燃氣輪機電廠技術(shù)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(lián)合循環(huán)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(fā)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(huán)余熱鍋爐組成。二期工程安裝2臺燃氣-蒸汽熱電聯(lián)產(chǎn)聯(lián)合循環(huán)機組，燃氣輪機采用南汽與GE公司聯(lián)合生產(chǎn)的PG9171E型重型燃氣輪機，汽輪機為南汽生產(chǎn)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(fā)電機與汽機發(fā)電機為南汽生產(chǎn)箱式結(jié)構(gòu)、旋轉(zhuǎn)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(chǎn)的臥式、無補燃、水平煙氣流、雙壓、自然循環(huán)鍋爐。電廠從2007年投產(chǎn)以來，為響應(yīng)國家節(jié)能減排的號召，在設(shè)備改造、運行管理上不斷改進和優(yōu)化，取得較好的節(jié)能效果，現(xiàn)將近年來設(shè)備技術(shù)改造和運行優(yōu)化管理工作進行一個總結(jié)，供同類型電廠參考。

1 設(shè)備系統(tǒng)技術(shù)改造

1.1 給水泵變頻技術(shù)改造

該電廠的2臺S109FA機組每臺機組設(shè)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(zhuǎn)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(lián)合循環(huán)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(diào)節(jié)閥根據(jù)汽包水位設(shè)定值自動水位，給水泵是通過調(diào)節(jié)給水調(diào)節(jié)閥的開度來實現(xiàn)水位的調(diào)節(jié)與控制。但是由于這一控制方式節(jié)流損失較大、控制閥門為機械調(diào)整結(jié)構(gòu)，調(diào)節(jié)品質(zhì)差。在實際運行中，經(jīng)常由于高、中壓汽包上水調(diào)節(jié)閥的調(diào)節(jié)特性所限，容易出現(xiàn)各種故障，使現(xiàn)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(shù)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(diào)節(jié)控制方式的限制，這一方式下的系統(tǒng)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(shè)備啟動瞬間損壞（某電廠投產(chǎn)至今發(fā)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(xiàn)代節(jié)能減排、降低成本經(jīng)營管理理念的指導(dǎo)下，這種控制方式已經(jīng)不能滿足企業(yè)生產(chǎn)的需求。為進一步降低發(fā)電廠用電率,同時實現(xiàn)給水泵電機軟啟動，利用變頻控制技術(shù)對1、2號機組的給水泵進行技術(shù)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(tǒng)安全的前提下對變頻不斷深化優(yōu)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(jié)電390萬kWh，節(jié)能效果顯著。

1.2 凝結(jié)水泵變頻技術(shù)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(jié)水泵，電機額定功率560kW，凝結(jié)水流量調(diào)節(jié)采用傳統(tǒng)的閥門調(diào)節(jié)方式，因而存在以下弊端：調(diào)節(jié)閥節(jié)流損失大，造成能量浪費嚴重；調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)頻繁易導(dǎo)致閥門和執(zhí)行機構(gòu)損壞，設(shè)備維護量大；電機工頻直接啟動對電網(wǎng)和電機本體造成較大沖擊；為進一步提高設(shè)備利用率，降低廠用電率，對1、2號機組的凝結(jié)水泵進行變頻改造，避免燃氣輪機低負荷運行期間凝結(jié)水泵電機出現(xiàn)“大馬拉小車”現(xiàn)象以及停運期間因凝汽器熱負荷較少，凝結(jié)水泵功率較大，消耗外購電較多現(xiàn)象。改造為變頻凝結(jié)水泵后，停機時采用輔助凝結(jié)水泵取代凝結(jié)水泵運行，全年按3500h運行時間計算，此項改造全年節(jié)電約200萬kWh。

