（浙江大唐国际绍兴江滨热电有限责任公司 浙江绍兴 312366）
摘要：本文以三菱9F型燃气-蒸汽联合循环机组凝结水泵变频器运行方式为主要研究对象，通过对凝结水泵变频器压力控制与水位控制两种运行方式的经济性进行比较，证明变频器液位控制在节能降耗方面的优势，并分析变频器液位控制在燃机电厂的应用情况，为相关燃气-蒸汽联合循环发电机组技术人员在优化运行方面提供一定的参考。
关键词：变频器；液位控制；节能；应用
0引言
近些年，随着自动控制理论与技术、计算机及电力电子等技术的快速更新，交流传动与控制技术成为目前发展最为迅速的技术之一，即交流调速取代直流调速和计算机数字控制技术取代模拟控制技术已成为发展趋势。目前，电机交流变频调速技术是节能降耗、工艺流程改善、提高产品质量、推动技术进步的一种主要手段。变频调速以其优异的调速和起制动性能，显著的节电效果，广泛的适用范围，较高的效率及其它许多优点而被认为最有发展前景的一种调速方式。尤其在发电厂，变频技术的运用越来越广泛，仅我厂目前就有多处使用了变频调速，比如经过变频改造后向化学制水设备阳床供水的化学水泵、向机组凝补水箱及燃气锅炉除氧器供水的除盐水泵、提供工业用水的工业水泵、保障生活用水的生活水泵等设备；以及原设计就带有变频器的凝结水泵。在应用过程中，普遍采用的是变频器压力控制模式，存在部分设备运行中没有做到完全优化，尚存在一定的节能空间现象。本文从凝结水泵变频器的汽包水位控制优化入手，讨论变频器压力控制模式的不足与影响因素，对比变频器液位控制模式的节能效果，进而分析变频器液位控制在燃机电厂的应用情况。
1运行现状
我厂每台机组设置两台100%容量的凝结水泵，配置一台变频装置，该变频装置能够切换至任一台凝泵变频运行。在正常运行时，一台凝结水泵变频运行，另一台凝结水泵则工频备用，根据设备定期切换要求进行工频、变频切换，如图1-1所示，为凝结水泵变频器接线图。凝结水泵额定流量为530m³/h，扬程为280mH20，驱动电机为6kV电压等级，电机额定功率为710kW，额定电流为83.1A，功率因数0.87。
图1-1凝结水变频器接线图
凝结水泵的主要作用是从凝汽器热井抽取凝结水并将其通过轴封加热器、低压省煤器送至低压汽包。此外，凝结水用做多处减温水喷水和密封水。如图1-2所示，为凝结水系统流程图。
在机组正常运行中，联合循环机组凝结水泵变频器通过控制凝结水泵出口母管压力对凝结水泵转速进行自动调节。泵出口母管压力为设定值，低压汽包水位则由低压汽包给水调阀进行自动调节，且设计有单冲量/三冲量两种控制模式，即变频器“压力控制”模式。此种汽包水位控制模式下，变频器控制凝结水泵转速进而控制出口压力，出口流量只能由低压汽包给水调节阀调节。通过经过分析机组稳定运行在不同负荷工况下，低压给水调阀开度、凝结水泵电流、凝泵出口母管压力等数据，见表1-1，发现低压汽包上水调阀开度较小（50%-70%开度），存在凝泵出泵口压力较高、调阀节流损失严重、噪声大、系统效率低等问题，造成能源浪费。而且，阀门长时间被高压流体冲刷，还容易造成阀门阀芯损伤，导致阀门关闭不严，阀门使用寿命缩短。
由表1-1可知，在低负荷工况下，凝结水泵出口母管压力一直维持在1.75MPa左右，设定值并未随着负荷降低而明显减小，这是由于由于我厂为供热机组，供热流量一直较大，平均供热流量达98t/h，供热蒸汽的减温水来自凝结水，若凝结水压力过低，会造成供热减温水流量不足，供热蒸汽超温问题，所以在低负荷时（≤320MW），凝结水压力设定值不宜过低，也是影响凝结水泵耗电量较高的原因之一。
2优化措施
针对凝结水泵变频器在压力控制模式下存在的问题，一方面通过逻辑优化，增加了凝结水泵变频器水位控制模式，使低压汽包上水调阀尽可能保持全开，减少调阀的节流损失，达到节能的目的；另一方面通过在供热减温水管道上增加一台电压等级为380V的减温水增压泵，解决低负荷工况下供热减温水对凝结水压力的要求，从而进一步降低凝泵耗电量。
2.1逻辑优化
1）控制凝结水泵出口母管压力，即“压力模式”，低压汽包水位由低压上水调阀控制，该模式与未优化前控制方式相同；
2）控制低压汽包水位，即“水位模式”，凝结水泵变频器自动控制低压汽包水位，低压汽包上水调阀开度调节凝结水泵出口母管压力。分别设置有单冲量/三冲量两种水位控制模式，根据低压给水流量的大小进行模式切换。凝结水泵变频器单冲量水位控制方式：低压汽包水位作为被调量，凝结水泵变频器频率（凝结水泵转速）作为调节量。凝结水泵变频器三冲量水位控制方式：主调节器中低压汽包水位作为被调量，计算出流量需求信号；副调节器根据低压汽包的实际给水流量（低压给水流量减去高、中压汽包给水流量之和）、低压蒸汽流量需求信号进行调节，凝结水泵变频器频率（转速）作为最终调节量。
