M701F4型聯合循環機組天然氣溫度控制及優化措施研究

潘翔豪

（中海油珠海天然氣發電有限公司，廣東珠海 519050）

1 概述

1.1 電廠簡介

某電廠建設的三菱M701F4型聯合循環機組，由一臺M701F4 型燃氣輪機、1臺QFR-320-2 型燃氣輪機發電機、1臺BHDB-M701F4-Q1型余熱鍋爐、1臺LCC145-10.9/2.3/1.3/566/566型蒸汽輪機和1臺汽輪發電機組成。該廠兩套機組于2014年9月投產運行。

1.2 燃料加熱器簡介

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壓站的天然氣，以滿足燃機不同工況下對燃料溫度的要求。燃料加熱器結構為管式，設備規范見表1。

表1 FGH設備規范

2 天然氣溫度控制

天然氣溫度是通過FGH 入口處溫控閥進行控制的。天然氣通過溫控閥經過FGH 及其旁路節流孔板匯合后進入燃機，FGH 的溫控閥控制信號為GT FGHTCSO。GT FGHTCSO 在達到轉速2 250 r/min 之前保持–5%的閥門指令，即閥門全關，走旁路。當燃機轉速為2 250 r/min，燃料加熱器投入運行，GT FGHTCSO 根據控制指令MFCLCSO 的函數運算而來。天然氣溫度設定值與MFCLCSO 對應關系見表2。

表2 天然氣溫度設定值與MFCLCSO對應關系

燃機轉速為2 250 r/min 時，MFCLCSO 大約為0.5%，TCS 將天然氣溫度自動設定為100 ℃；溫控閥的溫度設定值在MFCLCSO 達到20%后開始增加；MFCLCSO 達到55%時，溫度設定值為200 ℃，正常運行中的天然氣溫度即保持在200 ℃。

3 MFCLCSO經驗值

MFCLCSO 這一信號在天然氣溫度相關的邏輯中應用較多，但本身計算公式比較復雜，根據實際運行數據，MFCLCSO 與燃機負荷的大致對應關系見表3。

表3 MFCLCSO與燃機負荷的對應關系

4 天然氣溫度相關邏輯

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：4 ℃），TCS 發出報警“GT FUEL GAS SUPPLY PRESSURE CV OUTLET TEMPERATURE HIGH（天然氣壓力控制閥出口溫度高）”。

發電機功率＞150 MW 且天然氣壓力控制閥出口溫度＞250 ℃（返回值死區：4 ℃），TCS 發出報警“天然氣壓力控制閥出口溫度高RUN BACK”且燃機RUN BACK（正常減負荷：減負荷速率為20 MW/min）。

實際運行數據表明，燃機負荷在150～300 MW 之間時，FGH 水側進口溫度即中壓省煤器出口水溫介于232～242 ℃之間。由于FGH 天然氣側出口溫度必然低于FGH 水側進口溫度，因此FGH 天然氣側出口溫度必然小于242 ℃，也就不會觸發天然氣溫度＞250 ℃引起的燃機RUN BACK。考慮FGH 天然氣側出口溫度與FGH 水側進口溫度之間的溫差，天然氣壓力控制閥出口溫度＞240 ℃的報警也很難被觸發。

4.2 天然氣溫度低（燃機RB）

MFCLCSO ＞88%（返回值死區：2%）且燃機功率＞165 MW 時，天然氣溫度小于設定值（返回值死區：4℃），TCS 發出報警“天然氣壓力控制閥出口溫度低RUN BACK”且燃機RUN BACK（極快速減負荷：減負荷速率為300 MW/min）。天然氣溫度低設定值（燃機RB）為根據MFCLCSO 的函數計算值，詳見表4。

表4 天然氣溫度低設定值（燃機RB）與MFCLCSO的對應關系

4.3 天然氣溫度低（禁止燃機升負荷）

天然氣溫度小于設定值（返回值死區：20 ℃），TCS 發出報警“天然氣壓力控制閥出口溫度低”。如此時MFCLCSO ＞43%或燃機功率＞150 MW，TCS發出報警“FGH 出口溫度低禁止升負荷”且禁止燃機升負荷。根據運行經驗數據，MFCLCSO 為43%時大致對應燃機負荷67.6 MW。天然氣溫度低設定值（禁止燃機升負荷）為根據CLCSO 函數計算值，詳見表5。

