[go: up one dir, main page]

CN115324675B - 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法 - Google Patents

火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN115324675B
CN115324675B CN202210878753.7A CN202210878753A CN115324675B CN 115324675 B CN115324675 B CN 115324675B CN 202210878753 A CN202210878753 A CN 202210878753A CN 115324675 B CN115324675 B CN 115324675B
Authority
CN
China
Prior art keywords
deaerator
condenser
condensate
pump
liquid level
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210878753.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115324675A (zh
Inventor
文立斌
胡弘
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Original Assignee
Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd filed Critical Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Priority to CN202210878753.7A priority Critical patent/CN115324675B/zh
Publication of CN115324675A publication Critical patent/CN115324675A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115324675B publication Critical patent/CN115324675B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F01K11/02—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers the engines being turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/02—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of multiple-expansion type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B33/00—Steam-generation plants, e.g. comprising steam boilers of different types in mutual association
    • F22B33/18—Combinations of steam boilers with other apparatus
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/50—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters incorporating thermal de-aeration of feed-water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D11/00—Feed-water supply not provided for in other main groups
    • F22D11/02—Arrangements of feed-water pumps
    • F22D11/06—Arrangements of feed-water pumps for returning condensate to boiler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D5/00—Controlling water feed or water level; Automatic water feeding or water-level regulators
    • F22D5/26—Automatic feed-control systems
    • F22D5/30—Automatic feed-control systems responsive to both water level and amount of steam withdrawn or steam pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D5/00—Controlling water feed or water level; Automatic water feeding or water-level regulators
    • F22D5/26—Automatic feed-control systems
    • F22D5/32—Automatic feed-control systems influencing the speed or delivery pressure of the feed pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D5/00—Controlling water feed or water level; Automatic water feeding or water-level regulators
    • F22D5/26—Automatic feed-control systems
    • F22D5/34—Applications of valves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

本发明属于电网调频技术领域，具体涉及火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法。本发明通过实时测试电网的频率和火电机组的功率，并根据火电机组的功率、电网的频率信号以及凝结水流量测量装置测量的进入低压加热器的凝结水流量控制变频器来调节凝结水泵的转速，进而调节进入低压加热器的凝结水流量，以便调节低压加热器从低压缸的抽气量，进而使得火电机组输出的机械功率变化，从而实现火电机组参与电网频率调节。本发明可以提升火电机组参与电网调节功率容量，解决传统火电机组调频模式导致的汽轮机高压调门频繁动作所引起的汽轮机和锅炉本体及其相关辅助设备疲劳损坏事故隐患。

