摘  要：本文针对电力行业300MW机组主辅助设备的高压变频改造应用，提出了完整的系统解决方案。对高压变频调速技术在电力系统改造中存在的问题及取得的良好经济效益进行了分析论证。

　　关键词：300MW机组  主辅助设备   风机水泵  高压变频器  节能改造

一、引言

　　火力发电厂是一个能源转化的工厂。它把煤、油等一次能源——化学能，转化成通用性广、效率高的二次能源－—电能。产品(电能)无法储存，发电、供电和用电同时完成，而且要求速度快、质量高。

　　火力发电机组是由锅炉、汽轮机和发电机三大主机及其众多辅助设备组成。锅炉的任务是生产蒸汽，即把煤、油等燃料的化学能转化成具有一定压力和温度的蒸汽的热能；汽轮机把蒸汽的热能转化成机械能；而发电机则把机械能转化成电厂的最终产品－电能。

　　电力行业是高压变频器产品重要的应用领域，对电力行业机组主辅助设备的变频技术适用性研究表明：每台机组当中主要有七类设备可以实现变频应用，粗略估计，一般每单位机组需要配置变频器13台。据统计，我国火力发电厂中使用的送风机、引风机、给水泵、循环水泵和灰浆泵等风机和水泵的配套电动机总容量达15000MW，年总用电量达520亿kWh，占全国火电发电量的5％～8％。

　　目前我国火电厂风机和水泵基本上都采用定速驱动。这种定速驱动的风机采用入口风门，水泵采用出口阀门调节流量，都存在严重的节流损耗。尤其在机组变负荷运行时，由于风机和水泵的运行偏离高效率点，使运行效率降低。现有调节流量的方法不改变电机的转速，因此电机消耗的功率不变，而且造成管网压力过大，不利于管网安全、稳定运行。若使用变频器对电机进行调速，达到用户期望的流量，则可以节约大量电能。发电厂辅机电动机的有效调速运行，直接关系到电厂效益的高低。

二、电力机组主辅助设备变频改造及工艺介绍

　1. 锅炉风机变频改造情况概述

　　电站锅炉风机的风量与风压裕度以及机组的调峰运行导致风机的运行工况点与设计高效点相偏离，从而使风机的运行效率大幅度下降。据统计，一般情况下，采用风门调节的风量的风机，运行工况点与设计点两者偏离10%时，风机效率下降8%左右；偏离20%时，风机效率下降20%左右；而偏离30%时，风机效率则下降30%以上，对于采用进口风门调节风量的风机，这是一个不可避免的损失。可见，引风机的用电量中，有很大的一部分是被调节门消耗掉的。因此，改进风机的调节方式是提高风机运行效率，降低风机耗电量的最有效的途径。如果在风机上加装目前国内已经普遍采用的高压变频器，对风机电动机进行调速控制，从而实现对风量的调节以满足锅炉负荷的变化，这样就能将风门调节中的能量损失节约下来。

　2. 锅炉风机工艺介绍

　　2.1 引风机

　　引风机是热电厂的锅炉生产工艺中重要的辅机。引风机输送的介质是烟气，最高温度一般不得超过250度。锅炉结构复杂，还有烟气的除尘、脱硫设备，烟气阻力较大，利用引风机排烟才能排除烟气，同时引风机也是保证锅炉燃烧室产生的负压重要设备。

　　2.2 送风机

　　为了满足煤完全燃烧，通过送风机(包括一、二次风机)供给煤粉燃烧时所需要的空气量。一次风进入炉膛底部风室，一次风道上还并联有风道点火器；二次风直接经炉膛上部的二次风箱分两层入炉膛。 在整个烟风系统中均设有调节挡板，以便在运行和启停炉期间运行调节控制。

　　2.3 排粉机

　　煤粉由热空气加热后经排粉机送入锅炉。排粉机是制粉系统中气粉混合物流动的动力来源，靠它克服流动过程中的阻力，完成煤粉的气力输送。在直吹式制粉系统、中间储仓式乏气送粉系统中，排粉机还起一次风机作用，靠它产生的压力将煤粉气流吹送到炉膛。制粉系统的排粉机采用入口挡板调节，并且为减小三次风量，排粉机入口管道通过调整小挡板来调节风量，浪费了大量的电能。为降低能耗，

