9E燃气轮机联合循环几种大流量供热方案的经济性分析

周 扬，侯 飞，王雪飞

(苏州工业园区蓝天燃气热电有限公司，江苏 苏州 215126)

某燃气轮机电厂配置2台S109E联合循环发电机组，采用GE公司制造的PG9171E型燃气轮机发电机组，自2005年建成开始投入商业运行，以天然气为燃料，承担所在地工业园区的所有工业和商业供热。燃气热电联产能源利用率高，调峰能力强，具有明显的环境指标和土地利用优势[1]。文中阐述了该厂为满足大幅增长的供热量需求提出的几种改造方案，通过分析对比，选择最优方案，既保障运行发电成本及供热成本，又保障机组运行安全。

1 基本情况

电厂规模为2×180 MW 9E型燃气-蒸汽联合循环机组，配置2台120 MW燃气轮机发电机组，2台218 t/h双压余热锅炉，2台60 MW抽汽式汽轮机发电机组，配备额定主蒸汽流量60 t/h的减温减压装置(锅炉直供热装置)，供热母管最大流量限制为300 t/h。详细运行参数如表1所示[2]。目前电厂实际单套9E联合循环机组最大抽汽供热能力为130 t/ h[3]，而用热企业的用热量持续快速增长。目前抽汽供热量已经达到128 t/h左右。计划2019年冬季供热峰值会达到260 t/ h，低谷供热量约为160 t/ h，且未来还有增长空间。供热缺口最大达到130 t/h，因此2套9E型联合循环机组(最大供热量为250 t/h)将全部投入运行，全厂无供热备用锅炉，正常的检修消缺工作难以进行。为保证供热的稳定，保证热用户的安全生产，需通过运行方式调整或技术改造的方式来增加单套机组的供热能力。与此同时还需要考虑经济因素，由于天然气价格分计划量价格和增量价格两种，超过计划量的天然气需支付增量价格，增量价格约比计划量价格贵1元/m3，以目前上网电价发电将会亏本。而供热高峰所在的冬季，为保证北方用暖，电厂天然气计划量均较少，不能满足两台燃气轮机连续供热运行，综合考虑这些因素，特研究以下几种供热方案。

2 几种供热方案

可采用的供热方式有以下几种。

(1) 两套机组抽汽并列供热

此种工况运行时，两台汽轮机并列抽气供热量250 t/h，汽轮发电机负荷约32 MW，与纯凝工况相比，影响汽轮发电机负荷28 MW。该方案优势在于联合循环热效率高，并且没有改造升级费用。但两台机组连续运行缺少备用机组，运行方式无法调整，正常的检修消缺工作难以进行。而且此方案天然气需求量较大，使用增量气价格高。

(2) 抽汽供热+减温减压

此种工况运行时，减温减压装置额定主蒸汽流量60 t/h，添加减温水6 t/h；汽轮机进汽130 t/h，低压补汽30 t/h；汽轮发电机负荷约25 MW，汽轮机抽汽供热量约70 t/h，供热母管添加减温水10 t/h，单套机组总供热能力约150 t/h，与纯凝工况相比，影响汽轮发电机负荷40 MW。该方案优势在于可以利用现有的减温减压装置，没有改造升级费用。

(3) 抽汽供热+射流增压

此种工况运行时，射流增压装置消耗主蒸汽流量为70 t/h，低压补汽30 t/h；汽轮机进汽120 t/h，汽轮发电机负荷约20 MW，汽轮机抽汽供热量约60 t/h，供热母管添加减温水10 t/h，总供热量可达170 t/h，与纯凝工况相比，影响汽轮发电机负荷40 MW。该方案优势在于可以完全利用低压补气，但射流增压装置运行噪声较大，操作也较为繁琐。

(4) 抽汽供热+射流增压+减温减压

此种工况运行时，射流增压装置消耗主蒸汽流量为70 t/h，补汽30 t/h；汽轮机维持抽汽供热需要消耗主蒸汽约100 t/h，此时再投用20 t/h的减温减压装置，其经济性与安全性明显得不到保证，所以不做分析。

(5) 减温减压+汽轮机解列

此种工况运行时，主蒸汽190 t/h直接通过改造过后的减温减压装置向外供热，供热母管添加减温水20 t/h，汽轮发电机解列，供热量明显增加，总供热量可达210 t/h。但汽轮发电机解列带来了调节问题，运行中只能通过高压旁路泄压或降低燃气轮机负荷调节供热压力，造成热能浪费，为冷凝主蒸汽也将消耗更多冷却水和厂用电，影响热效率。同时由于现在大部分燃气轮机均进行了低氮排放改造[4]，调整燃气轮机负荷时，在燃烧模式切换点不能停留，并且在低负荷燃烧模式运行时(非预混燃烧模式)，氮氧化物和二氧化硫排放超标，这限制了燃气轮机负荷的调节范围并带来环保和安全成本。虽然该问题可通过增加燃气轮机进气加热装置(IBH)扩大预混燃烧模式负荷范围[5]，但改造费用高昂，成本回收周期较长。同时扣除厂用蒸汽，仍有25 t/h(0.4 MPa，254 ℃)的低压补汽无法利用，直排凝汽器，同样带来热效率和安全问题。

