燃气－蒸汽联合循环机组自动发电控制优化

王继强，刘亚峰

（华能太原东山燃机热电有限责任公司，太原 030000）

燃气－蒸汽联合循环机组自动发电控制优化

王继强，刘亚峰

（华能太原东山燃机热电有限责任公司，太原 030000）

华北电网《两个细则》对发电机组自动发电控制（AGC）调节性能提出了具体要求。针对某F级二拖一燃气－蒸汽联合循环机组AGC负荷变化速率和负荷响应速度低的问题，在汽轮机功率控制回路增加变参数比例－积分－微分（PID）控制并在AGC功率和速率限制回路采用阈值法，提高了汽轮机组负荷响应速度和负荷变化速率。在保证机组安全稳定运行的前提下，满足了电网AGC考核的要求。

燃气－蒸汽联合循环机组；二拖一；自动发电控制；比例－积分－微分；阈值法

0 引言

华北电网《两个细则》对发电机组自动发电控制（AGC）调节性能指标提出了具体要求，包括负荷平均变化速率、负荷响应时间、负荷稳态偏差、负荷动态过调量等。燃气机组具有响应速度快、启停时间短的优点，主要用于电网调峰运行，但是二拖一机组采用分轴布置，机组在进行AGC控制方式下的负荷跟随试验时，最大的难题就是快速响应的燃气轮机与反应迟滞的汽轮机在变负荷时协调不同步［1－2］。本文以某二拖一燃气－蒸汽联合循环859 MW机组为例，采用变参数比例－积分－微分（PID）法和阈值法对协调控制系统进行优化，使二拖一联合循环机组能够有效克服汽轮机负荷响应滞后和跟随性差的影响，在保证机组安全稳定运行的前提下，满足电网AGC考核时负荷变化速率大于4%Pe/min（Pe为额定负荷）的要求。

1 联合循环机组AGC存在的主要问题

某二拖一燃气－蒸汽联合循环859 MW机组采用2台M701F4型燃气轮机、2台余热锅炉、1台带SSS离合器的供热蒸汽轮机，燃气轮机发电机组与蒸汽轮机发电机组为分轴布置。机组在AGC方式下运行，来自中调的负荷指令与机组当前总负荷进行PID运算，经过速率限制后减去汽轮机当前负荷，得到燃气轮机总负荷指令，总负荷根据燃气轮机负荷偏差进行自动分配后，得到燃气轮机负荷指令。

在此种控制方式下，通过整定PID参数，当AGC指令变化不大时，机组负荷变化速率基本可以达到大于4%Pe/min的要求，但是，如果中调指令由于某种原因持续变化，尤其是碰到“调头指令”时，机组负荷变化速率无法达到要求。2015－10－07 T 00：40：00，该机组进行AGC考核，机组负荷变化速率达2%Pe/min，负荷变化响应时间达89 s，远超过电网负荷实际变化速率大于4%Pe/min、负荷变动响应时间不大于60 s的要求，机组跟随曲线如图1所示。

图1 AGC优化前机组跟随曲线

2 联合循环机组AGC优化

为提高汽轮机的负荷响应速度，克服AGC调头指令的影响，在汽轮机功率控制回路增加变参数PID控制并在AGC功率和速率限制回路采用阈值法，使汽轮机组在指令偏差较小时自动采用滑压方式运行，提高机组效率，偏差较大时自动切至变参数PID控制回路，提高汽轮机组负荷响应速度和负荷变化速率［3－6］。

2.1 变参数PID控制

联合循环汽轮机采用预热滑压方式运行，即汽轮机调门全开，机组负荷根据主蒸汽压力变化跟随动作。汽轮机变负荷是一个纯惯性、大滞后环节，为了使汽轮机负荷变动与燃气轮机负荷变动一致，提高汽轮机负荷响应速度，在汽轮机功率控制回路中增加变参数PID控制回路。机组正常模式下汽轮机采用滑压方式运行，当机组负荷与AGC指令偏差超过10 MW时，功率控制回路自动由滑压控制方式切换为变参数PID控制方式，汽轮机开始提高负荷响应速率。变参数PID控制中比例、积分时间与机组实际负荷和AGC指令偏差呈动态函数关系，函数整定值在调试中获得。

