燃氣輪機發(fā)電廠的運行優(yōu)化及天然氣調峰

王家東

摘 要：以某燃氣電廠為例，分析了機組類型與天然氣燃量之間的平衡關系，并論述了不同運行方式與電廠整體經(jīng)濟性之間的關聯(lián)性。在此基礎上，得出了燃氣輪機發(fā)電廠運行優(yōu)化的具體方案和天然氣調峰的有效措施，以此優(yōu)化燃氣電廠的運行管理。

關鍵詞：燃氣輪機發(fā)電廠；運行優(yōu)化；天然氣；調峰運行

中圖分類號：TM621.27 文獻標識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）21-0005-02

隨著民用天然氣使用量的增長和投入運行的燃氣電廠越來越多，天然氣供應不足已經(jīng)成為了燃氣電廠迫切需要解決的問題。為了有效地緩解天然氣的供需矛盾，提高燃氣電廠運行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟效益，本文深入研究并分析了該燃氣電廠的優(yōu)化運行和天然氣調峰情況。

1 某電廠機組的基本情況

某電廠使用的2臺機組裝機容量為125 MW，原設計的燃料為重油。2013年，該電廠分別對這2臺機組的燃料系統(tǒng)進行了油氣雙燃料的技術改造。為了進一步滿足電力負荷的增長需要，電廠計劃2015年加設2臺350 MW燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，該機組使用的天然氣由距其較近的2處油氣田供應。

由于受上游資源的限制，管道的供氣規(guī)模只能逐漸遞增，預計到2015年，管道的供氣規(guī)模為8×108 m3/a。但是，該供氣規(guī)模無法滿足電廠的實際用氣需求。與此同時，由于天然氣管道的長度只有67 km，所以，儲氣調峰能力受到了限制，給該電廠的發(fā)電運行增加了一定的難度。

2 電廠氣源和輸氣管道工程

為該電廠提供天然氣的甲油氣田距離電廠大約230 km，其可采儲量為4.2×109 m3。而乙油氣田位于甲油氣田東南方向130 km處，可采儲量為1.80×1010 m3。天然氣管道工程由1條干線、5條支線、6座站場和7個座閥室組成，干、支線總長12 518 km，輸氣規(guī)模為1.6×109 m3/a。根據(jù)氣田的配產(chǎn)方案和自用氣數(shù)據(jù)可知，終端站為天然氣管道提供的天然氣產(chǎn)量如表1所示。由此可見，該電廠的實際需氣量與終端站的產(chǎn)量有較大的差距。

表1 終端站逐年外輸天然氣的能力

年份 產(chǎn)量/（108m3/a） 年份 產(chǎn)量/（108m3/a）

2008 10.00 2017 15.00

2009 15.00 2018 15.00

2010 15.00 2019 13.06

2011 15.00 2020 10.00

2012 15.00 2021 7.03

2013 15.00 2022 6.11

2014 15.00 2023 4.77

2015 15.00 2024 2.71

2016 15.00

3 電廠的用氣量

該電廠現(xiàn)有2臺125 MW機組，并將于2015年投入運行的2臺9F級350 MW機組，它們的燃用天然氣氣量平衡情況如表2所示。

4 電廠運行優(yōu)化與技術經(jīng)濟比較

由表2可知，9F級機組和125 MW機組在具體的運行過程中，2種燃機可以相互調配和優(yōu)化。9F級機組的發(fā)電效率為56%，而125 MW燃機的發(fā)電率為37.8%，9F級機組的發(fā)電率明顯優(yōu)于另一種。同時，因為燃氣輪機發(fā)電機組的啟動性能比較好，所以，可以將其定位成電網(wǎng)調峰機組。目前，9F級燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)機組的設計運行時間為3 500 h。就整體情況而言，電廠運行還存在一定的優(yōu)化空間。

