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摘要：分析330MW亚临界燃煤火力发电机组凝结水节流实施方案，优化机组AGC响应初期的负荷调节速率，提高AGC投入率。结果表明，凝结水节流的AGC联合控制逻辑组态采用除氧器上水阀快速控制除氧器水位和机组负荷；凝泵变频略微慢速控制机组负荷，同时控制凝泵出口压力为1.0~1.8MPa。除氧器上水阀和凝泵出口压力的PID控制在DCS中基于现有组态改进后实现。控制逻辑由上位机组态、编译、下载到PLC控制器中，组态参数在上位机中在线调整。实验过程中，变负荷过程共45次，凝结水节流有效投入11次，节流投入率24.4%，制约凝结水节流投入率的主要限制因素为除氧器水位安全的限制。节流投入后，K3指标的性能提升了7.03%。
关键词：燃煤火力发电；凝结水节流；AGC负荷调节；凝泵变频调节；除氧器上水阀
1引言
凝结水节流作为一种利用汽轮机侧回水系统蓄能的辅助变负荷手段，能够暂时有效地提高机组变负荷速率[1-4]。凝结水节流调节过程中，由于各级加热器抽汽量的改变，汽轮机低压缸做功以及凝汽器热负荷都将发生变化，可用以快速提升汽轮机功率[3-6]。
本文拟分析330MW亚临界燃煤火力发电机组凝结水节流实施方案，优化机组AGC响应初期的负荷调节速率，提高AGC投入率。本文的分析有助于了解凝结水节流系统的改造方案，本研究的实施结果有助于机组跨出死区，改善AGC考核K3指标，缓解汽机调门的调节压力，稳定主蒸汽参数控制，平衡锅炉侧能量供给滞后，减少燃料量超调。
2凝结水节流改造方案与实施
以国电东胜热电公司330MW亚临界直接空冷凝汽式发电机组为例，实施凝结水节流改造方案。凝结水节流的AGC联合控制逻辑组态采用除氧器上水阀快速控制除氧器水位和机组负荷；凝泵变频略微慢速控制机组负荷，同时控制凝泵出口压力为1.0~1.8MPa。
图1示出控制系统采用外挂式PLC方式，PLC卡件布置在电子间DPU机柜中，通过COM卡件与DPU通信。通信方式为Modbus485方式，供电方式采用控制柜24V电源。
图1凝结水节流控制方案的硬件实施
图2示出计算在PLC控制器中实现，除氧器上水阀和凝泵出口压力的PID控制在DCS中基于现有组态改进后实现。控制逻辑由上位机组态、编译、下载到PLC控制器中，组态参数在上位机中在线调整，系统手动投切指令在DCS画面中实现。
图2凝结水节流系统投切操作面板
3方案实施的效果分析
图3示出改造后凝结水节流参与AGC变负荷过程的试验结果。在1000秒时，投入凝结水节流系统，进行自动控制，试验持续时间5000秒。期间机组3.3MW（1%额定负荷）以上变负荷过程共45次，凝结水节流有效投入11次，节流投入率24.4%，制约凝结水节流投入的主要限制因素为除氧器水位安全的限制。
试验过程中除氧器水位在1956~2174mm间波动，凝泵出口压力在设定值±0.2MPa范围内波动。考虑到除氧器水位安全，在凝结水节流试验过程中，除氧器水位被限制在除氧器水位允许的调节死区内，导致凝结水节流投入率降低。
除氧器水位波动数值被放宽30mm后，进行第二次对比试验。有效变负荷次数11次，凝结水节流投入8次，投入率达到72.7%。但基于此限制的试验过程中，除氧器水位达到2228mm，超过高一限值，导致除氧器溢流阀开启，无法连续安全投入运行。
4结论
分析亚临界燃煤火力发电机组凝结水节流系统对机组负荷的影响规律，优化AGC响应初期的负荷调节速率，提高AGC投入率。结果表明：
（1）凝结水节流的AGC联合控制逻辑组态采用除氧器上水阀快速控制除氧器水位和机组负荷；凝泵变频略微慢速控制机组负荷，同时控制凝泵出口压力为1.0~1.8MPa。
（2）除氧器上水阀和凝泵出口压力的PID控制在DCS中基于现有组态改进后实现。控制逻辑由上位机组态、编译、下载到PLC控制器中，组态参数在上位机中在线调整。
（3）实验过程中，变负荷过程共45次，凝结水节流有效投入11次，节流投入率24.4%，制约凝结水节流投入率的主要限制因素为除氧器水位安全的限制。节流投入后，K3指标的性能提升了7.03%。
参考文献
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