洪成磊
(上海申能电力科技有限公司，上海 200131)
随着国家经济深入发展，电力消费呈现新常态特征[1]。电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换挡，结构不断调整，电力消费增长主要动力由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松[2-3]。加之科技水平不断提高，中国火电主力机型由原来的300 MW迅速发展到600 MW，甚至1 000 MW以上机组，这标志着中国的火电技术已达到了新的高度。当今DCS技术比较完善，机组任一子系统、子设备的运行参数都可以采集，并且通过这些参数的变化可以判断设备的运行状况。目前各火电企业已逐渐由机、炉、电单专业协同操作过渡到三专业集中控制。机组日常控制人员少、工作量大已成为常态。单元机组监控测点有近万个，运行人员每天疲于监视，但仍可能忽视某些监控测点，有些情况下运行人员还没有查找到异常参数，事故可能已经发生。因此，DCS操作系统中的报警功能就显得尤为重要，当机组中的子系统、子设备发生异常时，报警系统会发出报警信息，以便操作人员及时发现，迅速找到相应子系统，进行处理，保证机组安全、稳定运行。
1.1 重要报警参数缺失
电力企业建设初期，由于工程进度及工程降低造价的关系，有些影响机组运行性能的DCS系统测点被简化或被忽视，导致机组正常运行中，无法对一些重要参数进行监视，有些参数的设置未考虑到随环境因素的变化，对机组能损偏差的计算往往以设计工况为基准，无法实现智能监测，从而影响机组安全经济运行。
1.2 报警定值设置不合理
在报警限值的设置上，有些参数将报警限值设定为固定值，机组运行工况变化时，无法准确反应运行状态，报警限值应该是动态的，应取在机组所处工况的最优值处或最优值附近。
参数的基准值是指在相应负荷下，设备正常运行应达到的最佳值。当运行参数偏离基准值时，将造成一定的能量损耗，所以设置合理的参数基准值，一方面可指导运行人员监盘调整，另一方面可指导专业管理人员进行能耗分析。当机组在满负荷运行时，可以将生产厂家提供的设计参数作为基准值。但当机组降负荷运行、参与深度调峰时，负荷降低较多，设备参数同样可能降低较多，仍采用设计参数作为基准值明显不妥，有些参数要通过最佳运行调整试验来确定基准值，有些参数采用变工况计算结果作为基准值。
2.1 DCS报警系统重要报警点补充
以“凝汽器传热系数”作为研究对象。
凝汽器是电站汽轮机组中重要的换热设备[4]，其主要作用是在汽轮机的排汽部分建立低背压，使蒸汽能最大限度地做功，然后冷却变成凝结水，予以回收。凝汽器的这种功能需要真空、循环水两个系统配合完成。真空系统主要将进入凝汽器的不凝结气体抽出；
循环水系统主要为凝汽器中的蒸汽冷却提供冷源[5]，使其变成凝结水，体积缩小，便于回收，同时保证排汽部分的高真空。火力发电机组凝汽器凝结传热系数易受真空系统运行状态的影响[6]，凝汽器传热系数作为考量凝汽器经济性的重要指标，在目前大部分新建火力发电机组DCS报警系统中是缺失的，使得发电厂运行人员及检修人员对凝汽器脏污程度不清楚，不利于进行汽轮机系统热力经济性评价。
对凝汽器凝结传热系数进行热力学研究，分析如下。
1)凝汽器热负荷
(1)
式中:Qc为凝汽器热负荷，kJ/s；
Qtl为散热损失，%；
Qgl为发电机损失，kJ/s；
QAux为进出系统的辅汽热量，kJ/s；
q0为汽轮机热耗率，kJ/(kW·h )；
Pe为发电机功率，kW。
2)汽轮机热耗率
(2)
式中:hms为主蒸汽焓，kJ/kg；
hfw为最终给水焓，kJ/kg；
hhrh为热再热蒸汽焓，kJ/kg；
hcrh为冷再热蒸汽焓，kJ/kg；
hrsw为再热器减温水焓，kJ/kg；
Gms为主蒸汽流量，kg/h；
Gfw为主给水流量，kg/h；
Ghrh为热再热蒸汽流量，kg/h；
Gcrh为冷再热蒸汽流量，kg/h；
Grsw为再热器减温水流量，kg/h。
由于在火力发电厂中，再热蒸汽流量无法在线测量，只能通过计算主蒸汽流量与各段抽汽量的差得到。
3)1号高加进汽流量
G1(h1-hd1)=Gfw(hfw0-hfw1)
(3)
式中:hfw0为1号高加出水焓，kJ/kg；
hfw1为1号高加进水焓，kJ/kg；
G1为1号高加进汽量，kg/h；
h1为1号高加进汽焓，kJ/kg；
hd1为1号高加疏水焓，kJ/kg。
4)2号高加进汽流量
G2(h2-hd2)+G1(hd1-hd2)=Gfw(hfw1-hfw2)
(4)
式中:G2为2号高加进汽量，kg/h；
