引言
华能金陵燃机热电有限公司一期工程安装2台燃气-蒸汽联合循环机组，它由MS9001FA型燃气轮机、D10型三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动式无抽汽纯凝式汽轮机，390H型全氢冷发电机和武汉锅炉股份有限公司制造的三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉组成。二期工程安装2台燃气-蒸汽热电联产循环机组，燃气轮机采用南汽与GE公司联合生产的PG9171E型重型燃机，汽轮机为南汽生产的单缸、双压、无再热、下排汽、单轴抽汽凝汽式供热机组，燃气轮机发电机与汽机发电机为南汽生产箱式结构、旋转无刷励磁、空气冷却，余热锅炉为中国船舶重工集团公司第七零三所研制生产的卧式、无补燃、水平烟气流、双压、自然循环锅炉，电厂从2007年投产以来，为响应国家节能减排的号召，在设备改造、运行方式和检修管理上不断改进和优化，取得较好的节能效果，现将近年来在节能降耗方面的工作进行一个总结，以供同类型电厂参考。
1设备系统技术改造
1.1给水泵电机变频改造
某燃气轮机发电厂2台S109FA机组每台机组设计2台高压给水泵，高中压合泵，机组正常运行中一台给水泵运行，另一台给水泵作为备用，两台给水泵互为连锁。给水泵电机额定功率为2240kW，额定电流245.4A，泵组采用多级立式离心泵，轴功率1772kW，转速2985r/min,给水泵配置的电机功率相对水泵轴功率而言，略偏大，因而完全可满足联合循环机组的运行需求。
给水泵工频运行，高、中汽包给水调门根据汽包水位设定值自动水位，给水泵是通过调节给水调节阀门的开度来实现水位的调节与控制。但是由于这一控制方式节流损失较大、控制阀门为机械调整结构，调节品质差。在实际运行中，经常由于高、中压汽包上水调整门的调节特性所限，容易出现各种故障，使现场维护量增加，且存在着出口压力高、容易造成管路损坏等问题。从配套电机参数中可知，给水泵是利用大功率马达来带动小水泵来工作，长期运行中受调节控制方式的限制，这一方式下的系统效率低下，极易造成电机老化和能源的浪费，并且大功率电机直接启动，启动电流过大易造成设备启动瞬间损坏(该厂投产至今发生9次给水泵启动瞬间电机损坏事故，电机每次维修成本15万元左右)，在现代节能减排、降低成本经营管理理念的指导下，这种控制方式已经不能满足企业生产的需求。为进一步降低发电厂用电率和实现给水泵电机软启动，利用变频控制技术对1、2号机组的给水泵电机进行技术改造，给水泵电机变频改造后，大大降低高、中给水调门的节流损失，在保证系统安全的前提下对变频不断深化优化，给泵电耗率由工频运行时0.65%下降到变频运行0.45%，全年按3500h运行时间计算，此项改造全年节电390万kWh，节能效果显著。
1.2凝结水泵电机变频改造
某燃气轮机电厂2台S109FA机组每台机组配置2台互为备用的凝结水泵，电机额定功率560kW，凝结水流量调节采用传统的阀门调节方式，因而存在以下弊端：①阀门节流损失大，造成能量浪费严重;②阀门调节频繁易导致阀门和执行机构损坏，设备维护量大;③电机工频直接启动对电网和电机本体造成较大冲击;为进一步提高设备利用率，降低厂用电率，对1、2号机组的凝结水泵进行变频改造，避免燃机低负荷运行期间凝结水泵电机出现“大马拉小车”现象以及停运期间因凝汽器热负荷较少，凝结水泵功率较大，消耗外购电较多现象。改造为变频凝结水泵后，停机时采用辅助凝结水泵取代凝结水泵运行，全年按3500h运行时间计算，此项改造全年节电约200万kWh。
1.3循环水泵电机双速改造
