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摘 要：由于天然气机组也属于火电，为了统一标准，机组热耗通过热值换算将天然气换算成燃煤后用煤耗来表征。本文从燃机、汽机、余热锅炉三个系统详细解析了影响供电煤耗的因素，也从设备、燃料供给、环境影响、辅机耗能等角度进行了详尽剖析，将各种影响因素一一列举，找出降低燃机供电煤耗的主要因素并寻找解决方法。
关键词：燃机;汽机;余热锅炉;气耗;供电煤耗
1.概述
某电厂两台SCC5-4000F（X）型联合循环机组是国内首批投产的西门子X型燃气-蒸汽联合循環机组，2018年由于各种因素叠加影响，全年供电煤耗较预期目标高。供电煤耗其实就是机组效率的表征值，为了统一燃机、煤机电厂的标准，方便计算故用热值换算。为了达成今年更加严苛的考核指标， 对影响供电煤耗的各项因素进行解析可以理清思路，寻找降低供电煤耗的方法并努力达成年度目标。
2.影响供电煤耗因素详解
影响供电煤耗的因素可以分解为气秏率、综合厂用电率及特殊项设备可靠性。气秏率可以分解为折算气秏率（将天然气热值折算至设计标准值后得出的值）及天然气热值。其中折算气秏率又可以分解为燃机效率、汽机效率、锅炉效率、其它能量损失及机组启动及停运用时;综合厂用电率又可以分解为发电厂用电率和机组停运时厂用电量;设备可靠性属于特殊项，它含了点检对设备的养护，检修对设备的维修及运行对设备缺陷的及时发现等。
2.1 影响主机因素
我们首先从燃机、汽机及锅炉来分析，它们共性存在的影响因素有：设备状态、负荷、保温、环境温度;从燃机角度来说还有进气滤网压差损失、压气机叶片结垢、燃烧场分布及燃烧室出口T1温度等因素;对于汽机来说还有真空、主再热蒸汽压力、主再热蒸汽温度等因素;对于余热锅炉来说有换热器效率、燃机排气温度、锅炉排烟温度等因素。
2.1.1共性影响因素
负荷的高低对于三个系统效率的影响较大，尤以燃机最为凸显。根据实际经验，联合循环180MW负荷与435MW负荷相比效率相差近9%（一个50%不到，一个超过58%）。
保温情况，此因素对于三个系统效率均有影响，保温差，散热量就大，失去的热量就代表着效率的降低，但是无法准确量化分析。具体到我们厂来说，影响有，但是并不是非常大。
环境温度，此因素对于燃机来说影响较大，因为燃机的特殊性，夏季燃机满负荷只有350MW左右，冬季满负荷基本能达到420MW以上，由于负荷对燃机的大幅影响，夏季总体效率会低于冬季。
设备状态，此因素对于效率的影响主要体现在延迟设备并网、延迟设备升负荷、限制设备负荷上限及由于泄漏等影响造成大量能量损失等情况，它一般不直接影响效率，都是由于设备状态不正常影响机组运行情况间接影响三个系统效率。
2.1.2影响燃机效率的因素
进气滤网压差损失，滤网差压越高则进入燃机本体的空气存在越多的压力损失，从而降低燃机效率。但是此因素无法量化评估，只能根据以往经验，差压到达报警值后，及时更换滤网。
压气机叶片结垢，叶片结垢会造成压气机效率降低。西门子公司推荐，可根据空气情况每运行500-1000小时，可以进行一次离线水洗，根据去年C修叶片脏污情况来看，目前我们执行的离线水洗方式较合理。
燃烧场分布及燃烧室出口T3温度，按照布雷登循环计算公式，此因素对于燃机效率影响较大，但是与之相关的又存在排放问题。此因素需要通过燃烧调整来找到最优值。
2.1.3影响汽机效率因素
凝汽器真空，此因素对于汽机效率影响较大。提高真空主要通过两个方法：降低凝汽器温度及提高系统严密性。根据我厂真空严密性试验结果来看，系统严密性较好。凝汽器温度主要是靠循环水水温及水量来掌控，由于我厂是内陆电厂，靠冷却塔冷却循环水，故循环水受环境温度影响大，夏季水温较高，导致夏天真空值较差。目前我们夏季采用两泵一机的方式，可以有效降低凝汽器真空，但是循泵增启会增加厂用电消耗。在循泵不改型、冷却塔不改造情况下很难再采取措施，减小循环水对凝汽器真空的影响。
