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浅析凝结水系统优化方案发布时间：2021-11-24T06:33:10.033Z 来源：《当代电力文化》2021年24期作者：毛伟峰[导读] 凝结水系统作为汽机侧重要辅机设备其经济性对节能有很大的影响毛伟峰陕西商洛发电有限公司陕西商洛 726007摘要：凝结水系统作为汽机侧重要辅机设备其经济性对节能有很大的影响，某电厂660MW机组凝结水系统针对除氧器上水调门局部阻力较大,造成节流损失的问题,提出在20%～100%负荷时,保持除氧器上水调门几乎全开的方法,并从经济性,安全性两方面分析该方法的经济效益和节能效果,认为该方法节能效果显著。
及进行逻辑优化、变频器参数调整等措施降低机组的厂用电率,挖掘机组的节能潜力，使机组的经济性和安全性大幅提升。
关键词：凝结水系统；节能分析；变频器参数；除氧器上水调门中图分类号：TK14.211 文献标志码：B1.系统概述某电厂每台机组配备两台100％容量的凝结水泵，一台运行、一台备用，型式为KSB立式NLT系列多级导叶式离心水泵，为立式筒袋式结构，凝结水泵将凝结水通过除氧器上水调阀、低压加热器送到除氧器，并为低压旁路、轴封系统、低压缸等提供减温水。
凝结水泵采用变频控制，采用一拖二布置，正常运行时采用变频控制，工频备用。
负荷低于220MW时凝泵变频器出力跟踪凝泵出口母管压力，而除氧器通过上水调门开度控制其水位，负荷高于230MW时凝泵变频器出力跟踪除氧器水位，而凝泵出口母管压力通过上水调门开度控制。
为响应电网20%~30%负荷深度调峰因此对凝结水系统参数优化势在必行。
2.优化内容2.1优化凝结水系统上水调门参数。
（1）在逻辑中优化凝泵备用泵联启条件中“凝结水母管压力低”整定值，由固定的2.0MPa修改为跟随机组负荷指令变化的滑动曲线，保证凝泵母管压力正常的调节裕度。
（2）在逻辑中优化凝泵变频器闭锁减条件中的“母管压力低”设定值，由2.2MPa调整到1.98MPa，扩大凝泵变频正常调节的范围。
81 问题的背景大庆宏伟庆化公司气分及甲基叔丁基醚（MTBE）装置自2015年首次开工以来，两套装置的凝结水系统存在不同程度的水击现象。
由于设计原因，每套装置的凝结水系统综合考虑的不够全面，凝结水系统流程设计不合理，凝结水各分支温度不匹配导致了凝结水后路水击现象的发生；同时2套装置的凝结水未被充分利用，造成装置能耗高，且给装置的平稳生产带来较大的安全隐患。
2 装置采取的改造措施（1）结合装置实际减少蒸汽伴热的数量，降低蒸汽消耗。
将蒸汽伴热改为假伴热8根，改为热水伴热21根，取消蒸汽分配站蒸汽疏水点10处，凝结水的排点由79处减少至40处。
（2）将2套装置的凝结水进行优化整合，将装置产生的凝结水代替除盐水作为MTBE装置复合空冷器喷淋水使用，节省除盐水的用量；停用气分装置凝结水撬装PK101，达到节能目的同时实现了装置凝结水的回收利用。
（3）将2套装置的消防蒸汽、蒸汽伴热的凝结水与工艺凝结水分开，并将高温凝结水作为碳四分离系统热源进行利用，消除凝结水系统水击现象，实现凝结水的梯级利用。
3 气分及MTBE装置凝结水系统改造前后流程简述3.1 改造前流程气分装置凝结水系统分为两部分：一部分为脱丙烷塔底蒸汽热源产生的工艺凝结水约7t/h，温度为103℃；另一部分为装置各区域消防蒸汽产生的凝结水约1.2t/h，温度为113℃左右；两部分凝结水汇至凝结水总管进入凝结水撬装PK101系统后经抽出泵送出装置。
M T B E 装置凝结水系统分为两部分：一部分为催化蒸馏塔底、甲醇回收塔底、碳四分离塔底、脱硫塔底蒸汽热源产生的工艺凝结水约22t/h，温度为118~132℃，其中碳四分离塔凝结水为65℃；另一部分为装置各区域消防蒸汽及蒸汽伴热的凝结水约4t/h；各路工艺凝结水汇合后进碳四分离塔进料加热器E2110管程，与碳四分离塔进料进行换热，然后再经凝结水冷却器E2201进行冷却后与消防蒸汽及蒸汽伴热的凝结水一起进入凝MTBE装置结水罐D2203，由凝结水泵P2201抽出送至综合车间。
