CN113107828A - 一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略 - Google Patents

一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，包括步骤：判断凝结水泵是否供应机组启动上水，调整凝结水泵运行方式；凝结水泵转速控制；引入机组背压修正系数、供热量修正系数对机组负荷进行计算。本发明的有益效果是：依据运行过程中随着机组负荷变化而随之改变的除氧器压力、沿程阻力等的变化情况，根据机组不同负荷精确确定凝结水泵变频转速，大大提高中低负荷工况下的经济性。提出机组背压、供热对机组负荷的修正系数，提高凝泵转速控制精确性。同时通过增加低负荷非停事故时快速提升凝泵转速、低旁延迟开启等控制策略，保证了机组的安全性。通过降低凝结水泵变频转速，减小了凝结水泵工作状态下扭矩，延长了设备使用寿命。

Description

一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略
技术领域
本发明属于能源类火力发电技术领域，尤其涉及一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略。
背景技术
凝结水泵是火力发电厂耗电量较大的重要辅机。当凝结水泵在工频方式下运行时,凝结水出口压力高、节流损失大,凝结水系统的整体效率偏低。目前大部分电厂都已采用凝结水泵变频控制，但多数都只是进行简单的变转速运行，没有充分考虑在不同工况、不同负荷情况下，如何精确控制转速以达到节能经济运行。另一方面，受限于凝结水系统中一些用户对凝结水压力有一定要求，凝结水泵出口压力也未能达到最经济的运行区间，变频调节潜力未充分挖掘。
一般而言，凝结水的用户主要包括：
1)前置泵密封水、汽泵密封水；其中汽泵密封水一般要求凝结水压力不低于1MPa，随着负荷升高对凝结水压力要求逐步升高。
2)主机低压轴封减温水、小机轴封减温水；部分厂家要求该种凝结水的出口压力为2.5～4.5MPa，但实际情况中，一般控制凝结水的出口压力不低于1MPa。
3)低压旁路减温水。该减温水阀门一般要求该种凝结水压力不低于1～1.1MPa，考虑低旁安装位置与凝结水泵高差时，该高差一般为10～15m；因此一般要求凝结水泵出口压力不小于1.1～1.25MPa。
疏扩减温水等，一般要求该种凝结水压力不低于1MPa。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的不足，提供一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略。
这种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，包括以下步骤：
步骤1、判断凝结水泵是否供应机组启动上水；若为供应机组启动上水，则凝结水泵采用工频工况运行，待机组完成上水工作后，机组转为正常运行状态，凝结水泵采用变频工况运行；若机组处于非启动上水的运行阶段，则凝结水泵采用变频工况运行；
步骤2、凝结水泵转速控制：计算得出不同负荷工况下凝结水泵所需出口压力,通过凝结水泵压力-转速试验确定不同负荷工况下的凝结水泵变频转速；根据拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线来调整凝结水泵转速；
步骤3、引入机组背压修正系数、供热量修正系数对机组负荷进行计算；代入机组背压修正系数Z1后的机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，
代入供热量修正系数Z2后的机组负荷为：
Qe＝Qel+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z2为供热量修正系数；
将供热量折算为相应机组功率值，得到最终的修正后机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，Z2为供热量修正系数；
判断机组是否供热，若机组供热，则引入供热量修正系数，否则直接形成凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线；
步骤4、判断机组低负荷工况下是否发生停机事件；
步骤4.1、若机组低负荷工况下发生停机事件，需要开启低压旁路阀门，则判断凝结水泵变频转速和凝结水压力的大小关系：若凝结水泵变频转速低于x1或凝结水压力低于x2时，迅速升高凝结水泵变频转速至x3，低压旁路阀门延迟x4后开启；若不满足凝结水泵变频转速低于x1或凝结水压力低于x2时，则按停机正常流程处理；
步骤4.2、若机组低负荷工况下未发生停机事件，机组正常运行，根据步骤2得到凝结水泵变频转速。
作为优选，步骤2具体包括如下步骤：
步骤2.1、不同负荷工况下凝结水泵出口压力为：
Pp＝H+Pd+hf
上式中，Pp为凝结水泵出口压力，H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，Pd为除氧器工作压力；hf为凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力；
其中：
H＝ρgh
H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，ρ为凝结水密度，g为重力加速度，h为凝结水泵与除氧器安装位置高度差；H值取最大值作为定值；
