135WM机组一次调频控制功能优化

火电机组一次调频控制策略优化及应用摘要：目前火电机组一次调频指标面临电网考核较大的压力，机组核心参数在正常工况下能够维持较好效果，但在电网频率震荡工况下，机组一次调频功能不能准确调节电网频率，对考核指标影响较大，其中由于一次调频转速不等率超标和响应特性不达标问题，导致某厂一次调频指标屡屡被电网考核，下面结合某电厂的一次调频的优化，讨论一下一次调频的控制策略优化及应用效果分析。

关键词：火电机组；一次调频；优化前言目前，国内火电机组采用汽轮机转速差计算一次调频功率指令，针对该现状笔者分析认为:在稳定状态下汽机转速能够比较准确反映电网实际频率，但在电网频率动态震荡下，汽轮机转速不能准确反映电网的实际频率，对一次调频功能会产生不利影响。

因此，提出采用电网实际频率计算一次调频功率指令，这样机组能够快速准确的调节机组负荷，进而改善传统方法存在的不足，提高一次调频的精度。

1火电厂一次调频的主要技术指标因为一次调频是一类综合性的问题，它的功能是否健全、工作状况是否良好全都要看它的技术指标是否在合理的范围内，一次调频所涉及到的指标主要有转速不等率、调频死区、调频负荷范围、功率补偿量等常量。

根据国家出台的相关火电厂一次调频问题指导文件的相关要求，火电厂一次调频的调节死区应该设置为±2r/min；转速不等率δ为5%；一次调频的最大功率为额定功率的8%即±24MW（300MW机组）或6%即±36 MW（600MW机组；一次调频负荷响应滞后时间不应小于3s，机组迟缓性小于0.07%（200MW以上机组），一次调频稳定时间不大于60s。

各个常量中也有具有各自特性的工作系统或指标。

例如转速不等率，它是专门负责反应机组稳定率的一项指标，在特定的功率条件下，随着机组工作的时间长度或者强度的变化而发生不同的变化，从而判断出机组的运行情况。

通过转速不等率（δ）的计算公式就不难看出，它的计算结果与机组的运行稳定性呈反比的态势，它的计算结果越大，机组的稳定性越差，越需要加强调节和控制；反之，则代表运行状况良好。

