火力发电机组节能降耗技术手册

华能 火力发电 机组节能降耗 技术 手册 中国华能集团公司 二 一 年 三月 前 言 节能降耗水平是衡量发电 企业 技术及 管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。近 两 年来，随着国内其他发电集团 公司 火力发电机组 节能降耗力度的不断加大，超（超）临界机组的大规模投产，华能集团 公司 供电煤耗 和发电厂用电率 指标领先优势 逐步缩小。面对 节能减排 的 严峻形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会 上 提出要 “加强节能降耗管理，严格执行 一票否决 ，确保集团公司总体能耗 水平 和主力机型的能耗指标 保持行业领先地位 ”， 并强调 30 万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是集团 公司 节能减排工作的重点目标和重点工作。 华能集团 公司 多年来有敢为人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工院强有力的技术支持。为实现华能集团公司 火力发电机组 主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标， 2009 年 4 月 7 月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议， 安排部署节能降耗工作 。主要开展的工作有：深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作； 安排 西安热 工研究院开展60 万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作， 深入 研究 导致 机组 能耗高 的主要 问题及 原因，并制定具体的技术改进方案； 提出 各机组能耗指标 近期 目标 值 ，要求积极开展能耗指标创优活动； 检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。 为 全面提升华能火力发电机组节能降耗水平，实现集团公司确立的能耗指标 近期 目标值， 以集团公司 2007 年制订的 300MW 机组节能降耗实施导则为基础，结合 2009 年60 万千瓦 超（超）临界机组节能诊断分析工作 经验， 综合考虑在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节能工作，在 华能集团公司安全监督与科技环保部 组织安排下，由 西安热工 研究 院 负责 制订 本导则 。 i 目 录 1. 范围 . 1 2. 参考资料及标准 . 1 3. 汽轮机 . 1 3.1 汽轮机通流改造 . 1 3.2 国产亚临界汽轮机通流检查与通流间隙调整 . 2 3.3 国产引进型 300MW 汽轮机本体改进 . 2 3.4 国产 350MW 超临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造 . 2 3.5 国产 600MW 超（超）临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造 . 3 3.6 驱动给水泵汽轮机 . 4 3.7 低压缸进汽管道导流板加固 . 4 3.8 顺序阀运行和滤网拆除 . 5 4. 热力及疏水系统 . 5 4.1 热力及疏水系统改进原则 . 5 4.2 300MW 机组热力及疏水系统改进 . 5 4.3 600MW 及以上机组热力及疏水系统改进 . 5 4.4 给水系统设计 . 12 5. 汽轮机冷端系统 . 14 5.1 凝汽器 . 14 5.2 循环水系统和循环水泵 . 18 5.3 抽空气系统与真空泵 . 19 5.4 冷却塔 . 20 5.5 空冷塔和空冷凝汽器 . 22 6. 加热给水系统 . 22 6.1 凝结水系统 . 22 6.2 给水泵和除氧器 . 22 6.3 加热器及给水温度 . 23 7. 锅炉 . 24 7.1 过热蒸汽温度 . 24 ii 7.2 再热蒸汽温度 . 24 7.3 过热器减温水量 . 24 7.4 再热器减温水量 . 24 7.5 更换或掺烧非设计煤种 . 24 7.6 锅炉热效率 . 25 7.6.1 煤质特性与锅炉热效率 . 25 7.6.2 挥发分与飞灰可燃物 . 25 7.6.3 排烟温度与排烟热损失 . 26 7.7 节油点火技术 . 26 7.7.1 微油点火技术 . 26 7.7.2 等离子点火技术 . 27 8. 锅炉燃烧优化试验与运行控制 . 27 8.1 制粉系统优化调整试验 . 27 8.2 锅炉燃烧优化调整试验 . 28 8.3 运行优化控制 . 28 8.4 飞灰可燃物 . 30 8.5 排烟温度 . 31 9. 空气预热器 . 31 9.1 空气预热器面积 . 31 9.2 空气预热器密封改造 . 32 9.3 空气预热器吹灰 . 32 10. 机组保温 . 32 10.1 锅炉保温与密封 . 32 10.2 汽轮机保温 . 32 11. 运行及管理 . 34 11.1 节能管理 . 34 11.2 运行控制 . 34 11.3 优化运行 . 35 12. 华能燃煤机组能耗指标近期目标值 . 35 附录 A 汽轮机冷端系统运行方式优化案例 . 36 iii 附录 B 煤质变化对某 300MW 机组运行能耗指标的影响 . 39 附录 C 华能燃煤机 组能耗指标近期目标值 . 41 1 华能火力发电机组节能降耗技术导则 1. 范围 本导则适用于华能系统 300MW 及以上容量火力发电机组， 300MW 以下容量机组可 参照执行。 2. 参考 资料及标准 华能集团创建节约环保型企业规划（ 2006 年 2010 年） （ 2009 年版） 华能 系统 300MW 汽轮机 节能降耗实施导则 华能 300MW 级 机组锅炉 及辅机设备 节能降耗实施导则 华能火电工程设计导则 DL/T1052 2007 节能技术监督导则 DL/T466 2004 电站磨煤机及制粉系统选型导则 DL/T5072 2007 火力发电厂保温油漆设计规程 3. 汽轮机 3.1 汽轮机通流改造 3.1.1 在 THA 工况下，不同类型及配置的汽轮机热耗率符合以下条件时，可通过汽轮机通流部分改造提高机组运行经济性。 1） 国产 300MW 等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8250kJ/kWh； 2） 国产引进型 300MW 等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于 8200kJ/kWh； 3） 国产 600MW 等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽 轮机热耗率高于8150kJ/kWh； 4） 国产 300MW 等级亚临界空冷汽轮机，配置电动给水泵，汽轮机热耗率高于8450kJ/kWh。 3.1.2 汽轮机通流部分可采用高、中、低压缸整体进行改造，也可 根据各缸效率情况 采用局部 改造 。 如：低压缸改造。对于国产引进型 300MW 等级 亚临界湿冷机组，汽轮机通流改造时调节级宜采用顺流布置方案。汽轮机 通流改造 宜 选择信誉好 、 业绩 优良 的设计制造单位 的产品 ，选用新型高效叶型，压力级 原则上 宜 采用弯扭叶片 ， 同时考虑对汽封进行改造， 在条件许可 的 情况下，对中、低压缸排汽窝壳进行优化。 2 3.1.3 汽轮机实施通流部分改造后，在不进行老化和轴封漏汽量修正 的情况下 ， THA 工况下汽轮机热耗率 应 达到表 1 的目标值。 表 1 汽轮机通流 部分 改造后热耗率目标值 单位： kJ/kWh 国产 300MW 等级亚临界 湿冷汽轮机（配汽泵） 国产 600MW 等级亚临界 湿冷汽轮机（配汽泵） 国产 300MW 等级亚临界 空冷汽轮机（配电泵） 7930 7900 8200 3.2 国产 亚临界 汽轮机 通流检查与通流间隙调整 在 THA 工况下， 符合以下条件之一 时 应 对汽轮机通流部分进行 全面 检 查 及 通流间隙进行调整。 1） 国产 300MW 等级亚临界湿冷机组，配置 汽 动给水泵，在 THA 工况下汽轮机热耗率高于 8100kJ/kWh； 2） 国产 600MW 等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在 THA 工况下汽轮机热耗率高于 8000kJ/kWh； 3） 国产 300MW 等级亚临界空冷机组，配置电动给水泵，在 THA 工况下汽轮机热耗率高于 8300kJ/kWh。 