可门电厂节能基础问答

可门电厂节能基础问答50题

1.什么是负荷率与出力系数

负荷率是平均负荷与最高负荷之比，用以说明负荷的均衡程度。 负荷率＝（计算期平均负荷/计算期最高负荷）×100％

对于发电厂更多关心的是机组在运行时接带负荷的情况，故电厂用出力系数来反应发电厂的出力情况，出力系数（及负荷系数）是指平均负荷与发电机额定容量之比，因此严格讲，出力系数与负荷率不同。

出力系数＝（计算期利用小时/计算期运行小时）×100％ 一般来说，出力系数越高，机组的经济性能越好。

2.什么是供电煤耗，主要影响因素是？

供电煤耗率是指火电厂每供出1KWh电能所消耗的标准煤量（g/kwh）。供电煤耗率（g/kwh）＝发电标准煤量（T）/计算期内供电量(kwh); 主要影响因素： （1）发电煤耗率高

①锅炉热效率低。②汽机热耗率高。③煤质差。④季节因素（不可控）。⑤管道效率低。⑥机组负荷率低。 （2）厂用电率高

①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。 （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不重视耗差分析，未实现机组优化运行。③激励、约束机制不健全。④煤质监督管理不到位。⑤煤位、粉位未按规定交接班，计算机组煤耗存在系统误差。⑥贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。⑦燃烧非单一煤种时，未进行合理的配煤掺烧。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。

3.经济煤粉细度的定义，经济煤粉细度的选取主要考虑哪些因素

答：随着煤粉细度R90的减小、煤粉变细、飞灰含碳量降低。考虑固态未完全燃烧热损失与厂用电（制粉单耗引起），对于煤粉细度存在一个经济煤粉细度。经济煤粉细度是指锅炉的不完全燃烧损失与制粉系统电耗之和，即q4+qzf为最小时的煤粉细度。

经济煤粉细度的选取主要考虑以下三个因素：

1) 煤的燃烧特性。一般来说，挥发分高、灰分少、发热量高的煤燃烧性能好，

煤粉细度可以适当放粗。

2) 燃烧方式、炉膛的热强度和炉膛的大小。旋风炉、炉膛的热强度高及炉膛极

大、较高时，煤粉细度可以适当放粗。

3) 煤粉的均匀性系数。煤粉的均匀性较好时，煤粉细度可以适当放粗。

4.煤粉细度及煤粉均匀性对燃烧有何影响？

煤粉越细，越均匀，煤粉总的表面积越大，挥发份越容易尽快析出，有利于着火和燃烧，降低排烟、化学、机械不完全燃烧热损失，提高锅炉效率，但煤粉过细炉膛容易结焦。

煤粉越粗，越不均匀，不易着火，燃烧时间延长，使燃烧不稳，火焰中心上移，烟温升高，增加机械不完全燃烧和排烟损失，降低锅炉效率，并增加受热面磨损。

5.为什么要监督调整煤粉细度?

煤粉细度可通过改变通风量、粗粉分离器挡板开度或转速来调节。当煤粉过粗时，燃烧不完全，当煤粉过细时，燃烧能完全，但增加了磨煤机的耗电量和降低磨煤机的寿命，加大磨煤机磨损。所以要根据不同的煤种，定期监测煤粉细度以及飞灰含碳和大渣含碳量，保证煤粉的最佳经济燃烧，调整风量和出粉口角度。

