火电厂技术经济指标管理及节能技术

1、 l是原国家电力公司直属的唯一从事发电厂热能动力科学是原国家电力公司直属的唯一从事发电厂热能动力科学 技术研究与开发的科研机构，以提高我国火电机组运行技术研究与开发的科研机构，以提高我国火电机组运行 的安全性、经济性，提高能源转化利用率，减少污染物的安全性、经济性，提高能源转化利用率，减少污染物 排放为目的，致力于排放为目的，致力于火电机组运行技术、清洁煤发电技火电机组运行技术、清洁煤发电技 术、新能源发电技术及火电机组辅机技术术、新能源发电技术及火电机组辅机技术等领域的研究等领域的研究 和开发，并积极推进发电技术领域高新技术成果的转化和开发，并积极推进发电技术领域高新技术成果的转化 和应用。

2、和应用。 l电力体制改革后，目前成为中国华能集团公司控股，中电力体制改革后，目前成为中国华能集团公司控股，中 国大唐、中国华电、中国国电和中国电力投资集团公司国大唐、中国华电、中国国电和中国电力投资集团公司 参股的有限责任公司。参股的有限责任公司。 质量方针： 以人为本 规范诚信 求实创新 追求卓越 l电站清洁燃烧国家工程研究中心 l电站运行技术部 l电站化学工程技术部 l电站材料技术部 l电站自动控制技术事业部 l电站技术监督部 l电站调试技术部 l技术发展部 l绿色煤电研发部 质量方针： 以人为本 规范诚信 求实创新 追求卓越 l火电厂技术监督火电厂技术监督 l火电厂运行经济性诊断火电厂运

3、行经济性诊断 l电站设备监造技术电站设备监造技术 l电站技改项目综合评估电站技改项目综合评估 l发电设备安全性评价与状态评估发电设备安全性评价与状态评估 l电力工业热工计量测试中心电力工业热工计量测试中心 质量方针： 以人为本 规范诚信 求实创新 追求卓越 l背景和意义背景和意义 l火电厂技术经济指标管理火电厂技术经济指标管理 l改进机组经济性的措施改进机组经济性的措施 l节能(energy conversation)： 指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合 理且有利于环境保护的措施，减少从能源生产 到消费各个环节中的损失和浪费，更加合理、 有效地利用能源。 包含节约能源消耗和节制能源消费

4、两层含义， 即力求以最小的能源消耗取得最大的经济和社 会效益，节制有限的非再生能源资源的消费， 把它用于至关重要的部位，才能顺利完成向新 的能源基础过渡。 l节能技术监督节能技术监督(energy conversation technology supervision)： 采用技术措施或手段，对影响电厂经济效益的 重要性能参数和指标进行监测、检查、分析、 评价和调整，对发电设备的效率、能耗指标进 行监督，做到合理优化用能，降低资源消耗。 它涉及企业耗能设备及系统的规划、设计、安 装、调试、运行、检修和技术改造等诸环节， 目的是使电厂的煤、电、油、汽、水等消耗指 标达到最佳水平。 l能源约束矛盾

5、突出 能源是国民经济发展的基础，要实现十一五规划提出 的将单位国民生产总值的能源消耗降低约20%的新目标 和十六大提出的到2020年gdp比2000年翻两番， 2020 年的能源需求量将高达40多亿吨标准煤。在充分考虑 节能因素的情况下，2020年也需要消费30亿吨标准煤， 能源工业面临着巨大的压力。 l环境问题日益加剧 燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的 70-80%；二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积 的三分之一；化石燃料二氧化碳排放是我国温室气体 的主要来源。 背景和意义背景和意义 随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优化，大容随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优

6、化，大容 量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组平均量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组平均 供电煤耗由供电煤耗由2000年的年的394g/kwh降低到降低到2004年的年的379g/kwh， 2005年年300mw平均供电煤耗完成平均供电煤耗完成338.6克克/千瓦时，平均厂千瓦时，平均厂 用电率为用电率为5.26%； 600mw平均供电煤耗完成平均供电煤耗完成326.86克克/千瓦千瓦 时，平均厂用电率为时，平均厂用电率为4.75%；各类机组的运行可靠性和经济；各类机组的运行可靠性和经济 性水平逐年提高，但全国火电机组平均效率仅约性水平逐年提高，但全国火电机组平均效率仅约

