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GE 9FA燃气-蒸汽联合循环机组闭式冷却水泵叶轮节能改造

GE 9FA燃气-蒸汽联合循环机组闭式冷却水泵叶轮节能改造

摘要:某燃气轮机电厂闭式冷却水系统的实际运行情况进行分析,认为存在一

定的节能潜力,经过改造前的分析,计算出闭式冷却水泵叶轮切削的尺寸,改造

后节能效果良好,如此将该闭式冷却水泵叶轮切削节能改造进行总结。

关键词:燃气轮机;闭式冷却水泵;叶轮;节能改造

1 前言

某燃气轮机电厂1号~4号机组为F 级燃气-蒸汽联合循环发电机组,属于GE STAG 109FA SS(S109FA)系列。燃气轮机由美国GE公司生产,型号为PG9351FA,即为箱装式发电机组

MS9001系列FA 型。压气机采用轴流式,共有18级。燃烧室型号为干式低氮DLN 2.0+。

该电厂每台机组均配备有两台闭式冷却水泵,正常情况下一用一备。利用闭式冷却水泵

把膨胀水箱的除盐水升压后,用来冷却并带走电厂生产流程中设备运转所产生的大量热量,

还可冷却由于能量转换而产生热量的设备,从而保证电厂安全运行。

闭式冷却水系统主要用户有主机润滑油冷却器、发电机氢气冷却器、火焰探测器和透平

支撑腿、LCI冷却器、高压给水泵、中压给水泵、凝结水泵、空压机、EH油冷却器等设备。

2 闭式冷却水泵改造前分析

2013年通过对该电厂四台机组闭式冷却水系统的实际运行情况进行分析,认为存在一定

的节能潜力。闭式冷却水泵额定功率为315 kW,额定电流为37.5 A。实际使用的最大工况下

为279 kW,流量为1 400 m3/h,扬程50 m。对比闭式冷却水泵出口压力(0.68 MPa)及闭式冷却水母管的压力(0.46 MPa)情况,可发现闭式冷却泵正常运行时在调节阀处存在比较大的节流损失,故进行相关试验,将1号机组闭式冷却水旁路阀全开。从闭式冷却

水母管压力情况来看,约上升了0.13 MPa,闭式冷却泵的电机电流增加约2 A。因氢冷器运

行中,要求氢气压力(额定0.41 MPa)要大于水压力,故闭式水母管旁路电动阀门全开不能

作为正常的运行方式。如此,闭式冷却水系统在母管调节阀位置存在比较大的节流损失,约20%,如果采取一定的措施降低闭式冷却水泵的出口压力,并保持旁路阀全开,那么即可取

得相应的节能效果。

3 闭式冷却水泵改造方案

3.1 闭式冷却水泵改造参数核算

水泵节能技术改造途径的主要有两类,一是变速运行,二是变径(叶轮切削)运行。重

点对叶轮切削方案进行论证,具体如下:

根据现有运行参数:泵进口压力0.142MPa、泵出口压力0.68 MPa、母管压力0.466 MPa、电机电流31.8 A。

当前闭式冷却水泵做功扬程:0.466 MPa-0.142 MPa=0.324 MPa,水泵出口阀门、弯头、

变径管等管路局部损失按0.06 MPa估算;管路沿程损失按0.02 MPa估算;则闭冷泵所需实

际扬程:0.324 MPa +0.06 MPa +0.02 MPa=0.424 MPa。

水泵流量的确定:根据闭式冷却水冷却用户流量的计算为1 231.26 m3/h,考虑到一定的

富余量,水泵流量按1 300 m3/h计算。

如此,当前闭式水泵运行扬程为:0.68 MPa-0.16 MPa=0.52 MPa,此运行扬程与上述计算

需要扬程值0.424 MPa相差较大,通过调节阀来控制母管的压力,但也存在较大的扬程损失,并最终导致闭冷水管路系统未能高效运行。

3.2 闭式冷却水泵改造

根据闭式冷却水冷却用户流量的计算为1 231.26 m3/h(见下表4),考虑到一定的富余量,水泵流量1 300 m3/h,根据上述数据,Q =1 300 m3/h、H =0.424 MPa,选取高效叶轮

(η≥86%),在满足实际工况的情况下对旧叶轮尺寸进行切削或更换尺寸切削过的新叶轮,

叶轮材质采用304不锈钢。

为观察闭式冷却水泵叶轮节能改造效果,采取先改造一台闭式冷却水泵观察效果后再推

广的方案,故首先结合2015年3月1日到2015年3月30日2号机组C级检修期间,对2

号机组闭式冷却水泵A叶轮进行节能切削改造,更换尺寸切削过的新叶轮,叶轮尺寸参数:

原叶轮外径尺寸444 mm,新叶轮外径尺寸445 mm(备注:原叶轮尺寸磨损,故原叶轮尺寸测量存在较大偏差),新叶轮流道直径切削20 mm,其它尺寸相同。

4 闭式冷却水泵改造效果分析

2号机组闭式冷却水泵A叶轮改造后运行电流由30 A下降到27 A,实际功能由280 kW 下降到252 kW,闭式冷却水母管压力由0.5 MPa下降到0.45 MPa,而闭式冷却水母管进、回水温度几乎保持不变,由此可见该叶轮节能改造方案取到良好的节能效果。

4.1 改造效果

预期:2号机闭冷泵A电流由30 A降低为25 A,功率由280 kW降低为228 kW,若闭冷泵每年运行5 000 h,则一年可节电26×104 kWh,节约成本13.3 万元。

实际:2号机闭冷泵A电流由30.5 A降低为27.7 A,功率由280 kW降低为252 kW,若闭冷泵每年运行5 000 h,则一年可节电14×104 kWh,按0.55 元/kWh计算,一年可节省7.7 万元。

4.2 工况要求

在系统运行方式及工况未变化的情况下,改造后2号机闭式冷却水母管压力由0.5 MPa 下降至0.45 MPa,而闭式冷却水泵母管温度及回水温度无变化,可见改造后的2号机闭冷泵A满足机组闭冷水系统的压力及温度需求。

4.3 闭式冷却水系统的阶段性试验

目前保持主路调门全开,旁路电动阀全关时,闭式水母管压力维持在0.44 MPa,可以满足用户需要。由于主路调阀公称直径300 mm,旁路电动阀450 mm,主路存在较大节流,通过对闭式水系统的阶段性试验,挖掘节能潜力。

有以下特点:

(1)当主路调阀全关、旁路开度30°时母管压力即可满足要求,此时电流与主路全开、旁路全关时电流基本一样。

(2)主路调阀全关,旁路开度到50°以上时,节流作用已不明显,阀门继续开大对母管压力影响较小。

(3)保证主路调阀全关,通过旁路电动门调节可以在满足母管压力的条件下进一步减小泵功率,以达到节能目的。

如上所分析,改造后的闭冷泵完全可满足机组闭冷水系统的需求。

5 结语

燃气-蒸汽联合循环机组闭式冷却水泵叶轮节能改造,其实就是对叶轮直径切削改造,该电厂在进行此项改造前进行过调研分析,同时将该情况与冷却水泵的厂家沟通,由厂家核算叶轮的强度、计算叶轮切削量并进行了动、静平衡试验合格后,才进行叶轮的节能改造,这样做既保证了此项改造工作的顺利进行,更主要的是确保了该项改造在设备上性能上稳妥安全的。

经过一年的运行观察,2号机组闭式冷却水泵A叶轮改造后电机电流、振动、温度均正常,且闭式冷却水系统的压力及温度也正常,工作节能效果显著,因此将其余三台机组也进行了相同的改造工作。

参考文献:

[1] 中国华电集团公司编. 大型燃气—蒸汽联合循环发电技术从书《设备及系统分册》[M]. 北京:中国电力出版社,2009 .