表2 某電廠125 MW機組和9F機組的天然氣氣量平衡

機組連續(xù)運行時間/h 2×125 M W機組 2×350 M W機組（9F級）

發(fā)電量/GWh 用氣量/（108m3/a） 發(fā)電量/G·Wh 用氣量/（108m3/a）

2 500 625 1.56 1 890 3.54

3 000 750 1.87 2 270 4.25

3 500 875 2.18 2 650 4.96

4 000 1 000 2.49 3 030 5.67

4 500 1 125 2.8 3 400 6.38

5 000 1 250 3.11 3 780 7.09

5 500 1 375 3.42 4 160 7.80

6 000 1 500 3.74 4 540 8.5

在使用過程中，如果是短程運行系統(tǒng)，可以選用9F級機組。此外，從表2的數(shù)據(jù)中可知，9F級機組的運行會受時間的影響。在長時間的運行過程中，機組需要消耗大量的燃料。此時，可以選用125 MW燃機，這樣能有效地節(jié)約燃料。由表3可知，在9F級燃氣輪機發(fā)電機組持續(xù)運行時間不斷延長的情況下，全廠的發(fā)電量也在逐漸增加。

表3 某電廠燃氣輪機發(fā)電機組在不同連續(xù)運行時間下的整體經(jīng)濟性

9F級機組 125MW機組

連續(xù)運行時間/h 用氣量/（108m3/a） 發(fā)電量/TW·h 連續(xù)運行時間/h 用氣量/（108m3/a） 發(fā)電量/TW·h 全廠發(fā)電量/TW·h 電廠發(fā)電量比較/%

2 500 3.52 2.26 7 164 4.46 1.78 4.05 95.3

3 000 4.21 2.64 6 024 3.75 1.50 4.17 97.8

3 500 4.95 3.02 4 880 3.04 1.21 4.23 100

4 000 5.66 3.40 3 743 2.33 0.92 4.34 102.3

4 500 6.37 3.78 2 603 1.62 0.64 4.45 104.2

5 000 7.08 4.15 1 461 0.91 0.36 4.53 106.7

5 天然氣調峰與氣量平衡的關系分析

該電廠125 MW機組經(jīng)過技術改造后，可以實現(xiàn)油氣雙燃料運行且可在線切換，從而達到了調峰的目的。本文只研究了天然氣供應不足并用重油補峰情況下的天然氣流量特性，并假設125 MW機組一年持續(xù)運行時間為5 000 h，9F級燃氣輪機機組一年持續(xù)運行時間為3 500 h。在最大負荷月中的最大負荷日，將會出現(xiàn)天然氣供氣量峰谷差的最大值。通過研究電廠典型年、月的負荷特性曲線，能夠得出年最大負荷日的用氣量峰值，如圖1所示。當天然氣用氣峰值較大時，電廠可以將125 MW機組切換為重油補充發(fā)電，天然氣流量會相對減少，以此來減輕天然氣的需求壓力，降低供氣管道的調峰壓力?？偟膩碚f，在電廠運行的過程中，要密切關注峰值變化情況，再結合實際情況調整機組的運行方式，以達到運行調峰的目的。

由圖1可知，在采取重油補峰時，負荷的峰值不會發(fā)生波動，而天然氣流量會相對減少，天然氣缺口與最大負荷日重油發(fā)電量之間成正比關系。表4是在天然氣出現(xiàn)缺口的情況下，電廠天然氣流量峰值的變化情況。

圖1 電廠典型年、月負荷特性曲線

通常情況下，天然氣流量相對峰值是以發(fā)電量為4.0 TW·h的天然氣流量為基準的。從表4中可以看出，在此基礎上，隨著發(fā)電量的逐漸升高，補充重油量也在逐漸增加，進而增加了最大負荷日的重油發(fā)電量，這樣，重油削峰效果也就越來越顯著。

表4 某電廠補峰發(fā)電量與天然氣流量相對峰值的關系

發(fā)電量/TW·h 補充重油量/kt 最大負荷日重油發(fā)電量/MW·h 天然氣流量的相對峰值/%

4.0 0 0 100

4.1 23 312 96.7

4.2 46 624 95.9

4.3 68 936 91.8

6 結束語

綜上所述，采用管道天然氣的燃氣輪機發(fā)電廠與其他發(fā)電廠相比有一定的特殊性，優(yōu)化發(fā)電廠的發(fā)電機組并調整其運行方式，有利于實現(xiàn)電廠整體經(jīng)濟效益的最大化。例如，可以將不同類型的機組組成一個系列，由它們共同參與電網(wǎng)調峰，而增加機組的連續(xù)運行時間等都有利于提高電廠的整體經(jīng)濟效益。

參考文獻

[1]王娟娟，呂泉，李衛(wèi)東，等.電力市場環(huán)境下燃氣輪機調峰交易模式研究[J].電力自動化設備，2014（1）：73-74.

