PG9351FA型燃气轮机热通道部件改造可行性分析

李云峰，姜红卫，鲁晓宇，夏 林，胡孟起



PG9351FA型燃气轮机热通道部件改造可行性分析

李云峰1，姜红卫1，鲁晓宇2，夏 林2，胡孟起2

（1.中电投珠海横琴热电有限公司，广东 珠海 519000； 2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054）

介绍了PG9351FA型燃气轮机热通道部件改造技术，结合某厂PG9351FA型燃气轮机及其联合循环机组实际情况，分析并提出改造原则及改造方案，对改造方案下的联合循环机组热力性能变化及投资收益进行了预估分析。结果表明：针对PG9351FA型燃气轮机实施热通道部件改造，能够提高联合循环机组的出力和热效率，改造经济性较好；建议在实施改造前，对全厂关键配套设备进行必要的核算、检查和试验，以有针对性的制定改造方案。

燃气轮机；PG9351FA型；联合循环；热通道部件；改造；可行性；经济性

燃气-蒸汽联合循环发电技术（联合循环）具有高效、节能、环保等特点[1-2]，与燃煤机组相比，联合循环机组进一步实现了能源的梯级利用。此外，联合循环机组还具有运行灵活、调峰能力强、噪声低频分量低、污染物排放极低的特点和优 势[3-8]。目前，联合循环发电技术在世界范围内得到了广泛应用和发展，在全球电力供应中，天然气发电占比已达20%以上，并且发电用气占天然气总消费比例也超过30%[9-10]。

自20世纪90年代起，联合循环发电技术的核心装备之一，燃气轮机的设计制造技术进入了新的发展时期，以F级为代表的大容量、高参数、高效重型燃气轮机逐步成为市场应用的主力机型[11]。GE公司于1999年推出的F级PG9351FA型燃气轮机，透平初温达到1 327 ℃，单循环功率为255.6 MW，热效率为36.9%[12]。自2003年起，我国通过打捆招标方式逐步引入PG9351FA型燃气轮机及与之配套的联合循环机组，目前国内投运的PG9351FA型燃气轮机已超过30台。

近年来，随着燃气轮机关键部件设计制造、高温热通道部件材料及制造工艺[13-15]、涂层保护及其先进冷却[13]、高效低污染燃烧[16-17]等核心技术的发展和应用，各燃气轮机制造商不断推出改进型F级燃气轮机以及针对现役燃气轮机的增容提效改造技术，如GE公司针对PG9351FA型燃气轮机推出了先进热通道（advanced hot gas path components）升级改造技术（AGP改造技术）。

本文介绍了AGP改造技术的主要内容，分析了某厂AGP改造原则及改造方案，并对AGP改造后联合循环机组的热力性能收益和改造投资收益进行了计算和分析，为同类机组实施改造提供借鉴。

1 GE公司AGP改造技术简介

GE公司推出的PG9351FA型燃气轮机AGP改造技术，其核心是采用更先进的9F.04型燃气轮机热通道部件及相关技术对PG9351FA型燃气轮机的相关部件和系统进行升级：

1）一、二、三级动叶，静叶和护环等9大热通道部件均采用了耐用性更强、抗蠕变和抗疲劳性能更好的高温合金材料和高温涂层材料，以延长部件寿命。

2）应用先进动叶叶型与喷嘴优化设计技术，降低叶型损失，提高通流效率。

3）应用叶根及叶尖平台、叶冠、轮盘的优化冷却技术。

4）动叶采用榫头与榫槽密封、带双切齿的叶顶密封技术，护环采用双切齿蜂窝密封技术，以降低级间泄漏损失，提高通流效率。

5）优化控制参数，将透平初温提高约10℃，提高热力循环初温，提高循环效率及机组出力。

6）应用DLN2.6+全预混燃烧技术。相比DLN2.0+燃烧技术，DLN2.6+全预混燃烧技术可提高机组对燃料的适应性（华白数适用范围扩大），将燃气轮机NO排放质量浓度由50 mg/m3（负荷率75%~100%）降低至30 mg/m3（负荷率40%~100%）。

