干货 | 整整21大项秘诀 让你成为锅炉能耗专家！

十一、磨煤机耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)

1、可能存在问题的原因

1.1磨煤机通风量不足，煤粉过细。1.2磨煤机磨辊和磨碗的间隙过小。1.3磨煤机弹簧加载力过大。1.4“四块”入仓频繁。1.5磨煤机运行方式不合理，效率偏低。1.6煤质差。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持磨煤机最大出力。  2.1.2根据负荷的不同，及时调整磨煤机投运台数。  2.1.3按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。  2.1.4根据磨煤机磨碗差压的大小来控制给煤量，以保证磨煤机的最佳载煤量。  2.1.5控制磨煤机出口温度在规定范围内。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行制粉系统性能试验，确定最佳风煤配比。  2.2.2加强输煤设备检查维护，防止“四块”入仓。

2.3 C/D修，停机消缺。

2.3.1校验标定磨煤机风量，确保正确。  2.3.2 调整磨煤机磨辊和磨碗间隙。  2.3.3磨煤机弹簧加载力调整。  2.3.4磨煤机折向挡板开度调整。  2.3.5给煤机煤量定度校验。……

十二、一次风机耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)

1、可能存在问题的原因

1.1一次风道阻力大。1.2一次风道漏风。1.3空气预热器漏风率大。1.4制粉系统漏风大。1.7一次风调整不合理，风压过高、风量过大。1.5一次风机效率低。1.8机组负荷低。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1确保一次风机出口挡板和一次风道挡板处于全开位置。  2.1.2确保空气预热器吹灰正常。  2.1.3 维持适当的一次风压。  2.1.4按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行制粉系统性能试验，确定最佳风煤配比。  2.2.2定期进行空气预热器漏风试验。  2.2.3及时检查处理机壳、轴封漏风。

2.3检修措施

2.3.1进行一次风机进出口挡板开度位置校验。  2.3.2进行一次风风道漏风治理。  2.3.3对一次风机内部及进口消音器的杂物进行清理。  2.3.4叶轮喇叭口间隙测量，间隙超标时进行更换;  2.3.5对叶轮与机壳间隙进行调整。  2.3.6空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。  2.3.7一次风机进行变频改造。……

十三、送风机耗电率(%)、单耗(kWh/t汽)

1、可能存在问题的原因

1.1锅炉风道漏风。1.2空气预热器漏风。1.3过剩空气系数过大。1.4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。1.5二次风道阻力增加。1.6送风机效率低。1.7机组负荷率低或频繁启停。1.8进风温度高。……

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确保送风机进、出口隔离挡板处于全开位置。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行送风机特性试验，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严格按照规定调整风机动静间隙。  2.3.2调整送风机动叶开度。  2.3.3校验送风机出口挡板开度。  2.3.4清理送风机内部及进口消音器杂物。  2.3.5风道严密性检查处理。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查修复风机叶片，必要时调换损坏严重的叶片。  2.4.2空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。  2.4.3风机效率低于75%时进行节能改造。  2.4.4风机电机进行变频节能改造。……

十四、引风机耗电率(%)、单耗 (kWh/t汽)

1、可能存在问题的原因

1.1锅炉烟道以及除尘器积灰，特别是空气预热器积灰，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空气预热器漏风率大。1.4炉内过剩空气系数过大。1.5机组负荷变化，运行调整不及时，造成炉膛负压过大。1.6机组负荷率低或频繁启停。1.7入炉煤质变差，偏离设计值。1.8除尘器效率低。1.9引风机叶片磨损严重，运行效率低。1.10风机出口脱硫烟道阻力大。1.11锅炉本体汽水管道有泄漏。……

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、后烟气隔离挡板和烟道挡板处于全开位置。  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、空气预热器、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严格按照规定调整风机动静间隙。  2.3.2引风机叶片缺陷消除并进行动叶开度调整。  2.3.3引风机进出口挡板开度校验。  2.3.4风道严密性检查处理。  2.3.5空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。  2.3.6消除除尘器缺陷，提高除尘效率。  2.3.7清理脱硫系统烟道，减小烟道阻力。  2.3.8消除锅炉本体汽水管道泄漏缺陷。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查修复风机叶片，必要时调换损坏严重的叶片。  2.4.2风机效率低于75%时进行节能改造。  2.4.3风机电机进行变频改造。  2.4.4必要时对除尘器进行改造，提高除尘效率。……

十五、主蒸汽压力(MPa)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况汽压升高：

1.1.1发热量升高、挥发分升高或灰分降低。  1.1.2制粉系统启动。  1.1.3 协调控制跟不上AGC调节增负荷指令，煤量大幅增加。  1.1.4炉膛大面积塌焦。  1.1.5人为控制调整不当或自动控制失灵。  1.1.6部分汽轮机主蒸汽调节阀误关。

