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发电厂吸风机变频器改造所涉及的控制策略探讨

发电厂吸风机变频器改造所涉及的控制策略探讨

       随着国家“节能减排”政策的出台,电力企业作为节能降耗的重要单位,采取了各种技术对设备进行改造和更新,以起到降低能源消耗、提高发电效率的目的,我厂也在充分调研、并参考兄弟厂家成功经验的基础上,对发电辅助设备进行了改造。在这些改造项目中,对锅炉吸风机电动机加装变频器是一个重要项目,因高压变频器投资较大,并且在方案的具体实施上涉及到电气和热控等专业,在技术上有一定的复杂性和风险性。

        吸风机变频器采用罗宾康完美无谐波变频器,安装在单独建造的房子里,并需要保持环境的清洁,变频器与开关之间采用电缆联系,变频器的安装由电气专业负责。

吸风机变频器从热控专业的角度来说,对变频器的控制需要满足以下要求:

1、 能够满足运行人员在DCS画面上对变频器实现远方启动、停运操作。
2、 能够对变频器的模拟量输出实现远方精确调节,改变吸风机的出力,达到调整炉膛负压的功能,正常运行过程中,可利用DCS来实现对炉膛负压的自动调节。
3、 变频器的运行参数,如电流、电压、功率等可由现场的变频器传输到DCS画面上,以便于运行人员进行监视。
4、 在单台变频器出现故障的情况下,可利用DCS中RUNBACK 的功能,来保证机组的继续稳定运行。
5、 吸风机变频器进行改造后,原来DCS中的各项功能,如与其他设备之间的SCS连锁关系,在进行逻辑修改的基础上能继续保留。
6、 在两台变频器同时故障的情况下,应使FSSS保护动作,使机组能可靠停运,从而保护设备的安全。

       在项目的实施过程中,我们首先着手对我厂一期两台135MW机组上所应用的吸风机进行了加装变频器的改造,并拆除了原系统中的吸风机的勺管执行机构。在变频器现场安装结束后,热控专业进行了现场I/O测点的核对,将相关的测点放置在原来的风烟系统中间,不重新增加I/O硬件设备,在DCS机柜和变频器之间增放了控制电缆,并根据运行人员的要求,修改了DCS画面。

        我们把工作的重点放在SCS和MCS逻辑的修改上,在项目实施过程中,我们专门组织了各个相关专业,对DCS的逻辑修改方案进行了讨论。在变频器的电气一次回路接线中间,保留了原来的电动机开关,新增加了变频器的控制开关,并对应于变频和工频方式两种接线方式,增加了三把闸刀,如何将这些新增加的设备以比较简化的方式去贯穿到组态逻辑修改中间,是控制策略修改的一个难点。

        首先,对于各风烟系统相关设备,如电动机、风门挡板执行器、给粉变频器等设备,原来与吸风机电机之间的连锁关系都因为变频器的改造而改变了,同时,原来吸风机电机开关状态所参与的FSSS保护和RUNBACK等连锁关系也需要进行修改。针对以上情况,采用了“吸风机运行综合信号”和“吸风机停止综合信号”的概念,原理是将吸风机电动机开关、变频器开关、工频和变频闸刀这些设备以一定的逻辑关系推导出“运行综合信号”和“停止综合信号”两个概念,并以此两个综合信号去取代原来电机开关所参与的SCS逻辑,依照以上的方案,我们对逻辑进行了详细的修改后将组态策略下载到控制器中。

       经过对设备的静态连锁试验,验证了所修改逻辑的正确性后,我们会同电气和锅炉等专业一起对吸风机变频器进行了动态试验,启动变频器,并适当增加模拟量输出,变频器的转速跟踪良好、调节精度高、响应速度快,试验结果证明:利用变频器来实现炉膛负压的调节,从理论上来讲,调节品质应该优于原来利用液力偶合器勺管来调节电机转速的方式。

         在经过动态试验后,我们对MCS逻辑进行了修改,将原来针对勺管的输入修改为针对变频器的输出,考虑到变频器的快速响应特性,在DCS画面中对变频器的手动操作面板进行了修改,将原来全行程为百分比的面板修改为0~750rpm的转速调节面板,并在画面上通过DCS软件来限制运行人员单次操作的幅度,以防止出现大幅度增减出力的情况。在变频器投入自动调节回路的时候,采用同一个PID调节回路输出,经过两个单独的软伺放模块,然后输出到变频器中间去,正常情况下针对两台变频器的模拟量输出是相等的,特殊情况下在操作面板上也允许运行人员通过设置偏置量的方式来手动改变两台变频器的输出。

