9E燃气—蒸汽联合循环发电机组节能运行

金 亮

(上海闸北发电厂,上海 200438)

近年来,随着我国能源结构的调整和天然气应用的不断发展,越来越多的燃气—蒸汽联合循环发电机组投入使用。这些机组由于经济指标先进、清洁高效、启动快和调峰功能强等特点,担当着电网安全的顶峰与调峰重任。

上海奉贤燃气轮机发电厂目前建有4套9E燃气—蒸汽联合循环发电机组,全厂总装机容量为720 MW,是国内较为先进的燃气—蒸汽联合循环发电机机组。4套联合循环发电机组自投产以来,结合机组和上海电网的运行特点,通过技术改进,优化运行,在节能降耗、减本增效方面做了积极探索,取得了明显的成效。

19 E联合循环发电机组的配置及运行

9E燃气—蒸汽联合循环发电机组由1台PG 9l71E型燃气轮机发电机组、1台余热锅炉和1台蒸汽轮机组成。运行方式为1台燃气轮发电机组对应1台余热锅炉及蒸汽轮发电机组的单元联合循环运行。其生产工艺流程如图1所示。输入PG 9171E型燃气轮机的进气温度为1050℃,做功后的排气温度为540℃;排气进入余热锅炉生产过压、过热蒸汽,供汽轮机做功;进入汽轮机做功的高压蒸汽约为502℃。

从卡诺循环原理不难推得,联合循环机组能量转换过程中的热能被合理梯级利用,因此其热效率比较高。例如:9E联合循环的热效率,在将轻油作燃料运行时可达46.0%～49.2%;在将气体作燃料运行时可达51.0%～53.5%,其热效率水平远高于亚临界火力机组的38.0%～41.9%、超临界火力机组的40.0%～44.5%。联合循环的总厂用电耗率为3.02%,与国内先进火力机组水平的3.54%相比,节省14.7%。在能耗方面,联合循环机组供电能耗折算成标煤为286.53 g/kWh,与国内火力发电机组折算成标准煤先进水平319.7 g/kWh相比,节省10.4%。

图19 E燃气-蒸汽联合循环发电机组生产工艺流程

根据设备制造厂家的设计参数,燃气轮机的热耗为11275 k J/kWh,联合循环机组的热耗为7700 kJ/kWh。实际性能检测结果为:1～4号燃气轮机的联合循环热耗均与设计参数相近略低,总体情况良好,与国内同类型PG 9171E型燃气轮机联合循环机组对比,能耗相当。

尽管4套9E燃气—蒸汽联合循环发电机组的能耗属于比较先进的水平,但从设计标准与机组实际运行方式来看,仍有优化运行调整的潜力,例如通过局部技改(如增加烟气挡板)完全可以提高热效率,从而达到节能的目的。

2 燃气轮机的节能运行

2.1 天然气的预热

联合循环机组在我国主要用于调峰运行,机组启停频繁,改造工作要求机组在不影响安全运行的前提下,尽量减少开停机次数。

天然气温度的变化对于燃气轮机的燃烧和燃烧室动态特性有着很大的影响,根据9E机组的燃烧要求,天然气温度应稳定在20℃左右最为理想。天然气的温度是通过热水锅炉加热来控制的,热水锅炉由温控单元自动执行低温启动,高温停用程序,确保天然气温度始终处于较为理想状态,从而提高联合循环机组的安全性和经济性。

热水锅炉内的炉水是除盐水,可较长时间反复利用,这就避免了除盐水的浪费。热水锅炉采用天然气燃烧加热,由温控单元自动执行启停,使机组处于较为经济的方式运行。

2.2 优化燃气轮机机组冷态启动时间

根据机组实际启动情况的数据分析,机组主要以冷态启动为主,从启动燃气轮机至联合循环机组带满负荷运行,大约需花4 h。作为调峰电厂,启动时间缓慢,既不符合调峰机组快速响应电网调度的要求,也使机组运行的经济性受到了影响。虽然,燃气轮机本身具有启动迅速、运行稳定、负荷调节响应时间短的优势,但是,考虑到蒸汽轮机、余热锅炉厚壁金属受热后的应力变形等方面问题,联合循环的整组配置使启动时间受到限制。

