高压变频器在火力发电厂凝结水泵中的应用分析
介绍了高压变频的发展历史、原理，分析了南阳鸭河口电厂2×350MW发电机组凝结水泵变频改造的基本情况和控制方面存在的问题，提出了解决方案，分析了改造后的节能效应。
一、高压变频的发展
20世纪80-90年代初，高压电机的调速主要采用三种方式。
1.液力耦合器方式
即在电机和负载之间串入一个液力耦合装置，通过液面的高低调节电机和负载之间耦合力的大小，实现负载的速度调节。
2.串级调速
将异步电机转子绕组的一部分能量通过整流、逆变再送回到电网，调节转子的内阻，从而改变了电动机的滑差。
3.高低方式
利用一台变压器，先把电网电压降低，输入到低压变频器实现变频，输出到低压电机或者输出到升压变压器，升压后再供给高压电机。
上述三种调速方式中，都具有明显的缺点，液力耦合器和串级调速的调速精度都比较差，调速范围较小，维护工作量大。高低方式变频能够达到比较好的调速效果，但是效率低，谐波大，对电机的要求比较严格，特别是电机功率较大时(500kW以上)，可靠性较低。
目前，随着大功率整流、逆变元器件的发展，以及微机控制、可控硅导通光纤触发等技术的进步，原来一直难以解决的高压问题，现在通过元件串联或单元串联得到了很好的解决。高压变频技术逐步成熟，在火力发电厂应用越来越多，主要采用直接高压输出电压型变频装置，具有输入、输出谐波小，效率高，运行可靠和维护方便的特点。南阳鸭河口发电有限责任公司2011年#1、2机B凝泵变频器、#3、4机A凝泵变频改造均采用此类型的变频器。
二、高压电压型变频器的组成、工作原理
1.高压变频器的组成及作用
高压变频器主要由旁路柜、变压器柜、功率柜及控制柜组成。旁路柜安装有刀闸和高压真空接触器及附件，6kV电缆的进出接线，工频、频运行方式的切换，均通过旁路柜来实现。变压器柜装有一台干式移相整流变压器，为各个功率单元提供交流输入电压。功率柜装有多个功率单元，向高压电机提供变频后的输出电源。控制柜处理采集到的数据，实现保护、控制的功能，提供至DCS的输入、输出接口，如图1所示。
图1 高压变频工作流程示意图
2.高压变频器的工作原理
高电压型变频器工作流程为：6kV三相电压输入移相变压器，移相变压器具有多个独立的二次绕组，二次绕组连接各功率单元，每个功率单元整流、逆变后，将每相多个功率单元的输出电压串联叠加直接形成高压输出(对于6kV电压等级，每相由6～8个功率单元串联叠加而成，如图2所示)到电机。
图2 高压形成原理图
功率单元为高压变频器的核心部件，功率单元内各器件的工作状态及相应的参数都有监控和保护。通过控制每个功率单元的逆变桥IGBT，改变输出PWM波形，改变频率，逆变控制指令和所有的监控参数通过光纤送至控制器。
3.控制策略
现在高压变频调速系统采用输出压频比的控制方式，根据异步电动机的数学模型，只要保证电动机的反电动势和定子频率比值恒定，就可使电机运行在额定磁通，达到效率最优点。
三、高压变频在凝结水泵中的应用
1.现状介绍
(1)鸭河口电厂一期安装两台350MW机组，每台机组的凝结水系统(图3)包含二台凝结水泵，机组正常运行时一台运行，一台备用。系统在凝结水出口管路有三个调节阀(低负荷凝结水调阀、高负荷凝结水调阀、凝结水再循环调阀)。凝汽器水位控制原设计由这三个调门共同实现。由于水位采用阀门节流调节、凝泵定速工频运行，凝泵电机能耗与系统需求并非动态的最佳匹配，造成较大的能耗损失。
图3 凝结水系统
为达到节能降耗目的，本次改造在B凝结水泵电气回路增加一台变频装置，采用一拖一控制，实现B泵的变频控制;A泵仍为工频方式，作为B泵备用。
(2)电机情况。
凝结水泵电机型号：NIC-710-K/A-4 电机容量：1315kW电机额定电压：6kV;电机额定电流：145A;转速：1497rpm;功率因数：0.92;频率：50Hz;温升：76.14℃;绝缘等级：F。
(3)采用高电压型变频器，容量为1650kVA，能满足电机的容量。由旁路柜、变压器柜、功率控制柜等组成。
2.控制方面应考虑的问题
由于采用变频控制后，凝泵的转速降低，泵出口水压下降，由此带来以下问题，必须予以考虑。
(1)凝泵自身的保护要求：凝泵的共振频率、变频转速要避开泵的共振区，以免凝泵振动大。低转速下，泵的润滑条件能否满足。对策：可通过泵的变频试验确定其最低安全工作转速，设变频器频率下限。
(2)低旁减温水压力要求：现低旁减温水压力保护设计为“低于2.1MPa跳闸值15秒后低旁跳闸”。因此，需要低旁投入时，必须保证凝泵变频运行时出口压力不能低于2.1MPa。对策：低旁运行时使凝泵切变频高速运行，同时高负荷凝结水调阀快关，保证低旁投入时减温水的压力要求。
(3)凝泵出口压头要求：为保证凝泵出口压头足够，必须保证凝泵变频运行时出口压力不能低于一定值。对策：出口压力低时(P<[除氧器压力+0.7 MPa])闭锁凝泵转速下降。
