1、機組經濟運行指導手冊三門峽華陽發電有限責任公司大唐三門峽發電有限責任公司2015年2月第一部分、負荷經濟分配：1. 做好公司電量結構優化調整，提高全廠綜合效率。根據全年電量計劃優化各月電量分配，提高600MW機組電量計劃，提高大容量、低能耗機組負荷率，降低發電成本，提高綜合效益。機組指標基準值（%）目標值（%）創新值（%）#1、2、3、4600MW機組電量比7072742. 根據各臺機組試驗煤耗情況，按照最優方式開展機組經濟調度。一、二期負荷調度時加負荷時#1、4機組優先、減負荷時#2、3機優先，確保低能耗機組多發電，降低發電成本，提高全廠機組綜合效益。序號機組設計鍋爐效率（%）設計汽機熱耗（

2、kJ/kwh）設計供電煤耗(g/kwh)75%負荷試驗供電煤耗(g/kwh)1三門峽#493.37519293.41304.452三門峽#393.37519293.41309.983三門峽#191.97982319.21321.094三門峽#291.97982319.21329.09機組停運及減負荷順序（啟動及加負荷反向安排）#2機-#1機-#3機-#4機3、各容量機組負荷優化分配原則3.1、300MW機組負荷優化分配原則：單機負荷率50%60%70%80%90%100%#1機對應負荷160MW192MW224MW256MW288MW320MW#1機負荷點熱耗8382.098312.31824

3、5.598181.958121.388063.88#1機負荷點供電煤耗328.19325.46322.85320.35317.98315.73#2機對應負荷160MW192MW224MW256MW288MW320MW#2機負荷點熱耗8628.988517.828419.778334.828262.988204.25#2機負荷點供電煤耗337.86333.51329.67326.34323.53321.23全廠負荷率50%60%70%80%90%100%對應的全廠負荷320MW384MW448MW512MW576MW640MW#1機經濟負荷分配165214268300310320#2機經濟負荷分

4、廠總熱耗8504.948410.768319.238246.688187.488134.07全廠總煤耗333.00329.31325.73322.89320.57318.483.2、600MW機組負荷優化分配原則：單機負荷率50%60%70%80%90%100%#3機對應負荷300MW360MW420MW480MW540MW600MW#3機負荷點熱耗8217.978124.788039.527962.177892.757831.24#3機負荷點供電煤耗317.31313.71310.42307.43304.75302.38#4機對應負荷300MW360M

5、W420MW480MW540MW600MW#4機負荷點熱耗8076.327972.667877.657791.277713.547644.44#4機負荷點供電煤耗311.84307.84304.17300.84297.83295.17全廠負荷率50%60%70%80%90%100%對應的全廠負荷600MW720MW840MW960MW1080MW1200MW#3機經濟負荷分配300320350400480600#4機經濟負荷分配300400490560600600全廠總熱耗8147.158031.777928.577846.847785.657737.84全廠總煤耗314.58310.1230

6、6.14302.98300.62298.77第二部分、汽機專業一、 提高汽輪機熱效率汽輪發電機組的熱效率是對機組效率影響最大的一項指標，汽輪機發電機組能耗指標分析的重點是影響汽輪機熱效率的各項主要指標。1、 影響汽輪機本體效率的主要是高、中、低壓缸效率。運行中應注意做好以下工作：1.1 汽機各抽汽參數直接體現汽輪機缸內運行狀況，日常監盤分析中要根據各參數的變化來掌握高、中壓缸效率變化情況，機組啟動后或本體發生異常后更要加強檢查和分析。監視段及各段抽汽壓力、溫度在額定工況下與設計值比出現異常（如溫度比設計值高10以上），應查找原因并進行有效處理。額定工況下各抽汽段參數如下：1機額定工況下回熱抽汽

7、參數（調節級后最大允許壓力：14.75MPa）抽汽段號抽汽點(級后)抽汽壓力MPa抽汽壓損抽汽溫度流量t/h最大允許壓力MPa用戶175.6875%379.970.6785.999#3高加2103.427313.973.7143.604#2高加3131.673444.640.5471.758#1高加4160.8066%341.658.7050.846除氧器、小機517230.473279.326.9060.497#4低加618240.268215.325.5960.281#3低加719250.14150.424.6310.147#2低加820260.06889.256.0420.071#1低加

