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燃气轮机燃用重油的运行经验
孙守林
摘要 燃气轮机燃用重油会引起一系列问题。在论述烟气灰分产生机理之后，着重指出灰垢对余热锅炉的严重影响，提出了行之有效的改善措施。
关键词 燃气轮机 余热锅炉 燃用重油 运行
中图分类号 TM611.3 1 前言 燃气轮发电机组即使是目前国内单机热效率最高的PG9171E型燃气轮发电机组，燃用重油单循环运行的燃料成本也要占售电价的70%；采用联合循环技术后燃料成本仅能降到售电价的50%左右；因此改烧低价劣质重油进一步降低燃料成本已成为在建电厂或已投运电厂经济运行的首选之路。表1为三种运行工况的燃料成本对比。 表1 深南电F9型机组燃料成本对比 |
| 运行方式 | 轻油单循环 | 轻油复循环 | 重油复循环 |
| 年均机组出力 MW | 106 | 151 | 138 |
| 年均油耗率g/(kW.h) | 275 | 190 | 216 |
| 年均热效率% | 30.36 | 43.94 | 41.13 |
| 年均燃料单价 元/t | 2002.3 | 2002.3 | 1133.46 |
| 燃料成本 元/t | 0.55 | 0.38 | 0.245 |
| 售电价 元/(kW.h) | 0.78 | 0.78 | 0.78 |
| 燃料成本比例 % | 70.51 | 48.71 | 31.4 |
| 有关燃气轮机烧重油的改造技术笔者已有专著论述，且近期建成投产的闸北、镇海等电厂均采用全套引进的烧重油型燃气轮发电设备，这里不予赘述。本文着重讨论与重油运行有关的两个问题。 2 积灰对燃用重油运行经济性的影响及改善措施 实践证明，燃气轮机改烧重油后，烟气中的灰份沉积在燃气轮机透平通道表面和余热锅炉翅片管表面，足以使机组出力约按0.04%/h速率下降，油耗率按0.03%/h左右速率上升。在燃料价格一定的前提下，积灰是影响烧重油运行经济性的首要因素。 就F9型机组而言，若该套机组全年运行3500 h，积灰将使机组全年丢失2500万千瓦时发电量，全年多耗3500多吨重油。可见积灰对烧重油燃机电厂经济效益的影响何等重要。 2.1 灰源 众所周知，重油本身就含有高于轻油十数倍的灰份。国家标准规定：重油灰份≤0.3%为合格，而轻柴油灰份≤0.02%。 从重油燃料的光谱分析和灰份测试结果对比不难看出，重油中所含的K、Na、Ca、Ni、Fe、Pb、Mg、V等微量金属总量约占重油灰份的75%左右。其中有些元素可通过重油处理加以降低，如K、Na、Mg。仅有一些不溶于水的元素仍残留在日用重油中，经燃烧生成的各种氧化物、硫化物和钒化物是燃气灰份来源之一。但是，日用重油原灰份的含量，通常在0.1 ml/L以下，而且生成的某些灰份物质的熔点大大高于热通道部分表面温度。如：Fe2O3为1565℃，NiO为2090℃，CaO为2572℃，CaSO4为1450℃。 因此它们在热通道高温区仍为固体状，不易粘结在叶片表面。对一级动叶垢样分析结果发现，这些元素的总量很少，因此可以认为燃烧生成物不是主要灰源。那么沉积在热通道部件表面影响机组热耗和出力的主要灰源从何而来呢? 由于重油燃料中金属钒经燃烧会生成低熔点(675℃)的钒化物(V2O5)。这种物质在叶片表面温度条件下是熔融状态，易沉积，且对合金材料有极强的氧化催化作用即高温腐蚀，因此目前所有烧重油的机组均向重油中加入含镁的抑钒剂。期望利用镁与钒燃烧生成高熔点(1156℃)无腐蚀作用的钒酸镁(Mg3V2O5)。 为保证反应充分，抑钒剂是按Mg:V＝3～3.5的规范要求过量添加的。所谓过量是相对分子量计算而言。正由于镁的过量，所以加有抑钒剂的重油灰分中除生成人们希望的Mg3V2O5外，还含有大量的MgO和MgSO4。 检查燃机热通道和余热炉过热器的翅片管束表面，不难看到沉积有大量的黄色结晶体。分析沉积物成分可知，镁占绝对主导地位。送交美国RETROLITE—MOBILE公司进行叶片表面沉积物分析的报告也证明MgO约占62.8%，Mg3V2O5约占有37.2%。因此，为防止钒腐蚀而添加的抑钒剂是形成高温热通道部件表面积灰的主要灰源。 2.2 减少积灰和提高运行经济性的措施 2.2.1 优先使用低钒重油 既然热通道表面积灰主要来源于抑钒剂，那么降低积灰影响的首要措施即尽可能使用低钒重油。重油含钒量越低，添加抑钒剂量越少，灰分自然减少。而且因减少价格昂贵的抑钒剂的用量还可获得直接经济效益。 