350 MW机组凝结水泵变频控制改造

讨论了凝结水系统的运行方式、除氧器水位热工控制逻辑、凝结水泵组启停逻辑及保护的配置,阐述了引进型350 MW机组除氧器水位由调节门控制改为凝结水泵变频调速控制的方法,解决了凝结水管系振动的问题,并对凝结水泵变频调速控制的经济性进行了分析,为火电厂进行除氧器水位控制的变频改造提供借鉴.     

采用变频调节技术的全程除氧器水位三冲量控制逻辑设计及应用

金桥热电厂凝结水系统采用了3台50%容量凝结水泵的配置,由于凝结水泵电耗较大,同时凝结水系统因除氧器水位调节阀门截流造成的截流损失严重,经济性较差。设计采用了变频调节的除氧器水位导前微分三冲量控制逻辑进行改造后,单台凝结水泵可以满足的最大机组负荷从210MW提高到了230MW,凝结水泵单耗总体降低了40%以上,充分发挥了变频调节的节能优势。     

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。     

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。     

凝结水泵变频协调控制在节能改造中的应用

凝结水泵变频改造后,其变频器与除氧器水位调节阀有2种控制方式,一种是由除氧器水位调节阀控制除氧器水位,凝结水泵变频控制凝结水母管压力,另一种是除氧器水位调节阀控制凝结水母管压力,凝结水泵变频控制除氧器水位。在对这2种控制方案的应用情况进行比较分析的基础上,提出了一种新的协调控制方案．以获得最好的节能效果。     

600MW超临界机组凝结水泵变频控制技术探讨

介绍费县电厂两台600 MW超临界机组一拖二凝结水泵变频控制特点,分析除氧器给水控制优化过程和控制理念。费县电厂凝结水泵变频与调阀综合控制除氧器水位方案几经改进,经过一年多的探索最终趋于完善,实现了真正意义的全自动和最大限度的节能,解决了凝结水泵变频调节系统不完善的问题。     

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。     

变频器在电厂凝结水泵上的节能应用

介绍了凝结水泵变频器改造的技术方案和凝结水泵变频改造后的运行工艺。变频改造后的凝结水系统控制性能良好,除氧器水位调节稳定可靠,凝结水系统实现了自动控制,减少了维护工作量,节能效果显著。     

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.     

凝结水泵变频改造控制系统分析

分析了三河发电厂4号机组凝结水泵变频改造过程,提出了凝结水泵变频自动控制和除氧器水位调门经验控制协调方案,提出的方案有利于机组安全稳定运行,同时能最大的发挥变频控制节能的特点。     

基于APS的凝结水系统在超临界机组的应用与分析

某电厂350 MW超临界机组采用基于APS的凝结水系统,该系统功能组主要有2个功能:对凝结水热井至除氧器的凝结水管道段进行注水排气控制;在凝结水变频器启动后,通过凝结水泵再循环阀进行自身循环,为下一功能组进行凝结水管道冲洗做准备。利用功能组成功实现了除氧器上水、凝结水管道冲洗排放、除氧器水位调节阀及凝结水变频调节控制方式的全程自动控制,并减少了运行人员的操作量和操作时间。随着火电机组自动化水平的不断提高,凝结水功能组将得到更广泛的应用。     

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。     

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.     

1 036 MW 机组凝结水泵变频调节控制策略优化及其深度节能研究

介绍了凝结水泵变频调节的节能原理,分析了凝结水泵变频调节的优点及在实际运行中存在的问题,并提出了解决方法。通过实践,优化了华能海门电厂1 036 MW机组凝结水系统的全程控制策略,达到了凝结水泵变频调节深度节能的目的,对同类机组凝结水系统的设计和逻辑优化具有重要的参考价值。     

1000MW机组凝结水泵变频控制策略的研究与应用

为充分挖掘凝结水泵变频运行的节能潜力,在现有的除氧器水位控制系统的基础上,提出了用变频器调节除氧器水位的改进方案,分析了北仑电厂三期工程2×1000MW超超临界机组凝结水系统的运行特点,具体阐述了改进方案实施后需要关注及跟进的控制措施。运行实践表明,该方案达到了理想的节能效果,具有一定的推广意义。     

火电厂凝结水泵高压变频改造的控制策略

介绍了华能福州电厂二期2×350MW机组的凝结水泵高压变频改造方案,提出了变频改造后所面临的凝汽器水位自动控制,变频凝结水泵和工频凝结水泵之间的连锁切换,除氧器上水调节阀的工作模式切换等相关控制策略及其在西门子Teleperm-XP控制系统中实现的过程,并提出了需要进一步进行试验优化的问题。     

基于规则的智能控制在凝结水泵变频节能优化控制中的应用研究

变频调速是风机、泵类负荷调节的主要节能方法,以重庆华能珞璜电厂1号、2号机组凝结水泵变频改造为研究背景,一运一备的2台凝结水泵利用1台变频器采用"一拖二"的方式控制。在对凝结水系统工艺过程以及泵变频调速原理进行详细分析的基础上,设计了基于规则的仿人智能控制策略,通过调节凝结水泵变频器转速和凝结水泵出口阀开度协调控制凝汽器水位和凝结水泵出口压力。当机组负荷剧烈变动,控制器以非线性方式立即响应,快速改变凝结水泵变频调节系统工作点,迅速适应机组新的工况,有效地克服了线性系统超调量大,容易发散等缺点,实践证明本控制方案是一套较为完整的针对凝结水泵变频调节的协调控制方案,并介绍了变频调速的节能情况和应用效果。     

火电厂凝结水泵高压变频改造的控制策略

介绍了华能福州电厂二期2×350 MW机组的凝结水泵高压变频改造方案,提出了变频改造后所面临的凝汽器水位自动控制、变频凝结水泵和工频凝结水泵之间的连锁切换、除氧器上水调节阀的工作模式切换等相关控制策略及其在西门子Teleperm XP控制系统中实现的过程,并提出了需要进一步进行试验优化的问题.     

300MW机组凝结水系统高压变频全工况智能调节的应用

介绍了吉林电力股份有限公司浑江发电公司利用老厂关停机组吸风机高压变频装置,对2号机组凝结水泵高压电机进行变频改造,并根据自身设备特性,优化调节方案,变频改造后电机节能显著,改善了凝结水系统及除氧器工况,降低厂用电率,月节电28.6×104 kW·h,实现了降本增效。     

600MW机组凝结水泵变频改造的控制逻辑优化

以内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司8台机组凝结水泵变频控制为例,简要说明凝结水泵变频后,如何与除氧器上水调整门配合实现除氧器水位的最优控制方法,对同类机组有一定的借鉴参考作用。