华电经济运行指导.doc

附件：中国华电集团公司火力发电厂经济运行指导意见第一章 总 则第1条 为进一步提高中国华电集团公司火力发电机组的经济运行水平，全面贯彻落实科学发展观、国家节能减排的总体要求和集团公司发展战略及节能规划，通过对标管理，在现有设备及运行情况下，落实节煤、节水、节电、节油等各项措施，做好经济运行工作，特制定中国华电集团公司火力发电厂经济运行指导意见。第2条 火力发电厂经济运行工作是节能工作的重要组成部分，是指在保证现有设备安全可靠运行的前提下，通过精心维护、科学调控以及必要的技术改造，充分挖掘管理、设备的潜力，优化机组运行方式，提高机组运行水平，实现节能降耗的工作。第3条 本指导意见适用于中国华电集团公司各火力发电厂。集团公司各火力发电厂应根据本指导意见，结合生产实际，制定相应的实施细则。第二章 经济运行基础管理第4条 建立和完善与经济运行相关的管理制度。要建立以下节能基本管理制度：对标管理和指标考核奖惩办法；宣传教育制度；岗位培训制度；经济运行分析制度；设备能耗台帐管理制度；设备经济运行调度管理办法等。第5条 加强设备检修和维护管理工作。各企业必须严格执行发电企业设备检修和维护的质量标准，建立完整、有效的检修质量监督体系，坚持“安全第一、修必修好”的原则，做好设备的检修与维护工作，及时消除设备缺陷，提高设备的可靠性，保证设备运行的经济性能。第6条 大力开展多种形式的节能降耗宣传教育活动，培养、提高全体员工节能意识、资源意识和环境意识。第7条 加强业务培训工作，提高全员业务技术素质。运行人员必须做到“三熟”（熟悉设备系统和基本原理、熟悉本岗位规程和制度、熟悉操作和事故处理程序）、“三能”（能正常进行操作和分析运行状况、能及时发现故障和排除故障、能掌握一般的维修技能）；将仿真机培训作为提高运行人员操作水平的重要措施，在岗人员应定期轮换训练，新投运机组的运行人员必须在同类型机组仿真机培训合格。第8条 抓好对标管理工作。要按照集团公司对标管理的要求，围绕集团公司下达的机组非计划停运次数、等效可用系数、供电煤耗率、厂用电率、发电油耗等综合指标，同时，结合企业实际运行情况，做好下列指标对标工作：锅炉指标：排烟温度、锅炉氧量、飞灰可燃物、灰渣可燃物、煤粉细度合格率、排污率、空预器漏风率、吹灰器投入率、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、过热器减温水流量、再热器减温水流量、启动耗油量、稳燃耗油量；汽轮机指标：汽轮机效率、汽轮机热耗率、凝汽器真空度、真空严密性、凝汽器端差、凝结水过冷度、凝汽器胶球清洗装置投入率、胶球收球率、给水温度、加热器端差、高加投入率、保温效果；厂用电指标：锅炉辅机耗电率、磨煤机耗电率、送风机耗电率、引风机耗电率、排粉机耗电率、一次风机耗电率、汽机辅机耗电率、循环水泵耗电率、凝结水泵耗电率、电动给水泵耗电率、公用系统耗电率、除灰除尘耗电率、输煤耗电率、供水耗电率、脱硫耗电率；水耗指标：发电水耗率指标、全厂复用水率、锅炉补水率、循环水浓缩倍率、化学自用水率、灰水比；热工指标：热工仪表、热工保护和热工自动的投入率和准确率；其他指标：酸碱耗、补氢率、磨煤钢耗、入厂煤与入炉煤热值差、入炉煤煤质合格率、检斤率、检质率；供热指标：供热煤耗率、供热厂用电率、热电比、供热回水率。第9条 确定指标的标杆值应采用科学方法。将本厂机组的运行经济指标同设计值、同季节的历史最好水平及国内外同类型机组最好水平进行比较分析，在试验和能耗分析的基础上，找出指标偏离的原因，不断学习先进企业的经验，改进不合理的设备、系统的运行方式，提高设备健康水平，在加强管理和技术改造上采取措施，保证指标控制值的可行性。第10条 建立经济运行小指标统计及分析制度。每月由主管生产的副厂长组织召开一次经济运行分析会，对小指标与标杆值的偏差进行分析，查找原因和提出改进方法。第11条 积极开展运行小指标竞赛活动。竞赛指标应以相关人员可控为原则，以耗差分析为基础，制订科学合理的小指标竞赛考核办法，加大奖惩力度，提高员工做好节能工作的自觉性。第12条 加快信息化建设。企业应加强信息化建设，不断提高管理自动化水平；积极开发应用计算机在线监测系统及耗差分析软件，指导运行优化操作。第13条 加强能源计量与仪表的管理工作。能源计量装置的配备和管理按国家的有关规定和要求执行。能源计量装置的选型、精确度、测量范围和数量，应能满足能源定额管理的需要，并建立校验、使用和维护制度。第14条 每年开展一次节能评价自查评工作。通过节能评价工作，了解企业的节能现状，发现节能潜力，认真落实整改项目，实现闭环管理，不断提升节能管理水平，缩小与先进能耗指标的差距。第15条 火电厂应将生产用能与非生产用能分开,并进行严格计量，制定有效办法进行管理。第16条 鼓励企业积极参与全国发电行业大机组竞赛活动，通过活动增加技术交流，学习行业先进企业的经验，努力争创一流。第三章 锅炉及辅机经济运行第一节 锅炉启动第17条 火电厂应结合本厂机组实际制定机组启动操作评价标准，提前做好相关准备工作，实现各工艺过程和操作步骤间的良好配合，合理缩短机组启动时间，严格控制机组启动过程中各项参数在合格范围内，最大限度的提高机组启动经济性、安全性。第18条 单元制锅炉启动一般应采用滑参数启动方式。1.