600 MW机组凝结水泵运行状况及节能改造分析

针对某火电厂600 MW机组凝结水泵设计压头偏高、凝结水系统阻力设计偏大问题,加之机组调峰运行、除氧器滑压运行等原因,致使除氧器水位调节阀的开度较小,造成节流损失偏大、凝结水泵偏离经济区域运行,导致凝结水泵在实际运行中耗电浪费严重的现象.在所采集电厂实时运行数据的基础上,结合原设计参数,对该电厂凝结水泵的变频改造进行了可行性分析.为下一步实施改造提供了理论依据.     

600MW机组凝结水泵运行状况及节能改造分析

针对某火电厂600MW机组凝结水泵设计压头偏高、凝结水系统阻力设计偏大问题,加之机组调峰运行、除氧器滑压运行等原因,致使除氧器水位调节阀的开度较小,造成节流损失偏大、凝结水泵偏离经济区域运行,导致凝结水泵在实际运行中耗电浪费严重的现象。在所采集电厂实时运行数据的基础上。结合原设计参数,对该电厂凝结水泵的变频改造进行了可行性分析。为下一步实施改造提供了理论依据。     

600MW机组凝结水泵节能优化改造

针对某火电厂600 MW机组凝结泵的设计压头偏高,节流损失较大,导致系统效率偏低的现象,在性能测试的基础上,分析了凝结水泵存在调整门节流压降大、有铸造缺陷、盖板内侧有蜂窝点,且流道对称性较差等问题,实施了拆除第2级叶轮以减少调整门的节流压降、优化改进通流部分和提高检修装配工艺等节能技术改造.改造后在600 MW负荷运行时,凝结泵效率为81.92%,提高了4.61%.     

660MW机组凝结水泵变频控制逻辑优化

通常将凝结水泵(凝泵)变频控制逻辑设计为除氧器水位调节阀控制除氧器水位及凝泵变频器控制凝结水压力和凝泵变频器控制除氧器水位及除氧器水位调节阀控制凝结水压力2种控制方式。为了使控制具有裕量,两者均无法使凝泵变频器在最节能方式下运行。对此,对除氧器水位调节阀控制除氧器水位,凝泵变频器控制压力的控制逻辑进行了优化,并应用于华能上海石洞口第二电厂4号机组。结果表明,4号机组负荷在480MW以上以除氧器水位调节阀全开及凝泵变频控制水位方式控制,可降低除氧器水位调节阀节流损失,节能效果更好。同时,避免了因低压加热器疏水泵跳闸、高压加热器切除、除氧器溢流调节阀误开启以及异常工况下除氧器水位低等,保证了机组的安全运行。     

660 MW机组凝结水泵变频改造试验分析

由于凝结水泵容量及扬程选型偏大、凝结水系统阻力设计偏大、机组调峰运行、除氧器滑压运行等原因,致使除氧器水位调节阀开启不足、节流剧烈、凝结水泵偏离经济区域运行、导致凝结水泵马达耗功浪费严重.通过凝结水泵性能试验和凝结水管路阻力试验,结合泵相似理论,从技术可行性和经济可行性两个角度对沙角C厂凝结水泵变频调速改造进行了可行性分析,为下一步实施变频改造提供了有力的证据.     

超超临界1 000 MW机组凝结水泵深度变频分析

为了降低厂用电、提高机组效率,华能玉环电厂对凝结水泵进行了变频改造。提出了制约凝结水泵深度变频的因素是汽动给水泵密封水压力低和汽轮机低压旁路减温水压力约束,并给出解决方案。进行了凝结水泵深度变频后凝结水系统运行方式试验,包括不同条件下的除氧器上水主阀开度试验、变频控制凝结水母管压力的调节器参数整定、凝结水泵变频泵与工频泵切换试验、凝结水系统故障时凝结水泵变频调节试验等。经济效益分析表明：凝结水泵采取深度变频方式后,除氧器主阀完全开启,节流损失降到最低,凝结水泵电流和转速得到进一步下降,节能效果显著。     

菏泽电厂NLT350-400×6型凝结泵节能改造

国电菏泽发电厂二期工程安装2台300 MW凝汽式机组,每台机组的凝结水系统配有2台NLT350-400×6型凝结泵.该泵为筒袋型立式6级离心泵,首级叶轮为双吸结构,并带前置诱导轮,第2至第6级叶轮为标准级单吸叶轮.凝结水经凝结泵升压后首先至化学精处理装置,然后经轴封加热器、除氧器水位调节门、7,8号低压加热器、5,6号低压加热器进入除氧器.机组满负荷运行时,因凝结泵扬程有富裕,除氧器上水主调节门开度较小,存在较大的节流损失,因此进行节能改造是很有必要的.     

