一. 燃气轮机概述

（一） 燃气轮机发电机组的发展

随着国内、外电力技术的发展，燃气轮机以及燃气-蒸汽联合循环发电机组的容量和效率已远高于一般燃煤发电机组。而且由于燃气动力设备具有环境污染少、调峰能力强等优点，使得燃气轮机在发电设备中的占有率不断提高。国外近几年来燃气轮机及其联合循环机组的制造和运行得到了较大的发展，目前全世界每年新的发电机组中燃机机组占到了1/3。我国虽然燃气轮机制造能力较差，但燃气轮机以及联合循环机组的投产运行规模还是发展较快的，己有近百家国内发电厂采用燃机及其联合循环机组发电。因此燃气轮机在互联电网发电中的实际应用和控制技术的研究将会得到越来越来多的重视。

近年来，发达国家每年新增的联合循环装机容量约为火力发电量机组新增总容量的 40%-50%。根据美国能源部信息局预测，1998年-2007年十年内计划新装机组52044MW，其中燃煤机组2559MW(4.9%)，燃油机组1444MW(2.8%)，燃气机组46181MW(88.7%)，燃油和燃气机组中大部分为燃气轮机及联合循环机组。按照我国能源发展规划，到2010年和2020年，燃气轮机发电机组在电源结构中的比重将分别达到6.1%和11%，即装机容量将分别达到3000万kW和8000万kW。

我国的燃机技术发展也是比较早的，特别是航空发电机中使用的燃机。我国电站燃机研究开始于50年代，但由于国家经济情况及燃料政策等原因一直发展较慢。目前国内仅有南京汽轮机厂引进技术生产GE公司的6B系列燃机，其他一些大型发电设备制造厂主要作为国外公司的分包商加工一些燃机部件。但是，在国内电力系统应用领域，燃机机组的投运近年来却在不断增多，从80年代开始，国内引进投产的发电燃机机组得到了迅速发展，目前全国有100处左右电厂近200台燃气轮机机组投入运行。

特别是近年我国从新疆至上海的“西气东输”工程的全面开工建设，燃气-蒸汽联合循环机组今后将会成为我国发电设备的大力发展对象。目前与“西气东输”工程同步进行的先进燃气-蒸汽联合循环机组联合招标工作也已经全面展开，第一批就有二十多台F级燃气轮机立项建设，未来几年我国燃机发电必将有一个大的发展。按照我国能源发展规划，到2010年和2020年，燃气轮机发电机组在电源结构中的比重将分别达到6.1%和11%，即装机容量将分别达到3000万kW和8000万kW。

随着我国燃气-蒸汽联合循环技术的不断发展，机组需要量的不断增加，了解燃气轮机以及联合循环机组的技术特点、研究他们在今后发电电网中的控制方法是一项十分有意义的工作。本节将首先对先进燃气轮机技术进行介绍，然后介绍和分析燃气-蒸汽联合循环发电的技术特点。随后的章节将进一步介绍燃气轮机以及联合循环机组的启动特性、控制特性以及与AGC控制的关系和影响。

（二） 燃气轮机发电技术

燃气轮机技术的发展从20年代进入工业应用，40年代在航空发电机上得到了较大的发展。70年代在舰用燃机上又得到了广泛应用。从1939年瑞士推出了世界上第一台发电用燃气轮机后，燃机在发电领域也得到了广泛应用，90年代以来，由于联合循环技术的成熟发展，机组效率整体得到较大提高，燃机在发电领域中得到了迅速发展，至今已成为电网中发电设备的重要组成部分，这是一种目前应用较广的先进发电技术。

燃气轮机机组一般由压气机、燃烧室和燃气透平组成，如图1。燃气轮机发电原理不同与常规的采用朗肯（RANKIE）循环的蒸汽轮机发电技术，它是采用布雷顿（BRAYTON）循环。主要是根据布雷顿循环原理将燃料的化学能通过透平-发电机系统转换为电能。机组运行中主要存在四个热力过程。即压气机中的空气压缩过程、燃烧室中的燃气加热过程、透平中的燃气膨胀过程，以及燃气轮机排气在大气中的放热过程。如图1所示，大气被压气机吸入进行压缩，达到一定的压力后进入燃烧室与燃料进行燃烧加热，形成高温燃气。最后具有一定压力的高温燃气进入透平通过静、动叶片膨胀做功，由此带动发电机发电。做功后的烟气排向大气。

