全流程思考，提高燃电系统热电转换率--张毅 - 图文(3)

设计水平 项目目标 50.8 % 45 % 现水平 43.09 % 根据燃气发电系统2008年全年平均热电转换率43.09%的实际情况，结合公司2009年全年发电量考核指标及公司降本增效要求，初步设定项目目标为45%。 四、确定影响热电转换率的根本原因 123燃机发电燃机发电汽机发电煤气加压煤压机—燃机—锅炉余热锅炉运行模式不合理燃机发电负荷低汽机发电负荷低煤压机自耗高开机工序衔接不合理是是是是是是是是是是序号工序潜在影响原因是否关键是否可控是否经验吻合是是是是是 4 65干熄焦补汽分配方式不合理是是是五、分析结论及改善措施

通过艰苦细致的深入分析工作，团队成员通过对2008年数据分析发现，影响热电转换率的主要原因有以下几点：

1、各机组的频繁启停切换；

2、各机组不能完全达到额定负荷，存在吃不饱的现象； 3、不同机组、机组不同运行组合模式均有显著差异。 针对以上问题，经过团队成员现场运行人员讨论，以及相应的数据分析，我们提出优化机组运行方式的建议。主要从以下几点提高热电转换率。

一、深入系统研究制约发电水平进一步提升的薄弱环节，从管理、技术方面采取补救性措施，提高机组发电负荷；

二、根据往年的运行经验，结合各机组的实际运行能力，充分考虑煤气供应情况，加强沟通和协调，优化机组的运行模式，保障各机组均能在较高的负荷下运行，以提高各机组的热效率，进而提高整个系统的热效率。

存在的困难：

三单元调试，影响煤气用量，同时，从前面分析可知，整单元中运行机组越少，整个单元的效率就越低，因此影响到月热电转换率指标。

六、改进方案细化实施 问题点

效果燃机非整单元运行，发电负荷偏低。改善点改进方案1优化燃机运行模式实施时间09年2月（1)充分发挥燃电乙站机组备用能力，燃电机组尽可能成套或整单元运行，全年机组整单元运行天数达到228天，同比增加40天；（2）积极探索7套燃机运行模式。6月21日，在3#燃机提前中修、7#汽轮机故障检修的不利情况下，通过系统平衡和全面协调，乙站由“4+2”模式转变为“5+1”模式，通过增开1台燃机，成功绕开电力系统短路容量限制瓶颈，燃电系统实现7台燃机并网发电运行模式的新突破。（1）机组按整单元运行，热电转换率较高；（2）7台燃机运行模式较6套燃机运行模式日发电量增加20万千瓦时。7台燃机运行模式是在乙站一台汽机检修或故障状态下的一种较经济运行模式，不仅可以避免大量煤气放散，减少汽机的停机损失，同时对燃电系统机组运行模式进行了有益的探索和尝试。

改进方案2

提高燃机单机发电负荷实施时间09年1月改善点燃机单机发电负荷距离设计出力尚有一定差距，造成热电转换效率偏低。 问题点

改进方案3（1）充分发挥技术改造项目的作用。5月下旬，根据气温变化投入燃机雾化和湿压缩冷却装置，提高高温天气下燃机的带负荷能力；（2）优化上网结构，燃电一期多上网，多创效益；一期比二期上网电价低1.6分/kWh。优化措施：①发挥煤压机互为备用优势，用二期的煤压机带一期的燃机，将二期的上网电量转移到一期；②在煤气不足的情况下，优先保证燃电一期机组相对高负荷运行。单台燃机发电负荷提高3000kW，提高上网率和气电转换效率。燃电一期多上网效益测算：09年二期三单元煤压机带甲站燃机运行136天，多创效益104万元。效果

提高汽轮机发电效率实施时间09年5月改善点进入5月份以来，气温逐步升高，循环水温度高，冷却效果下降，汽轮机真空度降低，造成燃气发电甲站系统两台汽轮发电机组效率下降，甲站机发电负荷偏低。效果5月4日，甲站发电循环水系统增开一台循环泵，并及时在线加药清洗和置换，保证循环水压力和冷却效果，最大限度提高汽机带负荷能力。问题点

提高循环水流量、压力，同时增加新水补充，提高冷却效果，提高汽机真空度，甲站单台汽机发电负荷增加3000kW。改进方案4

降低煤压机出口压力降低煤压机自耗实施时间09年3月改善点通过修改燃机程序，减少三回一回煤气流量使燃电甲站、乙站煤压机出口压力从2.35 MPa降低至2.2MPa运行。问题点

煤压机出口压力偏高，造成煤压机自耗电偏高；效果每台煤压机还可降低500KW左右，6套煤压机可增加上网负荷3000KW。改进方案5

优化改善开机程序实施时间09年2月改善点问题点

通过优化开机顺序，把握开机过程中的工序衔接，减少煤压机空耗时间，降低用电自耗，提高上网率。优化后的开机顺序：燃机开机（点火）后15分钟开启煤压机，燃机燃油并网后开启热力锅炉。燃机开机过程中，没有把握好工序衔接，造成煤压机空耗时间长。效果使燃机从启机到成功切气时间由原来3.5小时缩至2.5小时，煤压机电耗减少1.6万千瓦时。每年可减少发电量损失约200万kWh。

改进方案6

合理分配100t干熄焦补汽方式实施时间09年2月

问题点100t干熄焦补汽分配方式不合理改善点根据汽轮机真空度，调整100t干熄焦蒸汽补汽量，补汽均匀投入两台汽机运行，对汽机运行负荷提升较投入一台汽机更为合理。

效果最大限度发挥补汽提高负荷的作用，既增加了负荷水平，又增强了汽机的稳定性，每年可增加发电量约100万kWh。改进方案7

解决二期二单元燃机单循环效率低难题。实施时间09年12月改善点

问题点通过技术人员、管理人员反复论证和研究，对比锅炉和100t干熄焦蒸汽各项参数，借用100t干熄焦母管，通过简单的工艺调整和阀门改造，实现锅炉蒸汽送入干熄焦母管，并入#7汽机或#13汽机运行。制定”8/9#锅炉蒸汽并入干熄焦供汽母管的相关联系制度及事故状态下的应急预案“，8#锅炉蒸汽12月3日顺利并入#7汽机和#13汽机发电，解决10#汽轮机短时间不能恢复运行情况下的8、9#燃机单循环运行发电效率低问题，能够提高汽轮机负荷约10000KW。

10#汽机发生飞车事故，修复时间长，短时间不能恢复运行，二期二单元燃机单循环效率低。效果七、项目改进效果

项目 改善前热电转换率43.1ED.43 09年热电转换率45.6944.2343.0942.1142.40燃电转换率44.6044.5644.7745.1245.1744.6144.8944.1744.404645444342414008年1 目标值改善后改善率2345678910111209年改进效果:由上图可看出，通过优化机组运行方式等手 段，热电转换率得到了较大的提高。八、项目收益计算

有形效益： 1、发电收益：

=0.4元/kWh ×（ 09年上网电量） ×（09年热电转换率 – 08全年转换率）

=0.4元/kWh ×150000万kWh ×（44.4% - 43% ） =840万元

2、出售CDM收益:

燃气发电09年同比上网电量增加7200万kWh，相当于少排放48万吨CO2，1吨CO2售价约10欧元，出售CDM收益48万欧元（以人民币：欧元汇率为10：１计算，为480万元）。

合计：经济收益为 1320 万元。

3、项目无形收益：节约能源，减少污染，燃气发电增加7200万kWh上网电量，相当于节约1.7万吨标煤，减排二氧化硫653吨；

九、下步工作重点