送风机的作用是提供锅炉然烧所需要的空气（氧气），保证合理的风煤配比，帮助燃料的充分燃烧，从而控制烟气的含氧量和灰粉可然物的比例，提高锅炉燃烧效率。

    引风机的作用则是排送锅炉烟气至烟囱，用来调整炉膛负压的稳定。由于引风机输送的是高温烟气，燃煤锅炉要求风机耐烟气温度及磨损，轴流风机叶片和离心风机叶轮要采取耐磨措施。燃烧重油时，须注意烟气中硫的成分所造成的低温腐蚀，一般不设置消声器。

    引风机与炉膛爆裂的关系: 对负压炉膛的锅炉而言，正常运行时，引风机的压力主要用于克服烟道子系统的阻力，炉膛只维持一个数值很小的正常的负压。由于下面要讲到的原因，流量沿性能曲线减少，直到零流量时，系统阻力降至最小，引风机在这时的压力即为炉膛内的负压。炉膛若按正常运行条件下的压力设计，就有产生炉膛内向爆裂的危险。为避免炉膛爆裂的危险，炉膛及烟道系统的设计压力应大于引风机零流量时的压力并留有足够的余量，或者引风机零流量时的压力应低于炉膛设计压力。炉膛内爆或者说引风机出现零流量的两个主要原因是炉膛进风中断以及熄火后炉膛温度迅速下降。前者是由于送风设备失灵，后者则由于锅炉起动时主燃料不着火或者运行中燃料突然中断。已经有过由于上述两个原因一起出现，导致炉膛严重爆裂的事故记录。

    所以锅炉主燃料灭火保护（MFT）是锅炉十分重要的保护系统，MFT系统对送引风机的运行可靠性提出了很高的要求：（a）一台送（或引）风机因故障跳闸，联跳同侧引（或送）风机，以保证炉膛负压稳定，锅炉负荷下降到70%额定负荷以下运行；（b）同时失去两台送风机或两台引风机的话，延时3秒，锅炉灭火保护（MFT）动作，切断主燃料供应，造成停炉（停机）事故的发生。

    由于机组的负荷经常变化，为了保证锅炉的燃烧和负压的稳定，需要及时调整送、引风量和煤粉量。在200MW及以下机组，一般采用调整风机入口导向叶片的角度（风门开度）的方式来调节风量，这种风门调节的截流损耗一般为30％Pｅ（额定容量）。在300MW及以上机组，则采用调节风机动、静叶片的方式来实现风量调节，这种调节方式的节流损耗也在20％Pe左右。如果采用变频调速改造，将可以消除风门和叶片的节流损耗。

    我国火电厂风机虽巳普遍采用了高效离心风机，但实际运行效率并不高，其主要原因之一是风机的调速性能差，二是运行点偏离风机的最高效率点。我国现行的火电设计规程SDJ—79规定，燃煤锅炉的送、引风机的风量裕度分别为5％和5％～10％，风压裕度分别为10％和10％～15％。这是因为在设计过程中，很难准确地计算出管网的阻力，并考虑到长期运行过程中可能发生的各种问题，通常总是把系统的最大风量和风压富裕量作为选择风机型号的设计值。但风机的型号和系列是有限的，往往在选用不到合适的风机型号时，只好往大机号上靠。这样，锅炉送引风机的风量和风压富裕度达20％～30％是比较常见的现象。

    一般在锅炉风机容量设计时，单侧风机运行时具备带75％负荷运行的能力，这主要是从机组运行的安全性出发的；当失去一侧送引风机时，机组还能带75％的负荷运行。所以当双侧风机运行，机组带满负荷时，送引风机的设计余量在20～30％左右，风门开度一般为50～60%，这也是从风门调节的灵敏度来考虑的。这就为风机的变频调速节能改造造就了巨大的潜力，即使在机组满负荷运行时，也有20～30%的节电率。

