燃气发电

燃气发电（精选十篇）

燃气发电 篇1

目前国内燃气轮机市场基本由三大主机外商所垄断, 即GE、西门子、三菱。因此对于燃气轮机相关技术的探索研究从燃机进入中国市场开始就一直在进行。燃气轮机跳闸逻辑主要有三大部分组成, 即硬回路跳闸、FM458跳闸、常规跳闸 (包含停机顺控) , 且目前进口燃气轮机系统内一般未设置首出查询功能, 因此需要结合实际情况及报警顺序等信息确定跳闸原因, 以便进一步确定燃气轮机故障点。

1触发跳闸直接原因查询

1打印SOE报表确认是否为硬回路跳闸, 由于燃机硬回路跳闸速度快, 无延时, ADDFEM_SOE模块采样速度极快, 时序可靠性高, 因此由硬回路产生的跳闸较容易进行判断。2打印跳闸前5-10分钟报警报表, 找出与跳闸报警相邻的主保护相关报警, 将报警出口通过趋势图确定其与常规跳闸总出口在时间上的关系, 判断时间是否吻合, 其中应重点注意逻辑中延时块。从而进一步确定相关测量值是否越限, 以便分析引起测量值超限的深层原因。例如图1所示:由图1可以看出, 防喘阀故障触发停机顺控, 约2s后加速度大于高三值 (8g) , 燃机跳闸。主要时序无异常。3由上面报表看出FM458中加速度超限逻辑触发燃机跳闸, 由于FM458内所有跳闸测点均通讯至普通控制器报警, 大约存在50ms左右通讯延时, 而ESV阀门快关时间约200ms, 对时序不构成影响。只需结合报警信息判断触发跳闸原因。

2跳闸原因分析

通过上述方法查找到触发燃机跳闸条件后, 需要对跳闸原因作进一步分析, 例如由加速度高引发燃机跳闸, 在排除测量故障后需进一步分析引起加速度升高的原因, 如燃料阀门是否控制异常、IGV是否控制异常、天然气热值是否变化、预混及值班管路是否存在通流异常、防喘阀状态异常等能够引起燃空比变化的因素。

根据引起燃气轮机跳闸条件不同主要可以分为两大类:一是由测点故障失去监控引发燃机跳闸或停机, 二是测量超限触发燃机跳闸。

2.1测点故障类

此类故障引起燃机跳闸或停机一般是重要测点失去监视, 为了防止机组出现意外情况而采取的保护措施。一般情况下此类停机对机组相关设备无损害, 但应查明测点故障的原因。

2.2测量超限类

主保护测点配置一般为多重冗余配置, 在排除测量故障的情况下此类跳闸一般是由于主要设备或系统运行故障所导致。主要可以分为辅助系统重要参数超限和主机重要参数指标超限。

2.2.1主机重要参数超限

一般来说, 主机重要参数超限引发燃机跳闸需要引起高度重视, 需要逐步进行检查、分析和判断来确定故障点。从燃气轮机结构看主要由三大部分组成, 即压气机、燃烧室、透平。下面从这三个部分进行依次分析:

压气机主要相关参数包括瓦振、喘振及轴承温度。瓦振大触发燃机跳闸, 首先应排除测量原因误动作, 应当对整个控制回路进行排查, 包括传感器电容、电阻、绝缘、前置放大器接线、输入模件等依次检查测试。当排除测量故障后需根据振动大小确定是否对压气机叶片进行内窥检查, 确定故障点;喘振开关触发燃机跳闸是由于压气机入口差压降低, 其目的是防止压气机内空气流量过小而导致喘振。另外, 在燃机升速喘振边界防喘阀未打开易引起喘振。当压气机出现喘振现象时, 内部空气流速降低, 出口压力不稳定。因此当由于喘振开关或防喘阀动作引起燃机跳闸后, 可以结合压气机出口压力判断是否出现喘振现象, 以便进行后续检查。

燃烧室相关主保护参数主要为加速度、火检及排气温度。通常情况下排气温度引发的跳闸表征燃烧室内燃烧和温度不均匀程度加剧, 加速度引起的跳闸表征燃烧在较短的累积时间内出现了较大的波动, 通常需要配合嗡鸣频谱图同时进行判断, 如图2和图3所示:

当排气温度出现明显的热点或冷点时, 通常由于其对应的燃烧器内预混气通流孔出现异常, 需要进行检查。当加速度及嗡鸣偏高时, 在排除热值及燃-空比异常可能后, 应考虑燃烧调整。当加速度>GW3时应立即对燃烧室进行检查。

透平侧主要相关参数为振动和轴承温度。与压气机相似, 当参数指标超限, 在排除传感器及信号回路故障后应考虑对相应部件进行检查。

2.2.2辅助系统重要参数超限

燃气轮机运行过程中主要的辅助系统是润滑油、密封油、控制油、压缩空气及定子冷却水, 一般情况下在设计保护定值时均预留有一定的裕量, 即防止情况进一步恶化对机组造成损坏。辅助系统引发燃机跳闸也应首先排除仪表及联锁控制的故障, 然后结合工艺系统进一步分析导致参数超限的原因, 排除故障后方可重新启动。

3总结

综上所述, 在判断燃气轮机故障点的过程中, 需要根据故障现象, 并结合与之相关的系统进行整体分析, 才能提出正确的结论。

参考文献

[1]北京能源投资 (集团) 有限公司, 等.西门子燃机控制系统解析[M].北京:中国电力出版社, 2016 (4) .

[2]上海电气电站设备有限公司, 上海汽轮机厂.SGT5-4000F燃气轮机运行维护手册.

分布式燃气发电申请材料 篇2

湖北省的核准所需材料文件

分布式燃气发电项目核准申请材料

审批范围及条件：分布式燃气发电项目

申请材料

一、基本要件清单

1、企业营业执照副本

2、组织机构代码证副本

3、真实性承诺

4、依法招标申请表

二、专项要件清单

1、项目所在地市（州）发改委申请文件

2、具有乙级及以上相应资质的工程咨询机构（设计单位）编制的项目申请报告

3、省住建厅出具的规划选址意见书

4、省国土资源厅出具的建设用地预审意见或土地证

5、依据环境评价分级管理办法由相应权限的环保部门出具的环境影响评价审查意见

6、依据分级管理原则，水利部门出具的水土保持方案审查意见

7、省安监局出具的安全预评价审查意见

8、市（州）发改委出具的节能评估审查意见；省直项目及跨市州项目由项目单位提交节能评估申报材料（节能评估申请可在本项目审批核准申请文件中一并提出，不再另行文）

9、项目所在地政府或授权部门出具的社会稳定风险评估审查意见

10、省电力公司出具的接入系统审查意见

11、项目与相关天然气公司签署的供气合同或协议

进气冷却对燃气轮机发电的作用 篇3

关键词：进气冷却；燃气轮机；发电功率

中图分类号：TM611 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0066-03

现在国内外有一些富余的某型燃气轮机（以下简称燃机），拟利用其在我国西北地区建燃机电站。为提高发电功率、效益，将在热天对燃机的进气进行冷却。冷却方案的参数根据燃机使用地区的气象条件在热天将进气空气从37℃，相对湿度40%，冷却到15℃～20℃，然后进入燃机。实现冷却的换热设备采用可靠有效的双金属（铜-铝）轧片式冷却器，以流过管内的冷水（7℃）将通过管外翅片的空气（37℃）冷却到要求值，而冷水由制冷机提供，本方案采用效益较好的溴化锂双级吸收式制冷机。整个冷却系统原理图如图1所示。根据系统图所需设备进行估算，每套约400万元，投资回收约2年，经济效益显著。

1 燃机性能及冷却要求

某型燃机额定功率Nn=22900kW，空气流量Ga=435T/h，排气温度t4=500℃，用天然气。电站用2台燃机2套联合循环发电装置，采用2套燃机进气冷却系统。

冷却要求是按当地气象条件，在热天将ta1=37℃及相对湿度φ=40%的湿空气在进燃机前冷却到ta2=15℃～20℃，再进燃机。冷却进气的冷水由制冷机提供，进水温度tw1=7℃，出水温度tw2=12℃。制冷机的热源用电站蒸汽。

2 进气冷却作用及原理系统

2.1 进气冷却作用及影响因素

以大气为工质的燃机其性能受大气条件特别是温度的影响很大，在同地点当温度升高时，燃机的功率和效率都降低。为改善燃机在高温进气时的性能，采取进气冷却，将空气在进入燃机前冷却到低温，使燃机功率、效率显著提高。

