PG9171E型燃氣-蒸汽聯合循環機組AGC控制策略及邏輯優化

溫文忠

(深圳南山熱電股份有限公司，廣東 深圳 518052)

隨著我國經濟飛速發展，人們對電力的需求越來越大，電網規模的不斷擴大，人工調度方式逐漸被自動化調度方式取代，電力調度的自動化系統能使整個電網可以穩定安全運作，自動發電控制已成為實現電網經濟優化運行的重要一步，也是電力技術向高層次發展的必然趨勢。為此，廣東電網近年來正積極開展并網發電的機組自動發電控制的投入工作,由電網調度能量管理系統統一直接控制發電機組出力，提高電網的穩定性和供電的品質。

本文介紹了深圳某電廠9E燃氣輪機聯合循環機組實現AGC 功能的方法及相關控制策略，并根據南方電網自動發電控制技術規范要求對一次調頻邏輯進行優化，在保證機組安全穩定運行的前提下，實現了機組在執行AGC設定值時不受一次調頻功能的影響，即機組負荷調節系統AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致時，優先以AGC負荷調節為主，否則二者疊加。

1 某9E 聯合循環機組AGC與一次調頻實現方法

深圳某電廠目前有 3×180 MW 燃氣輪機聯合循環機組，采用“一拖一”方式運行，即 1 臺 120 MW PG9171E型燃氣輪機帶 1 臺 60 MW 汽輪機獨立運行。按照電網要求每套聯合循環機組增設了AGC 輔助調頻功能。

在聯合循環發電機組中，燃氣輪機-發電機是主要的負荷調整設備，汽輪機-發電機是負荷隨動調整設備。當某一套聯合循環機組的負荷指令發生變化時，燃氣輪機會立即調整燃料及壓氣機動葉開度來調整發電量，而汽輪機負荷調節閥處于全開狀態，汽輪機側基本沒有負荷的調節裕量。因此，AGC 和一次調頻控制由燃氣輪機-發電機組來完成。

1.1 自動發電控制AGC

自動發電控制(automatic generation control,AGC)是現代電網控制的一項基本和重要功能，建立在電網高度自動化的能量管理系統與發電機組協調控制系統(CCS)間閉環控制的一種先進技術手段。實施AGC 可以獲得高質量的電能供需實時平衡服務，可以提高電網運行的經濟性，降低運行人員的勞動強度[1]。

1.1.1 AGC系統基本構成

電網側控制信號如圖1 所示，電網調度自動系統指令經過遠動裝置中間處理單元(RTU)與電廠的單套機組DCS系統相連，其中包括AGC 負荷指令、機組實際負荷、機組負荷上/下限、機組AGC投退信號、機組響應速率、一次調頻投退信號、機組運行狀態等信號。

圖1 AGC系統基本構成

1.1.2 電廠側實現控制策略

單元機組CCS協調控制或AGC狀態下，單元機組實際負荷指令值減去汽輪機實發功率值作為燃氣輪機負荷指令值送至燃氣輪機控制系統，燃氣輪機則根據此指令進行升、降負荷。汽輪機負荷隨著主汽壓力的升、降變化，最終機組負荷與機組負荷指令平衡。

電廠負荷控制信號示意圖見圖2。中調側AGC 調度指令或電廠側整套機組負荷協調調整信號CCS負荷指令,經過負荷控制方式信號CCS/AGC 切換后與汽輪機實際負荷相減進入負荷變化率控制通道，再經過負荷上下限制，進入機組的負荷分配模塊及速率限制模塊，然后送至燃氣輪機控制系統進行燃氣輪機負荷調節，汽輪機負荷處在跟隨狀態，直至機組總負荷與AGC 調度負荷指令一致。當選用AGC方式時，機組CCS 協調負荷指令信號跟蹤實際負荷信號，從而實現兩種方式的無擾切換。而AGC 負荷指令信號的自動跟蹤功能，需在電網調度自動化系統實現。根據南方電網AGC技術規范，在DCS系統程序中對相關信號具有完善的安全保護措施，與電廠相連調度自動化控制系統故障不會對電廠的機組安全產生影響。

圖2 電廠負荷控制信號示意圖

1.1.3 電廠實現AGC過程簡述

調度自動化系統通過RTU 系統與電廠DCS 系統交互信號，當DCS投入燃氣輪機遙控控制后，可通過DCS畫面靶標設定燃氣輪機目標負荷值，DCS投入協調控制方式CCS后，可通過DCS畫面靶標設定單元機組(燃氣輪機負荷+汽輪機負荷)總目標負荷，并通過確認靶標使機組負荷按設定值進行調節，當DCS投入AGC方式后，單元機組總目標負荷跟隨調度的AGC總指令。

單元機組CCS協調控制或AGC狀態下，單元機組實際負荷指令值減去汽輪機實發功率值作為燃氣輪機負荷指令值送至燃氣輪機控制系統，燃氣輪機則根據此指令進行升、降負荷。汽輪機負荷隨著主汽壓力的升、降變化，最終機組負荷與機組負荷指令平衡。

