燃气机组部分负荷工况下的进气加热提效能力研究

曹炼博，王凯，严志远，张涛

(国家能源集团科学技术研究院有限公司，江苏 南京 210023)

燃气发电具备能源利用率高、运行灵活、安全可靠、环境污染低、社会效益好等优点，近年来得到了广泛关注和大力发展。2021年初，我国气电装机容量已突破1.0×108kW[1]。然而，受天然气价格、发电成本及电网深度调峰政策等因素影响，我国多数燃气机组长期运行于部分负荷工况，燃气发电效率降低，能源浪费现象突出[2]。为有效解决燃气发电当前面临的问题，本文基于相关理论和经验[3-4]，从进气温控方面开展研究，分析进气加热对燃气机组运行效率的影响，对采用低品位废热对燃气轮机进气进行加热的提效技术进行评估。

针对燃气轮机部分负荷工况运行过程中普遍存在的效率下降、机组稳定性降低的问题，目前最广泛的解决方案是优化负荷调节策略，且以提升顶循环效率为主要目标[5-6]。李永毅[7]指出降低燃气轮机透平背压有利于稳定部分负荷工况下燃气轮机的透平膨胀比，虽然底循环的性能会有所降低，但顶循环的效率提升幅度更大。卫明等[8]提出可以通过优化排气温度控制策略，适度提升透平排烟温度的方式来提升燃气机组部分负荷下的联合循环效率。Zuming等[9]提出了一种针对燃气-蒸汽联合循环机组的烟气再循环运行策略，该方法可提高联合循环部分负荷效率，同时增强机组运行灵活性。以上研究虽然提供了提升联合循环机组部分负荷运行效率的一些方法，但考虑的因素尚不全面，主要不足在于以被动接受环境条件为前提，未开展进气温度控制策略和方案的研究。为完善燃气机组部分负荷性能优化的研究体系，本文充分结合燃气轮机进气系统改造成本低、性能效果显著、系统整体简洁、适用范围广的特点[10-12]，对采用锅炉余热加热燃气轮机进气的联合循环部分负荷工况提效技术进行分析，并通过定量方法评估提效能力，相关研究填补了进气加热技术领域的空白。

本文重点对利用低品位热能的进气加热技术进行提效能力评估，首先开展机理研究，建立燃气轮机一维热力循环仿真模型和联合循环热力性能仿真模型，分析进气温度与压气机、透平、燃气轮机和电厂性能之间的影响规律，随后通过现场试验量化分析进气加热前后的性能指标，揭示进气加热提效能力与联合循环负荷率之间的密切关系，为制订进气温控策略、优化联合循环机组运行方案提供参考。

1 燃气轮机和联合循环热力性能仿真

1.1 压气机和透平特性分析

1.1.1 燃气轮机共同工作点计算

根据能量守恒原理及共同工作线理论，建立燃气轮机一维热力系统仿真模型。燃气轮机建模所采用的原型机为美国通用公司生产的PG9171E型燃气轮机，额定输出功率128.5 MW，设计工况燃气轮机热效率34.08%，燃气轮机所采用燃料为天然气，燃料低位热值47 233 kJ/kg。

确定燃气轮机共同工作点是该一维模型建模的基础。共同工作点反映燃气轮机各部件之间的匹配运行模式，根据功率匹配、转速匹配、流量匹配和压力匹配原则，燃气轮机各部件及负载形成了一个在各种工况下按照一定规律运行的完整系统。燃气轮机共同工作点计算流程如图1所示。

图1 燃气轮机热力循环共同工作点计算流程

已知的压气机特性曲线中包括折合流量MC、折合转速NC、压比πC和等熵效率ηC等相似参数，采用压气机折合流量MC、折合转速NC计算共同工作点：

(1)

(2)

透平特性曲线与压气机特性曲线相似，采用透平折合流量MT、折合转速NT计算其共同工作点：

(3)

(4)

