630 MW超臨界機組凝泵深度變頻節能改造與優化

聞瑞士

國能銅陵發電有限公司

0 前言

節能降耗始終是火電企業降本增效研究的重要課題。一方面由于受全球新冠肺炎疫情和中美貿易戰的影響，煤炭等大宗商品價格持續大幅上漲，截至2021年4月末，雖處于煤炭消費淡季，但中國沿海港口5 500 kcal動力煤主流平倉價格已漲至800~810元/t，且煤炭期貨價格仍有進一步上漲趨勢[1]。煤炭成本占火電廠經營成本的80%左右，受煤價波動影響，火電企業燃煤成本占總發電成本比重上升達10%，大量煤電企業虧損經營[2]。另一方面由于中國電力行業碳排放在中國乃至世界同行業碳排放總量中占比均為最高，受中國“碳達峰、碳中和”加速實施影響，政策對火電碳排放的目標約束也會較強，燃煤火電加快自身節能減排的步伐才能求得生存發展[3]。在高煤價與碳排放的雙重約束下，朱法華等[4]研究表明火電廠實施節能改造工程，不僅具有一定的經濟效益，而且CO2減排的能力較大，燃煤電廠應優先實施節能改造工程。針對燃煤電廠節能改造有許多種技術，重要輔機節能改造是其中重要的技術之一。發電廠輔機電機節能的技術主要包括變極調速、變頻調速以及耦合器無級調速，行業內對此進行了多方研究與應用，如：朱首文[5]介紹一種送風機電機雙速改造方案；袁天清[6]等設計適用于發電廠泵用大功率交流電機變極無差調速系統；王煜偉[7]等研究永磁耦合調速在火電廠電動機節能領域的應用前景；黃泳華[8]介紹一種凝結水泵電機變頻改造的具體方案，包括變頻器的選擇、運行方式的調整等，并進行了節能效果驗證。其中，變頻調速因其技術成熟、設備穩定且適合設備改造而被眾多電廠應用到輔機的節能。

某火電廠2×630 MW機組凝結水系統在早年的技術改造中已經實現了凝泵一拖二變頻調速，凝泵電耗大幅下降，起到了一定的節能減排作用。然而隨著“碳達峰、碳中和”背景下新能源裝機量大幅增加，火電經常進行深度調峰運行。機組深度調峰時，運行中發現凝泵仍有節能的潛力，現有的凝泵變頻控制方式暴露出一些新的問題，這些問題在其他電廠也有發生[9]。為了解決上述問題并進一步降低凝泵的電耗，該電廠經過多方研究論證，決定在現有設備基礎上采用凝泵深度變頻節能控制邏輯，優化凝泵的運行方式，并對系統中部分設備進行改造，使設備與優化后的邏輯進行相適應，在設備安全的范圍內實現節能降耗。

1 設備與系統簡介

1.1 設備概況

某火電廠2×630MW超臨界汽輪發電機組汽輪機是由上海汽輪機廠制造的超臨界壓力、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機，型號為：N635—24.2/566/566，最大連續出力為647.324 MW，額定出力635 MW[10]。單元機組給水系統配兩臺50%容量的汽動給水泵作為日常運行泵和一臺30%容量的電動給水泵作為啟動與事故備用泵，給泵密封水來自凝結水；凝結水系統配兩臺全容量的凝泵，采用一拖二變頻控制方式，兩臺凝泵共用一套變頻裝置，日常運行一用一備，運行泵變頻運行，備用泵工頻投備用，正常運行時兩臺凝泵每月定期切換一次。設備技術規范見表1。

表1 凝結水泵設備技術規范表

1.2 凝泵系統電氣主接線

該電廠凝泵電機采用廠用電6 kV系統供電，以1號機組為例，凝泵系統電氣主接線如圖1所示，凝泵A工頻電源取自1號機6 kV A段的一個真空開關編號61112，凝泵B工頻電源取自1號機6 kV B段一個真空開關編號61212，一拖二變頻器電源取自6 kV C段一個真空開關編號61312，K1/K2為高壓變頻接觸器。正常變頻運行時，兩個工頻開關61112/61212均處于熱備用狀態，由變頻電源61312開關帶變頻器負載運行，由變頻接觸器K1/K2分合控制凝泵A或凝泵B運行。變頻接觸器K1/K2之間通過控制回路二次節點互鎖，如果K1合閘，則K2閉鎖合閘，保證電機切換時設備安全[11]。