279理论研究1 前言 长岭分公司热电作业部新凝结水站是为了配合大项目而建设的一套南区凝结水处理装置，于2008年开始施工，2010建成投产，热电作业部热力车间经过对凝结水站的不断改造优化系统运行，取得了显著成效。
现将新凝结水站的改造进行简要分析，从中找出节能降耗的对策，进一步优化南区凝结水系统。
2 系统介绍 凝结水站共有3台凝结水过滤器、2台树脂除油罐、1台污油储存罐，处理凝结水规模为200 m³/h。
工艺主流程为：凝结水—凝结水罐—凝结水泵—凝结水过滤器—树脂除油罐—凝结水净水罐—凝结水净水泵—动力厂化学水站（见图1）浅析新凝结水站净化装置系统优化李 磊1,2（1.中国石油大学（华东校区）化工学院,山东 青岛 266580;2.中石化长岭分公司热电作业部,湖南 岳阳 414012）摘 要：目前因南区来凝结水水质合格，凝结水可直接经过凝结水罐泄压后经净水泵并入合格凝结水管道，再由增压泵增压并入除盐水母管送回南区，无需经过罐的运行。
较之前的凝结水站运行方式有了明显的不同，通过此次系统优化解决了能源的浪费、简化了工艺流程，更加有效地优化了南区凝结水的回收和利用。
关键词：凝结水；运行方式；优化；分析；处理DOI:10.16640/ki.37-1222/t.2017.15.254图1 凝结水站系统图3 存在问题 南区来凝结水经过含陶瓷球的过滤罐，致使凝结水含硅量高，而目前南区来凝结水水质合格，无需经过过滤器、除油罐的处理，可当除盐水直接送回南区装置，开启过滤罐、除油罐、凝结水泵反而造成能源的浪费。
从去年11月份，经化水化验检测，凝结水中硅酸根离子超标（2月17日化验结果：进口为960mg/ml，出口为520mg/ml），严重影响了水质的品质，目前，已影响到整个系统，必须对其进行整改和优化运行。
4 整改方案图2 凝结水并除盐水母管流程图 对凝结水进行第一次改造时，增加增压泵，可将凝结水并入除盐水母管，具体流程（见图2） 此次整改的前提条件是在于南区来凝结水，水质合格，无需经过过滤器、除油罐的处理的基础上，从而减少了凝结水泵及过滤罐、除油罐的运行，为了保证凝结水的顺利并入除盐水母管，增开了一台增压泵，有效了节约了能源的利用。
凝结水精处理系统的设计优化1前言随着国内300MW以上的火力发电机组的不断建设，越来越多的凝结水精处理装置投入运行。
但目前国内运行的凝结水精处理装置普遍存在系统庞大、结构当杂、工艺流程与设备布置不尽合理、个别设备利用率低的问题。
本文从系统运行的可靠性与设备投资的经济性角度出发，结合目前国内运行较为成功的凝结水精处理系统生产管理经验，对工艺流程设计、设备布置设计、设备投资等方面进行优化分析，提出改善工艺流程，减少设备投资，尽可能多地利用厂房公用设备的一些举措，为凝结水精处理系统平安、经济、稳定运行作尝试性的探讨。
2工艺流程加氨点的布置大多数电厂采用二级加氨的给水处理方式，即在精处理出口母管及除氧器下降管分别设有加氨点。
这主要考虑到精处理的氢型运行及低压加热器铜管（或钢管）的防腐问题。
但在设计的过程中，两个加氨点又往往共同一台氨泵加药。
而事实上，两个加氨点的介质压力是不同的，以300MW亚临界机组为例，其凝结水精处理出II的压力一般在2.7MPa左右，除氧器出口的压力通常在0.8MPa以下，因此，如果两个加氨点同时开启，由同一台氨泵打出来的大局部氨液被送到介质压力较低的除氧器出口下降管处，而精处理出口母管处几乎分配不到氨液。
这样，当精处理混床处于氢型运行阶段时，混床出水母管到除氧器下降管的凝结水pH值接近中性，水质pH值得不到有效的调整，不利于整个低加系统的防腐保护。
所以, 应从设计上考虑两个加氨点分别采用不同的两台加氨泵（参见图1）。
2.1 系统自用水管道精处理混床失效树脂的再生用水应考虑独立供给，不宜同凝结水补水泵等共用•条供水管道。
最简单的方法是从机组补水箱独立引供水管道至精处理系统。
这样，可有效地保证树脂的再生用水，减少同主厂房其他系统发生不必要的用水冲突。
