潘翔豪

（中海油珠海天然氣發(fā)電有限公司，廣東珠海 519050）

1 概述

1.1 電廠簡(jiǎn)介

某電廠建設(shè)的三菱M701F4型聯(lián)合循環(huán)機(jī)組，由一臺(tái)M701F4 型燃?xì)廨啓C(jī)、1臺(tái)QFR-320-2 型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)、1臺(tái)BHDB-M701F4-Q1型余熱鍋爐、1臺(tái)LCC145-10.9/2.3/1.3/566/566型蒸汽輪機(jī)和1臺(tái)汽輪發(fā)電機(jī)組成。該廠兩套機(jī)組于2014年9月投產(chǎn)運(yùn)行。

1.2 燃料加熱器簡(jiǎn)介

燃料加熱器（FGH）的作用是利用中壓省煤器出口的給水加熱來自調(diào)壓站的天然氣，以滿足燃機(jī)不同工況下對(duì)燃料溫度的要求。燃料加熱器結(jié)構(gòu)為管式，設(shè)備規(guī)范見表1。

表1 FGH設(shè)備規(guī)范

2 天然氣溫度控制

天然氣溫度是通過FGH 入口處溫控閥進(jìn)行控制的。天然氣通過溫控閥經(jīng)過FGH 及其旁路節(jié)流孔板匯合后進(jìn)入燃機(jī)，F(xiàn)GH 的溫控閥控制信號(hào)為GT FGHTCSO。GT FGHTCSO 在達(dá)到轉(zhuǎn)速2 250 r/min 之前保持–5%的閥門指令，即閥門全關(guān)，走旁路。當(dāng)燃機(jī)轉(zhuǎn)速為2 250 r/min，燃料加熱器投入運(yùn)行，GT FGHTCSO 根據(jù)控制指令MFCLCSO 的函數(shù)運(yùn)算而來。天然氣溫度設(shè)定值與MFCLCSO 對(duì)應(yīng)關(guān)系見表2。

表2 天然氣溫度設(shè)定值與MFCLCSO對(duì)應(yīng)關(guān)系

燃機(jī)轉(zhuǎn)速為2 250 r/min 時(shí)，MFCLCSO 大約為0.5%，TCS 將天然氣溫度自動(dòng)設(shè)定為100 ℃；溫控閥的溫度設(shè)定值在MFCLCSO 達(dá)到20%后開始增加；MFCLCSO 達(dá)到55%時(shí)，溫度設(shè)定值為200 ℃，正常運(yùn)行中的天然氣溫度即保持在200 ℃。

3 MFCLCSO經(jīng)驗(yàn)值

MFCLCSO 這一信號(hào)在天然氣溫度相關(guān)的邏輯中應(yīng)用較多，但本身計(jì)算公式比較復(fù)雜，根據(jù)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，MFCLCSO 與燃機(jī)負(fù)荷的大致對(duì)應(yīng)關(guān)系見表3。

表3 MFCLCSO與燃機(jī)負(fù)荷的對(duì)應(yīng)關(guān)系

4 天然氣溫度相關(guān)邏輯

4.1 天然氣溫度高

天然氣壓力控制閥出口溫度＞240 ℃（返回值死區(qū)：4 ℃），TCS 發(fā)出報(bào)警“GT FUEL GAS SUPPLY PRESSURE CV OUTLET TEMPERATURE HIGH（天然氣壓力控制閥出口溫度高）”。

發(fā)電機(jī)功率＞150 MW 且天然氣壓力控制閥出口溫度＞250 ℃（返回值死區(qū)：4 ℃），TCS 發(fā)出報(bào)警“天然氣壓力控制閥出口溫度高RUN BACK”且燃機(jī)RUN BACK（正常減負(fù)荷：減負(fù)荷速率為20 MW/min）。

實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)表明，燃機(jī)負(fù)荷在150～300 MW 之間時(shí)，F(xiàn)GH 水側(cè)進(jìn)口溫度即中壓省煤器出口水溫介于232～242 ℃之間。由于FGH 天然氣側(cè)出口溫度必然低于FGH 水側(cè)進(jìn)口溫度，因此FGH 天然氣側(cè)出口溫度必然小于242 ℃，也就不會(huì)觸發(fā)天然氣溫度＞250 ℃引起的燃機(jī)RUN BACK?？紤]FGH 天然氣側(cè)出口溫度與FGH 水側(cè)進(jìn)口溫度之間的溫差，天然氣壓力控制閥出口溫度＞240 ℃的報(bào)警也很難被觸發(fā)。

