浅析凝结水系统优化方案

浅析凝结水系统优化方案
发布时间：2021-11-24T06:33:10.033Z 来源：《当代电力文化》2021年24期作者：毛伟峰
[导读] 凝结水系统作为汽机侧重要辅机设备其经济性对节能有很大的影响
毛伟峰
陕西商洛发电有限公司陕西商洛 726007
摘要：凝结水系统作为汽机侧重要辅机设备其经济性对节能有很大的影响，某电厂660MW机组凝结水系统针对除氧器上水调门局部阻力较大,造成节流损失的问题,提出在20%～100%负荷时,保持除氧器上水调门几乎全开的方法,并从经济性,安全性两方面分析该方法的经济效益和节能效果,认为该方法节能效果显著。

及进行逻辑优化、变频器参数调整等措施降低机组的厂用电率,挖掘机组的节能潜力，使机组的经济性和安全性大幅提升。

关键词：凝结水系统；节能分析；变频器参数；除氧器上水调门
中图分类号：TK14.211 文献标志码：B
1.系统概述
某电厂每台机组配备两台100％容量的凝结水泵，一台运行、一台备用，型式为KSB立式NLT系列多级导叶式离心水泵，为立式筒袋式结构，凝结水泵将凝结水通过除氧器上水调阀、低压加热器送到除氧器，并为低压旁路、轴封系统、低压缸等提供减温水。

凝结水泵采用变频控制，采用一拖二布置，正常运行时采用变频控制，工频备用。

负荷低于220MW时凝泵变频器出力跟踪凝泵出口母管压力，而除氧器通过上水调门开度控制其水位，负荷高于230MW时凝泵变频器出力跟踪除氧器水位，而凝泵出口母管压力通过上水调门开度控制。

为响应电网20%~30%负荷深度调峰因此对凝结水系统参数优化势在必行。

2.优化内容
2.1优化凝结水系统上水调门参数。

（1）在逻辑中优化凝泵备用泵联启条件中“凝结水母管压力低”整定值，由固定的2.0MPa修改为跟随机组负荷指令变化的滑动曲线，保证凝泵母管压力正常的调节裕度。

（2）在逻辑中优化凝泵变频器闭锁减条件中的“母管压力低”设定值，由2.2MPa调整到1.98MPa，扩大凝泵变频正常调节的范围。

（3）在逻辑中优化凝泵变频控制回路。

结合凝泵变频器调节特性，在水位三冲量控制副调回路中新增变比例功能，当变频指令在
48Hz~50Hz区间运行时，适当削弱副调的参数，杜绝过调现象。

（4）在逻辑中优化除氧器上水调阀控制逻辑。

在凝结水母管压力控制回路中新增比例外置功能，根据上水调阀的流量特性自动调整比例系数。

（5）在逻辑中优化凝泵变频器三冲量水位控制回路相关参数，调整前馈量系数和主调PID参数。

2.2优化凝结水泵变频器参数。

（1）根据凝结水泵变频器技术协议要求，变频器应能满足凝结水快速调节能力要求，变频器满足在额定负载下，20~50HZ范围内，增减速率不大于5HZ/S，变频器应无故障。

（2）利用停机期间与电气专业对凝结水泵上水过程中变频器工作时参数数据采集，针对大流量上水时变频器负载能力的摸底，优化变频器参数，增加变频器上水时响应的速率。

2.3优化凝结水系统运行压力参数。

（1）联合各部门针对运行期间凝结水系统压力设定值进行讨论，优化“凝结水母管压力低”联锁启动备用泵压力定值，定值由原2.0MPa 联启备用泵，更改为1.8MPa联启备用泵，增加了运行参数调节范围。

（2）优化凝结水母管压力设定值曲线，将原始曲线平行下移0.2MPa，降低运行期间凝结水管道阻力，修改后观察结果，设定值曲线优化后凝泵变频指令基本处于48Hz以下区间运行，达到了节能的目的。

3.优化后的经济指标对比
（1）优化效果见图1和图2图，机组负荷在660MW~330MW范围内变动时，除氧器水位最大控制偏差满足要求，杜绝了除氧器水位大幅
波动甚至触发溢流阀动作的现象。

（2）优化前后变频器的参数及经济指标对比
分析表二：同样在机组负荷660MW，母管压力从2.5MPa降到2.3MPa时每小时可以节约106度电。

（3）优化前后凝结水泵单耗指标对比
1月份#1机组全月运行，完成发电量35010.22万kWh，平均负荷470.6MW，负荷率71.3%；凝结水泵单耗率0.203%。

6月份#1机组全月运行，完成发电量34868.834万kWh，平均负荷484.3MW，负荷率73.4%；凝结水泵单耗率0.191%。

4.结论
通过对凝结水系统参数的优化从以上数据分析得出：通过对母管压力定值修改，除氧器上水调阀参数优化上水调门开度有所增加，减少上水调门在运行中的节流损失。

通过对变频器参数优化#1机组中在加减负荷过程中除氧器液位波动较大得到改善，变频器能够更好的满足机组上水要求，机组安全可靠性提高。

在50%负荷与100%负荷参数对照下，分析1月份、6月份经济指标得出：通过改善凝结水系统参数，每台机组全年按照30亿度发电量计算，每度电按照0.32元计算，单台机组每年可节约15万元左右。

5.存在问题和及继续可修改意见
（1）应电网要求20%~30%深度调峰后续常态化，机组负荷在220MW时凝结水系统压力与除氧器液位控制方式切换，负荷165MW时三冲量控制切除。

导致低负荷节能降耗效果不明显，可将切换负荷改为电负荷实现更为简单方便也可以将切换点下移至20%负荷以下。

（2）目前“凝结水母管压力低”定值整定为2.0MPa联锁启动备用泵，更改为1.8MPa，经过运行观察给水泵密封水回水温度未超过60℃且密封水调门开度50%左右预留余量较大，凝结水系统其他用户运行正常。

此定值可以再做进一步优化调整，建议放置1.5MPa。

这样经过参数优化凝泵单耗应下降更大。

（3）为提高机组调峰响应能力，响应AGC指令调节速率，凝结水系统的潜力还可以进一步发掘，在加负荷或减负荷时，可通过凝结水量的变化滞后性达到机组快速响应AGC，利用除氧器热能储备调峰，此时必须对给水系统逻辑及除氧器保护定值进一步优化。