　　排粉风机在制粉系统中装于球磨机，粗粉分离器、细粉分离器之后，保证原煤在球磨机内同来自空气预热器的热风和排粉机出口的再循环风混合，将原煤干燥，并研磨成煤粉，而煤粉随排风机所产生的负压气流，经细粉分离器把风、粉分开，煤粉落入煤粉仓中贮存，剩余气体内含有5～10%的风、粉混合物，经排粉风机出口作为三次风送入炉膛或排入一次风箱作为一次风与给粉机落下的煤粉混合送入炉膛。通过上述流程介绍我们可以看出，在制粉系统中排粉机主要为制粉系统提供负压。在对排粉机进行变频改造后通过将排粉机入口风门全开，同时适当调节出口风门，完全可以满足为制粉系统提供负压的需要并且不对三次风造成影响。

三、锅炉相关水泵工艺介绍

　　3.1 锅炉给水泵

　　给水泵的任务是将除氧器贮水箱内的具有一定温度的给水，通过给水泵产生足够的压力打入汽包，汽包内汽液分离，水送入热锅炉，在锅炉环冷壁中加热产生蒸汽后进入蒸汽轮机作功，带动发电机组发电。根据电能生产的特点和热锅炉运行的特殊要求，给水泵必须连续不断地运行。这不仅关系到正常发电，而且也直接关系到锅炉设备的安全。因此，锅炉给水泵在发电厂是最为重要的水泵，号称发电机组的心脏。给水泵工艺流程如下图1所示：

　　

　　图1 水泵工艺流程图

　　目前由于现场大部分锅炉给水泵均采用阀门来调节流量、压力等参数来满足锅炉运行所需给水的需要, 在这种调节方式下，系统主要存在的几个问题：

　　1) 采用给水泵定速运行，阀门调整节流损失大、出口压力高、管损严重、系统效率低，造成能源的浪费。

　　2) 当流量降低阀位开度减小时，调整阀前后压差增加工作安全特性变坏，压力损失严重，造成能耗增加。

　　3) 长期的40～70％阀门开度，加速阀体自身磨损，导致阀门控制特性变差。

　　4) 管网压力过高威胁系统设备密封性能，严重时导致阀门泄漏，不能关严等情况发生。

　　5) 设备使用寿命短、日常维护量大，维修成本高，造成各种资源的极大浪费。

　　解决上述问题的重要手段之一是采用变频调速控制技术。利用高压变频器对给水泵电机进行变频控制，实现给水流量的变负荷调节。这样，不仅解决了控制阀调节线性度差、纯滞延大等难以控制的缺点，而且提高了系统运行的可靠性；更重要的是减小了因调节阀门孔口变化造成的压流损失，减轻了控制阀的磨损，降低了系统对管路密封性能的破坏，延长设备的使用寿命，维护量减小，改善了系统的经济性，节约能源，为降低电厂厂用电率提供了良好的途径。

　　3.2 锅炉凝结水泵

　　汽轮机做功后的尾气大部分蒸气被凝结器循环冷却水冷凝成水，凝结水进入热井中，由凝结泵（两用一备）抽出，经轴封冷却器和水位自动调整装置后，一部分通过低压加热器经过加热后送至除氧器；另一部分通过再循环调节阀回到热井中，保证热井液位。凝结水泵工艺流程图如下图2所示：

　　

　　图2 凝结水泵工艺流程图

　　目前电厂机组中凝泵的配置基本都是一用一备，某台泵运行一段时间后，要经常倒泵，而且凝泵出口的水压力、流量采用阀门调节流量 , 在这种调节方式下，系统主要存在的几个问题：

