M701F燃机联合循环电厂设备选型及设计优化
摘要： M701F机组及一些配套公用系统的设计、设备选型，原在我国没有成熟的经验，结合东部电厂一期工程建设，进行了大胆的探索，获得了不少的经验；对东部电厂在锅炉给水泵、循环水系统、调压站、天然气加热系统、启动锅炉等方面设备选型及设计优化工作进行总结，供同行参考。
关键词： 燃气轮机联合Ñ环电厂；辅机系统；设计优化；设备选型
1 前言
深圳能源集团有限公司东部电厂一期工程是我国第一批打捆招标的9F级燃气-蒸汽联合Ñ环电厂项目，也是我国第一批使用进口液化天然气的燃气机组；设计单位北京国电华北电力工程有限公司，也是首次设计F级燃气-蒸汽联合循环电厂，在此之前，在国内尚无可参考成熟的设计和设备选型¾验。另外，电厂设计要求高：要求全厂机组运行操作实现全自动，实现一健启动；电厂占地面积非常少。通过电厂员工及各单位的努力，大胆创新，东部电厂在设备选型和设计优化方面做了大量的工作，也取得了不少¾验。东部电厂三台机组投产第一年，就取得了发电量27.78亿Kwh，可用系数88%，非计划停运次数3次（其中1次由大鹏LNG站供气中断外部原因引起的）的突出业绩，这与在工程建设阶段进行了大量的设备选型和设计优化工作打下了良好的基础分不开的，其经验值得总结和推广，可为后续工程提供参考意见。
2 余热锅炉给水泵选型
M701F燃气-蒸汽联合循环发电机组配用三压、再热、无补燃、卧式自然循环余热锅炉。锅炉给水系统一般由凝结水泵出口经过轴封加热器，通过低压省煤器送到低压汽包；低压汽包水通过高/中压给水泵，高/中压省煤器至高/中压汽包、蒸发器、过热器至汽轮机。
高/中压汽包水位通过高/中压给水调节系统保证其汽包水位，另外在汽轮机汽水系统中高压旁路冷却水还需由锅炉给水泵提供，其压力保证≥4.05 MPa，流量在30 t/h左右。高压蒸汽流量在276 t/h、压力为10.3 MPa；中压蒸汽流量41.6 t/h，压力为3.6 MPa。低压系统给水由凝结水泵提供，故余热锅炉一般配备高/中压给水泵。
东部电厂原设计考虑使用高中压给水泵合泵，即一个给水泵，并且采用液力调速。在对设计方案分析时认为存在较多困难：
（1）高压汽包水位调节。在余热锅炉高中压给水及蒸发过热系统是独立的，即高中压汽包水位变化是有各自独立特性的；液力调速的目标如果只跟踪高压汽包水位，即使通过二级调节，即转速调节加上调节阀调节，则有可能给中压汽包水位调节带来反效果。如高压汽包水位低，而此时中压汽包水位高，这时给水泵转速跟踪高压汽包水位、转速增加，使中压给水压力增加，即使中压调节阀关小，也可能使中压给水流量继续增加，导致中压汽包水位更高；相反的情况仍然存在；即采用１台液力调速泵无法同时满足高/中压汽包水位的调节；除非采用定速泵，采用阀门调节。
（2）高压旁路冷却用水问题。高压旁路冷却水是在机组跳机时使用，其压力和流量必须在任何工况下都能保证，那势必要求其从给水泵抽头位置压力尽量大，这样不仅使给水泵流量选型增大，而且其转速不能低于确保旁路冷却水压力的相应转速，次则大大限制液力调速节能效果；同时，当机组跳机，还必须保证给水泵高速运转，给整个水位控制带来困难。
因此，要求给水泵的配置方案，既能保证汽包水得到有效的控制调节，又能使给水泵在不同负荷下有节能效果，并且可以采用液力调速方式；同时又能保证高压旁路冷却水流量和压力。¾过研究，采用高中压给水泵分泵，既高压泵使用液力调速泵，中压泵使用定速泵，高压旁路冷却用水由中压给水泵供给，认为这是最佳选用方式，其优点在于：
2.1 高压泵只供水给高压系统，高压泵的容量及压力容易确定，采用液力偶合器，主要调节以转速调节为主，辅以阀门调节；此方式不仅有利于节能，同时有利于水位调节控制。
