火力发电机组调峰期间除氧器水位自动调节改善与应用

2022-02-25张振东张聪泰

冶金动力 2022年1期

张振东，张聪泰

（酒钢集团宏晟电热公司铝电分公司，甘肃嘉峪关 735100）

前言

目前国内火力发电机组凝结水系统中一般设置并存的两套自动调节系统（见图1）。一套是除氧器水位自动调节系统，通过控制除氧器水位调节阀的开度来调节凝结水流量从而控制除氧器水位在规定范围内；除氧器水位调节阀采用除氧器水位、锅炉给水流量和凝结水流量三个冲量调节。另一套是凝结泵变频自动调节系统，是以凝结水母管压力为调节对象，通过自动调节变频器频率（或者说改变凝结泵电机转速）来控制凝结水母管压力在设定值。机组正常运行过程中，两套自动调节系统同时投入。电力紧缺时期，机组负荷率较高，出力一般都在额定负荷的90%以上甚至满负荷运行，此工况下凝结水流量较大，除氧器水位调节阀开度在90%以上，几乎不存在节流损失，运行方式比较经济。

图1 现有除氧器水位自动调节流程图

1 现状分析

随着近些年来我国火电机组总装机容量的大幅攀升导致产能严重过剩，机组负荷率大幅下降，大部分火力发电厂机组长期低负荷工况运行，部分电厂的机组平均不足50%额定负荷。同时，火电机组参与新能源消纳而进行深度调峰已是大势所趋，深度调峰期间机组在30%～100%额定负荷区间变工况运行，火电机组深度调峰时凝结水系统凝结水流量变化幅度大，当机组负荷小于90%额定负荷甚至更低负荷参与调峰时，除氧器水位调节阀开度基本上在35%～90%之间，机组负荷越小，开度越小，节流损失越大。凝结泵变频自动调节系统虽然也参与调节，但以凝结水母管压力为调节对象的调节模式，不能解决除氧器水位调节阀节流损失大的问题，凝结泵变频调节节能的最大潜力没有发挥出来。

2 改造方案及技术要素

为解决火力发电厂机组低负荷或深度调峰条件下凝结水系统除氧器水位自动调节节流损失的问题，理想的节能调节应该是：机组低负荷或深度调峰时，也要尽量保持除氧器水位调节阀开度较大甚至全开，凝结泵变频自动调节系统起主导调节作用，在满足除氧器水位自动调节和凝结水用户（除向除氧器补水外，另外还作为冷却水、减温水和密封水）压力、流量要求的情况下，通过改变变频器频率输出的大小，来达到节电的目的。

（1）在机组深度调峰条件下，将除氧器水位三冲量信号直接作用于凝结水泵变频调节的频率输出信号，通过频率变化达到改变凝结水泵转速进而改变凝结水进水流量，实现除氧器水位调节的目的，同时解决凝泵压力自动及凝结水气动主调节阀自动调节方式所带来的节流损失问题。

（2）由图2可以看出，除氧器水位信号和设定值比较产生偏差信号，在三冲量模式下，根据偏差调节输出加上锅炉给水流量前馈信号作为主凝结水流量的设定值，此设定与实际主凝结水流量的偏差经PID调节输出，控制凝结水泵变频指令，同时由于凝结水泵转速与流量非线性关系，根据现场实际数据测量引入F(x)函数，针对不同调节指令对应的频率变化，采用不同的分段函数进行计算后，输出至凝结水泵逻辑控制器，实现频率调节。

图2 改造后除氧器水位自动调节流程图

（3）当2台凝结水泵之一处于变频状态时，切除除氧器水位主调节阀控制回路，同时将除氧器水位主调节阀置为全开，最大限度降低节流损失。

（4）增加判定逻辑，当2台凝结水泵任一台处于变频状态时，切除除氧器水位主调节阀控制回路，同时将除氧器水位主调节阀置为全开，彻底解决传统的除氧器水位调节阀节流损失大问题。

（5）增加判定逻辑，凝结泵变频装置故障，工频运行方式下，当2台凝结水泵均处于工频状态时，切除除氧器水位变频调节控制回路，将除氧器水位控制回路为除氧器水位主调节阀控制回路，保证除氧器水位调节功能在不同工况下的完整性。

（6）增加凝结泵出口压力低至1.5 MPa 闭锁减凝结泵电机频率的限制，当2 台凝结水泵任一台处于变频状态时，除氧器水位调节为变频调节功能时，若凝结水泵出口压力小于1.5 MPa，限制除氧器水位变频调节频率进一步降低功能，同时将凝结水泵变频控制器由自动状态切为手动调节状态，并保持除氧器水位主调节阀当前阀位不变，防止凝结泵出口压力过低不满足凝杂水用户需求。

（7）凝结泵出口压力低联锁启动备用泵的定值由1.8 MPa修改为1.3 MPa。机组低负荷或深度调峰时，为尽可能地降低频率达到变频调节节能而非节流调节的目的，经理论分析计算和实际验证，凝结泵出口母管压力1.3 MPa 以上即可满足除氧器水位调节和凝杂水用户需求，原调节方式下备用泵联动值1.8 MPa过高，不利于低负荷下进一步降低频率。