1) 减小通风量，可使煤粉变细，反之，煤粉将变粗。当增大通风量时，应适当

关小粗粉分离器折向挡板，以防煤粉过粗。同时，在调节风量时，要注意监视磨煤机出口温度。

2) 开大粗粉分离器折向挡板开度或转速，或提高粗粉分离器出口套筒高度，可

使煤粉变粗，反之则变细。但在进行上述调节的同时，必须注意对给煤量的调节。

6.锅炉生产过程主要包括哪些热损失

主要有：排烟热损失q2、化学未完全燃烧热损失q3、固体未完全热损失q4、散热损失q5、灰渣物理热损失q6，其中排烟热损失q2最大，固体未完全热损失q4次之。

锅炉的热平衡是指输入锅炉的热量与鼓励输入热量之间的平衡。输出热量包括用于生产具有一定热能的蒸汽的有效利用热量以及生产过程中的各项热量损失。

如果把输入的热量即燃料燃烧所放出的热量看成100%，则可以建立以百分数表示的热平衡方程式：即： 100%=(q1+q2+q3+q4+q5+q6)% 式中：

q1--锅炉有效利用热量占输入热量的百分数，%

q2--排烟热量损失占输入热量的百分数，%（约占5%~7%）

q3--化学不完全燃烧热量损失占输入热量的百分数，%（是指排烟中残留的可燃气体，如CO、H2、CH4等未放出其燃烧热二造成的损失，煤粉炉不超过0.5%） q4--固体未完全燃烧热量损失占输入热量的百分数，%（是由飞灰和炉渣中的残碳所造成的热损失，约占0.5%~5%） q5--锅炉散热损失占输入热量的百分数，% q6--灰渣物理热量损失占输入热量的百分数，%

7.简述排烟热损失q2定义及影响因素

答：排烟热损失q2是锅炉各项热损失中最大的（约占5%~7%）。锅炉排烟温度偏高，会严重影响锅炉经济运行（一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失约增加0.5%~0.8%）；过高的排烟温度，对锅炉后电除尘及脱硫设备的安全运行也构成威胁。降低排烟热损失包括两个方面，一是降低排烟温度，二是降低总烟气量。

影响锅炉排烟温度的运行方面的因素，主要包括受热面结垢积灰结渣、过量空气系数、火焰中心位置、炉膛及制粉系统漏风、一次风率、磨煤机出口温度、空气预热器进口风温、制粉系统运行方式、锅炉负荷、燃料品质、燃料水分等。

8.降低排烟热损失q2主要节能措施

1) 时刻注意氧量的变化，控制合理的过量空气系数。同时要正确监视和分析炉

膛出口氧量表和排烟氧量表及风量的变化，并参照风机运行情况，进行调整。在满足燃烧条件下尽量减少送风量，氧量按燃烧调整卡中下限执行。 2) 合理投入煤粉燃烧器。正常运行时，一般应投下层燃烧器，以控制火焰中心

位置，维持炉膛出口正常的烟温。

3) 根据煤种变化合理调整风、粉配合，及时调整风量配比，避免煤粉气流冲墙，

防止局部高温区域的出现，减少结渣的发生。同时磨通风量过大、磨出口温度过低，也会造成燃烬时间延长，造成炉膛出口温度升高，引起排烟热损失上升。其中磨通风量调整以尽量偏低运行为佳，磨出口温度一般按调整卡维持80度以上运行。

4) 按照吹灰制度加强定期吹灰，以保持受热面清洁，降低传热热阻，有效降低

排烟温度。

5) 及时关闭各检查门、观察孔，以减少漏风。运行中发现检查门观察孔漏风需

及时联系检修。

6) 制粉系统在运行中应少开冷风，加大热风比率，提高热一次风量，提高空预

器换热效果，降低排烟温度与稳定燃烧。

9.运行中发现锅炉排烟温度升高，可能有哪些原因？

7) 受热面结渣、积灰。无论是炉膛的水冷壁结渣积灰，还是过热器、对流管束、

省煤器和预热器积灰都会因烟气侧的放热热阻增大，传热恶化使烟气的冷却效果变差，导致排烟温度升高。

8) 过量空气系数过大。正常情况下，随着炉膛出口过量空气系数的增加，排烟

温度升高。过量空气系数增加后，虽然烟气量增加，烟速提高，对流放热加强，但传热量增加的程度不及烟气量增加的多。可以理解为烟速提高后，烟气来不及把热量传给工质就离开了受热面。

9) 漏风系数过大。负压锅炉的炉膛和尾部竖井烟道漏风是不可避免的，并规定

了某一受热面所允许的漏风系数。当漏风系数增加时，对排烟温度的影响与过量空气系数增加相类似。而且漏风处离炉膛越近，对排烟温度升高的影响就越大。

10) 给水温度。当汽轮机负荷太低或高压加热器解列时都会使锅炉给水温度降

低。一般说来，当给水温度升高时，如果维持燃料量不变，省煤器的传热温差降低，省煤器的吸热量降低，使排烟温度升高。

11) 燃料中的水分。燃料中水分的增加使烟气量增加，因此排烟温度升高。 12) 锅炉负荷。虽然锅炉负荷增加，烟气量、蒸汽量、给水量、空气量成比例地

增加，但是由于炉膛出口烟气温度增加，所以使排烟温度升高。负荷增加后炉膛出口温度增加，其后的对流受热面传热温差增大，吸热量增多，所以对流受热面越多，锅炉负荷变化对排烟温度的影响越小。