锅炉汽包上水可采用除氧循环泵、凝升泵、疏水泵、前置泵、除氧器静压上水等方式，将电动给水泵上水方式作为备用。2.有条件的机组可在点火前投入（邻炉）蒸汽加热、暖风器或热风再循环运行。3.有条件的机组冷态启动时，应投入邻炉输粉，缩短投油时间。4.锅炉点火时油枪必须雾化良好，对称投运，加强监视，根据燃烧及温升情况及时切换。尽量使用少油及微油点火等先进技术，具备条件的机组在冲转前应投用制粉系统，节约燃油。5.通过试验，在机组启动和低负荷时，采用单吸风机、单送风机运行，降低风机电耗。6.在机组启动中，根据规定及时检查关闭相关的疏放水门。7.在允许的寿命损耗率下，以锅炉启动过程中的热损失最小为目标，优化启动曲线，提高机组的经济性。可采用先慢再快再慢的方法，即在升压初期采用较慢的升压、升温速度，以减少初期热应力值；在高压阶段，饱和温度随压力变化的数值较小，可逐渐增加升温速度；启动快要结束时再降低升温速度，以防止工作压力的升高产生较大的机械应力。8.锅炉热态启动时应在汽轮机冲转前，采取各种措施，尽快提高过热蒸汽和再热蒸汽的温度，可根据凝汽器真空情况尽早开启旁路，开大热段再热器蒸汽管道上的疏水门，调节再热器侧旁路烟道挡板，尽可能采用中层油枪和中间煤粉燃烧器。9.直流锅炉在点火前必须建立一定流量，对受热面进行清洗。为回收直流锅炉启动过程中排出的水和热量，可考虑使用带有疏水热交换器的启动旁路系统或带有辅助循环泵的启动旁路系统，启动时采用成套启动法，机炉同时启动，防止锅炉长时间低负荷运行，造成大量的凝结水及热量浪费。10.循环流化床锅炉的启动（1）循环流化床锅炉点火前床料应储备充足，粒度及成份应符合要求；床料添加厚度应在保证流化正常和足够循环物料的基础上尽量降低。（2）点火应优先采用床下燃烧器点火方式，在床下点火燃烧器出力不能完全满足点火要求情况下，床下和床上燃烧器的出力应进行合理的匹配。（3）启动初期，在保证床料基本流化的基础上，应尽量降低流化风量。（4）投煤床温应根据煤种的实际情况和运行经验合理选择，尽量在较低的床温下投煤。第二节 锅炉运行第19条 锅炉运行中必须对其进行相应的控制、调整与维护，保持各参数在允许的范围内变动，并应充分利用计算机控制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量，保证锅炉安全经济的运行。第20条 锅炉运行调整的主要任务1.保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。2.保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。3.及时进行正确的调整操作，保持燃料的着火距离适中，火焰稳定，且均匀地充满燃烧室，不应直接冲刷水冷壁；保持流化床锅炉各点床温均匀；保持各段两侧烟温偏差不超过设计值，尽量减少不完全燃烧损失，以提高锅炉运行的经济性。4.降低污染物的排放。第21条 煤粉锅炉燃烧调整1.风量的调整值班人员应根据调整试验确定的配风方式以及最佳含氧量进行调整。2.燃料量的调整配直吹式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负荷的要求；负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式满足负荷要求。配中间储仓式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整给粉机转速的方法即可满足负荷的需要；负荷变化较大时，通过投停给粉机的方法满足负荷需要。3.燃烧器的组合方式在锅炉正常运行中，对配中间储仓式制粉系统的锅炉，煤粉燃烧器应逐只对称投入或停用，四角布置、切圆燃烧的锅炉严禁煤粉燃烧器缺角运行；对配直吹式制粉系统的锅炉，各煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀；高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差；低负荷运行时，宜优化燃烧器投入数量，并应集中投入，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免脱层运行；煤粉燃烧器投用后，及时进行风量调整，确保煤粉燃烧完全。4.结渣的预防优化锅炉吹灰，防止受热面积灰、结渣；发现结渣，及时采取措施。对于有严重结渣倾向的锅炉，现场应制订防止结渣的具体措施。5.煤种变化后的燃烧调整 若锅炉燃用煤种发生大幅变化，则锅炉燃烧应进行相应调整，主要是加强各燃烧器配风方式调整，防止煤种变化后锅炉燃烧效率下降，灰渣未完全燃烧损失增加，以保证锅炉运行的经济性。第22条 循环流化床锅炉燃烧调整1.循环流化床锅炉燃料量调整时，根据不同煤质的燃烧惯性和不同的负荷变化速度，应做到有预见性的调整，提前增减燃烧料，并按 “少量多次”的原则进行，避免产生大的波动。2.循环流化床锅炉一、二次风的调整原则是一次风调整床料流化、床层温度和床层差压，二次风控制氧量，维持正常的炉膛负压及氧量值。正常运行中，在能够满足锅炉增带负荷要求及控制床温正常的条件下，应适当降低一次风量运行，减少炉内磨损、降低锅炉飞灰，保证锅炉长周期连续运行。3.循环流化床锅炉运行中应维持稳定的、相对较低的料层厚度，降低炉内磨损速度、降低一次风机耗电量。