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电厂的机组综合经济指标原因分析及采取措施
发布日期:2018-09-20  浏览次数:28
 1、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。

2
解决问题的措施

1)提高锅炉热效率

①降低排烟温度。

②及时消缺,保持吹灰系统设备完好,并优化吹灰枪投用方式。

③降低飞灰可燃物、炉渣可燃物。

④控制锅炉氧量。

⑤降低散热损失。

⑥降低空气预热器漏风率。

⑦控制煤粉细度。

⑧提高汽水品质。

2)降低汽轮机热耗率

①提高主蒸汽初参数。

②控制再热蒸汽温度,尽量减少再热器减温水量。

③提高凝汽器真空。

④提高给水温度。

⑤保持热力系统严密性,及时消除减温水、疏水等系统阀门泄漏缺陷。

⑥合理调整高压调节阀的重叠度。

⑦结合机组检修对汽轮机通流部件进行除垢、调整动静间隙。

3)技术改造

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空气预热器三向密封节能改造。

③汽轮机汽封进行节能改造。

④蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。

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。

⑥汽轮机通流部分改造。

4)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。

⑦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。

⑧制定合理的热、电耗煤量分摊原则。

⑨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。

 

三、厂用电率(%)

 

1
可能存在问题的原因

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

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。

 

四、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。

 

五、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认真实行排污监督制度,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。

 

六、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,认真实行。

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,合理控制用水范围和供水区域。

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。

⑤建立健全各级节水统计报表体系,及时分析总结。

 

七、机组耗油量(t)

 

1
可能存在问题的原因

1)机组启动耗油量高的原因

①机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷。

②机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。

③机、炉操作协调、配合不好,启动时间延长。

④油、粉投运不合理,炉内燃烧不均匀,延长启动时间。

⑤给水加热系统未正常投入,点火时炉水温度低。

⑥汽水品质不合格,启动时间延长。

⑧并网后低负荷煤粉燃烧不佳,延长投油助燃时间。

⑨油枪存在缺陷,燃烧不良。

2)机组助燃耗油量高的原因

①机组低负荷时煤质差。

②机组非计划减出力和非计划停运次数增加。

③煤粉过粗,一、二次风的风速配比不合理。

④主、辅机或系统发生设备缺陷。

⑤检修后在低负荷各种试验时间衔接不合理造成助燃耗油量增高。

⑥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。

⑦正常运行中因汽水品质不合格被迫减负荷。

2
解决问题的措施

1)机组启动时

①机组冷态启动时,严格控制锅炉升温、升压速度,减少用油。

②各专业协调操作,缩短机组启动时间。

③合理安排试验计划,减少试验时间。

④低负荷时段保证燃煤质量。

⑤点火前控制汽水品质达标,减少点火用油。

2)锅炉助燃

①锅炉运行人员加强监视调整,保持燃烧工况良好。

②根据煤质变化,及时调整煤粉细度,稳定燃烧。

③保证风、粉比例合理和一、二次风的风速配比适当。

④避免锅炉结渣、落渣等造成燃烧不稳定投油枪。

⑤加强主、辅机设备的维护,减少机组非计划减出力和非计划停运次数。

3)检修措施

①加强设备维护,防止断煤、断风现象发生。

②改进锅炉低负荷稳燃技术或进行燃烧器改造,减少低负荷稳燃用油。

③采用先进的点火技术。

 
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