其中：
Figure BDA0003068903270000031
上式中，hf为沿程阻力，λ表示沿程阻力系数，ν表示流速，l表示管长，d表示管径，g表示重力加速度；沿程阻力hf与流速ν成平方关系，而流速ν与机组凝结水流量成正比关系，则沿程阻力hf与机组凝结水流量成平方正比关系；
步骤2.2、在保障机组安全稳定运行前提下，在不同机组负荷下调整凝结水泵出口压力Pp至设定值，记录下此时的凝结水泵转速值，并确保除氧器上水调门开度在设定区间内，如此反复，记录下设定数量的工况点；
步骤2.3、根据步骤2.2所得试验数据，拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线，依据凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线调整凝结水泵转速。
作为优选，步骤2.1中凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力hf由电力设计院在设计阶段计算得出。
作为优选，步骤2.2中保除氧器上水调门开度的设定区间为60％～80％区间，设定数量的工况点为5～8个。
作为优选，步骤4.1中x1为840～880r/min，x2为1.1～1.5MPa，x3为880～920r/min，x4为4～8秒。
作为优选，步骤3中机组背压的修正系数Z1由机组变背压试验得出；供热量修正系数Z2通过机组供热试验得出。
本发明的有益效果是：本发明依据运行过程中随着机组负荷变化而随之改变的除氧器压力、沿程阻力等的变化情况，根据机组不同负荷精确确定凝结水泵变频转速，大大提高机组经济性、特别是中低负荷工况下的经济性。提出机组背压、供热对机组负荷的修正系数，进一步提高凝泵转速控制精确性。同时通过增加低负荷非停事故时快速提升凝泵转速、低旁延迟开启等控制策略，保证了机组的安全性。通过降低凝结水泵变频转速，减小了凝结水泵工作状态下扭矩，延长了设备使用寿命。
附图说明
图1为本发明的整体流程图；
图2为本发明实施例中适用于火电厂凝结水泵全过程节能控制策略的流程图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步描述。下述实施例的说明只是用于帮助理解本发明。应当指出，对于本技术领域的普通人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。
实施例1：
如图1所示，一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，包括：
凝结水泵转速控制：计算得出不同负荷工况下凝结水泵出口压力,通过凝结水泵压力-转速试验确定不同负荷工况下的凝结水泵变频转速；根据拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线来调整凝结水泵转速；
不同负荷工况下凝结水泵出口压力为：
Pp＝H+Pd+hf
上式中，Pp为凝结水泵出口压力，H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，Pd为除氧器工作压力，Pd根据机组负荷不同有所变化，一般而言，湿冷亚临界机组的除氧器工作压力为0.37～1.12MPa，湿冷超临界机组的除氧器工作压力为0.40～1.20MPa，湿冷超超临界机组的除氧器工作压力为0.42～1.27MPa；hf为凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力；
其中：
H＝ρgh
H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，ρ为凝结水密度，g为重力加速度，h为凝结水泵与除氧器安装位置高度差；在不同工况下，凝结水温度从20～185℃、密度从999～883kg/m3变化；多数电厂凝结水泵与除氧器位置高差50～55m，因此H值一般为0.43MPa～0.54MPa。因H值对最终结果影响不大，综合考虑计算裕量，因此一般H值取最大值0.54MPa作为定值；
其中：
Figure BDA0003068903270000041
上式中，hf为沿程阻力，λ表示沿程阻力系数，ν表示流速，l表示管长，d表示管径，g表示重力加速度；沿程阻力hf与流速ν成平方关系，而流速ν与机组凝结水流量成正比关系，则沿程阻力hf与机组凝结水流量成平方正比关系；凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力hf由电力设计院在设计阶段计算得出
在保障机组安全稳定运行前提下，在不同机组负荷下调整凝结水泵出口压力Pp至设定值，记录下此时的凝结水泵转速值，并确保除氧器上水调门开度在60％～80％区间内，如此反复，记录下5～8个工况点；
根据所得试验数据，拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线，依据凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线调整凝结水泵转速；
判断机组是否启动上水；若机组已启动上水，则凝结水泵采用工频工况运行，确保凝泵工作效率最高、机组上水速度快，待机组完成上水工作后，机组转为正常运行状态，凝结水泵采用变频工况运行；若机组未启动上水，则凝结水泵采用变频工况运行；
