大型化工企业电气节能诊断研究——以某大型化工企业为例

（福州市节能监测中心 福建福州 350003）

1 研究背景与意义

随着工业化进程的加快和设备智能化，企业中电气设备的使用度越来越高，同时，在节能减排的前提下，电气化程度也会不断加快，用电量将会不断上升，电力在能耗中的占比将加大，在企业用电增长的同时也带来了电能损耗增长，对企业开展电气节能诊断，通过能源审计发掘耗能点，提出节能技改方案，提高电能利用率，势在必行。

在众多工业中，化工行业为高耗能产业，据统计，我国冶金、有色、化工、石化和建材5大行业的能耗占能源消费总量的50%左右，且化工产品单位能耗普遍比国外高20%以上。因此对化工企业的电气节能研究有重大意义。

2 企业能源审计

（1）能源审计。运用现场调查、现场测试、数据审核以及盘存查帐等手段，开展企业的能源审计：摸清企业能源消耗情况，检查用能系统的运行状况，特别是对用电情况的调研收集、数据实测，总结大型化工企业的用电特征，挖掘节能节电潜力。本文着重于电气节能诊断，仅对选定企业能源审计结论中的电气部分进行简要概述。

某大型化工企业位于化工产业集中区内。企业的主要用能品种有电力、煤和蒸汽，外购的能源品种为电力和煤，煤在厂内的热电分厂产生蒸汽用于发电和供应热力，发电方式是热电联产，以热定电。

（2）电气主接线。企业的电力来源：①外购电力，由园区变电站经2路输电线路（110kV）输送至厂内；②厂内热电分厂的2台汽轮发电机（型号：QF-30-2，单机装机容量：30MW）发电。

厂区内设立有110kV变电站1座、10kV变电所（配电室）6座。其中，110kV变电站作为该厂的电力中枢，拥有4台主变，其中2台作为降压变（总容量100000kVA），2台作为升压变（总容量80000kVA）。高低压侧接线方式均为单母分段并设置联络开关，低压侧暨10kV母线的馈线引至下级变电所及宿舍办公区等。110kV变电站主接线示意图如图1所示。

10kV变电所（配电室）的分布按照靠近主要电力负荷的原则设立，各变电所负荷包括高压（10kV）设备也包括低压（380/220V）设备，经统计6座10kV变电所（配电室）共有25台S11系列配电变压器。

（3）主要用电设备及计量情况。该企业主要用电设备包括锅炉、化工反应装置及大量的机电设备，其中机电设备是量大面广的终端耗能大户。除低压电机设备（400V）外，还有高压（10kV）风机15台、高压水泵57台、还有空压机。其装机容量大，占全厂载荷的70%，运行时间长，电能消耗占比高，这些机电设备的节能是企业节能的重要环节。

企业采用集中操作控制系统 （DCS系统）来采集能源数据，基本实现了能源数据的远程采集。但只做到了日数据的采集，未能采集到实时数据，对于用能变化或异常的响应无法及时，用能调控滞后。此外，远程采集覆盖不完全，部分重要能源数据缺失，造成能源审计分析无法精确、细致。同时，DCS系统没有将用能数据与管理结合，各分厂设备间缺少能源管理的串联，信息分散，能源管理仍较为粗放。

3 企业的节能诊断

3.1 配电网节能诊断

影响企业配电网能效主要因素有变压器损耗、功率因数、谐波、三相不平衡、线路损耗等。

根据能源审计结论，企业配电网主要由1座110kV变电站和6座10kV变电所构成，其中变压器数量多达29台。故对于该企业降低变压器损耗是配电网节能分析的主要方向。以变压器节能为着手点分别对110kV变电站和10kV变电所进行节能潜力分析：

110kV变电站共4台变压器，经测算，变压器平均损耗约为1.07%，设备运行状况较为良好；10kV变电所共6座，变电所的10kV母线侧接入了若干高压用电设备及变压器，变压器型号主要为S11系列，其能耗水平良好，不属于高耗能淘汰变压器。

对变电站和变电所重要馈线的电能质量进行抽样检测，重点检测功率因数、谐波、三相不平衡度，对照国标GB/T14549《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543《电能质量三相电压允许不平衡度》，监测结果如表1所示。

