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报告编号：锅炉能效测试报告项目名称：测试方法：锅炉型号：委托单位：测试地点：测试日期：有限公司注意事项1.报告书应当由计算机打印输出，涂改无效。
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5.测试结论是在本报告所记载的测试依据和测试条件下得出的。
6.受检单位对本报告结论如有异议，请在收到报告书之日起15日内，向测试机构提出书面意见。
地址：电话：邮编：传真：锅炉能效测试报告目录报告编号：序号检验项目页码附页、附图一锅炉能效测试综合报告二锅炉能效测试项目三锅炉能效测试点布置及测试仪表说明四测试数据综合表五测试锅炉数据综合表六能效测试结果汇总表一、锅炉能效测试综合报告设备品种锅炉型号总图号产品编号制造单位使用证号注册代码使用单位联系人联系电话通讯地址邮政编码测试地点测试日期测试类型测试依据1．《锅炉节能技术监督管理规程》（TSG G0002-2010）；2．《电站锅炉性能试验规程》GB/T 10184-2015；3．《工业锅炉热工性能试验规程》GB/T 10180-2003；4．相应标准或者其他要求。
测试说明1．测试用燃料主要参数，符合性：2．实际测试的运行状况：3．燃料、灰、渣系统：4．其他需要说明的内容：测试结果锅炉出力kg/h蒸汽压力MPa炉体表面温度℃炉渣含碳量%飞灰含碳量%漏煤含碳量%排烟温度℃入炉冷空气温度℃过量空气系数锅炉效率%结论分析下次测试日期测试人员：测试负责人：年月日（检验专用章）编制：年月日审核：年月日批准：年月日二、锅炉能效测试项目序号试验项目1 锅炉出力2正平衡效率测试3反平衡效率测试编制：年月日审核：年月日三、锅炉能效测试点布置及测试仪表说明报告编号：1．测点布置示意图序号测点名称测点位置测点数量编制：年月日审核：年月日序号测试项目仪表名称仪表编号仪表精度备注编制：年月日审核：年月日四、试验数据综合表序号名称符号单位测试数据试验数据Ⅰ试验数据Ⅱ燃料分析基碳C f % 化验燃料使用基碳C y% 化验燃料分析基氢H f% 化验燃料使用基氢H y% 化验燃料分析基氧O f% 化验燃料使用基氧O y% 化验燃料分析基硫S f% 化验燃料使用基硫S y% 化验燃料分析基氮N f% 化验燃料使用基氮N y% 化验燃料分析基灰分A f % 化验燃料使用基灰分A y% 化验燃料分析基水分M f% 化验燃料使用基水分M y% 化验燃料干燥基灰分A g % 化验燃料可燃基挥发分V r% 化验燃料分析基低位发热量Q fðw kJ/kg 化验燃料使用基低位发热量Q yðw kJ/kg 化验燃料折算灰分A zf % 计算燃气所带的水量M d g/m3化验/查表气体燃料含灰量μh g/m3化验容积成分之和∑K i% 计算干气体燃料密度ρd kg/m3计算收到基密度ρar kg/m3计算给水流量D gs kg/h 试验自用蒸汽量D zy kg/h 试验锅水取样量G s kg/h 试验蒸汽取样量G q kg/h 试验蒸汽湿度ω% 试验给水温度t gs℃试验给水压力P gs MPa 试验排污水流量D bw kg/h 试验饱和蒸汽焓h bq kJ/kg 查表饱和水焓h bs kJ/kg 查表饱和蒸汽抽出量D bq kg/h 试验再热器减温水焓h zj kJ/kg 查表再热器减温水流量D zj kg/h 试验再热器出口蒸汽焓h//zq kJ/kg 查表再热器进口蒸汽焓h/zq kJ/kg 查表再热器入口蒸汽流量D/zq kg/h 试验给水焓h gs kJ/kg 查表主蒸汽焓h gq kJ/kg 查表主蒸汽流量D gq kg/h 试验输出热量Q1kJ/kg;kJ/m3计算基准温度下饱和蒸汽(h bq) 0kJ/kg;kJ/m3查表的焓雾化蒸汽在入口参数下h wh kJ/kg;kJ/m3查表的焓雾化用蒸汽量D wh kg/h 试验燃油雾化蒸汽带入热量Q wh kJ/kg;kJ/m3计算暖风机出口加热工质焓h/QR kJ/m3查表暖风机进口加热工质焓h QR kJ/m3查表基准温度下空气焓（h0k）0kJ/m3查表预热器进口理论空气焓h0k kJ/m3查表空气预热器进口空气量和理论空气量之比β/.y k计算空气预热器进口空气温度t/k℃试验基准温度下空气定压比热(C p·.k) 0kJ/( m3·k) 查表空气预热器入口空气定压比热C/.kpkJ/( m3·k) 查表进入暖风机的风量V SF m3/h 试验燃料消耗量 B kg/h; m3/h 试验外来热源工质流量D wl kg/h; m3/h 试验外来热源加热空气带入热量Q