笔者曾在精处理系统的调试、运行管理过程中发现这样的问题：当混床失效树脂输送时，在未得到通知的情况下，再生用水突然中断，并引起大量树脂堵塞在输送管中。
凝结水精处理系统自动控制及逻辑优化摘要：凝结水精处理系统（ATE）作为二回路重要的水处理系统，其主要功能是除去凝结水中的离子态及悬浮状杂质，确保二回路水质满足蒸汽发生器的要求。
本文首先研究了凝结水精处理系统的自动控制的实现，介绍了整个控制系统通过状态、步序、设备的选择，使设备满足自动动作的条件来实现系统的自动控制方式，同时介绍了设备产生故障状态的几种情况及故障的诊断处理方法。
然后，本文选取调试、运行期间两个控制系统方面的典型问题，分析问题的根本原因，提出了相应的逻辑优化方案，并优化了梯形图程序。
关键词：凝结水精处理系统；自动控制；逻辑优化；可编程序控制器1.凝结水精处理系统自动控制简介1.1凝结水精处理系统概述凝结水精处理系统（ATE）主系统由5台前置阳床和5台混床组成，此外还有两套完整的体外再生装置，一套用于前置阳床的阳树脂擦洗和再生，包含两个再生塔，一套用于混床阳、阴树脂的擦洗、分层、分离和再生，包含有4个塔。
还设有一套完整的酸、碱贮存及计量设施，一套完整的酸、碱再生废水中和设施[1]。
系统的主要流程如图1。
ATE系统主要执行的功能是：去除热力系统中的腐蚀产物和溶解性物质，减少腐蚀物质在蒸汽发生器内沉积，保证蒸汽发生器的安全稳定运行。
[2]现场硬件配置包含一对冗余控制器，分别安装于不同的冗余机架上。
在一对冗余机架中，首先开启的机架将成为主机架。
从机架会在通电之后与主机架进行同步。
位于主机架上的控制器成为主控制器，为当前控制系统的控制器[5]。
主机架组件出现故障时，会将控制切换到从控制器。
以下任一原因都将导致切换：（1）主机架出现失电（2）控制器出现主要故障（3）在主机架中移除或插入模块，或主机架中的任一模块失效（4）Controlnet分接头或以太网电缆断开（5）主控制器发出切换命令下面选取ATE系统前置阳床PLC程序自动控制的原理进行介绍，其它混床、再生塔、中和池等设备的自动控制原理及实现方式与阳床基本一致，本文不再展开描述。
火力发电厂凝结水系统自动控制策略优化探讨朱志辉摘要：本文简单介绍了凝泵变频器调节除氧器水位，上水调节阀控制凝结水压力的自动控制策略，并对自动控制的主要功能、逻辑关键点及调试自动的注意事项进行分析，为提升凝结水系统自动控制水平提出合理建议，以供参考。
关键词：凝结水变频器；凝泵调水位；上水调节阀调压力；控制策略凝结水系统是机组的重要组成部分，现我公司内30万机组凝结水系统基本采用凝结水上水调节阀控制除氧器水位，凝泵变频器控制凝结水母管压力的控制策略，因调节阀控制水位未全开及长期被冲刷调节线性较差，导致节流损失较大及除氧器水位波动较大。
针对上述问题，现结合行业内先进经验对5台30万机组进行了凝结水系统自动优化工作，实现了凝泵变频器调节除氧器水位，上水调节阀控制凝结水压力的控制方式，即在保证凝结水母管压力的前提下，将上水调节阀全开，减少调门节流损失、降低凝泵电耗，实现机组的节能，而且克服了上水调节阀线性不良造成的除氧器水位波动大、调节滞后等问题。
一、凝结水系统常规控制策略及凝泵变频器调水位、上水调节阀控制压力的控制策略简介现公司内30万机组凝结水系统一般配置为三台55%容量或两台100%容量凝结水泵，配置三台凝结水泵的系统，一般配置一台变频器，采用一拖二方式控制两台凝泵，正常运行一般为一台凝泵变频运行，一台凝泵工频运行，另一台凝泵备用状态；配置两台凝结水泵的系统，凝泵变频器采用一拖二方式，正常运行一台变频凝泵，另一台凝泵备用状态。
现凝结水系统常规控制策略基本上采用凝结水上水调节阀控制除氧器水位，凝泵变频器控制凝结水母管压力，但该控制方式存在较大节流损失，凝泵电耗较高，而且因调节阀节流较大，长期受到水流冲刷导致调节线性较差，引起自动控制效果较差导致除氧器水位波动较大。
