燃气-蒸汽联合循环发电机组负荷控制方法

一、 系统概况 浙江金华燃机扩建工程规模为1x180MW（1 x S109E）燃气-蒸汽联合循环发电机组，其分散控制系统使用北京贝利控制有限公司的Symphony系统，主要用于汽机和余热锅炉的控制，同时通过RS485串口通讯监控燃机MARKV控制系统、化水车间，并留有到SIS系统的接口。Symphony 系统通信网络为多层各自独立的标准总线和环形网络结构。其中最上层的通信结构为总线网络。另一网络层是一继续保持INFI-net相关技术的组合网络结构。Symphony 系统环形网络通信速率为10M波特。该环最多可挂接250个网络节点，网络节点主要有3种：HCU、HSI和EWS。整个DCS系统总共配有13对主控处理器（MFP），其中有一对MFP（7号八号）负责整个联合循环负荷控制,每对MFP主丛冗余配制，发生故障时，可进行无扰切换，保证系统的稳定运行。 二、负荷控制策略 1、燃机调整功率，汽轮机处跟随方式。金华燃机联合循环电站的锅炉为杭锅厂生产的三压无补燃强制循环余热锅炉，没有旁通烟道，只接受燃机排出的高温烟气对炉水进行加热，产生蒸汽进入汽轮机进行做功发电，因此无自主能力。为了充分运用余热锅炉产生的蒸汽，在负荷控制运行时，汽机为滑压方式运行，主汽门和高压调门全开，补汽阀也全开，旁路全关，整套联合循环负荷高低取决于余热锅炉产生的蒸汽参数和燃机所带负荷。燃机根据DCS负荷控制器发出的升降脉冲自动增减燃料量，随着燃机排烟温度的变化，余热锅炉产生的蒸汽量与蒸汽参数也慢慢变化，但具有一定的滞后时间，随之汽机的负荷也产生变化，直到燃机与汽机的总负荷与负荷控制器指令相平衡。一般汽机负荷为燃机负荷的一半。正常情况下，燃机负荷改变与汽机负荷变化间隔约为30-60秒。 2、金华燃机联合循环电站负荷控制系统包括：负荷设定、负荷高低限设置,根据选择的升降速率做计算、产生当前目标负荷指令、燃机指令形成。原理框图如下： 3、负荷设定回路 该回路包括操作员人工负荷设定或电网调度指令（AGC），经相应处理后作为电站负荷指令输出。不投运AGC时，运行人员可以手动设定负荷指令。投运AGC后，接受AGC指令对负荷进行控制。 4、负荷高低限设置 金华燃机电厂采用的是美国GE公司生产的9171E型燃气轮机，主要燃料以重油为主。当燃机负荷低于5万时（以5万为分界线），燃机燃料会自动从重油切向轻油，而燃机在烧轻油的情况下最多只能带5万负荷，而且轻油价格高，热值相对较低，所以烧轻油的情况下电厂经济性极差。一般AGC负荷指令不能低于使燃机发生轻重油切换。另外我们根据不同负荷试验得出(见表一)，当燃机负荷运行在6.133万千瓦情况下，它的排烟温度为472℃，此时汽机的主蒸汽温度已降到477℃，但由于汽缸缸壁比较厚热惯性比较大,变化滞后,当时汽机的缸温依旧保持在484℃。因此主蒸汽进汽温度比缸温还要低，起到冷却缸温的作用，对机组稳定运行很不利，综合上面两个因素,所以我们把AGC最低负荷限制在10.5万千瓦。 最高负荷由于受燃机额定出力(主要是受大气环境温度和燃料种类)的影响,汽机侧最大负荷是燃机额定出力的一半。整个联合循环负荷在烧重油时大概在180 MW左右,但烧天然气时由于天然气发热量高，额定负荷可以达到200MW以上.而且烧天然气是以后发展的趋势，于是负荷上限我们就设了200 MW,留了一定可调裕度。 5、负荷变化速率 GE公司的9E级燃机在单循环方式正常运行时。负荷变化的速率限制一般为10MW／min。燃机在联合循环方式运行时。虽然燃机本身负荷变化率最大允许值为8MW/min。在CCS调节试验中，由于受锅炉和汽机的限制．实际的带负荷要小于这个值. 经过反复试验我们设升负荷速率6 MW/min,降负荷速率5 MW/min. 调节品质达到设计要求。 三、试验结果分析 1、联合循环负荷变化速率受余热锅炉汽包水位控制限制 我们在调试中发现,余热锅炉汽包水位控制品质,直接影响机组投运AGC的负荷变化率的大小。