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解决方法：更换新泵轴，加强定期检查并进行消振处理。 2.1.1.2振动超标
据初步统计，凝结水泵改造成变频之后，发生振动超标的案例有6个。具体情况如下：
广州发电厂有限公司的#1机(60MW机组)乙凝结水泵，当变频调速至1350r/min运行时，变频器的电机径向振动快速增加。原因是1350r/min接近电机与凝结水泵连接起来之后的固有频率。解决方法：通过把电机与泵体作为整体进行动平衡，减小轴系的不平衡质量，并对凝结水泵的基础进行加固处理，避开了某一转速范围内的共振。
淮北发电厂的一台凝结水泵的转速在1220～1280r/min之间变化时，泵体振动超过0.5mm，原因是凝泵转频与泵体的固有频率一致或成倍数关系，发生共振。解决方法：可适当改变凝汽器水位定值；也可将凝结水泵由自动变频方式改为手动变频方式，手动设定凝汽器水位定值，使凝结水泵工作转速脱离其共振区域。
大唐洛阳热电厂#5机#1凝结水泵变频后振动恶化，最大振动达379um。经过振动测试，发现东西方向和南北方向都存在振动峰值，原因是转子-轴承-基础系统共振。解决方法：通过3次动平衡加配臵，除了1000r/min(该转速下，南北方向有一个振动峰值)之外，其余转速下的振幅均小于80μm。
华能海南发电股份有限公司东方电厂的#1机(350MW机组)凝结水泵变频在34％时，凝结水泵发生共振(电厂未提供解决方法)。
华电包头发电有限公司的#1机组(600MW机组)A凝结水泵电机、#2机组(600MW机组)A和B两台凝结水泵电机在80％额定转速以下运行时，振动均超标；#1机组B凝结水泵电机在60％额定转速以下运行时，振动超标。解决方法：对振动大的3台凝结水泵电厂返厂处理。
国华定洲发电有限公司的#31凝结水泵在变频的过程中，当转速为630r/min、700r/min时存在强烈的振动，通过振动测量，发现测得电动机定子的固有频率为12Hz，因此凝结水泵在700r/min下运行时产生的振动应该是与电动机定子的固有频率接近引起的振动。解决方法：对电动机进行加固，在检修中重点检查凝结水泵轴系的基础、电动机的支撑架的水平度。 2.1.1.3变频器温度过高
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广州发电厂有限公司60MW的乙凝结水泵变频器温度过高停机3次，原因是变频器控制柜原来的散热风扇为38W且安装在侧壁，通风散热效果差。
解决方法为：将风扇安装在变频器柜顶部，采用两个100W的风扇散热。 2.1.1.4变频泵跳闸时除氧器水位失控
福州华能电厂的二期3A/4A凝结水泵变频改造过程中，采用改变转速调节凝结水泵出口压力的控制方式，运行中一旦变频器凝结水泵跳闸，备用定速凝结水泵启动后的凝结水压力、流量将突然增大，对除氧器和凝汽器水位将造成很大影响。解决方法：当变频凝结水泵或其高压开关因事故跳闸，且发出联启定速泵的指令是，程序发出一个与主蒸汽流量具有函数关系的预臵指令，并传至除氧器上水主调节阀。
淮北国安电力有限公司300MW机组完成了凝结水泵高压变频改造，若凝结水泵变频运行过程中突然跳闸，联锁启动工频备用泵，此时未预先设臵自动调节功能，使除氧器水位急剧升高和凝汽器水位迅速趋于零，导致凝结水泵跳闸。解决方法：正常运行时，变频器和除氧器上水调节阀均投入自动调节方式，但除氧器上水调节阀的水位设定值应略高于变频器，以使除氧器上水调节阀保持全开状态。当除氧器水位达到其上水调节阀水位设定值时，该调节阀自动关小，以控制水位。
淮北国安电力有限公司凝结水泵变频运行时，某些异常工况下除氧器水位变动较大，导致变频泵转速和凝结水压力大幅变化，甚至出现密封水压力低于卸荷水压力，使给水泵密封水差保护动作，跳闸给水泵，对此，通过增加了控制逻辑来解决此问题。 2.1.1.5失电事故
淮北国安电力有限公司300MW机组进行了凝结水泵高压变频改造。变频改造后，由于凝结水压力低且变化幅度大，无法设臵低水压联锁启动备用泵保护功能，而即使设臵了较低水压保护功能，由于工频备用泵所在母线失电无法启动，仍会使机组跳闸。解决方法：对逻辑进行了修改，以使2B凝结水泵能够自动由变频方式切换为工频方式启动。 2.1.1.6凝结水泵改变频小结
由此可知，凝结水泵改变频是非常常规的节能措施，国内只出现过一例泵
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体断轴事故，该断轴事故不具有普遍性，国内出现过若干例实施变频改造之后振动超标的案例。
2.1.2 循环水泵改变频时存在的问题和解决方法
循环水泵实施改变频后主要存在的五种问题如表3所示。
表3 循环水泵实施改变频后主要存在的问题
电厂 罗定电厂 国电吉林热电厂 国电吉林热电厂 国电吉林热电厂 达拉特发电厂 机组容量 135MW 200MW 200MW 200MW 330MW 循环水泵型号 G56h20 变频后出现问题 循环水泵不能直接作为备用 电网电压波动导致变频器故障跳闸 短路放电故障 变频器PM5卡件死机故障 循环水倒流或不出水 具体情况如下所示：
