6 0 0 MW机组循环水泵变频改造及运行优化

2022-11-10冯晓波许新宇张文争闵昌发吴鸿飞刘宇王家胜

宁夏电力 2022年4期

冯晓波,许新宇,张文争,闵昌发,吴鸿飞,刘宇,王家胜

（1.贵州粤黔电力有限责任公司,贵州盘县 553505;2.重庆电力高等专科学校，重庆 400053）

0 引言

目前，发电机组厂用电率已成为运行考核的重要指标，而电网对发电机组调峰要求越来越高，发电机组在调整负荷时，也在同步调整辅机运行，既要保证安全，又要减小其厂用电，降低发电成本；同时大型辅机启动、停止会对电网产生功率冲击[1-2]。随着大型变频调速技术的发展，很多发电企业采用变频器来实现对辅机设备的控制，大幅降低大电机的启动功率，同时降低辅机的运行功率，实现厂用电率的同步降低，也降低辅机运行调整对电网和机组的冲击[3-4]。

国内许多发电企业采用变频技术对已建和新建机组高压大功率辅机（主要包括送、引风机、一次风机、循环水泵（以下简称循泵）等）进行优化或改造，均取得较好的经济效益[5-7]。本文介绍了某发电企业将机组锅炉大修后退出的引风机变频器(还具有使用年限)改造后用于该厂循环水系统，并对循环水系统的控制策略进行优化，实现4台机组混合交叉运行，节约机组厂用电。

1 循泵运行工况及变频策略

该发电企业由4台600 MW机组构成，汽轮机为亚临界、中间再热、冲动式、单轴、三缸、四排汽，凝汽式，其型号为N600-16.67/538/538-1。每台机组循环水系统配置2台88LKXA-28.6型立式循泵；循泵设计扬程为28.6 m，额定流量为32 983 m3/h，配备电机额定功率为3 500 kW；循泵设计工况均为工频运行，循环水的供水方式采用扩大单元制（两台机组的循泵出口有联络电动蝶阀相互连通，分组方式为1/2号机组，3/4号机组）。

该闲置的变频器匹配功率为3 800 kW，与循泵电机设计功率相匹配，采用相互补偿技术将该变频器内置功能与外在逻辑相结合可以消除两者在运行方式上的不兼容，采用变频调节循泵实现安全运行和节能目的。

2 循泵变频改造

2.1 变频器组成

循泵变频改造主要将原3、4号锅炉引风机退出运行的变频器进行利旧，变频器由变频器旁路开关QF2，变频器进出口开关QF3、QF4，原循泵6 kV电源开关QF1，变频器变压器柜、变频器功率单元柜、变频器控制柜，变频器变压器柜冷却器，变频器功率柜冷却器、冷却风机等组成，变频器一次回路如图1所示。

图1 变频器一次回路

2.2 循泵运行方式配置

按照设计配置，机组8台循泵均是工频运行。优化后的逻辑为低负荷时采用单台变频（连续）运行，高负荷时采用一台工频一台变频运行方式。循环水的供水方式采用扩大单元制（两台机组的循泵出口有联络电动蝶阀相互连通，分组方式为1/2号机组，3/4号机组）。

2.3 循泵变频改造后出现的问题

2.3.1 循泵出口蝶阀联锁保护时限设置不合理

原始逻辑中，循泵运行60 s后，出口蝶阀未开，循泵联锁跳闸。由于循泵电机改为变频控制，在从QF1开关闭合到6 kV电机中有延时，导致启动过后60 s出口蝶阀未在开位，开关自动断开。经过变频器静态调试，发现变频器从启动指令发出到出口蝶阀开到位总耗时在100 s左右。后将“循泵运行60 s后，出口蝶阀未开，循泵跳闸”改为“循泵变频运行120 s后，出口蝶阀未开，循泵跳闸”。工频条件下，该逻辑不变。

2.3.2 循泵变频运行母管压力偏低

机组在低负荷或者单台泵变频运行时，系统母管压力降低，造成备用循泵联启。通过循泵频率变化试验得出循泵最低允许运行频率对应压力值，将凝汽器循环水进水压力低联启备用循泵由0.14 MPa改为0.13 MPa。

2.3.3 循泵变频器控制电源设置

旧的循泵变频器控制电源设置和循泵控制电源在一路，在循泵变频器故障跳闸后该循泵工频失备。通过优化电源配置，将各机组循泵变频器控制电源独立供电，且循泵变频器电源开关QF3、QF4与旁路电源开关QF2控制电源应独立供电，确保循泵变频器故障跳闸后，该泵仍然处于工频备用状态。

