M701F4燃氣輪機組不同控制模式下的經濟性分析

陳昭

(杭州華電江東熱電有限公司，杭州 310000)

M701F4燃氣輪機組不同控制模式下的經濟性分析

陳昭

(杭州華電江東熱電有限公司，杭州 310000)

為使M701F4燃氣-蒸汽聯合循環發電機組在高負荷運行時獲得最大的經濟效益，將機組置于幾種不同控制模式下穩定運行，對發電氣耗、廠用電等數據進行統計、分析，結合一次調頻的要求與考核，對溫控和非溫控模式下的綜合經濟效益進行量化對比，得出轉速控制(貼近溫控)模式的最優運行方式，可為同類型機組運行方式的選擇提供參考。

M701F4燃氣輪機；發電氣耗；轉速控制模式；溫度控制模式；一次調頻

0 引言

目前，三菱M701F4燃氣-蒸汽聯合循環發電機組在高負荷下進入溫度控制模式時，升負荷裕量接近0，降負荷速率也非常緩慢，無法滿足電網對一次調頻性能的要求。根據機組特性，負荷越低效率也越低，因此，為了滿足一次調頻功能且盡量提高機組效率，高負荷段一般將燃機負荷控制在溫控負荷以下一定區間，使機組脫離溫控模式運行，從而保證調節性能，保障電網安全。但該種模式與溫控模式之間的經濟效益差距并沒有量化對比，鑒于此，2017年夏季，對某電廠#2機組運行狀態進行適當調整，在大量運行數據的基礎上進行綜合經濟效益對比。

1 運行控制模式及試驗

1.1 機組控制模式

根據三菱公司的設計，機組在穩定負荷區間運行時，可投入功率控制(Load Limit)或轉速控制(Governor)方式對機組負荷進行控制，轉速控制為有差調節，功率控制為無差調節[1]，轉速控制的負荷響應速率大于功率控制，滿足電網對機組一次調頻性能的要求。而當葉片通道溫度(BPT)或燃機排氣溫度(EXT)超過溫控基準線時，機組會自動進入溫控模式，此時，機組升負荷被限制，降負荷也需先待以上溫度緩慢下降至溫控線以下、燃機脫離溫控模式后才能下降，過程比較緩慢，無法滿足一次調頻性能要求[2]。

1.2 試驗統計

在不同日期及不同時間段對#2機組進行工況調整，對相關數據進行統計、對比。

1.2.1 試驗1

2017年7月28日，對運行中的#2機組(未抽汽供熱)進行工況調整。分別在14:00—14:05，14:39—14:53，將機組置于不同負荷及控制模式，并對相關數據進行統計并計算氣耗，統計數據見表1。由表1可以看出，在熱值、大氣溫度等外部因素無明顯變化的情況下，機組溫控與轉速控制(貼近溫控)模式下的氣耗差為0.000 261 5 m3/(kW·h)(負荷差為-16.93 MW)。

表1 試驗1數據

注：試驗時間內各項參數處于穩定狀態；本文數據均為：每10 s取1個數據點，一個時間段內所有數據剔除10%最高數據點和10%最低數據點，剩余數據取平均數。

1.2.2 試驗2

2017年8月2日，對#2機組(抽汽供熱)進行工況調整。分別在13:00—14:00，14:00—15:00，15:00—16:00將機組置于不同負荷及控制模式，并對相關數據進行統計、計算，見表2。由表2可知：工況穩定時，機組溫控與2次轉速控制(貼近溫控)模式下的最大氣耗差為0.000 547 7 m3/(kW·h)(負荷差為-9.50 MW)；未進入溫控模式時，2個不同負荷下(負荷差為 -0.05 MW)發電氣耗差為0.000 020 1 m3/(kW·h)。

表2 試驗2數據

表3 試驗3數據

表4 2種控制模式數據對比

1.2.3 試驗3

2017年8月11日，對#2機組(抽汽供熱)進行工況調整。分別在12:47—13:24，13:53—14:30，14:30—15:30，16:20—17:20將機組置于不同負荷及控制模式，并對相關數據進行統計、計算，見表3。由表3可知：工況穩定時，機組溫控與3次轉速控制(貼近溫控)模式下的最大氣耗差為0.000 639 4 m3/(kW·h)(負荷差為-6.95 MW)；未進入溫控模式時，3個不同負荷下的最大發電氣耗差為0.000 229 6 m3/(kW·h)(負荷差為-4.26 MW)。

1.3 試驗分析

1.3.1 溫控與非溫控模式的對比分析

將以上試驗的負荷差與氣耗差及參與差值計算的對應負荷、氣耗列成表4，由表4可知，溫控模式氣耗較低，而不同次試驗間的氣耗差異無明顯規律(受環境、熱值、真空度等影響)。長期運行表明，因工況不同，進入溫控模式的負荷點有所不同，進入溫控模式后，負荷可緩慢上升的幅度也有所不同。以上數次試驗中，2種控制模式的最大負荷差為16.93 MW(該差值比經驗值略大)，最大氣耗差為0.000 639 4 m3/(kW·h)。

1.3.2 非溫控模式之間的對比分析

將試驗2，3中轉速控制(貼近溫控)模式下發電氣耗及負荷進行對比，見表5。由表5可知，機組同一啟停日期內，在非溫控模式下高負荷運行時，負荷越貼近溫控模式負荷，氣耗越低。

