9E燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)幾種大流量供熱方案的經(jīng)濟性分析

周 揚，侯 飛，王雪飛

(蘇州工業(yè)園區(qū)藍天燃氣熱電有限公司，江蘇 蘇州 215126)

某燃氣輪機電廠配置2臺S109E聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組，采用GE公司制造的PG9171E型燃氣輪機發(fā)電機組，自2005年建成開始投入商業(yè)運行，以天然氣為燃料，承擔所在地工業(yè)園區(qū)的所有工業(yè)和商業(yè)供熱。燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)能源利用率高，調(diào)峰能力強，具有明顯的環(huán)境指標和土地利用優(yōu)勢[1]。文中闡述了該廠為滿足大幅增長的供熱量需求提出的幾種改造方案，通過分析對比，選擇最優(yōu)方案，既保障運行發(fā)電成本及供熱成本，又保障機組運行安全。

1 基本情況

電廠規(guī)模為2×180 MW 9E型燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，配置2臺120 MW燃氣輪機發(fā)電機組，2臺218 t/h雙壓余熱鍋爐，2臺60 MW抽汽式汽輪機發(fā)電機組，配備額定主蒸汽流量60 t/h的減溫減壓裝置(鍋爐直供熱裝置)，供熱母管最大流量限制為300 t/h。詳細運行參數(shù)如表1所示[2]。目前電廠實際單套9E聯(lián)合循環(huán)機組最大抽汽供熱能力為130 t/ h[3]，而用熱企業(yè)的用熱量持續(xù)快速增長。目前抽汽供熱量已經(jīng)達到128 t/h左右。計劃2019年冬季供熱峰值會達到260 t/ h，低谷供熱量約為160 t/ h，且未來還有增長空間。供熱缺口最大達到130 t/h，因此2套9E型聯(lián)合循環(huán)機組(最大供熱量為250 t/h)將全部投入運行，全廠無供熱備用鍋爐，正常的檢修消缺工作難以進行。為保證供熱的穩(wěn)定，保證熱用戶的安全生產(chǎn)，需通過運行方式調(diào)整或技術(shù)改造的方式來增加單套機組的供熱能力。與此同時還需要考慮經(jīng)濟因素，由于天然氣價格分計劃量價格和增量價格兩種，超過計劃量的天然氣需支付增量價格，增量價格約比計劃量價格貴1元/m3，以目前上網(wǎng)電價發(fā)電將會虧本。而供熱高峰所在的冬季，為保證北方用暖，電廠天然氣計劃量均較少，不能滿足兩臺燃氣輪機連續(xù)供熱運行，綜合考慮這些因素，特研究以下幾種供熱方案。

2 幾種供熱方案

可采用的供熱方式有以下幾種。

(1) 兩套機組抽汽并列供熱

此種工況運行時，兩臺汽輪機并列抽氣供熱量250 t/h，汽輪發(fā)電機負荷約32 MW，與純凝工況相比，影響汽輪發(fā)電機負荷28 MW。該方案優(yōu)勢在于聯(lián)合循環(huán)熱效率高，并且沒有改造升級費用。但兩臺機組連續(xù)運行缺少備用機組，運行方式無法調(diào)整，正常的檢修消缺工作難以進行。而且此方案天然氣需求量較大，使用增量氣價格高。

(2) 抽汽供熱+減溫減壓

此種工況運行時，減溫減壓裝置額定主蒸汽流量60 t/h，添加減溫水6 t/h；汽輪機進汽130 t/h，低壓補汽30 t/h；汽輪發(fā)電機負荷約25 MW，汽輪機抽汽供熱量約70 t/h，供熱母管添加減溫水10 t/h，單套機組總供熱能力約150 t/h，與純凝工況相比，影響汽輪發(fā)電機負荷40 MW。該方案優(yōu)勢在于可以利用現(xiàn)有的減溫減壓裝置，沒有改造升級費用。

(3) 抽汽供熱+射流增壓

此種工況運行時，射流增壓裝置消耗主蒸汽流量為70 t/h，低壓補汽30 t/h；汽輪機進汽120 t/h，汽輪發(fā)電機負荷約20 MW，汽輪機抽汽供熱量約60 t/h，供熱母管添加減溫水10 t/h，總供熱量可達170 t/h，與純凝工況相比，影響汽輪發(fā)電機負荷40 MW。該方案優(yōu)勢在于可以完全利用低壓補氣，但射流增壓裝置運行噪聲較大，操作也較為繁瑣。

