【摘 要】 介绍350MW燃气联合循环机组电站的主要设备：燃机、余热锅炉和汽机的特点，汽水系统的给水加热和除氧方式，主厂房布置、启动及运行概况等。
【关键词】 天然气、联合循环、燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、给水加热、除氧、布置、启动运行。
0 前言
   燃气—蒸汽联合循环发电机组，由于燃机容量不断增大，单机容量已达260MW，联合容量达到400MW，效率日益提高，燃机进口温度已达1400℃，排气温度超过600℃，因而汽轮机采用高压（超高压）再热循环，余热锅炉采用双压、三压使排烟温度降到80℃左右，从而联合循环热效率已达58%。造价比燃煤脱硫电厂低，环境性能好，占地少，用水少，能快速启动，运行调节灵活等优点，所以近年来工业发达国家得到了快速发展。我国电力工业主要以燃煤为主，占70%左右，不但热效率低而且污染环境，急须优化结构，增加洁净能源发电的比重。“十一五”计划，我国发电装机总容量将超过6亿KW，其中燃气发电装机容量至少将达到3200万KW，约占发电装机容量的5%。特别是随着“西气东输”及“引进液化天燃气”工程的实施，“十五”期间将建设天然气发电机组1200万KW，利用“西气东输”天然气发电的上海漕泾电厂、江苏戚墅堰电厂、张家港电厂、望亭电厂和利用LNG的广东惠州、深圳前湾、深圳东部电厂等约800万KW天然气发电项目已经陆续开工建设，有的2005年首台可发电。这些机组都是引进当今世界上先进而且成熟机组，主要的生产厂家有GE公司（美国通用电气）SIEMENS公司（西门子）、ALSTHOM（阿尔斯通）和MITSUBISH公司（三菱）。针对当前和今后一个时期我国燃机联合循环电站发展情况，应逐步掌握这类机组特点和科技知识。本文对某一典型电站作一综合介绍，并阐明与常规燃煤电厂的差异，供同仁们了解与参考。
　　1．主要设备
　　主机型号、参数及主要技术规范（见附图1）
　　1.1 9FA燃气轮机
　　F级技术燃气轮机（包括FA和FB型）是GE公司80年代末研发的一代性能优良的发电用地面燃机。1990年开发出第一台7F燃机，后在7F燃机基础上采和相似原理模化放大，开发出50Hz的9F型燃机。本文介绍的联合循环电站，其燃机型号PG9351FA，燃天然气，低NOx预混合燃烧，环管式燃烧器，单转子，双轴承、冷瑞输出。ISO标准状态下的性能参数如下表1。
　PG9351 FA 在ISO状态下性能参数 表1
型号功率MW效率
%T3B
℃T4
℃压比
ε空气流量Kg/s
9FA25636.9132760215．4636

