燃气机组增压机防喘振控制分析

房之栋，张建伟，刘建华

（1.北京太阳宫燃气热电有限公司，北京 100028；2.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001；3.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

天然气发电作为一种新型、清洁、高效的发电方式在国内外发展很快，燃气轮机及其联合循环正是最适合于燃用天然气的动力装置。燃气轮机对燃气压力及压力的稳定性有严格的要求，但受燃气管线的限制，从供方直接来的燃气压力一般达不到燃气轮机的要求。增压站作为重要处理系统，主要用于改善天然气品质，向燃气轮机提供所需压力、流量的燃料气体，确保燃气轮机的正常可靠运行。因此增压站压缩机（以下简称增压机）成为了燃气电厂的重要设备，由于其运行转速极高，对安全稳定运行的要求也非常高，一旦出现喘振，燃气轮机入口压力将大幅波动，轻则引发机组非停，严重状态有可能导致机毁人亡。因此，为了保证燃气机组的长周期稳定运行，增压机均配有各种防喘振系统来保护设备的安全。

1 故障现象

北京太阳宫燃气热电有限公司（以下简称京阳公司）安装1套780 MW级二拖一燃气-蒸汽联合循环机组，整套机组配置了1套天然气增压站，包含2台美国Atlas公司生产的电驱动离心式增压机，用于向变化负荷条件下的2台燃气轮机（GT） 提供压力大约为3.2 MPa的燃气。每台压缩机均设计为满足110%的GT负荷。2012年11月，2台增压机先后出现再循环阀异动工况，在控制系统调节下均很快趋于平稳。

1.1 2号增压机故障过程

2012年11月4 日9时14分，运行人员发现2号增压机再循环调阀由21.4%瞬间开至35.1%，保持3 s后回关，最后稳定在21%的开度。在此期间，燃机进气阀（以下简称SRV阀）前系统压力P1由 3.21 MPa降低至 3.09 MPa，最后稳定在3.20 MPa，P1的变化导致SRV阀正常调节动作。整个过程的曲线见图1。

1.2 1号增压机故障过程

2012年11月5 日3时59分至4时42分，1号增压机再循环阀经历了一次由19%回关至0又稳定到19%的过程。其中由19%关至0用时11 min左右；由0开到19%用时10 min左右。由于P1压力基本保持稳定，未引起SRV阀门动作。

2 初步分析

增压机再循环阀主要在运行中控制燃气轮机入口燃气压力，并能在增压机即将或已经发生喘振时迅速打开，增加其入口流量，防止或消除喘振现象，起到保护设备的目的。从上述两次再循环阀异动现象来看，其动作时间均在一个扫描周期（0.25s）以上，因此可以排除汽机流量需求信号消失、喘振系数小于-1 800、有载切无载、增压机跳闸等原因，同时经检查也不存在可以引起这些结果的问题。因此初步分析再循环阀异动的原因是增压机防喘振控制系统动作所致。

3 防喘振控制系统动作机理分析

3.1 增压机喘振的原因

增压机发生喘振的原因除了由于运行工况剧烈变化、误操作外，有很多是由于设备问题及防喘振保护系统设置不尽合理而造成的。当增压机流量减少到一定量时会在流道中出现严重的气流旋涡，流动状况严重恶化，增压机出口压力突然下降，而管网系统的压力并不马上降低，于是管网中气体倒流至增压机，一直到管网中压力低于增压机出口压力，倒流停止，增压机又向管网供气，周而复始，机组管网系统的吸入流量和出口压力产生周期性振荡，从而产生喘振。

3.2 增压机防喘振控制原理

增压机喘振是一个比较复杂的流动过程，其发生具有快速性和突然性，因此防喘振控制系统应当迅速、有效，才能保证燃气机组安全、稳定运行。其基本原理是：增压机在任何工况下运行时，均应确保入口流量大于喘振时的流量，当增压机即将发生喘振时，迅速打开防喘振阀（即再循环阀），增加增压机入口流量，达到消除喘振的目的[1]。

3.3 增压机防喘振再循环阀调节动作机理分析

3.3.1 调节回路的选择

增压机防喘振控制系统中的压力控制器与喘振控制器共同作用来确定再循环阀的开度[2]。

喘振区域1（surrge error<0），有且仅有喘振控制器发生作用。

喘振区域2（surrge error 0～500），喘振控制器及压力控制器均不调节，阀门维持当前开度。

喘振区域3（surrge error>500，且再循环阀未全关），喘振控制器发生作用，当控制压力与设定压力偏差超出控制死区时，压力控制器作用，且控制压力大于设定压力时，开再循环阀，控制压力小于设定压力时关再循环阀。