3.3 国产 引进型 300MW 汽轮机 本体 改进 国产 引进型 300MW 汽轮机普遍存在运行中各缸效率低，高压缸效率随运行时间增加不断下降，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封 间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。 在 THA 工况下汽轮机热耗率 高于 8050kJ/kWh，可进行 汽轮机本体技术 改进 ，以提高运行缸效率， 具体 改进 措施见华能系统 300MW汽轮机节能降耗实施导则 3.1 款 。 3.4 国产 350MW 超临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造 3.4.1 汽轮机通流间隙调整与汽封改造 条件 国产 350MW 超临界汽轮机普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、低压段抽汽温度高 等问题 ，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙调整偏大所致。在不考虑老化修正， THA 工况下 汽轮机 热耗率 高于 7780kJ/kWh，宜 尽快安排 对汽轮机 进行 揭缸处理。 3.4.2 汽轮机通流间隙调整与汽封改造原则 汽轮机 揭缸处理包括： 1） 对汽轮机通流部分进行全面检查，通流间隙进行准确测量 ，对 通流 间隙 按 偏 下限 值 进行 控制 ； 2） 全面改造汽轮机汽封结构 ， 调节级处增加 1 3 道汽封齿， 平衡盘汽封 可 改为弹性可调汽封 ， 低压缸轴端汽封 可 采用 接触式汽封 或常规汽封 ，低压缸隔板汽封 可 采用蜂窝 式 汽封 或 铁素体浮动齿 汽封 或常规汽封 。 汽轮机揭缸处理完成后， THA 工况下 汽轮机热耗率 应 达到 7730kJ/kWh 以下。 3.5 国产 600MW 超（超）临 界 汽轮机 通流 间隙调整与汽封改造 3.5.1 汽轮机通流间隙调整与汽封改造 条件 国产 600MW 超（超）临界机组普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、 5、6、 7 段抽汽温度高，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙调整偏大所致。 其中5、 6、 7 段抽汽温度普遍偏高是此类型机组的共性问题，主要 原因 是汽缸变形， 5、 6、 7段级组存在级间漏汽。 在不考虑老化修正， THA 工况下 超临界 汽轮机热耗率 超过 7650kJ/kWh， 超超临界汽轮机热耗率 超过 7550kJ/kWh， 宜 尽快安排对汽轮机进行揭缸 处理。 3.5.2 汽轮机通流间 隙调整与汽封改造原则 汽轮机 揭缸处理包括： 1） 对汽轮机通流部分进行全面检查，准确测量 通流部分间隙，通流部分间隙按偏下限值控制。若汽缸变形量大，应测量汽缸变形造成的隔板洼窝中心的偏差，并修正隔板与转子同心度偏差，据此调整通流部分径向间隙 ， 并合实缸进行检验， 尤其是低压缸变形量较大应引起足够重视 。 2） 全面改造汽轮机汽封结构 。 汽轮机高、中压部分 可 采用弹性可调汽封，包括平衡盘汽封和隔板汽封，低压缸轴端汽封 可 采用接触式汽封 或常规汽封 ，低压缸隔板汽封可 采用蜂窝式汽封 或铁素体浮动齿汽封 或常规汽封 ，弹性可调汽封、 蜂 窝汽封、接触式汽封示意图分别见图 1、图 2、图 3。 3） 检修中对低压缸进行揭缸，并吊出下缸，拆掉保护板，察看 6 个工艺孔的法兰，要求重新上紧工艺孔法兰螺丝，并焊死接口法兰。 图 1 弹性可调汽封 4 图 2 蜂窝汽封 图 3 接触式汽封 通过揭缸处理， 600MW 超临界 汽轮机热耗率 应 达到 7600kJ/kWh 以下 ，平衡盘漏汽量在 1.5%左右， 5、 6、 7 段抽汽温度 仅 比设计值高 20 30 ； 600MW 超超临界汽轮机热耗率 应 达到 7500kJ/kWh 以下，平衡盘漏汽量在 1.5%左右， 5、 6、 7 段 抽汽温度 仅 比设计值高 20 30 。 3.6 驱动 给水泵汽轮机 若驱动给水泵汽轮机耗汽量大于设计值，宜对给水泵和驱动给水泵汽轮机进行诊断试验，在确认驱动给水泵汽轮机性能达不到设计性能时（或驱动给水泵汽轮机效率低于75%），应尽快安排对驱动给水泵汽轮机 进行 揭缸处理，全面检查通流部分，通流间隙按偏下限值控制。若发现给水泵再循环门泄漏，应及时予以消除，必要时，更换质量有保证的给水泵再循环门。 3.7 低压缸进汽管道导流板加固 在汽轮机大修 发现 ，普遍存在低压缸进汽管道导流板损坏，堵塞通流面积，甚至损伤汽轮机低压缸通流部分 。 通过 对导流板加固，避免导流板损坏，尤其是新投产机组要特别注重 提前 对导流板进行加固。 5 3.8 顺序阀运行和滤网拆除 汽轮机运行调节方式分为喷嘴调节和节流调节。对于喷嘴调节机组，为使汽缸加热均匀，保证机组长期安全可靠 运行 ，机组投产后 6 个月应 采用单阀 运行 （制造厂特殊允许除外） 。 为保证机组运行经济性，单阀运行期完成后应及时调整为顺序阀运行。对于新投产机组，应按规定的时间和要求及时拆除主汽阀和再热蒸汽阀前临时滤网。 4. 热力及疏水系统 4.1 热力及疏水系统 改进 原则 热力及 疏水系统 改进总 原则是 机组在各种不同工况下运行 时 ，疏水系统应能防止汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用 的 要求。 为减少热力及疏水系统 泄漏， 其改进 原则 是： 1） 运行中相同压力的疏水管 路 应尽量合并 ，减少疏水阀门和管道。 2）热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀门。 3）疏水阀门宜采用球阀，不宜采用电动球阀。 4）为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀，原则上手动阀安装在气动或电动阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度，正常工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏水阀出现内漏，而无 处理条件时，可作为临时措施，关闭手动截止阀 。 5）对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式 。 6） 由于各电厂所处的地理环境不同，以及设计院所设计的热力系统的布置不同，在进行改进前 宜 进行诊断试验，根据具体情况进行核算和分析。 4.2 300MW 机组 热力及疏水系统改进 300MW 机组热力及疏水系统改进见华能系统 300MW 汽轮机节能降耗实施导则3.2 款。 4.3 600MW 及以上机组 热力及疏水系统改进 各设计院对 600MW 及以上 机组热力及疏水系统 的 设计存在一定差异，通过对华能600MW 及以上超临界机组热力及疏水系统总结分析，提出以下改进方案 供参考 ，不同机组热力及疏水系统 具体改进方案可 作适当调整。 4.3.1 相同压力 疏水 管道合并 对主蒸汽、再热蒸汽等相同压力的疏水管道 合并 ， 改进前、后主蒸汽 管道 疏水系统 6 示例见图 4。 （ 1 ） 改进前 （ 2 ） 改进后 蒸汽来 至本扩 至本扩 至本扩 蒸汽来 至本扩 图 4 改进前、后主蒸汽 管道 疏水 4.3.2 旁路系统疏水 合并再热蒸汽疏水和 低压旁路 前疏水， 见图 5。 对于新设计机组，通过改变低压旁路前管道坡度，也可取 消低压旁路前疏水。 低压旁路 低压旁路 （ 1） 改进前 （ 2） 改进后 图 5 改进前、后低压旁路后疏水 4.3.3 冷再至小 汽轮机 及辅汽 （ 1） 冷再至小 汽轮机 疏水 若冷再至小 汽轮机 的疏水系统如图 6 改进前方案， 则 可将疏水进行改进，改进方案见图 6 改进后方案。 7 冷再去锅炉 去 A 小机 去 B 小机 冷再去锅炉 C 去 B 小机 去 A 小机 （ 1） 改 进 前 （ 2） 改 进 后 图 6 冷再至小机疏水 （ 2） 冷再至辅汽逆止门前疏水改进 可将二抽至 7 号高加进汽电动门前疏水、冷再供辅汽逆止门前疏水和高排逆止门后疏水合并，具体改造方案见图 7。 去辅汽 冷再来 去 7 号高加 去锅炉 去辅汽 冷再来 去锅炉 去 7 号高加 （ 1） 改进前 （ 2） 改进后 图 7 冷再至辅汽逆止门前疏水 4.3.4 轴封系统 （ 1） 轴 封 加 热 器 回汽 管 疏水 轴 封 加 热器 回汽管靠近 轴 封 加 热器 处疏水可以接入疏水扩容器，也可与轴封加热器疏水合并后进 轴 封 加 热器 水封。