M701F燃机联合循环电厂设备选型及设计优化
金正怡
518120）深圳（深圳能源集团股份有限公司东部电厂，广东
摘要：M701F机组及一些配套公用系统的设计、设备选型，原在我国没有成熟的经验，结合东部电厂一期工程建设，进行了大胆的探索，获得了不少的经验；对东部电厂在锅炉给水泵、循环水系统、调压站、天然气加热系统、启动锅炉等方面设备选型及设计优化工作进行总结，供同行参考。关键词：燃气轮机联合?环电厂；辅机系统；设计优化；设备选型
1 前言
1 前言
深圳能源集团有限公司东部电厂一期工程是我国第一批打捆招标的9F级燃气-蒸汽联合?环电厂项目，也是我国第一批使用进口液化天然气的燃气机组；设计单位北京国电华北电力工程有限公司，也是首次设计F级燃气-蒸汽联合循环电厂，在此之前，在国内尚无可参考成熟的设计和设备选型?验。另外，电厂设计要求高：要求全厂机组运行操作实现全自动，实现一健启动；电厂占地面积非常少。通过电厂员工及各单位的努力，大胆创新，东部电厂在设备选型和设计优化方面做了大量的工作，也取得了不少?验。东部电厂三台机组投产第一年，就取得了发电量27.78
亿Kwh，可用系数88%，非计划停运次数3次（其中1次由大鹏LNG站供气中断外部原因引起的）的突出业绩，这与在工程建设阶段进行了大量的设备选型和设计优化工作打下了良好的基础分不开的，其经验值得总结和推广，可为后续工程提供参考意见。
2 余热锅炉给水泵选型
M701F燃气-蒸汽联合循环发电机组配用三压、再热、无补燃、卧式自然循环余热锅炉。锅炉给水系统一般由凝结水泵出口经过轴封加热器，通过低压省煤器送到低压汽包；低压汽包水通过高/中压给水泵，高/中压省煤器至高/中压汽包、蒸发器、过热器至汽轮机。
高/中压汽包水位通过高/中压给水调节系统保证其汽包水位，另外在汽轮机汽水系统中高压旁路冷却水还需由锅炉给水泵提供，其压力保证≥4.05 MPa，流量在30 t/h左右。高压蒸汽流量在276 t/h、压力为10.3 MPa；中压蒸汽流量41.6 t/h，压力为3.6 MPa。低压系统给水由凝结水泵提供，故余热锅炉一般配备高/中压给水泵。
东部电厂原设计考虑使用高中压给水泵合泵，即一个给水泵，并且采用液力调速。在对设计方案分析时认为存在较多困难：
（1）高压汽包水位调节。在余热锅炉高中压给水及蒸发过热系统是独立的，即高中压汽包水位变化是有各自独立特性的；液力调速的目标如果只跟踪高压汽包水位，即使通过二级调节，即转速调节加上调节阀调节，则有可能给中压汽包水位调节带来反效果。如高压汽包水位低，而此时中压汽包水位高，这时给水泵转速跟踪高压汽包水位、转速增加，使中压给水压力增加，即使中压调节阀关小，也可能使中压给水流量继续增加，导致中压汽包水位更高；相反的情况仍然存在；即采用１台液力调速泵无法同时满足高/中压汽包水位的调节；除非采用定速泵，采用阀门调节。
（2）高压旁路冷却用水问题。高压旁路冷却水是在机组跳机时使用，其压力和流量必须在任何工况下都能保证，那势必要求其从给水泵抽头位置压力尽量大，这样不仅使给水泵流量选型增大，而且其转速不能低于确保旁路冷却水压力的相应转速，次则大大限制液力调速节能效果；同时，当机组跳机，还必须保证给水泵高速运转，给整个水位控制带来困难。
因此，要求给水泵的配置方案，既能保证汽包水得到有效的控制调节，又能使给水泵在不同负荷下有节能效果，并且可以采用液力调速方式；同时又能保证高压旁路冷却水流量和压力。?过研究，采用高中压给水泵分泵，既高压泵使用液力调速泵，中压泵使用定速泵，高压旁路冷却用水由中压给水泵供给，认为这是最佳选用方式，其优点在于：
2.1 高压泵只供水给高压系统，高压泵的容量及压力容易确定，采用液力偶合器，主要调节以转速调节为主，辅以阀门调节；此方式不仅有利于节能，同时有利于水位调节控制。
2.2 中压泵采用较小流量的定速泵，流量控制采用阀门节流控制，控制简单可靠，高压旁路冷却水其压力和流量也可以保证，由于总流量较小，其总效率损失不大。
2.3 据了解，某些电厂采用高中压合泵的定速泵，其虽解决了控制和高压旁路冷却水的问题，但对于调峰机组来说，其能量损失非常大，厂用电较高，浪费能源。
3 循环水泵及循环水系统
东部电厂单台机组循环水流量为19 820～25 000 m3/h，取自大鹏湾海水，海水年平均温度为22.9 ℃，取水区域与厂区相距约600 m，与机组凝结器相距约900～1 000 m。
原设计3台机组，选用4台循环水泵，循环水泵流量为19 000 m3/h，采用双母管制，2台循环水泵对应一条母管，总流量76 000 m3/h
在设计审查时考虑到，如果只采用3台循环水泵，不仅可以减少设备（也减少了相应液压蝶阀，电动大阀门），减少占地，而且运行操作更简单：①在满负荷时３台循环水泵运行，在部分负荷时可停运１台循环水泵，在晚上停机时，可以停运２台循环水泵，这样更有利于节省能量；②３台循环水泵，如有任何１台有问题可以互为备用，运行备用方式简单，只是?环水泵流量取稍大，２台泵可以满足３台
机组基本需要。
在选择循环水泵时，考虑到循环水泵必须保证高的可靠性，还可能经常启停，并且大鹏湾海水盐度较高，腐蚀性较大，一般的不锈钢材料也会出现腐蚀和冲蚀；确定选用双相不锈钢为泵料，且泵轴承为陶瓷轴承，这样可以保证5年内循泵不用大修，尽管一次投资相对较高，但运行维修费用低。
对水泵电机，选择了露天布置形式，避免了建大厂房（由于维修泵的需要，厂房高度还要达到＞15 m），露天电机更有利于电机散热，不需冷却水及回路。
对于泵推力轴承，选用了双推力轴承形式，即泵体一个推力轴承，承担泵的推力；电动机一个推力轴承，承担电机的推力；这样增加可靠性，更有利于泵的维修。（维修泵的时间，电机可以方便的吊开，另外电机轴与泵轴的联接要求相对较低。）对于?环水的双母管的设计方案，并且将泵安装在海边，双母管需爬一个高度为17 m的坡后再回落进入厂区，有意见认为此方案不是最佳，认为可改采用o箱引水至厂区，将?环水泵安装在厂区，三台机组采用单元制供水，但可以通过母管相连；机组凝汽器进水方向与出水方向分开，由发电机方向进水，由汽机方向出水，但是由于种种原因设计方案没能实现更改优化。
目前布置：①?环水泵房距厂区很远，增加供电和控制的设计难度，降低了系统的安全性，巡视也不方便；②双母管使系统连接复杂、运行操作的风险加大，可靠性也不高；③凝结器进水与出水同侧布置，使安装施工非常困难；④由于管道要爬坡，?泵扬程选择被迫提高达21 m，(否则17 m就可以)运行时功率大，浪费能量。
4 调压站的选项设计
4.1前置加热系统采用凝汽器出口温海水来加热天然气。来自大鹏LNG接收站的天然气设计点温度为-8 ℃，燃机入口要求的设计点温度为15 ℃，需要对天然气进行加热。
采用燃用天然气的水浴炉来加热天然气的设计方案被普遍采用，但是水浴炉运行起来要消耗大量的天然气，初步计算，本厂每台机组使用水浴炉方案每年要消耗至少110万m3天然气，浪费了宝贵的能源，另外水浴炉由于需要燃烧，还是调压站系统的一部分，其布置及如何安全保证设计难度很大；另外维护成本也很高。
根据电厂处于南方地区，海水平均温度较高在22 ℃左右，如果采用凝汽器出口被凝汽器加热过的?环海水，其温度还要上升8 ℃，平均温度达30 ℃，将天然气加热到22 ℃，海水加热器端差小于8 ℃即可，而端差小于8 ℃的加热器设计是没有问题的，因此利用凝汽器出口海水加热天然气在方案上是可行的。
但是海水/天然气换热器其换热材料一般必须用钛管，并且其工作压力高达5.9 MPa，国内单位尚无设计制造此海水、天然气换热器的?验和业绩，由于安全需要，必须要求制造生产厂家有类似产品业绩；最后?过调查和招标采用了英国P&I公司2×65%容量海水加热器。
通过一年多的运行实践证明，采用凝汽器出口海水加热天然气安全可靠，完全能满足3台机组在不同工况不同季度的运行要求，节约了大量的天然气。此方案为国内首创，实现了?环?济，并且有利于环保，也大大提高了系统的安全性；每年至
少有200万元以上效益，有巨大的节能环保示范效应。
4.2 调压系统方案，原设计3台机组采用3用3备方案，共6条调压支路，每个调压支路由相应的调压阀、监控阀、安全切断阀等组成。
最后经过研究决定采用三用一备调压方案，共4条调压支路，大大降低了投资，也节约了场地，主要原因：
①每个调压支路，有一个主调压阀，还有一个监控阀，监控阀实际上有备用功能，即主调压阀失去作用时，监控阀可以实施调压作用，即每个调压支路还有100%的备用功能；
②三用一备，当任何一条调压支路不能工作时，备用路可以起作用；备用支路也有100％备用功能，即每一路至少有200％备用；假如有2条调压支路同时出现问题退出时，还剩有两条调压支路可以工作，也可以满足三台机组不停机，只是需要降低负荷运行。
通过二年的运行实践，即使某调压支路一调压阀发生故障，系统可以按照设定的程序进行启动，电厂没有发生因调压系统故障而发生降负荷或跳机事件。
4.3 调压站阀门气源设计
在初步设计调压站时，设计调压站所有气动阀门的气源均来自天然气管道本身，这是调压站的常规设计。
但审查时考虑到，天然气压力很高，温度也较低，如与气动机构相接，每一路还需有降压及加热系统，系统非常复杂、安全性也不高、清洁度也不能保证，在前期由于没有天然气无法进行系统调试；最后决定采用更加安全可靠的电厂仪用压缩空气系统作为气源。
5主厂房采用大跨度设计布置
