自动发电控制在燃气－蒸汽联合循环电厂中的应用

2016-05-09徐振华

综合智慧能源 2016年1期

关键词：燃气负荷

徐振华

(中国华电科工集团有限公司，北京　100160)

自动发电控制在燃气－蒸汽联合循环电厂中的应用

徐振华

(中国华电科工集团有限公司，北京100160)

摘要:随着电力事业的快速发展，自动发电控制(AGC)已成为实现电网经济运行的重要一步。针对马来西亚某2拖1燃气－蒸汽联合循环电厂的实际运行工况，进行了AGC系统的设计，介绍了AGC系统控制方式、负荷限值、负荷变化速率及AGC操作流程的设计内容。实际应用表明，AGC系统的应用效果良好，满足了电力调度中心的技术要求。

关键词:燃气－蒸汽联合循环电厂;自动发电控制;负荷

1　工程概况

沙巴州(Sabah)是马来西亚的第二大州，位于东马，在婆罗洲的北部，自然资源丰富。近些年来，随着当地经济的发展，电力短缺情况日益突出。为缓解电力短缺的矛盾，Ranhill PowertronⅡ(RPⅡ)有限公司通过竞标取得独立发电商(IPP)资格，与Sabah供电局(SESB)签订卖电协议(PPA)，投资建设190 MW联合循环电站并运营25年。

本工程系新建工程，位于马来西亚沙巴州亚庇市(Kota Kinabalu)工业园内，当地气候属热带气候，常年炎热而多雨。工程建设规模为1套190 MW级6FA系列燃气－蒸汽联合循环2拖1机组。本套机组包括2台PG6111FA型燃气轮机，2台双压、自除氧、自然循环卧式余热锅炉和相关的辅助设备，1台约75 MW双压、空冷式蒸汽轮机发电机组和相关的辅助设备，组成2 +2 +1联合循环机组，机组净出力为190 MW。2台PG6111FA型燃气轮机发电机组布置在室外，主燃料为天然气，备用燃料为轻柴油; 2台余热锅炉为露天布置;汽轮机发电机组为室内布置。

根据EPC合同要求，SESB需要在电力负荷调度中心对本工程机组进行自动发电控制(AGC)，故本工程设置了AGC系统，并取得了良好效果。

2　机组运行方式分析

2.1机组运行工况

本工程机组采用“2拖1”的燃气－蒸汽联合循环方式，即2台燃气轮机的排气分别进入相应的2台余热锅炉，2台余热锅炉产生的蒸汽合并后进入1台汽轮机，且每台余热锅炉均设置旁路烟囱。工程热力系统示意图如图1所示。

图1　热力系统示意

根据合同要求，机组应实现9种运行工况，包括任意一台燃气轮机发电机组的单循环、单台机组的联合循环和2台机组的联合循环等，机组运行工况见表1。

2.2机组控制系统配置

本工程机组控制系统由1套ABB公司的800XA分散控制系统(DCS)和2套GE公司的MARK VI控制系统组成。其中:燃气轮机发电机组及其辅助系统主要由MARK VI控制系统进行监控，并将主要控制功能(如机组启动、停止，负荷调节，频率调节等)集成到DCS中;余热锅炉、汽轮机、发电机及相关辅机纳入DCS进行监控，通过DCS实现燃气轮机、余热锅炉、汽轮机、发电机整个联合循环电厂的集中监控［1］。

2.3机组负荷协调控制方式

每台燃气轮机发电机组都有单循环和联合循环两种运行工况。

(1)单循环运行工况时，仅燃气轮发电机组根据电网需要响应负荷调节。

表1　机组运行工况

(2)联合循环运行工况时，考虑到燃气－蒸汽联合循环机组的特点，负荷协调控制采用燃气轮机响应负荷变化，汽轮机跟随的方式，汽轮机运行于主蒸汽压力控制方式下，其负荷不参与控制，仅跟随燃气轮机负荷变化而变化。当需要增加机组负荷时候，首先快速增加燃气轮机负荷，汽轮机负荷随燃气轮机负荷缓慢增加，负荷增加期间不断根据机组总实际负荷对每台机组的实际负荷指令进行闭环控制，直至机组总的实际负荷与负荷指令相同;当需要减小机组负荷时候，首先快速减少燃气轮机负荷，汽轮机负荷随燃气轮机负荷缓慢减小，负荷减小期间不断根据机组总的实际负荷对每台机组的实际负荷指令进行闭环控制，直至机组总的实际负荷与负荷指令相同［2－5］。

