发电有限公司经济性评价报告

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1、 . . . 发电发电经济性评价报告经济性评价报告 . . . - 2 - / 87前前 言言2013 年 10 月 11 日至 17 日，某集团公司经济性评价专家组依据某集团公司火力发电企业经济性评价标准（2010 版）对某发电进行了经济性评价，本次查评包括管理评价、设备评价、指标评价和节能诊断四方面容。经过查评，某发电经济性评价综合得分率为 67.01%。其中管理评价得分率为 60.74%、设备评价得分率为 61.96%、指标评价得分率为 73.64%。查评表明，目前某公司节能专业技术基础较薄弱，管理不够精细；设备的检修维护管理急需加强，优化运行和配煤掺烧精细化工作需深入开展，入厂和入炉燃

2、料管理与国家标准尚存差距，节能空间较大。通过现场调研和理论计算，对某公司的节能潜力进行了分析。分析表明，通过加强管理、优化调整、技术改造、检修维护等，全厂供电煤耗可以降低9.3 g/kWh。在本次经济性评价过程中进行了某公司落实集团 33 项推广节能技术情况调查，开展了 2012 年度厂用电平衡分析等专项工作。经济性评价报告包括总评、分项评价和附件三部分容，较详细地描述了查评过程、查评结果、问题分析与建议。由于时间较紧，加之采集数据的局限性，错误之处请多批评指正。校核：校核：审阅：审阅： . . . 1 / 87目目 录录第一部分总评报告 1一、查评概况 3二、企业自查与专家查评情况 3三、存

3、在的主要问题与建议 4四、节能潜力分析 5第二部分分项查评报告 7一、管理查评报告 7二、设备查评报告 19三、指标查评报告 35第三部分查评附件 41附件 1：能耗诊断报告 41附件 2：集团推广节能技术落实情况报告 52附件 3：2012 年度厂用电平衡分析报告 63附件 4：分项评分结果与整改建议表 71附件 5：机组基本信息表 89附件 6：机、炉主要疏放水阀门泄漏检查表 97 . . . 1 / 87第一部分总评报告第一部分总评报告某发电（以下简称某公司）总装机容量 4600MW，位于某省六盘水市某乡，属典型的大型坑口火力发电企业，距六盘水市区 70 公里。公司始建于 2004 年3

4、 月，四台机组分别于 2008 年 6 月 21 日、2008 年 11 月 26 日、2009 年 11 月10 日、2010 年 6 月 10 日先后投入商业运营，投产机组实现了全烟气脱硫达标运行。2011 年 12 月，公司整体从中电投某金元集团划转至某公司。自投产以来，截止至 2012 年 12 月 31 日，已累计发电 418.074 亿千瓦时，是某与电力负荷重要支撑点。某公司锅炉为锅炉厂生产的 SG-2028/17.5-M916 型亚临界、一次中间再热、控制循环、单炉膛、中速磨正压直吹、四角切圆燃烧、露天布置的燃煤锅炉，汽轮机为汽轮机厂生产的 N600/16.7/538/5381

5、型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽反动凝汽式汽轮机，发电机为电机厂制造的QFSN-600-2 型二极三相隐极式同步交流发电机。发变组采用 500KV3/2 接线，两条出线经八河开关站、兴仁换流站向省与送电。 2013 年 10 月 11 日至 10 月 17 日，某集团公司经济性评价专家组对某某公司开展了经济性评价工作。通过经济性评价，查找企业在执行国家、行业法律法规等方面存在的差距；查找企业在节能管理、设备管理、指标管理等方面的不足；检查企业在节能新技术方面的应用情况等。通过查评，促进和指导企业制定措施、解决问题，提高企业的节能规化管理水平、设备检修维护水平和运行操作水平，实现节能降耗

6、，促进企业生产和经营管理能力的提高，同时对节能管理、热力试验管理和燃料管理进行了讲解，提升了技术管理 能力。本次查评分管理评价、设备评价、指标评价和节能诊断等四个专业组。查评容为某公司 4 台机组 2012 年全年、2013 年上半年的生产运营情况。本次查评主要依据以下 4 方面的容：(1) 依据某集团公司火力发电企业经济性评价标准（2010 版）进行相关容的查评与节能诊断分析。(2) 检查集团公司某集团公司火电机组运行优化指导意见（试行）在电厂的贯彻落实情况。 . . . 2 / 87(3) 检查企业对供电煤耗、厂用电率、油耗、水耗等指标的计算方法的合理性、统计分析的规性等。(4) 检查集团

7、公司2011 年集团公司节能推广、示、试点技术（以下简称“33 项节能推广技术”）和其他节能技术与措施在电厂的具体落实情况。专家组通过现场试验、调研、查阅相关资料、与现场技术人员交流等方式开展工作。抽查了 2012 年度盘煤报告和热值差报表、电科院等单位做的机组性能试验报告和能耗诊断报告；抽查了机组的检修策划和修后质量评估报告，重点对节能项目的可研论证和节能效果进行评估；抽查了 2012 年煤质化验报告，审核化验数据的准确性和合理性等；进行了节能诊断。在客观地评价电厂在节能降耗方面取得成绩的同时，指出了该厂在管理、设备、指标三个方面存在的差距与不足，并重点对影响该厂经济性的问题进行了诊断和分析

8、。进行了现场设备检查与 2012 年电量平衡计算，给配合人员讲解了节能管理办法与标准等。针对查评发现的主要问题，与某公司的领导和专业人员进行了座谈，充分交换了意见，提出了整改建议和措施。一、 查评概况在某公司和某发电公司迎检人员的配合下，经过查评专家共同努力，圆满地完成了本次查评任务。某公司自 2011 年 12 月归属大唐集团管理以来，依据集团公司管理规定，建立了相关管理制度与办法。2012 年某公司通过落实责任，综合治理，设备可靠性大幅提高，超额完成了全年发电任务，今年有望创造发电量新高；持续开展配煤掺烧工作，为提高企业盈利能力创造了条件，开展了部分设备的节能改造工作，为进一步节能降耗打下

9、了良好的基础。查评组认为：某公司对经济性查评工作能够认真准备，通过企业自评发现了自身在管理、设备、指标等方面存在的部分问题，值得肯定。但同时也暴露出一些问题，如企业对查评标准理解不够、对标对象查找不准确，评分标准执行不够严格；指标规化管理方面有待加强，如供电煤耗得分应该按照目标确认 . . . 3 / 87值打分，不应按照计划值打分。目前，机组节能降耗工作需进一步加强，能耗指标仍有较大提升的空间。二、 企业自查与专家查评情况某某公司 2012 年自查评价应得分 974 分，实得分 770 分，评价综合得分率79.06%。其中管理评价应得分 284 分，实得分 232 分，得分率 81.69%；

