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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）-0055-02
1 林州热电机组类型介绍
全厂（2×350 MW）两台机组，总装机容量为700 MW。配备有3台50%额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水精处理、1台轴加、4台低加、1台凝补水箱和1台凝补水泵。系统设置两套变频器，A/B变频器采用一拖二形式，分别控制A、B凝結水泵，C变频器单独控制C凝结水泵。凝泵设计的额定流量是423.6 m3/h，在实际运行中降低凝泵出口压力，单台凝泵最大出力能达到600 t/h左右。
2 试验调整目的
响应集团公司“大干5个月、优化运行方式、安全运行、降本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂1、2号机凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达到集团公司同类型机组先进值。
3 影响凝结水泵电耗因素分析
由于调度负荷低，1、2号机持续低负荷运行，两台凝结水泵变频运行，除氧器上水调门在40%～50%开度，节流损失大。为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。
在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降低对以下用户的影响。
3.1 凝结水压力降低后对轴封减温水的影响
低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在175 MW时，凝结水泵出力低，出口母管压力0.85 MPa，低压轴封减温水调节门开度最大只有32%。因此凝结水母管压力降低至0.85 MPa，对轴封无影响。
3.2 当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响
考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水压力低至0.6 MPa，低旁联关引起再热器保护动作。
经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力有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。
3.3 凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响
正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在30 ℃以下。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，备用凝结水泵易联启，是否会使除氧器满水
凝结水压力低，主要集中在低于176～200 MW负荷，此时的凝结水母管压力一般维持在0.84～0.86 MPa，除氧器上水调门开度在100%，一旦凝结水母管压力受外界影响波动，备用凝结水泵将联锁启动。从理论上讲，此时由于备用泵是工频泵，除氧器上水调门开度大，且没有“工频泵联动后联关除氧器上水调门至50%”逻辑，会很快造成除氧器满水，但在高负荷时凝结水泵出口压力都保持在1.2 MPa及以上，凝结水压力高无需害怕凝结水压力扰动联动备用泵。
除氧器设有3个高水位保护逻辑，高一值联开溢流门，高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器，高三值时联关4抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，因此当除氧器水位高时，可以有效地防止汽轮机进水。
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联启后与运行凝结水泵并列运行此时凝结水流量800 t/h；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变频运行凝结水泵出口压力，变频凝结水泵不出力，凝结水流量变为单台工频凝结水泵出力580 t/h。并列运行工况基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“当备用凝结水泵联启时联关除氧器上水调门至50%”，更有效地防止除氧器满水。
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。
结论：负荷低于250 MW时两台凝结水泵与单台凝结水泵变频运行比较，单台凝结水泵变频运行更加经济，在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%。
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，除氧器上水调门就地有异常声音，对设备损害也大。
该厂备用凝结水出口压力低联动备用凝结水泵原始定值是1 MPa，为了全开除氧器上水调节门，将“凝结水母管压力低1 MPa联启备用凝结水泵”定值修改为0.8 MPa。全开除氧器上水调门，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下降至17 A，如表3。
结论：凝结水泵变频在低负荷运行时，如果保持除氧器上水调门全开，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。
（2）非供热期间，机组负荷≥250 MW启动两台凝结水泵变频运行，反之保持一台凝结水泵变频运行，供热期间以凝结水流量为参照，当凝结水流量≥590 t/h保持两台凝泵变频运行。
（3）凝结水泵运行后，凝结水泵自密封水手动总门打开，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持开启。
（4）低旁退出后，关闭水幕喷水。
（5）机组负荷≥15%额定负荷且低压缸排汽温度≤50 ℃，关闭低压缸喷水。
（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1、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。
参考文献
[1] 大唐林州热电有限责任公司1、2号机组主机规程[Z].
[2] 大唐林州热电有限责任公司1、2号机组集控辅机规程[Z].
[3] 国电四维高压变频器参数设置一览表[Z].
[4] 中国大唐集团能效对标管理平台[Z].
