凝泵变频改造在电厂中的运用

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1、凝泵变频改造在电厂中的运用论文导读：华电包头发电厂为巩固管理节能降耗成果，进一步降低发电成本，提高经济效益，针对机组运行指标现状和存在的差距，首先以凝结水泵变频改造为起点，展开了节能降耗技术改造的序幕。也为新建火电项目实施高压电机变频改造开了先河。综合上述论断，火力发电机组实施凝结水泵变频等节能降耗措施是大势所趋，是提高电厂竞争力的可行途径。根据华电包头发电厂设备现状和实施凝结水泵变频改造所需的条件，目前华电包头发电厂在热工控制方面完全具备实施凝结水泵变频改造的必要条件。关键词：凝结水泵，变频，热工控制，技术改造，节能降耗—拖二0引言华电包头发电厂为巩固管理节能降

2、耗成果，进一步降低发电成本，提高经济效益，针对机组运行指标现状和存在的差距，首先以凝结水泵变频改造为起点，展开了节能降耗技术改造的序幕。也为新建火电项目实施高压电机变频改造开了先河。1凝结水泵变频改造热工控制的可行性1.1凝结水系统运行现状华电包头电厂凝结水泵变频（以下简称凝结水泵变频）改造前凝结水系统运行情况是一台机组配置两台凝结水泵，正常情况下，一台凝结水泵运行，一台备用。通过除氧器水位调节阀调节除氧器水位。这样，不论在何种运行工况下，凝结水泵转速基本维持不变，岀口流量只能由除氧器水位调节阀调节。除氧器水位调节阀为电动执行机构，动作频繁，易岀现故障，降低了系统

3、运行可靠性；凝结水母管压力高须提高管道系统的耐压性能，加大了系统泄漏的可能，增加了相关设备的维护费用。论文参考网。论文参考网。总之，凝结水泵出口压力高、除氧器水位调节阀节流损失大，使得凝结水系统效率降低、维护费用提高，最终导致能源浪费，发电成本提高。正常情况下除氧器工作压力是0.5MPa~0.8MPa,消除除氧器至凝结水泵的静压差及管道损失总压降约为0.4Mpa,凝结水母管压力在0.9MPa〜1.2MPa左右即可满足要求。但是机组正常运行起来压力在3MPa~4MPa,除氧器水位调节阀造成的节流损失相当大。1.2DCS系统资源使用状况目前华电包头发电厂凝结水泵的相关

4、联锁保护控制模块，扫描周期为0.1秒，负荷率30%~40%。本次改造新增组态需增加功能块50个左右后，对控制模块负荷率几乎没有变化，满足电力行业标准要求即控制模块负荷率小于60%,能够保证设备的正常运行。华豫电厂除氧器水位的相关控制模块负荷率为24.0%~25.4%,扫描周期0.5秒。本次改造需增加功能块50个左右，改造后负荷率变为25.0%-26.4%,具备增加功能块的条件。由上可见华电发电厂DCS控制系统完全满足凝结水泵变频改造的要求。1.3控制方式华电包头发电厂凝结水泵变频改造前，除氧器水位控制是通过调节除氧器水位调门的开度实现，由除氧器水位自动单冲量、除氧

5、器水位自动三冲量及手动控制等控制方式组成，凝结水流量小于18%时为单冲量调节，凝结水流量大于21%时为三冲量调节。均为节流调节，节流损失大，能耗较高。由于凝结水泵只能运行在一定转速范围内，在低负荷时变频泵已处于最低限制转速运行，调节性能变差，如没有除氧器水位调门的协助将不能维持除氧器水位。所以只考虑凝结水泵变频调节三冲量自动。根据目前华豫华电包头发电厂负荷分布情况看，发电负荷通常在300MW以上，符合变频泵调节要求。在启、停机或异常运行工况时可利用除氧器水位调门协助控制除氧器水位，完全可以维持除氧器水位在正常范围内。因此，华电包头发电厂具备实现凝结水泵改变频调节控

6、制功能的条件。1.4可行性研究结论综合上述论断，火力发电机组实施凝结水泵变频等节能降耗措施是大势所趋，是提高电厂竞争力的可行途径。根据华电包头发电厂设备现状和实施凝结水泵变频改造所需的条件，目前华电包头发电厂在热工控制方面完全具备实施凝结水泵变频改造的必要条件。2凝结水泵变频改造热控设计方案说明凝结水泵变频采用一拖二的改造方式，即A、B凝结水泵共用一台变频器，机组运行中采用变频凝结水泵运行、工频凝结水泵备用的方式，根据设备缺陷及定期轮换情况，完成凝结水泵的工频/变频切换操作。凝泵变频器示意图2.1热工联锁保护说明1）凝结水泵在工频运行时，凝结水压力低联锁备用泵的保

7、护定值不变仍为2.5MPa;2）凝结水泵在变频运行时，压力低联锁备用泵的保护定值0.6MPa~2.5MPa（随除氧器的压力变化而变化），并且在凝结水泵变频画面中始终跟踪显示压力低联锁保护的定值3）在凝结水泵变频器投入自动控制时，除氧器水位调节阀自动切换到手动控制，运行人员根据负荷情况开大或关小除氧器水位调节阀。为获得最大节能效果，在凝泵转速具备一定调节裕量的前提下应尽量开大除氧器水位调节阀，以降低凝泵转速，具体情况要根据在相应负荷下，进行除氧器水位调节阀开度动态试验后获得；4）凝结水泵在变频状态下，当变频器启动后联动开启出口电动门，变频器停运或故障跳闸时联动关闭出

8、口电动门；