9H级联合循环机组增压机无扰切换研究

任渊源，光 旭，林俊光，刘建波，钱晓栋

(1.中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司，浙江 杭州 310012；2.浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州 311100)

0 引言

9H级燃气—蒸汽联合循环机组是目前全球最高容量、最高效率的燃机机组。巴基斯坦某联合循环电站项目(以下简称“巴基斯坦项目”)的设计规模为1套9H级“二拖一”燃气—蒸汽联合循环机组，包括2套GE公司9HA.01型燃气轮发电机组，2套三压、再热、自然循环带SCR的余热锅炉和1套三压、再热纯凝式蒸汽轮发电机组、燃用天然气和轻柴油双燃料。燃气轮机出力为406.732 MW，汽 轮 机 出 力 为418.391 MW， 联合循环总出力约为1 231.9 MW，联合循环全厂净效率达到63.04%。

巴基斯坦项目的总承包合同中对主辅机性能和可靠性提出了非常严格的要求，例如，要求提供缓冲容积，使得燃机在任何负荷工况下天然气增压机之间均能实现无扰切换，并且不降低燃机的负荷。

我国电力行业标准DL/T 5174—2003《燃气—蒸汽联合循环电厂设计规定》[1]中规定：“需要设置增压机时，增压机宜每套燃气轮机配置一台，不设备用”，国内大部分电厂多年以来都遵循此规定。这是基于国内联合循环电厂多为调峰机组的考虑，且一般增压机可靠性比较高(电厂常用的离心式增压机可用率一般可达99.35%以上，被迫停运时间29.7 h/a，两次故障间平均时间5.85 a以上)。而国外燃机电站很多是需要带基本负荷的，机组可靠性要求较高，所以增压机通常按2×100%全厂容量，或3×50%全厂容量来配置[2]，即天然气系统设置有备用增压机，所以对增压机的切换工况提出了更高的要求。而工作增压机停机，备用增压机启动直至带满负荷需要一定的时间，所谓“无扰切换”是指在工作增压机切换至备用增压机过程中，保证燃机维持满负荷稳定运行，这是国内考虑仍不多的问题。笔者在巴基斯坦、孟加拉国等多个联合循环电站项目中均遇到业主要求增压机间实现无扰切换的要求。

本文正是在上述背景下，以巴基斯坦项目为依托，对9H级联合循环机组天然气增压机无扰切换所需的最小缓冲容积及其实现方式进行研究，以选择最佳的实现方案。

1 9H级燃机电站天然气增压单元概况

1.1 天然气增压单元系统介绍

巴基斯坦项目天然气调压站中的增压单元原则性系统如图1所示，主要包括3套对应一台燃机100%负荷天然气耗量的增压机系统，其中，#1和#3增压机组正常运行，分别供给#1燃机和#2燃机，#2增压机组为备用增压机，3套增压机组支路并联方式连接。每条增压机支路均设置有前后安全切断阀、前后手动隔离阀和安全阀。安全切断阀由增压机供货商随增压机本体系统供货，用于增压机启动、停止时的安全切断，前后手动隔离阀用于工作增压机故障时在线检修隔离，安全阀用于保护增压机及下游管路系统。

图1 天然气增压单元原则性系统图

3条增压机支路出口之间还设置有气动切换阀。#1和#3增压机组正常运行时，气动切换阀关闭。当#1增压机组故障需要切换至#2增压机组运行时，#1增压机组前后安全切断阀随增压机的关闭而自动关闭，备用的#2增压机启动，当参数符合要求时，#1增压机侧的气动切换阀打开，#2增压机出口天然气并入原#1增压机出口支路。#3增压机组的故障切换方式相同。

1.2 燃机入口天然气压力要求

GE公司9HA.01型燃机入口天然气压力的范围和波动都有一定要求，若压力低于最低值或压力波动速度超过一定范围，都将导致燃机跳机，具体要求如下[3-4]：

1) 燃机燃料模块入口天然气压力范围：3.64～4.05 MPa.a；

2) 瞬态：燃气轮机入口处最大的供气压力变化速度限制在每秒1%变化率或者5%阶跃。每秒1%变化率的限制适用于从最小的运行压力至最大运行压力之间。5%阶跃变化的限制适用于最小运行压力至最大运行压力的95%范围内，且在5 s内不能有一个超过5%的步调变化；

3) 稳态：在燃气轮机燃料模块进口处的任何运行工况点的压力变化幅度不超过该点压力的±1%，平均压力变化率应小于每秒0.25%。

1.3 增压机技术参数

离心式增压机具有结构尺寸小、排气量大、无气阀等易损件、连续运转周期长、供气稳定等优点，因而在大容量输气管道和大型燃机电厂中得到了大量的应用[5-6]。巴基斯坦项目增压机选择采用了3×50%全厂天然气耗量离心式增压机，2台工作，1台备用。具体选型参数见表1所列。

