300 MW机组给水泵变频改造后控制策略优化

300MW机组给水系统控制策略分析摘要：本文主要介绍300MW机组给水控制系统的控制原理和控制策略，对其特点加以分析，并结合设计和现场调试经验，提出自己的一些看法。

关键词：汽包水位，给水流量，单冲量，三冲量Abstract: this paper mainly introduces the 300 MW unit water supply control system and the control principle of the control strategy, the analysis of its characteristics, and combining the design and commissioning experience, and puts forward some views.Key words: the drum water level, water flow, single impulse and three impulse一、概述锅炉给水控制的主要任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，把汽包水位控制在允许的范围内，汽包水位正常是保证机组安全运行的必要条件。

水位过高，会破坏汽水分离装置的正常工作，导致蒸汽带水，增加过热器壁管和汽机叶片的结垢，甚至使汽轮机发生水冲击而损坏叶片；水位过低，会破坏水循环，引起水冷管壁爆管。

汽包水位调节还要保持给水流量的稳定，这对于省煤器和给水管道的的安全运行有重要意义。

二、控制原理1．主要信号的获取（1）水位信号汽包水位的准确测量是保证锅炉安全运行的重要条件之一。

现在对于大型锅炉的汽包水位测量，一般都采用单室平衡容器，为了使测得的差压值能够准确的反映汽包的实际水位高度，需要测量装置的就地安装正确外还需根据汽包压力信号对测得的水位信号进行补偿。

锅炉汽包水位测量原理图如图1所示。

差压式水位表和汽包水位之间的关系如下所示：图1汽包水位测量原理图ΔP*103= H*ρa-(A-h)* ρs-((H-(A-h))* ρw= H*(ρa-ρw)+(A-h)* (ρw-ρs) (1)ΔP*103= H*ρa-(B+h)* ρw-((H-(B+h))* ρs= H*(ρa-ρs)-(B+h)* (ρw-ρs) (2)式中：H………水侧取样孔与平衡容器的距离，mm;A………平衡容器与汽包正常水位的距离，mm;B………水侧取样孔与汽包正常水位的距离，mm;h……… 汽包水位偏离正常水位的值，mm;ΔP………对应汽包水位的差压值，mmH2O;ρs………饱和蒸汽的密度，kg/m3;ρw………饱和水的密度，kg/m3;ρa………参比水柱的密度，kg/m3;上式中，H、A和B都是常数；ρw、ρs是汽压的函数，在特定汽压下均为定值；平衡容器内汽水的密度ρa与其散热条件和环境温度有关。

300MW机组循环泵优化运行方案摘要：循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率双方面均有较大影响，从机组运行角度，应做好循环水泵的经济优化调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。

关键词：循环泵；优化；真空；经济性一、机组简介张家口热电公司2×300MW燃煤供热机组。

该机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号：C250/N300-16.7/537/537型，型式：亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热凝汽式汽轮机。

我公司汽轮机非供热期背压设计值为5.2kPa，供热期背压设计值为4.0kPa，按照张家口平均大气压93.3kPa计算，机组设计真空-88.1kPa及-89.3kPa。

循环泵的运行方式对机组真空及循环泵电耗均有较大影响，我公司每台机配有两台循环泵，循环泵采用高、中、低速方式，可以单高速、单中速、单低速，双高速、高中速、中低速、单低速运行。

二、优化的背景张家口热电公司#1机组2009年12月投产，#2机组2010年02月投产，初期投产后机组真空较同类型机组真空低1-2kPa左右，经过对机组真空系统的泄漏情况查找，当地大气压的实际测量和循环冷却水流量的测定等综合分析。

我公司机组真空相对低的原因为当地大气压较低，机组疏水倒至凝汽器，部分疏水门不严，胶球清洗系统收球率低等。

故在投产初期为了提高机组运行的真空，5-10月份采取两台高速循环泵，10月底-5月初采用一台高速和一台低速循环泵并列运行的方式。

此方法在提高机组真空的同时，大大增加了厂用电的消耗。

在机组运行稳定后经过机组检修逐渐处理了疏水门不严，胶球系统收球率低等问题，并且把#2循环泵电机经过改造为中速电机，而为了响应国家节能、减排的政策，并提高机组运行的经济性，我公司通过合理化建议，设备优化运行等方式，对机组部分系统进行了改造、优化运行等。

