文章介绍了上海吴泾第二发电有限责任公司#2机组技术改造中采用凝结水泵变频调速的节能措施，阐述热工对除氧器水位的控制方式和调试以及节能情况的预测。
1、概述
目前上海吴泾第二发电有限责任公司总装机容量为2×600MW机组，分别于2000年7月和2001年5月投入商业运行。
①汽轮机主要技术参数：
型号: N600-16.7/538/538
型式：单轴，四缸，四排汽，一次中间再热凝汽式汽轮机
额定工况设计参数
额定功率：600MW
主汽门前蒸汽压力：16.67MPa
主汽门前蒸汽温度：538℃
再热汽门前蒸汽压力：3.234MPa
再热汽门前蒸汽温度：538℃
冷却水温：20℃
排汽压力：4.9kPa
回热级数：8级(三高、四低 、一除氧)
给水泵驱动方式：小汽轮机(2×50%)
低压末级叶片高度：905mm
转速：3000r/min
给水温度：274.1℃
典型工况蒸汽流量：1801.449t/h
典型工况净热耗率：7862kJ/kWh
冷却方式：全氢冷
②锅炉主要技术参数
锅炉最大蒸发量：2008t/h
锅炉额定蒸发量：1784t/h
额定工况设计参数
过热蒸汽出口压力：17.3MPa
过热蒸汽出口温度：541℃
再热蒸汽进口压力：3.38MPa
再热蒸汽出口压力：3.20MPa
再热蒸汽进口温度：314℃
再热蒸汽出口温度：541℃
给水温度：269℃
近年来通过多种方式及渠道开展节能降耗工作，上海吴泾第二发电有限责任公司机组的供电煤耗得到了较大幅度的降低。2003年供电煤耗335克/kWh，2005年供电煤耗下降至330克/kWh，取得了比较显著的经济效益。随着电网中大机组相继投产，机组的负荷率呈下降趋势，机组在低负荷运行时间加长。如不采取进一步措施，机组的供电煤耗、厂用电率将随负荷率的降低而升高。
在火力发电厂中，各类泵和风机的用电量约占发电厂自用电量的85%。凝结泵是汽轮机热力系统中的主要辅机设备之一，它的作用是把凝汽器中的凝结水打入低压加热器加热后送入除氧器内。由于凝结泵采用定速运行，出口流量只能由控制阀门调节，节流损失大、出口压力高、管损严重、系统效率低，且经常发生泄漏，造成能源浪费，而且由于控制阀门为电动机械调整结构，线性度不好、调节品质差、自动投入率低；频繁的开关调节，容易出现各种故障，使现场维护量增加，造成各种资源的浪费。我公司凝结水泵目前采用改变出口水位调整阀开度来实现凝汽器水位节流调节运行方式，凝泵电机在设计时就有一定余量，随着今后机组低负荷运行工况增加，凝泵出口水位调阀将存在较大的节流损失。因此，凝泵还存在比较大的节电空间。
水泵变频调速调节与节流调节能耗比较
由流体力学理论可知，流体流量与泵或风机的转速一次方成正比，泵或风机的转矩以及压头与转速二次访成正比，而其功率则与转速的三次方成正比。从理论上分析，当流量由100%降至50%时，转速可从100%降至50%，此时压头降低至25%，而电机的轴功率则可降低至12.5%。
异步电动机的转速特性是：n=60f(1-s)/p。式中f为电源频率；s为转差率；p为电机级对数。
可以看出，异步电动机的转速n与f、s和p有关。变频装置通过改变电源频率f来调节电动机转速，不存在滑差和节流作用等带来的能耗损失，而电机的能耗随转速的降低以三次方的速率下降，因此变频的节电效果明显优于节流调节。
泵的性能特性关系式是：P=QH/(1000η)。式中P为轴功率；Q为流量；H为出口压力；η为总效率。
阀门控制流量时泵的出口压力与流量的关系曲线如图1所示。
图1 凝结水泵出口压力与流量的关系
当水泵采用关出口阀门的节流调节时，受其节流作用时，泵后管网的流动阻力增加，泵的工作点沿恒转速曲线BD的A点(流量为100%的额定工况点)上升到B点(流量为70%的工况点)，泵的出口压力升高，流量减少。同时泵的工作效率沿曲线Y1从最高点下降到M点，总效率η从0.98降至0.80。通过计算，能耗减少约5%，耗电量减少不多而效率下降较大。当采用变频技术调节流量时(以流量从100%降至70%工况为例)，由于泵的出口阀门处于全开，只改变泵转速而不改变泵后管网阻力，当泵的转速降低时，泵的工作点从A点沿恒管网阻力AF下降到C点，即泵的流量减少，出口压力降低，同时由于效率曲线随转速的变化从Y1移到Y2，泵始终工作在最大效率附近，总效率基本保持不变。通过计算，能耗降低60%(其节省的能耗如图1阴影部分)。通过上述的比较分析可以看出，水泵采用高压变频调速节约的电能大大优于节流调节。在火力发电厂中应用比较成熟的高压变频调速技术，可达到明显的凝泵节电效果。