东部电厂总规划9×350 MW级机组，占地总面积只有16.7万m2，在一期设计中必须充分考虑设备占地影响，尽量减少占地，为二期工程留下用地。
原设计考虑了单跨和双跨（发电机和燃机/汽机各占一跨）两个方案，?建设单位和设计院对国际上先进电厂的调研，结合主设备和辅助设备的布置、占地面积、建筑和建设成本等方面进行综合比较和分析，最后确定采用了主厂房单跨布置的方案，具体为：主厂房全部采用钢结构，横向只设一跨，跨度为54 m，A、B列设有双排柱，双排柱相距为4 m，外排跨相距62 m；两台机组中心线距离为40 m，一期主厂房长度为128 m（其中8 m为二期先建），此方案为国内首创，其优点非常明显。
5.1 13 m平台空间大，视野开阔，非常美观，整个13 m台层没有柱子，只有燃机、汽轮机、发电机主体设备，其余一览无余，干净整洁；不仅美观，而且有利于设备的巡检，及机组大小修时，检修设备的布置和工作的开展。
5.2 3台机组只装设了两台105/20 t天车，节约了投资，方便了利用。而对于双跨布置型式，发电机和燃机/汽机的检修需分开考虑，每台机组必须设有2台检修天车，3台机组共需要6台天车，但此天车只是机组大小修才有用处，平时利用率并不高。东部电厂2台天车既满足现场工作需要，又适当地提高了设备的利用率。
但跨度54 m、起重量达105 t天车在国内电厂较为少见，其运行可靠性要求高、设计较复杂，东部电厂选用了国际知名KANE设计制造的产品。
5.3 综合成本降低。由于主厂房内减少了1排天车承重柱，使得机组的占地面积相应减少，进一步降低投资。
5.4 辅助设备布置灵活方便。由于不单设发电机检修吊车梁及柱，使得燃机、汽轮机及发电机的辅助设备布置的空间更大、布置更加灵活；另外可充分利用A、B 双列柱，进行电气/控制电缆、闭式水管道、消防水管道、压缩空气管道及罩壳风机、闭式水箱等布置。
6 燃机吸风口采用地面布置，采用三面（前面、两侧面）进气方式
燃机吸风口的布置形式较为常见的为顶部吸风和侧向吸风方式。侧向吸风布置较之顶部吸风布置要求机组之间距离大，一般国内9F燃机机组采用侧向吸风布置形式，2台机组之间的距离为52 m；顶部吸风布置2台机组之间的距离约为45 m。顶部吸风布置其吸风过滤器及其进风通道的庞大载荷要通过屋面主次梁传递到钢结构，不仅增加钢结构材料，而且也使钢结构设计带来一定的难度。
东部电厂的蒸汽轮机为下排汽结构，主机采用高位布置，为燃机进气口布置在燃机排气口下方创造了条件，并且要求机组之间占地尽量少。?与三菱重工、设计院设计联络会讨论，确定采用吸风口地面布置方式: 吸风口布置在余热锅炉与主厂房之间，在排气道下方，采用三面进风，即前面和两侧。这种布置充分利用了排气口下方的宝贵空间，同时吸风过滤器及其通道的荷载全部落在地面，节约了大量的投资，同时，也大大方便了以后吸风过滤器的检修工作。
7 启动锅炉的选型设计
东部电厂3台燃气-蒸汽联合循环机组，在机组启动时由于轴封蒸汽用汽及低压缸冷却用汽需要，每台机组所需蒸汽为25 t/h，压力1.0 MPa（g），温度300±5 ℃。
另外，东部电厂机组设计为调峰机组、启停频繁，要求启动锅炉启动特性很好地满足燃机的快速启停要求，在温态时启动时间（至满负荷）不能大于20 min；另外由于启动初期轴封用汽量小，启动锅炉要有较好低负荷稳定运行特性，可以在≥10%负荷下稳定运行；另外，要求故障率低、维护简单、可靠性好、自动化程度高。
原设计为国内生产水管锅炉，但经过调研，水管锅炉有以下缺点：
①系统复杂，启动时间长，温态时从启动到满负荷一般需要60 min；
②故障率高，自动化水平较低。由于水管锅炉系统复杂，且要保证正常的水循环，设备多、自动化水平较低，较难达到全自动无人值班，国内无此业绩；
③最低稳定负荷率高，一般最低负荷限制在25%以上；
④水管锅炉水容量较小。
经比较，火管锅炉有以下特点：
①系统简单、可靠性高、可实现全自动无人值班；
②负荷调节能力好，最低可在10%负荷运行；
③启停时间快等；选用了进口火管锅炉，根据实际运行考验，可满足运行的需要。
当初设计为一台启动锅炉，但由于实际运行３台机组经常日启停，而启动锅炉正常运行是机组启动的必须条件，如果启动锅炉出现故障，则三台机组无法启动，风险较大，在此建议无备用汽源且机组日启停的燃机电厂应设置两台启动锅炉。
另外，对于蒸汽量，如果３台机组晚上停运，但又需保持凝汽器真空，同时，一台机又要启动，25 t/h的蒸汽流量有时不能满足运行需要，如果流量选定为2×35 t/h，将是最佳和最安全的，但目前制约因素是单炉胆火管锅炉容量达不到35 t/h，双炉胆费用又大幅上升。
8 循环水旋转滤网冲洗水泵选型
对于电厂循环水旋转滤网的冲洗水泵，一般有以下三种方案供选择：
①长轴液下离心泵；
②卧式离心水泵：从循环泵出口母管引压力水，经离心水泵加压进行旋转滤网冲洗；
③采用自控真空（液下）排吸泵。
设计院原设计采用①方案，后又推荐③方案，经分析：
①根据自吸泵工作?理及防气蚀要求，自吸泵的自吸高度一般不超过5 m，而东部电厂?环水泵运转层高度为6 m，平均低潮位为-0.16 m，97%最低潮位为-1.23 m，这样自吸高度将超过7 m，设备容易造成气蚀，造成叶轮损坏，设备寿命短，运行不可靠。
②国内生产自吸泵一般自吸高度在4 m以下运行工况比较适宜，自吸高度超过
6 m的厂家不多，并且用在海水里的自吸泵业绩更少。
③而采用传统的长轴泵，轴长达7～9 m，运行时易摆动，造成导向轴承易损坏，容易造成泵轴的振动、扭曲，长轴泵故障率高，并且安装检修工作复杂，维修成本高，沙角B电厂、妈湾电厂原采用长轴泵，后被改造。
如果采用离心卧式水泵，由?环水泵出口母管上引出压力水管，接入离心水泵，加压后作为旋转滤网冲洗水，离心水泵技术成熟，维护简单，价格便宜，可靠性高。因此最终决定采用了方案②，经运行实践证明运行稳定可靠。
9 其它
9.1机组除盐水补给水系统单回路改为双回路
机组汽水系统需要定期补充除盐水，一般补充到凝汽器；另外闭式水系统由于泄漏也需要定期补充水，一般补充到闭式水箱；对于燃气￡蒸汽联合循环机组，由于机组?常日启停，机组启停必须要有辅助用汽，辅助用汽由启动锅炉提供，因此还有一路补充水到启动锅炉。
东部电厂原设计3台机组及启动锅炉补给水系统为一个回路系统，即采用单母管，除盐水泵出口只有一条母管，分一支去启动锅炉，另一支分别去1、2、3号机。根据调试及运行实践发现：
①单回路系统安全性不高，如果母管出现问题，则3台机组及启动锅炉无法补水，全厂就要停机。
②在许多情况下，补水各分支出现抢水现象，如启动锅炉加水时，每小时可能达30 t/h，而此时如果一台机组都需要补充水，只要每台机组补水阀门打开，由于补水阀门为全开全关型，只要打开流量可达120 t/h，则有可能使启动锅炉无法正常补水，或两台机组同时补充水时，两台机组则互相抢水，更不说三台机组都补充水的时候。
③如分支回路阀门出现问题，则维修就非常困难，除非全停补给水系统，此时将影响3台机组安全运行。
经讨论后将单回路改为双回路系统，即有两个母管系统至每台机组及启动锅炉，另外重新选型除盐补水泵，将原设计流量 45 t/h改为80 t/h的水泵，通过更改基本解决了以上问题。
9.2 调压站海水泵的选型及海水泵基础腐蚀的问题
调压站海水加热器加热海水取自?环水系统凝结器出口虹吸井出口处，回至排洪沟远端，原设计水泵扬程为22 m，流量为310 t/h；但在实际运行时，海水加热器高位管道出现了断水现象。根据分析，断水现象的出现有以下原因：实际出水回路由于存在虹吸作用，其流阻远小于22 m，故如果将海水充满至出口管，必须流量增加；另外管道高位没有安装排气点，导致管道内有存气，造成断水。
后由设计院重新进行海水泵选型计算，增加海水泵的流量至370 t/h，减少了扬程至15 m，并且在至排洪沟远端的回水管道上，设置了一个∏型弯。并且在∏型弯上设一手动闸门，起到调节管道阻力的作用。
海水泵基础腐蚀问题。原设计中，海水泵基础为型钢柜架基础结构，而海水泵采用的是盘根密封，存在漏水现象，对基础的腐蚀比较严重。后根据现场的具体情况，将型钢基础框架改为混凝土基础连接。从根本上解决了海水的腐蚀问题。
9.3 海水系统异种钢焊接腐蚀
循环冷却水来自海水，考虑到海水的腐蚀，循环水管道采用了碳钢管道内部防锈漆保护，外部涂环氧煤沥青加冷缠带的防腐措施；开式循环水管道采用了316L
不锈钢，在连接时存在异种钢焊接。尽管在焊接后做了特别防腐处理，但一号机组在运行了短短几个月后，异种钢焊接处就出现了严重的海水腐蚀。
后与设计院等单位进行分析和讨论，确定将异种钢焊接全部改为法兰连接，法兰密封垫材料选择氯丁橡胶，螺栓绝缘套筒和垫圈材料采用聚四氟乙烯，361L不锈钢管道和碳钢管道相近处内壁采取涂层和牺牲阳极联合保护，从根本上解决异种钢的腐蚀问题。
因此，在海水系统，尽量避免异种钢焊接，而应采用法兰绝缘连接。
9.4 取消了高低压汽水管道锅炉侧关断阀
东部电厂原设计热力系统高低压汽水管道在锅炉侧（过热器出口）有电动关断阀门，在汽机侧有专门的主汽阀门和调压汽门。经讨论分析：
①锅炉侧的电动关断门和汽机侧的主停汽门，其作用是相当的，为适应机组两班制运行方式，对锅炉进行保温保压，管路上的关断门需每天关闭，但由于2个关断门功能相当，实际只需关其中1个阀门即可。