图1 燃气轮机系统组成示意图

燃气轮机经过近几十年来的发展，目前发展已经相当成熟。燃机发电的主要过程是压缩和加热燃烧过程，因此燃机的关键技术也主要在提高压气机效率、燃烧室燃烧温度、以及如何使透平安全可靠的在高温下运行等方面。

燃气轮机相对燃煤机组具有以下特点：

l 投资少，建设周期短：由于燃机设备小、布置紧凑，制造厂家一般采用集装箱式的设备组装结构发货到现场，因此现场安装方便，并且机组系统简单，辅助设备少，因此能够在较小的场地、在较短的时间内完成安装，使机组很快地投入运行。

l 运行灵活性好：机组启动快，自动化程度高，燃气轮机调峰性能特好，一般仅10多分钟可并入电网参与负荷调节。虽然采用联合循环后调峰特性下降一些，但还是好于常规燃煤机组的启动性能。

l 环保指标好：燃气轮机主要燃料为天然气，它是属于清洁能源，对环境污染少，机组排放NOx一般可小于102.5mg/m3(50ppm)，而常规火电厂的排放是该数据的十倍左右。即使是燃油燃气轮机机组，其排放也明显低于燃煤机组。

目前世界上燃机制造厂家大大小小的有100多家，实际上真正技术独立的大型燃气制造技术主要有四家，即美国GE公司、美国SIEMENS/WH公司、德国SIEMENS、瑞士ABB，其他几家制造商多为从这四家引进技术进行生产的。当然，其它一些制造商通过技术的消化、引进和发展，有些已经有了自己的技术特性，甚至具有一定的代表性。例如日本MHI已经成为原美国WH技术的代表。目前国际上的燃气轮机机组水平大致可以分为三个等级，即：

l 普及机组：以GE公司E系列为代表的十万千瓦(110-190MW)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的E系列、SIEMENS公司到2A系列、ABB公司的GT13等机组。国际上这些机组的使用已经较普及，目前在我国也已经有10多台投入发电运行。

l 主力机组： 以GE公司F系列为代表的二十万千瓦(200-260MW)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的F系列、SIEMENS公司到3A系列、ABB公司的GT26等机组。这些都是目前国际上发电燃机的主力机组，也是我国目前正在计划大力发展燃气-蒸汽联合循环首选的先进机组。

l 发展机组：以GE公司G/H系列为代表的三十万千瓦(300 MW以上)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的G、H系列等机组。这些机组代表了目前国际燃机的最先进水平，也是燃机的发展方向。特别是H系列机组，在美国国家能源部资助的先进燃机透平系统计划(ATS)中也使用该系列机组。

（三） 燃气-蒸汽联合循环发电技术

燃气轮机显然是一种先进发电技术，但由于它的排气太高，放热损失较大，单机效率受到了限制，燃气轮机单机效率仅为37%左右。为了提高燃气轮机机组的效率，采用燃气-蒸汽联合循环发电技术。随着燃机技术的发展，以及联合循环技术水平的提高，目前最新技术的燃气-蒸汽联合循环机组效率达到了60%，亚临界、超临界燃煤发电机组也仅40%左右，可见燃气-蒸汽联合循环机组效率远高于燃煤机组。为此国内外相应制造和投产了许多先进的燃气-蒸汽联合循环机组。
图2为典型的燃气-蒸汽联合循环发电机组系统组成图。
它在燃气轮机机组上增加了余热锅炉和蒸汽轮机，余热锅炉吸收燃机的高温排气产生蒸汽，并通过蒸汽轮机继续作功，使整个机组的热效率提高。

图2：典型的联合循环机组系统组成图

正是由于燃气-蒸汽联合循环具有许多优点，使他在发电领域一直在不断发展，世界燃气轮机及其燃气-蒸汽联合循环的发展大致经历了以下四个阶段：

l 60年代开始建设燃气-蒸汽联合循环电厂，但当时燃机初温较低，联合循环效率也较低，约35%。

l 70年代燃机初温提高到1000OC左右,联合循环效率达到40-45%，已接近或超过大型汽轮发电机组。

l 80年代出现100MW等级的燃气轮机，燃机初温达到1100-1288OC，排气温度达到500-600 OC，这使得联合循环效率超过了50%。

l 90年代至今，这是燃气轮机的全面发展阶段。由于联合循环的明显优越性，大功率高效率的燃机不断出现，燃机透平的初温达到了1300 O C，单循环燃机效率就可达36-38%。单循环燃机容量200MW以上的机组已经投入正常商业运行，联合循环机组的效率达到了60%左右。

