630 MW超临界机组凝泵深度变频节能改造与优化

闻瑞士

国能铜陵发电有限公司

0 前言

节能降耗始终是火电企业降本增效研究的重要课题。一方面由于受全球新冠肺炎疫情和中美贸易战的影响，煤炭等大宗商品价格持续大幅上涨，截至2021年4月末，虽处于煤炭消费淡季，但中国沿海港口5 500 kcal动力煤主流平仓价格已涨至800~810元/t，且煤炭期货价格仍有进一步上涨趋势[1]。煤炭成本占火电厂经营成本的80%左右，受煤价波动影响，火电企业燃煤成本占总发电成本比重上升达10%，大量煤电企业亏损经营[2]。另一方面由于中国电力行业碳排放在中国乃至世界同行业碳排放总量中占比均为最高，受中国“碳达峰、碳中和”加速实施影响，政策对火电碳排放的目标约束也会较强，燃煤火电加快自身节能减排的步伐才能求得生存发展[3]。在高煤价与碳排放的双重约束下，朱法华等[4]研究表明火电厂实施节能改造工程，不仅具有一定的经济效益，而且CO2减排的能力较大，燃煤电厂应优先实施节能改造工程。针对燃煤电厂节能改造有许多种技术，重要辅机节能改造是其中重要的技术之一。发电厂辅机电机节能的技术主要包括变极调速、变频调速以及耦合器无级调速，行业内对此进行了多方研究与应用，如：朱首文[5]介绍一种送风机电机双速改造方案；袁天清[6]等设计适用于发电厂泵用大功率交流电机变极无差调速系统；王煜伟[7]等研究永磁耦合调速在火电厂电动机节能领域的应用前景；黄泳华[8]介绍一种凝结水泵电机变频改造的具体方案，包括变频器的选择、运行方式的调整等，并进行了节能效果验证。其中，变频调速因其技术成熟、设备稳定且适合设备改造而被众多电厂应用到辅机的节能。

某火电厂2×630 MW机组凝结水系统在早年的技术改造中已经实现了凝泵一拖二变频调速，凝泵电耗大幅下降，起到了一定的节能减排作用。然而随着“碳达峰、碳中和”背景下新能源装机量大幅增加，火电经常进行深度调峰运行。机组深度调峰时，运行中发现凝泵仍有节能的潜力，现有的凝泵变频控制方式暴露出一些新的问题，这些问题在其他电厂也有发生[9]。为了解决上述问题并进一步降低凝泵的电耗，该电厂经过多方研究论证，决定在现有设备基础上采用凝泵深度变频节能控制逻辑，优化凝泵的运行方式，并对系统中部分设备进行改造，使设备与优化后的逻辑进行相适应，在设备安全的范围内实现节能降耗。

1 设备与系统简介

1.1 设备概况

某火电厂2×630MW超临界汽轮发电机组汽轮机是由上海汽轮机厂制造的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为：N635—24.2/566/566，最大连续出力为647.324 MW，额定出力635 MW[10]。单元机组给水系统配两台50%容量的汽动给水泵作为日常运行泵和一台30%容量的电动给水泵作为启动与事故备用泵，给泵密封水来自凝结水；凝结水系统配两台全容量的凝泵，采用一拖二变频控制方式，两台凝泵共用一套变频装置，日常运行一用一备，运行泵变频运行，备用泵工频投备用，正常运行时两台凝泵每月定期切换一次。设备技术规范见表1。

表1 凝结水泵设备技术规范表

1.2 凝泵系统电气主接线

该电厂凝泵电机采用厂用电6 kV系统供电，以1号机组为例，凝泵系统电气主接线如图1所示，凝泵A工频电源取自1号机6 kV A段的一个真空开关编号61112，凝泵B工频电源取自1号机6 kV B段一个真空开关编号61212，一拖二变频器电源取自6 kV C段一个真空开关编号61312，K1/K2为高压变频接触器。正常变频运行时，两个工频开关61112/61212均处于热备用状态，由变频电源61312开关带变频器负载运行，由变频接触器K1/K2分合控制凝泵A或凝泵B运行。变频接触器K1/K2之间通过控制回路二次节点互锁，如果K1合闸，则K2闭锁合闸，保证电机切换时设备安全[11]。

