中国电力投资集团公司600MW级机组节能对体系指导书(二版).doc

600MW级机组节能对标体系节能对标体系指导表（600MW级机组部分）中电投平圩发电公司二八年三月五日前言中国电力投资集团公司600MW级机组节能对标体系指导表，是立足于初步建立一套对节能对标工作有一定指导作用的实用工具。它将有助于推动发电企业开展节能对标工作，也有助于专业技术人员对有关节能指标问题的诊断及解决。1、指导表主要内容1.1与集团公司600MW级机组节能对标体系各个指标一一对应。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、能量计量等指标，便于对标人员了解机组的整体经济运行情况。1.6提供了主要经济指标变化对应的供电煤耗影响值，供对标人员参考。2、使用建议2.1本指导表既是节能对标的工具，又是电厂自身对有关节能指标问题进行诊断的工具。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、能量计量等指标是整个体系指导表的支撑。对标人员可根据具体情况查看。2.3确定对标基准值：根据具体情况选择合适的、对比性强的基准值，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600MW级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，作为对标的基准值。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，得到可与对标项目基准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）与基准值的差距，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，参考指导表中提供的“可能存在问题的原因”和“解决问题的措施”，找到与基准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、其它3.1指导表所提供的“可能存在问题的原因”和“解决问题的措施”需要再实际工作中不断完善，这也是本指导表的生命之源。只有再实践中不断完善，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，对指导表进行补充。3.2本指导表的使用，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基准值。第一部分：中国电力投资集团公司600MW级机组节能对标体系目录一、 机组综合指标序号指标名称页码1供电煤耗(g/kWh)72综合厂用电率(%)93机组补水率(%)104机组综合水耗(kg/kwh)115机组燃油消耗(t)126非生产用电(kwh)13二、 主要经济指标序号指标名称页码锅炉部分1锅炉热效率(%)132锅炉最低稳燃负荷(MW)143排烟温度()144烟气含氧量(%)165飞灰含碳量(%)176炉渣可燃物(%)187空预器漏风率(%)198煤粉细度R90209制粉系统出力(t/h)2110锅炉散热损失(%)2111一次风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)2212引风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)2313送风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)2414制粉耗电率(%)、单耗(kWh/t)2515过热器减温水量(t/h)2516再热器减温水量(t/h)2617主汽压力(MPa)2718主汽温度()2819再热汽温()29汽轮机部分20汽轮机热耗(kJ/kwh)3021凝汽器真空度(%)3122凝结水过冷度()3323循环水温升()3324凝汽器端差()3425真空严密性(kPa/min)3526胶球投入率(%)3627胶球收球率(%)3728给水温度()3829高加投入率(%)3830高加端差()3931循环水泵耗电率(%)4032凝结水泵耗电率(%)40发电机部分33发电机漏氢率(%)41脱硫、除灰、燃料部分34脱硫投入率(%)4235脱硫效率(%)4336脱硫系统单耗(kWh/t)4437电除尘投入率(%)4538电除尘效率(%)4539除灰系统耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)4640输煤系统耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)4641燃煤检斤率(%)4742燃煤检质率(%)4743入厂、入炉煤热值差(kJ/kg)4844入厂煤热值(kJ/kg)4845入炉煤热值(kJ/kg)4946入炉煤质合格率(%)49三、 可靠性指标序号指标名称页码1机组等效可用系数(%)502强迫停运率(%)503机组非计划停运次数(次)504非计划停运小时(h)515非计划降出力时间(h)516利用小时(h)517连续运行天数(天)52四、 