90年代以来，我国发电领域的燃机以及联合循环机组也得到了较大应用。国内燃机发电不仅在机组容量上大幅提高，而且在机组性能水平上也不断发展。以深圳、上海、浙江等地引进的GE公司的PG9000E系列10台燃机为例，单机功率达123MW，效率达到33%。其中许多机组实施了联合循环技术，其效率达到了50%以上。目前与“西气东输”工程配套进行的燃机联合招标工作二十多台F级燃气轮机项目中也基本上是联合循环机组。

二. 燃机的启动和负荷调节性能

（一） 燃机的启动特性

1 燃气轮机单机启动过程和特性

燃气轮机具有较快的启动特性。一般燃机启动从盘车开始，经过冲转、吹扫、点火、加速、全速、并网，然后加负荷到预定值几个过程。对于燃烧重油的燃气轮机，由于启动一般采用轻油，由此还存在一个轻、重油切换负荷。单循环燃气轮机一般从启动到全速仅十几分钟，到额定负荷约需要20分钟左右，而燃煤机组需要几小时。表2列出了单循环燃机、联合循环机组和常规燃煤机组的大致的启动时间。从表可以发现，单循环燃气轮机的启动时间明显少于联合循环机组和燃煤机组，联合循环机组由于余热锅炉和蒸汽轮机的加入，启动时间比单循环机组有所增加，但启动仍然比常规燃煤机组快，特别是冷态启动有较大的优势。因此燃气轮机及其联合循环在电网负荷调节中具有较强的快速响应能力，特别是单循环机组常常用于电网负荷应急负荷需求的调度。

表2 机组启动时间对比表

2 燃气-蒸汽联合循环机组启动特性

联合循环机组由于受到蒸汽轮机和余热锅炉的限制，启动不如单循环机组快。联合循环机组的启动时间与机组的启动方式有关，根据机组配置的启动系统会形成多种启动方式，联合循环机组的启动方法有多种形式。例如配有柴油机启动设备的柴油机启动方式、配有启动马达的燃气轮机启动方式以及变频器加主发电机启动、当电厂有蒸汽源时可以使用外部蒸汽汽源启动方式。每种启动方式都有各自的特点，以下是一些启动方式的主要特点。

(1) 柴油机启动；柴油机在液力变矩器的帮助下升速时，在低转速下柴油机可以向燃气轮机转子施加足够大的转矩。机组在较低的转速n=10%--15%n0下可以进行点火，这样能充分利用燃气轮机的自发功率升速。这种启动的优点在于不需要较大容量的外界电源，有利于机组在外界无电网的地区运行，适应性较强。但也存在结构比较复杂、需要增设液力变矩器和冷天较难启动的缺点。

(2) 启动马达或变频器加主发电机启动：利用启动马达可以进行燃气轮机的启动，一般单循环燃气轮机多采用该启动方式。利用变频器改变输给主发电机的交流电的频率，使其从低频逐渐向50Hz过渡，这样，交流电动机的转速就可以调节，实现启动。目前在许多大功率的燃气轮机联合循环中使用。

(3) 外部蒸汽汽源启动：在有外部汽源的情况下，可以利用联合循环中的蒸汽轮机作为启动机来启动整台机组。优点是简单方便、设备投资节省。但需要电厂具备外部蒸汽汽源，因此适合于原有蒸汽轮机的发电厂在机组扩建时采用。

联合循环的启动时间与单机启动不同。由于联合循环中燃机、蒸汽轮机和余热锅炉的配置不同，以及启动方式的选择不同，对机组启动时间会带来不同的影响。一般单轴机组由于受到蒸汽轮机启动速度慢的影响，从启动到并网时间较慢，而多轴机组可以先用燃气轮机快速启动带一定的负荷，然后蒸汽轮机再随后将机组带到满负荷。不过实际从启动到带到满负荷的总时间基本相同。例如GE公司的STAG-109FA单轴机组从启动到并网约需要100分钟，而STAG-209FA双轴机组仅用20分钟就可以带负荷运行，但机组冷态条件下从启动到带满负荷运行两者都约需要180分钟。

