9E联合循环电厂自动发电控制策略的研究

陈永刚

(上海奉贤燃机发电有限公司，上海 201403)

1 自动发电控制概述

自动发电控制(AGC)是现代电网控制的一项基本和重要功能，是建立在电网高度自动化的能量管理系统(EMS)与发电机组协调控制系统(CCS)间闭环控制的一种先进技术手段。实施AGC可获得以高质量电能为前提的实时电力供需平衡，提高电网运行的经济性，减少电网及电厂调度运行人员的劳动强度。随着电力事业的快速发展，AGC已成为实现电网经济、优化运行的重要一步，也是电力技术向高层次发展的必然趋势。

目前，国内电网一般都要求火电厂机组负荷调节参与AGC，在火力发电中占有主力地位的燃煤电厂已普遍投入，国内对燃煤机组的AGC研究已经比较深入。燃气轮机联合循环电厂具有高效、低排、启/停灵活、调峰性能好等优点，在目前的电网结构中，越来越多地承担着调峰的任务。目前，电网AGC功能要求越来越高，但对燃气轮机联合循环机组AGC的研究国内还比较欠缺，特别是对于国内投用数量较多的E级燃气轮机AGC的研究，可以说是一个比较新的课题。参考文献［1］研究了联合循环电厂试投运AGC时出现的一些问题，参考文献［2］尝试研究使用一种开环的负荷控制策略去实现AGC，这些研究都涉及了联合循环电厂AGC的一些基本问题，但没有发掘出全面系统地按照电网的要求去实现AGC的完整控制方案。

本文以上海奉贤燃机发电有限公司(以下简称奉贤发电公司)的PG9171E型燃气轮机联合循环机组为对象，力求探索出适合E级天然气调峰电厂的AGC最优策略，为国内众多的E级机组优化运行方式、适应新时代电网要求积累宝贵的经验。

奉贤发电公司共有4套联合循环机组，是上海市主力调峰电厂之一，采用双轴“一拖一”布置方式。燃气轮机为GE公司的9E系列产品，汽轮机由上海汽轮机有限公司制造。设计工况下(环境温度15℃)燃气轮机额定功率为120MW，汽轮机额定功率为60MW。余热锅炉由杭州锅炉集团制造，为无补燃的强制循环立式汽包炉。其中，燃气轮机控制采用GE公司的Mark V系统，余热锅炉和汽轮机控制采用FOXBORO公司的I/A’S系统。

2 AGC整体策略设计

联合循环机组由于调峰性能良好，AGC要求要高于常规燃煤机组，但具体能达到何种指标，国内的研究还较为欠缺。国内对大规模投用的9E级联合循环机组在投入AGC时各系统响应特性及主要控制策略方面的研究较少，还需进行系统的研究、分析及测试，才能得出相应的结论。但可以确定的是，要参照燃煤机组的AGC要求，提出尽可能高的要求与目标，进行高起点的研究。

2．1 AGC 目标

对于联合循环机组，由于研究起点高，参照燃煤机组的AGC要求，初步提出了以下目标:

(1)调节范围为50%～100%额定负荷;

(2)AGC调节速率≥5%机组额定功率/min;

(3)AGC响应时间≤1min。

2．2 AGC的技术难点

AGC的技术难点主要有2方面:其一是快速响应的燃气轮机与反应较为迟缓的汽轮机在变负荷时的协调问题，要使其既能满足电网负荷快速响应的需求，又能满足机组安全、稳定运行的要求;其二是AGC投运与机组其他重要控制系统的协调，如与主汽温度控制系统、汽包水位控制系统、汽轮机主汽压力控制系统等重要控制子系统的完美统一。余热锅炉汽包水位及主蒸汽温度控制品质的好坏直接影响机组投运AGC后负荷变化速率的大小，汽轮机主汽压力变化速率与燃气轮机负荷变化速率及机组固有设计直接相关。因此，这些都是限制机组投运AGC后负荷变化速率的决定因素。可以说，这些重要子系统在各工况下的表现直接决定了AGC投运的成功与否。

