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1、火电厂节能日常管理工作,火电厂生产指标管理交流,一、经济指标的分类,火力发电厂生产指标很多，例如：热工指标、电气指标、安全指标、科技指标、可靠性指标。生产生产指标还可以分为经济指标和技术指标，而经济指标又可分为大指标和小指标。小指标是根据影响大指标的因素或参数，结合生产过程各个环节的特点，按照工种、设备和岗位对大指标进行分解的到的，因此叫做小指标。,前言,1、大指标 火力发电厂的主要经济技术指标为：发电量、供电量和供热量、供电及供热成本、供电标准煤耗、供热标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力、单位发电量取水量。这些指标叫大指标或主要指标。除此之外，各厂还跟据具体情况，
2、制订、统计、分析和考核各项小指标。,主要经济技术指标分类,2、小指标 小指标包括锅炉专业小指标、汽机专业小指标、电气专业小指标、燃料专业小指标、化学专业小指标等。除按上述方法分类外，火力发电厂经济指标还可以分为以下四级指标。（1）第一级指标：供电煤耗率。根据原电力工业部火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）规定，火力发电厂,主要经济技术指标分类,煤耗计算以正平衡为主，反平衡计算校核。正平衡计算煤耗，就是直接计算或测量燃料消耗量求出煤耗，通常作为考核机组运行性能的最主要指标。而通过反平衡计算结果，可以分析机组运行中的缺陷和不足，为改善机组的性能提供决策依据，反平衡计算结果还可以校
3、核正平衡计算结果的正确与否。（2）第二级指标：燃料指标、供电量、发电煤耗。,主要经济技术指标分类,（3）第三级：发电量、厂用电率、锅炉效率、汽机效率、管道效率。（4）第四级：包括燃料质量和数量指标、厂用电率/单耗、锅炉效率、汽机效率/热耗、管道效率的各项小指标。,主要经济技术指标分类,3、各专业小指标：（1）锅炉专业小指标：蒸发量、锅炉效率、主汽压力、主汽温度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、氧量、排烟温度、飞灰可燃物、炉渣可燃物、空预器漏风率、燃油量、煤粉细度、送风机单耗、引风机单耗、一次风机单耗、磨煤机单耗、制粉耗电率等各项小指标。,主要经济技术指标分类,（2）汽机专业小指标：汽机效率或热耗、
4、主汽压力、主汽温度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、主蒸汽流量、汽耗率、给水温度、高加投入率、排汽温度、凝器真空度、凝器端差、真空严密性、凝结水过冷度、循环水温升、胶球装置投入率及收球率、给水泵耗电率、循环水泵耗电率、凝结水泵耗电率等各项小指标。,主要经济技术指标分类,（3）电气专业小指标：发电厂用电率、综合厂用电率、电能质量指标（频率、电压合格率）、电功率指标、发电机漏氢率、继电保护装置投入率等各项小指标。（4）燃料专业小指标：主要有入厂、入炉煤量及煤质、检斤、检质率、高、低位热值、入厂、入炉煤热值差、配煤合格率、输煤单耗等。,主要经济技术指标分类,（5）化学专业小指标：汽水损失率、机组补水率、
5、制水合格率、给水及凝水溶氧合格率、汽水品质合格率、制水单耗及化学药品消耗量等各项小指标。,主要经济技术指标分类,火电厂节能日常管理工作,火电厂生产指标管理交流,二、正平衡煤耗的计算,按照集团、中电国际的要求，具备条件的火电厂的供电煤耗要按正平衡法计算，反平衡校验，盘煤校核，上报的煤耗必须真实。按入炉煤量正平衡计算发、供电煤耗的方法。1 日发供电煤耗的计算11日标准煤总耗量：日标准煤总耗量=日计量入炉标准煤量当日应扣除的非生产用燃料量式中：日计量入炉标准煤总量，应为日生产用能总量（包括燃煤、燃油）。日计量入炉标准总量=1/29271（日计量入炉煤总量*日入炉煤低位发热量+日入炉燃油量*燃油低位发
6、热量）12 日发、供电煤耗日发电煤耗=日标准煤总耗量/日发电量其中：当日应扣除的非生产用燃料总量（计划大修做热效率和其他之试验的机组，输配电用的升、降压变压器等消耗的电力、燃料，修配厂、生产、办公室等用电和燃料，换算为煤耗热值的非生产用燃料量）。,正平衡计算煤耗,13 日供电煤耗日供电煤耗=日标准煤总耗量/日供电量2月发供电煤耗的计算21 月标准煤总耗量：月标准煤总耗量=月计量入炉标准煤量当月应扣除的非生产用燃料量式中：月计量入炉标准煤总量，应为月生产用能总量（包括燃煤、燃油）。月计量入炉标准总量=1/29271（月计量入炉煤总量*月入炉煤低位发热量+月入炉燃油量*燃油低位发热量）22 月发、
