CN104714526A - 基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了属于火电机组快速变负荷控制领域的一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法。该系统包括原机炉协调控制系统、凝结水节流调节预估系统、凝结水节流功率增量控制系统和除氧器上水电动门控制回路。通过凝结水节流调节预估系统的输出的凝结水节流调节功率增量预估值与原机组功率反馈值的差值与机组功率指令共同作为原机炉协调控制系统，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和给水流量对机组功率进行调节，解除凝结水节流作用对机炉协调控制系统的干扰，实现了火电机组功率的快速平稳控制。

Description

基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法

技术领域

本发明属于火电机组快速变负荷控制领域，特别涉及一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法。

背景技术

由于新能源电力具有间隙性、强随机波动等特性，大量风电、太阳能等新能源电力的接入必定会对电网造成冲击，为了更好的保证电网安全稳定运行，我国需不断的提高火电机组的快速变负荷能力。2009年华北区域电网两个细则的出台后，电网公司通过对发电机组的AGC性能考核实施经济奖惩，AGC性能考核要求机组具有较快的调节速率、小的调节偏差和短的响应时间。

国内现有的火电机组快速变负荷控制中往往会造成燃料量过燃、汽轮机节流损失增大、主蒸汽参数波动等问题，且机组功率响应速度和调节速率很难满足电网公司的需求。为了进一步提高机组AGC性能指标，通过除氧器上水电动门调阀快速改变凝结水流量来实现机组功率的快速调节，即：凝结水节流调节，然而此方法在工程实践中存在以下2个问题：

(1)由于受到除氧器水位安全限制，凝结水节流调节只能暂时性的快速提高机组功率，机组功率指令最终由原协调控制系统来完成。当凝结水节流调节与机组原协调控制系统同时作用，凝结水节流调节作用会造成机组功率反馈值不能正确的反应出机组能量需求，对给煤量指令造成干扰，致使机组在负荷调节过程中出现波动；

(2)同理，由于凝结水节流调节与原协调控制系统共同对机组功率产生影响，凝结水节流调节负荷反馈回路中同样受到机炉协调作用的影响，造成凝结水节流调节系统的误动作，不能达到充分挖掘其调节潜能的目的。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法，其特征在于，所述凝结水节流调节预估系统分别连接机组对象、除氧器上水电动门、凝结水节流功率增量控制器和差值计算器；差值计算器连接原机炉协调控制系统；原机炉协调控制系统再和机组对象连接，其中凝结水节流功率增量控制器和功率增量生成回路连接组成凝结水节流功率增量控制系统；

其中，机组对象的机组功率反馈值N_e信号输出至差值计算器，机组对象的主蒸汽流量D_st信号输出至凝结水节流调节预估系统；凝结水节流调节预估系统输出的功率增量预估值ΔN_e分别输给差值计算器和凝结水节流功率增量控制器，功率增量生成回路给出的凝结水节流调节功率增量设定值ΔN_e ^sp输入给凝结水节流功率增量控制器；凝结水节流功率增量控制器的控制输出量直接作用于除氧器上水电动门控制回路；除氧器上水电动门的控制回路输出直接作用于阀门来改变机组凝结水流量D_wc，凝结水流量D_wc与主蒸汽流量D_st一同作为凝结水节流调节预估系统的输入量，凝结水节流调节预估系统的输出的凝结水节流调节功率增量预估值ΔN_e与原机组功率反馈值N_e做差，其差值与机组功率指令共同作为原机炉协调控制系统，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和给水流量对机组功率进行调节，并将机组主蒸汽流量反作用于凝结水节流调节预估系统。