    锅炉风机的风量与风压的富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。一般情况下，采用风门调节的风机，在两者偏离10％时，效率下降8％左右；偏离20％时，效率下降20％左右；而偏离30％时，效率则下降30％以上。对于采用调节门调节风量的风机，这是一个固有的不可避免的问题。可见，锅炉送、引风机的用电量中，很大一部分是因风机的型号与管网系统的参数不匹配及调节方式不当而被调节门消耗掉的。因此，改进离心风机的调节方式是提高风机效率，降低风机耗电量的最有效途径。


    2 送引风机的变频调速实例

    2.1 工程概况

    贵阳发电厂总装机容量为2×200MW，两台900T/h煤粉汽包锅炉，每台锅炉配置两台送风机（1800kW/6kV）和两台引风机(2000kW/6kV)，均为离心式风机，采用入口风门调节风量。由于机组调峰任务重，负荷在100MW～200MW之间大幅度变化。由于采用风门调节，造成巨大的节流损耗，浪费了大量的电能，致使厂用电率居高不下（高于10%），供电煤耗高，发电成本不易降低。当机组在额定负荷下运行时，风机效率较为理想，但当机组降负荷运行时，一部分功率被消耗在挡板上，且机组负荷越低，消耗在挡板上的功率越大，从而使风机效率随机组负荷降低而迅速下降。目前厂用电率超过10%，因此选择高效的风量调节方式对送引风机进行节能改造已成为当务之急。

    此外，风机系统在运行过程中还存在一些其他问题：

    （1）挡板动作迟缓，手动时运行人员操作不灵活，如操作不当还会造成风机振动。投自动运行时，很难满足最佳调节品质；

    （2）风机挡板执行机构故障较多，不能适应长期频繁调节，使风机调节系统一直不能正常投入自动运行；

    （3）风机电动机在起动时，采用直流起动方式，起动电流为额定电流的5～7倍，电动机受到的机械，电气冲击较大，经常发生转子笼条断裂故障；

    （4）电动机容量比风机额定出力大，多余容量不能利用，降低了效率，浪费了电能；

    （5）挡板受冲击，磨损较严重，漏风现象严重。

    为了进一步适应厂网分家、竞价上网的电力体制，进一步节约能源，降低厂用电率，保护环境，改善运行控制方式，减少风机的磨损和噪音，利用电机变频调速方法实现风量调节，达到节能和实现稳定控制的目的，贵阳电厂决定采用合同能源管理的模式对两台机组的8台送引风机进行变频调速节能改造。变频器则选用深圳市科陆变频器有限公司生产的CL2700系列高压变频器。

    2.2 设备参数及运行状况

    2.2.1 设备额定参数表（年运行时间：6500h，电费0.3008元/ kW.h）

    2.2.2机组运行状况

    （1）8#机组送风机

    两台同型号电机，同时运行，运行电流值随机组发电量改变，当发电量达到额定值200MW时，电流192A，风门开度85%；当发电量为180MW时，电流161A，风门开度56%。风机额定风量37.3~65.73×10⁴m³/h，额定风压13682~8585Pa，实际风量为259 m³/s(93.24×10⁴m³/h)。据了解，机组平均每天有6h工作在满负荷情况下，其他时间都处于不满载工况。

    （2）8#机组引风机

    两台同型号电机，同时运行，运行电流值随机组发电量改变，当发电量达到额定值200MW时，电流189A、192A，风门开度93%、86%；当发电量为180MW时，电流178A、180A，风门开度61%、59%。风机额定风量62.54~104.23×10⁴m³/h，额定风压4390~6174Pa。据了解，机组平均每天有6h工作在满负荷情况下，其他时间都处于不满载工况。

    （3）9#机组送风机

    两台同型号电机，同时运行，运行电流值随机组发电量改变，当发电量达到额定值200MW时，电流126A，风门开度51%；当发电量为180MW时，电流123A，风门开度54%。风机额定风量38~64×10⁴m3/h，额定风压8888~6308Pa，实际风量为34.64×10⁴m³/h。据了解，机组平均每天有6h工作在满负荷情况下，其他时间都处于不满载工况。