应尽量采取连续排渣方式；不能连续排渣时，坚持勤排少排的原则。4.循环流化床锅炉在能够控制NOX和SO2排放合格的基础上，应保持较高的床温，提高燃烧效率，降低锅炉飞灰。床温的控制应根据煤质、脱硫脱硝效果、燃烧效率等因素综合考虑制定。5.循环流化床锅炉运行中应定期检查、化验燃料粒度，及时调整破碎机，保持合适的粒度范围。当燃料或煤质发生明显变化时，燃料粒径与级配也应随之调整。第23条 蒸汽压力的调整 1.锅炉定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整，可通过适当增减燃料量、风量及风煤的配比的方式进行。 2.锅炉滑压运行时，应根据机组性能试验确定的滑压运行曲线进行调整。 第24条 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整1.正常运行时，应维持蒸汽温度在上限运行，两侧蒸汽温度偏差及过热蒸汽与再热蒸汽温度之差最大不超过允许值。2.运行中根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，做到有预见性的调整。3.蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅，尽量减少减温水用量。烟气侧调整主要有：改变摆动式煤粉燃烧器角度、改变配风工况、改变煤粉燃烧器的组合方式、分层调节燃料量、烟气挡板调节、烟气再循环调节、受热面吹灰；蒸汽侧调整主要是喷水减温，应该以一级喷水减温为主，二级喷水减温为辅。4.在燃烧调整上力求做到不使火焰中心偏斜，避免受热面超温或结渣；循环流化床锅炉应做到均匀给煤，保证各点床温均匀，防止两侧烟温偏差过大。5.在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化。6.直流锅炉过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例控制包覆过热器出口温度作为基本调节，喷水减温作为辅助调节。第25条 排烟温度调整1.通过锅炉优化燃烧调整，确定在保证煤粉完全燃烧的条件下的最佳氧量，控制适当的炉内过剩空气系数。2.根据机组负荷变化，及时调整燃烧器运行方式，控制火焰中心位置。3.当煤质发生变化时，及时调整制粉系统运行，保证经济的煤粉细度。4.加强对吹灰器的运行维护，保证吹灰设备投入率，防止受热面积灰。5.受热面（省煤器、低温过热器或低温再热器）技术改造，降低排烟温度。6.减少锅炉本体漏风，经常检查炉膛看火孔、炉墙，发现漏风时及时联系检修封堵。7.根据空预器冷端平均温度，及时调整暖风器，防止空预器低温腐蚀。第26条 锅炉氧量1.通过锅炉燃烧调整试验，制定锅炉氧量的控制曲线或方案，正常运行中应尽量保持低限。2.定期校验氧量计。3.运行中加强锅炉本体和制粉系统的查漏、堵漏工作，减少锅炉本体漏风、制粉系统漏风。第27条 飞灰、炉渣可燃物1.定期取样，分析飞灰、炉渣可燃物，发现异常及时分析处理。可装设飞灰在线监测系统实时显示飞灰可燃物，指导运行燃烧调整。2.加强锅炉燃烧调整，保证最佳锅炉氧量，保证燃烧充分。3.控制煤粉细度，根据煤质和炉内燃烧发生变化时，通过改变分离器挡板和磨煤机通风量等，调整煤粉细度，提高锅炉燃烧效率。4.对于中间储仓式制粉系统，尽量提高细粉分离器效率，减少三次风带粉量。5.旋流燃烧器应进行单只的燃烧优化试验，包括一、二次风配风和二次风旋流强度的调整。6.循环流化床锅炉入炉煤粒度应符合设计要求，给煤均匀。7.循环流化床锅炉应采用飞灰回燃装置。第28条 锅炉吹灰1.应根据实际情况优化锅炉吹灰方式，定期对锅炉受热面进行吹灰。2.锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行。对故障吹灰器应及时修复投用。3.采用蒸汽吹灰时，应保证蒸汽温度在规定值以上，防止受热面吹爆。4.根据锅炉的运行状态调整吹灰。当锅炉燃煤变化过大时，需要调整吹灰压力，运行人员也要根据锅炉汽温、汽压的状况调整吹灰次数和部位。5.加强吹灰器运行检查，蒸汽吹灰器一旦卡在炉内，应立即将其拉出，避免受热面被吹爆。第29条 汽包锅炉排污1.根据化学监督要求，对锅炉进行定期排污和连续排污，保证锅炉汽水品质合格，2.锅炉排污应建立联系单制度，根据化学分析结果确定排污时间、排污量，待水质合格后及时停止排污，避免汽水损失。3.定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污间隔和排污流量。4.可加装连续排污自动控制系统，自动控制排污流量，保证炉水品质合格，减少汽水损失。第30条 锅炉补水1.加强热力系统管道、阀门的查漏治漏，制定定期查漏制度，减少泄漏点，降低汽水内、外漏损失。2.加强凝汽器的检修及维护，减少凝汽器泄漏，提高凝结水水质，减少机组排污量。3.提高运行操作水平，在机组启停过程中精心操作，减少系统放汽和疏放水。4.认真执行排污监督制度，控制好排污流量、排污时间，避免发生排污过量。5.保持凝结水精处理装置正常运行。加强凝结水精处理装置管理，保持设备完好，及时进行树脂再生，提高凝结水品质，降低机组排污量。6.对于采用蒸汽吹灰的锅炉，制定合理的吹灰程序，减少锅炉吹灰用蒸汽量。