火力發(fā)電機(jī)組節(jié)能降耗技術(shù)手冊

華能 火力發(fā)電 機(jī)組節(jié)能降耗 技術(shù) 手冊 中國華能集團(tuán)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(shù)及 管理水平的重要指標(biāo)，關(guān)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(nèi)其他發(fā)電集團(tuán) 公司 火力發(fā)電機(jī)組 節(jié)能降耗力度的不斷加大，超（超）臨界機(jī)組的大規(guī)模投產(chǎn)，華能集團(tuán) 公司 供電煤耗 和發(fā)電廠用電率 指標(biāo)領(lǐng)先優(yōu)勢 逐步縮小。面對 節(jié)能減排 的 嚴(yán)峻形勢，華能集團(tuán)公司曹培璽總經(jīng)理在年度工作會 上 提出要 “加強(qiáng)節(jié)能降耗管理，嚴(yán)格執(zhí)行 一票否決 ，確保集團(tuán)公司總體能耗 水平 和主力機(jī)型的能耗指標(biāo) 保持行業(yè)領(lǐng)先地位 ”， 并強(qiáng)調(diào) 30 萬千瓦及以上機(jī)組的能耗指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)領(lǐng)先水平，是集團(tuán) 公司 節(jié)能減排工作的重點(diǎn)目標(biāo)和重點(diǎn)工作。 華能集團(tuán) 公司 多年來有敢為人先的優(yōu)良傳統(tǒng)，有多年優(yōu)秀經(jīng)驗(yàn)的積累、良好的設(shè)備基礎(chǔ)以及西安熱工院強(qiáng)有力的技術(shù)支持。為實(shí)現(xiàn)華能集團(tuán)公司 火力發(fā)電機(jī)組 主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和主力機(jī)型能耗指標(biāo)達(dá)到行業(yè)領(lǐng)先的目標(biāo)， 2009 年 4 月 7 月，華能集團(tuán)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(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的完成情況，開展能耗指標(biāo)對標(biāo)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(jī)組節(jié)能診斷工作， 深入 研究 導(dǎo)致 機(jī)組 能耗高 的主要 問題及 原因，并制定具體的技術(shù)改進(jìn)方案； 提出 各機(jī)組能耗指標(biāo) 近期 目標(biāo) 值 ，要求積極開展能耗指標(biāo)創(chuàng)優(yōu)活動； 檢查節(jié)能降耗工作進(jìn)展，督促電廠進(jìn)一步落實(shí)華能集團(tuán)公司的部署和要求，抓緊實(shí)施節(jié)能診斷提出的改進(jìn)措施，促進(jìn)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(jī)組節(jié)能降耗水平，實(shí)現(xiàn)集團(tuán)公司確立的能耗指標(biāo) 近期 目標(biāo)值， 以集團(tuán)公司 2007 年制訂的 300MW 機(jī)組節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則為基礎(chǔ)，結(jié)合 2009 年60 萬千瓦 超（超）臨界機(jī)組節(jié)能診斷分析工作 經(jīng)驗(yàn)， 綜合考慮在設(shè)備選型、技術(shù)改造、運(yùn)行控制、檢修維護(hù)等方面的節(jié)能工作，在 華能集團(tuán)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(fù)責(zé) 制訂 本導(dǎo)則 。 i 目 錄 1. 范圍 . 1 2. 參考資料及標(biāo)準(zhǔn) . 1 3. 汽輪機(jī) . 1 3.1 汽輪機(jī)通流改造 . 1 3.2 國產(chǎn)亞臨界汽輪機(jī)通流檢查與通流間隙調(diào)整 . 2 3.3 國產(chǎn)引進(jìn)型 300MW 汽輪機(jī)本體改進(jìn) . 2 3.4 國產(chǎn) 350MW 超臨界汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造 . 2 3.5 國產(chǎn) 600MW 超（超）臨界汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造 . 3 3.6 驅(qū)動給水泵汽輪機(jī) . 4 3.7 低壓缸進(jìn)汽管道導(dǎo)流板加固 . 4 3.8 順序閥運(yùn)行和濾網(wǎng)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(jìn)原則 . 5 4.2 300MW 機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng)改進(jìn) . 5 4.3 600MW 及以上機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng)改進(jìn) . 5 4.4 給水系統(tǒng)設(shè)計 . 12 5. 汽輪機(jī)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(jié)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(shè)計煤種 . 24 7.6 鍋爐熱效率 . 25 7.6.1 煤質(zhì)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(diǎn)火技術(shù) . 26 7.7.1 微油點(diǎn)火技術(shù) . 26 7.7.2 等離子點(diǎn)火技術(shù) . 27 8. 鍋爐燃燒優(yōu)化試驗(yàn)與運(yùn)行控制 . 27 8.1 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn) . 27 8.2 鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn) . 28 8.3 運(yùn)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(yù)熱器 . 31 9.1 空氣預(yù)熱器面積 . 31 9.2 空氣預(yù)熱器密封改造 . 32 9.3 空氣預(yù)熱器吹灰 . 32 10. 機(jī)組保溫 . 32 10.1 鍋爐保溫與密封 . 32 10.2 汽輪機(jī)保溫 . 32 11. 運(yùn)行及管理 . 34 11.1 節(jié)能管理 . 34 11.2 運(yùn)行控制 . 34 11.3 優(yōu)化運(yùn)行 . 35 12. 華能燃煤機(jī)組能耗指標(biāo)近期目標(biāo)值 . 35 附錄 A 汽輪機(jī)冷端系統(tǒng)運(yùn)行方式優(yōu)化案例 . 36 iii 附錄 B 煤質(zhì)變化對某 300MW 機(jī)組運(yùn)行能耗指標(biāo)的影響 . 39 附錄 C 華能燃煤機(jī) 組能耗指標(biāo)近期目標(biāo)值 . 41 1 華能火力發(fā)電機(jī)組節(jié)能降耗技術(shù)導(dǎo)則 1. 范圍 本導(dǎo)則適用于華能系統(tǒng) 300MW 及以上容量火力發(fā)電機(jī)組， 300MW 以下容量機(jī)組可 參照執(zhí)行。 2. 參考 資料及標(biāo)準(zhǔn) 華能集團(tuán)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(jī) 節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則 華能 300MW 級 機(jī)組鍋爐 及輔機(jī)設(shè)備 節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則 華能火電工程設(shè)計導(dǎo)則 DL/T1052 2007 節(jié)能技術(shù)監(jiān)督導(dǎo)則 DL/T466 2004 電站磨煤機(jī)及制粉系統(tǒng)選型導(dǎo)則 DL/T5072 2007 火力發(fā)電廠保溫油漆設(shè)計規(guī)程 3. 汽輪機(jī) 3.1 汽輪機(jī)通流改造 3.1.1 在 THA 工況下，不同類型及配置的汽輪機(jī)熱耗率符合以下條件時，可通過汽輪機(jī)通流部分改造提高機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。 1） 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界濕冷汽輪機(jī)，配置汽動給水泵，汽輪機(jī)熱耗率高于8250kJ/kWh； 2） 國產(chǎn)引進(jìn)型 300MW 等級亞臨界濕冷汽輪機(jī)，配置汽動給水泵，汽輪機(jī)熱耗率高于 8200kJ/kWh； 3） 國產(chǎn) 600MW 等級亞臨界濕冷汽輪機(jī)，配置汽動給水泵，汽 輪機(jī)熱耗率高于8150kJ/kWh； 4） 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界空冷汽輪機(jī)，配置電動給水泵，汽輪機(jī)熱耗率高于8450kJ/kWh。 3.1.2 汽輪機(jī)通流部分可采用高、中、低壓缸整體進(jìn)行改造，也可 根據(jù)各缸效率情況 采用局部 改造 。 如：低壓缸改造。對于國產(chǎn)引進(jìn)型 300MW 等級 亞臨界濕冷機(jī)組，汽輪機(jī)通流改造時調(diào)節(jié)級宜采用順流布置方案。汽輪機(jī) 通流改造 宜 選擇信譽(yù)好 、 業(yè)績 優(yōu)良 的設(shè)計制造單位 的產(chǎn)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(jìn)行改造， 在條件許可 的 情況下，對中、低壓缸排汽窩殼進(jìn)行優(yōu)化。 2 3.1.3 汽輪機(jī)實(shí)施通流部分改造后，在不進(jìn)行老化和軸封漏汽量修正 的情況下 ， THA 工況下汽輪機(jī)熱耗率 應(yīng) 達(dá)到表 1 的目標(biāo)值。 表 1 汽輪機(jī)通流 部分 改造后熱耗率目標(biāo)值 單位： kJ/kWh 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界 濕冷汽輪機(jī)（配汽泵） 國產(chǎn) 600MW 等級亞臨界 濕冷汽輪機(jī)（配汽泵） 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界 空冷汽輪機(jī)（配電泵） 7930 7900 8200 3.2 國產(chǎn) 亞臨界 汽輪機(jī) 通流檢查與通流間隙調(diào)整 在 THA 工況下， 符合以下條件之一 時 應(yīng) 對汽輪機(jī)通流部分進(jìn)行 全面 檢 查 及 通流間隙進(jìn)行調(diào)整。 1） 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界濕冷機(jī)組，配置 汽 動給水泵，在 THA 工況下汽輪機(jī)熱耗率高于 8100kJ/kWh； 2） 國產(chǎn) 600MW 等級亞臨界濕冷機(jī)組，配置汽動給水泵，在 THA 工況下汽輪機(jī)熱耗率高于 8000kJ/kWh； 3） 國產(chǎn) 300MW 等級亞臨界空冷機(jī)組，配置電動給水泵，在 THA 工況下汽輪機(jī)熱耗率高于 8300kJ/kWh。 