伊拉克某电站稳定运行技术改造及应用

李海荣 商永兴 燕朝南 尚荣江

（1.中油国际中东公司；2.中国石油管道局工程有限公司）

1 现状

伊拉克某油田新建150 MW燃气电站，供油田生产及当地用户用电。电站燃料气来源于1号及3号集中处理站伴生气，脱硫后经燃料气压缩机升压输送至发电机。电站总装机容量5×30 MW（环境温度55℃时），按伊拉克石油公司要求，电站发电一部分并入伊拉克国家电网，另外一部分供油田注水生产用电。

油田目前依靠注水来维持油藏能量，保证油井生产压力，共有5座高压注水站，16台注水泵进行注水生产。供电电源来自国家电网400 kV网络，通过132 kV架空线路配送至注水泵站，然后在站内降压至6.6 kV，供站内高压负荷用电。站内低压负荷通过6.6/400 kV降压变压器提供电源。132 kV及以上电气设备和电力线路归属于伊拉克国家电力公司，并由国家电力公司控制和操作。

油田供电的电力线，目前采用的是单塔双回路供电，曾经出现过由于单个铁塔故障，导致整个区块停电，造成油田减产的情况。国家电网不稳定和故障停电对油田注水泵影响最大（注水站泵排量为500 m3/h，扬程223 m，电动机为4000 kW，6.6 kV，50 Hz），经常导致注水泵停运和电机故障。

由于北部油田电力负荷约占全油田负荷的60%以上，因此首先在油田北部建设150 MW燃气电站作为早期电站。电站2018年1月建成投产，位于4号注水泵站附近，主要设备为5台30 MW燃气轮机，通过132 kV架空线路接入现有国家电网供电网络，支持和补充北部油田现有国家电网的电力缺口，满足目前生产需要，以及2021年之前新增设备设施的用电负荷（150 MW），主要包括4号和5号注水泵站，以及附近电泵井的生产用电。

2017年9月150 MW电站从3号集中处理站进气开始调试，2018年1月投入运行后，多次出现停车跳闸，严重影响了电站及油田生产的安全运行。

2 发电机运行安全可靠性改造

经过对所有事故原因进行归类分析后得出，导致全站停产和运行不稳定的主要原因有两个，一个是伊拉克电网频率快速大范围波动造成的机组脱网和保护停车[1]，另外一个原因是由于天然气气源压力波动导致天然气供气压缩机运行不稳定，直接影响到发电机的安全运行。

经过原因分析和方案对比，进行了以下2项主要技术改造。

2.1 实现孤岛电网为油田生产供电

伊拉克国家电网容量较小，输电线路故障率高，系统的电压和频率波动频繁，波动幅度大，造成电站天然气压缩机的驱动电动机变频器故障跳闸、导致全站停产[2]。

同时，电网波动带来的电机频率变化直接影响注水泵输出压力，频率变化过大导致高压注水泵电机振动和过热，进而停转[3-4]。可见注水压力随着电网频率变化，在0.5～0.8 MPa波动。当电压频率稳定在50 Hz的时候，注水压力波动减小并且稳定在0.8 MPa左右，因此，电压频率直接影响到高压注水泵的安全运行。

为了减少伊拉克国家电网对油田供电系统的影响，首先将油田供电与伊拉克国家电网供电剥离，保证油田供电的稳定性。油田用电负荷见表1，3台发电机能够满足电站辅助用电和注水泵及其辅助设施用电，因此，决定将电站的3台（90 MW）燃气轮机发电机组转入孤岛电网运行，为电站厂用电和4号注水站、5号注水站变电站连接的油田用电设备供电，其余2台（60 MW）燃气轮机发电机组仍然接入伊拉克国家电网[5]。

表1 油田用电负荷

电站组织对孤岛运行方案进行了风险评估，评估结论需要实施4项措施来保证方案的安全性：对注水站故障电流水平进行核算，保证满足要求；制定详细的发电机切换程序，包括初始切换和实施后的分步工作程序，实现电力负荷分级管理[6]；在切换过程中设置操作锁定程序，保持孤岛运行的独立性和可靠性；进行电站、4号注水站、5号注水站中132 kV断路器的同步检查，确认并验证设置。

实现油田孤岛电网后，3台发电机组并联运行，电压基本稳定在150 V，频率50 Hz，保证了电站天然气压缩机和注水泵的稳定供电，没有再发生变频器故障跳闸和注水泵电动机故障，提高了注水生产的安全性[7]。

2.2 气源稳定性改造-复合逻辑控制

电站的气源来自1号和3号集中处理站输送过来的天然气，其中3号集中处理站气源来自第2列处理装置的第1级分离气，为第一气源。1号集中处理站气源来自3列第1级分离气，为第二气源。天然气进站经过处理后增压，供5台燃气轮机使用。

