国电费县节能运行管理手册新改

1、内容提要本管理手册较全面地介绍了国电费县公司600MW超临界机组影响节能工作的因素，讲述了节能管理要点。主要内容包括：锅炉、汽轮机、发电机主系统及辅助系统，外围系统，机组启停，负荷控制等方面。本手册主要针对集控及化学运行人员学习掌握，提高运行水平，保证机组高效节能运行。批准：审定：审核：编写：序节能降耗水平是关系发电企业竞争力和长期盈利能力的重要组成部分。近几年来，各电厂不断加大发电机组节能降耗力度，特别是大量使用变频技术后，节能空间越来越狭小，需要通过规范一线运行操作、调整、监视等手段实现节能增效。费县公司已有多年机组节能运行积累的经验，对调整经验的总结梳理成为一个迫切任务，同时也符合集团、

2、省分公司对节能降耗的要求。机组节能运行是以理论为基础，主、辅机设备实际运行状况为根据，从运行角度入手，全面试验及综合分析，制定可行的操作措施，使机组在各种工况下保持最佳的运行参数、方式。节能运行应在设备健康状态良好、确保机组安全稳定的条件下进行，缺陷管理是设备健康状态保证基础，应严格执行缺陷管理制度；机组负荷和煤种变化对运行方式优化有较大影响，应根据实际情况，在机组运行主要的负荷区段，燃用实际煤种情况下，开展运行优化工作。运行优化的内容包括全厂的运行管理及机组主、辅系统的运行方式优化，重点是锅炉、汽轮机、脱硫及相关辅助系统。为推动机组节能运行管理工作深入开展，指导和促进节能降耗各项措施的实施，

3、发电部组织人员编写了本管理手册，希望大家在今后的工作中认真贯彻执行，将我公司节能降耗推上一个新台阶。 国电费县发电有限公司总经理：第一部分、节能运行管理手册目录一、节能指标构成与煤耗影响因素1二、负荷要求3三、蒸汽参数3四、氧量控制5五、炉膛负压控制6六、真空控制7七、机组启停8八、跑冒滴漏控制11九、制粉系统11十、风烟系统13十一、燃烧设备15十二、锅炉吹灰16十三、汽水品质控制17十四、汽轮机运行方式18十五、加热器系统18十六、凝结水系统19十七、轴封系统20十八、循环水系统21十九、给水系统24二十、发电机氢、油、水系统26二十一、主机润滑油系统26二十二、闭式水、开式水系统27二十

4、三、主再热蒸汽、旁路系统28二十四、辅汽系统29二十五、补给水、消防水系统30二十六、电气系统31二十七、公用系统35二十八、化学系统35二十九、除尘与脱硫、脱硝37三十、输煤系统39第二部分、节能运行管理制度目录1 范围422 规范性引用文件423 总则424 机组异常分析管理办法434.1 机组异常分析的定义434.2 机组异常分析的职责434.3 机组状态异常分析的主要形式464.4 机组状态异常分析的流程474.5 机组异常状态参数分析卡的填写495 发电部指标分析管理规定495.1 发电部指标分析负责人以及指标分析内容495.2 指标分析程序526 机组补水量监控管理规定537 发电

5、部节能管理考核细则5410 本制度执行的检查5611 本制度的修改与废止5612 附则57机组异常状态参数分析卡58第一部分、国电费县公司节能运行管理手册一、节能指标构成与煤耗影响因素序号运行参数名称影响煤耗值(g/kw.h)1.主汽压力上升1MPa1.65主汽压力下降1MPa1.892.主汽温度每下降101.26主汽温度每上升101.143.再热汽温度每上升100.91再热汽温度每下降100.994.再热器压力损失上升1%0.32再热器压力损失下降1%0.285.凝汽器真空下降1kPa2.66.主汽管道泄漏变化1t/h0.357.再热冷段泄漏变化1t/h0.25再热热段泄漏变化1t/h0.3

6、28.给水管道泄漏变化10t/h0.28(最后高加出口)9.厂用汽耗量变化10t/h1.68厂用汽耗量变化10t/h2.1厂用汽耗量变化10t/h2.510.凝结水过冷度变化10.0411.给水温度下降100.7112.凝汽器端差每增加10.48(额定真空附近)13.#3高加上端差变化100.71#2高加上端差变化100.55#1高加上端差变化100.1914.高加抽汽压力损失变化0.1MPa0.07(额定工况附近)高加抽汽压力损失变化0.1MPa0.08(额定工况附近)高加抽汽压力损失变化0.1MPa0.047(额定工况附近)15.加热器及管道散热损失变化1%0.22(额定工况附近)加热器及

7、管道散热损失变化1%0.18(额定工况附近)加热器及管道散热损失变化1%0.13(额定工况附近)16.高加水位低串汽10t/h0.52高加水位低串汽10t/h0.49高加水位低串汽10t/h0.6217.#3高加切除2.35#2高加切除5.39#1高加切除2.9018.主汽减温水每增加1%0.1619.再热汽减温水每增加1%0.8620.飞灰含碳量每上升1%1.3321.炉渣含碳量每上升1%0.1922.排烟温度变化101.6623.送风温度变化100.5624.炉膛漏风率变化10%1.3025.燃料低位发热量变化1000KJ/kg0.326.锅炉效率每下降1%3.227.补充水每增加1%0.

