（神华国华（北京）燃气热电有限公司北京100025）
1、项目简介
本项目通过分析三菱M701F4“二拖一”燃气-蒸汽联合循环机组并汽过程中冷再调门调节迟缓频繁解除自动调整，打断APS（燃机一键启动）的问题，结合国内同类型燃气轮机调研及相关参数收集，对冷再调门的控制逻辑进行全面分析，经过不断的论证、优化、试验，得出冷再调门控制逻辑的最优方案。机组负并汽时荷偏低，导致并汽时间偏长，严重影响了机组的效率。
本项目结合设备现状，借鉴国内同类型燃气联合循环机组冷再调门控制方法，提出新的冷再调门控制逻辑设计方案，以两台机冷再热蒸汽流量对比为控制输出，设计冷再调门控制逻辑，消除了冷再调门启闭时间较慢和回调的干扰因素，最终做到了冷再调门全程自动调整，对系统主要参数干扰小，调节可靠性进一步提高。
机组并汽负荷偏低（120MW至140MW之间），在热态和温态启动中非常不经济。而机组实际情况是热态和温态启动居多，占80%以上。在并汽顺控完善的前提下，并汽过程的安全性得到提升，考虑到并汽过程的经济性，通过数据收集、分析论证，证明并汽负荷由低负荷并汽转向高负荷并汽的可行性，以进一步完善并汽方式，提高机组效益。
机组运行的一年中，执行并汽程序和解汽程序分别达30余次，针对燃气机组担负电网调峰的任务，并汽过程的安全问题日益突出，其中蒸汽参数的控制，冷再调门的控制，并汽负荷偏低等问题比较突出，主要体现在以下几个方面：
1)冷再调门在并汽过程中处于自动状态，当开启到15%的开度时，阀门停止动作，必须解除自动并手动操作，APS启动程序被打断，解汽过程亦是如此，不利于机组安全启动。
2)人工手动操作冷再调门，运行人员不能全部做到控制合理的启闭速率，速率过快对锅炉汽包水位等主要参数影响较大，速率过慢不经济。
3)机组并汽负荷偏低，不仅影响机组发电量，同时暖机时间较长，热损失较大。
2、项目改造方案说明
项目实施的重点：
一、对原冷再调门控制逻辑进行审查、论证
原有的冷再调门控制逻辑是以待并汽机组的再热蒸汽流量为被调量（PV），高压主蒸汽流量为设定量（STPT），其中再热蒸汽流量=热再热蒸汽流量-中压主汽流量，即冷再流量，实际上并汽前由于并汽门关闭，高压旁路开启，这时高压主蒸汽的流量就等于冷再的流量；高压主蒸汽流量是并管道上的流量测点，其测点布置在高压旁路前。这种设计思想是认为当待并汽机组的冷再流量等于高压主蒸汽流量，可视为并汽结束。其缺陷是忽略了运行机组的冷再蒸汽对待并汽机组冷再调门的影响，当冷再调门开启时，运行机组的冷再蒸汽是会有一部分分流至待并汽机组的，这样的结果是被调量在一定时间会大于设定量，从而导致冷再调门不再开启，高压旁路阀也不再动作，解汽过程亦是如此。
二、确定冷再调门控制逻辑优化方案的可行性。
冷再调门控制由高压主蒸汽流量控制改为冷再蒸汽流量控制：通过对国内“二拖一”燃气机组调研，控制策略基本是以待并汽机组的冷再蒸汽流量为被调量，高压主蒸汽流量为设定量，高压旁路流量为前馈，其关系是高压主蒸汽流量=冷再蒸汽流量+高压旁路流量。这种策略的前提是高压旁路有流量测点，本项目高压旁路没有装设流量测点，如果进行加装改造，从人力物力来看不利于节约成本，同时具有旁路管道开孔后易产生漏点的隐患。
原有的冷再调门控制逻辑是以待并汽机组的再热蒸汽流量为被调量（PV），高压主蒸汽流量为设定量（STPT），其中再热蒸汽流量=热再热蒸汽流量-中压主汽流量，即冷再流量，实际上并汽前由于并汽门关闭，高压旁路开启，这时高压主蒸汽的流量就等于冷再的流量；高压主蒸汽流量是并管道上的流量测点，其测点布置在高压旁路前。这种设计思想是认为当待并汽机组的冷再流量等于高压主蒸汽流量，可视为并汽结束。其缺陷是忽略了运行机组的冷再蒸汽对待并汽机组冷再调门的影响，当冷再调门开启时，运行机组的冷再蒸汽是会有一部分分流至待并汽机组的，这样的结果是被调量在一定时间会大于设定量，从而导致冷再调门不再开启，高压旁路阀也不再动作，解汽过程亦是如此。
通过对国内“二拖一”燃气机组调研，控制策略基本也是以待并汽机组的冷再蒸汽流量为被调量，高压主蒸汽流量为设定量，高压旁路流量为前馈，其关系是“高压主蒸汽流量=冷再蒸汽流量+高压旁路流量”。这种策略的前提是高压旁路有流量测点，而我公司高压旁路没有装设流量测点，如果进行加装改造，从人力物力来看不利于节约成本，同时具有旁路管道开孔后易产生漏点的隐患。