8、2機額定工況下回熱抽汽參數（調節級后最大允許壓力：14.953MPa）抽汽段號抽汽點抽汽壓力MPa抽汽壓損抽汽溫度流量t/h最大允許壓力MPa用戶175.675%379.970.086.309#3高加2103.42314.172.973.796#2高加3131.68453.335.051.861#1高加4160.8096%342.358.730.896除氧器、小機517230.475279.827.010.526#4低加618240.269215.625.70.297#3低加719250.141150.624.720.155#2低加820260.06889.356.30.076#1低加#3、4

9、額定工況下回熱抽汽參數（調節級后最大允許壓力：20.5MPa）抽汽段號抽汽點(級后)抽汽壓力MPa抽汽壓損抽汽溫度流量t/hTRL工況抽汽壓力MPaVWO工況抽汽壓力MPa185.9713.0%354.193.696.5066.8492104.228308.4117.094.5774.823132.113473.371.122.2912.4194161.0175.0%364.474.18+81.161.1141.183518320.4102254.483.550.42790.4571627410.1222132.141.20.12750.13747212835420.0594785.751.9

10、20.062130.066918222936430.0200960.244.730.023850.024751.2 加強汽機高、低壓旁路及高缸排放閥后溫度監視，發現異常升高，應分析是否泄漏。l 運行中高旁后溫度高于高壓缸排汽溫度20以上的，應判斷為高旁閥內漏。l 運行中低旁及高缸排放閥后溫度高于低壓缸排汽溫度20以上的，應判斷為低旁閥或高缸排放閥內漏。l 對于旁路完全關閉后由于漏汽出現的溫度高現象，禁止用投減溫水的辦法來降溫。l 對不投入快開保護功能的旁路：運行中高低旁的疏水應保持關閉，旁路投入前必須充分疏水暖管。1.3 疏水系統閥門按要求關閉及定期測溫檢查。l 高壓疏水管道電動（氣動）門一般

11、內漏時，應及時關閉電動（氣動）門手動門。l 機組啟動后，按規程要求盡早關閉主、再熱汽主管道疏水，如疏水電動（氣動）門一般內漏時，應及時關閉手動門。l 缸體疏水、抽汽管道疏水要嚴格按照設計負荷區域關閉、開啟。l 疏放水系統閥門內漏判斷標準。（見本指導手冊6.4條）1.4 巡檢時發現熱力系統保溫不符合規定及不完善的應及時登錄缺陷。運行設備或管道保溫效果判斷標準：當環境溫度為25時，運行設備或管道保溫層表面溫度應不超過50。2、 回熱系統對提高熱力循環效率有較大影響，各加熱器相關參數的變化都直接影響到循環效率。要重點監視分析以下內容：2.1. 加熱器l 運行中應注意檢查給水溫度達到目標值，否則應檢查

12、、分析加熱器運行情況。300MW機組給水溫度變化10，影響煤耗0.44g/kwh；600MW機組給水溫度變化10，影響煤耗0.9g/kwh。l 機組運行給水溫度控制目標值：負荷率50%60%70%80%90%100%一期2給水溫度230.2238.2246.2254.2262.2270.2二期給水溫度235.8243.62251.44259.26267.08274.9l 加熱器疏水在機組正常運行時維持逐級自流，正常運行時不得開啟緊急疏水閥。加熱器疏水不暢時，應檢查分析原因，并及時處理。l 3、4機高加危急疏水調門前電動門在機組啟動正常后應保持關閉，高加水位異常危急疏水調門開度3%時應檢查危急疏

13、水電動門自動聯開。l 額定負荷下加熱器溫升不得比設計值低3，否則應查明原因。l 額定負荷下加熱器端差應不超過設計值，端差達不到設計值的，應分析原因。l 運行中要控制加熱器水位在正常范圍，禁止低水位或無水位運行。l 高加入口三通閥必須嚴密不內漏，末級高加出口水溫與高加旁路后給水溫度的溫差應小于1.5。l 高、低壓加熱器在機組啟動時，應隨機投入。l 按定期工作規定定期記錄典型工況下的高、低壓加熱器的運行參數，掌握加熱器上、下端差和溫升情況，分析加熱器的性能狀況。l 額定工況下各加熱器運行參數：1、2機額定工況下各加熱器運行參數：加熱器入口溫度出口溫度疏水溫度上端差下端差溫升水位mm3高加238.4