所述凝结水节流功率增量控制系统中的功率增量控制器采用比例积分调节控制器。

所述功率增量生成回路包括第一信号保持器、第二信号保持器、第一差值计算器、第二差值计算器、第三差值计算器、第一乘法器、第二乘法器和信号比较器；其中，

第一信号保持器的输入信号为凝结水流量，触发信号为凝结水节流触发信号；第一信号保持器被触发，使输出信号保持为输入信号；

第一信号保持器的输出接入第一差值计算器和第二差值计算器；第一差值计算器的另一输入为凝结水最低流量，输出连接至第一乘法器；第二差值计算器的另一输入为凝结水最高流量，输出连接至第二乘法器；第一乘法器和第二乘法器的另一输入均为功率增益系数，输出均连接至信号比较器；

第二信号保持器的输入信号为机组功率反馈值，触发信号为凝结水节流触发信号，输出信号连接至第三差值计算器；第二信号保持器被触发，输出信号保持为输入信号；

第三差值计算器的另一输入为机组功率设定值，输出连接至信号比较器；

信号比较器根据上述两个功率增益系数和一个机组功率设定值这3个输入信号，选取3个输入信号的中间值作为输出信号，即为凝结水节流控制功率增量设定值；

所述第一乘法器的输出信号为功率增量控制系统能承担的功率增量上限；第二乘法器的输出信号为功率增量控制系统能承担的功率增量下限。

一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制方法，其特征在于，具体步骤为：

步骤1：初始化机组功率反馈值、机组功率设定值、机组功率增量预估值、机组功率增量设定值；其中，

初始的机组功率反馈值为系统未采取节流调节时的机组功率；

初始的机组功率设定值为电网调度下发的机组功率指令；

初始的机组功率增量预估值为0；

初始的机组功率增量设定值为0；

步骤2：根据凝结水流量、机组功率反馈值和机组功率设定值，计算凝结水节流调节功率增量设定值；

步骤3：功率增量控制器通过功率增量设定值和功率增量预估值调节除氧器上水电动门回路的阀门开度，控制凝结水流量；

步骤4：凝结水节流调节预估系统根据凝结水流量和机组对象的主蒸汽流量，输出功率增量预估值，所述输出值作为步骤2所需的输入，并与机组功率反馈值做差，其差值与机组功率设定值共同输入到原机炉协调控制系统；

步骤5：原机炉协调控制系统根据步骤4中的差值和机组功率设定值，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和机组给水流量对机组功率进行调节，并将机组功率反馈给原机炉协调控制系统，将机组对象的主蒸汽流量作为步骤4中凝结水节流预估系统的输入量；

步骤6：根据机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率和除氧器水位，确定控制状态。

所述步骤2计算凝结水节流调节功率增量设定值包括：

步骤201：计算功率增量控制系统可承担的功率增量上限和功率增量控制系统可承担的功率增量下限；具体方法为：

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{up}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{low}}-D_{\mathrm{wc}}),{\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{down}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{high}}-D_{\mathrm{wc}});$

其中：

ΔN_e ^up为功率增量控制系统可承担的功率增量上限；

ΔN_e ^down为功率增量控制系统可承担的功率增量下限；

k_e为功率增益系数；

D_wc为凝结水流量；

为凝结水流量最小值；

为凝结水流量最大值；

步骤202：当凝结水节流触发信号激活时，第二信号保持器对其输入的机组功率反馈值进行保持，并将保持器输出的机组功率反馈值与机组功率设定值作为第三差值计算器的输入，由第三差值计算器计算机组功率反馈值与机组功率设定值的差值；

步骤203：比较步骤202中差值计算器输出的差值、功率增量控制系统可承担的功率增量上限和功率增量控制系统可承担的功率增量下限，选择中间值输出，作为功率增量设定值；

所述凝结水节流调节触发信号当机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率小于5MW/min，且除氧器水位在安全区域内、功率增量设定值大于2MW、除氧器上水电动门控制回路处于自动控制状态下即可激活凝结水节流调节作用。

所述当机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率大于15MW/min时或者除氧器水位报警时，凝结水节流作用切除。