10、设备评价应得分 230 分，实得分 174 分，得分率 75.65%;指标评价应得分 460 分，实得分 364 分，得分率 79.13%。专家组以某公司 2012 年运行数据为基础，结合当前的实际情况进行了查评，应得分 981 分，实得分 657.38 分，得分率 67.01%。其中管理评价应得分 296分，实得分 179.8 分，得分率 60.74%；设备评价应得分 230 分，实得分 142.5分，得分率 61.96%；指标评价应得分 455 分，实得分 335.08 分，得分率 73.64%。表 1经济性评价得分汇总表企业自查集团查评序号评价项目应得分实得分得分率（%）应得分实得分得分

11、率（%）1管理评价28423281.69296179.860.742设备评价23017475.65230142.561.963指标评价46036479.13455335.0873.644合 计97477079.06981657.3867.01三、 存在的主要问题与建议1 1、燃料验收、入炉管理与国家标准与集团要求存在较大差距、燃料验收、入炉管理与国家标准与集团要求存在较大差距做好燃料的管理工作是节能减排工作的基础，是有效控制发电成本的重要手段。目前某公司在这些方面仍存在较多不规的地方，如自动化采样没有进行随机取点，部分设备没有按期标定，入炉煤采样机投入率低等问题。在管理、指标分报告中进行了详细

12、说明。2 2、部分管理工作未进行有效过程控制和闭环管理。、部分管理工作未进行有效过程控制和闭环管理。 . . . 4 / 87某公司归属大唐公司接近 2 年，耗差分析系统没有上线运行；SIS 系统维护不到位，很多测点不准，无法进行过程分析；设备改造后没有与时履行设备异动手续，如真空系统改造后 SIS 画面没有进行与时更新；设备缺陷管理没有闭环，如阀门漏、漏粉和漏风和保温严重超温没有录入系统等。3 3、主要生产指标偏高，节能空间较大。、主要生产指标偏高，节能空间较大。机组热耗偏高、锅炉效率偏低，厂用电率偏高，虽然某公司存在掺烧无烟煤等不利因素，但节能空间仍旧很大。如风机入口暖风器常年不用没有拆除

13、，汽轮机调门疏水漏设阀门。机组自动化程度化低，主要自动无法投入，运行人员劳动强度大，也不利于与时进行经济调整。4 4、技术力量储备不足，各级人员节能管理能力参差不齐。、技术力量储备不足，各级人员节能管理能力参差不齐。建议加强培训，提高业务水平。四、 节能潜力分析2012 年某发电公司供电煤耗等能耗指标同比显著改善，但在节能降耗方面仍然有较大潜力。通过加强管理、优化运行和设备改造，汽机系统有5.752g/kWh 的节能潜力，锅炉侧有 2.546g/kWh 的节能潜力，运行人员积极性约有 1g/kWh 的潜力，合计约 9.3g/kWh，具体见下表。表 2 节能潜力分析汇总名称项目影响供电煤耗 g/

14、(kWh)高调门后疏水系统改造0.2滑压优化运行0.5加热器端差0.27轴封汽压力定值0.05凝泵运行优化0.062抽真空系统改造1.5汽封改造2汽泵前置泵改造0.08定冷水泵改造0.03循泵高低速改造0.075主汽到轴封备用汽源0.035汽机系统热力系统漏治理0.95 . . . 5 / 87名称项目影响供电煤耗 g/(kWh)汽机系统合计5.752引增合一改造0.186吹灰汽源改造0.03主给水管道改造0.05 空预器密封改造0.15过热减温水改造0.85送风机加装变频器旁路开关0.02锅炉暖风器取消0.4设备的保温和漏风0.86锅炉系统合计2.546 运行人员调整积极性1 合计9.30

15、第二部分第二部分 分项查评报告分项查评报告一、管理查评报告一、管理查评报告查评人: 孝勇 文波 石晓燕 宋晖(查评时间:2013.10.1110.17)1. 查评概况2013 年 10 月 11 日至 10 月 17 日，某集团公司经济性评价专家组依据某集团公司火力发电企业经济性评价标准（2010 版）某集团公司节能督查大纲(2012 年版)、某集团公司火电机组优化运行指导意见等管理规定，对某发电 2012 年机组节能管理情况进行了查评。本次管理评价部分共包含 7 个项目，标准分 298 分。某公司自查应得分284 分，实得分为 232 分，得分率 81.6%。本次专家组查评应得分 296 分

16、，实得分 179.8 分，得分率为 60.74%。具体见下表。表 1 管理评价得分表 . . . 6 / 87企业自查集团查评序号评价项目应得分实得分得分率（%）应得分实得分得分率（%）一管理评价28423281.6296179.860.741节能管理857588.2855058.822运行管理483062.5481531.253设备管理4032805032644燃料管理4036904029.387.55试验管理4032804034856计量管理262284.62814.5527查评资料准备情况55100551002. 存在的主要问题与建议2.1. 节能管理(1）节能管理办法: 制订了节能管理

17、办法，但非生产用电、用水没有严格与生产用能分开，节能管理办法没有制定日期。建议：建议按照集团公司节能降耗指导意见中要求对目前管理办法进行补充完善。（2）节能管理手册：制定了节能管理手册，但该手册有借用某（）发电XX 公司节能手册的嫌疑。未按照要求收录上级和本企业各级节能管理标准或要求，未收录相关运行优化方案和主要参数的性能曲线。手册中“经济指标先进值”参考的是 600MW“超临界”国产机组先进值而非本厂的“亚临界”国产机组先进值机组。建议：增加国家、电力行业、集团集团公司有关节能的政策文件与管理办法；节能手册容应进一步完善，增加主要参数的特性曲线、技术经济指标对煤耗的影响、基于相关试验的优化运

18、行方案，并根据机组实际情况与时进行更新或修正，有针对性的开展主机与重要辅机的优化运行试验，将相关实验的优化运行方案纳入节能手册；补充“600MW 亚临界国产机组先进值”。（3）中长期节能滚动规划：制订了中、长期节能滚动规划，未能按年度进行滚动补充。 . . . 7 / 87建议：对已经实施技术改造的项目（如：“对原煤斗与落煤管进行改造”等）在滚动计划中删除，实现规划的滚动。（4) 节能减排“五确认、一兑现”行动计划：制定了年度节能减排（“四耗四排”即供电煤耗、发电厂用电率、单位发电油耗、单位发电新鲜水取水率、二氧化硫排放浓度、氮氧化物排放浓度、烟尘排放浓度、废水达标排放率）“五确认、一兑现”行