1.2下列情况汽压降低：

1.2.1煤质不稳定，发热量下降，挥发分下降，灰分、水分升高。  1.2.2一次风管堵塞。  1.2.3锅炉燃烧不佳。  1.2.4水冷壁、过热器漏泄。  1.2.5水冷壁积焦。  1.2.6制粉系统出力不足，或跳闸。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1 AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，则需进行人工干预。  2.1.2通过燃烧调整使主蒸汽压力按经济曲线运行。  2.1.3正常投入主蒸汽压力自动。  2.1.4监视热量释放计算值，煤质变化后应及时进行燃烧调整。  2.1.5人为调节负荷时，煤量增减幅度不能过大。  2.1.6保持制粉系统启停稳定。  2.1.7严格执行吹灰管理制度。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行热力试验，确定机组滑压运行的定压、滑压分界点和经济阀位及滑压运行曲线，滑压运行时保持经济阀位(某一确定的汽轮机高压调节阀开度)运行。  2.2.2提高主蒸汽压力自动投入率及自动调节品质。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1炉膛受热面清焦。  2.3.2进行烟风道清灰。  2.3.3检查处理燃烧器喷嘴损坏缺陷。  2.3.4锅炉受热面磨损情况检查处理，加装防磨罩，调换磨损超标管。  2.3.5消除水冷壁、过热器漏泄。  2.3.6检查、消除制粉系统缺陷。  2.3.7检查处理调节阀电液调节系统缺陷。

2.4 A/B修 技术改造

2.4.1开展炉管寿命管理，对达到使用年限的炉管进行更换。……

十六、主蒸汽温度(℃)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况主蒸汽温度升高

1.1.1炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高 。  1.1.2煤量增加过快。  1.1.3燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。  1.1.4过剩空气量增加。  1.1.5制粉系统启停。  1.1.6减温水自动控制调整不当。  1.1.7过热器吹灰选择不当。  1.1.8给水温度偏低。

1.2下列情况主蒸汽温度降低

1.2.1火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆;喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。  1.2.2燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。  1.2.3过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。  1.2.4锅炉汽包汽水分离效果差。  1.2.5减温水阀门内漏。  1.2.6自动调整不当，减温水量过大。  1.2.7炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。  1.2.8给水温度升高。  1.2.9水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。  1.2.10煤量减少过快。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。  2.1.2人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。  2.1.3进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。  2.1.4调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。  2.1.5正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。  2.1.6加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。  2.1.7通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。  2.1.8合理进行受热面吹灰。  2.1.9分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。  2.2.2提高主蒸汽温度自动调节品质。  2.2.3及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1消除减温水各阀门内漏现象。  2.3.2受热面焦、积灰清理。  2.3.3疏通预热器，处理烟道漏风。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1 对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。  2.4.2对水冷壁、省煤器、再热器、过热器进行割管，检验内部腐蚀结垢情况。  2.4.3受热面结渣、积灰清理。  2.4.4因设备问题使再热蒸汽参数达不到设计值，对受热面或燃烧器进行改造。……

十七、再热蒸汽温度(℃)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况再热温度升高

1.1.1炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高(详见主要经济指标序号5锅炉排烟温度)。  1.1.2煤量增加过快。  1.1.3过剩空气量增加。  1.1.4制粉系统启停。  1.1.5再热减温水自动控制调整不当。  1.1.6再热器吹灰时间选择不当。  1.1.7给水温度偏低。  1.1.8汽轮机高压缸排汽温度高。  1.1.9高旁泄漏，再热器进口温度高。  1.1.10再热冷段抽汽量大。  1.1.11锅炉受热面设计不合理，再热器管壁超温，被迫降温运行。

1.2下列情况再热温度降低

1.2.1火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆;喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多;燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。  1.2.2再热器受热面积灰、结渣、内部结垢。  1.2.3再热减温水阀门内漏。  1.2.4自动调整不当，再热减温水量过大。  1.2.5给水温度升高。  1.2.6水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。  1.2.7煤量减少过快。  1.2.8 #1、#2高压加热器停用，再热蒸汽流量增加。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况时，须对减温水调节进行人工干预。  2.1.2人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。  2.1.3进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。  2.1.4调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的再热温度。  2.1.5正常投入锅炉再热蒸汽温度自动控制。  2.1.6加强监视再热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制再热蒸汽温度。  2.1.7通过试验掌握制粉系统运行方式变化对再热蒸汽温度的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。  2.1.8合理进行受热面吹灰。  2.1.9分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。  2.1.10控制再热冷段抽汽量。  2.1.11尽早投用#1、#2高压加热器。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。  2.2.2及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。  2.2.3提高再热蒸汽温度调节品质。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1消除减温水各阀门内漏缺陷。  2.3.2受热面结焦、积灰清理。  2.3.3 燃烧器检查检修，摆角位置校正。  2.3.4疏通预热器，处理烟道漏风。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1水冷壁、再热器、过热器进行割管，检查内部腐蚀结垢情况。  2.4.2因设备问题使再热蒸汽参数达不到设计值，进行受热面或燃烧器改造。……