自初期投产进气后，操作人员发现进气压力波动较大，造成后续流程不平稳，生产效率低，压力峰值时甚至接近压缩机和燃气发电机的跳闸值。压力波动的主要原因是采出原油气油比过高，气液混相输送距离长，在输送过程中产生气体段塞，进入1级分离器后原油迅速脱气，因此压力波动很大[8]。

电站燃料气系统原设计压力控制模式为，3号集中处理站来气通过调节阀361-PV1011A和PV1011B的开度来进行压力调节，设定压力为1.17MPa，当压力超过设定值时，天然气经过PCV-0102排放至火炬，原设计压力控制方案见图1。但是由于气源压力波动过大，供气压力最低为0.75 MPa，最高达到1.35 MPa，进气压力波动趋势见图2。由于压力波动范围过大，2个调节阀无法满足压力调节的要求[9-10]。

图1 原设计压力控制方案

图2 进气压力波动趋势

为了解决这个问题，工艺专业提出再增加一级调节阀的方案来进一步稳压。但是由于电站已经投产运行，增加调节阀需要进行设计改造，不仅工期长，而且投资高；2级压力控制工艺比较复杂，增加了新的安全风险。经过反复论证，最终采用了自控专业增加PID复合逻辑控制模块的方案。通过风险评估，这种纯数学逻辑运算的方法，避免了增加调节阀可能出现的机械及仪表风等故障带来的风险，安全高效。

复合回路模式是将进气压力与1.2 MPa比较，大于1.2 MPa为高压模式，小于为低压模式。低压模式为运行模式，高压模式为保护模式。在低压模式下，采用非标PID分程控制3路阀门[10]，设定PID输出后有且仅有一个阀门动作，防止瞬间压力快速泄放，产生波动。高压模式下采用双PID控制，其中一个PID分程关闭进电站的2路PV1011A/B调压阀，另一个PID控制放空阀PCV-0102打开，使压力逐渐减小，并根据实际工况，逐渐恢复低压模式，实现发电机进气压力的平稳。具体控制为：

1）低压模式的控制：采用非标分程逻辑，分程控制3路阀门，实现进气压力的稳定和放空阀门的控制。采用PID控制回路201-PIC0102控制PV1011A、PV1011B和放空阀PCV0102。非标分程控制设计为，PID控制器输出0%～100%，其中0%～33%对应PV1011A的0%～100%；33%～66%对应PV1011B的0%～100%，66%～100%对应放空阀门201-PCV0102的0%～100%。PID控制器无论在0%～100%的任何状态，控制的3个阀门有且仅有一个阀门对应动作。

2）高压模式的控制：采用双PID控制，PID-1分程控制2路调节，PID-2控制放空阀工作来实现超压保护功能。

双PID控制回路：201-PIC0102和361-PIC1012。其中PID-1（201-PIC0102）控制器通过进气压力控制放空阀PCV0102，PID-2（361-PIC1012）分程控制进站调压阀PV1011A、PV1011B，控制器输出0%～100%，其中0%～50%对应PV-1011B的0%～100%，50%～100%对应PV-1011A的0%～100%，复合逻辑控制见图3。

图3 复合逻辑控制

2.3 应用效果

原设计为单回路PID控制，输出同时开关2个阀门，调节压力变化大，无法满足工艺要求。增加复合逻辑控制模块后，低压模式为运行模式，高压模式为保护模式。这样两个PID控制器分程控制两个PV阀门，既高效的保证了压力调节的快速平稳，又达到了保护上下游工艺系统压力稳定的目的，并且低压模式放空阀PCV是最后开的（PID控制器输出66%～100%时才开），这样也保证了尽可能多的工艺气流向电站，从而提高了燃气的利用率。控制改变前后对比见表2。

采用复合逻辑控制后的压力稳定在1.175 MPa，几乎没有压力波动，相对比改造前的压力波动趋势（0.75～1.35 MPa），改造后的气源压力稳定，满足供气压力要求，保证了增压压缩机的平稳运行和发电机的稳定供气。

复合逻辑控制已投入使用，并经过7个多月的验证，该控制具有安全、稳定、高效、节能的优点，是高精度，低成本的控制方法，为保证电站项目供气的稳定可靠运行提供了保障。

3 结论

通过孤岛电网和复合逻辑控制两项改造，解决了电压和频率波动，气源压力不稳定问题，减少了电站天然气压缩机故障以及高压注水泵运行问题，极大地改善了用电设备的电能质量，提高了设备运行安全性和可靠性，改造后机组的跳闸总故障次数从2018年的38次降低到2019年的8次，共计节省投资费用189万元，减少两座由电站供电的注水站停产损失费用1 260万元，技术改造效益显著。

表2 控制改变前后对比