西门子SGT5-4000F型燃机燃料加热技术优化探讨
（选送单位：京能集团北京京西燃气热电有限公司）
【摘要】：以燃气轮机为主导的燃气-蒸汽联合循环电厂，近年来受燃料价格对机组运行成本的影响，开始积极创造条件采用先进、成熟的技术对经济性及安全性较差的落后设备进行技术改造，努力挖掘内部潜力，提高机组效率，降低成本，适应新常态。本文结合某SGT5-4000F型燃机电厂工程实例，探究SGT5-4000F型燃机燃料加热热源选择及燃气温度提升目标值设定的技术可行性及经济效益，实现机组效率、可靠性和经济性提升。
【关键词 】燃气轮机 性能加热 技术经济性
1前言
我国燃气发电与燃煤发电相比，面临更大的生产成本压力，目前燃气发电企业的燃料成本普遍已占总经营成本的80%以上，已投运燃气电厂的盈利能力较弱。为适应新常态，确保电厂技术领先、机组效率高、资源消耗少、经济效益好、环境友好，进一步提高燃气发电行业的市场竞争力，各燃气电厂积极创造条件采用先进、成熟的技术对经济性及安全性较差的落后设备进行技术改造，努力挖掘内部潜力，提高机组效率、可靠性和运行经济性，降低成本，同时，减少污染物与温室气体的排放。
针对燃气轮机燃用天然气温度，常以配置性能加热器为主，利用联合循环余热锅炉末端热源与燃气轮机入口天然气进行换热以提升燃气初温，降低气耗，从而实现联合循环机组整体效率提升。从热力性能角度考虑，一般情况下，燃机入口天然气温度越高，燃机性能越高，每提高天然气入口温度50℃，可提高燃机效率约0.25%。从环保排放角度考虑，在燃机燃烧室内，天然气在等压燃烧过程中，火焰温度和燃烧室温度场分布是显著影响氮氧化物生成的主要因素。通过提高入口天燃气温度，可以降低燃烧室内最高点温度和最低点温度的差值，从而改善温场。另一方面，当TT1_iso不变的情况下，提高燃气温度可以适当降低火焰平均温度。燃机入口天然气温度应当控制在其允许范围内，若超出允许的最高值，将导致燃烧不稳定且引起NOx排放超标。运行数据表明，50℃的温升可使得NOx排放降低约1ppm。
本文以某西门子SGT5-4000F型燃气-蒸汽联合循环电厂“一拖一机组”增设燃机天然气加热模块项目工程为对象，探讨西门子SGT5-4000F型燃机燃料加热技术优化的技术可行性，以进一步提升联合循环效率，降低燃气发电企业运营成本。
2现状分析
2.1国内F级燃机燃料加热技术现状
国内F 级燃气－蒸汽联合循环电站所用燃机，有上海电气安萨尔多AE94.3A，西门子SGT5-4000F，哈气GE PG9351FA、PG9371FB，东方电气三菱M701F3、M701F4。不同型号的燃机对入口天然气温度的要求也各不相同，经初步统计，各厂家同类型燃机入口天然气温度要求以及加热热源如下表2-1所示。
表2-1 燃机入口天然气温度要求
目前国内F级重燃电厂配置有燃料加热模块的电厂，其性能加热器均为主机厂配置，加热热源随同燃机主机设计配置，除东方电气三菱配置的燃料加热单元热源采用压气机转子冷却空气加热外（部分三菱燃机电厂改造配置热水加热），其余机型均采用热水加热，热源自锅炉给水或省煤器引入，低压、中压、高压均有采用。从各厂配置性能加热器前后数据对比，配置了天然气性能加热器后均能够有效减少机组热耗，提高机组运行效率。
2.2机组现状
北京某燃气电厂一拖一联合循环机组配套燃机为西门子SGT5-4000F型燃气轮机，与汽轮发电机组采用分轴布置，可在纯凝、抽汽供热、背压供热、汽轮机全切供热等方式下运行。
电厂天然气进气系统采用热网水加热天然气，燃机天然气进气温度一般在50℃以下，因水浴加热器布置距离燃机较远，在冬季燃气管路热损失明显，受天然气气源组份影响，天然气组份易析出造成燃气轮机燃烧器结焦结垢，造成燃机排气温度偏差大，影响燃机安全稳定高效运行，给电厂完成保电供暖任务带来不利影响。同时，每次针对燃烧器结焦物清理以及清理窗口工期都需要电厂投入相当人力、物力及成本。
以上现实情况长期影响电厂设备安全稳定运行，影响电厂完成保电供暖任务。
2.3燃机燃料加热配置的必要性
结合前述国内燃机电厂关于燃料气加热技术现状以及电厂设备运行状况分析，对于在燃机前端增设性能加热装置对于解决现场实际困难，保障燃机安全、稳定、高效运行具有重要意义。
燃料加热的热力学本质是从底循环中回收顶循环中相对低品质的能量，对于相同的燃气轮机能量输入(低位热值加上潜热)和相同的燃烧温度，燃料加热通过增加进入燃气轮机的燃料温度，减少达到目标燃烧温度所需要的燃料量，从而提高燃气轮机效率。在同类型机组新机中已成为标准配置，增设性能加热器后，能够避免天然气组份析出，进而影响燃烧稳定性。同时，在保证天然汽组分不析出的情况下，提高燃料初温，保证燃烧稳定性。
另一方面，由于燃料价格较高，且呈上涨趋势，所以提高燃料温度并且正确选择性能加热器的热源，减少天然气消耗量，从而达到整体提高燃气—蒸汽联合循环机组的效率显得尤为重要。
