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摘 要：某机组凝泵变频改造后，采用凝泵变频控制母管压力，除氧器水位调节阀控制除氧器水位的控制策略，为了兼顾凝结水下游用户安全，除氧器水位调节阀节流损失较大，为了继续节能降耗，减小厂用电率，提高机组效率，同时保证凝结水下游用户安全的前提下，提出低负荷时继续采用原逻辑，在高负荷时采用除氧器水位调节阀控制凝结水母管压力，凝泵变频控制除氧器水位的新策略，高低负荷时两种策略实现无扰切换。
关键字： 凝泵变频 节能降耗 控制策略 压力 水位 无扰切换
1、机组简介
电厂一期安装2×600MW机组，汽轮机为哈汽、三菱公司联合制造生产的超超临界单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉。
电厂一期工程现有两台机组已完成凝泵变频改造，采用一拖二的方式（图1），一套变频装置实现两台凝结水泵的变频，同一时刻只能一台泵处于变频状态。
图1中有六个高压隔离开关QS41～QS53组成，其中QS41和QS51，QS42和QS52有电气互锁;QS42和QS43，QS52和QS53安装机械互锁装置。
但变频改造后凝结水系统，受凝结水下游用户的限制，主要是小机机械密封水压力的限制，凝结水出口母管压力值较高，除氧器上水主调门有憋压需要，存在节流损失。在更换小机的机械密封水调门的阀芯后，凝结水母管压力下限空间得到了一定的释放，增加了一部分节能空间，可重新进行逻辑组态来利用这部分节能空间。
2、控制策略优化
优化前采用的控制策略为除氧器水位调节阀调节除氧器水位，凝结水泵变频调节凝泵出口压力，负荷低于130MW，除氧器上水副调阀单冲量控制除氧器水位，主调阀全关，负荷高于160MW除氧器上水主调阀采用三冲量控制除氧器水位，副调阀全关，负荷切换点为160MW/130MW，凝结水母管压力设定值等于负荷凝结水压力函数加上除氧器压力，负荷凝结水压力函数见表1
优化后的控制策略为低负荷阶段，除氧器水位调节阀调节除氧器水位，凝结水泵变频调节凝泵出口压力;高负荷阶段，除氧器水位调节阀调节凝泵出口压力，凝结水泵变频调节除氧器水位[1];高低负荷切换点先设为450MW/420MW（根据实际运行工况，后续试验继续调整，争取节能最大化），并实现两种控制方式无扰切换。全负荷段除氧器主、副调节阀联合调节，开阀顺序为先开副阀，后开主阀，关阀顺序为先关副阀，后关主阀。高负荷阶段，除氧器水位调节阀CV1和CV2调节阀全开，最大程度减少节流损失。修改后的负荷凝结水压力函数见表2
3、其他逻辑优化
为了保证在降低凝结水母管压力后，汽泵机械密封水工作正常，新增当机械密封水调节阀开度达到90%以上，自动增加凝结水泵出口压力设定值偏置的逻辑。为了保证轴封减温水工作正常，新增当轴封减温水调节阀开度达到90%以上，自动增加凝结水泵出口压力设定值偏置的逻辑;同时在机械密封水调节阀和轴封减温水调节阀开度大于90%发第三级声光报警，提醒运行人员。以上两种工况合计增加凝结水泵出口压力设定值偏置0.2MPa，根据实际运行情况再进行优化。
当凝泵备用泵联启的的时候，除氧器上水调节阀应自动切换到控制除氧器水位。当负荷大于300MW，凝结水母管压力大于2.5MPa，除氧器上水主调节阀阀位大于70%，除氧器水位大于1900mm（四个条件向与），自动减小除氧器上水调阀指令10%，后继续投入自动。
4、实际效果和后续优化
实际投运会后除氧器水位全程自动控制 ， 除氧器水位调节的稳态误差±10mm ，阶跃扰动50mm 后动态偏差±20mm，充分验证了系统具有良好的调节品质及运行可靠性 ，符合除氧器水位调节相关规范。投入优化后逻辑后，#1機组600MW运行，原逻辑凝泵电流147A，新逻辑投入后，除氧器上水主、副调全开，凝泵电流为115A，减少电流32A，对应厂用电率减少0.04%，现场实际运行验证修改后逻辑具有良好的调节品质及运行可靠性，降低了凝结水节流损失，取得良好的节能效果和经济效益。
投入优化后逻辑后小机机械密封水对凝结水压力的要求仍然是节能的技术瓶颈，运行中由于小机机械密封水调节阀开度大于90%，长时间自动增加凝结水母管压力0.2MPa，导致除氧器上水主调节阀关门憋压。600MW除氧器主调节阀由100%减少到75%，凝结水泵电流增加6A。后续计划在停机时更换小机机械密封水调节阀，尝试部分打开小机机械密封水旁路门，减少小机机械密封水对凝结水压力下限的限制。
继续优化降低凝结水母管压力的设定值曲线，高负荷阶段尽量保证除氧器上水调节阀全开，其它负荷段尽量增大除氧器上水调节阀的开度，减少节流。