1.1.2 进气温度对压气机的影响

燃气轮机进气系统是燃气电厂最主要的辅助系统之一，通过过滤、除湿等方式为燃气轮机提供清洁空气，对燃气轮机及电厂的安全、经济、可靠运行起着至关重要的作用[14-15]。进气系统投入的成本比例很低，但其发生故障后对电厂所造成的损失却十分重大[16]。此外，燃气轮机对环境因素十分敏感，季节性的进气温度变化对燃气轮机功率和效率有显著影响[17]，因此有效控制进气温度有利于提高燃气机组的运行稳定性和经济性。

选取-15～62 ℃范围内的7个进气温度点，分析进气温度对燃气轮机压气机性能的影响。利用已知的压气机特性曲线，可得到各进气温度对应的折合转速线和压气机效率线，即仿真计算所需的7条进气温度工况线。

分别在燃气轮机90%、70%、50%负荷率3个部分负荷稳定工况点上，计算压气机不同进气温度下的共同工作点，并绘制在压气机特性线中，如图2所示。其中，相对压比为压气机实际压比与额定压比的比值，相对换算流量为压气机实际流量与额定流量的比值。从图2可知，随着进气温度升高，压气机共同工作点位置向左移动，压气机进气流量减小，压气机压比先降后升，压气机效率先升后降，压气机工况点向喘振线靠近。

图2 变负荷工况压气机特性曲线

1.1.3 进气温度对透平的影响

采用与压气机相同的共同工作线方法计算燃气轮机透平变工况性能，所获取的变工况透平特性曲线如图3所示。其中，相对膨胀比为透平实际膨胀比与额定膨胀比的比值。随着进气温度升高，共同工作点向左移动，透平折合转速逐渐降低，透平前进口温度升高，透平膨胀比先降后升，透平效率逐渐增加，但随着负荷的提高，透平效率增加的趋势逐渐放缓。整体来看，进气温度升高对各负荷工况透平前进口温度影响很大，透平效率也随透平前温度发生较大变化。

图3 变负荷工况透平特性曲线

1.2 燃气-蒸汽联合循环热力性能仿真

1.2.1 联合循环基本性能指标

燃气-蒸汽联合循环是以燃气为高温工质、蒸汽为低温工质，由燃气轮机排气作为汽轮机进热加热源的热力循环系统，系统中所采用的余热锅炉主要承担换热作用。为全面分析进气温度对电厂联合循环性能的影响，本文以1套9E级的燃气-蒸汽联合循环机组为对象开展相关研究，主要设备包括1台GE公司生产的PG9171E型燃气轮机、1套杭州锅炉厂生产的双压无补燃自然循环余热锅炉、1台双压无再热抽凝式汽轮机，联合循环机组基本负荷纯凝工况下的基本性能指标见表1。

表1 联合循环机组基本性能指标

1.2.2 联合循环进气加热性能仿真

进气温度控制技术包括进气冷却和进气加热。其中，进气冷却技术重点致力于提高燃气机组满负荷运行工况下的最大负荷，这方面的研究成果已较为广泛和深入[18-20]，在此不再展开论述。以往的进气加热技术通常指燃气轮机本体配置的压气机抽气加热装置，如美国通用公司的进气抽气加热系统(inlet bleed heating，IBH)，该系统的热源来自压气机出口，加热通道为燃气轮机进气喉部，主要目的是防止进口可调导叶(inlet guide vane，IGV)结冰、增加压气机喘振裕度[21]。压气机抽气加热技术能一定程度调节燃气轮机进气温度，但是由于消耗了高品位热能，不可避免地降低了机组总体运行效率。此外，由于加热部位靠后，加热过程并不惠及进气过滤单元，燃气轮机进气过滤器的冰堵和湿堵问题仍然存在[22-23]，我国北方诸多燃气机组都出现过极端天气下被动降负荷或跳机的情况。

本文研究的进气加热系统与传统进气加热系统主要在2个方面存在差异：一是加热热源，本研究采用的热源为余热锅炉；二是受热单元，本研究所指的受热位置处于燃气轮机进气过滤器前端。进气加热系统主要包括余热锅炉尾部换热器换热单元和燃气轮机进气系统入口空气换热单元，进气加热系统热力循环模式如图4所示。

