某660 MW机组除氧器水位调节系统逻辑优化

目前大部分电厂除氧器水位调节常用的节流方式,是由凝泵变频控制压力,除氧器水位调节由上水调节门通过节流方式实现,进而改变工况的调节流量,减少局部阻力损失的增加。该种控制方式会增加电厂凝结水泵耗能,并且由于长期使用阀门节流,会造成管路性能曲线改变,使除氧器及凝汽器水位较难控制。为此,以某火电厂660 MW机组为研究对象,对除氧器水位调节模拟量控制系统(MCS)逻辑进行优化,采用在保证凝结水用户最低压力要求(低旁减温水、给泵密封水)的前提下,尽量使除氧器水位调节阀开到100%,用凝泵变频调节除氧器水位。这样既保证了凝结水泵对除氧器水位的最佳上水量,也保证了凝结水泵电耗的最优化运行,使凝结水调整完全采用凝结水变频器进行调节,从而减少凝结水系统的节流损耗。

125MW机组凝结水系统控制技术的改进

针对南京热电厂 6号机组 (1 2 5 MW)的凝结水系统 ,将凝结水泵的定速运行改造为变频调速 ,并采用模糊控制技术控制凝泵转速和补水门开度 ,以便在稳定或变负荷情况下维持除氧器水位和凝汽器水位。实际运行表明 ,该控制系统不仅具有优良的控制品质 ,而且由于凝泵采用了变频调速 ,具有非常明显的节能效果。图 2参

船舶蒸汽机冷凝器水位稳定性控制系统设计

在研究蒸汽动力系统的过程中,主冷凝器是回收汽轮机废汽的重要装置,但现有系统在灵敏度和控制效果上不够理想,由系统原理可知补水调节阀控制器的设计与优化是改进系统的关键。根据主冷凝器内蒸汽与水的质量守恒和能量守恒方程,建立主冷凝器系统的数学模型,对冷凝器水位稳定性控制系统的补水调节阀控制器进行了设计。通过仿真研究发现,所设计的补水调节阀控制器同样可以控制主冷凝器内蒸汽压力,而蒸汽压力的响应滞后于水位。基于串级广义预测算法在研究锅炉汽包水位中的应用,对冷凝器水位控制系统实现串级广义预测控制,有利于补水调节阀控制器的设计。仿真结果表明,利用串级广义预测控制算法设计的补水阀调节器使主冷凝器水位在动态过程中具有较好的稳定性和响应快速性。

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。

船用汽轮发电机组冷凝器的两种现用水位调节器的比较

介绍了目前用于某船用汽轮发电机组冷凝器上的两种水位调节器的工作原理及其优缺点,并提出了1种结合两种水位调节器的新的改进设计思想,付诸于实施,并获得了成功。

凝结水变负荷深度调峰技术实现方法及其经济性评价

目前,国内火电机组参与深度调峰需要满足机组负荷响应速率及中低负荷段运行经济性的要求,虽然主蒸汽滑压运行能在一定程度上提高机组的运行经济性,但单一静态滑压运行曲线没有考虑环境参数变化、供热及工业用汽等影响。本文提出一种凝结水变负荷深度调峰技术的实现方法,通过凝结水节流快速变负荷控制技术及基于凝结水变负荷的深度滑压优化控制系统,根据电网自动发电控制(AGC)和一次调频指令需求,综合调配机组主蒸汽调节阀和凝结水泵变频器,同时根据环境和供热等工况变化,实时优化给定主蒸汽压力,实现深度调峰滑压节能优化运行,并通过对比试验评价该技术的经济性。结果表明,该技术能显著提高机组的综合经济效益,满足机组电网考核与运行经济性的需求。

200MW机组凝汽器水位控制系统的改进

阐述了200MW机组增设AGC功能对凝汽器水位的影响和凝汽器水位过高、过低对机组的危害,分析了原凝汽器水位自动调节系统调整水位跟不上负荷变化的原因。结合现场实际情况,重新制定了凝汽器水位自动调节系统的控制策略,并介绍了其改进后的控制效果。

汽轮机凝水调节的自动控制分析研究

针对某汽轮发电机组凝水系统实际使用需求,介绍凝水调节系统自动控制的工作原理、组成和结构设计,采用PLC语言编制完成PID调节控制模块程序,该程序根据设定的水位值,自动向水位调节器执行机构发出模拟量指令信号,控制水位调节器开启或关闭至各管路的窗口,从而实现回水或排水功能。通过专门搭建的试验平台模拟实际使用工况对水位调节系统进行试验验证。试验验证结果显示设计的水位调节器及水位自动控制程序在各种变工况条件下均能维持水箱内设定的水位,为后续机组凝水系统安全稳定运行提供试验数据支撑。

变频调速控制技术应用一例

提出了125MW/135MW机组凝泵、疏水泵采用变频改造的方案以及对除氧器水位和凝汽器水位的多变量智能控制方法。

变频控制在热水罐水位调节改造中的应用

叙述了冷凝站热水罐水位由人工通过监控仪表控制水罐水位系统,改造成自动化控制系统。自动化系统由水位采集传感器、PID调节器、变频器、鼠笼电机组成,系统由PID调节器调节水位信号控制变频器调节电机转数达到控制及节能目的,提出了控制系统基本设计思路和控制实现方法,具体阐述了数据采样及变频器设定参数与节能指标的关系。

660 MW机组凝结水泵变频控制改造与应用

马鞍山当涂发电有限公司一期为两台660 MW超临界直流燃煤机组,DCS为MAXDNA系统,除氧器水位采用三冲量控制除氧器调阀,其水位控制品质较差,凝泵工频运行耗能大。为了提高机组安全、经济运行水平,降低厂用电,对凝泵控制进行了变频改造,并通过变参数、变负荷扰动试验后,投入凝泵变频自动控制,在改善水位控制品质、降低凝泵耗能等方面取得很好的效果。

300MW低位能供热机组凝汽器双温区运行灵活经济性分析

为提升湿冷机组低位能供热系统的热电解耦能力,提出凝汽器双温区运行方式,并以典型300 MW等级热电联产湿冷机组为例,分析凝汽器双温区运行对低位能供热机组灵活性的影响,以及基于热力学第二定律的供热耗能概念,开展凝汽器双温区运行的供热经济性分析。研究结果表明:同样在承担1000 GJ/h热负荷条件下,基于凝汽器双温区运行的低位能供热系统的调峰区间,相比常规低位能供热系统提升了154 MW,相比抽汽供热方式提升了77 MW。基于凝汽器双温区运行的低位能供热系统可提升低位能供热机组的调峰区间,但供热经济性下降,当余热回收比例在40%以上时,与常规抽汽式供热相比仍具备供热经济性。

1000 MW超超临界机组凝结水泵变频优化试验及应用

为了进一步降低凝结水泵运行的厂用电率占比,解决超超临界机组参与电网深度调峰工况下凝结水泵变频控制节能效果受限的问题,通过在1 000 MW超超临界机组上开展现场试验并获取特性数据,针对当前运行现状提出一种适合深度调峰且机组热力系统安全的凝结水泵变频控制策略,并加以实施和变工况验证。优化运行结果表明:该控制策略在保证机组安全稳定运行的前提下,能有效降低凝结水泵的功耗,凝结水泵耗电率由0.218%下降至0.152%;在低负荷阶段节能效果更为显著,在500 MW工况下,凝结水泵功耗由1 057 kW下降至633 kW,下降了40.1%;在400 MW工况下,凝结水泵功耗由1 035 kW下降至512 kW,下降了50.5%。