国华电力高压变频调速应用范围 - 图文

国华电力高压变频驱动应用建议

神华国华(北京)电力研究院有限公司

技术研究中心

2012年3月28日

国华电力高压变频驱动应用建议

神华国华（北京）电力研究院有限公司

批 准：孙平 审 定：毕春海

复 审： 审 核： 范永胜

编 写： 岳建华、李英、崔亚辉、张磊

2012年3月25日

目录

1.

高压变频驱动国内应用情况 ........................................................................................... 2 1.1 高压变频器国内总体应用情况 ............................................................................... 2

1.1.1 变频应用情况 ....................................................................................................... 2 1.1.2 电厂变频改造应用情况 ....................................................................................... 3 1.1.3 高压变频在电厂应用范围 ................................................................................... 4 1.2 调研电厂实际应用情况 ........................................................................................... 4

1.2.1 风机变频驱动应用情况 ................................................................................... 4 1.2.2 水泵变频驱动应用情况 ................................................................................... 5 1.2.3 电动机变频驱动应用情况 ............................................................................. 13 1.3 国华系统高压变频器应用情况 ............................................................................. 13 1.4 小结 ......................................................................................................................... 14

高压变频驱动国内应用中主要发生的问题和解决方法 ............................................. 15 2.1 水泵方面 ................................................................................................................. 15

2.1.1 凝结水泵改变频时存在的问题和解决方法 ................................................. 15 2.1.2 循环水泵改变频时存在的问题和解决方法 ................................................. 19 2.1.3 给水泵改变频时存在的问题和解决方法 ..................................................... 20 2.1.4 热网循环水泵改变频时存在的问题和解决方法 ......................................... 21 2.2 风机方面 ................................................................................................................. 22 2.3 电动机方面 ............................................................................................................. 25 2.4 变频器方面 ............................................................................................................. 28

变频驱动设备性能的评价 ............................................................................................. 28 3.1 水泵 ......................................................................................................................... 29

3.1.1 凝结水泵改造成变频驱动的评价 ................................................................. 29 3.1.2 给水泵改造成变频驱动的评价 ..................................................................... 29 3.1.3 循环水泵改造成变频驱动的评价 ................................................................. 29 3.1.4 其他水泵改造成变频驱动的评价 ................................................................. 30 3.2 风机变频 ................................................................................................................. 30

国华电力高压变频驱动应用建议 ................................................................................. 31 4.1 燃煤电厂 ................................................................................................................. 31 4.2 循环流化床电厂 ..................................................................................................... 32 4.3 燃气电厂 ................................................................................................................. 32 4.4 其他 ......................................................................................................................... 32

专题报告 ......................................................................................................................... 33 Z1 定电凝结水泵轴系的强度校核和疲劳寿命计算 ........................................................... 33 Z2 台山发电公司5号机引风机强度校核及疲劳寿命计算 ............................................... 48 Z3 成都风机厂对台山电厂5号机引风机强度校核及疲劳寿命计算 ............................... 55

2.

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附件 ................................................................................................................................. 57 F1 东方日立变频器部分业绩 ............................................................................................... 57 F2利德华服变频器部分业绩 ................................................................................................ 57 F3广州智光变频器部分业绩 ................................................................................................ 57

国华电力高压变频调速应用范围

国华电力高压变频驱动应用建议

节能减排是当前火力发电厂电厂重要工作之一，电厂采用变频驱动有效的降低了机组运行能耗，有较广泛的应用，为此，变频驱动被列入国家发改委重点节能推广项目之一。但是，不能忽视变频实施过程或运行中的技术问题，近两年发生了大型风机和水泵采用变频驱动造成设备损坏事件，需应重视变频驱动的安全性和经济性的评价。

受国华公司委托，技术研究中心成立了高压变频应用适应性研究课题组，对电厂变频应用进行了调研和评估，提出本报告。由于时间短，调研范围窄，加之课题组成员的认识差异，不足之处敬请领导批评指正。

课题组采用不同的调研形式，调研了风机制造厂、电动机制造厂、变频器制造厂和电厂用户，并针对定州发电公司凝结水泵、台山发电公司#5机组引风机的强度进行了计算，结论如下：

1） 电厂离心风机实施变频后故障率很低，发生故障的主要是300MW及以上机组的轴流静叶风机，主要故障是叶片裂纹、中间轴断轴和联轴器损坏，驱动电机断轴是个例；通过计算，台山电厂#5机组引风机按设计图纸加工的产品在定速运行时强度满足要求，变速运行时需要加强中间轴和叶轮，并避开轴系共振点运行。

2）电厂水泵实施变频后故障率很低，大部分故障为振动问题，通过检修实施精细动平衡加以解决，凝结水泵断轴是个例；对定州发电公司凝结水泵组轴系强度校核和模态分析的结果也说明了这一点，国华定州、三河、准格尔发电公司对部分凝结水泵检查未发现问题也证明了这一点。

3）电厂转动机械节能首先要保证设计的合理性，降低生产改造工作；设备改造如切削叶片、取消一级叶轮或对风机整体改造等；在变速驱动方面如双速电机调速、永磁调速等。高压变频具有风机组、泵组软启动、连续调速、节能效果好等优点，被广泛应用。但应全面评估论证，只有论证变频驱动优于其他形式后，才能实施。

课题组通过对变频安全和经济性分析，结合国内应用经验，推荐在国华电

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力高压变频驱动应用的设备如下：

燃煤电厂

风机：离心式和静叶可调轴流的引风机、送风机、增压风机、氧化风机。 水泵：凝结水泵、疏水泵；循环水泵原则上采用双速电机驱动，寒冷地区通过经济性论证合理时可以采用变频驱动；给水泵变频驱动容量大，国内200MW及以下机组应用较多，变频驱动的给水泵最大容量是396MW机组，对大机组给水泵变频驱动可以开展工程应用的研究。

