變頻技術在核電廠大功率循泵首次應用及調試

郭鴻培，王東陽，傅建軍，李占華，王洪杰

(江蘇核電有限公司，江蘇 連云港 222000)

0 引言

電廠循環水泵(簡稱“循泵”)主要用于向常規島凝汽器提供冷卻汽輪機做功后乏汽所需的冷卻水，保證機組正常的熱力循環。由于某核電廠所處位置在不同季節循環水溫度變化大，故機組同樣在額定功率下運行，冬季機組所需循環水流量只需循泵定速運行(夏季工況)時的60%左右，循泵定速運行顯然不滿足機組工藝系統的運行要求，帶來冬季大量不必要的電能消耗，造成常規島凝結水過冷、凝結水溶解氧含量超標以及由此帶來的設備腐蝕等一系列問題，為解決上述問題，某核電廠循泵在國內由于首次嘗試采用了變頻技術及相應的“變頻器+旁路”配置，因此循泵有“變頻運行”和“工頻運行”兩種運行模式。變頻器無故障時，循泵采用變頻運行方式，通過調整變頻器的輸出頻率、輸出電壓的大小及角度，來控制電機的轉速；變頻器故障時采用工頻運行方式，通過變頻器旁路斷路器工頻帶載運行。

1 循泵系統概況

1.1 循環水系統

核電廠單臺汽輪發電機組配置兩臺循環水泵，兩臺循泵出口不設置聯絡管/閥，向常規島三臺凝汽器A、B側各供應50%的水量，凝汽器進、出口管道各自設置了電動閥。每臺凝汽器循環水入口閥前的供水母管通過電動蝶閥與輔助冷卻水系統供水母管相連，輔助冷卻水系統向常規島閉式冷卻水系統的板式熱交換器和凝汽器汽側真空泵板式熱交換器提供冷卻水，將閉式冷卻水系統中各個用戶和真空泵設備的散熱量帶走，輔助冷卻水系統的最終排水通過手動蝶閥與凝汽器循環水出口蝶閥后的母管相連并排入外海，循環水系統流程圖如圖1所示。

圖1 循環水系統流程圖Fig.1 Flow diagram of circulating water system

1.2 潤滑油系統

潤滑油系統分高壓油和低壓油系統，如圖1所示，低壓供油系統由機械油泵、一臺大電動輔助油泵及一臺小電動輔助油泵給循泵齒輪箱提供低壓油。正常運行時，主要是由齒輪箱驅動的機械油泵進行供油，當循泵處于變頻運行模式時的低頻運行工況時，機械油泵運行無法滿足潤滑油系統油壓時，小電動輔助油泵根據設定啟動壓力自動聯鎖啟動，當潤滑油系統壓力達到系統停運整定壓力時自動停運。當循泵在啟動、停機或事故工況時，由大電動輔助油泵自動啟動參與供油。

循環水泵電動機啟動運轉前，由于水泵轉子的重力作用，使推力瓦的動、靜瓦塊間的間隙很小，無法建立正常油膜，故在循環水泵啟動和停運狀態下，設計有高壓油系統，即在電動輔助油泵啟動后供油壓力達到一定壓力后，再由高壓油泵運行向推力瓦的動、靜瓦塊間注入高壓油，將轉子托起10絲(0.1 mm)左右高度，此時電動機啟動，便能及時在推力瓦的動靜瓦塊間形成油膜，從而保障齒輪箱的正常運轉。正常運轉時因其推力瓦的動、靜瓦塊間的油膜已穩定形成，高壓油系統即可退出。同樣，在齒輪箱退出運行惰走時，高壓系統的作用也是如此，只有在轉子停穩后，高壓系統才允許退出運行。

1.3 循泵變頻系統

循環水泵采用變頻技術，通過“變頻器+旁路”配置控制循泵電動機，系統電壓等級為6.6 kV，高壓變頻器型號為TMEIC MVG2，采用無速度傳感器矢量控制系統，容量為7 400 kVA，循泵電動機功率為5 800 kW。變頻系統配套三臺高壓斷路器，具體如圖2所示，外部電源開關QF1正常運行時一直處于閉合狀態，當變頻運行時，斷路器QF2和QF3閉合，斷路器QF4打開；工頻旁路運行時，斷路器QF2和QF3打開，QF4閉合。為保證循泵變頻器正常工作，在變頻器廠房內專門安裝有保證房間溫度的空調系統，維持該空間內的溫度、濕度在要求范圍內。