機組負荷指令值受“機組負荷上限”及“機組負荷下限”設定值的限制，可通過AGC畫面的“機組負荷上限”及“機組負荷下限”操作面板進行更改。當機組負荷指令值超過機組負荷上、下限時，AGC畫面機組負荷閉鎖增/減面板會有相應的報警顯示。DCS系統AGC功能操作界面如圖3 所示。

圖3 DCS系統AGC功能操作界面

1.2 機組一次調頻實現控制策略

機組控制系統通過計算出電網頻率信號與頻率的額定值即50 Hz的差值，也就是頻差信號，它反映得是電網頻率偏離額定值的程度。當機組的一次調頻功能投入且該頻差超過預先規定的值時，機組一次調頻功能開始動作，將該機組應該增加或減少的有功功率指令信號送至負荷限制回路，并通過速率限制后，與當前的有功功率指令信號相加，作為機組的目標負荷指令，控制機組的實發功率。

一次調頻是應對電網發電或用電負荷突變時導致頻率瞬間較大幅度變化的異常現象，機組自動、快速地增減發電負荷的功能。

根據一次調頻技術指標及9E燃氣輪機額定功率約為120 MW、轉速不等率為4%的特點，一次調頻最大調整量按照額定功率的±10%即±12 MW。送給燃氣輪機控制系統的頻率-負荷修正函數曲線的設置如圖4所示。

圖4 頻差-負荷修正函數曲線

2 AGC 與一次調頻對比

AGC 的控制方式為功率閉環控制方式，其控制環覆蓋全網，是屬于廣域控制系統，需要電網中多個設備、子系統相互配合才能完成其功能。一次調頻控制方式為頻率閉環模式，只按照設備所在地頻率偏差進行調節。兩者的控制目標、控制方式、響應時間均有較大差異，在一些情況下，雙方的控制目標會出現矛盾[2]。

(1) 控制幅度不同

AGC 一般采用功率控制方式，機組控制系統也是采用功率閉環控制。當發電機組接入AGC時，其功率給定信號由系統RTU 給出。按照《南方區域發電廠并網運行管理實施細則》和《南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》對機組實際出力與AGC指令偏差大小有相關的要求和考核方法，為保證AGC或機組跟蹤負荷曲線的精度，機組出力在允許偏差范圍內都取得比較小，一般為機組額定容量的1% ,而一次調頻的頻差最大修正量為機組額定容量的10%(額定容量200 MW及以下)，即使在系統頻率允許偏差范圍內，其一次調頻響應的功率也會超出允許的出力偏差。

(2) 控制方向矛盾

機組投入一次調頻和AGC功能時，經常會出現AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致的情況，嚴重影響機組響應電網側負荷變化的及時性和準確性[3]。

3 AGC 與一次調頻配合邏輯優化

在燃氣輪機控制系統增加邏輯，原則上出力變化是燃氣輪機AGC指令加上一次調頻負荷修正量，當燃氣輪機AGC的負荷指令變化方向和一次調頻修正量的方向不一致時，一次調頻負荷修正量為0。當方向相同時，一次調頻負荷修正量按照一次調頻頻差-負荷曲線進行與AGC 指令疊加。通過調整一次調頻修正量大小，保證機組響應AGC指令動作的快速性、準確性。

圖5為AGC 指令優先一次調頻功能控制方法流程示意圖。函數F(X)為一次調頻轉速差-負荷修正函數。當燃氣輪機實際轉速與額定轉速的差值大于+2 r/min 時，且燃氣輪機AGC 負荷指令與其前一秒的值之差大于升負荷速率 AND1 條件成立為1；當燃氣輪機實際轉速與額定轉速的差值小于-2 r/min 時，且燃氣輪機AGC 負荷指令與其前一秒的值之差小于降負荷速率 AND2 條件成立為1。上述兩條件任意一個為1，代表AGC的負荷指令變化方向和一次調頻修正量的方向一致，一次調頻負荷修正量為F(X) 輸出值。否則，一次調頻負荷修正量為0。

圖5 AGC 指令優先一次調頻功能控制方法流程示意圖

4 機組AGC 性能測試

通過測試，單元機組各模擬量調節系統的有關參數和AGC 邏輯準確性和調節安全性均滿足并網發電相關規范要求。機組AGC 負荷調節范圍、調節速度和調節精度等主要控制參數優于《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試》規程規定的動、靜態指標，如圖6所示。

圖6 機組某次響應AGC指令曲線圖

5 結語

發電機組具備AGC、一次調頻功能在電網中至關重要，它解決電力系統在運行中的頻率調節和負荷分配問題，維持電力系統中發電和供電功率的平衡性，從而保證電力系統頻率的質量。在滿足電網安全約束條件、電網頻率和互聯電網凈交換功率計劃的情況下協調參與AGC 調節的機組按市場交易或經濟調度原則優化運行，增加發電機組在電力市場的競爭力都具有十分重要意義。

AGC、一次調頻的差異，不利于增強電網頻率穩定性及頻率動態品質，須要通過制定AGC及一次調頻相關技術標準來解決，不僅有利于管理，也有利于將來電力市場輔助服務的競爭與補償。