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纯水冷高压变频器在600MW火电机组引风机上的应用

浏览次数: 日期:2018-1-25 9:53:34

摘要: 本文介绍了国内首例纯水冷变频器在600MW超临界直接空冷机组引风机上的应用。引风机由直接启动改为变频启动,风量调节方式由静叶调节改为变频调节。改造后,节约了电能,改善了调节方式,取得了良好效果。

关键词:超临界机组;变频;引风机


一、工程概况

1.1、电厂简介

山西兆光发电有限责任公司位于山西省南部太岳山麓临汾盆地北部的霍州市境内,地处电力网架枢纽及负荷中心,是格盟国际能源有限公司投资建设的现代化大型环保发电企业,目前装机总容量1800MW。一期工程为2×300MW亚临界直接空冷机组,于 2005年9月投产发电;二期工程为2×600MW超临界双缸双排汽直接空冷机组,于2009年9月投产发电。四台机组均已配套建设全烟气脱硫、脱硝、除尘系统。


1.2、背景概述

为响应环保部、发改委、国家能源局、山西省政府以及及山西省环保厅提出的全面实施2015年山西燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案要求,兆光发电有限责任公司对现有机组进行烟气超低排放改造,同步进行2*600MW机组引风机变频改造工程。

兆光发电有限责任公司二单元2*600MW #3、#4机组进行超低排放改造。将原系统引风机、增压风机单列改为引增合一,配套引风机使用变频调速。

改造工程采用合同能源管理模式。


1.3、变频改造前设备概况

二单元2×600MW的每台机组改造前配备引风机两台功率为5000kW/6kV和一台增压风机功率为3900kW/6kV,具体参数如表1所示。

表1  改造前二单元2×600MW设备参数

辅机名称

3#机组(600MW)

4#机组(600MW)

调节方式

引风机

A

5000kW/6kV

5000kW/6kV

静叶

B

5000kW/6kV

5000kW/6kV

静叶

增压风机

3900kW/6kV

3900kW/6kV

动叶

1.4、变频改造后设备概况

经计算,二单元2×600MW机组超低排放改造,引增合一,拆除原有增压风机,新引风机配套电动机功率为7700KW,风机调节方式改为变频/静叶调节方式(表2)。

表2 二单元2×600MW机组超低排放改造技术参数

序号

项目

单位

数值

1

电动机型式


鼠笼式异步电动机

2

电动机型号


YBPKK1000-6

3

额定功率

kW

7700

4

额定电压

kV

6

5

额定电流

A

833

6

功率因数


0.9(额定负载时)

7

电机效率


96%(额定负载时)

8

绝缘等级


F

9

冷却方式


空冷式

10

接线方式


Y

11

转动惯量

kg·m2

1350


二、旁路方式选择和差动保护改造

2.1、旁路方式选择

变频器旁路方式一般有以下三种:

(1)手动旁路;

(2)自动旁路;

(3)同步投切。

   三种旁路方式的优缺点:

(1)手动旁路,成本低,但是变频器故障后无法自动转工频运行;

(2)自动旁路,成本稍高,变频器故障后能自动切至工频接带电机,但会引起炉膛负压大幅度波动,对机组安全影响较大。                                                           

(3)同步投切,成本高,变频转工频,工频转变频均能实现无扰动投切,但是前提必须确保变频器完好无故障,对引风机意义不大。

从风机故障时对炉膛负压波动影响及电机工频/变频切换时对厂用电系统的影响后,经多方调研,确定采用变频器“一拖一”手动旁路方式(图1)。

1.png

图1  “一拖一”手动旁路方式

2.2、差动保护改造

传统差动保护需配置同型号、同变比的两组CT,分别安装在电动机中性点和高压开关柜出口处,两组CT测量值的差值作为电动机差动保护的判据。因电动机投入变频运行后,电动机的输出电流的幅值及相位角随频率均发生变化,而开关侧仍处于工频模式,两组差动CT之间会产生差流,因此变频运行状态下需退出原电动机差动保护。

