火電機組運行優(yōu)化導則

中國國電集團公司火電機組

運行優(yōu)化導則（試行）1總則1.1為推動火電機組節(jié)能降耗工作深入開展，指導和促進基層企業(yè)節(jié)能降耗各項措施的實施，確保集團公司節(jié)能減排目標的完成，制定本導則。1.2火電機組運行優(yōu)化工作重點是鍋爐和汽輪發(fā)電機組及相關輔助系統(tǒng)的運行優(yōu)化、設備治理和節(jié)能技術改造。1.3汽輪機運行優(yōu)化的目的是提高各負荷下汽輪機效率和熱力循環(huán)效率，降低輔機耗電率。主要通過提高機組通流效率、凝汽器真空，減少系統(tǒng)泄漏以及優(yōu)化進汽參數(shù)、優(yōu)化輔助系統(tǒng)和輔機運行方式等手段來實現(xiàn)。1.4鍋爐運行優(yōu)化的目的是提高鍋爐效率，降低鍋爐輔機耗電率，以及優(yōu)化各負荷下蒸汽參數(shù)。主要通過提供相對穩(wěn)定且滿足鍋爐運行要求的燃煤，維持良好的燃燒狀態(tài)，保持受熱面煙氣側和汽水側清潔，合理的參數(shù)控制，采用良好的保溫以及優(yōu)化輔機運行方式等手段來實現(xiàn)。1.5運行優(yōu)化應在設備健康狀態(tài)良好、入爐煤質相對穩(wěn)定的條件下進行。機組負荷和煤種變化對運行方式優(yōu)化有較大影響，各企業(yè)應根據(jù)實際情況，在機組運行主要的負荷區(qū)段，燃用實際煤種情況下，開展運行優(yōu)化工作。1.6設備治理和節(jié)能技術改造應結合機組的實際情況，經過充分論證后進行。在設備現(xiàn)有基礎上，通過運行調整、檢修等手段無法解決設備選配不合理帶來的能耗損失時，可考慮進行技術改造。1.7本細則主要適用于300MW及以上燃煤機組，其它容量等級機組可參照執(zhí)行。2運行管理2.1指標管理加強能耗指標過程管理，根據(jù)年度供電煤耗、廠用電率計劃目標，逐月分解落實，在執(zhí)行過程中，做到閉環(huán)管理，及時控制偏差，確保年度目標的實現(xiàn)。以全國、集團公司、分子公司（所屬區(qū)域）三個層面，深入開展對標工作，查找不足，分析原因，制定措施，提升指標。除發(fā)電量、供熱量、供電煤耗、供熱煤耗、發(fā)電廠用電率、綜合廠用電率、水耗、油耗等綜合指標外，發(fā)電企業(yè)還應全面統(tǒng)計、分析和考核以下各項小指標：2.1.1鍋爐指標：排煙溫度、鍋爐氧量、飛灰可燃物、灰渣可燃物、煤粉細度、排污率、空預器漏風率、吹灰器投入率、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、主蒸汽壓力、過（再）熱器減溫水流量、燃油耗量等。2.1.2汽輪機指標：蒸汽參數(shù)、汽輪機效率、汽輪機熱耗率、凝汽器真空度、真空嚴密性、凝汽器端差、凝結水過冷度、膠球清洗裝置投入率（收球率）、濕式冷卻塔冷卻幅高、給水溫度、加熱器端差、高加投入率等。2.1.3廠用電指標：磨煤機、送風機、引風機、排粉機、一次風機耗電率；循環(huán)水泵、凝結水泵、電動給水泵、真空泵耗電率；脫硫、除灰除塵、輸煤、供水耗電率；對磨煤機等設備還應統(tǒng)計、分析單耗指標。2.1.4水耗指標：發(fā)電水耗率、全廠復用水率、鍋爐補水率、循環(huán)水濃縮倍率、化學自用水率、灰水比。2.1.5供熱指標：供熱煤耗率、供熱廠用電率、熱電比、供熱回水率。2.1.6其他指標：入爐煤煤質、酸堿耗、補氫率、磨煤鋼耗等。2.1.7發(fā)電企業(yè)每月應至少開展一次全面運行經濟性分析，對大、小指標進行同比、環(huán)比分析，形成月度運行（節(jié)能）分析報告。2.2負荷經濟調運高度重視節(jié)能調度。認真研究制訂本區(qū)域發(fā)電企業(yè)的應對措施，積極開展電量置換，統(tǒng)籌協(xié)調，發(fā)揮區(qū)域優(yōu)勢，促進區(qū)域整體效益最大化和節(jié)能效果最優(yōu)化。2.2.1電廠之間電量置換。通過替代電量，指標先進的電廠為集團公司增加低能耗電量。2.2.2電廠內部機組間電量置換。