火力發(fā)電機組節(jié)能降耗技術手冊

華能 火力發(fā)電 機組節(jié)能降耗 技術 手冊 中國華能集團公司 二 一 年 三月 前 言 節(jié)能降耗水平是衡量發(fā)電 企業(yè) 技術及 管理水平的重要指標，關系企業(yè)的核心競爭力和長期盈利能力。近 兩 年來，隨著國內其他發(fā)電集團 公司 火力發(fā)電機組 節(jié)能降耗力度的不斷加大，超（超）臨界機組的大規(guī)模投產，華能集團 公司 供電煤耗 和發(fā)電廠用電率 指標領先優(yōu)勢 逐步縮小。面對 節(jié)能減排 的 嚴峻形勢，華能集團公司曹培璽總經理在年度工作會 上 提出要 “加強節(jié)能降耗管理，嚴格執(zhí)行 一票否決 ，確保集團公司總體能耗 水平 和主力機型的能耗指標 保持行業(yè)領先地位 ”， 并強調 30 萬千瓦及以上機組的能耗指標達到國內領先水平，是集團 公司 節(jié)能減排工作的重點目標和重點工作。 華能集團 公司 多年來有敢為人先的優(yōu)良傳統(tǒng)，有多年優(yōu)秀經驗的積累、良好的設備基礎以及西安熱工院強有力的技術支持。為實現(xiàn)華能集團公司 火力發(fā)電機組 主要技術經濟指標和主力機型能耗指標達到行業(yè)領先的目標， 2009 年 4 月 7 月，華能集團公司先后多次組織召開節(jié)能降耗專題會議， 安排部署節(jié)能降耗工作 。主要開展的工作有：深入分析公司技術經濟指標的完成情況，開展能耗指標對標工作； 安排 西安熱 工研究院開展60 萬千瓦及以上超（超）臨界機組節(jié)能診斷工作， 深入 研究 導致 機組 能耗高 的主要 問題及 原因，并制定具體的技術改進方案； 提出 各機組能耗指標 近期 目標 值 ，要求積極開展能耗指標創(chuàng)優(yōu)活動； 檢查節(jié)能降耗工作進展，督促電廠進一步落實華能集團公司的部署和要求，抓緊實施節(jié)能診斷提出的改進措施，促進節(jié)能降耗工作長期持續(xù)開展。 為 全面提升華能火力發(fā)電機組節(jié)能降耗水平，實現(xiàn)集團公司確立的能耗指標 近期 目標值， 以集團公司 2007 年制訂的 300MW 機組節(jié)能降耗實施導則為基礎，結合 2009 年60 萬千瓦 超（超）臨界機組節(jié)能診斷分析工作 經驗， 綜合考慮在設備選型、技術改造、運行控制、檢修維護等方面的節(jié)能工作，在 華能集團公司安全監(jiān)督與科技環(huán)保部 組織安排下，由 西安熱工 研究 院 負責 制訂 本導則 。 i 目 錄 1. 范圍 . 1 2. 參考資料及標準 . 1 3. 汽輪機 . 1 3.1 汽輪機通流改造 . 1 3.2 國產亞臨界汽輪機通流檢查與通流間隙調整 . 2 3.3 國產引進型 300MW 汽輪機本體改進 . 2 3.4 國產 350MW 超臨界汽輪機通流間隙調整與汽封改造 . 2 3.5 國產 600MW 超（超）臨界汽輪機通流間隙調整與汽封改造 . 3 3.6 驅動給水泵汽輪機 . 4 3.7 低壓缸進汽管道導流板加固 . 4 3.8 順序閥運行和濾網拆除 . 5 4. 熱力及疏水系統(tǒng) . 5 4.1 熱力及疏水系統(tǒng)改進原則 . 5 4.2 300MW 機組熱力及疏水系統(tǒng)改進 . 5 4.3 600MW 及以上機組熱力及疏水系統(tǒng)改進 . 5 4.4 給水系統(tǒng)設計 . 12 5. 汽輪機冷端系統(tǒng) . 14 5.1 凝汽器 . 14 5.2 循環(huán)水系統(tǒng)和循環(huán)水泵 . 18 5.3 抽空氣系統(tǒng)與真空泵 . 19 5.4 冷卻塔 . 20 5.5 空冷塔和空冷凝汽器 . 22 6. 加熱給水系統(tǒng) . 22 6.1 凝結水系統(tǒng) . 22 6.2 給水泵和除氧器 . 22 6.3 加熱器及給水溫度 . 23 7. 鍋爐 . 24 7.1 過熱蒸汽溫度 . 24 ii 7.2 再熱蒸汽溫度 . 24 7.3 過熱器減溫水量 . 24 7.4 再熱器減溫水量 . 24 7.5 更換或摻燒非設計煤種 . 24 7.6 鍋爐熱效率 . 25 7.6.1 煤質特性與鍋爐熱效率 . 25 7.6.2 揮發(fā)分與飛灰可燃物 . 25 7.6.3 排煙溫度與排煙熱損失 . 26 7.7 節(jié)油點火技術 . 26 7.7.1 微油點火技術 . 26 7.7.2 等離子點火技術 . 27 8. 鍋爐燃燒優(yōu)化試驗與運行控制 . 27 8.1 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整試驗 . 27 8.2 鍋爐燃燒優(yōu)化調整試驗 . 28 8.3 運行優(yōu)化控制 . 28 8.4 飛灰可燃物 . 30 8.5 排煙溫度 . 31 9. 空氣預熱器 . 31 9.1 空氣預熱器面積 . 31 9.2 空氣預熱器密封改造 . 32 9.3 空氣預熱器吹灰 . 32 10. 機組保溫 . 32 10.1 鍋爐保溫與密封 . 32 10.2 汽輪機保溫 . 32 11. 運行及管理 . 34 11.1 節(jié)能管理 . 34 11.2 運行控制 . 34 11.3 優(yōu)化運行 . 35 12. 華能燃煤機組能耗指標近期目標值 . 35 附錄 A 汽輪機冷端系統(tǒng)運行方式優(yōu)化案例 . 36 iii 附錄 B 煤質變化對某 300MW 機組運行能耗指標的影響 . 39 附錄 C 華能燃煤機 組能耗指標近期目標值 . 41 1 華能火力發(fā)電機組節(jié)能降耗技術導則 1. 范圍 本導則適用于華能系統(tǒng) 300MW 及以上容量火力發(fā)電機組， 300MW 以下容量機組可 參照執(zhí)行。 2. 參考 資料及標準 華能集團創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)規(guī)劃（ 2006 年 2010 年） （ 2009 年版） 華能 系統(tǒng) 300MW 汽輪機 節(jié)能降耗實施導則 華能 300MW 級 機組鍋爐 及輔機設備 節(jié)能降耗實施導則 華能火電工程設計導則 DL/T1052 2007 節(jié)能技術監(jiān)督導則 DL/T466 2004 電站磨煤機及制粉系統(tǒng)選型導則 DL/T5072 2007 火力發(fā)電廠保溫油漆設計規(guī)程 3. 汽輪機 3.1 汽輪機通流改造 3.1.1 在 THA 工況下，不同類型及配置的汽輪機熱耗率符合以下條件時，可通過汽輪機通流部分改造提高機組運行經濟性。 1） 國產 300MW 等級亞臨界濕冷汽輪機，配置汽動給水泵，汽輪機熱耗率高于8250kJ/kWh； 2） 國產引進型 300MW 等級亞臨界濕冷汽輪機，配置汽動給水泵，汽輪機熱耗率高于 8200kJ/kWh； 3） 國產 600MW 等級亞臨界濕冷汽輪機，配置汽動給水泵，汽 輪機熱耗率高于8150kJ/kWh； 4） 國產 300MW 等級亞臨界空冷汽輪機，配置電動給水泵，汽輪機熱耗率高于8450kJ/kWh。 3.1.2 汽輪機通流部分可采用高、中、低壓缸整體進行改造，也可 根據各缸效率情況 采用局部 改造 。 如：低壓缸改造。對于國產引進型 300MW 等級 亞臨界濕冷機組，汽輪機通流改造時調節(jié)級宜采用順流布置方案。汽輪機 通流改造 宜 選擇信譽好 、 業(yè)績 優(yōu)良 的設計制造單位 的產品 ，選用新型高效葉型，壓力級 原則上 宜 采用彎扭葉片 ， 同時考慮對汽封進行改造， 在條件許可 的 情況下，對中、低壓缸排汽窩殼進行優(yōu)化。 2 3.1.3 汽輪機實施通流部分改造后，在不進行老化和軸封漏汽量修正 的情況下 ， THA 工況下汽輪機熱耗率 應 達到表 1 的目標值。 表 1 汽輪機通流 部分 改造后熱耗率目標值 單位： kJ/kWh 國產 300MW 等級亞臨界 濕冷汽輪機（配汽泵） 國產 600MW 等級亞臨界 濕冷汽輪機（配汽泵） 國產 300MW 等級亞臨界 空冷汽輪機（配電泵） 7930 7900 8200 3.2 國產 亞臨界 汽輪機 通流檢查與通流間隙調整 在 THA 工況下， 符合以下條件之一 時 應 對汽輪機通流部分進行 全面 檢 查 及 通流間隙進行調整。 1） 國產 300MW 等級亞臨界濕冷機組，配置 汽 動給水泵，在 THA 工況下汽輪機熱耗率高于 8100kJ/kWh； 2） 國產 600MW 等級亞臨界濕冷機組，配置汽動給水泵，在 THA 工況下汽輪機熱耗率高于 8000kJ/kWh； 3） 國產 300MW 等級亞臨界空冷機組，配置電動給水泵，在 THA 工況下汽輪機熱耗率高于 8300kJ/kWh。 3.3 國產 引進型 300MW 汽輪機 本體 改進 國產 引進型 300MW 汽輪機普遍存在運行中各缸效率低，高壓缸效率隨運行時間增加不斷下降，主要原因是汽輪機通流部分不完善、汽封 間隙大、汽輪機內缸接合面漏汽嚴重、存在級間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。 在 THA 工況下汽輪機熱耗率 高于 8050kJ/kWh，可進行 汽輪機本體技術 改進 ，以提高運行缸效率， 具體 改進 措施見華能系統(tǒng) 300MW汽輪機節(jié)能降耗實施導則 3.1 款 。 