②锅炉高压汽包工作压力为11.26 MPa（g），现场水压试验压力为1.25×11.26＝14.075 MPa（g）（按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇））；主汽管道汽侧关断门和旁路阀的设计压力为11.43 MPa（g），能够承受的水压试验压力为1.5
×11.43＝17.145 MPa（g）（按MHI相当标准）；主汽管道设计压力为10.55 MPa （g），能够承受的水压试验为1.5×10.55＝15.825 MPa（g）。
根据以上的数据，主汽管道、汽机侧关断门和旁路阀均能够承受现场高压汽包水压试验压力。
④管路上设有2个关断阀门增加了系统的阻力，增加了控制点，也增加了运行故障点。
最后，与设计院商议，取消了高低压汽水管道锅炉侧关断阀门，直接节约阀门投资200万元，经实际运行证明，完全满足机组运行及启停需要。
9.5 凝结水泵入口Y型滤网改为提蓝式滤网，并增加膨胀节
在原设计过程中，2000版典管尚未批准使用，仍沿用87版典管。在87版典管中，凝结水泵入口滤网为锥形径向式，其通流倍率＜0.6，阻力较大，而且在滤网与凝结水泵管道上无设计膨胀节。
后在运行及检修清理中发现，使用Y型滤网非常困难，更改为提蓝式滤网，立式布置，并可在线清理，检修维护非常方便。
原设计凝结水泵入口管道上无膨胀节，在运行中，由于入口管道温度变化，有很大应力传递到凝结水泵泵体上，导致泵体中心偏转，多次引起泵振动，后增加膨胀节以吸收管道膨胀变化。
9.6 闭式水冷却水泵前增加滤网
一般认为，闭式水系统内多为除盐水，且为闭式循环，介质清洁，无需在闭式水前设置滤网，这在机组正常运行时是对的；但在工程实践中，尤其是机组调试及运行初期，?常出现闭式水换热器的堵塞。东部电厂选择了占地面积较小的板式换热器，在运行初期，出现了严重堵塞，拆体清理时，发现了大量铁锈、焊渣、布类什物等，清理花了3天时间，给正常运行带来威胁。后在闭式水泵前增加了滤网，运行稳定可靠。
10 结论
参加东部电厂筹建的人员，特别是技术人员，绝大部分来自深圳能源集团的其他电厂，他们一般都具有十多年的工作经验，作为电厂将来运行维护责任人，他们都具有极高的责任心；并且在电厂工程设计初期就深度参与，勤奋努力，在安装调试中更是亲力亲为，因而在东部电厂一期工程设备选型及设计优化工作中做了大量有益的工作。作为现工作的技职人员来说，也深深感谢深能集团及东部电厂的领导，他们为员工创造了得以充分发挥才能的工作环境及舞台；并且在许多具体方案的讨论及决策中，他们起到了至关重要的作用！
另外，各项改进工作也与华北电力设计院人员的密切配合及积极努力分不开。作为承担国内首批M701F燃气-蒸汽联合循环电厂工程设计，克服资料不全、无现成经验可借鉴等困难，为设计优化、创新作出了极大努力，并取得丰硕成果，在此，对他们的努力表示特别的感谢！
由于篇幅所限，此文仍然只汇集了部分设备选型及设计优化工作；对于电气及热控方面的工作有待日后另撰专文与同行交流。
作者简介：
金正怡（1968~），男，湖北随州人，硕士研究生，浙江大学热能动力专业毕业，高级工程师，任深圳能源投资有限公司东部电厂策划部部长，长期从事电厂的技术与管理工作。
2009-6-16 14:55:00 M701F燃机联合循环电厂设备选型及设计优化
金正怡
518120）深圳（深圳能源集团股份有限公司东部电厂，广东
摘要：M701F机组及一些配套公用系统的设计、设备选型，原在我国没有成熟的经验，结合东部电厂一期工程建设，进行了大胆的探索，获得了不少的经验；对东部电厂在锅炉给水泵、循环水系统、调压站、天然气加热系统、启动锅炉等方面设备选型及设计优化工作进行总结，供同行参考。关键词：燃气轮机联合?环电厂；辅机系统；设计优化；设备选型
1 前言
1 前言
深圳能源集团有限公司东部电厂一期工程是我国第一批打捆招标的9F级燃气-蒸汽联合?环电厂项目，也是我国第一批使用进口液化天然气的燃气机组；设计单位北京国电华北电力工程有限公司，也是首次设计F级燃气-蒸汽联合循环电厂，在此之前，在国内尚无可参考成熟的设计和设备选型?验。另外，电厂设计要求高：要求全厂机组运行操作实现全自动，实现一健启动；电厂占地面积非常少。通过电厂员工及各单位的努力，大胆创新，东部电厂在设备选型和设计优化方面做了大量的工作，也取得了不少?验。东部电厂三台机组投产第一年，就取得了发电量27.78
亿Kwh，可用系数88%，非计划停运次数3次（其中1次由大鹏LNG站供气中断外部原因引起的）的突出业绩，这与在工程建设阶段进行了大量的设备选型和设计优化工作打下了良好的基础分不开的，其经验值得总结和推广，可为后续工程提供参考意见。
2 余热锅炉给水泵选型
M701F燃气-蒸汽联合循环发电机组配用三压、再热、无补燃、卧式自然循环余热锅炉。锅炉给水系统一般由凝结水泵出口经过轴封加热器，通过低压省煤器送到
低压汽包；低压汽包水通过高/中压给水泵，高/中压省煤器至高/中压汽包、蒸发器、过热器至汽轮机。
高/中压汽包水位通过高/中压给水调节系统保证其汽包水位，另外在汽轮机汽水系统中高压旁路冷却水还需由锅炉给水泵提供，其压力保证≥4.05 MPa，流量在30 t/h左右。高压蒸汽流量在276 t/h、压力为10.3 MPa；中压蒸汽流量41.6 t/h，压力为3.6 MPa。低压系统给水由凝结水泵提供，故余热锅炉一般配备高/中压给水泵。
东部电厂原设计考虑使用高中压给水泵合泵，即一个给水泵，并且采用液力调速。在对设计方案分析时认为存在较多困难：
（1）高压汽包水位调节。在余热锅炉高中压给水及蒸发过热系统是独立的，即高中压汽包水位变化是有各自独立特性的；液力调速的目标如果只跟踪高压汽包水位，即使通过二级调节，即转速调节加上调节阀调节，则有可能给中压汽包水位调节带来反效果。如高压汽包水位低，而此时中压汽包水位高，这时给水泵转速跟踪高压汽包水位、转速增加，使中压给水压力增加，即使中压调节阀关小，也可能使中压给水流量继续增加，导致中压汽包水位更高；相反的情况仍然存在；即采用１台液力调速泵无法同时满足高/中压汽包水位的调节；除非采用定速泵，采用阀门调节。
（2）高压旁路冷却用水问题。高压旁路冷却水是在机组跳机时使用，其压力和流量必须在任何工况下都能保证，那势必要求其从给水泵抽头位置压力尽量大，这样不仅使给水泵流量选型增大，而且其转速不能低于确保旁路冷却水压力的相应转速，次则大大限制液力调速节能效果；同时，当机组跳机，还必须保证给水泵高速运转，给整个水位控制带来困难。
因此，要求给水泵的配置方案，既能保证汽包水得到有效的控制调节，又能使给水泵在不同负荷下有节能效果，并且可以采用液力调速方式；同时又能保证高压旁路冷却水流量和压力。?过研究，采用高中压给水泵分泵，既高压泵使用液力调速泵，中压泵使用定速泵，高压旁路冷却用水由中压给水泵供给，认为这是最佳选用方式，其优点在于：
2.1 高压泵只供水给高压系统，高压泵的容量及压力容易确定，采用液力偶合器，主要调节以转速调节为主，辅以阀门调节；此方式不仅有利于节能，同时有利于水位调节控制。
2.2 中压泵采用较小流量的定速泵，流量控制采用阀门节流控制，控制简单可靠，高压旁路冷却水其压力和流量也可以保证，由于总流量较小，其总效率损失不大。
2.3 据了解，某些电厂采用高中压合泵的定速泵，其虽解决了控制和高压旁路冷却水的问题，但对于调峰机组来说，其能量损失非常大，厂用电较高，浪费能源。
3 循环水泵及循环水系统
东部电厂单台机组循环水流量为19 820～25 000 m3/h，取自大鹏湾海水，海水年平均温度为22.9 ℃，取水区域与厂区相距约600 m，与机组凝结器相距约900～1 000 m。
原设计3台机组，选用4台循环水泵，循环水泵流量为19 000 m3/h，采用双母管制，2台循环水泵对应一条母管，总流量76 000 m3/h
在设计审查时考虑到，如果只采用3台循环水泵，不仅可以减少设备（也减少了相应液压蝶阀，电动大阀门），减少占地，而且运行操作更简单：①在满负荷时３台循环水泵运行，在部分负荷时可停运１台循环水泵，在晚上停机时，可以停运２台循环水泵，这样更有利于节省能量；②３台循环水泵，如有任何１台有问题可以互为备用，运行备用方式简单，只是?环水泵流量取稍大，２台泵可以满足３台机组基本需要。
在选择循环水泵时，考虑到循环水泵必须保证高的可靠性，还可能经常启停，并且大鹏湾海水盐度较高，腐蚀性较大，一般的不锈钢材料也会出现腐蚀和冲蚀；确定选用双相不锈钢为泵料，且泵轴承为陶瓷轴承，这样可以保证5年内循泵不用大修，尽管一次投资相对较高，但运行维修费用低。
对水泵电机，选择了露天布置形式，避免了建大厂房（由于维修泵的需要，厂房高度还要达到＞15 m），露天电机更有利于电机散热，不需冷却水及回路。
对于泵推力轴承，选用了双推力轴承形式，即泵体一个推力轴承，承担泵的推力；电动机一个推力轴承，承担电机的推力；这样增加可靠性，更有利于泵的维修。（维修泵的时间，电机可以方便的吊开，另外电机轴与泵轴的联接要求相对较低。）对于?环水的双母管的设计方案，并且将泵安装在海边，双母管需爬一个高度为17 m的坡后再回落进入厂区，有意见认为此方案不是最佳，认为可改采用o箱引水至厂区，将?环水泵安装在厂区，三台机组采用单元制供水，但可以通过母管相连；机组凝汽器进水方向与出水方向分开，由发电机方向进水，由汽机方向出水，但是由于种种原因设计方案没能实现更改优化。
