摘要：某发电厂于2004年底建成投产2x180MW的9E双燃料燃气轮机联合循环发电机组，2006年机纽完成使用天然气改造。文章结合该燃气轮机发电厂建设和生产实际，介绍了天然气加热系统改造实施方案和改造后在系统可靠性、经济性方面的成效。
关键词：燃气轮机；天然气加热系统改造；热交换；换热器；联合循环发电机组
中图分类号：TK473 文献标识码：A 文章编号：1009-2374(2011)01-0038-03
某发电厂于2004年底建成投产2x180MW的9E双燃料燃气轮机联合循环发电机组，2006年机组完成使用天然气改造。由于该项目距离一期GTl3D联合循环发电机组不远，在设计和安装时，为节省投资和缩短建设周期，尽量利用一期工程的水、气管线和设备。2008年底在国家电源建设“上大压小”和节能减排的政策要求下，一期联合循环机组完全关停。这对新机组中原来依赖一期工程水、气、汽供给的天然气加热系统造成影响，为提高二期天然气机组设备运行的可靠性和经济性，必须对原有天然气加热系统进行改造。
1 燃气轮机对天然气品质要求
该电厂燃气轮机使用进口天然气，通过高压管网输送至电厂厂区内的天然气调压站。二期9E燃气轮机天然气进口品质要求是：每台燃机流量<37500Nm3／h，压力为1.85～2.62MPa.
杂质总量<35*10-6，直径大于10u的颗粒杂质<3*10-6,温度高于供气压力下烃露点至少28℃，最高温度≤60℃。电厂规定要求燃气轮机机前天然气温度>15℃。
2 改造前天然气加热系统
2.1 热水加热模块
2.1.1 管线布局天然气经过调压站减压后进入燃气轮机前的天然气处理系统。天然气处理系统位于调压站内，设置在天然气处理系统的粗过滤模块后。2004年二期项目9E联合循环机组建设时，考虑到天然气调压站和天然气加热系统距离一期联合循环机组的设备很近，因此将加热器循环水泵和液下泵组安装在主冷却水泵房外，为天然气的气一水换热器循环水增压；循环水泵进口连接汽机主冷却水出水管，液下泵进口管安装在与冷却塔连通的水渠中，换热器出水回到与冷却塔水池连通的水渠。同时换热器循环水泵的出口连通厂区自来水管。这样，热水加热模块的进出水管线最短；水泵电源和控制柜直接安装在汽机主冷却水泵房内，以节省电缆。
2.1.2 循环水选择当天然气气一水换热器单元投人运行时，循环水有3个来源，分别为：(1)当一期发电机组正常运行时，热水来自汽机冷凝器出口管线，投入换热器循环水泵，水温一般在28℃~35℃：(2)当一期发电机组停运时，投入换热器液下水泵，进口水温即冷却塔水池水温度；(3)当上述两种方式都不能使用时，开启换热器水泵出口管线上自来水联络阀，临时用自来水替代。图2是改造前气一水换热器单元简单流程图。
2.2 蒸汽加热模块
在热水加热模块后串联一个蒸汽加热模块，作为天然气系统启动时加热用。当循环水温度很低时，投入该加热模块运行，待发电机组负荷上升循环水温度达到一定值后，气一汽换热器停止工作，气一水换热器投入正常工作。加热蒸汽有三种来源：一期发电机组配套的两台燃油锅炉(每台蒸发量10t，h):一期联合循环发电机组的辅助蒸汽:9E联合循环机组的辅助蒸汽。当天然气蒸汽加热模块需投入时，对3种汽源的选择主要考虑因素是：燃油锅炉在为其它设备供汽时是否还能满足天然气气一汽换热器用汽量；联合循环机组锅炉的高压蒸汽有无过剩；燃油锅炉供汽成本(主要消耗油料)与联台循环机组供汽成本(减低汽机负荷)比较。气一汽换热模块简单流程，如图1所示：
2.3 压缩空气来源
天然气蒸汽加热模块需要引入压缩空气来调节进汽阀开度以控制天然气加热温度。由于加热模块离一期发电机组的用气设备很近，为节省材料和施工方便，所以二期建设时就将压缩空气管线连接在一期机组用气设备的支线上，此支线也与远处一期工程油处理空压机站连通，如图1所示。一期发电机组正常运行时，由一期机组的汽机空压机站供气。
3 系统存在问题
3.1 水源水温
2008年底一期联合循环发电机组关停后，天然气热水加热模块运行时，就要启动加热器循环水液下水泵，但水温就是环境温度下冷却塔水池水的温度，一般保持在18℃～25℃。在天气比较冷的春冬季节，环境温度<15℃左右时，只投入气一水换热模块，不能满足燃气轮机对天然气的温度要求，必须投入蒸汽加热模块。蒸汽加热器的蒸汽只能由一期工程配套的两台燃油锅炉或天然气联合循环发电机组的辅助蒸汽提供，管线长度超过400m。在其它设备不使用蒸汽的情况下，开启一台燃油锅炉或由天然气发电机组提供少量蒸汽，而且管线那么长，显然是很不经济的。
3.2 压缩空气
前面提过，当气一水换热模块不能满足燃气轮机对天然气的温度要求时，必须投入蒸汽加热模块。蒸汽加热模块除了要解决加热蒸汽来源外，还要解决温度控制阀的压缩空气供应问题。一期发电机组关停后，为了投八蒸汽加热单元，必须单独开启停运的油处理空压机站或一期发电机组的汽机空压机站。蒸汽加热模块实际用气量很少，只有一个温控阀用气，如图1所示。不管是油处理空压机站还是汽机空压机站，单台空压机容量都很大，从油处理空压机站过来管线超过400m，而且接口位于支线上，只要一个空压机站投入，许多停运设备也通气。由于停运时间较长，管线复杂，存在很多漏气点，所以这种供气方式既不经济，也不安全。
