第３８卷第１Ｏ期 华电技术 Ｖｏ１．３８ Ｎｏ．１０ ２０１６年１０月 Ｈｕａｄｉａｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｏｃｔ．２０１６ 燃气一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） 摘要：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级二拖一燃气一蒸 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一积分一微分 （ＰＩＤ）控制并在ＡＧＣ功率和速率回路采用阈值法，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。 关键词：燃气一蒸汽联合循环机组；二拖一；自动发电控制；比例一积分一微分；阈值法 中图分类号：ＴＭ ６１１．３１ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７４—１９５１（２０１６）１０—００２０—０２ ０ 引言 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— 华北电网《两个细则》对发电机组自动发电控 ０７ Ｔ ００：４０：ｏ０，该机组进行ＡＧＣ考核，机组负荷变 制（ＡＧＣ）调节性能指标提出了具体要求，包括负荷 化速率达２％Ｐ ／ｍｉｎ，负荷变化响应时间达８９ ｓ，远 平均变化速率、负荷响应时间、负荷稳态偏差、负荷 超过电网负荷实际变化速率大于４％Ｐ ／ｍｉｎ、负荷 动态过调量等。燃气机组具有响应速度快、启停时 变动响应时间不大于６０ ｓ的要求，机组跟随曲线如 间短的优点，主要用于电网调峰运行，但是二拖一机 图１所示 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 Ｊ。本文以某二拖一燃气一蒸汽联合循环８５９ ＭＷ机组为例，采用变参数比例一积分一微分 （ＰＩＤ）法和阈值法对协制系统进行优化，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 １．调度下发全厂目标负荷；２．实际负荷指令；３．总功率；４． １燃气轮机 实际负荷：５．汽轮机功率。 ４％Ｐ ／ｍｉｎ（Ｐ 为额定负荷）的要求。 图１ ＡＧＣ优化前机组跟随曲线 １ 联合循环机组ＡＧＣ存在的主要问题 ２联合循环机组ＡＧＣ优化 某二拖一燃气一蒸汽联合循环８５９ ＭＷ机组采 为提高汽轮机的负荷响应速度，克服ＡＧＣ调头 用２台Ｍ７０１Ｆ４型燃气轮机、２台余热锅炉、１台带 指令的影响，在汽轮机功率控制回路增加变参数 ＳＳＳ离合器的供热蒸汽轮机，燃气轮机发电机组与 ＰＩＤ控制并在ＡＧＣ功率和速率回路采用阈值 蒸汽轮机发电机组为分轴布置。机组在ＡＧＣ方式 法，使汽轮机组在指令偏差较小时自动采用滑压方 下运行，来自中调的负荷指令与机组当前总负荷进 式运行，提高机组效率，偏差较大时自动切至变参数 行ＰＩＤ运算，经过速率后减去汽轮机当前负荷， ＰＩＤ控制回路，提高汽轮机组负荷响应速度和负荷 得到燃气轮机总负荷指令，总负荷根据燃气轮机负 变化速率 Ｉ６］。 荷偏差进行自动分配后，得到燃气轮机负荷指令。 ２．１变参数ＰＩＤ控制 在此种控制方式下，通过整定ＰＩＤ参数，当 联合循环汽轮机采用预热滑压方式运行，即汽 ＡＧＣ指令变化不大时，机组负荷变化速率基本可以 轮机调门全开，机组负荷根据主蒸汽压力变化跟随 达到大于４％Ｐ ／ｍｉｎ的要求，但是，如果中调指令 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 收稿日期：２０１６—０７—２６；修回日期：２０１６—０８—１８ 高汽轮机负荷响应速度，在汽轮机功率控制回路中 第１０期 王继强，等：燃气一蒸汽联合循环机组自动发电控制优化 ・２１・ 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１０ＭＷ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 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％Ｐ ／ｍｉｎ的速率，从 ５０％Ｐ 升负荷至１００％Ｐ ，预计变负荷过程持续 １３ ｍｉｎ；（２）稳定１０ ｍｉｎ后，机组以４％Ｐ ／ｍｉｎ的速 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 率，从１００％Ｐ 降负荷至５０％Ｐ ，预计变负荷过程 持续１３ｍｉｎ；（３）稳定１０ｍｉｎ后，机组以４％Ｐ ／ｍｉｎ 的速率、２０％Ｐ 的阶跃，从５０％Ｐ 升负荷至１００％ Ｐ ，每个阶跃变化之间稳定５ ｍｉｎ，预计变负荷过程 持续３０ｍｉｎ；（４）稳定１０ｍｉｎ后，机组以４％Ｐ ／ｍｉｎ 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 的速率、２０％Ｐ 的阶跃，从１００％Ｐ 降负荷至５０％ Ｐ ，每个阶跃变化之间稳定５ ｍｉｎ，预计变负荷过程 持续３０ｍｉｎ。 图２为ＡＧＣ优化后的机组跟随曲线。由图２ 荷大于可发负荷（可发最大负荷一可发最低负荷） 的９７％时，燃气轮机会自动将负荷变化速率下调至 ０．２％Ｐ ／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％一１００％Ｐ ，在ＡＧＣ功 率和速率回路采用阈值法。机组执行ＡＧＣ负 可知，ＡＧＣ负荷试验中负荷动态最大偏差为一７．０ 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， 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，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。 