燃气-蒸汽联合循环发电机组节能降耗措施分析

张逸君 徐哲飞

1.上海申能奉贤热电有限公司

2.国网上海市南供电公司

0 引言

作为一种优质清洁能源，天然气具有可调度、效率高和可靠性强等优势，以其为燃料的燃气轮机发电不仅能充分缓解可再生能源的波动性和不稳定性，且产生的碳排放只有同等容量煤电机组的40%左右。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，比传统燃气轮机更加灵活高效的燃气-蒸汽联合循环（gas-steam turbine combined cycle, GTCC）发电机组在我国电力生产行业中的地位日益提高，该类机组在改善电力调峰性能和降低污染物排放量等方面具有广阔的前景。因此，在我国电力行业落实绿色发展的积极实践中，有必要结合GTCC机组本身和其所在区域电网的运行特点，通过一系列有效措施进一步挖掘机组在节能降耗和减本增效等方面的潜力，以助力“双碳”目标的实现。

上海某热电有限公司现有2 套9F GTCC 发电机组，全厂总装机容量为924 MW，属于国内较为先进的F级GTCC机组。本文首先介绍了该机组的基本配置及运行状况，接着根据机组实际情况，从技术改造、优化运行和检修管理三方面分析了机组可采用的节能降耗措施，以期为同类电厂提供参考。

1 机组配置及运行概况

该厂的9F GTCC 发电机组由1 台AE94.3A F级工业重型燃气轮机发电机组、1 台余热锅炉和1 台蒸汽轮机组成，并以1 台燃气轮机发电机组对应1 台余热锅炉及蒸汽轮机的联合循环方式运行，其生产工艺流程如图1所示。

图1 9F GTCC发电机组生产工艺流程

图1中，透平入口温度为1 240 ℃，做功后的排气温度为580 ℃。排气进入余热锅炉生产过压、过热蒸汽供汽轮机做功，其中主蒸汽温度约为560 ℃。

在热效率方面，联合循环由布雷顿循环与朗肯循环组成，机组在能量转换过程中的热能被合理梯级利用，因此其热效率可达58%。而即使是超超临界的600 MW 级、1 000 MW 级燃煤发电机组，其热效率一般也只能达到46%~48%，远低于GTCC机组。

在能耗方面，GTCC机组的供电标煤耗为215~225 g/kWh，与国内先进的百万超超临界燃煤机组所能达到的251 g/kWh 相比，也下降了10%~14%左右，所以燃气-蒸汽联合循环是当今火力发电标煤耗较低的发电方式。

在碳排放方面，AE94.3A型燃机的布置方式为单轴布置、轴向排气，其环形燃烧室的设计能够使烟气排放降低为NOx约25~35 mg/m3，CO约1 mg/m3。

综上所述，尽管GTCC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情况来看，仍有进一步节能降耗的空间，例如进行设备技术改造、优化运行方式、加强检修管理等，有助于获得更佳的节能效果和经济效益。

2 设备技术改造

2.1 进气冷却技术改造

目前，该厂的GTCC 机组仍存在受环境温度影响大的问题，机组的出力和热效率会随着大气温度的不断升高而明显下降。这是因为燃气轮机是定容装置，压气机进气温度的升高会降低空气密度，使得进入压气机的空气质量流量减小、压比降低，从而导致燃气轮机的输出功率和热效率降低［1］。

为解决这一问题，可以采用燃气轮机进气冷却技术（包括蒸发冷却、表面式冷却、电制冷、蒸汽或热水制冷等［2］）对压气机进气进行相应的冷处理，以提高机组的出力和效率，降低其发电成本。

在此项技术改进的落实过程中，需要注意以下事项：

1）应结合不同区域在环境温度和湿度上的差异性，针对不同区域范围中不同的GTCC 机组，采用合适的进气冷却技术。

2）应对不同冷却方式对降低机组发电成本的能力进行比较和分析，以进一步挖掘机组的节能潜力。

3）无论采用何种进气冷却技术，应注意将压气机进气冷却后的温度与空气的露点温度之间的差值控制在一定范围内，保证机组的热效率和经济性得到最大程度的提升。

2.2 循环水泵电机双速改造

该厂现有的循环冷却水系统采用扩大单位制系统，每台机组配备3 台循环水泵，其电机功率为710 kW，额定转速为594 r/min。循泵的运行台数可根据大气温度调整，在温度较低时可采用2 运1备方式。温度较高时可根据真空情况采用3 泵运行，此时循泵电机始终在额定转速下运行。然而，循环水的运行方式目前仍存在以下问题：

