燃气轮机发电

燃气轮机发电（精选12篇）

燃气轮机发电 篇1

近年来, 以风力发电、光伏电池和微型燃气轮机等为代表的分布式发电 (DG) 技术的发展已成为人们关注的热点。其中, 微型燃气轮机发电系统是一种技术上最为成熟、商业应用前景最为广阔的分布式发电技术, 其相关研究问题已被列为国家“863”专项研究计划。微型燃气轮机一般是指功率在几百千瓦以内的小型热动装置, 与常规发电机组相比, 微型燃气轮机具有寿命长、可靠性高、燃料适应性好、环境污染小和便于灵活控制等优点, 它是分布式发电的最佳方式, 可以靠近用户, 无论对中心城市还是远郊农村甚至边远地区均能适用。本文建立了微型燃气轮机的数学模型, 把微型燃气轮机及电气部分当作一个整体, 利用PSCAD/EMTDC分析了微型燃气轮机发电系统在联网与孤岛运行模式下的动态特性。

1 微型燃气轮机发电系统结构

微型燃气轮机采用空气轴承或径流式叶轮机械, 机组尺寸小、结构简单, 能够产生大量品质极佳余热烟气, 其温度在600℃左右, 利用价值较高, 是目前分布式能源系统特别是小型冷热电联产系统的主要动力设备。微型燃气轮机产品主要包括2种结构, 一种为分轴 (split-shaft) 结构, 另一种为单轴 (single-shaft) 结构。分轴结构微型燃气轮机动力涡轮与燃气涡轮采用不同转轴, 通过变速齿轮与发电机相连, 由于降低了发电机转速, 可以直接并网运行;单轴结构微型燃气轮机中燃气涡轮与发电机同轴, 因此发电机转速较高, 需要采用电力电子器件进行整流逆变, 才能接入大电网[1]。

单轴结构微型燃气轮机发电系统具有系统效率高, 结构紧凑, 可靠性高的特点, 是微型燃气轮机的主流产品, 本文主要研究单轴微型燃气轮机模型及运行特性。典型的单轴结构微型燃气轮机发电系统如图1所示。

系统由微型燃气轮机、永磁同步发电机、整流器、逆变器和负荷组成, 其中微型燃气轮机透平包括压缩机、燃料室、能量回收器以及带一个负荷的动力透平机。其基本的工作原理:从离心式压气机出来的高压空气首先在回热器内经涡轮排气预热, 然后进入燃烧室与燃料混合并得到充分燃烧, 高温燃气输入向心式涡轮做功, 直接带动燃气轮机驱动内置式高速发电机, 通常燃气涡轮旋转速度可高达30 000~100 000 r/min, 需要采用高能永磁材料 (如钕铁硼材料或钐钴材料) 的永磁同步发电机, 其产生的高频交流电流经过整流逆变后, 转化为工频交流电能输送至负荷或交流电网[2]。

2 微型燃气轮机建模分析

(1) 转子方程:

式 (1) 中:n为转速;MT, Mc, Mf和Mg分别为透平转矩、压气机转矩、轴系摩擦转矩和发电机转矩;J为整个轴系的转动惯量[3]。

(2) 燃烧室和透平之间的热部件不稳定传热方程:

式 (2, 3) 中:TB, T3, Tρ分别为燃烧室出口温度、透平入口温度和管道金属壁平均温度;α为沿气流流程换热系数;A为单位长度上的换热面积;l是全部气道流程长度;d为在过渡过程中起作用的热部件金属表面厚度;ρ是热部件金属的密度;c为金属比热[4,5,6]。

(3) 由于管道容积的存在, 使在过渡过程引起了容积中所容纳气体量的改变, 从而造成进、出口流量之间的差异。压气机和燃烧室 (回热器) 之间的容积方程:

式 (4) 中:V为是压气机与燃烧室间的管道容积;ρ2为管道中空气密度;Gc和GB分别为压气机出口与燃烧室入口空气流量[7]。

(4) 燃气轮机系统中的回热器是一个很大的蓄热元件, 对整个燃气轮机的动态性能有显著的影响。把回热器作为一个集中容积处理, 将再按分布参数研究所得到的结果对其中参数进行适当的修正。对燃气、空气和金属壁面有以下3个方程:

式 (5—7) 中:T2, T2'分别为压气机出口和回热器空气出口温度;T4, T4', Tm分别为透平出口、回热器燃气出口温度和金属壁面的平均温度;cpa, cpg, cm分别为空气、燃气和金属壁面的比热;αa, αg分别为空气、燃气与金属壁面的换热系数;Aa, Ag分别为空气侧和燃气侧的换热面积;Gc, GT分别为空气和燃气流量;Pm为参与换热的金属质量[8]。

微燃机系统转速控制对控制品质有很大影响, 其方程是动态数学模型的一个关键部分。本文考虑调节系统的调速器方程和执行机构方程, 采用比例—积分 (PI) 控制规律, 传递方程:

式 (8) 中:XB, Xn分别为对燃料流量和转速的相对增量的拉氏变换;δ为调节机构的放大倍数;Ts为调速器积分时间常数。

3 逆变器模型及控制策略

逆变器的作用是接受整流器输出的直流, 并将其逆变成工频交流供给负荷。通常根据微网不同的运行方式, 对各个微电源采用不同的控制, 其中控制形式有2种:控制原动机部分和控制逆变器部分。由于大部分微电源都采用逆变器作为接口, 为了保证控制的统一和简单, 本文采用控制逆变器的方式对微电源进行控制。当微网并网运行时, 为减少对大电网的冲击, 逆变器采用PQ控制, 按照指定功率输出来控制其与电网的功率交换, 由大电网提供电压和频率的支撑;孤岛运行时, 通过控制逆变器来控制负荷端的电压及频率 (简称V/f控制) , 以维持整个微网的电压和频率。另外, 通常逆变器输出的工频电流含有谐波, 所以要在逆变器输出端加装LC滤波器, 滤除开关频率及其邻近频带的高次谐波, 使谐波畸变率小于5%。具体的逆变器模型如图2所示, 微网供应本地负荷, 通过开关BRK接入配电网并网运行;当大电网发生故障时, 开关BRK断开, 进入孤岛运行, 保证负荷电能质量的要求。

3.1 PQ控制

由图2可知, 微型燃气轮机发电系统输出功率:

式 (9) 中:Pmt为微型燃气轮机发电系统输出的有功功率;Qmt为其输出的无功功率;u为负荷侧电压;i为负荷侧电流。

通过选择合理的同步旋转轴在派克变换下将逆变器输出电压电流abc分量转化为dq分量, 可得:

由此可得电流内环dq轴参考值为:

由式 (11) 可得PQ控制模型, 如图3所示。根据有功和无功功率参考值Pmtref, Qmtref及交流母线电压uabc, 采用锁相环PLL, 进行派克变换, 利用上式可得dq轴电流参考值, 功率控制转变为电流控制。

3.2 V/f控制

当微网孤岛运行时, 需通过控制逆变器来控制微型燃气轮机发电系统负荷侧的电压及频率 (简称V/f控制) , 从而维持整个微网的电压和频率;微型燃气轮机发电系统的有功和无功功率输出根据负荷需要进行自动调节。本文采用电压电流双环控制的PWM逆变器, 把逆变器出口的电压及频率控制为给定值, 电压幅值设为310 V, 频率为50 Hz, 可得到电压参考值uaref, ubref, ucref, 对其进行派克变换, 可得到dq轴上电压参考值udref, uqref。通过采集滤波器输出端口电压信号, 可以计算出逆变器电压dq轴分量ud, uq, 与dq轴电压参考值进行比较后通过PI控制使得输出波形跟踪给定值, 其输出作为电流内环的给定;内环是瞬时负荷电流值的反馈, 采用PI控制, 该环节增加了逆变器的阻尼系数, 使整个系统更加稳定。V/f控制框图如图4所示。

4 微型燃气轮机的动态特性仿真分析

4.1 联网运行模式下功率参考值变化

微型燃气轮机的额定容量设定为15 k W, 额定电压为310 V, 负荷大小为20 k W。仿真时间80 s, 仿真步长0.000 05 s。微型燃气轮机在联网模式下采用P/Q控制, 给定有功和无功功率的参考值, 燃气轮机将按照给定的参考值进行出力。0~20 s微型燃气轮机的有功参考值给定为15 k W, 剩余的5 k W负荷由大电网供应;20~40 s有功参考值改变为13 k W, 剩余的7 k W负荷由大电网供应;40~60 s有功参考值降至9 k W, 大电网向负荷提供11 k W的有功电能;60~80 s有功参考值变为13 k W即20~40 s的运行状态[9]。微型燃气轮机有功和无功功率如图5所示。逆变器输出的电压和电流波形如图6所示。

从图5有功和无功功率的响应曲线可以看出, 微型燃气轮机并网逆变系统能够快速有效地跟踪外界给定的功率指令值, 并且当功率指令参考值改变时, 电压源逆变器的控制系统能够及时跟踪参考指令的变化, 迅速地调整逆变器的输出功率。并且暂态响应的时间很短, 且响应过程相当的平稳。从图6可看出, 由于此时无功参考值设置为0, 因此整流器交流侧输入的电压和电流波形相位一致, 保持了整功率因数运行, 在后续的仿真中, 微型燃气轮机的无功参考值将不为0, 届时整流器交流侧输入的电压和电流波形相位不再一致, 由于电网带有感性负荷, 因此电流相位将超前电压相位。整流器交流侧输入电压和电流波形为三相正弦波形, 能满足整流器的运行要求。经过整流升压电路输出的直流电压如图7所示。Udc基本保持了平稳运行, 只在有功参考值转换瞬间有微小的波动, 且升压电路将输入的交流电压幅值升高。微型燃气轮机原动机的机械特性如图8所示。从图8可看出, 微型燃气轮机的机械转矩Tm能够很好地跟随电磁转矩Te的变化, 且振荡过程持续时间短, 波动幅度小, 能很快地进入稳态运行, 较好地实现了恒功率控制的目标。原动机的转速曲线如图9所示。在微型燃气轮机调速差的控制下, 转速ω能很好地维持在额定转速的附近, 当微型燃气轮机的有功出力为额定容量15 k W时, 转速ω基本保持在1.0 p.u., 当有功出力降低至13k W时, 转速ω经小幅振荡稳定在1.002 5 p.u.处, 当有功出力降低至9 k W时, 转速ω再次上升, 小幅振荡后稳定在1.015 7 p.u.处, 当有功出力回复到13 k W时, 转速ω也恢复到20~40 s的状态。原动机需要的燃料量曲线如图10所示, 燃料量基本跟随负荷变化, 当微型燃气轮机的有功出力为额定容量15 k W时, 燃料需求量Wf基本保持在1.0 p.u., 当微型燃气轮机的有功出力下降时, 燃料需求量也随之下降, 有功出力上升时, 燃料需求量也随之上升, 动态响应时间短暂且波动平滑。原动机的排气温度, 如图11所示。

4.2 孤岛运行模式下负荷改变

对孤岛模式下微型燃气轮机在负荷改变时的动态特性进行仿真和分析如图12—15所示。微型燃气轮机的额定容量设定为15 k W, 额定电压为310 V, 负荷大小为10 k W。仿真时间取60 s, 仿真步长0.000 05 s。微型燃气轮机在孤岛模式下采用V/f控制, 燃气轮机将根据负荷变化改变出力。0~20 s微型燃气轮机的负荷为10 k W;20~40 s负荷增至15 k W;40~60 s负荷降为13 k W[10]。

由图12可知, V/f控制下的微型燃气轮机发出功率能够准确迅速地追踪负荷变化, 在负荷需求变化时, 由于控制系统的良好性能, 功率变化暂态过程迅速且稳定。图13显示微型燃气轮机产生的机械转矩能精确跟踪且与永磁同步发电机产生的电磁转矩平衡。从图14可以发现微型燃气轮机的转速在任何情况下都能做到仅与参考转速产生微小偏差, 在微型燃气轮机输出功率为额定值时, 转速为1.0 p.u.。图15显示了整流器直流侧输出电压基本维持稳定在1.24 k V, 仅在负荷变化时有微小波动。