提出了地面气温对燃机性能影响的统计数据，燃气初温T*3从800℃～1200℃，进气温度T*1（ta）每增加10℃，功率降低6%～9%，效率降低0.0080～0.0088。某型燃机的T*3在950℃左右，则将T*1（ta）每降10℃，可提高功率约7.5%，效率增加0.0083。

分析了湿度对进气冷却热负荷的影响，说明了湿空气冷却析水凝结热（潜热）与干空气冷却热（显热）之比RB随湿度增加而加大，在T*135℃冷却至10℃时，相对湿度φ为0.8的RB约达2.0，使热负荷大增，设备相应增大；而φ为0.4时RB只约0.7，热负荷增加不多，这与本方案的计算吻合。说明了低湿度地区进气冷却效益比较高及增发电的平均发电效率高，比无冷却运行时要高12%。故预见本方案在低湿度地区其经济效益较高。

利用燃机比功Wn、功率Nn和效率ηn的表达式分析了大气温度对它们的影响，并指出了对功率的双重作用（流量和比功同时升降），因此进气冷却的主要目的是提高燃机功率。

2.2 进气冷却原理系统

2.2.1 冷却热负荷。进气冷却实质是将燃机进气的热量吸取一部分，使温度降低。此部分热量决定了冷却系统的规模，因此设计冷却系统首先须确定此热量。因大气是含水蒸汽的湿空气，其降温低于露点时放出的热量由显热和潜热（水蒸汽凝结热）组成，用式可表示为：

Q=GaCpa（ta1-ta2）+Gw·r （1）

式中：

Q——湿空气降温放出的总热量（冷却热负荷）

Ga——燃机（干）空气流量

Cpa——（干）空气平均定压比热

ta1——冷却前空气温度

ta2——冷却后（燃机进口）温度

Gw——空气从ta1降至ta2且ta2低于露点温度时析出的水量

r——水蒸汽凝结比潜热

等式右边后一部分的凝结热量（Gw·r）随空气湿度和温降的增大而增加。

因ta2一般低于露点，所以采用湿空气计算法，此时式（1）可简化为：

Q=Ga（ha1-ha2） （2）

式中：

ha1——冷却前湿空气的焓

ha2——冷却后湿空气的焓

Ga=

Gam——（湿）空气流量

d——湿空气含湿量

以上d和ha1、ha2按ta1、ta2和φ查湿空气表进行计算或查湿空气的H-d图得到。这样就可根据进气降温要求ta1和ta2值求得冷却热负荷Q。

2.2.2 冷却原理及系统。按热平衡进气降温放出的热量需在冷却器中由冷却剂吸收。冷却剂常采用吸热容量大的冷水，为加强传热，应加大工质温差，冷水温度尽量低。现国产制冷机提供的冷水温度可达7℃，可满足要求。于是实现进气冷却的循环是：进气空气通过冷却器管外侧放热降温，从制冷机来的冷水流经冷却器管内侧吸热升温，空气从ta1降至ta2后进入燃机，水温从tww1（7℃）升至tww2（12℃）后回到制冷机重新冷至7℃，再供给冷却器，如此循环，进气被冷却到预定值。

可见，进气冷却系统由燃机本身、冷却器和制冷机三大部分及附属设备、系统组成，系统原理图见图1。其中制冷机可选用，冷却器需专门设计。

3 冷却器的设计和制冷机的选择

3.1 冷却器设计

3.1.1 型式的选择。设计冷却器首先要定型式，用于进气冷却的是气水换热器，则气侧应带增加传热面积的翅片，所以其基本型式应是翅片式换热器。而其中又有轧片式、绕片式和穿片式等多种，需根据使用要求和投资效益等因素选择。本方案选择轧片式冷却器。理由是：（1）本单位生产轧片管换热器有多年经验，大量在燃机进气冷却系统中使用，性能可靠、良好。（2）换热器只占冷却系统总投资的约1/10，所以各种换热器的成本差已不成为选择的主要考虑因素。

3.1.2 设计计算。按换热器设计步骤，首先确定冷却热负荷Q，由于冷却器出口温度ta2给出的范围是15℃～20℃，我们按15℃、18℃和20℃做了三种计算对比，发现出口20℃的冷却器较合理，其所需传热面积与燃机功率提高比Fr/?N为1.08m2/kW，而出口15℃时此值为1.57m2/kW，大了50%，使冷却器大得难安排且不经济，因此ta2确定为20℃。由此按式（2）算得Q为2470kW，再可按热平衡算出所需水量Gw，即：

Gw= （3）

式中：

Cpw——水的平均定压比热

Q和Gw是选择制冷机大小的参数依据，Gw按式（3）为425T/h。

从空气和冷水温差计算平均传热温差?tm，先参考同类换热器试验资料选择总传热系数K，便可计算所需传热面积Fr：

Fr= （4）

换热管选常用于冷却器的双金属铜铝轧片管SGT-44×2.3，其单位长度外表面积Sw达1.09m2/m。于是，从Fr和Sw可得所需换热管数，再依据燃机进气间尺寸和选择适当的进风速度确定冷却器迎风面尺寸，后确定换热管的排数和每排管数，初定了冷却器结构。然后按此结构进行传热和阻力验算，必要时调整结构，直至验算的传热系数Kp>原选的K10%～20%、空气阻力?Pa满足设计要求。

本方案设计的冷却器总传热面积4300m2，按分相同的6台安排（以后可根据进风口尺寸做调整），每台迎风面尺寸为3.6×1.55m，换热管183支分6排错排，每2台为一组并联，分3组布置在进气间的3个进风口处。

3.2 制冷机选择

制冷机有机械离心式、吸收式和混合式三种，文献[10]对它们做了比较，吸收式制冷机的投资回收期最短和增加每kW电力的投资费用最低，因此我们选择吸收式制冷机的方案，其热源用电站蒸汽。

本方案具体选择国产蒸汽双效溴化锂吸收式制冷机，选择的机组型号为（双良公司）SXZ6-260D，其制冷量为2617kW（>冷却负荷2470kW），冷水流量450T/h（>所需水量425T/h），能满足要求。

4 投资和回收期估算

4.1 投资估算

进气冷却系统的设备主要由冷却器、制冷机、进气稳压舱、阀门水泵、仪表控制系统（图1中未表示出）和管道、冷却塔等组成，其中制冷机、稳压舱和仪表控制系统的投资占主要部分。按现价，制冷机一台约140万元，稳压舱一个约60万元，仪表控制系统一套约80万元，而冷却器只约40～50万元。设备费用加上配套、设计等费用，本方案一套进气冷却系统的投资约400万元。

4.2 回收期估算

估算投资回收期实际是对进气冷却进行经济分析，需要知道电价、燃料价、燃机年运行时间等数据，而这些数据现很难取得。本方案根据拟使用地区气候情况，取平均从25℃降至15℃的年运行时间为4000小时，而电价、燃气耗值等参考用户给出的数目：售电价Ce0.51元/kWh，燃气耗值Cg0.18元/kWh，燃气热值Hu8000kca1/m3，发电功率增加值参考每降10℃增加7.5%。

这样全年增加发电功率为：

?E=22900×0.075×4000=687×104kWh

每年增加的效益为：

?BT=?E（0.51-0.18）=226.7万元

考虑制冷设备功率消耗、机械效率及新增维修成本等因素，取收益系数ξ=0.85，并按10年使用期折旧，则实际年收益为：

?BTP=0.85×226.7-0.1×400=152.7万元

投资回收期为：

N==2.1年

可见本方案投资回收期短，经济效益显著。

5 结语

（1）本方案利用现有燃机建电厂及进气冷却装置，符合国家节约资源的精神。

（2）电厂拟建干燥地区，相对湿度小，冷却热负荷小，进气冷却系统投资少，投资回收期短，经济效益高。

（3）进气冷却系统选择溴化锂双级吸收式制冷机较合适；冷却器只占总投资的10%左右，轧片式冷却器工作可靠、效率高。

（4）湿空气冷却时析出冷凝水、放出凝结热，增加了热负荷，但析水可提高空气对流放热系数，减少传热面积，且析出的水还可回用，这两方面的收益可抵消部分热负荷增加的负担。

参考文献

[1] 沈炳正.燃气轮机装置[M].北京：机械工业出版社，1981.