w1kJ/kg;kJ/m3计算燃料温度t r℃试验燃料的比热C r kJ/(kg·k);kJ/( m3·k)查表基准温度t0℃试验燃料热处理显热Q rx kJ/kg;kJ/m3计算燃料使用基低位发热量Qðw kJ/kg;kJ/m3化验解冻用热量Q jd kJ/kg;kJ/m3计算输入热量Q r kJ/kg;kJ/m3计算正平衡效率η1% 计算空气的绝对湿度d k kg/kg 试验气体燃料的湿度d q kg/m3试验烟气中所含水蒸汽容积 V H2O m 3/m 3 计算水蒸汽从t 0至0py 平均定压比热 C p·H2OkJ/( m 3·k) 计算烟气所含水蒸汽显热Q 022H kJ/kg;kJ/m 3 计算排烟带走的热量 Q 2 kJ/kg;kJ/m 3计算炉渣含灰量占入炉煤总灰量的百分比 αlz% 计算漏煤含灰量占入炉煤总灰量的百分比 αlm % 计算沉降灰含灰量占入炉煤总灰量的百分比 αcjh % 计算飞灰含灰量占入炉煤总灰量的百分比 αfh % 计算炉渣可燃物含量C lz % 化验漏煤可燃物含量 C lm % 化验沉降灰可燃物含量 C cjh % 化验飞灰可燃物含量 C fh % 化验理论干空气体积 (V 0gk )0 m 3/kg;m 3/m 3计算灰渣中平均碳量和燃煤灰量之比 C —计算理论干烟气体积(V 0gy )0 m 3/kg;m 3/m 3 计算干烟气体积 V gy m 3/kg;m 3/m 3 计算干烟气从t 0至0py 平均定压比热C p·gy kJ/( m 3·k)计算排烟温度0py℃ 试验干烟气带走的热量Q gy2kJ/kg;kJ/m3计算过量空气系数αpy 计算排烟热损失q2% 计算排烟处O2O2′% 试验排烟处CO CO′% 试验排烟处H2H2′% 试验排烟处H2S H2S′% 试验排烟处C m H n C m H n′% 试验排烟处RO2RO2′% 试验气体未完全燃烧热损失q3% 计算石子煤实测低位发热量Q sz DW kJ/kg 化验中速磨煤机废弃的石子B SZ kg/h 试验煤量中速磨煤机排出石子煤q sz4% 计算热损失固体未完全燃烧热损失q4% 计算实测蒸发量 D t/h 试验额定蒸发量下散热损失q05% 查表锅炉散热损失q5% 计算炉渣的比热C lz kJ/( kg·k) 查表沉降灰的比热C cjh kJ/( kg·k) 查表飞灰的比热C fh kJ/( kg·k) 查表燃烧室排出炉渣温度t lz℃试验/经验漏煤温度t lm℃试验/经验沉降灰温度t yl℃试验飞灰温度t lh℃试验灰渣物理热损失q6% 计算热损失之和∑q% 计算反平衡效率η2% 计算锅炉平均效率η1,2% 计算辅助设备的实际功率∑P KW 计算锅炉自用热耗∑Q zy kJ/kg;kJ/m3计算锅炉的净效率ηj% 计算以下空白五、锅炉设计数据综合表序号名称符号单位设计数据（一）锅炉一般特性1 蒸汽锅炉额定蒸发量 D t/h2 饱和（过热）蒸汽温度t bq（t gq）℃3 锅筒蒸汽压力（或过热蒸汽压力）P MPa4 给水温度t gs℃5 炉膛容积V1m36 炉膛容积热负荷q v W/m37 炉排面积（或沸腾炉布风板面积）R m28 炉排面积热负荷q R W/m29 排烟温度t py℃10 锅炉效率η%11 燃料品种分类12 燃料消耗量 Bkg/h或（m3/h）13 电加热锅炉电耗量N （kW·h）/h（二）受热面14 炉膛辐射受热面（或悬浮段受热面）A f m215 对流受热面A d m216 沸腾炉埋管蒸发受热面A mg m217 过热器受热面A gq m218 省煤器受热面A sm m219 空气预热器受热面A ky m220 总受热面积ΣA f m2（三）燃烧设备21 炉排传动装置电动机动率kW22 磨煤机型式×数量23 磨煤机电动机功率kW24 煤粉燃烧器型×数量25 给煤机型式×数量26 破碎机电动机功率kW27 给煤机电动机功率kW28 筛分机电动机功率kW29 其他电动机功率kW30 液体燃料燃烧器型式×数量31 燃烧器进油压力MPa32 燃烧器回油压力MPa33 进油温度℃34 蒸汽雾化汽耗量kg/h35 压力雾化电动机功率kW36 蒸汽雾化蒸汽压力MPa37 转杯式燃烧器电动机功率kW38 气体燃料燃烧器型式×数量39 气体燃烧器进气压力kPa40 气体燃烧器进气温度℃（四）除尘器装置41 除尘器型式×数量（五）通风装置42 自燃通风烟囱高度m43 引风机型号44 引风机风量m3/h45 引风机风压Pa46 引风机电动机功率kW47 送风机型号48 送风机风量m3/h49 送风机风压Pa50 送风机电动机功率kW51 排粉风机型号52 排粉风机风量m3/h53 排粉风机风压Pa54 排粉风机电动机功率kW（六）给水装置55 注水器数量×通径56 蒸汽泵型号×数量57 蒸汽泵流量m3/h58 蒸汽泵扬程m59 电动泵型号×数量60 电动泵流量m3/h61 电动泵扬程m62 电动泵电动机功率kW六、能效测试结果汇总表测试次数锅炉出力t/h正平衡效率反平衡效率平均效率排烟温度t py排烟处过量空气系炉渣可燃物含量C lz（MW）η1（%）η2（%）η1、2（%）（℃）数（αpy）（%）锅炉平均出力t/h（MW）锅炉热效率%1、212。