3.3 國產(chǎn) 引進(jìn)型 300MW 汽輪機(jī) 本體 改進(jìn) 國產(chǎn) 引進(jìn)型 300MW 汽輪機(jī)普遍存在運(yùn)行中各缸效率低，高壓缸效率隨運(yùn)行時間增加不斷下降，主要原因是汽輪機(jī)通流部分不完善、汽封 間隙大、汽輪機(jī)內(nèi)缸接合面漏汽嚴(yán)重、存在級間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。 在 THA 工況下汽輪機(jī)熱耗率 高于 8050kJ/kWh，可進(jìn)行 汽輪機(jī)本體技術(shù) 改進(jìn) ，以提高運(yùn)行缸效率， 具體 改進(jìn) 措施見華能系統(tǒng) 300MW汽輪機(jī)節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則 3.1 款 。 3.4 國產(chǎn) 350MW 超臨界汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造 3.4.1 汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造 條件 國產(chǎn) 350MW 超臨界汽輪機(jī)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(jī)通流設(shè)計存在缺陷、通流間隙調(diào)整偏大所致。在不考慮老化修正， THA 工況下 汽輪機(jī) 熱耗率 高于 7780kJ/kWh，宜 盡快安排 對汽輪機(jī) 進(jìn)行 揭缸處理。 3.4.2 汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造原則 汽輪機(jī) 揭缸處理包括： 1） 對汽輪機(jī)通流部分進(jìn)行全面檢查，通流間隙進(jìn)行準(zhǔn)確測量 ，對 通流 間隙 按 偏 下限 值 進(jìn)行 控制 ； 2） 全面改造汽輪機(jī)汽封結(jié)構(gòu) ， 調(diào)節(jié)級處增加 1 3 道汽封齒， 平衡盤汽封 可 改為彈性可調(diào)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(jī)揭缸處理完成后， THA 工況下 汽輪機(jī)熱耗率 應(yīng) 達(dá)到 7730kJ/kWh 以下。 3.5 國產(chǎn) 600MW 超（超）臨 界 汽輪機(jī) 通流 間隙調(diào)整與汽封改造 3.5.1 汽輪機(jī)通流間隙調(diào)整與汽封改造 條件 國產(chǎn) 600MW 超（超）臨界機(jī)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(jī)通流設(shè)計存在缺陷、通流間隙調(diào)整偏大所致。 其中5、 6、 7 段抽汽溫度普遍偏高是此類型機(jī)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(jī)熱耗率 超過 7650kJ/kWh， 超超臨界汽輪機(jī)熱耗率 超過 7550kJ/kWh， 宜 盡快安排對汽輪機(jī)進(jìn)行揭缸 處理。 3.5.2 汽輪機(jī)通流間 隙調(diào)整與汽封改造原則 汽輪機(jī) 揭缸處理包括： 1） 對汽輪機(jī)通流部分進(jìn)行全面檢查，準(zhǔn)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(yīng)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(zhuǎn)子同心度偏差，據(jù)此調(diào)整通流部分徑向間隙 ， 并合實(shí)缸進(jìn)行檢驗(yàn)， 尤其是低壓缸變形量較大應(yīng)引起足夠重視 。 2） 全面改造汽輪機(jī)汽封結(jié)構(gòu) 。 汽輪機(jī)高、中壓部分 可 采用彈性可調(diào)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(diào)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(jìn)行揭缸，并吊出下缸，拆掉保護(hù)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(diào)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(jī)熱耗率 應(yīng) 達(dá)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(shè)計值高 20 30 ； 600MW 超超臨界汽輪機(jī)熱耗率 應(yīng) 達(dá)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(shè)計值高 20 30 。 3.6 驅(qū)動 給水泵汽輪機(jī) 若驅(qū)動給水泵汽輪機(jī)耗汽量大于設(shè)計值，宜對給水泵和驅(qū)動給水泵汽輪機(jī)進(jìn)行診斷試驗(yàn)，在確認(rèn)驅(qū)動給水泵汽輪機(jī)性能達(dá)不到設(shè)計性能時（或驅(qū)動給水泵汽輪機(jī)效率低于75%），應(yīng)盡快安排對驅(qū)動給水泵汽輪機(jī) 進(jìn)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(yīng)及時予以消除，必要時，更換質(zhì)量有保證的給水泵再循環(huán)門。 3.7 低壓缸進(jìn)汽管道導(dǎo)流板加固 在汽輪機(jī)大修 發(fā)現(xiàn) ，普遍存在低壓缸進(jìn)汽管道導(dǎo)流板損壞，堵塞通流面積，甚至損傷汽輪機(jī)低壓缸通流部分 。 通過 對導(dǎo)流板加固，避免導(dǎo)流板損壞，尤其是新投產(chǎn)機(jī)組要特別注重 提前 對導(dǎo)流板進(jìn)行加固。 5 3.8 順序閥運(yùn)行和濾網(wǎng)拆除 汽輪機(jī)運(yùn)行調(diào)節(jié)方式分為噴嘴調(diào)節(jié)和節(jié)流調(diào)節(jié)。對于噴嘴調(diào)節(jié)機(jī)組，為使汽缸加熱均勻，保證機(jī)組長期安全可靠 運(yùn)行 ，機(jī)組投產(chǎn)后 6 個月應(yīng) 采用單閥 運(yùn)行 （制造廠特殊允許除外） 。 為保證機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，單閥運(yùn)行期完成后應(yīng)及時調(diào)整為順序閥運(yùn)行。對于新投產(chǎn)機(jī)組，應(yīng)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(wǎng)。 4. 熱力及疏水系統(tǒng) 4.1 熱力及疏水系統(tǒng) 改進(jìn) 原則 熱力及 疏水系統(tǒng) 改進(jìn)總 原則是 機(jī)組在各種不同工況下運(yùn)行 時 ，疏水系統(tǒng)應(yīng)能防止汽輪機(jī)進(jìn)水和汽輪機(jī)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(jìn) 原則 是： 1） 運(yùn)行中相同壓力的疏水管 路 應(yīng)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(yīng)采用質(zhì)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(yīng)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(jī)組運(yùn)行操作的自動化程度，正常工況下手動截止閥應(yīng)處于全開狀態(tài)。當(dāng)氣動或電動疏水閥出現(xiàn)內(nèi)漏，而無 處理?xiàng)l件時，可作為臨時措施，關(guān)閉手動截止閥 。 5）對于運(yùn)行中處于熱備用的管道或設(shè)備，在用汽設(shè)備的入口門前應(yīng)能實(shí)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(shè)計院所設(shè)計的熱力系統(tǒng)的布置不同，在進(jìn)行改進(jìn)前 宜 進(jìn)行診斷試驗(yàn)，根據(jù)具體情況進(jìn)行核算和分析。 4.2 300MW 機(jī)組 熱力及疏水系統(tǒng)改進(jìn) 300MW 機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng)改進(jìn)見華能系統(tǒng) 300MW 汽輪機(jī)節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則3.2 款。 4.3 600MW 及以上機(jī)組 熱力及疏水系統(tǒng)改進(jìn) 各設(shè)計院對 600MW 及以上 機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng) 的 設(shè)計存在一定差異，通過對華能600MW 及以上超臨界機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng)總結(jié)分析，提出以下改進(jìn)方案 供參考 ，不同機(jī)組熱力及疏水系統(tǒng) 具體改進(jìn)方案可 作適當(dāng)調(diào)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(jìn)前、后主蒸汽 管道 疏水系統(tǒng) 6 示例見圖 4。 （ 1 ） 改進(jìn)前 （ 2 ） 改進(jìn)后 蒸汽來 至本擴(kuò) 至本擴(kuò) 至本擴(kuò) 蒸汽來 至本擴(kuò) 圖 4 改進(jìn)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(shè)計機(jī)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(jìn)前 （ 2） 改進(jìn)后 圖 5 改進(jìn)前、后低壓旁路后疏水 4.3.3 冷再至小 汽輪機(jī) 及輔汽 （ 1） 冷再至小 汽輪機(jī) 疏水 若冷再至小 汽輪機(jī) 的疏水系統(tǒng)如圖 6 改進(jìn)前方案， 則 可將疏水進(jìn)行改進(jìn)，改進(jìn)方案見圖 6 改進(jìn)后方案。 7 冷再去鍋爐 去 A 小機(jī) 去 B 小機(jī) 冷再去鍋爐 C 去 B 小機(jī) 去 A 小機(jī) （ 1） 改 進(jìn) 前 （ 2） 改 進(jìn) 后 圖 6 冷再至小機(jī)疏水 （ 2） 冷再至輔汽逆止門前疏水改進(jìn) 可將二抽至 7 號高加進(jìn)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(jìn)前 （ 2） 改進(jìn)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?dāng)U容器，也可與軸封加熱器疏水合并后進(jìn) 軸 封 加 熱器 水封。接入疏水?dāng)U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(kuò) 去凝汽器 軸封加熱器 軸封 回汽 三級水封 （ 1） 改 進(jìn) 前 （ 2） 改 進(jìn) 后 圖 8 軸 封 加 熱器 回汽管 改進(jìn)方案 （ 2） 軸封 溢 流 若軸封溢流僅有去凝汽器一路，建議增設(shè)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(nèi)部 1 號低壓加熱器進(jìn)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(jīng)合并后去疏水?dāng)U容器，其上節(jié)流孔有疏水持續(xù)進(jìn)疏水?dāng)U容器，改進(jìn)方案見圖 9。 （ 1） 改進(jìn)前 軸封母管 去低壓缸軸封 去疏擴(kuò) 9 （ 2） 改進(jìn)后 圖 9 軸封母管疏放水改進(jìn)方案 （ 4） 軸 封 加 熱器 風(fēng)機(jī)抽空氣系統(tǒng)改進(jìn) 軸 封 加 熱器 風(fēng)機(jī)出口逆止門宜加裝放水管，或改成水平安裝，見圖 10。 （ 1） 改進(jìn)前 8m 8m 軸封母管 去低壓缸軸封 軸加 10 （ 2） 改進(jìn)后 圖 10 軸 封 加 熱器 風(fēng)機(jī)抽空氣系統(tǒng)改進(jìn)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(fù)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(diào)節(jié)門調(diào)節(jié)裕量 不足 有關(guān)。當(dāng)判斷疏水調(diào)節(jié)門無調(diào)節(jié)裕量時， 可在疏水調(diào)節(jié)門的位置加裝一旁路，取消疏水調(diào)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(jìn)前 （ 2） 改進(jìn)后 圖 11 1 號低 壓 加 熱器 正常疏水改進(jìn)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(fù)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(diào)節(jié)門調(diào)節(jié)裕量 不足 有關(guān)。當(dāng)判斷疏水調(diào)節(jié)門無調(diào)節(jié)裕量時， 可在疏水調(diào)節(jié)門的位置加裝一旁路，取消疏水調(diào)節(jié)門后手動閥，見圖 12。 （ 1） 改進(jìn)前 （ 2） 改進(jìn)后 圖 12 2、 3 號低 壓 加 熱器 正常疏水改進(jìn)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(jìn) 前改 進(jìn) 后 H P1 抽 （ 1） 改進(jìn)前 （ 2） 改進(jìn)后 圖 13 1 段抽汽疏水系統(tǒng)改進(jìn) 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(jìn)行 如下改進(jìn)，改進(jìn)方案見圖 14。此外，四抽去小機(jī)門前疏水若標(biāo)高合適，也可照此改進(jìn)。 去疏擴(kuò) 中壓缸 去除氧器 去輔汽連箱 去小機(jī) （ 1） 改 進(jìn) 前 去疏擴(kuò) 中壓缸 去除氧器 去輔汽連箱 去小機(jī) （ 2） 改 進(jìn) 后 圖 14 四段抽汽至輔汽管道疏水改進(jìn)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(shè)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(shè)計 300MW 機(jī)組主給水系統(tǒng)常規(guī)設(shè)計方案見圖 15，優(yōu)化設(shè)計方案見圖 16。 圖 16 的設(shè)計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機(jī)組節(jié)能和節(jié)電。在新建機(jī)組設(shè)計中宜采用圖 16 的設(shè)計方案，對于在役機(jī)組也可采用圖 16 的 方案改進(jìn)給水系統(tǒng)。 13 600MW 及以上超臨界機(jī)組主給水系統(tǒng)常規(guī)設(shè)計方案見圖 17，優(yōu)化設(shè)計方案見圖 18。圖 18 的設(shè)計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機(jī)組節(jié)能和節(jié)電。在新建機(jī)組設(shè)計中宜采用圖 18 的設(shè)計方案，對于在役機(jī)組也可采用圖 18 的方案改進(jìn)給水系統(tǒng)。 圖 15 300MW 機(jī)組給水系統(tǒng)設(shè)計方案 圖 16 300MW 機(jī)組給水系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計方案 圖 17 600MW 超臨界 機(jī)組給水系統(tǒng)設(shè)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(jī)組給水系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計方案 5. 汽輪機(jī)冷端系統(tǒng) 濕冷機(jī)組的冷端系統(tǒng)是指以凝汽器為核心的相關(guān)系統(tǒng)和設(shè)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(biāo)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(jī)組真空度降低。凝汽器性能變差的主要原因有：冷卻水進(jìn)口溫度升高、冷卻水流量降低、凝汽器汽側(cè)空氣聚積量增 大、冷 卻管 臟污 (主要是水側(cè) )，凝汽器熱負(fù)荷增大、凝汽器冷卻面積不足等。 對于機(jī)組真空較差，且達(dá)不到設(shè)計要求， 要 進(jìn)行凝汽器性能診斷試驗(yàn)，以判別機(jī)組真空差的原因。 5.1.1 冷卻水進(jìn)口 溫度 冷卻水全年平均溫度的升高，直接導(dǎo)致機(jī)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(jìn)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(shí)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?nèi)∷谖恢茫荛_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(rèn)冷卻塔性能變差，可以進(jìn)行冷卻塔冷卻能力診斷試驗(yàn)，找出冷卻塔性能變差的主要原因，并進(jìn)行治理或改造。 5.1.2 冷卻水流量 冷卻水流量不足直接導(dǎo)致冷卻水溫升的增加，最終使機(jī)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(jìn)行循環(huán)水泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力匹配性試驗(yàn)，確認(rèn)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(jù)診斷試驗(yàn)結(jié)果，如果是循環(huán)水泵本身的原因，可以直接進(jìn)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(shí)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(zhì)堵塞進(jìn)水室管口、特別注意凝汽器出水室頂部是否聚積空氣，導(dǎo)致系統(tǒng)阻力增加。 b）設(shè)計原因?qū)е卤门c系統(tǒng)阻力不匹配。應(yīng) 參照實(shí)際的循環(huán)水系統(tǒng)阻力重新進(jìn)行循環(huán)水泵選型，并進(jìn)行技術(shù)改造。 5.1.3 凝汽器汽側(cè)空氣聚集 凝汽器汽側(cè)空氣聚積 的 主要原因有 ： 1） 機(jī)組真空嚴(yán)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(dǎo)致真空泵入口壓力升高，進(jìn)而 導(dǎo)致 凝汽器壓力 升高（ 機(jī)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(shè)計不合理，導(dǎo)致高、低壓凝汽器抽空氣管內(nèi)空氣相互干擾，空氣抽不出影響凝汽器性能，降低機(jī)組真空。 消除或減弱凝汽器汽側(cè)空氣聚集的主要措施有： 1） 提高機(jī)組真空系統(tǒng)嚴(yán)密性。通過各種技術(shù)手段進(jìn)行真空系統(tǒng)檢漏，及時發(fā)現(xiàn)真空系統(tǒng)泄漏點(diǎn)，并進(jìn)行 徹底 處理。在機(jī)組 80%額定負(fù)荷以上，應(yīng)確保濕冷機(jī)組真空嚴(yán)密性 200Pa/min；在機(jī)組 50% 80%額定負(fù)荷，應(yīng)確保濕冷機(jī)組真空嚴(yán)密性 270Pa/min。 2）進(jìn)行真空泵及抽空氣系統(tǒng)診斷試驗(yàn)，確認(rèn)真空泵抽吸能力下降的主要原因，并有針對性進(jìn)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(yīng)從工作水的冷卻系統(tǒng) 查 找原因。 3）通過診斷試驗(yàn)確認(rèn)雙背壓凝汽器高、低壓抽空氣管路存在的問題，進(jìn)行抽空氣管路完善和改進(jìn)，確保抽氣設(shè)備能及時抽出凝汽器內(nèi)聚積的空氣。 5.1.4 凝汽器 水 側(cè)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(shè)計時水室最高點(diǎn)應(yīng)裝設(shè)水室真空泵，水室真空泵根據(jù)其進(jìn)口閥前、后壓差開啟或者關(guān)閉，保證運(yùn)行中 及時抽出水室中聚集的氣體。未設(shè)計凝汽器水室真空泵的機(jī)組，應(yīng)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(shè)計時水室最高點(diǎn)應(yīng)設(shè)排氣管，起動時水室應(yīng)充分排氣，運(yùn)行中定期排氣，特別是循環(huán)水泵運(yùn)行方式 16 發(fā)生變化時應(yīng)進(jìn)行排氣。 沒有 凝汽器水室 最高點(diǎn)排氣管的機(jī)組 ，應(yīng)考慮加裝。 5.1.5 凝汽器 水側(cè)臟污 冷凝管臟污包括汽側(cè)和水側(cè)臟污兩種，引起凝汽器性能下降的一般是水側(cè)臟污。水側(cè)臟污直接導(dǎo)致凝汽器清潔系數(shù)降低，增加了傳熱熱阻。 水側(cè)臟污的主要原因有：膠球清洗裝置投運(yùn)不正常；冷卻水水質(zhì)差或有機(jī)雜質(zhì)多；一 、二次濾網(wǎng)投運(yùn)不正常；冷凝管未定期沖洗或清理。 清除或預(yù)防水側(cè)臟污的主要措施有： 1）膠球清洗。根據(jù)凝汽器冷凝管內(nèi)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(yùn)和收球率 達(dá) 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(cè)的軟垢，可以選擇普通海綿球。干態(tài)的海綿球球徑應(yīng)等于冷凝管的內(nèi)徑，濕態(tài)的海綿球球徑應(yīng)比冷凝管內(nèi)徑大 12mm。 對于凝汽器水側(cè)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(yīng)比冷凝管內(nèi)徑小 0.51mm；濕態(tài)金剛砂球球徑應(yīng)比冷凝管內(nèi)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(guān)閉或關(guān)小半側(cè)凝汽器冷卻水入（出）口門，進(jìn)行半側(cè)收球，提高收球率。 