[2] 杨顺虎.燃气-蒸汽联合循环发电设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2003.

作者简介:洪宗妙(1983-),男,福建晋江人,本科,工程师,从事燃气轮机运行、检修工作。

M701F4型燃机“一拖一”多轴联合循环机组闭式水系统节能分析及优化措施

龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/f619220336.html, M701F4型燃机“一拖一”多轴联合循环机组闭式水系统节能分析及优化措施 作者:杨翔胜朱贺徐振谊 来源:《科学与财富》2017年第24期 摘要:本文针对M701F4型燃机“一拖一”多轴联合循环机组闭式水系统能耗较大的问题,对闭式水系统进行节能分析,并提出优化措施,以供大家一同探讨。 关键词:联合循环;闭式水;节能;优化 1 引言 某电厂现有两套额定功率为460MW的M701F4型燃机“一拖一”多轴联合循环机组,每套机组配置1台燃气轮机、1台汽轮机、1台余热锅炉和2台发电机。燃气轮机、蒸汽轮机与发电机布置形式为双轴,额定转速3000r/min。该厂两套机组自2014年9月建投产以来,闭式水系统一直存在能耗较高的问题,影响厂用电率。因为投产时机组为新型机组,国内并没有更多先进运行经验可以借鉴,所以在投产后两年多的运行时间里,该厂技术人员一直对闭式水系统进行节能分析,积累了较多有效的节能措施,现将节能分析及优化措施进行总结梳理,对今后的同类型机组的运行具有一定的借鉴意义。 2 设备概况 该厂两套机组闭式水系统均采用水质较好的除盐水或者凝结水补水,经闭式水泵升压,水水热交换器换热后,供水至燃气轮机、汽轮机、余热锅炉及发电机各辅助设备,直接或者间接带走各辅助设备产生的热量,保证辅助设备安全运行。冷却辅助设备后的闭式水回到闭式水泵进口,形成一个循环。两套机组的闭式水系统之间设置有两个联络电动阀。 每套机组闭式水系统分别配置一台变频器,两台闭式水泵,运行方式为:一用一备。闭式水泵为单级双吸水平中分卧式离心泵,其参数如下:流量:1980 m3/h,扬程 53m,机械密封转速:1245 r/min,电动机端看为顺时针转向,必须汽蚀余量:5m,效率:90% 。闭式水泵电机参数如下:400kW,6000V, 1486 r/min,额定电流:46.3A。 3 节能分析及优化措施 3.1 单套机组运行,另一套机组备用时,闭式水系统母管制运行 在两套机组正常运行时,每套机组闭式水系统彼此单独运行。在单套机组运行,另一套机组备用时,备用机组闭式水相关用户如燃机润滑油、密封油系统等仍需要冷却水,闭式冷却水不能中断,所以闭式水泵仍需运行。但此时两套机组的闭式水系统单独运行的话,其经济性较

GE公司F级燃气轮机总体性能参数

GE公司F级燃气轮机 1 F级燃气轮机产品系列及其性能演变 F级燃气轮机已有多种多样的型号可满足不同用户的需要,在MS6000、MS7000、MS9000系列中都有F级的产品,表1列出F级燃气轮机最新机型简单循环的性能,表2列出50Hz的F级燃气轮机联合循环(三压再热蒸汽循环)的性能。 表1 F级最新机型燃气轮机简单循环性能 表2 50HzF级燃气轮机联合循环性能 MS9001FA、MS7001FA、MS6001FA型燃气轮机都有18级的压气机和3级的涡轮机,以冷端驱动和轴向排气为特点,有利于联合循环布置。F级燃气轮机采用GE公司传统可靠的分管式燃烧系统,

并可配备双燃料燃烧系统,如在以天然气为主燃料时,可以轻油为辅助燃料。当天然气供应发生故障时,机组可自动切换到轻油燃烧,使燃机不因燃料供应故障而停机,进一步保证了机组的可靠性和可用性。机组也可根据要求,在一定条件下使用双燃料混合燃烧。此外,F级燃气轮机可燃用低热值燃料,从而扩大了发电厂的燃料使用范围和灵活性。F级燃气轮机应用于IGCC电厂,可最大程度地降低燃煤电厂对环境的影响。 GE公司在其制造MS6000型、MS7000型和MS9000型机组的基础上,发展完善了底盘部套、控制和辅机组合一体的快装模块结构,这种标准化布置可减少管道、布线及其他现场相关联接的工作量,缩短安装和启动周期,降低建设成本,同时也提高了机组的运行可靠性。 F级燃气轮机还显示出不同寻常的环保特点。由于机组的效率高,单位发电量的NO x和CO排放量较少。采用干式低NO x(DLN)燃烧室,大大降低了NO x的排放。180多台采用干式低NO x燃烧室的F级燃气轮机已累计运行近30 0万h。有些电厂的NO x排放量甚至低于10mg/kg。 1.1 7F和7FA、7FB型燃气轮机 自从1987年生产第一台7F型燃气轮机后,经过不断改进,形成了一系列F级的燃气轮机。图1以7000系列中的F级燃气轮机为例,展示了F级燃气轮机的发展过程。(图中华氏温度t F 换算因数为)其主要性能见表3。 图1 F级燃气轮机的发展过程 表3 7F系列燃气轮机主要性能

