机组运行优化与节能对标实践田集电厂

1、田集发电厂 600MW机组运行优化与节能对标实践,2010年9月20日,翟德双,一 田集发电厂简介张彦东负责更换为我公司简介,田集发电厂位于安徽省淮南市，是由上海电力股份有限公司和淮南矿业集团均股投资建设、采用“煤电一体化”模式经营的坑口电站，是“皖电东送”项目之一，所发电量全部通过华东电网输送到上海。一期工程为2600MW国产超临界燃煤机组，已于2007年7月26日和10月15日分别投产发电。 电厂由上海电力股份有限公司全面负责建设和生产运营管理。,1 田集电厂简介,为了认真贯彻国家节能政策，落实集团公司“三步走”发展战略部署，完成企业年度经营目标，田集发电厂自机组投产以来，始终把节能降耗工

2、作作为一项重要工作来抓，坚持以对标管理与过程控制相结合的原则，强化生产管理，优化运行方式，充分挖掘内部潜力，节能降耗工作取得了一定成绩。,1 田集电厂简介,田集发电厂取得了一系列的成绩和荣誉： 2008年，两台机组分别荣获 “全国火电600MW级机组能效对标及竞赛”一等奖和三等奖。 2009年，两台机组分别荣获 “全国火电600MW级机组能效对标及竞赛”一等奖和二等奖。 2009年，2号机组荣获“2009年度全国600MW火力发电机组可靠性金牌机组”称号。,1 田集电厂简介,2009年，我厂荣获中电投集团2009年度 “对标绩效进步奖”称号。同时，被集团公司评为“2009年度节能降耗先进企业”

3、（火电企业第一名）； 1号机组为集团公司“2009年度节能降耗先进机组”（600MW等级火电机组第一名）； 2号机组为 “2009年度节能降耗先进机组”和“2009年度火电运行状元机组”、2009年度超临界600MW等级“标杆机组”。,1 田集电厂简介,机组投产后的经济性评估 张彦东负责,2 经济性评估,机组转入商业运行后，安全稳定性能良好，但是实际经济指标与性能考核结果差异显著。通过生产运营对标工作，厂内不断比对对标指标，找差距，分析原因。首先是对机组的经济性进行评估，以评定机组实际经济性能和节能潜力，为我厂制订煤耗指标和节能优化方向指明科学依据。,设计煤耗 293.97,按照设计炉效、热耗

4、、厂用电率计算求得额定负荷下设计煤耗,基准煤耗 291.51,进水温度损失 -1.56% 进风温度损失 0.40% 老化损失 0.19% 吹灰损失 0.03% 辅助蒸汽损失 0.11 不可避免损失 合计：-0.84%,实际煤耗 314.48,平均负荷 410.38MW 发电厂用电率 4.57% 正平衡统计煤耗314.48 g/kWh -不明损失 合计 1.82 g/kWh 可控损失 合计 10.62 g/kWh,达标煤耗 302.04,非稳态损失 0.11% 启停损失 0.23% 负荷率影响 3.13% 燃料影响 0.14% 不可控损失 合计3.61%,2 经济性评估张彦东负责，发电运行部配合

5、,2 经济性评估,在机组经济性评估和电厂生产运行现状分析基础上，通过对标工作，对比机组实际运行参数和设计参数之间的差异，确定了田集机组运行中存在的问题。 主要问题如下： 1、基础数据不够准确，原始基础比较薄弱； 2、对机组设备设计能力挖掘不足； 3、对运行方式与机组性能的相关性研究不够。,设计参数：571、25.4MPa /569 设计效率： 炉效：93.5%、热耗：7565kJ/kWh 厂用电4.18% 设计煤耗： 293.7g/kWh 经济性评估达标煤耗：302.0g/kWh 08年1-4月统计煤耗： 314.5g/kWh,锅炉主要问题 炉渣含碳高 汽温偏差大 排烟温度高 部分负荷汽温偏低