14、270.2244-1.65.631.80-502高加199.3238.4204.905.639.10-381高加172199.3177.625.627.30-38除氧器145.7168.8/23.13040±504低加125145.7130.625.620.70-503低加104.7125110.32.85.620.30-502低加84.7104.790.335.6200-501低加35.684.745.631049.10-503、4機額定工況下各加熱器運行參數：加熱器入口溫度出口溫度疏水溫度上端差下端差溫升水位mm1高加251.8274.9257.4-1.65.623.10-502

15、高加213.6251.8219.205.638.20-503高加183.3213.6188.905.630.30-50除氧器139.9178.4/38.52100±505低加101.1139.9106.62.85.538.80-506低加81.6101.187.22.85.619.50-507低加56.381.661.92.85.625.30-508低加33.456.3392.85.622.90-502.2. 除氧器l 在給水溶氧合格的條件下，除氧器排氧門應關小，減小蒸汽排放量；3、4機加氧運行時應微開除氧器排氧門。l 除氧器加熱汽源在機組負荷20%額定負荷后應及時切為四抽供，并檢查

16、輔汽至除氧器調門關閉嚴密。l 除氧器溢流門、危急放水門應檢查關閉嚴密。l 3、4機除氧器上水完畢后應及時關閉除氧器啟動排汽門。3、 加強對輔助蒸汽使用情況的分析。在滿足要求的前提下除氧器、小機及輔汽聯箱汽源應盡量采用低品質的汽源，減少輔助用汽對汽機效率的影響。3.1. 機組帶80%額定負荷后，輔汽汽源應由四抽供，冷再汽源保持熱備用。3.2. 機組啟停及帶20%額定負荷以下除氧器汽源由輔汽供，20%額定負荷上時除氧器汽源應使用四抽供，輔汽至除氧器汽源保持熱備用。3.3. 機組啟停及50%額定負荷以下時小機汽源由輔汽供，50%額定負荷以上時小機汽源由四抽供，輔汽至小機汽源保持熱備用（二期冷再至小機

17、汽源保持熱備用）。3.4. 冷段至輔汽供汽量對機組經濟運行影響較大，運行中應盡量用二期機組帶輔汽系統運行。l 300MW機組冷段至輔汽供汽量每噸影響煤耗0.28g/kwh。l 600MW機組冷段至輔汽供汽量每噸影響煤耗0.14g/kwh。4、 汽機真空系統及冷端運行狀態對汽機運行效率影響較大，運行中應重點關注以下方面：l 按規定每月做一次真空嚴密性試驗，試驗結果應達到良好標準（下降率0.133-0.27KPa/min），真空嚴密性試驗結果達不到良好標準應認真分析、排查，確定真空系統泄漏點，并及時處理。l 真空系統嚴密性0.4KPa/min（不合格）時，應啟動備用真空泵運行，并立即分析、排查，必

18、要時應聯系試驗院配合進行查找。l 相同運行工況下發現1機與2機或3機與4機真空偏差0.5KPa時，應及時分析、查找原因。l 真空泵冷卻水源在每年4-10月份環境溫度較高時，運行真空泵冷卻水源應使用溫度較低的水管線供，備用真空泵冷卻水源使用循環水供。運行真空泵冷卻器工作水溫35應切換至備用真空泵運行，同時通知檢修檢查清理真空泵冷卻器。l 定期對冷卻水塔運行情況進行，發現填料、除水器、噴嘴等有損壞及淋水不均的，要通知檢修進行處理。l 加強冷卻水塔出水溫度的監測，確保水塔出水溫度與濕球溫度差在7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。l 300MW機組循環水溫度變

19、化1，影響煤耗0.8g/kwh；600MW機組循環水溫度變化1，影響煤耗0.6g/kwh。l 加強對循環水質的化學監督和處理，保證凝汽器不發生結垢和腐蝕。l 按規定每天投運凝汽器膠球清洗系統5-6小時，每月兩次對凝汽器清洗系統廢舊膠球進行回收，要求凝汽器膠球投運率應達到100%、膠球回收率應達到95%。l 循環水入口電動二次濾網自動清洗排污應正常投入并動作正常，注意檢查二次濾網前/后差壓不大于460Pa。l 運行中應按循環水泵運行優化要求及時啟停循環水泵，確保機組運行經濟性最優。（詳見循環水泵運行優化部分）l 滿負荷情況下，夏季凝結水過冷度控制在1以內，冬季時最大不超過2。l 凝汽器端差目標控

