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300MW机组凝结水泵的变频改造

来源:本站整理 秩名 2016-03-09 浏览
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300MW机组凝结水泵的变频改造郝美,康新平(山西阳光发电有限责任公司,山西平定045200)的应用情况,对凝结水泵改造为变频调节后的运行方式、节能效果及其社会效益进行了分析随着电力、电子技术的飞速发展,和企业对节能降耗的日益重视,目前变频控制技术已基本成熟,在很多火力发电厂中兴起了一股变频改造的热潮一些火电机组陆续加装变频装置,对凝结水泵、送风机引风机等大型辅机设备进行变频改造2003年10月阳光发电有限责任公司顺利完成 1号机组A凝结水泵的变频改造,取得了良好的效果1改造前的状况阳光发电有限责任公司的总装机容量为4< 300MW,汽轮机组的凝结水系统设计为中压系统,配装沈阳水泵厂制造的9LDTN-7型凝结水泵改造前,在机组运行中凝结水泵定速运行,凝结水经凝泵升压后流经轴加,通过主凝结水调节阀(即除氧器上水调整门,C22- 1)和低加进入除氧器,通过调整主凝结水调节阀的开度来调节凝结水量,维持除氧器水位的稳定满足机组运行需要。另外凝结水还供给汽轮机低压轴封汽减温用水,以及低压旁路减温、汽机低压缸喷水减温等用水为防止机组低负荷运行时凝结水系统超压和凝结水泵汽蚀,还设计有凝结水再循环管路,再循环调节阀C22 -2配合C22-1调整除氧器水位,维持管道正常压九凝结水系统简图如2问题提出其节流损失不仅造成凝结水泵的经济性低、能耗大,力学院热工自动化专业,工程师;康新平(1968-),男,山西保德人,1990年毕业于太原理工大学电力分院电厂热能动力专业,工程师。

300MW机组凝结水泵的变频改造

凝结水系统简图低负荷运行时供给轴封减温水的压力较高,致使低压缸轴封温度调整门开度控制范围小,导致低压缸轴封温度波动较大除氧器水位调节在机组低负荷段采用单冲量调节,在高负荷段采用三冲量(给水流量、凝结水流量除氧器水位)调节,不能适应机组多变的运行工况,调节品质也不能满足运行要求凝结水再循环阀的控制为随动系统,根据主凝结水调节阀的开度和凝泵出口压力情况进行调节,来保证凝泵在工作内安全运行和除氧器的上水能力。

通过调整凝结水调整门节流运行方式不仅浪费了大量电能,而且增加了检修费用和人员的工作量。

为降低凝结水泵单耗、降低发电成本,有必要对凝结水泵实施技术改造使用变频凝结水泵调节除氧器水位组态框图表1典型工况下数据比较机组凝泵凝栗出主凝结水主凝结凝泵序号负荷转速口压力调节阀开度水流量电流/MW/rpm/MPa/%/tDh-1 /A11809471.0490.449125.9522010741. 3问题解决3.1改造方式采用变频技术水平来降低凝结水泵的转速,改变凝结水泵的Q-H特性曲线,在凝结水泵的流量不变的情况下压力得到降低,使主凝结水调节阀C22- 1基本处于全开位,消除主凝结水调节阀的节流损失。

3.2变频器方式选择凝结水泵加装变频器方式有多种。如果2台凝泵全部加装变频器,则运行方式统一,设计控制逻辑简单,但成本高、占地面积大,对于已经投产的机组改造难度较大针对凝结水泵运行方式为1台运行,1台备甩为了降低改造成本,只将互为备用的2台凝结泵中1台改造为变频调节。改造后的变频泵在变频装置故障后可以通过旁路,切换为工频运行方式3.3系统运行方式改造后凝结水系统运行方式:A泵变频方式运行,除氧器水位通过改变变频泵转速控制,主凝结水调整门C22- 1在全开位,凝结水再循环门自动方式改为调整凝泵出口压力防止泵出口压力超压;A泵变频装置故障情况下,可通过旁路开关切换为工频运行方式,除氧器水位自动通过主凝结水调整门C22- 1调整;A泵备用,B泵运行除氧器水位自动通过主凝结水调整门C22- 1调整3.4变频改造逻辑修改2台凝结水泵的控制手段不同,所以在设计凝结水系统控制逻辑时首先必须兼顾主凝结水调节阀C22-1和变频调速凝结水泵这两个完全不同的、不同时投自动的控制对象,以及事故情况下两种调节方式的快速切换,其次要考虑在切换的动态过程中如何降低对除氧器、凝结水管的冲击,保证设备、系统的安全运行。

