凝结水泵变频改造后系统运行出现的问题和解决方案

刘全章

摘 要：总结德国西门子350 MW火力发电机组凝结水系统变频改造后系统运行出现的各种新问题，提出解决方法和自动控制逻辑的优化措施，为技改后凝结水系统的安全稳定运行提供实践指导。

关键词：凝结水泵 变频改造 凝结水压力

中图分类号：TM921 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0101-02

我厂凝结水泵原设计是工频运行，为适应节能工作的要求，从2010年开始先后对六台机组的凝结水泵进行了变频改造。改造后取得了很明显的节能效果，但是由于凝结水系统的运行方式、自动调节原理发生了变化，另外修改后的自动逻辑不完善，发生了数次凝结水系统运行异常。给安全生产带来了很大影响。（如图1）

原来凝结水泵工频运行时的自动调节原理是：凝补水泵供凝汽器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持除氧器的设定水位，凝结水泵出口到除氧器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持凝汽器的设定水位。当凝汽器或除氧器的水位过高时自动开启凝结水泵出口的再循环管路向凝补水箱紧急排水。以上设计思想成熟、设备动作可靠，有长期安全运行的良好表现。

在对凝结水泵变频改造后，凝结水系统新增加了凝泵转速这个调节变量。而且变频后凝结水母管的运行压力降低，低负荷时除氧器上水调阀必须兼顾母管压力，确保低压旁路减温水的压力要求。这就对凝结水系统自动运行逻辑提出了新的要求，在充分发挥变频节能的前提下满足低旁喷水的压力要求，在凝结水的主管路上整合好大小容量调阀和凝泵转速这两个变量。改造后的逻辑为：凝补水泵向凝汽器供水的大小容量调阀作为除氧器水位的主调节手段；凝泵转速为凝汽器水位的主调节手段；凝泵出口到除氧器的大小容量调阀作为管路憋压的手段，可以手动设定压力目标值来控制调阀开度，以维持必要的低旁喷水压力。

在运行实践中主要暴露出以下问题：

1 2010年10月13日，四号机组正常运行中，凝结水系统各个调阀及自动控制回路均投入自动

接到电网调度指令以7 MW/MIN速率快速由330 MW降负荷到180 MW。在降负荷过程接近结束的时候，运行人员发现除氧器水位发出高II值报警，除氧器上水大容量调阀全开，凝汽器水位低I值报警，凝汽器补水调阀和去凝补水箱的再循环调阀均在关闭状态，凝泵转速在最低转速870转/分钟。运行人员立即将除氧器上水大容量调阀解手动关小，控制除氧器水位。适度开启凝补水供凝汽器调阀，加快提高凝汽器水位。各参数恢复正常后重新投自动。

分析这次事件，因为除氧器水位高，凝汽器的补水调阀关闭是正确的。因为凝汽器水位低，凝泵转速降到最低也是正确的。但是由于凝结水母管压力设定值太低，除氧器上水大容量调阀持续开大，以释放阀前母管压力，造成除氧器的上水量超过了需水量，水位异常升高。直接跟踪除氧器水位的凝汽器补水调阀关闭，造成凝汽器水位降低，并且因此自动闭锁开启凝结水系统去凝补水箱的再循环阀。

总结这次事件，主要是为充分发挥变频节能效果，减小除氧器上水调阀的节流损失，所以将凝结水母管压力设定过低，除氧器上水调阀开度过大。在深度降负荷过程中，凝泵已降至最低转速870转/分钟（30 Hz），但除氧器上水调阀全开时的上水量仍然超过需水量，而凝泵转速已不能继续向下调节，造成系统流量不能平衡，除氧器水位异常升高，凝汽器水位异常下降。