7、供电煤耗月发电煤耗=月标准煤总耗量/月发电量23 月供电煤耗月供电煤耗=月标准煤总耗量/月供电量,正平衡计算煤耗,3 按入炉煤量正平衡计算煤耗中的说明 31根据原电力部颁规定，要严格分开发电用煤与非生产用煤。下列用电量及燃料消耗量（或用汽折算的燃料量）不计入煤耗。311 新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力和燃料的消耗量。312 新设备在未移交生产前的带负荷试运期间，耗用的电量和燃料。313 计划大修以及基建更改工程施工用的电力和燃料。314 做热效率和其他试验的机组，在试验期间由于经常变化调正操作而多耗的电力和燃料（可以取该机组前五天的平均热效率和耗电率计算）。315 输配电
8、的升、降变压器（不包括厂用变压器）消耗的电力。316 修配车间、副业、综合利用及非生产用（食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电力和燃料。,正平衡计算煤耗,32 凡按单台、按全厂计算入炉煤标准煤量或者是按日、按月计算入炉煤标准煤量时，若单台与全厂或者日均与月计算结果误差在正负0.5以内可以不再修正其误差，并以全厂或月计算的入炉煤标准煤量为依据，若超过正负0.5时，应查明原因。33 按本计算方法，得到的单台日与月的发供电煤耗均反映机组的日常运行状态。其中包括了机组因启、停、调峰时所多用的燃煤量，与厂用电量，较真实地反映出机组的综合技术状况。4 按入炉煤正平衡度煤耗的技术要求41
9、 发电用燃煤采制样管理及入厂、入炉煤人工采样要按标准，做好发电用燃煤采制样管理工作。42 加强入炉煤电子皮带秤的管理，按规定进行校验一般每月校验不少于二次。43有条件的话，做到单炉给煤机计量，以便于进行单台机组正反平衡煤耗对比。,正平衡计算煤耗,44要注意防止由于犁煤器犁不净而把剩余燃煤带入其他炉的问题，对电子皮带秤安装段前后的皮带机托辊等运转设备加强维护和检修。45入炉煤机械采样装置不正常时要人工按标准采样。46入炉煤要按国标方法每班至少分析全水一次，每天至少做一次由三班混制而成综合样品的工业分析和发热量。对燃油按国标或部标的分析方法每月做一次水分、硫分、闪点、凝固点、粘度、比重和发热量的分
10、析。47 正平衡计算煤耗时一律采用入炉煤测得的发热量作为依据，不得以制粉系统中的煤粉测得的发热量代替。50 技术管理51 应积极实行煤耗统计工作的自动化。52 抓好入炉煤的计量，采、制样和实煤校验工作是搞好正平衡算煤耗的关键，要加强重视并切实抓紧落实采制化管理工作。53 在实施单机正平衡算煤耗后，在煤耗管理中应按月分析全厂煤耗和单机煤耗加权平均值之间的偏差部分，以便寻找经营管理中的漏洞。,正平衡计算煤耗,54 加强对生产用能和非生产用能的管理，并建立台帐。55 加强运行交接班制度，做到原煤仓按煤位交接班，从减少实施单台机组计算煤耗的系统误差。56 要以当日的三班综合煤样的实测发热量和三班平均的
11、全水分所换算的收到基低位发热量作为依据，计算日发供电煤耗。57 对燃料、计量装置、机械采样、制样装置和电度表，要明确职能部门管理。并坚持电度表的第三方强制监检工作，建立健全燃料计量、机械采制样装置的使用、校验、维护等制度。58 要建立机组的煤质资料档案、燃油档案。60 如何保证正平衡算煤耗的准确性61 加强对影响机组煤耗计算的主要经济指标表计的管理，确保准确性。62 利用机组反平衡发、供电煤耗，进行正反平衡煤耗互相对比，一般正反平衡煤耗偏差不大于2克，若超过2克，要及时查出偏差的原因，,正平衡计算煤耗,便于对机组运行经济性的指导。63 燃料来煤量、入厂煤热量、煤场存煤量、入炉煤量、入炉煤发热量
12、、燃油库存量、燃油量要每天及时公布，做到燃料量、质相符，便于及时发现问题。64 为保证入厂、入炉煤、燃油的质量管理，化验班要定期或不定期单独对入厂煤、入炉煤、煤场煤及燃油取样、化验，以便校核机械、人工采样的精密度。65 对非生产用汽加装计量，便于计算发、供电煤耗时扣除非生产用汽。66 日报统计报表使用燃煤热值尽量使用当天热值，由于某种原因，无当天热值时，使用接近该天的燃煤热值，一般取相近一天的燃煤低位热值。,正平衡计算煤耗,67要利用先进的现代化管理手段做到发电量、厂用电量、上网电量等主要数据能自动采集，以减少人员抄表误差造成的日、月发、供电煤耗的波动或不准。注：1、在计算标准煤量时，统一采用
