1000MW机组凝结水系统控制优化技术研究

引言

华电国际邹县发电厂对7#、8#机A、C凝泵变频改造后,节能效果明显提升,但随着机组的长期运行,也暴露出一些问题,部分机组参数大幅波动。除氧器水位波动,可能导致汽轮机进水,甚至机组跳闸:凝结水流量波动,引起低加水位调整困难,机组负荷瞬时变化:变频器指令波动,可能造成凝泵瞬时失速,增大了变频器故障的可能性:凝结水系统的参数波动使机组调整特性变差,机组整体的节能效果变差,增加了人工成本,同时机组的安全性大幅降低。

1 1000MW机组凝结水系统存在的问题和原因分析

1.1存在的问题

对1000MW凝结水系统进行了全流程分析,诊断出存在的问题主要有以下几个方面:

(1）1000MW凝结水系统节能潜力未完全发挥,除氧器上水调阀节流损失大。

机组高负荷时段(负荷大于550MW）,除氧器上水调阀的开度被锁定在80%,因调阀未能全开存在一定的节流损耗。伴随机组负荷和凝结水流量的升高,调阀前后压差也相应增大,由上水调阀节流造成的损失也相应增大。

(2）低负荷时凝结水泵变频器频繁解除自动控制。

机组正常运行中,当负荷降至550MW以下时,A、C凝泵变频指令已经降至指令的下限(即指令为60%）,凝泵转速也对应下降至最低设定转速875r/min。由于凝结水母管压力降低,凝结水泵出口压力会接近该负荷下变频自动解除的定值(除氧器压力0.6MPa）,从而造成凝泵变频主控自动频繁切除。

(3）低负荷时凝结水系统调节特性差,除氧器水位波动大。

当机组负荷在500MW左右时,因逻辑设计及阀门特性等原因导致水位调节特性差,除氧器水位波动大。低负荷期间甚至会出现除氧器水位和除氧器上水调阀开度调节都呈扩散趋势,机组参数大幅波动,必须通过人工进行干预调节,不但增加了人员的劳动量,同时大大降低了系统的可靠性。

1.2原因分析

通过现状诊断,课题攻关小组通过多种方法对各环节存在的问题进行了分析,总结出了造成这些问题的原因,主要包括以下几个方面:

(1）运用逻辑框图分析法,对节流损失大的原因进行分析,发现除氧器上水调阀无法全开的原因为存在以下逻辑问题:1）当除氧器上水调阀开度指令<80%时,由上水调阀调节水位,并闭锁凝泵变频主控输出。2）当除氧器上水调阀开度指令>80%,且A或C凝泵速度设定值>60.2%时,由变频主控调

节水位,并闭锁上水调阀的指令输出。3）A或C凝泵变频在手动方式下,变频器出力大,上水调阀无法全开。

(2）运用关联图分析法,对凝泵变频频繁解除自动的问题进行了分析,发现热工联锁和逻辑设计不合理造成了低负荷时凝结水泵变频器频繁解除自动控制。

热工联锁设计不合理。原联锁定值为:1）凝结水精处理入口压力低于除氧器压力0.5MPa,联启备用凝泵。2）凝结水精处理入口压力低于除氧器压力0.6MPa,凝泵变频解除自动控制。由于联锁定值设定不合理,当凝结水精处理与除氧器压力仍然有较大压差时,在变频自动的低负荷段,如果机组负荷增加较快,除氧器上水调阀迅速开大,凝结水凝结水精处理入口压力极易低于除氧器压力0.6MPa,导致自动控制解除,甚至会因为凝结水精处理入口压力低于除氧器压力0.5MPa联启备用凝泵,严重威胁机组安全。如果机组单元发生RB时,因凝结水变频快速降低造成凝结水精处理入口压力低于除氧器压力0.5MPa而联启备用凝泵,除氧器水位会发生大幅波动,运行人员需手动停运联启的凝结水泵并手动调整水位。

逻辑设计不合理。凝结水泵转速指令和转速反馈偏差如果大于20%,将会解除自动控制。当机组负荷接近500MW运行时,由于凝结水泵变频器电气设置值为60%,当转速指令降低至60%时不会再降低,所以会因为转速指令和转速反馈偏差大直接解除自动控制。

21000MW机组凝结水系统优化分案

对凝结水系统进行方案优化,实施以下具体方案:

(1）为进一步挖掘凝结水系统的节能潜力,减少除氧器上水调阀节流损失,将除氧器上水调门开度上限由原来的80%修改为90%。#8机除氧器上水调阀正常运行时仍然稍有节流,为进一步挖掘凝结水系统的节能潜力,将除氧器上水调门开度上限由原来的80%修改为90%。

(2）为优化#8机除氧器水位调节特性,将A、C凝结水泵变频器最低频率由30Hz修改为25Hz,扩大了凝结水泵变频调节范围。通过不断的试验修正,降低了变频器最低转速的设置,将A、C凝结水泵变频器最低频率由30Hz修改为25Hz(对应指令50%,转速727r/min）,最大限度利用变频器的节能潜力。对于凝结水泵低频运行时可能会造成的振动增加、轴承温度升高等问题,经凝结水泵25Hz带负荷试转1h后,采集参数如下:电机负荷侧振动值:O18μm,东西30μm,南北29μm(标准≤85μm）:电机非负荷侧轴承振动值:O21μm,东西25μm,南北19μm:泵体振动值:O16μm,东西19μm,南北25μm(标准≤85μm）:推力轴承温度45℃,温升值:17K:电机负荷侧轴承温度35℃,温升值:7K:非负荷侧轴承温度46℃,温升值:17K。设备振动及各部温度都正常,设备运行状况满足运行要求。

(3）对凝结水系统联锁定值、凝结水泵自动转速控制指令下限值进行重新设置,避免自动调节频繁解除。对凝结水系统联锁定值进行重新设置,避免过高的设定值造成凝泵变频出力受限。根据除氧器相对凝结水母管高度差35m,相应静压差0.4MPa左右的实际情况,发现在原设计中,变频解除定值和凝泵联启定值设置都偏高。对#8机组除氧器自动调节回路进行如下修改:1）将凝泵变频自动解除条件中,凝泵出口压力低于除氧器压力0.6MPa这一条件,修改为凝泵出口压力低于除氧器压力0.5MPa。2）将凝泵联泵条件中,凝泵出口压力低于除氧器压力0.5MPa这一条件,修改为除氧器压力0.45MPa。

3优化效果分析

3.1经济效益

改造方案实施后,正常负荷范围内除氧器上水调阀开度由80%及以下提高到了90%以上,同时增加了变频器的调节范围,减少了调阀的节流损失,明显降低了机组的厂用电率。

在机组500MW负荷运行时,每台机每小时节电77.5kwh:机组负荷1000MW时,每台机每小时节电82.5kwh。综合来看,机组正常运行每台机每小时节电能够达到80kwh以上。据此测算两台机全年共节约厂用电:80×2×24x365=1401600kwh,节约成本约56万元。

3.2其他效益

在正常负荷范围内,可以保证凝泵变频和除氧器上水调阀能够自动正常投入。在自动控制投入后,上水调阀和凝泵变频通过自动协调来控制除氧器的水位稳定,不但降低了工作人员的工作强度,系统的可靠性也大大增强。

4结语

本文通过对1000MW凝结水系统存在的问题进行了深入剖析,最终对除氧器、凝泵变频器等方面的参数设置、控制逻辑进行了完善。通过实践和效果对比,优化后的凝结水系统解决了凝泵变频运行方式下存在的运行稳定性等问题,在节能效益上也获得了大幅提升。