19、动计划。因煤质煤量原因，供电煤耗“五确认、一兑现行动计划措施中未能按照掺配方案执行。建议：对“五确认、一兑现”行动计划措施制定时加强论证，保证计划制定的严肃性，确保按照计划完成，达到预期效果。（5）能效对标管理：2012 年未入会中电联。以经济活动分析会的形式开展能效对标管理工作，主要与盘南电厂以与区域电厂指标进行对比分析，没有与中电联发布的能效标杆开展能效对标工作。部分解决偏差的方案和措施没有纳入“五确认、一兑现”节能减排行动计划。建议：每年与中电联发布的能效标杆开展能效对标，并撰写能效对标分析报告，制定达标措施纳入“五确认、一兑现”节能减排行动计划。（6) 节能月度分析：能够按时完成月度分

20、析，但报告容比较简单。2012年 1 月-4 月主要对发电量、厂用电率、供电煤耗、油耗进行了分析，对问题整改措施不够具体，没有记录参加分析的人员；2012 年 5 月-12 月报告格式和容有改动，主要包括生产调度情况、经济性指标分析和下一个月的重点工作三部分，对经济指标变化产生的原因分析深度不够；节能月度分析缺少锅炉效率、汽机热耗率与机组典型工况的热效率分析。建议：完善节能月度分析报告，补充机组典型工况的记录和热效率分析，通过对影响锅炉效率和汽机热耗率等重点问题应深入进行分析，查找问题，制定方案实现闭环管理。（7）节能年度总结：节能年度总结只分析了部分主要能耗指标；存在问题分析深度不够，计划整

21、改措施操作性不强（例如：“不掺烧无烟煤”难以实施）；没有体现下一年节能的总体思路。建议：全面分析主要能耗指标，提高计划整改措施操作性，理清下一年节能的总体思路。 . . . 8 / 87（8）节能减排审计; 检查未见节能审计自查报告。建议：按照国家节能减排相关规定进行自查，并形成自查报告。2.2. 运行管理（1）机组耗差分析：目前未按规定安装机组耗差分析系统，状态监测、性能计算，在 SIS 系统实现。建议：按照集团公司标准安装耗差分析系统：1）实现在线对标小指标目标值，根据目标值计算分值进行累计，自动实现值间竞赛；2）进行指标耗差分析，实现运行优化指导功能；3）将运行优化曲线做入耗差系统，设定

22、好区间，保证在最优区间运行。目前某厂的基础统计数据较缺乏，没有完整的查询系统，在线的计算数据基本没有，对影响经济的指标不敏感。建议：增加实时数据采集系统，建立完善厂的统计软件和节能管理软件；目前乌沙山电厂的节能监督管理软件实现了自动报表，在线异常监督，指标可视化分析，节能问题闭环管理，典型工况比较等功能，既减轻了管理人员的工作强度，又提高了工作效率并通过流程落实了责任，建议某电厂对此进行借鉴，既能加速自身信息化的步伐，又能促进厂的节能管理。 （2）运行绩效考核：1）运行绩效在四全系统实现，包括指标绩效和管理绩效，指标绩效主要依据生产报表，未实现在线监控调整，且考核项目不全，缺少耗电率、加热器端

23、差等指标。2）运行绩效考核额度未达到运行人员收入的50%。3）小指标管理办法中提与发电量、供电煤耗完成情况按公司制度、绩效考核执行，未制定值际发电量竞赛办法。建议：1）与耗差系统相结合，尽快完善考核系统各项功能，实现指标在线考核。2）、发电量可以取负荷率指标作为值际竞赛依据，纳入耗差进行评比，提高运行人员运行操作和调整的积极性。（3）全能值班员持证上岗：集控副值以上岗位共 75 人，持证人数 41 人，但是，到 2013 年 8 月 22 日已经有 21 人上岗证到期，目前持证率 27%。建议：根据集控副值以上岗位人员变动情况，与时参加上岗培训考试，提高持证上岗率。 . . . 9 / 87（

24、4）辅机优化运行：制定了机组优化运行实施细则，方案不够细致。缺少滑压优化曲线、氧量优化曲线、循环水优化曲线、煤质负荷对应曲线等优化曲线，缺少启停机优化网络图，不能进一步指导运行人员优化调整。建议：1)根据阀门重叠度、机组不同阀门状态下热耗，编制滑压优化运行曲线，根据季节不断修正完善；2)通过锅炉燃烧优化调整实验，研究配风、炉膛风箱差压、不同负荷下氧量优化等编制相应曲线，指导运行优化调整；3)根据环境温度、循环水温、凝汽器出入口温差、真空、循环水泵耗电率、水塔运行情况等多维参数编制循环水优化运行曲线；4)因掺烧煤种较为多样，通过试验确定不同煤种掺配对应负荷曲线；5)应根据最佳实际启停机各工况控制

25、编制启停机网络图，进行节点控制；6)应编制引风机、增压风机优化曲线，降低耗电率；7)建议加入脱硫增效剂，在提高脱硫效率同时，降低浆液循环泵耗电率（5）专业分析：1）运行专业分析深度不够，多数是汇总统计当月的运行情况（安全、经济指标、排放等），指标分析未进行对标分析、环比、同比分析；2）对存在的问题未进行原因分析，未采取解决措施并形成闭环管理；3）指标未分解落实到个人，且没有考核。建议：1）应完善指标项目，增加加热器端差、脱硫、除灰耗电率等项目；2）指标分析应进行对标分析、环比、同比分析，对存在差异较大指标进行原因分析，制定措施，确定整改周期，确定负责人、实现闭环管理。 (6)冷却塔运行管理：制

26、定了冷却塔运行管理规定，并进行水塔运行情况记录，但针对性不强，缺少水塔喷淋情况记录，缺少运行分析，例如 9 月 15日 2 号塔 3 小时循泵运行方式由两机三泵变为两机四泵，真空与水温均变化不大，应进行分析，且四台机组记录负荷不同水塔参数基本一样。建议：完善运行管理规定，进行水塔运行情况记录，针对水塔台账进行分析，为循环水优化运行提供依据。（7）胶球清洗运行管理：制定胶球清洗管理规定并严格执行，但容不全。建议：1）水塔曾出现过胶球，应增加定期反冲洗收球网管理规定，确保收球网关闭严密；2）建议在收球时采取两台循环水泵运行，提高循环水压力，提高收球率。2.3. 设备管理 . . . 10 / 87

