介紹了高壓變頻的發展歷史、原理，分析了南陽鴨河口電廠2×350MW發電機組凝結水泵變頻改造的基本情況和控制方面存在的問題，提出了解決方案，分析了改造后的節能效應。

一、高壓變頻的發展

　　20世紀80-90年代初，高壓電機的調速主要采用三種方式。

　　1.液力耦合器方式

　　即在電機和負載之間串入一個液力耦合裝置，通過液面的高低調節電機和負載之間耦合力的大小，實現負載的速度調節。

　　2.串級調速

　　將異步電機轉子繞組的一部分能量通過整流、逆變再送回到電網，調節轉子的內阻，從而改變了電動機的滑差。

　　3.高低方式

　　利用一臺變壓器，先把電網電壓降低，輸入到低壓變頻器實現變頻，輸出到低壓電機或者輸出到升壓變壓器，升壓后再供給高壓電機。

　　上述三種調速方式中，都具有明顯的缺點，液力耦合器和串級調速的調速精度都比較差，調速范圍較小，維護工作量大。高低方式變頻能夠達到比較好的調速效果，但是效率低，諧波大，對電機的要求比較嚴格，特別是電機功率較大時(500kW以上)，可靠性較低。

　　目前，隨著大功率整流、逆變元器件的發展，以及微機控制、可控硅導通光纖觸發等技術的進步，原來一直難以解決的高壓問題，現在通過元件串聯或單元串聯得到了很好的解決。高壓變頻技術逐步成熟，在火力發電廠應用越來越多，主要采用直接高壓輸出電壓型變頻裝置，具有輸入、輸出諧波小，效率高，運行可靠和維護方便的特點。南陽鴨河口發電有限責任公司2011年#1、2機B凝泵變頻器、#3、4機A凝泵變頻改造均采用此類型的變頻器。

二、高壓電壓型變頻器的組成、工作原理

　　1.高壓變頻器的組成及作用

　　高壓變頻器主要由旁路柜、變壓器柜、功率柜及控制柜組成。旁路柜安裝有刀閘和高壓真空接觸器及附件，6kV電纜的進出接線，工頻、頻運行方式的切換，均通過旁路柜來實現。變壓器柜裝有一臺干式移相整流變壓器，為各個功率單元提供交流輸入電壓。功率柜裝有多個功率單元，向高壓電機提供變頻后的輸出電源。控制柜處理采集到的數據，實現保護、控制的功能，提供至DCS的輸入、輸出接口，如圖1所示。

圖1 高壓變頻工作流程示意圖

　　2.高壓變頻器的工作原理

　　高電壓型變頻器工作流程為：6kV三相電壓輸入移相變壓器，移相變壓器具有多個獨立的二次繞組，二次繞組連接各功率單元，每個功率單元整流、逆變后，將每相多個功率單元的輸出電壓串聯疊加直接形成高壓輸出(對于6kV電壓等級，每相由6～8個功率單元串聯疊加而成，如圖2所示)到電機。

圖2 高壓形成原理圖

　　功率單元為高壓變頻器的核心部件，功率單元內各器件的工作狀態及相應的參數都有監控和保護。通過控制每個功率單元的逆變橋IGBT，改變輸出PWM波形，改變頻率，逆變控制指令和所有的監控參數通過光纖送至控制器。

　　3.控制策略

　　現在高壓變頻調速系統采用輸出壓頻比的控制方式，根據異步電動機的數學模型，只要保證電動機的反電動勢和定子頻率比值恒定，就可使電機運行在額定磁通，達到效率最優點。

三、高壓變頻在凝結水泵中的應用

　　1.現狀介紹

　　(1)鴨河口電廠一期安裝兩臺350MW機組，每臺機組的凝結水系統(圖3)包含二臺凝結水泵，機組正常運行時一臺運行，一臺備用。系統在凝結水出口管路有三個調節閥(低負荷凝結水調閥、高負荷凝結水調閥、凝結水再循環調閥)。凝汽器水位控制原設計由這三個調門共同實現。由于水位采用閥門節流調節、凝泵定速工頻運行，凝泵電機能耗與系統需求并非動態的最佳匹配，造成較大的能耗損失。

