600 MW火電機(jī)組對(duì)標(biāo)管理及優(yōu)化運(yùn)行

鞠文斐，王津楠

(華電國(guó)際電力股份有限公司深圳公司，深圳 518118)

600 MW火電機(jī)組對(duì)標(biāo)管理及優(yōu)化運(yùn)行

鞠文斐，王津楠

(華電國(guó)際電力股份有限公司深圳公司，深圳 518118)

國(guó)內(nèi)600 MW級(jí)A，B兩火力發(fā)電廠，機(jī)組情況相似，負(fù)荷率相近，但是運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性相差較大，B發(fā)電廠在年發(fā)電量只占A發(fā)電廠97.6%的情況下，創(chuàng)造了相當(dāng)于A發(fā)電廠143.9% 的年凈利潤(rùn)。通過(guò)采用對(duì)標(biāo)管理的方法，對(duì)A，B兩廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)進(jìn)行歸一化處理，折算成對(duì)發(fā)電煤耗的影響來(lái)比較。最終發(fā)現(xiàn)綜合廠用電率高，凝汽器端差大，排煙溫度高是造成A發(fā)電廠運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性差的3個(gè)主要原因，共影響供電煤耗5.345 g/(kW·h)，占比84.3%。結(jié)合設(shè)備實(shí)際，提出技改措施。

調(diào)節(jié)閥；選型；安全；流量特性

0 前言

對(duì)標(biāo)管理是上世紀(jì)70年代美國(guó)施樂(lè)公司創(chuàng)造的一種企業(yè)管理的手段，在西方發(fā)達(dá)國(guó)家企業(yè)管理活動(dòng)中被廣泛應(yīng)用[1]。對(duì)標(biāo)管理的主要思想是樹(shù)立標(biāo)桿，以行業(yè)中領(lǐng)先的水準(zhǔn)作為參考，尋找自身差距，通過(guò)改進(jìn)使自己接近行業(yè)中領(lǐng)先水準(zhǔn)?；痣姀S運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性是每個(gè)廠的管理人員都十分關(guān)注的問(wèn)題，引入對(duì)標(biāo)管理到生產(chǎn)活動(dòng)中來(lái)，可以對(duì)火電廠運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行有效地管控。

1 A發(fā)電廠面臨的問(wèn)題

國(guó)內(nèi)某大型國(guó)有發(fā)電集團(tuán)A發(fā)電廠機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，安全生產(chǎn)記錄良好，每年計(jì)劃發(fā)電量能得到保證，但是每當(dāng)進(jìn)行年度經(jīng)濟(jì)核算時(shí)，卻發(fā)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益并不好。相較于機(jī)組情況、運(yùn)行狀況相似的B發(fā)電廠盈利水平明顯偏低。

從表1可以看出B發(fā)電廠在年發(fā)電量只占A發(fā)電廠97.6% 情況下，創(chuàng)造了相當(dāng)于A發(fā)電廠143.9%的年凈利潤(rùn)。

2 A發(fā)電廠和B發(fā)電廠經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)標(biāo)

A火力發(fā)電廠一期工程2×600 MW超臨界燃煤汽輪發(fā)電機(jī)組，鍋爐由東方鍋爐集團(tuán)有限公司制造，為超臨界壓力變壓運(yùn)行直流爐，采用冷一次風(fēng)機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配6臺(tái)中速磨煤機(jī)，前后墻對(duì)沖燃燒方式，24只煤粉燃燒器分3層布置在爐膛前后墻上，前墻下排即A層4只燃燒器布置有等離子點(diǎn)火裝置。煤粉燃燒器采用日立-巴布科克公司(BHK)的HT-NR3型低NOx旋流燃燒器。汽輪機(jī)由上海汽輪機(jī)有限公司制造。

表1 A，B發(fā)電廠年度利潤(rùn)水平

B火力發(fā)電廠一期工程建設(shè)2×630 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組，3大主機(jī)設(shè)備分別由哈爾濱鍋爐廠、上海汽輪機(jī)廠、上海電機(jī)廠生產(chǎn)。汽輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、主變壓器生產(chǎn)廠家及設(shè)備選型與A發(fā)電廠基本一致，汽輪機(jī)設(shè)計(jì)背壓為5.2 kPa，汽輪機(jī)設(shè)計(jì)熱耗率為7 564 kJ/(kW·h)。鍋爐為哈爾濱引進(jìn)巴布科克公司技術(shù)生產(chǎn)，采用前后墻旋流對(duì)沖燃燒技術(shù)，制粉系統(tǒng)采用HP中速磨煤機(jī)，鍋爐熱效率93.5%。

2.1 主要經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)對(duì)標(biāo)

