9FA燃机AGC模式下主、再热蒸汽温度控制策略

万志勇（江苏华电戚墅堰发电有限公司，江苏常州 213011）



9FA燃机AGC模式下主、再热蒸汽温度控制策略

万志勇
（江苏华电戚墅堰发电有限公司，江苏常州 213011）

【摘要】介绍美国GE公司9FA级燃气蒸汽联合循环机组余热锅炉特点及蒸汽减温配置，联合循环机组正常运行中通过串联布置的两个回路控制主、再热蒸汽温度，包含最小流量和过热度保护的实现方法。机组启动阶段，IGV参与燃机排气温度控制，前馈调节来稳定启动期间的主蒸汽温度。机组在AGC模式控制下调峰，机组负荷变动频繁、剧烈，用实践出的目标温度法控制主、再热蒸汽温度-燃机排气温度-IGV角度统一协调调节动作，维持调峰机组大负荷变动情况下的主、再热蒸汽温度稳定的控制策略。

【关键词】联合循环 主、再热蒸汽温度 IGV前馈 过热度保护 最小流量保护 目标温度法

长期以来，我国能源结构以煤为主。煤电的污染排放（SO2、NOX）问题非常严重，已成为我国电力工业实施可持续发展战略的“瓶颈”。而燃气-蒸汽联合循环发电机组由于优越的节能环保优势，效率高、启停快、占地省、建设周期短，以及快速的“无外电源启动”特性，能保证电网运行的安全和可恢复性。近年来发展迅速，不仅可以用作紧急备用电源和尖峰负荷机组，而且还能携带基本负荷和中间负荷，特别适合调峰作用。

燃气-蒸汽联合循环机组在调峰时负荷率变动大，以F级燃机为例，在A G C模式下运行时调峰负荷调整范围大（2 8 0～390MWMW）、变动时间短（5～15min），燃机排气温度变动范围大（600℃～650℃）。本文以9FA燃气轮机配套的余热锅炉为例，介绍燃机供应商的主、再蒸汽温度的控制策略以及在AGC模式下运行中实践总结出的主、再蒸汽温度的控制策略。

1 设备简介

1.1 并网运行调度AGC要求

为适应大电网、大调度发展趋势，上网机组负荷必须严格按照省调下达的日计划发电曲线执行，电网调度能量管理系统（EMS）每5分钟采样，全天288个点，分为高峰、腰荷、低谷三个时段，采集到的发电负荷实绩与计划曲线比较，超过±3%为不合格点，按规定进行考核。发电企业100MW以上机组必须具有AGC功能，一个月连续2天或累计5天AGC不能投入的，将进行考核。F级燃机AGC可调范围280～390MW，调节速率3.5%，日均调节精度必须达到0.5%的额定容量。机组AGC一旦投入，运行人员不允许干预机组负荷设置，面对峰谷阶段的大负荷变动必须及时调整参数才能保证机组在安全经济范围内运行。

1.2 存在问题

我公司9FA燃机发电机组是引进美国GE公司的F级燃机单轴联合循环发电机组，采用集控运行模式。在AGC模式下，省调度员远程控制机组负荷，无规律性、无预知性，现有的主、再热蒸汽减温水自动调节不理想，波动幅度大、调节时间长，易调节失稳，运行中需解除蒸汽温度自动控制人工参与调节。一方面使运行人员操作强度变大，在单人值机操作频繁时易出差错；另一方面机组金属产生持续交变应力易发生疲劳破坏。由于燃气轮机具有的快速变负荷特点使其成为调峰机组的最佳选择，在AGC模式下电网远程快速调节负荷是一种必然。所以尽快寻找到一种切实可行的自动调节方式来满足电网快速调节负荷时匹配的主、再热蒸汽汽温自动控制来减少人员的操作强度已经刻不容缓。

2 现有的主、再热蒸汽温度控制策略

2.1 减温配置

我公司余热锅炉采用无补燃的三压再热循环系统，其能量来源于燃机的高温排气，余热锅炉的蒸汽参数只与燃机排气有关，即蒸汽温度取决于燃机排气流量及温度。余热锅炉有高、中、低压三个汽包。高压过热器共4级，在2、3级和3、4级过热器之间分别设置了一级喷水减温装置，控制其出口蒸汽温度。再热器共3级，在2、3级再热器之间设置了一级喷水减温装置，控制其出口蒸汽温度。低压过热器没有喷水减温装置。过热器、再热器减温装置减温水分别来自于高、中压给水。

过热器一级减温策略为粗调，流量大，受过热度保护逻辑限制。二级减温策略为细调，当流量超过4.5t/h，发出报警，表示超过温控阀调节稳定区，主汽温度调整易受高压给水压力波动而造成调节失稳。

