超超临界机组凝结水泵变频深度节能的研究

超超临界机组凝结水泵变频深度节能的研究

Summary：火电机组凝结水泵一般采用变频方式运行，实现机组在变频运行时节能。由于设计方面的原因，在实际运行中，由于受到凝结水杂项用户供水品质的限制，造成凝结水泵在变工况运行时节能能力受限，凝结水泵耗用厂用电率一般在0.15-0.3%。有针对性研究影响凝结水泵变频运行的受限因素，探索出凝结水泵变频深度节能的思路，以提高节能效果和机组的经济性。Keys：节能、思路、经济性：TM621

：A1前言某公司2x660MW超超临界机组采用东方汽轮机厂生产的凝汽式汽轮机组；为了节省工程造价，采用单台汽动给水泵组提供补给水，驱动小汽轮机设置独立的凝汽器，其凝结水通过小机凝结水泵输送至主机凝结水系统，在大机精处理装置前管道处接入。主机凝结水系统配备2台100%容量凝结水泵，机组正常运行时一台运行一台工频备用，为降低主要辅机厂用电率，变频装置采用“一拖二”方式。采用凝结水泵变频节能原理在于保持除氧器水位调节阀90%以上开度，降低系统阻力及节流损失，机组负荷变化时，通过变频调节凝结水泵转速来改变凝结水流量以维持除氧器水位在正常范围，从而达到节能效果。2凝结水泵变频运行现状及深度节能制约因素凝结水主要杂项用户为：凝汽器疏水扩容器减温水、低压缸排汽减温水、小汽机排汽减温水、大小机轴封供汽减温水、汽泵组水力密封水、前置泵滤网冲洗水、低旁及三级减温器减温水、磨煤机消防蒸汽减温水、高缸预暖蒸汽减温水、发电机定子水箱补水、大小机真空泵分离器补水、闭式水箱补水、厂区燃油蒸汽减温水、暖通用蒸汽减温水及老厂来辅助蒸汽减温水等。机组正常运行时，必须投运的杂项用户有：汽泵组水力密封水、大小机轴封供汽减温水等；不定期投运的杂项用户有：发电机定子水箱补水、大小机真空泵分离器补水、闭式水箱补水、暖通用蒸汽减温水等；可能投运的杂项用户有：凝汽器疏水扩容器减温水、低旁及三级减温器减温水（当前来看，存在机组运行时疏水门和低旁内漏需投运减温水情况）；其余用户在机组运行时处于备用（停用）状态。从目前机组凝结水泵变频运行情况来看，凝结水泵高压变频装置均能长期可靠投运，由于受以下因素影响，特别是在中低负荷和深度调峰期间，无法完全发挥凝结水泵变频调节节能优势，未能实现全程变频调节：

2.1凝结水泵出口压力均通过设置和控制变频器最低输出频率，以保证凝结水泵出口其他众多凝结水用户要求，制约了变频器深度节能，其中最常见的凝结水用户为给水泵密封水、低压旁路减温水与低压缸轴封减温水。

2.2机组低负荷阶段凝结水变频调节与除氧器水位调节阀组调节匹配性不好，制约了变频器深度节能。凝结水泵变频运行时除氧器水位调节方式：机组全程采用变频调节压力（自动），调节阀调节水位（自动）。