13) 燃料品种。当燃用低热值煤气时，由于炉膛温度降低，炉膛内辐射传热减少，

低热值煤气中的非可燃成分，主要是N2、CO2、H2O较多，使烟气量增加，所以排烟温度升高。煤粉炉改烧油以后，虽然烧油时炉膛出口过量空气系数较烧煤时低，但由于燃料油中灰分很少，更没有颗粒较大的灰粒，不存在烟气中较大灰粒对受热面的清洁作用，对流受热面污染较严重。所以燃烧不好，经常冒黑烟的锅炉排烟温度升高。

14) 制粉系统运行方式。制粉系统运行时漏入的冷空气作为一次风进入炉膛，流

经空气预热器的空气量减少，使排烟温度升高，反之，当制粉系统停运时排烟温度降低。

10.运行中发现排烟过量空气系数过高，可能是什么原因？

1) 送风量太大。表现为炉膛出口过量空气系数和送、引风机电流较大。 2) 炉膛漏风较大。负压锅炉的炉膛内是负压，而且炉膛下部的负压比操作盘上

的炉膛负压表指示值要大得多。所以，空气从炉膛的人孔、检查孔、炉管穿墙处漏入炉膛，都会使炉膛出口过量空气系数增大。

3) 尾部受热面漏风较大。由于锅炉尾部的负压较大，空气容易从尾部竖井的人

孔、检查孔及省煤器管穿墙处漏入。在这种情况下，送风机电流不大，排烟的过量空气系数与炉膛出口的过量空气系数之差超过允许值较多，引风机的电流较大。

4) 空气预热器管泄漏。在这种情况下，引、送风机电流显著增加，预热器出口

风压降低，严重时会限制锅炉负荷。预热器前后的过量空气系数差值显著增大。

直流锅炉一点火，就要需要有一定量的工质强迫流过蒸发受热面，以保证受热面得到可靠的冷却。启动流量的大小，对启动过程的安全性、经济性均有直接影响。启动流量越大，流经受热面的工质流速较高，这除了保证有良好的冷却效果外，对水动力的稳定性和防止出现汽水分层流动都有好处。但启动流量过大，将使启动时的容量增大。启动流量过小，又使受热面的冷却和水动力的稳定性难以保证。确定启动流量的原则是：在保证受热面可靠冷却和工质流动稳定的前提下，启动流量应尽可能小一些。一般启动流量约为锅炉额定蒸发量的25%～30%。

24.锅炉低负荷运行时应注意些什么？

1) 保持煤种的稳定，减少负荷大幅度扰动。 2) 尽量减少锅炉漏风，特别是油枪处和炉底部漏风。 3) 风量不宜过大，粉不宜太粗，开启制粉系统操作要缓慢。 4) 投停油枪应考虑对角，尽量避免非对角运行。 5) 出渣时必须通知监盘值班员并征得同意。 6) 燃烧不稳时应及时投油助燃。 7) 尽量提高一、二次风温。

8) 保持合理的一次风速，炉膛负压不宜过大。

25.什么是折焰角？折焰角有何作用？

后墙水冷壁在炉膛出口之前，向炉内延伸所形成的凸出的深度，约相当于炉膛深度的1/4—1/3。折焰角的主要作用是：

1) 相当于增加了水平烟道的长度，在不增加锅炉总深度的情况下，可布置较多

的过热器；

2) 改善了烟气对布置于炉膛出口的过热器的冲刷特性，由原来的斜向冲刷变成

横向冲刷，提高了对流传热效果；

3) 由于烟气流经折焰角时要往前绕，使炉内火焰充满程度提高，并使烟气沿炉

膛出口高度方向的分布趋于均匀，可减小后部受热面的热偏差。

26.空预器漏风有何危害？

1) 使送、引风机电耗增大；

2) 使排烟温度升高，排烟损失增大，锅炉效率下降；

3) 送入炉膛的风量不足，使化学不完全燃烧热损失和机械不完全燃烧热损失增

大，降低炉效率，并可能使炉膛结渣。

27.什么是热偏差? 造成受热面热偏差的基本原因是什么?