循环流化床锅炉运行问题分析及节能降耗优化探究马守财1，闫星磊2（1.晋能孝义煤电有限公司，山西孝义032300；2.山西世纪中试电力科学技术有限公司，山西太原030001）摘要：以某厂480t/h 循环流化床锅炉为例，列举了该锅炉运行中出现的问题，其中包括飞灰及底渣含碳量较高、燃煤粒度控制不合理、锅炉特征量监测不可靠、滚筒冷渣器排渣困难等，结合实际运行参数，提出了合理调整锅炉一、二次配风，合理配比入炉燃煤粒径，加强锅炉特征量测点维护工作，燃烧优化调整等相关措施，使锅炉能够长期安全、稳定、经济运行，为同类型锅炉节能降耗减排工作提供了有效参考。
关键词：循环流化床锅炉；低渣含碳量；燃煤粒径；燃烧优化调整；节能降耗中图分类号：TM621.2文献标志码：A文章编号：1671-0320（2022）06-0047-050引言随着国家“双碳”政策的推出，发电企业节能降耗减排工作成为“双碳”政策的重点工作。
循环流化床CFB （circulating fluid bed ）锅炉凭借燃烧效率及燃料适应性优势在我国火力发电行业中占据重要地位[1]。
近年来，我国在超临界CFB 锅炉技术领域取得十分显著的进展，标志着我国自主研发的大型燃煤CFB 锅炉从制造到投产运行技术居世界领先水平[2]，但超高压机组480t/h CFB 在役机组还较多，本文将针对某厂480t/h 循环流化床锅炉在运行过程中出现的典型问题进行节能降耗优化探究。
1设备及系统简介某电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的480t/h 循环流化床锅炉。
锅炉采用中间排渣方式，配套3台出力为30t/h 的滚筒冷渣器，灰渣比为1颐1，前墙给煤方式，低温动力控制燃烧技术。
系统流程如图1所示。
输煤系统：输煤系统对于CFB 锅炉是最重要的组成部分，分为输送、破碎、筛分等3个过程，将合格的燃煤粒度输送至煤仓通过给煤系统进入炉膛密相区进行燃烧，其燃煤颗粒在一、二次风的作用下与空气产生气固两相流态化破碎燃烧过程，燃煤粒度越小，燃烧速度越快越充分。
电站性能评估报告模板范文[电站性能评估报告模板范文]评估对象：XXX电站评估时间：20XX年XX月-20XX年XX月一、电站概况XXX电站是一座位于XXX地区的火力发电厂，装机容量为XXXXMW。
该电站采用XXX技术，以燃煤为主要燃料，在发电过程中伴生煤矸石焚烧利用。
根据电站运行数据和现场调研，对其性能进行综合评估，评估内容包括发电效率、电站可靠性、环境影响、经济性等方面的指标。
二、发电效率评估1. 燃料消耗率评估通过分析电站用煤量和发电量数据，计算出燃料消耗率。
根据实际数据和国家相关标准，评估电站在燃料利用方面的效率。
2. 发电热效率评估基于电站的实际发电量和供热量数据，计算出发电热效率，评估电站在能源利用方面的效率。
3. 发电效率优化建议结合燃煤发电技术和电站运行情况，提出发电效率优化建议，包括煤粉燃烧优化、锅炉热效率提升、汽轮机等设备性能改善等方面。
三、电站可靠性评估1. 发电设备可靠性评估基于电站的实际运行数据和设备维护记录，计算出关键设备的可靠性指标，如平均故障间隔时间（MTBF）和平均修复时间（MTTR），评估电站设备的可靠性水平。
2. 维护管理评估通过对电站维护管理制度的审核和实际维护工作的考察，评估电站的设备维护管理水平，包括维护计划、备品备件管理、设备巡检等方面。
3. 可靠性改进建议针对电站存在的可靠性问题，提出相应的改进建议，包括设备故障预测与诊断、设备维护技术提升等方面，以提高电站的可靠性和运行稳定性。
四、环境影响评估1. 大气排放评估根据电站的烟气排放数据和国家环境标准，评估电站的大气排放情况，包括氮氧化物、二氧化硫、颗粒物等污染物的排放浓度和达标情况。
2. 固废处理评估评估电站煤矸石的处理方式和效果，包括煤矸石的堆存及利用情况，以及对土壤和水体的影响等。
3. 环境改善建议结合电站的环保状况，提出环境改善建议，包括烟气净化设施的改造与升级、固废处理工艺的优化等方面，以降低电站对环境的影响。