Description

火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法
技术领域
本发明属于电网调频技术领域，具体涉及火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法。
背景技术
2008年以来全国各区域电监局相继出台了《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》(简称《两个细则》)，《两个细则》颁布实施后火电机组发挥着电网调频主力军的作用。近年来为推动“3060”双碳目标的实现，风电、光伏等新能源大规模并网发电，由于新能源电力存在波动性、间歇性和随机性特点，导致电网频率波动性变化明显，火电机组参与电网频率调节过程中汽轮机高压调门动作频繁，锅炉主汽压力随之实时波动变化，高温高压的汽轮机和锅炉本体及其相关辅助设备反复受交替热应力，设备寿命损耗严重；同时由于火电机组存在调频功率容量限幅，在新能源并网导致调频容量需求迅速增长的情况下引起了火电机组能提供的调节功率容量欠缺等问题。为了火电机组调节功率容量欠缺问题，公开的发明申请《一种汽轮机抽汽调节电网频率的方法》(申请公布号CN114396327A)提出了汽轮机抽汽参与电网频率调节的方法，由于该技术方案是采用除氧器进汽调节阀及低压缸抽汽各调节阀共同参与调节的，为响应电网频率的变化其动作频繁，对调节阀动作灵敏性和可靠性要求过高。为了解决这些技术问题，本发明提出了火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供了火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，具体技术方案如下：
火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，所述火电机组包括锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、凝汽器、低压加热器、除氧器；包括以下步骤：
步骤S1，将凝汽器通过凝结水泵进水母管与凝结水泵连接，将凝结水泵通过凝结水泵出水母管与轴封加热器连接，将轴封加热器通过低压加热器进水凝结水母管与低压加热器连接，在低压加热器进水凝结水母管上设置凝结水流量测量装置；将变频器通过电缆与凝结水泵电机相连接，凝结水泵电机与凝结水泵通过同心轴刚性连接；
步骤S2，实时采集发电机转子输出的电压和电流，并通过采集的电压信号和电流信号得到发电机转子的输出功率和频率；
步骤S3：根据发电机转子的输出功率确定是否投入凝结水泵调频，若是确定投入凝结水泵调频，则转入步骤S4，否则转步骤S2继续实时采集发电机转子输出的电压和电流；
步骤S4，根据凝结水流量测量装置测量的进入低压加热器的凝结水流量控制变频器来调节凝结水泵的转速，进而调节进入低压加热器的凝结水流量，以便调节低压加热器从低压缸的抽气量，进而使得火电机组输出的机械功率变化，从而实现火电机组参与电网频率调节。
优选地，所述步骤S4具体包括以下步骤：
步骤S41，将采集到的发电机转子的输出频率f与电网频率50Hz作差，得到频率差值Δf；
步骤S42，经过转换系数K0将频率差值Δf值转换为功率指令，机组当前功率指令PS减去该功率指令形成新的功率令P；
步骤S43，新的功率令P分为两路，第一路新的功率令P立即经控制前馈系数K1转换成调频功率指令信号PC，经过系数K2将调频功率指令信号PC转换为凝结水泵转速指令信号RC，并根据凝结水泵转速指令信号RC控制变频器调节凝结水泵的转速；
步骤S44，凝结水泵的转速调节后，凝结水流量测量装置的测量值改变，将第二路新的功率令P与发电机转子的功率实时值Pe进行比较，其偏差输入PID环节，PID环节的输出与经控制前馈系数K1转换后的输出信号叠加形成新的调频功率指令信号PC，新的调频功率指令信号PC一起经过K2转换为新的凝结水泵转速指令信号RC，并根据新的凝结水泵转速指令信号RC控制变频器重新调节凝结水泵的转速，直至新的功率令P与发电机转子的功率实时值Pe的偏差为零。
优选地，所述转换系数K0的计算方式如下：
K0＝λPN/2.5；
其中λ为变频凝结水泵调频功率系数，无单位，其值范围0-0.5，根据调频参与度进行设置；PN为火电机组的额定功率，单位MW。
优选地，所述系数K2的计算方式如下：
K2＝RTHA/PTHAC；
其中，RTHA为火电机组THA工况下凝结水泵的转速，PTHAC为火电机组THA工况下低压缸抽汽的可发电功率。
优选地，还设置常温水箱维持凝汽器的液位在正常范围内，所述常温水箱通过凝汽器补水旁路管与凝汽器连接，所述凝汽器补水旁路管上设置有凝汽器补水旁路调节阀，当凝汽器液位仪测量的凝汽器的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，调节凝汽器补水旁路调节阀的开度，由常温水箱通过凝汽器补水旁路管向凝汽器补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd；
所述低压加热器进水凝结水母管通过凝汽器凝结水回收管与常温水箱连接，所述凝汽器凝结水回收管上设置有凝汽器凝结水回收调节阀，当凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，开启凝汽器凝结水回收调节阀，凝汽器的凝结水通过凝汽器凝结水回收管进入常温水箱，至凝汽器液位仪测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，控制凝汽器凝结水回收调节阀关闭。
优选地，所述常温水箱还通过凝汽器补水主管与凝汽器连接，所述凝汽器补水主管上设置有凝汽器补水泵出口电动阀、凝汽器补水泵；
当凝汽器液位仪测量的凝汽器的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且控制凝汽器补水旁路调节阀全开也不能在设定时间内提升凝汽器的液位时，则控制开启凝汽器补水泵出口电动阀、凝汽器补水泵，同时全关凝汽器补水旁路调节阀，所述述常温水箱通过凝汽器补水主管向凝汽器补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，控制停止凝汽器补水泵运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀。
优选地，还设置高温水箱维持除氧器的液位在正常范围内，所述高温水箱的水侧通过除氧器补水旁路管与除氧器的水侧连接，所述除氧器补水旁路管上设置有除氧器补水旁路调节阀；当除氧器液位仪的测量值低于除氧器液位下限值Lcd时，开启除氧器补水旁路调节阀，所述高温水箱通过除氧器补水旁路管向除氧器补充高温工质水，直至除氧器液位仪的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制除氧器补水旁路调节阀关闭；
