凝结水泵变频改造后系统优化运行的构思和分析

摘要：某电厂机组采用国产首台200MW等级双缸双排气直接空气冷却汽轮机，投产后，内蒙蒙西电网冗余发电机组容量偏大，机组负荷率偏大，一直存在辅机耗电率偏大，厂用电率高的问题，严重影响机组的经济运行。电厂根据近几年运行情况和对今后网上容量及负荷率的全面分析后，最终对影响机组厂用电率的凝结水泵进行变频改造。但是，改造后凝结水上水调门在低负荷时仍然节流偏大，节流损失偏大，为了得到更小的节流损失，降低损耗，结合凝结水系统各支路用途，从多方面进行论证，最终将凝结水上水调门的节流损耗降到最小，并经过运行试验，取得经验后实施，取得明显效果，获得了非常好的经济效益，尤其为今后凝结水泵变频改造后的系统优化的经济运行提供借鉴方法。

关键词：凝结水系统；变频改造；优化运行；节流损耗

中图分类号：N945文献标识码： A

某电厂利用检修时对凝泵进行变频改造，改造后除氧器水位调节由原来的上水调节阀直接跟水位调节，改造变频后逻辑改变变频跟水位调节，而上水调节阀开度跟凝结水压力参与调节的综合性水位调节管理。这样就通过控制凝结水压力上下限，限制调节阀开度情况，原理上为保证减温水、冷却水压力而设计。但从某电厂实际系统上来说，此种调节逻辑复杂，并且截流损失较大。并与卓资电厂改造后的凝泵变频耗电率比较，耗电率要大0.15个百分点左右（卓资电厂凝泵耗电率为0.11%，某电厂为0.3%左右），直接增大了某电厂直接厂用电率0.19%左右，即按月度发电量3亿度的计划来看，单台机组的发电量为0.75亿度，仅此项带来增加14.25万度的耗电量，按每度0.215元/度计算，仅一台机组就减少30637.5元/月的净利润，四台机组减少12.255万元/月净利润，全年减少净利润147.06万元利润，或者折合成煤耗，按当前煤耗361克/度计算，可提高煤耗0.87克/度左右。

1某电厂变频改造后实行的逻辑说明及现运行情况介绍

1.1某电厂变频改造后现行的逻辑说明

凝结水泵变频控制系统为在原有的系统配置：为2台凝结水泵A、B，正常运行为1台运行1台备用基础上进行。此次变频改造是在凝结水泵动力回路中安装了独立的变频控制柜， 1台高压变频调速装置。（1）进行变频方式工况试验时，采用凝结水泵变频调整泵转速的手段来满足系统对凝结水的需求。因考虑到在变频调整凝结水流量的同时，将会影响凝结水母管压力，从而影响低旁减温水用水压力，通过组合控制，在凝结水泵变频调速控制状态，通过增加除氧器上水调整门进行凝结水母管压力调节。在进行倒泵过程中或工频运行状态，由除氧器上水调整门来控制除氧器水位。即正常变频运行时通过调节变频器的输出频率改变凝结水泵转速，达到调节出口流量控制除氧器水位的目的，满足运行工况的要求，

通过除氧器上水调整门进行凝结水母管压力调节，满足凝结水压力控制；（2）变频故障情况下控制逻辑修改为当变频泵或者变频泵高压开关事故跳闸，且发出联启定速泵的指令时，程序发出一个与汽轮机主汽流量具有函数关系的预置指令加到除氧器上水调整门，立即将上水调整门关至一定位置并且程序强制将调整门投入“自动”进行调节除氧器水位。（3）防止汽蚀，同时也极大限度地提高了凝结水泵的工作效率。其最小流量设定值为：工频方式下, 最小流量设定值为180T/h；变频运行方式下，最小流量设定值为根据凝结水泵的上限特性与凝泵变频实际转速确定控制最小流量值。在凝结水低流量和备用凝结水泵联启状态联开凝结水最小流量阀至60%。

1.2某电厂变频改造后运行情况介绍

表1：1-4#机运行情况采集原始数据

从某电厂实际运行情况看，凝结水泵上水调节阀正常运行情况下基本处于不同程度的节流，因此产生不同程度的节流损失能耗，从而带来凝泵的耗电率偏大的状况。具体耗电率统计数据如下。

1.3某电厂变频改造后运行耗电率统计

表4：某电厂变频改造后运行耗电率统计

2.卓资电厂变频改造后的系统、逻辑运行情况介绍

图1 卓资电厂的凝结水冷却和减温水系统

2.1卓资电厂变频改造逻辑说明

设定高压变频器运行所需频率值，启动变频调速系统，注：启动时的最低频率为20HZ， 待变频器运行到所设定频率稳定后，将水泵阀门调至全开状态和上水门调至全开状态，根据水位自动调节变频器运行所需频率值，正常运行时凝结泵出口压力维持0.9MPa，如果因机组负荷低等原因不能维持凝结泵出口压力时，可用凝结水上水调整门进行调整。