8、3528.锅炉过剩氧量每上升1%0.8529.厂用电率每增加1%3.2二、负荷要求1、值长密切与山东电网调联系，重视节能调度，争取多发电量，根据网上情况，及时联系调度员。异常情况下合理分配两台机组负荷。2、AGC、AVC与一次调频应按网调“两个细则”要求投入。机组异常情况下，AGC、AVC与一次调频退出，及时和省调沟通联系，必须当班填写免考核申请单，并报当值省调审批。3、发现设备缺陷，及时联系处理并登记，合理调整运行方式，减少辅机或主设备故障引起的降负荷或经济性下降。4、#1、2机组额定出力650MW、最低出力300MW（为保持经济性与安全，机组高负荷连续运行不超过630MW为最佳）。5、高负

9、荷段上网负荷波动下限不允许超过+2%、-2%，低负荷阶段+1、-3%。（1）在机组加减负荷过程中，在负荷快要达到目标值时，提前对主汽压力预控，防止因水煤过调，造成主汽压力波动大，进而导致负荷波动大超限；（2）在启停重要辅机时，如循环水泵，磨煤机等，应做好参数预控。若遇到给煤机断煤发生，调整其它各台给煤机煤量，在保证安全的情况下尽可能不影响机组负荷，及时联系燃料部对给煤机疏通；（3）机组在进行单阀/顺序阀互切时，应提前对滑压偏置进行调整，使各调门开度大于35%，防止在切换过程中发生负荷波动大而造成考核电量。三、蒸汽参数1、机组滑压运行，按滑压曲线设定压力，不得低于正常滑压压力（参考机组滑压曲线）

10、；滑压曲线整定数据表序号负荷（MW）主蒸汽压力（MPa,a）125014.0230016.3336019.2442021.9546023.8647024.2765024.22、机组主、再热蒸汽温度在556-571间（机侧），非异常情况不得低于566，再热蒸汽减温水正常运行不投用。通过燃烧调整使炉侧主、再热蒸汽两侧出口温度偏差小于14，屏过出口温度偏差小于14，低过出口温度偏差小于14。3、主、再热汽温应尽量保持稳定，分散度尽可能小，防止汽温大幅波动。因再热汽温惯性较大，应根据汽温变化趋势提前调整减温水，防止再热汽温超限。4、在启停制粉系统时，尤其是最上层制粉系统时，防止汽温超限，末过末再壁温超

11、限。在给煤机断煤不来煤后1分钟内，主再热汽温都有瞬间上升趋势，应提前对主再热汽温预控，防止汽温上升快超限。5、机组正常运行时，主蒸汽温度在锅炉湿态运行时主要由一、二级减温水调节，干态运行时由控制煤水比（中间点温度）进行粗调，减温水作为细调。由于主汽减温水对机组经济性也有一定影响，若是主汽一、二级减温水量偏大，可适当降低过热度，减少主汽减温水量。再热汽温度正常情况下主要由烟气分配挡板调节，紧急情况下由喷水减温器调节。6、在蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，以金属温度不超限为前提调整。若出现金属壁温超限，制约了蒸汽温度的正常调整，应及时查找原因进行处理。垂直水冷壁不超过450，末过、屏过

12、、末再不超过600。7、通过小指标系统对蒸汽温度累计值进行分析，分析升降负荷、启停不同磨煤机等变工况下汽温的波动情况，总结汽温调整方法。通过分析不同配煤方式下经济合理的磨煤机运行方式，减小汽温波动，同时控制主再热汽温两侧偏差。8、运行过程中，严防锅炉管壁超温，防止氧化皮的产生。机组启动时要采取大流量冲洗受热面等措施，将积存在下弯头等部位的氧化皮冲走；按机组启停与变负荷速度控制规定，避免参数大幅度波动，尤其要避免快冷，以防止氧化皮大面积脱落。机组启动过程中只维持一台真空泵运行，降低机组真空，增大蒸汽流量，冲走氧化皮并充分暖缸。9、定期对汽水系统阀门进行检查，发现内漏，及时处理。10、巡检时注意检

13、查汽水管道保温情况，发现保温缺失或温度过高，及时联系相关部门处理，以减少管道散热损失。四、氧量控制1、机组负荷在600MW及以上工况下，省煤器出口氧量控制值在3.0%，不低于2.5%；机组负荷在500600MW工况下，省煤器出口氧量控制值在3.5%，不低于3.0%；机组负荷在400500MW工况下，省煤器出口氧量控制值在4.0%，不低于3.5%；机组负荷在300400MW工况下，省煤器出口氧量控制值在4.5%，不低于4.0%；机组负荷在300MW工况以下时，省煤器出口氧量控制值不低于5.0%。2、由于氧量计可能不准，同时煤种对燃烧所需风量影响较大，CO浓度是氧量（风量）调节的重要依据。500M

14、W负荷以上CO浓度不超过400mg/Nm3，若CO浓度高，可适当增加风量，平均浓度在200mg/Nm3左右较为理想。500-400MW负荷CO浓度不超过100mg/Nm3，平均浓度在50mg/Nm3以下；400MW负荷以下CO浓度不超过30mg/Nm3，如果整体偏高，检查风量是否偏小或燃烧系统是否出现故障。3、加负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风，防止氧量到零造成锅炉缺氧燃烧。待机组负荷和锅炉燃烧稳定后，及时根据氧量、总风量和CO浓度进行调整。五、炉膛负压控制1、机组在稳定负荷运行时，炉膛负压的自动控制设定值为-30Pa，在吹灰、制粉系统启、停过程中等不稳定工况时，炉膛负压的自动控制设定