主再热器温度、压力，此因素对于汽机效率影响较大。不过由于是余热锅炉加热蒸汽，故决定温度、压力的是燃机负荷，又绕回负荷对于效率的影响。
2.1.4影响余热锅炉效率因素
换热器效率，此因素对于余热锅炉效率影响较大。换热器效率一般与表面锈蚀及管壁内部结垢有关，也可以说与余热锅炉采取何种保养方式、及锅炉年龄有关，它的表征方式可以体现在热量后移及余热锅炉排烟温度上升。
燃机排烟温度，此因素完全取决于燃机负荷、环境温度及燃机燃烧调整，这三点前面已经分析过了就不在赘述。
锅炉排烟温度，是计算锅炉效率的表征值。锅炉的排烟温度与换热器效率、尾部烟道进口水温均有较大关系，目前我厂排烟温度在锅炉厂家设计范围内正常工作，若降低排烟温度定能提高锅炉效率，此因素可以交由制造单位或者设计院重新设计改造。
2.2 其它能量损失
天然气放散损失，第一是机组点火不利，三次以上点火失败时会进行放散;第二是天然气管道有检修工作，需要配合放散;第三是机组长期停运期间为了节省厂用电，将前置模块精滤至ESV阀前天然气压力泄完;第四是天然气管道存在泄漏。根据前两年经验，此部分天然气损失较小，对气耗影响较小，但也有改进余地。一是规划好管路检修时间，加强巡检、排查工作，及时发现漏点，积累一定缺陷后统一处理，减少放散损失;二是进行管道阀门内漏排查，及时更换管路阀门，减少每次检修时放散管路长度;第三是天然气管道少泄压，保证天然气纯度，排除因为天然气纯度引起点火失败的可能。
连排排污损失，连排主要是通过连续排污起到控制锅炉内水汽指标合格的目的。目前连排开度主要是根据化学指标分析后得出的开度值，操作员执行到位，改进余地较小。 蒸汽及热水管道疏水（放水）阀内漏损失，可以分为两部分，一个是炉侧，一个是机侧。我厂投运后近几年机侧疏水未见明显缺陷，但炉侧疏水（放水）阀发生好几起内漏事件。由于设计之初炉侧高、中压系统均只设计了一个手动隔离阀一个电动隔离阀，机组运行时由于疏水需要，汽侧疏水手动阀均保持开启状态，仅靠一个电动阀隔离，故泄漏现象较普遍。锅炉水侧放水阀门（主要为高中压省煤器）亦是单根管道只有一个手动阀，泄漏现象时有发生，建议加装二次手动阀，减小此因素影响。
2.3 机组启停损失
机组启动及停运损失可以分为热态启动损失、温态启动损失、冷态启动损失及机组停运损失。
热态启动是我厂现在常态，目前我厂热态启动用时较短，在燃机电厂内可以排至前列，可以提升的方向是提高燃气轮机燃烧稳定性，从而提高机组加负荷速率，达到加快顶峰的目的。
温态启动主要限制因素为锅炉高压汽包内外上下壁温差，可以考虑两方面措施减少用时。一个是提高壁温差限值，另一个是减小壁温差，也就是说减小锅炉泄漏量，保证锅炉高水位保养时间。前一个因素需要经过专业评估确定，后一个已经在上一条因素中详细描述。
冷态启动主要限制因素为汽轮机中压大轴温度及低压主汽门前蒸汽过热度。去年经过设计院技改后汽机中压大轴暖机速度有较大提升，但还有余地，今年可以继續摸索改进。低压主汽门前蒸汽过热度主要是由于低压旁路开大后蒸汽被凝汽器吸走，往疏水管道流动的蒸汽较少，暖管速度较慢。可以考虑增加一路疏水管路从低压主汽门前通至凝汽器，加快暖管速度;也可以考虑机组暖机时低压主汽门暂不开启，凭高中压蒸汽系统推动汽机暖机，待暖机结束后开启低压主汽门，参与做功。
目前机组停运都走顺控，停机速度较快，改进空间较小。
2.4 厂用电损失
发电厂用电率影响因素基本与本文上述原因重叠就不再赘述。
机组停运时厂用电量，可以分为机组停运时主变变损、辅机耗电及其他电能损耗。
机组停运时主变变损，目前我们采取确定机组不开机的情况下，及时停运主变，每月定期试投运的方式，主变变损控制较好;