圖1 #1機組凝泵電氣主接線圖

1.3 凝結水系統工藝流程

凝結水系統主要工藝流程是將凝汽器中的凝結水或補水通過凝泵加壓后依次通過軸加、#7/#8低加、#6低加、#5低加將凝結水初步升溫輸送到除氧器。另外，凝結水系統中還接有一根雜用母管向給泵密封水、汽輪機軸封系統、低旁等提供用水。給泵密封水來源為凝結水母管，來至凝結水雜用母管，水壓由給泵密封水調門與手動旁路門控制穩定。

單臺機組凝結水系統有兩臺凝泵（凝泵A和凝泵B），正常運行時一臺凝泵變頻運行，一臺凝泵工頻投備用，設備執行定期輪換制度。當滿足以下任一聯鎖條件，聯啟備用凝泵：1）運行泵跳閘；2）一臺凝泵變頻運行，凝結水母管壓力低于0.8 MPa或者一臺凝泵工頻運行，凝結水母管壓力低于2.4 MPa。

凝泵變頻運行模式下，凝泵變頻器根據凝結水壓力設定值調節凝泵出口壓力，除氧器水位主調節閥自動調節除氧器水位；凝泵工頻運行模式下，除氧器水位主調節閥投入自動后，根據除氧器水位設定值調節除氧器水位。凝泵的變頻與工頻切換可以實現除氧器水位的無擾切換。

2 技術改造的動因與問題

改造前凝泵變頻控制邏輯策略的簡化示意圖見圖2。正常運行時由凝泵變頻調節凝結水母管壓力，通過除氧器水位輔調閥手動調節與主調閥自動調節一起調節除氧器水位穩定。給泵密封水全部由凝結水母管提供，給泵密封水母管壓力即是凝結水母管壓力。此控制策略帶來了以下安全性與經濟性矛盾：一是除氧器水位主/輔調閥均有一定的內漏且在負荷快速下降時調閥關閥指令跟蹤較慢導致除氧器水位波動大；二是低負荷時為給予給泵密封水提高足夠的水源壓力，凝泵變頻輸出最低限位設定在55%，不能夠進一步降低；三是低負荷時為了除氧器水位穩定且保證凝結水即使存在波動情況壓力能夠大于0.8 MPa，根據運行經驗需要手動將除氧器水位輔調閥關閉到0位、主調閥關閉到25%以下，造成巨大的系統節流損失；四是在機組啟停階段和深度調峰及低負荷時，需要打開凝泵再循環調門保證凝泵最小流量，造成系統能耗浪費[12]。

圖2 改造前凝結水系統簡化示意圖

在當前凝泵變頻邏輯策略下需要考慮三個主要問題：1）深度調峰到低負荷區間時是否能進一步降低凝結水母管壓力，即降低凝泵變頻電流；2）除氧器水位調閥是否可以全開以消除閥門節流導致的系統能耗損失；3）如何保證凝泵深度變頻時給泵密封水壓力不下降。

3 凝泵深度變頻解決方案

3.1 凝泵深度變頻邏輯

為了解決上文提到的三個主要問題，考慮到原凝泵變頻策略中凝泵變頻最低輸出設定到55%，仍有進一步降低的空間。該電廠專業人員經過反復調研論證，并在大量試驗基礎上，決定采取新的凝泵深度變頻控制策略，凝泵深度變頻控制策略的簡化示意圖見圖3。

圖3 深度變頻改造后簡化示意圖

凝泵深度變頻控制策略是在進一步降低凝泵電流、減少節流損失的基礎上，保證除氧器水位、凝結水出口壓力、給泵密封水壓力。凝泵深度變頻運行主要限制條件是降低后的凝結水母管壓力是否能滿足凝結水用戶要求。一是除氧器水位主調閥全開后除氧器水位必須得到有效控制；二是凝泵低轉速運行時，凝泵出口壓力不能過低；三是不同工況下凝結水的用戶都能得到保障供應。變頻控制對象的首要關鍵在于除氧器水位調節閥及凝泵轉速，控制目標為除氧器水位和凝結水壓力，對于給泵密封水壓力需要另找方法解決。