2）去除水中雜質(zhì)。直流冷卻系統(tǒng)雜質(zhì)較多，原則應(yīng)設(shè)一、二次濾網(wǎng)，并 保證 正常投運(yùn)。對于北方泥沙含量大的冷卻水水源，應(yīng)充分沉淀和過濾后才能作為冷卻塔的補(bǔ)充水源。 3） 控制循環(huán)水水質(zhì)和有機(jī)物。 4）利用一切可利用的時機(jī)和手段對冷凝管進(jìn)行清洗和水室雜質(zhì)清理。如利用每一次停機(jī)機(jī)會進(jìn)行高壓水沖洗；條件允許的情況下，機(jī)組運(yùn)行中凝汽器半側(cè)運(yùn)行另一半進(jìn)行清 洗等。 5） 必要時 對凝汽器冷凝管進(jìn)行酸洗。 6）對不能清除頑垢或銅管已經(jīng)減薄超標(biāo)的凝汽器，可考慮換管技術(shù)改造。 5.1.6 凝汽器熱負(fù)荷 凝汽器熱負(fù)荷升高的主要原因有：汽輪機(jī)效率下降，冷源損失增加；附加 介質(zhì) 不正常進(jìn)入凝汽器，導(dǎo)致熱負(fù)荷增加。 降低凝汽器熱負(fù)荷的主要措施有： 17 1） 優(yōu)化疏水系統(tǒng)， 提高 疏水?dāng)U容器的工作能力。對汽輪機(jī)疏水系統(tǒng) （ 特別是本體和高 壓管道疏水 ） 進(jìn)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(jī)會。提高疏水?dāng)U容器的工作能力，使得疏水在擴(kuò)容器內(nèi)完全擴(kuò)容卸能，減少凝汽器的熱負(fù)荷。 2） 減少 閥門內(nèi)漏。定期檢查和維護(hù)疏水系統(tǒng)閥門 （ 主要是自動 疏水器 ） 的嚴(yán)密性，必 要時更換質(zhì)量較好的 疏水 閥門。 3） 加強(qiáng)運(yùn)行管理，合理調(diào)整加熱器的運(yùn)行水位保護(hù)和疏水調(diào)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(jī)的運(yùn)行效率，減少排入凝汽器的熱量。 5） 提高汽輪機(jī)通流效率，降低低壓缸排汽流量。選用合理且高效的汽封結(jié)構(gòu)型式；嚴(yán)格控制機(jī)組升、降負(fù)荷率， 嚴(yán)格控制機(jī)組軸系 振動 在合格水平 ；機(jī)組大修時及時合理調(diào)整汽封間隙、或更換損壞的汽封，提高機(jī)組通流效率。 5.1.7 凝汽器面積 在 冷卻水進(jìn)口溫度、冷卻水流量、真空嚴(yán)密性、冷卻管清潔程度相同的情況下，300MW 機(jī)組凝汽器面積從 16000m2 增加到 19000m2，對應(yīng) 300MW 負(fù)荷時凝汽器壓力下降約 0.4kPa。 設(shè)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(yùn)行費(fèi)用增加的情況下，充分考慮凝汽器實(shí)際運(yùn)行中的清潔度降低等不利因素，適當(dāng)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(shè)計循環(huán)水溫度為 20 的情況， 300MW 機(jī)組凝汽器面積為 17000m218000m2， 600MW 機(jī)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(yīng)適當(dāng)增大，并根據(jù)優(yōu)化計算確定凝汽器的面積。 5.1.8 凝結(jié)水過冷度 凝結(jié)水過冷度增大，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性降低。過冷度增大的 主要 原因 有 ： 1）凝結(jié)水系統(tǒng)的運(yùn)行方式導(dǎo)致凝汽器熱井水位升高，淹沒凝汽器底排冷凝管，造成凝結(jié)水過冷。2）通往凝汽器底部的回?zé)嵴羝ǖ朗茏?，凝結(jié)水得不到足夠加熱，而產(chǎn)生過冷； 3）機(jī)組真空嚴(yán)密性極差，可能造成凝結(jié)水過冷。 4）冷卻水溫度偏低或冷卻水流量偏大，造成凝結(jié)水過冷。 降低凝結(jié)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(diào)整 18 凝汽器熱井水位。 2） 通過調(diào)整水位無法改變過冷度增大的趨勢，則有可能是汽側(cè)回?zé)嵬ǖ朗茏瑁嗽跈z修時解體檢查并及時解決。 3） 提高機(jī)組真空嚴(yán)密性。 4）冷卻水溫度較低時，通過減少循環(huán)水泵的 運(yùn)行 臺數(shù)，減少冷卻水流量。對于使用海水脫硫的機(jī)組，應(yīng)當(dāng)增設(shè)凝汽器冷卻水旁路，當(dāng)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(jié)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(yùn)行 效率 低 ； 循環(huán)水 泵運(yùn)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(yáng)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(yùn)行的關(guān)鍵。在設(shè)計流量工作點(diǎn)，當(dāng)循環(huán)水泵配套的揚(yáng)程高于系統(tǒng)阻力，導(dǎo)致循環(huán)水泵實(shí)際運(yùn)行在低揚(yáng)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(jī)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(dāng)循環(huán)水泵配套的揚(yáng)程小于系統(tǒng)阻力，導(dǎo)致循環(huán)水泵實(shí)際運(yùn)行在高揚(yáng)程小流量區(qū)域，凝汽器冷卻水流量偏小，直 接影響機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。無論流量偏大或偏小，循環(huán)水泵都偏離設(shè)計工作點(diǎn)，導(dǎo)致循環(huán)水泵的運(yùn)行效率偏低。 采取的主要措施是：進(jìn)行循環(huán)水泵性能與循環(huán)水系統(tǒng)阻力 特 性診斷試驗(yàn)，尋找循環(huán)水系統(tǒng)阻力增大的原因，或?qū)ρh(huán)水泵進(jìn)行增容改造或降低揚(yáng)程改造。 （ 2）循環(huán)水泵增效改造 對 循環(huán)水泵 運(yùn)行效率 低于 76%，建議進(jìn)行循環(huán)水泵增效改造。 （ 3）循環(huán)水泵運(yùn)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(yùn)行方式越靈活（流量調(diào)節(jié)范圍越大），機(jī)組的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性就越好。新設(shè)計的配套兩臺循環(huán)水泵的機(jī)組，應(yīng)考慮至少一臺循環(huán)水泵具備雙速功能。 循環(huán)水 泵電機(jī)變頻提供了循環(huán)水量可以連續(xù)調(diào)節(jié)的條件，通過運(yùn)行方式優(yōu)化試驗(yàn)，結(jié)合機(jī)組負(fù)荷、冷卻水溫度，可以得到機(jī)組最佳運(yùn)行真空對應(yīng)的最佳變頻控制運(yùn)行方式。 循環(huán)水泵電機(jī)雙速運(yùn)行在一定程度上實(shí)現(xiàn)了循環(huán)水泵運(yùn)行方式和運(yùn)行流量的多樣化，通過運(yùn)行方式優(yōu)化試驗(yàn)，結(jié)合機(jī)組負(fù)荷、冷卻水溫度，可以得到機(jī)組最佳運(yùn)行真空 19 對應(yīng)的最佳循環(huán)水泵運(yùn)行方式 ，汽輪機(jī)冷端系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化 方式 案例見附錄 A。 從冷端 系統(tǒng) 運(yùn)行優(yōu)化的實(shí)際可操作性出發(fā)，優(yōu)先推薦循環(huán)水泵電機(jī)雙速運(yùn)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(dǎo)致空氣在凝汽器汽側(cè)聚集，影 響凝汽器換熱，進(jìn)而影響機(jī)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(yùn)行性能的主要因素有：工作水溫度、真空泵轉(zhuǎn)速、抽吸口壓力和溫度等。從運(yùn)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(jīng)過診斷試驗(yàn)，確認(rèn)工作水溫度升高的主要原因，通?？刹扇〉闹饕胧┯校?1）對于新設(shè)計的機(jī)組，應(yīng)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(yùn)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(jī)組迎峰度夏的安全經(jīng)濟(jì)性。 如： 低溫的工業(yè)水、地下水或 中央集中空調(diào)冷凍水 等 。 在沒有低溫水源的情況下，可以增設(shè) 強(qiáng)制 制冷設(shè)備對 真空泵 工作 液 進(jìn)行強(qiáng)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(zhì)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(nèi)部空冷區(qū)空氣管不暢；雙背壓凝汽器高、低壓側(cè)空氣流動相互影響，導(dǎo)致流動不暢。 1） 對于 凝汽器內(nèi)部空冷區(qū)空氣管不暢的問題只有在停機(jī)檢修時按照設(shè)計圖紙對空氣管進(jìn)行檢查，并及時更正安裝錯誤。 2） 雙背壓 凝汽器 高、低壓側(cè)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(jié)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(jié)氣體混合后經(jīng)真空泵抽出，該方式的優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)簡單，缺點(diǎn)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(jié)氣體各自由單獨(dú)的真空泵抽出，該方式的優(yōu)缺點(diǎn)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(shè)計階段空氣管路流動阻力計算不符合實(shí)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(jié)氣體各自由單 獨(dú)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(yùn)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(jìn)水溫度，直接影響了機(jī)組運(yùn)行真空。因此， 宜 定期對冷卻塔進(jìn)行熱力性能診斷試驗(yàn)，確定冷卻塔存在的問題，制定相應(yīng)的技術(shù)改造方案。冷卻塔的實(shí)測冷卻能力小于 95%時， 或 夏季 100%負(fù)荷下 冷卻塔出水溫度 與當(dāng)?