结合机组现有的参数测点，首先确定了设定量与被调量，设定量是运行机组冷再蒸汽流量，被调量是待并汽（或解汽）机组冷再流量，解并汽时分别在设定量上加内部偏置值，通过对以往近30次解并汽时冷再流量的参数曲线进行调查，在保证阀门启闭安全速率的前提下，确定“偏置值”为：解汽时-30t/h，并汽时+30t/h。
遇到的问题：
(一)冷再调门在并汽指令结束后，冷再调门控制指令中设定量与被调量之间的偏差值（±30t/h）会被切除，流量偏差变“0”，这时冷再调门在自动状态，会导致阀门停止开启或者关闭，不利于机组安全，需要定时清除冷再调门控制指令。
(二)解决好并汽控制的安全隐患后，由于电科院提供的并汽参数中，机组负荷较低，待并机组蒸汽参数满足并汽条件比较缓慢，尤其是疏水温度条件，并汽时为了满足压力差和温度差，运行机组需要投入大量减温水，负荷需要降低至140MW以下。在并汽过程中不仅热量损失较大，而且发电量的损失也较大。
三、确定最终方案
(一)确定冷再调门主要控制变量
确定设定量、被调量和偏置值，设定量是运行机组冷再蒸汽流量，被调量是待并汽（或解汽）机组冷再流量，解并汽时分别在设定量上加内部偏置值，解汽时偏置值-30t/h，并汽时偏置值+30t/h，通过几次启停机试验，该偏置值符合调门特性，调整是对机组参数控制较好。
(二)确定冷再调门切手动位置的时间点
冷再调门在解并汽过程中处于自动控制，解并汽完成后需要解手动，防止自动控制指令变化导致冷再调门突然启闭，利于机组安全运行。
(三)确定冷再调门控制指令清除的时间点
在“并汽开始”信号发出5分钟内，冷再调门已全部开启，这个时间点将冷再调门控制指令用“延时取0”的功能块进行清除，从而保证阀门不向预期的反方向调节，利于机组安全启动。
(四)机组并汽负荷可提高至170MW
提高并汽时机组负荷，主蒸汽压力相应会提高，暖管速度会相应加快，相对的并汽速度会加快，可以大幅度的减少热量损失。进入并汽顺控时，主蒸汽旁路的控制将转为“并汽压力模式”，负荷提高后旁路的主蒸汽压力控制相应提高，需要考虑旁路流量过大对凝汽器的冲击和旁路减温水对旁路阀后温度的控制，不能无限制的提高并汽时机组负荷。
从试验数据得出，高中压旁路及旁路减温水在较高负荷并汽时，其开度均控制在70%以下，有可观的调节余量。低旁阀位变化也不大，低旁减温水在低负荷时并汽开度已经大于70%，在低负荷和高负荷并汽过程中，低旁阀后温度均在120℃以下（低旁跳闸温度为140℃），机组负荷完全可以在170MW并汽。
3、项目实施的意义与效果分析
1)保证APS全程无断点启动。
机组自投产以来，燃气机组的执行APS“一键启停”程序，解汽、并汽程序是机组APS的重要环节并且是最后环节，在执行APS“一键启停”程序时，如果在解并汽环节出现APS中断，相当于说APS控制是前功尽弃，而此时的中断也会导致运行人员的操作量突然增大，不利于机组的安全启动。逻辑优化后，解并汽时冷再调门在自动状态下调节，保证了APS全程无断点启动。
2)保证解并汽期间机组重要参数的稳定，提高了机组启动安全性。
完善了并汽条件，更切合机组设备系统实际，保证了主蒸汽品质。完善了冷再调门控制逻辑，冷再调门的全自动控制，杜绝了因为运行人员操作经验和调节方法的不同，对冷再调门手动操作的不稳定性。这两项的完善，基本保证了并汽过程中余热锅炉汽包水位、高旁阀位，汽轮机振动、轴向位移的等带有主保护的主要参数的稳定正常，进行逻辑优化后，实现并汽过程的全自动控制，提高了机组启动安全性、可靠性。
3)优化后并汽启动，机组参数控制明显变优。
1号机组在7月25日和11月17日分别进行了一次并汽启动，从数据表中可以看出来，优化前并汽启动时高压汽包水位影响较大，优化后并汽启动时对中压汽包的影响较大，高压和低压汽包影响较小，理论上并汽启动应该对高压汽包水位的影响大，但是实际上是中压汽包水位最不稳定，初步分析的结果是并汽启动时由于冷再流量和压力变化，导致中压汽包蒸发量的变化，同时余热锅炉中压汽包的容积小，微小的流量变化就会造成汽包水位的波动。综观其它主要参数，基本处于稳定区间，机组参数控制明显变优。
4)本项目实施带来的效益显著。
