燃氣發電主要能耗對標方法研究與應用

徐 寧，朱亞迪，徐婷婷

(華電電力科學研究院有限公司， 杭州 310030)

目前,伴隨著中國的經濟增長和競爭的加劇，越來越多的企業為提高自身的競爭能力而實施了對標管理，對標管理已成為許多大中型企業的管理活動之一[1]。在發電行業，能耗指標對標已經提出多年，燃煤發電機組已經形成較為完整的生產指標對標管理體系，對標方法的研究比較成熟，各發電企業之間的指標對標工作有序開展，為燃煤機組的節能監督、能效提升提供有力的保障[2-9]。但是燃氣發電機組，因發展起步晚，后續投產也并不集中，主設備廠家不同、容量等級不同、安裝型式不同、運行方式不同等受制于多方面的原因，未能形成系統的對標體系[10]。

隨著國家能源結構的調整，一次能源消耗中燃氣占比的提高，天然氣發電作為一種高效、清潔、靈活的能源利用方式，能顯著減少污染物排放，改善大氣環境質量，并率先實現能源低碳化、清潔化發展，近年來得到了迅速的發展。2017年中國對世界天然氣消費增量的貢獻達30%以上，成為推動世界天然氣發展的主要驅動力，預計2020年、2030年、2050年天然氣在一次能源消費結構中的占比將分別提升到近10%、14%和15%左右[11]。按電力規劃，到2020年，新增并投產5 000萬千瓦天然氣發電機組，燃氣發電容量達到1.1億千瓦以上[12]。因此，迫切需要研究燃氣發電主要能耗指標的對標管理方法，來適應燃氣輪機發電的發展，通過對標激勵發電企業管理水平，提高發電設備安全可靠經濟性，剔除發電客觀條件影響，進而提高燃氣機組效率。

燃氣輪機對標管理有利于與同類機組進行管理和經濟指標對比，可以找出差距，分析燃氣輪機生產管理經濟指標產生偏差的原因，逐漸提高管理水平。通過對標，可以在同類燃氣輪機發電行業間互相借鑒經驗，在管理和機組運行方面互相學習提高，提升設備運行效率和經營管理水平。

1 燃氣輪機發電類型

燃氣發電機組按循環方式分簡單循環和燃氣-蒸汽聯合循環；按燃氣機組主機結構分為內燃機、航改機和重型燃氣輪機，內燃機和航改機主要用于小型分布式燃氣發電供熱供冷三聯產，重型燃氣輪機主要用于調峰或連續運行帶負荷模式；按安裝型式分一拖一同軸、一拖一分軸、二拖一等型式；按容量等級主要分為6F級、E級、9F級、H級等，6F級主要集中在100 MW以下，E級主要集中在200 MW左右，9F級主要集中在400 MW左右，H級主要集中在600 MW左右，截止2018年8月底，國內尚未正式投運600 MW等級的H級燃氣發電機組。目前燃氣發電供熱機組主要以E級為主，燃氣純凝發電主要以F級為主。

我國重型燃氣發電機組燃氣輪機機型以引進并國產化制造的通用電氣公司(簡稱GE)、西門子股份公司(簡稱西門子)和三菱重工業株式會社(簡稱三菱)的E級、F級和H級燃氣輪機為主，其中，100 MW等級以GE公司生產的PG6111FA機型為主；200 MW等級機型以GE的PG9171E、西門子的SGT-2000E機型為主；400 MW等級以GE的PG9351FA、西門子的SGT-4000F、三菱的M701F4機型為主，600 MW等級以GE的9HA、西門子的SGT-8000H為主。

2 供電標準氣耗對標方法

鑒于燃氣發電主機主要為重型燃氣輪機，所以，此文只討論容量100 MW以上的E級和F級聯合循環發電機組的主要能耗指標供電標準氣耗的對標方法。燃氣發電機組容量等級按100 MW、200 MW、400 MW等級劃分，一拖一機組容量等級按整套機組裝機容量確定，二拖一機組容量等級按整套機組裝機容量的1/2確定。