1.3 循環(huán)水泵電機雙速改造

該電廠的2臺S109FA機組安裝3臺循環(huán)水泵，循環(huán)水采用母管制開式冷卻方式，電機額定功率為2200kW，額定轉(zhuǎn)速496r/min，運行方式是1運1備，冬季運行工況下，由于循環(huán)水溫較低，凝汽器真空經(jīng)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(huán)水泵仍需運行一段時間，過大的冷卻水量也會造成循環(huán)水泵電耗的增加。針對這種情況對循環(huán)水泵的電機進行了雙速改造，使循環(huán)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(shù)通過切換連接片完成。改造后的轉(zhuǎn)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(jié)，可采用循環(huán)水泵低速運行方式。在機組調(diào)峰停機期間，因凝汽器的熱負荷較少，也可采用低速循環(huán)水泵的運行方式。這樣，在不影響機組負荷情況下，低速循環(huán)水泵可降低泵的電耗，從而降低廠用電率。低速循環(huán)水泵按1500h運行時間計算，僅此一項改造就給企業(yè)帶來年節(jié)電約180萬kWh的效益。

1.4 天然氣調(diào)壓站電加熱器改造

燃氣輪機在燃料規(guī)范中規(guī)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(diào)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(diào)壓站增加了復(fù)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(fù)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(tài)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(tǒng)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(cè)的環(huán)境噪音污染和熱島效應(yīng)，具有較高的社會效益，該電廠增設(shè)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(chǎn)區(qū)域開關(guān)室、辦公區(qū)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(diào)，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(diào)，則需要電量871200kWh。由此可見冷熱電項目，節(jié)能效果非常顯著。

2 優(yōu)化運行方式等措施及效果

對于參與電網(wǎng)調(diào)峰和經(jīng)常啟停的燃氣輪機發(fā)電機組來說，運行方式的優(yōu)化對降低能耗起著至關(guān)重要的作用。

2.1 優(yōu)化機組冷態(tài)啟停操作

燃氣輪機頻繁啟停，且運行方式多以調(diào)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(wǎng)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(huán)方式轉(zhuǎn)變?yōu)槁?lián)合循環(huán)運行方式，可大大提高燃氣輪機的熱效率及出力。由于冷態(tài)啟停占燃氣輪機啟停方式的20%以上，充分進行冷態(tài)啟動方式的優(yōu)化有利于燃氣輪機節(jié)能降耗。冷態(tài)啟動方式的節(jié)能潛力主要在汽輪機軸封溫度控制，汽輪機進汽參數(shù)控制、汽輪機差脹和熱應(yīng)力控制。在進行機組冷態(tài)啟動操作優(yōu)化前的狀況是：從并網(wǎng)至機組滿負荷，大約需要180min，比GE公司冷態(tài)標準啟動時間約長25min，加大了機組啟動成本，不利于節(jié)能降耗。

為充分發(fā)揮燃氣輪機快速啟停的特點，滿足電力調(diào)度機組調(diào)峰的要求，針對目前冷態(tài)啟動的現(xiàn)狀，電廠成立冷態(tài)啟動優(yōu)化QC小組，在現(xiàn)有操作系統(tǒng)基礎(chǔ)上進行了冷態(tài)啟停優(yōu)化，達到了預(yù)期效果，具體實施方案如下：

2.1.1 機組冷態(tài)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(tài)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(shù)暖機，暖機完成后繼續(xù)升負荷。

2.1.3 機組冷態(tài)啟動過程中，余熱鍋爐側(cè)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(zhuǎn)子的熱應(yīng)力。

2.1.4 當?shù)蛪合到y(tǒng)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(yōu)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(yīng)力和差脹，同時可以解決機組冷態(tài)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(tài)啟動的時間。優(yōu)化操作前，機組并網(wǎng)至滿負荷耗時180min，優(yōu)化后縮短至150min，縮短了機組冷態(tài)啟動的時間，降低了機組冷態(tài)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(yīng)力。

提高了企業(yè)的經(jīng)濟效益。按燃氣輪機電廠40次/年冷態(tài)啟動計算，啟動操作優(yōu)化后每年可為企業(yè)帶來約200萬元利潤。

2.2 優(yōu)化運行

2.2.1 優(yōu)化機組的運行方式。

加強天然氣的供應(yīng)與發(fā)電量的協(xié)調(diào)工作，優(yōu)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(diào)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(fā)。

