文章介紹了上海吳涇第二發電有限責任公司#2機組技術改造中采用凝結水泵變頻調速的節能措施，闡述熱工對除氧器水位的控制方式和調試以及節能情況的預測。
1、概述
目前上海吳涇第二發電有限責任公司總裝機容量為2×600MW機組，分別于2000年7月和2001年5月投入商業運行。
①汽輪機主要技術參數：
型號: N600-16.7/538/538
型式：單軸，四缸，四排汽，一次中間再熱凝汽式汽輪機
額定工況設計參數
額定功率：600MW
主汽門前蒸汽壓力：16.67MPa
主汽門前蒸汽溫度：538℃
再熱汽門前蒸汽壓力：3.234MPa
再熱汽門前蒸汽溫度：538℃
冷卻水溫：20℃
排汽壓力：4.9kPa
回熱級數：8級(三高、四低 、一除氧)
給水泵驅動方式：小汽輪機(2×50%)
低壓末級葉片高度：905mm
轉速：3000r/min
給水溫度：274.1℃
典型工況蒸汽流量：1801.449t/h
典型工況凈熱耗率：7862kJ/kWh
冷卻方式：全氫冷
②鍋爐主要技術參數
鍋爐最大蒸發量：2008t/h
鍋爐額定蒸發量：1784t/h
額定工況設計參數
過熱蒸汽出口壓力：17.3MPa
過熱蒸汽出口溫度：541℃
再熱蒸汽進口壓力：3.38MPa
再熱蒸汽出口壓力：3.20MPa
再熱蒸汽進口溫度：314℃
再熱蒸汽出口溫度：541℃
給水溫度：269℃
近年來通過多種方式及渠道開展節能降耗工作，上海吳涇第二發電有限責任公司機組的供電煤耗得到了較大幅度的降低。2003年供電煤耗335克/kWh，2005年供電煤耗下降至330克/kWh，取得了比較顯著的經濟效益。隨著電網中大機組相繼投產，機組的負荷率呈下降趨勢，機組在低負荷運行時間加長。如不采取進一步措施，機組的供電煤耗、廠用電率將隨負荷率的降低而升高。
在火力發電廠中，各類泵和風機的用電量約占發電廠自用電量的85%。凝結泵是汽輪機熱力系統中的主要輔機設備之一，它的作用是把凝汽器中的凝結水打入低壓加熱器加熱后送入除氧器內。由于凝結泵采用定速運行，出口流量只能由控制閥門調節，節流損失大、出口壓力高、管損嚴重、系統效率低，且經常發生泄漏，造成能源浪費，而且由于控制閥門為電動機械調整結構，線性度不好、調節品質差、自動投入率低；頻繁的開關調節，容易出現各種故障，使現場維護量增加，造成各種資源的浪費。我公司凝結水泵目前采用改變出口水位調整閥開度來實現凝汽器水位節流調節運行方式，凝泵電機在設計時就有一定余量，隨著今后機組低負荷運行工況增加，凝泵出口水位調閥將存在較大的節流損失。因此，凝泵還存在比較大的節電空間。
水泵變頻調速調節與節流調節能耗比較
由流體力學理論可知，流體流量與泵或風機的轉速一次方成正比，泵或風機的轉矩以及壓頭與轉速二次訪成正比，而其功率則與轉速的三次方成正比。從理論上分析，當流量由100%降至50%時，轉速可從100%降至50%，此時壓頭降低至25%，而電機的軸功率則可降低至12.5%。
異步電動機的轉速特性是：n=60f(1-s)/p。式中f為電源頻率；s為轉差率；p為電機級對數。
可以看出，異步電動機的轉速n與f、s和p有關。變頻裝置通過改變電源頻率f來調節電動機轉速，不存在滑差和節流作用等帶來的能耗損失，而電機的能耗隨轉速的降低以三次方的速率下降，因此變頻的節電效果明顯優于節流調節。
泵的性能特性關系式是：P=QH/(1000η)。式中P為軸功率；Q為流量；H為出口壓力；η為總效率。
閥門控制流量時泵的出口壓力與流量的關系曲線如圖1所示。
圖1 凝結水泵出口壓力與流量的關系
當水泵采用關出口閥門的節流調節時，受其節流作用時，泵后管網的流動阻力增加，泵的工作點沿恒轉速曲線BD的A點(流量為100%的額定工況點)上升到B點(流量為70%的工況點)，泵的出口壓力升高，流量減少。同時泵的工作效率沿曲線Y1從最高點下降到M點，總效率η從0.98降至0.80。通過計算，能耗減少約5%，耗電量減少不多而效率下降較大。當采用變頻技術調節流量時(以流量從100%降至70%工況為例)，由于泵的出口閥門處于全開，只改變泵轉速而不改變泵后管網阻力，當泵的轉速降低時，泵的工作點從A點沿恒管網阻力AF下降到C點，即泵的流量減少，出口壓力降低，同時由于效率曲線隨轉速的變化從Y1移到Y2，泵始終工作在最大效率附近，總效率基本保持不變。通過計算，能耗降低60%(其節省的能耗如圖1陰影部分)。通過上述的比較分析可以看出，水泵采用高壓變頻調速節約的電能大大優于節流調節。在火力發電廠中應用比較成熟的高壓變頻調速技術，可達到明顯的凝泵節電效果。
