600 MW 機組電動給水泵變頻改造及經濟性分析

周正道，包偉偉，秦英武，高德民，寧 輝

（1.國家電力投資集團有限公司，北京 100033；2.國家電投集團中央研究院，北京 102209；3.國家電投集團內蒙古公司霍林河坑口發電公司，霍林郭勒 內蒙古 029200）

0 引言

近年來，隨著我國電力裝機容量的持續增長，電力行業產能相對過剩，燃煤機組負荷率不斷下降。同時，為保證風電、光伏等新能源電力的消納，燃煤機組需要頻繁參與電網深度調峰[1]。在這些因素影響下，2018 年我國燃煤機組的平均負荷率只達到約60%，燃煤機組長時間在低負荷下運行已經成為常態。鑒于燃煤機組的運行現狀，提高機組在部分負荷運行時的經濟性顯得越來越重要[2-4]。

變頻技術是一項可以有效提高機組在部分負荷運行經濟性的技術，其在電力行業已經有廣泛應用[5-7]。受限于變頻技術發展水平，其在600 MW 機組電動給水泵組上的應用尚不多。本文以國內首臺600 MW 亞臨界直接空冷機組電動給水泵組的變頻改造為例，詳細介紹相關情況并分析其經濟性。

1 機組概況

霍林河坑口發電廠2×600 MW 亞臨界直接空冷發電機組于2004 年9 月開工建設，2008 年7月相繼投產發電。三大主機均為哈爾濱電氣集團設計制造，鍋爐型號為HG-2080/17.5－HM，汽輪機型號為NZK600-16.7/538/538，電機型號為QF SN-600-2YHG。由于項目建設較早，機組采用直接空冷技術，空冷島設計背壓11 kPa。

該機組為國內早期投運的大型空冷機組，給水泵驅動采用當時較為流行的電動給水泵及液力耦合器調速技術，配備3×50%BMCR（鍋爐最大蒸發量）容量的電動給水泵，兩運一備。給水泵為上海凱士比泵廠生產的CHTC6/5 型給水泵，液力耦合器是德國福伊特公司生產的R18K500M 型液力耦合器，給水泵電機是上海電機廠生產的YKS1000-4 型電機，前置泵是上海凱士比泵廠生產的SQ300-670 型水泵。

給水泵與前置泵采用同軸布置，給水泵、前置泵以及液力耦合器工作油泵和潤滑油泵由同一臺電機拖動。給水泵布置在液力耦合器輸出端，可通過液力耦合器調速。前置泵、工作油泵和潤滑油泵布置在電機輸出端，與電機同步轉動。

2 運行現狀

2.1 性能情況

電動給水泵是燃煤發電廠生產過程的主要輔機之一，燃煤機組鍋爐電動給水泵耗電量約占機組發電量的2.5%～5%，是機組輔機中最大的耗電設備。因此，國內大多數燃煤發電廠均采用汽動給水泵。對于該機組，電動給水泵的耗電率達到約3.5%，占機組廠用電率的約30%。

該機組2017 年的運行負荷率區間為40%～100%。在機組現有能力水平下，100%和75%負荷工況運行2 臺給水泵，50%負荷工況運行1 臺給水泵。該機組改造前在不同負荷工況下電動給水泵組的運行試驗數據見表1。

表1 改造前電動給水泵組運行試驗數據

由表1 可知，在100%負荷工況下，給水泵（單臺，下同）進出水壓差為14.06 MPa，有效功率為4 027 kW，電機功率為6 250 kW，給水泵組效率為64.44%。其中，給水泵效率設計值為82%，液力耦合器效率設計值為93%，電機效率設計值為96%。不難得出，給水泵組效率設計值為73.21%，實際運行值比設計值低8.77 個百分點。

與100%負荷工況相比，75%負荷工況下，由于機組采用滑壓運行，給水泵進出水壓差降低到13.84 MPa，有效功率降低到3 255 kW，降低約19.17%，但是由于電機功率只下降了約8.00%，導致給水泵組效率下降到56.62%，降低約7.82個百分點。50%負荷工況下，給水泵進出水壓差降低到10.57 MPa，由于只運行1 臺給水泵，給水泵的流量相對較大，給水泵有效功率為3 732 kW，給水泵組效率降低到59.70%，降低4.73 個百分點，降幅小于75%負荷工況。

可見，隨著機組負荷的降低，給水泵組的工作效率明顯下降。雖然50%負荷工況泵組效率高于75%負荷工況，但這主要是因為給水泵組運行方式改變，如果采用相同的運行方式，泵組效率將會進一步降低。從理論上說，這一現象是合理的，因為給水泵組的主要設備給水泵、液力耦合器以及電機在偏離設計工況后其各自的性能均會受到影響，給水泵效率、液力耦合器效率以及電機效率將出現明顯下降。由于本文主要研究調速機構，因此以下主要分析其效率的變化情況。

