摘要：邯峰电厂是国家“九五”期间河北省最大的中外合资项目，其先后建成2台660MW燃煤发电机组是华北地区单机容量最大的发电机组，此次其凝泵变频改造是国内660MW机组的首次成功应用，为今后600MW以上机组应用国产高压变频器进行改造提供了良好的成功应用经验。

　　关键词：660MW燃煤发电机组凝结泵变频调速改造

　　一、概况

　　邯峰电厂一期工程为2台66万千瓦机组，该工程由中德双方共同设计，是国家“九五”期间河北省最大的中外合资项目。该厂位于河北省邯郸市，厂区占地73.54公顷，规划容量2400MW，一期工程于2001年3月26日、9月1日先后建成2台660MW燃煤发电机组投入商业运营，是华北地区单机容量最大的发电企业。邯峰发电厂主设备代表着上世纪90年代末期的国际先进水平。该厂汽轮发电机、电气仪控系统采用德国西门子设计制造的设备。辅机主要有2台全容量凝结水泵，2台半容量汽动给水泵，1台35%容量电动给水泵，3台半容量循环水泵。

　　凝结泵是汽轮机热力系统中的主要辅机设备之一，它的作用是把凝汽水箱的凝结水经低压加热器加热后送入除氧器内维持除氧器水位平衡。系统采用传统的配置，凝结水通过凝结水泵升压后，经过轴封加热器、4台低压加热器后送入除氧器。维持凝结水泵连续、稳定运行是保持电厂安全、经济生产的一个重要方面。

　　凝结水系统的工艺简图如图1所示。

　　图1：凝结水系统的工艺简图

　　机组在满负荷情况下，凝结泵出口调节阀开度都在40％～60％之间运行，50%负荷至100%负荷间压差较大，阀门一直处在节流状态下工作，节流损失大。由于机组参与调峰，凝泵主辅机设备具有较大的调整空间，在低负荷时，凝泵出力不变，造成很大浪费。利用高压变频器对凝结泵进行变频控制，实现凝泵给水流量的变负荷调节。这样，不仅改善了调节品质，而且提高系统运行的可靠性；降低了机组的补水量，改善了系统的经济性，节约能源，为降低电厂厂用电率提供了良好的途径。

　　二、控制系统方案

　　1．凝结泵的运行工况

　　凝结泵电机使用德国西门子立式电机，2600kW/6kV，每台机组配备2台凝结泵，运行方式为一用一备。

　　调节凝汽器内的水位是凝结泵运行中的一项主要工作。在正常运行状态下，凝汽器内的水位不能过高或过低。当机组负荷升高时，凝结水量增加，凝汽器内的水位相应上升。当机组负荷降低时，凝汽器内水位相应降低。

　　没有使用变频器之前，凝汽器内的水位调整是通过改变凝结水泵出口阀门的开度进行的，调节线性度差，大量能量在阀门上损耗。同时由于频繁的对阀门进行操作，导致阀门的可靠性下降，影响机组的稳定运行。

　　使用高压变频器后，凝结水泵出口阀门不需要频繁调整，阀门开度保持在一个比较大的范围内，通过调节变频器的输出频率改变电机的转速，达到调节出口流量的目的，满足运行工况的要求。

　　2、系统运行状态的控制

　　在正常工况下，DCS优先选择#11凝结水泵投入运行，并根据凝汽器水位进行变频调速控制，调节凝结水泵。此时主凝结水调整门处于全开状态。如果#12泵开关一旦合闸（不管其他条件），主凝结水调门可根据负荷大小分别调600MW时调整至40%，300MW时调整至30%，其它负荷按此直线斜率确定调门位置，到位后且＃11凝泵6kV开关跳闸，主凝结水调门自动投入。在凝汽器、除氧器水位平稳后，将＃12泵出口电动门由30%逐渐开展。为保证主凝结水母管压力不低于0.6MPa，#11凝泵最低频率设定为30Hz（900转/分）。

　　#11泵运行有两种运行方式，即工频运行和变频运行。如变频器正常，#11泵通过变频调节（旁路断开），操作顺序为：先合上#11凝结水泵6kV开关，再启动变频器；如变频器有故障，则需隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门自动来控制水位，操作顺序为：将#11凝泵电源切换为旁路工频状态，合上#11凝结水泵6kV开关即可实现＃11凝泵工频运行。#12泵退出备用。#12泵控制方式保持不变，#11泵此时需隔离变频器，旁路在连通位置，处于工频备用位置。如#12泵故障跳闸或母管压力低，引起#11泵自投，这时#11泵在工频状态下运行，并通过主凝结水调门来控制水位。

　　如变频器正常，#11泵通过变频调节（旁路断开）；如变频器有故障，#11泵隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门来控制水位。#11凝工频运行时，如#11凝泵6kV开关跳闸，就应联动#12泵；变频运行时不仅#11凝泵6kV开关跳闸应联动#12凝泵，而且如因变频器跳闸也应联动#12泵。