燃气轮机简介

1、燃气轮机发展史 1939年世界上第一台燃气轮机投入使用以来,至今已有65年的历史。在这65年中燃气轮机的发展非常快,其性能、结构不断地提高和完善。燃气轮机的用途已从过去的军事领域扩展到铁路运输、移动电站、海上平台、机械驱动和各种循环方式的大中型电站等。例如:简单循环、回热循环、间冷循环、再热循环、燃气—蒸汽联合循环(单压、双压、三压再热)、增压硫化床燃烧—联合循环(PFBC—CC)、整体式煤气化联合循环(IGCC)等。由于燃气轮机具有用途广泛、启动快、运行方式灵活、用水量少、热效率高、建设周期短以及对燃料的适应性非常广(各种气体燃料、液体燃料和煤)等特点,因此可以这样说,燃气轮机已经成为热机中的一支劲旅,汽轮机长期独霸发电行业的格局已经开始动摇。 近二十年来,燃气轮机在电站中的应用得到了迅猛发展。这是因为燃气轮机启动速度快、运行方式灵活,且能在无电源的情况下启动(黑启动Black),机动性能好且有极强的调峰能力,可保障电网安全运行。进入八十年代以后,燃气轮机技术得到了迅猛发展,技术性能大幅度提高。到目前为止单机容量已达334MW,简单循环的燃气轮机热效率达43.86%,已超过大功率、高参数的汽轮机电站的热效率。而燃气—蒸汽联合循环电站的热效率更高达60%。先进的燃气轮机已普遍应用模块化结构,使其运输、安装、维修和更换都比较方便,而且广泛应用了孔探仪定期检查、温度控制、振动保护、超温保护、熄火保护、超速保护等措施,使其可靠性和可用率大为提高。此外,由于燃气轮机的燃烧效率很高,未燃烧的碳氢化合物、一氧化碳、二氧化硫等排放物一般都能达到严格的环保要求。注水/蒸汽燃烧室和DLN燃烧室的应用使NOX的排放降至9-25ppm。 2、我国燃气轮机工业概况 我国解放前没有燃气轮机工业,解放后全国各地试制过十几种型号的陆海空用途的燃气轮机。1956年我国制造的第一批喷气式飞机试飞,1958年起又有不少工厂设计试制过各种燃气轮机。 1962年上海汽轮机厂试制船用燃气轮机,1964年与上海船厂合作制成550KW燃气轮机,1965年制成6000KW列车电站燃气轮机,1971年制成3000KW卡车电站。在这期间还与703研究所合作制造了3295KW、4410KW、18380KW等几种船用燃气轮机。 1969年哈尔滨汽轮机厂制成2200KW机车燃气轮机和1000KW自由活塞式燃气轮机,1973年与703研究所合作制成4410KW船用燃气轮机,与长春机车车辆厂合作制成3295KW机车燃气轮机。 1964年南京汽轮电机厂制成1500KW电站燃气轮机;1970年制成37KW泵用燃气轮机;1972年制成1000KW电站燃气轮机;1977年制成21700KW快装式电站燃气轮机;1984年与GE 公司合作生产了PG6541B型36000KW燃气轮机;从1984年至2004年已生产了PG6541B 型、PG6551B型、PG6561B型、PG6581B型四种型号燃气轮机,功率由36000KW上升到现在的43660KW。2003年国家发改委决定南京汽轮电机集团有限责任公司与GE公司进一步扩大合作生产范围,在南京汽轮电机集团有限责任公司生产S209E型燃气-蒸汽联合循环发电装置中的燃气轮机、汽轮机和发电机。 1978年东方汽轮机厂制成6000KW燃气轮机;1972年杭州汽轮机厂制成200KW燃气轮机;1972年青岛汽轮机厂制成1500KW卡车电站燃气轮机。 2003国家发改委决定在秦皇岛建一座燃气轮机生产基地,与美国GE公司合作生产MS9001FA型燃气轮机。该生产基地隶属于哈电集团,与哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂共同生产S109FA-SS型燃气-蒸汽联合循环发电设备。2004年8月在秦皇岛组装的第一台MS9001FA型燃气轮机已发运到杭州半山电厂。 3、GE公司动力系统 GE公司动力系统总部位于纽约州的斯克纳克塔第(Schenectady)市,纽约州地处美国东北

9FA燃机介绍

9FA燃机介绍 9FA燃机的研发历程 美国GE公司于二十世纪八十年代中期投入了大量资金,进行F型燃气轮机的开发研制,主要是将飞机发动机的先进技术和部件移植到工业和发电用燃气轮机上,从而使其性能大幅度提高。GE公司于1987年制成了首台60Hz的MS7001 F 型燃气轮机发电机组,输出功率135.7MW,发电效率32.8%。接着,GE公司与GECAlsthom公司联合开发,通过MS7001 F型燃气轮机的模化放大,模化系数1.2,制成了50Hz的MS9001 F型燃气轮机发电机组,输出功率 台 接着, 50Hz的9EC 型发电机组于 9F 1.9FA 以上是 冗余的计算机或传感器之一发生故障时,内部的表决逻辑将透平控制重新定向于两台能工作的计算机和传感器,因而有较高的可靠性。其辅机安装在分开的底盘上,也有一定的冗余度。 9FA型燃气轮机主要部件的结构、性能和材料的情况如下: 压气机:18级轴流式,压比15.4∶1,空气质量流量645kg/s。头两级为跨音速级,带可调进口导叶,用于调节透平的排气温度,提高运行效率。第9级和第13级开有排气口,以配合起动过程。其转子是由单个叶轮用多根IN738合金

钢轴向拉杆连接成的刚性转子,末级叶轮上附有一向心式透平槽道,将压缩空气引入中心孔,用于透平段的冷却。转子的一阶临界转速高于同步转速20%。 燃烧室:有18个逆流管环形燃烧室,直径350mm,每个燃烧室有6个燃料喷嘴,共108个燃料喷嘴。可烧天然气、蒸馏油和中热值气体燃料。两只高能点火器分装在两个燃烧室上点火,各燃烧室之间用联馅管联馅。可以注蒸汽或注水抑NOx的形成,或应用干式低NOx(DLN)燃烧室。 9FA采用的DLN-2.6燃烧室主要由火焰筒、过滤段、导流衬套、帽罩、喷嘴、端盖、前外壳和后外壳等部件构成。其中, 端盖、 每个燃烧室的5 3级第1、2 点击查看清晰大图 轴承:由拉杆组装的整体转子支承在两个可倾瓦支持轴承上,轴向推力由双销轴推力瓦轴承自行平衡。 排气:排气缸应用加长的轴向扩压器,减小了排气速度。降低了排气损失。 材料和涂层:

GE 9FA燃气-蒸汽联合循环机组闭式冷却水泵叶轮节能改造

GE 9FA燃气-蒸汽联合循环机组闭式冷却水泵叶轮节能改造 摘要:某燃气轮机电厂闭式冷却水系统的实际运行情况进行分析,认为存在一 定的节能潜力,经过改造前的分析,计算出闭式冷却水泵叶轮切削的尺寸,改造 后节能效果良好,如此将该闭式冷却水泵叶轮切削节能改造进行总结。 关键词:燃气轮机;闭式冷却水泵;叶轮;节能改造 1 前言 某燃气轮机电厂1号~4号机组为F 级燃气-蒸汽联合循环发电机组,属于GE STAG 109FA SS(S109FA)系列。燃气轮机由美国GE公司生产,型号为PG9351FA,即为箱装式发电机组 MS9001系列FA 型。压气机采用轴流式,共有18级。燃烧室型号为干式低氮DLN 2.0+。 该电厂每台机组均配备有两台闭式冷却水泵,正常情况下一用一备。利用闭式冷却水泵 把膨胀水箱的除盐水升压后,用来冷却并带走电厂生产流程中设备运转所产生的大量热量, 还可冷却由于能量转换而产生热量的设备,从而保证电厂安全运行。 闭式冷却水系统主要用户有主机润滑油冷却器、发电机氢气冷却器、火焰探测器和透平 支撑腿、LCI冷却器、高压给水泵、中压给水泵、凝结水泵、空压机、EH油冷却器等设备。 2 闭式冷却水泵改造前分析 2013年通过对该电厂四台机组闭式冷却水系统的实际运行情况进行分析,认为存在一定 的节能潜力。闭式冷却水泵额定功率为315 kW,额定电流为37.5 A。实际使用的最大工况下 为279 kW,流量为1 400 m3/h,扬程50 m。对比闭式冷却水泵出口压力(0.68 MPa)及闭式冷却水母管的压力(0.46 MPa)情况,可发现闭式冷却泵正常运行时在调节阀处存在比较大的节流损失,故进行相关试验,将1号机组闭式冷却水旁路阀全开。从闭式冷却 水母管压力情况来看,约上升了0.13 MPa,闭式冷却泵的电机电流增加约2 A。因氢冷器运 行中,要求氢气压力(额定0.41 MPa)要大于水压力,故闭式水母管旁路电动阀门全开不能 作为正常的运行方式。如此,闭式冷却水系统在母管调节阀位置存在比较大的节流损失,约20%,如果采取一定的措施降低闭式冷却水泵的出口压力,并保持旁路阀全开,那么即可取 得相应的节能效果。 3 闭式冷却水泵改造方案 3.1 闭式冷却水泵改造参数核算 水泵节能技术改造途径的主要有两类,一是变速运行,二是变径(叶轮切削)运行。重 点对叶轮切削方案进行论证,具体如下: 根据现有运行参数:泵进口压力0.142MPa、泵出口压力0.68 MPa、母管压力0.466 MPa、电机电流31.8 A。 当前闭式冷却水泵做功扬程:0.466 MPa-0.142 MPa=0.324 MPa,水泵出口阀门、弯头、 变径管等管路局部损失按0.06 MPa估算;管路沿程损失按0.02 MPa估算;则闭冷泵所需实 际扬程:0.324 MPa +0.06 MPa +0.02 MPa=0.424 MPa。 水泵流量的确定:根据闭式冷却水冷却用户流量的计算为1 231.26 m3/h,考虑到一定的 富余量,水泵流量按1 300 m3/h计算。 如此,当前闭式水泵运行扬程为:0.68 MPa-0.16 MPa=0.52 MPa,此运行扬程与上述计算 需要扬程值0.424 MPa相差较大,通过调节阀来控制母管的压力,但也存在较大的扬程损失,并最终导致闭冷水管路系统未能高效运行。 3.2 闭式冷却水泵改造 根据闭式冷却水冷却用户流量的计算为1 231.26 m3/h(见下表4),考虑到一定的富余量,水泵流量1 300 m3/h,根据上述数据,Q =1 300 m3/h、H =0.424 MPa,选取高效叶轮 (η≥86%),在满足实际工况的情况下对旧叶轮尺寸进行切削或更换尺寸切削过的新叶轮, 叶轮材质采用304不锈钢。 为观察闭式冷却水泵叶轮节能改造效果,采取先改造一台闭式冷却水泵观察效果后再推 广的方案,故首先结合2015年3月1日到2015年3月30日2号机组C级检修期间,对2 号机组闭式冷却水泵A叶轮进行节能切削改造,更换尺寸切削过的新叶轮,叶轮尺寸参数:

F级燃气机组闭冷水电导率超标分析及处理

F级燃气机组闭冷水电导率超标分析及处理 摘要:本文介绍了惠州LNG电厂M701F4型机组闭冷水系统运行情况。对#4、 #5机组闭冷水电导率超标现象进行详细分析,分析了闭冷水电导率超标的主要原因,并提出了相应的处理措施。 关键词:闭式冷却水;电导率;超标;凝结水 1.概述 惠州LNG电厂M701F4型机组共3台,每台机组的闭式冷却水设计为单元制 系统,闭式冷却水系统作用是向机组辅机设备(油系统、氢冷系统等)提供必须 的冷却介质,系统工质设计为除盐水,除盐水在系统内闭式循环运行而称为闭式 冷水,再用开式循环水-海水进行换热冷却该闭式冷水(简称闭冷水)。闭式冷却水泵进口母管内的闭式冷却水经过闭式冷却水泵升压后,进入水-水交换器,在水-水交换器内与循环水进行换热降温;冷却后的闭式冷却水经过机组闭式冷却水进口阀门进入机组闭式冷却水进水母管;然后进入各辅机设备的冷却器,冷却设备 后的闭式冷却水汇集至机组闭式冷却水回水母管,最后汇集到闭冷水泵进口母管,如图1所示。其主要用户包括各类油冷却器、发电机氢气冷却器、发电机氢气干 燥冷却器、电动机冷却器、泵冷却水、化学取样冷却器。机组闭冷水通过加氨控 制其pH和电导在合格范围,防止对金属设备的腐蚀和结垢。 图1 闭冷水流程 2.事件处理概况 惠州LNG电厂二期#4机组于2018年9月正式投入运营,自投运以来,闭冷 水系统一直运行正常,冷却效果良好,保证了机组安全稳定运行。2019年1月,#4机组闭冷水电导波动较大,运行人员现场检查出原因是水样出现气泡,后排除 气泡并手工测定闭冷水水样电导率为33.5μs/cm,按照标准,闭冷水电导率应 ≤30μs/cm,pH≥9.5。随即通知主机人员使用凝结水在线自动排补,经过一天时间 排补,闭冷水电导率不降反升,最高升至56.8μs/cm,经排查分析,换用除盐水 手动补水处理后电导率恢复至合格范围。闭冷水电导率过高时,不仅会导致结垢,腐蚀闭冷水管道,且会影响辅机设备换热效果,影响发电机氢气冷却器换热效率,从而影响机组的安全稳定运行。处理期间#4机组48小时闭冷水水质在线检测结果,如图2所示。 图2 闭冷水水质检测结果 3.原因分析 3.1在线化学仪表分析 在线电导率表常见误差来源有系统漏气、电极污染、电极常数、温度补偿等,运行人员发现电导率出现明显波动后,检查电导率表采样管内出现气泡,此气泡 进入电导表后可附着于电导电极上,导致其电导率突然上升,气泡会随着水流逐 渐缩小,直至消失,电导率则随之减小。随即通知化学仪表维护人员对电导率在 线仪表进行校表,排除气泡后,电导率波动大现象消失,人工测定闭冷水水样电 导率,并对比在线电导率表,排除了电导率表不准的情况。 3.2闭冷水系统加药分析 #4机组闭冷水泵入口加氨采用就地手动调节和DCS手动调节。当闭式冷却水