7.加强管理，防止蓄水池(箱)溢流。第三节 锅炉停运第31条 锅炉的停运，一般分为正常停炉和事故停炉。汽包锅炉的正常停炉分为定参数停炉和滑参数停炉。一般情况下，停炉热备用时，为尽量保证锅炉蓄热，以缩短再次启动时间，应采用定参数停炉；计划检修停炉应采用滑参数停炉，以使锅炉和汽轮机得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。第32条 在各种停炉方式下严格控制降温、降压速率，保证良好的水循环及水动力工况，从而保证锅炉的安全经济运行。第33条 锅炉停炉一般应采用滑参数停炉方式。1.停炉前应根据预计停炉的时间适当控制原煤仓的煤位及煤粉仓粉位。循环流化床锅炉停炉前应将石灰石仓排空。2.汽包锅炉的滑参数停炉应根据制造厂提供的滑参数停炉曲线严格控制降温、降压速率。定参数停炉时，应尽量维持较高的过热蒸汽压力和温度，减少各种热损失。3.随锅炉负荷降低，及时调整送风机、吸风机风量，如炉膛负压、氧量满足单侧风机运行的条件时，可及时停运一侧风机运行。4.配中间储仓式制粉系统的锅炉，应根据煤仓煤位和粉仓粉位情况，适时停用部分磨煤机；根据负荷情况，停用部分给粉机。停用磨煤机前，应将该制粉系统余粉抽净，停用给粉机后将一次风系统吹扫干净，然后停用排粉机或一次风机。配直吹式制粉系统的锅炉根据负荷需要，适时停用部分制粉系统，并吹扫干净。5.炉膛通风吹扫后及时停止送风机、吸风机、暖风器，关闭烟、风系统的有关挡板。保持回转式空气预热器及点火、火焰检测装置、冷却风机运行，待温度符合要求时，及时停止其运行。动力停运后，及时关闭或关小各冷却水门。6.单元机组滑参数停运时，在汽轮机高中压缸膨胀允许和锅炉减温手段力所能及的情况下，应尽可能使滑停的蒸汽终参数低一些，以缩短汽轮机的冷却时间，减小热损失。7.直流锅炉正常停运,当给水量降至额定值的25-30%时，应投入启动分离器运行。降负荷过程中，给水流量必须保证大于或等于启动流量的最低限度，直至锅炉熄火，以确保水动力工况的稳定。 8.停炉时间较短时，锅炉上水到汽包水位最高位，停止给水泵运行，检查关闭锅炉各部疏、放水门，同时紧密关闭炉本体各人孔门、风门及烟气挡板，尽量减少参数的下降。第四节 主要辅机的经济运行第34条 磨煤机1.对制粉系统的运行方式进行全面的优化调整，确定磨煤机最佳通风量和最佳煤粉细度，选择合理的磨煤机运行方式，提高磨煤出力。2.确定最佳的钢球装载量，选择适当的钢球规格和配比，定期筛选和添加钢球。可考虑加装钢球自动筛选装置。3.通过试验，核实和确定磨煤机最佳通风量。4.控制煤中水分，清除来煤杂物，防止分离器堵塞，降低制粉出力。5.投入给煤自动及磨煤机料位自动系统。6.加强制粉系统的运行管理与维护，减少制粉系统漏风。7.降低制粉系统阻力，及时清理木块分离器，粗粉分离器回粉管畅通。8.钢球磨煤机空载损失很大，应尽量避免磨煤机在低出力状态下运行。9.合理控制磨煤机进、出口温度和差压。10.磨煤机采用高出力组合运行或临炉输粉系统。11.减少磨煤机启停次数和时间。12.直吹式制粉系统出力应控制合理的风环气流速度，优化磨煤机的风煤比曲线。 13.中速磨煤机磨辊压紧力应通过试验确定，并在运行中加强监视。在碾磨件磨损中后期，应及时调整加载压力，以保证制粉系统出力。第35条 排粉机1.选择高效电动机，其容量应与排粉机匹配，裕量不能过大。2.选择高效风机，并使排粉机的运行工作点位于高效率区，对低效率运行的排粉机进行改造。3.应保持制粉系统调整试验确定的最佳通风量。4.保持煤粉通道中的乏气含粉浓度在适当范围内。5.减少制粉系统漏风。6.排粉机采取叶片防磨措施或根据检查情况焊补叶片。7.更换高效率、低阻力的粗粉分离器和细粉分离器。8.降低制粉系统阻力，对挡板、风道等进行改造。第36条 吸风机、送风机、一次风机、炉水泵1.采用高效率电动机，电动机容量与风机匹配，采用变速调节风量。2.选用高效率风机，送风机效率应不低于75，否则应对效率低的送风机进行节能改造。3.减少风量消耗，消除烟道及风道的漏风。4.严格执行吹灰制度，防止空气预热器受热面积灰。5.并联运行的风机应尽量保持各风机的负荷接近，并注意保持两侧风、烟温均衡。6.并联风机，如一台运行、另一台停用时，应尽可能减少往停用的风机中漏风。7.通过试验，在机组低负荷时采用单吸风机、单送风机运行。8.循环流化床锅炉可采用微正压运行方式，降低引风机电耗。9、对于配用三台炉水泵的锅炉，如两台炉水泵运行可满足水循环，则应将另一台作为备用。第37条 电除尘器1.运行中根据锅炉的负荷、煤种、和粉尘浓度情况要对电除尘运行参数进行调整。烟气灰分大、第一电场频繁闪络时，应适当调低一电场供电参数，将第二、三、四电场尽量保持高供电参数运行；锅炉负荷不高，烟气灰分较低时可适当调低电场供电参数。2.运行中应采用周期振打的运行方式，根据电除尘高压柜的输出功率和烟气浊度来调整振打周期。3.每年应进行一次气流分布试验，必要时调整除尘器出入口挡板走向，使各除尘器入口烟气量均匀，气流分布均匀。4.大小修后的电除尘器投运正常后应进行负载特性试验，作出伏安特性曲线，达到最佳运行状态。大修及新投运半年以上的电除尘器应进行除尘效率、本体漏风及阻力测定。第38条 袋式除尘器1.应制定袋式除尘器粉尘的清灰制度，定期清除粉尘，控制清灰的周期和时间。