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1、HARSVERT-A 型高压变频器在 600MW 超超临界机组凝结水泵上的应用关键字：变频器 超超临界 凝结水 密闭冷却导读：摘要：超超临界燃煤发电机组具有煤耗低、技术含量高、环保性能好、节约资源的特点，必将是今后我国火电机组的发展方向。本文着重介绍 HARSVERT-A 多电平型高压变频器助力华能营口电厂 600MW超超临界机组凝结水泵变频节.摘要：超超临界燃煤发电机组具有煤耗低、技术含量高、环保性能好、节约资源的特点，必将是今后我国火电机组的发展方向。本文着重介绍 HARSVERT-A 多电平型高压变频器助力华能营口电厂 600MW超超临界机组凝结水泵变频节能增效情况，结果表明，采用HAR
2、SVERT-A 多电平型高压变频器对凝结水泵进行调速节能改造，具有投资省、见效快等特点。一、引言华能营口电厂位于辽宁营口经济技术开发区，电厂北边紧邻勃海，西南与营口港仅一墙之隔，为北方典型的海滨港口电厂。电厂二期工程为哈尔滨汽轮机厂两台 600MW 超超临界燃煤发电机组，分别于 2007 年 8 月 31 日和 2008 年 10 月 14 日移交生产。自投产以来，机组各项运行指标良好。3#机组 600MW 汽轮机配置 2 台 100%容量的立式双吸多级离心式凝泵，由定速电动机驱动。运行方式为一台运行，一台备用。采用凝结泵定速运行，系统存在以下问题：1.阀门调整节流损失大、出口压力高、管损严重
3、、系统效率低，造成能源的浪费。2.当流量降低，阀位开度减小时，调整阀前后压差增加，工作安全特性变坏，压力损失严重，造成能耗增加。3.长期 4070低阀门开度，加速阀体自身磨损，导致阀门控制特性变差。4.管网压力过高威胁系统设备密封性能，严重时导致阀门泄漏，不能关严等情况发生。5.设备使用寿命短、日常维护量大，维修成本高，造成各种资源的极大浪费。解决上述问题的重要手段之一是采用变频调速控制技术，利用高压变频器对凝结泵电机进行变频控制，实现供除氧器水流量的变负荷调节。这样，不仅解决了控制阀调节线性度差、纯滞延大等难以控制的缺点，而且提高了系统运行的可靠性；更重要的是减小了因调节阀门孔口变化造成的压
4、流损失，减轻了控制阀的磨损，降低了系统对管路密封性能的破坏，延长了设备使用寿命，减少了维护量，改善了系统的经济性，节约能源，为降低厂用电率提供了良好的途径。随着国家节能减排、建设节约型社会的重要国策深入贯彻实施，以及国产高压变频调速技术的日益成熟，结合华能营口电厂“千家企业节能行动”，将凝结水泵由工频运行改为变频控制已势在必行。汽轮机和凝泵参数见表 1-2。表 1：汽轮机规范序号 项目 规范 单位1 型号 CLN600-25/600/6002 型式超超临界、一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、凝汽式3 额定功率(TRL) 600 MW4最大连续功率（T-MCR） 624.1 MW5 阀门全开功率
5、（VWO） 646.9 MW6 额定转速 3000 r/min7 主蒸汽压力 25 MPa(a)8 主蒸汽温度 600 9 再热蒸汽压力（THA） 4.12 MPa(a)10 再热蒸汽温度 600 11 旋转方向 从调端看顺时针12 配汽方式 喷嘴13 回热级数 814 给水温度(TRL) 289 15 设计冷却水温度20 （夏季最高温度33） 16 最大允许系统周波摆动 48.551.5 Hz17 空负荷时额定转速波动 1 r/min18 噪音水平 85 dB（A）19 各轴承处轴径双振幅值 0.076 mm20 末级动叶片长度 1220 mm21 调节控制系统型式 DEH22 高压缸通流级
