热力发电厂 课件 第八章 火力发电厂优化运行与调整

2026/11/41第八章火力发电厂优化运行与调整2026/11/42主要内容:单元机组的运行与调整热力系统主要设备的运行与调整发电厂主要热力系统的优化运行与调整运行参数的监视与调整并列运行单元机组之间负荷经济分配第一节

单元机组的运行与调整2026/11/43常识：大型火电机组都采用集控运行方式燃气机组已实现一键启停数字化控制是未来的发展方向

一、机组运行调整的主要任务2026/11/44满足电网负荷需求安全稳定运行保持运行参数正常汽水品质合格提高机组运行热经济性减少污染物排放

二、单元机组的滑参数启动与停机滑参数压力法启动滑参数真空法启动2026/11/45启动方式按进汽参数分额定参数启动滑参数启动按启动前汽轮机金属温度高低分冷态启动温态启动热态启动极热态启动按高、中压缸的进汽情况分高中压缸启动中压缸启动按汽轮机主汽阀前端压力大小分滑参数启动概念：在启动锅炉的同时，以低参数蒸汽进行暖管、暖机并启动汽轮机，锅炉出口的蒸汽参数随着汽轮机的转速和负荷的逐渐增加而提高，当完成升速，带到额定负荷时，锅炉出口的蒸汽参数即达到额定参数滑参数启动优点：缩短启动时间提高热经济性增加安全可靠性改善环境条件启动过程易于控制2026/11/46滑参数启动方式真空法：启动前从锅炉汽包到汽轮机之间的管道上的阀门全部打开，疏水门、空气门全部关闭投入抽气器，使由汽包到凝汽器的空间全处于真空状态锅炉点火后，一有蒸汽产生，蒸汽即通过过热器、管道进入汽轮机进行暖管、暖机当汽压达到0.1MPa(表压)时，汽轮机即可冲转当汽压达到0.6～1.0MPa时，汽轮机达额定转速，可并网开始带负荷，均由锅炉调节控制2026/11/47真空法优点启动时间短，热损失和工质损失小温差和热应力都较小：为什么？2026/11/48汽轮机冲转和升速时的汽压很低，锅炉操作的微小失当都会引起汽轮机的转速波动，甚至会损伤汽轮机冲转汽轮机的汽温很低，水分很大，易引起水击真空法缺点应用情况：很少压力法启动时，锅炉点火前汽轮机的主汽阀和调节汽阀都处于关闭状态，只对汽轮机抽真空锅炉先点火升压，当汽压达到一定数值后，才开始暖管、暖机、冲转一般汽压达到0.5～1.0MPa(表压)时开始冲转，以后随着蒸汽压力、温度逐渐升高(通常为1～4.0MPa，200～320℃)，汽轮机冲转升速至全速并网后，全开调节汽阀，之后随主蒸汽参数提高，逐渐增加负荷，直至达到额定负荷2026/11/49压力法滑参数启动的主要特点：与真空法相比启动前汽轮机的主汽阀和调节汽阀都处于关闭状态冲转汽轮机的蒸汽参数较真空法高机组启动过程中，再热器的保护，锅炉和汽轮机对蒸汽参数的不同要求，都是通过旁路系统进行调节的，无旁路系统的机组主要通过过热器排汽锅炉点火前的初始燃料量，以满足汽轮机冲转及升至额定转速即可，过小不利于汽温汽压的调节与控制，过大使锅炉升温升压过快，对安全不利。一般初始燃料量为额定值的15%～20%为最佳2026/11/4103.冲转参数的选择和启动控制指标国产300MW再热机组的冷态冲转参数主汽参数：约为0.98～1.47MPa，250～300℃再热汽温：大于200℃国产600MW再热机组的冷态冲转参数主汽参数：约为5.9～8.73MPa，340～420℃再热汽温：大于330℃N1000-25/600/600机组的冷态冲转参数为9.6MPa，415℃2026/11/411600MW超临界机组冷态滑参数启动曲线(图9-1)2026/11/412启动控制指标升速和加负荷速度：按启动曲线控制汽缸壁和一、二次蒸汽的温升率：℃/min主蒸汽压力的升压速度：MPa/min温差：汽缸上、下壁，法兰上、下壁，法兰内、外壁及左、右壁等