2.2 现有的蒸汽温度控制策略

2.2.1 控制原理

现有蒸汽温度控制策略包括采用串级布置的控制回路、IGV前馈回路、过热度保护、最小流量保护等控制回路。图1是燃机供应商提供的主蒸汽温度控制原理图。

主蒸汽温度控制系统采用串联布置的两个控制回路：一是由被调对象的导前区、导前汽温、内控制器、执行器和温控阀组成的内回路；二是由被调对象的惰性区、主汽温、外控制器组成的外回路。

外控制器接受末级过热器出口实测蒸汽温度和设定值间的偏差，其输出值作为内控制器给定值，对内回路进行校正。为防止积分饱和，采用带复位功能的比例和外部积分调节作用。

图1　主蒸汽温度控制原理图

图2　主蒸汽温度设定值回路

内控制器根据实测的减温器后温度变化迅速改变减温水量，消除因给水压力波动等原因引起的减温水自发性扰动。

2.2.2 主蒸汽温度设定值回路

燃机在起动至部分负荷时，压气机进口导叶（IGV）参与燃机排气温度调节。IGV开度的变化直接影响着燃机排气的流量、温度进而影响机组的蒸汽温度。因此在主蒸汽温度控制策略中，设有IGV前馈回路，见图2。

机组冷态起动时，控制系统通过调整IGV角度来控制燃机排气温度。此时主汽温度控制设定值为IGV角度的函数。机组并网后，温度匹配程序被激活，为控制燃机排气温度使主汽温度的上升匹配缸温，IGV由最小工作角度49°打开，燃机排气流量增加，主蒸汽温度上升。匹配程序完成后IGV角度关小到最小工作角度，燃机加载，FSR（燃料冲程基准）增加，燃机排气温度急剧上升，为维持排气温度，IGV角度由最小工作角度重新打开。当IGV 角度大于70°时，RS触发器模块置位，切换模块的输出选择最大设定值。在机组停机过程中，当IGV角度小于65°时，RS触发模块处于复位状态，切换模块再次选择函数模块的输出。

机组热态起动时，燃机控制系统通过调整FSR来控制燃机排气温度。当IGV 角度大于70°时，切换模块的输出选择最大设定值，此时设定值（即小选模块的输出）为主蒸汽温度测量值及接通温度TON（482℃）的最大值，为了防止汽机温度过高引起机组RB（runback， 辅机故障减负荷），设定值不得超过566℃。

2.2.3 过热度保护

由于一级过热器出口汽温低，为防止减温水喷淋过度使蒸汽温度降到饱和温度导致蒸汽带水损坏汽轮机叶片的可能性，设计了过热度保护功能，根据二级减温器出口蒸汽压力计算出对应压力下的饱和温度，加上一定的过热裕度△Tsat，作为末级过热器入口蒸汽温度限制值，与外控制器的输出指令经过大选模块作为内控制器的给定值。当外控制器的输出指令小于温度保护值时，限制减温水流量，使减温器出口蒸汽温度不低于饱和温度。若主蒸汽温度小于最小过热度时，则关闭减温阀，保证机组的安全运行。

2.2.4 最小流量保护

在机组运行期间，温控阀工作区范围可能进入小开度调节甚至全关状态，如果减温水流量被切断后再打开喷淋，循环往复下高温区域的金属易发生热冲击和高循环疲劳。故维持最小的减温水流量可以增加减温器喷嘴部件的寿命。

当减温水流量小于设定值时，最小流量调节器（见图1）输出增加，与高压主蒸汽温度串级控制回路输出指令一起进入大选模块，若其指令小于最小流量调节器的输出，则将最小流量调节器的输出作为温控阀的指令，从而保护减温器喷嘴。

3 AGC模式下主、再热蒸汽温度控制策略

3.1 AGC模式下主、再热汽温调节问题

GE公司提供的蒸汽温度减温策略是比较完备与缜密，但其调节策略是跟随主、再热蒸汽温度发生变化后再进行调节，属于被动调节，调节节奏慢、温度变动范围大、调节震荡大，无法适应在AGC模式下短时大范围变动负荷的特点。经常会出现一个调节过程中调节震荡还未消退电网调度又发出负荷变动的调节指令，致使调节震荡迭加，甚至调节崩溃，主、再热汽温超限，严重威胁机组安全运行，所有需要优化其调节策略。根据负荷指令的变动，通过IGV角度、燃机排气温度的变化值预先判断主汽温度变化趋势，超前微调，主动调节。如果能找到正确的调节方式再模拟其调节策略作出逻辑优化就可达到在AGC模式下大幅度变负荷工况时主、再汽温的自动调节了。