6、,2 经济性评估-高鹏负责，发电运行部填报,2 经济性评估,汽机专业主要问题：吕继周负责，发电运行部填报 1、汽轮机热耗偏高； 2、#7、8低压加热器疏水不畅。,降低厂用电率还有一系列工作要做。,三 锅炉燃烧系统优化 高鹏负责，发电运行部填报,3 锅炉系统优化,3.1 炉渣含碳量高原因分析及处理,原因： 1、底部区域二次风偏少 2、磨煤机风量过高 3、燃烧器下摆 表现： 当AB磨都投运且出力较大时，含碳量高达20%以上。,3 锅炉系统优化,磨煤机运行方式变化对炉渣含碳量影响情况：,A、B磨不同时投运： 炉渣含碳量大幅下降至7%以下. 当AB磨都投运时，且其中一台磨煤机出力保持30t/h以下时，

7、炉渣含碳量也有明显下降（10%以下）,3 锅炉系统优化,通过磨煤机优化组合和煤量偏置管理，结合磨煤机风量优化调整和锅炉总风量调整，锅炉平均炉渣含碳量可控制在5%以下，比优化前大幅下降近10%，折合炉效提升可达0.5%以上。,3 锅炉系统优化,汽温偏差大：一级减温器前A、B两侧偏差达到10-25，再热汽温偏差达到10左右，水冷壁四面墙管壁温度分布不均，影响安全性和经济性。 经济性影响：采用等效焓降法进行耗差分析表明，600MW等级锅炉再热器减温水每增加1%（约15t/h），机组煤耗将上升0.2%（约0.6g/kWh）；再热汽温每降低5，煤耗将增加0.1%；过热汽温每降低5，煤耗将增加0.15%。

8、,3.2 消除汽温偏差的分析和处理,3 锅炉系统优化,设计原因 1. 四角切圆燃烧锅炉炉膛出口烟温偏差大是由特定炉型结构所决定的。 2. 超临界机组由于蒸汽参数高，工质过热段吸热比例相比亚临界机组进一步增加，对烟气热偏差的敏感性也更为显著。 3. 高温段过热蒸汽设计温升和焓增随负荷增加逐渐降低而呈现明显的辐射特性，但以对流吸热为主的高过的吸热比例却呈上升趋势，温升和焓增变化不大。 4. 锅炉高过设置在高再之后，其高过采用逆流布置，烟温高点与介质温度高点处于同一水平面，其炉内受热面壁温更高。 运行因素 1. SOFA风门水平偏转角开度零乱。 2. #1、#4角中、上两组喷口下倾。 3. 配风方式

9、不合理。,汽温偏差大原因分析,独立火球理论配风-解决风量合理分配关键问题,四角风门偏置优化-消除燃烧偏斜,SOFA投运层数优化-确保消旋效果,SOFA投运位置优化-确保消旋效果,SOFA水平偏转角按设计定位-最大消旋作用,针对不同磨煤机组合进一步细调,1,2,3,4,5,6,重点措施： 针对设计配风方式、风门运行规定、风门预置开度、炉膛风箱差压控制方式等进行分析、改进和优化。 理论方法： 独立火球配风 火焰消旋原理,锅炉分隔屏出口汽温偏差由优化前的5-25减小到0-8，大大提高了过热器受热面的安全性；同时，随着汽温偏差的消除，锅炉也具备了恢复汽温到设计值的能力，具备了提高机组效率0.4%（约1

10、.3 g/kWh）的潜力。,汽温偏差大应对方法、措施及效果,3 锅炉系统优化,3 锅炉系统优化,排烟温度比设计值偏高约1520 原因分析 1 一次风量过大、严重偏离设计值（磨煤机风量太大；停运磨煤机处漏入相当一部分冷风） 2 空气预热器没有达到设计要求,3.3 排烟温度高原因分析及调整,3 锅炉系统优化,通过#2炉现场试验 （负荷 520MW） 措施：一次风母管压力先降低0.6kPa，然后恢复。 工况：磨煤机总通风量从473t/h降低至424t/h，然后恢复到474t/h。 结果：排烟温度与环境温度之差：从116.3降低至112.2 ，然后上升到115.1 。,排烟温度高原因分析 -磨煤机风量