所述除氧器通过给水泵前置泵入口管与给水泵前置泵连接，所述给水泵前置泵的出水口通过除氧器工质回收管与高温水箱连接，所述除氧器工质回收管上设置有除氧器工质回收调节阀，当除氧器液位仪的测量值高于除氧器液位上限值Lcg时，控制给水泵前置泵、除氧器工质回收调节阀开启，除氧器的工质通过除氧器工质回收管进入高温水箱，直至除氧器液位仪的测量值低于除氧器液位上限值Lcg，则控制给水泵前置泵、除氧器工质回收调节阀关闭。
优选地，所述高温水箱还通过除氧器补水主管与除氧器连接，所述除氧器补水主管上设置有除氧器补水泵、除氧器补水泵出口电动截止阀；当除氧器液位仪的测量值低于除氧器液位下限值Lcd且全开除氧器补水旁路调节阀向除氧器补充高温工质水仍不能在设定时间内提升除氧器的液位，则控制开启除氧器补水泵、除氧器补水泵出口电动截止阀，同时关闭除氧器补水旁路调节阀，高温水箱通过除氧器补水主管向除氧器补充高温工质水，直至除氧器液位仪的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制停止除氧器补水泵运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀。
本发明的有益效果为：本发明通过实时测试电网的频率和火电机组的功率，并根据火电机组的功率、电网的频率信号以及凝结水流量测量装置测量的进入低压加热器的凝结水流量控制变频器来调节凝结水泵的转速，进而调节进入低压加热器的凝结水流量，以便调节低压加热器从低压缸的抽气量，进而使得火电机组输出的机械功率变化，从而实现火电机组参与电网频率调节。
本发明可以提升火电机组参与电网调频工功率容量，解决传统火电机组调频模式导致的汽轮机高压调门频繁动作所引起的汽轮机和锅炉本体及其相关辅助设备疲劳损坏事故隐患，促进风电、光伏等新能源电力大规模发电并网后电网频率稳定运行，助力新型电力系统建设。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。
图1为本发明的火电机组原理图；
图2为本发明调节电网频率的原理图；
其中，凝结水泵进水母管1、变频器2、凝结水泵电机3、凝结水泵4、凝结水泵出口逆止阀5、凝结水泵出水母管6、轴封加热器7、低压加热器进水凝结水母管8、喷嘴9、流量测试仪10、差压取样管11、除氧器水位调节阀12、第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅳ低压加热器进汽调节阀15、第Ⅳ低压加热器进汽管16、Ⅲ-Ⅳ低压加热器间凝结水母管17、第Ⅳ低压加热器18、第Ⅲ低压加热器疏水管19、第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22、第Ⅲ低压加热器进汽管23、Ⅱ-Ⅲ低压加热器间凝结水母管24、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅱ低压加热器疏水管26、第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、凝汽器29、凝汽器液位仪30、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31、第Ⅱ低压加热器进汽管32、Ⅰ-Ⅱ低压加热器间凝结水母管33、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅰ低压加热器疏水管35、第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38、第Ⅰ低压加热器进汽管39、进氧器凝结水母管40、第Ⅰ低压加热器41、除氧器工质回收调节阀42、除氧器工质回收管43、高温水箱液位仪44、除氧器补水泵45、除氧器补水主管46、除氧器补水泵出口电动截止阀47、除氧器液位仪48、给水泵前置泵入口管49、中压缸排汽抽汽母管50、中压缸排汽抽汽管逆止阀51、高温水箱52、高温水箱进汽管53、高温水箱进汽调节阀54、除氧器补水旁路管55、除氧器补水旁路调节阀56、除氧器进汽管57、除氧器58、除氧器进汽调节阀59、给水泵前置泵60、给水泵前置泵出口管61、给水泵62、给水泵出口逆止阀63、锅炉给水调节阀64、给水母管65、锅炉66、再热主蒸汽管67、主蒸汽管68、高压缸排汽管69、高压缸排汽逆止阀70、高压调阀71、高压缸72、中压调阀73、中压缸74、中低压缸联通管75、低压缸76、电流转换器77、三相电力参数测试仪78，电压转换器79、发电机定子80、发电机转子81、化水调节阀82、凝汽器补水旁路管83、凝汽器补水旁路调节阀84、凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86、凝汽器补水主管87、常温水箱88、常温水箱液位仪89、凝汽器凝结水回收管90、凝汽器凝结水回收调节阀91、第Ⅳ低压加热器疏水管92、数据采集与控制模块93。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
应当理解，当在本说明书和所附权利要求书中使用时，术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。
还应当理解，在本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。
还应当进一步理解，在本发明说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
如图1所示，所述火电机组包括锅炉66、高压缸72、中压缸74、低压缸76、凝汽器29、低压加热器、除氧器58、发电机定子80、发电机转子81。锅炉66通过主蒸汽管68与高压缸72连接，主蒸汽管68上设置高压调阀71，高压缸72与中压缸74连接，锅炉66通过再热主蒸汽管67与中压缸74连接，再热主蒸汽管67上设置中压调阀73，中压缸74通过中低压缸联通管75与低压缸76连接。高压缸72通过高压缸排汽管69与锅炉66连接，高压缸排汽管69上设置有高压缸排汽逆止阀70。
所述低压加热器分别与低压缸76、除氧器58连接；所述除氧器58与锅炉66连接；所述发电机转子81与低压缸76连接，所述发电机定子80与发电机转子81连接。
凝结水泵4通过凝结水泵进水母管1与凝汽器29的水侧连接；所述凝结水泵4通过凝结水泵出水母管6与轴封加热器7连接，凝结水泵出水母管6还设置有凝结水泵出口逆止阀5；所述轴封加热器7通过低压加热器进水凝结水母管8与低压加热器连接；所述低压加热器进水凝结水母管8上设置凝结水流量测量装置、除氧器水位调节阀12；所述凝结水流量测量装置、除氧器水位调节阀12分别与数据采集与控制装置93连接；
所述凝结水泵4将凝汽器29中的凝结水升压后输送依次流经轴封加热器7、低压加热器，然后通过进氧器凝结水母管40进入除氧器58；