高壓變頻調速裝置為6kV、10kV等級的電壓源型高壓變頻調速裝置，調頻范圍5Hz-60Hz，采用功率單元串接實現多電平輸出(完美無諧波)，容量范圍從200kVA至9600kVA，無輸出變壓器，不需要濾波裝置，對電動機無特殊要求。具有運行穩定、輸出波形好、輸入電流諧波含量低及效率高等特點。基于此變頻裝置具有上述特點，為節約廠用電、降低發電成本，上海吳涇第二發電有限責任公司決定在本次2＃機組小修時把2＃機凝泵A改成變頻泵。由于需要對凝泵和變頻器實現遠控運行，所以需要在DCS中改變原控制方式與邏輯。本次控制邏輯的修改由我公司檢修部熱控專業自行完成。
2、熱控DCS控制系統控制策略
2.1 凝結水系統組成和技術要求
本機組配有二臺互為備用的凝泵，單臺凝泵能滿足機組滿負荷的運行要求，原系統由大小二個并聯的調節閥調節凝結水流量，維持除氧器水位(如圖2)。本項目對其中一臺凝泵進行了變頻改造，改造后可以通過變頻器改變凝泵的轉速來調節凝結水流量，維持除氧器水位，由于凝泵的轉速比原來定速運行時低，其功率下降，凝泵有顯著的節能效果。凝泵變頻改造后，同樣的凝結水流量下，不同凝結水調節閥開度，將有不同的凝泵轉速與之對應，同時凝結水的母管壓力也會隨之變化，凝結水調節閥開度增大，為維持同樣的凝結水流量凝泵轉速下降，凝結水的母管壓力也下降；反之凝結水調節閥開度減小，凝泵轉速會上升，凝結水的母管壓力也上升。
圖2 凝結水和除氧器水系統構成
2.2 變頻凝泵的結水控制方案
針對凝泵變頻改造的凝結水控制系統進行了研究，提出在變頻凝泵調節除氧器水位時，由凝結水調節閥輔助控制凝結水母管壓力的控制方案，保證凝結水的給泵密封水等其他用戶正常運行，實現保證機組安全運行下，變頻凝泵調節除氧器水位的節能目標。
從節能的角度，凝結水調節閥應盡量開大，這樣凝結水系統節流損失最小，凝泵的電耗最低，但凝結水調節閥開度過大，凝結水母管壓力會過低，造成給泵密封水等的流量不夠，尤其在低負荷段。改進后的凝結水控制系統由變頻凝泵自動調節除氧器水位，由凝結水調節閥自動把凝結水母管壓力控制在安全的范圍內。當機組負荷下降時，凝泵轉速跟隨機組負荷下降，凝結水流量和母管壓力也會下降，此時控制系統關小凝結水調節閥，使凝結水母管壓力回升到安全的范圍；當機組負荷上升時，凝泵轉速跟隨機組負荷上升，凝結水流量和母管壓力也會上升，此時控制系統開大凝結水調節閥，使凝結水母管壓力回降到經濟的范圍；當機組負荷升到一定值以上時，凝結水調節閥將處于開足狀態。
在#2機組檢修完成后，進行了凝泵變頻改造后的第一次摸底試驗，本次試驗目的是初步檢驗變頻器的實際運行情況，檢測變頻凝泵不同轉速的運行狀態，凝結水系統的流量、壓力變化。從試驗結果來看變頻器能正常運行，有較好的凝泵轉速調節性能；凝泵在各轉速下能正常運行，凝泵振動、軸承溫度、電機線圈溫度等參數正常，凝泵各轉速下的振動數據見機務專業的記錄；70MW和220MW二個負荷段不同轉速下的運行參數見表1。
表1 變頻器第一次運行記錄
2.3 凝結水調節閥的母管壓力控制和調試
初步設置了凝結水母管壓力高/低的開/關設定值和開/關凝結水調節閥的速率，并經過功能試驗確認控制系統的功能正確，然后對控制系統的參數進行了變負荷調整試驗。經過初期的試驗，母管壓力高開凝結水調節閥的設定值為1.74MPa；母管壓力低關凝結水調節閥的設定值為1.70MPa，凝結水調節閥開關速率設置為0.06%/S。
凝結水調節閥自動控制凝結水母管壓力的過程如圖4，加負荷時，調節系統增加凝泵轉速，凝結水流量和母管壓力上升，當凝結水母管壓力高于1.74MPa(A線)時，凝結水調節閥自動開大，使凝結水母管壓力回降到1.74MPa以下。減負荷時，調節系統降低凝泵轉速，凝結水流量和母管壓力下降，當凝結水母管壓力低于1.70MPa(B線)時，凝結水調節閥自動關小，使凝結水母管壓力回到1.70MPa以上。