圖3 凝結水系統

　　為達到節能降耗目的，本次改造在B凝結水泵電氣回路增加一臺變頻裝置，采用一拖一控制，實現B泵的變頻控制;A泵仍為工頻方式，作為B泵備用。

　　(2)電機情況。

　　凝結水泵電機型號：NIC-710-K/A-4 電機容量：1315kW電機額定電壓：6kV;電機額定電流：145A;轉速：1497rpm;功率因數：0.92;頻率：50Hz;溫升：76.14℃;絕緣等級：F。

　　(3)采用高電壓型變頻器，容量為1650kVA，能滿足電機的容量。由旁路柜、變壓器柜、功率控制柜等組成。

　　2.控制方面應考慮的問題

　　由于采用變頻控制后，凝泵的轉速降低，泵出口水壓下降，由此帶來以下問題，必須予以考慮。

　　(1)凝泵自身的保護要求：凝泵的共振頻率、變頻轉速要避開泵的共振區，以免凝泵振動大。低轉速下，泵的潤滑條件能否滿足。對策：可通過泵的變頻試驗確定其最低安全工作轉速，設變頻器頻率下限。

　　(2)低旁減溫水壓力要求：現低旁減溫水壓力保護設計為“低于2.1MPa跳閘值15秒后低旁跳閘”。因此，需要低旁投入時，必須保證凝泵變頻運行時出口壓力不能低于2.1MPa。對策：低旁運行時使凝泵切變頻高速運行，同時高負荷凝結水調閥快關，保證低旁投入時減溫水的壓力要求。

　　(3)凝泵出口壓頭要求：為保證凝泵出口壓頭足夠，必須保證凝泵變頻運行時出口壓力不能低于一定值。對策：出口壓力低時(P<[除氧器壓力+0.7 MPa])閉鎖凝泵轉速下降。

　　(4)凝汽器熱井水位控制穩定要求：熱井水位低于低二值時，凝泵將跳閘。因此，必須保證熱井水位在變頻以及變工頻切換等情況下的水位控制穩定。對策：設計水位的凝泵變頻自動控制邏輯，保留原出口調門水位控制邏輯。作為凝泵變頻自動控制水位時，出口閥水位自動作為水位偏差大時的后備自動;在變頻向工頻切換時加入出口調節門的超馳控制邏輯，關10秒后恢復閥門正常水位自動，保證水位一直得到有效的自動控制;當熱井水位低1值時，閉鎖出口調閥開行程。

　　(5)變頻器設備及電機的保護要求：當電機故障或變頻器重故障時，必須能夠及時跳開變頻器設備及運行電機，切換備用泵運行。對策：完善聯鎖保護設計，當運行B凝泵停運或者變頻故障時，聯鎖切換到備用泵。

　　3.控制方案設計

　　為達到改造目的，控制設計首先要保證系統的安全穩定運行，在此基礎上，盡可能降低凝泵運行轉速，以期獲得最大的節能效果。控制方案如下：

　　(1)機組啟動過程，投入B泵變頻運行。機組啟動時，B凝泵6kV開關閉合，投入變頻運行，為保證低旁壓力使變頻高速運行，使出口壓力>2.5MPa。此時，投入出口調門自動，仍由凝泵出口調門(低負荷凝結水調門、高負荷凝結水調門、凝結水再循環調門)控制熱井水位。

　　(2)機組正常運行時：投入B泵變頻自動調節。機組正常運行、低旁退出后，投入B凝泵變頻自動控制回路，此時由變頻泵的轉速控制凝汽器熱井水位。此時，出口調門自動切到大死區控制，作為后備調節手段。為保證變頻運行以及低旁隨時可投入，此時將退出低旁減溫水壓力保護。