7、33.9%(比比 国际先进水平低国际先进水平低6-7个百分点个百分点)，平均供电煤耗比国外高约，平均供电煤耗比国外高约50 克标煤，整体运行水平与国际先进水平相距甚远克标煤，整体运行水平与国际先进水平相距甚远。 l20042004年年1111月国家发展与改革委员会首次月国家发展与改革委员会首次 颁布了颁布了节能中长期规划节能中长期规划，重点规划，重点规划 了到了到20102010年节能的目标和发展重点，并年节能的目标和发展重点，并 提出提出20202020年的目标。该规划提出了节能年的目标。该规划提出了节能 工作的指导思想、遵循的原则和目标，工作的指导思想、遵循的原则和目标， 提出了节能十项重

8、点工程和十条保障措提出了节能十项重点工程和十条保障措 施，是我国能源中长期发展规划的重要施，是我国能源中长期发展规划的重要 组成部分，也是我国中长期节能工作的组成部分，也是我国中长期节能工作的 指导性文件和节能项目建设的依据。指导性文件和节能项目建设的依据。 宏观节能量指标：到2010年每万元gdp （1990年不变价，下同）能耗由2002年的2.68 吨标准煤下降到2.25吨标准煤，2003-2010年 年均节能率为2.2%，形成的节能能力为4亿吨 标准煤；2020年每万元gdp能耗下降到1.54吨 标准煤，2003-2020年年均节能率为3%，形成 的节能能力为14亿吨标准煤，相当于同期规

9、划 新增能源生产总量12.6亿吨标准煤的111%，相 当于减少二氧化硫排放2100万吨。 l主要产品（工作量）单位能耗指标：2010年总体 达到或接近20世纪90年代初期国际先进水平，其 中大中型企业达到本世纪初国际先进水平；2020 年达到或接近国际先进水平（见下表）。 火电供电煤耗目标值火电供电煤耗目标值 单位2000200520102020 g/kwh392377360320 l主要耗能设备能效指标：2010年新增主要耗能 设备能源效率达到或接近国际先进水平。 主要耗能设备能效指标 指 标20052010 燃煤工业锅炉（运行） %657080 风机（设计）%758085 水泵（设计）%7

10、5808387 l宏观管理目标： 2010年初步建立与社会主义市场经 济体制相适应的比较完善的节能法 规标准体系、政策支持体系、监督 管理体系、技术服务体系。 l2005年4月国家发改委等五部委联合发布了 中国节水技术政策大纲，重点阐明了我国 节水技术选择原则、实施途径、发展方向、推 动手段和鼓励政策。大纲用于引导节水技 术研究、产业发展和节水项目投资的重点技术 方向，促进节水技术的推广应用，限制和淘汰 落后的高用水技术、工艺和设备，为编制水资 源和节水发展规划提供技术支持。 n特别是国家十一五发展规划将单位国民生产特别是国家十一五发展规划将单位国民生产 总值的能源消耗降低约总值的能源消耗降低

11、约20%20%，作为十一五提出，作为十一五提出 的五大新目标之一；所有电力企业均应达到资的五大新目标之一；所有电力企业均应达到资 源节约型企业标准要求。源节约型企业标准要求。 n火电厂节能成为电力工业发展的重要主题，火电厂节能成为电力工业发展的重要主题， 是解决能源环境问题的根本措施。是解决能源环境问题的根本措施。 供电煤耗供电煤耗 燃料指标燃料指标 供电量供电量 发电煤耗发电煤耗/电厂效率电厂效率 质量 数量 发电量发电量 厂用电量厂用电量/率率 炉效率炉效率 机效率机效率 管道效率管道效率 检质率 检斤率 负荷率 给水泵耗电率 蒸发量 主蒸汽参数 管道散热 低位热值 入厂煤量 运行小时 循