凝結水調節閥開關速率過慢，凝結水母管壓力會超出目標值偏大，凝結水調節閥開關速率過快，容易引起凝結水調節閥開關來回動作，出現系統振蕩的情況。凝結水母管壓力高低差值設置大，控制精度較低，凝結水母管壓力高低差值設置過小，同樣會引起凝結水調節閥開關來回動作，出現系統振蕩的情況。另外在調試中發現，凝結水調節閥有較大的非線性情況，凝結水調節閥在指令70%以上，基本上沒有節流作用；閥門指令在10%以下，其流量特性較陡，低負荷時出現系統振蕩的情況，可見凝結水調節閥開關速率不應是一個常數，凝結水母管壓力控制范圍也要適當。
2.4 變頻凝泵的除氧器水位調節系統調試
變頻凝泵的除氧器水位調節系統與原來凝結水調節閥的除氧器水位調節系統基本相同，仍采用單沖量的調節方式，而不用由除氧器水位、給水流量、凝結水流量組成的三沖量調節方式。三沖量調節方式的除氧器水位調節品質要比單沖量好，但除氧器水位的控制要求并不高，另外采用三沖量調節方式，在AGC頻繁變負荷的工況下，給水流量頻繁變化，造成變頻凝泵轉速也頻繁變化，不利凝泵的運行和凝結水系統的穩定。而單沖量調節方式下，除氧器的大水箱對給水的頻繁變化有很好的緩沖作用，能有效地降低變頻凝泵轉速變化的頻度。
變頻凝泵的除氧器水位調節系統試投前我們對系統進行了詳細的確認，初設了有關參數，變頻器轉速指令的低限設置為70%(36.5Hz)，凝結水母管壓力低，切變頻凝泵手動的定值設置為1.67MPa。第一次投入變頻凝泵自動時，凝結水調節閥手動方式，確診系統的調節功能正確。
在確認變頻凝泵的除氧器水位調節系統和凝結水調節閥壓力控制系統的功能正確后，上海吳涇第二發電有限責任公司投入了變頻凝泵和凝結水調節閥自動，此時變頻凝泵調節除氧器水位，凝結水調節閥輔助控制凝結水母管壓力。上海吳涇第二發電有限責任公司進行了高中低三個負荷段的變負荷調整試驗，由于除氧器水位控制要求較低，所以整定調節系統的PID參數時以穩定性為主。通過調整試驗，使系統有較好穩定性的前提下，除氧器水位的動態偏差較小。如圖3、圖4、圖5和圖6分別是高、中、低負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線，從中可以看到，在負荷下降過程中，除氧器水位因給水流量下降而上升，調節系統根據除氧器水位變化情況降低凝泵的轉速，凝結水流量和母管壓力下降，當凝結水母管壓力下降至1.70MPa，凝結水調節閥關小，使除氧器水位恢復，凝結水母管壓力回升到1.70MPa以上；在負荷增加過程中，除氧器水位因給水流量上升而下降，調節系統根據除氧器水位變化情況增加凝泵的轉速，凝結水流量和母管壓力上升，當凝結水母管壓力上升至1.74MPa，凝結水調節閥開大，使除氧器水位恢復，凝結水母管壓力回降到1.74MPa以下(或最低)。
如圖3是500MW至600MW高負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線，當負荷增加到530MW以上時，凝結水調節閥因凝結水母管壓力始終高于1.74MPa而開足。圖3是調試初期的調節情況，除氧器水位變化在-270～-220mm之間，動態偏差偏大，經過調整有關參數，系統達到較好的調節品質，高負荷段整定到的PID參數是：Kp=9，ki=0.5。
圖3 600MW-500MW高負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線
如圖4是320MW至420MW中負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線，經過調整有關參數，系統達到較好的調節品質，除氧器水位變化在-256～-235mm之間，動態偏差較小，中負荷段整定到的PID參數是：Kp=6，ki=0.4。
圖4 320MW-420MW中負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線