2.2 中压泵采用较小流量的定速泵，流量控制采用阀门节流控制，控制简单可靠，高压旁路冷却水其压力和流量也可以保证，由于总流量较小，其总效率损失不大。
2.3 据了解，某些电厂采用高中压合泵的定速泵，其虽解决了控制和高压旁路冷却水的问题，但对于调峰机组来说，其能量损失非常大，厂用电较高，浪费能源。
3 循环水泵及循环水系统
东部电厂单台机组循环水流量为19 820～25 000 m3/h，取自大鹏湾海水，海水年平均温度为22.9 ℃，取水区域与厂区相距约600 m，与机组凝结器相距约900～1 000 m。
原设计3台机组，选用4台循环水泵，循环水泵流量为19 000 m3/h，采用双母管制，2台循环水泵对应一条母管，总流量76 000 m3/h
在设计审查时考虑到，如果只采用3台循环水泵，不仅可以减少设备（也减少了相应液压蝶阀，电动大阀门），减少占地，而且运行操作更简单：①在满负荷时３台循环水泵运行，在部分负荷时可停运１台循环水泵，在晚上停机时，可以停运２台循环水泵，这样更有利于节省能量；②３台循环水泵，如有任何１台有问题可以互为备用，运行备用方式简单，只是Ñ环水泵流量取稍大，２台泵可以满足３台机组基本需要。
在选择循环水泵时，考虑到循环水泵必须保证高的可靠性，还可能经常启停，并且大鹏湾海水盐度较高，腐蚀性较大，一般的不锈钢材料也会出现腐蚀和冲蚀；确定选用双相不锈钢为泵料，且泵轴承为陶瓷轴承，这样可以保证5年内循泵不用大修，尽管一次投资相对较高，但运行维修费用低。
对水泵电机，选择了露天布置形式，避免了建大厂房（由于维修泵的需要，厂房高度还要达到＞15 m），露天电机更有利于电机散热，不需冷却水及回路。
对于泵推力轴承，选用了双推力轴承形式，即泵体一个推力轴承，承担泵的推力；电动机一个推力轴承，承担电机的推力；这样增加可靠性，更有利于泵的维修。（维修泵的时间，电机可以方便的吊开，另外电机轴与泵轴的联接要求相对较低。）
对于Ñ环水的双母管的设计方案，并且将泵安装在海边，双母管需爬一个高度为17 m的坡后再回落进入厂区，有意见认为此方案不是最佳，认为可改采用º箱引水至厂区，将Ñ环水泵安装在厂区，三台机组采用单元制供水，但可以通过母管相连；机组凝汽器进水方向与出水方向分开，由发电机方向进水，由汽机方向出水，但是由于种种原因设计方案没能实现更改优化。
目前布置：①Ñ环水泵房距厂区很远，增加供电和控制的设计难度，降低了系统的安全性，巡视也不方便；②双母管使系统连接复杂、运行操作的风险加大，可靠性也不高；③凝结器进水与出水同侧布置，使安装施工非常困难；④由于管道要爬坡，Ñ泵扬程选择被迫提高达21 m，(否则17 m就可以)运行时功率大，浪费能量。
4 调压站的选项设计
4.1前置加热系统采用凝汽器出口温海水来加热天然气。来自大鹏LNG接收站的天然气设计点温度为-8 ℃，燃机入口要求的设计点温度为15 ℃，需要对天然气进行加热。
采用燃用天然气的水浴炉来加热天然气的设计方案被普遍采用，但是水浴炉运行起来要消耗大量的天然气，初步计算，本厂每台机组使用水浴炉方案每年要消耗至少110万m3天然气，浪费了宝贵的能源，另外水浴炉由于需要燃烧，还是调压站系统的一部分，其布置及如何安全保证设计难度很大；另外维护成本也很高。
根据电厂处于南方地区，海水平均温度较高在22 ℃左右，如果采用凝汽器出口被凝汽器加热过的Ñ环海水，其温度还要上升8 ℃，平均温度达30 ℃，将天然气加热到22 ℃，海水加热器端差小于8 ℃即可，而端差小于8 ℃的加热器设计是没有问题的，因此利用凝汽器出口海水加热天然气在方案上是可行的。
但是海水/天然气换热器其换热材料一般必须用钛管，并且其工作压力高达5.9 MPa，国内单位尚无设计制造此海水、天然气换热器的¾验和业绩，由于安全需要，必须要求制造生产厂家有类似产品业绩；最后¾过调查和招标采用了英国P&I公司2×65%容量海水加热器。