　　压气机、燃烧室和透平采用整体式结构，具有水平中分面，冷端输出，是GE公司燃机结构传统产品。F9A压气压，18级，前两级为跨音速级。压气机进口装有一级可调转导叶（VIGV），适合于联合循环变工况运行和防止喘振。为防止喘振还装有2个中间放气口。燃烧室采用逆流式分管型结构。9FA型燃机有18个燃烧室，其最大优点是可用单个燃烧室在试验室内进行全压力、温度和流量的性能调整和试验。
透平为GE传统结构，采用大焓降低反动度透平，可以使透平级数与零部件数减至最少，共3级，以降低生产成本和维修费用，叶片（除末级动叶片外）采用空气冷却，可以实现较高透平进口初温。
　　1.2 蒸汽轮机
　　高压中间再热冷凝式汽轮机，结构型式是单轴、双缸双排汽，高中压合缸、低压缸双分流。 型号：D10
主蒸汽压力/温度 MPa/℃ 9.632/565.5
主蒸汽流量 t/h 282.9
再热汽压力/温度 MPa/℃ 2.160/565.5
再热汽流量 t/h 311.5
低压汽压力/温度 MPa/℃ 0.367/313.4
低压汽流量 t/h 362.9
排汽压力 Kpa 4.838
排汽流量 t/h 362.9
冷却水温 ℃ 22
1.3 发电机
型号 309H
额定容量 468 MVA 冷却方式 氢冷
额定工率 397.8 MW 氢压 0.414 MPa
额定转速 3000 rpm 额定电压 19 KV
额定功率因素 0.85 额定电流 14221 A
频率 50 Hz 极数 2
效率 ＞98.8% 相数 3
励磁 静态无刷励磁 绝缘等级 F
1.4 余热锅炉
结构型式 卧式、水平烟 气流、 汽包炉
汽水循环系统 三压、再热、自然循环
补燃 无
汽包 高、中、低压汽包各一只
烟囱 钢制筒型烟囱 60 M
排烟温度 ≤90℃
在额定工况性能保证参数：
高压蒸汽压力 9.84 MPa(a) 高压蒸汽温度 566.5 ℃
高压蒸汽容量 283.68 t/h 再热蒸汽压力 2.21 MPa(a)
再热蒸汽温度 566.5 ℃ 再热蒸汽流量 311.68 t/h
中压蒸汽压力 2.33MPa(a) 中压蒸汽温度 291.9 ℃
中压蒸汽流量 39.69 t/h 低压蒸汽压力 0.41 MPa(a)
低压蒸汽温度 294.9 ℃ 低压蒸汽流量 42.02 t/h
排气压降 3.30KPa 再热段蒸汽压降 0.13MPa
负荷变动平＞5%
2. 主要技术经济指标
两套9FA燃气—蒸汽联合循环机组工程主要技术经济指标
2.1 总指标（2003年水平）
静态投资 245191 万元 单位造价 3143元/KW
动态投资 253943万无 单位造价 3256元KW
项目计划总资金 255990万元 单位造价 3282元/KW
2.2 总布置指标
（1）厂区围墙占地面积 7.096 Km2 （2）单位容量占地面积 0.091 m2/KW

（3）厂内建构物占地面积 2476.1 m2

（4）建筑系数 34.89%

（5）厂内场地利用面积 38975 m2

（6）厂内场地利用系数 54.9%

（7）厂内道路广场面积 9456 m2

（8）厂区围坪长度 1223 m

（9）循环水供水钢管长度187 m

（10）循环水排水钢管长度268 m

（11）循环水回水钢管长度80 m

（12）厂区土方挖方1386 m3

（13）厂区土方填方43260 m3

（14）厂区绿化面积22935 m2

（15）绿化系数 32.32%





2.3 主厂房指标

每千瓦主厂房容积 0.2 m3/KW

每千瓦主厂房面积 0.021 m2/KW

每千瓦造价 94.11元/KW

2.4 运行指标

联合循环机组ISO工况功率 395.5 MW

联合循环机组ISO工况发电效率 57.62%

联合循环机组年均折合平均功率 391.3 MW

联合循环机组年均发电热耗 6459 KJ/kwh

联合循环机组年均发电气耗 0.197 m3/kwh

联合循环机组发电机效率 98.7%

联合循环机组管道效率 98.7%

联合循环机组年均发电效率 54.97%

联合循环机组厂用电率 2%

联合循环机组年均供电热耗 6683 Kj/kwh

联合循环机组平均供电气耗 0.201 m3/kwh

联合循环机组发电机组年利用小时数 3500h

联合循环机组折合标准发电煤耗 223.4 g/kwh

联合循环机组折合标准供电煤耗 228 g/kwh

联合循环机组年耗气 5.4亿m3/a

3．余热锅炉

　　余热锅炉是回收燃气轮机排气中的余热，产生蒸汽，推动蒸汽轮机发电的换热装置。在燃机内做功后排出的燃气，仍具有比较高的温度，一般在500℃～600℃左右。随着燃机入口气温的提高，排汽温度也会增加。通过余热锅炉回收利用这部分气体的热量，可以大大提高整个装置的出力和效率。表2列出了一些发电用燃气轮机的排汽温度及简单循环和联合循环的效率比较。

