燃氣輪機發電廠小島運行階段燃料切換的實現

張愛舟，李江榮

（1.中南電力設計院，武漢市，430071；2.浙江省電力試驗研究院，杭州市，310014）

0 引言

燃氣輪機發電廠的小島運行通常是指發電廠在與電網解列的情況下，快速甩負荷（fast cut back，FCB）后僅帶廠用電運行，在電網故障解除或燃氣輪發電機故障消除、機組輸出恢復時，迅速回復到正常運行狀態下向電網供電。由于燃機可靠性高、啟停迅速靈活，其小島運行所承擔的功能更多的是外部電網安全的需要，即帶廠用電運行保持隨時可自啟動狀態，在電網故障消除后迅速啟動并向網內其他機組提供啟動電源，對電網的快速恢復供電具有重要的作用[1-12]。

隨著我國火力發電對外總承包項目及出口項目的增多，許多發展中國家都要求機組尤其是聯合循環機組具有小島運行功能，并在合同中列為考核指標。蘇丹某聯合循環電廠為天然氣/輕柴油雙燃料、“二拖一”多軸燃氣輪機聯合循環工程，安裝2臺6B型號燃氣輪發電機組。由于蘇丹電網容量小，而且水電占據較大比重，但其水電供應在枯水季節又無法保證，整個電網極不穩定，電網故障頻頻發生，對供電和天然氣的供應都產生了很大影響，經常同時出現斷電、斷氣的情況。該電廠設計合同中要求機組帶小島運行功能。初步方案設計結束后，業主反映該地區一旦電網發生故障，供電和供氣都無法保證，因而特別要求電廠在電網發生故障的情況下機組能從天然氣切換到燃輕柴油的情況下帶小島運行。針對這一要求，在設計過程中對在小島運行模式下如何順利實現天然氣/輕柴油的切換進行分析研究，提出了2種可行方案，并對初步設計方案進行了優化。

1 電廠總布置及燃料系統

1.1 電廠總布置

主機按照“2-2-1”形式配置，即2臺6B燃氣輪發電機組配套2臺余熱鍋爐及1臺凝汽式汽輪發電機組。全廠設置1套200 kW應急柴油發電機組。燃氣輪發電機組、余熱鍋爐、汽輪發電機組集中布置。天然氣調壓站布置在電廠東南角，距離燃機約200 m。油罐區布置在電廠西北角，距離燃機約250 m。

1.2 天然氣系統

電廠天然氣來自距電廠約5 km的天然氣公司。天然氣經增壓機增壓后通過埋地管網供給下游數個化工廠及水泥廠，然后送到該燃機電廠。由于天然氣管網容量偏小，化工廠、水泥廠及居民等用戶用氣量較大，天然氣管網幾乎不具備調峰能力。

正常情況下，天然氣公司供給電廠的天然氣壓力為2.80～3.25 MPa。電力供應中斷時，供氣壓力迅速下降到1.8 MPa以下。燃機燃氣模塊前要求的進氣壓力為2.20～2.65 MPa。

天然氣在電廠天然氣調壓站內經過濾、調壓、計量后通過埋地管道送至燃機前的天然氣前置過濾模塊、計量模塊及燃氣模塊，最后進入燃機燃燒室燃燒。

1.3 燃油系統

電廠采用輕柴油為輔助燃料。輕柴油由汽車運至電廠，通過卸油泵儲存到油罐區2個3000 m3的油罐中，供電廠備用。燃機供油泵布置在油罐區油泵房內，輕柴油通過供油泵從油罐輸送到燃機區燃油前置模塊，經過濾、計量后送入燃機燃燒室和空氣混合燃燒。

2 天然氣壓降曲線

當電網故障時，電力供應將中斷，天然氣公司增壓機不能保證工作以及電廠和上游用氣點的存在，天然氣壓力將迅速下降到1.8 MPa以下。

對于廠內天然氣，關斷天然氣緊急關斷閥后，其壓力變化可通過計算確定。

計算天然氣壓力變化所依據的氣體狀態方程為

pV=znRT （1）

不同壓力和溫度下，體積為V的天然氣折算為標準狀態下的體積為

已知天然氣容積、溫度、天然氣標準狀態體積，由式（2）得出天然氣壓力計算公式：

假設在Δt時段內天然氣體積修正系數f和溫度T不變，天然氣壓力變化率計算公式為

上述公式中：p為管道內天然氣壓力，bar（0.1 MPa）；V為天然氣管系容積，m3；z為天然氣壓縮系數；T為天然氣溫度，K；QN為天然氣耗量，取Δt時間內平均耗量，m3/s；帶下標N的參數表示標準狀態天然氣相應參數。

燃機發生FCB后，將會瞬間甩掉負荷，數秒鐘之內即可從帶滿負荷運行甩負荷至帶小島負荷運行。考慮斷路器延遲，FCB信號滯后等因素留給控制系統的反應時間和機組從斷路器跳閘至燃機甩負荷完成的總用時仍可控制在20 s以內。為簡化計算天然氣壓力變化，假設在甩負荷期間，天然氣流量線性遞減。