在快速升／降负荷中．随着燃机负荷快速下降，排气量和排汽温度都将下降，锅炉的蒸发量减小和主汽流量减少，同时汽包压力快速下降，使汽包出现上升的“虚假水位”。在联合循环燃机全程降负荷时，燃机负荷变化速率越快，从正常水位到最高值的超调量将越大。为了提高汽包水位的调节品质，我们在汽包水位调节回路中加入燃机排烟温度,作为给水三冲量自动外回路前馈,当燃机排烟温度上升时,在汽包水位没有发生大幅波动前,先提前增加汽包给水量,反之则减少汽包给水量,这样就提高了水位调节品质。 2、受余热锅炉主蒸汽温度调节限制 同样当燃机负荷发生大幅升降时,随着排烟温度的升降,余热锅炉主汽温度也大幅波动, 超调现象也非常严重,也需要在喷水减温控制回路里,增加燃机排烟温度前馈信号,以改善调节品质,以防由于主汽温度太高或太低,而引起AGC调节自动推出. 3、燃机负荷变化响应滞后 1）首次试验过程 当PID控制器发出燃机负荷升降脉冲后,燃机在很长一段时间内负荷没有响应(15分钟左右 如图一),现场检查确认:燃机负荷控制的确在AGC方式,DCS负荷升降脉冲已经发出,燃机负荷响应缓慢是燃机控制系统MARKV内部设置问题。 根据燃机发电机组能量转换过程的分析，对于一台正常运行的燃机发电机组，其负荷的调节性能主要取决于负荷对燃料输入的响应特性，燃机发电机组从燃料的化学能转换成电能应该是一个比较快的过程，根本不需要15分钟的延时，但由于金华燃机刚刚投产不久，各项指标还正在完善，机组负荷的频繁变化对燃机热通道的寿命具有较大的的影响。为了慎重起见，GE专家把燃机燃料量变化参数设的比较保守。为了配合我们作试验，业主通知GE专家修改燃机内部参数，以加快燃机负荷响应，修改后做第二次试验. 2）第二次试验过程 05年5月13号20点46分10秒，金华燃机联合循环开始做CCS负荷调节试验，试验前整套机组已稳定运行了3个小时以上。当时联合循环所带负荷为160MW。在CRT上投入CCS负荷控制，把负荷指令从当前实际负荷的160MW降到110MW，DCS马上发指令去降低燃机负荷，汽机负荷控制为跟随方式，到20点57分40秒，联合循环总负荷已到110.46MW,此时燃机负荷为65.28MW，汽机负荷为45.12MW,（见图2），实际负荷已到目标负荷。由于余热锅炉的惯性滞后作用，导致汽机负荷响应缓慢，对调节品质有一定影响，致使负荷稳定时有1.45MW左右的负荷上下波动范围。21点05分，CCS指令从110MW上升到120MW，21点07分10秒，实际总负荷到120.08MW，此时燃机负荷为80.15MW,汽机负荷为39.19MW。0点35分20秒，CCS指令从120MW上升到165MW，到0点42分30秒，联合循环总负荷到159.60MW（见图3），此时燃机负荷为107.83MW，汽机为51.28MW,由于受大气环境温度限制以及燃料品质影响(烧的是低热值重油),整个负荷出力较低，联合循环最高负荷只能到160MW，整个试验结束。 3）试验数据分析 从上面试验数据可以看出，整个联合循环负荷响应速率有所加快，负荷下降速率为每分钟4.35MW,负荷上升速率为每分钟4.6MW。但是即便这样，在降负荷时燃机还是有一定的负荷响应死区,(如图2)整个联合循环的负荷设定曲线(淡蓝线)改变后,经过150秒,燃机负荷曲线才有变化(红色).因此改变燃机负荷调节速率，改善燃机负荷响应时间，可以更好的改善整个联合循环的负荷响应速度。 4、结束语 从以上试验与分析可以得出：联合循环机组负荷调节主要受制于：燃机负荷响应速度；燃机负荷变化速率；另外余热锅炉的基础自动调节品质尤其是汽包水位和主汽温度也制约了燃机负荷调节性能。 参考文献: (1) 火电自动发电控制系统 .华东电研院沈丛奇 (2) 燃机联合循环AGC研究报告.浙江电力试验研究所 陈霄峰 (1972 -) ,男,浙江宁波人,工程师,学士,主要从事电厂热工调试工作, 联系电话13819875997.