5 结束语

本文所建立的微型燃气轮机发电系统仿真模型, 不仅可如实反映微型燃气轮机自身的动态特性, 而且将微型燃气轮机、电力电子装置以及负荷之间的相互联系动态地表现了出来, 这是等效处理或者分开建模难以实现的。本文所建立的逆变器模型, 附加合理的控制后同样适用于其他采用逆变器作为接口的分布式电源, 如太阳能光伏发电、燃料电池等, 为进一步研究微电网中各种分布式电源之间的协调控制奠定了基础。

参考文献

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燃气轮机发电 篇2

论文作者：糜洪元

发表时间： 2004年11月29日

摘要：在形成自立开发能力,发展我国燃气轮机产业中,要努力提高我国燃气轮机发电设计制造和运行维修的整体水平。结合我国实际情况提出对高温部件材料,重大部件设计制造,总能系统优化,维修技术,运行管理等方面的分析意见。

关键词：燃气轮机；急切核心技术；高温部件材料；设计制造；总能系统；运行维修管理

现代燃气轮机发电技术已进入一个高度发展的时代。各种机型及其组成的各种总能系统，以其高效的性能指标，在发电领域广泛应用。在我国，随着经济的高速发展，以及能源结构的调整和电力市场的需求，发展燃气轮机技术已成十分急切的论题。在国家大力支持下，沿着统一组织国内市场资源，集中招标，引进技术，形成自主开发能力的道路来发展我国燃气轮机产业，我们正在迈出重要的一步。

研究发展燃气轮机发电的技术路线和重要环节，显示出燃气轮机基多项高新技术于一体。燃气轮机是一种多学科交叉的综合性技术，其核心技术应包括燃气轮机重大部件的设计，制造，以及总体成套和运行管理的技术。包括高温热通道部件的材料，制造工艺，涂层保护技术，高转速机械复杂结构的组合，总能系统的优化技术，控制和信息技术，以及运行管理应用技术。

本文对各关键技术进行认真分析，为提高我国燃气轮机发电设计制造和运行维修的整体水平提出建设性意见。

1.燃气轮机高温部件的材料

透平前燃气的进口温度早期仅600-700°C，现在一般水平都超过1100°C，有些已投入商业运行的机组透平进口温度达到1288°C，高的甚至达1430°C或1500°C。由于燃气轮机初温提高，简单循环热效率已由早期的16%-25%，提高到36%，有的更达38%-39.5%。透平初温的提高主要依靠燃气轮机高温部件(涡轮，喷咀，动叶)的材料，最早一般使用GJ450，V500，In738合金材料，现发展到合金金相结构控制的材料，出现了同向结晶或定向结晶的GTD111,DS GTD111，最新的机组已使用单晶工艺。金属材料的进步还表现在涂层的应用上。涂层减轻了腐蚀和氧化，使用寿命增长了10-20倍，早期有铂铝(Pt AL)涂层，后来发展等离子保护GT-29和GT-29 IN-PLUS TM等，先进材料和涂层的应用使透平前燃气进口温度提高150-200°C左右。

高温材料学科既有其丰富的理论，又必须通过大量的实验研究分析。所以燃气轮机热部件材料开发是一个不断实验研究的过程。从选择一两个具有开发潜力的材料开始，开展大量的材料性能实验，进行长期的蠕变实验或进行拉伸，断裂，高温疲劳，低温疲劳，热疲劳，刚性，抗腐蚀/氧化性，加工性能/样品的处理和全部物理性能的种种测试工作，在实验室实验的基础上再进行实物实验，例如透平转子实物挂片实验，燃烧室实验等等。美国GE公司单材料性能实验就用20多年时间，化费1000多万美元，积累大量数据并建成数据库。GE以彩虹(Rain bow)定名开展大规模实物实验课题，对50多种不同材料进行优化筛选。

我国高温材料研究有较好的基础，也有一些成果，与国外最新技术相比的差距主要是母合金性能和冶炼铸造技术上的差距。我国有条件选定一，二种自行开发的母合金或依靠国外引进一，二种母合金开展深入的研究工作。在真空冶炼技术方面，我国尚缺乏大容量的真空冶炼，精铸设备。建议有计划地引进一些先进的定向结晶和单晶炉，争取以较短的时间为新型燃气轮机提供最高水平的高温材料。

2.燃气轮机重大部件的设计，制造

国外燃气轮机制造厂商主要有美国GE公司，德国Siemens公司，法国Alstom公司和日本MHI公司等。在燃气轮机的设计，开发，制造方面，堪称力量雄厚，水平高，规模大。例如GE公司的格林威尔工厂拥有12.1万m2的制造车间，拥有7个热态试车台(其中4个试车台可以试F级燃气轮机)和15个总装配台位。GE公司的研究开发中心有高温材料，陶瓷材料和涂层，流体力学实验，冷却，传热实验，低NOx燃烧器实验等各种实验室。GE公司还以其动力，航空和研发三个部门紧密合作，在国际上无可争辩地占有领先地位。

值得注意的是四大燃气轮机制造厂商之中，三菱重工80年代中期才完全进入自主开发阶段，可以说是最年轻的成员。三菱重工60年代初生产几种功率较小的燃气轮机，后来引进美国西屋公司制造技术，这段时间与我国燃气轮机制造业的水平差距不大，但是三菱与西屋分手后，仅经过一二十年的时间成为独立研究，开发和制造技术的世界重型燃气轮机主要制造厂商，三菱重工引进技术，消化吸收到创新的经验是值得我们借鉴的。

我国自五六十年代开始引进燃气轮机发电机组，先后测绘仿制或自行设计制造过多种机型，70年代后期到80年代按国家川沪输气管线计划，曾投资建成南京汽轮电机厂的燃气轮机制造车间和实验研究基地，自行设计17.8MW燃气轮机，单机功率40MW,效率31.8%。除此之外，我国还有上汽，哈汽，东汽以及多家研究院，所，高等院校开展燃气轮机的设计制造和实验研究工作，取得不少科研成果，形成我国燃气轮机开发基础。特别是航空和造船部门的一批制造厂和科研院所在实验研究设备和型号开发等方面都已初具规模。航空部和美国普惠公司合作开发FT-8燃气轮机功率25MW，效率38.7%,我国负责制造低压压气机,动力涡轮,燃烧室,气缸成套件等,约占整机工作量的30%。我国有近十家制造厂受GE,西门子等国外公司委托生产E型或F型的叶片，喷咀，燃烧室，隔板，机壳，有的厂家年产量达40台套。机械系统的企业通过八五，九五改造，拥有大型制造厂房，大型数控加工设备和精密测试仪器。我国生产大型燃气轮机的能力缺口不大。

我国要从目前能生产中小型燃气轮机的水平，形成自主开发能力，生产高性能的大型燃气轮机，在设计，制造方面主要应该从以下方面来提高能力。

(1)在部件机加工方面要加强的是冷却叶片，喷咀加工的特种工艺技术；

(2)大型转子组装必须具有恒温或可控温度分布的转子装配坑；

(3)进一步充实多级模型压气机实验台和建设大功率驱动的整台压气轮实验台；

(4)开展空冷和蒸汽冷却的透平实验；

(5)开展低NOx燃烧室的实验研究；

(6)要建成大型燃气轮机整机试车台，并能提供液体，气体多种燃料燃烧实验。

我国现有研究院所和高等院校拥有的一批气动实验室，燃气轮机部套实验台，应该充分发挥其作用，规划和委托研究课题。在燃气轮机技术的开发过程中，必须循序渐进，一方面依靠必要的技术引进，消化，吸收；另一方面要开展型号机的开发实验，试制和生产规模可逐步扩大，但起点要高。

3.燃气轮机总能系统优化技术

燃气轮机利用燃烧产生的燃气直接做功,完成布雷顿(Bragton)循环，不同于常规蒸汽轮机由燃烧加热产生蒸汽,蒸汽做功的朗肯(Rankine)循环。蒸汽循环参数的提高受到限制,蒸汽轮机发电效率也受限制。燃气轮机可提高燃气初温来提高效率，因此燃气轮机就有效率高，重量轻，结构紧凑，以及机动灵活等一系列优点而广为人们重视。但当燃气轮机与蒸汽轮机组成联合循环后，高品位和低品位的能量得到充分利用，因而大大提高了循环的热效率，这才形成了总能系统的概况。

总能系统还应涉及到热力循环优化的各个方面。例如Alstom公司的GT26型燃气轮机采用分段燃烧的技术，是燃气轮机简单循环热力优化的典型例子，显然能提高循环热效率，是具有发展前途的技术。燃气-蒸汽联合循环由单压发展到双压，三压，再热，同样使热力循环优化，提高总能系统热效率。燃气轮机总能系统的优化还有很多方面，有待于我们开发，研究。

美国能源部ATS(先进燃气轮机系统)计划(1992-2000年)，开发具有里程碑的机组MS9001H和MS7001H，燃气-蒸汽联合循环效率接近60%，这是总能系统发展的标志性水平。ATS项目完成后，美国能源部又立即开始FY2001-2008NGGT(下一代燃气轮机)计划，和Vision21规划，提出简单循环效率至少为47%，联合循环效率达到70%。美国能源部的能源规划已包括新一代采用燃料电池联合循环的总能系统。例如美国国家能源技术实验室在30MW-150MW中等功率级燃气轮机方面提出一些新的有用的设计方案，称为CHAT电厂，其中以GE6B系列为核心机的CHAT电厂功率94MW，热效率可达52.3%,方案采用双级间冷的压气机,湿空气一级透平和二次燃烧的低压膨胀透平，以及优化的余热回收锅炉等。可见美国能源部新的能源规划正在偏重于总能系统这一方向。

从能源的有效利用方面出发，我国在发展先进燃气轮机的同时，必须重视总能系统的开发和研究，而且可以认为这一方面更加重要，更加迫切，会更快取得成效。

4.燃气轮机的维修技术

发展燃气轮机发电应该是与掌握燃气轮机的维修技术紧紧同步的。燃气轮机热通道部件使用高温优质合金，又有抗高温氧化，腐蚀的涂层，部件有复杂结构，要求精密加工制造，国内燃机电厂大部分采用进口部件。而这些部件的修复回用更有其技术上的独特性，对高温高应力下长期工作产生的裂纹，形变和腐蚀，损坏，金属材料的金相结构的变化等要经修复回用，是一门高水平的专门技术。

国外燃气轮机电厂的维修一般都与维修公司签订长期维修合同。维修公司负责制定和实施维修计划周期检查(大修，热通道检查和燃烧室检查)，长期维修合同是维修专业化的一个方向。专业的维修公司可集中人力和维修装备等方面优势，对各燃气轮机电厂进行维修服务，使维修工作更规范化。电厂则可把注意力集中在运行生产上，这更有利于规范电厂维修市场。

向电厂提供的维修服务可以由维修专业队伍，也可由设备制造商及其下属的或委托授权的维修中心。维修专业队伍可以提供长年运行更换部件，及时提供备品备件，现在更普遍建立计算机网络联系的远程监测。据介绍，优质，及时的服务，使客户少买大量备用部件，及时的维修大大减少了停机处理时间。

我国燃气轮机电厂还正在酝酿维修合同的路子，主要问题是对合同双方约定的责任范围内容，以及合同价格等方面没有明确的规范。另外燃气轮机电厂期望有国内的维修公司，能提供有效，及时的服务。但国内尚缺乏足够规模的用户可信赖的维修队伍。

我们建议筹建国内维修基地可通过新建电厂设备引进同时引进维修设备和技术，但维修基地的机制最终应与电厂脱离，独立经营。维修基地可依靠国内维修公司与国外有实力的维修公司合资的方式，引进外资和国外维修技术，并得到国际上的资格认可。

