Variable FrequencyDrives for Centri

Variable Frequency
Drives for Centrifugal Pumps

A method to estimate the economics of using variable frequency drives

The prices of low-voltage variable frequency drives (VFDs) have declined substantially since they were introduced, while the cost of power has increased. Normal Project economics will now justify these VFDs — which go up to 375 kW (500 hp) or beyond — for pumps over the largest part of the range of application of the pumps. To efficiently evaluate and apply VFDs, process engineers need to know certain elementary things about them. They also need to know about the interactions of pumps and hydraulics when the pumps run at variable speeds. Further economic evaluation beyond the approximate method must be performed, but because low-voltage VFDs require only a small incremental capital investment, their application cannot justify a very detailed evaluation. Usually, screening level economics — as presented here — must be applied and some uncertainty must be accepted.
Introduction
A VFD (Figure 1) comprises a rectifier, which converts an alternating current into a direct current, followed by an inverter, which converts that direct current into a coarse version of an alternating current. These operations are depicted in a simplified manner in Figure 2, which represents a singlephase current or one phase of a threephase current. The frequency of the alternating current that is produced is set by the inverter, and when that current is fed to an electric motor, its frequency controls the speed of the motor.
For this reason, VFDs are sometimes called variable speed drives (VSDs) or adjustable speed drives (ASDs), but the more common and fundamental term VFD is used in this article. Varying the speed of a centrifugal pump controls the head and capacity of the pump.
If a VFD is not used, the conventional method of controlling a centrifugal pump circuit is with a control valve that throttles the discharge of the pump. The control valve consumes the excess head that the pump produces at the desired flowrate, thereby setting the desired flowrate. An alternative method, which places the control valve in a bypass from the discharge of the pump to its suction, is typically used for positive displacement pumps but is also used for centrifugal pumps sometimes. This method is only mentioned here but would have to be considered in the evaluation of a specific case if it is the conventional method that would be used. These schemes are shown in a simplified manner in Figures 3A and 3B, and the scheme for using a VFD is shown in Figure 3C. When a VFD is used, the control valve is deleted, and the speed of the pump is adjusted to provide the exact head that is required, thereby saving the energy that would have been dissipated across the control valve.
Except for what is necessary to discuss VFDs, this article does not cover the fundamentals of pumps and hydraulics.
Readers wishing to review the fundamentals may consult Ref. 1–3 for pumps, Ref. 4 and 5 for hydraulics, or other standard references. Having a control valve in the discharge of the pump is used as the base case for the comparison with a VFD case in this article. Moreover, only services on a single operating curve with continuous operation are considered. Shukla and others [6] describe the method to calculate the power savings when there are two or more services on different operating curves, and may be consulted if necessary. The choices made for this article, however, cover most of the pumping services that are likely to be encountered.
Although they saved energy, VFDs were so expensive when they were introduced that their energy savings could not offset their costs in a time period that would have been aceptable in normal project evaluations.
Prices have declined, especially for low-voltage (480 V) VFDs, and energy prices have increased. The perception of VFDs being uneconomical has persisted in the minds of many, however, and that perception combined with the push to shorten design schedules has frequently caused VFDs to not be considered on a routine basis. They should be. Low-voltage VFDs can now be justified by normal project economics throughout most of the range of their application to centrifugal pumps.
VFD considerations
To evaluate VFD applications for centrifugal pumps, process engineers need to know a number of things about them, but this knowledge does not need to be extensive. This is fortunate because some of the information received on the electrical aspects is seemingly inconsistent and is assumed to be explained by the different recommendations and design practices of the various manufacturers, owners and engineering firms. A firm’s electrical engineers will handle the electrical design, including the VFD selection, in accordance with the applicable design practices. Process engineers need only perform preliminary economic evaluations accordingly and be aware of the issues. The knowledge of the issues will allow them to understand any interaction with the process design, to communicate effectively with the rest of the project team, and to prevent the unnecessary repetition of work. It will also help in applying judgment to the results of evaluation methods.
Maintenance. VFDs are solid state devices that require very little maintenance.
Above a certain size, they require a fan for cooling, which is the only moving part. In addition to requiring periodic cleaning, the fan is the most likely component to fail. An approximate mean-time-between-failures for VFDs has been given as 10 years.
Motors. Not all electric motors are capable of operating on an inverter, but the severe-duty motors that are typically specified for CPI centrifugal pumps are likely to be adequate. The potential problem is that a fan that is directly connected to the shaft of the motor slows down when the speed of the motor slows down and therefore may not provide adequate cooling in that situation. A large turndown may require an auxiliary fan motor to keep the fan turning adequately while the speed of the main motor is reduced.