本文提出100 MW等級以上燃氣-蒸汽聯合循環發電主要能耗指標供電標準氣耗的一種對標方法，考慮不同容量等級機組當地氣溫條件、燃料成分、出力系數、啟動次數、供熱方式、冷卻方式、老化因素及入廠天然氣增壓系統等邊界條件，根據各邊界條件對供電標準氣耗的影響，可將實際完成值折算進行對標，計算出標桿值、先進值、平均值等，分析同等級機組的能耗水平的優勢與差距，可根據對標結果分析同容量等級不同主設備廠家的能耗水平之間的差異，一是便于提高整個燃氣發電行業的能耗水平，二是對未來規劃燃氣機組設備招標提供運行數據支撐。

2.1 當地氣溫條件影響S1

當地氣溫對燃氣發電機組的影響主要有三個方面：①氣溫變化對燃氣輪機出力和效率產生影響；②氣溫變化對燃氣輪機排煙溫度產生影響，進而影響余熱鍋爐蒸汽參數，最終對汽輪機出力和效率產生影響；③氣溫變化對冷卻水溫產生影響，導致凝汽器真空變化，進而影響汽輪機出力和效率。由于這三個方面的影響存在很強的耦合關系，傳統的熱力計算方法難以確定氣溫對燃氣發電機組供電標準氣耗的綜合影響，采用熱力學仿真軟件(Thermoflow)進行變工況計算分析。分別建立GE PG6111FA、PG9171E、PG9351FA，西門子SGT-2000E、SGT-4000F，三菱M701F4等機型的熱力學仿真計算模型，以ISO工況(大氣溫度15 ℃、大氣壓力101.3 kPa、相對濕度60%)為基準進行不同氣溫條件的變工況計算，得到供電標準氣耗修正系數如表1。

表1 當地氣溫修正系數S1

注：(1)K1為春秋季(10 ℃～22 ℃)的發電量占年度總發電量的比重；K2為夏季(≥22 ℃)的發電量占年度總發電量的比重；K3為冬季(≤10 ℃)的發電量占年度總發電量的比重。

(2) 春秋季一般指 3、4、5、10、11月份；夏季一般指 6、7、8、9月份；冬季一般指 1、2、12月份。

2.2 燃料成分影響S2

根據不同設備廠家提供的燃氣發電機組性能修正曲線(GE、三菱、西門子的E級、F級)，獲得不同機型不同碳氫質量比，燃料低位質量熱值與聯合循環熱耗修正系數的數據，進行數據匯總、圖表分析、曲線擬合。鑒于各碳氫質量比擬合得到的多條曲線皆為直線，故求取曲線均值，即相交直線的角平分線作為燃料低位質量熱值與機組熱耗修正系數的關系曲線，得出400 MW等級、200 MW及以下等級函數關系式。

供電標準氣耗與機組熱耗成正比關系，獲得擬合曲線函數關系式即能表達各個碳氫質量比條件下的燃料低位質量熱值與供電標準氣耗修正系數，如表2。

表2 燃料成分修正系數S2

注：m(C/H)為燃料碳氫質量比；HLm為燃料低位質量熱值(kJ/kg)；m(C/H)不在上述數值上的，采用插值方法計算。

2.3 出力系數(負荷率)影響S3

選取2015～2017年范圍內16臺400 MW級(F級)和12臺200 MW級(E級)機組的1 000多組實際生產運行數據，進行統計分析，發現燃氣發電機組出力系數基本上集中在50%～90%范圍內。分別將數據擬合成線性函數、多項式函數、指數函數和冪函數，且根據機組負荷特性，負荷率越低影響斜率絕對值越大，分段冪函數修正更為合理。機組出力系數與供電標準氣耗的函數關系如圖1所示，出力系數折算系數如表3所示。通過熱平衡計算軟件進行仿真計算驗證，趨勢函數科學合理。