4 改造方案
4.1 热水加热模块循环水改进
(1)安装DNl25管道将二期9E天然气联合循环发电机组1#单元汽机冷凝器出口循环水引至气一水换热器的热水进口端，加装质量好的不锈钢隔离闸阀。选择1#单元而不是2#单元冷凝器出口循环水，是考虑到只运行2#单元时，要确保循环水接口处一样有热水流动而不会因1#单元停运形成冷水“死点”。原进水管线保留，通过已有阀门隔断。
(2) 气一水换热器出水通过天然气加热系统旁边地下原有的DN300补水管回到二期发电机组的散热塔水池。水处理站通过此管道补水至二期发电机组冷却塔水池，管道离加热模块近，埋地约0.6m深。这样接驳，技术上可行，且用料少，施工简单。气一水换热器原出水管线保留，通过加装一个DNl00阀门隔断。
(3) 将热水加热模块原来的两台循环水泵安装在改进后的管线上，加装旁路。除润门和泵组外，所有新装管线做防腐处理后埋地。图3是改造后水一气换热模块简单流程图。
4.2 压缩空气
沿着热水加热模块新装的进水管线布置加装压缩空气管线，接入9E天然气联合循环发电机组总空压机站的
出气母管，用DN25不锈钢阀门连接。当发电机组要启动时，总空压机站必须投入运行，所以天然气加热系统的蒸汽加热模块的压缩空气供给问题得到解决。
4.3 工程造价
气一水换热模块的两台循环水泵和部分进出闸阀、单向阀、压力仪表以及水泵控制设备被继续使用。由于循环水泵安装在已有电源的二期项目的地下隔油池旁边，所以不需要增加供电电缆和控制设备。循环泵组的遮雨棚也是将旧棚部分分拆过去组装。气一水换热器出口附近就是水处理厂补水至天然气发电机组冷却塔水池的DN300管道，出水管改造只需增加管线2～3m，因此主要用料是φ133进水管道和φ15不锈钢压缩空气管线，长度均约为300米。大部分管线沿着厂区花基布置，埋地很浅，挖填管沟和马路的工程量较小。整个工程总造价很低，约8万元。
5 改造成效
5.1 可靠性提高-
5.1.1 系统安奎性提高珠三角地区气温一般在15℃以上，联合循环发电机组运行时，汽机冷凝器出口循环水温度在30℃～38℃。天然气热水加热模块出水与水处理站补水管线连接处的压力<0.05MPa。在机组运行一段时间，冷凝器循环水出口温度上升到一定值时，停止天然气加热模块水泵，由于压差从旁路通过的热水就能满足气一水换热器将天然气温度提高到15℃以上的要求。在环境温度>20℃时，发电机组启动后，只要汽机冷凝器循环冷却水泵投八，就不必启动天然气换热器的循环水泵，气一水换热器模块就能满足加热要求。蒸汽换热器只作为应急备用，在热水加热模块故障检修时或极端寒冷的气候条件下使用。从保障发电机组连续正常运行的角度看，天然气系统的安全性大大提高了。
5.1.2 运行方式灵活性增强如图3所示，天然气加热系统改造后，换热模块原有的进出水管线保留，两台循环水泵被拆走，但保留一台液下泵，这样换热器两套循环水单元在必要时可以切换使用。压缩空气管线改进后，原有系统也保留，同样在必要时也可以切换使用。原有蒸汽供汽管线和设备也保留，必要时也可以通过启动一期机组中燃油锅炉或二期9E发电机组的辅助蒸汽系统供汽。
5.2 节能效果显著
南方低温天气很少，绝大部分时间气温高于20℃，只投入气～水换热器就能满足天然气的加热要求。停运一个空压机站，可以节省厂用电量；不用启动燃油锅炉单独供汽，既节省厂用电量，又节省燃油消耗量：通过天然气加热系统水泵的旁路供应热水到换热器，节省了水泵(配7.5kW电机)运行消耗的电量；不用降低汽机负荷提供辅助蒸汽，避免了发电量损失。从节能减排的角度看，效果十分显著。
5.3 投入成本回收-
在环境温度15℃～25℃条件下，停开一台配7.5kW电机的水泵，一年约节省26460度电，按0.9元／kWh计算，每年能节省电费约2.5万元。在气温<15℃时，天然气加热系统改造后停止投入蒸汽加热器，就不需要燃油锅炉或者发电机组的辅助蒸汽单元供汽。停运燃油锅炉，每年能节约燃料成本约8万元。不使用发电机组的辅助蒸汽，则一年能多发电约130万度，折合电费约100万元。整个天然气加热系统的改造费用约8万元。可见系统改造后，不但很快就能收回改造成本，而且产生显著的经济效益。
参考文献
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[2]黎国强.燃气轮机对天然气燃料的特性要求和杂质限制[J]燃气轮机发电技术.2004，6(2)
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作者简介：胡衍利(1969-)，男，湖北黄石人.佛山市福能发电有限公司工程师，研究方向：炭电厂热工设备管理。
(责任编辑：陈倩)