火电厂节能降耗策略学习材料

火电厂节能降耗战略于新颖西安热工研究院ThermalPowerResearchInstitute2006.10

1/24/20241讲座的目的希望协助理清思绪：电厂的能耗情况能耗存在的问题所在问题的处理途径1/24/20242讲座的内容影响经济性的要素提高经济性的途径国产300MW汽轮机组节能降耗锅炉及熄灭系统经济性控制参数降低厂用电运转优化与性能诊断1/24/20243

1降低煤耗率2降低厂用电率电厂节能降耗的目的1/24/20244供电煤耗率原煤耗率规范煤耗率[kg/(kW.h)][kg/(kW.h)]1/24/20245发电煤耗率原煤耗率规范煤耗率[kg/(kW.h)][kg/(kW.h)]1/24/20246消费厂用电率式中─发电厂用电量，kW.h

─发电量，kW.h1/24/20247发电热效率[kJ/(kW.h)]1/24/20248影响经济性的要素1/24/20249影响汽轮机热效率的要素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1/24/202410影响汽轮机热效率的要素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241/24/202411影响锅炉热效率的要素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1/24/202412汽轮机缸效率对热耗的影响1/24/202413主蒸汽压力对热耗率的影响1/24/202414主蒸汽温度对热耗率的影响1/24/202415再热压损对热耗率的影响1/24/202416再热汽温度对热耗率的影响1/24/202417排汽压力对热耗率的影响1/24/202418再热减温水流量对热耗率的影响1/24/202419小机进汽流量对热耗率的影响1/24/202420最终给水温度对热耗率的影响1/24/202421再热喷水量对热耗率的影响1/24/202422系统补水率对热耗率的影响1/24/202423调理阀开度对热耗率的影响1/24/202424A厂300MW亚临界机组