　　一些发电用燃气轮机的排汽温度及简单循环和联合循环的效率 表2

型号
进气温度
排气温度
单循环功率
单循环效率
联合循环功率
联合循环效率

℃
℃
MW
%
MW
%

GE-6B
1104
539
38.34
31.66
64.1
49.1

GE-9E
1124
543
123.4
33.77
189.2
52

GE-9FA
1327
609
255.6
37
394.8
57.3

V94.2
1105
540
159
34.2
238
52.1

V94.3A
1290
567
258
38.38
390
57.3

GT26
1235
640
262
38.2
378
57

701F
1349
586
270
38.2
397.7
57


3.1 型式与分类

　　（1）从烟气侧热源情况分有补燃余热锅炉与无补燃余热锅炉。前者除了回收燃机排气的余热以外，还加入一定量的燃料进行补燃，使烟气温度升高，以增加蒸汽产量和提高蒸汽参数，满足蒸汽轮机特定的生产工艺需求。

　　（2）按蒸发器中循环方式分有自然循环和强制循环余热锅炉。自然循环余热锅炉的受热面组件的管子一般是垂直布置的，汽包下部有下降管与蒸发器的下联箱相连。直立管束吸收烟气的热量使部分水变成蒸汽，汽和水混合物的平均密度要小于下降管中的水密度，靠流体的密度差而流动，形成水循环。在强制循环的锅炉中，从汽包下部引出的水经一台强制循环水泵加压进入蒸发器。依靠循环泵产生的动力使水循环。其各受热面组件的管子通常是水平布置的，受热面之间是沿高度方向布置。

　　（3）按余热锅炉产生的蒸汽压力等级可分为单压，双压和多压余热锅炉。双压或多压余热锅炉能从燃机排气中回收更多的热量，使联合循环出力与效率都能提高，但是，系统较复杂，造价也较高。

　　（4）按余热锅炉烟道布置方式分有卧式布置和立式布置。卧式布置的余热锅炉中，燃机排气水平流过垂直布置的锅炉受热面管束。通常卧式布置的余热锅炉为自然循环。在立式布置的余热锅炉，燃机排气自下而上垂直流过水平布置的各级受热面管束。立式布置的余热锅炉一般采用强制循环。

　　（5）按有无汽包可分为有汽包的余热锅炉和直流式余热锅炉。在直流式余热锅中，在给水泵作用下一次通过各受热面并且全部变成过热蒸汽。目前直流式余热锅炉较多地用在蒸汽注入的燃机联合循环和透平叶片用蒸汽冷却的联合循环装置中采用。随着燃机参数的进一步提高，以后直流式余热锅炉有可能用于超临界蒸汽参数的联合循环。

　　（6）按余热锅炉设计布置分有露天布置和室内布置。联合循环电厂的余热锅炉多数为露天布置，但在恶劣的自然环境下可考虑采用室内布置，确保余热锅炉的安全可靠运行和便于维护。

　　3.2 余热锅炉的效率

　　余热锅炉的效率ηHR定义为余热锅炉对燃机排气热量的利用（回收）程度，可按下式计算：

式中：

Cp3，Cp4—分别为余热锅炉燃气进、出口定压比热，Kj/kg·℃；

tg3，tg4—分别为余热锅炉燃气进、出口温度，℃；

Cpa，ta— 环境空气定压比热和环境空气温度，℃

—为余热锅炉的保热系数，可取0.99。

　　从上式中可见，在燃气排气温度tg3和环境空气温度ta一定情下，降低余热锅炉出口气温tg4是提高余热锅炉效率的唯一途径。

　　余热锅炉的排汽温度与所选用的蒸汽循环型式，节点温差以及燃料成分有密切相关。当采用多压汽水系统时，排气温度tg4比单压降低很多。如果节点温差选得较小，排气温度也能降低。但是，为了防止传热管发生低温腐蚀，一般排气温度比酸露点或水的露点温度高10℃左右。

