旋膜式除氧器机组水位控制结构使用节能分析？
 

       旋膜式除氧器机组水位控制结构使用节能分析？当前火力发电仍是我国重要的发电形式，而旋膜式除氧器作为发电厂汽轮机的重要辅机设备，其工作状态的好坏直接影响发电机组的安全稳定运行。本文结合现有旋膜式除氧器水位控制的先进理念，分析当前机组水位控制方式存在控制单一、能耗较大的缺点，同时提出了优化后的水位控制逻辑。分析发现经过优化降低了旋膜式除氧器上水调阀节流损失和凝泵变频电耗，充分发挥了优化后控制方式的优越性和节能效果。
      旋膜式除氧器的水箱是为给水除氧、加热及疏水汇流、保证锅炉有一定的给水储备而设置的。超超临界机组由于采用直流锅炉，机组高负荷转态后，汽水分离器处于纯直流干态运行，没有储备给水的功能，同时该类型机组又未设置大给水储量的汽包，那么旋膜式除氧器就成了机组唯一的给水储存容器，其容量一般应不小于锅炉额定负荷下连续运行15～20min所需的给水量。由于机组在热力循环过程中不断有工质损失，因此要维持旋膜式除氧器水位动态平衡必须向热力系统不断补充水。然而旋膜式除氧器水位过低、储水量不足会导致锅炉断水、给水泵入口汽化等安全事故。旋膜式除氧器水位过高则会导致汽水接触面积减小影响除氧效果，还可能造成抽汽管进水的严重事故。因此，在机组运行过程中维持旋膜式除氧器水位在正常范围内是非常必要的。
2旋膜式除氧器水位控制现状及先进控制策略
      (1)旋膜式除氧器水位控制方式一般是：启动初期采用辅调阀控制水位，并网后采用主调阀控制水位。机组升至一定负荷或主蒸汽流量后由运行人员手动切换旋膜式除氧器水位控制方式，高负荷后调阀手动全开，变频自动控制水位，随着负荷升高旋膜式除氧器上水调阀逐渐全开减少节流损失。部分机组采用凝泵变频自动状态和旋膜式除氧器调节阀自动状态相互为闭锁状态方式，在机组运行过程中能有效保证一套自动控制，另一套手动控制。其中一套要投入自动时，要确保另一套在手动运行方式。这样的设计能够有效避免两者在进行水位控制模式切换过程中出现干扰的问题。但是该方式自动化水平低，切换点需运行人员手动操作，增加运行负担、压力。
      为达到更好的旋膜式除氧器水位控制效果，本次1000MW机组水位控制优化的理念是并网带负荷初期辅调阀保持一定开度由主调阀控制水位，单冲量、三冲量根据机组负荷或主蒸汽流量进行自动切换，此过程中凝泵变频投入自动，控制母管压力。机组升负荷至一定负荷或主蒸汽流量后，自动切换至“凝泵变频控制水位、旋膜式除氧器上水调阀控制母管压力”的运行方式。
      (2)旋膜式除氧器水位是火电厂较典型的控制对象，旋膜式除氧器水位和凝泵出口压力存在严重的耦合关系，旋膜式除氧器又是一个具有强耦合、非线性、时变性、多变量的复杂对象。将先进控制理念与传统PID相结合的方法，是未来旋膜式除氧器水位控制的发展方向。
      旋膜式除氧器水位多变量模糊PID控制：模糊控制其大特点是不需要已知被控过程的数学模型，而是根据自身的控制行为如偏差和偏差变化率调整控制器输出。因此，将模糊控制与常规旋膜式除氧器水位PID控制有机结合起来形成模糊PID控制，使其不但具有常规PID控制器结构明确、简单，易于实现的特点，而且具有模糊控制处理各种不确定性和非线性的能力。
      旋膜式除氧器水位多变量神经元PID控制：像旋膜式除氧器控制系统这样多输入多输出的多变量关联耦合系统的解耦合控制，一直是控制理论及工程研究的重点课题。神经元PID控制加入了神经元网络解耦控制，减轻旋膜式除氧器水位控制与凝泵出口压力控制之间的耦合关联,使得其在不同负荷下均能获得较满意的控制效果。
