600 MW火电机组对标管理及优化运行

鞠文斐，王津楠

(华电国际电力股份有限公司深圳公司，深圳 518118)

600 MW火电机组对标管理及优化运行

鞠文斐，王津楠

(华电国际电力股份有限公司深圳公司，深圳 518118)

国内600 MW级A，B两火力发电厂，机组情况相似，负荷率相近，但是运行经济性相差较大，B发电厂在年发电量只占A发电厂97.6%的情况下，创造了相当于A发电厂143.9% 的年净利润。通过采用对标管理的方法，对A，B两厂主要经济指标进行归一化处理，折算成对发电煤耗的影响来比较。最终发现综合厂用电率高，凝汽器端差大，排烟温度高是造成A发电厂运行经济性差的3个主要原因，共影响供电煤耗5.345 g/(kW·h)，占比84.3%。结合设备实际，提出技改措施。

调节阀；选型；安全；流量特性

0 前言

对标管理是上世纪70年代美国施乐公司创造的一种企业管理的手段，在西方发达国家企业管理活动中被广泛应用[1]。对标管理的主要思想是树立标杆，以行业中领先的水准作为参考，寻找自身差距，通过改进使自己接近行业中领先水准。火电厂运行经济性是每个厂的管理人员都十分关注的问题，引入对标管理到生产活动中来，可以对火电厂运行经济性进行有效地管控。

1 A发电厂面临的问题

国内某大型国有发电集团A发电厂机组运行稳定，安全生产记录良好，每年计划发电量能得到保证，但是每当进行年度经济核算时，却发现经济效益并不好。相较于机组情况、运行状况相似的B发电厂盈利水平明显偏低。

从表1可以看出B发电厂在年发电量只占A发电厂97.6% 情况下，创造了相当于A发电厂143.9%的年净利润。

2 A发电厂和B发电厂经济指标对标

A火力发电厂一期工程2×600 MW超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉由东方锅炉集团有限公司制造，为超临界压力变压运行直流炉，采用冷一次风机正压直吹式制粉系统，配6台中速磨煤机，前后墙对冲燃烧方式，24只煤粉燃烧器分3层布置在炉膛前后墙上，前墙下排即A层4只燃烧器布置有等离子点火装置。煤粉燃烧器采用日立-巴布科克公司(BHK)的HT-NR3型低NOx旋流燃烧器。汽轮机由上海汽轮机有限公司制造。

表1 A，B发电厂年度利润水平

B火力发电厂一期工程建设2×630 MW超临界燃煤发电机组，3大主机设备分别由哈尔滨锅炉厂、上海汽轮机厂、上海电机厂生产。汽轮机、发电机、主变压器生产厂家及设备选型与A发电厂基本一致，汽轮机设计背压为5.2 kPa，汽轮机设计热耗率为7 564 kJ/(kW·h)。锅炉为哈尔滨引进巴布科克公司技术生产，采用前后墙旋流对冲燃烧技术，制粉系统采用HP中速磨煤机，锅炉热效率93.5%。

2.1 主要经济性指标对标

对A，B发电厂进行对标处理，从A，B发电厂月度运行经济报表中选取机组负载情况相似(额定负荷)的典型月份作为对标分析的样本见表2。

2.2 数据分析

从表2可以看出A发电厂和B发电厂在主蒸汽温度、再热蒸汽温度、排烟温度、给水温度、凝汽器端差、厂用电率等对标项目上存在差距。导致A发电厂运行经济性差的原因可能是其中1种或者多种，从中找到决定性因素并施以技术改造，是解决问题的关键。对于多影响因子的研究对象，需要进行归一化处理才能发现其中主导因子。根据国内外通行的方式，将各对标项目的影响折算成发电煤耗来比较。

表2 A发电厂和B发电厂典型月度运行指标

2.2.1 主蒸汽温度

根据热力学第二定律卡诺定理，提高主蒸汽温度能提高热力循环效率，主蒸汽低于额定值会增加机组发电煤耗。机组额定主蒸汽温度为566.00 ℃，由表2可知：A发电厂#1机组主蒸汽温度Ta1=556.82 ℃，#2机组主蒸汽温度Ta2为564.72℃，发电量加权温度偏差ΔTa为-5.59 ℃；B发电厂#1机组主蒸汽温度Tb1为566.00 ℃，#2机组主蒸汽温度Tb2为566.40 ℃，B发电厂2台机组运行在额定温度下。国产600 MW超临界机组在额定工况下，主汽温度每降低1 ℃，增加机组煤耗0.082 g/(kW·h)[2](折算成标准煤，下同)。由于主汽温度偏低，造成A发电厂发电煤耗增加0.458 g/(kW·h)。

2.2.2 再热蒸汽温度

再热蒸汽温度低同样会降低热力循环效率，增加机组发电煤耗。机组额定再热蒸汽温度为566 ℃，由表2可知：A发电厂#1机组再热蒸汽温度Tra为553.56 ℃，#2机组再热蒸汽温度Tra2为565.82 ℃，发电量加权温度偏差ΔTra为-6.31 ℃；B发电厂#1机组再热蒸汽温度Trb1为565.60 ℃，#2机组再热蒸汽温度Trb2为565.90 ℃，B发电厂2台机组运行在额定温度下。国产600 MW超临界机组在额定工况下，再热汽温度每降低1 ℃，增加机组煤耗0.065 g/(kW·h)[3]。由于再热汽温度偏低，造成A发电厂发电煤耗增加0.410 g/(kW·h)。

