S109FA燃气-蒸汽联合循环机组发电热耗率影响因素分析

李志鑫

(广州发展电力集团有限公司，广州 510627)

0 引言

广州某天然气发电厂拥有2台S109FA型燃气-蒸汽联合循环发电机组，每台机组配置燃气轮机(以下简称燃机)、蒸汽轮机、发电机各1台且同轴布置，余热锅炉采用三压再热、无补燃、卧式、自然循环方式。在实际运行过程中，应电网调峰要求，2台机组基本采用日启停运行方式，并在运行中投自动发电控制(AGC)，是南方电网区域的大型调峰主力。

对于燃气-蒸汽联合循环机组，能快速、直接反映机组变工况特性的主要经济、技术指标是发电热耗率。在实际生产过程中，大气环境、机组负荷、运行方式以及启动方式等都会不同程度地影响机组的性能，并通过发电热耗率的变化显现出来。本文以该电厂2台机组的实际运行状况为背景，分析影响该电厂发电热耗率的各种因素，重点利用实例对各种影响因素的影响程度做量化分析。

1 发电热耗率影响因素分析[1]

图1为该电厂S109FA型燃气-蒸汽联合循环机组示意图。为便于分析，将蒸汽轮机、燃气轮机、余热锅炉以及凝汽器看作一个整体并与外界隔离。经分析可知，机组与外界环境所进行的物质和能量交换主要集中在图示框线外的6个区域，并分别通过机组负荷、大气环境、天然气、余热锅炉排放、冷却介质、发电机以及机组老化7个因素影响着机组的性能。在上述7个影响因素中，机组负荷对发电热耗率的影响比较明确，其他6个因素也会一定程度上综合影响机组的变工况特性，并在发电热耗率上有所反映。

图1 燃气-蒸汽联合循环机组示意

1.1 大气环境因素

空气要经压气机加压后进入燃烧室，在此过程中压气机耗功大约占到燃气轮机总功率的2/3,空气因素对于简单循环燃气轮机及其联合循环的功率和效率有相当大的影响，任何影响压气机进气空气密度的因素,都会在某种程度上影响机组性能。由于空气密度的大小主要取决于大气的温度、湿度及压力, 因此，大气环境因素主要包括大气温度、压力及湿度。

1.2 天然气因素

天然气在进入燃烧室之前要先经性能加热器加热，在此发生能量转换。天然气在性能加热器进、出口的温度以及热值、热容及流量决定了天然气在加热过程所消耗的能量大小，因此，天然气因素主要考虑其在性能加热器进出口的温度，受目前测量手段的限制，热值、热容及流量因素暂不考虑。

1.3 余热锅炉排放因素

对于无补燃的余热锅炉型联合循环机组，在燃气透平中做功之后的尾气在余热锅炉中仅有换热过程，不存在燃烧过程，余热锅炉也不需要额外补充空气，因此，排放因素主要指余热锅炉排放到大气中烟气的温度及流量。

1.4 冷却介质因素

凝汽器的压力水平即汽轮机背压，对机组性能影响较大，影响凝汽器压力水平的因素主要来自冷却介质，包括开式循环水的温度及流量，因此，可将冷却介质因素看作开式循环水的温度及流量对机组性能的影响。

1.5 发电机因素

由于发电机、燃气轮机、蒸汽轮机同轴布置，发电机工况的变化必然会影响到整个机组的性能，发电机因素对机组性能的影响主要体现在发电机的频率和功率因数上，其中频率因素的影响微乎其微。

1.6 老化因素

随着机组运行时间的增加，会造成气流通道积垢、叶片腐蚀、损伤、叶形变化等使机组性能出现不同程度的下降，通常表现为发电热耗率的增加或热效率的降低，称之为机组老化。当运行周期较短时，可以暂不考虑该项因素的影响。

1.7 机组负荷及运行方式、启动方式因素

由于机组在实际运行中投AGC，机组负荷时常变动，时刻影响着发电热耗率的变化；另外，机组常采用日启停运行方式，偶尔还会有冷态启动方式，启动期间因为存在暖机过程，热效率较低。因此，运行方式及启动方式的改变也会影响机组发电热耗率的升高或降低。

