凝结水系统调整方式优化方案

工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald551 林州热电机组类型介绍全厂（2×350 MW）两台机组，总装机容量为700 MW。

配备有3台50%额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水精处理、1台轴加、4台低加、1台凝补水箱和1台凝补水泵。

系统设置两套变频器，A/B变频器采用一拖二形式，分别控制A、B凝结水泵，C变频器单独控制C 凝结水泵。

凝泵设计的额定流量是423.6 m 3/h，在实际运行中降低凝泵出口压力，单台凝泵最大出力能达到600 t/h左右。

2 试验调整目的响应集团公司“大干5个月、优化运行方式、安全运行、降本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂1、2号机凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达到集团公司同类型机组先进值。

3 影响凝结水泵电耗因素分析由于调度负荷低，1、2号机持续低负荷运行，两台凝结水泵变频运行，除氧器上水调门在40%～50%开度，节流损失大。

为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。

在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降低对以下用户的影响。

3.1 凝结水压力降低后对轴封减温水的影响低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在175 M W 时，凝结水泵出力低，出口母管压力0.85 M P a，低压轴封减温水调节门开度最大只有32%。

因此凝结水母管压力降低至0.85 M Pa,对轴封无影响。

3.2 当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水压力低至0.6 M Pa，低旁联关引起再热器保护动作。

经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力有0.1 M Pa的压差，即使凝结水母管压力下降至0.8 M Pa,低旁减温水压力也有0.7 M Pa，因此无影响。

3.3 凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在30 ℃以下。

国产600MW机组除氧器上水调门优化方案凝结水泵变频技术的应用，将凝结水泵定速运行改为变速运行，使凝结水泵运行时的出口压力、流量与电机能耗达到最佳匹配，从而大幅度降低凝结水泵功耗，尤其是在机组低负荷工况下，节能效果十分显著。

但就目前的运行情况来看，变频凝结水泵运行中除氧器上水调门开度没有全开，还有一定的节能潜力可挖，因此提出除氧器上水调门的优化方案。

变频凝结水泵现在运行现状凝结水泵在变频方式运行，且无工频运行泵时，凝结水母管压力会随着负荷的降低而降低。

在协调方式下，机组的运行方式为定——滑——定，故凝结水母管压力设定值在机组正常运行过程中为在负荷变动过程中除氧器压力的基础上叠加一个值，同时为保证低压旁路减温、汽机低压缸喷水减温等用水，通过试验确定凝结水泵最低工作压力，以保证除氧器的上水和其它辅助系统能够正常工作。

除氧器水位由凝结水泵变频控制时，用除氧器上水调阀来控制凝结水母管压力。

这个回路的控制思想是pid 接受凝结水母管压力偏差及除氧器水位偏差的微分前馈信号，维持凝结水母管压力相对稳定，满足除氧器上水能力，并保证凝结水泵在安全区内工作的最小给水压力（下限特性）。

从表1中，凝结水泵变频各供况运行情况可以发现除氧器上水调门开度偏小，还存在部分节流。

实际管道阻力预测，凝结水精处理的压差损失为0.25mpa左右，26米平台到0米平台的压差大概为0.3mpa，凝结水管道本身的阻力造成的压差大概为0.2mpa左右，总体管道阻力为0.75mpa。

根据其他电厂的经验，保证变频凝结水泵出口压力不低于1.35mpa的前提下尽量开大除氧器上水调门。

（见表2）另外，凝结水最小压力设定为1.4mpa，即凝结水最小压力不应低于1.4 mpa。

保证凝结水供低旁的压力要求，大于1.2mpa。

变频凝结水泵除氧器上水阀门优化除氧器上水优化思路：凝结水泵变频器投入自动，由变频器调节除氧器水位，通过降低凝结水压力设定，使得除氧器上水调门不断开大，直至全开；减少管道节流损失；除氧器上水调门投自动，用于维持凝结水最低压力，即当机组负荷低到一定程度，由除氧器上水调门维持凝结水最低压力1.4mpa，保证凝结水压力大于1.4mpa。