12、环水泵耗电率 主蒸汽参数 再热汽参数 锅炉排污率 水份 入炉煤量 凝结水泵耗电率 再热汽参数 高压缸效率 汽水损失率 灰分 盘盈亏量 送风机耗电率 进风温度 中压缸效率 补水率 挥发份 场损率 引风机耗电率 排烟温度 低压缸效率 热值差 . 一次风机耗电率 排烟氧量 进汽量 水份差 排粉机耗电率 飞灰可燃物 轴封汽量 配煤合格率 磨煤机耗电率 炉渣可燃物 给水流量 脱硫耗电率 预热器漏风 凝结水流量 l供电煤耗供电煤耗：电厂综合技术指标，指电厂 每向电网供一千瓦小时电量所耗用的标 准煤量，g（标准煤）/kwh。 g b g n b b 100 1 fcy f g l b b l发电煤耗发电煤耗

13、：指电厂每发出一千瓦小时的电 量所消耗的标准煤量，g/kwh f b f n b b 5 10 123.0 c f b l单元凝汽式机组的电厂效率（%）： 100 100100100 gdqg c l决定机组运行经济性及供电煤耗的基础 是影响燃料质量、数量指标、厂用电率、 锅炉效率、汽机效率和管道效率的各项 小指标。 la) 燃料质量、数量指标燃料质量、数量指标：低位热值、水份、灰 分、挥发份、热值差、水份差、检质率、配煤 合格率；检斤率、入厂煤量、入炉煤量、盘盈 亏量、场损率等。 lb) 厂用电率厂用电率：送风机耗电率，吸风机耗电率， 一次风机耗电率，排粉机耗电率，磨煤耗电率， 给水泵耗电率

14、，循环水泵用电率，凝结水泵耗 电率，输煤耗电率、除灰/尘耗电率、脱硫/脱 硝耗电率、空冷耗电率等。 lc) 锅炉效率锅炉效率：排烟温度，排烟氧量，进风温度， 预热器漏风，制粉系统漏风，飞灰可燃物，炉 渣可燃物，吹灰器投入率，入炉煤质，煤粉细 度，燃油量，散热损失等。 ld) 汽轮机效率汽轮机效率：主蒸汽、再热蒸汽参数，高、 中、低压缸效率，排汽温度，凝汽器真空度， 真空严密性，凝汽器端差，循环水入口温度， 循环水温升，给水温度，加热器端差，高加投 入率等。 le) 管道效率管道效率：管道效率定义为汽轮机从锅炉得 到的热量占锅炉输出热量的百分比，内容包括 纯粹的管道损失、机组排污、汽水损失等未被

15、 汽机有效利用的热量。 l技术经济指标管理，就是将供电煤耗目标值分 解落实到各项小指标，逐级分解到班组，并从 时间上分解到季度、月度计划指标，确保各部 门、班组明确全年指标任务的指标。其目的是 以小指标的全面完成，来确保全年全厂供电煤 耗率指标的完成。 燃料质量指标是电厂安全、经济运行的重要先决 条件，特别是在目前煤价居高、供应紧张的条件 下，燃料质量的控制优先重要，而燃料计量、取 样的准确性直接影响着正平衡计算煤耗的准确性。 la 加强燃料计量管理，认真做好进厂煤管理，做 到车车计量、检斤，车车取样检质。对入厂煤量 和入炉煤量的对比分析，确保燃料计量准确，更 好地保证正平衡计算发、供电煤耗的

16、准确性； lb 加强对燃料计量装置的正常维护和校验，按 规定对轨道衡、汽车衡、电子皮带秤和给煤机 皮带称进行校验； lc 加强对进厂、入炉煤自动取样、制样装置的 维护和校验，严格按标准要求分析化验，确保 采样、化验准确，减小热值差和水分差，解决 热量损失偏大的问题。燃料采样、制样、化验 人员要经过专业培训，做到持证上岗；主管负 责人要不定期检（抽）查进厂煤、入炉煤采样、 制样的正确性。 ld 做好贮煤场的管理，合理分类堆放，减 少煤场储存损失。对贮存烟煤等高挥发分 煤种的贮煤场，要定期测温，采取措施， 防止自燃和煤的发热量损失。煤炭在煤场 堆放时间较长时，要堆放整齐、压实，并 做好防风吹、防雨

