9E燃气蒸汽联合循环机组节能降耗分析

9E燃气蒸汽联合循环机组节能降耗分析Analysisofenergysavingandconsumptionreductionof9EgassteamcombinedcycleunitLIPENGDatangTaizhoucogen-powerCo.,LTDNo.1,shihuangSouthRoad,JiangyanDistrict,Taizhou,Jiangsu225500Abstract:InordertoreducegasconsumptionandpowergenerationcostofPG9171Egasturbinecombinedcyclegeneratorunits,theoperationoptimizationandequipmenttechnologytransformationarecarriedout.Therefore,itshortensstartandstoptimeofunitsandlowersauxiliarypowerratetoachievethegoalofenergysavingandconsumptionreduction,Reducingcostsandincreasingefficiency,Optimizingoperation.Keywords:gasturbine;combinedcycle;transformation;energysavingandconsumptionreduction;operationoptimization摘要：为了降低PG9171E燃气轮机蒸汽联合循环发电机组的气耗和发电成本，通过运行操作优化以及设备技术改造，有效缩短了机组启停时间、大大降低了厂用电率，达到了节能降耗、减本增效、优化运行的目的。关键词：燃气轮机；联合循环；技术改造；节能降耗；减本增效；优化运行刖言近年来，随着我国能源结构的调整和天然气应用的不断发展，越来越多的燃气一蒸汽联合循环机组投入使用，这样的机组担当着电网安全的顶峰和调峰的重任。但大环境下天然气价格过高，频繁启停机导致燃机发电成本居高不下。所以如何降低发电成本，节能降耗是每个燃机电厂必须解决的难题。大唐泰州热电有限责任公司一期工程的2台200MW燃气一蒸汽联合循环发电机组（简称联合循环机组），单台机组由1台126.2MW的PG9171E燃气轮机发电机组（简称燃机）、1台额定蒸发量为190.8t/h的双压无补燃、带自除氧功能的自然循环余热锅炉及1台60MW双压、冲动、单排汽、单轴、可调整抽汽凝汽式汽轮机发电机组（简称汽机）组成，于2017年8月全部投产发电。根据机组实际运行情况，介绍机组投产以来采取的一些节能降耗、运行操作优化的措施，供大家探讨分析。1运行操作优化1.1启停机优化联合循环机组主要作为调峰运行，机组启停频繁。机组的启动时间，特别是从燃机并网到汽机并网的时间长短，对整套联合循环机组的发电气耗影响较大。根据我厂数次起机经验统计，联合循环机组冷态启动过程中，从燃机并网到汽机满负荷的平均时间约为150min，热态平均时间为50min，温态平均时间为70min，最长时间约90min。对此我厂进行了大量联合循环机组冷态、热态启动、停机优化工作，并取得了很好的成效。1.提前做好发电机绝缘测量、燃机汽机滤油等重点工作，开机过程有序衔接，不影响燃机点火、汽轮机冲转、发电机并网等重大节点进度，做好相应的开机计划，实现顺利开机。2.机组启动时严格执行重大操作到位制度，现场留足技术过硬的检修人员，以便快速处理缺陷，缩短启动时间。3.机组启动正常后，进行开机过程分析和评价，对人员不到位和消缺不及时，影响开机进度的现象，进行考核。4.冷态启动需暖均压箱，点火前打开均压箱本体等5处无压疏水，加快冷态启动速度。5.在燃机点火前，尽可能的控制高低压汽包低水位，一般在-100mm左右，降低由于启动初期水位上升较快造成水位较高，虚假水位的风险，以利于余热锅炉的快速启动，升温升压。6.热态启动，一台机组在运行的前提下，利用邻机的辅助蒸汽暖均压箱，加快启机速度。7.机组启动后应对需关闭的阀门进行一次全面检查，对管壁温度测点或红外线测温仪测得的阀体温度进行分析，减少内漏损失等.8.汽机打闸前，提前开启高低旁、高压主汽门前、高过、高过集箱、低压补汽门前等有压疏水。9.汽机打闸后，早点关闭真空泵，使凝汽器真空下降快些，减少机组惰走时间，提高停机效率。10.汽机打完闸,燃机迅速断出口开关，点“stop”停机。