15、值为-50Pa。2、检查各观火孔关闭严密，观火孔无漏风，捞渣机水封运行正常。当观火孔有喷火、冒灰现象，及时提高炉膛负压并调整负压稳定。3、就地检查各燃烧器观察窗，观火孔积灰情况，定期测量中心风管壁温。如燃烧器观察孔有回火积灰现象，适当提高炉膛负压运行。4、负荷400MW以下时，注意结合燃烧器二次风箱压力调整炉膛负压，如二次风箱压力偏低，适当减小炉膛负压，保证机组安全运行。5、在锅炉进行燃烧器清焦工作时，应适当提高炉膛负压至-100Pa到-200Pa之间，清焦结束后，及时恢复至正常负压运行。（说明：锅炉炉膛负压控制值的大小，兼顾到锅炉燃烧效率、引风机电耗、炉膛的漏风、炉膛及烟道的漏烟、漏灰，以及

16、人身安全等方面。在燃烧稳定、燃烧效率、引风机电耗和减少漏风等方面考虑，炉膛压力在微正压的工况下运行比较有利，但从防止炉膛漏灰、漏烟的环保角度以及防止火焰或热烟气外泄伤人的角度考虑，炉膛压力应在负压工况下运行较有利。）六、真空控制1、每月定期进行真空严密性试验、并及时对真空系统进行分析、查漏、封堵，分析真空严密性对凝汽器真空的影响。利用机组检修期间进行凝汽器注水检漏。2、机组正常运行期间，保持两台真空泵运行，一台真空泵在联锁备用。严冬季节，凝汽器真空在98KPa以上的机组，保留一台真空泵运行，两台真空泵备用。3、机组启动，抽真空阶段，启动三台真空泵运行，真空达94KPa时，保持两台真空泵运行。4

17、、机组计划停机，确认旁路系统隔离，无进入凝汽器的热水、热汽时，凝汽器破坏真空，停运轴封系统。低压轴封温度降至60以下，停运轴加风机运行。5、日最高循环水温高于20时，将真空泵冷却水切至工业水运行或者上冶深井水。6、机组正常运行中，启动备用真空泵凝汽器真空平均提高0.2KPa时，应启动备用真空泵。并进行真空严密性排查，直至严密性达优秀。7、每周二前夜对运行真空泵冷却器测温，出口端差（工作液出口温度冷却水入口温度）大于5时填写冷却器效果差缺陷，及时联系维护清理真空泵冷却器。8、机组启动后，及时将真空泵分离水箱补水切至凝杂水供水。9、因C真空泵运行电流低，维持C真空泵运行。七、机组启停（一）停机阶段

18、1、提前通知燃料减少上煤量，根据检修需要做好烧空仓准备。2、机组停运后，及时停运一侧送、引风机，单侧风机运行进行锅炉通风吹扫510分钟，停止引、送风机，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭，闷炉。3、磨煤机各轴承温度、油温降至50以下，停运润滑油泵、液压油泵并停电，电加热器停电，隔离冷却水系统（环境温度可能低于0时节流冷却水）。4、风机各轴承温度降至50以下，停运润滑油泵、冷却风机并停电，隔离冷却水系统（环境温度可能低于0时节流冷却水）。5、停运等离子冷却水泵，隔离等离子冷却水系统。6、锅炉压力到零、炉水泵停运后，停运炉水泵冷却水泵，维持闭式水压0.5MPa，维持炉水泵马达腔室温度50

19、。冬季环境温度低时，联系维护炉水泵马达腔室外加伴热电缆或电热毯，保证马达腔室温度不低于5。7、空预器停运后，隔离冷却水系统（环境温度可能低于0时节流冷却水）。8、停机前4小时停止循环水池补水。机组解列前停运一台循环水泵，保持循泵低速（或变频运行）。9、提前将一台小机汽源倒至辅汽，联系仪控解除MFT联跳此小机的逻辑。停机过程不启电泵。10、停机过程中要尽量将锅炉压力降低，充分利用锅炉热量，一般要求将主汽压降至8MPa以下，主再热汽温降至480以内。11、机组停运后保留一台真空泵、循泵运行；利用高低旁系统按0.15MPa/min与1/min速度降低主蒸汽压力与温度；尽量将机、炉侧的热汽热水及早疏入

20、凝汽器内。12、锅炉不需要上水且高旁关闭时，停运汽泵，关闭辅汽至此小机的汽源门，停汽前泵。停除氧器加热，除氧器水位保持700mm以下，关闭除氧器上水调阀前后电动门。13、凝汽器破坏真空前：确认高低旁路关闭；将主蒸汽与再热蒸汽的疏水阀气动门、手动门全部关闭；四抽至除氧器供汽电动门后疏水气动门门关闭；除氧器溢流放水至凝汽器放水门关闭；辅汽至小机汽源确认隔离；确认无其他高温汽水进入凝汽器。14、低压缸排汽温度低于50，停运循环水系统。15、循环水系统停运前将胶球全部收回，胶球清洗控制系统停运后打至手动、停止位置。16、将循环水清污机切至手动，停止位置。17、通过调整变频器指令，将闭式水系统压力降至0