燃气-蒸汽联合循环机组冷却水系统节能降耗探索

燃气-蒸汽联合循环机组冷却水系统节能降耗探索 摘要:我公司燃气-蒸汽联合循环机组冷却水系统由循环水、开式冷却水系统和 闭式冷却水系统组成。在机组运行期间,循环水泵、开式泵运行方式的改变对厂 用电率影响较大;通过技术改造和长期运行实践,结合运行方式的合理调度,有 效地降低机组厂用电率,节能降耗效果明显。 关键词:节能降耗、变频器、厂用电率 1、概述 我公司拥有两台GE公司产PG9171E型燃气-蒸汽联合循环机组,汽机采用 LCZ60- 5.8/1.3/0.58型抽凝式汽轮机。燃机侧冷却水用户均采用闭式水冷却,汽机 侧冷却水用户除汽机发电机(风冷)冷却水,机械真空泵冷却水采用开式水冷却外,其他用户均采用闭式水冷却。循环水提供凝汽器冷却水,同时一部分作为开 式水水源,经开式水泵增压后形成开式水,用来冷却闭式水,同时提供汽机发电机,机械真空泵冷却水,开式水回水汇入循环水回水至自然通风冷却塔进行降温。 图1 自2013年机组投产至今通过对开式水系统改造、开式水泵变频改造、循环水泵运行方式的调整等手段逐渐将厂用电率从1.13%降低至1.08%,在江苏地区同 类型机组中处于领先位置。 2、优化运行前问题分析 表1 机组运行过程中闭式水泵采用变频泵运行,工频泵备用的方式。运行人员通 过调节变频泵频率,来保证闭式水所有用户可靠运行。变频器大多工作在35- 45Hz之间,节能方式主要体现在变频泵的频率上,调节手段单一,可调幅度较小。 循环水泵的运行方式6-10月期间定速泵运行,双速泵高速备用;夏季供热低 于45吨时需要两台泵同时运行;其它月份定速泵运行,双速泵低速备用;11-2 月期间若供热大于90吨时,双速泵可在低速下运行,定速泵备用。节能方式主 要依靠尽量减少双循泵运行时间,增加低速泵运行时间来实现。此外双速泵高低 速切换操作复杂(需检修配合),不便于快速切换。循环水的调节手段也比较少,但节能潜力较大,效果比较显著。 开式水泵因设计原因只配备了1台,外加一路旁路手动门(无逆止门)。4- 11月期间为满足闭式水温度要求开式泵连续运行,12-2月期间环境温度很低时手动切换至旁路运行,停运开式水泵。一方面安全可靠性较差,均为手动门,操作 不便,节能方面没有调节手段,春秋两季效用低下(闭式水温度常在15-18℃)。 3、优化运行措施 闭式水的优化措施:闭式水泵仍采用变频泵运行,工频泵备用的方式。经过 试验对比,通过控制闭式水供水压力0.3MPa,温度33℃以下,即可以保证各用 户可靠运行。较之前同等工况下变频泵频率可以降低2-3Hz,电流降低8A。 循环水的优化措施:循环水泵的运行方式视环境温度、抽汽量、机组真空等 因素,控制循环水温升在12℃以内,真空大于-94kPa,可保证机组安全经济运行。双速泵保持低速备用状态,减少切换操作;夏季供热低于45吨时两台泵同时运 行(双速泵低速运行),对比之前双速泵高速运行时电流下降15A。 开式水的优化措施:新增一台开式水泵,进出口手动门改为电动门,便于操作,也提高系统可靠性;新加开式水泵参照闭式水水泵进行变频改造。夏季变频

基于M701F4燃气-蒸汽联合循环机组辅助系统优化的探讨

基于M701F4燃气-蒸汽联合循环机组辅 助系统优化的探讨 摘要:M701F4燃气-蒸汽联合循环机组投运初期,就生产过程中存在的一些 问题,实施了一系列技术改造,提高了机组运行经济性和安全性,给机组长期安 全稳定运行打下更好的基础。 关键字:联合循环;技术改造;经济性;安全性; 某电厂建设三套东方电气生产的M701F4燃气-蒸汽联合循环机组,2019年6 月全部建成投产,投产近几年,就生产过程中存在的一些问题,实施了一系列技 术改造,有效提高了机组运行经济性和安全性,为机组长期经济高效、安全稳定 运行打下更好的基础。 一、经济性方面的技术改造优化 1.1燃机进气滤网升级改造 该厂燃机进气系统为唐纳森原装进气系统,投产时配置过滤器为除雾装置 +G4板式滤棉(粗滤)+F9 筒式过滤器(精滤)。在该配置下,机组每运行500小 时则需停机开展离线水洗,而且水洗后燃机IGV和压气机叶片也无法彻底清洗干净,日积月累,压气机叶片容易积垢甚至形成局部点蚀,不仅影响到燃机效率, 还会诱发压气机旋转失速和喘振,严重威胁到机组的安全运行。 针对该问题,该厂对燃机进气系统实施了技术改造,将第一级粗滤从G4板 式过滤器升级为进口玻璃纤维的M5袋式过滤器,同时将第二级精滤过滤精度由 F9升级为E12,通过对粗滤、精滤技术改造,不仅提升进气系统的过滤精度、过 滤面积和容尘量,而且降低了维护难度,滤网更加容易更换,在滤网压差较高时,也不会引起滤材短路现象,避免其过早堵塞而造成压差过高而被迫更换。

进气粗滤、精滤升级改造实现了燃机压气机全年免水洗,而且低廉、可靠, 每套粗滤袋整体更换只需12万,寿命周期3500小时,实际使用可达6000-7000 小时。同时可以为过滤精度更高的二级精滤保驾护航,延长其使用寿命。进气系 统升级改造后,整个进气系统过滤效率从 88.2%提升至99.9%(E12),最终穿透 过滤器的灰尘量由原来的124.00kg/年,大幅减少至0.42kg/年,全年进入燃机 内部的灰尘量仅为现在配置进入燃机内部的灰尘量的 0.34%,燃机全年平均功率 损失从 3.0%减少至0.1%,由于过滤器的阻力增加,燃机功率会由于阻力增加损 失0.2%。故综合效率及阻力的影响,其燃机全年平均输出功率约增加2.7%,机 组运行经济性得到较大提升。 1.2 闭式冷却水泵变频改造优化 该厂闭冷水系统采用母管制运行,三台机组共配置四台闭式冷却水泵和四台 管式水水换热器。闭式冷却水系统正常运行方式为:闭式冷却水泵为三运一备, 水-水交换器为三运一备,其中,闭式冷却水泵未设置变频器,只能工频运行。 由于闭式冷却水用户水侧均无在线调整流量的手段,同时闭式水泵只能工频运行,故用户水侧投运意味着冷却水量等于(甚至大于)额定工况下的冷却水量,闭式 冷却水系统冗余量较大。另外闭式冷却水泵启动比较频繁,一套机组运行时需要 启动两台闭式水泵电机,两台备用。两套机组运行时需要启动三台闭式水泵电机,一台备用。频繁启动电机时,启动电流较大,导致电缆发热,容易损坏电机端子 及影响电缆使用寿命。 为减少不必要能耗,提高系统的安全性,该厂组织开展闭式冷却水系统节能 优化研究,对四台闭式冷却水泵增加变频控制功能改造,让闭式冷却水泵尽可能 工作在效率最高点,同时闭式冷却水泵电机变频改造后,优化DCS联启控制逻辑,提高闭式冷却水系统的安全性。然后,在燃机润滑油冷油器、燃机发电机氢冷器 及燃机密封油冷油器的冷却水侧增加调节阀,并以润滑油温、氢冷器流量、密封 油温为控制对象,进行实时冷却水量调整,做到需求和供应相匹配。 项目实施完成后,闭式冷却水泵由原来工频运行时电流约370A,减少到变频 运行时电流约270A。结合该厂目前机组运行方式,以平均每天运行2.5台闭式冷 却水泵计算,全年可节约的电量约为120万kWh,大大减少了全厂厂用电量消耗。

6FA型燃气轮机联合循环机组经济环保运行探索 规章制度

6FA型燃气轮机联合循环机组经济环保运行探 索规章制度 通过对6FA型燃气轮机联合循环机组经济环保运行数据分析^p 的及整理,根据燃机电厂昼启夜停的特点,从运行调度、节能、环保角度入手总结出的燃机经济运行管理经验。 6FA联合循环机组经济协调节能环保 前言: 随着国家环保法的出台和构建资节约型环境友好型社会的要求对机组经济环保的运行水平的要求越来越高,浙江大唐国际新城热电厂建设两套燃气-蒸汽联合循环供热机组。全厂配置为:2台S106F燃气轮机、2台燃机发电机、2台余热锅炉、2台供热蒸汽轮机和2台汽轮发电机,以及相应配套设施。燃气轮机设备为GE公司PG6111FA型燃机(简称6FA)[1]。通过总结浙江大唐国际新城热电厂两台蒸汽联合循环机组投产以来的运行经验,从机组的经济调度管理、节能降耗、运行分析^p 等几个方面介绍6FA蒸汽联合循环机组经济环保运行工作。 1 全面掌握厂内生产状况

