【摘 要】本文对洋浦电厂联合循环机组自动发电控制功能及其负荷调节特性简单评议，总结自动发电控制运行功能的特点，分析自动发电控制运行过程出现的问题及应对处理。

【关键词】联合循环；负荷调节；自动发电控制

0 引言

目前海南电网仍属“大机小网”，电网容量较小，日峰谷差较大。联合循环机组的特点是启动快、调峰能力强、运行方式多。实现自动发电控制，对发挥燃气轮机联合循环的优势和保证电网安全运行具有重要的意义。

1 机组的主要配置

洋浦电厂拥有两套联合循环机组，总装机容量440MW，燃气轮机为西门子生产的V94.2重型燃机，以燃用天然气并执行调峰运行。两台杭锅厂设计制造的双汽、双压带除氧无补燃式自然循环余热锅炉，相对配套的两台哈汽生产的双压、单轴、单缸、冲动、凝汽式汽轮机组。

2 AGC调节功能简议

2.1 AGC调节功能原理与运行方式

海南电网容量较小，峰谷差较大，负荷变动较大，机组时常投入AGC运行。AGC控制，即在确定的控制区域内，当电力系统频率发生变化时，通过远程调节控制发电机组的有功功率，维持系统频率在允许范围内，实现电力系统有功功率过程的平衡[1]。海南电网目前为孤网运行，因此AGC控制策略主要采用定频率控制模式。

燃气轮机AGC控制主要由分布式控制系统来实现，DCS通过远动终端系统实现与中调能量管理系统联系，向中调EMS系统发送机组各种实时参数，并接受AGC实时指令。DCS在接受中调的负荷指令后，通过DCS完成对燃气轮机负荷的控制，使机组负荷达到AGC指令的要求。DCS负荷控制站在DCS操作站页面中，有专门设置的“AGC SIGNAL EXCHANGE”，是操作员与DCS进行机组AGC远方/就地切换的人/机接口。操作员通过这个画面站，控制本机组AGC投入和退出，监视中调EMS系统下发负荷指令。简单循环或联合循环均只能在燃气轮机上投AGC运行，余热机组采用滑压的运行方式。

2.2 AGC的通讯方式

目前中调EMS系统与洋浦电厂采用ZEC/01通信规约进行通信，通过RTU实现对电厂机组实时运行信息的采集和负荷指令的下发。AGC指令信号是中调EMS系统根据负荷产生的被控机组的目标功率，将RTU装置接受到的控制信号转换成4～20mA信号送至发电机组的调节系统，进而实现对燃气轮机进行远方控制[2]。

3 机组参与AGC负荷调节

3.1 机组调频控制方式

在就地控制模式下，燃气轮机调频控制方式主要是通过频率影响控制器来实现的。机组的频率影响控制器在机组带80MW-168MW负荷起调频作用，燃气轮机负荷低于84MW时，只保留低频加负荷功能，当系统频率在48.88Hz～50.12Hz范围内不起作用。一次调频模式与AGC模式可以同时投入，AGC调节范围为35MW-168MW。该控制器不断计算前十分钟系统的平均频率，如果实际频率与平均频率有偏差，才会调整负荷[3]。频率影响控制器的投入操作为：打开“FPEQUENCY INELUENCE”窗口，选择“ON”投入，选择“OFF”退出。根据目前海南电网运行方式和中调要求，带基荷连续运行的机组一般情况下投此控制器。除此方式外，燃气轮机还有高频自动减负荷的控制能力，当系统频率超过50.5Hz，燃气轮机会自动减负荷，直到频率下降到50.5Hz以下为止。

