330 MW机组给水泵变频改造

张 毅，陈志忠，李建波

(大唐桂冠合山发电有限公司，广西 合山 546501)

1 概述

某发电公司2×330 MW机组于2004年投产，锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司制造的1 004 t/h锅炉，汽轮机和发电机由北京北重汽轮电机有限责任公司制造。该机组具有启/停快，调峰能力强的特点，其设计最低稳定负荷为额定负荷的40 %。每台机组的电动给水泵为2用1备，正常运行时给水系统通过DCS（分布式控制系统）自动控制，当给水流量小于30 %时，DCS采用汽包水位单冲量控制模式；当给水流量大于30 %时，DCS采用主调汽包水位、副调主蒸汽流量和给水流量三冲量控制模式。

给水泵电动机参数及给水泵参数如表1和表2所示。

自投产以来，该机组给水泵电机一直处于工频运行状态，在机组启/停阶段及变负荷阶段只能采用调节液力耦合器勺管开度的方式调整出力，给水泵电机长时间处于非经济区运行，因此需要对此给水泵电机进行变频改造。

表1 给水泵电动机参数

表2 给水泵参数

2 改造方案

2.1 加装变频器

给3台给水泵中的2台各加装1台进口日立DHVECTOL-HFP5000型变频器。该变频器采用单元串联多电平拓扑、高-高结构，采用无速度传感器矢量控制技术，直接输出0～6 kV电压。该变频器配有多重移相变压器，其副边多绕组输出，为功率单元提供独立的移相电源，可大大改善网侧的电流波形，降低设备对电网的谐波污染。2台变频电机电气一次接线如图1所示。

2.2 改进运行方式

正常运行时，2台变频电机运行，1台工频电机备用。变频运行时，合隔离刀闸QS1，将QS2置于a点；工频运行时，QS2置于b点，将隔离刀闸QS1分断。

2.3 电动机差动保护设置

使用变频器提供的隔离刀闸信号来控制差动保护，变频运行时切除，工频运行时投入。

图1 2台变频电机电气一次接线示意

2.4 勺管控制

给水泵变频调速运行时，勺管开度固定在最大输出位置，通过自动调节改变变频器运行频率；变频泵运行时，备用泵勺管跟踪变频运行泵转速。

2.5 润滑油泵改造

取消原有的主油泵及辅助油泵，加装2台多功能主油泵(1用1备)。给水泵启动前先启动多功能油泵，确保润滑油压和工作油压正常。

2.6 系统控制流程

改进后的系统控制流程如图2所示。

2.7 变频器冷却系统

变频器采用空-水冷方式散热，每台变频器配置2台18.5 kW的管道泵(1用1备)。管道泵的冷却水供给4台冷却器，每台冷却器配2台2.2 kW的风扇将冷风送出。变频器控制室要求密闭，冷却水采用无腐蚀、无杂质的循环水，且需满足pH值为中性、进水温度不大于33 ℃、水压为0.20～0.50 MPa、水流量为125 m/h的条件。

图2 系统控制流程

从变频器散发的热风经过通风管道排放到内有固定水凝管的散热器中，热风经过散热片后，将热量传递给冷水，使热量被循环冷却水带走，从而保证变频器配电室内的环境温度不高于40 ℃。空-水冷器现场布置情况如图3所示。

图3 空-水冷器现场布置

3 设备安装

3.1 安装地点

为避免电磁波相互干扰，变频器配电室应远离高压变压器和500 kV高压输电线路，该方案选择锅炉房与汽机房交界处的0 m层。为了利用原有高压电缆，该方案中变频器输出端的电缆从原6 kV厂用工作段开关下侧拆除后接入。

3.2 变频柜安装

在变频器配电室上楼层开6个孔，用于挂手动葫芦，吊装变频柜。在配电室内地面铺垫铁板、滚筒，使用吊车将变频柜吊置于滚筒上，用小型叉车将变频柜推入就位。

3.3 多功能油泵安装

打开原R17K.2-E调速型液力耦合器上部外壳，排干、擦净耦合器内部润滑油，在主油泵进出口法兰上加装堵板，拆除主油泵轴上齿轮，移除主油泵。在液力耦合器侧面开孔焊接油管，用磁铁吸除液力耦合器底部的铁屑、焊渣，并粘除其他杂物，然后安装多功能油泵。