21、.5MPa。18、发电机停运12h，氢冷器、定冷水冷却水停运。19、停炉后，立即停电除尘；输灰系统继续运行4小时，然后停止吹扫。20、停炉时间3天，将浆液箱液位降至4米，停一级吸收塔氧化风机；二级吸收塔需要倒空浆液才能停运。21、停炉后，立即停运二级吸收塔浆液循环泵；同时保留一台一级吸收塔浆液循环泵运行，4小时停所有一级吸收塔浆液循环泵。停机过程中机组负荷到90MW以下时，切换厂用电。22、汽机侧辅机系统停运后，达到条件及时停止各油泵运行。（二）启动阶段1、机组启动前启动一级塔一台浆液循环泵和一台氧化风机；二级吸收塔浆液循环泵在机组负荷300MW时再启动。提前8小时，对锅炉、汽机、电气、脱硫侧

22、辅机油系统、冷却系统投入运行。2、变频启动闭式水泵。利用凝输泵对除氧器上水、利用除氧器再循环泵对锅炉上水。3、利用工业水掺凉，变频启动凝泵运行。凝水系统、除氧器冲洗时，及时对水质进行取样化验，一旦水质合格，立即停止冲洗，关闭放水门。4、循环水与开式水在凝汽器准备建立真空前2小时启动。5、联系仪控解除MFT联跳一台小机的逻辑。用辅汽冲转一台小机。用汽泵锅炉上水。6、锅炉上水过程中，分离器贮水箱溢流放水至凝汽器管路冲洗。分离器贮水箱水质合格后，启动锅炉疏水泵回收至凝汽器。7、启动单侧引送风机，锅炉吹扫。8、锅炉点火前启动火检风机。9、一次风机启动前启动另一侧引、送风机并列。10、制粉系统启动前启动

23、一次风机，一次风机启动并列完成后，尽快投入B制粉系统热一次风暖风器。11、并网前1012小时，启动发电机定冷水系统，降低导电率。11、机组并网后各抽汽暖管，高低加随机启动。12、及早关闭高低旁，一般负荷在100MW以上时，高低旁要全部关闭。13、除氧器排氧门及时关小。14、机组启动，当负荷达360MW时，将汽机“单阀控制”切为“顺序阀控制”。15当负荷达360MW时机组投滑压自动运行方式。16、根据阀门严密情况，及时关闭主汽疏水、再热汽疏水、高排通风阀手动门，机组负荷120MW后，及时检查凝汽器疏水集管温度，发现温度异常升高及时排查。17、根据机组负荷和真空，及时启动另一台循泵。八、跑冒滴漏控

24、制1、严格执行定时巡检制度，不留巡检死角，发现“跑冒滴漏”及时汇报联系处理并填写缺陷单。2、热力系统阀按部门定期工作规定，每月1、16号进行测温检查内漏情况。发现内漏及时填写缺陷单并通知维护人员。3、严格执行热力阀门操作规定，使用大小适合阀门钩，一、二次门开关顺序正确，防止操作原因造成阀门内漏。4、现场各热力管道、设备保温完好，无破损，无漏风、漏汽。5、严格执行#1、2机组设备与系统疏水规定汇总的相关要求。6、每日对机组补水率跟踪分析，1%时查找原因。九、制粉系统1、制粉系统运行中，尽量提高磨出口温度，以降低排烟温度，同时为煤粉着火提供有力条件。尽量降低一次风母管压力，以减少空预器一次风侧漏风

25、率，降低一次风机电耗。2、为了降低制粉系统电耗，应根据机组负荷变化及时调整磨煤机运行台数。总煤量200t/h以下保持4台磨运行，总煤量250t/h以下保持5台磨运行，总煤量250t/h及以上或5磨无法满足负荷要求时可启动第6台磨运行。正常运行情况下单台磨煤机出力不低于45t/h，磨煤机电流最大不超过55A。3、保持运行磨煤机风煤比1.8-2.3。运行中只要磨碗差压、磨煤机电流、磨出口温度，出口风速等参数正常，在不发生堵磨的情况下可适当降低一次风量，以降低一次风在总风量的比率，降低一次风机电耗。4、燃用经济煤种时磨入口温度不超过280，出口温度控制在75-80；燃用褐煤（印尼煤）磨入口温度不超过

26、250，出口温度不超过65。正常情况尽量提高磨煤机出口温度，禁止通过人为设定，长期压低磨煤机出口温度运行。5、运行中一次风母管压力与磨冷、热风调门开度相结合兼顾调整。一般情况下一次风母管压力控制在9.0KPa左右，同时运行的任一磨冷、热风调门开度之和控制在100%左右。禁止采用高一次风压、小风门开度的运行调节方式。一次风压力设定还要结合运行煤种、磨碗差压、磨煤机出力、磨出口风速（一般大于20m/s）等因素综合考虑。6、磨煤机停运经吹扫转备用后，及时关闭冷、热风门及密封风门。降低一次风机电耗，减少进入炉膛的冷风量，减少对燃烧的扰动。7、运行中注意总结各种煤种的特性，接班时要了解燃料管理部下发的配