运转参数偏离设计值引起的能耗差

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

1/24/202425B厂300MW亚临界机组

运转参数偏离设计值引起的能耗差负荷率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

15.051/24/202426C厂330MW亚临界机组经济性分析1/24/202427D厂超临界600MW机组

运转参数偏离设计值引起的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

1/24/202428E厂超临界600MW机组

运转参数偏离设计值引起的能耗差负荷率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

21.51/24/202429F厂超临界600MW机组

影响机组热耗的主要要素分析1/24/202430影响锅炉效率的主要要素注：300MW机组1/24/202431提高经济性的途径1/24/202432汽轮机通流部分改造与调整通流部分改造全部〔动、静、高、中、低〕改换部分改换改换叶片通流部分部分调整通流部分间隙调整改换汽封改善高中压进、排汽平衡环汽封通流面积1/24/202433治理阀门内漏系统优化阀门合并阀门取舍阀门管理1/24/202434通常容易发生走漏阀门：汽轮机本体疏水、高压主汽门前疏水、抽汽门前疏水、高压导管疏水、高低压旁路阀、高加事故疏水阀、给水旁路阀、给水泵和凝结水泵的再循环管等。呵斥的结果：呵斥大量高档次蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽器热负荷加大，又影响真空；呵斥疏水集管与扩容器的温差增大，甚至呵斥疏水集管与扩容器衔接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器；工质非正常流动，如工质经过疏水管道倒流至汽轮机，呵斥汽缸进水或冷蒸汽，启、停过程汽缸温差增大，甚至呵斥打闸停机后机组转速不能至零。1/24/202435提高回热系统性能合理调整加热器水位合理选择疏水阀门的流通面积合理设计排气系统合理掌握投入、退出的温度变化率合理检修维护〔进出水室短路,旁路走漏〕1/24/202436提高汽轮机冷端性能真空严密性凝汽器清洁度冷却水流量冷却水温度凝汽器水室排空气减少热负荷抽空气系统1/24/202437改善抽气设备性能降低冷却水〔任务流体〕温度1/24/202438射水抽气器任务水温度对凝汽器压力的影响工作水温度（℃）21.0121.6922.0122.5123.3525.0229.98凝汽器压力（kPa）4.504.614.664.754.905.216.31注：实验条件：机组200MW负荷、任务水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。1/24/2024391/24/202440真空泵任务特性线1/24/202441真空泵降低冷却水温度的效果在300MW工况下，真空泵冷却水温度分别为18.5℃、22.25℃和30.5℃，真空泵出口循环液温度分别为35.34℃、38.875℃和45.11℃时，凝汽器压力分别为9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa。在实验300MW工况下，减去循环水温度变化对凝汽器压力的影响后，真空泵冷却水全部改用工业水(18.5℃)，较原运转方式(循环水与工业水混合冷却)可以提高凝汽器真空0.288kPa，煤耗降低约0.86g/(kW·h)；较全部采用循环水可以提高真空约1.426kPa，煤耗降低约4.26g/(kW·h)。1/24/202442国产引进型300MW汽轮机组节能降耗1/24/202443目前国产引进型300MW汽轮机组已投产100余台，据调查统计，机组的实践煤耗率与其设计值相比，平均约升高30~35g/(kW·h)。与同类型机组相比，在负荷率一样的条件下，平均约高出20～25g/(kW·h)，其中可回收的约10～15g/(kW·h)，阐明该型机组在提高经济性等方面有相当大的空间。1/24/202444引进型300MW汽轮机组完善化概述完善和改良汽轮机本体构造。经过改良汽轮机本体构造，重点处理正常运转中高压缸上、下缸温差大，汽缸变形、法兰螺栓松驰或断裂、结合面漏汽等问题；完善和改良汽封构造、合理调整通流中心分径向间隙。根据计算和丈量汽缸与转子的变形结果，提出合理的汽封构造和通流中心分径向间隙，改良检修工艺，减少本体内漏损失；优化和改良疏水系统。取消冗余系统，优化联接方式，运用先进成熟的产品，消除外漏，减少内漏；合理调整配套辅机和回热系统设备性能，根据不同的负荷工况，确定最正确运转方式和控制参数。供电煤耗率下降10g/(kW.h)或更多；1/24/202445存在问题1-高压缸效率低上汽、哈汽制造的该类型机组实践运转中反映最为普遍的另一个问题是高压缸排汽温度高出设计值15～30℃，高压缸效率偏低3～10个百分点。