大唐集团火电机组能耗指标分析指导意见资料.docx
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大唐集团火电机组能耗指标分析指导意见资料
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中国大唐集团公司火电机组能耗
指标分析指导意见
第一章总则
第一条为进一步规范节能降耗工作管理，落实以热效率为核心的能耗管理思路，指导基层企业的能耗指标分析工作，提高能耗分析水平，制定本指导意见。
第二条能耗指标分析是指通过对能耗指标的实际值与设计值或目标值的对比，分析能耗指标偏差，发现设备运行中经济性方面存在的问题，从而为运行优化调整、设备治理和节能改造提供依据和方向。
第三条能耗指标分析应坚持实时分析与定期分析相结合，定性分析和定量分析相结合，单项指标分析与综合指标分析相结合的原则。
第四条系统各单位要建立健全能耗指标分析体系，完善能耗指标分析制度，建立能耗指标分析诊断的常态机制，及时发现问题、消除偏差，不断提高机组的经济性。
第五条能耗指标分析是机组能耗分析的基础工作，各单位要在日常能耗指标分析的基础上，根据机组实际情况，定期开展专业诊断分析工作，全面、系统的对机组的能耗状况进行诊断，不断挖掘节能潜力。
第六条本指导意见适用于各上市公司、分公司、省公司、基层火力发电企业。
第二章能耗指标体系
第七条火电机组能耗指标体系主要由锅炉、汽轮发电机组以及附属设备及其系统的各类能耗指标等组成。
第八条锅炉能耗指标主要是指锅炉效率，影响锅炉效率的有排烟热损失（q2）、化学不完全燃烧热损失（q3）、机械不完全燃烧热损失（q4）、散热损失（q5）、灰渣物理热损失（q6）。
其主要影响指标有排烟温度、飞灰含碳量、漏风率、氧量等。
第九条汽轮发电机组的能耗指标主要指汽轮机效率（热耗率），影响汽轮机效率的主要是热端效率、冷端效率、通流效率、回热效率等。
主要影响指标有主汽参数、再热汽参数、缸效率、真空度、回热加热系统参数等。
第十条机组厂用电指标主要是指厂用电率，影响厂用电率的主要辅机指标有吸风机、送风机、一次风机、排粉机、磨煤机、脱硫增压风机、脱硫循环泵、脱硫磨机、二次风机、流化风机、冷渣风机、循环水泵、（空冷机组）冷却风机、给水泵、凝结水泵、凝结水升压泵等的耗电率。
第三章锅炉能耗指标分析
第十一条锅炉效率是评价锅炉运行经济性的重要指标，是锅炉能耗水平的综合反映。
锅炉能耗指标重点分析影响锅炉效率的各项热损失。
第十二条排烟热损失是影响锅炉效率的各项热损失中最大的一项热损失。
排烟温度、排烟氧量是决定锅炉排烟热损失大小的重要指标。
第十三条影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负荷、空预器入口温度、空预器换热效果、受热面及尾部烟道积灰、送风量以及燃烧调整等。
（一）日常运行中，应实时分析尾部烟道各段的进出口静压差、烟温、风温等（包括送风机、一次风机、暖风器）数据，与设计值和历史数据进行对比，及时掌握尾部烟道的积灰情况和空预器的换热效果；
（二）根据吹灰前后排烟温度和主、再热汽温的变化情况，定期分析吹灰效果，优化吹灰的次数、时间和程序。
第十四条排烟氧量是体现锅炉系统漏风情况的主要指标。
锅炉系统漏风主要包括空预器漏风、炉本体漏风、负压制粉系统漏风和电除尘漏风。
漏风不仅造成锅炉排烟热损失增大，还会使风机耗电量增加。
（一）应定期检查分析空预器及尾部烟道的严密性。
每月至少测试一次空预器漏风率，每年至少测试一次电除尘漏风率。
根据数据的变化趋势，分析空预器漏风情况。
（二）应定期检查和分析锅炉本体漏风情况。