第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008华能长兴电厂135M W 机组一次调频控制改进效果3陈金凤,陈　坚(华能长兴电厂,浙江长兴313000)摘　要:为了适应和满足电力市场的需要,保证电网的安全经济运行,提高电能质量和电网频率的控制水平,华能长兴电厂提出对135M W 机组一次调频控制改进的建议.135M W 机组一次调频控制改进后,机组一次调频调节品质得到明显改善,获得了可观的经济效益.关键词:华能长兴电厂;135MW 机组;一次调频中图分类号:T K 263.7　T K 323文献标识码:A文章编号:100921734(2008)S020005204华能长兴电厂#4、#5机组DCS 及DE H 改造后,机组一次调频一直是CCS 单侧控制,调节品质即响应时间及负荷变化量不能很好地满足要求.为解决两台机组一次调频的现状,2006年8月华能长兴电厂提出了对两台机组一次调频控制改进的建议,并对可行性进行了分析,于2006年9月5日正式实施.控制改进后,两台机组一次调频调节品质得到明显改善,获得了可观的经济效益.1　华能长兴电厂135MW 机组一次调频控制改进的必要性现代汽轮机通常并在电网中运行,当外界负荷变化引起电网频率变化时,电网通过并网机组的A G C (二次调频)和电网中各机组的一次调频功能,保持电网频率的稳定.电网中快速的小负荷变化需汽轮机的一次调频进行调节.一次调频的功能是通过汽轮机转速变化引起调节系统的负荷调节,利用机组的蓄热自动增减负荷以适应外界负荷需要,快速响应电网频率的变化,保证蒸汽力矩Me 与电磁力矩Mel 相平衡,迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动,它是减轻二次调频负担的粗调节.为了适应和满足电力市场的需要,按《浙江电网统调发电厂调度运行管理细则》的要求,保证电网的安全经济运行,提高电能质量和电网频率的控制水平,电网对并网机组的一次调频要求也越来越高.浙江省电网对华能长兴电厂的一次调频机组的性能指标要求:动作死区为±2r/min (±0.033Hz),转速不等率为5%,负荷变化量≤6%MCR/mi n ,响应时间<15s.当电网频率超出50±Δf s q (频率控制死区)时,并持续时间超过20秒,一次调频机组在45秒内的实际增量部分的积分电量占相应时间的机组一次调频理论计算积分电量的比例作为考评机组一次调频的效果.华能长兴电厂两台机组DCS 及DEH 改造后,一次调频回路均为CCS 单侧控制,调节效果不能达到省调要求,从而被罚电量,给华能长兴电厂带来了一定的经济损失.如何充分、合理地发挥一次调频的调节功能,提高调节质量和品质,使其既能满足电网频率快速响应的需求,又能满足机组安全稳定性的要求,是一项重要课题.2006年8月根据厂部精神,提出了对华能长兴电厂两台机组一次调频控制回路的改进建议:一次调频由CCS 单侧控制改为DEH +DCS 侧联合控制,F (X)曲线中转速不等率由5%↓4%.2006年9月5～7日,分别投入#4、#5机DEH 侧一次调频回路(CCS 侧一次调频原已投入).3收稿日期225作者简介陈金凤,工程师,从事优化运行指标以提高机组运行经济性研究:2007122:.2　#4、#5机组一次调频控制改进后与原CCS 单侧控制的区别华能长兴电厂#4、#5机组一次调频负荷调节的工况范围分别在75～135MW 、75～125MW ,负荷调节量分别为±8.1MW 、±7.5MW ,动作死区为±2r/mi n (±0.033Hz ),转速不等率原为5%,为了增加周波等量变化时一次调频调节的负荷量,转速不等率δ由5%↓4%.2.1　一次调频的功能D EH 中一次调频功能是将汽轮机转速与额定转速的差值直接换算成有功功率指令,其中汽轮机额定转速与实际转速的差值经F (X )曲线转换后生成一次调频因子,直接叠加到DEH 的有功功率给定值上,以控制汽轮机的调门开度,CCS 进行补偿.一次调频因子的设置包括频差死区和转速不等率两个因素,频差死区的设置是为了防止在电网频差小范围变化时汽机调门不必要的动作.转速不等率δ是指汽轮机在孤立运行时,按照调速系统静态特性曲线,当电功率额定值减小到0时,机组转速改变值Δn 与额定转速n0的百分比.δ的数值确定之后,频差的变化和一次调频因子的数值关系就是线性的,δ的数值一般设置在3%～6%之间,δ值越小,在相同的频差下汽机调门的变化幅值越大,反之则越小.而CCS 侧一次调频功能是感受转速信号,根据F (X )曲线计算相应的负荷指令送给DE H ,通过负荷指令计算流量信号来控制调门开度,调节比较迟缓(华能长兴电厂原来一次调频控制采用此方式).2.2　一次调频的设置一次调频的设置有带死区和不带死区两种方式,不带死区的一次调频因汽轮机转速与给定值只要有偏差,汽轮机调门就会动作,使协调控制系统叠加的扰动过于频繁,影响系统的稳定性,一般不采用.华能长兴电厂两台机组一次调频采用带死区的设置方法,这种方法的特点是机组转速在死区范围内,一次调频不参与调节,机组运行相对稳定.