燃气发电主要能耗对标方法研究与应用

徐 宁，朱亚迪，徐婷婷

(华电电力科学研究院有限公司， 杭州 310030)

目前,伴随着中国的经济增长和竞争的加剧，越来越多的企业为提高自身的竞争能力而实施了对标管理，对标管理已成为许多大中型企业的管理活动之一[1]。在发电行业，能耗指标对标已经提出多年，燃煤发电机组已经形成较为完整的生产指标对标管理体系，对标方法的研究比较成熟，各发电企业之间的指标对标工作有序开展，为燃煤机组的节能监督、能效提升提供有力的保障[2-9]。但是燃气发电机组，因发展起步晚，后续投产也并不集中，主设备厂家不同、容量等级不同、安装型式不同、运行方式不同等受制于多方面的原因，未能形成系统的对标体系[10]。

随着国家能源结构的调整，一次能源消耗中燃气占比的提高，天然气发电作为一种高效、清洁、灵活的能源利用方式，能显著减少污染物排放，改善大气环境质量，并率先实现能源低碳化、清洁化发展，近年来得到了迅速的发展。2017年中国对世界天然气消费增量的贡献达30%以上，成为推动世界天然气发展的主要驱动力，预计2020年、2030年、2050年天然气在一次能源消费结构中的占比将分别提升到近10%、14%和15%左右[11]。按电力规划，到2020年，新增并投产5 000万千瓦天然气发电机组，燃气发电容量达到1.1亿千瓦以上[12]。因此，迫切需要研究燃气发电主要能耗指标的对标管理方法，来适应燃气轮机发电的发展，通过对标激励发电企业管理水平，提高发电设备安全可靠经济性，剔除发电客观条件影响，进而提高燃气机组效率。

燃气轮机对标管理有利于与同类机组进行管理和经济指标对比，可以找出差距，分析燃气轮机生产管理经济指标产生偏差的原因，逐渐提高管理水平。通过对标，可以在同类燃气轮机发电行业间互相借鉴经验，在管理和机组运行方面互相学习提高，提升设备运行效率和经营管理水平。

1 燃气轮机发电类型

燃气发电机组按循环方式分简单循环和燃气-蒸汽联合循环；按燃气机组主机结构分为内燃机、航改机和重型燃气轮机，内燃机和航改机主要用于小型分布式燃气发电供热供冷三联产，重型燃气轮机主要用于调峰或连续运行带负荷模式；按安装型式分一拖一同轴、一拖一分轴、二拖一等型式；按容量等级主要分为6F级、E级、9F级、H级等，6F级主要集中在100 MW以下，E级主要集中在200 MW左右，9F级主要集中在400 MW左右，H级主要集中在600 MW左右，截止2018年8月底，国内尚未正式投运600 MW等级的H级燃气发电机组。目前燃气发电供热机组主要以E级为主，燃气纯凝发电主要以F级为主。

我国重型燃气发电机组燃气轮机机型以引进并国产化制造的通用电气公司(简称GE)、西门子股份公司(简称西门子)和三菱重工业株式会社(简称三菱)的E级、F级和H级燃气轮机为主，其中，100 MW等级以GE公司生产的PG6111FA机型为主；200 MW等级机型以GE的PG9171E、西门子的SGT-2000E机型为主；400 MW等级以GE的PG9351FA、西门子的SGT-4000F、三菱的M701F4机型为主，600 MW等级以GE的9HA、西门子的SGT-8000H为主。

2 供电标准气耗对标方法

鉴于燃气发电主机主要为重型燃气轮机，所以，此文只讨论容量100 MW以上的E级和F级联合循环发电机组的主要能耗指标供电标准气耗的对标方法。燃气发电机组容量等级按100 MW、200 MW、400 MW等级划分，一拖一机组容量等级按整套机组装机容量确定，二拖一机组容量等级按整套机组装机容量的1/2确定。

本文提出100 MW等级以上燃气-蒸汽联合循环发电主要能耗指标供电标准气耗的一种对标方法，考虑不同容量等级机组当地气温条件、燃料成分、出力系数、启动次数、供热方式、冷却方式、老化因素及入厂天然气增压系统等边界条件，根据各边界条件对供电标准气耗的影响，可将实际完成值折算进行对标，计算出标杆值、先进值、平均值等，分析同等级机组的能耗水平的优势与差距，可根据对标结果分析同容量等级不同主设备厂家的能耗水平之间的差异，一是便于提高整个燃气发电行业的能耗水平，二是对未来规划燃气机组设备招标提供运行数据支撑。