2．3 AGC整体设计策略

通常的负荷控制方式为:燃气轮机运行于“预选负荷”模式，具有快速的负荷响应能力;而汽轮机采用滑压运行模式，调门基本处于全开状态，汽轮机负荷跟随燃气轮机负荷变化;确定AGC以一套联合循环为单位，对燃气轮机和汽轮机的总负荷进行控制。控制策略为:通过直接控制燃气轮机负荷，同时实现对汽轮机负荷的间接控制，最终使联合循环的总负荷满足电网调度指令的要求。当电网调度中心改变联合循环总负荷指令时，若需增加负荷，燃气轮机首先增加出力，快速响应电网的负荷要求，等燃气轮机加负荷带来的蒸发量增加使汽轮机负荷开始缓慢上升时，燃气轮机则开始减少出力，使总负荷与调度指令保持一致，直到汽轮机负荷上升过程结束为止。减负荷与增负荷的过程相同，均是利用燃气轮机的快速负荷响应特性，提高联合循环机组的负荷响应速率，因此，燃气轮机在变负荷过程中均存在超调。

2．4 AGC控制功能的具体逻辑设计框图

联合循环总负荷控制采用前馈加PID的控制方式，当总负荷指令改变时，前馈环节根据燃气轮机负荷占机组总负荷的比例按一定速率改变燃气轮机负荷指令，PID控制器的作用主要是微调和消除静差。针对燃气轮机和汽轮机负荷响应速度的差异，采用前馈加PID的控制方式，可避免汽轮机负荷变化过程中控制回路出现振荡。分散控制系统(DCS)输出燃气轮机负荷指令，送给燃气轮机的Mark V控制系统，燃气轮机的转速/负荷闭环控制回路再根据指令调节燃料量，使燃气轮机实际负荷与指令一致。除自动控制外，还设有2个手操站。手操站2可直接设置燃气轮机负荷，手操站1可直接设置联合循环机组的总负荷。AGC负荷控制原理框图如图1所示。

2．5 AGC 功能设计

机组具备AGC功能后，负荷有下列3种控制方式，且负荷控制权可在3种模式间无扰动地切换。

(1)燃气轮机负荷单控模式。在机组启、停过程中，运行人员可对燃气轮机负荷进行单独控制。

(2)机组负荷电厂侧控制(AGC手动)。机组负荷电厂侧控制即AGC就地模式，DCS根据运行人员设置的联合循环总负荷指令自动调节燃气轮机和汽轮机负荷，使总负荷达到指令要求。

图1 AGC负荷控制原理框图

(3)机组负荷调度侧控制(AGC自动)。机组负荷调度侧控制即AGC远方模式，联合循环总负荷同样由DCS控制回路自动调节，差别仅在于负荷指令来自电网调度。AGC能投远方的条件为:“电厂指令”和“调度指令”的差值小于10MW。

3 AGC动态试验与结果分析

根据机组的基本特性，在设置和优化好AGC的相关控制参数后，分别对4套机组进行了电厂侧的动态试验和电网的联调试验。试验显示，各项控制策略基本正确，试验结果符合预期要求。图2为#1机组与电网进行的动态联调试验曲线。

图2 #1机组与电网联调试验曲线

3．1 AGC投用负荷范围分析

(1)投用负荷上限。受环境温度影响，不同季节燃气轮机的最大运行负荷有10MW左右的偏差。GE公司按环境温度为15℃计算出的燃气轮机最大负荷为120MW，并提供实际大气温度对最大出力的修正曲线。

(2)投用负荷下限。试验预定AGC技术标准要求投用负荷下限为50%额定功率。现场试验过程中发现，当燃气轮机进口可转导叶(IGV)全关后，燃气轮机负荷从75MW降到65MW的过程中，燃气轮机排气温度和主蒸汽温度从525℃迅速下降到495℃，过大的温度降幅会对机组运行造成不利影响，因此，建议联合循环机组的投用负荷下限设为约60%额定负荷。

