火电厂节能降耗策略讲座

火电厂节能降耗策略

3/22/20231讲座的目的希望帮助理清思路：电厂的能耗状况能耗存在的问题所在问题的解决途径3/22/20232讲座的内容影响经济性的因素提高经济性的途径国产300MW汽轮机组节能降耗锅炉及燃烧系统经济性控制参数降低厂用电运行优化与性能诊断3/22/20233

1降低煤耗率2降低厂用电率电厂节能降耗的目的3/22/20234

供电煤耗率

原煤耗率

标准煤耗率

[kg/(kW.h)]

[kg/(kW.h)]3/22/20235发电煤耗率

原煤耗率

标准煤耗率[kg/(kW.h)]

[kg/(kW.h)]3/22/20236生产厂用电率式中

─发电厂用电量，kW.h

─发电量，kW.h

3/22/20237发电热效率

[kJ/(kW.h)]3/22/20238影响经济性的因素3/22/20239影响汽轮机热效率的因素11高压缸效率2中压缸效率3低压缸效率4主蒸汽压力5主蒸汽温度6再热蒸汽温度7再热蒸汽压损8最终给水温度9凝汽器压力10再热器减温水流量11锅炉吹灰蒸汽流量12小汽轮机进汽流量3/22/202310影响汽轮机机热效率的的因素213机组补水率14调节阀运行法是及开度15给水泵焓升16凝结水泵焓升17轴封漏汽量18加热器给水端差19加热器疏水端差20凝汽器端差21凝汽器过冷度22阀门内漏23设备散热损失243/16/202311影响锅炉热效率率的因素1过量空气系数（O2）2排烟温度3飞灰可燃物4入炉煤热值5石子煤量3/16/202312汽轮机缸效率率对热耗的影影响3/16/202313主蒸汽压力对对热耗率的影影响3/16/202314主蒸汽温度对对热耗率的影影响3/16/202315再热压损对热耗率率的影响3/16/202316再热汽温温度对热热耗率的的影响3/16/202317排汽压力力对热耗耗率的影影响3/16/202318再热减温温水流量量对热耗耗率的影影响3/16/202319小机进汽汽流量对对热耗率率的影响响3/16/202320最终给水温度度对热耗率的的影响3/16/202321再热喷水量对对热耗率的影影响3/16/202322系统补水率对对热耗率的影影响3/16/202323调节阀开度对对热耗率的影影响3/16/202324A厂300MW亚临界机组组

运行参参数偏离设设计值引起起的能耗差差项目参数变化量影响煤耗

(g/kwh)设计8月实际值影响煤耗

(g/kwh)主汽压力每↓0.5MPa↑0.5716.214.771.63主汽温度每↓5℃↑0.31540535.680.27再热汽温每↓5℃↑1.46540535.721.25真空每↓1KPa↑2.1495.491.867.58给水温度每↓10℃↑1.32255.8243.461.63补水率每↑1％↑0.331.51.1-0.13高压缸效率每↓1％↑0.51

中压缸效率每↓1％↑1.34

负荷率240MW以上每↓10MW↑2.03

3/16/202325B厂300MW亚临界机组组

运行参参数偏离设设计值引起起的能耗差差负荷率240MW以下每↓10MW↑1.36267.54.42端差每↑3℃↑0.9132.28-0.22过冷度每↑2℃↑0.1203.640.22排烟温度每↑10℃↑1.00133.2138.340.51飞灰可燃物每↑1％↑0.70≤5%1.26-2.62入炉煤热值每↓230kj/kg↑3.002276022744.190.21石子煤(T)4700.31累计

15.053/16/202326C厂330MW亚临界机机组经济济性分析析3/16/202327D厂超临界界600MW机组运运行参数数偏离设设计值引引起的能能耗差项目参数变化量影响煤耗

(g/kwh)设计值8月实际值影响煤耗

(g/kwh)主汽压力每↓0.5MPa↑0.12524.221.070.8主汽温度每↓5℃↑0.55566563.670.3再热汽温每↓5℃↑0.277566564.180.1真空每↓1KPa↑2.2196.191.979.1给水温度每↓10℃↑0.83282267.641.2补水率每↑1％↑0.611.50.93-0.3高压缸效率每↓0.5％↑0.25

