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干货|电厂的机组综合经济指标控制不好?看完此文 必有收获!

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发表于 2017-5-19 16:28:46 |显示全部楼层
  一、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。

  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。

  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。《北极星电力网》

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