机组低负荷工况下，凝结水压力无法满足低压旁路减温水阀等用户要求，判断机组低负荷工况下是否发生停机事件；
如图2所示，若机组低负荷工况下发生停机事件，则开启低压旁路门，增加二条控制逻辑，二条控制逻辑分别为：若凝结水泵变频转速低于840～880r/min或凝结水压力低于1.1～1.5MPa时，迅速升高凝结水泵变频转速至880～920r/min，低压旁路阀门延迟4～8秒后开启；若不满足凝结水泵变频转速低于840～880r/min或凝结水压力低于1.1～1.5MPa时，则机组转为正常运行状态，凝结水泵采用变频工况运行；
若机组低负荷工况下未发生停机事件，则机组正常运行，根据得到凝结水泵变频转速；
如图2所示，根据不同负荷工况控制凝泵变频转速的理念，是基于同一负荷下，机组凝结水流量基本一致；但在实际运行中，机组背压、机组供热量对机组凝结水流量影响较大；而凝结水沿程阻力又与凝结水流量成平方正比关系；因此，引入机组背压修正系数、供热量修正系数对机组负荷进行计算；代入机组背压修正系数Z1后的机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，由机组变背压试验得出；
代入供热量修正系数Z2后的机组负荷为：
Qe＝Qel+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z2为供热量修正系数，通过机组供热试验得出；
将供热量折算为相应机组功率值，得到最终的修正后机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，Z2为供热量修正系数；
判断机组是否供热，若机组供热，则引入供热量修正系数，否则直接形成凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线。
实施例2：
将实施例1的方法应用到某电厂中，某电厂为湿冷660MW超临界机组，配置凝结水泵2台，设计流量1760m3/h、出口压力3.2MPa、转速1480r/min；配套电机功率2200kW，额定电压6kV，额定电流243A，利用变频器控制转速。
采用本发明优化前，机组运行工况和凝结水泵运行数据如下表1：
表1某电厂机组优化前运行数据
Figure BDA0003068903270000061
上表1中，各负荷工况下除氧器上水调门开度均较小，存在较大优化空间。计算各负荷工况下凝结水泵所需压力值：Pp＝H+Pd+hf
1)凝结水泵与除氧器安装位置高度差55m，压头H＝ρgh≈0.54MPa，适当取10％裕度，选取为定值0.6MPa；
2)不同负荷工况下，除氧器压力分别见下表2。凝结水系统沿程阻力hf根据现有满负荷工况运行数据反算：
hf＝Pp-H-Pd＝2.61-0.6-1.09＝0.92MPa
表1运行实际数据中，由于除氧器上水调门开度仅为57％，若为70％开度，计算得实际沿程阻力约为0.82MPa。根据实际沿程阻力，结合沿程阻力与凝结水流量平方正比例关系，计算得出其他负荷工况下系统沿程阻力，见下表2。
表2某电厂机组在不同负荷下数据
负荷，MW 198 264 330 396 495 660
负荷率 30％ 40％ 50％ 60％ 75％ 100％
凝结水流量，m<sup>3</sup>/h 463 595 728 860 1055 1396
除氧器压力，MPa 0.36 0.47 0.58 0.68 0.84 1.09
沿程阻力，MPa 0.09 0.15 0.22 0.31 0.47 0.82
建议凝结水泵出口压力，MPa 1.05 1.22 1.40 1.59 1.91 2.51
凝结水泵转速，r/min 848 863 910 983 1112 1395
凝泵功率，kW 230 274 354 468 705 1274
3)根据机组原变频转速与负荷关系，可以拟合出不同负荷下对应的凝泵转速、凝泵功率。
优化后，凝泵转速N与机组负荷Qe关系曲线公式：
N＝0.0019Qe 2-0.4317Qe+851.81
优化前凝泵功率y1与机组负荷Qe关系曲线为：
y1＝0.0043Qe 2-1.6009Qe+522.66
优化后的凝泵功率y2与机组负荷Qe关系曲线为：
y2＝0.004Qe 2-1.1727Qe+305.11
经计算，得到某电厂机组凝泵转速修改后节能量如下表3所示，不同负荷下，凝结水泵节能量分别从5％～39％不等。负荷率越低、节能效果越明显。
表3某电厂机组凝泵转速修改后节能量
Figure BDA0003068903270000071
4)机组负荷修正。开展机组变背压试验，得到背压对功率修正曲线如下：
Z1＝(-94.5-Pca)×0.00724995+1
其中：Pca——凝汽器压力
开展供热试验，得到供热量修正系数公式：
Z2＝[(k1×Qel+k2)+k3]×fch
其中：k1、k2——与负荷相关的供热流量-负荷折算系数修正参数；
k3——根据前述负荷-供热修正得到的基础供热流量-负荷折算系数；
fch——冷再供热流量(t/h)；
本机组k1、k2≈0，k3＝0.25，因此简化为Z2＝0.25×fch。
5)因此，最终得到
Figure BDA0003068903270000081
6)机组逻辑修改
机组低负荷工况下，凝结水压力无法满足低压旁路减温水阀等用户要求，因此在低负荷工况发生非计划停机、需要开启低压旁路门时，增加二条控制逻辑：
1)若凝结水泵转速低于865r/min或凝结水压力低于1.25MPa满足其一，迅速升高凝泵转速至900r/min。