27、(1)点检定修管理方面：1）设备部实行部长、主管、专工管理模式，未有执行点检管理制度。2）未有严格执行点检计划。3）共有 1 人有点检证，没有人在点检岗位。4）机组 C 级检修实施 5 年滚动计划，B 级检修每年实施，没有实施劣化倾向检修。建议：1）改变管理方式，向点检管理制度和模式转变；2）培养根据点检人员变动情况，与时参加点检人员的持证上岗培训，提高持证上岗率。(2) 技术监控管理：2012 年技术监督严重问题 26 项，未完成项目 2 项（3、4 号机 GGH 堵塞问题改造，实验室建设）。建议：1）创造条件落实完成 GGH 改造；2）完善试验设备仪器。(3)设备技术资料技改项目的资料收集

28、不全。建议：加强技改项目资料的收集，以与各个专业资料的整理、归纳。(4) A 级检修管理：部分检修项目未有完成，如烟气调质，一单元循泵房DCS 通讯改造，6kV 脱硫公用段综合保护装置更换与 ECS 监控系统改造等。建议：创造条件落实未有完成的检修项目。(5) A 级检修质量：2012 年 A 级检修一些指标没有达到：1） 二号机组 2012 年部分检修指标未有完成（电除尘器漏风率 2.4%高于目标值、锅炉效率 91%未有达到设计值、二号机组汽机热耗修后 8049kJ/kWh, 没有达到设计值）。2） 一号机组修后热耗 8026 kJ/kWh, 没有达到设计值。建议：电除尘器漏风率和汽机热耗还

29、有进一步改造挖掘潜力。(6) 节能技改工程管理1）部分可研收集资料不全，深度不够。2）部分项目没有与时结算与转增资产， 如二号机组脱硫项目改造、低氮燃烧器改造等。 . . . 11 / 87建议：1） 可研报告编写需要进一步调研、深化，或委托有资质的单位来编写、审核。2） 进一步加强技改工程管理的力量，包括人员的培训和配备等。(7) 节能技改工程后评估：2012 年开始节能技改项目后评估工作，部分改造项目未有达到可研预期效果，如汽封改造，石子煤箱改造等。建议：进一步收集、观察、评估改造效果，对于未有实施该项目的机组，审慎实施。2.4. 燃料管理（1）燃料管理制度缺少燃料接卸、耗用管理制度。其它

30、制度虽正在修订中，但存在可操性不强、引用国家标准名称错误，引用集团公司文件错误等现象。（如：在入厂煤计量、采样、分样管理管理制度中存在机械采样执行人工采样标准；国标名称与国标号不对应、引用集团公司从未下发过的文件等情况）建议; 补充、完善相关燃料管理制度，且要使其真正能指导工作，且条款容要符合国家、行业、集团公司的相关要求。（2）燃料合同管理截止目前，2012 年所有重点大矿煤依旧没有签订合同，发生无合同进煤情况。建议：买卖双方必须先签订合同后，才能采购煤炭，坚决杜绝无合同进煤现象。 (3)采制化管理：入厂、入炉煤采制化不同程度存在问题。1）入厂煤采样：入厂煤采样机虽然经过权威部门综合性能检验

31、试验，但厂只保留证书，没有保存附有数据的试验报告,I 不能真正指导工作。对入厂煤样不能实现 100%机械采样，煤检员有权决定来煤采样方式（机械、人工），目前机械采样方式不能满足“随机采样，使任何一部分煤都有机会被采出的原则”，仍受人为因素影响。入厂煤采样作业指导书可操作性不强。2）入厂煤制样：制样室面积小，制样设备配置不能满足日常工作需要，现用的制样设备没有经过系统偏倚试验、水分损失试验证明，对设备本身性能不 . . . 12 / 87能做到心中有数。全水分制样不规，圆饼厚度与取全水操作不符合国标；二分器使用不规，有随意舍弃底煤现象，存查样不能保证全部是二分器缩分出的煤样，存样量不足，不能满足

32、国标要求。3）入厂煤化验：入厂煤全水分、挥发分化验全部是单次试验，没有按国标要求做重复性试验；全水分化验前没有将煤样混合均匀，且没有做检查性试验。入厂煤硫化验存在重复性试验数据超差，仍取其平均值做为最终结果报出的情况。原始记录、热容量、工分仪等用标准物质标定台帐可溯源性不强。4）入炉煤采样：入炉煤采样机没有经过权威部门综合性能检验试验，不能确保日常使用符合国标中精密度、系统偏倚、水分损失、出料粒度等要求。全水分样没有与时密封，而是盛放在敞口的煤车中。5）入炉煤制样：入炉煤制样缺乏最基本的破碎机械、台秤、簸箕等设备与工具；制样过程中堆锥四分法操作不规，二分器选用、操作错误，不符合国标；全水分取样

33、量、存查样量不足，不能满足国标要求，不能保证样本的代表性。6）入炉煤化验：热容量标定存在标定周期超出 3 个月的情况，且没有保存相应原始记录。前后两次热容量标定值超差（A 桶 9 月 6 日值 10464J/K 与 10月 29 日值 10423J/K，相对标准偏差大于 0.25%），没有分析原因，按设备正常处理。全水分化验是单次试验，没有按国标要求做重复性试验，且没有做检查性试验。化验原始记录不完整。建议：采制化设备、设施要满足工作需要，至少需购买一台入炉制样用的破碎机、台秤， 入炉化验用的测硫仪；入厂需至少添置一台工业分析仪、两台干燥箱，以保证日常工作的质量。采制化操作要严格执行国标，要进

34、一步完善采制化原始记录、台帐，保证数据可溯源性。（4）煤场置换没有制定详细煤场存煤置换方案，煤场煤堆温度高于 60时采取措施效果不明显；煤场排水系统存在造成存煤流失隐患。建议：加强煤场管理，依据本厂实际制定详细煤场存煤置换方案，对煤堆异常温度要正确处理，保证效果，避免发生自燃。（5）燃料信息管理：入厂、入炉采制化设备未与燃料信息系统联网。 . . . 13 / 87建议：按要求制定燃料管理信息系统维护管理办法。入厂、入炉采制化设备尽快实现与燃料信息系统联网，实现数据实时传输。（6）燃料采制化工作人员持上岗证：燃料采制化非正式职工没有实现 100%持证上岗。建议：加强人员培训，提高员工素质，采制