关于#1、#2机组凝结水再循环系统管道振动原因及减振措施汽水管道振动是影响火力发电厂安全生产的常见原因；强烈的管道振动会使控制阀工况变差、控制仪表失灵，管道附件，尤其是管道的连接部位和管道与附件的连接部位等处发生松动和破裂，轻则发生泄漏，重则会由于破裂而引发污染或爆炸,造成严重的事故.而在众多汽水管道振动中，凝结水最小流量间再循环管道因为接收容器工作背压低,汽蚀和闪蒸工况严重，出现管道振动的概率最大.在越南海阳电厂试运行期间，在现场调试时发现,凝结水再循环管道出现了较大的振动，一直未得到解决；从其它电厂的凝结水再循环管道却正常、平稳的运行。

对比了其它电厂的凝结水再循环管道的设计与我方现场设计,针对凝结水最小流虽再循环管道振动的问题进行分析，提出了相应的设计整改和优化方案。

凝结水系统的设置都是按汽轮机在VWO工况时可能出现的凝汽量，加上进入凝汽器的正常疏水量和正常补水量设计的.系统采用100%凝结水精处理装置，系统中仅设凝结水泵,不设凝结水升压泵，系统比较简单（凝结水泵进水压力为6.9 kPa 、流量为1782m³/h 、扬程为273 m 、—备一用，热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经过中压凝结水精处理装置、轴封加热器、五级低压加热器后进入除氧器。

其中系统设有最小流量再循环管路，由轴封冷却器出口凝结水管道引出,经最小流量再循环阀回到凝汽器，保证在启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量阀运行，防止凝结水泵汽蚀，并且有足够的凝结水流过轴封冷却器，维持轴封冷却器的微真空。

最小流量再循环管道按凝结水泵、轴封冷却器允许的最小流量中的较大值设计，最小流量再循环管道上还设有调节阀，以便控制不同工况下的再循环流量。

该工程的最小流量为450 m/h。

1、凝结水最小流量再循环管道是由轴封加热器出口的凝结水管道引岀一分支管道，经过最小流量调节阀接入凝汽器（凝结水母管设计压力为3.75 MPa ,汽封冷却器至8、9 号低加）的设计温度为40 °C ）其阀后凝汽器工作背压（取平均背压为6.9 kPa,当夏季工况水温为33℃，背压为9.5 kPa ）,调节阀前后的压差大，如果调节阀（允许压差和调节阀形式）选型不档，当介质到达阀体,在阀花和阀座的节流作用下,缩流断面处的流速是最大的。

凝结水精处理存在问题及对策分析摘要：凝结水精处理在电厂以及锅炉中使用极为普遍，其主要功能在于去掉凝结水中存在的各种可能的金属腐蚀物以及各类微量溶解性物质。

近年来，随着我国各种大型火力发电厂的建设及投入使用，各类先进的凝结水精处理装置得到了普遍使用，因此，如何保证该装置在使用过程中的安全、高效，稳定，事关电厂安全生产的全局。

关键词：凝结水精；处理；问题；对策；分析1导言凝结水精处理系统是百万压水堆核电站二回路重要的系统之一。

其位于凝结水泵与低压加热器之间，对二回路水中杂质离子进行树脂交换处理，保证蒸汽发生器供水水质。

主要功能是：一是连续去除热力系统在机组正常运行或机组启停期间形成的腐蚀产物和离子杂质，为蒸汽发生器提供悬浮物质含量极低的给水；二是机组启动时可以大大减少系统冲洗时间,使机组尽快投入运行并节约除盐水用量。

2热电厂凝结水精处理系统概述从理论上来看，凝结水是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。

但从生产实际来看，凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器、低压加热器等疏水———即进入加热器将给水加热后冷凝下来的水。

因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。

凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全运行，对凝结水质量提出了更高的要求。

3凝结水精处理的目标凝结水在一些状况下会受到污染，如凝汽器渗漏或泄漏、金属腐蚀产物的污染、锅炉补给水带入少量杂质等，部分超临界参数的机组，对给水水质的要求很高，需要进行凝结水的高纯度净化，也就是凝结水精处理。