自动化指标序号指标名称页码1热工自动装置投入率(%)522电气保护动作正确率(%)52五、 设备管理序号指标名称页码1等级检修全优率(%)532设备缺陷消缺率(%)533重大安全隐患消除率(%)544重大节能减排技改项目完成率(%)555重大设备完好率(%)55六、 能源计量序号指标名称页码1能源计量器具配备率(%)552能源计量器具周期受检率(%)563能源计量器具检测合格率(%)564能源计量检测率(%)57七、 600MW级机组参数变化对煤耗的影响（57）第二部分：中国电力投资集团公司600MW级机组节能对标体系指导表一机组综合指标序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗1供电煤耗(g/kWh)1可能存在问题的原因1.1发电煤耗高。1.1.1锅炉热效率低（详见主要经济指标序号1锅炉热效率）。1.1.1.1排烟温度高（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。1.2.1.2锅炉氧量过大或过小（详见主要经济指标序号4烟气含氧量）。1.3.1.3灰渣可燃物大（详见主要经济指标序号5飞灰含碳量）。1.4.1.4煤粉粗（详见主要经济指标序号8煤粉细度）。1.5.1.5空气预热器漏风率大（详见主要经济指标序号7预热器漏风率）。1.6.1.6吹灰器投入率低（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。1.7.1.7散热损失大（详见主要经济指标序号10散热损失）。1.1.2汽轮机组热耗率高（详见主要经济指标序号20汽机热耗率）。1.1.2.1汽轮机通流部分效率低。1.1.2.1.1汽轮机高、中、低压缸效率低。1.1.2.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大。1.1.2.2蒸汽初参数低（详见主要经济指标序号17主汽压力、序号18主汽温度）。1.1.2.3蒸汽终参数高（详见主要经济指标序号21凝汽器真空度）。1.1.2.4再热循环热效率低，再热蒸气温度低，再热器减温水流量大（详见主要经济指标序号19再热蒸气温度和序号16再热器减温水量）。1.1.2.5给水温度低（详见主要经济指标序号28给水温度）。1.1.2.6汽水系统（疏放水、旁路系统）严密性差。1.1.2.7凝汽器真空差（详见主要经济指标序号21凝汽器真空度）。1.1.3煤质差。1.1.4管道效率低。1.1.5机组负荷率低。1.1.6季节因素（不可控）。1.2综合厂用电率高（详见综合经济指标序号2综合厂用电率）。1.2.1机组公用系统运行方式不合理。1.2.2入炉煤煤质差，增加系统电耗。1.2.3运行方式不合理，辅机设备的效率低，增加电耗。1.2.4非生产用电高。1.2.5机组负荷率低。1.2.6在锅炉启动中，由于方式安排不合理或汽泵故障，造成电动锅炉给水泵运行时间过长。1.3能量计量不准确。1.4管理原因1.1.6.1发电煤耗数据不准确。1.1.6.2不重视耗差分析，未实现机组优化运行。1.1.6.3约束、激励机制不建全。1.1.6.4煤质差，监督管理不到位。1.1.6.5煤位、粉位未按规定交接班，使机组计算煤耗产生误差。1.1.6.6储煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损失大。1.1.6.7燃烧非单一煤种，未进行合理混配煤。1.1.6.8节能降耗技术改造力度不够。1.1.6.9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降低发电煤耗率措施2.1.1提高锅炉热效率（详见主要经济指标序号1锅炉热效率）。2.1.1.1降低排烟温度的措施（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。2.1.1.2控制锅炉氧量的措施（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。2.1.1.3降低飞灰可燃物、炉渣可燃物的措施（详见主要经济指标序号5飞灰含碳量）。2.1.1.4控制煤粉细度的措施（详见主要经济指标序号8煤粉细度）。2.1.1.5降低空气预热器漏风率的措施（详见主要经济指标序号7预热器漏风率）。2.1.1.6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4烟气含氧量）。2.1.1.7降低散热损失的措施（详见主要经济指标序号10散热损失）。2.1.2降低汽轮机热耗率（详见主要经济指标序号20汽机热耗率）。2.1.2.1提高蒸汽初参数（详见主要经济指标序号17主汽压力和序号18主汽温度）。2.1.2.2提高再热蒸气温度，尽量减少再热蒸气减温水水量（详见主要经济指标序号16再热器减温水量）。2.1.2.3提高给水温度（详见主要经济指标序号28给水温度）。2.1.2.4提高凝汽器真空（详见主要经济指标序号21凝汽器真空度）。