　　1) 采用凝结泵定速运行，阀门调整节流损失大、出口压力高、管损严重、系统效率低，造成能源的浪费。

　　2) 当流量降低阀位开度减小时，调整阀前后压差增加工作安全特性变坏，压力损失严重，造成能耗增加。

　　3) 长期的40～70％阀门开度，加速阀体自身磨损，导致阀门控制特性变差。

　　4) 管网压力过高威胁系统设备密封性能，严重时导致阀门泄漏，不能关严等情况发生。

　　5) 由于经常倒泵、泵经常直起，致使管网受冲击较大，相关设备使用寿命短、日常维护量大，维修成本高，造成各种资源的极大浪费。

　　解决上述问题的重要手段之一是采用变频调速控制技术。利用高压变频器对凝结泵电机进行变频控制，实现给水流量的变负荷调节。这样，不仅解决了控制阀调节线性度差、纯滞延大等难以控制的缺点，而且提高了系统运行的可靠性；更重要的是减小了因调节阀门孔口变化造成的压流损失，减轻了控制阀的磨损，降低了系统对管路密封性能的破坏，延长设备的使用寿命，维护量减小，改善了系统的经济性，节约能源，为降低电厂厂用电率提供了良好的途径。

　　3.3 锅炉循环水泵

　　火力发电厂中的循环水泵是为汽轮机的凝汽器提供冷却水的重要辅机设备。作完功的蒸汽在凝汽器中凝结而放出的大量汽化潜热，必须由循环水带走，一般循环水泵流量较大，但扬程较低。

　　火电厂的循环水供水系统有两种：一种为开式循环供水系统，冷却水直接取自江河湖海，使用后仍排向江河湖海，南方多采用此种方式；另一种为闭式循环供水系统，循环水经凝汽器加热后，排向冷却装置，一般为冷却水塔，经冷却后再供凝汽器使用，北方缺水地区多采用此种方式。通常开式循环供水系统对循环水泵的扬程要求较之闭式循环供水系统要低，开式循环供水系统水泵的扬程在10~20m之间，采用较多的是轴流式水泵；闭式循供水系统水泵的扬程较高，一般在15~25m之间。轴流式水泵，钭流式水泵和离心式水泵都是循环水泵广泛采用的型式。

　　南方电厂和北方电厂的循环水泵是不一样的。在南方，由于江、河、湖泊的水源充足，一般多采用开式循环水系统：由江河中抽上来，进入汽轮机凝汽器，经热交换后直接排向江河，落差比较小，因而循环水泵的调速范围比较大（但循环水泵的扬程也较小）。在北方，由于水资源紧张，冷却水要循环使用，每台机组建一座冷却水塔，一条压力循环水管，一条双孔自流水沟。经凝汽器热交换后的热水由循环水泵压入水塔，从塔中经蜂窝材料喷淋而下，再进入凝汽器循环使用。一般水塔高程在70~80米左右，水位高度也在10－20米左右，因此循环水泵调速后的出口扬程有个最低值，这就限制了循环水泵的调速范围，因为循环水泵出口扬程的余量并不大，调速后循环水泵的出口扬程若小于水塔水位高程，冷却水就会打不进水塔去，循环水泵就不能正常工作。

　　汽轮机凝汽器的循环供水系统，又有单元制和母管制之分。小型火电机组采用的母管制循环供水系统是将所有的循环水泵并联在一根供水母管上，凝汽器也并联在供排水管上。这就要求并联的循环水泵特性相近，并联的凝汽器的水阻也要接近，否则会使循环水泵负荷分配不均和水阻大的凝汽器不能获得足够的冷却水而影响汽轮机真空。单机容量在300MW以上的机组，一般采用单元制循环水供水系统，设计3台循环水泵，冬季1台运行，一台备用，一台检修；夏季二台运行，1台备用。如果循环水泵同时停运，必然会导致机组停运，甚至可能造成汽轮机化瓦等恶性事故的发生。