3.4 國產 350MW 超臨界汽輪機通流間隙調整與汽封改造 3.4.1 汽輪機通流間隙調整與汽封改造 條件 國產 350MW 超臨界汽輪機普遍存在熱耗率高、缸效率低、平衡盤漏汽量大、低壓段抽汽溫度高 等問題 ，這主要是汽輪機通流設計存在缺陷、通流間隙調整偏大所致。在不考慮老化修正， THA 工況下 汽輪機 熱耗率 高于 7780kJ/kWh，宜 盡快安排 對汽輪機 進行 揭缸處理。 3.4.2 汽輪機通流間隙調整與汽封改造原則 汽輪機 揭缸處理包括： 1） 對汽輪機通流部分進行全面檢查，通流間隙進行準確測量 ，對 通流 間隙 按 偏 下限 值 進行 控制 ； 2） 全面改造汽輪機汽封結構 ， 調節(jié)級處增加 1 3 道汽封齒， 平衡盤汽封 可 改為彈性可調汽封 ， 低壓缸軸端汽封 可 采用 接觸式汽封 或常規(guī)汽封 ，低壓缸隔板汽封 可 采用蜂窩 式 汽封 或 鐵素體浮動齒 汽封 或常規(guī)汽封 。 汽輪機揭缸處理完成后， THA 工況下 汽輪機熱耗率 應 達到 7730kJ/kWh 以下。 3.5 國產 600MW 超（超）臨 界 汽輪機 通流 間隙調整與汽封改造 3.5.1 汽輪機通流間隙調整與汽封改造 條件 國產 600MW 超（超）臨界機組普遍存在熱耗率高、缸效率低、平衡盤漏汽量大、 5、6、 7 段抽汽溫度高，這主要是汽輪機通流設計存在缺陷、通流間隙調整偏大所致。 其中5、 6、 7 段抽汽溫度普遍偏高是此類型機組的共性問題，主要 原因 是汽缸變形， 5、 6、 7段級組存在級間漏汽。 在不考慮老化修正， THA 工況下 超臨界 汽輪機熱耗率 超過 7650kJ/kWh， 超超臨界汽輪機熱耗率 超過 7550kJ/kWh， 宜 盡快安排對汽輪機進行揭缸 處理。 3.5.2 汽輪機通流間 隙調整與汽封改造原則 汽輪機 揭缸處理包括： 1） 對汽輪機通流部分進行全面檢查，準確測量 通流部分間隙，通流部分間隙按偏下限值控制。若汽缸變形量大，應測量汽缸變形造成的隔板洼窩中心的偏差，并修正隔板與轉子同心度偏差，據此調整通流部分徑向間隙 ， 并合實缸進行檢驗， 尤其是低壓缸變形量較大應引起足夠重視 。 2） 全面改造汽輪機汽封結構 。 汽輪機高、中壓部分 可 采用彈性可調汽封，包括平衡盤汽封和隔板汽封，低壓缸軸端汽封 可 采用接觸式汽封 或常規(guī)汽封 ，低壓缸隔板汽封可 采用蜂窩式汽封 或鐵素體浮動齒汽封 或常規(guī)汽封 ，彈性可調汽封、 蜂 窩汽封、接觸式汽封示意圖分別見圖 1、圖 2、圖 3。 3） 檢修中對低壓缸進行揭缸，并吊出下缸，拆掉保護板，察看 6 個工藝孔的法蘭，要求重新上緊工藝孔法蘭螺絲，并焊死接口法蘭。 圖 1 彈性可調汽封 4 圖 2 蜂窩汽封 圖 3 接觸式汽封 通過揭缸處理， 600MW 超臨界 汽輪機熱耗率 應 達到 7600kJ/kWh 以下 ，平衡盤漏汽量在 1.5%左右， 5、 6、 7 段抽汽溫度 僅 比設計值高 20 30 ； 600MW 超超臨界汽輪機熱耗率 應 達到 7500kJ/kWh 以下，平衡盤漏汽量在 1.5%左右， 5、 6、 7 段 抽汽溫度 僅 比設計值高 20 30 。 3.6 驅動 給水泵汽輪機 若驅動給水泵汽輪機耗汽量大于設計值，宜對給水泵和驅動給水泵汽輪機進行診斷試驗，在確認驅動給水泵汽輪機性能達不到設計性能時（或驅動給水泵汽輪機效率低于75%），應盡快安排對驅動給水泵汽輪機 進行 揭缸處理，全面檢查通流部分，通流間隙按偏下限值控制。若發(fā)現(xiàn)給水泵再循環(huán)門泄漏，應及時予以消除，必要時，更換質量有保證的給水泵再循環(huán)門。 3.7 低壓缸進汽管道導流板加固 在汽輪機大修 發(fā)現(xiàn) ，普遍存在低壓缸進汽管道導流板損壞，堵塞通流面積，甚至損傷汽輪機低壓缸通流部分 。 通過 對導流板加固，避免導流板損壞，尤其是新投產機組要特別注重 提前 對導流板進行加固。 5 3.8 順序閥運行和濾網拆除 汽輪機運行調節(jié)方式分為噴嘴調節(jié)和節(jié)流調節(jié)。對于噴嘴調節(jié)機組，為使汽缸加熱均勻，保證機組長期安全可靠 運行 ，機組投產后 6 個月應 采用單閥 運行 （制造廠特殊允許除外） 。 為保證機組運行經濟性，單閥運行期完成后應及時調整為順序閥運行。對于新投產機組，應按規(guī)定的時間和要求及時拆除主汽閥和再熱蒸汽閥前臨時濾網。 4. 熱力及疏水系統(tǒng) 4.1 熱力及疏水系統(tǒng) 改進 原則 熱力及 疏水系統(tǒng) 改進總 原則是 機組在各種不同工況下運行 時 ，疏水系統(tǒng)應能防止汽輪機進水和汽輪機本體的不正常積水，并滿足系統(tǒng)暖管和熱備用 的 要求。 為減少熱力及疏水系統(tǒng) 泄漏， 其改進 原則 是： 1） 運行中相同壓力的疏水管 路 應盡量合并 ，減少疏水閥門和管道。 2）熱力及疏水系統(tǒng)閥門應采用質量可靠、性能有保證、使用業(yè)績優(yōu)良的閥門。 3）疏水閥門宜采用球閥，不宜采用電動球閥。 4）為防止疏水閥門泄漏，造成閥芯吹損，各疏水管道應加裝一手動截止閥，原則上手動閥安裝在氣動或電動閥門前。為不降低機組運行操作的自動化程度，正常工況下手動截止閥應處于全開狀態(tài)。當氣動或電動疏水閥出現(xiàn)內漏，而無 處理條件時，可作為臨時措施，關閉手動截止閥 。 5）對于運行中處于熱備用的管道或設備，在用汽設備的入口門前應能實現(xiàn)暖管，暖管采用組合型自動疏水器方式，禁止采用節(jié)流疏水孔板連續(xù)疏水方式 。 6） 由于各電廠所處的地理環(huán)境不同，以及設計院所設計的熱力系統(tǒng)的布置不同，在進行改進前 宜 進行診斷試驗，根據具體情況進行核算和分析。 4.2 300MW 機組 熱力及疏水系統(tǒng)改進 300MW 機組熱力及疏水系統(tǒng)改進見華能系統(tǒng) 300MW 汽輪機節(jié)能降耗實施導則3.2 款。 4.3 600MW 及以上機組 熱力及疏水系統(tǒng)改進 各設計院對 600MW 及以上 機組熱力及疏水系統(tǒng) 的 設計存在一定差異，通過對華能600MW 及以上超臨界機組熱力及疏水系統(tǒng)總結分析，提出以下改進方案 供參考 ，不同機組熱力及疏水系統(tǒng) 具體改進方案可 作適當調整。 4.3.1 相同壓力 疏水 管道合并 對主蒸汽、再熱蒸汽等相同壓力的疏水管道 合并 ， 改進前、后主蒸汽 管道 疏水系統(tǒng) 6 示例見圖 4。 （ 1 ） 改進前 （ 2 ） 改進后 蒸汽來 至本擴 至本擴 至本擴 蒸汽來 至本擴 圖 4 改進前、后主蒸汽 管道 疏水 4.3.2 旁路系統(tǒng)疏水 合并再熱蒸汽疏水和 低壓旁路 前疏水， 見圖 5。 對于新設計機組，通過改變低壓旁路前管道坡度，也可取 消低壓旁路前疏水。 低壓旁路 低壓旁路 （ 1） 改進前 （ 2） 改進后 圖 5 改進前、后低壓旁路后疏水 4.3.3 冷再至小 汽輪機 及輔汽 （ 1） 冷再至小 汽輪機 疏水 若冷再至小 汽輪機 的疏水系統(tǒng)如圖 6 改進前方案， 則 可將疏水進行改進，改進方案見圖 6 改進后方案。 7 冷再去鍋爐 去 A 小機 去 B 小機 冷再去鍋爐 C 去 B 小機 去 A 小機 （ 1） 改 進 前 （ 2） 改 進 后 圖 6 冷再至小機疏水 （ 2） 冷再至輔汽逆止門前疏水改進 可將二抽至 7 號高加進汽電動門前疏水、冷再供輔汽逆止門前疏水和高排逆止門后疏水合并，具體改造方案見圖 7。 去輔汽 冷再來 去 7 號高加 去鍋爐 去輔汽 冷再來 去鍋爐 去 7 號高加 （ 1） 改進前 （ 2） 改進后 圖 7 冷再至輔汽逆止門前疏水 4.3.4 軸封系統(tǒng) （ 1） 軸 封 加 熱 器 回汽 管 疏水 軸 封 加 熱器 回汽管靠近 軸 封 加 熱器 處疏水可以接入疏水擴容器，也可與軸封加熱器疏水合并后進 軸 封 加 熱器 水封。接入疏水擴容器，水封高度要求 11 米；與軸封加熱器疏水合并，水封高度要求 14 米。見圖 8。 8 軸封 回汽 軸封加熱器 去疏擴 去凝汽器 軸封加熱器 軸封 回汽 三級水封 （ 1） 改 進 前 （ 2） 改 進 后 圖 8 軸 封 加 熱器 回汽管 改進方案 （ 2） 軸封 溢 流 若軸封溢流僅有去凝汽器一路，建議增設去 1 號低壓加熱器一路，回收部分能 量。 方案一：接入凝汽器內部 1 號低壓加熱器進汽管道；方案二：接入 1 號低壓加熱器上部疏水接入口。 （ 3） 軸封母管疏放水 若軸封母管疏放水經合并后去疏水擴容器，其上節(jié)流孔有疏水持續(xù)進疏水擴容器，改進方案見圖 9。 （ 1） 改進前 軸封母管 去低壓缸軸封 去疏擴 9 （ 2） 改進后 圖 9 軸封母管疏放水改進方案 （ 4） 軸 封 加 熱器 風機抽空氣系統(tǒng)改進 軸 封 加 熱器 風機出口逆止門宜加裝放水管，或改成水平安裝，見圖 10。 （ 1） 改進前 8m 8m 軸封母管 去低壓缸軸封 軸加 10 （ 2） 改進后 圖 10 軸 封 加 熱器 風機抽空氣系統(tǒng)改進方案 4.3.5 低壓加熱器及 抽汽管道 疏水 （ 1） 1 號低壓加熱器疏水 若部分負荷 下， 1 號低壓加熱器疏水不暢， 可能與疏水管道管徑、疏水管道走向及位置、 疏水調節(jié)門調節(jié)裕量 不足 有關。當判斷疏水調節(jié)門無調節(jié)裕量時， 可在疏水調節(jié)門的位置加裝一旁路，取消疏水調節(jié)門后手動閥，疏水到凝汽器的接口改接到熱井 ，見圖 11。 （ 1） 改進前 （ 2） 改進后 圖 11 1 號低 壓 加 熱器 正常疏水改進方案 軸加 . 1000 . 1000 DN100 凝汽器 熱井 凝汽器 熱井 11 （ 2） 2、 3 號 低壓加熱器疏水 若部分負荷 下， 2、 3 號 低壓加熱器疏水不暢，可能與疏水管道管徑、疏水管道走向及位置、疏水調節(jié)門調節(jié)裕量 不足 有關。當判斷疏水調節(jié)門無調節(jié)裕量時， 可在疏水調節(jié)門的位置加裝一旁路，取消疏水調節(jié)門后手動閥，見圖 12。 （ 1） 改進前 （ 2） 改進后 圖 12 2、 3 號低 壓 加 熱器 正常疏水改進方案 （ 3） 1 5 段 抽汽 電動門與逆止門之間 疏水 取消 1、 2、 3、 4、 5 段抽汽電動門與逆止門之間的疏水， 示例 見圖 13。 H P1 抽改 進 前改 進 后 H P1 抽 （ 1） 改進前 （ 2） 改進后 圖 13 1 段抽汽疏水系統(tǒng)改進 去 1 號低加 去 1 號低加 12 4.3.6 四段抽汽至輔汽管道疏水 若四段抽汽至輔汽疏水如圖 14 改前方案，可 進行 如下改進，改進方案見圖 14。此外，四抽去小機門前疏水若標高合適，也可照此改進。 去疏擴 中壓缸 去除氧器 去輔汽連箱 去小機 （ 1） 改 進 前 去疏擴 中壓缸 去除氧器 去輔汽連箱 去小機 （ 2） 改 進 后 圖 14 四段抽汽至輔汽管道疏水改進方案 4.3.7 加熱 器 排氣及抽汽管道放水 高 壓 加 熱器 連續(xù)排氣 可 改為逐級排氣，回收部分蒸汽， 且 高 壓 加 熱器 連續(xù)排氣至除氧器的管道上 宜 設置逆止門 。 4.3.8 鍋爐吹灰汽源 鍋爐 爐膛 蒸汽吹灰采用高排 汽源 。 4.4 給水系統(tǒng) 設計 300MW 機組主給水系統(tǒng)常規(guī)設計方案見圖 15，優(yōu)化設計方案見圖 16。 圖 16 的設計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機組節(jié)能和節(jié)電。在新建機組設計中宜采用圖 16 的設計方案，對于在役機組也可采用圖 16 的 方案改進給水系統(tǒng)。 13 600MW 及以上超臨界機組主給水系統(tǒng)常規(guī)設計方案見圖 17，優(yōu)化設計方案見圖 18。圖 18 的設計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機組節(jié)能和節(jié)電。在新建機組設計中宜采用圖 18 的設計方案，對于在役機組也可采用圖 18 的方案改進給水系統(tǒng)。 圖 15 300MW 機組給水系統(tǒng)設計方案 圖 16 300MW 機組給水系統(tǒng)優(yōu)化設計方案 圖 17 600MW 超臨界 機組給水系統(tǒng)設計方案 去鍋爐 給水泵 高加 高加 去鍋爐 給水泵 高加 去鍋爐 給水泵 14 圖 18 600MW 超臨界 機組給水系統(tǒng)優(yōu)化設計方案 5. 汽輪機冷端系統(tǒng) 濕冷機組的冷端系統(tǒng)是指以凝汽器為核心的相關系統(tǒng)和設備，主要包括：凝汽器；循環(huán)水系統(tǒng)、循環(huán)水泵和冷卻塔；抽空氣系統(tǒng)和真空泵等。衡量冷端系統(tǒng)性能優(yōu)劣的 主要 指標為凝汽器喉部的絕對壓力。 5.1 凝汽器 凝汽器性能變差，表現(xiàn)為機組真空度降低。凝汽器性能變差的主要原因有：冷卻水進口溫度升高、冷卻水流量降低、凝汽器汽側空氣聚積量增 大、冷 卻管 臟污 (主要是水側 )，凝汽器熱負荷增大、凝汽器冷卻面積不足等。 對于機組真空較差，且達不到設計要求， 要 進行凝汽器性能診斷試驗，以判別機組真空差的原因。 5.1.1 冷卻水進口 溫度 冷卻水全年平均溫度的升高，直接導致機組全年平均真空的降低。對于直流冷卻系統(tǒng) （ 俗稱開式循環(huán)方式 ） ，取水口水溫 度 受水源地環(huán)境 溫度 的影響；對于循環(huán)冷卻系統(tǒng)（ 俗稱閉式循環(huán)方式 ） ，冷卻塔性能變差和環(huán)境溫度的升高是主要原因。 降低冷卻水進口溫度一般采取的措施有： 1） 對于直流冷卻系統(tǒng)，通過論證確實是取水口溫度升高而又不能通過其他途徑解決的 ，可以考慮改變取水口位置，避開熱水回流造成取水口水溫 度 的升高。 2） 對于循環(huán)冷卻系統(tǒng)，如果確認冷卻塔性能變差，可以進行冷卻塔冷卻能力診斷試驗，找出冷卻塔性能變差的主要原因，并進行治理或改造。 5.1.2 冷卻水流量 冷卻水流量不足直接導致冷卻水溫升的增加，最終使機組真空降低。冷卻水流量不足的主要原因有：循環(huán)水泵本身出力不足；循環(huán)水系統(tǒng)阻力增大。 高加 去鍋爐 給水泵 15 提高冷卻水流量的 主要 措施有： 1） 進行循環(huán)水泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力匹配性試驗，確認循環(huán)水泵出力不足是循環(huán)水泵本身性能缺陷造成 ， 還是由于循環(huán)水泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力不匹 配造成 。 2） 根據診斷試驗結果，如果是循環(huán)水泵本身的原因，可以直接進行維修或增容改造； 若 是泵性能與系統(tǒng)阻力不匹配，則分兩種情況： a）實際循環(huán)水系統(tǒng)阻力增加。排查循環(huán)水系統(tǒng)所有閥門是否開足，或冷卻水中雜質堵塞進水室管口、特別注意凝汽器出水室頂部是否聚積空氣，導致系統(tǒng)阻力增加。 b）設計原因導致泵與系統(tǒng)阻力不匹配。應 參照實際的循環(huán)水系統(tǒng)阻力重新進行循環(huán)水泵選型，并進行技術改造。 5.1.3 凝汽器汽側空氣聚集 凝汽器汽側空氣聚積 的 主要原因有 ： 1） 機組真空嚴密性變差，漏入凝汽器的空氣流量超出真空泵抽吸能力 （ 一定條件下 ） ，導致真空泵入口壓力升高，進而 導致 凝汽器壓力 升高（ 機組真空降低 ） ； 2） 真空泵抽吸能力下降； 3） 雙背壓凝汽器的高、低背壓抽空氣系統(tǒng)設計不合理，導致高、低壓凝汽器抽空氣管內空氣相互干擾，空氣抽不出影響凝汽器性能，降低機組真空。 消除或減弱凝汽器汽側空氣聚集的主要措施有： 1） 提高機組真空系統(tǒng)嚴密性。通過各種技術手段進行真空系統(tǒng)檢漏，及時發(fā)現(xiàn)真空系統(tǒng)泄漏點，并進行 徹底 處理。在機組 80%額定負荷以上，應確保濕冷機組真空嚴密性 200Pa/min；在機組 50% 80%額定負荷，應確保濕冷機組真空嚴密性 270Pa/min。 2）進行真空泵及抽空氣系統(tǒng)診斷試驗，確認真空泵抽吸能力下降的主要原因，并有針對性進行治理。真空泵抽吸能力變差主要是真空泵工作水溫度升高引起，應從工作水的冷卻系統(tǒng) 查 找原因。 3）通過診斷試驗確認雙背壓凝汽器高、低壓抽空氣管路存在的問題，進行抽空氣管路完善和改進，確保抽氣設備能及時抽出凝汽器內聚積的空氣。 5.1.4 凝汽器 水 側空氣聚集 對具有虹吸作用的凝汽器水室（一般以江、河、湖或海水為冷卻水的直流冷卻系統(tǒng)），在設計時水室最高點應裝設水室真空泵，水室真空泵根據其進口閥前、后壓差開啟或者關閉，保證運行中 及時抽出水室中聚集的氣體。未設計凝汽器水室真空泵的機組，應考慮加裝。 對無虹吸作用的凝汽器水室（一般以冷卻塔冷卻的循環(huán)冷卻系統(tǒng)），設計時水室最高點應設排氣管，起動時水室應充分排氣，運行中定期排氣，特別是循環(huán)水泵運行方式 16 發(fā)生變化時應進行排氣。 沒有 凝汽器水室 最高點排氣管的機組 ，應考慮加裝。 5.1.5 凝汽器 水側臟污 冷凝管臟污包括汽側和水側臟污兩種，引起凝汽器性能下降的一般是水側臟污。水側臟污直接導致凝汽器清潔系數(shù)降低，增加了傳熱熱阻。 水側臟污的主要原因有：膠球清洗裝置投運不正常；冷卻水水質差或有機雜質多；一 、二次濾網投運不正常；冷凝管未定期沖洗或清理。 清除或預防水側臟污的主要措施有： 1）膠球清洗。根據凝汽器冷凝管內壁臟污（垢）的具體情況，選擇合適的膠球，保證膠球清洗裝置正常投運和收球率 達 90%以上 。 膠球類型和規(guī)格的選擇可參照以下原則執(zhí)行： 對于凝汽器水側的軟垢，可以選擇普通海綿球。干態(tài)的海綿球球徑應等于冷凝管的內徑，濕態(tài)的海綿球球徑應比冷凝管內徑大 12mm。 對于凝汽器水側的硬垢，可以選擇硬球（塑料球）和金剛砂球，塑料硬球靠撞擊除硬垢；金剛砂球靠摩擦除硬垢。塑料硬球的球徑應比冷凝管內徑小 0.51mm；濕態(tài)金剛砂球球徑應比冷凝管內徑大， 且 不大于 1mm。 對于冷卻水量?。魉俚停┰斐墒涨蚵实偷那闆r，可以嘗試關閉或關小半側凝汽器冷卻水入（出）口門，進行半側收球，提高收球率。 2）去除水中雜質。直流冷卻系統(tǒng)雜質較多，原則應設一、二次濾網，并 保證 正常投運。對于北方泥沙含量大的冷卻水水源，應充分沉淀和過濾后才能作為冷卻塔的補充水源。 3） 控制循環(huán)水水質和有機物。 4）利用一切可利用的時機和手段對冷凝管進行清洗和水室雜質清理。如利用每一次停機機會進行高壓水沖洗；條件允許的情況下，機組運行中凝汽器半側運行另一半進行清 洗等。 5） 必要時 對凝汽器冷凝管進行酸洗。 