13、标准煤发热量29271千焦/千克。2、#0柴油发热量按标准油发热量41860千焦/千克。3、计算月供电煤耗时要根据月末煤场盘点情况，反复核对入炉煤量，防止存煤出现大亏、大赢。4、要按照规定对入炉煤量进行水份差及入炉煤皮带秤误差进行修正。5、计算月供电煤耗时要进行入厂、入炉热值差的控制，当超过规定时要分析查找原因。,正平衡计算煤耗,三、综合厂用电率的计算,火电厂生产指标管理交流,1、综合厂用电率：综合厂用电率包括发电厂用电率和辅助厂用电率，计算公式为：综合厂用电率=综合厂用电量/发电量 综合厂用电量包括发电厂用电量和辅助厂用电量，计算公式为：综合厂用电量=发电量净上网用电量十购网电量 辅助厂用电
14、量包括发电机表后至上网电量表前的损失（变损及线损）非生产用电量等。,综合厂用电率计算,一般综合厂用电率比发电厂用电率高约0.5个百分点左右（在非生产用电量不太大的情况下）。发电厂用电率：2、发电厂用电率指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率，计算公式为：发电厂用电率=发电厂用电量/发电量 发电厂用电量是电厂辅助设备所消耗的电量，直接决定着供电量的多少和供电煤耗。它既要包括自发的用作生产耗用电量外，还包括用作发电的购网电量。,综合厂用电率计算,机组负荷越低，厂用电率越高，一般大型机组负荷率每变化1%，厂用电率变化约0.02-0.05个百分点。当机组在60%负荷率以下，厂用电率变化更大。发电厂
15、用电率虽然不影响发电煤耗，但直接关系到供电煤耗的高低，发电厂用电率越低，供电煤耗越低。发电厂用电率每变化1%，影响供电煤耗变化3-3.5克/千瓦时左右。由于每个厂辅助系统设备设计不同，厂用电率相差较大。,综合厂用电率计算,在计算发电厂用电率及综合厂用电率时注意事项：1、发电厂用电量是通过抄厂用电量表得到的，由于仪表数量多及精度的影响，有时会出现发电厂用电量大幅高于或小于综合厂用电量，故要对发电厂用电量电能表加强管理。2、由于综合厂用电量是通过发电量减去净上网电量计算得到的，由于发电量和上网电量电能表计量表精度较高，一般不会造成较大偏差。但要特别关注上网电量电能表的运行情况，因为索要电量比较困难
16、。,综合厂用电率计算,3、注意主变/厂总变的变损的变化，一般情况下高压变压器的变损在0.2-0.3%左右，不会出现大幅变化的，若出现异常应查找发电、上网及厂用电计量表计或系统有无问题。4、当机组负荷率及辅机运行方式变化不大，出现发电厂用电率或综合厂用电率同比及环比超过1个百分点，要进行分析查找原因。（运行调整、设备缺陷或非生产用电等方面）,综合厂用电率计算,四、机组补水率的计算,火电厂生产指标管理交流,机组补水率：由于热力系统存在着蒸汽消耗、汽水运行消耗、汽水泄漏、排汽排污、启动汽水消耗等，为了保证热力设备连续运行必须不断地补充品质合格的水。机组补水给水率是指计算期内补入热力系统的水量与锅炉实
17、际蒸发量的比率。补水给水率是反映电厂汽水损失率大小的一项指标，补水率越高，说明汽水损失越多。机组补水率=机组补水量/锅炉实际蒸发量 一般机组补水率每增加1%，影响煤耗0.6-1克/千瓦时。机组补水率的大小充分反映机组热力系统的严密程度，系统及设备外漏缺陷管理的好坏，化学水质监督到位，汽水品质合格率高，补给水率就小。,机组补水率计算,在计算机组补水率时要扣除非直接进入锅炉热力循环的用水，如补入闭式冷却水系统、凝器注水查漏、锅炉酸洗、发电设备检修用水、机组起、停期间系统补水。在保证汽水品质合格率的情况下，尽量降低机组的补水率，但并不是越低越好，主要是防止炉内沉积物超过规定。国内有的机组在检修时从锅
18、炉下联箱中清理出大量的杂物情况。,机组补水率计算,五、主要经济技术指标分析,火电厂生产指标管理交流,5.1.主要经济指标的分析主要经济技术经济指标分析是技术经济指标管理的十分重要的内容，通过技术经济指标完成情况，进一步分析指标完成好坏的原因，分析各种因素的影响，制定出相应的措施。5.1.1技术经济指标的分析方法技术经济指标的统计分析是根据统计的目的和要求，运用科学的方法，对整理后的统计资料进行的分析研究。通过素材分析，找出事物的内在联系及其发展趋势和变化规律，揭露事物矛盾，找出形成矛盾的原因，提出解决的办法，统计分析是统计调查、整理工作的深入和继续，是提供统计研究成果的最后一个阶段。,主要经济