每月应对锅炉本体进行一次全面检查，重点检查吹灰器、炉底水封、烟道各部位的伸缩节、人孔、检查孔、穿墙管等部位，根据检查情况，对锅炉本体漏风进行分析评价。
（三）日常运行中应加强对负压制粉系统容易发生泄漏的部位的检查分析，掌握系统严密性情况。
第十五条化学不完全燃烧热损失（q3）是由于烟气中的可燃气体CO等未完全燃烧造成的热损失。
影响化学不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质、氧量。
燃用高挥发分煤种的机组（如褐煤、烟煤），应重点关注化学不完全燃烧热损失，锅炉运行中要保持合理的氧量和一、二次风速。
第十六条影响机械不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质和锅炉燃烧状况。
飞灰可燃物是体现锅炉机械不完全燃烧热损失的重要指标。
（一）燃煤的挥发分、灰分以及燃尽特性对飞灰可燃物有较大影响。
应根据锅炉运行的安全、经济性要求，结合设计煤种指标，综合确定入厂煤各项指标的变化范围。
（二）应重点分析一、二、三次风率，风速、氧量、炉内动力场工况、煤质、煤粉细度、均匀性等指标，为优化燃烧调整、降低飞灰可燃物提供依据。
（三）石子煤排量是反映入炉煤质量和磨煤机特性的指标，正常运行中应保证石子煤的正常排出。
石子煤发热量或排量偏大时应从燃煤质量、磨煤机性能、出力等方面具体分析原因。
第十七条氧量是锅炉燃烧调整不可缺少的重要指标，对锅炉的排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失等都有不同程度的影响，是日常运行应重点监控和分析的指标。
应定期通过试验确定最佳氧量以及氧量随负荷变化的曲线，并据此对锅炉日常运行的氧量进行控制调整。
应定期对氧量表进行校验，确保准确，为燃烧分析调整提供可靠依据。
第四章汽轮发电机组能耗指标分析
第十八条汽轮发电机组的热效率是火力发电厂生产过程中对机组效率影响最大的一项指标。
汽轮机发电机组能耗指标分析的重点是影响汽轮机热效率的各项主要指标。
第十九条影响汽轮机本体效率的主要是高、中、低压缸效率。
汽机各抽汽参数直接体现汽轮机缸内运行状况，日常分析中要根据各参数的变化来掌握高、中压缸效率变化情况，机组启动后或本体发生异常后更要加强检查和分析。
重点做好以下工作：
（一）要定期分析调阀重叠度是否合理。
调阀重叠度过大会造成较大的节流损失，影响缸效率。
调阀重叠度应通过试验确定和调整。
（二）加强汽机主要阀门的参数变化的日常监控，如高、低压旁路后以及通风阀后温度等，发现异常升高，应分析是否泄漏。
第二十条回热系统对提高热力循环效率有较大影响，各加热器相关参数的变化都直接影响到循环效率。
要重点分析以下内容：
给水温度，各加热器的投入率（尤其是高加的投入率），各加热器上端差和下端差的变化，各加热器的温升，高加三通阀后的温度，抽汽管道压损的变化，高、低压加热器及轴封加热器的水位，除氧器的运行温度、压力以及抽汽管路的压降等。
第二十一条加强对辅助蒸汽使用情况的分析。
要全面了解和分析各辅汽用户的参数需求，在满足要求的前提下应尽量采用低品质的汽源，减少辅助用汽对汽机效率的影响。
第二十二条汽机冷端状态是对汽机运行效率影响较大的一个因素。
运行中，要定期对凝汽器的端差，循环水温升，凝结水的过冷度，真空严密性，真空泵性能、水塔的冷却性能等进行分析。
重点做好以下工作：
（一）根据对负荷、循环水入口温度、温升、真空等指标的分析，进行循环水泵经济运行调度；
（二）通过分析水塔出口水温与湿球温度的差值，及时掌握水塔的冷却性能；
（三）根据真空泵的各项参数值，分析真空泵的工作性能，选择合适的冷却水温度（尤其是夏季），提高真空泵的出力；
（四）通过对循环水系统和凝汽器各项参数的分析，及时掌握凝汽器的换热性能。
