伊拉克某電站穩定運行技術改造及應用

李海榮 商永興 燕朝南 尚榮江

（1.中油國際中東公司；2.中國石油管道局工程有限公司）

1 現狀

伊拉克某油田新建150 MW燃氣電站，供油田生產及當地用戶用電。電站燃料氣來源于1號及3號集中處理站伴生氣，脫硫后經燃料氣壓縮機升壓輸送至發電機。電站總裝機容量5×30 MW（環境溫度55℃時），按伊拉克石油公司要求，電站發電一部分并入伊拉克國家電網，另外一部分供油田注水生產用電。

油田目前依靠注水來維持油藏能量，保證油井生產壓力，共有5座高壓注水站，16臺注水泵進行注水生產。供電電源來自國家電網400 kV網絡，通過132 kV架空線路配送至注水泵站，然后在站內降壓至6.6 kV，供站內高壓負荷用電。站內低壓負荷通過6.6/400 kV降壓變壓器提供電源。132 kV及以上電氣設備和電力線路歸屬于伊拉克國家電力公司，并由國家電力公司控制和操作。

油田供電的電力線，目前采用的是單塔雙回路供電，曾經出現過由于單個鐵塔故障，導致整個區塊停電，造成油田減產的情況。國家電網不穩定和故障停電對油田注水泵影響最大（注水站泵排量為500 m3/h，揚程223 m，電動機為4000 kW，6.6 kV，50 Hz），經常導致注水泵停運和電機故障。

由于北部油田電力負荷約占全油田負荷的60%以上，因此首先在油田北部建設150 MW燃氣電站作為早期電站。電站2018年1月建成投產，位于4號注水泵站附近，主要設備為5臺30 MW燃氣輪機，通過132 kV架空線路接入現有國家電網供電網絡，支持和補充北部油田現有國家電網的電力缺口，滿足目前生產需要，以及2021年之前新增設備設施的用電負荷（150 MW），主要包括4號和5號注水泵站，以及附近電泵井的生產用電。

2017年9月150 MW電站從3號集中處理站進氣開始調試，2018年1月投入運行后，多次出現停車跳閘，嚴重影響了電站及油田生產的安全運行。

2 發電機運行安全可靠性改造

經過對所有事故原因進行歸類分析后得出，導致全站停產和運行不穩定的主要原因有兩個，一個是伊拉克電網頻率快速大范圍波動造成的機組脫網和保護停車[1]，另外一個原因是由于天然氣氣源壓力波動導致天然氣供氣壓縮機運行不穩定，直接影響到發電機的安全運行。

經過原因分析和方案對比，進行了以下2項主要技術改造。

2.1 實現孤島電網為油田生產供電

伊拉克國家電網容量較小，輸電線路故障率高，系統的電壓和頻率波動頻繁，波動幅度大，造成電站天然氣壓縮機的驅動電動機變頻器故障跳閘、導致全站停產[2]。

同時，電網波動帶來的電機頻率變化直接影響注水泵輸出壓力，頻率變化過大導致高壓注水泵電機振動和過熱，進而停轉[3-4]。可見注水壓力隨著電網頻率變化，在0.5～0.8 MPa波動。當電壓頻率穩定在50 Hz的時候，注水壓力波動減小并且穩定在0.8 MPa左右，因此，電壓頻率直接影響到高壓注水泵的安全運行。

為了減少伊拉克國家電網對油田供電系統的影響，首先將油田供電與伊拉克國家電網供電剝離，保證油田供電的穩定性。油田用電負荷見表1，3臺發電機能夠滿足電站輔助用電和注水泵及其輔助設施用電，因此，決定將電站的3臺（90 MW）燃氣輪機發電機組轉入孤島電網運行，為電站廠用電和4號注水站、5號注水站變電站連接的油田用電設備供電，其余2臺（60 MW）燃氣輪機發電機組仍然接入伊拉克國家電網[5]。

表1 油田用電負荷

電站組織對孤島運行方案進行了風險評估，評估結論需要實施4項措施來保證方案的安全性：對注水站故障電流水平進行核算，保證滿足要求；制定詳細的發電機切換程序，包括初始切換和實施后的分步工作程序，實現電力負荷分級管理[6]；在切換過程中設置操作鎖定程序，保持孤島運行的獨立性和可靠性；進行電站、4號注水站、5號注水站中132 kV斷路器的同步檢查，確認并驗證設置。

實現油田孤島電網后，3臺發電機組并聯運行，電壓基本穩定在150 V，頻率50 Hz，保證了電站天然氣壓縮機和注水泵的穩定供電，沒有再發生變頻器故障跳閘和注水泵電動機故障，提高了注水生產的安全性[7]。

2.2 氣源穩定性改造-復合邏輯控制

電站的氣源來自1號和3號集中處理站輸送過來的天然氣，其中3號集中處理站氣源來自第2列處理裝置的第1級分離氣，為第一氣源。1號集中處理站氣源來自3列第1級分離氣，為第二氣源。天然氣進站經過處理后增壓，供5臺燃氣輪機使用。