中压缸效率每↓0.5％↑0.17

低压缸效率每↓0.5％↑0.58

3/16/202328E厂超临界界600MW机组运运行参数数偏离设设计值引引起的能能耗差负荷率400MW以下每↓10MW↑1.60

负荷率400MW以上每↓10MW↑0.50504.84.8排烟温度每↑10℃↑1.00123130.850.8飞灰可燃物每↑1％↑0.40≤4%3.55-0.2入炉煤热值每↓230kj/kg↑3.002276022689.60.9石子煤(T)21584.1累计

21.53/16/202329F厂超临界界600MW机组影影响机组组热耗的的主要因因素分析析3/16/202330影响锅炉效率的主主要因素注：300MW机机组3/16/202331提高经济性的途径径3/16/202332汽轮机通流流部分改造造与调整通流部分改改造全部（动、、静、高、、中、低））更换部分更换更换叶片通流部分局局部调整通流部分间间隙调整更换汽封改善高中压压进、排汽汽平衡环汽汽封通流面面积3/16/202333治理阀门内内漏系统优化阀门合并阀门取舍阀门管理3/16/202334通常容易发发生泄漏阀阀门：汽轮机本体体疏水、高高压主汽门门前疏水、、抽汽门前前疏水、高高压导管疏疏水、高低低压旁路阀阀、高加事事故疏水阀阀、给水旁旁路阀、给给水泵和凝凝结水泵的的再循环管管等。造成的结果果：造成大量高高品位蒸汽汽漏至凝汽汽器，机组组功率减少少，同时凝凝汽器热负负荷加大，，又影响真真空；造成疏水集集管与扩容容器的温差差增大，甚甚至造成疏疏水集管与与扩容器连连接处拉裂裂，使大量量空气漏入入凝汽器；；工质非正常常流动，如如工质通过过疏水管道道倒流至汽汽轮机，造造成汽缸进进水或冷蒸蒸汽，启、、停过程汽汽缸温差增增大，甚至至造成打闸闸停机后机机组转速不不能至零。。3/16/202335提高回热系系统性能合理调整加加热器水位位合理选择疏疏水阀门的的流通面积积合理设计排排气系统合理掌握投投入、退出出的温度变变化率合理检修维维护（进出出水室短路路,旁路泄泄漏）3/16/202336提高汽轮机机冷端性能能真空严密性性凝汽器清洁洁度冷却水流量量冷却水温度度凝汽器水室室排空气减少热负荷荷抽空气系统统3/16/202337改善抽气设备性性能降低冷却水（工工作流体）温度度3/16/202338射水抽气器工作作水温度对凝汽器压力的的影响工作水温度（℃）21.0121.6922.0122.5123.3525.0229.98凝汽器压力（kPa）4.504.614.664.754.905.216.31注：试验条件：：机组200MW负荷、工作作水流量980m3/h、抽吸空气气量75kg/h。3/16/2023393/16/202340真空泵工作特性线线3/16/202341真空泵降低低冷却水温温度的效果果在300MW工况下，真真空泵冷却却水温度分分别为18.5℃℃、22.25℃和30.5℃℃，真空泵出出口循环液液温度分别别为35.34℃、38.875℃和45.11℃时，凝汽器器压力分别别为9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa。在试验300MW工况下，减减去循环水水温度变化化对凝汽器器压力的影影响后，真真空泵冷却却水全部改改用工业水水(18.5℃)，较原运行行方式(循环水与工工业水混合合冷却)可以提高凝凝汽器真空空0.288kPa，煤耗降低低约0.86g/(kW·h)；较全部采采用循环水水可以提高高真空约1.426kPa，煤耗降低低约4.26g/(kW·h)。