圖2 循泵變頻系統圖Fig.2 Circulating pump frequency conversion system diagram

1.4 運行經濟性

根據原設計，循泵變頻運行工況下，循環水溫度控制循泵運行頻率，循環水水溫低于8 ℃時循泵采用32.8 Hz低頻運行；循環水水溫在8～14 ℃時循泵保持在40 Hz中頻運行；循環水水溫大于14 ℃時循泵50 Hz工頻運行，不同海水溫度下實測的循泵運行參數如表1所示。

表1 不同海水溫度下循泵運行參數Table 1 Operating parameters of circulating pumps under different seawater temperatures

由于循泵變頻運行所消耗的電功率與循泵轉速的立方成正比，冬季海水溫度低，通過降低循泵供電電源頻率，可節省大量廠用電，但夏季海水溫度高時，變頻器以50 Hz運行，不再具備經濟性，根據現場設備運行實測，每臺變頻器自身損耗功率為228 kW，同時伴隨每臺變頻器運行通風冷卻系統功率為117 kW，即變頻運行模式下比旁路運行多損耗廠用電約為345 kW。為實現循泵運行經濟最優化，應在海水溫度低于14 ℃時采用變頻運行模式，在海水溫度高于14 ℃時，采用工頻旁路運行模式。

2 存在的問題及處理

某核電機組未設計備用循泵，一旦在功率運行期間循泵停運將直接導致機組被迫大幅度降負荷運行。調試過程中，遇到了各種邏輯設計不合理、設備不滿足設計要求的問題，影響循泵穩定運行，因此需要進行邏輯優化與設計改進。相關問題匯總如表2所示。

表2 問題匯總表Table 2 Question summary table

2.1 控制邏輯優化

2.1.1 變頻模式下停運邏輯設計不合理

某核電機組變頻/工頻運行模式系統圖如圖2所示，變頻運行模式時變頻器進線開關QF2及出線開關QF3在工作位合閘，QF4在工作位分閘；工頻運行模式時，變頻器進線開關QF2及出線開關QF3在工作位分閘，旁路開關QF4在工作位合閘。循泵在變頻模式下原設計的停運邏輯如圖3所示：DCS發出泵停運指令后，首先發出變頻器停運信號，DCS在接收到變頻器進、出線開關QF2、QF3分閘的反饋后，變頻器脫離變頻運行模式，才發出最終停泵指令，斷開上游6 kV開關QF1。

圖3 循泵變頻運行時原停運邏輯簡圖Fig.3 The original shutdown logic diagram during the frequency conversion of the circulating pump

在某核電機組調試期間，發現原DCS邏輯中未設計斷開或合閘變頻器進線斷路器QF2及出線斷路器QF3的控制邏輯，變頻器正常停運時變頻器內部PLC也無斷路器QF2、QF3自動分閘設計，變頻器內部PLC邏輯中只有出現變頻器重故障才會跳開QF2斷路器，導致DCS無法下發斷開上游6 kV開關QF1的指令，循泵在變頻模式無法實現停運。經過分析循泵變頻器設計邏輯，以及變頻模式下的啟、停運行方式，進行了邏輯優化：循泵在停運時會由就地送出“變頻器停運信號”至DCS，變頻器停運后，DCS根據變頻器停運信號(運行信號變為“0”)斷開上游6 kV開關QF1；若變頻器停運失敗，則延時1 s斷開上游6 kV開關，保證循泵能夠正常停運；同時循泵變頻運行過程中如斷路器QF2、QF3意外分閘，變頻器沒有處于變頻運行狀態，在DCS發出停泵指令后則無需延時直接停泵。通過邏輯優化，解決了循泵變頻運行模式變頻器停運后無法斷開上游母線開關的問題，循泵在變頻模式下運行可靠性得到提升，優化后的邏輯如圖4所示。

圖4 循泵變頻運行時改進后停運邏輯簡圖Fig.4 The improved shutdown logic diagram during during the frequency conversion of the circulating pump

