600MW机组凝结水泵运行状况及节能改造分析

针对某火电厂600MW机组凝结水泵设计压头偏高、凝结水系统阻力设计偏大问题,加之机组调峰运行、除氧器滑压运行等原因,致使除氧器水位调节阀的开度较小,造成节流损失偏大、凝结水泵偏离经济区域运行,导致凝结水泵在实际运行中耗电浪费严重的现象。在所采集电厂实时运行数据的基础上。结合原设计参数,对该电厂凝结水泵的变频改造进行了可行性分析。为下一步实施改造提供了理论依据。     

660 MW机组凝结水泵变频改造试验分析

由于凝结水泵容量及扬程选型偏大、凝结水系统阻力设计偏大、机组调峰运行、除氧器滑压运行等原因,致使除氧器水位调节阀开启不足、节流剧烈、凝结水泵偏离经济区域运行、导致凝结水泵马达耗功浪费严重.通过凝结水泵性能试验和凝结水管路阻力试验,结合泵相似理论,从技术可行性和经济可行性两个角度对沙角C厂凝结水泵变频调速改造进行了可行性分析,为下一步实施变频改造提供了有力的证据.     

350 MW机组凝结水泵变频控制改造

讨论了凝结水系统的运行方式、除氧器水位热工控制逻辑、凝结水泵组启停逻辑及保护的配置,阐述了引进型350 MW机组除氧器水位由调节门控制改为凝结水泵变频调速控制的方法,解决了凝结水管系振动的问题,并对凝结水泵变频调速控制的经济性进行了分析,为火电厂进行除氧器水位控制的变频改造提供借鉴.     

超超临界1 000 MW机组凝结水泵深度变频分析

为了降低厂用电、提高机组效率,华能玉环电厂对凝结水泵进行了变频改造。提出了制约凝结水泵深度变频的因素是汽动给水泵密封水压力低和汽轮机低压旁路减温水压力约束,并给出解决方案。进行了凝结水泵深度变频后凝结水系统运行方式试验,包括不同条件下的除氧器上水主阀开度试验、变频控制凝结水母管压力的调节器参数整定、凝结水泵变频泵与工频泵切换试验、凝结水系统故障时凝结水泵变频调节试验等。经济效益分析表明：凝结水泵采取深度变频方式后,除氧器主阀完全开启,节流损失降到最低,凝结水泵电流和转速得到进一步下降,节能效果显著。     

现役350MW机组无除氧器系统改造的水泵性能计算

无除氧器热力系统在国内外已有工程应用,技术可靠并可取得一定经济效益。电厂进行无除氧器热力系统节能改造后,凝结水泵和给水泵的工作条件将发生变化,无除氧器热力系统工作的可靠性在很大程度上取决于水泵的正确选择。对现役典型350 MW机组提出无除氧器系统改造方案,其系统结构简单、改造工作量小、改造费用低,运行方便、安全可靠,并对一级凝结水泵、二级凝结水泵、给水泵和低加疏水泵等的性能参数进行了分析研究,为工程中对各水泵的计算选型提供了理论依据与工程参考。     

1000 MW机组凝结水泵变频解耦控制在节能改造中的应用

针对凝结水泵进行变频控制技术研究和优化是目前大型火电机组节能改造的重点研究方向。以某发电厂1000 MW机组为例,分析除氧器水位调节阀和凝结水泵变频器调节的性能特点,提出一种新的凝结水泵变频解耦控制策略。该策略利用前馈补偿法对凝结水泵变频控制逻辑进行解耦控制优化,消除控制回路之间的相互耦合,实现除氧器水位和凝结水母管压力的全程协同控制并保持稳定,增强凝结水系统自动控制的抗干扰和抗扰动能力,降低系统节流损失和厂用电率,具有较好的节能效果。     

采用变频调节技术的全程除氧器水位三冲量控制逻辑设计及应用

金桥热电厂凝结水系统采用了3台50%容量凝结水泵的配置,由于凝结水泵电耗较大,同时凝结水系统因除氧器水位调节阀门截流造成的截流损失严重,经济性较差。设计采用了变频调节的除氧器水位导前微分三冲量控制逻辑进行改造后,单台凝结水泵可以满足的最大机组负荷从210MW提高到了230MW,凝结水泵单耗总体降低了40%以上,充分发挥了变频调节的节能优势。     

变频器在电厂凝结水泵上的节能应用

介绍了凝结水泵变频器改造的技术方案和凝结水泵变频改造后的运行工艺。变频改造后的凝结水系统控制性能良好,除氧器水位调节稳定可靠,凝结水系统实现了自动控制,减少了维护工作量,节能效果显著。     

330MW机组凝结水泵变频运行安全经济性分析及其改进

针对菏泽发电厂330 MW机组凝结水泵改变频后仍然存在凝结水压力高的问题,提出了开启除氧器水位调节旁路阀和汽动泵密封水旁路阀等措施,并研究了设备运行的可靠性。实践证明,这一方案是可行的,进一步降低了凝结水压力,减少了凝结水泵耗电量,获得了较好的安全性和经济效益。     

珠江电厂300MW机组凝结水泵的试验改造

本文介绍珠江电厂３００ＭＷ汽轮机组带满负荷时单台凝结水泵不能满足运行要求的原因及试验改造情况。改造后单台泵运行可以满足机组满负荷时除氧器上水要求，实现了凝结水泵的安全经济运行。