20、制要求如下：循環水入口溫度4，凝汽器端差12；循環水入口溫度4-10，凝汽器端差9；循環水入口溫度10-15，凝汽器端差8；循環水入口溫度15-20，凝汽器端差7；循環水入口溫度20-25，凝汽器端差6；循環水入口溫度25-30，凝汽器端差5；循環水入口溫度30-35，凝汽器端差4；循環水入口溫度35以上，凝汽器端差3；5、 給水泵組運行情況對機組經濟運行影響較大；運行中要注意以下方面：5.1. 50%額定負荷以上時小機汽源由四抽供，輔汽至小機汽源保持熱備用（二期冷再至小機汽源保持熱備用）。5.2. 機組啟動前鍋爐上水時應利用汽泵前置泵進行，啟動過程及停機真空未破壞前應利用汽泵進行機組啟停，減

21、少機組啟停時電泵運行時間。5.3. 運行中應檢查給水泵最小流量閥關閉嚴密；如最小流量閥不能嚴密關閉時，應對最小流量閥前電動門自動邏輯進行修改完善，運行中維持最小流量閥及電動截止門同時關閉，異常時最小流量閥及最小流量閥截止門同時自動開啟。5.4. 運行中應通過改變汽泵轉速來控制鍋爐水位；給水調門（或主給水門）應盡量開大，減少給水節流。5.5. 機組運行每月對電泵進行帶30%給水流量試轉1.5-2小時，且電泵定期試轉應利用負荷低谷時進行。5.6. 加強汽泵運行維護，提高汽泵投運率，減少電泵運行時間。5.7. 汽泵運行中消缺停運時，應利用負荷低谷時進行。6、 補水率是反映機組汽水損失大小的主要指標。

22、6.1. 機組啟動斷油后8小時內應按機組啟動后閥門檢查卡要求對疏放水閥門內漏情況進行認真檢查，發現內漏時應立即隔離處理。6.2. 機組運行中按定期工作要求每月對疏放水閥門內漏情況進行認真檢查，發現內漏時應立即聯系處理。6.3. 運行中發現補水率1.2%時，應認真分析、排查，并及時對疏放水系統閥門進行認真檢查。6.4. 疏放水閥門內漏判斷標準（公司標準QCDT-SMXHYPC 206 0306-2005）：主管道介質溫度疏放水系統閥門后管道外壁溫度嚴重內漏一般泄漏滲 漏>500250200180，且t50420500200150130，且t50260420150120100，且t50150

23、26012010080，且t50說明：表格中t為閥門關閉狀態下閥門前后管外壁溫差7、 機組運行中，要加強對主（再）熱蒸汽參數的實時監視及分析，確保運行參數最優。7.1. 機組運行中應投入協調控制系統運行。7.2. 機組運行中應保持順序閥運行方式，機組啟動時按規定及時切換閥序為順序閥運行方式。7.3. 主/再熱汽參數變化對機組運行經濟性影響：l 300MW機組主汽溫變化10，影響煤耗0.91g/kwh。l 300MW機組再熱汽溫變化10，影響煤耗0.8g/kwh。l 300MW機組主汽壓變化1MPa，影響煤耗1.77g/kwh。l 600MW機組主汽溫變化10，影響煤耗1.05g/kwh。l 6

24、00MW機組再熱汽溫變化10，影響煤耗0.8g/kwh。l 600MW機組主汽壓變化1MPa，影響煤耗0.33g/kwh。7.4. 機組運行中主/再熱汽參數控制目標值：負荷率50%60%70%80%90%100%一期主汽溫537537537537537537再汽溫537537537537537537主汽壓MPa11.211.21314.816.716.7二期主汽溫566566566566566566再汽溫566566566566566566主汽壓MPa16.518.420.422.324.224.2二、 優化輔機運行方式、降低機組廠用電率1、 運行中，要加強對各輔機設備運行電流的監視，出現偏差