(4) 抽汽供熱+射流增壓+減溫減壓

此種工況運行時，射流增壓裝置消耗主蒸汽流量為70 t/h，補汽30 t/h；汽輪機維持抽汽供熱需要消耗主蒸汽約100 t/h，此時再投用20 t/h的減溫減壓裝置，其經(jīng)濟性與安全性明顯得不到保證，所以不做分析。

(5) 減溫減壓+汽輪機解列

此種工況運行時，主蒸汽190 t/h直接通過改造過后的減溫減壓裝置向外供熱，供熱母管添加減溫水20 t/h，汽輪發(fā)電機解列，供熱量明顯增加，總供熱量可達210 t/h。但汽輪發(fā)電機解列帶來了調(diào)節(jié)問題，運行中只能通過高壓旁路泄壓或降低燃氣輪機負荷調(diào)節(jié)供熱壓力，造成熱能浪費，為冷凝主蒸汽也將消耗更多冷卻水和廠用電，影響熱效率。同時由于現(xiàn)在大部分燃氣輪機均進行了低氮排放改造[4]，調(diào)整燃氣輪機負荷時，在燃燒模式切換點不能停留，并且在低負荷燃燒模式運行時(非預混燃燒模式)，氮氧化物和二氧化硫排放超標，這限制了燃氣輪機負荷的調(diào)節(jié)范圍并帶來環(huán)保和安全成本。雖然該問題可通過增加燃氣輪機進氣加熱裝置(IBH)擴大預混燃燒模式負荷范圍[5]，但改造費用高昂，成本回收周期較長。同時扣除廠用蒸汽，仍有25 t/h(0.4 MPa，254 ℃)的低壓補汽無法利用，直排凝汽器，同樣帶來熱效率和安全問題。

(6) 減溫減壓+射流增壓+汽輪機解列

此種工況運行時，射流增壓裝置消耗主蒸汽流量為70 t/h，補汽30 t/h；改造減溫減壓裝置，將其額定主蒸汽流量提升至120 t/h，供熱母管減溫水20 t/h，總供熱量為240 t/h。該方案同樣有汽輪發(fā)電機解列帶來的調(diào)節(jié)問題(參考方案5)，但射流增壓裝置解決了低壓補氣無法利用的問題，熱效率和安全性均較方案5高。

(7) 抽汽供熱+燃氣鍋爐

此種工況運行時，汽輪機抽汽供熱130 t/h，供熱上限受制于燃氣鍋爐供熱量及供熱母管流量，擬建設單臺供熱能力為80 t/h的燃氣鍋爐，天然氣消耗量為6 108.47 m3/h，這樣單臺燃氣輪機運行時總供熱能力約210 t/h，雖然達不到峰值時的供熱要求，但在低谷時段可以輔助供熱。燃氣鍋爐啟停方便快捷，產(chǎn)汽量調(diào)整較快，生產(chǎn)相同數(shù)量和質(zhì)量蒸汽所需天然氣量較少，可以較好地解決增量天然氣價格貴的問題。

3 供熱成本經(jīng)濟性分析

按照上述幾種供熱方案，供熱成本將主要由四部分組成：供熱減少發(fā)電量，因供熱增加的調(diào)度考核費用，射流增壓裝置、減溫減壓裝置、燃氣鍋爐的建設費用以及燃氣鍋爐的天然氣費用，公式如下。

供熱成本=(調(diào)度考核費用+供熱減少發(fā)電量×電價+分攤設備建設費用+燃氣鍋爐的天然氣費用)÷ 24 h供熱量。

調(diào)度考核費用主要是調(diào)差能力考核和AGC調(diào)節(jié)范圍考核[6]。

調(diào)差能力考核：10 萬千瓦以上機組，包括燃煤、供熱燃氣、核電機組基本調(diào)差能力必須達到額定容量的100%至50%，達不到要求的運行機組按每超過1 萬千瓦每天考核1 500 元。由于需要維持大流量抽汽供熱及供熱壓力，聯(lián)合循環(huán)機組需要維持滿負荷運行，調(diào)差能力為0。調(diào)差考核為180×0.5×1 500/10=13 500元/天。

