0 引言
目前，三菱M701F4燃气-蒸汽联合循环发电机组在高负荷下进入温度控制模式时，升负荷裕量接近0，降负荷速率也非常缓慢，无法满足电网对一次调频性能的要求。根据机组特性，负荷越低效率也越低，因此，为了满足一次调频功能且尽量提高机组效率，高负荷段一般将燃机负荷控制在温控负荷以下一定区间，使机组脱离温控模式运行，从而保证调节性能，保障电网安全。但该种模式与温控模式之间的经济效益差距并没有量化对比，鉴于此，2017年夏季，对某电厂#2机组运行状态进行适当调整，在大量运行数据的基础上进行综合经济效益对比。
1运行控制模式及试验
1.1机组控制模式
根据三菱的设计，机组在稳定负荷区间运行时，可投入功率控制（Load Limit）或转速控制（Governor）方式对机组负荷进行控制，转速控制为有差调节，功率控制为无差调节[1]，转速控制的负荷响应速率大于功率控制，满足电网对机组一次调频性能的要求。而当叶片通道温度（BPT）或燃机排气温度（EXT）超过温控基准线时，机组会自动进入温控模式，此时，机组升负荷被限制，降负荷也需先待以上温度缓慢下降至温控线以下、燃机脱离温控模式后才能下降，过程比较缓慢，无法满足一次调频性能要求。
1.2试验统计
在不同日期及不同时间段对#2机组进行工况调整，对相关数据进行统计、对比。
1.2.1试验1
2017年7月28日，对运行中的#2机组（未抽汽供热）进行工况调整。分别在14:00—14:05，14:39—14:53，将机组置于不同负荷及控制模式，并对相关数据进行统计，对气耗进行计算，统计数据见表1。由表1可知，在热值、大气温度等外部因素无明显变化的情况下，机组温控与转速控制（贴近温控）模式下的气耗差为0.0002615m3/（kW·h）（负荷差为-16.93MW）。
表1 补充表题
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时间
|
运行模式
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负荷指令/MW
|
实际负荷
/MW
|
燃气流量/
（m³·h-1）
|
热值/
（MJ·m-³）
|
大气温度
/℃
|
发电气耗/[m³·（kW·h）-1]
|
|
14:00—14:05
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转速控制（贴近温控）
|
383.65
|
382.32
|
71971.6
|
33.8
|
38.6
|
0.1882786
|
|
14:39—14:53
|
温控
|
403.86
|
399.25
|
75072.8
|
33.8
|
38.2
|
0.1880171
|
注：试验时间内各项参数处于稳定状态；本文数据均为：每10s取1个数据点，一个时间段内所有数据剔除10%最高数据点和10%最低数据点，剩余数据取平均数。
1.2.2试验2
2017年8月2日，对#2机组（抽汽供热）进行工况调整。分别在13:00—14:00，14:00—15:00,15:00—16:00将机组置于不同负荷及控制模式，并对相关数据进行统计、计算，见表2。由表2可知：工况稳定时，机组温控与两次转速控制（贴近温控）模式下的最大气耗差为0.0005602m3/（kW·h）（负荷差为-9.50MW）；未进入温控模式时，两个不同负荷下（负荷差为 -0.05MW）发电气耗差为0.0000408 m3/（kW·h）。
表2 补充表题
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时间
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运行模式
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负荷指令/MW
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实际负荷/MW
|
燃气流量/（m³·h-1）
|
热值/（MJ·m-3）
|
大气温度/℃
|
气耗（含供热）/
[m³·（kW·h）-1]