11、过大,3 锅炉系统优化,试验：F磨通冷风60t/h，然后关闭。（ #2炉 负荷480MW） 结果：排烟温度与环境温度之差从106.1上升到108.8 ，然后降低到105.1 。 结论：漏入60t/h冷风，排烟温度将升高34。 停运磨处漏入冷风量情况 * A磨由于冷却等离子极板通入冷风约60t/h。 * B、C、D、E磨停运时存在不同程度冷风（约30t/h）、F磨较好。,排烟温度高原因分析 -停运磨煤机漏冷风,3 锅炉系统优化,试验样本 负荷488MW，投运磨ABCEF，排烟温度与环境温度之差：122.6 负荷475MW，投运磨BCDE，排烟温度与环境温度之差：114.7 负荷477MW，投运磨

12、ABCE，排烟温度与环境温度之差：112.3 结论 1、磨煤机切换点的选择对排烟温度的影响很大，在条件允许的情况下，减少磨煤机的投运数量有助于排烟温度的降低。 2、合理的磨煤机投运方式，有助于降低排烟温度68。,排烟温度高原因分析 -磨煤机运行方式比较,3 锅炉系统优化,措施 效果 降低磨煤机通风量 4 减少停运磨处漏入冷风量 4 合理设置切磨点、尽量少投磨煤机 6 总体效果 通过上述措施排烟温度能够下降810,排烟温度高应对措施及效果,3 锅炉系统优化,机组投产后，不断地优化调整各受热面吹灰的顺序、时间。一方面，根据主、再热汽温情况合理使用炉膛吹灰器及水平烟道吹灰器，及时进行受热面吹扫，减少

13、锅炉受热面结焦和积灰，保持受热面清洁，提高传热效果。另一方面，过于频繁的吹扫不仅对管道阀门、吹灰器的维护增加了工作量，更增加了汽水损失，对超临界直流机组的补给水率和机组效率都有不可忽视的影响，需要根据煤种的特性以及受热面积灰状况的现场检查，选择更为合理的吹灰频率。,3.4 优化受热面吹灰,3 锅炉系统优化,最佳的通风量是保证锅炉正常燃烧，提高锅炉经济性的必要条件之一，是决定燃烧和燃尽程度的关键。一般而言，通风量过大将会降低炉内燃烧温度，增大烟气量，增加排烟损失，同时NOX排放量也会增加；相反，通风量过小将会导致炉膛内供氧不足，不完全燃烧损失增大。最佳氧量的获取，需要在不同负荷下，通过一系列的优

14、化调整试验，对氧量、一次风风量、灰渣、排烟温度、锅炉汽温、锅炉减温水量、风机电耗等运行可调因素进行综合耗差分析，并经过重现性试验后最终确认。,3.5 加强氧量的分析与调整,3 锅炉系统优化,合理的煤粉细度是磨煤机电耗与锅炉效率二者平衡时的经济煤粉细度，同时需要保证磨煤机的有效最大出力。结合磨煤机变风量试验，通过改变磨煤机分离器折向门挡板开度，观察分析煤粉细度对飞灰、炉渣含碳量、汽温及制粉耗电率的影响，以寻求经济合理的煤粉细度。 煤粉细度化验常态化，锅炉的煤粉细度取样、化验纳入定期工作，每周一次。根据煤粉细度及时对磨煤机的折向门开度进行调整。,3.6 加强煤粉细度分析与调整,3 锅炉系统优化,锅

