高压变频器在火力发电厂引风机上的应用

北京国电四维清洁能源技术有限公司 杨国强

1．概 述

内蒙古新丰热电厂，现有投产装机容量2×300MW。机组设计出力为：300MW，机炉配有两台AN31e6(u19-10)型静叶可调轴流式引风机，额定风量：321.4m3/h、全压为

5452Pa，轴功率：2104kW；配用YKK800-8-W型电动机，额定功率2500kW、额定电压6kV、额定电流293A、功率因素：0.86、额定转速：746r/min,电动机无调速装置，靠改变风机静叶的角度来调节风量。 发电厂的发电负荷根据电网要求，通常在额定负荷的50%～100%之间进行调整、变化，以满足电网运行的要求；发电机输出功率的变化，锅炉

系统相关设备也要随着负荷的变化作相应的调整。锅炉的送风量、引风量相应变化，引风机出力调整采用通过改变风机叶片的角度来调节。通过改变风机静叶的角度来调节风量尽管比一般采用控制入口挡板开度来实现风量的调节有一定的节能效果，但是节流损失仍然很大，特别是在低负荷运行时，电动机输出功率大量的能源消耗在挡板上，节流损失更大。其次静叶调节动作迟缓，造成机组负荷调整响应迟滞。异步电动机在启动时启动电流一般达到电动机额定电流的5-8倍，对电动机、动力电缆造成较大冲击，对厂用电系统稳定运行也有一定的影响，同时强大的冲击转矩和冲击电流，缩短了电动机和风机机械的使用寿命。通过大量应用表明，应用高压变频调速装置来改变电机转速，满足不同负载的工艺要求，是解决以上矛盾的有效手段。

2．高压变频器调速节能原理 2.1 高压变频调速的方法

高压变频调速是通过改变输入到交流电机的电源频率，从而达到调节交流电动机转速的目的。根据电机学原理，交流异步电动机转速由下式确定: n=60f(1-S)/p (1) 式中:n—电动机转速； f—输入电源频率； S—电动机转差率；

p—电机极对数。

由公式(1)可知，电动机的输出转速与输入的电源频率、转差率、电机的极对数有关。交流电动机的直接调速方式主要有： 1) 变极调速(调整p)

2) 转子串电阻调速或串级调速或内反馈电机(调整S) 3) 变频调速(调整f)

其中高压变频调速的优点最多，得到了广泛的应用。

根据流体力学的基本定律可知：风机(或水泵)类设备均属平方转矩负载，其转速n与流量Q、压力(扬程)H以及轴功率P具有如下关系: Q1/ Q2＝n1/n2 (1) H1/ H2＝(n1/n2)2 (2) P1/ P2＝(n1/n2)3 (3)

式中：Q1、H1、P1—风机(或水泵)在n1转速时的流量、压力(或扬程)、轴功率； Q2、H2、P2—风机(或水泵)在n2转速时的相似工况条件下的流量、压力(或扬程)、轴功率。

由公式(1)、(2)、(3)可知，风机(或水泵)的流量与其转速成正比，压力(或扬程)与其转速的平方成正比，轴功率与其转速的立方成正比。当风机转速降低后，其轴功率随转速的三次方降低，驱动风机的电机所需的电功率亦可相应降低。

从上述分析可见，调速是风机节能的重要途径。采用高压变频调速可以实现对引风机电机转速的线性调节，通过改变电动机转速使炉膛负压、锅炉氧量等指标与引风机风量维持一定的关系。

3．高压变频调速系统应用情况 3.1 高压变频器的组成

北京国电四维清洁能源技术有限公司生产的Swdrive系列采用单元串联多电平技术，

属“高-高”电压源型变频器，为单元串联多电平拓扑结构，主体结构由多组功率模块串联而成，从而由各组低压叠加而产生需要的高压输出，它对电网谐波污染小，总谐波畸变小于4%，直接满足IEEE519-1992的谐波抑制标准。额定容量:3500可VA、额定电压:6kV、额定电