当频差在超过和回落到死区的过程中,一次调频因子的变化是一个阶跃过程,整体的调节后果会导致汽机调门的突然开大或者关小,在协调控制系统投入的情况下,会导致燃料量的波动,从而引起自动调节的不稳定.华能长兴电厂两台机组转速不等率由5%↓4%后,#4、#5机组一次调频控制改进前后特性曲线对比如下(见图1):图　#、#5机组一次调频控制改进前后调节曲线6湖州师范学院学报 第30卷14一次调频转速不等率δ改动后,#4、#5机组转速超出动作死区,调节负荷量分别由0.9MW/rpm ↑1.13MW/rpm 和0.83MW/rpm ↑1.04MW/rpm.3　#4、#5机组一次调频控制改进后运行效果及经济性分析3.1　运行效果由于两台机组一次调频控制方式改进及转速不等率δ的重新设置,现机组运行中当机组转速超出一次调频动作死区时,机组调节负荷速度较快.因DE H 一次调频功能投入后效果明显,根据机组一次调频的特性:当有频差出现时,一次调频因子直接叠加在DEH 的有功功率的给定值上,通过调节调门开度使机组有功功率快速响应一次调频的需求.但是如果当频差回落到±0.033Hz 以内,协调控制系统的负荷给定值没有改变而机组有功功率发生了变化,协调控制系统的功率控制回路就会发出和一次调频作用方向相反的汽轮机调门指令,执行CCS 中原负荷指令值,如果当时A G C 同时投入,即执行ADS 指令,如此反复会引起协调控制系统振荡.华能长兴电厂两台机组一次调频控制改进后,在110MW 左右运行时会发生不同程度的调门晃动的“异常”现象.3.2　原因分析根据“异常”现象,调取了两台机组各负荷段一些相关参数对比(高压调门开度98.72/98.69分别为一次调频动作前后的开度),结果如下(见表1、表2):表1　#4机组各负荷段相关参数时间负荷/MW 转速/r/min 频差对应负荷G V1开度/%G V2开度/%G V3开度/%GV4开度/%DEH 侧一次调频状态炉主汽压力/MPa 炉主汽温度/℃9/710:55131.073003-1.5698.72/98.6999.9/99.9498.66/98.6323.96/21.03投入13.77541.819/710:58129.963003-1.5698.72/98.6999.88/99.8898.41/54.8218.25/15.51投入13.79539.589/710:59125.51 3..4-3.1298.66/98.6999.91/99.9142.86/37.760.76/0.76投入13.70539.429/711:01118.523004-3.1297.92/90.2698.60/92.3127.32/26.680.82/0.79投入13.69537.849/711:02117.173003-1.5677.41/70.8578.72/72.1625.18/24.180.82/0.82投入13.625379/711:03115.743003-1.5674.36/67.2576.74/68.5024.91/24.110.89/0.89投入13.62536.559/711:0699.113001047.8049.0519.440.76撤出13.51531.089/711:0890.893001045.5146.7917.490.76撤出13.40531.499/711:1081.633000043.0744.4700.73撤出13.52531.8910/246:38108.403003-1.5659.49/53.2459.74/55.7722.83/22.560.67/0.76投入13.69540.1610/246:39110.953004-3.1255.77/49.3957.17/5021.21/20.540.70/0.73投入13.70540.5110/246:44117.013003-1.5698.47/98.0599.66/99.9129.61/28.630.67/0.64投入13.69541.5210/246:25118.733004-3.1298.69/98.6699.94/99.9432.91/29.670.67/0.67投入13.68541.52表2　#5机组各负荷段相关参数时间负荷/MW 转速/r/min 频差对应负荷G V1开度%G V2开度%G V3开度/%GV4开度/%DEH 侧一次调频状态炉主汽压力/MPa 