凝泵深度变频调节优化创新,降低凝结水泵耗电率 郑超
凝结水泵使用变频调节
凝结水泵使用变频调节当然了省电了啊，我公司的300MW机组凝结水就是采用变频控制。
优点，省电，节能，减少阀门磨损。
缺点变频器发热超严重，维护不好就出故障，而且变频器故障率似乎很高。
两台凝结水泵采用一个变频器，可以切换。
先说优点我公司#4#5机组采用定压凝结水泵，电机功率使1120kw，电压6000V正常运行电流100A左右，满负荷运行出口压力3.4MPa。
在启动初期需要开启再循环管道降低压力但因为再循环管路流量有限而出口压力过高造成压力不但没有降下来，再循环管道强烈振动。
一旦操作不正常极易造成凝结水管路超压。
正常运行需要采用除氧器上水调节门来节流降压，阀门严重磨损。
08年迫于经济形式，节能降耗，我们采取在5级凝结水泵叶轮拆掉一级的方法来降低凝结水泵出口压力处理方案。
采取这一方案后既能满足凝结水系统的用水要求，更能降低凝泵电耗，具体的参数不记得了。
可以计算获得收益颇丰。
我公司#6机组采用凝结水变频控制，可以根据用水需要调整凝泵处理满足用水需求。
缺点：个人建议在启动初期最好不要用变频泵，因为凝结水用户较多，手动调节压力的情况下造成凝结水母管压力变化较大，非常容易造成出口压力低，联起备用泵。
优化凝结水泵运行方式降低凝结水泵电耗分析
工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald551 林州热电机组类型介绍全厂（2×350 MW）两台机组，总装机容量为700 MW。
配备有3台50%额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水精处理、1台轴加、4台低加、1台凝补水箱和1台凝补水泵。
系统设置两套变频器，A/B变频器采用一拖二形式，分别控制A、B凝结水泵，C变频器单独控制C 凝结水泵。
凝泵设计的额定流量是423.6 m 3/h，在实际运行中降低凝泵出口压力，单台凝泵最大出力能达到600 t/h左右。
2 试验调整目的响应集团公司“大干5个月、优化运行方式、安全运行、降本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂1、2号机凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达到集团公司同类型机组先进值。
3 影响凝结水泵电耗因素分析由于调度负荷低，1、2号机持续低负荷运行，两台凝结水泵变频运行，除氧器上水调门在40%～50%开度，节流损失大。
为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。
在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降低对以下用户的影响。
3.1 凝结水压力降低后对轴封减温水的影响低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在175 M W 时，凝结水泵出力低，出口母管压力0.85 M P a，低压轴封减温水调节门开度最大只有32%。
因此凝结水母管压力降低至0.85 M Pa,对轴封无影响。
3.2 当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水压力低至0.6 M Pa，低旁联关引起再热器保护动作。
经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力有0.1 M Pa的压差，即使凝结水母管压力下降至0.8 M Pa,低旁减温水压力也有0.7 M Pa，因此无影响。
3.3 凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在30 ℃以下。
大型火电机组凝结水泵变频技术深度节能策略简析
大型火电机组凝结水泵变频技术深度节能策略简析摘要：随着现代科学技术的不断发展，我国的大型火电机组凝结水泵变频技术也日益成熟，并且得到了广泛的应用。
但是就现阶段凝结水泵变频技术应用而言，其节能效果并不是很好。