6）對不能清除頑垢或銅管已經減薄超標的凝汽器，可考慮換管技術改造。 5.1.6 凝汽器熱負荷 凝汽器熱負荷升高的主要原因有：汽輪機效率下降，冷源損失增加；附加 介質 不正常進入凝汽器，導致熱負荷增加。 降低凝汽器熱負荷的主要措施有： 17 1） 優(yōu)化疏水系統(tǒng)， 提高 疏水擴容器的工作能力。對汽輪機疏水系統(tǒng) （ 特別是本體和高 壓管道疏水 ） 進行優(yōu)化改造，簡化疏水管道和閥門的數(shù)量，減少水 （ 汽 ） 泄漏的機會。提高疏水擴容器的工作能力，使得疏水在擴容器內完全擴容卸能，減少凝汽器的熱負荷。 2） 減少 閥門內漏。定期檢查和維護疏水系統(tǒng)閥門 （ 主要是自動 疏水器 ） 的嚴密性，必 要時更換質量較好的 疏水 閥門。 3） 加強運行管理，合理調整加熱器的運行水位保護和疏水調節(jié)閥開啟閾值，保證加 熱器正常疏水暢通 ， 杜絕加熱器危急疏水閥門動作或泄漏。 4） 提高汽動給水泵汽輪機的運行效率，減少排入凝汽器的熱量。 5） 提高汽輪機通流效率，降低低壓缸排汽流量。選用合理且高效的汽封結構型式；嚴格控制機組升、降負荷率， 嚴格控制機組軸系 振動 在合格水平 ；機組大修時及時合理調整汽封間隙、或更換損壞的汽封，提高機組通流效率。 5.1.7 凝汽器面積 在 冷卻水進口溫度、冷卻水流量、真空嚴密性、冷卻管清潔程度相同的情況下，300MW 機組凝汽器面積從 16000m2 增加到 19000m2，對應 300MW 負荷時凝汽器壓力下降約 0.4kPa。 設計階段，在 考慮 凝汽器冷卻面積增大帶來的投資增加和冷卻水流量增加帶來的日后運行費用增加的情況下，充分考慮凝汽器實際運行中的清潔度降低等不利因素，適當加大凝汽器的冷卻面積（可以按照清潔系數(shù) 0.75 0.8 來選取面積）。 通常，對于設計循環(huán)水溫度為 20 的情況， 300MW 機組凝汽器面積為 17000m218000m2， 600MW 機組 凝汽器面積 為 34000m2 36000m2。對于全年平均循環(huán)水溫度高于 20 的情況 ，凝汽器面積應適當增大，并根據優(yōu)化計算確定凝汽器的面積。 5.1.8 凝結水過冷度 凝結水過冷度增大，機組運行經濟性降低。過冷度增大的 主要 原因 有 ： 1）凝結水系統(tǒng)的運行方式導致凝汽器熱井水位升高，淹沒凝汽器底排冷凝管，造成凝結水過冷。2）通往凝汽器底部的回熱蒸汽通道受阻，凝結水得不到足夠加熱，而產生過冷； 3）機組真空嚴密性極差，可能造成凝結水過冷。 4）冷卻水溫度偏低或冷卻水流量偏大，造成凝結水過冷。 降低凝結水過冷度的主要措施有： 1） 使凝汽器熱井的就地水位與 DCS 監(jiān) 測的水位保持一致，過冷度增大時及時調整 18 凝汽器熱井水位。 2） 通過調整水位無法改變過冷度增大的趨勢，則有可能是汽側回熱通道受阻，宜在檢修時解體檢查并及時解決。 3） 提高機組真空嚴密性。 4）冷卻水溫度較低時，通過減少循環(huán)水泵的 運行 臺數(shù)，減少冷卻水流量。對于使用海水脫硫的機組，應當增設凝汽器冷卻水旁路，當水溫較低時部分冷卻水走旁路，既保證了海水脫硫的水量，也降低了凝汽器冷卻水流量，從而降低了 凝 結水過冷度。 5.2 循環(huán)水系統(tǒng)和循環(huán)水泵 循環(huán)水系統(tǒng) 主要存在的問題 有： 循環(huán)水 泵性能 與循環(huán)水系統(tǒng)阻力 不 匹配 ； 循環(huán)水 泵運行 效率 低 ； 循環(huán)水 泵運行方式 不合理 。 （ 1） 循環(huán)水 泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力 不 匹配 循環(huán)水泵的流量揚程特性與循環(huán)水系統(tǒng)阻力特性相匹配是循環(huán)水系統(tǒng)甚至是整個冷端系統(tǒng)節(jié)能運行的關鍵。在設計流量工作點，當循環(huán)水泵配套的揚程高于系統(tǒng)阻力，導致循環(huán)水泵實際運行在低揚程大流量區(qū)域，在冬季水溫度較低時，凝汽器冷卻水流量偏大，機組真空高于極限真空，同時過高的流速可能會沖刷銅管的脹口，造成安全性問題；當循環(huán)水泵配套的揚程小于系統(tǒng)阻力，導致循環(huán)水泵實際運行在高揚程小流量區(qū)域，凝汽器冷卻水流量偏小，直 接影響機組運行經濟性。無論流量偏大或偏小，循環(huán)水泵都偏離設計工作點，導致循環(huán)水泵的運行效率偏低。 采取的主要措施是：進行循環(huán)水泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力 特 性診斷試驗，尋找循環(huán)水系統(tǒng)阻力增大的原因，或對循環(huán)水泵進行增容改造或降低揚程改造。 （ 2）循環(huán)水泵增效改造 對 循環(huán)水泵 運行效率 低于 76%，建議進行循環(huán)水泵增效改造。 （ 3）循環(huán)水泵運行方式優(yōu)化 從節(jié)能降耗的角度出發(fā)，循環(huán)水泵的運行方式越靈活（流量調節(jié)范圍越大），機組的運行經濟性就越好。新設計的配套兩臺循環(huán)水泵的機組，應考慮至少一臺循環(huán)水泵具備雙速功能。 循環(huán)水 泵電機變頻提供了循環(huán)水量可以連續(xù)調節(jié)的條件，通過運行方式優(yōu)化試驗，結合機組負荷、冷卻水溫度，可以得到機組最佳運行真空對應的最佳變頻控制運行方式。 循環(huán)水泵電機雙速運行在一定程度上實現(xiàn)了循環(huán)水泵運行方式和運行流量的多樣化，通過運行方式優(yōu)化試驗，結合機組負荷、冷卻水溫度，可以得到機組最佳運行真空 19 對應的最佳循環(huán)水泵運行方式 ，汽輪機冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化 方式 案例見附錄 A。 從冷端 系統(tǒng) 運行優(yōu)化的實際可操作性出發(fā)，優(yōu)先推薦循環(huán)水泵電機雙速運行方案。 5.3 抽空氣系統(tǒng)與真空泵 抽空氣系統(tǒng)性能變差直接導致空氣在凝汽器汽側聚集，影 響凝汽器換熱，進而影響機組真空。 抽空 氣系統(tǒng)性能變差的 主要 原因有：真空泵抽吸能力下降；抽空氣系統(tǒng)管路流動不暢。 5.3.1 真空泵 影響真空泵運行性能的主要因素有：工作水溫度、真空泵轉速、抽吸口壓力和溫度等。從運行角度看，工作水溫度是影響真空泵抽吸能力的最常見和最主要的因素。 解決工作水溫度高的問題，可以從降低工作水的冷卻水溫度、提高工作水冷卻器換熱能力（面積）和效率、增加冷卻水流量等方面著手。 必須經過診斷試驗，確認工作水溫度升高的主要原因，通?？刹扇〉闹饕胧┯校?1）對于新設計的機組，應配置 3 50%容量雙級 水環(huán)式真空泵。 2）真空泵冷卻水系統(tǒng)改造。具體的解決方法須考慮運行安全性、可靠性和投資回收年限。最安全可靠、簡單 易行 的措施是尋找低溫的冷卻水源，替代現(xiàn)有的利用循環(huán)水冷卻，保證機組迎峰度夏的安全經濟性。 如： 低溫的工業(yè)水、地下水或 中央集中空調冷凍水 等 。 在沒有低溫水源的情況下，可以增設 強制 制冷設備對 真空泵 工作 液 進行強制冷卻 。 3）定期 清理 和清洗真空泵工作水冷卻 器 。如果冷卻水雜質較多，可以考慮更換為易于清理和清洗的冷卻器型式。 4） 增加 冷卻 器的冷卻面積 和冷卻水流量 。 5.3.2 抽空氣管路 抽空氣管路流動不暢 分為 兩種 情況：凝汽器內部空冷區(qū)空氣管不暢；雙背壓凝汽器高、低壓側空氣流動相互影響，導致流動不暢。 1） 對于 凝汽器內部空冷區(qū)空氣管不暢的問題只有在停機檢修時按照設計圖紙對空氣管進行檢查，并及時更正安裝錯誤。 2） 雙背壓 凝汽器 高、低壓側空氣流動相互影響 雙背壓凝汽器的抽氣 系統(tǒng) 分為串聯(lián)和并聯(lián)兩種布置方式。串聯(lián)布置方式是高壓凝汽器中的不凝結氣體連通到低壓凝汽器抽氣通道，與低壓凝汽器中的不凝結氣體混合后經真空泵抽出，該方式的優(yōu)點是系統(tǒng)簡單，缺點是高、低壓凝汽器相互干擾，易造成抽氣 20 量不勻，影響凝汽器換熱。并聯(lián)布置方式是高、低壓凝汽器中不凝結氣體各自由單獨的真空泵抽出，該方式的優(yōu)缺點正好和串聯(lián)布置方式相反。 造成 串聯(lián)布置方式 下 高、低壓凝汽器抽氣不均勻 現(xiàn)象 的主要原因是設計階段空氣管路流動阻力計算不符合實際情況 。 解決的方法只有 把抽空氣系統(tǒng)改為并聯(lián)布置方式，即高、低壓凝汽器中不凝結氣體各自由單 獨的真空泵抽出。具體參考系統(tǒng)連接方式見圖 19，該連接 方式三臺 真空 泵運行方式靈活，可以互為備用。 A真空泵B真空泵C真空泵低壓凝汽器 高壓凝汽器 圖 19 真空系統(tǒng)連接方式 5.4 冷卻塔 5.4.1 冷卻塔 冷卻能力 冷卻塔冷卻能力的優(yōu)劣決定了凝汽器冷卻水的進水溫度，直接影響了機組運行真空。因此， 宜 定期對冷卻塔進行熱力性能診斷試驗，確定冷卻塔存在的問題，制定相應的技術改造方案。冷卻塔的實測冷卻能力小于 95%時， 或 夏季 100%負荷下 冷卻塔出水溫度 與當?shù)氐臐袂驕囟?差 大于 8 時 ，表明冷卻塔存在問題， 宜 對冷卻塔進行全面檢查，必要時 實施冷卻塔技術改造。 