三、凝汽器真空对机组运行的影响真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。

第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考3陈建国(长兴发电有限责任公司,浙江长兴313100)摘　要:通过对目前火电厂300MW 机组给水系统的配置及运行情况进行分析,发现如果采用给水泵汽轮机备用汽源改造等措施,可以成功实现机组无电泵启动,这为提高机组运行的可靠性和启停机的灵活性提供了新的思路.在此基础上,引出了大型火电机组是否有必要配置电动给水泵的思考,并提出了在条件合适的机组上取消配置电动给水泵的建议.关键词:给水系统;优化改造;实践与思考中图分类号:T K 233.5+2文献标识码:A 文章编号:100921734(2008)S0200092041　300MW 机组给水系统的配置情况给水系统是发电厂热力系统的重要组成部分,因此在任何情况下都要保证不间断向锅炉供水.其中,工质流量大、压力高,对发电厂安全、经济、灵活运行至关重要.给水泵是给水系统的心脏,为工质的传送提供动力.传统小容量机组一般采用定速泵配合给水操作平台的方式工作.随着单机容量不断增大,操作平台中调节阀承受的压力差越来越大,节流损失越来越严重,安全性和经济性也就得不到保障.为此,现代大容量火电机组大都采用变速给水泵,一般采用汽动给水泵作为运行泵,电动给水泵仅在启动阶段或事故情况下使用,正常运行工况下作为备用泵.国产引进型300MW 火力发电机组的给水系统的基本配置是采用二台50%容量的汽动给水泵及一台50%(有些机组采用30%)容量的电动给水泵,给水系统不设主给水调整平台,考虑启动需要,在电泵出口阀处设15%B MCR 调节阀,以满足机组启动前的小流量的需求.其设计的思路是:在起动时采用电动给水泵,当负荷升至20%～30%时,逐渐切换至汽动给水泵运行.正常运行时,由两台汽动给水泵提供锅炉的全部给水量.当一台汽泵故障时,电泵自动投入,可满足锅炉约80%～90%MCR 负荷的给水量.给水泵汽轮机设计有高、低压两个供汽汽源.正常工作时采用主机四级抽汽作为低压汽源,当低压汽源不满足给水需要时,切换为冷段再热蒸汽作为高压汽源.在系统设计中,还有一路来自辅助蒸汽系统的调试用汽,在基建调试阶段,可以利用这路蒸汽启动、冲转汽动给水泵.2　目前给水泵运行配置方式存在的问题结合机组实际的启停经验,并对给水泵运行方式进行分析后,发现若是在机组启停过程中只将电动给水泵作为启动泵,则会引发以下一些运行问题:2.1　电动给水泵在启停机过程中耗功较大按照传统的做法,机组在启动时,采用电动给水泵给锅炉上水,到主机带80%负荷时停电泵转热备用.主机冷态启动时,电泵连续运行约13小时;热态启动时,电泵运行约8小时.电泵的电机功率按6.3MW 计算,电泵耗功为冷态约8万kWh ,热态约5万kWh ,由此反映出在机组启停过程中,电泵的耗功较大.2.2　电动给水泵启动的可靠性较差系统的启动依赖于电动给水泵,如果出现电动给水泵故障,将无法实现机组启动.尤其是基建投产机组或大3收稿日期225作者简介陈建国,工程师,从事火电厂汽轮机设备及系统研究:2007122:.修后首次投运机组,常会由于系统清洁程度不高,导致出现电动给水泵进口滤网堵塞而被迫停炉的情况.2.3　汽动给水泵的汽源可靠性较差给水泵汽轮机的高压备用汽源也取自主机冷再热蒸汽,必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽,运行中一旦锅炉MF T ,汽泵也就失去了高压汽源的备用作用.另外,给水泵驱动汽轮机在进行高、低压汽源切换时,容易引起给水系统的扰动,从而影响给水调节系统的稳定性.3　给水系统优化改造的可行性图1是长兴发电有限责任公司300MW 机组停机过程中所获取的一些相关参数的变化趋势.图1　300MW 机组停机过程中一些相关参数的变化趋势从图1我们可以看到,在机组降负荷过程中,四抽压力明显随负荷下降而下降.当负荷低于240MW 时,四抽压力已降至0.6MPa 以下,无法满足汽动给水泵对汽源的要求,必须切换至冷再热蒸汽;而当机组进一步降负荷至50MW 以下时,高压缸排汽压力也降至0.7MPa 以下,经过高压调门的节流调节进入给泵汽轮机,其压力降至更低,此时汽泵已无法正常运行,必须启用电动给水泵才能保证锅炉的上水需求.而观察图1中的辅助蒸汽压力变化曲线可知,辅汽压力能基本维持不变(0.75～0.8M Pa 左右).由于300MW 机组的辅助蒸汽来自机组的冷再蒸汽和四级抽汽,辅汽温度也与汽动给水泵的低压蒸汽参数匹配,所以辅助蒸汽的运行参数完全可以满足机组低负荷或启停机阶段汽动给水泵的汽源要求,并能有效地避免汽源切换时的扰动.考虑到辅助蒸汽系统采用的是联络母管制供汽方式,因此在机组启动之前,完全可以直接利用邻机供给的辅助蒸汽作为汽动给水泵的启动用汽汽源,从而实现机组的无电泵启动和停机.为此,我们提出了由辅助蒸汽作为给水泵汽轮机启动和备用汽源的系统改进方案.为满足机组启停过程中锅炉给水小流量的调整需求,还在锅炉省煤器入口增设了给水流量调节的小旁路.4　给水系统优化的改造内容为实现给水系统优化即无电泵启停机的功能,在长电公司#2机组大修期间,实施了以下两项汽动给水泵汽源配置改造及给水系统改造措施.4.1　给泵汽轮机汽源优化改造 图中的实线部分为原有的给水系统及给水泵汽轮机汽源配置状况给水泵汽轮机正常运行时,采用主机的四级抽汽作为低压汽源;当机组在低负荷运行时,高压蒸汽将作为补充汽源或独立汽源提供给小汽机图中粗实线部分所示为所进行的系统改造从本机辅助蒸汽联箱上引出两路蒸汽管道分别接至两01湖州师范学院学报 第30卷2..2:图2　汽动给水泵汽源改造示意图台给水泵汽轮机的低压进汽管道上,即四级抽汽至两台给水泵汽轮机供汽电动阀后,作为两台给水泵汽轮机启停机时汽动给水泵的启动汽源.