认真分析^p 内外环境影响及时对系统运行方式进行调整,如我厂对汽机循环水系统根据环境温度和机组负荷情况适时调整循环水泵运行台数,以保证汽轮机经济运行,保证厂用电率达到最低,环境温度高时,为保证机组真空度,提高经济性,使用两泵三塔运行方式,环境温度低时,一台机组运行一台循环泵;减少循环水泵耗电量。 2 调整机组负荷,避免电网考核 在保证一次调频不被考核情况下,尽量多带负荷,使机组的效益最大化最大限度避免或减少电网电量考核,发电厂机组负荷或出力接受并跟踪省调遥调负荷指令,发电厂机组负荷只能在允许的范围内波动,否则将会被处以严厉的经济处罚。保证机组出力时刻跟踪调度负荷指令,保证燃机机组AVC装置的投入率和合格率,鉴于燃机电厂启停频繁优化AVC闭锁定值,提高装置调节性能和稳定性,加强对燃机一次调频的考核管理免考申请的积极申报,调峰补偿核对。但是投运AGC机组负荷将出现波动,在燃机负荷低于85%机组效率将出现明显拐点严重影响经济性,如果进入低负荷运行将出现机组排放不达标等情况,在部分负荷时段将引起机组排气超温影响机组寿命,为满足一次调频的要求根据环境温度控制燃机FSR输出与温控限值偏差在两个基准值,避免机组进入温控模式,并根据电网公司两个细则积极申请补偿。

燃机联合循环高压给水泵变频改造问题分析

燃机联合循环高压给水泵变频改造问题 分析 摘要:介绍燃气-蒸汽联合循环机组循环高压给水泵变频改造的设计方案, 并对变频改造过程试运中的出现的问题及控制逻辑的确定进行了阐述;另外,通过改造前后高压给水泵实际运行参数的对比,对技术改造后的节能效果进行了分析。 关键词:高压给水泵;高压变频器;变频控制;工频控制,给水压力,汽包液位,节能改造,高压给水调节阀。 0引言 深能安所固电厂二期工程建有2×180MW美国GE PG9171E型单轴燃气-蒸汽 联合循环机组。采用由杭州锅炉厂生产,型号NG-S109E-R,为双压自除氧无补燃强制循环锅炉。与本锅炉相匹配的燃机为侧向排气型,带有独立的排气烟囱,有效保证了锅炉出力及正常运行,旁通烟囱配置无泄漏烟气挡板及控制调节系统。锅炉汽水系统含高压汽包、低压汽包,锅炉给水经各自的给水操作台进入省煤器加热后,接近饱和温度的水进入汽包,机组满负荷运行时,高压给水流量178t/h,高压给水调节阀最大开度55%左右,此处的节流损耗较大。为了提高系统运行效率,实现节能降耗,配合低碳经济发展。因此在高压给水泵电机上进行了变频改造技术。 1设备简介 该厂单台机组共设有2台100%容量的高压给水泵,一台工频运行,一台工频备用,给水出口母管压力9Mpa左右,给水泵为电动,卧式,多级,离心水泵, 转速2980r/min,高压给水泵电机为ABB公司的AMA400L2ABAH型电机,额定功率750kW,额定电压6kV,额定电流84A,功率因素0.89,转速2985r/min.

2变频器运行控制方式的选取 在锅炉启动初期的工况中,宜采用恒压供水方式,特别是外网系统频率极不 稳定经常出现系统崩溃现象事故情况下,汽机OPC 动作后,或者汽机跳闸后,汽 包压力变化较大,造成汽包水位波动较大。,通过变频器调速,使得水泵的出口 压力略高于汽包压力,且为一恒定值,可使得给水泵出口压力得以降低。但其压 力必须大于汽包的最大压力,否则当锅炉汽包压力大于给水泵出口压力时,将无 法保证锅炉正常上水。当汽包压力较低时,与给水泵出口压力大的差值仍然较大,上述现象仍不能有效改善。 在机组运行正常的工况下宜采用差压供水,分别取锅炉汽包及给水泵出口的 压力,送入差压变送器,其压差信号经PID 调节器与设定值进行比较后,送到变 频器,控制给水泵电动机的转速,构成闭环控制系统。正常运行中随着锅炉汽包 压力的变化,变频器的输出频率将自动改变,水泵的转速也相应的改变,始终使 给水泵的出口压力跟踪且大于锅炉汽包压力,其差值保持在设定值。这样在绝大 部分时间里水泵运行速度将低于额定转速,因此不但水泵的功率消耗将大幅降低,而且水泵的磨损也大为减轻。 4运行方式的改变: 考虑到目前高压变频器的经济成本较高,高压给水泵变频改造采用“一拖二”的改造方案,2台高压给水泵共设一套变频器。正常情况下,运行人员可任意选 择一台高压给水泵变频运行,另一台高压给水泵作为工频备用。当运行高压给水 泵故障跳闸后,系统自动连锁启动备用高压给水泵工频运行。 5变频改造后试运行中出现的问题: 1. 因为燃气-蒸汽联合循环机组中燃机启动较快,启动后可迅速带满负荷。在 机组冷态启动初期和燃机低负荷运行时,采用高压给水泵变频器可采用频率固定 模式,锅炉启动过程中,通过调节高压给水调节阀开度来满足锅炉给水量的需要。 2.

电厂循环水泵变频改造

电厂循环水泵变频改造 陈正建 【摘要】针对变频改造后出现的泵的最小流量限制和循环水母管充水要求,通过理论分析和试验,确定了运行的边界,保证设备和系统的安全.为了使得机组在最佳真空下运行,通过试验和估算找出变频泵的最佳运行工况,提高了循环水泵运行的灵活性,降低了厂用电率. 【期刊名称】《发电设备》 【年(卷),期】2016(030)003 【总页数】5页(P183-187) 【关键词】循环水;变频;最佳真空;厂用电率 【作者】陈正建 【作者单位】深圳能源集团股份有限公司东部电厂,广东深圳518120 【正文语种】中文 【中图分类】TK477 循环水泵是燃气-蒸汽联合循环电厂最大的耗能设备,某电厂3台联合循环机组配置了3台循环水泵,设计的循环水泵系统在运行方式上缺乏灵活性,不能在电厂两班制运行方式下经济运行,浪费大量厂用电。笔者重点分析了变频改造后,为了保证满足循环水泵最小流量要求和循环水爬坡母管充水等边界条件,对循环水泵变频后的运行频率进行了限制,保证设备和系统安全。在安全边界范围内,通过凝汽器真空变化对汽轮机功率微增影响的试验方法,得出了最佳真空对应的循环水泵运