19、指标分析,5.1.2供电煤耗的分析供电煤耗是电能生产过程的一个综合指标，是受很多因素影响的指标，有设计、制造、安装、调试、运行操作、设备管理、经济调度，甚至区域气候，机组投运年限，特别是燃料性质等因素影响。很多因素又是变化无常的，所以供电煤耗分析也是很复杂的。分析方法供电煤耗实际上是一个电厂的锅炉效率、汽机效率、管道效率及厂用电率的好坏的总和。分析方法一般方法采取动态对比分析法，主要节能措施的经济效果分析法。,主要经济指标分析,1）、动态对比分析法动态分析法主要与计划比，与去年同期比，与历史先进水平比。在时间上可分为年度、季度、月度、旬，特除情况下进行每日连续跟踪分析。一般短期分析为供电煤耗率
20、、分机、炉的效率及影响机、炉效率的技术经济小指标，并进行各项小指标的动态对比分析。根据各项小指标单位的变化对机、炉效率或供电煤耗率的影响，核算定额作出定量分析。见例,主要经济指标分析,2）、主要节能措施的经济效果分析法就是对照节能技术措施计划，按照季度、月度对节能技术措施的执行结果进行分析。节能技术措施计划主要包括指标竞赛标准、机组检修落实节能项目、影响机组经济运行的主要节能设备投运情况、机组经济调度情况等。各因素对供电煤耗率的影响 分析供电煤耗就是分析影响供电煤耗率的各项因素以及各因素对煤耗的影响数值。,主要经济指标分析,锅炉效率是影响煤耗的重要因素，应从减少各项热损失来分析。1、排烟损失，
21、受排烟温度及二氧化碳两个指标影响，一般排烟温度下降1度，锅炉效率能提高0.35%。节约燃料约占.08%；二氧化碳每变化1%，锅炉效率能变化0.4%。2、化学不完全燃烧损失，若烟气中有1%CO，就增加5%左右的锅炉热损失，约多耗燃料0.05%。3、机械不完全燃烧损失，飞灰可燃物对煤耗影响比较大，4%的飞灰可燃物，就使锅炉效率下降约1%。4、散热损失，要加强锅炉保温工作，就能进一步减少一部分损失。,主要经济指标分析,5、其他热损失，有漏汽、水、疏水、排污等热损失，其中排污热损失对煤耗的影响较大，每增加1%的排污量，约使锅炉效率下降0.4%。汽轮发电机的热效率对煤耗的影响汽轮发电机的热效率与机组的负
22、荷率、主、再热蒸汽的温度、压力、机组真空、给水温度、发电机的功率因数有密切关系。1、机组的负荷率，机组不在设计工况运行，对供电煤耗的影响，不同的机组影响量不同。机组负荷率与热耗：据资料表明火电机组负荷率降低1%，热耗率增加0.050.4%。,主要经济指标分析,引进型300MW机组，负荷率在80100%范围内，负荷率每减少1%，供电煤耗增加0.14g/(kWh)；负荷率在5080%范围内，供电煤耗随负荷率的变化急剧变化，负荷率每减少1%，供电煤耗增加1.14g/(kWh)。00MW机组见表2、主、再热蒸汽的温度、压力，不同的机组影响量不同。3、真空，对机组效率影响较大，不同的机组影响量不同，与机
23、组设计情况及环境温度有关。4、给水温度、除与机组负荷率有关外，还与回热系统是否正常运行有关，给水温度每提高1度，煤耗率可降低0.05%。5、发电机的功率因数，功率因数影响发电机效率，若功率因数由0.8增至0.9，汽机热耗约下降0.4%。,主要经济指标分析,6、供热对供电煤耗的影响，由于供热减少了冷源损失，提高了发电的经济性，但供热后会使机组总燃煤量增加，计算供电煤耗时要按照热、电比（或蒸汽折煤量）扣除供热用的燃煤量。7、其他参数对煤耗的影响汽水损失的影响，蒸汽损失1%，将使煤耗增加1.3%左右。机组起、停，一般机组起动一次相当于该炉额定负荷时的2-3小时的用煤量。8、厂用电率对供电煤耗影响机组
24、负荷越低，厂用电率越高，有资料统计表明，大机组负荷率变化1%，厂用电率变化0.0281%。,主要经济指标分析,对于引进型300MW机组，在70%以上负荷时，负荷率增加1%，厂用电率减少0.03%；在6070%负荷范围内，负荷率每减少1%，厂用电率增加0.05%。火力发电厂厂用电率变化直接影响供电煤耗，厂用电率每降低1%，供电煤耗降低3.03.5g/kWh。5.1.3厂用电率分析火电厂的主要辅机耗电量占总消耗量的80-90%，做好主要辅机用电量的分析，是厂用电率分析的重点。发电厂用电率的分析法一般可分为：动态对比分析法、单耗分析法。1、动态对比分析法发电厂用电率动态对比主要分析法，主要与计划比，
25、与去年同期比，与历史先进水平比。在时间上可分为年度、季度、,主要经济指标分析,月度、旬，特除情况下进行每日连续跟踪分析。2、单耗分析法主要从给水泵，制粉系统，引、送风机及循环水泵等四大厂用辅助设备方面。就是分别计算四大厂用辅助设备的单耗及其用电量，加上其他生产用电的电量，以求得全厂厂用电率。除提高机组负荷率外，进行设备技术改造及运行经济调度是降低厂用电率的主要措施。,主要经济指标分析,六、节能技术措施的编制、执行,节能项目的编制,6.1节能计划、措施内容必须以经济效益为中心，以节能降耗、保护环境为重点。6.2节能计划、措施内容必须与公司生产实际情况相符。6.3 各节能项目内容要具体，措施要可行
