1.项目实施背景中海油珠海天然气发电有限公司位于珠海市高栏港经济区装备制造区。公司于年11月3日成立，位于珠海市高栏港经济区装备制造区，注册资金.5万元，职工人，占地面积约30公顷。公司现有两套2×MW（F4改进型）燃气——蒸汽联合循环热电联产机组。包括：2台三菱MF4型燃气轮机，每台燃气轮机与1台氢冷发电机相连；2台东方日立锅炉三压、再热、无补燃、卧式、自然循环余热锅炉；并配有2台汽轮机。2.系统优化建议2.1低压供热减温水调节的重要性2台东方汽轮机为LCC-10.9/2.3/1.3//型汽轮机，单机额定功率MW。配有4个座缸阀和1个旋转隔板。低压抽汽参数1.45MPa，℃。而供热热网参数较低，需求压力为（1.3±0.1）MPa、（±10）℃，所以需要大量减温水，以保证供热参数的稳定。日常机组供热中，由于外部不可控因素，导致机组在可正常低压供热的情况下，低压供热仍异常退出。为运行人员加大了操作任务的同时，也不利于热用户的稳定，同时也为机组的安全运行带来了一定的隐患。因此需对低压供热逻辑进行优化。在优化过程中，要基于现状做好可行性分析。2.1.1经济性公司对外供热是根据南方电网年强制“以热定电”政策的具体体现，关系着公司的发电量。据了解，自此政策实施以来，公司每月申报“以热定电”强制交易电量~万kW·h。这部分多发电量每月可多消纳海气一千多万方，可创造良好的经济效益和社会效益。供热质量的好坏也关系着公司效益及对外的声誉和责任。持续稳定的供热对下游热网用户至关重要，据了解，热网用户中有个年产值达30亿元的醋酸纤维项目，生产质量和热网的供热质量息息相关。2.1.2安全性当低压供热减温水调节不当时，会对下游用户的正常使用造成损害，导致用户无法正常使用热源，严重时会造成水冲击等恶劣影响。低压抽汽供热是由汽机中压缸第五级抽汽而来，经过减温器减温达到用户要求参数后送出。低压抽汽参数1.45MPa，℃。而供热热网参数较低，要求压力为（1.3±0.1）MPa，（±10）℃。如图1所示。图1　低压抽汽供热系统图低压供热减温水控制方式为：用低压减温水母管温度与其设定值的偏差作为PID的输入扰动，经过PID计算后输出减温水阀位控制信号来控制减温水量，使减温后的蒸汽温度与设定值一致（见图2）。图2　原低压抽汽减温水控制逻辑简图但由于减温水调阀距离低压供热母管温度测点长达m，造成调节效果有严重的滞后性。而且供热母管温度测点距离供热出口较近，经常受到管网影响导致测量数据不能真实反映减温效果，造成温度调节达不到热网要求，所以低压供热减温水自动一直无法投入。改造前减温水调阀开度全部由运行人员根据热网负荷情况，手动干预调节，这给运行人员带来了繁重的工作强度，也不利于持续稳定对外供热，对热网及下游用户安全用热构成威胁。2.1.3解决方案针对上述问题，热控班进行了大量实验，找出了最终解决方案。具体内容如下：（1）变更逻辑控制中的PID输入温度信号，从低压供热母管温度变更至I、II套机组减温器后两个温度取平均值，减温器后温度测点对减温水量反应更快更准确，及时计算出阀位指令。（2）当热网负荷低时，管道蒸汽流速低，单纯使用温度作为反馈进行PID调节时仍有一些滞后性。故根据运行人员手动调节的经验数据，制定减温水调阀开度与供热流量的函数关系F（x）。把这个函数关系作为减温水调节阀的前馈，使调节对扰动反应更加快速，达到一个快速响应扰动的目的，同时作为PID调节器的粗调（见图3）。图3　减温水调节阀与流量的经验函数新的逻辑图如图4所示。图4　实施新方案后的逻辑简图2.1.4实施效果经过上述方案的实施，经过一段时间运行观察，低压供热减温水调节效果良好，应对热网负荷扰动全程自动调节，调节误差范围控制优良，实现了整个过程无手动干扰调节。为公司“以热定电”及热网稳定运行奠定了坚实的基础，多发电量每月可多消纳海气一千多万方，可创造良好的经济效益和社会效益。高质量的供热是公司效益及对外的声誉和责任的重要支撑。避免了因供热参数异常导致下游热网用户的生产质量异常带来的索赔问题。2.2色谱仪增加热值信号输出创新方案由于热值仪故障，数据发生不正常传递，影响燃机燃烧调整，检修人员按照说明书进行多次校验仍不能解决问题。与厂家联系技术支持时被告知原Q1型号已停产，已不再进行相关维护，建议升级改造为新型Q2热值仪，采购1台费用约20万元，2套燃机共需80万元。且热值仪需要频繁校验，环节复杂，大量维护工作。燃烧调整实际需要低热值的输出为一个大气压，0℃的计算值，而热值仪实际输出为一个大气压，20℃，不符合设计要求。每套燃机各配置一台热值仪，型号为阿尔斯通Q1，用于检测天然气低热值、密度、N2和CO2。其中N2和CO2用于显示，低热值和密度用于燃烧调整，天然气的低位热值是燃机燃烧调整的重要指标，调整燃料华白指数在±15%的变化范围内。2套燃机机共配置一套色谱分析仪，用于监视天然气甲烷含量等组分信息。2.2.1创新思路方案经过查找资料分析，调压站色谱仪的采集参数通道，涵盖了热值仪需要的相关参数，可以通过用色谱仪输出通道输出低位热值和密度数据。