发电业务生产技术指标对标工作指导手册.doc

生产技术指标对标工作指导手册神东电力公司发电业务生产技术指标对标工作指导手册神华神东电力公司二九年九月发电业务生产技术指标对标工作指导手册1主要内容1.1该手册是神东电力公司对标管理制度中指标体系的配套指导文件。1.2提供了各项指标“可能存在问题的原因”和“解决问题的措施”。其中，综合指标的内容侧重于方向性，便于把握重点；主要经济指标的内容则侧重于针对性，便于深入分析。对标人员可据此迅速分析出某一指标出现问题的原因所在，同时提出解决办法。1.3综合指标：反映对标机组的综合经济运行情况，并通过提供的选择，对比较感兴趣的方面进行重点跟踪。若需要详细分析，可查看后面主要经济指标的具体内容。1.4主要经济指标：反映了各经济指标的情况。比照提供的选项，找出存在差距的具体原因和比较有操作性的解决办法。1.5提供了可靠性、自动化、设备管理、能源计量等指标，便于对标人员了解机组的整体经济运行情况。2使用建议2.1本手册既是生产技术指标对标的工具，又能帮助电厂自身对有关对标指标问题进行诊断。2.2体系目录部分可作为直观的引导，机组综合指标部分是对标的核心，主要经济指标和可靠性、自动化、设备管理、能源计量等指标是整个体系的支撑。对标人员可根据具体情况查看。2.3确定对标标杆值：根据具体情况选择合适的、对比性强的标杆值，如设计值、历史最好值、行业标准、国家标准或国内同类型机组最好值（建议参考中国电力企业联合会发布的全国各等级火电机组技术协作会年度机组竞赛评比数据汇总表中的同类型机组数据）等，作为对标的标杆值。2.4确定实际完成值：对照指标项目表，核实统计数据，将机组的指标完成值按照机组负荷率等因素进行修正，得到可与对标项目标杆值相比较的实际完成值（修正值）。2.5计算差距：计算指标实际完成值（修正值）与标杆值的差距，并按耗差法计算出相应的供电煤耗率影响值。2.6分析原因，提出措施：通过调研分析，参考指导手册中提供的“可能存在问题的原因”和“解决问题的措施”，找到与标杆值有差距的各种可能因素，确定产生差异的主要原因，并提出相应的解决措施。3其他3.1指导手册所提供的“可能存在问题的原因”和“解决问题的措施”需要在实际对标工作中不断完善，这也是本指导手册的生命之源。只有在实践中不断完善，持续改进，才能发挥出更大的作用。希望参与对标的专家提供宝贵有益的素材，对指导手册进行补充。3.2本指导手册的使用，还需要建立一套数据指标平台，便于对标人员选择出可比性强的标杆值。生产技术指标对标体系目录一、机组综合指标序号指标名称页码1供电标煤耗率(g/kWh)72发电标煤耗率(g/kWh)93直接厂用电率(%)104综合厂用电率(%)115补水率(%)126综合耗水率(kg/kWh)137机组耗油量(t)14二、主要经济指标序号指标名称页码锅炉部分1锅炉额定出力(t/h)162锅炉最大连续出力(t/h)163锅炉无助燃油最低稳燃负荷(MW)164锅炉热效率(%)175排烟温度()176飞灰含碳量(%)197底渣可燃物(%)208烟气含氧量(%)219散热损失(%)2210空预器漏风率(%)2311一次风机耗电率（%）、单耗(kWh/t汽)2412二次风机耗电率（%）、单耗(kWh/t汽)2413引风机耗电率（%）、单耗(kWh/t汽)2514高压流化风机耗电率（%）2615主蒸汽压力(MPa)2716主蒸汽温度()2717再热蒸汽温度()2818过热器减温水量(t/h)2919再热器减温水量(t/h)2920机组冷态启动用油(t)31汽轮机部分21汽机额定出力(MW)3122汽机最大连续出力(MW)3223汽机热耗率(kJ/kWh)3324真空度(%)3425真空严密性(kPa/min)3426给水温度(机侧)()3527高加投入率(%)3628加热器端差()3729给水泵耗电率(%)3830凝结水泵耗电率(%)3931辅机冷却水泵耗电率(%)4032空冷风机耗电率(%)4133真空泵耗电率(%)42发电机、变压器部分34变压器损耗(%)43脱硫、灰、燃料、化学部分35脱硫系统投入率(%)4436脱硫效率(%)4537脱硫系统耗电率（%）4538除灰、渣系统耗电率（%）、单耗(kWh/t煤)4639输煤系统耗电率（%）、单耗(kWh/t煤)4740燃料检斤率(%)4841燃料检质率(%)4942入厂煤入炉煤热值差(kJ/kg)4943入厂煤低位发热量(kJ/kg)5044入炉煤低位发热量(kJ/kg)5145汽水品质合格率(%)52三、可靠性指标序号指标名称页码1等效可用系数(%)602等效强迫停运率(%)603非计划停运次数604非计划停运小时(h)615非计划降出力时间(h)616连续运行天数61四、自动化指标序号指标名称页码1主要热控监测仪表投入率、准确率(%)632热控自动投入率、合格率(%)633电气保护及自动装置投入率、正确动作率(%)64五、设备管理序号指标名称页码1等级检修全优率(%)652设备消缺率(%)653重大安全隐患消除率(%)664技改项目完成率(%)665设备完好率指标(%)67六、能源计量序号指标名称页码1能源计量器具配备率(%)682能源计量器具周期受检率(%)693能源计量器具检测合格率(%)694能源计量检测率(%)69第二部分：生产技术指标对标指导一机组综合指标序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响1供电标煤耗率(g/kWh)以利用小时5000h/年，标煤价300元/t计，每上升1g/kWh导致经济损失30万元/年。