表1 变压器电能质量监测结果

根据监测结果，110kV和10kV配网的电能质量暨1#主变和2#主变低压侧的电能质量较好，但变电所低压侧（380V）的电能质量存在部分问题，例如，公用工程分厂低压侧母线（380V）的功率因数偏低；LS分厂低压侧母线（380V）存在谐波畸变率超国标限值的情况。

410配电室的1#变压器和2#变压器低压侧母线下所接用电设备主要为低压热水泵、低压交流油泵等，母线上没有装设无功补偿装置。由于公司目前的热水泵、油泵等负载率不高，大量消耗感性无功，导致变压器低压母线整体功率因数不高，造成低压侧馈线损耗增大。拟考虑在1#变压器和2#变压器低压侧母线上加装无功补偿装置进行无功补偿，提高功率因数。

LS分厂的变压器低压侧存在谐波电压超国标限值 （5%）的情况。其中305变电所的1#变压器低压侧母线电压畸变率为6.7%，其5次、7次谐波电流较大，分别为101A、70A。拟考虑对LS分厂的谐波进行治理，以减少谐波干扰带来的损耗。

据节能分析，结合国内外先进节能技术，针对配电网提出如下节能改造方案。

（1）无功补偿节能方案。针对410配电室的1#变压器低压侧无功补偿装置进行选型：

无功补偿前，功率因数为0.76，补偿目标功率因数取0.95。根据补偿电容器容量的计算公式：

式中，P表示变压器装机容量 （有功功率），1#变压器P=1600kW；βav为月平均负载率，取 βav=0.7，则：QC=589kvar，取电抗率 k=0.06，则有：Q=QC×（1-k）=554kvar。

电容器组选择相应的标准电容器200kvar电容器3台，最终补偿容量为 600kvar，实际补偿量为：QC=Q÷（1-k）=638kvar。

同理对2#变压器低压侧无功补偿装置进行选型，确定选择相应的标准电容器250kvar电容器2台，最终补偿容量为500kvar。

对公用工程分厂410配电室的1#变压器和2#变压器低压侧母线无功补偿后，功率因数分别由0.76、0.78提升至0.95。在输送相同有功功率的情况下，配电网电流下降，损耗减少。节省的线损为：

损耗下降率：

式中，cosφ1为无功补偿前功率因数；cosφ2为无功补偿后功率因数。

计算得无功补偿后410配电室1#变压器损耗下降率108%；2#变压器损耗下降率88%。

（2）谐波治理方案。谐波治理有受端治理、主动治理、被动治理3种方法。

目前工业企业治理谐波主要采用被动治理的无源滤波器方案。被动治理，是指通过外加滤波器来阻碍谐波源产生的谐波注入电网，或者阻碍电力系统的谐波流入负载端。无源滤波器（PPF）常用的有单调滤波器和高通滤波器，因其不需要电源配合，故称为无源。它们由电力电容器、电抗器和电阻器组成，原理是利用电感、电容元件的谐振特性，在阻抗分流回路中形成低阻抗支路，从而减小流向电网的谐波电流，即将谐波电流吸收消纳。同时，无源滤波器有无功补偿功能。

工程上实用的无源滤波装置一般由1组或数组单调谐滤波器组成，每组单调谐滤波器调谐于需要滤除的谐波频率上或者谐波频率附近，对外呈现低阻特性，从而吸收谐波电流，使流入交流系统的谐波电流减小，达到抑制谐波的目的。

结合成本因素考虑，305变电所的1#变压器低压侧母线的5次、7次谐波电流较大，采用安装2组单调谐滤波器并联的方式进行谐波治理。

为降低滤波器成本，应使电容器的容量尽量小。设定无源滤波器的无功补偿目标为0.95，则根据公式QC=βavP（tanφ1-tanφ2）求得无源滤波器的补偿总容量为：QC=208kvar。

根据5次谐波电流（I5=101A）和7次谐波电流（I7=70A）的比值，约为3∶2，确定5次滤波器的补偿容量为125kVar，7次滤波器的补偿容量为83kvar。

