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222 EPEM 2023.7 下节能减排Energy Saving燃气轮机联合循环电厂的节能设计探讨中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 向 魁摘要：本文以燃气轮机联合循环电厂为例，阐述了该电站的节能设计思想，并根据该电站的实际运行方式提出了一种节能的设计方案，以达到减少能耗的目的。关键词：燃气轮机；联合循环电厂；节能设计为了降低燃气轮机联合循环电站的能耗，需采取一系列的节能措施，确保各项节能措施与机组早期的节能设计思想相协调，同时对燃气轮机联合循环电厂的各种能耗进行调节，从而达到国内电力工业发展的要求。1 燃气轮机联合循环系统概述1.1 燃气轮机联合循环发电的原理燃气轮机联合循环发电是指通过燃气轮机直接带动一台发电机，将燃烧机排出的高温烟气送入废热锅炉，利用其热能；利用废热锅炉产生的高温、高压蒸汽，然后用来带动汽轮机，实现煤气和蒸汽的联合循环。联合循环是将两个单独的动力周期利用不同的工作液进行能量交换而结合起来。天然气联合循环发电机组，可是单轴的，也就是燃机-汽轮机-发电机在一个轴系上，而发电机则是由燃机和蒸汽机共同驱动。其也可是多轴的，也就是说，燃机和蒸汽机各自驱动各自的发电机，但其轴系并不相连1。现在最常用的方法就是两个机组，两个机组都有自己的机组，将烟气排放到相应的废热锅炉中。将两个废热锅炉排出的高温蒸汽排成一排，然后送到1个汽轮机组中。该系统包括两台燃气轮机、两台余热锅炉、一台汽轮机和三台发电机。目前，从国外引入的主要是单轴联合循环机组，而我国目前已安装和运行的两个大联合循环机组。1.2 燃气轮机联合循环发电的优点高的发电效率。因采用布朗和朗肯两个周期的燃气轮机，其原理和结构都比较先进，因而具有较低的热耗；联合循环的发电效率可达到60%，而燃煤发电厂（0.75600MW）的发电效率只有20%42%；环保：火力发电厂的锅炉烟尘较多，SO2、NO2含量较高。燃机发电厂废热锅炉烟气中没有粉尘，SO2含量很低，NOx 含量在105PPM；灵活的操作模式。火力发电厂只可作为基础负载，不能用作调峰发电。燃机电站既能作为基础负载又能作为调峰电站。在燃机采用双燃料的情况下也能实现对天然气的调峰。耗水量小。燃气-蒸汽联合循环电站只有1/3的蒸汽轮机，其耗水量是燃煤和火力发电的三分之一，而在整个系统中，凝汽负压机组的发电能力非常有限，因此在世界范围内空气制冷是世界上最普遍的方法，耗水量几乎为零。另外，在沼气（CH4）中的氢气和氧气被分解为 CO2和水，1m 的天然气可以回收1.53kg 的水，而每千克可以获得2.2kg 的水就足够了。占用空间小。因为不需要堆积煤炭和烟尘，可采用空气冷却，可大大减少占用空间，占用率只有传统燃煤电站的10%30%，可以节约大量的土地；建造期较短。燃气轮机组的建造期为8至10个月，而联合循环机组的建造期为16至20个月，而燃煤机组则是24至36个月，且回收率较高。2 燃气轮机联合循环电厂节能设计思路为了满足国内电力工业的可持续发展需求，燃气轮机联合循环机组在投入使用前应进行节能设计，以确保机组内各种设备的稳定运行；保证了此类电站的一体化运营方式，能适应国内电网发展的需要。2023.7 下 EPEM 223节能减排Energy Saving此外，在电站的节能设计中，还应对机组的建设投资、运营费用等进行有效地分析，并依据分析的结果，提出了一种节能的思想，使之能符合燃气轮机组的运行需求。目前，国内电力工业在开展燃气轮机联合循环电厂的节能设计时，其设计思想主要体现在节能和热能两个方面。而且，这两种方案的实施方式也有较大的不同。因此，必须从多个方面来说明燃气轮机联合循环电厂的节能措施，以体现其在电站运行中的实际效果。燃气电厂电价构成。气价59%、水费保险费及其他4%、工资及福利1%、材料费1%、财务费4%、所得税5%、运营管理费3%、大修理费3%、分利9%、折旧11%。