燃氣輪機電廠技術改造與運行管理

引 言

華能金陵燃機熱電有限公司(以下簡稱該電廠)一期工程安裝2臺燃氣-蒸汽聯合循環機組，它由MS9001FA型燃氣輪機、D10型三壓、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、沖動式無抽汽純凝式汽輪機，390H型全氫冷發電機和武漢鍋爐股份有限公司制造的三壓、一次中間再熱、臥式、無補燃、自然循環余熱鍋爐組成。二期工程安裝2臺燃氣-蒸汽熱電聯產聯合循環機組，燃氣輪機采用南汽與GE公司聯合生產的PG9171E型重型燃氣輪機，汽輪機為南汽生產的單缸、雙壓、無再熱、下排汽、單軸抽汽凝汽式供熱機組，燃氣輪機發電機與汽機發電機為南汽生產箱式結構、旋轉無刷勵磁、空氣冷卻，余熱鍋爐為中國船舶重工集團公司第七零三所研制生產的臥式、無補燃、水平煙氣流、雙壓、自然循環鍋爐。電廠從2007年投產以來，為響應國家節能減排的號召，在設備改造、運行管理上不斷改進和優化，取得較好的節能效果，現將近年來設備技術改造和運行優化管理工作進行一個總結，供同類型電廠參考。

1 設備系統技術改造

1.1 給水泵變頻技術改造

該電廠的2臺S109FA機組每臺機組設計2臺高壓給水泵，高中壓合泵，機組正常運行中1臺給水泵運行，另1臺給水泵作為備用，2臺給水泵互為連鎖。給水泵電動機額定功率為2240kW，額定電流245.4A，泵組采用多級立式離心泵，軸功率1772kW，轉速2985r/min。就給水泵配置的電動機功率相對水泵軸功率而言，略偏大，因而給水泵電機完全可以滿足聯合循環機組各種工況下的運行需求。

給水泵工頻運行，高、中汽包給水調節閥根據汽包水位設定值自動水位，給水泵是通過調節給水調節閥的開度來實現水位的調節與控制。但是由于這一控制方式節流損失較大、控制閥門為機械調整結構，調節品質差。在實際運行中，經常由于高、中壓汽包上水調節閥的調節特性所限，容易出現各種故障，使現場維護量增加，且存在著出口壓力高、容易造成管路損壞等問題。從配套電機參數中可知，給水泵是利用大功率馬達來帶動小水泵來工作，長期運行中受調節控制方式的限制，這一方式下的系統效率低下，極易造成電機老化和能源的浪費，并且大功率電機直接啟動，啟動電流過大易造成設備啟動瞬間損壞（某電廠投產至今發生9次給水泵啟動瞬間電機損壞事故，電機每次維修成本15萬元左右），在現代節能減排、降低成本經營管理理念的指導下，這種控制方式已經不能滿足企業生產的需求。為進一步降低發電廠用電率,同時實現給水泵電機軟啟動，利用變頻控制技術對1、2號機組的給水泵進行技術改造，將工頻電源變換為另一頻率、電壓均可控的電源供給給水泵電機，大大降低給水泵電機電耗，在保證系統安全的前提下對變頻不斷深化優化，給水泵電耗率由工頻運行時0.65%下降到變頻運行時0.45%，全年按3500h運行時間計算，此項改造全年節電390萬kWh，節能效果顯著。

1.2 凝結水泵變頻技術改造

該電廠的2臺S109FA機組每臺機組配置2臺互為備用的凝結水泵，電機額定功率560kW，凝結水流量調節采用傳統的閥門調節方式，因而存在以下弊端：調節閥節流損失大，造成能量浪費嚴重；調節閥調節頻繁易導致閥門和執行機構損壞，設備維護量大；電機工頻直接啟動對電網和電機本體造成較大沖擊；為進一步提高設備利用率，降低廠用電率，對1、2號機組的凝結水泵進行變頻改造，避免燃氣輪機低負荷運行期間凝結水泵電機出現“大馬拉小車”現象以及停運期間因凝汽器熱負荷較少，凝結水泵功率較大，消耗外購電較多現象。改造為變頻凝結水泵后，停機時采用輔助凝結水泵取代凝結水泵運行，全年按3500h運行時間計算，此項改造全年節電約200萬kWh。