基于此，本文就大型火电机组凝结水泵变频技术深度节能策略进行了简要的分析，通过将机组凝泵变频控制改为调节除氧器水位后的控制，完美的解决了变频器变切工异常情况下的系统稳定这一问题，对于实现深度节能有着非常积极的意义。
关键词：凝结水泵；变频技术；深度节能；策略分析近年来，随着我国社会的不断发展与进步，国民生产生活对于用电的需求也越来越大。
随着我国现代科学技术的不断发展，凝结水泵变频技术被应用到火电机组发展过程当中，对于提升机组工作效率以及降低能耗有着非常积极的影响。
但是就现阶段我国凝结水泵变频技术而言，在其应用过程中，其深度节能效果并不是特别明显，只有不断对凝结水泵变频技术进行优化，才能真正意义上实现凝结水泵变频技术在火电机组运行过程中的深度节能，最终实现火电技术的长期高效发展[1]。
一、火电机组凝结水泵变频技术深度节能存在的问题1、凝结水泵设备选型与配置问题尽管在火电机组凝结水泵运行过程中应用变频技术可以有效的降低能耗，但是在其实际的应用过程中，由于受诸多因素的影响，其在深度节能过程中依然存在着诸多问题。
其中最为突出的一项问题就是凝结水泵设备选型与配置问题。
首先是凝结水泵设计扬程和容量选型问题，主要体现在凝结水泵设计扬程和容量选型普遍偏大；其次是对于新建的大型火电机组而言，往往会采用一运一备或者是两运一备的方式进行，这样一来，极易造成设备启停次数增加，进而给凝结水系统管道以及设备造成较大的冲击；最后是凝结水泵变频设计问题，一般来说，在进行凝结水泵变频装置设计时，通常会设计两种模式，一种为“一拖一”，一种为“一拖二”[2]，尽管这两种模式可以降低投资并保证设备的顺利运行，但是在切换过程中极易出现工序相对复杂、事故不宜控制等问题，不仅如此，这种两种模式还在较大程度上抑制了变频技术节能效果的发挥。
凝结水泵变频优化改造
关 键 词 ： 凝 结 水 泵 ；变 频 ；逻 辑 组 态
现有 凝 结水 泵概 况 公 司 装 机 容 量 为 ２×２ ０ ０ Ｍ Ｗ ，配装 两 台 １ ０ ０ ％容 量 的凝结 水 泵 ，正常 运行 中一运 一备 。 原 设计 为在 机组 运行 中凝结 水泵 定速 运行 ，凝 结水 经 凝泵 升压 后 流经 轴加 ，通 过 主凝 结水 调 节 阀和 低加 进 入除 氧器 ，通 过 调整 主凝 结水 调 节 阀 的开度 来 调节 凝结 水量 ，维持 除氧 器水 位 的 稳定 满 足机 组运 行需 要 。另 外凝 结水 还供 给 凝 结水 泵 密封 水 、汽 轮机低 乐 轴封 汽减 温水 用 水 ，以及低压旁路减温、汽机低压缸喷水减温 等 用 水 。为 防 止机 组 低负 荷运 行 时凝结 水 系统 超 压 和凝 结水 泵 汽蚀 ，还 设计 有凝 结 水再 循环 管 路 ，再循 环 调节 阀控 制凝 结水 流量 等 。 二 、优化 改造 凝泵 变 频改 造后 ，凝结 水系 统 的运行 方式 将发 生改 变 。根据 变 频改造 的情 况 Ａ凝 泵分 为 工频 运行 和 变频 运行 两种 ，Ｂ 凝泵仍 然 维持 工 频运 行 方式 。基于 这样 的改 造方 式 ，除 氧器 水 位 控制 变为 两种 方式 ：Ａ 凝 泵变频 控制 和除 氧 器上水调门控制。详细分为 Ａ凝泵变频运行下 的 水位 控制 、 Ａ凝泵 工频 运行 下 的水位 控制 、Ｂ 凝 泵运 行下 的 水位控 制 。正 常情 况下 ，Ａ 凝 泵 作为运行泵长期运转， Ｂ凝泵作为工频备用泵。 Ｂ 凝 泵 以工频 方式 运行 时 ，Ａ 凝 泵 以工频方 式 备 用 。变 频器 运行 方 式分 为就 地控 制及 远方 控 制 两 种 。就地 控制 状态 时 ，Ｄ Ｃ Ｓ输 出的转 速命 令信号跟踪变频器转速反馈 ，就地控制时 ，对 变 频 器远 方操 作无 效 。 １ ． 投 运凝 结水 系统 ： 除氧 器 上水 调 门手动 嚣 于可靠 位 置 ，合 闸 Ａ凝结 水泵 ６ Ｋ Ｖ开 关 ，投入 Ａ凝 泵变 频运 行 ， 并 手 动控 制 变频 器 和除 氧器 上水 调 门上水 ，当 除氧 器水 位 接近 正 常维 持水 位 时 ，投 入 变频 器 自动 ，手动 缓慢 将 除氧 器上 水调 门 开至 某一 开 度 。维持 正 常水 位控 制 ，１ Ｂ凝泵 投入 备用 。 ２正常 凝泵 切换 ： Ａ 凝 泵变 频控 制切 至 Ｂ凝 泵工频 运行 ：Ａ 凝 泵保 持变 频 自动 控 制方式 ，手动 慢关 除氧 器 上 水调 门 ， 当 Ａ凝 泵变 频 电流达 到工 频 电流（ 或 变 频转 速达 工频 转 速 ）时 ，退 出 Ａ凝 泵变频 自 动 ；投 人 除氧 器 上水 调 门 自动 ；水 位稳 定后 启 动 Ｂ凝 泵 ：Ｂ凝 泵 电流稳 定后 ，手 停 Ａ凝 泵 。 Ｂ凝 泵工 频运 行切 至 Ａ凝 泵变频 控制 ：维 持除 氧 器 上水 调 门在 自动 控制 方式 ，手 动 变频 启动 Ａ凝 泵 ， 并 手动 缓． 漫将变 频转 速升 至工 频转 速 ， 手 停 Ｂ凝 泵 ；水位 稳定 后 ，除 氧器 上水调 门切 为手 动控 制方 式 ，投入 Ａ凝 泵变 频 自动控 制 ； 缓 慢 将 除氧 器上 水调 门 开至 某一频 运行 切 为 Ｂ凝 泵工 频运 行 ： 该运 行方 式 的切 换维 持 改造 前 的方法 ，即 ：除 氧器 上水 调 门在 自动 控制 方式 ，手 动启 动 Ｂ凝 泵 ，待 电流稳 定后 停 运 Ａ凝 泵 。Ｂ凝泵工 频运 行切 为 Ａ凝 泵工 频运 行 ：该运 行方 式 的切 换 维 持改 造前 的方法 ，即 ：除氧 器上 水调 门在 自动 控制 方式 ，手动启 动 Ａ凝 泵 ，待 电流稳定 后停 运 Ｂ凝 泵 。 ３ ． 异 常 切换
变频方式下进一步降低凝结水泵功耗
变频方式下进一步降低凝结水泵功耗摘要：随着电力系统商业化运营的实施，发电厂的节能降耗日显重要，降低发电成本变得越来越紧迫。
凝结水泵变频改造是电厂节能降耗的一个重要项目，某厂#2机组凝泵变频改造以来，已为节能降耗立下了汗马功劳。
然而，变频运行转速偏高、凝泵电流偏高的现状依然存在，凝泵节能仍有潜力可挖。
本文从#2机组凝结水系统的现状出发，从优化除氧器水位调整门开度曲线等手段，在变频运行工况下，进一步降低凝泵功耗。
关键词：电厂；凝结水泵；变频；除氧器水位调整门一、系统及运行现状介绍（一）系统简介凝结水泵是汽水系统中的一个重要组成部分，它在凝汽器和除氧器之间，负责把低压缸排汽及凝汽器各路疏水等经过低压加热器输送至除氧器。
某厂#2机组配备两台凝结水泵，主要参数如下：表1：凝结水泵主要参数表由于凝泵具有功率大、连续定速运行的特点，且凝结水流量由除氧器水位调整门控制，出口压力高、节流损失大、管路损失严重、系统效率低，造成能源浪费，该厂四台机组前几年已陆续完成了凝泵变频改造，为节能降耗立下了汗马功劳。
然而，变频运行中，凝泵转速偏高、凝结水压力偏高的现状依然存在，凝泵电流略为偏高，仍然有节能潜力可挖。
（二）凝结水系统运行数据分析选择调峰较为频繁、有代表性的时间段进行参数采样。
参数整理如下表和图：表2：凝结水系统主要参数表图1：凝结水系统主要参数图1020304050182187.5200212.5225237.5250负荷 MW电流 A10501100115012001250负荷 MW转速 r p m11.11.21.31.41.51.6182187.5200212.5225237.5250负荷 MW凝结水压力 M Pa由上述图表可以看出，在凝泵变频发挥巨大经济效益的中低负荷段（250MW 以下），凝泵电流较工频运行时有了大幅度下降。
但是，转速普遍运行在1200rpm 以上，而设计的变频最低转速为75%工频，1110rpm ；凝结水压力一般高于1.38MPa ，平均在1.42MPa 以上，与低于1.15MPa 联启备用凝泵的条件相比，尚有一段距离。
660MW机组凝结水泵耗电率高分析及解决措施研究
660MW机组凝结水泵耗电率高分析及解决措施研究摘要:某2×660MW燃煤发电公司(以下简称公司)凝结水泵变频功能未充分发挥,耗电率长期较高,导致厂用电率偏高､机组煤耗较高,本文对耗电率高的原因进行了分析,并制定解决方案,即通过凝结水泵频率调整试验降低凝结水泵出口母管压力和设备改造,最终降低了耗电率,达到了节能降耗的目的｡关键词:凝结水泵;变频;耗电率;节能降耗凝结水泵是火力发电厂重要的辅助设备之一,对于不同容量的机组､不同的运行负荷率以及不同形式的凝结水泵,其耗电率也不尽相同,一般为0.11%~0.45%｡凝结水泵的耗电量在厂用电量中占有较大的比重,而降低厂用电率是降低电厂成本､提高相对竞争力的重要手段,因此,对于凝结水泵的优化运行及节能改造是必要的｡