根据流量计算,蒸汽接管都采用DN125(φ133×4)无缝钢管,在其管路上分别设置一电动隔离阀及逆止阀,以保证与辅助汽源的正常隔离及防止蒸汽倒流.经这样改接后,只要开启辅助蒸汽至给泵汽轮机的供汽电动阀,辅助蒸汽就可作为给水泵汽轮机启动、备用汽源.4.2　给水系统的管路配置考虑到给水泵小流量灵敏调节的死区,为保证机组启动时能有效地控制锅炉汽包水位,在锅炉省煤器入口加装节流调节阀以实现机组启动和低负荷时的给水小流量调节.为此,参照电泵出口给水系统的设计,在锅炉省煤器进口阀处增设一路15%MCR 调节旁路.现场实际接管时,接管的一端借用了锅炉酸洗的一个预留接口,另一端加装了一个锻造三通,采用DN100(φ133×14)的低合金钢管作为旁路管道,设一只15%MCR 的电动调节阀.为保证该旁路管道的严密性,在电动调节阀后增设一电动隔离阀;为保证旁路管道从运行转为检修状态时的隔离与泄压,在调节阀与隔离阀之间的管道上设置一路放水管.5　无电泵启动的成功实践完成上述两项改造后,辅汽就可以作为给水泵汽轮机的启动、备用汽源了.在启停机时,以辅汽冲动汽动给水泵组,取代电动给水泵给锅炉上水.长兴发电有限责任公司#2机组采用无电泵启动方式成功实现机组启动的大致过程如下:(1)汽包上水期间,启动汽泵前置泵,利用省煤器进口15%BMCR 调节阀控制锅炉上水速度,将汽包上至点火水位.(2)点火前,将一台给水泵汽轮机用辅助蒸汽冲转至2200～2900r/min ,处于比较稳定的转速.(3)随着燃烧量的增加和锅炉起压,汽包上水方式设置为汽泵定速,利用省煤器进口15%BMC R 调节阀调整汽包水位.(4)将省煤器进口15%B MCR 调节阀切至省煤器进口电动阀,汽包水位交给汽泵转速调整来控制,及时投入汽泵“自动”,给水实现自动控制.在切换过程中,需注意控制省煤器进口电动阀前、后压差不要太大,防止主给水流量突增造成汽包水位的大幅扰动.(5)机组负荷至60MW 时,另一台汽泵启动(汽源为本机四抽).(6)机组负荷至120～150MW 时,将给水控制由一汽泵(辅汽作为汽源)切至另一汽泵(四抽作为汽源)控制,辅汽作为汽源的汽泵出系后,投入“转速回路”控制.(7)对出系汽泵进行汽源无扰切换,全开四抽至出系汽泵的进汽隔离阀,隔离辅汽至出系汽泵的供汽汽源.小汽轮机汽源无扰切换正常后,机组负荷为～5MW ,重新将出系汽泵并入系统运行,“两汽泵”并列运行,机组可以进行正常加负荷112008年 陈建国:300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考12010.21湖州师范学院学报 第30卷6　关于给水系统优化配置的思考与建议众所周知,电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液力偶合器、辅助油泵、冷油器、冷却水系统等组成.由于电泵系统庞杂,维护量较大,出现故障的几率也相应地增加.与电动给水泵相比,汽动给水泵主要有以下优点:(1)安全可靠性高.汽动给水泵转速可高达5000～7000转,因为轴短、刚性大、安全性较高,所以当系统故障或全厂停电时,只要汽源配置合理,仍可保证不间断地向锅炉供水.(2)运行经济性高.汽动泵通过调节汽门开度实现变速运行来调节给水流量,较之采用液力耦合器、节流调节阀的电泵更为经济.(3)节省投资.汽动泵的投资比大型电机、液力耦合器及电气控制设备的总投资低.(4)增加供电.大机组的给水泵电耗高达全部厂用电的约50%,采用汽动泵节省的厂用电可使机组对外多供约3%～4%的电量.(5)便于调节.大型电机启动电流大,启动较困难,汽动泵便于启动且可配合主机滑参数运行进行滑压调节.(6)容量不受限制.大型鼠笼式电机启动电流大,影响周波稳定,故需复杂而昂贵的电气控制设备,也因此而限制了电机的单机容量,而汽泵无此缺点.原系统设计中,机组的启动只能依靠唯一的电泵使给水系统循环起来,因而电泵的可用率对电站的安全可靠运行起着不可忽视的作用.而通过机组无电泵启动的成功改造和实践运行证明了采用汽泵启停的运行方式是切实可行的,由此也降低了机组电站启停过程中对电泵的依赖性,即在汽泵工作状态正常以及汽源可靠的情况下,电泵在机组启停过程中的实际作用是可有可无的.机组带负荷运行时,一般为两台汽泵运行,当一台运行汽泵因发生故障而跳闸时,备用电动给水泵连锁启动后的总给水量能保证锅炉带额定负荷的80%以上稳定运行,机组出力可以接近或达到满负荷,这在电力供应紧张的时期保证机组出力是十分重要的.但随着汽动给水泵组技术的日渐成熟,其故障率将会更加减小,而从快速发展的电源建设趋势来看,日后因设备故障原因而降低机组出力运行情况也会逐渐地为电网所接受.因此在机组正常运行时,电泵只是一台难得一用的“备品”.目前,大多数大容量火电机组的辅汽都采用联络母管制供汽方式,辅汽系统具有很高的可靠性.除了首台机组根据基建以及全厂性事故恢复的需要而有必要配置电动给水泵外,对电厂的第二台机组或后续机组而言,都可以考虑省去电动给水泵组,由此而节省一大笔的设备和系统投资.从电厂运行维护的角度来说,也可节省一大笔日常费用.当然,我们从300MW机组无电泵启动的成功实践中,提出在有合适汽源的新(扩)建机组上,逐步省去电动给水泵的设想,需经国家规划院等设计机构牵头下经多方论证后才能试点实施,取得经验后再作推广.作为一个由生产实践总结得出的一项改进措施,我们认为是值得各基建单位和设计部门来讨论和尝试的.参考文献:[1]陶鼎文.火力发电设备技术手册(第二卷)[M].北京:机械工业出版社,1998:18～19.[2]樊印龙,李飞雁.给水泵汽轮机汽源配置浅析[J]浙江电力,2005,24(1):29～31.[3]韩中合,田松峰,马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2002:225.[4]吴季兰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社,1998:296～297.。