为避免此类事件再次发生，我们依据机组变负荷工作点加入了凝结水母管压力设定值的下限，保证上水调阀的开度不致过大，实现系统的流量匹配。

2 2010年12月12日，一号机组正常运行

运行人员执行设备定期试验工作，准备将变频运行12凝结水泵提高到额定转速，然后启动工频备用的11凝结水泵试运行半小时，以验证备用状态良好。试验开始前，运行人员手动将凝结水母管压力设定提高到3.5 MPa，希望通过除氧器上水调阀关门憋压来抬高凝汽器水位，随着凝汽器水位的升高，凝结水泵转速会自动提到额定转速，然后进行下一步的试验。压力设定值修改后运行人员没有持续跟踪系统变化，转而进行其它工作。一段时间后，凝结水系统出现异常，除氧器水位低I值报警发出，凝汽器水位高I值报警发出，除氧器上水大容量调阀关小至32%，凝汽器补水小容量调阀全开。运行人员发现后立即解手动关闭凝汽器补水调阀，解手动开大除氧器上水调阀，逐渐恢复除氧器和凝汽器水位后重新投入各个调阀自动。

分析这次事件，运行人员通过提高凝结水母管压力设定值来提高凝结水泵转速的方法理论上是可行的，但是输入的设定值偏高。在除氧器上水大容量调阀持续关小憋压的过程中，凝汽器水位上升，凝结水泵自动升高转速以维持凝汽器水位同时保证了除氧器的上水量，但当凝结水泵达到额定转速时凝结水母管压力为3.2 MPa，仍未达到设定值。这时除氧器上水大容量调阀继续关小使上水量不能满足需水量，除氧器水位出现下降，凝汽器补水调阀自动跟踪开大，凝汽器水位上升。

总结这次事件，在高负荷时人为将凝结水母管压力设定值设定过高，压力设定值升高后，系统流量失去平衡，除氧器水位异常下降，凝汽器水位异常上升。为避免类似事件发生，要求运行人员在进行凝结水泵升高转速的操作时直接操作变频器，提高变频器输出值，禁止采用提高压力设定值的方法。同时优化逻辑，对每个负荷点设置压力上限，防止输入的压力设定值过高。

3 2011年06月24日，一号机组由220 MW升负荷到320 MW

由于升负荷较快，调阀动作的惯性滞后，除氧器水位出现高I值报警，这种情况在以前快速升负荷中也时有发生。每次都是除氧器水位高伴随着凝汽器水位低，凝结水泵自动减小上水量后各水箱水位很快就会平衡。但当时锅炉暖风器疏水箱恰好向凝汽器回收疏水，凝汽器水位升高，凝结水泵自动提高转速加大除氧器上水。两个因素叠加，除氧器水位达到高II值报警，联锁动作全关除氧器上水大小容量调阀、进入除氧器的高加疏水转而进入凝汽器，凝汽器水位快速升高。发现系统异常后运行人员立即进行调整，复位水位报警，手动开启除氧器上水大容量调阀，开大凝结水系统再循环阀，希望能够遏制凝汽器水位快速上升的趋势，但操作效果不理想，除氧器水位下降和凝汽器水位上升的趋势不改，运行人员全面迅速检查系统状态后发现，凝结水泵已经自动降到最低转速870转/分钟（30 Hz），立即手动提升变频转速到额度转速，经调整后系统各参数逐渐恢复正常。

在这次事件中，凝汽器水位一度接近了汽轮机保护动作值，事故处理过程很紧张。主要原因是新逻辑加入了除氧器水位高II值自动降低凝泵转速到最低转速870转/分钟（30 Hz）的热工联锁，部分运行人员在凝结水系统事故处理时忽视了这个新增联锁，没有抓住处理的关键点，失去了处理时间，导致凝结水系统水位事故扩大，险些造成机组跳闸。

原来凝结水泵工频运行时，凝结水母管压力在各工况下都能稳定维持在3 MPa左右，当时低旁减温水压力低遮断低旁的整定值是1.9 MPa，变频改造后考虑到对低旁运行的不利影响将该定值放宽到1.2 MPa。但凝结水系统压力稍有扰动仍然会触发低旁跳闸，特别是启停机阶段，凝结水压力波动频繁，而且低旁又是在通流工作状态，一旦低旁跳闸会使主机轴向位移、高排温度、再热器压力等参数异常，威胁机组安全运行。正常运行时当凝结水母管压力低于 1.2 MPa时也会触发低旁喷水压力低跳闸信号，低压旁路失去备用，而且需要运行人员恢复系统压力、手动复位该跳闸信号。