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）-0055-02
1 林州热电机组类型介绍
全厂（2×350 MW）两台机组，总装机容量为700 MW。配备有3台50%额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水精处理、1台轴加、4台低加、1台凝补水箱和1台凝补水泵。系统设置两套变频器，A/B变频器采用一拖二形式，分别控制A、B凝結水泵，C变频器单独控制C凝结水泵。凝泵设计的额定流量是423.6 m3/h，在实际运行中降低凝泵出口压力，单台凝泵最大出力能达到600 t/h左右。
2 试验调整目的
响应集团公司“大干5个月、优化运行方式、安全运行、降本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂1、2号机凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达到集团公司同类型机组先进值。
3 影响凝结水泵电耗因素分析
由于调度负荷低，1、2号机持续低负荷运行，两台凝结水泵变频运行，除氧器上水调门在40%～50%开度，节流损失大。为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。
在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降低对以下用户的影响。
3.1 凝结水压力降低后对轴封减温水的影响
低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在175 MW时，凝结水泵出力低，出口母管压力0.85 MPa，低压轴封减温水调节门开度最大只有32%。因此凝结水母管压力降低至0.85 MPa，对轴封无影响。
3.2 当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响
考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水压力低至0.6 MPa，低旁联关引起再热器保护动作。
经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力有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。
3.3 凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响
正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在30 ℃以下。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，备用凝结水泵易联启，是否会使除氧器满水
凝结水压力低，主要集中在低于176～200 MW负荷，此时的凝结水母管压力一般维持在0.84～0.86 MPa，除氧器上水调门开度在100%，一旦凝结水母管压力受外界影响波动，备用凝结水泵将联锁启动。从理论上讲，此时由于备用泵是工频泵，除氧器上水调门开度大，且没有“工频泵联动后联关除氧器上水调门至50%”逻辑，会很快造成除氧器满水，但在高负荷时凝结水泵出口压力都保持在1.2 MPa及以上，凝结水压力高无需害怕凝结水压力扰动联动备用泵。
除氧器设有3个高水位保护逻辑，高一值联开溢流门，高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器，高三值时联关4抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，因此当除氧器水位高时，可以有效地防止汽轮机进水。
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联启后与运行凝结水泵并列运行此时凝结水流量800 t/h；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变频运行凝结水泵出口压力，变频凝结水泵不出力，凝结水流量变为单台工频凝结水泵出力580 t/h。并列运行工况基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“当备用凝结水泵联启时联关除氧器上水调门至50%”，更有效地防止除氧器满水。
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。
结论：负荷低于250 MW时两台凝结水泵与单台凝结水泵变频运行比较，单台凝结水泵变频运行更加经济，在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%。
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，除氧器上水调门就地有异常声音，对设备损害也大。
该厂备用凝结水出口压力低联动备用凝结水泵原始定值是1 MPa，为了全开除氧器上水调节门，将“凝结水母管压力低1 MPa联启备用凝结水泵”定值修改为0.8 MPa。全开除氧器上水调门，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下降至17 A，如表3。
结论：凝结水泵变频在低负荷运行时，如果保持除氧器上水调门全开，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。
（2）非供热期间，机组负荷≥250 MW启动两台凝结水泵变频运行，反之保持一台凝结水泵变频运行，供热期间以凝结水流量为参照，当凝结水流量≥590 t/h保持两台凝泵变频运行。
（3）凝结水泵运行后，凝结水泵自密封水手动总门打开，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持开启。
（4）低旁退出后，关闭水幕喷水。
（5）机组负荷≥15%额定负荷且低压缸排汽温度≤50 ℃，关闭低压缸喷水。
（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1、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。
参考文献
[1] 大唐林州热电有限责任公司1、2号机组主机规程[Z].
[2] 大唐林州热电有限责任公司1、2号机组集控辅机规程[Z].
[3] 国电四维高压变频器参数设置一览表[Z].
[4] 中国大唐集团能效对标管理平台[Z].