7）应用先进透平间隙控制技术。一级护环表面覆盖可磨涂层，并通过透平缸体温度管理系统控制透平缸温，减小透平一级动叶与一级护环间隙，以降低级间泄漏损失，提高通流效率。

8）进行透平冷却空气量优化。因透平第2、3级静叶采用了更加耐高温的合金材料，可适当减小从压气机第9级和第13级抽出的透平冷却空气量，以增加一级动叶入口工质流量，提高燃气轮机出力和效率。

通过上述改造，PG9351FA型燃气轮机能在更高的透平初温下运行，可获得更高的出力、热效率以及更好的污染物排放指标。

2 某厂PG9351FA型燃气轮机AGP改造方案

2.1 主机概况

某厂配备2套一拖一分轴联合循环机组，于2014年投入商业运行。每套联合循环机组的主机配置为：1台PG9351FA型燃气轮机和1台燃气轮机发电机、1台余热锅炉、1台汽轮机和1台汽轮机发电机。该厂PG9351FA型燃气轮机主要技术参数见表1。

表1 某电厂PG9351FA型燃气轮机主要技术参数

Tab.1 Main technical parameters of PG9351FA gas turbine in a power plant

根据2015年该厂机组检修后的热力性能试验数据，2台PG9351FA型燃气轮机实测发电热耗率均比设计值高约300 kJ/(kW·h)，燃气轮机性能不佳，已对联合循环机组的运行经济性造成显著的不利影响。因此，拟对该厂2台PG9351FA型燃气轮机实施AGP改造，本文就AGP改造进行可行性分析。

2.2 改造原则

实施燃气轮机AGP改造，需同时兼顾联合循环机组余热锅炉系统、汽轮机系统、电气系统和辅助设备系统的限制。实施AGP改造，燃气轮机发电出力和排气能量增加，将导致燃气轮机燃料流量增加、余热锅炉产汽参数和汽轮机进汽参数提高，故应结合机组实际情况，着重对改造后余热锅炉各级汽水系统运行参数及安全性、汽轮机进汽参数及预估的发电出力和运行安全性、发电机及励磁系统和主变压器的容量、燃气轮机上下游相关辅机系统容量等进行仔细核算和评估。改造应选择科学合理且经济的方案，并遵循如下原则：

1）燃气轮机基础不变；

2）燃气轮机压气机本体不变；

3）燃气轮机透平转子不变；

4）燃气轮机与发电机的连接方式和位置不变；

5）燃气轮机与余热锅炉的连接方式和位 置不变；

6）联合循环机组热力系统结构不变；

7）尽可能利用原有设备，减少改造工作量。

2.3 改造方案

2.3.1 燃气轮机系统

1）将原有DLN 2.6+燃烧器返厂改造；

2）对透平一、二、三级喷嘴，动叶，护环等九大部件进行升级更换；

3）配置及安装燃气轮机控制系统软件，其中Mark VIe控制系统本体部分无需改造，仅需增加一定数量的温度、压力、流量测量元件；

4）进行压气机第9、第13级抽气流量调节系统升级；

5）进行透平缸体温度管理系统升级；

6）更换燃气轮机透平轮间测温热电偶；

7）进行OpFlex运行优化系统升级。

2.3.2 联合循环机组其他系统

厂内所配天然气调压系统、余热锅炉及辅机、汽轮机及辅机、主要电气设备、主要汽水管道等均能够满足AGP改造后的运行要求，从尽量利用旧件以节约投资角度，无需对上述设备及系统进行配套增容。但仍有必要在实施改造前，对上述设备及系统进行必要的检查或试验，分析设备的健康状况，并制定相应的适用性方案，对影响改造方案的设备进行改进性维护。

3 AGP改造经济性分析

3.1 热经济性

以该厂联合循环机组设备的设计资料及最近一次的机组热力性能试验数据为基础，在Thermoflow27效能仿真平台上建立联合循环机组整体性能仿真计算模型。

基于改造商提供的各气象工况下燃气轮机预估性能变化量（表2），对改造方案下联合循环机组热力性能变化进行预估，结果见表3。

由表3可以看出：若实施燃气轮机AGP改造，在燃气轮机发电机组100%负荷及典型气象条件下，联合循环机组发电出力预计可提高18.15~30.6 MW，发电热耗率预计可降低93~131 kJ/(kW·h)；在燃气轮机发电机组75%负荷及典型气象条件下，联合循环机组发电出力预计可提高13.4~17.9 MW，发电热耗率预计可降低103~116 kJ/(kW·h)，机组热经济性提高显著。具体计算结果见表3。