2.袋式除尘器运行中维持正常阻力，应根据使用情况和滤袋材质，定期更换滤袋。第五节 除灰除渣系统第39条 制定合理的用水、节水方案，加大水的重复利用，减少水的溢流和外排，并及时分析用水合理性。除灰水、工业废水应实行闭式循环。第40条 优化灰渣系统型式与运行方式。对于灰浆外排的电厂，应尽量减少外排灰浆，并提高灰水比。1.新、扩建燃煤电厂或对老电厂进行技术改造时，优先考虑干灰、渣的综合利用，推广应用干除灰、粉煤灰综合利用以及干除渣技术，将湿除灰、渣系统改为干除灰、渣系统。2.采用水力除灰的火电厂要根据排灰量调整冲灰水量，在保证灰水流速的条件下采用高浓度输灰系统，灰水比维持在1：3左右。尽可能将稀浆输灰系统改造为浓浆输灰系统。3.火力发电厂应积极推广干灰调湿堆贮工艺，减少冲灰水用量。第41条 降低除灰耗电率1.监督灰水系统管道结垢情况，结垢严重时，及时进行必要的除垢。2.优化除灰及输灰系统运行方式，保持合适灰水比，减少灰浆泵和输灰管线的运行数量。3.积极采用新技术、新设备更新改造除灰系统低效设备。第六节 脱硫系统第42条 加强脱硫系统运行监视，在机组负荷变化时，及时调整脱硫设备的运行方式或降低设备的出力，达到降低耗电率的目的，保持脱硫系统高效经济运行。第43条 对于有引风机改造的项目或新建工程，应考虑将引风机与脱硫系统增压风机合并。第44条 加强管理，制定GGH吹扫和冲洗、吸收塔除雾器冲洗优化运行方案。第45条 在确保脱硫系统环保指标达标的情况下，依据含硫量、负荷及设备状况对浆液循环泵的投用数量和组合方式进行优化。第46条 加强脱硫废水的重复利用，可将脱硫废水用于干灰拌湿、中和碱性冲灰水、管道酸洗等。第47条 根据机组运行台数、锅炉负荷、吸收塔密度等，优化真空皮带脱水机的运行方式，在低负荷段可运行一台真空皮带脱水机。第48条 控制合理的钙硫比，减少石灰石的浪费。第49条 优化密封风机的运行方式，保证脱硫系统漏风率合格。第50条 循环流化床锅炉运行中应合理配风,控制床温、床压、石灰石粒度在最佳脱硫效果范围。应进行配风、床温、床压、石灰石粒度与脱硫效果之间关系的试验，指导运行调整。第51条 循环流化床锅炉机组应严格控制石灰石粉粒度与级配，保证石灰石粉质量合格，同时应注意优先选用小颗粒且多孔的高活性石灰石进行脱硫。第52条 加强入炉煤管理，降低入炉煤硫分。第四章 汽轮机及辅机经济运行第一节 汽轮机启动第53条 汽轮机启动前的准备工作。 1.化验发电机内冷水、闭式水、凝结水、给水等水质，若水质不合格，应将系统内的存水全部放掉，重新补入合格的除盐水。 2.合理启动辅助设备运行，避免辅助设备长时间空转。3.辅助设备的启动，要优先启动效率高、功率小的运行。如：循环水泵要优先启动运行功率小的循环水泵运行，机组50%额定负荷左右再启动第二台循环水泵运行；设计有辅助冷却水泵的机组，先启动辅助冷却水泵运行，并网前切换为循环水泵运行。4.凝结水系统投入运行后，调整凝结水系统放水门，将凝汽器水位放至低水位后再补水，以减少置换不合格凝结水的时间和数量，注意协调凝汽器、除氧器、汽包的补水，保证三大水位在正常范围。凝结水水质合格后，应及时关闭凝结水系统放水门，减少外排。5.设计有自动电加热装置的油箱，开机前要投入电加热自动运行。无自动电加热装置的油箱，根据开机时间安排，提前启动油泵运行，提高油温至规定值。第54条 汽轮机冷态启动时，有条件的可在盘车状态下进行转子、汽缸预热，变冷态启动为热态启动。转子、汽缸预热，应严格按制造厂的规定执行。第55条 汽轮机冷态启动时，有条件的可在盘车状态下进行调门室预热。调门室预热，应严格按制造厂的规定执行。第56条 合理调整旁路系统，协调锅炉升温升压，配合完成汽轮机的启动。第57条 如制造厂允许，汽轮机可以采用中压缸启动方式，以加快汽轮机的启动速度。第58条 汽轮机冷态启动： 1.汽轮机冷态启动冲转参数选择： 汽轮机冷态启动时，主汽门前主、再热蒸汽压力和温度应满足制造厂提供的有关启动曲线的要求。进入汽轮机的主蒸汽至少有50的过热度，双管道蒸汽温度差一般不大于 17。高中压合缸机组的主、再热蒸汽温差一般不大于28，最大不大于80。 2.汽轮机暖机转速、暖机时间应按制造厂提供的启动曲线进行。汽轮机暖机时，有条件的应投入汽缸加热系统加快暖缸。3.并网及带负荷：（1）并网后立即带初始负荷暖机30分钟。在此期间，主蒸汽温度每变化2，稳定暖机时间增加l分钟。（2）严格按启动曲线要求控制升负荷率及主、再热蒸汽参数的变化率。 （3）升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭。（4）高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，应切换为该段抽汽，除氧器滑压运行。第59条 汽轮机热态启动： 1.汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造厂提供的启动曲线确定冲转参数。 2.主、再热蒸汽管道疏水充分，汽缸本体疏水在极热态开机冲转前开启5分种后关闭。3. 并网后应尽快增加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认汽轮机下缸温度不再下降，以减少汽缸及转子的冷却。