胀差：高、中、低压缸胀差轴承振动：非临界转速和通过临界转速时的振动值等2026/11/4134.热态滑参数启动汽轮机升速不必暖机锅炉出口蒸汽参数尽快达到高压缸上缸内壁金属温度相应水平：可对应于冷态启动曲线上的一次汽温、汽压要求值再按冷态滑参数曲线升温、升压、升速和带负荷示例：国产1000MW超超临界机组停机8小时后的热态滑参数启动曲线：如图9-2所示，由图中的启动曲线可知，锅炉点火100min后机组即可带到满负荷2026/11/4145.滑参数停机常识：停机过程是热力设备及其管道的冷却过程汽缸的内壁冷却快于外壁，产生热拉应力汽轮机转子的收缩快于汽缸，将引起负胀差定义：滑参数停机：保持调节汽阀全开，采用逐渐降低新蒸汽、再热蒸汽参数来减负荷直至解列停机额定参数停机：保持新蒸汽参数不变，以关小调速汽门减少进入汽轮机进汽流量来减负荷直至解列停机2026/11/415滑参数停机的主要优点从锅炉熄火至汽轮机解列，仍可利用锅炉余热来发电滑停后金属温度降至200℃左右，可提前停止盘车和油循环，供检修人员施工，相对也可缩短检修时间2026/11/416停机方法用同步器将负荷减到零，发电机解列，打闸停机，同时锅炉熄火，停机后的汽缸温度通常在250℃以上锅炉维持最低负荷燃烧后熄火，利用锅炉的余热继续发电，负荷到零解列停机，仍利用锅炉余热维持汽轮机空转，以冷却汽轮机。这种方法经济，停机后汽缸温度可降至150℃以下，即可开始检修国产N1000-25/600/600型汽轮机的正常停机曲线(图9-3)2026/11/417

四、单元机组的调峰经济运行热力发电厂调峰运行方式两班制调峰运行方式：启停部分机组低负荷调峰运行方式定压运行：新蒸汽参数仍为额定工况时的设计值变压或滑压运行：汽轮机调节阀门全开，新蒸汽温度保持或接近额定工况时的设计值，由锅炉改变新蒸汽压力以适应负荷的需要定压变压混合运行：在某负荷范围内变压运行，其余负荷范围仍为定压运行停炉不停机调峰运行方式：主蒸汽为母管制少汽无功调峰运行方式：停炉不停机低速旋转热备用调峰运行方式：两班制低速方式2026/11/4182.不同调峰运行方式的比较与分析单台机组低负荷运行时相应多耗煤量△B与临界时间τcr2026/11/419kgh两台机组低负荷调峰运行多耗煤量为△B′1与临界时间：kg

五、单元机组的变压运行及其控制方式单元机组的变压运行纯变压运行定义：在整个负荷变化范围内，所有调速汽门全开，通过调节锅炉出口压力来适应负荷变动的运行方式特点：汽包炉热容大，时滞大，限制了负荷变化速度，适应负荷能力差节流变压运行定义：正常运行时，调速汽门不全开，有5%～10%节流。负荷突然增加时，开大调速汽门，利用锅炉的蓄能，达到快速增加负荷的目的，待锅炉蒸汽压力升高后，调速汽门重新关小到原来的开度特点：调速汽门经常节流，降低了机组运行的热经济性2026/11/420复合变压运行：定压与变压运行相结合的方法高负荷时变压运行低负荷时变压运行定-滑-定运行：广泛应用2026/11/421调速汽门开度m2.单元机组的控制方式手动方式BASE：指汽机、锅炉主控均在手动控制方式。汽机跟随方式TF：锅炉主控手动，汽机主控自动方式，即由汽机调门控制汽压，该工况下压力控制响应快，但负荷波动较大锅炉跟随方式BF：汽机主控手动，锅炉主控自动方式，即由锅炉主控主调汽压，该工况负荷响应较快，但汽压波动较大机炉协调方式CCS：指机、炉主控均在自动方式，汽机主控按照功率偏差控制调门开度，兼顾压力偏差；锅炉主控将经过修正的机组负荷指令和压力指令发送到风量和燃料控制回路，以协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配2026/11/422第二节