35、化人员 100%持证上岗。2.5. 试验管理（1）热力试验管理制度制定了热力试验管理制度，但容不完善，缺少典型工况热效率试验、主要辅机单耗和效率定期试验要求。建议：根据火力发电厂节约能源规定的要求与集团公司有关文件完善热力试验管理制度，明确各部门职责，规热力试验项目、周期、试验方法等容。（2）热力试验日常管理未开展在不同季节、不同工况条件下的热效率试验，对经济运行指导性不够；热力试验报告数据齐全，但分析深度不够；试验曲线、试验结论对经济运行指导性有待提高。建议：1）根据不同季节、不同工况条件，开展热效率试验，确定最佳运行参数。2）用试验曲线、试验结论指导经济运行。2.6. 计量管理入厂、入炉皮

36、带秤校验：入炉煤皮带秤校验记录存在人员签字不全现象。建议：校验记录要人员签字完整。3. 管理组查评总体评价本次管理查评，通过翻阅资料、深入现场交流，查评组认为，某电厂领导重视节能管理，制定了节能管理办法，建立了节能管理组织机构和指标监督体系；有相对齐全的法律、法规、标准、导则和办法制度；2012 年 4 月 7 日发布执行制定了奖惩管理办法；成立节能降耗三级管理网络，制定节能管理实施细则，机组优化运行实施细则，按实施细则要求开展工作；成立对标工作小组，每日早上对前一日指标进行分析，提出存在问题，落实整改；每周对指标进行 . . . 14 / 87汇总分析；每月对月度指标进行环比、同比、区域比；

37、成立了供电煤耗、燃油单耗、厂用电、热值差、配煤掺烧五个攻关小组，每周、每月召开攻关小组会议，对存在的问题进行闭环管理。某电厂克服燃料采购点多、煤种复杂的不利因素，对外积极拓展市场，保证了机组燃烧用煤需要，通过配煤掺烧，使燃料成本得到有效控制。但是，通过查评发现某发电公司节能管理的规化、标准化离集团公司管理要求还有一定差距，依然存在一些不足：节能管理手册急待完善；目前未按规定安装机组耗差分析系统，状态监测、性能计算，在 SIS 系统实现；制定了机组优化运行实施细则方案不够细，缺少滑压优化曲线、氧量优化曲线、循环水优化曲线、煤质负荷对应曲线等优化曲线；至今未实行点检定修管理；在入厂、入炉煤采制化管

38、理上，还存在薄弱环节：在入厂煤计量、采样、分样管理管理制度中存在机械采样执行人工采样标准；设备实施还不能满足日常需要；采制化操作不规，没有严格执行国标；原始记录台账保存不完整。公司管理人员应认真学习和领会集团公司下达的各项管理规定、办法、标准和要求，进一步规各项管理工作；公司应加大运行人员的技术培训力度以与优化运行执行力度，规各项管理工作，严格指标考核，进一步责任落实，不断提高节能管理水平和经济运行水平。二、设备查评报告二、设备查评报告查评人: 谭袖 王 刚 石晓燕(查评时间:2013.10.1110.17)1. 查评概况设备组查评人员依据某集团公司火力发电企业经济性评价标准（2010版），分

39、专业采用沟通交流、查阅文档报表、现场抽查检测、分析核算等方法，了解设备状况和管理情况。按照“对标、对表、对照”原则，对某发电发电设备进行查评。了解了该公司在设备维护与治理、经评自查整改中取得的成绩，同时也发现了机组设备方面的一些问题，查评结果汇报如下。 . . . 15 / 87设备评价部分共分汽轮机、锅炉、燃料设备三个专业、40 项容，总分为240 分。根据某发电实际情况，3 项不参评，实际查评 37 项、应得分为 230 分。查评结果扣分项 18 项，实得分 142.5 分,得分率为 61.96%。本次查评得分与企业自查得分差异：表 1 设备评价得分表企业自查集团查评序号评价项目应得分实得

40、分得分率(%)应得分实得分得分率(%)二设备评价23017475.6230142.561.961汽轮机设备1158271.31157161.72锅炉设备906774.49046.551.673燃料设备25251002525100(1) 2.1.6 调节级与各监视段参数自查得 5 分，专家评得 3 分。查阅电厂机组运行数据与有关试验报告，1、2、3、4 号机个别监视段均存在超压和超温的现象。(2) 2.1.7 加热器自查得 10 分，专家评得 8 分。现场检查发现 2 号机 2 号高加，4 号机 1、2 号高加事故疏水调节阀均存在漏的问题。(3) 2.1.14 轴封自查得 5 分，专家评得 3

41、分。1 号汽轮机 B 低压缸后轴封轻微漏汽，2-4 号汽轮机 A、B 低压轴封均存在泄漏的问题，2 号汽轮机高压前轴封泄漏等。此外，3 号机轴加温升 0。(4) 2.1.16 低旁后温度自查得 8 分，专家评得 6 分。查看各机组 DCS，1 号机 B低旁阀、2 号机 A 低旁阀、2 号机 B 低旁阀、4 号机 B 低旁阀均存在漏的问题。(5) 2.1.17 给水泵自查得 5 分，专家评得 4 分。现场检查发现 1 号机 A、B 汽泵最小流量阀均存在不同程度的漏问题。(6) 2.2.1 锅炉热效率自查得 3 分，专家评 2.5 分。原因为自查对打分标准的理解有偏差，计算方法有误。按大修后试验报

42、告数据，单项评分采用按台数计算标准分，每台炉 2.5 分，2 号锅炉效率偏低 1.0%，扣 2.5 分，3 号锅炉效率偏低 2.44%，扣 2.5 分，4 号锅炉效率偏低 1.21%。扣 2.5 分。合计扣分 7.5 分，得 2.5 分。 . . . 16 / 87(7) 2.2.9 锅炉侧主要疏、放水阀门、磨煤机热风隔绝门、热风再循环等阀门泄漏自查得 12 分，专家评 7 分，原因为电厂自查未统计泄漏阀门，经现场检查，发现 5 处阀门泄漏。(8) 2.2.13 锅炉设备保温自查得 6 分，专家评 0 分。原因为自查未扣分，专家检查 4 台锅炉中每台锅炉多处保温脱落，10 余处保温外表面超温，