表2 燃气轮机性能参数预估变化量

Tab.2 The estimated variations of the gas turbine performance parameters

表3 联合循环机组性能参数预估变化量

Tab.3 The estimated variations of the combined cycle unit’s performance parameters

3.2 投资收益

3.2.1 经济性计算的原始数据

1）仅考虑由于改造后热耗率降低以及燃气轮机长期维护协议（CSA）费用变化而节约的运维费用，不计及增容部分的发电效益所带来的收益。其中，全年节约的长期维护协议（CSA）费用预计为580 117美元。

2）根据初步询价结果，该厂2台燃气轮机AGP改造的投资总费用约为1 860万美元。

3）经济性计算采用的机组全年发电量情况按2017年该机组实际运行情况取值，其中，第1套联合循环机组2017年全年发电量为145 211.36万kW·h，第2套为193 198.90万kW·h。

4）该厂燃气轮机目前运行负荷率大部分时间维持在70%~80%，故按照75%电负荷率工况预估改造后的热耗率降低收益：AGP改造后，每套联合循环机组的发电热耗率收益取为103 kJ/(kW·h)，暂取年均气象条件纯凝工况下燃气轮机发电机组负荷率为75%时联合循环机组发电热耗率收益值。

全厂2套联合循环机组全年节约燃料消耗的热量为103×(145 211.36+193 198.90)×10=348 562 567.8 MJ，按照目前该厂天然气低位热值33.7 MJ/m3计算，全厂全年节约天然气消耗10 343 102.9 m3。

5）天然气价取2.37元/m3（不含税），天然气增值税税率10%，电力增值税税率16%，不计城乡建设税及教育附加费，所得税按企业25%计算，融资前税前行业基准收益率取8%。

6）按改造资金为100%自有资金计算，机组改造总计的静态资金按一年100%投入，改造当年即投产发电。

7）汇率取1美元=6.9元人民币。

3.2.2 技术经济性指标

基于上述经济性计算基础数据，对改造方案下该厂实施2台PG9351FA型燃气轮机AGP改造的主要技术经济性指标进行预估，结果见表4。

表4 AGP改造的主要技术经济性指标预估值

Tab.4 The estimated values of the main technical and economical indexes of the AGP modification

由表4可知：AGP改造后，全厂全年节约燃料费2 451.3万元，节约CSA运行维护费用400.3万元，静态投资回收期为4.63年，税前内部收益率达到27.28%，高于8%的行业基准收益率，因此改造方案具有较好的经济性。

3.2.3 技术经济性敏感性

对AGP改造方案的投资、气价、全年发电量 3个不确定因素进行敏感性分析，分别按增减10%单因素变化，静态投资回收期、投资回收年限的变化见表5。

表5 AGP改造方案不确定因素敏感性分析结果

Tab.5 The sensitivity analysis results for uncertainty factors of the AGP modification scheme

由表5可知，燃气轮机AGP改造项目中投资、气价、全年发电量3个因素的敏感性相当：

1）当气价或全年发电量增加10%时，全部投资内部收益率将提高到30.45%，静态投资回收期为4.26年；当投资减少10%时，全部投资内部收益率将提高到31.42%，静态投资回收期为4.17年。

2）当气价或全年发电量下降10%时，将产生24.23%的全部投资内部收益率，静态投资回收期为5.06年；当投资增加10%时，将产生24.04%的全部投资内部收益率，静态投资回收期为5.09年。

此外，根据GE公司提供的技术数据，实施燃气轮机AGP改造后：燃气轮机燃烧系统及透平部件的检修间隔均由24 000 h延长到32 000 h，燃气轮机大修检修间隔由48 000 h延长到64 000 h，1个大修周期内燃气轮机可运行时间增加16 000 h，可用率提高30%；燃烧室及透平一、二、三级喷嘴，动叶，护环等热通道部件寿命也将由72 000 h延长到96 000 h，设备折旧成本也将有所降低。

