电厂机组综合经济指标控制不好原因竟出在这里

电厂机组综合经济指标控制不好原因竟出在这里提高电厂运行经济性的前提

发电厂必须依靠自身内部挖潜来保证自身的生存及发展壮大，电厂的竞争优势最终体现在自身的生产成本的降低，以最小的投入获取最大的产出，并以此获得最大的利润。而发电厂的生产成本中70%为燃料成本及用水成本，因此做好节能降耗工作是降低生产成本提高经济效益的重中之重。

1、良好的安全生产局面

这是搞好电厂经济运行工作的前提和保证，二者是相辅相成、紧密联系的，经济效益以安全生产为基础，经常事故停运的机组无论如何谈不上运行的经济性。较高的设备健康水平及检修质量是机组安全运行的前提，应当建立健全设备检修质量监督与考核的规章制度，加强设备治理力度，保证设备的状况良好，提高设备运行水平。

2、有效的技术管理体系

发电厂应当适应当前的形势，权威的技术管理部门应当全权负责跟踪研究全厂经济运行情况，时刻了解当前全厂技术经济指标的状况，分析经济指标变化或下降的原因，出台有效的技术方案和措施并保证得到严格执行，保证发电厂始终处于良好的经济运行状况。

3、从根源抓起，形成良性循环

发电厂有很多衡量经济性的技术指标，它们是发电厂经济运行情况的整体反映。各经济指标绝对不是孤立的，我们不能仅仅把眼光放在某个指标上，我们应当从根源作起，从最根本的、最基础性的技术管理作起，追求发电厂整体经济效益的提高，形成良性循环。而不是头痛医头，脚痛医脚，或者无处着手。因此提高发电厂运行经济性是一个系统的工程。

4、建设一支高素质的职工队伍

发电机组的经济运行与运行调整有很大关系，建立公正合理的竞争激励机制，同时大力提高职工的积极性和主动性，对于发电企业提高经济性工作有着至关重要的推动作用。

影响锅炉运行经济性的因素1、送风机的稳定出力及炉内布风系统的好坏：锅炉运行的稳定性和经济性在很大程度上取决于送风机的稳定运行和布风系统完好，它不仅关系到锅炉正常运行的燃烧稳定性，也关系到锅炉运行的安全、经济性。而锅炉冷态试验的成功与否就直接决定了炉内运行工况的优劣，所以锅炉冷态试验是保证锅炉安全经济稳定运行的一项重要的基础工作，应当重视提高锅炉冷态试验水平。由于锅炉送风机和布风系统的不佳造成的锅炉低负荷下燃烧稳定性差，虽然可以通过运行调整手段进行弥补，但这些调整手段大多影响了锅炉运行的经济性，如提高汽温普遍采用的火焰中心上移或增大通风量等手段，虽然提高了汽温，但随之因带来了受热面局部超温必须投入减温水来控制，同时使飞灰可燃物水平增加。通风量的增加增大了锅炉排出的烟气量，大大增加了排烟热损失。更严重的可能因锅炉低负荷下燃烧稳定性差，必须投油或引子煤助燃。冷态试验优良的的锅炉，不仅可以使锅炉在不同工况下稳定的燃烧，同时也不存在炉膛内气流的偏斜及煤粒对受热面的严重冲刷，更能最大限度的保证煤碳的燃烧与燃尽，对锅炉运行的经济性及受热面的安全有着重要的作用。而且在此基础上，还可以通过进一步的锅炉燃烧调整试验使锅炉燃烧系统的运行达到最优化，最大限度的保证锅炉的安全经济运行。

2、控制飞灰可燃物水平：锅炉运行中的飞灰可燃物的大小是衡量锅炉运行经济性好坏的一个重要指标，应当给予足够的重视。锅炉运行中燃运系统的煤粒力度对飞灰可燃物影响较大，应当给以密切关注并及时调整。锅炉运行中过量空气系数（烟气含氧量）也是影响飞灰可燃物水平的一个重要因素，应当通过试验确定合适的过量空气系数，既能保证燃料的完全燃烧，又尽量减少排烟损失。同时火焰中心的高低也影响燃料在炉膛内停留的时间而影响飞灰可燃物水平。根据燃料煤种的变化，我们应当及时调整炉膛配风方式以降低飞灰可燃物水平。