300MW机组凝结泵变频改造
概述
凝结泵系统是火力发电厂重要的一部分，其主要功能是将发电过程中的冷凝水送回锅炉进行再次加热。

为了提高凝结泵的效率和控制水流量，机组凝结泵需要进行变频改造。

本文以某火力发电厂的300MW机组凝结泵的变频改造为例，进行详细的介绍。

变频改造方案
300MW机组凝结泵的变频改造方案包括：
1.更换电动机：新的电动机需要符合变频器的使用要求，具有较好的效率和可靠性。

同时，新的电动机需要符合机组凝结泵的需求，如额定功率、转速和电压等参数。

2.安装变频器：变频器可以控制电动机的速度和频率，实现对凝结泵水流量的调控。

同时，变频器还能够提高电动机的效率，减少其出现故障的概率。

3.更换传感器：为了更好地控制凝结泵的水流量，需要更换现有的压力传感器和温度传感器。

4.更换电缆：变频器需要使用特殊的电缆，能够承受高压和高频率的信号传输。

5.更换接线箱：现有的接线箱需要更换，以适应新的电动机和变频器的使用。

1。

浅析300MW火力发电厂电动给水泵变频节能改造技术常惠伟摘要：火力发电厂各种转动机械的电量消耗偏大特别是6KV转动设备是厂用电率居高不下的根本原因，作为发电厂主要设备的电动给水泵，早期标准设计裕量都偏大，在现在高压变频技术日益成熟，电泵变频改造成为降低水泵耗电率的首选。

本文通过某发电厂实施电泵变频改造的节能数据分析的结论，对同类设备的改造可以作为参考，提出一些改进的建议，实现节能高效的目标。

关键词：给水泵；变频改造；节能技术一、电动给水泵运行现状330MW机组在过去的设计基本都采用的是电力行业DL/T892-2004标准，设计裕量偏大。

现在基本都采用IEC45-1-1991标准设计，给水泵的设计裕量相对偏低。

电动给水泵采用液力耦合器调速控制的模式，当机组负荷较高时，液力耦合器能效较高。

当负荷较低时，液力耦合器自身损耗急剧增加。

近几年高压变频器技术的不断发展，成熟、能满足用户需求的大功率变频器已经进入市场并得到检验，且高压变频器在通过降低电源频率进行调速的过程中，自身能效水平较高，完全可以解决在负荷较低情况下电动给水泵转速低进而效率较低的问题。

近几年机组负荷率较低，330MW机组在200MW左右运行时，其电泵的转速为4200转左右，给水泵的电机转速1490转，泵轮转速约为6258，则其转速比为67%，液力偶合器的效率约为67%，330MW机组采用液力偶合器调节的电动给水泵组其200MW左右运行时，损耗高达34%。

根据比转速和该厂330MW机组实际运行参数统计计算出，该厂在不同负荷下的液力偶合器的效率。

在330MW时其效率最高才能达到85%左右，其损耗达到了15%左右，包括设计裕量过大、液力偶合器效率低等因素造成。

怎么才能提高给水泵组的效率，有如下几种办法：1、采用小汽轮机调速，采用小汽轮机调速改造效果评估较难，不同专家算出的结果也是不同的，其改造工程量大，费用高，不建议轻易使用。

2、采用电泵变频调速，采用电泵变频改造后的系统简单，费用低、节能效果好，是电动液力偶合器调节给水泵提高效率的最简单的改造方案。

电厂300 MW机组协调控制系统的优化摘要这篇文章主要分为两部分进行讲解，第一部分：以佳木斯电厂作为具体实例进行电厂在工作过程中相关设备的简单讲述；第二部分：将协调系统进行控制策略以及参数进行优化等等这些操作。

关键词机组；调整或者修正参数；优化中图分类号TM621 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)062-0121-01随着我国经济得到了非常繁荣的发展，使得我国的科学技术水平有了非常重要的发展以及进步，其中对于电力系统的工作过程中的相关的工作也提出了更高的要求和标准。

在电网系统工作的过程中火电机组热控的电子自动化的工作水平的好坏，在一定程度上直接影响着经济市场上企业或者公司进行相关产品的生产、生产技术以及技术的管理水平的好坏。

要想让电网工作过程中需要的资源或者能源能够达到最优化的配置，那么机组AGC作用或者职能的投产就需要尽快的进行。

其中CCS能够成为AGC投运的前提以及基础，同时能够确保它在很长一段时间内都能够比较稳定的工作或者运作，这样就不仅仅使得机组达到最优化、提升机组的发电功率或者机组在工作运作过程中的比较稳定性以及可靠性这些理想成为现实，与此同时在一定程度上也能够减少相关的工作人员在工作过程中的劳动强度。

所以我们就需要将CCS系统或者与其相关的子系统控制策略不断地进行优化设置，并且也需要对相关的子系统工作过程中运用的参数进行相关的调整或者修正，最终能够达到CCS系统能够在比较长的时间周期中更好地、更稳定地进行投运。

由于这些年来我国对于电力系统或者电网资源的研究与发展得到了比较快速的发展和进步，所以增加单元机组容量以及发电厂的上网竞争也越来越竞争激烈，这样就使得发电厂对于机组在工作过程中的稳定性以及安全性或者经济性都提出了越来越高的要求或者标准。

从这些信息中可以看出现在的相关研究工作者以及学者将怎样进行优化协调系统和相关的子系统的调节品质，从而确保机组在工作过程中才能够达到安全性、稳定性以及经济性同时具备的优势这个问题作为了研究或者讨论的重点和难点问题。

300MW机组RB控制策略概述当部分主要辅机事故跳闸，机组最大出力低于给定功率时，CCS将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并控制机组在参数允许范围内继续运行的能力称为RUNBACK（辅机故障减负荷，简称RB）。

RB功能为机组在高度自动化方式下安全运行提供了有力保障。

1、RB功能控制策略300MW机组共设计四种RB功能：（1）2台并列运行的送风机任意1台跳闸；（2）2台并列运行的引风机任意1台跳闸；（3）2台并列运行的一次风机任意1台跳闸；（4）2台并列运行的汽泵任意1台跳闸且电泵联启不成功，或1台汽泵和1台电泵运行其中任一台跳闸。