1.3 循環水泵電機雙速改造

該電廠的2臺S109FA機組安裝3臺循環水泵，循環水采用母管制開式冷卻方式，電機額定功率為2200kW，額定轉速496r/min，運行方式是1運1備，冬季運行工況下，由于循環水溫較低，凝汽器真空經常在96kPa以上，過高的真空并未有效地提高機組出力，同時，機組停機后循環水泵仍需運行一段時間，過大的冷卻水量也會造成循環水泵電耗的增加。針對這種情況對循環水泵的電機進行了雙速改造，使循環水泵在冬季及夏季不同工況下均能滿足凝汽器真空要求。對電機進行雙速改造，即更換電機所有定子線圈，將電機改造為12/14極雙速電機，電機實際極數通過切換連接片完成。改造后的轉速為425r/min，電機功率1400kW，較改造前降低800kW。在冬季及氣溫較低的季節，可采用循環水泵低速運行方式。在機組調峰停機期間，因凝汽器的熱負荷較少，也可采用低速循環水泵的運行方式。這樣，在不影響機組負荷情況下，低速循環水泵可降低泵的電耗，從而降低廠用電率。低速循環水泵按1500h運行時間計算，僅此一項改造就給企業帶來年節電約180萬kWh的效益。

1.4 天然氣調壓站電加熱器改造

燃氣輪機在燃料規范中規定了天然氣的過熱度要求，且要求氣體燃料中不能含有任何液滴，某燃氣輪機電廠運作中出于防爆安全考慮，調壓站和前置模塊的電加熱器一直未投運，為保證天然氣過熱度的要求，對天然氣調壓站增加了復合式蒸汽加熱器取代電加熱器，在燃氣輪機啟動時及時投用復合式蒸汽加熱器，盡快提高天然氣溫度，達到燃燒切換的溫度要求。此項改造減少了燃氣輪機燃燒模式切換前的燃料溫升時間，有效縮短啟動時間，特別對于熱態啟動，能有效縮短機組啟動時間5分鐘。

1.5 全廠冷熱電系統改造

冷熱電項目集中供冷和集中供熱可以有效減少城市用電高峰期的供電壓力，同時還可以有效降低用戶側的環境噪音污染和熱島效應，具有較高的社會效益，該電廠增設2臺1050kW的蒸汽雙效吸收式溴化鋰制冷機和2套供熱交換器，用于全廠生產區域開關室、辦公區域、職工宿舍集中供冷和供熱，每年3月15日至11月15日期間冷熱電供冷42163.2GJ，使用電量409920kWh，使用蒸汽7964.2t，相同供冷量若采用中央空調，則需要電量1616256kWh，每年11月16日至3月14日期間冷熱電供熱109335.6GJ，使用電量53724kWh，使用蒸汽2904t，相同供熱量若采用中央空調，則需要電量871200kWh。由此可見冷熱電項目，節能效果非常顯著。

2 優化運行方式等措施及效果

對于參與電網調峰和經常啟停的燃氣輪機發電機組來說，運行方式的優化對降低能耗起著至關重要的作用。

2.1 優化機組冷態啟停操作

燃氣輪機頻繁啟停，且運行方式多以調峰啟停為主。燃氣輪機雖具備快速啟動的特點，但整套機組并網后并不能立即加負荷，需要汽輪機在高壓缸滿足進汽條件后方可快速加荷。此時，燃氣輪機運行方式將由簡單循環方式轉變為聯合循環運行方式，可大大提高燃氣輪機的熱效率及出力。由于冷態啟停占燃氣輪機啟停方式的20%以上，充分進行冷態啟動方式的優化有利于燃氣輪機節能降耗。冷態啟動方式的節能潛力主要在汽輪機軸封溫度控制，汽輪機進汽參數控制、汽輪機差脹和熱應力控制。在進行機組冷態啟動操作優化前的狀況是：從并網至機組滿負荷，大約需要180min，比GE公司冷態標準啟動時間約長25min，加大了機組啟動成本，不利于節能降耗。