目前布置：①?环水泵房距厂区很远，增加供电和控制的设计难度，降低了系统的安全性，巡视也不方便；②双母管使系统连接复杂、运行操作的风险加大，可靠性也不高；③凝结器进水与出水同侧布置，使安装施工非常困难；④由于管道要爬坡，?泵扬程选择被迫提高达21 m，(否则17 m就可以)运行时功率大，浪费能量。
4 调压站的选项设计
4.1前置加热系统采用凝汽器出口温海水来加热天然气。来自大鹏LNG接收站的天然气设计点温度为-8 ℃，燃机入口要求的设计点温度为15 ℃，需要对天然气进行加热。
采用燃用天然气的水浴炉来加热天然气的设计方案被普遍采用，但是水浴炉运行起来要消耗大量的天然气，初步计算，本厂每台机组使用水浴炉方案每年要消耗至少110万m3天然气，浪费了宝贵的能源，另外水浴炉由于需要燃烧，还是调压站系统的一部分，其布置及如何安全保证设计难度很大；另外维护成本也很高。
根据电厂处于南方地区，海水平均温度较高在22 ℃左右，如果采用凝汽器出口被凝汽器加热过的?环海水，其温度还要上升8 ℃，平均温度达30 ℃，将天然气加热到22 ℃，海水加热器端差小于8 ℃即可，而端差小于8 ℃的加热器设计是没有问题的，因此利用凝汽器出口海水加热天然气在方案上是可行的。
但是海水/天然气换热器其换热材料一般必须用钛管，并且其工作压力高达5.9 MPa，国内单位尚无设计制造此海水、天然气换热器的?验和业绩，由于安全需要，必须要求制造生产厂家有类似产品业绩；最后?过调查和招标采用了英国P&I公司2×65%容量海水加热器。
通过一年多的运行实践证明，采用凝汽器出口海水加热天然气安全可靠，完全能满足3台机组在不同工况不同季度的运行要求，节约了大量的天然气。此方案为国内首创，实现了?环?济，并且有利于环保，也大大提高了系统的安全性；每年至少有200万元以上效益，有巨大的节能环保示范效应。
4.2 调压系统方案，原设计3台机组采用3用3备方案，共6条调压支路，每个调压支路由相应的调压阀、监控阀、安全切断阀等组成。
最后经过研究决定采用三用一备调压方案，共4条调压支路，大大降低了投资，也节约了场地，主要原因：
①每个调压支路，有一个主调压阀，还有一个监控阀，监控阀实际上有备用功能，即主调压阀失去作用时，监控阀可以实施调压作用，即每个调压支路还有100%的备用功能；
②三用一备，当任何一条调压支路不能工作时，备用路可以起作用；备用支路也有100％备用功能，即每一路至少有200％备用；假如有2条调压支路同时出现问题退出时，还剩有两条调压支路可以工作，也可以满足三台机组不停机，只是需要降低负荷运行。
通过二年的运行实践，即使某调压支路一调压阀发生故障，系统可以按照设定的程序进行启动，电厂没有发生因调压系统故障而发生降负荷或跳机事件。
4.3 调压站阀门气源设计
在初步设计调压站时，设计调压站所有气动阀门的气源均来自天然气管道本身，这是调压站的常规设计。
但审查时考虑到，天然气压力很高，温度也较低，如与气动机构相接，每一路还需有降压及加热系统，系统非常复杂、安全性也不高、清洁度也不能保证，在前期由于没有天然气无法进行系统调试；最后决定采用更加安全可靠的电厂仪用压缩空气系统作为气源。
5主厂房采用大跨度设计布置
东部电厂总规划9×350 MW级机组，占地总面积只有16.7万m2，在一期设计中必须充分考虑设备占地影响，尽量减少占地，为二期工程留下用地。
原设计考虑了单跨和双跨（发电机和燃机/汽机各占一跨）两个方案，?建设单位和设计院对国际上先进电厂的调研，结合主设备和辅助设备的布置、占地面积、建筑和建设成本等方面进行综合比较和分析，最后确定采用了主厂房单跨布置的方案，具体为：主厂房全部采用钢结构，横向只设一跨，跨度为54 m，A、B列设有双排柱，双排柱相距为4 m，外排跨相距62 m；两台机组中心线距离为40 m，一期主厂房长度为128 m（其中8 m为二期先建），此方案为国内首创，其优点非常明显。
5.1 13 m平台空间大，视野开阔，非常美观，整个13 m台层没有柱子，只有燃机、汽轮机、发电机主体设备，其余一览无余，干净整洁；不仅美观，而且有利
于设备的巡检，及机组大小修时，检修设备的布置和工作的开展。
5.2 3台机组只装设了两台105/20 t天车，节约了投资，方便了利用。而对于双跨布置型式，发电机和燃机/汽机的检修需分开考虑，每台机组必须设有2台检修天车，3台机组共需要6台天车，但此天车只是机组大小修才有用处，平时利用率并不高。东部电厂2台天车既满足现场工作需要，又适当地提高了设备的利用率。
但跨度54 m、起重量达105 t天车在国内电厂较为少见，其运行可靠性要求高、设计较复杂，东部电厂选用了国际知名KANE设计制造的产品。
5.3 综合成本降低。由于主厂房内减少了1排天车承重柱，使得机组的占地面积相应减少，进一步降低投资。
5.4 辅助设备布置灵活方便。由于不单设发电机检修吊车梁及柱，使得燃机、汽轮机及发电机的辅助设备布置的空间更大、布置更加灵活；另外可充分利用A、B 双列柱，进行电气/控制电缆、闭式水管道、消防水管道、压缩空气管道及罩壳风机、闭式水箱等布置。
6 燃机吸风口采用地面布置，采用三面（前面、两侧面）进气方式
燃机吸风口的布置形式较为常见的为顶部吸风和侧向吸风方式。侧向吸风布置较之顶部吸风布置要求机组之间距离大，一般国内9F燃机机组采用侧向吸风布置形式，2台机组之间的距离为52 m；顶部吸风布置2台机组之间的距离约为45 m。顶部吸风布置其吸风过滤器及其进风通道的庞大载荷要通过屋面主次梁传递到钢结构，不仅增加钢结构材料，而且也使钢结构设计带来一定的难度。
东部电厂的蒸汽轮机为下排汽结构，主机采用高位布置，为燃机进气口布置在燃机排气口下方创造了条件，并且要求机组之间占地尽量少。?与三菱重工、设计院设计联络会讨论，确定采用吸风口地面布置方式: 吸风口布置在余热锅炉与主厂房之间，在排气道下方，采用三面进风，即前面和两侧。这种布置充分利用了排气口下方的宝贵空间，同时吸风过滤器及其通道的荷载全部落在地面，节约了大量的投资，同时，也大大方便了以后吸风过滤器的检修工作。
7 启动锅炉的选型设计
东部电厂3台燃气-蒸汽联合循环机组，在机组启动时由于轴封蒸汽用汽及低压缸冷却用汽需要，每台机组所需蒸汽为25 t/h，压力1.0 MPa（g），温度300±5 ℃。
另外，东部电厂机组设计为调峰机组、启停频繁，要求启动锅炉启动特性很好地满足燃机的快速启停要求，在温态时启动时间（至满负荷）不能大于20 min；另外由于启动初期轴封用汽量小，启动锅炉要有较好低负荷稳定运行特性，可以在≥10%负荷下稳定运行；另外，要求故障率低、维护简单、可靠性好、自动化程度高。
原设计为国内生产水管锅炉，但经过调研，水管锅炉有以下缺点：
①系统复杂，启动时间长，温态时从启动到满负荷一般需要60 min；
②故障率高，自动化水平较低。由于水管锅炉系统复杂，且要保证正常的水循环，设备多、自动化水平较低，较难达到全自动无人值班，国内无此业绩；
③最低稳定负荷率高，一般最低负荷限制在25%以上；
④水管锅炉水容量较小。
经比较，火管锅炉有以下特点：
①系统简单、可靠性高、可实现全自动无人值班；
②负荷调节能力好，最低可在10%负荷运行；
③启停时间快等；选用了进口火管锅炉，根据实际运行考验，可满足运行的需要。
当初设计为一台启动锅炉，但由于实际运行３台机组经常日启停，而启动锅炉正常运行是机组启动的必须条件，如果启动锅炉出现故障，则三台机组无法启动，风险较大，在此建议无备用汽源且机组日启停的燃机电厂应设置两台启动锅炉。
另外，对于蒸汽量，如果３台机组晚上停运，但又需保持凝汽器真空，同时，一台机又要启动，25 t/h的蒸汽流量有时不能满足运行需要，如果流量选定为2×35 t/h，将是最佳和最安全的，但目前制约因素是单炉胆火管锅炉容量达不到35 t/h，双炉胆费用又大幅上升。
8 循环水旋转滤网冲洗水泵选型
对于电厂循环水旋转滤网的冲洗水泵，一般有以下三种方案供选择：
①长轴液下离心泵；
②卧式离心水泵：从循环泵出口母管引压力水，经离心水泵加压进行旋转滤网冲洗；
③采用自控真空（液下）排吸泵。
设计院原设计采用①方案，后又推荐③方案，经分析：
①根据自吸泵工作?理及防气蚀要求，自吸泵的自吸高度一般不超过5 m，而东部电厂?环水泵运转层高度为6 m，平均低潮位为-0.16 m，97%最低潮位为-1.23 m，这样自吸高度将超过7 m，设备容易造成气蚀，造成叶轮损坏，设备寿命短，运行不可靠。
②国内生产自吸泵一般自吸高度在4 m以下运行工况比较适宜，自吸高度超过
6 m的厂家不多，并且用在海水里的自吸泵业绩更少。
③而采用传统的长轴泵，轴长达7～9 m，运行时易摆动，造成导向轴承易损坏，容易造成泵轴的振动、扭曲，长轴泵故障率高，并且安装检修工作复杂，维修成本高，沙角B电厂、妈湾电厂原采用长轴泵，后被改造。
如果采用离心卧式水泵，由?环水泵出口母管上引出压力水管，接入离心水泵，加压后作为旋转滤网冲洗水，离心水泵技术成熟，维护简单，价格便宜，可靠性高。因此最终决定采用了方案②，经运行实践证明运行稳定可靠。
9 其它
9.1机组除盐水补给水系统单回路改为双回路
机组汽水系统需要定期补充除盐水，一般补充到凝汽器；另外闭式水系统由于泄漏也需要定期补充水，一般补充到闭式水箱；对于燃气￡蒸汽联合循环机组，由于
机组?常日启停，机组启停必须要有辅助用汽，辅助用汽由启动锅炉提供，因此还有一路补充水到启动锅炉。
东部电厂原设计3台机组及启动锅炉补给水系统为一个回路系统，即采用单母管，除盐水泵出口只有一条母管，分一支去启动锅炉，另一支分别去1、2、3号机。根据调试及运行实践发现：