表5 天然氣溫度低設定值（禁止燃機升負荷）與CLCSO的對應關系

5 天然氣溫度低禁止燃機升負荷的原因分析及處理措施

據統計，2020年4—6月天然氣溫度低禁止燃機升負荷事件已發生兩起，兩起負荷事件均發生在#3、#4機組熱態啟動過程中，具體情況見表6。

表6 天然氣溫度低禁止燃機升負荷事件統計

由于啟機前天然氣溫度＜70 ℃，啟動初期“天然氣壓力控制閥出口溫度低”信號為“1”。當時MFCLCSO 升至43%（對應燃機負荷約為67.6 MW），天然氣溫度應＞90 ℃復位“天然氣壓力控制閥出口溫度低”信號才能繼續升負荷，否則TCS 將發出“FGH出口溫度低禁止升負荷”報警并禁止燃機升負荷。所以，在燃機負荷升至67.6 MW 之前將天然氣溫度提升至90 ℃以上，是確保燃機順利升負荷的關鍵。

5.1 原因分析

針對上述兩起天然氣溫度低禁止燃機升負荷事件均發生機組熱態啟動狀態下的原因分析如下：

（1）機組熱態啟動時燃機升負荷過快，而天然氣溫度的加熱提升需要一定的時間，在燃機負荷升至67.6 MW 時天然氣溫度＜90 ℃。

6月17日，#3、#4機組冷態啟動前，中壓省煤器出口水溫即FGH 給水溫度為41 ℃。燃機并網后，先帶負荷29 MW 運行15min，然后升負荷至38 MW 運行7min，天然氣溫度升至90 ℃，此時中壓省煤器出口水溫為135 ℃。

6 月22 日，#3、#4 機組熱態啟動前，中壓省煤器出口水溫已經到121 ℃。燃機并網后設定負荷目標110 MW，在并網3min 內，天然氣溫度升至90 ℃，此時燃機負荷68.4 MW，中壓省煤器出口水溫為126 ℃。

由上述論述可知，機組冷態啟動時，燃機在67.6 MW 以下運行時間足夠長，在燃機負荷升至67.6 MW 之前已將天然氣溫度提升至90 ℃以上，因此不會發生天然氣溫度低禁止燃機升負荷；機組熱態啟動時，燃機并網后初始負荷為15 MW，升負荷至67.6 MW 所需時間不足3min；而天然氣溫度升至90 ℃也在燃機并網3min 內，兩者在時間上比較接近，所以容易發生在天然氣溫度＜90 ℃且燃機負荷＞67.6 M，導致天然氣溫度低禁止燃機升負荷。

（2）FGH 給水溫度即中壓省煤器出口水溫偏低。

6 月17 日，#3、#4 機組冷態啟動前，FGH 給水溫度為41 ℃。天然氣溫度升至90 ℃時，FGH 給水溫度為135 ℃。

6 月23 日，#3、#4 機組熱態啟動前，FGH 給水溫度為121 ℃。天然氣溫度升至90 ℃時，FGH 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 給水流量設定值控制函數見表7。

表7 FGH給水流量設定值控制函數

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

5.2 處理措施

發生天然氣溫度低禁止升負荷時，燃機負荷保持不變，運行人員等待燃機排氣溫度的升高。隨著排氣溫度逐漸升高，中壓省煤器出口水溫也隨之升高，相應天然氣溫度也會升高，直至天然氣溫度低限制升負荷報警復位，燃機繼續提升負荷。

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

5.3 優化改進措施

由于燃機在低負荷階段，FGH 給水流量偏低，影響天然氣溫度的提升，影響燃機順利升負荷，延長了機組啟動時間。因此修改FGH 水側流量控制曲線，提高燃機負荷75 MW 以下時對應的FGH 給水流量設定值至20 t/h。修改后FGH 水側流量控制函數見表8。

表8 修改后FGH給水流量設定值控制函數

通過采取優化改進措施后，該電廠的燃機未再發生天然氣溫度低禁止燃機升負荷事件。

6 結束語

基于某電廠三菱M701F4型聯合循環機組在運行過程中出現的天然氣溫度低禁止燃機升負荷事件，對其原因進行了深入分析，并結合實際經驗，總結了相應的處理和優化改進措施，一方面為同型號燃機機組運行管理提供了借鑒和參考，另一方面提升了電廠的經濟效益。