高压变频调速装置为6kV、10kV等级的电压源型高压变频调速装置，调频范围5Hz-60Hz，采用功率单元串接实现多电平输出(完美无谐波)，容量范围从200kVA至9600kVA，无输出变压器，不需要滤波装置，对电动机无特殊要求。具有运行稳定、输出波形好、输入电流谐波含量低及效率高等特点。基于此变频装置具有上述特点，为节约厂用电、降低发电成本，上海吴泾第二发电有限责任公司决定在本次2＃机组小修时把2＃机凝泵A改成变频泵。由于需要对凝泵和变频器实现远控运行，所以需要在DCS中改变原控制方式与逻辑。本次控制逻辑的修改由我公司检修部热控专业自行完成。
2、热控DCS控制系统控制策略
2.1 凝结水系统组成和技术要求
本机组配有二台互为备用的凝泵，单台凝泵能满足机组满负荷的运行要求，原系统由大小二个并联的调节阀调节凝结水流量，维持除氧器水位（如图2）。本项目对其中一台凝泵进行了变频改造，改造后可以通过变频器改变凝泵的转速来调节凝结水流量，维持除氧器水位，由于凝泵的转速比原来定速运行时低，其功率下降，凝泵有显著的节能效果。凝泵变频改造后，同样的凝结水流量下，不同凝结水调节阀开度，将有不同的凝泵转速与之对应，同时凝结水的母管压力也会随之变化，凝结水调节阀开度增大，为维持同样的凝结水流量凝泵转速下降，凝结水的母管压力也下降；反之凝结水调节阀开度减小，凝泵转速会上升，凝结水的母管压力也上升。
图2 凝结水和除氧器水系统构成
2.2 变频凝泵的结水控制方案
针对凝泵变频改造的凝结水控制系统进行了研究，提出在变频凝泵调节除氧器水位时，由凝结水调节阀辅助控制凝结水母管压力的控制方案，保证凝结水的给泵密封水等其他用户正常运行，实现保证机组安全运行下，变频凝泵调节除氧器水位的节能目标。
从节能的角度，凝结水调节阀应尽量开大，这样凝结水系统节流损失最小，凝泵的电耗最低，但凝结水调节阀开度过大，凝结水母管压力会过低，造成给泵密封水等的流量不够，尤其在低负荷段。改进后的凝结水控制系统由变频凝泵自动调节除氧器水位，由凝结水调节阀自动把凝结水母管压力控制在安全的范围内。当机组负荷下降时，凝泵转速跟随机组负荷下降，凝结水流量和母管压力也会下降，此时控制系统关小凝结水调节阀，使凝结水母管压力回升到安全的范围；当机组负荷上升时，凝泵转速跟随机组负荷上升，凝结水流量和母管压力也会上升，此时控制系统开大凝结水调节阀，使凝结水母管压力回降到经济的范围；当机组负荷升到一定值以上时，凝结水调节阀将处于开足状态。
在#2机组检修完成后，进行了凝泵变频改造后的第一次摸底试验，本次试验目的是初步检验变频器的实际运行情况，检测变频凝泵不同转速的运行状态，凝结水系统的流量、压力变化。从试验结果来看变频器能正常运行，有较好的凝泵转速调节性能；凝泵在各转速下能正常运行，凝泵振动、轴承温度、电机线圈温度等参数正常，凝泵各转速下的振动数据见机务专业的记录；70MW和220MW二个负荷段不同转速下的运行参数见表1。
表1 变频器第一次运行记录
2.3 凝结水调节阀的母管压力控制和调试
初步设置了凝结水母管压力高/低的开/关设定值和开/关凝结水调节阀的速率，并经过功能试验确认控制系统的功能正确，然后对控制系统的参数进行了变负荷调整试验。经过初期的试验，母管压力高开凝结水调节阀的设定值为1.74MPa；母管压力低关凝结水调节阀的设定值为1.70MPa，凝结水调节阀开关速率设置为0.06%/S。
凝结水调节阀自动控制凝结水母管压力的过程如图4，加负荷时，调节系统增加凝泵转速，凝结水流量和母管压力上升，当凝结水母管压力高于1.74MPa(A线)时，凝结水调节阀自动开大，使凝结水母管压力回降到1.74MPa以下。减负荷时，调节系统降低凝泵转速，凝结水流量和母管压力下降，当凝结水母管压力低于1.70MPa(B线)时，凝结水调节阀自动关小，使凝结水母管压力回到1.70MPa以上。