1）在冬季，由于循环水温较低，汽轮机背压经常在5 kPa 以下，过低的真空并不能有效提高汽轮机的经济性。

2）机组停机后循泵仍需运行一段时间，过大的冷却水量会造成循泵电耗的增加。

3）在不同环境温度下，单台循泵电机输出功率波动较小，而凝汽器实际的真空差异较大。

针对上述问题，可对循泵的电机进行双速改造，使循泵在冬季及夏季不同工况下均能满足凝汽器真空要求，并有效降低电耗。改造的常用方法之一为改变绕组的连接方式，即通过改变电机旋转磁场的磁极对数来改变其转速，并通过切换连接片来控制实际极数。改造后，在冬季及气温较低的季节，或凝汽器热负荷较低的停机期间，可采用循泵低速运行方式，在不影响机组负荷的情况下降低循泵的电耗，从而降低厂用电率。

根据离心泵相似定律，在一定范围内改变循泵的转速，泵的效率近似不变，其前后性能有如下近似比例关系式［3］：

式中，Q1、H1、P1和Q2、H2、P2分别表示在转速为n1和n2的情况下循泵的流量、扬程和所需的轴功率。

根据上述关系式，若将该厂原有的10 极循泵电机改造为10/12 极双速电机，则电机在12 极运行时，理论上的转速为495 r/min，较改造前降低了99 r/min。此时，水泵流量、扬程和轴功率分别为10极运行时的83%、69%和58%，即水泵流量减少17%时，电机输出功率可减少42%，此举可给企业带来年节电约80万kWh的效益。

综上所述，采用转速差不大的相邻极数双速电机驱动水泵，并根据各季节水温的变化来选择驱动转速和调节供水量，能有效节约电能。

2.3 轴封母管溢流改造

在高负荷期间，GTCC 机组辅汽母管不再向轴封母管提供蒸汽，高中压缸轴端压力较高，汽封齿的泄漏蒸汽先到轴封母管，再向低压轴封提供密封蒸汽，从而形成自密封。高中压轴封母管压力有一设定值，超过此压力，轴封母管多出的蒸汽将通过溢流调门排到凝汽器，这样不仅导致了凝汽器热负荷增加、真空受影响，还易造成较大的热量损失。

目前，该厂#1 和#2 机组高中压轴封母管压力分别控制在10 kPa 和3.5 kPa，在两台机组负荷均为350 MW 时，其高中压轴封溢流调开度分别为30%和70%，凝汽器真空分别为10.2 kPa 和11.2 kPa。由于#2 机组高中压轴封母管压力控制值比#1 机组低6.5 kPa，导致其轴封溢流调开度比#1 机组高出了40%，从而可能引起#2 机组凝汽器真空劣于#1机组。

为解决上述问题，可以尝试对#2机组轴封系统进行母管溢流改造，具体思路是在保持轴封母管溢流管接入凝汽器的基础上，增加旁路接到轴封冷却器。此项改造可带来的效益分析如下：

1）通过轴封冷却器换热来加热凝结水，提高其温度，使溢流蒸汽热量得到有效利用。有效利用的热量和凝结水提高的温度计算方法如下［4］：

对于#2 机组，在轴封压力为3.5 kPa，温度为335 ℃，凝汽器真空为11.2 kPa，凝结水温度为47.5 ℃时，M为350 t/h，h1和h2分别为3 148.08 kJ/kg和198.80 kJ/kg，l为2 389 kJ/kg，m取600 kg/h。经式(4)和(5)计算可得，轴封冷却器溢流蒸汽如果改至用于加热凝结水，在不考虑冷却器换热效率的情况下，可以将锅炉凝结水加热2.2 ℃左右。

2）轴封母管溢流管旁接到轴封冷却器后，能有效降低凝汽器热负荷、减少其热冲击，并提高其真空，实现GTCC 机组效率的提升，达到节能的目的。汽机负荷变化后所带来的经济效益如下所示［4］：

式中：W为汽机负荷变化后的年节省电量；d为机组运行天数；为汽机增加的功率，可通过如式(7)所示的汽机负荷与排入凝汽器热负荷的比例关系来获得为汽机额定负荷，#2机组为155 MW；为凝汽器热负荷，经查询可得其设计值为251 248 kW。

综上所述，如果用轴封母管溢流蒸汽来加热凝结水，不但可以减小凝汽器热负荷、提高其真空度，还可以提高凝结水温度，实现机组效率的提升。

3 运行方式优化

对于参与调峰和经常启停的GTCC机组而言，运行方式的优化对节能降耗起着至关重要的作用。优化运行包含多方面的内容，本文主要从机组运行优化、辅机运行优化以及机组管理优化三个方面进行分析。