2.1.2.5保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统灯内漏问题。2.1.2.6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。2.1.2.7调整高压调门的重叠度。2.1.2.8进行汽轮机通流部分改造。2.1.3提高入炉煤质量，使入炉煤质接近设计值（详见主要经济指标序号45入炉煤质合格率）。2.1.4技术改造2.1.4.1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。2.1.4.2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、风机、风机、凝泵、循泵等大电机进行高效、变频改造。2.1.4.3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。2.1.4.4对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。2.1.4.5对汽轮机通流部分改造。2.1.5其它详见管理措施。2.2降低综合厂用电率措施2.2.1定期对电能计量器具进行校验，保证计量的准确性。2.2.2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。2.2.2.1优化制粉系统运行方式（详见主要经济指标序号14制粉系统耗电率）。2.2.2.2优化循环水泵运行方式（详见主要经济指标序号31循环水泵耗电率）。2.2.2.3优化除灰系统运行方式（详见主要经济指标序号39除灰系统耗电率）。2.2.2.4优化脱硫系统运行方式（详见主要经济指标序号36脱硫系统耗电率）。2.2.2.5优化输煤系统运行方式（详见主要经济指标序号40输煤系统耗电率）。2.2.3加大风烟系统漏风治理，降低风机单耗优化制粉系统运行方式（详见主要经济指标序号13送风机耗电率、序号12引风机耗电率、序号11一次风机耗电率）。2.2.4提高入炉煤质合格率，降低风粉系统、除灰系统、脱硫系统、输煤系统耗电率。2.2.5做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的效率。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.2.6减少机组启停次数，特别是机组非计划停运次数。2.2.7在锅炉启动中，合理安排锅炉上水方式，避免电动锅炉给水泵运行时间过长。2.2.8对半容量定速水泵进行全容量变速改造。2.2.9设备选型过程中，选用技术选进能耗低的设备。2.2.10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、风机、风机、凝泵、循泵等大2.2.11电机进行高效、变频改造。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。2.2.12降低非生产用电2.3管理措施2.3.1加强有关供电煤耗计量器具的计量检定管理，保证计量的准确性。2.3.2重视耗差分析，推动机组性能在线分析系统，实现机组优化运行。2.3.3加强与电网调度部门的联系，减少机组的热备用时间，减少机组的启停次数，尽量保证较高负荷率。2.3.4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。交接班，使机组计算煤耗产生误差。2.3.5制定、落实机组启停过程节电措施。2.3.6积极开展技术交流和竞赛活动。2.3.7严格交接班制度，保证交接班煤位、煤粉规定值，使机组计算煤耗无误差。2.3.8做好储煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损失。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完善小却制度，减少机组非计划停运次数。2.3.11认真开展煤质监督工作。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗2综合厂用电率(%)1可能存在问题的原因1.1发电厂用电率高。1.1.1机组公用系统运行方式不合理。1.1.2入炉煤煤质差。1.1.3运行方式不合理，辅机设备的效率低，电耗高。1.1.4机组负荷率低。1.1.5在锅炉启动中，由于方式安排不合理或汽泵故障，造成电动锅炉给水泵运行时间过长。1.2主变压器损耗率高1.2.1主变压器负荷小，主变压器损耗相对大。1.2.2主变压器运行年限长。1.2.3主变压器与发电机（偏大）不匹配。1.3非生产用电高。1.3.1厂区办公、空调、照明等非生产用电未实行节能管理。1.3.2厂区三产企业及电厂生活区用电未实行计量管理，有偿使用。1.3.3对厂区周围用户偷用厂用电行为管理不力。2解决问题的措施2.1降低厂用电率措施。2.2.1定期对电能计量器具进行校验，保证计量的准确性。2.2.2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。