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(jìn)行全面檢查，必要時 實(shí)施冷卻塔技術(shù)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(bǔ)破損的配水槽。 對于槽 管配水的冷卻塔，夏季前 宜 開啟內(nèi)區(qū)配水系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)全塔配水。保持每個噴濺裝置完好無缺 ， 及時修補(bǔ)破損的配水管及噴濺裝置。 采用虹吸配水的冷卻塔，應(yīng)使虹吸裝置處于正常工作狀態(tài)。 21 根據(jù)冷卻塔內(nèi)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(jù)淋水填料的破損、結(jié)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(yīng)進(jìn)行不 同方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)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(fēng)。冷卻塔技術(shù)改造時， 宜 對破損及變形的除水器進(jìn)行更換。 （ 4）機(jī)力通風(fēng)冷卻塔 應(yīng)根據(jù)外界氣象條件的變化，改變機(jī)力通風(fēng)冷卻塔風(fēng)機(jī)運(yùn)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(guān)。冷卻塔夏季運(yùn)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(yùn)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(nèi)氣流速度、循環(huán)冷卻水量有關(guān)。塔內(nèi)無除水器時，機(jī)力通風(fēng)冷卻塔飄滴損失水量約占循環(huán)冷卻水量 1%，自然通風(fēng)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(jīng)蒸發(fā)后水中的各種化合物及雜質(zhì)達(dá)到一定濃度后需要排出一部分循環(huán)水，通過補(bǔ)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(guān)，濃縮倍率越大，排放量越小，反之亦然。 冷卻塔經(jīng)蒸發(fā)、飄滴、排污損失用水后，需要給冷卻 塔補(bǔ)充新水。 因此，冷卻塔節(jié)水措施可歸納為： 1）冷卻塔 補(bǔ)水時，應(yīng)注意塔內(nèi)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(zhì)進(jìn)行分析，降低水質(zhì)的結(jié)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(jìn)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(jī)組運(yùn)行背壓達(dá)不到設(shè)計值時，可考慮在散熱器上安裝霧化裝置以強(qiáng)化傳熱。 5.5.3 空冷凝汽器 宜 根據(jù)外界氣象條件的變化，使空 冷風(fēng)機(jī)在合理的調(diào)頻范圍內(nèi)運(yùn)行?？绽淠鞑捎秒p速風(fēng)機(jī)時， 宜 根據(jù)氣象條件的變化，通過試驗(yàn)，確定合理的風(fēng)機(jī)運(yùn)行臺數(shù)。 6. 加熱給水系統(tǒng) 6.1 凝結(jié)水系統(tǒng) 6.1.1 對于 新設(shè)計機(jī)組，優(yōu)先選擇 3 50%容量凝結(jié)水泵， 也可選擇 2 100%容量凝結(jié)水泵， 凝結(jié)水泵揚(yáng)程選擇 宜 根據(jù)凝結(jié)水系統(tǒng)設(shè)計特點(diǎn) 進(jìn)行 仔細(xì)核算，防止凝結(jié)水泵揚(yáng)程選取過大。此外，凝結(jié)水泵電機(jī) 應(yīng) 加裝 變頻 調(diào)節(jié)裝置 ，以 降低部分 負(fù)荷下凝結(jié)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(diǎn)， 宜 優(yōu)先 采用。 6.1.3 在 凝結(jié)水泵電機(jī) 加裝 變頻 調(diào)節(jié)裝置 后 ， 宜 根據(jù)機(jī)組實(shí)際狀況，在保證 凝結(jié)水母管壓力的條件下 ，修改除氧器進(jìn)水控制邏輯，機(jī)組在運(yùn)行中保持除氧器進(jìn)水門全開，采用變頻裝置調(diào)節(jié)除氧器水位。此外，及時調(diào)整低旁減溫水壓力低保護(hù)定值、給水泵密封水差壓低保護(hù)定值、凝結(jié)水壓力低開啟備用泵定值。 凝結(jié)水泵電機(jī)加裝變頻調(diào)節(jié)裝置后，600MW 及以上超（超）臨界機(jī)組凝結(jié)水泵耗電率不大于 0.2%，其他機(jī)組凝結(jié)水泵耗電率不大于 0.22%。 6.2 給水泵 和 除氧器 6.2.1 新設(shè)計機(jī)組 優(yōu)先選用 100%BMCR 容量的汽動給水泵，不設(shè)備用 電動給水泵。 機(jī)組沒有啟動汽源，設(shè)一臺啟動電動給水泵。對于有啟動汽源（如鄰機(jī)汽源）的機(jī)組，應(yīng)通過汽動給水泵啟機(jī)。單純配置電動給水泵的機(jī)組，應(yīng) 將 電 動給水 泵改 為 汽 動給水 泵。 6.2.2 內(nèi)置式除氧器具有出水含氧量低、排汽損失小， 還具有結(jié)構(gòu)緊湊、體積小、重量輕、安裝簡單、優(yōu)質(zhì)高效、安全可靠等特點(diǎn) ，在新機(jī)組設(shè)計時 應(yīng) 優(yōu)先 選用內(nèi)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(jié)水精處理后， 為保證給水泵密封效果，對 凝結(jié)水母管壓力 有一定要求。為保證低負(fù)荷時 凝結(jié)水泵變頻裝置的節(jié)能效果 ，通過 增設(shè)給水泵密封水增壓裝 置 ，如： 600MW 超臨界機(jī)組加裝 50 米揚(yáng)程的管道泵， 或由 凝結(jié)水泵出口 （ 凝結(jié)水精處理前 ） 引出密封水 ，進(jìn)一步降低凝結(jié)水母管壓力，充分發(fā) 23 揮變頻 調(diào)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(diǎn)， 高壓加熱器 宜 采用大旁路系統(tǒng)，旁路形式為 進(jìn)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(jī)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(cè)排空氣不暢，導(dǎo)致不凝結(jié)氣體聚集，影響換熱； 3） 加熱器管子表面結(jié)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(yùn)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(jìn)汽口蒸汽通道是否受阻 。 3） 保證加熱器運(yùn)行中 正常排氣通暢 。 4） 監(jiān)視 加熱器 運(yùn)行水位， 并 保持穩(wěn)定在正常范圍內(nèi) 。 5） 檢查水室分程隔板，發(fā)現(xiàn)問題及時修復(fù) 。 6） 對于堵管超過規(guī)定值且經(jīng)確認(rèn)堵管造成了端差增加的加熱器可以考慮技術(shù)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(yīng)立即進(jìn)行修復(fù)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(yùn)行時間 的 變化表現(xiàn)規(guī)律十分明顯，即隨著運(yùn)行時間的 增加 （含機(jī)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(jī)組取下限 值 。 降低 加熱器 疏水端差的主要措施有： 1） 通過調(diào)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(jìn)水口變形或損壞。 2） 注意 機(jī)組 負(fù)荷和疏水調(diào)節(jié)閥開 度 的關(guān)系，機(jī)組負(fù)荷未變，如疏水調(diào)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(jī)組運(yùn)行中應(yīng)保證高壓加熱器 投入率大于 99%， 并 在 100%負(fù)荷工況下給水溫度達(dá)到設(shè)計值。 7. 鍋爐 7.1 過熱蒸汽 溫度 300MW 等級 及 以上 機(jī)組 鍋爐，在經(jīng)過燃燒調(diào)整試驗(yàn)后，額定負(fù)荷下 過熱 蒸汽溫度仍然比設(shè)計值低 10以上時，應(yīng)考慮對過熱蒸汽系統(tǒng)的受熱面進(jìn)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(jī)組 鍋爐， 在經(jīng)過燃燒調(diào)整試驗(yàn)后，額定負(fù)荷下 再熱 蒸汽溫度仍然比設(shè)計值低 10以上時，應(yīng)考慮對再熱蒸汽系統(tǒng)的受熱面進(jìn)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(jī)組鍋爐， 在經(jīng)過燃燒調(diào)整試驗(yàn)后， 減溫器噴水量不能滿足蒸汽溫度控制要求時 ，應(yīng)考慮對過熱系統(tǒng)的受熱面進(jìn)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(shè)置 的 ，在 正常 運(yùn)行中應(yīng)不投運(yùn)（即再熱器 減溫水量應(yīng)為 0） 。 300MW 等級 及以上機(jī)組 鍋爐，在經(jīng)過燃燒調(diào)整試驗(yàn)后， 如 再熱蒸汽溫度以減溫器作為常用調(diào)溫手段，且 流 量超過 20t/h 以上時，應(yīng)考慮對再熱系統(tǒng)的受熱面進(jìn)行改造，或更換、摻燒其它煤種，以便正常運(yùn)行狀況下不投用 再熱 減溫 水 。 7.5 更換 或摻燒非設(shè)計 煤種 鍋爐 對 煤質(zhì) 具有一定的適應(yīng)能力和范圍，且對煤質(zhì)特性優(yōu)于設(shè)計 煤 種 的燃煤相對易于適應(yīng)；對煤質(zhì)特性次于設(shè)計 煤 種 的燃煤則較難適應(yīng)。因此，鍋爐 原則上應(yīng) 采用設(shè)計 煤種 或接近設(shè)計 煤 種 的燃煤， 也可 更換或摻燒非設(shè)計 煤 種 來提高鍋爐的運(yùn)行性能。 25 在鍋爐運(yùn)行 參數(shù)達(dá)不到設(shè)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(yùn)行性能，提高鍋爐 效率。 更換或摻燒 煤質(zhì) 特性指標(biāo) 優(yōu)于 實(shí)際燃 煤 時 ，其 發(fā)熱量應(yīng)比 實(shí)際燃煤 高出 10%以上 ， 且 揮發(fā)分應(yīng)比 實(shí)際燃煤 高出 5 個百分點(diǎn) 以上；氮、硫含量應(yīng)不高于 實(shí)際燃煤 ；結(jié)渣特性、可磨性等其它指標(biāo)盡可能與 實(shí)際燃煤 接近。 