当机组负荷在60%ECR以上且上述任一情况出现时即触发RB。

RB功能主要由CCS和FSSS共同完成。

FSSS的任务是控制燃料量的投入和切除，保证燃烧稳定。

CCS 的任务是通过各自动控制回路的调节保证机组参数满足机组安全运行的需要。

机组负荷低于目标值，延时2分钟，RB功能复归。

2.1 FSSS控制策略当发生RB时，FSSS整体思路是保留3层粉不投油。

给粉机切除后立即关闭相应一次风门。

具体步骤为：1）切除E层给粉机；2）如A、B、C三层3/4给粉机运行满足，则延时15S切除D层给粉机；如B、C、D三层3/4给粉机运行满足，而A层3/4不满足则延时15S切除A 层给粉机2.2 CCS控制策略当发生RB时首先CCS切至TF滑压方式，由锅炉自动控制负荷，汽机自动控制机前压力。

解除各主要控制回路（包括锅炉主控、汽机主控、燃烧控制、给水控制、送风控制、负压控制、一次风压控制、汽温控制、除氧器水位）被调量与给定值偏差大切手动保护，其中送风控制如在手动则强制投入自动。

2.2.1 负荷控制负荷设定值由RB前实际负荷以100MW/Min的速率降至180MW，通过调节给粉机转速控制机组负荷。

A、B、C、D三层给粉机转速限制为500-700RPM。

一次风机RB时目标负荷为160MW。

2.2.2 机前压力控制机前压力控制转为滑压控制，通过调节汽机调门控制压力。

关于300MW机组凝泵变频器深度调节优化的思考【摘要】凝结水泵为汽轮机主要耗电辅机之一，本文主要通过对凝结水泵变频改造后系统和运行方式进行进一步优化，达到节能和提高机组经济性的目的。

【关键词】凝结水泵；运行方式；节能1、系统概况电厂采用哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的亚临界凝汽式汽轮机。

凝结水系统的作用是将汽轮机低压缸排汽经凝汽器凝结在热井中的凝结水输送至除氧器，同时向汽机低压缸轴封汽、低旁、本扩、高扩、小机排汽、低压轴封、辅汽、暖通用汽等提供减温水，向汽泵、电泵提供密封水。

4台机组分别设有两台100%容量的定速凝结水泵，除氧器水位通过凝泵出口的除氧器水位调节站进行调节。

在机组正常运行中，除了给泵组密封水和主机低压缸轴封减温水外，其余用户几乎都不适用。

本文将主要以该厂1号机组为例，探讨如何对凝泵变频器的运行方式进行优化，以达到最大限度的发挥凝泵变频器节能作用的目的。

2、1号机变频器当前的运行情况该厂4台机组的凝泵加装变频器后，由于担心凝结水出口母管压力过低会影响到机组的安全运行，在低负荷时都习惯将凝结水母管压力维持在1、2MPa以上运行。

经运行中调整发现，当1号机组负荷下降至240MW时，若要保持凝结水母管压力在1、2MPa以上运行，就需采取关闭除氧器水位调节站旁路电动门的并增到凝泵变频器频率的方法来维持除氧器水位。

3、1号机凝泵变频运行方式优化方案机组正常运行中，凝结水用户除了给泵组密封水和主机低压缸轴封汽减温水外，其余用户几乎都不使用，且对凝结水压力要求也不高。

通过运行观察，在凝结水压力降低时，低压缸轴封汽温度均能够满足要求。

因此，在降低凝结水母管压力运行时，主要考虑给泵组各台泵的密封水能压力否满足要求，同时将低旁闭锁开的压力值降至0。

7MPa即可。

结合1号机当前的运行工况提出了以下两种优化方案，两方案均是在不同情况下以满足给泵组密封水压力要求为前提来进行运行优化的。

（1）优化运行方案一：将凝泵出口母管压力降低至1MPa左右运行针对1号机组的情况，在负荷降至240MW及以下时，不再采用关除氧器水位调节站旁路电动门的方法来调整水位，而是通过直接减凝泵变频器的方法来实现，这样做的好处就是保持凝泵出口管道的通流面积始终处于最大，通过降凝泵转速来调整流量，充分地发挥了凝泵变频器的节能作用。

浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化[摘要] 火电机组热控自动化水平的高低高低，直接反映了企业的安全生产、技术管理水平的高低。

为满足电网资源优化配置的需要，机组AGC功能的投运也势在必行。

作为AGC投运基础的CCS能长期稳定运行，不但可以实现机组的最优控制、提高机组的发电效率及机组运行的可靠性和稳定性，而且可以降低运行人员的劳动强度。

因此不断对CCS系统及各子系统控制策略进行优化完善，对各系统参数进行调整，可以使CCS系统长周期稳定投运。

本文重点介绍平凉电厂300MW机组CCS协调及子系统控制策略的优化和参数调整的一些经验。

[关键词] 300MW机组控制策略调节参数优化0 前言随着单元机组容量的增加和发电厂上网竞争的日益激烈，发电厂对机组的安全稳定运行和经济性要求越来越高，如何优化协调系统及各子系统调节品质，保证机组安全经济、稳定运行越来越受到人们重视，笔者从事电厂自动控制工作多年，以华能平凉电厂4*300MW机组为例，浅谈300MW机组协调控制系统的优化的经验。

1 平凉电厂设备介绍平凉电厂为4×300MW 燃煤凝汽式机组，锅炉为亚临界自然循环中间再热汽包炉，制粉系统采用6 台正压直吹式中速磨，四角切圆燃烧，六层煤粉，三层油。