本次改造,兆光电厂在电机选型时选配磁平衡CT作为差动保护CT,电源侧原CT短封备用。磁平衡差动保护只需要一组CT,安装于电动机侧,电机的进线和中性点接线一正一反同时穿过磁平衡CT。电动机启动及正常运行时,流入各相始端与流入中性点端的电流为同一电流。对于磁平衡电流互感器而言,通过互感器的磁通方向相反、大小相等、矢量合为零,等效于一次侧无电流,一次绕组处于磁平衡状态,保护不动作。当电机发生故障时,故障电流破坏了电流互感器一次绕组磁通平衡,二次侧产生电流,差动保护动作跳开断路器高压侧开关,达到保护电机作用。

磁平衡差动保护接线简单、可靠。且变比很小、价格较低,不存在CT特性不一致的问题。变频改造后电机运行无需退出差动保护。

三、水冷变频器介绍

兆光电厂二单元2*600MW #3、#4机组引风机共4台,采用合康新能纯水冷高压变频器一拖一模式,变频器型号为:HIVERT-Y06/960W,表3是纯水冷高压变频器性能参数。

表3 变频器性能参数


序号

名称

参数

1

额定输入电压/允许变化范围

6kV/-20%~+15%

2

额定输入频率/允许变化范围

50 Hz/±10%

3

额定输入侧功率因数

≥0.96

4

变频器输出电压/变化范围

6kV/0~6kV

5

变频器输出电流/变化范围

960A/0~960A

6

逆变侧最高输出电压

6kV

7

谐波

谐波≤4%

8

变频器效率

>98%

9

输入侧功率因数

≥0.96

10

逆变形式及元件参数

6单元串联脉宽调制输出/IGBT

11

冷却方式

纯水冷

 

3.1、水冷变频器技术背景

3.1.1、 冷却方式分类

如图2所示,高压变频器冷却方式主要有4种冷却方式,分别为:风道冷却、空调冷却,空水冷,纯水冷。

2.png

图2 高压变频器冷却方式

3.1.2 、纯水冷和强迫风冷变频器比较

表4 纯水冷与强迫风冷变频器的比较


纯水冷方式

强迫风冷冷却方式

换热系数

高    3500W   /(m2·k)

低    35W/(m2·k)

尺寸

整机外形尺寸小,结构紧凑,节省空间

体积庞大,占地面积大

振动

噪音

水冷设备声音非常小,设备运行环境好,主要动力部件如水泵等采用一用一备方式,可靠性高,稳定性好

设备中有风机,随着变频器功率增大,风机数量越来越多,振动和噪声很大,影响变频器内部器件和风机本身使用寿命,稳定性差

防护

不受环境影响,可以在粉尘及有害气体的环境中正常运行;柜体防护可以达到IP42

环境中的导电粉尘及有害气体会附着到散热器与电气元件上,增加热阻,影响热量交换与电气绝缘;

适用范围

适用于所有功率变频器,尤其是大功率变频器与使用环境恶劣的场合

应用于大功率变频器散热效果差,影响可靠性与设备寿命

 

3.2、水冷变频器技术特点

3.2.1、 功率单元设计

① 单元冷却水采用并联接入方式,保证流量均匀分布;

② 独立的单元电解电容散热风道,电容运行温度低、寿命长;

③ 功率单元冷却水接头采用双截流快速捶拨接头,换单元时无需排水。

④ 水冷散热器采用真空纤焊工艺,工作水压可达6bar;

⑤ 采用叠层母排设计,寄生电感小、单元结构紧凑;


3.2.2、水冷柜

水冷柜原理图,如图3:

3.png

图3 水冷柜原理图

①管道回路中的所有器件均采用不锈钢材质;

②独立的去离子水处理旁路装置;

③主循环泵采用冗余设计,可在线更换与维修。

④完善的自动化控制。例如:冷却水的恒温控制,露点的控制、冷却水电导率监控与报警等等。


3.2.3、 变压器

水冷变频器移相变压器选择强油循环水冷却油浸式变压器,原边为Y接法,与进线高压直接相连,副边绕组为延边三角形接法为功率单元提供电源,参数如表5所示。

表5 变压器参数

序号

规  范

参数

1

系统最高电压

6.9 kV

2

额定容量

10000kVA

3

额定电压

6 kV

4

额定电流

960A

5

付边绕组数

多绕组(付边18+1组绕组)