接入疏水扩容器，水封高度要求 11 米；与轴封加热器疏水合并，水封高度要求 14 米。见图 8。 8 轴封 回汽 轴封加热器 去疏扩 去凝汽器 轴封加热器 轴封 回汽 三级水封 （ 1） 改 进 前 （ 2） 改 进 后 图 8 轴 封 加 热器 回汽管 改进方案 （ 2） 轴封 溢 流 若轴封溢流仅有去凝汽器一路，建议增设去 1 号低压加热器一路，回收部分能 量。 方案一：接入凝汽器内部 1 号低压加热器进汽管道；方案二：接入 1 号低压加热器上部疏水接入口。 （ 3） 轴封母管疏放水 若轴封母管疏放水经合并后去疏水扩容器，其上节流孔有疏水持续进疏水扩容器，改进方案见图 9。 （ 1） 改进前 轴封母管 去低压缸轴封 去疏扩 9 （ 2） 改进后 图 9 轴封母管疏放水改进方案 （ 4） 轴 封 加 热器 风机抽空气系统改进 轴 封 加 热器 风机出口逆止门宜加装放水管，或改成水平安装，见图 10。 （ 1） 改进前 8m 8m 轴封母管 去低压缸轴封 轴加 10 （ 2） 改进后 图 10 轴 封 加 热器 风机抽空气系统改进方案 4.3.5 低压加热器及 抽汽管道 疏水 （ 1） 1 号低压加热器疏水 若部分负荷 下， 1 号低压加热器疏水不畅， 可能与疏水管道管径、疏水管道走向及位置、 疏水调节门调节裕量 不足 有关。当判断疏水调节门无调节裕量时， 可在疏水调节门的位置加装一旁路，取消疏水调节门后手动阀，疏水到凝汽器的接口改接到热井 ，见图 11。 （ 1） 改进前 （ 2） 改进后 图 11 1 号低 压 加 热器 正常疏水改进方案 轴加 . 1000 . 1000 DN100 凝汽器 热井 凝汽器 热井 11 （ 2） 2、 3 号 低压加热器疏水 若部分负荷 下， 2、 3 号 低压加热器疏水不畅，可能与疏水管道管径、疏水管道走向及位置、疏水调节门调节裕量 不足 有关。当判断疏水调节门无调节裕量时， 可在疏水调节门的位置加装一旁路，取消疏水调节门后手动阀，见图 12。 （ 1） 改进前 （ 2） 改进后 图 12 2、 3 号低 压 加 热器 正常疏水改进方案 （ 3） 1 5 段 抽汽 电动门与逆止门之间 疏水 取消 1、 2、 3、 4、 5 段抽汽电动门与逆止门之间的疏水， 示例 见图 13。 H P1 抽改 进 前改 进 后 H P1 抽 （ 1） 改进前 （ 2） 改进后 图 13 1 段抽汽疏水系统改进 去 1 号低加 去 1 号低加 12 4.3.6 四段抽汽至辅汽管道疏水 若四段抽汽至辅汽疏水如图 14 改前方案，可 进行 如下改进，改进方案见图 14。此外，四抽去小机门前疏水若标高合适，也可照此改进。 去疏扩 中压缸 去除氧器 去辅汽连箱 去小机 （ 1） 改 进 前 去疏扩 中压缸 去除氧器 去辅汽连箱 去小机 （ 2） 改 进 后 图 14 四段抽汽至辅汽管道疏水改进方案 4.3.7 加热 器 排气及抽汽管道放水 高 压 加 热器 连续排气 可 改为逐级排气，回收部分蒸汽， 且 高 压 加 热器 连续排气至除氧器的管道上 宜 设置逆止门 。 4.3.8 锅炉吹灰汽源 锅炉 炉膛 蒸汽吹灰采用高排 汽源 。 4.4 给水系统 设计 300MW 机组主给水系统常规设计方案见图 15，优化设计方案见图 16。 图 16 的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图 16 的设计方案，对于在役机组也可采用图 16 的 方案改进给水系统。 13 600MW 及以上超临界机组主给水系统常规设计方案见图 17，优化设计方案见图 18。图 18 的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图 18 的设计方案，对于在役机组也可采用图 18 的方案改进给水系统。 图 15 300MW 机组给水系统设计方案 图 16 300MW 机组给水系统优化设计方案 图 17 600MW 超临界 机组给水系统设计方案 去锅炉 给水泵 高加 高加 去锅炉 给水泵 高加 去锅炉 给水泵 14 图 18 600MW 超临界 机组给水系统优化设计方案 5. 汽轮机冷端系统 湿冷机组的冷端系统是指以凝汽器为核心的相关系统和设备，主要包括：凝汽器；循环水系统、循环水泵和冷却塔；抽空气系统和真空泵等。衡量冷端系统性能优劣的 主要 指标为凝汽器喉部的绝对压力。 5.1 凝汽器 凝汽器性能变差，表现为机组真空度降低。凝汽器性能变差的主要原因有：冷却水进口温度升高、冷却水流量降低、凝汽器汽侧空气聚积量增 大、冷 却管 脏污 (主要是水侧 )，凝汽器热负荷增大、凝汽器冷却面积不足等。 对于机组真空较差，且达不到设计要求， 要 进行凝汽器性能诊断试验，以判别机组真空差的原因。 5.1.1 冷却水进口 温度 冷却水全年平均温度的升高，直接导致机组全年平均真空的降低。对于直流冷却系统 （ 俗称开式循环方式 ） ，取水口水温 度 受水源地环境 温度 的影响；对于循环冷却系统（ 俗称闭式循环方式 ） ，冷却塔性能变差和环境温度的升高是主要原因。 降低冷却水进口温度一般采取的措施有： 1） 对于直流冷却系统，通过论证确实是取水口温度升高而又不能通过其他途径解决的 ，可以考虑改变取水口位置，避开热水回流造成取水口水温 度 的升高。 2） 对于循环冷却系统，如果确认冷却塔性能变差，可以进行冷却塔冷却能力诊断试验，找出冷却塔性能变差的主要原因，并进行治理或改造。 5.1.2 冷却水流量 冷却水流量不足直接导致冷却水温升的增加，最终使机组真空降低。冷却水流量不足的主要原因有：循环水泵本身出力不足；循环水系统阻力增大。 高加 去锅炉 给水泵 15 提高冷却水流量的 主要 措施有： 1） 进行循环水泵性能与循环水系统阻力匹配性试验，确认循环水泵出力不足是循环水泵本身性能缺陷造成 ， 还是由于循环水泵性能与循环水系统阻力不匹 配造成 。 2） 根据诊断试验结果，如果是循环水泵本身的原因，可以直接进行维修或增容改造； 若 是泵性能与系统阻力不匹配，则分两种情况： a）实际循环水系统阻力增加。排查循环水系统所有阀门是否开足，或冷却水中杂质堵塞进水室管口、特别注意凝汽器出水室顶部是否聚积空气，导致系统阻力增加。 b）设计原因导致泵与系统阻力不匹配。应 参照实际的循环水系统阻力重新进行循环水泵选型，并进行技术改造。 5.1.3 凝汽器汽侧空气聚集 凝汽器汽侧空气聚积 的 主要原因有 ： 1） 机组真空严密性变差，漏入凝汽器的空气流量超出真空泵抽吸能力 （ 一定条件下 ） ，导致真空泵入口压力升高，进而 导致 凝汽器压力 升高（ 机组真空降低 ） ； 2） 真空泵抽吸能力下降； 3） 双背压凝汽器的高、低背压抽空气系统设计不合理，导致高、低压凝汽器抽空气管内空气相互干扰，空气抽不出影响凝汽器性能，降低机组真空。 消除或减弱凝汽器汽侧空气聚集的主要措施有： 1） 提高机组真空系统严密性。通过各种技术手段进行真空系统检漏，及时发现真空系统泄漏点，并进行 彻底 处理。在机组 80%额定负荷以上，应确保湿冷机组真空严密性 200Pa/min；在机组 50% 80%额定负荷，应确保湿冷机组真空严密性 270Pa/min。 2）进行真空泵及抽空气系统诊断试验，确认真空泵抽吸能力下降的主要原因，并有针对性进行治理。真空泵抽吸能力变差主要是真空泵工作水温度升高引起，应从工作水的冷却系统 查 找原因。 3）通过诊断试验确认双背压凝汽器高、低压抽空气管路存在的问题，进行抽空气管路完善和改进，确保抽气设备能及时抽出凝汽器内聚积的空气。 5.1.4 凝汽器 水 侧空气聚集 对具有虹吸作用的凝汽器水室（一般以江、河、湖或海水为冷却水的直流冷却系统），在设计时水室最高点应装设水室真空泵，水室真空泵根据其进口阀前、后压差开启或者关闭，保证运行中 及时抽出水室中聚集的气体。未设计凝汽器水室真空泵的机组，应考虑加装。 对无虹吸作用的凝汽器水室（一般以冷却塔冷却的循环冷却系统），设计时水室最高点应设排气管，起动时水室应充分排气，运行中定期排气，特别是循环水泵运行方式 16 发生变化时应进行排气。 没有 凝汽器水室 最高点排气管的机组 ，应考虑加装。 5.1.5 凝汽器 水侧脏污 冷凝管脏污包括汽侧和水侧脏污两种，引起凝汽器性能下降的一般是水侧脏污。水侧脏污直接导致凝汽器清洁系数降低，增加了传热热阻。 水侧脏污的主要原因有：胶球清洗装置投运不正常；冷却水水质差或有机杂质多；一 、二次滤网投运不正常；冷凝管未定期冲洗或清理。 清除或预防水侧脏污的主要措施有： 1）胶球清洗。根据凝汽器冷凝管内壁脏污（垢）的具体情况，选择合适的胶球，保证胶球清洗装置正常投运和收球率 达 90%以上 。 胶球类型和规格的选择可参照以下原则执行： 对于凝汽器水侧的软垢，可以选择普通海绵球。干态的海绵球球径应等于冷凝管的内径，湿态的海绵球球径应比冷凝管内径大 12mm。 