3/16/202342国产引进型型300MW汽轮机机组节能降降耗3/16/202343目前国产产引进型型300MW汽汽轮机组组已投产产100余台，，据调查查统计，，机组的的实际煤煤耗率与与其设计计值相比比，平均均约升高高30~35g/(kW··h)。。与同类类型机组组相比，，在负荷荷率相同同的条件件下，平平均约高高出20～25g/(kW·h)，其中中可回收收的约10～15g/(kW·h)，表明明该型机机组在提提高经济济性等方方面有相相当大的的空间。。3/16/202344引进型300MW汽轮轮机组完完善化概概述完善和改改进汽轮轮机本体体结构。。通过改改进汽轮轮机本体体结构，，重点解解决正常常运行中中高压缸缸上、下下缸温差差大，汽汽缸变形形、法兰兰螺栓松松驰或断断裂、结结合面漏漏汽等问问题；完善和改改进汽封封结构、、合理调调整通流流中心分分径向间间隙。根根据计算算和测量量汽缸与与转子的的变形结结果，提提出合理理的汽封封结构和和通流中中心分径径向间隙隙，改进进检修工工艺，减减少本体体内漏损损失；优化和改改进疏水水系统。。取消冗冗余系统统，优化化联接方方式，使使用先进进成熟的的产品，，消除外外漏，减减少内漏漏；合合理调整整配套辅辅机和回回热系统统设备性性能，根根据不同同的负荷荷工况，，确定最最佳运行行方式和和控制参参数。供电煤耗耗率下降降10g/(kW.h)或更多；；3/16/202345存在问题1-高压压缸效率低上汽、哈汽制造的的该类型机组实际际运行中反映最为为普遍的另一个问问题是高压缸排汽汽温度高出设计值值15～30℃，，高压缸效率偏低低3～10个百分分点。高压缸占整整机功率的份额为为30%左右，缸缸效率每变化1个个百分点，对机组组热耗率的影响份份额为0.2%，，约为16.6kJ/(kW·h)，折合机组发发电煤耗率0.62g/(kW··h)，对效率影影响0.34%，，功率约1.02MW。造成高压缸效率偏偏低和下降速度较较快，主要原因是是高压缸前部和中中压缸中部上、下下缸温差大，汽缸缸出现变形，通流流汽封及轴封径向向汽封易被磨损，，螺栓松弛或断裂裂，内缸结合面出出现漏汽等。3/16/202346部分机组试验结果果高压缸效率汇总总3/16/202347存在问题2-热力系统及辅机机设备国产引进型机组组的试验热耗率率比设计或经系系统和参数修正正后的热耗率大大得多。一般试试验与设计热耗耗率相差221.2～616.2kJ/(kW·h)，，修正量（试验验与修正后热耗耗率相差）达233.2～499.5kJ/(kW·h)，折合机组组发电煤耗率8.7～18.7g/(kW·h)。而进进口同类型机组组（宝钢、福州州、大连）试验验热耗率与设计计或修正后的热热耗率则十分接接近，有的机组组试验热耗率不不经任何修正甚甚至比设计热耗耗率还低。相比比之下，说明国国产引进型300MW机组热热力系统及设备备不尽完善。3/16/202348试验得到的机组组各项技术经济济指标，是在阀阀点和按设计系系统严格隔离之之后，基本无汽汽、水损失，无无补水以及经各各种修正后的结结果，它反映了了机组理论上的的运行经济性水水平。而实际运运行结果则不可可能达到机组试试验的条件，且且无任何修正，，系统及设备的的不完善性对实实际运行的结果果影响更大。由由此可见，系统统及设备的不完完善是机组实际际运行煤耗率普普遍偏高的又一一主要原因。3/16/202349考核试验验结果及及修正情情况汇总总表3/16/202350不完善因素冷端系统及设备不不完善，凝汽器真真空度偏低，年平平均一般在91%～93%之间。。