3.2 负荷变动过程中燃机的特性

联合循环机组变负荷时由于余热锅炉的热缓冲现象表现出燃机增、减负荷快，汽机增、减负荷慢的特点。所以增、减负荷过程也可看作是燃机与汽机的负荷分配过程。

当减负荷指令发出后，机组FSR即燃料量开始减少。在燃机IGV角度不变的情况下对应的是燃机排气温度与压力下降，负荷下降。燃机MARK Ⅵ控制系统的FSR控制（此时FSR已由温控切至速度控制）为维持机组效率及环保指标，保证燃机进口TTSR温度在较高温度范围内，发出关小IGV的指令，燃机排气温度上升至温控算法计算值。目标负荷到位，这一段可看作燃机减负荷。当排气温度与排气压力下降使得进入余热锅炉热量的减少，锅炉蒸发量减少使主、再热蒸汽压力下降、流量下降从而减少了汽机负荷，这一段可看作汽机减负荷。由于目标总负荷量不变，汽机减负荷时燃机负荷回升，表现为IGV角度关小后又开大，当主汽压力稳定后汽机负荷也稳定，燃机IGV角度稳定，燃机负荷也稳定，一次减负荷过程完成。主、再热蒸汽温度受排烟温度影响从上面的过程可看出随燃机排气温度是先瞬间下降再上升。由于联合循环机组存在这样的负荷特性加剧了减温调节震荡。所以减温策略不但需要跟踪减温器前后蒸汽温度的变化情况还应该灵敏捕捉负荷变化中燃机参数的变化值，特别是燃机排气温度和IGV角度这两个参数，来准确预判出汽温变化的趋势，实时进行调整。

3.3 优化的主、再热温度调节过程描述

根据日常的手动调节，发现只要二级减温器后温度+燃机排气温度=1130℃，就能保证主蒸汽温度恒定在566℃。控制好二级减温器后的温度就能保证主蒸汽的温度并灵敏感受燃机排气温度对主蒸汽温度的影响。按照此规律我们可以在变负荷时通过基本算法：1130℃减去燃机排气温度从而得到二级减温器后需调节到的温度。这样就找到了主汽温度与燃机排气温度之间的联系。而燃机通过调整IGV角度来控制进入燃机的空气量使得燃机排气温度发生变化，温控逻辑调整FSR达到控制负荷的目的，进而找到负荷变动时IGV角度与燃机排气温度之间的函数图。这样燃机的“负荷-FSR-IGV角度-燃机排气温度-主蒸汽温度之间的关系都联系起来。当接受到省调度台变负荷指令，通过FSR、IGV角度、燃机排气温度的变化值预先判断主汽温度变化趋势，超前微调，就能满足主蒸汽减温要求。

同理找到再热蒸汽温度调节规律为再热减温器后温度与燃机排气温度之和等于1150℃。此处不再赘述。

3.4 主、再热蒸汽温度调节目标温度法

综上所述，主蒸汽汽温减温逻辑中减温器的内回路温度调节中加入二级减温器后温度作为取样点的目标温度调节，按“1130℃-实时燃机排气温度”这个动态量算法作为二级减温器内回路设定调节目标温度并串入IGV角度与燃机排气温度之间的关系函数并辅以外控制器输出值作为修正的方法。

高过一级减温水目标设定点算法为在减温逻辑中减温器的外回路温度设定值中加入“1130℃-实时燃机排气温度+15℃”这个动态量算法作为调节目标温度设定值。

再热蒸汽汽温减温逻辑中减温器的内回路温度调节中加入再热减温器后温度作为取样点的目标温度调节，按“1150℃-实时燃机排气温度”这个动态量算法作为再热减温器内回路设定调节目标温度并串入IGV角度与燃机排气温度之间的关系函数并辅以外控制器输出值作为修正的方法，即能达到AGC模式下变负荷时快速、平稳的控制减温水，使主、再热蒸汽温度保持正常匹配负荷。另外减少人工操作，真正达到无人化全自动操作。实现主、再热蒸汽汽温自动控制来配合电网进行远程快速调节负荷的目的。

············

4 结语

本文介绍了与9FA燃机配套的余热锅炉蒸汽温度控制策略，包括蒸汽温度采用了串级控制、IGV前馈回路、最小流量保护、过热度保护等控制回路方案。

由于余热锅炉输入的能量全部来自于燃机排气，蒸汽温度取决于燃机排气流量及温度。在启动阶段，蒸汽温度全程控制的设定值是动态的，且是IGV角度的函数。

在AGC模式下，根据联合循环机组作为调峰机组负荷变动量大且调节时间短的特点。通过优化现有的减温策略，在减温控制器内、外回路中加入经过实践证明过的根据燃机排气温度动态变化而变化的目标温度算法，以达到主、再热蒸汽温度调节正常匹配负荷变化。实现配合电网进行远程快速调节负荷的目的。

参考文献：

［1］焦树建.燃气轮机与燃气-蒸汽联合循环装置［M］.北京：中国电力出版社，2007.

［2］邓建玲.大型燃机-蒸汽联合循环发电技术丛书.北京：中国电力出版社，2009.

［3］GE公司9FA机组运行培训手册 美国：GE公司，2004.

作者简介：万志勇（1975—），男，江苏常州人，助理工程师、二级技师，从事燃机集控管理工作。