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对近期我国燃气轮机电厂设计原则的建议


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歪太地区燃气轮机发电应用及气体燃料技术研讨会论文

编号:

对近期我国燃气轮机电厂设计原则的建议
潘锡良 (国家电力公司华东电力设计院,上海 200063)

摘要:从近期我国建设燃机气轮电厂的技术、经济、适用条件出发,概述燃气轮机电厂设计原则的 建议,包括燃气轮机、汽轮机、余热

锅炉的选择,主厂房布置,电气系统设计,控制方式与水平, 燃料选择等。 关键词:燃机电厂; 设计原则

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引 言
从上世纪 80 年代末以来,我国南方地区与有油气资源的地区,为了解决电力负荷紧张状况,

曾先后建设了一批燃气轮机电厂,总容量约 7 000 MW 以上,从而为缓解这些地区的电力供应发挥 了积极作用。然而,限于当时的技术和资金,燃气轮机的单机容量均较小(一般为 36 MW,较大的 为 100 MW),而且较多采用简单循环运行,露天布置,燃料大多采用进口 180 cSt 重油;即使采用 联合循环机组,也多为多轴配置,所以全厂热效率只在 43%左右。当时我国建设的燃机电厂技术水 平落后于世界先进水平,只能视为我国燃气轮机发电技术的起步阶段。 近期内,随着西气东输工程的逐步实施,以及改变火电厂的燃料结构和改善环境污染,我国将 建设一批技术先进的大容量燃机电厂,燃机容量可望达到目前世界上技术成熟的 200 MW 级及以上。 为此,对燃机电厂的建设标准和技术原则有必要结合国情进行探讨,以便适应发展的形势。

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燃气轮机选择
一般而论,燃气轮机发电机组具有系统简单、建设周期短、起停快、变负能力强等特点,在电

网中可承担调峰负荷、应急负荷、中间负荷和基本负荷。燃机电厂的燃气轮机发电机组的循环方式 有简单循环和燃气-蒸汽联合循环两种,可根据负荷性质和经技术经济比较后确定。 单机容量较小(大多 100 MW 级以下) 、年利用小时低的燃气轮机,可以采用简单循环,是否预 留加装余热锅炉和汽轮机场地,可根据负荷发展预测或规划,并经技术经济比较后确定。

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当采用大容量(燃机 200 MW 级及以上)联合循环机组,且燃气轮机与汽轮机同期建设时,宜 优先采用同轴(即单轴)配置方式。对同容量的联合循环机组,单轴配置的联合循环机组在占地面 积、主辅机台数、厂用电率、单位千瓦造价、起动速度、控制方式等方面具有诸多优势。 然而,如果考虑一时筹集大量资金有困难或者电网急需电要求电厂尽快投产,或者根据电网要 求建设的机组承担尖峰负荷等因素,则燃机电厂可分阶段建设,即先上简单循环机组承担电力负荷 或满足电力调峰需要,并解决已筹集到的资金还贷需要;以后再根据资金筹集、电网负荷发展等条 件,进行余热锅炉、汽轮发电机组的建设,形成燃气-蒸汽联合循环电厂。在此情况下,宜考虑采 用多轴配置形式。 燃机电厂宜选用重型燃机,对燃料的适应性强,排气温度高,排气余热能量可用率大,特别适 合联合循环;轻型燃机为航空改装型燃机,燃料为天然气或轻油,设备重量轻、机组起停快,适合 简单循环,大多用于调峰或机械驱动。

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余热锅炉选择
燃气-蒸汽联合循环机组采用一台燃气轮机配一台余热锅炉,不设备用,无论何种配置形式,

在一定的传热条件下,接受燃机定量排气的余热锅炉受热面基本上是恒定的,一台燃机配一台余热 锅炉比多台燃机配一台余热锅炉在投资方面虽然增加一些,但在运行和管理上要比多台燃机配一台 余热锅炉更方便、更灵活,设计上也简单。若采用备用余热锅炉,显然投资增加,系统连接也较复 杂,一般没有必要设置备用余热锅炉。 余热锅炉应根据蒸汽循环的要求和燃机排气特性进行设计,应能适应燃气轮机快速起动的特 点。因为作为无补燃的余热锅炉,其唯一的热源是燃机排气中的可用能,故余热锅炉的设计必须依 据燃机排气特性。由于燃机起动迅速,不少电网要求联合循环电厂承担调峰负荷,电厂应在较短时 间内起动,若余热锅炉不具备快速起动特性,那么联合循环中燃机起动快的性能就受限制。 余热锅炉炉型有强制循环(立式)和自然循环(卧式) ,可根据工程具体情况经比较后确定。 西欧比较流行强制循环,北美和日本则较多使用自然循环;近年来,国外不少余热锅炉制造商已成 功开发了立式自然循环余热锅炉,国内杭州锅炉厂已引进余热锅炉制造专利。这两种余热锅炉各有 特点,强制循环型因设有循环泵而起动快速且简易,但增加厂用电率。 烟囱的设置可根据机组循环方式、余热锅炉型式及布置方式等因素确定,烟囱的高度应满足环 保要求。简单循环机组宜每台燃机设置一座钢制烟囱;联合循环机组,当燃机与汽轮机为多轴配置 时,需设置旁路烟囱和余热锅炉烟囱。大容量单轴配置的联合循环机组,可以一个单元机组设一座

