9E燃气轮机联合循环发电机组节能降耗的探讨

张章军，陈式平，徐金雷，郑冰林

（台州发电厂温州燃气轮机项目部，浙江 温州 325013）

温州燃气轮机发电有限公司的300 MW燃气－蒸汽联合循环发电机组（简称联合循环机组）由2台110 MW的PG9171E燃气轮机发电机组（简称燃机）、2台额定蒸发量为177 t/h的单压余热锅炉及1台103 MW纯凝汽式汽轮机发电机组（简称汽机）组成，于1999年全部建成投产，燃气轮机使用原油燃料（2006年底开始烧重油），至今已运行了约52 000 h。简单循环设计燃油耗率为295 g/kWh（折合标煤421 g/kWh），联合循环设计燃油耗率为201 g/kWh（折合标煤287 g/kWh）。

联合循环机组一般作为调峰和紧急备用，机组启停频繁，而燃油价格居高不下，燃机发电成本不断增加。如何降低发电成本，是每个发电厂必须解决的难题。现介绍所采取的一些节能降耗、运行操作优化的措施，以供探讨。

1 运行操作优化

近几年浙江电网发展较快，峰谷负荷差很大，联合循环机组主要作为调峰运行，机组启停频繁，通常情况下，机组在当天晚上23点左右开始停运，第2天早上7点左右要求重新并网。汽机的启动时间，特别是从第1台燃机并网到汽机并网的时间长短，对整套联合循环机组的发电油耗影响较大。据统计，联合循环机组温态启动过程中，从燃机并网到汽机并网的平均时间约为70 min，最长时间约90 min。对此进行了联合循环机组温态启动优化工作，并取得了很好的成效。

1.1 启动优化

1.1.1 操作优化

联合循环机组的启动操作优化着重于5个方面：余热锅炉的停运；燃机与汽机启动统筹安排；燃机的启动；余热锅炉的启动和汽机的启动。

（1）在余热锅炉停运时，尽量保持汽包有较高的压力并控制较低的水位，以利于余热锅炉的快速启动。

（2）为缩短从燃机并网到汽机并网的时间，在汽轮机及余热锅炉准备工作做好后，再启动燃机。

（3）燃机点火后当排气温度达到规程要求时，立即开启余热锅炉的烟气挡板进行热炉，通过修改控制参数CSKGVSSR以达到快速升炉的目的。

（4）针对联合主汽阀前的主蒸汽温度上升较慢问题，采取汽轮机低转速暖机措施以增加暖管流量，加快了暖管速度。

1.1.2 程序优化

根据实际运行需要，在保证设备安全的基础上，对集散控制系统（DCS）程序作了一些修改：

（1）取消了每台余热锅炉启动前必须先启动1台给水泵的限制条件。2台余热锅炉公用1套给水除氧系统，由1台除氧器加3台给水泵组成。一般给水调节阀都稍有内漏，如2台给水泵同时投运进行余热锅炉的启动，汽包水位上升较快而被迫进行放水，这样既延误了余热锅炉的启动时间，也浪费了工质和热量。

（2）对凝汽器低真空限制余热锅炉挡板开启的条件进行了修改。在凝汽器真空低于76 kPa时，允许余热锅炉烟气挡板开启至40%，只有当凝汽器真空高于76 kPa时，才允许全开余热锅炉烟气挡板。凝汽器真空低于76 kPa时，还对主蒸汽管路电动疏水阀和主蒸汽旁路气动阀进行程序闭锁，以保证凝汽器和汽轮机的安全。

程序修改后，既可以减少循环水泵、凝结水泵等重要辅机的运行时间15 min，也缩短了整套联合循环机组的温态启动时间5 min。

1.1.3 优化成效

经过上述操作和程序的改进后，联合循环机组的温态启动耗时在燃机并网到汽机并网的时间段，由原来的70 min缩短到了50 min左右，效果非常明显。对汽机温态启动曲线进行了多次检查分析，从余热锅炉启动到汽机并网期间，主蒸汽管路的温升率小于8℃/min，汽缸温升率小于2.5℃/min，汽包升压率小于0.25 MPa/min，汽轮机的差胀、轴承振动、轴承温度、轴向位移等各项参数均在正常范围内。

联合循环机组启动操作优化后，最大的经济效益来自汽机，温态启动时间缩短了约20 min。燃机在汽机启动期间负荷均在60 MW以上，汽机跟随方式能带到30 MW负荷以上，则汽机20 min的发电量有1万kWh。根据近期的情况，汽机每月启动次数在18次左右，每次缩短20 min，汽机每个月就能多发电18万kWh。

1.2 缩短停机时简单循环运行时间

联合循环机组停运时，为了降低汽轮机缸温，都是先降低燃机负荷以便降低主蒸汽温度，当汽缸温度降到规程规定值后，汽轮机打闸停机。燃机在汽机停运后切至轻油燃烧10 min，减负荷停运。如果按照上述常规的停机方法，燃机在汽机停运后简单循环的时间往往要达到15 min以上，其他同类型的燃机在停机时简单循环运行时间约22 min。在保证机组设备安全运行的前提下，把停机过程中燃机简单循环运行时间缩短到了5 min以内。以汽机每月平均停机18次，每次缩短10 min计，每月共计缩短3 h简单循环运行时间，降低了联合循环发电油耗。

