王云进

（大唐淮南洛河发电厂，安徽淮南 232008）

0 引言

随着电力系统市场的开放，各个火电厂间的竞争日益激烈，消化由于燃料成本不断攀升带来的巨大负担，挖潜增效，降低发电成本，已经成了各个电厂管理者必须考虑的头等大事。同时为响应国家号召，节能增效，努力降低厂用电率，提高自动调节水平，保证机组长期稳定运行，是领导高度关注的问题。

火力发电厂在发电的同时，也是重大的电力用户，一般一台600MW机组在满负荷时的厂用电率大约在4%～5%之间，这也就意味着机组在100%BMCR状态下，每小时耗电约240万～300万度电之间，一年按照75%的负荷率计算，一年自身消耗的电能大约在6.57～8.21亿度电之间，折合标煤约25万吨。数据是惊人的，那么火力发电厂的主要用电设备是什么？主要是大型风机、水泵等，尤其是大功率引风机，变频改造后节电能力惊人，以一台600MW机组为例，引风机功率在3000kW以上，经改造后，年节电（按照75BMCR负荷率）约1000万度，效益相当可观。

对于原工频运行的引风机改变频后，其中的自动控制及自动切换回路必须相应更改并验证。切换回路（带自动旁路）的可靠、自动回路的稳定是变频可靠运行的基础，也是机组安全运行的重要保障，所以引风机变频改造后的逻辑控制尤其值得探讨。

1 引风机变频改造的方式

600MW引风机变频改造一般结合机组大修或除尘、脱硝等大系统的改造同步进行，洛河电厂#6机组引风机原为成都风机厂的AN35e6（V13+4°）型静叶可调轴流风机，配套3000kW鼠笼式异步电动机电机，2011年结合脱硝改造，将原风机增容到4500kW，同时配套增加变频器，实现变频自动调节。引风机变频改造一般有一拖一不带旁路方案，或者一拖一各带手动旁路，最稳妥的方式是一拖一带自动旁路。洛河电厂#6机组就是采用这种方式进行改造。改造后的一次系统图如图1所示。

图1 改造后的一次系统图

其中，QF1为变频器进线开关，QF2为变频器出线开关，QF3为变频器旁路开关，正常情况6000V高压电源经QF1送至变频器，通过变频器改变频率后再经过QF2出线开关送至引风机变频电机驱动风机工作。当然这其中还有复杂的控制回路，洛河电厂采用PLC加DCS的负荷控制方式实现精确控制，其基本控制原理图如图2所示。

图2 变频器基本控制原理图

图中电源为电厂提供的600kV高压电源；主电路即变频回路；电动机为驱动引风机的变频电机；控制电路即直接控制变频器频率的电路，它接收外部指令并根据设定好的程序形成控制指令输入主电路，控制主电路的输出频率。运转指令是由DCS送来的，DCS系统逻辑回路根据机组负荷要求，计算出实际需要的变频指令输入变频器，变频器根据接收的指令改变输出频率，实现风机转速升降，保证炉膛负压稳定。DCS逻辑指令的形成以及旁路自切功能的实现下节有详细介绍。

2 变频改造后的逻辑组态及效果验证

引风机改造过程中的主体部分，如将普通电机改为变频电机，增加进出线柜及旁路柜，增加变频器等均能够在厂家指导下进行，对于用户来讲，只要设备选型合适，工作量和风险都不是太大。其实引风机变频改造的主要风险在于DCS软件组态的合理实用性以及根据具体机组情况设置的相关参数。

洛河电厂#6机组引风机变频改造在大量调研的基础上，结合机组的具体情况，反复讨论，最终确定了适合洛河#6机组引风机变频改造的逻辑组态，主要原则是：（1）原引风机静叶调节自动回路（即工频自动回路）保留，不做变更；（2）引风机变频调节自动回路（即变频自动回路）采用原静叶调节自动回路，输入输出点做相应修改；（3）变频调节和工频调节回路做切换开关，相互闭锁对应的调节回路；（4）DCS系统对变频速率不做限制，由变频器自身实现保护。最终形成变频指令回路如图3所示。

即以原静叶控制为基础，回路输入主指令还是根据锅炉主控形成，炉膛负压偏差作为指令修正值，最终形成变频控制指令，保证炉膛负压稳定在设定值，回路输入的反馈由原静叶开度更改为引风机转速，整个系统为开环控制系统。增加引风机变频切手动判断逻辑，回路如图4所示。

