凝泵节能改造方案选择及效果分析

薄伏龙

（中国水利电力物资有限公司 北京 100040）

1 前言

凝结水泵作为火电厂凝结水系统的重要动力设备，其传统运行方式采用工频运行，除氧器水位通过改变凝结水泵出口调门的开度来控制，调门存在较大节流损失，而且当机组参与调峰，带部分负荷时，凝结水泵仍以额定转速运行，偏离经济运行工况，电能浪费严重。大唐鲁北发电有限责任公司1、2号机组汽轮机为北京汽轮机有限责任公司生产的亚临界一次中间再热、三缸双排汽、凝汽式汽轮机，该类型机组设计热耗率验收工况每小时凝结水流量648t,铭牌工况每小时凝结水流量701t,阀门全开工况每小时凝结水流量701t。该机组配置两台上海上泵（集团）有限公司生产的6级立式筒袋式离心凝结水泵，一运一备，在系统除担负将凝汽器回收的冷凝水送回除氧器外，正常运行中还向减温减压供热装置提供减温水，向辅汽提供减温水。从设计选型来看，凝结水泵流量选择明显偏大。

2 凝泵变频改造方案

变频原理是保持电机的磁极对数p和转速差s不变，通过改变电源频率f来该改变电机的转速，从而满足泵与风机经济运行的需要。泵与风机变速调节的流量、扬程（全压）、功率的变化可以近似地理解为流量与转速成正比，扬程（全压）与转速平方成正比，功率与转速三次方成正比。泵或风机的工作点取决于泵（风机）和管道的阻力特性，要保持系统的经济运行必须降低管系阻力和保持泵（风机）合理的扬程（压头）。离心泵串联同直径、同叶形、同转速的叶轮对介质的做功相同，即扬程相等。那么减少1级叶轮，多级离心泵的扬程将降低1/N,轴功率减小1/N。

2.1 方案一加装变频器

方案一为加装一拖二自动工频／手动变频器。机组运行中保持泵转速不低于1100rpm/min，即泵的扬程不低于155m。在机组A、B凝结水泵动力电源回路中加装一台1000kW一拖二6.3kV高压变频器。对逻辑控制系统进行修改，达到调阀前压力不低于2MPa的情况下，变频调节除氧器水位，当调阀前压力低于2MPa时，通过除氧器水位调节阀参与凝结水压力调节。通过技术改造后降低凝结水泵耗电率，提高电厂上网电量，改造后厂用电率可以降低约5/10000，年节电约93×104kW·h，折合标煤约 307t，减排二氧化碳约800t。根据预算，项目总投资86万元。电厂年平均含税上网电价0.397万元/万千瓦时，测算电厂不含税节电收益约31万元，静态投资回收期33个月。

2.2 方案二拆除凝泵富裕叶轮

方案二为拆除凝泵富裕叶轮，降低泵出力。机组运行中依然采用凝泵工频运行，除氧器水位调节阀控制除氧器水位。由试验得知，流量每小时860m3时，凝泵扬程283m,得出拆除一级动叶轮技术上是可行的。具体实施步骤为对机组两台凝结水泵进行大修，同时拆除最后一级动叶轮，配置对应间距套，泵的静叶轮及水泵本体部分保持原状。通过技术改造降低凝结水泵耗电率，提高电厂上网电量，厂用电率可以降低约5/10000，年节电约83×104kW·h，折合标煤约276t，减排二氧化碳719t。预算投资23万元。电厂年平均含税上网电价0.397万元/万千瓦时,，测算电厂不含税节电收益约28万元，静态投资回收期10个月。