所述变频器2通过电缆与凝结水泵电机3相连接，凝结水泵电机3与凝结水泵4通过同心轴刚性连接；所述变频器2与数据采集与控制装置93连接；
所述电流转换器77、电压转换器79分别与发电机定子80、三相电力参数测试仪78连接，所述三相电力参数测试仪78与数据采集与控制装置93连接。所述数据采集与控制装置93通过二选一投切开关与变频器2连接；所述投切开关置1时，投入变频器2；投切开关置0时，切出变频器2。
所述凝结水流量测量装置包括喷嘴9、流量测试仪10、以及差压取样管11。喷嘴9采用ASME长径喷嘴，材质1Cr13，所采用的喷嘴具有节流小、测量精度高的优点，精度达到0.1％；流量测试仪10采用EJA或Rosemoun系列流量差压变送器，精度0.1％；差压取样管11水平布置，减小安装于流量测试仪10两侧的取样管在垂直方向存在高度差引入的误差。
所述凝汽器29设置有凝汽器液位仪30；所述凝汽器液位仪30与数据采集与控制装置93连接，用于测量凝汽器29的液位信号，并将测量得到的液位信号输送至数据采集与控制装置93。
所述除氧器58设置有除氧器液位仪48，所述除氧器液位仪48与数据采集与控制装置93，用于测量除氧器58的液位，并将测量的除氧器58的液位传输至数据采集与控制装置93；
所述中压缸74通过中压缸排汽抽汽管逆止阀51、除氧器进汽管57与除氧器58连接，所述除氧器进汽管57上设置有除氧器进汽调节阀59。
除氧器58内的工质水经过给水泵前置泵入口管49通过给水泵前置泵60升压后进入给水泵62再次升压，再次升压后的给水经给水母管65进入锅炉66，给水泵62与锅炉66之间的给水母管65上依次安装有给水泵出口逆止阀63和锅炉给水调节阀64。
低压加热器设置4个，分别为第Ⅰ低压加热器41、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅳ低压加热器18。
低压缸76的第Ⅰ低压缸抽汽口通过第Ⅰ低压加热器进汽管39与第Ⅰ低压加热器41汽侧连接，第Ⅰ低压加热器进汽管39上依次设置第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38。来自第Ⅰ低压加热器进汽管39内的蒸汽进入第Ⅰ低压加热器41汽侧经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅰ低压加热器疏水管35流入第Ⅱ低压加热器34；流经第Ⅰ低压加热器41的凝结水来自连接第Ⅰ低压加热器41与第Ⅱ低压加热器34之间的Ⅰ-Ⅱ低压加热器间凝结水母管33。
低压缸76的第Ⅱ低压缸抽汽口通过第Ⅱ低压加热器进汽管32与第Ⅱ低压加热器34汽侧连接，第Ⅱ低压加热器进汽管32上依次设置第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31。来自第Ⅱ低压加热器进汽管32内的蒸汽进入第Ⅱ低压加热器34经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅱ低压加热器疏水管26流入第Ⅲ低压加热器25；流经第Ⅱ低压加热器34的凝结水来自连接第Ⅱ低压加热器34与第Ⅲ低压加热器25之间的Ⅱ-Ⅲ低压加热器间凝结水母管24。
低压缸76的第Ⅲ低压缸抽汽口通过第Ⅲ低压加热器进汽管23与第Ⅲ低压加热器25汽侧连接，第Ⅲ低压加热器进汽管23依次设置第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22。来自第Ⅲ低压加热器进汽管23内的蒸汽进入第Ⅲ低压加热器25经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅲ低压加热器疏水管19流入第Ⅳ低压加热器18；流经第Ⅲ低压加热器25的凝结水来自连接第Ⅲ低压加热器25与第Ⅳ低压加热器18之间的Ⅲ-Ⅳ低压加热器间凝结水母管17。
低压缸76的第Ⅳ低压缸抽汽口通过第Ⅳ低压加热器进汽管16与第Ⅳ低压加热器18汽侧连接，第Ⅳ低压加热器进汽管16上依次设置第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅳ低压加热器进汽调节阀15。来自第Ⅳ低压加热器进汽管16内的蒸汽进入第Ⅳ低压加热器18经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅳ低压加热器疏水管92流入凝汽器29；流经第Ⅳ低压加热器18的凝结水来自连接第Ⅳ低压加热器18与轴封加热器7之间的低压加热器进水凝结水母管8。
凝结水流量测量装置实时测试凝结水流量，轴封加热器7的水侧通过凝结水泵出水母管6、凝结水泵出口逆止阀5、凝结水泵4、凝结水泵进水母管1与凝汽器29的水侧相连接，凝结水泵4将凝汽器29中的凝结水升压后送依次流经轴封加热器7、第Ⅳ低压加热器18、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅰ低压加热器41，最后流入的第Ⅰ低压加热器41的凝结水则通过进氧器凝结水母管40进入除氧器5。
本发明的第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、高压缸排汽逆止阀70采用气动蝶阀。凝结水泵出口逆止阀5、锅炉给水调节阀64采用重锤式止逆阀。数据采集与控制模块93采用OVATION分散控制系统，将接入的发电机功率、电网频率、液位、凝结水流量以及调节阀开度、电动阀开关量等电信号转换为数字量，实现计算与控制功能。高压调阀71、中压调阀73采用液动调节阀。
除氧器水位调节阀12、除氧器工质回收调节阀42、锅炉给水调节阀64、凝汽器凝结水回收调节阀91采用电动调节阀；
Ⅳ低压加热器进汽调节阀15、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38、高温水箱进汽调节阀54、除氧器进汽调节阀59采用气动调节阀；
除氧器补水泵出口电动截止阀47、凝汽器补水泵出口电动阀85采用全开全关型电动截止阀。
第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37采用波纹管截止阀。
本发明以600MW纯凝改抽汽供热机组为案例进一步说明，机组主要设计参数如表1所示，变频器参数如表2所示，高温水箱52设计参数如表3所示，常温水箱88为封闭空心圆柱壳体，采用不锈钢材料制造。
表1机组主要设计参数
表2变频器参数
表3高温水箱设计参数
本发明的具体实施方式提供的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，包括以下步骤：
步骤S1，火电机组启动前所有阀门全关、设备未启动；开启化水调节阀82将化水车间的凝结水补充至常温水箱88，化水调节阀82投自动，目标为保持常温水箱88储水量为其容积的二分之一；常温水箱88有工质凝结水后可开启凝汽器补水旁路调节阀84向凝汽器29输送凝结水，凝汽器29的水位目标仍为0.5(Lnd+Lng)；如为了加速补充凝结水流量，全关凝汽器补水旁路调节阀84，全开凝汽器补水泵出口电动阀85，启动凝汽器补水泵86向凝汽器29输送凝结水，目标凝汽器29的水位为0.5(Lnd+Lng)。