循环流化床电厂

流化风机，其他同燃煤电厂。 燃气电厂

燃气轮机启动拖动，其他同燃煤电厂。 其他

水源地供水泵、热网循环泵、海水淡化泵、空压机。

1. 高压变频驱动国内应用情况

高压变频器(国外称中压变频器) 调速节能效果明显、可测量，被广泛应用到工业领域；在冶金、矿山、石化、水泥和电力等行业普遍应用。

1.1 高压变频器国内总体应用情况 1.1.1 变频应用情况

高压变频是国外90年代的技术，国内从2000年开始使用，2000～2005年主要使用的进口设备，单价在1500～2000￥/kW，主要供应商有： ROBICON（后被SIEMENS收购）、SIEMENS、AB、HITACHI、ABB 、FUJIFILM等公司垄断；这一时期由于国产高压变频技术处于发展期，国内厂家产品在电厂应用很少。

2005年后，国产高压变频器逐渐成熟，在10000kW以下容量段的市场逐步被国产变频器占有，单价在400～500￥/kW，主要供应商有：利德华服、合康益盛、东方日立、哈尔滨九州、上海柯达、武汉三环、广东明阳、广东智光等50多家，占领了国内主要市场，采用的变频技术都是串联多电平技术，此技术有效

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的解决了变频器输入和输出谐波问题（也称无谐波变频器）。这个时期采用同类型技术的国外产品有：SIEMENS－ROBICON、FUJIFILM、ABB等，价格是国产装备的1.5倍左右。

图0 单元串联多电平高压变频器拓扑结构和输出波形

现在，高于10000kW的高压变频器主要是国外产品的市场，国内部分变频器厂有这个段的产品，如广东智光、合康益盛等。

1.1.2 电厂变频改造应用情况

2005年前，这一时期变频器主要采用进口设备，改造费用高，电厂应用范围较窄。电厂变频驱动应用方面主要应用在给水泵、凝结水泵和一次风机上。给水泵主要集中在200MW及以下机组使用，汽包水位由原来的给水调整门改为变频给水泵调节，节能效果明显。凝结水泵设计采用2×100％或3×50％配臵方式，采用一台或两台变频驱动，一台工频备用，实施变频驱动风险小，节能效果明显而被广泛使用；这一时期对一次风机变频改造的机组主要是300MW或以下容量机组，大部分为离心风机，加之风机选型容量普遍偏大，采用变频驱动节能效果明显而被普遍使用。

2005年后，由于国产变频器质量不断提高和产能快速增加，变频器造价降低到较合理状态，电厂变频驱动应用在上述基础上扩展到引风机、送风机、灰浆泵、增压风机、氧化风机和循环水泵、疏水泵、热网循环水泵、水源地供水泵等，在燃机电厂应用在燃机启动拖动上。特别是逐步应用在轴流静叶风机上，也有个别项目应用在轴流动叶风机上。

现在大部分工程凝结水泵变频驱动在基建期已经实施；个别工程轴流引风机

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变频驱动在基建期已经实施；个别项目采用汽动引风机（华能海门（1000MW机组）、浙江北仑电厂（1000MW机组））；国内给水泵变频驱动最大容量是福建湄洲湾电厂，机组容量为396MW。

1.1.3 高压变频在电厂应用范围

10多年来高压变频器在国内电力行业发电行业主要应用有： 燃煤电厂

锅炉：引风机、送风机、一次风机，灰浆泵

汽机：给水泵、循环水泵、凝结水泵、疏水泵、闭式冷却水泵 脱硫：增压风机、氧化风机 循环流化床电厂

硫化风机流化风机，其他同燃煤电厂。 燃气电厂

电气：燃气轮机（启动拖动），其他同燃煤电厂。 其他

水源地供水泵、热网循环泵、海水淡化泵、空压机等。

1.2 调研电厂实际应用情况（李英、崔亚辉）

课题组采用不同形式的调研，电厂采用变频驱动情况如下：

1.2.1 风机变频驱动应用情况

大唐王滩电厂2台600MW机组共4台引风机，均为成都电力机械厂的AN37e6型静叶可调轴流风机，叶轮直径3.7米，转速585r/min，功率3800kW，2008年7月开始对4台引风机进行变频改造，2011年5月其中1台引风机在检修中发现2处叶片根部裂纹（见下图），裂纹长度5-6cm，之前未发现运行异常，另外3台风机未发现裂纹。经风机厂家校核认为变频后轴系强度低于标准，建议加强轴系。但电厂准备下一步脱硝改造时整体更换风机，经更换为备用叶轮后，目前继续变频运行。

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王滩引风机叶片裂纹1 王滩引风机叶片裂纹2

张家口电厂二期四台300MW机组的一次风机全部进行变频技术改造，7、8号机组一次风机为上海鼓风机厂的后弯型叶片双吸离心风机，变频运行稳定。5、6号机组一次风机为沈阳鼓风机厂的前弯型叶片离心风机，在进行同样的变频技术改造后，5、6号机组的一次风机发生严重的喘振问题。分析认为，喘振主要是由于前弯叶片型一次风机性能调节区域窄，风机设计参数与系统匹配差，造成风机运行工作点调整范围与风机性能曲线不协调。

大唐托克托电厂在两台300MW机组和两台600MW机组的离心式一次风机进行了改造，由于风机设计裕量较大，变频改造节能效果明显。该厂曾考虑进行轴流风机的变频改造，但经过安全性和经济性分析，认为风险太大，且节能效果不是很明显，准备下一步直接改造为三合一风机。