17、水冲的措施。特别是在 雨季煤场要留有足够的雨水通道，以减少 场损。场损率每月的贮存损失在日平 均存煤量的0.5以内； 燃料特性对锅炉范围内的设备的影响 l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。辅机的耗电率等 于其耗电量与发电量的百分数。根据辅助系统设 备设计的不同，厂用电率一般为4%10%，厂用电 率每变化1%，供电煤耗将变化约3.3g/kwh。 l典型300mw机组的厂用电率统计结果可见，不同 配置的辅机耗电率相差很大。建立健全辅机耗电 计量手段和分析制度，根据设备的具体状况制定 切实可行的节能降耗措施并予以落实，有着十分 重要的意义。 项目 单位 机组a

18、机组b 机组c 机组d 负荷率 % 80.5 81.1 69.1 82.0 送 风 机 耗 电 率 % 0.21 0.18 0.22 0.23 引 风 机 耗 电 率 % 0.48 0.63 0.57 1.35 一次风/排粉机耗电率 % 0.61 0.58 0.69 1.07 磨 煤 机 耗 电 率 % 0.39 0.79 0.32 0.36 电给水泵耗电率 % 0.02 0.0135 2.65 3.17 循环水泵耗电率 % 0.63 1.03 1.21 / 凝结水泵耗电率 % / 0.12 0.32 0.37 除灰系统耗电率 % 0.14 0.23 0.31 0.25 脱硫系统耗电率 % /

19、 / 0.67 0.54 空 冷 塔 耗 电 率 % / / / 0.73 生 产 厂 用 电 率 % 4.22 5.39 7.97 8.7 综 合 厂 用 电 率 % 4.61 5.88 / 8.83 la a应定期进行应定期进行“电平衡电平衡”工作（未配置主要工作（未配置主要 辅机耗电量计量装置的，应通过计算完成），辅机耗电量计量装置的，应通过计算完成）， 对厂用电率及其影响因素分析，制定主要辅对厂用电率及其影响因素分析，制定主要辅 机节电计划并考核落实，尽可能降低厂用电机节电计划并考核落实，尽可能降低厂用电 率；率； lb b 通过试验编制主要辅机运行特性曲线，特通过试验编制主要辅机运行

20、特性曲线，特 别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。 如：循环泵组的优化运行试验。如：循环泵组的优化运行试验。 lc c通过性能测试了解主要辅机的运行状况，通过性能测试了解主要辅机的运行状况， 对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、 与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取 改造或更换叶轮、导流部件及密封装置，或定改造或更换叶轮、导流部件及密封装置，或定 速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性 的技术改造，杜绝的技术改造，杜绝“大

21、马拉小车大马拉小车”的不合理现的不合理现 象，提高其运行效率。象，提高其运行效率。 ld d在煤质多变的情况下，注重磨煤机运行方在煤质多变的情况下，注重磨煤机运行方 式调整试验，必要时对制粉系统的关键部件进式调整试验，必要时对制粉系统的关键部件进 行技术改造，充分发挥磨煤机的潜力，降低制行技术改造，充分发挥磨煤机的潜力，降低制 粉单耗。粉单耗。 l电站风机是火电厂的主要辅机，其耗电量仅次于 水泵约占发电容量的1.52.5%，对于300mw机组， 风机运行效率提高一个百分点，每台机组年节电 约40万kwh。 l种种原因造成风机性能不能适应管网系统而满足 锅炉机组运行需要，是一个很重要的现实问题。

22、 提高风机运行效率提高风机运行效率电站风机改造的主要目的之一。电站风机改造的主要目的之一。 造成的风机运行效率较低的主要原因：造成的风机运行效率较低的主要原因： l风机本身为低效风机；风机本身为低效风机； l设计选型不当造成高效风机不在高效区运行；设计选型不当造成高效风机不在高效区运行； l进口管道不当破坏了风机进口要求的条件；进口管道不当破坏了风机进口要求的条件； l出口管道不当造成涡流损失；出口管道不当造成涡流损失； l风机调节效率低，又经常在低负荷运行。风机调节效率低，又经常在低负荷运行。 通常，通过改造风机（叶轮）或对进、出口管道进行 改造，或利用调速技术，提高风机的运行效率，实现 节

23、能与投资的优化。 l热态试验-评估风机进出口管道系统对风机性能的影响， 确定合理的风机设计参数，提出风机的技术改造方案； l选型设计-选用与系统特性匹配的风机结构型式，确定 风机叶轮的直径等； l强度计算-采用有限元法进行叶轮三维应力计算，合理 地选用材质和厚度； l制造监督按要求加工、检查和验收，确保制造质量； l安装监督技术人员现场技术指导，确保风机安装达 到设计要求； l考核试验-考核改造后的风机是否达到改造设计的要求。 l制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别 是在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下，其是在目前发电用煤供应紧张、

