9E燃氣機組升級改造方案研究與比選

曹煉博 王文飛 李玉剛 張 濤

（國電環境保護研究院有限公司，江蘇 南京 210033）

0 引言

進入21世紀以來，我國氣電行業逐步發展壯大，2021年初我國氣電裝機容量已突破1億千瓦，氣電占火電的裝機比重也由2010年的4.1%提升至2020年初的8.7%，氣電作為低碳清潔能源在我國能源結構調整和經濟轉型發展中發揮著越來越重要的作用[1]。

自2004年6月南汽（集團）公司與GE簽訂了9E燃氣輪機技術轉讓協議以來，9E級燃氣輪機作為氣電行業的一款主力機型在我國得到了廣泛應用。由于“老版本”9E機組至今已投運16年，其性能與近年新投產的9E機組相比在效率、經濟性和環保排放等方面處于劣勢，采用“老版本”9E燃氣機組的電廠也因此面臨諸多壓力，迫切需要找到行之有效的升級改造方案解決“老版本”9E機組的各項問題。

1 電廠9E機組運行狀態評估

1.1 機組性能綜合評估

某燃機電廠建設有2套9E級燃氣蒸汽聯合循環機組，投入至今已16年，設備總運行時間達90000h，機組出現了較為明顯的老化情況。首先，燃機壓氣機的性能衰減現象十分明顯。在燃氣輪機離線水洗后的Baseload工況下，#1和#2燃機輪機實際壓比僅為11.0和11.2，遠低于最初設計值12.5。由于燃機壓氣機在壓縮的過程中需要消耗軸功，其消耗的功率約為燃機透平總輸出功的2/3，因此壓氣機的性能衰減對燃機出力和熱耗率的影響極大。同時，將實際運行參數折算為標況與設計值進行比較，#1燃機和#2燃機性能考核試驗下的功率和效率與最初設計值對比情況如圖1所示。從圖中可見，#1燃機功率下降10.41%，效率下降9.80%；#2燃機功率下降10.93%，效率下降6.61%。因此，燃機真實性能衰減情況已遠超預期，燃機整體出力和熱效率大幅下降。

1.2 機組存在的主要問題

通過對2套聯合循環機組的運行情況進行全面了解，對運行數據進行分析，發現了機組現存的4個問題：1）燃氣輪機各項性能指標明顯下降，表現在壓氣機壓比降低、燃氣輪機功率下降和熱耗率增加等方面。2）蒸汽輪機總體運行指標不佳，存在汽輪機背壓過高、汽輪機熱效率衰減等問題。3）燃機30%～80%Baseload階段，機組氮氧化物排放濃度變化幅度大，低負荷排放超標，即難以保證氮氧化物排放不超過國家標準所要求的50mg/m3。4）燃氣輪機Mark VI控制系統，至今已使用15年，電子元器件嚴重老化，故障頻發。另外，GE公司已于2019年正式停止生產Mark VI產品備件，GE后期升級的控制系統Mark VIe也不能與Mark VI兼容，燃機控制系統在已無法繼續采購備品備件的情況下運行，存在安全隱患。

2 機組升級改造方案

燃氣—蒸汽聯合循環系統包括燃氣輪機頂循環和汽輪機與余熱鍋爐組成的底循環。研究燃氣蒸汽聯合循環系統性能最優化問題通常以其發電效率為目標函數，為提高聯合循環的效率，首先要考慮機組頂循環和底循環及相應的配置方式。根據聯合循環機組實際情況，以及目前主流改造方案的技術特點，擬定了4個以燃氣輪機性能提升為主、余熱鍋爐和汽輪機配套優化為輔的改造方案，并逐一對這些方案進行研究。

2.1 方案一：9E Max改造方案

9E Max 燃機升級改造改造的主要變更范圍有壓氣機、四級透平、排煙道、燃氣模塊、輔機系統、燃機DLN1.0+和控制系統等[2]，具體內容見表1。

表1 9E Max改造主要變更范圍

用9E Max四級燃機透平代替現有9E三級燃機組件，ISO工況下聯合循環輸出功率能由183 MW增加到203 MW，熱效率提高了2.3%，達到53.7%。改造后燃機排氣溫度、排氣量以及排氣能量的變化見表2。GE公司相關數據顯示，在南方地區常年溫度15 ℃～30 ℃條件下，9E Max改造后排氣能量有所升高，但變化微小（均小于2%），該變化不影響原有底循環設計，即改造后9E Max能兼容現有9E機組其他設備，對余熱鍋爐和汽輪機影響很小[3]。

表2 9E Max改造后數據變化情況

2.2 方案二：AGP改造方案

9E 先進熱通道（AGP）改造的主要原理是采用先進的冷卻，密封，材料及氣動技術，全面升級燃機熱通道，增加出力、降低熱耗、降低燃料成本，提高經濟效益[4]。

AGP改造的主要對象是燃機透平，改造范圍主要是三級透平的動葉、噴嘴、護環，以及相關密封結構[5]，如圖2所示。

圖2 AGP改造范圍示意圖

與之前的9E系列相比，AGP改造提高了單循環/聯合循環出力及效率，為熱電聯供/聯合循環提供更高的余熱能量。AGP對燃機性能的提升將降低燃料費用，為9E用戶帶來更高的經濟收益。根據AGP新結構在設計溫度點計算出的燃機性能收益數據可知，燃機單循環出力能提高2.2%，熱耗降低1.3%；聯合循環出力提高1.8%，熱耗降低0.5% 。AGP改造后主要參數變化情況見表3。

