吴敏杰，汤明峰

(杭州华电下沙热电有限公司，杭州　310018)



燃气-蒸汽联合循环供热调峰机组热态启动优化

吴敏杰，汤明峰

(杭州华电下沙热电有限公司，杭州310018)

为提高6FA联合循环供热调峰机组热态启动的经济性，通过投用减温减压装置，将不符合汽轮机冲转参数的蒸汽能量利用起来，用于对外供热。经济性分析表明，优化后可有效降低机组的运行成本。

燃气-蒸汽联合循环机组；供热调峰；热态启动；经济性

0　引言

燃气-蒸汽联合循环机组以效率高、污染少、启动快、调峰能力强等优点在世界上广泛使用，且往往在电网中担任调峰的作用，因此，日开夜停成了目前燃气轮机运行的常态[1]。

某2×100 MW级多轴燃气-蒸汽联合循环供热调峰机组采用“2+2+1”方式，即由2台燃气轮机发电机组、2台余热锅炉和1台抽凝式汽轮发电机组组成。#11，#12燃气轮机发电机组分别由1台燃气轮机与1台发电机单轴串联运行，2台燃气轮机排气经2台余热锅炉后，再带动#10汽轮发电机组。燃气轮机出口不设置旁路烟道，余热锅炉进口烟道膨胀节直接与燃气轮机扩散段法兰相连。燃气轮机是GE公司生产的PG6111FA型燃气轮机，采用18级轴流式压气机、DLN2.6燃烧器和3级透平[2]。汽轮机为南京汽轮机厂生产的LCZ75-7.1/1.27/0.59型双压、冲动、单排汽、单轴、可调整抽汽凝汽式汽轮机。机组对外供热负荷最高为40 t/h左右，为防止供热中断，减少事故的发生，机组还配置了1套减温减压装置，由主蒸汽管路配合减温水，通往供热管路。

机组通常采用“1拖1”形式运行，即由1台燃气轮机带动1台汽轮机运行，一般在01:00左右停役，06:00左右启动。通过一段时间的观察与总结，发现燃气-蒸汽联合循环供热调峰机组的热态启动还存在许多需要优化的地方。

1　现状调查与数据分析

联合循环供热调峰机组的热态启动共有5个过程，分别为燃气轮机的启动、余热锅炉的升温升压、汽轮机的冲转并网、抽汽的投入及燃气锅炉的停运。

6FA燃气轮机负荷<20 MW时，其燃烧模式为扩散燃烧， NOx排放超标[3]，但当负荷≥20 MW时，燃烧模式切换为预混燃烧， NOx排放符合环保标准，故燃气轮机启动初期，其负荷一般设定为20 MW左右，等待余热锅炉升温升压。

由图1可知：燃气轮机负荷为20 MW时，余热锅炉蒸发量为80 t/h；夏天燃气轮机负荷一般最高为65 MW左右，余热锅炉蒸发量为110 t/h。

图1　燃气轮机负荷对应的余热锅炉蒸发量

2　优化措施及产生的影响

燃气轮机启动初期，余热锅炉仍在升温升压阶段，不符合汽轮机冲转条件的蒸汽通过旁路系统直接回到凝汽器，这一部分蒸汽的能量就被浪费了。考虑到是供热调峰机组，又配有减温减压装置，可将这一部分蒸汽的能量利用起来，用于对外供热，从而达到节能的目的。优化后的热态启动流程如图2所示，具体操作流程如图3所示。

这一优化措施的施行，主要产生以下4个方面的影响。

2.1对供热的影响

之前的供热负荷都由燃气锅炉承担，如改用减温减压装置，其前提条件是，余热锅炉的蒸发量必须大于供热流量。燃气轮机负荷为20 MW时，余热锅炉蒸发量为80 t/h，足够用于对外40 t/h的供热流量。

图2　优化后的热态启动流程

图3　具体操作流程

2.2对汽轮机冲转的影响

一部分主蒸汽通过减温减压装置用于对外供热，剩余的主蒸汽必须能够保证汽轮机的正常冲转，即保证汽轮机冲转时的蒸汽压力和温度符合要求，同时可根据高压旁路阀的开度来判断主蒸汽流量是否充足。

汽轮机冲转需要一定的蒸汽流量，热态时为10 t/h左右。燃气轮机负荷为20 MW时，余热锅炉蒸发量为80 t/h，减去用于对外供热的40 t/h流量，剩余的40 t/h足够用于冲转。就地试验发现，能够保证2.5 MPa的冲转蒸汽压力，且旁路仍有50%开度。

2.3对投入抽汽的影响

汽轮机中间抽汽的投入需要汽轮机负荷达到19 MW以上，一部分主蒸汽被用于对外供热，剩余的蒸汽必须能够保证抽汽正常投入。表1为燃气轮机联合循环供热调峰机组夏季“1拖1”运行工况下的各项参数(表中，排汽干度为0.92)。

表1　机组夏季“1拖1”运行工况下的各项参数

汽轮机负荷计算公式为

式中：Δh为焓降；qV为主蒸汽流量；η为汽轮机效率，92%。

(1)当供热流量为15 t/h时，燃气轮机负荷为20 MW，对应的余热锅炉蒸发量为80 t/h，代入上式可得P=(3 520-2 380)×(80-15)×92%×106÷3 600×10-6≈19 (MW) ，汽轮机负荷满足投入抽汽的条件。

(2)当供热流量为40 t/h时，燃气轮机负荷为65 MW，对应的余热锅炉蒸发量为110 t/h，代入上式可得P=(3 520-2 380)×(110-40)×92%×106÷3 600×10-6≈20 (MW)>19MW，汽轮机负荷满足抽汽投入条件。