当采用凝泵变频器调水位、上水调节阀控制压力的控制策略时，凝结水上水调节阀全开后降低节流损失，凝泵变频器可以通过控制水泵转速来改变凝泵的运行曲线，即通过控制凝泵转速来调节除氧器水位，降低凝泵出口压力、流量和电机能耗，实现节能。
某机组凝结水变频深度优化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。
1、概述华润电力登封有限公司2×630MW机组汽轮机为东方汽轮机厂引进技术生产的超临界机组，每台机组配备两台100%容量的立式多级离心水泵，额定流量为1690t/h ，A泵为变频调节，B泵为工频泵。
A凝结水泵为主运行泵，除氧器水位调节阀全开，水位由变频调速控制，减少了调阀节流引起的凝结水压力能损失，降低了凝结水泵电耗，节能效果明显。
但由于机组经常参与调峰运行，在低负荷时，凝泵变频频率仍有下调的空间。
根据实际运行情况，在A 凝结水泵变频运行时，我们在保证系统安全的情况下，开启除氧器水位调节阀旁路电动门，进一步降低管道阻力，以更好地达到节能降耗的目的。
为适应运行方式变化后的凝结水系统运行要求，需要对原来的除氧器水位调节系统和凝结水泵控制逻辑进行优化，实现变频泵与工频备用泵之间的联锁，及除氧器水位调节系统的正常投入，确保凝结水系统的安全可靠运行。
2、除氧器水位调节阀的优化【技术干货】凝结水泵变频运行方式的优化上图为我公司凝结水系统图，凝汽器里的凝结水通过凝结水泵升压后，经过精处理装置、轴封加热器、再依次通过低压加热器后送到除氧器。
凝结水泵工频运行时，除氧器水位调节阀旁路电动门关闭，通过除氧器水位单冲量调节，自动控制除氧器水位调节阀开度，调整除氧器水位。
凝结水再循环调阀投自动凝结水泵变频运行时，除氧器水位调节阀全开，除氧器水位调节阀旁路电动门开启，通过除氧器水位单冲量调节，自动改变凝结水泵转速控制凝结水流量，调整除氧器水位。
凝结水再循环调阀投自动。
低负荷300MW时，变频凝结水泵与工频凝结水泵出力存在较大差距，凝结水流量相差800t/h。
在变频运行凝结水泵跳闸时，联锁关闭除氧器水位调节阀旁路电动门，超弛关除氧器水位调节阀至凝泵跳闸前给水流量对应的开度，控制凝结水流量，减小除氧器水位波动。
原逻辑定值偏大，通过试验得出除氧器水位由调阀控制时，调阀开度与给水流量的对应关系，并优化。
3、除氧器水位调节阀旁路电动门的优化除氧器水位调节阀旁路电动门为直径426mm电动闸阀，全行程关闭时间为120S。
凝结水系统调整方式优化方案
一、凝结水泵主要参数：
二、当前运行方式：
凝结水泵运行方式为一运一备，可通过调节凝结水泵变频百分数、母管调节阀开度及凝结水再循环调节阀开度控制凝结水流量，以保持凝汽器水位正常。
当前自动控制方式为凝结水母管调节阀、再循环调节阀同时投入自动，自动跟踪凝汽器水位进行调节，自动调节过程中凝结水母管调节阀开度+再循环调节阀开度=100%。
三、当前自动控制存在问题：
1、经济性差。
当凝汽器水位降低时，再循环调节阀开大，母管调节阀关小，部分凝结水通过再循环回流至凝汽器，造成凝结水泵出力增加，能耗增大，厂用电率升高。
2、存在安全隐患。
当水位升高时，母管调节阀开大，再循环调节阀关小，如凝结水泵变频开度不够，或负荷增加过快，运行人员增加变频开度不及时，凝结水泵出水量小于凝汽器凝结水量，会使凝汽器水位快速上升，甚至造成凝汽器满水、真空下降等。
当水位降低过快时，母管调节阀关小，再循环调节阀开大，如凝结水泵变频开度过大或调整不及时，使大量凝结水通过再循环回流至凝汽器，凝结水母管流量迅速减小，因低加进汽量不变，导致低加水
侧局部管束超温，影响低加使用寿命；且会因进除氧器凝结水量过小，造成除氧器超压、振动。
四、优化建议：
1、对当前自动控制逻辑进行优化，使调节阀在自动调整中平滑过渡，避免大开大关。
2、增加“凝结水泵变频开度——凝结水母管压力”自动调节，保持凝结水母管压力稳定，形成以“凝结水泵变频调整为主、母管调节阀为辅、再循环调节阀为后备调节”的自动调节方式。
3、运行人员加强监视，在运行中遇到设备系统故障或负荷突变等突发情况，可改为手动调整，并秉持“少量多次”的调整原则，系统稳定后再投入自动调整。
