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        淺談200MW燃氣聯(lián)合循環(huán)機組調峰方式的選擇

        2016-10-11 18:59:39馬傳慶劉文
        科技視界 2016年24期
        關鍵詞:調峰

        馬傳慶 劉文

        【摘 要】燃氣聯(lián)合循環(huán)機組采用何種調峰方式與機組乃至整個發(fā)電廠的經(jīng)濟效益密切相關。本文分析了聯(lián)合循環(huán)機組啟停的經(jīng)濟性,并對低負荷運行和兩班制運行調峰做了經(jīng)濟性比較,為兩種方式的選擇提出合理建議。

        【關鍵詞】聯(lián)合循環(huán);調峰;方式

        0 前言

        燃氣聯(lián)合循環(huán)機組的調峰方式一般包括:(1)兩班制運行,即夜里短時間停運,早上再啟動。 (2)低負荷運行,帶基荷機組降至最低技術出力運行,當電網(wǎng)負荷增大,機組快速帶負荷。在供氣充足的情況下,某電廠兩套燃氣聯(lián)合循環(huán)機組采用一套機組連續(xù)運行,另一套機組調峰的運行方式。但近些年供氣一直呈現(xiàn)量少價升的形勢,通常所供的天然氣只能維持一套燃氣聯(lián)合循環(huán)機組運行,嚴重影響電廠發(fā)電效益。本文主要對電廠燃氣聯(lián)合循環(huán)機組低負荷連續(xù)運行和兩班制調峰運行經(jīng)濟性進行簡要分析。

        1 聯(lián)合循環(huán)機組啟停經(jīng)濟性分析

        某電廠燃氣聯(lián)合循環(huán)調峰機組與連續(xù)運行機組的區(qū)別在于:聯(lián)合循環(huán)調峰機組啟停過程耗氣量、廠用電量、耗水量及啟停的設備損耗折舊費用有所不同。

        已知條件如下,氣價:0.9275元/m3,上網(wǎng)電價:0.4203元/kWh,反供電價:0.65元/kWh,除鹽水價:e3=10元/t,聯(lián)合循環(huán)機組單位電量折舊額為0.08元/kWh。

        調峰機組啟動到并網(wǎng)和機組開始減負荷到解列計算如下:(1)燃氣輪機啟動到并網(wǎng)耗氣:800m3;(2)燃氣輪機啟動耗廠用電量:200 kWh;(3)燃氣輪機并網(wǎng)后到汽機并網(wǎng)需要1 h,耗氣25200m3,廠用電量:1166kWh,發(fā)電量:34000kWh。(4)汽輪機從開始減負荷到機組解列需要0.5h,耗氣3800m3,廠用電量1555kWh,發(fā)電5400kWh。

        以天然氣價格:0.9275元/m3,上網(wǎng)電價:0.4203元/kWh計算,啟機所耗的天然氣及廠用電費用共:(800+25200)×0.9275+(200+1166)×0.65=25002.9元,而上網(wǎng)電量價費用為:34000×0.4203=14290.2元,故實際的聯(lián)合循環(huán)啟機消耗費用應為:25002.9-14290.2=10712.7元RMB。

        停機所耗的天然氣及廠用電費用共:3800×0.9275+1555×0.65=4535.2元,上網(wǎng)電量價費用為:5400×0.4203=2269.6元。故實際聯(lián)合循環(huán)停機消耗費用應為:4535.2-2269.6=2265.6元。

        這樣,聯(lián)合循環(huán)機組啟停機一次所消耗的費用總共為:10712.7+2265.6=12978.3元。

        2 兩班制調峰與連續(xù)運行經(jīng)濟性分析

        2.1 建立模型分析

        假設:總供氣Mm3,上網(wǎng)電價為e1元/kWh,天然氣價格為:f元/m3,氣耗為X,除鹽水水價格為:w元/t,耗水量為H噸,反供廠用電價格:e2元/kWh,停機后廠用電量:G,調峰折舊費用:K1,連續(xù)運行發(fā)電折舊費用:K2。啟停費用:Y=12307元。

        調峰機組:耗完供氣M,發(fā)電獲得的總毛利潤:Y1=e(M÷X1)-(f×M)-(e2×G)-(w×H)-K1-12307(1)連續(xù)運行機組:耗完供氣M,發(fā)電獲得的總毛利潤:Y2=e(M÷X2)-(f×M)-K2(2)