AGC調(diào)節(jié)范圍考核：AGC 機組的可調(diào)范圍必須達到額定容量的45%，達不到要求的運行機組按每超過1 萬千瓦每天考核400 元。但已進行調(diào)差能力考核的，不進行重復考核。由于調(diào)差能力要求范圍比AGC調(diào)節(jié)范圍大，所以AGC調(diào)節(jié)范圍考核為0元。

經(jīng)招標了解到的設備建設費用：射流增壓裝置約100萬元，減溫減壓裝置約100萬元，燃氣鍋爐(1臺)約為1 850萬元，設計使用年限均為15年(靜態(tài)投資價格水平為2019年5月)。

成本核算中規(guī)定低壓補汽將影響機組發(fā)電負荷約0.5 MW·h，主蒸汽將影響發(fā)電負荷60 MW·h，上網(wǎng)電價按0.5元/kW·h計，天然氣價格均按照2.5元/m3計，不考慮天然氣使用量對天然氣價格的影響，由于每噸除鹽水的成本是一樣的，故除鹽水費用忽略不計，供熱量按照額定供熱能力連續(xù)穩(wěn)定供熱計算，不考慮供熱量調(diào)整帶來的影響，具體經(jīng)濟性比較分析如表2所示。

表2 供熱成本經(jīng)濟性分析

4 注意事項

無論是哪種供熱方式，除了單套機組抽汽供熱外，其余均會存在兩個供熱源并列供熱的情況。實際嘗試中發(fā)現(xiàn)，雖然兩個供熱源在物理上并沒有存在直接連接，但是兩個供熱源的機械振動均會較單獨運行時上漲，例如在兩套機組抽汽并列供熱方式中，兩臺汽輪機振動幅度均上漲了10 μm左右，分析可能是由于供熱汽流擾動或壓力擾動引起。由于供熱流量和壓力的變化，汽流擾動或壓力擾動隨時存在，故此情況無可避免。

同時由于這些擾動的存在，需要隨時調(diào)節(jié)供熱流量與壓力。特別是汽輪機解列供熱的機組，需要通過高壓旁路泄壓或調(diào)整燃氣輪機負荷來調(diào)節(jié)熱網(wǎng)參數(shù)，目前的控制系統(tǒng)均未能做到自動控制，人員配置要求及調(diào)整強度較高。

在并列供熱的設備投入運行時，也存在一定的安全隱患，由于汽輪機抽汽參數(shù)、減溫減壓器出汽參數(shù)、射流增壓裝置出汽參數(shù)和燃氣鍋爐產(chǎn)汽參數(shù)均需要單獨調(diào)整，因此可能由于壓力不均衡產(chǎn)生憋壓。例如在實際運行中，曾發(fā)生汽輪機抽汽壓力過高，造成燃氣鍋爐出口憋壓，雖然由于設置有逆止閥未產(chǎn)生倒灌現(xiàn)象，但燃氣鍋爐鍋筒壓力持續(xù)上升，達到保護定值自動熄火。超壓對于任何壓力容器都是極為危險的，嚴重時對設備管道、壓力容器造成永久性損傷。因此在任一設備投入并列運行時，均需要密切注意，此時的工況較為復雜，設備的振動上漲情況也最明顯。因此，在運行中應盡量減少并列供熱設備的數(shù)量。

5 供熱運行方式及優(yōu)缺點比較

供熱運行方式及優(yōu)缺點比較如表3所示。

表3 機組運行方式及安全性比較

6 結(jié)語

由于供熱季節(jié)性和時段性很強，年度供熱峰值一般在冬季氣溫低時，每天的供熱峰值一般在08:00—17:00的工作時間段，而且峰值和低谷之間相差很大，根據(jù)實際經(jīng)營情況，最后選擇了供熱高峰兩臺機組運行抽汽供熱+燃氣鍋爐，低谷時間段單臺機組運行抽汽供熱+燃氣鍋爐的供熱方案。若供熱量低于150 t/h，由于減溫減壓器供熱成本較燃氣鍋爐低，則執(zhí)行抽汽供熱+減溫減壓方案。該供熱方式可調(diào)節(jié)性很強，同時安全可靠，供熱低谷時利用成本較低的抽汽和減溫減壓器供熱，不足時投入燃氣鍋爐增加供熱量，在進一步考慮到增量天然氣價格后，由于燃氣鍋爐生產(chǎn)相同數(shù)量和質(zhì)量的蒸汽所需天然氣量較少，其經(jīng)濟性也有所提升。希望本文對于同類型機組的電廠有借鑒作用。