过热器是由许多并列的管子组成的，管子的结构尺寸、内部阻力系数、热负荷等不可能每根管子都相同，因此每根管子中蒸汽的焓增就不相同，这种现象称为热偏差。

造成受热面热偏差的原因是吸热不均、结构不均、流量不均。受热面结构不一致，对吸热量、流量均有影响，所以，通常把产生热偏差的主要原因归结为吸热不均和流量不均两个方面。

(1)吸热不均方面

1) 沿炉宽方向烟气温度、烟气流速不一致，导致不同位置的管子吸热情况不一

样。

2) 焰在炉内充满程度差，或火焰中心偏斜。

3) 热面局部结渣或积灰，会使管子之间的吸热严重不均。 4) 流过热器或再热器，由于管子节距差别过大或检修时·

5) 个别管子而未修复，形成烟气\走廊，使其邻近的管子吸热量增多。 6) 式过热器或再热器的外圈管，吸热量较其它管子的吸热量大。

(2)流量不均方面

1) 并列的管子，由于管子的实际内径不一致 (管子压扁、焊缝处突出的焊瘤、

杂物堵塞等)，长度不一致，形状不一致 (如弯头角度和弯头数量不一样)，造成并列各管的流动阻力大小不一样，使流量不均。

2) 联箱与引迸引出管的连接方式不同，引起并列管子两端压差不一样，造成流

量不均。现代锅炉多采用多管引迸引出联箱，以求并列管流量基本一致。

28.什么是锅炉热效率?什么是正平衡热效率与反平衡热效率?如何计算?

答：锅炉有效利用热量与单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比，

称为锅炉热效率ηl。它表明燃料输入炉内的热量被有效利用的程度。

ηl=(Q/B)×100%=(QL/ Qr) ×100% 式中 B一锅炉燃煤量，kg/h； Qr —输入热量，kJ/kg； Q锅炉总有效利用热量，kJ/h；

QL一相应lkg燃料的有效利用热量，kJ/kg。

利用上式计算出的热效率称正平衡热效率。也可先求出各项热损失，从100%中扣除各项热损失之和所得热效率称反平衡热效率，即

ηl二100-(q2+q3+q4+q5+q6)%

目前，发电厂中较多的采用反平衡法确定热效率。因为，用正平衡法计算热效率时，需要准确测知汽水流量、参数及燃煤量。当前不少锅炉还没有测知燃煤量的手段，这就给计算带来困难。同时，计算出的效率值较大 (90%左右)，一旦有误差，误差绝对值就较大。另外，从正平衡效率中，也较难看出效率不高的原因何在。利用反平衡效率，各项热损失数值较小，引起误差的绝对值不会太大，同时，还可根据各项热损失的情况，采取提高效率的措施。

29.提高机锅炉效率与锅炉负荷间的变化关系如何？

在较低负荷下，锅炉效率随负荷增加而提高，达到某一负荷时，锅炉效率为最高值，此为经济负荷，超过该负荷后，锅炉效率随负荷升高而降低。这是因为在较低负荷下当锅炉负荷增加时，燃料量风量增加，排烟温度升高，造成排烟损失q2增大；另外锅炉负荷增加时，炉膛温度也升高，提高了燃烧效率，使化学不完全燃烧损失q3和机械不完全燃烧损失q4及炉膛散热损失q5减小，在经济负荷以下时q3+q4+q5热损失的减小值大于q2的增加值，故锅炉效率提高。当锅炉负荷增大到经济负荷时q2+q3+q4+q5热损失达最小锅炉效率提高。超过经济负荷以后会使燃料在炉内停留的时间过短，没有足够的时间燃尽就被带出炉膛，造成q3+q4热损失增大，排烟损失q2总是增大，锅炉效率也会降低。

30.什么是凝汽器端差，端差增大的原因

答：凝汽器压力下的饱和温度（凝结水温）与循环冷却水出口温度之差称为端差。

端差增大的原因主要有：

1) 凝汽器铜管或钛管结垢、堵塞、脏污，影响换热效果。 2) 汽轮机排汽温度高。

3) 凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低。

4) 凝汽器循环水流量不足。循环水流量增大后,凝结器端差减小,循环水流量减

小后,凝结器端差减大。 5) 凝汽器水侧上部积空气未排出。 6) 凝汽器集水井水位高，淹没铜管。 7) 表计误差等其它原因。

31.汽轮机真空严密性差的主要危害

答：汽轮机真空严密性差的危害主要表现在以下三个方面：

1) 一是真空严密性差时，漏入真空系统的空气较多，射水抽气器或真空泵不能

够将漏入的空气及时抽走，机组的排汽压力和排汽温度就会上升，这无疑要降低汽轮机组的效率，增加供电煤耗，并可能威胁汽轮机的安全运行.另一方面，由于空气的存在，蒸汽与冷却水的换热系数降低，导致排汽与冷却水出水温差增大。