辅机耗电，机组启动前及停运后均有大量辅机运行，如何在保证机组安全的前提下，尽量减少辅机的电量消耗需要运行进行一些探索。目前，机组启动前的辅机启动均由专工安排，已在保证机组安全顺利的前提下减少辅机启动时间，机组停运后辅机停运策略正在摸索中，目前初稿已交由运行操作四个多月，还需改进。
其他电能损耗，包括厂区内生活用电、检修用电、机组照明用电等一系列电能损耗，这不仅需要运行监督，更需要靠大家一起去节能，养成随手关灯，下班关电脑，办公室空调适中及时关闭的好习惯。
2.5 设备可靠性
设备可靠性，这属于特殊项，它与前面分析的每个因素都有关，与大标题也有关。设备可靠性不高易影响机组一次启动成功率，若机组发生故障轻则影响机组效率，重则可能导致机组非计划性停运，每一次运行过程中处理故障都会造成极大的电量损失或天然气的浪费，对全年供电煤耗负面影响较大，是机组安全稳定运行的基石。
设备可靠性需点检努力争取，运行负责监控设备状态，及时发现缺陷，联系检修处理，尽量减少因设备问题造成的各种经济损失。
3.总结
影响燃机供电煤耗的因素很多，本文对一些具有代表性的方面做了详尽的分析，并提出了一定的解决方式方法。通过对燃机电厂供电煤耗的详尽解析可以发现可控因素较多，可控的影响较大的有：机组负荷、阀门内漏、机组停运厂用电损失、设备可靠性等，需要厂内各个部门配合才能得到最大的经济效益。
以上就是对于我厂影响供电煤耗因素的分析及简单的应对对策，若有不足之处，敬请大家斧正。
参考文献：
[1]臧向东.燃气蒸汽联合循环余热锅炉的发展和研究[J].浙江电力，2005（02）：5-9+14.
[2]黄晟璋.SIEMENS SCC5-4000F（X）单轴燃气-蒸汽联合循环机组冷态启动优化方案研究[C].2014：1-6.
[3]陈新明，闫姝，方芳，史绍平，穆延非.基于IGCC的燃烧前CO_2捕集抽蒸汽策略研究[J].中国电机工程学报，2015，35（22）：5794-5802.
作者简介：
叶志舟（1987-）男，助理工程师，大学本科，多年从事燃机电厂运行相关工作。
关键词：燃机;汽机;余热锅炉;气耗;供电煤耗
1.概述
某电厂两台SCC5-4000F（X）型联合循环机组是国内首批投产的西门子X型燃气-蒸汽联合循環机组，2018年由于各种因素叠加影响，全年供电煤耗较预期目标高。供电煤耗其实就是机组效率的表征值，为了统一燃机、煤机电厂的标准，方便计算故用热值换算。为了达成今年更加严苛的考核指标， 对影响供电煤耗的各项因素进行解析可以理清思路，寻找降低供电煤耗的方法并努力达成年度目标。
2.影响供电煤耗因素详解
影响供电煤耗的因素可以分解为气秏率、综合厂用电率及特殊项设备可靠性。气秏率可以分解为折算气秏率（将天然气热值折算至设计标准值后得出的值）及天然气热值。其中折算气秏率又可以分解为燃机效率、汽机效率、锅炉效率、其它能量损失及机组启动及停运用时;综合厂用电率又可以分解为发电厂用电率和机组停运时厂用电量;设备可靠性属于特殊项，它含了点检对设备的养护，检修对设备的维修及运行对设备缺陷的及时发现等。
2.1 影响主机因素
我们首先从燃机、汽机及锅炉来分析，它们共性存在的影响因素有：设备状态、负荷、保温、环境温度;从燃机角度来说还有进气滤网压差损失、压气机叶片结垢、燃烧场分布及燃烧室出口T1温度等因素;对于汽机来说还有真空、主再热蒸汽压力、主再热蒸汽温度等因素;对于余热锅炉来说有换热器效率、燃机排气温度、锅炉排烟温度等因素。
2.1.1共性影响因素
负荷的高低对于三个系统效率的影响较大，尤以燃机最为凸显。根据实际经验，联合循环180MW负荷与435MW负荷相比效率相差近9%（一个50%不到，一个超过58%）。
