(完整word版)9F燃机经济分析

1、电厂2X 390MW9FA燃气蒸汽联合循环机组经济运行分析报告* 电厂设计安装的两台 9FA 联合循环机组自 06 年底及 07 年初分别投产以后，经过投 产初期的设备整治， 力保安全稳定运行的工作之后， 我们开始着手机组的经济运行工作。 在 不断积累的联合循环运行经验的基础上，通过全面的分析探讨，同时在兄弟部室的配合下， 先后制定和采取了一系列的经济运行措施和技术改造，并相继取得了较为明确的经济效益。第一部分 降低发电煤耗的一些措施及分析一、实施正常运行中排烟温度、低压省煤器入口水温的考核 根据天然气燃烧反应的分子式：CH4+ 202= CO2+ 2H2O根据计算，在 280MW 至基本负荷

2、范围内，燃气轮机的过量空气系数基本上稳定在2.2 倍，余热锅炉的排烟中的水蒸汽分压力为21%/(2.2+21% X 0.5) = 9.1kpa对应的饱和温度为 44C，考虑到大气环境湿度的影响，并留有一定的裕度，将低省入口水温控制在53C左右是比较合适的(夏季空气湿度大于 80%时可适当提高)，这个温度与低省入口温度的设计值 60C相比有7C的下降，在端差基本不变的情况下相应的排烟温度也将有7C的下降，这样，以余热锅炉入口烟温627C计，考虑余热锅炉 90%的效率，其综合效率的上升为(7/(627+273) X 90%=0.7%对应的产汽量及汽轮机功率将上升 0.7%，折算到联合循环的效率将上

3、升0.7%X 134/397=0.27%按全年 22 亿电量计，这项运行技术措施产生的经济效益是供电量净增加为：220000X 0.27%= 590 万 KWH 。二、实施正常运行中汽轮机主、再蒸汽温度的考核根据目前的情况，联合循环机组包括我厂基本上都运行在基本负荷或280MW，按标准的负荷曲线，两个负荷点的运行时间基本相当 (280MW 的负荷点略多 )。机组的主再汽温自动控 制定值取IGV角度的函数，280MW时的温度定值在 550 C左右(夏季稍高，冬季稍低。)这 种设计的应该是考虑机组启动加负荷中的升温速度， 正常运行中则无须按这种设计调整主再 汽温度的定值。因此运行中采用手动调整的办

4、法，在低负荷时将主再汽温度控制在566 C,这样汽轮机的循环效率将上升 (566550)/(566+273)=1.9% ，考虑 85%的汽轮机内效率及机械 效率，并折算到联合循环的效率上升为1.9%X 85%X 134/397=0.55%以 08 年机组的运行情况，此项工作产生的效益是电量净增加：(28X (2670.93+4092.71)/2) X 0.55%=520 万 KWH 。三、机组真空对效率的影响-4ZCD-&：CD-5CQD-1MOO1200044COOdKOO4« 8 10Steam Tuirfeirw B»slk Prwsune （硏阴上图为GE公

5、司提供的在ISO工况及基本负荷下，汽轮机背压与出力变化的关系曲线。从曲线可以看出，汽轮机背压在4- 12kpa的变化范围内，机组出力相对于汽轮机背压的变化率约为2000KW/kpa，这是一个相当可观的数量级别，因此运行中持续关注机组真空变化，定 期认真执行真空严密性试验十分的必要。由于我厂机组启动频繁，启动前的供轴封及停机后破坏真空偏早、循环水泵停用偏早等原因，在凝汽器无真空的情况下汽轮机内少量蒸汽沿轴 向由高压缸向低压缸的流动在低压缸内形成的压力涨落，很容易使得低压缸防爆膜发生破损并形成裂纹从而在运行中影响机组真空，我厂两台机组的低压缸防爆膜均发生过多次的低压缸防爆膜破损，最严重的一次#1机

6、组运行中的真空在两台真空泵运行情况下只能维持在9kpa左右，严重影响了机组的效率。如何及时发现低压缸防爆膜有破损，除了运行中加强 对机组真空变化情况的分析比较外，可以考虑在真空严密性试验中增加两台真空泵并列运行5min的试验项目，如果双泵运行时真空较之单泵运行时提高0.5kpa以上，则低压缸防爆膜发生破损的几率很大。真空系统正常的情况下，双泵运行比单泵运行真空高出约 2mmHg(0.26kpa),真空泵电功率为 100KW ,设定320MW 的年平均负荷及 7000小时的总运 行时间，估算双泵运行的年度净增电量为(320 - 400 X 2000 X 0.26 100)X 7000= 221万