十八、过热器减温水量(t/h)

1、可能存在问题的原因

1.1主蒸汽温度过高。1.2减温水阀门内漏。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。  2.1.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。  2.1.3调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度，尽量减少减温水量。  2.1.4正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。  2.1.5加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。  2.1.6通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。  2.1.7合理进行受热面吹灰。  2.1.8按照燃烧调整试验结果，调整煤粉经济细度。  2.1.9合理混配煤，使入炉煤接近设计煤种。  2.1.10提高给水温度。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧优化调整试验，确定锅炉最佳的运行方式。  2.2.2及时消除吹灰器缺陷，保证吹灰器投入率。  2.2.3提高减温水自动调节品质。  2.2.4及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3检修措施

2.3.1疏通预热器，消除烟风道漏风。  2.3.2减温水各阀门内漏治理。  2.3.3停炉后检查清理受热面积灰、结焦。  ……

十九、再热减温水量(t/h)

1、可能存在问题的原因

1.1再热蒸汽温度过高。1.2再热减温水阀门内漏。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。  2.1.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。  2.1.3调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的再热温度，尽量减少减温水量。  2.1.4正常投入锅炉再热蒸汽温度自动控制。  2.1.5加强监视再热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制再热蒸汽温度。  2.1.6通过试验掌握制粉系统运行方式变化对再热蒸汽温度的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。  2.1.7合理进行受热面吹灰。  2.1.8按照燃烧调整试验结果，调整煤粉经济细度。  2.1.9合理混配，使入炉煤接近设计煤种。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式。  2.2.2及时消除吹灰器缺陷，保证吹灰器投入率。  2.2.3提高自动调节品质。  2.2.4及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3 检修措施

2.3.1减温水各阀门内漏治理。  2.3.2停炉后检查清理受热面积灰、结渣。  2.2.3受热面改造。  ……

二十、机组启停用油(t)

1、可能存在问题的原因

1.1机组启动用油量大。

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、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，延长启动时间。  1.1.3机、炉操作协调、配合不好，延长启动时间。  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给水温度较低。  1.1.6汽水品质不合格，延长启动时间。  1.1.7启动时试验安排不合理或运行与检修之间没有配合好，试验时间过长。  1.1.8并网后低负荷煤粉燃烧不佳，延长投油助燃时间。  1.1.9油枪存在缺陷，燃烧不良。  1.1.10风量配比不合理，燃烧不良。

1.2机组停运用油量大。

1.2.1油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，增加用油量。  1.2.2机组停用过程中未按曲线控制降温、降压速度。  ……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1机组冷态启动时，随时提高给水温度，尽量能跟随锅炉汽水饱和温度。  2.1.2机组冷态启动时，按照锅炉启动曲线严格控制升温、升压速度。停机中按照停机曲线严格控制降温、降压速度。  2.1.3启停过程中合理投运油、粉，缩短启动时间。  2.1.4启动前化验锅炉水质，必要时换水提高锅炉水质，可以提高启动中的汽水品质，减少放水量，缩短启动时间。  2.1.5控制好蒸汽参数，防止汽轮机胀差过大，延长启动时间。  2.1.6加强燃油管理，采取油罐放水等措施，保障燃油品质。  2.1.7点火前，清洗和维护油枪及其点火系统，提高油枪的可靠性和燃烧品质。  2.1.8合理安排启动时的试验。

2.2检修及技术改造

2.2.1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。  2.2.2采用先进的点火技术。  ……

二十一、机组助燃油(t)

1、可能存在问题的原因

1.1煤质差或者煤潮湿。1.2主、辅机或系统发生设备缺陷。1.3锅炉冷灰斗除渣，冷灰斗水封水中断、水封破坏，造成燃烧不稳。1.4汽水品质不合格被迫减负荷。1.5电网调度机组低于最低不投油稳燃负荷下运行。1.6锅炉实际最低不投油稳燃负荷偏离设计值。 ……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1严密监视火焰、炉膛负压、氧量等，及时进行燃烧调整，保持燃烧工况良好。  2.1.2根据煤质变化，及时调整掺配煤的比例、煤粉细度，稳定燃烧。  2.1.3避免锅炉结渣、落渣等造成燃烧不稳定投油枪。  2.1.4加强燃料管理，避免湿煤入仓。

2.2日常维护及试验

2.2.1加强设备维护，防止断煤、断风现象发生。  2.2.2定期对烟风挡板门、氧量表、炉膛负压表等进行校验。  2.2.3提高主辅设备可靠性，减少设备消缺用油。

2.3技术改造

2.3.1改进锅炉低负荷稳燃技术。  2.3.2进行燃烧器改造。  ……