凝泵深度變頻邏輯優化主要在以下幾個方面[13,14]：

1）機組投入AGC正常運行于不同負荷段，將凝結水運行控制邏輯由原來的除氧器水位調閥調節除氧器水位、凝泵變頻調整壓力，修改為凝泵變頻調節除氧器水位、除氧器水位調閥調節凝結水母管壓力。

2）在凝泵深度變頻運行的不同負荷段，均能夠實現除氧器水位主調閥自動、輔調閥手動全開，完全由凝泵變頻調節除氧器水位，消除閥門節流損失。

3）為了保證凝泵變頻跳閘時或變頻切工頻時的除氧器安全運行，根據試驗結果，應該修改除氧器水位主調閥的邏輯：凝泵變頻跳閘且備用泵工頻聯鎖啟動時，此時除氧器水位主調閥超馳5 s到某一位置上，（同時發5 s切除氧器水位主調節閥自動），除氧器水位可以保持基本穩定；當除氧器水位高Ⅰ值時，自動聯鎖快速關閉除氧器水位主調閥，防止除氧器滿水，待除氧器水位穩定開始下降后，除氧器水位主調閥自動超馳5 s開啟到某一位置。該電廠除氧器水位主調閥自動超馳位置由當時的除氧器入口凝結水流量確定，具體邏輯根據試驗得出的除氧器水位主調流量特性表格調整，見表2。

表2 除氧器水位主調閥流量特性表

4）低負荷時考慮凝水壓力低于備用凝泵工頻聯鎖啟動壓力設定值0.8 MPa，凝結水母管壓力繼續降低會觸發備用泵工頻聯鎖啟動，需要將備用凝泵工頻自啟壓力設定值適當降低。除氧器采用滑壓運行，其實際工作壓力低于最大工作壓力等因素是影響凝結水母管壓力進一步下降的主要原因，正常運行時凝結水母管壓力滑壓設定僅需大于除氧器壓力約+34 m的高度差，再加上一定的余度即可滿足除氧器水位控制要求。考慮到近期該電廠僅需要深度調峰運行到40%負荷，為安全而保守地將凝結水母管壓力的下限整定值暫設為0.7 MPa，即凝結水母管壓力低于0.7 MPa聯鎖工頻啟動備用凝泵。另外，考慮到低負荷時除氧器壓力的波動，增加一條聯鎖條件：當凝結水母管與除氧器之間壓差低于0.4 MPa聯鎖工頻啟動備用凝泵。

3.2 凝泵深度變頻的控制方式

由于機組在啟停機狀態和正常運行帶負荷狀態下，對凝結水母管的壓力需求不同，基于兩種不同的工況，凝泵變頻的控制也需要根據工況不同分段控制，業內對于凝泵變頻的控制方式分為兩段式和多段式[15]。凝泵深度變頻兩段式控制時，控制邏輯比較簡單，異常工況下，需要運行人員手動控制除氧器水位。采用凝泵深度變頻多段式控制，控制邏輯比較煩瑣，模式較多，異常工況下除氧器水位控制比較好，但是此類邏輯需要與先進的DCS系統相配合，電動門、氣動門等執行機構也需要性能先進的設備，否則會出現系統控制與執行不匹配的情況。近年來國內新投產的百萬千瓦級機組和660 MW級超超臨界機組由于設備較新且DCS控制系統更先進，一般采用多段式凝泵變頻控制方式。對于已投產多年的設備和參數并不先進的機組進行技術改造，為了簡化邏輯，一般采用兩段式凝泵變頻控制方式，見表3。

表3 兩段式凝泵深度變頻控制方式

3.3 給泵密封水壓力的解決策略

采用上述凝泵深度變頻邏輯控制策略雖然可以節能降耗，但是還需要想方設法解決低負荷時給泵密封水壓力不足的問題。該電廠技術人員與電科院專家研究決定，在原凝結水雜用母管至給水泵密封水管道上增加給泵密封水增壓泵組，以滿足在深度調峰低負荷區間時給泵密封水壓力要求，保證汽機給水泵組的安全運行[16]。給泵密封水增壓泵熱力系統圖見圖4。