    （4）9#机组引风机

    两台同型号电机，同时运行，运行电流值随机组发电量改变，当发电量达到额定值200MW时，电流151A、154A，风门开度100%、100%；当发电量为180MW时，电流144A、152A，风门开度80%、100%。风机额定风量62.54~104.23×10⁴m3/h，额定风压4390~6174Pa。据了解，机组平均每天有6h3.23工作在满负荷情况下，其他时间都处于不满载工况。

    2.2.3节能经济效益评估：

    根据送、引风机在机组不同负荷下工频运行时的风门开度数据，进行了节能预算：平均节电率为20% 左右，每台机组四台送引风机约节省电功率1000kW，每月节约电量720000 kW.h，合节省标准煤：3.45×10^-4t/kW.h×720000kW.h=248.4t；可节约电费21.6万元；两台机组每月可节电144万kW.h，节约电费43.2万元。

    为了进行节能计量，先将机组负荷按10MW为间隔，从120MW开始，分为13个负荷段进行工频运行计量，作为变频节能的计量标准；变频运行的耗电量则每月一次读表计量，再从机组DCS系统调出月负荷曲线算出每一负荷段的时间，就可测算出工频耗电量，两者一减即为当月的节电量。因为篇幅关系，表1是以8#机组为例的工频计量数据，表2是8-1# 引风机2010年5月份的变频节能计量表。

    表1 8#机组工频运行时各负荷时辅机电动机每小时耗电量：

    表2 8-1# 引风机2010年5月份节能量计量表

 
    两台机组5月份总节电量：1404144.87 kW.h；节约电费：43.247662万元。

    （上网电价：0.3008元/ kW.h）与预算的20%左右节电率是相吻合的。


    3 电站风机变频调速系统可靠性措施

    为了保证锅炉风机调速系统的可靠性，对高压变频器采取了以下措施：

    （1）高压变频器的功率单元采用了N+1冗余设计，6kV系统的每相功率单元至少6级串联，10kV系统的每相功率单元则至少9级串联，以便当功率单元故障时可以自动旁路，故障功率单元可以在线更换，保证系统继续正常运行。

    （2）为了保证变频调速系统的可靠性，高压变频器采用了功率单元故障自动旁路功能，当某一个功率单元故障时，可自动切除一组功率单元，变频器仍可带额定功率运行；当再有某个单元故障时，再切除一组功率单元，变频器降额运行。这样就避免了因为变频器功率单元故障而跳风机

    （3）为了保证锅炉风机的连续运行，避免因为变频器故障而跳风机，整套变频装置还配备有自动旁路装置，当变频器重故障而退出运行时，风机电动机可以直接手动或自动切换到工频电网全速运行。因为当风机由变频器驱动调速运行时，风门处于全开状态，当风机由变频器驱动突然切换到电网工频全速运行时，会引起大的风量和风压扰动，影响锅炉的稳定运行，所以当切换时，必须要联关风门。一般的风门从全开到全关的时间约45s左右，从全开到33%开度也需30s左右。若手动切换，联关风门的速度是跟得上的，但由于风机停机时间太长（2～3min），锅炉失风时间太长，虽不致于灭火，但会引起大的负荷扰动（负荷基本卸光），相当于一次停炉的冲击，因为小型流化床锅炉采用单风机系统，不象采用双风机系统的锅炉，失去一侧风机时仍能带75%的负荷，因而对锅炉的负荷冲击不大，热力系统还来得及调整。

    若采用自动切换方式，切换时间约需2～3s，不会影响锅炉负荷，但由于风门来不及关到适当位置，将会造成一次大的风量扰动，控制和保护系统应有相应的配合措施，否则也会引起锅炉灭火保护动作。

