某燃气轮机电厂节能降耗的主要措施及综合效益分析-北极星节能网

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0引言

华能金陵燃机热电有限公司一期工程安装2台燃气-蒸汽联合循环机组，它由MS9001FA型燃气轮机、D10型三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动式无抽汽纯凝式汽轮机，390H型全氢冷发电机和武汉锅炉股份有限公司制造的三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉组成。二期工程安装2台燃气-蒸汽热电联产循环机组，燃气轮机采用南汽与GE公司联合生产的PG9171E型重型燃机，汽轮机为南汽生产的单缸、双压、无再热、下排汽、单轴抽汽凝汽式供热机组，燃气轮机发电机与汽机发电机为南汽生产箱式结构、旋转无刷励磁、空气冷却，余热锅炉为中国船舶重工集团公司第七零三所研制生产的卧式、无补燃、水平烟气流、双压、自然循环锅炉，电厂从2007年投产以来，为响应国家节能减排的号召，在设备改造、运行方式和检修管理上不断改进和优化，取得较好的节能效果，现将近年来在节能降耗方面的工作进行一个总结，以供同类型电厂参考。

1设备系统技术改造

1.1给水泵电机变频改造

某燃气轮机发电厂2台S109FA机组每台机组设计2台高压给水泵，高中压合泵，机组正常运行中一台给水泵运行，另一台给水泵作为备用，两台给水泵互为连锁。给水泵电机额定功率为2240kW，额定电流245.4A，泵组采用多级立式离心泵，轴功率1772kW，转速2985r/min,给水泵配置的电机功率相对水泵轴功率而言，略偏大，因而完全可满足联合循环机组的运行需求。

给水泵工频运行，高、中汽包给水调门根据汽包水位设定值自动水位，给水泵是通过调节给水调节阀门的开度来实现水位的调节与控制。但是由于这一控制方式节流损失较大、控制阀门为机械调整结构，调节品质差。在实际运行中，经常由于高、中压汽包上水调整门的调节特性所限，容易出现各种故障，使现场维护量增加，且存在着出口压力高、容易造成管路损坏等问题。从配套电机参数中可知，给水泵是利用大功率马达来带动小水泵来工作，长期运行中受调节控制方式的限制，这一方式下的系统效率低下，极易造成电机老化和能源的浪费，并且大功率电机直接启动，启动电流过大易造成设备启动瞬间损坏(该厂投产至今发生9次给水泵启动瞬间电机损坏事故，电机每次维修成本15万元左右)，在现代节能减排、降低成本经营管理理念的指导下，这种控制方式已经不能满足企业生产的需求。为进一步降低发电厂用电率和实现给水泵电机软启动，利用变频控制技术对1、2号机组的给水泵电机进行技术改造，给水泵电机变频改造后，大大降低高、中给水调门的节流损失，在保证系统安全的前提下对变频不断深化优化，给泵电耗率由工频运行时0.65%下降到变频运行0.45%，全年按3500h运行时间计算，此项改造全年节电390万kWh，节能效果显著。

1.2凝结水泵电机变频改造

某燃气轮机电厂2台S109FA机组每台机组配置2台互为备用的凝结水泵，电机额定功率560kW，凝结水流量调节采用传统的阀门调节方式，因而存在以下弊端：①阀门节流损失大，造成能量浪费严重;②阀门调节频繁易导致阀门和执行机构损坏，设备维护量大;③电机工频直接启动对电网和电机本体造成较大冲击;为进一步提高设备利用率，降低厂用电率，对1、2号机组的凝结水泵进行变频改造，避免燃机低负荷运行期间凝结水泵电机出现“大马拉小车”现象以及停运期间因凝汽器热负荷较少，凝结水泵功率较大，消耗外购电较多现象。改造为变频凝结水泵后，停机时采用辅助凝结水泵取代凝结水泵运行，全年按3500h运行时间计算，此项改造全年节电约200万kWh。

1.3循环水泵电机双速改造

某燃气轮机电厂2台S109FA机组安装3台循环水泵，循环水采用母管制开式冷却方式，电机额定功率为2200kW，额定转速496r/min，运行方式是1运1备，冬季运行工况下，由于循环水温较低，凝汽器真空经常在96kPa以上，过高的真空并未有效地提高机组出力，同时，机组停机后循环水泵仍需运行一段时间，过大的冷却水量也会造成循环水泵电耗的增加。针对这种情况对循环水泵的电机进行了双速改造，使循环水泵在冬季及夏季不同工况下均能满足凝汽器真空要求。对电机进行双速改造，即更换电机所有定子线圈，将电机改造为12/14极双速电机，电机实际极数通过切换连接片完成。改造后的转速为425r/min，电机功率1400kW，较改造前降低800kW。在冬季及气温较低的季节，可采用循环水泵低速运行方式。在机组调峰停机期间，因凝汽器的热负荷较少，也可采用低速循环水泵的运行方式。这样，在不影响机组负荷情况下，低速循环水泵可降低泵的电耗，从而降低厂用电率。低速循环水泵按1500h运行时间计算，仅此一项改造就给企业带来年节电约180万kWh的效益。

1.4天然气调压站电加热器改造

燃气轮机在燃料规范中规定了天然气的过热度要求，且要求气体燃料中不能含有任何液滴，某燃气轮机电厂运作中出于防爆安全考虑，调压站和前置模块的电加热器一直未投运，为保证天然气过热度的要求，对天然气调压站增加了复合式蒸汽加热器取代电加热器，在燃气轮机启动时及时投用复合式蒸汽加热器，尽快提高天然气温度，达到燃烧切换的温度要求。此项改造减少了燃气轮机燃烧模式切换前的燃料温升时间，有效缩短启动时间，特别对于热态启动，能有效缩短启动时间5分钟。

1.5全厂仪用气系统改造

某燃气轮机电厂，一期2台S109FA机组配置3台55kW的空压机，运行方式2运1备，仪用气母管压力0.8MPa，二期2台S109E机组配置4台90kW的空压机，运行方式2运2备，仪用气母管压力0.8MPa，通过对全厂的仪用气用户测算，全厂4台空压机运行，造成浪费，针对这种情况对全厂仪用气系统进行改造，在一期和二期仪用气母管增设联络管和联络门，正常运行中一期和二期仪用气系统互通运行并停运1台一期55kW的空压机，此项改造年节电约48万kWh。

1.6全厂冷热电系统改造

冷热电项目集中供冷和集中供热可以有效减少城市用电高峰期的供电压力，同时还可以有效降低用户侧的环境噪音污染和热岛效应，具有较高的社会效益，某燃气轮机电厂增设2台1050kW的蒸汽双效吸收式溴化锂制冷机和2套供热交换器，用于全厂生产区域开关室、办公区域、职工宿舍集中供冷和供热，每年3月15日至11月15日期间冷热电供冷42163.2GJ，使用电量409920kWh，使用蒸汽7964.2t，相同供冷量若采用中央空调，则需要电量1616256kWh，每年11月16日至3月14日期间冷热电供热109335.6GJ，使用电量53724kWh，使用蒸汽2904t，相同供热量若采用中央空调，则需要电量871200kWh。由此可见冷热电项目，节能效果非常显著。

延伸阅读：

能源管理企业节能降耗中的重要作用

原标题：某燃气轮机电厂节能降耗的主要措施及综合效益分析

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