南通华能电厂好进华能海口电厂330MW机组凝结水泵变频改造介绍及节能分析

南通华能电厂好进华能海口电厂330MW机组凝结水泵变频改造介绍及节能分析 【摘要】针对华能海口电厂330MW发电机组凝结水泵的变频改造及其节能效益进行了分析。在保证凝结水系统可靠运行的基础上，采用“一拖二”的方式对凝结水泵进行变频改造，对于长期在50% 100负荷率下运行的330MW调峰机组，凝结水泵变频改造后节电率达54左右，节能效果显著。 【关键词】海口电厂;330MW机组;凝结水泵;变频改造;节能效益 0.前言 华能海口电厂四期工程建设2 330 MW 燃煤机组（即#8、9机组），分别于xx年4月30日及xx年5月11日投产；两台机组的汽轮机型号为N33017.75/540/540，系北京北重汽轮机有限责任公司生产制造的亚临界、单轴、一次中间再热、三缸双排汽、凝汽式汽轮机；设计凝结水泵采用定速节流调节，由于机组选型中考虑的富裕容量大及海南电网的特殊情况，机组调峰幅度较大，机组经常维持在50%100%额定负荷之间运行，并且低负荷运行时间长，凝结水泵长期偏离经济运行工况，节流损失大，造成凝结水泵电耗偏高，严重影响机组的经济性。为了降低发电成本,有效降低厂用电率，华能海口电厂决定对四期2 330MW机组的凝结水泵进行变频改造，采用变频调速装置使凝结水泵在变工况时始终处于最佳运行状态,即除氧器水位调整门保持全开或接近全开，通过调节变频调速装置的输出频率改变电机的转速来满足负荷工况变化的需求，大大提高运行效率，达到节能的目的，获得了良好的经济效益。 1.凝结水系统简介和变频改造前运行中存在问题 1.1凝结水系统简介 华能海口电厂四期工程2 330MW机组凝结水泵为长沙水泵厂制造的9LDTNB-6PJXA型立式多级离心泵， 凝结水泵电机为湘潭电机股份有限公司配套的YKSL450-4型。 表1 凝结水泵设计参数 凝结水泵作为凝结水系统中的主要辅机,是除氧器上水的动力,也是旁路减温水等用户的水源。凝结水系统运行时,两台凝结水泵一台运行,一台备用,凝结水经过凝结水泵升压后通过除氧器水位调整门后经低加系统进入除氧器,当凝结水流量小于400/h时全开凝结水再循环门,以防机组低负荷运行时凝结水系统超压和凝结水泵汽蚀1。凝结水系统主要用户有低压旁路减温、汽机低压缸喷水减温等用水。凝结水系统简化图如图1所示。凝结水泵在变频改造前,凝结水泵定速运行时,保持除氧器水位调整旁路门全关,采用调节除氧器水位调整门开度的方式调节凝结水量来稳定除氧器的水位,随着负荷变化, 除氧器水位调整门开度一般为30% 50% ,运行凝泵电流一般为70A85 A。可见工频运行方式下凝结水泵长期处于节流状态。 图1 凝结水系统简化图 1.2凝结水泵变频改造前运行中存在的问题 1.2.1由于海南电网存在“大机小网”问题，在海南电网孤网运行状态下，为保证电网安全，海口电厂#8、9机组出力控制如下： a、#8、9机组单机运行时，当海南电网统调负荷等于或小于1200MW时，不超过20统调负荷；统调负荷大于1200MW小于等于1600MW时，不超过300MW；统调负荷大于1600MW时，不超过330MW。 b、#8、9机双机同时运行时，当海南电网统调负荷大于1600MW时，8机组与9机组有功出力之和不应超过统调负荷的35%；其他情况下8机组与9机组有功出力之和不应超过统调负荷的34%。 同时海南电网峰谷差大，要求330MW机组调峰幅度较大，机组经常维持在50%100%额定负荷之间运行，并且低负荷运行时间长，长期偏离经济运行工况，节流损失大，造成凝结水泵电耗偏高，严重影响机组的经济性。 1.2.2因除氧器水位调整门节流严重,汽机厂房0米层噪音大,最大达95.6dB(A)，对周围环境造成噪音污染。 1.2.3凝结水系统管路振动大，曾多次发生因振动大造成凝结水调整门操作失灵，电源板损坏的事件。 2.变频改造的节能原理、凝泵变频改造方案及逻辑策略 针对上述问题，海口电厂决定采用变频技术来降低凝结水泵的转速，改变凝结水泵的QH特性曲线，在凝结水泵流量不变的情况下压力得到降低，使除氧器水位调整门全开或接近全开，降低节流损失。 2.1变频改造的节电原理 异步电动机的转速n与电源频率f、转差率s、电机极对数p三个参数有如下关系: n=60f(1-s)/p 可以看出,转速n与电源频率f成正比,改变f即可改变n。凝结水泵改造采用变频调速调节就是通过改变水泵的转速,从而改变其特性曲线,达到改变其流量的目的。