1.3 降低厂用电率

1.3.1 减少机组启停时的厂用电量

修改DCS程序，允许1台给水泵带2台余热锅炉运行。给水泵为定速泵，在带部分负荷时效率非常低。由于给水泵的功率较大，减少1台给水泵运行1 h，就可节约厂用电约600 kWh。

另外，联合循环机组停运时，及时关闭余热锅炉过热蒸汽手动隔离阀。这样当汽机惰走结束时就可以停运循环水泵，减少了循环水泵的运行时间，每次停机也可节约厂用电250 kWh左右。

1.3.2 合理安排辅机的运行方式

凝汽器真空值能满足机组安全经济运行时，保持1台循环水泵运行。由于汽轮机末级叶片高度只有660 mm且排汽流量大，汽轮机的极限真空较低，冬季1台循环水泵已能保证凝汽器真空值在98 kPa左右。循环水泵的功率为1 000 kW，减少1台循环水泵运行可降低厂用电0.33%。冬季时，投运2台板式换热器，停运开式冷却水泵。开式冷却泵的功率为75 kW，这样每个月可节约厂用电量5万kWh左右。

燃机在能够保证合理的冷却水温前提下，停运1～2台冷却模块冷却风扇。每台冷却风扇的功率为15 kW，2台燃机停运4台冷却风扇，总功率达60 kW，每个月可节约厂用电量4万kWh左右。

2 技术改造

虽然GE公司9E型燃气轮机联合循环机组在设计理念和技术上比较先进，但机组生产时间较早（1996年出厂），存在一些缺陷，有进一步优化的必要。另一方面随着科学技术的发展，一些设备和控制系统技术相对滞后，特别经过多年运行以后，设备老化，影响机组运行的经济性和可靠性。对影响经济指标的主要辅机设备有必要进行相应的技术改造，以达到节能降耗的目标。

2.1 疏水管路改造

因主蒸汽管道的疏水管路较细（通径25 mm），管道又较长，疏水暖管时间长，严重制约了联合循环机组的快速启动。据测算，热态启动主蒸汽管道的疏水时间约20 min左右。为此把主蒸汽管路疏水管路更换为通径50 mm的合金钢管，通流面积扩大4倍，加快了疏水暖管速度，联合循环机组启动时间有效缩短了5 min。

2.2 过热蒸汽手动隔离阀改造

过热蒸汽隔离总阀为美国DRESSER公司生产的DN350/6.3MPa/515℃的手动闸阀，通过齿轮传动，由于齿轮较大，运行操作时间很长，全关至全开需30 min左右，影响联合循环机组投入的速度及不利于运行人员处理事故且影响机组启停。经过改造后，去掉操作手轮和齿轮传动机构，在闸阀阀杆上安装电动执行机构，实现就地和远方操作，既方便又快捷。

改造后，该过热蒸汽隔离阀全关至全开只需2 min，有利于缩短联合循环机组启动操作时间，减少操作的人力，使汽机并网时间提前了5 min，带来了明显的经济效益。

2.3 吹灰器系统改造

余热锅炉原各配有英国HOPKINSONS有限公司生产的型号为M786004半伸缩型吹灰器21套，分上下7层布置，每层3套。吹灰蒸汽由吹灰蒸汽供汽阀选自1号或2号余热锅炉的过热蒸汽，并通过1台压力调节阀和1台减温水调节阀调整到设计参数后，到达各吹灰器进口提升阀前，控制系统按顺序逐个打开进口蒸汽阀，进行吹灰。

经过多年的运行，这些吹灰器出现了以下一些主要问题：枪管不同程度弯曲变形，枪管吊环磨损，导致枪管伸缩过程中卡死和驱动马达过载；传动链及链轮磨损，传动不好，经常断链；2台余热锅炉公用1套PLC（程序控制系统），当一台炉的吹灰蒸汽系统出故障时，另一台炉就不能进行吹灰，可靠性低；吹灰器的蒸汽阀内漏现象普遍，吹灰蒸汽压力偏低，吹灰效果较差。

对吹灰器进行更换改型，将单梁、链条传动、开式传动的吹灰器，更改为箱式梁、双齿条结构的吹灰器，以解决卡涩、内漏、冒灰故障。1台炉配1套吹灰控制系统，可以提高吹灰器的运行可靠性，提高吹灰效果，降低余热锅炉排烟温度3℃，提高余热锅炉效率。

3 结语

从运行方式改变、程序修改、技术改造等方面对GE公司9E燃气轮机联合循环发电机组进行优化，缩短了机组启停时间，大大提高了设备运行的可靠性，而且带来明显的节能经济效益。

当然运行优化的潜力还很大，需要去挖掘。特别是随着自动化技术的发展，可以对机组进行最优化控制。如果燃气轮机发电机组作为主力机组发电，可以进行热电联产改造，实现能量的梯级利用。目前，9E级燃气轮机联合循环机组额定工况的发电效率为53%左右，而燃气轮机热电联产系统的总热效率一般可达70%以上。

[1]台州发电厂龙湾发电部.燃气轮机运行与维护论文汇编[G].2007.

[2]焦树建.燃气-蒸汽联合循环[M].北京：机械工业出版社，2002.