25、或異常要及時查找原因。2、 凝結水泵、給水泵耗電率控制：2.1凝結水泵l 機組啟動及正常運行中應維持凝結水泵（凝升泵）變頻方式運行，每月對備用工頻凝結水泵（凝升泵）進行帶負荷試轉2小時后備用。l 正常運行中應投入凝結水泵（凝升泵）變頻器轉速及除氧器上水調門控制自動，并通過凝泵水泵（凝升泵）變頻器轉速自動調整除氧器水位正常、檢查除氧器上水調門開度90%以減少給水節流。 l 運行中凝結水泵（凝升泵）變頻器及水泵檢查消缺時，應利用定期試轉工頻泵時，停運變頻泵時進行。l 3、4機正常運行中維持一臺凝補水泵運行，供兩臺機補充水用，異常運行時補充水量不足，可增啟第二臺凝補水泵。l 機組啟動后應按閥門檢查卡

26、檢查凝結水系統閥門無內漏現象。2.2給水泵l 機組啟動前鍋爐上水時應利用汽泵前置泵進行，啟動過程及停機真空未破壞前應通過汽泵向鍋爐上水，減少機組啟停時電泵運行時間。l 運行中應檢查給水泵最小流量閥關閉嚴密；如最小流量閥不能嚴密關閉時，應對最小流量閥前電動門自動邏輯進行修改完善，運行中維持最小流量閥及電動截止門同時關閉，異常時最小流量閥及最小流量閥截止門同時自動開啟。l 運行中應通過改變汽泵轉速來控制鍋爐水位；給水調門（或主給水門）應盡量開大（保持全開），減少給水節流。l 機組運行每月對電泵進行帶30%給水流量試轉1.5-2小時，且電泵定期試轉應利用負荷低谷時進行。l 加強汽泵運行維護，提高汽泵

27、投運率，減少電泵運行時間。l 汽泵運行中消缺停運時，應利用負荷低谷時進行。3、 循環水泵的優化運行對降低循泵耗電率及提高機組運行經濟性有較大意義；運行中應根據季節特點、環境溫度及機組負荷變化情況，合理調整循環水泵的運行方式。3.1. 凝汽器真空及廠用電率對機組經濟性影響：l 300MW機組凝汽器真空變化1KPa，影響供電煤耗3.2g/kwh；300MW機組廠用電率變化1%，影響機組供電煤耗3.41g/kwh。l 600MW機組凝汽器真空變化1KPa，影響供電煤耗2.35g/kwh；600MW機組廠用電率變化1%，影響機組供電煤耗3.2g/kwh。l 循環水溫升14或低壓缸排汽溫度44增啟第二臺

28、循環水泵一般可以提高凝汽器真空1-1.5KPa，對廠用電率影響可根據循環水泵電流估算循環水泵耗電量及發電量計算廠用電率變化情況。l 300MW機組循環水泵低速方式運行時（電流110-115A），每小時耗電量約850KW。l 300MW機組循環水泵高速方式運行時（電流150-160A），每小時耗電量約1300KW。l 600MW機組循環水泵電流360A時，每小時耗電量約3000KW。l 600MW機組循環水泵電流330A時，每小時耗電量約2750KW。l 600MW機組循環水泵電流300A時，每小時耗電量約2500KW。l 600MW機組循環水泵電流270A時，每小時耗電量約2250KW。3.2

29、. 循環水泵運行方式規定：l 每年10月至第二年4月300MW機組循環水泵維持一臺高速、一臺低速運行方式。l 每年5月至9月300MW機組循環水泵均維持高速運行方式。l 每年5月至9月600MW機組單臺循環水泵運行時電流宜維持在320-340A。l 每年10月15日至11月15日及第二年3月15日至4月30日600MW機組單臺循環水泵運行時電流宜維持在300-320A。l 每月11月16日至第二年3月14日600MW機組單臺循環水泵運行時電流宜維持在270-300A。l 每年冬季（11月15日至第二年3月15日）期間如增啟第二臺循環水泵將使汽輪機排汽壓力（大氣壓力-真空）低于5KPa時可不增啟

30、第二臺循環水泵。3.3. 河南電力試驗研究院循環水泵優化運行結論：l 河南電力試驗院提供一期循環水泵優化運行結論：12正常運行時 負荷水溫1501601701801902002102202302402502602702802903003103205AAAAAAAAAAAAAABBBB7AAAAAAAAAAAAABBBBC9AAAAAAAAAAABBBBBCC11AAAAAAAAAABBBBCCCC13AAAAAAAAAABBCCCCDD15AAAAAAAAABBCCCDDDD17AAAAAAABBBCCDDDDDD19AAAAAABBBCCDDDDDDD21AAAAABBBCCDDDDDDDD