26、，责任要到人，时间要明确。6.4 节能项目的确定应事先召集有关人员进行可行性研究，对资金效益等方面进行充分的论证。,节能项目的编制,6.5 节能项目的编制，需经公司生产技术会议审核通过后实施，其实施时间应与年度(月度)生产计划一致，做到与生产任务同时布置、同时检查、同时考核。6.6节能计划年度完成率不应小于 85%。,节能项目的编制,七、火电机组优化实时管理,火电机组运行优化,为搞好国内大机组经济运行工作，早在上世纪七十年代，各厂就关注机组经济运行工作，分别采取小指标竞赛、红旗机组竞赛，大机组竞赛活动等活动，随着计算机技术的发展，上世纪末在大机组上开发了基于计算机软件平台的运行优化技术，国内主
27、要有上海电力研究所、西安热工院、东南大学，后来华电力大学、哈尔滨工业大学亦参与火电大机组优化运行开发工作。最近几年又开始开发火电厂厂级监控信息SIS系统，已有多个电厂成为数字化管理单位，高科技技术对大机组优化运行管理工作提供了有力科学指导。,火电机组运行优化,以前采用小指标分析法，定量分析的结果误差较大，准确性不够。把若干个小指标与设计值或运行先进值进行对比分析，在机组带基本负荷时误差较小，但机组调峰运行时，就有局限性。即使每个小指标运行值都达到目标值，亦会导致供电煤耗的升高。小指标分析法无法实现在线监测，不能对单项因素的影响进行定量分析。现在大部分电厂应用了运行优化系统，利用耗差分析法根据运
28、行参数的实际值与基准值的差值，通过分析计算得出运行指标对机组的煤耗影响程度，使运,火电机组运行优化,行人员努力减少机组的可控损失，达到了降低煤耗的目的。举例优化实时管理系统在600MW火电机组上的应用及考核,火电机组运行优化,八、火电厂的节能与燃煤管理,燃煤管理,火电厂以煤炭作为燃料，就是利用其燃烧特性。煤炭中的水分和灰分为不可燃组分，煤炭中的挥发分是由各种烃类所构成的有机可燃成分，挥发分与煤中的固定碳构成可燃组分，是热量的构成。煤炭输送与发电煤耗合理调度。减少卸船或皮带输送设备的空载运行时间，减少厂用电的消耗；增加低谷输煤运行时间，实行避峰运行减少运行成本（适用实行峰谷电价的电网）。输煤系统
29、耗电量约占厂用电量的0.1%，输煤单耗约为0.51.5kWh/t。煤质工业分析及时提供给运行和管理部门，便于运行人员掌握煤炭质量，从而指导机组的经济燃烧。有条件的安装煤质在线分析设备，进行煤质实时分析，更利于指导运行人员,燃煤管理,进行燃烧调整，提高燃烧的安全性和经济性。燃烧非单一煤种的电厂，或为单一煤种但煤质不稳定的电厂，要实行配煤制，根据不同煤种或煤制的变化结合锅炉设备设计用煤特性，研究确定掺烧方式和掺烧配比。某发电厂掺配煤的措施中规定：自备车来煤采制样人员及时采样，并按全水快速分析法分析水份，并将分析数据及时通报燃运班长。当来煤全水8，煤场或煤沟存有干煤可供混配，要进行混配掺烧。当8.5
30、Mt8时，干煤（煤沟或煤场）与湿煤的混配比例为1:1。,燃煤管理,当9.5Mt8.5时，干煤（煤沟或煤场）与湿煤的混配比例为2:1；Mt9.5时全部堆至煤场（仅限无雨天气）。阴雨天气来煤和煤场存煤水分均较大，无法进行混配加仓。来煤水分Mt10.5且流动性很差堆至煤场，其他直接加仓。水分小、流动性好、热值高的煤在数量有限的情况下，优先加A、B、C、F四个原煤仓，且保持较高料位，其他各原煤仓等车或取煤加仓。当存煤（煤沟或煤场）水份较大、流动性差、热值偏低时，先加D、E两个原煤仓且高料位，其他原煤仓维持8米料位（如重车即将来到，煤仓料位控制6米），,燃煤管理,并腾空一沟等待来车。整列自备车来煤热值低
31、于4600 kcal/kg时，原则上不直接加主力仓，与高热值煤混配加仓或按自筹煤堆入煤场指定区域。路用车来煤路用车来煤具备条件（运输票据齐全），卸车数量及处置（加仓、混配、堆煤）由当日燃运部管理值班人员决定，原则上路用车来煤仅限加D、E两个煤仓。汽车来煤来煤全部堆至煤场指定区域，待化验结果出来后，按照发热处理，原则上汽车来煤仅限加D、E两个仓位。,燃煤管理,煤场存煤煤场存煤按不同煤种（石子煤、劣质煤、低热值煤、高热值煤等）分区域堆放，各区域标识清晰。煤质对发电煤耗的影响煤炭市场化后，煤源、煤种和煤质不稳定，诸多煤炭指标严重偏离设计煤种或设计要求，给过安全经济运行带来了较大的影响，因此应通过完善