依據式（4），取步長Δt為5 s計算各時間點的天然氣壓力，根據計算結果給出天然氣壓力、耗量、體積修正系數變化曲線，如圖1所示。

從圖1可以看出，從燃機甩負荷開始大約30 s后，天然氣壓力下降到2.3 MPa以下。

初設方案將燃油系統中油泵房布置在油罐區，通過油泵房內供油泵將油泵出，經過廠區油管道輸送到燃機。由于廠區油管線長，燃油設計流速低，從供油泵啟動到燃油進入燃機燃油模塊所需時間長達155 s。

燃油系統、天然氣系統有關初始數據如表1。

表1 設計數據表Tab.1 Design data

3 小島運行階段實現燃料切換的關鍵及方案

3.1 廠用電不失是燃料順利切換的關鍵

從上述天然氣壓降及燃油輸送時間關系可以看出，在小島運行階段切換燃料將會出現燃料供應間斷的情況，間斷時間約為125 s（155 s-30 s=125 s）。在此期間，由于燃機無燃料，暫時無法輸出廠用電，電網也無法提供廠用電，輕柴油輸送泵的負荷以及其他小島運行負荷必須由應急柴油機提供的廠用電來提供。但設計方案配置的應急柴油機功率僅200 kW，而小島運行所需負荷約為1800 kW（約為單臺燃機負荷的4.5%），應急柴油機無法滿足要求。因此現有設計方案無法實現在電網故障情況下維持廠用電不失，也無法實現天然氣/輕柴油的切換。因此，在小島運行階段實現燃料切換的過程中，必須保證廠用電不失。

3.2 保持廠用電不失的解決方案

可以通過2種途徑保持廠用電不失：一是配置與小島負荷相匹配的應急柴油發電機，在燃料供應的間斷期間由柴油機提供廠用電；二是實現燃機燃料切換過程中燃料不間斷，保證燃機輸出不中斷。

為此，通過分析，分別從電氣和工藝角度出發，提出增大柴油機容量（方案1）、優化工藝系統（方案2）2種解決方案，并進行經濟比較。

3.2.1 增大柴油機容量

將應急柴油機容量增大至2000 kW并改造相關輔助系統，增加投資約700萬。此方案可靠且簡單，但費用增加較多。

3.2.2 優化工藝系統

優化工藝系統包括對天然氣系統進行優化和對燃油系統進行優化，同時改造燃機MARK VI控制系統。

實現燃機燃料切換過程中燃料不間斷，即要延長天然氣供應時間，縮短燃油輸送時間。

（1）延長天然氣供應時間。

在天然氣系統中設置天然氣儲罐以及增大天然氣管道管徑和輸送距離等措施以提高天然氣管系容積。比較合理的方案是設置天然氣儲罐，使電廠維持一定的儲氣和調峰能力。

（2）縮短燃油輸送時間。

可采取的措施有：減少燃油管道管徑以提高設計流速，減少燃油管道輸送距離以縮短供油時間。比較合理的方案是在燃機區增設日用油箱及供油泵，并盡量靠近燃機布置，縮短輸油距離。

從安全角度出發，首先對燃油系統進行優化。即在燃機區增設日用油箱，原有布置在油泵房的供油泵布置在日用油箱出口，在油泵房內設置2臺100%流量低壓油泵（1用1備），增加費用不到5萬元。由于輕柴油為備用燃料，輸油泵功率較小（約8 kW），年運行費用增加很少，與增加柴油發電機組容量相比優勢明顯。優化后，供油泵后管線減少250 m，按設計流速計算，縮短供油時間約138 s，為機組在小島運行階段進行燃氣/燃油切換提供了保障。優化后的燃油系統如圖2所示。

對燃油系統進行優化后，從日用油箱至燃機燃油模塊之間燃油輸送時間縮短到不到20 s，燃料連續供應得到保障。

為最大程度保證燃料供應的連續性及降低對控制系統的要求，同時在天然氣系統中增加5 m3天然氣儲罐進行儲氣調峰，將天然氣供氣時間增加到120 s以上，增加費用約1萬元。圖3為增加不同容積儲罐后天然氣的壓降曲線。

由于在小島運行階段燃料切換模式不同于正常狀態下燃料切換，其邏輯順序有別。正常狀態下，造成天然氣向輕柴油切換的原因是天然氣失壓，即天然氣中斷后燃機控制系統才發出燃料切換指令，此時電廠依賴電網倒送提供的廠用電啟動供油泵并維持廠用電負荷正常；而在小島運行階段，必須在天然氣失壓前完成燃料的切換，即在FCB信號發出時，應同時由燃機MARK VI控制系統發出供油泵啟動信號，以便燃料的替換能在天然氣失壓前完成。因此，需要相應修改MARK VI控制系統中的邏輯程序。

4 結論

經各方討論，認為對燃油系統及天然氣系統優化的方案可靠，安全可行，相比于增加柴油機的方案，不但節省了費用，而且還減少了廠用電的切換次數。此方案也得到業主及其咨詢方、燃機廠家（GE）認可并予以采納，燃機廠家也同意調整其MARK VI控制系統在小島運行階段燃料切換的邏輯順序，并對燃機燃料系統采取一定保護措施，避免出現天然氣、燃油混燃的情況。

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