燃气－蒸汽联合循环工况时，2台燃气轮机的实际负荷指令分配方式如下:

式中: PGT1A为燃气轮机1A实际负荷指令; PGT1B为燃气轮机1B实际负荷指令; PST为汽轮机实际负荷; P为机组负荷指令; K为2台燃气轮机负荷分配系数，取值为0～1，例如K =0.5，则2台燃气轮机负荷均分。

机组负荷协调控制过程中，燃气轮机实际负荷指令根据实时的汽轮机实际负荷进行不断调整，最终达到燃气轮机实际负荷与汽轮机实际负荷之和等于机组负荷指令的目的。

3　AGC设计方案

本工程AGC设计方案如图2所示。电厂DCS通过硬接线方式将各机组的状态信号送到设置在电厂内的AGC远动终端装置(RTU)系统，AGC RTU系统以通信的方式将各机组的状态信号送到SESB的电力调度数据网络，而SESB的负荷调度中心(LDC)可通过电力调度数据网络对机组进行负荷协调控制［6］。

图2　AGC系统设计方案

3.1AGC控制方式设计

因本工程机组存在多种运行工况，AGC的控制方式需要根据机组不同的运行工况进行逐一分析。

(1)停机状态。不需要考虑AGC控制，对应于工况1。

(2)单台机组单循环状态。因仅1台燃气轮机处于运行状态，其他设备均处于停机状态，则AGC可只控制此燃气轮机负荷即可达到对电厂负荷协调控制的目的，对应于工况2和工况8。

(3) 2台机组均处于单循环状态。因2台燃气轮机均处于单循环状态，要实现AGC对电厂负荷进行协调控制的目的，需对2台燃气轮机总负荷进行控制，所以，AGC控制只对全厂总负荷进行控制，不能对单台燃气轮机负荷进行控制，对应于工况9。

(4)联合循环状态。无论是单台燃气轮机处于联合循环状态还是2台燃气轮机处于联合循环状态，要实现AGC对电厂负荷进行协调控制的目的，需对所有机组(燃气轮机及汽轮机)的总负荷进行控制，所以，AGC控制只对全厂总负荷进行控制，对应于工况3，4，5，6，7。

因此，AGC的负荷协调控制方式有2种，即对燃气轮机负荷协调控制和对全厂总负荷协调控制，见表2。

根据上述AGC控制方式的设置，本工程共设计3种AGC控制方式，即GT1A AGC控制、GT1B AGC控制和全厂AGC控制。

3.2负荷高、低限值设计

对于联合循环机组，AGC指令变化需要在一定负荷范围内。根据本工程AGC系统设计的控制方式，当单台燃气轮机发电机组处于AGC控制时，AGC指令变化仅需要考虑燃气轮机发电机组自身稳定运行的负荷范围即可，故AGC负荷指令的高、低限值根据燃气轮机发电机组特性进行设置;当采用全厂AGC控制方式时，AGC指令变化需要考虑2台燃气轮机发电机组和汽轮机发电机组均需处于稳定运行状态的负荷范围，所以，AGC负荷指令高、低限值根据全厂各机组综合运行特性设置，需保证每台燃气轮机发电机组和汽轮机发电机组的安全、稳定运行。

根据上述分析和机组实际运行情况，本工程将AGC指令变化的负荷高限值设置为每种工况的100％负荷，低限值设置为每种工况的50％负荷，在此区间内负荷变化比较规律，有利于AGC的负荷协调控制。

3.3负荷变化速率设计

对于燃气蒸汽联合循环机组，负荷变化速率与机组的运行方式有关，当机组处于单循环状态时，机组负荷仅为燃气轮机发电机组负荷，并且燃气轮机发电机组对负荷指令的响应速率较快，所以，AGC控制负荷升、降速率可根据燃气轮机发电机组自身特性进行设置，并且可以快速响应AGC指令。