2) 二是当漏入真空系统的空气虽然能够被及时地抽出，但需增加射水抽气器或

真空泵的负荷，浪费厂用电及工业用水。

3) 三是由于漏入了空气，导致凝汽器过冷度过大，系统热经济性降低，凝结水

溶氧增加，可造成低压设备氧腐蚀。

32.简述如何定义最佳真空

最佳真空是指：由于提高真空，汽轮机功率增加与循环泵多耗功率的差值为最大时的真空称凝结器的最佳真空（最有利真空）也称经济真空。通俗的说就是超过该真空，再提高真空所消耗的电力大于真空提高后汽轮机多做功所得的经济性。

凝汽器真空=大气压-背压（绝对压力），真空是表压力，背压是绝对压力，我厂习惯提背压的概念。在汽轮机组的各项参数中，汽轮机背压变化对机组出力和热耗率的影响最大，进而影响整个机组的煤耗。在主蒸汽流量、主蒸汽参数和再热蒸汽参数一定的条件下，汽轮机背压降低（真空提高），机组出力增加，热耗率降低；反之，出力减少，热耗率增加。

汽轮机背压是由机组负荷、循环水温度和循环水流量决定的。在机组负荷和循环水温度一定的条件下，汽轮机背压随循环水流量的改变而变化，而循环水流量变化又直接影响到循环水泵的耗功。循环水流量增加，汽轮机背压降低，机组处理增加，但同时循环水泵耗功也增加。当循环水量增加太多时，循环水泵耗功的增加就会与机组出力的增加相抵消。因此循环水泵耗功和机组微增出力之间必然存在最佳匹配，使汽轮机背压能够保持在最经济的运行条件下。

33.汽轮机的内、外部损失有几项？

答：汽轮机的级内损失有（１）叶栅损失；（２）余速损失；（３）叶轮

鼓风摩擦损失；（４）撞击损失；（５）叶高损失；（６）扇形损失；（７）部分进汽损失；（８）湿汽损失；（９）漏汽损失。

汽轮机的外部损失有：（１）端部轴封漏汽损失；（２）汽缸散热损失；（３）机械损失。

34.汽机高加解列对锅炉有何影响？

给水温度降低，炉膛的水冷壁吸热量增加，在燃料量不变的情况下使炉膛温度降低，燃料的着火点推迟，火焰中心上移，辐射吸热量减少；若维持锅炉的蒸发量不变，则锅炉的燃料量必须增加；引起炉膛出口烟气温度升高，汽温升高。同时在电负荷一定的情况下，汽机抽汽量减少，中低压缸做功增大，减少了高压缸做功，造成主整汽流量减少，对管壁的冷却能力下降，进一步造成汽温升高；同时因高压缸抽汽量的减少，致使再热器进出口压力上升，从而限制了机组的负荷，一般规定高加解列汽机出力不大于额定出力的90％。 给水温度降低，使尾部省煤器受热面吸热增加，

排烟温度降低，容易造成受热面的低温腐蚀。

35.汽轮发电机为什么要进行冷却？

答：汽轮发电机运行时，和其它电机一样要产生能量损失，主要为涡流损失，这部分损耗功率在电机内部转变为热量，因而使发电机转子和定子线圈发热。为了不使发电机线圈的绝缘材料因温度过高而降低其绝缘强度，引起绝热损失，所以就必须不断排出这些由损耗产生的热量，对发电机进行冷却。

36.凝汽系统是怎样进行工作的？

答：在汽轮机中工作后的蒸汽进入凝汽器，被循环水泵输入的冷却水冷却成凝结水，再由凝结水泵抽出，送入轴封加热器，吸收轴封蒸汽放出的热量后送入低压加热器，为了避免漏入凝汽器内的空气不致越积越多而影响传热效果，降低真空，系统中设有抽气器，及时抽出漏入凝汽器内的空气，以维持凝汽器的真空，轴封加热器将轴封漏汽凝结成水，并送到凝汽器中去。