2.3.4 循泵共振区调整

变频改造后，循泵将在低速区运行，容易停留在共振区域，触发事故及损坏部件。对循泵频率变化与振动测量试验，试验条件为单独一台循泵运行时变频工况和两台循泵并泵运行（其中一台变频运行，一台工频运行），得出单泵运行和并泵运行时的共振频率区域值，设置频率时避开共振区运行，确保循泵安全运行。

3 循泵变频改造后运行方式优化

循泵改造后，对其运行方式进行优化，寻求机组在不同冷却水进口温度和不同运行负荷下的循泵最佳运行方式，确定机组最佳运行背压，在提高经济性时，也同步减少厂用电率。

3.1 试验优化原理

机组最佳运行背压是通过机组微增出力试验和循泵流量功耗试验，结合凝汽器变工况性能计算得到。

通过机组微增出力试验，得出机组在不同负荷下，微增出力与背压的关系：

式中：ΔNT为机组微增出力，kW；NT为机组负荷，kW；Pk为机组背压，kPa。

式中：Np为循泵功耗，kW;W为凝汽器冷却水流量，kg/h。

3.2 循泵运行方式优化结果

以1号机组作为试验对象，在600 MW、540 MW、480 MW、420 MW、360 MW和300 MW工况下，考虑试验实测的凝汽器冷却水进口温度、不同循泵运行方式下的凝汽器冷却水流量和凝汽器性能试验结果，计算得到机组在上述负荷下，不同循泵运行方式和凝汽器冷却水进口温度分别为5～35℃时的凝汽器压力。根据机组循泵在不同运行方式下的凝汽器冷却水流量、循泵耗功、汽轮机出力和排汽压力的关系，考虑机组的极限背压(取3.3 kPa)，结合凝汽器变工况特性，计算出基于不同机组负荷在不同冷却水进口温度情况下的循泵最佳组合方式。

（1）联络门打开时，循泵最佳运行方式（运行方式为A工频，B变频），见表1和图2。

图2 循环水扩大单元制方式下运行方式

从表1和图2中可以得出，机组扩大单元制时，在夏季（循环水32～35℃）满负荷情况下仅需要3台循泵同时运行，机组整体性能效果明显。冬季，单台循泵就满负荷要求，在机组负荷540 MW时可以采用单台循泵变频运行。

表1 机组多种工况下循环水泵最佳组合方式

（2）联络门关闭时循泵最佳运行方式

根据机组循泵在不同运行方式下的凝汽器冷却水流量、循泵耗功、汽轮机出力和排汽压力的关系，考虑机组的极限背压(取3.3 kPa)，结合凝汽器变工况特性，计算出机组在不同负荷和不同冷却水进口温度下，联络门关闭时，循泵最佳运行方式，详见图3。

图3 循环水单元制方式下循泵运行方式

通过表1和图3得出，在完全单元制方式下运行，在冷却水温度17℃以下，单台循泵完全可以维持机组运行（变频和工频）；水温高于17℃时，机组满负荷运行时才需要两台循泵运行（一台工频，一台变频），节能效果显著。

4 循泵变频改造后节能效果

4.1 冷态启动效果

表2给出了机组冷态启动时电机电流情况。

表2 机组冷态启动节能效果分析

根据冷态开机耗时情况统计数据，平均每次冷态开机耗时15 h，冷态开机厂用电切换前使用的是从网上回购的电，为0.48元/（kW·h），根据变频功率37 Hz时电流计算，改造后冷态开机循泵电流降幅为195 A,电压取平均值6.2 kV,功率因数按照0.85计。其折算每小时耗电量按公式计算可得：P=UICOSΦ=1.732×6.2×195×0.85=1780（kW·h）。

冷态开机一次15 h，可节省电量为26700（kW·h），其节约的费用为12 816元。一年4台机组冷态启动次数按12次计，每年冷态开机循泵变频可节省费用为15.36万元。

4.2 低负荷运行效果分析

表3给出机组低负荷时，循泵变频时电机电流情况。

表3 低负荷运行时节能效果分析

据机组调峰运行情况，单台机组每小时可节约1 460 kW·h，通过统计近三年各台机组带负荷循泵低频运行时间,每台机组每年循泵低频运行平均时间1 500 h，4台机组循泵低频率累计运行时间为6 000 h，4台机组可省电量8 760（kW·h）。改造后低负荷循泵运行电流降幅为160 A,上网电价按0.35元/（kW·h）计,4台机组节省费用为306.6万元；4台机组循泵变频改造（含土建、安装、调试）累计投入270.72万元，循泵变频改造后每年总共可节省费用321.96万元，一年内即可收回全部改造成本，节能效果显著。