3.4 安装冷却系统

2台管道泵进水口分别取自2号机A侧、B侧凝结器循环水进水管，回水管流入A侧循环水出水管，泵的出口装设单向阀门。电机电源取自主厂房380/220 V汽机2APC段及2BPC段，由DCS控制管道泵启停，A，B泵互为联锁。4台冷却器安装在变频配电间墙外地面上。

4 逻辑修改

(1)A，B泵变频作为运行泵时，C泵工频备用。C泵运行时，A或B泵可作备用。

(2)A，B泵的闭锁条件为：给水泵最小流量阀处于手动位置或给水泵开关在变频位置。

(3)C泵联锁启动条件为：联锁开关投入，且有1台变频泵在运行。

(4)抢水功能逻辑。信号跟踪回路作为信号切换；工频运行时跟踪副调液耦指令，变频运行时跟踪副调变频器指令；A，B泵在液耦自动或变频自动，当1台泵跳闸，联动C泵后，液耦指令快速恢复至原来的调节指令；A，B泵变频运行时，闭锁A，B泵的抢水功能，防止运行中误关液耦；在工频位置时，抢水功能不变。

(5)A，B变频器允许启动，必须同时满足以下条件：润滑油压满足条件(大于0.17 MPa)，给水泵系统温度正常，给水泵入口门开，除氧器水位正常(大于1 800 mm)，最小流量阀开，无开关未储能信号，给水泵无反转信号，无变频器轻故障信号，无变频器重故障信号，有变频器远方控制信号，有变频器允许启动信号。

(6)满足以下条件之一时，将跳开水泵：润滑油压低于0.08 MPa，给水泵系统温度高于整定值，除氧器水位低于1 100 mm，入口流量低(流量小于140 t/h，进出口门未打开，最小流量阀开度小于5 %)，变频器重故障。

(7)润滑油泵联锁逻辑。新增的润滑油泵命名为A多功能油泵、B多功能油泵，运行方式为1用1备，润滑油压力低于0.15 MPa时，联启备用泵。

(8)自动调节控制逻辑为：

① A，B泵变频自动回路采用原液耦自动控制方案，但需新建方案页，在图形画面增加新的操作器。在DPU06第128，129，130，131页，分别增加“给水变频控制跟踪逻辑”、“给水变频控制系统1”、“给水变频控制系统2”、“给水变频控制逻辑”4个方案页；变频控制的图形画面在汽机侧“A给水泵系统”、“B给水泵系统”、“给水除氧系统”及锅炉侧“锅炉汽水系统”中，增加“给水泵变频控制”及“给水泵变频启动”操作器；在汽机侧“开闭式冷却水系统”增加空-水冷系统操作界面。

② C工频备用泵和1台变频泵并列运行时，先不投变频泵自动，当变频泵频率逐步加大至100 %时，该泵液耦逐步关小；当2台泵调平衡后，工频泵和变频泵均用液耦投自动。

③ A，B泵变频调节和液耦调节自动投切开关相互闭锁，变频投入自动时闭锁液耦自动；液耦投入自动时闭锁变频自动，防止运行中误投自动。

④ 取消原指令反馈偏差大给水自动退出逻辑，增加自动指令底限为偏差10 %。

(9)新增报警信号。

① 声光报警：变频重故障；A，B润滑油泵全停；A，B冷却器风机跳闸；空-水冷全停状态。

② 普通报警：变频器轻故障；空-水冷故障；变压器风机故障；变压器温度过高；管道泵全停。

(10)其他。当第1台变频泵运行，启动第2台变频泵时，勺管开到100 %，逐渐升频，调整稳定后投入变频自动；同一台给水泵变频与液耦自动禁止同时投入；2台给水泵运行时，禁止1台投入变频自动、另1台投入勺管自动。

