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张磊
中国能源建设集团广东火电工程有限公司 广东广州 510735
摘要：国际上燃机联合循环发电项目，机组的性能保证值主要为全厂的供电净出力和供电净热耗，能够在投标时准确的计算出机组性能保证值对于EPC总包工程项执行风险，能够更好的有效的得到控制。
关键词：燃气；电负荷；联合循环；厂用电；机组性能；保证值
1.项目概况
孟加拉G4 改造项目，是保留了现有苏制210MW汽轮发电机等系统，拆除现有670t/h燃气锅炉，新增燃气轮机、余热锅炉以及其他辅助设备，改造为净出力为360-440MW的联合循环发电机组。该项目投标时选用GE 9F.04A（9F.03改进型）燃气轮机发电机组，国产单压再热补燃型余热锅炉，循环水冷却采用现有机力通风冷却塔。性能保证工况的部分设计条件如下表，如未特别说明，则下文中的性能参数都是基于以上设计条件的工况。
2.性能分析方法及目的
根据各主机厂家提供的性能参数以及设计院提供的厂用电清单，按照相关标准采用正平衡方法，计算G4项目单循环和联合循环的净出力和净热耗，为评估投标方案的技术竞争力提供依据，分析项目潜在的性能分析，并据此计算项目性能风险金。
参照标准：①ASME PTC46-1996 Performance Test Code on Overall Plant Performance；②ASME PTC22-2005Gas Turbine Performance Test Codes；③ASME PTC 6-2004 Steam Turbines Performance Test Codes；④ASME PTC4.4-2008 Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators Performance Test Codes；⑤ISO 2314-2009 Gas Turbines Acceptance Tests；⑥DLT 5153-2002 火力发电厂厂用电设计技术规定。
3.方案选型与出力评估
由于该项目选用GE燃机，其合适的产品为9F.04A和9F.05。9F.04A需要通过补燃才能到达业主要求的出力，并且9F.04A的性价比最高，经与GE、余热锅炉厂和汽机改造技术支持方就余热锅炉补燃量和汽轮机出力进行了数次计算、调整。
GE提供了补燃量为135511kW的热平衡图，改造后汽机出力为184.985MW，通过与设计院和锅炉厂电话会议讨论后，并结合汽机改造技术支持方意见，GE将蒸汽流量略微减少以符合汽机通流条件，同时补燃量调整为129224kW，出力为180.709MW。
汽机改造技术支持方对锅炉厂根据GE热平衡图设计的蒸汽参数评估汽机的出力为174.823MW，比GE的方案低5.886MW。汽机改造支持方根据以往同类型机组改造经验，认为汽轮机的实际效率要低于GE方案。最终本项目确定评估汽机的出力为174.823MW。
4.性能保证值计算
净热耗采用正平衡法计算，净热耗=输入热量/净出力×3600 kJ/kWh；GTG出力数据由GE提供；STG出力由汽机改造技术支持方进行评估；输入热量等于燃机燃料发热量（联合循环时包括补燃燃料发热量）。
输入总热量：790673 kW；单循环毛出力：248120 kW；单循环厂用电：10033 kW；联合循环毛出力：422943 kW；联合循厂用电：19653 kW。单循环性能保证值：净出力：238087kW，净热耗：10，001kJ/kWh；联合循环性能保证值净出力：403290kW，净热耗：7058kJ/kWh。
因燃机性能、余热锅炉性能、汽轮发电机组性能具有各个主机设备供应商所担保，热力系统设计简单。所以单循环和联合循环的厂用电计算是性能保证值计算的关键点，为了能够在投标分析中准确的计算出厂用电负荷，我司在投标时采用如下原则进行核算并取得了多个工程实践的认定并已经形成了相对完善的厂用负荷计算程序。
A、对厂用电负荷进行辨识和确认，确定出在性能试验时的连续工作负荷、间断工作负荷、间断工作系数。
B、对厂用电负荷利用设计软件（一般要求设计院进行核算）全部归集到轴功率或运行功率。厂用负荷计算要细化到各个连续运行的辅机和各个生产性负荷等等。
C、对于燃机电负荷要与燃机厂家确认其毛出力是否是去除励磁负荷和其他燃机所属辅机的电负荷。
D、认真核算主变损耗、高厂变损耗、电缆损耗。
通过在GT Pro软件上进行性能验算，我司的厂用电计算方法相对准确合理，对于设备参数不是很齐全的情况下，通过软件的帮助也是有限的，故在性能计算时GT Pro软件主要进行核算主要设备性能和大型辅机性能，小型辅机和其他生产性负荷通过人工手工计算和人为筛分来进行判断。