马鞍山二厂（皖能万能达）300MW机组的一次风机为离心式、引风机和增压风机都为成都电力机械厂的静叶可调轴流风机，2008年5月开始对上述风机陆续进行变频改造。其中一台引风机（AN28e6）的膜片式联轴器改造半年后发生钢片断裂问题，4年来，该风机已出现3次膜片式联轴器损坏问题，其余风机均运行正常。该厂分析认为是变频后风机升速降速频繁，联轴器承受交变应力，超出设计载荷而损坏。

云南红河电厂和小龙潭电厂均为300MWCFB锅炉，其引风机为静叶可调轴流风机，变频改造后均出现风机振动大问题，6个月内在叶片根部先后出现裂纹，经采取在叶片上焊加强筋的方法，效果无好转。目前变频器已退出运行。

1.2.2 水泵变频驱动应用情况

1） 凝结水泵变频驱动的应用情况

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在电厂，实施凝结水泵变频改造之后，可明显降低厂用电率，提高机组经济效益，故为了实现节能减排，很多电厂对凝结水泵进行了变频驱动改造。据初步统计，已经有58个电厂开展了凝结水泵改造成变频驱动的工作，国内开展凝结水泵变频改造的案例非常多，凝结水泵改变频已经成为常规的节能减排措施。具体应用情况如下所示：

蒙达发电有限责任公司330MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT350-400型，出现泵轴断裂事故。

上海大屯能源股份有限公司发电厂的135MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT200-320型。

大唐桂冠合山发电有限公司的330MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT350-400?6型。

包头第三热电厂的300MW机组的凝结水泵改造成变频驱动。

北方联合电力有限公司蒙西发电厂的300MW机组的凝结水泵改造成变频驱动。

河北建投任丘热电有限责任公司的300MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT350-400型，采用一拖一手动旁路控制方式。

国电菏泽发电厂的330MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT350-400?6型。

福州华能电厂的的350MW机组的凝结水泵改造成变频驱动。

华能海南发电股份有限公司东方电厂350MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT350-400?7型。

湖北荆门热电厂的600MW机组的凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT500-570?4S型。

河北兴的泰发电有限责任公司的300MW的凝结水泵改造成变频驱动。 国电云南宣威电厂的一台机组凝结水泵改造成变频驱动。

某发电公司(河北电力建设监理有限责任公司)的600MW机组凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为NLT500-570?4S型。

华阳电业有限公司的600MW机组凝结水泵改造成变频驱动，凝结水泵型号为VIC-L型。

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解决方法：更换新泵轴，加强定期检查并进行消振处理。 2.1.1.2振动超标

据初步统计，凝结水泵改造成变频之后，发生振动超标的案例有6个。具体情况如下：

广州发电厂有限公司的#1机(60MW机组)乙凝结水泵，当变频调速至1350r/min运行时，变频器的电机径向振动快速增加。原因是1350r/min接近电机与凝结水泵连接起来之后的固有频率。解决方法：通过把电机与泵体作为整体进行动平衡，减小轴系的不平衡质量，并对凝结水泵的基础进行加固处理，避开了某一转速范围内的共振。

淮北发电厂的一台凝结水泵的转速在1220～1280r/min之间变化时，泵体振动超过0.5mm，原因是凝泵转频与泵体的固有频率一致或成倍数关系，发生共振。解决方法：可适当改变凝汽器水位定值；也可将凝结水泵由自动变频方式改为手动变频方式，手动设定凝汽器水位定值，使凝结水泵工作转速脱离其共振区域。

大唐洛阳热电厂#5机#1凝结水泵变频后振动恶化，最大振动达379um。经过振动测试，发现东西方向和南北方向都存在振动峰值，原因是转子-轴承-基础系统共振。解决方法：通过3次动平衡加配臵，除了1000r/min(该转速下，南北方向有一个振动峰值)之外，其余转速下的振幅均小于80μm。

华能海南发电股份有限公司东方电厂的#1机(350MW机组)凝结水泵变频在34％时，凝结水泵发生共振(电厂未提供解决方法)。

华电包头发电有限公司的#1机组(600MW机组)A凝结水泵电机、#2机组(600MW机组)A和B两台凝结水泵电机在80％额定转速以下运行时，振动均超标；#1机组B凝结水泵电机在60％额定转速以下运行时，振动超标。解决方法：对振动大的3台凝结水泵电厂返厂处理。

国华定洲发电有限公司的#31凝结水泵在变频的过程中，当转速为630r/min、700r/min时存在强烈的振动，通过振动测量，发现测得电动机定子的固有频率为12Hz，因此凝结水泵在700r/min下运行时产生的振动应该是与电动机定子的固有频率接近引起的振动。解决方法：对电动机进行加固，在检修中重点检查凝结水泵轴系的基础、电动机的支撑架的水平度。 2.1.1.3变频器温度过高

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广州发电厂有限公司60MW的乙凝结水泵变频器温度过高停机3次，原因是变频器控制柜原来的散热风扇为38W且安装在侧壁，通风散热效果差。

解决方法为：将风扇安装在变频器柜顶部，采用两个100W的风扇散热。 2.1.1.4变频泵跳闸时除氧器水位失控

福州华能电厂的二期3A/4A凝结水泵变频改造过程中，采用改变转速调节凝结水泵出口压力的控制方式，运行中一旦变频器凝结水泵跳闸，备用定速凝结水泵启动后的凝结水压力、流量将突然增大，对除氧器和凝汽器水位将造成很大影响。解决方法：当变频凝结水泵或其高压开关因事故跳闸，且发出联启定速泵的指令是，程序发出一个与主蒸汽流量具有函数关系的预臵指令，并传至除氧器上水主调节阀。

淮北国安电力有限公司300MW机组完成了凝结水泵高压变频改造，若凝结水泵变频运行过程中突然跳闸，联锁启动工频备用泵，此时未预先设臵自动调节功能，使除氧器水位急剧升高和凝汽器水位迅速趋于零，导致凝结水泵跳闸。解决方法：正常运行时，变频器和除氧器上水调节阀均投入自动调节方式，但除氧器上水调节阀的水位设定值应略高于变频器，以使除氧器上水调节阀保持全开状态。当除氧器水位达到其上水调节阀水位设定值时，该调节阀自动关小，以控制水位。

