电厂脱硫系统增压风机应用高压变频器

电厂脱硫系统增压风机应用高压变频器1

引言

随着国家环保部门对电厂烟气排放指标的考核和监督越来越严格，电厂正进行大规模的脱硫系统改造或新建工程，增压风机是机组锅炉、脱硫烟气排放系统的重要设备。对增压风机进行变频改造可以提高风机的运行稳定性，进而保证了机组脱硫系统的运行可靠性，同时还能取得良好的节能效果，但由于增压风机的特殊要求，在改造中，应针对增压风机在脱硫工艺系统中的运行特点，注意相关技术问题，采取相关对策方能确保变频改造的成功。

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增压风机运行简介

近年，电厂进行了大规模的脱硫系统改造或新建工程，电厂锅炉进行脱硫系统(fgd)改造后，每套fgd装置进口原烟气侧(高温烟气侧)配置了一台增压风机，用于克服fgd挡板、吸收塔及内部部件引起的烟气压降，脱硫烟气压力控制系统根据原烟气挡板前的压力，通过pid控制增压风机的叶片角度，来控制送入fgd系统的烟气速度，保证原烟气挡板前的压力稳定在设定值，以适应锅炉负荷的变化。

增压风机为静叶可调轴流风机，其根据烟气系统正常运行和异常情况可能发生的最大流量、最高温度和最大压损进行设计选型。风机风量和压头选取的原则为:基本风量为锅炉最大蒸发量(bmcr工况)下锅炉燃用设计煤时烟气量，风量裕度不低于10%，工作点(bmcr工况)对于失速线的偏离值为风机在该叶片角度下失速流量的10%以上，另加不低于10℃的温度裕度;风压裕度不低于20%，并能保证脱硫系统负荷变化时提供满意的运行调节。增压风机在设计流量情况下的效率不小于85%。风机有几乎平坦的效率特性曲线，以保证在负荷变化时都有最佳的效率。并能在可能发生的最大流量，最高温度和最大压力损失的情况下正常运行，并没有过量的振动、失速或波动。但从增压风机实际运行情况来看，存在以下问题:

2.1增压风机低负荷失速问题

从脱硫系统投运后情况看，在机组半负荷或低负荷运行的情况下，增压风机运行工况容易落在失速曲线区域附近，造成风机风压调整困难，给机组安全运行带来安全隐患，持续运行也将造成增压风机的损坏。究其原因分析主要是机组半负荷或低负荷运行时烟道阻力与机组满负荷时的阻力相比，烟气流量与系统阻力并不成比例关系。从增压风机原烟道入口到烟塔出口整个烟气系统阻力中,各烟气管道段的阻力系数已知,烟气流量与管道阻力成正比关系;但在烟冷器、吸收塔喷淋层、吸收塔除雾层中，存在一个相对固定的阻力，尤其喷淋层的阻力只与投入的层数相关，与烟气流量关系不大，所以在整个气体流程中烟气流量与其阻力并不成正比关系。如图1所示，对比增压风机实际运行工况点与其特性曲线，可以看到增压风机在半负荷或低负荷的工况下，运行工况点接近失速区。在进行增压风机选型设计时，对上述情况可能考虑有所欠缺。

2.2增压风机的节能问题

增压风机出力调整采用通过改变风机的叶片的角度来调节。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，特别是低负荷时节流损失更大，另由于节流调节，存在风机运行中振动、躁音等问题。同时异步电动机在启动时启动电流一般达到\o"电机软启动网"电机额定电流的6～8倍，对厂用电形成冲击，同时强大的冲击转矩对\o"电机软启动网"电机和风机的使用寿命存在很大的不利影响。

由于目前增压风机风量调节方式不能很好的满足锅炉低负荷稳定性运行需要，所以电厂考虑对增压风机进行调节性能和节能改造，来满足机组整体调节性能需要。

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增压风机变频改造的可行性

在风机的各种调节方式中，变频调节应用较为广泛。当风机转速发生变化时，其运行效率变化不大，其流量与转速的一次方成正比，压力与转速的平方成正比，轴功率与转速的三次方成正比，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\o"电机软启动网"电机所需的电功率亦可相应降低。故考虑采用变频调速实现对增压风机\o"电机软启动网"电机转速的线性调节，平移风机运行特性曲线，避开失速区，同时能取得较好的节能效果。但目前高压\o"电机软启动网"变频器设备的运行稳定性对各生产厂家来说或多或少都存在一定问题，\o"电机软启动网"变频器受电子元器件的特性、环境温度及空气洁净度等因素影响较大，运行中时常发生功率模块故障等情况，造成\o"电机软启动网"变频器跳闸。因此，变频改造前必须针对增压风机的运行方式特点进行分析，以确定其可行性。