為充分發揮燃氣輪機快速啟停的特點，滿足電力調度機組調峰的要求，針對目前冷態啟動的現狀，電廠成立冷態啟動優化QC小組，在現有操作系統基礎上進行了冷態啟停優化，達到了預期效果，具體實施方案如下：

2.1.1 機組冷態啟動時控制好軸封蒸汽供汽溫度在185～190℃，避免軸封蒸汽溫度過高對汽輪機大軸過多加熱造成中壓差脹上升過快，影響機組冷態啟動的速度。

2.1.2 汽輪機進汽條件滿足后汽輪機立即進汽，進汽時控制汽輪機進汽的速率，當汽輪機主汽門開度達10%時，汽輪機暫停進汽，進行低參數暖機，暖機完成后繼續升負荷。

2.1.3 機組冷態啟動過程中，余熱鍋爐側提前介入主、再熱蒸汽減溫水，控制主、再熱蒸汽溫度比缸溫高20～30℃之間，有利于控制高、中壓汽缸和轉子的熱應力。

2.1.4 當低壓系統滿足蒸汽并汽條件后立即低壓并汽，提前低壓并汽有利于控制中壓差脹。

2.1.5 優化溫度匹配邏輯，當汽輪機進汽后，不斷提高燃氣輪機的排氣溫度，有利于控制汽輪機的熱應力和差脹，同時可以解決機組冷態啟動熱瞬變振動大問題。

上述措施實施后效果：

縮短機組冷態啟動的時間。優化操作前，機組并網至滿負荷耗時180min，優化后縮短至150min，縮短了機組冷態啟動的時間，降低了機組冷態啟動成本，提高了機組熱效率。

延長了汽輪機的使用壽命。減少了機組啟動過程中汽輪機的交變熱應力。

提高了企業的經濟效益。按燃氣輪機電廠40次/年冷態啟動計算，啟動操作優化后每年可為企業帶來約200萬元利潤。

2.2 優化運行

2.2.1 優化機組的運行方式。

加強天然氣的供應與發電量的協調工作，優化機組運行方式，提高機組負荷率。

（1）運行維護部每日就中國石油天然氣有限公司批準的天然氣量及時與省電力調度部門進行溝通，合理安排機組的運行方式，盡可能做到機組運行期間高效、滿發。

（2）當值值長根據當日供氣量情況及時同省當值調度進行溝通，當值期間在滿足電網需求情況下，盡可能提高燃氣輪機出力，提高機組的負荷率。

（3）當冬季北方供暖，發電天然氣量不足時，通過與江蘇省內其它燃氣輪機電廠合并不同天然氣氣源，提高機組運行時間和負荷率，減少機組調峰啟停次數。

（4）密切關注天然氣市場價格動態，在中國石油天然氣有限公司迎峰度夏、中秋國慶期間實行階段性優惠氣價時，積極與江蘇省電力調度部門溝通，力爭在氣價優惠期間機組多發電，減少企業的燃料成本支出。

2.2.2 優化輔機的運行方式。

（1）9E機組高壓給水變頻器差壓調節優化。正常運行情況下高壓汽包水位調節由高壓給水泵的給水調節閥和變頻器頻率雙重調節，這種調節方式節流損失大，因此改為給水調節閥全開，只采用變頻器差壓自動調節的方式，減少了給水調節閥的節流損失，調整后額定工況運行條件下給水泵電機電流下降了6A，2臺給水泵按年運行5000h計算，年可節省廠用電49萬kWh。

（2）輔助閉冷水泵和輔助凝結水泵運行狀態的調整。當機組調峰停運和備用期間，及時將6kV閉冷水泵和凝結水泵切換至輔助閉冷水泵和輔助凝結水泵運行，大大提高了6kV閉冷水泵和凝結水泵的使用壽命，并且節省了廠用電量，全年機組按3500h計算，僅此一項年可節電約150萬kWh。

（3）循環水泵運行優化。根據機組凝汽器的真空和環境溫度狀況，合理調節循環水泵的運行方式，使凝汽器真空保持在最佳狀態。

①根據環境溫度和凝汽器真空情況，及時將1臺循環水泵電機改成低速運行，如每年10月下旬隨著氣溫下降，凝汽器真空高于95kPa時，將1臺循環水泵電機改為低速運行方式；

