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1、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
2、.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。1
3、48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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、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
11、，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.
12、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、
13、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
14、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
15、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
16、系统及脱硫系统耗电率。2.1.11 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。2.1.12 合理调整辅机运行方式，降低机组低负荷段的辅机用电率。2.1.13 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。2.1.14 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。2.1.15 电除尘器供电方式优化改造。2.1.16 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。2.2 降低
17、变压器损耗的措施。221选用容量匹配的变压器。222保证变压器散热设备运行良好。223加强变压器油质监督，保证油质合格。224定期对主变进行二次压降测试，发现超标及时分析原因，制定措施。225提高检修质量，做好质量验收工作。2.3 降低供热厂用电率措施2.3.1 定期校验供热系统计量器具，保证其计量的准确性。232在满足供热系统正常运行的情况下，优化供热设备系统及其运行方式。补水率1可能存在问题的原因除氧器除氧效果差，排氧门开度大。1.2热力系统汽水外泄漏。1.3 排污量大。1.4 无凝结水精处理装置或装置效果差。1.5 系统跑酸、碱，硬度、油等引起的水汽品质恶化。防冻措施用水量大。1.7闭式
18、循环冷却水系统外漏，用水量大。1.8 机组启停机次数多。炉水处理方法不科学。1.Io表计测定误差。1.il补水量统计数据不准。2解决问题的措施2.1 运行措施ZLl加强热力系统管道、阀门的查漏，减少泄漏点，降低汽水外漏损失。2.1.2 在机组启停过程中，减少系统排汽和疏放水。2.1.3 认真执行排污监督制度，控制好排污量、排污时间,避免排污过量。2.1.4 保持凝结水精处理装置正常运行。2.1.5 加强管理，防止蓄水池（箱）水溢流。2.1.6 制定合理的吹灰程序，减少锅炉吹灰用汽量。2.1.7 采用科学的炉水处理方法，提高炉水品质，降低锅炉排污量。2.2 日常维护2.2.2 做好凝结水精处理系
19、统的维护和消缺，保证正常运行。222及时堵漏，管道、设备的连接尽量采用焊接。223检查疏水阀、放水阀、排气阀、连排水位调整阀、定排阀等汽水系统的阀门严密性，及时消缺。224定期校验补水计量装置，确保准确可靠。225规范统计方法，确保准确可靠。2.3 C/D修，停机消缺231检查除氧器内部部件（落水盘、填料、喷嘴、淋水盘等）及除氧器对应的抽气逆止门，及时消除缺陷，保证除氧效果。232检查处理各泵密封缺陷和容器外漏缺陷。233消除阀门、管道泄漏。234提高水质，减少排污量。2.4 A/B修及技术改造2.4.2 处理汽包汽水分离装置的缺陷，提高汽水分离效果,减少排污。2.4.3 检修后按照规定进行热
20、力系统容器及管道冲洗。综合耗水率kg/kWh1可能存在问题的原因1.l循环水系统补水量增加，循环水浓缩倍率下降。1.2 灰水比浓度小（水力除灰、除渣）。1.3 无污水处理设备或污水处理能力不足。供水管网存在泄漏。1.5冷却水直排量大。废水回用量低。1.7取、排水计量表计不准确。2解决问题的措施2.1 根据水质、凝汽器管材，通过加药配方试验，在保证凝汽器安全运行的前提下，尽量提高循环水浓缩倍率。2.2 优化除灰、除渣系统运行方式。对于灰浆外排的电厂，应提高灰水比，并尽量减少外排灰浆。2.3 对于新建电厂应选用干除灰系统，并加大炉渣的综合利用。2.4 做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多
21、用。2.5 可根据季节和设备的具体情况减少循环冷却水用量。2.6 根据机组负荷情况做好供水系统的经济调度。2.7 对供水、供热管网定期查漏，及时消漏。2.8 定期校验供水用水系统计量器具，保证其计量的准确性。2.9 进行污水处理系统改造，提高污水处理能力，节约用水。2.10 管理措施2.10.1 落实节水归口管理部门，制定节约用水实施细则和考核办法，认真执行。2.10.2 每3-5年进行一次水平衡试验，以制定合理的用水、节水方案。2.10.3 加强对生产用水和非生产用水的计量管理，合理控制用水范围和供水区域。2.10.4 根据本地区实际情况，制定节水规划，提出具体节水目标和措施，并认真组织落实
22、。2.10.5 建立健全各级节水统计报表体系，及时分析总结。机组耗油量t1可能存在问题的原因机组启动耗油量高的原因1.Ll机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷。机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。1.L3机、炉操作协调、配合不好，启动时间延长。1.L4油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，延长启动时间。1.L5给水加热系统未正常投入，点火时炉水温度低。1.1.6 汽水品质不合格，启动时间延长。1.1.7 启动时试验安排不合理或运行与检修之间没有配合好，试验时间过长。1.1.8 并网后低负荷煤粉燃烧不佳，延长投油助燃时间。1.1.9 油枪存在缺陷，燃烧不良。1.2 机组助燃耗油量高的
23、原因121机组低负荷时煤质差。1.2.2 机组非计划减出力和非计划停运次数增加。123煤粉过粗，一、二次风的风速配比不合理。124主、辅机或系统发生设备缺陷。125检修后在低负荷各种试验时间衔接不合理造成助燃耗油量增高。1.2.6 锅炉冷灰斗除焦，冷灰斗水封水中断、水封破坏,造成燃烧不稳。127正常运行中因汽水品质不合格被迫减负荷。2解决问题的措施2.1 机组启动时2.1.1 机组冷态启动时，严格控制锅炉升温、升压速度,减少用油。2.1.2 各专业协调操作，缩短机组启动时间。1.1.1 理安排试验计划，减少试验时间。1.1.4 低负荷时段保证燃煤质量。1.1.5 点火前控制汽水品质达标，减少点火用油。2.2 锅炉助燃221锅炉运行人员加强监视调整，保持燃烧工况良好。222根据煤质变化，及时调整煤粉细度，稳定燃烧。223保证风、粉比例合理和一、二次风的风速配比适当。224避免锅炉结渣、落渣等造成燃烧不稳定投油枪。225加强主、辅机设备的维护，减少机组非计划减出力和非计划停运次数。2.3 检修措施231加强设备维护，防止断煤、断风现象发生。232改进锅炉低负荷稳燃技术或进行燃烧器改造，减少低负荷稳燃用油。232采用先进的点火技术。