2.2.2 尽量采用调峰方式运行 沉积在热通道部件表面灰分的化学成分与热通道部件表面温度、重油硫含量以及镁钒比有关。据研究文献记载：当使用含硫2%的重油，按Mg/V＝3添加抑钒剂： 982℃灰分化学成份为MgO和Mg3V2O8 927℃灰分化学成份为MgSO4和Mg3V2O8 GE公司设计的任何型号的燃气轮机改烧重油后的极限燃烧温度为1990 F/1087.8 ℃，这是基于低于V2O5熔点温度，防止高温腐蚀意外发生的原则而制定的。虽然透平喷嘴和动叶片均为空芯结构并通有冷却空气，使透平一级喷嘴叶片的表面温度达不到燃烧温度，但是根据透平一级喷嘴内复环设计最高工作温度1570 F/855 ℃可知，透平一级喷嘴的表面温度一定在1087.8 ℃到855 ℃之间。而MgSO4在高温下是极不稳定的物质，一旦温度超过1706 F/930 ℃即可能发生分解： MgSO4→MgO＋SO3， 所以生成MgO灰分在所难免。 MgO是不溶于水的，因此很难用水洗去除。而MgO较硬，采用热胀冷缩的办法却易于破碎而脱落。因此建议烧重油的机组最好采用调峰方式运行，即每日起停。以便热通道部件能冷热交替循环去除MgO沉积物。 据多年调峰方式运行的经验，虽然每次叶片垢样中均存在大量的MgO，但每次水洗机组基本都可恢复到预期出力。 2.2.3 制定合理的水洗周期 目前烧重油后清除积灰恢复出力的办法是水洗透平。水洗周期越短，机组年均出力越高，年均油耗率越低。 由于水洗必须停机冷却后才能进行，因此水洗频度越高，机组实际可运行时间将越短。其次排烟室除内衬板是不锈钢件外，其余全为普通锅炉钢板。而水洗排水中含有极具腐蚀性的SO3，所以水洗将加速排烟室的损坏。这些都是制定水洗周期必须考虑的因素。我们根据保持机组平均出力96%，平均油耗率1.03%，统计得出机组实际烧重油运行时间，确定烧重油运行200 h左右进行一次水洗。 值得注意的是机组运行方式不同，水洗周期也不尽一样。例如：有时因燃料供应问题需较长时间改烧轻油，我们就采取立即停机水洗措施，以便恢复轻油温控线尽量提高运行经济性。而有时因重油供应或其它原因仅改烧几天重油，我们就暂不水洗，继续按重油温控线烧轻油运行。实际上烧过重油的机组，中断烧重油改烧轻油后，积灰也会因每天起停热胀冷缩自然剥落一部分，机组出力也会有所恢复。统计结果表明，改烧轻油初期，机组出力基本按16h上升0.5%速率恢复，但三、四天后即不再明显变化。 2.2.4 余热锅炉必须配备优良的吹灰设备 余热回收是提高燃机电厂运行经济性的必要手段。余热回收装置中的余热锅炉是决定回收率的关键设备。烧重油时沉积在余热炉翅片管表面的灰分对余热锅炉的传热效果影响很大。 5＃、6＃炉(F6型燃气轮机)1995年4月投产，投产初期额定参数蒸发量58.5 t/h，由于蒸汽吹灰器不能正常运作，到8月份累计烧重油运行1000 h左右。余热锅炉额定参数蒸发量已下降到54 t/h，蒸发量下降7.7%。 7＃炉(F9型燃气轮机)在燃机完成重油改造而锅炉未装吹灰器时，仅烧重油运行过242 h，额定参数蒸发量就由163 t/h降到154 t/h，过热器表面积灰达1 mm左右。 余热锅炉蒸发量减少1%，联合循环蒸汽轮机出力将丢失1%以上(不同流量下汽耗率不等)；余热锅炉蒸发量少1 t/h，联合循环蒸汽轮机出力少250 kW以上(中压或次高压机组)。余热锅炉必须配备能可靠工作的吹灰器，以尽量减少积灰对锅炉蒸汽产量的影响。 认真观察余热锅炉内积灰情况，不难发现，过热器及前段蒸发器表面积灰颜色为淡黄色，属镁基灰分；而余热锅炉经济器、低压蒸发器等尾部热交换器表面积灰为黑色，属重油残碳。在没有装设吹灰器或吹灰器不能正常工作的时候，我们摸索出定期冷炉起动的办法来减少积灰影响。表2列出了一次冷炉起动的余热锅炉自然除灰效果。 表2 6＃炉冷炉起动前后蒸发量对比 |
| 测试时间 | 主蒸汽压力
(MPa) |
主蒸汽温度 (℃) |
主蒸汽流量 (t/h) |
减温水阀 开度 |
| 97.8.25 (冷炉起动前) |
3.47 | 441.4 | 55.2 | 45% |
| 97.8.26 (冷炉起动后) |
3.51 | 440.1 | 57.5 | 52% |
冷炉起动同燃机调峰运行的原理一样，利用沉积灰分本身热胀冷缩破碎脱落。冷炉起动需要停炉后消压放水，且第二天起动需按冷态要求控制升温及升压速率，只能迫不得以而为之。 上一篇：汽轮发电机组振动故障的多征兆诊断方法
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