王晓晖

红海湾电厂1、2号机组为东方600MW超临界机组。每台机配置两台100％容量的凝结水泵，一台运行一台备。共用一套变频器，采用“一拖二”的方式。正常运行时采用变频运行方式。为了提高机组节能效果，特别是在机组低负荷运行时，变频调节降低凝泵转速，降低凝泵出口压力，从而使除氧器水位主调门保持在较大的开度，减少管道阀门的阻力和节流损失。2013年进行了深度变频优化，经过实施后节能效果明显。

1.1凝结水泵主要参数

项目 单位 数据

凝泵型号 10LDTN-6PJ

扬程 m 326.4

效率 83%

必须汽蚀余量 m 4

转速 rpm 1480

流量 m3/h 1740

电动机型号 YKSL630-4

额定功率 kW 2000

额定电压 kV 6

额定电流 A 226.4

1、2号机组凝泵变频改造后由于精处理定值等原因，凝泵出口最低运行压力在2.3MPa。在机组中低负荷（300-500MW范围）时，除氧器主调门开度较小，节流明显。未能充分发挥凝泵变频的节能效果。通过 2013年大修期间将1、2号机组精处理入口压力低至2MPa开旁路的定值调整为1MPa。将汽泵密封水供水母管由精处理后该接至精处理前。加固凝结水泵电机等措施后。具备了深度变频优化的条件。

大修后通过修改变频控制逻辑，保证机组安全的机组下，逐步降低凝泵出口运行压力下限至1.4MPa。2号机组大修后该项工作于2013年7月优化并将凝泵出口最低运行压力降至1.7MPa。2013年12月10日，1号机组大修后通过优化调整凝结水系统逻辑，并将凝泵出口压力下限降至1.4MPa；12月24日2号机组凝泵出口最小压力也降至1.4MPa。节能效果明显，总结如下：

1.2凝结水泵变频优化调试措施

1)检查确认1、2号机组两台凝结水泵全转速（0～1490rpm）试运正常。特别是低于1200rpm是凝泵各轴承振动等无异常。

2)确认汽泵密封水及自动投入正常，密封水回水水封正常。就地检查汽泵密封水回水水封入口处为微正压。（可检查密封水回水流量计负压侧排污门处是否吸气，如大量吸气应立即关闭）如汽泵密封水回水水封异常则应降汽泵密封水回水切换至排凝坑。切换时注意凝汽器真空变化。

3)与设备热工及环化确认1、2号机组凝结水精处理入口压力小于2MPa自动切除精处理保护定值已修改为1MPa。

4)检查确认备用凝结水泵投入正常。

5)设备热工人员确认1、2号机凝结水泵变频逻辑已优化，相关定值已修改。并配合逐步放开凝泵出口压力自动设定值低限至1.4MPa。原2.2MPa闭锁减凝泵变频转速逐步下设置1.4MPa。逐步放开凝泵变频自动控制中的转速限制。

6)原工频运行凝泵出口压力低于1.7MPa联启备用泵和变频运行时凝泵出口压力低于1.5MPa联启备用泵定值修改为1.1MPa。

7)凝结水泵变频运行时，将凝泵自动压力定值逐步降至1.4MPa，每下降0.1MPa至少运行10min，并检查机组真空、凝泵密封水、汽泵密封水、低压轴封减温水等无异常。凝泵转速下降过程中注意监视凝泵电流，轴承温度和就地振动情况。如有异常及时停止试验，提升压力偏置至2.3MPa左右。

8)由于1号机组低压轴封减温水调门开度偏大，检查低压轴封减温水调门前后手动门已全开后，可微开低压轴封减温水旁路手动门，保持低压轴封减温水调门满足机组调峰运行要求。调整低压轴封减温水旁路手动门时不得大幅度调整，最大不得超过半圈，每次调整时手轮动作幅度约1cm即可。

9)凝结水泵出口压力低报警由原1.7MPa改为1.3MPa。

10)有其他异常情况时可，提高凝结水泵出口压力设定值偏置，最大可提高0.35MPa，每一个箭头0.05Mpa。如仍无法满足要求可提高凝泵出口压力，退出自动控制，手动调节。

1.3凝结水泵变频优化对比总结

经过凝泵深度变频优化，调节1号机组节能效果明显。其中300MW负荷时由凝泵电流由原来89.7A降至49.4A，降低约40A。而且在350MW左右就达到了1.4MPa压力运行。2号机组300MW负荷时凝泵电流也降低约14A。通过拟合曲线约每下降0.1MPa，约能降低凝泵电流8A。

下图可以较直观的看出1、2号机组凝泵变频优化对比：

上图（左）表示凝泵出口压力优化前后变化上图（右）表示优化前后凝泵电流变化

U11表示1号机组优化前，U12表示1号机组优化后，U21表示2号机组优化前，U22表示2号机组优化后。

凝泵变频的节能优势就在于中低负荷时，减小管道阀门的阻力，以合理的压力满足除氧器上水、汽泵密封水、轴封减温水、凝泵密封水等用户的要求。精处理系统进出口约有0.15～0.25MW的压差，将汽泵密封水供水母管该接至精处理前可以有效的降低汽泵密封水的需求。汽动给水泵在13.7米层，1、2号机组凝结水系统运行压力降至最低即1.4MPa时，汽泵密封水仍有1MPa左右的压力，汽泵密封水调整门的开度小于90％，汽泵密封水回水温度小于45℃。启动给水泵运行正常，汽泵密封水回水水封未见异常，机组真空未受影响。

1号机组大修启动后由于低压轴封减温水调门开度过大，机组正常运行时低压轴封减温水调门开度在70～99％；为了能满足凝泵变频优化要求，通过就地微开低压轴封减温水旁路手动门。就地开了1/4圈，目前能满足低压轴封减温水运行要求。该低压轴封减温水调门可能存在堵塞现象，待有条件时检修处理。2号机组低压轴封减温水调整前后轴封减温水调门在40～60％范围内能满足要求，低压轴封温度稳定。

就地检查1、2号机组凝泵变频运行时，振动未见明显异常，1号机组凝泵出口容氧未受影响。2号机组凝泵容氧在压力降至1.4MPa时小于标准值20mml。目前机组300MW时凝泵出口压力1.4MPa，除氧器主调门约46％。仍有部分节流损失，但是由于1MPa开精处理旁路，低压轴封减温水等影响。再往下降的风险较高，受益相对较小。通过一年的运行观察，本次凝结水深度变频优化调整非常成功，凝结水泵厂用电率降至0.18％及以下，效果良好，可供同类型机组参考。