降低燃气-蒸汽联合循环机组厂用电率的方法探索

冯亮亮

江苏华电扬州发电有限公司

0 引言

扬电公司#1、2 机组是由东电公司与三菱重工合作生产的M701F4型燃气—蒸汽单轴联合循环发电机组，联合循环额定功率475 MW。余热锅炉为无锡华光锅炉有限公司生产的三压、再热、卧式、无补燃、自身除氧、自然循环余热锅炉。机组投产以来，以调峰运行为主，年利用小时数达2 500 h，年发电量20 亿kWh 左右。机组运行水平日渐成熟，扬电公司便开始探索节能降耗的可行方案，以减少与同类型机组的能耗差距。本文针对扬电公司目前两台F级燃气轮机的实际运行状况以及发生的问题，提出了优化机组厂用电的方案，进一步提高了经济性。

1 影响厂用电率因素分析

1.1 辅机运行方式

在厂用电量中，最主要的耗电量来源于各类辅机的耗电量。在发电过程中消耗的厂用电主要消耗在正常连续运行的6 kV和380 V辅机上，其中6 kV辅机的耗电量约占全部厂用电量的75%～80%。因此，主要辅机的运行方式将直接影响厂用电率的高低。

1.2 厂用电源方式

扬电公司两台燃机出线采用了220 kV 双母线运行方式，在正常运行时，发电机发出的电量通过主变升压送入220 kV母线再送入电网。在停机时，机组所有厂用电全部来自电网通过主变降压送入。经长期对比数据发现，两台主变的空载损耗很大，增大了下网电量，因此降低主变的空载损耗是降低停机时厂用电率的主要方向。

1.3 机组运行方式

燃机作为调峰机组，启停频繁并且启停无规律，因此每次机组的启动状态也不尽一样，温态和冷态启动都会延长机组并网前及暖机的时间，就会消耗更多的下网电量。同时，机组停运期间部分辅机仍需运行，因此如何尽早停运辅机设备至关重要。机组调度方式对厂用电率影响较大[1]。

1.4 其他因素

季节变化引起的环境温度变化、运行人员的技能水平、设备自身质量水平等因素也会对厂用电率产生影响。

2 降低厂用电率的措施

2.1 优化辅机运行方式

梳理机组各系统之间的相互依赖关系，提出了“从基础到核心”的辅机启动原则，即优先恢复开机所必须的基础系统，再恢复可以快速投入运行的核心系统，同时在机组各个阶段充分利用好停机泵和变频器的作用，在仅使用停机泵或变频器即可满足要求的工况下及时切换使用，以减少厂用电[2]。基于以上原则，在机组运行的各个阶段分别制订了优化方案。

2.1.1 机组启动阶段

以冷态启动为例，通常燃气机组可以在冷态下12 h 内达到点火前条件。因此，本文便以12 h 为限，探讨优化运行的方案。

1）机组点火前12 h，依次恢复闭冷水、主机润滑油、密封油、顶轴油、控制油系统，投入盘车。

2）机组点火前8 h，恢复循环水系统，启动停机循环水泵。

3）机组点火前6 h，恢复凝结水系统，启动停机凝泵，同时利用停机凝泵对低压汽包和高压汽包进行上水。上水至点火水位，启动中压给水泵将中压汽包上水至点火水位，及时停运中压给水泵。