2.2.2.1优化制粉系统运行方式（详见主要经济指标序号9制粉系统耗电率）。2.2.2.2优化循环水泵运行方式（详见主要经济指标序号31循环水泵耗电率）。2.2.2.3优化除灰系统运行方式（详见主要经济指标序号39除灰系统耗电率）。2.2.2.4优化脱硫系统运行方式（详见主要经济指标序号36脱硫系统耗电率）。2.2.2.5优化输煤系统运行方式（详见主要经济指标序号40输煤系统耗电率）。2.2.3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13送风机耗电率、序号12引风机耗电率、序号11一次风机耗电率）。2.2.4提高入炉煤质合格率，降低风粉系统、除灰系统、脱硫系统、输煤系统耗电率。2.2.5做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的改造效率。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。2.2.6减少机组启停次数，特别是机组非计划停运次数。2.2.7在锅炉启动中，合理安排锅炉上水方式，避免电动锅炉给水泵运行时间过长。2.2.8对半容量定速水泵进行全容量变速改造。2.2.9设备选型过程中，选用技术选进能耗低的设备。2.2.10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、风机、风机、凝泵、循泵等大电机进行高效、变频改造。2.2.11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。2.2降低主变损耗的措施2.2.1加强主变检修维护，保证主变负荷及温度在正常范围内工作。2.2.2选用与发电机相匹配的主变压器。2.3降低非生产用电措施2.3.1厂区办公、空调、照明等非生产用电实行节能管理。2.3.2厂区三产企业及电厂生活区用电实行计量管理，有偿使用。2.3.3加大对厂区周围用户偷用厂用电行为管理力度，杜绝偷用厂用电现象。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗3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、水系统存在外泄。1.3亚临界锅炉汽、水品质较差时，需要增大锅炉连续排污和定排，或锅炉汽、水品质好转时，未及时调整排污量。1.4凝汽器膨胀节水封、密封槽水封、真空破坏门水封等阀门水封量大。1.5辅汽用量过大或冬季采暖用汽量大。1.6炉水处理方法不得当。1.7机组启停机次数多。1.8热力系统疏水阀内漏。1.9辅汽疏水箱疏水未充分回收利用。1.10凝结水箱、闭式水箱、定子水箱、真空泵汽水分离器等发生溢流。1.11吹灰器、燃油雾化汽阀门内漏。1.12超临界机组凝结水精处理装置运行不正常。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在机组启停过程中精心操作，减少系统放汽和疏放水。2.1.3亚临界锅炉需认真执行排污监督制度，控制好排污量、排污时间，避免发生排污过量；汽、水品质好转时及时调整锅炉排污量。2.1.4保持凝结水精处理装置正常运行。2.1.5加强检查、监视和调整，防止凝结水箱、闭式水箱、定子水箱、真空泵汽水分离器等发生溢流。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。2.1.8减少对外非生产用汽量和采暖用汽。2.1.9辅汽疏水箱疏水充分回收利用。2.1.10及时调整凝汽器膨胀节水封、密封槽水封、真空破坏门水封等阀门水封量。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对热力系统汽水外泄漏及时进行堵漏处理。2.2.3检查疏水阀、放水阀、排气阀、连排水位调整阀等热力系统阀门严密性，及时消却。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）及时消除缺陷，保证除氧效果，减少除氧器排汽。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。2.3.4对热力系统汽水外泄漏管道及阀门进行检修。2.4 A/B修及技术改造2.4.1处理汽包汽水分离器装置缺陷，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凝结水精处理系统进行改造。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗4综合耗水率(kg/kWh)1可能存在问题的原因1.1循环水浓缩倍率小，循环水系统排污量大。1.2湿式除灰、除渣（灰水比浓度小）。1.3无污水处理设备或污水处理能力不足。1.4供水管网存在泄漏。1.5取、排水计量表计不准确。2解决问题的措施2.1根据水质、凝汽器管材，通过加药配药试验，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。2.2优化除灰、除渣系统运行方式。