37.空气漏入凝汽器带来哪些不利影响？

1) 空气漏入凝汽器后，使凝汽器压力升高，引起汽轮机的排汽压力和排汽温度

升高，从而降低了汽轮机设备运行的经济性并威胁汽轮机和凝汽器的安全。 2) 空气是不良导体，凝汽器内漏入空气后，将使蒸汽与冷却水的传热系数降低，

恶化传热效果，导致排汽与冷却水出口温差增大；使凝汽器真空下降。 3) 空气漏入凝汽器后，凝汽器内空气分压力增大，带来两方面的影响：一方面

造成凝结水含氧量增加，不利于设备的安全运行；另一方面，导致凝结水的过冷度增大。

38.为什么采用回热加热器？

1) 利用汽轮机已经做过功的一部分蒸汽，抽出来加热凝结水和给水，从而减少

了排入凝汽器的排汽量，减少了冷源损失。

2) 采用给水回热循环，汽轮机高压部分流过的蒸汽量增加，可使高压部分的叶

片高度及部分进汽度得到增加，提高了高压部分的内效率。

3) 采用了抽气加热给水，提高了给水温度，提高了电厂的循环热效率。 4) 采用给水回热循环，减少了低压部分的蒸汽量，降低了末几级叶片的高度，

改善了低压部分的工作条件。

39.高压和低压加热器为什么要装空气管？

答：因为高低压加热器蒸汽侧聚集着空气并在铜管表面形成空气膜，它严重地阻碍了传热效果，从而降低了热经济性。因此必须安装空气管路以抽走这部分空气。高压加热器空气管是接到低压加热器上以回收部分热量，低压加热器的空气管通向凝汽器。

40.什么是加热器的端差？在运行中，发现端差增大的原因是什么？

答：进入加热器的蒸汽，在加热器内凝结放热形成饱和水温度与加热器出口温度之差，叫加热器的端差。一般在3～7℃内。

端差增大可能由以下原因引起：

1) 加热器受热面结垢，增大了传热热阻，使管子内外温差增大。 2) 加热器汽侧集聚了空气，增大了传热热阻。

3) 凝结水位过高，淹没了一部分受热面的管子，减少了放热空间，其原因一般

是疏水器或疏水阀工作不正常引起的。 4) 加热器旁路门漏水，使传热端差增大。

41.什么是发电机的汽水损失？减少汽水损失的主要措施是什么？

答：发电厂中存在着蒸汽和凝结水的损失——叫汽水损失，它直接影响着发电厂的安全、经济运行。

根据损失的不同部位分为内部损失和外部损失。 减少汽水损失的主要措施：

1) 提高检修质量、加强堵漏、管道、附件与热力设备的连接尽量采用焊接，以

减少泄漏。

2) 采用完善的疏放水系统，将疏放水回收到专用水箱（疏水箱或低位水箱），

然后送入锅炉给水系统中去世。

3) 减少主辅机启停次数，可以减少启停中的汽水损失，采用滑参数启停时，应

尽量回收凝结水。

4) 降低排污量，选用合理的排污系统。

42.汽轮机启动前为什么要先抽真空？

1) 汽轮机启动前，汽轮机内部已存在着空气，机内的压力相当于大汽压力，如

果不先抽真空，空气无法凝结，因而排汽压力很大。在这种情况下开机时，必须要有很大的蒸汽量来克服汽轮机及发电机各轴承中的磨擦阻力和惯性力，才能冲动转子，这样就使叶片的冲击力增大。

2) 转子被冲动后，由于凝汽器内存在空气，使排汽与冷却水中间的热交换效果

降低，结果排汽温度升高，使汽轮机后汽缸内部零件变形。凝汽器内背压增高，也会使凝汽器安全门动作。 所以启动前必须先抽真空。

43.我厂提高锅炉效率五要求

1) 保持煤种的稳定性，严格执行掺配煤精细化管理五要求；

2) 充分利用好电科院、中试院、西安院等外脑的技术支持，加强各电科院节能

类试验成果的应用；

3) 及时总结燃烧调整经验，制定分煤种分磨组合方式下的运行精细化控制卡； 4) 发电部、燃管部、生技部应加强现场节能措施执行情况的监督并落实奖惩； 5) 结合大小修，全面开展精细化检修。