2.3 方案三拆除一级动叶轮，同时加装变频器，并另设供热减温水系统

方案三为拆除一级动叶轮，同时加装变频器，并另设供热减温水系统。此方案不需考虑变频调节时供热减温水压力的限制，但为保证凝泵工作转速不低于1100rpm/min,需要核算系统所需扬程是否低于131m。在机组A、B凝结水泵动力电源回路中加装一台700kW一拖二6.3kV的高压变频器。拆除凝泵的最后一级动叶轮。另单独建设供热减温水系统。利用机组进行检修的机会，对机组两台凝结水泵进行大修，同时拆除最后一级动叶轮，配置对应间距套，泵的静叶轮及水泵本体部分保持原状。建设新的供热减温水系统，安装三台多级离心减温水泵，从凝汽器补水箱取水。同时对逻辑控制系统进行修改，调阀全开，在泵转速不低于1100rpm/min情况下，利用变频调节除氧器水位；当转速达到1100rpm/min时，除氧器水位调节阀参与除氧器水位调节。通过技术改造，降低凝结水泵耗电率，提高电厂上网电量，厂用电率可以降低约14/10000，年节电约 245×104kW·h，折合标煤约 811t，减排二氧化碳约2110t。预算投资117万元，测算年不含税节电收益83万元，静态投资回收期17个月。

3 凝泵改造方案比较选择

方案一采用了相对较成熟的变频调速技术，改造原理相对较简单，但受到供热减温水压力的限制，在泵允许处理范围内，除氧器水位调整阀均需节流，会产生附加节流损失约60m。方案一年节能量307.68tce，节电率16.41%，静态投资回收期33个月，在三个方案中静态投资回收期最长；方案二采用了离心泵串联的工作原理，通过拆除水泵富裕叶轮，降低泵处理，此方案最为简单可行，且投资最少，静态回收期也相对最短，但水泵改造后只能定速运行，低负荷下节流损失大，节电率只有14.75%，年节能量276tce；方案三综合应用了方案一、二的技术，结合新建减温水泵站，解决了减温水压力和水泵最低工作转速的限制，年节能量811tce；节电率43.28%，三方案中最高，静态投资回收期17个月。综合比较投入产出比，方案三能够达到节能最大化效果。

4 节能效果分析

4.1 试验方案

凝结水泵及系统按方案三进行了改造，改造后分别对大唐鲁北发电有限责任公司在机组负荷330MW、300MW、270MW、240MW、210MW、180MW、165MW运行时进行了试验。每个工况试验时间持续约1h，试验期间保持机组负荷稳定，系统均匀补水，除氧器水位调整阀尽量保持最大允许开度，凝结水泵再循环门关闭。机组负荷240MW及以下，为保持凝结水精处理内压力不低于1.2MPa(设备厂家要求），除氧器水位主调阀节流控制凝结水压力。为与工频运行工况对比，按照试验方案增加了165MW凝泵工频运行工况。

4.2 试验数据分析

通过试验得出，凝结水系统改造后，变频运行每小时最少可以节电174kW·h，最多可以节电335kW·h，平均节电276kW·h。与凝泵工频运行相比，节电率最小为21.25%，最大为49.48%，平均为38.17%，可以看出改造后节电效果明显。

变频工况下，凝结水流量小于530t/h后，凝结水系统耗电明显上升，除氧器水位调节阀开度低于38%，系统节流损失增大，凝泵电机输出功率增大。当除氧器水位调节阀全开时，试验最大流量时阀门阻力仅0.18MPa，而当凝结水流量小于582t/h，为了保持凝结水精处理压力，除氧器水位调节阀节流损失已大于0.36MPa。在凝结水流量582t/h，电动机约比调阀全开多输出功率35kW。当前供热量小，减温水泵输出功率在40kW左右，随供热量变化不大。

5 结语

通过对凝结水泵及其系统进行改造后，能够有效降低厂用电率，节电效果明显，从大唐鲁北发电有限责任公司改造经验可以看出，改造后的系统完全可以满足机组安全运行需要，节电效果非常明显。每小时最少可以节电174kW·h，最多可以节电335kW·h，平均节电 276kW·h，节电率最小 21.25%，最大 49.48%，平均38.17%。当凝结水流量低于582t/h，用除氧器水位调节阀节流维持精处理压力，对系统经济运行有一定影响，应注意凝结水压力的压红线控制，尽量保持除氧器水位调节阀的最大开度。

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[2]李遵基.变频控制原理及应用.北京：华北电力大学出版社,2001．

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