任绍军

文章编号：2095-6835（2016）13-0125-02

摘 要：目前，在政府对火力发电机组供电煤耗及排放水平要求日益严格、发电利用小时数持续减少、调峰幅度越来越大的情况下，如何降低厂用电率和发电成本，并提高上网电能的竞争力已成为火力发电企业必须解决的问题。由于调峰运行，机组常在较低负荷的状态下运行。然而，部分辅机仍然在工频状态下运行，进而造成了大量的电能流失。凝泵是火电厂耗电量较大的辅机之一，通过优化凝泵及其相关设备的运行方式，可明显降低凝泵的耗电量，从而降低厂用电率和供电煤耗。

关键词：凝泵；除氧器上水调节阀；汽泵机械密封水；超临界直流炉机组

中图分类号：TM921.51 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.13.125

1 概述

广东珠海金湾发电有限公司#3和#4机组为国产600 MW超临界直流炉机组，锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界螺旋管圈、一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃煤直流炉，汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，发电机为上海发电机有限公司生产的QFSN-600-2水氢氢发电机，凝结水泵为上海凯士比泵有限公司生产的筒袋型立式多级离心泵，每台机组配置2台，一运一备，一台运行可满足机组100%出力。此外，凝结水泵所配置的马达为上海电机厂生产的YLKS630-4电机，额定转速为1 493 rpm，额定电流为218.5 A。

2 变频改造

电厂主要用电设备，比如凝结水泵等高能耗设备，其输出功率不可随机组负荷的变化而变化。如果只改变挡板或调整阀门开度，则会造成大部分能量消耗在节流损失中。因此，决定对凝结水泵进行变频改造。

在具体改造中，采用了北京利德华福电气技术有限公司生产的变频设备，制定了一拖二的变频改造方案，配备了1台高压变频器，2台切换开关，并通过切换开关将高压变频器切换到运行中的凝结水泵电机上。变频调速系统的电源取自6 kV电压等级的主动力电源系统，由现场主控系统进行协调控制，并根据运行工况设定程序，从而实现对凝结水泵电动机转速的控制。变频改造回路如图1所示。

图1 变频改造回路

3 变频改造后的深度降压运行

管压力无法降至预期数值，凝泵运行频率、凝结水母管压力、凝泵电耗仍有进一步下降的需求进而空间。对于凝结水母管压力进一步下降困难的问题，我们进行了以下技术改造。

3.1 除氧器上水调节阀的改造

原先的除氧器上水调节阀的孔径偏小，通流阻力系数较大，进而导致流通阻力增大、通流面积缩小，阀门的前、后压差较大，在阀门开度较大时仍存在较大的节流损失。在此情况下，凝结水母管压力未降至较低时，除氧器上水主辅调阀即会全开。如果凝结水压力继续降低，则无法满足除氧器上水流量的要求，除氧器水位无法维持。因此，考虑更换除氧器上水主调阀的阀芯、阀座，执行机构保持不变。

改造前除氧器上水主调阀的参数如表1所示。

改造后除氧器上水主调阀的参数如表2所示。

经过改造后，除氧器上水主调阀在进口压力较小时的节流损失明显减少、通流能力明显增强。此外，在凝结水母管压力较小的条件下，还可维持除氧器的上水流量，使凝泵获得进一步降压的条件。

3.2 汽汽泵密封水的改造

每台机组配置有2台50%容量的汽动给水泵，汽泵机械密封水取自凝结水杂项用户，每台汽泵的吐出端和吸入端各有1个基地式密封式压力调节阀，用于控制机械的密封水压力。该基地式调节阀的调节性能较差，无法实现远程控制和监视。因此，自机组投产以来，该基地式调节阀基本未投入运行，运行人员一直依靠调节阀的旁路手动阀来控制汽泵机械密封水的压力。由于无法随着机组负荷的变化而随时调整手动阀的开度，导致凝结水母管的压力长期处于较高的水平，限制了凝泵进一步降压的能力。为了这个问题，机组人员决定改变汽泵机械密封水调节阀的控制方式，即由就地基地式改造为远方DCS自动调节方式，且调节阀可根据凝结水的压力和机组负荷的变化情况自动调节，从而使机械密封水和汽泵入口给水的压力处于运行人员给定的设定值，实现运行人员对汽泵密封水系统的远程控制和实时监控。

由于汽泵机械密封水接口设置在凝结水杂项用户母管，具有管道弯头多、压损大的特点，且经过了凝结水精处理装置，导致凝结水到达汽泵机械密封处时的压力损失较大。因此，决定从凝泵出口母管精处理装置前引出一路供汽泵机械密封水，从而提高汽泵密封水母管压力0.1～0.2 MPa。此外，两路供水（凝结水泵出口母管、凝结水杂项用户管路）还可通过隔离阀切换，并设置有逆止阀，防止两条水路互窜。

经过对汽泵机械密封水供水管路和机械密封水调节阀控制方式的改造，在凝结水深度降压的同时，可保证汽泵的安全运行。

4 凝结水深度降压的试验及实施

在改造了限制凝结水母管压力进一步下降的设备后，制定了相关的试验方案，探索了不同负荷下凝结水压力可下降到的最低值。在不同负荷段，凝结水压力进一步降低的限制因素包括以下5个：①机封水压力调节阀和旁路阀均已全开；②汽泵机封水回水温度高于50 ℃；③机封水压压差小于0.1 MPa或大于0.75 MPa以及汽泵机封水存在漏水情况；④除氧器上水主、辅阀均全开；⑤凝结水用户不允许再降低压力。

低旁减温水压力降低至0.9 MPa、低压轴封减温水调节阀已全开，除氧器仍无法上水（上水压差不足）。经过试验，确定了两台机组在不同负荷下凝结水运行时的压力定值，具体如表3所示。

注：凝结水母管压力低报警值取80%的负荷对应的压力设定值与1.20 MPa中的较大值，变频凝结水母管压力低联锁启动工频泵定值取70%的负荷对应的压力设定值与1.05 MPa中的较大值

5 结束语

广东珠海金湾发电有限公司的2台机组凝泵经过变频改造，并通过凝结水系统相关设备的改造和运行方式的优化，达到了深度变频降压运行的目的，取得了明显的节能降耗效果。

参考文献

[1]赵浩，万文军.凝结水泵变速改造中常见的问题以及对应措施[J].广东电力，2010（10）.

〔编辑：张思楠〕