当水泵转速降低时,流量降低,水泵的扬程也随之降低。流量Q, 扬程H, 轴功率P与电机转速n之间关系如下: Q n, H n2 , P n3。 功率与转速的三次方成正比,降低水泵转速可以大幅度降低功率2。 2.2凝结水变频改造方案 通过对机组凝结水系统和凝结水泵运行方式的研究分析，为了减少改造投资，便于维护，考虑到两台凝结水泵平时一用一备，所以决定采用单台变频器供2台凝结水泵电机,即“一拖二”自动变频/工频切换控制的方案。系统设计方案如图2所示。正常时变频器拖动一台凝结水泵运行，另一台凝结水泵工频联锁备用，若工作泵因故停运或凝结水母管压力低，则备用泵联动运行3。变频调速系统进入电厂DCS系统。DCS根据机组负荷情况，按设定程序实现对机组凝泵电动机转速自动控制。 图2凝结水泵高压变频改造方案示意图 2.2.1隔离刀闸互锁说明 （1）图2中,QS1、QS2为单刀单掷隔离刀闸，QS3、QS4为单刀双掷隔离刀闸，QF1、QF2为高压开关。 (2) QS1、QS2互锁，即QS1(QS2)合上时，即QS2(QS1)合不上；QS3、QS4互锁，即QS3(QS4)合上时，即QS4(QS3)合不上。 (3) QS1、QS3联锁，即QS1合上时，QS3才能投入变频位置；QS2、QS4联锁，即QS2合上时，QS4才能投入变频位置。 2.2.2操作说明 (1)凝结水泵A改变频运行的操作过程：先断开QF1开关，将隔离刀闸QS1合上，再将隔离刀闸QS3投入变频位置，然后合上QF1开关，变频器带凝结水泵A变频运行。 (2)凝结水泵A变频切除的操作过程：先断开QF1开关，将隔离刀闸QS3投入变频位置，然后断开隔离刀闸QS1。 (3)凝结水泵B改变频运行的操作过程：先断开QF2开关，将隔离刀闸QS2合上，再将隔离刀闸QS4投入变频位置，然后合上QF2开关，变频器带凝结水泵B变频运行。 (4)凝结水泵B变频切除的操作过程：先断开QF2开关，将隔离刀闸QS4投入变频位置，然后断开隔离刀闸QS2。 2.3凝泵变频改造后水位控制系统策略 由于本次改造后后正常运行方式为一台泵变频运行而另一台泵工频备用，所以除氧器水位调节分别采用了两套控制方案, 一套为工频方式下的除氧器水位调整门控制方案, 另一套为变频方式下的凝泵转速控制方案, 同时实现了两种运行方式切换时水位控制的无扰切换。工频状态下, 凝结水系统通过除氧器水位调整门开度来控制除氧器水位高低。该系统采用典型的串级三冲量调节系统，主调节器采用除氧器水位给定值与除氧器水位偏差作为输入, 该输入经过主调节器运算后与给水流量前馈信号求和作为副调节器的给定值,副调节器将凝结水流量作为反馈信号, 二者偏差作为副调节器的输入信号4。变频状态下, 主要通过凝结水泵转速控制除氧器水位高低, 除氧器水位调整门处于全开状态或接近全开状态。由于变频改造只改动了凝结水泵的电气回路和控制回路, 并没有改变凝结水系统的工艺流程, 所以除氧器水位的控制方案和工频状态下除氧器水位调整门的控制完全一样,但原则上由于变频泵和调门的动态特性存在差别, 所以应该对调节器的参数进行重新整定, 但经运行调试发现变频转速控制整定参数和除氧器水位调整门控制基本相同。凝结水泵变频正常运行时, 凝结水再循环调整门关闭, 系统自动强制除氧器水位调整门开度指令为95。由变频PID 自动调节变频泵转速维持除氧器水位。当运行中的变频泵故障跳闸时,联起工频备用泵,同时根据负荷情况由函数关系式给出除氧器水位调整门的开度指令（0MW负荷时为0%，200MW负荷时为时36,300MW 时为48）,其它负荷按此直线斜率自动调整除氧器水位调整门开度,作用时间持续50 秒,然后除氧器水位调整门主可以人为控制开度, 由除氧器水位调整门维持除氧器水位。 本文为全文原貌 未安装PDF浏览器用户请先下载安装 原版全文 2.4其它相关控制逻辑设计 2.4.1由于凝结水泵进行变频改造后,在系统的调节过程中,母管压力会随负荷的降低而降低。为保证低压旁路减温、汽机低压缸喷水减温、轴封减温水等用水正常，通过试验确定凝结水泵最低工作压力, 以此作为变频器最低转速设定依据, 保证其它辅助系统能够正常工作(目前设凝泵变频运行最低转速为900r/min，转速低于920r/min后DCS发出报警信号)。 2.4.2变频泵启动后系统自动强制将除氧器水位调整门开至95%,50 秒后除氧器水位调整门可以人为控制开度, 调整凝结水母管压力。 