火力发电站运维管理方案一、前言火力发电站作为现代工业生产中重要的能源供应方式，对于电力系统的稳定运行具有重要作用。
为确保火力发电站安全高效地运行，需要制定科学合理的运维管理方案。
本文将从以下几个方面，提出火力发电站运维管理方案。
二、设备维护管理1. 定期巡视：定期对火力发电站的各项设备进行巡视，包括锅炉、汽轮机、发电机等重要设备，及时发现运行异常及时处理，减少因设备故障引发的停机时间。
2. 预防性维护：定期对设备进行预防性维护，包括检查润滑、清洁、紧固件、电气系统等，确保设备运行稳定。
3. 保养管理：确保设备的保养工作得到有效执行，包括定期更换磨损或过期的零部件，延长设备寿命，提高发电效率。
三、安全管理1. 安全培训：对火力发电站工作人员进行必要的安全培训，包括操作规程、应急预案等，提高员工的安全意识和应急处理能力。
2. 安全设备：确保火力发电站安全设备的完好有效，包括消防设备、安全防护装备等，以应对突发事故并减少损失。
3. 安全巡查：定期对火力发电站安全隐患进行巡查，包括设备漏电、泄露、破损等情况，防患于未然。
四、环保管理1. 废气处理：加强火力发电站废气的处理，减少污染物排放，提高环境质量。
2. 垃圾处理：建立科学的垃圾处理制度，进行分类处理和资源化利用，减少对环境的污染。
3. 节能措施：推行节能措施，包括提高发电效率、优化设备运行参数等，减少能源消耗，保护环境。
五、数据管理1. 数据采集：建立完善的数据采集系统，对火力发电站各项运行数据进行全面收集和记录，为管理决策提供支持。
2. 数据分析：通过数据分析软件对采集到的数据进行分析，发现问题和潜在风险，并及时采取措施解决。
3. 数据保密：确保火力发电站运维数据的安全保密，避免数据泄露和滥用。
六、维护人员培训1. 提高素质：定期对火力发电站维护人员开展培训，提高其技能水平和维护能力，确保设备的正常运行。
2. 多元化培训：组织多种形式的培训活动，包括理论知识学习、现场操作实训等，全面提升人员维护技能。
锅炉性能测试方案1.目的为进一步推进锅炉系统精益管理能效提升工作，对锅炉系统运行工况进行测试，试验锅炉经济运行工况及参数，提高锅炉运行效率。
2 测试依据GB/T 10184-88 《电站锅炉性能试验规程》DL/T 469-2004 《电站锅炉风机现场性能试验》GB/T10180-2003《工业锅炉热工性能试验规程》山东GB/T17954-2007《工业锅炉经济运行》TSG0002—2010《锅炉节能技术监督管理规程》TSG0003—2010《工业锅炉能效测试与评价规则》DB37/T 842-2007《电站锅炉节能监测方法》DB37/T 100—2007《工业锅炉节能运行管理》DB37/T 116—2007《工业锅炉热能利用监测规范》3试验前的准备工作3。
1测点完好可用；试验仪器及测试系统安装调试结束;试验人员就位。
3.2机组主辅设备及系统无重大缺陷,确保机组能安全、稳定运行。
3。
3主要运行表计（蒸汽流量、煤气流量、给水流量、减温水量、主汽温度、主汽压力、引送风机电流、电量等表计）经过校验，投运正常，指示正确有效；经过仪表维护人员前期检查确认。
3。
4阀门控制系统运行可靠，具备条件的提前2-3天进行试运。
3.5运行参数历史趋势记录存盘正常运行。
3.6试验稳定负荷期间,锅炉主要运行参数必须在规定波动范围.3。
7试验前锅炉定排完毕，关闭锅炉定排、连排阀门，隔离非生产系统用汽，确保锅炉汽水系统无外漏现象。
3。
8风烟系统严密无泄漏。
3。
9煤气系统压力与品质成分稳定，无大幅波动，确保锅炉热工况稳定.3.10正式试验前由各单位组织岗位进行预备试验。
3。
11试验过程中司炉等操作人员经验丰富,责任心强。
4测试内容及要求4。
1 60％、80％、100%额定负荷下的热效率。
4.2 60%、80％、100％额定负荷下的漏风率、漏风系数。
4.3 燃料成分及热值测试。
4。
4 各负荷下的烟气成分检测（含氧量、一氧化碳等）；4。
锅炉排烟温度偏差大原因分析及对策发布时间：2021-12-09T14:21:47.883Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：王晓晨[导读] 空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
（新疆天池能源有限责任公司 831100）摘要：锅炉排烟温度是锅炉重要的监视参数之一，排烟温度偏差大会影响锅炉尾部受热面工质的加热参数，影响锅炉的热效率经济性，若出现严重偏差将影响锅炉的安全运行，甚至导致锅炉发生停炉事故。