对于联合循环机组，为了缩短机组的启动时间，一般采用滑参数启动方式。即汽轮机调节伐全开，在主蒸汽达到启动基本要求后汽轮机随主汽参数的升高，逐步进行冲转、升速和带负荷启动。

（二） 燃机的负荷调节特性及调峰能力

1 燃机的调峰模式

燃气轮机联合循环的负荷调节特性及调峰能力与机组的运行模式有关。根据国际标准ISO-3977“燃机采购”中定义的燃气轮机及联合循环机组运行模式的划分，燃气轮机的运行模式分为以下6种：

表3：ISO-3977“燃机采购”中联合循环机组运行模式划分

根据GE公司对100多台燃机的统计，一半以上带基本负荷运行，仅16%为尖峰负荷运行。西门子公司类似的统计结果为2/3的机组为中间负荷和连续满负荷运行，当然，各国和各燃机制造公司对机组运行模式的划分并非完全一致，但总体可见，由于燃机不但具有很好的调峰性能，而且也有良好的经济性能，因此在发达国家燃气轮机联合循环已经不仅仅作为调峰机组运行，而主要是作为中间负荷和基本负荷机组运行。

燃气轮机及联合循环机组实际采用何种运行方式与燃料价格、建设投资、机组启停特性、热力性能、发电价格、电网结构和负荷需求等多因素有关，在我国目前情况下，简单联合燃机主要承担尖峰负荷运行，联合循环机组主要承担中间负荷运行。但随着我国电力市场的发展、燃气轮机的国产化、燃料价格的变化，我国燃气轮机及联合循环也将主要承担中间负荷和基本负荷的作用。

2 燃机发电机组的负荷调节性能

燃机发电机组能量转换过程是在燃烧窒中把燃料的化学能转换成烟气的热能，烟气的热能在燃气轮机中转换成机械能，大部分机械能由发电机转化为电能，另一部分机械能用于驱动压气机，此能量是燃机发电机组自身消耗掉的，燃烧所需的空气由压气机提供，并能保证燃料完全燃烧，使燃料的化学能全部转换成烟气的热能。对于燃机-蒸汽联合循环发电机组，在余热锅炉中把燃机排出的高温烟气转换成蒸汽的热量，蒸汽的热量在蒸汽轮机中转换成机械能，并由发电机转换成电能。

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是一个比较快的过程，其对象特性的传递函数如图7-5-1的Wa(S)，可近视为一个时间常数较小（小于10秒）一阶惯性环节，其负荷的调节性能可接近于水电机组，远优于燃煤发电机组，燃料量阶跃变化引起发电量变化的如图7-5-3（a）。

对于燃机-蒸汽联合循环发电机组，其负荷调节特性可看成燃机和余热锅炉及蒸汽轮机机合成的特性，其对象特性的传递函数如图7-5-2，燃料量阶跃变化引起发电量变化的如图7-5-3（b），前期主要是燃气轮机负荷变化，其特性与7-5-3（a）相同，后其是蒸汽轮机的负荷变化，由于余热锅炉的换热过程比较慢，燃气轮机排出的热量转换成发电量的过程可看成是一个时间常数较大的高阶惯性环节，比较7-5-3（a）与（b），燃机-蒸汽联合循环发电机组总的负荷的调节性能明显要比没有联合循环时慢，但还是要比燃煤发电机组好得多。

燃气-蒸汽联合循环发电机组的蒸汽轮机一般采用滑压运行，如象燃煤机组哪样，在变负荷时，改变蒸汽轮机的进汽门开度，也能利用余热锅炉的蓄热快速变化蒸汽轮的负荷，但这样做会对燃气-蒸汽联合循环机组带来一定的负面影响。

对于有补燃的联合循环机组也可以采用汽轮机定压运行方式控制，此时汽轮机采用进汽阀进行汽轮机功率控制，并保持汽轮机新蒸汽进口压力不变，另外调节余热锅炉的补燃燃料量来调节蒸汽量以满足负荷变化的要求。

当燃机发电机组在部分负荷下运行时，即使是燃气-蒸汽联合循环发电机组，它们都有比较好的负荷调节性能，它们参与AGC对电网的安全、稳定和频率质量都会起到很大的作用，尤其是对水电比例较少的电网。

