1 036 MW機組凝結水泵變頻調節(jié)控制策略優(yōu)化及其深度節(jié)能研究

孫偉鵬，江永

（華能海門電廠，廣東省汕頭市，515132）

0 引言

變頻調速技術在電力系統(tǒng)應用日益廣泛，其卓越的調速性能、完善的保護功能、顯著的節(jié)能效果和簡單易行的自動調節(jié)特性成為電廠節(jié)能降耗行之有效的手段[1]。凝結水泵（簡稱凝泵）流量裕度大，變工況頻繁[2]，目前很多電廠都對其進行了變頻節(jié)能改造。華能海門電廠1 036MW超超臨界燃煤機組凝結水系統(tǒng)設置3臺50％容量的凝泵，其中2臺采用變頻技術，1臺采用工頻作為備用，凝泵這種工頻、變頻特殊混合運行方式下，其總體控制策略的設計方案與傳統(tǒng)的凝泵控制策略不同；另外凝泵采用變頻技術，可以達到節(jié)能的目的，但變頻凝泵節(jié)能仍然存在深度節(jié)能的空間。

1 變頻器節(jié)能原理

根據電動機理論，異步感應電動機的轉速n與電源頻率f、轉差率s、電機極對數p有如下線性關系：

變頻器是通過改變f的方式來改變電動機轉速。在異步感應電動機的設計制造完成后，轉速與頻率的線性關系即確定[3]。

由于n與f之間為線性關系，從理論上分析調速范圍在0％～100％之間時，其線性度都很好，將高壓變頻器用于節(jié)能改造，可避免閥門節(jié)流等帶來的功率損失，從而達到節(jié)能的目的。

對于水泵，由流體動力學理論可知，流量與轉速的1次方成正比，揚程與轉速2次方成正比，而泵的功率則與轉速的3次方成正比[4]。用H、N分別表示揚程和功率，下角標“0”均表示額定工況參數。當流量由額定值Q0降至Q時，與額定功率N0比較，采用轉速調節(jié)的電機的功耗為

當流量由100％降到70％，則轉速相應降到70％，而電機的功耗降到34.3％N0，即節(jié)約電能65.7％。扣除閥門調節(jié)時的功耗與額定功耗的差、轉速下降引起電機的效率下降等因素，節(jié)能效果也非常顯著。

2 設備簡介

華能海門電廠1號機組的汽輪機是東方汽輪機有限公司制造的N1000-25/600/600型、超超臨界、單軸、四缸四排汽、一次中間再熱、凝汽式汽輪機。該機組配套3臺50％容量的9.5LDTNB-5PJ型凝泵，凝泵2臺變頻調節(jié)，1臺工頻調節(jié)。機組正常運行時，2臺變頻凝泵并聯(lián)運行，1臺工頻凝泵備用。銘牌工況下，凝泵流量1 273m3/h，揚程320m，軸功率1.329MW，效率83％，額定轉速1 480 r/min。凝泵電動機及變頻器設計技術規(guī)范如表1。

表11 凝泵電動機及變頻器設計技術規(guī)范Tab.1 Technicalspecifications for design of condensatepump motorand inverter