[2] 刁正刚.燃气轮机进气冷却的热力学与经济分析

[A].中国工程热物理学会工程热力学与能源利用学术会议论文[C].

[3] 姚文江，等.进气冷却提高PGT10燃气轮机功率[J].燃气轮机发电技术，2005，（10）.

[4] 姚文江，等.燃气轮机进气冷却器热力计算[S].无锡：614所凯美锡科技公司，2006.

[5] 中国电子工程设计院.空气调节设计手册[M].北京：中国建筑工业出版社，1983.

[6] 朱聘冠.换热器原理及计算[M].北京：清华大学出版社，1987.

[7] 姚文江，等.电厂燃气轮机进气冷却增加功率的研究[J].燃气轮机发电技术，1999，（12）.

[8] 航空工业总公司第614研究所热能工程公司.轧片管、换热器试验资料汇编[S].无锡：614所，1997.

[9] 航空工业总公司第614研究所热能工程公司.金属轧片换热管换热器[S].无锡：614所，1995.

[10] Ondryas，I.S.，etal.Options in Gas Turbine Power Angmentation Using Inlet Air Chilling Presented at 35th ASME International Gas Turbine & Aeroengine Cogress and Exposition.Brnssels，Belgium June11-14，1990，ASMEPaper90-GT-250.

燃气发电机组的振动故障诊断分析 篇4

一、简介

某大型合资油气公司的一台余气燃机发电机组投运约有7年, 近1年来燃机与减速箱之间的中间轴靠近减速箱侧轴承处发现振动幅值逐渐增大, 超过报警值, 虽然期间做过一次动平衡, 但情况并未好转。该机组在2012年6月底完成首次大修后, 希望采集首次启机振动数据, 评估检修后振动水平, 分析问题产生的原因并提出治理方案。

该机组安装的是本特利内华达的3500在线保护系统。本特利内华达的故障诊断团队到达现场后, 使用的诊断仪器是ADRE408。该仪器是本特利内华达新一代的高速动态信号采集、分析系统, 由ADRE Sxp软件和408 DSPi (Dynamic Signal Procession Instrument动态数据处理仪) 多通道数据采集、处理仪器组成, 能实施边处理、边显示。它集成示波器、频谱分析仪、滤波器、信号调制及数字信号记录仪于同一平台, 特别设计适于网络环境, 可通过LAN/WAN远程操作, 还可以不依赖计算机独立运行和存储数据。ADRE 408从3500监测系统前面板的缓冲输出采集信号。机组及传感器布置图如图1所示。

除减速箱上安装的是一支本特利330400加速度传感器 (灵敏度系数为100mV/g) 外, 其他所有传感器均为本特利8mm XL涡流探头, 灵敏度系数均为7.87V/mm (200mV/mil) 。

二、振动报警、跳机定值的设定讨论

振动定值的设定一般在设备安装调试阶段由设备制造厂商给定。而设备制造厂商根据机器的特性结合国际振动标准确定振动定值。本机组高速轴 (透平轴) 的额定转速为5163r/min, 低速轴 (发电机) 的额定转速为3 000r/min。

根据ISO 7919-3耦合的工业机器以及ISO 7919-4燃气轮机组, 振动的报警定值推荐如表1所示。

机组实际振动定值如表2所示。

从表1、2可以看到, 燃机的定值略高于国际标准, 发电机的定值与国际标准相同, 差别比较大的是齿轮箱上的振动定值。根据ISO 7919-3, 齿轮箱的定值应该是在适用的范围内的。中间轴3#瓦的警告报警值 (95) 比齿轮箱高速轴的警告报警值 (73) 略大, 估计是后来人为修改所致, 可能的原因是3#瓦的振动幅值经常在警告报警上下, 为免频繁报警作的修改。

设备提供商在新安装机组时, 将设定值降低一档, 就是说将A/B设为警告报警, B/C设为跳机定值, 这在新机组调试及其交工阶段是可以理解的。但是用户使用多年后, 机组不再是新的机组, 应该提高一档, 但用户一直没有去修改, 因而饱受报警跳机之苦。建议这样的用户在询问设备制造商后正式发文修改。

三、振动分析

由振动测试的结果来看, 仅就振动趋势而言, 包括启机, 除3#瓦外振动通频值都在较低的范围, 3#瓦的振动幅值正是用户所困惑和担忧的。

图2是齿轮箱上的振动趋势, 使用mm/s2为单位, 便于和美国齿轮制造者协会AGMA的标准比较, 可以看到, 振动还是较大的。

图3是4#瓦在慢转速下的轴心轨迹图, 可以明显地看到被测表面有明显的缺陷, 怀疑是存在锈斑等。慢转速下的振动特性常常被忽视, 本特利认为涡流传感器能很好识别慢转速下的缺陷, 因为这些缺陷不是真正的振动, 但可能导致振动信号的增大或者减小, 在需要计算动平衡时需要补偿掉, 从而能准确地平衡转子。3#瓦也发现了类似的特征。

图4是1#、2#、3#、4#瓦的平均轴中心位置图, 可以看到3#、4#瓦轴心位置较高, 可能和对中不良及过大的轴承间隙有关。轴平均中心位置图在振动故障诊断中有很大的作用, 也是涡流传感器的特点, 很多故障通过轴中心位置图可以清楚、快捷地得出结论。

图5是3#、4#瓦在热膨胀阶段, 即转速刚到达全速时至满负荷, 甚至满负荷后的一段时间的极坐标图, 3#特别是X方向的1X矢量的相位变化较大。极坐标能很好地表达矢量的变化, 特别是相位变化很大时。为了采集到机组启机和完全膨胀后的完整数据, 常常要求采集到满负荷, 并且连续保持满负荷至少4h。如果满负荷4h后看到振动还没有稳定, 甚至要求一直保持满负荷, 直至热膨胀阶段结束, 进入真正的稳态。

图6是3#在稳态时的轴心轨迹和时域波形图, 从其中看到了较为明显的8字形轨迹, 怀疑对中有问题。

图7是齿轮箱上的加速度传感器采集的振动谱图。从中看到了较大、明显的2倍的齿轮啮合频率。有高速轴和低速轴的边带。说明齿轮因对中不良、间隙过大等原因出现明显的冲击。

四、结论

1. 本特利的数据采集系统能提供强大的数据采集和数据分析功能。

2. 完整的数据、信息分析对故障诊断非常重要。

3. 振动报警定值需要谨慎审核。

4. 齿轮箱与燃机的对中可能存在问题。

燃气发电 篇5

【关键词】ERP系统；发电企业；财务管理；对策和建议

一、研究背景及意义

1.研究背景

作为关系到国家安全和国家经济命脉的电力企业发挥着举足轻重的作用，在国民经济发展中担负着国家基础建设的神圣使命和政治、经济的责任使命。相对于其他信息化程度较高的行业来说，电力企业尤其是燃气发电企业的信息化基础程度还相对薄弱，而且由于燃气发电企业在建立之初是以服务社会为主要经营观念，导致企业一般不会对成本投入和效益产出进行经济核算。但是近几年来，随着市场经济体制的改革，电力企业也开始成为市场的参与者，以市场为导向，朝着公平竞争市场化的经营方向开始转变，这样改革对ERP系统的发展起到了很强的推动作用。

2.指导意义

ERP系统的建设和实施，以信息化建设引导电力企业的科学化管理，顺应时代发展的历史潮流和社会发展趋势，对电力企业的发展有着重要的指导意义：

（1）有助于燃气发电企业业务管理系统平台的建立；

（2）有助于燃气发电企业管理机制创新的建立，实现企业内部各部门之间的监督和相互促进；

（3）有助于燃气发电企业科学管理机制的实现，员工劳资激励机制的形成，充分发挥员工的工作潜力，激发员工的工作积极性；

（4）有助于燃气发电企业以人为本竞争机制的建立；

（5）有助于燃气发电企业各部门之间做到数据资源共享，当一个部门的数据发生变动时，其他部门都能第一时间反应过来；

（6）有助于燃气发电企业管理层考核绩效的提高。

二、ERP系统的主要特征

1.ERP系统高度集成性。它的各个业务模块数据信息高度共享，所有源数据只要在某个系统中输入一次，并且通过数据中心把数据与各个子系统之间建立连接口，从而实现数据信息的共享集成，保证了数据的一致性、统一性、集成性和完整性。

