燃气轮机燃用重油的运行经验.doc

燃气轮机燃用重油的运行经验 孙守林 2003-07-31 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。 1：深南电F9型机组燃料成本对比 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 元/t 0.55 0.38 0.245 /(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。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0.3%为合格，而轻柴油灰份≤0.02%。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：Fe2O31565℃，NiO为2090℃，CaO为2572℃，CaSO41450℃。?　　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)。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Mg3V2O5MgO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%，Mg3V2O537.2%。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2.2.2　尽量采用调峰方式运行2%的重油，按Mg/V＝3添加抑钒剂：982℃灰分化学成份为MgO和Mg3V2O8927℃灰分化学成份为MgSO4Mg3V2O8　　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 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 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。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　　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