摘要：着重论述了海南洋浦电厂#11-13联合循环机组锅炉高压给水系统变频改造的原由、改造方法和运行对策，供兄弟单位参考和借鉴。

前言：

洋浦电厂#11燃机（西门子V94.2）于2003年9月完成油改气技术改造投产发电，成为我国第一台使用天然气燃料的重型燃气轮机。与其配套的联合循环改造于2004年1月投产发电。#11-13联合循环机组也是目前国内最大的天然气联合循环机组，实际最大出力可达220MW。该机组的三大主设备全部采用了国产设备，分别是：余热锅炉-杭州锅炉厂设计制造，型号Q1396/556-228（47）-8.14（0.588）/532（252），双汽、双压带除氧无补燃式自然循环；汽轮机-哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设计制造，型号LN82.6-8.0/0.65/530/250，双压凝汽式；发电机-哈尔滨电机厂有限公司设计制造，型号QF-82-2，闭式空冷/有刷励磁。

高压给水系统介绍

我厂#11-13联合循环机组的高压给水系统主要由两台高压给水泵、气动给水调节阀及相关配套阀门/管道组成。两台高压给水泵由KSB公司制造，型号为HGB4/10型，额定流量255.3m3/h，扬程1092mH2O，额定转速2985r/min，运行方式为一运一备。气动给水调节阀由西门子设计，印度制造，其调节方式为水位、进水流量、蒸汽流量三冲量闭环控制。

问题的出现及分析

2004年3月，#11-13联合循环机组通过168小时考核运行。但在进入2004年4月后的两个月期间，高压给水调节阀多次出现故障，导致高压汽包水位失控，造成汽机一次跳机、五次故障停机，严重影响了电厂的生产运行，也给海南电网的安全运行造成了一定的影响。大部分的故障是由于阀位反馈连杆松脱或断裂造成的。结合运行过程中同时出现的高压给水管道周期性的振动，我们分析认为造成调节阀故障的原因是由于高压给水泵出口压力太高，与高压汽包压力存在巨大压差，因而产生振动，加之管道支撑所在的给水平台自身刚度差，振动得不到吸收，使该连杆产生高轴疲劳，最后在冲击负荷出现时达到屈服极限而断裂。一旦该连杆松脱或断裂,该阀自动回到全开位置，给水流量达到最大值，使高压汽包水位迅速上升，同时高压给水压力突然降低，造成备用泵联锁启动，运行人员如不及时采取措施，必然出现高压汽包水位三高值动作，保护跳汽机。在2004年2月的停机检修时解体该阀，取出阀芯，发现多处损坏缺口，分析是由高速高压水流冲刷造成，该阀芯承受了巨大的节流损失。更换阀芯并修复阀位反馈连杆后继续开机运行。2004年6月该阀芯再次损坏，阀芯被冲刷出两个长约20mm，深约10mm的圆弧形缺口，并有其它多处被冲刷。打印出典型的高压给水出口压力与高压汽包压力曲线，发现二者最大相差近10MPa，最低也相差4Mpa。扣除管系及省煤器内的流阻损失，其余压差基本上由高压给水调节阀承担，估计最高可达到8MPa，这样的压差必然产生振动和对阀芯的冲刷磨损。

出现这样的问题，首先是设计上的原因。由于设计单位没有充分考虑到我厂机组的运行特殊性。设计时设计单位以额定工况进行设备选型，并按规程留下了一定的裕量。而我厂作为海南电网的第二大主力电厂，同时承担海南电网的调峰调频任务，我厂的典型日负荷曲线如下图，机组每天基本只在晚上用电高峰时段的三、四小时里才能带满负荷，其余时间都是只能带部分负荷运行，有时后半夜更是低到只能带20%多的负荷（按联合循环的总出力计算）。因此机组大部分远离额定工况运行，离设计点相差甚远。设计上又没有采取适当措施调节高压给水泵出口压力，致使高压给水调节阀长期在振动中运行并承受巨大的节流损失，阀芯也在不断冲刷中损坏。

方案选择

在此期间，通过查找相关资料并咨询其他电厂，我厂提出了采用变频调速来降低高压给水泵出口压力的方法来解决高压给水系统的问题。已有的实践经验证明该方法还具有明显的节能效果。同时也进行了变频调速与液力耦合调速的比较分析。并到海口火电公司了解了该厂的液力耦合给水泵调速系统。液力耦合调速的缺点是系统环节较多，可靠性较低，检修维护工作量大。其优点是价格便宜，投资低。经过分析本厂的实际情况，已经没有地方安装该系统。该方案被放弃。于是变频调速作为最终方案被确定。

变频调速概述

现代变频调速技术经过不断发展，可靠性已经达到很高水平，广泛应用于各种工业和民用设施上，如民用上常见的有变频空调。变频调速的特点是利用开环或闭环控制，变频器功率模块通过基本的交-直-交单相逆变电路，输出频率符合控制目标的交流电供给电动机驱动原动机，使原动机产生的输出符合最终的工艺需要，从而达到目标控制和节能的目的。

公司通过询价比较，选购了北京利德华福电气技术有限公司生产的HARSVERT-A06/130型高压变频调速系统。该系统采用单元串联多电平技术，属高-高电压源型变频器，具有对电网谐波污染小，适配普通异步电机，输出波形好的特点。

实施改造

因现有6KV开关室没有足够空间，公司决定每台余热锅炉给水系统采用一台变频器，变频器具有1拖2功能，可分别拖动P1、P2且具有旁路功能。2台余热锅炉给水系统共采用2台变频器，两台变频器可以拖动4台给水泵，每台余热锅炉给水系统采用一拖二变频调速系统原理图如下：

改造于2004年8月进行。全部安装调试工作在一周内完成。

运行方式介绍

因为上述原因，必须采用特殊的运行方式才能保证给水系统的安全运行。经过分析讨论和最终的运行实践检验，最终采用的运行方式如下：

正常运行时，运行变频调速给水泵，采用高压汽包水位单冲量闭环控制，高压给水调节阀置于手动控制，设定在全开位，采用工频电源的备用给水泵不投备用联锁启动，避免发现不及时的情况时出现高压汽包水位高保护动作使汽机跳机或保护拒动时造成汽机水冲击的严重后果；

故障情况时，变频器或运行泵出现故障需手动或自动停下，应由运行人员手动投运备用泵并按照汽机当时的负荷情况将高压给水调节阀调整到合适的开度，然后继续通过手动调节保持高压汽包水位。退出高压汽包水位三低值的保护，避免手动切换或控制不及时的情况汽机保护跳机，其依据是本厂余热锅炉具有一定的干烧能力。无论如何，这都对运行人员提出了极高的要求。其中属变频器故障时，原运行泵仍旧可使用工频电源转作备用泵，从而使高压给水系统具有很高的可用性，最大程度的减少了因此而造成联合循环停运的可能性，提高了系统可靠性。

结论

通过6个多月的运行统计分析比较，采用变频调速后，本厂厂用电消耗出现了明显的下降，联合循环24小时运行时厂用电每日同比减少约1.5万度。经过计算，节能率达60%，具有明显的节能效果。实际运行中，高压给水调节阀再未发生故障，高压汽包水位调节也达到了满意的效果，高压给水管道的振动现象也基本消除，联合循环的可靠性得到了显著的提高，提高了汽机的可用率，对海南电网的安全稳定运行产生了有利的影响。本项技术改造具有显著的经济效益和社会效益。所以本项技术改造是成功的。