淮北国安电力有限公司凝结水泵变频运行时，某些异常工况下除氧器水位变动较大，导致变频泵转速和凝结水压力大幅变化，甚至出现密封水压力低于卸荷水压力，使给水泵密封水差保护动作，跳闸给水泵，对此，通过增加了控制逻辑来解决此问题。 2.1.1.5失电事故

淮北国安电力有限公司300MW机组进行了凝结水泵高压变频改造。变频改造后，由于凝结水压力低且变化幅度大，无法设臵低水压联锁启动备用泵保护功能，而即使设臵了较低水压保护功能，由于工频备用泵所在母线失电无法启动，仍会使机组跳闸。解决方法：对逻辑进行了修改，以使2B凝结水泵能够自动由变频方式切换为工频方式启动。 2.1.1.6凝结水泵改变频小结

由此可知，凝结水泵改变频是非常常规的节能措施，国内只出现过一例泵

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体断轴事故，该断轴事故不具有普遍性，国内出现过若干例实施变频改造之后振动超标的案例。

2.1.2 循环水泵改变频时存在的问题和解决方法

循环水泵实施改变频后主要存在的五种问题如表3所示。

表3 循环水泵实施改变频后主要存在的问题

电厂 罗定电厂 国电吉林热电厂 国电吉林热电厂 国电吉林热电厂 达拉特发电厂 机组容量 135MW 200MW 200MW 200MW 330MW 循环水泵型号 G56h20 变频后出现问题 循环水泵不能直接作为备用 电网电压波动导致变频器故障跳闸 短路放电故障 变频器PM5卡件死机故障 循环水倒流或不出水 具体情况如下所示：

2.1.2.1循环水泵变频不能直接作为备用

罗定发电公司的135MW机组循环水泵改造成变频之后，当运行泵跳闸之后，备用泵在变频方式下联动，因为变频器将频率由零提示至运行频率，需要大约100s，启动初期循环水流量、压力上升较慢，对凝汽器真空影响较大，所以变频状态下地循环水泵不能直接作为备用。

解决方法：根据气温的变化对循环水泵在不同季节的运行方式做了特别调整来解决这个问题。

2.1.2.2电网电压波动导致变频器故障跳闸

国电吉林热电厂200MW机组将循环水泵改造成变频之后，由于厂用6千伏母线电压低，循环水泵电机电源6千伏电压波动，变频器故障跳闸，OP7显示故障代码为NO.234—变频器直流母线电压低。原因是厂用6千伏母线电压低导致整流回路的出口直流母线电压波动，当直流母线电压低于在P553中的设定值时变频器故障跳闸。

解决方法：在变频器控制柜OP7处，人为恢复故障提示信息，变频器自身检测回路无故障，OP7显示变频器“预备启动”。 2.1.2.3短路放电故障

国电吉林热电厂的200MW机组将循环水泵改造成变频之后，出现了变频器直

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流母线正负极间短路现象，即局部短路放电。

解决方法：缩短变频器的清扫周期，每月一次，建立完善的清扫检查制度，清扫时用毛刷和吸层器，擦拭时要用无毛棉布和无水工业酒精。在变频器控制柜、网侧整流器柜门上安装过滤网，定期更换。 2.1.2.4变频器PM5卡件死机故障

国电吉林热电厂将循环水泵改造成变频之后，出现变频器OP7无故障代码跳闸，原因是变频器的PM5具有监视CPU的功能，当CPU出现故障时，PM5显示“0”并闪烁，同时变频器跳闸。

解决方法：将控制柜内电源切断，重新恢复后，正常启动。 2.1.2.5循环水倒流或不出水

达拉特发电厂330MW机组循环水泵变频改造之后，因网管总出口的压力取决于2台并联水泵各自的出口压力，变频循环水泵不能在太低的频率下运行，否则会出现循环水倒流或不出水的现象。

解决方法：在工频泵与变频泵同时运行的情况下，控制变频泵的最低运行频率可以避免上述现象，当变频泵单独运行时，可控制机组运行的频率范围，达到既可满足运行需要，又可实现对出水量的连续调节。

2.1.3 给水泵改变频时存在的问题和解决方法

给水泵改变频时主要存在的三种问题如表4所示。

表4 给水泵实施改变频后主要存在的问题

电厂 机组容量 给水泵型号 DG270-140B 变频后出现问题 中铝山东分公司动力厂 广州发展电力工程有限公司 中国石化集团保定石油化工厂自备电厂 中国石化集团保定石油化工厂电厂 具体情况如下所示： 2.1.3.1振动超标

220t/h锅炉 振动超标 平衡盘严重磨损 DG46-50?12 DG46-50?12 给水泵轻度气蚀 61－20

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中铝山东分公司动力厂的220t/h锅炉，给水泵改造成变频驱动之后，电机的在共振点1890r/min振动较大。

广州发展电力工程有限公司给水泵改造成变频驱动之后，#1轴承振动过大，原因是大轴弯曲导致平衡盘磨损。 2.1.3.2平衡盘严重磨损

中国石化集团保定石油化工厂自备电厂将给水泵改造成变频驱动，解体大修发现，发现平衡盘的严重磨损，平衡盘的工作原理决定了泵的转速变动率不能太快，如果泵的转速变动率太快，导致轴向力变动率太快，导致平衡盘左右窜动量就会变大，造成了平衡盘的磨损。

解决方法：根据加速时间和减速时间及加减速基准频率可以定出输出频率从当前的频率开始向新设定的频率进行变化时的加减速斜率，把加减速时间适当设长一些可使转速变动率小一些。 2.1.3.3给水泵轻度气蚀