2.4燃料加热模块方案设计
围绕联合循环热平衡图的基础，性能加热器加装在天然气进气系统前置模块精过滤器之后、ESV阀之前，从余热锅炉低压省煤器再循环泵之后抽取热水加热天然气后，回到凝结水轴封加热器之前，系统示意图见图2-1。
图2-1 性能加热器系统示意图
新增性能加热器热源侧，热水来源于图2-1所示的低压省煤器再循环泵出口（图中P点流出处），该处各工况热水温度约为（140-146）℃，可用于加热天然气至130℃。加热天然气后的热水降温至35℃，返回至凝泵出口管路（图中Q点流入处），凝结水泵出口水温约为（27-50）℃。
3西门子SGT5-4000F型燃机燃料加热技术原理
西门子燃机的性能加热器传统上抽取来自余热锅炉中压或低压汽包的热水，在性能加热器内加热天然气后，温度较低的回水返回至余热锅炉入口，配置性能加热器的西门子机组典型热平衡图如图3-1所示。
图3-1 典型西门子燃机配置性能加热器热平衡简图
增设性能加热器能够提高燃机效率，具体分析如图3-2所示。
图3-2 燃机热平衡分析图
（3-1）
式中：
——进入控制体的燃料质量流量，kg/s；
——温度为15℃、常压下的天然气低位热值（LHV），kJ/kg；；
——进入热源（燃烧室）、温度为Tf4的燃料焓值，kJ/kg；
——温度为15℃的燃料焓值，kJ/kg。
根据图3-2所示燃机热平衡分析，和公式3-1所述，提高燃机天然气入口温度，可以提高天然气焓值（hf4）。从而产生同样轴功率的情况下，降低天然气质量流量。该方法对燃料消耗量的降低大于此过程中消耗的热能（来源于余热锅炉）。因此，增设性能加热器不但能够提高燃气轮发电机组的效率，还可以提高联合循环效率。图3-3所示为西门子F级燃机入口天然气温度对效率的典型修正曲线。
图3-3 西门子F级燃机入口天然气温度典型修正曲线
根据图3-3所示的典型天然气温度与效率的修正曲线看，天然气温度每提高50℃，燃机效率将提升约0.25%。
在西门子SGT5-4000F型燃气轮机联合循环电厂中，天然气系统是最重要的系统之一，它关系到机组的安全稳定运行。在保证机组安全、稳定运行的前提下，合理选择天然气性能加热器，优化加热系统的配置，选择合适的加热热源，可提高机组运行的经济性，达到最大程度的节能降耗。
4 经济性指标变化分析
配置性能加热器的联合循环机组，能够将进入燃机的天然气温度加热至所需的目标温度，同时，解决天然气组分易析造成燃烧不稳定的安全性问题，还能提升机组效率，降低NOx排放。
4.1性能曲线分析模式
西门子提供一拖一机组燃机进气温度对燃机热效率的修正曲线如图4-1所示。
图4-1 京西一拖一机组燃机进气温度与燃机效率关系曲线
图4-1所示，曲线仅适用于ISO工况条件下，100%额定负荷工况。
以下使用该燃机效率变化曲线，通过计算获得ISO条件下，性能加热器出口天然气温度由15℃-130℃时，联合循环机组热耗率变化量，计算遵循以下规则：
性能加热器出口天然气温度与燃机效率关系曲线，采用西门子提供的修正曲线；
（1）燃机效率变化后，经济性以燃机出力不变为计算基准（贴合机组实际运行）；
（2）燃机出力不变，效率变化后，燃机进气流量变化，同步引起燃机排气流量变化；
（3）燃机排气流量的变化，同步影响汽水侧出力，影响汽轮机出力；
根据以上规则，计算ISO环境条件下，100%额定负荷工况，增设性能加热器后联合循环效率变化情况，具体如表4-1所示。
根据计算，将增设性能加热器的目标温度130℃后联合循环的计算情况整理如表4-2所示。
表4-2 增设性能加热器后联合循环热耗率变化（15℃、130℃）
根据计算，ISO条件下，机组带100%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降25.0kJ/kWh。
4.2燃机性能分析模式
前述根据性能曲线分析燃机的性能变化情况，局限于性能曲线为ISO条件下机组带100%额定负荷的，基于该曲线分析的结论也局限于上述条件下，无法知晓冬季条件以及夏季条件下的联合循环热耗率变化情况，甚至其他部分负荷率的情况也无法获得分析结果。
以下通过燃机在各种环境条件下，各种负荷率下，增设性能加热器后调整出口天然气目标温度分别值80℃和130℃时的燃机热耗率变化情况，分析相应联合循环整体热耗率变化。燃机的热耗率变化如表4-3所示。
表4-3 不同天然气目标温度下燃机热耗率变化（不同条件、不同负荷率）
以下使用该燃机热力特性数据，通过计算获得夏季条件、ISO条件、冬季条件下，性能加热器出口天然气温度分别为15℃、80℃、130℃时，联合循环机组在100%额定负荷、75%额定负荷、50%额定负荷的热耗率，计算遵循以下规则：
（1）燃机热力特性数据来源于京西电厂一拖一燃机的模型计算；
（2）燃机效率变化后，经济性以燃机出力不变为计算基准（贴合机组实际运行）；
