火力发电厂660MW机组循环水泵增加低速功能改造研究

1 改造概述

随着国家“双碳”战略的深入推进，火力发电企业面临着日益严峻的节能降耗与减排压力。循环水系统作为电厂辅机系统中电能消耗占比最高的子系统之一，其运行效率直接影响机组的整体经济性和运行安全性。某电厂2×660MW 超临界纯凝机组自投运以来，循环水泵长期采用定速运行模式，共配置4 台立式斜流循环水泵（每台机组配2 台），配套电机额定功率为1600kW，额定转速为598r/min，采用直接启动方式，运行方式固定。在实际运行中发现，该系统存在明显的“大马拉小车”现象：夏季高负荷工况下需双泵运行以保证凝汽器真空，但春、秋两季环境温度较低，循环水需求量显著下降，此时仍维持高转速运行，导致循环水流量过剩、电能浪费严重；冬季单泵运行虽可满足冷却需求，但由于泵组无法调速，仍以额定工况运行，造成不必要的厂用电消耗。统计数据显示，循环水泵年均耗电量约占全厂辅机电耗的 28% 以上，年耗电量达约2350 万kWh，节能潜力巨大。

2 循环水系统配置

循环水系统作为核心热力循环装置，承担着热量传输与系统冷却的关键功能。该系统主要由循环水泵、冷却塔、补水装置、管道网络及智能监控单元构成，整体设计遵循高效节能与稳定运行的原则。系统配置了两台并联的离心式循环水泵，单台额定流量为 320m³/h ，扬程为 35m ，一用一备，确保在连续运行中具备冗余保障能力。冷却塔采用横流式玻璃钢材质，设计冷却能力为400RT（制冷吨），在环境湿球温度28℃条件下，可将回水温度由 42^∘C 降至 32^∘C ，满足实验设备的散热需求。管道系统选用DN200 的碳钢镀锌管，总长度约 180 米，沿程设有压力与温度传感器共6 组，实时监测系统水力工况。此外，系统集成了 PLC 自动控制模块，可根据回水温度自动调节水泵变频器频率，实现动态流量调节，实测表明该控制策略可使系统综合能耗降低约 18‰ 。补水装置配备软化水处理单元，控制循环水的电导率低于 1500μS/cm ，有效防止结垢与腐蚀。经过连续 72 小时满负荷运行测试，系统压力波动小于 _±0.02MPa ，温度控制精度达 ±0.5^∘C ，表现出良好的稳定性与响应特性，为后续实验数据的准确性提供了可靠保障。

3 循环水泵改造方案研究

3.1 循环水泵电机改造方案概述

原系统配置的两台315kW 异步电机长期运行于定速模式，存在负载匹配不精准、部分负荷效率低等问题。为此，本次改造将原电机更换为高效永磁同步电机（PMSM），额定功率调整为 280kW，额定效率由原先的 92.5% 提升至 96.8% ，并配套升级为智能型矢量控制变频器，实现宽范围无级调速与软启动功能。同时，新增电机绕组温度监测、振动传感器及在线能耗分析模块，通过工业以太网接入中央监控系统，实现远程诊断与能效评估。

3.2 改造后循环水泵设计运行工况

改造后的循环水泵在设计上优化了叶轮与流道结构，以匹配新电机的调速特性。系统设定三种典型运行工况模式：高峰负荷模式（频率50Hz，流量 300m³/h ，扬程 34m ）、常规运行模式（频率40Hz，流量 240m³/h ，扬程 22m ）和低谷节能模式（频率 30Hz ，流量 180m³/h ，扬程 13m ）。通过实际调试与性能测试，水泵在常规运行模式下达到最高效率点 88.6% ，较改造前提升约 7.2 个百分点。变频调节使系统可根据实际热负荷动态调整供水流量，避免了传统阀门节流造成的能量浪费。在为期一个月的试运行期间，系统在不同工况切换中表现出良好的稳定性与响应速度，压力波动控制在±0.015MPa 以内，满足工艺要求的同时显著提升了运行灵活性与能源利用效率。