　　(3)低旁緊急投入時：B泵切變頻高速運行。如果凝泵正常變頻運行時，低旁突然動作，此時為保證低旁減溫水壓力和熱井水位穩定，應緊急將變頻泵切高速運行，此時，變頻自動退出，出口調門緊急快關至對應開度10秒，再投入出口調門水位自動控制，維持水位穩定。同時，在低旁投入之后，投入低旁減溫水保護，如果低旁減溫水壓力15秒得不到及時供應，低旁仍跳閘。

　　(4)B泵變頻故障時：切A泵工頻運行。當變頻泵變頻重故障時，退出變頻器運行(切至旁路)，B凝泵6kV開關斷開，緊急啟動備用泵(A泵)運行。此時，變頻自動退出，出口調門緊急快關至對應開度(可為40%固定值、或負荷對應函數)后，再投入出口調門水位自動控制，以保證此時A泵工頻運行時泵出口凝結水流量過大而造成的熱井水位快速下降。

　　(5)定期工作切A泵時：先投A泵，再退B泵變頻。正常定期工作切A泵運行時，將B泵退出變頻自動，投入出口調門正常自動，緩慢將變頻增至最大，此時投入A泵(工頻)運行，然后退出B泵變頻運行。

　　(6)A泵正常運行時，切B泵變頻。A泵正常運行時，如果要投B泵變頻控制，則將B泵切至變頻位置，啟動B泵變頻運行后，停A泵運行，此時注意熱井水位，待系統穩定后，退出出口閥水位正常自動，投入變頻水位自動控制。

　　(7)A泵跳閘時：B泵工頻旁路聯啟。A泵運行時，B泵變頻系統應置旁路備用狀態。如果A泵跳閘，B泵將工頻旁路聯啟運行。

　　4.邏輯修改

　　(1)新增變頻器邏輯。新增變頻器調速手操站和凝汽器熱井水位變頻調節PID單沖量控制;手操站輸出的上下限分別為50Hz和20Hz;變頻器“變頻運行”消失時，變頻調速切手動;當凝給水母管壓力小于除氧器壓力+0.7MPa時，變頻自動回路閉鎖減指令;單回路控制PID，其指令輸出上下限要和手操器的保持一致，暫定為50Hz和20Hz;變頻指令與反饋偏差大于5%時，變頻自動切手動，并發出報警;當變頻出現重故障報警時，變頻自動切手動，并發出報警。

　　(2)除氧器上水門控制邏輯修改。當變頻器調速在手動時，凝泵出口閥原自動方式不變。當變頻器調速在自動時，凝泵出口閥控制方式為：調節經死區函數±30mm處理過的水位偏差，正常時保持100%位置。當水位偏差超過30mm過高時，上水門參與調節，自動關閉。當水位恢復到±30mm偏差內延時120秒后且凝給水母管壓力大于除氧器壓力+0.7MPa，則上水門以10%/min的速率緩慢打開到100%正常位置。當變頻調速在手動時，上水門控制自動切換為原有的控制方式。備用泵工頻方式聯啟后，除氧器上水門不論在自動方式還是在手動方式，立即根據當時機組的負荷超馳關閉至一定開度(0MW～20%;350MW～67%)，10秒后放開繼續自動或手動調整。增加熱井水位低一值時，自動閉鎖出口閥指令增大。

　　(3)低旁修改邏輯：保留低旁壓力低保護。低旁退出時，“低旁減溫水壓力低于2.1MPa聯關低旁”保護退出;低旁投入時，“低旁減溫水壓力低于2.1MPa聯關低旁”保護投入。

四、應用效果分析

　　凝泵變頻器投入運行后，電機和水泵的振動值滿足要求，運行穩定，每年能節約不少電量，符合國家節能減排政策。節電效果分析如表1所示。

　　按照機組一年運行330天，30%時間運行在350MW，40%時間運行在250MW，30%時間運行在200MW，一年節電如下：

表1 節電效果分析

　　200kW×7920×30%+292kW×7920×40%+321kW×7920×30%=2162952kWh

　　一年節約電費：2162952×0.41=88.68萬元。