深入开展经济活动分析 提高燃气电厂运行经济性

摘 要:经济活动分析,就是通过查找影响企业经济指标的各种因素,有的放矢的采取各项措施,从而达到提高公司经济效益的目标。随着电力市场改革的深入,各发电企业已经成为自负盈亏的经济实体,在复杂多变的市场环境里,如何有效地控制发电成本、实现企业效益最大化是企业永恒不变的主题。实践表明,深入开展经济活动分析,不断优化各项技术经济指标,是改善经营效果,提高电厂运行经济性的有效手段。

关键词:燃气电厂;经济性;经济活动分析

一、燃气-蒸汽联合循环机组简介

重型燃机制造技术被誉为机械制造工业皇冠上的明珠,历来被世界上几大跨国公司垄断,在欧美发达国家的发电装机比例构成中,燃机可占据30%以上的市场空间。中国从2000年以后开始起步,国家发改委采用以“市场换技术”的方式,分批对燃机电厂建设项目开展了本地化捆绑招标。通过招标郑州燃气电厂引进德国西门子公司生产的2台390MW燃气-蒸汽联合循环机组,于2007年4月完成建设并投产发电。虽然燃气-蒸汽联合循环机组具有热效率高、调峰能力强、绿色环保、节能减排等优点,但由于燃料的特殊性和进口技术的垄断,自项目投产之日起,就面临着发电成本的居高不下以及气量和电量协调难度大等问题,加之电网中燃机多为近两年新投产的发电机组,不同调度运行方式、环境工况和燃料供应对机组运行的影响相差较大,因此必须摸索出一套适合自身生产发电特点统计指标体系,并在实际工作中深入开展经济活动分析,以提高燃机运行的经济性。

二、建立符合燃机特点的经济活动分析指标体系

指标表示企业在计划期内生产经营活动所要达到的目标和水平的数值。对于发电企业而言,按照不同的研究目的、不同的角度可进行不同的指标分类,燃气电厂的指标分类方法与常规发电厂基本一致,其特殊性主要体现在两个方面:

(一)由于机组设备和发电燃料不同,需要补充建立新的指标

燃料来源为“西气东输”天然气,统计调查过程中,应注重气质分析结果和气量交接的收集汇总,在统计指标体系内增加气耗指标。另外,由于现场没有燃料存储系统,如何衡量营销争取气量是否得以有效利用和气电协调程度,在统计指标体系内增加批复气量使用率指标。

(二)由于工艺流程和运行方式不同,原有常规电厂指标需调整计算分析方法

第一、锅炉的效率。燃气-蒸汽联合循环电厂的锅炉是利用燃气轮机的排烟余热来产生蒸汽供汽轮机做功发电,其自身无燃烧系统、制粉系统和除灰系统,余热锅炉的效率主要由受热面的传热效率、排烟热损失和炉体的散热损失影响。锅炉效率即为锅炉产生蒸汽所吸收的总热量占进入锅炉的烟气总热量的百分比。

第二、供电煤耗。燃气-蒸汽联合循环电厂的供电煤耗由气耗和天然气发热量折算而来,其主要受到运行负荷率、机组启停的频繁程度和联合循环投入率的影响,数值波动较大。第三,机组负荷率。该指标是机组平均负荷和最高负荷的比值,通常在计算平均负荷的时候按照计划期的日历小时考虑,但是燃机启停次数多、备用时间长,应该采用机组发电小时计算,才能真正反映出生产运行期间的设备带负荷的基本情况。

三、运用经济活动分析方法提高机组运行经济性

在燃气电厂的生产经营管理中,对经济性运行起决定性作用的因素是运行方式,而具体到指标体系中,直接体现其经济性运行的指标主要是气耗、厂用电率、水耗等指标。统计分析这些实际发生的信息数据,运用科学的分析方法找出其内在的必然联系,将为公司科学决策和强化管理提供有效的技术支持。

(一)优化机组运行方式,降低燃料消耗

通过对典型工况下天然气流量的变化测算出发电气耗,并且多次进行校核后统计出机组在220MW联合循环运行期间气耗约为0.2022方/KWh,在250MW负荷下运行气耗约为0.196方/KWh,机组负荷越高气耗越低,机组在380MW满负荷运行时气耗可以达到0.1816。以100万立方米气量为标准测算,机组满负荷运行和250MW负荷运行期间比220MW运行期间多发电约56.7万KWh和15.8万KWh,由于受到电网调峰因素的影响,燃气机组也不可能一直采用满负荷连续运行,因此力争保持机组在250MW以上运行。另外,对机组的启停运行、连续运行下日电量和耗气量进行对比分析,测算出机组冷态启动需暖机8小时左右,期间负荷150MW,燃气流量每小时4.45万立方米,气耗高达0.2999方/KWh,温态启动及100分钟的单循环时间,期间气耗与暖机气耗接近。再者依据现有主要生产成本价格以及其它相关费用测算出机组盈亏平衡的单次启动最低运行气量不能低于40万立方米。

通过经济分析,在实际工作中制定出降低机组运行发电气耗的几个措施:一是首先气量不能低于40万立方米,一旦供气量低于这个数值,每次启动并网发电的收入都无法弥补成本支出;二是提高机组的负荷率,除了电网特殊调峰要求必须降低到220MW运行外,峰段力保机组满出力,其它时段负荷力争维持在250MW运行;三是争取机组的连续运行时间,由于燃气机组启动和停机过程中都存在有将近100分钟的单循环时间,单循环期间机组的气耗接近0.3方/KWh,气耗远高于联合循环220MW时的0.2022方/KWh,因此在供气量达到120万立方米的时候,根据电网负荷情况尽可能的争取单机连续运行方式。

(二)调整循环水泵运行方式,提高机组效率

在机组运行期间,单台循环水泵运行,联锁投入与两台循环水泵运行两种运行方式均能保证机组安全运行。从经济性来讲,循环水泵作为电厂的主要辅机,其耗电量是厂用电构成的一大部分,但是从机组整体经济性考虑,两台循环水泵运行与单台循环水泵运行相比,增加了循环水量,降低了循环水温升,使凝汽器真空得以好转,提高了汽机负荷。根据技术规范,一台循环水泵在夏季工况下的额定功率为0.745MW,只要汽机因启动循环水泵得以提高的负荷大于0.745MW,即可认为运行的经济性得以提高;在机组满负荷运行时,还能同时增加机组的发电量。究竟在什么样的情况下开启两台水泵运行,特选取2009年5月份几个不同负荷工况下的数据:

以6-7月份水耗为例进行比较分析:6-7月份补水率为原水和中水综合补水率,其中包括原水10.2931万吨,中水52.1594万吨,对应发电量36517.26万度,循环水补水率为17.10吨/万度,若剔出其中原水补水因素(使用原水补水所生产电量102931/13.93=7389万度),中水的补水率为=17.91吨/万度(521594/(36517.26-7389)。

按照不同水源的单价计算,每万度电采用中水的水费成本约15元,每万度电采用原水的水费成本约为20元。通过经济分析,日常生产应以中水为主,在特殊运行工况或中水检修的情况下适当保持一定的原水供应,作为主用水源中水的补充。通过不断摸索、研究燃气电厂的生产运行特点和指标波动规律,已逐步建立起一套符合自身实际情况的经济活动分析方法,同时,在经济分析的过程中,基于全面深入的统计调查,运用先进科学的分析方法,越来越多的成果指导了具体实践工作,对燃气电厂挖潜增效、提高管理水平发挥了重要的作用。