27、煤加仓方式，对负荷、煤量、风量是否配比做初步判断，根据煤种特性适当调整燃烧。了解煤场存煤、各煤种热值、设备存在的缺陷，以做好制粉系统的事故预想。8、除高负荷下，在保证机组各参数稳定的情况下，尽量提高中低热值煤种磨煤机的出力，提高运行经济性。9、运行中随时了解磨煤机石子煤排放情况，当石子煤含有煤块时及时调整，增大风量或减少煤量，同时根据磨电流、声音、振动等情况判断是否有异物进入磨煤机内，直至无煤块排出。当磨煤机长期石子煤带煤粉，联系设备部对磨煤机定检，同时检查磨辊磨损情况。加褐煤、印尼煤的磨煤机根据石子煤带火星的情况调整磨出口温度，防止磨煤机着火。10、磨煤机连续运行超过1000小时定检，确保制

28、粉系统设备健康状况良好。11、磨煤机定检或处理不严重的异常情况，尽量利用低负荷时段检修，以免影响机组带负荷。12、备用磨煤机，维持油箱油温20。冬季，机组启动前，根据磨煤机油温情况，投入磨煤机油站电加热，避免冷却水与加热器同时投用。13、执行部门定期烧空仓制度，有断煤的给煤机夜间及时清理，保证高负荷期间制粉系统运行良好和可靠备用。14、每月对煤粉细度取样化验一次，结合煤质情况调整，调整煤粉细度R90在15-20%之间，保证飞灰含碳量在1%以下。十、风烟系统1、送风机采用变频运行方式调节，风机进出口风门保持全开。变频故障，风机采用工频运行，运行人员应主动督查检修维护人员处理变频器，检修结束及时投

29、运（根据负荷安排，低负荷时进行）。2、送风机变频运行时，动叶开度维持在85%，根据运行要求通过风机转速调整风机出力。两台并列运行的风机，要调整风机出力平衡，以防风机发生抢风或喘振。调整时以两台风机电流是否平衡为主要依据，同时参考风机导叶开度、进出口风压、风量等参数平衡，发现参数偏差较大或偏离正常值较大时，要及时分析调整。3、一次风机和引风机运行中采用动叶调节风机出力，严禁用挡板节流调节，以减少节流损失。4、一般情况下一次风母管压力控制在9.0KPa左右，运行中参考磨煤机冷热风调门开度、磨碗差压、磨煤机电流、磨煤机出口风压、粉管风速等参数，尽量降低一次风压、一次风率，降低一次风机电耗。5、送风机

30、调整主要以各负荷对应的氧量来控制锅炉总风量。高负荷时只要CO浓度不高（见氧量控制要求），可适当减少风量，以降低排烟热损失及风机电耗；低负荷时氧量不可过低以保证燃烧稳定。6、密封风机入口滤网利用机组检修机会要定期清理，保证密封风机入口滤网前后差压无高报警，密封风机出力正常，磨煤机密封风与一次风差压大于1KPa。备用风机注意检查是否倒转。7、运行中锅炉烟气挡板开度合适，通过两侧烟气挡板调节使过热器、再热器两侧汽温偏差小。运行中每侧过、再热汽烟温挡板开度之和不小于100%。8、利用机组检修时机定期对风门进行定位，对风门开关位置做好标记。运行中定期检查风烟挡板、动叶开度指示是否正确，连杆有无脱落现象，

31、以防挡板开不到位造成节流损失，关不到位造成漏风损失，甚至影响机组安全运行。9、锅炉烟气系统漏风会使炉膛漏风增大降低锅炉效率，冷、热风系统漏风会增加风机电耗。看火后及时关闭看火孔，巡检时检查炉膛、烟道是否严密，发现漏点及时消除。10、巡检时注意检查风烟系统保温是否完好，发现缺失及时联系检修处理，以降低锅炉散热损失。11、一次风机、送风机、引风机运行期间，油泵一台运行，另一台备用。引风机轴承冷却风机、液压缸冷却风机一台运行，另一台备用；油站冷却风机投自动（油温55启东，45停止）。12、机组停运后，空预器入口烟温80，停运空预器，炉膛温度50，停运火检风机。风机和磨煤机停运1小时，停止油站运行。十

32、一、燃烧设备1、加强就地看火，检查燃烧状态良好，火焰充满度高，火焰中心位置合理，燃烧器喷口无结焦。如果火焰白炽，则氧量偏大，根据情况减少局部或整体氧量；如果火焰发暗，氧量偏小，增加送风。2、运行中关注飞灰及炉渣含碳量情况，控制飞灰含碳量1%。如果飞灰含碳量偏大，适当降低磨煤机一次风量，提高磨煤机出口温度，并根据负荷氧量曲线及时调整好机组氧量。3、负荷在300-350MW，燃烬风在30-50%开度；350-400MW，燃烬风在50-70%开度；400-450MW，燃烬风在70-100%开度；负荷450MW以上，燃烬风在100%。维持二次风母管压力0.2KPa，最下层二次风开度在70-100%，中