第二节 汽轮机运行第60条 参与调峰运行的汽轮机应采用顺序阀控制、滑压运行方式。滑压运行曲线应通过有关的试验确定。采用DCS控制的机组，机组协调控制系统应根据滑压运行曲线控制。第61条 主蒸汽温度、再热蒸汽温度应保持额定值。第62条 优化循环水泵运行方式，保持凝汽器最佳真空运行。第63条 给水回热系统保持正常运行。各加热器出口温度、端差、水位等参数保持正常。第64条 建立热力系统查漏制度，提高热力系统的严密性，减少内漏、外漏。外排汽水应根据汽水品质回收到有关系统，降低机组不明泄漏率和补水率，回收热量。第65条 加强轴封压力的调整，保证轴封系统工作正常。第66条 备用蒸汽管道的疏水应稍开，不应全开。第67条 根据给水溶氧变化，及时调整除氧器排氧门。第68条 机组补氢量、补水量、供水量等指标异常增大时，应及时分析处理。第69条 定子水冷箱、转子水冷箱、闭式水箱等换水时，应将水箱水位放至一半以下再补水，不宜采用边补水边溢水的方法换水。第70条 辅机带电备用时，应适当关小冷却水门。辅机停电后，应关闭冷却水门，冬季应注意防冻。第71条 加强对凝坑、循坑、水池、水箱等水位的检查及调整，避免溢水。第72条 加强巡回检查，发现跑、冒、滴、漏，及时处理。第73条 加强热力设备、管道及其附件保温的监督和维护，定期进行保温测试。根据测试情况，进行保温修补或更换。第74条 厂用辅汽联箱尽量采用较低能级的抽汽供汽。防冻用汽、采暖用汽等有关的回汽、疏水应回收利用。第75条 供热机组尽量采用较低能级的抽汽供热，减少高温高压蒸汽减温减压造成的换热损失。做好机组间供热与发电量的合理分配。第三节 汽轮机停运第76条 汽轮机的正常停运一般应采用滑参数停运。第77条 汽轮机滑参数停运： 1.按汽轮机滑停曲线降温、降压，使汽轮机调门逐渐全开。汽轮机调门全开后，机组负荷随主蒸汽参数的降低而降低。 2.机组降至50%额定负荷左右，两台循环水泵运行的机组停运一台循环水泵，两台给水泵运行的机组停运一台给水泵，两台凝结水泵运行的机组停运一台凝结水泵。 3.机组各疏水门应在规定的工况时开启。 4.滑参数停机备用时，缸温根据实际情况适当降低；滑参数停机进行汽轮发电机本体消缺时，在允许的范围内缸温尽可能降低。 5.开启真空破坏门破坏真空时，及时停止真空泵（射水泵）运行。真空到零，停轴封汽和轴封减温水，停止轴加风机运行。6.对于汽轮机主汽门前疏水通过疏水扩容器接入凝汽器的机组，可考虑并接一路疏水至锅炉疏水扩容器，以便停机后将汽轮机主汽门前疏水切换至锅炉疏水扩容器，及时停止循环水泵和真空泵（射水泵）运行。7.发电机解列2小时3小时后，确认低压缸排汽温度低于50，在无循环水用户且无汽缸强迫冷却时，停运最后一台循环水泵和凝结水泵。投汽缸强迫冷却时，汽缸温度低于150时，停运最后一台循环水泵和凝结水泵。第四节 给水回热系统的运行第78条 高压加热器、低压加热器宜采取随机滑启滑停的运行方式。第79条 加热器水位变送器应定期校验，就地水位计指示不准确要及时更换。加热器在运行中应保持正常水位，严禁高水位、低水位长期运行。发现水位异常，要及时查明原因，进行处理。第80条 加热器端差应保持在设计值附近。第81条 加热器启动、运行中要排净内部不凝结气体。加热器投入前，全部打开加热器上的放空气门，加热器运行正常后，高压加热器保留至除氧器的空气门、低压加热器保留至凝汽器的空气门，其它空气门应全部关闭。第82条 加热器的排空气管道不应逐级排到压力较低的下一级加热器中，应分别接到除氧器或凝汽器中去，并尽量采用直管段，保证管路畅通，同时排放空气的管道要保温。第83条 加热器正常运行中，抽汽管道上的逆止门、进汽电动门应全开，减少抽汽压损。第84条 经常检查负荷与加热器疏水调节阀开度的关系，及时发现加热器泄漏情况。第85条 加热器启停过程中，严格控制出水温度变化率不超过规定值。第86条 加热器每次启动前，水侧要先注水放空气，注水放空气后方可开启进口门、出口门，关闭旁路门。第87条 加热器的水侧旁路门每次操作后，应确认关闭严密、不内漏。第88条 加强对高压给水系统阀门的检修，保证阀门关闭严密，机组运行中加热器能完全隔离检修。第89条 定期对回热系统的疏放水阀门进行全面检查,确认关闭严密、不内漏。第90条 严格控制给水水质，防止加热器管子腐蚀和结垢。第91条 提高检修质量，加强运行维护，使加热器投入率大于98%，加热器出口温度、端差达到设计值。第五节 给水泵的运行第92条 汽动给水泵应采用变速小汽轮机调节，电动给水泵应采用液力偶合器调节或变频器调节。第93条 变速调节给水泵应全程参与给水流量的调节，以减少给水调门节流损失或取消给水调门。第94条 给水泵小汽轮机应尽可能利用较低能级的抽汽汽源。可以通过辅汽来提高给水泵小汽轮机汽源的灵活性。 第95条 机组启动时,优先启动汽动给水泵运行，无特殊原因，不应启动电动给水泵运行。第96条 机组低负荷运行时，可根据情况试行单台给水泵运行方式。第97条 给水泵入口滤网应定期清理，保持清洁。第98条 加强对给水泵最小流量阀的维护，减少给水泵最小流量阀内漏。第99条 适当降低前置泵出口压力，满足给水泵最低入口压力需要，降低前置泵电机电流。第六节 凝结水泵的运行第100条 定期对凝结水系统的放水门、再循环门进行检查，消除内漏。第101条 凝结水泵、凝升泵应采用变频调节。为了节约投资，可考虑只改造一台设备为变频调节。