汽机为单轴，双缸双排汽机组，投产以来，由于控制方式多、调节参数配置不好、控制策略等原因，造成协调控制系统无法长期稳定投入，经过更改控制方式、控制策略、调试系统参数，使得协调控制系统能够长期稳定投入，并成功投入了AGC控制。

2 协调系统控制策略、参数优化2.1 原系统控制策略及存在的问题平凉电厂采用西屋早期的控制策略，分为：BASE（基本控制方式）、BF（锅炉跟随方式）、TF（汽机跟随方式）、TF2（过度方式）、CCBF（以锅炉跟随为主的协调控制方式）、CCTF（以汽机为主的协调控制方式），控制方式多，且各方式切换时设有两秒的保持，增加了协调逻辑的复杂性。

其中TF2方式为过度方式，在投入锅炉和汽机主控自动后或机组发生RUNBACK后进入TF2方式，在这种方式下汽机控制主汽压力，锅炉控制负荷，汽机主控器和锅炉主控器之间无协调信号。

300MW机组调速给水泵的运行一、前言随着当今社会的不断发展和人民生活水平的不断提高，对生产效率的要求也日益渐高。

因此，积极采用科学的方法，不断完善300MW机组调速给水泵的运行的管理就成为当前一项十分紧迫的问题。

二、300MW机组调速给水泵的概述变速给水泵是以改变水泵的转速来调节流量，节流损失减少，调节阀工作条件好，寿命长，并可低速启动，但设备较复杂，投资费用高，维修量大，适用于大容量泵。

变速给水泵变压运行时，负荷越低，变速给水泵的功率消耗越小，而定速给水泵耗功基本不变。

为提高给水泵运行的经济性，采用除氧器滑压运行的单元制大机组，都使用变速调节的高速给水泵，转速为5000―8000rpm及以上，其对应的NPSHr(克人口和第一级叶轮人口的压降所必须的净正吸水头)比一般3000rpm水泵高得多。

采用1500rpm左右的低速前置泵后，因其NPSHr大为减小，所要求的除氧器布置高度可大幅降低，可以减小土建投资。

从技术经济的角度，增设前置泵比单纯提高除氧器布置位置使土建投资增加更为合算，故采用滑压除氧器的机组，几乎全部采用变速给水泵及前置泵。

目前参数大容量电厂所用给水泵，为提高运行的经济性均采用速度调节，无级的速度调节有电动调速给水泵和汽动给水泵两种。

三、300MW机组调速给水泵运行中存在的问题1、凝结水，除氧给水系统清洁度差，芯包内部清洁度差凝汽器及给水系统尽管也进行过水冲洗和碱洗。

设备管道制造安装阶段产生的硬质颗粒，如泥沙、焊渣或铁锈等存在于系统内，造成芯包卡涩。

2、给水泵芯包动静间隙偏小硬质颗粒是造成给水泵卡涩的主要原因。

电力有限公司给水泵2号机A汽泵芯包卡涩是由于叶轮和导叶之间有硬质颗粒而造成的。

而该芯包叶轮和导叶的间隙只有0.5mm左右，处于控制范围之下限。

3、试运行阶段对该泵特性缺乏认识试运行阶段，给水泵热态跳闸时，往往转速到零时，才去投盘车，而当盘车投不上的时候(泵轻微卡涩)，担心泵体上下温度差造成泵轴弯曲，加重卡涩程度，于是采用人工强行盘车。

第42卷第9期2013年9月热力发电T H E R M A L P O W ER G E N E R A T l0NV01．42N o．9Sep．2013亚临界300M W机组R B控制策略优化[摘高春雨华北电力科学研究，周倩，杨尚院有限责任公司，北京100045要]以某300M w机组为例，在分析机组原辅机故障减负荷(R B)控制策略的基础上，对100％汽动给水泵R B时联锁启动电动给水泵、送／引风机R B等控制逻辑进行了优化，如在RB工况时根据总燃料量设定总风量，在一次风机RB控制逻辑中设计一次风动叶超驰开和炉膛压力优降回路等。

试验结果表明，该方案使机组能够在R B时稳定、快速地减负荷。

[关键词]亚临界；300M W机组；R B；送风机；引风机；一次风机；给水泵[中图分类号]T K323[文献标识码]B[文章编号]1002—3364(2013)09—0121—04[D oI编号]10．3969／j．i ss n．1002—3364．2013．09．121A nal ys i s and opt i m i zat i on of RB cont r ol st r at ef or a s ub—cr i t i cal300M W uni tG A O C hunyu，Z H O U Q i an，Y A N G ShangN or t h C h i na E l ect r i c P ow er R es ea r ch I ns t i t ut e C o．，Lt d．，B eij i ng100045，C hi naA bs t r a ct：T he or i gi nal r u n ba ck(R B)cont r ol st r at egy of a300M W uni t w as a na l yz ed．O n t hi s ba—s i s。

t he l ogi c of i nt er l ock s t ar t m ot o r dr i ve n f ee d w a t e r pum p dur i ng RB cont r ol of t he100％s t eam dr i ve n f e ed w a t e r pum p w a s opt i m i zed．M or eover，opt i m i zat i on on R B cont r ol l ogi c of t he f or ce d dr af t f an and i nduced dr af t f an w er e al s o per f or m ed，s uch as set t i ng t he gr oss i nput ai r vol—um e a cc or di ng t o t he t ot al f uel am ount under t he R B condi t i on，de si gni ng t he pr i m ar y ai r f an ov e r—r i de open and f ur na ce pr es s pr i or i t y l ow ci r cui t i n pr i m ar y ai r f an R B cont r ol l ogi c．T he r es ul t s s how ed t hat，t h e opt i m i ze d uni t can l ow er t he l oad st ea di l y and pr om pt l y dur i ng R B．K e y w or ds：s ub—cr i ti cal uni t；300M W uni t；R B；F D F；I D f a n；pr i m ar y a i r f an；f ee d w a t e r pum p1机组概况某亚临界300M W机组配置H G一1025／17．5一Y M型汽包锅炉、C250／N300—16．7／538／538／0．40型汽轮机、Q FSN一300—2型发电机。