中国石化集团保定石油化工厂电厂的给水泵改造成变频驱动之后，解体大修发现首级叶轮及平衡盘背压侧有轻度汽蚀。原因是：夏秋两季热负荷小，给水泵长期在较低流量下运行造成的。

解决方法：限制给水泵最小流量的方法可以避免给水泵发生汽蚀。

2.1.4 热网循环水泵改变频时存在的问题和解决方法

热网循环水泵改造成变频驱动时，应注意热源的可调节性和锅炉的水动力安全性。

2.1.4.1 所选用的循环水泵运行频率不能有较大的波动

为了使系统运行有一个稳定的节能效果，所选用的循环水泵运行频率在30～100％额定转速的范围内，不能有较大的波动。 2.1.4.2 热源应有合理的调节范围

热水锅炉大量应用层燃炉和循环流化床炉，层燃炉的稳定可调负荷范围在60～100％，循环流化床炉的稳定可调负荷范围在50～100％，须在锅炉台数上有一个合理的组合，使热源可以根据室外温度的变化，进行无障碍连续调节。 2.1.4.3 热源中锅炉内对流管束的循环水速不能低于允许的最低安全循环水速

对于自然循环中压以下热水锅炉，其最低循环水速不应低于0.2m/s，单台

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锅炉的流量不应低于额定流量的55～71％，以防止由于循环流速过低，局部产生过冷沸腾，导致管壁结垢及局部过热，严重时发生爆管事故。

2.2 风机方面

1）国内大型风机变频改造主要发生的问题

变频技术在电厂锅炉风机上应用较多，主要是静叶可调轴流式风机、离心风机。在前几年的风机变频改造很少出现设备损坏问题，主要是管路特性与风机性能不匹配、设备质量等原因造成节能效果差、调节品质差、风机失速或喘振。随着风机容量增大，风机的尺寸增大、轴系变长，造成转动惯量增大和轴系刚度降低，风机固有频率降低，在变转速下运行容易出现共振问题，激起共振如不及时消除就会造成设备损坏。

根据不完全资料统计，成都电力机械厂生产的静叶可调轴流风机中，200MW等级机组有10余台锅炉进行了风机的变频改造，暂无因此造成设备损坏的记录；300MW和600MW等级机组中有42台锅炉进行了风机变频改造，至少有13台锅炉出现了设备损坏，如叶片断裂、轮毂裂纹、膜片联轴器开裂，中间轴或电机轴断裂。见下表，

表5 部分损坏情况一览表

电厂 新丰热电 国电宣威 裕华热电 国电榆次 大唐红河 国电小龙潭 贵州黔北 宁夏大坝 国电民权 国投宣城 国华台山 机组容量 风机型号 300MW 300MW 300MW 330MW 330MW 300MW 330MW 300MW 600MW 600MW 600MW AN26 AN26 AN28 AN28 AN28 AN28 AN31 AN35 AN35 AN35 AN35 变频后出现问题 叶轮轮毂开裂 中间轴断裂， 叶片根部裂纹 叶轮和联轴器 叶根裂纹 叶根裂纹，更换叶轮 中间轴断 中间轴裂纹，后期膜片联轴器裂 联轴器损坏 中间轴断 电机轴断裂、电机轴裂纹 其它 1250kW 3500kW 3600kW 2100kW 3200kW 3300kW 5000kW 61－22

国华电力高压变频调速应用范围

南阳热电 大唐王滩 大唐发耳 国电安顺 海南东方 阜阳电厂 600MW 600MW 300MW 350MW 640MW AN37 AN37 AN40 AN40 AN42 AN40 膜片开裂 叶片根部裂纹 中间轴断 中间轴断 中间轴断2次 电机轴断裂 3800kW 4000kW 2600kW 2000kW 原设计为定速运行的风机，变频后根据DCS调节指令升速或降速，如果运行转速与共振频率接近，会激起共振。具体形式体现在三个方面：

一是叶片共振，表现为风机振动大，多在叶片根部处裂纹，严重的会发生叶片断裂。有的电厂在叶片顶部焊接了拉筋，希望能避开共振点，但效果不理想。

图4－1 叶片损坏情况叶片裂纹(115mm) 图4－2 叶片损坏情况叶片断口(380mm)

二是轴系径向共振。一般表现为风机水平振动明显增大，严重时设备部件会被振动损坏，与因磨损而引起失衡振动有相似之处。轴系径向振动不仅与风机轴系有关，还与风机轴系的支承有关，即使轴系为刚性，如果采用柔性支承，变速运行进入共振频率范围，仍会引起风机强烈振动。

三是轴系的扭转共振，当轴系的转速与轴系的固有频率或某一高阶或低阶整数倍区域重合，或变频器的谐波频率与轴系的固有频率带的倍数重合，都有可能发生扭转共振。轴系扭转共振从理论上与径向振动不同，需要专业的设备进行测量。但扭转共振时如果伴随着弯扭耦合振动，径向振动也会有变化，但一般增大

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幅度不会非常明显。

台电5A引风机电机轴断裂问题各方专家都认为是轴系扭转共振引起的，使轴系在较短时间内快速达到疲劳寿命而损坏。

解决方法

1) 风机能耗高的影响因素很多，应先确定影响能耗的主要原因，全面分析风机运行数据或风机性能试验数据，首先进行叶轮叶型优化，风机与管路特性曲线匹配，使风机运行在高效区。在此基础上，综合考虑风机特性、烟风管路特性、风门特性、锅炉对风机的调节品质要求、节能投资回报率等并经过优化选择再进行变频改造。