2.2 損失分析

由于燃煤機組在不同負荷下所需的給水流量不同，而工頻泵的流量是固定的，因此給水系統必然要采用一定的流量調節方式。燃煤發電廠早期一般在給水管道上設置調節閥來調節給水流量，由于這種調節方式在部分負荷下存在較大的節流損失，經濟性非常不好，現已淘汰。約從20世紀80—90 年代開始，國內逐漸采用當時比較先進的液力耦合器調速技術，利用泵的流量與轉速關系，通過調節給水泵轉速控制給水流量，實現了給水泵的無級調速，獲得了較好的應用效果[8]。

液力耦合器通過驅動端的泵輪帶動工作油，工作油獲得動量后傳遞給渦輪，進而帶動渦輪旋轉。泵輪的轉速固定不變，渦輪的轉速通過調節渦殼內工作油位控制。因此液力耦合器調速過程中泵輪和渦輪之間存在滑差。由于傳遞動量的工作油存在粘性，滑差的存在必然導致摩擦生熱，從而造成能量損失。由前所述，電動給水泵組調速機構效率隨著負荷下降逐漸降低，這正是因為隨著輸出端轉速的下降，滑差逐漸增加，從而導致損失逐漸增大。圖1 所示為一般液力耦合器效率與負荷的關系。

圖1 液力耦合器效率與負荷關系

由圖1 可知，液力耦合器效率與負荷近似成正比關系。以該機組為例，在75%負荷工況下，液力耦合器負荷是額定負荷的約60%，可估算其效率約為78%。在50%負荷工況下，液力耦合器負荷是額定負荷的約65%，可估算其效率約為80%。

根據電機原理可知，電機在額定負荷下工作時，功率因數最高，對應的工作效率也最高。然而隨著機組負荷下降，給水泵的出力逐漸下降，進而導致電機的負荷也逐漸下降，電機逐漸偏離經濟工況，工作效率的下降不可避免。在機組長時間低負荷運行的現狀下，電機同樣長時間偏離經濟工況運行。圖2 給出了一般電機效率與負荷的關系。

圖2 電機效率與負荷關系

由圖2 可知，電機效率與負荷近似成曲線關系。以該機組為例，在75%負荷工況下，給水泵電機功率是額定負荷工況的約58%，可估算其效率約為92%。在50%負荷工況下，給水泵電機功率是額定負荷工況的約63%，可估算其效率約為93%。

綜上所述，采用液力耦合器調速的給水泵組調速機構的損失主要為液力耦合器的滑差損失以及電機熱損失。該機組在不同負荷下調速機構的損失見表2。

表2 給水泵組調速機構損失情況

由表2 可知，該機組100%負荷工況下給水泵組調速機構損失合計422 kW，占比19%；75%負荷工況下調速機構損失合計748 kW，占比38%；50%負荷工況下調速機構損失合計680 kW，占比27%。可見，給水泵組在部分負荷下調速機構效率下降較多，損失占比逐步提高，其中主要是因為液力耦合器效率下降。

為減少調速機構損失，提高機組運行經濟性，2017 年該發電廠決定采用最新技術對電動給泵組進行改造。經多方調研及可行性研究論證，在綜合比較行星齒輪調速技術、變頻技術以及永磁調速技術的基礎上，最終選擇變頻技術進行改造。

3 變頻改造

3.1 技術概況

隨著燃煤機組在低負荷下的高效運行越來越受到重視，液力耦合器調速技術的效率水平已經不能令人滿意。近年來出現了一批新的調速技術，液力耦合器已逐步被改造替代，其中以變頻技術最為成熟可靠。經過多年發展，變頻技術已有廣泛應用，并取得了很好的應用效果。

變頻技術通過設置變頻器調節電機輸入端電壓頻率，從而直接控制電機轉速，運用電氣手段實現給水泵無級調速。與液力耦合器調速技術相比，用電氣設備替換機械設備，雖然變頻器在工作過程中也會產生熱損失，但是這部分損失與液力耦合器損失相比要小很多。因此，可以有效解決液力耦合器的滑差損失，從而提高給水泵組的工作效率[9]。

變頻技術早期主要應用在小型輔機上，功率一般在200 kW 以內。在21 世紀初，國內就已經有凝結水泵變頻改造的成功案列，之后在鍋爐一次風機、送風機等輔機上也有大量的應用案例。據不完全統計，目前電力行業80%以上的泵、風機等設備采用了變頻技術。