热力系统主要设备的运行与调整2026/11/423常识：回热加热器的运行与调整除氧器的运行与调整凝汽系统的运行与调整给水泵的运行与调整

一、回热加热器运行与调整常识：低压加热器通常都是随主机一同启动和停止的启动过程机组启动前：除靠近除氧器的那台低压加热器出口处于关闭状态，其余低加出入口全开，旁路门全关凝泵启动后：缓慢向低加通水，将水室及管道内积存的空气充分排出，各加热器的进汽门、疏水门、空气门全开，汽侧放水门全关汽轮机启动后：回热抽汽开始进入加热器，疏水逐级自流至下级加热器，最后排到凝汽器凝结水水质合格后：关闭启动放水门，开启靠近除氧器的低压加热器出口门，将凝结水导入除氧器负荷增加阶段：低加疏水水位升高，及时调整到正常数值负荷稳定后：将疏水调节投入自动调节；机组负荷达到30%额定负荷时，启动低压加热器疏水泵，关闭去凝汽器的疏水调整门2026/11/4241.低压加热器运行与调整停机过程降负荷阶段：随着负荷的减少，低压加热器进汽量相应减少，直至和主机同时停止停机过程中：需调整凝汽器水位，其它阀门不进行操作停机后：如需对低压加热器进行找漏时，应将汽侧放水门全开，确认汽侧存水放净时再启动凝结水泵，检查汽侧放水门是否流水根据水量的大小，可以判断低压加热器管束的泄漏程度2026/11/425正常运行过程监视低加水位的变化：管系泄漏或水位调整失灵，均会造成水位升高或满水判断低加水位是否过高：除水位计及水位信号外，还可以从低压加热器出口温度来判断负荷未变出口水温下降：说明某台低压加热器水位过高监视汽侧压力最低的低压加热器出入口水温：若出入口水温减小，说明汽侧抽汽量减少，可能是由于空气排不出去引起的，应进行调整2026/11/4262.高压加热器运行与调整常识：高压加热器能否正常投入运行，对热力发电厂的热经济性和负荷都有很大的影响一台300MW机组，高压加热器切除时，机组热耗约增加4.6%，标准煤耗率增加11g/(kW∙h)左右高压加热器投运率的计算2026/11/427注意点：实际计算时，不仅要计算单台机组的高加投运率，有时还需要计算若干台机组的高加投运率，或一个电厂的高加投运率，或某一类机组的高加投运率每个高压加热器运行小时数的规定当高压加热器不随主机滑启滑停时，按每台高压加热器的进汽门开启至关闭的小时数计算；当高压加热器随主机滑启滑停时，把主机与电网并列、解列的时间作为高压加热器进汽门开启、关闭的时间主机的运行小时数按主机与电网并列至解列的小时数计算统计计算高压加热器投运率，同时应测定并记录给水温度2026/11/428高压加热器停运对机组煤耗的影响汽耗量变化给水在锅炉内的吸热量变化2026/11/429髙压加热器的启停方式常识：为防止高压加热器管束及胀口泄漏，延长高压加热器的寿命，在高压加热器启停过程中，应限制高压加热器的温度变化率启停方式：高压加热器随机组滑启、滑停规定：国产300MW机组启动时：给水温升率不大于1.7℃/min停止时：给水温降率不大于1.7℃/min2026/11/430高压加热器正常运行中的维护保持正常水位，防止低水位或高水位运行监视出入口温度和抽汽压力保持汽侧连续排气门要畅通，防止空气聚集在传热面上注意负荷与疏水调节阀开度的关系，当负荷未变而调节阀开度增加时，管束可能出现轻度泄漏防止在过负荷状态下运行维持给水溶氧、pH值等参数满足相关规定的要求汽侧安全门应保证可靠好用，并定期进行校验及动作试验2026/11/4312026/11/432定压运行：定义：维持所有工况下除氧器的工作压力稳定

可使除氧效果稳定和给水泵不汽蚀特点：进汽管道上设置压力调节阀设计工况时该级回热抽汽压力应高于除氧器运行压力约0.2～0.3MPa低负荷时应切换至高一级抽汽，关闭原级抽汽除氧器的运行方式：定压或滑压