表3 AGP改造后主要參數變化情況

2.3 方案三：9F.05升級方案

將9E機組整體升級為9F.05包含了以下項目：燃氣輪機、汽輪機、余熱鍋爐、發電機、制水系統、水循環系統、主變及升壓站系統、控制系統及電纜、配套天然氣供氣管道及天然氣調壓站升級。總體而言，由于9F機組與9E機組差別較大，升級改造設計了全廠整套系統，工程量相當于重建一個9F等級燃氣電廠。

通過進行9F.05機組升級改造，電廠的聯合循環功率、熱效率和供熱能力等都能在原9E機組上得到大幅提升。升級改造效果可參考表4中9F.05機組技術指標。

表4 9F.05機組技術指標

2.4 方案四：6F.03升級方案

6F.03機組與9E機組差別巨大，如選用6F.03燃氣輪機進行機組升級改造，除余熱鍋爐和汽輪機須按照燃氣輪機排氣的溫度、壓力和流量條件重新進行參數匹配和型號選擇外，輔助設備、廠址條件以及政策措施等也需要進一步考察和研究。

6F.03的燃機功率約82 MW，搭配1臺功率約38 MW的抽凝式汽機后，單套聯合循環總功率約為120 MW，按照原9E電廠的發電量指標，需要新建3套“一拖一”布置形式的聯合循環機組。

6F.03機組升級改造方案使電廠的聯合循環功率、熱效率和供熱能力等都能在原9E機組上得到大幅提升。相比9F.05升級改造方案，6F.03方案的機組聯合循環功率和效率稍低，但是具有更好的啟動性能和調峰能力。

3 各方案的研究與比選

3.1 投資和工期比較

對4種升級改造方案的投資和工期進行對比，見表5。9F.05和6F.03升級改造方案在投資總額、改造范圍以及改造工期方面遠高于其余2個方案。9E Max升級改造方案改造總額為2.04億，約為AGP改造的2.3倍，改造工期為75 d，約為AGP工期的2倍。

表5 各方案機組的投資和工期（單套）

3.2 成本收回分析

各方案改造方式的具體費用對比，見表6。從表中可以看出，采用9E Max改造方案的收回成本時間最短，為2.4年，AGP改造方案和9F.05方案次之，為5.1年、5.5年，6F.03改造方案的成本回收周期最長。

表6 各方案改造方式的具體費用對比

3.3 升級改造性能提升效果對比

對各方案的聯合循環功率、熱效率、機組啟機時間、廠用電率和供熱能力等性能指標進行對比分析，對比數據見表7。

表7 各方案的預期效果

從表中數據可分析得出以下結論：1）9F.05和6F.03升級改造都可以大幅度提升聯合循環機組的出力和效率，主要原因在于這2種改造方案將原來老舊的9E機組升級至新型的F級機組，性能方面的提升十分顯著。2）相比9E Max改造方案，AGP改造對于機組的功率和效率提升比較有限（AGP改造對聯合循環出力基本沒有提升作用，主要只能在原9E機組基礎上提升2.7%的聯合循環效率）。9E Max改造方案對聯合循環出力和效率均有較大提升，聯合循環出力提升了約30 MW，聯合循環效率提升了5.5%，提升效果已接近F級機組數據。3）在供熱能力方面，由于9E Max和AGP改造方案對于汽機型號沒有進行變更，因此2種方案中機組的供熱能力與原機組相比，均沒有明顯改變。采用9F.05和6F.03升級改造方案后，由于余熱鍋爐和汽機配套方案的更新，機組整體性能的改善，電廠全廠供熱能力能得到很大提升。4）在啟機時間方面，聯合循環機組啟動時間主要取決于汽機啟動和帶負荷速率，6F.03改造方案由于單套機組額定負荷低，汽機啟動和帶滿負荷所需時間短，所以其啟動靈活性最優，調峰能力最強。

4 結論

從電廠的盈利能力和抗風險性能力等方面綜合考慮，推薦9E Max改造方案為機組升級改造的首選方案，其相比其他方案的技術優勢主要體現在以下4個方面：1）技術指標具有先進性。在外部尺寸不變的情況下，燃機壓氣機進行總體更換能全面提高壓氣機壓比和壓氣機效率，燃機透平也從三級變成四級，機組總體性能取得明顯突破。2）解決方案具有針對性。針對電廠機組老化、運行小時數降低的情況，9E Max改造對機組延壽和部件維護提供了支持。3）改造方案具有兼容性強。9E Max實現了良好的互換性，盡可能地減少了技術改造對電廠系統里其他設備的變化和影響，能在改造成本最合適的情況下取得顯著成效。4）技術的傳承和延續性。目前已經成熟運用在9F和9H機型上的一些成熟材料和成熟設計在9E Max上都有體現。