流:320A。高压变频器装置由变压器柜、功率柜、控制柜、旁路柜四个部分组成，其原理如图1所示。

图1：单元串联多电平高压变频器原理框图 3.2 高压变频器与现场接口方案 北京国电四维清洁能源技术有限公司的高压变频器的控制部分由高速单片机、人机界面和PLC共同构成。单片机实现PWM控制和功率单元的保护。人机界面提供友好的全中文监控界面，同时可以实现远程监控和网络化控制。内置PLC用于柜体内开关信号的逻辑处理，可以和用户现场灵活接口，满足用户的特殊需要。该高压变频器使用欧姆龙系列PLC，具有较好的与DCS系统接口能力，根据风机的特性运行要求以及高压变频器控制的具体要求采取了相应控制方案。 1）DCS系统与高压变频器的接口方案 由DCS输出到变频器 序号 1 2 3 名 称 变频器起动 变频器停机 远程复位 逻辑要求 脉冲信号 脉冲信号 脉冲信号 接口类型 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 用途 DCS启动变频器， DCS停止变频器，按设定曲线降频到0Hz DCS复位变频器 4 5 远方急停 频率给定 脉冲信号 4～20mA 干节点：常开 模拟量 DCS直接跳变频器开关 DCS控制变频器频率 由变频器输出到DCS 序号 1 名 称 变频运行 逻辑要求 合：电机处于变频运行状态 接口类型 干节点：常开 用途 向DCS标识电机的运行方式 向DCS标识电机的运2 工频运行 合：电机处于工频运行状态 干节点：常开 行方式 合：变频器处于远方控制状态 3 远方/就地 开：变频器处于就地控制状态 合：允许合高压开关 4 高压合闸允许 开：不允许合高压开关 合：变频器处于轻故障状态 5 报警 开：无轻故障 合：变频器处于重故障状态 6 变频器故障 开：无重故障 合：允许起动 7 变频器就绪 开：不允许起动 8 9 10 进线QS1位置 出线QS2位置 旁路QS3位置 合：开关已合。开：开关断开 合：开关已合。开：开关断开 合：开关已合。开：开关断开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 干节点：常开 向DCS标识变频器的控制方式 允许DCS合高压 向DCS标识变频器的轻故障状态 向DCS标识变频器的重故障状态 高压上电后，向DCS QS1合、断信号 QS2合、断信号 QS3合、断信号 变频器运行频率拟输11 运行频率 4～20mA 模拟量 出 12 电机电流 4～20mA 模拟量 电机电流模拟输出 3.3高压变频器运行方式及控制逻辑 引风机高压变频器电气一次系统接线方式采用“一拖一”自动切换方式，如图2：

图2：引风机变频器一次接线图

高压变频器可根据运行方式需要，进行运行方式的切换，如：一台变频一台工频的运行方式和两台工频的运行方式。

高压变频器运行方式控制分为就地控制及远程控制两种。远程控制状态时，DCS输出的转速命令信号跟踪高压变频器转速反馈。就地控制时，对高压变频器远方操作无效。 高压变频器受DCS控制时分自动和手动两种方式。手动状态时，运行人员通过改变DCS操作画面转速控制块控制高压变频器转速，实现锅炉负压的调节。 1）引风机高压变频器启动的允许条件

高压变频器启动的前提为引风机电机6kV高压开关必须合闸即启动反馈为1。原有的风机启动条件保留下来作为引风机高压变频器启动的允许条件。高压变频器就地送来的就绪信号作为另一启动条件。

在高压变频器调试过程中（不论远程还是就地启动时），发现由于高压变频器最低频率设定不得低于15Hz，否则将造成高压变频器功率模块“过流”，高压变频器跳闸；所以在电动机启动时，高压变频器最低频率设定不得低于15Hz的限制。

3.4引风机高压变频涉及相关跳闸保护方面

单侧风机的高压变频器跳闸后，需要联跳相应一侧的送风机。并联关相应挡板及静叶的逻辑不变。

＃1、2风机的高压变频跳闸后由于相应的高压开关联跳，故保留原锅炉大连锁跳闸回路不变。

锅炉的安全运行是全厂动力的根本保证，虽然高压变频调速装置可靠，但一旦出现问题，必须确保锅炉安全运行，所以必须实现“工频—变频”，“变频—工频”运行的切换。一旦引风变频故障，需要自动切换到工频状态，解除故障后能不停机切换到

变频状态。

4．经济综合测试评价 4.1节能效益明显

以下是＃1机组＃1、2引风机高压变频器运行后，对10月16日至20日生产数据进行初步比较。

通过上表数据对比，从节电率分析，＃1机组在发电负荷相同情况时，＃1机组两台引风机工频运行每天平均耗电量40761 kW（年运行8226h），＃1机组两台引风机变频运行每天平均耗电量 22869kW（年运行8226h），节约电量17892kW（年运行8226h），节电率为43.8%。

4.2 节能计算

两台引风机节电费用，按全年运行7200小时的日负荷分布统计，使用两台高压变频调速引风机，与以往的静叶调节相比较，经计算，全年可以节省5367600kW•h。按发电成本电价0.2553元/kW（年运行8226h）计算，5367600kW（年运行8226h）×0.2553元/（年运行8226h）=1370348.28元。

5．结束语

随着厂网分开，竞价上网日趋激烈，各发电企业竞争日趋白日化，努力提高发电设备的健康水平，满足系统要求；加强管理，进一步挖潜节能潜力，建立节能型企业，提高发电企业竞价上网的竞争能力，是发电厂发展的方向；采用高压变频技术对高能耗用电设备进行技术改造，不仅能直接收到降低厂用电、降低供电煤耗、增加上网电量带来的直接经济效益，而且对设备的安全、可靠运行，减少设备故障等都起到了积极的作用。