3.2 燃机调整功率与汽机跟随运行

联合循环运行方式时，为考虑提高联合循环机组AGC的调节范围和电网切机所需的负荷容量，单台燃机AGC控制调节的最低负荷为35MW，额定工况下最高为138MW。燃气轮机加载负荷速率为11MW/min，调节死区为0～1MW，AGC调节的低时限为电网频率低于49.9Hz，高时限为电网频率高于50.1Hz，通过AGC调节保持电网频率维持在50.0Hz运行。因只能在燃机上投入AGC运行和余热机组采用滑压的运行方式，燃气轮机的负荷上升或下降时，汽轮机的负荷也随之上升或下降，但由于余热机组调节的滞后，燃气轮机负荷经变化达到一定稳定值后，汽机负荷还需经过一段时间的调整，才能达到负荷稳定。

4 AGC投入运行问题分析

4.1 锅炉水位、凝器水位与AGC负荷率控制

机组投入AGC运行，随着负荷的变化，余热锅炉汽包水位也跟着变化。当燃气轮机负荷快速下降，排气流量和排气温度急剧下降，锅炉蒸发量减少，主蒸汽流量减少；同时汽包压力快速下降，使汽包出现上升的虚假水位。尽管自动给水调节会关小给水阀门，但调节反应时间相对滞后。同样，当燃气轮机负荷快速上降，主蒸汽流量增大，大量蒸汽排入凝汽器，容易造成凝汽器水位升高，尽管给水调节投入自动，还是相对滞后。因此，运行时要求运行值班人员时刻关注水位的变化，及时进行调节处理，特别是AGC投入运行后，负荷大幅度变化，容易引起水位较大幅度的波动，危机机组的安全稳定运行。

4.2 主汽压力与AGC负荷率关系

联合循环投入AGC正常运行时，汽机为滑压方式运行，主汽门和调门全开，旁路全关，也即全周进汽。由于这种运行方式，特别是在汽机在启停过程中，要求主汽压力的变化率不能大于300kPa/min，温度的变化率不能超过5℃/min，否则将影响汽机设备寿命。海南电网属于孤网运行，机组登峰运行时的负荷需求量较大，因此在机组启动过程中一般不能投入AGC运行。

4.3 汽机负荷与燃机AGC负荷率关系

汽机负荷变化起始滞后于燃气轮机达半小时以上。这是因为汽机滑压运行，其负荷取决于锅炉，当燃气轮机负荷变化时又通过锅炉蒸汽参数的改变，使汽机负荷变化，由于锅炉的热惰性，汽机负荷变化肯定有一个滞后过程。根据运行经验，当燃气轮机AGC调节稳定后，汽机负荷还将有5MW左右的负荷变动，这反过来又影响AGC的调节。因此，为保持整个电网频率的稳定运行，需要各投入AGC运行机组参与全网调频，保持电网频率的稳定运行。另外，为避免AGC在投退的过程中引起较大负荷的扰动，应尽量在机组实发负荷与调度负荷接近时再进行AGC的投退。

4.4 燃机基本负荷与AGC特性的关系

燃气轮机投入AGC运行后，AGC调节的最低负荷为35MW，最高负荷为燃气轮机基本负为138MW。但实际上燃气轮机基本负荷并不是固定不变的，它随着大气温度变化而变化，在冬天，燃气轮机基本负荷可达到140MW，在炎热的夏天，基本负荷只能达到120MW。如果AGC调节所设定最大负荷过高，超出了燃气轮机机组的出力范围，燃气轮机就会进入温度控制，限制机组的出力并自动调整机组的最大出力运行。正是由于这些特点，在对整个联合循环机组进行AGC控制时，应根据大气温度的情况及时修定AGC调节的最高负荷，避免因机组的出力不够限制AGC的调节，从而影响机组调节频率的品质。

5 结语

投入AGC系统运行以来表明，该系统运行功能满足联合循环机组的安全性要求，具有较好的控制品质。

【参考文献】

[1]高伏英.自动发电控制基本原理及应用[M].北京：中国电力出版社，2001：26-29.

[2]余文献，盛得仁.自动发电控制结构分析及实际应用[J].华东电力，2005，4（2）：15-16.

[3]李正凡.AGC功能完善优化与运行实践[J].云南电力技术，2002，12（3）：18-20.

[责任编辑：朱丽娜]