李志鑫

(廣州發(fā)展電力集團有限公司，廣州 510627)

0 引言

廣州某天然氣發(fā)電廠擁有2臺S109FA型燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組，每臺機組配置燃氣輪機(以下簡稱燃機)、蒸汽輪機、發(fā)電機各1臺且同軸布置，余熱鍋爐采用三壓再熱、無補燃、臥式、自然循環(huán)方式。在實際運行過程中，應電網(wǎng)調(diào)峰要求，2臺機組基本采用日啟停運行方式，并在運行中投自動發(fā)電控制(AGC)，是南方電網(wǎng)區(qū)域的大型調(diào)峰主力。

對于燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，能快速、直接反映機組變工況特性的主要經(jīng)濟、技術(shù)指標是發(fā)電熱耗率。在實際生產(chǎn)過程中，大氣環(huán)境、機組負荷、運行方式以及啟動方式等都會不同程度地影響機組的性能，并通過發(fā)電熱耗率的變化顯現(xiàn)出來。本文以該電廠2臺機組的實際運行狀況為背景，分析影響該電廠發(fā)電熱耗率的各種因素，重點利用實例對各種影響因素的影響程度做量化分析。

1 發(fā)電熱耗率影響因素分析[1]

圖1為該電廠S109FA型燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組示意圖。為便于分析，將蒸汽輪機、燃氣輪機、余熱鍋爐以及凝汽器看作一個整體并與外界隔離。經(jīng)分析可知，機組與外界環(huán)境所進行的物質(zhì)和能量交換主要集中在圖示框線外的6個區(qū)域，并分別通過機組負荷、大氣環(huán)境、天然氣、余熱鍋爐排放、冷卻介質(zhì)、發(fā)電機以及機組老化7個因素影響著機組的性能。在上述7個影響因素中，機組負荷對發(fā)電熱耗率的影響比較明確，其他6個因素也會一定程度上綜合影響機組的變工況特性，并在發(fā)電熱耗率上有所反映。

圖1 燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組示意

1.1 大氣環(huán)境因素

空氣要經(jīng)壓氣機加壓后進入燃燒室，在此過程中壓氣機耗功大約占到燃氣輪機總功率的2/3,空氣因素對于簡單循環(huán)燃氣輪機及其聯(lián)合循環(huán)的功率和效率有相當大的影響，任何影響壓氣機進氣空氣密度的因素,都會在某種程度上影響機組性能。由于空氣密度的大小主要取決于大氣的溫度、濕度及壓力, 因此，大氣環(huán)境因素主要包括大氣溫度、壓力及濕度。

1.2 天然氣因素

天然氣在進入燃燒室之前要先經(jīng)性能加熱器加熱，在此發(fā)生能量轉(zhuǎn)換。天然氣在性能加熱器進、出口的溫度以及熱值、熱容及流量決定了天然氣在加熱過程所消耗的能量大小，因此，天然氣因素主要考慮其在性能加熱器進出口的溫度，受目前測量手段的限制，熱值、熱容及流量因素暫不考慮。

1.3 余熱鍋爐排放因素

對于無補燃的余熱鍋爐型聯(lián)合循環(huán)機組，在燃氣透平中做功之后的尾氣在余熱鍋爐中僅有換熱過程，不存在燃燒過程，余熱鍋爐也不需要額外補充空氣，因此，排放因素主要指余熱鍋爐排放到大氣中煙氣的溫度及流量。

1.4 冷卻介質(zhì)因素

凝汽器的壓力水平即汽輪機背壓，對機組性能影響較大，影響凝汽器壓力水平的因素主要來自冷卻介質(zhì)，包括開式循環(huán)水的溫度及流量，因此，可將冷卻介質(zhì)因素看作開式循環(huán)水的溫度及流量對機組性能的影響。

1.5 發(fā)電機因素

由于發(fā)電機、燃氣輪機、蒸汽輪機同軸布置，發(fā)電機工況的變化必然會影響到整個機組的性能，發(fā)電機因素對機組性能的影響主要體現(xiàn)在發(fā)電機的頻率和功率因數(shù)上，其中頻率因素的影響微乎其微。

1.6 老化因素

隨著機組運行時間的增加，會造成氣流通道積垢、葉片腐蝕、損傷、葉形變化等使機組性能出現(xiàn)不同程度的下降，通常表現(xiàn)為發(fā)電熱耗率的增加或熱效率的降低，稱之為機組老化。當運行周期較短時，可以暫不考慮該項因素的影響。

1.7 機組負荷及運行方式、啟動方式因素

由于機組在實際運行中投AGC，機組負荷時常變動，時刻影響著發(fā)電熱耗率的變化；另外，機組常采用日啟停運行方式，偶爾還會有冷態(tài)啟動方式，啟動期間因為存在暖機過程，熱效率較低。因此，運行方式及啟動方式的改變也會影響機組發(fā)電熱耗率的升高或降低。