33、间层二次风开度在50-80%，上层二次风开度在40-70%，掺烧褐煤的磨煤机二次风开度在30-50%。4、掺烧褐煤与印尼煤等灰熔点较低的煤种时，注意检查该层燃烧器及周围及上部水冷壁结焦情况如果结焦严重，及时清焦并提高一次风速，适当降低磨出口温度。5、运行中结合氧量及CO浓度对原烟NOX浓度进行调整，使其控制在450mg/Nm3以内。6、运行中注意监视燃烧器壁温不异常升高，定期燃烧器测温，检查燃烧器应保持外形完好，无烧损变形，没有破损、脱落等现象。定期进行燃烧器清焦工作。十二、锅炉吹灰1、锅炉排烟热损失一般在4-8%左右，是影响锅炉效率的最主要因素。锅炉吹灰是降低排烟热损失的主要手段，要重视并做

34、好锅炉定期吹灰工作。2、炉膛吹灰器每周二、四、六的9:30全面运行一次。当煤质差（入炉煤热值低于19MJ/KG）或机组负荷较高（85%BMCR负荷连续运行超过6小时）时，可以适当增加一次吹灰，具体时间根据锅炉运行工况各班自行掌握控制，但必须严格执行吹灰操作人员到位制度并做好记录。3、长吹灰器每周一、三、五白班全面运行一次。4、炉膛吹灰时，屏过至吹灰母管压力调阀设定值为1.8-2.0MPa。空预器吹灰器就地压力整定值1.2MPa左右，吹灰器压力由吹灰维护人员定期检查。5、吹灰暖管应充分，疏水温度220时，关闭疏水电动门进行吹灰，以防蒸汽带水损坏设备。暖管结束后及时投入吹灰器运行，严禁吹灰调门保持

35、一定开度暖管而不投入吹灰器运行。吹灰结束应及时停运吹灰系统。发现疏水门内漏，先关闭手动门，联系维护处理。6、在吹灰系统运行时，检查吹灰器进退是否正常，检查退出的吹灰器是否有漏汽现象，对存在内漏的吹灰器及时联系检修处理，防止故障吹灰器区域的受热面发生损毁事故。7、屏过至吹灰系统手动门只用于检修情况下的系统隔离，严禁用于调节压力。电动隔离门用于正常情况下的系统隔离，气动调节门调节吹灰压力，如气动调节门不能满足调节，应及时联系检修处理，以防吹灰系统超压损坏设备。8、空预器吹灰器每4小时全面进行一次，空预器烟气差压有明显升高时（1.8KPa），投入空预器连续吹灰。机组启动时按规程规定投入辅汽供空预器蒸

36、汽吹灰，吹灰需连续运行。9、水平烟道吹灰每周三进行一次，由运行人员操作，吹灰时间每侧30分钟；吹灰时，主、再热烟温挡板的最小开度必须30%。10、SCR声波吹灰器在机组正常运行期间，投入顺序自动；运行人员需要到就地检查吹灰器运行是否正常，并监视控制柜有无故障显示，发现缺陷及时通知维护处理。机组启动时，必须保证SCR声波吹灰器正常投入。十三、汽水品质控制1、汽水品质是锅炉安全经济运行的基本条件，当班值长关注各汽水品质参数，加强汽水品质的化学监督和控制。2、精处理系统必须正常可靠投入，精处理旁路门应全部关闭，凝结水经过100%的处理。3、机组启动时，检查水汽高温架闭式冷却水压力、温度正常，联系值长

37、开启加药、取样一次门，在各个启动阶段及时投入各水样，在投入前应加强排污，排污合格后方可进行取样。4、机组启动初期，凝结水含铁量超过1000ug/L时，通过前置过滤器、混床旁路管道，经低加出口放水门排放。当凝泵出口含铁量小于1000ug/L时投入凝结水精处理前置过滤器和混床，并向除氧器上水进行循环清洗。5、锅炉在启动过程中，当凝汽器与除氧器之间建立小循环冲洗时，应及时启动凝水加氨泵。当凝汽器与汽水分离器建立大循环冲洗时，应及时启动给水加氨泵。6、锅炉在启动过程中，进行冷热态冲洗，防止铁离子沉积。锅炉低压系统小循环冲洗，除氧器出口含铁量200ug/L，进入锅炉高压系统大循环冲洗，汽水分离器出口含铁

38、量50ug/L，锅炉允许点火。7、锅炉停时间大于5天以上，对省煤器、水冷壁、过热器、再热器等采取热炉放水、余热烘干保养。十四、汽轮机运行方式1、汽轮机控制系统在全自动方式且投入遥控。正常运行时应退出调节级压力和功率回路，投入CCS机炉协调控制方式。2、机组正常运行时应采用顺序阀控制方式,阀门开启重叠度应经过优化确定。3、机组启动后带负荷至300MW左右进行单阀切换为顺序阀运行。十五、加热器系统1、运行中高、低压加热器禁止无水位运行，就地水位计、水位保护测量装置、水位变送器指示应一致，发现偏差时应立即处理。每天定期工作均安排远方就地表计核对。2、加热器逐级疏水阀必须投入自动，水位保护在加热器投入

39、前投入。高、低压加热器投用顺序为先投用水侧再投运汽侧，停用顺序为先停用汽侧再切换水侧走旁路，建议机组启动时随机滑启各级加热器，停用时随机滑停各级加热器，防止加热器内部产生较大的热冲击、热应力，更好的控制加热器的出水温升1.5/min。3、高加在机组启动时尽早投入，低加应随机启动，回热系统尽快达到正常参数。可根据加热器疏水端差调整各加热器水位，加热器疏水端差一般控制在5.6，正常疏水采用逐级自流方式。正常疏水、事故疏水调阀应投入自动状态，正常运行时事故疏水调阀应处于关闭位置且门后温度应50。4、各抽汽逆止门、电动门正常运行情况下保持全开状态，不允许对其节流。抽汽系统各疏水气动门正常运行状态应关闭