增压风机作为机组锅炉风机管网(风、烟道)的末端设备，用以克服脱硫系统烟气通道阻力，其跳闸将使得整个锅炉的平衡通风被破坏，炉膛负压反正，有可能达到炉膛压力保护值造成锅炉保护动作灭炉;同时风机跳闸后，脱硫系统烟气流速降低，吸收塔浆液浓度及ph值发生变化，迫使脱硫系统停运。电厂烟塔系统投运一年运行正常，两座烟囱的拆除已经进入项目可行性研究阶段，今后烟囱、旁路挡板拆除，增压风机跳闸后，脱硫系统停运将直接导致机组跳闸，故增压风机变频改造对变频系统的可靠性要求非常高。因此，增压风机变频改造除了选择可靠性高的\o"电机软启动网"变频器产品外，还必须配备工频旁路柜，做到即使\o"电机软启动网"变频器故障、检修时也可实现\o"电机软启动网"电机工频旁路运行，以保证风机工频拖动而不影响发\o"电机软启动网"电机组的正常运行，提高风机运行可靠性及系统可利用率。配备工频旁路柜，如果发生\o"电机软启动网"变频器故障跳闸，能够自动切换为工频旁路运行，调节方式改为风机静叶调节。\o"电机软启动网"变频器故障消除恢复投运时，可以先切除增压风机旁路开关，依托\o"电机软启动网"变频器提供的飞车启动功能，在增压风机高速惰走的情况下恢复\o"电机软启动网"变频器设备运行，从而大大减少机组炉膛压力波动的时间。在满足上述条件的情况下，增压风机变频改造是完全可行的。

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增压风机变频改造的实例

电厂机组(燃煤)设计出力为220mw，配有一台静叶可调轴流式增压风机，如图2所示。额定风量1713960m3/h、全压为3213pa，配用ykk900-14-w型电动机，额定功率2000kw，额定电压6kv，额定电流260a。高压\o"电机软启动网"变频器选定为成都东方日立公司生产的dhvectol-hi电压源型多电平单元串联\o"电机软启动网"变频器，额定容量3000kva，额定电流295a。

4.1高压\o"电机软启动网"变频器的组成

高压\o"电机软启动网"变频器系统的组成见图3，其中qf1、qf2为小车真空开关，km1为小车f+c开关。采用小车开关便于\o"电机软启动网"变频器检修时，将输入/输出侧小车拉出产生明显断开点，另qf1、qf2开关均具备切断故障电流的能力。

4.2改造前的控制方式

改造前增压风机采用静叶调节，其控制方式:通过原烟气压力手动设定值与实际原烟气压力的偏差进行pi调节，控制增压风机的叶片角度，保证原烟气挡板前的压力稳定在设定值。

为了防止一些小扰动，增加了一个原烟气压力手动设定值与实际原烟气压力偏差的死区，死区是在原烟气压力量程范围内的±5%。当偏差为正数时，pi调节是反调节;偏差为负数时，pi调节为正调节，用比例元件p011的参数——1000来解决正反调节的问题。正常运行中，当偏差绝对值小于0.5%(35kpa)时，使用正常的比例带=1000，积分时间=10s;当被调量与设定值存在较大偏差时，偏差绝对值大于0.5%(35kpa)时，及锅炉rb保护动作时，马上投入快速自适应块进行迅速调节。即采用变参数的方法，使用特殊的比例带=2000，以及积分时间=10s(时间可以根据需要调整)，该比例带是个y=1.9095x+90.452函数曲线(其中y——比例带，x——偏差)。

根据脱硫工艺系统的要求，在fgd装置出现下列异常情况时，必须通过fgd事故系统程序将旁路挡板自动打开:(1)fgd跳闸;(2)主机事故跳闸信号;(3原烟气压力大于300pa或小于－850pa，延时3s;(4)原烟气进口温度＞150℃，延时10s;(5)原烟气粉尘量＞180mg/nm3，延时3s。增压风机跳闸造成旁路挡板自动打开，原烟气压力波动达到保护动作值将导致fgd跳闸。