行方式和频率定值,保证机组运行在最经济工况点。循环水泵变频改造后的经济效益显著,灵活性明显增强,达到了预期的改造效果。 某电厂安装3台350 MW联合循环机组,电厂的循环冷却水系统采用海水直流供水,取排水口均设在海边。 冷却水工艺流程为:海水→前池→净水间→循环水泵房→压力管→凝汽器及辅机冷却器→排水孔→虹吸井→排水沟→排水口→海水。循环水系统采用双母管制供水,3套联合循环机组配套3台循环水泵,2条循环水母管,3套虹吸井,以及1条钢筋混凝土自流排水沟。循环水母管间设有联络管,排水沟间也设有联络沟[1]。 图1为该电厂循环水系统图。 循环水泵额定流量为7.05 m3/s,扬程为23 m,泵出口均安装有液控式缓闭蝶阀,减小水锤风险。单台循环水泵电动机功率为2 200 kW,电压为6 kV。 按照设计,电厂3台机组配备3台循环水泵,为满足夏季海水温度最高时的循环 冷却需要,3台泵同时运行;冬季工况下可以按照三机二泵运行,在满足冷却需要的情况下冬季运行可节约厂用电。实际运行中,这样的配置相对于两班制运行的机组缺乏灵活性,经济性差。根据2012年统计,1—4月和12月的冬季工况,几 乎没有出现3台机的运行工况。冬季典型的两班制运行情况见图2。 冬季每天06:00左右开机,运行到22:30左右停机,一周除了周日可能开1台机或不开机,其余时间基本都开2台机。这种情况下,开2台机时需要2台泵, 开1台机时需要1台泵,和设计的二泵三机运行方式背离,循环水明显过剩,造 成严重浪费。夜间停机后也需要维持1台泵运行,由于没有大的热负荷,所需循 环水量很小,浪费严重。在春秋季,开2台机需要2台循环水泵,此时的循环水 流量还是过剩。另外,对于不同的机组负荷,循环水的需求量也不同,定速泵此时缺乏明显的灵活性。笔者主要分析机组全停工况和冬季工况的情况。 机组主要是两班制运行,夜间机组调停后,仍需要少量的循环水冷却轴封蒸汽和部

V94.3型燃气—蒸汽“一拖一”联合循环机组应用研究

V94.3型燃气—蒸汽“一拖一”联合循 环机组应用研究 摘要:燃气-蒸汽联合循环机组作为国家新型热电模式,以其能源利用率高、负荷调节性能好、清洁环保污染少等优点,深受电力行业各企业的广泛青睐。同时,作为电力行业的高端先进技术,燃气轮机联合循环机组的控制系统具备自动 化集成程度高、控制性能精确性好的特点。因此,研究国内新型燃气轮机联合循 环机组的控制系统,对系统结构进行分析,深入理解控制系统的设计与应用,为 实现大型燃气轮机国产化打下基础。V94.3A型燃气轮机是从西门子引进设备的主 要机型,从设备的整体质量水平来看,该机组的整体性能和运行中的实际可靠性,在世界重型燃气轮机中处于领先地位。 关键字:联合循环机组;燃气轮机;性能 1.研究背景 近年来,随着环保压力的不断提升,燃气机组在各个电厂中的应用越来 越广泛。长期以来,煤电是我国乃至世界电力工业的主导,但依靠燃煤的蒸汽轮 机电站来实现发电存在着供电效率不高的问题。同时,燃煤的蒸汽轮机的日益严 重的煤电污染排放的问题给社会的发展带来了一定的压力。而燃气轮机,特别是 目前生产的大型燃气-蒸汽联合循环机组,由于具有效率高、启停速度快、调峰 性能好、环保性能好、占地少、运行自动化程度高等优点,逐渐受到电力行业的 青睐,很好地解决了燃煤电站所面临的两大问题。 2. V94.3A型燃气轮机概述 2.1 V94.3A型燃气轮机介绍 V94.3A型燃气轮机在西门子原有的各项成熟技术的基础上,又有很多新 颖的设计。与以往设计的燃气轮机相比,V94.3A型燃气轮机还拥有多方面创造性

的设计。V94.3A型燃气轮机的叶轮之间,通过Hirth齿啮合,并通过中心拉杆轴 向固紧。同时,转子的设计,采用中空结构,具有重量轻、强度高的优点,使转 子可以满足快速启动的要求,利用发动机作为启动的电动机,可使其在6分钟内 达到额定转速。由于它产生的失速扭矩小,即使在极少发生的超高负荷状况下, 仍能保持运行,并且在任何运行条件下各级轮盘均可以单独自由膨胀。在第一次 完成动平衡后再检修期间拆装轮盘后不用再做动平衡。 在压气机上对压比设计点进行优化设计,此外采用控制扩散翼型,并使 用可调进口导叶。高效率的轴流式压气机采用三段放风方式进行控制,可以正对 不同工况下压气机通流部分的不同区域工况条件进行分别处理,同时通过可调节 进口导叶在保证稳定风量的前提下,是压气机处在最佳效率状态下运行。即使负 荷变化,进口可调导叶仍能保证机组的排气温度保持不变,且输出功率维持在较 高的范围内,允许在一定的超速或低速范围内运行。 燃烧器采用干式低NOx,环形燃烧室对冷却空气的要求低,为了降低 NOx的排放,可以通过喷入冷却空气的方式实现,当出现由于流动以及温度分布 不均造成透平入口温度升高时,仍能保证低 NOx的排放。在特殊情况下同样可以 通过喷水或者喷整齐的方式达到降低 NOx的目的。它的系统采用了多燃料多燃烧 方式,气体与液体燃料情况下都能保证灵活、稳定、清洁地燃烧,而且它可以实 现天然气与燃料油的相互切换,在60%负荷工况下仅需要5分钟就可以实现无扰 切换,而在 40%-50%负荷工况下可以实现扩散燃烧到预混燃烧的无扰切换。 2.2燃气—蒸汽联合循环系统介绍 燃气-蒸汽联合循环发电机组顾名思义就是将燃气轮机循环发电、余 热锅炉、蒸汽轮机循环发电联合在一起的整个系统。燃气轮机带动同轴的燃机发 电机旋转发电,燃气轮机做功后的尾气(达600℃左右)进入余热锅炉将水加热 为过热蒸汽,过热蒸汽再进入汽轮机做功,带动汽轮发电机发电的整个循环过程,再配以各种辅助系统、测量、监控系统等就构成了燃气—蒸汽联合循环发电机组 系统。

燃气-蒸汽联合循环简介

燃气-蒸汽联合循环简介 摘要:本文主要介绍燃气-蒸汽联合循环机组的工艺流程,特点,主要燃机厂家的燃机和联合循环机组型号,燃机电厂的分类和布置方式,联合循环机组的主要设备,主要建构筑物,造价及成本情况等。 关键词:燃气-蒸汽联合循环机组工艺流程 本文从联合循环机组的工艺流程、特点、分类和布置方式、主要设备、主要建构筑物、造价及成本情况等方面介绍燃气-蒸汽联合循环的发展现状。 一工艺流程 天然气在燃气轮机中直接燃烧做功,使燃气轮机带动发电机发电,尾气做功后经排汽管道直接排至大气,此时称为简单循环发电;若利用燃气轮机产生的高温尾气,通过余热锅炉,产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮机,带动发电机发电,此时称为联合循环发电。目前,燃气轮机的制造技术得到迅速发展,燃气轮机的可用率及可靠性越来越高,应用燃气-蒸汽联合循环发电技术已经完全成熟。 二联合循环机组的特点 1.有利于环境保护 燃气轮机利用天然气发电,相对其他燃料发电,其燃烧后不会产生二氧化硫,不会增加空气中二氧化硫的浓度;氮氧化物的排放仅为燃煤的19.2%,二氧化碳的排放量为燃煤的42.1%,可以起到改善生态环境,保护环境的目的。 2.发电热效率高 随着燃气轮机发电技术的成熟,目前联合循环发电热效率已达到55%,能大大节约燃料资源。 3.电厂占地面积小 燃气轮机体积较小,辅助系统少,因而其占地面积小,可节约宝贵的土地资源。 4.系统简单,运行维护方便 燃气-蒸汽联合循环电厂自动化程度高,操作及控制简单,能节约大量人力资源,提高工作效率,降低劳动力成本。另外,设备简单,故障率较低,运行维护方便,维护费用较低。