31、23AAAAABBCCDDDDDDDDD25AAAABBCDDDDDDDDDDD27AABBBCCDDDDDDDDDDD29ABBBCCDDDDDDDDDDDD31BBCCCDDDDDDDDDDDDD33BCCDDDDDDDDDDDDDDDl 注：以上結論中，橫行代表負荷（MW）; 縱列代表循環水溫度（）；l A：單臺低速泵； B：單臺高速泵；C：一高一低兩泵；D：雙高速泵。l 河南電力試驗院提供二期循環水泵優化運行結論：56單泵250A78單泵280A單泵310A單泵340A9101112131415161718192021雙泵280A雙泵310A2223雙泵340A242526272829

32、雙泵370A30313233300MW330MW360MW390MW420MW450MW480MW510MW540MW570MW600MW從表中可以看出：不同水溫及負荷條件下，單泵250A運行方式，適用于水溫512、負荷300480MW范圍；單泵280A運行方式，適用于水溫514、負荷300510MW范圍；單泵310A運行方式，適用于水溫513、負荷330540MW范圍；單泵340A運行方式，適用于水溫522、負荷300660MW范圍；雙泵280A運行方式，適用于水溫930、負荷300660MW范圍；雙泵310A運行方式，適用于水溫1232、負荷300660MW范圍；雙泵340A運行方式，適用

33、于水溫1333、負荷300660MW范圍；雙泵370A運行方式，適用于水溫1933、負荷420660MW范圍。單泵280A、單泵310A、雙泵310A出現的情況較少，建議實際運行時，單泵280A、單泵310A可合并；負荷高于420MW時，雙泵310A可改為雙泵340A方式，負荷低于420MW時，雙泵310A可改為雙泵280A方式。4、 啟停機過程節電操作4.1. 啟動過程l 機組冷態啟動時，鍋爐首次上水時可投入小機油系統、啟動前置泵向鍋爐上水；機組點火前應沖轉一臺汽泵運行，利用汽泵進行機組啟動。l 機組啟動時1、2機凝結水系統投運應啟動未增容凝泵運行（1機B凝泵、2機A凝泵）。l 機組啟動時1

34、、2機凝升泵變頻器在機組沖轉前啟動。l 機組啟動時3、4機凝結水系統投運時應維持凝泵變頻方式運行。l 機組啟動時并網前應保證第二臺汽泵沖轉并轉給水。4.2. 停機過程l 停機時汽輪機打閘后及時檢查退出EH油電加熱，停運EH油泵運行。l 停機時1、2機打閘及時停運凝升泵、AB前置泵。l 停機后1、2機小機停運后8小時停運小機油系統。l 停機后3、4機小機停運后24小時停運小機油系統及前置泵。l 停機后鍋爐汽包上水間隔>5小時時應停運電泵，間歇運行維持鍋爐上水。l 停機后除氧器不上水且凝結水系統無用戶時及時停運凝泵。l 停機后閉式水系統無用戶時及時停運閉冷泵運行。l 機組停運(59月份)后4

35、8小時停運循環水泵、管道泵；其它月份機組停運36小時停運循環水泵、管道泵。(循環水泵停運前低壓缸噴水未投入時排汽溫度應<50；循環水泵停運后，所有向擴容器、凝汽器排汽水閥門均關閉，并應注意排汽溫度不應明顯上漲)三、 參考文獻1、 中國大唐集團公司火電機組能耗指標分析指導意見2、 中國大唐集團公司火電機組節能降耗指導意見3、 東方汽輪機廠300MW機組主機運行說明書及熱力特性計算書4、 哈爾濱汽輪機廠600MW機組主機運行說明書及熱力特性計算書5、 300MW及600MW機組輔機設備廠家說明書6、 三門峽華陽發電有限責任公司1機循環水泵優化運行試驗報告（河南電力試驗研究院）7、 大唐三門峽