2.2.3 排烟温度

锅炉内高温烟气经过水冷壁、过热器、再热器、空预器、省煤器等换热装置后，热量逐渐被吸收，温度逐渐下降。运行过程中受热面出现结焦，积灰等现象时，会对整个烟气流程造成影响，导致换热不充分，排烟温度提高。由表2可知：A发电厂#1机组排烟温度Tea1为121.21 ℃，#2机组排烟温度Tea2为110.94 ℃，发电量加权平均排烟温度Tea=116.08 ℃；B发电厂#1机组排烟温度Teb1为112.80 ℃，#2机组排烟温度Teb2为108.90 ℃，发电量加权平均排烟温度Teb为110.65 ℃。对于600 MW超临界机组，排烟温度每提高10.00 ℃，增加机组煤耗1.5 g/(kW·h)[4]。由于排烟温度高，造成A发电厂相对于B发电厂发电煤耗增加0.815 g/(kW·h)。

2.2.4 给水温度

A发电厂#1机组给水温度Tfa1为255.52 ℃，#2机组给水温度Tfa2为253.31 ℃，发电量加权平均给水温度Tfa为254.40 ℃；B发电厂#1机组给水温度Tfb1=256.00 ℃，#2机组给水温度Tfb2为254.70 ℃，发电量加权平均给水温度Tfb为255.30 ℃。对于600 MW超临界机组，给水温度每降低10.00 ℃，增加机组煤耗约1 g/(kW·h)[5]。由于给水温度低，造成A发电厂相对于B发电厂发电煤耗增加0.09 g/(kW·h)。

2.2.5 凝汽器端差

A发电厂#1机组凝汽器端差Tta1为8.08 ℃，#2机组凝汽器端差Tta2为5.56 ℃，发电量加权平均凝汽器端差Tta为6.82 ℃；B发电厂#1机组凝汽器端差Ttb1为4.00 ℃，#2机组凝汽器端差Ttb2为5.00 ℃，发电量加权平均凝汽器端差Ttb为4.55 ℃。通过实验测得，对于600 MW超临界机组，凝汽器端差每上升1.00 ℃，增加机组煤耗约0.71 g/(kW·h)。由于端差偏高，造成A发电厂相对于B发电厂发电煤耗增加1.61 g/(kW·h)。

2.2.6 综合厂用电率

综合厂用电率反映了电厂辅机设备能耗水平，它对发电煤耗有着间接的影响。A发电厂#1机组综合厂用电率Pa1为4.99%，#2机组综合厂用电率Pa2为5.34%，发电量加权平均综合厂用电率Pa为5.17%；B发电厂#1机综合厂用电率Pb1为4.53%，#2机综合厂用电率Pb2为4.37%，发电量加权平均综合厂用电率Pb为4.44 %。对于600 MW超临界机组，综合厂用电率每变化1 %，影响机组煤耗4 g/(kW·h)[6]。由于综合厂用电率高，造成A发电厂相对B发电厂发电煤耗增加2.92 g/(kW·h)。

3 技改措施

由表3可以看出，造成A发电厂发电煤耗高的原因主要有：综合厂用电率、凝汽器端差和排烟温度3项，此3项共影响机组发电煤耗5.345 g/(kW·h)，占比84.8%。考虑技改措施的实效性，主要从降低A发电厂综合厂用电率，降低凝汽器端差，降低排烟温度3个方面来着手。经实地考察发现A发电厂存在以下几个问题：

(1)引风机和循环水泵未安装变频器，耗电量大。

(2)凝汽器采用母管制抽真空方式，抽真空时高背压凝汽器与低背压凝汽器的抽汽互相排挤，凝汽器真空偏低。

(3)吹灰器吹灰效果差，受热面存在积灰迹象。

针对A发电厂存在的问题拟出具体的技改措施如下：(1)引风机、循环水泵加装变频装置；(2)抽真空方式由母管制改为单元制；(3)进行吹灰器改造。

表3 各对标项目对A发电厂发电煤耗的影响

4 结论

对于国内600 MW机组的火力发电厂，电厂管理人员可以通过厂与厂之间的对标管理，挑选一个或多个机组情况相似、运行经济性更优的火电厂作为标杆对本厂主要运行参数进行经济性分析，以便从中找到造成本厂机组煤耗较高，运行经济性较差的主要影响因素。找出这些占主导作用的运行参数后，结合实际设备情况分析出导致运行参数产生偏差的设备原因，就能够为技改工作提供思路，指明方向。

[1]宋争.对标管理破解企业发展难题[J].中国电力企业管理,2010(29):48-49.

[2]闫顺林,李永华,武庆源.汽轮机主汽温变化对煤耗率影响的强度系数计算模型[J].中国电机工程学报,2011,31(26):38-43.

[3]武庆源,刘峰, 杨金星,等.再热汽温变化对煤耗率影响的强度计算模型[J].应用能源技术,2012(4):1-5.

[4]张建中.锅炉排烟温度升高对锅炉效率及煤耗的影响[J].电力勘测设计,2016(1):38-43.

[5]邢希东,李学斌.600 MW机组影响供电煤耗的因素分析及控制[J].华中电力,2007,20(5):71-74.

[6]全国发电机组技术协作会.影响600 MWe等级机组供电煤耗的因素[J].中国电力,2010,19(3):7-9.

TM 611

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1674-1951(2017)12-0037-03

2017-08-21；

2017-11-07

(本文责编：齐琳)

鞠文斐(1979—)，男，山东威海人，工程师，从事发电厂生产管理方面的工作(E-mail:juwenfei@163.com)。王津楠(1990—)，男，湖南郴州人，助理工程师，从事发电厂运行方面工作。