300MW机组锅炉给水自动控制系统分析与改进300MW机组锅炉给水自动控制系统分析与改进发表时间:2002-5-31作者：华志刚1，潘笑1，邬菲2摘要：结合丰城电厂4X300MW机组，对原有的锅炉给水控制系统及汽包水位测量、运行方式、参数整定等的工作原理进行了分析，并结合现场实际情况，对汽包水位参数的测量、运行方式的切换以及系统参数的调整进行了改进，取得了良好的调节品质和现场运行效果。

0 引言汽包水位是锅炉运行中的一个重要监控参数，维持汽包水位是保证机组安全运行的重要条件，因此，给水自动控制系统的可靠性直接关系着机组的安全、稳定运行。

丰城电厂300MW机组原有的给水自动控制系统在汽包水位测量、单冲量／三冲量切换条件、系统参数设置等方面存在不完善之处，使得控制系统运行不稳定。

针对这些问题，我们从水位测量、运行方式切换、系统参数调整等方面进行了改进，满足了现场运行的要求，系统控制精度良好，保障了机组的安全、稳定运行。

1 汽包水位的测量汽包水位测量采用单室平衡容器的测量系统，测量原理示意于图1。

我们在汽包水位的计算公式中考虑到汽包压力和饱和蒸汽温度对饱和蒸汽重度的影响，汽包水位变送器的测量差压值经过压力补偿计算后得到结果就是准确的汽包水位值。

其计算公式为：但在现场实际运行中，仅仅只有精确的计算公式还不够，要定期对水位变送器进行排污，并应确保正压管中的水柱高度恒定，这样才能得到正确的差压值。

另外，考虑到汽包水位的重要性，我们对汽包水位测量采取“三选一”的冗余方式，取中间值后再进行压力补偿计算。

2 给水自动控制系统运行方式及改进2．1 运行方式的分析丰城电厂给水系统为单元制，共设置3台50％B-MCR容量的调速给水泵，其中2台汽动给水泵作为正常时投运，1台电动给水泵供机组启动，并作为汽动给水泵的事故备用，整个给水控制系统包括单冲量和三冲量2种控制方式，其运行方式见图2。

在机组点火启动过程中，由于此时蒸汽流量和给水流量测量误差较大，并且锅炉启动时，热力系统中汽水流量也不平衡，所以仅根据汽包水位进行调节。

300MW等级火力发电机组电动给水泵组变频调速改造技术规范1.概述300MW等级火力发电机组厂用电率大概在9%左右，通过对电动给水泵进行变频节能改造，可将厂用电率降低0.5~0.8，通过对本规范方案的优化，最高可将厂用电率下降0.8以上。

300MW等级火力发电机组电动给水泵组变频调速改造技术规范（以下简称“本意规范”）适用于300~360MW火力发电机组原电动给水泵采用液力耦合器调速的给水泵组。

2.改造规范本意见稿在确保发电机组安全运行的前提下，遵循以节能降耗优先、不擅自改动原运行工况、保证运行操控水平与改造前一致、综合考虑工期及质量的原则，确保投资回报率。

对于配备“两用一备”的给水泵机组，应将其中两台给水泵（A、B泵）改为变频运行，备用泵（C泵）保持不变。

2.1安全保证确保机组DCS系统具备RB功能，且在机组给水泵变频改造完成后确保RB实验连锁成功。

确保机组备用泵可以及时投备，且在机组给水泵变频改造完成后确保备泵联起成功。

2.2前置泵改造为保证给水泵组变频改造后给水泵拥有足够的富余汽蚀余量（NPSH），确保给水泵本体的长期稳定运行，给水泵泵轮不发生汽蚀损坏，要求前置泵在变频改造后入口压力不得明显高于原运行工况压力，出口压力不得明显低于原工况出口压力。

所以前置泵应进行适当改造，增配独立电机进行拖动，确保前置泵在泵组变频改造前后出力不发生大的变化。

2.3给水泵电机改造给水泵电机本体不做改造，给水泵电机驱动方式由原来工频6kV（6.3kV）直接驱动改为高（中）压变频调速系统驱动。

给水泵电机的散热方式保持不变。

2.4液力耦合器改造由于液力耦合器自身工作原理的属性决定了其能量转换效率低下，本身存在3%左右的能量损耗，所以在确保安全的前提下应将液力耦合器更换为效率更高且几乎没有能量损耗的增速齿轮组，增速齿轮箱的增速比应与原耦合器齿轮增速比保持一致。

2.5给水泵电机变频改造要求a.根据变频器的工作原理，应选择成熟稳定的电压源型变频器，其具有技术成熟，应用广泛，控制简单，维护方便，可靠性高，污染小，能量转换效率高等优点。

浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化摘要：随着我国经济的不断发展，我国的电力系统科技水平也有了非常大的进步。

本文主要对电厂在工作中的相关设备进行简单讲述，讨论协调系统进行控制的策略以及参数进行优化等等操作，供相关领域人士参考。

关键词：机组；协调控制系统；优化引言：随着我国综合国力的不断增强，我国的电力系统的发展也逐渐壮大，在电力系统工作过程中，相关的工作要求和标准也随着电力行业的发展而提高，在电网系统工作过程中火电机组热控的电子自动化工作水平。

直接影响着供电公司的供电能力，决定着经济市场和企业公司的生产和作业，所以在电网系统工作过程中，要保证机组可以在一段时间内稳定的工作，使得机组达到最优化，提升机组的发电功率和工作过程中的稳定性，从而保证供电需求方的劳动和生产顺利的进行。