炉主汽温度/℃9/710:24125.343003-1.4498.05/98.0898.78/98.7598.41/98.4118.80/15.54投入13.60537.539/710:26122.623003-1.4498.02/97.9998.75/98.8145.85/44.4711.72/0.64投入13.62537.979/710:28116.663003-1.4497.99/95.0598.75/95.8229.58/27.660/0投入13.60538.219/710:31112.523003-1.4472.22/58.9172.44/59.4024.69/23.170/0投入13.61537.379/710:59100.963003-1.4460.74/55.7461.11/56.4123.11/22.040/0投入13.77534.049/711:0193.763004-2.8847.28/45.7947.74/46.2519.60/18.830/0投入13.65534.049/719:0880.193003-1.4444.75/44.5745.12/45.0216.21/15.020/0投入13.62539.4210/246:38114.873003-1.4492.03/78.4592.49/78.8526.95/25.580/0投入13.64538.9510/247:53120.033003-1.4497.99/97.9598.90/98.8536.60/34.950/0投入13.62538.98 依据历史数据记录分析如下()每次机组#、#高压调门晃动时,机组转速均超过一次调频转速动作死区,且负荷均在MW 负荷段左右72008年 陈金凤,等:华能长兴电厂135MW 机组一次调频控制改进效果:112110.(2)由历史参数分析,机组一次调频动作时,调门晃动与机组4只高压调门的实际开度有直接关系.当机组负荷在80～100MW ,锅炉正常参数运行时,#1、#2高压调门开度处于阀门流量调节敏感区,与#1、#2高压调门开足情况相比,调节相同流量,前者的开度变化小,因而晃动不明显.(3)#5机组116MW 及以上负荷,锅炉主蒸汽参数正常的情况下,#1、#2高压调门基本开足,#4调门关闭,#3高压调门处于中间开度,当一次调频调节时,#3高压调门参与调节负荷,当#3高压调门开度至25%以下时,#1、#2高压调门参与调节.10月24日6:38,#5机组负荷114.87MW ,#1、#2、#3高压调门开度分别为92.03%、92.49%、26.95%,当机组转速至3003r/min ,频差调节负荷值应为-3.39MW ,而当时实际频差调节负荷值为-1.44MW ,#3高压调门开度由26.95%↓25.58%,此时#1、#2高压调门开始调节,开度分别由92.03%、92.49%降至78.45%、78.85%.当机组转速至3002r/mi n ,回到动作死区内,调门又重新开启执行CCS 负荷目标值,如此反复出现了#1、#2高压调门的晃动现象.10月24日7:53,当#5机组负荷加至120.03MW ,此时#1、#2高压调门开足,#3高压调门开度36.60%,当机组转速至3003r/mi n ,频差调节负荷值应为-3.39MW ,而当时实际频差调节负荷值为-1.44MW ,#3高压调门开度由36.60%↓34.95%,此时#1、#2高压调门未参与调节,调节基本发生在#3高压调门,而且#3高压调门开度处于流量调节特性比较良好的敏感区域,因此晃动现象不明显.(4)同理,#4机组负荷在117MW 及以上负荷时,主蒸汽参数正常的情况下,#1、#2高压调门开足,#3高压调门开度处于中间调节状态.因此,由以上分析该“异常”现象属于一次调频调节过程中的正常现象(因原来一次调频效果不好,所以该特性反映也不明显).3.3　经济性分析一次调频控制方式改进前后,2006年5～11月份,浙江省电力公司根据《浙江电网统调发电厂调度运行管理细则》对华能长兴电厂一次调频调节效果进行了考评,结果如下(见表3):表3　一次调频调节效果考评结果时间#4、#5机组一次调频考评结果(电量考核)经济收益=(电价×电量)(万元)5月罚79万kWh 电量0.1372×(-79)=-10.83886月罚62万kWh 电量0.1372×(-62)=-8.50647月奖95万kWh 电量0.1372×95=13.0348月奖10万kWh 电量0.1372×10=1.3729月奖5.7万kWh 电量(9月5～7日一次调频控制改进后,相应负荷段动作时因#1、#2高压调门晃,运行人员常撤出两机一次调频,因而奖励电量不多)0.1372×5.7=0.78210月奖303.5万kWh 电量0.1372×303.5=41.640211月奖374万kWh 电量0.1372×303.5=51.3128 说明:电价0.1372元/kWh =税后的上网电价0.3532元/kWh -税后成本0.216元/kWh.表中的数据表明:#4、#5机组一次调频控制改进前,5～8月共损失4.9392万元;#4、#5机组一次调频控制改进后,2个月共获利92.9530万元,年获利则更多.可见,#4、#5机组一次调频控制改进后经济效益明显.#4、#5机组一次调频控制改进后,有效地改善了调节品质即响应时间及负荷变化量,提高了机组的安全性、经济性,但调节的技术参数还有待试验后确认.此项改造无需资本投资,可为同类型机组甚至是大型发电机组提供一些经验.参考文献[]李德成5MW 机组电调装置(D 系统)运行状况分析[]山东电力技术,()8湖州师范学院学报 第30卷:1.12E H J .20011.。