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烟囱;如果条件允许几个单元机组(最多 4 个单元)也可设置一座集束烟囱,这样烟囱的高度可能 高些(日本燃机电厂的集束烟囱高达 200 m) 。

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蒸汽轮机选择
联合循环机组每个单元只设置一台蒸汽轮机,即由一台燃机与一台余热锅炉或多台燃机与多台

余热锅炉与一台蒸汽轮机组成一个单元。蒸汽轮机功率为单元内燃机功率的 1/3~1/2 左右。这种 配置方式在国外普遍采用。 蒸汽轮机的进汽量应与相应的余热锅炉最大蒸发量之和相匹配;蒸汽循环采用单压、双压或三 压,无再热或有再热应经技术经济比较确定。因为联合循环燃机电厂中,余热锅炉产生的蒸汽量受 控于燃机的排气参数和流量、余热锅炉的排烟温度和节点温差,在燃机机型、余热锅炉出口蒸汽参 数与最佳节点温差确定之后, 余热锅炉的蒸汽量也就确定了, 至于余热锅炉的压力级数和有无再热, 除与燃料品种、燃料价格、运行小时数和设备投资费用等有关外,还决定于燃气轮机的排气温度, 根据国外燃机电厂的经验,当燃气轮机的排气温度低于 538 ℃时,只采用单压蒸汽循环。 对多台燃机与一台蒸汽轮机组成一个单元的联合循环机组,其每个单元蒸汽系统应采用母管 制,以利蒸汽进入蒸汽轮机前温度混合均匀。对于单轴配置的联合循环机组,其蒸汽系统应采用单 元制,不考虑交叉运行。 联合循环机组热力系统中除氧,可按规定设除氧器,也可采用凝汽器真空除氧或利用余热锅炉 低压汽包除氧。

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主厂房布置

简单循环和多轴配置方式中燃气轮机发电机组可采用露天布置。因为燃气轮机发电机组均为集 装箱式快装机组,由起动与控制间、燃机间和发电机间等模块组成。所有模块装有隔音罩壳,阻止 了运行时噪声的外传;在燃机进口空气管道上采取装设高效消音器等措施,使机组噪声水平达到国 家标准。当然,在有特殊要求的地区(特别靠近居民区) ,也可采用室内布置。为了防止机组振动, 整套设备均安装在共用底盘上,再将其安置在钢筋混凝土基座上。 余热锅炉宜露天布置。余热锅炉的热源主要来自燃机排出的高温烟气,特别对无补燃的余热锅 炉,炉前没有燃料系统与相应辅机设备,余热锅炉只是一个热交换整体。当然,对于严寒地区,为 保护锅炉本体和相关附件,也可考虑室内布置。

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蒸汽轮发电机组采取室内布置。当蒸汽轮机为轴向排汽时,可不设运转层低位布置;只有蒸汽 轮机向下排汽时,才设运转层高位布置。 对于单轴配置的大容量联合循环机组,国外采取室内布置方式。目前,国外对这种配置有两种 连接形式,GE 公司和日本三菱公司的机组采取燃气轮机(GT)+蒸汽轮机(ST)+发电机(GEN) 连接形式,而 SIEMENS-WH 和 ABB-ALSTOM 公司的机组采取燃气轮机(GT)+发电机(GEN)+同 步离合器(SSS)+蒸汽轮机(ST)连接形式。前者连接形式中发电机在一端,发电机出线布置和 抽转子检修均较方便,但蒸汽轮机在中间,汽机向下排汽而整套联合循环机组需布置在运转层上, 并在运转层设有中间检修场。后者连接形式发电机在中间,检修抽转子需将整台发电机吊出或横向 平移到旁边才能实施,但蒸气轮机可以采用轴向排汽,从而降低整套机组布置中心标高,并可在零 米层设置中间检修场。为此,对单轴配置联合机组的选择,需要经综合论证后选定。

