燃气-蒸汽联合循环机组协调控制策略设计

吴光明

（大唐华东电力试验研究院，合肥 230088）

0 引言

燃气-蒸汽联合循环机组整体效率得到了大幅提升，具有启动快、调峰性能好、占地小、耗水少、对环境污染小等显著优势[1]。此外，联合循环机组高自动化程度、高稳定性优势明显提升，实现了电网调峰能力的增强，很大程度上优化了整个电网的运行能力[2]。随着国民经济的迅速发展，电网峰谷差日益增大，发展调峰用燃气-蒸汽联合循环机组电站势在必行[3]。国内对于燃气-蒸汽联合循环机组的控制技术研究进度相对滞后，尤其是对于联合循环机组协调控制的掌握程度相比常规燃煤机组差距较大。行业总结认为，主要原因是目前联合循环机组的协调控制系统一般在燃机控制系统（TCS）中实现[4]。出于技术保密和封锁，部分TCS关键功能被封装，即使开放部分也以安全性为由，各联合循环发电企业均需和厂家签订维护合同，仅能由厂家技术人员进行维护。目前，世界上燃机主要生产厂家有美国GE、德国Siemens、法国Alstom和日本三菱。近年来为了更好匹配改善大气环境与电力发展的需求，国内逐步引入大型燃机，建设了一批燃气-蒸汽联合循环机组。如2014年底，上海电气与意大利安萨尔多能源公司合作，在上海成立了合资公司，在打破国际燃机技术壁垒和服务垄断的同时，促进了国内对燃机技术的进一步掌握，也对相关领域的技术人员提出了更高的要求。本文以某新建燃气-蒸汽联合循环机组为对象，结合调试过程对机组特点进行分析，提出了燃气-蒸汽联合循环机组协调控制策略设计思路。

某燃机工程为双轴联合循环机组，单元机组设有一台燃机及其发电机、一台余热锅炉和一台汽轮机及其发电机。燃气轮机由上海电气与安萨尔多能源公司联合设计制造，型号为AE94.3A，余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环结构，蒸汽轮机为上海电气设计制造的三压、再热、反动式、轴向排汽、抽汽凝汽式汽轮机。全厂整个联合循环机组及其辅助系统将采用由分散控制系统（DCS）、燃机控制系统（TCS）、汽机控制系统（DEH、ETS）等和必要的独立的保护、控制装置来实现集中监控，具备网调AGC及一次调频等功能。

1 协调控制策略分析

燃气-蒸汽联合循环机组涉及有燃机、余热锅炉以及蒸汽轮机，其中燃机运行中控制对象主要包括转速、机组负荷、排气温度，为保证这些控制对象在燃机运行过程始终处于安全范围内，在TCS中设计有启动升程器、速度控制器、功率控制器、排气温度控制器、负荷限制器、压比控制器、冷却空气限制控制器7个控制器，在燃机启动直至额定负荷过程中完成不同阶段的控制任务，并由燃料分配器把燃料分配给值班阀和预混阀。功率控制器在燃机发电机并网后接管转速控制器，通过功率控制器（PID调节）控制燃机的负荷，使之与电网需求匹配。另外，负荷控制器还具有一次调频功能。功率控制器的目标设定包括燃机侧设定和接受协调侧指令两种方式，本文研究的主要内容正是联合循环机组投入协调运行的控制方式。

对于分轴式燃气-蒸汽联合循环机组，其燃气轮机发电机和蒸汽轮机发电机同时输出电功率，燃气轮机、余热锅炉以及蒸汽轮机三者是一个相互联系的热能动力系统，为了保证各分系统协调工作，必然要提出新的控制要求。由于燃机气室容积效应小、热惯性小，负荷变化反应灵敏，而余热锅炉及其蒸汽轮机有着较大的热惯性和汽室容积，对负荷变化的响应则要反应迟钝，因而联合循环机组的协调控制的首要任务就是需要对单元机组的负荷指令进行分配。此外，协调控制的另一任务是需要调整余热锅炉和蒸汽轮机蒸汽参数，为确保蒸汽轮机安全经济运行，其主蒸汽压力需工作在合理安全的范围内。

2 汽轮机压力控制逻辑设计

为适应电网负荷调节快速性要求，联合循环机组首要任务是负荷调节。联合循环机组控制涉及的燃气轮机和蒸汽轮机负荷响应速度有明显差别，前文中已分析可知燃机具有负荷响应快速性的特点。此外，因余热锅炉吸热过程的大惯性环节，主蒸汽压力对燃机燃料量变化的响应存在明显滞后。因此，用燃机控制负荷比控制压力较为有利。同时，余热锅炉配置的大多是自然循环汽包炉，为了避免各汽包水位异常波动，也需要维持主蒸汽压力的稳定。为保障余热锅炉系统和蒸汽轮机的安全经济运行，以高压蒸汽压力控制为例，设计了蒸汽轮机侧的高压主蒸汽压力控制回路如图1所示。当余热锅炉蒸汽参数合格后，DEH控制蒸汽轮机冲转、并网、带负荷。

启动初始阶段的高压主蒸汽压力主要由高压旁路系统进行控制，在高压压力控制器设定值基础上叠加一个负偏置量x，如图1（a）所示，此时高压调门不参与主蒸汽压力控制。进入初始带负荷阶段后，随着高压旁路系统逐渐关小，当高压旁路调阀完全关闭后，启动汽轮机初压模式。在初始压力模式下，汽轮机控制器工作及连续的控制调门打开，以使实际压力达到高压压力设定值。在这期间，这是唯一工作的控制汽轮机高压缸进口主蒸汽压力的压力控制器。通过在高压压力设定值的基础上增加一个正偏置y的“关闭裕度”如图1（b）所示，使高压旁路阀保持在关闭位置。