表1 天然气增压机选型参数

2 最小缓冲容积的计算

2.1 最小缓冲容积计算式

由于工作增压机停运、备用增压机启动过程中，管道中天然气运行压力不断降低，直至降低到燃机入口天然气允许的最低压力，此时备用增压机启动达到满负荷并投入使用，从而可实现无扰切换。在一定的管道储气容积下，这个压力降低的过程能够使管道释放出天然气，并使燃机在该切换时间中维持满负荷运行，这个最小的储气容积即为最小缓冲容积。

最小缓冲容积计算式如下：

式中：Vmin为最小缓冲容积，m3；Q为天然气质量流量：kg/s；t为增压机切换所需时间，s；ρ1为正常工作压力下天然气密度，kg/m3；ρ0为允许最低压力下天然气密度，kg/m3。

2.2 燃料模块入口最低压力3.64 MPa.a下的计算

由燃机燃料模块入口最低压力3.64 MPa.a反推增压机出口允许最低压力为4.098 MPa.a，各段阻力情况见表2所列。

表2 天然气系统各段阻力情况MPa

根据一般增压机厂家的保证值，备用增压机从暖备状态启动至满负荷运行需要60s。在此条件下计算最小缓冲容积见表3所列。

表3 最低压力3.64 MPa.a最小缓冲容积计算表

很显然，电厂厂内基本无法提供约3 700 m3的管容来满足最小缓冲容积的要求。

2.3 燃料模块入口最低压力2.8 MPa.a下的计算

由于“允许最低压力”越低，就能够从现有管容中释放出更多的天然气用于增压机切换期间的燃机燃料，所以笔者设法从“允许最低压力”角度进行优化。根据与主机厂进一步配合，天然气燃料模块入口的“燃机跳机压力设定值”为2.8 MPa.a，低于正常要求的最低压力3.64 MPa.a。由燃机跳机压力2.8 MPa.a反推增压机出口允许最低压力为3.258 MPa.a(考虑阻力0.458 MPa)，在此条件下计算最小缓冲容积见表4所列。

表4 最低压力2.8 MPa.a最小缓冲容积计算表

因此，该方案下计算最小缓冲容积为212.5 m3。

2.4 最小缓冲容积的进一步优化降低

为进一步降低最小缓冲容积，降低增压机无扰切换的难度，我们进一步研究了增压机切换所需的时间。经过与巴基斯坦项目增压机厂家的深入配合，其保证能够满足30 s内备用增压机从暖备状态启动至满负荷运行。经上节同样方法的计算得出，最小缓冲容积进一步降低至107 m3，建议实际缓冲容积考虑不小于118 m3(考虑10%的裕量)。

3 缓冲容积的实现方案

3.1 方案一：管容缓冲方案

通常增压机出口与燃机房之间还有较长一段距离，一般会经过厂区管架(或厂区直埋段)、燃机燃料前置模块、燃机燃料模块的管道。因此，在电站可行性研究、初步设计阶段可在总平面布置合理的前提下，适当增大增压机与燃机房之间的距离，适当增大管径，使得增压机与燃机燃料模块之间的管道容积(含过滤器等设备内容积)满足上文所述最小缓冲容积118 m3的要求。

除了可满足增压机之间无扰切换外，适当增大此部分管道容积还有以下好处：

1) 当燃机甩负荷时，天然气流量将在1 s中内从100%下降至30%左右，由于增压机及其阀门动作时间有滞后，将可能导致增压机后管道内压力上升，进而可能导致燃机跳机。适当增加管容有助于该工况下的稳定性。

2) 燃机的控制系统需要接收热值仪的在线实时信号，以便及时跟踪天然气热值的变化，及时进行燃烧调整。由于热值仪从采样、分析、发出信号到燃机控制系统接收信号需要一段信号传输时间，且要求该时间与天然气的输送时间能尽可能匹配，通过增大管道容积，降低天然气流速，将有助于两者时间匹配。

3.2 方案二：压缩缓冲罐方案

为满足最小缓冲容积的要求，还可以通过如图2所示加装压缩缓冲罐装置来实现。当机组正常运行时，压缩机前后隔离阀打开，压缩机工作，把来自天然气母管的天然气压缩增压至设定压力，隔离阀关闭，压缩机停止运行。当机组增压机需要进行切换时，压缩缓冲罐后隔离阀打开，天然气经减压阀减压至设定压力，持续为燃机提供天然气，直至机组增压机完成切换过程[7-8]。