不同等級機組之間、同一等級不同性能之間，選擇能耗低、效益高的機組多發(fā)電量。2.2.3同一地區(qū)、同一電廠高效機組利用小時要最大程度高于低效機組。2.2.4掌握機組的運行特性曲線，運用等微增調度和耗差分析等方法，制定相應的負荷調度方案，積極取得調度部門的理解和支持，對機組的啟停和負荷分配進行科學調度。2.3熱力試驗應按行業(yè)標準和集團公司的有關要求開展熱力試驗工作，不具備試驗能力的企業(yè)應按集團相關規(guī)定委托有資質的單位完成，并加強監(jiān)督和管理，做到試驗項目齊全、方法正確、操作規(guī)范、數(shù)據(jù)準確、報告及時。2.3.1應配備和完善常規(guī)試驗測點，滿足鍋爐、汽機熱效率，加熱器、凝汽器、水塔、大型水泵、磨煤機、風機等性能監(jiān)測的要求。2.3.2根據(jù)自身設備和系統(tǒng)情況，增加和優(yōu)化氧量、溫度、壓力、流量等測量裝置的數(shù)量和布置，滿足日常運行優(yōu)化調整需求。2.3.3機組A修和設備技改前后必須按規(guī)定進行性能試驗和相關特殊項目試驗，摸清設備特性，為設備檢修、技改和能耗評估、運行優(yōu)化提供依據(jù)。3配煤摻燒3.1為保證鍋爐效率，應按照設計或接近于設計的煤種標準控制入爐煤質。通過科學地開展配煤摻燒工作，使入爐煤的發(fā)熱量、揮發(fā)分、灰分、含硫量等指標滿足機組安全、環(huán)保、經濟運行、調度出力等要求。3.2應通過試驗制定不同煤種的混配摻燒方案，認真落實安全技術措施。正常運行中，應嚴格按照摻配煤方案進行摻配，做到比例恰當，混合均勻。3.3對于特殊情況下的摻配煤，必須先通過全面的燃燒調整試驗來確定方案，同時應注意以下事項：3.3.1通過摻配煤解決鍋爐的結渣性時，應根據(jù)灰融點和灰的成分以及其它因素，綜合判定混煤對鍋爐結渣的影響。3.3.2通過摻配煤解決煤的著火特性時，應考慮最終混煤的揮發(fā)分與其來源，注意用來摻配的煤種間揮發(fā)分不能相差太多，否則應加大高揮發(fā)分煤的比例。3.3.3摻入比設計煤種揮發(fā)分低的煤種時（如設計為貧煤的鍋爐摻入無煙煤），應重點考慮摻配后鍋爐的穩(wěn)燃特性與經濟性。3.3.4摻入比設計煤種揮發(fā)分高的煤種（如設計為煙煤的鍋爐中摻入優(yōu)質的褐煤），要考慮其對燃燒器、制粉系統(tǒng)的影響。3.4保障輸煤系統(tǒng)設備的健康水平，盡量減少低出力、長周期的不經濟運行方式，嚴格控制輸煤皮帶等設備空載運行時間。3.5煤場要合理規(guī)劃，根據(jù)煤質不同分區(qū)、分層堆放，建立存煤檔案，以方便配煤。3.6按照“用舊存新”的原則，盡量減少原煤的存放時間，保證煤場存煤的正常置換，防止自燃虧卡。3.7燃煤水分對機組實際發(fā)電煤耗影響顯著。燃用外水分大的煤種，應積極探索、推廣晾曬或干燥的方法減少外水分。4鍋爐及其輔助系統(tǒng)4.1燃燒調整試驗4.1.1燃燒調整是保證鍋爐效率、降低輔機電耗的主要手段。各企業(yè)應結合入爐煤質、設備狀態(tài)、機組主要運行的負荷區(qū)間等情況，進行燃燒優(yōu)化調整試驗，以確定合理的鍋爐運行方式。4.1.2燃燒調整試驗前，應對鍋爐的設備條件、燃燒、傳熱、配風、煤粉細度等進行評估，提出燃燒狀態(tài)評估報告，找出其中有問題的環(huán)節(jié)，以便于針對性地開展工作。如果存在設備問題，必須首先予以解決。4.1.3燃燒調整的主要內容為：燃燒設備的調整與運行維護、參數(shù)的控制，制粉系統(tǒng)的調整、配風調整、輔機運行方式等內容。4.1.4鍋爐燃燒狀態(tài)總體良好的標準是：1）鍋爐具有良好的空氣動力場，較好的火焰充滿度，合理的火焰中心位置，良好的氣氛，不結渣和超溫；不發(fā)生高、低溫腐蝕;2）鍋爐不同運行工況均有充分的安全、穩(wěn)定裕度；對機組工況變化響應及時，調節(jié)特性良好。3）鍋爐運行控制參數(shù)及指標的確定應綜合全面因素，在機組各負荷區(qū)間和工況下都應滿足供電煤耗最低的要求，而不是單純地以提升鍋爐效率為目的。