基于9E燃機國產化控制系統的啟停自動解并列與無功控制邏輯優(yōu)化

徐龍魏 陳海文 黃月麗 胡程斌 姜雄鋒

（華電浙江龍游熱電有限公司，浙江衢州 324400）

0 引言

某電廠建設有一套STAG209E燃氣—蒸汽聯合循環(huán)發(fā)電機組，由2臺燃氣輪機發(fā)電機組、2臺余熱鍋爐、1臺抽凝式蒸汽輪機發(fā)電機組和1臺背壓式蒸汽輪機發(fā)電機組組成。

燃氣輪機發(fā)電機組和蒸汽輪機發(fā)電機組采用分軸布置，可選擇一拖一或二拖一運行方式。

燃氣輪機控制系統采用GE公司的Mark VIe產品，余熱鍋爐、蒸汽輪機發(fā)電機組及其輔助控制系統采用南自維美德DCS產品。

該電廠于2021年5月完成了2號燃機控制系統國產化改造，將原控制系統完整替換為全國產化的華電睿藍maxCHD-GT100控制系統，項目施工工期45天，實現了工程全部節(jié)點的一次成功，TCS國產化燃機啟動控制畫面如圖1所示。機組改造后運行正常，實現了控制系統改造“無擾切換”的目標。

圖1 TCS國產化燃機啟動控制畫面

TCS國產化改造包含同期裝置改型，即新增一套同期裝置及其盤柜，以替換原控制系統一體化的同期板卡。為提升同期裝置替換后的機組并網指標，通過TCS改造前的同期邏輯以及同期裝置的特性研究，結合機組啟停階段無功手動控制現狀與機組解列操作規(guī)范，技術人員提出了整套機組啟停自動解并列與無功控制優(yōu)化方案，實踐應用證明，該方案可縮短機組并網與解列時間，并實現無功全程自動控制。通過對比分析，該方案的實施可提升燃機啟停階段運行安全性與經濟性，并網與解列時間等指標優(yōu)于改造前。

1 同期裝置控制概述

1.1 同期裝置概述

同期裝置采用PSS 660U數字式自動準同期裝置，裝置配置半自動準同期并列、自動準同期并列、檢無壓并列等功能，可識別差頻及同頻并網方式，可對發(fā)電機進行調頻、調壓控制，檢測同期條件滿足時，發(fā)出同期合閘命令。主運行程序完成系統無故障情況下的狀態(tài)監(jiān)視、數據處理、通信處理、現實處理等輔助功能，當裝置檢測到啟動同期后，同期計算程序中進行同期電壓/相差/角差算法計算、調節(jié)出口、閉鎖出口、合閘出口邏輯判斷等[1]。當裝置硬件自檢檢測到異常，發(fā)裝置閉鎖信號同時閉鎖同期裝置出口，并且同期功能退出；另外，同期裝置具備通信功能，通過接入TCS系統，并開發(fā)同期監(jiān)督指標，可實現機組并網指標的監(jiān)督、統計功能。

1.2 原控制邏輯介紹

燃機在啟動期間，在滿足燃機轉速、電壓差、同期裝置就緒，輔機設備正常運行的情況下進行同期。裝置檢同期控制邏輯如圖2所示。

圖2 裝置檢同期控制邏輯

1.3 控制優(yōu)化前的運行分析

分析TCS改造前啟機并網期間的性能曲線如圖3所示，當燃機轉速達到2 900 r/min至并網期間，存在的主要問題有：

圖3 TCS改造前啟機并網期間的性能曲線

（1）發(fā)電機機端電壓需要手動操作匹配主變低壓側電壓；

（2）運行人員未及時啟動同期并網操作；

（3）并網后負荷小于25 MW時，需要手動調節(jié)無功。

上述問題導致機組啟動至并網階段，并網至負荷小于25 MW階段，并網時間、主變低壓側與發(fā)電機機端電壓偏差、發(fā)電機功率因數控制等存在較大不確定因素[2-3]。

