浅谈200MW燃气联合循环机组调峰方式的选择

中图分类号：TM77 文献标识：A 文章编号：1674-1145（2017）02-000-01

摘 要 燃气联合循环机组采用何种调峰方式与机组乃至整个发电厂的经济效益密切相关。本文分析了联合循环机组启停的经济性，并对低负荷运行和两班制运行调峰做了经济性比较，为两种方式的选择提出合理建议。

关键词 联合循环 调峰 方式

燃气联合循环机组的调峰方式一般包括：（l）两班制运行，即夜里短时间停运，早上再启动。 （2）低负荷运行，带基荷机组降至最低技术出力运行，当电网负荷增大，机组快速带负荷。在供气充足的情况下，某电厂两套燃气联合循环机组采用一套机组连续运行，另一套机组调峰的运行方式。但近些年供气一直呈现量少价升的形势，通常所供的天然气只能维持一套燃气联合循环机组运行，严重影响电厂发电效益。本文主要对电厂燃气联合循环机组低负荷连续运行和两班制调峰运行经济性进行简要分析。

一、联合循环机组启停经济性分析

某电厂燃气联合循环调峰机组与连续运行机组的区别在于：联合循环调峰机组启停过程耗气量、厂用电量、耗水量及启停的设备损耗折旧费用有所不同。

已知条件如下，气价：0.9275元/m3，上网电价：0.4203元/kWh，反供电价：0.65元/kWh，除盐水价：e3=10元/t，联合循环机组单位电量折旧额为0.08元/kWh。

调峰机组启动到并网和机组开始减负荷到解列计算如下：（1）、燃气轮机启动到并网耗气：800m3；（2）、燃气轮机启动耗厂用电量：200 kWh；（3）、燃气轮机并网后到汽机并网需要1 h，耗气25200m3，厂用电量：1166kWh，发电量：34000kWh。（4）、汽轮机从开始减负荷到机组解列需要0.5h，耗气3800m3，厂用电量1555kWh，发电5400kWh。

以天然气价格：0.9275元/m3，上网电价：0.4203元/kWh计算，启机所耗的天然气及厂用电费用共：（800+25200）×0.9275+（200+1166）×0.65=25002.9元，而上网电量价费用为：34000×0.4203=14290.2元，故实际的联合循环启机消耗费用应为：25002.9-14290.2=10712.7元RMB。

停机所耗的天然气及厂用电费用共：3800×0.9275+1555×0.65=4535.2元，上网电量价费用为：5400×0.4203=2269.6元。故实际联合循环停机消耗费用应为：4535.2-2269.6=2265.6元。

这样，联合循环机组启停机一次所消耗的费用总共为：10712.7+2265.6=12978.3元。

二、两班制调峰与连续运行经济性分析

（一）建立模型分析

假设：总供气Mm3，上网电价为e1元/kWh，天然气价格为：f元/m3，气耗为X，除盐水水价格为：w元/t，耗水量为H吨，反供厂用电价格：e2元/kWh，停机后厂用电量：G，调峰折旧费用：K1，连续运行发电折旧费用：K2。启停费用：Y=12 307元。

调峰机组：耗完供气M，发电获得的总毛利润：Y1=e（M÷X1）-（f×M）-（e2×G）-（w×H）-K1-12307（1）连续运行机组：耗完供气M，发电获得的总毛利润：Y2=e（M÷X2）-（f×M）-K2（2）

针对联合循环机组进行具体分析，算式（1）中，第一项e（M÷X1），因调峰机组开机的时间、调峰负荷不能够确定，气耗X1是一个变量，故第一项为变量。第二项（f×M），因供气M不变，故第二项为定值。第三项（e2×G），因机组停机时间不确定，故厂用电量G为变量。第四项（w×H），调峰机组启停一次的耗水量H为定值，即H=40 t。第五项K1，调峰折旧费用因发电量不确定，故为变量。

算式（2）中，第一项e（M÷X2），因机组连续运行，根据海南电网调峰机组实际情况，在M一定的情况下，电网下达的负荷不变，因此气耗X2也是不变的，故第一项为定值。第二项（f×M）为定值。第三项连续运行发电折旧费用K2，在发电量一定的情况下K2是不变的。

在总供气一定的情况下，当Y1=Y2时，调峰机组与连续运行机组利润一样，当Y1>Y2时调峰机组利润高，当Y1

（二）实例计算

启机共耗气量：25200+800=26000m3，发电量34000kWh，停机耗气3800m3，发电量：5400kWh。启停机一次共消耗天然气：26000+3800=29800m3，发电量：34000+5400=39400kWh。根据电厂实际情况，全厂停机后的厂用电量为：0.0625kWh/h。燃气轮机满负荷时的天然气流量为55000m3/h，一套燃气联合循环机组满负荷为200MW，调峰机组以次日零点停机为准。

以天然气供90万m3计算为例，对于调峰机组，除去机组启停后，满负荷运行所需的天然气为：900000-29800=870200m3，满负荷运行时间为：870 200÷55000=15.8h，满负荷连续运行机组总发电量为20×15.8=31万kWh，调峰机组总发电量为316+3.4+0.54=319.94万kWh。理想调峰机组的运行时间为：15.8+1+0.5=17.3h，调峰机组停机时间为24-17.3=6.7h，因启停一次相当于10h，故调峰机组均负荷为319.94÷（17.3+10）=11.7万kW，启停一次损耗所分担的电量为11.7×10=117万kWh。对于连续运行机组而言，根据海南电网调频规律情况，发电气耗为0.32kWh/m3，总发电量则为90÷0.32=281.25万kWh。因调峰机组停机6.7h，故耗厂用电量0.0625×6.7=0.44万kWh，通过算式（1）得出：Y1=3 199 400×0.4203-900 000×0.927 5-4400×0.65-40×10-（1170000+3199400）×0.08-12307=144838.82元。通过算式（2）得出：Y2=2812500×0.4203-900000×0.9275-2812500×0.08=122 343.75元。因Y1>Y2，故在总供气90万m3时，调峰机组比连续运行机组的利润还要高，此时的供气情况下应采用机组调峰方案。

同样方法的实例计算得出，在供天然气95万m3时出现了Y1=Y2，达到了临界点，在供气95万m3以上时出现Y1Y2，95万m3以下时Y1Y2。通过各供气情况分别计算出调峰机组理想的启机时间。

通过上述实例计算分析和实践验证，在供天然气95万m3时，调峰机组与连续运行机组的效益达到平衡点，即在供气95万m3以下，采用机组两班制调峰的效益较好，在95万m3以上，采用机组连续运行来调峰的效益较好。

三、结语

本文对200MW燃气联合循环机组启停经济性进行了分析，通过建模、实例分析和实践得出了两班制调峰和低负荷运行效益的平衡点，提出了合理的调峰方案，可供燃饬合循环机组调峰参考运用。

参考文献：

[1] 焦树建.燃气-蒸汽联合循环[M].北京：北京机械工业出版社，2000.

[2] 毛华军.S109FA联合循环机组调峰运行方式的分析[J].河南：华电技术，2008（8）10-12.