Centrifugal pumps generally require an approximate 4:1 turndown to cover their continuous operating range, and require a greater turndown only briefly at startup. A severe-duty motor will normally meet this requirement.
Some pumps, such as positive displacement pumps, can require a greater turndown to cover their continuous operating range. Many firms now specify that motors for centrifugal pumps be capable of operating on inverters whether or not they are contemplating using VFDs at the time. Inverter-capable motors are an important, but minor, consideration for new installations, although they could be a major cost in retrofits. The existing motors should be checked early in these projects.
Cable types. Motors operating on inverters require cables with better insulation and shielding than if they were operating directly on a.c. circuits [7, 8]. An approximate cost for this upgrade of the cables to go with a midsized low-voltage VFD is $3/m ($1/ft). Some sources have said that they would use heavier cables with VFDs, but a published reference was not readily found. The cost of the cables is a minor issue for new installations, but the suitability of existing cables could be a significant issue for retrofits and should be checked early. For new applications, some firms design the cables to be capable of handling inverters whether or not VFDs are being considered at the time.
Cable length. With a VFD, the length of the cable to the motor must be limited.
For certain types of motors, base maximum lengths as low as 50 m (150 ft) have been mentioned. Some installation manuals [9–11] give more typical maximum lengths as 100–300 m (300–1,000 ft) depending on several parameters including switching frequency, electromagnetic compatibility (EMC) limits, and size. These lengths may be extended with external filters at additional cost, but there are still limits that cannot be exceeded.
Starter. A VFD has the capability to be a starter for the motor and does not require that the motor have a separate starter. The VFD has a mode that starts the motor at the minimum speed and increases it at a predetermined rate until the set speed is reached. This is called a soft-start and is a desirable characteristic that reduces the impact on the pump and the motor. Thus, the VFD not only has starting capability, it has the best type of starting capability and there is no reason to have a separate starter. In an evaluation of the economics, a case with a VFD has a credit for not having to pay for a starter.
Location. In the CPI, VFDs are usually located in buildings, which reduces the costs for the VFDs because the VFDs can have minimal enclosures.
Some designs have the VFDs and other electrical controls for the motor in a single enclosure with slots for the various components. In other designs the VFDs are separate or even in separate buildings. The choice of the design may depend on the owner’s or the engineering firm’s standards. It may also be influenced by maximum cable lengths.
Installation. There is no installation cost, or a low installation cost, for a VFD. This is easy to see if all of the motor controls (including the starter or the VFD) are in a single enclosure.
The connections to the enclosure would be the same whether it contained a starter or a VFD. If the VFD is separate, additional connections would be required, but this is a minor cost. The cost for the connection of a control signal to a VFD would be the same as that to a control valve. If the cost estimator uses a Guthrie-type factor on the equipment cost of the pump and motor to calculate the installation cost, the cost of the VFD must be excluded from the equipment cost or the factor must be adjusted to compensate. If some of the items mentioned previously, such as more expensive cables, will not be the same for cases with and without VFDs, the cost differences may need to be considered

Results (Spanish) 1:

Variadores de frecuenciaAccionamientos para bombas centrífugasUn método para estimar la economía de la utilización de variadores de frecuenciaLos precios de unidades de frecuencia variable de bajo voltaje (VFDs) han disminuido sustancialmente desde que fueron introducidos, mientras que ha aumentado el costo de la energía. Economía normal proyecto justificará ahora estos VFDs — que van hasta 375 kW (500 hp) o más allá — por las bombas durante la mayor parte de la gama del uso de las bombas. Para eficientemente evaluar y aplicar VFDs, ingenieros de proceso necesitan saber ciertas cosas elementales sobre ellos. También necesitan saber acerca de las interacciones de las bombas e hidráulica cuando las bombas funcionar a velocidades variables. Además debe realizarse una evaluación económica más allá del método aproximado, pero debido a bajo voltaje VFDs requieren sólo una pequeña inversión capital incremental, su aplicación no puede justificar una evaluación muy detallada. Por lo general, proyección economía nivel — como se presenta aquí — debe aplicarse y cierta