330MW汽轮发电机组凝泵变频改造的节能分析
时间：2022-10-19 10:37:57
摘 要：２００６年国电宁夏石嘴山发电公司＃１～４机组Ａ凝泵进行了变频改造，存在着变频控制、除氧器水位调门控制、凝泵再循环流量如何合理调整的问题，本文经过了对各种运行工况的分析，提出了合理的运行方式，提高了机组运行的安全性、经济性，减轻了运行人员的劳动强度。
国电宁夏石嘴山发电公司的＃1～4机组的汽轮机为N330-17.75/540/540型亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机；该机组配备了两台全容量的凝泵，凝结水泵及配套电动机规范见下表。
由于设计院对凝泵的容量设计较大，在机组满负荷运行时，除氧器的上水调门开度较小，通常在3７％左右，凝泵出口压力在2.5Mpa，节流损失较大，为了达到节能的目的，通过凝泵厂家的改造，将B凝泵的叶轮去掉了一级，机组满负荷运行时，凝结水压力降低至2.1Mpa，除氧器水位调门开度在45%左右，取得了一定的经济效益，在2006年，国电石嘴山发电公司逐步对＃1～4机组的A凝泵进行了变频改造，采用了高压变频器对凝泵进行变频控制，对除氧器水位的控制由变频器控制凝泵的转速进行控制，此种控制方法存在着如何调整好变频控制、除氧器水位调门阀位的关系，随着电力市场的发展，为适应电力系统稳定的要求，我公司的机组均投入了AGC运行方式，中调调度员在远方遥控调整机组负荷，机组负荷随时在变化，运行人员随时进行监视调整，以保证除氧器水位的稳定及凝结水压力的稳定，保证安全与经济，同时大大增加了运行人员的劳动强度。
在2007年＃2、４机组小修中对除氧器水位控制重新进行了优化，采用了凝泵变频器控制凝结水压力、除氧器水位调门控制除氧器水位的控制方案，通过了现场的实践，取得了良好的经济效益，现分析如下：
1、 A凝泵工频运行时，在A凝泵变频改造前的，A凝泵工频运行，除氧器的水位由除氧器水位调门进行控制，该运行方式下，节流损失较大，凝泵的耗电率也为最高，统计见表1-1，通过统计可以得出，在A凝泵工频运行时，凝泵的耗电率为0.259％，耗电率较高。
2、 B凝泵运行，由于B凝泵去掉了一级叶轮，其出力明显降低，其他的控制同A凝泵工频运行时一样，通过表2-1的统计可以看出，B凝泵的耗电率为0.206％，耗电率明显降低，较A凝泵工频运行降低了0.053％。
3、 A凝泵变频自动控制，除氧器水位调门手动控制，这是在A凝泵变频改造后的运行方式，在此种运行方式下，A凝泵变频控制除氧器水位，除氧器水位调门由专人调整，防止机组在AGC投入时，负荷变化，导致凝结水压力偏高，达不到节能的目的，凝结水压力偏低，造成备用凝泵的联动，电泵密封水压力降低等事故隐患，在这种运行方式下，通过表3-1的统计可以看出，凝泵的耗电率为0.196％。
4、A凝泵变频自动控制凝结水压力，除氧器水位调门自动控制水位时，这是经过了长时间的观察、分析，优化出的最佳运行方式，在此种方式下，凝泵变频控制凝结水压力，除氧器水位调门控制除氧器水位，不用设专人监视除氧器水位、手动控制除氧器水位调门，解放了人力，通过表4-1的统计可以看出，在该方式下，凝泵的耗电率为0.182％。
5、 经济性对比：通过以上4种运行方式的统计，第四种方式较第一种降低凝泵耗电率0.077％，较第二种方式降低凝泵耗电率0.024％，较第三种方式降低耗电率0.014％，对比见表5-1以国电宁夏石嘴山发电公司年发电量为90亿千瓦时、每千瓦时电上网电价0.22元来计算，第四种运行方式较第三种运行方式，每年节电126万千瓦时，计算电费为27.72万元。
6、 结束语：
A凝泵变频控制改造分析以前，A凝泵在变频控制时，需要专人监视除氧器水位，在凝泵变频投自动时，运行人员人为随时调节除氧器水位调门，以保证除氧器水位及凝结水压力，以防止因凝泵频率过低造成备用凝泵联启、频率过高节能效果差、人员操作量大等问题，提出了优化A凝泵变频自动控制凝结水压力、除氧器水位调门自动控制除氧器水位的控制技术，在此次凝泵变频控制水位技术改造后，取得了以下成果：
a、 全程投入除氧器水位自动，不用专人监视除氧器水位及凝泵频率变化，解放了人力，变频自动控制凝结水压力；
b、 自动随时调整凝泵频率，将凝泵的能耗降至最低；
c、 在凝泵振动大的区段，可以通过改变凝结水压力，避免在振动大的区间运行，保证凝泵的安全运行；
d、 当机组在启停工况时，设定提高凝结水压力，以保证低旁减温水、轴封减温水、本疏扩减温水量的正常，保证以上设备的安全运行。
参考文献：
【１】 石嘴山发电有限责任公司.集控运行规程
【２】 长沙水泵厂.凝泵说明书
【３】 吴季兰编，汽轮机设备及系统. 北京：中国电力出版社，1998
作者简介：
屈丰宏（1973-），男，大学本科，工程师，从事电力系统火电厂运行管理工作；工作单位：双峰县凯迪绿色能源开发有限公司