43、多处人孔门未经过绝热处理表面温度超过 100。扣 6 分，得 0 分。2. 存在的主要问题与建议2.1. 基础工作需要进一步完善和规查阅电厂凝汽器、高低加等加热器堵管台账，真空严密性试验记录，胶球投退记录，阀门漏台账，以与相关试验报告等的归档情况，存在以下共性问题：1）记录不够规，有漏填、涂改的现象；2）台账格式不统一，班组间同类文件格式不同；3）容不全，不能全面反映有关设备的运行和检修历史；4）试验报告等文件归档较乱，一个文件被多次命名为多个文件（实则是同一个文件），导致查阅困难。建议：1）按照集团公司相关标准、制度和规的要求，并结合本厂实际，由生技部牵头，组织有关人员对本厂台账、记录和报告

44、等文档进行梳理，分类列出清单，制定编制计划；2）落实生技部、检修部与班组等各级人员的职责，管理人员应定期检查相关台账的记录情况，对记录存在漏填、涂改等问题的应与时指出，落实奖惩；3）热力试验等试验报告的电子文件专人负责、专人管理，文件命名要清晰、规。2.2. 现场设备治理力度、隐患排查的深度不够主、辅设备与其系统存在着设计不合理、安装不规、检修质量不过关、日常维护不到位等问题。例如：1）机组#1#4 高调门后疏水管路设计不合理，即#1、#3 高调门后疏水管路，#2、#4 高调门后疏水管路分别接在了一起，导致互相串汽，应分别接加装一个手动隔离门，启动时开启，运行正常后关闭；2）汽机房热力系统疏水

45、，快冷疏水、放气等小管安装工艺不够规，现场布置混乱；抗燃油管道安装不够规，与汽缸、热力管道距离近等；3）#4 机 A、B 低压缸进 . . . 17 / 87汽水平法兰漏汽，#1、#2 机汽前泵机械密封与泵两侧“三角区”泄漏，部分设备油管道法兰、接头漏油等，都存在检修质量不过关、日常维护部到位的问题。建议：1）由电厂技术部门牵头，组织运行、检修，从设计、安装和安全生产、经济运行等方面，分专业、系统对 1-4 号机组设备、系统进行一次全面的隐患排查，制定隐患排查计划。查出的问题应分设备、分系统，按问题和隐患的严重程度、治理的难易程度，制定治理或改造方案和整改计划；2）汇总影响各机组安全、经济运行

46、的隐患和问题，建立问题库，成立攻关组，落实方案，逐步整改。2.3. 汽轮机缸效偏低、热耗偏高查阅电厂 14 号机组最近一次热力试验报告，4 台汽轮机高、中压缸效率均未达到设计值，机组热耗均超过设计值 100kJ/kWh 以上，具体见下表。表 2 汽轮机试验热耗值(kJ/kWh)机组设计值试验结果偏差值1 号80271682 号80501913 号8381（修前）5224 号78598419560表 3 汽轮机缸效试验值高压缸（%）中压缸（%）机组设计值试验值偏差值设计值试验值偏差值1 号85.9-0.988.9-2.12 号84.4-2.487.9-3.13 号82.4-4.485.2-5.8

47、4 号86.885.5-1.39189.4-1.6建议：1）对各主要参数测点进行校对，排除测量误差对试验造成的影响；2）对各机组进行配汽优化试验，确定最佳的重叠度；3）重视给水泵组的经济运行，定期进行给水泵组性能试验，做好汽泵再循环调整门机械零位的定位，运行中发现泄漏应与时消除，有条件时，建议将调整门前手动门改造为电动门；4）综合考虑过热器减温水管路改造（将其改造至高加出口后）的可行性；同时， . . . 18 / 87条件允许时优化燃煤，减少过热器超温现象的发生；5）消除轴封漏汽的缺陷，一是加强运行调整的监督与考核力度；二是检修时确保轴封间隙达到规定标准值；三是考虑改造为接触、蜂窝、蜂窝+接

48、触组合等新型汽封；6）重视并与时消除旁路、主汽、再热汽、抽汽等阀门的漏管理，机组启动时规操作，发现漏与时组织检修人员校门；7）运行中加强蒸汽品质监督，防止汽轮机叶片结垢；大修时，汽轮机通流部分动静间隙应尽可能达到设计值，汽封径向间隙应尽可能按照标准值的中下限进行调整；8）总结汽轮机高中压缸过桥汽封检修调整经验。将本厂各机组高中压缸过桥汽封历次检修调整数据、机组修后启动情况、过桥汽封泄漏率（每次修前、修后试验数据对比）等进行总结，确定各机组过桥汽封间隙的最佳检修调整值；9）加大机组冷端优化治理。一是结合环境温度与机组本身运行特点，通过积累运行数据和试验，总结两机三泵和循泵高低速投退的经济点；二是

49、鉴于电厂存在水质浊度偏高导致水塔污堵的问题，建议电厂最多每两年将各水塔填料进行上下层倒换一次，可每年结合机组小修，将填料倒换一半，以进一步提高机组的真空度；三是严格管控水塔加药，结合凝汽器端差、机组背压等参数，加强凝汽器的管理；发现凝汽器换热性能下降时，应与时对凝汽器进行高压水冲洗，避免凝汽器结垢。2.4. 汽轮机个别监视段参数超过设计值查阅各机组运行参数与相关试验报告，各机组监视段参数部分超过设计值，具体见下表。建议：1）汽轮机揭缸检修期间，空扣缸测量汽缸严密性时，重点检查高、中、低压缸是否存在口，发现时应通过补焊、研缸或者返厂处理，彻底消除；2）结合机组大修，测量调整隔板高低差应符合标准；

50、隔板回装后，要求用0.03mm 塞尺检查隔板结合面，确保隔板结合面严密不漏汽；3）大修时，检查、调整通流部分动静间隙应符合设计值，综合考虑机组修前振动等运行情况，汽封径向间隙应尽可能按设计值的中下限进行调整，尽量减少级间漏汽。表 4 汽轮机监视段参数监视段测 点#1机#2机#3机#4机设计值6.18一抽压力（MPa）运行值6.276.20 . . . 19 / 87偏 差0.090.02设计值388运行值398394395温度（）偏 差1067设计值3.92运行值3.96压力（MPa）偏 差0.04设计值327运行值333329329二抽温度（）偏 差622设计值1.83运行值2.182.07

51、2.08压力（MPa）偏 差0.350.240.25设计值439运行值462461451446三抽温度（）偏 差2322127设计值268运行值270五抽温度（）偏 差2设计值176运行值186181192六抽温度（）偏 差105162.5. 考虑汽动给水泵前置泵进行节能改造查阅电厂汽前泵与汽动给水泵的运行规程和电厂技术人员提供的相关技术资料，汽前泵设计扬程 145 米（泵设计工况点），汽动给水泵必需汽蚀余量 43米（泵设计工况点），前置泵扬程为主泵必需汽蚀余量的 3.37 倍，有很大的节能潜力（预测每台汽前泵电机可降低电流 10A 左右）。另外，现场检查发现汽前泵两端“三角区”频繁泄漏，影响