2.1.2 循泵變頻溫度控制邏輯優化

某核電機組循泵變頻模式運行時，頻率設定原邏輯設計為采用海水泵房前池溫度進行變頻控制，由于前池深度深、溫度計支架的安裝和溫度計后續的運行維護將非常困難，并且在常規島內凝汽器入口循環水管道上設置有多組溫度計，能夠有效測量海水溫度，因此在設計階段取消海水泵房前池溫度計的使用，改為每臺凝汽器(共三臺)入口電動閥后循環水入口溫度進行頻率設定值控制，改進前、后的邏輯簡圖見圖5和圖6。

圖5 循泵變頻模式頻率設定原邏輯設計Fig.5 The original logic of frequency setting of circulating pump in frequency conversion mode

圖6 循泵變頻模式頻率設定改進邏輯設計Fig.6 The improved logic of frequency setting of circulating pump in frequency conversion mode

同時由于原變頻控制模式下，運行人員無法手動選取頻率設定值，因此通過邏輯優化改造增加運行人員手動設定頻率值的功能，并且為防止運行人員在修改頻率設定值時出現錯誤輸入頻率信號而導致設定值超出循泵正常工作頻率范圍32.8～50 Hz，造成設備損壞或引起機組功率大幅度波動。在變頻運行模式手動頻率設置邏輯設計過程中，增加了限制頻率輸出范圍的邏輯組態，通過邏輯限制運行人員手動設置頻率只能在32.8～50 Hz范圍內，有效消除了可能出現的人因失誤。

2.1.3 高壓油泵停止邏輯優化

某核電機組變頻模式啟動循泵后，由于循泵上游母線斷路器QF1合閘信號代表循泵已運行，而高壓油泵會在QF1合閘5 min后自動停運，由于變頻運行模式啟動時限流，加載時間長，該階段轉速上升慢導致循泵轉速低，該工況下循泵無法自動建立油膜，5 min后直接停運高壓油泵會有泵軸磨損的風險。因此將循泵變頻、工頻模式下停運高壓油泵的邏輯進行區分：循泵變頻模式運行時，在循泵啟動后其變頻器輸出頻率大于30 Hz條件開始計時，此時循泵轉速已足夠建立油膜，5 min后停運高壓油泵無泵軸磨損的風險。相關邏輯優化如圖7所示。

圖7 循泵啟動后停運高壓油泵邏輯示意圖Fig.7 Logic diagram for stopping the high-pressure oil pump after starting the circulating pump

2.1.4 虹吸破壞閥停運循泵控制邏輯修改

某核電機組每臺機組的虹吸破壞裝置由設置在凝汽器進、出口水室兩側頂部的兩組虹吸破壞閥組成，當循泵停運時，虹吸破壞閥打開，允許一定量的空氣進入；當系統重新啟動時，水室頂部空氣會抑制循泵的正常啟動，需要將管路及水室中的空氣排空。以A列虹吸破壞閥(一組為CRF601/603/605VC、一組為CRF602/604/606VC)為例，工藝上要求循泵啟動7 min內，A列任意一個虹吸破壞閥未全關都會停運循泵，但在調試過程中發現原控制邏輯設計存在問題，如果CRF601/603/605VC全關，將導致CRF602/604/606VC中即使有閥門未關閉也不會跳泵，會嚴重影響循泵的穩定運行，據此進行了邏輯修改，如圖8所示。邏輯變更后實現了循泵啟動7 min內，對應系列的任意一個虹吸破壞閥未關自動停運循泵的功能。

圖8 虹吸破壞閥邏輯示意圖Fig.8 Diagram of siphon breaker valve

2.1.5 考慮循泵變頻與工頻模式的區別，循泵停運10 min信號修改

為區分循泵變頻運行與工頻運行模式，循泵停運信號在工頻模式時取自6 kV開關QF1斷開的反饋信號、變頻時則為變頻器運行信號取非；由于QF1斷開的反饋信號用于啟動電動輔助油泵和凝汽器虹吸破壞閥開啟的邏輯，比較重要，增加變頻方式邏輯防止變頻器故障停運后未連鎖斷開6 kV開關，導致輔助油泵不能及時啟動與虹吸破壞閥不能及時開啟。