经常检查胶球清洗装置是否定期投入，分析收球率是否正常；分析循环水质指标，掌握循环水是否有结垢或腐蚀倾向。
第二十三条给水泵组对给水系统的经济运行影响很大。
运行中要重点分析给水泵组的出入口温度、压力以及中间抽头的参数，给水泵的入口滤网的压差，汽动给水泵的投入率，给水泵再循环系统的内漏等。
第二十四条补水率是反映机组汽水损失大小的主要指标。
影响补水率的主要有发电汽水损失率、锅炉排污率、发电自用蒸汽消耗量、对外供热（水）量、吹灰用汽量等。
发电汽水损失主要是由于阀门、管道泄漏以及疏水不回收等造成的。
锅炉排污率主要受汽水品质影响。
第二十五条机组运行中，要加强对锅炉主（再）热蒸汽、过（再）热蒸汽减温水流量等参数的实时分析，如偏离目标值，应及时进行调整，保证机组经济运行。
不允许机组额定负荷下长期降压运行；滑压运行的机组，应按优化后的滑压曲线进行调整和控制，不能长期偏离滑压曲线运行。
第五章厂用电指标分析
第二十六条厂用电指标要重点分析主要辅机的耗电率，分析内容包括引起主要辅机电耗升高的各类因素；电机设计功率与设备出力是否匹配，是否存在较大裕度；辅机运行方式是否最优化；主要辅机是否选用高效能设备或进行了高效能改造；全厂厂用电量平衡计算是否相符等。
第二十七条运行中，要加强对各辅机设备运行电流的监视，定期进行比对，出现偏差或异常要及时查找原因。
第二十八条影响引风机耗电率的主要因素是烟道阻力、漏风。
要重点对烟道挡板运行情况，空预器漏风率和前后差压的变化，炉本体、烟道、电除尘漏风情况，脱硫系统烟气阻力以及与脱硫增压风机出力是否匹配等进行检查分析。
第二十九条影响送风机耗电率的主要因素是氧量、漏风、差压。
运行中要分析氧量、空预器漏风率和前后差压是否在合格范围内，二次风系统如风箱等是否存在漏风，风箱差压是否在规程规定范围内等。
第三十条影响一次风机耗电率的主要因素是煤质、漏风、差压。
运行中要分析煤质变化情况，空预器漏风率和前后差压是否在合格范围内，检查一次风系统是否存在漏风。
第三十一条制粉耗电率对厂用电率的影响较大，其影响因素也较多。
主要从以下几个方面分析：
（一）入炉煤质（低位发热量、哈氏可磨系数、挥发份、全水分含量等）的变化情况；
（二）中储式制粉系统是否保持额定出力运行；钢球磨的电流与出力的变化是否正常；分离器的分离效果是否良好；回粉管是否畅通；
（三）直吹式制粉系统，相同负荷下磨煤机运行台数是否合理；
（四）煤粉细度是否结合煤质变化维持在最佳范围内。
第三十二条除灰耗电率主要受机组负荷、燃煤特性及除灰系统自身是否完善等因素的影响。
干除灰系统要重点分析系统设计、输灰方式及程序是否最优化，系统是否存在漏灰、漏气缺陷等。
湿排灰系统要重点分析灰水比是否达到设计值或最优值，灰管线是否存在结垢等影响输灰能力的问题，灰浆泵的运行方式是否合理等。
第三十三条影响电除尘耗电率的主要因素是机组负荷、燃煤特性以及电除尘自身节电性能等。
要重点分析电除尘各电场硅整流变的运行电压和电流是否正常；大梁、灰斗、阴极振动保护箱的加热装置工作是否正常；电除尘电场灰量及出口粉尘浓度的变化情况。
第三十四条凝结水泵、给水泵耗电率受系统阀门内漏（如再循环阀）的影响较大，要加强对出口流量、压力的监视，检查系统阀门是否存在内漏情况。
汽动给水泵组要保证运行稳定，减少电泵运行时间。
第三十五条循环水泵的优化运行对降低循泵耗电率有较大意义。
要根据季节特点和环境温度变化情况，合理调整循泵的运行方式；运行中，实时分析循环水压力变化情况，确定循环水系统管道、阀门和凝汽器阻力是否正常。
第三十六条输煤系统耗电率与入炉煤质，输煤皮带出力，堆取煤量的关系很大。
输煤过程中。
要分析是否存在皮带低出力运行或长时间空转现象。