②機組停機后及時改投功率小的輔助循環水泵，僅此一項年可節電約180萬kWh。

（4）調整備用機組電氣一次運行方式。機組預計停運超過7d，將備用機組的廠用電切至啟動變壓器供電，將備用機組的主變壓器和廠高壓變壓器停運，減少機組停運期間的下網電量。

（5）提高輔助設備負荷率。汽輪機、燃氣輪機、電氣專業附屬設備的投入應根據負荷的情況進行及時調整，提高輔助設備負荷率，避免出現“大馬拉小車”的情況，機組啟停過程中，合理安排輔機的啟停，降低廠用電率。

2.2.3 優化機組運行管理。

（1）建立機組啟動成功率指標和標準操作規范。電廠針對燃氣輪機頻繁啟停的特點創新性地提出燃氣輪機啟停成功率作為對生產部門的重要考核指標，并通過多種技術手段確保燃氣輪機啟停成功率達99%以上，建立了燃氣輪機啟停標準操作卡，優化啟停操作，既保證了燃氣輪機啟停安全，又節約了燃氣輪機啟停過程中的燃料消耗。

（2）深入開展對標管理，推進節能管理工作。電廠結合創建能耗標桿為導向的生產精細化管理活動，突出抓好能耗指標對標管理，對照江蘇省內同類型發電機組的先進指標（主要是供電“煤”耗、發電廠用電率、補水率、發電氣耗、負荷率等能耗指標），比較優缺，查找差距，通過不斷深化對標管理，電廠2013年至2015年在江蘇省內4家9F燃氣輪機電廠對標管理中取得發電利用小時數第一的優異成績。

（3）加強補水率、供電“煤”耗等指標管理。在確保蒸汽、水質合格的前提下，嚴格控制鍋爐定排、連排排污量，加強啟停爐過程中水、汽的回收工作，減少不必要的余熱損失。

（4）積極開展燃氣輪機運行小指標的值際競賽活動。該電廠針對燃氣輪機運行的特點和燃氣輪機小指標與燃煤機組小指標的區別，在國內尚無針對燃氣輪機運行的小指標競賽方案情況下，自主設計開發了一套適合燃氣輪機生產運行的小指標競賽方法，通過小指標競賽，進一步降低了企業發電廠用電率和生產供電“煤”耗。

（5）加強機組性能監視。充分利用GE公司與電廠創建的燃氣輪機數據與技術支持中心，加強對燃氣輪機、壓氣機、汽輪機的效率和出力等參數的監視，發現機組效率和出力下降時及時分析原因，合理安排壓氣機離線水洗，將機組的出力和效率保持在最佳狀態運行。

（6）加強設備維護，確保輔機系統處于良好經濟運行狀態。定期開展的具體工作主要有：

①每年迎峰度夏前定期開展全廠板式冷卻器清洗，包括潤滑油系統的冷油器、閉式循環冷卻水系統閉冷器、真空泵冷卻器，提高冷卻效果；

②定期加強對循環水膠球系統收球網等檢查，確保膠球系統運行良好；

③定期對汽輪機低壓缸防爆膜及負壓系統檢查，確保負壓系統運行良好；

④根據燃氣輪機數據與技術支持中心機組性能參數和運行小時數，利用機組停機機會，合理安排對壓氣機安排離線水洗以提高機組出力和熱效率；

⑤定期對壓氣機入口濾芯進行檢查,檢查濾芯是否存在破裂或變形；

⑥定期對壓氣機、燃燒器和熱通道進行孔窺檢查；

⑦定期開展進、出關口計量表計的校驗工作；

⑧每年5月份定期開展主變壓器冷卻器清洗工作，提高主變壓器的冷卻效果。

3 結語

由于該電廠采取設備技術改造、運行優化管理等措施取得了明顯的經濟效益和減排效果。實施改造累計投資約500萬元，電廠全年節省廠用電約1000萬kWh，節約天然氣相當于標準煤約3000t，如上網電價按0.575元/（kWh）、標準煤價格按900元/t計算，總收益為820萬元，運行8個月左右即可回收投資成本。同時采用機組冷態啟動優化措施，每年可以獲得200萬元的直接收益。