启动凝结水泵4，通过变频器2控制驱动凝结水泵4的凝结水泵电机3转速，逐渐全开除氧器水位调节阀12，由变频器2控制向除氧器58输送凝结水流量，变频器2投自动，目标除氧器58水位为0.5(Lcd+Lcg)。
启动给水泵前置泵60，启动给水泵62，通过开启锅炉给水调节阀64向锅炉上凝结水；系统注凝结水完毕后机组按正常开机流程启动，锅炉66点火提升蒸汽温度后汽轮机冲转并网发电，开启除氧器工质回收调节阀42向高温水箱52补充凝结水，目标为高温水箱52储水量为其容积的二分之一，达到水位目标后关闭除氧器工质回收调节阀42。
步骤S2，通过电流转换器77、电压转换器79实时采集发电机转子81输出的电压和电流，并通过采集的电压信号和电流信号输入三相电力参数测试仪78，得到发电机转子81的输出功率和频率；
步骤S3：根据发电机转子81的输出功率确定是否投入凝结水泵调频，若是确定投入凝结水泵调频，则转入步骤S4，否则转步骤S2继续实时采集发电机转子81输出的电压和电流；当三相电力参数测试仪78显示发电机功率过到0.3PN，在本实施例中即180MW时通过数据采集与控制模块93投入变频凝结水泵调频功能，即投切开关置1，此时变频器2退出自动跟踪除氧器58水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标。
步骤S4，根据凝结水流量测量装置测量的进入低压加热器的凝结水流量控制变频器2来调节凝结水泵4的转速，进而调节进入低压加热器的凝结水流量，以便调节低压加热器从低压缸的抽气量，进而使得火电机组输出的机械功率变化，从而实现火电机组参与电网频率调节。如图2所示，图2中：投切开关置1时，投入凝结水泵调频功能；投切开关置0时，退出变频凝结水泵调频功能；f为电网频率信号，由三相电力参数测试仪78实时测试，单位为Hz；Δf为信号频差值，单位为Hz，由式1确定；K0为Δf信号频差值转换为功率指令的转换系数；Ps为机组当前操作员功率指令，单位MW；K1为控制前馈系数，取1.0～1.5之间；Pc为调频功率指令信号，单位MW，Rc为凝结水泵转速指令信号,单位r/min)；K2是将调频功率指令信号PC转换为凝结水泵转速指令信号Rc，K2由式3确定，单位r/min/MW)；Rs为变频凝结水泵操作员转速指令信号,单位r/min)；在指令Rc和Rs的作用下实时调节凝结水泵转速，从而控制通过第Ⅰ低压加热器41、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅳ低压加热器18的凝结水流量；Pe为发电机功率实时值，由三相电力参数测试仪78实时测试；虑线方框模块为PID控制模型，Kp为比例系数，KD为微分系数，KI为积分系数。
具体包括以下步骤：
步骤S41，将采集到的发电机转子81的输出频率f与电网频率50Hz作差，得到频率差值Δf；Δf为三相电力参数测试仪78测试到的电网频率信号f与50Hz进行计算可得：Δf＝f-50；Δf超出死区±Δe，本实施例中Δe＝0.033Hz；步骤S42，经过转换系数K0将频率差值Δf值转换为功率指令，机组当前功率指令PS减去该功率指令形成新的功率令P；转换系数K0的计算方式如下：
K0＝λPN/2.5＝λ600/2.5＝240λ；(1)
其中λ为变频凝结水泵调频功率系数，无单位，其值范围0-0.5，根据调频参与度进行设置；PN为火电机组的额定功率，单位MW。
步骤S43，新的功率令P分为两路，第一路新的功率令P立即经控制前馈系数K1转换成调频功率指令信号PC，经过系数K2将调频功率指令信号PC转换为凝结水泵转速指令信号RC，并根据凝结水泵转速指令信号RC控制变频器2调节凝结水泵4的转速；系数K2的计算方式如下：
K2＝RTHA/PTHAC；(2)
其中，RTHA为火电机组THA工况下凝结水泵4的转速，PTHAC为火电机组THA工况下低压缸76抽汽的可发电功率。
依据表1数据式(2)计算得K2＝RTHA/PTHAC＝1200/40＝30；
步骤S44，凝结水泵4的转速调节后，凝结水流量测量装置的测量值改变，将第二路新的功率令P与发电机转子81的功率实时值Pe进行比较，其偏差输入PID环节，PID环节的输出与经控制前馈系数K1转换后的输出信号叠加形成新的调频功率指令信号PC，新的调频功率指令信号PC经过K2转换为新的凝结水泵转速指令信号RC，并根据新的凝结水泵转速指令信号RC控制变频器2重新调节凝结水泵4的转速，直至新的功率令P与发电机转子81的功率实时值Pe的偏差为零。
调频投入后从凝汽器29抽走的凝结水流量实时变化，凝汽器29的液位也相应发生；因此本发明还设置常温水箱82维持凝汽器29的液位在正常范围内，所述常温水箱88通过凝汽器补水旁路管83与凝汽器29连接，所述凝汽器补水旁路管83上设置有凝汽器补水旁路调节阀84，当凝汽器液位仪30测量的凝汽器29的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，调节凝汽器补水旁路调节阀84的开度，由常温水箱88通过凝汽器补水旁路管83向凝汽器29补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd；
所述低压加热器进水凝结水母管8通过凝汽器凝结水回收管90与常温水箱88连接，所述凝汽器凝结水回收管90上设置有凝汽器凝结水回收调节阀91，当凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，开启凝汽器凝结水回收调节阀91，凝汽器29的凝结水通过凝汽器凝结水回收管90进入常温水箱88，至凝汽器液位仪30测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，控制凝汽器凝结水回收调节阀91关闭。其中，凝汽器凝结水回收管90与低压加热器进水凝结水母管8连接处在轴封加热器7与流量测量装置之间，并在除氧器水位调节阀12之前。常温水箱88设置有常温水箱液位仪89和化水调节阀82，常温水箱88的凝结水来自化水车间，当常温水箱液位仪89测量的液位值低于设置的常温水箱液位的下限值时，通过开启化水调节阀82进行补充。
所述常温水箱88还通过凝汽器补水主管87与凝汽器29连接，所述凝汽器补水主管87上设置有凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86；当凝汽器液位仪30测量的凝汽器29的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且控制凝汽器补水旁路调节阀84全开也不能在设定时间30秒内提升凝汽器29的液位时，则控制开启凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86，同时全关凝汽器补水旁路调节阀84，所述述常温水箱88通过凝汽器补水主管87向凝汽器29补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，控制停止凝汽器补水泵86运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀85。