1电厂在工作过程中相关设备的简单讲述电厂在工作过程中一般使用的是燃煤凝汽式机组，在工作过程中主要靠锅炉进行自然循环供能，在制粉工作过程中主要使用正压直吹式速磨的方法，四角切圆燃烧，加入五层煤粉三层油，自从这种方法投入生产以来，因为在工作过程中控制制粉的方法比较繁多，往往会出现一些配置不够良好、修正参数不准确以及控制策略不够完善的问题，导致了协同控制系统不能够在一定时间内稳定的投产，相关的技术人员将控制的方法、调整系统参数和控制策略进行了相应的修改或者更正，让协调控制系统可以在长时间内稳定的运行[1]。

2协调系统进行控制策略以及参数进行优化2.1使用以前的系统在控制策略方面的简单介绍以及存在的问题或者漏洞在电厂进行作业过程中，机组的控制策略方式复杂繁多，传统上一般主要采用六种控制策略的方法，最基本的控制方式就是BBS1，锅炉一般控制的方式是BF，汽机的控制方式通常是TF，在电厂进行工作作业中最基本的工作环节就是锅炉跟随，这项环节非常基本也非常重要[2]。

这个环节的优化大大的关系到了机组的优化，所以在进行这项环节作业时，一般通过汽机跟随的方式作为协调控制核心环节的方法，在实际的工厂作业中采用的控制方式比较繁多复杂，每一个方式都有它自身的特点和适应运用的场景，技术人员要充分的了解并掌握每一种控制方式的特点，合理地在不同的环境中运用控制模式，使得电厂电力发电时机组得到有效的优化，降低电厂及供电公司的成本以及作业难度，保证电厂可以达到生产标准和要求。

国产300MW机组循环水泵改造及经济性评价一、引言循环水泵在火力发电厂中起到重要的作用，其性能直接影响发电效率和运行成本。

随着技术的不断发展，循环水泵的改造已成为火力发电厂提高发电效率和降低成本的重要手段之一、本文将探讨国产300MW机组循环水泵改造及其经济性评价。

二、国产300MW机组循环水泵改造方案1.提高效率：通过优化叶轮和尾翼等部件结构设计，减小水力损失，提高泵效率。

2.降低能耗：采用节能电机和变频控制系统，根据实际负荷情况调整泵的转速，降低能耗。

3.提高可靠性：优化轴承结构和密封装置，提高泵的可靠性和耐久性。

1.投资成本：循环水泵改造的投资成本主要包括设备购置费用和安装费用。

设备购置费用受到市场竞争和供需关系等因素影响，而安装费用则取决于工程规模和现场施工条件等因素。

根据实际情况进行经济性分析。

2.节能效果：循环水泵改造后，通过提高泵效率和减少能耗，可以降低发电厂的运行成本。

节能效果可以通过实际运行数据进行监测和评估。

3.经济效益：循环水泵改造后，发电厂的发电效率提高，运行成本降低，可以提高经济效益。

根据节能效果和电价等因素，进行经济性评价和综合分析。

4.风险分析：循环水泵改造需要对原有设备进行改造和调试，存在工程施工风险和技术难题，需要进行风险评估和应对措施的制定。

四、结论国产300MW机组循环水泵改造的经济性评价需要综合考虑投资成本、节能效果和经济效益等因素。

通过科学的设计和施工，优化水泵结构和控制系统，可以有效提高循环水泵的性能，降低运行成本，提高发电效率。

然而，在进行改造前需要对投资和效益进行全面的分析和评估，以确保改造方案的可行性和经济性。

[2]陈红,施华强.火电节能技术及环保影响评价.煤炭技术。

300MW机组凝结水泵节能优化改进探讨【摘要】凝结水泵是发电厂汽轮机的重要辅机之一，其运行的安全性、经济性直接影响到整个机组的安全、经济性。

近年来投产的300MW机组多数采用3台50%MCR（一台采用变频泵）方式配置凝结水泵，其凝结水泵耗电率要求湿冷机组≤0.18%，空冷机组≤0.2%。

高于上述指标的凝结泵则说明运行的经济性较差，应对凝结水泵进行节能优化改进。

以包头第一热电厂空冷机组为例，通过对凝结水泵运行逻辑进行优化和将单吸叶轮改为双吸叶轮等手段，使凝结水泵达到了安全、高效运行的效果。

【关键词】凝结水泵；节能；优化改进凝结水泵的经济出力点和凝结水系统的阻力不匹配是导致电厂凝结泵运行经济性下降的主要原因，具体表现为凝结水泵的流量和扬程偏大。

机组运行时，凝结水泵在小流量高扬程点工作，凝结水调整门开度很小，凝结水系统阻力增大，造成电能浪费和凝结水精处理设备工作压力升高，既不安全也不节能。

因此降低凝结水调整门节流损失是提高凝结泵运行经济性的主要途径之一。

另外对泵进行必要的技术改造，降低凝结水杂用水等也可显著提高凝结泵运行的经济性，达到节能降耗的目的。

以某热电厂凝结水泵节能优化改进为实例，分析探讨凝结水泵节能优化改进方法，以期达到凝结水泵安全、高效运行的目的。

1.概况及存在问题1.1 概况华能北方联合电力有限责任公司包头第一热电厂两台300MW亚临界空冷机组各配有3台沈阳水泵厂生产的50%MCR立式筒袋式7LDTNB型凝结水泵（一台采用变频泵）。

该凝结水泵级数为8级，首级叶轮单吸式，其设计参数为流量400 m3/h，扬程275mH2O，转速1480rpm，配用电动机功率500KW。

1.2 实际运行中存在问题1）运行中凝结水调整门长期处于节流状态，一旦开大，除氧器水位无法控制，导致泵的节流损失很大。

2）机组在50%额定负荷下需运行两台凝结水泵，可见单台泵出力达不到50%MCR的设计要求。

凝结泵耗电率一直偏大，2012年各月凝结泵耗电率见表1。