11.停机时，汽机转速在450rpm左右，凝汽器破坏真空前，就地开启除均压箱外所有的无压疏水。当破坏真空，真空降到-70kpa左右时，盘上关闭高压主汽门前、高低旁、补汽门前共5个有压疏水，防止有蒸汽进入凝汽器。12.汽机转速到0,在投盘车前，就地点动盘车几次，防止啮合不到位，从而保护盘车，安全停机.2运行方式的调整2.1降低厂用电率2.1.1机组启停时的辅机运行方式2.1.1.1启动过程：（1） 燃机发启动令前，启动闭冷水系统；燃机发启动令后汽机开始抽真空，在投轴封前启动一台循环水泵和一台凝结水泵（变频放最低），并开启后缸喷水。（2） 燃机点火后，锅炉水位会出现虚假水位的现象，当高、低压汽包水位开始下降时，适时启动凝结水泵、高压给水泵进行补水。（3） 汽机挂闸前再启动高压启动油泵、EH油泵。汽机转速升至2000rpm，检查顶轴油泵自动停运；汽机转速升至3000rpm及时停运高压启动油泵，交流润滑油泵。（4） 机组带到满负荷，将高压给水泵和凝结水泵的阀位自动调整为变频器自动。2.1.1.2停机过程：（1） 汽机打闸后，即可停运EH油泵、真空泵、高压启动油泵、开式水泵，开式水走旁路。（2） 停机后及时关闭机、炉侧有关疏放水阀门，进行保温，避免温度下降过快，产生较大热应力。（3） 停机后，将高压汽包水位补水至+100mm后，停运高压给水泵，需要补水时再间断启动高压给水泵。停机后，将低压汽包水位补水至+100mm后，停运凝结水泵.机组停运后，确认高、低压旁路已经关闭，盘上所有有压疏水已关闭。低压缸喷水开启，当排汽缸温度小于65°C时，停运循泵。机组停机后，燃机、汽机盘车正常运行时，如果滑油温度不高，可以停掉闭式水泵。当汽机滑油温度超过45C，燃机油温超过55C，再启动闭式泵进行冷却。2.1.2正常运行时，合理安排辅机的运行方式1、 高压给水泵变频器投自动，给水泵出口调节阀全开为正常运行方式。高压给水泵额定功率710kW，在机组负荷160MW工况下，高压给水泵电流为44A，功率为390kW，变频比工频状态每小时节约电量320kWh。2、 凝结水泵也应将变频器投自动，出口调节阀全开为正常运行方式。凝结水泵变频器放在35Hz为宜。凝结水泵额定功率250kW，在机组负荷160MW工况下，凝结水泵电流为11A，功率132kW，变频比工频状态每小时节约电量118kWh。3、 循泵采用高低速结合的运行方式，在保证机组安全运行的情况下，最大限度的节省了厂用电。循泵高速泵功率为450kW,低速泵功率为280kW,低速泵比高速泵每小时节约电量170kWh。4、 对两段厂前区400V和补给水400V供电方式进行了调整，由原来的两台变压器分别供电改为通过母联由一台变压器供电，另一台变压器备用的方式，节省了变压器的运行损耗，降低了厂用电率。5、 为了节约厂用电，随着季节变化及环境温度的变化，燃机主变冷却风扇的运行方式应随之调整，本着确保安全、节能降耗的原则，当温度允许的情况下只开启第2组冷却风扇，当油温温度上升至40摄氏度时再开启第1组冷却风扇，当油温上升至60摄氏度时再开启第3组冷却风扇。当只有第2组冷却风扇运行时，若该组冷却风扇故障则需去就地手动开启第1组或第3组冷却风扇，并将故障的第2组冷却风扇停电。6、除盐水泵运行方式改造。变频除盐水泵应依据除盐水出口母管压力变化实现自动补水，减少频繁启停水泵次数，节电降耗。并通过多台除盐水泵联锁，根据除盐水流量需求自动选择水泵的启停及启停台数，其次闭式水泵与开式泵降低能耗建议改为永磁电机，达到节能效果。7、循环水系统运行方式优化。供热量的变化带来汽机排汽量的变化，相应调整循环水量，及联通循环水系统，采用扩大单元制供水，使循环水系统的运行方式更加灵活，同时能降低机组在启停时循环水泵的耗电量（一机双塔）。3技术改造虽然9E型燃气轮机联合循环机组在设计理念和技术上比较先进，但机组运行时间较长，仍然存在一些缺陷，有进一步优化的必要。另一方面随着科学技术的发展，一些设备和控制系统技术相对滞后，特别经过多年运行以后，设备老化，影响机组运行的经济性和可靠性。对影响经济指标的主要辅机设备有必要进行相应的技术改造，以达到节能降耗的目的。3.1阀门内漏治理减少汽水损失，不但提高热效率，而且减少阀门冲刷，避免越漏越大。机组启动后，对汽水系统阀门进行一次全面测温检查，对内漏阀门进行加关并进行登记，交设备部在停机时安排治理。疏水气动、电动阀或疏水器内漏时应关闭其前手动门。大唐泰电公司在机组运行中定期检查凝结水等水系统处于关闭状态阀门（包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、低旁减温水门、排汽缸喷水门、凝结水系统放水门等）的严密性，减少因阀门内漏导致凝结水泵耗电率增加。3.2燃机的燃烧调整机组投产以后，燃气轮机燃烧模式一直不稳定，为了确保燃料在最优的模式下充分燃烧，提高联合循环效率。泰电公司特地对2台燃气轮机的燃烧方式进行调整，有效地减少了汽耗率，提高了燃气轮机的排气温度，增大了汽轮机负荷，从而提高了联合循环的效率。以下为两台燃机燃烧调整试验曲线分析图：