二、除氧器的运行与调整2026/11/433存在的问题：正常运行时，节流损失使加热蒸汽的能量贬值——达不到所能加热的最高温度，高一级抽汽量增加，排挤低压抽汽，使低负荷切换至高一级抽汽，停用原级抽汽，等于减少了一级回热，不可逆损失增加，经济性下降解决办法：采用前置连接。2026/11/434滑压运行定义：除氧器压力随机组负荷变化而变化特点：不设压力调节阀，没有节流损失，设计工况和低负荷运行时的热经济性高简化了热力系统，降低了投资回热分配更合理适用于调峰存在的问题：骤升负荷时除氧效果变坏骤降负荷时给水泵可能汽蚀2026/11/435除氧器滑压运行的热经济性分析：除氧器采用滑压运行后，系统热经济性的提高主要体现在以下两方面(1)避免了除氧器抽汽的节流损失不同运行方式的机组绝对内效率的相对变化率为：(2)使汽轮机抽汽点得到合理分配2.机组负荷变化对除氧器滑压运行性能的影响常识：除氧器内压力与水温变化速度不同压力变化较快水温变化较慢2026/11/436机组负荷骤升时：返氧现象，除氧效果恶化机组负荷骤降时：闪蒸现象，给水泵汽蚀2026/11/437分析：负荷骤升时——返氧现象，除氧效果恶化当机组负荷突然升高时，除氧器里水温的升高远远跟不上压力的突然升高，致使除氧器原来的饱和状态遭到严重破坏，已从水中离析出来的气体又会溶于水中，出现“返氧现象”带来的问题：除氧效果显著下降水温升高滞后于压力，给水泵更安全解决办法：控制升负荷的速度在每分钟5

负荷内缩减滑压范围在给水箱内加装再沸腾管或内置式加热器2026/11/438负荷骤降时——闪蒸现象，给水泵汽蚀恶化即当机组负荷突然降低时，随着除氧器压力下降，开始时水温还未下降，使得除氧器内的水重新沸腾，发生“闪蒸现象”带来的问题：除氧效果因水的再沸腾而变好给水泵入口的水温与压力不匹配，汽蚀可能性↑2026/11/439汽蚀现象：水泵入口附近存在着某些局部低压区当处于低压区的液流的压力降到对应的液体温度下的饱和蒸汽压时，液体便开始汽化而形成气泡，气泡随液流在流道中流动到压力较高的地方时，又瞬时溃灭周围液体迅速冲入溃灭形成的空穴中，并伴有局部的高温、高压、水击现象给水泵汽蚀结论2026/11/440除氧器滑压运行时，最严重的骤降负荷是汽轮机从满负荷全甩负荷至零，除氧器的抽汽量骤降至零，降氧器压力由额定工作压力降到大气压3.除氧器滑压运行对给水泵入口汽蚀的影响2026/11/441假设条件：暂态过程进入除氧器的凝结水温度不变给水管段的压降△p不变给水流量不变额定工况时，滑压运行的除氧器工作压力为pd，泵入口水柱静压头为Hd，下降管总长为L，如图9-6所示小知识：除氧器滑压运行压力变化温度变化实际温度是否小于饱和温度判断是否汽蚀必须清楚的几个概念有效汽蚀余量(有效净正吸水头)NPSHa：指水柱压头和除氧器压力之和扣除流动阻力及水泵入口压力，m2026/11/442必需汽蚀余量(给水泵入口必需的净正吸水头)NPSHr：指给水泵吸入口压降与入口流道压降之和。取决于泵本身的特性，如结垢、转速和流量，其值由水泵制造厂提供有效富裕压头△NPSH：△NPSH=NPSHa-NPSHrpv：泵入口水温对应的汽化压力，MPaρ：给水的平均密度，kg/m3pd：除氧器工作压力，MPaHd：泵入口承受的水柱静压头，m△p：泵吸入口管段损失的压力，MPa2026/11/4432026/11/444必须清楚的三组曲线给水泵的流量Q-扬程H曲线三条曲线：Q-H，NPSHa，NPSHrNPSHa＞NPSHr时，泵正常工作，如点MHPSHa＜NPSHr时，泵不能正常工作，泵入口产生汽蚀0-N段已汽化，虚线表示2026/11/445泵工作特点1-泵入口压降2-流道压降3-增压必需汽蚀余量：NPSHr=吸入口压降+流道压降有效富裕压头△NPSH=NPSHa-NPSHrHPSHa与HPSHr的关系曲线骤降电负荷时给水泵汽蚀的压头-时间曲线(H-τ图)纵坐标：压头H，m；横坐标：时间τ，min几条重要曲线曲线bcd：暂态过程除氧器压力随时间τ的变化曲线曲线b′ed′：平行于bcd曲线，二者的纵坐标之差为△h2026/11/446曲线abed′：泵内最低压头曲线abec′d：泵入口水温对应的汽化压头曲线abec′d：除氧器的工作压头2026/11/447△NPSH=NPSHa-NPSHr≥0△h：稳态工况时泵不汽蚀的有效富裕压头△H：暂态过程中有效富裕压头下降值运行机组为定值变量，稳态时△H=0甩负荷暂态工况△H＞0给水泵入口不汽蚀的条件(2)稳态工况常识：除氧器滑压运行与定压运行时，其工作压力pd所对应的饱和温度tv、td是一致的2026/11/448结论△H=0，△NPSH等于常数：稳定工况区，a′a=b′b=△h△h＞0，泵入口就不会汽化：即Hd用以克服流动阻力损失和NPSHr。实际情况：大气压力式除氧器安装高度通常为7～8m，高压除氧器安装高度为17～18m。(3)机组骤升电负荷的暂态过程机组骤升电负荷，pd相应骤升，除氧器内的水温滞后于压力的升高在滞后时间T内，pd＞pv，即△H＜0与稳定工况相比，△NPSH增加结论：水泵不可能会发生汽蚀，更加安全可靠2026/11/449(4)机组骤降电负荷的暂态过程机组骤降电负荷，pd相应骤降，则pd＜pv，即△H＞0与稳定工况相比，△NPSH减小Hd除了用以克服流动阻力损失和NPSHr之外，还要克服△H减小了水泵的汽蚀裕度，使水泵入口容易发生汽蚀2026/11/450分析水泵叶轮入口实际压头：△h+pd/gρd暂态过程曲线b′ed′：平行于bcd，二者纵坐标之差为△h滞后时间点c′：指温度为tv的水进入水泵的时间，图9-9点c′后：进水温度开始下降，汽化压力pv随之下降，pv的下降速度大于pd的下降速度，故曲线c′fd比曲线bcd下降更快bb′eb区：△NPSH＞0，水泵不汽蚀，但其值却越来越小转折点e：△NPSH=0ec′fe区：△NPSH＜0，且其值却越来越大，在点c′时达最大值，水泵汽蚀最严重2026/11/4512026/11/452