2 各种影响因素的量化分析[2]

根据以上对发电热耗率各类影响因素的分析、梳理，基于该电厂2017年6—7月实际生产数据，以分析这2个月发电热耗率的环比情况为例，介绍量化分析的计算方法。为提高准确性，首先将上述2个月的发电热耗率修正到保证工况下，统一工况后再分析负荷、运行方式等因素对发电热耗率的影响。

这里的保证状况条件指：(1)大气压力100.54 kPa；(2)大气温度29.0 ℃；(3)相对湿度83%；(4)发电机频率50 Hz；(5)发电机功率因数0.85；(6)燃料加热器入口天然气温度15.0 ℃；(7)燃料加热器入口天然气压力3 524.50 kPa；(8)余热锅炉给水温度60.0 ℃；(9)凝汽器开式循环水温度29.5 ℃；(10)凝汽器开式循环水流量24 461.1 t/h；(11)天然气热值、组分摩尔分数的相关规定。

表1为该电厂2017年6，7月相关生产数据。由表1数据可知，7月的发电热耗率环比升高了36.76 kJ/(kW·h)；表2是在机组实际运行过程中，通过查询PI数据库获取的一系列有关生产数据。

表1 2017年6，7月相关生产数据

表2 影响机组性能因素及相关数据统计

2.1 空气、燃料、冷却介质、发电机因素综合影响分析[3]

根据联合循环机组性能，大气环境、发电机频率以及燃机入口天然气温度既影响机组出力，又影响机组的耗热量；冷却介质、发电机功率因数、低压省煤器再循环温度及燃料加热器入口天然气温度仅影响机组出力。

根据GE公司提供的各种影响因素的修正曲线，分别将联合循环机组的出力和耗热量修正到保证工况下。

2.1.1 联合循环机组出力的修正

大气温度的修正

α1=α1b/α1a，

(1)

式中：α1a，α1b分别为设计、试验大气温度下的出力修正系数。

大气压力的修正

α2=α2b/α2a，

(2)

式中：α2a，α2b分别为设计、试验大气压力下的出力修正系数。

大气相对湿度的修正

α3=α3b/α3a，

(3)

式中：α3a，α3b分别为设计、试验大气相对湿度下的出力修正系数。

循环水流量的修正

Δ4=Δ4b-Δ4a，

(4)

式中：Δ4a，Δ4b分别为设计、试验循环水流量下的发电机损失功率。

循环水温度的修正

Δ5=Δ5b-Δ5a，

(5)

式中：Δ5a，Δ5b分别为设计、试验循环水温下的发电机损失功率。

功率因数的修正

Δ6=Δ6a-Δ6b，

(6)

式中：Δ6a，Δ6b分别为设计、试验功率因数与试验负荷下的发电机损失功率。

发电机频率的修正

Δ7=Δ7a-Δ7b，

(7)

式中：Δ7a，Δ7b分别为设计、试验发电机频率下的出力修正系数。

低压省煤器再循环温度的修正

Δ8=Δ8b-Δ8a，

(8)

式中：Δ8a，Δ8b分别为设计、试验低压省煤器再循环温度下的发电机损失功率。

燃料加热器入口天然气温度的修正

Δ9=Δ9b-Δ9a，

(9)

式中：Δ9a，Δ9b分别为设计、试验燃料加热器入口天然气温度下的发电机损失的功率。

燃机入口天然气温度的修正

α10=α10b/α10a，

(10)

式中：α10a，α10b分别为设计、试验燃机入口天然气温度下的出力修正系数。

联合循环机组总出力的修正

(11)

式中：P为联合循环总输出功率。

2.1.2 热耗量的修正

大气温度的修正

β1=β1b/β1a，

(12)

式中：β1a，β1b分别为设计、试验大气温度下的热耗量修正系数。

大气压力的修正

β2=β2b/β2a，

(13)