1机组凝结水泵耗电率高的原因凝结水泵设计选型容量偏大,水泵配置不合理,未进行变频改造或变频器故障是机组凝结水泵耗电率高的原因之一｡在DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》中规定了单台机组宜配置2台容量为110%最大凝结水流量的凝结水泵,或配置3台容量为55%最大凝结水流量的凝结水泵｡随着电力工业的发展,大容量的机组也参与调峰,机组负荷率一般在70%~80%,原设计适应额定负荷的定速凝结水泵容量偏大｡变频改造后的凝结水泵受各种因素制约,不能发挥最大节能潜力也是机组凝结水泵耗电率高的原因之一｡1)给水泵密封水采用凝结水供给的限制｡多数600MW以上容量机组汽动给水泵大部分采用迷宫式密封,其密封水由凝结水泵出口凝结水供给｡不同机组对给水泵密封水参数要求也不同,规定了给水泵密封水进出水压差､密封水回水温度､密封水进水压力的限值｡受上述因素约束,一般要求凝结水压力不低于1.5MPa｡2)循环流化床锅炉冷渣器采用凝结水冷却的限制｡大多循环流化床机组,为了回收冷渣器热量,采用凝结水对冷渣器进行冷却｡冷却水由轴封加热器出口引入,进入冷渣器吸热后进入#7低压加热器出口｡大部分机组没有设置管道升压泵,为了保证冷渣器安全运行,运行中被迫控制凝结水压力｡3)凝结水泵低水压联泵定值的限制｡华电国际大多数机组凝结水泵低水压联泵定值为固定值,一般要求不低于1.2MPa,低于此值会造成备用凝结水泵联启｡4)低压旁路减压阀减温水闭锁压力的限制｡部分机组对于低压旁路减压阀减温水压力要求较高且有闭锁保护,压力低于定值(一般为1.2MPa以上),低压旁路减压阀打不开｡5)凝结水泵电动机振动的影响｡当1台135MW和1台600MW等级机组在进行变频改造后,当变频器转速降至一定转速(非最低转速)时,凝结水泵电动机发生强烈振动,限制了凝结水压力的进一步降低｡6)凝结水系统阀门节流或内漏的影响｡凝结水系统部分截止阀存在节流,部分阀门未开启(如除氧器上水副调节阀或旁路阀),导致凝结水系统阻力增大｡凝结水再循环调节阀､低负荷喷水阀存在内漏,造成部分凝结水又回到凝汽器中｡7)凝结水泵变频调节方式的影响｡有的机组凝结水泵变频调节采用手动调节方式,有的机组采用除氧器水位､锅炉给水流量､除氧器入口凝结水流量三冲量调节方式,存在着一定的调节偏差｡8)除氧器定压运行的影响｡有的机组四段抽汽供工业抽汽,为保持工业抽汽压力,除氧器维持定压运行,造成凝结水系统阻力增大｡2机组设备简介凝结水系统设两台100%容量的电动筒式凝结水泵,一运一备,其中A凝结水泵为变频调节泵,B凝结水泵为工频泵,泵型号C720Ⅲ-4,电机型号YSPKKL630-4,转速1489rpm,流量1720t/h,额定功率2200KW,额定电流250.4A｡凝结水系统分两路,主路经轴封加热器､低加进入除氧器,辅路做为杂用水用户主要有工业供汽减温水､低压轴封减温水､前置泵机械密封水､汽动给水泵排汽减温水等｡凝结水泵变频手动调节,除氧器上水调节阀投自动控制除氧器水位｡3耗电率高原因分析公司向工业用户供汽,汽源取自机组冷再,压力1MPa,供汽温度200℃,减温水来自主机凝结水｡受制于供汽温度要求,凝结水母管压力维持较高｡机组负荷高时,凝结水泵出口压力高,可以满足要求,负荷低时由于压力低,660MW机组凝结供汽温度易升高,致使出口压力不低于1.5MPa,频率最低31.8Hz,电流在59A,月度耗电率约0.21%,变频泵节电效果未能充分发挥,同时除氧器上水阀节流严重,节流损失大｡为解决该问题,充分挖掘凝结水泵变频节能空间,决定对工业供汽减温水进行改造,但在改造前通过凝结水泵频率调整试验,摸索降低出口母管压力,实现降压运行,通过两步走的方式降低了凝结水泵耗电率｡4措施一:凝结水泵频率调整试验4.1调整试验注意事项(1)机组减负荷时,逐渐降低频率,观察工业供汽温度､轴封温度参数变化,若温度升高较大,暂停降频率,待温度下降后再降低频率｡(2)机组加负荷时,注意监视除氧器上水调阀开度,及时增加凝结水泵频率,防止除氧器水位下降｡(3)加强监视工业供汽压力､流量､温度和A凝结水泵振动､轴承温度等参数变化｡4.2调整试验经过(1)3月17日,将凝结水泵出口母管压力低报警值由1.2MPa,改为1.1MPa,将压力低联启备用泵压力值由1.0MPa改为0.8MPa｡