2.ERP系统面向市场化。它包含供应链管理功能，重点强调供销商和制造商之间新的合作关系。优化升级了公司内部的业务流程和管理过程，对起关键作用的业务流程实现了自动化。

3.ERP系统流程标准化。完整、科学的管理流程是每一项经济业务必须经历的，在这个流程中，使工作更加规范化、更加标准化，从而减少了认为失误给企业带来的损失和不良影响，最大限度提高了企业的经济效益。

4.ERP系统强大的应用功能。ERP系统包括财务、物流和人力资源等主要模块。但是更多的是强调财务模块，它有着非常完善的企业财务管理体系，能够达到资金流、物流和信息流三者完美有机的结合。

三、燃气发电企业ERP财务管理体系存在的问题

燃气发电企业的ERP财务管理建设虽然有了一定程度的发展，但是与要想成为一流的电力企业相比还存在许多不足，还有这一定的差距，主要表现如下：

1.财务管理基础薄弱

燃气发电企业财务管控标准的流程没有与前端业务的流程进行有序衔接，预算统筹调控受到了条块分割的制约，预算过程控制却受到了管理手段和管理条件的束缚。由于基建标准化成本还处在新试点的开始阶段，对工程项目的管控作用需要进一步挖掘和发挥，财务决策系统地开发与应用也处于初级阶段，会计信息挖掘不足，导致决策支持能力有待提高。

2.财务管理总体推进不平衡

由于管理基础的不同、重视程度的不同和投入量的不同，使得企业各单位间应用进展不平衡，出现本部较快、基层较慢；电网核心业务发展较快，其他业务发展较慢的特点。随着财务管理的有序推进，财务管理对每一个业务支撑保障的需求与每一个专业管理水平之间的差距也越来越明显，使得部分信息很难有效集成。财务对经济活动的监督和控制难以有效发挥，资源配置就存在体质机制的阻碍。

3.财务与业务集成融合度不高

由于各部门业务信息化建设有快有慢程度不一致，使得财务和业务信息在很多环节下不能有效集成，财务信息仍然处在孤立状态。目前财务与业务仅限于信息上的集成，距离管理上的集成还有很大的差距，由价值链贯穿业务链，因此推动财务与业务集成融合的任务还很繁重，财务信息与业务信息的融合共享还需要进一步的深化。

4.预算管理机制还不够完善

各种具体的预算有机联系起来的全面预算体系还没有完全形成，在整个编制过程中程序简单，内容不完整，方法陈旧、随意性大。编制预算的手段和方法也相对落后，基础资料的收集和研究也不足，编制预算也很不科学准确，一般都是经验判断、历史数据，甚至从报表中直接提取，分析不够，使得误差就越大。由于对预算因素考虑的不周，导致预算管理达不到预期的效果。各部门之间也由于协调性不够，预算执行监督不够，在预算执行过程中出现了一些问题，从而造成了预算结果与预算目标有较大的差异。

5.工程财务管理体系不完善

工程建設阶段包括工程设计、施工、结算、决算等四个主要环节，工程管理要求财务管理要参与到工程全过程建设的各个环节。但是，目前燃气发电企业工程财务管理体系还不够完善，工程财务管理体制还不健全，财务管理与业务脱节较为严重，财务人员并没有真正参与到工程项目的研究和设计中的调查工作中去。因此，控制工程成本就显得尤为困难，不能发挥出财务管理的主观能动性作用来。

四、完善燃气发电企业ERP财务管理体系的建议

1.实现信息系统集成一体化

（1）财务与业务部门的信息集成。为适应资产在整个寿命周期管理的需要，财务部门要参与到项目规划、投资计划立项、设计研究、投资计划和资产评估的各个阶段工作中去。通过财务与策划管理系统的集成，把达成一致的标准项目编码和项目策划信息传到财务系统，从而实现项目业务计划和财务预算的衔接。

（2）财务与物资管理部门的信息集成。采购时，财务部门把预算控制转到申请阶段，规范合同与采购订单的一一对应关系；库存管理中，物资部门要依据实际发生的业务及时对物资进行出入库管理，并定期盘点库存物资，向财务部门提交盘亏、盘盈信息报告。实现了物资采购、库存管理业务自发的与财务账务信息产生了衔接关系，便于监督和调查。

（3）财务与人力资源部門的信息集成。由于整个发电企业员工的基础信息都由人力资源部门管理，因此财务人员的信息传递给财务系统，计提各项员工的工资、奖金、社保和公积金也要传递给财务系统，从而自动生成会计凭证。

2.强化预算控制功能

把ERP系统的预算科目、预算责任主体与基金中心和承诺项目的关系对应建立起来，编制好预算科目和预算责任主体，导入到ERP系统里相应的基金中心和承诺项目中去，尤其对收入和支出两项实施实时预算控制。当预算数超出时，系统就会根据已预先设置好的控制程度来进行提醒或控制。收入和支出的种类由ERP系统的承诺项目来代表，是按层次结构来进行定义的。例如购料支出、购固定资产支出、差旅费支出等等。总之，承诺项目是把科目余额表中的科目用资金收付的语言来代替了。因此系统在前端业务进行时就可以自动把相应的业务活动所发生的费用支出归集到承诺项目和基金中心中去了。

3.通过工程辅助转增资产，实现发电工程全过程管理

工程辅助转增资产的总体发展目标包括对管理流程、系统配套、业务规划进行整合，对项目结构、项目预算及费用的分摊流程进行标准化，从而实现从业务前端到项目立项、项目预算，物资需求等一系列的转资功能，实现电力工程标准化管理，从而减轻了财务人员及业务人员的负担。由于工程辅助转资体现的是电力工程财务管理全过程的一套综合性服务系统，因此需要燃气发电企业各个部门的相互协作，实现发电工程的全过程管理。

五、结论

总之，ERP作为一个数据系统，能够在系统中自动流转和归集，这样一来就解决了因为人为操作错误所引起的一系列问题。同时利用ERP系统进行财务管理和控制，实现了燃气发电企业的财务和业务信息上的衔接，进行事前，事中和事后分析和考核，真正提高发电企业的财务管理水平。

参考文献：

[1]序[A].电力行业信息化年度发展报告（2013）.2013.

[2]林曦.ERP环境下企业财务管理系统研究[J].北方经贸，2013（01）.

关于燃气发电机信号干扰故障分析 篇6

轮南电站现有索拉燃气轮机机组6台, 均采用AB公司的PLC控制器进行信号处理, 其传感器主要为爱默生公司旗下的各传感器, 各传感器质量优良, 不过在电厂调试、运行的几年中, 出现过不同程度的信号干扰问题, 影响机组的稳定运行。

企业中的用电安全一直是人们关注的问题, 如果发电机等设备出现了信号干扰会威胁到设备的正常运行和安全程度, 而PLC能够对企业整体用电系统进行控制, 其运行方式和效果能够深刻影响到机组的安全, 通过各项调查显示, PLC在引发系统故障方面占有较大比重。

2 存在问题

鉴于系统设计方面存在的差异, 并受环境等外界因素的影响, 电力系统中的电缆与信号的控制线要能够紧密结合在一起, 有很多的电缆都会和信号控制线存在于一个电缆槽中。这样一来, 如果电缆线中出现了强度非常大的电流或者是电压, 就会直接反映在的信号线上面, 一旦信号线产生了感应电流或者是感应电压就会严重干扰到数据测量时的精准度, 严重的甚至会使PLC出现错误反映。影响到系统安全。

控制系统及其回路受到干扰, 可能出现如下现象:

(1) 机组停机状态仍然可能发生振动高报警或者其他报警。

(2) 机组的受干扰的参数可能出现的频次很低, 不过一旦出现机组很可能出现停车。

(3) 机组的反馈参数明显不对, 参数时好时坏, 可能引起机组控制系统的状态发生变化 (如英买的机组停机后润滑不能备用) 。

(4) PLC在信息采集过程中会经常出现信息与实际系统数值不符的情况, 并且, 这种情况的出现没有特定的规律。

3 控制系统干扰的原因分析

3.1 信号线出现干扰的原因

控制系统中的信号干扰都要经过设备仪表, 仪表中的电源线路的接入应用的是信号线。在一些发电站中, 很多系统因为故障出现的突然断电现象或者是跳闸都是因为控制接线信号受到干扰引起的。并且PLC控制系统中的各种连接线大都是信号线, 这些信号线能够有效接收到各类信息, 但是同时也会受到一些外部信号的干扰。这种条件下造成的干扰原因为以下几种:首先是信号线受电磁辐射的干扰强;其次是信号传输的空间受到了电磁感应波的干扰, 这种干扰是外部干扰的一种类型。