5.运行管理信息技术

利用运行管理信息对电厂进行指导管理，北美电力可靠性中心(NERC)的北美发电可用性数据系统(GADS)最具有代表性。据介绍，北美及周边的12个国家参加这数据库，并分享信息管理指导。数据库对燃煤机组，核电，燃气轮机，喷气发动机，柴油机，水电，泵站，联合循环，地热发电机组，热电联供，多炉多机的电厂共11种不同类型的装置的各种运行数据进行详细的分类。对不同的燃料，运行的负荷条件，机组运行小时数，机组的供应厂商，用户所在地区等多种因素都一一进行分类，收集的信息和数据包括机组维修的周期，零部件的损坏情况，出现故障的记录，等效可用率，强迫停机率等等。一年内，进入GADS的信息可达到50万条。一旦某电厂机组要求数据库提供咨询，数据库会选出不少于7台的同类机组进行对比分析，立即提供指导性的咨询意见。北美数据库20多年的运行经验以及高水平的软件，硬件技术，可以使运行管理信息处理及时，可靠，可发挥强有力的指导作用。

我国对常规火力发电，水力发电的可靠性统计已有二十年的历史，对燃气轮机和燃气-蒸汽联合循环至今仍是空白。我国尚未建立发电可靠性数据库。为了提高运行管理水平，我们急待建立全国性的可用性数据库。我们建议现阶段可参于或部分参于如北美发电可用性数据系统，既有责任承担义务，又有权利分享数据库的咨询指导。虽然我们要付出一定的入门费或缴纳必要的费用，电厂的得益以及我国发电技术水平的提高应该是益大于支出的。以上是作为提高我国燃气轮机发电整体水平的几点意见和建议，只是初步的，尚有待进一步探讨，仅供大家参考。

“袖珍”型水轮机发电 篇3

节约生活用水的思考——经常看到、听到关于“新能源的开发和利用”、“能源的再次回收利用”、“发展可再生能源”等等的话题，还有“如何充分利用稀缺的淡水资源”，倡导市民“节约每一滴水”的行动。为此，笔者想到了节约用水方面的问题。

蓄能电站的联想——电站发出的电，在用电高峰期不够用，到深夜，又不能充分利用，为了解决这个问题，人们修建了蓄能电站，夜间，水泵利用多余的电把水抽到高处的蓄水池中，到用电高峰期再利用蓄水池的水来推动水轮机发电。为此，笔者联想到了如何对住宅楼房水位差的能量加以利用的问题。

水表运转结构的逆向分析——水表是灵敏测量水流量的多级转轮式仪表，只要水流过，哪怕只有一滴水它都会转。为此，笔者联想到将水表改成一个小型(“袖珍”)的水轮机进而发电。

设计原理：

发电厂燃气轮机的检修及运行策略 篇4

1 发电厂燃气轮机检修的特点分析

1.1 燃气轮机的检修特点

燃气轮机的检修主要分为三种维修形式,即小修、中修与大修,就我国当前大多数的发电厂使用的燃气轮机设备来讲,基本都是来自GE、西门子以及三菱重工厂商制造的。国内对于大型燃气轮机的设计与制造水平还不成熟,且对于燃气轮机的检修技术也存在很多薄弱的地方,所以一般的定时检修还是得依靠制造上的技术人员来完成,这样一来检修的计划与周期都必须经过严格的规定与计算。而大型的燃气轮机多是以通道部件轮换的方式,即更换部件需要经过返厂———检查———寿命评估———修复———发电厂等多种程序后才能实现修复,这样复杂的流程,不仅严重浪费了时间,更有很多不确定因素,并且电力企业还需要随时备份相应需要更换的部件。

1.2 燃气轮机的检修周期

制造商对于发电厂的燃气轮机检修周期计划几乎是相同的,主要通过以等效运行的时间或者启动与停止的次数等数据来确定燃气轮机的检修规模与检修周期。对于大型的电厂而言,既可能承担长期运行的基荷,也会承担起调峰任务下两班制的运行模式,而对于有长期与连续性要求的燃气轮机来说,其等效运行时间的检修周期一定会比启动与停止次数的要早;而在调峰任务下的两班制运行中,启动与停止的检修周期则会比等效运行时间先达到。以下就以三种常用的燃气轮机机型为例,详细说明了其检修周期情况。

2 燃气轮机的检修策略

我国的燃气发电厂多为调峰的电厂,轮机的检修也需要进行一定的规范,检修成本相对比较高,所以就要找到最适合电厂规模与情况的检修方式,实现燃气轮机检修的经济性。笔者通过分析发电厂的特征与市场的情况,提出以下几个方面的燃气轮机检修措施。

2.1 加强燃气轮机的日常检查与维护

由于受核心技术的限制,燃气轮机的检修成本不仅要从专业技术人员的帮助下进行,更应该从日常的检查与维护做起。可以根据燃气轮机制造商的维护手册,充分考虑电厂的实际情况来制定维护计划进一步明确机组的检查与维护内容,定期对设备进行维护与检查,降低隐患与故障。其次,还应定期对设备中的进气滤网进行清理与更换,燃气轮机中的进气滤网常常会有很多污染物,这就是气体进入后滤网隔离出来的空气颗粒物。一方面,如果滤网的性能不足,以至于进入设备的空气含有大量的污染物与颗粒,很可能影响燃气轮机的叶片与转子等部件的运行。另一方面,如果污染物太多,气体进入不流畅也严重影响了发电工作。因此,日常的检修与维护是相当关键的,也是保证机械运转正常,减少故障发生率的重要手段。

2.2 结合传统检修与状态检修

受我国技术水平的限制,如果严格按照制造商的检修计划来对燃气轮机进行检修,成本会非常高,而且会严重影响发电厂的经济效益。就目前燃气发电厂的规模与检修模式来看,可以采取延长机组检修时间,结合状态检修的方式对燃气轮机的机组运行情况进行分析与检测的方法,不仅可以及时处理好设备存在的故障,降低安全隐患,从而减少突发性事故的产生,还能延长燃气轮机设备的使用寿命,进一步降低发电厂成本。

2.3 优化设备备件的配置情况

上文中提到的燃气轮机备件情况是多数的发电厂会采取的措施之一,这种购买备件、备品补救燃气轮机故障的方式,由于成本费用太高,操作复杂、占地较大的虽然是最直接的解决方式,但其经济性不高。随着我国发电厂规模的扩大,我们可以通过合体的形式与制造商签订长期的备件供应与检修服务合约,这样一来,就可以用相对优惠的价格来选购备件,还可以集中对部件进行修理、返厂、集中进行检修等等操作,既保证了备件的供应,又降低了成本。此外,备件的数量也是影响检修成本的重要因素,结合电厂年用气量参数,按制造商提供的技术文件与检修间隔时间要求,有效避开各机组的检修间隔,来实现热通道部件调配,以减少备件的数量,从而降低成本。

2.4 逐渐建立企业自身的检修队伍

当前我国的燃气轮机设计与制造工艺还不成熟,而且检修也主要依靠国外的技术,要想实现真正的经济性,还是需要从自身出发。结合企业自身的特点,不断吸取国外的设计与制造经验,安排专人前往国外学习检修技术,不断进行自我完善,引进先进的维修技术与设备,进一步可以培养一些检修技术人员,逐渐摆脱对制造厂商的检修依赖,实现企业的经济性目标。

摘要：随着经济的不断的向前发展,人们对于电力资源的要求也在不断地加强。正是这样的原因人们的研究也在不断地深入,方向变得更加的多样化,其中燃气机是重要的发电设施,长期以来对于这方面运行与维修的研究在不断地深入,这篇文章就是从多个角度探讨这些方面的问题,希望能够带给大家更多的帮助。

关键词：发电厂,燃气轮机,运行与检修,具体策略

参考文献

[1]胡新春.浅析发电厂燃气轮机的检修及运行策略[J].广东科技,2012.

[2]殷豪,孟安波,彭显刚.大型燃气轮机检修策略的研究[J].电站系统工程,2009.

热力发电厂汽轮机部分总结 篇5

Chapter1 解析转子惰走曲线，并说明停机中记录转子惰走时间的意义。

当机组无功负荷降低到零后，发电机与电网解列，然后汽轮机自动主汽门和调速汽门关闭后，汽轮机转子由于惯性仍然继续转动一段时间才能静止下来，这段时间称为惰走时间。

用转子惰走时间判断故障

每次停机都要记录转子惰走时间，以便判断汽轮机的某些故障。

如果惰走时间急剧减少，可能时轴承磨损严重或机组动静部分发生摩擦现象。如果惰走时间显著增加，可能是阀门关闭不严，或抽汽管道阀门关闭不严。

惰走曲线与真空变化有密切关系，下降太快，则惰走时间缩短。因此必须控制真空下降的速度，以便惰走时间是可比较的。

一般转速下降到额定转速一半时，开始降低真空

为什么说压力法滑参数启动适合单元机组冷态启动？

热态启动为什么要先向轴封供汽后抽真空？

注意先向轴封供汽后抽真空，真空可以很快建立。热态启动的冲转参数是怎样选择的？

单元机组的停运方式如何确定？

什么是汽轮机快冷技术？常见的有哪几种？

真空抽吸空气法。此时开启锅炉过热器对空排汽门及电动主闸阀，高、中压调速汽阀，使冷空气由高温过热器向空排汽管进入，经主汽管、主汽阀、调速汽阀、汽缸，最后进入凝汽器。

强制通风冷却法。强制通风冷却法就是用压缩空气对停机后的汽轮机进行强迫冷却。根据冷却空气与工作蒸汽流动方向的异同可分为逆流和顺流两种冷却方式。顺流冷却方式即高压缸冷却空气由自动主汽阀后疏水管引入，经高压缸排汽缸疏水管排出。逆流冷却方式即冷却空气相逆工作蒸汽流向流过汽轮机通流部分。

邻机抽汽快速冷却法。通过邻机抽汽，逐级降低压力冷却。启动的分类有哪些？

汽轮机启动方式大致可分为四类：

（1）按新蒸汽参数：额定参数启动、滑参数启动（压力法启动、真空法启动）；（2）按冲转时进汽方式：高中压缸启动、中压缸启动、高压缸启动；

（3）按控制进汽的阀门：调节气阀启动、自动主汽门启动、电动主闸门的旁路阀启动

（4）按汽机金属温度：冷态150-180℃、温态180~350℃、热态350~450、极热态》450℃

Chapter2 监视段压力的监视有何意义？（1）避免参数超限；

（2）力求设备在较经济的工况下运行；

（3）通过对设备的定期检查，掌握运行设备的健康状况，及时发现影响设备安全运行的隐患，做好事故预想，避免设备损坏。引起轴向位移增加的原因主要有哪些？(1)轴承润滑油质恶化；

(2)推力轴承结构有缺陷或工作失常；(3)轴向推力增大(4)蒸汽流量增大、蒸汽参数降低、真空降低、隔板汽封磨损漏汽量增大(5)通流部分积垢等因素都会引起抽向推力增大.(6)特别是汽缸进水将引起很大的轴向推力。

说明主蒸汽温度、压力、排汽温度变化对汽轮机运行的影响。列举汽轮机组振动大的原因。1.转子质量不平衡

汽轮机运行时出现动叶片和拉金断裂，动叶不均匀磨损，蒸汽中携带的盐分在叶片上不均匀沉积等使转子产生静不平衡。汽轮机检修时拆装叶轮，连轴节，动叶等转子上的零部件也会造成不平衡。