5.节约用水 由于燃气轮机不需要冷却水,只是余热锅炉需要淡水,蒸汽轮机需要冷却水,其需水量大大降低,比较适合缺水地区发电。 6.工期短 由于燃气轮机设备简单,且多为组装式,因而建设工期短,比传统燃煤(油)电厂可节省工期一年。 三燃机和联合循环机组型号 目前国际范围内主要的燃机厂家有:美国GE,日本三菱,德国SIEMENS,法国ALSTOM等,目前大多的国外燃机厂家已经将制造技术分别转让给国内三大动力集团,关键部件在国内的合资厂生产:美国GE与哈尔滨电力集团,日本三菱与东方电力集团,德国SIEMENS与上海电气集团均以转让制造技术的方式进行合作。 燃机种类可以分为重型和轻型两大类,其中重型燃机多为工业用、大型燃机,一般出力在40MW以上,轻型燃机多为航空改造、小型燃机,一般出力在40MW 以下。 1.美国GE燃机型号:LM6000(轻型),PG9171FA(重型),PG6541B—6B,PG6101FA—6FA,PG7111EA—7E(60HZ),PG9171E—9E,PG9351FA—9FA、9FB,9H;目前由GE燃机组成的联合循环机组型号常见如下:S106B、S209E、2×S109FA,其中:S指STAG-STeam And Gas的首字母,106B即由一台型号为6B的燃机组成的联合循环机组,出力约为60MW左右;209E即由两台型号为9E的燃机组成的联合循环机组,一般一套9E组成的联合循环机组出力约为180MW左右;2×S109FA指由两套型号为9FA的燃机组成的联合循环机组,每套1台燃机,一般一套9F组成的联合循环机组出力约为400MW左右。 2.德国SIEMENSA燃机型号:SGT5-2000E、SGT5-4000F,其中SGT表示Siemens Gas Turbine,2000E和4000F分别相当于美国GE的9E和9F系列。由SIEMENS燃机组成的联合循环的型号如下表示:SCC5-4000F,CC表示联合循环,-4000F表示一套9F系列燃机组成的联合循环机组,出力约为400MW左右。 3.日本三菱(MHI)燃机型号分别用D/F/G/H和M501D/M701F/M701H来表示,由日本三菱燃机组成的联合循环机组型号可用如下表示:2×M701F,指由2台型号为M701F的燃机组成的联合循环机组。 4.燃机还可以根据出力来进行分类: 常规燃机(第二代):单循环出力为150MW等级、燃烧温度低于1205℃,即“E”级及以下燃机;先进的燃机(第二代):单循环出力为250MW等级、燃烧

GE 9FA燃气轮机关键技术分析

GE 9FA燃气轮机关键技术分析 摘要:目前来看,GE发电用燃气轮机的设计技术已经有了完整的系列,比如单 轴轴流式压气机在保持已有的压气机可靠性的同时,逐步把流量、压比和效率进 行提高;各种燃气轮机也渐渐形成了从A、B、C、E、EA、F、FA和FB等一系列 的产品。采用这种渐进的方式发展系列产品,可以最大限度地利用从前成熟的设 计经验,使燃气轮机性能提高的同时,又保持了较高的可靠性。 关键词:9FA;燃气轮机;技术分析 GE所采用的是尺寸模化设计技术,使用以直径比来定义为模化系数,模化系 数和转速成反比,功率、流量和模化系数的平方成反比,在机械尺寸缩小或是放 大的同时增加或是降低它的转速,这样就可以获得到机械与气动性能相似的燃气 透平系列和一组压气,并且在试验台上全面的进行试验,从而使机组具有优良的 起动和变工况特性得以保证。但由于模化设计技术对于燃烧室的开发不适用,原 因是燃烧室在模化设计中不能获得化学反应、相同的传热和气体混合的过程,所 以仍然沿用边设计边在试验台上进行全负荷试验的方法来对燃烧室进行研发。 一、GE 9FA燃气轮机关键技术 1、压气机的高压比 为了使热效率和燃气轮机容量提高,GE引入了较为先进的航空空气动力学设 计方法(比如具有大容量空气流量的超音速压气机叶型),FA级压气机增加了第 零级(第零和第1级都工作在跨音速区),并且采用了可以大幅度增加压气机的 空气流量和压比技术。GE所采用尺寸模化设计方法来对通流面积和压气机直径放大,从而增加空气压比和流量。如果只是简单的把压比提高,就可以使用增加压 气机级数,但是对于单轴轴流式压气机来说,压比在提高过程中,压气机的效率 也就越来越低,并且级数比较多的压气机在前后级间容易发生失速、不协调以及 喘振等问题。在9FA单轴燃气轮机中,GE就采用了压气机进口可调导叶(IGV),来对压气机起动时调节空气流量进行适应以及对联合循环低负荷的性能进行改善;在压气机第9 与13 级都布置有抽空气口,并且回送到压气机入口(IBH),从而 使压气机进口空气温度提高,以防空气中的水汽析出,还有控制喘振的功能。通 过这两项技术使9FA燃气轮机单轴压气机级数增加至18级,流量为623.7kg/s, 压比为15.4,取得了较宽的喘振裕度与高效率。 2、燃气轮机的耐高温性能 对燃气透平进口温度提高,是循环效率得以提升的一个有效途径,但燃气透 平进口温度的提高,主要是受高温部件(静叶片、燃气透平动、喷嘴以及燃烧室等)强度的一些限制。因此,GE在透平级设计上,采取大焓降,并改进空气冷却方式和采用更加好的耐高温材料等措施。燃气透平使用大焓降级的设计和低反动 度的冲动式第1级,使第1级静叶有大的温降,可以降低第1级动叶片的工作温度,从而减少冷却动叶片的空气量,使机组性能能够有效改善,从而延长叶片的 使用寿命。 燃气透平第1 级动叶片采用定向凝固的GTD2111(即DS GTD2111)材料,它 是一种 超耐热的高温镍钴基合金,相比于等轴晶粒的GTD2111,使燃气透平的进口 温度提高66±C。动叶片和透平级静叶相同,都使用了Ni基合金。燃气透平喷嘴 也比叶片有着更强的抗高温蠕变的强度,因此GE开发了改善真空铸造成型喷嘴 技术和蠕变强度的GTD2222合金材料。为提高喷嘴、叶片的耐高温、抗腐蚀性能,

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