（2）當值值長根據(jù)當日供氣量情況及時同省當值調(diào)度進行溝通，當值期間在滿足電網(wǎng)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(fā)電天然氣量不足時，通過與江蘇省內(nèi)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(diào)峰啟停次數(shù)。

（4）密切關(guān)注天然氣市場價格動態(tài)，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(yōu)惠氣價時，積極與江蘇省電力調(diào)度部門溝通，力爭在氣價優(yōu)惠期間機組多發(fā)電，減少企業(yè)的燃料成本支出。

2.2.2 優(yōu)化輔機的運行方式。

（1）9E機組高壓給水變頻器差壓調(diào)節(jié)優(yōu)化。正常運行情況下高壓汽包水位調(diào)節(jié)由高壓給水泵的給水調(diào)節(jié)閥和變頻器頻率雙重調(diào)節(jié)，這種調(diào)節(jié)方式節(jié)流損失大，因此改為給水調(diào)節(jié)閥全開，只采用變頻器差壓自動調(diào)節(jié)的方式，減少了給水調(diào)節(jié)閥的節(jié)流損失，調(diào)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(jié)省廠用電49萬kWh。

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

（3）循環(huán)水泵運行優(yōu)化。根據(jù)機組凝汽器的真空和環(huán)境溫度狀況，合理調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的運行方式，使凝汽器真空保持在最佳狀態(tài)。

①根據(jù)環(huán)境溫度和凝汽器真空情況，及時將1臺循環(huán)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(huán)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(huán)水泵，僅此一項年可節(jié)電約180萬kWh。

（4）調(diào)整備用機組電氣一次運行方式。機組預(yù)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(wǎng)電量。

（5）提高輔助設(shè)備負荷率。汽輪機、燃氣輪機、電氣專業(yè)附屬設(shè)備的投入應(yīng)根據(jù)負荷的情況進行及時調(diào)整，提高輔助設(shè)備負荷率，避免出現(xiàn)“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(yōu)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(guī)范。電廠針對燃氣輪機頻繁啟停的特點創(chuàng)新性地提出燃氣輪機啟停成功率作為對生產(chǎn)部門的重要考核指標，并通過多種技術(shù)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(yōu)化啟停操作，既保證了燃氣輪機啟停安全，又節(jié)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(jié)能管理工作。電廠結(jié)合創(chuàng)建能耗標桿為導(dǎo)向的生產(chǎn)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(nèi)同類型發(fā)電機組的先進指標（主要是供電“煤”耗、發(fā)電廠用電率、補水率、發(fā)電氣耗、負荷率等能耗指標），比較優(yōu)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(nèi)4家9F燃氣輪機電廠對標管理中取得發(fā)電利用小時數(shù)第一的優(yōu)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(zhì)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(qū)別，在國內(nèi)尚無針對燃氣輪機運行的小指標競賽方案情況下，自主設(shè)計開發(fā)了一套適合燃氣輪機生產(chǎn)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(yè)發(fā)電廠用電率和生產(chǎn)供電“煤”耗。

（5）加強機組性能監(jiān)視。充分利用GE公司與電廠創(chuàng)建的燃氣輪機數(shù)據(jù)與技術(shù)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(shù)的監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)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(tài)運行。

（6）加強設(shè)備維護，確保輔機系統(tǒng)處于良好經(jīng)濟運行狀態(tài)。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(tǒng)的冷油器、閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)閉冷器、真空泵冷卻器，提高冷卻效果；

②定期加強對循環(huán)水膠球系統(tǒng)收球網(wǎng)等檢查，確保膠球系統(tǒng)運行良好；

③定期對汽輪機低壓缸防爆膜及負壓系統(tǒng)檢查，確保負壓系統(tǒng)運行良好；

④根據(jù)燃氣輪機數(shù)據(jù)與技術(shù)支持中心機組性能參數(shù)和運行小時數(shù)，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(guān)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(jié)語

由于該電廠采取設(shè)備技術(shù)改造、運行優(yōu)化管理等措施取得了明顯的經(jīng)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(jié)省廠用電約1000萬kWh，節(jié)約天然氣相當于標準煤約3000t，如上網(wǎng)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(tài)啟動優(yōu)化措施，每年可以獲得200萬元的直接收益。