关键词：引风机高压变频器节能改造
1.概述
该厂现有220t/h循环流化床锅炉1台，240t/h循环流化床锅炉6台，600t/h循环流化床锅炉3台，2台25MW双抽凝汽式机组，2台30MW双抽凝汽式机组，2台50MW双抽凝汽式机组，1台150MW双抽凝汽式机组，是集团内部最大的供热单位，并在后端蒸汽需求降低时将一部分富裕蒸汽用来发电。根据集团“短平快”项目计划，对6、9#炉引风机、7、9#炉二次风机电动机进行高压变频改造。
2.现状分析
2.1 循环流化床锅炉系统工艺流程
根据机组负荷的变化，机组控制系统将负荷指令传递至燃料系统实现整个系统的自动平衡，达到安全稳定运行的目的。在机组负荷调节范围大，负荷调节快的情况下，循环流化床需调节给煤量，空气量和返料循环量，其负荷须可在30%-110%之间调节；此外由于截面风速高和吸热控制容易，循环流化床锅炉负荷调节速率要求也很快，一般达每分钟4%。因此，通过采用调节一次风压、风量，实现燃料系统快速负荷响应，就对风量的供给及使用等工艺指标提出了很高的要求。一方面，系统对风压要求严格，过高影响喷燃器的火焰形态、过低风导致燃烧不充分。另一方面，系统对风量的控制受到诸多因素的影响，风温的变化、锅炉负荷的变动，都直接影响风量的控制指标。
由于目前引风机风量调节方式不能很好的满足锅炉燃烧能力及稳定性运行需要，所以有必要对引风机进行节能和调节性能改造，来满足机组整体调节性能需要。
2.2 一次动力系统策略
为了充分保证系统的可靠性，为变频器同时加装工频旁路装置，变频器异常时，变频器停止运行，电机可以直接手动切换到工频下运行。工频旁路由3个高压隔离开关QS1、QS2和QS3组成（其中QF为甲方原有高压开关）。要求QS2不能与QS3同时闭合，在机械上实现互锁。变频运行时，QS1和QS2闭合，QS3断开；工频运行时，QS3闭合，QS1和QS2断开。
为了实现变频器故障的保护，变频器对6KV开关QF进行联锁，一旦变频器故障，变频器跳开QF，要求甲方对QF的合分闸电路进行适当改造。工频旁路时，变频器应允许QF合闸，撤消对QF的跳闸信号，使电机能正常通过QF合闸工频启动。设计方案如下：
一拖一手动旁路图
3.控制系统方案
机组自动化投入率比较高，为减少此次引风机系统变频改造对整个锅炉系统的影响，仍然由DCS实现引风系统投自动的控制逻辑与炉膛负压PID调节，变频器作为一个执行设备，接收DCS来的炉膛负压调节信号，实现引风机转速调节与挡板开度调节的协调控制。改造前后DCS控制逻辑图如下所示：
对于DCS来说，引风系统改造前后的区别是控制对象不再是挡板而是引风机负荷率，DCS根据系统工况判断所需要的引风机负荷率，直接控制引风机转速与挡板开度，满足炉膛负压的控制需要。
4.节能效果分析
4.1 引风机现场技术数据：
● 工频运行时引风机运行参数统计：
|
锅炉负荷（t/h） |
157.86 |
155.99 |
157.86 |
162.06 |
|
甲引风机电流（A） |
66.56 |
68.94 |
66.97 |
69.05 |
|
乙引风机电流（A） |
56.48 |
54.96 |
55.74 |
56.72 |
|
入口压力(Pa) |
-1882 |
-1643 |
-1713 |
-1856 |
|
入口烟温(℃) |
166.18 |
183.33 |
175.29 |
176.52 |
|
平均运行时间(%) |
24 |
25 |
25 |
26 |
● 电价：0.5316元/kW·h；
● 全年工作时间：7240h；
● 全年工频运行耗电量：每年引风机耗电量约为792万度电；
● 全年变频运行耗电量：每年引风机耗电量约为461万度电。
4.2 节能计算
年节电量：ΔC= Cd－Cb= 792－461=331万kW·h
节电率：（ΔC/Cd）×100% =（331/ 792）×100% =41%
节约电费若以上网电价0.5316元/度计算，则每年引风机改变频可节约电费为：331×0.5316=176万元。
5.总结
经改造后的引风机转速调节与改造前的控制阀门开度调节相比，除了上述直接经济效益外，还有许多间接经济效益：
● 采用变频调速，消除了大电动机启动时对电网电压的波动影响；
● 采用变频调速，消除了大电动机大电流启动时的冲击力矩对电机损坏；
● 采用变频调速，延长了电机、管道和阀门的使用寿命，减轻了维修人员的工作量，降低了维修费用；
● 提高了系统自动装置的稳定性，为系统的经济优化运行提供了可靠保证；系统的运行参数得到改善，提高系统效率。
