1、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、 主要经济指标锅炉部分锅炉热效率（%）锅炉最低稳燃负荷（MW）14排烟温度（）烟气含氧量（%）16飞灰含碳量（%）17炉渣可燃物（%）18空预器漏风率（%）198煤粉细度R9020制粉系统出力（t/h）21锅炉散热损失（%）一次风机耗电率（%）、单耗（kWh/t）22引风机耗电率（%）、单耗（kWh/t）23送风机耗电率（%）、单耗（kWh/t）24制粉
2、耗电率（%）、单耗（kWh/t）2515过热器减温水量（t/h）再热器减温水量（t/h）26主汽压力（MPa）27主汽温度（）28再热汽温（）29汽轮机部分汽轮机热耗（kJ/kwh）30凝汽器真空度（%）31凝结水过冷度（）33循环水温升（）凝汽器端差（）34真空严密性（kPa/min）35胶球投入率（%）36胶球收球率（%）37给水温度（）38高加投入率（%）高加端差（）39循环水泵耗电率（%）4032凝结水泵耗电率（%）发电机部分发电机漏氢率（%）41脱硫、除灰、燃料部分脱硫投入率（%）42脱硫效率（%）43脱硫系统单耗（kWh/t）44电除尘投入率（%）45电除尘效率（%）除灰系统耗电率
3、（%）、单耗（kWh/t煤）46输煤系统耗电率（%）、单耗（kWh/t煤）燃煤检斤率（%）47燃煤检质率（%）入厂、入炉煤热值差（kJ/kg）48入厂煤热值（kJ/kg）入炉煤热值（kJ/kg）49入炉煤质合格率（%）三、 可靠性指标机组等效可用系数（%）50强迫停运率（%）机组非计划停运次数（次）非计划停运小时（h）51非计划降出力时间（h）利用小时（h）连续运行天数（天）52四、 自动化指标热工自动装置投入率（%）电气保护动作正确率（%）五、 设备管理等级检修全优率（%）53设备缺陷消缺率（%）重大安全隐患消除率（%）54重大节能减排技改项目完成率（%）55重大设备完好率（%）六、 能源计
4、量能源计量器具配备率（%）能源计量器具周期受检率（%）56能源计量器具检测合格率（%）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基准值（仅供参考）完成值（修正后）差距影响供电煤耗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
5、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
6、.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
7、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
8、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
9、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。
10、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
11、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
12、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
13、，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
14、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。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
15、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。2.1降低厂用电率措施。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）。2.2.3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）。2.2.5做好主要辅机维修，减少故障率，保证较高的改造效率。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。2.2.1
16、1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。补水率（%）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
17、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。2.1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、
18、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
19、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。综合耗水率（kg/kWh）1.1循环水浓缩倍率小，循环水系统
20、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。2.1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
21、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。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
