燃气机组

燃气机组（精选10篇）

燃气机组 篇1

近年来,随着石油资源的短缺和高污染的影响,天然气作为一种新型能源在国际和国内都受到广泛的关注和迅速发展。天然气发动机已在国内各大油田和煤气田得到广泛的运用。

2008年10月,我公司与川煤集团合作,利用天然气进行发电,发电设备采用我公司自主开发的1200QFA燃气发电机组,该机组采用模块化设计、自动及远程控制、数据采集显示等先进技术,便于维护和控制。机组的动力装置为Q12V240ZLD燃气机。

1 主要技术参数

1200QFA燃气发电机组的主要技术参数见表1。

2 总体布置

1200QFA燃气发电机组采用模块化集成设计,根据各设备的安装空间主要由动力单元、辅助单元和电气控制单元三部分组成。动力单元包括Q12V240ZLD燃气机、发电机、公共底架、机组启动系统。辅助单元包括机组冷却水、机油、燃气供给系统、机组进排气(含余热回收)。电气控制单元包括机旁监控系统、启动系统(电气)、机组辅助电气系统、发电管理系统。1200QFA燃气发电机组总体布置图见图1。

2.1 动力单元

Q12V240ZLD燃气机、发电机、启动电机刚性地安装在一个钢制底架上组成动力单元,公共底架为框架式,采用型钢焊接,经特殊工艺处理,发电机、启动电机安装在燃气机输出端,燃气机和发电机之间通过永进盖斯林格联轴节连接用以传递燃气机输出的动力。三台启动电机安装在燃气机和发电机之间,通过现场调整启动电机支架高度,使启动电机小齿轮与联轴节上的飞轮进行啮合,联轴节和启动电机采用一个防护罩盖遮盖,一方面防止灰尘进入联轴节,另一方面防止发动机起机时飞轮伤害着人。启动电机继电箱安装在发电机下部的公共底架上,并与启动电源柜在发动机的同一侧。

2.2 辅助单元

辅助单元中的机组冷却水系统和机油系统集成安装在一个辅助安装架上,安装架安装在发动机自由端,距离、安装方式现场确定。机组进气系统主要由空气滤清器、进气管道等组成,它们直接与燃气机两端的混合器连接,混合器通过调节阀与增压器进气口相连。机组排气系统安装在燃气机的上部,分别与两台增压器的废气排气口连接,排气管末端安装消音气来降低噪音。

2.3 电气控制单元

电气控制单元包括机旁监控柜、启动电气柜、机组辅助电气柜、发电管理柜,为了方便对发电机组的控制和调试,其中机旁监控柜、启动电气柜安置在发电机端部,与发电机接线端口在机组的同一侧。机组辅助电气柜和发电管理柜安置在机房电气控制室里,发电管理柜采用触摸式视频控制操作面板,点火控制器放置在机旁监控柜中。

3 发电机组主要装置及技术参数

3.1 动力装置

发电机组采用晨风Q12V240ZLD燃气机,该燃气机是我公司在12V240ZJ柴油机基础上,自主研制开发的一种四冲程、废气涡轮增压、增压混合气中间冷却、主供燃气预混合、电子控制火花点火方式、预燃室引燃主燃室燃烧方式的燃烧天然气的内燃燃气机,具备电子控制、故障诊断、数据监测、安全保护等智能化系统,采用水套排气管方式进行降温,空气、燃气双闭环自动控制来保证发电机组对燃气浓度变化适应。Q12V240ZLD燃气机主要技术参数见表2。

3.2 主发电机

机组主发电机选用IFC5-566-6TB42-Z型交流发电机,该发电机机内配置防冷凝加热器、绕组温度和轴温检测装置、巴士勒数字式励磁系统及空气过滤器等,确保发电品质及电机运行安全。主要技术参数见表3。

3.3 机组机油系统

机组机油系统主要包括机油热交换器、机油滤清器、机油预供泵组及相关管路阀门,与发动机内部机油系统组成两条循环回路,采用闭式内循环方式,同时在发动机的油底壳上配备有加油口和放油堵,可以进行加油、换油。该系统在燃气机起机时向燃气机各运动件提供机油;在燃气机工作时,对机油进行冷却和滤清。

3.3.1 燃气机预供循环回路

燃气机启动前,预供油泵从燃气机油底壳吸油,加压后将机油送入机油滤清器过滤,再进入燃气机内各润滑处。燃气机启动后,预供油泵自行停止工作。在油底壳上配备有加油口、放油堵,可通过预供循环回路自动进行加油、换油,或人工进行操作。

3.3.2 主循环回路

燃气机正常工作运转中,机油由主机油泵从油底壳吸入,被加压后送入机油滤清器过滤后,进入燃气机润滑、冷却活塞等各燃气机部件,之后流回油底壳。当机油出口温度高于调温阀动作温度时,则由调温阀控制先进入机油热交换器冷却后,再进入机油滤清器过滤,然后进入燃气机。

3.4 机组冷却水系统

机组冷却水系统分为高温水、低温水冷却回路,高温水回路冷却发动机气缸套、气缸盖及增压器,主要由高温水冷却器、高温水调温阀、冷却水预热器、逆止阀、膨胀水箱、高温水泵组及管路管件组成;低温冷却水回路冷却机油及增压空气,主要由机油冷却器、中冷水冷却器及管路管件组成。

3.4.1 高温冷却水循环回路

首先,当水温低于燃气机启动允许温度时,需对机组油水进行加温,有人工外部加热、机组自动控制加热方式,本机组采用自动控制加热方式,其工作原理为:当外温小于5℃时,在启动前,先将燃气机内高温水通过外部高温水预热装置(油水加热装置),预热至10℃,方可启机。

其次,燃气机启动时,机带高温水泵同时启动,泵入燃气机高温冷却水进入燃气机,然后经高温水冷却器被外循坏水冷却后返回。当高温水温度在65℃以下时,主管路内的高温水不经冷却直接进入燃气机带高温水泵;当高温水温度在65℃以上80℃以下时,主管路内的高温水一部分旁通,另一部分进入高温水冷却器进行冷却,之后与旁通部分高温水混合进入燃气机带高温水泵;当出燃气机的高温水温度在80℃以上88℃以下时,主管路内的高温水全部经过高温水冷却器冷却后再进入燃气机带高温水泵。

在高温水循环回路中设计了突然停机高温水循环回路,其工作原理为:当机组突然停机时,安装在高温水主管路上的高温水泵组受电气控制开始工作,以冷却燃气机,逐渐降低发动机受热部件温度。

3.4.2 低温冷却水循环回路

当燃气机启动时,机带低温水泵同时启动,将低温冷却水泵入燃气机中冷器冷却增压空气后,至低温水热交换器被外循环冷却水冷却后返回。机组外循环水在外部冷却后进入低温水热交换器来冷却发动机中冷水。

机组冷却水系统设置有补水放气放水系统。在燃气机工作时,须打开放气阀关闭放水阀,将各部件的放气口打开排尽内部空气。在检修燃气机或其他部件及管路时,需同时打开放气阀及放水阀。另外,系统配备有膨胀水箱,可接收高温、中冷水管路内的空气与水蒸汽。

3.5 机组进排气系统

机组进气系统主要由空气滤清器、进气管道等部件组成,进气采用直接在机房内进空气模式,这种进气模式简单,空滤器等零部件就直接布置在燃气机上。进气管道安装须保证空气进气畅通,在机房设计时应考虑了通风性能及燃气机空气进气量。

机组排气系统主要有消音器、防爆装置、排气管、排气波纹管、连接法兰、其他支架、法兰等。排气管道安装需保证排气畅通,在排气管道正上方安装一个防爆装置,管道安装时尽量减少弯道,避免发动机运转时发生“放炮”现象。由于排出的废气高温高,排气管道高度至少应高过燃气机排气口1 m以上,管道进行隔热包扎。若机组采用废气余热利用,余热利用装置安装在消音器前端,型号和利用效率应根据燃气机排出的废气温度和流量决定。

3.6 机组燃气供给输送系统

机组燃气供给输送系统是指燃气从输送主管道出来到发动机燃气进口处这一段管系。输送系统安装在机组的一侧并与机组平行,管道采用公称通径为DN250焊接钢管。为了保证气干净、稳定进入燃气机中,在管道上分别安装阻燃装置、调压器、切断装置、脱水装置和过滤装置。气体从DN250管道出来后,分成两路DN150支管,每根支管分别给一台增压器供气。

机组燃气供给输送系统主要技术要求如下:

a.燃气滤清精度:燃气机进口处,精度≤10μm。

b.燃气压力:燃气机进口处,压力在0.05～2 kPa范围内,启动时压力需大于0.5 kPa,压力瞬时波动每分钟不超过10%。

c.燃气流量:当CH4为100%时,流量≥380 m3/h以上;当CH4为25%时,流量≥1 500 m3/h以上。

d.燃气管道应防锈、密封,耐压500 kPa以上。

e.管道、电器原件、燃气设备及零部件应具有防爆、防火功能。

3.7 机组电气系统

1200QFA燃气发电机组电气系统基本配置包括机旁监控系统、启动系统(电气)、机组辅助电气系统、发电管理系统。

机旁监控系统由可编程自动化控制器、工业液晶显示器、转速功率及空燃比控制器、点火控制器、输入输出及逻辑控制回路等组成。机旁监控系统实现对机组自动化控制,可编程自动化控制器通过对热电欧、温度变送器、压力变送器进行数据采集和逻辑判断实现发动机组的自动起机、停机保护控制。转速功率及空燃比控制器对发动机燃烧混合浓度、转速、机组功率进行控制。

机组启动系统包括三个11 kW,24 V直流启动电机、2 000 A大容量可控硅整流电源,继电器、启动电机安装支架等。启动电机、继电器、启动电机安装支架安装在燃气机输出端的机组底架上。当按下启动开关、或甩车开关按钮后,启动电机齿轮与飞轮齿圈的啮合,在规定时间内把燃气机的转速拖动到150 r/min以上,然后根据设定时间或转速超过250 r/min时,自动脱开,三个启动电机可以保证起动系统平稳可靠地工作。

机组辅助电气系统主要对油水预热装置、预供机油泵组和停机高温水循环泵组进行控制,确保发电机组低温环境下的可靠启动和平稳、安全启停。

发电管理系统实现机组自动同步检测、自动并网、自动加减功率、过压/欠压保护、过频/欠频保护、过流保护、逆功保护、机组运行参数的采集、显示、上传等功能。

4 发电机组的特点

1200QFA燃气发电机组采用技术先进的12V240燃气机为动力装置,各系统采用模块化进行设计,并结合我公司成熟的12V240柴油机发电机组运用经验的改进,使机组在可靠性、可用性、可维护性方面均取得较大的提高,综合分析,该发电机组具有以下特点。

4.1 性能高,功率大

12V240燃气机是在12V240ZJ柴油机基础上研制开发的一种四冲程、废气涡轮增压、预燃室引燃主燃室燃烧方式的大功率内燃瓦斯机,通过机组实际运行情况表明,主要性能指标如热耗率、机油消耗率、排气温度、噪声等都达到同类产品的先进水平,机组最大输出功率可达1 200 kW/h。

4.2 可靠性、可维护性突出

机组动力装置设计时充分采用了原柴油机成熟、可靠、经济的零部件及结构,约70%的零部件与原柴油机通用,机组的总体布置采用模块化设计,油水管路基本采用法兰和弯管连接,布线采用线槽及软管保护形式,控制线基本采用了接插件的连接形式,在整个发电机组工艺布置得到提升的同时,机组的维护性和通用性也得到很大的提高。

4.3 高的燃气浓度压力变化适应能力

空气、燃气双闭环自动控制,使发电机组具有实时自动控制空燃比的特点,保证了发电机组对燃气浓度变化适应,特别适应瓦斯、垃圾气浓度常发生变化的燃气现场需要。

4.4 经济效益高

稀薄燃烧、空燃比控制技术使燃气机热效率34%(标准条件,CH4值100),总管排温低于650℃,机油耗率约为1.2 g/(kW·h)。机组燃料消耗量大约占机组运行成本的60%,而机组所用燃气机燃气消耗量约为0.3 Nm3/(kW·h)(标准条件,CH4值100),低的气耗率可较大地降低机组运行成本,同时发动机、发电机、控制柜等大部件均为国内生产,因此各种配件供货及时,价格低廉,机组运用检修费用可大大降低。

5 结论

1200QFA燃气发电机组的总体设计充分考虑了用户的使用要求和操作习惯,得到了用户的认可。智能化控制系统使机组具有无人值守,全自动控制功能、强大的三遥(遥控、遥测、遥信)功能、完善的状态数据管理使该发电机组的各项性能指标都达到国内先进水平。该机组已交付用户使用,得到了用户的好评。

摘要：介绍1200QFA燃气发电机组的总体设计和主要装置及技术参数,对发电机组的特点进行了简要的介绍。

关键词：燃气发电机组,总体设计,技术参数,特点

参考文献

[1]沙济忠.增压天然气发动机的研制[J].柴油机,1983,(3):1-6.

[2]杨波.240火花塞式燃气机预燃燃烧技术研究[J].内燃机车,2009,(9):1-6.

[3]南车资阳机车有限公司.1200QFA燃气发电机组操作手册.2009.

燃气机组 篇2

电力生产经营部 二〇一一年七月

前

言

“前事不忘，后事之师”，“避免故障停机是经济运行最有效的措施”。为了使集团新建燃气发电企业从源头上消除安全隐患，在役燃气发电企业更加安全、稳定、经济运行，电力生产经营部收集、整理了集团在役燃气机组投运以来发生的故障停机及燃气机组设计、制造、安装、调试、运行中发现的问题等资料，并汇编成册。燃气发电企业相关人员学习时要提高认识，做到举一反三，采取针对性措施，避免类似事件的发生，确保机组安全、经济、稳定运行。

《燃气发电机组故障停机案例及典型问题汇编》（简称《汇编》）共收集了故障停机案例42个，在这些案例中，天然气调压站系统引起故障停机15例，占总数的35.7%；燃机系统引起的故障停机11例，占总数的26.2%；发电机及电源系统引起的故障停机7例，占总数的16.7%；汽机系统引起的故障停机5例，占总数的11.9%；余热锅炉系统引起的故障停机4例，占总数的9.5%，其中3起故障停机都与运行人员的操作有一定的关系。《汇编》中还收集了1例人身轻伤案例和在役燃气轮机组在设计、制造、安装、调试、运行中发现的典型问题49例。

《汇编》为集团内部学习资料，在收集、整理、汇编过程中得到了京阳热电和京丰燃气的大力支持和帮助，在此表示衷心的感谢！

不妥之处，敬请批评指正。

电力生产经营部 二〇一一年七月

I

目

录

第一章 燃机系统

案例1：#7叶片通道温差大自动停机..................................................................................................1 案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机..........................................................................................3 案例3：模式切换时振动大燃机停运...................................................................................................5 案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理................................................................................................9 案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机............................................................................................14 案例6：#

2、#3机因人为误动停机....................................................................................................25 案例7：#1燃机燃烧不稳停机............................................................................................................28 案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机............................................................................................31 案例9：#2燃机伺服阀故障停机........................................................................................................36 案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。......................................................................................42 案例11： #2燃机天然气泄漏停机处理............................................................................................48

第二章 汽机系统

案例12：＃1燃机低压排汽温度高停机............................................................................................51 案例13：汽机EH油泄漏#

2、3机停运.............................................................................................53 案例14：右侧中压主汽门泄漏停机...................................................................................................57 案例15：#1汽机低压与中压排汽温差大保护停机..........................................................................61 案例16：#3汽机卡件故障停机..........................................................................................................67

第三章 发电机及电源系统

II

案例17：#1燃机中性点电流畸变跳机..............................................................................................74 案例18：#3发电机励磁系统故障#

2、#3机停运.............................................................................76 案例19：#1燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机..........................................................79 案例20：继保动作#

2、3机停运........................................................................................................83 案例21：#2主变差动保护误动#

2、3机停运...................................................................................95 案例22：#2燃机发电机过激磁保护动作跳闸................................................................................104 案例23：#1燃机励磁碳刷故障........................................................................................................106

第四章 余热锅炉系统

案例24： #1燃机高压汽包水位低保护动作停机。......................................................................115 案例25：#2燃机水位保护动作停运................................................................................................118 案例26：燃机高压汽包水位低跳闸（检修期内试运）.................................................................121 案例27：#1余热炉高压过热器连接管泄漏....................................................................................125

第五章 天然气增压机系统

案例28：#1燃机增压机变频器快速停机........................................................................................127 案例29：增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机....................................................129 案例30：#1燃机变频器故障快速停机............................................................................................132 案例31：“燃机燃料供应压力低跳闸”保护动作停机...................................................................134 案例32：＃1燃机供气压力低跳闸保护动作停机..........................................................................137 案例33：#1燃机增压机入口管线气动阀跳闸停运........................................................................139 案例34：#1燃机天然气品质不合格跳闸........................................................................................142

III

案例35：#2增压机跳闸#

2、#3机停运...........................................................................................144 案例36：#2增压机跳闸#

2、#3机停运...........................................................................................146 案例37：#1增压机跳闸#

1、#3机停运...........................................................................................148 案例38：#1增压机喘振跳闸#1燃机停运.......................................................................................153 案例39：#2增压机跳闸#

2、3机停运.............................................................................................157 案例40：#2增压机跳闸#2燃机停运...............................................................................................160 案例41：#1增压机跳闸#1燃机停运...............................................................................................164 案例42：#1增压机跳闸#1燃机停运...............................................................................................167

第六章 人身轻伤

案例43：酸液外漏人身轻伤.............................................................................................................173

第七章 典型问题

问题1：#1燃机PM1接管焊口运行中泄漏....................................................................................177 问题2：燃料气PM1、PM4、D5支管控制阀外漏天然气.............................................................178 问题3：GE公司对主辅机的备件使用存在“垄断”嫌疑.............................................................179 问题4：GE公司对主辅机的技术性文件保密.................................................................................180 问题5：燃机发电机氢气纯度低.......................................................................................................181 问题6：燃机发电机励磁系统可控硅多次烧毁。...........................................................................181 问题7：发电机变压器保护装置（GE）DSP采样板故障使保护误动...........................................182 问题8：燃机发电机端部绝缘在运行较短时间内出现磨损情况...................................................183 问题9：燃机罩壳本体配套的立式冷却风机系统运行中振动较大...............................................184

IV

问题10：燃机发电机绝缘在线监测装置（GCM）进出口管路未安装油水分离器.....................185 问题11：燃机冷却风机出口压力开关定值漂移问题.....................................................................185 问题12：燃机透平间危险气体探头零点漂移问题.........................................................................186 问题13：MB-H发电机励侧有105Hz的类椭圆振型（阻尼1.86％）..........................................187 问题14：MB-H发电机励磁装置考虑设计无功补偿环节...............................................................188 问题15：M701F燃机低压厂用负荷（三菱配电段）不符合行标要求.........................................189 问题16：MB-H发电机励磁装置强力时间与行标不符..................................................................189 问题17：发变组配置的GE保护DSP模块硬件存在问题..............................................................190 问题18：施耐德开关Mic6.0A保护控制单元接地保护存在误动风险..........................................191 问题19：进口设备资料及售后服务问题.........................................................................................192 问题20：DCS系统CP配置问题.......................................................................................................192 问题21：控制系统选型问题.............................................................................................................193 问题22：电源系统分配问题.............................................................................................................194 问题23：大联锁调试问题.................................................................................................................194 问题24：设备的单点保护问题.........................................................................................................195 问题25：foxboro I’A serise特性问题.............................................................................................195 问题26：M701F机组闭式水、工业水系统存在的问题................................................................196 问题27：三菱M701F机组TCA风机无备用...................................................................................197 问题28：三菱M701F机组TCA风机空气吸入口无滤网...............................................................198 问题29：高、中压给水泵最小流量阀容易产生漏流.....................................................................198

V

问题30：循环水泵选型方面的问题.................................................................................................199 问题31：凝泵的几点建议.................................................................................................................200 问题32：三菱M701F机组原设计顶轴油系统压力无在线显示....................................................200 问题33： M701F机组控制油、润滑油系统未设计离线滤油机...................................................201 问题34：三菱M701F机组原设计密封油系统真空泵无备用........................................................201 问题35：考虑轴封加热器汽侧设置水位报警.................................................................................202 问题36：余热锅炉烟囱振动剧烈.....................................................................................................203 问题37：冬季烟囱出口结冰.............................................................................................................203 问题38：余热炉内护板脱落问题.....................................................................................................204 问题39：余热炉原设计烟气阻隔板易脱落.....................................................................................205 问题40：低压汽包内件脱落问题.....................................................................................................205 问题41：余热锅炉没有设计底部加热系统.....................................................................................206 问题42：M701F机组BPT偏差大的问题........................................................................................206 问题43：低压主蒸汽参数上升很慢.................................................................................................207 问题44：余热炉吹管过程中高压升压过快.....................................................................................208 问题45：空气入口过滤器差压大导致跳闸.....................................................................................208 问题46：启动初期余热炉汽水品质不合格.....................................................................................209 问题47：冷态启动凝汽器真空大幅下降.........................................................................................210 问题48：温、热态启动中压汽包水位波动大.................................................................................211 问题49：润滑油泵无法实现在线检修.............................................................................................211

VI 燃气发电机组故障停机案例汇编

第一章 燃机系统

案例1：#7叶片通道温差大自动停机

1、经过: 2006年8月3日#1燃机按中调令于8时12分启动，8时24分点火，8时45分并列，8时49分当负荷升至50MW时，因#7叶片通道温度与平均值偏差达到26.44‴，超过了设计的25‴，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。8月7日8时17分启动，8时53分并列。

2、原因分析：

1）2005年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20‴调到23‴，自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20‴不变。

2）由于日方技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25‴，定值最高可小于40‴）导致自动停机。

3、防范措施： 燃气发电机组故障停机案例汇编

1）在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23‴提高到30‴，自动停机由原来的25‴提高到33‴，跳闸由原来的30‴提高的35‴）。

2）其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20‴提高到25‴，自动停机由原来的保持原来的35‴。

25‴提高到30‴，跳闸2 燃气发电机组故障停机案例汇编

案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机

1、经过：

2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”光字牌。通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#

6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3 时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。4时33分“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌，机组维持200MW运行。

2、分析及处理：

10月8日申请停机消缺，更换#20燃烧器压力波动传感器一次元件，当时故障排除。但运行5天后“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌。因仅在#20燃烧器压力波动传感器出现异常报警，且未发生灭火现象，机组在200MW长时间运行，此报警信号为误发，由于此信号报警屏蔽后不影响机组正常运行，且机组运行中无法处理，决定暂时将#20燃烧器压力波动传感器信号屏蔽，燃气发电机组故障停机案例汇编

待燃机C检时彻底检查处理。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例3：模式切换时振动大燃机停运

1、故障经过

2008年10月23日，#

1、#3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，总负荷165MW； AGC退出；#2燃机备用。

10月23日23：50，#1燃机拖#3汽机性能试验结束,GE调试人员进行了最后一次燃烧调整后,通知安全运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知运行人员，#1燃机燃烧模式的切换点降负荷时为100MW左右，升负荷时为115MW到120MW。

10月24日00：00，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷达到110MW，燃烧模式由先导预混（PPM）模式切向预混（PM）模式。由于燃机在先导预混模式下，烟囱会有黄烟冒出，值长联系网调，接网调令退AGC及协调将燃机负荷升至120MW，00：08在燃机负荷升至115MW后，由于#2轴承振动达到21.2 mm/s，超过自动停机保护定值20.8mm/s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况通知生产保障部并汇报部门领导。

00：50值长接调度令重新升负荷至130MW，尝试冲过燃烧模式切换点，00：55分，#1燃机负荷升至115MW后由于#2瓦振动达24.5 mm/s，#1燃机再次发自动停机令，主值对#1燃机又进行主复位，重新发启动令 燃气发电机组故障停机案例汇编

成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况汇报给部门领导。

生产保障部热工人员联系厂家GE人员，GE人员通知热工人员将燃烧模式切换点的燃烧基准温度由2280℉改为2290℉，告知运行人员在此切换点可减小振动，冲过切换点。

10月24日06：54，经生产保障部热工人员更改燃烧模式切换点的燃烧基准温度后，运行主值人员再次升负荷冲燃烧模式切换点时，#1燃机#2轴承振动达26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4mm/s跳机。

2、故障后检查情况及原因分析

燃烧模式切换时，由于GE厂家TA对切换点选择不当，造成燃机内流体波动大，#1燃机发生振动，振动超过燃机跳机保护动作值跳机，联跳#3汽机。

#1燃机在性能试验开始前#1燃机燃烧模式切换设定点（由PPM模式切换至PM模式）为2260℉，模式切换正常；在10月23日性能试验完成后，GE公司进行了火焰筒DLN调整，由GE的现场TA将此设定值改为2280℉，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改，更改时间为2008年10月23日晚10时。

10月24日GE厂家TA再次将燃烧模式切换（由PPM模式切换至PM模式）温度设定值改为2290℉，燃机于早晨6：54进行燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。

我方要求GE公司查清跳机原因并做出解释，GE公司解释此次燃烧 燃气发电机组故障停机案例汇编

调整参数修改为GE公司技术部门下发的定值，可能与现场机组情况不能完全匹配，并决定由 GE公司现场TA将#1燃机燃烧模式切换（由PPM切换至PM）温度设定值改回性能试验前稳定运行时的设定值2260℉，由于DLN设备已经拆除，GE公司TA并未对其它模式切换相关参数做相应的修改。

由于燃烧调整由GE厂家全部负责并进行技术封锁，需要专业的设备和软件，故由于燃烧调整参数设定问题引起的振动我厂无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进行燃烧调整并解决；我公司正在与GE公司进行交涉，令其尽快派相关人员和设备来我公司解决燃烧模式切换引起振动大问题。

3、暴露问题

1)GE厂家技术服务人员技术把关不严，针对燃机模式切换的调整考虑不周。

2)生产保障部热工人员对设备的管理薄弱，对厂家的调整试验，参数修改没有进一步进行分析。

3)运行人员在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进行第三次强行通过燃烧模式切换点，暴露出运行把关不严的问题。

4)运行人员在机组非计划停运后，下意识地直接将机组转入计划检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。

4、采取措施 燃气发电机组故障停机案例汇编

1)对GE厂家的技术服务，生产保障部热工人员要紧密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。

2)安全运行部加强管理，提高运行人员的故障处理能力，严格执行事故处理和汇报程序。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理

1、故障经过

2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW，＃

1、＃2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。

1月23日14时00分，监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低）,EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。通知生产保障部热工、电气、机务专业，汇报蒋总，汇报部门。

14：01，#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15：06，负荷3MW，调度通知停机，15：09 #1燃机停机。

2、故障后检查情况及原因分析

2010年1月23日14时，电气人员到现场后检查，发现#1燃机88TK-2风机电机停运，开关就地报 “接地保护”动作。将电机本体动力电缆接线拆开后，测量电机本体绝缘，三相对地为0.1兆欧，手动盘电机风扇可以盘动。拆出风机后，风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏，电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。将电机送至电机检 燃气发电机组故障停机案例汇编

修厂家解体检修。

2010年1月20日，#1燃机88TK-1风机电机因振动大停运检修，将电机送至电机检修厂家解体检修，修复周期4天，截至1月23日未修复。

风机叶轮拆下后，发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏；将挡油环及甩油环拆下后，发现轴承保持架粉碎，滚珠过热变形，轴承外环与电机大盖之间有摩擦，轴承内挡油环与转子轴明显摩擦，转子轴被内挡油环啃出环状沟道。电机非驱动端未见任何异常。将电机转子抽出后，发现定子端部有一处短路放电痕迹，端部线圈明显过热痕迹。定子铁芯有轻微扫膛现象。电机非驱动端定子端部未见任何异常。图片如下：

轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损 燃气发电机组故障停机案例汇编

轴承保持架粉碎

转子轴被内挡油环啃出环状沟道 燃气发电机组故障停机案例汇编

定子端部有一处短路放电痕迹，伴有轻微扫膛现象

从故障现象看，电机驱动端轴承因长期处于高温下工作，导致轴承油脂乳化后流失，轴承处于干涩状态下运行，因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热，引发定子端部区域过热，绝缘老化降低，最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损。缺润滑脂是本次故障的直接原因。

综上，本次故障的原因分析如下：

1)电气专业人员设备缺陷管理不到位。88TK-1风机故障后没有修复，在88TK-2风机故障后，备用设备无法投入而跳机。

2)生产各部门在88TK-1风机退备后没有采取好防范措施，没有加强运行风机的检查。

3)电气点检人员对88TK-2风机电机的维护、检查不到位； 燃气发电机组故障停机案例汇编

4)运行巡检人员对88TK-2风机电机的检查不到位；

5)88TK-2风机电机由于设计原因，运行中无法检查、添加油脂，且轴承温度无测点上传到集控室实时监控；

3、暴露问题

1)燃机部分重要辅机设备还存在由于润滑脂检查不方便和温度、电流无法在线监视等原因，检查、维护不到位的情况；

2)电气点检人员、运行巡检人员对设备的维护检查不到位； 3)电气专业人员设备缺陷管理不到位。

4、防范措施

1)生产保障部加强设备缺陷管理，对失去备用的运行设备制定防范措施，加强检查，同时尽快修复被用设备，保证设备安全稳定运行。

2)改造88TK-2风机电机，将加、排油孔引至电机外侧，加装轴承测温元件，上传到集控室监视；

3)对全厂同类型电机，同安装形式电机进行普查，确认设备健康水平，对不能满足运行要求的电机安排检修；

4)利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油脂； 5)对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修； 6)电气专业加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机

1、事件经过: 2010年3月14日#1燃机带供热运行，机组负荷365MW。9时56分57秒由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10时08分07秒发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分11秒；发出“#

3、#18燃烧器HH2频段加速度越限”报警；10：08：12，发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号；10时08分13秒又发出“#

1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分14秒#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。

2、原因分析：

1)根据三菱公司设计，其燃烧器是通过调整燃料流量和空气流量来控制燃烧状态。其中，扩散燃烧（值班喷嘴）与预混合燃烧（主喷嘴）的燃料比通过值班燃料控制信号（PLCSO）进行控制；进入燃烧器的空气量通过通过燃烧器旁路阀（BYCSO）进行控制。为了抑制燃烧振动增加，保持燃烧器最佳连续运行状态，三菱公司设计了燃烧振动自动调整系统，由自动调整系统（A-CPFM）和燃烧振动检测传感器组成。燃烧振动检测传感器共24个，包括安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和分别安装于#

3、#

8、#

13、#18燃烧器的加速度检测传感器。自动调整系统 燃气发电机组故障停机案例汇编

（A-CPFM）根据燃烧振动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器稳定运行区域进行分析，并根据分析结果自动对PLCSO和BYCSO进行修正，从而实现燃烧调整优化。

2)#1燃机控制系统对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器检测数据分为9个不同的频段进行分析，分别为LOW（15-40 HZ）,MID(55-95 HZ）,H1(95-170 HZ）,H2(170-290 HZ）,H3(290-500 HZ）,HH1(500-2000 HZ）,HH2(2000-2800 HZ）,HH3(2800-3800 HZ）,HH4(4000-4750 HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设臵了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，其中，调整功能由A-CPFM系统完成；预报警、降负荷、跳闸功能由燃机控制系统实现。当24个传感器中任意2个检测数值超过降负荷限值时，触发燃机降负荷；当24个传感器中任意2个检测数值超过跳闸限值时，燃烧器压力波动大跳闸保护动作。此次燃机跳闸即是由于#

1、#

2、#19压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。

3)根据三菱公司对燃机跳闸前后运行数据进行的分析，在燃烧器压力波动HH2频段数值出现越限报警时，H1频段数值也出现异常升高。此外，由于3月14日降雪天气的影响，压气机入口空气滤网差压在原有基础上出现异常增大，最高达到1.6KPa。压气机入口空气滤网差压增大，说明进入燃机的空气流量减少。在空气流量减少的情况下，燃机运行区域非常接近燃烧器压力波动H1和HH2频段越限报警区域。由于我公司燃 燃气发电机组故障停机案例汇编

机日计划出力曲线为10时00分从360MW升到370MW，由北京市调AGC自动控制。燃机负荷上升燃料阀打开，此时要求进口空气量同时增大，以满足合适的燃空比，由于压气机入口空气滤网差压大造成进入燃机的空气流量减少，造成燃烧不稳定，引起燃烧振动。燃烧振动出现后燃机控制系统ACPFM已动作进行调整。而且当振动值达到报警值时RUNBACK功能也启动，但是由于振动值升高太快，调节系统的调节发挥调作用前，燃烧振动达到跳机值，导致燃机因燃烧器压力波动越限跳闸。

图1：机组负荷指令 燃气发电机组故障停机案例汇编

图2：燃烧自动调整系统调节记录 燃气发电机组故障停机案例汇编

图3：先导燃料阀控制参数调整记录

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图4：燃机旁路阀控制参数调整记录 燃气发电机组故障停机案例汇编

图5：燃烧振动报警记录

图6：机组跳闸报警记录 燃气发电机组故障停机案例汇编

图7：机组跳闸时运行工况分析图 燃气发电机组故障停机案例汇编

4)空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气（尤其是小雨雪），空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停止，空气湿度降低，差压会快速下降。

在用的入口空气过滤器滤芯是2009年10月更换，由于进入冬季供热后机组长周期高负荷运行，空气滤芯差压上升较快。而且今冬北京大雾及雨雪天气较多，对纸质空气滤芯来说是恶劣运行工况。由于机组在供热季必须连续运行，而空气滤芯又不能在机组运行中更换，针对今冬空气滤芯差压升高的现象，为保证机组连续高负荷运行，满足供热需求，燃气发电机组故障停机案例汇编

我公司主要开展了以下几个方面的工作以缓解差压上升的趋势：①多次进行在线人工清理，并在清理后增加一层包面，减少灰尘进入空气滤芯②连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累③在空气进气口外侧搭设防雨雪棚，减少进入空气过滤器的雨雪量。

3、事故处理及防范措施

1)机组跳闸后，立即启动公司的两台启动炉，一方面向热网系统供蒸汽，使热网系统能够低温运行，另一方面为燃气提供轴封蒸汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。

2)立即进行机组运行数据的分析工作，通过数据分析我公司认为是由于空气滤网差压大，在机组涨负荷过程中由于空气量不足造成燃烧振动，机组跳闸。同时将数据发送到三菱公司高砂总部，要求三菱公司立即进行数据的分析。三菱公司也十分重视，由于是周末，三菱公司领导亲自指示技术人员加班进行分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，和我公司分析结果一致，确认燃机本体及燃烧器正常，机组跳闸就是由于空滤器差压大，涨负荷时空气量不足造成燃烧不稳，出现燃烧振动，并表示3月15日早再组织专家进行进一步分析确认。

3)机组跳闸后，我公司立即组织人员连续作业，进行空气过滤器的更换，至3月15日早7时完成滤芯的更换工作。并计划在压气机空气入口原有单级滤网基础上，增加粗滤，以减小恶劣天气情况下对滤网差压的影响。燃气发电机组故障停机案例汇编

4)三菱公司3月15日上午10时提交了最终分析结果，确认燃机本体机燃烧器正常，跳闸原因确认为空气流量不足造成。得到答复后，我公司立即向北京市调进行汇报沟通，市调同意机组再次并网。机组于3月15日13时30分启动，15时30分并网，并网后机组运行正常。由于机组跳闸时（机组在高负荷工况），机组的自动燃烧控制系统已进行调节，调节参数已改变，因此机组启动后需在高负荷段进行燃烧调整，重新对调节参数进行确认、优化，以保证燃烧稳定。三菱公司的燃烧调整专家16日到达公司，经过和北京市调申请，市调安排3月17日0时开始燃烧调整，3月17日16时30分完成燃烧调整工作。

5)对于雨雪天气情况下空气滤芯差压升高，而且不能在线更换滤芯，影响机组长周期连续运行的问题，我公司已进行技术论证，已多次和燃机入口空气系统的设计制造商美国唐纳森公司（三菱公司的分包商）进行技术交流，确定了技术方案，计划在进气系统的入口加装PE材质的初滤系统。加装的初滤系统能过滤大部分灰尘和雨雪，大量减少进入后面纸质空滤灰尘和雨雪，由于初滤不是纸质材料可以在线进行水清洗。这样一方面可以有效控制空气系统差压，确保机组安全运行，另一方面能极大延长空气滤芯的使用寿命，经济较好。此项目我公司基本和唐纳森公司达成意向，计划于2010年9-10月份安装并投入使用，保证2010年---2011年供热季的安全运行。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例6：#

2、#3机因人为误动停机

1、故障经过：

2010年5月11日，#

2、3机组纯凝工况运行，总负荷366MW，#2燃机负荷244MW，#3汽机负荷122MW；#1燃机停运。

20:35，#2燃机做完燃烧调整试验，进入baseload（基本负荷）开始性能试验。20:50，生产保障部热工人员XX联系运行人员做停运的#1燃机PM4清吹阀传动试验。20：53，XX得到运行值长XX许可后，进入工程师站，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀作了传动试验。20:54，#2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机。

机组跳闸后，值长立即通知相关人员到场，汇报调度，并要求运行人员立即对各系统进行检查：汽机各主汽门关闭，转速下降，交流润滑油泵，顶轴油泵联启正常，汽机惰走正常；#2燃机油系统运行正常，惰走正常。运行人员启动启动锅炉，辅汽系统投入正常。

21:20 #1燃机盘车投入。21:50 #3汽机盘车投入。

2、故障后处理情况：

由于故障原因明显，生产各部门准备重新起机，22：00运行值长向调度申请起机。5月12日00：16，调度令#

2、#3机组启动。机组于

525 燃气发电机组故障停机案例汇编

月12日01：08并网。

3、事故原因分析：

(1)事故的原因

生产保障部热工人员XX，未履行工作票程序，无工作内容、操作和安全措施纪录，未进行危险点分析，工作疏忽，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀关闭，2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机，是本次故障的主要原因。

生产保障部热工专业管理松懈，未严格工程师站管理制度，检修人员在无监护的情况下单人操作，是本次故障的管理原因。

(2)事故暴露出来的问题：

1）工作票制度的执行存在管理漏洞。

2）生产保障部热工人员责任心不强，麻痹大意，发生误操作。3）生产保障部热工人员夜间工作时，执行工作票制度不规范。4)生产保障部热工专业未执行双人操作规定，工程师站管理制度执行不严格。

5)发电部值长XX不严格执行工作票制度。

6)安全监察部对公司安全生产制度执行的监督松懈。

4、防范措施：

1）公司各生产部门严格执行各项安全生产管理制度，各部门负责人加强对生产人员执行安全生产管理制度的管理、检查和考核。燃气发电机组故障停机案例汇编

2）公司各生产部门加强安全教育，提高责任心，认真监盘，精心操作。

3）生产保障部严格执行《电子间、工程师站管理制度》和《生产现场计算机使用和管理制度》，操作时双人进行，一人操作，一人监护。同时对电气PC间、电子间、GIS间、继电保护间加强出入管理，严格执行出入登记制度。

4）生产人员值班时要保持良好的精神状态，操作时精神要高度集中。5）利用安全活动月，各部门切实开展反习惯性违章的学习活动。6）安全监察部加强检查监督，督促各部门严格执行公司安全生产制度。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例7：#1燃机燃烧不稳停机

1、事故经过：

2010年5月13日00:50，＃

1、2燃机拖＃3汽机以“二拖一”方式运行，#1燃机负荷110MW,#2燃机负荷195MW，#3汽机负荷200MW，总负荷505MW。00:51按调度曲线将总负荷降至450MW，运行人员将#1燃机负荷降至90MW，根据燃机特点，#1燃机燃烧模式自动由预混燃烧模式（PM1+PM4喷嘴运行）切至亚先导模式（PM1+PM4+D5喷嘴运行）。00:52 #1燃机报“High exhaust temperature spread trip”（排气分散度高跳闸），#1燃机灭火，#1发电机解列，#

2、3机组继续以“一拖一”方式运行正常。

2、事故后处理情况：

#1机组于5月14日22：18并网。

3、事故原因分析：

（1）事故原因分析

我公司专业人员和GE公司现场工程师立即到现场进行检查和分析。通过对#1燃机跳闸信号和机组当前运行状态的分析得出结论，此次机组跳闸事故的原因是由于#1燃机在降负荷过程中，燃机由于自身特性，当运行负荷低于90 MW时，燃烧模式自动切换，由预混模式进入亚先导预 燃气发电机组故障停机案例汇编

混燃烧模式后，由于#

2、3燃烧筒（总共18个燃烧筒）在燃烧切换后未能够有效稳燃，导致#

2、3燃烧筒灭火，致使在燃烧模式切换完成后燃机排气温度#

15、#

16、#

17、#

18、#19这五个测点温度不升反降（900-1100华氏度），相比于其他26支排气温度（1200-1300华氏度）较低，最终导致#1燃机因排气分散度高而保护动作跳闸。

机组保护动作情况分析：

1）最高排气温差TTXSP1（此时由#18排气温度引起：268.492‴）大于允许排气温差TTXSPL（268.155）

2）次高排气温差TTXSP2（此时由#17排气温度引起：263.764‴）大于0.8倍的TTXSPL（约为214.524‴）

3）延时2s后#1燃机于00:52:03跳机。机组当时运行状态满足附件中保护动作条件1（2）针对事故原因的检查和试验

我公司专业技术人员查清楚事故原因后，立即与GE公司亚特兰大总部技术人员进行了联系，通过其燃烧专家远程检查分析后，确定了上述机组跳闸原因，并针对性的提出了机组现场检查的项目和要求，我公司立即组织技术人员按照其要求安排检查，具体检查项目如下：

1）检查#16到#19号排气热电偶的状态； 2）检查#1、2、3、4联焰管是否泄露；

3）检查燃机清吹阀，燃烧调整阀动作情况，重新进行逻辑传动； 燃气发电机组故障停机案例汇编

按照其要求进行以上检查后，均未发现异常。我公司立即联系美国GE总部技术人员，经对方技术人员再次确认和分析后，GE方确认其之前燃烧调整的定值在燃烧切换过程中存在部分参数配比不合理的问题，故要求对我公司机组重新进行机组燃烧切换点的燃烧调整工作，5月14日＃1机组启动并网后在燃烧模式切换点进行两次切换试验，切换正常。

虽然＃1燃机再次启动并燃烧模式切换正常，但我公司专业人员已采集近期＃1燃机模式切换和5月13日＃1燃机故障跳机时模式切换的报警、参数、趋势图继续分析原因，并联系GE人员，要求GE给出5月13日#

2、3燃烧筒灭火的具体原因。

（3）事故暴露出来的问题：

1）GE进行燃烧调整时参数配比不合理。

2）生产保障部热工人员对燃机燃烧调整的有关技术问题未掌握。

4、防范措施：

1）公司对GE今后的工作要求GE提供正式工作方案和安全措施。2）生产保障部热工人员对尽快熟悉燃机燃烧调整的技术问题。3）生产保障部加强部门专业人员对GE设备的结构、性能和维护的培训。燃气发电机组故障停机案例汇编

案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机

1、事件经过: 2010年6月8日上午，#1燃机机组带250MW负荷正常运行。10:05根据调度命令，机组开始升负荷，负荷目标值355MW。10:10:36机组负荷升至314 MW时，TCS发出“#

1、#

2、#

3、#4燃烧器HH2频段越限报警；

10:10:36 TCS发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号； 10:10:37 #1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。

2、原因分析：

1）根据三菱公司设计，M701F燃烧器是通过调整燃料流量和空气流量来控制燃烧状态。其中，扩散燃烧（值班喷嘴）与预混合燃烧（主喷嘴）的燃料比通过值班燃料控制信号（PLCSO）进行控制；进入燃烧器的空气量通过燃烧器旁路阀（BYCSO）进行控制。为了抑制燃烧振动增加，保持燃烧器最佳连续运行状态，三菱公司设计了燃烧振动自动调整系统，由自动调整系统（A-CPFM）和燃烧振动检测传感器组成。燃烧振动检测传感器共24个，包括20个安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和4个分别安装于#

3、#

8、#

13、#18燃烧器的加速度检测传感器。自动调整系统（A-CPFM）根据燃烧振动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器

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稳定运行区域进行分析，并根据分析结果自动对PLCSO和BYCSO进行修正，从而实现燃烧调整优化。

2）#1燃机控制系统对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器检测数据分为9个不同的频段进行分析，分别为LOW（15-40 HZ）,MID(55-95 HZ）,H1(95-170 HZ）,H2(170-290 HZ）,H3(290-500 HZ）,HH1(500-2000 HZ）,HH2(2000-2800 HZ）,HH3(2800-3800 HZ）,HH4(4000-4750 HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设臵了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，其中，调整功能由A-CPFM系统完成；预报警、降负荷、跳闸功能由燃机控制系统实现。当24个传感器中任意2个检测数值超过降负荷限值时，触发燃机降负荷；当24个传感器中任意2个检测数值超过跳闸限值时，燃烧器压力波动大跳闸保护动作。此次燃机跳闸即是由于#

1、#

2、#

3、#4压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。

3）机组跳机后，公司立即组织技术人员开展对机组运行数据的分析工作和设备状态的确认工作，同时将相关数据发送给三菱高砂。燃料数据报告表明燃料组分甲烷含量96.31%，低位发热量为36.17MJ/M3,较以往稍高；运行曲线表明机组运行时空气燃料调整系统动作正常，振动出现后燃机控制系统（ACPFM）立即动作进行调整，振动值达到报警值时RUNBACK功能随后启动，但是由于振动值升高太快，调节系统尚未完全发挥作用，燃烧振动达到跳机定值，导致燃机因燃烧器压力波动越限。

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现场又对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器进行了检测，正常；同时检查汽机燃机状态，确认无异常。当夜三菱回复意见认为：运行数据并未反映出燃机性能存在明显异常状况，判断可能由于燃气组分存在瞬时性、大幅度变动；或者燃气温度、进气温度发生较大变化，从而导致HH2频段振动的发生领域接近运行点，造成跳机。认为机组可再次启动、并网运行，但为了安全起见，建议运行时将GT负荷控制在195MW以下，同时尽早对燃机实施燃烧调整。

3、处理经过：

1）机组跳机后，公司迅速将启动炉启动，保证汽机轴封系统供汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。

2）进行原因分析、设备检查确认具备开机条件后，当夜联系市调准备开机，经调度同意机组于6月9日12：25分并网。

3）经和三菱公司沟通，机组于6月13日白天进行了燃烧调整，三菱TA现场收集了运行相关数据，待汇总研判后出具最终报告。

附件1：机组跳闸时运行工况分析图

燃气发电机组故障停机案例汇编

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附件2：机组跳闸报警记录

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案例9：#2燃机伺服阀故障停机

1、事故经过：

2010年7月4日，机组二拖一纯凝工况运行，AGC投入，总负荷580MW，其中＃1燃机负荷180MW，＃2燃机负荷180MW，＃3汽机负荷220MW。＃2燃机速比阀前压力P1:32.07Kg/cm2，速比阀前压力P2: 29.83Kg/cm2，IGV开度51%。

14时18分，#2燃机跳闸，跳闸首出原因为： EXHAUST OVER TEMPERATURE TRIP排气温度高跳闸

＃2燃机跳闸后，运行人员立即该报告相关人员到场处理并按照正常操作程序进行停机操作，并维持＃

1、3机组维持稳定运行。此时＃

1、3机一拖一稳定运行，总负荷269MW，＃1燃机负荷170MW，＃3汽机负荷99MW。

2、事故后处理情况：

相关人员到场后，经检查历史曲线发现14时18分08秒平均排气温度到达1240.44华氏度，超过保护动作值1240华氏度，保护正确动作。从历史趋势分析，14时18分05秒，#2燃机IGV导叶在指令未变化情况下关小，此时IGV指令增大，指令与反馈偏差不断增大，平均排气温度迅速上升，14时18分08秒，IGV指令74%，IGV反馈57%，排气温度越

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过跳闸值，机组跳闸。从以上过程来看，IGV阀的失控是导致排气温度上升的直接原因。从IGV伺服阀电流曲线发现，14时17分44秒开始IGV伺服阀电流异常波动，至18分05秒伺服阀电流失去。初步认为燃机压气机进口可变导叶伺服阀故障引起IGV开度减小，燃机压气机进风量减少，导致燃机排气温度高，超过设定值而燃机跳闸。见图一

图1 事故跳闸曲线

随后，集团电力生产经营部专业主管、GE公司维护项目代表、京阳热电有关技术人召开分析会，认为IGV控制伺服阀故障。

对IGV控制伺服阀卡件及电缆检查，无异常。

IGV控制伺服阀传动试验，IGV伺服阀电流仍有波动。曲线见图二。

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图2 跳闸后IGV伺服阀传动电流曲线

20:50，更换IGV控制伺服阀。

21:00，IGV控制伺服阀传动试验正常。见图三

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图3 更换IGV伺服阀后传动电流曲线

23:10向调度请示启机，23:46机组启动，IGV工作正常，0:56，机组并网。

3、事故原因分析：

（1）事故原因分析

通过与伺服阀制造商的沟通，并结合已采集到的数据信息进行分析，可能的原因主要如下：

1）伺服阀阀体内喷嘴或节流孔堵塞，导致控制油油路不通，伺服阀控制失灵；

2）伺服阀阀球或阀芯阀套磨损量偏大，引起伺服阀偏臵电流的波动，39 燃气发电机组故障停机案例汇编

伺服阀控制失灵。

针对以上情况，检查了最近几个月#2燃机润滑油的油务监督报表，报表显示在此期间，燃机润滑油的油质始终合格。另外，燃机控制油的来源取自润滑油供油母管，经过液压油泵加压后供给各液压控制阀，在液压油泵出口和各液压控制阀供油管上均配臵有高精度的过滤器，即供给伺服阀的液压油油质优于油务监督的结果，满足伺服阀对油质的要求。

按照伺服阀制造商的要求：每两年应进行清洗检测的定期工作。此次故障的伺服阀是2009年4月检修期间，更换到#2燃机IGV执行机构上的全新的伺服阀，截止到事故前，投入运行一年，未到定期清洗检测期。

伺服阀于2010年7月5日送上海MOOG控制有限公司检测，结果为内部磨损，属偶发故障。正式检测报告近期提供。

经调研同类燃机电厂IGV伺服阀情况，故障率均很低。可基本确定故障为产品质量偶发故障。

3）事故暴露出来的问题： 设备管理存在不足。

4、防范措施：

为了吸取教训，避免事故再次发生，将从以下几个方面进行总结，并认真执行各项防范措施：

1）严格按照伺服阀制造商的建议，定期清洗检测伺服阀，保证伺服

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阀良好的工作性能。

2）充分调研并吸取同类型燃机电厂在伺服阀检修方面的经验，将伺服阀的检修纳入到燃机小修的标准项目。

3）深入学习并掌握伺服阀的工作原理和结构，提高事故分析和解决问题的能力。

4）保证伺服阀备件合理的库存数量，将关键设备的伺服阀备件作为事故备件储存。

做好滤油工作，防止油质恶化，做好油务监督。

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案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。

1、事件经过

12月4日晚，热网抽汽调节阀出现控制指令与阀位反馈偏差较大现象（最大16%），经分析认为伺服阀油门卡涩或油路堵塞，从而造成阀门无法动作到位。由于燃机运行过程中无法更换伺服阀，现场采取调整执行器油缸弹簧和修改阀门最小开度逻辑限制，使热网抽汽调节阀控制指令与阀位反馈偏差的现象有所缓解，没有根本解决；若伺服阀异常情况恶化，则会导致热网抽汽调节阀无法朝关闭方向继续动作，热网抽汽流量也无法增加，进而影响燃机和热网系统正常运行。为解决这一问题，通过和江南阀门厂技术人员进行讨论后，确认热网抽汽调节阀电控部分PLC的控制逻辑为：阀门的控制指令和反馈在PLC内部进行偏差比较并放大后，输出驱动伺服阀动作；通过修改PLC逻辑增大PLC输出，在目前控制指令和阀位反馈存在偏差的情况下，可以增加阀门进油量，进而使阀门可以继续跟随指令进一步关小，从而达到缩小指令和反馈偏差的目的。

12月9日下午，江南阀门厂技术人员携上位机组态软件到厂后，对PLC逻辑修改方案进行讨论：决定通过修改PLC内部伺服逻辑中的比例放大系数来增加PLC的输出电压，并且江南阀门厂技术人员认为修改可

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在线进行。

2010年12月9日17时04分运行值班人员发出热工工作票一张，工作内容内容为#1燃机中压排汽压力调节阀控制回路逻辑修改。当时燃机带电负荷350MW，抽汽量约117t/H，机组AGC投入。18时18分，热网抽汽降至80t/H。因热工人员无法完成在线下载，经领导批准离线下载，运行值班人员并将热网抽汽降至50t/H，并按热工人员要求将热网抽汽调节阀解列为手动调整。

在热网抽汽流量降低至50t/h并与运行人员共同确认安全措施都已做到位后，于19时03分14秒开始进行PLC逻辑修改离线下载，19时03分24秒离线下载完成，随后热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，导致热网抽汽量和中压缸排汽压力也出现较大波动。19时03分41秒，发出“中压缸排汽压力高” 报警；19时04分08秒，发出“中压缸排汽压力低” 报警；19时04分50秒，陆续发出“#

2、#

3、#

7、#8燃烧器H1频段压力波动越限”预报警和报警；19时04分51秒，触发“燃烧器压力波动大降负荷”信号；19时04分54秒，#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作，#1燃机跳机。

2、故障原因分析

燃气机组 篇3

然而在部分燃机联合循环机组中，考虑到发电经济性（联合循环机组的发电比，充分降低发供电油耗），同时为了降低机组的初始投资，在建造机组时不再设置烟气挡板，但这同时也暴露出不少的问题，如：燃机与锅炉汽机由于金属材料存在差异，在启动过程中的金属承受交变应力造成启动速率、加载率不能相互匹配，燃机启动速率得到很大的限制，调峰、调频、应急性能大大降低；在余热锅炉、汽机设备故障时，不能实现單循环和联合循环的切换，燃机运行受到严重影响；机组的使用寿命缩短等方面问题。本文以国网东嘎发电公司9E燃气-蒸汽联合循环机组为例，结合实际运行情况，从经济性、安全性、调峰灵活性以及机组使用寿命等方面着手，针对燃机联合循环机组余热锅炉是否需要配备烟气挡板进行分析及探讨。

一、烟气挡板的结构

目前联合循环机组大多配有旁路烟囱，烟气挡板在燃机排气系统中起到三通转换的作用，当挡板处于关闭位置----通往余热锅炉侧关闭，燃机排气则直接通过旁路烟囱排入大气，此时联合循环机组进行燃机单循环运行；当挡板位置处于全开位置-----通往旁路烟囱侧关闭，燃机排气则进入余热锅炉，对余热锅炉进行加热，实现燃气-蒸汽联合循环机组发电。烟气挡板系统一般有以下主要设备组成：烟气挡板门、密封空气系统、液压油系统、就地PLC控制柜。

1、烟气挡板门。采用中间骨架+双面绝热结构（三明治结构）。每片绝热结构四周都安装有双层柔性金属密封片，当挡板全开或者全关时，双层密封片和壳体上的固定气封座形成一圈封闭的环形空气密封通道，从而起到密封烟气的作用。挡板门采用内保温结构。内衬板采用耐热不锈钢，内衬板的布置必须考虑烟气对保温材料的冲击，杜绝出现烟气吹走保温材料现象的发生。

2、密封空气系统。两台增压风机，正常运行时一台运行，一台备用，入口处设置逆止阀以防止高温烟气回流，安装在管道中的两组电动高温蝶阀可切换系统向旁通侧或锅炉侧送风。此时，空气密封系统可随时使用，连续运行。密封空气根据挡板全开、全关（挡板处于0°或90°）时的位置，通过旁通侧电动阀或是锅炉侧电动阀进行输送密封空气。当挡板全开时，密封空气可以防止高温烟气漏入旁路烟囱，提高烟气的利用率，使机组的整体热效率上升。当需要简单循环时，挡板全关，这时密封空气可以防止高温烟气漏入余热锅炉内，在余热锅炉不运行时，将使受热面超温，造成锅炉空烧，严重时产生爆管。

3、液压油系统。由两台液压油泵、双连杆液压缸、蓄能器、压力开关、温度开关、控制电磁阀等组成。液压泵为高压齿轮泵，两台泵可合并供油，也可单独供油。泵从油箱经吸油滤油器吸油，泵压力油经单向阀、高压滤油器输出两股压力油，一股向系统供油，另一股经单向阀向蓄能器充液。当蓄能器内油压低于压力继电器设定值时，油泵加载充液，当蓄能器内油压充至压力继电器设定值时，油泵卸荷。

4、就地PLC控制柜。可通过PLC上的“控制切换”旋钮选择就地控制或远方控制，若选择远方控制，则由DCS发指令给PLC进行自动控制。若选择就地，则可以在就地进行控制，一般在DCS遥控控制失灵、故障或是进行校验时采用就地控制方式。

二、烟气挡板的作用

1、增加了联合循环装置运行的灵活性。通过旁路挡板的隔离作用，实现燃气轮机独立于余热锅炉系统而单独运行。当燃气轮机运行时，余热锅炉可处于隔离状态。特别适合电网容量小，要求启动速率快，应急响应快的条件下运行。

2、余热锅炉和燃气轮机的协调性能好。燃气轮机从冷态启动到额定负荷只需要10-30min，而余热锅炉和汽轮机的升温、升压和升负荷速度取决于金属允许的热应力，调节烟气挡板开度可以使余热锅炉、汽轮机和燃机很好的匹配，从而解决由于燃气轮机和余热锅炉的特性不同而带来的不协调问题。

3、在负荷急剧变化期间，为了避免余热锅炉超压可用作分流烟气，使余热锅炉快速减负荷。

4、在事故处理中，在汽轮机跳闸或汽轮机甩负荷运行时，烟气挡板的快关功能是实现余热锅炉快速减负荷的最有效手段。

三、无烟气挡板机组的利弊分析

燃机联合循环机组不配备烟气挡板主要是考虑到减少设备的初始投资，并在投产后可以节省一部分挡板的运行维护费用。该联合循环机组的燃气轮机、余热锅炉、汽机三者就是一个整体。在燃机运行时，考虑到余热锅炉不能干烧，所以在正常运行方式时只能以联合循环方式运行。另外无挡板机组在启停过程中，也有相应的要求：启动时，应尽量选择滑参数启动方式；停机时，应尽量采用额定参数停机方式。

西藏东嘎发电公司的燃机机组型号为PG9171E，由于电厂为华润集团援建的旧机组，建成后预留旁路烟囱，但未装设烟气挡板门，通过烟道隔绝板将旁通烟道封堵，从而旁路烟囱不再使用。

目前在运行中暴露出的问题：

1、燃机启动过程中对余热锅炉部件的热冲击。燃机的启动过程要经过点火、暖机、升速等几个阶段，整个过程燃机都是自动控制，这期间燃机的排气温度变化较大，余热锅炉烟气系统的各受热面处于一个交变温度场内，换热管束受到的热冲击很大，对于各部件的使用寿命将产生很大的影响。

燃机在启动过程中排气温度上升很快，从点火到带负荷整个过程一般在30min，高温排气直接对余热锅炉进行加热，而通过调节挡板开度可以控制进入余热锅炉的烟气量，从而有效的控制余热锅炉升温升压率。

2、不利于运行参数的调整。燃机启动至并网一般只需要十几分钟，燃机排气温度阶跃性变化，而在这个过程中，从余热锅炉的安全特性考虑，需要严格控制升压率、升温率及汽包壁温差在允许的范围之内。对于没有烟气挡板的余热锅炉就存在无法人为控制这些参数。同时对于汽包水位的调整也带来一定的难度，启动过程中，由于无挡板，燃机的排气全部用来对炉水的加热，特别对于冷态启动的余热锅炉，未饱和水过快的吸收燃机排气的热量，在到达饱和温度时，容积往往增长过快而导致汽包产生过高的虚假水位，不利于运行人员的控制。

3、机组运行方式单一，不利于事故处理及检修。在余热锅炉发生故障，汽水循环不能建立的情况下，为了防止锅炉干烧，燃气轮机将不得不紧急停止运行，严重缩短其寿命和检修周期。一般情况下，一旦发生跳炉、跳机现象，机组都會保护会动作而联跳燃机。

特殊情况下，当在汽轮机发生故障不能运行时，如果此时余热锅炉汽水循环与汽机真空可以维持的情况下，根据实际工况，燃机虽然可以运行，一般只能维持负荷在40MW左右，蒸汽通过旁路进入凝汽器，但往往会造成凝汽器温度升高，低压轴封温度超限；如果汽机真空无法建立，燃机只能控制在20MW以下负荷，并通过锅炉集汽箱对空排汽，蒸汽大量消耗，对经济性产生重大影响。

东嘎电厂燃机作为华润援建的二次安装机组，锅炉及汽机的故障率较高，人员技能水平相对较差，通过增设烟气挡板门，并重新启用旁通烟道，在余热锅炉或汽轮机发生故障的情况下，保护动作快关烟气挡板门，燃气轮机将可以继续正常运行，机组调峰的负荷率不受影响，并立即开展紧急抢修工作。同时余热锅炉或汽机在大小修期间，燃机仍能作为紧急备用机组，随时可以并网发电，不影响锅炉及汽机的检修。

4、经济性问题。对于频繁启停调峰机组来讲，机组停机后挡板可以有效的隔离燃机和锅炉的热通道。燃机停机后必须进行低速盘车，而盘车过程中将产生大量鼓风，对于无挡板的余热锅炉将加速其炉内的热量损失，使炉内蒸汽的压力和温度快速下降，造成下次启动过程中延迟机组并网时间。以9E配备挡板的联合循环机组为例，停机后到第二天早上启炉，炉膛温度要比无挡板机组高200℃左右，在启炉过程中可以减少20-30min的启动时间。

四、烟气挡板机组的运行方式

烟气旁路挡板一般不作为调节余热锅炉压力和温度的手段，可以通过调节燃机的负荷控制蒸汽温度，而压力一般通过蒸汽旁路来进行调节，只在特殊情况下采取烟气挡板调节。

机组启动时挡板有两种打开方式：一种是先设定余热锅炉挡板全开，再启动燃气轮机，燃机并网后，根据相应的余热锅炉状态（冷、温、热态）设定的燃机的升负荷率，一般在燃机冷态时为防止升温升压率超限，不采取此方式。

另一方式是挡板全关，燃机按单循环方式启动并网后，再启动余热锅炉，根据余热锅炉汽包压力控制挡板开度，分段逐步将挡板打开至100%开度，一般在锅炉热态时采用该方式，以避免燃机启动开机时排气温度过低，对热态余热锅炉炉膛进行冷却，使温度急剧下降。通常该控制方式，可以使燃机和余热锅炉协调性变的更好。在后一种方式中，烟气挡板也可作为余热锅炉启动闭锁保护，即余热锅炉启动条件没达到时，挡板开启闭锁。对于液压控制的烟气挡板通常分为正常关闭和紧急关闭。正常关闭时间一般为60S，而紧急关闭时间为20S—30S。

结论

综上所述，9E燃气-蒸汽联合循环机组配备烟气挡板，将增加机组建设时的初始投资以及平时的运行维护消缺的费用，但从安全、灵活、协调性等方面考虑有着很大优势，特别对于经常启停的调峰机组，总体来说利大于弊。

燃气蒸汽联合循环机组配置浅析 篇4

关键词：联合循环机组,配置,发电机

近些年来, 我国经济获得了快速的发展, 人们的生活水平有了显著的提高, 但是与此同时也带来了一些问题, 其中能源问题就是制约我国乃至世界经济发展的重要因素。为了解决世界经济发展中的能源问题, 世界各国各显神通, 想方设法进行能源的节约或者再次利用。燃气蒸汽联合循环机组就是实现能源综合利用的设备, 对于现代社会生产和能源的综合利用有着十分重要的价值与意义。本文探讨的主要内容就是燃气蒸汽联合循环机组的硬件配置问题, 以此来促进我国燃气蒸汽联合循环机组硬件配置研究工作的进一步发展。

1 燃气蒸汽联合循环机组概述

燃气发电机在我国起步较早, 但是其发展速度十分缓慢, 并没有实现技术的突破。早期的发电机组大多是容积相对较小的燃机, 对于现代经济发展理念显然是不相适应的。到上世纪90年代燃气蒸汽联合循环机组才逐渐出现并开始发展。现阶段我国生产和使用的燃气蒸汽联合循环机组都是单轴联合循环机组, 这些机组的主要特点是在实际的工作过程之中需要燃用重油, 国内使用天然气作为燃料的机组尚属少数, 规模相对也较小, 仍然不能满足我国现代经济社会对于设备的需求。

2 燃气蒸汽联合循环机组配置型式

燃气蒸汽联合循环机组是一种先进的节能机组, 可以更好的促进能源的综合利用, 解决现代社会对于能源的需求, 不断的满足经济社会的发展。燃气蒸汽联合循环机组在实际的安装设计过程之中, 经常面临的问题就是机组的配置问题, 这是燃气蒸汽联合循环机组的核心环节, 对于燃气蒸汽联合循环机组的正常工作有着十分重要的价值。

燃气蒸汽联合循环机组的设备配置很多, 其中较为主要的设备配置有:燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机、电气设备、控制设备及其配套设施。为了进一步的针对燃气蒸汽联合循环机组进行研究, 并对其设备配置进行相关的分析, 我们在实际的操作过程之中将燃气蒸汽联合循环机组按照轴系进行了布置与分类, 具体可以分为单轴和多轴联合循环燃气蒸汽联合循环机组。这是燃气蒸汽联合循环机组最为常用的分类方式, 也是燃气蒸汽联合循环机组最为科学的分类方式。本文就针对这两种循环机组的硬件配置问题进行系统的论述:

(1) 单轴燃气蒸汽联合循环机组单轴燃气蒸汽联合循环机组的硬件配置相对较为简单, 主要是由燃气轮机、发电机组、余热锅炉以及蒸汽轮机组成, 这些设备与蒸汽轮机进行同轴传动, 以此来带动发电机进行工作。该循环机组之所以称之为单轴燃气蒸汽联合循环机组就是因为这种循环机组在实际的工作过程之中只依靠一个轴带动发电机进行工作。单轴燃气蒸汽联合循环机组的结构较为简单, 出现的时间较早, 但是其机组效率仍然存在一定的不足, 无法实现能源的进一步节约, 因此, 现阶段单轴燃气蒸汽联合循环机组正在被更为先进的循环机组所替代。

(2) 多轴燃气蒸汽联合循环机组多轴燃气蒸汽联合循环机组主要是指燃气轮机和蒸汽轮机分别带动各自发电机的联合循环。这种燃气蒸汽联合循环机组的主要优势是可以实现多个发电机的联合循环, 通过这种方式可以促进能源的进一步利用, 提高燃气蒸汽联合循环机组的机械效率, 这是现代社会节能理念的集中体现, 也是现代社会发展之中十分重视的方面。多轴燃气蒸汽联合循环机组根据其所配备的燃气轮机数量可以进行具体的分类, 一般都“1拖1”、“2拖1”、“3拖1”“4拖1”等, 这种燃气蒸汽联合循环机组总称为“X拖1”。多轴燃气蒸汽联合循环机组的设备配置主要有X台余热锅炉、X台燃气轮机发电机组以及一台相应容量的汽轮发电机组组成。在实际的设计与机组配置选型过程之中, 考虑到机组运行与管理的简化, 一般不提倡采用4台及以上燃气轮机配1台汽轮发电机组的联合循环。“3拖1”多轴燃气蒸汽联合循环机组机组配置中, 对各设备匹配性要求较高, 设备及管道布置复杂, 建设及运行成本较高;处于机组及电网运行安全性和经济性的考量, 在装机规模拟定阶段, 需要分析评价的运行工况要远远多于“2拖1”和“1拖1”, 同时机组启停流程和联锁控制也相对复杂, 因此“3拖1”多轴燃气蒸汽联合循环机组在已投运的燃机电厂中并不常见。在实际的燃机电厂装机规模拟定阶段, 可将“2拖1”和“1拖1”作为一个独立单元进行热平衡和经济分析, 并联多个单元即可实现较大的装机容量, 大大简化了设计、采购、施工和运行流程, 提高了效率的同时实现了机组配置的模块化、标准化, 因此本文推荐“2拖1”和“1拖1”的多轴燃气蒸汽联合循环机组作为首选的单元机组配置。

3 结束语

燃气蒸汽联合循环机组的配置对于整个机组的正常工作与安全经济运行有着十分重要的价值与意义。在进行燃气蒸汽联合循环机组的设计过程之中必须充分的重视联合循环机组的配置问题, 只有科学的机组配置才能实现燃气蒸汽联合循环机组稳定、经济、安全、可靠的运行。

参考文献

[1]刘伟, 袁益超, 刘聿拯.燃气-蒸汽联合循环余热锅炉及其影响因素分析[J].电站系统工程, 2012 (02) :5-8.

燃气机组 篇5

摘要：由于我国能源结构的不断调整以及天然气的普及应用，所以大部分地区已经采用了9E联合循环发电机组。虽然设备性能较为良好且经济指标比较先进，但是依然需要结合当地电网的运行特点，做技术改进和运行的优化，提升节能降耗性能，降低运行成本。本文通过阐述9E燃气-蒸汽联合循环发电机组的相关概念，并分析研究了通过节能措施来提升发电机组的节能运行能力。

关键词：节能降耗；9E燃气-蒸汽联合循环发电机组；节能运行

我国虽然是能源生产大国和消费大国，但是我国的能源利用率却并不高，要提高国家能源效益，确保经济的持续发展，必须在节能降耗上采取有效措施。因此我国大部分地区都已使用9E燃气-蒸汽联合循环发电机组。根据当地电网运行特点，对9E燃气-蒸汽联合循环发电机组采取有效的节能措施，可以进一步的起到节能的目的。

一、9E燃气-蒸汽联合循环发电机组相关概念

联合循环系统由两个系统组成，即蒸汽轮机系统与燃气轮机系统联合组合成的联合循环发电配置。因使用燃烧工质的不同，分为天然气、高炉煤气、燃油等联合循环燃机，如果按功率的不同，可以分类成小型、微型、重型等一些类型燃机。重型燃机与小型燃机各有优缺点，对于重型燃机来说，使用寿命比较长。对轻型燃机来讲，其结构轻便且紧凑，但是使用寿命相对较短。

（一）联合系统中的蒸汽轮机系统

蒸汽循环中的主要设备是蒸汽轮机，在进气参数上面，可以分为多参数与单参数。一般设备选择使用是依据余热锅炉的蒸汽参数来确定。联合循环系统中蒸汽轮机的特点有三个。第一个特点，需要满足机器快速启动的要求，需要采取一定的措施来提高其性能。第二个特点，由于功率从100%直线下降为45%时，蒸汽的压力却线性降低然后恒定不变，因此需要采用滑压运行方法，不能使用恒常不变的调压方式。第三个特点，在联合循环系统中，蒸汽轮机不具有回热给水加热系统，导致此轮机与常规蒸汽轮机想比，由低压缸排向凝器的蒸汽流量要更多。所以应该改进联合循环系统中蒸汽轮机的凝汽器与低压缸，来增大此轮机换热面积与通流能力。

（二）联合系统中的燃气轮机系统

燃气轮机系统的工作原理，即轴流压气机将外部空气吸入设备里，然后经过压缩后，将压缩气体送到燃烧室，与燃烧室的燃料进行混合后，使用受控方法将混合物进行定压燃烧。其形成的高压高温烟气进入到透平段，在经过膨胀运行后，带动动叶片高速旋转，引起转子旋转运动，其输出的功率一部分用于驱动压缩机，其他部分用于对机械设备的驱动。燃气轮机需要在启动设备的带动下从静止启动，达到一定转速后，在燃机点火运行并及时与启动设备脱离。因从燃气轮机中出来的烟气温度一般在500℃以上，在普遍情况下，都被回收利用。由于燃气轮机负荷适应能力好且启动停止速度快，所以燃气轮机一般应用于电力供应不足且经济发展比较快的调峰电站和地区。

燃气轮机系统主要包括主体构成和整机系统两个部分。其主体由燃烧室、透平段和压气机组成。因透平段与燃烧室在高温环境下，且要承受因燃气轮机启动与停机时产生的热冲击，因此这两个部件的性能是影响轮汽机寿命的主要因素。为了保证轮机的运行寿命，需要使用空气冷却技术以及钴基等耐高温材料与耐温涂层。燃气轮机系统的整体系统除了基本部件外，需要具备良好的调节保安系统以及附属系统与设备，如起动装置、空气过滤器、润滑系统、消防设备等。

（三）关于联合循环系统中的余热锅炉

在联合系统中，余热锅炉利用燃气轮机排除的烟气来生产蒸汽。因燃气轮机排出的温度很高，所以余热锅炉用对流换热的方式来进行生产，其具备几个特点，第一，采用的汽包比平常锅炉的要大。第二，通常使用的是空间系数比较好的翅片管。第三，一般将余热锅炉的排烟温度定为150℃以下。

二、在9E燃气-蒸汽联合循环发电机组中的节能运行中的有效节能降耗措施

（一）降耗措施在燃气轮机的节能运行

1、预热天然气

因为我国的联合循环机一般用于调峰，因此机器启停运行比较频繁，所以为了使机组能够较为经济的运行，需要在不影响安全运行的条件下，对循环机组进行改造，减少其启停机次数。燃气轮机的燃烧与燃烧室的动态特征受天然气温度变化的影响，为了满足9E机组的燃烧要求，应该将天然气的温度控制在20℃左右。通过热水锅炉加热来控制天然气的问题，热水锅炉具备温控单元，能够对低温启动和高温停用实行自动控制，从而保证天然气的温度一直处于比较好的状态，提升联合循环机组的经济性能与安全性能。

2、使联合循环系统下的燃气轮机机组冷态启动时间改善

依据相关机组启动数据，可以了解到机组的冷态启动为启动主要方式。从启动燃气轮机开始，到联合循环机组带满负荷运行，这个时间段大约为4个小时。对于调峰电厂来讲，必须保证启动时间短，保证能快速响应电网调度，保证机组的运行经济性。虽然对燃气轮机来说，其启动较为迅速且运行较为稳定，但余热锅炉厚壁以及金属蒸汽轮机在受热后会有应力变形情况，所以其启动时间受到了一定的限制。

保证满足燃气轮机快速启动的要求，联合循环机组可以从以下方面优化快速启动项目。第一方面，在保证机组安全前提下，降低汽轮机加负荷和冲转的时间。第二方面，降低余热锅炉侧生成的等待时间，且使其满足汽轮机冲转要求的蒸汽参数。第三方面，不仅要优化燃气轮机以及疏水系统的运行性能，而且需要优化燃气轮机和锅炉的启动时间。

通过此优化调节，与优化前启动方式相比，将燃气轮机从启动到汽机冲转的启动时间缩减了将近20min，能够节省天然气达2000m?，并有效减少了机组的启动时间，缩减了机组启动耗费的天然气。

3、改善冷却循环方式

在燃气轮机停机后，因燃气机润滑油系统与燃气轮机的燃油温度较高，因此冷却需要循环水。一般在常规下，要开启1台300KW功率的循环泵对循环水进行长时间的冷卻。依据数据分析，在出环境温度在1-10℃条件下，可以使用内冷水冷却，而不使用循环泵，或改用功率较低的小型循环泵进行冷却，降低对燃气轮机在低温环境里的备用电能的损耗。

4、使燃气轮机的离线水洗周期改善

因燃气轮机的长时间运行，其热效率会慢慢降低。所以为了保证燃气轮机的热效率，需要定期对燃气机的性能进行测算，并与GE公司的折算公式相结合，统计分析燃油轮机的周期负荷下降值、实际气耗等参数，根据分析结果，制定出合理的离线水洗周期。在使用该措施后，可以将燃气轮机的负荷下降率降低1%-2%，提升发电经济效益。

（二）降耗措施在蒸汽轮机与锅炉的节能运行

1、改善汽轮机的疏水系统

因燃气轮机运行启动频繁，余热锅炉在升温升压的过程里，因疏水温度高且流量大，导致排污降温池有很多蒸汽冒泡，且有翻滚出2m左右的水柱翻滚出，在此情况下，即使将循环冷却水开到最大量，也只能稍微缓解此现象。特别此现象在蒸汽轮机中更为明显，如果燃气轮机将封闭母线架设置在排污降温池的正上方，将影响设备运行的安全性，且会导致热能的严重浪费和循环冷却水的消耗，因此在对汽轮机的疏水系统进行改进时，可以在以下方面来实施：

对汽轮机的疏水系统进行改进，可以改善其操作流程方面。在汽机的高、低旁阀启动后，且高旁阀前的汽温在150℃以上，此时手动强制关闭疏水至全厂疏扩气动门。在汽机挂闸后，使汽轮机的运转速度达到600r/min时关闭。在汽轮机负载达到15%的额定负荷时，使汽轮机的所有疏水关闭。通常在正常停机情况下，在气机负荷降低到15%时，应该强制关闭在汽轮机高、低旁阀门前的疏水至全厂疏扩气动门，开启其余的疏水气动门。应当延迟疏水至全厂疏扩气动门的开启时间，使其开启时间在汽轮机高、低阀门关闭之后。如果使用这种操作的话，能够防止高温疏水大流量连续的进入排污降温池，且能够确保疏水的稳定性以及连续性。通过优化操作流程后，不仅对其存在的不安全性进行了改进，而且在一定程度上提升了机组的热能效率，降低了工业循环水的使用量。

2、在机组启停的过程中进行优化辅机启停的措施

厂用电率是衡量联合循环机组经济性能的主要经济技术指标之一，减少辅机耗电是降低厂用电率的主要措施，除了对辅机进行变频改造等技术措施外，通过对辅机在运行方面存在的节电潜力的挖掘，可减少机组启停过程损耗，，降低机组厂用电率。如循环水泵在机组冷态启动时先启动小泵，在高旁投入前再启动 一台大泵，第二台汽机并网后根据负荷情况启动，热态启动过程先启小泵运行，抽真空后即启动一台循环水大泵，第二台循环水泵并网后根据机组负荷情况启动；停机时当汽轮机负荷低于一定值（如9E机组汽机负荷40MW）时停运一台循环水泵，机组解列后转速低于2500rpm且确认无蒸汽排入凝汽器时，开启高旁减温水10%并打开本减温水电动门，启动循环水小泵，停运另外一台循环水泵。冷却塔风机机组启动过程当高旁投入后根据循环水池水温上涨情况逐台启动，停机时燃机开始降负荷时即可停运全部风机。凝结水泵在启机时等待主汽压力到一定值（如0.2MPa）时启动，停机时轴封退出主汽压力泄至0时停运。

3、改善对热力设备水汽系统的保养措施

因热力设备在停运时会受到腐蚀，因此需要采取一定的保护措施，在停用保养上，应该使用将热风干燥设备保养和余热锅炉开机保养相结合的方法。这个方法要求，每月必须进行一次余热锅炉的开机保养，在锅炉带压放水一周后，将热风干燥装置启动。

（三）合理布置发电岛

在联合循环中，应该对燃气轮机、蒸汽轮机、余热锅炉以及发电机进行合理的布局，其布置的合理性与否，直接影响了联合循环装置的运行性能。在2GTG&HRSC+ISTG联合循环配置中，通常有几组不同的布置。一般情况下，不应该选取主蒸汽管道长的布置方式，因为会降低联合循环机的热经济性能与调峰性能。在技术经济较为合理且在场地允许的情况下，使联合循环机组的布置对称且紧凑，并尽可能的缩减主蒸汽管道的长度。比如不应该选用以下（b）式联合循环布置方式。

2GTG&HRSC+ISTG联合循环布置方式图

GT为燃气轮机；ST为汽轮机；G为发电机；HRSG为余热锅炉

结束语

因节能降耗关系了国家的能源效益，所以必须加强对其的重视度，应不断改进节能措施，在施行节耗措施时，应该分别进行分析，如从燃气轮机上改进节能运行方、及从蒸汽轮机改进节耗措施，并合理的布置机组的布局，通过不同的节耗措施，达到提高节耗的有效性的目的。

参考文献：

[1]金亮.9E燃气-蒸汽联合循环发电机组节能运行[J].电力与能源，2011，32（3）

[2]赵奎.燃气蒸汽联合循环发电机组应用研究[J].能源与节能，2012，（10）

[3]顾红柏.双压节能型燃气-蒸汽联合循环发电机组设计上的问题及对策[J].广东电力，2012，15（6）

上接第218页

值，也就是说项目进度落后了。如果发现延后的工作是在关键路径上，或者如果该项工作的延误会给后续工作产生总要影响或者给工程项目带来高风险，就要马上采取措施，以便在以后的工期内消除延误工作带来的影响。相反，如果工作是一个正的进度差异或者认为不会给工程带来高风险，就不应该增加资源来加速项目的进度。财务管理部门和工程管理部门周期性地测量项目成本执行效果，可以描述项目已完工部分的赢得值和为实现赢得值而实际产生的费用之间的关系。

7、项目进度与成本的偏差识别和分析

经过之前的成本核算和绩效评估，通过赢得值法中四个评价指标可以发现出项目中的费用和进度偏差。项目中偏差产生的原因是多种多样的，例如：最初项目计划制定对设计周期估计不足、采购中遇到供应商无法及时供货、现场安装发现设备缺损等，无论何种情况发生，最终都会体现为项目运行偏差。

8、完工成本預测

在通过对实际成本和测算成本比较基础上，结合进度的绩效测量，财务管理部门和项目管理人员可以快速、独立的预测项目全部完成时所需的总成本。

9、改进措施

在以上实际进度与成本偏差识别的基础上，项目管理人员可以对项目状况进行更深层次的分析，从而判断出项目当前的状况属于哪一类，对项目整体运行趋势有一个了解并采取相应的措施。

在项目的实际运行过程中，往往会产生偏差，甚至是很大的偏差，这就要求项目的相关管理人员对项目费用和进度的进展状态随时进行监控。将国际上先进的工程公司普遍采用的赢得值法用于对工程项目的费用、进度综合分析控制。通过工程成本的动态集成管理，克服了以往费用与进度分开控制的缺陷，通过以资金已经转化为工程成果的量来衡量工程项目实际进度和耗费资源的情况实现动态的工程项目监控。通过经常地、及时地费用进、度绩效分析，可以及早地发觉费用、进度差异，以便在情况变坏之前能够采取纠偏措施。从项目实践来看，有效的避免了电网建设项目超预算导致无法按期进行工程决算的问题。

参考文献：

[1]杨士珏，乐立军，高少勇，吴忠飞，李 玉.赢得值分析法在工程成本与进度联合控制中的应用研究[J]浙江建筑，2011，28（3）。

[2]吕 建.电力工程施工阶段费用进度联合控制[J]上海电力，2011。

[3]李旭东.谈电力工程项目施工阶段进度与成本联合控制[J]山 西 建 筑，2012，38（21）。

[4]李 焱，刘士李。赢得值法在电网工程项目施工管理中的应用[J]华东电力，2012，40（7）。

[5]陈 进，尹 勇，左 敏，杨春林。赢得值原理在工程设计进度和费用控制中的应用[J]天然气与石油，2006，24（5）。

上接第219页

Web认证、MAC地址认证和802.1x认证是电力调度数据网常用的集中终端授权访问控制的方法。Web认证的方式比较便捷，无需安装相应的软件，但其认证系统存在较大的安全隐患，容易出现网络堵塞，因此，安全性能一般。MAC地址认证比较简单、有效，但需要对所有用户的MAC地址进行记录，因此不适合用户较多和移动终端的情况，且其维护和配置都相对复杂。802.1x认证是一种认证策略，其具有逻辑端口和物理端口的双重性质，能够对认证端口进行辨别，除了802.1x的广播报文和认证协议，不允许其他端口通过。在实际应用过程中，可以根据电力调度数据网的实际情况来选择合适的认证方式，实现电力调度数据网的应用接入安全。

结束语

总而言之，电力调度数据网的安全性，对电力企业供电的稳定和人民的用电安全都有着重要的作用。因此，相关的法律法规对于电力调度数据网的网络提出了很高的要求。要保障电力调度数据网在复杂的网络环境中的安全，就需要积极应用安全技术，以减少各种安全隐患，提高电力调度数据网的自动化水平和安全性能，保障其平稳、安全运行。

参考文献：

[1]张佩，申路，赵书涛，等.基于ASP.NET和SQL的输变电设备反措动态管理信息系统设计[J].电力科学与工程，2013（06）.

[2]杜珊三.地市级电力调度数据网组网分析及应用研究[J].供用电，2010，（27）.

[3]彭清卿，向力，卢长燕，等.国家电力调度数据网组网研究[J].电力系统自动化，2009，（15）.

燃气机组 篇6

1 燃气发电机组工作原理

瓦斯气经过燃气滤清器依次经过调压阀、快速关断阀、计量阀与空气混合, 混合气经过涡轮增压器增压后进入发动机的气缸。在汽缸盖顶部设置有火花塞, 混合后的瓦斯气经火花塞点火在气缸内爆燃做功, 推动活塞在气缸内往复移动, 带动曲轴旋转, 进而带动发电机发电, 做功后的尾气从排烟管排出。发动机设有缸套冷却水系统冷却发动机受热部件。

2 目前燃气发电机组余热利用现状

该电厂现有21×1.8MW燃气发电机组配21×1.6t/h余热蒸汽锅炉 (20台运行1台备用) 。余热锅炉生产出0.5MPa的饱和蒸汽通过一级站换热后供附近矿生活区热水。目前只需运行2~4台余热锅炉可满足附近矿区供热水, 大量的尾气热量排空没有利用;燃气发电机组缸套冷却水中的热量未进行利用, 全部通过远程散热水箱排入大气。

3 燃气发电机组余热综合利用方法

燃气发电机组的余热综合利用包括燃气发电机组尾气余热利用和燃气发电机组缸套冷却水余热利用。目前附近矿区用热水负荷远低于该电厂余热锅炉供热水的设计能力, 将燃气发电机组尾气余热用于发电, 并采用燃气发电机组缸套冷却水余热供热水, 可合理有效利用燃气发电机组余热。

3.1 燃气发电机组尾气余热发电利用

3.1.1 燃气发电机尾气余热发电原理

瓦斯气在燃气发电机组做功后, 高温尾气通过余热锅炉加热锅炉给水产生过热蒸汽, 过热蒸汽在汽轮机内将热能转换为机械能, 带动汽轮发电机组做功产生电力。

3.1.2 燃气发电机组尾气余热发电可利用能量

瓦斯气在燃气发电机组内做功后所排出的尾气温度高达465℃, 燃气发电机组满负荷时尾气中的热量为3.999GJ/h (排气温度降至140℃) , 每台燃气发电机组尾气每小时可产生1.2T过热蒸汽 (2.5MPa, 400℃) , 可产生的电功率为240k W (汽耗率按5Kg/kwh计算) 。

3.1.3 燃气发电机组尾气余热发电方案

将现有21台余热锅炉改造为4台6T/h中温中压 (2.5MPa400℃) 余热锅炉, 每5-6台燃气发电机组尾气供一台余热锅炉, 每两台余热锅炉共用一个烟囱。余热锅炉产出过热蒸汽带一台4.5MW的汽轮发电机组。汽轮发电机组输出电能同燃气发电机组一起并入电网系统。

3.2 燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用

3.2.1 燃气发电机组缸套冷却水供热原理

燃气发电机组缸套冷却水供热主要是利用板式换热器间接换热, 换热分两个密闭的系统, 一个是缸套冷却水系统, 由冷却缸套后吸热后的高温缸套水, 进入板式换热器释放热量后, 再循环冷却缸套;另一个是中间热水系统, 由板式换热器处得到热量, 升温后的水进入现有一级换热站供热水换热器, 放热、降温, 再回到板式换热器升温, 反复循环。最后通过一级换热站将热水供到热用户处使用。

3.2.2 燃气发电机组缸套冷却水供热热平衡分析

燃气发电机组设计缸套冷却水出水温度90℃, 回水温度82℃, 每台燃气发电机组缸套冷却水提供的换热功率约为740k W, 约等于2.664GJ/h。20台燃气发电机组运行可提供的换热功率14.8MW, 约等于53.28GJ/h, 附近矿区的用热负荷为13.75MW (49.5GJ/h) , 因此, 20台燃气发电机组缸套冷却水供热能够满足附近矿区供热水要求。

3.2.3 燃气发电机组缸套冷却水余热供热方案

通过在每台燃气发电机组缸套冷却水系统中并联安装板式换热器 (换热功率0.7MW) , 利用三通阀门控制燃气发电机组缸套冷却水的流向。经过换热后的热水汇集到热水母管, 利用一级换热站现有循环水泵及通往附近矿区二级站的一级热水管网进行热水供应。

4 节能效益和经济效益

4.1 节能效益

改造为燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用后, 每台燃气发电机组可回收热量980KW (约3.5GJ/h) , 将燃气发电机组热效率由原来的39%提高到60%。余热锅炉及汽轮发电机组建成后, 4.5MW汽轮发电机组每年可发电2700万Kwh (年有效利用小时按6000h计算) 。燃气发电机组缸套冷却水余热供热建成后, 20台燃气发电机组每年可供热29.7万GJ (按6000h计算) 。

4.2 经济效益

燃气发电机组尾气余热发电利用需要投资约2500万元, 建成后每年可发电2700万Kwh, 每度电按电价0.527元/k Wh计算, 可增加收入1422.9万元, 考虑运行成本等, 预计二年完全可以收回投资。燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用需要投资约180万元, 建成后每年可供热297000GJ, 按供热价格为49.13元/GJ计算, 年供热收入1459万元, 考虑运行等, 一年可收回投资并可盈利。通过分析可知, 燃气发电机组余热综合利用具有可观的经济效益。

5 结束语

综上所述, 燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用方法可提高燃气发电机组的热效率, 提高燃气的利用效率, 合理利用燃气发电机机组余热中高低品位热量, 是一种非常经济的节能降耗方法。同时, 燃气发电机组缸套冷却水供热在燃气发电机组缸套冷却水系统中并联板式换热器, 增加了缸套冷却水的散热, 利于缸套冷却水温度的降低, 夏季能减少缸套冷却水温度对燃气发电机组负荷的影响, 保证燃气发电机组的稳定运行。

参考文献

[1]贺平, 孙刚.供热工程[M].北京:中国建筑工业出版社, 1993.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2001.

燃气机组 篇7

近年来随着国内天然气消费的快速增长,特别是随着西气东输、川气东送、大鹏LNG、莆田LNG等天然气储运基础设施项目的建成投产,促使广东、福建、浙江、上海等省市一批燃气发电项目陆续建成投产,在满足电力需求增长的同时,创造了较好的经济效益和社会效益。燃气蒸汽联合循环发电由于具备高效、低耗、环保等优势,其推广应用进程在逐步加快。

1 机组热力学特性

燃气蒸汽联合循环发电机组主要由三部分构成,即燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机。其中燃气轮机作为联合循环的核心部件,其性能直接影响联合循环热效率。余热锅炉和蒸汽轮机所组成的蒸汽系统,其参数也主要取决于燃气轮机的排气参数。从热力学基本定律可知,联合循环的热效率主要取决于循环的吸热平均温度和放热平均温度。提高吸热平均温度或降低放热平均温度,均可提高机组联合循环热效率。燃气蒸汽联合循环将具有较高吸热平均温度的燃气轮机与具有较低放热平均温度的蒸汽轮机结合起来,使燃气轮机的排气废热成为蒸汽轮机循环的加热热源,使整个联合循环热能利用率较单独的燃气轮机循环或蒸汽轮机循环得到明显提升[1]。

2 机组配置选型

一般为了充分利用天然气资源,并尽量降低供热供电价格,应尽可能选用高效率的燃气蒸汽联合循环机组。联合循环机组的轴系配置有两种形式:一是单轴配置,即燃气轮机和蒸汽轮机同轴驱动发电机运行;二是多轴配置,即燃气轮机和蒸汽轮机分别拖动发电机运行。单轴配置适宜带基本负荷,多轴配置则适宜热电联供,蒸汽轮机的变负荷运行不影响燃气轮机。系统应用中常见的多轴配置有“一拖一”、“二拖一”两种方案。“一拖一”配置1台燃气轮机、1台余热锅炉和1台蒸汽轮机。“二拖一”配置2台燃气轮机、2台余热锅炉和1台蒸汽轮机。“一拖一”由于系统构成相对简单独立,因此运行控制方便灵活,可靠性更高。“二拖一”在较高负荷时整体效率要高于“一拖一”,在半负荷以下运行时,整体效率低于“一拖一”,但由于2台燃气轮机共用1台蒸汽轮机,当其中1台燃气轮机出现问题或者低负荷运行时,各机组之间需要协调参数运行等问题,控制及运行相对复杂。一般热电联供机组需带供热负荷时,出于供热可靠性考虑,可考虑选用多轴“一拖一”方案[2]。

燃气蒸汽联合循环机组常用系列按照容量由小到大依次为6B、9E和9F,其容量和最大供热量如表1所示。

在选择燃气轮机设备时,应考察其技术的先进性、产品的成熟性和稳定性。目前美国GE、法国阿尔斯通、德国西门子、日本三菱等公司的燃气轮机均已在国内相关行业内投入使用。

3 机组性能比较

燃气蒸汽联合循环发电机组具备频繁启停能力,启动速度快,目前单循环机组冷启动至满负荷只需8min~9 min,联合循环机组启动只需30 min~40 min,因此相比其他类型发电机组在调峰方面具备明显优势。同时燃气机组效率更高、排放更低,能较好地满足当前节能减排的需要,例如单循环效率为43%~45%,联合循环效率为58%~60%,SO2排放量接近于零,NOx排放约为0.001 5%,CO2排放低于燃煤发电50%以上。

4 应用前景展望

2011年中国天然气消费量为1 307×108m3,从2000年至2011年,天然气消费年均增速为16%。据预测2015年国内天然气消费量为2 600×108m3,2020年消费量为3 500×108m3,同时预计2020年发电用气在天然气消费结构占比达25%左右。按照此规模测算,至2020年国内燃气发电用气总规模高达875×108m3。因此预计在“十二五”及远期,长三角和东南沿海将大量建设高效环保的燃气蒸汽联合循环发电机组来满足其新增电力需求,而在环渤海地区燃气机组也将大量代替燃煤机组,在国内其他具备条件的地区也将布局发展燃气机组。

5 结语

沿海各经济发达省市对节能减排和环保工作的日益重视,大力发展燃气电厂已是大势所趋。燃气蒸汽联合循环发电机组在推动经济发展、资源高效利用的同时,能够明显改善环境空气质量,有效实现节能减排目标,具有可观的环境效益和社会效益,在“十二五”期间应充分重视并推动燃气蒸汽联合循环发电机组的发展。

摘要：近年来燃气发电特别是燃气蒸汽联合循环发电机组项目发展迅速,从机组热力学特性、配置选型、性能比较等方面进行了分析,并对其未来应用前景进行了展望。

关键词：燃气蒸汽联合循环,发电机组,应用,研究

参考文献

[1]钟史明.燃气蒸汽联合循环发电[M].北京:水利电力出版社,1995.

燃气机组 篇8

1汽轮机旁路系统简介

汽轮机旁路控制系统是汽轮机蒸汽系统的重要组成部分, 它分为高压蒸汽旁路系统、低压蒸汽旁路系统和启动蒸汽旁路系统。

CCPP机组余热锅炉产出的蒸汽经过再热器后分为高压蒸汽和低压蒸汽2种。高压蒸汽从余热锅炉高压过热器出口至汽轮机高压主汽门;低压蒸汽管从余热锅炉低压过热器出口至汽轮机低压主汽门;由外部送来的供CCPP启动用蒸汽连接到高压主蒸汽管。旁路系统原理图如图1所示。

1—启动蒸汽压力调节阀2—启动蒸汽温度调节阀3—高压蒸汽控制阀4—高压蒸汽调节阀5—低压蒸汽控制阀6—低压蒸汽调节阀7—高压旁路蒸汽压力调节阀8—高压旁路蒸汽温度调节阀9—低压旁路蒸汽压力调节阀10—低压旁路温度调节阀11、12—减温减压器ST—蒸汽轮机

高压蒸汽、低压蒸汽及启动蒸汽系统各配备100%蒸汽旁路系统, 目的是在机组启机、停机、事故停机时, 将余热锅炉所产蒸汽以及启动蒸汽直接送到凝汽器。机组启动前, 旁路系统首先将不符合汽轮机进汽温度、压力参数要求的蒸汽排入凝汽器, 尽快使余热锅炉出口的蒸汽温度、压力和汽轮机进汽温度、压力要求相匹配, 从而缩短启动时间, 减少工质损失和启动费用。

在机组正常运行时, 维持再热管道内的蒸汽压力, 当压力过高 (大于6.5 MPa) 时, 打开旁路阀, 使蒸汽压力降低。

在事故状态下, 即汽轮机跳闸、发电机甩负荷时, 旁路系统将再热管道的蒸汽排入凝汽器, 使余热锅炉出口蒸汽压力平稳下降, 从而有效地保护汽轮机。

当余热锅炉汽压过高时, 开启旁路系统, 减少对空放散, 不仅可以避免余热锅炉超压运行, 而且可以回收工质和热量。

燃气轮机从点火至汽轮机启动完成前, 旁路系统可以对再加热器加热回收热量, 提高热效率。

2包钢CCPP蒸汽旁路系统控制方式

燃气轮机启停阶段的控制采用最小压力控制模式, 目的是保证主汽阀前的蒸汽压力大于最小压力设定值。启动时, 高压旁路阀、低压旁路阀的最小压力设定都是燃气轮机功率负荷的函数。最小压力设定值的初始值是个常数。在本机组中, 常数为3.5。

汽轮机主蒸汽调节阀的顺序控制打开→蒸汽开始进入汽轮机→汽轮机旁路阀达到全关位置, 在这种模式下, 为了避免主蒸汽压力增长过快, 旁路阀压力设定为“实际压力+α”, 如果蒸汽压力超过备用压力的设定值, 汽轮机旁路阀将自动打开, 部分蒸汽经汽轮机旁路管道排入凝汽器。

实际跟踪压力控制的目的, 就是防止余热锅炉出口的蒸汽压力突增。因此, 这种控制模式一是用于燃气轮机启机时, 即从燃气轮机点火至高低压蒸汽压力达到相应的设定值, 控制余热锅炉的出口压力;二是用于燃气轮机停机时, 压力控制从备用压力控制模式转换为最小压力控制模式。

3高压、低压旁路压力系统控制逻辑和运行过程

余热锅炉启动前, 蒸汽旁路系统各阀门都处于关闭状态, 余热锅炉启动后, 因其产生的蒸汽压力和温度不符合汽轮机进汽条件, 利用外网启动蒸汽, 对汽轮机启动冲转, 盘车至600 r/min, 开始升热值, 热值至5 250 k J/Nm3稳定后, 燃气轮机点火起机, 随着工质和热量的回收, 高压蒸汽压力逐渐升高, 当高压蒸汽压力升高到0.68 MPa时, 高压旁路阀门打开10%。从燃气轮机点火到高压旁路阀开度小于最小开度10%之前, 主蒸汽控制模式一直是实际压力跟踪模式。这样旁路阀保持最小开度, 高压蒸汽通过旁路系统、再热器循环流动升温升压。旁路阀开度大于10%之后, 旁路控制系统由实际压力跟踪模式自动转换为最小压力控制模式。主蒸汽压力随着压力设定值以预设的升速率增加。如果压力设定值太大, 易产生水击事件, 压力设定值太小, 则启动时间延长, 同时主蒸汽压力上升速度也受到压力设定值升速率的限制。随着压力设定值的不断增加, 主蒸汽压力也逐渐升高, 高压旁路阀也逐渐打开, 最后达到最大开度 (50%) 。之后, 为继续提高主蒸汽压力, 旁路减压阀关闭, 使主蒸汽压力按预设的速率向目标压力 (3.5 MPa) 爬升挺进。

当汽轮机的转速升到3 000 r/min→并网带5%的负荷→蒸汽切换, 高压蒸汽旁路阀仍将在最小压力控制模式。整个过程高压蒸汽旁路阀起调节主蒸汽压力的作用。若主蒸汽压力大于压力设定值, 高压蒸汽旁路阀开启;若主蒸汽压力小于压力设定值, 高压蒸汽旁路阀关闭。高压蒸汽旁路压力控制原理图如图2所示。

当余热锅炉产生的蒸汽压力满足汽轮机进汽条件后, 高压主蒸汽入口阀打开, 高压主蒸汽调节阀开始以预设速度开启。随着汽轮机做功耗汽量的增加, 高压蒸汽旁路阀逐渐关闭, 当机组负荷大于50%, 高压蒸汽旁路阀全关闭, 高压主蒸汽调节阀全开。此时, 主蒸汽压力控制转换为备用压力控制模式。主蒸汽压力设定值自动跟踪主蒸汽压力实际值, 并且主蒸汽压力的升速率小于压力设定值的升速率限定值 (压力设定值为实际主蒸汽压力加上一个可调偏置值, 本机组偏置值设为0.5 MPa) 。保证旁路阀在关闭状态。只要实际压力超过压力设定值时, 旁路阀开启。

在实际运行中, 如果余热锅炉出口蒸汽压力有扰动而发生变化, 则旁路阀瞬时打开, 压力设定值大于实际值时再度关闭。旁路阀只要打开时, 备用压力控制模式立即转为最小压力控制模式。

同时由图3可知, f5 (x) 是余热锅炉蒸汽流量的函数, 当汽轮机甩负荷时, 这一函数使旁路阀开度指令PID发出强开指令, 强制汽轮机快速打开, 以保证余热锅炉汽包水位、汽包压力的稳定。

停机阶段, 负荷降到50%时, 低压主蒸汽调节阀逐渐关到冷却位置 (约30%开度) , 以确保低压缸冷却蒸汽供应。低压蒸汽旁路阀以最小压力控制模式调节低压主蒸汽压力。低压主蒸汽调节阀关到冷却位置后, 高压主蒸汽调节阀全关。与此同时, 汽轮机高压主蒸汽控制模式从备用压力控制模式转换最小压力控制模式。

联合循环机组的出力由燃气轮机和余热锅炉2部分组成。燃气轮机的高温排气作为余热锅炉的热源, 去加热高低压汽包中的除盐水, 产生一定压力和温度的蒸汽, 余热锅炉出来的蒸汽经过过热器后, 分为两路:一路通往汽轮机高低压缸, 另一路经旁路系统通往凝汽器。旁路调节阀和主蒸汽调节阀是控制汽包压力的主要手段。由于联合循环机组汽包容量小, 主蒸汽压力波动较大, 旁路控制质量必然影响汽包水位的稳定性。如果旁路调节阀在燃气轮机暖机、停机或低负荷时, 开度变化较大, 汽包虚假水位很容易产生跳机事件。旁路控制参数的设定, 也决定了机组启动时间的长短, 关系着机组的优化运行。

4结语

包钢燃气蒸汽联合循环机组应用蒸汽旁路系统, 可以快速提升余热锅炉蒸汽参数, 较好地匹配汽轮机进汽条件, 来满足汽轮机运行中各种功能的要求。通过近2年的运行, CCPP机组年利用高炉煤气约19.5亿m3, 焦炉煤气1.5亿m3, 为改善当地大气环境起到了积极的作用, 也为包钢创造了可观的经济效益。

参考文献

[1]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

[2]焦树建.燃气-蒸汽联合循环[M].北京:机械工业出版社, 2004

[3]郑体宽.热力发电厂[M].北京:水利电力出版社, 1991

燃气机组 篇9

天然气热电联产建设具有环保优势,符合国家产业政策,燃气机组运行调节灵活,技术、经济先进合理,是当前建设周期短,占地面积小、自动化程度高的发电设备,在当前电力行业具有广泛发展前景。燃气电厂主机设备应选择先进、成熟的燃气轮机及配套设备,引进国外先进技术,提高设备的自主化比例和水平,同时考虑设备的技术和价格优势。

2 当前联合循环主机介绍

2.1 燃气轮机产品

“9F级”燃气轮机是250 MW级燃气轮机的通称,目前单机容量为已超过300 MW,燃烧室出口燃气温度已达到1 400℃,效率为36.9%~38.5%,组成联合循环的效率可达56%~59%。以GE公司F级、西门子V94.3、日本三菱M701F和ALSTOM公司GT26为代表[1],是发电市场上技术成熟、运行业绩多的大容量发电用动力设备。

哈动集团引进GE的PG9351FA燃机(见图1)采用分管式燃烧室[2],对燃料的适应性好,采用冷端驱动,燃机采用冲动式叶片,叶片级数3级,采用双轴承多拉杆连接转子。可针对特定的燃料在实验室进行全温、全压、全流量的调试试验,可靠性和可用率高是GE燃机的特点。

上海电气引进SIMENS的V94.3A燃机(见图2)采用环型的燃烧室,这种型式的燃烧室比较适合烧天然气,燃机叶片级数为4级。该公司将压气机的级间空气通过转子中间的通道引入透平轮盘和一、二、三级动叶作冷却空气用以提高燃机的效率等。

东方电气引进三菱公司的701F燃机(见图3)的最大特点是在它透平材料的选择和使用上,该公司将其首次开发成功的高蠕变材料MGA1400,MGA2400应用在其F系列燃机上,使其燃机透平的进口温度达到1 400℃。三菱公司的M701F4型燃机应用了M701G型机的第4级透平静叶,提高了进气流量。

ALSTOM的GT26燃机(见图4)特点是采用了再热式顺序燃烧系统及高压比的压气机,运行方面具有宽高效变负荷区的优点,有利于燃机电厂调峰运行。

2.2 余热锅炉

对于F级联合循环纯发电机组,燃气轮机排气温度高,且排气流量大,为追求高效率,优化的热力系统采用蒸汽多压化和利用再热技术,相应地采用三压再热余热锅炉是合理和经济的。

余热锅炉有立式、卧式布置两种,立式余热锅炉配有循环泵,启动速度较快,占地相对较少,但耗钢量大;卧式布置的余热锅炉启动速度相对较慢,设备的布置和安装较为简易。

2.3 蒸汽轮机

联合循环发电用的蒸汽轮机与一般的火力发电装置用的蒸汽轮机相比,在原理上是相同的,联合循环用蒸汽轮机具有以下特点:a)全滑压透平:最大限度有效地利用燃气轮机的排气能量,汽机为全周进汽,蒸汽调节阀处于全开状态;b)无回热抽汽:联合循环用的汽轮机不设置给水加热器,这是因为当给水温度升高时,余热锅炉的排烟温度会随之升高,余热回收效率下降,热效率得不到提高;c)为防止在快速启动时膨胀不均引起部件之间的摩擦,动静部件间隙较大。

3 燃机联合循环机组配置方案

燃气-蒸汽联合循环发电机组一般采用以下两种配置方式:单轴和多轴配置。

3.1 单轴配置

单轴配置是指燃气轮机、汽轮机以及余热锅炉同轴布置,共用1个发电机。一拖一单轴方案的优点在于:a)燃气轮机和蒸汽轮机共用1台发电机及其配电系统,节省设备投资费用;b)独立主厂房,厂房内设备布置紧凑,电厂建设时可单套进行,互不干扰;c)单元机组,系统相对简单独立,运行控制方便。一拖一单轴方案的缺点在于:a)蒸汽轮机故障检修时,燃机余热锅炉不能独立运行来保证供热;b)动力岛纵向尺寸较大,主厂房跨度大。

3.2 多轴配置

多轴配置指的是1台以上的燃气轮机和余热锅炉与1台汽轮机联合配置。每台燃气轮机和汽轮机均配有相互独立的发电机。多轴方案的优点在于:a)蒸汽轮机故障检修时,燃机余热锅炉仍可以独立运行以保证供热,提高了供热的可靠性;b)运行灵活,系统调节增减负荷的能力强;c)燃机启停不受汽轮机启动的影响,启动速度快;d)动力岛纵向尺寸较小,主厂房跨度小。多轴方案的缺点在于:a)机组需要配置2台发电机及其配电系统,设备投资较大;b)动力岛横向尺寸较大,不利于布置。

4 对外供热机组的配置

根据联合循环机组供热参数差异,供热抽汽位置不同。不同制造厂对从低温再热蒸汽管道最大的抽汽量有不同的要求,抽汽点和供热方案的选择应结合燃机、汽机和余热锅炉制造厂相关数据最终确定。

由于联合循环机组多为调峰机组,为保证供热的连续性和稳定性,联合循环机组投运小时以外的热负荷考虑由燃气锅炉供给。

5 结语

随着国内燃机项目的蓬勃发展和天然气气源的不断增加,沿海工业、民用电量的不断增加,先进、经济、环保燃气发电技术和设备的引进,为燃气发电开创了1个崭新的局面。本文对燃气-蒸汽联合循环主机技术、设备选型及设备性能特点进行了简要的介绍,为国内燃气电厂大容量燃气轮机、余热锅炉及汽轮机主机设备的选择提供了参考。

摘要：燃气-蒸汽联合循环机组是目前高效、环保的发电设备之一,机组启动灵活、占用空间小,特别适合在城市近郊进行建设,用于城市供电和供热,对当前大容量F级燃机主机配置进行介绍,分析了不同配置的优缺点,为燃机项目建设提供了一定的借鉴。

关键词：9F级,燃气,蒸汽,联合循环,配置

参考文献

[1]焦树建.燃气轮机与燃气——蒸汽联合循环装置[M].北京:中国电力出版社,2007.

燃气机组 篇10

1 灭磁开关

灭磁开关, 简称FCB, (FIELD CIRCUIT BREAKER) , 有直流灭磁开关和交流灭磁开关两种, 其作用是相同的:1) 迅速切断发电机转子励磁绕组与励磁电源的通路;2) 迅速熄灭发电机内部的磁场。

灭磁开关是在发电机停机时防止发电机过电压用的。发电机停机断开发电机出口开关时, 由于原先还带一定负荷, 此时转子还供有比空载励磁大的工作电流, 当开关断开时所有的励磁电流均用于产生电压。发电机解列后空载运转, 在燃机的推动下会超速运行, 能感应出超过机端电压的残压。如果不投灭磁开关会导致发电机出现过电压使绕组击穿。灭磁开关是一个两位两通的开关, 正常运行时发电机转子绕组与励磁回路相通, 停机时发电机转子绕组与灭磁电阻相通。转子剩磁经灭磁电阻转化为热能而释放。某电厂一期工程是3台390MW燃气蒸汽联合循环机组, 采用励磁跟踪系统以自并励的方式为机组提供励磁, 并在励磁系统里装设了直流灭磁开关。

2 直流灭磁原理

常规磁场断路器一般都串联在励磁直流回路中, 目前国内大部分新建机组及老机组改造都选择灭磁开关配合Zn O非线性电阻的灭磁方案。其基本原理如图。图中LP为励磁整流装置, MK为灭磁开关动态触头, FR为Zn O制成的非线性电阻, UZ表示可控硅直流侧电压, UK表示灭磁开关断开时产生的弧压, UL表示灭磁非线性电阻的残压。FR跨接于转子励磁绕组两端, 发电机正常运行时, 转子电压UL较低, FR呈高阻, 漏电流仅微安量级。灭磁时MK开断, 弧压UK上升, 导致UL反向升高, 高至一定值时FR转为导通, 励磁电流转入FR衰耗, MK熄弧开断。

这种以MK跳闸建立弧压, 并击穿Zn O非线性电阻FR, 以实现励磁电流由MK转移到FR, 来吸收转子磁能的灭磁方法, 必须保证电压关系UK-UZ≥UL的成立。这是直流侧灭磁正常换流的必要条件。根据公式UK-UZ≥UL, 当直流开关用于非线性电阻灭磁系统时, 对开关主触头断开时产生的弧压有严格的要求。为了建立更高的断口电压, 以满足在灭磁时使非线性电阻导通并将励磁电流换流到灭磁回路中的要求, 而使得开关的结构复杂化, 在某些情况下, 甚至要求开关具有两个或更多的串联主触头。Zn O压敏电阻的非线性指数非常小, 漏电流也比较小 (正常运行只有微安级) 。因此它可以直接跨接在转子绕组回路的两端, 从而使接线简单, 装置的动作迅速而可靠。

3 某电厂直流灭磁开关的应用

某电厂励磁系统采用的是ABB公司第5代UNITROL产品UNI-TROL5000。用于同步发电机的电压调节和静态励磁系统。静态励磁系统通过使用可控硅整流装置直接控制励磁电流来调节同步电机的端电压和无功功率的流向。图II为某电厂一号机组的接线图。机组启动时, 静态变频装置 (SFC) 通过8011刀闸给#1机定子通电 (电压3.4KV, 频率0~33HZ) 。此时的励磁电流来自于厂用电变压整流所提供的直流电。发电机定速后手动合上灭磁开关41E动态触头 (如图II示) , 起励电源是电厂220V直流系统提供。起励电流经灭磁开关 (结构如图I示) 41E通到发电机转子激发出转子磁场, 此时开关图I中MK为合闸状态。转子磁场切割定子绕组, 在定子上产生20KV的感应电压。电压达到额定值, 起励电源自动跳开。此后发电机便转为自并励运行方式, 空载励磁电流1230A。当停机或者事故状态下发电机跳闸, 此时的励磁电流大于空载励磁电流 (例如, 我厂#1机组有功350MW, 无功120MVar状态下, 励磁电流大约是2300A) , 此时如果发电机跳闸, 机端电压必大于额定电压20KV, 此时灭磁开关动作可以迅速降低发电机励磁电流, 并将转子剩磁转化为热能释放。进而将发电机电压降为0, 保护发电机绕组以及发电机出口PT安全。电厂灭磁开关结构如图I, 其核心部件是压敏电阻FR。压敏电阻FR是由压敏材料Zn O制成。有的灭磁开关压敏电阻采用Si C制成, Si C压敏电阻的泄漏电流比Zn O压敏电阻大很多。Zn O压敏电阻特性就是:低于其设定电压时, FR泄漏电流是微安级, 可视为开路;一旦电压超过设定值时FR便导通。正常运行时FR接于励磁母排两极之间, 承受电压为0~500V。

发电机解列或跳闸瞬间灭磁开关动态触头MK跳开, 此时发电机转子绕组等效为一个电感绕组, 其感抗记为L。由于感抗中电流瞬间变化会产生极高的瞬间电压Uk=L*di/dt, Uk要比励磁电压大得多, 导致FR瞬间导通。

此时的等效电路是图III:

此图中FR为导通的压敏电阻, L为转子等效电感, 在此电路中L为电源, 电能是由转子本身剩磁转化而来。电能在FR上转换成热能释放。此电路的电能通过FR完全散尽后, 转子线圈的电流为零, 转子磁场消失, 即起到了灭磁的效果。灭磁结束后, 压敏电阻FR重新表现为高阻特性, 可视为开路。此时转子剩磁几乎为零, 即使转子仍在转动, 机端也不会超压。灭磁开关有效的保护了发电机绕组及与发电机相连的PT等设备。灭磁开关MK断开瞬间产生的弧压Uk越高越有利于FR导通, 对于灭磁越有利。

所以灭磁开关中的动态触头一般采用分列式的触头, 即:将一组触头分成多组串联的触头, 触头数越多相同的开断相同电流产生的弧压越高, FR导通越快。

4 结束语

灭磁开关的应用主要得益于非线性电阻的发展。非线性电阻就是伏安特性不是直线的电阻。现代科技高速发展, 日常生活中无处不有非线性电阻的应用。例如用光敏电阻控制路灯, 热敏电阻控制空调的起停等等。灭磁开关在电厂中的应用大大的降低了事故状态下发电机损坏的概率, 对保障电力设备的安全有着至关重要的意义。

摘要：本文简单介绍了灭磁开关的结构、工作原理, 并以实例来阐述直流灭磁开关的工作过程。

关键词：灭磁,弧压,压敏电阻

参考文献

[1]徐国政等.高压断路器原理和应用.清华大学出版社, 2000.

[2]夏维珞等.对发电机灭磁开关的要求.