图4 引风机变频切手动判断逻辑图

为了保证变频故障，系统能够平稳切至工频运行并保持相关参数稳定，讨论确定变频故障自动切旁路逻辑的主要原则是：（1）根据风机厂资料及运行经验做出初步负荷—静叶开度函数；（2）QF1（变频器上口进线开关），QF2（变频器下口出线开关），QF3（变频器旁路开关）分别做一个单操面板开关；（3）变频故障时，由变频器自身控制系统分闸QF1、QF2开关（QF3是否合闸由DCS系统检测决定）。DCS系统检测到QF1、QF2开关同时处于分闸状态情况下，变频自动切除，相应的静叶（挡板在自动位置）快速关闭至负荷—静叶开度函数计算输出值位置，偏差小于2%（可调），发出合闸QF3指令（QF3在备用位置）；（4）单侧变频器故障切工频运行时，对侧变频自动保持；故障侧静叶自动不投入，由运行根据引风机进线开关电流手动调节风量平衡（因为洛河电厂单侧引风无风量测点）；（5）单侧引风自动，允许投AGC。按照此原则，首先组态负荷——静叶开度的F（X）曲线，如图5所示。

图5 负荷——静叶开度的F（X）曲线及组态图

在引风机变频故障自切旁路前，首先保证相关开关状态等满足条件，再根据F（X）函数计算值将引风机静叶关闭至指令要求的位置（偏差可调），最后发旁路开关合闸指令，以保证炉膛压力偏差不至于过大，同时也防止引风机电机过流跳闸。最终的组态逻辑图如图6所示。

3 实际运行检验

根据厂部统一安排，在洛河#6机组大修启机后即投入变频运行，2台引风机变频运行效果良好，自动回路投切自如，炉膛压力波动在150Pa以内。

图6 引风机变频自切旁路逻辑图

值得一提的地方是，在2011年11月18日，由于6B变频器故障，DCS系统准确判断并正确动作，自动切换为工频运行，系统各项参数均较稳定，炉膛负压波动在-300Pa～+1200Pa之。整个过程分2部分：首先，变频器故障后，QF1、QF2分闸，静叶快速关闭，炉膛压力短暂冲高至1200Pa，引风机电机电流到0，大约持续15s时间；待静叶关闭到位后，旁路开关QF3合闸，炉膛负压快速回落至-300Pa后趋于稳定，引风机电机电流短暂冲高后回落至正常值，大约持续5s时间，其余各项参数均无变化。2011年12月4日，6A变频器故障，旁路自切也非常成功。具体曲线如图7、图8所示。

4 值得推广及思考的地方

本次引风机变频改造，值得思考的地方有2点：一是我们并不是局限于变频器及电机本体等主设备本身，而是高度重视变频改造的相关软件组态，积极收资，多处调研，多次讨论，最终形成组态方案，并严谨实施，确保了组态方案的科学有效性；二是我们充分考虑自动旁路切换中的种种不利因素，一一研究解决，保证了在变频故障情况下控制系统自切工频并能够维持机组稳定运行，实践证明这一方案是切实有效的。这2点是同类型设备改造值得借鉴的地方。

对于变频改造的节能效果，我们根据洛河#6机组相同工况下，变频及工频实际对比测算，得出的数据如下：

工频：580MW：6.3（电压）×300（电流）×0.85（功率因数）×1.732＝2782kW；

工频：350MW：6.3（电压）×210（电流）×0.85（功率因数）×1.732＝1948kW；

变频：580MW：6.3（电压）×230（电流）×0.85（功率因数）×1.732＝2133kW；

变频：350MW：6.3（电压）×110（电流）×0.85（功率因数）×1.732＝1020kW；

高负荷段14小时（早八时至晚十时）节电：（2782-2133）×14=9086度；

图7 2011年11月18日6B引风机变频自切旁路参数监视

图8 2011年12月4日6A引风机变频自切旁路参数监视

低负荷段10小时（晚10时至早8时）节电：（1948-1020）×10=9280度

全天节电：（9086+9280）×2（两台风机）=36732 度；

按照机组全年300天在网，上网电价0.428元；

全年合计节约：36732×300×0.428=4716388 元。

上述数据是在实测中得到的，故大功率调节设备的节能改造的潜力我们应该高度重视，在控制方案科学有效的前提下，应该努力推广。

［1］满永奎，韩安荣.通用变频器及其应用［M］.北京：机械工业出版社版，2012.

［2］肖朋生，王建辉.变频器及其控制技术［M］.北京：机械工业出版社版，2008.