2.1 当地气温条件影响S1

当地气温对燃气发电机组的影响主要有三个方面：①气温变化对燃气轮机出力和效率产生影响；②气温变化对燃气轮机排烟温度产生影响，进而影响余热锅炉蒸汽参数，最终对汽轮机出力和效率产生影响；③气温变化对冷却水温产生影响，导致凝汽器真空变化，进而影响汽轮机出力和效率。由于这三个方面的影响存在很强的耦合关系，传统的热力计算方法难以确定气温对燃气发电机组供电标准气耗的综合影响，采用热力学仿真软件(Thermoflow)进行变工况计算分析。分别建立GE PG6111FA、PG9171E、PG9351FA，西门子SGT-2000E、SGT-4000F，三菱M701F4等机型的热力学仿真计算模型，以ISO工况(大气温度15 ℃、大气压力101.3 kPa、相对湿度60%)为基准进行不同气温条件的变工况计算，得到供电标准气耗修正系数如表1。

表1 当地气温修正系数S1

注：(1)K1为春秋季(10 ℃～22 ℃)的发电量占年度总发电量的比重；K2为夏季(≥22 ℃)的发电量占年度总发电量的比重；K3为冬季(≤10 ℃)的发电量占年度总发电量的比重。

(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 燃料成分影响S2

根据不同设备厂家提供的燃气发电机组性能修正曲线(GE、三菱、西门子的E级、F级)，获得不同机型不同碳氢质量比，燃料低位质量热值与联合循环热耗修正系数的数据，进行数据汇总、图表分析、曲线拟合。鉴于各碳氢质量比拟合得到的多条曲线皆为直线，故求取曲线均值，即相交直线的角平分线作为燃料低位质量热值与机组热耗修正系数的关系曲线，得出400 MW等级、200 MW及以下等级函数关系式。

供电标准气耗与机组热耗成正比关系，获得拟合曲线函数关系式即能表达各个碳氢质量比条件下的燃料低位质量热值与供电标准气耗修正系数，如表2。

表2 燃料成分修正系数S2

注：m(C/H)为燃料碳氢质量比；HLm为燃料低位质量热值(kJ/kg)；m(C/H)不在上述数值上的，采用插值方法计算。

2.3 出力系数(负荷率)影响S3

选取2015～2017年范围内16台400 MW级(F级)和12台200 MW级(E级)机组的1 000多组实际生产运行数据，进行统计分析，发现燃气发电机组出力系数基本上集中在50%～90%范围内。分别将数据拟合成线性函数、多项式函数、指数函数和幂函数，且根据机组负荷特性，负荷率越低影响斜率绝对值越大，分段幂函数修正更为合理。机组出力系数与供电标准气耗的函数关系如图1所示，出力系数折算系数如表3所示。通过热平衡计算软件进行仿真计算验证，趋势函数科学合理。

出力系数容量等级修正系数≥75%400 MWF-0.05≤200 MWF-0.07<75%400 MWF-0.17≤200 MWF-0.18

注：F为机组出力系数。

2.4 启动次数影响S4

启动次数主要影响机组发电厂用电率而影响供电标准气耗，因此首先应确定启动次数对厂用电率的影响，其修正系数同样是通过对1 000多组数据进行统计分析确定。通过对启动次数与发电厂用电率的数据拟合(图2)，得出如下函数：

400 MW级：

y=0.005 7x+f0

(1)

其中x为1 000等效利用小时内的启动次数，f0为机组设计发电厂用电率。

可得出修正偏差为：

y=5.7×N÷hEOH÷100

(2)

200 MW级：

y=0.006 2x+f0

(3)

可得出修正偏差：

y=6.2×N÷hEOH÷100

(4)

根据机组耗差特性得出启动次数对供电标准气耗的修正系数如表4所示。

表4 机组启动次数修正系数S4

注：N为统计期内机组启动次数；hEOH为统计期内机组等效利用小时，hEOH=统计期机组发电量÷机组名牌容量。

2.5 供热影响S5

供热机组供电标准气耗的修正量S5参照燃煤机组供热修正系数计算方法[13]，按下列公式计算：

供热机组修正量：

S5=α×Cpi×Rpi×(统计期供热气耗÷31.88)

(5)

其中，Cpi为不同抽汽压力供热时的供电煤耗调整系数，计算公式为：

0

(6)

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

(7)

其中:Pi为不同抽汽段抽汽压力；Rpi为机组统计期内供热量与发电量数据比值，机组年供热量(GJ)÷机组年发电量(万KW·h);α为供电标准煤耗折算为供电标准气耗的系数，为：标准煤低位发热量(29 307[14])÷标准天然气热值(33 350)=0.879。31.88为根据热量法计算的燃气供热机组理论供热标准气耗， m3/GJ(标准状况下)，引入本系数目的是消除由于各发电企业在统计供热标准气耗时不统一造成的偏差。