三. 联合循环机组的经济运行

以上介绍了燃机启动和负荷调节特性。但机组的调节方法还应该考虑机组的经济性能，特别是随着燃气轮机及其联合循环机组容量的不断加大和效率的提高，以及它们在发电电网中的比例不断增加，它们将更加多的承担中间负荷和基本负荷的作用，因此提高它们在电网负荷调度中的经济性也应该得到应有的重视。这里简单介绍一下燃气轮机以及联合循环机组的经济运行。燃气-蒸汽联合循环机组正是由于他们的高效经济而得到了广泛应用。在联合循环中，一般汽轮机功率占联合循环机组总功率的33%左右，一般机组设计是考虑额定工况下效率最佳，但部分负荷下就不一定最佳了。因此对于经常应用于调峰的联合循环机组应该分析研究机组不同负荷下的组合特性，以获得机组较高的运行整体经济性。图3是一台VEGA206两拖一联合循环机组效率与功率的关系曲线。从图可以发现：

图3 联合循环VEGA206机组效率-功率曲线

l 联合循环机组的运行效率明显比单循环高，因此一般情况下联合循环机组不宜采用单循环运行方式。

l 高负荷时，原设计的两拖一运行方式效率较高，应该尽量维持在设计运行方式下参与电网负荷调节。

l 在50%负荷以下，采用一拖一运行方式的效率比维持二拖一运行可以有更高的经济性。

为了分析联合循环机组的在实际运行中的经济性能，应该具有机组变工况下的性能曲线，这可以通过理论计算和实际运行测试获得。图4为一台联合循环机组的变工况曲线。从图可以发现，联合循环采用滑压运行后机组经济性能明显好于定压运行。

有以上分析可以发现，联合循环机组的运行效率明显比单循环高，并且采用滑压运行后机组经济性能明显好于定压运行。因此一般燃气-蒸汽联合循环机组在负荷调节中应该采用滑压运行方法，以提高机组的经济效益。

图4 一台联合循环机组定压、滑压效率对比图

四. 燃机的AGC

目前电网一般都要求机组负荷调节都参与AGC控制，并且燃气轮机联合循环机组主要用于调峰，因此燃气轮机与AGC具有十分密切的关系。一般对发电机组AGC系统，根据电网调度部门要求主要投运指标有如下几个方面：(1)机组负荷变化范围；(2)机组负荷变化速率；(3)机组负荷动态偏差；(4)机组负荷静态偏差；(5)机组负荷响应迟延时间。

从一些大电网AGC投运情况来看，燃煤机组负荷变化范围一般为60％～100％，机组负荷变化速率，大多数机组在1.5%MCR／min左右。燃气轮机负荷变化范围和变化速率一般都大于燃煤机组。负荷变化范围下限可以达到40％，单循环燃气轮机可以达到10%MCR/min以上的负荷变化率。当然，燃气轮机联合循环机组的负荷变化率低于单循环机组，但负荷变化率一般也大于5MCR／min，应用于AGC系统中时其功能还是远优于常规燃煤机组。

不过，燃气轮机部件处于高温运行状态，它们参与AGC运行后，机组负荷的频繁变化对热通道的寿命具有较大的的影响。根据对100MW燃气轮机启动寿命的评估计算发现，机组启动一次对寿命有一定的影响，一次负荷波动与一次机组启停过程的应力和寿命损耗并无较大的差异，2-3次负荷波动就相当于机组一次启动停机的寿命影响，而且大幅度的负荷波动对寿命的影响大于小幅度的波动影响，因此燃气轮机在AGC的投运中也应该避免频繁的大幅度变动，以减少机组的寿命损耗。

（一） 燃机的控制系统

燃气轮机控制系统一般由燃气轮机制造厂配套，如GE的MARK-Ⅴ和MARK-Ⅵ，它包括从信号的一次元件、控制系统、执行器等，组成的整套控制系统可靠性高，而且自动水平高，就燃气轮机本身，完成可实现从启动、并网到负荷控制的全自动，燃气轮机的运行很少需要运行人员干预。

在启动阶段，控制系统能自动地执行启动程序，燃机的轴系被启动装置驱动，压气机转动，当达到到点火转速且点火条件满足时，它输入一定量的启动用燃料，并自动点火，点火成功后进行短时间的暖机控制，当燃气轮机的功率能维持维持整个轴系上所有设备正常转动时，退出启动装置。经过较短（几分钟）的暖机后，燃机在正常情况下按设定的最高升速率加速到额定转速，并实现自动并网。并网后燃机进行负荷控制，燃机的负荷主要由燃料量调节，系统比较简单，负荷的调节性能远优于燃煤机组，正常情况下燃按设定的最高变负荷速率调节燃料量，当出现出燃机温度过高等情况时会自动降低加负荷速度。对于有启动燃料和主燃料的燃机，在负荷达到一定时，燃料自动切换到主燃料，反之当负荷降到一定时切到启动燃料，燃机的AGC最低负荷应高于主燃料运行的最低负荷。