2 自動解并列的控制優(yōu)化

通過對同期裝置的研究及對同期邏輯的解讀，并網時間長的主要原因為多個并網條件未在同一時間段滿足而造成時間等待。無功調節(jié)不穩(wěn)定主要原因為人為操作差異。

控制優(yōu)化方案功能涵蓋了燃機并網與解列、負荷小于25 MW期間的無功調節(jié)兩方面內容，共四個階段的控制：

（1）燃機啟機升速至并網階段，依次啟動勵磁裝置、同期裝置上電；在勵磁建壓期間，對勵磁電壓自動調節(jié)；在同期裝置就緒、燃機轉速與勵磁電壓等條件滿足后，啟動自動同期并實現并網。

（2）燃機并網后至負荷25 MW區(qū)間，根據功率因數，自動增減無功。

（3）燃機停機階段，當負荷小于25 MW后，根據功率因數，自動增減無功。

（4）燃機停機階段，自動觸發(fā)停機，并根據聯合循環(huán)機組工況，實現自動解列[4]。

2.1 啟機自動并網邏輯條件

優(yōu)化后的燃機啟動階段邏輯修改如下：

（1）將勵磁裝置啟動條件中的“燃機啟動完成G2L3”，修改為“燃機轉速大于2 875 r/min”。

（2）新增同期裝置上電條件為88TK風機三取一運行，且燃機轉速大于2 905 r/min，勵磁裝置已運行。

（3）勵磁裝置運行后的12 s至2.5 min，觸發(fā)勵磁裝置自動調壓有效。調壓目標值為（主變低壓側電壓+0.1）kV，限幅區(qū)間為13.1～14 kV；勵磁電壓與目標值偏差控制死區(qū)為-0.075～0.125 kV；設定“增、減磁”的脈沖間隔為1.6 s，脈寬為0.2 ms[5]。

（4）當燃機轉速處于2 998～3 014 r/min區(qū)間，燃機啟動完成G2L3，勵磁電壓控制在目標值區(qū)間，同期裝置就緒，燃機未并網以及兩臺88TK風機運行時，觸發(fā)自動同期[6]。

2.2 自動無功調節(jié)邏輯條件

燃機并網后，當負荷小于25 MW時，即在啟機增負荷階段及停機減負荷階段，控制發(fā)電機功率因數在0.85～0.95區(qū)間。當功率因數大于0.95時，觸發(fā)增無功；當功率因數小于0.85時，觸發(fā)減無功；“增、減電壓”脈沖間隔為2.5 s，脈寬為0.2 ms。

2.3 停機自動解列邏輯條件

自動停機規(guī)范約定操作人員將預選負荷設置為5 MW，當燃機負荷小于6 MW且汽機已解列，觸發(fā)“停機解列”有效，觸發(fā)2 s脈沖，置位燃機主控“停機”[5，7]。

3 效果分析

對比并網控制邏輯優(yōu)化前后，燃機2 900 r/min至并網時間，發(fā)電機機端電壓最大值、最小值參數分析可知，并網時間在優(yōu)化后下降幅度達到了54.52%，并網時間的穩(wěn)定性也有大幅提升（97.40%），數據如表1所示。

表1 啟機并網階段參數對比分析

停機階段負荷在5 MW至機組解列時間下降幅度達到72.22%，數據如表2所示。無功調節(jié)的穩(wěn)定性大幅增加，效果如圖4、圖5所示。

表2 停機階段參數對比分析

圖4 改造前25 MW內功率因數調節(jié)曲線

圖5 改造后25 MW內功率因數調節(jié)曲線

4 結語

國產化TCS系統的自動解并列控制與無功控制優(yōu)化的應用，大幅提升了并網同期階段機組相關控制參數品質，并網與解列時間大幅減少，機組負荷小于25 MW階段的發(fā)電機功率因數控制品質大幅提高，有效提升了燃機運行經濟性與安全性，可推廣至相關燃機電廠。