图1 凝结水系统的工艺简图

据统计，我国火力发电厂中使用的风机和水泵的配套电动机总容量达15000MW，年总用电量达520亿kWh。而目前我国火电厂中多数风机和水泵基本上都采用定速驱动，存在严重的节流损耗切削率偏低。本文将介绍高压变频器在火力发电厂凝结水泵上的应用，分析改造之后的控制策略以及对变频的改造效果。

据统计，我国火力发电厂中使用的一次风机、送风机、引风机、给水泵、循环水泵、凝结水泵和灰浆泵等风机和水泵的配套电动机总容量达15000MW，年总用电量达520亿kWh。目前我国火电厂中多数风机和水泵都采用定速驱动，这种风机采用入口风门，水泵则采用出口阀门调节流量，这两种方式都存在严重的节流损耗，尤其在机组变负荷运行时，由于风机和水泵的运行偏离高效率点，使运行效率降低。现有调节流量的方法不会改变电机的转速，因此电机消耗的功率不变。若使用变频器对电机进行调速，达到用户期望的流量，则可以节约大量电能。

通过变频器调节出口流量

本次改造的电厂汽轮发电机、电气仪控系统采用德国西门子设计制造的设备，其中汽轮机为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排凝汽式反动汽轮机。辅机主要有2台全容量凝结水泵，2台半容量汽动给水泵，1台35%容量电动给水泵，3台半容量循环水泵，3台半容量真空泵，2台全容量闭冷水泵。系统采用传统的配置，凝结水通过凝结水泵升压后，经过轴封加热器、4台低压加热器后送入除氧器，在轴封加热器出口和LP1入口处设置除氧器水位调节阀（并列2个气动阀），用于控制除氧器水位。机组在满负荷情况下，除氧器水位调节阀开度都在40%~60%之间运行，凝结水泵电流变化却不大，50%~100%负荷间压差较大，阀门一直处在节流状态下工作，节流损失大。并且由于机组参与调峰，调峰期最大容量可达1400MW，在低负荷时，凝泵出力不变，造成很大浪费。凝结水系统的工艺简图如图1所示。

在汽轮机内做功后的蒸汽在凝汽器冷却凝结之后，用凝结水泵送到低加和除氧器中，然后通过给水泵送往高加、汽包。维持凝结水泵连续、稳定运行是保持电厂安全、经济生产的重要措施。

调节凝汽器内的水位是凝结水泵运行中的一项主要工作。在正常运行状态下，凝汽器内的水位不能过高或过低。当机组负荷升高时，凝结水量增加，凝汽器内的水位相应上升。当机组负荷降低时，凝汽器内水位相应降低。

凝结泵电机使用德国西门子立式电机，6KV/2600KW，每台机组配备2台凝结泵，1台运行，1台备用。没有使用变频器之前，凝汽器内的水位调整是通过改变凝结水泵出口阀门的开度进行的，调节线性度差，大量能量在阀门上损耗。同时由于频繁的对阀门进行操作，导致阀门的可靠性下降，影响机组的稳定运行。

图2 工频凝结水泵工作点和调节曲线图

使用高压变频器后，凝结水泵出口阀门不需要频繁调整，阀门开度保持在一个比较大的范围内，通过调节变频器的输出频率改变电机的转速，达到调节出口流量的目的，满足运行工况的要求。

改变频控制策略

将#1机#11凝结水泵改为变频器控制调节后，变频器的控制在DCS中实现，DCS根据除氧器水位进行正常调节，控制#11凝结水泵转速，以减少凝结水系统的压力损失，达到节能降耗的目的。

在正常工况下，DCS优先选择#11凝结水泵投入运行，并根据除氧器水位进行变频调速控制，调节凝结水泵。此时主凝结水调整门处于全开状态。如果#12泵开关一旦合闸（不管其他条件），主凝结水调门可根据负荷大小分别调600MW时调整至40%，300MW时调整至30%，其他负荷按此直线斜率确定调门位置，到位后#11凝泵6KV开关跳闸，主凝结水调门自动投入。在凝汽器、除氧器水位平稳后，将#12泵出口电动门由30%逐渐开展。为保证主凝结水母管压力不低于0.6MPa，#11凝泵最低频率设定为30HZ/900r/min。

#11泵有两种运行方式，即工频运行和变频运行。如变频器正常，#11泵使用变频调节（旁路断开），其操作顺序为：先合上#11凝结水泵6KV开关，再启动变频器。如变频器有故障，则需隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门自动来控制水位，其操作顺序为：将#11凝泵电源切换为旁路工频状态，合上#11凝结水泵6KV开关即可实现＃11凝泵工频运行。#12泵退出备用。#12泵控制方式保持不变，#11泵此时需隔离变频器，旁路在连通位置，处于工频备用位置。如#12泵故障跳闸或母管压力低，引起#11泵自投，这时#11泵在工频状态下运行，并通过主凝结水调门来控制水位。

如变频器正常，#11泵通过变频调节（旁路断开）；如变频器有故障，#11泵隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门来控制水位。#11凝工频运行时，如#11凝泵6KV开关跳闸，就应联动#12泵；变频运行时不仅#11凝泵6KV开关跳闸应联动#12凝泵，而且如变频器跳闸也应联动#12泵。

为了设备稳定运行，采取了一套完善的保护措施。当流量小于96kG/S或大于580kG/S，延时28s停机；当凝汽器水位小于400MM、A1和A2低加小于12600MM、A3低加小于1190MM、A4低加小于715MM、除氧器水位大于3070MM，则延时20s停机；当泵和电机轴承温度超过100℃时会跳机保护，只有电机绕组温度小于120℃，泵轴承温度小于90℃时，高压开关才允许合闸。控制指令由DCS发出，并现场组态。

图3 变频运行工作点和调节曲线图

改造效果显著

变频调速不仅节能效益显著，而且可以明显改善系统的安全可靠性，改造后系统有以下几方面的优点：

减少电机启动时的电流冲击：电机直接启动时的最大启动电流为额定电流的7倍，星角启动为4.5倍，电机软启动器也要达到2.5倍。观察变频器启动的负荷曲线，可以发现它启动时基本没有冲击，电流从零开始，仅是随着转速增加而上升，不会超过额定电流。

延长设备寿命：提高了凝结水泵的可靠性，延长了凝结水泵的寿命。采用变频调速后，低负荷时，凝结水泵低速运转，泵必需的汽蚀余量（NPSH）降低，降低了泵内发生汽蚀的可能性，延长了水泵的寿命。同时使用变频器可使电机转速变化沿凝泵的加减速特性曲线变化，没有应力负载作用于轴承上，延长了轴承的寿命，降低了凝泵的使用费用。

提高管系可靠性：变速调速运行时，其出口调节门可以全开，利用转速调节流量和压力，改善了由于阀门调节时对管系的冲击，降低了调节阀前后的管系泄漏的可能性，从而减少了维护工作量，提高了系统的安全可靠性。另外由于小流量时的转速低，便减小了泵及系统的噪音，改善了运行环境。

小结

随着大型机组参与调峰的增多，越来越多的辅机需要进行调速改造，以适应竞争的需求。这次英威腾CHH100高压变频器在火力发电厂600MW以上大机组调速改造的成功，为今后600MW以上机组应用高压变频器进行改造提供了良好的成功应用经验，为2500kW以上主辅机设备的改造提供了广阔的应用前景。同时其带来的良好节能效果以及在减少电流冲击、延长设备寿命、提高管系可靠性方面的优点，也得到了用户的高度好评和认可。