某燃气轮机电厂2台S109FA机组安装3台循环水泵，循环水采用母管制开式冷却方式，电机额定功率为2200kW，额定转速496r/min，运行方式是1运1备，冬季运行工况下，由于循环水温较低，凝汽器真空经常在96kPa以上，过高的真空并未有效地提高机组出力，同时，机组停机后循环水泵仍需运行一段时间，过大的冷却水量也会造成循环水泵电耗的增加。针对这种情况对循环水泵的电机进行了双速改造，使循环水泵在冬季及夏季不同工况下均能满足凝汽器真空要求。对电机进行双速改造，即更换电机所有定子线圈，将电机改造为12/14极双速电机，电机实际极数通过切换连接片完成。改造后的转速为425r/min，电机功率1400kW，较改造前降低800kW。在冬季及气温较低的季节，可采用循环水泵低速运行方式。在机组调峰停机期间，因凝汽器的热负荷较少，也可采用低速循环水泵的运行方式。这样，在不影响机组负荷情况下，低速循环水泵可降低泵的电耗，从而降低厂用电率。低速循环水泵按1500h运行时间计算，仅此一项改造就给企业带来年节电约180万kWh的效益。
1.4天然气调压站电加热器改造
燃气轮机在燃料规范中规定了天然气的过热度要求，且要求气体燃料中不能含有任何液滴，某燃气轮机电厂运作中出于防爆安全考虑，调压站和前置模块的电加热器一直未投运，为保证天然气过热度的要求，对天然气调压站增加了复合式蒸汽加热器取代电加热器，在燃气轮机启动时及时投用复合式蒸汽加热器，尽快提高天然气温度，达到燃烧切换的温度要求。此项改造减少了燃气轮机燃烧模式切换前的燃料温升时间，有效缩短启动时间，特别对于热态启动，能有效缩短启动时间5分钟。
1.5全厂仪用气系统改造
某燃气轮机电厂，一期2台S109FA机组配置3台55kW的空压机，运行方式2运1备，仪用气母管压力0.8MPa，二期2台S109E机组配置4台90kW的空压机，运行方式2运2备，仪用气母管压力0.8MPa，通过对全厂的仪用气用户测算，全厂4台空压机运行，造成浪费，针对这种情况对全厂仪用气系统进行改造，在一期和二期仪用气母管增设联络管和联络门，正常运行中一期和二期仪用气系统互通运行并停运1台一期55kW的空压机，此项改造年节电约48万kWh。
1.6全厂冷热电系统改造
冷热电项目集中供冷和集中供热可以有效减少城市用电高峰期的供电压力，同时还可以有效降低用户侧的环境噪音污染和热岛效应，具有较高的社会效益，某燃气轮机电厂增设2台1050kW的蒸汽双效吸收式溴化锂制冷机和2套供热交换器，用于全厂生产区域开关室、办公区域、职工宿舍集中供冷和供热，每年3月15日至11月15日期间冷热电供冷42163.2GJ，使用电量409920kWh，使用蒸汽7964.2t，相同供冷量若采用中央空调，则需要电量1616256kWh，每年11月16日至3月14日期间冷热电供热109335.6GJ，使用电量53724kWh，使用蒸汽2904t，相同供热量若采用中央空调，则需要电量871200kWh。由此可见冷热电项目，节能效果非常显著。
2优化运行方式等措施及效果
对于参与电网调峰和经常启停的燃气轮机发电机组来说，运行方式的优化对降低能耗起着至关重要的作用。
2.1优化机组冷态启停操作
燃气轮机频繁启停，且运行方式多以调峰启停为主。燃气轮机虽具备快速启动的特点，但整套机组并网后并不能立即加负荷，需要汽轮机在高压缸满足进汽条件后方可快速加荷，此时，燃气轮机运行方式将由简单循环方式转变为联合循环运行方式，可大大提高燃气轮机的热效率及出力。由于冷态启停占燃气轮机启停方式的20%以上，充分进行冷态启动方式的优化有利于燃气轮机节能降耗。冷态启动方式的节能潜力主要在汽轮机轴封温度控制，汽轮机进汽参数控制、汽轮机差胀和热应力控制。在进行机组冷态启动操作优化前的状况是：从并网至机组满负荷，大约需要180min，比GE公司冷态标准启动时间多出25min，极大地影响了机组启动成本，不利于节能降耗。
