发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施.docx
发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施供电煤耗率gkWh1可能存在问题的原因1.I发电煤耗率高1.Ll锅炉热效率降低。1.1.2 汽轮机热耗率高。1.1.3 燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。1.1.4 季节因素影响。1.1.5 管道效率低。1.1.6 机组负荷率影响>1.1.6.1机组平均负荷率低。>1.1.6.2机组负荷峰谷差大。>1.1.6.3机组负荷调整频繁。1.L7供热煤耗偏低>1.1.7.1热、电耗煤量分摊方法不合理。>1.1.7.2供热流量虚低。ALL7.3供热参数虚低。>1.1.74热网设备效率低。1.2厂用电率高1.1.1 辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。1.1.2 机组公用系统运行方式不合理。1.1.3 煤质差。124机组负荷率低。125机组非计划减出力和非计划停运次数多。126热、电耗电量分摊方法不合理。127供热流量虚低。128供热参数虚低。129热网设备效率低。1.3 能源计量不准确。能源计量不准确。1.4 管理原因1.4.1 供电煤耗率数据不准确。142机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。143激励、约束机制不健全。1.4.4 煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。145贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。146燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。147燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。148节能降耗计划不合理，改造力度不够。149管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。2解决问题的措施2.1 降低发电煤耗率措施2.1.1 提高锅炉热效率。2.1.2 降低汽轮机热耗率。2.1.3 制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。2.1.4 技术改造A2.141采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。A2.142空气预热器三向密封节能改造。A2.L4.3汽轮机汽封进行节能改造。A2L44蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。A2.145对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。A2.L4.6汽轮机通流部分改造。2.1.5 其它详见管理措施。2.2 降低厂用电率措施2.2.1 优化运行方式>2.2.1.1优化制粉系统运行方式。>2.2.1.2优化循环水泵运行方式。A2.2.L4优化除灰系统运行方式。A2.2.L5优化脱硫系统运行方式。A2.2.L6优化炉水泵运行方式。A2.2.L7优化输煤系统运行方式。222加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。223提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。224控制入炉煤煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。225做好辅机维修，提高设备可靠性，减少故障率，保证较高的工作效率。具体详见主要经济指标中各主要辅机耗电指标有关措施。226减少机组启停次数，特别是机组非计划停运。227电除尘器供电方式优化改造。2.2.8 应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对送风机、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.3 管理措施231加强能源计量器具的管理工作，保证计量的准确性。232挖掘机组启停过程中的节能潜力。233加强耗差分析，及时调整基准值，不断完善机组优化运行管理工作。234加强对气候及发电侧、用电侧信息的收集工作，与电网调度加强联系，合理安排检修时间，减少机组的启停次数。2.3.5 积极开展技术交流和竞赛活动。236认真开展煤质监督工作。237做好贮煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损耗。238凡燃烧非单一煤种的电厂，要实行混配煤责任制,每天根据不同煤种和锅炉设备特性，确定掺烧比例。239根据大修前的试验结果制定完善的节能降耗技术方案，并在机组检修中实施。2.3.10 完善消缺制度，合理安排消缺计划，减少机组非计划减出力和非计划停运次数。2.3.11 制定合理的热、电耗煤量分摊原则。2312加强供热流量、温度、压力表计的管理。2.3.13 加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。2314加强热网系统巡检，做好日常维护工作。发电煤耗率gkWh1可能存在问题的原因1.1 锅炉热效率低。1.1.1 排烟温度高。1.1.2 锅炉吹灰效果不佳。渣可燃物损失大。1.L4锅炉氧量过大或过小。1.1.5 散热损失大。1.1.6 空气预热器漏风率大。1.1.7 进风温度损失大。煤质偏离锅炉设计值较大。1.L9汽水品质差，锅炉排污损失大。1.1.10 汽轮机高压缸排汽温度偏高与再热器不匹配造成减温水量增加。1.2 汽轮机热耗率高。1.2.1 汽轮机通流部分效率低12L1汽轮机高、中、低压缸效率低。1.2.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大，（如：调节阀重叠度不佳等）。1.2.2 蒸汽初参数低。1.2.3 蒸汽终参数高。124再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。125给水回热循环效率低，给水温度低。126凝汽器真空差。127汽水系统（疏放水系统、旁路系统）严密性差。1.3 管道效率低。1.4 机组负荷率影响141机组平均负荷率低。1.4.2机组负荷峰谷差大。143机组负荷调整频繁。1.5 供热煤耗偏低1.5.1 热、电耗煤量分摊方法不合理。1.5.2 供热流量虚低。