图1 #1机组凝泵电气主接线图

1.3 凝结水系统工艺流程

凝结水系统主要工艺流程是将凝汽器中的凝结水或补水通过凝泵加压后依次通过轴加、#7/#8低加、#6低加、#5低加将凝结水初步升温输送到除氧器。另外，凝结水系统中还接有一根杂用母管向给泵密封水、汽轮机轴封系统、低旁等提供用水。给泵密封水来源为凝结水母管，来至凝结水杂用母管，水压由给泵密封水调门与手动旁路门控制稳定。

单台机组凝结水系统有两台凝泵（凝泵A和凝泵B），正常运行时一台凝泵变频运行，一台凝泵工频投备用，设备执行定期轮换制度。当满足以下任一联锁条件，联启备用凝泵：1）运行泵跳闸；2）一台凝泵变频运行，凝结水母管压力低于0.8 MPa或者一台凝泵工频运行，凝结水母管压力低于2.4 MPa。

凝泵变频运行模式下，凝泵变频器根据凝结水压力设定值调节凝泵出口压力，除氧器水位主调节阀自动调节除氧器水位；凝泵工频运行模式下，除氧器水位主调节阀投入自动后，根据除氧器水位设定值调节除氧器水位。凝泵的变频与工频切换可以实现除氧器水位的无扰切换。

2 技术改造的动因与问题

改造前凝泵变频控制逻辑策略的简化示意图见图2。正常运行时由凝泵变频调节凝结水母管压力，通过除氧器水位辅调阀手动调节与主调阀自动调节一起调节除氧器水位稳定。给泵密封水全部由凝结水母管提供，给泵密封水母管压力即是凝结水母管压力。此控制策略带来了以下安全性与经济性矛盾：一是除氧器水位主/辅调阀均有一定的内漏且在负荷快速下降时调阀关阀指令跟踪较慢导致除氧器水位波动大；二是低负荷时为给予给泵密封水提高足够的水源压力，凝泵变频输出最低限位设定在55%，不能够进一步降低；三是低负荷时为了除氧器水位稳定且保证凝结水即使存在波动情况压力能够大于0.8 MPa，根据运行经验需要手动将除氧器水位辅调阀关闭到0位、主调阀关闭到25%以下，造成巨大的系统节流损失；四是在机组启停阶段和深度调峰及低负荷时，需要打开凝泵再循环调门保证凝泵最小流量，造成系统能耗浪费[12]。

图2 改造前凝结水系统简化示意图

在当前凝泵变频逻辑策略下需要考虑三个主要问题：1）深度调峰到低负荷区间时是否能进一步降低凝结水母管压力，即降低凝泵变频电流；2）除氧器水位调阀是否可以全开以消除阀门节流导致的系统能耗损失；3）如何保证凝泵深度变频时给泵密封水压力不下降。

3 凝泵深度变频解决方案

3.1 凝泵深度变频逻辑

为了解决上文提到的三个主要问题，考虑到原凝泵变频策略中凝泵变频最低输出设定到55%，仍有进一步降低的空间。该电厂专业人员经过反复调研论证，并在大量试验基础上，决定采取新的凝泵深度变频控制策略，凝泵深度变频控制策略的简化示意图见图3。

图3 深度变频改造后简化示意图

凝泵深度变频控制策略是在进一步降低凝泵电流、减少节流损失的基础上，保证除氧器水位、凝结水出口压力、给泵密封水压力。凝泵深度变频运行主要限制条件是降低后的凝结水母管压力是否能满足凝结水用户要求。一是除氧器水位主调阀全开后除氧器水位必须得到有效控制；二是凝泵低转速运行时，凝泵出口压力不能过低；三是不同工况下凝结水的用户都能得到保障供应。变频控制对象的首要关键在于除氧器水位调节阀及凝泵转速，控制目标为除氧器水位和凝结水压力，对于给泵密封水压力需要另找方法解决。