本发明的有益效果为：

(1)本发明的有益效果是采用基于凝结水节流调节预估系统的负荷控制方法后，使得机组在负荷响应初期实现机组功率的快速调节；

(2)采用该方法后，避免了凝结水节流系统与原机炉协调控制系统间的相互干扰，保证了机组功率的平稳控制

附图说明

图1为基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统；

图2为凝结水节流功率增量设定值的生成回路；

图3为凝结水节流调节功率增量控制系统；

图4为900MW工况下凝结水节流调节预估系统验证曲线；

图5为基于凝结水节流调节预估的机组功率控制效果。

具体实施方式

本发明提供一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统及方法，下面结合附图和具体实施方式对本申请作进一步详细的说明。

实施例1

图1所示为基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统，

在除氧器上水电动门控制回路中，搭建基于凝结水节流调节预估系统的凝结水节流功率增量控制系统。图1中，凝结水节流调节预估系统1分别连接机组对象6、除氧器上水电动门5、凝结水节流功率增量控制器4和差值计算器8；差值计算器8连接原机炉协调控制系统7；原机炉协调控制系统7再和机组对象8连接，其中凝结水节流功率增量控制器4和功率增量生成回路3连接组成凝结水节流功率增量控制系统2；

其中，机组对象6的机组功率反馈值N_e信号输出至差值计算器8，机组对象8的主蒸汽流量D_st信号输出至凝结水节流调节预估系统1；凝结水节流调节预估系统1输出的功率增量预估值ΔN_e分别输给差值计算器8和凝结水节流功率增量控制器4，功率增量生成回路3给出的凝结水节流调节功率增量设定值ΔN_e ^sp输入给凝结水节流功率增量控制器4；凝结水节流功率增量控制器4的控制输出量直接作用于除氧器上水电动门5控制回路；除氧器上水电动门5的控制回路输出直接用于改变机组凝结水流量D_wc，凝结水流量D_wc与主蒸汽流量D_st一同作为凝结水节流调节预估系统1的输入量，凝结水节流调节预估系统1输出的凝结水节流调节功率增量预估值ΔN_e与原机组功率反馈值N_e做差，其差值与机组功率指令共同作为原机炉协调控制系统7，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和给水流量，对机组功率进行调节，并将机组主蒸汽流量反作用于凝结水节流调节预估系统。

由于凝结水节流作用只是暂时性的利用除氧器蓄能来提高机组功率，机组功率最终由机炉协调控制系统完成。为了能够真实的反应锅炉侧能量与汽轮机侧能量间的平衡关系，在机组原协调控制系统中，根据凝结水节流调节预估系统的输出ΔN_e，对机组功率反馈值N_e指令进行处理，即：将N_e-ΔN_e作为机炉协调控制系统的反馈值。

图2所示为凝结水节流功率增量设定值生成回路。所述凝结水节流功率增量控制系统中的功率增量控制器采用比例积分调节控制器。

所述功率增量生成回路包括第一信号保持器、第二信号保持器、第一差值计算器、第二差值计算器、第三差值计算器、第一乘法器、第二乘法器和信号比较器；其中，

由凝结水流量D_wc作为第一信号保持器的信号源，凝结水节流触发信号作为第一信号保持器的触发信号，当凝结水节流调节指令触发时，此时第一信号保持器的输出将保持当前时刻机组的凝结水流量D_wc，第一信号保持器输出分别传输至第一差值计算器和第二差值计算器，第一差值计算器的另一输入为凝结水最低流量输出连接至第一乘法器；第二差值计算器的另一输入为凝结水最高流量输出连接至第二乘法器；第一乘法器和第二乘法器的另一输入均为功率增益系数，输出均连接至信号比较器；第一乘法器的输出为凝结水节流调节可承担的功率增量上限第二乘法器的输出为凝结水节流调节可承担的功率增量下限即：

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{up}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{low}}-D_{\mathrm{wc}})$

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{down}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{high}}-D_{\mathrm{wc}})$