6

付边电压

690V,辅助绕组为400V

变压器水路循环如图4所示:

4.png

图4  变压器水路循环图

比之干式移相变压器,有如下优点:

①损耗小,效率>99%;

②过载能力强,1.5倍容量下可持续运行120分钟;

③变压器容量可以做到更大;

④主循环泵采用冗余设计。


3.2.4、冷源水选择

纯水冷高压变频器外部冷源水可以有三种选择:

①现场提供,特点:需要根据现场水源配备管路及滤水装置。

②配备闭式冷却塔,特点:现场提供少量自来水,水质受外界环境影响较小。缺点是需额外建造闭式水冷却塔,增加外部冷却水,占地面积大,同时冷却水存在一定的自然损耗。

③配备精密冷水机,优点:无需任何水源,通过压缩机来实现水的冷却。缺点是占地面积大,造价高,电耗高,维护量大。

综合考虑后,兆光电厂冷却水源选择厂内辅冷水,水源接自机组辅冷水母管,回水接至开式水回水母管,在确保制冷量的前提下实现了冷却水的循环利用。


四、工程实施

4.1、土建设计

变频器的安装和接入在二单元锅炉房和电除尘中间空地采用砖混结构搭建专门的变频小间,其中安装的主要设备包括变频器主柜体、双路控制电源切换柜、检修电源箱,消防控制系统、柜式空调机,变频器的所有就地操作以及运行参数和报警参数的设置都在变频器小间内完成。

变频器小间内水管沟和电缆沟采用对称的U形设计,使电缆沟和水管沟完全隔离,变频器房外设置事故油池,用于移相变压器检修。


4.2、DCS改造

4.2.1、 引风机变频改造完,变频采用远程控制方式,即通过信号连接使DCS实现对变频启动、停机等的控制及运行监视。引风机高压开关柜通过高压充电柜实现对变频器的高压送电。

4.2.2、 引风机变频改造后DCS控制策略

(1)通过对引风机系统的深入研究,结合高压变频器的技术特点,制定和合理完善的DCS控制策略,变频改造后,改静叶调节为变频频率调节,静叶全开,通过改变变频器运行频率来改变风机转速,从而改变锅炉负压,即炉压控制仍沿用原控制逻辑,将静叶执行器更改为变频器给定频率;

(2)风机状态监视:

①风机工频运行反馈:变频器旁路刀闸合闸且引风机高压开关合闸;

②风机工频停运反馈:变频器旁路刀闸合闸且引风机高压开关断开;

③风机变频运行反馈:变频器运行信号;

④风机变频停运反馈:变频器运行信号消失且变频器电流小于70A;

(3)变频状态引风机保护停:

a)风机电机驱动/非驱动端温度>80℃;

b)任一风机轴承温度大于>100℃,延时10s;

c)风机变频方式运行80s后出口或入口挡板关;

d)炉膛压力低低(三取二),延时5s;

e)润滑油泵全停,延时15s;

f)同侧空预器停,延时60s;

g)冷却风机全停延时20min;

h)送风机全停;

i)变频器重故障;

备注:a-h同样可作为工频状态引风机保护停条件。

(4)变频自动:

①变频闭锁条件沿用原有静叶控制方式;

②变频自动退出条件:

a)变频器指令反馈偏差大于50%;

b)变频器反馈故障;

c)炉膛压力测点故障;

d)总风量故障;

e)引风机静叶投入自动;

f)引风机失速;

4.2.3、 引风机变频改造后控制方式


4.3、低压控制电源设计

每个变频器室设低压电源柜一套和检修电源箱一套,

低压电源柜负责变频器控制电源,采用双回路供电,分别取至锅炉保安段和汽机保安段,两路电源实现自动切换;

检修箱负责房间内其他用电负荷,照明和空调电源等,取自机组锅炉PC段。

4.4、变频器外源水选择

变频器外源水取自电厂辅冷水系统。兆光电厂地处IV污秽等级区域,辅冷水为开式水,水质比较差,施工中在变频器冷却水进水管道中加装自洁式过滤器。该自洁式过滤器滤网清洗方式有两种,一是定时清洗,最短可设为每两小时清洗一次;二是精密压差控制,根据滤网压差自动清洗。正常使用时两种控制方式同时有效。