为充分发挥燃气轮机快速启停的特点，满足电力调度机组调峰的要求，针对目前冷态启动的现状，电厂成立冷态启动优化QC小组，在现有操作系统基础上进行了冷态启停优化，达到了预期效果，具体实施方案如下：
(1)机组冷态启动时控制好轴封蒸汽供汽温度在185-190℃，避免轴封蒸汽温度过高对汽轮机大轴过多加热造成中压差胀上升过快，影响开机时的启动速度。
(2)汽轮机进汽条件满足后汽轮机立即进汽，进汽时控制汽轮机进汽的速率，当汽轮机主汽门开度达10%时，汽轮机暂停进汽，进行低参数暖机。
(3)机组冷态启动过程中，余热锅炉侧提前介入主、再热蒸汽减温水，控制主、再热蒸汽温度比缸温高20-30℃之间，有利于控制高、中压汽缸和转子的热应力。
(4)当低压系统满足蒸汽并汽条件后立即低压并汽，提前低压并汽有利于控制中压差胀。
(5)优化温度匹配逻辑，当汽轮机进汽后，不断提高燃气轮机的排气温度，有利于控制机组冷态启动振动大问题。
上述措施实施后效果：
(1)缩短机组冷态启动的时间。优化操作前，机组并网至满负荷耗时180min，优化后缩短至150min，缩短了机组冷态启动的时间，降低了机组冷态启动成本，提高了机组热效率。
(2)延长了汽轮机的使用寿命。减少了机组启动过程中汽轮机的交变热应力。
(3)提高了企业的经济效益。按燃气轮机电厂40次/年冷态启动计算，启动操作优化后每年可为企业带来约200万元的利润。
2.2优化运行
2.2.1优化机组的运行方式
加强天然气的供应与发电量的协调工作，优化机组运行方式，提高机组负荷率。
(1)运行维护部每日就中国石油天然气有限公司批准的天然气量及时与省电力调度部门进行沟通，合理安排机组的运行方式，尽可能做到机组运行期间高效、满发。
(2)当值值长根据当日供气量情况及时同省当值调度进行沟通，当值期间在满足电网需求情况下，尽可能提高燃气轮机出力，提高机组的负荷率。
(3)当冬季北方供暖，发电天然气量不足时，通过与江苏省内其它燃气轮机电厂挪并天然气，提高机组运行时间和负荷率，减少机组调峰启停次数。
(4)密切关注天然气价格市场动态，在中国石油天然气有限公司迎峰度夏、中秋国庆期间实行阶段性优惠气价时，积极与江苏省电力调度部门沟通，力争在气价优惠期间机组多发电，减少企业的燃料成本支出。
2.2.2优化辅机的运行方式
(1)高压给水变频器差压调节优化。正常运行情况下高压汽包水位调节由高压给水泵的给水调节门和变频器频率双重调节，这种调节方式节流损失大，因此改为给水调节门全开，只采用变频器差压自动调节的方式，减少了给水阀门的节流损失，调整后额定工况运行条件下给水泵电机电流下降了6A，2台给水泵按年运行5000h计算，年可节省厂用电49万kWh。
(2)辅助闭冷水泵和辅助凝结水泵运行状态的调整。当机组调峰停运和备用期间，及时将6kV闭冷水泵和凝结水泵切换至辅助闭冷水泵和辅助凝结水泵运行，大大提高了6kV闭冷水泵和凝结水泵的使用寿命，并且节省了厂用电量，全年机组按3500h计算，仅此一项全年节省厂用电约150万kWh。
(3)循环水泵运行优化。根据机组凝汽器的真空和环境温度状况，合理调节循环水泵的运行方式，使凝汽器真空保持在最佳状态。①根据环境温度和凝汽器真空情况，及时将1台循环水泵电机改成低速运行，如每年10月下旬随着气温下降，凝汽器真空高于95kPa时，将1台循环水泵电机改为低速运行方式;②机组停机后及时改投功率小的辅助循环水泵，仅此年节电约180万kWh。
(4)调整备用机组电气一次运行方式。机组预计停运超过7天，将备用机组的厂用电切至启动变供电，将备用机组的主变压器和厂高压变压器停运，减少机组停运期间的下网电量。
(5)提高辅助设备负荷率。汽轮机、燃气轮机、电气及其他各专业附属设备的投入应根据负荷的情况进行及时调整，对于典型情况做出明确详尽的规定，提高辅助设备负荷率，避免出现“大马拉小车”的情况，机组启停过程中，合理安排辅机的启停，降低厂用电率。