incertidumbre debe ser aceptada.IntroducciónUn VFD (Figura 1) consta de un rectificador, que convierte una corriente alterna en una corriente directa, seguida de un inversor, que convierte la corriente directa en una versión gruesa de corriente alterna. Estas operaciones están representadas de manera simplificada en la figura 2, que representa una corriente monofásica o una fase de una corriente trifásica. Se establece la frecuencia de la corriente alterna que se produce por el inversor, y cuando esa corriente se alimenta a un motor eléctrico, su frecuencia controla la velocidad del motor.Por esta razón, VFDs se denominan a veces variadores de velocidad (VDV) o unidades de velocidad ajustable (TEA), pero el término más común y fundamental VFD se utiliza en este artículo. Variando la velocidad de una bomba centrífuga controles la cabeza y la capacidad de la bomba.Si no se utiliza un VFD, es el método convencional de controlar un circuito de bomba centrífuga con una válvula de control que sofoca la descarga de la bomba. La válvula de control consume la cabeza excesiva que produce la bomba en el caudal deseado, de tal modo ajuste el caudal deseado. Un método alternativo, que coloca la válvula de control en una carretera de circunvalación de la descarga de la bomba para su aspiración, se utiliza normalmente para bombas de desplazamiento positivo, pero también se usa para bombas centrífugas. Este método sólo es mencionado aquí, pero tendría que ser considerado en la evaluación de un caso específico si es el método convencional que se utilizarían. Estos esquemas se muestran de una manera simplificada en las figuras 3A y 3B, y en la figura 3 se muestra el esquema para el uso de un VFD Cuando se utiliza un VFD, se suprime la válvula de control y la velocidad de la bomba se ajusta para proporcionar la cabeza exacta que se requiere, tal modo ahorro de la energía habría sido disipado a través de la válvula de control.Excepto por lo que es necesario discutir VFDs, este artículo no cubre los fundamentos de las bombas y la hidráulica.Los lectores que deseen revisar los fundamentos pueden consultar Ref. 1 – 3 para bombas, Ref. 4 y 5 para la hidráulica u otras referencias estándar. Tener una válvula de control en la descarga de la bomba se utiliza como el caso base para la comparación con un caso de VFD en este artículo. Además, se consideran únicos servicios en una sola curva de funcionamiento con un funcionamiento continuo. Shukla y otros [6] describen el método para calcular el ahorro de energía cuando hay dos o más servicios en funcionamiento diferentes curvas y puede ser consultado si es necesario. Las decisiones tomadas para este artículo, sin embargo, cubren la mayoría de los servicios de bombeo que son susceptibles de ser encontradas.Aunque salvaron la energía, VFDs eran tan caros cuando fueron introducidos que sus ahorros de la energía no podían compensar sus gastos en un período de tiempo que hubiera sido aceptable en las evaluaciones del proyecto normal.Los precios han bajado, especialmente para VFDs de baja tensión (480 V), y han aumentado los precios de la energía. La percepción de ser antieconómico VFDs ha persistido en las mentes de muchos, sin embargo, y que percepción combinada con el empuje para acortar los horarios de diseño con frecuencia ha causado VFDs no ser considerados de forma rutinaria. Se les debe. Baja tensión VFDs ahora pueden ser justificados por la economía normal del proyecto durante la mayor parte de la gama de su aplicación a las bombas centrífugas.Consideraciones de VFDPara evaluar las solicitudes VFD de bombas centrífugas, ingenieros de proceso necesitan saber muchas cosas sobre ellos, pero este conocimiento no necesita ser extensa. Esto es bueno porque algunas de las informaciones recibidas sobre los aspectos eléctricos es aparentemente incompatibles y se asume para ser explicado por las diferentes recomendaciones y prácticas de diseño de los distintos fabricantes, propietarios y empresas de ingeniería. Ingenieros eléctricos de la empresa controlará el diseño eléctrico, incluyendo la selección de VFD, conforme a las prácticas de diseño aplicables. Ingenieros de proceso sólo necesitan realizar evaluaciones económicas preliminares por consiguiente y ser conscientes de los problemas. El conocimiento de las cuestiones que les permitirá comprender cualquier interacción con el diseño del proceso, para comunicarse con el resto del equipo del proyecto y para evitar la repetición innecesaria del trabajo. También ayudará en la aplicación de juicio a los resultados de métodos de evaluación.Mantenimiento. VFDs son dispositivos de estado sólido que requieren muy poco mantenimiento.Por encima de un cierto tamaño, requieren de un ventilador para la refrigeración, que es la única parte móvil. Además de requerir una limpieza periódica, el ventilador es el componente más probable al fracaso. Un aproximado media-tiempo-entre-fracasos para VFDs ha sido dada como 10 años.Los motores. No todos los motores eléctricos son