36、發電有限責任公司3機循環水泵優化運行試驗報告（河南電力試驗研究院）第三部分：鍋爐專業一、 提高鍋爐效率鍋爐效率是評價鍋爐運行經濟性的重要指標，是鍋爐能耗水平的綜合反映。鍋爐能耗指標重點分析影響鍋爐效率的各項熱損失，有排煙熱損失（ q 2）、化學不完全燃燒熱損失（ q 3）、機械不完全燃燒熱損失（ q 4）、散熱損失（ q 5）、灰渣物理熱損失（ q 6），運行人員需進行燃燒調整控制是排煙熱損失（ q 2）和機械不完全燃燒熱損失（ q 4）。1、排煙熱損失是影響鍋爐效率的各項熱損失中最大的一項熱損失。排煙溫度、排煙氧量是決定鍋爐排煙熱損失大小的重要指標。1.1 影響鍋爐排煙溫度的主要因素有鍋爐負

37、荷、空預器入口溫度、空預器換熱效果、受熱面及尾部煙道積灰、送風量以及燃燒調整等。正常運行中應做好以下工作：1.1.1 嚴格按照定期工作本要求對鍋爐各受熱面和空預器進行吹灰，確保鍋爐各受熱面和空預器清潔。長期低負荷應申請負荷或投油對鍋爐進行全面吹灰。1.1.2 日常運行中，應實時分析尾部煙道各段的進出口靜壓差、煙溫、風溫等（包括送風機、一次風機、暖風器）數據，與設計值和歷史數據進行對比，及時掌握尾部煙道的積灰情況和空預器的換熱效果，發現空預器有堵灰現象，增加空預器吹灰次數。1.1.3 嚴格控制#1、2爐排煙溫度不低于115度，#3、4爐空預器冷端綜合溫度不低于138度，防止空預器低溫腐蝕、粘灰堵

38、塞。1.1.4 按耗差要求根據負荷變化及時調整氧量，避免氧量過大。1.1.5 在保證制粉系統正常運行的情況下，盡量控制較小的一次風率、一次風速。1.2 排煙氧量是體現鍋爐系統漏風情況的主要指標。鍋爐系統漏風主要包括空預器漏風、爐本體漏風、煙道和電除塵漏風。漏風不僅造成鍋爐排煙熱損失增大，還會使風機耗電量增加。運行中應采取的措施：1.2.1 爐本體及煙道巡檢時重點關注鍋爐本體、電除塵和煙道漏風情況，重點檢查吹灰器、爐底水封、煙道各部位的伸縮節、人孔、檢查孔、穿墻管等部位，發現漏風及時填寫缺陷并通知檢修人員處理。1.3 排煙溫度對機組經濟性影響：l 300MW機組排煙溫度變化10度，影響機組供電煤

39、耗1.7g/kwh。l 600MW機組排煙溫度變化10度，影響機組供電煤耗1.6g/kwh。2、影響機械不完全燃燒熱損失的主要因素是燃料性質和鍋爐燃燒狀況。飛灰可燃物是體現鍋爐機械不完全燃燒熱損失的重要指標。2.1 燃煤的揮發分、灰分以及燃盡特性對飛灰可燃物有很大影響。煤質方面應做好以下工作：2.1.1 根據我公司鍋爐運行的安全、經濟性要求，結合設計煤種指標，綜合確定入爐煤各項指標為：表一：入爐煤煤質控制標準表項目收到基低位發熱量空氣干燥基揮發分收到基全硫符號Qnet,arVadSt,ar單位KJ/g（）（）一期設計值19.84525.341.14負荷270MW18.0018.001.7018

40、0MW負荷270MW17.0020.001.70負荷180MW17.0022.001.70二期設計值20.23024.600.66負荷550MW18.5018.001.20360MW負荷550MW17.5020.001.20負荷360MW17.5022.001.202.1.2 發電部根據當日負荷、設備缺陷、運行方式等情況預測第二天機組出力曲線，每日22點前，向輸煤管理部提出峰谷平各時段的摻配要求，并根據運行工況進行合理調整。2.1.3 輸煤管理部按照發電部每日煤質要求進行燃煤摻配，保證所摻配煤質符合各時段要求。若煤場存煤達不到摻配要求時，提前5日通知燃料采購部。2.2 燃燒調整方面運行應做好以

