联合循环电厂辅汽运行方式综合优化研究及应用

王振宇

(申能股份有限公司， 上海 201103)

燃气-蒸汽联合循环(CCPP)机组以其高效、环保、灵活的特性，成为目前最重要的发电形式之一。国内CCPP机组大多被定位为调峰机组，日开夜停、启停频繁，因而对辅助蒸汽(简称辅汽)的使用非常频繁[1-2]。辅汽系统作为机组运行重要的辅助系统，其主要作用为：(1)为汽轮机轴封系统提供汽源；(2)在机组启动阶段，为凝结水除氧；(3)提高化学除盐水的产量[3-4]。因此，对联合循环电厂而言，辅汽系统的可靠性和运行的合理经济性显得十分重要。

笔者分析了国内某F级联合循环电厂现有的辅汽系统配置及运行方式，尝试引入机组低压抽汽及冷再抽汽作为辅汽来源。为实现这一设计目的，对机组设备进行了部分改造，并对辅汽运行方式和控制策略进行了优化，最后针对优化前后的运行可靠性及经济性进行了对比分析。

1 现有辅汽系统配置及运行方式

该电厂共布置4台F级单轴联合循环机组，因无邻近汽源，其辅汽系统采用启动锅炉供汽方式，主要供应机组轴封汽、旁路除氧器以及化水系统(见图1)。辅汽系统采用母管制，共设置2台额定蒸发量为15 t/h的燃气启动锅炉。原本设计有机组冷再抽汽至辅汽母管接口，但由于系统复杂，漏点较多，蒸汽利用效率低，实际运行中并未采用。

该厂各机组分完全停运、备用、运行几种状态：在完全停运时，机组轴封真空退出运行，无辅汽消耗；在备用时，机组轴封真空投入运行，轴封供汽全部依赖辅汽；在正常运行时，机组轴封真空投入运行，高、中压轴封为自密封，低压轴封仍依赖辅汽供汽。

图1 全厂辅汽系统示意图

在各种状态下，辅汽系统皆由启动锅炉供汽，具体运行方式为：

(1) 当机组处于运行状态下且备用机组不多于2台时，启动锅炉为1台大火模式，1台小火模式。

(2) 当备用机组数量为1～2台时，启动锅炉为1台大火模式，1台小火模式。

(3) 当运行机组数量为3～4台时，启动锅炉为2台大火模式。

(4) 当备用机组数量为3～4台时，启动锅炉为2台大火模式。

该厂为气电双调峰机组，机组启停频繁，由于机组运行阶段与停用阶段对辅汽的需求量变化很大，在多台机组日开夜停的情况下，系统对辅汽的需求量变化更大，因此启动锅炉运行模式转换频繁，从而导致启动锅炉各设备寿命损耗加快、性能下降，问题时有发生，维护成本增加。

此外，大火模式下启动锅炉每天的天然气耗气量约为1万m3，小火模式下启动锅炉每天的天然气耗气量约为0.3万m3，2台锅炉年综合天然气消耗量约200万m3，耗气量较大。随着设备性能的逐步下降，耗气量逐年增加。

若启动锅炉在大火模式下发生跳闸，而全厂辅汽用户较多，因启动锅炉的热容量较小，辅汽母管压力会迅速下跌，易造成机组轴封系统辅汽供应突然中断，使机组的安全性受到影响。

综上所述，当前这种采用启动锅炉为单一汽源的母管制辅汽系统的运行方式在经济性与安全性两方面都有一定的不足。

2 优化分析及措施

2.1 优化分析

2.1.1 优点介绍

由于联合循环机组采用启动锅炉供辅汽存在较多不足，有必要考虑引入其他汽源，优化辅汽供汽及运行方式。F级联合循环机组余热锅炉的热容量相对于所述启动锅炉要大得多，若用余热锅炉产生的蒸汽供应机组辅汽，将会有以下优点：