15、炉启动疏水调节阀改造 磨煤机的检修维护 空预器壳体漏风处理 燃烧器喷嘴摆动功能进行修复 炉顶柔性密封改造柔性及管道保温完善,四、锅炉燃油零消耗 高鹏负责，发电运行部填报 根据我公司实际进行分析,4 锅炉燃油零消耗,我厂锅炉采用四角切圆直流燃烧方式，共布置六层煤燃烧器，其中A层四台煤粉燃烧器配有等离子点火装置。等离子点火作为以煤代油的新技术已在新建大机组上广泛使用，技术成熟，但要做到燃油零消耗，难度确实不小。,4.1 等离子点火系统简介,4 锅炉燃油零消耗,制造厂出厂时的等离子逻辑设计，到现场使用后，需要不断地修改完善。我们通过不断摸索，在平时的应用中，结合现场的实际情况，从安全、稳定的角度逐步

16、进行了改进、完善，保证了等离子装置安全、可靠和稳定的运行。主要逻辑修改完善如下：,4.2 等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,4.2.1 A磨火检逻辑的修改。 在FSSS设计中，A 磨煤机有“正常运行模式”与“等离子运行模式”两种运行模式，并可相互切换，从而实现磨煤机FSSS逻辑切换功能；同时，在等离子方式下，A磨煤机的跳闸逻辑应该与不在等离子方式下的跳闸逻辑有所不同。原厂家设计在等离子模式下，以火焰检测探头信号做为A煤层有无着火的判断；但在点火初期，煤燃料的燃尽效率只有80%-85%左右，并不能充分燃烧，这样就导致部分没有燃尽的煤粉很有可能会积聚在火焰检测探头的镜片上，火焰检

17、测探头检测不到真实的火焰，导致A磨煤机因为煤层无火而误跳。后来火焰检测探头无火信号取消，改为用等离子4个角拉弧成功信号4取2跳闸A磨煤机，同时要求运行人员加强对火焰电视的监视。而不在等离子方式下时，火焰检测探头信号才取入A磨煤机跳闸信号。,4.2 等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,4.2.2 A磨跳闸与等离子跳闸的关系。 在原厂家设计的等离子逻辑中，为了保证等离子装置的使用寿命，正常运行时，如果A磨煤机跳闸，则等离子应立即跳闸。但实际情况，一般来说等离子应用都是在机组启、停过程中使用，此时一般机组负荷较低，锅炉燃烧还很不稳定，如果A磨煤机跳闸后机组没有直接MFT，那么跳闸等离

18、子会导致A磨煤机不能及时启动，从而可能导致B层煤燃烧不稳定最终导致锅炉MFT。因此，我们对逻辑进行了修改，如果仅A磨煤机运行，则A磨煤机跳闸锅炉MFT，等离子立即跳闸；但如果A磨煤机跳闸后，B磨煤机还在正常运行状态时，等离子不跳闸，这样能够方便A磨煤机快速启动，从而保证锅炉稳定燃烧。,4.2 等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,4.2.3 等离子运行时单角或多角断弧的处理。 在等离子模式下已经四角拉弧成功，如果某单角断弧，直接跳闸A磨煤机固然能保证机组安全，但等离子使用主要是在锅炉启动中，锅炉负荷较低，可能仅为A磨运行或A、B磨运行，若A磨跳闸，失去助燃措施后，会导致锅炉燃烧不

19、稳而MFT，这样重新点火会浪费时间和浪费能源。解决的办法是单角断弧后，相应A磨煤机出口门关闭，不跳闸A磨，如果发生2角及以上断弧时，才会跳闸A磨煤机。,4.2 等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,4.2.4 锅炉正常运行时，等离子在线拉弧的逻辑实现。 为了保证等离子设备的可靠性，能够做到正常备用，运行人员应定期对等离子装置进行拉弧试验。在原厂家的原逻辑设计中，只有切换到等离子方式下才可以进行等离子拉弧，这样A磨煤机的跳闸逻辑也就切到了等离子方式下的跳闸逻辑。当A磨煤机在等离子方式下进行拉弧时，若拉弧不成功就会误跳闸A磨，导致机组发生RB。我们在DCS中增加了一个在线试验逻辑，只