1.5.3 供热参数虚低。热网设备效率低。1.6管理原因161发电煤耗数据不准确。1.6.2机组优化运行基准值未及时调整准确，影响耗差分析。163激励、约束机制不健全。1.6.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。165贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。166燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。167燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。1.6.8节能降耗技术改造力度不够。169管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。2解决问题的措施2.1 提高锅炉热效率。2.1.1 降低排烟温度。2.1.2 时消缺，保持吹灰系统设备完好，并优化吹灰枪投用方式。2.1.3 降低飞灰可燃物、炉渣可燃物。2.1.4 控制锅炉氧量。2.1.5 降低散热损失。2.1.6 降低空气预热器漏风率。2.1.7 控制煤粉细度。2.1.8 提¾汽水品质。2.2 降低汽轮机热耗率。221提高主蒸汽初参数。222控制再热蒸汽温度，尽量减少再热器减温水量。223提高凝汽器真空。224提高给水温度。225保持热力系统严密性，及时消除减温水、疏水等系统阀门泄漏缺陷。226合理调整高压调节阀的重叠度。227结合机组检修对汽轮机通流部件进行除垢、调整动静间隙。2.3 技术改造2.3.1 采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种,提高燃烧效率。2.3.2 空气预热器三向密封节能改造。233汽轮机汽封进行节能改造。234蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。235对与凝汽器真空度有关的系统进行性能诊断试验，找出薄弱环节，进行技术改造。2.3.6 汽轮机通流部分改造。2.4 管理措施2.4.1 加强能源计量器具的管理工作，保证计量的准确性。242挖掘机组启停过程中的节能潜力。243加强耗差分析，及时调整基准值，不断完善机组优化运行管理工作。244加强对气候及发电侧、用电侧信息的收集工作，与电网调度加强联系，合理安排检修时间，减少机组的启停次数。245积极开展技术交流和竞赛活动。2.4.6 认真开展煤质监督工作。2.4.7 根据大修前的试验结果制定大修节能降耗技术方案，并在大修中实施。2.4.8 做好机组正常运行过程中的设备维护，完善消缺制度，减少机组非计划停运次数。249制定合理的热、电耗煤量分摊原则。2410加强供热流量、温度、压力表计的管理。2411加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。2412加强热网系统巡检，做好日常维护工作。厂用电率1可能存在问题的原因1.1 辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。1.2 机组公用系统运行方式不合理。1.3 机组负荷率低。1.4 煤质差。1.5 机组非计划减出力和非计划停运次数多。1.6 能源计量不准确。2解决问题的措施2.1 定期对电能计量器具进行校验,保证计量的准确性。2.2 参照优化系统主辅机的性能指标进行调整，保证辅机工作点处于高效区，并优化其运行方式。2.2.1 优化制粉系统运行方式。222优化循环水泵运行方式。223优化除灰系统运行方式。224优化脱硫系统运行方式。225优化输煤系统运行方式。226优化炉水泵运行方式。2.2.7 优化吹灰系统运行方式。2.3 加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。2.4 提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。2.5 控制入炉煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。2.6 做好主要辅机检修、维护工作，减少故障率，保证较高工作效率（如：要确保给水泵汽轮机工作正常，尽量避免投用电动给水泵）。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.7 合理调整辅机运行方式，降低机组低负荷段的辅机用电率。2.8 合理安排机组检修和消缺，减少机组启停次数，特别是机组非计划减出力和非计划停运次数。2.9 应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对送风机、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.10 电除尘器供电方式优化改造。2.11 做好生产厂区内的照明优化，使用节能灯具，尽量减少照明灯的数量及照明时间。2.12 制定合理的热、电耗电量分摊原则。2.13 加强供热流量、温度、压力表计的管理。2.14 加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。2.15 加强热网系统巡检，做好日常维护工作。综合厂用电率1可能存在问题的原因1.1 厂用电率高1.1.1 辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。1.1.2 机组公用系统运行方式不合理。1.1.3 机组负荷率低。1.1.4 煤质差。1.1.5 机组非计划减出力和非计划停运次数多。1.1.6 能源计量不准确。1.2 变压器损耗高121设备缺乏维护，变压器冷却器未及时清扫，散热条件差。1.2.1 变压器油质超标。1.2.2 机组负荷率低。1.2.3 制造或者检修质量差。125变压器容量不匹配。1.2.6 主变二次压降超标。1.3 供热厂用电量大1.3.1 供热量大。132热网设备效率低。2解决问题的措施2.1 降低厂用电率措施2.1.1 优化制粉系统运行方式。2.1.2 优化循环水泵运行方式。2.1.3 优化除灰系统运行方式。2.1.4 优化脱硫系统运行方式。2.1.5 优化输煤系统运行方式。2.1.6 优化炉水泵运行方式。2.1.7 优化吹灰系统运行方式。2.1.8 加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。2.1.9 提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。2.1.10 控制入炉煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。2.1.11 做好主要辅机
