600MW超臨界機組凝結水泵深度變頻優化

王曉暉

紅海灣電廠1、2號機組為東方600MW超臨界機組。每臺機配置兩臺100％容量的凝結水泵，一臺運行一臺備。共用一套變頻器，采用“一拖二”的方式。正常運行時采用變頻運行方式。為了提高機組節能效果，特別是在機組低負荷運行時，變頻調節降低凝泵轉速，降低凝泵出口壓力，從而使除氧器水位主調門保持在較大的開度，減少管道閥門的阻力和節流損失。2013年進行了深度變頻優化，經過實施后節能效果明顯。

1.1凝結水泵主要參數

項目 單位 數據

凝泵型號 10LDTN-6PJ

揚程 m 326.4

效率 83%

必須汽蝕余量 m 4

轉速 rpm 1480

流量 m3/h 1740

電動機型號 YKSL630-4

額定功率 kW 2000

額定電壓 kV 6

額定電流 A 226.4

1、2號機組凝泵變頻改造后由于精處理定值等原因，凝泵出口最低運行壓力在2.3MPa。在機組中低負荷（300-500MW范圍）時，除氧器主調門開度較小，節流明顯。未能充分發揮凝泵變頻的節能效果。通過 2013年大修期間將1、2號機組精處理入口壓力低至2MPa開旁路的定值調整為1MPa。將汽泵密封水供水母管由精處理后該接至精處理前。加固凝結水泵電機等措施后。具備了深度變頻優化的條件。

大修后通過修改變頻控制邏輯，保證機組安全的機組下，逐步降低凝泵出口運行壓力下限至1.4MPa。2號機組大修后該項工作于2013年7月優化并將凝泵出口最低運行壓力降至1.7MPa。2013年12月10日，1號機組大修后通過優化調整凝結水系統邏輯，并將凝泵出口壓力下限降至1.4MPa；12月24日2號機組凝泵出口最小壓力也降至1.4MPa。節能效果明顯，總結如下：

1.2凝結水泵變頻優化調試措施

1)檢查確認1、2號機組兩臺凝結水泵全轉速（0～1490rpm）試運正常。特別是低于1200rpm是凝泵各軸承振動等無異常。

2)確認汽泵密封水及自動投入正常，密封水回水水封正常。就地檢查汽泵密封水回水水封入口處為微正壓。（可檢查密封水回水流量計負壓側排污門處是否吸氣，如大量吸氣應立即關閉）如汽泵密封水回水水封異常則應降汽泵密封水回水切換至排凝坑。切換時注意凝汽器真空變化。

3)與設備熱工及環化確認1、2號機組凝結水精處理入口壓力小于2MPa自動切除精處理保護定值已修改為1MPa。

4)檢查確認備用凝結水泵投入正常。

5)設備熱工人員確認1、2號機凝結水泵變頻邏輯已優化，相關定值已修改。并配合逐步放開凝泵出口壓力自動設定值低限至1.4MPa。原2.2MPa閉鎖減凝泵變頻轉速逐步下設置1.4MPa。逐步放開凝泵變頻自動控制中的轉速限制。

6)原工頻運行凝泵出口壓力低于1.7MPa聯啟備用泵和變頻運行時凝泵出口壓力低于1.5MPa聯啟備用泵定值修改為1.1MPa。

7)凝結水泵變頻運行時，將凝泵自動壓力定值逐步降至1.4MPa，每下降0.1MPa至少運行10min，并檢查機組真空、凝泵密封水、汽泵密封水、低壓軸封減溫水等無異常。凝泵轉速下降過程中注意監視凝泵電流，軸承溫度和就地振動情況。如有異常及時停止試驗，提升壓力偏置至2.3MPa左右。

8)由于1號機組低壓軸封減溫水調門開度偏大，檢查低壓軸封減溫水調門前后手動門已全開后，可微開低壓軸封減溫水旁路手動門，保持低壓軸封減溫水調門滿足機組調峰運行要求。調整低壓軸封減溫水旁路手動門時不得大幅度調整，最大不得超過半圈，每次調整時手輪動作幅度約1cm即可。

9)凝結水泵出口壓力低報警由原1.7MPa改為1.3MPa。

10)有其他異常情況時可，提高凝結水泵出口壓力設定值偏置，最大可提高0.35MPa，每一個箭頭0.05Mpa。如仍無法滿足要求可提高凝泵出口壓力，退出自動控制，手動調節。

1.3凝結水泵變頻優化對比總結

經過凝泵深度變頻優化，調節1號機組節能效果明顯。其中300MW負荷時由凝泵電流由原來89.7A降至49.4A，降低約40A。而且在350MW左右就達到了1.4MPa壓力運行。2號機組300MW負荷時凝泵電流也降低約14A。通過擬合曲線約每下降0.1MPa，約能降低凝泵電流8A。

下圖可以較直觀的看出1、2號機組凝泵變頻優化對比：

上圖（左）表示凝泵出口壓力優化前后變化上圖（右）表示優化前后凝泵電流變化

U11表示1號機組優化前，U12表示1號機組優化后，U21表示2號機組優化前，U22表示2號機組優化后。

凝泵變頻的節能優勢就在于中低負荷時，減小管道閥門的阻力，以合理的壓力滿足除氧器上水、汽泵密封水、軸封減溫水、凝泵密封水等用戶的要求。精處理系統進出口約有0.15～0.25MW的壓差，將汽泵密封水供水母管該接至精處理前可以有效的降低汽泵密封水的需求。汽動給水泵在13.7米層，1、2號機組凝結水系統運行壓力降至最低即1.4MPa時，汽泵密封水仍有1MPa左右的壓力，汽泵密封水調整門的開度小于90％，汽泵密封水回水溫度小于45℃。啟動給水泵運行正常，汽泵密封水回水水封未見異常，機組真空未受影響。

1號機組大修啟動后由于低壓軸封減溫水調門開度過大，機組正常運行時低壓軸封減溫水調門開度在70～99％；為了能滿足凝泵變頻優化要求，通過就地微開低壓軸封減溫水旁路手動門。就地開了1/4圈，目前能滿足低壓軸封減溫水運行要求。該低壓軸封減溫水調門可能存在堵塞現象，待有條件時檢修處理。2號機組低壓軸封減溫水調整前后軸封減溫水調門在40～60％范圍內能滿足要求，低壓軸封溫度穩定。

就地檢查1、2號機組凝泵變頻運行時，振動未見明顯異常，1號機組凝泵出口容氧未受影響。2號機組凝泵容氧在壓力降至1.4MPa時小于標準值20mml。目前機組300MW時凝泵出口壓力1.4MPa，除氧器主調門約46％。仍有部分節流損失，但是由于1MPa開精處理旁路，低壓軸封減溫水等影響。再往下降的風險較高，受益相對較小。通過一年的運行觀察，本次凝結水深度變頻優化調整非常成功，凝結水泵廠用電率降至0.18％及以下，效果良好，可供同類型機組參考。