变频调节设备应长期连续运行。第102条 凝结水泵、凝升泵变频调节运行时，除氧器上水调门应全开，通过调节凝结水泵、凝升泵的转速控制除氧器水位。第103条 对于凝结水泵、凝升泵串连运行的凝结水系统，机组低负荷时可考虑试行停运凝升泵的运行方式。第104条 对于设计3台50%额定容量凝结水泵的凝结水系统，机组低负荷时应采用单台凝结水泵的运行方式。第七节 循环水泵的运行第105条 循环水系统单元制运行时，应通过调节循环水泵的流量或切换容量不同的循环水泵来满足经济运行的要求。循环水系统母管制运行时，应通过启停循环水泵的台数来满足经济运行的要求。第106条 根据循环水温度和凝汽器真空情况，应及时开启、关闭凉水塔启闭器。第107条 对于导叶不可调的循环水泵，可以将循环水泵改造为高效循环水泵，将循环水泵电机改造为高速、低速可切换的电机。第108条 应通过试验制定循环水泵在各种条件下的经济运行方式(单泵低速、单泵高速、双泵低速、单泵低速+单泵高速、双泵高速或三泵并联等）。第109条 根据循环水温度和冷却器出口温度，冬季和春、秋季节的夜间负荷低谷时段可试行停运开式泵。开式泵停运后，保持开式泵进口门、出口门开启，开式水畅通。开式泵停运后如果开式水流量不足，开式泵可以考虑增加旁路管道，开启旁路门，增加开式水流量。第八节 凝汽器真空系统的运行第110条 坚持进行真空严密性试验。 1.机组正常运行中，每月应进行一次真空严密性试验。 2.机组大、小修前后应进行真空严密性试验。 3.真空严密性试验应保持在“合格”标准以上。真空严密性试验不合格时，应利用多种真空查漏方法及时进行运行中的查漏，漏点无法找到时，应利用停机机会对真空系统灌水查漏。真空系统灌水查漏时一定要全面，灌水水位应达到汽轮机低压缸汽封洼窝下100毫米处，该水位以下的所有真空系统都应灌水。第111条 凝汽器保持正常水位，防止水位过高，淹没凝汽器冷却管。第112条 加强冷却塔的维护，降低循环水入口温度。 第113条 加强凝汽器循环水进口阀门、出口阀门的检查维护，使其处于全开状态，减少节流损失。第114条 加强凝汽器的清洗，保持凝汽器冷却管清洁，提高换热效率。通常采用胶球在机组运行中根据凝汽器污垢情况定期或不定期清洗凝汽器、或机组运行中停用半边凝汽器轮换清洗、或机组停用后用高压射流冲洗机逐根管子清洗等方法。第115条 加强对凝汽器胶球清洗装置的管理，制定凝汽器胶球清洗装置的管理制度，设立专职人员负责，使凝汽器胶球清洗装置处于良好状态。根据凝汽器端差、循环水温升、真空、冷却水质等确定每天凝汽器胶球清洗装置的运行次数、时间，保证凝汽器胶球清洗装置投入率达到98%以上，胶球回收率达到95%以上。 第116条 加强循环水水质监督，保持水质合格，减轻凝汽器污染。第117条 降低凝汽器热负荷：1.提高汽轮机通流效率，减少低压缸排汽量。2.合理调整轴封间隙，减少蒸汽泄漏量。3.轴封压力保持在最佳状态，轴封不吸气不冒汽，轴封压力自动调节正常。4.提高汽动给水泵运行效率，减少给水泵再循环泄漏量，降低给水泵小汽轮机汽耗率。5.提高阀门的检修和运行管理，减少阀门内漏，减少进入凝汽器的高温高压疏水。第118条 定期清理真空泵、真空泵冷却器、射水泵、射水抽气器等凝汽器抽空气设备，提高工作效率。第119条 凝汽器抽空气管道在最低部位应安装放水门，防止凝汽器抽空气管道积水堵塞。第120条 凝汽器补水应从凝汽器喉部接入，并且雾化良好，禁止直接补入凝汽器热井。第121条 真空严密性试验“合格”的机组，应保留一台真空泵（射水泵）运行。第122条 真空泵（射水抽气器）应采用冷却装置或备用冷却水源，夏季降低真空泵（射水抽气器）的工作水温，提高真空泵（射水抽气器）的工作效率。第123条 安装真空泵冷却装置的机组，根据环境温度，应通过试验进行经济性分析，制定科学合理的真空泵冷却装置运行调整措施。第124条 空冷机组的冷凝器应通过试验制定冷却风扇在各种条件下的经济运行方式。第九节 降低化学酸碱耗和自用水率第125条 优化再生运行方式，达到最佳再生工艺。第126条 延长床子的制水周期，增加制水量。第127条 调整凝结水高速混床阳树脂和阴树脂的比例，延长高速混床处理周期。第128条 弱酸阳床树脂定期更换，降低酸耗和自用水率。第129条 合理调整除盐水供水方式，降低酸碱耗和自用水率。第五章 机组整体调整优化运行第一节 热力试验第130条 定期组织机组热力试验，通过试验了解机组的健康状况，找出节能工作的主要方向，调整有关参数的控制定值，使机组及时调整到较好的经济运行状态，同时也为设备的检修和技术改造提供方案制定的依据，以及进行效果评估的依据。第131条 机组大修（机组改造）前后应按规定分别进行汽轮机热耗率、锅炉效率等性能试验，测试锅炉和汽轮机的负荷能力、能量转换效率、低负荷运行性能等数据，掌握机组整体的能耗水平和健康状况，以此作为考核新机组性能指标的依据，对机组大修和技改后的效果进行评估，并为机组间负荷经济调度提供依据。第132条 机组大修后应进行锅炉空气动力场试验，调整锅炉配风装置，使炉内风量、风速趋于平衡，为运行优化调整打好基础。第133条 开展调峰运行机组定滑压运行经济性比对试验，确定合理的定滑压方式，提高机组运行的经济性，降低发电煤耗率。