對(duì)A，B發(fā)電廠進(jìn)行對(duì)標(biāo)處理，從A，B發(fā)電廠月度運(yùn)行經(jīng)濟(jì)報(bào)表中選取機(jī)組負(fù)載情況相似(額定負(fù)荷)的典型月份作為對(duì)標(biāo)分析的樣本見(jiàn)表2。

2.2 數(shù)據(jù)分析

從表2可以看出A發(fā)電廠和B發(fā)電廠在主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、排煙溫度、給水溫度、凝汽器端差、廠用電率等對(duì)標(biāo)項(xiàng)目上存在差距。導(dǎo)致A發(fā)電廠運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性差的原因可能是其中1種或者多種，從中找到?jīng)Q定性因素并施以技術(shù)改造，是解決問(wèn)題的關(guān)鍵。對(duì)于多影響因子的研究對(duì)象，需要進(jìn)行歸一化處理才能發(fā)現(xiàn)其中主導(dǎo)因子。根據(jù)國(guó)內(nèi)外通行的方式，將各對(duì)標(biāo)項(xiàng)目的影響折算成發(fā)電煤耗來(lái)比較。

表2 A發(fā)電廠和B發(fā)電廠典型月度運(yùn)行指標(biāo)

2.2.1 主蒸汽溫度

根據(jù)熱力學(xué)第二定律卡諾定理，提高主蒸汽溫度能提高熱力循環(huán)效率，主蒸汽低于額定值會(huì)增加機(jī)組發(fā)電煤耗。機(jī)組額定主蒸汽溫度為566.00 ℃，由表2可知：A發(fā)電廠#1機(jī)組主蒸汽溫度Ta1=556.82 ℃，#2機(jī)組主蒸汽溫度Ta2為564.72℃，發(fā)電量加權(quán)溫度偏差ΔTa為-5.59 ℃；B發(fā)電廠#1機(jī)組主蒸汽溫度Tb1為566.00 ℃，#2機(jī)組主蒸汽溫度Tb2為566.40 ℃，B發(fā)電廠2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行在額定溫度下。國(guó)產(chǎn)600 MW超臨界機(jī)組在額定工況下，主汽溫度每降低1 ℃，增加機(jī)組煤耗0.082 g/(kW·h)[2](折算成標(biāo)準(zhǔn)煤，下同)。由于主汽溫度偏低，造成A發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加0.458 g/(kW·h)。

2.2.2 再熱蒸汽溫度

再熱蒸汽溫度低同樣會(huì)降低熱力循環(huán)效率，增加機(jī)組發(fā)電煤耗。機(jī)組額定再熱蒸汽溫度為566 ℃，由表2可知：A發(fā)電廠#1機(jī)組再熱蒸汽溫度Tra為553.56 ℃，#2機(jī)組再熱蒸汽溫度Tra2為565.82 ℃，發(fā)電量加權(quán)溫度偏差ΔTra為-6.31 ℃；B發(fā)電廠#1機(jī)組再熱蒸汽溫度Trb1為565.60 ℃，#2機(jī)組再熱蒸汽溫度Trb2為565.90 ℃，B發(fā)電廠2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行在額定溫度下。國(guó)產(chǎn)600 MW超臨界機(jī)組在額定工況下，再熱汽溫度每降低1 ℃，增加機(jī)組煤耗0.065 g/(kW·h)[3]。由于再熱汽溫度偏低，造成A發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加0.410 g/(kW·h)。

2.2.3 排煙溫度

鍋爐內(nèi)高溫?zé)煔饨?jīng)過(guò)水冷壁、過(guò)熱器、再熱器、空預(yù)器、省煤器等換熱裝置后，熱量逐漸被吸收，溫度逐漸下降。運(yùn)行過(guò)程中受熱面出現(xiàn)結(jié)焦，積灰等現(xiàn)象時(shí)，會(huì)對(duì)整個(gè)煙氣流程造成影響，導(dǎo)致?lián)Q熱不充分，排煙溫度提高。由表2可知：A發(fā)電廠#1機(jī)組排煙溫度Tea1為121.21 ℃，#2機(jī)組排煙溫度Tea2為110.94 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均排煙溫度Tea=116.08 ℃；B發(fā)電廠#1機(jī)組排煙溫度Teb1為112.80 ℃，#2機(jī)組排煙溫度Teb2為108.90 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均排煙溫度Teb為110.65 ℃。對(duì)于600 MW超臨界機(jī)組，排煙溫度每提高10.00 ℃，增加機(jī)組煤耗1.5 g/(kW·h)[4]。由于排煙溫度高，造成A發(fā)電廠相對(duì)于B發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加0.815 g/(kW·h)。