5.4.2 提高冷卻塔冷卻能力的措施 （ 1）配水系統(tǒng) 對于槽式配水的冷卻塔，每年夏季前 宜 清理水槽中的沉積物及雜物，保持每個噴濺裝置水流暢通 ，必要時 修補破損的配水槽。 對于槽 管配水的冷卻塔，夏季前 宜 開啟內區(qū)配水系統(tǒng)，實現(xiàn)全塔配水。保持每個噴濺裝置完好無缺 ， 及時修補破損的配水管及噴濺裝置。 采用虹吸配水的冷卻塔，應使虹吸裝置處于正常工作狀態(tài)。 21 根據冷卻塔內配水的均勻性情況，更換 為 噴濺效果良好的噴濺裝置。 （ 2）淋水填料 根據淋水填料的破損、結垢程度及散熱效果，可以部分或全部更換冷卻塔淋水填料，全塔更換淋水填料時，應進行不 同方案的技術經濟比較，優(yōu)化淋水填料的型式及組裝高度。 （ 3）除水器 除水器變形或破損影響冷卻塔通風。冷卻塔技術改造時， 宜 對破損及變形的除水器進行更換。 （ 4）機力通風冷卻塔 應根據外界氣象條件的變化，改變機力通風冷卻塔風機運行臺數(shù)，滿足冷卻塔工藝的要求。 5.4.3 冷卻塔節(jié)水 冷卻塔主要用水包括：蒸發(fā)散熱用水；飄逸出塔外的飄滴損失用水；排污用水。 冷卻塔蒸發(fā)散熱用水是不可回收的。蒸發(fā)水量與環(huán)境氣象條件、循環(huán)冷卻水量、散熱量等因素有關。冷卻塔夏季運行時，蒸發(fā)散熱損失水量占循環(huán)冷卻水量 1.7%左右；冬季運行時， 占 1.2%左右。 冷卻塔飄滴損失用水量是指濕熱空氣上升攜帶出塔外的飄滴損失水量。飄滴損失水量與塔內氣流速度、循環(huán)冷卻水量有關。塔內無除水器時，機力通風冷卻塔飄滴損失水量約占循環(huán)冷卻水量 1%，自然通風冷卻塔約占 0.5%，這部分損失水量可采用不同型式的除水器回收 80%以上。 排污損失水量是指循環(huán)冷卻水經蒸發(fā)后水中的各種化合物及雜質達到一定濃度后需要排出一部分循環(huán)水，通過補充新水以降低循環(huán)水濃度。排污水與循環(huán)冷卻水的濃縮倍率有關，濃縮倍率越大，排放量越小，反之亦然。 冷卻塔經蒸發(fā)、飄滴、排污損失用水后，需要給冷卻 塔補充新水。 因此，冷卻塔節(jié)水措施可歸納為： 1）冷卻塔 補水時，應注意塔內水池水位變化，以免溢流造成不必要的水量損失 ； 2）選用高效除水器，減少冷卻塔飄滴損失水量 ； 3）提高循環(huán)水濃縮倍率，減少排污損失水量 ； 4）對循環(huán)水水質進行分析，降低水質的結垢速率。 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 定期對散熱器表面進行水清洗，以使散熱翅片管具有良好的傳熱效果。 5.5.2 夏季機組運行背壓達不到設計值時，可考慮在散熱器上安裝霧化裝置以強化傳熱。 5.5.3 空冷凝汽器 宜 根據外界氣象條件的變化，使空 冷風機在合理的調頻范圍內運行?？绽淠鞑捎秒p速風機時， 宜 根據氣象條件的變化，通過試驗，確定合理的風機運行臺數(shù)。 6. 加熱給水系統(tǒng) 6.1 凝結水系統(tǒng) 6.1.1 對于 新設計機組，優(yōu)先選擇 3 50%容量凝結水泵， 也可選擇 2 100%容量凝結水泵， 凝結水泵揚程選擇 宜 根據凝結水系統(tǒng)設計特點 進行 仔細核算，防止凝結水泵揚程選取過大。此外，凝結水泵電機 應 加裝 變頻 調節(jié)裝置 ，以 降低部分 負荷下凝結水泵耗電率。 6.1.2 由于低壓加熱器采用大旁路系統(tǒng)具有初投資省、系統(tǒng)簡 單 、 操作靈活、管道局部阻力小，從而節(jié)約廠用電的優(yōu)點， 宜 優(yōu)先 采用。 6.1.3 在 凝結水泵電機 加裝 變頻 調節(jié)裝置 后 ， 宜 根據機組實際狀況，在保證 凝結水母管壓力的條件下 ，修改除氧器進水控制邏輯，機組在運行中保持除氧器進水門全開，采用變頻裝置調節(jié)除氧器水位。此外，及時調整低旁減溫水壓力低保護定值、給水泵密封水差壓低保護定值、凝結水壓力低開啟備用泵定值。 凝結水泵電機加裝變頻調節(jié)裝置后，600MW 及以上超（超）臨界機組凝結水泵耗電率不大于 0.2%，其他機組凝結水泵耗電率不大于 0.22%。 6.2 給水泵 和 除氧器 6.2.1 新設計機組 優(yōu)先選用 100%BMCR 容量的汽動給水泵，不設備用 電動給水泵。 機組沒有啟動汽源，設一臺啟動電動給水泵。對于有啟動汽源（如鄰機汽源）的機組，應通過汽動給水泵啟機。單純配置電動給水泵的機組，應 將 電 動給水 泵改 為 汽 動給水 泵。 6.2.2 內置式除氧器具有出水含氧量低、排汽損失小， 還具有結構緊湊、體積小、重量輕、安裝簡單、優(yōu)質高效、安全可靠等特點 ，在新機組設計時 應 優(yōu)先 選用內置式除氧器。 6.2.3 通常汽動給水泵采用迷宮式密封，密封水取自凝結水精處理后， 為保證給水泵密封效果，對 凝結水母管壓力 有一定要求。為保證低負荷時 凝結水泵變頻裝置的節(jié)能效果 ，通過 增設給水泵密封水增壓裝 置 ，如： 600MW 超臨界機組加裝 50 米揚程的管道泵， 或由 凝結水泵出口 （ 凝結水精處理前 ） 引出密封水 ，進一步降低凝結水母管壓力，充分發(fā) 23 揮變頻 調節(jié)裝置的 節(jié)能 效果 。 6.3 加熱器 及給水溫度 6.3.1 加熱器旁路 加熱器采用大旁路系統(tǒng)具有初投資省、系統(tǒng)簡 單 ，操作靈活、管道局部阻力小，從而節(jié)約廠用電的優(yōu)點， 高壓加熱器 宜 采用大旁路系統(tǒng)，旁路形式為 進口液動三通閥 +出口隔斷閥 ，低壓加熱器宜優(yōu)先采用大旁路系統(tǒng)。 6.3.2 給水端差 和溫升 給水端差反映了加熱器的換熱效率和換熱能力。給水端差增加一般伴隨給水溫升的降低。給水端差一般 為 -1 2，最小不能低于 -2 ， 大容量機組取下限 值 。 影響給水端差的 主要 原因有： 1） 加熱蒸汽壓力不穩(wěn)或蒸汽流量不足； 2） 加熱器汽側排空氣不暢，導致不凝結氣體聚集，影響換熱； 3） 加熱器管子表面結垢，影響換熱；4） 加熱 器堵管超過 10%以上，傳熱面積 較少 ； 5） 加熱器 水位過高，淹沒了部分冷凝管；6）加熱 器水室分程隔板變形或損壞，造成部分給水短路。 降低 加熱器 端差的主要措施有： 1） 監(jiān)視 各級段 抽汽壓力， 運行中 并 保持 抽汽壓力 穩(wěn)定 。 2） 檢查抽汽逆止閥或閘閥是否卡澀，加熱器進汽口蒸汽通道是否受阻 。 3） 保證加熱器運行中 正常排氣通暢 。 4） 監(jiān)視 加熱器 運行水位， 并 保持穩(wěn)定在正常范圍內 。 5） 檢查水室分程隔板，發(fā)現(xiàn)問題及時修復 。 6） 對于堵管超過規(guī)定值且經確認堵管造成了端差增加的加熱器可以考慮技術改造或更換。 一般情況下，高壓加熱器的端差增大、同時溫升降低，則最大的可能是高加水室分程隔板變形或損壞，應立即進行修復或更換。水室分程隔板變形或損壞后，高壓加熱器的端差和溫升隨著運行時間 的 變化表現(xiàn)規(guī)律十分明顯，即隨著運行時間的 增加 （含機組啟、停次數(shù)增加），端差逐步增大、溫升逐步減小，同時加熱器給水阻力下降。 6.3.3 疏水端差 疏水端 差反映了疏水冷卻段的換熱能力和效率。疏水端差一般為 5.6 10，對于大型機組取下限 值 。 降低 加熱器 疏水端差的主要措施有： 1） 通過調整疏水水位，降低疏水端差。疏水端差對疏水水位變化不敏感的情況下， 24 可能是加熱器疏水冷卻段進水口變形或損壞。 2） 注意 機組 負荷和疏水調節(jié)閥開 度 的關系，機組負荷未變，如疏水調節(jié)閥開度變大，有可能管子發(fā)生了輕度泄漏。 3） 定期沖洗水位計，防止出現(xiàn)假水位。 6.3.4 給水溫度 給水溫度降低的可能原因有：給水旁路門泄漏、加熱器溫升小、最高一級加熱器給水端差大。 在機組運行中應保證高壓加熱器 投入率大于 99%， 并 在 100%負荷工況下給水溫度達到設計值。 7. 鍋爐 7.1 過熱蒸汽 溫度 300MW 等級 及 以上 機組 鍋爐，在經過燃燒調整試驗后，額定負荷下 過熱 蒸汽溫度仍然比設計值低 10以上時，應考慮對過熱蒸汽系統(tǒng)的受熱面進行改造，或更換、摻燒其它煤種，以提高 過熱 蒸汽溫度。 7.2 再熱蒸汽溫度 300MW 等級 及 以上 機組 鍋爐， 在經過燃燒調整試驗后，額定負荷下 再熱 蒸汽溫度仍然比設計值低 10以上時，應考慮對再熱蒸汽系統(tǒng)的受熱面進行改造，或更換、摻燒其它煤種，以提高再熱蒸汽溫度。 7.3 過熱 器 減溫水 量 300MW 等級及以上機組鍋爐， 在經過燃燒調整試驗后， 減溫器噴水量不能滿足蒸汽溫度控制要求時 ，應考慮對過熱系統(tǒng)的受熱面進行改造，或更換、摻燒其它煤種，以減少減溫水量。 7.4 再熱 器 減溫水量 再熱 減溫器是為處理緊急事故而設置 的 ，在 正常 運行中應不投運（即再熱器 減溫水量應為 0） 。 300MW 等級 及以上機組 鍋爐，在經過燃燒調整試驗后， 如 再熱蒸汽溫度以減溫器作為常用調溫手段，且 流 量超過 20t/h 以上時，應考慮對再熱系統(tǒng)的受熱面進行改造，或更換、摻燒其它煤種，以便正常運行狀況下不投用 再熱 減溫 水 。 7.5 更換 或摻燒非設計 煤種 鍋爐 對 煤質 具有一定的適應能力和范圍，且對煤質特性優(yōu)于設計 煤 種 的燃煤相對易于適應；對煤質特性次于設計 煤 種 的燃煤則較難適應。