300MW机组组在额定负荷下，，凝汽器压力每上上升1kPa,机机组发电煤耗率将将上升2.5g/(kW·h)左左右，少发功率2MW左右。回热系统及设备不不尽完善，造成高高、低压加热器运运行水位不正常，，疏水管道振动，，弯头吹薄、破裂裂，加热器上、下下端差增大。有的的机组加热器下端端差竟达到20℃℃左右，给水温度度达不到机组实际际运行各段抽汽参参数下应达到的数数值。既影响加热热器的安全，又导导致机组经济性下下降。3/16/202351不完善因素本体及热力管道疏疏水系统设计庞大大，汽机侧各类疏疏水管道有70根根左右，阀门易发发生内漏，且控制制方式设计和管径径设计不合理，甚甚至存在设计、安安装错误。以控制制方式为例，机组组无论什么状态启启、停，均采用一一个控制模式，不不仅易造成汽缸进进水、进冷蒸汽，，启、停过程中中中压缸上下缸温差差大，而且易造成成阀芯吹损，导致致正常运行时疏水水阀关不严，大量量高品位蒸汽漏至至凝汽器，使凝汽汽器的热负荷加大大，影响真空。据据某些机组试验表表明，由此可影响响机组功率7～10MW。严重的的还造成疏水集管管与凝汽器背包式式扩容器或疏水扩扩容器壳体连接处处拉裂，使大量空空气漏入凝汽器。。3/16/202352不完善因素热力系统设计复杂杂，且工质有效能能利用不尽合理，，冗余系统多，易易发生内漏，热备备用系统和设备多多采用连续疏水方方式，使有效能损损失较大，既影响响安全和经济性，，又增加检修、维维护工作量及费用用。汽水品质差，通流流部分结垢严重，，有的机组甚至高高压缸通流部分亦亦结垢，影响汽轮轮机相对内效率。。汽水品质差的原原因是多方面的，，如向凝汽器补水水，由于雾化效果果差或补水方式不不当，会造成凝结结水含氧量严重超超标。3/16/202353不完善因素辅机选型、配套和和运行方式不合理理，运行单耗大，，厂用电率增加。。如循环水泵配置置和运行方式不合合理，造成循环水水泵流量过小或过过大，运行偏离设设计工况，效率下下降，用电量增大大。凝结水泵或凝凝升泵扬程高，凝凝结水调节门前、、后差压达1.0MPa以上，凝凝结水泵电耗增加加。3/16/202354不完善因素素循环水泵配配置和运行行方式不合合理，造成成循环水泵泵流量过小小或过大，，运行偏离离设计工况况，效率下下降，用电电量增大。。凝结水泵泵或凝升泵泵扬程高，，凝结水调调节门前、、后差压达达1.0MPa以上上，凝结水水泵电耗增增加；实际运行轴轴封加热器器热负荷大大，压力高高，温升高高于设计值值5℃左右右。轴封系系统压力高高，给水泵泵小汽轮机机轴封回汽汽不畅，油油中带水严严重。溢流流至凝汽器器流量大，，既损失工工质，又使使凝汽器热热负荷增大大，影响凝凝汽器真空空。3/16/202355机组运行方方式及参数数控制不合合理低负荷是机机组目前运运行煤耗率率普遍较高高的主要原原因。引进型300MW机机组，汽轮轮机进汽调调节方式分分为节流（（单阀）或或喷嘴调节节（顺序阀阀）两种，，机组低负负荷运行时时，采用何何种运行方方式，经济济性差异较较大，而且且采用同一一种调节方方式，选用用不同的运运行参数，，经济性亦亦存在一定定差异，有有一个最佳佳运行参数数问题。另另外，目前前在对机组组小指标考考核时，如如对汽温、、汽压等参参数的考核核要求尽可可能接近设设计值，使使机组在低低负荷运行行时，节流流损失急剧剧增加，也也是影响机机组经济性性的原因之之一。3/16/202356汽轮机本体体问题1-