24、煤质多变的情况下，其 运行性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。运行性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。 l钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差，应加强对钢球钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差，应加强对钢球 磨煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进磨煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进 行行运行优化调整运行优化调整，寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载，寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载 量、通风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗；量、通风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗； l综合分析各地钢球磨制粉系统优化运行试验结果，保综合分析各地钢球磨制粉系统优化运行试验结果，保 持制粉系统在最经济

25、工况下运行，一般可使制粉单耗持制粉系统在最经济工况下运行，一般可使制粉单耗 降低降低3kwh/t3kwh/t5kwh/t 5kwh/t 以上。以上。 l通过通过粗粉分离器性能特性试验研究，确定分离器选型粗粉分离器性能特性试验研究，确定分离器选型 正确、有良好的分选特性，保证制粉系统处于最佳运正确、有良好的分选特性，保证制粉系统处于最佳运 行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器 的性能可以很好满足不同煤种的要求，必要时对粗粉的性能可以很好满足不同煤种的要求，必要时对粗粉 分离器实施改造，提高磨煤机出力，降低制粉单耗。分离器实施改造，提高磨煤机

26、出力，降低制粉单耗。 l中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在着煤粉中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在着煤粉 细度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、细度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、 通风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试通风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试 验，寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。验，寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。 反平衡计算锅炉效率： g =100-q2-q3-q4-q5-q6 % l排烟热损失排烟热损失q q2 2 ：从末级热交换器后排出的烟气 所带走的物理显热占输入热量的比例，是各项 损失中最大的一项，主要取决于排

27、烟温度、排 烟成分和煤质特性等。 l固体未完全燃烧损失固体未完全燃烧损失q q4 4 ：飞灰、炉渣中含有 的未完全燃烧的可燃物以及中速磨煤机排出的 石子煤造成的热量损失。 l气体未完全燃烧损失q3 ：烟气中含有的未完 全燃烧气体造成的损失。 l散热损失q5 ：锅炉炉墙、金属结构和锅炉范 围内的管道由导热和辐射向环境中散失热量 引起的损失。 l灰渣物理热损失q6 ：由炉渣、飞灰排出时带 走的显热造成的损失。 l排烟温度排烟温度：是锅炉运行中可控的一个综 合性指标,它主要决定于锅炉燃烧状况以 及各段受热面的换热状况，保持各段受 热面的清洁和换热效果，是防止排烟温 度异常、保证锅炉经济运行的根本措施

28、。 l氧量：氧量：炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃 烧状况的重要因素，加强锅炉燃烧配风的调整， 改善锅炉的燃烧状况，提高锅炉运行效率。因炉 膛出口处烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量 测点一般在高温过热器后。计算排烟损失的氧量 应是空气预热器烟气出口处的氧量，尾部烟道特 别是空气预热器的漏风，将引起的烟气量和排烟 损失的增加，需要定期监测空气预热器的漏风， 并加强对空气预热器的维护。 l飞灰可燃物：飞灰可燃物：表示从尾部烟道排出的飞灰 中含有的未燃尽碳的量占飞灰量的百分比， 主要与燃煤特性、煤粉细度、煤粉均匀性、 炉膛温度、风粉混合程度等有关。针对所 燃用的煤种，合理选定煤粉细度，尽可能 减

29、少煤粉中大颗粒的含量，强化燃烧，提 高燃尽程度。 l汽轮机效率汽轮机效率：指汽轮发电机组对蒸汽热量的 利用程度，常用热耗率表示，%； l热耗率热耗率q：指汽轮发电机组每发出单位电量所 耗用的热量值，kj/kwh； 100 3600 q q l根据对热力循环过程的分析，影响热效率的主要因素 有：a) 凝汽器压力、b)蒸汽参数和c)给水加热过程。 l凝汽器压力对热耗率的影响 l凝汽器真空度凝汽器真空度：指凝汽器的压力比大气压力低的程度， 主要取决于循环水入口温度、循环水温升、凝汽器端差、 真空严密性等。 l凝汽器及真空系统普遍存在真空低、严密性差等问题, 严重影响着机组的经济运行。真空严密性差是真

