9FA燃气轮机的供气降压运行技术

9FA 燃气轮机的供气降压运行技术Ξ韩建清(浙江国华余姚燃气发电有限责任公司,浙江　余姚　315400)摘　要:9FA 燃气轮机正常的天然气供气压力在410MPa 及以上,那么在供气压力为210MPa 时机组能否实现降压运行呢?通过对某厂9FA 燃气轮机的供气降压运行实践证明,这种技术是可行的。

9FA 燃机的供气降压运行技术,拓宽了机组运行的供气范围,对某些天然气压力不足的地区有着现实的意义。

关　键　词:9FA 燃气轮机;天然气气源;降压运行中图分类号:TK 477 文献标识码:B 文章编号:1009-2889(2007)02-0061-031　问题的提出进入21世纪,为了提高我国的燃气轮机制造技术,国家采取以市场换技术的手段,通过“打捆招标”的形式,分别同美国GE 公司、日本三菱重工、德国西门子公司签订了技术转让协议,引进了国际上先进的F 级燃气轮机技术。

这些燃气轮机全部以天然气为燃料,其配套气源分别取自西气东输、东海天然气及进口LNG 。

第一批燃气轮机于2005年建成并投入运行。

通过一年多的运行,9FA 燃机技术身没有发生大的问题,但作为机组燃料的天然气却出现供气不足的情况,个别地区还存在供气压力不足的问题。

图1　D LN210+燃烧系统控制示意图某电厂装有两套9FA 燃气轮发电机组,2005年9月建成具备发电条件,因天然气不能如期供应,机组进入保养。

2006年9月,开始供应天然气,但天然气压力只有210MPa ,达不到机组需要的供气压力410MPa 。

解决天然气供气压力不足问题的办法有两种。

一种是采用常规技术,就是通过增压机增压,这种方式的优点是技术成熟,缺点是周期长,需要10个月,投资大,需要5000万元;另一种是采用供气降压运行技术,优点是改造工程量少、周期短,只需修改逻辑程序,系统不必改动,而且今后压力正常后的运行不用再作改动。

缺点是有一定的技术风险。

GE 公司具有降压运行的技术,但在9FA 机型上并没有实践过,因此,实际情况需在调试中检验。

综合比较两种方案的改造周期、投资、技术可行性并考虑供气量情况,最后决定采用供气降压运行的方案。

2　降压运行的技术原理某厂的天然气系统主要由调压站、前置模块及机组天然气控制阀室组成。

9FA 燃气轮机采用D LN210+燃烧系统,天然气进入天然气阀室,依次通过滤芯、辅助截止阀(AS V )和速比阀(SPV )后分为三路,分别是D5、PM1和PM4。

通过三路气源的调整,达到模式切换的功能,实现预混燃烧。

GE 公司习惯把截止阀前的气体压力称为P1,而把控制阀前的压力称为P2,如图1。

在通常的情况下,9FA 燃机对P1压力有一个最低要求,它是由最低P2压力加上天然气通过截止阀和速比阀的压降得到的。

而最低P2压力通常都是取自于现场最低气温情况且机组在满负荷情况下的P2压力,这个压力是一个相对Ξ收稿日期:2007-03-01　改稿日期:2007-03-08第20卷　第2期2007年6月《燃　气　轮　机　技　术》G AS TURBINE TECHN OLOG Y V ol 120　NO 12June ,2007较高的压力,而机组是以这个P2压力作为固定的最低压力来要求的。

燃机启动时MarkⅥ控制有一个检测程序,检测P1是否大于最低P1压力,如果小于最低P1压力,则机组禁止启动。

在机组运行中,如果检测到的P1压力降至低于最小P1压力的水平,则机组将RB,直至跳机。

通常的最低P2压力取自于机组在最低环境温度的满负荷情况下的P2压力,并且是一个固定的值。

那么在环境温度升高或机组的负荷降低时,这个最低的P2压力值就相对偏高了,这就给降压运行提供了技术上的可行性。

降压运行技术的原理就是把过去固定的最低P2压力值变成一个相对值。

其机组的最低P2压力值设定为环境温度、环境压力及压气机出口压力CPD的一个函数。

这样在环境温度升高时,CPD会降低,其P2的压力了也随之降低。

机组就可以在较低的P2压力下运行。

当然,对于特定的燃烧系统,需要修改逻辑程序,各种运行模式下的P2压力需要根据燃机特性和燃料系统设计参数预先确定,这个预先确定的P2压力与CPD之间的相互关系被设置在MarkⅥ控制系统。

在图2中,虚线表示在通常情况下的P1压力要求,在任何燃机负荷及环境温度下是一个固定值,而实线则显示了在供气降压运行条件下,P1压力成为CPD的函数,图中阴影部分用原来的控制方法不能运行,但用供气降压运行技术则可以运行。