        針對聯(lián)合循環(huán)機組進行具體分析,算式(1)中,第一項e(M÷X1),因調峰機組開機的時間、調峰負荷不能夠確定,氣耗X1是一個變量,故第一項為變量。第二項(f×M),因供氣M不變,故第二項為定值。第三項(e2×G),因機組停機時間不確定,故廠用電量G為變量。第四項(w×H),調峰機組啟停一次的耗水量H為定值,即H=40t。第五項K1,調峰折舊費用因發(fā)電量不確定,故為變量。

        算式(2)中,第一項e(M÷X2),因機組連續(xù)運行,根據(jù)海南電網(wǎng)調峰機組實際情況,在M一定的情況下,電網(wǎng)下達的負荷不變,因此氣耗X2也是不變的,故第一項為定值。第二項(f×M)為定值。第三項連續(xù)運行發(fā)電折舊費用K2,在發(fā)電量一定的情況下K2是不變的。

        在總供氣一定的情況下,當Y1=Y2時,調峰機組與連續(xù)運行機組利潤一樣,當Y1>Y2時調峰機組利潤高,當Y1

        2.2 實例計算

        啟機共耗氣量:25200+800=26000m3,發(fā)電量34000kWh,停機耗氣3800m3,發(fā)電量:5400kWh。啟停機一次共消耗天然氣:26000+3800=29800m3,發(fā)電量:34000+5400=39400kWh。根據(jù)電廠實際情況,全廠停機后的廠用電量為:0.0625kWh/h。燃氣輪機滿負荷時的天然氣流量為55000m3/h,一套燃氣聯(lián)合循環(huán)機組滿負荷為200MW,調峰機組以次日零點停機為準。

        以天然氣供90萬m3計算為例,對于調峰機組,除去機組啟停后,滿負荷運行所需的天然氣為:900000-29800=870200m3,滿負荷運行時間為:870 200÷55000=15.8h,滿負荷連續(xù)運行機組總發(fā)電量為20×15.8=31萬kWh,調峰機組總發(fā)電量為316+3.4+0.54=319.94萬kWh。理想調峰機組的運行時間為:15.8+1+0.5=17.3h,調峰機組停機時間為24-17.3=6.7h,因啟停一次相當于10h,故調峰機組均負荷為319.94÷(17.3+10)=11.7萬kW,啟停一次損耗所分擔的電量為11.7×10=117萬kWh。對于連續(xù)運行機組而言,根據(jù)海南電網(wǎng)調頻規(guī)律情況,發(fā)電氣耗為0.32kWh/m3,總發(fā)電量則為90÷0.32=281.25萬kWh。因調峰機組停機6.7h,故耗廠用電量0.0625×6.7=0.44萬kWh,通過算式(1)得出:Y1=3 199 400×0.4203-900 000×0.927 5-4400×0.65-40×10-(1170000+3199400)×0.08-12307=144838.82元。通過算式(2)得出:Y2=2812500×0.4203-900000×0.9275-2812500×0.08=122 343.75元。因Y1>Y2,故在總供氣90萬m3時,調峰機組比連續(xù)運行機組的利潤還要高,此時的供氣情況下應采用機組調峰方案。

        同樣方法的實例計算得出,在供天然氣95萬m3時出現(xiàn)了Y1=Y2,達到了臨界點,在供氣95萬m3以上時出現(xiàn)Y1﹤Y2,95萬m3以下時Y1﹥Y2。通過各供氣情況分別計算出調峰機組理想的啟機時間。

        通過上述實例計算分析和實踐驗證,在供天然氣95萬m3時,調峰機組與連續(xù)運行機組的效益達到平衡點,即在供氣95萬m3以下,采用機組兩班制調峰的效益較好,在95萬m3以上,采用機組連續(xù)運行來調峰的效益較好。

        3 結語

        本文對200MW燃氣聯(lián)合循環(huán)機組啟停經(jīng)濟性進行了分析,通過建模、實例分析和實踐得出了兩班制調峰和低負荷運行效益的平衡點,提出了合理的調峰方案,可供燃氣聯(lián)合循環(huán)機組調峰參考運用。

        【參考文獻】

        [1]焦樹建.燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)[M].北京:北京機械工業(yè)出版社,2000

        [2]毛華軍.S109FA聯(lián)合循環(huán)機組調峰運行方式的分析[J].河南:華電技術,2008(8):10-12.

        [責任編輯:李書培]

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