4.1.5發(fā)電企業(yè)根據(jù)鍋爐燃燒調整試驗的結果，結合安全、調度方式等因素，制定具有切實指導性和實際操作性的運行方案及操作措施，嚴格執(zhí)行、考核，持續(xù)優(yōu)化。4.2燃燒設備4.2.1燃燒工況的好壞與燃燒器運行方式有較大關系。燃燒器應保持外形完好，無燒損變形，安裝尺寸符合要求，澆筑材料沒有破損、脫落等現(xiàn)象。4.2.2燃燒器執(zhí)行機構應保證在熱態(tài)時動作靈活、一致，調節(jié)機構與風門的外部指示標尺與內部實際開度一致。4.2.3采用火嘴擺動調節(jié)汽溫的鍋爐，通過加強維護和技改，保持擺角功能在設計范圍內良好投入。嚴禁將擺角長期固定于某一開度。4.2.4大小修期間應加強對燃燒器的檢查，及時發(fā)現(xiàn)和消除燃燒器存在的缺陷，確保燃燒器狀態(tài)良好。主要檢查內容：1）對于旋流燃燒器，應檢查燃燒器外形、旋流強度調節(jié)機構、內二次風調節(jié)機構、外二次風（三次風）調節(jié)機構等；2）對于角置式燃燒器，應檢查燃燒器外形、燃煤器的擺動調節(jié)機構、二次小風門等；3）對應實燒煤質的變化，檢查、分析火檢安裝和調校狀況。4.3制粉系統(tǒng)4.3.1制粉系統(tǒng)應保持良好的設備健康狀況。重視磨煤機通風量、煤粉管道一次風速測量的準確性。4.3.2根據(jù)設備運行狀況及機組檢修安排，適時進行一次風標定、調平工作。一次風調平時，必須保證阻力最大的煤粉管道縮孔全開。4.3.3加強對鋼球磨煤機的鋼球量、球徑分布、襯瓦的磨損狀態(tài)、中速磨煤機的磨輥和磨盤的磨損量的監(jiān)督，通過合理的檢修與維護，保證磨煤機處于最佳工作狀態(tài)。4.3.4給煤機必須定期進行標定，以保證給煤量準確。4.3.5合理安排磨煤機運行方式。1）保持磨煤機在較大出力下運行，一般應大于保證出力的70%,降低制粉電耗。2）直吹式制粉系統(tǒng)的機組在低負荷運行時，在綜合考慮運行安全性和經濟性的情況下，總結相關經驗，嚴格要求，盡量減少磨煤機運行臺數(shù)。3）中儲式制粉系統(tǒng)的磨煤機一般應保持大出力運行，以盡可能減少磨煤機總體運行時間，在充分考慮粉倉粉位安全、磨煤機啟?？蘸那闆r下，充分利用鄰爐（倉）間輸粉設施，盡可能減少磨煤機運行臺數(shù)，并把磨煤機運行的時間安排在機組低負荷期間。4）合理地分配各制粉系統(tǒng)運行時間，防止制粉系統(tǒng)設備同時磨損，保證各制粉系統(tǒng)的良好運行狀況和備用性能4.3.6綜合煤質、穩(wěn)燃、燃燼和制粉出力、耗電率等因素，選擇合理的煤粉細度，即保證安全條件下的經濟煤粉細度，并根據(jù)具體燃燒情況適當調整。1）重視和加強煤粉細度的日常檢測和分析工作。2）通過對分離器等裝置進行檢修技改工作，切實保證煤粉細度具備可靠的調整手段。4.3.7磨煤機出口溫度根據(jù)實際煤質情況進行調整、控制，保證安全的條件下應盡力提高磨煤機出口溫度。1）禁止通過人為設定，長期壓低磨煤機出口溫度運行。2）通過采用提升空預器換熱性能等手段，提高熱風溫度，應對摻燒高水分劣質煤干燥出力不足的問題。3）合理控制密封風量，減少非組織冷風漏入。4.3.8盡量開大磨煤機負荷調節(jié)風門開度，以一次風機的變頻調節(jié)或動葉調節(jié)代替擋板節(jié)流調節(jié)，相應降低一次風壓，減少節(jié)流損失。禁止采用高一次風壓、小風門開度的運行調節(jié)方式。4.3.9在正常工作條件下，中速磨煤機必須保證石子煤的順利排出，石子煤量不應設限。石子煤發(fā)熱量一般不應高于6.27MJ/kg,如偏高，則應分析原因進行調整。1）運行中，保證原煤粒徑滿足設計要求；2）根據(jù)煤質情況，及時調整磨煤機加載力，不能簡單通過提高一次風量來降低石子煤排放量；3）經過全面調整后石子煤排放仍無法滿足要求時，應校核噴嘴環(huán)風速，必要時進行改造。4.3.10對鋼球磨煤機，應通過試驗確定最佳通風量、最佳載球量；根據(jù)實燒煤種確定合理的鋼球級配。4.4配風調整4.4.1鍋爐氧量計測點位置要合適，并定期用網(wǎng)格法標定。運行人員應掌握氧量表盤指示與實際運行值的相對關系，指導其運行調整。