52、设备运行可靠性。建议：电厂同泵制造厂合作，对汽前泵进行综合治理和改造。一是考虑叶轮车削的可行性，不但降低电耗，同时可降低叶轮出口速度，降低泵体蜗壳的冲刷，进而延长泵的运行寿命；二是对泵体两端垂直法兰（也称“三角区”）密封型式进行改造，同电厂技术人员了解，目前为石棉板密封，可考虑将其改造为 O 型圈密封型式，从而提高泵运行的可靠性。2.6. 机侧热力系统疏水阀门漏较多 . . . 20 / 87通过检查现场和 DCS 画面，全厂机侧热力系统疏水阀门漏 70 余个，其中 1号机 9 个，2 号机 30 个，3 号机 22 个，4 号机 17 个，详见附件中机侧阀门漏清单。建议：1）检修时对漏阀门进

53、行研磨或更换；2）编制完善阀门漏台账，台账容至少应包含阀门名称、阀后温度、阀门型号、公称压力和公称通径、连接型式、阀门型式、生产厂家、阀后连接管道和弯头规格、检修历史记录等；3）对全厂高中压、低压阀门生产厂家进行梳理，按外漏频次、制造质量、检修或更换周期等，对阀门生产厂家进行排名，筛选出质量相对较好、较差的厂家，优胜劣汰，建立阀门生产厂家“黑”制。2.7. 本体与管道外表面超温，热源损失较大经现场检查，4 台锅炉本体与管道外表面超温部位具有共性，包括汽包封头、高过出口汇集管、高再出口汇集管、热一次风管道、各角燃烧器上部、16.9m 运行平台各角与前后左右墙等；保温铁皮缺失、脱落部位较多，检修后

54、未与时恢复；3 号锅炉给水平台阀体保温外壳表面超温严重达 240；锅炉有个别人孔门外表面温度偏高，达到 100左右，说明超温的人孔门在使用后未按工艺要求进行部绝热处理。现场检查 1-4 号机组主汽、再热汽、抽汽、辅汽以与汽轮机本体、给水泵组等设备、管道、阀门，存在以下几个问题：1）保温表面超温比较普遍；2）保温变形较多；3）保温缺失较多。建议：1）对超温和损坏的保温能在机组运行中修复的要抓紧处理，不能修复的应在检修时安排处理；2) 定期对机组保温进行检查和测量，温度超标部位做好标记并进行缺陷登记；3）机组检修时，严格执行施工工艺，对锅炉本体检修孔、人孔门做部绝热处理并对门体进行良好的密封；4）

55、加强保温施工的过程控制和质量控制；5）提高认识，避免人员踩踏、损坏保温。2.8. 查近期锅炉大修后试验报告，锅炉效率低于设计值查阅近期锅炉大修后试验报告，锅炉效率情况见下表。表 5 锅炉效率统计表序号名称单位设计值炉号 . . . 21 / 8712341报告时间-2013.62013.12011.112011.112收到基低位发热量kJ/kg2334819960-18670167703排烟温度127126.25124.8121.22124.064排烟热损失%5.15.064.354.434.755固体不完全燃烧热损失%1.921.253.385.213.616锅炉效率%92.1692.879

56、1.1689.7290.957效率与设计值偏差%-0.71-1-2.44-1.21从试验报告统计表中可以看出，某电厂 4 台锅炉中，只有 1 号锅炉效率高出设计值 0.71%，2 号、4 号锅炉比设计值偏低 1%左右，3 号锅炉效率最低，比设计值偏低 2.44%。根据现场了解的情况来看，1 号锅炉试验用煤低位发热量较高而且没有掺烧无烟煤，因此炉燃烧比较充分，固体不完全燃烧损失较小；而其余 3 台锅炉试验用煤均掺烧有不同比例的无烟煤，导致飞灰、大渣含碳量高，固体不完全损失较大。试验状态下，4 台锅炉排烟温度均低于设计值，因此排烟热损失均小于设计值。从 4 台锅炉的效率来看，煤质发热量以与无烟煤的

57、掺烧对锅炉效率影响很大。总体来看，固体不完全燃烧热损失是影响锅炉效率未达到设计值的主要因素。建议：1）电厂尽可能改善采购煤质，尽量降低与设计值偏差的幅度；电厂尽快开展掺烧劣质煤、掺烧无烟煤经济性的全面核算与专项试验，获得采购成本、运输成本（原煤运输、灰渣运输）、大修成本与供电煤耗的对应曲线，寻找掺烧劣质煤、掺烧无烟煤的最佳比例围；2）无烟煤掺烧比例围确定后，可考虑在 3 号或 4 号煤斗单独掺烧无烟煤，通过对比试验确定该煤斗的最佳无烟煤掺烧比例；3）坚持开展燃烧优化调整试验，获得合理的氧量控制曲线、二次风配风方式；煤斗上煤方式发生变化，应根据不同煤质对制粉系统动态分离器转速以与加载力设置进行优

58、化，获得经济煤粉细度等数据，用以指导运行操作；4）加强尾部吹灰，保持空预器受热面清洁；5）煤斗堵煤应引起足够重视，控制煤源，加强管理，加强泥煤晾晒、增大干煤棚容量，加强对输煤系统筛碎煤机的运行维护，提高锅炉安全稳定运行能力；6）加强对空预器漏风和锅炉本体漏风的治理，机组检修时采用正压法进行查漏，积极治理本体漏风。 . . . 22 / 872.9. 2 号锅炉空预器局部堵塞查阅 1 号、2 号锅炉运行画面，组态一次风空预器差压、二次风空预器差压曲线，组态曲线见下图。从图中可以看出，1 号锅炉差压波动小，2 号锅炉差压波动较大而且波动趋势正好相反。说明 2 号锅炉空预器有局部堵塞。经现场查询，1

59、 号、2 号锅炉均经过脱硝改造，但 2 号锅炉空预器换热元件未进行相应改造。2 号锅炉启动后，差压开始逐渐增大，经采取加强吹灰等措施，目前一次风空预器差压控制在 0.6kPa 左右，二次风空预器差压控制在 0.3kPa 左右，但局部堵塞已经产生。建议：1）加强对尾部烟道吹灰的管理与停运后的高压水冲洗，保持空预器受热面清洁；2）条件具备时，对 2 号锅炉空预器进行必要的改造，按脱硝需要将冷段更换为搪瓷换热元件；3）3 号、4 号锅炉在脱硝改造时，应严格按改造要求对空预器进行彻底改造，避免同类问题的出现；4）脱硝工程投入使用后，要加强对脱硝系统氨逃逸率的监测，防止超标。 图 1 预热器差压历史趋势