　　3.3节点温差δt

　　余热锅炉节点温差δt是指余热锅炉中蒸发器入口处燃气的温度tg与饱和温度ts之间的差值，即δt=tg-ts（见图１）。节点温差减小，会相应减小余热锅炉的排气温度，提高余热利用率。但也将增大余热锅炉的换热面积和燃气侧的流动损失。增加余热锅炉的投资并使燃气轮机功率有所减小。因此，要从投资费用及联合循环效率考虑，合理选择余热锅炉节点温差。计算表明当节点温差减少时，蒸发器面积按指数曲线关系增大，而蒸汽产量只按线性关系增加，因此，选择节点温差是决定余热锅炉受热面积的关键因素，一般情况选取δt为8～20℃。

　　3.4 接近点温差

　　余热锅炉接近点温度 是指省煤器出口的水温ts’与相应压力下饱和水温度tsb之间的差值，即 = tsb-ts’。设计余热锅炉时（汽包炉） 不能为零（或负值）。因为在燃机部分负荷时，燃机排汽温度随负荷减小而降低，接近点温差 随之减小，如果 为零或负值时，省煤器内给水会出现汽化，造成省煤器管过热甚至损坏。此外，接近点温差 的选取对省煤器和蒸发器换热面积有影响，一般按近点温差 =5～20℃范围内选取。

　　3.5 排气温度范围

　　在单压汽水系统的余热锅炉，排气温度可降低至160～200℃左右。为了进一步降低t4g，可以采用双压或三压汽水系统，那时，可以把它降至110～120℃左右。对于燃用含硫极小的天然气或合成煤气燃料，由于不会产生酸腐蚀，t4g可以进一步降低至80～90℃左右，但设备投资相应增加。因而，在设计余热锅炉时，应按联合循环效率和投资进行优化原则设计。

　　3.6再热系统

　　由于材料与冷却技术的进步，燃机进气温度不断提高，循环效率与功率逐渐增加，早年的燃机排气温度t4g大多低于538℃，配置的蒸汽系统不宜采用再热系统。近年来大型高效燃机t3＞1300℃，排气温度t4＞584℃，具备了为余热锅炉提供足够的高温热量用以实现双压或三压再热蒸汽系统的可能性。

　　研究表明[1]，三压蒸汽循环系统联合循环效率比双压联合循环的效率大约提高1%；双压和三压再热后，联合循环效率均能提高0.8%～0.9%。

　　3.7 快速启动性能

　　设计要求尽量减少高温部件（再热器、过热器）的应力集中，比如受热面管子与集箱的连接采用直插式结构，避免角焊工艺；新型膨胀吸收结构使用N/E公司先进的三维设计软件，合理布置管道走向及支撑，设置必需的防震装置等有效措施。

　　安全操作规定应适应燃机在快速启停和负荷变化率大于5%的运行特殊性的要求。

　　4．联合循环汽轮机的特点

　　联合循环中配置的汽轮机与常现火电厂使用的汽轮机有显著的不同。

　　4.1中、低压缸、凝汽器和给水回热

　　常规火电厂中的汽轮机的给水回热随蒸汽初参数的不同有一级几数到9~10级回热抽汽，给水回热抽汽量一般占主蒸汽流量的30%。进入中、低压缸和凝汽器的进汽量比进入高压缸进汽量逐步减少，入凝汽器只有主蒸汽流量的70%左右。而在双压或三压的联合循环中，汽轮机非但不抽汽，还在中压缸和低压缸内补入约占主蒸汽量的30%的中压蒸汽和低压蒸汽，而且这些蒸汽的参数较低，体积较大，这就要求联合循环中的汽轮机的中、低压缸比常规电厂的汽轮机增大通流能力，要求联合循环的凝汽器比常规电厂增大换热面积。