对于出现的这种情况暂时没有理想的解决办法，因为凝结水泵变频改造的主要节能手段就是开大除氧器上水调阀，减小阀门截流损失。这就不可避免地降低了凝结水母管压力，使低旁喷水压力冗余量变小。只能依靠运行人员加强监视，发现压力下降较多时尽快稳定工况，提高母管压力设定值，适当关小调阀憋压。

4 结论

凝结水泵变频改造后经过近三年的摸索、试验，不断完善自动控制逻辑。分析新的系统特性，摸清了转速调节水位相对于阀门调节水位的不同特性。处理各种新情况，掌握了使用调阀控制凝结水母管压力的方法。逐步改进、逐步完善，目前已经能够实现稳定可靠的自动调节。

参考文献

[1] 尚君明.发电厂凝结水泵变频调速系统节能研究及应用[D].河北：华北电力大学，2008.

[2] 王鸿茹.300 MW火电机组凝结水泵变频调速系统的应用研究[D].河北：华北电力大学，2009.endprint

摘 要：总结德国西门子350 MW火力发电机组凝结水系统变频改造后系统运行出现的各种新问题，提出解决方法和自动控制逻辑的优化措施，为技改后凝结水系统的安全稳定运行提供实践指导。

关键词：凝结水泵 变频改造 凝结水压力

中图分类号：TM921 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0101-02

我厂凝结水泵原设计是工频运行，为适应节能工作的要求，从2010年开始先后对六台机组的凝结水泵进行了变频改造。改造后取得了很明显的节能效果，但是由于凝结水系统的运行方式、自动调节原理发生了变化，另外修改后的自动逻辑不完善，发生了数次凝结水系统运行异常。给安全生产带来了很大影响。（如图1）

原来凝结水泵工频运行时的自动调节原理是：凝补水泵供凝汽器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持除氧器的设定水位，凝结水泵出口到除氧器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持凝汽器的设定水位。当凝汽器或除氧器的水位过高时自动开启凝结水泵出口的再循环管路向凝补水箱紧急排水。以上设计思想成熟、设备动作可靠，有长期安全运行的良好表现。

在对凝结水泵变频改造后，凝结水系统新增加了凝泵转速这个调节变量。而且变频后凝结水母管的运行压力降低，低负荷时除氧器上水调阀必须兼顾母管压力，确保低压旁路减温水的压力要求。这就对凝结水系统自动运行逻辑提出了新的要求，在充分发挥变频节能的前提下满足低旁喷水的压力要求，在凝结水的主管路上整合好大小容量调阀和凝泵转速这两个变量。改造后的逻辑为：凝补水泵向凝汽器供水的大小容量调阀作为除氧器水位的主调节手段；凝泵转速为凝汽器水位的主调节手段；凝泵出口到除氧器的大小容量调阀作为管路憋压的手段，可以手动设定压力目标值来控制调阀开度，以维持必要的低旁喷水压力。

在运行实践中主要暴露出以下问题：

1 2010年10月13日，四号机组正常运行中，凝结水系统各个调阀及自动控制回路均投入自动

接到电网调度指令以7 MW/MIN速率快速由330 MW降负荷到180 MW。在降负荷过程接近结束的时候，运行人员发现除氧器水位发出高II值报警，除氧器上水大容量调阀全开，凝汽器水位低I值报警，凝汽器补水调阀和去凝补水箱的再循环调阀均在关闭状态，凝泵转速在最低转速870转/分钟。运行人员立即将除氧器上水大容量调阀解手动关小，控制除氧器水位。适度开启凝补水供凝汽器调阀，加快提高凝汽器水位。各参数恢复正常后重新投自动。