对于灰浆外排的电厂，应尽量减少外排灰浆，并提高灰水比。2.3对于新建电厂优先选用干除灰系统，并加大炉渣的综合利用。2.4做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多用。减少溢流水、外排水。2.5可根据季节和设备的具体情况减少循环水量。2.6对供水、供热管网定期查漏、消漏。2.7加强对供水用水系统计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性。2.8进行污水处理系统改造，提高污水处理能力，加大污水处理回收利用，节约用水。2.9定期进行水平衡试验，以制定合理的用水、节水方案。2.10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。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗5机组耗油量(t)1机组耗油量高的原因1.1锅炉启动1.1.1机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷，造成启动时间或低负荷时间延长。1.1.2油枪投运不合理，炉内燃烧不均匀，锅炉水循环不好，汽包壁温差大，延长启动时间。1.1.3机、炉操作协调、配合不好，造成启动时间延长。1.1.4机组启动过程中未按曲线控制升温、升压速度。1.1.5炉水蒸汽加热系统未正常投入。1.1.6汽水水不合格，造成启动时间延长。1.1.7未根据煤层投运及负荷情况及时调小用油量。1.1.8等离子喷燃器因缺陷不能投运。1.2稳燃1.2.1锅炉负荷过低或煤质差、锅炉燃烧不稳定。1.2.2一、二次风的风速配比不合理，致使燃烧不稳时。1.2.3锅炉停炉过程中维持机组运行时。1.2.4制粉系统故障（粉仓粉位低，风粉管道、喷燃器磨损、泄漏），被迫退出运行，造成燃烧不稳。1.2.5锅炉冷灰斗除焦，冷灰斗水封水中断、水封破坏，造成燃烧不稳。1.2.6正常运行因电网或机组本身原因被迫减负荷。1.3油枪三用阀内漏。2解决问题的措施2.1机组启动2.1.1机组冷态启动时，有条件的应投入等离子喷燃器，以减少点火初期的用油。2.1.2机组冷态启动时，按照锅炉启动曲线严格控制锅炉升温、升压速度。2.1.3机、炉合理安排操作，协调、配合好，控制好蒸汽参数，避免延长机组启动时间。2.1.4启动过程中合理投运燃烧器，进行燃烧器轮换，缩短启动时间。2.1.5提高汽水品质，缩短锅炉洗硅时间，加强放水工作，尽快建立锅炉水循环，缩短启动时间。2.2稳定燃烧2.2.1加强锅炉运行人员监盘，严密监视火焰信号和炉膛负压的变化，及时根据情况进行燃烧调整，以保持燃烧工况良好。2.2.2注意煤种变化，做到随变随调，如果煤质变化明显要及时通知运行人员和值长，并及时调整掺配煤的比例和煤种，保证煤粉细度，稳定燃烧。2.2.3保证风煤合理和一二次风的风速配比适当。2.2.4粉仓保持高粉位，保证给粉机来粉均匀。2.2.5避免锅炉结焦，落焦等造成燃烧不稳定投油。2.3日常维护2.3.1通过试验改进锅炉低负荷的稳燃技术，确定锅炉最佳低负荷投油值，减少低负荷稳燃用油。2.3.2吹灰、除焦时一定要征得运行人员的同意和密切配合，并按规程规定进行操作。2.3.3加强设备维护，防止断煤粉、断风的现象发生。2.3.4处理等离子系统缺陷，保证离子喷燃器正常备用。2.3.5定期进行油枪泄漏试验，避免油枪三用阀内漏。2.3.6进一步加强燃油计量管理工作。每台锅炉均应装设燃油流量表，保证能单独计量、考核单炉用油量。2.4检修措施2.4.1逐步推进机组状态检修，以减少机组大、小修次数，节约机组点火、停炉用油。2.4.2应全面实施检修作业的标准化，提高机组检修质量，降低机组非计划停运和降低出力次数。2.4.3根据实际情况，积极采用先进的点火技术（如微油点火、等离子点火），对现有的点火燃油系统进行改造，以节约点火用油量。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗6非生产用电(kwh)1可能存在问题的原因1.1厂区办公、空调、照明等非生产用电未实行节能管理。1.2厂区三产企业及电厂生活区用电未实行计量管理，有偿使用。1.3对厂区周围用户偷用厂用电行为管理不力。2解决问题的措施2.1厂区办公、空调、照明等非生产用电实行节能管理。2.2厂区三产企业及电厂生活区用电实行计量管理，有偿使用。2.3加大对厂区周围用户偷用厂用电行为管理力度，杜绝偷用厂用电现象。二、主要经济指标序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗1锅炉热效率(%)1可能存在问题的原因1.1排烟温度高（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。1.2锅炉氧量过大或过小（详见主要经济指标序号4烟气含氧量）。1.3不完全燃烧热损失高，飞灰可燃物、灰渣可燃物大（详见主要经济指标序号5飞灰含碳量）。1.4煤粉细度不合格，煤粉粗（详见主要经济指标序号10煤粉细度）。1.5空气预热器漏风率大（详见主要经济指标序号7预热器漏风率）。