32、采购、配煤掺烧的管理，尽量提高入炉煤的质量，确保锅炉燃烧最大限度的接近设计工况。1）煤炭灰分对发电煤耗的影响煤中的灰分是不可燃成份分，与发热量之间呈负相关性，即煤中的发热量随灰分增高而降低。煤炭灰分变化1%对发电用煤量的影响值：见表,燃煤管理,灰份增加使入炉煤低发热量降低1MJ/kg,由此会使锅炉效率下降约0.53个百分点，煤耗增加1.9g/kwh。灰份增加使入炉煤低位发热量降低，但是，作为电厂也不宜燃用低灰的精煤，精煤的发热量一般比原煤高30%左右，而价格比原煤要高5060%，甚至更高，另外燃用高热低灰煤时，炉温增高，很容易引起或加剧锅炉的结渣。因此，电厂宜用中灰中热量的煤，燃煤的干基灰分多
33、在2030%。2）煤中的水份对发电煤耗的影响煤中的水份增加1%，低位发热量约降低250J（煤中含水多，则锅炉烟气量大，带走的热量也越大，从而加大了排烟热损失及风机的能耗），使入炉煤低发热量降低1MJ/kg，由此会使锅炉效率下降约0.3个百分点，煤耗增加1.1 g/kwh。,燃煤管理,但是，煤中的水份又不能过低，锅炉火焰中含有水汽对煤粉的悬浮燃烧能起催化作用，另外，适量水分也有助于降低输送过程煤尘的污染，因此，煤中的水份宜控制在58%，当煤的外水分超过10%时，就会产生不利影响。储存煤的损耗电厂的煤大多都是露天存放，在自然条件下将发生缓慢的氧化现象，煤的氧化导致煤质下降是一种普遍现象，但其质量下
34、降程度，则随煤质特性、特别是挥发分与含硫的高低、煤堆特点，特别是煤堆的大小、形状、高度及压实程度以及自然条件密切相关。当煤堆温度升至一定程度，例如60以上则氧化反应迅速增大，并导致自然的可能。这对高挥发分的烟煤及褐煤危险性更大。,燃煤管理,由于各种煤质性质不同，电厂所处条件的差异（包括煤堆状况及自然环境），其煤质变化幅度有明显的差异。有关实验数据表明，贫煤、瘦煤为主体的混煤，储存6个月以至更长时间，发热量损失约1.82.0%；高挥发分的气煤、长焰煤损失约5%。经过试验表明，由于挥发分和含硫高内在因素的原因，在自然条件下，由于煤的粒度减小，吸水性增强、内部温度升高，氧化速度加快等综合因素影响导致
35、煤质下降，因此，为避免煤的储存时热值损耗，燃用高挥发分、高含硫量的煤，存放时间不能太长，特别是进入雨季存煤量不宜过多，煤堆不宜过高。,燃煤管理,入厂入炉煤的监督根据供煤合同，通过对入厂煤的采制样及化验，监督入厂煤的质量是否符合供煤合同要求，目前煤炭市场卖方占据主导，但是在内部更需要规范采制样及化验的管理，保证采制样具有代表性，化验具有科学性和准确性。过衡率力求到100%，检验入厂煤的数量准确性。燃料工作条例规定：对于各种煤炭（包括水洗或水采煤），煤车过轨道衡后，还必须从煤车上采取煤样化验全水分，按合同规定水分折成到场煤质量。车辆动态过衡速度越快，其误差越大，因此对动态轨道衡都有限速要求，一般要
36、求车辆通过速度小于15km/h。,燃煤管理,煤炭市场化，随着煤炭价格升高，市场效应特点掺假现象愈演愈烈，则需要从装卸到采制样及化验的监督是非常必要的。入炉煤采制样及化验分析我国大中型电厂输煤皮带宽度一般为8001500mm，输煤皮带运行速度为2.53.0m/s，流量为5001500t/h，超过国家标准有关人工采样规定，故均应采用机械采样。入炉煤检测基本要求：每天至少对全天入炉煤（即三班）混合样进行工业分析，入厂煤质变化时增加检测频率；入炉煤质影响机组正常运行，如发生磨煤机处理不足、煤粉太粗、锅炉结渣等，则应增测入炉煤分细度、可磨性和灰融性等项目。,燃煤管理,入厂、入炉煤均按国标及DL/T567
37、-1995火电厂燃料试验方法中有规定进行采制样，分析煤样按国标GB474-1996煤样的制备方法制备。按GB/T211-1996煤中全水分测定方法规定进行煤的全水分测定。每班至少分析全水一次。采制样及化验设备的管理采制样设备应列入生产系统的可靠性管理，是保证煤的采制样具有代表性和准确性。,燃煤管理,煤场管理1)防止煤堆温度升高自燃造成热值损耗。加强煤堆的测温监督，改善测温手段，掌握布点与测温技术，要设置降温措施。2）不同热值或矿源的煤分区域存放，便于调配符合锅炉设计煤中特性煤质。3）雨季或汛期要防止煤堆坍塌造成原煤流失。,燃煤管理,九、600MW机组节能降耗介绍及新技术的应用,新技术的应用,加