调频投入后通过第Ⅰ低压加热器41、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅳ低压加热器18的凝结水流量实时发生变化，导致进入除氧器58的凝结水流量相应发生变化，因此本发明还设置高温水箱52维持除氧器58的液位在正常范围内，所述中压缸74通过中压缸排汽抽汽母管50、高温水箱进汽管53与高温水箱52的汽侧连接；所述高温水箱52的水侧通过除氧器补水旁路管55与除氧器58的水侧连接，所述除氧器补水旁路管55上设置有除氧器补水旁路调节阀56；当除氧器液位仪48的测量值低于除氧器液位下限值Lcd时，开启除氧器补水旁路调节阀56，所述高温水箱52通过除氧器补水旁路管55向除氧器58补充高温工质水，直至除氧器液位仪48的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制除氧器补水旁路调节阀56关闭；
所述除氧器58通过给水泵前置泵入口管49与给水泵前置泵60连接，所述给水泵前置泵60的出水口通过除氧器工质回收管43与高温水箱52连接，所述除氧器工质回收管43上设置有除氧器工质回收调节阀42，当除氧器液位仪48的测量值高于除氧器液位上限值Lcg时，控制给水泵前置泵60、除氧器工质回收调节阀42开启，除氧器58的工质通过除氧器工质回收管43进入高温水箱52，直至除氧器液位仪48的测量值低于除氧器液位上限值Lcg，则控制给水泵前置泵60、除氧器工质回收调节阀42关闭。高温水箱52的工质水与通过开启高温水箱进汽调节阀54流经高温水箱进汽管53的蒸汽进行混合加热提升温度，高温水箱进汽管53进汽端则与中压缸排汽抽汽母管50相连接，中压缸排汽抽汽母管50与中压缸74最末一级叶片排汽抽汽口相连接，中压缸排汽抽汽母管50上安装在中压缸排汽抽汽管逆止阀51。
所述高温水箱52还通过除氧器补水主管46与除氧器58连接，所述除氧器补水主管46上设置有除氧器补水泵45、除氧器补水泵出口电动截止阀47；当除氧器液位仪48的测量值低于除氧器液位下限值Lcd且全开除氧器补水旁路调节阀56向除氧器58补充高温工质水仍不能在设定时间内提升除氧器58的液位，则控制开启除氧器补水泵45、除氧器补水泵出口电动截止阀47，同时关闭除氧器补水旁路调节阀56，高温水箱52通过除氧器补水主管46向除氧器58补充高温工质水，直至除氧器液位仪48的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制停止除氧器补水泵45运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀47。
高温水箱52设置有高温水箱液位仪44，当高温水箱液位仪44的测量值低于设定的下限值时，数据采集与控制装置93控制给水泵前置泵60、除氧器工质回收调节阀42开启，除氧器58的工质通过除氧器工质回收管43进入高温水箱52，直至高温水箱液位仪44的测量值大于设定的下限值。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本申请所提供的实施例中，应该理解到，单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元可结合为一个单元，一个单元可拆分为多个单元，或一些特征可以忽略等。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。

Claims (8)

1.火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，所述火电机组包括锅炉(66)、高压缸(72)、中压缸(74)、低压缸(76)、凝汽器(29)、低压加热器、除氧器(58)；其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1，将凝汽器(29)通过凝结水泵进水母管(1)与凝结水泵(4)连接，将凝结水泵(4)通过凝结水泵出水母管(6)与轴封加热器(7)连接，将轴封加热器(7)通过低压加热器进水凝结水母管(8)与低压加热器连接，在低压加热器进水凝结水母管(8)上设置凝结水流量测量装置；将变频器(2)通过电缆与凝结水泵电机(3)相连接，凝结水泵电机(3)与凝结水泵(4)通过同心轴刚性连接；
步骤S2，实时采集发电机转子(81)输出的电压和电流，并通过采集的电压信号和电流信号得到发电机转子(81)的输出功率和频率；
步骤S3：根据发电机转子(81)的输出功率确定是否投入凝结水泵调频，若是确定投入凝结水泵调频，则转入步骤S4，否则转步骤S2继续实时采集发电机转子(81)输出的电压和电流；
步骤S4，根据凝结水流量测量装置测量的进入低压加热器的凝结水流量控制变频器(2)来调节凝结水泵(4)的转速，进而调节进入低压加热器的凝结水流量，以便调节低压加热器从低压缸的抽气量，进而使得火电机组输出的机械功率变化，从而实现火电机组参与电网频率调节。
2.根据权利要求1所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，所述步骤S4具体包括以下步骤：
步骤S41，将采集到的发电机转子(81)的输出频率f与电网频率50Hz作差，得到频率差值Δf；
步骤S42，经过转换系数K0将频率差值Δf值转换为功率指令，机组当前功率指令PS减去该功率指令形成新的功率令P；
步骤S43，新的功率令P分为两路，第一路新的功率令P立即经控制前馈系数K1转换成调频功率指令信号PC，经过系数K2将调频功率指令信号PC转换为凝结水泵转速指令信号RC，并根据凝结水泵转速指令信号RC控制变频器(2)调节凝结水泵(4)的转速；
步骤S44，凝结水泵(4)的转速调节后，凝结水流量测量装置的测量值改变，将第二路新的功率令P与发电机转子(81)的功率实时值Pe进行比较，其偏差输入PID环节，PID环节的输出与经控制前馈系数K1转换后的输出信号叠加形成新的调频功率指令信号PC，新的调频功率指令信号PC经过K2转换为新的凝结水泵转速指令信号RC，并根据新的凝结水泵转速指令信号RC控制变频器(2)重新调节凝结水泵(4)的转速，直至新的功率令P与发电机转子(81)的功率实时值Pe的偏差为零。
3.根据权利要求2所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，所述转换系数K0的计算方式如下：
K0＝λPN/2.5；
其中λ为变频凝结水泵调频功率系数，无单位，其值范围0-0.5，根据调频参与度进行设置；PN为火电机组的额定功率，单位MW。
4.根据权利要求2所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，所述系数K2的计算方式如下：
K2＝RTHA/PTHAC；
其中，RTHA为火电机组THA工况下凝结水泵(4)的转速，PTHAC为火电机组THA工况下低压缸(76)抽汽的可发电功率。