对于凝汽器水侧的硬垢，可以选择硬球（塑料球）和金刚砂球，塑料硬球靠撞击除硬垢；金刚砂球靠摩擦除硬垢。塑料硬球的球径应比冷凝管内径小 0.51mm；湿态金刚砂球球径应比冷凝管内径大， 且 不大于 1mm。 对于冷却水量小（流速低）造成收球率低的情况，可以尝试关闭或关小半侧凝汽器冷却水入（出）口门，进行半侧收球，提高收球率。 2）去除水中杂质。直流冷却系统杂质较多，原则应设一、二次滤网，并 保证 正常投运。对于北方泥沙含量大的冷却水水源，应充分沉淀和过滤后才能作为冷却塔的补充水源。 3） 控制循环水水质和有机物。 4）利用一切可利用的时机和手段对冷凝管进行清洗和水室杂质清理。如利用每一次停机机会进行高压水冲洗；条件允许的情况下，机组运行中凝汽器半侧运行另一半进行清 洗等。 5） 必要时 对凝汽器冷凝管进行酸洗。 6）对不能清除顽垢或铜管已经减薄超标的凝汽器，可考虑换管技术改造。 5.1.6 凝汽器热负荷 凝汽器热负荷升高的主要原因有：汽轮机效率下降，冷源损失增加；附加 介质 不正常进入凝汽器，导致热负荷增加。 降低凝汽器热负荷的主要措施有： 17 1） 优化疏水系统， 提高 疏水扩容器的工作能力。对汽轮机疏水系统 （ 特别是本体和高 压管道疏水 ） 进行优化改造，简化疏水管道和阀门的数量，减少水 （ 汽 ） 泄漏的机会。提高疏水扩容器的工作能力，使得疏水在扩容器内完全扩容卸能，减少凝汽器的热负荷。 2） 减少 阀门内漏。定期检查和维护疏水系统阀门 （ 主要是自动 疏水器 ） 的严密性，必 要时更换质量较好的 疏水 阀门。 3） 加强运行管理，合理调整加热器的运行水位保护和疏水调节阀开启阈值，保证加 热器正常疏水畅通 ， 杜绝加热器危急疏水阀门动作或泄漏。 4） 提高汽动给水泵汽轮机的运行效率，减少排入凝汽器的热量。 5） 提高汽轮机通流效率，降低低压缸排汽流量。选用合理且高效的汽封结构型式；严格控制机组升、降负荷率， 严格控制机组轴系 振动 在合格水平 ；机组大修时及时合理调整汽封间隙、或更换损坏的汽封，提高机组通流效率。 5.1.7 凝汽器面积 在 冷却水进口温度、冷却水流量、真空严密性、冷却管清洁程度相同的情况下，300MW 机组凝汽器面积从 16000m2 增加到 19000m2，对应 300MW 负荷时凝汽器压力下降约 0.4kPa。 设计阶段，在 考虑 凝汽器冷却面积增大带来的投资增加和冷却水流量增加带来的日后运行费用增加的情况下，充分考虑凝汽器实际运行中的清洁度降低等不利因素，适当加大凝汽器的冷却面积（可以按照清洁系数 0.75 0.8 来选取面积）。 通常，对于设计循环水温度为 20 的情况， 300MW 机组凝汽器面积为 17000m218000m2， 600MW 机组 凝汽器面积 为 34000m2 36000m2。对于全年平均循环水温度高于 20 的情况 ，凝汽器面积应适当增大，并根据优化计算确定凝汽器的面积。 5.1.8 凝结水过冷度 凝结水过冷度增大，机组运行经济性降低。过冷度增大的 主要 原因 有 ： 1）凝结水系统的运行方式导致凝汽器热井水位升高，淹没凝汽器底排冷凝管，造成凝结水过冷。2）通往凝汽器底部的回热蒸汽通道受阻，凝结水得不到足够加热，而产生过冷； 3）机组真空严密性极差，可能造成凝结水过冷。 4）冷却水温度偏低或冷却水流量偏大，造成凝结水过冷。 降低凝结水过冷度的主要措施有： 1） 使凝汽器热井的就地水位与 DCS 监 测的水位保持一致，过冷度增大时及时调整 18 凝汽器热井水位。 2） 通过调整水位无法改变过冷度增大的趋势，则有可能是汽侧回热通道受阻，宜在检修时解体检查并及时解决。 3） 提高机组真空严密性。 4）冷却水温度较低时，通过减少循环水泵的 运行 台数，减少冷却水流量。对于使用海水脱硫的机组，应当增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了 凝 结水过冷度。 5.2 循环水系统和循环水泵 循环水系统 主要存在的问题 有： 循环水 泵性能 与循环水系统阻力 不 匹配 ； 循环水 泵运行 效率 低 ； 循环水 泵运行方式 不合理 。 （ 1） 循环水 泵性能与循环水系统阻力 不 匹配 循环水泵的流量扬程特性与循环水系统阻力特性相匹配是循环水系统甚至是整个冷端系统节能运行的关键。在设计流量工作点，当循环水泵配套的扬程高于系统阻力，导致循环水泵实际运行在低扬程大流量区域，在冬季水温度较低时，凝汽器冷却水流量偏大，机组真空高于极限真空，同时过高的流速可能会冲刷铜管的胀口，造成安全性问题；当循环水泵配套的扬程小于系统阻力，导致循环水泵实际运行在高扬程小流量区域，凝汽器冷却水流量偏小，直 接影响机组运行经济性。无论流量偏大或偏小，循环水泵都偏离设计工作点，导致循环水泵的运行效率偏低。 采取的主要措施是：进行循环水泵性能与循环水系统阻力 特 性诊断试验，寻找循环水系统阻力增大的原因，或对循环水泵进行增容改造或降低扬程改造。 （ 2）循环水泵增效改造 对 循环水泵 运行效率 低于 76%，建议进行循环水泵增效改造。 （ 3）循环水泵运行方式优化 从节能降耗的角度出发，循环水泵的运行方式越灵活（流量调节范围越大），机组的运行经济性就越好。新设计的配套两台循环水泵的机组，应考虑至少一台循环水泵具备双速功能。 循环水 泵电机变频提供了循环水量可以连续调节的条件，通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却水温度，可以得到机组最佳运行真空对应的最佳变频控制运行方式。 循环水泵电机双速运行在一定程度上实现了循环水泵运行方式和运行流量的多样化，通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却水温度，可以得到机组最佳运行真空 19 对应的最佳循环水泵运行方式 ，汽轮机冷端系统运行优化 方式 案例见附录 A。 从冷端 系统 运行优化的实际可操作性出发，优先推荐循环水泵电机双速运行方案。 5.3 抽空气系统与真空泵 抽空气系统性能变差直接导致空气在凝汽器汽侧聚集，影 响凝汽器换热，进而影响机组真空。 抽空 气系统性能变差的 主要 原因有：真空泵抽吸能力下降；抽空气系统管路流动不畅。 5.3.1 真空泵 影响真空泵运行性能的主要因素有：工作水温度、真空泵转速、抽吸口压力和温度等。从运行角度看，工作水温度是影响真空泵抽吸能力的最常见和最主要的因素。 解决工作水温度高的问题，可以从降低工作水的冷却水温度、提高工作水冷却器换热能力（面积）和效率、增加冷却水流量等方面着手。 必须经过诊断试验，确认工作水温度升高的主要原因，通常可采取的主要措施有： 1）对于新设计的机组，应配置 3 50%容量双级 水环式真空泵。 2）真空泵冷却水系统改造。具体的解决方法须考虑运行安全性、可靠性和投资回收年限。最安全可靠、简单 易行 的措施是寻找低温的冷却水源，替代现有的利用循环水冷却，保证机组迎峰度夏的安全经济性。 如： 低温的工业水、地下水或 中央集中空调冷冻水 等 。 在没有低温水源的情况下，可以增设 强制 制冷设备对 真空泵 工作 液 进行强制冷却 。 3）定期 清理 和清洗真空泵工作水冷却 器 。如果冷却水杂质较多，可以考虑更换为易于清理和清洗的冷却器型式。 4） 增加 冷却 器的冷却面积 和冷却水流量 。 5.3.2 抽空气管路 抽空气管路流动不畅 分为 两种 情况：凝汽器内部空冷区空气管不畅；双背压凝汽器高、低压侧空气流动相互影响，导致流动不畅。 1） 对于 凝汽器内部空冷区空气管不畅的问题只有在停机检修时按照设计图纸对空气管进行检查，并及时更正安装错误。 2） 双背压 凝汽器 高、低压侧空气流动相互影响 双背压凝汽器的抽气 系统 分为串联和并联两种布置方式。串联布置方式是高压凝汽器中的不凝结气体连通到低压凝汽器抽气通道，与低压凝汽器中的不凝结气体混合后经真空泵抽出，该方式的优点是系统简单，缺点是高、低压凝汽器相互干扰，易造成抽气 20 量不匀，影响凝汽器换热。并联布置方式是高、低压凝汽器中不凝结气体各自由单独的真空泵抽出，该方式的优缺点正好和串联布置方式相反。 造成 串联布置方式 下 高、低压凝汽器抽气不均匀 现象 的主要原因是设计阶段空气管路流动阻力计算不符合实际情况 。 解决的方法只有 把抽空气系统改为并联布置方式，即高、低压凝汽器中不凝结气体各自由单 独的真空泵抽出。具体参考系统连接方式见图 19，该连接 方式三台 真空 泵运行方式灵活，可以互为备用。 A真空泵B真空泵C真空泵低压凝汽器 高压凝汽器 图 19 真空系统连接方式 5.4 冷却塔 5.4.1 冷却塔 冷却能力 冷却塔冷却能力的优劣决定了凝汽器冷却水的进水温度，直接影响了机组运行真空。因此， 宜 定期对冷却塔进行热力性能诊断试验，确定冷却塔存在的问题，制定相应的技术改造方案。