|
供热/（t·h-1）
|
发电气耗（剔除供热）/[m³·（kW·h）-1]
|
|
13:00—14:00
|
转速控制（贴近温控）
|
386.71
|
385.55
|
73520.8
|
33.8
|
35.8
|
0.1906983
|
19.3
|
0.1885883
|
|
14:00—15:00
|
温控
|
404.00
|
395.05
|
75092.3
|
33.8
|
36.9
|
0.1900458
|
19.4
|
0.1880205
|
|
15:00—16:00
|
转速控制（贴近温控）
|
386.71
|
385.60
|
73564.5
|
33.8
|
36.7
|
0.1907664
|
20.3
|
0.1885682
|
1.2.3试验3
2017年8月11日，对#2机组（抽汽供热）进行工况调整。分别在12:47—13:24、13:53—14:30、14:30—15:30、16:20—17:20将机组置于不同负荷及控制模式，并对相关数据进行统计、计算，见表3。由表3可知：工况稳定时，机组温控与3次转速控制（贴近温控）模式下的最大气耗差为0.0006394 m3/（kW·h）（负荷差为-6.95MW）；未进入温控模式时，3个不同负荷下的最大发电气耗差为0.0002296 m3/（kW·h）（负荷差为-4.26MW）。
表3 补充表题
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时间
|
运行模式
|
负荷指令/MW
|
实际负荷/MW
|
燃气流量/（m³·h-1）
|
热值/（MJ·m-³）
|
大气温度/℃
|
气耗（含供热）/
[m³·（kW·h）-1]
|
供热/（t·h-1）
|
发电气耗（剔除供热）/[m³·（kW·h）-1]
|
|
12:47—13:24
|
转速控制（贴近温控）
|
394.41
|
393.24
|
75050.1
|
33.8
|
34.8
|
0.1908344
|
22.8
|
0.1884155
|
|
13:53—14:30
|
转速控制（贴近温控）
|
390.15
|
388.97
|
74582.7
|
33.8
|
35.4
|
0.1917085
|
28.7
|
0.1886451
|
|
14:30—15:30
|
温控
|
404.94
|
395.92
|
75594.4
|
33.8
|
35.9
|
0.1909312
|
27.6
|
0.1880057
|
|
16:20—17:20
|
转速控制（贴近温控）
|
390.49
|
389.13
|
74202.4
|
33.8
|
35.3
|
0.1906586
|
20.9
|
0.1884321
|
1.3试验分析
1.3.1温控与非温控的对比分析
将以上试验的负荷差与气耗差及参与差值计算的对应负荷、气耗列成表4，由表4可知，温控模式气耗低于未进入温控模式时的气耗，而不同次试验间的气耗差异无明显规律（受环境、热值、真空等影响）。长期运行表明，因工况不同，进入温控的负荷点有所不同，进入温控模式后，负荷可缓慢上升的幅度也有所不同。以上数次试验中，贴近温控的负荷与进入温控后最高负荷的最大差值为16.93MW（该差值比经验值略大），最大气耗差为0.0006394m³/（kW·h）。
表4 补充表题
|
试验
|
温控负荷/MW
|
转速控制（贴近温控）负荷/MW
|
负荷差/MW
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温控气耗/[m³·（kW·h）-1]
|
转速控制（贴近温控）气耗/[m³·（kW·h）-1]
|
气耗差/[m³·（kW·h）-1]）
|
|
1
|
399.25
|
382.32
|
-16.93
|
0.1880171
|
0.1882786
|
0.0002615
|
|
2
|
395.05
|
385.55
|
-9.50
|
0.1880205
|
0.1885883
|
0.0005602
|
|
3
|
395.92
|
388.97
|
-6.95
|
0.1880057
|
0.1886451