2) 改造之前需要与制造厂一起核算风机轴系的强度，若不满足强度要求，需采取相应措施满足强度要求。

3） 改造之前与制造厂一起计算风机轴系（含电机轴、中间轴）的固有频率，判断在变速过程中是否会出现弯曲或扭转共振。如果存在共振点，则要求变频过程中避开共振频率带（±2Hz）。避开共振频率带一般采取跳频快速通过的方法，此区间的调节靠调节挡板开度来控制流量。

4） 风机轴系上任一部件加强后，对部件本身和轴系都会产生提高刚性的作用，根据公式?n?1，提高刚性即为降低柔度е，在惯量Ⅰ不变时，可提Ie高固有频率ωn。在实际改造中，如果计算的共振频率区间正位于变速区间，需要由制造厂加强轴系的薄弱环节，既可以提高轴系的固有频率，争取避开共振频率带，同时加强部件的强度，提高抗振动能力。

5） 如果变频过程中需要频繁通过弯曲或扭转共振区，则要求核算频繁通过弯曲或扭转共振区的疲劳寿命。如果在变频正常工作区域内存在两个以上共振频率带，或者一个共振频率带正处于变频调速的中间区域，需要频繁通过该频率带，则不建议进行变频改造。

6） 变频调试时，需要在实际变频升速降速试验中确定轴系固有频率共振带，测出共振频率带后，需要在变频器控制上设定跳频区间。

7） 据目前的调研资料，风机即使不运行在共振频率带，如果频繁通过共振带，在经过长时间运行后，轴系依然会出现疲劳损坏。所以，如果风机需要频繁

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通过共振频率带，也需要对薄弱部位进行疲劳寿命计算和加强。

8) 对于轴系的径向振动，除避开轴系X/Y方向的共振外，需要加强支承系统和进行转子精细动平衡，提高风机的抗振能力。

调研中发现，出现共振造成设备损坏的主要是大型轴流风机，主要是轴系长度、叶轮形式的影响；离心风机发生共振造成设备损坏的案例尚未发现。

（1）从风机型式上，轴流风机介质轴向进入轴向流出，一般还要求整流的空间，所以轴流风机都有较长的轴系；而离心风机一般为轴向进入径向流出，整流的空间也留的很小，一般离心风机的轴系也较短。此外，由于轴系较短，一般离心风机与电机都为刚性联接。

（2）从叶轮结构上，离心风机的叶轮有前后盖板，整体结构强，抗振能力必然提高。

可见，离心风机的轴系短、叶轮结构强、轴系刚性联接等造成了离心风机的轴系刚性强、即轴系柔度e较小。在转动惯量I相同的情况下，根据公式

?n?1Ie，使一般离心风机的固有频率ω都较高，在实际运行中，风机转动

频率远远低于固有频率ω，所以很少发生共振现象。

2.3 电动机方面

过去采用电流型变频器由于谐波较大造成部分电动机轴电流大而将轴瓦和轴颈电腐蚀、电动机绝缘损坏、电动机有脉动转矩和电机噪音大等问题。现在普遍采用的是串联多电平（级联式）技术的变频器，输入、输出谐波满足相关电源标准要求，正常时不出现以上问题。通过调研造成电动机断轴的事件有以下两例：

1）安徽阜阳电厂＃2 炉2A脱硫增压风机

安徽阜阳电厂＃2机组投产以来，风机振动一直处于优良范围，风机与电机轴承振动均在30μm，2009年10月进行变频改造后机组运行不到一个月即出现电机转子在对轮处扭断事件，见下图。

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图5 安徽阜阳电厂＃2 炉2A脱硫增压风机

更换电机转子后运行正常，但一个月之后，在变频运行过程中又出现风机轴承垂直与水平两方向均出现大幅波动现象(整体水平由30μm波动至60μm，最大振动仍在合格范围内)。停机检查发现风机延长轴靠近风机侧有一条长达30cm 的贯穿性裂纹，同时该侧对轮挠性弹片严重损坏。

分析诊断为轴流风机长轴系扭转频率较低，因风机延长轴或延长轴与风机轴对轮挠性弹片损坏，导致轴系扭振固有频率落入变频调速区发生扭转共振并产生扭-弯耦合振动。

2）国华台山电厂＃5 炉引风机

图6 5A引风机电动机转子驱动端轴承外侧断裂断面

台山电厂#5机组两台引风机变频驱动改造历时两年多，中间因为变频容量不够更换了变频器，后电厂要求增加电气自动旁路等原因，于2012年1月28

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日变频器累计运行150小时发生了电动机驱动段断轴事件。

图7 5A引风机电动机转子驱动端靠背轮侧断裂断面

图8 5B引风机电动机转轴故障照片（转子驱动端轴承外侧和靠背轮侧均有）

电机厂、风机厂和我们专业人员核算，各项指标满足厂家要求，电机轴断的原因推断为：

引风机电机驱动端转轴断裂是由于其轴肩倒角过小，导致该处应力集中加剧且使轴系的扭转疲劳极限降低，轴系运行频率与轴系的固有频率接近引起扭振放大现象，使轴系承受巨大的交变应力，由于2010年或以前可能已经产生倒角裂纹，2012年1月26～28日调试运行时，扭振使裂纹持续扩展，承载面积持续减小，最终造成轴断裂。所以，造成该次断轴事故的主要原因是轴系扭振。

进一步分析需要大量原始数据支撑，台山电厂答应取得以前数据后发给相关专家分析。

解决方法：

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采用的电压型串联多电平变频器基本消除了电动机轴电流的问题；对变频调速带来的轴系共振（包括径向和扭转振动）应尽量消除，如果不能消除，应利用变频器的跳频功能躲过这些区域运行；风机中间轴按风机厂建议，利用检修机会进行更换。