第三十七条脱硫厂用电率受入炉煤中含硫量的影响较大，应加强入炉煤含硫量的控制。
在保证脱硫效率前提下，要分析制定浆液循环泵优化的运行措施。
机组低负荷时或煤中含硫量低时，可以适当减少氧化风机运行时间。
要定期进行GGH差压的分析，及时清洗，降低系统烟气阻力。
第三十八条要对全厂各辅机设备出力和电机功率是否匹配进行普查分析，对于电机功率有较大裕度的，要进行改造或更换。
第三十九条根据设备运行的特点，做好主要辅机设备运行方式的优化工作，通过综合分析，确定最佳运行方式，以降低电耗。
第四十条加强对化学水处理、制氢站、水源地、灰场等外围附属系统、设施、设备用电情况的分析，优化运行方式，减少设备运行时间，降低耗电量。
第四十一条定期进行全厂厂用电平衡核算，对计入厂用电的设备用电进行全面梳理，对厂用电量不平衡的要认真分析，查找原因。
第六章附则
第四十二条本指导意见由集团公司安全生产部负责解释。
第四十三条本指导意见自下发之日起执行。
附录A
火电机组能耗指标分析表
序号
项目
单位
设计值
目标值
偏差
偏差原因
一
综合指标
1
发电量
万kWh
2
负荷率
%
3
发电煤耗
g/kWh
4
供电煤耗
g/kWh
5
厂用电率
%
6
供热量
GJ
7
供热煤耗
kg/GJ
8
供热厂用电率
%
9
补水率
%
10
汽水损失率
%
11
发电单位油耗
t/亿kWh
二
锅炉
12
锅炉效率
%
13
排烟热损失（q2）
%
14
排烟温度
℃
15
空预器入口风温
℃
16
热风温度（一、二次风温）
℃
17
空预器漏风率（漏风系数）
%
18
排烟氧量
%
19
化学不完全燃烧热损失（q3）
%
20
机械不完全燃烧热损失（q4）
%
21
一次风率
%
22
二次风率
%
23
三次风率
%
24
煤粉细度
%
25
煤粉均匀性
26
飞灰可燃物含量
%
27
炉渣可燃物含量
%
28
石子煤排量
t/h
29
空预器入口氧量
%
30
散热损失（q5）
%
31
锅炉负荷
t/h
32
灰渣物理热损失
%
入炉煤质
33
收到基低位发热量Qnet,ar
kJ/kg
34
收到基灰分Aar
%
35
干燥无灰基挥发分Vdaf
%
36
全水分Mt
%
37
全硫Sar
%
38
可磨系数
HGI
风烟系统
39
空预器烟气侧静压差
kPa
40
空预器进口烟温
℃
41
空预器出口风温（一次）
℃
42
空预器出口风温（二次）
℃
43
暖风器进出口静压差
kPa
电除尘漏风率
％
三
汽机
44
电负荷
MW
45
汽轮发电机组热效率
%
46
汽轮发电机组热耗率
kJ/kWh
47
高压缸效率
%
48
中压缸效率
%
49
低压缸效率
%
50
主汽温度
℃
51
主汽压力
MPa
52
主蒸汽流量
t/h
53
高压旁路后温度
℃
54
低压旁路后温度
℃
55
通风阀前温度
℃
56
通风阀后温度
℃
57
调节级后压力
MPa
58
各调门开度
%
59
一段抽汽压力
MPa
60
一段抽汽温度
℃
61
二段抽汽压力
MPa
62
二段抽汽温度
℃
63
三段抽汽压力
MPa
64
三段抽汽温度
℃
65
四段抽汽压力
MPa
66
四段抽汽温度
℃
67
五段抽汽压力
MPa
68
五段抽汽温度
℃
69
六段抽汽压力
MPa
70
六段抽汽温度
℃
71
七段抽汽压力
MPa
72
七段抽汽温度
℃
73
八段抽汽压力
MPa
74
八段抽汽温度
℃
75
排汽压力
MPa
76
排汽温度
℃
77
给水流量
t/h
78
凝结水流量（进除氧器）
t/h
79
过热减温水量
t/h
80
再热减温水流量
t/h
81
冷再压力
MPa
82
热再压力
MPa
83
再热器压损
MPa
回热系统
84
给水温度
℃
85
高加投入率
%
86