协调、一次调频逻辑优化
1、采用汽耗率对机组负荷指令进行修正，从而优化滑压曲线：
根据机组实际运行工况下计算的发电机的实际汽耗率与机组设计工况下的汽耗率之比，计算出机组的汽耗率修正系数，用该修正系数乘以机组负荷指令，得到机组负荷指令的修正值；
2、实现机组升降负荷双速率：
现改为升负荷速率为15MW/MIN,降负荷速率为12-13.5 MW/MIN，且可调整；
3、根据省电网迎峰度夏检查，增加机组一次调频自动投入及自动解除逻辑：
自动投入：CCS模式下，实际负荷大于300MW且小于620MW，自动投入一次调频，自动解除：实际负荷小于180MW或大于630MW，自动解除一次调频。

火电机组一次调频功能优化及问题分析发表时间：2019-06-21T10:15:10.270Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：唐世宝[导读] 摘要：随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。

大容量火电机组需要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。

（国电青山热电有限公司设备管理部）摘要：随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。

大容量火电机组需要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。

为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，各电网公司相继制定了“两个细则”要求各发电厂严格按照规定进行改造落实参数投入一次调频，下面结合青山公司各机组的一次调频优化改造情况进行效果分析。

关键词：一次调频;优化;分析0.引言为了保证电网的安全经济运行，提高电能质量和电网频率的控制水平，迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动，电网对机组的一次调频要求越来越高。

如果一次调频参数设置不合理，会对机组的安全性与稳定性带来一定的影响。

以下针对青山电厂一次调频参数的设置及其对机组及电网稳定性的影响进行分析，并探讨如何合理设置DEH和DCS一次调频的参数，使其既能满足电网频率快速响应的需求，又能满足机组安全稳定性的要求。

1.基本概念1.1一次调频机组一次调频功能是指当电网频率超出规定的正常范围后，电网频率的变化将使电网中参与一次调频的各机组的调速系统根据电网频率的变化自动地增加或减小机组的功率，从而达到新的平衡，并且将电网频率的变化限制在一定范围内的功能。

负荷波动导致频率变化，可以通过一次和二次调频使系统频率在规定变化内。

对于负荷变化幅度小，变化周期短所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器来进行调整，这叫一次调频。

对负荷变化比较大，变化周期长所引起的频率偏移，单靠调速器不能把它限制在规定范围里，就要用调频器来调频，这叫二次调频。

提高机组一次调频响应精准度的优化措施摘要：频率质量是电力系统运行的重要指标之一，发电机组的一次调频性能对维持电网频率稳定至关重要，本文通过对一次调频功能的实现策略及影响因素进行分析研究，提出一种一次调频控制优化措施，使用PMU频率代替原有转速，通过现场试验及试验数据分析，对该方法进行了验证。

关键词： PMU频率；品质判断；控制优化引言近年来新疆范围内新能源发展迅猛，风电、光伏等新能源大规模并网，火电机组负荷明显压缩；同时新疆电网网架结构快速变化发展，形成了特高压交直流混联系统。

网架结构薄弱以及电网电压等级差大，电网安全稳定运行压力巨大，此种情况下对网内机组一次调频性能提出更高要求。

1、频率控制的基本方法供电频率的稳定性和准确性，是供电质量的重要指标。

为了使供电频率稳定，电网调度部门需要时刻维持网内发电负荷与用电负荷相等。

但在实际生产过程中，用电负荷会随生产生活的需要不断变化，发电负荷也会随工况过程变化，因此电网发电负荷和用电负荷的平衡随时都会被打破，从而引起供电频率变化。

为了将电网频率控制在规定的范围内，目前采用一次、二次、三次调频相结合的方式来调整发电机组的发电负荷，使发电负荷与用电负荷相匹配，达到两者动态平衡。

一次调频是指电网频率发生变化时，发电机组通过转速反馈调节系统自动根据实际转速偏离额定值的程度来改变发电负荷，从而补偿电网频率变化。

利用机组实际转速与额定转速差经调频折线转化为调频量直接作用于汽机调门开度实现机组一次调频功能是目前的基本方式，为提高机组一次调频性能，一些机组在此基础上引入压力补偿系数，对调频量进行压力修正；一些机组引入调门开度修正系数，对调频量进行开度修正。

这些方法都起到了一定作用，但随着电网要求越来越高，考核力度越来越大，这些方法已不能完全满足电网对机组一次调频考核性能的要求。

2、一次调频优化措施在机组控制系统中引入PMU频率，并经过品质判断，用基准频率（50Hz）直接减去PMU频率，将差值放大60倍后作为一次调频用转速差，利用PMU频率代替转速提高机组一次调频响应精度的方法，能有效提高机组一次调频性能。