　　在可能的条件下，循环水泵宜采用动叶调节或转速调节方式，以保持较高的运行效率。动叶调节在轴流泵上已有较多的使用，转速调节可采用定速电动机加液力耦合器调速和变频调速电动机调速方式。目前应用较多的是通过控制运行台数来实现流量的调节。例如单元制循环水系统用2台循环水泵并联供一台机组时，当冬季或负荷较低时，可停用一台循环水泵以调节水量，节省电耗。但由于供水管道阻力特性是按2台泵并联设计的，当一台泵运行时，运行泵的流量将显著增加，运行工况偏离最佳工况较远。尤其是轴流泵，其效率曲线较陡，偏离最佳工况点后，效率下降很快。母管制供水方式下，并列运行的泵组台数较多，水量的调节可以通过改变运行泵组的台数，或者变更大小泵的搭配方式来实现。调整后泵的运行工况也会偏离最佳工况，但较单元制供水情况要好一些。且这种调节方式使汽轮机真空度不稳定，不利于汽轮机的经济运行。如采用动叶调节或转速调节方式时，其运行经济性就好得多。

　　若进行变频调速改造，既可节能降耗，又能根据机组负荷和季节的变化调节冷却水的流量，达到汽轮机最有利真空的控制目的，实现了汽轮机真空度的高精度控制和经济运行的目的。且运行稳定，可靠性高，同时还可以消除管路的虹吸现象。

　　3.4 锅炉灰浆泵

　　灰浆泵是根据前池液面的高度决定启、停电机。这样就存在两方面问题:一方面为了适应生产工艺要求，需要每天根据前池液位和冲灰管的需要不断切换、启停电机，前池液位高度得不到很好控制，而且频繁工频启动电机对电机造成很大冲击。灰浆泵工艺流程图如下图3所示：

　　

　　图3 灰浆泵工艺流程图

　目前由于采用阀门调节流量 , 在这种调节方式下，系统主要存在以下几个问题：

　　1) 采用灰浆泵定速运行，阀门调整节流损失大、出口压力高、管损严重、系统效率低，造成能源的浪费。

　　2) 当流量降低阀位开度减小时，调整阀前后压差增加工作安全特性变坏，压力损失严重，造成能耗增加。

　　3) 长期的40～70％阀门开度，加速阀体自身磨损，导致阀门控制特性变差。

　　4) 管网压力过高威胁系统设备密封性能，严重时导致阀门泄漏，不能关严等情况发生。

　　5) 设备使用寿命短、日常维护量大，维修成本高，造成各种资源的极大浪费。

　　解决上述问题的重要手段之一是采用变频调速控制技术。利用高压变频器对灰浆泵电机进行变频控制，在灰浆泵前池液位设置压力式水位传感器，将测量得到水位高度信号，变换为4~20mA标准信号，由电流环接口送给变频器; 变频器计算出当前水位与控制水位之间的偏差，通过变频器内置的数字PID调节器改变变频器的输出频率，调节电动机的转速，进而控制灰浆泵前池液位的高度。这样，不仅解决了控制阀调节线性度差、纯滞延大等难以控制的缺点，而且提高了系统运行的可靠性；更重要的是减小了因调节阀门孔口变化造成的压流损失，减轻了控制阀的磨损，降低了系统对管路密封性能的破坏，延长设备的使用寿命，维护量减小，改善了系统的经济性，节约能源，为降低电厂用电率提供了良好的途径。

四、案例分析

　　4.1 项目介绍

　　1) 项目概述：该项目是英威腾电气有限公司针对山西某发电厂一期一台300MW机组所有高压电机进行变频改造，主要负载包括引风机、送风机、排粉机、给水泵、凝结水泵、循环水泵、灰浆泵。

　　2) 现场相关设备数据：

　　进行变频节能应用的设备统计情况如下表1所示。

　　表1 设备统计

　 4.2 系统方案：

　　4.2.1 变频器配置

　　根据山西某发电厂一期一台300MW机组主辅助设备的现场的额定参数和实际运行工况，再结合英威腾公司CHH100系列高压变频器在其它工程地应用情况，我公司所配置变频器如下表2：

　　表2 变频器配置

　　4.2.2 变频器旁路切换控制方式

　　根据现场的额定参数和实际运行工况，再结合我公司的CHH100系列高压变频器在其它工程应用情况，我方提供的CHH100变频器的旁路系统采用一拖一自动方案，变频器具有转速跟踪功能，变频与工频能够自动切换，其一次系统如下图所示：