2.4 变频器方面

变频器主要发生的问题有：

1) 变频器故障最多的部件是功率单元，其次控制板或相关的连接回路（如光纤）。

2）前些年由于变频器设计未考虑供电电压短时间失去的措施，发生电源低落或短时间失去造成变频器跳闸事件。

3）由于未及时清扫变频器滤网，造成通风不畅功率单元损坏。 4）地处盐分大的地区，在设备长期运行后，电路板故障较高。

5）地处湿度大的地区，在设备停运时间较长，由于内部结露等原因，造成变频电子元件损坏（台山电厂引风机变频长期停运，再次启动造成20多个IGBT模块损坏）。

解决方法：

针对功率单元故障，主要是保证维护到位，冷却畅通，加之变频器均设计了冗余环节，当一个单元故障后，其他单元仍可继续工作；同时适当储备一些功率单元，但其故障后，能够在最短的时间内将其更换，缩短变频器退出运行时间。

控制板和连接回路故障，一是选择质量好的变频器，二是加强设备停运期间的检查和维护。

现在变频器均能躲过电源低落或短时间失去的影响。

地处盐分大的地区，在设备订货应有应明确环境条件，采用特殊措施消除盐分的影响。

变频器应设臵防结露装臵，当变频器停运时，自动投运防结露装臵。

3. 变频驱动设备性能的评价

为了提高变频驱动的可靠性，通过对系统和设备的评价，为国华电力实施变

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频改造提供依据，评价如下：

3.1 水泵

3.1.1 凝结水泵改造成变频驱动的评价

凝结水泵变频驱动方案成熟，从计算和实际应用效果看：实施风险小，节能效果好，建议进行变频驱动。但要做好以下工作：

⑴ 建议开展凝结水泵变频改造前，必须与制造厂一起核算凝结水泵轴系的强度，判断是否满足强度要求，若不满足强度要求，则需采取相应措施满足强度要求后再实施。

⑵ 建议开展凝结水泵变频改造前，必须与制造厂一起计算凝结水泵轴系的弯曲和扭转临界转速，根据计算结果判断在变频过程中是否会出现弯曲或扭转共振。若存在弯曲或扭转共振，则要求变频过程中应尽量避开弯曲或扭转共振区。

⑶ 若变频的过程中无法避开弯曲或扭转共振区，应要求快速通过共振区；若变频过程中需要频繁通过弯曲或扭转共振区，则必须要核算频繁通过弯曲或扭转共振区的疲劳寿命。

⑷ 必须在现场测量变频范围内是否存在转速与静止部件之间的结构共振，若存在，则要求快速通过静止部件的固有频率。若通过静止部件的固有频率时振动较大，则要求开展精细动平衡降低激振力，或者通过改变静止部件的刚度、质量等使静止部件的固有频率避开转动频率。

⑸ 若变频过程中需要频繁通过静止部件的固有频率，则必须要核算凝结水泵轴系的疲劳寿命。

3.1.2 给水泵改造成变频驱动的评价

给水泵变频驱动方案成熟，节能效果好，有较多成功的实施案例，建议开展变频驱动工程应用研究。

3.1.3 循环水泵改造成变频驱动的评价

大部分地区循环水泵主要考虑效季节变化，采用双速电机改造成本较低，系统简单，为此循环水泵推荐双速电机方案。但对寒冷地区、昼夜温差大的地区，通过详细的技术经济论证且变频驱动明显优于双速电机时，可采用变频驱动，并

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参照以上泵的相关要求做好各种安全评估工作。

3.1.4 其他水泵改造成变频驱动的评价

疏水泵、热网循环泵、灰浆泵由于改造风险小，节能效果明显，在满足合理的投资回报情况下，建议进行变频驱动。

闭式冷却水泵节能空间不大，慎用变频驱动。

3.2 风机变频

风机变频驱动做好如下三方面工作： 1）充分论证

风机变频改造节能收益差别较大，投资回收期从1年到10几年不等，有的出现了喘振、设备损坏等问题，特别是近年来很多大型风机出现断轴、断叶片等重大事故。所以风机变频改造要慎重而行。

对能耗高的风机进行节能工作，要进行充分的前期论证。首先进行管路特性和风机性能试验，分析原因，确认为风机原因，再进行风机节能改造。风机节能改造包括变转速、变叶型、变调节方式、切削叶片等多种方法，对于风机选型偏大，单纯的进行风机变频改造并不能解决大马拉小车问题。应首先解决风机与系统匹配问题，进行叶轮叶型优化，使风机尽量运行在高效区。在此基础上，综合考虑风机特性、烟风管路特性、风门特性、锅炉对风机的调节品质要求、节能投资回报率等并经过优化选择再进行变频改造。

2）避开共振

改造前理论计算风机轴系的固有频率，判断在变速过程中是否会出现弯曲或扭转共振，并在变频调试中实测确定轴系的共振频率。

如果存在共振频率，则要求变频过程中避开共振频率带（±2Hz）。避开共振频率带一般采取跳频快速通过的方法，此区间的调节靠调节挡板开度。

在工作频率内轴系存在两个及以上共振频率的风机，不建议进行变频改造。 3）加强轴系

改造前核算风机改变频后轴系的强度，如果风机需要反复通过共振区，需要核算轴系的疲劳寿命。风机轴系必须满足上述强度要求，否则会出现轴系损坏问题。

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风机评价如下：

1)动叶调节轴流风机改变频调节的节能量较小，不建议改造；

2)静叶调节轴流风机改为变频调节的节能量较小、但较动叶调节轴流风机改为变频调节的节能量大，改造后稳定运行范围较小（即低负荷可能处于不稳定工作区），同时大型静叶可调轴流风机的轴系较长，需要进行轴系扭振和轴振的共振频率带的计算或测试，根据具体情况确定是否进行变频改造；

3)静叶调节的离心风机，如果静叶全开时实际满负荷运行工作点效率较高，应优先考虑变频改造，但需要注意的是前弯叶片型一次风机性能调节区域窄，变频调节容易发生喘振，一般对前弯叶片型离心风机不建议进行变频改造；