高压缸缸效率低高压缸夹层层漏汽量大大；高压缸缸排汽温度度测点位于于高排出口口竖直管段段上，所测测温度为混混合后的温温度。与高高压缸排汽汽缸上温度度差别。汽封径向间间隙大；高高中压缸汽汽封包括通通流部分的的动、静叶叶汽封及汽汽缸端部的的轴封。由由于汽缸变变形，启、、停过程中中机组振动动增大，发发生动、静静碰磨等原原因，很容容易造成汽汽封磨损，，径向间隙隙增大。3/16/202357汽轮机本体体问题2-

调节级级效率效率率低调门节流损损失大阀门开度在在40%以以上，流量量可达到阀阀门通流能能力的95%以上；；阀门开度度低于40%，流量量减小较快快，节流损损失迅速增增大。3/16/202358调节级动叶汽封封径向间隙大调节级动叶叶顶顶及叶根共有三三道汽封，径向向间隙设计值为为2.5±0.05mm，根据该处汽封封直径，可求得得漏汽面积为8721.8mm2，相当于内径为为106mm的管道。不同电电厂同类型机组组大修揭缸检查查结果，该汽封封没有受到任何何磨损，表明设设计间隙值偏大大。经计算和逐步试试验，调节级动动叶叶顶及叶根根的三道汽封间间隙可减少到0.8mm。不影响机组运运行的安全性，，可以较大地提提高调节级效率率。但调节级压压差较大，该处处汽封仍显得薄薄弱，可进一步步通过结构方面面的改进增加调调节级汽封片数数。3/16/202359汽封结构不合理理主蒸汽设计压力力为16.7MPa，调节级级动叶后设计压压力为11.60MPa，扣扣除汽门节流损损失，调节级整整级压差达到3.43MPa。现设计的调调节级汽封采用用单齿、镶嵌式式固定结构。单单齿阻力系数小小，密封效果差差，固定式汽封封若出现动静碰碰磨，汽封无法法退让，易受到到磨损，汽封间间隙增大，漏汽汽量增加。3/16/202360喷嘴组弧段之间间间隙大安装在6个汽室室上的6个喷嘴嘴组弧段之间设设计预留膨胀间间隙，设计值左左、右水平中分分面间隙为5mm，其他4道道间隙分别为3mm。根据其其结构和计算分分析以及同类型型机组改进后结结果表明，该间间隙预留值太大大。调节级喷嘴嘴出口蒸汽通过过该间隙，未经经过动叶作功，，直接漏至第一一压力级。部分分机组实际大修修检查发现，该该间隙达10～～15mm，使使漏汽量增大，，调节级漏汽损损失增加。3/16/202361喷嘴叶片损伤由于调节级叶片片处在主蒸汽进进入汽轮机的第第一级，工作条条件恶劣，很容容易受到蒸汽中中携带的固体粒粒子的侵蚀，导导致调节级喷嘴嘴叶片损伤。当当调节级叶片损损伤达到一定程程度，对调节级级的通流效率影影响较大。部分型号的机组组由于叶型设计计方面的原因，，多次发生喷嘴嘴损坏的现象，，对机组经济性性影响较大。妈妈湾电厂2号机机2000年大大修发现，调节节级49个叶片片出汽边普遍减减薄，其中有28个叶片出汽汽边严重吹损。。对调节级喷嘴嘴组出汽侧冲刷刷磨损补焊处理理，运行4个月月后，根据机组组热力性能试验验数据的分析和和判断，调节级级喷嘴组又发生生了损坏情况，，造成机组在相相同参数工况下下发电量减少7MW左右，给给机组运行经济济性带来很大影影响。3/16/202362反流式结构损损失机组的调节级级为反流式结结构，在汽流流从调节级出出口反转流向向压力级进口口的过程中，，流动损失较较大。3/16/202363工况偏差大由于调节级的的工作特点，，调节级经常常工作在变工工况状态下，，与设计状态态偏差较大，，导致流动效效率降低。3/16/202364汽缸结合面漏漏汽机组揭缸检查查发现，高、、中压缸内缸缸及各静叶持持环上、下半半的水平结合合面普遍存在在漏汽冲刷痕痕迹。尤其是是1段、3段段、5段、6段抽汽口附附近的持环水水平结合面漏漏汽痕迹尤其其明显。试验验结果中也可可以看出对应应的抽汽温度度比设计值高高出较多，说说明有高温的的蒸汽漏入抽抽汽口。导致结合面漏漏汽有汽缸温温差大引起汽汽缸变形，螺螺栓紧力不足足，法兰结合合面薄弱等原原因。3/16/202365汽缸内的漏汽调节级后蒸汽通过过高压缸进汽平衡衡盘汽封漏汽至高高压缸夹层，其中中一部分通过中压压缸进汽平衡盘汽汽封漏汽至中压缸缸，一部分通过夹夹层流向高压缸排排汽口；6根高压缸进汽导导汽管及一段抽汽汽导汽管与内缸接接口的密封圈。