20、要切换到试验模式，等离子就可以成功拉弧，A磨煤机跳闸逻辑还是正常方式跳闸逻辑，有效地避免了等离子在试验方式下由于拉弧不成功误跳闸A磨煤机的情况。,4.2 等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,4.2.5 防止炉膛爆燃逻辑的设计。 锅炉启动时，如果A磨煤机里积存有大量的煤粉，先启动一次风机，则将携带大量的煤粉进入炉膛，有可能引起炉膛发生爆燃。针对此种情况，设计了专门逻辑以防止炉膛爆燃。我厂先进行A磨等离子拉弧，拉弧成功后，再启动一次风机，这样能保证进入炉膛的煤粉已燃烧。同时，等离子模式下A磨单角断弧后，立即关闭磨对应的出口一次风门，也避免了大量的煤粉进入炉膛而引起的爆燃。,4.2

21、等离子点火系统逻辑设计修改完善,4 锅炉燃油零消耗,我们对等离子设备日常的检修及维护极为重视，保证了等离子设备在任何情况下的可靠备用，以及运行的稳定性，真正实现无论是锅炉的启、停还是平常的稳燃，都能做到等离子设备的良好运行，实现燃油的零消耗。等离子设备的主要检修及维护工作如下： 1、针对等离子设备容易出现的故障，重复性和频发性缺陷，实行检修项目规范化。重点检修内容有： （1）阴极头检查烧损和漏水情况。 （2）阳极瓷环检查安装位置、清洁、损坏和漏水情况。 （3）阴极尾座接线面氧化清理。 （4）阴极旋转电机、齿轮组检查损坏、清洁情况。,4.3 等离子装置日常检修及维护,4 锅炉燃油零消耗,（5）大

22、、小修进入炉膛内检查等离子燃烧器内壁的结焦、烧损情况。检修过程中，加强检修工艺控制，实施检修标准化作业，对设备拆、卸和安装的每一个环节都有严格具体的要求。如：阴极导管拆装要缓慢旋转进行，不得用力过猛，以防损坏阳极瓷环；阴极导管上进回水管安装后，要先打开水阀检查接头是否漏水，然后才能盖上后盖；等离子发生器电源线拆开后要做好“”“”极标志，防止发生器控制直流电源接反；控制电源的电源线要安装合理，防止发生器小车在进退时电源线磨破而接地。,4.3 等离子装置日常检修及维护,4 锅炉燃油零消耗,2、每次启、停机组或低负荷稳燃投入等离子点火装置前，维护人员均须对阴极和阳极进行检查和清扫，并根据检查情况及时

23、修理或更换阴极头，避免在启机、并网过程中更换阴极，影响机组启动。 3、日常定期点检维护。每天点检人员须对冷却水和压缩空气系统进行维护检查：管道、阀门、仪表、开关等有无泄漏；冷却水进水水温小于36，回水畅通；等离子冷却风机和冷却水泵按标准检查；冬季冷却水开关做好保温防冻措施，防止信号不畅。,4.3 等离子装置日常检修及维护,4 锅炉燃油零消耗,运行人员定期例行工作是为了及时发现等离子设备存在的缺陷，确保设备处于良好备用的必备条件。我厂运行部制定了如下的定期例行工作： 1、每月执行等离子拉弧试验工作2次。 2、每次锅炉启、停前进行等离子拉弧试验工作。 3、检修维护人员对阴极头更换后，运行人员及时将

24、等离子计时器进行清零，便于统计阴极头运行时间，达到30小时后，及时通知检修维护更换阴极头。 4、每次启、停前由值长通知燃料运行，A磨尽量加仓优质煤，一般要保证入炉煤挥发份空气干燥基达25%左右，以实现等离子点火的可靠着火。,4.4 运行人员的定期例行工作,4 锅炉燃油零消耗,通过加强对标指标管理和考核，落实了责任。我厂等离子点火系统在热控人员、检修维护人员和运行人员的共同努力下，应用得非常成功，节能节油效果显著。两台锅炉从投产调试至今，从点火到助燃都采用等离子，真正实现了燃油零消耗，实现了无油点火；取得了非常可观的经济效益!,五、汽机专业节能 吕继周负责,5.1 调速汽门的控制方式及优化 吕继