1可能存在问题的原因1.1发电标煤耗率高（详见序号2发电标煤耗率）1.1.1锅炉热效率低（详见主要经济指标序号4锅炉热效率）。1.1.2汽机热耗率高（详见主要经济指标序号23汽机热耗率）。1.1.3煤质差。1.1.4季节因素（不可控）。1.1.5管道效率低。1.1.6机组负荷率低。1.2直接厂用电率高（详见序号3直接厂用电率）1.2.1运行方式不合理，辅机设备效率低。1.2.2机组公用系统运行方式不合理。1.2.3煤质差。1.2.4机组负荷率低。1.3能源计量不准确。1.4管理原因1.4.1供电标煤耗率数据不准确。1.4.2不重视耗差分析，未实现机组优化运行。1.4.3激励、约束机制不健全。1.4.4煤质监督管理不到位。1.4.5煤位未按规定交接班，计算机组煤耗存在系统误差。1.4.6贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。1.4.7燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。1.4.8节能降耗计划不合理，改造力度不够。1.4.9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2.1降低发电标煤耗率措施（详见序号2发电标煤耗率）2.1.1提高锅炉热效率（详见主要经济指标序号4锅炉热效率）。2.1.2降低汽机热耗率（详见主要经济指标序号23汽机热耗率）。2.1.3提高入炉煤质量，使入炉煤质接近设计值。2.1.3技术改造2.1.3.1采用先进的燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。2.1.3.2对一、二风机、引风机、凝结水泵、辅机冷却水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.1.3.3过热蒸汽或再热蒸汽温度偏离设计值较大，可对过热器、再热器进行改造。2.1.3.4对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。2.1.3.5汽轮机通流部分改造。2.1.4其它详见管理措施。2.2降低直接厂用电率措施（详见序号3直接厂用电率）2.2.1优化运行方式2.2.1.1优化辅机冷却水泵运行方式（详见主要经济指标序号31辅机冷却水泵耗电率）。2.2.1.2优化除灰、渣系统运行方式（详见主要经济指标序号38除灰、渣系统耗电率）。2.2.1.3优化脱硫系统运行方式（详见主要经济指标序号37脱硫系统耗电率）。2.2.1.4优化输煤系统运行方式（详见主要经济指标序号39输煤系统耗电率）。2.2.2加大风烟系统漏风治理，降低风机单耗（详见主要经济指标序号11一次风机耗电率、12一次风机耗电率、13引风机耗电率、14高压流化风机耗电率）。2.2.3提高入炉煤煤质，降低风系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。2.2.4做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的工作效率。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.2.5减少机组启停次数，特别是机组非计划停运。2.2.6应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对一、二次风机、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.2.7对半容量定速水泵进行全容量变速改造。2.3管理措施2.3.1加强有关供电标煤耗计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性。2.3.2制定、落实机组启停过程节电措施。2.3.3重视耗差分析，实现机组优化运行。2.3.4加强与电网调度部门的联系，减少机组的备用时间，减少机组的启停次数，尽量保持较高负荷率。2.3.5积极开展技术交流和竞赛活动。2.3.6认真开展煤质监督工作。2.3.7严格交接班制度，保证交接班煤位规定值，使机组计算煤耗无误差。2.3.8做好贮煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损耗。2.3.9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。2.3.10根据大修前的试验结果制定完善的节能降耗技术方案，并在大修中实施。2.3.11完善消缺制度，减少机组非计划停运次数。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响2发电标煤耗率(g/kWh)1可能存在问题的原因1.1锅炉热效率低（详见主要经济指标序号4锅炉热效率）。1.1.1排烟温度高（详见主要经济指标序号5排烟温度）。1.1.2吹灰器投入率低（详见主要经济指标序号5排烟温度）。