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燃料系统选择

目前,燃气轮机只能燃用气体燃料和液体燃料,尚不能直接燃用固体燃料。当燃用原油或重油 时,燃机起停阶段必须采用轻油对燃油系统进行清洗,机组起动时先采用轻油还可使点火和燃烧稳 定。 考虑到燃机燃用的重油(180 cst)多数为进口,路程长影响运输的因素多,燃机电厂总贮油 不应小于全厂 15 天耗油量。原油、重油罐不应少于 3 个,轻油罐不应少于 2 个。净化油直接送燃 机燃烧,虽然已经油处理将水份和杂质极大部分分离掉,但净化处理后还需进行至少 24 小时的沉 淀,净化油罐采用浮球式高位吸油,使燃用油更为清洁。为此,净化油罐宜设置 3 个,1 个用于油 处理后进油,1 个沉淀 24 小时,一个供燃机用油,3 个油罐轮换使用。 经处理后的燃油,其质量标准应满足燃机制造厂要求;油处理设备不应少于 2 列,每列需要按 24 小时连续运行考虑,当处理容量最大的一列停用时,其余各列的处理容量不应小于全厂燃机的总 耗油量。 输油泵宜采用螺杆泵,将燃油自贮油罐输送至油处理室,每组燃机或全厂油泵宜设 2~3 台, 其中 1 台备用;其进出口油管道均宜采用母管制。将净化油自油罐送至燃机的用泵为供油泵,每台 燃机为 2 台泵,1 台运行、1 台备用;其进口油管道为母管制,出口油管道大多为单元制。 卸油泵型式应根据油质、卸油方式等因素确定,其台数不少于 2 台,当其中 1 台停用时,其余 各泵的出力应满足在规定的卸油时间内卸完来油的要求。当水运来油时,应按商定的油船吨位与卸

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油时间确定;当铁路来油时,应按卸油站台可一次容纳 12 节~24 节油槽车、卸油时间为 6~12 小 时确定。 当燃用天然气时,则需弄清气体品质、气源供应充分保证。进厂输气管道宜按电厂规划容量一 次建成并装设安全设施,进厂天然气应已经净化处理。天然气系统和调压站(当天然气压力高于燃 机要求时为调压,若天然气压力低于燃机要求时需设增压机增压)的布置,应符合工艺流程和工艺 设计要求;调压站可露天或半露天布置,调压站管线需分几路和设置旁路;增压机应室内布置,一 般不少于 2 台,其中 1 台备用。厂内天然气系统应设置放散管(或塔) ,其高度需在 40 m 以上;并 且设置天然气管道停用时采用惰性气体置换系统。 燃料选择中,除上述的工艺要求必须认真考虑外,对其价格与上网电价及年运行小时数之间的 经济效益关系必须进行认真分析。

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电气系统设计
调峰用燃气轮机发电机组采用发电机变压器组单元制接线时,可以采用双绕组变压器用一种升

高电压与电力系统连接, 且应选用适宜于频繁操作的无油断路器。 至于发电机出口是否装设断路器, 尚需进行技术经济论证决定。如果发电机出口不设断路器,则可以设置从系统供电的公用负荷变压 器,并兼作起动/备用变压器,公用负荷设置备用电源。非调峰用燃气轮机发电机组可以由第一、 第二台(套)燃气轮发电机组各带 50%的公用负荷作为公用负荷的备用电源;若有第二台(组)高 压厂用备用变压器(电抗器)则可以采用第一、第二台(组)高压厂用变压器(电抗器)互为备用 的接线。 容量为 60 MW 及以下机组的发电机电压, 当有发电机电压直配线时, 按地区网络的要求采用 6.3 kV 或 10.5 kV;发电机与主变压器成单元连接,而且有厂用分支线引出的情况下,可以采用 6.3 kV。 高压厂用备用或起动/备用电源,单轴配置的联合循环机组可以按每台机组选择,多轴配置的 联合循环机组按每套机组选择,简单循环则按每台燃气轮机发电机组的容量选择。调峰用燃气轮机 发电机变压器组的发电机出口不设置断路器,则设置第二台(组)高压厂用备用变压器(电抗器) 的条件可以放宽;如果发电机出口装设断路器,则每 4 台(套)及以下机组装设一台(组)起动/ 备用变压器,全厂同容量机组超过 4 台(套) ,可以再增设一台(组)高压厂用起动/备用变压器作 为备品。 简单循环及单轴配置联合循环机组的发电机容量为 200 MW 及以上时,需要设置交流保安电源, 多轴配置的联合循环机组可以按每套设置交流保安电源;发电机容量小于 200 MW 的非调峰用燃气 轮机应根据制造厂的要求决定交流保安电源的设置。