受限于目前的技術水平，變頻器的功率在發展過程中受到限制，這影響了變頻器在電力行業中更大范圍的應用。直到2017 年，塔山發電廠才在國內首次完成了600 MW 超臨界空冷機組電動給水泵組的變頻改造[10]。相較于同等級的超臨界機組，亞臨界機組所需要的變頻器功率更大。以該機組為例，單臺給水泵的設計容量需達到約8 500 kW，按照一拖一的接線方案，考慮中間環節損失及設計裕度，變頻器的設計容量需要達到約10 000 kW，這對變頻器的設計及制造提出很高要求。

3.2 改造方案

由于霍林河坑口發電廠為3×50%容量的電動給水泵配置，國內尚未有同類型機組改造成功的案例。為確保改造成功，達到改造目標，此次改造確定以下改造原則： 盡可能保留現有設備；盡可能保證熱力系統及接口參數不變；盡可能保證控制系統不變。

基于上述原則，綜合考慮機組運行安全性及可靠性，該機組采用只增設變頻器，保持原液力耦合器整體結構、連接方式、冷卻方式等不變的改造方案。變頻器采用一拖一帶旁路的方案，每臺電動給水泵配置1 臺變頻器，對2 臺給水泵增加變頻器拖動，另外1 臺保持不變。同時，由于該機組前置泵為同軸連接，考慮到變頻改造后，電機變速運行時前置泵出力不足，無法滿足給水泵汽蝕要求，因此需要改造原前置泵，更換前置泵芯，滿足變速運行要求。

對原液力耦合器進行優化改造，使其成為多功能液力耦合器。改造后液力耦合器可在現有調速方式的基礎上增加變頻調速方式，即同時具有工頻、變頻2 種輸入方式。工頻輸入時是調速型液力耦合器；變頻輸入時是高效增速齒輪箱。通過對控制邏輯優化，這2 種運行方式可以實現相互切換。

為保證變頻器與液力耦合器協調工作，采用以下控制策略： 采用變頻器直接控制汽包水位的控制邏輯；單臺變頻泵啟動時，在控制死區以內采用原有邏輯控制給水系統；第一臺泵達到最大出力時，啟動第二臺泵；1 臺泵的變頻器故障時，增加一工一變調節給水的方式；低負荷只需1 臺泵調節時，自動調整工況并切換控制方式；1 臺變頻泵跳閘時，工頻泵聯起并手動并泵。

4 經濟性分析

采用上述方案對2 號機組給水泵組改造完成后，經試驗驗證，給水泵轉速可在1%～100%進行調節，調節精度可達到±0.5%（100%轉速），給水泵組調速機構效率可達到約97%（額定負荷工況）。同時，在實際運行時可減少液力耦合器使用頻率并實現軟啟停，從而延長電機使用壽命。變頻改造后給水泵組運行試驗數據見表3。

表3 改造后電動給水泵組運行試驗數據

由表3 可知，變頻改造后機組在100%負荷工況下給水泵組效率提高16.70 個百分點；75%負荷工況下給水泵組效率提高15.15 個百分點；50%負荷工況下給水效率提高7.54 個百分點。可見，改造后給水泵組效率提高明顯，平均提高約13 個百分點。給水泵組變頻改造經濟性收益計算如表4 所示。

表4 給水泵變頻改造經濟性收益計算

由表4 可知，變頻改造后機組在100%，75%及50%負荷工況下的廠用電率可分別下降0.71，0.85 及0.78 個百分點。按照機組目前在各負荷區間的運行小時情況，按表4 所示權重計算，加權廠用電率可下降0.79 個百分點。按機組年利用小時為5 000 h 計算，年節約電量為2 384 萬kWh。上網電價按0.3 元/kWh 計算，年收益為715 萬元。該改造項目總投資為2 000 萬元，預計約3年即可收回成本。

5 結論

（1）采用液力耦合器調速技術的電動給水泵組在部分負荷工況的效率明顯下降，其中液力耦合器效率的下降是主要因素，其效率水平已經不能滿足要求，節能空間較大，此類機組應逐步進行節能提效改造。

（2）霍林河坑口發電廠2 號機組作為國內首臺600 MW 亞臨界直接空冷機組電動給水泵組的變頻改造機組，工程實踐證明，采用增設變頻器、保持液力耦合器整體結構不動，優化改造其為多功能液力耦合器的總體改造方案在技術上是可行的，改造達到了預期目標。

（3）改造后試驗結果表明，電動給水泵組變頻改造可有效降低機組廠用電率，提高機組運行經濟性，投資回收年限較短，經濟效益顯著。