若若密封不严造成主主蒸汽或一段抽汽汽漏至高压缸夹层层；高压内缸及持环变变形，法兰螺栓断断裂或松弛等，造造成水平结合面张张口，蒸汽从通流流部分漏至夹层；；高压内缸调节级压压力传压管断裂，，内缸漏汽到高压压缸夹层；由于中压缸冷却蒸蒸汽管的割除，使使中压缸进汽平衡衡盘第一道汽封发发挥了密封作用，，夹层漏至中压缸缸的流量减小。也也造成夹层排向高高排流量相对增大大。3/16/202366汽缸温差差大上下缸负负温差大大是引进进型300MW汽轮机机的主要要问题之之一，也也是导致致汽缸结结合面漏漏汽的主主要原因因之一。。除此之之外，还还可引起起汽缸变变形，动动静碰磨磨，汽封封磨损，，内缸断断螺栓等等一系列列影响机机组安全全与经济济性的问问题。产生上、、下缸温温差大的的原因是是高压缸缸夹层蒸蒸汽流向向与设计计思想不不符，另另外由于于调门进进汽顺序序设计，，使低负负荷时仅仅下半缸缸进汽，，汽缸负负温差加加剧。汽汽缸上、、下缸温温差大，，造成汽汽缸变形形，法兰兰螺栓承承受附加加应力增增大，螺螺栓易断断裂或松松弛。经经计算上上、下缸缸温差每每增加1℃，通通流径向向间隙将将减小0.01mm，，径向汽汽封易受受到磨损损，导致致通流效效率下降降。3/16/202367疏水系统统存在的的问题3/16/202368疏水位置功率增量吸热量增量热耗率增量折合煤耗率MWMWkJ/(kW·h)g/(kW·h)主蒸汽-435.9-143.29.50.36再热蒸汽-332.20.08.60.32高压缸排汽-332.2-143.26.90.261段抽汽-364.7-143.27.70.292段抽汽-332.2-143.26.90.263段抽汽-274.50.07.10.274段抽汽-218.90.05.70.215段抽汽-164.40.04.20.166段抽汽-114.90.03.00.117段抽汽-87.10.02.20.098段抽汽-41.40.01.10.04疏水每泄泄漏1t/h对对机组经经济性的的影响(F156)3/16/202369造成疏水系系统问题的的原因疏水差压大大，易造成成阀芯吹损损；由于阀门的的质量、安安装、检修修、调整等等问题，造造成阀门容容易泄漏、、开关不灵灵等；运行操作方方式，机组组无论什么么状态启、、停，均采采用一个控控制模式，，而且易造造成阀芯吹吹损，导致致正常运行行时疏水阀阀关不严。。疏水系统的的合理设计计。本体及及热力管道道疏水系统统设计庞大大，汽机侧侧各类疏水水管道有70根左右右，漏点多多。管径设设计不合理理。疏水系统由由于是辅助助的热力系系统，功能能简单，在在设计、安安装检修过过程中常容容易忽视，，存在问题题较多。甚甚至存在设设计、安装装错误。3/16/202370疏水系统优优化原则在各种工况况下，疏水水系统应能能防止汽轮轮机进水和和机本体的的不正常积积水，并满满足系统暖暖管和热备备用要求；；为防止疏水水阀门泄漏漏，造成阀阀芯吹损，，各疏水管管道应加装装一手动截截止阀，原则上手动阀安装装在气动或或电动阀门门前。为不不降低机组组运行操作作的自动化化程度，正正常工况下下手动截止止阀应处于于全开状态态。当气动动或电动疏疏水阀出现现内漏，而而无处理条条件时，可可作为临时时措施，关关闭手动截截止阀；对于运行中中处于热备备用的管道道或设备，，在用汽设设备的入口口门前应暖暖管，暖管管采用组合合型自动疏疏水器方式式，而不采采用节流疏疏水孔板连连续疏水方方式。疏水水器选用DFS倒置置浮杯式自自动疏水器器；任何类型的的疏水管上上不得设置置疏水逆止止门。3/16/202371加热器存在在问题回热系统及及设备不尽尽完善，造造成高、低低压加热器器运行水位位不正常；；加热器上、、下端差增增大，温升升不足；危急疏水泄泄漏，正常常疏水不畅畅，不能逐逐级自流；；给水旁路泄泄漏；疏水管道振振动，弯头头吹薄、破破裂等问题题。3/16/202372轴封与门门杆漏汽汽系统轴封供汽汽系统漏漏汽量大大轴封疏水水系统漏漏量大轴封压力力高轴封溢流流量大轴封加热热器温升升大门杆一档档漏汽不不畅小汽轮机机轴封回回汽不畅畅3/16/202373锅炉及燃燃烧系统统经济性性