(2)3月17日16:00,在保证除氧器上水､工业供汽温度和轴封温度正常的前提下开始试验｡(3)试验方法是逐渐摸索降低频率､出口压力,观察工业供汽温度变化情况,当减温水调门全开时,若温度仍上涨,则降低供汽压力至0.9MPa,此时,温度将逐渐稳定,流量下降､温度下降后再提高压力至1MPa｡4.3调整试验总结通过摸索调整,选取330MW､300MW､260MW相同负荷下对各参数进行对比｡(1)试验过程中,凝结水泵运行正常,泵､电机各轴承温度和振动均正常,运行稳定｡(2)凝结水泵出口压力降低后,各负荷时间段均能满足凝结水杂项用户如工业供汽减温水､轴封减温水､前置泵机械密封水用水压力需求｡(3)凝结水泵出口母管压力降低后除氧器上水阀较之前开度增加,降低了其节流损失｡(4)通过降低凝结水泵出口压力运行,各负荷时间段频率明显下降,特别是低负荷节能效果更加显著｡负荷260MW时频率可降至29.0Hz,电流40.7A,出口压力1.15MPa,最大降幅达12A,耗电率由0.21%降至0.16%｡(5)现阶段除早晚高峰外长期低负荷运行,深调时间越来越长,因此低负荷时节能效果将越来越明显｡5措施二:工业供汽减温水系统改造5.1改造方案工业供汽减温水不再用凝结水,增设一台管道泵作为提供减温水,水源取自除盐水至2#,机引风机房补水门管路,接管至管道泵处,方案总投资3万元｡(1)机务改造部分｡安装一台管道泵,型号CDLF1-27,流量1m³/h,扬程150m,出口压力在1.8MPa｡(2)电气改造部分｡电机功率1.5kW,设置控制箱,具有就地､远方切换功能,控制箱有就地启停功能,配备电流表显示｡5.2改造后凝结水泵耗电率统计设备改造于10月27日完成,改造后机组低负荷时,凝结水泵频率可降至28Hz,电流38A,出口压力1MPa,电流明显下降,最大降幅达24A｡经过11月和12月两个月运行,观察耗电率较之前进一步降低至0.14%｡11月､12月凝结水泵耗电率如表1｡表16降低出口母管压力和改造后效果通过凝结水泵频率调整试验降低出口母管压力运行,耗电率由0.21%降至0.16%,降低供电煤耗0.175g/kW·h,单机月度节约费用3万元,截至10月月底累计节约50万元｡供汽减温水改造后,厂用电率进一步降低,由0.16%降至0.14%,降低煤耗0.07g/kW·h｡综合以上两者可以看出,耗电率由调整前的0.21%降至0.14%,降低供电煤耗0.245g/kW·h,2021年按2020年全年发电量46亿kW·h计算,预计节约费用约120万元,随着时间推移,经济效果将愈加显著｡7结语随着发电企业对降低生产成本的要求越来越高,降低厂用电率是其重要指标之一,本文针对降低凝结水泵厂用电率提出了解决方案,通过调整试验和设备改造,很好地降低了耗电率,创造了大量的经济效益｡参考文献:[1]高建民,郭岩,梁双印等.600MW机组凝结水泵运行状况及节能改造分析[J].电力科学与工程,2020年5月.[2]肖锋.1000MW机组凝结水泵耗电率高的原因分析与对策[J].华北电力技术,2014年2月.[3]张承慧,程金,夏东伟,等.变频调速技术的发展及其在电力系统中的应用[J].热能动力工程,2003,18(5):439-444.。
凝结水泵节能优化改造
凝结水泵节能优化改造摘要：随着我国推进经济结构的调整和发展方式的转变，电力体制改革逐步实行竞价上网。
这要求电力企业一方面努力降低发电耗能与成本，另一方面加大脱硫、除尘等设备投入，严格降低污染排放。
在提高上网电价竞争力的途径中，厂用电的节能见效快，适应当今环境与能源的需求，加强凝结水泵节能优化改造举足轻重。
关键词：凝结水泵；节能优化；改造引言：凝结水系统的功能是将凝汽器回收的汽轮机排汽，经凝结水泵加压，再到锅炉继续加热，作为工质循环的一个必要环节，同时在这个过程中也对凝结水进行了加热，回收了汽轮机轴封汽加热凝结水，增加了汽轮机的循环热效率。
凝结水泵作为凝结水系统最重要的辅机设备，占机组厂用电率的比率非常大。
1、凝结水泵改造前分析某厂2×600MW机组凝结水泵额定容量1618t/h，转速1490RPM，压头367mH2O。