2.2 設定值修改

2.2.1 大電動輔助油泵頻繁啟停

某核電機組單臺機組設計兩臺大電動輔助油泵CGR003PO/004PO，分別對應一臺循泵，用于在循泵啟動、停止或事故工況下參與供油。在循泵齒輪箱調試過程中發現，循泵“啟動請求”信號發出后會保持120 s，該信號會自動啟動大電動輔助油泵，同時由于循泵剛啟動時的油溫比較低，油的黏度較大導致啟動過程中潤滑油壓超過0.28 MPa，在邏輯設計上，潤滑油壓高于0.28 MPa將延時20 s產生大電動輔助油泵自動停運信號，而油泵停運后，由于油壓降低，且此時循泵“啟動請求”信號由于仍然在120 s時間內的有效狀態，導致大輔助油泵自動停運后又重新啟動，每隔20 s該油泵就啟/停一次。而大輔助油泵的頻繁啟停增加了設備損壞的風險，通過對多次調試試驗數據進行分析，油泵啟動初期大約120 s左右油壓會恢復正常，因此進行了邏輯優化，將原油壓高于0.28 MPa停運輔助油泵的時間由20 s改為120 s，以避免油泵啟動初期由于油溫比較低導致油壓超過0.28 MPa的頻繁啟停。

2.2.2 小電動輔助油泵頻繁啟停

為了滿足循泵變頻運行模式下潤滑油的供給，某核電機組單臺機組在設計上每列新增加了一臺小電動輔助油泵CGR009PO/CGR010PO，用于在循泵正常運行過程中，當機械油泵無法滿足潤滑油系統油壓時自動啟動，當潤滑油系統壓力達到系統整定壓力時自動停止，原設計邏輯為小電動輔助油泵在潤滑油油壓低于0.19 MPa時自動啟動，潤滑油壓大于0.25 MPa時自動停止。在調試過程中發現，小電動輔助油泵在自動停止后，油壓會下降至0.19 MPa以下，此時由于自動啟動定制為0.19 MPa，會造成小電動輔助油泵頻繁自動啟停，存在設備損壞的風險。因此需要進行啟動定值優化，通過對多次調試數據進行分析，小電動輔助油泵自動停運后，油壓在0.18～0.19 MPa范圍內，據此進行了定值修改，將小電動輔助油泵自動啟動定值修改為0.18 MPa，自動停運定值修改為0.26 MPa，解決了由于定值設置不合理導致的設備頻繁啟停問題。

2.2.3 循泵潤滑油溫設定

循泵配套的潤滑油系統中，齒輪箱油箱中的潤滑油油溫在循泵啟動前主要靠自身配置的電加熱器維持，該電加熱器由溫控器PLC控制，可在線設置電加熱器啟動投運及停運溫度，原設計電加熱器自動投運定值為18 ℃，自動停運定值為25 ℃，這與油泵啟動允許條件需高于36 ℃相矛盾。同時調試人員發現潤滑油溫對油壓的影響極大，為保證循泵啟動前供油油溫及壓力的穩定性，同時滿足循泵的高壓油泵啟動時對油溫的需求，結合同行經驗，將該定值由36 ℃改為22 ℃，同時將齒輪箱電加熱器的自動投運定值為25 ℃，自動停運定值為30 ℃，保證了系統控制的一致性。

2.2.4 循泵電機下軸承冷卻水流量定值

循泵下軸承冷卻水流量原設計要求流量為2 t/h，而現場實測僅為1.5 t/h，但循泵在該冷卻水流量下運行時，對應軸承溫度未見異常，經與設備廠家及設計院協商，將該定值改為1.5 t/h。

2.2.5 循泵密封水壓力低定值

循泵密封水壓力低原定值為0.28 MPa，由于密封水源位于管道供水的末端，且其供水壓力容易受供水用戶的影響，壓力變化大，同時考慮循泵工頻運行時最高壓力為0.15 MPa，統籌考慮后將壓力開關定值降低到0.22 MPa。