图4 进气加热系统热力循环模式

本研究项目的进气加热系统所用换热器为钢铝翅片管式换热器，主要由基管(钢管)和散热铝管组成，可根据冷、热流体条件参数以及换热器结构类型自由选择基管材料和翅片材料，具备使用寿命长、传热效率高等特点。以燃气轮机基本负荷性能保证纯凝工况作为换热器参数的计算依据，根据能量守恒原理计算得到换热器的边界参数，见表2。

表2 性能保证工况换热器参数

为分析进气温度对电厂机组整体性能的影响，以燃气轮机、余热锅炉、汽轮机及换热器等相关辅助设备性能参数作为联合循环主要边界条件，采用Thermoflex软件建立联合循环热力模型(如图5所示)，对联合循环系统进行热平衡分析，并将分析结果与机组设计指标和运行数据进行对比，以确保仿真的准确性和可靠性。Thermoflex软件是美国Thermoflow公司开发的一款电力热平衡计算软件，其燃气轮机数据库十分准确和齐全，而且有丰富的热力模块，可以模拟电厂热力系统的各个部件，尤其适用于燃气-蒸汽联合循环电厂的热力系统性能仿真。

图5 联合循环热力仿真模型

1.2.3 进气温度对燃气轮机效率的影响

燃气轮机进气温度对燃气轮机效率的影响如图6所示。总体而言，部分负荷工况燃气轮机进气温度升高，燃气轮机效率升高，且在进气温度较低时燃气轮机进气温度与燃气轮机效率呈近似线性关系，而在进气温度较高时呈非线性关系。

图6 燃气轮机进气温度对燃气轮机效率的影响

1.2.4 进气温度对电厂效率的影响

燃气轮机进气温度对电厂效率的影响如图7所示。在部分负荷的稳定负荷工况下，电厂效率随燃气轮机入口空气温度的升高而逐渐提升。以联合循环负荷130 MW工况为例，燃气轮机入口空气温度为45 ℃时，电厂效率为49.47%，比设计点的电厂效率提高1.71%，即热耗率降低181 kJ/kWh。一定运行负荷下，电厂效率和燃气轮机入口空气温度的关系近似线性关系，如运行负荷130 MW时，进气温度从12.5 ℃提高到20 ℃，电厂效率提高约0.28%，热耗率降低43 kJ/kWh，即在130 MW负荷工况，进气温度每升高1 ℃，电厂效率提高0.037%，电厂热耗率降低5.7 kJ/kWh。

图7 燃气轮机进气温度对电厂效率的影响

2 进气加热系统性能试验

2.1 性能保证指标及试验工况

2.1.1 进气加热系统性能保证指标

性能保证指标用于考察进气加热系统运行的稳定性和高效性，主要包括3个指标：进气温度提升值、联合循环热耗率下降值、进气压损升高值。主要的性能保证指标及保证工况见表3。

表3 主要的性能保证指标

2.1.2 试验工况的要求

采用前后对比分析方法，分别对进气加热系统投入前后的燃气轮机及联合循环的发电功率和热耗率各项性能指标进行比较。主要试验工况为联合循环60%、65%、70%、80%负荷率纯凝工况。

为减少试验过程中热惯性及负荷波动等原因引起的测量误差，在负荷变动或进气加热系统投/切操作后，须待系统稳定运行1 h再开始数据采集，试验工况下测量值的最大允许偏差按照表4执行。此外，对试验各工况数据取平均值代入计算。

表4 试验工况下测量值的最大允许偏差

2.2 测点布置

试验测量的项目包括：燃气轮机和汽轮机电功率，燃料流量，燃气特性，环境条件，电网频率，凝结水流量，发电机功率因数，燃气供应压力、温度，燃气轮机排气总压、温度，汽轮机蒸汽流量、温度和压力，主凝结水流量，高、中压给水流量，余热锅炉出口烟气温度，排放物含量，燃气轮机进气加热器前后温度、湿度。其中，进气温度测点采用立体空间布局形式，以便更全面地掌握进气模块各单元受热情况。在空气加热器前后步道内共安装24个温度热电偶(如图8所示)，即在初滤前和初滤后的不同层级间分别布置12个相互对应的温度测点。

