锋速达通风降温系统
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厂房降温国产高压变频装置在丹河引风机上的应用内地型新构建电站
1 引言
焦作丹河发电有限公司#1发电机组容量由100MW增至110MW，#1炉甲乙2台引风电机均由475kW增容至1000kW，每台电机容量比原来电机增加了525kW，使厂用电率升高。#1炉引风机用挡板调节流量，能量损失严重，我公司为了降低厂用电率，决定在这2台1000kW/6kV引风机上采用世界上最先进的高压变频调速器。2002年9月我公司向国内外公开招标采购2台1000kW/6kV高压变频器，最终国内高压变频器专业生产厂商北京利德华福技术有限公司凭借综合实力一举中标。
2 HARSVERT-A06/105型高压变频装置原理与特点
HARSVERT系列高压变频装置采用单元串联多电平技术，工程原理图见图1。由移相变压器、功率单元和控制器组成。为了减小谐波及网侧功率因数，移相变压器次级绕组分成7个不同的相位组，相邻相位组之间相差60/7=8.57o，每一个绕组为一个功率单元供电，每一个功率单元等效为一个单相输出的低压变频器，主电流电路见图2。通过对功率单元的IGBT逆变桥进行正弦PWM控制，功率单元的U、V端子输出PWM波形，通过对每个功率单元U、V端子输出的PWM波形移相串联重组，输出侧可得到如图3所示的阶梯PWM波形，这种波形谐波很小，直接满足IEEE519-1992及T14549-93标准。由于谐波小，非常适合对普通高压电机进行变频调速。
通过招投标和实际使用情况，发现国内生产的高压变频器尤其是高压变频器专业生产厂家利德华福公司生产的高压变频器和国外厂家生产的高压变频器相比有如下特点:
(1) 谐波小。因国外产品大都谐波大，需要加滤波器，而我们倾向于不需要加滤波器的高压变频器;因此北京利德华福技术有限公司生产的高压变频器因谐波小而获得我们很高的技术评分。实测发现利德华福高压变频器网侧电流谐波小于2%，输出侧电压和电流谐波分别小于4%和1%。
(2) 功率因数高。实测发现，在不同负荷时，利德华福高压变频器功率因数都可达97%以上。而听说国外电流源型的高压变频器，其功率因数在负荷变化时变化很大，如低负荷时只有30%左右，高负荷时在70%左右。
(3) 直接高高型。可以直接输出6kV。而国外大部分变频器只能直接输出4.16kV。有的通过输出端带升压功能的滤波器将电压提升;有的通过改用户高压电机绕组接法，有星型接法改为三角型接法;有的用低压变频器变频，通过升压变压器将电压升上去。
(4) 效率高。实测发现效率为96%以上。国外高低高的变频方式效率较低，负荷较轻时效率更低，因为变化环节增多，每个环节都要耗能，所以效率自然就低下来了。
(5) 运行可靠性高。利德华福高压变频器具有功率单元自动旁路功能。国外大部分产品无此功能。当功率单元发生故障时，工程采用中性点偏移技术自动旁路故障单元，使输出的3个线电压仍然相同，转速仍然可以达到额定转速的97.5%,工程得以继续运行，而不影响生产，我们可以在方便的时候停机或者切换到工频下运行，然后用备用模块更换故障模块。高压变频器具有整机旁路功能，变频器故障时，工程可以手动或者自动切换到工频电网运行，不影响生产。
(6) 服务质量高。24小时内到达用户现场，技术人员技术好，素质高，服务态度好，能在几分钟----48小时内解决问题。
(7) 供货快。28天—90天的供货期。国外高压变频器供货期为4-6个月。
(8) 安装调试简单，投产快。安装调试约7天—14天，据说有时国外产品调试时间长达1年左右。
(9) 价格低。通过招投标，发现国产高压变频器总体上比国外同类产品低1/3—1/5，而且备品备件非常便宜。
(10) 国内高压变频器厂商办企业的方针政策是“让产品说话，让用户说话，让市场说话，让业绩说话”，这真诚体现了服务中国的理念。国外企业在国内销高压变频器的方式、价格、付款方式和服务难以体现服务中国的理念。
(11) 适应国情好。国内高压变频器电网波动适应范围在+10%—30%,适应粉尘多的场合，全中文界面，操作方便。常听说国外变频器在电网电压波动时容易停机，影响生产，对粉尘多的场合也难以适应，国外产品都为简陋英文字符显示，操作不便。
3 变频改造方案
#1炉引风机是两台双侧布置，变频改造前引风机的风量调节由人工调节挡板来实现。引风机及其电机参数如下:
电动机参数 引风机参数
型号:Y560-8 型号: Y4-73-11-27D
额定功率:1000kW 额定风量:425700m3/h
额定电压:6kV 额定风压: 5064Pa
额定电流:118.6A 介质温度: 90℃
额定频率:50Hz 额定转速:744r/min