凝泵电机为立式6000V电机，额定容量2100KW，额定电流229.06A，额定转速1490转，定速运行，为了适应机组不同负荷下的流量要求，在凝结水泵的出口主管路上装有除氧器水位主、辅调节阀来调节除氧器上水流量，此种调节方式为挡板调节，无法改变驱动泵电机功率，机组负荷360MW——600MW变化时，调节阀阀门开度在40％－80％之间变化，产生较大的节流损失。
凝结水泵进行变频改造，对节能降耗，降低厂用电率将有显著的作用。
2、凝泵改造的效果及应用2.1系统控制优化原除氧器水位控制系统，采用除氧器水位控制调门控制除氧器水位的同时，增加一路自动控制信号输出控制凝泵变频器，控制除氧器水位稳定在给定值2500mm±200mm。
在DCS上增加操作面板，当运行人员将凝泵启动且投入变频控制方式，便可以通过DCS操作面板手动调节变频器指令，系统稳定后通过操作面板可以将变频器投入自动运行。
机组负荷较高时（根据实际情况而定）运行人员将除氧器水位控制调门切至“手动”方式并全开调门，以减少节流损失，由变频器根据自动控制系统的指令自动调节除氧器水位。
关于300MW机组凝泵变频器深度调节优化的思考
关于300MW机组凝泵变频器深度调节优化的思考【摘要】凝结水泵为汽轮机主要耗电辅机之一，本文主要通过对凝结水泵变频改造后系统和运行方式进行进一步优化，达到节能和提高机组经济性的目的。
【关键词】凝结水泵；运行方式；节能1、系统概况电厂采用哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的亚临界凝汽式汽轮机。
凝结水系统的作用是将汽轮机低压缸排汽经凝汽器凝结在热井中的凝结水输送至除氧器，同时向汽机低压缸轴封汽、低旁、本扩、高扩、小机排汽、低压轴封、辅汽、暖通用汽等提供减温水，向汽泵、电泵提供密封水。
4台机组分别设有两台100%容量的定速凝结水泵，除氧器水位通过凝泵出口的除氧器水位调节站进行调节。
在机组正常运行中，除了给泵组密封水和主机低压缸轴封减温水外，其余用户几乎都不适用。
本文将主要以该厂1号机组为例，探讨如何对凝泵变频器的运行方式进行优化，以达到最大限度的发挥凝泵变频器节能作用的目的。
2、1号机变频器当前的运行情况该厂4台机组的凝泵加装变频器后，由于担心凝结水出口母管压力过低会影响到机组的安全运行，在低负荷时都习惯将凝结水母管压力维持在1、2MPa以上运行。
经运行中调整发现，当1号机组负荷下降至240MW时，若要保持凝结水母管压力在1、2MPa以上运行，就需采取关闭除氧器水位调节站旁路电动门的并增到凝泵变频器频率的方法来维持除氧器水位。
3、1号机凝泵变频运行方式优化方案机组正常运行中，凝结水用户除了给泵组密封水和主机低压缸轴封汽减温水外，其余用户几乎都不使用，且对凝结水压力要求也不高。
通过运行观察，在凝结水压力降低时，低压缸轴封汽温度均能够满足要求。
因此，在降低凝结水母管压力运行时，主要考虑给泵组各台泵的密封水能压力否满足要求，同时将低旁闭锁开的压力值降至0。
7MPa即可。
结合1号机当前的运行工况提出了以下两种优化方案，两方案均是在不同情况下以满足给泵组密封水压力要求为前提来进行运行优化的。
（1）优化运行方案一：将凝泵出口母管压力降低至1MPa左右运行针对1号机组的情况，在负荷降至240MW及以下时，不再采用关除氧器水位调节站旁路电动门的方法来调整水位，而是通过直接减凝泵变频器的方法来实现，这样做的好处就是保持凝泵出口管道的通流面积始终处于最大，通过降凝泵转速来调整流量，充分地发挥了凝泵变频器的节能作用。
凝结水泵变频运行节能优化建议 ——凝结水泵变频运行时压力曲线设计暨优化节能
凝结水泵变频运行节能优化建议——凝结水泵变频运行时压力曲线设计暨优化节能摘要：内蒙古京能康巴什热电两台350MW超临界机组分别于2012年12月、2013年01月一次性顺利通过168小时试运。
其1号机组，在连续90多天的运行，没有出现较大的设备缺陷，基本可以肯定其具备稳定运行的能力。
但是，其接近330g的发电煤耗，不是很理想。
由此，可以推断未来的工作重点有二：一，保证机组安全稳定运行；二，尽可能多的采取优化运行方式来降低发电煤耗，提高电厂的盈利能力。
本文就凝结水泵变频运行，提出合理建议，并给出可以依据运行的凝结水母管压力曲线，实现凝结水泵变频的优化运行，进一步降低厂用电耗，从而降低发电煤耗。