1.1.3灰渣可燃物大（详见主要经济指标序号6飞灰含碳量和序号7底渣可燃物）。1.1.4锅炉氧量过大或过小（详见主要经济指标序号8烟气含氧量）。1.1.5散热损失大（详见主要经济指标序号9散热损失）。1.1.6空气预热器漏风率大（详见主要经济指标序号10预热器漏风率）。1.1.7一、二次风量配比不合理。1.1.8煤粒度不再规定范围内。1.1.9汽水品质差（详见主要经济指标序号45汽水品质合格率）。1.2汽机热耗率高（详见主要经济指标序号23汽机热耗率）。1.2.1汽轮机通流部分效率低1.2.1.1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。1.2.2蒸汽初参数低（详见主要经济指标序号15主蒸汽压力和序号16主蒸汽温度）。1.2.3蒸汽终参数高（详见主要经济指标序号24真空度）。1.2.4再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大（详见主要经济指标序号17再热蒸汽温度和序号19再热器减温水量）。1.2.5给水回热循环效率低，给水温度低（详见主要经济指标序号26给水温度）。1.2.6真空差（详见主要经济指标序号24真空度）。1.2.7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机组负荷率低。1.5管理原因1.5.1发电标煤耗数据不准确。1.5.2不重视耗差分析，未实现机组优化运行。1.5.3约束、激励机制不健全。1.5.4煤质差，监督管理不到位。1.5.5煤位未按规定交接班，使机组计算煤耗产生误差。1.5.6贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损失大。1.5.7燃烧非单一煤种，未进行合理混配煤。1.5.8节能降耗技术改造力度不够。1.5.9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2.1提高锅炉热效率（详见主要经济指标序号4锅炉热效率）。2.1.1降低排烟温度（详见主要经济指标序号5排烟温度）。2.1.2及时消除吹灰器缺陷，提高吹灰器投入率（详见主要经济指标序号5排烟温度）。2.1.3降低飞灰可燃物、底渣可燃物（详见主要经济指标序号6飞灰含碳量和序号7底渣可燃物）。2.1.4控制锅炉氧量（详见主要经济指标序号8烟气含氧量）。2.1.5降低散热损失（详见主要经济指标序号9散热损失）。2.1.6降低空预器漏风率（详见主要经济指标序号10空预器漏风率）。2.1.7合理调整一、二次风配比。2.1.8控制煤粒度。2.1.9提高汽水品质（详见主要经济指标序号45汽水品质合格率）。2.2降低汽机热耗率（详见主要经济指标序号23汽机热耗率）。2.2.1提高蒸汽初参数（详见主要经济指标序号15主蒸汽压力和序号16主蒸汽温度）。2.2.2提高再热汽温度，尽量减少再热器减温水量（详见主要经济指标序号19再热器减温水量）。2.2.3提高真空（详见主要经济指标序号24真空度）。2.2.4提高给水温度（详见主要经济指标序号26给水温度）。2.2.5保持热力系统严密性，及时消除减温水、疏放水、旁路等系统阀门缺陷。2.2.6合理调整高压调门的重叠度。2.2.7结合机组检修对汽轮机通流部件进行了除垢、调整动静间隙。2.3技术改造2.3.1进行汽轮机通流部分改造（详见主要经济指标序号23汽机热耗率）。2.3.2采用先进的燃烧技术，使锅炉适应不同的煤种，特别是适应劣质煤和低挥发分煤，提高燃烧效率，实现低负荷稳燃，防止结焦，节约点火用油。2.3.3对一、二风机、引风机、凝结水泵、给水泵、循环水泵等进行高效、变速改造。2.3.4过热蒸汽或再热蒸汽温度偏离设计值较大，可考虑对过热器、再热器进行改造。2.3.5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进行疏水冷却器、蒸汽冷却器、疏水系统管道改造。2.4管理措施2.4.1加强燃料管理（详见主要经济指标序号42入厂煤入炉煤热值差）。2.4.2重视耗差分析，采用机组性能在线分析系统，积极开展小指标竞赛活动，使机组始终处于最佳工况运行。2.4.3加强与电网调度部门的联系，减少机组备用时间，减少机组的启停次数，尽量保证较高负荷率。2.4.4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。2.4.5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。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响3直接厂用电率(%)1可能存在问题的原因1.1机组运行方式不合理，辅机设备的效率低。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入炉煤质差。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根据主要辅机的性能指标，保证其工作点处于高效区内，同时优化其运行方式。2.2.1优化辅机冷却水泵运行方式（详见主要经济指标序号31辅机冷却水泵耗电率）。2.2.2优化除灰渣系统运行方式（详见主要经济指标序号38除灰渣系统耗电率）。