工业技术 ＤＯＩ：ｌ０．１６６６０／ｊ．ｃｎｋｉ．１６７４—０９８Ｘ．２０１６．０８．０５５ 优化凝结水泵运行方式降低凝结水泵电耗分析 李琳琳 （大唐林州热电有限责任公司 河南安阳４５６５００） 摘 要：自２０１１年１０月和１１月１、２号机分别通过１６８进入商业运行，无论是高负荷还是低负荷运行凝结水泵电耗在０．１７％０．２％ 及以上。为了响应集团公司２０１２年提出的“大干５个月．优化运行方式，安全运行、降本增效”口号，优化凝结水泵运行方式降低 凝结水泵电耗，节约厂用电率，对笔者所在厂机组凝结水系统运行方式进行调整，达到大唐集团公司同类型机组最优值。 关键词：火力发电厂 优化运行方式 变频运行 凝结水泵电耗 中图分类号：ＴＫ２６７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７４—０９８ｘ（２０１６）０３（ｂ）一００５５—０２ １林州热电机组类型介绍 凝结水泵出力低，出口母管压力０．８５ ＭＰａ，低压轴封减温 全厂（２ ｘ ３５０ ＭＷ）两台机组，总装机容量为７００ ＭＷ。 水调节门开度最大只有３２％。因此凝结水母管压力降低至 配备有３台５０％额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水 ０．８５ ＭＰａ，对轴封无影响。 精处理、１台轴加、４台低加、１台凝补水箱和１台凝补水泵。系 ３．２当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响 统设置两套变频器，Ａ／Ｂ变频器采用一拖二形式，分别控制 考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水 Ａ、Ｂ凝结水泵，Ｃ变频器单独控制Ｃ凝结水泵。凝泵设计的 压力低至０．６ ＭＰａ，低旁联关引起再热器保护动作。 额定流量是４２３．６ ｍ ／ｈ，在实际运行中降低凝泵出口压力， 经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力 单台凝泵最大出力能达到６Ｏ０ ｔ／ｈ左右。 有０．１ ＭＰａ的压差，即使凝结水母管压力下降至０．８ ＭＰａ， 低旁减温水压力也有０．７ ＭＰａ，因此无影响。 ２试验调整目的 ３．３凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响 响应集团公司“大干５个月、优化运行方式、安全运行、降 正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少 本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂１、２号机 量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在３０℃以 凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达 下。因此在机组正常运行期间降低凝结水压力后对低压缸排 到集团公司同类型机组先进值。 汽温度无影响 ３．４低负荷时凝结水压力降低，抗干扰能力弱，备用凝结水 ３影响凝结水泵电耗因素分析 泵易联启，是否会使除氧器满水 由于调度负荷低，ｌ、２号机持续低负荷运行，两台凝结水 凝结水压力低，主要集中在低于１７６～２００ ＭＷ负荷，此 泵变频运行，除氧器上水调门在４０％～５０％开度，节流损失 时的凝结水母管压力一般维持在０．８４～０．８６ ＭＰａ，除氧器 大。