3.2 电磁辐射干扰

外部空间中电磁场主要存在以下几个方面:电力系统网络、电气设备故障、无线电路、雷达设备以及各种高频率设备在受高温出现的电磁场。由于存在高频电路中的电感、电容、电阻等因素不可以忽略, 当这些元件中流过电流其周围就会产生磁场, 这就是电磁辐射源的形成。电磁辐射是将能量以电磁波形式由源发射到空间并以电磁波形式在空间传播, 通常称为辐射干扰, 它可能引起装置、设备或系统性能降低或对物质产生损害作用, 电磁干扰其分布极为复杂。解决电磁干扰的三种对策就是1.滤波, 2.接地, 3.屏蔽。

3.3 电源的干扰问题

在一些自动化控制系统中, 因为电源信号受到干扰而出现的系统故障也是非常常见的。目前发电队PLC的电源均由蓄电池组稳定向PLC供应的24V直流电源, 在PLC的控制柜内其他仪表及传感器等元件主要有5V, 24V和120V直流电源, 相对上面两种干扰来说, 电源的干扰的影响在电站控制系统中很小。

3.4 不规范接地系统的干扰

很多接地系统都存在接地不规范现象, 由此会增加系统受信号干扰的几率, 并会致使PLC因为信号干扰不能够正常运行。PLC主要控制的接地线有系统用地、交流用地以及各类保护用地等。如果PLC中的接线出现了不同程度错乱, 信号干扰就会以不同的电位存在不同的误差, 误差主要表现在电位差的不同方面。电位差出现了差异, 就会使电流出现环路, 使系统无法正常工作。

还有一方面, 系统中的电流屏蔽层或者是线路的接地会突然出现闭合, 一旦形成了闭合形式的环路, 磁场就会发生相应的改变, 极易导致屏蔽层中出现过多的感应电流, 并且, 受过多电流的侵入, 屏蔽层和系统线路出现了结合, 使系统回路受到干扰。如果系统中的线路出现了接地混乱, 在接线的地面上就会形成不等的电位, 最终使PLC逻辑出现干扰, 无法正常工作。

4 防信号干扰的手段

4.1 防止电力/信号电缆敷设在一起

信号线与系统动力电源线要避免出现平行走线或者是交叉形式的走线。如果线路配线鉴于空间的原因过长, 电压产生的感应会非常明显, 也会非常大, 在这种情况下, 为了降低过大的电压, 可以应用继电器进行转换;也可以接入涌浪吸收器;在条件允许的状况下也可以适当的改变输入方式, 将交流电的输入改成直接输入。

4.2 禁止信号电缆杂乱布设

在进行信号的输入过程中需要应用一定数量的电缆, 但是需要注意的是交流信号的输入或者是输出不能应用同一根电缆;在进行长距离的信号输入或者是配电过程中, 输入或者是输出的信号线要应用不同的电缆;此外, 高压电或者是大电流的动力线也要分开进行配线;长距离进行配线时, 信号线中的输出线与各种高压线路或者是电流大的线路要分开布设;如果距离超过了200米, 配线时则应使用继电器进行一下中转;对于集成电路或者是一些晶体结构的线路, 则应使用屏蔽电缆, 接地部位为控制器。

4.3 规范接地

接地要确保规范主要是为了做好以下几方面工作:首先是确保电气设备的安全, 为了减少干扰的出现, 要做好传感器的保护。将保护接地与信号接地完全分开, 在以前出现的信号干扰的现象中, 发现部分仪表接线的接地端与电气接地端混淆连接在一起, 当电气接地瞬间带电时, 与仪表接地形成回路, 造成信号干扰, 因此规范接地也是防止控制信号干扰的一个重要的方面。

5 结束语

对于燃机信号干扰的分析与故障排除是一个十分复杂的问题, 仪表控制信号容易受到干扰。因此在电站的仪表控制设计的过程中, 应该综合采用合理有效地抑制干扰的措施, 保障良好的抗干扰的性能, 保证燃气发电设备安全高效运行。

摘要：本文针对索拉燃气轮发电机组在轮南电站的运行情况, 关于控制信号的干扰引起机组的跳机事故做了较详细的描述, 该现象及处理过程具有一定的代表性, 对于排除燃机存在信号干扰方面有一定的借鉴意义。

关键词：信号干扰,接地电磁辐射,故障分析

参考文献

[1]姜伟, 赵士杭等著.燃气轮机原理、结构与应用 (上下册) [M].北京:科学出版社, 2002.

[2]林国荣著.电磁干扰及控制[M].电子工业出版社, 2003.

燃气发电新技术的市场前景分析 篇7

1.1 天然气与煤层气联合循环发电技术简介

20世纪80年代以后, 燃气轮机的功率以及热效率都得到了大大提高, 在电力工业发展中, 燃气轮机与联合循环发电技术的地位不断上升。当前全球每一年新增加的装机容量有25%采用的是燃气—蒸汽联合循环机组, 在美国这一比例占到了50%。据不完全统计, 全球目前全部的燃油和使用天然气的燃气轮机与联合循环的装机容量都在4亿kW以上。1987年以后, 在美国使用燃气轮机年生产总功率已远远超过了使用蒸汽机发电的年生产总功率。在世界上来说, 这是发电设备制造业的一次重大改革和突破, 也是一次历史性的转折, 表明了燃气轮机与联合循环发电技术广阔的应用前景。

这一技术在我国的应用主要开始于20世纪50年代, 但受到燃料政策的阻碍, 这一发电技术在很长一段时间没有得到发展。到了20世纪80年代, 我国经济呈现快速发展的态势, 燃气轮机技术得到广泛应用, 使用规模开始不断扩大。到目前为止, 我国燃气轮机和联合循环发电的总装机容量在8 400 MW以上, 占我国总装机容量的3.5%左右。采用这一发电技术的主要是我国东南沿海地区和一些内陆边远地区。

1.2 天然气与煤层气联合循环发电技术的市场应用前景

(1) 它是油气煤矿区的最佳电源。对于这一市场应用来讲, 我国的石油以及天然气等绝大多数储藏分布在荒漠、边远地区以及海边, 这些地方的特点就是和大电网距离相对较远, 同时煤炭以及水资源比较稀缺, 所以, 采用当地天然气与那的燃气轮机联合循环发电就能使那些地方的油气资源得到充分的开发和利用, 从而促使地方经济不断发展。

(2) 它是高负荷中心的基本负荷机组。我们知道, 在社会经济快速发展的今天, 对于用电负荷比较大的地区来讲, 昼夜电负荷谷差呈现出日益增大的趋势, 而采用天然气与煤层气联合循环发电, 就能实现最佳的调峰机组。这一调峰机组所具有的最主要特点就是经济性高, 同时还能最大限度地对电网的安全稳定运行起到重要的保障作用。不仅如此, 高负荷的中心地区附近通常就是常规火电污染最为严重的地区, 那么, 为了使这一地区的环境得到有效改善, 为了满足生产对电力的需求, 非常有必要对这里的一次能源构成进行调整, 以减少常规燃煤电站。所以, 在富有天然气以及煤层气的地区, 适当增加一定数量的带基本负荷的联合循环机组, 对环境的保护有着积极作用, 同时也能促进经济良性发展。

(3) 它是老电厂改造的一个行之有效的选择。在我国的电网中, 规格在125 MW以下的中小机组数量繁多, 在所有机组总容量中所占的比重为52%, 其所具有的最主要特点就是技术落后, 经济性差。所以, 对其进行改造和取缔迫在眉睫。不仅如此, 即使那些经过了改造的于20世纪80年代建造出来的200 MW及300 MW的高压机组, 在经过了一二十年的使用后也已十分落后, 加上这些机组中很多都不具备烟气脱硫等净化装置, 对环境污染严重, 因此也亟需改造。而通过天然气和煤层气的联合循环使用, 就能对这些老厂施行改造。可以说, 这是一条既简便又切实可行的途径。