2 各種影響因素的量化分析[2]

根據(jù)以上對發(fā)電熱耗率各類影響因素的分析、梳理，基于該電廠2017年6—7月實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，以分析這2個月發(fā)電熱耗率的環(huán)比情況為例，介紹量化分析的計算方法。為提高準確性，首先將上述2個月的發(fā)電熱耗率修正到保證工況下，統(tǒng)一工況后再分析負荷、運行方式等因素對發(fā)電熱耗率的影響。

這里的保證狀況條件指：(1)大氣壓力100.54 kPa；(2)大氣溫度29.0 ℃；(3)相對濕度83%；(4)發(fā)電機頻率50 Hz；(5)發(fā)電機功率因數(shù)0.85；(6)燃料加熱器入口天然氣溫度15.0 ℃；(7)燃料加熱器入口天然氣壓力3 524.50 kPa；(8)余熱鍋爐給水溫度60.0 ℃；(9)凝汽器開式循環(huán)水溫度29.5 ℃；(10)凝汽器開式循環(huán)水流量24 461.1 t/h；(11)天然氣熱值、組分摩爾分數(shù)的相關(guān)規(guī)定。

表1為該電廠2017年6，7月相關(guān)生產(chǎn)數(shù)據(jù)。由表1數(shù)據(jù)可知，7月的發(fā)電熱耗率環(huán)比升高了36.76 kJ/(kW·h)；表2是在機組實際運行過程中，通過查詢PI數(shù)據(jù)庫獲取的一系列有關(guān)生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

表1 2017年6，7月相關(guān)生產(chǎn)數(shù)據(jù)

表2 影響機組性能因素及相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.1 空氣、燃料、冷卻介質(zhì)、發(fā)電機因素綜合影響分析[3]

根據(jù)聯(lián)合循環(huán)機組性能，大氣環(huán)境、發(fā)電機頻率以及燃機入口天然氣溫度既影響機組出力，又影響機組的耗熱量；冷卻介質(zhì)、發(fā)電機功率因數(shù)、低壓省煤器再循環(huán)溫度及燃料加熱器入口天然氣溫度僅影響機組出力。

根據(jù)GE公司提供的各種影響因素的修正曲線，分別將聯(lián)合循環(huán)機組的出力和耗熱量修正到保證工況下。

2.1.1 聯(lián)合循環(huán)機組出力的修正

大氣溫度的修正

α1=α1b/α1a，

(1)

式中：α1a，α1b分別為設計、試驗大氣溫度下的出力修正系數(shù)。

大氣壓力的修正

α2=α2b/α2a，

(2)

式中：α2a，α2b分別為設計、試驗大氣壓力下的出力修正系數(shù)。

大氣相對濕度的修正

α3=α3b/α3a，

(3)

式中：α3a，α3b分別為設計、試驗大氣相對濕度下的出力修正系數(shù)。

循環(huán)水流量的修正

Δ4=Δ4b-Δ4a，

(4)

式中：Δ4a，Δ4b分別為設計、試驗循環(huán)水流量下的發(fā)電機損失功率。

循環(huán)水溫度的修正

Δ5=Δ5b-Δ5a，

(5)

式中：Δ5a，Δ5b分別為設計、試驗循環(huán)水溫下的發(fā)電機損失功率。

功率因數(shù)的修正

Δ6=Δ6a-Δ6b，

(6)

式中：Δ6a，Δ6b分別為設計、試驗功率因數(shù)與試驗負荷下的發(fā)電機損失功率。

發(fā)電機頻率的修正

Δ7=Δ7a-Δ7b，

(7)

式中：Δ7a，Δ7b分別為設計、試驗發(fā)電機頻率下的出力修正系數(shù)。

低壓省煤器再循環(huán)溫度的修正

Δ8=Δ8b-Δ8a，

(8)

式中：Δ8a，Δ8b分別為設計、試驗低壓省煤器再循環(huán)溫度下的發(fā)電機損失功率。

燃料加熱器入口天然氣溫度的修正

Δ9=Δ9b-Δ9a，

(9)

式中：Δ9a，Δ9b分別為設計、試驗燃料加熱器入口天然氣溫度下的發(fā)電機損失的功率。

燃機入口天然氣溫度的修正

α10=α10b/α10a，

(10)

式中：α10a，α10b分別為設計、試驗燃機入口天然氣溫度下的出力修正系數(shù)。

聯(lián)合循環(huán)機組總出力的修正

(11)

式中：P為聯(lián)合循環(huán)總輸出功率。

2.1.2 熱耗量的修正

大氣溫度的修正

β1=β1b/β1a，

(12)

式中：β1a，β1b分別為設計、試驗大氣溫度下的熱耗量修正系數(shù)。

大氣壓力的修正

β2=β2b/β2a，

(13)

式中：β2a，β2b分別為設計、試驗大氣壓力下的熱耗量修正系數(shù)。

大氣相對濕度的修正

β3=β3b/β3a，

(14)

