调峰燃机电厂高中压给水系统节能改造

摘要：由于发电厂的高中压给水系统设计不合理，给水系统节流损失严重，同时易造成设备损坏，给机组带来安全隐患。基于此，本文就跳风燃机发电厂高中压给水系统节能改造进行分析与研究。

关键词：调峰燃机；电厂高中压；给水系统；节能改造

中图分类号： F407 文献标识码： A

一、给水系统概况

某天然气发电有限公司(以下简称“某LNG电厂”)有3套M701F燃气－蒸汽联合循环机组，锅炉为杭州锅炉厂生产的卧式、三压、再热、自然循环余热锅炉。原设计中每套机组设置2台100%容量的电动高、中压给水泵，为卧式、多级、带中间抽头离心定速泵，其额定流量和扬程满足余热锅炉和蒸汽轮机各种工况运行的要求。每台给水泵满足100%最大流量且保留10%裕量的要求。

二、原给水系统设计存在的缺陷和问题

某LNG电厂原高中压给水系统采用泵恒定转速运行，给水流量调节依靠水泵出口调节阀节流调节。在实际运行中，发现这种运行方式存在多种弊端。

（一）给水系统节流损失严重，不节能。在项目改造前，某LNG电厂对给水系统进行了性能测试(测试数据见表1)，以评估其改造节能潜力。

表1改造前不同负荷下高中压给水系统试验数据

由试验数据可以发现，高、中压给水调节阀门压力损失严重。380MW负荷时，高压给水调节阀进、出口的压力损耗为2.19MPa，阀门开度仅为61%，中压给水调节阀进、出口的压力损耗为1.29MPa，阀门开度为85.73%，高压系统存在较大的节流损失；在变负荷条件下，高、中压给水调节阀进、出口压力损耗尤为严重，240MW最低稳定负荷工况下，高压给水调节阀进、出口压力损耗为6.83MPa，阀门开度为43.47%，中压给水调节阀进、出口压力损耗为2.94MPa，阀门开度为66.07%，此时给水系统节流损失更甚。

（二）系统设计不合理，易造成给水系统设备损坏，影响机组的安全可靠性。M701F燃气－蒸汽联合循环发电机组设计运行方式为两班制，机组启动频繁，运行中变负荷工况多；在启动阶段，由于高、中压给水泵瞬间达到额定转速，对系统的管路、阀门冲击较大，存在着较大的安全隐患；在启停和低负荷工况下，高、中压给水调节阀前后压差大，运行工况恶劣，极易发生阀门损坏，从而引发机组跳机问题。

三、项目改造方案选择

通过调研和分析，在项目改造前初步制定3种可行性改造方案，包括:使用液力耦合器、去掉高、中压给水泵末级叶轮和电动机变频调节方案。采用液力耦合器节能效率较低，而且需要移动现有高、中给水泵和电动机的位置，泵地基需要重新建造，施工时间长；采用去掉高、中压给水泵末级叶轮方案，则无法满足给水泵出力且保留10%裕量的设计规范要求，同时，该方案对机组变负荷的适应性较差；采用电动机变频调节方案，尽管投资成本高，占地面积大，后续维护成本也较高，但其具有变频调节效率高、调节精度高、调节范围宽，可以较好地适应电厂频繁调峰的运行模式。经过对比论证，最终采用电动机变频调节方案对电厂3台机组给水泵进行改造。变频调节改造实施后，给水泵的电动机转速从零逐渐升速，启动时对给水设备冲击小，实现了软启动；对两班制运行的机组非常适合，能较好地解决高中压给水系统存在的问题，取得了很好的节能效果和经济效益。

考虑到高、中压合泵条件下高压给水和中压给水同时进行变频调节改造难度很大，而且中压给水变频调节会压缩高压给水的变频节能空间。因此，决定将高、中压给水泵分泵后再分别进行变频调节改造，即原高、中压给水泵只用于高压汽包供水，将原来泵体的中压抽头加装堵板，另增设中压给水泵及其中压给水管路，以此来优化变频控制。

高压给水泵变频改造采用北京利德华福电气技术有限公司的HAＲSVEＲT高压变频器，该系列高压变频调速系统采用单元串联多电平技术，属高－高电压源型变频器。变频装置主要由控制柜、功率柜、变压器柜和隔离开关柜4部分组成，可满足此次改造的技术要求。

高压给水泵变频改造的方法:每台机组的2台高压给水泵电动机共用1台高压变频器控制，采用“一拖二加旁路”方式，即1台变频器可分别拖动2台给水泵；考虑变频器可靠性及其检修隔离方便，变频装置的旁路、进线、出线开关均采用手动方式，原来供给水泵工频运行的6kV电源开关不变。变频器“一拖二加旁路”的方式，使给水泵A、B都可以变频运行，并可定期切换，互为备用，其接线如图1所示。

图1高压给水泵变频改造接线图

中压给水泵采用380V电源，其改变频费用较低，为提高系统稳定性，中压给水泵变频改造采用2台泵均变频“一拖一带旁路”的方式，即1台泵装1台变频器加旁路，如图2所示。

图2中压给水泵改变频接线图

四、对设备进行技术改造

燃气-蒸汽联合循环电厂虽然具有能耗低、启停迅速的优点，但由于频繁调峰，辅助设备耗能增加，设备老化加剧，因此必须适时对设备进行改造以降低辅机能耗、适应电力市场激烈竞争的需要。