1.6吹灰器投入率低（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。1.7散热损失大（详见主要经济指标序号10散热损失）。2解决问题的措施2.1降低排烟温度的措施（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。2.2控制锅炉氧量的措施（详见主要经济指标序号3锅炉排烟温度）。2.3降低飞灰可燃物、炉渣可燃物的措施（详见主要经济指标序号5飞灰含碳量）。2.4控制煤粉细度的措施（详见主要经济指标序号10煤粉细度）。2.5降低空气预热器漏风率的措施（详见主要经济指标序号7预热器漏风率）。2.6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4烟气含氧量）。2.7降低散热损失的措施（详见主要经济指标序号10散热损失）。2.8技术改造2.8.1必要时改造燃烧器，使之适合燃烧煤种。2.8.2省煤器改造，增加换热面积。2.8.3合理设计，改造炉膛形状，有足够的炉膛容积。2.9合理组织一、二、三次风分配，加强气流混合和扰动。2.10控制适当的过剩空气系数。2.11强化对流传热。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值差距影响供电煤耗2锅炉无助油最低稳燃负荷(MW)1可能存在问题的原因1.1煤质偏离设计值，掺配效果不好。1.2燃烧调整不合理。1.3燃烧器存在设计缺陷。1.4煤粉过粗，着火效果差。1.5煤火检设计或安装位置不合理。1.6燃烧器设计或安装不利于低负荷稳燃。1.7锅炉无助油最低稳燃负荷值规定不合理。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，入炉煤质接近设计燃用煤种。 2.1.2优化锅炉低负荷燃烧调整。2.1.3做好煤场防雨雪及输煤皮带冲水工作，防止潮湿的原煤进入原煤仓。2.2日常维护及试验2.2.1做锅炉低负荷燃烧调整优化试验，确定最佳锅炉无助油最低稳燃负荷值及运行方式。2.2.2检查并及时消除燃烧器、制粉系统、风烟系统挡板、火检等相关设备缺陷。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1燃烧器变形或磨损检查处理。2.3.2受热面、烟道积灰、结渣清理。2.3.3各一、二次风挡板状况检查、挡板位置核对调整。2.3.4制粉系统缺陷处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1对火检进行改造更换，使之适应低负荷稳燃要求。2.4.2采用成熟、可靠的新型燃烧器及其它稳燃技术（如浓淡型燃烧器、钝体燃烧器等），对锅炉燃烧器等部件进行改造，提高锅炉在低负荷下的稳燃能力。2.4.3对燃烧器设计缺陷进行改进。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值(修正后)差距影响供电煤耗3锅炉排烟温度()1可能存在问题的原因1.1投入上层燃烧器多或单只燃烧器出力大，火焰中心位置上移。燃烧调整不当，或制粉系统运行方式不合理，燃烧延迟。1.2锅炉本体漏风、制粉系统漏风，炉膛出口过剩空气系数大、火焰中心上移。1.3煤粉粗，着火及燃烧反应速度慢。1.4煤质挥发分低、灰分高、水分高，着火困难，燃烧推迟。1.5受热面结渣、积灰，过热器、再热器或省煤器传热面积减少。1.6汽水品质不合格，受热面内部结垢，传热效率下降。1.7吹灰设备投入不正常。水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器传热效率下降。1.8制粉系统运行方式不合理。1.9锅炉氧量高。1.10烟气露点温度高。1.11送风温度高。1.12烟温测点所装位置不合理或测量装置故障。1.13磨煤机出口温度控制过低，磨煤机风粉混合物温度低，燃烧延迟。1.14空预器入口前烟道漏风。 1.15磨煤机出口温度控制过低，磨煤机掺冷风量过多。 1.16空预器积灰，换热效果差。1.17一次风率偏高。1.18给水温度高。1.19受热面布置不合理或结构不佳1.20环境温度高，空预器烟气与一、二次风换热量下降。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据机组负荷变化，及时调整燃烧器和制粉系统运行方式，控制火焰中心位置，防止受热面结焦。2.1.2经常检查炉膛看火孔、人孔门在关闭状态，及时调整炉底水封槽进水阀，使齿板有足够的水量和水封槽合适的水位高度。2.1.3根据机组负荷变化，及时调整风量，保持最合适的炉内过剩空气系数。2.1.4运行中加强锅炉吹灰，适当缩短吹灰间隔，保持各受热面的清洁。2.1.5当煤质发生变化时，及时调整燃烧，保证燃烧完全和炉膛火焰中心适当。2.1.6控制磨煤机出口温度在允许的上限值运行，增加磨煤机热风使用量，降低冷风使用量。2.1.7在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高一次风风粉混合物的温度，减少冷风的掺入量。