25、周负责，发电运行部填报 机组投产半年以后，高压调门将节流调节改为喷嘴调节，以提高机组经济性，尤其在低负荷工况下。每次机组启动后，负荷大于80%以后，及时将高压调门倒为顺阀控制。每月对#6、7机组进行阀门活动试验，保证调速汽门的可靠性。,5 汽机专业节能,5.2 轴封加热器疏水改造 吕继周负责，设备维护部填报 （我厂无此现象）由于设计原因，机组运行时轴封加热器水位无法保持，长期无水位运行，经济性下降，而且还影响凝汽器真空和凝结水含氧量，我们将原来单级“U”管疏水改为“汽液二相流”原理的自调节液位控制装置，各负荷状况下，轴封加热器水位得到了稳定控制。,5 汽机专业节能,5.3 低压加热器疏水管路改

26、造- 吕继周负责，设备维护部填报 由于低加之间的汽侧差压很小，#6、7低加疏水在负荷210250MW区间，疏水不顺畅，要开启危急疏水调整门才能维持低加水位。根据实际运行情况和现场管路阀门布置，优化疏水管路走向，降低管道阻力，分别在#7加至#8加逐级疏水门和#8加至凝汽器疏水门加装旁路门。确保各低压加热器疏水调节正常，以提高给水回热效率。,5 汽机专业节能,5.4 高加水位运行值调整 吕继周负责，发电运行部填报 通过运行实际值与设计值对标分析，对两台机组的高压加热器水位重新设定提高运行水位，同时检查高加逐级疏水调整门动作跟踪情况，调整后高加的下端差由原来的1013降至56的额定值，提高了高加运行

27、的经济性。,5 汽机专业节能,5.5 提高凝汽器真空 吕继周负责，发电运行部填报 胶球清洗系统整治工作。针对我厂夏季工况时由于循环水水质较差，胶球收球率偏低的问题。#6、7机组加大胶球系统的治理。更换质量合格的胶球，检修胶球泵进出口门缺陷，利用停机或半侧解列凝汽器，消除胶球滤网的缺陷。较大改善了胶球收球率问题，收球率长期保持在95%以上；同时制定“凝汽器胶球清洗装置管理规定”，严格按照规定执行。,5 汽机专业节能,5.5 提高凝汽器真空 因机组冷却塔碎填料进入循环水系统，影响机组真空，加强了水塔填料、淋水情况检查，加强胶球清洗及胶球收球率统计。通过胶球收球情况，判断是否有冷水塔碎填料进入凝汽器

28、。加强真空泵工作水温度监视，夏季采用较冷的工业水对真空泵进行冷却。定期对真空泵板冷器进行清洗，提高真空泵效率。 利用循环水泵高低速，控制循环水量在保证凝汽器冷却效果的前提下，尽量降低循环水泵电耗。打通两机水塔引水渠，保证两机三泵运行时水塔水位无偏差。督促化学控制循环水水质，提高冷却效果；调整汽封压力、温度，定期检查阀门内漏情况，减小进入凝汽器的热源，提高真空。真空严密性试验不合格时，要进行行之有效的查漏、消漏。 机组A修期间对凝汽器清洗及找漏工作。检修中对#6机组凝汽器（水侧）采用高压水清洗，采用先进的刷式汽封，同时轴封间隙进行调整、以及凝汽器高水位找漏，查到#8低加危急放水调整门、轴加进汽门

29、前法兰、凝结水泵入口滤网放空气门、凝结水泵抽空气门前法兰等漏点 。,5 汽机专业节能,5.6 汽轮机汽封间隙调整、改造工作 吕继周负责，设备维护部填报 #1机A级检修期间，过桥汽封更换蜂窝汽封，调节级阻汽圈更换，低压缸轴封外两道汽封更换蜂窝汽封，重新加工高压隔板汽封环（共11级，汽封齿高度加高），并将汽封间隙按专题会议所定的标准进行了调整。从1机运行情况来看，带600MW负荷进入汽轮机蒸汽流量显著减少，汽轮机热耗比修前下降显著。大修后热力性能试验热耗率较大修前下降98kJ/(kW.h)，高压缸效率比大修前提高1%，过桥汽封改造后，漏汽率为1.9%，比大修前下降0.38%，汽封改造取得较好效果。