在燃气轮机快速启动的前提下,联合循环机组快速启动优化项目为:①对燃气轮机与锅炉,燃气轮机与汽机之间的优化以及疏水系统的运行优化;②缩短余热锅炉侧生成满足汽轮机冲转要求的蒸汽参数的等待时间;③缩短汽机侧蒸汽参数达到冲转要求的等待时间;④缩短汽轮机冲转及加负荷的时间。

经过优化调试,燃气轮机从启动至汽机冲转,比优化前启动方式缩短了近20 min,可以节省天然气2000m3。有效缩短了机组的启动时间,降低了机组启动时的天然气耗气量。

2.3 优化燃气轮机离线水洗周期

燃气轮机长期运行后热效率会逐渐下降。为了提高燃气轮机的热效率,每过一个周期段即对燃气轮机进行性能测算,将采集的参数运用GE公司的折算公式,对燃气轮机的实际气耗、真实效率、周期负荷下降值等重要参数作统计分析。根据统计结果,合理制定出燃气轮机的离线水洗周期。采取该措施后可控制燃气轮机负荷下降率减低1%～2%,使得发电经济效益得以相应提高。

2.4 优化燃气轮机停机后的冷却循环方式

燃气轮机停机盘车时,燃气轮机和汽轮机润滑油系统中的油温较高,需要循环水进行冷却。按照原定规程要求,需要长时间开启1台功率为30 kW燃气轮机的循环泵进行循环冷却。通过分析数据,制定出环境温度在1～10℃的情况下,可用内冷水冷却油温,不用投运循环泵,用以减少燃气轮机在低温环境下处于备用的耗电量。若按冬季燃气轮机停机盘车投运总时间计算,可以减少大约16200 kWh厂用电量(2台循泵×30 kWh ×90 d×3 h)。

3 锅炉和蒸汽轮机的节能运行

3.1 余热锅炉开机与热风干燥器保养相结合

热力设备停运期间受到的腐蚀要比运行期间严重得多,调峰机组启停频繁,机组中的热力设备停运期间的腐蚀保护就更为突出。

为了防止热力设备水汽系统在停备用期间受到腐蚀,需要采取一些保养保护措施。日常使用的方法中,大多存在着能耗大、效果不佳、操作不便或保护时间短等缺点,因此采用余热锅炉开机保养与热风干燥装置保养相结合的停用保养方法,即遵循每月一次锅炉开机保养,锅炉带压放水后一周启用热风干燥装置,直至下次锅炉开机保养。

热风干燥装置的作用是从降低金属表面的湿度入手,通过向系统内送入干燥、洁净的压缩空气,吸干金属表面的水膜、沉积物中的水分和有些部位的积水。同时,系统内保持一定的压力还可以防止大气的进入,达到抑制腐蚀的目的。

1)操作流程 从过热器出口联箱吹入压缩空气,从入口联箱、各疏水门或低位放水门、底部排污门排出。吹入的压缩空气在锅炉系统内与水的蒸发过程形成对流。为防止保护期间的炉管外壁发生结露,要保证压缩空气的入口风温与炉管所处的环境温度相近。如果水汽系统内的空气相对湿度小于20%而且保持1周以上,可以将此干燥装置的进出口阀门关闭、空压机停运,系统进入保压状态,直至下一次进行热风干燥保养。

2)单纯开机保养 单套机组每月开机2次要消耗天然气4万m3,消耗工业水3000 t,消耗除盐水300 t,耗电40MWh。结合使用热风干燥装置保养,每月仅需开机保养1次。热风装置运行电耗每月运行3周共24 h,平均每次所需能耗折合电能约为3 MWh,节能优势显而易见。因此,采用两者结合的保养方式,不仅解决了余热锅炉常规停运保护措施的薄弱环节,更具有操作灵活、保养方便和耗能较低的优点。

