年,效益可观。

摘要：武汉凯迪公司自主研发的生物质直燃循环流化床锅炉,试验锅炉为240 t/h循环流化床锅炉,每台炉配备两台电机功率800 kW的型号为Y6-40-26F引风机,单台引风机锅炉平均负荷170 t/h,为满足汽机接带负荷,需要启动两台引风机,运行方式不经济,通过技术改造,可实现节能目的。

关键词：循环流化床锅炉,引风机,性能试验

参考文献

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风力发电机组空冷器风机研究 第2篇

随着风力发电机组的功率逐步增大, 原有的自然通风冷却方式对发电机进行冷却已经无法有效的达到冷却要求, 大功率的风力发电机组的发电机基本需采用空冷器进行强制冷却, 风机为空冷器中的重要部件, 现有的空冷器风机通常采用离心风机或普通轴流风机, 离心风机虽然具有较高的风压, 但风量较小, 运作时容易造成过载, 并且由于其离心式结构, 安装连接复杂, 体积及重量太大, 对风力发电机组的发电机仓的负重较大, 维护和修理时也非常不便;普通轴流风机虽然其体积和重量相对于离心风机来说较轻, 薄板型风叶虽然可以通过模压压制成一定的曲面, 但其工作时风压较小, 无法有效地满足发电机的冷却要求, 并且叶轮的强度较小, 运行可靠性较差。此外, 由于风力发电机组通常设置在荒郊野外, 特别是在北方地区, 冬季时气温较低, 空冷器风机的电机在低温环境下性能下降, 甚至可能发生电机故障, 进而影响了发电机组的正常工作。

2 技术方案

为克服上述缺陷, 本方案提供在保证对风力发电机组发电机有效冷却的同时, 具有体积小、重量轻, 并能在低温环境下正常工作的一种风力发电机组空冷器风机 (如图1) 。

技术方案如下:风力发电机组空冷器风机, 包括叶轮、电机和风筒;叶轮固定在电机的输出轴上, 电机通过导向叶固定在风筒的中心;叶轮包括轮毂和均匀分布在轮毂外周面上的若干个叶片, 叶片通过叶柄固定在轮毂的外周面上, 叶片远离叶柄端为叶尖部, 叶片的叶尖部处具有一个加宽结构, 叶片的背风面为向外凸起的圆弧状;叶片的叶尖部的宽度为靠近叶柄端的宽度的1.5-2.5倍。电机外设有温度感应器, 内设有加热线圈, 感应器和加热线圈之间控制连接。

本技术方案的优点:由于在叶片的叶尖部处设有了一个加宽结构, 而叶尖部是整个叶片中线速度最大的部位, 因而使整个风机在同样风量的前提下, 风压得到了较大的提高;同时, 由于叶片的背风面为向外凸起的圆弧状, 使整个叶片具有中心厚, 二边薄的截面结构, 避免了叶轮高速转动时涡流的产生, 一方面使风机的效率得到提高, 另一方面使风机的噪声大大降低。此外, 在电机外加设了温度感应器和在电机中加设了加热线圈, 当环境温度低于设定值时, 加热线圈对电机进行加温, 保证了冷却风机在低温环境下正常运转。

附图说明:

图1是本方案的结构示意图。图2是叶轮结构示意图。图3是图2 的A-A向剖面结构示意图。

图中:1-叶轮, 2-电机, 3-风筒, 4-导向叶, 5-轮毂, 6-叶片, 8-加宽结构, 9-叶尖部, 10-背风面, 11-叶柄。

3 具体实施

如图1-图3所示, 风力发电机组空冷器风机, 包括叶轮1、电机2和风筒3, 叶轮1固定在电机2的输出轴上, 电机2通过导向叶4固定在风筒3的中心, 叶轮1包括轮毂5和均匀分布在轮毂5外周面上的若干个叶片6, 叶片6通过叶柄11固定在轮毂5的外周面上, 叶片6远离叶柄11端为叶尖部9, 综上所述, 与现有的薄板式叶片的普通轴流风机基本一致。

本技术方案的创新点:主要在于叶片6的叶尖部9处具有一个加宽结构8, 叶片6的背风面10为向外凸起的圆弧状。叶片6采用了中心厚, 二边薄的截面结构, 所以在实际制作中, 叶片6须采用铝合金低压铸造制作, 同时, 因铝合金比重较轻, 在保证叶轮1强度的前提下, 叶片6的重量大大减轻, 也使冷却风机的安装、维护大为方便。

叶片6叶尖部9处的加宽结构8的宽度为叶片6靠近叶柄11端的宽度的1.5-2.5倍。在实际应用中, 通常采用加宽结构8的宽度为叶片6靠近叶柄11端的宽度的1.8倍左右。

电机2外设有温度感应器, 内设有加热线圈, 感应器和加热线圈之间控制连接。当温度感应器感应到环境温度低于设定值时, 如低于-40℃时, 温度感应器发出控制信号给电机中的加热线圈, 使加热线圈得电升温, 对电机2内部进行加温, 使电机2不至于因低温环境而产生故障。

4结束语

通过实施上述技术方案, 解决了离心风机或普通轴流风机在对风力发电机组中的发电机进行冷却时产生一系列问题。本技术方案提供在保证对风力发电机组发电机有效冷却的同时, 具有体积小、重量轻, 并能在低温环境下正常工作的一种风力发电机组空冷器风机。

参考文献

[1]商景泰, 等.通风机实用技术手册 (第2版) [M].机械工业出版社, 2011.