4.3改造后的控制方式改造后增压风机采用变频调节，在\o"电机软启动网"变频器故障情况下，风机静叶调节投入自动。

4.3.1增压风机母线电源开关qf控制策略在投入工频运行情况下，qf开关合闸必须满足各项脱硫系统工艺允许条件，如风机静叶全关、原烟/净烟挡板全开等。在投入变频运行情况下，除满足上述条件，还需要满足:工频旁路qf2有分闸状态、无合闸状态，\o"电机软启动网"变频器启动条件满足，无\o"电机软启动网"变频器故障报警开入量等。

4.3.2增压风机变频启动控制策略

变频启动是在qf开关已经合闸情况下，投入\o"电机软启动网"变频器运行，其控制过程为:判断qf开关合闸，qf1、km1开关无保护异常，自动投入0.4kv预充电电源，从移相变二次绕组对移相变及\o"电机软启动网"变频器功率单元充电，检查充电电流波形，判断变频设备无异常，时间持续5s，后自动合入qf1、km1开关，\o"电机软启动网"变频器上高压电，按照运行人员预先给点频率开始逐渐升高输出频率。这样既可以避免\o"电机软启动网"变频器内部故障使得高压上电对\o"电机软启动网"变频器的损坏，同时减小移相变的励磁涌流，还可以避免功率单元电容器的充电冲击，有效延长电容器使用寿命。

4.3.3增压风机工频启动控制策略

工频启动是在qf开关已经合闸情况下，直接投入\o"电机软启动网"电机运行，其控制过程为:当\o"电机软启动网"变频器不在检修状态时，判断qf开关合闸，qf1、km1开关有分闸状态、无合闸状态，qf2开关无保护异常;当\o"电机软启动网"变频器在检修状态时，由运行人员在dcs画面确认检修状态，逻辑上只判断qf开关合闸，qf2开关无保护异常。

4.3.4\o"电机软启动网"变频器调节控制策略

dcs工切变、增压风机工频状态、旁路挡板保护开的情况下，\o"电机软启动网"变频器调节投手动状态，原烟气压力手动设定值将直接等于实际原烟气压力。

dcs工切变指令发出，且工频运行状态消失的情况下，\o"电机软启动网"变频器调节投自动状态，增压风机原烟气压力手动设定值保持切换前原烟气压力。

4.3.5风机静叶调节控制策略dcs工切变、增压风机变频自动状态、旁路挡板保护开的情况下，风机静叶调节投手动状态，原烟气压力手动设定值将直接等于实际原烟气压力。dcs变切工、增压风机工频状态的情况下，风机静叶调节投自动状态:(1)变切工过程中，当变切工指令发出时，增压风机原烟气压力手动设定值保持切换前原烟气压力，将增压风机静叶直接关到变切工之前锅炉风量对应的增压风机静叶开度。(2)工切变过程中，当工切变指令发出时，保持增压风机静叶开度为切换前的开度。(3)锅炉rb保护动作时，在rb动作信号发出30s内且旁路挡板处于关闭位置，将增压风机静叶直接关到当前锅炉风量对应的增压风机静叶开度。(4)正常工频运行状态下，当处于自动状态时，通过原烟气压力手动设定值与实际原烟气压力的偏差进行pi调节。

4.3.6变频切换至工频的控制策略变频切换至工频有自动/手动两种方式，就地\o"电机软启动网"变频器发“重故障”跳闸后自动切换至工频旁路;手动切换可由dcs发出指令，也可通过就地\o"电机软启动网"变频器面板手柄操作。当变频切换至工频指令发出后，判断风机在变频运行状态，立即停止\o"电机软启动网"变频器输出，自动断开qf1、km1变频开关，延时3s发“变频停止”信号、合qf2工频开关。这样，一方面减小工频投入时的冲击电流，同时风机静叶开度在\o"电机软启动网"变频器跳闸同时开始逐步关闭到锅炉风量对应的增压风机静叶开度并投入自动，减小了工频投入时原烟压力及锅炉炉膛负压的波动。

4.3.7工频切换至变频的控制策略

工频切换至变频只能通过dcs手动方式进行，dcs发出“工频切换至变频”指令后，判断工频开关qf2在合闸状态，立即启动\o"电机软启动网"变频器，\o"电机软启动网"变频器开始低压充电，延时4.7s断开qf2开关，5s充电完毕，自动合入qf1、km1变频开关，\o"电机软启动网"变频器开始输出。

在工频切换至变频操作时，原担心在风机惰走期间失压，导致原烟气压力反正，为此在逻辑中增加了增压风机静叶自动打开60%的指令，但在试验中发现此项改进有些多余，增压风机惰走需要3min，没有发生预想中的失压现象导致\o"电机软启动网"变频器启动后抽吸力过大，旁路挡板保护动作的情况。因此在热态试验中取消了打开增压风机静叶指令。当工切变操作指令发出4s内直接保持切换前增压风机静叶开度。