capaces de operar a un inversor, pero los motores de servicio severo que normalmente se especifican para CPI centrífuga bombas suelen ser adecuados. El problema potencial es que un ventilador que se conecta directamente al eje del motor se reduce cuando la velocidad del motor se ralentiza y por lo tanto no puede proporcionar una refrigeración adecuada en esa situación. Una gran cobertura puede requerir un motor ventilador auxiliar para mantener el ventilador girando adecuadamente mientras se reduce la velocidad del motor principal.Bombas centrífugas generalmente requieren una cobertura aproximada de 4:1 para cubrir su rango de operación continua y requieren de una mayor cobertura solamente brevemente al inicio. Un motor de servicio severo normalmente cumplirá con este requisito.Algunas bombas, tales como bombas de desplazamiento positivo, pueden requerir una mayor cobertura para cubrir su rango de operación continua. Muchas empresas ahora especifican que sea capaz de operar en inversores o no está contemplando utilizar VFDs al tiempo motores para bombas centrífugas. Compatible con inversor motores es un importante, pero menor, consideración para instalaciones nuevas, aunque podrían ser un costo importante en las modificaciones. De verificarse los motores existentes en estos proyectos.Tipos de cable. Motores operando en inversores requieren cables con un mejor aislamiento y blindaje que si operaban directamente en los circuitos a.c. [7, 8]. Un costo aproximado de esta actualización de los cables con un tamaño mediano bajo voltaje VFD es $3/ m ($1/ ft). Algunas fuentes dijeron que usarían más pesados cables con VFDs, pero una referencia publicado no se encuentra fácilmente. El costo de los cables es un problema menor para instalaciones nuevas, pero la idoneidad de los cables existentes podría ser un tema significativo para retrofits y debe comprobarse antes. Para nuevas aplicaciones, algunas firmas de diseño los cables para ser capaz de manejar inversores VFDs están siendo consideradas en el momento o no.Longitud del cable. Con un VFD, la longitud del cable del motor debe ser limitada.Para ciertos tipos de motores, base longitudes máximas de apenas 50 m (150 ft) han sido mencionados. Algunos manuales de instalación [9-11] doy longitudes máximas más típicas de 100 – 300 m (300-1.000 ft) dependiendo de varios parámetros incluyendo tamaño, límites de compatibilidad electromagnética (EMC) y frecuencia de conmutación. Estos extremos pueden extenderse con filtros externos a un costo adicional, pero todavía hay límites que no pueden ser excedidos.Motor de arranque. Un VFD tiene la capacidad de ser un motor de arranque para el motor y no requiere que el motor tiene una entrada independiente. El VFD dispone de un modo que se inicia el motor a la velocidad mínima y aumenta a un ritmo predeterminado hasta que se alcanza la velocidad deseada. Esto se llama un arranque suave y es una característica deseable que reduce el impacto en la bomba y el motor. Así, el VFD no sólo tiene a partir de la capacidad, tiene el mejor tipo de capacidad a partir y no hay razón para tener una entrada separada. En una evaluación de la economía, un caso con un VFD tiene un crédito para no tener que pagar por un motor de arranque.Ubicación. En el IPC, VFDs se encuentran generalmente en edificios, que reduce los costos para los VFDs porque los VFDs pueden tener mínimos recintos.Algunos diseños tienen los VFDs y otros controles eléctricos para el motor en un solo recinto con ranuras para los distintos componentes. En otros diseños los VFDs son separados o incluso en edificios separados. La elección del diseño puede depender de las normas del dueño o de la firma de ingeniería. También puede estar influida por longitudes máximas de cable.Instalación. No hay ningún costo de instalación, o un costo bajo de la instalación, para un VFD. Esto es fácil de ver si todos los controles del motor (incluyendo el motor de arranque o el VFD) están en un solo recinto.The connections to the enclosure would be the same whether it contained a starter or a VFD. If the VFD is separate, additional connections would be required, but this is a minor cost. The cost for the connection of a control signal to a VFD would be the same as that to a control valve. If the cost estimator uses a Guthrie-type factor on the equipment cost of the pump and motor to calculate the installation cost, the cost of the VFD must be excluded from the equipment cost or the factor must be adjusted to compensate. If some of the items mentioned previously, such as more expensive cables, will not be the same for cases with and without VFDs, the cost differences may need to be considered

Results (Spanish) 2:

Frecuencia Variable
