第14卷 第3/4期燃气轮机发电技术2012年10月
简述燃气－蒸汽联合循环电厂天然气
加热系统的节能改造
潘朝广，韩忠禧，胡春生
（佛山市福能发电有限公司，广东 佛山 ５２８０００）
摘要：燃气－蒸汽联合循环机组的天然气加热器，是改善天然气品质使其符合燃气轮机进气温度要求的重要环节，它直接关系到机组的安全运行。福能发电厂利用汽轮机凝汽器循环冷却水出水对天然气加热系统进行改进，不仅满足了燃气轮机对天然气温度的运行要求，而且取得了较好的经济收益。关键词：燃气轮机；天然气；加热器；改造；节能
0 前言
佛山市福能发电厂有两套PG9171E型燃气-蒸汽联合循环发电机组，总装机容量为360 MW，是目前国内较为先进的燃气-蒸汽联合循环发电机装置。燃气轮机以天然气为燃料，天然气处理系统的主要目的是提供合格品质的天然气供燃机燃烧，PG9171E燃机对燃气的品质要求如下：
流量：每台燃机
杂质：总量72 mg/m3，直径大于10m的颗粒杂质少于0.62 mg/m3；
温度：高于供气压力下露点温度至少15 ℃，最高温度≤60 ℃；亦即温度范围在17.8～61 ℃ 。
该厂天然气处理系统分为以下几段：（1）进口段；（2）粗过滤模块；（3）热水加热模块；（4）蒸汽加热模块；（5）1号、3号燃机精过滤模块；（6）计量及放空段。其中，水加热器模块和蒸汽加热模块的作用是对天然气的温度进行控制，提供合适温度的天然气以满足燃烧系统对天然气温度的要求。
口发电厂的散热塔冷却水，由于沙口发电厂已经关停，来自该散热塔的水为常温。在4至11月气温较高的情况下，为了保证输出的天然气有足够的温度，水加热器的供水泵在燃机运行期间需长期运行。在每年冬春季，由于气温较低 ，经水加热器加热的天然气温度达不到燃机运行的要求，需开启小锅炉供蒸汽到天然气的蒸汽加热器，经蒸汽加热器加热后的天然气温度才能满足燃机运行的要求。由于该厂要按计划关停小锅炉，而且这样的加热方式能耗也高，因此，必须要对天然气加热系统进行改造。图1为原天然气加热系统图。
2 天然气前置加热器改造方案
根据该厂天然气前置加热器实际的运行工况，引用电厂联合循环机组的汽轮机凝汽器循环冷却水出水，经水加热器对天然气加热，解决供水泵长期运行和需启动锅炉加热天然气的难题。本次对系统改造利用原有的设备进行，实现了高效节能的目标。改造后的天然气加热系统如图2所示。 ２．１ 水加热器的供水模块
把安装在原沙口电厂散热塔边的两台水加热器给水泵移装到福能电厂隔油池的北边，从福能电厂汽轮机冷凝器循环水出水母管处取水。在主冷却水
1 天然气加热系统改造的原因
原天然气加热系统的水加热器的水源来自原沙
图１ 原天然气加热系统图
图２ 改造后的天然气加热系统图
循环泵运行期间，母管取水处压力约为0.15 MPa；燃机正常开启后，母管取水口的水温为35 ℃至40 ℃，满足燃机对天然气温度的要求。当外循环水压
力和温度符合要求，打开旁路阀，停止供水泵运行，
依靠循环水母管自身的水压力对水加热器进行循环供水。
２．２ 天然气水加热器回水
天然气水加热器回水管就焊接在水厂供水到电厂冷却塔的补水管，补水管的压力低于0.1 MPa，水厂补水管内径为300 mm，回水量能能满足天然气水加热器正常水循环。
3 天然气加热系统改造需要增加的材料
由于利用了原有的给水泵、阀门和法兰，本项改造需新增的材料不多，费用也相对较少。
以下是新增的材料：
（1）直径133 mm卷板钢管约260 m（作防腐处理）;
（2）单向阀3只;（3）DN125阀门1个;（4）压力表和温度表各1只;（5）相应的弯头和法兰若干。
4 天然气加热系统改造后的运行情况分析
４．１ 改造后的运行方式
原蒸汽加热器退出运行，天然气走蒸汽加热器旁路。在汽轮机凝汽器主冷却循环水泵启动后，开启一台水加热器供水泵对水加热器进行供水；汽轮机带负荷后，开启供水泵旁路阀，停给水泵，通过天然气加热系统水泵的旁路供应热水到换热器，供水泵从开启到停止的运行时间约1 h。４．２ 运行方式分析
水加热器的进水取自电厂汽轮机冷凝器出口的
循环水母管，水温在35 ℃至40 ℃之间。经水加热器加热后的天然气温度约为20 ℃到28 ℃之间，天然气温度能满足燃机运行要求，故退出蒸汽加热器
运行。
汽轮机带负荷前，循环水母管的出水温度稍低，故在汽轮机带负荷前，开启水加热器供水泵，以增加给水流量，从而保证天然气有足够的温度；汽轮机带负荷后，循环水母管的出水温度较为稳定，并且循环水母管的出水压力约为0.15 MPa，能满足水加热器的正常水流动。因此，可以停止供水泵运行，
通过供水泵旁路对水加热器进行供水。４．３ 节能情况分析
该厂对天然气加热系统改造于2010年11月完成， 2011年正式投入使用。在2011年期间，电厂两套燃机共运行时间为5 633 h。一年流经水加热器的循环水总量为450 640 m3，水加热器进水温度比水加热器出水温度平均温降为8 ℃，根据水的焓值表查得焓值变化约33.29 kJ/kg，改造后2011年从天然气水加热器回收热能15 001 805 MJ，折算约节省了512 t标准煤。
天然气水加热器在2011年期间共运行5 633 h，供水泵总运行522 h，水加热器改造后供水泵运行减少了2 345 h，供水泵功率为7.5 kW，共节约用电 38 332.5 kWh.折算约节省了5 t标准煤。
以往小锅炉平均每年需要启动约50次，每次耗用燃油约3 t。该项技术改造后，取消了用蒸汽对天然气加热的运行方式，节能减排效果明显，2011年共节约燃油：50×3 t =150 t，以燃油折标准煤系数(上接第165页）
从表4中可以看出经过第2次现场动平衡后,各轴瓦的瓦振在升速、降速以及满负荷运行情况下已大大降低，机组可以安全投入运行。
1.457计算,相当于节省了219 t标准煤。
综合以上分析，天然气加热系统改造后，本厂在2011年期间共节省标准煤736 t。
5 结束语
通过天然气加热系统改造，小锅炉已实现了关停，节约了对锅炉维修和保养的成本；解决了供水泵长时间运行的问题，减少了对供水泵的维修工作，延长了供水泵运行寿命。同时，也实现了对能源的回收利用。本项改造费用不多，工艺流程也不复杂，但节能降耗效果显著。
作者简介：潘朝广（１９６８－），男，广东佛山人，工程师，从事燃机电厂运行工作。
韩忠禧（１９８２－），男，广东佛山人，助理工程师，从事燃机电厂运行工作。
胡春生（１９６８－），男，广东佛山人，运行主管，从事燃机电厂运行工作。
作者曾经历过4台9E机组振动处理的全过程，在处理振动过程中，施工单位采用了先易后难的办法，先在对轮上加配重进行尝试,但最终解决该类型的振动故障问题都采用文献[3]中所报道的方法，通过在透平后短轴气封板上开平衡窗，把平衡块直接加到透平轮盘平衡槽内。经过这样的现场动平衡处理后的机组，最终得到的效果是令人满意的。参考文献：
[1] 杨建刚．旋转机械振动分析与工程应用[M].北京:中国电力出
版社，2007.
[2] 施维新．汽轮发电机组振动与事故分析[M].北京:中国电力出
版社，2006.
[3] 魏立勇． PG9171E燃气轮机机组振动故障处理[J].燃气轮机发
电技术,2010，12（3/4）:281-282，298.[4] 胡志兴． 南电中山1机平衡报告[Z].
3 结束语
该机组在2010年大修后，各轴瓦的振动值发生了很大变化。从文献[4]中频谱里看出，振动变大的主要原因是转子上存在不平衡量。究其因是动叶排序出了问题，还是缸体找中后各轴瓦载荷重新分配而造成机组的振动变化，目前无法找到准确的答案。
在明确振动的频率是以工频为主且相位角又基本稳定，那么最快而又有效的解决办法是采用现场动平衡方法来减小机组的振动。
现场所加平衡块的重量和方位以及所选的平衡平面是很有讲究的。虽然第2次现场动平衡加重的角度与第1次加重的角度相差50°左右，但第1次现场动平衡后满负荷下振动没有减小,造成第1次现场动平衡的失败原因应该是所选择的加重平面不当。文献[3]中已对9E机组在对轮上加配重来解决各轴瓦通过第2临界转速和满负荷下的振动进行过尝试。
作者简介：魏立勇（１９５６－），男，大专毕业， 东莞虎门电厂从事燃气轮机技术工作，维修部部长。
陈都怀（１９７０－），男，大专毕业，中山南朗电厂从事燃气轮机机组管理工作。
第14卷 第3/4期燃气轮机发电技术2012年10月
简述燃气－蒸汽联合循环电厂天然气
加热系统的节能改造
潘朝广，韩忠禧，胡春生
（佛山市福能发电有限公司，广东 佛山 ５２８０００）
摘要：燃气－蒸汽联合循环机组的天然气加热器，是改善天然气品质使其符合燃气轮机进气温度要求的重要环节，它直接关系到机组的安全运行。福能发电厂利用汽轮机凝汽器循环冷却水出水对天然气加热系统进行改进，不仅满足了燃气轮机对天然气温度的运行要求，而且取得了较好的经济收益。关键词：燃气轮机；天然气；加热器；改造；节能
0 前言
佛山市福能发电厂有两套PG9171E型燃气-蒸汽联合循环发电机组，总装机容量为360 MW，是目前国内较为先进的燃气-蒸汽联合循环发电机装置。燃气轮机以天然气为燃料，天然气处理系统的主要目的是提供合格品质的天然气供燃机燃烧，PG9171E燃机对燃气的品质要求如下：
流量：每台燃机
杂质：总量72 mg/m3，直径大于10m的颗粒杂质少于0.62 mg/m3；
温度：高于供气压力下露点温度至少15 ℃，最高温度≤60 ℃；亦即温度范围在17.8～61 ℃ 。
该厂天然气处理系统分为以下几段：（1）进口段；（2）粗过滤模块；（3）热水加热模块；（4）蒸汽加热模块；（5）1号、3号燃机精过滤模块；（6）计量及放空段。其中，水加热器模块和蒸汽加热模块的作用是对天然气的温度进行控制，提供合适温度的天然气以满足燃烧系统对天然气温度的要求。
口发电厂的散热塔冷却水，由于沙口发电厂已经关停，来自该散热塔的水为常温。在4至11月气温较高的情况下，为了保证输出的天然气有足够的温度，水加热器的供水泵在燃机运行期间需长期运行。在每年冬春季，由于气温较低 ，经水加热器加热的天然气温度达不到燃机运行的要求，需开启小锅炉供蒸汽到天然气的蒸汽加热器，经蒸汽加热器加热后的天然气温度才能满足燃机运行的要求。由于该厂要按计划关停小锅炉，而且这样的加热方式能耗也高，因此，必须要对天然气加热系统进行改造。图1为原天然气加热系统图。
2 天然气前置加热器改造方案
根据该厂天然气前置加热器实际的运行工况，引用电厂联合循环机组的汽轮机凝汽器循环冷却水出水，经水加热器对天然气加热，解决供水泵长期运行和需启动锅炉加热天然气的难题。本次对系统改造利用原有的设备进行，实现了高效节能的目标。改造后的天然气加热系统如图2所示。 ２．１ 水加热器的供水模块
把安装在原沙口电厂散热塔边的两台水加热器给水泵移装到福能电厂隔油池的北边，从福能电厂汽轮机冷凝器循环水出水母管处取水。在主冷却水
1 天然气加热系统改造的原因
原天然气加热系统的水加热器的水源来自原沙
图１ 原天然气加热系统图
图２ 改造后的天然气加热系统图
循环泵运行期间，母管取水处压力约为0.15 MPa；燃机正常开启后，母管取水口的水温为35 ℃至40 ℃，满足燃机对天然气温度的要求。当外循环水压
力和温度符合要求，打开旁路阀，停止供水泵运行，
依靠循环水母管自身的水压力对水加热器进行循环供水。
２．２ 天然气水加热器回水
天然气水加热器回水管就焊接在水厂供水到电厂冷却塔的补水管，补水管的压力低于0.1 MPa，水厂补水管内径为300 mm，回水量能能满足天然气水加热器正常水循环。
3 天然气加热系统改造需要增加的材料
由于利用了原有的给水泵、阀门和法兰，本项改造需新增的材料不多，费用也相对较少。
以下是新增的材料：
（1）直径133 mm卷板钢管约260 m（作防腐处理）;
（2）单向阀3只;（3）DN125阀门1个;（4）压力表和温度表各1只;（5）相应的弯头和法兰若干。
4 天然气加热系统改造后的运行情况分析
４．１ 改造后的运行方式
原蒸汽加热器退出运行，天然气走蒸汽加热器旁路。在汽轮机凝汽器主冷却循环水泵启动后，开启一台水加热器供水泵对水加热器进行供水；汽轮机带负荷后，开启供水泵旁路阀，停给水泵，通过天然气加热系统水泵的旁路供应热水到换热器，供水泵从开启到停止的运行时间约1 h。４．２ 运行方式分析
水加热器的进水取自电厂汽轮机冷凝器出口的
循环水母管，水温在35 ℃至40 ℃之间。经水加热器加热后的天然气温度约为20 ℃到28 ℃之间，天然气温度能满足燃机运行要求，故退出蒸汽加热器
运行。
汽轮机带负荷前，循环水母管的出水温度稍低，故在汽轮机带负荷前，开启水加热器供水泵，以增加给水流量，从而保证天然气有足够的温度；汽轮机带负荷后，循环水母管的出水温度较为稳定，并且循环水母管的出水压力约为0.15 MPa，能满足水加热器的正常水流动。因此，可以停止供水泵运行，
通过供水泵旁路对水加热器进行供水。４．３ 节能情况分析
该厂对天然气加热系统改造于2010年11月完成， 2011年正式投入使用。在2011年期间，电厂两套燃机共运行时间为5 633 h。一年流经水加热器的循环水总量为450 640 m3，水加热器进水温度比水加热器出水温度平均温降为8 ℃，根据水的焓值表查得焓值变化约33.29 kJ/kg，改造后2011年从天然气水加热器回收热能15 001 805 MJ，折算约节省了512 t标准煤。
天然气水加热器在2011年期间共运行5 633 h，供水泵总运行522 h，水加热器改造后供水泵运行减少了2 345 h，供水泵功率为7.5 kW，共节约用电 38 332.5 kWh.折算约节省了5 t标准煤。
以往小锅炉平均每年需要启动约50次，每次耗用燃油约3 t。该项技术改造后，取消了用蒸汽对天然气加热的运行方式，节能减排效果明显，2011年共节约燃油：50×3 t =150 t，以燃油折标准煤系数(上接第165页）
从表4中可以看出经过第2次现场动平衡后,各轴瓦的瓦振在升速、降速以及满负荷运行情况下已大大降低，机组可以安全投入运行。
1.457计算,相当于节省了219 t标准煤。
综合以上分析，天然气加热系统改造后，本厂在2011年期间共节省标准煤736 t。
5 结束语
通过天然气加热系统改造，小锅炉已实现了关停，节约了对锅炉维修和保养的成本；解决了供水泵长时间运行的问题，减少了对供水泵的维修工作，延长了供水泵运行寿命。同时，也实现了对能源的回收利用。本项改造费用不多，工艺流程也不复杂，但节能降耗效果显著。
作者简介：潘朝广（１９６８－），男，广东佛山人，工程师，从事燃机电厂运行工作。
韩忠禧（１９８２－），男，广东佛山人，助理工程师，从事燃机电厂运行工作。
胡春生（１９６８－），男，广东佛山人，运行主管，从事燃机电厂运行工作。
作者曾经历过4台9E机组振动处理的全过程，在处理振动过程中，施工单位采用了先易后难的办法，先在对轮上加配重进行尝试,但最终解决该类型的振动故障问题都采用文献[3]中所报道的方法，通过在透平后短轴气封板上开平衡窗，把平衡块直接加到透平轮盘平衡槽内。经过这样的现场动平衡处理后的机组，最终得到的效果是令人满意的。参考文献：
[1] 杨建刚．旋转机械振动分析与工程应用[M].北京:中国电力出
版社，2007.
[2] 施维新．汽轮发电机组振动与事故分析[M].北京:中国电力出
版社，2006.
[3] 魏立勇． PG9171E燃气轮机机组振动故障处理[J].燃气轮机发
电技术,2010，12（3/4）:281-282，298.[4] 胡志兴． 南电中山1机平衡报告[Z].
3 结束语
该机组在2010年大修后，各轴瓦的振动值发生了很大变化。从文献[4]中频谱里看出，振动变大的主要原因是转子上存在不平衡量。究其因是动叶排序出了问题，还是缸体找中后各轴瓦载荷重新分配而造成机组的振动变化，目前无法找到准确的答案。
在明确振动的频率是以工频为主且相位角又基本稳定，那么最快而又有效的解决办法是采用现场动平衡方法来减小机组的振动。
现场所加平衡块的重量和方位以及所选的平衡平面是很有讲究的。虽然第2次现场动平衡加重的角度与第1次加重的角度相差50°左右，但第1次现场动平衡后满负荷下振动没有减小,造成第1次现场动平衡的失败原因应该是所选择的加重平面不当。文献[3]中已对9E机组在对轮上加配重来解决各轴瓦通过第2临界转速和满负荷下的振动进行过尝试。
作者简介：魏立勇（１９５６－），男，大专毕业， 东莞虎门电厂从事燃气轮机技术工作，维修部部长。
陈都怀（１９７０－），男，大专毕业，中山南朗电厂从事燃气轮机机组管理工作。