許海東，穆勝軍

（中海油能源發(fā)展采油服務公司，天津 300452）

1 情況介紹

1.1 往復式天然氣發(fā)電機組使用實例

海上油田主電站采用雙燃料發(fā)電機組與天然氣發(fā)電機組混用的有旅大27－2/32－2油田、渤中3－2油田海洋石油161。雙燃料原油/柴油機是以凈化后的原油為常用燃料，柴油為備用燃料。往復式天然氣發(fā)電機組是以凈化后的伴生氣為燃料。機組天然氣調試需要穩(wěn)定的天然氣供應，陸地不具備天然氣機組的調試條件，需等油田正式投產(chǎn)后有穩(wěn)定的天然氣流量時才能對機組進行調試運行。

旅大27－2/32－2油田由一座生產(chǎn)儲油平臺PSP及一座與其以棧橋相連的井口平臺WHPA和WHPB組成，油田特點為前期天然氣產(chǎn)量較高、中后期產(chǎn)量較低，天然氣外輸價值不高。渤中3－2油田由一座海洋石油161生產(chǎn)儲油平臺及一座簡易井口平臺組成。

1.2 渤中3－2油田機組概況

海洋石油161其主電站由2臺德國MAK公司的柴油/原油雙燃料機組和濟柴1臺天然氣機組組成。正常工況下，主電站一臺原油主機、一臺天然氣機并車運行，外輸工況下三臺主機并車運行。

德國MAK原油機組每臺的功率為1 350 kW，機型為直列四沖程8缸機，缸徑200 mm、沖程300 mm，額定功率：1 520 kW，轉速：1 000 rpm；壓縮終點產(chǎn)生高溫點燃，缸內進行空燃比混合，控制燃油量（油泵）。發(fā)電機功率為1 350 kW，電壓：400 V，頻率：50 Hz。

另外一臺是濟南柴油機廠生產(chǎn)的往復式天然氣發(fā)電機組，功率為1 000 kW，機型為V型四沖程16缸機，缸徑190 mm、沖程215 mm，火花塞點燃，進入汽缸前進行空燃比混合，控制混合氣流量（節(jié)氣門）。

2 往復式天然氣發(fā)電機與原油機組并車調試

2.1 并車調試前檢查

根據(jù)海洋石油161天然氣機組與原油機組并車調試方案，結合現(xiàn)場實際調試情況，技術人員與海洋石油161項目組及平臺監(jiān)督充分討論研究、對現(xiàn)場檢查確認評估。①校對濟柴主控盤連接到主開關盤的電流互感器、電壓互感器等接線正確。②校對往復式天然氣發(fā)電機控制盤（ABB提供）連接到主開關盤的電流互感器、電壓互感器、開關分斷等接線正確。③校對往復式天然氣機主開關盤連接到發(fā)電機的相關電纜連接正確。④上述接線確認無問題后，待發(fā)電機組啟動后觀察主開關盤及并車控制盤（ABB提供）各指示儀表顯示正常。⑤用萬用表、電流表測量往復式天然氣機主開關盤上的電流、電壓數(shù)據(jù)與其顯示儀表進行對比確認。⑥檢查往復式天然氣機發(fā)電機控制盤上指示儀表顯示正常。⑦檢查發(fā)電機主開關上下口的同相之間電壓變化值，校核并車控制盤上的同步表。⑧按照要求調整好待并機組的頻率。⑨發(fā)電機并入電網(wǎng)前應對發(fā)電機組進行檢查，燃料供應充足，單機調試完畢，負荷試驗運行正常。⑩為了保證主機并入電網(wǎng)時出現(xiàn)系統(tǒng)不穩(wěn)定等不可預見因素，在原油發(fā)電機并車前啟動應急發(fā)電機，使應急發(fā)電在預備狀態(tài)。

2.2 并車試驗

調試前檢查確認工作完成后，可根據(jù)現(xiàn)場情況調試手動并車和自動并車功能。聯(lián)合調試并車程序見表一。并車操作試驗應滿足以下要求，使用準同步并車方法，手動調整電壓、頻率至額定值，同步指示器燈在 12點的位置（±10°之間）時，按紅色的“Close”按鈕，并車斷路器將閉合，手動實現(xiàn)并車；使用自動同步裝置，只須打開待并發(fā)電機的自動并車按鈕，同步裝置檢測并車所需的相關信號，符合并車條件后，能夠自動合閘完成并車工作。

表1 并車運行程序

2.3 分級卸載試驗

海洋石油161分級卸載主要分為優(yōu)先脫扣和快速脫扣兩方面。優(yōu)先脫扣是通過主機控制盤的PPU模塊參數(shù)設定，使之觸發(fā)一級、二級卸載?？焖倜摽凼峭ㄟ^機組的故障停機信號使之觸發(fā)二級卸載。