图2 天然气压缩缓冲罐装置原则性系统图

由于天然气经压缩机后温度会上升，此时最小缓冲容积计算式调整为：

式中：T1为压缩缓冲罐内天然气温度，K；T0为标准状态的温度，273 K。

经计算，约需45 m3压缩缓冲罐容积可满足要求，装置投资估算见表5所列。

表5 天然气压缩缓冲罐装置投资估算表

该方案存在以下缺点：

1) 增加了天然气压缩机组、缓冲罐、调节阀组等设备，这些设备设计压力需要提高至压缩机组后的最高工作压力，增加了设备、管路、土建基础的投资，超过160万元；

2) 上述压缩机组、迂回布置的缓冲罐等均需要增加较大的安装场地(约350 m2)，实际项目总平面布置往往比较紧张，难以留出这样的场地；

3) 整个天然气系统中既设置了大增压机，又设置了压缩缓冲罐用的小压缩机，增加了系统复杂度，增大了控制的难度；

4) 增大了检修维护工作量。

3.3 推荐方案

由于方案一采用管道容积缓冲满足最小缓冲容积的要求，取消了压缩缓冲罐系统，节省了工程投资，提高了系统可靠性，有效解决了增压机组无扰切换难题。因此，在总平面布置有条件时优先推荐采用方案一。

当计算最小缓冲容积过大，仅通过方案一的管容缓冲方案难以实现，且增压机组布置场地具有安装压缩缓冲罐及配套压缩机等设施的空间时，可考虑采用方案二。

增压机无扰切换的其他考虑因素

1) 通常增压机的启动步骤是：启动辅助油泵并盘车约1～2 min，吹扫约1 min，开机润滑1 min，启动0.5 min，油温达到加载条件后加载需约4～5 min，合计约10 min。在此启动加载过程中，由于管道储存的天然气不足将导致燃机跳机，为确保备用增压机无扰切换至满负荷运行状态，备用增压机在切换前必须处于暖备状态，而不是冷态，该暖备状态下可以让增压机迅速启动，而无需像冷态启动那样进行辅助系统的启动和一系列检查程序，以最大程度的节省启动时间：

①增压机所需的压缩空气供应、氮气供应良好；

②增压机干气密封、罩壳通风风机、轴封运行良好；

③增压机润滑油系统正常运行；

④增压机冷却水系统正常运行；

2) 建议在增压机招标阶段将“增压机从暖备状态启动至满负荷所需的时间”作为性能保证数据和重要评标因素写进招标文件，以促使增压机供货商进行充分的优化工作，减少增压机切换所需的时间，使电厂更易实现增压机无扰切换；

3) 不同的燃机供货商对于燃机燃料模块前所需的“允许最低压力”(增压机切换状态下有所不同，应尽可能与燃机供货商协商尽可能减小该压力，如将报警压力或跳机压力作为增压机切换状态下允许最低压力进行计算，最终管道容积保证大于按此计算的最小缓冲容积，并留有一定裕量；

4) 当需要进行有预见的增压机切换，即工作增压机正常检修停运，需要切换至备用增压机时，工作增压机建议延迟适当时间再停运，以保障无扰切换的可靠完成；

5) 由于增压机是燃机电站最重要的辅机之一，其切换过程复杂，无扰切换的功能要求较高，增压机供货商实现难度仍比较高，为避免不必要的考核罚款的风险，建议在国外项目EPC合同谈判阶段，EPC投标方与业主进行充分的协商，将“增压机具有维持燃机满负荷前提下的无扰切换”条款的要求，降低为“增压机具有可靠的切换功能，并且在切换过程中保证不会引起燃机跳机(允许燃机在增压机切换过程中短时间降低负荷运行)”，这将大大降低本文所述最小缓冲容积的计算值，增压机供货商也更容易能够满足。

4 结论

本文通过最小缓冲容积的计算和优化，采用管容缓冲或压缩缓冲罐缓冲的方案，实现了9H级联合循环机组工作增压机与备用增压机之间的无扰切换，提高了机组运行的安全性和可靠性。结论如下：

1) 当增压机从暖备状态启动至满负荷所需的时间为30 s时，增压机与燃机燃料模块之间的天然气管道容积满足约118 m3以上时，能够实现增压机组间的无扰切换，且不影响燃机负荷。

2) 采用管道容积缓冲的方案，可取消压缩缓冲罐系统，节省工程投资，提高系统可靠性，有效解决了增压机组无扰切换难题。因此，在总平面布置有条件时优先推荐采用 “管容缓冲方案”。