2.2.3优化脱硫系统运行方式（详见主要经济指标序号37脱硫系统耗电率）。2.2.4优化输煤系统运行方式（详见主要经济指标序号39输煤系统耗电率）。2.3加大风烟系统漏风治理，降低风机单耗（详见主要经济指标序号11一次风机耗电率、12二次风机耗电率、13引风机耗电率、14高压流化风机耗电率）。2.4提高入炉煤质，降低风系统、除灰渣系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。2.5做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的工作效率。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.6减少机组启停次数，特别是机组非计划停运次数。2.7应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对一、二次风机、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.8对半容量定速水泵进行全容量变速改造。2.9设备选型过程中，选用技术先进能耗低的设备。2.10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。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响4综合厂用电率(%)1可能存在问题的原因1.1直接厂用电率高（详见序号3直接厂用电率）1.1.1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入炉煤质差。1.1.4机组负荷率低。1.2变压器损耗高（详见主要经济指标序号34变压器损耗）1.2.1 变压器容量不匹配。1.2.2 变压器散热条件差。1.2.3 变压器油质超标。1.2.4 制造或检修质量差。1.2.5 机组负荷率低.1.3供热厂用电量大1.3.1供热量大。1.3.2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（详见序号3厂用电率）2.1.1优化辅机冷却水泵运行方式（详见主要经济指标序号31辅机冷却水泵耗电率）。2.1.2优化除灰渣系统运行方式（详见主要经济指标序号38除灰渣系统耗电率）。2.1.3优化脱硫系统运行方式（详见主要经济指标序号37脱硫系统耗电率）。2.1.4优化输煤系统运行方式（详见主要经济指标序号39输煤系统耗电率）。2.1.5加大风烟系统漏风治理，降低风机单耗（详见主要经济指标序号11一次风机耗电率、12二次风机耗电率、13引风机耗电率、14高压流化风机耗电率）。2.1.6提高入炉煤质，降低风系统、除灰渣系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。2.1.7做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的工作效率。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.1.8减少机组启停次数，特别是机组非计划停运次数。2.1.9应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对一、二次风机、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。2.1.10对半容量定速水泵进行全容量变速改造。2.2降低变压器损耗的措施（详见主要经济指标序号34变压器损耗）。2.2.1选用容量匹配的变压器。2.2.2保证变压器散热设备运行良好。2.2.3加强变压器油质监督，保证油质合格。2.2.4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。2.3.2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。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响5补水率(%)1可能存在问题的原因1.1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机组自用蒸汽量大。1.6炉水处理方法不科学。1.7机组启停机次数多。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1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。2.1.2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2.2.1及时处理好凝结水精处理系统缺陷，保证正常投运。2.2.2及时堵漏，管道、设备的连接尽量采用焊接。2.2.3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。2.2.4定期校验补水计量装置，确保准确可靠。