4.4.2最佳氧量確定要同時考慮鍋爐效率、風機電耗、汽溫與減溫水等因素，通過試驗確定合理的氧量控制曲線。遇到煤質、設備狀態(tài)有明顯變化時，及時進行修正。嚴禁片面將氧量單獨作為汽溫調節(jié)手段。4.4.3強調氧量控制值的同時，也要高度重視配風方式的合理性。在某種意義上，合理的位置、風量、風壓的優(yōu)化組合對鍋爐燃燒特性的影響更為顯著。4.4.4鍋爐配風方式應根據(jù)燃料特性、爐膛結構、燃燒器投運情況來確定。應注意根據(jù)設計要求維持合理的二次風壓；根據(jù)各燃燒器的實際出力相應調整配風。4.4.5一次風主要用來燃燒揮發(fā)分，完成著火；二次風的作用是燃燒固定碳，應根據(jù)燃料情況總體考慮一次風率。燃用無煙煤、貧煤以及劣質煙煤等著火燃盡特性差的燃料時，應盡量降低一次風率，反之燃用著火燃盡特性好的燃料，適當提高一次風率。4.4.5旋流燃燒器內、外二次風的配比，旋流強度調整等，應綜合考慮鍋爐結焦、穩(wěn)燃、灰渣可燃物以及排煙溫度等因素。4.4.6減少無組織風量。從燃燒角度看，爐底漏風、爐膛與煙道的漏風、磨煤機調溫風、備用磨的通風及燃燒器的冷卻風、磨煤機密封風、負壓制粉系統(tǒng)漏風等，都屬于無組織風量，會引起鍋爐效率下降，因此應盡量減少。4.5鍋爐吹灰4.5.1加強吹灰系統(tǒng)維護，所有的吹灰器應動作靈活，安裝正確，角度合適，疏水正常，無泄漏。4.5.2應根據(jù)鍋爐的不同煤質和運行特性，基于機組在線監(jiān)測參數(shù)，診斷、分析爐內各受熱面積灰結渣的情況，針對運行特性和具體的優(yōu)化目標，制定合理的吹灰策略，將傳統(tǒng)的周期性統(tǒng)一吹灰優(yōu)化為根據(jù)受熱面污染狀況和其它運行需要的動態(tài)吹灰。4.5.3根據(jù)運行調整需要，及時調整或增加吹灰器位置及數(shù)量；積極優(yōu)化吹灰介質及參數(shù)，減少高能低用。4.6蒸汽參數(shù)控制4.6.1主、再熱蒸汽溫度應按照設計值控制，壓紅線運行。4.6.2在蒸汽溫度調整過程中要加強受熱面金屬溫度監(jiān)視，以金屬溫度不超限為前提進行調整。若出現(xiàn)金屬壁溫超限，制約了蒸汽溫度的正常調整，應積極查找原因進行處理。1）金屬壁溫限值的合理性。新、老機組均應對原廠家提供的金屬壁溫限值認真核算，對壁溫測點位置的代表性及合理性進行核對，防止不合理的金屬壁溫限值影響鍋爐正常調整。2）新機組、尤其是超（超）臨界機組，應重視金屬壁溫測點的設計優(yōu)化工作，提升壁溫測點的全面性和代表性，確保機組設備的安全經濟運行水平。3）若受金屬壁溫限制，禁止通過大量使用減溫水或降低蒸汽參數(shù)的方法維持長期運行，必須通過燃燒調整或檢修、改造等手段進行盡快恢復。4.6.3汽溫通過燃燒進行調整，超臨界機組控制煤水比和中間點溫度，盡可能減少減溫水用量；再熱蒸汽原則上不采用減溫水調節(jié)。4.6.4煙氣擋板、燃燒器擺角等裝置是調整汽溫的主要手段，必須維持這些設備的健康水平，保證長期正常投入，且具有良好的調節(jié)特性。4.6.5對汽溫的運行調整，除應對累計值進行分析考核外，還要認真分析升降負荷、投停燃燒器等變工況下的汽溫波動情況，切實提出解決辦法。4.6.6運行過程中，要嚴防鍋爐管壁超溫，防止氧化皮的產生。超（超）臨界機組啟動時要采取大流量沖洗受熱面等措施，將積存在下彎頭等部位的氧化皮沖走；必須制定機組啟停與變負荷速度控制規(guī)定，避免參數(shù)大幅度波動，尤其要防止快冷，以防止氧化皮大面積脫落。4.7汽水品質控制4.7.1良好的汽水品質是鍋爐安全經濟運行的基本條件，必須加強汽水品質的化學監(jiān)督和控制。4.7.2亞臨界及以上鍋爐，精處理系統(tǒng)必須正?？煽客度耄幚砼月烽T應全部關閉，凝結水經過100%的處理。4.7.3機組運行時應控制蒸汽壓力、汽包水位的變化速度，防止蒸汽帶鹽；選擇合理的連續(xù)排污方式。4.7.4直流鍋爐在啟動過程中，要選擇正確的方法進行冷熱態(tài)沖洗，防止鐵離子沉積。4.7.5規(guī)范鍋爐的停用保養(yǎng)工作。應根據(jù)不同的停用時間，正確選擇停用保養(yǎng)方法，對每一次鍋爐的停用保養(yǎng)效果要進行總結評價。