1 036 MW机组凝结水泵变频调节控制策略优化及其深度节能研究

孙伟鹏，江永

（华能海门电厂，广东省汕头市，515132）

0 引言

变频调速技术在电力系统应用日益广泛，其卓越的调速性能、完善的保护功能、显著的节能效果和简单易行的自动调节特性成为电厂节能降耗行之有效的手段[1]。凝结水泵（简称凝泵）流量裕度大，变工况频繁[2]，目前很多电厂都对其进行了变频节能改造。华能海门电厂1 036MW超超临界燃煤机组凝结水系统设置3台50％容量的凝泵，其中2台采用变频技术，1台采用工频作为备用，凝泵这种工频、变频特殊混合运行方式下，其总体控制策略的设计方案与传统的凝泵控制策略不同；另外凝泵采用变频技术，可以达到节能的目的，但变频凝泵节能仍然存在深度节能的空间。

1 变频器节能原理

根据电动机理论，异步感应电动机的转速n与电源频率f、转差率s、电机极对数p有如下线性关系：

变频器是通过改变f的方式来改变电动机转速。在异步感应电动机的设计制造完成后，转速与频率的线性关系即确定[3]。

由于n与f之间为线性关系，从理论上分析调速范围在0％～100％之间时，其线性度都很好，将高压变频器用于节能改造，可避免阀门节流等带来的功率损失，从而达到节能的目的。

对于水泵，由流体动力学理论可知，流量与转速的1次方成正比，扬程与转速2次方成正比，而泵的功率则与转速的3次方成正比[4]。用H、N分别表示扬程和功率，下角标“0”均表示额定工况参数。当流量由额定值Q0降至Q时，与额定功率N0比较，采用转速调节的电机的功耗为

当流量由100％降到70％，则转速相应降到70％，而电机的功耗降到34.3％N0，即节约电能65.7％。扣除阀门调节时的功耗与额定功耗的差、转速下降引起电机的效率下降等因素，节能效果也非常显著。

2 设备简介

华能海门电厂1号机组的汽轮机是东方汽轮机有限公司制造的N1000-25/600/600型、超超临界、单轴、四缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机。该机组配套3台50％容量的9.5LDTNB-5PJ型凝泵，凝泵2台变频调节，1台工频调节。机组正常运行时，2台变频凝泵并联运行，1台工频凝泵备用。铭牌工况下，凝泵流量1 273m3/h，扬程320m，轴功率1.329MW，效率83％，额定转速1 480 r/min。凝泵电动机及变频器设计技术规范如表1。

表11 凝泵电动机及变频器设计技术规范Tab.1 Technicalspecifications for design of condensatepump motorand inverter

3 变频凝泵深度节能策略

3.1 概述

目前火力发电厂中凝结水系统在运行过程中存在除氧器水位调节阀开启不足、节流剧烈的现象非常普遍，造成此现象的主要原因有：（1）凝泵的设计容量比机组最大凝结水量大10％，在10％的流量裕量中，其中大约一半是考虑了在凝结水系统中不存在的流量——凝泵老化裕量[5]；（2）凝泵的设计扬程裕量较大，设计院一般按最大凝结水量计算凝结水系统阻力时加10％～20％的裕量，在不存在凝结水泵老化裕量的凝结水流量的情况下，考虑如此大的扬程裕量显然偏大，除氧器的计算压力按最大工作压力加15％的裕量也加大了扬程裕量；（3）辅机制造厂提供的低压加热器和轴封冷却器的保证压降偏大；（4）大容量机组除氧器均采用滑压运行，其实际工作压力低于凝泵确定设计扬程时所取的最大工作压力[6]；（5）凝泵出口压力必须确保不低于最小允许值。一般情况下，汽泵密封水、旁路减温水、汽轮机轴封蒸汽减温喷水这三个用户要求的凝结水压力值较高，是降低凝泵出口压力的主要制约因素。实际上，汽泵密封水压力厂家要求值一般都留有较大裕量，可以通过试验适当降低，同时，通过改造密封水引至凝泵出口母管，或者增加管道泵等措施得以解决。旁路减温水常常在机组启动或事故工况下使用，高压缸启动的机组尤为如此，此时可以通过提高变频凝泵转速或启动工频凝泵来保证旁路减温水供给。实践证明，由于汽轮机轴封蒸汽减温水流量非常少，再低的凝结水压力也能够满足。

凝结水系统的控制策略直接会影响凝泵运行的厂用电率，如何能降低变频凝泵的电流是凝泵节能的主要切入点[7]，为此在大量试验的基础上修改了凝结水系统的控制逻辑，实践证明节能效果显著。

变频控制策略要保证除氧器水位，保护凝泵出口压力。变频控制的对象是除氧器水位调节阀与凝泵转速，控制目标是除氧器水位和凝泵出口压力[8]。实践证明，通过除氧器水位调节阀调节除氧器水位的控制特性，比将该阀固定在某一开度而仅通过凝泵转速来控制水位的控制特性好，通过改变凝泵转速来控制凝泵出口压力则要比通过改变除氧器水位调节阀开度来改变凝泵出口压力更快。