自初期投產進氣后，操作人員發現進氣壓力波動較大，造成后續流程不平穩，生產效率低，壓力峰值時甚至接近壓縮機和燃氣發電機的跳閘值。壓力波動的主要原因是采出原油氣油比過高，氣液混相輸送距離長，在輸送過程中產生氣體段塞，進入1級分離器后原油迅速脫氣，因此壓力波動很大[8]。

電站燃料氣系統原設計壓力控制模式為，3號集中處理站來氣通過調節閥361-PV1011A和PV1011B的開度來進行壓力調節，設定壓力為1.17MPa，當壓力超過設定值時，天然氣經過PCV-0102排放至火炬，原設計壓力控制方案見圖1。但是由于氣源壓力波動過大，供氣壓力最低為0.75 MPa，最高達到1.35 MPa，進氣壓力波動趨勢見圖2。由于壓力波動范圍過大，2個調節閥無法滿足壓力調節的要求[9-10]。

圖1 原設計壓力控制方案

圖2 進氣壓力波動趨勢

為了解決這個問題，工藝專業提出再增加一級調節閥的方案來進一步穩壓。但是由于電站已經投產運行，增加調節閥需要進行設計改造，不僅工期長，而且投資高；2級壓力控制工藝比較復雜，增加了新的安全風險。經過反復論證，最終采用了自控專業增加PID復合邏輯控制模塊的方案。通過風險評估，這種純數學邏輯運算的方法，避免了增加調節閥可能出現的機械及儀表風等故障帶來的風險，安全高效。

復合回路模式是將進氣壓力與1.2 MPa比較，大于1.2 MPa為高壓模式，小于為低壓模式。低壓模式為運行模式，高壓模式為保護模式。在低壓模式下，采用非標PID分程控制3路閥門[10]，設定PID輸出后有且僅有一個閥門動作，防止瞬間壓力快速泄放，產生波動。高壓模式下采用雙PID控制，其中一個PID分程關閉進電站的2路PV1011A/B調壓閥，另一個PID控制放空閥PCV-0102打開，使壓力逐漸減小，并根據實際工況，逐漸恢復低壓模式，實現發電機進氣壓力的平穩。具體控制為：

1）低壓模式的控制：采用非標分程邏輯，分程控制3路閥門，實現進氣壓力的穩定和放空閥門的控制。采用PID控制回路201-PIC0102控制PV1011A、PV1011B和放空閥PCV0102。非標分程控制設計為，PID控制器輸出0%～100%，其中0%～33%對應PV1011A的0%～100%；33%～66%對應PV1011B的0%～100%，66%～100%對應放空閥門201-PCV0102的0%～100%。PID控制器無論在0%～100%的任何狀態，控制的3個閥門有且僅有一個閥門對應動作。

2）高壓模式的控制：采用雙PID控制，PID-1分程控制2路調節，PID-2控制放空閥工作來實現超壓保護功能。

雙PID控制回路：201-PIC0102和361-PIC1012。其中PID-1（201-PIC0102）控制器通過進氣壓力控制放空閥PCV0102，PID-2（361-PIC1012）分程控制進站調壓閥PV1011A、PV1011B，控制器輸出0%～100%，其中0%～50%對應PV-1011B的0%～100%，50%～100%對應PV-1011A的0%～100%，復合邏輯控制見圖3。

圖3 復合邏輯控制

2.3 應用效果

原設計為單回路PID控制，輸出同時開關2個閥門，調節壓力變化大，無法滿足工藝要求。增加復合邏輯控制模塊后，低壓模式為運行模式，高壓模式為保護模式。這樣兩個PID控制器分程控制兩個PV閥門，既高效的保證了壓力調節的快速平穩，又達到了保護上下游工藝系統壓力穩定的目的，并且低壓模式放空閥PCV是最后開的（PID控制器輸出66%～100%時才開），這樣也保證了盡可能多的工藝氣流向電站，從而提高了燃氣的利用率。控制改變前后對比見表2。

采用復合邏輯控制后的壓力穩定在1.175 MPa，幾乎沒有壓力波動，相對比改造前的壓力波動趨勢（0.75～1.35 MPa），改造后的氣源壓力穩定，滿足供氣壓力要求，保證了增壓壓縮機的平穩運行和發電機的穩定供氣。

復合邏輯控制已投入使用，并經過7個多月的驗證，該控制具有安全、穩定、高效、節能的優點，是高精度，低成本的控制方法，為保證電站項目供氣的穩定可靠運行提供了保障。

3 結論

通過孤島電網和復合邏輯控制兩項改造，解決了電壓和頻率波動，氣源壓力不穩定問題，減少了電站天然氣壓縮機故障以及高壓注水泵運行問題，極大地改善了用電設備的電能質量，提高了設備運行安全性和可靠性，改造后機組的跳閘總故障次數從2018年的38次降低到2019年的8次，共計節省投資費用189萬元，減少兩座由電站供電的注水站停產損失費用1 260萬元，技術改造效益顯著。

表2 控制改變前后對比