30、,5 汽机专业节能,5.7 阀门内漏的检查分析与治理 吕继周负责，设备维护部填报 利用每次的停机停炉机会，排查每一个内漏的阀门，及时地进行消缺处理，减少了热损失，提高了机组经济性。如低压旁路研磨后，旁路后温度由修前250/280下降为77/60；给水泵再循环门门芯进行更换处理，更换门后机组满负荷时给水泵出力明显增加。,5 汽机专业节能,六、降低机组厂用电率 付玉保负责高鹏、吕继周、杨翮、郭明哲、赵国安配合，发电运行部、燃料部、化水部填报。,6.1 摸索调整最经济的辅机运行方式-锅炉部分高鹏负责、汽机部分吕继周负责、电除尘输灰部分杨翮负责、燃料部分赵国安负责、化学部分郭明哲负责、照明部分付玉保负

31、责。 （1）电动给水泵：直接使用汽动给水泵完成机组启动，长期停用电泵。 （2）开式冷却水泵：全年停运。 （3）空压机：调整了厂用空压机的卸、加载定值及杂用、仪用气的运行方式，使原来正常运行下需连续运行的三台空压机，只需二台空压机运行。 （4）循环水泵：根据季节及循环水进水温度变化及时调整运行方式。,6 降低厂用电率,6.1 摸索调整最经济的辅机运行方式 （5）凝结水输送泵换型改造。50 m3/h凝结水输送泵的扬程不能满足定冷水箱和闭式水膨胀水箱的补水压力要求，只能运行300 m3/h启动输送泵。因此，对50 m3/h小凝结水输送泵进行了换型改造，满足补水要求。 （6）定冷泵流量调节方式改造。原

32、定冷泵通过再循环门进行流量调节，造成定冷泵超负荷运行。经过原因分析后利用#1、2机组调停机会分别在#1、2机组定冷泵母管加装截止阀，对定冷泵进行截留调节。不但解决定冷泵超负荷运行问题还降低了定冷泵运行电流。,6 降低厂用电率,6.2 循环水泵双速改造 2009年，我们进行了#1循环水泵双速电机改造工作，投运后在冬季单台循环水泵运行时循泵效率上升约8%，循环水流量下降约6000t/h，功率下降约1000kW。改造达到预期目标，提高了低扬程工况下的循环水泵效率，减少了冬季循环水流量过剩问题，以及消除了电机线圈温度高隐患。,6 降低厂用电率,6.3 照明控制系统优化改造 输煤系统的照明灯具布局不合理

33、，致使部分工作区域亮度不够，故障率高，无法满足现场的生产工作需要。我们重新调整输煤系统照明布局，由原有的607盏照明灯具改为369盏，功率下降了，现场亮度提高了，现场作业的安全性提高了，节电效果也很明显。今年，我们正在进行两台锅炉本体的照明优化完善工作。,6 降低厂用电率,6.4 除灰除尘专业 电除尘节能模式运行；低压部分间断运行； 一电场灰斗电加热装置停用。 6.5 输煤专业 根据发电机组负荷和输煤皮带机系统设备情况，优化输煤系统运行方式，控制皮带机在最佳出力下运行。严格监督执行输煤皮带机杂物清理技术措施，减少因杂物造成皮带机落煤管堵煤事件。,6 降低厂用电率,6.6 脱硫专业 防止GGH堵塞；除雾器和高压冲洗泵的维护管理工作；浆液循环泵运行台数合理调整；脱硫空压机运行方式变化。 6.7 化学专业 减少总量；回收利用；合理运行。 污泥脱水改进,6 降低厂用电率,七、加强节能基础管理工作 张彦东负责,7.1 加强节能监督管理体系建设 成立以生产副厂长为组长的节能领导小组，以生