4 结 语

对PG9351FA型燃气轮机实施AGP改造，能够提高联合循环机组运行经济性，有利于争取更有利的节能发电调度排序，提高机组竞价上网议价能力，延长燃气轮机检修周期，降低维护成本，提高企业市场综合竞争力。技术经济性分析表明，某厂联合循环机组实施PG9351FA型燃气轮机AGP改造后经济性较好，投资回报期短。

值得关注的是，实施AGP改造后，联合循环机组部分配套设备，特别是余热锅炉、汽轮机、燃机发电机、主变压器等设备，可能将接近自身容量极限或运行参数极限，建议配备PG9351FA型燃气轮机的其他电厂在实施AGP改造前对全厂关键配套设备进行必要的核算、检查和试验，分析设备的健康状况，并对影响改造方案的设备进行改进性维护，以有针对性的制定AGP改造方案。

［1］ 刘帅, 刘玉春. 重型燃气轮机发展现状及展望[J]. 电站系统工程, 2018, 34(5): 61-63. LIU Shuai, LIU Yuchun. Status and prospect of heavy duty gas turbine[J]. Power System Engineering, 2018, 34(5): 61-63.

［2］ 宋晓玮, 张国强, 李永毅, 等. 燃气轮机联合循环热电联产供热供电量优化分配研究[J]. 热力发电, 2019, 48(3): 47-54. SONG Xiaowei, ZHANG Guoqiang, LI Yongyi, et al. Research on optimal distribution of heating power supply in gas turbine combined cycle cogeneration[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(3): 47-54.

［3］ 张立建, 阳虹, 陈学文. 新型燃气-蒸汽联合循环调峰/调相电站浅析[J]. 热力透平, 2018, 47(3): 186-190. ZHANG Lijian, YANG Hong, CHEN Xuewen. Analysis on a new type of gas-steam combine cycle power plant for peaking/synchronous condensing[J]. Thermal Turbine, 2018, 47(3): 186-190.

［4］ 王利宏, 冯慧芳, 周立刚. 9F等级联合循环余热锅炉给水系统优化配置[J]. 热力发电, 2015, 44(1): 8-12. WANG Lihong, FENG Huifang, ZHOU Ligang. Optimization on feed water system for a 9F class combined-cycle HRSG[J]. Thermal Power Generation, 2015, 44(1): 8-12.

［5］ PADTURE N P, GELL M, JORDAN E H. Thermal barrier coatings for gas turbine engine applications[J]. Science, 2002, 296: 280-284.

［6］ 韦晓峰, 王树成, 李哲伦, 等. 燃气蒸汽联合循环蒸汽系统参数影响分析[J]. 锅炉技术, 2018, 49(6): 13-17. WEI Xiaofeng, WANG Shucheng, LI Zhelun, et al. Analysis of steam system parameters of a combined cycle power plant[J]. Boiler Technology, 2018, 49(6): 13-17.

［7］ 赵宝玲, 任强, 董昌伟, 等. 150 MW燃气蒸汽联合循环机组热力学分析[J]. 节能, 2017(11): 27-30. ZHAO Baolin, REN Qiang, DONG Changwei, et al. Thermodynamic analysis of 150 MW gas-steam combined cycle units[J]. Energy Conservation, 2017(11): 27-30.

［8］ 王惠杰, 赵立坤. 考虑环境因素的燃气－蒸汽联合循环能耗特性分析[J]. 应用能源技术, 2018(2): 12-17.WANG Huijie, ZHAO Likun. Analysis of energy consumption characteristics of gas-steam combined cycle considering environmental factors[J]. Applied Energy Technology, 2018(2): 12-17.

［9］ 杨经国, 周勤进. 我国天然气发电状况的分析[J]. 煤气与热力, 2016, 36(12): 36-38. YANG Jingguo, ZHOU Qinjin. Analysis on current status of natural gas power generation in China[J]. Gas & Heat, 2016, 36(12): 36-38.