因此，鍋爐 原則上應 采用設計 煤種 或接近設計 煤 種 的燃煤， 也可 更換或摻燒非設計 煤 種 來提高鍋爐的運行性能。 25 在鍋爐運行 參數(shù)達不到設計值 或 效率偏低的情況下，可考慮更換或摻燒 燃煤 來改善鍋爐運行性能，提高鍋爐 效率。 更換或摻燒 煤質 特性指標 優(yōu)于 實際燃 煤 時 ，其 發(fā)熱量應比 實際燃煤 高出 10%以上 ， 且 揮發(fā)分應比 實際燃煤 高出 5 個百分點 以上；氮、硫含量應不高于 實際燃煤 ；結渣特性、可磨性等其它指標盡可能與 實際燃煤 接近。 受 煤 炭市場 影響 ， 實際燃 煤 特性差于設計煤 種 時 ， 其 發(fā)熱量與設計 煤 種 偏差 應 控制在 20%以內，且 揮發(fā)分的 偏差 應 控制 在 10 個百分點 以內；氮、硫含量等應不高于設計煤；結渣特性、可磨性等其它指標盡可能與設計煤 種 接近。 煤質變化對某 300MW 機組運行 能耗指標的影響見附錄 B。 7.6 鍋爐 熱 效率 7.6.1 煤質特性 與鍋爐熱效率 300MW 等級及以上機組鍋爐 ， 當 實際 燃煤 低位發(fā)熱量 Qnet.ar 不低于 20MJ/kg、 揮發(fā)分 含量 與 額定負荷 鍋爐 熱 效 率 的對應關系出現(xiàn)下述情況 時 ： 1） 干燥 無灰基揮發(fā)分大于 30%，鍋爐熱效率 低于 93.0%； 2） 干燥 無灰基揮發(fā)分在 20% 30%，鍋爐熱效率低于 92.0%； 3） 干燥 無灰基揮發(fā)分 為 10% 20%，鍋爐熱效率低于 91.5%； 4) 干燥無灰基揮發(fā)分 小于 10%， 鍋爐熱效率低于 89.0%。 應重點從飛灰可燃物 含量 和排煙溫度 方面 查找原因， 研究 制定 切實可行 的解決措施。 7.6.2 揮發(fā)分與 飛灰可燃物 300MW 等級及以上機組鍋爐 ， 當實際 燃煤低位發(fā)熱量 Qnet.ar 不低于 20MJ/kg、 揮發(fā)分 含量 與 飛灰可燃物 含量 對應關系出現(xiàn)下述情況時： 1）干燥無灰基揮發(fā)分大于 30%， 飛灰可燃物含量 大于 2.0%； 2）干燥無灰基揮 發(fā)分在 20% 30%， 飛灰可燃物含量 大于 3.0%； 3）干燥無灰基揮發(fā)分 為 10% 20%， 飛灰可燃物含量 大于 5.0%； 4） 干燥無灰基揮發(fā)分 小于 10%， 飛灰可燃物含量 大于 8.0%。 應重點從飛灰可燃物 含量 查找原因， 從以下方面研究制定切實可行 的解決措施 ： 1） 降低煤粉細度 值 是降低飛灰可燃物 含量 的有效措施之一。 通常， 降低煤粉細度值 將 使制粉系統(tǒng)電耗增加 ， 且 受 到制粉系統(tǒng) 出力 的限制 。在制粉系統(tǒng) 出力 能 滿足 機組負荷 的情況下， 應 通過試驗 確定 煤粉 經濟細度值， 降低供電煤耗 。 2） 采用高效分離器， 提高 分離器效率 。當 粗 粉 分離器 效率 較差 時，可對粗 粉 分離 26 器進行改造，提高分離效果及煤粉均勻性，降低制粉系統(tǒng)的阻力。 對 中儲式制粉系統(tǒng)，如三次風帶粉率 偏 高，應 對細 粉 分離器進行改造 。 3） 當 大渣可燃物 含量偏高的 原因 是 燃燒器 底層 二次 風不足 時 ， 應對 其 噴口進行改造，提高 燃燒器底層二次風 攜帶煤粉的能力，減少直接落入渣池的煤粉量 ，降低大渣可燃物含量。 4） 對 不易 結渣 的 煤種 （比如，灰熔點溫度大于 1500 ） ，可考慮通過 改造 燃燒系統(tǒng)（燃燒器 結構及 布置 、 衛(wèi)燃帶等），提高爐膛燃燒溫度， 強化煤粉 燃燒 ， 降低飛灰可燃物 含量 。 5） 不宜 采用上述措施或 其 效果不佳時 ， 應 考慮更換 或摻燒燃盡性能更好的高揮發(fā)分煤種。 7.6.3 排煙溫度 與 排煙熱損失 采用各種運行（包括燃燒調整試驗）、檢修技術措施后，額定負荷下鍋爐排煙溫度仍然比設計 值 高出 15以上時，應 通過 技術 改造降低鍋爐排煙溫度 。 1） 在空氣預熱器入口煙氣溫度接近設計值時 ， 應采取 增加 空氣 預 熱 器受熱面 或更換傳熱性能高的換熱元件 。 對于新建機組 ， 在 空氣預熱器 設計 時 ， 宜預留一定的空間（不布置 受熱面），以便在排煙溫度高時在預留空間增加受熱 面 面積 。 2） 在空氣預熱器入口煙氣溫度大于設計值，且其受熱面積無法增加，而省煤器出口煙氣溫度和給水溫度仍然有 一定的傳熱溫 差 的情況下，應考慮采取增加省煤器受熱面面積 的措施 降低鍋爐排煙溫度。 3） 在 排煙 溫度大于 145時，且空氣預熱器受熱 面 面積和省煤器受熱面 面 積 無 法增加的情況下，可 考慮 采用 煙氣余熱 利用 系統(tǒng) 。 4） 以上 改造均應通過技術分析論證，原則上投資回收年限不超過 5 年，并在機組設計壽命期內。計算投資回收年限宜考慮年節(jié)煤收益、年財務成本等，不宜計入多發(fā)電量。 5） 不宜采用上述措施或其效果不佳時 ， 應 考慮更換或摻燒燃盡性能更好的高揮發(fā)分煤種。 7.7 節(jié)油點火技術 7.7.1 微油點火技術 微油點火技術適用于揮發(fā)分大于 16%的煤種。 微油點火技術 具有 運行維護方便，節(jié)省投資和節(jié)油效果顯著 的特點 ，在新建機組或現(xiàn)役機組中 宜優(yōu)先采用 。 27 7.7.2 等離子點火技術 等 離子點火技術適用于揮發(fā)分大于 20%的煤種 。 對于 新投產的機組，可采用 等離子點火技術 節(jié)約 助燃油 。 8. 鍋爐燃燒優(yōu)化試驗與運行控制 新 投產 機組 、 機組大修后、 燃燒或制粉 系統(tǒng) 改造 后 、 鍋爐 更換或摻燒其它煤種 、 日常運行中 鍋爐 存在問題時 ， 應進行 鍋爐 燃燒系統(tǒng)和 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整試驗， 優(yōu)化運行方式 ，尋找 解決存在問題的措施 。 8.1 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整試驗 8.1.1 一次風管 風量和 粉 量 分配均勻性試 驗 通 過 一次風管煤粉分配均勻性試 驗 ， 掌握 煤粉管道風粉分配特性 ， 檢驗同層各一次風管的偏差是否在許可的范圍內 ，計算各一次風管煤粉濃度，進而 確定 各一次風管 的 風粉分配情況 ，有條件時，應根據偏差情況進行調整 。 8.1.2 分離器擋板 （轉速） 特性試驗 通過分離器擋板 （轉速） 特性試驗 ， 確定擋板開度與煤粉細度的對應關系，分析分離器擋板開度變化對制粉系統(tǒng)運行參數(shù)的影響， 得到 分離器擋板 開度與 磨煤機功率 、差壓、 煤粉細度的關系 。 8.1.3 磨煤機風量特性試驗 通過 磨煤機風量特性試驗 ， 分析磨煤機通風量變化對制粉系統(tǒng)運行經濟性及安全性的影響 ， 確定 磨煤機的最佳 通風量 及磨煤機進出口參數(shù) 。 8.1.4 磨輥加載壓力 或 鋼球量試驗 通過 磨輥加載壓力試驗 ， 分析磨輥加載壓力變化對磨 煤機 功率、煤粉細度、石子煤排放量等參數(shù)的影響，尋找合適的磨輥加載壓力。 通過 鋼球加載量試驗 ， 分析 鋼球加載量對磨煤機出力、功耗等參數(shù)的影響，確定 最佳的 磨煤機鋼球加載量。 8.1.5 磨煤機出力特性試驗 通過 磨煤機出力特性試驗 ， 掌握 磨煤機出力變化對制粉系統(tǒng)運行經濟性及安全性的影響以及磨煤機的最大出力。 試驗時 維 持分離器擋板 或轉速 不變 ，保持磨煤機出口溫度不變，風量按照風煤比曲線變化，逐步加大給 煤量。在不同出力下測量煤粉細度、 記錄通風量、磨煤機和一次風機功率，石子煤排量等。 28 8.2 鍋爐燃燒優(yōu)化調整試驗 8.2.1 氧量 調整試驗 以空氣預熱器 進 口氧量為變化參數(shù)， 通過 氧 量調整試驗 ， 分析 氧 量變化對鍋爐運行經濟性和安全性的影響 ， 確定不同負荷下 鍋爐最佳運行氧量 。 8.2.2 一次風 量 調整試驗 通過 一次風 量 調整試驗 ， 確定 一次風 量 變化對鍋爐 燃燒 和 制粉系統(tǒng) 運行經濟性和安全性的影響， 提供 不同磨煤機出力下的 最佳 風煤比 。 8.2.3 二次風配風方式調整試驗 根據燃燒器系統(tǒng)的結構特點， 通過 二次風配風方式 試驗 ， 確定合適的 燃燒器 配 風 方式， 使著火位置合理，火焰不偏斜、不 沖刷水冷壁 。 8.2.4 煤粉細度 調整 試驗 通過 煤粉細度調整試驗 ， 分析 煤粉細度 變化對鍋爐運行經濟性和安全性的影響，確定 經濟 煤粉細度 。 8.2.5 風箱 -爐膛 差壓 調整 試驗 通過 風箱 -爐膛 差壓調整試驗 ， 分析 風箱 -爐膛差壓 變化對鍋爐運行經濟性和安全性的影響，確定不同負荷下的最佳 風箱 -爐膛 差壓 。 8.2.6 一次風熱風母管壓力調整 試驗 通過一次風熱風母管壓力 調整試驗 ，分析一次風熱風母管壓力變化對鍋爐運行經濟性和安全性的影響，確定不同負荷下的最佳一次風熱風母管壓力。 8.2.7 最佳運行 方式 與控制曲線 通過 最佳運行方式 試驗 ， 驗證上述各分項試驗組合后的運行效果，最終確定不同負荷下鍋爐的 最佳運行方式 。 同時依據最佳運行方式和上述各個分項試驗結果 得到一次風量控制曲線、一次風壓控制曲線、風箱 -爐膛差壓控制曲線、二次風 配風方式 控制曲線、運行氧量控制曲線、入爐總風量控制曲線、 過熱 蒸汽溫度、 過熱 蒸汽壓力控制曲線，結合機組控制系統(tǒng)的特點，替換或修改原有的控制曲線。 