凝结水调节阀开关速率过慢，凝结水母管压力会超出目标值偏大，凝结水调节阀开关速率过快，容易引起凝结水调节阀开关来回动作，出现系统振荡的情况。凝结水母管压力高低差值设置大，控制精度较低，凝结水母管压力高低差值设置过小，同样会引起凝结水调节阀开关来回动作，出现系统振荡的情况。另外在调试中发现，凝结水调节阀有较大的非线性情况，凝结水调节阀在指令70%以上，基本上没有节流作用；阀门指令在10%以下，其流量特性较陡，低负荷时出现系统振荡的情况，可见凝结水调节阀开关速率不应是一个常数，凝结水母管压力控制范围也要适当。
2.4 变频凝泵的除氧器水位调节系统调试
变频凝泵的除氧器水位调节系统与原来凝结水调节阀的除氧器水位调节系统基本相同，仍采用单冲量的调节方式，而不用由除氧器水位、给水流量、凝结水流量组成的三冲量调节方式。三冲量调节方式的除氧器水位调节品质要比单冲量好，但除氧器水位的控制要求并不高，另外采用三冲量调节方式，在AGC频繁变负荷的工况下，给水流量频繁变化，造成变频凝泵转速也频繁变化，不利凝泵的运行和凝结水系统的稳定。而单冲量调节方式下，除氧器的大水箱对给水的频繁变化有很好的缓冲作用，能有效地降低变频凝泵转速变化的频度。
变频凝泵的除氧器水位调节系统试投前我们对系统进行了详细的确认，初设了有关参数，变频器转速指令的低限设置为70%(36.5Hz)，凝结水母管压力低，切变频凝泵手动的定值设置为1.67MPa。第一次投入变频凝泵自动时，凝结水调节阀手动方式，确诊系统的调节功能正确。
在确认变频凝泵的除氧器水位调节系统和凝结水调节阀压力控制系统的功能正确后，上海吴泾第二发电有限责任公司投入了变频凝泵和凝结水调节阀自动，此时变频凝泵调节除氧器水位，凝结水调节阀辅助控制凝结水母管压力。上海吴泾第二发电有限责任公司进行了高中低三个负荷段的变负荷调整试验，由于除氧器水位控制要求较低，所以整定调节系统的PID参数时以稳定性为主。通过调整试验，使系统有较好稳定性的前提下，除氧器水位的动态偏差较小。如图3、图4、图5和图6分别是高、中、低负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线，从中可以看到，在负荷下降过程中，除氧器水位因给水流量下降而上升，调节系统根据除氧器水位变化情况降低凝泵的转速，凝结水流量和母管压力下降，当凝结水母管压力下降至1.70MPa，凝结水调节阀关小，使除氧器水位恢复，凝结水母管压力回升到1.70MPa以上；在负荷增加过程中，除氧器水位因给水流量上升而下降，调节系统根据除氧器水位变化情况增加凝泵的转速，凝结水流量和母管压力上升，当凝结水母管压力上升至1.74MPa，凝结水调节阀开大，使除氧器水位恢复，凝结水母管压力回降到1.74MPa以下(或最低)。
如图3是500MW至600MW高负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线，当负荷增加到530MW以上时，凝结水调节阀因凝结水母管压力始终高于1.74MPa而开足。图3是调试初期的调节情况，除氧器水位变化在-270～-220mm之间，动态偏差偏大，经过调整有关参数，系统达到较好的调节品质，高负荷段整定到的PID参数是：Kp=9，ki=0.5。
图3 600MW-500MW高负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线
如图4是320MW至420MW中负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线，经过调整有关参数，系统达到较好的调节品质，除氧器水位变化在-256～-235mm之间，动态偏差较小，中负荷段整定到的PID参数是：Kp=6，ki=0.4。
图4 320MW-420MW中负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线