Unidades de Bombas centrífugas Un método para estimar la economía de usar la frecuencia variadores Los precios de las unidades de baja tensión de frecuencia variable (VFD) han disminuido sustancialmente desde que se introdujeron, mientras que el costo de la energía se ha incrementado. Economía de los proyectos normales ahora justificarán estas VFD - que van hasta 375 kW (500 CV) o más allá - para las bombas de más de la parte más grande de la gama de aplicaciones de las bombas. Para evaluar de manera eficiente y aplicar VFD, ingenieros de proceso tienen que saber ciertas cosas elementales acerca de ellos. También necesitan saber sobre las interacciones de las bombas y el sistema hidráulico cuando las bombas funcionan a velocidades variables. Además evaluación económica más allá del método aproximado debe realizarse, sino porque VFD de bajo voltaje sólo requieren una pequeña inversión adicional de capital, su aplicación no puede justificar una evaluación muy detallada. Por lo general, la economía de nivel de detección - como se presenta aquí - deben aplicarse y cierta incertidumbre deben ser aceptados. Introducción Un variador de frecuencia (Figura 1) comprende un rectificador, que convierte una corriente alterna en una corriente directa, seguido por un inversor, que convierte ese directa actual en una versión gruesa de una corriente alterna. Estas operaciones se representan de una manera simplificada en la figura 2, que representa una corriente monofásica o una fase de una corriente trifásica. La frecuencia de la corriente alterna que se produce es fijado por el inversor, y cuando que la corriente se alimenta a un motor eléctrico, su frecuencia controla la velocidad del motor. Por esta razón, VFD se denominan a veces convertidores de velocidad variable (VSD) o unidades de velocidad ajustable (TEA), pero el término más común y fundamental VFD se utiliza en este artículo. La variación de la velocidad de una bomba centrífuga controla la cabeza y la capacidad de la bomba. Si no se utiliza un variador de frecuencia, el método convencional de control de un circuito de la bomba centrífuga es con una válvula de control que estrangula la descarga de la bomba. La válvula de control consume el exceso de cabeza que produce la bomba en el caudal deseado, estableciendo así el caudal deseado. Un método alternativo, que coloca la válvula de control en una derivación de la descarga de la bomba a su aspiración, se utiliza típicamente para bombas de desplazamiento positivo, pero también se utiliza para bombas centrífugas veces. Este método sólo se ha mencionado aquí, pero tendría que ser considerado en la evaluación de un caso específico si es el método convencional que se usaría. Estos esquemas se muestran en una manera simplificada en las figuras 3A y 3B, y el esquema para el uso de un variador de frecuencia se muestra en la Figura 3C. Cuando se utiliza un VFD, se suprime la válvula de control, y la velocidad de la bomba se ajusta para proporcionar la cabeza exacta que se requiere, ahorrando así la energía que se habría disipado a través de la válvula de control. Excepto por lo que es necesario discutir VFD, este artículo no cubre los fundamentos de las bombas y el sistema hidráulico. El lector interesado en revisar los fundamentos podrá consultar Ref. 1-3 para bombas, Ref. 4 y 5 para la hidráulica, u otras referencias estándar. Tener una válvula de control en la descarga de la bomba se utiliza como el caso base para la comparación con un caso VFD en este artículo. Por otra parte, sólo se consideran los servicios en una sola curva de funcionamiento con un funcionamiento continuo. Shukla y otros [6] describen el método para calcular el ahorro de energía cuando hay dos o más servicios en las diferentes curvas de operación, y pueden ser consultados en caso de necesidad. Las decisiones tomadas por este artículo, sin embargo, cubren la mayor parte de los servicios de bombeo que son susceptibles de ser encontrado. A pesar de que guardan la energía, VFD eran tan caros cuando se introdujeron de que sus ahorros de energía no pudieron compensar sus costos en un período de tiempo que haría haber sido aceptable en las evaluaciones normales del proyecto. Los precios han disminuido, especialmente para los de baja tensión (480 V) VFD, y los precios de la energía han aumentado. La percepción de los VFD ser antieconómico ha persistido en la mente de muchos, sin embargo, y que la percepción combinada con la presión para acortar los horarios de diseño ha hecho que con frecuencia VFD para no ser considerado de forma rutinaria. Deben ser. VFD de bajo voltaje ahora pueden justificarse por la economía normales del proyecto a lo largo de la mayor parte de la gama de su aplicación a las bombas centrífugas. consideraciones VFD Para evaluar las solicitudes VFD para bombas centrífugas, ingenieros de procesos necesitan saber una serie de cosas sobre ellos, pero este conocimiento hace no necesita ser extensa. Esto es una suerte porque parte de la información recibida sobre los aspectos eléctricos es aparentemente incoherente y se supone que se explica por las diferentes recomendaciones y prácticas de diseño de los distintos fabricantes, propietarios y empresas de ingeniería. Ingenieros eléctricos de una firma se encargará del diseño eléctrico, incluida