保温情况，此因素对于三个系统效率均有影响，保温差，散热量就大，失去的热量就代表着效率的降低，但是无法准确量化分析。具体到我们厂来说，影响有，但是并不是非常大。
环境温度，此因素对于燃机来说影响较大，因为燃机的特殊性，夏季燃机满负荷只有350MW左右，冬季满负荷基本能达到420MW以上，由于负荷对燃机的大幅影响，夏季总体效率会低于冬季。
设备状态，此因素对于效率的影响主要体现在延迟设备并网、延迟设备升负荷、限制设备负荷上限及由于泄漏等影响造成大量能量损失等情况，它一般不直接影响效率，都是由于设备状态不正常影响机组运行情况间接影响三个系统效率。
2.1.2影响燃机效率的因素
进气滤网压差损失，滤网差压越高则进入燃机本体的空气存在越多的压力损失，从而降低燃机效率。但是此因素无法量化评估，只能根据以往经验，差压到达报警值后，及时更换滤网。
压气机叶片结垢，叶片结垢会造成压气机效率降低。西门子公司推荐，可根据空气情况每运行500-1000小时，可以进行一次离线水洗，根据去年C修叶片脏污情况来看，目前我们执行的离线水洗方式较合理。
燃烧场分布及燃烧室出口T3温度，按照布雷登循环计算公式，此因素对于燃机效率影响较大，但是与之相关的又存在排放问题。此因素需要通过燃烧调整来找到最优值。
2.1.3影响汽机效率因素
凝汽器真空，此因素对于汽机效率影响较大。提高真空主要通过两个方法：降低凝汽器温度及提高系统严密性。根据我厂真空严密性试验结果来看，系统严密性较好。凝汽器温度主要是靠循环水水温及水量来掌控，由于我厂是内陆电厂，靠冷却塔冷却循环水，故循环水受环境温度影响大，夏季水温较高，导致夏天真空值较差。目前我们夏季采用两泵一机的方式，可以有效降低凝汽器真空，但是循泵增启会增加厂用电消耗。在循泵不改型、冷却塔不改造情况下很难再采取措施，减小循环水对凝汽器真空的影响。
主再热器温度、压力，此因素对于汽机效率影响较大。不过由于是余热锅炉加热蒸汽，故决定温度、压力的是燃机负荷，又绕回负荷对于效率的影响。
2.1.4影响余热锅炉效率因素
换热器效率，此因素对于余热锅炉效率影响较大。换热器效率一般与表面锈蚀及管壁内部结垢有关，也可以说与余热锅炉采取何种保养方式、及锅炉年龄有关，它的表征方式可以体现在热量后移及余热锅炉排烟温度上升。
燃机排烟温度，此因素完全取决于燃机负荷、环境温度及燃机燃烧调整，这三点前面已经分析过了就不在赘述。
锅炉排烟温度，是计算锅炉效率的表征值。锅炉的排烟温度与换热器效率、尾部烟道进口水温均有较大关系，目前我厂排烟温度在锅炉厂家设计范围内正常工作，若降低排烟温度定能提高锅炉效率，此因素可以交由制造单位或者设计院重新设计改造。
2.2 其它能量损失
天然气放散损失，第一是机组点火不利，三次以上点火失败时会进行放散;第二是天然气管道有检修工作，需要配合放散;第三是机组长期停运期间为了节省厂用电，将前置模块精滤至ESV阀前天然气压力泄完;第四是天然气管道存在泄漏。根据前两年经验，此部分天然气损失较小，对气耗影响较小，但也有改进余地。一是规划好管路检修时间，加强巡检、排查工作，及时发现漏点，积累一定缺陷后统一处理，减少放散损失;二是进行管道阀门内漏排查，及时更换管路阀门，减少每次检修时放散管路长度;第三是天然气管道少泄压，保证天然气纯度，排除因为天然气纯度引起点火失败的可能。
连排排污损失，连排主要是通过连续排污起到控制锅炉内水汽指标合格的目的。目前连排开度主要是根据化学指标分析后得出的开度值，操作员执行到位，改进余地较小。 蒸汽及热水管道疏水（放水）阀内漏损失，可以分为两部分，一个是炉侧，一个是机侧。我厂投运后近几年机侧疏水未见明显缺陷，但炉侧疏水（放水）阀发生好几起内漏事件。由于设计之初炉侧高、中压系统均只设计了一个手动隔离阀一个电动隔离阀，机组运行时由于疏水需要，汽侧疏水手动阀均保持开启状态，仅靠一个电动阀隔离，故泄漏现象较普遍。锅炉水侧放水阀门（主要为高中压省煤器）亦是单根管道只有一个手动阀，泄漏现象时有发生，建议加装二次手动阀，减小此因素影响。