44.我厂提高汽机热耗管理的有效性五措施

1) 组织运行专家组团队配合SIS厂家，深入SIS性能计算，进一步提高SIS热

耗计算的实时性、准确性，为机组实时分析提供科技手段；

2) 对电科院性能试验报告组织成果应用，对影响热耗的五个方面深入挖潜（缸

效、小机效率、加热器端差、阀门内漏、减温水），运行中不可控部分（缸效、小机效率、凝汽器和加热器换热系数、内漏阀门）平时多积累利用大小修彻底消除，运行中可控部分（凝汽器胶球清洗、加热器水位端差，内漏阀门、过热减温水量、再热减温水量）及时分析调整； 3) 组织2号机组滑压优化必要性评估；

4) 组织热控对影响热耗计算最关键的主汽流量测量进行攻关；

5) 推进启停机节能精细化，尤其是监督开机后节能定期工作卡执行有效性，通

过节能日督察正向激励，确保开机后各项节能措施及时、到位。

45.我厂降辅机电耗四重点：

1) 列表分项盘点节能诊断各项节电措施，重点是降低凝结水压力、及时停运增

压风机、低负荷及时停运多余磨煤机、总结脱硫增效剂常态化管理措施、输煤节电常态化措施等；

2) 加强风烟系统运行中减阻措施，如空预器、催化剂吹灰有效性和除雾器冲洗

有效性，加强空预器差压、脱硝催化剂差压、除雾器差压的逢停必清； 3) 加强风烟系统各压力测点定期吹扫维护，建立各设备阻力台账；

4) 综合平衡好各辅机电耗、机组指标的关系，全力推进最佳真空、最佳氧量等

最佳指标管理工作。

46.在连续稳定上相同组合掺配煤的情况下，“简单化”分析思路指的是

连续稳定上相同组合掺配煤时，分炉热值化验应基本相同，出现偏差应有专项分析报告，征对热值的两类误差：采制化误差、磨出力误差，厂部应明确具体的修订标准，如明确水份差修订标准，或根据各机组各煤种日上煤量、各磨出力等因素修订热值；连续稳定上相同组合掺配煤时，可假定热值是常数（尤其是采制化误差是统计误差，不是实际误差时），影响供电煤耗的主要因素就是耗煤量，选取相同负荷（或协调4个小时相同负荷）进行耗煤量分析，出现偏差要找是给煤机计量问题，还是各机组各台磨出

力不同（即磨形状）的影响。若是磨形状影响，还需参考1号机组锅炉及控制系统优化经验，对入炉内煤粉形状、煤粉细度、最佳氧量（二次总风量）、风煤比（一次风量）、炉膛差压（二次风速）等进行综合仿真分析。

47.加强节油管理、降低燃油消耗的主要组织措施

1) 生技部根据国家及集团公司的有关要求做好节油工作，制订切实可行的燃油

管理考核办法。确定各种工况下的启停用油定额，各种工况下的低负荷稳燃用油定额，主要辅助设备投停（包括磨煤机启停、单侧吸送风机及一次风机运行等）时用油定额。加强非停故障和设备消缺的耗油管理。积极采用节油新技术：等离子、微油点火，提高操作技能，努力节约启停和助燃用油。 2) 发电部做好节油基础性试验工作，加强配煤掺烧，以确保锅炉燃烧稳定，降

低稳燃用油量。加强炉前燃油系统的运行维护工作，对于出现的缺陷要及时联系检修处理，每班核对供回油流量，定期检查油枪及油循环系统，防止油枪泄漏及内漏。作好等离子系统定期工作，确保等离子系统可靠备用。 3) 维修部应在设备安全运行的基础上节约燃油。加强设备维护消缺，提高设备

健康水平，降低非计划停运次数，减少因设备消缺以及机组启、停耗油。 4) 燃管部应根据季节特性、负荷特性以及机组特性落实配煤方案，以保证锅炉

燃烧稳定，减少因煤质差或煤质波动大等原因发生的稳燃用油。

48.锅炉节油运行措施

1) 锅炉正常运行时应保持合理的磨煤机运行方式，原则上尽量投用上层磨提高

主/再热汽温，同时应将运行磨分配在6KV A/B段上，防止6KV厂用电失去一段时全部磨煤机跳闸。

2) 运行煤仓保留足够余度的备用煤量，尽量避免负荷升降时煤层投运条件不满

足而投油枪。

3) 运行中加强给煤机内部巡检，检查给煤机皮带是否有异物、皮带是否跑偏、

清扫电机刮板是否卡涩等故障并及时切换磨煤机；尽量避免因磨煤机跳闸而层投油枪。

4) 运行中应对火焰强度进行分析比较，如果就地观察燃烧正常时应联系热工清

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/t1yt.html