凝结泵变频改造后除氧器水位和凝结水压力的控制优化

北方联合电力有限公司达拉特发电厂2×330 MW机组凝结泵变频改造后采用1拖2变频控制方式,1台高压变频器分别带动2台凝结泵,为此,对凝结泵设计了变频、工频2种运行方式的自动切换和保护逻辑。通过对除氧器水位和凝结水压力的解耦优化控制,保证且提高了除氧器水位和凝结水压力的控制特性,负荷扰动试验结果显示各项控制指标均达到优良水平; 对改造后节能效果进行的定量分析显示节能效果显著。     

凝结水节流对机组负荷影响的仿真研究

为了深入了解凝结水节流技术参与机组负荷调节的潜力,以某超临界600 MW机组为研究对象,分析在不同工况下凝结水流量变化对机组负荷、除氧器水位等参数的影响。仿真结果表明,采用凝结水节流技术可有效提高机组的负荷响应速度,但会导致除氧器水位出现较大波动,对机组安全运行具有一定的影响。基于仿真结果,进行凝结水节流参与协调控制的技术改造,可有效提高机组对自动发电控制(AGC)的负荷响应速率。     

300MW汽轮发电机组凝结水泵节能改造

凝结水泵运行时,出口压力过高,使除氧器水位调节阀节流损失大,冲蚀严重,噪音大。对泵的流动阻力及设计富裕量进行计算,选择不同工况进行试验比对,找出原因是泵的实际使用扬程过高造成泵功耗增加。通过可行性分析,采取了取消凝结水泵末级叶轮改造方法,经实际运行证明,改造后在保证凝结水流量正常情况下,凝结水泵扬程、流量工作点更为合理,除氧器调节阀阀芯冲刷减缓,噪音降低,实现了节能降耗的目标。     

N125MW机组启动静压上水方式的探讨与实施

传统的上水方式,存在厂用电率高、设备可靠性低的问题,针对此问题,桥头铝电公司对机组启动锅炉的上水方式进行优化。根据N125MW机组现场系统布置,将除氧器和锅炉汽包之间所连接管道简单的可看作一个连通管,根据连通管原理,利用除氧器水箱水位的静压,将水输送至炉侧同高度的位置,然后按照除氧器运行压力要求,在除氧器不超压的情况下给除氧器水面继续加压至满足炉侧水位要求为止。通过此方式上水,可以在不启动给水泵和凝结泵的情况下满足锅炉上水的要求,从而达到减少厂用电及运行操作量的目的。实践证明,这种方法不但可行而且提高了机组启动的安全性和经济性。     

凝结水节流的动态特性分析及模型辨识

为了满足新能源电网的需求,火电机组的变负荷能力必须提高。而凝结水节流可以通过利用机组蓄能,快速、有效地激发机组的变负荷能力,满足电网的需要。以某电厂350 MW超临界火电机组为例,分别在95%工况、85%工况和75%工况进行除氧器上水门节流和凝泵变频节流试验,对节流过程中相关参数变量进行分析,研究不同负荷下机组的动态特性;结合粒子群智能算法完成不同工况、不同节流方式的模型辨识,比较两种控制方式的控制效果。结果表明:凝结水节流量越大,机组提升负荷的能力越强;不同条件下采用粒子群智能算法辨识得到的模型与机组实际的动态特性曲线高度吻合,除氧器上水门节流快速提升机组负荷的能力要优于凝泵变频节流,为大机组控制优化提供参考。     

基于压力自适应的凝结水节能控制技术

提出了一种基于压力自适应能力的凝结水节能控制技术,通过采取改进的凝结水泵(简称"凝泵")及除氧器水位控制策略,使凝泵出口压力和除氧器水位波动变小,由此可将凝泵出口压力设定点降低至操作约束条件附近,从而降低了凝泵运行时电流。某1000MW机组实际应用结果表明,提出的凝结水节能控制技术可以达到良好的节能控制效果,综合节能效率可提高10%～30%。     