　　4.2末级效率和环形排汽面积

　　在功率和背压相同的条件下，，由于联合循环汽轮机的排汽量要比常规汽轮机大得多，体积流量也大得多，因而其环形排汽面积要求大得多。据研究[2]，联合循环汽轮机末级产生的功率可达到15%汽轮机输出的总功率。所以该机组末级效率与环形排汽面积的大小对联合循环影响较大，必须进行专门的设计与制造。

　　4.3滑参数启动与运行

　　汽轮机必须适应联合循环快速启动的要求，特别是燃气轮机与汽轮机串联在一根轴上，共用一台发电机单轴布置时，更是如此。为了尽量缩短启动时间，联合循环电厂通常采用滑参数启动，即汽轮机随蒸汽参数的升高，通步进行暖管、冲转，暖机、升速、并网和带负荷，在部分负荷运行时，通常也采用滑压运行方式，即采用定—滑—定启动运行方式。

　　4.4 汽轮机结构采取的措施

　　为适应联合循环快速启动以及滑参数运行的需求，汽轮机采取了为下措施：

① 加强汽缸的对称性；

② 加大动、静部件间的间隙，动叶顶尽可能使用围带和围带汽封，必须尽量减少透平效率的前提下进行；

③ 汽轮机中不设置调节级，各级均采用全周进汽结构，调节阀运行时全开，减少节流损失，提高透平效率；

④ 主汽导管及主汽门和调节汽门，再热汽门和调门，低压汽门和调门一般都设置两个或两组相对称地布置在汽机两侧；

⑤ 设置通往凝汽器的全容量的快速旁路，且对称布置；

⑥ 高、中压缸采用双壳体结构；

⑦ 其余采用各项降低机组启停热应力的措施 。

　　4.5 排汽方式

　　（1）轴向排汽：单压和双压无再热蒸汽系统一般采用单轴单缸布置，并通常采用轴向排汽方式。轴向排汽阻力损失少，对称性好，有利于快速启动；发电机、汽轮机和凝结器均为地面布置，汽机房无需建设汽机运行层，只需在汽机旁搭建一个小的钢平台即可。而且汽机房行车和厂房高度也降低了。

　　（2）双侧向排汽：双缸双排汽不宜轴向排汽布置设计，可设计成双侧排汽，发电机由汽轮机的后端出轴来驱动。左右两只凝汽器布置在汽轮机低压缸的两侧，接受低压缸的双侧向排汽。SIEMENS公布生产的GUD2、94.3A多轴联合循环机组即采用这样的双缸双侧向排汽的汽轮机，汽机功率为200MW。

　　（3）双向下排汽：采用常规向下排汽方式，一般三缸（高、中、低压缸）或双缸（高、中合缸，中、低合缸）双排汽机组，也可采用双向下排汽方式。此方式必须有汽机运行层，机房和行车高度增加了，但运行检修空间方便，目前引进的350MW燃用天然气联合循环汽轮机采用双向下排汽方式。

　　5．汽水系统的给水加热和除氧方式

　　5.1汽水系统的给水加热

　　联合循环电厂与常规煤电厂的汽水系统显著不同点在于给水加热。常规火电厂通过汽轮机多级抽汽加热给水，使给水温度达到较高的水平以获得较高的蒸汽循环热效率。为了尽可能利用燃机排气余热联合循环的给水加热在余热锅炉中进行，为了尽可能地降低余热锅炉的排烟温度，提高余热回收利用率，与常规电厂不同，锅炉的给水温度，一般较低。

　　5.2联合循环的除氧方式

　　（1）独立真空除氧器

　　阿尔斯通 （ALSTOM）公司常采用独立的真空除氧器来进行除氧。加热蒸汽从汽轮机低压缸中低于大气压力的抽汽加热除氧。

　　（2）凝汽器真空除氧

　　燃天然气的联合循环，最理想的方式是选用带除氧功能的凝汽器，在凝汽器中进行真空除氧，这就给余热锅炉提供了除氧过的、最低温度（凝给水温）的给水。这些低温给水在余热锅炉的尾部的给水预热器（省煤器）中进一步吸收低温烟气的热量，使其排烟温度降低至80~90℃。通用（GE）公司推荐的三压再热带除氧凝汽器的热力系统就是采用凝汽器真空除氧方式。