①单回路系统安全性不高，如果母管出现问题，则3台机组及启动锅炉无法补水，全厂就要停机。
②在许多情况下，补水各分支出现抢水现象，如启动锅炉加水时，每小时可能达30 t/h，而此时如果一台机组都需要补充水，只要每台机组补水阀门打开，由于补水阀门为全开全关型，只要打开流量可达120 t/h，则有可能使启动锅炉无法正常补水，或两台机组同时补充水时，两台机组则互相抢水，更不说三台机组都补充水的时候。
③如分支回路阀门出现问题，则维修就非常困难，除非全停补给水系统，此时将影响3台机组安全运行。
经讨论后将单回路改为双回路系统，即有两个母管系统至每台机组及启动锅炉，另外重新选型除盐补水泵，将原设计流量 45 t/h改为80 t/h的水泵，通过更改基本解决了以上问题。
9.2 调压站海水泵的选型及海水泵基础腐蚀的问题
调压站海水加热器加热海水取自?环水系统凝结器出口虹吸井出口处，回至排洪沟远端，原设计水泵扬程为22 m，流量为310 t/h；但在实际运行时，海水加热器高位管道出现了断水现象。根据分析，断水现象的出现有以下原因：实际出水回路由于存在虹吸作用，其流阻远小于22 m，故如果将海水充满至出口管，必须流量增加；另外管道高位没有安装排气点，导致管道内有存气，造成断水。
后由设计院重新进行海水泵选型计算，增加海水泵的流量至370 t/h，减少了扬程至15 m，并且在至排洪沟远端的回水管道上，设置了一个∏型弯。并且在∏型弯上设一手动闸门，起到调节管道阻力的作用。
海水泵基础腐蚀问题。原设计中，海水泵基础为型钢柜架基础结构，而海水泵采用的是盘根密封，存在漏水现象，对基础的腐蚀比较严重。后根据现场的具体情况，将型钢基础框架改为混凝土基础连接。从根本上解决了海水的腐蚀问题。
9.3 海水系统异种钢焊接腐蚀
循环冷却水来自海水，考虑到海水的腐蚀，循环水管道采用了碳钢管道内部防锈漆保护，外部涂环氧煤沥青加冷缠带的防腐措施；开式循环水管道采用了316L
不锈钢，在连接时存在异种钢焊接。尽管在焊接后做了特别防腐处理，但一号机组在运行了短短几个月后，异种钢焊接处就出现了严重的海水腐蚀。
后与设计院等单位进行分析和讨论，确定将异种钢焊接全部改为法兰连接，法兰密封垫材料选择氯丁橡胶，螺栓绝缘套筒和垫圈材料采用聚四氟乙烯，361L不锈钢管道和碳钢管道相近处内壁采取涂层和牺牲阳极联合保护，从根本上解决异种钢的腐蚀问题。
因此，在海水系统，尽量避免异种钢焊接，而应采用法兰绝缘连接。
9.4 取消了高低压汽水管道锅炉侧关断阀
东部电厂原设计热力系统高低压汽水管道在锅炉侧（过热器出口）有电动关断
阀门，在汽机侧有专门的主汽阀门和调压汽门。经讨论分析：
①锅炉侧的电动关断门和汽机侧的主停汽门，其作用是相当的，为适应机组两班制运行方式，对锅炉进行保温保压，管路上的关断门需每天关闭，但由于2个关断门功能相当，实际只需关其中1个阀门即可。
②锅炉高压汽包工作压力为11.26 MPa（g），现场水压试验压力为1.25×11.26＝14.075 MPa（g）（按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇））；主汽管道汽侧关断门和旁路阀的设计压力为11.43 MPa（g），能够承受的水压试验压力为1.5×11.43＝17.145 MPa（g）（按MHI相当标准）；主汽管道设计压力为10.55 MPa （g），能够承受的水压试验为1.5×10.55＝15.825 MPa（g）。
根据以上的数据，主汽管道、汽机侧关断门和旁路阀均能够承受现场高压汽包水压试验压力。
④管路上设有2个关断阀门增加了系统的阻力，增加了控制点，也增加了运行故障点。
最后，与设计院商议，取消了高低压汽水管道锅炉侧关断阀门，直接节约阀门投资200万元，经实际运行证明，完全满足机组运行及启停需要。
9.5 凝结水泵入口Y型滤网改为提蓝式滤网，并增加膨胀节
在原设计过程中，2000版典管尚未批准使用，仍沿用87版典管。在87版典管中，凝结水泵入口滤网为锥形径向式，其通流倍率＜0.6，阻力较大，而且在滤网与凝结水泵管道上无设计膨胀节。
后在运行及检修清理中发现，使用Y型滤网非常困难，更改为提蓝式滤网，立式布置，并可在线清理，检修维护非常方便。
原设计凝结水泵入口管道上无膨胀节，在运行中，由于入口管道温度变化，有很大应力传递到凝结水泵泵体上，导致泵体中心偏转，多次引起泵振动，后增加膨胀节以吸收管道膨胀变化。
9.6 闭式水冷却水泵前增加滤网
一般认为，闭式水系统内多为除盐水，且为闭式循环，介质清洁，无需在闭式水前设置滤网，这在机组正常运行时是对的；但在工程实践中，尤其是机组调试及运行初期，?常出现闭式水换热器的堵塞。东部电厂选择了占地面积较小的板式换热器，在运行初期，出现了严重堵塞，拆体清理时，发现了大量铁锈、焊渣、布类什物等，清理花了3天时间，给正常运行带来威胁。后在闭式水泵前增加了滤网，运行稳定可靠。
10 结论
参加东部电厂筹建的人员，特别是技术人员，绝大部分来自深圳能源集团的其他电厂，他们一般都具有十多年的工作经验，作为电厂将来运行维护责任人，他们都具有极高的责任心；并且在电厂工程设计初期就深度参与，勤奋努力，在安装调试中更是亲力亲为，因而在东部电厂一期工程设备选型及设计优化工作中做了大量有益的工作。作为现工作的技职人员来说，也深深感谢深能集团及东部电厂的领导，他们为员工创造了得以充分发挥才能的工作环境及舞台；并且在许多具体方案的讨论及决策中，他们起到了至关重要的作用！
另外，各项改进工作也与华北电力设计院人员的密切配合及积极努力分不开。作为承担国内首批M701F燃气-蒸汽联合循环电厂工程设计，克服资料不全、无现成经验可借鉴等困难，为设计优化、创新作出了极大努力，并取得丰硕成果，在此，对他们的努力表示特别的感谢！
由于篇幅所限，此文仍然只汇集了部分设备选型及设计优化工作；对于电气及热控方面的工作有待日后另撰专文与同行交流。
作者简介：
金正怡（1968~），男，湖北随州人，硕士研究生，浙江大学热能动力专业毕业，高级工程师，任深圳能源投资有限公司东部电厂策划部部长，长期从事电厂的技术与管理工作。
2009-6-16 14:55:00
M701F燃机联合循环电厂设备选型及设计优化
金正怡
518120）深圳（深圳能源集团股份有限公司东部电厂，广东
摘要：M701F机组及一些配套公用系统的设计、设备选型，原在我国没有成熟的经验，结合东部电厂一期工程建设，进行了大胆的探索，获得了不少的经验；对东部电厂在锅炉给水泵、循环水系统、调压站、天然气加热系统、启动锅炉等方面设备选型及设计优化工作进行总结，供同行参考。关键词：燃气轮机联合?环电厂；辅机系统；设计优化；设备选型
1 前言
1 前言
深圳能源集团有限公司东部电厂一期工程是我国第一批打捆招标的9F级燃气-蒸汽联合?环电厂项目，也是我国第一批使用进口液化天然气的燃气机组；设计单位北京国电华北电力工程有限公司，也是首次设计F级燃气-蒸汽联合循环电厂，在此之前，在国内尚无可参考成熟的设计和设备选型?验。另外，电厂设计要求高：要求全厂机组运行操作实现全自动，实现一健启动；电厂占地面积非常少。通过电厂员工及各单位的努力，大胆创新，东部电厂在设备选型和设计优化方面做了大量的工作，也取得了不少?验。东部电厂三台机组投产第一年，就取得了发电量27.78
亿Kwh，可用系数88%，非计划停运次数3次（其中1次由大鹏LNG站供气中断外部原因引起的）的突出业绩，这与在工程建设阶段进行了大量的设备选型和设计优化工作打下了良好的基础分不开的，其经验值得总结和推广，可为后续工程提供参考意见。
2 余热锅炉给水泵选型
M701F燃气-蒸汽联合循环发电机组配用三压、再热、无补燃、卧式自然循环余热锅炉。锅炉给水系统一般由凝结水泵出口经过轴封加热器，通过低压省煤器送到低压汽包；低压汽包水通过高/中压给水泵，高/中压省煤器至高/中压汽包、蒸发器、过热器至汽轮机。
高/中压汽包水位通过高/中压给水调节系统保证其汽包水位，另外在汽轮机汽水系统中高压旁路冷却水还需由锅炉给水泵提供，其压力保证≥4.05 MPa，流量在30 t/h左右。高压蒸汽流量在276 t/h、压力为10.3 MPa；中压蒸汽流量41.6 t/h，压力为3.6 MPa。低压系统给水由凝结水泵提供，故余热锅炉一般配备高/中压给水泵。
东部电厂原设计考虑使用高中压给水泵合泵，即一个给水泵，并且采用液力调速。在对设计方案分析时认为存在较多困难：
（1）高压汽包水位调节。在余热锅炉高中压给水及蒸发过热系统是独立的，即
高中压汽包水位变化是有各自独立特性的；液力调速的目标如果只跟踪高压汽包水位，即使通过二级调节，即转速调节加上调节阀调节，则有可能给中压汽包水位调节带来反效果。如高压汽包水位低，而此时中压汽包水位高，这时给水泵转速跟踪高压汽包水位、转速增加，使中压给水压力增加，即使中压调节阀关小，也可能使中压给水流量继续增加，导致中压汽包水位更高；相反的情况仍然存在；即采用１台液力调速泵无法同时满足高/中压汽包水位的调节；除非采用定速泵，采用阀门调节。
（2）高压旁路冷却用水问题。高压旁路冷却水是在机组跳机时使用，其压力和流量必须在任何工况下都能保证，那势必要求其从给水泵抽头位置压力尽量大，这样不仅使给水泵流量选型增大，而且其转速不能低于确保旁路冷却水压力的相应转速，次则大大限制液力调速节能效果；同时，当机组跳机，还必须保证给水泵高速运转，给整个水位控制带来困难。