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1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。2.3.2检查处理各泵密封缺陷和容器外漏缺陷。2.3.3消除凝汽器泄漏，提高水质，减少排污量。 2.4 A/B修及技术改造2.4.1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。2.4.2检修后按照规定进行热力系统容器及管道冲洗。2.4.3可考虑加装凝结水精处理装置。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响6综合耗水率(kg/kWh)1可能存在问题的原因1.1辅机冷却水系统补水量增加。1.2无污水处理设备或污水处理能力不足。1.3供水管网存在泄漏。1.4取、排水计量表计不准确。2解决问题的措施2.1检查辅机冷却水系统是否有泄漏情况。2.2做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多用。2.3可根据季节和设备的具体情况减少辅机冷却水用量。2.4根据机组负荷情况做好供水系统的经济调度。2.5对供水、供热管网定期查漏，及时消漏。2.6定期校验供水用水系统计量器具，保证其计量的准确性。2.7进行污水处理系统改造，提高污水处理能力，节约用水。2.8管理措施2.8.1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。2.8.2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。2.8.3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。2.8.4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。2.8.5建立健全各级节水统计报表体系，及时分析总结。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响7机组耗油量(t)1可能存在问题的原因1.1机组启动耗油量高的原因（详见主要经济指标序号20机组冷态启动用油）1.1.1机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷。1.1.2油、煤投运不合理，延长启动时间。1.1.3机、炉操作协调、配合不好，启动时间延长。1.1.4机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。1.1.5炉水加热系统未正常投入。1.1.6汽水品质不合格，启动时间延长。2解决问题的措施（详见主要经济指标序号20机组冷态启动用油）2.1机组启动时2.1.1机组冷态启动时，严格控制锅炉升压速度，减少用油。2.1.2各专业协调操作，缩短机组启动时间。2.1.3启动过程中合理把握投煤时间，缩短启动时间。2.1.4提高汽水品质，尽早停用点火用油。2.2锅炉助燃2.2.1锅炉运行人员加强监视调整，保持燃烧工况良好。2.2.2根据煤质变化，及时调整风、煤，稳定燃烧。2.2.3保证一、二次风的风速配比适当。2.2.4避免锅炉结焦等造成停炉。2.3检修措施2.3.1加强设备维护，防止断煤、断风现象发生。2.3.2改进锅炉低负荷稳燃技术，减少低负荷稳燃用油。2.3.2采用先进的点火技术。二、主要经济指标序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响1锅炉额定出力(t/h)1可能存在问题的原因1.1因锅炉“四管泄漏”采取堵管措施，造成过热器、再热器或省煤器传热面积减少。1.2给煤系统出力不足。1.3空气预热器漏风、积灰、堵管严重。1.4主、辅机或系统发生设备缺陷。1.5煤质差。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据煤质、机组负荷的变化及燃烧设备情况，进行优化燃烧调整试验。2.1.2合理掺、配煤，保证煤质接近设计值。2.2检修措施2.2.1疏通、修补或更换管式空气预热器管子，清理烟道积灰。2.2.2焊补引风机磨损叶片或更换叶轮。严格按照标准调整离心风机的动静间隙。2.2.4恢复因“四管泄漏”被堵的管排。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响2锅炉最大连续出力(t/h)参见序号1锅炉额定出力。序号指标名称标杆值完成值差距影响3锅炉无助燃油最低稳燃负荷(MW)1可能存在问题的原因1.1煤质差，掺配效果不好。1.2燃烧调整不合理。1.4煤粒度不符合。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1燃用混合煤种时，配煤比例要恰当、均匀，入炉煤质接近设计煤种。2.1.2优化锅炉低负荷燃烧调整。2.1.3多雨地区的燃煤电厂应备足一定数量的干煤，防止潮湿的原煤直接进入原煤仓。2.2检修措施2.2.1采用成熟、可靠的新型稳燃技术，对锅炉燃烧。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响4锅炉热效率(%)1可能存在问题的原因1.1排烟温度高（详见序号5排烟温度）。