PG9171E型燃气-蒸汽联合循环机组AGC控制策略及逻辑优化

2022-03-29温文忠

燃气轮机技术 2022年1期

温文忠

(深圳南山热电股份有限公司，广东深圳 518052)

随着我国经济飞速发展，人们对电力的需求越来越大，电网规模的不断扩大，人工调度方式逐渐被自动化调度方式取代，电力调度的自动化系统能使整个电网可以稳定安全运作，自动发电控制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。为此，广东电网近年来正积极开展并网发电的机组自动发电控制的投入工作,由电网调度能量管理系统统一直接控制发电机组出力，提高电网的稳定性和供电的品质。

本文介绍了深圳某电厂9E燃气轮机联合循环机组实现AGC 功能的方法及相关控制策略，并根据南方电网自动发电控制技术规范要求对一次调频逻辑进行优化，在保证机组安全稳定运行的前提下，实现了机组在执行AGC设定值时不受一次调频功能的影响，即机组负荷调节系统AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致时，优先以AGC负荷调节为主，否则二者叠加。

1 某9E 联合循环机组AGC与一次调频实现方法

深圳某电厂目前有 3×180 MW 燃气轮机联合循环机组，采用“一拖一”方式运行，即 1 台 120 MW PG9171E型燃气轮机带 1 台 60 MW 汽轮机独立运行。按照电网要求每套联合循环机组增设了AGC 辅助调频功能。

在联合循环发电机组中，燃气轮机-发电机是主要的负荷调整设备，汽轮机-发电机是负荷随动调整设备。当某一套联合循环机组的负荷指令发生变化时，燃气轮机会立即调整燃料及压气机动叶开度来调整发电量，而汽轮机负荷调节阀处于全开状态，汽轮机侧基本没有负荷的调节裕量。因此，AGC 和一次调频控制由燃气轮机-发电机组来完成。

1.1 自动发电控制AGC

自动发电控制(automatic generation control,AGC)是现代电网控制的一项基本和重要功能，建立在电网高度自动化的能量管理系统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 可以获得高质量的电能供需实时平衡服务，可以提高电网运行的经济性，降低运行人员的劳动强度[1]。

1.1.1 AGC系统基本构成

电网侧控制信号如图1 所示，电网调度自动系统指令经过远动装置中间处理单元(RTU)与电厂的单套机组DCS系统相连，其中包括AGC 负荷指令、机组实际负荷、机组负荷上/下限、机组AGC投退信号、机组响应速率、一次调频投退信号、机组运行状态等信号。

图1 AGC系统基本构成

1.1.2 电厂侧实现控制策略

单元机组CCS协调控制或AGC状态下，单元机组实际负荷指令值减去汽轮机实发功率值作为燃气轮机负荷指令值送至燃气轮机控制系统，燃气轮机则根据此指令进行升、降负荷。汽轮机负荷随着主汽压力的升、降变化，最终机组负荷与机组负荷指令平衡。

电厂负荷控制信号示意图见图2。中调侧AGC 调度指令或电厂侧整套机组负荷协调调整信号CCS负荷指令,经过负荷控制方式信号CCS/AGC 切换后与汽轮机实际负荷相减进入负荷变化率控制通道，再经过负荷上下限制，进入机组的负荷分配模块及速率限制模块，然后送至燃气轮机控制系统进行燃气轮机负荷调节，汽轮机负荷处在跟随状态，直至机组总负荷与AGC 调度负荷指令一致。当选用AGC方式时，机组CCS 协调负荷指令信号跟踪实际负荷信号，从而实现两种方式的无扰切换。而AGC 负荷指令信号的自动跟踪功能，需在电网调度自动化系统实现。根据南方电网AGC技术规范，在DCS系统程序中对相关信号具有完善的安全保护措施，与电厂相连调度自动化控制系统故障不会对电厂的机组安全产生影响。

图2 电厂负荷控制信号示意图

1.1.3 电厂实现AGC过程简述

调度自动化系统通过RTU 系统与电厂DCS 系统交互信号，当DCS投入燃气轮机遥控控制后，可通过DCS画面靶标设定燃气轮机目标负荷值，DCS投入协调控制方式CCS后，可通过DCS画面靶标设定单元机组(燃气轮机负荷+汽轮机负荷)总目标负荷，并通过确认靶标使机组负荷按设定值进行调节，当DCS投入AGC方式后，单元机组总目标负荷跟随调度的AGC总指令。

机组负荷指令值受“机组负荷上限”及“机组负荷下限”设定值的限制，可通过AGC画面的“机组负荷上限”及“机组负荷下限”操作面板进行更改。当机组负荷指令值超过机组负荷上、下限时，AGC画面机组负荷闭锁增/减面板会有相应的报警显示。DCS系统AGC功能操作界面如图3 所示。