4）机组点火前4 h，恢复辅助蒸汽系统，及时投用炉底蒸汽加热，直至锅炉起压后停用，以减少热耗、减少机组启动时间。

5）机组点火前2 h，投入机组轴封，启动真空泵，凝汽器抽真空，低压缸冷却蒸汽暖管。

6）机组启动前，将停机闭冷泵切至6 kV 闭冷泵，停机循泵切换至6 kV 循环水泵，停机凝泵切至6 kV凝结水泵。

2.1.2 机组停运阶段

1）机组解列后，停运一台循泵。

2）机组停运后，闭冷水泵切换为停机闭冷水泵，循泵切至停机循泵。高、中、低压汽包水位上至高二值后停运高中压给水泵，凝结水泵及时切换为停机凝结水泵。

3）机组次日无启动计划时，停运控制油泵。

4）机组停运后，高压缸第一级金属温度降至350 ℃时，停真空泵破坏真空到零停轴封，真空破坏后停止停机循泵运行，注意排汽温度应不大于60 ℃。

5）当高压缸第一级金属温度降至300 ℃时，停运停机凝泵。

6）满足盘车停止条件时，停运盘车、顶轴油泵，待发电机气体置换完毕停运密封油泵、润滑油泵。

7）机组长期停运后，前置模块天然气置换结束，停运燃机罩壳风机及FG风机。

8）公用系统及时切换至运行机组供电，减少下网电量。

2.1.3 机组正常运行阶段

1）根据气温及机组负荷率，合理调整循泵运行方式(循泵运行台数及高低速)，以保证凝汽器在最佳真空下运行。

当循环水温度降低至18 ℃，真空在95 Kpa以上时，将一台循泵改为低速泵运行（一高一低运行）。

当循环水温度降低至14 ℃，真空在95 Kpa 以上时，停用低速循泵（一高运行）。

当循环水温度降低至10 ℃时，将循泵调为低速循泵运行（一低运行）。

当循环水温度上升至12 ℃，真空在95 Kpa 以下时，将循泵调为高速循泵运行（一高运行）。

当循环水温度上升至16 ℃，真空在95 Kpa 以下时，增开低速循泵（一高一低运行）。

当循环水温度上升至20 ℃，真空在95 Kpa 以下时，将低速循泵改为高速循泵运行(两高运行)。

2）精心监盘，认真调整，力求各参数压红线运行。精细调节，在保证安全运行的前提下适当提高各系统冷却水温度，降低冷却水泵的能耗。

3）加强真空系统的运行监视，利用机组大小修或节日调停时，在条件许可情况下，对真空泵冷却器、闭冷水冷却器、凝汽器水侧进行清洗。每月定期进行凝汽器真空严密性试验，保证凝汽器高效率运行。

4）尽量用变频凝泵和变频高压泵运行，工频泵只作为紧急备用。

2.2 优化电气设备运行方式

扬电公司两台煤机长期单机连续运行，停运期间厂用电由#02 启备变供电，两台燃机作为调峰机组，经常一台机组连续或调峰运行，而另一台机组调度备用，甚至于在天然气紧缺电网负荷低谷时，两台机组同时调度备用。在这种实际运行情况下，为保证厂用电安全及随时启动的灵活性，一台（两台）燃机高压厂用电源，长时间通过主变、高厂变从220 kV母线串联下载，必然造成较多不必要的变压器损耗，并且停运时间越长，损耗越大。扬电公司在燃机全停期间停用两台燃机主变，使用#02 启备变供燃机厂用电的方式降低厂用电率。经过测算，#02启备变的冗余容量满足燃机双机停运期间的厂用负荷需要。因此，扬电公司进行了燃机厂用电优化改造(改造前全厂一次接线图如图1所示)。

2.2.1 改造方案

改造后的厂用一次接线图如图2所示。从煤机#02 启备变低压侧6 kV 厂用0A 段共箱封闭母线，通过“T”接母排引下至燃机6 kV厂用备用总电源间隔（新增间隔），连接1路6 kV电缆对燃机6 kV厂用A 段母线备用负荷电源间隔供电，并联1 路6 kV 电缆至燃机6 kV厂用B段母线备用负荷电源间隔，分别对A、B段6 kV母线供电，以减少燃机停运时主变及高厂变的空载损耗。

图1 改造前全厂电气一次接线图

图2 改造后的燃机厂用电一次接线图

2.2.2 节能措施

1）燃机双机停运后3 日内均无开机计划，停用一台主变。

2）燃机双机停运后，所有6 KV 辅机全部停运，将燃机厂用电调至#02启备变供电（燃机6 KV厂用由#02启备变供电期间,严禁6 KV辅机试转、运行）。

2.3 优化机组运行方式

随着国内经济增速放缓，燃机利用小时数逐年下降，结合扬电公司燃机两班制运行的特点，根据机组启动经济性影响因素的分析，从经济性角度出发，对燃机经济调度进行了研究分析。在考虑缺陷处理、机组检修计划以及运行经济性，统筹机组启动方式，实现最优经济调度。

1）积极与调度沟通减少机组空负荷运转（3 000 rpm 等待并网）的时间，切实降低机组启动过程中的厂用电率。

2）紧跟电量、气量两个市场的变化，灵活控制燃机的发电量，同时积极协调负荷调度与天然气调度，尽一切可能保证机组高负荷运行，提高负荷率。

3）加强与天然气调度的沟通联系，精准把握燃气消耗进度，把气量消耗精确到每小时，降低未消耗气量偏差，提高每方气的利用率。

4）根据燃机两班制运行特点，及早与省调沟通合理调度机组，优化机组启停方式，切实减少机组启停次数，尽量避免机组温态或冷态启动。

2.4 其他方面

1）坚持“预防为主、安全第一、综合治理”的安全生产方针，严格执行“两票三制”。缺陷管理实行“小缺陷不过班，大缺陷不过夜”，通过制订严格的设备缺陷管理考核措施，严格控制设备缺陷消缺及时率，确保机组设备处在良好的健康状态。