2 微型燃气发电技术的应用前景

2.1 微型燃气发电技术简介

微型燃气发电技术是一种新兴的技术, 它主要用来调峰以及热电联产, 有时也会被用来作为备用电力。下面对其运行成本进行分析, 假设把效率规定在40%, 天然气的价格为1.8元/m3, 那么电的成本在0.7元/kW·h以下, 与当前的电力时价相比, 是比较低的。如果我们采用热电联产, 就具有更大的经济效益。对于微型燃气发电技术来讲, 它所具有的最主要特征就是污染排放量低、维护需求低以及噪音低, 相对而言, 其投资的成本也比较低。可以说燃气热电联产的突出优势是在市场上具有很大的价格优势, 消耗的电量比较少, 加上其环保、维护少、效率高、运行灵活以及安全可靠性高等优点, 被用户广泛接受。

2.2 微型燃气发电技术的市场应用前景

(1) 它在热电联产中前景广阔。我们知道, 发电技术主要就是通过将燃料转化实现发电, 而在发电厂平均输入的燃料能源中, 能变成热的仅有2/3, 虽然有一部分热量会被用户使用, 但这样的情况也只能是在发电厂和用户靠的比较近的情况下才能实现。而微型燃气发电技术, 由于其设备的体积较小, 所以能在每一个需要电力的地方建立, 这对于热电联产的实现有着积极的推动作用。而热电联的使用能促使能源的使用率显著增加, 使全球废气排放减少, 从而使成本降低。另外, 热电联在终端用户以及高热量用户中应用是最适合的, 故可将其充分运用在加工工业、医院及学校等地方。

(2) 它在备用电力中前景广阔。电力系统最主要的功能就是要持续不断地为用户提供供电服务, 但在实际中常会由于风暴以及电网系统故障等而出现断电现象。在此情况下, 那些断电敏感的用户 (包括电信、零售行业以及加工行业等) 就对备用电力有迫切需要。但目前存在的普遍现象是所安装备用的发电机的发电资源不能得到充分利用, 大多时候几乎都是不运作的, 也正是因为其是孤立于电网之外, 它们是不能用作发电容量来在任何一家电力公司计算。通过微型燃气发电技术在备用电力中的使用, 能使备用电力装置的运转时间得到增加, 从而实现备用发电成本的最小化, 它通过把稳定的电力与间歇备用电力进行充分的结合, 促使其可靠性最大化。

(3) 它在调峰中前景广阔。由于我们对电力的需求时刻在变, 所以电力成本也相应的时刻在变, 而这些成本的变化也就意味着价格的不断变化。对电力公司来讲, 往往会按照小时变化的负荷, 来将其分成季节高峰负荷、每天高峰负荷以及非高峰负荷, 用户必须把高峰用电时段的用电费用予以支付。在这样的情况下, 如果在整个高峰时段中采用微型发电设备来调峰, 就能有效地把用户所需要支付的总费用降低。而与此同时, 由于用户发电容量的减少, 使得能源供应上高峰时段的发电需求大大减少, 进而大大降低了发电设备的总投资成本。所以说, 这一技术的实行能为用户以及服务商带来更高的经济效益。

3 结语

我们有足够的理由相信, 在未来很长一段时间内, 清洁能源技术在发电中的使用会成为我们研究的一个趋势, 而国家也正逐渐加大对燃气发电技术的研究力度, 同时对相关产业的发展也采取了相关的支持和鼓励措施, 在倡导环保经济的时代背景下, 我们国家可以建立一些采用燃气发电技术的电力示范工程;同时政府应给予相关行业更多的优惠政策, 为燃气发电新技术提供有效的政策支持。

当今时代, 燃料依然是我们国家一项重要的能源, 不管是在电力行业中, 还是在火力发电中, 它都扮演着十分重要的角色。我国电力事业的前进道路, 可以说既拥有广阔的市场前景, 也面临着巨大的挑战, 而新的发电技术的产生, 会为我国电力事业的不断发展提供源源不断的动力。

摘要：详细介绍了燃气发电新技术中天然气与煤层气联合循环发电技术以及微型燃气发电技术, 重点探讨了其市场应用前景。

关键词：燃气发电,新技术,前景

参考文献

[1]张春蕾.燃气锅炉冷凝换热器的研究[D].北京建筑工程学院, 2008

[2]富海.可移动式微型冷热电联产系统实验研究与分析[D].上海交通大学, 2008

[3]彭世尼.燃气安全技术[M].重庆:重庆大学出版社, 2005

[4]严俊杰, 黄锦涛, 何茂刚.冷热电联产技术[M].北京:化学工业出版社, 2006

[5]黄浩云.整体煤气化联合循环发电 (IGCC) 电站环境影响评价研究[D].天津大学, 2008

[6]殷尚清.张掖火电厂实现清洁生产[N].甘肃日报, 2008-10-29

燃气发电系统运行模式的探索与应用 篇8

2011年初, 3200m3大高炉逐步运行, 350m3小高炉尚未全部淘汰, 在燃气发电运行7套燃机情况下 (公司共有8套装机容量5万kW的燃气轮机, 5套装机容量4万kW的蒸汽轮机) , 高炉煤气仍有大量放散。为此, 生产部联合能源动力厂开拓思维, 创新思路, 用非常规手段降低煤气放散, 挽回效益流失。

“增开第8套燃机, 运行“8+5”模式”困难较多。一是受上网短路容量及上网线路负荷限制;二是没有备用机组, 发电系统故障停机率必然大幅增加;三是“8+5”模式运行后, 煤气平衡更加脆弱, 压力、流量波动对发电稳定运行影响加剧, 蒸汽调整、汽水平衡更加频繁困难, 对系统安全、运行调整要求更高, 对值班人员的业务素质、操作水平和点检、巡检质量, 对设备状态变化的敏感性和应急处置能力等提出了严峻考验。

2 管理思路及创新理念

为最大限度挽回煤气放散损失, 生产部、能源动力厂对困难逐项进行深度剖析, 研究制定规避风险措施, 开阔思维, 大胆提出“增开第8套燃机, 运行“8+5”模式”。

(1) 通过观念创新, 在上网短路容量及上网线路负荷受限情况下, 采取措施, 规避风险, 打通上网瓶颈。发电乙站上网负荷受限, 而甲站上网还有提升空间, 且电压等级相同, 上网线路短路容量也允许增加2台发电机组。技术上可行, 管理上就要保证。为此实施发电乙站通过甲站上网线路改造, 为#7、#12燃气发电机组并入甲站提供先决条件。

(2) 推行隐患发现与治理机制, 降低故障停机率。针对发电系统工艺连锁复杂、开停机状态变化大、故障停机几率高, 8套燃机同时运行系统更加脆弱的新情况, 及时出台发电系统隐患治理新机制, 推行隐患分级管理、流程管理、闭环管理, 强化过程监控, 新增“隐患处置率”和“隐患处置及时率”两项考核指标, 加大隐患治理资金支持力度, 并配套大力度激励政策。

(3) 推行操作标准化, 强化值班质量、运行质量, 提升应对风险能力。针对“8+5”模式运行后, 运行操作调整多、难度大、风险高问题, 发电车间在以往运行经验基础上, 根据冶金行业特点, 借鉴正规火力电厂管理规范, 推行运行操作标准化。

3 具体实施措施

(1) 在乙站#5备用出线间隔至甲站备用出线间隔之间铺设一路电缆, 将乙站发电机通过发电乙站110kV二母线、125备用间隔及新铺设的电缆并入发电甲站, 再通过韩电线上网。2011年3月4日110kV电缆到位, 2011年3月16日施工结束, 2011年3月17日送电试验成功。2011年3月28日#7机通过发电甲站韩电线并网运行, 2011年3月31日#12机通过发电甲站韩电线并网运行, 标志着“8+5”模式上网瓶颈被彻底打通。

(2) 推行运行操作标准化方面, 确定了机组“运行、检修、热备、冷备”4种状态标准和状态切换标准操作票, 机组检修和隐患处置标准工作票, 确定许可、监护、工作、安全各类负责人并强化培训, 强化了安全要素的全过程监控、应急演练和点、巡检质量的过程评价、循环提升等等, 另外通过强化劳动纪律、值班质量提高员工业务技能和应急处置能力。配套支持措施如下。