3、锅炉受热面的吹灰：锅炉受热面积灰影响受热面的换热，使工质吸热量下降，受热面超温，锅炉排烟温度升高，严重影响锅炉的效率。积灰严重时使烟气通流截面积缩小，烟气的流通阻力增加，引风机电耗增大，甚至限制锅炉的运行负荷或被迫停炉。由于积灰使后部烟气温度升高，影响尾部受热面的安全运行。因受热面积灰工质吸热减少，不但使积灰受热面超温，而且使锅炉正常运行中过热蒸汽汽温偏低，运行中为了提高过热温度采取的提高火焰中心及增大炉膛风量的措施一方面带来局部受热面超温，另一方面也增大了排烟热损失和飞灰可燃物，严重影响锅炉运行经济性及安全性。因此锅炉停炉后受热面积灰的全面清扫和蒸汽吹灰系统的正常投入，不仅关系到锅炉安全运行，也关系到锅炉运行经济性的好坏。锅炉受热面定期清扫和吹灰不仅能避免受热面积灰引起的受热面超温爆管，同时使各受热面可减少换热温差，所以在运行中应格外重视锅炉的吹灰系统的正常投入和及时维护。有统计表明锅炉事故70%为四管泄露事故，所以应当重视受热面的防泄露技术管理工作。一方面保证受热面的及时定期清扫和吹灰，尽量避免受热面的超温爆管，另外加强局部受热面防磨工作，对易磨损部位受热面采取防磨措施或更换耐磨金属材料是非常必要的。同时应当注意管道的焊接质量把关，利用停炉机会加强对受热面的检查，及时对薄弱环节采取措施，以免锅炉在运行中因受热面泄露被迫停运。

4、锅炉连排、定排：锅炉的连排、定排，均为锅炉在汽包工作压力下对大气的一种工质排放，由于排污时工质压力温度较高，造成的热损失很大。因此在保证锅炉炉水及蒸汽品质的情况下应尽量减小锅炉的排污量。但连排系统由于正常运行期间始终保持一定开度，连排阀门在长时间的冲刷下严密性越来越差，漏流逐渐增大，甚至全关阀门其漏流量仍大大高于正常排污量，不但降低了锅炉的热效率，同时也提高了补水率，是电厂迫切需要治理的一个问题。可以采取以下几种措施：1）定、连排系统阀门采用质量较好的阀门，减小排污阀门漏流量。2）连排系统排污工质及热量的合理回收利用。3）加强对连排系统的监督和管理，根据炉水指标进行调节，在保证炉水水质的情况下尽量减少排污流量，必要时在炉水水质允许的情况下连排可以关闭。定排扩容器系统的汽水全部排向大气或地沟，未有回收。连排设计有连排扩容器系统，但由于连排扩容器水位自动调节系统不可靠等问题基本未利用，应当予以充分的关注。

5、锅炉本体及辅助系统的漏风：锅炉本体漏风一方面增加了锅炉排烟热损失，同时增大了送风机出力，严重时甚至造成锅炉送风不够限制机组满负荷运行，或导致锅炉被迫低风量燃烧影响经济运行。因此对锅炉本体的漏风量应当引起重视。另外对于锅炉来讲，因空预器密封装置工作不正常造成的空预器漏风量增大是一个重要的方面，改进空预器密封装置，减少空预器漏风量是提高锅炉运行经济性不可忽视的一个因素。

机组启动中的经济性问题在发电厂生产过程中，经济性最差的阶段就在于机组的启动、停机阶段，所以机组在启动、停运中经济性值得研究和重视。机组启动中的经济性问题主要可以从以下方面入手：1、机组辅机启动时间的合理安排。由于机组的启动时间较长，合理安排好各有关辅机的启动时间可以节约相当的厂用电量，避免由于辅机的长时间空转耗费厂用电量，节约启动能耗。2、尽量减少启动过程中的直接对空汽水排放。机组启动中由于种种原因避免不了汽水的对外排放。机组在启动初期由于凝结水质不合格而导致的大量对外放水，以及锅炉上水找漏或打压、汽机真空系统或凝汽器找漏进行的大量放水，均是较大的浪费。在不得不进行汽水排放时，应当根据投入收益的对比来考虑对这些排放汽水的回收利用，以提高经济性。3、缩短机组的启动时间，是提高机组启动中经济性的一个有效手段。如常见的机组在启动暖管期间，出现的由于迟迟达不到冲转参数延长启动时间，我们完全可以通过优化疏水系统设计（增大启动疏水管径、增加疏水点或合理分布疏水点）解决这些问题；在汽机冲转过程中，常由于机组差胀或金属温差问题延长暖机时间，我们可以通过滑参数启机，尽量避免由于这些问题造成的机组启动时间延长；对于启动中随时可能出现的设备问题，除了我们预先进行详细的设备检查或试验外，应当安排足够的检修人员启动期间现场随时处理；在机组并网以后，应按照要求尽量快速使机组接带负荷等。