2.连轴器缺陷及转子不对中 3.电磁激振力引起的振动

1）发电机转子线圈匝间短路。励磁消失则振动消失。

2）发电机定子铁芯在磁力作用下发生激烈振动。在这一周期性力作用下，在定子铁芯中将出现双转速频率的振动。

3）发电机转子及定子间歇的不均匀而引起的发电机转子振动。4.振动系统的刚度不足与共振

强迫振动的振幅与系统的静刚度成正比，系统的静刚度不足又会引起共振频率降低。如果工作转速接近共振频率，就可能发生共振。

系统刚度不足除了设计上的原因外，还有轴承座与台板，轴承座与汽缸，台板与基础之间连接不够牢固等原因。5.轴承油膜振荡

轴颈在轴承中旋转时，油膜的作用使轴颈在轴承中产生涡动，出现涡动时的转速称为失稳转速。这就是所谓“油膜振荡”。6.轴的扭转振动

轴系两端若分别受到方向相反的扭转力作用，轴系就会发生扭转变形，当一端扭转力撤消后，轴截面就会在顺时针和逆时针来回扭转，这就是扭转振动。滑压运行的分类，各自特点

纯(全)变压、节流滑压和复合(混合)变压三种方式

纯变压运行可用于所有机组上(主汽门调节和喷嘴调节)，与汽轮机调节汽门设计无关。纯变压运行时，由锅炉燃烧改变汽量和汽压来改变负荷，即汽轮机调节汽门均保持全开或接近全开的位置上，很少节流。其特点是几乎无节流损失，但难以迅速改变负荷以响应电网频率变化的要求。

节流滑压克服纯滑压对外界负荷不敏感，但损失大

复合变压运行则常用于有若干个调节汽门，能部分进汽的汽轮机上。复合变压运行时，汽轮机满负荷时保持全压，初始的减负荷用关闭一两个调节汽门来完成。在第一个或第二个汽门关闭下再减负荷时，可用保持其余调节汽门全开，同时降低汽轮机进汽压力来完成。变压运行特点

1.变压运行可以改善机组部件的热应力和热变形：这是因为过热和再热汽温基本不变，热应力和热变形也维持不变。

2.再热汽温易于控制：过热和再热蒸汽在相当大的范围内可维持不变。

3.有利于机组变工况运行和快速启停操作：滑压运行时，锅炉汽温和汽轮机各级汽温变化很小，因此有利于变工况。

4.给水泵功耗小：给水流量减少，给水压力也减少。当给水泵为汽轮机驱动时，功耗节约更显著。5.提高机组效率和减轻汽轮机结垢：提高高压缸内效率，提高主蒸汽和再热蒸汽温度，降低给水泵功耗。被击碎的水垢减少，减轻结垢，蒸汽压力随负荷降低使得蒸汽溶解的盐分减少，也使结垢减少。

提高机组运行经济性的方法（1）提高循环热效率

（2）维持个主要设备的经济运行（3）降低厂用电率

（4）提高自动装置的投入率（5）提高机组的系统严密性 Chapter3 1.常见的机炉协调控制方式

以锅炉跟随为基础的协调控制方式，以汽机跟随为基础的协调控制方式，综合协调控制方式 2.一次调频、二次调频 一次调频

电力系统内并联运行机组的调速器在没有手动和自动调频装置参与的情况下，自动调节原动机的输入功率与系统系统负荷变化相互平衡来维持电力系统频率的一种自动调节 二次调频

用手动或自动装置改变调速器频率（或功率）给定值，调节进入原动机的动力元素来维持电力系统频率的调节方法，称为二次调频。Chapter4

(1)破坏真空和不破坏真空停机主要有哪些情况？ 破坏真空

1）汽轮机转速升高至危急保安器高限动作转速而危急保安器不动作时。2）汽轮发电机组振动达到停机值时； 3）汽轮机内部发出明显的金属声音时； 4〕汽轮机发生水冲击时； 5）轴封内发生冒火时；

6）任一轴承断油或冒烟，轴承乌金温度或回油温度上升至极限值时； 7）轴承润滑油压下降至极限值时； 8）转子轴向位移达到极限值时； 9）油箱油位下降至极限值时；

10）任一推力瓦块温度突然上升至极限值时； 11〕油系统着火，且不能及时扑灭； 12〕发电机或励磁机冒火或爆炸时； 13）氢冷发电机空气侧密封油完全中断； 14）主蒸汽、再热蒸汽管道或给水管道破裂。不破坏真空

1）主蒸汽或再热蒸汽温度升高达到规定的停机极限值时； 2）主蒸汽或再热蒸汽温度下降到规定的停机极限值时； 3）主蒸汽或再热蒸汽两侧温度偏差达到停机极限值时； 4）主蒸汽压力上升至规定停机极限值时； 5）凝汽器真空下降至规定停机极限值时；

6）汽轮机汽缸与转子膨胀（胀差）达停机极限值时； 7）发电机冷却水中断或发电机漏水时； 8）锅炉紧急停炉联跳汽轮机的保护不动作时； 9）厂用电全部失去时；

10）汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min时；

11）机组热控电源全部失去，或汽轮机失去热控仪表、CRT电源超过规定时间； 12）高压缸排汽温度达到规定的停机极限值；

13）其他需要立即解列打闸，但打闸后对转速降低速度无特殊要求的事故时。(2)动静部分摩擦有哪些现象？

转子与汽缸的胀差指示超过极限、轴向位移超过极限值、上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动轴封冒火，这时即可确认为动静部分发生碰磨，应立即破坏真空紧急停机。

停机后若重新启动时，需严密监视胀差、温差及轴向位移与轴承温度的变化，注意倾听内部声音和监视机组的振动。

如果停机过程转子惰走时间明显缩短，甚至盘车启动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，要揭缸检修。

(3)大轴弯曲有哪些原因？

（1）汽轮机在不具备启动条件下启动。启动前，由于上下汽缸温差过大，大轴存在暂时热弯曲。

（2）汽缸进水。停机后在汽缸温度较高时，操作不当使冷水进入汽缸会造成大轴弯曲。

（3）机械应力过大。转子的原材料存在过大的内应力或转子自身不平衡，引起同步振动。

（4）轴封供汽操作不当。疏水将被带入轴封内，致使轴封体不对称地冷却，大轴产生热弯曲。

(4)叙述真空下降的原因和处理措施 能引起凝结器真空下降的原因： 1）循环水中断或减少；

2）凝汽器空气抽出设备及其系统事故； 3）系统漏空气；

4）凝汽器汽侧满水等。

真空下降的处理

（1）当发现汽轮机真空下降后，首先应检查当时有无影响真空的操作，并查找相关原因。（2）在查找出消除原因的过程中，应严密监视真空变化情况，严格按规程规定内容进行降负荷。

燃气轮机发电 篇6

关键词：汽轮机;效率;非计划性停机;机组内耗

0 引言

从减少非计划停机、减少机组内耗两个大的方面入手，解决制约小型汽轮机发电的因素。

1 减少非计划性停机

据统计，中润公司动力分厂在2010—2012年间，汽轮机非计划性停机多来源于励磁系统的故障，就以下四点进行了技术改造，彻底解决了因励磁系统故障带来的非计划性停机。

1.1 改善励磁机运行环境 励磁整流盘是发电机的主要部件之一，以前工作环境粉尘较多，由于粉尘主要为焦粉可导电，导致整流盘基本上半个月就要停机维修一次，每次减少发电量10万千瓦时。通过加装密闭小屋，使得励磁整流盘与粉尘隔绝，另外在小屋里增设了降温设备，最大限度改善了整流盘的运行环境，自改造以来整流盘一直平稳运行，有效保证了发电机的正常运转。

1.2 消除机组油档漏油 国内小型机组轴瓦油档多采用梳齿式油档，一般挡油环宇轴颈上部间隙为0.20～0.25mm，下部间隙为0.05～0.10mm，两侧间隙为0.10～0.20mm，其下半内侧油档通常开有泄油孔，但正常运行中，由于孔径偏小或孔数量小而来不及泄油，就很容易沿着轴颈向油档外部甩油，2012年机组第一次大修时对2#机组4#瓦油档泄油孔孔径扩孔，改造后机组漏油明显改善，但是4#瓦处仍旧有油雾产生，受到励磁机吸引力进入到励磁盘中，易引起机组跳车。

现在先进机组轴瓦密封引进了接触式油档。这样密封齿与转轴可紧密接触，实现无间隙运行和自润滑。其具有以下优势具有精确限位装置、弹性退让等优势，经过油档改造后，泄漏油气进入励磁系统的问题有了明显改善。

1.3 提高对焦粉导电的认识 通过多次励磁事故的分析，对焦粉导电有了新的认识，主要围绕提高带点体对地绝缘进行研究，先是探索对绝缘板采用环氧树脂封装，提高爬电距离，励磁机能够稳定维持运行至40天。接着又采用将整流盘绝缘板加厚、改变材质的方式，绝缘板改成云母材质，进一步提高绝缘，励磁机稳定运行时间达半年以上。然后又在励磁机进风口处增加滤网，减少焦粉的进入，这样一步一步探索出对励磁系统的治理道路，至今运行2年未出现励磁系统造成汽轮机停车事故。

1.4 改善电抗器接头发热的情况 发电机电抗器接头发热是制约发电的常见问题。经过摸索，发现电缆为铜材质，电抗器为铝质，铜铝之间受热发生化学反应，运行时电抗器接头温度高达90℃，经过可行性研究将接头改变为铜铝过度材质接头，同时距离加长，增加电抗器接头的散热面积，经过改造后，电抗器触头温度未超过50℃，制约发电的一个因素得以解决。

2 减少机组内耗

2.1 保温材质更换 改造前汽轮机上、下气缸由于保温不合适造成温差较大，易造成启动汽轮机时需要长时间暖机才能顺利启动。动力分厂通过调研，将原来硅酸铝材质保温更换为高铝稀土材质保温，使得上、下气缸温差由原来的30℃以上下降到10℃以内，每次汽轮机启动时间可缩短2小时，节约时间可多发电3万千瓦时。

2.2 改造汽封 传统梳齿式汽封，径向间隙一般为0.30～0.35mm，若汽封径向安装间隙较小，汽封齿很容易磨损，因此只能牺牲间隙来保证机组运行安全。仅仅依靠高低齿密封蒸汽使得轴端密封效果不好，需要提高轴封供气的压力满足机组真空需求，机组真空比较低。将传统汽封低齿车削，由蜂窝状汽封取代，蜂窝是由六边形孔边片组成，其芯格尺寸为0.8～2mm，板厚0.05～0.2mm，蜂窝深度为3～6mm，是一种应用较为广泛的汽封。

图1  梳齿式汽封与蜂窝式汽封对比图

通过图1的比较发现，蜂窝汽封由于具较宽的密封带，改变了传统直形汽封低齿齿数由于受结构限制，只能布置很少（一般1～2齿）的缺点，仍保留汽封高齿。相当于增加了汽封齿数量，加大了汽流阻力，提高了密封效果，动力分厂利用2#汽轮机大修时机更换了9道轴端汽封，改造后，机组前汽封蒸汽泄漏量减少，小减用汽量减少。后轴封漏真空量改善，机组效率得以提高。

2.3 维持最佳真空度 运行经验表明，凝汽器真空每降低1%，会使汽轮机汽耗增加1.5%～2.5% 。汽轮机真空度的高低与真空系统的严密性、循环水流量、凝汽器不锈钢管清洁系数有很大关系。

2.3.1 凝汽器不锈钢管清洗 虽然在冷却水中加入缓蚀阻垢剂，但是不锈钢管的结垢仍旧不可避免，加上不锈钢管的传热系数本身比铜管低8%～15%，一旦大量结垢对机组效率产生较大影响。该厂没有具备在线清洗的条件与装置，利用大中修时机对凝汽器不锈钢管进行机械清洗。

2.3.2 真空查漏 向凝汽器汽侧灌入清洁的工业水或除盐水，灌水高度应达到下汽缸汽封洼窝的下部处，查看与凝汽器相连的管道、阀门、法兰以及凝汽器不锈钢管是否有漏水现象。

2.3.3 改造后汽缸喷水 汽轮机真空降低直接影响汽轮机排气温度的升高，排气温度的升高影响机组胀差、振动，原设计汽轮机后汽缸喷水是利用凝结水泵出口水回送凝汽器低压缸排气管处，当汽轮机排汽温度升高至80℃时后汽缸喷水自动打开，降低排气温度。经过使用发现效果不够明显，对水束喷水改造成雾化喷水，加大水与蒸汽的换热面积。

3 结束语

通过陆续几年对小型汽轮发电组的运行探索、改造，我们进行了励磁机运行环境、励磁机进风口处加装滤网、电抗器材質更换、保温材料更换、油档和汽封的更新、后汽缸增加雾化喷头等改造项目，实际投入运行，对提高汽轮机发电量起到了关键作用。

参考文献：

[1]高压汽轮机检修[M].水利水电出版社.