3.3 改造后耗电量分析

为评估循环水泵改造后的节能效果，本研究对系统在典型运行周期内的用电数据进行了连续监测与统计分析。改造后系统投入运行后，在相同工艺负荷条件下（以日均供水量 6500m³为基准），对新配置的永磁同步电机变频驱动系统进行为期30 天的电能消耗记录。监测结果表明，改造后循环水泵日均耗电量由原来的 4860kWh 降至 3620kWh，降幅达 25.5% 。其中，高峰负荷时段（8:00–20:00）平均功率由 302kW 下降至 228kW；在夜间低负荷运行期间，通过变频调速将水泵运行频率降至 32Hz左右，功率进一步降低至145kW，实现了“按需供能”的节能目标。全年按8000 小时运行计算，总节电量可达 992 万kWh，折合标准煤约3968 吨。电能质量分析显示，改造后系统功率因数由0.83 提升至0.96 以上，谐波畸变率控制在 3.5% 以内，显著改善了电气系统的运行品质。

3.4 改造前后煤耗分析

在火力发电或热电联产背景下，循环水泵的电耗直接影响电厂的整体煤耗水平。基于电厂供电煤耗折算关系（310gce/kWh），对改造前后单位发电量的间接煤耗进行对比分析。改造前，循环水泵系统年耗电量为3888 万kWh，折合年标准煤消耗为12,052.8 吨；改造后年耗电量降至2896 万kWh，折合标准煤消耗为8977.6 吨，年节约标煤达3075.2 吨。若以机组年发电量12 亿kWh 计算，改造后每百万千瓦时发电量所对应的循环水泵煤耗由原来的 25.7kgce 降至 19.1kgce ，降幅达 25.7% 。此外，由于水泵运行效率提升、系统稳定性增强，间接减少了因设备故障或效率下降导致的额外能源浪费，进一步优化了全厂的能耗指标。

4 投资估算和经济性分析

本次改造主要包括高效永磁同步电机购置、智能变频控制柜安装、水泵叶轮优化、监测传感器布设及控制系统集成等内容。根据市场询价与工程预算，主要设备投资如下：永磁同步电机2 台，单价98 万元，合计196 万元；变频器及控制柜系统 120 万元；传感器与数据采集模块 25 万元；安装调试与工程服务费用60 万元；其他预备费用按总投资 10% 计取，约为 30.1 万元。综上，项目总投资估算为 431.1 万元。

在经济性分析方面，依据改造后实测节电效果，系统年节电量达992 万 kWh，按工业电价 0.62元/kWh 计算，年节约电费为 615.04 万元。同时，年节约标准煤 3075.2 吨，按当前标煤价格 850 元/吨计算，间接节约燃料成本约 261.4 万元。尽管电费节约为直接收益，燃料成本节约在自备电厂或热电联产场景下具有显著价值。若仅以电费节约为收益来源，静态投资回收期为7.0 个月（约 0.58 年），远低于行业通常可接受的 3 年标准，经济性极为显著。此外，改造后设备运行稳定性提升，维护周期延长，预计年均可减少维修费用约35 万元，并延长水泵整体使用寿命 3～5 年，进一步增强了项目的长期经济优势。

5 结语

本文针对循环水系统中循环水泵能效偏低的问题，提出了一套集高效电机替换、变频调速控制与智能监控于一体的综合改造方案。通过对水泵电机的更新换代及运行工况的优化设计，系统在不同负荷条件下均表现出更高的运行效率与良好的动态响应能力。实测数据表明，改造后水泵系统日均耗电量下降 25.5% ，年节电量接近千万千瓦时，显著降低了电能消耗与间接煤耗。经济性分析结果显示，项目总投资约431 万元，静态回收期不足一年，具有优异的经济效益和节能减排效益。

参考文献：

[1]张江.发电厂辅机电动机的节能改造分析[J].机械管理开发,2024,39(4):182-183.

[2]周慧娟.某火力发电厂 660MW 机组循环水泵增加低速功能改造研究[J].给水排水,2023(S1):234-