表5 轉速控制(貼近溫控)模式數據對比

2 經濟性分析

2.1 2種控制模式下的生產及檢修費用對比

根據試驗數據與運行經驗，對機組長期處于溫控或轉速控制(貼近溫控)模式下的實際運行小時數(AOH)及兩者的差值進行計算，對AOH差引起的檢修費用差和廠用電差以及長期處于2種不同控制模式引起的氣耗差進行計算分析。

按機組歷年月均發電量1億kW·h計，在忽略啟停機過程(不影響此次分析)的情況下，根據試驗中溫控模式的最高負荷399.25 MW計算，每月需運行250.5 h；按試驗中轉速控制(貼近溫控)模式的最低負荷382.32 MW計算，每月需運行261.6 h。負荷差為16.93 MW，每月機組AOH差為11.1 h。

(1)檢修費用差。燃機檢修周期一般根據機組AOH計算，當機組AOH達12 000 h時進行C修(費用約500萬元)，達24 000 h時進行T修(費用約1 000萬元)，達48 000 h時進行M修(費用約3 000萬元)，1個大修周期內共需檢修費用5 000萬元，折合每小時檢修費用0.104萬元。根據2種不同模式下機組每月產生AOH差為11.1 h計算，檢修費用差為1.15萬元。

(2)廠用電費用差。負荷393.04 MW時每小時廠用電量為7.833 MW·h，停機時每小時廠用電量為2.257 MW·h，每小時差5.576 MW·h。根據2種不同模式下機組每月產生AOH差為11.1 h計算，廠用電量每月相差61.9 MW·h。按上網電價0.52元/(kW·h)計算，廠用電費用差為3.22萬元。

(3)氣耗費用差。按試驗中2種模式最大氣耗差0.000 639 4 m3/(kW·h)、月發電量1億kW·h計算，月消耗天然氣量的差值為63 940 m3。按氣價2.31元/m3計算，氣耗費用差為14.77萬元。

以上各項指標差值總和為：1.15+3.22+14.77=19.14(萬元)。

2.2 2種控制模式下的電網考核費用

長期運行表明，在非溫控模式下，機組一次調頻性能合格，免于考核。在溫控模式下運行，根據《華東區域發電廠并網運行管理》的規定，涉及一次調頻性能考核有正確動作率和性能2項。

(1)一次調頻正確動作率考核。根據規定，對于一次調頻月正確動作率小于80%的機組，每月考核電量為

Q1=(80%-λ)Ptα，

式中：Q1為一次調頻正確動作率考核電量；λ為機組一次調頻月正確動作率；P為機組額定容量，MW；t為考核時間，1 h；α為一次調頻考核系數，取值1。

#2機組額定容量為480 MW，在全程溫控模式下運行時，負荷無調整裕量，一次調頻月正確動作率接近0%。因此，Q1=(80%-0%)×480×1×1=384 (MW·h)。

(2)一次調頻性能考核。根據規定，以每月機組一次調頻效果的算術平均值D作為機組一次調頻性能指標，對月平均D值小于60%的機組進行考核，每月考核電量為

式中：Q2為一次調頻性能考核電量；Qi為第i次一次調頻理論計算積分電量；Qs為第i次一次調頻實際計算積分電量。

機組全程在溫控模式下運行時，Qs接近0，因此被考核量為

統計計算2017年5—7月一次調頻動作次數與#2機組運行小時，得出運行時一次調頻平均動作頻率為4.9 次/h，每次動作的理論計算積分電量平均值為16 (kW·h)/次。按每月進溫控運行250.5 h計算，Q2=0.1×250.5×4.9×60%×16=1 178 (kW·h)。

由此可得，總考核電量為：Q1+Q2=385.178 MW·h，按上網電價0.52 元/(kW·h)計，為20.03萬元。

2.3 效益對比

綜合以上計算，#2機組轉速控制(貼近溫控)模式下運行的經濟效益略優于滿負荷溫控模式，效益差額為0.89萬元。

3 結論

在夏季工況下，通過分析計算可得以下結論：#2機組在轉速控制(貼近溫控)模式下運行的經濟性略優于溫控模式；在轉速控制(貼近溫控)模式下，機組負荷越接近溫控負荷，發電氣耗表現越優。

機組一次調頻是保障電網安全的重要手段。華東電網已逐步形成特高壓大受端電網，而特高壓直流閉鎖故障時有發生，給電網安全帶來較大風險，幾次故障顯示，全網機組一次調頻性能不能很好地滿足新的要求,頻率跌幅超出預期。因此，電網對機組一次調頻性能的要求必將越來越高，考核力度必然會越來越大。在現行的電網“兩個細則”制度下，犧牲一次調頻性能、將燃機置于滿負荷溫控模式以取得更優發電氣耗的方法，在電網安全與機組綜合經濟效益方面皆不可取。發電企業應密切關注電網要求和“兩個細則”制度的新動向，特別應關注電網關于一次調頻性能考核的計算方法和系數的調整，在保障一次調頻性能的前提下，適當調整機組運行工況，以取得最佳效益。

[1]潘蕾.重型燃氣輪機發電系統一次調頻控制策略及電網調度的仿真研究[J].汽輪機技術，2003，45(6)：368-371.

[2]宣曉華.特高壓受端電網直流閉鎖故障下機組一次調頻性能分析[J].中國電力，2016，49(11)：140-144.

TK 477

A

1674-1951(2017)12-0021-03

2017-09-07；

2017-11-03

(本文責編：劉芳)

陳昭(1986—)，男，浙江浦江人，工程師，從事火力發電機組的調試、維護及專業技術管理工作(E-mail:260649102@qq.com)。