30、空低的 主要原因之一。由于机组真空系统庞大而复杂，影响真 空的环节多，所以提高机组真空严密性一直是各电厂较 为棘手的问题。根据国产引进型300 mw机组真空严密性 对其真空影响的试验数据统计分析得知，真空下降速度 降低 0.1 kpa/min,其真空提高约 0.12 kpa。 l严密性治理的唯一办法就是真空检漏。检漏 可采取停机灌水检漏或者在运行中用示踪气 体检漏的方法。检漏工作技术要求并不高， 关键在于认真、细致，同时对于查漏发现的 泄漏点，根据漏率大小分期、分批严格处理， 确保密封。检漏工作并非一次就能完成，往 往需要多次反复进行，经过严格堵漏处理后， 机组的真空严密性一定能够得到明显提高

31、。 投资少、短期内可以完成的的措施：投资少、短期内可以完成的的措施： l热力系统的检漏和堵漏热力系统的检漏和堵漏 l改进机组的运行工况改进机组的运行工况 l预防性检修工作预防性检修工作 时间长、投资较多的措施：时间长、投资较多的措施： l机组性能热力试验 l设备技术改造 l电厂通常有成千上百处的泄漏点，使水汽从热力系统 中散失，其分布范围极广。多数电厂已经把热力系统 的检漏和堵漏作为日常工作，但由于重视程度不同而 效果各异。解决热力系统泄漏问题的唯一有效办法， 是定期对热力系统进行细致的巡回检漏工作，特别注 意工作质量。对检查结果进行详细记录，提出检修阀 门的清单。 l通常容易发生泄漏的地方有

32、：高压紧急疏水管道、高 加到低加的低负荷旁路、给水泵和凝结水泵的再循环 管、疏水系统阀门等。 疏水阀门的内漏疏水阀门的内漏是长期困扰很多电厂的普遍问题， 对机组的安全经济性有很大的影响： l造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同 时凝汽器热负荷加大，又影响真空； l造成疏水集管与扩容器的温差增大，甚至造成疏水集 管与扩容器连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器 ； l工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机， 造成汽缸进水或冷蒸汽，启、停过程汽缸温差增大， 甚至造成打闸停机后机组转速不能至零。 主要原因：主要原因： l疏水差压大，易造成阀芯吹损；疏水差压大，易造成阀芯吹损； l由于阀门

33、的质量、安装、检修、调整等问题，造成阀由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，造成阀 门容易泄漏、开关不灵等；门容易泄漏、开关不灵等； l运行操作方式，不能依据启、停状态调节控制模式，运行操作方式，不能依据启、停状态调节控制模式， 易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关不严易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关不严 ； l疏水系统的合理设计，本体及热力管道疏水系统设计疏水系统的合理设计，本体及热力管道疏水系统设计 较为复杂，但功能相对简单，在设计、安装、检修过较为复杂，但功能相对简单，在设计、安装、检修过 程中常容易忽视，存在问题较多程中常容易忽视，存在问题较多。 因此，疏水系统的检漏、堵漏，

34、显得尤为重要！因此，疏水系统的检漏、堵漏，显得尤为重要！ l尽可能保持每一个可控的运行参数处于其尽可能保持每一个可控的运行参数处于其 设计值或目标值，使机组在最佳状态运行。设计值或目标值，使机组在最佳状态运行。 收集机组在（一段时期，通常为一个月）收集机组在（一段时期，通常为一个月） 运行负荷范围内，可控参数的运行数据和运行负荷范围内，可控参数的运行数据和 趋势，分析哪些参数的偏差与运行方式有趋势，分析哪些参数的偏差与运行方式有 关，确定改进运行方式的建议。只有通过关，确定改进运行方式的建议。只有通过 持续的实际运行值和目标值的比较，才能持续的实际运行值和目标值的比较，才能 逐步提高机组的运行