高压缸占整机功率的份额为30%左右，缸效率每变化1个百分点，对机组热耗率的影响份额为0.2%，约为16.6kJ/(kW·h)，折合机组发电煤耗率0.62g/(kW·h)，对效率影响0.34%，功率约1.02MW。呵斥高压缸效率偏低和下降速度较快，主要缘由是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大，汽缸出现变形，通流汽封及轴封径向汽封易被磨损，螺栓松弛或断裂，内缸结合面出现漏汽等。1/24/202446部分机组实验结果高压缸效率汇总1/24/202447存在问题2-热力系统及辅机设备国产引进型机组的实验热耗率比设计或经系统和参数修正后的热耗率大得多。普通实验与设计热耗率相差221.2～616.2kJ/(kW·h)，修正量〔实验与修正后热耗率相差〕达233.2～499.5kJ/(kW·h)，折合机组发电煤耗率8.7～18.7g/(kW·h)。而进口同类型机组〔宝钢、福州、大连〕实验热耗率与设计或修正后的热耗率那么非常接近，有的机组实验热耗率不经任何修正甚至比设计热耗率还低。相比之下，阐明国产引进型300MW机组热力系统及设备不尽完善。1/24/202448实验得到的机组各项技术经济目的，是在阀点和按设计系统严厉隔离之后，根本无汽、水损失，无补水以及经各种修正后的结果，它反映了机组实际上的运转经济性程度。而实践运转结果那么不能够到达机组实验的条件，且无任何修正，系统及设备的不完善性对实践运转的结果影响更大。由此可见，系统及设备的不完善是机组实践运转煤耗率普遍偏高的又一主要缘由。1/24/202449考核实验结果及修正情况汇总表1/24/202450不完善要素冷端系统及设备不完善，凝汽器真空度偏低，年平均普通在91%～93%之间。300MW机组在额定负荷下，凝汽器压力每上升1kPa,机组发电煤耗率将上升2.5g/(kW·h)左右，少发功率2MW左右。回热系统及设备不尽完善，呵斥高、低压加热器运转水位不正常，疏水管道振动，弯头吹薄、破裂，加热器上、下端差增大。有的机组加热器下端差竟到达20℃左右，给水温度达不到机组实践运转各段抽汽参数下应到达的数值。既影响加热器的平安，又导致机组经济性下降。1/24/202451不完善要素本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有70根左右，阀门易发生内漏，且控制方式设计和管径设计不合理，甚至存在设计、安装错误。以控制方式为例，机组无论什么形状启、停，均采用一个控制方式，不仅易呵斥汽缸进水、进冷蒸汽，启、停过程中中压缸上下缸温差大，而且易呵斥阀芯吹损，导致正常运转时疏水阀关不严，大量高档次蒸汽漏至凝汽器，使凝汽器的热负荷加大，影响真空。据某些机组实验阐明，由此可影响机组功率7～10MW。严重的还呵斥疏水集管与凝汽器背包式扩容器或疏水扩容器壳体衔接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器。1/24/202452不完善要素热力系统设计复杂，且工质有效能利用不尽合理，冗余系统多，易发生内漏，热备用系统和设备多采用延续疏水方式，使有效能损失较大，既影响平安和经济性，又添加检修、维护任务量及费用。汽水质量差，通流部分结垢严重，有的机组甚至高压缸通流部分亦结垢，影响汽轮机相对内效率。汽水质量差的缘由是多方面的，如向凝汽器补水，由于雾化效果差或补水方式不当，会呵斥凝结水含氧量严重超标。1/24/202453不完善要素辅机选型、配套和运转方式不合理，运转单耗大，厂用电率添加。如循环水泵配置和运转方式不合理，呵斥循环水泵流量过小或过大，运转偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调理门前、后差压达1.0MPa以上，凝结水泵电耗添加。1/24/202454不完善要素循环水泵配置和运转方式不合理，呵斥循环水泵流量过小或过大，运转偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调理门前、后差压达1.0MPa以上，凝结水泵电耗添加；实践运转轴封加热器热负荷大，压力高，温升高于设计值5℃左右。轴封系统压力高，给水泵小汽轮机轴封回汽不畅，油中带水严重。溢流至凝汽器流量大，既损失工质，又使凝汽器热负荷增大，影响凝汽器真空。1/24/202455机组运转方式及参数控制不合理低负荷是机组目前运转煤耗率普遍较高的主要缘由。引进型300MW机组，汽轮机进汽调理方式分为节流〔单阀〕或喷嘴调理〔顺序阀〕两种，机组低负荷运转时，采用何种运转方式，经济性差别较大，而且采用同一种调理方式，选用不同的运转参数，经济性亦存在一定差别，有一个最正确运转参数问题。另外，目前在对机组小目的考核时，如对汽温、汽压等参数的考核要求尽能够接近设计值，使机组在低负荷运转时，节流损失急剧添加，也是影响机组经济性的缘由之一。1/24/202456汽轮机本体问题1-