4)其它变转速调节的风机，如双速电机变速，选择变速改造的依据主要取决于改造前满负荷风机效率的高低；

5)对不同工况、不同运行条件下风机风量、风压变化不大的应用场合（如有些一次风机等）可以仅从风机选型性能、管路阻力特性很好匹配的角度解决，改为变频的必要性较小；变频改造仍要以风机性能与管路阻力特性较好匹配的基础出发，即变频改造不一定是万能与最优的，不要风机能耗水平高就匆忙上变频，要首先解决上述匹配问题，有必要再实施变频改造。

4. 国华电力高压变频驱动应用建议

电厂转动机械节能手段很多，如取消一级叶轮、切削叶片或对风机整体改造等；在变速驱动方面如双速电机调速、永磁调速等。变频能够连续调速，且节能效果较好，被广泛应用。课题组通过对变频安全和经济性分析，推荐在国华电力高压变频驱动应用的设备如下：

4.1 燃煤电厂

风机：离心式和静叶可调轴流的引风机、送风机、增压风机、氧化风机。 水泵：凝结水泵、疏水泵；循环水泵原则上使用双速电机驱动，寒冷地区通过经济性论证合理时，可以采用变频驱动；给水泵变频驱动容量大，国内200MW及以下机组应用较多，最大容量是396MW机组，可以开展大机组给水泵变频驱动的工程应用研究。

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4.2 循环流化床电厂

流化风机，其他同燃煤电厂。

4.3 燃气电厂

燃气轮机启动拖动，其他同燃煤电厂。

4.4 其他

水源地供水泵、热网循环泵、海水淡化泵、空压机。

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5. 专题报告

Z1 定电凝结水泵轴系的强度校核和疲劳寿命计算

定洲电厂的#3、#4机组分别于2009年9月3日和12月22日投产，凝结水泵变频驱动随机组投入。定洲电厂的#3、#4号机各有一台凝结水泵电机在低频时振动超标，振幅可达到280μm，评价振动水平依据的标准GB/T11348.2-2007《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第2部分：50MW以上，额定转速1500r/min、1800r/min、3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机》。为了预防凝结水泵改造成变频之后出现断轴事故，需开展强度校核与轴系临界转速的校核等工作。

一、 凝结水泵轴系的参数

根据定洲电厂提供的cad图纸可获得表1中的参数。

表1 从cad图纸中获得的参数 功率为2600KW 电压10000V 电源额定频率电机 50Hz 电机轴的半径转速型号86mm 1480r/min YBPLKS710-4 流量1890t/h 扬程371.3m 转速 1480r/min 凝结泵 正常轴向推力最大轴向推力轴功率6900K 9400K 2247.1KW 重18000kg 电机轴材料Q345 泵轴材料40Cr 效率85.1％

二、 电机轴和凝结水泵轴的强度校核 1. 电机轴的强度校核

1.1电机轴的三维实体模型和网格

在anasys中绘制平面图，将平面图旋转形成三维实体模型，采用自由网格，网格精度达到2，在倒角处对网格进行细化。如图1所示。

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图1电机轴的实体模型和网格

1.2施加载荷

约束电机轴一端的所有位移，在另一端施加扭矩。电机轴传递的功率为2600KW，转速=1480r/min，即235.5rad/s。

P扭矩=，即功率(W)除以转速(rad/s)。

?2600000扭矩==11040.4N?m。

235.51.3求解并查看计算结果

通过后处理功能，查看结果。

图2 倒角处的等效上应力值

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轴径发生变化的地方一般都存在应力集中现象，如图2所示，倒角处的等效应力为3.03?107Pa，即30.3MPa。

1.3电机轴的强度校核结论

电机轴的材料为Q345，Q345是低合金钢（C<0.2%)，旧称16Mn。根据国标GB/T 1591-2008《低合金高强度结构钢》，可知当直径位于150mm~200mm之间时，Q345的屈服强度大于等于275MPa。为了保证有足够的安全程度，把屈服强度除以大于1的系数n作为材料的许用应力，系数n称为安全系数，一般情况下根据机械工程手册查找材料的安全系数，一般情况下系数n=1.2~2.5，本次计算取n=2.5。

[?]=

?ns (1)

额定工况下电机轴的等效应力为30.3MPa，由公式(1)计算Q345的许用应力为110MPa，根据第四强度理论，等效应力小于许可应力，因此凝结水泵的电机轴是满足强度校核要求的。

2. 凝结水泵轴的强度校核

2.1凝结水泵轴的加载求解

在anasys中绘制平面图，将平面图旋转形成三维实体模型和网格如图3所示。

图3 凝结水泵轴的三维实体模型和网格

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图4 凝结水泵倒角处的等效上应力值

轴径发生变化的地方一般都存在应力集中现象，如图4所示，倒角处的等效应力为6.9?107Pa，即69MPa。

2.2凝结水泵轴的强度校核结论

凝结水泵轴的材料为40Cr，40Cr是合金钢。根据高等教育出版社2001年出版的《机械设计》第七版，可知试样毛坯尺寸为100~300mm之间时，40Cr的屈服强度为490MPa。为了保证有足够的安全程度，把屈服强度除以大于1的系数n作为材料的许用应力，系数n称为安全系数，一般情况下根据机械工程手册查找材料的安全系数，对疲劳失效后会引起重大事故的重要构件，安全系数n可增大到2.2~2.5，本次计算取n=2.5。

[?]=

?ns (2)

额定工况下凝结水泵的等效应力为69MPa，根据公式(2)计算40Cr的许用应力为196MPa。根据第四强度理论，等效应力小于许可应力，因此凝结水泵轴是满足强度校核要求的。

三、 凝结水泵轴系临界转速计算

1. 扭转振动临界转速计算

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