受 煤 炭市場 影響 ， 實(shí)際燃 煤 特性差于設(shè)計煤 種 時 ， 其 發(fā)熱量與設(shè)計 煤 種 偏差 應(yīng) 控制在 20%以內(nèi)，且 揮發(fā)分的 偏差 應(yīng) 控制 在 10 個百分點(diǎn) 以內(nèi)；氮、硫含量等應(yīng)不高于設(shè)計煤；結(jié)渣特性、可磨性等其它指標(biāo)盡可能與設(shè)計煤 種 接近。 煤質(zhì)變化對某 300MW 機(jī)組運(yùn)行 能耗指標(biāo)的影響見附錄 B。 7.6 鍋爐 熱 效率 7.6.1 煤質(zhì)特性 與鍋爐熱效率 300MW 等級及以上機(jī)組鍋爐 ， 當(dāng) 實(shí)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(fù)荷 鍋爐 熱 效 率 的對應(yīng)關(guān)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(yīng)重點(diǎn)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(shí)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(jī)組鍋爐 ， 當(dāng)實(shí)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(yīng)關(guān)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(yīng)重點(diǎn)從飛灰可燃物 含量 查找原因， 從以下方面研究制定切實(shí)可行 的解決措施 ： 1） 降低煤粉細(xì)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(xì)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(jī)組負(fù)荷 的情況下， 應(yīng) 通過試驗(yàn) 確定 煤粉 經(jīng)濟(jì)細(xì)度值， 降低供電煤耗 。 2） 采用高效分離器， 提高 分離器效率 。當(dāng) 粗 粉 分離器 效率 較差 時，可對粗 粉 分離 26 器進(jìn)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(fēng)帶粉率 偏 高，應(yīng) 對細(xì) 粉 分離器進(jìn)行改造 。 3） 當(dāng) 大渣可燃物 含量偏高的 原因 是 燃燒器 底層 二次 風(fēng)不足 時 ， 應(yīng)對 其 噴口進(jìn)行改造，提高 燃燒器底層二次風(fēng) 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(jié)渣 的 煤種 （比如，灰熔點(diǎn)溫度大于 1500 ） ，可考慮通過 改造 燃燒系統(tǒng)（燃燒器 結(jié)構(gòu)及 布置 、 衛(wèi)燃帶等），提高爐膛燃燒溫度， 強(qiáng)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(yīng) 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(yùn)行（包括燃燒調(diào)整試驗(yàn)）、檢修技術(shù)措施后，額定負(fù)荷下鍋爐排煙溫度仍然比設(shè)計 值 高出 15以上時，應(yīng) 通過 技術(shù) 改造降低鍋爐排煙溫度 。 1） 在空氣預(yù)熱器入口煙氣溫度接近設(shè)計值時 ， 應(yīng)采取 增加 空氣 預(yù) 熱 器受熱面 或更換傳熱性能高的換熱元件 。 對于新建機(jī)組 ， 在 空氣預(yù)熱器 設(shè)計 時 ， 宜預(yù)留一定的空間（不布置 受熱面），以便在排煙溫度高時在預(yù)留空間增加受熱 面 面積 。 2） 在空氣預(yù)熱器入口煙氣溫度大于設(shè)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(yīng)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(yù)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(yīng)通過技術(shù)分析論證，原則上投資回收年限不超過 5 年，并在機(jī)組設(shè)計壽命期內(nèi)。計算投資回收年限宜考慮年節(jié)煤收益、年財務(wù)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(yīng) 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(diǎn)火技術(shù) 7.7.1 微油點(diǎn)火技術(shù) 微油點(diǎn)火技術(shù)適用于揮發(fā)分大于 16%的煤種。 微油點(diǎn)火技術(shù) 具有 運(yùn)行維護(hù)方便，節(jié)省投資和節(jié)油效果顯著 的特點(diǎn) ，在新建機(jī)組或現(xiàn)役機(jī)組中 宜優(yōu)先采用 。 27 7.7.2 等離子點(diǎn)火技術(shù) 等 離子點(diǎn)火技術(shù)適用于揮發(fā)分大于 20%的煤種 。 對于 新投產(chǎn)的機(jī)組，可采用 等離子點(diǎn)火技術(shù) 節(jié)約 助燃油 。 8. 鍋爐燃燒優(yōu)化試驗(yàn)與運(yùn)行控制 新 投產(chǎn) 機(jī)組 、 機(jī)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(yùn)行中 鍋爐 存在問題時 ， 應(yīng)進(jìn)行 鍋爐 燃燒系統(tǒng)和 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)， 優(yōu)化運(yùn)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(diào)整試驗(yàn) 8.1.1 一次風(fēng)管 風(fēng)量和 粉 量 分配均勻性試 驗(yàn) 通 過 一次風(fēng)管煤粉分配均勻性試 驗(yàn) ， 掌握 煤粉管道風(fēng)粉分配特性 ， 檢驗(yàn)同層各一次風(fēng)管的偏差是否在許可的范圍內(nèi) ，計算各一次風(fēng)管煤粉濃度，進(jìn)而 確定 各一次風(fēng)管 的 風(fēng)粉分配情況 ，有條件時，應(yīng)根據(jù)偏差情況進(jìn)行調(diào)整 。 8.1.2 分離器擋板 （轉(zhuǎn)速） 特性試驗(yàn) 通過分離器擋板 （轉(zhuǎn)速） 特性試驗(yàn) ， 確定擋板開度與煤粉細(xì)度的對應(yīng)關(guān)系，分析分離器擋板開度變化對制粉系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)的影響， 得到 分離器擋板 開度與 磨煤機(jī)功率 、差壓、 煤粉細(xì)度的關(guān)系 。 8.1.3 磨煤機(jī)風(fēng)量特性試驗(yàn) 通過 磨煤機(jī)風(fēng)量特性試驗(yàn) ， 分析磨煤機(jī)通風(fēng)量變化對制粉系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性及安全性的影響 ， 確定 磨煤機(jī)的最佳 通風(fēng)量 及磨煤機(jī)進(jìn)出口參數(shù) 。 8.1.4 磨輥加載壓力 或 鋼球量試驗(yàn) 通過 磨輥加載壓力試驗(yàn) ， 分析磨輥加載壓力變化對磨 煤機(jī) 功率、煤粉細(xì)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(yàn) ， 分析 鋼球加載量對磨煤機(jī)出力、功耗等參數(shù)的影響，確定 最佳的 磨煤機(jī)鋼球加載量。 8.1.5 磨煤機(jī)出力特性試驗(yàn) 通過 磨煤機(jī)出力特性試驗(yàn) ， 掌握 磨煤機(jī)出力變化對制粉系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性及安全性的影響以及磨煤機(jī)的最大出力。 試驗(yàn)時 維 持分離器擋板 或轉(zhuǎn)速 不變 ，保持磨煤機(jī)出口溫度不變，風(fēng)量按照風(fēng)煤比曲線變化，逐步加大給 煤量。在不同出力下測量煤粉細(xì)度、 記錄通風(fēng)量、磨煤機(jī)和一次風(fēng)機(jī)功率，石子煤排量等。 28 8.2 鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn) 8.2.1 氧量 調(diào)整試驗(yàn) 以空氣預(yù)熱器 進(jìn) 口氧量為變化參數(shù)， 通過 氧 量調(diào)整試驗(yàn) ， 分析 氧 量變化對鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的影響 ， 確定不同負(fù)荷下 鍋爐最佳運(yùn)行氧量 。 8.2.2 一次風(fēng) 量 調(diào)整試驗(yàn) 通過 一次風(fēng) 量 調(diào)整試驗(yàn) ， 確定 一次風(fēng) 量 變化對鍋爐 燃燒 和 制粉系統(tǒng) 運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的影響， 提供 不同磨煤機(jī)出力下的 最佳 風(fēng)煤比 。 8.2.3 二次風(fēng)配風(fēng)方式調(diào)整試驗(yàn) 根據(jù)燃燒器系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)， 通過 二次風(fēng)配風(fēng)方式 試驗(yàn) ， 確定合適的 燃燒器 配 風(fēng) 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(xì)度 調(diào)整 試驗(yàn) 通過 煤粉細(xì)度調(diào)整試驗(yàn) ， 分析 煤粉細(xì)度 變化對鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的影響，確定 經(jīng)濟(jì) 煤粉細(xì)度 。 8.2.5 風(fēng)箱 -爐膛 差壓 調(diào)整 試驗(yàn) 通過 風(fēng)箱 -爐膛 差壓調(diào)整試驗(yàn) ， 分析 風(fēng)箱 -爐膛差壓 變化對鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的影響，確定不同負(fù)荷下的最佳 風(fēng)箱 -爐膛 差壓 。 8.2.6 一次風(fēng)熱風(fēng)母管壓力調(diào)整 試驗(yàn) 通過一次風(fēng)熱風(fēng)母管壓力 調(diào)整試驗(yàn) ，分析一次風(fēng)熱風(fēng)母管壓力變化對鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的影響，確定不同負(fù)荷下的最佳一次風(fēng)熱風(fēng)母管壓力。 8.2.7 最佳運(yùn)行 方式 與控制曲線 通過 最佳運(yùn)行方式 試驗(yàn) ， 驗(yàn)證上述各分項(xiàng)試驗(yàn)組合后的運(yùn)行效果，最終確定不同負(fù)荷下鍋爐的 最佳運(yùn)行方式 。 同時依據(jù)最佳運(yùn)行方式和上述各個分項(xiàng)試驗(yàn)結(jié)果 得到一次風(fēng)量控制曲線、一次風(fēng)壓控制曲線、風(fēng)箱 -爐膛差壓控制曲線、二次風(fēng) 配風(fēng)方式 控制曲線、運(yùn)行氧量控制曲線、入爐總風(fēng)量控制曲線、 過熱 蒸汽溫度、 過熱 蒸汽壓力控制曲線，結(jié)合機(jī)組控制系統(tǒng)的特點(diǎn)，替換或修改原有的控制曲線。 