(1) 供汽可靠性提高。即使在辅汽用户较多时发生机组跳闸，余热锅炉的余汽仍然可以维持较长的时间持续向机组辅汽系统供汽，有足够的时间进行辅汽汽源切换，避免发生轴封断汽等问题；另外，利用余热锅炉供辅汽，即在原有启动锅炉之外开辟了新汽源，几种供汽汽源可互为备用，进而又增加了辅汽运行方式的灵活性和可靠性。

(2) 供汽经济性改善。尽管启动锅炉供汽和余热锅炉供汽最终都是依靠消耗天然气产生，但启动锅炉供辅汽为直接燃烧天然气来加热炉水产汽，而余热锅炉供辅汽主要利用低压或冷再的抽汽，其中低压抽汽为燃气轮机排烟加热余热锅炉低压系统产汽，冷再抽汽为燃气轮机排烟加热余热锅炉高压系统产汽并经高压缸做功后的乏汽。一方面低压抽汽和启动锅炉蒸汽参数相当(见表1)，而启动锅炉与余热锅炉在热转换效率上存在明显差距；另一方面，在机组停机后使用抽汽还可视为废热利用。因此，若机组运行时采用低压抽汽、机组停运后采用低压或冷再抽汽代替启动锅炉作为辅汽来源，将不会对机组热效率造成明显影响，但能大幅减少启动锅炉耗气，提高天然气综合利用效率，改善辅汽系统运行经济性。

表1 各辅汽来源参数对比

(3) 启动锅炉寿命损耗减缓。采用余热锅炉供辅汽，可直接由运行机组或有余汽的停运机组向全厂供辅汽，减少因机组辅汽需求量大幅变化而频繁切换启动锅炉运行模式的次数，启动锅炉运行状态更加平稳，设备寿命损耗得以减缓。

2.1.2 存在问题

虽然采用余热锅炉供辅汽具有明显优势，但其中仍存在一些问题需要解决：

(1) 该电厂为调峰机组，机组数量多，运行方式多变，且辅汽系统管线长、分支多。若采用余热锅炉供全厂辅汽，一定要充分考虑各种工况，做好全厂辅汽系统配置和运行方式分析工作。

(2) 原设计虽预留了低压主蒸汽抽汽至机组辅汽的接口，但因抽汽管道现场布置不合理，管道内的疏水无法排除，因此将其作为辅汽汽源时，一定要避免管道水击问题及机组轴封电加热棒遇水损坏问题。

(3) 原设计在机组冷再抽汽至全厂辅汽母管间预留有接口，可通过调节阀门将冷再抽汽参数调整至接近启动锅炉来辅汽参数，但因冷再抽汽管道接入全厂辅汽母管，系统大、漏点较多，对机组冷再抽汽的消耗大，因此将其作为辅汽汽源时，一定要注意抽汽使用效率问题。

2.1.3 可行性

利用机组抽汽供辅汽，考虑到经济性，应尽量选取接近辅汽用汽参数的系统蒸汽，对于三压型余热锅炉来说，首选低压蒸汽系统，其次为冷再蒸汽系统。

低压抽汽参数与启动锅炉蒸汽参数接近，可以满足机组辅汽要求。针对低压抽汽因现场管道布置不合理导致管道内疏水无法排除问题，可通过现场勘测，在抽汽管道最低点加装自动疏水器，及时放尽积水，则机组低压抽汽完全可以利用。

原设计冷再抽汽参数略高于启动锅炉来辅汽参数，但可通过减温减压调节至所需值。针对原设计将机组冷再抽汽管道接入全厂辅汽母管而造成实际冷再抽汽消耗大问题，可改将机组冷再抽汽直接接入本机辅汽管道，将大大提高冷再抽汽供本机辅汽的利用效率。