(1) 调整发电机功率因数, 降低无功上网负荷, 减少上网电流。

(2) 能源动力厂生产科加强炼铁厂沟通, 提前预测煤气状态变化趋势, 通过气柜柜位和机组负荷调整, 提高煤气系统稳定性。

(3) 对110t锅炉蒸汽母管工艺参数调整进行优化, 实现蒸汽合理分配、高效利用, 稳定汽机运行、提高发电效率。

(4) 制定了一系列生产运行操作管理规定。强化生产操作的规范性和工艺操作纪律的严肃性。

(5) 发挥蒸汽母管和甲站补气作用, 适时调整蒸汽参数, 通过提高蒸汽压力、降低真空度、单元式供水模式、提高甲站补气压力等措施, 提高汽机蒸汽负荷效率。

(6) 提高日常及专业点检质量, 做到设备运行状态可控。

(7) 机组检修和隐患治理与高炉系统休风相结合, 提高“8+5”模式下检修和隐患治理的预见性、针对性、及时性、彻底性。

(8) 运行监控人员优化调整, 由于多开机组后人员紧张, 运行分散控制转变成集中监控, 监控人员和点检人员合理调配, 操检合并, 提高整体运行质量。

(9) 强化内部管理监督、严肃工作纪律, 强化动态检查, 确保正常工作秩序和各项工作的稳步推进。

4 实施效果及经济效益分析

项目投产后, 发挥了卓越性能, 大大提高了燃气发电发电量和上网电量, 大幅降低了公司高炉煤气放散率。

(1) “8+5”运行模式实施后, 成功规避了短路容量风险和上网负荷限制。减少高炉煤气放散量1.7亿m3, 焦炉煤气放散量4480余万m3, 发电量、上网量大幅提升, 2011年全年燃气发电总发电量达到27.48亿kW·h, 较2010年量提高1.6亿kW·h, 超出目标1.9亿kW, 为实现济钢全分布式电站完成35亿kW·h起到了关键性作用。经济效益和环境效益巨大。“8+5”运行模式与7套燃机运行模式日发电量比较见图1。“8+5”运行模式与7套燃机运行模式日发电量上网量对比见表1。2011年7套机组运行与“8+5”方式下数据对比见表2。“8+5”运行模式与7套燃机运行模式煤气消耗量对比见图2。

万kW·h

注:4月份受韩电线停电检修影响, 期间6台发电机运行, 影响发电量约450万kW·h, 影响上网电量300万kW·h

(2) “8+5”运行模式实施后, 通过隐患发现与治理机制的有效运行, 全年事故故障率明显下降。据统计, 2011年非计划停机17次, 较2010年下降50%, 较大人身伤害事故、设备事故为零。

(3) “8+5”运行模式实施后, 发电系统实现了安全稳定运行, 职工操作技能以及应对风险的能力得到充分锻炼和验证, 为今后燃气发电生产组织和并网方式开拓了新的途径, 也为济钢在严峻的市场形势下实现转型大发展提供了强力支撑。

(4) “8+5”运行模式的成功运行, 得益于捕捉机遇、敢于承担风险的观念创新, 得益于管理层的高效及时的管理跟进, 得益于发电员工忠诚济钢、奉献济钢的责任意识和卓越的执行力。“8+5”运行模式的成功运行, 为今后煤气阶段性富裕情况下获取阶段性效益提供了设备设施保障和运行经验积累, 这一观念突破和管理创新在冶金企业具有极大推广价值。

摘要：针对高炉煤气放散率高的问题, 采取了加强管理、加强技术改造等一系列措施, 提高了燃气发电系统经济效益。

关键词：燃气期发电系统,运行模式,经济效益

参考文献

[1]陈振山, 王燕晋.燃气-蒸汽联合循环供热发电机组汽轮机运行模式控制[J].华北电力技术, 2013 (7) .

[2]张贲, 张毅威, 梁旭, 等.燃气机组发电特性及其在电网中运行方式的研究[J].燃气轮机技术, 2009 (6) .

燃气发电机组高温原因分析及预防 篇9

燃气发电机组由风扇、发动机部分、发电机部分、冷却器、排烟管等组成。

现场用发电机组冷却原理分为两部分:

(1) 风冷部分:主要靠风扇吹出的冷空气实现的。进入发电机箱体的冷空气经过风扇, 将风吹过中冷器及水箱, 冷空气带走中冷器和水箱间热量, 实现降温的目的;

(2) 水冷部分:主要靠低温防冻液循环实现的。发动机内部的防冻液经水泵加压, 在发动机内部循环, 将缸体周围热量带走, 经水箱冷却, 再次进行循环, 达到降温的目的。

2 发电机组高温原因分析

发电机组高温故障有多种原因, 包括发动机部件故障、传感信号故障、水循环故障、防冻液缺失等诸多因素。

总结野外大型发电机组出现高温的原因, 主要分为以下九种。

2.1 防冻液不足或者变质结垢

发电机组运行过程中, 常伴随高温的出现, 防冻液长期的使用容易致使其水分蒸发, 进而成分发生变化, 产生水垢, 将水循环通道堵塞;若防冻液循环通道内部有空气进入, 或防冻液加入量不足, 也会导致其功能造成影响, 进而导致发电机组的高温故障。

2.2 中冷器或水箱散热器通风孔堵塞

散热器通风孔堵塞导致发电机组高温现象发生的概率较大。因为在发电机组野外使用或作业过程中, 风沙较大, 尘土较多, 伴随油水的泄漏, 散热片空隙极易被油泥堵塞, 严重影响散热效果。同时, 长时间使用过程中, 散热片的大面积破坏和倒伏也会导致散热效果的降低, 会阻止热量的散发。

遇到此类情况, 现场多采取用高压洗车机喷洗散热片通道的办法, 将散热空隙清洗, 同时将倒伏的散热片用工具将其修正, 使散热通道畅通无阻, 增强散热效果。

2.3 温度传感器等传输信号错误

发电机组使用的传输信号部件主要为水温传感器, 它会将发动机防冻液的水温准确地传输到ECU, 进而显示在显示屏上。但是当水温传感器失灵后, 会将错误信号传输到ECU, 进而导致故障的发生, 现场主要使用便携式测温枪核实。

2.4 风扇皮带松动, 或者风扇叶片破损

水泵或者风扇皮带松动打滑, 会导致风扇转速过低, 因而影响送风效果。散热片间通风效果的降低, 导致通风量减少, 使部分热量不能完全被带出, 影响整体散热效果而导致高温故障。

2.5 发动机水泵故障

发动机水泵出现故障后, 导致水循环不能有足够的压力, 影响冷却水的正常循环, 导致散热效果严重降低, 进而影响发动机的散热。

2.6 防冻液节温器故障

节温器控制着发动机内部冷却水的大小循环, 当发动机内部水温达到一定设定温度时, 节温器控制阀打开, 使防冻液在发动机内部进行大循环, 流经水箱的防冻液温度降低;当发动机内部水温较低, 未达到设定温度时, 防冻液在发动机内部进行小循环。当节温器发生故障时, 节温器不能很好地控制防冻液的大小循环, 致使防冻液温度不能很好地散热, 导致发电机组高温故障的发生。

2.7 发动机缸盖或者气缸垫损坏

发动机缸盖故障或者气缸垫被损坏, 防冻液内部就会进入大量热空气, 致使出现“开锅”现象, 导致发动机冷却水瞬间温度上升, 引起高温。

2.8 点火正时错误

点火正时发生错误后, 导致喷油供油提前角提前或滞后, 导致缸体内部高温气体与气缸壁接触面积增大且时间延长, 会传递给防冻液更多的热量, 致使防冻液的温度骤然升高。

2.9 发动机带载荷过大

发动机超负荷运转时, 会造成供燃料量过多, 当产生的热量, 超过发动机的散热能力时, 会使发动机的防冻液温度升高。

3 解决方案和采取的措施

3.1 保持中冷器及水箱散热孔隙清洁畅通

定期对发电机进行水箱及中冷器清洗, 将两者空隙之间堆积的污垢和杂质彻底清除, 避免直接清洗遗留的死角。同时能够更全面地检查散热片空隙。

3.2 增大水箱散热片的孔隙, 增大散热面积

增大水箱散热片的孔隙, 增大散热面积, 保障通风及散热顺畅。

3.3 采取措施, 降低发电机箱体内部温度

(1) 改造发电机排气管和消音器, 把排气尾管直接置于发电机外部, 减少发电机内部的环境温度, 从而解决发电机的高温问题, 对于置于燃气发电机顶端的尾气管需用隔热棉缠绕, 用来解决可触摸的热源。目的: (1) 降低发电机箱体内部环境温度; (2) 减少废气的“憋气”现象; (3) 增大发电机实际运行功率。