8.3 運(yùn)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(yīng)達(dá)到 設(shè)計 值 。 否則 ，應(yīng)首先 調(diào)整 運(yùn)行風(fēng)量、 改變 火焰中心位置 、吹灰 等 方式 進(jìn)行 控制 ， 對 于 超臨界鍋爐 還可 調(diào)節(jié) 過熱度， 其次 考慮采用減溫水來調(diào)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(yīng)達(dá)到 設(shè)計 值。否則， 應(yīng)通過 改變 燃燒器擺角或煙氣檔板 開度 進(jìn)行 控制 ，除 負(fù)荷變化或磨煤機(jī)啟停等過程 中 可采用 噴水 減溫外，穩(wěn)定運(yùn)行狀況下應(yīng) 盡量避免 噴水減溫 。 8.3.3 一次風(fēng)量 與 一次風(fēng) 壓力 一次風(fēng)量 應(yīng)采用 燃燒調(diào)整試驗(yàn) 得出 的最佳一次風(fēng) 量控制 。 在 此條件下， 應(yīng)盡量開大一次風(fēng)系統(tǒng)中的調(diào)節(jié)風(fēng)門，降低一次風(fēng)母管壓力， 減小系統(tǒng)阻力， 降低一次風(fēng)機(jī) 電 耗 ，減少空氣預(yù)熱器一次風(fēng)漏風(fēng)。 一次風(fēng)壓控制應(yīng)依據(jù)煤種變化做適時調(diào)整 。 例如， 對于 600MW 煙煤機(jī)組，額定負(fù)荷下，一次風(fēng)壓力通常 可 控制 在 8kPa 9kPa。當(dāng)一次風(fēng)母管壓力 達(dá)到 一次風(fēng)系統(tǒng)設(shè)計 壓力 的 1.5 倍時，應(yīng)查找原因，并 提出 相應(yīng)的 解決措施。 8.3.4 運(yùn)行氧量 運(yùn)行氧量的 調(diào)整應(yīng)保證 過熱蒸汽 、再熱蒸汽溫度在正常范圍 內(nèi) ， 鍋爐 受熱面無超溫 ，且 爐內(nèi)無嚴(yán)重結(jié)渣現(xiàn)象。 在此原則下， 運(yùn)行氧量應(yīng)根據(jù)鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)結(jié)果確定的最佳 運(yùn)行 氧量曲線 進(jìn)行 控制。當(dāng)煤種發(fā)生變化時，須對最佳氧量控制曲線進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。 為了保證不同負(fù)荷 下 鍋爐均在最佳氧量下運(yùn)行，表盤氧量 宜 定期進(jìn)行校驗(yàn)。 8.3.5 煤粉細(xì)度 1）煤 粉細(xì)度的控制應(yīng)綜合考慮煤的燃燒特性、燃燒方式、爐膛熱負(fù)荷、煤粉的均勻性及制粉系統(tǒng)電耗，宜根據(jù)試驗(yàn)得出的 經(jīng)濟(jì)煤粉細(xì)度值 進(jìn)行控制 ， 煤種發(fā)生變化可依據(jù)煤種的燃盡特性進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。 2）磨煤機(jī)檢修后，宜進(jìn)行煤粉細(xì)度 的核查 ，以 確認(rèn) 煤粉細(xì)度與粗粉分離器擋板開度 (或轉(zhuǎn)速 )之間的定量關(guān)系，為鍋爐運(yùn)行提供依據(jù)。 3） 定期監(jiān)督煤粉細(xì)度 。對于中速磨煤機(jī)，特別是磨輥運(yùn)行中、后期，應(yīng)根據(jù)煤粉細(xì)度的變化定期調(diào)整磨輥的間隙和彈簧壓縮量（壓力）；對于雙進(jìn)雙出磨煤機(jī)宜定期檢查分離器，防止分離器回粉堵塞引起煤粉細(xì)度變粗。 8.3.6 燃盡風(fēng)控制 鍋爐燃盡風(fēng)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(yùn)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(yīng) 綜合 考慮鍋爐 NOx 排放、飛灰可燃物含量以及煙氣脫 硝 運(yùn)行成本，合理控制燃盡風(fēng)比例，以達(dá)到 運(yùn)行成本最低 。 8.3.7 制粉 系統(tǒng) 1） 對 鋼球磨 煤機(jī) ，應(yīng) 及時加裝鋼球 ,保持 在 最佳鋼球 裝載 量 的情況下運(yùn)行 。在干燥出力、磨煤機(jī)差壓允許范圍內(nèi)， 磨煤機(jī) 應(yīng)盡量在大出力下運(yùn)行。有條件時，可 考慮 進(jìn)行小球試驗(yàn)，確定磨煤機(jī)更換小球方案。 2）對 中速磨煤機(jī)，為降低制粉系統(tǒng) 電 耗應(yīng)根據(jù)機(jī)組負(fù)荷變化及時調(diào)整磨煤機(jī)運(yùn)行臺數(shù)， 正常運(yùn)行情況下單臺磨煤機(jī)出力應(yīng)調(diào)整到該磨煤機(jī)最大出力的 80%以上運(yùn)行。 最低出力不低于最大 出力的 65%。 3） 為保證鍋爐燃燒經(jīng)濟(jì)性， 磨煤機(jī) 首先應(yīng)按照經(jīng)濟(jì)煤粉細(xì)度 值 進(jìn)行 調(diào)整 ， 在此基礎(chǔ)上，再適當(dāng) 控制磨煤機(jī)耗電率， 表 2 給出了不同類型 磨煤機(jī) 耗電率，供參考。 表 2 不同類型 磨煤機(jī) 耗 電率 單位： % 序號 機(jī)組容量 （ MW） 煤種 低速磨煤機(jī) 中速磨煤機(jī) 風(fēng)扇磨煤機(jī) 鋼球磨煤機(jī) 雙進(jìn)雙出鋼球 磨煤機(jī) 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(jìn)行標(biāo)定，并得出標(biāo)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(jù)。 8.4.2 煤粉細(xì)度應(yīng) 定期監(jiān)督 并 盡可能地按 經(jīng)濟(jì)細(xì)度值 控制。 在 達(dá)不到經(jīng)濟(jì)細(xì)度值時，應(yīng) 盡可能地降低煤粉細(xì)度 值 。 8.4.3 按燃燒優(yōu)化運(yùn)行方式控制鍋爐運(yùn)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(yīng)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(fēng)， 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(fù)荷下實(shí)測排煙溫度，并 按相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行 修正，確定修正后的排煙溫度 與設(shè)計值的偏差 。 8.5.2 加強(qiáng)入廠煤管理， 重點(diǎn) 控制煤的水分、發(fā)熱量和結(jié)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(qiáng)吹灰器 的 日常檢修與維護(hù)，確保 其 正常投 運(yùn)， 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(jī)安全 運(yùn)行 的前提下， 建議 按表 3 控制磨煤機(jī)出口溫度 。 表 3 磨 煤機(jī) 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(fēng)扇磨煤機(jī)直吹式（分離器后） 貧煤 150 煙煤 130 褐煤、頁巖 100 180 鋼球磨煤機(jī)儲倉式（磨煤機(jī)后） 貧煤 130 煙煤、褐煤 70 褐煤 90 煙煤 120 雙進(jìn)雙出鋼球磨直吹式（緊湊式為分離器后，分離式為磨煤機(jī)后） 煙煤 70 75 褐煤 70 Vdaf15%的煤 100 中速磨煤機(jī)直吹式后（分離器后） 當(dāng) Vdaf40%時， tM2=(82-Vdaf)5/35 當(dāng) Vdaf40%時， tM270 RP、 HP 中速磨煤機(jī)直吹式（分離器后 高熱值煙煤小于 82，低熱質(zhì)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(yīng)煤種取值；無煙煤只受設(shè)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(fēng)，降低 排煙溫度 。 經(jīng)驗(yàn)表明， 通過漏風(fēng)綜合治理，一般 可降低排煙溫度約 2 3 。 9. 空氣預(yù)熱器 9.1 空氣預(yù)熱器面積 當(dāng)空氣預(yù)熱器入口煙氣溫度與設(shè)計值 接近 ，而排煙溫度明顯偏高 時 ， 宜 考慮增加空氣預(yù)熱器受熱 面 面積。 32 9.2 空氣預(yù)熱器密封改造 空氣預(yù)熱器 漏風(fēng)率 一般不 大于 6%， 在 6% 8%應(yīng)進(jìn)行檢修 ， 8% 10%可考慮進(jìn) 行密封 改造 ， 高于 10%時應(yīng) 采用新型密封技術(shù) 進(jìn)行改造。 9.3 空氣預(yù)熱器吹灰 宜 定期或根據(jù)空氣預(yù)熱器的阻力變化情況進(jìn)行空氣預(yù)熱器吹灰，以保持空氣預(yù)熱器受熱面具有較高的清潔度。 當(dāng) 空氣預(yù)熱器 煙氣側(cè) 壓差 大于 1.2kPa時，應(yīng)利 用檢修機(jī)會 清除受熱面積灰。 10. 機(jī)組保溫 保溫 性能 對 機(jī)組 的 經(jīng)濟(jì)性影響較大，以往在設(shè)計、施工及建設(shè)過程 中 重視不夠。為確保機(jī)組保溫工程質(zhì)量，應(yīng)始終貫徹 執(zhí)行 “設(shè)計是根本，材料是關(guān)鍵，施工是保證，科研是基礎(chǔ)” 的 方針，保溫工程施工完成后應(yīng)嚴(yán)格按照相關(guān)規(guī)定進(jìn)行檢驗(yàn)和驗(yàn)收。 10.1 鍋爐保溫與密封 鍋爐 保溫與 密封 見 華能 300MW 級機(jī)組鍋爐及輔機(jī)設(shè)備節(jié)能降耗實(shí)施導(dǎo)則 4.6款。 10.2 汽輪機(jī)保溫 根據(jù)各保溫材料性能及 使用 效果， 對于 汽 缸 、 加熱器 和 介質(zhì) 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(zhì)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(fēng)蝕性 抗拉強(qiáng)度 導(dǎo)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(qiáng)度 抗折強(qiáng)度 導(dǎo)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(jié)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(zhì)量 ，主要設(shè)計及施工工藝要求如下： 1） 積極采用先進(jìn)的保溫技術(shù)及工藝對汽缸進(jìn)行保溫設(shè)計和施工 。 采用三維 計算 為汽 缸 保溫設(shè)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(hù)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(fù)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(jī)組汽輪機(jī) 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(jìn)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(wǎng)、保溫氈（ 3 4 層）、金屬絲網(wǎng)、抹面層材料、玻璃纖維布及粘合劑組成。