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一１０７．１ ＭＷ，ＡＧＣ跟随退出报警。具体控制参数见表ｌ。 ３优化的ＡＧＣ控制在实际中的应用 ２０１５—１０—１５ Ｔ １４：５０：Ｏ０，某燃气一蒸汽联合 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％Ｐ ／ｍｉｎ（３４ ＭＷ／ｍｉｎ），可调负荷范围为 ５Ｏ％～１－００％Ｐ （４３０～８６０ＭＷ）。电网调度中心改 １．调度下发全厂目标负荷：２．实际负荷指令：３．总功率；４． １燃气轮机 实际负荷；５．＃２燃气轮机实际负荷：６．汽轮机功率。 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，结合某二拖一燃气一蒸汽联合循 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％Ｐ ／ｍｉｎ的要求。 （下转第２４页） ・２４・ 华电技术 第３８卷 气（低于一１２℃）下低负荷运行时，进人手动运行模 硫工艺水消耗量减少，为保持脱硫塔正常液位，除雾 器冲洗间隔应延长，运行中观察除雾器压差变化，及 式，提高再循环水量，同时解列部分暖风器受热面， 维持较高的暖风器回水温度，防止暖风器出现低温、 低流量情况。暖风器疏水管径建议在ＤＮ５０ ｍｍ以 上，寒冷天气下机组停运暖风器时应及时将疏水排 放干净。 ４．２低低温省煤器本体区域积灰 时对除雾器进行清洗，同时加大脱硫废水的排放及 再利用。 ５ 结论 增设低低温省煤器联合暖风器系统，可以实现 锅炉侧和汽轮机侧余热的综合利用 Ｊ，在成功解决 空预器的硫酸氢氨型堵灰问题的同时，提高了锅炉 为提高低低温省煤器运行的可靠性，每个烟道 受热面沿烟气流动方向分成３层模块，沿烟气高度 方向分为６层模块，每组模块进出口设置手动门，可 单独投运和解列；沿烟气流动方向的模块之间设计 有检修空间并加装吹灰器。运行一段时间后，发现 ２层模块之间烟道存在厚１．５ ｍ以上的积灰，影响 效率和汽轮机循环热效率；系统采用烟气余热并联 加热空预器入口冷风和凝结水的方案，可将加热凝结 水的能级提高，综合发电煤耗下降３．０２ ｇ／（ｋＷ・ｈ）， 年节约标准煤５ ０００ ｔ，适用于燃煤脱硝机组的烟气 余热深度利用。 参考文献： ［１］陆万鹏．基于电站锅炉排烟余热的机炉烟气回热循环理 论与应用研究［Ｄ］．济南：山东大学，２０１２：７４—９２． 低低温省煤器本体的传热效果。需要在模块前、模 块间、模块后烟道底部加装灰斗，灰斗连接仓泵输灰 至除尘器人口封头。 ４．３暖风器出口风温对空预器冷端密封的影响 电厂大修期间，按照暖风器系统投运后的参数 对空预器密封间隙重新调整。系统调试运行时发 ［２］林万超．火电厂热系统节能理论［Ｍ］．西安：西安交通大 学出版社，１９９４：２２４—２３８． 现，当暖风器出口风温超过８０ ｃＣ时，空预器主驱动 ｌ电机电流超限报警，实际运行时应控制进入空预器 的二次风温度为７０℃左右。 ４．４低低温省煤器投运后除尘器运行措施 ［３］谢磊．电站锅炉低压省煤器系统热经济性分析的数学模 型［Ｄ］．济南：山东大学，２００７：１５—２５． ［４］齐林虎，黄新元，郭峰．低低温省煤器在３０ ＭＷ机组上的 应用［Ｊ］．华电技术，２０１５，３７（３）：４９—５１． 低低温省煤器联合暖风器系统投运后，进入除 尘器的烟气温度从１２８℃降至９Ｏ℃，烟气体积流量 减少１０％，烟气在除尘器极板间停留时间变长，飞 ［５］常家星，段君寨，黄新元．锅炉深度利用烟气余热变能级 系统的原理与设计［Ｊ］．华电技术，２０１４，３６（１２）：６６— ６９． 灰比电阻下降，电除尘器除尘效率升高。应相应调 整各电场振打周期，同时由于除尘效率提高，一电场 灰斗落灰量增大，应投运灰斗加热系统，以防止飞灰 黏附在灰斗内壁上，造成除灰不畅，影响除尘效率。 ４．５ 系统投运后脱硫运行措施 作者简介： （本文责编：刘芳） 齐林虎（１９７９一），男，山东荣成人，工程师，从事电厂锅 炉及热力系统节能的设计、管理工作（Ｅ・ｍａｉｌ：ｑｉｌｈ＠ｈａｏｅｎｅｒ— ｇＹ．ｏｏｍ）。 ●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●０●＜＞●０●＜＞●０●＜＞●＜＞●０●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞● 系统运行后，进入脱硫塔的烟温下降４０℃，脱 ＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●０●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●＜＞●０●＜＞●＜＞●＜＞●０●＜＞●０●＜＞●０●０●０●＜＞●０（上接第２１页） 参考文献： ［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． Ｅ５］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—２Ｏ． ［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） 作者简介： ［３］王绪论．火力发电厂ＡＧＣ协制优化设计研究［Ｄ］． 南京：东南大学，２００８． 王继强（１９８２一），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．ｔｏｍ）。 刘亚峰（１９８８一），男，山西临汾人，工程师，工学硕士， ［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． 从事电厂热控检修管理工作（Ｅ—ｍａｉｌ：ｗａｔｃｈ１８６＠１６３．ｅｏｍ）。