为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、 上水调门开度在１００％，一旦凝结水母管压力受外界影响波 降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。 动，备用凝结水泵将联锁启动。从理论上讲，此时由于备用 在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降 泵是工频泵，除氧器上水调门开度大，且没有“工频泵联动 低对以下用户的影响。 后联关除氧器上水调门至５０％”逻辑，会很快造成除氧器满 ３．１凝结水压力降低后对轴封减温水的影响 水，但在高负荷时凝结水泵出口压力都保持在１．２ ＭＰａ及以 低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在１７ ５ ＭＷ时， 上，凝结水压力高无需害怕凝结水压力扰动联动备用泵。 表１ １７６ ＭＷ单台凝泵与两台凝泵变频运行电流比较 Ｉ凝结水泵变频运行台数 负荷（ＭＷ） 电流（Ａ） 凝结水母管压力（ＭＰａ） 除氧器上水流量（ｔ／ｈ） 凝结水调门开度（％） ｆ１台 ‘１７６ ２６．６ｌ １．４１ ４２７．６ ４Ｏ．２７ Ｉ２台 １７６ １４．２／１４．６ １．４４ ４２９ ４０ 表２ ２５０ ＭＷ单台凝泵与两台凝泵变频运行电流比较 凝结水泵变频运行台数 负荷（ＭＷ） 电流（Ａ） 凝结水母管压力（ＭＰａ） 除氧器上水流量（ｔ／ｈ） 凝结水调门开度（％） Ｉ１台 ２５０ ３４ １．４１ ５７８ ５３ ２台 ２５０ １７．８／１７．７ １．４１ ５７６ ５２ 表３ １７６ ＭＷ全开除氧器上水调门前后凝泵电耗比较 ｆ凝结水母管压力（ＭＰａ）ｌ负荷（ＭＷ） 电流（Ａ） 除氧器上水流量（ｔ／ｈ） 凝结水调门开度（％） 全月凝结水泵平均电耗（％） １．２３ ｌ１７６ ２３．５ ４２７．６ ４０．２７ ０．１４ ０．８４ ｌ１７６ １７ ４２９ １０Ｏ ０．１ｔ 科技创新导报Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｎｏｖａｔｉｏｎ Ｈｅｒａｌｄ ５５ 工业技木 表４ ２０１２年１２月与集团公司同类型机组对比结果 序号 机组名称 实际值 ３５０ ＭＷ级 ７２ ７３ 阳城国际１号机组 阳城国际２号机组 ０．１７ Ｏ．１６ ０．１６ 凝结水泵耗电率 与集团最优值对比 与集团平均值对比 ０．Ｏ９ ０．０７ Ｏ．０７ ０．１７ —０．Ｏ１ —０．０ｌ 与集团先进值对比 ０．１ ０．０６ Ｏ．０６ ７４ ７５ ７６ ７７ ７８ ７９ ８０ ８ｌ ８２ ８３ ８４ ８５ 阳城国际３号机组 阳城国际４号机组 阳城国际５号机组 阳城国际６号机组 合肥联合１号机组 合肥联合２号机组 许昌龙岗ｌ号机组 许昌龙岗２号机组 林州热电林州１号机组 林州热电林卅Ｉ２号机组 七台河发电公司２号机组 七台河发电公司ｌ号机组ｃ。 ０．１６ ０．２２ ０．１６ ０．１ ５ ０．０７ ０．１３ ０．０７ ０．０６ —０．０ｌ ０．Ｏ５ —０．０ｌ —０．０２ ０．Ｏ６ ０．１２ ０．０６ ０．０５ ｎ ７ ０．４ ０．１１ ０．０９ ０．１２ Ｏ．１ ０．１４ ０．３１ ０．Ｏ２ ０ ０．０３ ０．Ｏ１ ０．０６ Ｏ．２３ —０．０６ —０．０８ —０．０５ —０．０７ ０．１３ ０．３ ０．０ｌ —０．０１ ０．０２ ０ 如表３。 除氧器设有３个高水位保护逻辑，高一值联开溢流门，高 至１７ Ａ，二值联开事故疏水门，除氧器中的水可以通过此门进入凝汽 除氧器水位高时，可以有效地防止汽轮机进水。 