109FA燃气—蒸汽联合循环机组的节能改造

2012-10-15肖维龙

电力与能源 2012年1期

肖维龙

（张家港华兴电力有限公司，江苏张家港 215627）

张家港华兴电力有限公司（以下简称华兴公司）拥有2台出力为395MW级的F级单轴燃气—蒸汽联合循环机组，是我国西气东输的下游配套项目，作为我国第一批捆邦招标的9FA级燃气轮机联合循环机组，主要设备由美国GE公司提供。2台机组分别于2005年5月和2006年1月投入商业运行。

1 改造邻炉上水系统

机组设计为调峰机组，自投产以来，大多为一台机组运行，另一台机组备用，约每周进行一次机组切换。备用机组的切换在符合启动条件之前必须先对余热锅炉各系统上水，由于电厂的余热锅炉低压汽包给水直接来自凝结水，在对余热锅炉上水前必须进行凝结水除氧，但是由于备用机组凝汽器未建立真空，只能依靠热力和化学除氧。考虑到凝汽器循环水侧管路的安全性，在实际运行中蒸汽（热力）除氧要求把凝结水加热到45℃左右，化学除氧药剂量消耗大而且效果不好。另外，由于机组的高中压给泵的入口接自低压汽包，在高中压系统上水的过程中凝结水泵必须保持运行，在余热锅炉上水期间凝结水泵再循环门大多保持在全开位置，不仅厂用电消耗大而且增加了化学药剂的消耗。

另外，切换后停机的机组，考虑到冷备用机组的锅炉的保养，机组达到余热锅炉放水条件立即进行锅炉高、中、低压蒸汽系统带压放水。在对凝结水泵的设计参数和实际运行工况进行分析后发现，待停机组切换前凝结水泵的余量，可以满足备用机组的低压锅炉上水需求。为此，2007年1月对锅炉上水系统进行了改造，即将2台机组的凝结水启动放水管相连接。

改造后，在备用机组余热锅炉低压系统上水时，可以利用运行机组的凝结水泵的余量对备用机组的凝汽器、锅炉低压系统进行上水；在对备用机组的高中压系统进行上水时，也可以使用运行机组的凝结水泵对备用机组的低压系统进行补水。改造后运行机组凝结水泵电机的工作电流虽然会略有增加，但是备用机组的凝结水泵（额定功率500MW）少运行5～6h，可以节约大量用电，而且改造后化学药剂的使用量可以大大减少，特别是备用机组的上水，来自运行机组的凝汽器通过真空除氧器的除氧水，有利于保护锅炉的受热面。

2 循泵电机改为双速

燃机循环水系统采用闭式循环方式，由冷却水塔、前池、启闭器、钢闸门、平板滤网、循环水泵、凝汽器和相关管道及阀门等设备组成。电厂补水取自附近河道，通过补水泵输送至水塔，然后由循环水泵输送至凝汽器。每台机组各配置2台循环水泵，春冬低温季节1台运行，1台备用，夏季高温季节采用2台循环水泵并列运行。另外，循环水系统还向开式水系统及工业水系统提供水源。

燃气—蒸汽联合循环机组辅机设备较少，循环水泵耗电在整个机组的厂用电中占的比例比较高（单循泵运行时达到10%，双循泵运行时达到20%）。受到天然气供应和电网调峰的限制，机组大部分时间处于二班制运行或低负荷运行状态下，但是循环水泵电机要求始终在额定转速下运行，即使单台循环水泵运行，循环水流量往往还是有富裕，特别是冬季循环水温较低，凝汽器已经达到了最有利真空（96kPa以上）状态，但是不能有效地增加燃机负荷。另外，机组停机后循泵仍需运行一段时间，过大的循环水量也会造成循泵电耗的浪费。

为了降低整个机组的厂用电率，同时把机组控制在最有利真空运行状态，2009年12月及2010年1月，利用机组检修机会将2号机4号循泵及1号机2号循泵返厂进行电机双速改造。改造工作通过更换电机所有定子线圈将电机改造为14／16极双速电机，电机实际极数通过切换连接片完成。改造后电缆接线盒位置不变，电机高低速切换在电机改造后新增加的切换箱内进行，在实际运行中利用停机机会，在停电后改变连接片连接方式，完成高低速切换。

改造后循泵功率从900kW下降到720kW，厂用电率大幅度降低，节电效果明显。

3 新增停机辅助凝结水泵

燃气—蒸汽联合循环机组停运后凝汽器汽侧真空指标很快降为零，为了防止低压缸与凝汽器喉部超温，在实际运行中凝结水泵必须继续运行一段时间，用以满足低压缸喷水减温及凝汽器水幕喷水的需要。通常在保证低压缸排汽温度不超过50℃，所需喷水减温量较小，最大喷水量不超过60t／h，并且机组停运后凝结水泵停止对低压汽包的上水，因此凝结水泵的负荷很低。但是机组配套的凝结水泵功率（额定功率500kW，额定流量625.6t／h）较大，为了保证凝结水泵的运行安全，必须通过控制凝结水泵再循环开度使凝结水再循环流量大于120t／h，不仅浪费大量电能，而且这种小流量长时间运行对凝结水泵的损害较大。为此，决定采用停机后用停机辅助凝结水泵取代凝结水泵的工作方式，并要求改造后可以对低压汽包进行启动前上水，以便进一步减少凝结水泵的运行时间。