5.根据权利要求1所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，还设置常温水箱(82)维持凝汽器(29)的液位在正常范围内，所述常温水箱(88)通过凝汽器补水旁路管(83)与凝汽器(29)连接，所述凝汽器补水旁路管(83)上设置有凝汽器补水旁路调节阀(84)，当凝汽器液位仪(30)测量的凝汽器(29)的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，调节凝汽器补水旁路调节阀(84)的开度，由常温水箱(88)通过凝汽器补水旁路管(83)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd；
所述低压加热器进水凝结水母管(8)通过凝汽器凝结水回收管(90)与常温水箱(88)连接，所述凝汽器凝结水回收管(90)上设置有凝汽器凝结水回收调节阀(91)，当凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，开启凝汽器凝结水回收调节阀(91)，凝汽器(29)的凝结水通过凝汽器凝结水回收管(90)进入常温水箱(88)，至凝汽器液位仪(30)测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，控制凝汽器凝结水回收调节阀(91)关闭。
6.根据权利要求5所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，所述常温水箱(88)还通过凝汽器补水主管(87)与凝汽器(29)连接，所述凝汽器补水主管(87)上设置有凝汽器补水泵出口电动阀(85)、凝汽器补水泵(86)；
当凝汽器液位仪(30)测量的凝汽器(29)的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且控制凝汽器补水旁路调节阀(84)全开也不能在设定时间内提升凝汽器(29)的液位时，则控制开启凝汽器补水泵出口电动阀(85)、凝汽器补水泵(86)，同时全关凝汽器补水旁路调节阀(84)，所述常温水箱(88)通过凝汽器补水主管(87)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，控制停止凝汽器补水泵(86)运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀(85)。
7.根据权利要求1所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，还设置高温水箱(52)维持除氧器(58)的液位在正常范围内，所述高温水箱(52)的水侧通过除氧器补水旁路管(55)与除氧器(58)的水侧连接，所述除氧器补水旁路管(55)上设置有除氧器补水旁路调节阀(56)；当除氧器液位仪(48)的测量值低于除氧器液位下限值Lcd时，开启除氧器补水旁路调节阀(56)，所述高温水箱(52)通过除氧器补水旁路管(55)向除氧器(58)补充高温工质水，直至除氧器液位仪(48)的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制除氧器补水旁路调节阀(56)关闭；
所述除氧器(58)通过给水泵前置泵入口管(49)与给水泵前置泵(60)连接，所述给水泵前置泵(60)的出水口通过除氧器工质回收管(43)与高温水箱(52)连接，所述除氧器工质回收管(43)上设置有除氧器工质回收调节阀(42)，当除氧器液位仪(48)的测量值高于除氧器液位上限值Lcg时，控制给水泵前置泵(60)、除氧器工质回收调节阀(42)开启，除氧器(58)的工质通过除氧器工质回收管(43)进入高温水箱(52)，直至除氧器液位仪(48)的测量值低于除氧器液位上限值Lcg，则控制给水泵前置泵(60)、除氧器工质回收调节阀(42)关闭。
8.根据权利要求7所述的火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法，其特征在于，所述高温水箱(52)还通过除氧器补水主管(46)与除氧器(58)连接，所述除氧器补水主管(46)上设置有除氧器补水泵(45)、除氧器补水泵出口电动截止阀(47)；当除氧器液位仪(48)的测量值低于除氧器液位下限值Lcd且全开除氧器补水旁路调节阀(56)向除氧器(58)补充高温工质水仍不能在设定时间内提升除氧器(58)的液位，则控制开启除氧器补水泵(45)、除氧器补水泵出口电动截止阀(47)，同时关闭除氧器补水旁路调节阀(56)，高温水箱(52)通过除氧器补水主管(46)向除氧器(58)补充高温工质水，直至除氧器液位仪(48)的测量值高于除氧器液位下限值Lcd后控制停止除氧器补水泵(45)运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀(47)。
CN202210878753.7A 2022-07-25 2022-07-25 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法 Active CN115324675B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210878753.7A CN115324675B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210878753.7A CN115324675B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115324675A CN115324675A (zh) 2022-11-11
CN115324675B true CN115324675B (zh) 2024-06-14

Family

ID=83919861

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210878753.7A Active CN115324675B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115324675B (zh)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102629131A (zh) * 2012-04-18 2012-08-08 国电科学技术研究院 一种脉冲方式调整凝结水流量参与调频的协调控制方法
CN107024914A (zh) * 2017-06-16 2017-08-08 国网河南省电力公司电力科学研究院 火电机组凝结水节流参与一次调频控制系统及运行方法

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3304292A1 (de) * 1982-10-11 1984-04-12 Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim Verfahren und vorrichtung zum ausregeln von netzfrequenzeinbruechen bei einem gleitdruckbetriebenen dampfkraftwerkblock