　　（3）单压或多压中低压带整体除氧器的余热锅炉汽水系统

　　对于燃用含硫量较高的重燃料油的联合循环电厂，较低温的给水有可能引起余热锅炉尾部受热面的酸性腐蚀。单压或多压中低压带整体除氧器的余热锅炉能很好解决这个问题。即在单压或多压余热锅炉高压省煤器后增加一个压力为0.23~0.35Mpa的低压蒸发器（低压汽包），产生的除氧器所需的加热蒸汽（0.23~0.35Mpa）（125~140℃饱和汽），而除氧水箱就作为余热锅炉的低压汽包，两者合二而一。这样一可降低余热锅炉的排烟温度；二可除氧除气不再从汽轮机抽汽，增大了汽轮机的作功能力；三除氧给水与余热锅炉一体化，降低了总投资，布置也更紧凑等。

　　6.主厂房布置

　　6.1主要原则

①主厂房为独立模式设置，即岛式主厂房。燃机、汽机和发电机以单轴方式顺序布置在岛式机座上。

②余热锅炉为岛式全露天布置，与主机设备成轴向布置。锅炉采用钢炉架和整体式独立钢制烟囱。

③锅炉辅助设备和燃气设备露天布置。

④主厂房内布置的设备尽可能地采用模块式紧凑型设备，如化水加药模块、空压机模块、胶球清洗装置模块等。

⑤在设备选型上，尽可能选择占地面积小且维护工作量小的设备。如闭式冷却水换热器选择板式换热器。

⑥考虑所有大型阀门和所有设备的检修空间。

6.2主厂房布置概述

　　两套联合循环机组单独厂房布置。其中燃机、汽机和发电机布置在主厂房内，余热锅炉露天布置 。

主厂房内燃机、汽机和发电机单轴机组，纵向顺序布置，单个主厂房共7档，纵向长度为67m，跨度30m，从发电机方向看主厂房右侧布置一跨度为12m的辅助厂房，辅助厂房顶安装燃机的进汽滤网、消声器和风罩。

　　主厂房分三层：零米层，中间层（6.25m/5.15m），运转层（11m）；该工程汽机为下排汽，凝汽器带除氧功能。零米层从发电机方向看左侧布置开式循环冷却水泵，板式换热器，闭式循环冷却水泵，疏水扩容器等设备。④⑤柱间布置循环水管坑，靠①~③柱设检修场地。辅助厂房内主要布置化水取样模块，停机冷却水泵、凝结水输送泵、化学加药模块、润滑油箱、空压机组模块等设备。#2机组披屋内还布置有水洗模块。电气6KV，400V配电装置布置在辅助厂房①~④柱。主厂房设一台90t/20t行车和一台15t行车，轨顶标高为25.50m，可满足机组安装和大修的需要。

　　中间层从发电机方向看左侧为管道层，主要布置高压主蒸汽，再热热段蒸汽管道，高压蒸汽旁路管道，中压和低压蒸汽旁路管，轴封冷却器及轴封蒸汽管道等。从发电机方向看右侧布置有燃气模块，机组润滑油、密封油管道。

　　11.00米层为运转层，闭式膨胀水箱布置在该层，最低液面标高高于氢冷却器标高。该层还为汽机高压转子、高压上汽缸、低压转子、所有隔板、低压缸上护罩、低缸内缸提供检修堆放场地。燃机进气风道也主要支撑在该层上，并向上厂房外延伸至辅助厂房屋顶。

　　余热锅炉露天布置，两台高、中压调速给水泵和两台再循环泵，布置在余锅左侧（从发电机方向看），余锅左侧还布置有综合管道架，管架上设单轨吊，对给水泵和再循环泵进行检修。余锅和汽机间之连接管均布置在该管架上。锅炉连排扩容和定排扩容器布置在余锅左侧（从发电机方向看）。

