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潘翔豪
（中海油珠海天然气发电有限公司，广东珠海 519050）
1.1 电厂简介
某电厂建设的三菱M701F4型联合循环机组，由一台M701F4 型燃气轮机、1台QFR-320-2 型燃气轮机发电机、1台BHDB-M701F4-Q1型余热锅炉、1台LCC145-10.9/2.3/1.3/566/566型蒸汽轮机和1台汽轮发电机组成。该厂两套机组于2014年9月投产运行。
1.2 燃料加热器简介
燃料加热器（FGH）的作用是利用中压省煤器出口的给水加热来自调压站的天然气，以满足燃机不同工况下对燃料温度的要求。燃料加热器结构为管式，设备规范见表1。
表1 FGH设备规范
天然气温度是通过FGH 入口处温控阀进行控制的。天然气通过温控阀经过FGH 及其旁路节流孔板汇合后进入燃机，FGH 的温控阀控制信号为GT FGHTCSO。GT FGHTCSO 在达到转速2 250 r/min 之前保持–5%的阀门指令，即阀门全关，走旁路。当燃机转速为2 250 r/min，燃料加热器投入运行，GT FGHTCSO 根据控制指令MFCLCSO 的函数运算而来。天然气温度设定值与MFCLCSO 对应关系见表2。
表2 天然气温度设定值与MFCLCSO对应关系
燃机转速为2 250 r/min 时，MFCLCSO 大约为0.5%，TCS 将天然气温度自动设定为100 ℃；
温控阀的温度设定值在MFCLCSO 达到20%后开始增加；
MFCLCSO 达到55%时，温度设定值为200 ℃，正常运行中的天然气温度即保持在200 ℃。
MFCLCSO 这一信号在天然气温度相关的逻辑中应用较多，但本身计算公式比较复杂，根据实际运行数据，MFCLCSO 与燃机负荷的大致对应关系见表3。
表3 MFCLCSO与燃机负荷的对应关系
4.1 天然气温度高
天然气压力控制阀出口温度＞240 ℃（返回值死区：4 ℃），TCS 发出报警“GT FUEL GAS SUPPLY PRESSURE CV OUTLET TEMPERATURE HIGH（天然气压力控制阀出口温度高）”。
发电机功率＞150 MW 且天然气压力控制阀出口温度＞250 ℃（返回值死区：4 ℃），TCS 发出报警“天然气压力控制阀出口温度高RUN BACK”且燃机RUN BACK（正常减负荷：减负荷速率为20 MW/min）。
实际运行数据表明，燃机负荷在150～300 MW 之间时，FGH 水侧进口温度即中压省煤器出口水温介于232～242 ℃之间。由于FGH 天然气侧出口温度必然低于FGH 水侧进口温度，因此FGH 天然气侧出口温度必然小于242 ℃，也就不会触发天然气温度＞250 ℃引起的燃机RUN BACK。考虑FGH 天然气侧出口温度与FGH 水侧进口温度之间的温差，天然气压力控制阀出口温度＞240 ℃的报警也很难被触发。
4.2 天然气温度低（燃机RB）
MFCLCSO ＞88%（返回值死区：2%）且燃机功率＞165 MW 时，天然气温度小于设定值（返回值死区：4℃），TCS 发出报警“天然气压力控制阀出口温度低RUN BACK”且燃机RUN BACK（极快速减负荷：减负荷速率为300 MW/min）。天然气温度低设定值（燃机RB）为根据MFCLCSO 的函数计算值，详见表4。
表4 天然气温度低设定值（燃机RB）与MFCLCSO的对应关系
4.3 天然气温度低（禁止燃机升负荷）
天然气温度小于设定值（返回值死区：20 ℃），TCS 发出报警“天然气压力控制阀出口温度低”。如此时MFCLCSO ＞43%或燃机功率＞150 MW，TCS发出报警“FGH 出口温度低禁止升负荷”且禁止燃机升负荷。根据运行经验数据，MFCLCSO 为43%时大致对应燃机负荷67.6 MW。天然气温度低设定值（禁止燃机升负荷）为根据CLCSO 函数计算值，详见表5。
表5 天然气温度低设定值（禁止燃机升负荷）与CLCSO的对应关系