如图5和图6是250MW至300MW低负荷段凝结水系统变负荷调整试验曲线，经过调整有关参数，系统达到较好的调节品质，除氧器水位变化在-255～-245mm之间，动态偏差较小，低负荷段整定到的PID参数是：Kp=3，ki=0.3。
图5 250MW→300MW低负荷段凝结水系统加负荷调整试验曲线
图6 310MW→260MW低负荷段凝结水系统减负荷调整试验曲线
2.5 凝结水系统调节投运分析
在调试中发现，凝结水调节阀在指令70%以上，基本上没有节流作用，如果高负荷时阀门处于开足状态，在大幅度减负荷过程中，当凝结水母管压力下降至1.70MPa时，凝结水调节阀开始关小，由于调节阀指令从100%关到70%，其节流基本不变，造成凝结水母管压力大幅度下降，所以目前阀门指令的高限值设置为70%。
低负荷时阀门指令在10%以下，其流量特性较陡，出现凝结水母管压力下降至1.70MPa凝结水调节阀关小时，压力回升高过1.74MPa而开阀，开阀后压力下降又低于1.70MPa而关阀，造成凝结水调节阀来回开关动作，凝结水流量和压力较大的波动，出现系统振荡的情况。
从变频凝泵的除氧器水位调节系统的整定结果来看，高中低负荷段的PID参数相差很大，说明变速凝泵的流量特性也有较大非线性，其流量特性随着转速降低而变陡。可见变频凝泵的除氧器水位调节系统在整个负荷段采用一种调节参数难以满足凝结水的控制要求，目前系统没有变参数功能，为了防止低负荷段系统振荡，只能降低系统的调节作用，PID参数暂定为：Kp=3.5，ki=0.8。
降低凝结水母管压力能降低凝泵的电耗，系统投运的初期，为了确保机组的安全，凝结水母管压力的目标值设置较高，在保证机组安全运行的前提下，应逐步降低凝结水母管压力，目前凝结水母管压力高，开凝结水调节阀的设定值为1.70MPa；凝结水母管压力低关凝结水调节阀的设定值为1.67MPa，凝结水调节阀开关速率设置为0.06%/S。
3、凝结水控制系统存在问题的调整和改进
在调整试验期间和实际运行中，凝结水控制系统还存在着一些问题，主要是凝结水调节阀和凝泵的流量特性存在较大的非线性，为此需要对控制系统进行相应的改进，并修改控制系统的组态，准备机组检修时进行程序下装。主要改进如下：
3.1 凝结水调节阀的母管压力控制改进
如上分析，凝结水调节阀的流量特性存在较大的非线性，尤其是指令10%以下，其流量特性较陡，为此开/关凝结水调节阀的速率将在不同负荷下变化，低负荷时降低开/关凝结水调节阀的速率。另外，开/关凝结水调节阀的速率将根据凝结水母管压力变化速度与其定值的偏差智能变化，提高凝结水母管压力控制品质，避免凝结水调节阀开关来回动作造成系统振荡的情况。
3.2 变频凝泵的除氧器水位调节系统改进
根据变频凝泵的除氧器水位调节系统调整试验结果，高中低负荷段的PID参数相差很大，所以需要设计变参数调节功能，实现变频凝泵的除氧器水位调节系统PID的变参数调节，Kp和ki将随负荷变化，使各段负荷都有较好的调节品质。
3.3 凝结水母管压力的目标值改进
控制合适凝结水母管压力，是实现保证机组安全下使凝泵电耗接近最低目标的关键，考虑到最佳的凝结水母管压力目标值可能是一个变量，它可能与负荷或除氧器压力有关，所以将增加凝结水母管压力目标值随负荷或除氧器压力变化的功能，为将来凝结水母管变压运行创造条件。
4、结论
2#机组技术改造中采用凝结水泵变频调速的节能措施，目前设备运行情况良好，高压变频器运行稳定，除氧器水位控制3冲量、单冲量自动切换，负荷在240MW-600MW范围均控制良好，受到运行人员的好评，同时厂用电得到了明显的下降。通过改造后变频器频率基本投用在40Hz-50Hz之间，在保证机组安全运行前提下，经中试所性能试验后，热控专业改变了原来的设置参数，使系统调试后凝泵变频方式投用运行的最小电流为79A、最大电流110A。如果凝泵按此工作电流长期运行，可以节约电量62A×√3×6.3kV×0.8×6400h小时(凝泵工频运行电流156A、假设功率因数为0.8、机组全年运行时间6400小时)约346万kW, 可以产生经济效益346万kW*0.3元=104万元。因此运行电流的下降、功率的降低是可以体会到的，节能效果是明显的。基本上两年可以收回投资。
作者：上海吴泾第二发电有限责任公司 卢纲、刘鼓忠