可能存在问题的原因

1、锅炉热效率低①排烟温度高。②锅炉吹灰效果不佳。③灰渣可燃物损失大。④锅炉氧量过大或过小。⑤散热损失大。

⑥空气预热器漏风率大。

⑦进风温度损失大。

⑧煤质偏离锅炉设计值较大。

⑨汽水品质差，锅炉排污损失大。

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。

2、汽轮机热耗率高①汽轮机通流部分效率低，汽轮机高、中、低压缸效率低。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）。②蒸汽初参数低。③蒸汽终参数高。④再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。

⑤给水回热循环效率低，给水温度低⑥凝汽器真空差。

⑦汽水系统（疏放水系统、旁路系统）严密性差。3、管道效率低4、机组负荷率影响

①机组平均负荷率低。②机组负荷峰谷差大。③机组负荷调整频繁。5、供热煤耗偏低①供热流量虚低。

②供热参数虚低。④热网设备效率低。6、管理原因①发电煤耗数据不准确。②机组优化运行基准值未及时调整准确，影响耗差分析。

③激励、约束机制不健全。④煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。⑤贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。⑥燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。

⑦燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。⑧节能降耗技术改造力度不够。

⑨管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。

供电煤耗率(g/kWh)1、可能存在问题的原因1)发电煤耗率高①锅炉热效率降低。②汽轮机热耗率高。③燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。④季节因素影响。⑤管道效率低。⑥机组负荷率影响机组平均负荷率低。机组负荷峰谷差大。机组负荷调整频繁。⑦供热煤耗偏低热、电耗煤量分摊方法不合理。供热流量虚低。供热参数虚低。热网设备效率低。2)厂用电率高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。②机组公用系统运行方式不合理。③煤质差。④机组负荷率低。⑤机组非计划减出力和非计划停运次数多。⑥热、电耗电量分摊方法不合理。⑦供热流量虚低。⑧供热参数虚低。⑨热网设备效率低。3)能源计量不准确4)管理原因①供电煤耗率数据不准确。②机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。③激励、约束机制不健全。④煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。⑤贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。⑥燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。⑦燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。⑧节能降耗计划不合理，改造力度不够。⑨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1)降低发电煤耗率措施①提高锅炉热效率。②降低汽轮机热耗率。③控制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。④技术改造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。空气预热器三向密封节能改造。汽轮机汽封进行节能改造。蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。汽轮机通流部分改造。⑤其它详见管理措施。2)降低厂用电率措施①优化运行方式优化制粉系统运行方式。优化循环水泵运行方式。优化除灰系统运行方式。优化脱硫系统运行方式。优化炉水泵运行方式。优化输煤系统运行方式。②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。③提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。④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。⑤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。⑥减少机组启停次数，特别是机组非计划停运。⑦电除尘器供电方式优化改造。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。3)管理措施①加强能源计量器具的管理工作，保证计量的准确性。②挖掘机组启停过程中的节能潜力。③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。④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。⑤积极开展技术交流和竞赛活动，认真开展煤质监督工作。⑥做好贮煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损耗，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。⑦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。⑧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。⑨制定合理的热、电耗煤量分摊原则，加强供热流量、温度、压力表计的管理。⑩加强对供热参数的统计管理，确保准确无误，加强热网系统巡检，做好日常维护工作。二、发电煤耗率(g/kWh)