据统计，2020年4—6月天然气温度低禁止燃机升负荷事件已发生两起，两起负荷事件均发生在#3、#4机组热态启动过程中，具体情况见表6。
表6 天然气温度低禁止燃机升负荷事件统计
由于启机前天然气温度＜70 ℃，启动初期“天然气压力控制阀出口温度低”信号为“1”。当时MFCLCSO 升至43%（对应燃机负荷约为67.6 MW），天然气温度应＞90 ℃复位“天然气压力控制阀出口温度低”信号才能继续升负荷，否则TCS 将发出“FGH出口温度低禁止升负荷”报警并禁止燃机升负荷。所以，在燃机负荷升至67.6 MW 之前将天然气温度提升至90 ℃以上，是确保燃机顺利升负荷的关键。
5.1 原因分析
针对上述两起天然气温度低禁止燃机升负荷事件均发生机组热态启动状态下的原因分析如下：
（1）机组热态启动时燃机升负荷过快，而天然气温度的加热提升需要一定的时间，在燃机负荷升至67.6 MW 时天然气温度＜90 ℃。
6月17日，#3、#4机组冷态启动前，中压省煤器出口水温即FGH 给水温度为41 ℃。燃机并网后，先带负荷29 MW 运行15min，然后升负荷至38 MW 运行7min，天然气温度升至90 ℃，此时中压省煤器出口水温为135 ℃。
6 月22 日，#3、#4 机组热态启动前，中压省煤器出口水温已经到121 ℃。燃机并网后设定负荷目标110 MW，在并网3min 内，天然气温度升至90 ℃，此时燃机负荷68.4 MW，中压省煤器出口水温为126 ℃。
由上述论述可知，机组冷态启动时，燃机在67.6 MW 以下运行时间足够长，在燃机负荷升至67.6 MW 之前已将天然气温度提升至90 ℃以上，因此不会发生天然气温度低禁止燃机升负荷；
机组热态启动时，燃机并网后初始负荷为15 MW，升负荷至67.6 MW 所需时间不足3min；
而天然气温度升至90 ℃也在燃机并网3min 内，两者在时间上比较接近，所以容易发生在天然气温度＜90 ℃且燃机负荷＞67.6 M，导致天然气温度低禁止燃机升负荷。
（2）FGH 给水温度即中压省煤器出口水温偏低。
6 月17 日，#3、#4 机组冷态启动前，FGH 给水温度为41 ℃。天然气温度升至90 ℃时，FGH 给水温度为135 ℃。
6 月23 日，#3、#4 机组热态启动前，FGH 给水温度为121 ℃。天然气温度升至90 ℃时，FGH 给水温度为126 ℃，低于6月17日的135 ℃。FGH 给水温度仅仅上升了5 ℃，表明FGH 给水还没有被充分加热。
（3）FGH 给水流量不足。
FGH 给水流量设定值控制函数见表7。
表7 FGH给水流量设定值控制函数
从表7中可以看出，在燃机低负荷阶段（75 MW以下，MFCLCSO ＜43%），也就是需要快速提升天然气温度的阶段，FGH 给水流量偏低，影响了天然气温度的提升。
5.2 处理措施
发生天然气温度低禁止升负荷时，燃机负荷保持不变，运行人员等待燃机排气温度的升高。随着排气温度逐渐升高，中压省煤器出口水温也随之升高，相应天然气温度也会升高，直至天然气温度低限制升负荷报警复位，燃机继续提升负荷。
此时可采取的措施有：将FGH 回水流量控制阀（这个阶段一般为FGH 回水至凝汽器流量控制阀在工作）切手动并开大，提高FGH 给水流量，天然气温度也会很快上升。
5.3 优化改进措施
由于燃机在低负荷阶段，FGH 给水流量偏低，影响天然气温度的提升，影响燃机顺利升负荷，延长了机组启动时间。因此修改FGH 水侧流量控制曲线，提高燃机负荷75 MW 以下时对应的FGH 给水流量设定值至20 t/h。修改后FGH 水侧流量控制函数见表8。
表8 修改后FGH给水流量设定值控制函数
通过采取优化改进措施后，该电厂的燃机未再发生天然气温度低禁止燃机升负荷事件。
基于某电厂三菱M701F4型联合循环机组在运行过程中出现的天然气温度低禁止燃机升负荷事件，对其原因进行了深入分析，并结合实际经验，总结了相应的处理和优化改进措施，一方面为同型号燃机机组运行管理提供了借鉴和参考，另一方面提升了电厂的经济效益。
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