2.1.8根据小指标优化中排烟温度目标值，对燃烧进行调整。2.1.9合理地控制风、粉比例。氧量定值应经热值修正，保持内最佳氧量运行，防止缺氧燃烧并造成受热面结焦。2.1.10严格控制锅炉锅水水质指标，当受热面管内含垢量超标时，应及时酸洗。2.1.11合理运行煤粉燃烧器。运行参数正常时，一般应投用下层燃烧器。用燃烧器以及一、二次风挡板调整汽温时，应注意使用单操的方式控制火焰中心高度。2.1.12监视煤粉细度变化情况。煤粉变粗时，利用制粉系统定期工作，调整磨碗间隙、磨煤机折向门开度，调整煤粉细度。燃用劣质煤种时，还应通过混煤掺煤的方式，提高燃煤品质。2.2日常维护及试验2.2.1进行燃烧调整试验，确定不同煤质下的经济煤粉细度。2.2.2测试煤粉细度，发现异常及时调整处理。2.2.3经常检查炉膛看火孔、炉墙、炉底水封，若发现漏风及时封堵，减少炉本体漏风。2.2.4每月至少进行一次空预器漏风试验，及时消除扇形板自动空装置缺陷，保证扇形板投入正常，及时消除空预器漏风。2.2.5对吹灰器枪管弯曲及经常卡在炉内等缺陷及时进行处理，保证吹灰器投入率在95以上。2.2.6根据吹灰器电动机电流记录，针对电流较大的吹灰器进行处理。2.2.7通过试验，设计合理的风粉配比曲线，定期测量磨煤机出口风速，并校验一次风量的测量系统，防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大。2.2.8加强对吹灰器的运行维护，保证吹灰设备投入率，防止受热面积灰。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1燃烧器变形或磨损检查处理。2.3.2受热面、烟道积灰、结渣清理。2.3.3烟气挡板状况检查、挡板位置核对调整。2.3.4锅炉本体、空预器、制粉系统查漏堵漏。2.3.5锅炉本体：炉顶密封、看火孔、人孔门、炉墙、炉底密封水槽堵漏治理。2.3.6空预器：检查处理扇形板变形、脱落、及轴承磨损，调整密封间隙。2.3.7制粉系统：磨煤机风门、防爆门、挡板漏风治理。2.3.8烟道、膨胀节漏风治理。2.3.9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（省煤器、过热器、再热器）进行技术改造，降低排烟温度。2.4.2燃烧器变形或磨损处理、更换及燃烧器改造。2.4.3受热面、烟道积灰、结渣全面处理。2.4.4水冷壁、省煤器、再热器、过热器进行割管检验内部腐蚀结垢情况。2.4.5尾部烟道易磨损部位焊补及做防磨处理。2.4.6锅炉本体、烟道等伸缩部位采用先进的塑性材料密封。2.4.7对烟温测点改装位置或校核测量装置。2.4.8空预器扇形板等密封装置改造。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值差距影响供电煤耗4烟气含氧量(%)1可能存在问题的原因1.1由于锅炉本体漏风、制粉系统漏风增加了锅炉炉膛出口过剩空气系数。1.2炉膛结渣。1.3燃用劣质煤或入炉煤煤质变差，,煤粉着火燃尽困难。1.4氧量表计不准，影响锅炉氧量。1.5锅炉燃烧器设计、运行方式不合理。1.6燃烧器结焦。1.7中心风管烧损。1.8燃烧器一、二次风挡板动作与燃料量不匹配1.9锅炉负荷变化，风、粉调整不及时。1.10最佳锅炉氧量值确定不准确。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1当机组负荷、煤质发生变化时，及时调整锅炉氧量的曲线或方案，投入氧量自动控制，控制锅炉氧量。氧量定值应经煤质热值修正，适应不同煤质、不同负荷燃烧需要。2.1.2投入空预器密封自动装置，减小漏风。2.1.3根据锅炉负荷、煤质变化情况，及时进行风量调整，保持合适的一、二风配比，保持最佳锅炉氧量控制值，使煤粉燃烧完全。及时投入空预器密封自动装置，定期检测空预器漏风率，调整密封间隙，减小漏风，提高一、二次风进风温度。2.1.4根据运行优化系统目标值，调整锅炉氧量目标值。燃烧智能优化与CCS氧量自动控制实现闭环控制。2.1.5 投入燃烧智能控制系统，进一步提高机组运行经济性。2.1.6根据飞灰含碳量在线检测值，炉渣检测值，修正氧量定值，保持锅炉最佳氧量。2.1.7维持燃烧器中心风管压力大于0.5KPA。2.1.8防止或减轻锅炉结渣。2.1.9按规程要求进行锅炉本体吹灰，视情况适当增加吹灰次数。2.1.10检查大风箱、燃烧器一、二次风门挡板动作可靠，开度正常。2.1.11给煤机保持称重方式运行，定期标定，实现燃烧风煤比得以精确计量与控制。2.1.12检查大风箱、燃烧器一、二次风门挡板动作可靠，开度正常，防止局部缺氧燃烧。2.1.13定期检测炉膛漏风率并消除漏风。2.1.14充分利用运行优化中氧量曲线目标值，指导运行调整。2.2日常维护及试验2.2.1定期开展锅炉燃烧调整试验，不断完善机组负荷、煤质发生变化时控制锅炉氧量的曲线或方案。对测点改装位置或校核测量装置。2.2. 2锅炉检修前后进行漏风试验和风门特性试验。2.2. 3进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值。