凝泵深度变频逻辑优化主要在以下几个方面[13,14]：

1）机组投入AGC正常运行于不同负荷段，将凝结水运行控制逻辑由原来的除氧器水位调阀调节除氧器水位、凝泵变频调整压力，修改为凝泵变频调节除氧器水位、除氧器水位调阀调节凝结水母管压力。

2）在凝泵深度变频运行的不同负荷段，均能够实现除氧器水位主调阀自动、辅调阀手动全开，完全由凝泵变频调节除氧器水位，消除阀门节流损失。

3）为了保证凝泵变频跳闸时或变频切工频时的除氧器安全运行，根据试验结果，应该修改除氧器水位主调阀的逻辑：凝泵变频跳闸且备用泵工频联锁启动时，此时除氧器水位主调阀超驰5 s到某一位置上，（同时发5 s切除氧器水位主调节阀自动），除氧器水位可以保持基本稳定；当除氧器水位高Ⅰ值时，自动联锁快速关闭除氧器水位主调阀，防止除氧器满水，待除氧器水位稳定开始下降后，除氧器水位主调阀自动超驰5 s开启到某一位置。该电厂除氧器水位主调阀自动超驰位置由当时的除氧器入口凝结水流量确定，具体逻辑根据试验得出的除氧器水位主调流量特性表格调整，见表2。

表2 除氧器水位主调阀流量特性表

4）低负荷时考虑凝水压力低于备用凝泵工频联锁启动压力设定值0.8 MPa，凝结水母管压力继续降低会触发备用泵工频联锁启动，需要将备用凝泵工频自启压力设定值适当降低。除氧器采用滑压运行，其实际工作压力低于最大工作压力等因素是影响凝结水母管压力进一步下降的主要原因，正常运行时凝结水母管压力滑压设定仅需大于除氧器压力约+34 m的高度差，再加上一定的余度即可满足除氧器水位控制要求。考虑到近期该电厂仅需要深度调峰运行到40%负荷，为安全而保守地将凝结水母管压力的下限整定值暂设为0.7 MPa，即凝结水母管压力低于0.7 MPa联锁工频启动备用凝泵。另外，考虑到低负荷时除氧器压力的波动，增加一条联锁条件：当凝结水母管与除氧器之间压差低于0.4 MPa联锁工频启动备用凝泵。

3.2 凝泵深度变频的控制方式

由于机组在启停机状态和正常运行带负荷状态下，对凝结水母管的压力需求不同，基于两种不同的工况，凝泵变频的控制也需要根据工况不同分段控制，业内对于凝泵变频的控制方式分为两段式和多段式[15]。凝泵深度变频两段式控制时，控制逻辑比较简单，异常工况下，需要运行人员手动控制除氧器水位。采用凝泵深度变频多段式控制，控制逻辑比较烦琐，模式较多，异常工况下除氧器水位控制比较好，但是此类逻辑需要与先进的DCS系统相配合，电动门、气动门等执行机构也需要性能先进的设备，否则会出现系统控制与执行不匹配的情况。近年来国内新投产的百万千瓦级机组和660 MW级超超临界机组由于设备较新且DCS控制系统更先进，一般采用多段式凝泵变频控制方式。对于已投产多年的设备和参数并不先进的机组进行技术改造，为了简化逻辑，一般采用两段式凝泵变频控制方式，见表3。

表3 两段式凝泵深度变频控制方式

3.3 给泵密封水压力的解决策略

采用上述凝泵深度变频逻辑控制策略虽然可以节能降耗，但是还需要想方设法解决低负荷时给泵密封水压力不足的问题。该电厂技术人员与电科院专家研究决定，在原凝结水杂用母管至给水泵密封水管道上增加给泵密封水增压泵组，以满足在深度调峰低负荷区间时给泵密封水压力要求，保证汽机给水泵组的安全运行[16]。给泵密封水增压泵热力系统图见图4。