2.2 阈值法

受大气环境温度及压力的影响，燃气轮机的额定负荷只在特定的环境下才能实现，在不同的环境条件下，燃气轮机可带的最高负荷不同。根据M701F级燃气轮机的控制策略，当燃气轮机实际负荷大于可发负荷（可发最大负荷－可发最低负荷）的97%时，燃气轮机会自动将负荷变化速率下调至0.2%Pe/min。为保证联合循环机组AGC负荷变动范围满足电网要求的50%～100%Pe，在AGC功率和速率限制回路采用阈值法。机组执行AGC负荷分配前，首先根据环境温度和压力自动计算阈值参数，引入燃气轮机燃烧状态表征参数——主燃烧负荷指令（MFCLCSO）：在总负荷接近上阈值时，自动降低负荷变化速率，限制负荷变化；当负荷接近下阈值时，提示需要退出AGC跟随，避免机组出现自动退汽的不安全工况。

3 优化的AGC控制在实际中的应用

2015－10－15 T 14：50：00，某燃气－蒸汽联合循环859 MW机组在二拖一模式下进行AGC闭环控制测试，机组在协调控制系统（CCS）模式下运行，设定机组负荷变化速率为40 MW/min，优于电网要求的4%Pe/min（34 MW/min），可调负荷范围为50%～100%Pe（430～860MW）。电网调度中心改变负荷指令，使机组负荷在当前出力附近调整。负荷变动过程为：（1）机组以4%Pe/min的速率，从50%Pe升负荷至100%Pe，预计变负荷过程持续13 min；（2）稳定10 min后，机组以4%Pe/min的速率，从100%Pe降负荷至50%Pe，预计变负荷过程持续13 min；（3）稳定10 min后，机组以4%Pe/min的速率、20%Pe的阶跃，从50%Pe升负荷至100%Pe，每个阶跃变化之间稳定5 min，预计变负荷过程持续30 min；（4）稳定10 min后，机组以4%Pe/min的速率、20%Pe的阶跃，从100%Pe降负荷至50%Pe，每个阶跃变化之间稳定5 min，预计变负荷过程持续30 min。

图2为AGC优化后的机组跟随曲线。由图2可知，AGC负荷试验中负荷动态最大偏差为－7.0 MW，负荷变化速率达39.93 MW/min，负荷变动响应时间最长为41 s，远超电网AGC考核要求；同时，在阈值法计算的作用下，当前环境温度和大气压力下，当燃气轮机MFCLCSO≥97%时，机组最高负荷为755.3 MW，导致静态负荷最大偏差达－107.1 MW，AGC跟随退出报警。具体控制参数见表1。

图2 AGC优化后机组跟随曲线

表1 机组优化AGC控制后的主要参数MW

4 结束语

本文按照华北电网《两个细则》对发电机组AGC指标的要求，结合某二拖一燃气－蒸汽联合循环机组，分析了AGC方式下存在的问题，采用变参数PID法和阈值法对协调控制系统进行优化，使二拖一联合循环机组能够有效克服汽轮机负荷响应滞后和跟随性差的影响，在保证机组安全稳定运行的前提下，满足电网AGC考核时负荷变化速率大于4%Pe/min的要求。

［1］柳红军.9F级燃气蒸汽联合循环机组参与电网自动发电控制的思考［J］.电力设备，2008，9（9）：68－70.

［2］彭显刚，张聪慧，王星华，等.LNG调峰电厂负荷优化分配的应用探讨［J］.电力系统保护与控制，2010，38（14）：84－87.

［3］王绪论.火力发电厂AGC协调控制优化设计研究［D］.南京：东南大学，2008.

［4］陈永刚.适应AGC功能的联合循环电厂负荷优化控制［D］.上海：上海交通大学，2010.

［5］王焰.电网自动发电控制（AGC）技术应用探讨［J］.工业计量，2010，20（3）：17－20.

［6］颜伟，赵瑞锋，赵霞，等.自动发电控制中控制策略的研究发展综述［J］.电力系统保护与控制，2013，41（8）：149－155.

（本文责编：刘芳）

TM 611.31

B

1674－1951（2016）10－0020－02

王继强（1982—），男，山东冠县人，工程师，从事电厂热控检修管理工作（E-mail：wangjiqiang＠126.com）。

2016－07－26；

2016－08－18

刘亚峰（1988—），男，山西临汾人，工程师，工学硕士，从事电厂热控检修管理工作（E-mail：watch186＠163.com）。