燃机联合循环机组的控制系统比较复杂，其负荷的控制与联合循环有关，它包括燃机的控制（一般由燃机制造商提供专用控制系统完成）、余热锅炉的控制、蒸汽轮机的控制。整个燃机联合循环机组可以由一套通用DCS控制，也可以由一套DCS与燃机的控制系统接口完成整个燃机联合循环机组控制，整个燃机联合循环机组也可以由燃机制造商提供专用控制系统完成。

AGC控制主要由DCS或燃气轮机专用控制系统来实现，DCS等系统通过远动RTU系统实现与电网中心调度中央计算机的联系，向中调中央计算机发送机组的各种实时参数，并接受AGC的各种实时指令，包括最重要的AGC负荷指令。DCS在接受中调负荷指令后、根据机组所处的运行方式和工况，完成对各机组的实际负荷分配和协调，同时又根据燃机和汽机反馈的实际负荷，最终使整个机组负荷达到AGC指令的要求。

（二） 燃机在投AGC时负荷允许变化范围

燃气轮机的AGC投运时负荷范围的调整与常规电厂机组投运方法基本相同，但又具有其特殊性。燃机在正常运行时、为使燃机运行稳定．保证一定的机组效率，单台燃机应运行一定的负荷以上，特别时燃烧重油的机组有一个轻重油切换负荷。同时燃机在联合循环方式运行时，为保证联合循环机组效率和锅炉主汽温度有足够的过热度、保证汽机运行稳定，对于联合循环中的燃气轮机必须具有一个最低负荷的要求。同样，每台燃机运行中都有一个基本负荷(即最高负荷)，并且这一负荷与大气环境温度等有关，另外，汽机的负荷在燃机负荷稳定及锅炉稳定运行时，按热力设计与联合循环燃机总负荷有一定的比例关系，这就决定了，不同的AGC运行方式．允许AGC负荷变化的范围也是不一样的。DCS系统能根据设计中的参数设定，在不同运行方式．自动给出不同的机组负荷变化范围，并通过传输到中调，使中调所发AGC负荷指令不要超出这个范围。

以一台S106B燃气蒸汽联合循环机组为例，电网调度通过RTU远程系统给电厂机组控制系统发信号，以控制全厂有功输出。要求电厂上送的模拟量信号有：机组有功上限、有功下限及有功最大可调速率。要求上送的状态量信号有：机组AGC允许信号、有功高限越限报警和有功低限报警。根据燃机的特点，联合循环机组的最大出力受大气温度的影响较大，一年四季、每日早晚的大气温度都在变化，所以提供给AGC的有功出力上限也应该是随着大气温度的变化而变化的。可以通过试验求得机组负荷的上限参考点为基准，参考燃机生产厂提供的大气温度对出力的修正曲线，得出联合循环机组的有功功率上限曲线，作为电厂联合循环机组AGC负荷指令的上限值。

对于联合循环机组的汽轮发电机，其滑参数带负荷运行有一定的最低负荷限制条件，例如对于以上S106B机组，当主蒸汽温度低于360oC，初压低于1.5MPa时，将可能引起汽轮机末级叶片水蚀现象，威胁汽机的安全运行。对应的燃气轮机出力在40％负荷左右，相应的联合循环出力约在24MW，即当联合循环出力小于24MW的时候，不能满足滑参数运行最低工况点的要求。由此该负荷点将作为电厂联合循环机组AGC负荷指令的下限值。

（三） 燃机在投AGC时负荷允许变化率

对于燃气轮机在AGC中的负荷变化率，一般可以参考机组制造厂提供的数据对控制系统进行初步设定，然后在此基础上进行大量的启动和负荷变动试验，试验研究首先应该考虑机组安全和可靠性，同时应该研究经济性，在保证安全的前提下既要满足电网的调节要求，又要使电厂得到较好的经济性。由此得出适合具体机组的负荷变动率。