5次滤波器参数计算：

同理，计算出7次滤波器参数，得出305变电所的1#变压器低压侧母线2组单调滤波器的设计参数表2。

谐波治理可以抑制305变电所的1#变压器低压侧母线的谐波，从而提高变压器的使用容量和使用效率。谐波畸变率的降低还有潜在的经济效益，可增加用电设备运行的稳定性和安全性。同时，滤波装置的投运可提升配电网的功率因数（由0.87提升至了0.95）仅此1项，就可使损耗下降28%。

表2 单调滤波器设计参数表

3.2 机电设备的节能诊断

机电设备的节能潜力分析主要考虑电机本体效率、负载率、系统匹配性、安装和维护质量等因素。

（1）风机系统节能。根据现场检查，该企业内风机配套的电动机均不属于淘汰电机（不在国家淘汰电机目录内），部分大型风机采用加装液力耦合器进行调节，但仍有部分风机采用阀门挡板的方式进行风力的控制和调节。

由于在风机的设计选型时，留有裕度，保留了近15%的风机余量。采用风门挡板的方式进行风力的控制和调节，会使得大量的能量消耗在风力挡板阻力上，造成电能浪费，设备的磨损也增大。当负荷较低时，风门挡板开度较小，仅在40%左右；满负荷时，也不超过85%。风门挡板调节风量虽然操作简单，但电动机转速不变，能耗较大，应对其进行变速改造。

采用加装液力耦合器的方式，可以对风机转速进行调节，综合效率比风门挡板高，但其存在调速损耗。在调速过程中，液力耦合器的调速效率近似等于转速比［4］，转速比越小调速效率越低，损耗就越大。同时，液力耦合器存在着固定的转差率损耗（约3%），负载的转速无法达到电机的转速，最高只能达到电机转速的97%。转差率以热能的形式损耗在油中。

以热电厂高压风机为例进行节能潜力分析：

热电厂内安装6台高压风机（10kV），均为锅炉配套辅助设备。控制系统采用加装液力耦合器的方式进行风力的控制和调节。对风机运行情况进行检测，各风机运行情况见表3。

表3 热电厂高压风机运行情况

表3可得，检测时，1#机组的风机转速比偏低，调速效率低，可考虑通过变频的方式进行调速，以提高调速效率。与液力耦合器相比，变频器因采用的是电力电子器件，控制电路功耗低，调速效率高，且受转速比影响，可以实现风机的高效调速节能。变频器的选型根据配套电动机的运行功率，控制方案采用“变频加工频旁路”方式，即变频器控制回路并列1个开关控制旁路，目的是在变频器故障或检修时，可以切换至工频回路，保证风机不停机，提升可靠性。一次接线如图2所示。

旁路开关QF3与变频回路的开关QF1和QF2设置闭锁逻辑，即只有当QF1和QF2断开时，QF3才允许合闸。

节能效果测算：忽略电动机内部损耗及风机机械损耗，改造前，液力耦合器的输出功率为：

式中：P2为液力耦合器的输出功率；ε为液力耦合器的转速比；P1为电动机输入功率。

改造后，变频器的调速效率提升，调速效率达到90%以上。换算至电动机输入侧的电功率为

节能率或节电率为：

据此式，推算出热电厂6台高压风机节电量。结果见表4。

表4 热电厂高压风机变频改造节电率

由表4可知，改造后，平均节电率达23.8%，每小时节电1139kWh。按年运行7200h，则年节电约800万kWh，节能2400t标煤。以0.5元/kWh电价计算，年可节约成本400万元。

（2）循环水泵节能。与风机类似，水泵也是由电动机拖动的机电设备。而化工企业中，循环水泵占比大，一般达到2/3以上，其特点是装机容量大、负载较为稳定、运行时间长。

在设计阶段，循环水泵的选型主要根据工作介质、流量、扬程、环境温度等数据，选择工作平稳、寿命长的水泵。但在实际选型时往往难以做到水泵型号与电动机本体系统的完美结合；另外，运行中管网阻力特性的不确定性也对循环水泵的运行产生影响，造成实际运行工况偏离设计特性曲线，使得循环水泵运行效率低，耗电量增加。