式中：β3a，β3b分別為設計、試驗大氣相對濕度下的熱耗量修正系數(shù)。

發(fā)電機頻率的修正

β4=β4b/β4a，

(15)

式中：β4a，β4b分別為設計、試驗發(fā)電機頻率下的熱耗量修正系數(shù)。

燃機入口天然氣溫度的修正

β5=β5b/β5a，

(16)

式中：β5a，β5b分別為設計、試驗燃機入口天然氣溫度下的熱耗量修正系數(shù)。

耗熱量修正后

Qcorr=Q/(β1β2β3β4β5) ，

(17)

式中：Q為聯(lián)合循環(huán)發(fā)電熱耗量。

2.1.3 發(fā)電熱耗率的修正

HRcorr=Qcorr/Pcorr。

(18)

按照式(1)～(18)，將2017年6，7月的實際發(fā)電熱耗率修正到保證工況下，則7月的發(fā)電熱耗率由7 303.90 kJ/(kW·h)(保證)→7 325.23 kJ/(kW·h)(實際)，上升21.33 kJ/(kW·h)；6月的發(fā)電熱耗率由7 297.79 kJ/(kW·h)(保證)→7 288.47 kJ/(kW·h)(實際)，下降9.32 kJ/(kW·h)。

修正到保證工況后，空氣、燃料、冷卻介質(zhì)、發(fā)電機等因素綜合影響7月的發(fā)電熱耗率上升21.33 kJ/(kW·h)、綜合影響6月的發(fā)電熱耗率下降9.32 kJ/(kW·h)。統(tǒng)一到保證工況后，上述因素綜合影響 2個月發(fā)電熱耗率變化為30.65 kJ/(kW·h)，即上述系列因素的綜合影響使7月的發(fā)電熱耗率環(huán)比6月上升30.65 kJ/(kW·h)。

2.2 平均負荷因素影響分析[4]

由表1可知，2017年6，7月的平均負荷分別為306，301 MW，考慮到影響機組出力的一系列因素，將6，7月的平均負荷修正到保證工況下，再根據(jù)圖2保證狀況下機組負荷與發(fā)電熱耗率對應關(guān)系曲線(100%負荷為360.21 MW，對應發(fā)電熱耗率為6 998.296 kJ/(kW·h))，可查找出平均負荷因素影響7月的發(fā)電熱耗率環(huán)比6月上升20.51 kJ/(kW·h)。

圖2 保證工況下機組負荷與熱耗率對應關(guān)系曲線

2.3 運行方式、啟動方式因素影響分析

根據(jù)機組運行的實際狀況，借助PI Process Book工具可以獲取機組在各種運行工況下的發(fā)電量、耗氣量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)，由此計算出機組負荷約300 MW時,連續(xù)運行過程中的發(fā)電熱耗率比日啟停模式下機組啟動過程中低3～4 MJ/(kW·h)。從機組點火至投AGC控制的時間段，機組負荷約300 MW連續(xù)運行時的發(fā)電量約230 MW·h。由此可以估算出，一次連續(xù)運行比日啟停模式下熱態(tài)啟動折合少用天然氣約10～15 t。因為機組在熱態(tài)啟動過程中的發(fā)電熱耗率相對穩(wěn)定，該值可以根據(jù)連續(xù)運行時負荷的不同進行不斷修正以貼近實際情況。

用同樣的方法可以估算出一次冷態(tài)啟動比一次日啟停(熱態(tài)啟動)折合多用天然氣約15～20 t。

根據(jù)以上分析，7月有5次連續(xù)運行，環(huán)比6月多4次，以日啟停模式為比較基準，則連續(xù)運行因素使7月環(huán)比6月折合少用天然氣約43 t，以此可計算出連續(xù)運行因素影響7月的發(fā)電熱耗率環(huán)比6月下降約8.45 kJ/(kW·h)。同樣，7月的冷態(tài)啟動次數(shù)環(huán)比6月少3次，該項因素使7月環(huán)比6月折合少用天然氣約45 t，影響7月的發(fā)電熱耗率環(huán)比6月下降約8.5 kJ/(kW·h)。

3 結(jié)論

根據(jù)上述分析結(jié)果，空氣、燃料、冷卻介質(zhì)、發(fā)電機、平均負荷因素影響7月發(fā)電熱耗率環(huán)比6月上升51.12 kJ/(kW·h)，運行方式、啟動方式因素影響7月發(fā)電熱耗率環(huán)比6月下降16.95 kJ/(kW·h)，上述因素合計影響7月發(fā)電熱耗率環(huán)比6月上升34.17 kJ/(kW·h)，該值與實際上升值36.76 kJ/(kW·h)十分吻合。

量化分析結(jié)果驗證了此種量化分析方法的實用性和準確性，為此類型電廠對聯(lián)合循環(huán)機組變工況性能分析提供了有效的計算依據(jù)。