（3）燃机出力不变，效率变化后，燃机进气流量变化，同步引起燃机排气流量变化；
（4）燃机排气流量的变化，同步影响汽水侧出力，影响汽轮机出力。
根据以上规则，计算夏季条件、ISO条件、冬季条件下，100%额定负荷、75%额定负荷、50%额定负荷工况，增设性能加热器后，天然气目标温度调整为15℃、80℃、130℃时的联合循环热耗率，具体如表4-4所示。
表4-4 各环境条件下各燃机出力下FGH出口天然气温度对应的联合循环热耗率（15℃、80℃、130℃）
根据计算，不同季节不同负荷，将增设性能加热器的目标温度80℃和130℃整理如表4-5、表4-6和表4-7所示
表4-5 夏季条件增设性能加热器后联合循环热耗率变化（15℃、80℃、130℃）
根据计算，夏季条件下增设性能加热器有如下结论：
机组带100%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降13.5kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降24.6kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降14.1kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降25.7kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降14.3kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降26.2kJ/kWh。
表4-6 ISO条件增设性能加热器后联合循环热耗率变化（15℃、80℃、130℃）
根据计算，ISO条件下增设性能加热器有如下结论：
机组带100%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降13.1kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降23.9kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降13.4kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降24.4kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降13.5kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降24.6kJ/kWh。
表4-7 ISO条件增设性能加热器后联合循环热耗率变化（15℃、80℃、130℃）
根据计算，冬季条件下增设性能加热器有如下结论：
机组带100%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降13.8kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降25.1kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降14.2kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降25.9kJ/kWh。
机组带75%额定负荷，新增性能加热器后。天然气目标温度为80℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降17.7kJ/kWh；天然气目标温度为130℃时，联合循环整体热耗率较15℃时下降32.3kJ/kWh。
4.3分析模式对比
根据前述分析模式可知，在ISO条件下，机组带100%额定负荷时，性能修正曲线分析模式与燃机热力特性分析模式的偏差，总结如下表4-8所示。
表4-8 100%额定负荷联合循环热耗率分析模式偏差
根据对比可知，两种分析模式的偏差较小，证明分析方法和结论较为可靠。考虑到燃机热力特性分析模式的数据较全，且修正曲线分析模式使用范围受限，因此，后续经济性分析采用燃机热力特性分析模式的联合循环热耗率实施。
4.4 排放指标分析
西门子燃机在等压燃烧过程中，火焰温度和燃烧室温度场分布是显著影响氮氧化物生成的主要因素。提高燃气温度，可以降低燃烧室内最高点温度和最低点温度的差值，从而改善温场。另一方面，当TT1iso不变的情况下，提高燃气温度可以适当降低火焰平均温度。运行数据表明，50℃的温升可以带来1ppm NOx的降低。
4.4.1 定燃烧控制温度
在燃烧控制温度TT1iso不变的情况下，提高燃气预热温度（提高性能加热器出口天然气温度Tgas）可以降低氮氧化物排放量，并提高可用的燃气华白指数范围。提高燃机的燃料适用性。