5、参考文献
[1]朱延海，岳建华，马天霆，史文韬 660MW机组凝泵变频在节能改造中优化控制[J].中国煤炭，2014
作者介绍：
何浩民（1988.11），男，四川绵阳人，汉，本科，中级工程师，电厂自动控制，深能合和电力（河源）有限公司。
关键字： 凝泵变频 节能降耗 控制策略 压力 水位 无扰切换
1、机组简介
电厂一期安装2×600MW机组，汽轮机为哈汽、三菱公司联合制造生产的超超临界单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉。
电厂一期工程现有两台机组已完成凝泵变频改造，采用一拖二的方式（图1），一套变频装置实现两台凝结水泵的变频，同一时刻只能一台泵处于变频状态。
图1中有六个高压隔离开关QS41～QS53组成，其中QS41和QS51，QS42和QS52有电气互锁;QS42和QS43，QS52和QS53安装机械互锁装置。
但变频改造后凝结水系统，受凝结水下游用户的限制，主要是小机机械密封水压力的限制，凝结水出口母管压力值较高，除氧器上水主调门有憋压需要，存在节流损失。在更换小机的机械密封水调门的阀芯后，凝结水母管压力下限空间得到了一定的释放，增加了一部分节能空间，可重新进行逻辑组态来利用这部分节能空间。
2、控制策略优化
优化前采用的控制策略为除氧器水位调节阀调节除氧器水位，凝结水泵变频调节凝泵出口压力，负荷低于130MW，除氧器上水副调阀单冲量控制除氧器水位，主调阀全关，负荷高于160MW除氧器上水主调阀采用三冲量控制除氧器水位，副调阀全关，负荷切换点为160MW/130MW，凝结水母管压力设定值等于负荷凝结水压力函数加上除氧器压力，负荷凝结水压力函数见表1
优化后的控制策略为低负荷阶段，除氧器水位调节阀调节除氧器水位，凝结水泵变频调节凝泵出口压力;高负荷阶段，除氧器水位调节阀调节凝泵出口压力，凝结水泵变频调节除氧器水位[1];高低负荷切换点先设为450MW/420MW（根据实际运行工况，后续试验继续调整，争取节能最大化），并实现两种控制方式无扰切换。全负荷段除氧器主、副调节阀联合调节，开阀顺序为先开副阀，后开主阀，关阀顺序为先关副阀，后关主阀。高负荷阶段，除氧器水位调节阀CV1和CV2调节阀全开，最大程度减少节流损失。修改后的负荷凝结水压力函数见表2
3、其他逻辑优化
为了保证在降低凝结水母管压力后，汽泵机械密封水工作正常，新增当机械密封水调节阀开度达到90%以上，自动增加凝结水泵出口压力设定值偏置的逻辑。为了保证轴封减温水工作正常，新增当轴封减温水调节阀开度达到90%以上，自动增加凝结水泵出口压力设定值偏置的逻辑;同时在机械密封水调节阀和轴封减温水调节阀开度大于90%发第三级声光报警，提醒运行人员。以上两种工况合计增加凝结水泵出口压力设定值偏置0.2MPa，根据实际运行情况再进行优化。
当凝泵备用泵联启的的时候，除氧器上水调节阀应自动切换到控制除氧器水位。当负荷大于300MW，凝结水母管压力大于2.5MPa，除氧器上水主调节阀阀位大于70%，除氧器水位大于1900mm（四个条件向与），自动减小除氧器上水调阀指令10%，后继续投入自动。
4、实际效果和后续优化
实际投运会后除氧器水位全程自动控制 ， 除氧器水位调节的稳态误差±10mm ，阶跃扰动50mm 后动态偏差±20mm，充分验证了系统具有良好的调节品质及运行可靠性 ，符合除氧器水位调节相关规范。投入优化后逻辑后，#1機组600MW运行，原逻辑凝泵电流147A，新逻辑投入后，除氧器上水主、副调全开，凝泵电流为115A，减少电流32A，对应厂用电率减少0.04%，现场实际运行验证修改后逻辑具有良好的调节品质及运行可靠性，降低了凝结水节流损失，取得良好的节能效果和经济效益。
投入优化后逻辑后小机机械密封水对凝结水压力的要求仍然是节能的技术瓶颈，运行中由于小机机械密封水调节阀开度大于90%，长时间自动增加凝结水母管压力0.2MPa，导致除氧器上水主调节阀关门憋压。600MW除氧器主调节阀由100%减少到75%，凝结水泵电流增加6A。后续计划在停机时更换小机机械密封水调节阀，尝试部分打开小机机械密封水旁路门，减少小机机械密封水对凝结水压力下限的限制。
继续优化降低凝结水母管压力的设定值曲线，高负荷阶段尽量保证除氧器上水调节阀全开，其它负荷段尽量增大除氧器上水调节阀的开度，减少节流。
5、参考文献
[1]朱延海，岳建华，马天霆，史文韬 660MW机组凝泵变频在节能改造中优化控制[J].中国煤炭，2014
作者介绍：
何浩民（1988.11），男，四川绵阳人，汉，本科，中级工程师，电厂自动控制，深能合和电力（河源）有限公司。