从而实现了机组在供气压力较低情况下的机组启动和运行问题。

3　运行实践某电厂委托GE公司对MarkⅥ控制系统进行了供气降压运行逻辑程序的修改,在2006年11月进行了机组调试。

机组进行供气降压运行主要有三个关键点,一个是启动点火;二是定速;三是能加到多少负荷。

机组实际的天然气供气情况是,天然气进调压站的压力为210MPa,将天然气调压站的调压阀全开,把压降减到最小,到天然气阀室的入口压力为119MPa。

第一关是燃机点火。

为了保险,在正式点火前进行了一次假点火,以检验程序动作的正确性。

机组经过12分钟清吹,降到点火转速时,点火继电器正确动作,机组点火,并联焰成功。

点火成功,说明程序修改未影响机组的点火程序。

图2　供气降压运行控制曲线图第二关是机组的定速。

在加速过程中,CPD不断地上升,处在变化过程中,同样P2压力也是在不断变化中,因此,能不能定速是检验程序改造成功与否的关键。

在第一次升速过程中,到2000r/min时机组跳闸,升速失败,主要原因是因为修改程序后的升速率太低了,加速度不够。

经过修改程序后,最终完成了机组的定速。

第三关是加负荷。

机组在加负荷的过程中,压气机排气压力也在不断的上升,究竟能带到多少负荷,主要取决于供气压力同当时负荷情况下的最低P2压力值的比较。

某厂在天然气供气压力210MPa 下,燃机最高负荷80MW,当时CPD已经达到了01862MPa(125psi),而此时的最低P2压力1169MPa (245psi),机组停止加负荷,达到了临界点。

通过某厂的运行实践表明,9FA燃机经过供气降压运行技术改造,在供气压力210MPa情况下,能够实现机组的启动、定速、带负荷,最高负荷能带到30%。

4　结论(1)9FA燃机进行供气降压运行技术改造,通过改变固定的最低P2压力设置,变成可变的最低压力值,在原理上有依据。

(2)某厂在供气压力210MPa的情况下,9FA燃机经过供气降压运行技术改造,可以实现机组的启动、运行、带负荷,其最高运行负荷可带30%。

(3)当天然气供气压力在210～410MPa之间时,经过供气降压运行技术改造的9FA燃气轮机可以带更高的负荷甚至满负荷正常运行,因而具有较好26燃气轮机技术第20卷　的现实意义,当然,这还需要经过进一步的实践检验。

9FA 燃机的供气降压运行技术解决了部分电厂因天然气压力不足而影响调试运行的局面,有其积极的一面。

但毕竟只是一种变通的措施,而且对机组的寿命也有一定的影响,因此,最终的解决办法还是要提高天然气的压力和产能。

相信经过各方的努力,我国的燃气轮机发电事业必将取得巨大的进展。

参考文献:[1]GE 公司PG 9351FA 燃气轮机运行和维护操作手册.[2]焦树建.燃气—蒸汽联合循环[M].北京:清华大学出版社,2000.[3]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.The operating technology of sliding pressure supplyingnatural gas for 9FA gas turbineHAN Jian -qing(Zhejiang G uohua Y uyao Fuel G as P ower G eneration C o.Ltd.,Y uyao ,315400China )Abstract :The normal natural gas supply pressure is over 4.0MPa for 9FA gas turbine I f the supply pressure is 2.0MPa ,can the gas turbine ope rate in normal ?This paper approves it through the practice of a gas turbine power plant.The operating technology of sliding pressure enlarges the range of natural gas supply pressure.This technology is useful to s ome zone where natural gas supply pressure is lower than nomal pressure.K ey w ords :9FA gas turbine ;natural gas s ource ;sliding pressure operation.简　讯三菱重工的250MW IG CC 示范电厂计划于2007年中期试验日本的清洁煤发电研究开发公司正准备在Nakos o 电站投运采用吹空气的煤气化炉的250MW IG CC 发电设备。

该发电设备大致是按照半商业规模设计和制造,是作为示范机组用来证明新一代吹空气的气化炉商业电厂技术。

该电厂使用次烟煤供料和135Btu/scf (5030k J/Nm 3)的合成气时,额定输出功率220MW ,LH V 效率42%。

该设备主要包括烧合成气并抽取空气的M701DA 燃气轮机、余热锅炉和汽轮机三大主机。

该电站应用干供料的吹空气的气化炉,煤处理能力为1700t/d ,采用膜状水冷壁,无耐火砖内衬,冷煤气净化。

该电厂应用选择催化还原设备(SCR )使NO x 排放低于5ppm ,使用湿式化学吸收脱硫技术,使S O x 排放低至8ppm 。

按照与公用电厂开发集团的合同,三菱重工设计和供应气化系统和联合循环设备,并组成了清洁煤发电研究开发公司,以设计、建造和投运该项目。

万点摘译自《G T W 》2007年1～2月刊36第2期9FA 燃气轮机的供气降压运行技术。