S109FA联合循环机组在电网的调峰运行

摘要：文章再简要阐述S109FA燃气轮机联合循环发电机组势力系统组成的基础上，分析了适合调峰运行的基本特性，并对适用于该机组的几种不同调峰方式进行了论述和比较。

关键词：S109FA联合循环机组；调峰

中图分类号：TM611.31文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）05-0097-02

国民经济的高速发展和人民生活水平的不断提高，在电网装机容量不断扩大的同时，用电结构也在不断变化，市政用电比重逐年上升，工业用电比重相对下降，电网峰谷差日趋增大，电网的调峰问题越来越突出。

S109FA燃气——蒸汽联合循环机组具有启停时间短、负荷变化快、部分负荷下热经济性高、耗水量低、NOX排放低等特点，在参与电网调峰方面具有燃煤机组所不具备的独特优势。本文详细阐述了该类型机组适于调峰运行的基本特性，并对适用于该机组的几种不同调峰方式进行了比较和探讨。

1热力系统组成

#1、#2燃气轮机联合循环发电机组属STAG109FASS（S109FA）系列。每台机组由1台燃气轮机、1台蒸汽轮机、1台发电机和1台HRSG余热锅炉组成。燃气调压站有两台的过滤器（2×100%），正常两台机组运行时一台过滤器运行，另一台备用。每台燃机各有两组调压阀，一组运行一组备用。每台机组有两台100%燃气绝对分离器（一台运行一台备用）、一套燃气性能加热器，一台燃气电加热器、一台燃气洗气器。绝对分离器用于清除燃料流中的液体和固体颗粒。燃气性能加热器用于加热气体燃料。当给水系统停运时，性能加热器的进出水门自动关闭，进出水至开放水箱阀门自动打开。燃机起动时电加热器自动投入，并调整加热量使出气温度在规定值，当燃气性能加热器投运后电加热器进气温度达到一定值时电加热器自动停用。燃气洗气器设计成可以清除燃气流中夹带的液体和颗粒。

汽轮机型号为D10，为三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝式机组。汽轮机高中压缸为高中压合缸，低压缸为双流程向下排汽形式。汽机缸体、轴承箱及护套采用水平中分面型，以便于维护。汽缸设有检查孔，以便定期用内窥镜检查叶片的状况。本机具备不揭缸进行轴系动平衡的能力。汽机转子为锻造结构，由四个径向轴承支撑，径向轴承为可倾瓦形式，可自对中。汽机采用全周进汽，不设调节级。调节系统采用电子液压调节系统。由于汽轮机、燃气轮机和发电机同轴布置，燃气轮机启动时，汽轮机也跟随一起转动，这时余热锅炉还没有产生满足参数要求的蒸汽进入汽轮机。随着转速的提高，汽轮机鼓风热量增加，汽轮机需要引入辅助蒸汽冷却低压通流部分。本机配备高压，中压和低压蒸汽旁路。

2燃气一蒸汽联合循环机组适合调峰运行的基本

特性

#1、#2常规余热锅炉（HRSG）是引进ALSTOM公司技术由哈尔滨锅炉厂生产的三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉，具有良好的调峰性能。

2.1余热锅炉简介及主要参数

余热锅炉简介及主要参数如表1、表2所示。

2.2启停快速、灵活

在电网需要紧急调峰的情况下，不带烟气旁路的燃气——蒸汽联合循环机组把燃机、余热锅炉、蒸汽轮机组成了一个整体，需要整体启动运行。

按汽机划分：

①冷态启动：高中压缸上缸内壁温度在204℃（400℉）以下。

②温态启动：高中压缸上缸内壁温度在204℃（400℉）～371℃（700℉）。

热态启动：高中压缸上缸内壁温度在371℃（700℉）以上。

机组的启动时间如表3所示。

机组的正常停机时间（从100%负荷到停机）：50min。

理论上，燃气发电机组几乎没有最低出力的限制，可以在0～100％的范围内进行调峰运行。具有燃煤机组不可比拟的优势。由于燃气——蒸汽联合循环机组这种快速启停的特性，常使其作为电网紧急事件或极端峰谷工况时的首选调峰手段。

众所周知，燃煤机组由于受到苛刻的启动条件和启动速度的限制，机组参与电网调峰大多采取深度降负荷调峰的方式，机组经济性明显下降。运行经验表明，200 MW、300 MW机组在50％深度调峰工况下，煤耗增加20～30 g/kWh，效率下降2％～3％。燃气——蒸汽联合循环发电站利用自身效率高、机组启停方便的特点，往往采取增减机组运行台数的方式来满足负荷变化的要求