图3 DCS系统AGC功能操作界面

1.2 机组一次调频实现控制策略

机组控制系统通过计算出电网频率信号与频率的额定值即50 Hz的差值，也就是频差信号，它反映得是电网频率偏离额定值的程度。当机组的一次调频功能投入且该频差超过预先规定的值时，机组一次调频功能开始动作，将该机组应该增加或减少的有功功率指令信号送至负荷限制回路，并通过速率限制后，与当前的有功功率指令信号相加，作为机组的目标负荷指令，控制机组的实发功率。

一次调频是应对电网发电或用电负荷突变时导致频率瞬间较大幅度变化的异常现象，机组自动、快速地增减发电负荷的功能。

根据一次调频技术指标及9E燃气轮机额定功率约为120 MW、转速不等率为4%的特点，一次调频最大调整量按照额定功率的±10%即±12 MW。送给燃气轮机控制系统的频率-负荷修正函数曲线的设置如图4所示。

图4 频差-负荷修正函数曲线

2 AGC 与一次调频对比

AGC 的控制方式为功率闭环控制方式，其控制环覆盖全网，是属于广域控制系统，需要电网中多个设备、子系统相互配合才能完成其功能。一次调频控制方式为频率闭环模式，只按照设备所在地频率偏差进行调节。两者的控制目标、控制方式、响应时间均有较大差异，在一些情况下，双方的控制目标会出现矛盾[2]。

(1) 控制幅度不同

AGC 一般采用功率控制方式，机组控制系统也是采用功率闭环控制。当发电机组接入AGC时，其功率给定信号由系统RTU 给出。按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》对机组实际出力与AGC指令偏差大小有相关的要求和考核方法，为保证AGC或机组跟踪负荷曲线的精度，机组出力在允许偏差范围内都取得比较小，一般为机组额定容量的1% ,而一次调频的频差最大修正量为机组额定容量的10%(额定容量200 MW及以下)，即使在系统频率允许偏差范围内，其一次调频响应的功率也会超出允许的出力偏差。

(2) 控制方向矛盾

机组投入一次调频和AGC功能时，经常会出现AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致的情况，严重影响机组响应电网侧负荷变化的及时性和准确性[3]。

3 AGC 与一次调频配合逻辑优化

在燃气轮机控制系统增加逻辑，原则上出力变化是燃气轮机AGC指令加上一次调频负荷修正量，当燃气轮机AGC的负荷指令变化方向和一次调频修正量的方向不一致时，一次调频负荷修正量为0。当方向相同时，一次调频负荷修正量按照一次调频频差-负荷曲线进行与AGC 指令叠加。通过调整一次调频修正量大小，保证机组响应AGC指令动作的快速性、准确性。

图5为AGC 指令优先一次调频功能控制方法流程示意图。函数F(X)为一次调频转速差-负荷修正函数。当燃气轮机实际转速与额定转速的差值大于+2 r/min 时，且燃气轮机AGC 负荷指令与其前一秒的值之差大于升负荷速率 AND1 条件成立为1；当燃气轮机实际转速与额定转速的差值小于-2 r/min 时，且燃气轮机AGC 负荷指令与其前一秒的值之差小于降负荷速率 AND2 条件成立为1。上述两条件任意一个为1，代表AGC的负荷指令变化方向和一次调频修正量的方向一致，一次调频负荷修正量为F(X) 输出值。否则，一次调频负荷修正量为0。

图5 AGC 指令优先一次调频功能控制方法流程示意图

4 机组AGC 性能测试

通过测试，单元机组各模拟量调节系统的有关参数和AGC 逻辑准确性和调节安全性均满足并网发电相关规范要求。机组AGC 负荷调节范围、调节速度和调节精度等主要控制参数优于《火力发电厂模拟量控制系统验收测试》规程规定的动、静态指标，如图6所示。

图6 机组某次响应AGC指令曲线图

5 结语

发电机组具备AGC、一次调频功能在电网中至关重要，它解决电力系统在运行中的频率调节和负荷分配问题，维持电力系统中发电和供电功率的平衡性，从而保证电力系统频率的质量。在满足电网安全约束条件、电网频率和互联电网净交换功率计划的情况下协调参与AGC 调节的机组按市场交易或经济调度原则优化运行，增加发电机组在电力市场的竞争力都具有十分重要意义。

AGC、一次调频的差异，不利于增强电网频率稳定性及频率动态品质，须要通过制定AGC及一次调频相关技术标准来解决，不仅有利于管理，也有利于将来电力市场辅助服务的竞争与补偿。