和分别作为信号比较器的两个输入，信号比较器的功能为选取3个输入信号的中间值作为输出，信号比较器由计算机程序SELM函数实现，SELM函数是机组分散控制系统DCS中已有的模块。信号比较器的输出即为凝结水节流控制功率增量设定值。

由于不同工况下机组凝结水流量D_wc及机组运行状态不同，需根据当前机组运行工况确定凝结水节流调节可承担的功率增量调节范围，进而结合机组功率指令构建凝结水节流控制功率增量指令。

所述凝结水最低流量和凝结水最高流量由凝泵和管道属性确定；功率增益系数k_e可通过凝结水节流系统非线性模型线性化得到，其绝对值与机组功率N_e成线性关系且随着负荷增大而增大。

由机组功率反馈值(机组功率N_e)作为第二信号保持器的信号源，凝结水节流触发信号作为第二信号保持器的触发信号，当凝结水节流调节指令触发时，此时第二信号保持器的输出将保持当前时刻的机组功率反馈值N_e，其与机组功率设定值N_e ^sp做差，差值作为信号比较器(由计算机程序SELM函数实现)的第3个输入。

所述功率增量生成回路是通过信号比较器选取原机组功率反馈值与机组功率设定值N_e ^sp的差值、凝结水节流控制系统可承担的功率增量上限ΔN_e ^up和凝结水节流控制系统可承担的功率增量下限ΔN_e ^down选取3个信号的中间值作为凝结水节流调节功率增量设定值，即：

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{sp}}=\mathrm{SELM}[{\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{up}},{\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{dowm}},(N_e^{\mathrm{sp}}-N_e)].$

图3所示为凝结水节流调节功率增量控制系统，所述凝结水节流系统的控制器切换模块分别连接功率增量控制器、除氧器水位控制器和除氧器水位调节手/自动切换模块；除氧器水位调节手/自动切换模块和除氧器上水电动开度阀连接；其中，控制器切换模块的节流调节触发信号来自RS触发器。

所述凝结水节流功率增量控制系统中的功率增量控制器采用传统的比例积分调节PI(proportional integral controller)控制器，例如MM420或MM440等。

所述凝结水节流调节预估系统，首先是在机组协调自动控制系统解除状态下，通过调整除氧器上水电动门开度快速改变凝结水流量，对机组进行凝结水节流试验；然后根据机组特性及试验数据，建立凝结水节流系统非线性动态模型，其中该模型输入量为主蒸汽流量D_st、凝结水流量D_wc，输出量为机组功率增量预估值ΔN_e，模型中其他状态变量均取自机组实际运行数据，例如：

以1000MW超临界火电机组为例，其凝结水节流系统非线性动态模型可以表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{c}_1\frac{{\mathrm{dL}}_s}{\mathrm{dt}}=(D_4{h}_4+D_{d3}{h}_{d3}+D_{\mathrm{wc}}{h}_{\mathrm{wc}}-D_{\mathrm{st}}{h}_s)+(D_4+D_{d3}+D_{\mathrm{wc}}-D_{\mathrm{st}})({1063.6c}_p-{2c}_p{t}_s)\\ c_2\·({117.8L}_s-48.05)\frac{{\mathrm{dt}}_s}{\mathrm{dt}}=(D_4{h}_4+D_{d3}{h}_{d3}+D_{\mathrm{wc}}{h}_{\mathrm{wc}}-D_{\mathrm{st}}{h}_s)-(D_4+D_{d3}+D_{\mathrm{wc}}-D_{\mathrm{st}})c_p{t}_s\\ N_e=k_1{D}_{\mathrm{st}}(h_{\mathrm{st}}+\mathrm{\σ}-h_c)-k_2{D}_4(h_4-h_c)]\\ {\mathrm{\ΔN}}_e=N_e-N_{e0}\\ h_s=k_f\·t_s-b_s\\ h_4=k_f\·D_{\mathrm{st}}+b_f\\ D_4=k_{D1}\×(k_{D2}{D}_{\mathrm{st}}-k_{t1}{t_s}^2+k_{t2}{t}_s+k_{t2})-b_D\end{array}\right.$