投用减温减压装置的边界条件为：当供热流量小于15 t/h时，燃气轮机负荷20 MW，余热锅炉蒸发量80 t/h就能满足抽汽投用的要求；当供热流量等于40 t/h时，燃气轮机负荷65 MW，余热锅炉蒸发量110 t/h才能满足抽汽用的条件。

因此，虽然不存在抽汽无法投入的可能，但当供热流量过大时，抽汽会不可避免地推迟投入，对经济性会有影响。

3　经济性分析

3.1时间点分析

减温减压装置(1.0 MPa，280 ℃)允许投入的时机为燃气轮机并网后8～10 min，热态燃气轮机并网到汽轮机并网的时间间隔一般为30～35 min，假设减温减压有效投用时间为20 min。根据燃气轮机5 MW/min的升负荷速率，以夏季燃气轮机最高负荷为65 MW计算，最长影响时间为9 min，汽轮机调门开度及负荷调节大致需要6 min，抽汽投入推迟时间为15 min。

3.2计算过程

当供热流量为15 t/h时，燃气锅炉耗气量为1 200 m3/h(标准状态)，以天然气价格为3.08 元/m3(标准状态)计算，停运燃气锅炉所节约的天然气成本为1 200÷60×20×3.08=1 232 (元) 。

由于供热流量为15 t/h时，燃气轮机负荷达20 MW就能顺利投入抽汽，故不会产生推迟抽汽投入的损失，即净收益就是节约的成本。

当供热流量为40 t/h时，燃气锅炉耗气量为3 500 m3/h，停运燃气锅炉所节约的天然气成本为3 500÷60×20×3.08≈3 593 (元) 。

由于供热流量为40 t/h，燃气轮机负荷必须达到65 MW才能投入抽汽，总推迟时间为15 min左右。这段时间内，使用减温减压装置供热时，燃气轮机的负荷与供热流量均与使用燃气锅炉供热时相同，唯一的区别是汽轮机的负荷，即推迟抽汽投入的损失就是汽轮机发电量的差别导致的经济损失。

图4表明：当供热负荷为40 t/h时，在使用燃气锅炉供热时，可直接投入抽汽，不受外部供热负荷影响；在使用减温减压装置供热时，需要燃气轮机负荷为65 MW时，方可投入抽汽。图中的阴影面积表示使用燃气锅炉供热比使用减温减压装置多进入汽轮机的主蒸汽量，折合成发电量即可计算出抽汽推迟投入所产生的损失。

式中：t为时间；D(t)为两种供热方式下，进入汽轮机主蒸汽流量的差值随时间变化的函数。

图4　抽汽推迟投入分析

由上式可精确计算得到汽轮机发电量的损失，但由于此函数十分复杂，可采用估算的方法，即将两者的最大汽轮机负荷差值乘以时间，估算得出最大的汽轮机发电量损失。

供热流量为40 t/h，在使用燃气锅炉供热时，燃气轮机负荷为20 MW，对应的余热锅炉蒸发量为80 t/h时即可投入抽汽，加入抽汽比焓，计算得出汽轮机负荷为

[(80-40)×(3 520-2 380)×92%+40×

(3 520-3 215)×92%]×106÷

3 600×10-6≈15 (MW) 。

当使用减温减压装置供热时，燃气轮机负荷为20 MW，对应的余热锅炉蒸发量为80 t/h，还不能投入抽汽，汽轮机负荷为

(80-40)×(3 520-2 380)×92%×106÷

3 600×10-6≈12 (MW) 。

汽轮机负荷相差3 MW左右，时间为15 min，以上网电价为0.67 元/(kW·h)[4]计算，会损失503元左右，从而得到净收益为3 090元。

机组热态启动1次的收益分析结果见表2。如果按照全年运行1 000 h(2拖1)计算，每次热态启动昼开夜停(1拖1)运行16 h，可以计算得到全年热态启动125次左右，即全年可直接节约机组运行成本15 400～38 600元。如发电运行小时数进一步增加，其收益也将呈线性增加。

表2　机组热态启动1次的收益分析

4　结束语

通过减温减压装置，将不符合汽轮机冲转参数的蒸汽能量利用起来，用于对外供热，从而降低了机组的运行成本，提高了其经济性。

由于该方案是以40 t/h为最大供热流量，当供热流量超过40 t/h时，可能会出现无法投入抽汽的情况，故在保持燃气锅炉低负荷运行的基础上，再投用减温减压装置，从而可以分担一部分供热负荷，保证即使供热负荷超过40 t/h，也能顺利投入抽汽，且不会出现推迟抽汽的问题，在保证机组安全性的前提下，还兼顾了经济性。

[1]曾荣鹏，郑淑芳，谢李兵.大型燃气-蒸汽联合循环供热电站选型分析[J].华电技术，2013，35(4):10-13.

[2]周屹民.F级燃气轮机系统配置对比[J].华电技术，2014，36(11):52-54.

[3]沈琪.MS6001FA燃气轮机DLN2.6+燃烧系统分析[J].科技与创新，2014(20)：9-10.

[4]刘战礼.影响天然气发电经济性的因素分析[J].华电技术，2015，37(3)：14-17.

[5]李博.6FA燃机联合循环热态启停操作优化及节能分析[J].三角洲，2014(6)：150.

(本文责编：刘芳)

2016-03-25；

2016-06-12

TM 611.31

B

1674-1951(2016)07-0025-03

吴敏杰(1990—)，男，浙江绍兴人，助理工程师，从事发电厂运行方面的工作(E-mail:zjsxwmj470@126.com)。

汤明峰(1977—)，男，浙江杭州人，技师，从事发电厂运行方面的工作(E-mail:103591602@qq.com)。