4.8煙風系統(tǒng)4.8.1鍋爐煙風道應保證嚴密，煙風擋板的開度要正確，調節(jié)靈活；壓力、溫度、氧量等測點的數(shù)量及布置應滿足運行調整及能耗分析的要求，否則應合理增加或調整。4.8.2風機的葉片調節(jié)裝置靈活可靠，調節(jié)精度能滿足在風機10%BMCR至滿負荷變化范圍內沒有死行程，在葉片的全過程調節(jié)中無明顯的滯后現(xiàn)象。4.8.3加強空預器漏風率的監(jiān)督，至少每季度進行一次漏風測試，對漏風率大于8%的回轉式空預器要盡快擇機進行調整或改造。4.8.4認真分析、優(yōu)化空預器換熱性能，降低排煙溫度，提升熱風溫度。1）空預器換熱能力不足特征表現(xiàn)為：在與設計值相差不大的邊界條件下，一、二次風經過空預器的溫升均小于設計值，煙氣經過空預器的溫降低于設計值。2）空預器換熱性能不足可能是換熱面玷污，蓄熱元件傾斜倒伏，或是蓄熱元件面積相對實際運行工況不足，應在分析、試驗后采取相應措施。4.8.5減少煙風系統(tǒng)阻力。1）對煙風系統(tǒng)原設計的擋板結合運行經驗認真梳理、分析、評估，去除冗余，有效降低阻力。2）省煤器除灰倉泵應正常連續(xù)投運，減少尾部積灰，降低阻力。3）暖風器阻力超標較為普遍，應積極根據(jù)自身條件實施技改，降低阻力。4）通過改進吹灰方式、加強檢修清灰等方式，嚴格控制空預器阻力。5）通過試驗和運行分析，嘗試優(yōu)化爐膛負壓控制值的可行性。4.8.6風機設計高效點并不一定對應于葉片開度最大位置，風機變頻運行狀態(tài)下，保持風機動靜葉全開是個誤區(qū)，應通過試驗確定各轉速下最高效開度。4.8.7脫硫增壓風機和引風機一般為串聯(lián)布置，要通過試驗優(yōu)化兩風機負荷分配；如配置變頻，應充分利用變頻風機進行調節(jié)，盡量使無變頻風機多帶負荷，以提高總體調節(jié)效率。兩風機間風壓限制可通過試驗進行適當放寬。4.8.8在機組啟停及低負荷運行工況，應積極探索單側風機運行的可行性，重點是摸索低負荷情況下停運單側風機安全、簡便的操作方法，同時降低煙溫、流量偏差。單側風機運行經濟性的分析應通過試驗確認，不區(qū)分具體條件，簡單認為單風機運行經濟性高是片面的。4.9鍋爐啟停節(jié)能4.9.1停機期間強化缺陷管理，提高檢修質量，機組啟停前，應制定科學、合理的啟停程序，以減少啟停時間，盡可能減少動力設備運行時間。4.9.2應積極創(chuàng)造條件使用鄰爐熱風；投入爐底加熱系統(tǒng)。4.9.3中儲式制粉系統(tǒng)機組啟動時，使用鄰爐給粉系統(tǒng)。4.9.4在具備汽源的條件下，應使用汽泵上水，并盡力提高鍋爐給水溫度。5汽輪機及其輔助系統(tǒng)5.1汽輪機運行方式汽輪機通流部分效率直接影響機組的熱耗和煤耗，對汽輪機安全經濟運行非常重要；如何保證汽輪機在低負荷時機組熱耗最低非常關鍵。5.1.1正常運行工況，汽輪機控制系統(tǒng)在全自動方式且投入遙控，應退出調節(jié)級壓力和功率回路。5.1.2機組沖轉時汽輪機控制系統(tǒng)不允許在“手動”方式下啟動，必須投入自動方式。5.1.3機組正常運行時應采用順序閥控制方式,同時優(yōu)化閥門開啟重疊度，一般不大于10%。對因受振動、溫度等因素制約，不能正常投入順序閥的機組,應盡快處理。5.1.4在不同負荷下，通過試驗制定合理的機組定滑壓運行曲線，并嚴格執(zhí)行。壓力的控制應綜合考慮汽輪機實際運行熱耗率、給水泵電耗、凝結泵電耗、鍋爐效率等變化對經濟性的綜合影響，同時注意環(huán)境溫度變化對試驗結果的影響，獲得機組在全負荷范圍的最佳運行方式。5.1.5無調速級的機組，運行中盡可能減少補汽閥開啟次數(shù)。5.2加熱器系統(tǒng)5.2.1高、低壓加熱器在機組啟動時，盡早投入，回熱系統(tǒng)盡快達到正常參數(shù)。5.2.2加熱器逐級疏水閥必須投入自動，水位保護在加熱器投入前投入。5.2.3加熱器疏水在帶負荷階段應該按照設計實現(xiàn)逐級自流或者通過疏水泵打入熱力系統(tǒng)，正常運行時不得開啟緊急疏水閥。