两种模式可以实现无扰切换，在逻辑中，设定一个最低凝结水泵出口压力，当泵出口压力低于设定值时，凝结水泵变频器切换至压力模式，由低压汽包给水调节阀自动控制低压汽包水位。避免当AGC投入时，机组负荷变化过快，导致凝结水流量过低而影响机组运行安全；或者在低负荷时，余热锅炉补水量小而凝结水泵出口母管压力降低，不满足其它用户的要求。
2.2设备优化
在供热减温水管道上增加一台电压等级为380V的减温水增压泵。在机组低负荷时（≤320MW），启动供热减温水增压泵投运行，满足供热减温水所需流量，降低对凝结水的压力要求，从而达到节能目标。
3节能效果
3.1高负荷工况
对比机组高负荷（448MW）稳定工况下，凝结水泵变频控制优化前、后低压汽包给水调节阀开度、凝结水泵电流、机组负荷的参数曲线，如图3-1所示。
图3-1高负荷工况下参数曲线图
1）优化前选择机组负荷448MW稳定运行4小时的数据，低压汽包上水调阀开度平均值为88.2%，凝结水泵电流平均值为36.04A；
2）优化后选择机组负荷448MW稳定运行4小时的数据，低压汽包上水调阀开度平均值为99.3%，凝结水泵电流平均值为31.2A。
可以明显看出，凝泵变频控制优化前低压汽包给水调节阀开度频繁的波动且平均开度较小，经过逻辑优化后，低压汽包给水调节阀基本保持全开，低压汽包上水调阀节流损失减小，凝结水泵电机电流下降，凝结水泵耗电量减少，变频器液位控制的节能效果较明显。
3.2低负荷工况
机组在低负荷（320MW）的典型工况稳定运行时数据进行对比，如图3-2所示。
图3-2低负荷工况下参数曲线图
措施实施前低压汽包上水调阀开度平均值为55.4%，凝结水泵电流平均值为27.7A，对应功率为250.43kw；
措施实施后，低压汽包上水调阀开度平均值为98.3%，凝结水泵电流平均值为17.42A，对应功率为137.42kw。供热减温水增压泵电机电流平均值为15.2A，对应功率为8.7kw。凝结水泵每小时耗电量减少250.43-（137.42+8.7）=104.3kwh
可见，对策实施后，在低负荷工况下，低压汽包上水调阀节开度从55%开大到98.3%，节流损失减小很多，凝泵耗电量每小时减少达104.3kwh，变频器液位控制节能效果十分明显。
3.3平均负荷
我厂年负荷系数为77.45%，所以年平均负荷为452*77.45%= 350MW。所以查看机组负荷稳定在350MW时数据（供热减温水增压泵不需启动）进行计算。所取部分数据见表3-1。
由统计数据可知，350MW负荷工况下，调阀平均开度为99.34%，几乎没有节流损失，而对应的凝结水泵电机电流平均值为21.19A，优化节能效果计算过程如下：
1）优化后，凝结水泵电机平均功率为：
p=1.732*6*21.19*0.87=191.58kW
2）按年运行小时数1800小时计算，凝结水泵年耗电量为：
Q1=191.58*1800*2=689686.7kwh
3）上一年凝结水泵年耗电量Q2=1255593.6kwh，则优化后，凝结水泵年耗电量减少：
Q=Q1-Q2=565906.9kwh=565.91MWh
按照浙江省燃机电厂上网电价0.507元/kwh计算，凝结水泵通过变频器水位控制优化后年耗电量减少565.91MWh，每年可节约565.91*1000*0.507/10000=28.69万元，节能效果显著。
4应用情况
通过以上对凝结水泵变频器进行汽包水位控制优化后可知，变频器液位控制比之前采用压力控制在节能降耗方面优势明显，可以有效减少调阀的节流损失，减少阀门长时间被高压流体冲刷，减轻阀门阀芯损伤程度，使阀门关闭严密，并延长阀门使用寿命。
根据我厂变频器设备运行情况，可分为有液位控制要求和无液位控制要求两类。对于有变频器液位控制要求的设备，在验证安全性的基础上，便可以进行变频器液位控制优化，将“压力模式”改为“液位模式”，如将化学水泵变频器通过控制化学制水阳床水位取代原来变频器仅控制泵出口压力，阳床液位则由入口调阀控制的控制方式，同样取得了不错的节能效果，但是对于除盐水泵变频器，由于存在需要向机组凝补水箱和燃气锅炉除氧器同时供水的情况，就暂不考虑改为变频器液位控制。
5结语
随着社会的不断进步与发展，电力生产亦是经历了从无到有，从安全生产到节能环保，国家越来越重视节能减排，要求也越来越严格，而燃机电厂受制于天然气价格等原因，盈利效果不佳，此时变频器液位控制方式的应用，给节能降耗提供了一定的手段。在保证安全、稳定运行的前提下上，如果能对设备在运行方式和逻辑等方面进行优化，合理选择变频器控制方式，使机组和设备保持经济运行，从而达到更加节能的效果。
参考文献
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论文作者:王成龙
论文发表刊物:《电力设备》2019年第4期
论文发表时间:2019/7/5
标签：水泵论文; 汽包论文; 变频器论文; 低压论文; 水位论文; 机组论文; 压力论文; 《电力设备》2019年第4期论文;