凝结水系统容量不足原因分析及改进

江苏利港电力有限公司1号、2号机组凝结水泵是按照单台100%容量配置,但投产后当机组负荷升至330 MW后,单泵运行凝结水水流量无法保证除氧器水位,需增开一台凝结水泵。为了达到机组满负荷时凝结水泵单台运行的目的,通过试验和计算,找到降低除氧器水位调整门压力损失的解决方法,同时确保压力损失在合理的范围内。     

深度调峰工况下凝结水泵节能优化

火电机组深度调峰工况下,凝结水泵的节能优化研究对提高机组运行的经济性非常关键。本文分别以某330 MW"一机两泵"和"一机一泵"2种布置的供热机组所配套的凝结水泵为研究对象,采用Ebsilon软件进行建模,模拟计算机组在正常运行和深度调峰工况下的运行状况,分析了凝结水泵的流量特性和功耗特性,提出了增设1台小流量凝结水泵的节能优化方案,并且从经济性和可行性方面进行了论证。结果表明:在机组深度调峰工况下,原有凝结水泵及配套电动机系统效率低,功耗大,影响机组的安全经济运行;增设1台小凝结水泵的平均功耗比原凝结水泵耗功小,且经济可行,实际可操作。     

汽轮机组复合凝结水真空除氧热力系统的应用

大容量机组采用小汽轮机作动力拖动给水泵的机组,使用复合凝结水真空除氧热力系统可使小汽轮机乏汽加热除凝结水,小汽轮机效率可达100％,而且便于汇集疏水、降低疏水逐级自流至凝汽器的热损失。复合凝结水真空除氧器设置在凝结器内,除氧效果高于压力式除氧器,汽轮机变工况运行时,调整更方便。加热器集中在同一平台,降低了材料的消耗,减少了设备及基建的投资。将变频凝结泵与汽动给水泵联合使用,降低了厂用电,提高了机组效率。     

220MW机组低加疏水泵在机组启动初期的应用

针对220MW机组启动前凝结泵自给除氧器上水开始至锅炉上完水打压试验,凝结水泵基本处于经济性较差的运行状态。提出改进设计,增加一种新的上水方案,运行效果表明,新方案在上水经济性上有较明显优势,节能降耗明显。     

直接空冷机组凝结水系统故障分析处理与设计优化

某350 MW超临界直接空冷机组凝结水系统试运过程中出现了凝结泵出口压力低、启泵时泵出口电动阀无法开启、凝结泵再循环系统管道振动大、排汽装置水位波动大等故障,影响了设备的试运进度和机组的安全稳定运行.通过增设管道节流孔板、调整阀门零位设置、加装管道排空气阀和注水阀,以及更改水位测点位置等处理措施,问题得以解决.同时指出了凝结水管道系统在设计方面存在的不足,提出了系统优化改进建议.     

超超临界1000MW 机组给水系统运行安全性分析

根据某超超临界1 000 MW机组汽动给水泵及其前置泵在正常运行和甩负荷试验时的汽蚀余量,分析了该机组给水系统在不同运行工况下的安全裕度,并提出在恶劣工况下防止前置泵汽蚀的措施,如在设计中提高除氧器布置高度,改善泵结构,降低下降管压损等;在运行中快速投入除氧器的备用加热汽源,减小除氧器压力的下降速度和幅度,减缓前置泵入口压力的下降等.     

1000 MW机组凝结水泵变频解耦控制在节能改造中的应用

针对凝结水泵进行变频控制技术研究和优化是目前大型火电机组节能改造的重点研究方向。以某发电厂1000 MW机组为例,分析除氧器水位调节阀和凝结水泵变频器调节的性能特点,提出一种新的凝结水泵变频解耦控制策略。该策略利用前馈补偿法对凝结水泵变频控制逻辑进行解耦控制优化,消除控制回路之间的相互耦合,实现除氧器水位和凝结水母管压力的全程协同控制并保持稳定,增强凝结水系统自动控制的抗干扰和抗扰动能力,降低系统节流损失和厂用电率,具有较好的节能效果。