6、数 1+1023 中压缸通流级数 724 低压缸通流级数 2525 低压缸大气阀动作压力0.3kg/cm2-0.35kg/cm2MPa（g）26 盘车转速 3 r/min27汽轮机总长（包括罩壳）21 m28汽轮机最大宽度（包括罩壳） 12 m29 汽轮机本体重量 660 t30汽轮机中心距运行层标高 15 m表 2：凝泵规范制造厂 沈阳水泵股份有限公司型号 10LDTNB-4PJX型式 立式工况 最大工况 额定工况扬程 302m 311m出口压力 2.96MPa 3.05MPa转速 1480r/min 1480r/min流量 1527m3/h 1461 m3/h轴功率 1477kW 1472
7、kW汽蚀余量 4.4m 4.2m凝结水泵效率 85% 84%电机制造厂 湘潭凝泵电机电机型号 YKKL630-4电机转速 1480 r/min电机电压 6000 V额定电流 209.4A额定功率 1800 kW功率因数 0.93旋转方向 逆时针（从电机向泵看）绝缘等级 F二、动力系统方案经到兄弟电厂调研，结合我厂实际情况，最终确定我厂凝结水系统变频改造采用一拖二手动旁路方案，选用北京利德华福电气技术有限公司生产的 HARSVERT-A 型高压变频器。即配备一台高压变频器，通过切换高压隔离开关把高压变频器切换到要运行的凝结水泵上去。高压变频器可以拖动 A 凝结泵电动机实现变频运行，也可以通过切换
8、拖动 B 凝结泵电动机实现变频运行。两侧凝结泵电动机均具备工频旁路功能，可实现任意一台电动机的变频运行，另外一台处于工频备用，当高压变频器故障时，系统可联锁另一台工频电机运行。系统基本原理：它是由六个高压隔离开关 QS1QS6 组成。其中QS2 和 QS3，QS5 和 QS6 有电气互锁；QS1 和 QS5，QS4 和 QS6 安装机械互锁装置；QS2 和 QS5，QS3 和 QS6 有电气联锁。如果两路电源同时供电，A 凝泵工作在变频状态，B 凝泵工作在工频状态时，QS1 和QS3、QS6 分闸，QS2、QS4 和 QS5 处于合闸状态；B 凝泵工作在变频状态，A 凝泵工作在工频状态时，QS
9、2 和 QS4、QS5 分闸，QS1、QS3和 QS6 处于合闸状态；如果检修变频器，QS1 和 QS4 可以处于合闸状态，其它隔离开关都分闸，两台负载可以同时工频运行；当一路电源检修时，可以通过分合隔离开关使任一电机变频运行。当 A 凝结泵变频运行故障跳闸时，系统联锁起动 B 凝结泵，QF2开关工频运行。当 B 凝结泵变频运行故障跳闸时，系统联锁起动 A凝结泵，QF1 开关工频运行。三、控制系统方案1.改造原则凝结水泵变频改造要在保证除氧器水位调节品质不变，并可以在工作泵跳闸、低水压等特殊工况发生时保证机组正常运行前提下进行变频改造。改造利用现有的设备与系统，原来两个水位调节门全开以减小节流
10、损失，当高压变频器跳闸后，备用凝结水泵以工频方式立即启动，将凝结水打至出口母管，以保证在变频器跳闸时除氧器上水的稳定。两个调整门的开度由当前实际负荷计算得出，而且在 10 秒钟时间内迅速关到指定位置，最低程度减小系统扰动，维持除氧器水位在正常范围内，保证机组运行。2.实际改造实施情况变频器的启停通过闭合、断开变频方式下凝结水泵的 6kV 开关来自动完成，也就是说运行人员在凝泵操作面板上按下“启动”和“停止”按钮，即可完成 6kV 开关的闭合、断开及变频器的启停控制。由于是一台变频器控制两台凝泵，所以同时只能有一台泵在变频方式下，另一台泵在工频方式，在逻辑中设计了凝泵的变频运行方式和工频运行方式
11、，同时在原系统中分别增加了一套保护和一套联锁，即变频器重故障凝结水泵跳闸保护，变频器重故障备用泵联锁启动。正常运行时一台凝结水泵变频运行，另外一台凝结水泵工频备用，当变频运行且投入自动，除氧器水位调节门按照一定的速率（减小扰动）强制开到 95%的位置，变频器通过输出频率的改变来调整凝结水泵的转速，从而通过控制凝结水泵到除氧器的上水量，保证除氧器水位稳定在运行人员的设定值范围内。当水位发生波动时，通过 DCS 组态中以凝结水流量、主给水流量、除氧器水位三个参数构成的串级回路，输出转速指令至变频器，调整凝结水泵的上水量，以稳定除氧器水位。当就地设备发生故障，例如变频器发“重故障报警”或者凝结水泵突