提高静压头Hd

改善泵的结构，采用低转速前置泵降低下降管道的压降Δp

缩短滞后时间T。减缓暂态过程滑压除氧器压力Pd下降。

(5)防止给水泵入口汽蚀的措施4.除氧器运行(1)除氧器的启动与停运单元机组的除氧器随机启停给水泵运行时，需要开启至除氧器的再循环门汽轮机启动后，当凝结水硬度合格时，才能将凝结水导入除氧器机组负荷稳定后，投入压力和水位自动调节器停机时，当抽汽压力不足时，应将加热汽源切换到与启动时相反的汽源处，并注意控制降压速度机组解列时，关闭进汽门，保持好水位，直到给水泵不再启动时，除氧器的补水停止。除氧器停运期间，应采取防腐保护措施2026/11/453(2)自生沸腾现象及防止定义：指进入除氧器的疏水汽化和排汽产生的蒸汽量已经满足或超过除氧器的用汽需要，使除氧器内的给水不需要回热抽汽加热而自己沸腾，这些汽化蒸汽和排汽在除氧塔下部与分离出来的气体形成旋涡，影响除氧效果，使除氧器压力升高的现象预防措施将一些辅助汽水流量引至其它较合适的加热器，如轴封漏汽、门杆漏汽或某些疏水等设置高压加热器的疏水冷却器，降低疏水焓值后再引入除氧器提高除氧器的工作压力，减少高压加热器的数目，从而减少高压加热器疏水量和疏水比焓将化学补充水引入除氧器，但热经济性降低2026/11/454(3)除氧器运行中的监督和调整溶解氧的监督：运行中与溶解氧有关的有：排气阀的开度一、二次加热蒸汽的比例主凝结水流量及温度的变化补水率的调整给水箱中再沸腾管的良好运行疏水箱来的疏水宜连续均匀小流量地投运等。应通过取样监视给水含氧量2026/11/455

除氧器压力和温度监督定压运行除氧器：通过加热蒸汽压力调节阀实现自动调节滑压运行除氧器：加热蒸汽压力随负荷的增加而升高，负荷达至额定值时其工作压力也达到最大值除氧器工作压力降至不能维持除氧器额定工作压力时，应自动开启高一级抽汽电动隔离阀除氧器压力升高至额定工作压力的1.2倍时，自动关闭电动隔离阀压力升高至额定工作压力的1.25～1.3倍时，安全阀应动作除氧器工作压力升高至额定工作压力的1.5倍时，自动关闭高一级抽汽切换蒸汽电动隔离阀