2.4.3原凝结水母管压力低至1.8MPa时联动备用泵，改为凝结水母管压力低至0.8MPa时联动备用泵。原压力测点在精处理装置之前，将压力测点改至精处理装置之后。增设凝结水母管压力低至1.0MPa时发报警信号。 2.4.4为防止低旁闭锁，只要低旁减压阀投入运行后变频凝泵转速应自动升至额定转速运行，同时除氧器水位调整门自动关小至相应负荷的工频调节开度。 2.4.5当机组跳闸主汽门关闭（或OPC动作），凝泵变频运行时, 除氧器水位调整门自动关至15%，作用持续时间20秒，超驰关凝结水再循环门作用时间50秒，之后运行人员可以操作凝结水再循环门。 2.4.6将原凝结水压力低至1.5 MPa时闭锁低压旁路，改为凝结水压力低至1.0 MPa时闭锁低压旁路。 3.凝结水泵变频改造后安全运行及节能效果分析 3.1安全运行分析 xx年2月#8、9机组凝结水变频完毕后，凝结水泵变频切工频冷态及热态保护试验正常，凝结水泵变频投入运行至今已有一年多时间（其间#8、9机组分别有三次启/停操作），实践证明经过改造后的变频系统运行正常，系统设计安全合理,控制逻辑准确；同时凝结水泵变频改造后消除了凝结水系统振动，调节门所在区域噪音显著降低（75 dB(A)左右），已经达到规定要求。 3.2节能效果试验 为了确定凝结水泵在变频改造后变频调节的经济性，进行了相关试验，在各种负荷下对同一台泵定速定流调节及变频调节主要参数见表2： 表2#9机组凝结水定速调节与变频调节主要运行参数对比 从以上数据看出，凝结水泵采用定速调节运行方式，调节门压降随机组负荷降低呈升高变化趋势，机组负荷越低，调节门压降越大，节流损失越大。采用变频调速运行方式后，凝结水母管压力随机组负荷降低而降低，在165MW工况点，调节门压降降低2.14Mpa；耗电功率随负荷降低而显著降低，下面分别以200MW、250MW、300MW负荷点进行节电效果分析： 其中母线线电压为6KV，工频功率因数cos=0.88，变频功率因数Cos=0.96。 3.2.1当300MW负荷时，凝结水泵电机在工频、变频方式下的功率为： 工频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*84*0.88=767.3KW 变频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*41*0.96=408.5KW 每小时节约功率:P=P-P=767.3-408.5=358.8KW。 3.2.2当250MW负荷时，凝结水泵电机在工频、变频方式下的功率为： 工频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*82*0.88=749.0KW 变频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*30*0.96=298.9KW 每小时节约功率:P=P-P=749.0-298.9=450.1KW。 3.2.3当200MW负荷时，凝结水泵电机在工频、变频方式下的功率为： 工频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*78*0.88=712.5KW 变频方式：P=U*I*Cos=1.73*6*22*0.96=219.2KW 每小时节约功率:P3=P31-P32=712.5-219.2=493.2KW。 可见凝结水泵变频运行时,低负荷时比高负荷时节电效果更加明显。 3.3变频改造前后凝结水泵耗电率分析 表3xx年#9机组月发电量、凝结水泵月耗电量及耗电率统计表 以#9机组以为例，在凝结水泵变频改造前的xx年凝结水泵平均耗电率为0.327%（见表3），xx年8月至xx年7月一年中，凝结水泵变频改造后及凝结水泵运行方式优化后凝结水泵平均耗电率为0.1487%（见表4），下降达0.1783%，节约率达54.5%，同期#9机组发电量为17.5266亿KW.h，计算出凝结水泵变频调节后一年可节电约312万KW.h，按上网电价0.44元/KW.h计算，一年可节约资金约137万元。而#9机组凝结水泵变频改造全部费用约130万元，可见一年可回收全部投资。 表4xx年8月至xx年7月#9机组月发电量、凝结水泵月耗电量及耗电率统计表 4.结束语 4.1凝结水泵变频改造后, 经过联锁保护试验及实际运行分析,系统