40、严密。5、在给水溶氧合格的前提下，除氧器排氧门尽量关小以减少除氧器内部蒸汽的排放量，负荷变化时及时调整排氧门的开度。除氧器启动排汽阀，在除氧器加热投入后及时关闭，减少除氧器内部蒸汽的排放量。6、除氧器溢、放水门正常运行时应关闭严密，不允许在凝汽器无真空状态时除氧器带压放水至凝汽器，防止低压缸温度过高变形、低压缸安全薄膜破裂。7、除氧器加热汽源在机组启动负荷120MW后改由四级抽汽提供，辅助蒸汽等外部汽源应该完全隔绝。十六、凝结水系统（一）正常运行期间凝水经济运行方式1、机组正常运行期间，凝泵变频运行，工频备用。2、机组启动阶段凝泵密封水由除盐水供给，凝泵出口至凝泵密封水门关闭状态。本机凝结水质

41、合格情况下可保持凝结水与除盐水两路凝结水泵密封水同时投入（管路上安装有逆止门），根据就地凝结水泵盘根处甩水情况调整每台泵密封水进水分路门，运行期间必须保持运行凝泵与备用凝泵盘根处有轻微冒水，运行凝泵与备用凝泵入口电动门水封阀投入，防止凝结水融氧超标，防止吸入空气凝汽器真空缓慢下降。3、全开除氧器上水调节阀，不允许其节流运行，凝泵变频器控制投“自动”方式。4、保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。这些阀门主要包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、三级减温水门、低旁减温水门、水幕喷水门、低压缸喷水等。5、根据不同区域及季节情况，严格控制凝汽器端差在标准范围内。发现超出标准，应及时排查、调整，直至

42、合格。6、机组正常运行中，注意凝结水的过冷度应接近于0，若出现正值通常是由于真空系统漏入空气引起，应对其真空系统进行查找。若出现负值通常是由于汽机本体疏水或加热器疏水量过大引起，应对其疏水系统进行查找分析。7、凝汽器正常运行期间水位应控制在715mm左右，水位过低易对凝泵产生汽蚀，水位过高淹没凝汽器内部钢管，影响热交换效果。（二）开、停机阶段凝泵经济运行方式1、除氧器上水，采用凝输泵对除氧器上水。2、根据机组启动计划，需要对凝水系统大流量冲洗时或需要对凝汽器抽真空时，再启动变频凝泵运行。根据凝水流量的增加，及时关闭凝水再循环阀。3、机组停运，轴封系统停运后，凝水用户切至凝输水供水，停运凝水系统

43、。4、机组启动正常后，及时将凝输水用户切至凝杂水，凝汽器补水切至真空补水，停凝输泵。5、关闭不使用减温水的调阀，减少凝水泄漏。6、凝泵正常运行期间，密封水使用自身供水。十七、轴封系统1、正常运行时轴封汽系统汽源选用辅汽联箱供给。冷再至轴封系统保持备用。轴封汽压力调整门投入自动控制，轴封汽母管压力2030Kpa,低压轴封温度自动控制在140170，冬季低负荷低压差胀若增大难以控制时可降低低压轴封供汽温度至121，最低不要低于121。低压轴封供汽滤网处疏水正常运行时保持关闭，若轴封母管温度低时可打开进行疏水。2、若机组负荷升高，轴封供汽自密封时，轴封汽供汽调整门开度减少直至全关。适当开启轴封汽溢流

44、阀对轴封母管压力进行调整。3、投用轴封时提前开启轴封汽系统疏水进行暖管，小机无检修工作时轴封汽与主机同时投入运行。轴封汽暖管后缓慢提升轴封汽压力，并及时开启轴加风机建立负压，防止轴封汽大量外漏，并投入低压轴封减温水设定低压轴封温度140170，轴封汽投用同时可对凝汽器进行抽真空工作，注意及时关闭真空破坏门并对真空破坏门进行注水。4、正常运行时注意检查轴封汽系统疏水至凝汽器阀门稍开启，疏水器前后温度正常，疏水至凝汽器阀门应关闭。5、轴封加热器运行中应保持一定水位运行，防止轴加U型管内部进入蒸汽，从而影响凝汽器真空。6、轴封汽压力高低的调整以真空不降低、轴封汽不外漏为标准，注意监视轴封加热器的温升

45、，温升明显上升时或机组自密封提前时，说明汽封间隙可能变大，应积极查找、分析、解决。十八、循环水系统1、春、秋季节，两台机组保持三台循环水泵高速、扩大单元制运行。2、夏季保持单机两台高速泵运行。3、冬季采用单机一台循泵低速（或变频）运行。变频运行时应做到：（1）随着气温及机组负荷的降低，当#1、2机组凝汽器A、B缸平均空在98KPa以上时，先降低1B循泵转速（但要维持280转/分以上），如1B循泵转速已降至280转/分，A、B缸平均真空仍在98KPa以上，再停运一台真空泵，机组维持一台真空泵单抽运行。（2）随着气温及机组负荷的升高，当#1、2机组凝汽器A、B缸平均真空在98KPa以下时，先启动一