第134条 开展锅炉燃烧优化调整试验，制定出针对常用煤种在各种负荷下的优化运行方案，提高锅炉效率；当煤种有较大变化或锅炉运行参数有较大变化时，在进行燃烧优化调整试验的前提下，进行必要的专项试验调整，如掺煤试验等。第135条 通过制粉系统的优化调整试验，确定合理的钢球装载量和煤粉细度，降低制粉电耗。第136条 每季度应进行一次空预器漏风率试验，并与设计值和历史值进行比较，采取相应措施，努力降低设备漏风率。第137条 每月应进行一次真空严密性试验，掌握真空系统泄漏的情况，以便及时调整、查漏、消缺。第138条 开展主要辅机的性能试验，通过试验掌握主要辅机运行效率和能耗水平，为节能改造和优化运行提供依据。第139条 每年对冷却塔进行简化试验，冷幅值达不到设计要求的要进行鉴定性试验，找出存在问题进行治理，对采用老式网格填料的冷却塔，根据效益评估进行高效淋水填料和新型喷溅装置的改造，提高冷却效率。第140条 定期进行能量平衡测试工作，至少每五年一次，其内容包括燃料、电量、热量平衡，并进行煤耗率、厂用电率及其影响因素分析。 第二节 热控系统整体优化调整第141条 机组控制的依据大多来自测量仪表，保证测量参数的可靠、准确显示非常重要。电厂要重视测量仪表、传感器及显示仪表（DCS）的维护工作，按规范要求定期进行校验和标定，及时消除测量部件泄漏等缺陷，防止由此引起测量误差，进而造成控制系统误动作或运行人员误判断。第142条 优化DCS调节品质，在日常维护中应根据优化调整的结果，及时修改相关参数定值，针对运行中参数扰动情况和执行机构的动作情况，对协调系统进行相关参数的调整，使参数变化更为平稳，提高机组运行经济性。第143条 加强对参与调节的阀门、挡板等部件的检修工作，加强执行机构的日常维护和定期试验，保证其调节特性的平稳。第144条 不断提高机组自动化运行水平，对影响能耗较大的辅助系统参数控制尽可能实现自动控制，如轴封压力调整、加热器水位调整等，优先采用DCS控制，或采用PLC等先进控制技术，使参数保持长期稳定，特别是防止工况变动时产生较扰动。第145条 对影响机组能耗的参数，推荐使用在线测量，如飞灰含碳量、汽水含盐量等，便于运行人员及时调整。第146条 机组滑压运行方式下，为保证负荷变化的响应速度，应对机组协调控制进行优化调整，通过控制系统的预见性判断进行超前调节，并使扰动更快趋于平稳。第147条 根据电厂实际情况，进行排污优化控制系统、吹灰优化控制系统等新技术的开发应用，通过自动化技术优势，使节能工作更为精细。第148条 完善信息系统，积极采用在线性能计算软件，开发在线耗差分析软件、锅炉燃烧优化闭环控制系统等，为运行和设备管理人员提供调整和维护工作的指导。第三节 火电厂内机组经济调度第149条 高度重视节能调度工作。认真研究节能发电调度办法（试行），分析本区域内同类型机组厂用电率供电标准煤耗率、污染物排放水平等主要指标情况，找准差距，采取措施，降低能耗，力争在负荷节能调度中取得先机，提高机组运行负荷率。第150条 进行单元机组热耗特性试验，并以此为依据，按等微增率原理制订厂内机组的经济调度方案。有条件的电厂，可将经济调度方案编成软件直接由AGC方式控制电厂负荷及分配。第151条 热电厂应通过试验取得各台机组的热力特性，针对不同的热、电负荷的组合，选取较优的热、电负荷分配方案，在满足用户使用要求的前提下，控制合理的供汽压力和机组运行方式，提高电厂总体热效率。第152条 调峰幅度较大的电厂，应认真对各种可能的负荷分配情况进行综合比较，选择最经济的负荷分配方式，必要时可选择部分机组两班制运行方式。第六章 发电设备的检修与维护第一节 发电设备的检修管理第153条 设备检修基本原则1.设备检修应自始至终贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针,杜绝各类违章，确保在检修生产活动中人身和设备安全。2.检修质量管理应贯彻GB/T19001质量管理标准，实行全过程管理，推行标准化作业。3.设备检修应实行预算管理、成本控制。第154条 设备检修管理的基本要求1.发电企业应在规定的期限内完成既定的检修作业，达到质量目标和标准，确保机组安全、稳定、经济运行。2.发电企业应按照GB/T19001质量管理系列标准的要求，设计和建立质量管理体系和组织机构，加强全过程管理，强化过程控制，编制质量计划，完善程序文件，推行和加强工序管理。3.加强检修基础管理工作，对参与检修的所有物项（管理、组织、人力资源、程序、过程等）和质量要素，均应制定各类制度、程序、措施、计划等。使其始终处于受控状态。4.加强质量监督，严格按照质量控制点即停工待检点（H点）见证点（W点）进行验收，确保检修质量，所有项目的检修和质量验收，应实行签字责任制和质量追溯制。必要时可引入监理制。5.设备检修采用先进工艺和新技术、新方法，积极推广应用新材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期。 第155条 检修项目的确定1.检修项目制定的原则：（1）根据设备修前状态诊断分析报告。（2）根据设备修前可靠性分析报告。（3）消除设备运行中存在缺陷。2.检修计划和项目制定的要求：（1）应以设计和制造方提供的标准相关技术规范作为参考依据；（2）应包括需定期安排全面解体、定期检查、清扫、测量、调整和修理的项目，定期监测、试验、校验和鉴定的项目，按规定需要