12、然跳闸等故障时，当前凝结水泵的高压合闸开关断开，并闭合另外一台工频备用凝结水泵高压合闸开关，备用泵工频启动。变频器自动切换到“手动”方式，两个调节门自动切换到“自动”方式，当工频泵启动的瞬间，除氧器上水调整门开度仍然在 95%位置，凝结水上水量会因此猛增，为防止除氧器水位超过规定值，两个调节门必须在最短的时间内关到合适的位置，所以逻辑设计了在变频器“自动”方式时调门开度实时跟踪实际负荷的变化，一旦变频器由自动切手动，调门在 10 秒钟时间内强制关到当前负荷要求的开度且投入到“自动”方式运行。这个开度也是工频正常运行时调整门的理想开度值。当调整门关到负荷计算值位置并且稳定后，从而完成整个凝结水变
13、频故障的无扰切换。四、冷却系统方案由于变频器本体在运行过程中有一定的热量散失，为保证变频器具有良好的运行环境，需要为变频器配备独立的冷却系统。根据现场的实际情况，综合冷却系统的投资和运营成本、设备维护量、无故障运行时间，针对实际安装位置、发热总量、运营成本、施工费用等因素，此次变频改造采用了强制密闭式冷却方案。为保障变频设备处于安全运行，避免环境温度和粉尘对设备的不利影响，在变频器功率柜侧独立增加密闭式强制冷却系统。该系统作为变频功率柜外的附属装置，能够保证变频功率柜始终处于2535运行环境，大幅度延长滤网更换周期，减少现场维护量。不需要为变频器再独立建筑房屋，变压器柜采用开放式冷却，强制冷却
14、装置与变频器功率柜一体化设计，附着于功率柜顶部，制冷压缩机组安装于变频器柜附近。通过实际运行，强制密闭式冷却装置能够满足高压变频器运行过程中的散热需要，设备安装简便、快捷，热交换效率高。五、节能效果分析在不同工况下，凝结水系统改造前后，凝结水泵及电机的实际运行参数如表 3：表 3：凝结水泵及电机的实际运行参数负荷MW主汽压 力Mpa主汽流量t/h凝泵电流 A凝泵出口压力 Mpa凝泵转速r/min凝结水流量t/h改前 改后 差值 改前 改后 改前 改后 改前 改后600 24.9 1807184.2174.9 9.3 3.092.53 13951450.01455.0584 25.3 17291
15、82.4163.0 19.4 3.122.54 13641414.81417.8570 24.7 1724182.8162.9 19.9 3.122.36 13541418.81390.6550 25.2 1609177.6151.3 26.3 3.222.25 13021325.81325.7530 24.9 1579178.9144.4 34.5 3.172.17148012791332.81294.5500 24.7 1505172.8134.5 38.3 3.271.98 12331246.41231.5480 24.8 1382171.3120.9 50.4 3.301.88 118
16、21217.61158.4450 23.3 1184164.2100.9 63.3 3.361.67 10821115.41014.0400 21.0 1145156.3 95.9 60.4 3.441.46 1040 986.3 958.8350 18.5 1050147.4 84.0 63.4 3.501.20 969 832.9 892.2300 15.5 880142.6 68.8 73.8 3.531.02 878 770.0 772.0以#3 机组 08 年 7 月平均发电情况来测算，机组月运行小时数为 744 小时，发电量为 3.2809 亿 kWh，平均负荷为 440.9MW，负荷率为 73.5%。从表 3 中可以查到每小时可节约电流 63.3A。折合电量为:P= UICOS=1.732663.30.93=611.77kWh。按上网电价 0.393 元/kWh 计算， 每小时节约电费合人民币240.43 元，按年运行时间 8348 小时计算