35、水平。逐步提高机组的运行水平。 l运行中需要密切监视和检查的损失项目有： 锅炉排烟损失，汽机冷端热损失，低负荷运 行时效率的损失，固体未完全燃烧损失，给 水加热器的运行，辅助设备自用电损失。 l通常可控运行参数主要有：主蒸汽压力、温 度，再热蒸汽温度，氧量和排烟温度，飞灰 和炉渣可燃物；凝汽器真空度，凝汽器端差， 加热器端差，给水温度等。 循环泵组的优化运行：循环泵组的优化运行： l在汽轮机进汽参数和阀位保持不变的条件下，通过改在汽轮机进汽参数和阀位保持不变的条件下，通过改 变凝汽器压力得出机组微增出力的关系曲线；变凝汽器压力得出机组微增出力的关系曲线； l循环水泵不同运行方式时流量与耗功关系

36、；循环水泵不同运行方式时流量与耗功关系； l不同机组负荷、不同循环水泵运行方式下凝汽器性能不同机组负荷、不同循环水泵运行方式下凝汽器性能 结果；结果； l不同机组负荷、不同循环水温度下凝汽器最佳背压；不同机组负荷、不同循环水温度下凝汽器最佳背压； l根据凝汽器最佳背压，求出不同工况下循环水泵流量根据凝汽器最佳背压，求出不同工况下循环水泵流量 和运行方式和运行方式。 l每一台设备或系统都有一组能反映该 设备性能的参数，通过对这些参数的 监视，则可以及时发现设备异常，避 免对机组运行性能造成影响。 l表中列出了部分典型设备的改进机组 运行性能的预防性检修项目，可根据 设备的实际情况确定各项目的间隔

37、。 系统或部件 影响的参数 检查维修内容 建议间隔 磨煤机 排烟氧量； 未燃尽碳； 石子煤； 核对磨出口温度、压力； 核对一次风量； 核对煤的水分； 核对煤粉细度； 检查部件的磨损； 石子煤。 经常 根据需要 根据需要 经常 不定期 经常 燃烧设备 排烟氧量； 机组最大出力； 检查火焰燃烧外观； 检查烟囱排烟外观； 核对部件外观； 核对挡板位置； 核对炉膛和风箱压差； 检查喷口燃料分配状况； 检查喷口结焦状况。 经常 经常 不定期 经常 经常 经常 不定期 l新型的新型的双可调煤粉分配器双可调煤粉分配器 通过结构独特的煤粉浓缩通过结构独特的煤粉浓缩 装置，首先将待分配的煤粉气流分裂为浓相和稀相

38、两装置，首先将待分配的煤粉气流分裂为浓相和稀相两 股气流，分别引入浓相空间和稀相空间，浓相空间和股气流，分别引入浓相空间和稀相空间，浓相空间和 稀相空间均布置有不同结构的浓相和稀相调节机构，稀相空间均布置有不同结构的浓相和稀相调节机构， 每个空间可按需要引出若干支管每个空间可按需要引出若干支管( (通常为通常为4 4根根) )，浓相引，浓相引 出支管与相应的稀相引出支管再分配其出口即相汇合，出支管与相应的稀相引出支管再分配其出口即相汇合， 经相应的煤粉管道引至燃烧器。通过浓相与稀相调节经相应的煤粉管道引至燃烧器。通过浓相与稀相调节 装置恰当调节，就可在各煤粉管道内得到均匀的或者装置恰当调节，就

39、可在各煤粉管道内得到均匀的或者 所需要煤粉量和空气量，这样就可实现双可调即对每所需要煤粉量和空气量，这样就可实现双可调即对每 根通往燃烧器的输粉管道的煤粉及空气流量分别进行根通往燃烧器的输粉管道的煤粉及空气流量分别进行 调整和控制。调整和控制。 系统或部件 影响的参数 检查维修内容 建议间隔 受热面(烟侧) 排烟温度 主蒸汽温度 再热汽温度 机组最大出力 炉膛负压； 省煤器进出口烟气差压 受热面吹灰 受热面积灰、清洁状况检查 烟气挡板状况检查 吹灰器状况检查 经常 经常 经常 根据需要 根据需要 根据需要 受热面(水侧) 主蒸汽温度 再热汽温度 排烟温度 机组最大出力 检查炉管内部的清洁状况；

