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火电站系统性能设计对电站运行成本的影响很大，一般投资者注重单位投资和设计负荷下的技术经济性能，对机组的变工况运行和对调峰的适应在设计分析预测上要求不高，特别是辅机系统、公用系统的技术性能对机组调峰的适应性很差。新投产的大型机组往往刚刚投产就面临投人大量的技改资金进行技术改造问题。比如国电公司已经投产的300Mw机组中，几大风机的选型、驱动方式的选择、循环水统的设计都有缺点。其中，制造系统的一次离心风机容量达10000 -20000,驱动方式采用定速驱动.即使机组在满出力的情况下.耗电率也增加,循环水系统设计不合理、不适宜经济调度运行.部分新设计大型单元机组在循环水系统设计上仍采用单元制方式，影响了机组的经济调度运行方式，而一般来讲，应设计成两台机一个小母管制的运行功能，适宜夏季、冬季的不同运行调度方式，有无小母管制的系统功能，耗电率差别一般在12.5%.
上述问题出现的主要原因是 1)设计单位在系统运行性能设计研究上考虑不够深人或者设汁单位本身没有试验和运行技术经验.很难做出系统差别经济效益差异的准确评估分析。(2)有的设计单位仍套用过去的设计规范，选取辅机富裕容量偏大，而实际上选取30%以上的富裕容量既增加相对造价也降低了系统的经济性能。（3 )新建项目大部分都是小业主型的，自身难以实现技术把关，特别是设计审查实际是没有能力的。
加强燃料管理以降低单位燃料成本
火力发电厂的燃料管理一般都由厂内的燃料公司实行标煤单价总包，形成厂内然料公司的利润。有的还用于从主业剥离人员的开支、非生产项目建设等，造成很大的成本支出，这是影响生产成本的大户，应坚决取消。
加强煤质检验，在采购煤的标准监督方面，要具有一定的专业知识的人员，如在煤折标煤单价相同情况下的几种煤，应优先订购低位发热量高的煤，表面上看去标煤单价相同似乎用相同的钱购买了相同多的热橄.但燃烧技术过程中就有了一定的差别，发热较高的煤在锅炉燃烧时达到的锅炉效率高，这就降低了发电煤耗.另外发热最高的煤一般灰份和渣质较少，所以就减轻了设备的磨损，除灰系统的耗电也会减少。一般低位发热最下降(和设计煤种比)5%.锅炉效率降低.发电煤耗增加。年发电200亿元要多烧标准煤20000 t,所以要加大煤场管理监督力度.确保数据真实准确，厂内对燃料采购订货，采制化核算、储存等各个环节要形成一种积极有效的奖惩制约机制。在进厂的质量检验手段要配备机械化的连续采样装置.杜绝一切形式亏吨亏卡。
抓好节能技术改造和管理，
对能派消耗实行过粗控创就普遍意义来说，国产机组20000以上负荷、20万kW机组煤耗应该是35o0g/kWh以下‘电泵运行厂用电率应该是7.3%，临界30万kW机组煤耗应该是330g/k W h以下.汽泵运行厂用电率在低海拔地区达到4%以下.超临界机组供电煤耗达到310g/kW h以下.企业实际运行时的指标与此差距还是很大的。
国电电力公司在节能技术改造和技术管理上.2001年就提出了“3年治理、3年提高3年夯实与国际指标接轨”的“三、三接轨工程”。2003年底大规模的设备治理基本完成，节能降耗方面基本完成了老机通流改造。但改造后的机组煤耗仍然高于发达国家同类型机组3000以上。公司工程技术人员分析研究得出是汽封结构不合理，传统工艺对间隙要求太大造成的漏汽损失大，配汽机构不合理，低负荷运行方式不合理，造成汽轮机运行效率低.辅机配置方式不合理，驱动方式不先进造成造厂用电率高。于是决定利用技术创新实现全面提升，达到国内先进水平并和国际接轨.
加万kW供热机组的综合改造纯凝工况80%以上负荷供电煤耗下降到348 g/kwh.达到和超过了国内引进西方同类机组的运行水平.比同类型国产机组平均煤耗低21 g/kWh:厂用电率达到7.30l ,机组通过进行节能改造，实现了供电煤耗降低到330 g/kWh以下。
在大开首先应用零间隙汽封成功后.在大同二电厂2号机改造高压缸叶顶汽封又取得成功，20万kw机组配汽机构改造也已经基本完成。同时，公司主抓的大机组优1罚行方式(定一滑一定低负荷复合滑压运行方式)在大同二电厂已经完成两台机组试验研究比较(1台汽泵机组、1台电泵机组)。试验证明采用不同的运行技术方式会产生很大的经济效益，负荷时电泵机组实现了厂用电率下降0 .3 %，供电煤耗下降3g/kwh，汽泵机组供电煤耗下降3.9g/kWh0此外，在技术管理上标准中、公司把火电厂分成8个系统(燃烧系统、制粉系统、蒸汽参数控制、轴封系统、回热系统运行、水塔运行、冷端优化烟风系统漏风和风机运行)，两个优化(变负荷优化运行、全厂负荷优化分配)，制定了技术标准和能耗监督标准.在这些技术标准的基础上实现在线自动过程考核。这样在技术条件上就具备了对整个热力循环过程.辅机耗电的自动控制。 |
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