3.5间断式控制为改善除氧器水位、凝汽器水位自动调节系统的调节品质,提高凝结水系统的控制水平,我们把目前该领域针对调节阀控制的最新研究成果一一间断式控制理论嫁接应用于变频凝结水泵的控制方案中,这在除氧器水位调节系统中尚属首次该控制方案引入了一些先进的控制思想(静态不完全预估),主要思想是将变频凝结水泵的转速信号引入控制系统中,与水位偏差相平衡,保证水位的相对稳定(控制在一定的区间内),并引入机组的主蒸汽流量信号,以提高系统的负荷适应能力和补偿变频凝结水泵转速信号引!起的偏荷发生变化的过程中和水位自发扰动变化的过程中动作,变频凝结水泵的转速信号与上述扰动变化量相平衡后,系统处于等待状态,以适应热力系统的滞后和各种不确定因素(见)4改造后经济效果比较为了确定凝结水泵改造为变频调节的经济性,在300MW~150MW负荷下对1号机组A凝结泵进行变频调节电耗测试电功率采用卡电度表转盘数计算求得,凝结水流量、压力、转速等主要参数采用运行表计从表1数据看出采用变速调节可以大大降低凝结泵的功耗,特别是低负荷更明显(150MW时节约功耗为631.5kW,300MW时节约功耗为470.7kW)凝结水泵采用变频调节后,按2003年电力生产计划平均负荷率68.09%(204.27MW)运行小时数为7047h,年节电 4306.4217MWh,上网电价按0.32元计算节约人民币为137. 8万元,通过计算单机厂用电率可以下降0.3%. 5结论只是在机组负,

1.1运行中的节流损失,凝泵电流下降,起到节能作用,凝结水泵加装了变频装置,将凝泵由原来的定速运行改造为变频无级调节运行泵,一方面减少了另一方面由于凝泵出口水压的下降,大大改善了低压加热器的工作条件,减少了低压加热器泄漏,降低了检修工作量,取得了较为明显的安全和经济效果。而且在1号机组小修结束后经过不同负荷工况下的试运行,除氧器水位采用间断式控制方案,应用凝结水泵的变频控制取得了很好的效果,有效地解决了凝结水系统滞后大、相互耦合严重控制对象特性不确定的难题(上接第33页)线法和两点法计算出热量信号和主汽压力对应于燃料量的传递函数试验需要反复几次完成针对太二9号机组热量信号变化要经过一个惯性环节为1/(1+15S),主汽压力变化要经过二阶惯性环节为3.3协调控制器参数的整定燃料主控副调比例系数根据投自动层操转速与16台平均转速之和的静态增益来确定,层操投自动个数不同,比例系数也不同,采用变增益控制。副调积分时间为30s燃料主控主调比例系数根据16台平均转速之和与热量信号的静态增益来确定。主调积分时间为30s3.4前馈的整定在协调控制方式下以一定的速率升降负荷,调整能量指令的微分前馈和负荷指令前馈,来观察主汽压力曲线尽量拟合主汽压力目标值,试验原则是尽量保证动态过程中的匹配才能保证静态的稳定能量指令的微分前馈为(八 /PTKPX 27.6)X负荷指令前馈中的饱和环节的上下限可以控制前馈强度,微分环节的微分时间为3.5系统投运方法协调控制系统包括手动、机跟随、炉跟随、协调4 种方式协调控制系统中的汽机主控输出控制电调(DEH)中的阀门总信号,即将电调作为一个执行机构控制,投入协调时,需先向电调请求“CCS,电调投入 CCS遥控,电调脱离调功回路,由汽机主控控制机跟随方式只在锅炉手动或RB情况下使用。炉跟随方式一般不经常使用,因太原第二热电厂9号机组协调控制系统采用以锅炉跟随为基础,加入能量平衡信号的直接能量平衡的协调控制方案,故在机组正常的情况下直接投入协调控制方式4总结结合该类型机组的特点及原设思想,从方案设计及调整、试验方面采取了一些有效措施和方法,使太原第二热电厂9号机组协调控制系统取得了很好的投运效果。

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