[2]时阳, 潘炳玉.流体力学泵与风机[M].化学工业出版社, 2010.

风机发电 第3篇

另外,对风电功率的预测还能够提高风电在电力市场中的竞争力,对提高上网电价也具有重要作用。对普通的风电场而言,风电功率的预测还能够对企业合理安排检修计划起到重要的参考作用,从而进一步提高企业的盈利能力。

1 关于国内外风功率预测的现状研究

我国的风功率预测系统经过二十余年的发展,已经取得了突飞猛进的发展,在全球已经获得了很广泛的应用。近年以来,国际上都十分重视风机发电风功率预测系统的研究,已经开始开发更高级的预测模型,各发达国家已经开始研究在复杂地形、极端天气以及海上风电等恶劣条件下的风功率的预测系统。当下,西班牙和丹麦等风电大国的风电技术领先世界,如西班牙已经能够达到提前48 h、平均误差在20%之下、提前24 h平均误差在10%之下[3]。

我国的风机发电风功率预测系统也取得了很大进展,虽然起步较晚,但是我国经过许多年的技术创新和投入,已经具备完善的解决难题和实际中出现的问题的能力。可以说是成就斐然。我国相关的风机发电风力预测的机构结合当地的实际情况,建立和健全了大量的风功率预测模块,这种人工智能的算法和体系在很大程度上提高了风功率预测的精度。另外,我国还提出了有效的风功率预测方案,这能在很大程度上解决因为大规模接入风电对电网所造成的冲击问题。

2 风机发电风功率预测系统的组成

功率预测系统主要由以下几部分组成:功率预测主机、NWP处理处理器、防火墙、反向物理隔离装置、预测系统客户端以及网络设备和附属设备等[4]。

3 风机发电风功率预测技术方法总结分类

利用空气动力学、热力学等基本的原理,也就是数值天气预报就是风功率的预测技术,它基本是借助历史天气的试验为重要的经验,利用数值计算的方法来预测风场输出功率的一门科学。

风机发电风功率预测技术的直接方法是以风速为基础的预测方法,基于功率的预测方法被称为间接方法,这两种方法的功率预测都由预测的数学模型来确定。

物理方法利用NWP数据(主要是风速)作为输入的参考数据,并且需要充分考虑风电场的地形以及地表的粗糙程度,附近的障碍物、风机轮的高度,机械的转动的结构、风机特性曲线和风机的控制策略等技术作为建设模型的对象来确定相对适合风功率预测的中长期预测。

另一种常用的方法是统计方法,这一方法的实质是在风功率预测系统的输入端和风功率预测系统的输出端这两个端口建立一种映射函数,在不考虑风速的情况之下,直接利用NWP这一数据来对风场的输出功率进行直接的预测。常见的统计方法大致有以下几个:时间序列法、指数平滑法、概率预测法、灰色预测法、小波分解方法和数据挖掘方法[5]。在这些方法中,最典型的方法是时间序列,其特点是随机性高、具有平稳的数据,且必须要计算机的程序才能够识别。另外,这种方法所采用的数据相对单一,预测的周期很短,其对误差的设计也不够合理,因为它具有以上的优点,所以其多用于优化控制。

描述系统输入和输出之间关系的时候,需要用到解析方程来解决,建立非线性预测的学习模型。常见的学习方法有:支持向量机法、神经网络法、混合专家经验法、模糊逻辑法等。最典型和最常见的就是神经网络法,这种方法因其具有很强大的自动适应能力,自动学习能力以及优良的容错性和泛化能力,因而被广泛地应用于信号的管理、模式的识别、智能检测以及汽车和金融等领域。

4 风机发电风功率预测系统的误差分析

风机发电风功率的预测毕竟只是预测,误差存在也是客观的,因为风速会受到不确定的天气状况影响,受限于风电机组,预测数学模型等不良数据的影响,具体的误差有下面几点。

(1)波动的风速给预测模型的输出带来了误差,这是因为风资源具有很大的随机性和不确定性,这使得误差不可避免。

(2)数学模型的精确度低。在当前我国使用的风功率预测的数据模型很单一,这不能够全面地反映实际的湿度和地貌等因素,尽管也有些组合的精度大大提高,但是就整体而言国内的预测技术并不是很成熟。