1.2吹灰器投入率低（详见序号5排烟温度）。1.3灰渣可燃物大（详见序号6飞灰含碳量和序号7底渣可燃物）。1.4锅炉氧量过大或过小（详见序号8烟气含氧量）。1.5散热损失大（详见序号9散热损失）。1.6空气预热器漏风率大（详见序号10空预器漏风率）。1.7煤粒度。1.8汽水品质差（详见序号45汽水品质合格率）。2解决问题的措施2.1降低排烟温度（详见序号5排烟温度）。2.2及时消除吹灰器缺陷，提高吹灰器投入率（详见序号5排烟温度）。2.3降低飞灰可燃物、炉渣可燃物（详见序号6飞灰含碳量和序号7炉渣可燃物）。2.4控制锅炉氧量（详见序号8烟气含氧量）。2.5降低散热损失（详见序号9散热损失）。2.6降低空气预热器漏风率（详见序号10空预器漏风率）。2.7控制燃煤粒度在合格范围内。2.8提高汽水品质（详见序号45汽水品质合格率）。2.9技术改造2.9.1省煤器改造，增加换热面积。 序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响5排烟温度()1可能存在问题的原因1.1因锅炉“四管泄漏”进行堵管，造成过热器、再热器或省煤器传热面积减少。1.2受热面结渣、积灰。1.3水质控制不严，受热面内部结垢。1.4空预器堵灰，换热效率下降。1.5给水温度低（详见序号26给水温度）。1.6烟气露点温度高。1.7送风温度高。1.8吹灰设备投入不正常。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1机组负荷变化，及时调整风量和煤量，保持最合适的炉内过剩空气系数。2.1.2定期进行受热面吹灰，保持受热面清洁。2.1.3保持合适的烟气流速，减少尾部受热面积灰。2.1.4根据送风温度，及时投入暖风器或热风再循环，运行中控制空预器冷端壁温高于其对应的烟气露点温度，使锅炉在控制低温腐蚀的前提下达到最低的排烟温度。2.2日常维护及试验2.2.1进行燃烧优化调整试验。2.2.2每月至少进行一次空预器漏风试验，及时消除空预器漏风。2.2.3经常检查炉漏风情况，减少锅炉本体漏风。2.2.4保证吹灰器投入率在95%以上。 2.3 C/D修，停机消缺2.3.1受热面、烟道积灰、结渣检查清理。2.3.2烟气挡板状况检查，挡板位置核对调整。2.3.3锅炉本体、空预器漏风查漏堵漏2.3.3.1锅炉本体：炉顶密封、看火孔、人孔门漏风检查治理。2.3.3.2空预器：管子磨损、堵塞、腐蚀等情况检查治理，疏通及修补磨损的管子。2.3.3.3烟道、膨胀节漏风缺陷检查处理。2.3.4吹灰器及相关设备检查处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1受热面积灰、结渣全面检查处理。 2.4.2水冷壁、省煤器、再热器、过热器监视段进行割管检验内部腐蚀结垢情况。2.4.3锅炉本体、空预器漏风查漏堵漏等治理工作。2.4.4对“四管泄漏”采取的堵管进行恢复。2.4.5尾部烟道易磨损部位焊补及做防磨处理。2.4.6受热面（省煤器、过热器、再热器）进行技术改造，降低排烟温度。2.4.7省煤器增加换热面积改造2.4.7.1全部采用光管省煤器，在原有光管省煤器上增加同规格蛇形管。2.4.7.2改为鳍片式。2.4.7.3改为螺旋肋片式。2.4.7.4在原有光管省煤器上增加部分螺旋肋片。2.4.8进行增设暖风器改造。2.4.9锅炉本体、烟道等伸缩缝采用先进的塑性材料密封。序号指标名称标杆值完成值差距影响6飞灰含碳量（%)1可能存在问题的原因1.1燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降。1.2燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃烬程度变差。1.3燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟。1.4锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。1.5一、二次风量配比不当。1.6燃煤粒度不符合要求。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1调整破碎粒度，使燃煤粒度达到合格。2.1.2合理调整一、二次风配比，保持最佳锅炉氧量，使煤粉充分燃烧。2.1.3提高入炉煤混配均匀性，保证锅炉燃烧稳定。2.2日常维护及试验2.2.1进行燃烧优化调整试验。2.2.2每班取样化验分析飞灰可燃物，发现异常及时分析调整。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1对省煤器、预热器的烟气、空气走廊进行封堵，提升预热器的换热效率，提高热风温度。2.4 A/B修及技术改造2.4.1检查处理风门严密性和管道漏风。2.4.2加装飞灰含碳量在线测量装置。序号指标名称标杆值完成值差距影响7底渣可燃物(%)1可能存在问题的原因1.1燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降。1.2燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃烬程度变差。