一次调频功能的优化及分析摘要:一次调频是随着DEH系统的出现后开始被人重视的。

原来的纯液压系统自身具备一次调频的能力,不需要人为干预,也是不可以撤出的,但是当调节系统变为DEH以后,一次调频就变成了DEH/MCS 的一个功能包,可以不投甚至是没有。

由于一次调频对于电网的稳定运行是有利的,而对于各个电厂的机组运行又是一个不稳定因素,因此大多数电厂是不愿意主动投入一次调频的,随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大,电网频率稳定性的问题越来越被重视。

为提高电网运行的稳定性,各电网公司相继制定了“发电机组一次调频技术管理规定”要求各发电厂严格按照规定进行改造投入一次调频,下面结合陡河发电厂各机组的一次调频改造讨论一下一次调频的改造情况以及效果分析。

关键词:一次调频优化1 基本概念1.1 一次调频对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动,汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能,自动改变调门的开度,即改变发电机的功率,使之适应电网负荷的随机变动,来满足电网负荷变化的过程这就是一次调频。

1.2 速度变动率速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,一般应为4%～5%。

若汽轮机的额定转速为3000r/min,则动态飞升在120～150r/min之间。

陡河发电厂速度变动率取5%。

1.3 响应滞后时间和稳定时间响应滞后时间:当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间。

稳定时间:机组参与一次调频过程中,在电网频率稳定后,机组负荷达到稳定所需的时间。

1.4 负荷变化幅度机组参与一次调频的负荷变化幅度,是考虑当频率变化过大时,机组负荷不再随频率变化,以保证机组稳定运行。

但是,变化幅度限制的越小,一次调频能力越弱。

2 华北电网发电机组一次调频运行规定中的主要参数要求(1)采用电液调速系统(DEH)的汽轮机组,一次调频功能应由DEH 实现。

应采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法,以保证一次调频的响应速度。

基于变频调速的135MW超高压机组凝结水系统优化节能降耗，降低发电成本，争取电力市场，是我公司”求生存，促发展”的立足之本。

要实现这一目标，降低厂用电率，优化系统运行方式，减少系统中各种损失是重要一环。

凝结水系统涉及范围广，包含设备多，对凝结水系统优化运行有很大的节能空间，这里将对我厂凝结水系统的运行中的弊端和优化改造后的情况进行介绍。

标签：凝结水泵；变频器；除氧器；水位调节1 简介本文对变频调速的135MW超高压机组凝结水系统优化的研究，主要以新疆华电吐鲁番有限责任公司装机容量为2×135MW燃煤机组为例，该燃煤机组采用了SG-420/13.7-M778超高压中间再热自然循环锅炉设备为主。

设备构成情况如下：凝结水系统设两台100%容量的工频凝结泵、四台低压加热器、一台轴封加热器、一台除氧器。

其中，轴封加热器额定流量为25%的凝结水再循环管至凝汽器。

2 现运行方式与问题（1）机组正常运行时凝结水系统采用凝结水电动调节阀对除氧器水位进行调节；（2）凝结水系统需要两台凝泵进行切换工作，需要进行运行结构转换时，应先关闭凝结泵出口手动门，之后开启备用凝结泵后缓慢打开备用凝结泵出口手动门，在开出口手动门时因手动门前后压差过大，会遇到出口手动门打不开的情况，此时因用力过大造成出口手动门损坏。

（3）因凝结泵工频运行，在机组开停机过程或低负荷运行时，节流损失增大，凝结泵耗电率增加。

3 变频改造后节能分析3.1 节能计算原理变频改造后，节能计算需要根据负荷情况进行，一般来说，通常以年运行时间为节能计算标准。

其中，设置符合高、中、低三种情况时间比为q%、w%、e%，对此，节能计算情况如下：变频改造前：Q改造之前=1.732×U×I×cosφ平均功率P改前均=∑P改前×δ（上述公式中，δ为设备负荷高、中、低的时间比。

在进行实际计算过程中，我们假设135MW的负荷为50%，120MW的负荷为30%，80MW或以下负荷为20%进行节能计算。