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增压风机变频改造的效益分析

通过增压风机变频改造理论分析及电力系统多个电厂风机变频改造项目实施后的效益分析来看，风机节电率一般在30％－40％之间，具有良好的直接经济效益。实际测量增压风机运行参数如下:机组负荷200mw，增压风机工频运行，母线电压6.15kv，电流156a，功率因数为0.75，\o"电机软启动网"电机实际功率1246kw;增压风机变频运行，运行频率为35hz，静叶档板开度为100%，母线电压6.15kv，电流71a，功率因数为0.97，\o"电机软启动网"电机实际功率733kw;\o"电机软启动网"电机功率减小513kw。按照增压风机年运行小时数为7200h，节省电量大约为3693600kw.h,电价按照上网电价0.40元/kw.h，则一台增压风机变频改造的收益约为147.7万元，大约2年能够收回投资。

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增压风机变频改造应注意的几个问题

6.1工频旁路闭锁设计

为保证脱硫系统运行可靠性必须设置自动工频旁路，但设计中必须引起重视的问题就是防止工频、变频出口开关由于误操作而并列运行，两个不同频率的系统并列运行将造成整个变频系统的损坏。

为此，除了在dcs自控程序、\o"电机软启动网"变频器plc程序中需判断并采用工频、变频运行状态闭锁及开关位置状态闭锁，还应在工频、变频出口开关的操作回路中采用硬接线闭锁。即km1开关在qf2开关分闸状态才允许合闸，当qf2开关在工作位置合闸状态则直接跳km1开关;对qf2开关则反之。6.2变频系统保护配置

从高压变频系统继电保护的配置与定值整定分析可知，在工频运行情况下，电动机及出线电缆的保护由qf2的保护装置来实现;在变频运行情况下，电动机作为高压\o"电机软启动网"变频器的负荷与厂用母线隔离，电动机及出线电缆的保护转由高压变频系统控制器实现;\o"电机软启动网"变频器各功率单元分别由移相\o"电机软启动网"变压器低压侧各独立的三相绕组供电，各绕组的保护由功率单元实现;移相变高压侧绕组及进线电缆的保护则由qf1保护装置来实现。而母线侧电源开关作为工频、变频运行工况均需投运的设备。其保护配置只需要考虑母线侧出线电缆短路、接地故障，同时作为移相变、电动机保护的后备保护，在qf1、qf2开关拒动的情况下保护动作跳闸。

母线电源开关保护定值一般按照电动机来整定，定值在不同运行方式下无法实现自动切换，使得变频运行时保护灵敏度很难满足要求，尤其对于配备纵差保护的\o"电机软启动网"电机，变频工况需要退出该保护，否则易误动。所以，若采用自动工频旁路设计，建议采用图3系统配置，若采用手动工频旁路设计，则在设备投运前必须注意将微机保护装置根据工频、变频运行工况进行保护的投退及其定值区的切换。

6.3\o"电机软启动网"变频器瞬停保护设计

由于机组6kv厂用母线均带有给水泵\o"电机软启动网"电机，大机组给水泵\o"电机软启动网"电机功率相当大，一般在5000kw以上，在给水泵联锁启动时，母线电压均跌落至80%以下，根据泵启动后带负荷的情况，电压跌落持续时间可能维持10~20s，因此\o"电机软启动网"变频器瞬停保护对保证风机的持续运行非常重要。

电压型\o"电机软启动网"变频器功率单元由于有大容量的高压电容器作为整流滤波环节，而该电容具有一定的储能作用，在输入完全掉电情况下能够维持输出一段时间，在装置内滤波电容越大、负荷运行频率越低、输出功率越小则可维持的时间越长。一般\o"电机软启动网"变频器可承受-30％电源电压下降和5个周期电源丧失。具体瞬停(低电压)时间根据\o"电机软启动网"电机定、转子的参数频率特性、\o"电机软启动网"电机最低运行频率来计算确定。

\o"电机软启动网"变频器动力电源瞬时断电再上电一般有两种不同情况，如果断电时间在100ms(即5个周波)之内，没有任何影响，变频装置连续运行;如果断电时间在100ms～“瞬停(低电压)时间”之内，\o"电机软启动网"变频器发“轻故障”信号，执行瞬停重启过程。如果断电时间超过瞬停(低电压)时间，HYPERLINK