图8 空气加热器位置及温度测点布置

2.3 联合循环机组性能的计算与修正

参考ASME PTC46—2015《电厂整体性能试验标准》，对联合循环机组性能进行计算和修正[24]。

2.3.1 联合循环机组净输出功率的计算

试验条件下的联合循环机组净输出功率

Pgross=P′gross-P′L,Exc.

(5)

式中：P′gross为发电机出口测试功率；P′L,Exc为励磁消耗功率。

2.3.2 天然气带入联合循环热量的计算

单位时间天然气带入联合循环热量(kJ/h)

(6)

式中：Lfuel为天然气低位热值，kJ/kg；mfuel,meas为天然气流量，kg/h；S为天然气显热，kJ/h；ht为运行温度下天然气的比焓，kJ/kg；href为基准温度下天然气的比焓。

2.3.3 联合循环热耗修正计算

联合循环热耗修正后热耗(kJ/kWh)

(7)

式中：Rgross为联合循环试验热耗，kJ/kWh；β1为环境温度对联合循环热耗的修正因子；β2为大气压力对联合循环热耗的修正因子；β3为相对湿度对联合循环热耗的修正因子；β4为排气压损对联合循环热耗的修正因子；β5为燃料温度对联合循环热耗的修正因子，β6为燃气轮机入口压力对联合循环热耗的修正因子。修正因子表示相关参数从试验工况到基准工况对热耗率的影响程度，量纲为1，其值可通过在不同参数性能修正曲线中对试验值进行插值的方法得到。

3 进气加热效果评估

根据试验结果分析120 MW、130 MW、140 MW、160 MW负荷阶段联合循环热耗变化情况，如图9所示。各联合循环负荷工况下，进气加热系统的升温能力和提效能力均满足性能保证值要求。

图9 投用进气加热系统前后机组联合循环热耗变化

投用进气加热系统前后机组联合循环效率变化情况如图10所示。在机组120～160 MW部分负荷工况，投用进气加热系统均能实现联合循环热效率的提升。但随着负荷增加，联合循环效率的提升效果减弱，在120 MW负荷时能提升联合循环效率0.75%，而在160 MW负荷时仅能提升0.38%。

图10 投用进气加热系统前后联合循环效率变化

投用进气加热系统对燃气轮机效率的影响如图11所示。联合循环负荷达到140 MW时，投用进气加热系统对燃气轮机效率提高幅度最大，但此负荷并不对应联合循环效率提升效果最优工况点。联合循环负荷160 MW时，投用进气加热系统虽能使联合循环效率提升0.38%，但是燃气轮机效率已开始下降，下降幅度为0.1%。

图11 投用进气加热系统前后燃气轮机效率变化

综上，进气加热提效与联合循环负荷率密切相关。部分负荷工况的负荷率越低，进气加热对联合循环效率的提升越明显，而进气加热对燃气轮机效率的提升存在拐点，拐点大致对应联合循环72%负荷率工况，即在该工况下燃气轮机效率提升比例达到最大值。

4 结束语

本文采用仿真方法对燃气-蒸汽联合循环变工况下的燃气轮机性能和联合循环机组性能进行理论研究，设计和实施了部分负荷工况下燃气轮机进气加热提效性能试验，分析不同负荷工况下燃气轮机进气温度对燃气轮机效率和联合循环效率的影响规律，证实部分负荷进气加热提效技术具有巨大的发展潜力和广阔的应用前景。但是，目前燃气轮机进气加热系统投用案例尚少，且存在进气加热验收评价体系不完善、燃气机组部分负荷工况设计指标不公开、燃气轮机燃烧和控制核心技术未掌握等问题，因此后期还需深入开展相关领域专项研究，全面厘清进气加热提效原理的实质，以便更充分地发挥该技术优势。