38、大设备节能技改投入，效果显著1、低负荷断油稳燃试验与一次风嘴内加装稳燃小油枪，节约了大量的起停和助燃用油。通过试验、调整使锅炉断油稳燃负荷大幅下降，从60%额定负荷下降到40%额定负荷左右。从技术上找到了锅炉低负荷断油稳燃的办法，并进行了操作规程的修改。锅炉断油稳燃负荷的下降，使低负荷助燃用油大幅下降。2000年度进行了#1、#2机组燃油系统改造，改装了双置浓淡分离稳定型燃烧器并加装小油枪，以实现少油点火和进一步提高锅炉低负荷稳燃能力。2000年机组启平均用油92.91吨/次,2004年平均启用油仅31.23吨/次,减少61.68吨/次,下降66.39%；创造了600MW直吹式锅炉每次起停用油
39、量的最低记录。今年又进一步改造，平均19.3吨/次。,新技术的应用,2、#1、2炉空预器系统改造，空预器由24仓转子改为48仓，并进行漏风控制系统改造，一举解决了#1、2炉空预器系统漏风率长期偏大的老问题。#1炉改造后的空预器经过测试A台漏风率下降到了4.17%，空预器漏风率的下降，使送风机、一次风机电流下降22-30%，引风机电流下降4-7%，（在机组54万千瓦的同等负荷下），降低了厂用电量，每年节电约930万度。#2炉空气预热器的改造，取得了以下几项显著效果：A改造前后对比:由于原空预器漏风量大,特别是空预器出口一次风压偏低(仅6.3Kpa左右),满足不了机组正常运行的要求(尤其当燃煤差时
40、，只能带550MW运行)。经过改造后，空气预器漏风率降低，提高一次风压力至7.8Kpa左右,提高了系统运行的安全性和经济性。,新技术的应用,B改造后空气预热器的漏风率明显降低，考核测试时测得分别为：A、B两侧漏风率分别为4.80%和5.10%（设计为1年内不超过6%）。C经济效益 根据改造前后实际测试运行工况风机电流的变化，按机组年运行6000小时及上网平均电价0.267元/Kwh,功率因素0.9估算，年节约费用约183.75万元。#1、2炉空预器改造后，一举解决了#1、2炉空预器系统漏风率长期偏大的老问题。并改善了制粉系统运行工况，磨煤机出力有明显提高。3、厂房内厂用电公用系统改造，使运行机
41、组可以向检修机组供电，减少了机组检修大修停机期间的购网电量，2001年比,新技术的应用,同期减少购网电量413万千瓦时，节省成本支出约227万元左右，节约了大量的成本支出。4、#1、2机组#3高压加热器更换，因原加热器经常泄漏，内部封堵面积已15%以上，影响高加投入率，更换后#1机组高加投入率显著提高。5、#1、2机组胶球清洗装置改造，原装置已是淘汰产品，难购备品，分别在2003年#1机组小修及2002年#2机组小修中，更换选购了新的胶球清洗装置，投用收球率均达到了96%以上，大大提高了凝结器铜管清洁度，降低了凝结器端差。6、进行节水改造：锅炉渣水回收系统改造，实现锅炉渣水的0排放；#2炉磨煤
42、机石子煤改干排，降低了制水与补水,新技术的应用,量。同时对厂区绿化用水改为滴灌和喷灌，办公楼用水改为节约用水器具。、安装入炉计量装置，制定入炉计量实物标定制度，实现正平衡计算煤耗。、进行了锅炉吹灰器的程控改造、与科研单位进行了锅炉燃烧调整试验。、2001年与西安热工研究院合作，完成了#1、2机组优化运行性能特性试验。找到了#1、2机组经济运行方式及节能潜力，同时查出了汽机热耗大的原因，为我公司节能降耗及汽机改造提供了科学依据，从二00二年元月一日起正式利用优化运行系统进行竞赛考核，利用优化运行系统能使我厂供电煤耗降低约1-2g/kwh,经济效益非常可观。,新技术的应用,1、2001年对入厂、入
43、炉煤机械采煤取样装置改造后投入正常。使我公司的入厂及入炉煤采样符合标准，保证了煤质正确检验的手段，为索赔和解决异议提供了有力的依据。1、燃料叶轮给煤机、#1、#2炉给煤机改变频调节，起到了给煤机可靠运行和节电的双重作用；1、近年来，#1、#2机更换和消缺了大部分疏水伐，解决伐门内漏问题。1、利用#1、2机检修，对凝汽器高、低压疏水扩容器进行了改造，解决了真空系统的内漏问题。1、#2机组增容改造，机组增容至，达到了降低供电煤耗2g/kwh的目标,经济效益显著。1、#1、#2炉投入燃烧智能优化系统。1、#1-4机凝泵变频改造，节电达30%。,新技术的应用,1、对照明系统进行了光控改造，节约了厂用电
44、量。加强机组运行管理，进一步提高设备运行水平1、充分挖掘机组起停过程中的节能潜力 机组起停过程实际上也是机组失去经济运行工况稳定的过程，也是造成直接经济损失的过程，充分挖掘此过程中的节能潜力，减少不必要的浪费，经济效益非常可观，如在机组起动时采用锅炉单风烟系统运行，用给水前置泵向锅炉进水等，每小时则少消耗厂用电量约6000千瓦时，节约外购电费约3200元。特别是机组起动时间较长时，节约潜力更大；机组起停过程中，及早切换厂用电为工作电源供电，停机后及时停运有关辅机等，充分挖掘机组起停过程中的节能潜力，减少成本支出。按节电方式机组启动过程,新技术的应用,中电动给水泵缩短运行时间：35小时（冷热态不