安全效益：
优化了冷再调门控制逻辑，防止并汽顺控中调门调节不良造成的蒸汽流量波动所带来汽包水位和汽轮机负荷的波动。
提高了并汽顺控的可靠性，有利于APS“一键启动”的贯彻落实。
完善了机组启动过程的自动控制，减少了运行人员的操作，有利于运行人员将更多精力投入于设备监视，杜绝了误操作的隐患。
经济效益：
a．优化前并汽时间为65分钟，提升了并汽负荷，在这个时间段里，优化后两台燃气机组所带负荷要比优化前多带60MW，汽机要比优化前多带15MW负荷，启动一次将降低电量损失75MW负荷，我厂发电利润0.2元/kwh，优化后启动一次可以节约成本：75×1000×65/60×0.2=16250元。2016年全年启动36次，按照年启动36次算，相当于全年节约成本585000元。
b．由于并汽条件和并汽控制的完善，使机组在相对较高的负荷下进行并汽，提高并汽压力，相应的加快了暖管疏水的速度，减少了热量损失。热量计算如：
Q=G×（ha-hb）
Q：过热蒸汽热量（取全年参数平均值）；
G：过热蒸汽流量（取全年参数平均值）；
ha:初始状态下过热蒸汽焓值；
hb:最终状态下过热蒸汽焓值（凝汽器压力下的排汽温度焓值：2574.9KJ/kg）。
对优化前140MW并汽参数和优化后170MW并汽参数进行采集，进行对比。
优化后，并汽时高压主蒸汽可节约4.2×107KJ热量，中压主蒸汽可节约2.66×106KJ热量，热再热蒸汽可节约5.07×107KJ热量，并汽时低压蒸汽可节约0.7×105KJ热量。
优化后1次并汽可节约的热量为：
4.2×107+2.66×106+5.07×107+0.7×105=9.543×107KJ
我厂汽轮机效率约40%，折算为发电量：
9.543×107KJ&pide;3600×40%=10603.3Kwh
我厂年均天然气发电气耗为0.1774Nm3/Kwh，折算为天然气耗气量：
10603.3×0.1774=1881.03Nm3
目前，天然气价格为2.5元/Nm3,每次启动节约4702.5元，2016年全年启动36次，按照年启动36次算，相当于全年节约成本169292.82元。
并汽控制优化后，每次启动节约20952.5元，按照年36次启动算，可节约754292.82元。
4、关键技术与创新点
针对设备系统实际情况，在保证安全的前提下，结合设备现状，借鉴国内同类型燃气联合循环机组冷再调门控制方法，提出新的冷再调门控制逻辑设计方案，以两台机冷再热蒸汽流量对比为控制输出，设计冷再调门控制逻辑，消除了冷再调门启闭时间较慢和回调的干扰因素，最终做到了冷再调门全程自动调整，对系统主要参数干扰小，调节可靠性进一步提高。利用运行机组冷再流量和待解汽、并汽机组的流量偏差，巧妙的解决了冷再调门进入控制死区的问题，控制逻辑通过修改变得更为简洁、可靠。目前国内大部分同类型的燃气电站，冷再调门的控制以待并汽机组的冷再蒸汽流量为被调量，高压主蒸汽流量为设定量，高压旁路流量为前馈，其关系是高压主蒸汽流量=冷再蒸汽流量+高压旁路流量。这种策略的前提是高压旁路有流量测点，而我公司高压旁路没有装设流量测点，如果进行加装改造，从人力物力来看不利于节约成本，同时具有旁路管道开孔后易产生漏点的隐患。这次控制逻辑优化，投入成本为零，但却成功的开辟了另一种阀门控制策略，同样能做到安全、可靠。
机组并汽负荷偏低（120MW至140MW之间），在热态和温态启动中非常不经济。而机组实际情况是热态和温态启动居多，占80%以上。在并汽顺控完善的前提下，并汽过程的安全性得到提升，考虑到并汽过程的经济性，通过数据收集、分析论证，证明并汽负荷由低负荷并汽转向高负荷并汽的可行性，以进一步完善并汽方式，提高机组效益。
5、结论
并汽控制逻辑优化后，经过多次并汽启动试验，对相关参数的数据采集、分析，证明此控制逻辑优化实现了解并汽过程中机组主要参数的最优控制，提高了机组启动的安全性和可靠性。在此基础上，经过较高负荷并汽的论证和试验，进一步解决了机组启动能耗高的问题，提高了机组启动的经济性。机组启动并汽控制的全程自动化，进一步弥补了公司APS“一键启停”的不足，为公司提高生产效率奠定坚实基础。
作者简介：赵楠，1981年3月15日生，工程师，工作单位：神华国华（北京）燃气热电有限公司