结论：凝结水泵变频在低负荷运行时，如果保持除氧器 器，高三值时联关４抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，因此当 上水调门全开，能减少凝结水泵电耗０．０３％。 ４．３优化凝结水系统运行方式 （１）机组正常运行时，保持除氧器上水调门全开。 除氧器有效容积是１５０ ｔ，正常运行时有９０ ｔ的水容积， 还剩余６０ ｔ水容积。在机组运行中备用凝结水泵联启后有两 联启后与运行凝结水泵并列运行此时凝结水流量８００ ｔ／ｈ； 变频运行凝结水泵出口压力，变频凝结水泵不出力，凝结水 （２）非供热期间，机组负荷≥２５０ ＭＷ启动两台凝结水泵 结水流量为参照，当凝结水流量≥５９０ ｔ／ｈ保持两台凝泵变 （３）凝结水泵运行后，凝结水泵自密封水手动总门打开， 种可能工况，一种是机组满负荷时变频出力大备用凝结水泵 变频运行，反之保持一台凝结水泵变频运行，供热期间以凝 另一工况是机组负荷低，备用凝结水泵启动后出口压力高于 频运行。 流量变为单台工频凝结水泵出力５８０ ｔ／ｈ。并列运行工况基 在不影响溶氧的情况下，闭式水来的机械密封水手动门也保 本是保持凝结水流量不变因此无需害怕除氧器水位上升，只 持开启。有在第二种工况才会出现除氧器水位上升。 为了保证除氧器安全运行建议增设一个逻辑“当备用凝 除氧器满水。 （４）低旁退出后，关闭水幕喷水。 （５）机组负荷≥１ ５％额定负荷且低压缸排汽温度≤５０℃， （６）当机组高低旁关闭、高低加事故疏水关闭、无大量 疏水门内漏，且凝汽器疏水扩容器温度≤５０℃，关闭疏水 结水泵联启时联关除氧器上水调门至５０％”，更有效地防止 关闭低压缸喷水。 ４试验过程 ４．１负荷低于２５０ ＭＷ时采用单台凝结水泵变频运行 负荷在２５０ ＭＷ及以下时凝结水泵由两台凝结水泵变频 运行切换为单台凝结水泵变频运行，凝结水母管压力基本保 持一致，除氧器上水调门开度在５０％左右，如表１、表２。 扩容器一、疏水扩容器二减温水调整门备用。当关闭这两 门后，在保持机组负荷不变的情况下，凝结水泵电流能下降 ３～４ Ａ。 ５试验结论 经过优化前后参数比较，优化后凝结水泵电耗下降，降 结论：负荷低于２５０ ＭＷ时两台凝结水泵与单台凝结 ２５０ ＭＷ电耗基本持平。经过上述调整后，凝结水泵电耗降 低０．０３％～０．０４％。 水泵变频运行比较，单台凝结水泵变频运行更加经济，在 低了厂用电，从而降低公司发电成本，结果如表４显示。表４中显示该厂ｌ、２号机凝泵电耗平均下降了０．１８％多，２ 号机凝泵电耗已为集团公司同类型机组最优值，按全年发３０ 亿ｋＷ－ｈ电量计算，全年节约资金１３７万元。 ４．２全开除氧器上水调整门，降低凝结水泵出口压力 由于凝结水泵出口压力很高，除氧器上水调门节流损失 很大，并且由于除氧器上水调门节流大，除氧器上水调门就 参考文献 ［１］大唐林州热电有限责任公司ｌ、２号机组主机规程【ｚ】． 地有异常声音，对设备损害也大。 ２】大唐林卅【热电有限责任公司１、２号机组集控辅机规程 该厂备用凝结水出口压力低联动备用凝结水泵原始定值 ［【Ｚ］． 是１ ＭＰａ，为了全开除氧器上水调节门，将“凝结水母管压力 ３】国电四维高压变频器参数设置一览表［ｚ］． 低１ ＭＰａ联启备用凝结水泵”定值修改为０．８ ＭＰａ。全开除 【［４］中国大唐集团能效对标管理平台［Ｚ】． 氧器上水调门，降凝结水母管压力至０．８４ ＭＰａ左右，保持负 荷１７６ ＭＷ、除氧器水位不变，凝结水泵电流由２３．５ Ａ下降 ５６ 科技创新导报Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｎｏｖａｔｉｏｎ Ｈｅｒａｌｄ