水位调节给水箱应能自动或手动调节到规定的正常水位设水箱水位自动调节器和水箱高、低水位报警装置及保护水位高I值，报警高II值，报警，并自动开溢水电动门高III值，自动关闭其汽源水位低I值，报警低II值，自动开大凝汽器的补水门(4)除氧器常见故障与处理2026/11/4582026/11/459(4)除氧器常见故障与处理-续第二节

热力系统主要设备的运行与调整2026/11/460

三、凝汽系统的运行与调整常识：凝汽系统的运行主要应保证达到最有利的真空、较小的凝结水过冷度和凝结水的品质合格凝汽设备运行监视的主要指标：凝汽器中的真空或排汽压力凝汽器进口蒸汽温度凝汽器冷却水进、出口温度凝汽器出口凝结水温度循环水泵的耗功循环水在凝汽器中的水阻等2026/11/4611.凝汽器真空系统的运行与调整：1000MW级超超临界凝汽式机组启动前的检查：真空系统阀门状态，循环水系统、凝结水系统、盘车装置投入，轴封系统投运等正常凝汽器真空系统的启动：先启一台→启动其余两台→停运一台备用→真空建立→检查密封水情况→适当调整凝汽器真空系统的运行维护：真空泵前、后轴承温度＜80℃，电机线圈温度＜120℃，汽水分离器水位在130～370mm之间凝汽器真空系统的停运：解除泵联锁，停泵，开真空破坏门等凝汽器真空系统的故障处理：真空泵出力下降、真空泵电机过负荷等2026/11/4622.凝汽器凝结水过冷度的监视及调整小知识：凝结水的过冷度每增加1℃，机组的燃料消耗量将增加0.1%～0.15%凝结水过冷的主要原因凝汽器冷却水管束排列不佳或管束过密：采用回热式，使部分蒸汽直接进入凝汽器下部，与被冷却的凝结水在进入热井之前接触凝汽器内积存空气：保证真空系统的严密性凝汽器水位过高：采用凝汽器低水位运行方式2026/11/463

四、给水泵运行与调整检查：与给水泵相关联的管道、阀门及仪表、电气部分、控制部分等正常暖泵：在泵温升至接近工作温度后才可启动开再循环阀：防止多级给水泵在空负荷或低负荷运行时，由于水轮高速旋转与水摩擦生热，引起泵内水的汽化给水泵内水的温升数值由下式计算：2026/11/4641.启动前的主要准备工作2.给水泵的启动完成启动前的检查、准备工作后，在得到监护人员或启动指挥人员的同意后方可启动给水泵检测各轴承的垂直与辐向振动值，最大不得超过0.05mm检查给水泵盘根，不得过热，滴水量应适当，给水泵出、入口侧盘根必须保持有一定的滴水量，对盘根进行润滑、密封和冷却缓慢开启给水泵出口阀，逐渐关小出口再循环阀给水系统达到稳定运行状态时，可投入连锁开关2026/11/4653.给水泵运行中的检查、监视和注意事项给水泵电流不超过额定值，允许电压在额定值的-5%～+10%内变化各滑动轴承的温度不得超过75℃经常监视平衡盘背压，保证其不得变动过大各轴承油室的油位应保持在正常位置，防止出现假油位给水母管压力不得过低备用泵由于给水母管压力降低被联动时，应及时投入它的电源开关给水泵跳闸，备用泵未联动时，手动投入备用泵由于电力系统频率降低使给水压力降低，锅炉应根据给水压力适当降低主蒸汽压力，以保证锅的安全用水联动备用泵，其出口阀、再循环阀、盘根和轴承的冷却水阀都应开启长期备用给水泵，每30天测量一次绝缘或定期进行切换运行2026/11/4664.给水泵停运与检修的操作给水泵无论在什么情况下停运，都应先关闭出口阀，适当开启出口再循环阀，才可切断电源在给水泵出口阀关闭后，切断电源之前，必须先解除准备停运泵的连锁开关在停止运行给水泵、联动备用给水泵时，投入连锁开关之前要先开启备用泵出口阀、出口再循环阀一般必须对要检修的转动设备停电，如仅暂时修理而不需停电时，也需有可靠的安全防范措施2026/11/467第三节