随着蒸汽流量的增加，汽轮机调门的开度越来越大。当蒸汽流量大约在70%时，汽轮机调门开度已经到100%。随着锅炉负荷（蒸汽流量）的进一步增加，主蒸汽压力随之增加。在高负荷范围（70%～100%额定负荷），汽轮机处于深度滑压状态，此时高压压力设定值略低于实际滑压值，汽轮机调门保持在100%开度，从而减小蒸汽轮机侧的节流损失，最大限度地利用燃气轮机排气的余热。

3 负荷控制逻辑设计

联合循环机组总负荷为燃气轮机负荷和蒸汽轮机负荷之和，理论上存在两者负荷分配关系。在此基础上，可形成联合循环机组理论负荷分配控制方案，如图2所示。从厂家提供的说明书及理论分析可知，燃机和蒸汽轮机负荷分配存在一定比例关系，图2中通过燃气轮机负荷分配系数KG及蒸汽轮机负荷分配系数KS对联合循环机组负荷指令进行定量分配，分别获得燃机负荷指令PGD、蒸汽轮机负荷指令PSD。该控制方式的原则是按稳态负荷进行负荷分配的，静态时能够满足要求，但通过仿真发现在变负荷过程中[1]，由于余热锅炉及其蒸汽轮机系统热惯性很大，蒸汽轮机的实际负荷响应具有一定的迟延，造成总负荷也无法快速跟随其指令变化。

从工程实际情况分析，需要在总负荷控制精度及控制快速性两方面进行协同考虑。联合循环机组中燃机具有负荷响应快的特点，而余热锅炉相对惯性较大，蒸汽轮机做功则需要在燃机负荷变化后，排烟温度及烟气量随之发生变化，再经余热锅炉进行热量交换，做功介质升温升压后才能提升蒸汽轮机出力，相比呈现出非常明显的滞后特性。因此，对上述联合循环机组负荷分配方式进行调整，汽轮机负荷采用随动方式，即汽轮机以最大做功能力运行，最大限度消纳燃机余热。形成如图2所示汽轮机负荷随动方式联合循环机组负荷分配方式。

汽轮机负荷随动方式联合循环机组负荷控制方式已基本上能够满足燃气-蒸汽联合循环机组负荷控制要求，但从机组实际运行情况发现在机组升负荷阶段，燃机侧负荷能够快速响应负荷总指令，按照设定速率调整至目标负荷。由于余热锅炉换热环节迟延特性，在升负荷过程后期，进入蒸汽轮机的主蒸汽压力快速上升，蒸汽轮机做功能力较升负荷初期明显增强。随着蒸汽轮机发电机负荷增加，为维持总负荷不变，则需燃机减负荷，形成燃机先超调再回调现象，正常超调量在4MW左右。这一过程对控制系统稳定性将产生不利影响，同时加剧了现场相关设备动作频次。在接近额定负荷过程中，燃机侧极易因快速升负荷，导致负荷控制器切换为排气温度控制器，它作用于燃料供应，控制燃机的排气温度，从而将透平入口温度限制在允许的水平，而机组负荷控制将受限，不利于机组参与AGC和一次调频调整。

针对上述现象，对汽轮机负荷随动方式联合循环机组负荷控制方式进行适当优化，增加DCS侧燃机负荷指令限速环节，对送入燃机控制系统的负荷指令PGD进行限速处理。该限速功能通过引入余热锅炉侧高压主蒸汽压力微分，动态调整燃机变负荷速率。因蒸汽轮机在高负荷阶段采取的是深度滑压方式运行，蒸汽轮机调阀保持全开，主蒸汽压力升高，主蒸汽流量将增加，机组负荷也随之升高。机组升、降负荷后期，蒸汽轮机侧负荷快速变化，实际总负荷升降速率超过设定速率[5]，燃机侧和蒸汽轮机侧实际负荷分配比例发生了变化。通过对燃机负荷指令PGD的降速处理，平衡蒸汽轮机侧较快的负荷变化率，能够减少燃机侧负荷超调，缩短变负荷过程的稳定时间。对于升负荷至额定负荷过程，能够有效避免因燃机快速变负荷触发排气温度控制器，保障机组有效参与电网调峰调频。

4 工程应用及总结

某燃气-蒸汽联合循环机组在协调控制方式下的主要运行参数曲线如图5所示。

由图5可见，机组负荷升速率设定为14MW/min，在320MW～405MW连续升负荷过程中，变负荷初期燃机能够提供快速的负荷响应，高压蒸汽压力和蒸汽轮机发电机负荷有较为明显的迟延。采用改进后的汽轮机负荷随动方式联合循环机组负荷控制方式，在接近目标负荷时，解决了燃机负荷超调的问题。

针对燃气-蒸汽联合循环机组燃机与蒸汽轮机负荷响应特性差别，设计汽轮机负荷随动方式联合循环机组负荷控制方式，由燃机承担快速响应机组负荷指令任务，蒸汽轮机侧由旁路和汽轮机调门进行主蒸汽压力控制。在此基础上适当改进负荷分配方法，既保证了并网机组较好的调峰调频能力和蒸汽轮机滑压运行方式的经济性，也提升了机组变负荷动态过程的稳定性，增强了机组运行安全性。