la selección VFD, de acuerdo con las prácticas de diseño aplicables. Los ingenieros de proceso sólo necesitan realizar evaluaciones económicas preliminares en consecuencia y ser conscientes de los problemas. El conocimiento de los asuntos que les permitirá comprender cualquier interacción con el diseño del proceso, para comunicarse efectivamente con el resto del equipo del proyecto, y para evitar la repetición innecesaria de trabajo. También ayudará en la aplicación de juicio a los resultados de los métodos de evaluación. Mantenimiento. VFD son dispositivos de estado sólido que requieren muy poco mantenimiento. Por encima de un cierto tamaño, requieren de un ventilador para la refrigeración, que es la única parte móvil. Además de requerir una limpieza periódica, el ventilador es el componente más probabilidades de fracasar. Se ha dado un tiempo medio entre fallos aproximado para VFD como 10 años. Motors. No todos los motores eléctricos son capaces de operar en un inversor, pero los motores de servicio severo que se especifican típicamente para bombas centrífugas IPC es probable que sean adecuados. El problema potencial es que un ventilador que está conectado directamente al eje del motor se ralentiza cuando la velocidad del motor se reduce y por lo tanto puede no proporcionar una refrigeración adecuada en esa situación. Una gran cobertura puede requerir un motor de ventilador auxiliar para mantener el ventilador girando adecuadamente mientras que la velocidad del motor principal se reduce. Las bombas centrífugas generalmente requieren un aproximado de 4: 1 de cobertura para cubrir su intervalo de funcionamiento continuo, y requieren una mayor cobertura sólo brevemente en puesta en marcha. Un motor de servicio severo normalmente cumplir con este requisito. Algunas bombas, como bombas de desplazamiento positivo, pueden requerir una mayor cobertura para cubrir su rango de operación continua. Muchas empresas ahora especifican que los motores de las bombas centrífugas sean capaces de funcionar con inversores sean o no están contemplando el uso de variadores de frecuencia en el momento. Motores para inversor son una parte importante, pero de menor importancia, la consideración de las nuevas instalaciones, aunque podrían ser un costo importante en modernizaciones. Los motores existentes deben ser revisados ​​a principios de estos proyectos. Tipos de cables. Motors operan inversores requieren cables con un mejor aislamiento y el blindaje que si estuvieran operando directamente en los circuitos de ca [7, 8]. Un costo aproximado para esta actualización de los cables para ir con un variador de frecuencia de baja tensión de tamaño medio es de $ 3 / m ($ 1 / ft). Algunas fuentes han dicho que iban a utilizar cables más pesados ​​con variadores de frecuencia, pero no se ha encontrado una referencia publicado fácilmente. El costo de los cables es un tema menor para las nuevas instalaciones, pero la idoneidad de los cables existentes podría ser un problema importante para las modificaciones y deberá ser revisado antes de tiempo. Para nuevas aplicaciones, algunas empresas de diseño de los cables a ser capaz de manejar inversores o no VFD están siendo considerados en el momento. La longitud del cable. Con un VFD, la longitud del cable para el motor debe ser limitada. Para ciertos tipos de motores, de base longitudes máximas tan bajas como 50 m (150 ft) se han mencionado. Algunos manuales de instalación [9-11] dan longitudes máximas más típicos como 100-300 m (300-1,000 ft) en función de varios parámetros, incluyendo la frecuencia de conmutación, la compatibilidad electromagnética (EMC) Límites y tamaño. Estas longitudes se pueden conceder con filtros externos a un costo adicional, pero todavía hay límites que no se pueden exceder. Starter. Un variador de frecuencia tiene la capacidad de ser titular para el motor y no requiere que el motor tiene un arrancador separado. El VFD tiene un modo de que arranca el motor a la velocidad mínima y la aumenta a una velocidad predeterminada hasta que se alcanza la velocidad establecida. Esto se llama un arranque suave y es una característica deseable que reduce el impacto en la bomba y el motor. Así, el VFD no sólo ha capacidad de arranque, que tiene el mejor tipo de capacidad de arranque y no hay razón para tener un motor de arranque separado. En una evaluación de la economía, un caso con un variador de frecuencia tiene un crédito para no tener que pagar por un plato. Ubicación. En el IPC, VFD son generalmente ubicados en los edificios, lo que reduce los costos de los variadores de frecuencia debido a que los VFD pueden tener cerramientos mínimos. Algunos diseños tienen los variadores de frecuencia y otros controles eléctricos para el motor en un solo recinto con ranuras para los distintos componentes. En otros diseños de los variadores de frecuencia están separadas o incluso en edificios separados. La elección del diseño puede depender del propietario o las normas de la empresa de