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发电机容量为 200 MW 级以上,每台机组可以设置二组(动力控制合并供电)或三组(其中二 组对控制负荷供电,一组对动力负荷供电)蓄电池;发电机容量为 200 MW 及以下,每台机组可以 设置一组动力控制合用的蓄电池或动力控制分别供电的二组蓄电池。

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控制方式和控制水平
简单循环的燃气轮机发电机组,燃机本体配套供应一套微机控制系统,在就地控制室内有组装

的控制盘、盘上设置了必要的仪表即一套 CRT 操作站,对机组进行起停控制。 从简单循环转入联合循环后,监控和操作集中在控制楼集中控制室,按单元(即每套)联合循 环机组设置一套微机分散控制系统(DCS) ,其他辅助系统可设置各自独立的监控装置,重要信号通 过专用通讯接口送至集中控制系统 DCS,以便集中控制。几个单元的 DCS 系统可安置在一个集中控 制室内,网络控制也可放在其内。 联合循环机组的 DCS 可实现:以 CRT 键盘为中心进行联合循环机组的监视和控制;在联合循环 机组起停和正常运行及异常工况时能对有关参数进行采集、制表、事故追忆与正常工况下的性能计 算;根据人工指令进行各种运行方式的切换及按电网对联合循环机组的负荷要求进行功率调整;在 辅助车间少数操作人员的配合下,可在集中控制室实现联合循环机组在各种工况下的起停。 DCS 的功能复盖面应达到:数据采集(DAS) ,模拟量控制(MCS) ,顺序控制(SCS) ,汽轮机电 液控制(DEH,与 DCS 有接口) ,汽轮机旁路(BPS) ,燃机控制(与 DCS 有接口) ,烟气旁路(多轴 配置有旁路烟囱时) 。

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循环水供水系统设计
当采用地表水(海域、江河、水库)作水源时,设计枯水流量的保证率 P 按蒸汽轮机的容量选

取:对于 50 MW 以下的蒸汽轮机,P=90%;对于 50 MW 及以上的蒸汽轮机,而且联合循环机组带 调峰负荷,P=95%;联合循环机组带基本负荷,P=97%。当采用地下水作水源时,取用水量不可 超过按枯水年或连续枯水年经水量平衡计算后的允许开采量。 直流和循环供水系统应分别根据历年月平均水位、水温与历年平均气象参数,结合蒸汽轮机特 性和系统布置进行优化计算。冷却水最高计算温度分别根据历年最炎热时期(以 3 个月计)频率为 10%的昼夜平均水温或昼夜平均气象参数确定。 循环水采用母管制或扩大单元制供水系统,若蒸汽轮机单机容量为 100 MW 以上时也可采用单 元制供水系统。凝汽器有进出口阀门与联络阀门,循环水泵的出口阀门和联络门及其他需要自动控 制的阀门,采用电动式较妥。

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循环水泵数量按燃机电厂规划容量与机组台数设置 3~6 台(不设备用) ,分期安装,第一期安 装的循泵不可少于 2 台。若循环水泵布置在汽机房内,每台汽轮发电机组需设置 2 台循环水泵,在 2 台汽轮机的凝汽器进水管之间可设联络管。

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水处理系统选择
补给水除盐处理系统(包括预脱盐系统)需要根据原水水质、燃机用水及余热锅炉的水质标准、

药品的供应条件和环保要求,经过技术经济比较确定。对于简单循环机组,燃机用水可以直接外购, 因为用水量少而不设补给水除盐处理系统。 补给水除盐处理设备的全部出力,根据联合循环电厂全部正常汽水损失(包括燃机用水) ,并 且考虑机组起动或事故而要求增加的水处理设备出力和机组日运行小时数,经过计算后确定。 除盐水箱的总有效容积应能配合水处理设备出力,满足最大一台余热锅炉酸洗或机组启动、燃 机用水需要。离子交换器不设再生备用时,除盐水箱还应计入再生停运期间所需的备用水量。

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土建结构设计
燃气轮机发电机组或单轴配置的燃气-蒸汽轮机发电机组,可以采用大块式钢筋混凝土基座;

多轴配置的联合循环机组,蒸汽轮机发电机组基座采用钢筋混凝土框架结构或大块式钢筋混凝土结 构。各类机座均应与周围基础分开或采取必要的隔振措施。 单轴配置的联合循环机组室内布置时,因厂房跨距较大,适宜采用钢结构型式。 以上所述, 系近几年来对国内外部分燃机电厂调查后归纳的燃机电厂设计原则建议, 不甚全面、 成熟,或者有不妥之处,供国内燃机电厂设计探讨和参考。

作者简介:

潘锡良,教授级高级工程师,自 1962 年起一直从事火力发电厂设计和技术管理工作。


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