3 燃气轮机联合循环电厂的具体节能措施3.1 燃气轮机联合循环电厂节约电能的措施就辅机而言，在燃气轮机联合循环电站中，锅炉给水泵是主要的耗电设备，其次是冷凝泵及其他附属设备。针对上述耗电较大的装置，可根据其工作特性来设定，以节省电能。3.1.1辅助系统的设置在电厂的辅助系统中，应尽可能地采用公共的母控方式，并建议在机组中设置诸如压缩空气、工业用水等公用备用设备；在生产过程中，可减少辅助设备的热能，降低设备的耗电量。以3台燃气轮机联合循环机组为例，如果采用单机配置方式，则每个机组均设2100%的单机容量，全厂总容量为6100%，也就是需要安装6台水泵，备用泵的数量为3台。深圳前湾燃气发电厂项目中，该系统采用了一种以总流量为单位的总流量为4100%的水泵，从而可降低2个备用热泵的能量消耗2。在两班制的燃机发电站中，每个机组都是按先后顺序起动，节假日时，可能仅有少数几个设备正常工作；所以，在公用系统中，辅助设备的设置要一一对应。以深圳前湾燃气发电厂为例，3个机组均为3个自备，1个燃机投入使用时，1个泵被投入使用，随着机组的启动和停机，水泵完全处于全开全停状态，大部分时间都在高效率区域内，达到了节能目标。由于三个装置中仅有一个或两个装置在运转，所以不建议使用350%全厂容量的2-1备用方式。3.1.2凝结水泵的设置汽机旁路设备的额定功率是100%，以满足机组的快速起动和停机的需要。所以，在选择冷凝泵时，应充分考量其在正常工况下的最大持续冷凝水量和100%旁通时所需的冷量。以 M701F 为实例，其在冬天的最大凝水量为380t/h，在侧道降温157t/h，降低温度41%。如果冷凝器的总流量是常规操作量与减温总的总和，则在常规工况下，凝泵仅在70%负荷区工作，通常情况下，凝水泵的工作效能并不高，故应考虑使用变转速的水泵，以增加其工作效能。3.1.3锅炉给水泵的设置不同电厂对锅炉给水泵的配置存在较大差别，有些电站选用定转速泵，有些则采用变频泵，但总体目标都是节能；在一定程度上依赖于发电厂的运作模式。如果电厂在实际操作中更多地考虑到带有局部负载的运行，那么锅炉给水泵应采用调速泵。但燃气轮机联合循环机组具有起动迅速的特点，目前广东地区已将其用作电网的调峰设备，因此必须采用每天启停模式。另外，由于燃气轮机联合循环机组在有部分负载情况下，其效率会迅速降低，因此通常应该尽量将其置于高负载区域，以节省燃油费用。在负载降低到某一极限时，应该采取12个停机措施，以保证在运转的设备仍然处于高负载状态。按照机岛投标文件所介绍的主机工作方式，该设备在75%至100%的负载范围内，而年运转小时为3500h 的机组，其100%的负载工作时数为2954h，占据了主要的工作时间。电厂的实际工作状况和预测值有一定的差异，但是作为调峰机组的燃气轮机联合循环机组要提高自身的竞争力，必须充分利用其快速启动和停机的优点，使其在高负荷区工作。这时应根据定转速泵的设计来考虑，由于液力耦合或变频调速器所造成的工作损耗，要比泵在低负载范围内运行时的损耗要大。总之，无论采用哪种形式的锅炉给水泵，都要充分考虑到机组的实际工作条件和自身的特性，并进行技术上的经济对比。在此基础上，为了节省能源，不论选用的是恒速泵还是变速泵，都不应该选择太大的水泵。3.1.4优化辅机的运行方式发电厂的闭式冷却水系统包括：开放式水系统、封闭式水泵和应急关闭式冷却水泵。一般情况下，每个装置都有开启水系统，关闭水泵和紧急关闭的闭式水泵。在机组停机后，只有当机组停止运行时，才能起到副闭式水泵的作用。封闭式抽油机为6.3kV，耗电大3。在停机期间，应采取一系列的措施，尽量晚启、早关。若机组解排后，应立即关224 EPEM 2023.7 下节能减排Energy Saving闭应急关闭的冷却水泵，在机组开始工作之前，先进行转换。采用260kW 的闭合水泵和132kW 的紧急停机闭合制冷水泵的功率，在“早起晚停”的情况下，一天的停机时间为8h，单位可节省1024kW的电力。