因此，要求给水泵的配置方案，既能保证汽包水得到有效的控制调节，又能使给水泵在不同负荷下有节能效果，并且可以采用液力调速方式；同时又能保证高压旁路冷却水流量和压力。?过研究，采用高中压给水泵分泵，既高压泵使用液力调速泵，中压泵使用定速泵，高压旁路冷却用水由中压给水泵供给，认为这是最佳选用方式，其优点在于：
2.1 高压泵只供水给高压系统，高压泵的容量及压力容易确定，采用液力偶合器，主要调节以转速调节为主，辅以阀门调节；此方式不仅有利于节能，同时有利于水位调节控制。
2.2 中压泵采用较小流量的定速泵，流量控制采用阀门节流控制，控制简单可靠，高压旁路冷却水其压力和流量也可以保证，由于总流量较小，其总效率损失不大。
2.3 据了解，某些电厂采用高中压合泵的定速泵，其虽解决了控制和高压旁路冷却水的问题，但对于调峰机组来说，其能量损失非常大，厂用电较高，浪费能源。
3 循环水泵及循环水系统
东部电厂单台机组循环水流量为19 820～25 000 m3/h，取自大鹏湾海水，海水年平均温度为22.9 ℃，取水区域与厂区相距约600 m，与机组凝结器相距约900～1 000 m。
原设计3台机组，选用4台循环水泵，循环水泵流量为19 000 m3/h，采用双母管制，2台循环水泵对应一条母管，总流量76 000 m3/h
在设计审查时考虑到，如果只采用3台循环水泵，不仅可以减少设备（也减少了相应液压蝶阀，电动大阀门），减少占地，而且运行操作更简单：①在满负荷时３台循环水泵运行，在部分负荷时可停运１台循环水泵，在晚上停机时，可以停运２台循环水泵，这样更有利于节省能量；②３台循环水泵，如有任何１台有问题可以互为备用，运行备用方式简单，只是?环水泵流量取稍大，２台泵可以满足３台机组基本需要。
在选择循环水泵时，考虑到循环水泵必须保证高的可靠性，还可能经常启停，并且大鹏湾海水盐度较高，腐蚀性较大，一般的不锈钢材料也会出现腐蚀和冲蚀；确定选用双相不锈钢为泵料，且泵轴承为陶瓷轴承，这样可以保证5年内循泵不用大修，尽管一次投资相对较高，但运行维修费用低。
对水泵电机，选择了露天布置形式，避免了建大厂房（由于维修泵的需要，厂
房高度还要达到＞15 m），露天电机更有利于电机散热，不需冷却水及回路。
对于泵推力轴承，选用了双推力轴承形式，即泵体一个推力轴承，承担泵的推力；电动机一个推力轴承，承担电机的推力；这样增加可靠性，更有利于泵的维修。（维修泵的时间，电机可以方便的吊开，另外电机轴与泵轴的联接要求相对较低。）对于?环水的双母管的设计方案，并且将泵安装在海边，双母管需爬一个高度为17 m的坡后再回落进入厂区，有意见认为此方案不是最佳，认为可改采用o箱引水至厂区，将?环水泵安装在厂区，三台机组采用单元制供水，但可以通过母管相连；机组凝汽器进水方向与出水方向分开，由发电机方向进水，由汽机方向出水，但是由于种种原因设计方案没能实现更改优化。
目前布置：①?环水泵房距厂区很远，增加供电和控制的设计难度，降低了系统的安全性，巡视也不方便；②双母管使系统连接复杂、运行操作的风险加大，可靠性也不高；③凝结器进水与出水同侧布置，使安装施工非常困难；④由于管道要爬坡，?泵扬程选择被迫提高达21 m，(否则17 m就可以)运行时功率大，浪费能量。
4 调压站的选项设计
4.1前置加热系统采用凝汽器出口温海水来加热天然气。来自大鹏LNG接收站的天然气设计点温度为-8 ℃，燃机入口要求的设计点温度为15 ℃，需要对天然气进行加热。
采用燃用天然气的水浴炉来加热天然气的设计方案被普遍采用，但是水浴炉运行起来要消耗大量的天然气，初步计算，本厂每台机组使用水浴炉方案每年要消耗至少110万m3天然气，浪费了宝贵的能源，另外水浴炉由于需要燃烧，还是调压站系统的一部分，其布置及如何安全保证设计难度很大；另外维护成本也很高。
根据电厂处于南方地区，海水平均温度较高在22 ℃左右，如果采用凝汽器出口被凝汽器加热过的?环海水，其温度还要上升8 ℃，平均温度达30 ℃，将天然气加热到22 ℃，海水加热器端差小于8 ℃即可，而端差小于8 ℃的加热器设计是没有问题的，因此利用凝汽器出口海水加热天然气在方案上是可行的。
但是海水/天然气换热器其换热材料一般必须用钛管，并且其工作压力高达5.9 MPa，国内单位尚无设计制造此海水、天然气换热器的?验和业绩，由于安全需要，必须要求制造生产厂家有类似产品业绩；最后?过调查和招标采用了英国P&I公司2×65%容量海水加热器。
通过一年多的运行实践证明，采用凝汽器出口海水加热天然气安全可靠，完全能满足3台机组在不同工况不同季度的运行要求，节约了大量的天然气。此方案为国内首创，实现了?环?济，并且有利于环保，也大大提高了系统的安全性；每年至少有200万元以上效益，有巨大的节能环保示范效应。
4.2 调压系统方案，原设计3台机组采用3用3备方案，共6条调压支路，每个调压支路由相应的调压阀、监控阀、安全切断阀等组成。
最后经过研究决定采用三用一备调压方案，共4条调压支路，大大降低了投资，也节约了场地，主要原因：
①每个调压支路，有一个主调压阀，还有一个监控阀，监控阀实际上有备用功能，即主调压阀失去作用时，监控阀可以实施调压作用，即每个调压支路还有100%的备用功能；
②三用一备，当任何一条调压支路不能工作时，备用路可以起作用；备用支路
联合循环燃气轮机发电厂简介 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的 循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的MS9001E然气轮机，其热效率为33.79%,余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。1．燃气轮机 1.1 简介燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机,它的结构与飞机喷气式发动机一致,也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分： 1 、燃气轮机（透平或动力涡轮）； 2、压气机（空气压缩机）； 3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气,压缩后送入燃烧室,同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合,在定压下 进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工,推动动力叶片高速 旋转,乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命 周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机,轻型燃气轮机为航空发动机的转型,其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高,主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃 气轮机为工业型燃机,其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高,主要用于联合循环发电、热电联产。埕岛电厂采用的 MS9001E燃气轮发电机组是50Hz, 3000转 /分,直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早 于 1987年投入商 业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW热效率为 33.79%,排气温度539C，排气量1476X103公斤/小时，压比为12.3，燃气初
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 联合循环燃气轮机发电厂简介 (通用版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
联合循环燃气轮机发电厂简介(通用版) 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）； 3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后
送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。 埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组是50Hz，3000转/分，直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早于1987年投入商业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，排气温度539℃，排气量1476×103公斤/小时，压比为12.3，燃气初温为1124℃，机组为全自动化及遥控，从启动到满载正常时间为约20分钟，机组使用MARKⅤ控制和保护系统.