D_d3＝k_d·D_st-b_d

例如当机组运行在900MW工况下时(如图4所示)，凝结水流量由525.44kg/s降低至315.27kg/s时，除氧器抽汽流量D₄：13.33kg/s；高压加热器疏水量D_d3：126.97kg/s；主蒸汽流量：671.47kg/s；汽轮机抽汽焓值h₄：3186.93kJ/kg；高压加热器疏水焓值h_d3：826kJ/kg；凝结水焓值h_wc：650.69kJ/kg；除氧器内饱和水焓值h_s：769.04kJ/kg；汽轮机末级排汽焓h_c：2350kJ/kg；再热器焓升σ：610kJ/kg；定压比热容c_p：4.1868kJ/kg·℃；除氧器内饱和水温度t_s：181.33℃；除氧器水位L_s：1.899m；机组功率N_e：911.63MW；初始工况下机组功率N_e0：900MW，即凝结水节流前机组功率；机组功率增量ΔN_e：11.63MW；模型动态参数c1、c2取值可以为：399496082.4、251.208；模型静态参数k1、k2可以为0.7855、1.6；而模型中其他方程系数都是根据数据计算拟合得到，k_s＝4.398、b_s＝28.51；k_f＝-0.03086、b_f＝3220.75；k_d＝0.2226、b_d＝22.47；k_t1＝0.0001959、k_t2＝0.04749、k_t3＝-3.006；k_D1＝621.4、k_D2＝0.001297、b_D＝7.781。

图4所示，为900MW工况下凝结水节流调节预估系统验证曲线，从图中可以看出随着凝结水流量的变化，机组实际功率与预估系统中模型输出功率基本一致，说明凝结水节流调节预估系统中的非线性模型具有较高的精度和动态特性。

机组功率N_e和除氧器水位L_s的相对于自身的误差如下表所示，

从表中可以看出凝结水节流调节预估系统中非线性模型具有较高的精度，可以用于控制系统仿真及凝结水节流系统控制器设计中。

图5图示了基于凝结水节流调节预估的机组功率控制效果，其中实线为采用本发明的负荷控制效果，虚线为没有采用本发明的负荷控制效果即机组功率反馈回路中没有切除凝结水节流影响的负荷控制效果；从曲线中可以看出，由于凝结水节流作用可以瞬间跨出死区(这里的死区其实就是指当指令和反馈值之间的差值小于2MW时，调节器不进行任何操作)，快速增加机组功率，当机组功率反馈回路中没有切除凝结水节流作用的影响时，会导致机组协调控制系统的误操作，机组功率出现反调情况，导致系统调节时间更长、超调更大；而采取该控制策略后，避免了凝结水节流系统与机炉原协调控制系统间的相互干扰，保证了机组功率得到快速、平稳调节。

实施例2：

本实施例说明基于凝结水节流调节预估的负荷控制方法，当节流调节时，其步骤为：

步骤1：初始化机组功率反馈值N_e、机组功率设定值N_e ^sp、机组功率增量预估值ΔN_e、机组功率增量设定值ΔN_e ^sp；

机组功率初始反馈值＝系统未参与节流调节时的机组功率；

机组功率初始设定值为：电网调度下发的机组功率指令

机组功率增量初始预估值＝0；

机组功率增量初始设定值＝0；

步骤2：根据凝结水流量D_wc、原机组功率反馈值(原机组功率N_e)和机组功率设定值N_e ^sp计算凝结水节流调节功率增量设定值ΔN_e ^sp；

子步骤A1：计算凝结水节流控制系统可承担的功率增量上限ΔN_e ^up和凝结水节流控制系统可承担的功率增量下限ΔN_e ^down；具体为：

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{up}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{low}}-D_{\mathrm{wc}}),{\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{down}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{high}}-D_{\mathrm{wc}})$