这就要求建立凝结水精处理系统。

凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。

控制混床入口含铁量≤1 000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收，从而实现凝结水的精处理。

浅析石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题及改造摘要：在石油化工生产过程中，大量的蒸汽使用后会形成凝结水，如果不进行回收利用，将会对环境造成污染，同时也浪费了资源。

因此，石油化工企业需要对蒸汽凝结水进行回收利用。

然而，当前蒸汽凝结水回收存在一些问题。

为了解决这些问题，需要进行设备更新、技术改造以及管理优化等方面的措施。

本文将对石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题及改造进行浅析。

关键词：石油化工；蒸汽凝结水；回收问题作为一种重要的工业生产方式，石油化工在生产过程中需要大量的水蒸气用于加热、升温、分离、脱水等操作。

这些过程中所产生的凝结水都是一种宝贵的资源，回收利用可以大幅降低企业的用水成本，并有益于环境保护和能源节约。

然而，在实践中，石油化工蒸汽凝结水回收存在着一系列问题，必须进行改造才能更好地发挥其效益。

通过优化设备结构和排布、对凝结水进行处理、升级设备等手段，可以有效地降低企业用水成本，并提高生产效率。

一、蒸汽凝结水系统节能改造的必要性石油化工行业是能源消耗和二氧化碳排放量较大的行业之一，其中蒸汽凝结水系统的能耗占总能耗的比例较高。

因此，节能改造蒸汽凝结水系统具有重要的必要性。

节能改造蒸汽凝结水系统可以实现下列几个方面的好处：1.节约能源：改造后的系统可以有效地利用能量，节约蒸汽和热能的消耗，从而降低能源消耗。

2.降低成本：减少能源消耗可以降低石油化工企业的能源成本，提升其经济效益。

3.减少环境污染：通过节能改造蒸汽凝结水系统，可以减少废气的排放，降低对环境的影响。

4.提高生产效率：改造后的系统可以提高蒸汽凝结水的回用率，增强系统的热力稳定性和控制精度，提高生产效率和柔性。

二、石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题（一）回收系统工艺流程不合理如果存在工艺流程不合理的问题，可能会导致蒸汽凝结水的回收效率低、能耗高、设备磨损严重等问题。

以下是可能存在的回收系统工艺流程不合理的问题：1.蒸汽凝结水前置处理不足：在回收系统中，若未对蒸汽凝结水进行适当的前置处理，如除油、蜡、杂质等，容易导致后续处理设备堵塞、腐蚀等问题。

157中国设备工程C h i n a P l a n t E n g i n e e r i ng中国设备工程 2021.03 （下）1 前言越南沿海三期扩建为超临界机组，精处理系统包括2´50%管式过滤器、3´50%高速混床系统、旁路系统（包括管式过滤器旁路、高速混床旁路、凝结水精处理系统旁路）和1套体外再生系统（包括酸、碱贮存及计量设备）。

体外再生系统为典型的“三塔”（树脂分离塔，阴树脂再生塔和阳树脂再生/树脂存储塔）配置。

考虑到越南当地政府对废水排放的氯离子的要求及浓盐酸在运输和存储过程中存在的弊端，阳树脂采用硫酸再生。

2 阳树脂体外再生技术当高速混床运行出水：Na ＋>3μg/L、SiO 2->10μg/L、阳离子电导率（25℃）>0.15ms/cm 或制水流量累积达额定值或进出口母管压差大于0.35MPa，这些条件任意一个达到时，判断混床中的树脂失效，需要将失效树脂送至分离塔内进行阴、阳树脂分离，并分别将阴阳树脂输送到阴、阳再生塔内。

从分离塔分离好的阳树脂通过进阳脂门导入阳树脂再生塔后，通过底部进气阀门及底部进水阀门出水进行空气擦洗和水反洗把树脂清洗干净，然后，从树脂上部进酸阀进酸再生、置换、漂洗，漂洗至电导率合格。

3 阳树脂再生调试过程中发现的问题3.1 稀酸管道颤动及发热问题2019年5月，系统调试过程中，阳树脂第一次再生时，发现混和三通后稀酸出口管道颤动很厉害，而且伴随着发热（大于50℃）。