因需保證平臺的正常生產(chǎn)，所以只能由原油機B機向MCC B段母排供電保證平臺正常生產(chǎn)，天然氣發(fā)電機組及原油機 C機通過MCC A段母排連接干電阻進行單機及并機調試工作。鑒于上述原因，一、二級卸載試驗只能通過天然氣發(fā)電機及原油機C機單機或并機進行試驗工作。

2.4 并車調試期間負荷分配情況及故障停機應急應對措施

發(fā)電機組做并車調試期間，由原油機B機負責供電到母排B段、D段、應急段（斷開ACB05母聯(lián)開關），保證平臺正常生產(chǎn)。原油機組C機及往復式天然氣發(fā)電機A機通過A段母排連接干電阻，做并車及負荷分配調試工作。待發(fā)電機組C機和A機做完相關實驗后可考慮三機并車操作。如需三臺機組做并車及負荷分配試驗，需閉合母聯(lián)開關 ACB05并將原油機組 B機并入電網(wǎng)。若出現(xiàn)觸發(fā)二級卸載情況，第一時間聯(lián)系平臺相關崗位恢復平臺正常生產(chǎn)；若出現(xiàn)平臺失電情況，按照黑啟動應急崗位職責盡快恢復平臺供電，保證正常生產(chǎn)。

3 機組在并車運行中問題分析

海洋石油161平臺當電網(wǎng)發(fā)生解列故障或較大突變負荷時，發(fā)電機組的動態(tài)頻率響應特性對于維持系統(tǒng)頻率安全和穩(wěn)定具有至關重要的作用。根據(jù) CCS相關規(guī)范要求，柴油機組當加上或卸去梯級負荷時，其瞬時調速率不大于額定轉速的 10 %，穩(wěn)定調速率不大于額定轉速的 5 %，穩(wěn)定時間（即轉速恢復到波動率為±1 %范圍的時間）不超過5 s。本平臺采用的往復式天然氣機組通過出廠試驗時的調速性能試驗可知，該機組突加 20 %負荷時，轉速穩(wěn)定時間最長達到10 s，突卸負荷時轉速穩(wěn)定最長時間達到15 s。大大低于原油發(fā)電機組的動態(tài)響應時間。

3.1 機組并車、解列存在問題分析

海洋石油161電站并車的方式有兩種，分為手動并車和自動并車。要將一臺機組并入電網(wǎng)，要保證該機組的電壓、頻率相近，相位一致時，才可以將該機組并入電網(wǎng)。手動并車是手動的調節(jié)機組的電壓、頻率到達工頻，然后觀察同步表的相位，當電網(wǎng)的相位和待并機組的相位相同時，手動按下并車按鈕。自動并車是PPU并車模塊首先通過檢測待并機組和電網(wǎng)電壓的大小、頻率、相位，然后利用其對機組的調壓調速功能來調節(jié)發(fā)電機的電壓、轉速，以達到并車的條件。待檢測到滿足并車條件時發(fā)出并車命令，自動并車。

往復式天然氣機組空載并入電網(wǎng)時，與任意一臺機組并車，不存在問題。當天然氣機組并車或解列時，存在的問題：①當天然氣機并入或退出電網(wǎng)，負荷自動分配條件下（尤其是當電網(wǎng)負荷較大時），PPU控制模塊會控制天然氣機上以秒為單位自動加載或減載。因為天然氣機的動態(tài)響應時間較長，這樣就會造成天然氣機轉速的波動，容易造成氣機的失速或超速報警甚至停機關斷；②在一臺原油發(fā)電機組和天然氣機組并車的條件下，當原油發(fā)電機組需要退出電網(wǎng)負荷時，如采用自動減負荷的模式，會將原油發(fā)電機組承擔的負荷以秒為單位自動加到天然氣機上，會造成天然氣機的失速報警甚至停機。

上述存在的問題主要通過從并車、解列操作的方式上解決，具體為采取手動的模式通過調節(jié)機組的轉速，緩慢、間歇性的增加或減少氣機的負荷，保證機組的轉速穩(wěn)定。

3.2 機組并車時負荷分配問題分析

天燃氣發(fā)電機組在并車運行期間，負荷處于自動分配的狀態(tài)。負荷分配由PPU模塊對燃氣發(fā)電機的EGS調速器，原油發(fā)電機的電子調速器和各自的電壓調節(jié)器進行有功和無功的調節(jié)。燃氣發(fā)電機的EGS調速器，原油發(fā)電機的電子調速器實現(xiàn)機組的稀薄燃燒、速度及負荷控制。在機組并車過程中，影響轉速穩(wěn)定的參數(shù)主要有：增益P，增益I，SDR，SDR和增益不足會造成緩慢游車，SDR和增益過高會造成執(zhí)行器快速移動，轉速線型呈鋸齒狀。由于原油發(fā)電機、燃氣發(fā)電機控制系統(tǒng)參數(shù)按照出廠時設定，調試時使用的是干電阻，負荷比較穩(wěn)定。在平臺設備運行過程中感性負載較多，啟動電流較大，且部分設備屬于間歇啟停設備，如制氮機、空壓機。而兩臺機組的動態(tài)響應的時間不同，使機組始終處于較大的負荷調整過程中，極易造成電網(wǎng)負荷的波動，電網(wǎng)負荷越大波動越明顯。