冷却塔的实测冷却能力小于 95%时， 或 夏季 100%负荷下 冷却塔出水温度 与当地的湿球温度 差 大于 8 时 ，表明冷却塔存在问题， 宜 对冷却塔进行全面检查，必要时 实施冷却塔技术改造。 5.4.2 提高冷却塔冷却能力的措施 （ 1）配水系统 对于槽式配水的冷却塔，每年夏季前 宜 清理水槽中的沉积物及杂物，保持每个喷溅装置水流畅通 ，必要时 修补破损的配水槽。 对于槽 管配水的冷却塔，夏季前 宜 开启内区配水系统，实现全塔配水。保持每个喷溅装置完好无缺 ， 及时修补破损的配水管及喷溅装置。 采用虹吸配水的冷却塔，应使虹吸装置处于正常工作状态。 21 根据冷却塔内配水的均匀性情况，更换 为 喷溅效果良好的喷溅装置。 （ 2）淋水填料 根据淋水填料的破损、结垢程度及散热效果，可以部分或全部更换冷却塔淋水填料，全塔更换淋水填料时，应进行不 同方案的技术经济比较，优化淋水填料的型式及组装高度。 （ 3）除水器 除水器变形或破损影响冷却塔通风。冷却塔技术改造时， 宜 对破损及变形的除水器进行更换。 （ 4）机力通风冷却塔 应根据外界气象条件的变化，改变机力通风冷却塔风机运行台数，满足冷却塔工艺的要求。 5.4.3 冷却塔节水 冷却塔主要用水包括：蒸发散热用水；飘逸出塔外的飘滴损失用水；排污用水。 冷却塔蒸发散热用水是不可回收的。蒸发水量与环境气象条件、循环冷却水量、散热量等因素有关。冷却塔夏季运行时，蒸发散热损失水量占循环冷却水量 1.7%左右；冬季运行时， 占 1.2%左右。 冷却塔飘滴损失用水量是指湿热空气上升携带出塔外的飘滴损失水量。飘滴损失水量与塔内气流速度、循环冷却水量有关。塔内无除水器时，机力通风冷却塔飘滴损失水量约占循环冷却水量 1%，自然通风冷却塔约占 0.5%，这部分损失水量可采用不同型式的除水器回收 80%以上。 排污损失水量是指循环冷却水经蒸发后水中的各种化合物及杂质达到一定浓度后需要排出一部分循环水，通过补充新水以降低循环水浓度。排污水与循环冷却水的浓缩倍率有关，浓缩倍率越大，排放量越小，反之亦然。 冷却塔经蒸发、飘滴、排污损失用水后，需要给冷却 塔补充新水。 因此，冷却塔节水措施可归纳为： 1）冷却塔 补水时，应注意塔内水池水位变化，以免溢流造成不必要的水量损失 ； 2）选用高效除水器，减少冷却塔飘滴损失水量 ； 3）提高循环水浓缩倍率，减少排污损失水量 ； 4）对循环水水质进行分析，降低水质的结垢速率。 22 5.5 空冷 塔 和空冷凝汽器 5.5.1 空冷塔和空冷凝汽器 宜 定期对散热器表面进行水清洗，以使散热翅片管具有良好的传热效果。 5.5.2 夏季机组运行背压达不到设计值时，可考虑在散热器上安装雾化装置以强化传热。 5.5.3 空冷凝汽器 宜 根据外界气象条件的变化，使空 冷风机在合理的调频范围内运行。空冷凝汽器采用双速风机时， 宜 根据气象条件的变化，通过试验，确定合理的风机运行台数。 6. 加热给水系统 6.1 凝结水系统 6.1.1 对于 新设计机组，优先选择 3 50%容量凝结水泵， 也可选择 2 100%容量凝结水泵， 凝结水泵扬程选择 宜 根据凝结水系统设计特点 进行 仔细核算，防止凝结水泵扬程选取过大。此外，凝结水泵电机 应 加装 变频 调节装置 ，以 降低部分 负荷下凝结水泵耗电率。 6.1.2 由于低压加热器采用大旁路系统具有初投资省、系统简 单 、 操作灵活、管道局部阻力小，从而节约厂用电的优点， 宜 优先 采用。 6.1.3 在 凝结水泵电机 加装 变频 调节装置 后 ， 宜 根据机组实际状况，在保证 凝结水母管压力的条件下 ，修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。此外，及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护定值、凝结水压力低开启备用泵定值。 凝结水泵电机加装变频调节装置后，600MW 及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于 0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于 0.22%。 6.2 给水泵 和 除氧器 6.2.1 新设计机组 优先选用 100%BMCR 容量的汽动给水泵，不设备用 电动给水泵。 机组没有启动汽源，设一台启动电动给水泵。对于有启动汽源（如邻机汽源）的机组，应通过汽动给水泵启机。单纯配置电动给水泵的机组，应 将 电 动给水 泵改 为 汽 动给水 泵。 6.2.2 内置式除氧器具有出水含氧量低、排汽损失小， 还具有结构紧凑、体积小、重量轻、安装简单、优质高效、安全可靠等特点 ，在新机组设计时 应 优先 选用内置式除氧器。 6.2.3 通常汽动给水泵采用迷宫式密封，密封水取自凝结水精处理后， 为保证给水泵密封效果，对 凝结水母管压力 有一定要求。为保证低负荷时 凝结水泵变频装置的节能效果 ，通过 增设给水泵密封水增压装 置 ，如： 600MW 超临界机组加装 50 米扬程的管道泵， 或由 凝结水泵出口 （ 凝结水精处理前 ） 引出密封水 ，进一步降低凝结水母管压力，充分发 23 挥变频 调节装置的 节能 效果 。 6.3 加热器 及给水温度 6.3.1 加热器旁路 加热器采用大旁路系统具有初投资省、系统简 单 ，操作灵活、管道局部阻力小，从而节约厂用电的优点， 高压加热器 宜 采用大旁路系统，旁路形式为 进口液动三通阀 +出口隔断阀 ，低压加热器宜优先采用大旁路系统。 6.3.2 给水端差 和温升 给水端差反映了加热器的换热效率和换热能力。给水端差增加一般伴随给水温升的降低。给水端差一般 为 -1 2，最小不能低于 -2 ， 大容量机组取下限 值 。 影响给水端差的 主要 原因有： 1） 加热蒸汽压力不稳或蒸汽流量不足； 2） 加热器汽侧排空气不畅，导致不凝结气体聚集，影响换热； 3） 加热器管子表面结垢，影响换热；4） 加热 器堵管超过 10%以上，传热面积 较少 ； 5） 加热器 水位过高，淹没了部分冷凝管；6）加热 器水室分程隔板变形或损坏，造成部分给水短路。 降低 加热器 端差的主要措施有： 1） 监视 各级段 抽汽压力， 运行中 并 保持 抽汽压力 稳定 。 2） 检查抽汽逆止阀或闸阀是否卡涩，加热器进汽口蒸汽通道是否受阻 。 3） 保证加热器运行中 正常排气通畅 。 4） 监视 加热器 运行水位， 并 保持稳定在正常范围内 。 5） 检查水室分程隔板，发现问题及时修复 。 6） 对于堵管超过规定值且经确认堵管造成了端差增加的加热器可以考虑技术改造或更换。 一般情况下，高压加热器的端差增大、同时温升降低，则最大的可能是高加水室分程隔板变形或损坏，应立即进行修复或更换。水室分程隔板变形或损坏后，高压加热器的端差和温升随着运行时间 的 变化表现规律十分明显，即随着运行时间的 增加 （含机组启、停次数增加），端差逐步增大、温升逐步减小，同时加热器给水阻力下降。 6.3.3 疏水端差 疏水端 差反映了疏水冷却段的换热能力和效率。疏水端差一般为 5.6 10，对于大型机组取下限 值 。 降低 加热器 疏水端差的主要措施有： 1） 通过调整疏水水位，降低疏水端差。疏水端差对疏水水位变化不敏感的情况下， 24 可能是加热器疏水冷却段进水口变形或损坏。 2） 注意 机组 负荷和疏水调节阀开 度 的关系，机组负荷未变，如疏水调节阀开度变大，有可能管子发生了轻度泄漏。 3） 定期冲洗水位计，防止出现假水位。 6.3.4 给水温度 给水温度降低的可能原因有：给水旁路门泄漏、加热器温升小、最高一级加热器给水端差大。 在机组运行中应保证高压加热器 投入率大于 99%， 并 在 100%负荷工况下给水温度达到设计值。 7. 锅炉 7.1 过热蒸汽 温度 300MW 等级 及 以上 机组 锅炉，在经过燃烧调整试验后，额定负荷下 过热 蒸汽温度仍然比设计值低 10以上时，应考虑对过热蒸汽系统的受热面进行改造，或更换、掺烧其它煤种，以提高 过热 蒸汽温度。 7.2 再热蒸汽温度 300MW 等级 及 以上 机组 锅炉， 在经过燃烧调整试验后，额定负荷下 再热 蒸汽温度仍然比设计值低 10以上时，应考虑对再热蒸汽系统的受热面进行改造，或更换、掺烧其它煤种，以提高再热蒸汽温度。 7.3 过热 器 减温水 量 300MW 等级及以上机组锅炉， 在经过燃烧调整试验后， 减温器喷水量不能满足蒸汽温度控制要求时 ，应考虑对过热系统的受热面进行改造，或更换、掺烧其它煤种，以减少减温水量。 7.4 再热 器 减温水量 再热 减温器是为处理紧急事故而设置 的 ，在 正常 运行中应不投运（即再热器 减温水量应为 0） 。 300MW 等级 及以上机组 锅炉，在经过燃烧调整试验后， 如 再热蒸汽温度以减温器作为常用调温手段，且 流 量超过 20t/h 以上时，应考虑对再热系统的受热面进行改造，或更换、掺烧其它煤种，以便正常运行状况下不投用 再热 减温 水 。 