高压缸效率低高压缸夹层漏汽量大；高压缸排汽温度测点位于高排出口竖直管段上，所测温度为混合后的温度。与高压缸排汽缸上温度差别。汽封径向间隙大；高中压缸汽封包括通流部分的动、静叶汽封及汽缸端部的轴封。由于汽缸变形，启、停过程中机组振动增大，发生动、静碰磨等缘由，很容易呵斥汽封磨损，径向间隙增大。1/24/202457汽轮机本体问题2-

调理级效率效率低调门节流损失大阀门开度在40%以上，流量可到达阀门通流才干的95%以上；阀门开度低于40%，流量减小较快，节流损失迅速增大。1/24/202458调理级动叶汽封径向间隙大调理级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间隙设计值为2.5±0.05mm，根据该处汽封直径，可求得漏汽面积为8721.8mm2，相当于内径为106mm的管道。不同电厂同类型机组大修揭缸检查结果，该汽封没有遭到任何磨损，阐明设计间隙值偏大。经计算和逐渐实验，调理级动叶叶顶及叶根的三道汽封间隙可减少到0.8mm。不影响机组运转的平安性，可以较大地提高伐节级效率。但调理级压差较大，该处汽封仍显得薄弱，可进一步经过构造方面的改良添加调理级汽封片数。1/24/202459汽封构造不合理主蒸汽设计压力为16.7MPa，调理级动叶后设计压力为11.60MPa，扣除汽门节流损失，调理级整级压差到达3.43MPa。现设计的调理级汽封采用单齿、镶嵌式固定构造。单齿阻力系数小，密封效果差，固定式汽封假设出现动静碰磨，汽封无法退让，易遭到磨损，汽封间隙增大，漏汽量添加。1/24/202460喷嘴组弧段之间间隙大安装在6个汽室上的6个喷嘴组弧段之间设计预留膨胀间隙，设计值左、右程度中分面间隙为5mm，其他4道间隙分别为3mm。根据其构造和计算分析以及同类型机组改良后结果阐明，该间隙预留值太大。调理级喷嘴出口蒸汽经过该间隙，未经过动叶作功，直接漏至第一压力级。部分机组实践大修检查发现，该间隙达10～15mm，使漏汽量增大，调理级漏汽损失添加。1/24/202461喷嘴叶片损伤由于调理级叶片处在主蒸汽进入汽轮机的第一级，任务条件恶劣，很容易遭到蒸汽中携带的固体粒子的侵蚀，导致调理级喷嘴叶片损伤。当调理级叶片损伤到达一定程度，对调理级的通流效率影响较大。部分型号的机组由于叶型设计方面的缘由，多次发生喷嘴损坏的景象，对机组经济性影响较大。妈湾电厂2号机2000年大修发现，调理级49个叶片出汽边普遍减薄，其中有28个叶片出汽边严重吹损。对调理级喷嘴组出汽侧冲刷磨损补焊处置，运转4个月后，根据机组热力性能实验数据的分析和判别，调理级喷嘴组又发生了损坏情况，呵斥机组在一样参数工况下发电量减少7MW左右，给机组运转经济性带来很大影响。1/24/202462反流式构造损失机组的调理级为反流式构造，在汽流从调理级出口反转流向压力级进口的过程中，流动损失较大。1/24/202463工况偏向大由于调理级的任务特点，调理级经常任务在变工况形状下，与设计形状偏向较大，导致流动效率降低。1/24/202464汽缸结合面漏汽机组揭缸检查发现，高、中压缸内缸及各静叶持环上、下半的程度结合面普遍存在漏汽冲刷痕迹。尤其是1段、3段、5段、6段抽汽口附近的持环程度结合面漏汽痕迹尤其明显。实验结果中也可以看出对应的抽汽温度比设计值高出较多，阐明有高温的蒸汽漏入抽汽口。导致结合面漏汽有汽缸温差大引起汽缸变形，螺栓紧力缺乏，法兰结合面薄弱等缘由。1/24/202465汽缸内的漏汽调理级后蒸汽经过高压缸进汽平衡盘汽封漏汽至高压缸夹层，其中一部分经过中压缸进汽平衡盘汽封漏汽至中压缸，一部分经过夹层流向高压缸排汽口；6根高压缸进汽导汽管及一段抽汽导汽管与内缸接口的密封圈。假设密封不严呵斥主蒸汽或一段抽汽漏至高压缸夹层；高压内缸及持环变形，法兰螺栓断裂或松弛等，呵斥程度结合面张口，蒸汽从通流部分漏至夹层；高压内缸调理级压力传压管断裂，内缸漏汽到高压缸夹层；由于中压缸冷却蒸汽管的割除，使中压缸进汽平衡盘第一道汽封发扬了密封作用，夹层漏至中压缸的流量减小。也呵斥夹层排向高排流量相对增大。1/24/202466汽缸温差大上下缸负温差大是引进型300MW汽轮机的主要问题之一，也是导致汽缸结合面漏汽的主要缘由之一。除此之外，还可引起汽缸变形，动静碰磨，汽封磨损，内缸断螺栓等一系列影响机组平安与经济性的问题。产生上、下缸温差大的缘由是高压缸夹层蒸汽流向与设计思想不符，另外由于调门进汽顺序设计，使低负荷时仅下半缸进汽，汽缸负温差加剧。汽缸上、下缸温差大，呵斥汽缸变形，法兰螺栓接受附加应力增大，螺栓易断裂或松弛。经计算上、下缸温差每添加1℃，通流径向间隙将减小0.01mm，径向汽封易遭到磨损，导致通流效率下降。1/24/202467疏水系统存在的问题1/24/202468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疏水每走漏1t/h对机组经济性的影响(F156)1/24/202469呵斥疏水系统问题的缘由疏水差压大，易呵斥阀芯吹损；由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，呵斥阀门容易走漏、开关不灵等；运转操作方式，机组无论什么形状启、停，均采用一个控制方式，而且易呵斥阀芯吹损，导致正常运转时疏水阀关不严。疏水系统的合理设计。本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有70根左右，漏点多。管径设计不合理。疏水系统由于是辅助的热力系统，功能简单，在设计、安装检修过程中常容易忽视，存在问题较多。甚至存在设计、安装错误。1/24/202470疏水系统优化原那么在各种工况下，疏水系统应能防止汽轮机进水和机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求；为防止疏水阀门走漏，呵斥阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀，原那么上手动阀安装在气动或电动阀门前。为不降低机组运转操作的自动化程度，正常工况下手动截止阀应处于全开形状。当气动或电动疏水阀出现内漏，而无处置条件时，可作为暂时措施，封锁手动截止阀；对于运转中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，而不采用节流疏水孔板延续疏水方式。疏水器选用DFS倒置浮杯式自动疏水器；任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。1/24/202471加热器存在问题回热系统及设备不尽完善，呵斥高、低压加热器运转水位不正常；加热器上、下端差增大，温升缺乏；危急疏水走漏，正常疏水不畅，不能逐级自流；给水旁路走漏；疏水管道振动，弯头吹薄、破裂等问题。1/24/202472轴封与门杆漏汽系统轴封供汽系统漏汽量大轴封疏水系统漏量大轴封压力高轴封溢流量大轴封加热器温升大门杆一档漏汽不畅小汽轮机轴封回汽不畅1/24/202473锅炉及熄灭系统经济性