5 风机发电风功率预测系统的不足之处和改进方法

风机发电风功率预测系统的不足之处有风电消纳能力的局限、输入数据单一及周围的环境和物理因素的影响。另外,不完善的测风塔采集系统,使得误差没有经过人为修正,误差很大。具体的改进措施如下。

(1)优化组合风力预测的模型,预报NWP的信息,这可以有效地缩小在恶劣天气和极端天气下的误差,大大提高预测的精准度。

(2)加速NWP更新的频率,改善数学模型和数据输入的同时,更新现代的物联网技术和计算机控制技术,提高输出的精准度。

(3)充分地利用小波分析、混沌理论、模糊神经网络等智能方法,对预测的结果进行优化组合分析,提高预测的可靠性和精准度。

(4)在对风功率短期预测的时候,尽快更新NWP的数据,提高风功率预测的技能和方法。

6 结语

总之,我国电网的经济稳定运行和发展离不开对风速和风力发电功率的预测,对风速和风力发电的准确预测能够极大地提高风电企业的市场竞争能力。我国已经设计并实现了以神经网络和经典统计学的风电场功率预测模型,其具有分析训练简单、结果稳定可靠、执行速度极快、硬件消耗资源少、精准预测等优点。

尽管自然界的风速变化莫测,风机发电的功率预测的难度也很大,以目前的技术水平来看,其精准度还有待进一步提高,但是有理由相信,随着技术水平的不断提高,获得的历史数据越来越多,采取新的NWP等数据来应对和预测突发天气等,这些都能够进一步提高风机发电功率预测的精准度。

摘要：随着社会经济的发展,能源需求的日益增多,风机发电技术也日益发展。有效优化电网的调度可以更准确地实现对风电场发电功率的预测,不但能够使电网经济运行,更对提高风电场在电力市场中的竞争地位有着至关重要的作用。该文首先提出了具有先进的统计方法的风功率预测系统,对国内风功率预测技术的发展现状作了简要叙述,同时把高精度数值气象预报作为重要基础,力求搭建完备的数据调查和记录的系统,针对风功率预测精度低的问题提出了相应的改进方法,使之更好地利用各个通讯口采集风电场的监控数据,力求为风电场的运行和管理提供更有效的辅助作用,供大家研究和参考。

关键词：风机发电,功率预测,系统,研究与应用

参考文献

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风机发电 第4篇

1.1 日常维护

对风机日常维护首先的主要任务是检查齿轮外观, 加以清洁;检查齿轮箱底的放油闸道有没有松动, 是否有漏油的现象;检查油的颜色, 保证油位、油标处于正常的水平。其次, 还要检查齿轮运作时发出的声音。例如, 滤清器堵塞时机器会发出报警的提醒, 这时工作人员就要加以重视, 找出问题的根源, 必要的时候要更换滤芯。同时, 在安装滤清器的时候要注意受力均匀, 防止螺纹的损坏。最后, 值得注意的是, 在对齿轮箱的散热器进行检查时, 可以用刷子清扫或者反向冷却。当然日常维护中除了上述检查外还有一些故障的处理。

1.2 定期保养

定期保养是延长风机使用寿命的主要措施之一。一般而言需要定期保养的内容有:对齿轮啮合、齿面磨损的情况进行检查;对风机散热的功能进行检查;对螺丝间的连接线进行检查;对齿轮的油品进行化验和分析等。

不同的厂家使用的齿轮油的品质是不一样的, 使用的年限也不尽相同, 所以一般情况下每年都要对油品进行采样检查, 防止风机出现异常。风机运行的环境不同, 这就要求工作人员在日常生活中注意记录风机运作的各项数据和各项参数并加以分析和整理, 找到符合自己电厂的更换新油的时间。

风机主要的润滑系统有两种, 分别是干油润滑和稀油润滑。稀油润滑方式一般用于风机的偏航减速齿轮箱和齿轮箱。主要维护的办法是采取油样品进行化验, 检查是否过期。如果过期, 就要立刻更换。而对于轴承、偏航齿轮等零件一般采用干油润滑。因为这些部件运作时温度很高容易发生变质的现象, 从而造成轴承的损坏, 所以在定期的维护中一定要对此着重补加。此外, 还要注意在补加润滑油时, 用量的多少要根据实际情况来决定。

2 齿轮的日常维护故障处理

2.1 齿轮油泵过载

齿轮油泵过载是常见的故障之一, 一般是由冬季气温低所造成。假如风机长期闲置不用, 齿轮箱内的温度会因此而降低, 由此就会造成齿轮箱里面的油粘性增强, 再次运行风机时油泵的负重就会增加, 油泵过载的现状也就因此产生了。一般针对这种情况的处理办法是, 使风机处于待机状态, 然后加热齿轮箱中的油直到油温达到零度以上后启动风机即可。强行启动会增加整个润滑系统的压力从而损坏油泵。