1可能存在问题的原因

1)锅炉热效率低

①排烟温度高。

②锅炉吹灰效果不佳。

③灰渣可燃物损失大。

④锅炉氧量过大或过小。

⑤散热损失大。

⑥空气预热器漏风率大。

⑦进风温度损失大。

⑧煤质偏离锅炉设计值较大。

⑨汽水品质差，锅炉排污损失大。

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。

2)汽轮机热耗率高

①汽轮机通流部分效率低

汽轮机高、中、低压缸效率低。

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)。

②蒸汽初参数低。

③蒸汽终参数高。

④再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。

⑤给水回热循环效率低，给水温度低。

⑥凝汽器真空差。

⑦汽水系统(疏放水系统、旁路系统)严密性差。

3)管道效率低

4)机组负荷率影响

①机组平均负荷率低。

②机组负荷峰谷差大。

③机组负荷调整频繁。

5)供热煤耗偏低

①热、电耗煤量分摊方法不合理。

②供热流量虚低。

③供热参数虚低。

④热网设备效率低。

6)管理原因

①发电煤耗数据不准确。

②机组优化运行基准值未及时调整准确，影响耗差分析。

③激励、约束机制不健全。

④煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。

⑤贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。

⑥燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。

⑦燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。

⑧节能降耗技术改造力度不够。

⑨管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。

4)煤质差。

5)机组非计划减出力和非计划停运次数多。

6)能源计量不准确。

2解决问题的措施

1)定期对电能计量器具进行校验，保证计量的准确性。

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。

①优化制粉系统运行方式。

②优化循环水泵运行方式。

③优化除灰系统运行方式。

④优化脱硫系统运行方式。

⑤优化输煤系统运行方式。

⑥优化炉水泵运行方式。

⑦优化吹灰系统运行方式。

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。

4)提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。

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。

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。

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。

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。

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。

10)电除尘器供电方式优化改造。

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。

12)制定合理的热、电耗电量分摊原则。

13)加强供热流量、温度、压力表计的管理。

14)加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。

15)加强热网系统巡检，做好日常维护工作。

三、综合厂用电率(%)

1可能存在问题的原因

1)厂用电率高

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。

②机组公用系统运行方式不合理。

③机组负荷率低。

④煤质差。

⑤机组非计划减出力和非计划停运次数多。

⑥能源计量不准确。

2)变压器损耗高

①设备缺乏维护，变压器冷却器未及时清扫，散热条件差。

②变压器油质超标。

③机组负荷率低。

④制造或者检修质量差。

⑤变压器容量不匹配。

⑥主变二次压降超标。

3)供热厂用电量大

①供热量大。

②热网设备效率低。

2解决问题的措施

1)降低厂用电率措施

①优化制粉系统、循环水泵、除灰系统、脱硫系统、输煤系统、炉水泵、吹灰系统等的运行方式。

②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。

③提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。

④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。

⑤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。

⑥合理调整辅机运行方式，降低机组低负荷段的辅机用电率。

⑦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。

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。

⑨电除尘器供电方式优化改造。

⑩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)降低变压器损耗的措施

①选用容量匹配的变压器。

②保证变压器散热设备运行良好。

③加强变压器油质监督，保证油质合格。

④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。

⑤提高检修质量，做好质量验收工作。

3)降低供热厂用电率措施

①定期校验供热系统计量器具，保证其计量的准确性。

②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。

四、补水率(%)

1可能存在问题的原因

1)除氧器除氧效果差，排氧门开度大。

2)热力系统汽水外泄漏。

3)排污量大。

4)无凝结水精处理装置或装置效果差。

5)系统跑酸、碱，硬度、油等引起的水汽品质恶化。

6)防冻措施用水量大。

7)闭式循环冷却水系统外漏，用水量大。

8)机组启停机次数多。

9)炉水处理方法不科学。

10)表计测定误差。

11)补水量统计数据不准。

2解决问题的措施

1)运行措施

①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在机组启停过程中，减少系统排汽和疏放水。

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。

④保持凝结水精处理装置正常运行。

⑤加强管理，防止蓄水池(箱)水溢流。

⑥制定合理的吹灰程序，减少锅炉吹灰用汽量。

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)日常维护

①做好凝结水精处理系统的维护和消缺，保证正常运行。

②及时堵漏，管道、设备的连接尽量采用焊接。

③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。

④定期校验补水计量装置，确保准确可靠。

⑤规范统计方法，确保准确可靠。

3)C/D修，停机消缺

①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。

②检查处理各泵密封缺陷和容器外漏缺陷。

③消除阀门、管道泄漏。

④提高水质，减少排污量。

4)A/B修及技术改造

①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检修后按照规定进行热力系统容器及管道冲洗。

五、综合耗水率(kg/kWh)

1可能存在问题的原因

1)循环水系统补水量增加，循环水浓缩倍率下降。

2)灰水比浓度小(水力除灰、除渣)。

3)无污水处理设备或污水处理能力不足。

4)供水管网存在泄漏。

5)冷却水直排量大。

6)废水回用量低。

7)取、排水计量表计不准确。

2解决问题的措施

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)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。

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。

4)做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多用。

5)可根据季节和设备的具体情况减少循环冷却水用量。

6)根据机组负荷情况做好供水系统的经济调度。

7)对供水、供热管网定期查漏，及时消漏。

8)定期校验供水用水系统计量器具，保证其计量的准确性。

9)进行污水处理系统改造，提高污水处理能力，节约用水。

10)管理措施：

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。

③加强对生产用水和非生产用水的计量管理，合理控制