间断工作系数主要通过用电负荷的系统冗余设置和自然环境需要来进行综合分析，一般按24小时内设备工作小时数和启动频率，启动时间跨度超过8～10小时的只计算一半的厂用负荷。
对于改造的汽轮机则通过对汽机本体了解的技术支持方运用其成熟的汽轮机本体热力计算软件结合苏制机组的通流特性、各缸负荷分配、级效率等参数进行综合计算得出。本工程的显著特点是在联合循环机组的设计理念上增加了一级回热抽汽，在保证低压缸最大通流的前提下，增加高中压缸的通流，进而提高机组的出力。在效率方面有所牺牲，但保证了机组容量得到了最大的利用，有效的缓解当地用电紧张的局面，最大限度的减少了业主的初次投资。
5.类似项目性能比较
以下数据均为100%负荷燃气工况参数。
5.1单循环性能比较
*K1B项目：K1B项目投标方选用GE 9F.03燃机投标方案。G4项目与G3项目属于同一发电厂的两台相同的汽机联合循环改造项目，不同在于选择的燃机和联合循环方案不同。
G4项目由于燃机较大，单循环出力仅次于G3项目，热耗略高于K1B项目方案。厂用电方面G4项目与S项目几乎相同，由于包含天然气增压机的缘故厂用电大幅高于K1A＼K1B项目，其中K1A项目投标商方案采用燃机冷却水采用直接空冷器其厂用电更低。G4项目采用GE 9F.04A（9F.03改进型）燃机，燃机性能高于K1B项目投标方案的9F.03燃机，但由于厂用电包含天然气增压机负荷，所以净热耗略高于K1B方案。
5.2联合循环性能比较
*S项目厂用电包括天然气增压机负荷。
净出力方面：由于采用带补燃余热锅炉，与单循环相比G4项目与G3项目差距缩小，与K1B项目投标方案差距拉大。净热耗方面：由于采用带补燃余热锅炉，使得G4项目热耗大幅高于G3项目和K1B项目投标方案。厂用电方面：G4项目厂用电略高于S项目，由于G4项目机组容量大于S项目，天然气消耗量大，其增压机功率比S项目大1.75kW。若不考虑天然气增压机，G4项目厂用电小于S项目。说明G4项目设计处于合理水平，并优于S项目。
6.结论及建议
厂用电负荷的合理准确的计算有助于项目投标风险控制，对于海外EPC项目的盈利有决定性的影响，本文结合了以往工程的投标经验和工程实践，对于厂用电负荷的计算提出了指导性的意见，对于中国电力承包商走出去是有一定的帮助。
在燃气联合循环发电机机组运行实践中，不仅在节能降耗、减排方面针对性地做了一些工作，而面对技术经济指标比较先进的发电设备，仍然需要注重发掘潜力，降低机组能耗，不断完善节能管理工作，在确保机组安全运行不受影响的前提下进行了多项技术改进并取得了良好的效果。
中国能源建设集团广东火电工程有限公司 广东广州 510735
摘要：国际上燃机联合循环发电项目，机组的性能保证值主要为全厂的供电净出力和供电净热耗，能够在投标时准确的计算出机组性能保证值对于EPC总包工程项执行风险，能够更好的有效的得到控制。
关键词：燃气；电负荷；联合循环；厂用电；机组性能；保证值
1.项目概况
孟加拉G4 改造项目，是保留了现有苏制210MW汽轮发电机等系统，拆除现有670t/h燃气锅炉，新增燃气轮机、余热锅炉以及其他辅助设备，改造为净出力为360-440MW的联合循环发电机组。该项目投标时选用GE 9F.04A（9F.03改进型）燃气轮机发电机组，国产单压再热补燃型余热锅炉，循环水冷却采用现有机力通风冷却塔。性能保证工况的部分设计条件如下表，如未特别说明，则下文中的性能参数都是基于以上设计条件的工况。
2.性能分析方法及目的
根据各主机厂家提供的性能参数以及设计院提供的厂用电清单，按照相关标准采用正平衡方法，计算G4项目单循环和联合循环的净出力和净热耗，为评估投标方案的技术竞争力提供依据，分析项目潜在的性能分析，并据此计算项目性能风险金。
参照标准：①ASME PTC46-1996 Performance Test Code on Overall Plant Performance；②ASME PTC22-2005Gas Turbine Performance Test Codes；③ASME PTC 6-2004 Steam Turbines Performance Test Codes；④ASME PTC4.4-2008 Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators Performance Test Codes；⑤ISO 2314-2009 Gas Turbines Acceptance Tests；⑥DLT 5153-2002 火力发电厂厂用电设计技术规定。
3.方案选型与出力评估
由于该项目选用GE燃机，其合适的产品为9F.04A和9F.05。9F.04A需要通过补燃才能到达业主要求的出力，并且9F.04A的性价比最高，经与GE、余热锅炉厂和汽机改造技术支持方就余热锅炉补燃量和汽轮机出力进行了数次计算、调整。