(6) 减温减压+射流增压+汽轮机解列

此种工况运行时，射流增压装置消耗主蒸汽流量为70 t/h，补汽30 t/h；改造减温减压装置，将其额定主蒸汽流量提升至120 t/h，供热母管减温水20 t/h，总供热量为240 t/h。该方案同样有汽轮发电机解列带来的调节问题(参考方案5)，但射流增压装置解决了低压补气无法利用的问题，热效率和安全性均较方案5高。

(7) 抽汽供热+燃气锅炉

此种工况运行时，汽轮机抽汽供热130 t/h，供热上限受制于燃气锅炉供热量及供热母管流量，拟建设单台供热能力为80 t/h的燃气锅炉，天然气消耗量为6 108.47 m3/h，这样单台燃气轮机运行时总供热能力约210 t/h，虽然达不到峰值时的供热要求，但在低谷时段可以辅助供热。燃气锅炉启停方便快捷，产汽量调整较快，生产相同数量和质量蒸汽所需天然气量较少，可以较好地解决增量天然气价格贵的问题。

3 供热成本经济性分析

按照上述几种供热方案，供热成本将主要由四部分组成：供热减少发电量，因供热增加的调度考核费用，射流增压装置、减温减压装置、燃气锅炉的建设费用以及燃气锅炉的天然气费用，公式如下。

供热成本=(调度考核费用+供热减少发电量×电价+分摊设备建设费用+燃气锅炉的天然气费用)÷ 24 h供热量。

调度考核费用主要是调差能力考核和AGC调节范围考核[6]。

调差能力考核：10 万千瓦以上机组，包括燃煤、供热燃气、核电机组基本调差能力必须达到额定容量的100%至50%，达不到要求的运行机组按每超过1 万千瓦每天考核1 500 元。由于需要维持大流量抽汽供热及供热压力，联合循环机组需要维持满负荷运行，调差能力为0。调差考核为180×0.5×1 500/10=13 500元/天。

AGC调节范围考核：AGC 机组的可调范围必须达到额定容量的45%，达不到要求的运行机组按每超过1 万千瓦每天考核400 元。但已进行调差能力考核的，不进行重复考核。由于调差能力要求范围比AGC调节范围大，所以AGC调节范围考核为0元。

经招标了解到的设备建设费用：射流增压装置约100万元，减温减压装置约100万元，燃气锅炉(1台)约为1 850万元，设计使用年限均为15年(静态投资价格水平为2019年5月)。

成本核算中规定低压补汽将影响机组发电负荷约0.5 MW·h，主蒸汽将影响发电负荷60 MW·h，上网电价按0.5元/kW·h计，天然气价格均按照2.5元/m3计，不考虑天然气使用量对天然气价格的影响，由于每吨除盐水的成本是一样的，故除盐水费用忽略不计，供热量按照额定供热能力连续稳定供热计算，不考虑供热量调整带来的影响，具体经济性比较分析如表2所示。

表2 供热成本经济性分析

4 注意事项

无论是哪种供热方式，除了单套机组抽汽供热外，其余均会存在两个供热源并列供热的情况。实际尝试中发现，虽然两个供热源在物理上并没有存在直接连接，但是两个供热源的机械振动均会较单独运行时上涨，例如在两套机组抽汽并列供热方式中，两台汽轮机振动幅度均上涨了10 μm左右，分析可能是由于供热汽流扰动或压力扰动引起。由于供热流量和压力的变化，汽流扰动或压力扰动随时存在，故此情况无可避免。

同时由于这些扰动的存在，需要随时调节供热流量与压力。特别是汽轮机解列供热的机组，需要通过高压旁路泄压或调整燃气轮机负荷来调节热网参数，目前的控制系统均未能做到自动控制，人员配置要求及调整强度较高。

在并列供热的设备投入运行时，也存在一定的安全隐患，由于汽轮机抽汽参数、减温减压器出汽参数、射流增压装置出汽参数和燃气锅炉产汽参数均需要单独调整，因此可能由于压力不均衡产生憋压。例如在实际运行中，曾发生汽轮机抽汽压力过高，造成燃气锅炉出口憋压，虽然由于设置有逆止阀未产生倒灌现象，但燃气锅炉锅筒压力持续上升，达到保护定值自动熄火。超压对于任何压力容器都是极为危险的，严重时对设备管道、压力容器造成永久性损伤。因此在任一设备投入并列运行时，均需要密切注意，此时的工况较为复杂，设备的振动上涨情况也最明显。因此，在运行中应尽量减少并列供热设备的数量。

5 供热运行方式及优缺点比较

供热运行方式及优缺点比较如表3所示。

表3 机组运行方式及安全性比较

6 结语

由于供热季节性和时段性很强，年度供热峰值一般在冬季气温低时，每天的供热峰值一般在08:00—17:00的工作时间段，而且峰值和低谷之间相差很大，根据实际经营情况，最后选择了供热高峰两台机组运行抽汽供热+燃气锅炉，低谷时间段单台机组运行抽汽供热+燃气锅炉的供热方案。若供热量低于150 t/h，由于减温减压器供热成本较燃气锅炉低，则执行抽汽供热+减温减压方案。该供热方式可调节性很强，同时安全可靠，供热低谷时利用成本较低的抽汽和减温减压器供热，不足时投入燃气锅炉增加供热量，在进一步考虑到增量天然气价格后，由于燃气锅炉生产相同数量和质量的蒸汽所需天然气量较少，其经济性也有所提升。希望本文对于同类型机组的电厂有借鉴作用。