　　

　　图4 CHH100系列高压变频系统图

　　变频器由用户开关、自动旁路柜、CHH100系列高压变频器、高压电机组成。自动旁路柜是由三个真空接触器KM1、KM2、KM3和两个高压隔离开关QS1、QS2组成。电机以变频方式运行时，QS1、QS2和KM1、KM2闭合，KM3断开；电机以工频方式运行时，KM3闭合，QS1、QS2和KM1、KM2断开，QS1、QS2用于变频器维护过程中高压隔离。变频系统采用转速跟踪技术，变频与工频之间切换在运行过程中可以不用停机自动完成。自动旁路柜严格按照“五防”联锁要求设计，变频输出开关KM2和工频开关KM3互锁，完全能够保证变频器安全运行。

　　4.2.3 变频器控制方式

　　? 变频调速装置提供如下三种调速控制方式：

　　本机控制时通过高压变频器控制柜上触摸屏(键盘),也可以通过远程控打操作箱的起停按钮进行控制高压变频器启动、停止，可以调整电机转速、频率。远程控制放在控制室，设有操作台和上位机，由配电工操作控制。通过上位机配电工可以随时了解设备的运行情况，通过操作台可实现对高压变频器进行简单的远方操作。配电工可以根据工况自由选定高压变频器“手动/自动”调速运行。

　　CHH100高压变频调速系统提供16路数字量输入，8路继电器输出，3路模拟量输入，4路模拟量输出，1路高速脉冲输入，1路高速脉冲输出端子，以上提供的用户端子均为可编程端子，每个端子的功能都可以使用功能码进行设定。

　　(1) 端子控制方式：变频器具有端子控制的接口，用户可将控制信号接于变频器的接口，监控变频器。

　　(2) 就地键盘控制方式：可以在变频器就地操作键盘调节变频器频率。

　　(3) 就地触摸屏控制方式：可以在变频器就地触摸屏监控变频器。

　 高压变频器具有远程和本机控制功能。

　　本机控制时通过高压变频器控制柜上触摸屏可就地人工启动、停止高压变频器，可以调整电机转速、频率。远程控制放在控制室，设有操作台和上位机，由配电工操作控制。通过上位机配电工可以随时了解设备的运行情况，通过操作台可实现对高压变频器进行简单的远方操作。配电工可以根据工况自由选定高压变频器“手动/自动”调速运行。

五、项目改造效果

　　5.1 节能收益

　　考虑管网阻力损失等因素的影响，理论上综合平均节能值在15%以上。按照节能15%和电价0.55元/度算计，每天24个小时不间断运行,年运行330天计算，相关数据统计如下表3：

　　表3 数据统计表

　　5.2  项目总结

　　     该项目整体改造效果统计如下表所示：

　　　由上述数据可见，投入深圳市英威腾电气股份有限公司生产的CHH100系列高压变频器后，该山西某发电厂一期一台300MW机组主辅助设备全年节约电费均可达1151．51万元左右。另外，由于深圳市英威腾电气股份有限公司生产CHH100系列高压变频器功率因数可达0.95以上，大于电机功率因数0.89，减少大量无功。并且实现电机软启动，可避免因大电流启动冲击造成对电机绝缘的影响，减少电机维护量，节约检修维护费用，同时电机寿命大幅度延长。减轻了运行人员的劳动强度，深受运行人员和维修人员的欢迎。

六、结束语

　　高压变频装置节能效果明显，采用变频调速后，实现了电机的软启动，延长电机的寿命，也减少了管道的振动与磨损；总之，采用了深圳英威腾电气股份有限公司的自主研发、生产的多单元串联的高─高形式的CHH100系列高压变频器调速装置在山西某发电厂一期一台300MW机组主辅助设备的调速改造中应用是相当成功的。该系列变频器的先进性、可靠性已得到许多工业应用的证实。

　参考文献：

　　[1] 《CHH100系列高压变频器产品说明书》深圳市英威腾电气股份有限公司

　　[2]  徐甫荣  《高压变频调速技术工程实践》中国电力出版社  2012-01出版