      虽然以上两种旋膜式除氧器水位控制的先进策略，在火电厂实际生产过程中的应用性不高，但其应用研究潜力是不容小觑的。随着我国在先进策略方面的投入逐渐加大，各类先进控制策略将会逐步应用到火电厂的热工控制之中，提高旋膜式除氧器水位控制系统的调节品质，并发挥其经济效益和社会效益。
3原旋膜式除氧器水位控制逻辑分析
      在机组各个运行工况下，为了机组的安全稳定运行，旋膜式除氧器水位必须维持在特定的范围内。旋膜式除氧器水位过高、过低都不利于整个系统的安全稳定运行。
      该厂原控制逻辑如图1所示，旋膜式除氧器水位通过上水主调阀自动控制，凝结水出口母管压力通过凝泵变频调节。旋膜式除氧器水位采用单冲量和串级三冲量相结合的控制方式，两者的切换条件通过主蒸汽流量大小判断。
      在基建调试阶段结束后，该厂旋膜式除氧器水位调节一直采用该控制方式。在不同负荷段，运行人员均采用主调阀控制旋膜式除氧器水位、凝泵变频控制出口母管压力的模式。为保证不同负荷段下主调阀有一定的调节裕度，运行需适度提高变频泵出口母管压力设定值，该方式下主调阀一直处于未全开状态、存在节流损失，同时凝泵高速运转电耗较大。
4优化后旋膜式除氧器水位控制逻辑分析
      为改善原有逻辑控制方式单一、能耗较大的弊端，对原逻辑进行了优化，实现了旋膜式除氧器水位全程控制，包括高低负荷段的控制对象自动识别，事故工况(变频跳闸联锁启动工频)的超驰动作等。主体控制逻辑如图2、图3所示。
      与优化前逻辑对比发现，主调阀和变频控制组态均设有水位控制和母管压力控制两套控制回路，增加了变频水位控制模式切换按钮(可手动亦可自动判断切换条件),同时还增设有异常工况下的超驰动作指令。
      机组在低负荷运行时，为了保证凝泵出口母管压力、维持凝泵在高效率范围内运行，凝泵变频调节压力、主调阀调节水位。随着机组负荷的上升至一定阶段后，切换为凝泵变频调节水位、主调阀调节压力模式。在保证出口母管压力与流量的前提下，要尽可能降低凝泵转速、开大调节阀开度。机组在平衡点以上负荷段运行时，尽量维持调节阀全开，通过凝泵变频总操指令来调节旋膜式除氧器水位。
      在该组态优化后扰动试验过程中，应对以下几个环节进行充分考虑：
      (1)切换为凝泵变频控水位、旋膜式除氧器上水调阀控压力的模式时，该厂调阀采用开环控制，该开环函数需不断摸索佳状态。模拟该模式下各个负荷段凝泵出口母管压力不低于小允许值的情况下，调节阀所能达到的大开度。
      (2)如果凝结水压力母管压力过低，就不能保证旋膜式除氧器的正常上水以及使用凝结水作为减温水、密封水的用户的正常工作。如果凝泵出口母管压力进一步低于旋膜式除氧器侧压力，则可能造成凝结水母管的水伴随着旋膜式除氧器热蒸汽通过凝结水再循环回流热井，造成凝结水母管水冲击事故。因此，增加“凝泵出口母管压力低于1.25MPa,凝泵变频总操指令禁止降，旋膜式除氧器主调阀闭锁增”这一逻辑。
      (3)修改凝泵联锁启动保护定值。当任意一台变频泵跳闸或凝泵出口母管压力低时，联启工频泵。凝结水系统的控制方式经过改造后，正常运行时凝泵出口母管压力大大降低，因此需要重新修改热工保护定值。由于该厂小机密封水回路设置有增压泵，并长期处于运行状态。该配置保证了保护定值往下设置的裕度，经过现场反复试验，将凝泵出口母管压力低联启工频泵的保护定值由原来的1.5MPa变更为1.0MPa,需重新设置组态中压力保护定值。
5控制逻辑优化后节能分析