2.1.2.1循环水泵变频不能直接作为备用
罗定发电公司的135MW机组循环水泵改造成变频之后，当运行泵跳闸之后，备用泵在变频方式下联动，因为变频器将频率由零提示至运行频率，需要大约100s，启动初期循环水流量、压力上升较慢，对凝汽器真空影响较大，所以变频状态下地循环水泵不能直接作为备用。
解决方法：根据气温的变化对循环水泵在不同季节的运行方式做了特别调整来解决这个问题。
2.1.2.2电网电压波动导致变频器故障跳闸
国电吉林热电厂200MW机组将循环水泵改造成变频之后，由于厂用6千伏母线电压低，循环水泵电机电源6千伏电压波动，变频器故障跳闸，OP7显示故障代码为NO.234—变频器直流母线电压低。原因是厂用6千伏母线电压低导致整流回路的出口直流母线电压波动，当直流母线电压低于在P553中的设定值时变频器故障跳闸。
解决方法：在变频器控制柜OP7处，人为恢复故障提示信息，变频器自身检测回路无故障，OP7显示变频器“预备启动”。 2.1.2.3短路放电故障
国电吉林热电厂的200MW机组将循环水泵改造成变频之后，出现了变频器直
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流母线正负极间短路现象，即局部短路放电。
解决方法：缩短变频器的清扫周期，每月一次，建立完善的清扫检查制度，清扫时用毛刷和吸层器，擦拭时要用无毛棉布和无水工业酒精。在变频器控制柜、网侧整流器柜门上安装过滤网，定期更换。 2.1.2.4变频器PM5卡件死机故障
国电吉林热电厂将循环水泵改造成变频之后，出现变频器OP7无故障代码跳闸，原因是变频器的PM5具有监视CPU的功能，当CPU出现故障时，PM5显示“0”并闪烁，同时变频器跳闸。
解决方法：将控制柜内电源切断，重新恢复后，正常启动。 2.1.2.5循环水倒流或不出水
达拉特发电厂330MW机组循环水泵变频改造之后，因网管总出口的压力取决于2台并联水泵各自的出口压力，变频循环水泵不能在太低的频率下运行，否则会出现循环水倒流或不出水的现象。
解决方法：在工频泵与变频泵同时运行的情况下，控制变频泵的最低运行频率可以避免上述现象，当变频泵单独运行时，可控制机组运行的频率范围，达到既可满足运行需要，又可实现对出水量的连续调节。
2.1.3 给水泵改变频时存在的问题和解决方法
给水泵改变频时主要存在的三种问题如表4所示。
表4 给水泵实施改变频后主要存在的问题
电厂 机组容量 给水泵型号 DG270-140B 变频后出现问题 中铝山东分公司动力厂 广州发展电力工程有限公司 中国石化集团保定石油化工厂自备电厂 中国石化集团保定石油化工厂电厂 具体情况如下所示： 2.1.3.1振动超标
220t/h锅炉 振动超标 平衡盘严重磨损 DG46-50?12 DG46-50?12 给水泵轻度气蚀 61－20
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中铝山东分公司动力厂的220t/h锅炉，给水泵改造成变频驱动之后，电机的在共振点1890r/min振动较大。
广州发展电力工程有限公司给水泵改造成变频驱动之后，#1轴承振动过大，原因是大轴弯曲导致平衡盘磨损。 2.1.3.2平衡盘严重磨损
中国石化集团保定石油化工厂自备电厂将给水泵改造成变频驱动，解体大修发现，发现平衡盘的严重磨损，平衡盘的工作原理决定了泵的转速变动率不能太快，如果泵的转速变动率太快，导致轴向力变动率太快，导致平衡盘左右窜动量就会变大，造成了平衡盘的磨损。
解决方法：根据加速时间和减速时间及加减速基准频率可以定出输出频率从当前的频率开始向新设定的频率进行变化时的加减速斜率，把加减速时间适当设长一些可使转速变动率小一些。 2.1.3.3给水泵轻度气蚀
中国石化集团保定石油化工厂电厂的给水泵改造成变频驱动之后，解体大修发现首级叶轮及平衡盘背压侧有轻度汽蚀。原因是：夏秋两季热负荷小，给水泵长期在较低流量下运行造成的。
解决方法：限制给水泵最小流量的方法可以避免给水泵发生汽蚀。
2.1.4 热网循环水泵改变频时存在的问题和解决方法
热网循环水泵改造成变频驱动时，应注意热源的可调节性和锅炉的水动力安全性。
2.1.4.1 所选用的循环水泵运行频率不能有较大的波动
为了使系统运行有一个稳定的节能效果，所选用的循环水泵运行频率在30～100％额定转速的范围内，不能有较大的波动。 2.1.4.2 热源应有合理的调节范围
热水锅炉大量应用层燃炉和循环流化床炉，层燃炉的稳定可调负荷范围在60～100％，循环流化床炉的稳定可调负荷范围在50～100％，须在锅炉台数上有一个合理的组合，使热源可以根据室外温度的变化，进行无障碍连续调节。 2.1.4.3 热源中锅炉内对流管束的循环水速不能低于允许的最低安全循环水速
对于自然循环中压以下热水锅炉，其最低循环水速不应低于0.2m/s，单台
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