2.2 齿轮油温度过高

齿轮油温过高也是常见问题之一。产生的主要原因是, 风机发电组长期处于满发的状态造成齿轮箱发出的热量过度使得润滑油的温度跟着增高超过正常值。一般处理的方法有:第一, 在机组工作一段时间后, 如果发现齿轮油温过高, 应该立刻停止运行, 检查风机的润滑系统和冷却系统是否正常。油温上升如果是因为散热器被堵塞而没有起到散热的作用, 需要及时修整散热器。假如齿轮箱轴承温度和油温的差距不是很大, 需要再比较环境温度是否超过了机组运行的温度。如果差距很大就说明散热器没有起到散热的作用。第二, 没有找到原因之前, 不要盲目地继续运作, 应该等找到故障原因后再开机运行, 这样可以减少不必要的损失。

2.3 齿轮损伤

2.3.1 齿面疲劳。

齿面疲劳是由于受到过大的剪应力以及在应力不断重复的作用下齿轮面产生裂纹并进一步造成齿面损坏。常见的损坏形式有齿面剥落、破坏性点蚀、表面压碎等。尤其是破坏性点蚀, 会造成齿面大面积的破坏, 严重的会造成齿轮断裂。所以在设计齿轮的过程中要精确齿轮的强度并选择最好的材料, 以此来缓解齿面疲劳的问题。

2.3.2 齿轮折断。

所谓的齿轮折断是指齿轮上的细微裂纹不断地扩大, 直到断裂为止。出现裂纹甚至断裂的原因可以归类为疲劳折断、随机折断、过载折断等。 (1) 疲劳折断一般是由于齿轮不断地重复作业, 从危险截面的疲劳源头产生的裂纹不断扩大, 使得剩余截面所承受的压力超过了可以承受的范围, 从而造成瞬间的断裂。产生的原因是选材不当、设计不合理、齿轮精度过低等。 (2) 过载折断主要是因为作用到齿轮上的应力超过了齿轮实际可以承受的力, 导致细小的裂纹不断地扩大直至断裂。常见的原因主要有:轴承的损坏、轴承弯曲、突然受到强大的冲击等。端口处的裂纹一般会呈现出放射花样状, 可拼合。通过端口处可以看到材料的质量、齿面的精细度等, 所以在设计时要考虑到相关的因素。 (3) 随机断裂的原因主要是材料缺陷、剥落等各种力量集中的效果。

2.3.3 胶合。

胶合是啮合处边界膜的相啮合齿面遭到破坏, 进而导致接触齿面金属融焊并且使齿面上的金属受到侵蚀的一种常见现象。可能是由于润滑功能欠缺或者其他原因造成的。要改变这种现状需要及时发现原因并加以改正, 如改善润滑条件, 并减少局部载荷集中, 从而减轻或消除胶合现象。

3 总结

对于风机而言, 日常的保养和维护是必不可少的, 这是延长风机使用使用寿命的关键, 与此同时也是预防事故、减少成本、降低不必要的经济损失的主要措施之一。总之, 加强对风机的日常维护, 有利于加快风电设备的国产化, 增加企业的市场竞争力, 促进风电事业蓬勃发展。

参考文献

风机发电 第5篇

国投伊犁能源开发有限公司2#机组为上海发电机厂生产的2330MW燃煤直接空冷发电供热机组, 配东方锅炉厂生产的DG1180/17.5-Ⅱ13型自然循环汽包炉, 汽轮机为上海汽轮机厂生产的CZK330-16.7/0.4/538/538亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机, 额定背压34k Pa, 额定背压下对应的额定主蒸汽流量1128.784t/h, 采用机械通风直接空冷凝汽器, 空冷系统有六列散热装置, 每列有五组冷却单元, 每列上第三组是逆流冷却单元, 其余为顺流单元, 每组有10片冷凝散热器, 每组下面配一台宁波易维风机有限公司生产的直径9.754m功率71k W的变频调节轴流冷却风机, 共三十台, 空冷凝汽器的散热面积为8621084m2, 正常运行时变频调节范围为20%~100%, 在环境温度25℃以上时变频调节范围为20%~110%。

2 空冷风机的耗电试验

自机组投产以来, 在空冷系统的优化运行方面主要从以下几方面着手来降低空冷电耗, 降低机组厂用电率:

2.1 合理调整运行方式, 取得最佳背压值, 使煤耗和电耗的总耗达到最小。

2.2 在同一负荷和最佳背压下, 调整风机的运行方式, 使风机电耗达到最小, 有效的降低厂用电率。

2.3 对空冷岛各翅片进行冲洗, 通过翅片的洁净程度减低背压来降低空冷电耗。

为了更好的说明在空冷岛翅片洁净且环境温度接近的情况下空冷风机的运行方式对厂用电的影响, 我们进行了多次试验来进行分析比较, 具体试验及数据见下表:

3 试验数据分析

3.1停运一列风机, 其余各列风机频率均为50Hz时电耗1905.6k Wh, 空冷消耗的厂用电率为0.59%, 占机组厂用电率的7.56%。

3.2当所有风机全部运行, 其中顺流风机频率为45Hz, 逆流风机频率为50Hz时电耗由1905.6k Wh降至1675.06k Wh, 降低230.6k Wh, 空冷消耗的厂用电率为0.74%, 占机组厂用电率的8.48%。

3.3当所有风机全部运行, 且顺流、逆流风机频率均为40Hz, 电耗由1905.6k Wh降至1367k Wh, 降低538.6k Wh, 空冷消耗的厂用电率为0.53%, 占机组厂用电率的6.45%。

3.4当所有风机全部运行, 且顺流、逆流风机频率均为30Hz, 电耗由1905.6k Wh降至624k Wh, 降低1281.6k Wh, 空冷消耗的厂用电率为0.32%, 占机组厂用电率的3.91%。

从试验得出, 在背压和环境温度均变化不大的情况下, 采用部分风机降低转速或停运部分风机对厂用电降低影响很小, 只有当转速同步降低时厂用电降低较为明显, 因此空冷优化运行时应注意保持空冷岛所有列风机的频率相同, 低负荷时尽可能保持各列风机多投、低频运行。

4 结语

2#机自2013年7月份开展空冷优化以来已运行13个月, 风机节电约:390241281.6=1199.57104k Wh, 节省资金近239.92万元, 取得了巨大的经济效益。虽然我们在节能降耗、降低厂用电率上取得了较大的成绩, 但是直接空冷在优化运行的同时还要考虑风机的寿命、空冷系统的腐蚀等问题, 这些问题还需要我们不断的探索和总结, 我们将在总结经验的基础上, 进一步做好节能这项工作。

参考文献

[1]上海汽轮机厂330MW燃煤空冷机组汽轮机说明书.

风机发电 第6篇

关键词：引风机,失速,试验,改造

引言

安徽池州九华发电有限公司 (以下简称九华电厂) 1#汽轮发电机组的HG-1025/17.5-YM 30型锅炉, 是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产, 采用引进美国燃烧工程公司 (GE) 技术设计制造的。锅炉为亚临界参数、一次中间再热、强制循环汽包炉, 采用平衡通风、四角布置摆动式直流式燃烧器、切向燃烧方式, 设计燃料为淮北混煤 (刘桥矿) , 采用中间储仓热风送粉系统, 配置烟气湿法脱硫系统。锅炉以最大连续负荷 (即BMCR工况) 为设计参数, 在机组电负荷为335.114MW时, 锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h;机组电负荷为额定工况300.009MW时, 锅炉的额定蒸发量为894.9t/h。

自2005年12月18日1#机组投运以来, 运行中2台引风机经常出现失速现象, 机组负荷在240～270MW时尤为突出, 曾因引风机失速灭火多次, 严重影响机组的安全运行。为了解当前引风机的运行、出力情况及1#锅炉烟气系统的阻力状况, 为诊断引风机目前失速故障提供依据, 九华电厂委托西安热工研究院有限公司对1#炉2台引风机进行失速诊断热态试验。

热态试验内容主要测量了引风机在变工况和稳定状态下运行的风量、风压、耗功等参数。对试验结果及引风机失速原因进行了分析, 认为有必要对现有引风机进行改造, 并针对目前引风机设备所存在的不足提出了改进建议

1 设备概况

1.1 锅炉基础数据

锅炉烟风系统配有2台豪顿华工程有限责任公司生产的ANN-2016/1120N型动叶调节轴流式送风机, 2台成都电力机械厂生产的AN 30e6 (V 19+40) 型静叶调节轴流式引风机, 2台山东电力设备厂生产的LY 6N 8.1F170型离心式一次风机和2台哈尔滨锅炉有限责任公司生产的三分仓双密封结构容克式空气预热器 (型号为:28.5-VI (T) -1880-SMR) 。

1.2 烟气系统简介

燃烧生成的烟气离开炉膛后, 经由过热器、再热器、省煤器等对流受热面后进入空气预热器, 再经静电除尘器后沿垂直方向进入引风机。烟气湿法脱硫系统设置于引风机和烟囱之间, 烟气出引风机后进入脱硫系统, 最后通过尾部烟道和烟囱排入大气。在引风机与脱硫系统之间设有旁路挡板, 当脱硫系统出现故障时可以使烟气不经脱硫系统直接进入烟囱。

引风机设计性能参数如表1所示。

2 试验内容

在机组正常稳定运行、锅炉负荷分别为100%、80%、60%时测量2台引风机运行的各项性能参数及系统阻力特性 (阻力与风量的关系) 。按此要求并根据试验当日的负荷情况将试验工况确定为300MW、240MW和185MW三个工况。

注:1.TB (TestBlock) 点风量、风压参数为BMCR工况考虑了裕量的数据。2.BMCR系锅炉最大连续出力工况, 此工况点的风量、风压为风机能力考核点。3.ECR为机组额定工况, 此点为风机效率考核点。