SU1291704A1 (ru) * 1985-07-22 1987-02-23 Северо-Западное Отделение Всесоюзного Государственного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института "Внипиэнергопром" Теплофикационна паротурбинна установка
JP2009204255A (ja) * 2008-02-28 2009-09-10 Hitachi-Ge Nuclear Energy Ltd 蒸気発生器の給水装置
JP5350076B2 (ja) * 2009-05-26 2013-11-27 株式会社日立製作所 発電プラント復水系統の制御装置
JP5450132B2 (ja) * 2010-01-29 2014-03-26 中国電力株式会社 発電設備の運転方法
EP2660511B1 (en) * 2010-12-27 2019-05-15 Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. Condensate flow rate control device for power-plant, and control method
JP6082620B2 (ja) * 2013-02-18 2017-02-15 株式会社日本サーモエナー ボイラの供給水量制御システムおよび供給水量制御方法
CN107905852B (zh) * 2017-11-02 2021-06-29 国网安徽省电力有限公司电力科学研究院 一种火电机组宽负荷凝结水节流调频的方法
CN109812796B (zh) * 2019-03-13 2020-06-02 西安交通大学 参与一次调频的太阳能辅助燃煤发电系统及其控制方法
CN110011330B (zh) * 2019-03-13 2020-05-15 西安交通大学 基于燃煤机组热力系统蓄*修正的一次调频优化控制方法
CN110454769B (zh) * 2019-08-23 2020-11-13 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种大型发电机组高背压汽动给水泵控制系统与控制方法
CN212563353U (zh) * 2020-05-20 2021-02-19 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院 一种节能型改变低加蓄热的一次调频控制装置
CN112240540A (zh) * 2020-10-27 2021-01-19 西安热工研究院有限公司 基于液态压缩空气储能的火电机组调峰调频系统及方法
CN214501195U (zh) * 2020-11-26 2021-10-26 杭州众工电力科技有限公司 一种百万千瓦超超临界机组凝结水辅助调频系统
CN112761746A (zh) * 2021-01-28 2021-05-07 西安热工研究院有限公司 一种基于低压加热器水侧分流方式的辅助调频系统及方法
CN114400681A (zh) * 2021-12-09 2022-04-26 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种汽轮机抽汽参与电网频率调节的系统

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102629131A (zh) * 2012-04-18 2012-08-08 国电科学技术研究院 一种脉冲方式调整凝结水流量参与调频的协调控制方法
CN107024914A (zh) * 2017-06-16 2017-08-08 国网河南省电力公司电力科学研究院 火电机组凝结水节流参与一次调频控制系统及运行方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN115324675A (zh) 2022-11-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100735072B1 (ko) 전력 발전 설비 및 담수화 설비가 조합된 플랜트 및 이의동작 방법
CN110792482A (zh) 一种超超临界二次再热机组参与电网一次调频的控制系统及方法
CN111255529B (zh) 供热切缸机组运行时快速响应自动发电控制系统及方法
CN114400681A (zh) 一种汽轮机抽汽参与电网频率调节的系统
CN114396327B (zh) 一种汽轮机抽汽调节电网频率的方法
CN209978005U (zh) 用于二次再热机组的一次调频控制系统
CN114687805B (zh) 一种透平冷却及天然气加热一体的燃气轮机系统
CN111058902A (zh) 一种基于工业汽机异步发电的节能系统和节能控制方法
CN100561043C (zh) 一种锅炉给水流量控制及压力补偿系统
CN111412453B (zh) 蓄热调峰系统储热放热工况下的功率控制方法
CN112761746A (zh) 一种基于低压加热器水侧分流方式的辅助调频系统及方法
CN112596394A (zh) 热电联产机组电、热负荷调节的协调控制方法及系统
CN114439559B (zh) 一种汽轮机发电机组凝汽式与高背压相互切换的供热方法
CN106246251B (zh) 联合循环热电联供系统及其高排抽汽控制方法
CN116667383A (zh) 一种热泵与低加耦合的火电机组调频系统及方法
CN209780978U (zh) 一种汽轮机组的抽汽供热系统
CN115324675B (zh) 火电机组基于变频凝结水泵调节电网频率的控制方法
CN115324674B (zh) 一种火电机组变频凝结水泵参与电网频率调节的系统
CN112483425B (zh) 一种定速给水泵调压装置及运行方法
CN114483214B (zh) 一种凝汽式与高背压相互切换的供热系统
CN113606001B (zh) 一种600mw超临界机组旁路系统及其旁路温度控制方法
CN115341969B (zh) 一种提升热电联产电厂整体灵活性和经济性的系统和方法
CN117588273A (zh) 一种通过发电机调速的核电汽动给水泵系统及验证方法
CN115324673B (zh) 一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法
CN113087055B (zh) 低温多效海水淡化装置多点抽真空系统及多点抽真空方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant