1000MW机组凝结水泵变频改造可行性研究.docVIP

1000MW机组凝结水泵变频改造可行性研究 　　摘 要：为解决1000MW机组工频凝泵运行时节流损失较大、凝泵电耗偏高等问题，采用将凝泵改造为变频方式拖动，通过对比工频与变频两种方式下凝结水系统参数，论证了凝泵变频改造的经济性和可靠性，节电效果显著，具有较好的应用前景。 　　关键词：凝结水泵；变频调节；经济性 　　凝泵作为火力发电厂三大主泵之一，其厂用电消耗量较大，特别是当采用工频运行方式时，存在一定的节流损失，使得凝泵偏离经济运行工况，浪费电能严重。通过技术改造，采用“一拖一”高压变频器拖动凝泵运行，能够使凝泵处于经济运行工况，具有节电率高、见效快等优势，同时可以提高凝水系统可靠性，延长设备使用寿命。 　　1 设备概况 　　某电厂2×1000MW 超超临界燃煤机组，每台机组设计配置 3台50% 额定容量工频凝结水泵，正常运行方式为 2 台运行 1台备用。凝泵型号为 9LDTNB-5PJ，为立式、多级、筒袋型双层壳体离心泵，流量 1098 t/h，扬程335m，出口压力 3.26 MPa。凝泵电动机型号为YKSL630-4，额定功率为 1700 kW，额定电压为6kV，额 定 电 流 为 197.8 A，额 定 转 速 为 488 r/min，功率因数为 0.88。表 1 为凝泵工频运行时不同负荷下凝水系统参数，从表 1 数据可以看出，不同负荷区间除氧器上水调门开度均在 42% ～58%之间，凝水压力偏高，存在较大的节流损失，尤其在低负荷运行期间，节流损失更加严重。 　　造成除氧器上水调门节流损失大的原因主要有：凝泵设计容量偏大、设计扬程裕量偏大、调门调节特性不平滑。此节流调节方式下，凝泵的实际工作点将远离设计工作点，且负荷越低，偏离越严重，在电机负荷率小于 50% 时，电机的功率因数和效率下降较多，使凝泵电能存在较大浪费，经济性差。 　　2 凝泵变频改造可行性研究 　　凝泵正常运行中，出水压力需克服设备管道及阀门压力、除氧器压力、除氧器及凝泵高度差等因素，其中化学精处理装置要求凝水压力 1.5MPa，否则将切换至精处理旁路运行。凝水用户正常运行中主要考虑汽动给水泵密封水，要求凝水压力 1.7 MPa，以减少汽动给水泵润滑油油中进水的情况发生。综上几方面因素考虑，凝泵出口压力必须大于 1.7 MPa 才能使系统正常运行。 　　降低凝泵转速运行时，其功率降低较多。工频凝泵节流调节方式是以消耗离心泵的多余能量来维持凝水流量，低负荷下凝泵效率必然下降较多。采用凝泵变频调节，电机的运行速度随凝水流量要求而变化，管路中没有节流，管道阻力最小，水泵能始终工作在最佳工作点，凝泵工作效率较高，能耗也相应降低，且现阶段高压变频调速技术较为成熟，故凝泵变频改造具有较强的可实施性。 　　3 凝泵变频改造实施 　　根据机组实际运行情况，采用对 3 台凝泵进行1拖1变频改造，单台凝泵变频改造电气主回路如图所示，在每台凝泵 6 kV电源开关和凝泵电动机之间加装高压变频器，变频器型号为 ZIN-VERT-A5H 2250/06Y，采用基于IGBT 的单元串联多电平电压型逆变器的高压变频技术，在输出逆变器部分采用具有独立电源的单相桥式 SPWM逆变器的直接串联叠加，在输出整流部分采用多相多重叠加整流技术，在结构上采用功率单元模块化技术，输出无需滤波器，可实现冗余运行，输入谐波量少。为保证系统可靠运行，采取设置工频旁路的方案，当变频器出现故障时，可以手动将凝泵切换到工频方式运行，实现凝泵变频方式、工频方式的切换。QS2 为单刀双掷开关，正常运行时，QS1 合闸，QS2 变频位置合闸，此时凝泵为变频方式运行；QS1 分闸，QS2 工频位置合闸，此时凝泵为工频方式运行。机组正常运行时，2 台变频凝泵运行，1 台工频凝泵备用，可以保证凝结水系统可靠稳定运行。 　　4 安全可靠性分析 　　采用变频凝泵运行，不仅节能效果显著，而且改善了凝泵运行特征，使凝水系统的安全可靠性也得到加强。 　　4.1 提高功率因数 　　普通水泵电机功率因数普遍在 0.7 ～0.88之间，功率因数降低会增加系统无功，增加线路损耗和发热，影响设备绝缘，大量的无功消耗在线路上，设备使用效率降低，存在电能浪费现象。当采用变频调速装置后，因变频器内部设置滤波电容，可使电机功率因数提高至 0.96，凝泵工作电流将小于额定电流，减少了无功损耗，提高了设备利用效率。 　　4.2 启动特性改善 　　电机全压启动时，启动电流约等于电机额定电流的 6～8倍，大电流启动时会增加电机铜损，导致电机发热，从而加速绝缘老化，降低电机使用寿命，大电流启动还会引起线路电压波动，影响线路上其他设备的安全运行。采用变频调速技术，可以实现电机软启动，使启动电流逐渐上升，电流的上升速率取决于变频器