2012年上半年华电集团公司发电可靠性指标分析

韩 琴， 范慧剑， 刘树林

（华电电力科学研究院，浙江杭州3100 30）

0 引言

目前，对于发电设备可靠性的重视程度从电厂到集团公司逐渐弱化，尤其是可靠性指标分析方面，然而发电可靠性管理对机组的健康状况起着极其关键的作用，对提升集团电力装备水平和技术管理水平发挥着重要作用，而可靠性管理工作同时也面临着新的挑战和任务[2～6]，如何降低非计划停运和锅炉四管泄漏事件是集团公司亟待解决的问题。

1 发电设备可靠性状况

截止2012年6月末，华电集团纳入可靠性统计的机组共1538台，总装机容量共9196 5.18 MW。其中，火电机组232台，火电装机容量为6904 5.52 MW，占75.08%；水电机组204台，水电装机容量共1613 4.36 MW，占17.54%；燃机18台，燃机装机容量共4773 MW，占5.19%；风电机组1084台，风电装机容量共2012.3 MW，占2.19%。

2012年上半年华电集团公司全部机组、水电机组以及火电机组的等效可用系数[1]较2011年同期均有所提高，且等效可用系数均大于90%。火电机组的等效可用系数较去年同期提高了0.5个百分点，主要是因为火电机组非计划停运小时同比降低了35.76 h，机组备用小时同比增加了158.13 h，检修时间基本持平。火电机组利用小时为2538.33 h，同比降低了64.71 h。2012年上半年华电集团公司发电机组有关可靠性指标见表1。

表1201 2上半年华电集团发电机组可靠性指标同期对比 %

201 2年上半年，100 MW等级机组的等效可用系数为94.31%，200 MW等级机组的等效可用系数94.51%，300 MW等级机组的等效可用系数93.62%，600 MW等级机组的等效可用系数88.83%，1000 MW等级机组的等效可用系数85.38%，由此可见，从200 MW到1000 MW随着机组容量的增大，等效可用系数呈现下降趋势。各等级机组非计划停运系数与2011年同期相比，呈现下降趋势，除200 MW等级机组非计划停运系数增大0.08%。降低出力系数与2011年同期相比，呈现下降趋势，除1000 MW等级机组非计划停运系数增大0.05%。2012年上半年华电集团公司各容量等级火电机组有关可靠性指标见表2。

表2201 2上半年华电集团不同等级火电机组可靠性指标同期对比 %

华电集团公司等效可用系数大于95%的机组有130台机组，600 MW等级及以上等效可用系数超过95%机组有18台机组，分别有：包头河西电厂#1机组、邹县电厂#6机组、邹县电厂#7机组、哈三电厂#3机组、哈三电厂#4机组、可门电厂#1机组、可门电厂#4机组、襄阳电厂#6机组、长沙电厂#2机组、广安电厂#62机组、贵港电厂#1机组、贵港电厂#2机组、蒲城电厂#6机组、蒲城电厂#5机组、芜湖电厂#2机组、珙县电厂#2机组、宿州电厂#1机组及灵武电厂#1机组。等级机组的非计划停运次数和非计划停运小时均比2011年同期有不同幅度的降低。详见2012年上半年华电集团不同等级火电机组非停次数及非停时间指标同期对比见表3。

2012年上半年火电机组非停次数共有125次，其中锅炉原因导致缺陷停机的有87次，占全部停机的70%；

2 火电机组非计划停运

2012年上半年，华电集团火电机组发生非计划停运为125台次，平均为0.54次/台，与2011年同期比降低0.33次/台，全部火电机组、100 MW、200 MW、300 MW、600 MW及1000 MW电气方面原因导致缺陷停机的有14次，占全部停机的11%；汽轮机方面原因导致缺陷停机的有13次，占全部停机的10%；热控方面原因导致缺陷停机的有10次，占全部停机的8%；燃料方面原因导致缺陷停机的有1次，占全部停机的1%。详见2012年上半年按专业原因导致停机类缺陷如图1所示。

表3201 2年上半年华电集团不同等级火电机组非停次数及时间指标同期对比

图1201 2年上半年按专业原因停机类缺陷比例

2012年上半年600 MW及以上机组非计划停运共30次，其中锅炉原因导致缺陷停机的有20次，占全部停机的67%；电气方面原因导致缺陷停机的有5次，占全部停机的17%；汽轮机方面原因导致缺陷停机的有3次，占全部停机的10%；热控方面原因导致缺陷停机的有2次，占全部停机的6%。详见2012年上半年按600 MW及以上机组专业原因导致停机类缺陷如图2所示。

图2201 2年上半年600 MW及以上机组按专业原因停机类缺陷比例

2012年上半年300 MW机组非计划停运共47次，其中锅炉原因导致缺陷停机的有31次，占全部停机的66%；热控方面原因导致缺陷停机的有7次，占全部停机的15%；汽轮机方面原因导致缺陷停机的有5次，占全部停机的11%；电气方面原因导致缺陷停机的有3次，占全部停机的6%；燃料方面原因导致缺陷停机的有1次，占全部停机的2%。详见2012年上半年300 MW机组按专业原因导致停机类缺陷如图3所示。