3 變頻凝泵深度節(jié)能策略

3.1 概述

目前火力發(fā)電廠中凝結水系統(tǒng)在運行過程中存在除氧器水位調節(jié)閥開啟不足、節(jié)流劇烈的現(xiàn)象非常普遍，造成此現(xiàn)象的主要原因有：（1）凝泵的設計容量比機組最大凝結水量大10％，在10％的流量裕量中，其中大約一半是考慮了在凝結水系統(tǒng)中不存在的流量——凝泵老化裕量[5]；（2）凝泵的設計揚程裕量較大，設計院一般按最大凝結水量計算凝結水系統(tǒng)阻力時加10％～20％的裕量，在不存在凝結水泵老化裕量的凝結水流量的情況下，考慮如此大的揚程裕量顯然偏大，除氧器的計算壓力按最大工作壓力加15％的裕量也加大了揚程裕量；（3）輔機制造廠提供的低壓加熱器和軸封冷卻器的保證壓降偏大；（4）大容量機組除氧器均采用滑壓運行，其實際工作壓力低于凝泵確定設計揚程時所取的最大工作壓力[6]；（5）凝泵出口壓力必須確保不低于最小允許值。一般情況下，汽泵密封水、旁路減溫水、汽輪機軸封蒸汽減溫噴水這三個用戶要求的凝結水壓力值較高，是降低凝泵出口壓力的主要制約因素。實際上，汽泵密封水壓力廠家要求值一般都留有較大裕量，可以通過試驗適當降低，同時，通過改造密封水引至凝泵出口母管，或者增加管道泵等措施得以解決。旁路減溫水常常在機組啟動或事故工況下使用，高壓缸啟動的機組尤為如此，此時可以通過提高變頻凝泵轉速或啟動工頻凝泵來保證旁路減溫水供給。實踐證明，由于汽輪機軸封蒸汽減溫水流量非常少，再低的凝結水壓力也能夠滿足。

凝結水系統(tǒng)的控制策略直接會影響凝泵運行的廠用電率，如何能降低變頻凝泵的電流是凝泵節(jié)能的主要切入點[7]，為此在大量試驗的基礎上修改了凝結水系統(tǒng)的控制邏輯，實踐證明節(jié)能效果顯著。

變頻控制策略要保證除氧器水位，保護凝泵出口壓力。變頻控制的對象是除氧器水位調節(jié)閥與凝泵轉速，控制目標是除氧器水位和凝泵出口壓力[8]。實踐證明，通過除氧器水位調節(jié)閥調節(jié)除氧器水位的控制特性，比將該閥固定在某一開度而僅通過凝泵轉速來控制水位的控制特性好，通過改變凝泵轉速來控制凝泵出口壓力則要比通過改變除氧器水位調節(jié)閥開度來改變凝泵出口壓力更快。

3.2 邏輯修改前的除氧器水位控制策略

（1）主閥在負荷大于250MW時進行三沖量調節(jié)，負荷指令小于250MW時進行單沖量調節(jié)。

（2）投入自動時，若負荷小于250MW，且副閥正在調節(jié)水位時，則關閉；若副閥不在自動調節(jié)水位，則主閥單沖量調節(jié)水位。

（3）投入自動時，若負荷在250～500MW之間，變頻泵不在調節(jié)水位時，則主閥三沖量調節(jié)水位；負荷大于550MW，變頻泵在調節(jié)水位時，主閥根據負荷和閥位曲線調節(jié)，并用凝結水母管壓力進行閥位修正，壓力設定值由當前值切換到默認值2.3MPa，變化速率為1 kPa/s。

3.3 邏輯修改后的除氧器水位控制策略

（1）當負荷低于200MW時，變頻泵由負荷指令控制，由副閥單沖量控制除氧器水位。

（2）當負荷從200MW加到250MW時，除氧器水位控制由副閥切到主閥（單沖量），變頻泵由負荷指令控制；當負荷從250MW降到200MW時，除氧器水位控制由主閥（三沖量）切至副閥控制，變頻泵由負荷指令控制。

（3）當負荷在250～400MW之間時，且除氧器水位、給水流量及凝結水流量測點無壞點，2臺變頻凝泵運行且均在自動時，由主閥三沖量控制方式調節(jié)除氧器水位，變頻泵由負荷指令控制（壓力控制）。

（4）負荷在350～400MW之間時，凝結水壓力由2.3MPa降為1.5MPa。

（5）負荷大于400MW時，凝結水壓力設定調整為1.5MPa。

（6）負荷在400～450MW之間時，保持原來控制方式。

（7）負荷大于450MW，2臺變頻凝泵運行且均在自動時，由變頻泵調節(jié)除氧器水位，除氧器水位調閥開度由負荷控制，根據負荷和閥位曲線調節(jié)，并用凝結水母管壓力進行閥位修正，壓力設定值由當前值切換到默認值1.5MPa，變化速率為1 kPa/s。