      随着电力系统商业化运营的实施，发电厂的节能降耗日显重要，降低发电成本也变得越来越迫切。而凝结水泵作为火力发电厂主要耗能设备之一，在保证机组安全运行的前提下，大限度降低其耗能是电力系统节能减排的关键。
      该1000MW机组优化前旋膜式除氧器水位控制逻辑主要是凝泵变频调节压力、旋膜式除氧器上水调阀控制水位。在机组并网后不同负荷段均采用这种控制方式，存在控制方式简单、变频能耗大的缺点，造成能耗较大的主要原因如下：
      (1)该厂凝泵变频主要控制凝泵出口母管压力值，为了适应机组各个负荷段凝结水流量的需求，同时保证调节阀在任何工况下均存在水位调节裕度，不得不大幅度提高凝泵出口母管压力。该厂凝泵出口母管压力通常维持在2.1MPa左右，在不同负荷段该设定值较固定，凝泵长期高速运转，消耗电能较大，不利于厂用电率的降低。此外，高压力的凝结水还可能导致凝结水管道振动增大以及精处理设备承受压力过高。
      (2)旋膜式除氧器水位调节阀主要调节旋膜式除氧器水位，在不同负荷段一直处于未全开状态，存在严重的节流损失。而且在机组夜间升降负荷过程中，调阀频繁动作，致使阀门的可靠性下降。
      旋膜式除氧器水位控制优化后经节能测试，改造前后在相同负荷下，凝泵电机电流有明显的下降，在目前多数大机组不参与调峰的情况下，机组正常运行负荷在高负荷段的时间比较多。在此选取了高负荷段凝泵变频电流参数做节能对比。如下图4和下表1所示。
表1各负荷段节能参数对比(水位设定值2000mm)
控制模式 负荷点 凝泵
压力 主调阀
开度 辅调阀
开度 A变频
指令 B变频
指令 A变频
电流 B变频
电流
 800 1.84 99.30 101 37.66 38.05 58.84 61.01
变频 850 1.89 99.26 101 39.97 40.17 68.94 71.11
控制
水位 900
950
1000 2.04
2.14
2.28 99.33
99.30
99.30 101
101
101 41.96
43.05
44.82 42.24
43.39
45.14 79.32
85.74
96.40 82.04
87.62
99.46
 800 1.84 82.57 101 39.46 39.74 66.04 68.13
旋膜式除氧器
上水 850 2.04 65.52 101 41 41.28 72.82 75.26
调阀 900 2.21 65.49 101 43.09 43.37 85.29 87.62
控制
水位 950
1000 2.38
2.4 80.80
73.31 101
101 45.06
46.55 45.15
46.72 100.37
108.14 99.93
110.56
      通过不同负荷不同控制模式的节能对比，总结发现改造前后在相同负荷下，两种控制模式凝泵电机电流偏差均值为8.5A。已知母线线电压U=6kV、功率因数cosφ=0.85的条件下，凝泵电机电流在改造前后变化量△l=8.5A,除去机组检修时间，按机组每年运行10个月计算，每台凝结水泵每年可节约电能：54059.84(kW·h)。
      该厂共两台1000MW机组，正常工况下维持四台变频泵运行上网电价按0.39元/度计算，计算得每年可节约成本84.333万元。
      通过对优化前后该电厂旋膜式除氧器水位控制逻辑的分析、对比，发现新的控制方式不仅减轻了运行的操作压力，也达到了节能效果。相信在我们国家节能减排的大形势下，火力发电厂各个控制系统的控制策略会更加全面和先进。