[2]辽宁省电力工业局组编，邵和春主编.汽轮机运行[M].中国电力出版社.

燃气轮机发电 篇7

天然气燃料成本居高 (约占总成本的50%~60%) 一直是制约天然气发电发展的重要因素。实现现场在线热力计算、性能监测和分析功能是提高燃气轮机发电装置经济性和安全性行之有效的手段。已有学者在燃气轮机离线计算模型研究[1,2,3]方面做了较多工作, 但受迭代和收敛能力限制。燃气轮机发电装置按照布置方案不同, 分为单轴、双轴、多轴等。本文以常用的简单循环单轴燃气轮机发电装置为研究对象, 建立其在线热力计算模型。

1 在线热力计算模型

1.1 装置布置方案简介

单轴简单循环燃气轮机发电装置由压气机、燃烧室和透平和发电机四部分组成, 且四部分位于同一根轴上。外界冷空气由压气机吸入、压缩增压, 压缩后的空气在燃烧室与天然气燃料混合燃烧产生高温燃气, 高温燃气进入透平做功, 同时带动发电机发电。装置工艺流程简图如图1所示。

1.2 各部件与装置热力计算建模

燃气轮机发电装置热力计算模型由压气机、燃烧室及透平等部件模型组成。

1.2.1 压气机

式 (1) 中, Wc为压气机耗功功率, k W;Mc为外界冷空气流量, kg/s;Δhc为冷空气在压气机内的焓升, k J/kg。

式 (2) 中, cpc为压气机压缩空气平均比热, k J/ (kg·K) ;T1为压气机进口温度, 也是热力循环最低温度, 取大气环境温度T0, K;T2为压气机出口温度, K。

式 (3) 中, ηc为压气机热效率;T2s为压气机等熵过程出口温度, K。

式 (4) 中, ε为压气机压比;k1为压气机等熵过程绝热指数。

式 (5) ~式 (6) 中, p0、p1、p2分别为大气环境压力、压气机进口压力和出口压力, k Pa;ξ1为压气机进气道压力损失系数。cpc和k1都可根据压气机进出口平均温度由拟合的空气特性曲线得到。

1.2.2 燃烧室

式 (7) 中, Mt为燃烧室出口燃气流量, 也是进入透平做功的燃气流量, kg/s;鄣为燃料空气比;ζ为冷气空气漏风等损耗系数, 具体根据燃气轮机冷空气进入透平的实际设计型式求算。

式 (8) 中, Mf为天然气燃料量, kg/s;

式 (9) 中, β为天然气燃料系数;M0为燃烧所需的理论空气量, kg/kg。

式 (10) 中, LHV为天然气燃料低位热值, k J/kg;T3为热力循环最高温度, 可取为透平进口温度, K;ηb为燃烧室效率。

式 (11) 中, τ为温比, 即装置热力循环最高温度和最低温度之比。

式 (12) 中, ξb为燃烧室压力损失系数;p3为燃烧室出口压力或透平进口压力, MPa。

1.2.3 透平

式 (13) 中, Wt为透平做功功率, k W;Mt为燃气流量, kg/s;Δht为燃气在透平内焓降, k J/kg。

式 (14) 中, Cpt为透平燃气平均比热, k J/ (kg·K) ;T4为透平排气温度, K。

式 (15) 中, ηt为透平热效率;T4s为透平等熵过程出口温度, K。

式 (16) 中, p3、p4分别为透平进口压力和排气压力, MPa;k2为透平等熵过程绝热指数。

式 (17) 中, ξt为透平压力损失系数。

Cpt和k2都可根据透平进出口平均温度由拟合的燃气特性曲线得到。

1.2.4 装置热效率与输出功率

式 (18) 中, η为燃气轮机装置 (不含发电机侧) 热效率。

式 (19) 中, P为燃气轮机发电装置输出功率 (发电机端功率) , k W;ηm为装置机械效率;ηg为发电机效率。

由式 (1) 、式 (7) 和式 (19) , 得到冷空气流量Mc:

式 (21) 中, w为燃气轮机装置 (不含发电机侧) 比功率, (k W·s) /kg。

式 (22) 中, ηe为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电热效率。

式 (23) 中, HR为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电热耗率, k J/ (k W·h) 。

式 (24) 中, de为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电气耗率, kg/ (k W·h) 。

1.3 现场在线热力性能计算模型计算流程

现场在线热力性能计算模型适用于现场控制系统内嵌式计算模块, 更适用于当前非常先进的基于实时/历史数据库的生产实时监测系统后台软件计算模块。现场在线热力性能计算是基于现场实际测量的参数 (输入参数) , 利用上节装置各部件模型计算装置热效率、压气机压比、压气机效率、透平效率等性能指标 (输出参数) 。现场测量的参数包括发电机端输出功率 (P) 、冷空气 (环境) 压力和温度 (p0、T0) 、压气机进出口压力 (p1、p2) 和温度 (T1、T2) 、透平进出口压力 (p3、p4) 和进出口温度 (T3、T4) 。计算流程如下。

1.3.1 稳态工况和非稳态工况判定

现场在线热力性能计算模型即可以用于稳态工况计算, 也适用于非稳态工况计算。稳态工况计算首先根据实测的装置功率和转速进行判定。符合功率和转速平衡的工况为稳定工况, 反之则为非稳定工况。从研究燃气轮机发电装置性能角度, 以稳定工况计算数据为参考依据。

1.3.2 外界冷空气流量Mc和天然气燃料量Mf计算

由式 (2) ~式 (6) , 计算出压气机进口管压力损失系数、压比ε、压气机效率ηc及压气机焓升Δhc;由式 (8) ~式 (12) , 计算出燃烧室压力损失系数、温比τ、天然气燃料系数及燃料空气比, 压气机焓升Δhc;由式 (14) ~式 (17) , 计算出透平压力损失系数、透平效率ηt及透平焓降Δht;实时计算中, 发电功率P为可测参数, 则由式 (20) , 计算出冷空气量Mc。进而计算出燃料量Mf;在Mc和Mf计算过程中, 同时计算得到了压气机、燃烧室和透平的性能指标, 包括压比ε、压气机效率ηc、温比τ、透平效率ηt及各压力损失系数等。

1.3.3 装置热经济指标计算

由式 (18) 、式 (20) ~式 (23) , 依次计算出装置热效率η、比功率、发电效率ηe、热耗率HR及气耗率de。

2 计算实例

以仪征热电厂燃气-蒸汽联合循环机组为例, 计算燃气轮机发电装置部分性能指标。燃气轮机发电部分包括1台燃气轮机和其带动的1台发电机, 为单轴简单循环。以性能试验工况数据验证本文计算模型正确性。性能试验工况基础参数可模拟在线实时测量参数。性能试验工况基础参数:大气环境压力、温度分别为101.3 k Pa、15℃;压气机出口压力、温度分别为1.17 MPa、624.7 K;透平进口压力、温度分别为1.138 MPa、1 339.45 K;透平排气压力和温度分别为104.4 k Pa、817.25 K;天然气为气态燃料, 低位发热量为48 686.3 k J/kg;发电有功功率165.903MW。计算结果见表1。

由表1可知, 两组计算结果基本保持一致, 具有足够精度。由此可见, 本文采用的在线计算模型具有较高适用性。

3 在线性能监测

压气机效率反映了压气机综合性能。压比和压气机进气道压力损失系数结合起来是判断压气机叶片积垢、磨损、进气过滤装置故障的最直观指标。在线性能监测中, 如果压力和损失系数曲线下降明显, 如图2所示, 进气过滤装置故障可能性较大。进气过滤装置故障导致过滤效果差, 引起压气机叶片结垢。如果压力损失系数曲线下降不明显, 而压比曲线下降明显, 同时伴随着压气机效率下降, 如图3所示, 可初步诊断叶片结垢, 主要原因在于进气过滤装置本身质量和性能问题, 对微小灰尘的过滤能力差。

4 结语

a) 单轴简单循环燃气轮机发电装置热力性能计算模型适用于现场在线实时计算, 无须传统计算中复杂的迭代, 体现了灵活性、易操作性, 又具有较强应用性;

b) 在线热力计算模型可实时计算燃气轮机发电装置关键部件压气机、燃烧室、透平及装置整体性能指标和热经济指标, 为燃气轮机发电装置性能监测提供了数据分析基础;

c) 在线热力计算模型不仅适用于简单循环燃气轮机装置, 也适用于多轴燃气-蒸汽联合循环燃气轮机装置部分, 延伸了模型应用范围。

摘要：提出了一种简单循环单轴燃气轮机发电装置在线热力性能计算模型, 计算简易灵活, 避免了多重反复迭代, 通过实例计算证实了模型的正确性。该模型不仅能用于简单循环燃气轮机装置, 也适用于多轴燃气-蒸汽联合循环燃气轮机装置部分。

关键词：燃气轮机系统,在线热力计算,性能监测,单轴,简单循环

参考文献

[1]江丽霞, 林汝谋.IGCC中燃气轮机全工况网络特性[J].工程热物理学报, 2000, 21 (6) :670-672.

[2]高建强, 范晓颖.联合循环机组在线性能试验软件开发与应用[J].热能动力工程, 2008, 23 (6) :611-614.

燃气轮机发电 篇8

关键词：燃气轮机发电机组,现状,未来发展

现阶段我国的煤炭资源的利用所占的比重非常高, 虽然其他资源能源的利用比重在逐渐的提高, 但是依然无法取代煤炭资源。这对我国的工业产业结构的发展十分不利, 为此, 相关人员开始应用燃气轮机发电机组, 此种类型的机组不仅能够快速启停, 而且效率高, 同时并不需要占用大量的土地面积, 为此, 燃气轮机发电机组成为未来工业发展运用的目标。

1 燃气轮机及其发电机组现状浅析

1.1 燃气轮机浅析

作为旋转式动力机械, 气体以连续流动的方式在燃气轮机中通过热能向机械能的转化, 进而推动发电机组旋转。从世界范围来看, 第一台燃气轮机由瑞士一家企业制造, 时间为1939年。经数十年发展, 机车与坦克动力、舰船动力、管线动力与发电等都有燃气轮机的身影。从结构上划分, 轻型与重型燃气轮机为工业燃气轮机类型。当前, 俄、英、美等发达国家已经将燃气轮机完全应用到了水面舰艇上。此外, 海上采油、输油输气的管线加压装置也由轻型燃气轮机构成, 实现了41.6%的热效率 (简单循环) 。高度垄断是重型燃气轮机制造领域的特点, 重要的核心企业为ABB、西门子/西屋、GE、三菱等。轻型燃气轮机制造领域中主导企业为P&w、R.R与GE, 其他国家也不甘落后, 正在紧锣密鼓的航机改型。

二十世纪五十年代末, 国内开始制造重型燃气轮机。当时的上汽厂、南汽厂、哈汽厂身肩国家工业复兴的大任, 在“厂校结合”形式下, 自主研发出的燃气轮机位列世界领先, 如3500hp机车用机组, 1MW、3MW发电机组。近年来, 随着我国工业化的不断升级, 重型燃气轮机也在不断的改造升级。为实现利用冶金企业的高炉煤气, 美国GE与南汽厂通过技术交流, 立足于MS6001B, 6B—L型燃气轮机研发成功, 实现再利用高炉煤气的环保要求。从科研实力分析, 国内研究所或高校储备着大量科研设施与科研人员, 如哈尔滨工业大学、清华大学、国家电网热工研究院、中科院工程热物研究所等, 研究出的一批批优秀成果 (红旗360、东风I型叶型) 。当然, 设备不够集中, 先进性尚待提高, 完善工作仍需继续。