分析这次事件，因为除氧器水位高，凝汽器的补水调阀关闭是正确的。因为凝汽器水位低，凝泵转速降到最低也是正确的。但是由于凝结水母管压力设定值太低，除氧器上水大容量调阀持续开大，以释放阀前母管压力，造成除氧器的上水量超过了需水量，水位异常升高。直接跟踪除氧器水位的凝汽器补水调阀关闭，造成凝汽器水位降低，并且因此自动闭锁开启凝结水系统去凝补水箱的再循环阀。

总结这次事件，主要是为充分发挥变频节能效果，减小除氧器上水调阀的节流损失，所以将凝结水母管压力设定过低，除氧器上水调阀开度过大。在深度降负荷过程中，凝泵已降至最低转速870转/分钟（30 Hz），但除氧器上水调阀全开时的上水量仍然超过需水量，而凝泵转速已不能继续向下调节，造成系统流量不能平衡，除氧器水位异常升高，凝汽器水位异常下降。

为避免此类事件再次发生，我们依据机组变负荷工作点加入了凝结水母管压力设定值的下限，保证上水调阀的开度不致过大，实现系统的流量匹配。

2 2010年12月12日，一号机组正常运行

运行人员执行设备定期试验工作，准备将变频运行12凝结水泵提高到额定转速，然后启动工频备用的11凝结水泵试运行半小时，以验证备用状态良好。试验开始前，运行人员手动将凝结水母管压力设定提高到3.5 MPa，希望通过除氧器上水调阀关门憋压来抬高凝汽器水位，随着凝汽器水位的升高，凝结水泵转速会自动提到额定转速，然后进行下一步的试验。压力设定值修改后运行人员没有持续跟踪系统变化，转而进行其它工作。一段时间后，凝结水系统出现异常，除氧器水位低I值报警发出，凝汽器水位高I值报警发出，除氧器上水大容量调阀关小至32%，凝汽器补水小容量调阀全开。运行人员发现后立即解手动关闭凝汽器补水调阀，解手动开大除氧器上水调阀，逐渐恢复除氧器和凝汽器水位后重新投入各个调阀自动。

分析这次事件，运行人员通过提高凝结水母管压力设定值来提高凝结水泵转速的方法理论上是可行的，但是输入的设定值偏高。在除氧器上水大容量调阀持续关小憋压的过程中，凝汽器水位上升，凝结水泵自动升高转速以维持凝汽器水位同时保证了除氧器的上水量，但当凝结水泵达到额定转速时凝结水母管压力为3.2 MPa，仍未达到设定值。这时除氧器上水大容量调阀继续关小使上水量不能满足需水量，除氧器水位出现下降，凝汽器补水调阀自动跟踪开大，凝汽器水位上升。

总结这次事件，在高负荷时人为将凝结水母管压力设定值设定过高，压力设定值升高后，系统流量失去平衡，除氧器水位异常下降，凝汽器水位异常上升。为避免类似事件发生，要求运行人员在进行凝结水泵升高转速的操作时直接操作变频器，提高变频器输出值，禁止采用提高压力设定值的方法。同时优化逻辑，对每个负荷点设置压力上限，防止输入的压力设定值过高。

3 2011年06月24日，一号机组由220 MW升负荷到320 MW

由于升负荷较快，调阀动作的惯性滞后，除氧器水位出现高I值报警，这种情况在以前快速升负荷中也时有发生。每次都是除氧器水位高伴随着凝汽器水位低，凝结水泵自动减小上水量后各水箱水位很快就会平衡。但当时锅炉暖风器疏水箱恰好向凝汽器回收疏水，凝汽器水位升高，凝结水泵自动提高转速加大除氧器上水。两个因素叠加，除氧器水位达到高II值报警，联锁动作全关除氧器上水大小容量调阀、进入除氧器的高加疏水转而进入凝汽器，凝汽器水位快速升高。发现系统异常后运行人员立即进行调整，复位水位报警，手动开启除氧器上水大容量调阀，开大凝结水系统再循环阀，希望能够遏制凝汽器水位快速上升的趋势，但操作效果不理想，除氧器水位下降和凝汽器水位上升的趋势不改，运行人员全面迅速检查系统状态后发现，凝结水泵已经自动降到最低转速870转/分钟（30 Hz），立即手动提升变频转速到额度转速，经调整后系统各参数逐渐恢复正常。