色谱分析仪与热值仪二次柜均在调压站电子间，电缆铺设简单方便。信号分配器的电源可以利用原热值仪二次表电源模块，信号分配器安装在热值仪二次表柜内，方便信号输送，并且美观（见图5）。图5　新增密度和低位热值信号回路2.2.2具体实施步骤（1）取消热值仪小屋。小屋内包括热值仪一次仪表、低氧检测器及报警装置、电源接线箱、分配箱等。（2）保留热值仪二次表仪表柜，利用原有二次表电源模块和原有端子排及安装导轨。（3）购买一分四的信号分配器，将色谱分析仪检测的热值信号和密度经过信号分配器，送给原热值仪信号通道。信号分配器安装在原有导轨上，电源采用原热值仪二次表电源模块的24V电压，无须新增电源模块。（4）铺设色谱分析仪至原信号通道的新增电缆。（5）仪用色谱分析仪的模拟量输出模块两个自定义通道，根据需求取消N2和CO2的输送，保留低位热值和密度信号。（6）利用IP地址与笔记本通信，读取卡件信息，通过配置软件定义卡件类型、相关点名、量程、计算环境等。达到燃机燃烧调整实际需要低热值的输出为一个大气压，0℃的计算要求。而原热值仪实际输出为一个大气压，20℃，经过重新定义后，数据更加准确可靠。（7）软件配置完成，硬接线回路处理完成，查看燃机TCS控制系统接收数据是否正常，进行回路测试。2.2.4实施效果实施本方案后，设备运行良好，数据采集及传输正常，满足燃机燃烧调整的需要。节约采购费用80万元，以及热值仪的维护费用和大量工作。有力地保障燃机的安全运行，取得了良好的经济效益。2.3修改#2汽机凝结水泵变频器调节速率的必要性#2汽机凝泵变频运行时，变频自动调节出口压力，将出口压力设定值由1.65MPa改为1.75MPa后，需等待约10min后，实际值才能跟随达到1.75MPa。因此，有一定的安全隐患：当凝结水用量快速上升时，如低压给水调门快速开大、本扩减温水投入，会导致凝结水压力降低，此时变频器不能快速响应提高频率来恢复出口压力，严重时可能导致备用泵联启。建议提高#2汽机凝泵变频器的响应速率，#4汽机凝结水泵变频器并不存在这种情况，建议参考实际进行科学安排。2.4修改#2汽机低压给水三冲量投入条件的必要性#2汽机低压给水三冲量投入条件之一为低压主蒸汽流量＞34t/h，I套机负荷MW时，#2汽机低压主蒸汽流量有时最低达到31t/h，导致三冲量自动退出。其安全隐患为低压给水三冲量退出后，会导致低压汽包水位调节不精确，水位波动大。建议将#2汽机低压给水三冲量投入条件之一的低压主蒸汽流量＞34t/h修改为＞30t/h。2.5低压供热抽汽压力切除的定值修改的建议目前我厂低压供热抽汽正常投运的过程中，当旋转隔板出口的压力低于1.1MPa时会触发切除低压供热的情况。具体表现为在DEH的抽汽控制中切除对抽汽压力的控制，使旋转隔板的开度由供热投入状态的30%左右直接变为切除状态的全开。也存在安全隐患：正常运行时，低压供热出口压力一般在1.2~1.3MPa，旋转隔板出口压力则设置为1.36~1.4MPa，运行中压力基本上不会突变，旋转隔板出口压力值小于1.1MPa基本上不出现；但是投运初期，开始往外供气的时候，逐渐开大液控调阀，在7%~8%开度时，经常出现微调一点液控调阀，压力即突然骤降，一下子由1.35MPa附近降低至＜1.1MPa，触发低压供热的切除。所以目前#4汽机已将＜1.1MPa切除供热控制的逻辑强制为0。若不强制该逻辑，一来影响低压供热的正常投运，二来经常对旋转隔板大幅度开、关，容易造成汽轮机中压缸5级后压力波动，对汽轮机的正常运行造成冲击，存在影响机组安全运行的隐患。建议将切除低压供热的压力定值降低。由于每次压力降低时，最低也基本在1MPa附近，为考虑有一定的预留空间，所以将定值设置为0.8~0.9Mpa较为合理。2.6降低燃机TCA水侧A关断阀开请求的压力设定值的建议目前，燃机TCA水侧A关断阀开请求的压力定值为10MPa。每次启动高压给水泵后，都需提高频率至工频，并通过调节TCA凝汽器侧流量控制阀开度，排出管道中的空气，使得TCA水侧出口压力达到10MPa，燃机TCA水侧A关断阀打开。机组启动前，燃机TCA水侧A关断阀必须打开，从而TCA流量必须满足要求，才具备燃机启动允许条件。由于燃机TCA水侧A关断阀开请求的压力定值过高，导致启动高压给水泵后需要较长时间来对TCA进行注水，甚至需启动备用高压给水泵，容易延误启机时间，浪费厂用电。据经验，TCA水侧出口压力达到8.5MPa以上，TCA水侧已经注满水。因此，建议将燃机TCA水侧A关断阀开请求的压力设定值改为8.5MPa。通过对上述实际工作中遇到的问题的剖析，以及解决这些问题采取的措施。可以对生产工艺的深入研究，改变运行方式、改进逻辑结构、改善工艺参数来达到整个工艺控制水平的提高，达到机组的经济安全运行的目的。作者：王海光（中海油珠海天然气发电有限公司）本文刊发于《中国高新科技》杂志年第21期（转载请注明来源）

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