出力系數容量等級修正系數≥75%400 MWF-0.05≤200 MWF-0.07<75%400 MWF-0.17≤200 MWF-0.18

注：F為機組出力系數。

2.4 啟動次數影響S4

啟動次數主要影響機組發電廠用電率而影響供電標準氣耗，因此首先應確定啟動次數對廠用電率的影響，其修正系數同樣是通過對1 000多組數據進行統計分析確定。通過對啟動次數與發電廠用電率的數據擬合(圖2)，得出如下函數：

400 MW級：

y=0.005 7x+f0

(1)

其中x為1 000等效利用小時內的啟動次數，f0為機組設計發電廠用電率。

可得出修正偏差為：

y=5.7×N÷hEOH÷100

(2)

200 MW級：

y=0.006 2x+f0

(3)

可得出修正偏差：

y=6.2×N÷hEOH÷100

(4)

根據機組耗差特性得出啟動次數對供電標準氣耗的修正系數如表4所示。

表4 機組啟動次數修正系數S4

注：N為統計期內機組啟動次數；hEOH為統計期內機組等效利用小時，hEOH=統計期機組發電量÷機組名牌容量。

2.5 供熱影響S5

供熱機組供電標準氣耗的修正量S5參照燃煤機組供熱修正系數計算方法[13]，按下列公式計算：

供熱機組修正量：

S5=α×Cpi×Rpi×(統計期供熱氣耗÷31.88)

(5)

其中，Cpi為不同抽汽壓力供熱時的供電煤耗調整系數，計算公式為：

0

(6)

0.879≤Pi<3.92，Cpi=1.505-1.404lg(Pi+0.1)

(7)

其中:Pi為不同抽汽段抽汽壓力；Rpi為機組統計期內供熱量與發電量數據比值，機組年供熱量(GJ)÷機組年發電量(萬KW·h);α為供電標準煤耗折算為供電標準氣耗的系數，為：標準煤低位發熱量(29 307[14])÷標準天然氣熱值(33 350)=0.879。31.88為根據熱量法計算的燃氣供熱機組理論供熱標準氣耗， m3/GJ(標準狀況下)，引入本系數目的是消除由于各發電企業在統計供熱標準氣耗時不統一造成的偏差。

2.6 冷卻方式影響S6

確定本修正系數的前提條件是假設在各種冷卻方式下，機組真空相同。以循環水泵進水口中心線到凝汽器入口水管中心線的垂直距離H≤10 m的直流冷卻方式(開式冷卻)為基準，修正系數取1.0；H>10 m時，考慮循環水泵由于揚程增加導致的耗功增加對供電標準氣耗的影響，修正系數取1+(H-10)÷H×循環水泵用電率；對于配置機械通風冷卻塔的循環冷卻方式，考慮機械通風冷卻塔風機耗電率對供電標準氣耗的影響，修正系數取1+機力塔耗電率；對于配置自然通風冷卻塔的循環冷卻方式，考慮其與直流冷卻方式的廠用電對供電標準氣耗的影響不同，修正系數取1.002。機組冷卻方式修正系數S6可按表5選取。

表5 機組冷卻方式修正系數S6

注：H為循環水泵進水口中心線到凝汽器入口水管中心線的垂直距離。循環水泵用電率=循環水泵用電量÷機組發電量；機力塔耗電率=機力塔耗電量÷機組發電量。

2.7 老化因素影響S7

依據不同設備廠家提供的燃氣發電機組性能修正曲線(含GE、三菱、西門子的E級、F級)，獲得機組等效利用小時與燃氣發電機組熱耗修正系數的數據，并進行數據匯總、制圖、圖表分析、曲線擬合。鑒于不同機型的等效利用小時和燃氣發電機組熱耗修正系數關系為多項式曲線，故求取相交曲線的均值，即同一等效利用小時下，不同機型熱耗修正系數的均值，作為等效利用小時與燃氣發電機組熱耗修正系數的關系曲線，由此獲得400 MW等級、200 MW及以下等級函數關系式。