|
0.0006394
|
1.3.2非温控之间的对比分析
将试验2，3中转速控制（贴近温控）模式下发电气耗及负荷进行排序，见表5。由表5可知，机组同一启停日期内，在非温控模式下高负荷运行时，负荷越贴近温控模式负荷，气耗越低。
表5 补充表题
2经济性分析
2.1机组经济指标
根据试验数据与经验，对温控与非温控两种模式下的运行小时数差、实际运行小时数（AOH）差、厂用电差、气耗差进行计算分析。
（1）运行小时数差。按历年月均发电量1亿kW·h计，在忽略启停机过程（不影响本次分析）的情况下，根据试验中温控模式的最高负荷399.25MW计算，每月需运行250.5h；按试验中非温控模式的最低负荷382.32MW计算，每月需运行261.6h。负荷差16.93MW，运行时间差为11.1h。
（2）AOH差。按机组AOH达12000h C修（费用约500万元）、24000h T修（费用约1000万元）、48000h M修（费用约3000万元）计算，1个大修周期（AOH48000）需检修费用5000万元，折合每小时检修费用0.104万元。根据机组运行时间差，两种模式下AOH每月相差11.1h，检修费用差1.15万元。
（3）厂用电差。根据厂用电率，负荷393.04MW时每小时厂用电量7.833MW·h，停机时每小时厂用电量2.257MW·h，每小时差5.576MW·h。按机组运行时间差计算，两种模式下厂用电每月相差61.9MW·h。按上网电价0.52元/（kW·h）计算，为3.22万元。
（4）气耗差。按试验中两种模式最大气耗差0.0006394m3/（kW·h）、月发电量1亿kW·h计算，月消耗天然气量的差值为63940m。按气价2.31元/m³计算，为14.77万元。
以上各项指标差值总和为：1.15+3.22+14.77=19.14（万元）。
2.2电网考核指标
长期运行表明，在非温控模式下，机组一次调频性能合格，免于考核。在温控模式下运行，根据《华东区域发电厂并网运行管理》的规定，涉及一次调频性能考核有正确动作率和性能两项。
（1）月正确动作率。在机组全程温控模式情况下，负荷无调整裕量，一次调频月正确动作率将接近0%，该项考核量为Q一次调频动作正确率＝（80%-0%）×480×1×1=384（MW·h）。
（2）一次调频性能指标月平均值。在温控模式下，一次调频实际计算积分电量接近0%，因此△QjYi为第i次一次调频理论计算积分电量。
统计计算2017年5—7月一次调频动作次数与#2机组运行小时，得出运行时一次调频平均动作频率为4.9次/h，每次动作的理论计算积分电量平均值为16（kW·h）/次。按每月进温控运行250.5h计算，Q一次调频性能＝0.1×250.5×4.9×60%×16=1178（kW·h）。
由此可得，总考核电量为：Q一次调频动作正确率+Q一次调频性能=385.78MW·h，按上网电价0.52元/（kW·h）计，为20.06万元。
2.3效益对比
综合以上计算，#2机组转速控制（贴近温控）下运行的经济效益略优于满负荷温控下运行，效益差额为0.92万元。
3结论
在夏季工况下，通过分析计算可得以下结论：#2机组在转速控制（贴近温控）模式下运行的经济效益略优于温控模式；在转速控制（贴近温控）模式下，越接近温控发电气耗表现越优。
机组一次调频是保障电网安全的重要手段。华东电网已逐步形成特高压大受端电网,而特高压直流闭锁故障时有发生,给电网安全带来较大风险,几次故障结果显示全网机组一次调频性能不能很好满足新的要求,频率跌幅超出预期[2]。因此，电网对机组一次调频性能的要求必将越来越高，考核力度必然越来越大。在现行的电网“两个细则”制度下，牺牲一次调频性能、将燃机置于满负荷温控模式以取得更优发电气耗的方法，在电网安全与机组综合经济效益方面皆不可取。发电企业应密切关注电网要求和“两个细则”制度的新动向，在保障一次调频性能的前提下，适当调整机组运行工况，以取得最佳效益。
参考文献:
[1]潘蕾.重型燃气轮机发电系统一次调频控制策略及电网调度的仿真研究[J]．汽轮机技术，2003，45（6）：368-371.
[2]宣晓华.特高压受端电网直流闭锁故障下机组一次调频性能分析[J]．中国电力，2016，49（11）：140-144.