图4 给泵密封水增压泵热力系统图

3.3.1给泵密封水增压泵系统配置

为了保证给泵密封水在事故状态下的安全供给，给泵密封水增压泵设置为2台额定功率80 kW的增压泵互为备用。两台增压泵的电源分别取自不同的400 V备用开关，其中A增压泵电源取自汽机MCC A段，B增压泵电源取自汽机MCC B段。增压泵出口压力增压值为1.6～1.7 MPa，2台增压泵的设计流量考虑大于额定10%流量裕度。为保护增压泵组安全运行，增压泵设计了再循环系统。给泵密封水增压泵组设置一路旁路管道，确保在两台增压泵都不能启动的极端故障状态下，仍然可以通过调节凝结水母管压力保证给泵密封压力正常。

3.3.2 给泵密封水增压泵系统切换逻辑

机组正常运行时，除氧器水位调节阀全开，凝泵出力完全跟随机组负荷及除氧器水位进行变频调节。2台给泵密封水增压泵A/B在运行时均投备用，一台作为主备用，另一台作为从备用，时间上先投备的作为主备用，后投备用的为从备用，两者之间具备相互联锁关系，联锁启动。给泵密封水增压泵A/B满足备用联锁如下：

1）备用联锁投入，给泵密封水压力低于1.0 MPa，联启主备用泵，若主备用泵联启不成功，延时3 s联启从备用泵；

2）备用联锁投入，运行泵跳闸，联启备用泵；

3）备用联锁投入，运行泵出口压力低于1.2 MPa，联启备用泵。

当凝结水母管压力降至1.0 MPa，密封水增压泵主备用联启，出口压力2.8 MPa；当凝泵变频深调至40%时，密封水增压泵出口压力2.0 MPa，满足密封水供水压力要求。当机组负荷上升到大于300 MW且凝结水母管压力大于1.2 MPa时，可打开增压泵旁路电动门，使用凝结水母管压力对给泵密封水供水，然后停给泵密封水增压泵A/B并投备用。

4 节能效果评价

该电厂凝泵深度变频改造项目结束后，机组投入正常运行，实施了机组带负荷调试。试验过程中，机组始终保持除氧器水位主调阀全开，凝泵变频输出随着机组负荷升降自动跟踪正常。给泵密封水压力低于1.0 MPa时，给泵密封水增压泵联锁备启动正常，给泵密封水压力得到保障，给水泵组振动、轴向位移、轴承温度等指标均无较大变化。试验时记录的凝泵深度变频相关数据见表4。

根据表4数据绘出机组负荷与凝泵变频电流关系曲线见图5[17]。由曲线图可见，两条曲线近似。简化评估计算过程，考虑两条线近似线性平行。简单求平均可知采取新的凝泵深度变频逻辑后，运行凝结水泵电流在对应负荷下平均下降约19.7 A。在不考虑功率因数变化的情况下（功率因数取1），改造后凝泵深度变频相比改造前估算每天可节约厂用电：

图5 改造前后凝泵变频电流对比图

表4 #1机组凝泵深度变频相关数据

近年来该电厂单台机组并网带负荷时间约280天，估算一年可节约厂用电：

根据2021年安徽省超低排放燃煤标杆上网电价计算，单台机组每年估算可增收：

该电厂凝泵深度变频改造项目除了给泵密封水增压泵系统需要新增技术改造额外投资，无其他额外资金投入，给泵密封水增压泵系统各类设备及系统安装调试费用按照最低价竞标策略实际中标金额为29万元。通过估测，该电厂在三个季度内便可以通过凝泵的深度变频节能收回技改的投资。另据该电厂的市场调研，即使是1 000 MW级超超临界机组，该项目单机改造费用也在50万元以内。实践证明，火电厂实施凝泵深度变频改造项目不仅具有较大节能效应，从长期看也会带来增收的效益。

5 结束语

火电厂通过对凝泵深度变频改造与逻辑优化的实施，不仅厂用电节能降耗效果显著，并且以较少的投资实现了长期效益增收。同时，新增的给泵密封水增压泵系统能够在深度调峰运行全负荷下保证给水泵密封水的安全，也提升了机组的安全效益。随着深度调峰和电厂改造的深入推进，在凝泵深度变频改造的基础上，可以探索研究电厂其他高压辅机节能改造的可能性，继续为火电厂实现“碳达峰、碳中和”宏伟目标做好基础性技术研究。