3S109FA燃气轮机联合循环发电机组调峰方式探

讨

以下从不停机深度调峰与启停调峰两个方面来探讨 #1、#2机组的调峰运行方式。其中，“不停机深度调峰”是指只通过调整运行机组的负荷来满足全厂负荷变化的调峰方式，以下简称“深度调峰”；“启停调峰”是指通过增减运行机组台数的方式来满足全厂负荷变化的调峰方式。

3.1深度调峰运行方式

根据电网调度要求。 #1、#2联合循环机组燃机主动下调负荷，此时汽机采用滑压方式运行。燃机负荷下降。带动余热锅炉、汽轮发电机下调负荷。调峰深度最大可至30％左右，即燃机负荷80 MW，汽机空载全速。此时燃机已经接近燃烧模式切换工况点，如果调度要求继续下调全厂负荷，则可保持燃机负荷不变，通过汽机调门与主蒸汽旁路配合，对 #1、#2机组的汽机进行快降负荷操作。当全厂调峰深度要求达到50％左右时，可停运#1号联合循环机组，保持其热备用状态（燃机、汽机盘车运行，汽机闷缸，余热锅炉保温保压）。同时将2号联合循环机组带满负荷，以保持全厂较高的热效率。

根据设备实际情况，机组在深度调峰过程中，需注意以下几点：

①由于燃机加装了DLN燃烧控制模式，燃机60％基本负荷（235 MW）处于燃烧模式切换工况点附近，对于DLN燃烧系统来说是1个不稳定工况。如果燃机长期运行在该临界工况以下，将会由于喷嘴流量分配不均，而导致火焰筒局部过热而损坏。因此，9FA型燃机不适合长期深度低负荷工况运行，燃机深度调峰不应低于其基本负荷的60％，即235 MW。

②#1 #2联合循环机组的蒸汽轮机都安装有100％主蒸汽旁路系统，整套联合循环机组调峰达到一定深度后（燃机由基本负荷降至235 MW），保持燃机负荷不变，可以通过汽机调门与主蒸汽旁路配合，对汽机进行降负荷操作。

③在全厂负荷低于50％额定负荷的工况下，应该停运#1套联合循环机组，以保证部分负荷下机组具有较高的热经济性。

3.2启停调峰

燃气一蒸汽联合循环发电机组的整套启动受汽轮机金属温度变化速率的限制，冷态、温态启动时往往不能发挥燃机启动快速、灵活的调峰特性，而汽机在热态、极热态时则能够与燃机的启动速度相匹配。所以，尽力将汽机保持在热态或极热态，是提高联合循环发电机组调峰特性的要点之一。

启停调峰具体运行方式如下：当机组被要求参与调峰时，汽轮机关闭高压调节门、开启主蒸汽旁路，进行快降负荷、机组解列等操作。此过程中，应该避免汽轮机在低负荷区域停留，以保持汽机缸温热态或极热态，为下一次快速启动创造条件。

4两种调峰方式对比

4.1深度调峰优点及局限性

优点：采用深度调峰，减少了机组启停次数，相应减少了燃机由于启停折合的运行小时数，延长了设备使用寿命，减少了维护工作量。

局限性：由于汽机滑参数降负荷运行，对汽缸起到了冷却作用，不利于机组重新快速启动；如果燃机低负荷运行时间过长，容易导致火焰简局部过热而损坏；在保持燃机负荷不变，汽轮发电机降负荷的情况下，系统大量热能通过主蒸汽旁路及凝汽器消耗掉，造成能源浪费；机组进行深度调峰，对于参与调峰的机组来说，热经济性明显降低。

4.2启停调峰优点及局限性

优点：调峰速度快。燃气一蒸汽联合循环机组启停快速、方便的特点；调峰深度大，若两套机组参与启停调峰，调峰深度可达100％；避免了燃机在低负荷工况下运行、符合DLN燃烧控制模式的特性。

局限性：增加了机组启停次数，相应增加了燃机由于启停折合的运行小时数，缩短了主、辅设备使用寿命．增加了维护工作量。

5结论及建议

从以上分析可以看出，与燃煤机组相比，燃气——蒸汽联合循环机组参与电网调峰运行具有方式灵活、适应速度快、调峰深度大和运行经济性高等优势。#1、#2机组由于容量不大（2×390 MW），且燃机由于设备原因不允许进行低负荷深度调峰（不低于70 MW），综合考虑，建议#1、#2机组采用启停调峰运行方式较合适，调峰深度可达100％，且调峰运行的经济性较高。

参考文献：

[1] 杨顺虎.燃气一蒸汽联合循环发电设备及运行[M].北京:中

国电力出版社,2003.

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