2.3 机组启停损失
机组启动及停运损失可以分为热态启动损失、温态启动损失、冷态启动损失及机组停运损失。
热态启动是我厂现在常态，目前我厂热态启动用时较短，在燃机电厂内可以排至前列，可以提升的方向是提高燃气轮机燃烧稳定性，从而提高机组加负荷速率，达到加快顶峰的目的。
温态启动主要限制因素为锅炉高压汽包内外上下壁温差，可以考虑两方面措施减少用时。一个是提高壁温差限值，另一个是减小壁温差，也就是说减小锅炉泄漏量，保证锅炉高水位保养时间。前一个因素需要经过专业评估确定，后一个已经在上一条因素中详细描述。
冷态启动主要限制因素为汽轮机中压大轴温度及低压主汽门前蒸汽过热度。去年经过设计院技改后汽机中压大轴暖机速度有较大提升，但还有余地，今年可以继續摸索改进。低压主汽门前蒸汽过热度主要是由于低压旁路开大后蒸汽被凝汽器吸走，往疏水管道流动的蒸汽较少，暖管速度较慢。可以考虑增加一路疏水管路从低压主汽门前通至凝汽器，加快暖管速度;也可以考虑机组暖机时低压主汽门暂不开启，凭高中压蒸汽系统推动汽机暖机，待暖机结束后开启低压主汽门，参与做功。
目前机组停运都走顺控，停机速度较快，改进空间较小。
2.4 厂用电损失
发电厂用电率影响因素基本与本文上述原因重叠就不再赘述。
机组停运时厂用电量，可以分为机组停运时主变变损、辅机耗电及其他电能损耗。
机组停运时主变变损，目前我们采取确定机组不开机的情况下，及时停运主变，每月定期试投运的方式，主变变损控制较好;
辅机耗电，机组启动前及停运后均有大量辅机运行，如何在保证机组安全的前提下，尽量减少辅机的电量消耗需要运行进行一些探索。目前，机组启动前的辅机启动均由专工安排，已在保证机组安全顺利的前提下减少辅机启动时间，机组停运后辅机停运策略正在摸索中，目前初稿已交由运行操作四个多月，还需改进。
其他电能损耗，包括厂区内生活用电、检修用电、机组照明用电等一系列电能损耗，这不仅需要运行监督，更需要靠大家一起去节能，养成随手关灯，下班关电脑，办公室空调适中及时关闭的好习惯。
2.5 设备可靠性
设备可靠性，这属于特殊项，它与前面分析的每个因素都有关，与大标题也有关。设备可靠性不高易影响机组一次启动成功率，若机组发生故障轻则影响机组效率，重则可能导致机组非计划性停运，每一次运行过程中处理故障都会造成极大的电量损失或天然气的浪费，对全年供电煤耗负面影响较大，是机组安全稳定运行的基石。
设备可靠性需点检努力争取，运行负责监控设备状态，及时发现缺陷，联系检修处理，尽量减少因设备问题造成的各种经济损失。
3.总结
影响燃机供电煤耗的因素很多，本文对一些具有代表性的方面做了详尽的分析，并提出了一定的解决方式方法。通过对燃机电厂供电煤耗的详尽解析可以发现可控因素较多，可控的影响较大的有：机组负荷、阀门内漏、机组停运厂用电损失、设备可靠性等，需要厂内各个部门配合才能得到最大的经济效益。
以上就是对于我厂影响供电煤耗因素的分析及简单的应对对策，若有不足之处，敬请大家斧正。
参考文献：
[1]臧向东.燃气蒸汽联合循环余热锅炉的发展和研究[J].浙江电力，2005（02）：5-9+14.
[2]黄晟璋.SIEMENS SCC5-4000F（X）单轴燃气-蒸汽联合循环机组冷态启动优化方案研究[C].2014：1-6.
[3]陈新明，闫姝，方芳，史绍平，穆延非.基于IGCC的燃烧前CO_2捕集抽蒸汽策略研究[J].中国电机工程学报，2015，35（22）：5794-5802.
作者简介：
叶志舟（1987-）男，助理工程师，大学本科，多年从事燃机电厂运行相关工作。