3．2 AGC变负荷速率分析

(1)基本变负荷速率。根据机组的试验数据分析可知，当变负荷指令速率为8MW/min时，机组升、降负荷均能及时响应。此速率为燃气轮机的缺省负荷变化速率，由于调门的非线性，在不同的负荷段实际速率略有不同，但偏差小于缺省值的5%。

当燃气轮机按8MW/min的负荷变化速率在正常工况运行时，余热锅炉的高压汽包壁温变化率、高压汽包压力变化率、过热汽温变化率等关键参数均符合要求;汽轮机主要参数也符合要求;各主要控制回路如高压汽包水位、低压汽包水位等被控参数也在安全运行范围内。

(2)影响变负荷速率的因素。对联合循环机组而言，变负荷速率主要取决于燃气轮机的变负荷速率，汽轮机被动的变负荷速率较小。当燃气轮机负荷达上限或下限值不能继续增、减时，汽轮机由于响应速度慢，负荷还未达到对应的上限和下限，此时机组总体变负荷速率会小于8MW/min。

当燃气轮机升负荷到“基本负荷”进入温控模式时，排气温度控制回路输出的燃料量小于负荷控制回路的输出。由于负荷控制回路起初维持正偏差，在燃气轮机负荷指令开始降低的前几分钟，负荷控制回路输出的燃料量仍大于温控回路输出值。即进入温控模式后降负荷的前几分钟内，机组的变负荷速率达不到缺省值。

在联合循环机组启动的前几个小时内，考虑到汽轮机的应力，机组变负荷的速率和幅度均有限制，变负荷速率受限的时间长短与启动状态有关(冷态、温态、热态等)。建议待汽轮机充分完成暖机，无应力限制后再投入AGC运行。

4 AGC投入后的实际效果

4．1 AGC投运经验总结

奉贤发电公司实现AGC投运后，经过一段时间的试运行检验，基本可以得出以下有关9E联合循环机组AGC功能的一些控制策略与指标。

(1)联合循环机组的AGC调节速率主要为燃气轮机的变负荷速率，一般每套机组均为8MW/min，约为4．5%额定功率/min。

(2)每套机组的AGC响应时间均小于1min。

(3)联合循环机组AGC投用负荷上限受环境温度影响，不同季节时燃气轮机可运行的最高负荷约有10MW左右的偏差。

(4)当燃气轮机负荷较低时，IGV全关，排气温度和主蒸汽温度均大幅下降，不利于汽轮机运行。因此，建议联合循环机组的投用负荷下限设为约60%额定功率。

以上指标基本能满足上海市电网快速调峰的要求，明显优于常规燃煤机组，但其AGC投用负荷上、下限及变负荷速率受机组本身特点影响，与预期设计目标略有差距。

4．2 AGC投运后有待进一步解决的问题

燃气轮机与常规汽轮机调节有功出力的方式有所不同，除需调节天然气或燃油调门外(汽轮机为主蒸汽调门)，还需IGV配合来维持排气温度稳定。投AGC后燃料量随负荷指令而改变，IGV也势必随之频繁波动。IGV频繁波动对设备的影响及如何改善控制特性等问题有待进一步研究。鉴于燃气轮机响应AGC的优势在于持续大幅度的负荷变化，而非往复性的小幅度负荷变化，故建议调度侧投AGC闭环自动时采用合适的控制模式，以减少联合循环机组的负荷调节频率。

5 结论

本文针对当前9E型联合循环机组AGC技术研究的现状，提出了各项9E型联合循环机组AGC指标，明确了实现AGC负荷控制的主要策略及控制方法，确定了完备的整体方案，并在实际生产中得到了验证。这为E级联合循环机组AGC的广泛投用作出了有益的探索，对于国内E级燃气轮机响应电网控制、提高自动化水平、提升电厂的竞争力都具有较高的借鉴意义。

［1］王克勤，傅洪军．电网自动发电控制(AGC)技术在联合循环电厂中的应用［C］//中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会2000年年会论文集．深圳:中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会，2000．

［2］祝建飞，沈丛奇，胡静．多轴布置燃气轮机联合循环机组AGC功能开发和试验研究［J］．华东电力，2008，36(3):91－95．