［10］ 刘建亮, 杨明思. 全方位推进天然气发电产业发展[J]. 天然气技术与经济, 2017, 11(1): 5-7. LIU Jianliang, YANG Mingsi. Promoting all-round development of natural gas power generation industry[J]. Natural Gas Technology and Economy, 2017, 11(1): 5-7.

［11］ 徐强, 孙博, 计京津, 等. 提高燃气轮机联合循环电站性能的优化方法[J]. 热力透平, 2013, 42(4): 229-235. XU Qiang, SUN Bo, JI Jingjin, et al. An optimization method of enhancing performance of gas turbine combine cycle power plant[J]. Thermal Turbine, 2013, 42(4): 229-235.

［12］ 戴如清, 孟广太. PG9351(FA+e)型燃气轮机压气机的演化过程[J]. 发电设备, 2011, 25(3): 217-220. DAI Ruqing, MENG Guangtai. Evolution process of compressor for PG9351(FA+e) type gas turbines[J]. Power Equipment, 2011, 25(3): 217-220.

［13］ RATLIFF P, GARBETT P, FISCHER W. The new Siemens gas turbine SGT5-8000H for more customer benefit[J]. Power Tech, 2007, 9(1): 128-132.

［14］ UMEMURA S, TSUKUDA Y, AKITA E, et al. Development of 1 500 ℃ class 501G gas turbines[J]. MHI Technical Review, 1998, 35(1): 1-5.

［15］ EISAKU I, TSUKAGOSHI K, SAKAMOTO Y, et al. Development of key technologies for an ultra-high- temperature gas turbine[J]. MHI Technical Review, 2011, 48(3): 1-8.

［16］ 刘爱虢. 气体燃料燃气轮机低排放燃烧室技术发展现状及水平[J]. 沈阳航空航天大学学报, 2018, 35(4): 1-27. LIU Aiguo. Technology development status and level of low emission combustor for gas turbine using gas fuel[J]. Journal of Shenyang Aerospace University, 2018, 35(4): 1-27.

［17］ 肖俊峰, 王玮, 王峰, 等. 燃气轮机燃烧室预混燃烧稳定性数值研究[J]. 热力发电, 2018, 47(8): 61-65. XIAO Junfeng, WANG Wei, WANG Feng, et al. Numerical study on premixed combustion stability in gas turbine combustor[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(8): 61-65.

Feasibility of hot gas path components upgrading for a PG9351FA gas turbine

LI Yunfeng1, JIANG Hongwei1, LU Xiaoyu2, XIA Lin2, HU Mengqi2

(1. SPIC Zhuhai Hengqin Cogeneration Co., Ltd., National Power Investment Group, Zhuhai 519000, China; 2. Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710054, China)

The upgrading technology for hot gas path (AGP) components of GE's PG9351FA gas turbine is introduced. On the basis of the actual situation of a combined cycle power plant (CCPP), the retrofitting principle and scheme for the AGP upgrading are analyzed and proposed, and the corresponding change of the CCPP’s thermal performance, investments and earnings are also evaluated. The results show that, the AGP upgrading for the PG9351FA gas turbine can improve the CCPP’s power output and thermal efficiency. The AGP upgrading has good economic benefits and a short payback period. Moreover, it suggests that necessary check computations, inspections and tests should be carried out on the key accessorial equipments before the retrofitting is carried out, so as to make the most suitable transformation scheme.

gas turbine, PG9351FA, combined cycle, hot gas path components, retrofitting, feasibility, economy

TK472

B

10.19666/j.rlfd.201901006

李云峰, 姜红卫, 鲁晓宇, 等. PG9351FA型燃气轮机热通道部件改造可行性分析[J]. 热力发电, 2019, 48(6): 138-142. LI Yunfeng, JIANG Hongwei, LU Xiaoyu, et al. Feasibility of hot gas path components upgrading for a PG9351FA gas turbine[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(6): 138-142.

2019-01-08

李云峰(1971—)，男，工程师，主要研究方向为发电厂建设及设备运行检修，hljlyf@163.com。

（责任编辑 李园）