另外，通过对现有辅汽系统控制策略进行研究与优化，对启动锅炉供汽、机组低压抽汽及冷再抽汽管道热控设备进行优化改造，还可在机组控制系统(DCS)中实现上述三路辅汽汽源的自动投退及安全、有序切换。

2.2 综合优化措施

2.2.1 设备改造

为实现机组低压及冷再抽汽供辅汽，以及各种供汽方式间的切换与配合，需要对机组设备进行部分改造。

针对原本低压主蒸汽抽汽管道疏水不畅的问题，在机组低压主蒸汽抽汽至辅汽管道最低点增加一路自动疏水器，可以在辅汽切换至本机低压抽汽时避免水击现象发生，杜绝轴封电加热棒遇水损坏。

针对当前冷再抽汽至辅汽母管系统复杂、漏点多的问题，将机组冷再抽汽管道直接接至本机辅汽电动总门后，即可以实现冷再抽汽直接供本机辅汽，大大提高机组冷再抽汽的利用率，增加机组停运后冷再抽汽的供汽时间(见图2)。

图2 机组辅汽系统示意图

此外，启动锅炉小火模式运行时，其出口电动门关闭，形成一段盲管，该处辅汽温度较低，刚转为大火模式时，出口电动门打开，其出口辅汽温度仍较低，易造成水击。对此，在启动锅炉出口各增加放汽暖管阀，并取消启动锅炉出口辅汽母管逆止门，进而提高启动锅炉出口蒸汽温度及供汽速度，避免水击问题发生。

2.2.2 运行方式优化

通过在所述电厂机组上进行一系列试验，结合实际，最终形成了一套较优的辅汽系统运行方式：

(1) 当1台机组运行、备用机组数量≤2台(含无备用)时，由运行机组低压抽汽供本机及全厂辅汽用户，启动锅炉为1台小火模式、1台停运。

(2) 当1台机组运行、备用机组数量=3台时，由运行机组低压抽汽供本机辅汽用户，全厂辅汽母管由启动锅炉供汽，此时启动锅炉为1台大火模式、1台小火模式。

(3) 当运行机组数量≥2台时，无论是否有机组备用，均由运行机组低压抽汽供本机及全厂辅汽用户，启动锅炉为1台小火模式、1台停运。

(4) 当机组全停时，余热锅炉有余汽的机组由本机抽汽供本机辅汽用户，全厂辅汽母管由启动锅炉供汽，此时启动锅炉为1台大火模式、1台小火模式。

(5) 当机组全停且余热锅炉均无余汽时，由启动锅炉向全厂辅汽母管供汽，此时启动锅炉为1台大火模式、1台小火模式。

采用上述方式，在机组运行时，以使用低压抽汽供全厂辅汽为主，启动锅炉多为备用；停机后则尽量利用余热锅炉余汽供本机辅汽，并优先使用低压抽汽，当低压抽汽量不足时(压力低于0.25 MPa)，切由冷再抽汽参与辅汽供应。

此外，为进一步减少停运机组对辅汽的消耗，还尝试将停机后轴封真空的运行时间进行缩短。原设计机组停用后轴封真空运行时间为9 h，若次日无开机计划，则较长的运行时间直接造成辅汽浪费。参照某同类型电厂做法，通过多次试验，探索将该工况下轴封真空运行时间逐步缩短，优化后，该时间仅为2 h，轴封停运后汽轮机盘车转速平稳无波动、各轴承振动无异常、汽缸温差变化正常，设备运行良好。

2.2.3 控制策略配套优化

(1) 低压主汽抽汽至机组辅汽控制优化。将低压主汽至机组辅汽抽汽电动门由手动操作改为自动控制，可根据机组运行状态、低压主汽参数及辅汽母管至机组的供汽状态，对低压抽汽供本机辅汽系统进行自动投、退控制。