子步骤A2：机组功率N_e与机组功率设定值做差；

子步骤A3：比较子步骤A2中的差值、功率增量控制系统可承担的功率增量上限和功率增量控制系统可承担的功率增量下限ΔN_e ^down，选中间值作为功率增量设定值ΔN_e ^sp；

步骤3：由功率增量设定值ΔN_e ^sp和功率增量预估值ΔN_e共同作用于功率增量控制器，功率增量控制器的输出直接作用于除氧器上水电动门回路，通过调节阀门开度，控制凝结水流量D_wc；

步骤4：凝结水节流调节预估系统根据凝结水流量D_wc和机组主蒸汽流量D_st输出功率增量预估值，其输出功率增量预估值ΔN_e一方面作为功率增量控制器的一个输入即循环到步骤2；一方面与机组功率反馈值N_e做差；其差值与机组功率指令N_e ^sp共同作用于原机炉协调控制系统；

步骤5：原机炉协调控制系统根据步骤4中的两个输入信号，通过改变汽轮机阀门开度u_t、锅炉燃料量r_B和机组给水流量D_fw对机组功率进行调节，并将机组功率反馈给原机炉协调控制系统，将机组对象的主蒸汽流量作为凝结水节流预估系统的输入即循环至步骤4。

步骤6：当机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率大于15MW/min时或者除氧器水位报警时，凝结水节流作用切除。

所述凝结水节流调节触发信号在机组功率反馈值与功率增量预估值的差值变化速率小于5MW/min、除氧器水位在安全区域内、功率增量设定值大于2MW且除氧器上水电动门控制回路处于自动控制状态下即可激活凝结水节流调节。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统，其特征在于，所述凝结水节流调节预估系统分别连接机组对象、除氧器上水电动门、凝结水节流功率增量控制器和差值计算器；差值计算器连接原机炉协调控制系统；原机炉协调控制系统再和机组对象连接，其中凝结水节流功率增量控制器和功率增量生成回路连接组成凝结水节流功率增量控制系统；

其中，机组对象的机组功率反馈值N_e信号输出至差值计算器，机组对象的主蒸汽流量D_st信号输出至凝结水节流调节预估系统；凝结水节流调节预估系统输出的功率增量预估值ΔN_e分别输给差值计算器和凝结水节流功率增量控制器，功率增量生成回路给出的凝结水节流调节功率增量设定值ΔN_e ^sp输入给凝结水节流功率增量控制器；凝结水节流功率增量控制器的控制输出量直接作用于除氧器上水电动门控制回路；除氧器上水电动门的控制回路输出直接作用于阀门来改变机组凝结水流量D_wc，凝结水流量D_wc与主蒸汽流量D_st一同作为凝结水节流调节预估系统的输入量，凝结水节流调节预估系统的输出的凝结水节流调节功率增量预估值ΔN_e与原机组功率反馈值N_e做差，其差值与机组功率指令共同作为原机炉协调控制系统，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和给水流量对机组功率进行调节，并将机组主蒸汽流量反作用于凝结水节流调节预估系统。

2.根据权利要求1所述一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统，其特征在于，所述凝结水节流功率增量控制系统中的功率增量控制器采用比例积分调节控制器。

3.根据权利要求1所述一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统，其特征在于，所述功率增量生成回路包括第一信号保持器、第二信号保持器、第一差值计算器、第二差值计算器、第三差值计算器、第一乘法器、第二乘法器和信号比较器；其中，

第一信号保持器的输入信号为凝结水流量，触发信号为凝结水节流触发信号；第一信号保持器被触发，使输出信号保持为输入信号；

第一信号保持器的输出接入第一差值计算器和第二差值计算器；第一差值计算器的另一输入为凝结水最低流量，输出连接至第一乘法器；第二差值计算器的另一输入为凝结水最高流量，输出连接至第二乘法器；第一乘法器和第二乘法器的另一输入均为功率增益系数，输出均连接至信号比较器；