在这次事件中，凝汽器水位一度接近了汽轮机保护动作值，事故处理过程很紧张。主要原因是新逻辑加入了除氧器水位高II值自动降低凝泵转速到最低转速870转/分钟（30 Hz）的热工联锁，部分运行人员在凝结水系统事故处理时忽视了这个新增联锁，没有抓住处理的关键点，失去了处理时间，导致凝结水系统水位事故扩大，险些造成机组跳闸。

原来凝结水泵工频运行时，凝结水母管压力在各工况下都能稳定维持在3 MPa左右，当时低旁减温水压力低遮断低旁的整定值是1.9 MPa，变频改造后考虑到对低旁运行的不利影响将该定值放宽到1.2 MPa。但凝结水系统压力稍有扰动仍然会触发低旁跳闸，特别是启停机阶段，凝结水压力波动频繁，而且低旁又是在通流工作状态，一旦低旁跳闸会使主机轴向位移、高排温度、再热器压力等参数异常，威胁机组安全运行。正常运行时当凝结水母管压力低于 1.2 MPa时也会触发低旁喷水压力低跳闸信号，低压旁路失去备用，而且需要运行人员恢复系统压力、手动复位该跳闸信号。

对于出现的这种情况暂时没有理想的解决办法，因为凝结水泵变频改造的主要节能手段就是开大除氧器上水调阀，减小阀门截流损失。这就不可避免地降低了凝结水母管压力，使低旁喷水压力冗余量变小。只能依靠运行人员加强监视，发现压力下降较多时尽快稳定工况，提高母管压力设定值，适当关小调阀憋压。

4 结论

凝结水泵变频改造后经过近三年的摸索、试验，不断完善自动控制逻辑。分析新的系统特性，摸清了转速调节水位相对于阀门调节水位的不同特性。处理各种新情况，掌握了使用调阀控制凝结水母管压力的方法。逐步改进、逐步完善，目前已经能够实现稳定可靠的自动调节。

参考文献

[1] 尚君明.发电厂凝结水泵变频调速系统节能研究及应用[D].河北：华北电力大学，2008.

[2] 王鸿茹.300 MW火电机组凝结水泵变频调速系统的应用研究[D].河北：华北电力大学，2009.endprint

摘 要：总结德国西门子350 MW火力发电机组凝结水系统变频改造后系统运行出现的各种新问题，提出解决方法和自动控制逻辑的优化措施，为技改后凝结水系统的安全稳定运行提供实践指导。

关键词：凝结水泵 变频改造 凝结水压力

中图分类号：TM921 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0101-02

我厂凝结水泵原设计是工频运行，为适应节能工作的要求，从2010年开始先后对六台机组的凝结水泵进行了变频改造。改造后取得了很明显的节能效果，但是由于凝结水系统的运行方式、自动调节原理发生了变化，另外修改后的自动逻辑不完善，发生了数次凝结水系统运行异常。给安全生产带来了很大影响。（如图1）

原来凝结水泵工频运行时的自动调节原理是：凝补水泵供凝汽器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持除氧器的设定水位，凝结水泵出口到除氧器的大容量调阀和小容量调阀投自动后自动维持凝汽器的设定水位。当凝汽器或除氧器的水位过高时自动开启凝结水泵出口的再循环管路向凝补水箱紧急排水。以上设计思想成熟、设备动作可靠，有长期安全运行的良好表现。