因供電標準氣耗與熱耗成正比關系，所以獲得擬合曲線函數關系式即能表達機組等效利用小時與供電標準氣耗修正系數，如表6所示。

表6 機組老化修正系數S7

注：hEOH0為機組從投運至統計結束日期的等效利用小時。

2.8 天然氣增壓系統影響S8

入場天然氣增壓系統主要因為增壓機增加廠用電率進而影響機組供電標準氣耗，影響系數為1+增壓機耗電率。如表7所示。

表7 天然氣增壓系統修正系數S8

注：增壓機耗電率=增壓機耗電量÷發電量。

2.9 供電標準氣耗折算值S

供電標準氣耗折算值由實際供電標準氣耗完成值S0與八個折算系數計算得出，公式如下：

S=S0÷(S1×S2×S3×S4×S6×S7×S8)+S5

(8)

3 應用案例

本文選取三臺1拖1單軸9F級純凝機組2017年運行數據進行對標。

A、B、C三臺機組基本信息及運行參數，如表8所示。

表8 A、B、C 三臺機組2017年基本信息及運行參數表

機組A、B、C分別按照上述八項影響因素折算系數的計算如表9所示。

表9 A、B、C 三臺機組2017年供電標準氣耗折算表

從表8和表9選取的三臺F級燃氣聯合循環發電機組數據來看，從實際完成值比較，供電標準氣耗機組B

由公式(9)得出機組A與B的實際運行差距率為1.44%，公式(10)得出機組C與B的實際運行差距率為1.58%。通過這組數據得出機組A和C當年能耗水平相當，與機組B還有相對比較大的差距。

θ1=(SA0-SB0)/SB0
=(195.09-192.33)/192.33=1.44%

(9)

θ2=(SC0-SB0)/SB0
=(195.37-192.33)/192.33=1.58%

(10)

剔除外部客觀條件，折算值比較后，供電標準氣耗排序依然機組B

θ1′=(SA-SB)/SB
=(188.19-187.41)/187.41=0.42%

(11)

θ2′=(SC-SB)/SB
=(189.78-187.41)/187.41=1.26%

(12)

4 結語

燃氣聯合循環發電機組的燃氣輪機、汽輪機、鍋爐等主設備組合型式千變萬化，E級、F級及未來H級的投產，各容量等級可比機組越來越多，從管理技術的角度來看，同類對標是一種很好的激勵方式，更是提高整個行業水平的一種手段。通過對燃氣輪機發電主要能耗指標對標方法進行研究和應用，得出以下幾點結論。

1) 通過燃氣輪機運行數據的統計分析及數值模擬理論驗證，提出一種燃氣輪機主要能耗指標供電標準氣耗的對標方法，考慮不同容量等級機組當地氣溫條件、燃料成分、出力系數、啟動次數、供熱方式、冷卻方式、老化因素及入廠天然氣增壓系統等八項邊界條件，根據各邊界條件對供電標準氣耗的影響，得出S1～S8八個影響系數計算公式，并將實際完成值折算進行對標，能夠剔除外部客觀因素的影響，進而對機組綜合能效水平給出科學分析與判斷。

2) 通過三臺不同區域、不同主設備組合、同容量等級機組2017年的參數及實際運行值，應用本文提出的對標方法進行折算對標，更加合理地得出機組之間的差距大小，進一步驗證對標方法的科學可行性。

未來電力行業可采用此對標方法開展燃氣輪機發電設備運行及管理對標工作，分析歷年同等級機組的能耗水平的優勢與差距，找出標桿機組和運行最經濟的聯合循環最佳設備組合，不僅有利于提高整個燃氣發電行業的能耗水平，也有利于提高燃氣發電主設備市場競爭力[15]，進而提高設備運行經濟性水平。