关键词：节能、凝结水泵变频运行、压力曲线、优化运行前言京能康巴什热电两台350MW超临界机组，每台机组分别配置两台凝结水泵和一台一拖二形式的变频器，实现凝结水泵正常运行时一台变频运行，另外一台工频备用。
结构见图如下：凝结水泵的变频改造虽然实现了节能，但是如果不能较好的调整变频出力，其节能效果有限。
如何才能使变频实现节能的最大化呢？我根据多年的工作经验及不断的试验、总结、积累数据分析后，从以下三个方面来讨论凝结水泵变频运行，并提出合理建议，给出可以依据运行的凝结水母管压力曲线，实现凝结水泵的优化运行。
第一，凝结水泵及变频器的基本参数；第二，目前凝结水泵变频运行方式介绍；第三，凝结水泵变频运行的优化建议。
第一、凝结水泵及变频器的基本参数第二、目前凝结水泵变频运行方式介绍目前，机组的凝结水泵通过变频器实现一台变频运行，另外一台工频备用。
如图，一号凝结水泵处于变频运行状态，二号凝结水泵处于工频备用状态。
其中，变频器频率投自动，控制凝结水泵出口压力为设定压力，维持凝结水母管压力稳定；除氧器上水调门投自动，控制除氧器液位为设定液位，维持除氧器液位稳定。
通过一段时间的观察，一号机组的负荷波动比较大，而且机组的一些自动调节功能不太完美，尤其是锅炉侧在负荷变动时，需要人为大量的调节。
凝结水泵的变频节能改造
凝结水泵的变频节能改造摘要针对凝结水泵耗电量大的问题，分析了凝结水泵耗电量产生的原因，阐述了降低凝结水泵耗电量的方法，提出了降低凝结水泵耗电量的措施，该措施实施后凝结水泵的耗电量明显降低。
关键词凝结水泵；耗电量；经济性在火力发电厂中，凝结水泵是耗电量较大的辅助设备之一。
由于负荷的峰、谷差变大，所以机组低负荷运行不可避免，这时机组效率变低，能源浪费较为严重。
节能改造便成为火电厂经济工作的重点。
某电厂2 台300MW 供热机组 2007 年建成投产，自 2007 年开始、由于设计上存在缺陷，机组在低负荷运行时，凝结水系统压力高、节流损失大、凝结水泵电耗高、凝结水再循环阀门振动大，对机组的安全和经济造成很大影响。
于 2009 年大修将凝结水泵电动机进行了变频改造，最大限度地减少节流损失，降低能耗，提高经济效益，保证凝结水系统的安全运行。
1?凝结水系统的组成及工作过程某电厂 2 台机均为 300MW 机组（燃烟煤）设计，每台机各有 3 台凝结水泵（每台凝结水泵带 50%负荷），型号为 7LDTNB—7PJ 立式多级凝结水泵、流量是400t/h、扬程是 275m，配用额定功率 YKL400—4 型电动机，并且均为定速泵。
凝结水是发电厂汽轮机内做完功的蒸汽在凝汽器冷却凝结之后，集中在热水井中，这时凝结水泵的作用是把凝结水及时地送往除氧器中，维持凝结水泵连续、稳定运行，是保持电厂安全、经济生产的重要条件。
监视、调整除氧器内的水位是凝结水泵运行中的一项主要工作。
在正常运行状态下，除氧器内的水位不能过高或过低。
当机组负荷升高时，凝结水量增加，除氧器内的水位相应上升；当机组负荷降低时，除氧器内水位相应降低。
2变频器的节能原理及优点2.1 根据电机学原理可知：功率与转速的 3 次方成正比，利用这一变频调速节能原理，降低转速可以大幅降低功率。
变频器就是通过改变电动机电源频率实现速度调节的，变频调速装置通过改变频率来改变电动机转速，从而改变凝结水泵的出力，可使电动机处于最佳运行状态，是一种理想的高效率、高性能的调速手段。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
凝泵深度变频调节优化创新，降低凝结水泵耗电率郑超
摘要：分析了国电海南乐东发电有限公司凝结水泵深度变频节能优化的优点以
及在实际中存在的问题，并提出了解决方法。
通过实践，优化了凝结水系统的控
制策略，达到了凝结水泵深度变频调节节能的目的。
关键词：凝结水泵；高压变频；节能改造；深度降压
一、原因分析
与同类型机组相比，乐东电厂1、2号机组凝结水泵设计扬程、流量基本一致。
同类型机组洛阳热电两台机组凝结水泵耗电率分别为0.15%和0.16%。
荆门电厂
受除氧器布置位置较高等因素影响，凝结水泵耗电率在0.18%左右，乐东电厂1、2号机组2016年1～7月份凝结水泵耗电率均在0.23%左右，耗电率明显偏高。
根据现场机组实际运行情况分析，造成凝结水泵耗电率偏高的主要原因有以
下几点：
（1）乐东电厂1、2号机组目前采用凝结水泵变频调节凝结水母管压力，除