运行中应将锅炉两侧排烟温度差控制在合理范围内，严格控制锅炉尾部各受热面工质热偏差，以保证锅炉烟道各受热面烟气温度在安全范围内，进而保证锅炉的运行安全。
关键词：排烟温度;热偏差;措施引言排烟温度是电站锅炉运行中重点关注的重要技术经济指标之一，排烟温度变化可对锅炉运行经济性产生较大影响，排烟温度升高，会导致排烟热损失增大且锅炉热效率降低。
锅炉日常运行中，导致排烟温度升高的原因种类较多，一类原因为测量偏差导致排烟温度升高，通常包括排烟温度测量元件积灰、故障以及测点位置的代表性差，引起排烟温度ＤＣＳ显示值高于实测值，可通过吹扫或修复测量元件以及排烟温度标定工作解决该类问题。
另外，锅炉运行及设备原因是导致排烟温度实际升高的主要原因，主要包括炉膛火焰中心上移、锅炉系统漏风及掺冷风、空气预热器换热效果差、尾部烟道吹灰效果不佳及锅炉设计缺陷等。
炉膛火焰中心上移引起空气预热器入口温度升高，从而导致排烟温度升高，主要原因包括煤种燃烧特性、燃烧空气分级控制方式、受热面结渣、过热器再热器烟气挡板调节、炉本体吹灰不佳等；锅炉系统漏风及掺冷风主要包括锅炉炉底及本体漏风、空气预热器热端漏风、一次风掺冷风量等；空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
1锅炉排烟温度偏差大原因分析1.1二次风对空气预热器冷却不足某一负荷下，锅炉对总风量的需求是一定的，而锅炉总风量除了包括干燥、携带煤粉的一次风，直接进入炉膛辅助燃烧的二次风，还有由密封风机提供磨煤机的密封风。
火力发电站能源消耗分析报告一、引言火力发电站是一种利用燃煤、燃气等化石能源进行发电的设施。
本报告旨在对火力发电站的能源消耗进行深入分析，以便更好地了解火力发电过程中的能源利用情况，并提出相应的优化建议。
二、能源消耗概述火力发电站的主要能源消耗来自燃煤或燃气的燃烧过程。
在这个过程中，能源会转化为热能，然后通过锅炉转化为蒸汽，最终驱动涡轮发电机发电。
同时，火力发电站还会消耗少量电力用于设备运行和工艺控制。
三、火力发电站能源消耗影响因素1. 发电机效率：发电机的效率直接影响着能源的利用情况。
高效发电机能够更有效地将热能转化为电能，减少能源的浪费。
2. 锅炉燃烧效率：锅炉的燃烧效率决定了能源的利用效果。
提高煤燃烧效率和控制废气排放可以减少燃料的消耗和环境污染。
3. 循环冷却水系统：火力发电站通常采用循环冷却水系统冷却涡轮发电机，这个系统的效果也直接影响着能源消耗。
合理的水冷却循环可以增加发电效率，减少能源损耗。
四、火力发电站能源消耗分析1. 水资源消耗：火力发电站在循环冷却系统中对水的需求较大。
据统计，火力发电站每年平均消耗大量的淡水资源。
为了减少对淡水的消耗，一些先进的火力发电站引入了再生水处理技术，将废水进行处理后再循环利用。
2. 碳排放：火力发电站的燃烧过程会产生大量的二氧化碳排放，对环境造成一定的负面影响。
为了减少碳排放，一些火力发电站引入了烟气脱硫和烟气脱硝技术，降低了污染物的排放水平。
3. 能源利用率：火力发电站的能源利用率直接影响着能源的消耗量。
通过提高燃烧效率和优化循环冷却水系统等措施，能够有效地提高能源利用率，减少能源的浪费。
五、火力发电站能源消耗的优化建议1. 提高发电设备的效率：引入高效的发电机设备，可以有效提高火力发电站的能源利用率。
2. 优化锅炉燃烧效率：通过加强锅炉燃烧技术的研究和改进，提高燃料的燃烧效率，减少燃料的消耗和污染物的排放。
3. 引进先进的循环冷却水系统：采用新型的循环冷却水系统，优化冷却效果，减少能源的损耗。
变电所的节能措施和能耗管理方案改善环境是每个人的责任，而变电所也不例外。
随着社会的进步和能源的快速消耗，减少变电所的能耗和实施节能措施变得越来越重要。
在这篇文章中，我们将探讨变电站的节能措施和能耗管理方案。
一、节能措施1. LED 照明传统的高压钠灯消耗能量巨大，而且照度也不好。
然而，现代的 LED 技术提供了更好的选择。
LED 灯具消耗的能量比传统灯具低，并且寿命更长。
在变电所中替换现有的高压钠灯和白炽灯，将显著降低电费，并且减少每年更换灯泡的人工成本。
2. 能源回收变电所在使用高压变压器时产生了大量的热能，而这些热能可以被回收利用。
例如，可以安装热交换器，在变压器产生的热量和冷却水之间实现换热。
这样不但减少了热量的浪费，而且也降低了冷却水的消耗。
3. 高效设备选择高效设备，例如节能变压器和节能电机，可以显著降低变电所的能耗。
这些设备效率更高，会使电费大幅降低，并且可以提高变电站的整体性能。
4. 冷却系统变电站中的冷却系统通常是比较耗能的。
然而，这些系统也可以进行升级，使其更加高效。
例如，可以使用节能冷却塔和高效水泵，这些改进都可以将能耗降到最小。