2012年上半年200 MW机组非计划停运共16次，其中锅炉原因导致缺陷停机的有13次，占全部停机的81%；电气方面原因导致缺陷停机的有3次，占全部停机的19%。详见2012年上半年200 MW机组按专业原因

图3201 2年上半年300 MW机组按专业原因停机类缺陷比例

图4201 2年上半年200 MW机组按专业原因停机类缺陷比例

导致停机类缺陷图4。

3 锅炉四管泄漏分析

由图1火电机组非停次数可见，2012年上半年由于锅炉专业导致停机发生了共87次，占全部火电机组停机的70%，与2011年同期相比降低了47次。其中，锅炉四管泄漏共发生47次，按照泄漏部位分类，分别为水冷壁23次、过热器13次、省煤器6次、再热器5次，如图5所示。

图5201 2年上半年锅炉四管泄漏按泄漏部位分类

典型锅炉水冷壁泄漏的主要原因有以下：给水、炉水品质不合格使管内结垢超温引起泄漏，停炉后防腐不当，管内腐蚀引起泄漏；管子材质量不良引起的泄漏；焊接质量差导致爆管；磨损减薄引起泄漏；燃烧方式不当，火焰偏斜引起泄漏；炉内严重结焦使水冷壁管受热不均引起的泄漏；长期低负荷运行等。典型锅炉过热器泄漏的具体部位以及原因有以下：锅炉包墙过热器固定管，焊缝泄漏，施工安装不良；锅炉包墙过热器直管，磨损爆漏；锅炉前屏过热器弯管，磨损爆漏；锅炉包墙过热器，管子材质不良；锅炉高温过热器，检修质量不良；锅炉过热器疏水管道及阀门直管，焊接不良。再热器和省煤器泄露的主要原因：设计不合理、管内积盐结垢、锅炉启动升炉时操作不当、炉内燃烧工况不好、积灰与结焦导致再热器局部爆管、管外腐蚀与磨损、省煤器管束振动等。

防止锅炉四管泄漏工作是一个较复杂的巨大系统工程，第一，需要在统一的要求下，根据具体情况，不断完善制度、标准、规程及办法，依据制度、标准、规程及办法，不断深入开展工作；第二，加强人员培训和交流，重视运行的规范操作和精确控制，做规范细致的防磨防爆检查工作，重视设备的技术改造；第三，必须从设计选型、制造安装、运行调试全过程进行防治，这样，才能保证设备的健康状况，将锅炉四管泄漏降低到最低水平。集团2011年颁布了《防止火电厂锅炉四管泄漏管理规范》，进行了大量防止四管泄漏发生的工作，尤其是在运行管理、精密诊断和远程诊断、精细化检修管理。坚持“逢停必查”，锅炉停运超过3天，必须有针对性地安排防磨防爆检查工作，大、小修必须进行全部受热面的检查。针对集团锅炉四管泄漏事件的发生，为了加强防磨防爆管理水平，集团组织开发了防磨防爆管理信息系统。对减少锅炉非计划停运，提高锅炉运行可靠性，发挥了积极的作用。

4 结语

（1）由于华电集团内各发电企业对发电可靠性重视程度逐步提高，集团2012年上半年各项发电可靠性指标均较去年同期有较大幅度的提高。

（2）加强设备技术管理，降低火电机组非计划停运。降低火电机组非计划停运，首先要降低锅炉非计划停运，要从设计、基建、安装、运行、检修各环节入手。

（3）降低锅炉四管泄漏，关键要高度重视焊接质量，加强设备安装和检修质量控制。落实好锅炉四管泄漏防治措施[7～10]，坚持逢停必查，完善管理机制。贯彻技术监督，不断提高技术监督水平。加强对防磨防爆相关人员的专业技术知识的培训交流，不断提高专业人员的综合素质。

（4）新炉型、新工艺的新投产机组发生的非计划停运次数较多，尤其是超临界W火焰炉在设计、安装及运行方面存在较大的问题，应引起相关人员极大的重视，以及开展相关难题的研究。

[1]D L/T 793-2012，发电设备可靠性评价规程[S].北京：国家能源局，2012.

[2]虞云军.2000年浙江省发电可靠性指标分析[J].浙江电力，2001，（4）：13～16.

[3]赵凯，陈丽娟，吴玉鹏.2004年全国电力可靠性统计分析[J].中国电力，2005，38（5）：1～8.

[4]周宏，左晓文.2005年全国发电可靠性统计分析[J].中国电力，2006，39（5）：5～11.

[5]左晓文，周宏.2008年全国发电可靠性统计分析[J].中国电力，2009，42（11）：1～9.

[6]程学庆，周宏.2009年全国发电可靠性统计分析[J].中国电力，2010，43（9）：29～36.

[7]裴全进，潘龙兴.超临界机组防止锅炉四管泄漏探讨[J].华东电力，2013，41（1）：0228～0231.

[8]惠建飞.锅炉四管泄漏的原因及防范措施 [J].华北电力技术，2008，（8）：40～42.

[9]高云.锅炉四管泄漏及防治[J].锅炉制造，2012，（5）：31～34.

[10]张晓明.锅炉四管泄漏原因及防治措施[J].科技与企业，2012，（11）：286～288.