控制参数1/24/202474降低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，尽能够减少煤粉中大颗粒的含量，强化熄灭，提高燃尽程度。1/24/202475最正确氧量炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、熄灭情况的重要要素，加强锅炉熄灭配风的调整，改善锅炉的熄灭情况，提高锅炉运转效率。因炉膛出口处烟气温度较高，锅炉运转中监测的氧量测点普通在高温过热器后。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添加，需求定期监测空气预热器的漏风，并加强对空气预热器的维护。经过熄灭调整，确定合理的最正确过量空气系数1/24/202476科学的排烟温度是锅炉运转中可控的一个综合性目的,它主要决议于锅炉熄灭情况以及各段受热面的换热情况，坚持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟温度异常、保证锅炉经济运转的根本措施。排烟温度升高5℃，影响锅炉效率降低0.2％〔百分点〕左右，影响煤耗升高0.6g/KW.h。1/24/202477降低厂用电1/24/202478耗费厂用电的主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1/24/202479泵存在的普遍问题扬程偏高选型欠合理1/24/202480循环水泵优化运转进展最正确凝汽器背压实验，其内容包括机组微增出力实验和循环水泵运转优化配置实验，经过不同负荷下改动凝汽器背压，丈量机组的微增功率及循环水泵功耗，寻求最正确凝汽器背压；经过调整循环水泵运转方式或者运转台数，丈量循环水泵流量和功耗，获得循环水泵的运转优化配置，降低电耗。

1/24/202481循环水泵改造

循环水泵改造的方案主要有：双速电机驱动车削叶轮外径；改换叶轮；泵整体改换。根据循泵配置的实践情况，改造时效率、流量何扬程兼顾。循环水系统采用单元制运转时，各单元之间普通应采用联通管衔接，这样既可以完全单元制运转，又可以机组间相互协调。1/24/202482凝结水泵改造变频调理；车削叶轮外径；改换叶轮；泵整体改换。1/24/202483汽动给水泵组优化运转确定汽动给水泵组最正确运转方式主要包括两个方面，一是经过不同负荷定、滑压运转方式下的泵组效率和耗汽量的丈量，确定汽动泵组的最正确运转参数和运转方式；二是根据单台汽动泵余量较大的特点，在低负荷时进展电动泵和汽动泵不同备用方式实验，以获得较高的运转经济性。1/24/202484电站风机节能电站风机耗电量仅次于水泵约占发电容量的1.5-2.5%，对于300MW机组，风机运转效率提高一个百分点，每台机组年节电约40万kWh。呵斥的风机运转效率较低的主要缘由：①风机本身为低效风机；②设计选型不当呵斥高效风机不在高效区运转；③进口管道设计不当破坏了风机进口要求的条件；④出口管道设计不当呵斥涡流损失；⑤风机调理效率低，又经常在低负荷运转。通常，经过改造风机〔叶轮〕或对进、出口管道进展改造，或利用调速技术，提高风机的运转效率。1/24/202485制粉系统节能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，其运转性能对锅炉机组的平安、经济运转有重要影响。钢球磨煤机制粉系统运转的经济性差，应加强对钢球磨煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进展运转优化调整，寻求顺应燃用煤种的最正确钢球装载量、通风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗；综合分析各地钢球磨制粉系统优化运转实验结果，坚持制