氧器水位调节阀调节除氧器水位的控制策略，水位调节阀一直部分开启，凝结水
系统的节流损失偏大，凝结水泵耗电率也偏高。
（2）机组运行中，由于设计的凝结水泵出口母管压力低联锁启动备用凝结水泵的值为1.2MPa，导致在机组减负荷至中低负荷阶段凝结水母管压力设置不能过低。
致使大部分时间都设置凝结水母管压力在1.4Mpa左右运行。
这种情况下除
氧器上水调阀在中低负荷阶段长时间不能全开，节流损失偏大。
二、确定目标
现绝大多数机组凝结水系统控制策略为：除氧器水位控制主调门保持全开，
凝结水泵变频调节除氧器水位，从而可以减小凝结水系统节流损失，降低凝结水
泵的耗电率。
国电乐东发电有限公司运行部汽机专业牵头组织对《凝结水泵深度
变频节能优化》项目进行理论研究；对历史运行数据采集分析；最后拟通过试验
来对凝结水系统控制策略进行修改和优化，目标是使凝结水泵耗电率下降约0.05
个百分点。
三、工作方法和实施步骤
3.1制约因素分析
（1）除氧器上部为凝结水入口，标高高度为40.769m。
除氧器滑压范围为
0.147～1.018 Mpa，机组负荷140MW时除氧器滑压压力约为0.33Mpa。
凝结水泵在最低负荷时保持除氧器运行中连续上水所需要的最低压力值约为0.8Mpa。
（2）乐东公司1、2号机组均为超低排放机组，当负荷低于140MW时，烟
气温度会低于295℃，此时脱硝装置会退出运行。
经与电网公司协商后机组调峰
最低保证负荷为140MW，所以凝泵深度变频节能优化只需要满足最低140MW深度调峰即可。
故只考虑除氧器水位、凝泵变频器和凝泵本体各工况下的振动情况
来确定凝泵最低运行压力。
3.2工作方法和步骤
进行凝结水母管降压试验→优化凝泵出口母管压力低限报警值和工频备用泵
联锁启动值→观察凝结水系统参数优化后运行情况→凝结水泵变频控制逻辑改造
组态→观察除氧器水位调节效果以及节能效果比较。
3.3试验过程
（1）凝结水泵最低频率设置一般以满足最低允许压力为目标，既可以在变频器上设置，也可以在DCS热控控制回路进行设置。
为满足现场试验需要，凝结水
泵的变频低限由30Hz改为25Hz满足设计要求。
（2）机组负荷降至190MW，保证维持各水位稳定的条件下，强制了凝结水
母管压力低限联启值。
在变频器投入自动模式下通过设定母管压力，逐步降低凝
结水母管压力，使上水调阀在投入自动条件下慢慢全开。
（3）试验开始时，为保证机组安全运行，不退出凝结水泵的备用，同时避免凝结水母管压力波动较大引起压力低保护联启备用凝结水泵。
因此试验过程中凝
结水泵联启压力值的修改分两次完成。
1.2→1.0MPa→0.85MPa。
试验过程中分别在不同负荷下（190MW、160MW、140MW）进行试验数据
的记录。
表3为降压运行前、后各主要参数变化情况。
3.4凝结水泵变频控制逻辑改造组态
（1）这次凝结水泵变频节能优化改造采用了创新型的双回路，以两种控制策略应对不同负荷下水位调节，保证了机组安全稳定运行
（2）在凝结水系统画面新增凝结水变频控制除氧器水位控制窗口，原有的变频控制凝泵出口压力功能保持不变。
在除氧器上水调节门在手动状态时，可以选择凝结水变频水位调节，两个水位调节自动互为闭锁。
（3）考虑到机组负荷140MW时凝结水泵保持除氧器运行中连续上水所需要的最低压力
值约为0.8Mpa，故将联启备用凝结水泵的值设定为0.85MPa。
（4）为了防止凝泵突然打不出来水，考虑安全裕量，变频器输出低限最低只是降至
25Hz。
四、凝结水泵变频深度节能效果
经过1号机组停机C修期间的凝结水泵变频控制逻辑改造。
机组启动之后着重观察评估
凝结水系统及各用户的运行情况：安全，稳定，经济性高。
机组在正常变负荷过程中除氧器
水位变化情况明显比优化前除氧器水位变化平缓。
五、取得的经济效益
经过凝结水泵深度变频节能优化后凝结水泵耗电率下降约为0.05%，如能按期完成2017
全年计划发电量334000万kw.h，按照上网电价0.42元/ kw.h来计算；仅2017全年可节约厂用电量约为167万kw.h，创造经济效益约为70.14万元。
六、结束语
综上所述，优化除氧器水位控制逻辑可有效提高凝结水泵变频技术的节能效果。
可通过
试验为进一步实施节能技术改造提供理论依据和可靠保障；对系统进行相应改造和逻辑变更，达到深度节能的目的。