5 设备调试

5.1 变频器就地逻辑调试

(1)送变频器装置控制电源(220 V AC)、充电电源(380 V AC)，输入变频器参数。

(2)用调试电脑屏蔽变频器故障，将变频器“远方/就地”开关拨到“就地”位置。

(3)就地模拟运行变频器，观察变频器运行状态是否正常。

(4)模拟变频器轻、重故障，观察变频器保护是否正常动作。

(5)测试变频器的运行命令、停机命令、紧急停机命令、声报警复位命令是否正常。

5.2 变频器远方逻辑调试

(1)用调试电脑屏蔽变频器故障，将变频器“远方/就地”开关拨到“远方”位置。

(2)DCS模拟运行变频器，观察变频器反馈到DCS上的各个状态是否正确。

(3)测试DCS发给变频器的运行命令、停机命令、紧急停机命令、声报警复位命令是否正常。

5.3 变频器空载调试

(1)送变频器6 kV工作电源，将变频器的“远方/就地”开关拨到“就地”位置。

(2)合上变频器的充电电源开关FFB1；就地运行变频器，观察单元柜冷却风扇、变压器柜冷却风扇、变压器本体冷却风扇运行是否正常和转向是否正常。

(3)用示波器观察变频器输出的三相电压波形和幅值是否正常。

5.4 变频器带电机空载调试

(1)确认电机与泵的对轮已解开。

(2)由DCS合上6 kV开关，先工频试转电机，确认电机转向正确；6 kV开关断开后，一次回路手动转变频，将变频器“远方/就地”开关拨到“就地”位置。

(3)合上变频器的充电电源开关FFB1，合上6 kV开关，就地运行变频器，通过设置变频器参数，使得变频器没有输出，电机不转动。

(4)在电机不转的状态下，加变频器空载电流，完成后停止变频器运行，设置变频器的基本参数。

(5)设置好参数后就地运行变频器，观察电机转向是否正确，查看DCS上变频器的反馈电流显示是否正确。变频器带电机空载试验时只能升频，在升频过程中由于电机负载太轻可能会报功率单元直流过压故障，属于正常情况。

5.5 变频器动态调试

发电机组带一定负荷，确认自动控制系统模拟量信号、开关量信号正常，调节器PID参数正/反作用正确。打开在线运行调节系统功能块图，预置调节器参数，对PID调节器输出进行限幅，将自动调节系统投入闭环运行，观察过程变量响应曲线，逐次对各控制参数进行修正以满足机组运行要求，并进行以下试验。

(1)汽包水位定值扰动试验。在给定值(-10 mm)的±20 mm范围内变化5 min，过渡过程衰减率ψ=0.78，稳定时间小于35 s。

(2)汽包水位自动状态下的负荷扰动试验。负荷在170～260 MW且三冲量给水控制自动运行时，水位波动的最大偏差不超过±30 mm，水位稳定在给定值的时间为45 s；汽包水位动态偏差小于±40 mm。

以上试验结果表明，系统各项动态指标符合《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》的要求，并达到优秀标准。

6 实际故障

6.1 变频器故障

机组负荷为140 MW、C泵工频运行，变频启动A给水泵，C泵自动关闭，当A泵给水流量升至792.00 t/h、A泵6 kV开关处电流为462.69 A、变频器显示电流为582.00 A时，变频器发重故障跳闸。

6.2 原因分析

电机额定电流为599 A，变频器电流按电机额定电流设定(实际设置时比599A偏小)，故变频器保护动作正确，但变频器电流比6 kV开关处CT(电流互感器)测量的电流大，即变频器功率与电机功率不相符。

6.3 解决方法

优化变频器参数，调整变频器电流使其与6 kV开关处CT测量的电流相同，并设置变频器电流增加至599 A时闭锁变频器电流增加的功能。

7 改造效果

A，B泵加装变频器后，在不同的机组负荷下，对A，B给水泵的运行参数进行了测量。

根据实测数据计算，给水泵变频改造后平均节电率达29.70 %，按照全年运行300天，电费0.5元/kWh计算，则每年可产生经济效益613万元。

8 结束语

给水泵电机加装高压变频器是节能降耗、提高经济效益直接有效的措施，它不仅可避免启动转矩对电机的冲击，同时还因给水泵低转速工作减轻了对给水系统中阀门及管道等设备的冲击，能有效降低设备故障率和维修费用，延长设备使用寿命。

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