发电厂主要热力系统的优化运行2026/11/468

一、提高热力发电厂运行热经济性的途径2026/11/469提高循环热效率：维持额定的蒸汽参数，保持凝汽器的最佳真空，充分利用回热加热设备，提高给水温度等维持各主要设备的经济运行：锅炉：合理的送风量，合理的煤粉细度，调整燃烧等汽轮机：合理分配负荷，保持通流部分清洁；回收各项疏水，减少凝结水的过冷度；保持轴封系统工作良好等降低厂用电率：降低给水泵、循环水泵、引风机、送风机和制粉系统等的用电量提高自动装置的投入率提高单元机组运行的系统严密性

二、发电厂热力系统启动与停止启动循环水系统投入开式冷却水系统起动闭式冷却水系统起动除氧给水系统启动凝结水系统投入发电机冷却系统投入轴封蒸汽系统启动抽真空系统2026/11/4701.发电厂各热力系统的投入顺序投入锅炉排污系统投入主蒸汽系统适时投入和停运汽轮机旁路系统投入汽轮机本体疏水系统投入高、低压加热器切换辅助蒸汽系统调整与切换有关设备和系统2.发电厂热力系统的停运顺序系统和设备的调整和切换适时投入与停止汽机旁路系统投入汽轮机本体疏水系统停运回热加热器停运抽真空系统停运发电机组冷却系统2026/11/471停运轴封蒸汽系统停运除氧给水系统停运闭式冷却水系统停运开式冷却水系统停运循环水系统停运后的保养第四节

运行参数的监视与调整2026/11/472

一、锅炉运行参数的监视与调整2026/11/473任务：保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求调节各参数在允许范围内变动保持炉内燃烧工况良好确保机组安全运行及时调整锅炉运行工况，提高锅炉热效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行1.锅炉运行调整的任务及特点特点汽包锅炉：给水量或燃料量有变动时，主要引起锅炉出力或汽包水位的变化，而过热汽温的变化幅度不是很大直流锅炉：给水量与燃料量比例变化，引起加热、蒸发、过热三个区段的受热面长度发生变化，导致过热汽温的大幅度变化水容积小，又采用薄壁、小直径的管子，工质与金属的蓄热能力比汽包锅炉小，自行保持平衡的能力较差运行参数的变化速度比汽包锅炉快得多结论：直流锅炉自动调节设备及调节系统在可靠性、灵敏度、稳定性等方面的要求比锅汽包锅炉高得多2026/11/4742.直流锅炉运行参数的调整小知识：直流锅炉运行必须保证汽轮机所需要的蒸汽量、过热蒸汽压力和温度的稳定不变参数的稳定主要取决于两个平衡汽轮机功率与锅炉蒸发量的平衡：稳住汽压燃料与给水的平衡：稳住汽温受热面三个区段无固定分界线，汽压、汽温和蒸发量之间紧密相关2026/11/475过热蒸汽压力的调整：通过对给水量的调节来实现过热蒸汽温度的调整：通过对给水量和燃料量的调整来完成再热蒸汽温度的调整：常用烟气再循环、旁路烟气量作为调节手段喷水作为调节手段虽然有效，但因不经济只能作为事故超温时的调整2026/11/4763.风烟及燃烧调整从烟气指标可以判断燃烧是否完全：省煤器出口的NOx、CO、O2，这三个指标是相互关联的O2：反映炉膛燃烧空气是否充足，空气量过大会导致锅炉的过氧燃烧，炉膛火焰发白，锅炉排烟温度偏高，损失变大，NOx量会相应变大；当锅炉的空气量不足时，火焰的颜色偏暗，ECO出口的CO量变大，导致锅炉的化学不完全燃烧损失变大NOx的生成量：不仅可以通过过量空气进行调整，也可以通过分离燃尽风的开度进行调整，适当提高分离燃尽风的比率，可以降低NOx的生成量，正常运行中省煤器出口NOx量大约在300mg/Nm3以下，CO在100ppm以下2026/11/4773.风烟及燃烧调整从烟气指标判断燃烧是否偏斜：通过省煤器出口两侧的烟气分析测点判断锅炉燃烧是否平衡从底渣和飞灰中的不完全燃烧数量判断燃烧情况：定期化验底渣和飞灰的烧失量，烧失量的变化直接原因就是风量配比不当和煤粉细度变化引起受热面金属壁温的偏差：主要参考有再热器金属壁温、烟气指标吹灰准则：根据各个受热面的吸热状况来进行2026/11/478

