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
一拖二
０ 引言
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。
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，出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，易出现故障，降低了系统运行可靠性；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。
1.2 DCS系统资源使用状况
目前华电包头发电厂凝结水泵的相关联锁保护控制模块,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口电动门；
5）凝结水泵变频运行、工频备用时，如变频器故障、6KV开关故障及凝结水压力低保护动作，工频凝结水泵联锁启动，除氧器水位调节阀根据当时负荷自动关闭至一定的开度，这一开度仅是依据日常运行获得的经验曲线，待调节阀关闭至一定开度后由运行人员手动干预维持除氧器水位；
6）为保证凝结水母管压力，试验时暂定变频凝结水泵最低转速为50％额定转速，即744.5r/min～1489 r/min范围内调整。在报警画面中增加凝结水泵转速低（小于850rpm）报警功能，提示运行人员适当关小除氧器水位调节阀，保持凝结水泵的变频调节能力。
3变频改造性能分析比较
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、除氧器水位自动三冲量及手动控制等控制方式组成，均为节流调节，节流损失大，能耗较高。
当发电机负荷变化时，水泵转速与流量跟随变化，同时水泵的效率曲线也跟随转速改变，始终工作在最大效率附近。转速减小时，电机的能耗将以其三次方的速率下降，因此变频调速的节电效果非常显著。另外，凝结水泵变速运行时，由于除氧器水位调节阀全开，消除了除氧器水位调节阀的节流损失，且凝结水泵出口压头大大下降（约为0.7～1.3MPa）。凝结水母管内凝结水通过凝结水泵最小流量调节阀、凝结水母管至补给水箱调节阀、低旁减温水阀、三级旁路减温水阀、凝汽器后缸喷水减温阀、疏水扩容器减温水阀等处的漏流量大大降低甚至消失，从而降低了凝结水泵负荷，从另一方面节约了电能。由于凝结水泵出口压力的降低，节约了为避免泄漏检修上述阀门的维护费用。论文参考网。
4总结
华电包头发电厂凝结水泵变频改造采用“一拖二”配置，比“一拖一”配置降低了初期投资成本约50%，变频器的利用率也得到了提高。预计其投资将在投运后一年收回。通过整个改造工程的实施，节约了投资建设费用，降低了相关设备的维护费用，大大减少了凝结水泵电机的电能损耗，在各方面均达到了节能目标。
［参考文献］
1.《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》 DL/T5175-2003
2.《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》 DL/T659-1998
3.《高压变频调速控制节能原理分析》 中国电力 2003,1
4.《高压变频调速系统技术手册》 利德华福电气技术有限公司
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