从机组长期运行参数来看：机组负荷在中低负荷以下及深度调峰期间运行时，采用除氧器主调节阀投自动或变频自动时关小主调节阀来控制除氧器水位，各电厂对凝泵出口压力控制亦各不相同。机组在70%负荷以下凝结水泵变频运行时，凝结水泵变频频率均在30Hz以上，除氧器主调节阀开度基本在60%以下，存在较大的节流损失。3凝结水泵变频运行深度节能技术鉴于当地电网结构及用电需求特点，公司火电机组长期处于单机带基本负荷运行，负荷率年平均70%以下，因此通过开展凝结水泵变频深度节能，实现机组50%～100%负荷段除氧器水位全变频调节，具有较好的节能收益。通过对其他火电企业的调研，凝结水泵变频深度节能主要采取以下方案：3.1在原有用户管路上增加管道泵方式提升压头，解决低负荷时凝结水杂项用户（主要为给水泵密封水和轴封减温水等用户）供水要求。3.2采用厂内同品质高压头水源替代原凝结水杂项用户水源。3.3通过试验找到保证满足凝结水泵出口最小压力要求与除氧器水位平衡点，平衡点工况流量越低，变频方式整体节能效果越好。3.4通过对系统管路优化设计和利用除氧器上水旁路调节阀，减少压头损失。3.5优化除氧器水位自动控制方案和各工况控制策略，推荐控制方式为：凝结水泵变频运行时采用变频跟踪自动调节除氧器水位，除氧器水位主调节阀保持凝结水系统压力不低于定值压力。变频切手动或工频运行时，控制逻辑自动转换为除氧器水位主调节阀自动跟踪调节除氧器水位。4凝结水泵变频深度节能方案4.1影响凝泵变频调节主要问题在凝结水泵变频运行时,凝泵出口与除氧器压差达0.45MPa时，能满足除氧器上水要求，因此制约凝泵变频控制的主要因素在于杂项用户是否满足要求。从机组凝结水杂项用户分析来看，大部分用户在机组启动、停止过程中投用，在机组正常运行时处于备用（停用）状态；其他杂项用户是由于机组存在缺陷时需投运，这些杂项用户可通过设备缺陷处理好后予以消除，原则上在机组运行时处于备用状态。因此，在机组正常运行时，重点需解决不定期投运的杂项用户、必须投过的杂项用户对凝结水压力的要求。经对电厂各机组运行情况和技术人员沟通情况来看，在机组不定期投运的杂项用户在凝泵最低运行频率时，凝结水压力能满足补水要求；凝结水必须投运的杂项用户对供给水压力有一定要求。从660MW机组数据来看，机组在50%负荷运行时，除氧器压力在0.55MPa左右，因此凝结水泵出口压力达1.0MPa，能满足除氧器上水要求。当前660MW机组主要问题：1、随着凝结水泵转速的下降，凝结水母管压力低于定值时，给水泵密封水压力可能不能满足供水要求；2、凝结水母管压力低于定值时，汽轮机轴封减温水不能满足调节温度要求；3、凝结水母管压力低于定值时，凝泵自密封水不能满足压力要求；4、凝结水泵出口压力低联锁备用泵热工定值整定偏高，限制凝泵变频频率下调值；5、凝结水泵变频下限值偏高。4.2改造方案由于机组设计上有小机凝汽器，其凝结水通过小机凝结水泵输送至大机主凝结水系统，其额定压力为4.0MPa，额定流量为125t/h；小汽轮机额定进汽流量为93.84t/h，其在机组50%负荷运行时，凝结水流量为65t/h。由于未查询到给水泵密封水设计流量，但通过设计供水管径（设计尺寸φ57*3）及某公司双给水泵设计管径（设计尺寸φ89*4）测算，其设计流量应不超过50t/h，因此在低负荷时，用小机凝结水供给给水泵密封水、轴封减温水和凝结水泵自密封水能满足压力要求。其改造方法为：在小机凝结水泵出口母管引出管道（尺寸φ57*3）一路接至给水泵密封水母管（尺寸φ57*3），另一路接至轴封减温水母管，并保留原母管，实现互为备用，在大小凝结水泵短时故障时，有效防止用户供水中断。同时，为了解决凝泵自密封水在变频运行压力低问题，可将其自密封水改接自小机凝结水母管。改造示意图如图1所示。系统改造后，同步对热工控制逻辑进行讨论、修改和优化，以满足系统自动调节和联锁保护要求。图1

改造前后示意图4.3经济性分析按照70%以下机组负荷运行时间4000小时，供电电价0.36元/kWh，凝泵效率η1=80%，凝泵流量取机组负荷50%时流量(取840t/h),电机效率η2=90%进行测算。

机组采用由小机凝结水接入给水密封水及轴封减温水管道，由于增加管道、管件等少，因此初步估算每台机组改造费用在6万元以内。由机组运行参数可知：每台机组凝结水泵变频由42Hz降至30Hz运行，电流由80A降至42A左右运行，此时凝结水泵出口压力为1.3MPa，除氧器水位调节阀开度低于70%。通过改造，机组50%负荷凝结水泵出口压力可由目前2.3MPa降低至1.0MPa运行，凝结水泵变频由42Hz降至26Hz运行，电流由80A降至38A左右运行则若取凝结水泵电机功率因素为0.85，则由功率P=√3UICOSφ（电压U=6kV）测算得：每小时可节省凝结水泵消耗电量约370kWh，每年可节约厂用电150万kWh左右，节约费用53万元。则两台机组年可节约费用约106万元，扣除改造费用后产生100万元左右收益。5结论通过对凝结水泵变频运行存在问题分析，并采取必要的技术改造，投入较少的费用，能有效提高凝结水系统在低负荷运行时的节流损失，降低厂用电率，利用现有设备及系统进行优化改造，机组改造技术方案简单，投资成本小，收益较大，具有良好的经济性。Reference[1]曾海波,李铭,陈节涛.1000MW超超临界机组凝结水泵变频优化试验及应用[J].热能动力工程,2022,37(06):169-175.[2]曹中坤,