二、能耗管理方案实施有效的能源管理方案可以进一步节约变电所的能耗。
以下是有关变电站能耗管理方案的一些建议。
1. 能源清单建立一份能源清单很有帮助，它可以记录所有能源使用情况，并确定哪些设备使用的能源最多。
通过能源清单，可以找到节省能源的潜在机会，以及可能的浪费。
这将有助于计划更加精确的节能措施。
2. 能源监测实时能源监测可以帮助变电站管理人员了解设备的消耗情况，并快速发现可能的问题或泄漏。
这将使能源管理更加有效，并帮助发现节省能源的机会。
3. 精益生产变电场可以通过应用精益生产方法来更好地管理能源消耗。
这意味着调整生产流程，确保设备在最大限度地利用其能源时稳定运行。
这将帮助消除浪费，降低能耗和成本。
4. 培训和教育对所有人员进行节能教育非常重要。
培训应该覆盖有关能源监测，高效设备使用以及各种节能机会的知识。
锅炉“四管”失效的原因及预防控制措施摘要：燃煤电站锅炉“四管”是指的锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器，“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、稳定、经济运行威胁极大，本文介绍了电站锅炉“四管”失效的主要原因及预防控制措施。
关键词：四管泄漏；超温；腐蚀；预防；控制措施引言燃煤电站锅炉“四管”是指锅炉的水冷壁、过热器、再热器和省煤器。
“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、稳定、经济运行威胁极大，因此如何做好预防“四管”泄漏工作时发电企业面临的重要问题。
一、锅炉“四管”失效的主要原因（一）超温为了追求高效率现代电站锅炉普遍采用了高参数，主蒸汽温度达到540℃甚至更高，虽然采用了耐高温合金管材，在正常运行中已非常接近材料的耐温极限，温度的高低是影响金属材料长期安全运行的主要因素，为了经济效益多数电厂都“压红线”运行，将主蒸汽温度控制的较高，由于存在传热温差和热偏差现象，使金属材料超温现象时有发生，超温运行将对金属材料产生严重损伤，随着温度的升高，钢材的力学性能将明显下降，以121Cr1MoV为例。
480℃下其抗拉强度是481MPa，当温度升高到560℃时，其抗拉强度急剧下降到379MPa，这就是说在原设计满足正常运行的管子，如果运行温度提高，其抗拉强度将下降，此时管子的厚度就可能不能满足所承受的应力而发生爆管，另一方面温度提高将加速金属内部组织的变化过程，组织变化的结果是金属的强度下降而导致损坏。
超温分为长期超温和短期超温。
（1）短期超温的主要原因：1 火焰冲墙，导致局部热负荷过高。
2 管内汽水循环不良，如管内积聚堵塞焊渣、小工具、铁锈等。
3 汽水分配不均匀，部分管路玄幻停滞或流量过低。
4 管内结垢，使管子传热效果变差，造成管子金属超温失效。
5 给水中断。
6 尾部烟道再燃烧。
（2）长期超温1 烟气热偏差过大，局部管子热负荷超过设计值。
2 管内结垢轻微，长期传热热阻高。
电站锅炉效率分析与管理摘要：通过对影响电站锅炉效率的各种因素进行分析，提出根据燃烧理论提出管控措施，有效提高锅炉效率，提高锅炉运行经济性。
关键词：锅炉；损失；效率；对策引言：电站锅炉效率是锅炉性能的重要指标。
现代大型电站锅炉设计效率都在90%以上，但在电厂实际运行中，仍有部分锅炉效率较低，尤其是投产较早、后期进行过环保改造后的锅炉，此类问题更为突出。
根据计算，600MW亚临界机组锅炉效率每降低1%，影响影响机组发电煤耗上升3.5g/kwh左右。
一台600MW机组每年发电量按30亿千瓦时计算,若炉效降低1%，则年多耗标准煤量10000吨以上。
因此，在当前低碳背景下，有效管控和提高锅炉效率对于企业节能降耗意义重大。
一、锅炉效率的定义：锅炉效率是指锅炉有效利用热量与输入锅炉总热量之比。
锅炉效率的统计分为正平衡效率和反平衡效率两种方法。
（1）锅炉正平衡效率从锅炉的输入热量和输出热量直接求得锅炉效率，叫作正平衡法，利用这种方法求得的锅炉效率叫作锅炉正平衡效率。
计算公式为：（2）锅炉反平衡效率通过试验得出锅炉在运行中产生排烟热损失、化学未完全燃烧热损失、机械未完全燃烧热损失、锅炉散热损失、灰渣物理热损失等各种热损失。
再从入炉总热量中扣除各项热损失求得锅炉效率的方法叫作反平衡法，利用这种方法求得的锅炉热效率为锅炉反平衡效率。
计算公式为：ηgl=100-（q2+q3+q4+q5+q6）（%）式中：ηgl为锅炉效率。
q2为排烟热损失。
是指燃料燃烧后产生大量烟气从锅炉尾部排放时带走的热量形成的热损失。
影响排烟热损失主要因素排烟温度与产生的排烟量。