例如，对于GE公司的100MW等级的E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。实际使用中，由于受锅炉和汽机的限制．实际的速率限制设定要小于这个值，经过机组具体试验和调试可以得到一个满足机组安全和经济的AGC投运情况下的燃机负荷变化率。然后DCS自动按理论计算得出各种工况下的负荷变化率限制，并发送到中调，作为中调负荷指令的变化率限制。因此，在联合循环投AGC的不同运行方式中，其整个机组的负荷变化速率也是受此限制的，而且，不同运行方式，整个机组的负荷速率变化也不一样、而且实际负荷的变化率往往还要小于理论计算得出的值。

五. AGC功能在燃气轮机中应用的注意问题

（一） 余热锅炉汽包水位控制与AGC负荷变化率

余热锅炉汽包水位控制品质的好坏直接影响机组投运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”。尽管给水调节阀将关小．但任何调节系统都有一个调节反应时间，汽包水位还是呈上升趋势，它将到达一个最高值，然后水位再下降。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。因此．余热锅炉汽包水位调节特性是限制联合循环机组AGC负荷变化率的因素之一。反过来，尽量提高汽包水位的调节品质，有利于提高整个联合循环AGC负荷变化速率。

（二） 余热锅炉主蒸汽温度与机组AGC负荷变化率

余热锅炉主蒸汽温度控制对机组投运AGC的负荷变化率有影响关系。当燃机联合循环方式运行时，为了提高整个联合循环的效率和保证余热锅炉主蒸汽温度有足够过热度，燃机的IGV（可调进口叶片）温控投人，在相同燃机负荷下、排汽温度大大高于在单循环方式运行时的温度。由于余热锅炉的蒸发器、省煤器、过热器均采用鳍片管进行热交换．热交换效率很高，传热的速度很快。随着燃机负荷的快速升高，排汽温度也快速升高，主蒸汽温度也将快速升高。为防止锅炉主汽超温；在一、二级过热器中间设一套减温及主汽温度控制装置。当燃机排气温度较低时，减温水不投入。随着燃机负荷升高，主汽温度控制自动投入。由于主蒸汽温度存在一个超调量，会在一些AGC控制范围情况下引起温度超温，随着联合循环燃机负荷变化速率的变快，超调量必然也会越大，而且，燃机排气温度又与大气温度有关、在相同负荷下、随着大气温度升高．排气温度也略有升高，这又给主汽温度控制带来不定因素。因此，主汽温度控制特性的好坏是影响联合循环AGC负荷变化速度的主要因素。为了保证主汽温度控制的可靠性．防止因调节品质不良而造成机组在AGC极端运行工况下跳机，对主汽温度控制回路应该详细调整，提高控制特性，以满足电网AGC投运的要求。

（三） 主汽压变化与AGC负荷变化速率

在联合循环投AGC正常运行中，机组为滑压方式运行，主汽门和调门全开．旁路全关。汽机负荷高低取决于余热锅炉和燃机。在这种运行方式下，为保证汽机的正常运行，锅炉运行时要求主汽压力上升速度不能太大，否则旁路将打开。主汽压力下降速度也不能太大，否则将会引起调门和主汽门控制的不稳和被动，影响汽机的正常运行。并且主汽压力变化速率限制不象主汽温度和汽包水位有可能通过提高调节特性来改变，它是与燃机负荷变化速率及机组固有设计直接相关的量，因此，这也是限制机组AGC负荷变化速率的决定因素。

（四） 燃机基本负荷与联合循环AGC特性的关系

燃机在联合循环投AGC运行时，最高负荷即燃机的基本负荷与AGC调节特性密切相关。例如GE公司的S209E联合循环机组的燃机基本负荷约100MW，联合循环总负荷约300MW，一般情况下，整个联合循环的负荷变化范围最高可以达到300MW。但是，实际上燃机的基本负荷并不是固定不变的，它随大气温度的变化而变化，也与燃机本身通流部分的清洁度有关，在燃机刚经过水洗，即使在冬天燃机基本负荷也可能达到120MW以上；同样，如果燃机运行较长一段时间未水洗，在炎热的夏天基本负荷可能也会小于90MW。因此。从改善AGC特性考虑，AGC调节范围最高值应定为两台燃机到基本负荷时的总负荷。但由于燃机基本负荷是会改变的，此值也会改变。所以，一般情况下可以设置固定的300MW这一值作为负荷最高值，也可以根据机组试验特性提供与天气温度、机组清洁状态有关的动态机组负荷作为最高限值。