4.2 天然氣溫度低（燃機(jī)RB）

MFCLCSO ＞88%（返回值死區(qū)：2%）且燃機(jī)功率＞165 MW 時(shí)，天然氣溫度小于設(shè)定值（返回值死區(qū)：4℃），TCS 發(fā)出報(bào)警“天然氣壓力控制閥出口溫度低RUN BACK”且燃機(jī)RUN BACK（極快速減負(fù)荷：減負(fù)荷速率為300 MW/min）。天然氣溫度低設(shè)定值（燃機(jī)RB）為根據(jù)MFCLCSO 的函數(shù)計(jì)算值，詳見表4。

表4 天然氣溫度低設(shè)定值（燃機(jī)RB）與MFCLCSO的對(duì)應(yīng)關(guān)系

4.3 天然氣溫度低（禁止燃機(jī)升負(fù)荷）

天然氣溫度小于設(shè)定值（返回值死區(qū)：20 ℃），TCS 發(fā)出報(bào)警“天然氣壓力控制閥出口溫度低”。如此時(shí)MFCLCSO ＞43%或燃機(jī)功率＞150 MW，TCS發(fā)出報(bào)警“FGH 出口溫度低禁止升負(fù)荷”且禁止燃機(jī)升負(fù)荷。根據(jù)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，MFCLCSO 為43%時(shí)大致對(duì)應(yīng)燃機(jī)負(fù)荷67.6 MW。天然氣溫度低設(shè)定值（禁止燃機(jī)升負(fù)荷）為根據(jù)CLCSO 函數(shù)計(jì)算值，詳見表5。

表5 天然氣溫度低設(shè)定值（禁止燃機(jī)升負(fù)荷）與CLCSO的對(duì)應(yīng)關(guān)系

5 天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷的原因分析及處理措施

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2020年4—6月天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷事件已發(fā)生兩起，兩起負(fù)荷事件均發(fā)生在#3、#4機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)過程中，具體情況見表6。

表6 天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷事件統(tǒng)計(jì)

由于啟機(jī)前天然氣溫度＜70 ℃，啟動(dòng)初期“天然氣壓力控制閥出口溫度低”信號(hào)為“1”。當(dāng)時(shí)MFCLCSO 升至43%（對(duì)應(yīng)燃機(jī)負(fù)荷約為67.6 MW），天然氣溫度應(yīng)＞90 ℃復(fù)位“天然氣壓力控制閥出口溫度低”信號(hào)才能繼續(xù)升負(fù)荷，否則TCS 將發(fā)出“FGH出口溫度低禁止升負(fù)荷”報(bào)警并禁止燃機(jī)升負(fù)荷。所以，在燃機(jī)負(fù)荷升至67.6 MW 之前將天然氣溫度提升至90 ℃以上，是確保燃機(jī)順利升負(fù)荷的關(guān)鍵。

5.1 原因分析

針對(duì)上述兩起天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷事件均發(fā)生機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)狀態(tài)下的原因分析如下：

（1）機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)時(shí)燃機(jī)升負(fù)荷過快，而天然氣溫度的加熱提升需要一定的時(shí)間，在燃機(jī)負(fù)荷升至67.6 MW 時(shí)天然氣溫度＜90 ℃。

6月17日，#3、#4機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)前，中壓省煤器出口水溫即FGH 給水溫度為41 ℃。燃機(jī)并網(wǎng)后，先帶負(fù)荷29 MW 運(yùn)行15min，然后升負(fù)荷至38 MW 運(yùn)行7min，天然氣溫度升至90 ℃，此時(shí)中壓省煤器出口水溫為135 ℃。

6 月22 日，#3、#4 機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)前，中壓省煤器出口水溫已經(jīng)到121 ℃。燃機(jī)并網(wǎng)后設(shè)定負(fù)荷目標(biāo)110 MW，在并網(wǎng)3min 內(nèi)，天然氣溫度升至90 ℃，此時(shí)燃機(jī)負(fù)荷68.4 MW，中壓省煤器出口水溫為126 ℃。