引风机试验方法和有关数据计算方法依据我国电力行业标准DL/T4692004《电站锅炉风机现场性能试验》和国家标准GB 1017888《通风机现场试验》的规定进行。试验期间, 要求尽量将机组锅炉各项参数调整到正常状态, 并在每一工况测试期间内, 保持机组负荷和锅炉燃烧稳定。

针对引风机的测量参数有:风量, 进、出口静压, 进、出口温度, 大气压力、风机消耗功率。与此同时记录有关锅炉运行参数。

3 试验结果及分析

目前2台引风机出力调平时无法稳定运行, 九华电厂投产以来为避免失速通常是A、B侧2台引风机1台高出力、1台低出力运行, 引风机试验时也是如此。

在300MW工况B引风机的工作点位于失速线上。

在240MW工况A引风机的工作点非常接近失速线。

在185MW工况A引风机的工作点非常接近失速线。

平均阻力曲线的流量只需将A、B两侧风机的流量平均即可, 而风机的全压 (反映了烟道阻力) 不能简单地平均。在185MW工况时, A/B两侧风机全压为设计状态两者比较接近在240MW工况时为1691/2035Pa (设计状态) , 两者有一定的差别;在300MW工况时为2864/2180Pa (设计状态) , 两者差别很大, 这与理论分析是一致的。根据流动理论, 阻力与流量二次方相关, 阻力随流量增长而加大。当风机运行在小负荷时, 由于总风量小而A/B两侧风机风量差别不是很大、风压比较接近;当风机运行在大负荷时, 由于总风量大而A/B两侧风机风量差别非常大、风压差别也很大。由此平均阻力曲线的阻力在185MW、240MW工况时取A、B两侧风机的风压平均值, 在300MW工况时, 将A、B两侧风机的风压平均后再根据经验加以修正, 将由此得到的平均阻力曲线也绘制在制造厂提供的轴流风机性能曲线上 (图略) , 试验的主要数据如表2所示。

平均阻力曲线位于轴流风机约-38°开度以下, 该轴流风机的最大开度为+30°、全部关闭开度为-75°, -38°开度约为35%。300MW工况仅需将2台引风机在35%开度调平运行, 说明引风机的裕量太大了。

(1) 185MW工况时, 风机的工作点略小于-60°开度线, 此开度线为一马鞍形曲线, 风机的工作点紧靠马鞍形的顶点, 当进入风机的烟气出现波动时, 风机的工作点可能移至马鞍形顶点的左侧, 即进入不稳定工作区, 从而出现失速、抢风、喘振现象, 这种情况是不允许的。

(2) 300MW工况时, 平均阻力线上风机工作点的流量221.5m 3/s, 比压能3050Pa, 风机的开度约为-38°, 此开度线的失速流量为192.86m 3/s, 比压能为3281Pa, 那么流量失速裕度k=221.5/192.86=1.1485, 风压失速裕度=3281/3050=1.076, 风机的失速裕度k=1.076 (1.1485) 2=1.4193>1.3。

虽然此工作点的失速裕度符合《电站锅炉风机选型和使用导则》 (DL/T468-2004) 中5.3.3条款规定, 但风机行业还有一惯例要求风压失速裕度k>1.08, 显然该引风机在300MW工况点不符合这一惯例。

(3) 240MW工况时, 风机工作点开度约为-50°, 制造厂的风机性能曲线没有给出该开度线的形状, 由于-60°开度线出现了马鞍形, 可以推断从-50°到-60°随着开度减小, 在大于-60°开度线也将出现马鞍形, 即不稳定区域加大。

综上所述可以得出结论:由于风机设计参数的裕量太大, 引风机被迫长期在小开度运行, 当2台引风机调平运行在试验的3个工况时, 风机工作点均位于或靠近不稳定区, 如果进入风机的烟气略有波动时, 风机将出现失速、抢风、喘振现象。这就是目前2台风机调平运行时经常出现失速、抢风现象的原因。

引风机性能曲线上的失速线是制造厂由引风机模型试验结合理论计算得到的, 风机行业一般称之为理论失速线, 理论失速线与电厂所用的引风机实际失速线有一定的偏差 (引风机实际失速线须通过现场试验的方法才能得到, 当时没有进行这项工作) , 因此由理论失速线得到的数据与实际情况有一定的偏差。

4 引风机改造建议

引风机技改前检查校正引风机调节静叶的安装角及各个开度的值, 使各叶片在调节中同步转动;检修失速报警装置, 使其能正常工作;安装设在引风机本体上的压力、温度、流量等测量仪表, 为运行监控提供方便。

引风机被迫长期在小开度运行, 不仅影响机组安全运行而且运行效率很低, 厂用电明显增大, 但是, 在引风机失速问题未解决前, 这种运行方式又是一线运行人员经过实践证明的一种可行性运行方式改造的关键是确定合理的引风机设计参数确定合理的风量、风压参数主要依据是本次1#炉热态试验数据, 同时也要考虑煤质变化、烟道阻力变化、脱硫系统投运、2台锅炉烟道的差异等影响, 以下分别论述。