变频器冷却水系统图如图5:

5.png

图5  冷却水系统图

五、改造效果

5.1 节能效果

2015年10月份至2016年3月份对#3、#4机组引风机进行变频改造。因改造后引风机随机组启动同步投入变频运行,缺少工频带载数据,之前运行数据因系统工况变化失去参考价值,故本次节能量计算为估算值。

改造后引风机电机功率为7700KW,节能量计算中工频运转电机平均功率暂按电机额定功率的60%计算,即:P工频=77000.6=4620KW

经统计从3月8日00:00点起至5月19日24:00止,3#机组两台引风机耗电量为1301.39万KWH,单台电机变频模式平均功率折算如下:

6.png

7.png

节能功率=P工频-P变频=906KW

单台机组两台引风机变频器改造后,单日节电量为4.35万KWH,3#、4#机组单日单台机组节电量为8.7万KWH,为机组的经济运行作出了很大的贡献。

表6为引风机变频器在机组各负荷段下的耗电量:

表6 引风机变频器在各负荷段下的耗电量


机组负荷
 单位:MW

A变频负荷
单位:kW

B变频负荷
单位:kW

3#机组

604

6477

6406

553

5296

5275

539

5387

5408

519

4715

4532

473

4033

4074

450

3580

3568

400

2750

2841

397

2444

2363

361

2353

2322

354

2322

2251

300

1986

2006

4#机组

600

6194

6221

530

4887

4891

500

4583

4601

450

3333

3351

405

2648

2662

400

2546

2559

340

2139

2151


5.2、引风机选择纯水冷变频器的必要性及优点

引风机采用变频运行后,除了节能和控制性能改善外,风机系统的运行工况也明显改善:

1、纯水冷变频器的高可靠性:做为机组的重要辅机,引风机的稳定运行直接关系到机组稳定运行。一台引风机故障跳机后,会引发机组RB动作,机组负荷快速甩负荷,甚至引起机组跳闸;

2、变频器反应灵敏性:兆光电厂二期2×600MW机组参与电网AGC/ACE调节,实时跟踪电网负荷变化,短时间内要求变频器快速,准确的加减频率,调整风机出力,以维持机组加减负荷是系统风量变化以及满足炉膛负压稳定的要求;

3、实现静叶全开,不再调整静叶,运行自动化程度大为提高,运行和维护工作量降低;

4、变频改造后,电动机实现软启动,降低了风机电机启动时对厂用电系统的冲击及避免大功率电机工频启动易导致电机故障的问题;

5、功率因数提高。从电网角度看,工频运行功率因数为0.85左右,变频运行后功率因数达到0.96.因此,即使满负荷运行,变频运行时,高压输入电流明显比工频时小,有利于节能和设备的安全运行。

兆光电厂2*600MW #3、#4机组于2016年3月5日到3月10日相继启动,同步投用引风机变频控制,变频器与超低排放项目一同通过电厂168小时试运试验。

截至2016年9月10日,两台机组停运, #3机组两台高压变频器运行4423小时,#4机组两台高压变频器运行3387小时,期间未发生影响机组稳定性的故障。且变频器加减频率时间完全满足机组负荷AGC/ACE调节的要求。


六、总结

实践证明,纯水冷变频器在兆光电厂600MW超临界直接空冷机组引风机上的应用是成功的,纯水冷变频器较之其他冷却方式的变频器的先进性、可靠性得到了证实。纯水冷大功率高压变频器在大型电厂辅机设备上的应用是电厂节能降耗、降低厂用电比率的有效途径。值得在大型机组上进行大力推广。

将变频器应用在包括引风机在内的大型电厂锅炉的风机类设备上,不仅节能,而且大大改善了调节品质和运行工况,取得了显著的经济效益和社会效益,使设备的运行方式更趋合理,设备的自动化程度控制水平进一步提高。虽然变频器的调速装置的一次性投资较大,但它所带来的回报是巨大的、长期的,值得大力推广。

本项目采用合同能源管理的模式,不仅可以大力推动节能减排工作,而且得到国家相关政策的支持,供需双方都能从中得到不错的经济效益,代表了今后大型机组辅机变频节能技改的方向。

 


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