具體情況為天然氣發(fā)電機和原油發(fā)電機并車后，帶載1100 kW以下時燃氣發(fā)電機的負荷在370 kW～500 kW左右波動；帶載1 300 kW以上時，燃氣發(fā)電機的負荷在400 kW～800 kW波動。通過判斷發(fā)現(xiàn)導致電網(wǎng)負荷波動主要是由燃氣發(fā)電機造成的。故需要通過對燃氣發(fā)電機EGS調速器，PPU模塊的參數(shù)進行調整。具體調節(jié)步驟為，調節(jié) EGS 燃氣發(fā)電機升速速率由原來25轉/s調整到5轉/s，調整Droop（下降率）率3.0%改為5.0%，使燃氣發(fā)電機的速度反應比較穩(wěn)定。PID增益的 P增益：功率20 %時設定值0.8修改為1.0，功率40 %時設定值1.2修改改為1.4，功率60 %時設定值1.4修改為1.6。通過改變這些參數(shù)使燃氣發(fā)電機調速器反應更快、功率調節(jié)更平穩(wěn)。修改PPU模塊內的參數(shù)：編號：2600 Relay control GOV ON TIME 375 ms改為350 ms，編號：2580 P Control relay Kp 10改為8。修改編號2600和2580設定值后，功率調節(jié)命令的反應速度更快、更穩(wěn)定。經(jīng)過上述對燃氣發(fā)電機的EGS調速器和PPU模塊的調節(jié)，有效解決了兩種機型的機組并車時的負荷波動問題。

3.3 電網(wǎng)負荷率存在問題分析

電負荷計算中的負荷率和海洋石油161電網(wǎng)實際負荷率存在較大差別。實際上冬季正常生產(chǎn)狀態(tài)下，負荷約為1 100 KW左右，負荷率約為46.8 %。此工況下單從機組的經(jīng)濟運行選擇來看，選擇一臺原油發(fā)電機比較合適，負荷率約為 81.4%。但從平臺電網(wǎng)的穩(wěn)定性及天然氣機運行的節(jié)能、降耗情況來看，選擇一臺原油發(fā)電機和一臺天然氣機并車運行更為合適。但這種工況下的缺點就是使原油發(fā)電機組處于低負荷狀態(tài)，長時間會造成機組燃燒不充分、積碳的現(xiàn)象，且還會造成燃料消耗成本、維修保養(yǎng)成本的增加。

冬季外輸工況下，按照設計要求三臺主機并車運行，負荷約為1 800 KW左右，負荷率約為48.6 %。此工況會有上述工況同樣的問題。

上述兩個問題目前平臺方面正在積極探索和實踐，如正常生產(chǎn)工況下，保持一臺天然氣發(fā)電機和一臺原油發(fā)電機組并車運行，對于原油發(fā)電機低負荷積碳的問題，通過定期定時的將天然氣機的負荷轉移到原油發(fā)電機上，盡量在規(guī)定時間內加大原油發(fā)電機的負荷率，消除機組相關部位積碳的問題。外輸工況下，通過優(yōu)化設備的啟停順序，暫停非重要設備的方式，選擇一臺天然氣機和一臺原油發(fā)電機并車完成外輸工作，此工況的負荷率達到76.6 %。

4 結束語

經(jīng)由現(xiàn)場調試與運行中參數(shù)分析得知：往復式天然氣機組的調速特性比原油機組反應較慢，且天然氣機組不適合突加突卸負荷值較大的狀態(tài)（海洋石油161約為200 kW），不適宜在空載情況下進行并車，一般為原油機組帶一定負載，再將天然氣機組投入電站進行并車，負載轉移，負荷比例約為2∶1。通過在海上油氣田正常生產(chǎn)情況下，不斷電調試的成功實踐，證明單一燃料的往復式天然氣機組與雙燃料原油/柴油機組可以良好并車運行，節(jié)約成本，有效利用能源。

同時對不同類型機組并車運行過程中出現(xiàn)的問題進行分析，并摸索出具體改進措施和應對方法。不僅為渤中3－2油田的穩(wěn)定生產(chǎn)、電站的安全運行提供了保障，還為海洋石油后期類似設施的建造設計、設備調試、運行管理提供一定的參考依據(jù)，有利于降低油田的整體開發(fā)項目成本。