疏水不暢應查明原因。5.2.4運行中加強加熱器緊急疏水閥泄漏檢查，發(fā)現(xiàn)存在泄漏應立即采取措施處理。5.2.5運行中禁止無水位運行，就地水位計、水位保護測量裝置、水位變送器指示應一致，發(fā)現(xiàn)偏差時應立即處理。5.2.6對加熱器給水旁路的泄露情況監(jiān)視，正常運行中必須嚴密不漏，否則進行消缺處理。加熱器給水旁路泄露情況應每月統(tǒng)計一次。5.2.7加熱器排空氣管應在加熱器投入前開啟，將氣體通過縮孔排入除氧器或凝汽器，運行中應定時開啟或按廠家說明操作。5.2.8正常運行中加熱器端差應不超過設計值，給水溫升應達到設計值，并根據(jù)實際條件進一步優(yōu)化。端差超過設計值的，應進行水位調整，調整無效的，應保持最低端差運行，并分析原因。5.2.9加熱器停運時應逐漸關閉進汽門，控制出水溫降滿足規(guī)定值；根據(jù)停運時間和加熱器的材質相應采取防腐保養(yǎng)措施。5.2.10每月應進行一次回熱系統(tǒng)保溫檢查和測量；記錄一次典型工況下的各加熱器的運行參數(shù)，分析性能狀況以及旁路閥門的漏流情況；統(tǒng)計加熱器的投入率。5.3除氧器5.3.1除氧器應采用設計的滑壓或定壓方式運行，機組滑壓啟動及低負荷工況時應采用定壓方式。5.3.2在給水溶氧合格的條件下，除氧器的排氧門應關小，減小蒸汽排放量。負荷變化時應及時調整脫氧門的開度。5.3.3如果給水溶氧長期不合格或脫氧門開度較大時才合格，應設法先降低凝結水的含氧量，并及時進行分析處理。5.3.4除氧器加熱汽源在機組啟動帶負荷后應該改由機組抽汽提供，輔助蒸汽等外部汽源應該完全隔絕。5.3.5除氧器水箱緊急疏水門應保證嚴密，溢流閥門正常運行時應該處于關閉狀態(tài)。5.3.6在機組帶負荷運行時應檢查供除氧器的抽汽壓力。5.3.7除氧器啟動排汽閥門應采用手動或者電動截止門，禁止使用調節(jié)門，在除氧器上水完畢后應該關閉。5.4汽動給水泵組5.4.1冷再作為高壓汽源的，只做啟動及低負荷時輔助作用。機組帶40%負荷以上時，小汽機的汽源應由汽輪機抽汽提供，不得使用主汽、冷再等高參數(shù)汽源。5.4.2小汽機的軸封用汽應取自汽輪機低壓軸封系統(tǒng)，不得將高參數(shù)蒸汽降壓降溫后使用。5.4.3小汽機的高調門與低調門的重疊度控制在15%以內。5.4.4對于小汽機設有單獨凝汽器的，應保證膠球清洗裝置正常投入，且收球率＞95%。5.4.6對于采用兩臺50%汽泵配置的，在機組50%額定負荷以下時可采用單泵運行方式。5.4.7機組啟動及帶負荷時，應根據(jù)負荷及熱力系統(tǒng)條件，盡量采用汽動給水泵運行，減少電動給水泵投用時間。具備輔汽條件時，應采用汽泵啟動方式。5.4.8汽泵再循環(huán)調節(jié)門應保證嚴密。5.4.9在滿足給水泵流量特性曲線情況下，盡量利用改變汽泵轉速來控制鍋爐水位；給水控制調門應盡量開大，減少給水節(jié)流。不允許長期通過閥門節(jié)流提升減溫水壓力的運行方式。5.4.10給水泵密封水為低溫水源，水量過大會影響經濟性，因此密封水壓力應保持適當。5.5電動給水泵組5.5.1電動給水泵退出之后，應盡快停止運行，投入靜止備用，勺管自動跟蹤，減少旋轉熱備用的運行時間。5.5.2電泵再循環(huán)調節(jié)門保證嚴密。5.5.3當機組給水系統(tǒng)采用三臺50%電泵兩用一備時，在機組50%額定負荷以下應采用單泵運行。5.6凝結水系統(tǒng)5.6.1凝結水泵應采用變頻運行。對于設計余量過大的凝結水泵，還可通過車削葉輪、流道改進等手段減少不必要的損失，合理改善泵組的運行工況、提高運行效率。5.6.2機組正常運行中，應采用凝汽器喉部補水方式。在凝汽器內補水管加裝噴頭，可起到輔助除氧作用。5.6.3保證凝結水系統(tǒng)的閥門嚴密，減少短路凝結水量。這些閥門主要包括凝結水再循環(huán)門、疏擴減溫水門、三級減溫水門、低旁減溫水門、水幕噴水門等。5.6.4凝結水泵密封水應進行回收。5.6.5采用三臺50%容量凝結水泵兩用一備方式配置的系統(tǒng)，要核定單泵最大出力，運行中根據(jù)情況應及時調整運行方式，減少凝結水泵運行臺數(shù)。