[2]管為民，楊天海，張文輝.燃氣輪機運行優(yōu)化系統(tǒng)開發(fā)研究[J].華東電力，2002（6）：24-26.

〔編輯：白潔〕

Optimal Operation of Gas Turbine Power Plants and Natural Gas Peaking

Wang Jiadong

Abstract： In a gas-fired plant， for example， analyzed the balance between the amount of natural gas-fired unit types and between， and discusses the relevance of different operation modes and the overall economy between plants. On this basis， draw up effective measures to optimize gas turbine power plant to run specific programs and natural gas peaking， in order to optimize the operation and management of gas power plants.

Key words： gas turbine power plant； run optimization； natural gas； peaking run

5 000 7.08 4.15 1 461 0.91 0.36 4.53 106.7

5 天然氣調峰與氣量平衡的關系分析

該電廠125 MW機組經(jīng)過技術改造后，可以實現(xiàn)油氣雙燃料運行且可在線切換，從而達到了調峰的目的。本文只研究了天然氣供應不足并用重油補峰情況下的天然氣流量特性，并假設125 MW機組一年持續(xù)運行時間為5 000 h，9F級燃氣輪機機組一年持續(xù)運行時間為3 500 h。在最大負荷月中的最大負荷日，將會出現(xiàn)天然氣供氣量峰谷差的最大值。通過研究電廠典型年、月的負荷特性曲線，能夠得出年最大負荷日的用氣量峰值，如圖1所示。當天然氣用氣峰值較大時，電廠可以將125 MW機組切換為重油補充發(fā)電，天然氣流量會相對減少，以此來減輕天然氣的需求壓力，降低供氣管道的調峰壓力。總的來說，在電廠運行的過程中，要密切關注峰值變化情況，再結合實際情況調整機組的運行方式，以達到運行調峰的目的。

由圖1可知，在采取重油補峰時，負荷的峰值不會發(fā)生波動，而天然氣流量會相對減少，天然氣缺口與最大負荷日重油發(fā)電量之間成正比關系。表4是在天然氣出現(xiàn)缺口的情況下，電廠天然氣流量峰值的變化情況。

圖1 電廠典型年、月負荷特性曲線

通常情況下，天然氣流量相對峰值是以發(fā)電量為4.0 TW·h的天然氣流量為基準的。從表4中可以看出，在此基礎上，隨著發(fā)電量的逐漸升高，補充重油量也在逐漸增加，進而增加了最大負荷日的重油發(fā)電量，這樣，重油削峰效果也就越來越顯著。

表4 某電廠補峰發(fā)電量與天然氣流量相對峰值的關系

發(fā)電量/TW·h 補充重油量/kt 最大負荷日重油發(fā)電量/MW·h 天然氣流量的相對峰值/%

4.0 0 0 100

4.1 23 312 96.7

4.2 46 624 95.9

4.3 68 936 91.8

6 結束語

綜上所述，采用管道天然氣的燃氣輪機發(fā)電廠與其他發(fā)電廠相比有一定的特殊性，優(yōu)化發(fā)電廠的發(fā)電機組并調整其運行方式，有利于實現(xiàn)電廠整體經(jīng)濟效益的最大化。例如，可以將不同類型的機組組成一個系列，由它們共同參與電網(wǎng)調峰，而增加機組的連續(xù)運行時間等都有利于提高電廠的整體經(jīng)濟效益。

參考文獻

[1]王娟娟，呂泉，李衛(wèi)東，等.電力市場環(huán)境下燃氣輪機調峰交易模式研究[J].電力自動化設備，2014（1）：73-74.

[2]管為民，楊天海，張文輝.燃氣輪機運行優(yōu)化系統(tǒng)開發(fā)研究[J].華東電力，2002（6）：24-26.