本次试验对入炉煤进行了工业分析, 并将分析结果和设计煤种的主要成分列入表3进行比较。由表3可以看出, 试验煤种的低位发热量 (16537kJ/kg) 仅相当于设计煤种低位发热量 (18920kJ/kg) 的87.4%, 试验煤种的灰分比设计煤种高约10%、挥发分低约10%。因此在考虑煤质变化对引风机设计参数的影响时, 以本次试验入炉煤为基础。

锅炉烟道主要由空气预热器、除尘器、引风机、烟囱构成, 其中空气预热器的阻力变化对烟道阻力影响最大。本次试验对1#炉A、B空气预热器的阻力进行了测量, 测量结果如表4所示。

Pa

由表4可以看出, 在机组满负荷运行时1#炉空气预热器阻力比较接近且均高于设计值 (1108Pa) , 故应以2台炉热态试验所测得空气预热器阻力为基础来确定引风机设计参数。

表5给出了引风机设计时TB点、BMCR点、ECR点的进口状态, 将其与满负荷时1#、2#炉引风机热态试验数据相比较, 发现风机的入口烟温比较接近, 而风机的入口静压差别较大。

因此在确定引风机的设计参数时。风机的进口状态参数取1#炉300MW工况时引风机热态试验的数据。

锅炉配置的湿法脱硫系统位于引风机和烟囱之间, 烟气出引风机后进入脱硫系统, 最后通过尾部烟道和烟囱排入大气。在引风机与脱硫系统之间设有旁路挡板, 当脱硫系统出现故障时可以使烟气直接进入烟囱。

由于湿法脱硫系统设置于引风机之后, 故对引风机进口前烟道系统影响极小;湿法脱硫系统还配有增压风机用以克服脱硫系统投运时产生的阻力, 当增压风机出力足够大时对脱硫系统前烟气还有一些抽力, 因此湿法脱硫系统对引风机出口后烟道系统影响也不大。

综上分析, 改造现有风机、确定合理设计参数应以#炉引风机热态试验数据为依据新风机设计参数如表6所示。

5 引风机改造方案

新风机设计参数确定后通过计算 (计算过程省略) 可以有以下几个改造方案。

5.1 降转速方案

不改变原引风机其他部分, 只需将引风机工作转速由740r/min降低到590r/min。

(1) 最大连续工作点 (300MW工况点) 效率大于80%, TB点的效率大于83%。

(2) 185MW、240MW、300MW工况点均位于风机稳定工作区内, 185MW工况点位于-54°开度线相当于20%的开度, 300MW工况点的开度线为-16°, 相当于56%的开度, TB点位于14°开度线, 相当于85%的开度, 风机仍略有裕量。

(3) 阻力曲线几乎与理论失速线平行, 最大连续工作点 (300MW工况点) 位于-16°开度线, 对应的失速流量为196.3m 3/s, 失速比压能为3228J/kg, 风量失速裕度=221.5/196.3=1.1283, 风压失速裕度=3228/3050=1.058, 虽然风机失速裕度1.058 (1.128) 2=1.347>1.3, 符合《电站锅炉风机选型和使用导则》 (DL/T468-2004) 中5.3.3条款规定, 风压失速裕度小于1.08, 不符合风机行业要求风压失速裕度k>1.08的惯例。

5.2 电动机改造

只需对电动机的绕组加以改动, 即可将转速由740r/min降至590r/min。由于转速降低而极对数增加, 电机的绕组有较大变化, 受到原有电机结构的限制, 转速降低后的电机功率将有所减小, 但仍可满足新风机的最大出力。

该方案的优点是风机本体不需作任何变动, 现场安装、改动工作量小, 费用也较低。

5.3 改造风机方案

通过计算 (计算过程省略) 叶轮直径为2.56m的AN 26e6 (V 13+40) 静叶可调轴流式风机即可满足表6所要求的风机性能。

(1) 最大连续工作点 (300MW工况点) 效率大于81%, TB点的效率大于73%。

(2) 185MW、240MW、300MW工况点均位于风机稳定工作区内, 185MW工况点位于-51°开度线相当于23%的开度, 300MW工况点的开度线为-8°、相当于64%的开度, TB点位于23°开度线, 相当于93%的开度, 风机仍略有裕量, 风机在各工况点的开度表明所确定风机设计参数和所选取的风机型号均比较恰当。

(3) 平均阻力曲线远离失速线, 300MW、240MW工况点均远离失速线, 185MW工况点较300MW、240MW工况点而言距失速线较近, 但该点的风机失速裕度远大于《电站锅炉风机选型和使用导则》 (DL/T468-2004) 要求, 风压失速裕度符合风机行业的惯例要求。