GE提供了补燃量为135511kW的热平衡图，改造后汽机出力为184.985MW，通过与设计院和锅炉厂电话会议讨论后，并结合汽机改造技术支持方意见，GE将蒸汽流量略微减少以符合汽机通流条件，同时补燃量调整为129224kW，出力为180.709MW。
汽机改造技术支持方对锅炉厂根据GE热平衡图设计的蒸汽参数评估汽机的出力为174.823MW，比GE的方案低5.886MW。汽机改造支持方根据以往同类型机组改造经验，认为汽轮机的实际效率要低于GE方案。最终本项目确定评估汽机的出力为174.823MW。
4.性能保证值计算
净热耗采用正平衡法计算，净热耗=输入热量/净出力×3600 kJ/kWh；GTG出力数据由GE提供；STG出力由汽机改造技术支持方进行评估；输入热量等于燃机燃料发热量（联合循环时包括补燃燃料发热量）。
输入总热量：790673 kW；单循环毛出力：248120 kW；单循环厂用电：10033 kW；联合循环毛出力：422943 kW；联合循厂用电：19653 kW。单循环性能保证值：净出力：238087kW，净热耗：10，001kJ/kWh；联合循环性能保证值净出力：403290kW，净热耗：7058kJ/kWh。
因燃机性能、余热锅炉性能、汽轮发电机组性能具有各个主机设备供应商所担保，热力系统设计简单。所以单循环和联合循环的厂用电计算是性能保证值计算的关键点，为了能够在投标分析中准确的计算出厂用电负荷，我司在投标时采用如下原则进行核算并取得了多个工程实践的认定并已经形成了相对完善的厂用负荷计算程序。
A、对厂用电负荷进行辨识和确认，确定出在性能试验时的连续工作负荷、间断工作负荷、间断工作系数。
B、对厂用电负荷利用设计软件（一般要求设计院进行核算）全部归集到轴功率或运行功率。厂用负荷计算要细化到各个连续运行的辅机和各个生产性负荷等等。
C、对于燃机电负荷要与燃机厂家确认其毛出力是否是去除励磁负荷和其他燃机所属辅机的电负荷。
D、认真核算主变损耗、高厂变损耗、电缆损耗。
通过在GT Pro软件上进行性能验算，我司的厂用电计算方法相对准确合理，对于设备参数不是很齐全的情况下，通过软件的帮助也是有限的，故在性能计算时GT Pro软件主要进行核算主要设备性能和大型辅机性能，小型辅机和其他生产性负荷通过人工手工计算和人为筛分来进行判断。
间断工作系数主要通过用电负荷的系统冗余设置和自然环境需要来进行综合分析，一般按24小时内设备工作小时数和启动频率，启动时间跨度超过8～10小时的只计算一半的厂用负荷。
对于改造的汽轮机则通过对汽机本体了解的技术支持方运用其成熟的汽轮机本体热力计算软件结合苏制机组的通流特性、各缸负荷分配、级效率等参数进行综合计算得出。本工程的显著特点是在联合循环机组的设计理念上增加了一级回热抽汽，在保证低压缸最大通流的前提下，增加高中压缸的通流，进而提高机组的出力。在效率方面有所牺牲，但保证了机组容量得到了最大的利用，有效的缓解当地用电紧张的局面，最大限度的减少了业主的初次投资。
5.类似项目性能比较
以下数据均为100%负荷燃气工况参数。
5.1单循环性能比较
*K1B项目：K1B项目投标方选用GE 9F.03燃机投标方案。G4项目与G3项目属于同一发电厂的两台相同的汽机联合循环改造项目，不同在于选择的燃机和联合循环方案不同。
G4项目由于燃机较大，单循环出力仅次于G3项目，热耗略高于K1B项目方案。厂用电方面G4项目与S项目几乎相同，由于包含天然气增压机的缘故厂用电大幅高于K1A＼K1B项目，其中K1A项目投标商方案采用燃机冷却水采用直接空冷器其厂用电更低。G4项目采用GE 9F.04A（9F.03改进型）燃机，燃机性能高于K1B项目投标方案的9F.03燃机，但由于厂用电包含天然气增压机负荷，所以净热耗略高于K1B方案。
5.2联合循环性能比较
*S项目厂用电包括天然气增压机负荷。
净出力方面：由于采用带补燃余热锅炉，与单循环相比G4项目与G3项目差距缩小，与K1B项目投标方案差距拉大。净热耗方面：由于采用带补燃余热锅炉，使得G4项目热耗大幅高于G3项目和K1B项目投标方案。厂用电方面：G4项目厂用电略高于S项目，由于G4项目机组容量大于S项目，天然气消耗量大，其增压机功率比S项目大1.75kW。若不考虑天然气增压机，G4项目厂用电小于S项目。说明G4项目设计处于合理水平，并优于S项目。
6.结论及建议
厂用电负荷的合理准确的计算有助于项目投标风险控制，对于海外EPC项目的盈利有决定性的影响，本文结合了以往工程的投标经验和工程实践，对于厂用电负荷的计算提出了指导性的意见，对于中国电力承包商走出去是有一定的帮助。
在燃气联合循环发电机机组运行实践中，不仅在节能降耗、减排方面针对性地做了一些工作，而面对技术经济指标比较先进的发电设备，仍然需要注重发掘潜力，降低机组能耗，不断完善节能管理工作，在确保机组安全运行不受影响的前提下进行了多项技术改进并取得了良好的效果。