按照广东省电力系统节能管理的要求，在节日期间，当燃气机组处于停机状态时，为节省能源，确保压缩机系统、主机润滑油和氢气干燥器的冷却水供应，可实现两个机组的闭合供水，同时停机一台，关闭一台机组，节省电厂用电6336kW。而在某些功率较小的辅助设备上，更是如此。通过对仪器的使用和使用技术的不断完善，可以缩短辅助装置的使用周期，同时也能确保装置的安全性。如果两台机组在使用时，一台机组在停转时，则使用该机组的辅助蒸汽和轴密封，而不需要再起动，每次节省天然气量约3500Nm3、电量约1120kWh。针对不同的季节，对工厂和锅炉灯光进行了最优的调整，在不需要时，可随时关闭灯光；虽然不引人注目，但是对节约能源起到了较大作用。3.1.5优化启停操作燃机发电厂每天都要对其进行起动和停机，对其进行最优的起停操作是十分必要的。在借鉴其他电厂的经验基础上，根据自己的实际情况，进行改进，逐渐形成了一套属于自己的启停方法。比如，用疏水机来加速锅炉的加热和升压；提前进行热轴密封和抽空，尽快投入并开启大旁路，减少对空排汽时间和透平热管的时间；在停机期间，汽轮机应尽可能地进行滑压，缩短蒸汽机旁路的开度，以降低损失，使循环泵尽快停下来。为启停节能提供了一种行之有效的方法。另外，为了减少脱盐的用量，在夜间停炉时，对补充水的水位进行了调整；实现了早晨锅炉起动时不开启高压汽包的定排放水，低压汽包开定排水量小。同时，总结了在启动阶段疏水的经验，减少了外部疏水阀的打开次数。3.2 燃气轮机联合循环电厂节约热能的措施3.2.1温材料的选择在电站热能损耗中，设备和管线的绝热损耗是热量损耗的主要原因。LNG 作为一种燃气轮机组，其成本相对高，因此该问题更为严重。广东在建的火力发电厂的供热价格见表1。如果使用常规火力发电机组的热价计算，深圳前湾火力发电站的热值为50.35元/GJ，大大超过了火力发电企业的平均水平。尽管一些学者提出，传统的热量定价法只适用于火力发电设备，所以将其应用到天然气发电系统的计算上会存在一定的误差，但是由此也可以看到LNG 的成本对天然气发电企业的供热成本有较大影响，所以 LNG 电站的隔热层应该比常规火力发电厂的隔热层要厚一些。然而，由于增厚的隔热层会给管线布置、应力校验、支架的结构等造成一定的难度，因此建议选用具有良好隔热性能的轻型隔热材料，并尽可能减小隔热层的厚度。3.2.2其他节约热能的措施燃煤电厂地热价（元/GJ）：台山发电厂一期工程20.24、海电厂3号、4号机组扩建工18.66、湖南华润鲤鱼江发电 B 厂21.5、汕尾电厂2X600MW 工程22.19、潮州三百门电厂工程17.37。在电站建筑设计时，应注意其他节能措施。为减小盲端疏水热损失，采用合理的排气管布局方式，尽可能地避免出现盲端；尽可能将疏水阀设置在接近管道的地方，这样可降低盲端疏水，节省热量。在疏水阀附近设置疏水阀，会导致疏水阀后面的管路中出现大量的汽水两相流动，造成管路的冲刷、腐蚀，因此需要提高疏水阀后疏水管的耐蚀性，增大管道壁厚度。这样做会增加管线的投资，但是相对于节省的热量来说，这种方法仍然是很有价值的4。尽可能地恢复蒸气管路中的疏水性。只要疏水性达到要求，可回收的疏水性，应尽可能地进行循环利用，不仅可以节省工质，而且还可以节省热量；与电容器相联接的阀门，必须具有良好的品质和密封性的真空或水封阀。与常规火力发电厂一样，通过对冷凝器的真空进行控制，可有效地提高机组的输出功率。在现有350MW 燃用 LNG 燃气轮机联合循环机组中，为了满足供水量的需要，通常采用凝汽器进行真空脱氧。因此，选用高品质、高密封性的真空阀门或水封阀对于燃气轮机联合循环机组较为重要，可节约使用其他辅助热力除氧所需的热量。参考文献1 许军伟.重型燃气轮机联合循环电厂 全厂 一体化控制应用J.内燃机与配件,2021,19.2 徐明,耿海涛.燃气轮机联合循环电厂压缩空气系统优化改造 J.电力安全技术,2018,11.3光旭,林俊光,等.9E 燃气轮机联合循环电厂余热锅炉深度节能技术改造 J.燃气轮机技术,2015,4.4 唐欣.大型燃气轮机联合循环电厂的优化设计探析 J.机电信息,2013,30.