6 结论

基于以上论证, 结合九华电厂正处在由基建向商业运营的转型, 安全是第一位。经研究综合考虑, 决定分步实施改造:第一期改变引风机型号, 第二期改用引风机变频调节。

风机发电 第7篇

1 故障跳闸经过

2012年12月31日00时39分, 机组AGC投入, 负荷600 MW。锅炉C、D、E、F四套制粉系统运行, 总煤量327 t/h, 主汽压力19.22 MPa, 给水流量1590 t/h, 主汽流量1586 t/h, 过热度18.7℃, 锅炉总风量2163 t/h, 氧量4.3%, 炉膛负压-147 Pa, A、B送风机电流83A/82A, 动叶开度22%/17.4%, A、B引风机电流360A/355A, 静叶开度39.5%/42.3%, A、B增压风机电流119A/117A, 动叶开度56.3%/58%, 增压风机入口负压-50Pa。00时40分, 机组DCS光字报警“炉膛负压高一值、脱硫风烟系统异常”, B侧送、引风机跳闸, B送风机跳闸首出报“送风机B润滑油泵均停”, B引风机跳闸首出报“B引风机联锁停”;增压风机动叶自动解除, 增压风机入口负压最低-1620 Pa, 炉膛负压最高5 5 4 P a;解除A G C, 紧急降机组负荷至500 MW, 调整炉膛负压及增压风机入口压力正常;运行人员检查DCS画面显示B送风机#1润滑油泵运行信号时有时无, 就地检查#1润滑油泵运行正常, 送风机润滑油压正常。

2 检查分析

在工程师站查看设备运行历史趋势发现, 00时40分04秒, 机组B送风机#1润滑油泵运行信号时有时无开始闪烁, 但运行信号在3秒内恢复正常, #1润滑油泵运行电流4.38A无变化, 润滑油压2.28 MPa无变化。00时40分15秒, B送风机电机#1润滑油泵运行信号消失时间超过3秒后, 触发送风机保护跳闸条件“#1/#2润滑油泵均不在运行位延时3秒跳闸送风机”;00时40分19秒B送风机跳闸信号返回, B送风机跳闸, 触发联锁跳闸B引风机信号;00时40分21秒, B引风机跳闸信号返回, 此过程中热控保护动作正常。

电气检修人员检查后发现, B送风机#1润滑油泵电机接触器C送至DCS的合闸位置信号接点 (RP+、RP-) 接触不良, 而跳闸位置信号 (TP+、TP-) 接点未发生改变, 如图2润滑油泵电机接触器C控制回路图所示, 导致DCS画面显示#1润滑油泵红色闪烁、运行信号时有时无, 最终导致延时3秒后逻辑回路认为#1、#2润滑油泵全部停止运行, 触发B送风机保护停运逻辑动作, 设备跳闸。

3 原因分析

通过检查分析送风机故障跳闸的原因。

(1) 送风机电机润滑油泵电机接触器型号为LC1-D09C, 电机额定功率为4 KW, 接触器选型不合适, 造成接触器带电吸合不好, 送至DCS的合闸位置信号接点接触不良, 是造成送风机故障跳闸事件的直接原因。

(2) 送风机油泵全停保护跳闸逻辑设置不合理因素, 是造成本次送风机跳闸事件的间接原因。

4 处理对策

为了避免同类问题再次发生, 经该公司内专业技术人员充分分析研讨后, 对设备选型和逻辑优化做出了改进, 从而提高了设备运行可靠性。主要处理处理对策如下。

(1) 针对润滑油泵电机接触器接点接触不良的设备缺陷, 应引起电气专业管理人员的高度重视, 深入彻底的进行隐患排查, 选择可靠性更高的接触器, 对重要辅机油泵的接触器及时进行更换。由于风机运行现场粉尘较多, 降低了设备的可靠性, 应加强维护保养。

(2) 优化送风机保护逻辑中“两台润滑油泵均未运行延时3秒”的信号, 增加送风机润滑油泵全停及出口油压低的并列条件, 避免在接触器的合闸位置信号接点出故障时, 造成保护动作设备误跳闸, 逻辑优化前后对比如图3所示。

(3) 为保证运行人员能在第一时间发现设备异常, 加大对设备运行的监视力度, 将送风机跳闸软、硬光字报警信号中的事故跳闸信号改为送风机的停止信号, 不论送风机以何种方式停止均触发软、硬光字报警。

5 结语

通过本次送风机故障跳闸的过程分析和整改, 不但解决了送风机本身保护逻辑存在的不合理因素。同时, 对一次风机、引风机等同类型设备的逻辑进行了深入分析和解读, 排除了逻辑隐患。加强了对设备选型、采购验收的把关, 对全厂电气设备的开关辅助信号接点进行排查更换, 不但提高了设备运行可靠性, 还避免了不必要的经济损失。

参考文献

[1]大唐国际发电股份有限公司《全能值班员技能提升知道丛书》编写组.锅炉分册[M].北京:中国电力出版社, 2008.