1.3燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟。1.4锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。1.5一、二次风量配比不当。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1合理调整一、二次风配比，保持最佳锅炉氧量，使煤粉充分燃烧。2.1.2提高入炉煤混配均匀性，保证锅炉燃烧稳定。2.2日常维护及试验2.2.1进行燃烧优化调整试验。2.2.2每天取样化验分析炉渣可燃物，发现异常及时分析调整。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1对省煤器、预热器的烟气、空气走廊进行封堵，提升预热器的换热效率，提高热风温度。2.3.1跟换磨损的风帽，减少漏渣量。2.4 A/B修及技术改造2.4.1检查处理风门严密性和管道漏风。序号指标名称标杆值完成值差距影响8烟气含氧量(%)1可能存在问题的原因1.1锅炉本体漏风，增大了炉膛出口过剩空气系数。1.2入炉煤质变差，煤粒着火、燃尽困难。1.3锅炉负荷变化，风、煤调整不及时。1.4最佳锅炉氧量值确定不准确。1.5氧量测量不准确。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1锅炉负荷、煤质变化时，调整一、二风量，保持最佳锅炉氧量控制值。2.1.2保持炉膛负压正常，减少炉膛漏风量。2.2日常维护及试验2.2.1锅炉检修前后进行漏风试验和风门特性试验。2.2.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值。 2.2.3每月至少测试一次空预器漏风，为漏风治理提供依据。 2.2.4定期标定氧量测量装置，保证测量的准确性。 2.2.5及时检查、调整风烟系统挡板位置。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1烟道做风压试验，检查严密性，处理泄漏部位。2.3.2 烟气挡板位置、开度、缺损、变形、松脱、密封、卡涩检查处理。2.3.3锅炉本体、空预器漏风查漏堵漏2.3.4.1锅炉本体：炉墙、炉顶密封、看火孔、人孔门漏风检查处理。2.3.4.2空预器：受热面及风、烟道积灰吹扫、清洗、清理，受热面磨损、堵塞、腐蚀、穿孔检查处理，修补或更换磨损的管子，伸缩节清理及磨损检查处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1锅炉本体、空预器漏风查漏堵漏等治理。2.4.2空预器低温段管箱更换。2.4.3锅炉本体、烟道等伸缩缝采用先进的塑性材料密封，减少漏风。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响9散热损失(%)1可能存在问题的原因1.1保温材料选用不符合技术要求。1.2保温材料理化性能指标不符合技术要求。1.3保温施工工艺和检修不符合技术要求。1.4保温材料膨胀缝处理不当。1.5临时检修设备拆除保温后未及时恢复保温或保温效果不好。2解决问题的措施2.1每年至少进行一次保温测试，检测保温质量。2.2表面温度超标的传热体均应进行保温，特别是应注意对阀门法兰、弯头等处的保温工作，有脱落和松动的保温层应及时修补。2.3对炉顶密封结构、炉内内衬部位的炉墙保温情况进行检查处理。2.4对炉顶及炉墙严密性差的锅炉，应采用新材料、新工艺或改造原有结构的措施加以解决。2.5根据使用部位和所要求的材料理化性能指标，选用合格的保温材料。2.6根据锅炉炉墙与密封罩的严密程度、热力设备与管道的散热损失或表面温度的超标和保温结构等情况，确定检修项目。2.7加强热力设备、管道、阀门保温的监督和维护，保温效果应列入A/B修竣工验收项目，保温完好情况应列入C/D修、停机消缺及日常维护消缺的验收项目。序号指标名称标杆值完成值差距影响10空预器漏风率(%)1可能存在问题的原因1.1管子磨损、腐蚀或安装（检修）质量引起的管子泄漏和管板裂纹。1.2运行过程中送风机出口风压控制过高，漏风量增大。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据送风温度及时投入暖风器，确保空气预热器入口温度在规定范围内。2.1.2加强对空气预热器出入口风压差和烟气压差的监视调整。2.2日常维护及试验2.2.1每月至少进行一次空预器漏风试验。2.2.2确保空气预热器吹灰器正常投入。2.2.3加强暖风器系统检查维护，避免暖风器泄漏。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1空预器漏风治理（详见序号5排烟温度）。2.3.3加装空预器出入口氧量测量装置，可在线监测空预器的漏风情况。2.4 A/B修及技术改造2.4.1.疏通及修补磨损的管子或更换低温段预热器管箱。2.4.2入口端加防磨环，在入口管板上加装防磨管。2.4.3末级管式空预器改造为热管式或加装前置式热管空预器。 序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响11一次风机耗电率（%）单耗(kWh/t汽) 1可能存在问题的原因1.1锅炉风道、空气预热器漏风。