由上述論述可知，機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)，燃機(jī)在67.6 MW 以下運(yùn)行時(shí)間足夠長(zhǎng)，在燃機(jī)負(fù)荷升至67.6 MW 之前已將天然氣溫度提升至90 ℃以上，因此不會(huì)發(fā)生天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷；機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)時(shí)，燃機(jī)并網(wǎng)后初始負(fù)荷為15 MW，升負(fù)荷至67.6 MW 所需時(shí)間不足3min；而天然氣溫度升至90 ℃也在燃機(jī)并網(wǎng)3min 內(nèi)，兩者在時(shí)間上比較接近，所以容易發(fā)生在天然氣溫度＜90 ℃且燃機(jī)負(fù)荷＞67.6 M，導(dǎo)致天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷。

（2）FGH 給水溫度即中壓省煤器出口水溫偏低。

6 月17 日，#3、#4 機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)前，F(xiàn)GH 給水溫度為41 ℃。天然氣溫度升至90 ℃時(shí)，F(xiàn)GH 給水溫度為135 ℃。

6 月23 日，#3、#4 機(jī)組熱態(tài)啟動(dòng)前，F(xiàn)GH 給水溫度為121 ℃。天然氣溫度升至90 ℃時(shí)，F(xiàn)GH 給水溫度為126 ℃，低于6月17日的135 ℃。FGH 給水溫度僅僅上升了5 ℃，表明FGH 給水還沒有被充分加熱。

（3）FGH 給水流量不足。

FGH 給水流量設(shè)定值控制函數(shù)見表7。

表7 FGH給水流量設(shè)定值控制函數(shù)

從表7中可以看出，在燃機(jī)低負(fù)荷階段（75 MW以下，MFCLCSO ＜43%），也就是需要快速提升天然氣溫度的階段，F(xiàn)GH 給水流量偏低，影響了天然氣溫度的提升。

5.2 處理措施

發(fā)生天然氣溫度低禁止升負(fù)荷時(shí)，燃機(jī)負(fù)荷保持不變，運(yùn)行人員等待燃機(jī)排氣溫度的升高。隨著排氣溫度逐漸升高，中壓省煤器出口水溫也隨之升高，相應(yīng)天然氣溫度也會(huì)升高，直至天然氣溫度低限制升負(fù)荷報(bào)警復(fù)位，燃機(jī)繼續(xù)提升負(fù)荷。

此時(shí)可采取的措施有：將FGH 回水流量控制閥（這個(gè)階段一般為FGH 回水至凝汽器流量控制閥在工作）切手動(dòng)并開大，提高FGH 給水流量，天然氣溫度也會(huì)很快上升。

5.3 優(yōu)化改進(jìn)措施

由于燃機(jī)在低負(fù)荷階段，F(xiàn)GH 給水流量偏低，影響天然氣溫度的提升，影響燃機(jī)順利升負(fù)荷，延長(zhǎng)了機(jī)組啟動(dòng)時(shí)間。因此修改FGH 水側(cè)流量控制曲線，提高燃機(jī)負(fù)荷75 MW 以下時(shí)對(duì)應(yīng)的FGH 給水流量設(shè)定值至20 t/h。修改后FGH 水側(cè)流量控制函數(shù)見表8。

表8 修改后FGH給水流量設(shè)定值控制函數(shù)

通過采取優(yōu)化改進(jìn)措施后，該電廠的燃機(jī)未再發(fā)生天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷事件。

6 結(jié)束語(yǔ)

基于某電廠三菱M701F4型聯(lián)合循環(huán)機(jī)組在運(yùn)行過程中出現(xiàn)的天然氣溫度低禁止燃機(jī)升負(fù)荷事件，對(duì)其原因進(jìn)行了深入分析，并結(jié)合實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，總結(jié)了相應(yīng)的處理和優(yōu)化改進(jìn)措施，一方面為同型號(hào)燃機(jī)機(jī)組運(yùn)行管理提供了借鑒和參考，另一方面提升了電廠的經(jīng)濟(jì)效益。