3.3.2 再循环阀的控制

增压机再循环阀在运行工况下用来调节燃机SRV阀前系统压力（P1）及增压机喘振参数，京阳公司目前设定系统压力调节目标值为3.2 MPa，调节死区0.01 MPa；喘振调节目标范围为0～500，即喘振区域2。阀门开度计算公式为

式中Y为阀门开度，X为计算的参数，分母为参数最大量程，其中压力、流量对应差压、增压机出入口差压度量单位均为10PSI。

3.3.3 调节量的计算

3.3.3.1 压力控制器计算

压力控制器使用压力偏差计算压力回路积分系数，并通过式（1）转化为积分作用下的阀门预期变化开度系数；使用压力变化率（上一扫描周期控制压力-当前控制压力）来计算比例系数，并通过式（1） 转化为比例作用下的阀门预期变化开度系数。

3.3.3.2 喘振控制器计算

喘振控制器使用喘振系数绝对值计算喘振回路积分系数，并通过式（1） 转化为积分作用下的阀门预期变化开度系数；使用喘振变化率（当前喘振系数绝对值-上一扫描周期喘振系数绝对值）来计算比例系数，并通过式（1）转化为比例作用下的阀门预期变化开度系数。

3.3.4 再循环阀控制的特点

必须指出的是，即使在调节死区内，上述调节量的计算过程也一直存在，仅仅在阀门指令的最终出口，利用死区的条件将上述计算结果全部清零。因此一旦调节发生，再循环阀的动作在压力控制及喘振控制的叠加作用下往往呈现出阶跃调节的特点，并非通常认为的平缓曲线，这也符合其迅速稳定压力及喘振参数的要求（喘振发生时，变化往往非常剧烈）。这从以往再循环阀的指令曲线上可以得到印证，2011年11月1号增压机再循环阀7日内指令曲线如图1所示。

4 再循环阀异动分析处理

4.1 2号增压机再循环阀动作分析

图1 2011年11月1号增压机再循环阀7日内指令曲线

2号增压机再循环阀动作前系统压力为3.198 6 MPa，压力控制器未动作，由于相邻两个扫描周期喘振参数均为619，喘振回路动作，但仅有积分作用，且阀门预期动作的方向为负，因此指令突然大幅度阶跃的原因，必然是出现了异常的扰动。异常期间增压机出口压力一直在上涨，且排气压力与系统压力的切换是在一个扫描周期（0.25 s）内完成，曲线不可能记录。可以判断在该瞬间出口压力瞬时升高（比系统压力高0.3 MPa），增压机趋于失速及喘振状态，在不到4 s的时间内使再循环阀迅速开大变化量为13%左右，压力瞬间回落，但延时10 s后，控制压力才重新切换为系统压力，在回落期间，阀门继续开大，但曲线上无法记录压力变化。阀门开大后系统压力迅速下降，从而使压力控制器控制压力重新切换为排气压力，同时由于出口流量的增大，使喘振参数迅速增大，喘振控制器动作，使阀门动作方向趋向于关小。这期间由于排气压力已稳定，比例作用消失，压力控制器仅有积分作用，在喘振控制器与压力控制器的平衡作用下，再循环阀保持了3 s开度稳定，之后由于喘振参数最大到3 233，导致喘振控制器作用大于压力控制器，再循环阀迅速回关，并趋于稳定。

4.2 1号增压机再循环阀动作分析

1号增压机则呈现出不同的特点，其喘振参数常常趋于喘振1区，变化率为正时，阀门趋关；变化率为负时，阀门趋于开，由于喘振参数在1区、2区变化频繁，造成了阀门震荡，但整个过程历时一个多小时，控制还是比较正常的。

4.3 处理结果

为抑止即将或已经发生的喘振故障，再循环阀按防喘振控制逻辑正常动作，使增压机运行很快趋于平稳，保护了增压机的设备安全。避免类似喘振的最有效措施是降低增压机出口管阻，使增压机出口压力与系统压力的偏差有效控制在0.3 MPa以内，2013年京阳公司对增压机出口后管道滤网进行了优化升级，运行至今再未出现过类似异常[1-2]。

5 结束语

随着燃气电站的广泛建设使用，增压系统的安全运行越来越重要，因此深入了解增压机防喘振系统的控制过程和控制逻辑对于燃气机组的安全运行有着重要的意义。本文经过对两次增压机再循环阀异动工况进行分析，阐述了燃气轮机增压机防喘振控制原理，通过对再循环阀调节动作机理进行了介绍，找到了导致其异常动作的原因，并经过对管道滤网的优化升级从根本上处理了该问题，保证了设备的安全运行，对燃气电站增压系统类似故障的分析处理有一定的借鉴意义。

［1］ 王大江，姜自忠.燃气轮机增压站防喘振系统控制分析［J］.黑龙江电力，2005，27（4）：271-274.

［2］ 皮状行.可编程序控制器的系统设计与应用实例［M］.北京：机械工业出版社，2001.