在对凝结水泵变频改造后，凝结水系统新增加了凝泵转速这个调节变量。而且变频后凝结水母管的运行压力降低，低负荷时除氧器上水调阀必须兼顾母管压力，确保低压旁路减温水的压力要求。这就对凝结水系统自动运行逻辑提出了新的要求，在充分发挥变频节能的前提下满足低旁喷水的压力要求，在凝结水的主管路上整合好大小容量调阀和凝泵转速这两个变量。改造后的逻辑为：凝补水泵向凝汽器供水的大小容量调阀作为除氧器水位的主调节手段；凝泵转速为凝汽器水位的主调节手段；凝泵出口到除氧器的大小容量调阀作为管路憋压的手段，可以手动设定压力目标值来控制调阀开度，以维持必要的低旁喷水压力。

在运行实践中主要暴露出以下问题：

1 2010年10月13日，四号机组正常运行中，凝结水系统各个调阀及自动控制回路均投入自动

接到电网调度指令以7 MW/MIN速率快速由330 MW降负荷到180 MW。在降负荷过程接近结束的时候，运行人员发现除氧器水位发出高II值报警，除氧器上水大容量调阀全开，凝汽器水位低I值报警，凝汽器补水调阀和去凝补水箱的再循环调阀均在关闭状态，凝泵转速在最低转速870转/分钟。运行人员立即将除氧器上水大容量调阀解手动关小，控制除氧器水位。适度开启凝补水供凝汽器调阀，加快提高凝汽器水位。各参数恢复正常后重新投自动。

分析这次事件，因为除氧器水位高，凝汽器的补水调阀关闭是正确的。因为凝汽器水位低，凝泵转速降到最低也是正确的。但是由于凝结水母管压力设定值太低，除氧器上水大容量调阀持续开大，以释放阀前母管压力，造成除氧器的上水量超过了需水量，水位异常升高。直接跟踪除氧器水位的凝汽器补水调阀关闭，造成凝汽器水位降低，并且因此自动闭锁开启凝结水系统去凝补水箱的再循环阀。

总结这次事件，主要是为充分发挥变频节能效果，减小除氧器上水调阀的节流损失，所以将凝结水母管压力设定过低，除氧器上水调阀开度过大。在深度降负荷过程中，凝泵已降至最低转速870转/分钟（30 Hz），但除氧器上水调阀全开时的上水量仍然超过需水量，而凝泵转速已不能继续向下调节，造成系统流量不能平衡，除氧器水位异常升高，凝汽器水位异常下降。

为避免此类事件再次发生，我们依据机组变负荷工作点加入了凝结水母管压力设定值的下限，保证上水调阀的开度不致过大，实现系统的流量匹配。

2 2010年12月12日，一号机组正常运行

运行人员执行设备定期试验工作，准备将变频运行12凝结水泵提高到额定转速，然后启动工频备用的11凝结水泵试运行半小时，以验证备用状态良好。试验开始前，运行人员手动将凝结水母管压力设定提高到3.5 MPa，希望通过除氧器上水调阀关门憋压来抬高凝汽器水位，随着凝汽器水位的升高，凝结水泵转速会自动提到额定转速，然后进行下一步的试验。压力设定值修改后运行人员没有持续跟踪系统变化，转而进行其它工作。一段时间后，凝结水系统出现异常，除氧器水位低I值报警发出，凝汽器水位高I值报警发出，除氧器上水大容量调阀关小至32%，凝汽器补水小容量调阀全开。运行人员发现后立即解手动关闭凝汽器补水调阀，解手动开大除氧器上水调阀，逐渐恢复除氧器和凝汽器水位后重新投入各个调阀自动。

分析这次事件，运行人员通过提高凝结水母管压力设定值来提高凝结水泵转速的方法理论上是可行的，但是输入的设定值偏高。在除氧器上水大容量调阀持续关小憋压的过程中，凝汽器水位上升，凝结水泵自动升高转速以维持凝汽器水位同时保证了除氧器的上水量，但当凝结水泵达到额定转速时凝结水母管压力为3.2 MPa，仍未达到设定值。这时除氧器上水大容量调阀继续关小使上水量不能满足需水量，除氧器水位出现下降，凝汽器补水调阀自动跟踪开大，凝汽器水位上升。