2.2.4 給水溫度

A發(fā)電廠#1機(jī)組給水溫度Tfa1為255.52 ℃，#2機(jī)組給水溫度Tfa2為253.31 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均給水溫度Tfa為254.40 ℃；B發(fā)電廠#1機(jī)組給水溫度Tfb1=256.00 ℃，#2機(jī)組給水溫度Tfb2為254.70 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均給水溫度Tfb為255.30 ℃。對(duì)于600 MW超臨界機(jī)組，給水溫度每降低10.00 ℃，增加機(jī)組煤耗約1 g/(kW·h)[5]。由于給水溫度低，造成A發(fā)電廠相對(duì)于B發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加0.09 g/(kW·h)。

2.2.5 凝汽器端差

A發(fā)電廠#1機(jī)組凝汽器端差Tta1為8.08 ℃，#2機(jī)組凝汽器端差Tta2為5.56 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均凝汽器端差Tta為6.82 ℃；B發(fā)電廠#1機(jī)組凝汽器端差Ttb1為4.00 ℃，#2機(jī)組凝汽器端差Ttb2為5.00 ℃，發(fā)電量加權(quán)平均凝汽器端差Ttb為4.55 ℃。通過(guò)實(shí)驗(yàn)測(cè)得，對(duì)于600 MW超臨界機(jī)組，凝汽器端差每上升1.00 ℃，增加機(jī)組煤耗約0.71 g/(kW·h)。由于端差偏高，造成A發(fā)電廠相對(duì)于B發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加1.61 g/(kW·h)。

2.2.6 綜合廠用電率

綜合廠用電率反映了電廠輔機(jī)設(shè)備能耗水平，它對(duì)發(fā)電煤耗有著間接的影響。A發(fā)電廠#1機(jī)組綜合廠用電率Pa1為4.99%，#2機(jī)組綜合廠用電率Pa2為5.34%，發(fā)電量加權(quán)平均綜合廠用電率Pa為5.17%；B發(fā)電廠#1機(jī)綜合廠用電率Pb1為4.53%，#2機(jī)綜合廠用電率Pb2為4.37%，發(fā)電量加權(quán)平均綜合廠用電率Pb為4.44 %。對(duì)于600 MW超臨界機(jī)組，綜合廠用電率每變化1 %，影響機(jī)組煤耗4 g/(kW·h)[6]。由于綜合廠用電率高，造成A發(fā)電廠相對(duì)B發(fā)電廠發(fā)電煤耗增加2.92 g/(kW·h)。

3 技改措施

由表3可以看出，造成A發(fā)電廠發(fā)電煤耗高的原因主要有：綜合廠用電率、凝汽器端差和排煙溫度3項(xiàng)，此3項(xiàng)共影響機(jī)組發(fā)電煤耗5.345 g/(kW·h)，占比84.8%?？紤]技改措施的實(shí)效性，主要從降低A發(fā)電廠綜合廠用電率，降低凝汽器端差，降低排煙溫度3個(gè)方面來(lái)著手。經(jīng)實(shí)地考察發(fā)現(xiàn)A發(fā)電廠存在以下幾個(gè)問(wèn)題：

(1)引風(fēng)機(jī)和循環(huán)水泵未安裝變頻器，耗電量大。

(2)凝汽器采用母管制抽真空方式，抽真空時(shí)高背壓凝汽器與低背壓凝汽器的抽汽互相排擠，凝汽器真空偏低。

(3)吹灰器吹灰效果差，受熱面存在積灰跡象。

針對(duì)A發(fā)電廠存在的問(wèn)題擬出具體的技改措施如下：(1)引風(fēng)機(jī)、循環(huán)水泵加裝變頻裝置；(2)抽真空方式由母管制改為單元制；(3)進(jìn)行吹灰器改造。

表3 各對(duì)標(biāo)項(xiàng)目對(duì)A發(fā)電廠發(fā)電煤耗的影響

4 結(jié)論

對(duì)于國(guó)內(nèi)600 MW機(jī)組的火力發(fā)電廠，電廠管理人員可以通過(guò)廠與廠之間的對(duì)標(biāo)管理，挑選一個(gè)或多個(gè)機(jī)組情況相似、運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)的火電廠作為標(biāo)桿對(duì)本廠主要運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，以便從中找到造成本廠機(jī)組煤耗較高，運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較差的主要影響因素。找出這些占主導(dǎo)作用的運(yùn)行參數(shù)后，結(jié)合實(shí)際設(shè)備情況分析出導(dǎo)致運(yùn)行參數(shù)產(chǎn)生偏差的設(shè)備原因，就能夠?yàn)榧几墓ぷ魈峁┧悸罚该鞣较颉?/p>

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TM 611

B

1674-1951(2017)12-0037-03

2017-08-21；

2017-11-07

(本文責(zé)編：齊琳)

鞠文斐(1979—)，男，山東威海人，工程師，從事發(fā)電廠生產(chǎn)管理方面的工作(E-mail:juwenfei@163.com)。王津楠(1990—)，男，湖南郴州人，助理工程師，從事發(fā)電廠運(yùn)行方面工作。