2.2.4每月至少进行一次空预器漏风试验，及时消除扇形板自动空装置缺陷，保证扇形板投入正常，及时消除空预器漏风。2.2.5定期校验氧量表计，确保表计准确。2.2.6加强大风箱、燃烧器一、二次风门挡板维护，提高各挡板动作可靠性。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1一次风管和防磨衬里松脱、变形、裂纹、磨损检查处理。2.3.2烟道做风压试验，检查严密性，处理泄漏部位。2.3.3烟气挡板位置、开度、缺损、变形、松脱、密封、卡涩检查处理。2.3.4锅炉本体、空预器、制粉系统漏风查漏堵漏。2.4.5锅炉本体：炉墙、炉顶密封、开火孔、人孔门、炉底密封板变形、腐蚀及水槽漏风检查处理。2.4.6空预器密封间隙测量调整，扇形板变形、磨损处理，密封间隙自动调整装置机构检查处理。2.4.7制粉系统漏风检查处理。2.4 A/B修及技术改造2.4.1一次风管和防磨衬里松脱、变形、裂纹、磨损更换处理，加装防磨装置。2.4.2锅炉本体、空预器、制粉系统漏风查漏堵漏治理，空预器扇形板等密封装置改造。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。2.4.4进行锅炉空气动力场试验，确保燃烧燃烧动力场正常。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值差距影响供电煤耗5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，燃尽程度变差。1.3燃煤水分高，水汽化吸收热量，锅炉炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟，燃尽不完全。1.4煤粉粗，着火及燃烧反应速度慢。1.5锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。1.6一、二次风速及一、二次风量配比不当。1.7测量装置所装位置不合理或测量装置故障。1.8直流燃烧器上倾角调整过大或钝体磨损。1.9旋流燃烧器各风量挡板和旋流器的故障或调节不当。1.10燃烧器类型与煤种不适应。1.11热风温度偏低，使煤粉气流的初温较低，着火过迟。1.12燃烧器之间煤粉分布不均。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1当机组负荷、煤质发生变化时，及时调整锅炉氧量的曲线或方案，投入氧量自动控制，控制锅炉氧量。2.1.2根据飞灰含碳量在线检测值，修正氧量定值，保持锅炉最佳氧量。保持锅炉最佳氧量,使煤粉燃烧完全。2.1.3投入燃烧智能控制系统，提高锅炉燃烧效率。2.1.4强化锅炉燃烧，一、二次风适时混合，提高炉膛温度，保持火焰不偏斜，炉内气流扰动强烈。2.1.5根据煤质变化情况，及时调整煤粉细度。定期检测煤粉细度，通过改变分离器挡板、磨碗间隙和磨煤机通风率等，调整的煤粉细度，提高锅炉的燃烧效率。2.1.6充分利用储煤场、分煤门进行混配煤掺烧，降低入炉煤灰分、水份，提高入炉煤热值。2.1.7合理调整一、二次风量配比及风速, 保持锅炉最佳氧量,使煤粉燃烧完全。2.1.8增加机组负荷，提高炉膛温度，保持火焰不偏斜，炉内气流扰动强烈。2.1.9检查磨煤机磨辊液压装置是否跟踪调节正常，液压蓄能器工作是否正常。磨辊弹簧紧力过低时应更换。2.1.10实时录入燃烧智能优化中入炉煤工业分析、元素分析成份，实现燃烧智能优化与CCS自动调整闭环控制，精细化调节。2.1.11合理调整一、二次风量配比及风速，维持较高的磨后温度运行，强化燃烧。2.2日常维护及试验2.2.1定期取样分析飞灰可燃物、炉渣可燃物含量，发现异常及时分析处理。2.2.2消除燃烧器缺陷，更换钝体。合理调整直流燃烧器倾角。2.2.3旋流燃烧器应进行单只的燃烧优化试验。2.2.4磨煤机定期检查，调整煤粉细度。2.2.5定期开展锅炉燃烧调整试验，不断完善机组负荷、煤质发生变化时控制锅炉氧量的曲线或方案。对测点改装位置或校核测量装置。2.2.6不定期对磨煤机相关部件磨损、磨碗间隙、分离器挡板及液压油系统进行检查处理。2.2.7燃料混配尽量均匀，以利完全燃烧。2.3 C/D修，停机消缺2.3.1燃烧器位置、磨损、烧损、结渣检查处理。2.3.2检查各风门的严密性，各管道漏风情况以及各风机叶片的磨损情况并处理，消除系统漏风。2.4 A/B修及技术改造2.4.1必要时对燃烧器进行改进，使之适应煤种。2.4.2加装飞灰含碳量再线检测装置。2.4.3必要时对锅炉二次风门进行改造。序号指标名称基准值(仅供参考)完成值差距影响供电煤耗6炉渣可燃物(%)1可能存在问题的原因1.1煤质差，偏离设计值。1.2煤粉粗，未充分燃烧。1.3排渣量偏大。1.4氧量过小，燃烧器配风不当。1.5一次风未能调平，各粉管出力不一致。1.6磨煤机内部煤粉分离装置失效。1.7煤水份高，着火困难，燃烧推迟。1.8一、二次风速及风量配比不当。1.9燃烧器布置、类型与煤种不适应。2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1根据飞灰含碳量