60、2.10. 3 号、4 号锅炉空预器漏风大 . . . 23 / 87查阅锅炉修后报告和预热器漏风试验记录，3 号、4 号锅炉空预器漏风基本在 8%9%，同 1 号、2 号锅炉空预器漏风 4%相比偏大。经现场了解，锅炉空预器密封原设计为间隙可调，经电厂可研论证后，1 号、2 号锅炉空预器密封已改造为柔性密封，运行效果良好。建议：条件具备时，对 3 号、4 号锅炉空预器密封进行柔性密封改造。2.11. 3 号、4 号引风机效率偏低经查阅 1 号、2 号锅炉引风机热态试验报告，试验结论为：引风机实测效率比性能曲线上对应效率低（最大低 14.6%），引风机实测转速比性能曲线上对应转速大（最大偏大 8

61、1.1rpm），说明实际风机运行性能(压力和效率)未达设计值；风机风压裕量过大，风机运行点在性能曲线中低部，虽然采用变频调速，但由于风机本身效率偏低，造成各负荷风机运行效率均较低，高中低负荷风机效率分别为 71.2%，72.3%和 76.1%，与系统性匹配差。3 号、4 号锅炉引风机形式、布置与 1 号、2 号锅炉引风机基本一致，可以认为，3 号、4 号引风机效率同样偏低。目前 4 台锅炉的引风机设备状态是：2 号锅炉引风机为轴流静叶可调，经过变频改造，风机本体未改动，增压风机未取消，运行时机组不能满负荷运行，引风机耗电率为 0.52%；1 号锅炉在 2 号锅炉引风机改造的基础上进行了增引合一

62、的改造，风机更换为轴流动叶可调，引风机耗电率为 0.44%；3 号、4 号锅炉引风机仍是原设计，为轴流静叶可调，增压风机未取消，引风机厂用电率分别为 0.68%和 0.7%。可见，1 号锅炉的增引合一的改造是比较成功的。建议：借鉴 1 号锅炉引风机改造的成功经验，考虑进行其余 3 台锅炉引风机和增压风机的合一改造。改造时应充分考虑到脱硝系统、脱硫系统阻力的差异，避免风机选型失误。2.12. 减温水引出位置未优化锅炉过热器减温水设计取自高加入口，按新的设计理念，应取自高加出口。取自高加出口后，增加了汽机 1 段、2 段、3 段抽汽量，最终减少了冷源损失，提高了热力系统循环效率。经分析 600MW

63、 典型工况画面，减温水总量基本在 . . . 24 / 8770t/h 左右，设计值为 84.9t/h。经核算后，减温水量增加约 19%，减温水量增加至 83 t/h。减温水位置取自高加出口后，减温水系统可以满足运行需要。建议：1）将锅炉过热器减温水取水位置补充一路取自高加出口，原有管路不变，根据运行实际情况制定操作措施并相应修编规程；2）由于汽包水位和减温水量均由汽泵转速控制，运行中应注意汽包水位与减温水量的调节匹配。2.13. 暖风器经现场了解，锅炉一次风暖风器和二次风暖风器从投产后基本没有投入运行。机组检修过程中未发现空预器冷段有低温腐蚀现象。暖风器压差通常在200Pa 左右，增加了一次

64、风机和二次风机的耗电率。建议：目前，在脱硝系统投入情况下，考虑将 1 号锅炉暖风器拆除，经过冬季运行后，检查空预器冷段腐蚀情况。如果没有腐蚀，则拆除其余 3 台锅炉暖风器；如有腐蚀，则将 1 号锅炉暖风器恢复。在环境温度较低时应与时投入暖风器运行。2.14. 锅炉自动投入项目少，燃烧调整有待进一步优化经现场检查，锅炉只有给水和二减投入自动，其余自动项目均未投入，负荷波动时运行人员操作量大；氧量优化没有进行，风箱差压曲线没有明确，不同煤种下的最佳配风方式试验没有进行。在锅炉自动投入与燃烧调整优化上还需要开展大量细致的工作。建议：1）结合劣质煤掺烧、无烟煤掺烧，进行燃烧调整试验，确定该燃用煤种的氧

65、量控制曲线、风箱差压曲线、二次风配风方式等，形成试验结论用以指导运行操作；2）燃烧调整试验需比较排烟温度的变化、飞灰含碳量的变化。如有可能，尽量采用正交试验法开展燃烧调整试验，用来进行科学、系统分析，获得最优的运行状态；3）在机组检修时，进行送风机冷态性能试验，获得动叶开度与变频的关联特性曲线，为风机自动投入提供技术支持；4）考虑进行送风机工频与变频的在线切换改造，大负荷时切换到工频运行，低负荷时切换到变频运行，进一步挖掘设备节能潜力；5）尽快开展、落实机组自动投入的专题项目，提高机组运行自动化水平。2.15. 一次风速未调平且风速偏高 . . . 25 / 87经现场检查，一次风速偏差大，最

66、小 18m/s，最大 41m/s，各层一次风速未调平，不能形成良好的四角切圆燃烧流场，影响煤粉的着火、燃烬。并且运行一次风速普遍偏高，基本在 30m/s 以上，而设计的管道风速为 26m/s。从冷热风门开度与磨煤机出口温度的匹配上看，一次风速是可以向设计值调整的，但前提是一次风速必须调平。经现场了解，一次风可调缩孔故障卡涩较多，导致无法进行一次风速调平。一次风速显示偏差大也有可能是一次风速表计失灵，如果是这样，则不能准确指导运行操作以与进行定量分析。建议：1）加强对 DCS 表计（一次元件、变送器）的定期维护，进行测点校准以显示真实准确的运行数据，发现故障与时处理，包括变送器调零、变送器位号、量程就地与 DCS 一致、表管疏通、严密性检查等；2）一次风可调缩孔装置是进行一次风速调平的唯一手段，应积极探索一次风可调缩孔装置的检修工艺，保证良好的可操作性。3）定期对风量表计、一次风速表计进行标定，并进行一次风调平，要求磨煤机出口四根一次粉管风速偏差小于5%；4）运行中控制一次风速应尽量接近设计值。2.16. 磨煤机漏粉，煤粉取样装置取样不具备代表性经现场检查，1 号锅炉 D 磨煤机、2 号