1.2炉内过剩空气系数过大。1.3入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相同负荷下的燃煤量、燃烧用风量增加。1.4风道阻力增加。1.5一次风机效率低。1.6机组负荷率低或频繁启停。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据锅炉优化燃烧调整试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。2.1.2保持一次风机前、后隔离挡板处于全开位置。2.2日常维护及试验2.2.1进行一次风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。2.2.2 风道严密性检查处理。2.2.3入口滤网杂物检查清理，风门挡板缺陷及时处理。2.2.4及时检查处理机壳、轴封漏风。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1叶轮焊缝裂纹、变形、磨损检查处理。2.3.2风道严密性检查处理。2.3.3预热器管穿孔检查处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1严格按照标准调整离心风机的动静间隙。2.4.2风机效率低于75%时进行节能改造。2.4.3风机电机进行变速改造。2.4.4更换低温段预热器管箱或更换磨损严重的管子。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响12二次风机耗电率（%）单耗(kWh/t汽)1可能存在问题的原因1.1锅炉风道、空气预热器漏风。1.2炉内过剩空气系数过大。1.3入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相同负荷下的燃煤量、燃烧用风量增加。1.4风道阻力增加。1.5二次风机效率低。1.6机组负荷率低或频繁启停。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据锅炉优化燃烧调整试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。2.1.2保持二次风机前、后隔离挡板处于全开位置。2.2日常维护及试验2.2.1进行二次风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。2.2.2 风道严密性检查处理。2.2.3入口滤网杂物检查清理，风门挡板缺陷及时处理。2.2.4及时检查处理机壳、轴封漏风。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1叶轮焊缝裂纹、变形、磨损检查处理。2.3.2风道严密性检查处理。2.3.3预热器管穿孔检查处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1严格按照标准调整离心风机的动静间隙。2.4.2风机效率低于75%时进行节能改造。2.4.3风机电机进行变速改造。2.4.4更换低温段预热器管箱或更换磨损严重的管子。序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响13引风机耗电率（%）单耗(kWh/t汽) 1可能存在问题的原因1.1锅炉烟风道、尾部受热面以及除尘器积灰，特别是空气预热器积灰、堵管，造成烟风道阻力增加。1.2锅炉烟道、尾部受热面以及除尘器漏风。1.3炉内过剩空气系数过大。1.4机组负荷变化，运行调整不及时。1.5机组负荷率低或频繁启停。1.6入炉煤质变差，偏离设计值。1.7引风机叶片磨损严重，运行效率低。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1严格执行吹灰制度，防止受热面积灰、堵灰，降低烟气系统阻力。2.1.2保持引风机前、后烟气隔离挡板处于全开位置。2.1.3根据锅炉优化燃烧试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。2.1.4调整炉膛负压，减少炉膛及烟道漏风。2.2日常维护及试验2.2.1进行引风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。2.2.2锅炉本体、空预器、烟道、电除尘器等系统漏风检查、处理。2.2.3及时检查处理机壳、轴封漏风。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1叶片、叶轮裂纹、变形、磨损检查、修补。2.3.2进出口挡板、调节挡板及传动装置检查处理。2.3.3变速装置检查处理。2.3.4严格按照标准调整离心风机的动静间隙。2.3.5空预器、烟道积灰清理，空预器堵管疏通及消除漏风。2.4 A/B修及技术改造2.4.1风机叶片、叶轮更换。2.4.2风机效率低于75%时进行节能改造。2.4.3风机电机进行变速改造。 序号指标名称标杆值完成值(修正后)差距影响14高压流化风机耗电率（%）1可能存在问题的原因1.1风道阻力增加。1.2高压流化风机效率低。1.3机组负荷率低或频繁启停。2