（8）當機組負荷增加至750MW以上時，除氧器副調閥以一定的速率全開，但不參與調節(jié)。但機組負荷降至800MW以下時，除氧器副調閥以一定的速率全關，也不參與調節(jié)。

（9）當變送器故障、單臺變頻泵運行、主燃料跳閘（main fuel trip，MFT）動作、運行變頻泵不在自動、除氧器水位高、負荷小于400MW任一條件滿足時，除氧器水位主、輔調節(jié)閥切手動，變頻泵由負荷指令控制。

（10）機組低負荷時，凝結水流量波動大，再循環(huán)門經常打開泄流，增大了凝泵電流，影響機組安全[9]。凝結水再循環(huán)流量單臺凝泵運行由原來的600 t/h降至400 t/h，2臺凝泵運行由原來的1 200 t/h降至800 t/h。

（11）除氧器上水調閥PID前饋為負荷指令的函數，修改負荷對主閥位的對應關系，達到降低節(jié)流損失的目的[10]，具體修改數據見表2。

表2 負荷與凝結水主調節(jié)閥開度對應表Tab.2 Load and corresponding valve opening of condensatew water

（12）邏輯修改前后凝結水母管出口壓力曲線如圖1所示。

圖1 邏輯修改前后凝結水出口母管壓力與機組負荷對應關系Fig.1 The correlation between the pressure of condensatewat erand the units load before and after logicalmodification

（13）修改前后的邏輯見圖2，虛線內的區(qū)域是修改前的邏輯，點劃線內的區(qū)域是變化的邏輯。

3.4 邏輯修改后對機組安全性的影響

邏輯修改后對機組進行了輔機故障快速減負荷（run back，RB）安全性試驗，負荷由1 000MW甩至500MW，試驗證明機組RB后除氧器水位基本維持在正常水位不變（除氧器由正常水位2.25m增加至最高2.263m），凝汽器熱井水位也維持在正常范圍之內（凝汽器由正常水位1m增加至最高1.239m），試驗證明邏輯修改后凝結水系統(tǒng)能響應負荷快速變化的要求，能滿足機組安全性的要求，RB試驗曲線見圖3。

4 節(jié)能效果分析

邏輯修改前后，變頻凝泵電流變化如表3所示（每個負荷點穩(wěn)定運行1 h，變頻凝泵A、B的電流取該時間段的平均值）。

表3 邏輯修改前后變頻凝泵電流變化值Tab.3 Currentvariation of condensate pump before and after logicalmodifica ation

機組在負荷500～600 MW之間運行4 h左右，600～800MW之間運行3 h左右，800～1 036MW之間運行17 h左右，上網電價按0.5元/（kW·h）計算，每天大概節(jié)約3 779.9元，每年大概可以節(jié)約138萬元。

根據表3數據，機組負荷620MW以下保留1臺凝泵運行，相對于以前2泵運行的方式，500～620MW之間大約運行5 h，每天大概節(jié)約112元，每年大概可以節(jié)約4萬元。

上述2種節(jié)能方案單臺機組每年可節(jié)約142萬元，節(jié)能降耗效果非常顯著。

5 結語

本文通過對凝結水系統(tǒng)凝泵及除氧器上水調門的全程控制策略進行優(yōu)化，不但達到了變頻、工頻凝泵的安全穩(wěn)定運行，而且節(jié)能降耗效果非常顯著。凝結水系統(tǒng)投入自動后，運行人員不用任何操作，實現(xiàn)全過程自動控制，也滿足了機組自動啟停系統(tǒng)的要求。系統(tǒng)運行的安全系數高，既防止了凝結水系統(tǒng)的超壓，也滿足機組異常工況下凝結水系統(tǒng)仍然能處于自動狀態(tài)，減少運行人員誤操作的可能性。凝結水系統(tǒng)的自動控制能夠在機組的任何狀態(tài)下全程投入，避免機組負荷在250～290MW時鍋爐濕態(tài)轉干態(tài)時的擾動。同時邏輯修改后，也滿足了機組在低負荷運行時，給水泵密封水、旁路噴水的要求。

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