8.3 運行優(yōu)化控制 8.3.1 過熱 蒸汽參數(shù)控制 鍋爐 過熱 蒸汽溫度 應達到 設計 值 。 否則 ，應首先 調整 運行風量、 改變 火焰中心位置 、吹灰 等 方式 進行 控制 ， 對 于 超臨界鍋爐 還可 調節(jié) 過熱度， 其次 考慮采用減溫水來調整 過 29 熱 蒸汽溫度。 8.3.2 再 熱 蒸汽溫度控制 鍋爐 再熱 蒸汽溫度 應達到 設計 值。否則， 應通過 改變 燃燒器擺角或煙氣檔板 開度 進行 控制 ，除 負荷變化或磨煤機啟停等過程 中 可采用 噴水 減溫外，穩(wěn)定運行狀況下應 盡量避免 噴水減溫 。 8.3.3 一次風量 與 一次風 壓力 一次風量 應采用 燃燒調整試驗 得出 的最佳一次風 量控制 。 在 此條件下， 應盡量開大一次風系統(tǒng)中的調節(jié)風門，降低一次風母管壓力， 減小系統(tǒng)阻力， 降低一次風機 電 耗 ，減少空氣預熱器一次風漏風。 一次風壓控制應依據煤種變化做適時調整 。 例如， 對于 600MW 煙煤機組，額定負荷下，一次風壓力通常 可 控制 在 8kPa 9kPa。當一次風母管壓力 達到 一次風系統(tǒng)設計 壓力 的 1.5 倍時，應查找原因，并 提出 相應的 解決措施。 8.3.4 運行氧量 運行氧量的 調整應保證 過熱蒸汽 、再熱蒸汽溫度在正常范圍 內 ， 鍋爐 受熱面無超溫 ，且 爐內無嚴重結渣現(xiàn)象。 在此原則下， 運行氧量應根據鍋爐燃燒優(yōu)化調整試驗結果確定的最佳 運行 氧量曲線 進行 控制。當煤種發(fā)生變化時，須對最佳氧量控制曲線進行相應調整。 為了保證不同負荷 下 鍋爐均在最佳氧量下運行，表盤氧量 宜 定期進行校驗。 8.3.5 煤粉細度 1）煤 粉細度的控制應綜合考慮煤的燃燒特性、燃燒方式、爐膛熱負荷、煤粉的均勻性及制粉系統(tǒng)電耗，宜根據試驗得出的 經濟煤粉細度值 進行控制 ， 煤種發(fā)生變化可依據煤種的燃盡特性進行適當調整。 2）磨煤機檢修后，宜進行煤粉細度 的核查 ，以 確認 煤粉細度與粗粉分離器擋板開度 (或轉速 )之間的定量關系，為鍋爐運行提供依據。 3） 定期監(jiān)督煤粉細度 。對于中速磨煤機，特別是磨輥運行中、后期，應根據煤粉細度的變化定期調整磨輥的間隙和彈簧壓縮量（壓力）；對于雙進雙出磨煤機宜定期檢查分離器，防止分離器回粉堵塞引起煤粉細度變粗。 8.3.6 燃盡風控制 鍋爐燃盡風的控制原則： 1）盡可能 降低鍋爐 NOx 排放； 2）在控制 NOx 排放 的前 30 提下，盡可能地減少其對煤粉燃盡的影響，使運行成本最低； 3） 有尾部煙氣脫 硝 裝置時，在保證最終 NOx 排放 滿足環(huán)保要求 的 條件 下，應 綜合 考慮鍋爐 NOx 排放、飛灰可燃物含量以及煙氣脫 硝 運行成本，合理控制燃盡風比例，以達到 運行成本最低 。 8.3.7 制粉 系統(tǒng) 1） 對 鋼球磨 煤機 ，應 及時加裝鋼球 ,保持 在 最佳鋼球 裝載 量 的情況下運行 。在干燥出力、磨煤機差壓允許范圍內， 磨煤機 應盡量在大出力下運行。有條件時，可 考慮 進行小球試驗，確定磨煤機更換小球方案。 2）對 中速磨煤機，為降低制粉系統(tǒng) 電 耗應根據機組負荷變化及時調整磨煤機運行臺數(shù)， 正常運行情況下單臺磨煤機出力應調整到該磨煤機最大出力的 80%以上運行。 最低出力不低于最大 出力的 65%。 3） 為保證鍋爐燃燒經濟性， 磨煤機 首先應按照經濟煤粉細度 值 進行 調整 ， 在此基礎上，再適當 控制磨煤機耗電率， 表 2 給出了不同類型 磨煤機 耗電率，供參考。 表 2 不同類型 磨煤機 耗 電率 單位： % 序號 機組容量 （ MW） 煤種 低速磨煤機 中速磨煤機 風扇磨煤機 鋼球磨煤機 雙進雙出鋼球 磨煤機 RP(HP) MPS 1 300MW 級 煙煤 / 1.1 0.37 0.4 / 2 貧煤 0.64 1.21 0.38 / / 3 無煙煤 1.15 / / / / 4 600MW 級 煙煤 / / 0.37 0.38 / 5 貧煤 / 1.1 / 0.38 / 6 無煙煤 / 1.33 / / / 7 褐煤 / / / 0.62 0.86 8 1000MW級 煙煤 / / 0.33 / / 8.4 飛灰可燃物 8.4.1 采用等速取樣方法對鍋爐固定式 飛灰 取樣器 的 樣品 進行標定，并得出標定系數(shù)， 確定鍋爐的飛灰可 燃物變化范圍，作為判斷鍋爐飛灰可燃物含量高低的依據。 8.4.2 煤粉細度應 定期監(jiān)督 并 盡可能地按 經濟細度值 控制。 在 達不到經濟細度值時，應 盡可能地降低煤粉細度 值 。 8.4.3 按燃燒優(yōu)化運行方式控制鍋爐運行參數(shù)， 盡可能地 降低飛灰可燃物。 31 8.4.4 采用上述措施 仍然不能有效降低飛灰可燃物或 不宜采用 上述 措施 時 ，應考慮更換或摻燒燃盡性能更好的高揮發(fā)分煤種。 8.4.5 做好人孔門、看火孔 、 特別 是 爐 底 密封 的查漏堵漏工作， 減少爐膛漏風， 提高爐膛火焰溫度， 降低飛灰可燃物 。 8.5 排煙溫度 8.5.1 在 額定 負荷下實測排煙溫度，并 按相關標準進行 修正，確定修正后的排煙溫度 與設計值的偏差 。 8.5.2 加強入廠煤管理， 重點 控制煤的水分、發(fā)熱量和結渣特性。 有條件時，可考慮改善煤種來降低鍋爐排煙溫度。 8.5.3 加強吹灰器 的 日常檢修與維護，確保 其 正常投 運， 并 優(yōu)化吹灰方式 ， 盡量 保持各受熱面的清潔 。 8.5.4 在保證磨煤機安全 運行 的前提下， 建議 按表 3 控制磨煤機出口溫度 。 表 3 磨 煤機 出口溫度允許值 ( ) 制粉系統(tǒng)型式 熱空氣干燥 煙氣空氣混合干燥 風扇磨煤機直吹式（分離器后） 貧煤 150 煙煤 130 褐煤、頁巖 100 180 鋼球磨煤機儲倉式（磨煤機后） 貧煤 130 煙煤、褐煤 70 褐煤 90 煙煤 120 雙進雙出鋼球磨直吹式（緊湊式為分離器后，分離式為磨煤機后） 煙煤 70 75 褐煤 70 Vdaf15%的煤 100 中速磨煤機直吹式后（分離器后） 當 Vdaf40%時， tM2=(82-Vdaf)5/35 當 Vdaf40%時， tM270 RP、 HP 中速磨煤機直吹式（分離器后 高熱值煙煤小于 82，低熱質煙 煤小于 77，次煙煤、褐煤小于 66 備注：燃用混煤的，可允許 tM2 較低的相應煤種取值；無煙煤只受設備允許溫度的限制 8.5.6 做好人孔門、看火孔 、 特別 是 爐 底 密封 和制粉系統(tǒng) 的查漏堵漏工作，減少爐膛漏風，降低 排煙溫度 。 經驗表明， 通過漏風綜合治理，一般 可降低排煙溫度約 2 3 。 9. 空氣預熱器 9.1 空氣預熱器面積 當空氣預熱器入口煙氣溫度與設計值 接近 ，而排煙溫度明顯偏高 時 ， 宜 考慮增加空氣預熱器受熱 面 面積。 32 9.2 空氣預熱器密封改造 空氣預熱器 漏風率 一般不 大于 6%， 在 6% 8%應進行檢修 ， 8% 10%可考慮進 行密封 改造 ， 高于 10%時應 采用新型密封技術 進行改造。 9.3 空氣預熱器吹灰 宜 定期或根據空氣預熱器的阻力變化情況進行空氣預熱器吹灰，以保持空氣預熱器受熱面具有較高的清潔度。 當 空氣預熱器 煙氣側 壓差 大于 1.2kPa時，應利 用檢修機會 清除受熱面積灰。 10. 機組保溫 保溫 性能 對 機組 的 經濟性影響較大，以往在設計、施工及建設過程 中 重視不夠。為確保機組保溫工程質量，應始終貫徹 執(zhí)行 “設計是根本，材料是關鍵，施工是保證，科研是基礎” 的 方針，保溫工程施工完成后應嚴格按照相關規(guī)定進行檢驗和驗收。 10.1 鍋爐保溫與密封 鍋爐 保溫與 密封 見 華能 300MW 級機組鍋爐及輔機設備節(jié)能降耗實施導則 4.6款。 10.2 汽輪機保溫 根據各保溫材料性能及 使用 效果， 對于 汽 缸 、 加熱器 和 介質 溫度超過 300 的 汽水管道 的 保溫材料 宜 選用 多層 硅酸鋁纖維氈 或 多層 硅酸鋁纖維毯 ， 介質溫度低于 300 的汽水 管道 的 保溫材料 宜 選用 一層或多層硅酸鋁 管殼。硅酸鋁纖維氈 材料性能、打底材料的 配比 及 材料 性能 、抹面層材料的配比 分別見表 4、表 5、表 6、表 7。 表 4 硅酸鋁纖維氈的主要性能 允許最高溫度 密度 抗風蝕性 抗拉強度 導熱系數(shù) 加熱線收縮 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 配料名稱 膨脹蛭 石 助粘劑 水 打底 材料 0.25 m3 40kg 27kg 124kg 表 6 打底 材料 的主要性能 允許使用溫度 密度 耐壓強度 抗折強度 導熱系數(shù) 33 kg/m3 MPa MPa kJ/mh 650 00 0.22 0.21 0.3119+0.000511t 硅酸鋁纖維氈之間或與金屬之間使用高溫粘結劑牌號為 795，使用溫度為 600 ，狀態(tài)為糊狀。 表 7 抹面層材料的配比 配料名稱 膨脹珍珠巖粉 輕體鈣石棉泥 425 號硅酸鹽水泥 助粘劑 抹面層材料 0.25 m3 30kg 25kg 100kg 8kg 為保證汽缸、加熱器、管道、閥門保溫工程質量 ，主要設計及施工工藝要求如下： 1） 積極采用先進的保溫技術及工藝對汽缸進行保溫設計和施工 。 