q3为可燃气体不完全燃烧热损失。
主要是燃烧过程中所产生的可燃气体（一氧化碳、氢、甲烷等）未完全燃烧而随烟气排出形成的热损失。
q4为固体未完全燃烧损失。
燃煤锅炉的固体热损失是由飞灰、炉渣中未燃烬的残存碳和石子煤热损失形成。
影响固体未完全燃烧损失的因素有燃料的性质、煤粉的细度、炉膛结构、燃烧方式、锅炉负荷、运行操作水平、中速磨石子煤量及发热量等。
q5为锅炉散热损失。
锅炉的散热损失是炉墙、构架、管道和其它附件向周围散布的热量损失，与锅炉蒸发量、保温质量、外界大气温度有关。
q6为灰渣物理热损失。
这项损失与锅炉排出的炉渣量和炉渣温度有关。
可直接测量，或者采用800℃，对液态排渣炉采用灰份熔化温度t3加100℃。
（3）锅炉正反平衡效率计算的优缺点：锅炉正平衡热效率计算和试验简单易行，但对于大型电站锅炉来说，存在燃料消耗量和入炉煤发热量、蒸汽流量测量误差较大的问题，会影响到锅炉效率计算的结果。
反平衡法虽然比较复杂，但通过各项损失的测定和分析，可以找到影响锅炉效率低的原因，进而找出提高锅炉经济性的途径和方法。
因此，对于大型电站锅炉来说，运用反平衡法开展对锅炉效率的分析管控，更为有效。
二、影响锅炉效率的各种因素分析和对策：1.锅炉排烟热损失q2：锅炉排烟热损失，是各项损失中最大的一项，其计算公式为：式中：V gy为空预器出口基于每千克燃料燃烧生成的实际干烟气体积m3/kgC gy为干烟气温度从t o到θpy的平均定压比热容kJ/（kg.K）V h2o为空预器出口每千克燃料燃烧产生的及相应空气湿分带入的水蒸气体积m3/kgC h2o为水蒸气温度从t o到θpy的平均定压比热容kJ/（kg.K）Q net,ar为燃煤收到基低位发热量，kJ/kgθpy为排烟温度，℃t o为空气预热器入口空气温度，℃由于锅炉实际运行中，锅炉干烟气流量、烟气中水蒸气量、定压比热等并不易测得，因此，实际工作中也可将q2计算公式简化为：式中：K1、K2是与煤种有关的系数θpy为排烟温度，℃t o为空气预热器入口空气温度，℃αpy为排烟处过剩空气系数，其公式为：不同煤种的K1、K2取值系数如下表由以上公式可见，排烟损失主要与煤种、排烟温度、排烟量有关。
当煤质一定时排烟热损失与排烟温度与环境温度的差成正比；排烟温度与环境温度差一定时，排烟处的烟气量（氧量)越高，排烟热损失越大。
减小排烟热损失的主要途径是降低排烟温度和保持合适的炉膛氧量。
以某600MW亚临界锅炉为例，锅炉设计效率为92.8%，锅炉设计排烟温度121℃，设计空气预热器入口风温25℃，设计煤种为贫煤，排烟过剩空气系数1.12，根据上述参数计算q2=（3.55*1.12+0.44）*（121-25）/100=4.24%。
由计算结果可以看出，锅炉设计热效率92.8%，即各项损失总和为7.2%，而排烟热损失达到了4.24%，占到总热损失的58.88%。
由此可见，排烟损失是影响锅炉效率低的最主要因素，锅炉运行中管控好排烟损失，是提高锅炉效率的最有效手段。
（1）排烟温度的分析与对策将排烟损失原因再具体分析一下，影响排烟温度的主要因素有锅炉负荷、空气预热器入口风温、空气预热器换热性能、送风量、燃烧调整、受热面及尾部烟道积灰等。
下面逐项对各影响因素进行分析并提出控制措施。
1）锅炉负荷：锅炉负荷越高时，进入炉内的燃料量越多，炉膛温度越高、烟气量越大，排烟温度越高。
但只要锅炉设计及运行、设备方面没有问题，排烟温度的升高也属正常，因为锅炉厂设计的不同锅炉负荷工况下的排烟温度是不同的。
负荷高时，排烟温度相应提高，不但不会降低锅炉效率，而且会因炉膛温度提高，其他的损失如散热损失、化学不完全热损失等相应降低，炉效整体提高。
因此，不能因锅炉负荷增加排烟温度升高就限制负荷。
2）空气预热器入口风温：当空气预热器入口风温升高时，在空气预热器入口烟气温度不变时，排烟温度会升高，但空气预热器的换热温差会减小，锅炉效率会升高。
提高空气预热器入口风温，会造成暖风器用汽量增加而增加机组热耗，虽然锅炉效率有所提高，但整个机组效率有可能降低。
因此，空气预热器入口风温控制的原则是，根据锅炉所烧煤种确定合理的冷端综合温度，以空气预热器冷端不发生低温腐蚀为原则，尽量少用或不用暖风器提高空气预热器入口风温。
需要注意的是，随着配煤掺烧的深入开展，冷端综合温度的确定不能机械的按照入炉煤长期平均硫分值来确定，而要根据实烧煤最高硫分确定，并结合机组停运后检查空气预热器冷端腐蚀情况，选择一个合理的冷端综合温度，达到既能满足空气预热器不发生腐蚀，又能尽可能降低排烟温度的目的。
3）空气预热器换热性能：当空气预热器设计受热面不足或受热面污染时，空气预热器的换热量达不到设计值，会使排烟温度升高。