总结这次事件，在高负荷时人为将凝结水母管压力设定值设定过高，压力设定值升高后，系统流量失去平衡，除氧器水位异常下降，凝汽器水位异常上升。为避免类似事件发生，要求运行人员在进行凝结水泵升高转速的操作时直接操作变频器，提高变频器输出值，禁止采用提高压力设定值的方法。同时优化逻辑，对每个负荷点设置压力上限，防止输入的压力设定值过高。

3 2011年06月24日，一号机组由220 MW升负荷到320 MW

由于升负荷较快，调阀动作的惯性滞后，除氧器水位出现高I值报警，这种情况在以前快速升负荷中也时有发生。每次都是除氧器水位高伴随着凝汽器水位低，凝结水泵自动减小上水量后各水箱水位很快就会平衡。但当时锅炉暖风器疏水箱恰好向凝汽器回收疏水，凝汽器水位升高，凝结水泵自动提高转速加大除氧器上水。两个因素叠加，除氧器水位达到高II值报警，联锁动作全关除氧器上水大小容量调阀、进入除氧器的高加疏水转而进入凝汽器，凝汽器水位快速升高。发现系统异常后运行人员立即进行调整，复位水位报警，手动开启除氧器上水大容量调阀，开大凝结水系统再循环阀，希望能够遏制凝汽器水位快速上升的趋势，但操作效果不理想，除氧器水位下降和凝汽器水位上升的趋势不改，运行人员全面迅速检查系统状态后发现，凝结水泵已经自动降到最低转速870转/分钟（30 Hz），立即手动提升变频转速到额度转速，经调整后系统各参数逐渐恢复正常。

在这次事件中，凝汽器水位一度接近了汽轮机保护动作值，事故处理过程很紧张。主要原因是新逻辑加入了除氧器水位高II值自动降低凝泵转速到最低转速870转/分钟（30 Hz）的热工联锁，部分运行人员在凝结水系统事故处理时忽视了这个新增联锁，没有抓住处理的关键点，失去了处理时间，导致凝结水系统水位事故扩大，险些造成机组跳闸。

原来凝结水泵工频运行时，凝结水母管压力在各工况下都能稳定维持在3 MPa左右，当时低旁减温水压力低遮断低旁的整定值是1.9 MPa，变频改造后考虑到对低旁运行的不利影响将该定值放宽到1.2 MPa。但凝结水系统压力稍有扰动仍然会触发低旁跳闸，特别是启停机阶段，凝结水压力波动频繁，而且低旁又是在通流工作状态，一旦低旁跳闸会使主机轴向位移、高排温度、再热器压力等参数异常，威胁机组安全运行。正常运行时当凝结水母管压力低于 1.2 MPa时也会触发低旁喷水压力低跳闸信号，低压旁路失去备用，而且需要运行人员恢复系统压力、手动复位该跳闸信号。

对于出现的这种情况暂时没有理想的解决办法，因为凝结水泵变频改造的主要节能手段就是开大除氧器上水调阀，减小阀门截流损失。这就不可避免地降低了凝结水母管压力，使低旁喷水压力冗余量变小。只能依靠运行人员加强监视，发现压力下降较多时尽快稳定工况，提高母管压力设定值，适当关小调阀憋压。

4 结论

凝结水泵变频改造后经过近三年的摸索、试验，不断完善自动控制逻辑。分析新的系统特性，摸清了转速调节水位相对于阀门调节水位的不同特性。处理各种新情况，掌握了使用调阀控制凝结水母管压力的方法。逐步改进、逐步完善，目前已经能够实现稳定可靠的自动调节。

参考文献

[1] 尚君明.发电厂凝结水泵变频调速系统节能研究及应用[D].河北：华北电力大学，2008.

[2] 王鸿茹.300 MW火电机组凝结水泵变频调速系统的应用研究[D].河北：华北电力大学，2009.endprint