如圖5和圖6是250MW至300MW低負荷段凝結水系統變負荷調整試驗曲線，經過調整有關參數，系統達到較好的調節品質，除氧器水位變化在-255～-245mm之間，動態偏差較小，低負荷段整定到的PID參數是：Kp=3，ki=0.3。
圖5 250MW→300MW低負荷段凝結水系統加負荷調整試驗曲線
圖6 310MW→260MW低負荷段凝結水系統減負荷調整試驗曲線
2.5 凝結水系統調節投運分析
在調試中發現，凝結水調節閥在指令70%以上，基本上沒有節流作用，如果高負荷時閥門處于開足狀態，在大幅度減負荷過程中，當凝結水母管壓力下降至1.70MPa時，凝結水調節閥開始關小，由于調節閥指令從100%關到70%，其節流基本不變，造成凝結水母管壓力大幅度下降，所以目前閥門指令的高限值設置為70%。
低負荷時閥門指令在10%以下，其流量特性較陡，出現凝結水母管壓力下降至1.70MPa凝結水調節閥關小時，壓力回升高過1.74MPa而開閥，開閥后壓力下降又低于1.70MPa而關閥，造成凝結水調節閥來回開關動作，凝結水流量和壓力較大的波動，出現系統振蕩的情況。
從變頻凝泵的除氧器水位調節系統的整定結果來看，高中低負荷段的PID參數相差很大，說明變速凝泵的流量特性也有較大非線性，其流量特性隨著轉速降低而變陡。可見變頻凝泵的除氧器水位調節系統在整個負荷段采用一種調節參數難以滿足凝結水的控制要求，目前系統沒有變參數功能，為了防止低負荷段系統振蕩，只能降低系統的調節作用，PID參數暫定為：Kp=3.5，ki=0.8。
降低凝結水母管壓力能降低凝泵的電耗，系統投運的初期，為了確保機組的安全，凝結水母管壓力的目標值設置較高，在保證機組安全運行的前提下，應逐步降低凝結水母管壓力，目前凝結水母管壓力高，開凝結水調節閥的設定值為1.70MPa；凝結水母管壓力低關凝結水調節閥的設定值為1.67MPa，凝結水調節閥開關速率設置為0.06%/S。
3、凝結水控制系統存在問題的調整和改進
在調整試驗期間和實際運行中，凝結水控制系統還存在著一些問題，主要是凝結水調節閥和凝泵的流量特性存在較大的非線性，為此需要對控制系統進行相應的改進，并修改控制系統的組態，準備機組檢修時進行程序下裝。主要改進如下：
3.1 凝結水調節閥的母管壓力控制改進
如上分析，凝結水調節閥的流量特性存在較大的非線性，尤其是指令10%以下，其流量特性較陡，為此開/關凝結水調節閥的速率將在不同負荷下變化，低負荷時降低開/關凝結水調節閥的速率。另外，開/關凝結水調節閥的速率將根據凝結水母管壓力變化速度與其定值的偏差智能變化，提高凝結水母管壓力控制品質，避免凝結水調節閥開關來回動作造成系統振蕩的情況。
3.2 變頻凝泵的除氧器水位調節系統改進
根據變頻凝泵的除氧器水位調節系統調整試驗結果，高中低負荷段的PID參數相差很大，所以需要設計變參數調節功能，實現變頻凝泵的除氧器水位調節系統PID的變參數調節，Kp和ki將隨負荷變化，使各段負荷都有較好的調節品質。
3.3 凝結水母管壓力的目標值改進
控制合適凝結水母管壓力，是實現保證機組安全下使凝泵電耗接近最低目標的關鍵，考慮到最佳的凝結水母管壓力目標值可能是一個變量，它可能與負荷或除氧器壓力有關，所以將增加凝結水母管壓力目標值隨負荷或除氧器壓力變化的功能，為將來凝結水母管變壓運行創造條件。
4、結論
2#機組技術改造中采用凝結水泵變頻調速的節能措施，目前設備運行情況良好，高壓變頻器運行穩定，除氧器水位控制3沖量、單沖量自動切換，負荷在240MW-600MW范圍均控制良好，受到運行人員的好評，同時廠用電得到了明顯的下降。通過改造后變頻器頻率基本投用在40Hz-50Hz之間，在保證機組安全運行前提下，經中試所性能試驗后，熱控專業改變了原來的設置參數，使系統調試后凝泵變頻方式投用運行的最小電流為79A、最大電流110A。如果凝泵按此工作電流長期運行，可以節約電量62A×√3×6.3kV×0.8×6400h小時(凝泵工頻運行電流156A、假設功率因數為0.8、機組全年運行時間6400小時)約346萬kW, 可以產生經濟效益346萬kW*0.3元=104萬元。因此運行電流的下降、功率的降低是可以體會到的，節能效果是明顯的。基本上兩年可以收回投資。
作者：上海吳涇第二發電有限責任公司 盧綱、劉鼓忠