通过一年多的运行实践证明，采用凝汽器出口海水加热天然气安全可靠，完全能满足3台机组在不同工况不同季度的运行要求，节约了大量的天然气。此方案为国内首创，实现了Ñ环¾济，并且有利于环保，也大大提高了系统的安全性；每年至少有200万元以上效益，有巨大的节能环保示范效应。
4.2 调压系统方案，原设计3台机组采用3用3备方案，共6条调压支路，每个调压支路由相应的调压阀、监控阀、安全切断阀等组成。
最后经过研究决定采用三用一备调压方案，共4条调压支路，大大降低了投资，也节约了场地，主要原因：
①每个调压支路，有一个主调压阀，还有一个监控阀，监控阀实际上有备用功能，即主调压阀失去作用时，监控阀可以实施调压作用，即每个调压支路还有100%的备用功能；
②三用一备，当任何一条调压支路不能工作时，备用路可以起作用；备用支路也有100％备用功能，即每一路至少有200％备用；假如有2条调压支路同时出现问题退出时，还剩有两条调压支路可以工作，也可以满足三台机组不停机，只是需要降低负荷运行。
通过二年的运行实践，即使某调压支路一调压阀发生故障，系统可以按照设定的程序进行启动，电厂没有发生因调压系统故障而发生降负荷或跳机事件。
4.3 调压站阀门气源设计
在初步设计调压站时，设计调压站所有气动阀门的气源均来自天然气管道本身，这是调压站的常规设计。
但审查时考虑到，天然气压力很高，温度也较低，如与气动机构相接， 每一路还需有降压及加热系统，系统非常复杂、安全性也不高、清洁度也不能保证，在前期由于没有天然气无法进行系统调试；最后决定采用更加安全可靠的电厂仪用压缩空气系统作为气源。
5主厂房采用大跨度设计布置
东部电厂总规划9×350 MW级机组，占地总面积只有16.7万m2，在一期设计中必须充分考虑设备占地影响，尽量减少占地，为二期工程留下用地。
原设计考虑了单跨和双跨（发电机和燃机/汽机各占一跨）两个方案，¾建设单位和设计院对国际上先进电厂的调研，结合主设备和辅助设备的布置、占地面积、建筑和建设成本等方面进行综合比较和分析，最后确定采用了主厂房单跨布置的方案，具体为：主厂房全部采用钢结构，横向只设一跨，跨度为54 m，A、B列设有双排柱，双排柱相距为4 m，外排跨相距62 m；两台机组中心线距离为40 m，一期主厂房长度为128 m（其中8 m为二期先建），此方案为国内首创，其优点非常明显
5.1 13 m平台空间大，视野开阔，非常美观，整个13 m台层没有柱子，只有燃机、汽轮机、发电机主体设备，其余一览无余，干净整洁；不仅美观，而且有利于设备的巡检，及机组大小修时，检修设备的布置和工作的开展。
5.2 3台机组只装设了两台105/20 t天车，节约了投资，方便了利用。而对于双跨布置型式，发电机和燃机/汽机的检修需分开考虑，每台机组必须设有2台检修天车，3台机组共需要6台天车，但此天车只是机组大小修才有用处，平时利用率并不高。东部电厂2台天车既满足现场工作需要，又适当地提高了设备的利用率。
但跨度54 m、起重量达105 t天车在国内电厂较为少见，其运行可靠性要求高、设计较复杂，东部电厂选用了国际知名KANE设计制造的产品。
5.3 综合成本降低。由于主厂房内减少了1排天车承重柱，使得机组的占地面积相应减少，进一步降低投资。
5.4 辅助设备布置灵活方便。由于不单设发电机检修吊车梁及柱，使得燃机、汽轮机及发电机的辅助设备布置的空间更大、布置更加灵活；另外可充分利用A、B双列柱，进行电气/控制电缆、闭式水管道、消防水管道、压缩空气管道及罩壳风机、闭式水箱等布置。
6 燃机吸风口采用地面布置，采用三面（前面、两侧面）进气方式
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