5.6.6滿負荷情況下，夏季凝結水過冷度控制在1°C以內。5.6.7凝汽器端差控制要求如下：1）循環(huán)水入口溫度14C及以下，凝汽器端差＜9C;2）循環(huán)水入口溫度14-30C,凝汽器端差＜7C;3）循環(huán)水入口溫度30C及以上，凝汽器端差＜5C;5.6.8對于開式循環(huán)冷卻水機組，冬季循環(huán)水溫度低于2C,凝汽器端差＜15C。5.6.9凝結水啟動放水閥門保證關閉嚴密，以防泄漏。5.6.10在保證給水泵密封水壓力正常的前提下，盡量開大除氧器上水調節(jié)閥，不允許其節(jié)流運行，降低凝結水壓力。5.7軸封系統(tǒng)5.7.1保證軸封加熱器保持一定水位運行。5.7.2軸封系統(tǒng)的疏水正常運行時應全部回收到凝汽器。5.7.3機組啟動后應及時將軸封溢流蒸汽導致低加。5.7.4正常運行時軸封供汽量調整以不漏空氣、蒸汽為原則。5.7.5正常運行時注意檢查多路汽源的漏汽情況。5.7.6注意監(jiān)視軸加溫升情況，溫升超設計值則說明各部位漏汽量偏大，應及時調整或處理。5.8輔汽系統(tǒng)5.8.1機組帶負荷后，應由一臺負荷較高機組的最低壓力等級的低壓抽汽汽源提供輔助蒸汽。如果最低壓力等級汽源能夠滿足輔汽壓力要求，則隔絕高壓汽源。5.8.2應按照設計要求，在機組運行的不同階段投入相應的輔助蒸汽汽源。5.8.3本機低壓汽源壓力低，且鄰機供汽壓力不足時，可投入冷再汽源。冷再汽源不允許長期投入。5.9疏水系統(tǒng)5.9.1機組啟動后，按規(guī)程要求及時關閉主、再熱汽主管道疏水。5.9.2缸體疏水、抽汽管道疏水要嚴格按照設計負荷區(qū)域關閉、開啟。5.9.3正常運行時一定要檢查疏水閥門的嚴密性。5.9.4系統(tǒng)需要連續(xù)疏水的，要盡量使用疏水器。5.10旁路系統(tǒng)5.10.1運行中高旁后溫度高于高壓缸排汽溫度20C以上的，應對閥門解體檢查，進行清理、研磨處理。5.10.2運行中低旁后溫度高于低壓缸排汽溫度20C以上的，應對閥門解體檢查，進行清理、研磨處理。5.10.3對于旁路完全關閉后由于漏汽出現(xiàn)的溫度高現(xiàn)象，禁止用投減溫水的辦法來降溫。5.10.4旁路系統(tǒng)按照通流量一般分為啟動型旁路和全通流型旁路。對不投入快開保護功能的旁路：1）確保高、低壓旁路門運行中無內漏。2）旁路投入前必須充分暖管。對投入快開保護功能的旁路：1）必須保證運行中暖管系統(tǒng)隨時投入并運行可靠。2）運行中的高旁前后疏水閥門必須關閉，不得采用開啟疏水門方式維持旁路的連續(xù)暖管。5.11濕冷冷端系統(tǒng)5.11.1膠球清洗裝置保持定期投入，膠球外形尺寸選用要合理，收球率不得低于95%。5.11.2檢修期間應對凝汽器進行人工清理，當凝汽器管內表面結垢或存在不易清除的附著物時，應進行化學清洗。5.11.3應制定循環(huán)水系統(tǒng)經濟運行方式，確保機組在經濟背壓下運行（設計雙背壓機組，應按設計雙背壓要求運行）。原則上對于水量連續(xù)可調的循環(huán)水系統(tǒng)，循環(huán)水量應始終保持在最佳水量運行。循環(huán)水泵運行方式應根據(jù)循環(huán)水入口水溫、機組負荷、循環(huán)水泵性能、凝汽器清潔狀況和嚴密性狀況及汽輪機出力與背壓關系曲線確定。其運行方式包括：1）循環(huán)水母管制運行，根據(jù)不同的機組負荷背壓要求選擇合理的調配方式；2）循環(huán)水泵高、低速運行；3）循環(huán)水泵變頻運行；4）配備同揚程但是容量不同的大小循環(huán)水泵，調配運行。5.11.4真空泵冷卻水源盡量采用深井水等低溫冷卻水，并保證換熱器清潔，降低真空泵工作液溫度，維持真空泵高抽氣能力。5.11.5加強水塔的日常檢查、維護，發(fā)現(xiàn)填料、除水器，噴嘴等有損壞的，要及時組織進行更換、疏通。5.11.6加強水塔出水溫度的監(jiān)測，確保水塔出水溫度與濕球溫度差在7C以內。對于出水溫度達不到設計值的，要分析原因，制定有針對性的修復、改進措施。