汽缸保溫需用扎進(jìn)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(jié)構(gòu)，以便在汽缸檢修時，只拆除這部分的保溫層，即可進(jìn)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(jié)構(gòu)，對起吊用的吊耳部分， 也可采用可拆除的保溫層結(jié)構(gòu)。 5） 保溫層的施工直接關(guān)系到保溫質(zhì)量，必須予以足夠重視，施工應(yīng)嚴(yán)格按照保溫層設(shè)計要求進(jìn)行，如需變動需征得制造廠同意。 6） 在保溫施工前應(yīng)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(yán)密，綁扎要牢固，不得采用螺旋纏繞的方法 。多層保溫 內(nèi) 、 外 層應(yīng)交錯排列，錯開接縫，以保證保溫效果。保溫層表面應(yīng)光滑、整齊、美觀。不得使用吸進(jìn)了油料與受潮的保溫材料。冬季施工時應(yīng)做好防寒保暖措施，確保施工部位及周圍平均溫度達(dá)到 5。 7） 當(dāng)環(huán)境溫度不高于 27 時， 所有設(shè)備、管道、閥門、法蘭等保溫 層外表面溫度不高于 50 ；當(dāng)環(huán)境溫度高于 27 時，所有設(shè)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(yùn)行及管理 11.1 節(jié)能 管理 11.1.1 完善三級 節(jié)能 管理網(wǎng)絡(luò)，明確各級節(jié)能工作人員的職責(zé)，健全相應(yīng)的節(jié)能工作考核制度，以保證節(jié)能工作 職責(zé) 明確、目標(biāo)清晰、獎懲分明，各項(xiàng)節(jié)能措施落實(shí)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(wǎng)、宣傳展板、各種會議等多種途徑宣傳節(jié)能減排的各項(xiàng)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(hù)、促進(jìn)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(biāo)工作，以先進(jìn)企業(yè)能耗指標(biāo)為標(biāo)桿，分析本企業(yè)能耗指標(biāo)實(shí)際值與先進(jìn)值、設(shè)計值之間的差距， 并 分析 其 原因，制定相應(yīng) 的 改進(jìn)目標(biāo)，分解和落實(shí)改進(jìn)措施。 11.1.4 定期進(jìn)行電廠生產(chǎn)過程能量平衡試驗(yàn)與能損診斷，對全廠能量分配與消耗進(jìn)行全面定量分析，制定全廠綜合節(jié)能降耗技術(shù)措施和管理辦法。 對于機(jī)組能耗指標(biāo)高于基準(zhǔn)值，且原因不明，應(yīng)進(jìn)行節(jié)能診斷分析工作，查清機(jī)組能耗高的原因，提出可實(shí)施的節(jié)能降耗措施。 11.1.5 定期 進(jìn)行 節(jié)能總結(jié)分析 工作 ，全面掌握機(jī)組運(yùn)行 能耗 指標(biāo)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(yīng)進(jìn)行分析總結(jié)，正確評價節(jié)能效果。 11.1.6 加強(qiáng)燃料采購管理，從 燃料采購源頭盡可能控制煤炭 質(zhì)量及含 硫量，使入爐 煤 盡量接近鍋爐設(shè)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(yùn)行參數(shù)及煤、水、油、電等主要耗能指標(biāo)的原始記錄和統(tǒng)計臺帳健全、數(shù)據(jù)準(zhǔn)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(qiáng)煤質(zhì)特性分析，有條件時應(yīng)加裝在線實(shí)時分析裝置，做到計量、統(tǒng)計準(zhǔn)確，減少煤熱值差。 11.2 運(yùn)行 控制 11.2.1 對于噴嘴 調(diào)節(jié)的機(jī)組，負(fù)荷在 80%以上，應(yīng)通過運(yùn)行調(diào)整確保主蒸 汽壓力、主蒸汽溫度、再熱器溫度不低于設(shè)計值。對于機(jī)組在滑壓運(yùn)行區(qū)域 ，應(yīng)根據(jù)機(jī)組滑壓運(yùn)行曲線嚴(yán)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(yùn)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(qiáng)大的信息處理功能，以機(jī)組運(yùn)行 監(jiān)測 管理系統(tǒng)為平臺， 統(tǒng)計及 耗差分析 數(shù)據(jù) 為依據(jù)，在運(yùn)行各值 之間 開展以機(jī)組各主要指標(biāo) 和小指標(biāo) 為對象的值際勞動競賽 ， 這些指標(biāo)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(jié)水泵耗電率、磨 煤機(jī)單耗、各風(fēng)機(jī)耗電率、運(yùn)行氧量、飛灰含炭量、排煙溫度等，以充分 調(diào)動運(yùn)行人員的積極性， 實(shí)現(xiàn)精細(xì)化操作，有效控制 機(jī)組各項(xiàng)運(yùn)行指標(biāo) 。 11.2.3 嚴(yán)格控制除氧器排汽和鍋爐排污，加強(qiáng) 系統(tǒng) 泄漏治理，降低工 質(zhì) 損失。對于 300MW等級機(jī)組，補(bǔ)水率不超過 1%；對于 600MW 及以上容量機(jī)組，補(bǔ)水率不超過 0.8%。 11.3 優(yōu)化運(yùn)行 11.3.1 完善機(jī)組耗差在線分析軟件或廠級信息監(jiān)控系統(tǒng)配置，實(shí)時分析系統(tǒng)和設(shè)備運(yùn)行性能，指導(dǎo)機(jī)組優(yōu)化運(yùn)行。 11.3.2 定期進(jìn)行不同負(fù)荷運(yùn)行方式的優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，以使主機(jī)和輔機(jī)及熱力系統(tǒng)能夠在最優(yōu) 匹配的方式下運(yùn)行。 11.3.3 試驗(yàn) 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(yīng)鍋爐設(shè)計煤種燃燒特性要求，保證燃燒的穩(wěn)定性與經(jīng)濟(jì)性。 11.3.4 定期進(jìn)行凝汽機(jī)組“冷端”系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性診斷試驗(yàn)和運(yùn)行方式優(yōu)化，保證機(jī)組在良好真空下運(yùn)行，凝汽系統(tǒng)和循環(huán)冷卻系統(tǒng)按優(yōu)化匹配方式運(yùn)行。 11.3.5 在機(jī)組大修、技術(shù)改造、煤質(zhì)變動后，應(yīng)進(jìn)行鍋爐燃燒優(yōu)化和制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，提高鍋爐效率、低負(fù)荷穩(wěn)燃能力和降低輔機(jī)電耗。 12. 華能燃煤機(jī)組能耗指標(biāo) 近期目標(biāo)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(biāo)在行業(yè)的領(lǐng)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(jī)組能耗指標(biāo)近期目標(biāo)值（ 見 附錄 C），明確規(guī)定了各類燃煤機(jī)組 2011 年 前應(yīng)達(dá)到的供電煤耗和廠用電率目標(biāo)值。 36 附錄 A 汽輪機(jī)冷端系統(tǒng)運(yùn)行方式優(yōu)化 案 例 某廠 2 600MW 超臨界機(jī)組 (廠內(nèi)編號 1、 2 號 )，每臺機(jī)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(jī)組配套 2 臺循環(huán)水泵，以滿足不同季節(jié)和不同負(fù)荷時凝汽器對冷卻水量的要求。 1 號機(jī)組和 2 號機(jī)組的循環(huán)水管道之間加設(shè)聯(lián)絡(luò)管，根據(jù)冷卻水進(jìn)口溫度及機(jī)組 負(fù)荷的變化，循環(huán)水泵運(yùn)行方式有：一機(jī)一泵、兩機(jī)三泵和一機(jī)兩泵三種方式。 考慮冷端系統(tǒng)的節(jié)能，每臺機(jī)組選擇一臺循環(huán)水泵進(jìn)行了雙速改造，雙速改造后，根據(jù)冷卻水進(jìn)口溫度及機(jī)組負(fù)荷的變化，循環(huán)水泵運(yùn)行方式有：一機(jī)一泵 (低速 )、一機(jī)一泵 (高速 )、兩機(jī)三泵 (高速 )、一機(jī)兩泵 (一高速一低速 )和一機(jī)兩泵 (高速 )五種方式。 以該廠 2 號機(jī)組為例，通過冷端 系統(tǒng) 運(yùn)行方式優(yōu)化試驗(yàn)，在保證機(jī)組最佳運(yùn)行真空的前提下，得到不同冷卻水進(jìn)口溫度及不同機(jī)組負(fù)荷下的最佳循環(huán)水泵運(yùn)行方式；為了進(jìn)一步挖掘冷端系統(tǒng)的節(jié)能潛力，對循環(huán)水泵電機(jī)變頻情況下的 最佳運(yùn)行方式進(jìn)行了計算，結(jié)果如下： A1 循環(huán)水泵定速情況下的最佳運(yùn)行方式 定速循環(huán)水泵運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進(jìn)口溫度， 機(jī)組負(fù)荷，MW運(yùn)行方式切換 1運(yùn)行方式切換 2一機(jī)一泵兩機(jī)三泵b e n g一機(jī)兩泵 A.2 單臺循環(huán)水泵雙速情況下的最佳運(yùn)行方式 37 單臺雙速情況下的循環(huán)水泵運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進(jìn)口溫度， 機(jī)組負(fù)荷，MW運(yùn)行方式切換 1 運(yùn)行方式切換 2運(yùn)行方式切換 3 運(yùn)行方式切換 4兩泵高速一高一低兩機(jī)三高單泵高速單泵低速 A.3 兩臺循環(huán)水泵變頻運(yùn)行情況下的最佳運(yùn)行方式 變速循環(huán)水泵運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果3003604204805406005 10 15 20 25 30 35凝汽器循環(huán) ( 冷卻 ) 水進(jìn)口溫度， 機(jī)組負(fù)荷，MW運(yùn)行方式切換 1運(yùn)行方式切換 2運(yùn)行方式切換 3兩泵高速兩機(jī)三高兩泵變頻單泵變頻 A.4 三種最佳運(yùn)行方式的經(jīng)濟(jì)性對比結(jié)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(yùn)行方式對應(yīng)的機(jī)組凈出力變化見表 A.1。 38 表 A.1 三種最佳運(yùn)行方式的經(jīng)濟(jì)性對比結(jié)果 機(jī)組負(fù)荷 雙速與定速比較 變頻與定速比較 變頻與雙速比較 600MW 99