当机组处于联合循环状态时，机组负荷为燃气轮机发电机组和汽轮机发电机组负荷之和，机组负荷变化首先引起燃气轮机负荷变化，而后引起余热锅炉热负荷变化，进而引起汽轮机负荷变化，这个变化过程有较大的延迟，所以，机组负荷变化速率主要由燃气轮机发电机组负荷变化速率决定，汽轮机发电机组负荷变化速率影响较小。

根据上述分析及本工程机组特点，理论上无论是哪种工况，机组的升降负荷速率均可达到10 MW/min，可以快速响应AGC指令的变化。为保证当地电网负荷协调控制的稳定和安全，根据PPA技术要求和LDC的控制要求，对本工程机组的升、降负荷速率进行了一定的限制:单循环时AGC指令变化的升、降负荷速率设定为4.88 MW/min;联合循环时AGC指令变化的升、降负荷速率设定为2.8 MW/min。

3.4AGC操作流程设计

因本工程是当地电力系统第1次采用AGC控制的项目，考虑到操作人员以往的负荷调度操作习惯和AGC系统负荷协调控制的安全性，应电力调度管理部门和操作人员的要求，AGC系统的投入和切除均需要双方通过系统通信进行语音确认，由电厂方操作人员手动操作投入和切除，并且设置了多个AGC故障保护报警功能，提示电厂操作人员进行人工干预处理，充分保障了电厂AGC的安全性。

4　AGC实际应用效果

表2　机组AGC控制方式

根据本工程AGC设计，分别对燃气轮机发电机组单循环AGC控制和燃气－蒸汽联合循环AGC控制2种控制方式进行调试，由电力调度中心发出AGC负荷指令，机组根据AGC负荷指令调节实际发电量，试验曲线如图3～6所示。从图3～6可以看出，机组AGC控制实际负荷曲线与系统设计的模拟负荷曲线基本一致，满足AGC的控制要求;另外，机组实际负荷响应时间与AGC控制指令存在一定延时，通过在电力调度中心的AGC系统设置一定的时间常数和补偿系数，实现机组单循环AGC控制延时约30 s，机组联合循环AGC控制延时约20 s，满足电力调度中心的技术要求。

图3　燃气轮机发电机组单循环AGC降负荷曲线

图4　燃气轮机发电机组单循环AGC升负荷曲线

图5　燃气－蒸汽联合循环AGC降负荷曲线

图6　燃气－蒸汽联合循环AGC升负荷曲线

5　结束语

本工程采用AGC控制，有效提高了当地电力调度的自动化水平，保证了当地电力系统安全、稳定运行。本工程AGC控制系统的成功实施，可为类似工程的AGC系统设计提供宝贵的经验。

因本工程AGC控制的负荷变化速率根据实际情况进行了适当限制，并未完全发挥出燃气－蒸汽联合循环机组快速负荷响应的能力，仅能满足当地电网的基本负荷协调控制要求。若要充分发挥燃气－蒸汽联合循环机组快速负荷响应的能力，需要与电网调度中心协调一致，共同完成系统功能的升级改造，将大大提高当地电力系统负荷协调控制的自动化水平及电网的稳定性。在类似工程的AGC设计过程中，可以将AGC控制的负荷变化速率大大提高，将有更好的电网负荷协调控制效果，并且具有很好的电网调峰、调频功能。

参考文献:

［1］燃气－蒸汽联合循环电厂设计规定: DL/T 5174—2003 ［S］.

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

［3］宋敏强，祝建飞，邱佳敏.燃气轮机联合循环机组AGC及一次调频研究［J］.华东电力，2009，37(5) : 828－831.

［4］宋兆星，李卫华，王立.双轴燃气蒸汽联合循环机组协调控制策略研究［J］.华北电力技术，2009，42(8) : 7－10.

［5］刘维烈.电力系统调频与自动发电控制［M］.北京:中国电力出版社，2006.

［6］大中型火力发电厂设计规范: GB 50660—2011［S］.

(本文责编:刘芳)

徐振华(1982—)，男，吉林长春人，助理工程师，从事火力发电厂热控专业电力设计及技术管理工作(E-mail: xuzhenhua@ chec.com.cn )。

作者简介:

收稿日期:2015－08－21;修回日期:2015－12－24

中图分类号:TM 76; TM 611.31