第一次阳树脂再生浓酸稀释的参数设置为：稀释水进水流量为7.5t/h，浓酸计量泵出口流量为500L/h，稀酸出口酸浓度记录为6%，再生时间控制在2500s 左右。

考虑到浓硫酸（密度比水大）有进入到稀释水管道的风险，原设计混合三通采用浓酸底部进，稀释水上部进，稀酸中部出的布置方式，管道采用衬PTFE 防腐。

分析原因应该是浓硫酸在稀释过程中会放出大量的热，而稀释水水量较少，热量无法被及时带走，造成稀释水在稀酸管道的二次蒸发，稀酸管道中存在的汽水混合物造成了管道的颤动，并且稀酸管道发热。

凝结水系统与凝结泵节电管理技术措施编制：王毅赵志良张喜来薛德仁孙元佳马建军审核：张忠杨邺支国庆批准：袁建华北方联合电力临河热电厂1、机组负荷≤230MW，运行3号凝结泵；机组负荷在220MW，运行一台给水泵（如为电泵运行方式）。

值长合理安排机组负荷，尽可能延长机组单台凝结泵、给水泵运行时间，以降低厂用电率。

2、为了降低凝结水泵的功耗，机组启动阶段，除氧器上水由凝输泵完成，凝结水泵的启动等到汽包上至正常水位准备点火时，汽机需要投人轴封系统，建立真空时启动提供轴封冷却器用水。

3、凝结水系统：170MW及以上，全开凝结水至除氧器旁路门，进一步降低系统阻力。

4、关闭凝结水至1号疏水扩容器减温水阀门。

5、中压缸金属温度降至240℃，低压缸排汽温度降至50℃时，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行，严密监视排汽缸温度。

开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。

6、机组运行、启动初期、停运后，如凝结水压力满足要求，可控制凝结水泵转速在最低限900r/min。

7、当锅炉熄火汽包上至高值水位200mm后，立即停运电动给水泵、开式水泵。

锅炉需补水时，间隙启动开式水泵及电动给水泵，每次补水汽包水位均上至高值水位200mm。

在此期间，除氧器通过除盐水泵或凝补水泵上水。

8、为了节省凝结水泵的功耗，在除盐水母管（机组间凝结水系统联络管道）上接出1路水源作为汽动给水泵前置泵机械密封水进水，避免了起动凝结水泵，能够满足机械密封水压力的要求。

9、机组启动初期、停运后，如凝结水泵可停运，则除氧器通过除盐水泵或凝补水泵上水。

10、凝结泵变频退出运行时的经济运行调整方式10.1调整主阀开度在60-80%保持一个开度，然后利用再循环进行微调保持除氧器水位，如凝结水压力高可适当开大主阀，调整再循环时注意给水与凝结水流量偏差。

10.2观察：单泵工频只能满足210MW负荷，单凝结泵变频运行能满足230MW负荷，因此双机运行要根据凝结泵的出力调配两机的负荷，以避免不必要的浪费。

汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策汽轮机的凝结水是通过冷凝器中冷却汽流产生的，其中溶解氧是一种非常重要的指标。