7、KWH(由于年度的平均凝汽器压力在4.2kpa以上，因此尽管在冬季工况下由于真空本身较高，出力相对于真空的变化率出现 下降，这样的估算也是基本可信的。)因此，纯粹从技术经济的角度出发，运行中投用两台真空泵是合算的，基本上一年即可收回单台套真空泵成本。 但是从安全管理的角度出发，为确保真空泵备用的可靠性，可以考虑在单双泵运行真空差值达3mmHg (0.4kpa)以上时投用两台真空泵还是比较合适的。除此以外，坚持每天投用凝器胶球清洗装置、循环水二次滤网清洗，及检修中对凝器铜管、二次滤网进行清理也是必要的。四、降低发/供电煤耗的探讨(一)、对年度发/供电煤耗变化的分析在08中期以后逐步开始采取了一系

8、列的节能技术措施以后，作为反映电厂最终效率的供电煤耗是否有所降低呢？分析投产以来的主要经济指标后我们可以发现，08年度全年的供电煤耗较之07年反而出现了 1%的上升，如果基于 07年度的机组效率而言，08年度净损失供 电量达2200万KWH以上，其实这里面的原因正反映了在当前我国能源格局的大背景下，燃 气-蒸汽联合循环电厂的无奈之处：在电网峰谷差较大的时候，联合循环机组成为首当其冲的调停机组；而在电网峰谷差较小的冬季天然气量却无法满足连续运行。07年发电量23.2亿度总的有效启动次数为204次，而08年发电量22亿度总的有效启动次数却多达264次，这里引入一个年度平均启停周期T的概念，那么07

9、年度平均启停周期的长度T= 35.92小时，08年则为T= 25.62小时，因此08年总体的经济指标要明显逊于07年。我们再观察09年1季度的相关指标，平均启停周期的长度 T与08年基本相当，但发供电煤耗相对于 08年却出 现了 1.63/1.99 g/KWH的下降，甚至已经逼近 07年的水平。09年1季度的平均负荷 337.35 MWH较之08年全年的平均负荷 325.88 MWH为高，根据GE提供的效率曲线及西安热工 院性能考核试验提供的机组效率曲线，采用插值法及加权平均计算，机组平均效率的提高约为0.323%，以08年为基准发电煤耗降低为 226.86 X 0.323% = 0.73 g

10、/KWH。那么另外 0.9 g/KWH煤耗的下降应该可以解释为低省入口温度控制和主再汽温控制所带来的效益。同样以08年为基准，0.9 g/KWH的煤耗使得机组效率提升约0.9/226.86=0.397%，发电净增加量估算为 22亿X 0.397%=873万KWH，与低省入口温度控制和主再汽温控制所产生的 590+520=1110万KWH供电量净增加值之间的误差，基本在合理的范围之内。表一、西安热工院提供的#1、2机组性能考核试验结果名称单位#1机组#2机组160MW280MW350MW400MW200MW300MW400MW热耗率Kj/KWH7902.726767.336498.696376.

11、737317.16657.36365.1热效率%45.5553.2055.456.4649.254.156.6（二）降低发/供电煤耗的主要途径通过以上分析我们知道， 对于燃气-蒸汽联全循环机组，结合当前国内天然气供应及电网调度形势，提高联合循环机组经济性的主要途径在于：1、力争机组的连续运行。可采用合众策略，联合省内四家燃机电厂，促成天然气量的合理分配，以力争机组的连续运行，达成多赢的良好局面。（这一点同时对减缓机组设备的疲劳损伤延长使用寿命尤为重要。）2、尽可能提高机组的平均负荷率。根据调度曲线，在精确计算当日气量的情况下，适当提 高日计划用气的申报量，运行根据电网情况，在调度许可的范围内可

12、以适当提高运行负 荷，这一策略在气量较为宽裕的季节对提高平均负荷率作用很大。当然，以上两点受外部因素制约较大，只能在适度的分寸下尽力而为。而以下途径则完全取决于我们的生产管理水平， 做好这些工作，对我厂机组的煤耗降低同样有着不可忽略的意义：1、继续贯彻低压省煤器进口温度及排烟温度的运行考核机组；2、继续贯彻主再蒸汽温度的的运行考核；3、高度关注运行中凝汽器真空的变化情况，定期、不定期的进行真空严密性试验；必要时 投用两台真空泵运行；定期投用凝汽器胶球系统、循环水二次滤网反洗；利用停机、检 修的机会根据具体情况安排凝汽器铜管、循环水二次滤网清洗工作；研究凝汽器水室真 空泵投用的可能性。4、进气滤

13、网压差：适时安排更换压气机进气滤芯。5、汽水系统泄漏：根据情况定期检查疏放水阀门关闭的严密性。6、压气机出口参数分析：及时安排压气机水洗。单位#1#2#1#2#1#2累计运行时数小时3756.54 3570.892670.934092.71473.861072.55发电量MWH1210646 11125238565661347556155343 366337平均负荷320.70329.26327.82341.56供电量MWH1186789 10898088400001319732152403 359176励磁电量MWH1739.642924.40286.83807.05平均励磁功率KW651.32714.55605.31752.46运行厂用电率%1.9712.0421.9342.0651.8931.955外购电量MWH15175151333141综合厂用电率%2.65