第二信号保持器的输入信号为机组功率反馈值，触发信号为凝结水节流触发信号，输出信号连接至第三差值计算器；第二信号保持器被触发，输出信号保持为输入信号；

第三差值计算器的另一输入为机组功率设定值，输出连接至信号比较器；

信号比较器根据上述两个功率增益系数和一个机组功率设定值这3个输入信号，选取3个输入信号的中间值作为输出信号，即为凝结水节流控制功率增量设定值；

所述第一乘法器的输出信号为功率增量控制系统能承担的功率增量上限；第二乘法器的输出信号为功率增量控制系统能承担的功率增量下限。

4.一种权利要求1所述的基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统的负荷控制方法，其特征在于，具体步骤为：

步骤1：初始化机组功率反馈值、机组功率设定值、机组功率增量预估值、机组功率增量设定值；其中，

初始的机组功率反馈值为系统未采取节流调节时的机组功率；

初始的机组功率设定值为电网调度下发的机组功率指令；

初始的机组功率增量预估值为0；

初始的机组功率增量设定值为0；

步骤2：根据凝结水流量、机组功率反馈值和机组功率设定值，计算凝结水节流调节功率增量设定值；

步骤3：功率增量控制器通过功率增量设定值和功率增量预估值调节除氧器上水电动门回路的阀门开度，控制凝结水流量；

步骤4：凝结水节流调节预估系统根据凝结水流量和机组对象的主蒸汽流量，输出功率增量预估值，所述输出值作为步骤2所需的输入，并与机组功率反馈值做差，其差值与机组功率设定值共同输入到原机炉协调控制系统；

步骤5：原机炉协调控制系统根据步骤4中的差值和机组功率设定值，通过改变汽轮机阀门开度、锅炉燃料量和机组给水流量对机组功率进行调节，并将机组功率反馈给原机炉协调控制系统，将机组对象的主蒸汽流量作为步骤4中凝结水节流预估系统的输入量；

步骤6：根据机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率和除氧器水位，确定控制状态。

5.根据权利要求4所述一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统的负荷控制方法，其特征在于，所述步骤2计算凝结水节流调节功率增量设定值包括：

步骤201：计算功率增量控制系统可承担的功率增量上限和功率增量控制系统可承担的功率增量下限；具体方法为：

${\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{up}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{low}}-D_{\mathrm{wc}}),{\mathrm{\ΔN}}_e^{\mathrm{down}}=k_e\·(D_{\mathrm{wc}}^{\mathrm{high}}-D_{\mathrm{wc}});$

其中：

ΔN_e ^up为功率增量控制系统可承担的功率增量上限；

ΔN_e ^down为功率增量控制系统可承担的功率增量下限；

k_e为功率增益系数；

D_wc为凝结水流量；

为凝结水流量最小值；

为凝结水流量最大值；

步骤202：当凝结水节流触发信号激活时，第二信号保持器对其输入的机组功率反馈值进行保持，并将保持器输出的机组功率反馈值与机组功率设定值作为第三差值计算器的输入，由第三差值计算器计算机组功率反馈值与机组功率设定值的差值；

步骤203：比较步骤202中差值计算器输出的差值、功率增量控制系统可承担的功率增量上限和功率增量控制系统可承担的功率增量下限，选择中间值输出，作为功率增量设定值。

6.根据权利要求4所述一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统的负荷控制方法，其特征在于，所述凝结水节流调节触发信号当机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率小于5MW/min，且除氧器水位在安全区域内、功率增量设定值大于2MW、除氧器上水电动门控制回路处于自动控制状态下即可激活凝结水节流调节作用。

7.根据权利要求4所述一种基于凝结水节流调节预估的负荷控制系统的负荷控制方法，其特征在于，所述当机组功率反馈值与功率增量预估值间的差值变化速率大于15MW/min时或者除氧器水位报警时，凝结水节流作用切除。