(2) 降低排气支管周围温度, 以降低发电机周围环境温度。排气支管表面温度可达到600℃左右, 是增加发电机周围环境温度的主要部件之一。更换新式排气支管, 主要是在排气支管外表途上石棉材料, 石棉具有隔热的作用, 这样能有效减少燃气发电机缸体的温度, 从而解决高温问题。

3.4 增大送风量, 保障高温空气顺畅排出

夏季外部环境较高, 通常在30℃以上, 如果通风不顺畅会导致发电机箱体内温度升高而停机。根据此类问题, 针对性地在发电机箱体加装风扇, 增加送风量, 保障高温空气顺畅排出。

3.5 其他控制、解决措施

(1) 紧固或更换发电机水泵和风扇处皮带, 保证散热风扇及时将热量排出。

(2) 检查并添加水箱内防冻液, 避免缸体内温度升高。

(3) 检查并更换温度传感器、节温器, 保障温度传感信号准确。

(4) 检查保养冷却水泵、气缸垫, 发现故障立即处理。

(5) 吹扫或更换空气滤清器。

(6) 查看发电机通风条件。

3.6 筹划性解决措施, 增加循环冷却途径

可以引入低温的外部防冻液装置, 通过循环把高温防冻液进行循环置换, 可有效降低发电机机体内部循环水温度。

4 结论

通过本论文对发电机高温停机的分析, 提出了发电机高温的预防措施及改进措施并进行了试验性实验。希望在今后工作中, 能够寻找出更多更有效的方法, 真正降低发电机高温停机故障的频繁发生。

参考文献

[1]刘瑛, 余邦才, 熊小刚.发电机冷却水处理注意事项[J].工业用水与废水, 2002年05期.

[2]屠德民.发电机的新型绝缘结构——电缆绕组绝缘系统[A].中国电工技术学会电线电缆专委会、中国电机工程学会电力电缆分专委会交联电缆专题研讨会 (2002年会) 论文集[C], 2002年.

[3]赵翔.大型机组继电保护技改要领探讨[A].2007云南电力技术论坛论文集[C].2007年6周明.发电机机内冷却水的运行监督标准的探讨[A].西部大开发科教先行与可持续发展——中国科协2000年学术年会文集[C], 2000年.

燃气发电锅炉和汽轮机的自动控制 篇10

当前, 基于燃气锅炉—蒸汽轮机, 充分利用这些可燃性气体来进行发电, 这是实现我国钢铁工业生产走上循环经济发展之路的一大重要举措。基于此, 以下结合75 t/h燃气锅炉和15 MW汽轮发电机组组成的燃气发电状况, 就燃气发电锅炉和汽轮机的自动控制进行一些探讨。

1燃气发电工艺流程简要分析

发电站配置一台锅炉 (75 t/h燃气中温中压蒸汽) , 其锅炉燃料为转炉煤气及高炉煤气, 生成450 ℃的中温、3.82 MPa的中压过热蒸汽, 汽轮机通过做功把热能转化为机械能, 从而驱使汽轮机来进行发电。此外, 在发电站, 通常还配有两台发电机组, 分别为无刷空冷型发电机组及凝汽式发电机组, 其发电机的额定功率为15 MW。

2燃气发电锅炉和汽轮机自动控制

2.1 75 t/h锅炉的自动控制

2.1.1 通过锅炉给水实现自动控制

这种自动控制的实现基于三种量的调节方式上。锅炉锅筒的水位作为给水调节的依据, 通过对蒸汽流量及给水流量信息的反馈来实现给水量的自动调节, 以确保锅炉锅筒水位能处于一个稳定状态。在主给水管道上设置给水流量计, 而在过热器集汽箱出口的主蒸汽管道上设置蒸汽流量计。在锅炉给水系统中, 主调节阀以给水主管所设置的一个DN100的调节阀来充当, 以在高负荷以及正常负荷这两种情况中应用;而旁路调节阀以旁通管所设置的一个DN80的调节阀来充当, 以在低负荷这种运行状态下应用。在特殊情况下, 也可以当做主调节阀的备用阀。

2.1.2 通过锅炉过热蒸汽温度来实现自动控制

这种调节系统是在自制冷凝水喷水减温装置来进行的, 有关减温器和集汽箱, 这二者的出口蒸汽温度对减温水调节阀开度的自动调节, 这是锅炉过热蒸汽温度进行自动调节的一个重要环节。

为确保集汽箱的蒸汽温度能够维持在430 ℃～450℃这一范围之内, 要对减温水量进行控制。此外, 在本调节系统中, 流量计通常设置在减温水管道上;本系统的主调变量是根据系统的过热蒸汽温度来进行操作的, 而副调度量是根据系统的减温水流量来实施, 这样就形成了一个能够串级的调节系统;若集汽箱出口存在温度不断升高的过热蒸汽, 则汽温自动调节系统会把减温水量进行自动增加, 并且把减温水进行自动关闭, 这样对于集汽箱出口蒸汽温度处于一个稳定状态起到了很好的保障作用。

2.1.3 通过锅炉燃烧来实现自动控制

锅炉运行供汽是为解决汽轮机的运行负荷进行的, 不断变化的汽轮机负荷, 也促使了压力的不断改变。若要使蒸汽压力保持在一个稳定水平, 则有关蒸汽量的要求一定要得到满足;故基于自动燃烧来促使蒸汽母管压力的稳定, 这是通过锅炉燃烧来实现自动控制的主要途径。从锅炉的燃烧系统再到供汽系统, 这个热力过程极为复杂。为促使系统能够稳定地进行自动调节, 其中的自动燃烧程序还具备抗干扰能力。此外, 为使锅炉的燃烧能处于一个最为经济的状态, 在进行负荷调节或者燃烧的过程中, 对于送风量和引风量还要做好调节。对送风量进行控制, 一定要让燃料量与送风量相适应, 可把燃烧过程中剩余空气系数是否合适来作为判断燃烧过程中经济与否的一个重要依据;至于送风量的间接修正可以通过检测烟气当中含氮量来进行操作。

2.2 汽轮机的自动控制

2.2.1 水位系统及蒸汽器真空的控制

在汽轮机的蒸汽器当中, 通常设置着一个热井, 这个热井设置两个信号接口, 即+700 mm的高水位和+100 mm的低水位信号接口。在凝汽器热井水位控制这个系统之中, 给定尝试以及进行水位衡量要实施PID计算, 对凝结水调节阀开度进行控制就由这个计算结果来操作, 从而实现热井水位稳定的目的。若热井水位出现高值, 则把调节阀全部关闭;若热井水位比某个数值低, 则把调节阀全部打开。有两个凝结水调节阀设置在汽轮机凝结系统之中:其中, 把一个DN125调节阀设置在凝结水主管上, 以起到主调节阀的作用, 并适用于系统正常运行过程中;把一个再循环管道设置在在凝汽器热井与低压加热器这二者之间, 再把一个DN65调节阀设置在这个再循环管道上。若机组以低负荷状态进行运行, 则可结合热井水位对再循环管道和凝结水主管的调节阀进行自动调节。

2.2.2 汽轮机润滑油系统的控制

成套汽轮机润滑油系统具有一台3 m3油箱、一台高压电动油泵、一台交流润滑油泵以及一台直流润滑油泵。其中汽轮机润滑油温对系统的控制, 是基于冷却水管道 (位于冷却器出口处) 的调节阀来对冷却水流量进行控制, 以确保润滑油温维持在设定值的要求;此外, 油泵以及油箱还有以下联锁控制, 其中油箱的油位 是以油箱顶板以下200 mm确定为±00 mm。

3结语

总之, 把燃气发电机组广泛应用于钢铁企业, 这与当前国家所倡导的节能减排要求是相一致的。在实际生产过程中, 大力加强和深入研究燃气发电锅炉以及汽轮机的自动控制, 对于实现钢铁企业的降本增效、促进我国经济、社会的持续快速发展均具有极其重要的意义。

摘要：简要分析了然气发电工艺流程, 结合75 t/h燃气锅炉及15MW汽轮发电机组成的燃气发电机组, 着重对燃气发电锅炉及汽轮机的自动控制进行了较为深入地探讨。

关键词：燃气,发电锅炉,汽轮机

参考文献

[1]谭振中.燃气-蒸汽联合循环中蒸汽汽轮机发电机组的整体调试.[J].发电设备, 2010 (2) .