式中：β2a，β2b分别为设计、试验大气压力下的热耗量修正系数。

大气相对湿度的修正

β3=β3b/β3a，

(14)

式中：β3a，β3b分别为设计、试验大气相对湿度下的热耗量修正系数。

发电机频率的修正

β4=β4b/β4a，

(15)

式中：β4a，β4b分别为设计、试验发电机频率下的热耗量修正系数。

燃机入口天然气温度的修正

β5=β5b/β5a，

(16)

式中：β5a，β5b分别为设计、试验燃机入口天然气温度下的热耗量修正系数。

耗热量修正后

Qcorr=Q/(β1β2β3β4β5) ，

(17)

式中：Q为联合循环发电热耗量。

2.1.3 发电热耗率的修正

HRcorr=Qcorr/Pcorr。

(18)

按照式(1)～(18)，将2017年6，7月的实际发电热耗率修正到保证工况下，则7月的发电热耗率由7 303.90 kJ/(kW·h)(保证)→7 325.23 kJ/(kW·h)(实际)，上升21.33 kJ/(kW·h)；6月的发电热耗率由7 297.79 kJ/(kW·h)(保证)→7 288.47 kJ/(kW·h)(实际)，下降9.32 kJ/(kW·h)。

修正到保证工况后，空气、燃料、冷却介质、发电机等因素综合影响7月的发电热耗率上升21.33 kJ/(kW·h)、综合影响6月的发电热耗率下降9.32 kJ/(kW·h)。统一到保证工况后，上述因素综合影响 2个月发电热耗率变化为30.65 kJ/(kW·h)，即上述系列因素的综合影响使7月的发电热耗率环比6月上升30.65 kJ/(kW·h)。

2.2 平均负荷因素影响分析[4]

由表1可知，2017年6，7月的平均负荷分别为306，301 MW，考虑到影响机组出力的一系列因素，将6，7月的平均负荷修正到保证工况下，再根据图2保证状况下机组负荷与发电热耗率对应关系曲线(100%负荷为360.21 MW，对应发电热耗率为6 998.296 kJ/(kW·h))，可查找出平均负荷因素影响7月的发电热耗率环比6月上升20.51 kJ/(kW·h)。

图2 保证工况下机组负荷与热耗率对应关系曲线

2.3 运行方式、启动方式因素影响分析

根据机组运行的实际状况，借助PI Process Book工具可以获取机组在各种运行工况下的发电量、耗气量等生产数据，由此计算出机组负荷约300 MW时,连续运行过程中的发电热耗率比日启停模式下机组启动过程中低3～4 MJ/(kW·h)。从机组点火至投AGC控制的时间段，机组负荷约300 MW连续运行时的发电量约230 MW·h。由此可以估算出，一次连续运行比日启停模式下热态启动折合少用天然气约10～15 t。因为机组在热态启动过程中的发电热耗率相对稳定，该值可以根据连续运行时负荷的不同进行不断修正以贴近实际情况。

用同样的方法可以估算出一次冷态启动比一次日启停(热态启动)折合多用天然气约15～20 t。

根据以上分析，7月有5次连续运行，环比6月多4次，以日启停模式为比较基准，则连续运行因素使7月环比6月折合少用天然气约43 t，以此可计算出连续运行因素影响7月的发电热耗率环比6月下降约8.45 kJ/(kW·h)。同样，7月的冷态启动次数环比6月少3次，该项因素使7月环比6月折合少用天然气约45 t，影响7月的发电热耗率环比6月下降约8.5 kJ/(kW·h)。

3 结论

根据上述分析结果，空气、燃料、冷却介质、发电机、平均负荷因素影响7月发电热耗率环比6月上升51.12 kJ/(kW·h)，运行方式、启动方式因素影响7月发电热耗率环比6月下降16.95 kJ/(kW·h)，上述因素合计影响7月发电热耗率环比6月上升34.17 kJ/(kW·h)，该值与实际上升值36.76 kJ/(kW·h)十分吻合。

量化分析结果验证了此种量化分析方法的实用性和准确性，为此类型电厂对联合循环机组变工况性能分析提供了有效的计算依据。