根据#1炉目前的实际运行情况，考虑实际负荷情况，经对改造前引风机电机档板调节情况试验，确定变频器额定电流按100A左右来选择，比电动机额定电流118.6A减少了18.6A，由此可降低设备一次投资约10%。经过充分的市场调研，最后经招标选定北京利德华福技术有限公司生产的HARSVERT-A06/105型高压变频装置，额定电流105A。
为了充分保证工程的可靠性，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(见图4，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。
图4 工、变频旁路装置
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开关。工频旁路时，变频器应允许QF开关合闸，撤消对QF开关的跳闸信号，使电机能正常通过QF开关合闸工频启动。
变频调速工程配置上位机，上位机安装在控制室，通过上位机可以对变频器进行启动、停机、调速等控制，并可在上位机上显示变频器的运行数据和当前状态。为了保障调速工程的可靠性，在操作台配置对变频器的控制按钮，也可以对变频器实施启动、停机、加速和减速控制。目前，我们正在为机组配置DCS控制工程，到时，可以通过DCS控制变频器。
4 变频器运行节能效果测试情况
(1) 为了检验变频器运行效果，我们分别于2002年11月29日至30日(变频器投运前)和2003年2月11日到13日(引风机投变频后)对#1炉引风机电机功率及电源侧功率因数进行测试，测试在相同运行方式及相同工况下进行，测试数据如表1、2
由实际测量结果可以看出，变频器运行时，引风机电机功率因数在60MW时比变频前平均提高约0.346，在110MW有功时比变频前平均提高约0.24。
变频器运行时，引风机电机实际消耗功率，在机组60MW负荷时，甲侧比变频前减少406.3-144=262.3kW，乙侧比变频前减少392.6-136.3=256.3 kW;在机组110MW负荷时，甲侧比变频前减少577.5-435=143.5 kW，乙侧比变频前减少511.5-362=149.5 kW。
(2) 变频装置投运前、后引风机电量比较:
#1炉引风机变频装置于12月30日投入运行后，12月30日到2003年1月4日连续6天对#1炉引风机电量统计如表3所示。而变频装置投运前，12月1日至6日连续6天#1炉引风机电量统计如表4所示。
由统计结果可以看出，在发电量(六天平均负荷率约为80%)基本相同
龙山电厂降低NOx排放量方案选择烟气脱硝的工艺难度和成本都较大，因此，目前世界上只有少数发达国家有烟气脱硝装置运行，其中，只有日本和德国在火电厂普遍建立了烟气脱硝设施。从经济因素考虑，我国的经济实力还相对薄弱，我国在实施烟气脱硝这种需要大的资金投入和技术方面，还显得力量不足。
目前世界上脱硝的方法很多，如：选择性催化还原法（SCR）、非催化选择性还原法（SNCR）、E-SOX工艺、脱硝生物技术、再生式除SO2和NOx一体化工艺、活性炭联合脱硫脱硝工艺、SNOX技术、DESON-OX/REDOX工艺、尿素法、LBLphoSNOX工艺、脉冲电晕法、电子束照射法等。
目前全国各个电厂基本上贯彻国家环保要求，预留烟气脱除氮氧化物装置空间。如：云南滇东、浙江兰溪、山东邹县等。鉴于脱硝技术发展及国内应用现状，龙山电厂遵循如下设计原则：充分利用现有成熟技术降低NOx排放设计院与锅炉厂配合协作，优化制粉及燃烧工程，选用低NOx排放PAX燃烧器；降低一次风初温；在喷燃器区域加装降NOx专用喷口等成熟技术，使得龙山项目NOx排放量小于650mg/m3，达到国内先进水平。
预留脱硝改造的空间与锅炉厂密切配合，参照选择性催化还原法（SCR），充分预留脱硝空间。在预留改造空间时，需考虑如下因素：钢架载荷、锅炉尾部柱网、空气预热器腐蚀、引风机容量等。
龙山电厂预留脱硝改造方案荷载问题由于国内目前没有专业的脱硝公司，只有北京巴威公司和东方锅炉厂在与外方谈判技术引进事宜。通过北京巴威公司咨询外方，600MW机组典型脱硝工程的布置为5层，每层重量约200，t合计垂直载荷约1000，t水平载荷约120t.脱硝工程的安装位置。除脱硝装置载荷外，还有脱硝装置引入、引出烟道载荷，该部烟道垂直载荷约60，t水平载荷12t.
脱硝工程的安装位置以上载荷需在目前的锅炉钢架及尾部钢架设计、地基处理中考虑，为今后脱硝改造提供条件。载荷的预留按如下方案设计：钢架载荷预留。在锅炉尾部K5、K6列钢架，在设计时预留60t垂直荷载；钢架整体设计时考虑12t水平荷载，今后脱硝改造时可直接在现有钢架上安装引出、引入烟道。
引风机容量问题龙山电厂引风机现选用动叶可调轴流风机，引风机型号是：SAF31.5-17-1，B-MCR点压头4.2kPa.增加脱硝装置后，烟气工程阻力增加11.3kPa（视催化反应层的不同数目而不同）。
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