7.5 更换 或掺烧非设计 煤种 锅炉 对 煤质 具有一定的适应能力和范围，且对煤质特性优于设计 煤 种 的燃煤相对易于适应；对煤质特性次于设计 煤 种 的燃煤则较难适应。因此，锅炉 原则上应 采用设计 煤种 或接近设计 煤 种 的燃煤， 也可 更换或掺烧非设计 煤 种 来提高锅炉的运行性能。 25 在锅炉运行 参数达不到设计值 或 效率偏低的情况下，可考虑更换或掺烧 燃煤 来改善锅炉运行性能，提高锅炉 效率。 更换或掺烧 煤质 特性指标 优于 实际燃 煤 时 ，其 发热量应比 实际燃煤 高出 10%以上 ， 且 挥发分应比 实际燃煤 高出 5 个百分点 以上；氮、硫含量应不高于 实际燃煤 ；结渣特性、可磨性等其它指标尽可能与 实际燃煤 接近。 受 煤 炭市场 影响 ， 实际燃 煤 特性差于设计煤 种 时 ， 其 发热量与设计 煤 种 偏差 应 控制在 20%以内，且 挥发分的 偏差 应 控制 在 10 个百分点 以内；氮、硫含量等应不高于设计煤；结渣特性、可磨性等其它指标尽可能与设计煤 种 接近。 煤质变化对某 300MW 机组运行 能耗指标的影响见附录 B。 7.6 锅炉 热 效率 7.6.1 煤质特性 与锅炉热效率 300MW 等级及以上机组锅炉 ， 当 实际 燃煤 低位发热量 Qnet.ar 不低于 20MJ/kg、 挥发分 含量 与 额定负荷 锅炉 热 效 率 的对应关系出现下述情况 时 ： 1） 干燥 无灰基挥发分大于 30%，锅炉热效率 低于 93.0%； 2） 干燥 无灰基挥发分在 20% 30%，锅炉热效率低于 92.0%； 3） 干燥 无灰基挥发分 为 10% 20%，锅炉热效率低于 91.5%； 4) 干燥无灰基挥发分 小于 10%， 锅炉热效率低于 89.0%。 应重点从飞灰可燃物 含量 和排烟温度 方面 查找原因， 研究 制定 切实可行 的解决措施。 7.6.2 挥发分与 飞灰可燃物 300MW 等级及以上机组锅炉 ， 当实际 燃煤低位发热量 Qnet.ar 不低于 20MJ/kg、 挥发分 含量 与 飞灰可燃物 含量 对应关系出现下述情况时： 1）干燥无灰基挥发分大于 30%， 飞灰可燃物含量 大于 2.0%； 2）干燥无灰基挥 发分在 20% 30%， 飞灰可燃物含量 大于 3.0%； 3）干燥无灰基挥发分 为 10% 20%， 飞灰可燃物含量 大于 5.0%； 4） 干燥无灰基挥发分 小于 10%， 飞灰可燃物含量 大于 8.0%。 应重点从飞灰可燃物 含量 查找原因， 从以下方面研究制定切实可行 的解决措施 ： 1） 降低煤粉细度 值 是降低飞灰可燃物 含量 的有效措施之一。 通常， 降低煤粉细度值 将 使制粉系统电耗增加 ， 且 受 到制粉系统 出力 的限制 。在制粉系统 出力 能 满足 机组负荷 的情况下， 应 通过试验 确定 煤粉 经济细度值， 降低供电煤耗 。 2） 采用高效分离器， 提高 分离器效率 。当 粗 粉 分离器 效率 较差 时，可对粗 粉 分离 26 器进行改造，提高分离效果及煤粉均匀性，降低制粉系统的阻力。 对 中储式制粉系统，如三次风带粉率 偏 高，应 对细 粉 分离器进行改造 。 3） 当 大渣可燃物 含量偏高的 原因 是 燃烧器 底层 二次 风不足 时 ， 应对 其 喷口进行改造，提高 燃烧器底层二次风 携带煤粉的能力，减少直接落入渣池的煤粉量 ，降低大渣可燃物含量。 4） 对 不易 结渣 的 煤种 （比如，灰熔点温度大于 1500 ） ，可考虑通过 改造 燃烧系统（燃烧器 结构及 布置 、 卫燃带等），提高炉膛燃烧温度， 强化煤粉 燃烧 ， 降低飞灰可燃物 含量 。 5） 不宜 采用上述措施或 其 效果不佳时 ， 应 考虑更换 或掺烧燃尽性能更好的高挥发分煤种。 7.6.3 排烟温度 与 排烟热损失 采用各种运行（包括燃烧调整试验）、检修技术措施后，额定负荷下锅炉排烟温度仍然比设计 值 高出 15以上时，应 通过 技术 改造降低锅炉排烟温度 。 1） 在空气预热器入口烟气温度接近设计值时 ， 应采取 增加 空气 预 热 器受热面 或更换传热性能高的换热元件 。 对于新建机组 ， 在 空气预热器 设计 时 ， 宜预留一定的空间（不布置 受热面），以便在排烟温度高时在预留空间增加受热 面 面积 。 2） 在空气预热器入口烟气温度大于设计值，且其受热面积无法增加，而省煤器出口烟气温度和给水温度仍然有 一定的传热温 差 的情况下，应考虑采取增加省煤器受热面面积 的措施 降低锅炉排烟温度。 3） 在 排烟 温度大于 145时，且空气预热器受热 面 面积和省煤器受热面 面 积 无 法增加的情况下，可 考虑 采用 烟气余热 利用 系统 。 4） 以上 改造均应通过技术分析论证，原则上投资回收年限不超过 5 年，并在机组设计寿命期内。计算投资回收年限宜考虑年节煤收益、年财务成本等，不宜计入多发电量。 5） 不宜采用上述措施或其效果不佳时 ， 应 考虑更换或掺烧燃尽性能更好的高挥发分煤种。 7.7 节油点火技术 7.7.1 微油点火技术 微油点火技术适用于挥发分大于 16%的煤种。 微油点火技术 具有 运行维护方便，节省投资和节油效果显著 的特点 ，在新建机组或现役机组中 宜优先采用 。 27 7.7.2 等离子点火技术 等 离子点火技术适用于挥发分大于 20%的煤种 。 对于 新投产的机组，可采用 等离子点火技术 节约 助燃油 。 8. 锅炉燃烧优化试验与运行控制 新 投产 机组 、 机组大修后、 燃烧或制粉 系统 改造 后 、 锅炉 更换或掺烧其它煤种 、 日常运行中 锅炉 存在问题时 ， 应进行 锅炉 燃烧系统和 制粉系统优化调整试验， 优化运行方式 ，寻找 解决存在问题的措施 。 8.1 制粉系统优化调整试验 8.1.1 一次风管 风量和 粉 量 分配均匀性试 验 通 过 一次风管煤粉分配均匀性试 验 ， 掌握 煤粉管道风粉分配特性 ， 检验同层各一次风管的偏差是否在许可的范围内 ，计算各一次风管煤粉浓度，进而 确定 各一次风管 的 风粉分配情况 ，有条件时，应根据偏差情况进行调整 。 8.1.2 分离器挡板 （转速） 特性试验 通过分离器挡板 （转速） 特性试验 ， 确定挡板开度与煤粉细度的对应关系，分析分离器挡板开度变化对制粉系统运行参数的影响， 得到 分离器挡板 开度与 磨煤机功率 、差压、 煤粉细度的关系 。 8.1.3 磨煤机风量特性试验 通过 磨煤机风量特性试验 ， 分析磨煤机通风量变化对制粉系统运行经济性及安全性的影响 ， 确定 磨煤机的最佳 通风量 及磨煤机进出口参数 。 8.1.4 磨辊加载压力 或 钢球量试验 通过 磨辊加载压力试验 ， 分析磨辊加载压力变化对磨 煤机 功率、煤粉细度、石子煤排放量等参数的影响，寻找合适的磨辊加载压力。 通过 钢球加载量试验 ， 分析 钢球加载量对磨煤机出力、功耗等参数的影响，确定 最佳的 磨煤机钢球加载量。 8.1.5 磨煤机出力特性试验 通过 磨煤机出力特性试验 ， 掌握 磨煤机出力变化对制粉系统运行经济性及安全性的影响以及磨煤机的最大出力。 试验时 维 持分离器挡板 或转速 不变 ，保持磨煤机出口温度不变，风量按照风煤比曲线变化，逐步加大给 煤量。在不同出力下测量煤粉细度、 记录通风量、磨煤机和一次风机功率，石子煤排量等。 28 8.2 锅炉燃烧优化调整试验 8.2.1 氧量 调整试验 以空气预热器 进 口氧量为变化参数， 通过 氧 量调整试验 ， 分析 氧 量变化对锅炉运行经济性和安全性的影响 ， 确定不同负荷下 锅炉最佳运行氧量 。 8.2.2 一次风 量 调整试验 通过 一次风 量 调整试验 ， 确定 一次风 量 变化对锅炉 燃烧 和 制粉系统 运行经济性和安全性的影响， 提供 不同磨煤机出力下的 最佳 风煤比 。 8.2.3 二次风配风方式调整试验 根据燃烧器系统的结构特点， 通过 二次风配风方式 试验 ， 确定合适的 燃烧器 配 风 方式， 使着火位置合理，火焰不偏斜、不 冲刷水冷壁 。 8.2.4 煤粉细度 调整 试验 通过 煤粉细度调整试验 ， 分析 煤粉细度 变化对锅炉运行经济性和安全性的影响，确定 经济 煤粉细度 。 8.2.5 风箱 -炉膛 差压 调整 试验 通过 风箱 -炉膛 差压调整试验 ， 分析 风箱 -炉膛差压 变化对锅炉运行经济性和安全性的影响，确定不同负荷下的最佳 风箱 -炉膛 差压 。 8.2.6 一次风热风母管压力调整 试验 通过一次风热风母管压力 调整试验 ，分析一次风热风母管压力变化对锅炉运行经济性和安全性的影响，确定不同负荷下的最佳一次风热风母管压力。 8.2.7 最佳运行 方式 与控制曲线 通过 最佳运行方式 试验 ， 验证上述各分项试验组合后的运行效果，最终确定不同负荷下锅炉的 最佳运行方式 。 