h2为2号高加进汽焓，kJ/kg；
hd2为2号高加疏水焓，kJ/kg；
hfw2为2号高加进水焓，kJ/kg。
5)由式(3)、式(4)得到冷再热蒸汽流量
Gcrh=Gms-G1-G2-Ga
(5)
式中:Ga为高压缸门杆及轴封漏汽量，kg/h。
6)由式(5)得到热再热蒸汽流量
Ghrh=Gcrh+Grsw
(6)
7)凝汽器传热系数(不考虑与外界大气换热)，热平衡方程：
Qc=KΔTmA
(7)
式中:K为凝汽器传热系数，W/(m2·K)；
A为凝汽器有效换热面积，m2；
ΔTm为换热器热力计算使用的对数平均温差。
(8)
式中:Ts为凝汽器压力对应饱和温度，℃；
Tw1为循环水进水温度，℃；
Tw2为循环水出水温度，℃。
由式(7)、式(8)可得凝汽器传热系数为
(9)
根据上述各式计算出凝汽器换热系数K，各参数点均为DCS实时采集得到，通过DCS工程师站工程软件，对凝汽器传热系数K进行逻辑组态，同时添加到汽轮机参数控制器下。增加凝汽器传热系数K测点后，可使发电厂运行人员及检修人员定期对此参数进行监视，提高对凝汽器换热情况的重视，并可根据数值变化，了解凝汽器脏污程度，及时安排对凝汽器管路进行清理，提高汽轮机运行安全性及经济性。
2.2 报警限值优化
以“汽动给水泵前置泵电流”作为研究对象。
给水系统的主要作用是将除氧器中的凝结水经过前置泵、给水泵加压，高压加热器加热，再到锅炉省煤器，作为炉侧的水源。前置泵的主要作用是增加汽动给水泵的入口压力，减少汽泵发生汽蚀的风险，对保护汽泵安全起到重要作用。
某660 MW汽轮机的给水泵组，汽动给水泵前置泵电机采用YKK450-4型电机，额定功率600 kW，额定电压6 kV，额定电流67.2 A，转速1 489 r/min。
汽动给水泵前置泵工况点电流计算，选取660 MW、550 MW、450 MW、360 MW等4个机组工况点，根据6 kV母线电压在5.8～6.3 kV波动的实际状况，计算出汽动给水泵前置泵电流变化范围，分析如下。
(10)
式中:ρ=1 000 kg/m3，g=9.8 m/s2，P为前置泵轴功率，W；
Q为前置泵流量，m3/h；
H为前置泵扬程，m；
η为前置泵效率，%。
(11)
式中:U为母线电压，V；
I为前置泵驱动电机电流，A；
cosφ为功率因数。
根据汽动给水泵前置泵在660 MW、550 MW、450 MW、360 MW等4个工况点实际流量，查询前置泵驱动电机性能曲线(见图1)，可知在各工况点扬程及效率数值，即可得出在各工况点电动机轴功率P。
图1 汽动给水泵前置泵性能曲线Fig.1 Performance curve of booster pump of steam feed pump
根据式(11)，分别求得母线电压在5.8 kV及6.3 kV时，4个工况点电机理论电流，从而确定汽动给水泵前置泵驱动电机电流限值范围，各工况点参数见表1、表2。
从表1及表2可以看出，汽动给水泵前置泵驱动电机电流在电压5.8～6.3 kV范围内，机组运行不同工况点(360～660 MW)时，电流变化范围在33～50 A之间，故可将汽动给水泵前置泵驱动电机电流高限设置为50 A，低限设置为33 A。
表1 6.3 kV各工况点参数Table 1 Parameters of 6.3 kV each operating point
表2 5.8 kV各工况点参数Table 2 Parameters of 5.8 kV each operating point
机组运行时，前置泵驱动电机电流若大于50 A，可以帮助运行人员及早发现厂用电压异常、前置泵驱动电机缺相运行、给水系统漏流等异常现象；
前置泵驱动电机电流若小于33 A，可以帮助运行人员及早发现可能存在的水泵出口门误关憋泵、水泵气蚀出力下降等情况。
通过对汽动给水泵前置泵驱动电机电流的合理设置，可通过电流变化，快速发现设备异常，及时进行处理，防止异常扩大，可以举一反三，采用此方法对发电厂各辅助设备电流进行理论计算，得出各电流设置高、低限值，提高参数设置合理性。
阐述分析了火力发电厂DCS报警系统中部分影响机组经济性、安全性的重要指标缺失的不足，通过具体实例分析这些指标重要性，并建议对此类重要指标进行补充，完善现有系统的覆盖面，用以提高报警系统的全面性。提出了火力发电厂DCS系统部分参数报警阈值的设定与生产实际脱节的现状，并提供了解决思路，用以提高报警系统的时效性。
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