总的说来, 燃气轮机工业的产业集聚性不强, 起步晚, 基础优势明显, 发展迟缓, 产业分散。虽然存在诸多的薄弱缺点, 但缺口尚可快速弥补。从设计、实验、材料与加工分析, 加工能力最佳, 材料与设计尚待提升。国内除了对大型轮盘快速应力处理、定向结晶片等设备与工艺的加工存在难度外, 现有设备是可以完成其他产品加工的。

1.2 燃气轮机发电机组浅析

燃气轮机发电机组主要功能在于驱动发电机正常发电, 联合蒸汽燃气循环为常见的发电机组, 相比于通常的燃煤发电, 采用联合蒸汽燃气循环具备环保节能、安装时间短、高效率、投入成本低、装置整体体积不大以及迅速启停的优势。所以, 联合式的蒸汽燃气循环, 在减排节能、机组调峰、谷峰差问题解决等方面, 应该成为各工业领域重点发展方向。

2 燃气轮机发电机组的未来发展

燃气轮机发电机组是现代工业发展必不可少的设备, 依据目前的情况, 我国经济比较发达的东部地区是使用燃气轮机发电机组比较广泛, 除此之外, 一些油气田以及比较大的城市中使用燃气轮机发电机组。目前, 我国应用的燃气轮机发电机组主要依赖于进口, 只有7%左右属于国产。燃气轮机发电机组的主要功能是发电, 还有一部分用于坦克中, 还有很少一部分用在舰船动力、注气与注水等地。由于我国应用的绝大部分燃气轮机发电机组都来自于国外, 这无疑增加了企业的经济负担, 因此燃气轮机发电机组未来重要的发展方向就是自主创新, 加大自主研发, 能够研发出核心技术, 以使我国能够在该领域能够完全的独立。与之相关的企业可以通过校企联合、产学研结合的方式, 真正的创造出一个适合我国工业生产现实的燃气轮机发电机组。除了之外, 燃气轮机发电机组材料的研发, 也是一个重要的研发方向, 要想发动机高效快速的运转, 透平温度至少要达到1600℃, 至多达到1800℃, 冷却系统能够有效的排除。原有的合金材料已经无法满足现有要求, 因此必须淘汰使用, 研发高温性能高、同时密度比较小的原材料, 笔者认为研发人员可以考虑陶瓷。

现阶段, 国家对工业发展给予了大力的支持, 而且能源市场出现了明显的变动情况, 再加之, 环保已经深入人心, 这使得燃气轮机发电机组应用范围得以扩展, 应用也进行了不断的深化。现阶段, 我国公司之间进行强强联合, 研发出来的燃气轮机发电机组已经用于生产领域, 此外, 其他公司之间还有其他更深入的合作生产计划。还有一些公司正在着重构建性能更高的蒸汽与燃气轮机发电机组, 具有循环性能, 这一系列产品主要是用于国内发电。至于在舰用燃气轮机发电机组方面, 有关企业应该研发多样化档次功率, 以便能够满足我国现代化海军的需求。而在高原机车等方面, 应该研发驱动力达到10-25MW的燃气轮机发电机组, 这样才能够满足资源利用的要求。

需要注意的是, 燃气轮机发电机组的研发必须要考虑到我国发展实际。现阶段, 我国主要的能源是煤炭, 尽管其他能源的开发力度逐渐的增大, 但是煤炭依然占主导地位。天然气资源的利用依然比较低。, 因此燃气轮机发电机组的研发必须考虑现有实际, 着重满足煤炭需求。虽然我国燃气轮机发电机组所面临问题, 并不是在短时间内可以完成, 但是相信在国家政策的支持下, 各个企业的合作努力下, 以及人们环保理念的提高下, 燃气轮机发电机组研发终究会获得成功, 燃气轮机发电机组利用比重将会进一步加大。

结束语

综上所述, 可知我国在燃气轮机发电机组应用方面存在的最大的问题就是缺乏核心技术, 绝大部分都需要依赖于进口, 为此, 国家必须制定相应的政策, 给予大力的支持, 而与之相关的企业则应该走向产学研的道路, 或者是校企合作, 真正的实现自主研发, 自主创新, 不断为燃气轮机发电机组的广泛应用提供技术支持, 人才支持以及国家政策支持等。

参考文献

[1]李涛, 王德慧, 李政, 任挺进.船用分轴燃气轮机主要部件变工况性能的初步研究[J].汽轮机技术, 2004 (5) .

[2]潘蕾, 杨瑜文, 林中达.重型单轴燃气轮机-发电机组的综合动力学建模方法的研究[J].动力工程, 2002 (5) .

[3]刘永文, 张会生, 苏明.舰船柴油机的模块化建模与仿真[J].船舶工程, 2002 (1) .

[4]臧述升, 宋华芬, 王永泓.三轴燃气轮机动态性能模块化仿真[J].计算机仿真, 2001 (5) .

燃气发电设备的比选 篇9

关键词：煤层气(瓦斯),乏风氧化,发电机组,技术参数,装机方案

0 前言

中国煤层气资源存储丰富。近几年来,随着国家对煤层气(瓦斯)利用的有关优惠政策的出台和完善,企业对利用煤矿井下抽放的瓦斯进行发电的积极性高涨,但由于井下瓦斯抽采的浓度和产量会随着抽采方法、地点和方式的不同而变化,这就要求瓦斯电站的主机设备有较强的适应性和灵活性。目前,世界各国对因瓦斯浓度、瓦斯压力以及主机设备应用场所等条件的限制而研制和开发的燃气设备技术成熟,运行稳定、可靠。

1 燃气发电设备的类型

燃气发电设备主要有以下4种类型:燃气轮机(航空飞机发动机改造)、燃气内燃发电机组、氧化装置、微型燃气轮机。

1.1 燃气轮机(航空飞机发动机改造)

燃气轮机的工作原理是瓦斯在燃烧室内与经过空压机压缩后的空气混合燃烧,燃烧生成的高温烟气在燃气轮机中膨胀做功,一部分用于带动压缩机工作,另一部分用于发电机发电,做功后的高温乏气可以通过余热锅炉再次回收热能转换蒸汽,驱动蒸汽轮机再发电,形成燃气轮机—蒸汽轮机联合循环发电,发电效率可大大提高。利用燃气轮机发电,具有单位功率重量尺寸小、运行平稳、机组功率大、转速高、轴系运行噪音小等优点,但该机型对瓦斯浓度和压力要求高,燃料热值比较稳定。由于瓦斯浓度波动较大,会随着煤层开采后期浓度有逐渐下降的趋势等因素的影响,故燃气轮机在此状况下的应用会出现频繁开机和停机的现象。

1.2 燃气内燃机发电机组

燃气内燃发电机组的工作原理为利用瓦斯在机体内燃烧,推动汽缸活塞移动做功,带动发电机发电,做功后的高温乏气可通过余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电,提高发电效率。该机组具有对燃料要求低,系统简单,运行灵活,发电效率高,建设周期短等特点。尤其是该机组要求瓦斯进气压力低,仅为3 kPa～35 kPa,瓦斯浓度范围广,浓度8%以上即可利用,这使得燃气内燃机发电机组在瓦斯发电方面获得了越来越广泛的应用。该机组是一种技术成熟的设备,具有集成度高,设计安装简单、运行管理自动化程度高等特点。与燃气轮机发电形式相比,具有启动时间短、燃气压力低、对燃气浓度适应范围宽的优点。

目前在中国运行或安装的燃气内燃发电机组分国产和进口两种。国内的生产厂家主要有山东胜动集团、济南柴油机股份有限公司、常州柴油机股份有限公司等,单机容量为500 kW～700 kW机组,单机容量大的发电机组也在工业性试验阶段。国外的发电设备厂家主要有美国卡特彼勒公司、奥地利颜巴赫公司、德国道依茨公司、日本三菱重工等。单机容量为2 000 kW～4 000 kW机组。

从国内使用燃气内燃发电机组情况可知,国产机组与进口机组都有成功运行的样板。与国产机组相比,进口机组单机容量大,发电效率高,年运行时间长,占地面积小,但对瓦斯浓度要求30%以上,同时设备价格高,订货时间长,初投资很大。国产机组虽发电效率不抵进口设备,但其对燃气的品质,供气压力的要求很低,更适应瓦斯抽采量和浓度有波动的情况,而且造价大大低于进口机组,供货时间短。

国产和进口部分机组主要技术参数叙述见表1、表2。

1.3 氧化装置

在煤矿开采过程中,瓦斯排出量的约70%是通过煤矿通风瓦斯(也称乏风)排出的,乏风中CH4含量浓度在0.10%～0.75%之间,而乏风中CH4浓度常受到井下煤层气含量、煤炭开采、通风量等因素的影响,导致CH4浓度变化范围较大,所以一直对空排放,造成了巨大的能源浪费和环境污染。之后虽有一系列已经被开发出的乏风利用技术,但只有热氧化技术可以在合理的成本投入下带来显著的减排效果。

在中国山东胜动集团研究完成的氧化技术是目前国内唯一通过现场工业性试验的技术成果,在可利用乏风浓度、氧化控制、热量利用等方面取得了突破性进展,其单台处理量60 000 m3/h氧化机组已被广泛应用。胜动集团60 000 m3/h氧化机组主要技术参数见表3。

1.4 微型燃气轮机

微型燃气轮机是一种新发展起来的小型热力发动机,其单机功率范围为30 kW～1 000 kW之间,其基本技术特征是采用径流式叶轮机械(向心式透平和离心式压气机)以及回热循环。微型燃气轮机与常规发电装置相比具有以下优点:环保效果好、结构简单、维护少、发电效率高、运行模式灵活、适用于多种燃料等优点。鉴于中国目前的电力发展及其分布不很均衡以及微型燃气轮机的技术特点及其优越性,微型燃气轮机相信将在中国得到广泛的重视与应用。部分微型燃气轮机的主要技术参数见表4。

2 工程实例分析

2.1 泓翔煤业瓦斯电站燃气发电设备的比选

泓翔煤业矿井属高瓦斯矿井,目前采用高负压和低负压两套抽放系统,高负压系统抽采纯量为7.2 m3/min,抽采浓度为40%;低负压系统抽采纯量为10.8 m3/min,抽采浓度为15%。

根据矿井抽放瓦斯的参数及国内外瓦斯燃烧技术现状,本瓦斯发电工程主要选用燃气内燃发电机组。根据抽放的瓦斯气量和浓度,若选用进口机组,则只能利用高负压抽放系统抽放的瓦斯7.2 m3/min(CH4浓度约为40%),而低负压系统抽放的瓦斯10.8 m3/min(CH4浓度约为15%)只能排空,不仅浪费资源,还污染大气环境,故采用国产机组,将两套抽放系统抽放的瓦斯混合后加以利用,装机方案定为6×500 kW燃气内燃发电机组+6×0.35 t/h余热蒸汽锅炉。本项目建设符合国家产业政策,即有较好的社会环境效益,又可申请CDM资金补贴,获得一定的经济收益,可谓一举多得。

2.2 大宁煤矿瓦斯电站燃气发电设备的比选

大宁矿井属高瓦斯矿井,于2002年建立了永久矿井瓦斯抽放系统,年抽放纯瓦斯1.47×108 m3,除主要供丰润瓦斯电厂20台500 kW国产瓦斯发电机组和大宁煤矿供热锅炉使用,年用气量为4.81×107 m3,另剩余9.90×107 m3瓦斯排入大气,瓦斯利用率仅32.7%。抽采的瓦斯中,CH4占50.56%,O2占8.87%,N2占40.37%,CO2占0.2%,低热值为18 027.37 kJ/Nm3。结合该矿富裕瓦斯气量及浓度、场地、道路、水源等条件,确定建设8×4 MW燃气内燃发电机组配4×4.38 t/h余热锅炉+3 MW组合快装凝汽式汽轮发电机组。燃气内燃发电机组选用目前世界上单机容量最大(4 MW)的德国道依茨燃气机组,仅在波兰有2台同类型机组运营,余热锅炉产生的蒸汽拖动常规蒸汽轮机发电机组进行联合循环发电,是迄今为止中国瓦斯发电单机容量最大、发电模式最完善的瓦斯联合发电电站,全厂发电热效率达45.66%。本项目是“清洁发展机制”即CDM机制获得国家批准的项目之一,每年可减排5.37×104 m3瓦斯,相当于8.83×104t标准煤,减排CO2当量87.1×104 t,将获得碳减排收益6 000×104元。因此,本项目的建设充分利用了大宁煤矿井下抽放的富余瓦斯,减少了温室气体排放,变废为宝,提高了井下生产安全,产出了大量的电力,符合国家可持续发展方针战略,为瓦斯综合利用及其可持续发展起到了示范作用。