同时依据最佳运行方式和上述各个分项试验结果 得到一次风量控制曲线、一次风压控制曲线、风箱 -炉膛差压控制曲线、二次风 配风方式 控制曲线、运行氧量控制曲线、入炉总风量控制曲线、 过热 蒸汽温度、 过热 蒸汽压力控制曲线，结合机组控制系统的特点，替换或修改原有的控制曲线。 8.3 运行优化控制 8.3.1 过热 蒸汽参数控制 锅炉 过热 蒸汽温度 应达到 设计 值 。 否则 ，应首先 调整 运行风量、 改变 火焰中心位置 、吹灰 等 方式 进行 控制 ， 对 于 超临界锅炉 还可 调节 过热度， 其次 考虑采用减温水来调整 过 29 热 蒸汽温度。 8.3.2 再 热 蒸汽温度控制 锅炉 再热 蒸汽温度 应达到 设计 值。否则， 应通过 改变 燃烧器摆角或烟气档板 开度 进行 控制 ，除 负荷变化或磨煤机启停等过程 中 可采用 喷水 减温外，稳定运行状况下应 尽量避免 喷水减温 。 8.3.3 一次风量 与 一次风 压力 一次风量 应采用 燃烧调整试验 得出 的最佳一次风 量控制 。 在 此条件下， 应尽量开大一次风系统中的调节风门，降低一次风母管压力， 减小系统阻力， 降低一次风机 电 耗 ，减少空气预热器一次风漏风。 一次风压控制应依据煤种变化做适时调整 。 例如， 对于 600MW 烟煤机组，额定负荷下，一次风压力通常 可 控制 在 8kPa 9kPa。当一次风母管压力 达到 一次风系统设计 压力 的 1.5 倍时，应查找原因，并 提出 相应的 解决措施。 8.3.4 运行氧量 运行氧量的 调整应保证 过热蒸汽 、再热蒸汽温度在正常范围 内 ， 锅炉 受热面无超温 ，且 炉内无严重结渣现象。 在此原则下， 运行氧量应根据锅炉燃烧优化调整试验结果确定的最佳 运行 氧量曲线 进行 控制。当煤种发生变化时，须对最佳氧量控制曲线进行相应调整。 为了保证不同负荷 下 锅炉均在最佳氧量下运行，表盘氧量 宜 定期进行校验。 8.3.5 煤粉细度 1）煤 粉细度的控制应综合考虑煤的燃烧特性、燃烧方式、炉膛热负荷、煤粉的均匀性及制粉系统电耗，宜根据试验得出的 经济煤粉细度值 进行控制 ， 煤种发生变化可依据煤种的燃尽特性进行适当调整。 2）磨煤机检修后，宜进行煤粉细度 的核查 ，以 确认 煤粉细度与粗粉分离器挡板开度 (或转速 )之间的定量关系，为锅炉运行提供依据。 3） 定期监督煤粉细度 。对于中速磨煤机，特别是磨辊运行中、后期，应根据煤粉细度的变化定期调整磨辊的间隙和弹簧压缩量（压力）；对于双进双出磨煤机宜定期检查分离器，防止分离器回粉堵塞引起煤粉细度变粗。 8.3.6 燃尽风控制 锅炉燃尽风的控制原则： 1）尽可能 降低锅炉 NOx 排放； 2）在控制 NOx 排放 的前 30 提下，尽可能地减少其对煤粉燃尽的影响，使运行成本最低； 3） 有尾部烟气脱 硝 装置时，在保证最终 NOx 排放 满足环保要求 的 条件 下，应 综合 考虑锅炉 NOx 排放、飞灰可燃物含量以及烟气脱 硝 运行成本，合理控制燃尽风比例，以达到 运行成本最低 。 8.3.7 制粉 系统 1） 对 钢球磨 煤机 ，应 及时加装钢球 ,保持 在 最佳钢球 装载 量 的情况下运行 。在干燥出力、磨煤机差压允许范围内， 磨煤机 应尽量在大出力下运行。有条件时，可 考虑 进行小球试验，确定磨煤机更换小球方案。 2）对 中速磨煤机，为降低制粉系统 电 耗应根据机组负荷变化及时调整磨煤机运行台数， 正常运行情况下单台磨煤机出力应调整到该磨煤机最大出力的 80%以上运行。 最低出力不低于最大 出力的 65%。 3） 为保证锅炉燃烧经济性， 磨煤机 首先应按照经济煤粉细度 值 进行 调整 ， 在此基础上，再适当 控制磨煤机耗电率， 表 2 给出了不同类型 磨煤机 耗电率，供参考。 表 2 不同类型 磨煤机 耗 电率 单位： % 序号 机组容量 （ MW） 煤种 低速磨煤机 中速磨煤机 风扇磨煤机 钢球磨煤机 双进双出钢球 磨煤机 RP(HP) MPS 1 300MW 级 烟煤 / 1.1 0.37 0.4 / 2 贫煤 0.64 1.21 0.38 / / 3 无烟煤 1.15 / / / / 4 600MW 级 烟煤 / / 0.37 0.38 / 5 贫煤 / 1.1 / 0.38 / 6 无烟煤 / 1.33 / / / 7 褐煤 / / / 0.62 0.86 8 1000MW级 烟煤 / / 0.33 / / 8.4 飞灰可燃物 8.4.1 采用等速取样方法对锅炉固定式 飞灰 取样器 的 样品 进行标定，并得出标定系数， 确定锅炉的飞灰可 燃物变化范围，作为判断锅炉飞灰可燃物含量高低的依据。 8.4.2 煤粉细度应 定期监督 并 尽可能地按 经济细度值 控制。 在 达不到经济细度值时，应 尽可能地降低煤粉细度 值 。 8.4.3 按燃烧优化运行方式控制锅炉运行参数， 尽可能地 降低飞灰可燃物。 31 8.4.4 采用上述措施 仍然不能有效降低飞灰可燃物或 不宜采用 上述 措施 时 ，应考虑更换或掺烧燃尽性能更好的高挥发分煤种。 8.4.5 做好人孔门、看火孔 、 特别 是 炉 底 密封 的查漏堵漏工作， 减少炉膛漏风， 提高炉膛火焰温度， 降低飞灰可燃物 。 8.5 排烟温度 8.5.1 在 额定 负荷下实测排烟温度，并 按相关标准进行 修正，确定修正后的排烟温度 与设计值的偏差 。 8.5.2 加强入厂煤管理， 重点 控制煤的水分、发热量和结渣特性。 有条件时，可考虑改善煤种来降低锅炉排烟温度。 8.5.3 加强吹灰器 的 日常检修与维护，确保 其 正常投 运， 并 优化吹灰方式 ， 尽量 保持各受热面的清洁 。 8.5.4 在保证磨煤机安全 运行 的前提下， 建议 按表 3 控制磨煤机出口温度 。 表 3 磨 煤机 出口温度允许值 ( ) 制粉系统型式 热空气干燥 烟气空气混合干燥 风扇磨煤机直吹式（分离器后） 贫煤 150 烟煤 130 褐煤、页岩 100 180 钢球磨煤机储仓式（磨煤机后） 贫煤 130 烟煤、褐煤 70 褐煤 90 烟煤 120 双进双出钢球磨直吹式（紧凑式为分离器后，分离式为磨煤机后） 烟煤 70 75 褐煤 70 Vdaf15%的煤 100 中速磨煤机直吹式后（分离器后） 当 Vdaf40%时， tM2=(82-Vdaf)5/35 当 Vdaf40%时， tM270 RP、 HP 中速磨煤机直吹式（分离器后 高热值烟煤小于 82，低热质烟 煤小于 77，次烟煤、褐煤小于 66 备注：燃用混煤的，可允许 tM2 较低的相应煤种取值；无烟煤只受设备允许温度的限制 8.5.6 做好人孔门、看火孔 、 特别 是 炉 底 密封 和制粉系统 的查漏堵漏工作，减少炉膛漏风，降低 排烟温度 。 经验表明， 通过漏风综合治理，一般 可降低排烟温度约 2 3 。 9. 空气预热器 9.1 空气预热器面积 当空气预热器入口烟气温度与设计值 接近 ，而排烟温度明显偏高 时 ， 宜 考虑增加空气预热器受热 面 面积。 32 9.2 空气预热器密封改造 空气预热器 漏风率 一般不 大于 6%， 在 6% 8%应进行检修 ， 8% 10%可考虑进 行密封 改造 ， 高于 10%时应 采用新型密封技术 进行改造。 9.3 空气预热器吹灰 宜 定期或根据空气预热器的阻力变化情况进行空气预热器吹灰，以保持空气预热器受热面具有较高的清洁度。 当 空气预热器 烟气侧 压差 大于 1.2kPa时，应利 用检修机会 清除受热面积灰。 10. 机组保温 保温 性能 对 机组 的 经济性影响较大，以往在设计、施工及建设过程 中 重视不够。为确保机组保温工程质量，应始终贯彻 执行 “设计是根本，材料是关键，施工是保证，科研是基础” 的 方针，保温工程施工完成后应严格按照相关规定进行检验和验收。 10.1 锅炉保温与密封 锅炉 保温与 密封 见 华能 300MW 级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则 4.6款。 10.2 汽轮机保温 根据各保温材料性能及 使用 效果， 对于 汽 缸 、 加热器 和 介质 温度超过 300 的 汽水管道 的 保温材料 宜 选用 多层 硅酸铝纤维毡 或 多层 硅酸铝纤维毯 ， 介质温度低于 300 的汽水 管道 的 保温材料 宜 选用 一层或多层硅酸铝 管壳。硅酸铝纤维毡 材料性能、打底材料的 配比 及 材料 性能 、抹面层材料的配比 分别见表 4、表 5、表 6、表 7。 表 4 硅酸铝纤维毡的主要性能 允许最高温度 密度 抗风蚀性 抗拉强度 导热系数 加热线收缩 kg/m3 m/s MPa w/mk （ 600 ） 1000 h 1000 128 N25 0.2 0.12 % 表 5 打底 材料 的配比 配料名称 膨胀蛭 石 助粘剂 水 打底 材料 0.25 m3 40kg 27kg 124kg 表 6 打底 材料 的主要性能 允许使用温度 密度 耐压强度 抗折强度 导热系数 33 kg/m3 MPa MPa kJ/mh 650 00 0.22 0.21 0.3119+0.000511t 硅酸铝纤维毡之间或与金属之间使用高温粘结剂牌号为 795，使用温度为 600 ，状态为糊状。 