(2) 冷再抽汽自动控制策略优化。原有机组冷再抽汽供辅汽为手动操作，且均通过辅汽母管向机组供汽。优化改造后，机组冷再抽汽直接接至本机辅汽管道，其投退全部自动控制：当汽轮机走停顺控时，自动触发冷再抽汽启动顺控，实现由冷再向机组辅汽自动供汽的目标；当辅汽停用或辅汽由低压抽汽正常供应时，触发冷再抽汽停用顺控，自动停止其向辅汽供汽；当冷再供汽且其参数不满足供汽要求时，自动切由辅汽母管供汽。

(3) 启动锅炉控制优化。由于运行方式优化后，启动锅炉将作为辅汽备用汽源常态化运行，因此需要对其给水程控、汽包水位控制、主汽调门控制及燃烧机控制等进行综合优化，提高启动锅炉长期小火模式运行及小火转大火时的可靠性，确保必要时可及时切由启动锅炉供辅汽。此外，对新增加的电动放汽暖管阀设置自动控制逻辑，以提高启动锅炉出口蒸汽温度和供汽速度。

(4) 增强余热锅炉保温、保压效果的控制优化。为提高停机后机组抽汽供应能力，通过优化停机控制参数来增强余热锅炉保温、保压效果，措施包括：优化汽包水位控制，提高停机阶段的锅炉蓄热能力，避免冷水进汽包导致蒸汽压力下跌；对高、中、低压旁路控制进行优化，避免机组解列后因旁路开启造成余热锅炉泄压，浪费余汽；缩短停机后关闭烟气挡板的时间，使余热锅炉尽早进入保温、保压模式。

3 应用效果

3.1 优化后辅汽系统运行可靠性

原有辅汽运行方式下：当机组备用时，全部轴封汽均由启动锅炉供汽；当机组运行时，低压轴封汽仍由启动锅炉供汽。若发生大火模式启动锅炉跳闸，备用启动锅炉需要30 min才能转换为大火模式进行供汽，因启动锅炉热容量较小，无法维持机组轴封系统安全运行30 min，会造成机组轴封断汽，迫使备用机组退出备用状态，运行机组安全性受到影响。

对辅汽系统进行改造与运行方式上的优化后，在机组运行的情况下，可以利用运行机组的低压抽汽供本机及辅汽母管。即使发生机组跳闸，依靠余热锅炉热容量上的巨大优势，也不会对机组辅汽系统造成断汽的安全隐患。从停机后低压抽汽参数曲线(见图3)可以看出，其至少可供应辅汽3 h(辅汽要求压力不低于0.25 MPa，温度不低于180 ℃)，若再考虑冷再抽汽作为低压抽汽的备用，则供汽时间更加充裕。

图3 停机后机组低压抽汽参数曲线

此外，利用机组抽汽供应辅汽，开辟了新的辅汽来源，减少对启动锅炉的过度依赖，提高了全厂辅汽运行的灵活性和可靠性。

3.2 优化前后经济性对比

辅汽系统优化前后的经济性参数指标见表2。由表2可以看出：辅汽系统优化后启动锅炉耗气量降低了50.5%，虽然优化后辅汽系统会抽取一定量的低压主蒸汽，但是从机组供电煤耗上看对机组热效率并未产生明显影响。若按照该电厂每年计划发电量24亿kW·h计算，预计可节约启动锅炉天然气耗气量约98.07万m3，按天然气2.5元/m3计算，扣除机组热效率损失，每年可节省240万元左右，经济效益显著。

表2 辅汽系统优化前后经济性指标对比

4 结语

笔者研究了国内某联合循环电厂的辅汽系统结构及运行方式，针对其目前存在的可靠性不足及经济性差等问题，引入机组低压抽汽及冷再抽汽作为辅汽来源。为实现这一设计目的，对机组设备进行了部分改造，并对辅汽运行方式和控制策略进行了优化。事实证明优化改造后辅汽系统运行更加灵活、可靠性明显提高，启动锅炉气耗降低了50.5%，年节省费用约240万元，经济效益显著。