高加出口温度（最后）
℃
87
#1高加水侧出口压力（最后）
MPa
88
#3高加水侧入口压力
MPa
89
#1高加疏水温度
℃
90
#1高加上端差
℃
91
#1高加下端差
℃
92
#1高加水侧温升
℃
93
一段抽汽压损
MPa
94
#2高加疏水温度
℃
95
#2高加上端差
℃
96
#2高加下端差
℃
97
#2高加水侧温升
℃
98
二段抽汽压损
MPa
99
#3高加疏水温度
℃
100
#3高加上端差
℃
101
#3高加下端差
℃
102
#3高加水侧温升
℃
103
三段抽汽压损
MPa
104
除氧器压力
MPa
105
除氧器温度
℃
106
四段抽汽压损
MPa
107
除氧器出口水温
℃
108
排氧门开度
%
109
#5低加疏水温度
℃
110
#5低加上端差
℃
111
#5低加下端差
℃
112
#5低加水侧温升
℃
113
五段抽汽压损
MPa
114
#6低加疏水温度
℃
115
#6低加上端差
℃
116
#6低加下端差
℃
117
#6低加水侧温升
℃
118
六段抽汽压损
MPa
119
#7低加疏水温度
℃
120
#7低加上端差
℃
121
#7低加下端差
℃
122
#7低加水侧温升
℃
123
七段抽汽压损
MPa
124
#8低加疏水温度
℃
125
#8低加上端差
℃
126
#8低加下端差
℃
127
#8低加水侧温升
℃
128
八段抽汽压损
MPa
129
轴封加热器水位
mm
130
轴封加热器温升
℃
131
轴封加热器负压
MPa
辅汽系统
132
高辅联箱温度
℃
133
高辅联箱压力
MPa
134
高辅汽源压力
MPa
135
高辅汽源流量
t/h
136
低辅联箱温度
℃
137
低辅联箱压力
MPa
138
低辅汽源压力
MPa
139
低辅汽源流量
t/h
冷端系统
140
大气压力
KPa
141
真空度
%
142
真空严密性
Pa/min
143
凝结水温度（泵入口处）
℃
144
凝结器循环水入口温度
℃
145
凝结器循环水出口温度
℃
146
循环水入口压力
MPa
147
循环水出口压力
MPa
148
胶球投入率
%
149
胶球回收率
%
150
凝结器端差
℃
151
凝结水过冷度
℃
152
循环水泵出口压力
MPa
153
循环水母管压力
MPa
154
循环水泵电机电流
A
155
干球温度
℃
156
湿球温度
℃
157
真空泵入口压力
MPa
158
真空泵水封水入口温度
℃
159
真空泵水封水出口温度
℃
160
真空泵泵体温度
℃
161
真空泵冷却水入口温度
℃
162
真空泵冷却水出口温度
℃
163
真空泵电机电流
A
给水泵组
164
汽泵投入率
%
电泵投入率
%
165
汽泵前置泵出口压力
MPa
166
汽泵入口压力
MPa
167
汽泵出口压力
MPa
168
汽泵出口温度
℃
169
给水泵流量
t/h
170
小汽机耗汽量
t/h
171
小汽机进汽压力
MPa
172
小汽机进汽温度
℃
173
小汽机排汽压力
kPa
174
汽泵再循环流量
t/h
175
电泵前置泵出口压力
MPa
176
电泵入口压力
MPa
177
电泵出口压力
MPa
178
电泵出口温度
℃
179
电泵流量
t/h
180
电泵再循环流量
t/h
181
电泵电机电流
A
凝结水泵
182
凝结水泵入口压力
MPa
183
凝结水泵出口压力
MPa
184
凝结水泵入口温度
℃
185
凝结水泵出口温度
℃
186
凝结水泵流量
t/h
187
凝结水泵电机电流
A
四
厂用电系统
变压器系统
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