表 7 抹面层材料的配比 配料名称 膨胀珍珠岩粉 轻体钙石棉泥 425 号硅酸盐水泥 助粘剂 抹面层材料 0.25 m3 30kg 25kg 100kg 8kg 为保证汽缸、加热器、管道、阀门保温工程质量 ，主要设计及施工工艺要求如下： 1） 积极采用先进的保温技术及工艺对汽缸进行保温设计和施工 。 采用三维 计算 为汽 缸 保温设计提供简易灵活的保温方案 ， 汽缸 保温材料要求吸音效果显著， 外保护层防水防油 。维修保养需要开缸处采用为汽缸量身定做的可拆卸保温垫，可快速拆卸及安装，重复多次使用，美观环保 。 不需要开缸处采用保温效果最优 的喷涂式保温 。 如 石洞口二厂 3、 4 号机组汽轮机 中压缸上缸部分 采用可拆卸保温垫， 高压缸及中压缸下缸、高温进汽门壳体 采用 喷涂式保温 。 2） 汽缸、 管道的保温层由打底层材料、金属丝网、保温毡（ 3 4 层）、金属丝网、抹面层材料、玻璃纤维布及粘合剂组成。汽缸保温需用扎进铁丝把 保温块固定在汽缸的保温钩上。 3） 法兰螺栓部位的保温层 ，采取可以拆卸的结构，以便在汽缸检修时，只拆除这部分的保温层，即可进行检修，而其他部分保温层则可永久使用。 4） 对管道的膨胀节、弯管部分、管道法兰，则可以采用特殊的保温层结构，对起吊用的吊耳部分， 也可采用可拆除的保温层结构。 5） 保温层的施工直接关系到保温质量，必须予以足够重视，施工应严格按照保温层设计要求进行，如需变动需征得制造厂同意。 6） 在保温施工前应对保温表面清理干净，去除油污后方可施工。保温块之间接缝要严密，绑扎要牢固，不得采用螺旋缠绕的方法 。多层保温 内 、 外 层应交错排列，错开接缝，以保证保温效果。保温层表面应光滑、整齐、美观。不得使用吸进了油料与受潮的保温材料。冬季施工时应做好防寒保暖措施，确保施工部位及周围平均温度达到 5。 7） 当环境温度不高于 27 时， 所有设备、管道、阀门、法兰等保温 层外表面温度不高于 50 ；当环境温度高于 27 时，所有设备、管道、阀门、法兰等保温层外表面 34 温度 与环境温度之差不得超过 23。 11. 运行及管理 11.1 节能 管理 11.1.1 完善三级 节能 管理网络，明确各级节能工作人员的职责，健全相应的节能工作考核制度，以保证节能工作 职责 明确、目标清晰、奖惩分明，各项节能措施落实到位。 11.1.2 组织开展多种形式的宣传、动员活动，通过公告栏、局域网、宣传展板、各种会议等多种途径宣传节能减排的各项工作和意义，形成全员参与、自下而上的开展资源节约、环境保护、促进可持续发展的企 业文化氛围和全员意识。 11.1.3 定期 开展电力企业对标工作，以先进企业能耗指标为标杆，分析本企业能耗指标实际值与先进值、设计值之间的差距， 并 分析 其 原因，制定相应 的 改进目标，分解和落实改进措施。 11.1.4 定期进行电厂生产过程能量平衡试验与能损诊断，对全厂能量分配与消耗进行全面定量分析，制定全厂综合节能降耗技术措施和管理办法。 对于机组能耗指标高于基准值，且原因不明，应进行节能诊断分析工作，查清机组能耗高的原因，提出可实施的节能降耗措施。 11.1.5 定期 进行 节能总结分析 工作 ，全面掌握机组运行 能耗 指标变化情 况 ，做到节能工作胸中有数、方向明确。重大节能改造工程完成后应进行分析总结，正确评价节能效果。 11.1.6 加强燃料采购管理，从 燃料采购源头尽可能控制煤炭 质量及含 硫量，使入炉 煤 尽量接近锅炉设计煤种 。 11.1.7 高度重视能源计量和统计管理工作，保证运行参数及煤、水、油、电等主要耗能指标的原始记录和统计台帐健全、数据准确， 并 做到物料及能量平衡 。特别要重视 入厂煤、入炉煤和煤场的计量管理 工作 ，加强煤质特性分析，有条件时应加装在线实时分析装置，做到计量、统计准确，减少煤热值差。 11.2 运行 控制 11.2.1 对于喷嘴 调节的机组，负荷在 80%以上，应通过运行调整确保主蒸 汽压力、主蒸汽温度、再热器温度不低于设计值。对于机组在滑压运行区域 ，应根据机组滑压运行曲线严格控制主蒸汽压力、主蒸汽温度和再热蒸汽温度 。 11.2.2 提高运行人员节能意识，开展值际劳动竞赛。充分利用 SIS 及 MIS 系统强大的信息处理功能，以机组运行 监测 管理系统为平台， 统计及 耗差分析 数据 为依据，在运行各值 之间 开展以机组各主要指标 和小指标 为对象的值际劳动竞赛 ， 这些指标包括：发电煤 35 耗、发电厂用电率、供电煤耗、凝汽器真空、给水温度、循环水泵耗电率、凝结水泵耗电率、磨 煤机单耗、各风机耗电率、运行氧量、飞灰含炭量、排烟温度等，以充分 调动运行人员的积极性， 实现精细化操作，有效控制 机组各项运行指标 。 11.2.3 严格控制除氧器排汽和锅炉排污，加强 系统 泄漏治理，降低工 质 损失。对于 300MW等级机组，补水率不超过 1%；对于 600MW 及以上容量机组，补水率不超过 0.8%。 11.3 优化运行 11.3.1 完善机组耗差在线分析软件或厂级信息监控系统配置，实时分析系统和设备运行性能，指导机组优化运行。 11.3.2 定期进行不同负荷运行方式的优化调整试验，以使主机和辅机及热力系统能够在最优 匹配的方式下运行。 11.3.3 试验 研究常用煤种的掺烧和混烧特性，确定最佳配煤比例，尽可能适应锅炉设计煤种燃烧特性要求，保证燃烧的稳定性与经济性。 11.3.4 定期进行凝汽机组“冷端”系统经济性诊断试验和运行方式优化，保证机组在良好真空下运行，凝汽系统和循环冷却系统按优化匹配方式运行。 11.3.5 在机组大修、技术改造、煤质变动后，应进行锅炉燃烧优化和制粉系统优化调整试验，提高锅炉效率、低负荷稳燃能力和降低辅机电耗。 12. 华能燃煤机组能耗指标 近期目标值 为了全面提升华能公司的竞争能力，继续保持公司主要能 耗指标在行业的领先优势， 华能创建节约环保型企业规划（ 2009 年版）提出了华能燃煤机组能耗指标近期目标值（ 见 附录 C），明确规定了各类燃煤机组 2011 年 前应达到的供电煤耗和厂用电率目标值。 36 附录 A 汽轮机冷端系统运行方式优化 案 例 某厂 2 600MW 超临界机组 (厂内编号 1、 2 号 )，每台机组配套双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器，凝汽器冷却水系统采用循环供水冷却方式，每台机组配套 2 台循环水泵，以满足不同季节和不同负荷时凝汽器对冷却水量的要求。 1 号机组和 2 号机组的循环水管道之间加设联络管，根据冷却水进口温度及机组 负荷的变化，循环水泵运行方式有：一机一泵、两机三泵和一机两泵三种方式。 考虑冷端系统的节能，每台机组选择一台循环水泵进行了双速改造，双速改造后，根据冷却水进口温度及机组负荷的变化，循环水泵运行方式有：一机一泵 (低速 )、一机一泵 (高速 )、两机三泵 (高速 )、一机两泵 (一高速一低速 )和一机两泵 (高速 )五种方式。 以该厂 2 号机组为例，通过冷端 系统 运行方式优化试验，在保证机组最佳运行真空的前提下，得到不同冷却水进口温度及不同机组负荷下的最佳循环水泵运行方式；为了进一步挖掘冷端系统的节能潜力，对循环水泵电机变频情况下的 最佳运行方式进行了计算，结果如下： A1 循环水泵定速情况下的最佳运行方式 定速循环水泵运行优化结果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循环 ( 冷却 ) 水进口温度， 机组负荷，MW运行方式切换 1运行方式切换 2一机一泵两机三泵b e n g一机两泵 A.2 单台循环水泵双速情况下的最佳运行方式 37 单台双速情况下的循环水泵运行优化结果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循环 ( 冷却 ) 水进口温度， 机组负荷，MW运行方式切换 1 运行方式切换 2运行方式切换 3 运行方式切换 4两泵高速一高一低两机三高单泵高速单泵低速 A.3 两台循环水泵变频运行情况下的最佳运行方式 变速循环水泵运行优化结果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循环 ( 冷却 ) 水进口温度， 机组负荷，MW运行方式切换 1运行方式切换 2运行方式切换 3两泵高速两机三高两泵变频单泵变频 A.4 三种最佳运行方式的经济性对比结果 综合平均全年冷却水温的变化，上述三种情况下循环水泵最佳运行方式对应的机组净出力变化见表 A.1。 38 表 A.1 三种最佳运行方式的经济性对比结果 机组负荷 双速与定速比较 变频与定速比较 变频与双速比较 600MW 99