積極采用新型填充材料和配水技術，以達到最佳淋水密度和熱交換效果。5.11.7機組檢修期間要對水塔下部以及循環(huán)水管道內的沉積物進行清理，對污泥機、濾網(wǎng)等設備進行檢查和維護，防止損壞與堵塞。5.11.8加強對循環(huán)水質的化學監(jiān)督和處理，保證凝汽器不發(fā)生異常結垢和腐蝕。5.11.9運行中要定期對循環(huán)水質進行化驗，根據(jù)結果及時調整化學加藥和循環(huán)水處理方式。5.11.10對有機物含量較高的循環(huán)水，要根據(jù)情況及時采取殺菌滅藻措施，防止微生物的滋生。5.11.11在保證冷水塔水池不溢流情況下，盡量保持高水位運行，在循環(huán)水泵耗電不變情況下，可增加循環(huán)水量。5.11.12閉式循環(huán)水系統(tǒng)啟動時應注意凝汽器上水室排氣，開式循環(huán)水系統(tǒng)應注意保證凝汽器循環(huán)水系統(tǒng)虹吸的正常建立。5.11.13重視開展真空系統(tǒng)嚴密性試驗，在正常運行低負荷工況下也應進行，因為負荷降低，真空系統(tǒng)范圍會擴大。5.12新投機組5.12.1按廠家規(guī)定及時拆除主汽門前臨時濾網(wǎng)；及時將單閥調節(jié)改為順序閥調節(jié)。5.12.2機組投產后應保證協(xié)調系統(tǒng)正常投入，其參數(shù)設置應保證經濟性最優(yōu)。5.12.3新投運機組按規(guī)定及時開展優(yōu)化調整和性能試驗，認真分析性能不達標的原因，制定措施，治理完善。5.13熱網(wǎng)5.13.1熱網(wǎng)在停運期間，應確保熱網(wǎng)與主機系統(tǒng)相連的閥門嚴密。5.13.2運行中熱網(wǎng)系統(tǒng)與凝汽器相連接的所有疏水管、空氣管上的手動截止閥不漏真空。5.13.3熱網(wǎng)循環(huán)泵采用變頻式或液力偶合器連接的變速泵，運行中盡量不用出口閥調節(jié)流量。6熱控系統(tǒng)6.1滿足“兩個細則”對AGC和一次調頻品質的要求應對協(xié)調控制系統(tǒng)和DEH控制回路進行優(yōu)化，使AGC和一次調頻指標在滿足機組安全穩(wěn)定運行的前提下，滿足各電網(wǎng)公司所頒布“兩個細則”的要求，減少電網(wǎng)對機組的考核。6.1.1從提高AGC投入率、提高調節(jié)精度、加快調解速率、減少負荷響應時間等角度進行協(xié)調控制系統(tǒng)的優(yōu)化工作；從提高一次調頻的投入率、動作正確率和一次調頻性能指標的角度進行協(xié)調控制和DEH回路與一次調頻有關的改進與優(yōu)化工作。6.1.2進行DEH的單閥和順序閥控制方式下的汽輪機閥門流量特性試驗，對特性不好的區(qū)域（變化特性太陡或者太緩），需要優(yōu)化汽輪機閥門流量特性曲線，使之線性化。6.1.3根據(jù)鍋爐特性，對壓力定值進行適應性修正，使在機組負荷變化時有效利用鍋爐的蓄熱以提高機組的負荷響應。6.1.4優(yōu)化煤質校正回路，提高機組對煤質變化的適應性（前饋回路自動校正），保證煤質變化時協(xié)調控制系統(tǒng)調節(jié)品質的魯棒性。6.2對自動控制系統(tǒng)的要求自動控制系統(tǒng)應該能夠長期可靠、穩(wěn)定地投入，在最低穩(wěn)燃至滿負荷區(qū)間全過程投入。6.2.1應保證測量信號準確可靠，尤其是與機組經濟性密切相關的一、二次風量和煙氣含氧量、給水流量和主蒸汽流量等信號。6.2.2每年應對自動控制系統(tǒng)進行定值擾動及負荷擾動試驗，當調節(jié)品質達不到DL/T657《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)驗收測試規(guī)程》的要求時，必須進行優(yōu)化與整定。6.2.4當熱力系統(tǒng)變化或者機組運行方式改變（如滑壓定值曲線的改變）后，協(xié)調控制系統(tǒng)需要重新進行整定與試驗。6.3對RB控制回路的要求RB控制回路是保證機組安全運行的一項重要功能，應能按設計功能正常投入，在發(fā)生主要輔機跳閘后應能夠在