高溶解氧量会导致腐蚀和氧化问题，进而影响汽轮机的正常运行。

现在我们来分析一下导致汽轮机凝结水溶解氧量高的原因，并提出相应的对策。

导致汽轮机凝结水溶解氧量高的原因：1.空气泄漏：在汽轮机冷凝器中，如果存在空气泄漏，会导致空气进入凝结水中，增加溶解氧的含量。

2.进水中的氧气：如果进水中含有溶解的氧气，会在冷凝过程中进入凝结水中。

3.电离和分解反应：一些离子或有机物在凝结水中可能发生电离和分解反应，进而造成新的溶解氧。

对策：1.加强设备维修和检查：定期检查和维修冷凝器、凝结水处理系统和其他关键设备，确保密封和接口完好，减少空气泄漏的几率。

2.定期检测进水中的氧气含量：定期监测进水中的氧气含量，根据检测结果采取相应的措施，如增加进水预处理，预先去除部分溶解氧，减少其进入凝结水中。

3.优化水处理系统：使用更先进的水处理技术，如气体移除系统、溶解氧移除系统等，可以有效降低凝结水中的溶解氧含量。

4.控制凝结水的pH值：凝结水的pH值对溶解氧的含量有一定影响。

适当调整凝结水的pH值可以减少溶解氧的含量。

5.添加氧化剂：可以在凝结水中添加适量的氧化剂，如次氯酸钠等，来与溶解氧发生反应，减少溶解氧的含量。

6.增加气体移除设备：可以在汽轮机凝结水系统中增加气体移除设备，如空气放气器、真空泵等，帮助去除凝结水中的气体，包括溶解氧。

7.增加保护层：在凝结水中形成一层保护膜，可以减少氧与金属的接触，减缓金属的腐蚀和氧化。

总结起来，汽轮机凝结水溶解氧量高主要是由于空气泄漏、进水中的氧气和电离分解反应等原因导致的。

通过加强设备维修、检测进水中的溶解氧含量、优化水处理系统、控制凝结水的pH值、添加氧化剂、增加气体移除设备和增加保护层等对策，可以有效降低凝结水中的溶解氧含量，保证汽轮机的正常运行。

凝结水系统泄漏原因及解决建议摘要：通过对某装置凝结水系统弯头频繁穿孔泄漏的现象进行分析，确定凝结水系统泄漏的主要原因是冲刷腐蚀。

提出了相应的解决方案，以供参考。

关键词：凝结水；弯头；冲刷腐蚀1引言某公司18万/年苯抽提装置，3.5MPa蒸汽主要用作减温减压成2.2MPa蒸汽给换热器加热，换热后的凝结水送出装置。

不到一个检修周期内，凝结水系统中弯头管件发生泄漏20余次（主要集中在各再沸器出口管线和凝结水主线）。

由于系统工艺存在缺陷，冲刷减薄泄漏的部位采取了带压堵漏或包焊等措施，给装置平稳生产带来了一定的安全隐患。

装置凝结水系统泄漏的问题变得尤为突出，有效的解决该问题，一方面可以有效的消除装置安全隐患，另一方面对提高装置经济效益也有一定的促进作用。

2泄漏分析3.5MPa蒸汽从厂区总管来，与厂区总管来的除氧水在减温减压器中减温减压为2.2MPa蒸汽，然后经过抽提塔底再沸器E-3104、溶剂回收塔底再沸器E-3106、白土罐加热器E-3018、溶剂再生塔E-3109进行换热，换热产生的凝结水与1.0MPa蒸汽凝结水共同进入凝结水回收系统PK-3101。

在凝结水罐D-3120闪蒸0.4MPa蒸汽，进入蒸汽管网，罐底部的凝结水送出装置。

流程示意图如下。

通过对凝结水流程、冲刷原理、受力影响等方面进行分析，凝结水线弯头冲刷减薄泄漏的原因主要是装置凝结水温度较高（均在150℃以上），进入凝结水罐前，弯头处压力降低，管线内气液饱和状态的凝结水部分液体汽化，对弯头持续集中冲刷腐蚀。

主要影响因素有以下三个方面。

（1）弯头受力因素弯头角度越大，冲刷作用也就最强，而直管内流体对管壁无压力，即无冲刷作用。

冲力的大小与流体流速和管内压力成正比。

即流速越快，冲力越大，介质对管壁的作用力就越大，对材料的冲刷腐蚀就越严重。

随着曲率半径的增加冲蚀程度先减弱后缓慢增加，在 R=3d时对管道的冲蚀最弱。

（2）气液共沸因素装置内凝结水流程存在一定的缺陷，2.2MPa蒸汽的饱和凝结水（压力约为1.2MPa）直接进入0.4MPa凝结水回收系统。

火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题分析摘要：在火力发电厂增加电机组的背景下，锅炉汽水品质需进一步提高，因为凝结水精处理系统属于二次净化设施，对锅炉汽水品质会带来一定的影响，所以需优化该系统，守住提高锅炉汽水品质的一道“屏障”。