如图3所示，选定的循环泵的流量扬程特性曲线是不变的，其与管网特性曲线的交点即为水泵工作点。设计时考虑的工作点Q1应位于水泵的高效运转区，但由于在设计阶段，对管网特性曲线估计不准确（往往推算的管网阻力会偏高），实际的管网特性会造成工作点发生偏移，而水泵在实际工作点Q2运转时，效率由η1下降到η2，造成能耗增加。

企业内循环水泵较多，选择公用工程分厂的冷却循环水泵进行节能潜力分析，研究循环水泵的效率问题。

公用工程分厂内的冷却循环水泵共3台，2用1备。总设计处理能力为5000t/h，正常循环水量为3600～5000t/h。设备参数及运行工况见表5、表6。

表5 改造前冷却循环水泵设备参数表

表6 改造前冷却循环水泵运行工况

从表6可以看出，流量为额定数值的85%时，电机的运行功率接近其额定功率，可见，大量的有功消耗在克服阀门阻力做功，而非推动水流有效做功，水泵运行效率低。通过相关生产报表的数据统计和分析，水泵的运行工况点偏离了水泵的高效运行区间，循环水泵存在工况匹配不合理的问题。考虑对水泵进行改造，使之重新运行在高效运行区间。

循环水泵的改造主要有2种方式：①变频改造，通过电机变频改变转速、流量，使水泵重新运行在高效区间，以降低功耗；②利用目前先进的流体输送高效节能技术重新设计定做高效节能型水泵，让水泵的运行点与管网特性、负载情况高度匹配，达到最佳运行工况，降低能耗。考虑到循环水泵的负载基本稳定，变频投资成本较高，选择对循环水泵进行重新设计定做的方式。

根据公用工程分厂冷却循环水泵的运行工况及系统管网特性，使用计算机建立网格计算模型；通过网格导入，对运行工况的模拟，进行流畅分析。通过对水的流动状态分析，得出提高泵效率的针对性方法，采用CFD模拟技术，寻找出与生产实际更为匹配的水泵，原驱动电机不变。

经过模拟计算后定做的水泵叶轮转子，与旧水泵转子相比，叶轮直径和叶片角度减小、叶片前伸减薄，相邻叶片相互交错，水力效率得到提升。改造后的水泵参数见表7。

本改造方案可以在不影响生产的情况下进行，具有投资小，见效快的特点。

表7 改造后冷却循环水泵设备参数表

对公用工程分厂冷却循环水泵叶轮改造的效果进行评估分析。改造后，流量依然保持在4000～4400t/h，总管压力基本维持不变，验证改造前后循环水泵满足生产需求，同时电机运行的定子温度下降明显。水泵运行工况见表8。

表8 改造后冷却循环水泵运行工况（7d均值）

改造后功率下降值：ΔP=312kW，节电率：η=28%。

按照年运行7200h，则年节电量约220万kWh，节标煤660t。按0.5元/kWh的电价计算，年可节约成本110万元。

3.3 节能管理和用能协调

化工企业的生产是一个庞大的能源、物料、人力等生产资源的再平衡过程，生产工序繁杂，中间产品种类多样，投入的能源、物料品种多，存在较多的能源转化并兼具企业间的能源互供关系，加上节能装置的交叉，使得资源特别是能源分配协调的复杂程度和难度大大增加。过往，企业内的协调主要采用人工协调的方式，即通过试运行积累运行数据，技术工人根据试运行数据和经验判断生产运行情况，导致当某部分生产工况（用能情况）发生变化时，能源调控过于依赖技术工人的经验，能源协调的可靠性差，协调动作滞后，造成能源浪费。

随着信息技术的发展，以信息技术作为基础支撑，建立企业能管中心，及时、全面掌握企业生产过程中的能源消耗情况，通过装设大量的采集和控制设备，实现对企业生产过程的能源进行在线实时采集、智能识别用能变化及用能异常、指导和控制能源投入量的信息化协调方式替代人工协调方式，将大大提高用能协调的可靠性、准确性和时效性（高效）。因此，指导企业建立能管中心，通过信息化方式实现各分厂能源的同步协调，可提高能源利用率，减少能源浪费，同时提高化工生产的安全性。