ingeniería. También puede estar influida por las longitudes máximas de los cables. Instalación. No hay costo de instalación, o un bajo costo de instalación, por un variador de frecuencia. Esto es fácil de ver si todos los controles de motor (incluyendo el arranque o en la pantalla VFD) se encuentran en un solo recinto. Las conexiones con el recinto serían los mismos si contenía un motor de arranque o un variador de frecuencia. Si el VFD está separado, se requieren conexiones adicionales, pero esto es un costo menor. El coste para la conexión de una señal de control a un VFD sería el mismo que el de una válvula de control. Si el estimador de coste utiliza un factor de tipo Guthrie en el costo del equipo de la bomba y el motor para calcular el coste de la instalación, el costo de la VFD debe ser excluido del costo del equipo o el factor debe ser ajustada para compensar. Si algunos de los puntos mencionados anteriormente, tales como cables más caros, no será el mismo para los casos con y sin VFD, pueden necesitar ser examinado las diferencias de costos

Results (Spanish) 3:

Accionamientos de frecuencia variable para bombas centrifugas


un método para estimar la rentabilidad del uso de accionamientos de frecuencia variable

los precios de bajo voltaje de los variadores de frecuencia variable (VFD) han disminuido sustancialmente desde que se presentó, mientras que el costo de la energía ha aumentado.Proyecto de economía normal ahora justificar estos variadores de frecuencia - que ir hasta 375 kW (500 CV) o más allá - para bombas durante la mayor parte de la gama de aplicaciones de las bombas.Evaluar y aplicar eficientemente los variadores de frecuencia, los ingenieros de proceso necesita saber ciertas cosas elementales sobre ellos.También necesitan saber acerca de las interacciones de bombas y sistemas hidráulicos cuando las bombas funcionan a velocidades variables.Además de la evaluación económica más allá del método aproximado debe ser realizada, sino porque de bajo voltaje VFD requieren sólo una pequeña inversión de capital incremental, su aplicación no puede justificar una evaluación detallada.Normalmente, el nivel de screening Economics - presentado aquí - deben aplicarse y cierta incertidumbre debe ser aceptado.
introducción
un variador de frecuencia (Figura 1) comprende un rectificador,Que convierte una corriente alterna en corriente directa, seguido por un inversor, que convierte la corriente directa en una gruesa que version de una corriente alterna.Estas operaciones son representados de una manera simplificada en la figura 2, que representa una fase de corriente monofásico o trifásico de corriente.La frecuencia de la corriente alterna que se produce es fijado por el inversor,Y cuando la corriente es alimentado por un motor eléctrico, su frecuencia controla la velocidad del motor.
por este motivo, los variadores de frecuencia son a veces llamadas variadores de velocidad (VSD) o variadores de velocidad (TEA), pero el más común y fundamental término VFD es usado en este artículo.Variando la velocidad de una bomba centrífuga controla la cabeza y la capacidad de la bomba.
Si un VFD no es utilizado,El método convencional de la bomba centrífuga es controlar un circuito con una válvula de control que impide la descarga de la bomba.La válvula de control consume el exceso de cabeza que la bomba produce en el caudal deseado, estableciendo así el caudal deseado.Un método alternativo, que coloca a la válvula de control en un bypass de la descarga de la bomba de succión,Se utiliza normalmente para bombas de desplazamiento positivo pero también es usado para bombas centrifugas a veces.Este método sólo es mencionado aquí, pero tendría que ser considerado en la evaluación de un caso especifico si es el método convencional que se utiliza.Estos planes son mostradas de manera simplificada en las figuras 3a y 3b, y el plan para usar un VFD es mostrado en la figura 3C.Cuando un VFD es usado, la válvula de control se elimina, y la velocidad de la bomba se ajusta para proporcionar exactamente la cabeza que es necesaria, con el consiguiente ahorro de la energía que se habría disipado a través de la válvula de control.
excepto por lo que es necesario discutir los variadores de frecuencia, este artículo No cubre los fundamentos de bombas y sistemas hidráulicos.
a los lectores que deseen examinar los fundamentos pueden consultar Ref.1 - 3 para bombas, Ref. 4 y 5 para hidráulica, o de otras referencias estándar.Tener una válvula de control en la descarga de la bomba se utiliza como la base para la comparación con un VFD caso en este artículo.Además, sólo los servicios en una sola curva de funcionamiento con funcionamiento continuo son considerados.Shukla y otros [6] describir el método para calcular el ahorro de energía cuando hay dos o más servicios en curvas de funcionamiento diferentes, y pueden ser consultados en caso necesario.Las opciones para este artículo, sin embargo, cubre la mayoría de los servicios de bombeo que puedan ser encontradas.
