Odkrywanie ukrytych problemów za pomocą audytu wydajności cieplnej
Rekomendowanie punktów działania i kwantyfikacja ich wpływu
- Cele
-
- Zmniejszone jednostkowe zużycie ciepła
- Wzrost mocy wyjściowej
- Zwiększenie produkcji pary
- Sektory
-
- Generowanie energii
- Zasób
-
- Ciężkie turbiny gazowe
- Turbiny parowe
- Lokalizacja
- Środkowy Zachód, NAS
Wyzwanie
Określenie problemu utraty zasilania
Rynek wytwarzania energii staje się coraz bardziej konkurencyjny. Nigdy nie było ważniejsze upewnienie się, że uzyskujesz najlepszą wydajność swojej elektrowni. Ale jak możesz być pewien, że maksymalnie wykorzystujesz wszystkie aktywa swojej elektrowni?
Jeśli jesteś doświadczonym operatorem, możesz wykryć ułamkowy spadek wydajności zakładu. Ale bardzo trudno jest to zidentyfikować przy zmieniających się warunkach otoczenia. A ustalenie przyczyny źródłowej jest jeszcze trudniejsze; mogą występować ukryte problemy.
Dokładnie taka była sytuacja w przypadku naszego klienta, elektrowni o cyklu mieszanym 4x2 w środkowo-zachodniej części Stanów Zjednoczonych.
Zapewniliśmy zdalny monitoring za pośrednictwem naszego systemu Plant Health & Diagnostics (PHD Advance). Dzięki temu mogliśmy powiadomić naszych inżynierów i zakład o wydajności zakładu. Moc wyjściowa spadła o około 2,5 MW i degradowała się szybciej niż oczekiwano.
Pozostało jednak pytanie, dlaczego. Co powodowało tak gwałtowny spadek wydajności?
Rozwiązanie
Identyfikacja problemów, działań i wpływu
Odkrycie przyczyny problemu z wydajnością nie było jedynym zmartwieniem. Ponieważ gdy w Twojej fabryce wystąpi przerwa w dostawie prądu, nie tylko chcesz zidentyfikować przyczynę, ale także chcesz wiedzieć, co możesz zrobić, aby temu zaradzić. I czy proponowane rozwiązanie faktycznie ma sens finansowy…
Dlatego nasz klient zlecił nam przeprowadzenie audytu efektywności cieplnej.
Zamiast skupiać się tylko na wydajności turbiny gazowej, przeprowadzamy dogłębną analizę całej instalacji. Nasi doświadczeni inżynierowie porównują każdy system z danymi o wydajności OEM i oczekiwaniami branży. To holistyczne podejście pozwala nam rozważyć skutki uboczne potencjalnych działań naprawczych.
W tym przypadku jednym z problemów, jakie udało nam się zidentyfikować, był problem z temperaturą chłodzenia układu zamgławiania wlotowego.
System zamgławiania był zasadniczo niezależny od monitorowania reszty zakładu. Nie był powiązany z historykiem zakładu, a dane operacyjne nie były łatwo dostępne. Operatorzy zakładu nie mieli więc żadnych sygnałów, że występuje tam problem. Nie mieli możliwości sprawdzenia, jak wydajność systemu zamgławiania wypada w porównaniu z oczekiwaniami.
Ale staramy się pobierać dane pogodowe z okolicznych obszarów, np. z lokalnego lotniska regionalnego. To wskazywało, że system zamgławiania nie chłodził powietrza wlotowego tak bardzo, jak powinien, i działał niespójnie w różnych warunkach pogodowych. Kosztowało to zakład 3,5 MW i 72 Btu/kWh dla każdej z dwóch dotkniętych jednostek.
Zidentyfikowaliśmy również szereg innych problemów. Dla każdego z nich nie tylko zaleciliśmy krok działania, ale także określiliśmy ilościowo jego prawdopodobny wpływ – zarówno pod względem przewidywanych zysków mocy, jak i oczekiwanych oszczędności kosztów.
Wpływ
Ilościowa ścieżka do oszczędzania milionów i odzyskiwania MW
Byliśmy w stanie zalecić szereg działań, które mogłyby zaoszczędzić zakładowi ponad 3 miliony dolarów rocznie. Obejmowały one:
Zmniejszenie temperatury chłodzenia układu zamgławiania wlotowego o 2°F
- Pozwoliłoby to odzyskać 3,5 MW i 72 Btu/kWh dla każdej z dwóch dotkniętych jednostek. Postępując zgodnie z naszą rekomendacją,
Zniesienie narzuconych sobie ograniczeń dotyczących temperatury spalania kanałów
- Można odzyskać do 20 MW na jednostkę. Nawet 10% odzyskanie na każdej jednostce może skutkować dodatkowymi zyskami przekraczającymi 1,6 miliona dolarów rocznie.
Obniżenie temperatury o 3–4°F
- Obecna temperatura powodowała, że skraplacz generatora turbiny parowej nie działał prawidłowo. Elektrownia traciła 1,3 MW i 9 Btu/kWh na jednostkę, a gdyby problem pozostał nierozwiązany, mogłoby to doprowadzić do potencjalnych rocznych strat przekraczających 600 000 USD.
Przyspieszenie mycia wodą
- Wydajność turbiny stopniowo spadała w szczycie sezonu wytwarzania, co spowodowało utratę 2,0 MW i 200 Btu/kWh. Dzięki krótkiej przerwie w celu wykonania płukania wodą elektrownia uniknęła strat w wytwarzaniu energii o wartości ponad 300 000 USD.
W ten sposób nie tylko ujawniliśmy obszary, w których systemy zakładu nie działały prawidłowo, ale nasza kompleksowa analiza inżynieryjna wskazała sposób na znaczące oszczędności kosztów.