3.2 逻辑修改前的除氧器水位控制策略

（1）主阀在负荷大于250MW时进行三冲量调节，负荷指令小于250MW时进行单冲量调节。

（2）投入自动时，若负荷小于250MW，且副阀正在调节水位时，则关闭；若副阀不在自动调节水位，则主阀单冲量调节水位。

（3）投入自动时，若负荷在250～500MW之间，变频泵不在调节水位时，则主阀三冲量调节水位；负荷大于550MW，变频泵在调节水位时，主阀根据负荷和阀位曲线调节，并用凝结水母管压力进行阀位修正，压力设定值由当前值切换到默认值2.3MPa，变化速率为1 kPa/s。

3.3 逻辑修改后的除氧器水位控制策略

（1）当负荷低于200MW时，变频泵由负荷指令控制，由副阀单冲量控制除氧器水位。

（2）当负荷从200MW加到250MW时，除氧器水位控制由副阀切到主阀（单冲量），变频泵由负荷指令控制；当负荷从250MW降到200MW时，除氧器水位控制由主阀（三冲量）切至副阀控制，变频泵由负荷指令控制。

（3）当负荷在250～400MW之间时，且除氧器水位、给水流量及凝结水流量测点无坏点，2台变频凝泵运行且均在自动时，由主阀三冲量控制方式调节除氧器水位，变频泵由负荷指令控制（压力控制）。

（4）负荷在350～400MW之间时，凝结水压力由2.3MPa降为1.5MPa。

（5）负荷大于400MW时，凝结水压力设定调整为1.5MPa。

（6）负荷在400～450MW之间时，保持原来控制方式。

（7）负荷大于450MW，2台变频凝泵运行且均在自动时，由变频泵调节除氧器水位，除氧器水位调阀开度由负荷控制，根据负荷和阀位曲线调节，并用凝结水母管压力进行阀位修正，压力设定值由当前值切换到默认值1.5MPa，变化速率为1 kPa/s。

（8）当机组负荷增加至750MW以上时，除氧器副调阀以一定的速率全开，但不参与调节。但机组负荷降至800MW以下时，除氧器副调阀以一定的速率全关，也不参与调节。

（9）当变送器故障、单台变频泵运行、主燃料跳闸（main fuel trip，MFT）动作、运行变频泵不在自动、除氧器水位高、负荷小于400MW任一条件满足时，除氧器水位主、辅调节阀切手动，变频泵由负荷指令控制。

（10）机组低负荷时，凝结水流量波动大，再循环门经常打开泄流，增大了凝泵电流，影响机组安全[9]。凝结水再循环流量单台凝泵运行由原来的600 t/h降至400 t/h，2台凝泵运行由原来的1 200 t/h降至800 t/h。

（11）除氧器上水调阀PID前馈为负荷指令的函数，修改负荷对主阀位的对应关系，达到降低节流损失的目的[10]，具体修改数据见表2。

表2 负荷与凝结水主调节阀开度对应表Tab.2 Load and corresponding valve opening of condensatew water

（12）逻辑修改前后凝结水母管出口压力曲线如图1所示。

图1 逻辑修改前后凝结水出口母管压力与机组负荷对应关系Fig.1 The correlation between the pressure of condensatewat erand the units load before and after logicalmodification

（13）修改前后的逻辑见图2，虚线内的区域是修改前的逻辑，点划线内的区域是变化的逻辑。

3.4 逻辑修改后对机组安全性的影响

逻辑修改后对机组进行了辅机故障快速减负荷（run back，RB）安全性试验，负荷由1 000MW甩至500MW，试验证明机组RB后除氧器水位基本维持在正常水位不变（除氧器由正常水位2.25m增加至最高2.263m），凝汽器热井水位也维持在正常范围之内（凝汽器由正常水位1m增加至最高1.239m），试验证明逻辑修改后凝结水系统能响应负荷快速变化的要求，能满足机组安全性的要求，RB试验曲线见图3。

4 节能效果分析

逻辑修改前后，变频凝泵电流变化如表3所示（每个负荷点稳定运行1 h，变频凝泵A、B的电流取该时间段的平均值）。

表3 逻辑修改前后变频凝泵电流变化值Tab.3 Currentvariation of condensate pump before and after logicalmodifica ation

机组在负荷500～600 MW之间运行4 h左右，600～800MW之间运行3 h左右，800～1 036MW之间运行17 h左右，上网电价按0.5元/（kW·h）计算，每天大概节约3 779.9元，每年大概可以节约138万元。

根据表3数据，机组负荷620MW以下保留1台凝泵运行，相对于以前2泵运行的方式，500～620MW之间大约运行5 h，每天大概节约112元，每年大概可以节约4万元。

上述2种节能方案单台机组每年可节约142万元，节能降耗效果非常显著。

5 结语

本文通过对凝结水系统凝泵及除氧器上水调门的全程控制策略进行优化，不但达到了变频、工频凝泵的安全稳定运行，而且节能降耗效果非常显著。凝结水系统投入自动后，运行人员不用任何操作，实现全过程自动控制，也满足了机组自动启停系统的要求。系统运行的安全系数高，既防止了凝结水系统的超压，也满足机组异常工况下凝结水系统仍然能处于自动状态，减少运行人员误操作的可能性。凝结水系统的自动控制能够在机组的任何状态下全程投入，避免机组负荷在250～290MW时锅炉湿态转干态时的扰动。同时逻辑修改后，也满足了机组在低负荷运行时，给水泵密封水、旁路喷水的要求。

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