a pesar de que el ahorro de energía,VFDs eran tan caros cuando se introdujo que sus ahorros de energía no puede compensar sus costos en un período de tiempo que hubiera sido aceptable, en condiciones normales de las evaluaciones de los proyectos.
los precios han disminuido, especialmente para baja tensión (480 V), variadores de frecuencia, y los precios de la energía han aumentado.La percepción de los variadores de frecuencia de ser antieconómico ha persistido en la mente de muchos, sin embargo,Y esa percepción combinado con el empuje para acortar los horarios de diseño ha causado con frecuencia VFD para no ser considerado sobre una base rutinaria.Ellos deberían ser.Los variadores de frecuencia de baja tensión pueden justificarse por proyecto de economía normal en la mayor parte de la gama de su aplicación a las bombas centrífugas consideraciones
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VFD para evaluar VFD aplicaciones para bombas centrifugas,Los ingenieros de proceso necesita saber una serie de cosas sobre ellos, pero este conocimiento no debe ser extenso.Es afortunado porque parte de la información recibida sobre los aspectos eléctricos es aparentemente incompatibles y se supone que se explica por las diferentes recomendaciones y prácticas de diseño de los distintos fabricantes, propietarios y empresas de ingenieria.Una firma de ingenieros electricos se manejar el diseño eléctrico, incluido el VFD de selección, de conformidad con las prácticas de diseño aplicables.Los ingenieros de proceso preliminar sólo necesitan realizar evaluaciones económicas en consecuencia y ser conscientes de los problemas.El conocimiento de las cuestiones que les permita entender cualquier interacción con el proceso de diseño,Para comunicarse eficazmente con el resto del equipo del proyecto, y para evitar la repetición innecesaria de trabajo.También ayudará en la aplicación de la sentencia a los resultados de los métodos de evaluación.
el mantenimiento.Los variadores de frecuencia son dispositivos de estado sólido que requieren muy poco mantenimiento.
por encima de un determinado tamaño, requieren de un ventilador para la refrigeración, que es la única parte móvil.Además de que requieren de una limpieza periódica,El ventilador es el componente más probablemente para fallar.Un aproximado de tiempo medio entre fallos para variadores de frecuencia ha sido dado como 10 años.
Motors.No todos los motores eléctricos son capaces de operar en un inversor, pero el grave deber de motores que son tipicamente especificada para IPC bombas centrífugas pueden ser adecuados.El problema potencial es que un ventilador que está conectada directamente al eje del motor disminuye cuando la velocidad del motor se reduce y, por lo tanto, no puede proporcionar una refrigeración adecuada en esa situación.Un gran rango puede requerir un motor ventilador auxiliar para mantener el ventilador girando adecuadamente, mientras que la velocidad del motor principal es reducido.
bombas centrífugas requieren generalmente un aproximado de 4.1 cobertura para cubrir sus gama de funcionamiento continuo, y requieren un mayor rango sólo brevemente en * startup.Un grave deber motor normalmente cumplir este requisito.
algunas bombas, tales como bombas de desplazamiento positivo, puede requerir un mayor rango de funcionamiento continuo para cubrir su gama.Muchas empresas ahora especificar que motores para bombas centrifugas ser capaz de operar en los inversores si o no están contemplando con variadores de frecuencia en el tiempo.Inversor capaz motores son un importante, pero de menor consideración para nuevas instalaciones, aunque pueden ser un gran costo en modernizaciones.Los motores existentes debe ser revisado a principios de estos proyectos.
tipos de cable.Los motores que operan en inversores requieren cables con un mejor aislamiento y blindaje que si estaban operando directamente en A.C. circuitos [7, 8].Un costo aproximado para esta actualización de los cables para ir con una mediana de bajo voltaje VFD es de $3 / m ($1 / ft).Algunas fuentes han dicho que usarían más pesados cables con variadores de frecuencia, pero una referencia publicada no era fácil de encontrar.El costo de los cables es un problema menor para las nuevas instalaciones, pero la idoneidad de los cables existentes podrían ser un problema importante para retrofits y deben ser comprobados antes.Para nuevas aplicaciones, algunas empresas diseño los cables a ser capaz de manejar los inversores si o no los variadores de frecuencia están siendo consideradas en el momento.
de longitud de cable.Con un variador de frecuencia, la longitud del cable para el motor debe ser limitada.