(4)凝汽器热井水位控制稳定要求：热井水位低于低二值时，凝泵将跳闸。因此，必须保证热井水位在变频以及变工频切换等情况下的水位控制稳定。对策：设计水位的凝泵变频自动控制逻辑，保留原出口调门水位控制逻辑。作为凝泵变频自动控制水位时，出口阀水位自动作为水位偏差大时的后备自动;在变频向工频切换时加入出口调节门的超驰控制逻辑，关10秒后恢复阀门正常水位自动，保证水位一直得到有效的自动控制;当热井水位低1值时，闭锁出口调阀开行程。
(5)变频器设备及电机的保护要求：当电机故障或变频器重故障时，必须能够及时跳开变频器设备及运行电机，切换备用泵运行。对策：完善联锁保护设计，当运行B凝泵停运或者变频故障时，联锁切换到备用泵。
3.控制方案设计
为达到改造目的，控制设计首先要保证系统的安全稳定运行，在此基础上，尽可能降低凝泵运行转速，以期获得最大的节能效果。控制方案如下：
(1)机组启动过程，投入B泵变频运行。机组启动时，B凝泵6kV开关闭合，投入变频运行，为保证低旁压力使变频高速运行，使出口压力>2.5MPa。此时，投入出口调门自动，仍由凝泵出口调门(低负荷凝结水调门、高负荷凝结水调门、凝结水再循环调门)控制热井水位。
(2)机组正常运行时：投入B泵变频自动调节。机组正常运行、低旁退出后，投入B凝泵变频自动控制回路，此时由变频泵的转速控制凝汽器热井水位。此时，出口调门自动切到大死区控制，作为后备调节手段。为保证变频运行以及低旁随时可投入，此时将退出低旁减温水压力保护。
(3)低旁紧急投入时：B泵切变频高速运行。如果凝泵正常变频运行时，低旁突然动作，此时为保证低旁减温水压力和热井水位稳定，应紧急将变频泵切高速运行，此时，变频自动退出，出口调门紧急快关至对应开度10秒，再投入出口调门水位自动控制，维持水位稳定。同时，在低旁投入之后，投入低旁减温水保护，如果低旁减温水压力15秒得不到及时供应，低旁仍跳闸。
(4)B泵变频故障时：切A泵工频运行。当变频泵变频重故障时，退出变频器运行(切至旁路)，B凝泵6kV开关断开，紧急启动备用泵(A泵)运行。此时，变频自动退出，出口调门紧急快关至对应开度(可为40%固定值、或负荷对应函数)后，再投入出口调门水位自动控制，以保证此时A泵工频运行时泵出口凝结水流量过大而造成的热井水位快速下降。
(5)定期工作切A泵时：先投A泵，再退B泵变频。正常定期工作切A泵运行时，将B泵退出变频自动，投入出口调门正常自动，缓慢将变频增至最大，此时投入A泵(工频)运行，然后退出B泵变频运行。
(6)A泵正常运行时，切B泵变频。A泵正常运行时，如果要投B泵变频控制，则将B泵切至变频位置，启动B泵变频运行后，停A泵运行，此时注意热井水位，待系统稳定后，退出出口阀水位正常自动，投入变频水位自动控制。
(7)A泵跳闸时：B泵工频旁路联启。A泵运行时，B泵变频系统应置旁路备用状态。如果A泵跳闸，B泵将工频旁路联启运行。
4.逻辑修改
(1)新增变频器逻辑。新增变频器调速手操站和凝汽器热井水位变频调节PID单冲量控制;手操站输出的上下限分别为50Hz和20Hz;变频器“变频运行”消失时，变频调速切手动;当凝给水母管压力小于除氧器压力+0.7MPa时，变频自动回路闭锁减指令;单回路控制PID，其指令输出上下限要和手操器的保持一致，暂定为50Hz和20Hz;变频指令与反馈偏差大于5%时，变频自动切手动，并发出报警;当变频出现重故障报警时，变频自动切手动，并发出报警。
(2)除氧器上水门控制逻辑修改。当变频器调速在手动时，凝泵出口阀原自动方式不变。当变频器调速在自动时，凝泵出口阀控制方式为：调节经死区函数±30mm处理过的水位偏差，正常时保持100%位置。当水位偏差超过30mm过高时，上水门参与调节，自动关闭。当水位恢复到±30mm偏差内延时120秒后且凝给水母管压力大于除氧器压力+0.7MPa，则上水门以10%/min的速率缓慢打开到100%正常位置。当变频调速在手动时，上水门控制自动切换为原有的控制方式。备用泵工频方式联启后，除氧器上水门不论在自动方式还是在手动方式，立即根据当时机组的负荷超驰关闭至一定开度(0MW～20%;350MW～67%)，10秒后放开继续自动或手动调整。增加热井水位低一值时，自动闭锁出口阀指令增大。
(3)低旁修改逻辑：保留低旁压力低保护。低旁退出时，“低旁减温水压力低于2.1MPa联关低旁”保护退出;低旁投入时，“低旁减温水压力低于2.1MPa联关低旁”保护投入。
四、应用效果分析
凝泵变频器投入运行后，电机和水泵的振动值满足要求，运行稳定，每年能节约不少电量，符合国家节能减排政策。节电效果分析如表1所示。
按照机组一年运行330天，30%时间运行在350MW，40%时间运行在250MW，30%时间运行在200MW，一年节电如下：
表1 节电效果分析
200kW×7920×30%+292kW×7920×40%+321kW×7920×30%=2162952kWh
一年节约电费：2162952×0.41=88.68万元。