2010年2月，在原机组凝结水泵坑内增设一台停机辅助凝结水泵，采用立式多级泵，出口压力为1.0MPa，流量为100t／h，功率为45kW。把入口管道接在甲凝结水泵入口管上，把出口管接入凝结水泵出口门后母管管道上。新增停机辅助凝结水泵入口管各设1只手动门和电动门，出口管上也各设1只电动门、逆止门和手动门。在泵出口管上设再循环旁路，旁路接至主凝结水泵再循环管调门后，并设一手动门，新增管道均采用不锈钢材质。

在机组两班制停运期间及机组非两班制停机后，从原来的凝结水泵运行改为停机辅助凝结水泵运行，凝结水泵功率从322.6kW下降为45 kW，节电效果明显。

4 凝泵电机改为变频

正常运行时，机组的凝结水进入低压省煤器1、低压省煤器2，通过低压水位调节阀自动控制来实现对低压汽包的补水，凝结水泵电机始终在额定转速下运行，1台运行1台备用。

机组运行中，通过调节凝结水泵再循环调门及低压汽包水位调门开度的节流，实现对凝结水流量的控制，但是由于低压汽包的上水调门开度较小不仅节流损失很大，而且引起低压水位调门阀体及阀心冲刷严重，导致阀门内漏，节流导致的巨大运行噪声也造成对环境的污染。运行结果表明，在机组不同负荷时凝结水泵电机输出功率变化幅度不大，存在大马拉小车现象；在机组启停与低负荷时所需凝结水量少，节流损失大、效率低，特别是发电机组平均负荷率较低时，能量损失非常可观。

2011年2月，利用2号机组压气机按第四升级包升级改造和机组D修机会，实施了“一拖二”加电动旁路方案，对凝结水系统凝泵电机进行变频改造。改造后凝泵采用变频运行方式，根据机组负荷调节凝结水泵转速，在燃机基本负荷（390 MW）运行时，凝泵电机的工作电流从原来的47 A减少到24A，从而减少了凝结水泵的电能消耗，取得了较好的经济效益。

5 高压主汽疏水技术改造

美国GE公司提供的机组热态启动曲线参考图如图1所示，2号机组某次热态启动的实时动态曲线如图2所示。

图1 GE推荐的热态启动曲线

图2 2号机组热态启动曲线

图2 中曲线1为转速；曲线2为高压旁路开度；曲线3为高压主汽门（CV阀）开度；曲线4为天然气温度；曲线5为机组负荷。

从图1可以看出，机组从启动到带基本负荷需耗时65min，而2号机组从启动到带满负荷需耗时87min，与GE公司提供的参考曲线相比，多花了22min。通过比较，多耗时11min的主要原因发生在金属温度匹配过程中。

在燃机热态启动过程中，为了较快地提升燃机的排烟温度得到相应于汽缸温度的高压蒸汽，要求主蒸汽温度高于汽缸温度20℃后才能实施高压进汽。投入金属温度匹配程序，燃机会自动地将汽缸上缸温度加上115℃，作为控制燃机排烟温度的基准值，热态启动汽缸上缸温度一般都为470℃以上，因此燃机排烟温度的基准值要求到达585℃，不过燃机温度匹配所能达到的最高排烟温度只有566℃，要到达此温度，燃机的负荷要在45MW以上。但在实际启动过程中，由于受到天然气预热温度的限制，在金属温度匹配的前12min，机组负荷只能加载到35MW左右，在天然气预热温度没有达到170℃以前，燃机加负荷将受到韦伯指数的限制而停滞，从而延长了金属温度匹配的时间，此过程要比GE推荐的时间多花费11min。

为了缩短启动过程中金属温度匹配的时间，对高压主汽疏水系统实施了改造。针对GE公司原先设计的主汽阀前疏水管径偏小，疏水量较小，暖管速度慢，影响汽机高压缸进汽时间的设计缺陷。在2011年1月进行的技改项目中，在高压主截阀前增加了一路管径较大的疏水。用以提高主蒸汽的温升速度，缩短启动过程中主蒸汽温度与金属温度匹配的时间，从而提高机组的启动速度。

改造后，在机组启动过程中通过优化疏水开启方式，高压主汽阀前疏水量的增加不会对主汽阀座及管道支架产生明显的应力作用，通过汽轮机侧高压主汽U型弯完全可以吸收管道热膨胀，同时，暖管速度加快了约11min，通过3次停机后的探伤检查，未发现该疏水管道有异常情况，因此，从安全角度看，该温升速度不会对高压主汽管材造成损害。实施疏水改造后2号机组某次热态启动时间分段列表比较如表1所示。

显然，在实施高压主汽疏水改造后，主蒸汽温度与金属温度匹配的时间由原来的22min缩短为现在的11min，从而使热态机组启动至加至基本负荷时间从87min减少为77min，提高了109FA燃气—蒸汽联合循环热态启动速度，达到了节能降耗的目的。