圖4 給泵密封水增壓泵熱力系統圖

3.3.1給泵密封水增壓泵系統配置

為了保證給泵密封水在事故狀態下的安全供給，給泵密封水增壓泵設置為2臺額定功率80 kW的增壓泵互為備用。兩臺增壓泵的電源分別取自不同的400 V備用開關，其中A增壓泵電源取自汽機MCC A段，B增壓泵電源取自汽機MCC B段。增壓泵出口壓力增壓值為1.6～1.7 MPa，2臺增壓泵的設計流量考慮大于額定10%流量裕度。為保護增壓泵組安全運行，增壓泵設計了再循環系統。給泵密封水增壓泵組設置一路旁路管道，確保在兩臺增壓泵都不能啟動的極端故障狀態下，仍然可以通過調節凝結水母管壓力保證給泵密封壓力正常。

3.3.2 給泵密封水增壓泵系統切換邏輯

機組正常運行時，除氧器水位調節閥全開，凝泵出力完全跟隨機組負荷及除氧器水位進行變頻調節。2臺給泵密封水增壓泵A/B在運行時均投備用，一臺作為主備用，另一臺作為從備用，時間上先投備的作為主備用，后投備用的為從備用，兩者之間具備相互聯鎖關系，聯鎖啟動。給泵密封水增壓泵A/B滿足備用聯鎖如下：

1）備用聯鎖投入，給泵密封水壓力低于1.0 MPa，聯啟主備用泵，若主備用泵聯啟不成功，延時3 s聯啟從備用泵；

2）備用聯鎖投入，運行泵跳閘，聯啟備用泵；

3）備用聯鎖投入，運行泵出口壓力低于1.2 MPa，聯啟備用泵。

當凝結水母管壓力降至1.0 MPa，密封水增壓泵主備用聯啟，出口壓力2.8 MPa；當凝泵變頻深調至40%時，密封水增壓泵出口壓力2.0 MPa，滿足密封水供水壓力要求。當機組負荷上升到大于300 MW且凝結水母管壓力大于1.2 MPa時，可打開增壓泵旁路電動門，使用凝結水母管壓力對給泵密封水供水，然后停給泵密封水增壓泵A/B并投備用。

4 節能效果評價

該電廠凝泵深度變頻改造項目結束后，機組投入正常運行，實施了機組帶負荷調試。試驗過程中，機組始終保持除氧器水位主調閥全開，凝泵變頻輸出隨著機組負荷升降自動跟蹤正常。給泵密封水壓力低于1.0 MPa時，給泵密封水增壓泵聯鎖備啟動正常，給泵密封水壓力得到保障，給水泵組振動、軸向位移、軸承溫度等指標均無較大變化。試驗時記錄的凝泵深度變頻相關數據見表4。

根據表4數據繪出機組負荷與凝泵變頻電流關系曲線見圖5[17]。由曲線圖可見，兩條曲線近似。簡化評估計算過程，考慮兩條線近似線性平行。簡單求平均可知采取新的凝泵深度變頻邏輯后，運行凝結水泵電流在對應負荷下平均下降約19.7 A。在不考慮功率因數變化的情況下（功率因數取1），改造后凝泵深度變頻相比改造前估算每天可節約廠用電：

圖5 改造前后凝泵變頻電流對比圖

表4 #1機組凝泵深度變頻相關數據

近年來該電廠單臺機組并網帶負荷時間約280天，估算一年可節約廠用電：

根據2021年安徽省超低排放燃煤標桿上網電價計算，單臺機組每年估算可增收：

該電廠凝泵深度變頻改造項目除了給泵密封水增壓泵系統需要新增技術改造額外投資，無其他額外資金投入，給泵密封水增壓泵系統各類設備及系統安裝調試費用按照最低價競標策略實際中標金額為29萬元。通過估測，該電廠在三個季度內便可以通過凝泵的深度變頻節能收回技改的投資。另據該電廠的市場調研，即使是1 000 MW級超超臨界機組，該項目單機改造費用也在50萬元以內。實踐證明，火電廠實施凝泵深度變頻改造項目不僅具有較大節能效應，從長期看也會帶來增收的效益。

5 結束語

火電廠通過對凝泵深度變頻改造與邏輯優化的實施，不僅廠用電節能降耗效果顯著，并且以較少的投資實現了長期效益增收。同時，新增的給泵密封水增壓泵系統能夠在深度調峰運行全負荷下保證給水泵密封水的安全，也提升了機組的安全效益。隨著深度調峰和電廠改造的深入推進，在凝泵深度變頻改造的基礎上，可以探索研究電廠其他高壓輔機節能改造的可能性，繼續為火電廠實現“碳達峰、碳中和”宏偉目標做好基礎性技術研究。