联合循环发电技术 联合循环发电技术（CCPP）是由燃气轮机发电和蒸汽轮机发电叠加组合起来的联合循环发电装置，与传统的蒸汽发电系统相比，具有发电效率高、成本低、效益好，符合调节范围宽，安全性能好、可靠性高，更加环保等等一系列优势。 联合循环由于做到了能量的梯级利用从而得到了更高的能源利用率，已以无可怀疑的优势在世界上快速发展。目前发达国家每年新增的联合循环总装机容量约占火电新增容量的40％～50%，所有世界生产发电设备的大公司至今（如美国的GE公司87年开始）年生产的发电设备总容量中联合循环都占50%以上。 最高的联合循环电站效率（烧天然气）已达55.4%，远远高于常规电站，一些国家（如日本等）已明确规定新建发电厂必须使用联合循环。 由于整体煤气化联合循环发电机组(IGCC)是燃煤发电技术中效率最高最洁净的技术,工业发达国家都十分重视,现在世界上已建成或在建拟建IGCC电站近20座，一些已进入商业运行阶段。 燃气轮发电机组在我国近几年才有较大发展,目前装机占火电总容量的 3.5%,大部分由国外购进,国产机组只占9.4%,且机组容量小、初温低,机组水平只处于国外80年代水平,且关键部件仍有外商提供,远不能满足大容量、高效率的联和循环机组的需要。 燃气轮机是联合循环包括燃煤联合循环的最关键技术,我公司虽然以前也曾设计制造过燃气轮机，但功率小、，初温低，且某些关键技术如冷却技术、跨音速压气机等项目尚处于研究开发阶段。 有一些公司对燃气轮机的研制始于1960年前后，在船用、机车用、发电用等几条线上同时进行。作为技术水平综合标志的综合技术能力即设计能力是：到七十年代中后期，基本能按自己的科研成果独立设计高原铁路使用的燃气轮机（7000马力）;能按测绘资料设计长输气管线用的燃气轮机（17600kw）;具有品种较全但规模较小检测设备较初级的实验台，进行了相当多的试验，取得了可观的成果。经过不小于十余种型号的整机的自行设计、试验、生产和运行的全过程不但掌握了技术而且培养了一批人。这正是现在可以也应该利用的宝贵的财富。 在以上基础上产生了高原机车用的燃气轮机方案，尽管燃气轮机本身并未达到国外先进水平，但机车总体可达到热力机车的先进水平，综合经济指标具有竞争力。总体说，当时我
联合循环发电厂的特点及发展趋势 樊守峰程政 [西北电力设计院 ] 2003-07-25 前言 与常规的燃煤电厂相比较，联合循环发电厂以其启动时间短、所需冷却水量少、占地面积小、建设周期短、环保效益明显，可有效地调整电力需求峰值等诸多优点而备受世界各国的重视。 近二十年来，美国、日本、英国、法国和韩国等国家都在大力兴建联合循环发电厂。在日本联合循环发电容量近五年内将翻一番[1]。我国的香港特别行政区建成世界上最大的联合循环发电厂-香港龙鼓联合循环电厂，设计容量为8台32万kw机组[6]。随着人们环境意识进一步地增强及黄金时间用电负荷需求的不 断上升，在我国很有必要在天然气丰富地区大力发展联合循环发电厂。 1 联合循环构成方式及其各自的特点 1.1 按照燃烧方式的不同可分为： (1)排热回收型
图1为排热回收型联合循环发电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)系统简单； (b)燃气轮机出力高； (c)启动时间短； (d)系统总效率与燃气轮机入口温度有关，即燃气轮机入口温度愈高，系统总效率愈高； (e)汽轮机不可能单独运行。 (2)排气助燃型
图2为排气助燃型联合循环发电厂要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)助燃量越大，汽轮机出力越大； (b)启动时间短； (c)汽轮机不可能单独运行； (d)助燃燃料量越大，凝汽器凝结水量越大。 (3)排气再燃型 图3为排气再燃型联合循环电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)汽轮机出力大； (b)在利用全部燃气轮机排气的情况下，全厂效率最大； （c）锅炉燃料消耗量与燃气轮机燃料消耗量无关； （d)燃气轮机和汽轮机可以单独运行； （e）运行控制系统复杂 (4）增压锅炉型
联合循环系统简介 联合循环发电厂主要由燃气循环系统、汽水循环系统和介于两者之间的余热锅炉这三部分组成，以下分别简要介绍这三部分中的主要设备。 1、燃气循环系统 （1）燃气轮机 燃气轮机是将燃料燃烧后的热能转化为动能的设备。典型燃气轮机的主要性能参数如表1所示。通常意义上的发电用燃气轮机主要包括燃气轮机本体、空气压缩机、燃烧器、启动装置、润滑油系统等相关设备组成。 注：上表中的数据是在如下条件下取得的:
(a) 大气温度为15oC,大气压力为1.033ata ; (b) 燃料是气化了的液化天然气； (c) 热效率是按照低位发热量计算而得； (d) 排气流量和排气温度是燃气轮机在基本负荷时的数据。 (2) 燃烧器 燃烧器是燃气轮机的一个非常重要的设备,它是实现燃料燃烧、降低燃气轮机排气中氮氧化物含量的设备。目前世界上各大燃机生产厂都十分重视开发研究新型的燃烧器, 以便满足日益受到人们关注的环境保护要求。目前常见的有干式燃烧器和湿式燃烧器。 (3) 空气压缩机 空气压缩机是向燃烧器提供足够的燃烧空气的设备。为了进一步提高燃机容量和效率,就应开发具有高效、大压缩比的空气压缩机。 (4) 启动装置 因安装条件和使用条件的不同,燃气轮机的启动装置有时也会不同, 通常情况下为柴油机或电动机, 但也有用汽轮机的情况。该装置提供动力, 将燃气轮机加速到自持转速(60％。70％额定转速) 。 (5) 燃气增压机 燃气轮机燃烧器对入口燃料的压力有一个要求范围(如：21atg左右), 燃料供应系统应能满足这一压力要求。 当燃烧气体燃料(如天然气) 时,如果燃料供应系统的气压较低,则需利用燃气增压机来提高燃气轮机燃烧器人口的压力至要求范围内。 如果燃气供应压力高于燃机燃烧器入口的燃气要求压力,则需要设置减压装置降低压力。
联合循环燃气轮机发电厂简介 (最新版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0727
联合循环燃气轮机发电厂简介(最新版) 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三
部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）； 3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。 埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组是50Hz，3000转/分，直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早于1987年投入商业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，排气温度539℃，排气量1476×103公斤/小时，压比为12.3，燃气
燃气轮机联合循环发电意义和建议 摘要：本文以IGCC联合循环为例阐述了燃气-蒸汽联合循环的基本工作流程及工作原理。分析了燃气轮机和汽轮机发电系统循环方式的特点及其特性参数。就目前国内外燃气-蒸汽联合循环发展及应用状况为我国发展联合循环发电系统提出了一些建议。 关键词：联合循环、燃气轮机、汽轮机 目前，全世界电能消费已占终端能源消费总量的40％左右。其中，热力发电占据主要位置，其发电量约占全世界发电总量的80％。我国大多采用燃煤火力发电厂发电，其最高发电效率略高于40％，由于材料的限制，继续提高蒸汽参数很困难，汽轮机发电机组供电效率进一步提高的余地已经不大，能预测到的不会超过10个百分点。 燃气-蒸汽联合循环发电是解决上述问题的一个理性方案[1]。燃气-蒸汽联合循环发电机组具有热效率高、污染排放低、节省投资、建设周期短、启停快捷、调峰性能好、占地少、节水、厂用电率低和可靠性强、维修方便等优点[2]，目前整体煤气化联合循环技术发电净效率可达到60％。与常规燃煤电厂相比，联合循环机组具有极大的优势，已受到研究者及政府的重视。 1 燃气-蒸汽联合循环 燃气-蒸汽联合循环机组由燃气轮机、余热锅炉和供热汽轮机三大装置组成，其分类型式也是多种多样，各种循环都有自己的特点，分别适用于不同的场合。本文以整体煤气化联合循环（IGCC-Interrated Gasification Combined Cycle）为例，阐述单纯发电用联合循环工作原理[3]。 IGCC由两大部分组成，即煤的气化与煤气净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化系统；第二部分的主要设备有燃气轮机系统、余热锅炉、汽轮机、发电机。IGCC的工艺过程（见图1）如下：煤经过气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，成为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进人余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动汽轮机做功。 图1 IGCC联合循环系统典型系统图（虚线部分为联合循环动力系统）
（建筑电气工程）联合循环燃气轮机发电厂简介
联合循环燃气轮机发电厂简介 [摘要]以埕岛电厂为例，简要介绍联合循环发电厂几种主要设备及其各自的特点。 [关键词]联合循环燃气轮机余热锅妒简介 1引言 联合循环发电：燃气轮机及发电机和余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动壹台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GEX公司的MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是壹种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构和飞机喷气式发动机壹致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）；3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室和高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、
大型天然气联合循环发电技术 Power Generation T echnology of Large-Scale Natural Gas –Fired Combined Cycle 浙江省电力设计院何语平 摘要：为配合“西气东输”和液化天然气（LNG）的输入，我国东部地区正在建设一批大型联合循环电厂。为了使建成后的电厂单位投资省、热效率高、投产后具有较好的效益，对大型天然气联合循环发电技术进行全面而系统的研究和优化至关重要。本文对影响大型天然气联合循环电厂效率的各种因素进行了研究，对联合循环系统的优化、燃气轮机选型、蒸汽系统的优化、参数选择、余热锅炉和汽轮机选型、机组轴系配置、动力岛布置等方面进行了深入的分析研究，并提出了明确的优化途径和结论。 关键词：天然气；联合循环发电 0 前言 我国东部地区经济发达，但一次能源匮乏。目前火力发电厂以煤炭消费为主，环境污染日趋严重。为了减少SO2排放并控制酸雨的危害，许多已投运的机组纷纷补上尾部烟气脱硫装置（FGD）。 为了优化能源结构、改善环境，国家决定利用西气东输，东海油气和进口液化天然气（LNG）等清洁能源，建设一批大型天然气联合循环电厂。 天然气是高效清洁能源，燃气-蒸汽联合循环机组燃用天然气将极大地改善环境污染问题。燃用天然气没有粉尘、没有灰渣。天然气几乎不含硫，因而几乎没有SO2排放。由于采用低NO x燃烧器，NO x 的排放也降到极低的程度。又由于天然气成分中主要是CH4，烟气中CO2的排放也大大减少。 近几年由于燃气轮机的单机功率和热效率有了很大程度的提高，特别是联合循环的理论研究、产品开发和电厂运行实践更趋成熟，目前大型燃气轮机的单机功率已超过250MW，热效率已超过36％；所组成的联合循环的功率已达到390MW，热效率也已达到56.7％~58.5％。其热效率之高，不仅远远超过现有燃煤蒸汽轮机电厂，甚至比超超临界参数的燃煤蒸汽轮机电厂还要优越。世界上的联合循环电厂正向大型化和高效化发展。 在电厂投资方面，根据华东地区西气东输的大型单轴联合循环机组（江苏戚墅堰、望亭、张家港、杭州半山，均为老厂扩建）的可行性研究统计，投资估算为3104元/kW~3356元/kW，比带脱硫装置的300MW燃煤蒸汽轮机电厂的造价低19.6％～25.7%。 我国天然气价格相对较高，为使建成后的电厂单位投资最省、热效率最高、投产后具有较好的效益，对大型天然气联合循环发电技术进行全面而系统的研究和优化至关重要。 1 联合循环系统优化 1.1提高联合循环效率的途径 图1 燃气循环 图2 蒸汽循环 图3 燃气-蒸汽联合循环
