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9E燃机电厂凝结水泵变频器节能改造 　　摘 要：我公司5#、7#机凝结水泵电机共有4台185KW400V电机，由于投产比较早，自动化程度比较低，原来汽轮机组运行时，凝结水泵的出口压力较高（1.54 MPa），出口调节阀开度只在36%左右，阀门前后压差很大（达0.58 MPa），阀门的节流损失巨大，凝结水泵的能耗损失非常严重，而且严重影响了机组的安全经济运行，因此我们对4台凝结水泵电机进行变频改造，采用一拖一方案，通过降低电动机的转速，从而来降低水泵扬程，消除水泵出口调节阀的节流损失，不仅提高了自动化程度，而且提高了经济效益， 达到节能效果。 　　关键词：自动化；变频；安全；节能 　　1、前言 　　作为广东省第一家燃用管道天然气发电的燃机电厂，公司2004投资人民币12亿元引进GE公司生产的S109E燃气发电机组，并配套国产锅炉和汽轮机，2005年11月2*18万千瓦燃气-蒸汽联合循环机组发电。总装机容量为36万千瓦，作为广东电网统调调峰电厂，是珠海地区电网重要的保安、调峰电源。 　　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。也为广东省省内同类型发电企业实施凝结水泵电机变频改造开了先河。 　　2、凝结水系统运行现状 　　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采用2台机组每台配置2台互为备用的凝结水泵，电机功率185kW，流量调节采用传统的阀门调节方式。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。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1.54MPa，除氧器水位调节阀造成的节流损失相当大。综上所述，采用阀门控制方式存在以下弊端：①节流损失大，能量浪费严重；②机组调峰时凝结水泵运行效率大幅度降低，调节频繁易导致阀门和执行机构损坏，设备维护量大；③电机工频启动对电网和电机本体造成较大冲击；④自动化程度低、控制精度差。 　　3、改造基本方案和设备配置 　　为进一步提高设备利用率，降低厂用电率，我们对5、7号机组的凝结水泵采用西门子SINAMICS V50 高品质单机驱动变频调速柜进行变频改造，避免燃机低负荷运行期间凝结水泵电机出现“大马拉小车”现象以及停运期间因凝汽器热负荷较少，凝结水泵功率较大，消耗厂用电较多现象。由于低压变频器价格相对便宜，于是直接采用“一拖一”方案，排除了变频切工频的风险。 　　SINAMICS V50 装置由微处理器控制，采用现代化技术水平的绝缘栅双极型晶体管（IGBT）作为功率器件，因此具有很高的运行可靠性和通用性。采用脉冲频率可选的专用脉宽调制方法，可使电动机低噪声运行，全面而完善的保护功能为变频柜和电动机提供了良好的保护。 　　4、运行方式及控制逻辑 　　DCS系统可根据两台凝结泵的运行模式，自动调整控制对象和控制策略。根据不同负荷下的除氧器水位变化情况，调节凝结泵转速控制除氧器水位稳定。正常情况下，一台变频泵作为运行泵长期运转，另一台作为备用泵。变频器分为就地控制及远方控制两种，处于就地控制状态时，DCS输出的转速命令信号跟踪变频器转速反馈，对变频器远方操作无效。变频器受DCS控制时分自动、手动两种方式。手动状态时，运行人员通过改变画面转速控制块控制变频器转速。自动状态时，根据DCS内部设定的除氧器水位定值自动控制变频器转速。变频泵运行时，“变频器故障”联跳该泵的上口开关（该联锁在就地实现），“开关已跳”（即泵掉闸）的信号送DCS系统自动切换至备用泵。 运行中凝结水压力随负荷降低而下降，原来的“凝结水压力低联启备用泵”的逻辑有可能将备用泵联启，反而增加了系统的不稳定性，所以将定值降低为0.18Mpa，逻辑回路不变，同时“凝结水压力报警”保留。为了保证机组的良好备用，机组正常运行期间备用的出口电动门处于全开状态。 凝结水压力低闭锁低压旁路门保护：采用原来的回路和定值。在机组启动初期使用变频运行时，可将除氧器C-1关到一定位置，使凝结水有足够的压力保证低旁的正常运行。凝结水泵