表5：卓资电厂的变频改造后的运行情况统计表

2.2某电厂实行系统优化运行的前提

图2 某电厂凝结水冷却和减温水系统图

2.2.1凝结水冷却和减温水系统如下

（1）给水泵的前后轴端密封形式均采用流体动压式自密封形式，外供闭冷水仅为机械密封的冷却水，最低压力不小于0.3MPa。前置泵的轴端密封采用机械密封形式，外供凝结水为机械密封水，因此密封水压必须满足大于前置泵入口压力，按设计满负荷运行工况时除氧器压力1 MPa计算，加上除氧器的位置静压。因此，设计时，前置泵的密封水压为不小于1.2 MPa。除氧器运行为滑压运行，除氧器压力随负荷的增加而增大，虽负荷的降低而减小。前置泵机械密封水取水在凝结水泵出口6#低加前；因此，凝结水压经过几级加热器的压损后能再满足上除氧器压力的水压要求，即可保证前置泵机械密封水大于前置泵入口水压要求。

（2）再有处理事故状态下需用低旁时，开低旁时，为满足低旁减温水供水压力要求，故障情况下低旁打开时，再关小上水调节门，满足低旁用水压力要求。

（3）从系统上看出，其他系统有到真空泵汽水分离器的补水，有到布袋除尘器的事故喷水，至汽封减温水，冷渣器用冷却水，至通风阀减温水，至汽封加热器水封注水，至燃油减温器，至三级旁路减温水（负压系统），至本体疏水扩容器（负压系统），至加热器疏水扩容器（负压系统），至低压缸喷水（负压系统），的用水只要能满足除氧器上水要求，就完全能满足其要求。

（4）综合以上系统用水压力的说明，可以看出某电厂所有使用凝结水为冷却水的系统全部能满足正常用水压力，因此凝结水的系统压力可以随着除氧器的滑压运行压力进行变频随水位进行调节，即凝结水的压力仅需能克服管道和系统阻力达到除氧器上水的要求即可。但在故障情况下，凝结水的压力为满足低旁减温水的用水压力，可单独进行控制，这时可使用上水调门参与调节，满足减温水压力的要求。

2.2.2某电厂凝泵变频系统优化运行需进行工作内容

（1）逻辑修改

a)修改凝泵系统压力设定值最小值为1.0MPa(负荷高时系统压力大于1.0时，不投压力自动装置，保证调阀全开后不再调节)，逐步减小系统压力，提升调门开度，降低节流损失。

b)修改凝泵系统自动备用泵启动压力设定值0.8 MPa，防止系统压力低于设定值联动备用泵。

c)取消凝结上水调节阀门控制凝结水压力与变频自动同时执行的逻辑关系，增加单独控制的逻辑关系，为保证低负荷下可通过调门单独控制凝结水压力。

（2）试运行阶段的注意事项和措施等。

a)注意监视前置泵的轴承温度。

b)注意监视冷渣器运行情况。

c)注意监视跳机汽封供汽温度和汽封温度。

2.2.3系统优化后设备及运行数据比较

（1）各负荷试验数据收集及比较

表6：120MW-200 MW负荷优化前后数据对比：

（2）各负荷优化前后分析说明

a) 120MW负荷同等负荷优化前后比较，优化后凝结水压降0.52 MPa左右，少耗电约70千瓦/小时左右。

b) 160MW负荷同等负荷优化前后比较，优化后凝结水压降0.46 MPa左右，少耗电约100千瓦/小时左右。

c) 180MW负荷同等负荷优化前后比较，优化后凝结水压降0.21 MPa左右，少耗电约13千瓦/小时左右。

d) 200MW负荷同等负荷优化前后比较，优化后凝结水压降0.07 MPa左右，少耗电约73千瓦/小时左右。

3小结

从试验数据可看出，120MW、160 MW、180 MW、200 MW各负荷下，通过优化运行，改变凝结水系统的压力对凝结水泵的耗电量有不同程度的降低。从试验数据可看出，负荷越低，凝结水的系统优化后的压力降低越多，且相对低负荷时的节能空间较大。通过优化运行试验证明设备能安全稳定运行，不同程度的降低机组的能耗水平。并且为某电厂早日完成国家“十二五”节能减排指标打下坚实的基础工作。相同发电量的情况下提高某电厂的供电量指标，即提高某电厂的净利润。提高某电厂的在运行机组中的竞争指标，提高某电厂的知名度，提升某电厂的指标管理深度。

参考文献：

[1] 发电运行部，发电运行规程，2010.9

[2]成大先 ，机械设计手册 化学工业出版社第五版，2008.1