3.1 机组运行方式优化

机组运行过程中，市场营销部门可以根据每日天然气供应量和热值及时与相关部门进行沟通交流，合理安排机组的运行方式，尽可能保证机组低气耗、高负荷运行。同时，相关部门可以实时追踪天然气价格市场的波动情况，并分析需求端在不同阶段的用电情况，据此来合理调整发电量，在减少企业燃料成本支出的同时，提高发电效率。

3.2 辅机运行方式优化

1）机组启停过程

在机组启停过程中，对循环水泵这类辅机的启停节点进行控制，对降低能耗至关重要。目前，该厂2台GTCC机组的循环水系统共设置6台循环水泵，按夏季两机五至六泵，其余季节一机两泵两种工况运行。由于循泵的功率较大，在机组的启停过程中，可以尽量采取晚启、早停的方式来优化循泵运行。

优化后，在机组开机过程中，第二台循泵启动节点由机组并网后推迟至汽机冲转前，平均推迟时间为45 min。夏季工况下，在机组停机过程中，第一台循泵停用节点由机组解列后提前至RDS(Rotor Displacement System, 转子位移优化系统)至副推位置，平均提前时间为20 min。以每台循泵功率710 kW 计算（每分钟能耗11.8 kWh），在两台机组均投运的情况下，若一台循泵每天少运行1 h，一天就能节约近1 500 kWh，节能效果显著。

2）机组停运期间

在该厂的循环水系统中，现只有一台注水泵，如果机组停用较长时间，两台机组汽机均处于冷态（中压转子温度小于100 ℃），且闭冷水温度无明显上升趋势，则可以将循环水系统改注水泵运行方式。以目前该厂注水泵运行时功率约20 kW为例，相比于单台循泵功率710 kW，优化后每小时可节约690 kWh左右，一天则可节约近1.6万kWh。

在循环水系统已处于注水泵运行方式的基础上，若两台机组闭冷水温度无明显上升趋势，则可将两者的闭冷水系统改联络运行，即停用其中一台闭冷泵。在此情况下，以闭冷泵功率113 kW计算，一天可节约电量为2 700 kWh。

另外，在机组停运期间，在保证汽机安全的情况下，若将破坏真空停用轴封时间适当缩短，也可节约一定的厂用电和厂用汽。

3.3 机组运行管理优化

机组的运行管理优化对于提升GTCC 电厂的节能降耗能力也发挥着至关重要的作用。具体优化措施包括：

1）加强对机组性能的监视，及时了解机组的压气机、汽轮机的效率和燃烧参数的变化情况，对机组运行效率下降的原因进行分析，最后结合机组实际运行情况有针对性地采取措施进行调整，保证设备性能的最优化。

2）加强对厂用电率、补水率、气耗率和供电标煤耗等经济性指标的管理和分析。

3）各岗位运行人员若发现异常情况，及时通知设备管理部进行处理，对于暂无条件消除的缺陷加强观察，并保证具备条件后及时处理。

4 检修管理优化

随着机组运行时间的增加，各设备可能出现的问题和故障也将相应增多。因此，有必要不断进行设备检修管理优化，以保证机组处于良好的运行状态。主要的优化措施如下：

1）完善机组的消缺、维护工作

定期可开展清洗全厂板式冷却器，包括闭冷器、主机油系统的冷油器、定冷器、真空泵冷却器，提高冷却效果［5］。加强凝汽器钛管检查，防止腐蚀结垢现象的发生。根据燃机等效运行小时数，合理安排压气机离线或在线水洗，及时更换进气滤芯，保证机组出力和热效率在正常水平。

2）倡导绿色检修

在检修工作中践行节能、环保和安全的准则，减少漏汽、漏水或漏油导致的能耗增加，力求实现检修效率提升和环保效益增加的双赢。

3）推进“智慧电厂”建设

充分调研国际国内领先实践和典型案例，积极探索人工智能等先进技术在GTCC电厂的运行、检修和管理等领域所能发挥的作用，开展智慧电厂建设探索分析，推进新技术应用下的管理模式创新，为提升企业电力业务的整体竞争力贡献价值。

5 结论

本文对GTCC 电厂的节能降耗潜力进行了分析和研究，从设备技术改造、运行方式优化和检修管理优化三个方面入手探讨了GTCC 机组实现经济效益和环境效益双赢的可能途径。事实证明，对于技术经济指标比较先进，且在电网中担负顶峰、调峰特殊任务的GTCC机组而言，只要不断加强和完善节能管理，并结合电厂的实际运行情况和优化需求对各项节能降耗措施进行针对性落实，就能有效提高机组的能源利用效率，降低其排放水平，最大化各项措施带来的经济效益和减排效果。