2.6 冷却方式影响S6

确定本修正系数的前提条件是假设在各种冷却方式下，机组真空相同。以循环水泵进水口中心线到凝汽器入口水管中心线的垂直距离H≤10 m的直流冷却方式(开式冷却)为基准，修正系数取1.0；H>10 m时，考虑循环水泵由于扬程增加导致的耗功增加对供电标准气耗的影响，修正系数取1+(H-10)÷H×循环水泵用电率；对于配置机械通风冷却塔的循环冷却方式，考虑机械通风冷却塔风机耗电率对供电标准气耗的影响，修正系数取1+机力塔耗电率；对于配置自然通风冷却塔的循环冷却方式，考虑其与直流冷却方式的厂用电对供电标准气耗的影响不同，修正系数取1.002。机组冷却方式修正系数S6可按表5选取。

表5 机组冷却方式修正系数S6

注：H为循环水泵进水口中心线到凝汽器入口水管中心线的垂直距离。循环水泵用电率=循环水泵用电量÷机组发电量；机力塔耗电率=机力塔耗电量÷机组发电量。

2.7 老化因素影响S7

依据不同设备厂家提供的燃气发电机组性能修正曲线(含GE、三菱、西门子的E级、F级)，获得机组等效利用小时与燃气发电机组热耗修正系数的数据，并进行数据汇总、制图、图表分析、曲线拟合。鉴于不同机型的等效利用小时和燃气发电机组热耗修正系数关系为多项式曲线，故求取相交曲线的均值，即同一等效利用小时下，不同机型热耗修正系数的均值，作为等效利用小时与燃气发电机组热耗修正系数的关系曲线，由此获得400 MW等级、200 MW及以下等级函数关系式。

因供电标准气耗与热耗成正比关系，所以获得拟合曲线函数关系式即能表达机组等效利用小时与供电标准气耗修正系数，如表6所示。

表6 机组老化修正系数S7

注：hEOH0为机组从投运至统计结束日期的等效利用小时。

2.8 天然气增压系统影响S8

入场天然气增压系统主要因为增压机增加厂用电率进而影响机组供电标准气耗，影响系数为1+增压机耗电率。如表7所示。

表7 天然气增压系统修正系数S8

注：增压机耗电率=增压机耗电量÷发电量。

2.9 供电标准气耗折算值S

供电标准气耗折算值由实际供电标准气耗完成值S0与八个折算系数计算得出，公式如下：

S=S0÷(S1×S2×S3×S4×S6×S7×S8)+S5

(8)

3 应用案例

本文选取三台1拖1单轴9F级纯凝机组2017年运行数据进行对标。

A、B、C三台机组基本信息及运行参数，如表8所示。

表8 A、B、C 三台机组2017年基本信息及运行参数表

机组A、B、C分别按照上述八项影响因素折算系数的计算如表9所示。

表9 A、B、C 三台机组2017年供电标准气耗折算表

从表8和表9选取的三台F级燃气联合循环发电机组数据来看，从实际完成值比较，供电标准气耗机组B

由公式(9)得出机组A与B的实际运行差距率为1.44%，公式(10)得出机组C与B的实际运行差距率为1.58%。通过这组数据得出机组A和C当年能耗水平相当，与机组B还有相对比较大的差距。

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)

剔除外部客观条件，折算值比较后，供电标准气耗排序依然机组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 结语

燃气联合循环发电机组的燃气轮机、汽轮机、锅炉等主设备组合型式千变万化，E级、F级及未来H级的投产，各容量等级可比机组越来越多，从管理技术的角度来看，同类对标是一种很好的激励方式，更是提高整个行业水平的一种手段。通过对燃气轮机发电主要能耗指标对标方法进行研究和应用，得出以下几点结论。

1) 通过燃气轮机运行数据的统计分析及数值模拟理论验证，提出一种燃气轮机主要能耗指标供电标准气耗的对标方法，考虑不同容量等级机组当地气温条件、燃料成分、出力系数、启动次数、供热方式、冷却方式、老化因素及入厂天然气增压系统等八项边界条件，根据各边界条件对供电标准气耗的影响，得出S1～S8八个影响系数计算公式，并将实际完成值折算进行对标，能够剔除外部客观因素的影响，进而对机组综合能效水平给出科学分析与判断。

2) 通过三台不同区域、不同主设备组合、同容量等级机组2017年的参数及实际运行值，应用本文提出的对标方法进行折算对标，更加合理地得出机组之间的差距大小，进一步验证对标方法的科学可行性。

未来电力行业可采用此对标方法开展燃气轮机发电设备运行及管理对标工作，分析历年同等级机组的能耗水平的优势与差距，找出标杆机组和运行最经济的联合循环最佳设备组合，不仅有利于提高整个燃气发电行业的能耗水平，也有利于提高燃气发电主设备市场竞争力[15]，进而提高设备运行经济性水平。