二、汽轮机运行参数的监测与调整再热式汽轮机进汽参数的允许波动范围2026/11/4791.主蒸汽压力的监视与调整主蒸汽压力升高可提高机组的运行热经济性对中间级的安全性没有影响主蒸汽压力过高的危害引起调节级叶片过载末几级叶片蒸汽湿度要增大引起主蒸汽管道、自动主汽门、调速汽门、汽缸法兰盘及螺栓等处的内应力增高2026/11/480当主蒸汽压力超过允许值，采取的主要措施：通知锅炉恢复汽压或开启旁路系统降压如果机组没有带到满负荷时，可暂时增大负荷，加大进汽量必要时可开启锅炉溢流阀，以达到降压目的2026/11/481主蒸汽压力降低汽轮机内可用热降减少，使汽耗量增加如果调节阀限制在额定开度，则蒸汽流量与初压成正比例减少，故汽轮机的最大出力也将受到限制保证汽轮机发出额定功率，则轮机的流量将大于额定流量，引起各非调节级前压力升高，使末几级焓降增大各非调节级的负荷都有所增加，并以末几级过载最为严重，同时全机的轴向推力增大一般在运行中，当初压降低时需要限制汽轮机的出力2026/11/4822.主蒸汽温度的监视与调整在初压不变的条件下初温升高，从热经济性角度来看是有利的。主蒸汽温度升高超过允许范围的主要危害：使调速级内的焓降增加，从而使该级动叶片发生过负荷使金属材料的机械强度降低，蠕变速度增加使各部件受热变形和受热膨胀加大，如膨胀受阻有可能使机组的振动加剧2026/11/483主蒸汽温度降低的主要危害：下降缓慢时，热应力不是主要矛盾，机组热经济性降低。一般每下降10℃，汽耗增加1.3%～1.5%，热耗增加0.3%主蒸汽温度降低汽压不变时，末几级叶片蒸汽湿度增大，叶顶冲刷加剧，缩短叶片的使用寿命急剧下降，轴封等部件温度迅速降低，产生很大热应力，汽缸等髙温部件会产生不均匀变形，使轴向推力增大汽温急剧下降时，往往又是发生水冲击事故的征兆2026/11/484对于额定汽温为535℃的机组，当主蒸汽温度降至500℃时，应停机；当汽温直线下降50℃或在l0min内下降50℃时，应紧急停机3.再热蒸汽参数的监视与调整再热蒸汽温度通常随主蒸汽温度和汽轮机负荷的改变而发生变化再热蒸汽温度升高，最好不要使用喷水减温装置。因为此时向再热器喷水，将直接增加中、低压缸的蒸汽量，一方面会引起中、低压缸各级前的压力升高，造成隔板和动叶片的应力增加以及轴向推力的增加，另一方面对热经济性也很不利再热蒸汽温度低于额定值，不仅会使末级叶片应力增大，还会引起末几级叶片的湿度增加运行中，如果发现再热蒸汽温度下降情况与负荷的变化不相适应，要检查锅炉再热器减温水门是否关闭严密2026/11/4854.凝汽器真空的监视和调整真空下降的危害使低压缸及轴承座部件受热膨胀，引起机组中心变化，使汽轮机产生振动热膨胀和热变形，使端部轴封径向间隙减小甚至消失排汽温度过高，引起凝汽器管板上的铜管胀口松弛，破坏了凝汽器的严密性排汽压力升高，汽轮机的可用焓降减小，既降低了汽轮机的热经济性和出力，还有可能引起轴向推力变化2026/11/486DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定100MW以上机组：真空下降速度不大于0.27kPa/min100MW以下机组，真空下降速度不大于0.4kPa/min真空下降速度计算方法机组负荷稳定在额定负荷的80%以上关闭凝汽器抽气口出口门停运抽气设备30s后开始记录8min，取其中5min内的真空下降值，计算每分钟的真空平均下降值2026/11/487第五节

并列运行单元机组之间负荷经济分配2026/11/488常识：并列运行单元机组之间的负荷经济分配：指总负荷一定时将这些负荷在各单元机组间合理地分配，使全厂(或全网)的经济性最佳单元机组并列运行：指燃用相同质量的燃料，各单元机组发出的电能并列输送到同一电网

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