本文通过分析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题，以期为优化该系统并提高锅炉汽水品质提供参考。

关键词：火力发电厂；凝结水精处理系统；二次净化；火力发电厂凝结水精处理系统正常运转能很好的去除杂质，这些杂质是锅炉中的腐蚀产物、锅炉补水杂质及凝汽器泄漏后所产生的杂质，若不及时的清理这些杂质将会缩短机组的受命，亦可能影响机组运行的稳定性。

当前国内超600MW的机组选用“过滤器+高速混床”这种凝结水精处理模式。

新时代火力发电厂朝着绿色、稳定、高效、安全的方向发展，基于此为了延长机组寿命并打造稳定的营运环境，探析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题显得尤为重要。

一、概述火力发电厂凝结水精处理系统火力发电厂凝结水精处理系统在中压系统的支撑下运转并发挥作用，中压系统、热力系统由控制单元连接到一起，600MW的机组需基于“两用一备”的原则配备高速混床，还需配备2个过滤器，1000MW的机组需推行“三用一备”原则，并配备2个过滤器。

在系统内高速混床、过滤器串联在一起，充分处理凝结水，同时机组配备混床单元、过滤器单元，这两种单元安装在旁路上，与相应的控制系统、取样监测系统相连，高速混床与树脂捕捉器串联，以免树脂进到热力系统的内部。

由混床、过滤器构成的凝结水精处理系统（见图一）还需在压缩空气系统、自用水系统、投加系统、废水排放等系统共同作用的前提下优化处理效果[1]。

图一凝结水精处理系统二、火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题及解决问题的措施（一）水量下降造成水量下降的主要原因是混床内部树脂歪斜且厚度不够匀称，在混床偏流的情况下，会出现水量周期性减少的问题，同时水质不稳定。

高速混床装置设计不达标、装置结构形变、液位开关控制不良、混床带气运行等均会造成树脂偏流的后果。

1、引言湛江电厂四台发电机组的汽机都是东方汽轮机厂生产的n300-16.7/537/537-ⅲ型汽轮机，设计凝结水流量：#1、#2机为870t /h；#3、#4机为1000t/h。

设计为两台即a、b凝结水泵，凝结水系统正常一台凝结水泵工作，一台凝结水泵备用方式，采用除氧器水位调整门开度调节除氧器水位。

经过凝结水泵升压后的凝结水通过除氧器水位调整门后经低加系统进入除氧器。

母管上的凝结水同时为旁路二级、三级减温水提供水源。

凝结水泵在变频改造以前，调节水位主要是靠调节除氧器上水调整门的开度进行控制，由于凝结水泵用电机的容量本身裕量较大，工频运行方式下，上水调整门开度一般为30%左右，凝结水泵出口母管压力较大，最大达到3.0mpa，一般范围为2.0mpa～3.0mpa的高压力，其消耗电能较大。

由于节能降耗的需要和高压变频技术发展，结合设备运行现状，决定在1号、3号、4号机组凝结水泵上进行变频改造。

在#4机凝结水泵电机上采用广东明阳龙源电力电子有限公司生产的mlvert-s06/1250.d高压变频器。

于2005年10月25日11：00正式投入运行。

下面以#4机组的a凝结水泵的变频改造为例进行介绍。

2、凝结水泵运行工艺和变频改造技术方案2.1 #4机凝结水泵参数和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，集中在凝汽器中,利用凝结水泵将低温的凝结水经过逐级加热,送往除氧器中，供机组的水循环,提高机组的工作效率。

维持凝结水泵连续、稳定运行是保证电厂安全、经济生产的一个重要方面。

监视、调节凝汽器内的水位是凝结水泵运行中的一项重要工作。

在正常运行状态下,除氧器内的水位不能过高或过低。

当机组负荷增加时,凝结水量增加。

当机组负荷降低时，凝结水量降低。

#4机组配备有2台6kv/1000kw凝结水泵电机。

（1）电机参数电机额定功率1000kw，额定电压6kv，额定电流118.8a，额定转速1487r/min，效率93.1%，功率因数0.89，ct变比为300/5，pt变比为6000/100。