若凝结水泵转速低于865r/min或凝结水压力低于1.25MPa满足其一，低压旁路阀门延迟4秒开启。
总结：
本发明通过对凝泵工作全流程工况进行了分析，通过试验与计算相结合，提出了在机组启动上水阶段采用工频运行、机组正常运行阶段采用变频运行的总体理念。进一步地，对正常运行过程的变频运行转速提出了节能优化控制策略，通过试验与计算确定机组负荷与凝泵变频转速的关系曲线，同时提出加入机组真空和供热量修正，精确控制凝泵转速，深挖机组节能潜力。进一步地，针对低负荷段凝泵出口压力无法满足低压旁路减温水要求的问题，增加2条针对性控制逻辑，保障了机组的安全运行。

Claims (6)

1.一种适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、判断凝结水泵是否供应机组启动上水；若为供应机组启动上水，则凝结水泵采用工频工况运行，待机组完成上水工作后，机组转为正常运行状态，凝结水泵采用变频工况运行；若机组处于非启动上水的运行阶段，则凝结水泵采用变频工况运行；
步骤2、凝结水泵转速控制：计算得出不同负荷工况下凝结水泵所需出口压力，通过凝结水泵压力-转速试验确定不同负荷工况下的凝结水泵变频转速；根据拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线来调整凝结水泵转速；
步骤3、引入机组背压修正系数、供热量修正系数对机组负荷进行计算；代入机组背压修正系数Z1后的机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，代入供热量修正系数Z2后的机组负荷为：
Qe＝Qel+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z2为供热量修正系数；
将供热量折算为相应机组功率值，得到最终的修正后机组负荷为：
Qe＝Qel/Z1+Z2
上式中，Qe为修正后的机组负荷，Qel为当前机组实际负荷，Z1为机组背压的修正系数，Z2为供热量修正系数；
判断机组是否供热，若机组供热，则引入供热量修正系数，否则直接形成凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线；
步骤4、判断机组低负荷工况下是否发生停机事件；
步骤4.1、若机组低负荷工况下发生停机事件，需要开启低压旁路阀门，则判断凝结水泵变频转速和凝结水压力的大小关系：若凝结水泵变频转速低于x1或凝结水压力低于x2时，迅速升高凝结水泵变频转速至x3，低压旁路阀门延迟x4后开启；若不满足凝结水泵变频转速低于x1或凝结水压力低于x2时，则按停机正常流程处理；
步骤4.2、若机组低负荷工况下未发生停机事件，机组正常运行，根据步骤2得到凝结水泵变频转速。
2.根据权利要求1所述适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于，步骤2具体包括如下步骤：
步骤2.1、不同负荷工况下凝结水泵出口压力为：
Pp＝H+Pd+hf
上式中，Pp为凝结水泵出口压力，H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，Pd为除氧器工作压力；hf为凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力；
其中：
H＝ρgh
H为凝结水泵与除氧器安装位置高度差导致的压头，ρ为凝结水密度，g为重力加速度，h为凝结水泵与除氧器安装位置高度差；H值取最大值作为定值；
其中：
Figure FDA0003068903260000021
上式中，hf为沿程阻力，λ表示沿程阻力系数，ν表示流速，l表示管长，d表示管径，g表示重力加速度；沿程阻力hf与流速ν成平方关系，而流速ν与机组凝结水流量成正比关系，则沿程阻力hf与机组凝结水流量成平方正比关系；
步骤2.2、在保障机组安全稳定运行前提下，在不同机组负荷下调整凝结水泵出口压力Pp至设定值，记录下此时的凝结水泵转速值，并确保除氧器上水调门开度在设定区间内，如此反复，记录下设定数量的工况点；
步骤2.3、根据步骤2.2所得试验数据，拟合得到凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线，依据凝结水泵转速随机组负荷的变化曲线调整凝结水泵转速。
3.根据权利要求2所述适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于：步骤2.1中凝结水泵至除氧器段管道的沿程阻力hf由电力设计院在设计阶段计算得出。
4.根据权利要求2所述适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于：步骤2.2中保除氧器上水调门开度的设定区间为60％～80％区间，设定数量的工况点为5～8个。
5.根据权利要求1所述适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于：步骤4.1中x1为840～880r/min，x2为1.1～1.5MPa，x3为880～920r/min，x4为4～8秒。
6.根据权利要求1所述适用于火电厂凝结水泵的节能控制策略，其特征在于：步骤3中机组背压的修正系数Z1由机组变背压试验得出；供热量修正系数Z2通过机组供热试验得出。
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