当TT1iso为1210℃，各种沃泊指数的燃料在不同进气温度下，燃机NOx排放的风险等级如图4-2所示。
图4-2 ISO条件下TT1iso为1210℃时Tgas温度变化对燃机排放风险等级
如图4-2所示，在一定的TT1iso温度下，各种不同沃泊指数的天然气进入燃机燃烧做功，当进入燃机的天然气温度Tgas由20℃升高至200℃的过程中，燃机的NOx排放风险等级呈现先下降后上升的趋势，且Tgas在80℃和130℃时，风险等级处于低等级范围内。同时随着天然气温度Tgas提高的过程中，降低了不同沃泊指数的燃料在燃机内燃烧做功后的排放风险等级。
4.4.2 提高燃烧控制温度
提高天然气燃烧控制温度对于燃机NOx排放存在一低的风险。当TT1iso提高30℃后，若不提高天然气进入燃机的温度，将无法满足NOx排放的要求。
当TT1iso为1240℃，各种沃泊指数的燃料在不同进气温度下，燃机NOx排放的风险等级如图4-3所示。
图4-3 ISO条件下TT1iso为1240℃时Tgas温度变化对燃机排放风险等级
如图4-3所示，在提高TT1iso30℃至1240℃后，各种不同沃泊指数的天然气进入燃机燃烧做功，当进入燃机的天然气温度Tgas由20℃升高至200℃的过程中，燃机的NOx排放风险等级呈现先下降后上升的趋势，但排放风险等级在天然气进气温度区间上过窄。横向分析，提高燃烧控制温度TT1iso后，燃机排放风险等级在不同燃料的沃泊指数上过于敏感，不利于机组的稳定运行。
通过以上分析可知，在合适的燃烧控制温度TT1iso基础上，适当提升天然气进入燃机的温度Tgas有利于控制燃机排放的风险等级，运行数据表明，每50℃的温升可以带来1ppm NOx的降低。
4.5经济效益分析
4.5.1 基准数据
为便于计算具体经济效益，按照当前的行业及机组运行现状，设定如下基准数据用于计算经济效益，主要数据如下表4-9：
4.5.2 热耗率加权收益
增设性能加热器后，热耗率的变化采用前述燃机热力特性分析数据，并根据季节权重和负荷权重，分析性能加热器出口天然气温度设置为80℃和130℃时，联合循环机组整体的热耗率变化量，具体如表4-10和表4-11所示。
表4-10 增设性能加热器联合循环热耗率变化量（80℃）
增设性能加热器后，天然气出口温度设定为80℃后，联合循环整体热耗率下降14.0kJ/kWh。
表4-11 增设性能加热器联合循环热耗率变化量（130℃）
增设性能加热器后，天然气出口温度设定为130℃后，联合循环整体热耗率下降25.5kJ/kWh。
4.5.3 联合循环加权负荷
为计算年节省天然气量，增设性能加热器后的热耗率变化量需配合机组负荷计算获得。以下采用相同的加权方式，计算联合循环机组加权负荷。具体如表4-12和表4-13所示
表4-12 增设性能加热器联合循环负荷（80℃）
增设性能加热器后，天然气出口温度设定为80℃后，联合循环加权负荷344.72MW。
表4-13 增设性能加热器联合循环负荷（130℃）
增设性能加热器后，天然气出口温度设定为80℃后，联合循环加权负荷344.43MW。
4.5.4 预期收益计算
根据前述热耗率变化情况分析增设性能加热器后机组的年收益情况，如表4-14所示。
表4-14 增设性能加热器年收益估算
根据计算，增设性能加热器后，天然气温度调整至80℃，年收益约为157.3万元；天然气温度调整至130℃，年收益约为286.6万元。
5 结论
本文针对西门子SGT5-4000F型燃机燃料加热不同温度配置对性能影响进行了技术经济性分析，重点分析了在50℃基础上进一步提高燃料温度加热到130℃的性能变化，得出如下结论：
通过增设燃料加热模块提高燃机燃气进气温度对于提升机组运行效率具有可观的经济收益，特别是将燃机进口燃气温度提升至130℃后，联合循环整体热耗率下降量约25.5kJ/kWh，可回收利用余热热功率3.3MW，投运后可利用热量11.7GJ/h，年节约折合煤标量1462.2吨，年减少二氧化碳排放量3645吨/年（标煤热值29307.6kJ/kg发改委值系数消耗1kg标煤，碳排0.67kg，二氧化碳排2.493kg）。同时，提高燃气轮机燃气温度，燃烧稳定裕度变大，机组运行安全稳定性得到了提升，与此同时也提高了降低了锅炉出口的氮氧化物及二氧化碳排放，具有可观的环境效益，促进清洁生产、环境、资源可持续发展。
参考文献：
[1]清华大学热能工程系动力机械与工程研究所，深圳南山热电股份有限公司.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.
作者简介：韩超（1989年），男，京能集团北京京西燃气热电有限公司生产管理部副部长，主要从事燃气轮发电机组生产管理工作检修及运维管理方向。
京公网安备 11011502004515号 