3.2 汽轮机疏水系统的优化

奉贤燃气轮机调峰机组的运行启停频繁。余热锅炉在升温升压过程中,特别是在即将达到汽机启动参数前的时段中,汽机电动主汽门前及汽机高、低压旁阀前疏水经全厂疏扩进入锅炉排污降温池,因为疏水流量较大且温度很高,造成排污降温池内大量冒起蒸汽并有翻滚出2 m多高的水柱。即使排污降温池内循环冷却水开至最大,流量也只是稍微缓减。此现象在汽轮机热态启动过程中尤为明显。考虑到燃气轮机封闭母线架设在排污降温池正上方,这种不安全情况严重威胁着燃气轮机发电机封闭母线的安全运行,不仅热能浪费较大而且加大了循环冷却水的消耗。为此,对汽机疏水系统的疏水操作方法进行了改进及优化。

1)操作流程 汽机高、低旁阀开启后,当高旁阀前气温升高到150℃以上时,手动强制关闭汽机高、低旁阀前疏水至全厂疏扩气动门。电动主汽门前、后疏水至全厂疏扩气动门在汽机挂闸后,汽轮机转速至600 r/min时关闭。当汽机负荷升至15%额定负荷时,检查汽机本体所有疏水应关闭。而正常停机过程中,当汽机负荷减至15%额定负荷时,汽机高、低旁阀前疏水至全厂疏扩气动门强制关闭,其余疏水气动门应开启。汽机高、低旁阀前疏水至全厂疏扩气动门的开启应推迟至汽机高、低旁阀门关闭后。按照这种操作,可以避免高温疏水连续大量的涌进至排污降温池,同时也能够保证疏水的连续稳定。

2)节能效果 经过改进及优化,已经大为缓减前述不安全情况,并适当提高了机组热能效率,同时也减少了排污降温池内的循环冷却水供给量。仅计工业循环水流量启停这一项,每次即能节约工业循环水200 t。

3.3 工业循环水的利用

余热锅炉和汽轮机的部分辅助设备由工业循环水进行冷却,化学的取水泵和公用系统的空压机也由工业水进行冷却。所以,在非机组运行期间有些辅助设备的开启,也必须提供工业水。另外,冬季防寒防冻期间,为确保工业水系统的不冻结,需要工业水泵在环境温度2℃以下连续运行。

工业水泵的功率为35 kW,若长期运行累积消耗的电能还是比较大的。为此,在3号工业水泵处单独装设变频装置一台。当不需要大量工业水进行做功时,仅开启3号工业水泵运行。通过变频消耗的电能可以减少50%。经统计,技改后全年约能节省厂用电量19162.5 kWh。

4 电气运行方式的优化

电气方面的节能主要通过400 V厂用电运行方式调整。将每套机组厂用A段400 V母线和厂用B段400 V母线分别由1台6 kV厂用变的供电方式。改为由其中1台6 kV厂用变压器供电。A段和B段通过联络开关联络。公用段和水工段的电气运行方式也是如此调整。这样可以减少机组停机期间厂用变压器不必要的空载损耗,约能节省厂用电8.1 MWh。

5 结语

通过对9E燃气—蒸汽联合循环发电机组在节能降耗、减排方面的系统性分析和研究,采取一系列针对性措施,进行了多项技术改进,并在运行实践中不断完善和提高,在确保机组顶峰发电安全运行不受影响的前提下取得了良好的效果。事实证明,面对技术经济指标比较先进而且在电网中担负顶峰、调峰特殊任务的燃气—蒸汽联合循环发电设备,通过不断加强和完善节能管理,提高其能源利用水平,减少排放,尽可能地降低机组能耗,为提高企业的经济效益和实现节能减排的社会效益做出积极贡献。