（一）补水泵、凝结水泵电机变频改造

1.补水泵变频改造

电力有限公司取水点来自距厂区3.5km处的一干河，有3台160kW的补水泵，运行方式是1运2备，将其中一台补水泵改为变频调节控制，以达到控制补水沉淀池水位在正常水平、减少泵的启停次数、延长设备使用寿命的目的。改造后电流基本运行在100A，节电效果平均达到50%左右，每天按运行12h计算，年节电可达50万kW・h。

2.凝结水泵变频改造

该厂2台机组每台配置2台互为备用的凝结水泵，电机功率500kW，流量调节采用传统的阀门调节方式，因而存在以下弊端：①节流损失大，能量浪费严重；②机组调峰时凝结水泵运行效率大幅度降低，调节频繁易导致阀门和执行机构损坏，设备维护量大；③电机工频启动对电网和电机本体造成较大冲击；④自动化程度低、控制精度差。为进一步提高设备利用率，降低厂用电率，对1、2号机组的凝结水泵进行变频改造，避免燃机低负荷运行期间凝结水泵电机出现“大马拉小车”现象以及停运期间因凝汽器热负荷较少，凝结水泵功率较大，消耗厂用电较多现象。改造为变频凝结水泵后，停机时采用停机辅助凝结水泵取代凝结水泵运行，年节电约276万kW・h。

（二）循环水泵电机双速改造

该厂2台390MW燃机机组各安装2台循环水泵，电机功率为900kW，额定转速424r/min，运行方式是1运1备，夏季根据真空情况采用2台运行，循环水泵电机始终在额定转速下运行。冬季运行工况下，由于循环水温较低，凝汽器真空经常在96kPa以上，过高的真空并未有效地提高燃机出力，同时，机组停机后循环水泵仍需运行一段时间，过大的冷却水量也会造成循环水泵电耗的增加。在不同环境温度下，单台循环水泵电机输出功率变化不大，而真空相差较多。针对这种情况对循环水泵的电机进行了双速改造，使循环水泵在冬季及夏季不同工况下均能满足凝汽器真空要求。对电机进行双速改造，即更换电机所有定子线圈，将电机改造为14/16极双速电机，电机实际极数通过切换连接片完成。改造后的转速为371r/min，较改造前降低53r/min。在冬季及气温较低的季节，可采用循环水泵低速运行方式。在机组两班制停机期间，因凝汽器的热负荷较少，也可采用低速循环水泵的运行方式。这样，在不影响机组负荷情况下，低速循环水泵可降低泵的电耗，从而降低厂用电率。仅此一项改造就给企业带来年节电约36万kW・h的效益。

（三）管道疏水扩容器改造

由于燃机启动频繁，在原管道疏水扩容器将疏水通过疏水U形管回收至凝汽器时，常发生凝汽器真空降低的现象。如果每次启停中大量疏水排至管道疏水扩容器后不予回收，则严重影响补水率，不利于节能。根据节能降耗及对标管理要求，对管道疏水扩容器进行了改造，采用了真空扩容器，即将管道疏水扩容器顶部排大气管接至凝汽器汽侧，运行时管道疏水扩容器内为负压状态，实现疏水回收，降低补水率。管道扩容器改造采用其顶部排汽管改接凝汽器，下部排水管直接接至凝汽器热井，不经过疏水U形管，实现疏水回收，原疏水U形管两端堵板封闭。从电厂的实践情况来看，管道疏水扩容器改造后可缩短机组主蒸汽疏水暖管的时间，补水率下降约0.3%，减少了发电成本，凝汽器运行稳定，完全能够满足运行需要。

五、优化检修管理

加强设备维护管理，努力杜绝“跑、冒、滴、漏”现象，使辅机系统处于良好的经济运行状态。主要措施有：

（一）做好机组的集中消缺、维护工作，确保机组运行在最佳状态。定期开展的具体工作主要有：

1.清洗全厂板式冷却器，包括油系统的冷油器、闭式循环冷却水系统闭冷器、真空泵冷却器，提高冷却效果；

2.加强凝汽器钢管检查，防止发生腐蚀结垢；

3.对生产现场的“跑、冒、滴、漏”情况进行全面排查，及时安排消缺；

4.根据燃气轮机运行小时数，利用机组停机机会，对燃气轮机压气机喇叭口进行人工清洗，对压气机安排离线或在线水洗，更换压气机入口滤芯，以提高机组出力和热效率。

（二）开展节能检查与评价活动，分析存在的问题，挖掘节能潜力并下达整改计划，其中对重要能源计量表计如天然气调压站流量计进行检查、校验。

（三）倡导“绿色检修”，在检修中讲环保、比节能、保安全，践行绿色发展理念，杜绝漏汽、漏水、漏油的“三漏”现象，力求做到“安全环保搞好检修，节能减排增加效益”。

结束语

某LNG电厂高中压给水系统节能改造项目实施后，节能效果明显，经济效益显著；同时，该项目增强了系统的安全性、可靠性，解决了原系统存在的能耗高，启动、变负荷时给水系统受冲击大，系统设备易损坏等问题，达到预期目标。改造项目实施过程中，根据发电厂机组的实际运行情况以及设备特性，对给水系统管路及其控制逻辑进行了多项改进和优化，取得了良好的效果，是一个非常有益的探索和尝试，相关的改造和优化经验可为同类型的变频改造项目提供参考和借鉴。

参考文献：

[1]徐韩昭. M701F联合循环机组给水泵变频控制研究[D].华南理工大学,2013.

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