        画面修改工作和MCS逻辑修改工作结束后,我们再次启动两台吸风机变频器和两台送风机,开启相应的风门档板,在锅炉冷态的情况下对变频器自动调节回路进行调试。首先投入变频器PID自动调节回路,设置自动调节值为-100Pa,然后通过调节送风机的出口挡板,观察吸风机变频器的响应情况,经过多次的扰动,自动调节系统工作良好,在各种状态下均能满足炉膛负压在定值范围波动不超过±40 Pa之间的要求,我们还适当修改了PID调节系统的参数,试验证明系统能够满足运行的需要。

        变频器改造工作结束后,机组正式启动,在锅炉点火初期,启动风机以后,运行人员即投入吸风机变频器自动调节回路,在接下来的升温升压、汽机冲转、发电机并网带负荷的过程中,自动调节回路一直良好地工作,调节系统实现了设计的功能。经过多次的机组启动、停止的动态考验,吸风机变频器的自动调节回路都能满足运行人员的需要,能够实现全过程投入自动。

        在对135MW机组实施变频器改造取得成功的基础上,我们着手进行了针对我厂三期两台330MW机组变频器改造的工作,在项目的实施过程中,电气专业的工作与135MW机组相类似,无特殊困难,对于控制系统来说,SCS逻辑的修改也可参考135MW机组的修改方案。但在针对MCS逻辑的修改过程中,我们遇到了这样的问题:135MW机组变频器取代了原来的勺管,来实现对吸风机转速的控制,而在对330MW机组炉膛负压自动调节回路的修改上,因为吸风机静叶调节挡板仍然保留,所以是否保留原来的静叶调节回路,需要进行斟酌。

        经过我们几个专业的讨论,认为:变频器运行方式下,可以参考135MW机组的调节回路,但如果在机组运行过程中变频器发生了故障的情况下、或变频器因为检修,而处于工频运行方式,此时仍然需要调节吸风机的静叶开度,来实现对炉膛负压的调节,所以原来的静叶调节回路不能取消。所以在MCS逻辑方案的设计上,新增加了一套独立的、针对变频器的PID调节回路,在机组正常运行过程中,投入变频器自动调节,来调整炉膛负压,此时静叶调节回路投入跟踪,由运行人员将静叶开足;在变频器在工频方式下、或变频器的输出稳定不变时,投入静叶自动调节回路,这两套系统相对独立,在逻辑上实现相互闭锁,即在一套自动调节回路投入自动的情况下,闭锁另外一套系统的自动投入,以防止出现调节异常。正常运行过程中,当单台引风机变频器跳闸时,应自动关闭相应的引风机的静叶,此时自动调节系统应能快速响应,保证炉膛负压的正常。

         按照以上原则对MCS逻辑进行修改后,我们进行了动态试验,参考135MW机组的方法,在锅炉冷态时启动两台吸风机变频器和两台送风机,并投入变频器自动调节回路,通过开关送风机动叶开度等方法,验证变频器PID调节回路的性能,并调试PID参数,试验结果表明自动调节回路能够满足要求,此时静叶自动调节回路处于跟踪状态。随后我们将吸风机变频器停运后切换到工频方式,并投入静叶调节回路,此时变频器调节回路处于跟踪状态。

       以上工作完成后,在机组正式启动后,变频器投入运行的情况下,在各种工况下,自动调节回路均能满足要求,实现了所设计的功能。在机组运行过程中出现的几次单台变频器故障的情况下,自动调节系统都快速的进行调节,增加了另一台变频器的输出,同时由于RB的正确动作,没有引起机组的停运,保证了机组的安全运行。

       从热控专业的角度上讲,对变频器控制策略的修改涉及到许多方面,一定要在充分考虑各种运行方式的前提下,对控制策略进行适当修改,才能可靠的实现对设备的控制。
        经过对我厂六台机组的吸风机变频器改造并取得成功以后,我们认识到:利用先进的技术,对发电厂的辅助设备进行改造,不仅提高了机组运行的经济性,而且提高了设备的自动化程度,减少了运行人员的操作。而对于在技术改造中出现的一些新问题,只要通过详细的分析、研究,在保证设备安全的前提下进行必要的试验,是能够进行解决的,当然在项目的调研、实施的过程中,需要注意各专业的协同性和相互联系,才能够更好的把实现所设计的功能。

附图:330机组负压调节的历史曲线
变频器调节和静叶调节面板和画面修改(一二期和三期分开)
组态图纸
综合信号示意图


























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