2）定期开展设备检查和设备安全性评价活动。从设备及管理两个方面进行诊断，对查出的问题及隐患，限期进行整改，通过制订严格的考核措施，确保整改工作如期完成。

3）合理安排机组的检修和消缺计划，应修必修，修必修好，注重减少故障率，机组减少启停次数，特别是设法减少机组非计划降出力和非计划停运次数。

3 节能效果

两台燃机在实施了以上优化方案后，厂用电率下降明显。经济性计算过程如下：

厂用电负荷计算采用估算法计算（6kV 主要辅机耗电量如表1所示），公式为

式中：I-电动机运行电流（A）；

η-电动机额定电压（V）；

表1 6 kV辅机耗电量

1)机组启动过程

(1）机组点火前8 h，循环水泵使用停机泵至点火前0.5 h,相比使用6 kV循环水泵

比低速循泵节约（667-145）×7.5=3 915 kWh。

(2）使用停机凝泵给高压汽包上水至点火水位，相比使用6 kV高压给水泵

(3）机组启动后，进汽前启动循泵，相比启机前启动循泵

以高速循泵节约1 008.7×1.2=1 210.44 kWh。

(4）按照节能措施执行后，每次启动前准备工作可以节约2 h，每小时高厂变电量大约为500 kWh，总计500×2=1 000 kWh

启动过程节约用电 6 477.45+646.4+1 210.44+1 000=9 334.29 kWh。

2)机组停机过程

(1）解列后及时停运循泵

以高速循泵节约1 008.7×0.17=171.479 kWh。

(2）及时将凝泵切换停机凝泵

（274.2-36.8）×2=546.8 kWh。

(3）及时将循泵切换停机循泵

以高速循泵节约（1 008.7-145）× 0.5=431.85 kWh

停机过程节约用电171.479+546.8+431.85=1 150.1 kWh。

3)正常运行阶段

(1）使用变频凝泵

每小时节约电量：440.7-274.2=166.5 kWh。

(2）使用变频高压给水泵

每小时节约电量：1 847.3-1 417.4=429.9 kWh。

(3）适时切换循泵高低速

每小时节约电量：1 008.7-667=341.7 kWh

每年机组运行小时数按2 500 h 计算，正常运行中可节约用电（166.5+429.9）×2 500+341.7×1 000+667×500=216.62万kWh。

4)停机后减少主变空载损耗

燃机主变设计空载损耗为170 kW，正常在低负荷运行时，为防止变压器局部过热，开1～2 组冷却器，加上少量的负载损耗，在停机情况下，单台主变总的损耗超过200 kW。

燃机高厂变设计空载损耗为15 kW，25%负载时的负载损耗为6.875 kW，50%负载时负载损耗为27.5 kW。在低负荷情况下，单台高厂变总的损耗超过20 kW。

综合而言，在燃机机组停运的情况下，单台机组的变压器损耗加起来大约220 kW。结合机组实际运行情况，暂按单台机停运一年（8 760 h）作为估计基础（实际更高），每年损耗电量192.72万kWh。

按下网电价0.57 元/kWh 为计算基础，每年需支付约110 万元的无效损耗电费，单台主变空载损耗按220 kW 计算，全年可节约用电220×100×24=52.8万kWh，共降低厂用电率0.053%。

通过精细化管理、对标管理和节能管理，扬电公司的厂用电率逐年下降（见表2）。目前，机组厂用电率达1.58%，为同类型机组厂用电率的2/3。同时，扬电公司#1 机组还荣获全国400～480 MW“F”级改进型纯凝机组厂用电率最优奖。我们将继续秉承绿色能源理念，加强节能管理工作，继续保持行业领先和标杆地位。

表2 经济性比较

4 结语

厂用电率是衡量发电机组运行经济性的重要指标，降低厂用电率对电厂节能降耗有着重要意义，通过优化辅机运行方式、改造厂用电源、节能调度等方式可以有效降低厂用电率。评价电厂经济性的指标并不仅仅是厂用电率，还有气耗率、热耗率等指标，因此电厂节能降耗应当统筹管理，寻找最优解决方案。