    （4）为了进一步防止当变频器故障时切换引起的扰动会影响锅炉的正常运行，也可以设计双变频器系统：每一台风机配备同样容量的两台变频器，一台拖动风机运行，另一台开机备用。当运行变频器因故障而跳机时，备用变频器立即跟踪电机转速起动，可以不需要联动风门，并可使扰动降低到最小程度。但是设备的投资就会增加将近一倍左右，对于一般出于节能目的的用户可能是很难接受的。

    （5）根据锅炉双侧风机并列运行的工艺要求，考虑到风机系统运行的安全性，风机变频调速系统采用标准的“一拖一”带自动旁路切换方案。“一拖一”自动切换方案一次接线原理图如图1所示：

图1 “一拖一”自动切换方案一次接线原理图

    6kV电源经高压隔离开关QS1、真空接触器KM2到高压变频装置，变频装置输出经真空接触器KM3、高压隔离开关QS2送至电动机，电动机变频运行；6kV电源还可经真空接触器KM1直接起动电动机，电动机工频运行。KM1与KM2、KM3电气闭锁，在KM1合上的情况下，KM2和KM3都不能合上；在KM2合上的情况下，才能合上KM3，但KM1不能合上。保证任何时候，KM3和KM1不能同时合闸，以保证变频器安全。隔离开关QS1、QS2作用是：隔离变频器进行维护，保证维护人员安全，非维护期两个隔离开关处于合闸状态。

    （6）具体运行方式如下：

    ①变频启动：

    变频器在启动之前QS1、QS2已经手动合上；

    变频器在接收到DCS发送的“变频方式运行”指令后，自动合KM2、KM3（KM1处于断开位置），在系统条件允许（柜门已关、控制电源正常、风扇开关正常和没有其它电气故障）情况下，延时300s向DCS发出“请合高压”信号；

    DCS在接收到“请合高压”信号后，便可以合6kV高压开关；

    变频器在接收到6kV高压开关已合信号后，延时30s后变频器给DCS发一个“请求运行”信号；

    DCS在接收到“请求运行”信号后，发出“运行指令”。变频器在接收到“运行指令”信号后变频器开始运行，同时给DCS发一个“变频运行”状态信号，运行频率从0Hz按照设定的时间升频至给定频率值；

    DCS可以在变频器启动以前将“频率给定信号”给定到预定值。

    ②变频正常停机

    在运行时需要正常停机时，DCS给变频器发出“停机”信号；

    变频器接收到“停机”信号后，运行频率按照设定的时间降至0Hz，然后断开“变频运行”信号，给DCS发“请求断高压”信号，检测到用户开关断开后再断KM2、KM3；

    ③变频紧急停机

    变频器在正常运行时需要紧急停机可以由DCS直接断开6kV开关（一般情况不要进行此项操作）。变频器控制柜设置“紧急停机”按钮，可就地紧急分断高压开关。

    ④变频故障切工频

    变频正常运行时KM2、QS1、QS2、KM3闭合，KM1断开，如果变频器出现重故障：

    先断开用户开关QF11，再断开KM2、KM3；

    延时3s或者接收到DCS发送的“档板就位信号”；

    合KM1；

    合用户开关QF11

    ⑤变频器正常运行切工频

    变频器接收到“变频切工频”指令，频率升到50Hz，同时DCS调节挡板开度到合适位置；

    封锁输出脉冲，断开用户开关QF11

    断开KM2、KM3；

    合KM1；

    合用户开关QF11

    ⑥工频切变频

    变频器接收到“工频切变频”指令；

    变频器预处理，在KM1没有断开的情况下，合KM2，变频器预运行状态；

    变频器预处理就绪，断开用户开关QF11和变频器内KM1，延时1.5s合KM3和用户开关QF11，变频器自动检测电机运行相位和频率，在没有电流冲击的情况下，电机投入变频运行，直至DCS给定频率。

    ⑦工频正常停机

    由DCS控制断开高压开关。

    上述切换试验，必须经过实际带负荷试验，以确保切换操作不会对机组运行造成较大影响。