46、台备用真空泵，保持机组两台真空泵、单抽运行。真空泵运行两台后，如A、B缸平均真空仍在98KPa以下，应提高1B循泵转速，根据机组真空上升情况，直至370转/分。4、机组运行中,应根据机组负荷和凝汽器循环水进口温度,具体参考如下规定启停循泵：（1）循环水进水温度15时，循环水泵各负荷工况下，均采用A循环水泵低速运行方式。当环境温度低于零下时，可维持一台循泵变频运行，并根据机组负荷和机组真空，及时调整循泵转速。（2）循环水进水温度在1520之间，机组负荷率在80%以下，单机仍采用A 循环水泵低速运行方式。机组负荷率在80%以上，采用B 循环水泵高速运行方式。（3）循环水进水温度在2025之间，机组

47、负荷率在70%以下，采用单机单台高速泵运行。机组负荷率在70%以上，采用两机三台高速泵运行。（4）循环水进水温度在2530之间，机组负荷率在80%以下，采用两机三台高速泵运行。机组负荷率在80%以上，采用单机一台高速泵、一台低速泵运行。（5）循环水进水温度在3035之间，机组负荷在70%以下，采用两台机三台高速泵运行。机组负荷率在70-90%之间，采用单机一台高速泵、一台低速泵运行。机组负荷率在90%以上，采用单机两台高速泵运行。附：循泵运行方式指导图5、汽轮机冷态、温态启动，机组并网前保持一台循环水泵运行（除夏季外均采用B循泵变频运行），并网后根据季节情况及时开启备用循环水泵（按以上第4条规

48、定执行）。6、机组计划停机，机组打闸前如果两台循环水泵运行，在机组负荷降至300MW时及时停运一台；机组打闸停机后，保持一台循环水泵运行；如需循环水系统较长时间运行，应切换至B循泵变频运行。当低压缸排汽温度低于50，确认循环水无用户后，停运最后一台循环水泵。7、循环水浓缩倍率5.0，开启循环水池排污阀10圈。浓缩倍率4.5，关小循环水池排污阀至5圈开度并保持运行；浓缩倍率4.0，全关循环水池排污阀。值长应加强与化学联系，首先通过控制循环水池补水控制浓缩倍率，避免过度开大循环水池排污阀。8、循环水池水位正常维持1.8-2.0米运行。循环水泵入口旋转滤网运行中前后水位差应小于30厘米，若水位差增大

49、，及时联系维护人员进行处理。9、当夏季水池水质脏时，增加清污机运行次数至每班一次。10、发现循环水池内有异物，循环水泵前池进水拦污栅前后水位差高于0.2米时，应及时填写缺陷，联系维护人员处理。11、机组正常运行期间应保证胶球清洗的投入率与收球率，从而控制凝汽器内部钢管的清洁度，增强低压缸排汽与循环水的换热效果，降低凝汽器的端差，控制标准<4.5/4.2(LP/HP)。12、每周二前白班运行人员进行收胶球，前夜班进行收球率和清洗效果检查并补充新胶球损耗。13、投入胶球运行前应将胶球装入装球室，开启装球室入口门，检查胶球浸泡良好，浸泡时间不少于4小时。14、每次程序投球前必须就地检查高压凝汽

50、器侧收球网的实际位置处于关闭。装球室需注水排尽空气，胶球清洗期间不允许开启循环水回水管上的收球网，防止胶球跑漏至冷水塔。15、收胶球时需放尽装球室存水仔细清点胶球个数，防止胶球贴在装球室内部四周造成收球率偏低。16、胶球收球后检查装球室上盖盖好无漏水情况，及时统计收球率并填写在机组长日志上，并将收回胶球桶拿回控制室，加水浸泡。17、胶球系统若收球率低于95%或有缺陷应及时填写，联系设备部相关人员进行处理，并注明定期工作不能进行的原因。十九、给水系统1、机组正常运行期间，两台汽泵并列运行，电泵在联锁备用。2、机组运行中单台汽泵停运消缺时，一台汽泵、电泵并列运行，控制机组负荷在480MW520MW

51、左右，并尽量增大汽泵出力，减小电泵电流，节约厂用电，但要保持电泵再循环全关。3、机组启、停期间，在辅汽联箱压力允许的前提下，采用一台汽泵开、停机，电泵在备用状态。4、汽泵运行过程中时绝热升压的过程，密切观察小机给水流量与转速的变化，定期检查汽泵组的进出水温升，防止汽泵芯包内部存在磨损，汽泵启停过程中注意再循环阀的开启与关闭时的给水流量，防止汽泵低负荷时给水造成的内部汽蚀现象。汽泵停运后，应保持前置泵继续运行，直至汽动给水泵内部温度接近于前置泵入口温度，除氧器停止加热后方可进行停运，防止前置泵停运过早，造成汽泵内部给水压力迅速降低引起汽化。5、小机停止运行16小时后，停止小机润滑油系统。6、为防止闭式水经小机冷油器内漏造成小机润滑油质微水超标，小机润滑油系统若需停运，及时关闭该小机冷油器进回水手动门，不得保持冷油器闭式水侧运行，油侧停运的现