图1.1号燃机燃烧调整曲线图2.3号燃机燃烧调整图1.1号燃机燃烧调整曲线图2.3号燃机燃烧调整通过燃烧调整，使燃机燃曲线烧温度TTRF稳定在1071°C，燃机负荷约在57MW至62MW之间进行贫贫燃烧和稳定燃烧的切换，在71MW进入预混燃烧模式，大大提高了燃机的效率。3.3燃机进气温度改造后期投入热水循环系统，利用锅炉尾部烟气余热加热天然气，提升了燃机进气温度的同时，降低了机组运行气耗率，提高了燃机效率以及机组运行效率。以1号机组为示意图如下：图3.图3.热水循环系统图3.4燃机水洗周期的调整正常情况下，燃机运行一定时间，由于压气机叶片、透平叶片的脏污、结垢，将会导致燃机运行性能下降，即燃机的出力下降，热耗增加。当燃机出力下降8%左右或者运行时间达到600到800小时后，为了恢复燃机运行性能，提高燃机出力减少热耗，需要对燃机压气机和燃机透平进行离线水洗。泰电公司作为新投产机组，投产至今，燃机压气机效率从未低于90%，燃机性能很好，因此适当调燃机水洗周期为运行800小时以上，同时以压气机效率值为观察点，确保机组安全稳定生产的同时，减少频繁水洗带来的设备和经济损失。下图为水洗画面：图4.DCS燃机水洗画面图4.DCS燃机水洗画面3.5燃机进气反吹运行方式调整因1号燃机水洗时发现叶片上面比较脏，查看进气过滤系统参数进行比对，发现进气道压差变送器96CS-3（报警值8inH2O）和进气滤压差变送器96TF-1（报警值5.62inH2O）均呈现上升趋势。原因主要为进气滤网随着运行时间增长发生正常的污堵现象，一般燃机要求运行一年以后进行更换滤网。为保证进气系统稳定可靠运行，现要求对燃机进气反吹系统日常运行方式更改如下：1、 燃机小空压机作为反吹系统的供给气源，应该具备良好备用状态。平常备用状态下按照定期工作任务执行测绝缘并记录。发现问题，及时登记缺陷。2、 在燃机停机后，及时开启对应小空压机，检查反吹平台上控制电源已送电、调压阀后压力在5.5bar以上，无报警灯亮。就地巡检时注意该停备燃机处于反吹正常投运状态。维持48小时或者待该台燃机盘车停止以后，将小空压机停运。3、 燃机运行期间，若出现进气压差达到报警值，为保证机组稳定运行，应该手动降低负荷，并运行小空压机将反吹系统投入，直到进气滤压差降低至1.9inH2O。燃机在高负荷时，应该避免投入反吹系统。下图为1号机低负荷运行燃机进气系统示意图：图5.燃机反吹进气系统3.6无压疏水系统改造由于机组在热态启动过程中要求轴封均压箱温度高于汽轮机内缸温度50°C方可投运轴封用汽，为使轴封用汽满足机组热态启动投运条件，缩短机组热态启动时间，保持轴封疏水通畅，避免锅炉超温超压现象。同时机侧无压疏水管路为母管制，无压疏水母管排至地沟使得地沟疏水管线相互干扰导致排水不畅，存在窜汽隐患。1、 在凝结水泵坑西北侧增设一疏水膨胀箱（设计压力1.0MP，设计温度350°C），采用槽钢固定牢靠，并从凝结水母管上接入一路减温水管道中45X3及截止阀。2、 将高压主蒸汽无压疏水管路3路（机侧高压主蒸汽管道2路及高压供汽至轴封用汽调门前1路）单独接至疏水膨胀箱高压侧。3、 将高压供汽至轴封用汽调门后、均压箱本体及均压箱至凝汽器3路无压放水管路各自单独接至疏水膨胀箱低压侧。4、 在机侧4.5m至0m疏放水母管上增设一隔离门并在疏放水母管上接一旁路管线至疏水膨胀箱低压侧。5、 将均压箱至凝汽器溢流管线阀门前增加一路中57管至疏水膨胀箱低压侧。改造完示意图如下所示：图5.无压疏水改造系统一TI〜1 4降低非生产能耗-■■ 在机组停备期间，生产区域停用非必要的风机、空调、照明等设施，无论白天还是夜晚，所有配电间、开关室在运行或检修人员进行配电室巡检、操作或检修时再开启，离开房间即关闭。机组长期备用时，4台机组工作变调整为1台运行，3台热备用，降低低厂变空载损耗。办公室及