〔編輯：白潔〕

Optimal Operation of Gas Turbine Power Plants and Natural Gas Peaking

Wang Jiadong

Abstract： In a gas-fired plant， for example， analyzed the balance between the amount of natural gas-fired unit types and between， and discusses the relevance of different operation modes and the overall economy between plants. On this basis， draw up effective measures to optimize gas turbine power plant to run specific programs and natural gas peaking， in order to optimize the operation and management of gas power plants.

Key words： gas turbine power plant； run optimization； natural gas； peaking run

5 000 7.08 4.15 1 461 0.91 0.36 4.53 106.7

5 天然氣調峰與氣量平衡的關系分析

該電廠125 MW機組經(jīng)過技術改造后，可以實現(xiàn)油氣雙燃料運行且可在線切換，從而達到了調峰的目的。本文只研究了天然氣供應不足并用重油補峰情況下的天然氣流量特性，并假設125 MW機組一年持續(xù)運行時間為5 000 h，9F級燃氣輪機機組一年持續(xù)運行時間為3 500 h。在最大負荷月中的最大負荷日，將會出現(xiàn)天然氣供氣量峰谷差的最大值。通過研究電廠典型年、月的負荷特性曲線，能夠得出年最大負荷日的用氣量峰值，如圖1所示。當天然氣用氣峰值較大時，電廠可以將125 MW機組切換為重油補充發(fā)電，天然氣流量會相對減少，以此來減輕天然氣的需求壓力，降低供氣管道的調峰壓力?？偟膩碚f，在電廠運行的過程中，要密切關注峰值變化情況，再結合實際情況調整機組的運行方式，以達到運行調峰的目的。

由圖1可知，在采取重油補峰時，負荷的峰值不會發(fā)生波動，而天然氣流量會相對減少，天然氣缺口與最大負荷日重油發(fā)電量之間成正比關系。表4是在天然氣出現(xiàn)缺口的情況下，電廠天然氣流量峰值的變化情況。

圖1 電廠典型年、月負荷特性曲線

通常情況下，天然氣流量相對峰值是以發(fā)電量為4.0 TW·h的天然氣流量為基準的。從表4中可以看出，在此基礎上，隨著發(fā)電量的逐漸升高，補充重油量也在逐漸增加，進而增加了最大負荷日的重油發(fā)電量，這樣，重油削峰效果也就越來越顯著。

表4 某電廠補峰發(fā)電量與天然氣流量相對峰值的關系

發(fā)電量/TW·h 補充重油量/kt 最大負荷日重油發(fā)電量/MW·h 天然氣流量的相對峰值/%

4.0 0 0 100

4.1 23 312 96.7

4.2 46 624 95.9

4.3 68 936 91.8

6 結束語

綜上所述，采用管道天然氣的燃氣輪機發(fā)電廠與其他發(fā)電廠相比有一定的特殊性，優(yōu)化發(fā)電廠的發(fā)電機組并調整其運行方式，有利于實現(xiàn)電廠整體經(jīng)濟效益的最大化。例如，可以將不同類型的機組組成一個系列，由它們共同參與電網(wǎng)調峰，而增加機組的連續(xù)運行時間等都有利于提高電廠的整體經(jīng)濟效益。

參考文獻

[1]王娟娟，呂泉，李衛(wèi)東，等.電力市場環(huán)境下燃氣輪機調峰交易模式研究[J].電力自動化設備，2014（1）：73-74.

[2]管為民，楊天海，張文輝.燃氣輪機運行優(yōu)化系統(tǒng)開發(fā)研究[J].華東電力，2002（6）：24-26.

〔編輯：白潔〕

Optimal Operation of Gas Turbine Power Plants and Natural Gas Peaking

Wang Jiadong

Abstract： In a gas-fired plant， for example， analyzed the balance between the amount of natural gas-fired unit types and between， and discusses the relevance of different operation modes and the overall economy between plants. On this basis， draw up effective measures to optimize gas turbine power plant to run specific programs and natural gas peaking， in order to optimize the operation and management of gas power plants.

Key words： gas turbine power plant； run optimization； natural gas； peaking run