控制制参数3/16/202374降低飞灰可燃燃物表示从尾部烟烟道排出的飞飞灰中含有的的未燃尽碳的的量占飞灰量量的百分比，，主要与燃煤煤特性、煤粉粉细度、煤粉粉均匀性、炉炉膛温度、风风粉混合程度度等有关。针针对所燃用的的煤种，合理理选定煤粉细细度，尽可能能减少煤粉中中大颗粒的含含量，强化燃燃烧，提高燃燃尽程度。3/16/202375最佳氧量炉膛出口的氧氧量是表征锅锅炉的配风、、燃烧状况的的重要因素，，加强锅炉燃燃烧配风的调调整，改善锅锅炉的燃烧状状况，提高锅锅炉运行效率率。因炉膛出出口处烟气温温度较高，锅锅炉运行中监监测的氧量测测点一般在高高温过热器后后。计算排烟烟损失的氧量量应是空气预预热器烟气出出口处的氧量量，尾部烟道道特别是空气气预热器的漏漏风，将引起起的烟气量和和排烟损失的的增加，需要要定期监测空空气预热器的的漏风，并加加强对空气预预热器的维护护。通过燃烧调整整，确定合理理的最佳过量量空气系数3/16/202376科学的排烟温温度是锅炉运行中中可控的一个个综合性指标标,它主要决决定于锅炉燃燃烧状况以及及各段受热面面的换热状况况，保持各段段受热面的清清洁和换热效效果，是防止止排烟温度异异常、保证锅锅炉经济运行行的根本措施施。排烟温度度升高5℃，，影响锅炉炉效率降低0.2％（百百分点）左右右，影响煤耗耗升高0.6g/KW.h。3/16/202377降低厂用用电3/16/202378消耗厂用电的主要要设备风机磨煤机锅炉给水泵循环水泵凝结水泵除尘设备脱硫设备3/16/202379泵存在的普遍问问题扬程偏高选型欠合理3/16/202380循环水泵优化运运行进行最佳凝汽器器背压试验，，其内容包括机机组微增出力试试验和循环水泵泵运行优化配置置试验，通过不不同负荷下改变变凝汽器背压，，测量机组的微微增功率及循环环水泵功耗，寻寻求最佳凝汽器器背压；通过调整循环水水泵运行方式或或者运行台数，，测量循环水泵泵流量和功耗，，获得循环水泵泵的运行优化配配置，降低电耗耗。3/16/202381循环水泵泵改造循环水泵泵改造的的方案主主要有：双速电机机驱动车削叶轮轮外径；；更换叶轮轮；泵整体更更换。根据循泵泵配置的的实际情情况，改改造时效效率、流流量何扬扬程兼顾顾。循环环水系统统采用单单元制运运行时，，各单元元之间一一般应采采用联通通管连接接，这样样既可以以完全单单元制运运行，又又可以机机组间相相互协调调。3/16/202382凝结水泵改造造变频调节；车削叶轮外径径；更换叶轮；泵整体更换。。3/16/202383汽动给水泵组组优化运行确定汽动给水水泵组最佳运运行方式主要要包括两个方方面，一是通通过不同负荷荷定、滑压运运行方式下的的泵组效率和和耗汽量的测测量，确定汽汽动泵组的最最佳运行参数数和运行方式式；二是根据据单台汽动泵泵余量较大的的特点，在低低负荷时进行行电动泵和汽汽动泵不同备备用方式试验验，以获得较较高的运行经经济性。3/16/202384电站风机节能能电站风机耗电电量仅次于水水泵约占发电电容量的1.5-2.5%，对于300MW机机组，风机运运行效率提高高一个百分点点，每台机组组年节电约40万kWh。造成的风机运运行效率较低低的主要原因因：①风机本身为为低效风机；；②设计选型不不当造成高效效风机不在高高效区运行；；③进口管道道设计不当当破坏了风风机进口要要求的条件件；④出口管道道设计不当当造成涡流流损失；⑤风机调节节效率低，，又经常在在低负荷运运行。通常，通过过改造风机机（叶轮））或对进、、出口管道道进行改造造，或利用用调速技术术，提高风风机的运行行效率。3/16/202385制粉系统节节能制粉系统是是锅炉机组组密不可分分的主要辅辅助系统，，特别是在在目前发电电用煤供应应紧张、煤煤质多变的的情况下，，其运行性性能对锅炉炉机组的安安全、经济济运行有重重要影响。。钢球磨煤机机制粉系统统运行的经经济性差，，应加强对对钢球磨煤煤机钢球装装载量及钢钢球配比优优化、系统统通风量等等进行运行优化调调整，寻求适应应燃用煤种种的最佳钢钢球装载量量、通风量量，提高磨磨煤机出力力，降低制制粉单耗；；综合分析各各地钢球磨磨制粉系统统优化运行行试验结果果，保持制制粉系统在在最经济工工况下运行行，一般可可使制粉单单耗降低3kWh/t-5kWh/t以上