45、同）；一个系列引送风机缩短运行时间：35小时（冷热态不同）。2、加强机组运行期间的经济调度 在运行奖惩制度上，我们加大考核力度，拉开奖惩档次，引导运行人员开动脑筋，想方设法改进运行操作，充分发挥大机组自动化程度高，不断优化系统运行组合，挖掘低负荷机组最佳经济出力，创造出一系列创新的节能操作方法。如：根据环境温度及机组带负荷情况，循环水泵分别采用两机两泵、两机三泵、两机四泵运行方式，节约了可观的厂用电量。在机组负荷小于240MW时，锅炉三台磨运行不烧油。,新技术的应用,3、积极采用错峰、避峰运行方式，提高公司经济效益自从2003年8月省电网公司实行峰谷电价之后，公司及时制定间断运行的输煤系统、除
46、灰除渣系统、化学制水系统及部分辅机实行除灰和燃料辅机设备避峰运行方式，输煤系统与错峰前比较：原方式下在高峰时段内运行4.56小时左右，而实行避峰运行方式在高峰时段内运行约2小时，腰荷时段运行约5小时，高峰时段减少运行3小时，可增加上网电量约12150kWh。除灰除渣系统采用错峰运行后，每天灰浆泵累计停运时间约8小时，渣泵累计停运时间约12小时,合计每天可节电10828kWh，同时可节水11198 m3。由此可知，避峰运行增加了,新技术的应用,高峰上网电量，取得得了较好的社会及经济效益。4、加强机组“非停”管理，努力杜绝机组非计划停运减少机组非计划停运次数，既是最大的节能，公司出台了控制机组非计
47、划停运管理办法，通过严格考核管理，机组非计划停运次数大幅下降，经济效益显著。,新技术的应用,十、火电厂的对标管理,对标管理,对标管理，又称标杆管理，对标管理就是企业找到一个或几个学习的榜样作为目标，这些榜样在业务流程、制造流程、设备、产品和服务方面所取得的成就，就是企业学习和赶超的标杆。对于发电厂来说，实施对标管理可以继承和发扬国内优秀发电厂优良的管理传统和管理经验，充分学习和借鉴国内外先进企业的管理理念和经验，不断提高企业的管理水平和经济效益。对标管理的类型根据杆的不同，可以分为内部对标、竞争性对标、行业对标和一般性对标。1、内部对标指在企业内部开展的对标管理工作，是各种对标管理部门的起点。
48、,对标管理,2、竞争性对标主要是将竞争对手的产品、服务及最重要的工作流程与企业自身做比较，主要专注彼此之间的差距。3、行业对标指将对标管理的项目与全国乃至全球范围内按照通用标准所划分的行业中最好企业进行项目对比。对于发电厂厂来说，可以以全国电力行业先进水平为基准进行对标工作。4、一般性对标、指与不相关的企业就某个工作程序进行对标。火电厂对标指标体系包括经营类和生产管理两大子体系。1、经营类指标是影响经营业绩的主要指标集合，主要有：发电量、供电煤耗、厂用电率、三项费用、燃料单位成本、入厂/入炉煤热值差等构成。,对标管理,2、生产类指标是影响火电厂生产业绩的主要指标集合，主要有：汽机热耗率、锅炉效
49、率、主汽压力、主汽、再热汽温度、排烟温度、给水温度、真空度、机组非计划停运次数等。对标举例,对标管理,十一、能价理论在火电厂中的应用,能价理论的应用,见附件。,能价理论的应用,十二、火电厂节能管理机构及职责,节能日常管理,火电厂节能管理机构1.建立以生产副总经理为首的节能领导小组、负责全厂的节能工作。2.建立三级节能网、实行指标逐级分解考核。3.建立节能例会制，定期总结、分析节能工作开展情况。4.设立节能专工岗位，负责全厂的节能管理和监督。5.车间成立节能小组。6.班组设立节能员。,节能日常管理,节能管理规章制度火电厂要建立的节能规章制度有1.节能管理实施细则2.节能技术监督实施细则3.非生产
50、用能管理办法4.节能奖励制度,节能日常管理,节能监督点火电厂节能监督涉及整个发电全过程的方方面面，其主要监督点：1.煤、水、电、油、汽的计量配备率、合格率、投运率、统计值，特别是涉及到考核指标的计量表计更应注意。2.入厂煤质煤量、入炉煤质煤量的管理、煤场的管理和盘点，燃料成本占总成本70-80%。3.全厂性能耗指标：发电煤耗率、供电标准煤耗率、厂用电率、供热煤耗率、供热厂用电率、发电水耗率、汽水损失率、补给水率完成值及统计计算过程，监督取值过程及取值正确性、并与设计、考核、同期比较。,节能日常管理,4.锅炉效率、汽轮机热耗率、机炉运行小指标、与经济指标有关的定期试验报告，风机、水泵效率试验报告