　　7. 启动与运行概况

　　7.1启动条件与启动系统

　　7.1.1启动条件

①起动电源

从厂用6KV配电装置起动电源接至LCI（变频起动装置）

②起动汽源

启动汽源如新厂则要从燃油启动锅炉来，蒸汽通过辅助蒸汽母管送至主厂房，老厂扩建则可以从老厂辅助蒸汽母管将蒸汽送入主厂房。

③起动水源

凝汽器冷却水及开式循环冷却水系统由水工冷却塔或河水经二次循环水泵升压后供水。闭式供水冷却水补水由河水经澄清预处理后供给。

7.1.2起动系统

①辅助蒸汽系统

　　启动前必须从启动锅炉或老厂蒸汽通过辅助蒸汽母管向启动机组辅助蒸汽供汽供汽管供汽，然后向汽机轴封系统、汽机低压蒸汽系统，除氧或凝汽器等供汽，启动水环式真空泵使凝汽器建立必需的真空。

②冷却水系统

　　启动前，启动开式循环冷却水泵，电动滤水器，使开式冷却水系统起动，检查系统中辅助设备作好投运准备。化水车间来的除盐水经凝结水补水箱、膨胀水箱注入闭冷系统，使整个闭式循环冷却水系统充满水，启动闭式循环冷却水泵，使闭式循环冷却水及所在的一些辅助设备投入运行，提供可靠的冷却水。

③补充水系统

　　从化水车间来的除盐水送到凝结水补水箱，然后通过凝结水输送泵升压补水入凝汽器，闭式循环膨胀箱，同时向余热锅炉直接上水。为加快上水速度，可同时启动两台凝结水输送泵。

7.2机组启动的基本程序

　　GE公司的STAG109FA机组启动的基本程序如下：

① 启动燃机到“Spinning reserve”/最小负荷状态（5~10%满负荷）并予以保持。

② 余热锅炉暖炉

③读取汽机高压转动部件金属温度并确定合适的启动蒸汽温度。DCS连续读取汽机的金属温度，并于本汽机启动时销定该温度。

④DCS确定能产生足够的蒸汽温度的燃机排汽温度，例如燃机排气温度目标=汽机金属温度+250

⑤DCS输送该排气温度目标值至燃机控制模块，启动“温度匹配”控制，该温度目标值在汽机暖机时是不变的。

⑥DCS确认允许接受的蒸汽温度、压力和流量。

⑦开始汽机的启动（Ro11-off）。

⑧汽机的再热主汽门对负荷进行控制，汽机转入进口压力控制。

⑨当汽机接受到进口压力控制的反馈后，增大高压旁路阀的压力设定点，关闭旁路阀。高压旁路设定压力设定点将跟踪实际的主蒸汽温度并加一个偏移值。

⑩将燃机“温度匹配”控制模式转为关。燃机可以通过DCS升负荷。

⑩燃机继续升负荷，升负荷的速度由汽机升负荷的速度确定，并且一直到电厂运行的负荷点止。



结语

　　我们在本世纪所面临的一个重大的挑战是：在保障经济平稳较快发展对能源需求不断增长的同时，改善和提高环境质量。也就是在满足经济发展和人民生活对能源的需求，应不断提高能源利用率和减少能源对环境造成的污染，是我国能源可持续利用的双重目标。发展燃气—蒸汽联合循环发电（热电）方式，是可持续能源利用能达到双重目标的重要举措之一。

　　随着我们经济的飞速发展。油、气资源的进一步开发，在我国沿海经济较发达的开放地区和污染严重的中心城市使用燃气—蒸汽联合循环，将会越来越多。本文的介绍对近期建设的燃用天然气联合循环几十个电站作简化介绍，以餐读者。

【参考文献】

1.焦树建 燃气—蒸汽联合循环 机械工业出版社2002.2

2．张家港市燃气—蒸汽联合循环发电机组工程 初步设计

江苏省电力设计院 2003.11

3．华南金陵燃机电厂报价资料 2004.5