采用三維 計算 為汽 缸 保溫設計提供簡易靈活的保溫方案 ， 汽缸 保溫材料要求吸音效果顯著， 外保護層防水防油 。維修保養(yǎng)需要開缸處采用為汽缸量身定做的可拆卸保溫墊，可快速拆卸及安裝，重復多次使用，美觀環(huán)保 。 不需要開缸處采用保溫效果最優(yōu) 的噴涂式保溫 。 如 石洞口二廠 3、 4 號機組汽輪機 中壓缸上缸部分 采用可拆卸保溫墊， 高壓缸及中壓缸下缸、高溫進汽門殼體 采用 噴涂式保溫 。 2） 汽缸、 管道的保溫層由打底層材料、金屬絲網、保溫氈（ 3 4 層）、金屬絲網、抹面層材料、玻璃纖維布及粘合劑組成。汽缸保溫需用扎進鐵絲把 保溫塊固定在汽缸的保溫鉤上。 3） 法蘭螺栓部位的保溫層 ，采取可以拆卸的結構，以便在汽缸檢修時，只拆除這部分的保溫層，即可進行檢修，而其他部分保溫層則可永久使用。 4） 對管道的膨脹節(jié)、彎管部分、管道法蘭，則可以采用特殊的保溫層結構，對起吊用的吊耳部分， 也可采用可拆除的保溫層結構。 5） 保溫層的施工直接關系到保溫質量，必須予以足夠重視，施工應嚴格按照保溫層設計要求進行，如需變動需征得制造廠同意。 6） 在保溫施工前應對保溫表面清理干凈，去除油污后方可施工。保溫塊之間接縫要嚴密，綁扎要牢固，不得采用螺旋纏繞的方法 。多層保溫 內 、 外 層應交錯排列，錯開接縫，以保證保溫效果。保溫層表面應光滑、整齊、美觀。不得使用吸進了油料與受潮的保溫材料。冬季施工時應做好防寒保暖措施，確保施工部位及周圍平均溫度達到 5。 7） 當環(huán)境溫度不高于 27 時， 所有設備、管道、閥門、法蘭等保溫 層外表面溫度不高于 50 ；當環(huán)境溫度高于 27 時，所有設備、管道、閥門、法蘭等保溫層外表面 34 溫度 與環(huán)境溫度之差不得超過 23。 11. 運行及管理 11.1 節(jié)能 管理 11.1.1 完善三級 節(jié)能 管理網絡，明確各級節(jié)能工作人員的職責，健全相應的節(jié)能工作考核制度，以保證節(jié)能工作 職責 明確、目標清晰、獎懲分明，各項節(jié)能措施落實到位。 11.1.2 組織開展多種形式的宣傳、動員活動，通過公告欄、局域網、宣傳展板、各種會議等多種途徑宣傳節(jié)能減排的各項工作和意義，形成全員參與、自下而上的開展資源節(jié)約、環(huán)境保護、促進可持續(xù)發(fā)展的企 業(yè)文化氛圍和全員意識。 11.1.3 定期 開展電力企業(yè)對標工作，以先進企業(yè)能耗指標為標桿，分析本企業(yè)能耗指標實際值與先進值、設計值之間的差距， 并 分析 其 原因，制定相應 的 改進目標，分解和落實改進措施。 11.1.4 定期進行電廠生產過程能量平衡試驗與能損診斷，對全廠能量分配與消耗進行全面定量分析，制定全廠綜合節(jié)能降耗技術措施和管理辦法。 對于機組能耗指標高于基準值，且原因不明，應進行節(jié)能診斷分析工作，查清機組能耗高的原因，提出可實施的節(jié)能降耗措施。 11.1.5 定期 進行 節(jié)能總結分析 工作 ，全面掌握機組運行 能耗 指標變化情 況 ，做到節(jié)能工作胸中有數(shù)、方向明確。重大節(jié)能改造工程完成后應進行分析總結，正確評價節(jié)能效果。 11.1.6 加強燃料采購管理，從 燃料采購源頭盡可能控制煤炭 質量及含 硫量，使入爐 煤 盡量接近鍋爐設計煤種 。 11.1.7 高度重視能源計量和統(tǒng)計管理工作，保證運行參數(shù)及煤、水、油、電等主要耗能指標的原始記錄和統(tǒng)計臺帳健全、數(shù)據準確， 并 做到物料及能量平衡 。特別要重視 入廠煤、入爐煤和煤場的計量管理 工作 ，加強煤質特性分析，有條件時應加裝在線實時分析裝置，做到計量、統(tǒng)計準確，減少煤熱值差。 11.2 運行 控制 11.2.1 對于噴嘴 調節(jié)的機組，負荷在 80%以上，應通過運行調整確保主蒸 汽壓力、主蒸汽溫度、再熱器溫度不低于設計值。對于機組在滑壓運行區(qū)域 ，應根據機組滑壓運行曲線嚴格控制主蒸汽壓力、主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度 。 11.2.2 提高運行人員節(jié)能意識，開展值際勞動競賽。充分利用 SIS 及 MIS 系統(tǒng)強大的信息處理功能，以機組運行 監(jiān)測 管理系統(tǒng)為平臺， 統(tǒng)計及 耗差分析 數(shù)據 為依據，在運行各值 之間 開展以機組各主要指標 和小指標 為對象的值際勞動競賽 ， 這些指標包括：發(fā)電煤 35 耗、發(fā)電廠用電率、供電煤耗、凝汽器真空、給水溫度、循環(huán)水泵耗電率、凝結水泵耗電率、磨 煤機單耗、各風機耗電率、運行氧量、飛灰含炭量、排煙溫度等，以充分 調動運行人員的積極性， 實現(xiàn)精細化操作，有效控制 機組各項運行指標 。 11.2.3 嚴格控制除氧器排汽和鍋爐排污，加強 系統(tǒng) 泄漏治理，降低工 質 損失。對于 300MW等級機組，補水率不超過 1%；對于 600MW 及以上容量機組，補水率不超過 0.8%。 11.3 優(yōu)化運行 11.3.1 完善機組耗差在線分析軟件或廠級信息監(jiān)控系統(tǒng)配置，實時分析系統(tǒng)和設備運行性能，指導機組優(yōu)化運行。 11.3.2 定期進行不同負荷運行方式的優(yōu)化調整試驗，以使主機和輔機及熱力系統(tǒng)能夠在最優(yōu) 匹配的方式下運行。 11.3.3 試驗 研究常用煤種的摻燒和混燒特性，確定最佳配煤比例，盡可能適應鍋爐設計煤種燃燒特性要求，保證燃燒的穩(wěn)定性與經濟性。 11.3.4 定期進行凝汽機組“冷端”系統(tǒng)經濟性診斷試驗和運行方式優(yōu)化，保證機組在良好真空下運行，凝汽系統(tǒng)和循環(huán)冷卻系統(tǒng)按優(yōu)化匹配方式運行。 11.3.5 在機組大修、技術改造、煤質變動后，應進行鍋爐燃燒優(yōu)化和制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整試驗，提高鍋爐效率、低負荷穩(wěn)燃能力和降低輔機電耗。 12. 華能燃煤機組能耗指標 近期目標值 為了全面提升華能公司的競爭能力，繼續(xù)保持公司主要能 耗指標在行業(yè)的領先優(yōu)勢， 華能創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)規(guī)劃（ 2009 年版）提出了華能燃煤機組能耗指標近期目標值（ 見 附錄 C），明確規(guī)定了各類燃煤機組 2011 年 前應達到的供電煤耗和廠用電率目標值。 36 附錄 A 汽輪機冷端系統(tǒng)運行方式優(yōu)化 案 例 某廠 2 600MW 超臨界機組 (廠內編號 1、 2 號 )，每臺機組配套雙殼體、單流程、雙背壓表面式凝汽器，凝汽器冷卻水系統(tǒng)采用循環(huán)供水冷卻方式，每臺機組配套 2 臺循環(huán)水泵，以滿足不同季節(jié)和不同負荷時凝汽器對冷卻水量的要求。 1 號機組和 2 號機組的循環(huán)水管道之間加設聯(lián)絡管，根據冷卻水進口溫度及機組 負荷的變化，循環(huán)水泵運行方式有：一機一泵、兩機三泵和一機兩泵三種方式。 考慮冷端系統(tǒng)的節(jié)能，每臺機組選擇一臺循環(huán)水泵進行了雙速改造，雙速改造后，根據冷卻水進口溫度及機組負荷的變化，循環(huán)水泵運行方式有：一機一泵 (低速 )、一機一泵 (高速 )、兩機三泵 (高速 )、一機兩泵 (一高速一低速 )和一機兩泵 (高速 )五種方式。 以該廠 2 號機組為例，通過冷端 系統(tǒng) 運行方式優(yōu)化試驗，在保證機組最佳運行真空的前提下，得到不同冷卻水進口溫度及不同機組負荷下的最佳循環(huán)水泵運行方式；為了進一步挖掘冷端系統(tǒng)的節(jié)能潛力，對循環(huán)水泵電機變頻情況下的 最佳運行方式進行了計算，結果如下： A1 循環(huán)水泵定速情況下的最佳運行方式 定速循環(huán)水泵運行優(yōu)化結果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進口溫度， 機組負荷，MW運行方式切換 1運行方式切換 2一機一泵兩機三泵b e n g一機兩泵 A.2 單臺循環(huán)水泵雙速情況下的最佳運行方式 37 單臺雙速情況下的循環(huán)水泵運行優(yōu)化結果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進口溫度， 機組負荷，MW運行方式切換 1 運行方式切換 2運行方式切換 3 運行方式切換 4兩泵高速一高一低兩機三高單泵高速單泵低速 A.3 兩臺循環(huán)水泵變頻運行情況下的最佳運行方式 變速循環(huán)水泵運行優(yōu)化結果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進口溫度， 機組負荷，MW運行方式切換 1運行方式切換 2運行方式切換 3兩泵高速兩機三高兩泵變頻單泵變頻 A.4 三種最佳運行方式的經濟性對比結果 綜合平均全年冷卻水溫的變化，上述三種情況下循環(huán)水泵最佳運行方式對應的機組凈出力變化見表 A.1。 38 表 A.1 三種最佳運行方式的經濟性對比結果 機組負荷 雙速與定速比較 變頻與定速比較 變頻與雙速比較 600MW 99