3 结语

燃气轮机发电 篇10

QD20燃气轮机发电机组控制系统是以西门子S7-300PLC硬件为基础参照美国GE公司MARKV控制系统相应燃机专用控制算法结合QD20机组的控制要求所设计的QD20燃气轮机发电机组专用配套控制系统, 本控制系统用以实现QD20机组的启动、冷拖、点火、升速、慢车怠速、并网发电及自动停机以及相应的保护的所有控制功能。

2 系统构成

QD20控制系统分为燃机控制盘、操作员站构成, 燃机控制盘内包括可编程控制器, 温度变送器, 及振动变送器、超速保护装置和相应功能的按钮指示灯和报警器构成, 操作员站装有世纪星组态软件的DELL电脑, 在轮控盘上设置了启动准备、启动、正常停车、紧急停车、升速、降速、按钮和运行方式选择开关QD20机组设三种运行方式分别为冷拖、测试、自动。

所有按钮功能均可以在操作员站上实现, 燃机运行方式只能在轮控盘上操作。冷拖:有些系统也称为冷运转, 用于机组水洗和启动前燃气吹扫以及机组急停后的冷却涡轮盘。测试:机组禁止启动可以对机组的相应关键设备进行测试, 如紧急切断阀、直流油泵、燃料调节阀等。自动:机组进行正常的启动程序。

3 系统功能的实现

我们在参考了MARKV系统的程序后结合WJ6燃气轮机的控制要求将QD20燃气轮机控制系统的功能分为三部分分别为主控部分、顺控部分、联锁保护部分。

3.1 QD20燃气轮机控制系统主控系统

QD20燃气轮机控制系统主控系统为连续调节系统, 它是系统为了自动改变燃机燃料消耗率而设计, 它必须完成四项基本控制:1) 设定QD20起动和运行的燃料极限;2) 控制QD20转子的加速;3) 控制QD20转子的转速;4) 限制QD20燃烧的温度。每个时刻只有一个控制功能或系统能控制决定燃气轮机的燃料流量。我们将QD20燃机的功能分为以下几个部分:1) 起动控制系统;2) 转速控制系统;3) 温度控制系统。以上每个系统输出的燃料行程基准FSR如下:起动控制燃料行程基准FSRSU;转速控制燃料行程基准FSRN;温度控制燃料行程基准FSRT;此外系统还设置了手动FSR控制, 输出FSRMAN (主要用于调试使用) 。4个FSR基准量进入“MIN”最小值选择门, 选出4个FSR中的最小值作为输出, 以此作为该时刻实际执行用, FSR采用最小值可给QD20提供最安全的运行燃料供给。

3.1.1 起动控制

QD20起动过程是在顺控系统和起动控制系统共同作用下完成的。主要过程是:通过HMI下达起动命令后, 顺控系统 (及有关保护系统) 检查准备起动允许条件、遮断闭锁的复位、开动辅助设备, 根据程序去开关相应的阀门、马达、使起动机把轮机带到点火转速、继而点火、再判断点火成功与否;随后进行加速, 直到QD20达到运行转速才完成起动程序。

起动控制为开环控制, 起动控制仅控制从点火开始直到起动程序完成这一过程中的燃料量。燃机起动过程中燃料需要量变化范围相当大上限受透平超温所限, 最小值则受燃料熄火极限所限, 这个上下限随着燃机转速大小而变化, 沿上限控制燃料可使起动最快, 对用于发电的轻型燃气轮机, 其起动时间要求较高。

因此燃机起动过程中燃料控制的目标一般偏高, 在启动过程中要避免过分的热冲击, QD20控制系统设置了燃料上下限。随转速和时间进程而变化的燃料上下极限。当燃机被起动机带转到点火转速 (当燃机转速为大于1160r/min) 并满足点火条件时, 起动控制系统把预先设置的FSKSUFI点火值作为FSRSU输出。若点火成功, FSRSU立刻以预先设置的变化率FSKSUIA随时间以一个斜率使转速上升, 当转速上升到5560 r/m in时, 起动整流柜断电停止工作, 起动机脱开。FSRSU立刻以预先设置的变化率随时间以FSKSUIM斜率使转速上升直至燃机转速达10757r/min时, T4在250~300℃并稳定工作时燃机启动完成机组进入怠速状态进入暖机模式。

3.1.2 转速控制

QD20机组控制系统转速控制分为两部分一个是机组并网之前和机组并网之后, 从慢车转速至空载并网转速为实际的转速控制, 并网之后机组为功率控制, QD20机组不设置有差控制。机组达到慢车转速既进入转速闭环控制投入, 系统相应的会改变给定使机组进入全速空载状态, 后经过电器同期并网后机组转速控制变为功率闭环控制发电机出口断路器合闸信号反馈做为切换控制信号。

在QD20机组控制里面并没有引入MARKV系统中的停车燃料给定基准的概念因为其核心机为轻型燃气轮机, 我们所采用的正常停车的燃料给定基准是有转速燃料给定基准来实现的在机组从满发至最小脱网负荷和全速空载至核心机慢车状态我们相应的设置了降负荷曲线和降转速曲线。当燃机在核心机慢车状态完成冷机后直接进入停车切燃料程序。

3.1.3 温度控制

温度控制最终的控制对象是燃机透平内部第一级喷嘴处的温度 (称为工作温度) , 该处长期工作在高温高速下, 承受的应力极大, 必须将其工作温度控制在一定范围内, 否则会引起透平叶片烧毁、断裂等事故。

控制系统设置温度控制系统, 根据轮机排气温度信号与温控基准比较的结果去改变温度控制FSR。当排气温度超过温控基准时, 去减小FSRT (当它小于FSRN时, 温度控制系统便进入控制) , 直到排气温度降低到温控基准为止。当排气温度低于温控基准时, 去增加FSRT, 使FSRT超过FSRN, 温度控制系统便退出控制。所以温度控制系统实为最高温度限制系统。

QD20机组的TTXM的计算因为QD20本身机组只配备了4只排气热电偶, 其对于机组的安全可靠运行及其重要为了使测量可靠要求必须至少保证三只电偶良好取其平均值, 且最高电偶与最低电偶的温差最大不允许超过150℃。因河南机组为焦炉煤气机组燃气含苯和煤焦油的杂质较多喷嘴积碳和腐蚀情况时有发生, 所以当时的六台机组的温度保护较以前的QD20机组停机联锁设置多。

QD20机组因核心机厂商当时不提供机组航空发动机的等排气温控线和CPD和功率温控线, 所以我们只能根据其试车数据和发动机履历表的数据设置了启动温控最大限制540℃和负荷温控最大上限455℃。在程序内我们对于负荷的最大允许给定设置为比超温跳机负荷温控上限低15℃。

3.1.4 燃料耦合

QD20的起动控制燃料基准;转速控制燃料基准;温度控制控制燃料基准;手动控制燃料基准经过最小选择逻辑运算选出其中最小值赋给FSR作为选用的燃料行程基准。在机组正常运行时只有一种控制燃料基准起作用。FSR最小值选择门保证了上述各控制系统的协同配合。FSR最小值控制尤以机组起停机过程最为复杂, 分别分析如下:轮机点火时, FSR=FSRSU, 处于起动控制。

而其他控制系统都处于退出控制状态。这是由于:转速远低于QD20的慢车转速, 所以其FSRN=FSRMAX。QD20启动时排气温度非常低其值远远低于其启动温度540℃的限制, 温控系统不可能进入控制, FSRT=FSRMAX。非手动情况FSRMAN=FSRMAX, 手动控制退出。

起动过程中, 冷拖、点火阶段转速低, 排气温度也低, 速度控制没有投入, 只有起动控制系统能进入控制。机组启动完成后FSR-SU=FSRMAX, 转速控制投入FSR=FSRN, 此时燃气排气温度逐步的升高形成以转速燃料调节为主, 温控燃料基准为辅的保护控制模式。

3.2 QD20燃气轮机控制系统顺控系统

QD20机组的顺控系统主要实现燃气轮机的运行状态, 并对相应辅助设备实现控制, 以保证机组的安全运行。我们顺序控系统中为QD20设置:1) 停机模式;2) 准备启动模式;3) 冷拖模式;4) 轻吹模式;5) 点火模式;6) 加速模式;7) 怠速模式;8) 全速空载模式;9) 并网模式;10) 正常停车模式。

这些模式之间可以通过相应的设定条件彼此进行切换, 在不同的模式下会相应的启停相应的阀门和油泵, 并且改变主控的相应的设定点。需要特殊说明的是机组并没有设置单独的超速试验模式, 超速试验是全速空载模式下由人工手动更改转速设定点实现的。

3.3 QD20燃气轮机控制系统联锁保护系统

QD20燃气轮机控制联锁保护主要包含:润滑油压力低联锁、燃机发电机轴承回油温度高联锁、燃机排气温度高联锁、超速保护联锁、发电机相关联锁构成, 对于紧急手动回路与控制系统联锁输出串联构成整个机组的安全链。

4 结语

自2008年2月QD20燃机控制系统随机组一起交付用户以来, 系统没有因控制系统原因造成机组紧急停车, 并保证燃气发生器的大修间隔和运行率。说明此系统可靠性、安全性都是符合QD20燃机的控制需要的。国外燃气轮机控制系统一直对中国进行着技术的封锁, 我们虽然可以成套GE的9FA、西门子的V94.3、以及三菱的701F但控制系统一直还是从国外配套。

从2005年至今已有多套国产燃机控制系统配套于QD20、QS45、QD100A等燃气轮机上, 很多中国自己设计生产的燃机控制系统随着燃机远销国外。希望国产燃机控制系统由小到大能够逐步的应用于40MW以上的燃气轮机的配套。

参考文献

[1]GER3687c—SPEEDTRONIC Mark V SEam Turbine Control System.

[2]Mark V控制系统培训教程吴革新南京燃气轮机研究所.

[3]WJ6燃气轮机使用维护手册.株洲南方公司.

浅谈发电厂汽轮机设备安装与检修 篇11

摘要：自改革开放以来，随着我国科学技术的发展，带动技术变革和发展的主要原因是经济的发展。而发电厂汽轮机的安装和检修作为一项技术性较强的工作，其安装过程都将严重的影响到汽轮机的维护与运行，且发电厂的正常运行都与汽轮机的安装有关系。因此，电厂维护部门的工作重点就是充分重视发电中的重要机组部件汽轮机的安全稳定运行。为了确保汽轮机的正常运行，本文就汽轮机的安装与检修做了一番简单的阐述。

关键词：发电厂汽轮机；设备安装；设备检修

引言

随着我国科学技术的发展，这些机械设备的问题也就日益显现出来，如：设备的可靠性、设备的可用性、设备的可维修性及其安全性，这些的问题的出现从而不断的促进人们对机械设备安装和检修技术进行研究，而作为电力生产的重要设备汽轮机，其安装技术和检修都成了人们重视的工作重点。为了能合理的有效的掌握火力发电厂汽轮机设备的的安装与检修技术，工作人员应该先了解设备的安装标准和范围及安装注意事项等，才能更好的掌握检修技术。

一、汽轮机工作原理

汽轮机也叫蒸汽透平，其是20世纪五十年代时进入我国的主要原动机，其使用于各个热力能源领域，如：发电、供热等。汽轮机还可以把蒸汽能量转换成机械动能的一种精密重型动力机械，其不但具有单机功率大、使用寿命长、效率高等诸多优点，而且使用在发电厂最为广泛的汽轮机组是凝气式汽轮机，汽轮机的工作原理如下图所示：

汽轮机的工作原理图

二、汽轮机设备的安装

2.1转子和轴承的安装

决定汽轮机本身的质量效率是静子和转子的安装效果，它们也是组成汽轮机的两大主要部分。何谓转子？其实就是汽轮机中转动的部分，多以合金整体锻件并装配叶片，从而配合刚性联轴器使用，其作用就是全速精确汽轮机动平衡。而转子又分为四大类，分别是整锻转子、焊接转子、组合转子、套装转子。其中组合转子被许多机组所采用，因为其综合了套装转子能有效减少叶轮松动以及整锻转子对变工和启动方面适应性强的优点。当然了，套装转子在中低压汽轮机领域中的使用也很广泛，而高温环境则比较适合整锻转子，但是具体的安装选择还应该因时因地制宜。除此之外，在汽轮机中不可忽视的组之一还有子承重设备的轴承，子承重设备的轴承又分为三种类型，分别是推力轴承、可倾轴承、圆（椭圆）轴承。在凝气式汽轮机安装中的首选就是稳定、承重能力優秀的可倾瓦块式轴承为汽轮机。

2.2汽缸、联轴器、叶片和不锈钢管的安装

简单的说，汽缸就是汽轮机的“皮肤”，也就是我们所说的外壳，其能给内部能量转换的完成提供最有力的保障，这是因为汽缸能有效的隔绝汽轮机内部组件与外界空气的接触。在汽轮机中应用比较多的类型是高压缸，其分为单层和双层两种，在热电领域中，中低参数汽轮机的单层缸比高参数汽轮机的双层缸要更受欢迎。这里我们以凝气式汽轮机为例子，凝气式汽轮机采用的就是高压式单层缸，其内部结构都是一合金钢或者是碳钢铸造。联轴器通常又分为三种，分别是刚性、挠性、半挠性。一般来说，汽轮机组采用的通常都是刚性联轴器。而叶片通常又分为静叶和动叶片这两种，用于分隔汽缸的不同汽室并用隔板固定的是静叶片。而用在转子和转鼓的叶轮上的通常都是用动叶片比较多。不锈钢的安装则是要经过严格细致的清洁，在进行不锈钢穿管之前必须要经过清洁这道工序，从而保证无垢无油污的作业环境。另外，为了规避和减少焊接缺陷，并提高切削工作标准，衰减收弧、高频引弧等必须要始终偏向一侧管板。

2.3配套设施的安装，

汽轮机本身的结构和工作原理决定了发电供热用主要原动机不可能是一个孤立存在的个体，其完成工作需要发电机、凝汽器、锅炉、加热器、泵等一系列其他的设备协同配合。因此，配套设施的优劣在很大程度上影响着汽轮机的工作效率。我们以凝汽器为例，并简单的介绍配套设施的安装。对于平台的拼装，施工人员必要按照图纸认真作业，且基础支墩表面一定要是平整无油污，两边的四角的高差必须要小于或者是等于10mm。接颈的吊起、接颈组合要使用汽机房行车，且高度要高于壳体，还有些作业必须在拼装平台上进行，也就是各侧板和之成本的组合。在确认侧板定位并复核无误之后就可以进行点焊，完成点焊之后，才可以进行侧板的满焊。而接颈支撑管的安装不但要保证每层的焊接偏差要保持在10mm以内，还必须由下往上进行安装。在安装壳体时，一定要对壳体的底板、左右侧板、前后端板进行详细的几何复查，并且其对角线和垂直度偏差不能大于15mm，而外表面直线度要小于3mm，并且壳体全体总弯曲要小于或等于20mm。完成安装点焊之后，为了防止施工误差的出现，还要进行中间隔板校正。

三、汽轮机设备的检修

3.1检修周期与等级划分

通常汽轮机的检修周期都是根据具体的机器而确定的，并参考机器的运行情况和各项指标。一般来说，新投产机器在使用了一年后就应该进行一次A级或者是B级机修，但，汽轮机如果是属于进口机型，那么其在检修时间上则可以适当的放宽。检修标准参照汽轮机的规模和使用时间一般可以分为A、B、C、D四种。而检修过程中所需要的参考数据包括汽轮机的安装检修说明、汽轮机使用中的各项具体功能参数、汽轮机以往的所有检修结果报告，这些都是不可缺少的。而解体阶段检修其实就是将汽轮机拆开来，一个零件一个零件的进行检查，这样的检查主要目的就是检查部位在轴承，也可以说是检查静子部分。只有通过对这些部件的检查，才能确定汽轮机的故障是什么原因引起的，是不是因为零件损坏等物理原因才导致汽轮机故障的。当然，在解体阶段检修过程中，一定要注意拆解过程中的保温问题，特别是对温度有特殊要求的高压汽缸等设备拆解时更要仔细。

3.2检修与回装

首先清扫除尘解体之后的各部件是必要的工作，在完成各部件的清扫之后，才能对各部件进行具体的检修。检修中最主要的五大块就是汽缸、转子、轴瓦、金属、紧固件。当然了，在清扫、间隙测量在检修工作中还是每项检修一定要进行的工作，在检修过程中所出现的问题，一定要及时做好处理。这样才能保证设备的正常运行。结束检修之后就是设备的回装了，只有设备回装了机器才能重新使用，在回装的这个阶段，也有许多的工序要做，这些工序就是轴系定位、通流间隙测量调整、汽缸扣盖、轴系连接、轴承座扣盖、附件安装。在回装的过程中，必须要严格按照技术标准进行，而且还要特别注意一定要从汽缸开始进行汽轮机回装。

结语

随着我国科学技术的发展，热力能源领域随着国民经济的发展其地位也在不断的提升，并且其还是我国主要电力供应方式之一，其相关技术应用也越来越受到重视，而这其中最受关注的则是发电核心设备的汽轮机的使用，汽轮机安装的规范化、具体化等都会提上日程，而其检修技术也会逐渐的提高[6]。总而言之，为了有效的确保汽轮机组的安全运行，并保障其在运行过程中的稳定性，必须在安装过程中按照设备的安装标准、安装范围及注意事项进行作业，因为，安全生产是发电厂的头等大事，因此为了是电厂安全步入良性循环的轨道上，应该对将会发生的故障进行防范，而进行防范的最好的方法就是对设备进行检修。

参考文献：

[1]李雨枫，姜志国.背压式汽轮机运行故障分析[J].石油化工设备技术，2010，6（11）：64.

[2]徐卫东.汽轮机主轴承油温不稳的原因分析[J]中国设备工程，2012，10（8）：6.

[3].王仲明，孙明祥.马钢热电总厂汽轮机设备技改综述[J].安徽冶金，2011，6（10）：9.

[4]江宁，曹祖庆.影响汽轮机凝汽器真空主要因素作用分析[J].热力透平，2013，12（4）：12.

[5]李勇，孙海波，曹祖庆.背压变化对汽轮机热经济性的影响[J].汽轮机技术，2011，8，（3）：17.

发电厂汽轮机系统分析 篇12

关键词：汽轮机组,效率,循环水,环保节能

1 发电厂汽轮机系统分析

1.1 对汽轮机自身的分析

汽轮机的调节系统研发经过了漫长的过程, 数字化电液调节系统是当下普遍应用于发电的一种调节系统, 相对于最原始的汽轮机调节系统来讲, 它具有精度高、反应快、运行起来的工作特性是可以调整的。它可以根据转速等的变化来做一定的调整, 所以相对安全、相对可靠。功频电液调节系统是早期的电液调节系统, 它的原理是模拟电路组成的模拟计算机, 借助功率和频率两个物理特征的电液调节系统, 他有很多的缺陷比如迟缓、不易调节, 不灵活故不能实现阀门管理。相比之下, 数字化电液调节系统以数字计算机为基础, 发出指令过后, 就可以自动的通过调节阀门来改变进气的量, 更加便捷、安全、可调整。

1.2 水循环系统分析

水是发电厂汽轮机发电的重要组成部分, 当水蒸气上升到叶片处, 气流会使叶片定向转动, 机械能转化为电能, 如果水循环工艺控制不好会造成叶片的损坏甚至断裂。有三种循环水:自然循环水、强制循环水、直流锅炉水。自然循环原理是依靠工质的重度差而产生循环流动, 形成汽包、下降管、下降联箱和水冷壁的一个回路, 炉里面的水受热上升, 在上升管中水蒸气与水混合, 使气道内部膨胀, 而混合物的重度会小于水, 重度差产生推动力;强制循环原理是借助水泵压头使工质产生循环流动, 与自然循环相似, 也有汽包, 但是多了一个循环泵, 目的是加强水汽循环;没有汽包的是直流锅炉, 其具有适用于亚临界、超临界压力, 受热均匀, 布置灵活的特点。

2 汽轮机系统的不足

2.1 汽轮机系统缺陷

尽管汽轮机设备本身已经经过了很多次更新换代, 但是发电厂汽轮机系统内部结构非常复杂, 其本身还有些不足的地方;高压缸的效率依旧不高, 调节效率低是两个主要的问题。机组运行过程中, 高压缸上缸和下缸的温差极大, 所以设备的气缸夹层的蒸汽流量和流向需要确定;调节效率低是因为许多电厂采用单齿镶嵌式固定结构的调节级, 设计间隙值过大降低了密封性, 容易造成高温蒸汽外泄, 一旦汽轮机的负荷加重汽轮机系统的稳定性就会大大的降低。这样不仅有损机器而且效率也不高。

2.2 循环水系统问题

在运行的时候循环水泵的转速是无法改变的, 而在低负荷的情况下循环水泵耗电量很大;循环水流量不易控制过小或过大都是配置和运行设计不合理造成;而且循环水系统无法阻止氧的溶入, 氧元素会与水中的那些物质发生化学反应产生沉淀物, 这些物质可能会腐蚀铜管内壁, 也有可能滋生细菌等微生物, 这就为设备泄露埋下了一颗定时炸弹, 除此之外循环水的温度、凝汽器蒸汽的负荷都会影响凝汽器的真空。当机器开启或关闭时由于运行方式不合理会造成辅机消耗电量特别大。

3 汽轮机系统优化方案

3.1 优化汽轮机系统本身的方法

首先应当定期检查和维修汽轮机系统, 保证背压在正常的范围内排泄压力, 否则不仅会使汽轮机系统的参数改变还会增加能源的损耗。调节系统优化的方法是:在原有原液压系统的部套下增加电调系统, 两个系统同时存在切换运行, 同步器和电液转换器联合控制;动态负荷由电液转换器来调节, 承担缓变负荷的是同步器;稳定的时候转换器参数为0, 此时由同步器控制。优化后的调节系统更具有可调节性, 更安全、高效。

3.2 优化循环水系统的方法

真空系统如果不能密闭, 那么水环真空泵会出现超载的情况, 这无疑会对汽轮机系统造成很大的伤害;要优化凝汽器内各个部件的功能, 提高运行的效率, 在优化实验中要让汽轮机处在不同的压力下改变背压的参数, 同时要完整的测量汽轮机系统中增加的功率, 采取最适合的背压值;除了真空抽气需要优化, 变速给水泵也需要优化。电动定速是水泵运行的动力, 水泵依托于锅炉给水阀门的调节功能。汽轮机系统在较低负荷时, 水泵阀门只能利用很少的一部分能量, 大量的能量会损失掉。因此, 应当不断的提高变速给水泵的质量和功能, 具体方法是:在调节转速的同时平移给水泵曲线。这样能降低能量的耗损, 提高运行的安全性和经济性。

参考文献

[1]吴吓华.关于火力发电厂中汽轮机系统运行问题及其对策的研究[J].科学与财富, 2014 (12) :437.

[2]武金文, 贾瑞龙.发电厂汽轮机系统运行优化探析[J].黑龙江科技信息, 2013 (22) :39.

[3]曹柯.蒸汽汽轮机系统的自动控制要点及设计[J].石油化工自动化, 2015, 51 (1) :5-8.

[4]刘慧慧.火电厂给水泵汽轮机系统热经济分析与优化设计[D].太原:太原理工大学, 2013.