联合循环燃气轮机发电 厂简介 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
联合循环燃气轮机发电厂简介联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的 MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）；3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船
舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。 埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组是50Hz，3000转/分，直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早于1987年投入商业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，排气温度539℃，排气量1476×103公斤/小时，压比为12.3，燃气初温为1124℃，机组为全自动化及遥控，从启动到满载正常时间为约20分钟，机组使用MARKⅤ控制和保护系统. MS9001E型机组为户外快装机组，因此不需要专用的厂房建筑，而是用多块吸声板构成的长方形箱体，机组即放置在其内，箱体既起隔声作用，又能代替厂房使机组在各种气候条件下都能正常工作，每台机组连同发电机及控制室等均分别放置在长方体状的箱体内，在其周围还有空气进气系统，燃料供应单元和机组的冲洗装置等附属设备，组成整套燃气轮机动力装置。1.2辅机部分 主要有主润滑油泵,辅助润滑油泵,事故油泵.,油雾抽取装置 燃气轮机在正常运行时，透平功率的三分之二用来拖动压气机，其余三分之一功率为输出功率。显然，在燃机起动过程中，必须由外部动力来
文件编号：TP-AR-L6925 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 联合循环燃气轮机发电厂简介(正式版)
联合循环燃气轮机发电厂简介(正式 版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、 蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的 功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将 蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机 同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮 机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。 胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的MS9001E 燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉 厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机
1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）；3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，
联合循环发电厂的特点 及发展趋势 TYYGROUP system office room 【TYYUA16H-TYY-TYYYUA8Q8-
联合循环发电厂的特点及发展趋势 樊守峰程政 [西北电力设计院 ] 2003-07-25 前言 与常规的燃煤电厂相比较，联合循环发电厂以其启动时间短、所需冷却水量少、占地面积小、建设周期短、环保效益明显，可有效地调整电力需求峰值等诸多优点而备受世界各国的重视。 近二十年来，美国、日本、英国、法国和韩国等国家都在大力兴建联合循环发电厂。在日本联合循环发电容量近五年内将翻一番[1]。我国的香港特别行政区建成世界上最大的联合循环发电厂-香港龙鼓联合循环电厂，设计容量为8台32万kw机组[6]。随着人们环境意识进一步地增强及黄金时间用电负荷需求的不断上升，在我国很有必要在天然气丰富地区大力发展联合循环发电厂。 1 联合循环构成方式及其各自的特点 按照燃烧方式的不同可分为： (1)排热回收型 图1为排热回收型联合循环发电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)系统简单； (b)燃气轮机出力高； (c)启动时间短； (d)系统总效率与燃气轮机入口温度有关，即燃气轮机入口温度愈高，系统总效率愈高； (e)汽轮机不可能单独运行。 (2)排气助燃型 图2为排气助燃型联合循环发电厂要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)助燃量越大，汽轮机出力越大； (b)启动时间短； (c)汽轮机不可能单独运行； (d)助燃燃料量越大，凝汽器凝结水量越大。
(3)排气再燃型 图3为排气再燃型联合循环电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)汽轮机出力大； (b)在利用全部燃气轮机排气的情况下，全厂效率最大； （c）锅炉燃料消耗量与燃气轮机燃料消耗量无关； （d)燃气轮机和汽轮机可以单独运行； （e）运行控制系统复杂 (4）增压锅炉型 图4为增压锅炉型联合循环电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)汽轮机出力大； (b)锅炉燃料消耗量受燃气轮机的限制； （c）燃气轮机和汽轮机不可能单独运行； （d）增压锅炉传热效率高，因此锅炉的传热面积及体积减小，但锅炉的耐压性要求高于其它锅炉。 (5)给水加热型 图5为给水加热型联合循环电厂主要系统构成简图，这种构成方式的特点是： (a)系统简单； (b)汽轮机出力大； (c)锅炉燃料消耗量与燃气轮机的燃料消耗量无关； (d)燃气轮机和汽轮机可以分别单独运行。 按照燃气轮机与汽轮机是否同轴可分为： (1)单轴型· 所谓单轴型联合循环发电是指燃气轮机与汽轮机及发电机是连接在同一轴上(如图6所示CGS型)，它们共同驱动同一台发电机而构成联合循环发电。当燃气轮机和汽轮机为单轴刚性连接时，启动时汽轮机也必须被迫与燃气轮机一起高速转动。 单抽型联合循环发电机组的安装顺序有两种，即以燃气轮机(C：Combustion)-发电机(G：Generator)-汽轮机(S：Steam Tur-bine)顺序安装的CGS型式；另一种为燃气轮机-汽轮机-发电机顺序安装的帕G型式。如日本的九州电力(株)新大1号机组是CGS型式，同厂的2号机组是CSC型式。然而，在CGS型式中又可细分为两种：GE公司的产品为CGS
整体煤气化联合循环发电系统 整体煤气化联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置），第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。其流程方块图见下图:
IGCC发电系统示意图 这种系统还适于联产热力和液体燃料甲醇、二甲醚、醋酸、碳酸二甲酯等煤化工产品。可见，在我国化工园区大力开发建设和化工原料及蒸汽、电力等能源紧缺的形式下，IGCC的大力开发具有非常重要的意义。
IGCC及其联产 IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。 整体煤气化联合循环发电的分类及作用 由图中可以看出IGCC整个系统大致可分为：煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。可能采用的煤的气化炉有喷流床（entrained flow bed）、固定床（fixed bed）和流化床（fluidized bed）三种方案。在整个IGCC的设备和系统中，燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是已经商业化多年且十分成熟的产品，因此IGCC发电系统能够最终商业化的关键是煤气化炉、煤气净化系统以及燃气轮机和高参数蒸汽轮机技术的进步。 煤气化炉及煤气的净化系统的要求是： a) 气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求 b) 气化炉有良好的负荷调节性能，能满足发电厂对负荷调节的要求 c) 煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求 d) 具有良好的煤种适应性 e) 系统简单，设备可靠，易于操作，维修方便，具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率 f) 设备和系统的投资、运行成本低
联合循环燃气轮机发电厂简介参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
联合循环燃气轮机发电厂简介参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽 轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温 乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽 轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电 机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各 自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美 国GE公司的MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余 热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发 动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮
机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）；3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。
联合循环燃气轮机发电厂简介 联合循环燃气轮机发电厂简介 [摘 要] 以埕岛电厂为例，简要介绍联合循环发电厂几种主要设备及其各自的特点。 [关键词] 联合循环 燃气轮机 余热锅妒 简介 1 引言 联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。胜利油田埕岛电厂采用的是美国GE公司的MS9001E燃气轮机,其热效率为33.79%，余热锅炉为杭州锅炉厂的立式强制循环余热锅炉。 1．燃气轮机 1.1简介 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；2、压气机（空气压缩机）；3、燃烧室。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。 燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。 埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组是50Hz，3000转/分，直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早于1987年投入商业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，排气温度539℃，排气量1476×103公斤/小时，压比为12.3，燃气初温为1124℃，机组为全自动化及遥控，从启动到满载正常时间为约20分钟，机组使用MARKⅤ控制和保护系统.