当空气预热器入口烟温不高于设计时，若烟气侧温度降低的量及空气侧温度升高的量均比设计值小，就可以判断空气预热器换热效果差；若空气预热器烟气侧压差正常，旁路密封间隙正常时空气预热器换热效果不佳时，可以判断空气预热器换热效果不佳是由于空气预热器换热面积小引起；若空气预热器烟气侧压差偏大较多，旁路密封间隙正常时说明空气预热器堵灰较严重，换热效果差是由于受热面污染引起。
根据以上原则，通过对比空气预热器设计参数和实际运行参数，结合机组停运后对空气预热器污染堵塞、旁路密封漏风情况的检查，判断空气预热器性能对排烟温度的影响大小，对于换热面积不足的，可进行改造。
（2）烟气量的分析与对策：由排烟损失计算公式可知，排烟温度与空气预热器入口风温差值一定时，排烟处的烟气量（氧量)越高，排烟热损失越大。
而烟气量的大小主要决定于燃烧调整是否保持了合适的氧量，煤质因素以及炉本体各处漏风量。
因此，控制烟气量的措施一是保持合理的氧量，所谓合理的氧量，是指通过调整总风量及各级燃烧器的配风，使锅炉达到燃烧稳定、排烟温度、飞灰和炉渣含碳量、主再热汽温、减温水量等重点指标，均在正常合理范围。
二是科学精细配煤掺烧，通过配煤掺烧试验确定各种煤质的掺配比例，避免由于煤质过差煤量增大，需要的一二次风量增加而增加烟气量，进而增大排烟热损失。
精细配煤的原则是以可用煤源为掺配基础，通过掺烧实验，确定不同煤种掺配比例，尽可能提高入炉煤发热量、减少煤中水分和灰分。
三是对各处漏风点进行检查封堵，减少烟气量，减少排烟热损失。
对于未设置生技部门，不具备漏风率测试条件的厂，可通过装设在锅炉炉膛以及各处烟道的氧量表，运用漏风率计算公式，计算各段漏风率，判断是否有大的漏点，也可通过风机耗电率、系统阻力等参数综合判断漏风量的大小。
需要注意的是，各处的氧量表需定期校验，对于代表性差的测点位置，应根据科研院所网格法测定的结果，将测点移位至代表性较强的部位，确保我们分析所用的数据是真实有效的。
1.可燃气体（化学）不完全燃烧热损失q3影响化学不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质、氧量。
对于大型燃煤来讲，锅炉中氢、甲烷基本可以忽略不计。
对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。
目前，大型锅炉大多装设CO监测表，可以监视不完全燃烧情况。
减少可燃气体热损失的对策，一是加强对CO表的监视，超出规程规定范围时，要结合锅炉氧量、飞灰含碳量等指标综合判断炉内是否缺风导致燃烧不完全。
二是煤质着火难易程度发生重大变化时，要重点关注CO变化情况。
三是当环境温度升高时，单位体积的空气中含氧浓度降低，容易发生缺风而导致化学不完全燃烧损失增加。
发现锅炉不完全燃烧热损失增大时，要对运行中锅炉配风进行相应的调整，调整的原则是一次风速的高低，应满足一次风煤粉气流的着火点控制在燃烧器出口300～500mm的范围，煤的挥发分越低，一次风速越低。
且一次风量能满足煤中挥发分析出的需要；对于二次风而言，二次风的混入时机及位置是在一次风着火充分后，混合后温度升高，燃烧发展迅速，炉膛温度升高。
如果混入提前会使已经着火的一次风灭火或混合后温度降低，燃烧发展缓慢，出现燃烧不完全的情况。
针对缺风的情况，根据氧量情况，要提高总风量，同时对各处漏风进行检查封堵，确保进入炉内的风量是经过空气预热器加热后的热风以及是经过燃烧器有组织配风后的有效风量。
1.固体未完全燃烧损失q4：固体未完全燃烧损失，是锅炉各项损失中仅次于排烟热损失的一项。
其计算公式如下：式中：Aar为煤的收到基灰分百分率，％；Qnet,ar为燃煤收到基低位发热量，kJ/kg；为灰渣综合含碳量，％，灰渣综合含碳量公式如下：式中：ᵅƒһ、ᵅլᴢ分别为飞灰、炉渣占燃煤总灰量的质量百分比,%。
对于固态排渣煤粉锅炉，ᵅƒһ=90，ᵅլᴢ=10；、分别为飞灰、炉渣中碳的质量百分比，%；为中速磨石子煤热损失，%,其公式为：式中：---中速磨石子煤排放量，t；---中速磨排出的石子煤低位发热量，kj/kg;B------锅炉累计消耗燃煤量，t;---燃煤低位发热量, kj/kg;以某600MW亚临界锅炉为例，设计煤种为贫煤，锅炉设计效率为92.8%，锅炉设计收到基灰分为30%，设计飞灰含碳量1.5%，炉渣含碳量3.5%，入炉煤低位发热量设计值20260kj/kg，石子煤排放率0.05%，磨煤机额定出力为65吨/时，根据上述参数计算固体未完全燃烧热损失:q4==1.83%由计算结果可以看出，锅炉设计热效率92.8%，即各项损失总和为7.2%，而排烟热损失达到了1.83%，占到总热损失的25.42%。