40、 检查汽包内部装置状况； 检查炉水处理过程； 炉管清洗 根据需要 根据需要 根据需要 根据需要 炉墙和保温 排烟氧量； 检查炉墙有无漏风； 检查保温层又无损坏 不定期 不定期 系统或部件 影响的参数 检查维修内容 建议间隔 风机 排烟氧量； 机组最大出力 检查送风机出口压力； 检查送风机进口滤网堵赛； 检查风机挡板位置； 检查风机电机电流； 检查引风机叶片清洁程度。 经常 不定期 不定期 不定期 不定期 预热器 排烟氧量； 排烟温度 预热器进出口烟气差压 预热器出口热风温度 预热器进口烟气温度 换热元件的清洁程度 预热器漏风 经常 经常 经常 根据需要 每季度 系统或部件 影响的参数 检查维修

41、内容 建议间隔 凝汽器 凝汽器真空 核对循环水温升 核对凝汽器端差 核对排汽与凝结水温度 核对循环水进出口压差 核对真空严密性 计算凝汽器清洁度系数 清洗凝汽器管 经常 经常 经常 经常 每月 每季度 根据需要 给水系统 给水温度 加热器端差 核对给水进口温度 核对加热器端差 调整给水加热器水位 清洗加热器管 检查放气口 经常 经常 根据需要 根据需要 根据需要 l凝汽器清洁度凝汽器清洁度降低是冷端性能恶化的主要 原因之一。凝汽器设计清洁度一般为 0.80.85，某项调研设计的十台国产引 进型300 mw机组平均凝汽器运行清洁度为 0.59。某厂1号机组改造前运行清洁度 0.37，仅此影响真空

42、2.45 kpa。 提高凝汽器清洁度的主要途径：提高凝汽器清洁度的主要途径： l对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。 l正常投入凝汽器胶球清洗装置。对于胶球清洗装置所正常投入凝汽器胶球清洗装置。对于胶球清洗装置所 选用胶球的直径、硬度和重度等参数应根据本厂凝汽选用胶球的直径、硬度和重度等参数应根据本厂凝汽 器实际运行情况，并相关试验结果分析确定。有条件器实际运行情况，并相关试验结果分析确定。有条件 的可实现凝汽器根据清洁度自动清洗。的可实现凝汽器根据清洁度自动清洗。 l设置循环水二次滤网；设置循环水二次滤网； l定期清理凝汽器水室，定期清理凝汽器

43、水室， 由于循环水水质欠佳或者二次 滤网运行质量的缺陷，造成凝汽器水室杂物堆积，杂 物卡在冷却管内使胶球无法正常运行或者使冷却水流 量降低。 加热器端差大加热器端差大的问题相当普遍，不少机组 低压加热器给水端差达到15 、疏水端差 达到30 ，某些机组高压加热器疏水端差 达到20 。 对国产引进型300mw机组，加热器端差平 均增加2.4 时，发电煤耗率上升约0.7 g/(kw.h)。统计所涉及的9台300mw机组加 热器疏水端差平均增大8.45，影响煤耗 率约2.46 g/(kw.h)。 l加热器端差增加受运行因素影响较大。在不考 虑加热器堵管以及设备缺陷前提下，加热器端 差增加与其壳侧水位

44、直接相关。 l目前300 mw机组加热器端差超标的，多是由于 运行水位偏低或者水位调节不稳定所致。因此， 确定合理的加热器水位是保证加热器性能的关 键。现场试验结果表明，水位优化调整后加热 器端差一般会有较大幅度的下降。 l3.4.1热力性能试验是了解设备经济性能、对设备进行 评价和考核、提出改进措施的基础工作。电厂应特别 重视并加强热力试验工作，要立足自身条件进行一般 性试验，更好地为生产运行服务。 l3.4.2 热力试验必须严格执行有关标准和规程对试验方 法、试验数据处理方法、测点数量、仪表精度、试验 持续时间、试验次数等的规定，确保试验结果的精度。 对试验数据及结果，要在认真分析的基础上，对设备 的性能进行评价，必要时提出改进措施建议，并形成 报告。 l3.4.3 新投产机组在性能试验时测量的排烟温度 场、排烟氧量场和风量标定试验结果，要应用于 热工测量和控制系统中，确保测量准确。 l3.4.4 机组a/b级检修前后、主辅设备改造前后， 要进行相应的效率试验以及其它试验项目： 锅炉效率、汽机热耗、空预器漏风率、汽机真空 严密性、改造设备出力、改造设备效率、锅炉检 修后风量标定、一次风量调平