一、引言
据统计，我国火力发电厂中使用的一次风机、送风机、引风机、给水泵、循环水泵、凝结水泵和灰浆泵等风机和水泵的配套电动机总容量达15000MW，年总用电量达520亿kWh。而目前我国火电厂中多数风机和水泵基本上都采用定速驱动。这种定速驱动的风机采用入口风门，水泵采用出口阀门调节流量，都存在严重的节流损耗。尤其在机组变负荷运行时，由于风机和水泵的运行偏离高效率点，使运行效率降低。现有调节流量的方法不改变电机的转速，因此电机消耗的功率不变。若使用变频器对电机进行调速，达到用户期望的流量，则可以节约大量电能。
二、工况介绍
本次改造的电厂汽轮发电机、电气仪控系统采用德国西门子设计制造的设备，其中汽轮机为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排凝汽式反动汽轮机。辅机主要有2台全容量凝结水泵，2台半容量汽动给水泵，1台35%容量电动给水泵，3台半容量循环水泵，3台半容量真空泵，2台全容量闭冷水泵。系统采用传统的配置，凝结水通过凝结水泵升压后，经过轴封加热器、4台低压加热器后送入除氧器，在轴封加热器出口和LP1入口处设置除氧器水位调节阀（并列两个气动阀），用于控制除氧器水位。机组在满负荷情况下，除氧器水位调节阀开度都在40％～60％之间运行，凝结水泵电流变化却不大，50%负荷至100%负荷间压差较大，阀门一直处在节流状态下工作，节流损失大。并且，由于机组参与调峰，调峰期最大容量可达1400MW，在低负荷时，凝泵出力不变，造成很大浪费。
凝结水系统的工艺简图如下图1所示：
图 1
三、凝结水泵工艺及控制策略
1. 凝结水泵运行工况
在汽轮机内做完功的蒸汽在凝汽器冷却凝结之后，用凝结水泵送到低加和除氧器中，然后通过给水泵送往高加，汽包。维持凝结水泵连续、稳定运行是保持电厂安全、经济生产地一个重要方面。
调节凝汽器内的水位是凝结水泵运行中的一项主要工作。在正常运行状态下，凝汽器内的水位不能过高或过低。当机组负荷升高时，凝结水量增加，凝汽器内的水位相应上升。当机组负荷降低时，凝汽器内水位相应降低。
工频凝结水泵工作点和调节曲线图
凝结泵电机使用德国西门子立式电机，6KV/2600KW，每台机组配备二台凝结泵，一台运行，一台备用。
没有使用变频器之前，凝汽器内的水位调整是通过改变凝结水泵出口阀门的开度进行的，调节线性度差，大量能量在阀门上损耗。同时由于频繁的对阀门进行操作，导致阀门的可靠性下降，影响机组的稳定运行。
使用高压变频器后，凝结水泵出口阀门不需要频繁调整，阀门开度保持在一个比较大的范围内，通过调节变频器的输出频率改变电机的转速，达到调节出口流量的目的，满足运行工况的要求。
变频运行工作点和调节曲线图
2. 凝泵改变频控制策略
把#1机#11凝结水泵改为变频器控制调节，变频器的控制在DCS中实现，DCS根据除氧器水位进行正常调节，控制#11凝结水泵转速，以减少凝结水系统的压力损失，达到节能降耗的目的。
（1）系统运行状态的控制：
在正常工况下，DCS优先选择#11凝结水泵投入运行，并根据 除氧器水位进行变频调速控制，调节凝结水泵。此时主凝结水调整门处于全开状态。如果#12泵开关一旦合闸（不管其他条件），主凝结水调门可根据负荷大小分别调600MW时调整至40%，300MW时调整至30%，其它负荷按此直线斜率确定调门位置，到位后且＃11凝泵6KV开关跳闸，主凝结水调门自动投入。在凝汽器、除氧器水位平稳后，将＃12泵出口电动门由30%逐渐开展。为保证主凝结水母管压力不低于0.6MPa，#11凝泵最低频率设定为30HZ/900转/分。
#11泵运行有两种运行方式，即工频运行和变频运行。如变频器正常，#11泵通过变频调节（旁路断开），操作顺序为：先合上#11凝结水泵6KV开关，再启动变频器；如变频器有故障，则需隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门自动来控制水位，操作顺序为：将#11凝泵电源切换为旁路工频状态，合上#11凝结水泵6KV开关即可实现＃11凝泵工频运行。#12泵退出备用。#12泵控制方式保持不变，#11泵此时需隔离变频器，旁路在连通位置，处于工频备用位置。如#12泵故障跳闸或母管压力低，引起#11泵自投，这时#11泵在工频状态下运行，并通过主凝结水调门来控制水位。
如变频器正常，#11泵通过变频调节（旁路断开）；如变频器有故障，#11泵隔离变频器、通过旁路工频运行，并通过主凝结水调门来控制水位。#11凝工频运行时，如#11凝泵6KV开关跳闸，就应联动#12泵；变频运行时不仅#11凝泵6KV开关跳闸应联动#12凝泵，而且如因变频器跳闸也应联动#12泵。