2.3 設備安裝問題

2.3.1 兩臺機組設備鏡像安裝所引發的問題

(1)凝汽器真空下降慢

某核電機組首次進行凝汽器抽真空時，A列循泵CRF001PO保持運行過程中，A列凝汽器抽真空出口電動閥CVI001VA閥門關閉，當真空到20 kPa后凝汽器壓力下降速度減慢，無法下降至工藝要求的真空度，根據工藝情況初步判斷可能是閥門安裝存在問題。為了驗證這個問題，現場將B列CVI002VA閥門關閉后壓力下降速度明顯增加。經現場查看后確認A列CVI001VA閥門對應凝汽器A列水室，而CVI002VA對應凝汽器B列水室，現場實際安裝與設計流程圖及安裝圖一致，據此判定為邏輯設計與現場安裝相反導致A列循泵運行時凝汽器真空下降緩慢，通過邏輯優化將真空閥控制邏輯修改為與現場安裝一致，凝汽器真空下降速度慢的問題得到了解決。

(2)虹吸破壞閥安裝問題

某核電廠5、6號機在設計上循泵的布置為鏡像關系，而常規島設備的安裝和設計兩臺機組是一致的，因此某核電廠5、6號機循泵與常規島內相關設備對應關系是相反的。在某核電廠6號機調試過程中，發現了循泵虹吸破壞閥安裝出現問題，由于5、6號機循泵控制邏輯設計是一致的，A列循泵CRF001PO對應A列虹吸破壞閥CRF601～606VC，B列CRF002PO對應B列虹吸破壞閥CRF607～612VC，而由于機組循泵與凝汽器水室對應關系相反，因此虹吸破壞閥與凝汽器水室對應關系應該是相反的，但實際發現6號機虹吸破壞閥就地安裝布置與5號機一致，如此安裝將導致虹吸破壞閥動作錯誤。同時A/B列循泵與A/B列虹吸破壞閥控制信號在DCS側分別設計在同一個機柜(控制站)內，因此現場修改了實際的安裝布置，解決了由于機組設計上鏡像布置導致的A/B列循泵與虹吸破壞閥不對應問題。

(3)設計流程圖與安裝圖不一致

某核電機組循環水泵與凝汽器、輔助冷卻水系統、凝汽器抽真空系統、出口閘板對應關系原設計流程圖為(以機組為例)1號循環水泵1CRF001PO對應輔助冷卻水進水電動蝶閥1SEN002VC、凝汽器抽真空出口電動閥1CVI002VA，2號循環水泵1CRF002PO對應輔助冷卻水進水電動蝶閥1SEN001VC、凝汽器抽真空出口電動閥1CVI001VA，而在現場安裝過程中發現，現場啟動1號循泵1CRF001PO后，1SEN001VC前排氣閥打開后有水流出，而本應與之對應的1SEN002VC則無此現象，經現場檢查判定為設計文件與安裝圖不一致導致，導致現場安裝與設計文件相反，由于在設計邏輯上循泵停運后有自動關對應閥門的邏輯，為了減少現場的工作量，進行了邏輯優化，修改了輔助冷卻水進水電動蝶閥1SEN001/002VC的邏輯，使邏輯與現場設備安裝情況一致，避免了由于設備實際安裝與設計圖不一致導致的運行問題。

2.3.2 一臺機組兩臺循泵的控制油泵控制柜安裝問題

一臺機組兩臺循泵的電動輔助油泵按設計在PX泵房電氣間安裝有就地控制柜CGR001CR，分別可以控制兩臺循泵的四臺輔助油泵CGR003/004/009/010PO運行和停止，同時在該配電間每臺油泵的配電柜上又設置有啟、停按鈕，某種意義上說屬于設計重復，失去了實際意義。通常情況下，應該每臺循泵配置一個控制箱于循泵所在的廠房內，方便就地對每臺循泵的兩臺輔助油泵進行控制。后經設計院同意，取消了該控制柜。

3 總結

循泵變頻技術的首次應用，通過調試人員深入分析研究變頻循泵的設計邏輯和工藝，進行了一系列邏輯優化和設計改進，增加了變頻循泵運行的穩定性和可靠性，保證了機組運行的安全穩定，某核電機組分別于2020年、2021年投入商業運行，在實際使用過程中能夠準確地根據季節變化進而循環水溫度發生變化觸發循泵變頻器切換頻率以調整循泵轉速，很好地解決了機組冬季凝結水過冷、機組降負荷時汽輪機的振動問題。同時相關邏輯定值的優化、設備安裝經驗及變頻循泵技術對后續國內新建核電機組和已建核電機組的優化改造均有著重要的參考意義，應用前景十分廣闊。