2.2.3优化机组运行管理
(1)建立机组启动成功率指标和标准操作规范。电厂针对燃气轮机频繁启停的特点创新性地提出燃气轮机启停成功率作为对生产部门的重要考核指标，并通过多种技术方式确保燃气轮机启停成功率达99%以上，建立了燃气轮机启停标准操作卡，优化启停操作，既保证了燃气轮机启停安全，又节约了燃气轮机启停过程中的燃料消耗。
(2)深入开展对标管理，推进节能对标工作。电厂结合创建能耗标杆为导向的生产精细化管理活动，突出抓好能耗指标对标管理，对照江苏省内同类型发电机组企业的先进指标(主要是供电煤耗、发电厂用电率、补水率、发电气耗等能耗指标)，比较优缺，查找差距，通过不断深化对标管理，电厂2013年至2015年在江苏省内4家9F燃气轮机电厂中取得发电利用小时数第一的优异成绩。
(3)加强补水率、发电厂用电率、供电煤耗等指标管理。在确保蒸汽、水质合格的前提下，严格控制锅炉定排、连排排污量，加强启停炉过程中水、汽的回收工作，减少不必要的余热损失。
(4)积极开展燃气轮机运行小指标值际竞赛。电厂针对燃气轮机运行的特点和燃气轮机小指标与燃煤机组小指标的区别，在国内尚无针对燃气轮机运行的小指标竞赛方案情况下，自主设计开发了一套适合燃气轮机生产运行的小指标竞赛方法，通过小指标竞赛，进一步降低了企业发电厂用电率和生产供电煤耗。
(5)加强机组性能监视。充分利用GE公司与电厂创建的燃气轮机数据与技术支持中心，加强对燃气轮机、压气机、汽轮机的效率和出力等参数的监视，发现机组效率和出力下降时及时分析原因，将机组的出力和效率保持在最佳状态运行。
3优化机组检修管理等措施及效果
加强设备运行维护管理，杜绝生产现场“跑、冒、滴、漏”现象，使辅机系统处于良好的经济运行状态。
主要措施有：
(1)狠抓设备消缺率，灵活安排机组检修。利用好GE数据诊断系统，狠抓设备消缺率，根据数据诊断情况和现场缺陷状况，规定“小缺陷不过夜、大缺陷不过班”，从而保证了燃机电厂每周设备消缺率和每月设备消缺率达到95%以上。根据燃气轮机电厂的特点，电厂积极推进设备计划性检修与状态检修相结合的检修优化管理模式，有条件地将计划检修变为状态检修，根据设备状况和燃气轮机燃烧器检修等时间计划，灵活安排设备检修，分解检修项目，充分利用机组停备期间灵活开展设备检修，节约了检修成本，从而实现机组检修经济性最大化。
(2)定期开展的具体工作主要有：①每年迎峰度夏前定期开展全厂板式冷却器清洗，包括润滑油系统的冷油器、闭式循环冷却水系统闭冷器、真空泵冷却器，提高冷却效果。②定期加强对循环水胶球系统收球网等检查，确保胶球系统运行良好。③定期对汽轮机低压缸防爆膜及负压系统检查，确保负压系统运行良好。④根据燃气轮机数据与技术支持中心机组性能参数和运行小时数，利用机组停机机会，合理安排对压气机安排离线水洗以提高机组出力和热效率。⑤定期对压气机入口滤芯进行检查,检查滤芯是否存在破裂或变形。⑥定期对压气机、燃烧器和热通道进行孔窥检查。⑦定期开展进、出关口计量表计的校验工作，消除表计对电厂不利影响。
(3)倡导“绿色检修”，在检修中讲环保、比节能、保安全，践行绿色安全发展理念，杜绝检修现场漏汽、漏水、漏油的“三漏”现象，力求做到“安全环保搞好检修，节能减排增加效益”。
4结语
某燃气轮机电厂采取设备改造、运行优化及设备检修管理等措施取得了明显的经济效益和减排效果。实施改造累计投资约500万元，电厂全年节省厂用电约1000万kWh，节约的天然气相当于标准煤约3000t，如上网电价按0.55元/(kWh)、标准煤价格按900元/t计算，总收益为820万元，运行8个月左右即可回收投资成本。同时采用机组冷态启动优化措施，每年可以获得200万元的直接收益。