41、下工作：2.2.1 正常運行時，應保持鍋爐具有良好的燃燒,燃燒穩定且完全，爐膛負壓控制在-100pa±50pa范圍內,火焰呈光亮的金黃色，不偏斜、不貼墻，無星點析出，具有很好的火焰充滿度，維持轉向室出口處兩側煙溫差<30。2.2.2 正常運行時，盡量將引、送風機，爐膛負壓，氧量控制，一次風壓，各層二次風門開度投自動，將給煤機轉速、磨煤機出口溫度投自動，運行人員應監視各自動投入情況，發現異常應立即解除自動，進行調整，同時聯系熱工處理。2.2.3 經常就地觀察爐內燃燒情況，檢查各燃燒器、二次風門開度，發現問題及時聯系檢修處理。爐膛各孔、門應嚴密關閉。爐膛結焦及時投入爐膛吹灰。2.2

42、.4 機組負荷變化時，及時調整風量、煤量，以保持汽溫、汽壓的穩定。增負荷時，先增風量，后增煤量；減負荷時，先減煤量，后減風量。負荷大幅度變化時，調整給煤量不能滿足負荷需要，可用啟、停磨煤機的方法來滿足負荷需要。2.2.5 鍋爐在低負荷運行時，盡量投下層燃燒器。2.2.6 在任何情況下，必須保證至少有相鄰兩層煤火嘴投運，否則應投油助燃。2.2.7 增、減負荷，啟、停磨煤機，煤種變化、低負荷及制粉系統出現異常情況時，應加強對鍋爐燃燒的監視和調整，必要時投油助燃。2.2.8 啟停磨煤機及增減燃料量時，應臺階式增減。每次的增減量以10t/h左右為宜。若負荷變化較大，應在穩定5分鐘后，以每分鐘不大于2t

43、/h煤量的速度進行燃燒調整。2.3 飛灰可燃物對機組經濟性影響：l 300MW機組飛灰可燃物變化1%，影響機組供電煤耗1.02g/kwh。l 600MW機組飛灰可燃物變化1%，影響機組供電煤耗1.22g/kwh。二、加強鍋爐重要指標分析、調整，提高機組效率。1、運行人員精心操作，嚴格按照耗差系統調整主再汽溫、主汽壓、氧量壓紅線運行，同時將減溫水量降至最小。2、主、再汽溫和主汽壓要做到勤監視、勤分析、勤調整，使其參數接近以下目標值： 負荷率50%60%70%80%90%100%一期主汽溫537537537537537537再汽溫537537537537537537主汽壓MPa11.211.213

44、14.816.716.7二期主汽溫566566566566566566再汽溫566566566566566566主汽壓MPa16.518.420.422.324.224.23、 氧量是鍋爐燃燒調整不可缺少的重要指標，對鍋爐的排煙熱損失、化學不完全燃燒熱損失、機械不完全燃燒熱損失等都有不同程度的影響，是日常運行應重點監控和分析的指標。氧量正常運行應控制在3%5%，隨著負荷的升高逐步降低。4、減溫水量通過燃燒調整，要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。再熱汽溫應通過燃燒器擺角或過、再熱器煙道調溫擋板調整，如果煙氣側調節再熱汽溫時，導致過熱減溫水量增加，應優先考慮再熱汽溫調節的要求

45、。5、重要指標對機組經濟性影響：l 300MW機組主汽溫變化10，影響煤耗0.91g/kwh。l 300MW機組再熱汽溫變化10，影響煤耗0.8g/kwh。l 300MW機組主汽壓變化1MPa，影響煤耗1.77g/kwh。l 300MW機組氧量變化1%，影響煤耗0.93g/kwh。l 300MW機組主汽減溫水量變化1%，影響煤耗0.12g/kwh。l 300MW機組再熱汽減溫水量變化1%，影響煤耗0.72g/kwh。l 600MW機組主汽溫變化10，影響煤耗1.05g/kwh。l 600MW機組再熱汽溫變化10，影響煤耗0.8g/kwh。l 600MW機組主汽壓變化1MPa，影響煤耗0.33g

46、/kwh。l 600MW機組氧量變化1%，影響煤耗0.88g/kwh。l 600MW機組主汽減溫水量變化1%，影響煤耗0.24g/kwh。l 600MW機組再熱汽減溫水量變化1%，影響煤耗0.60g/kwh。三、優化輔機運行方式、降低機組廠用電率1、運行中，要加強對各輔機設備運行電流的監視，出現偏差或異常要及時查找原因。2、引風機、送風機、一次風機耗電率控制：2.1 空預器蒸汽吹灰每班進行一次，激波吹灰根據定期要求執行，保持空預器蓄熱元件清潔。2.2 運行人員每班應對空預器進出口一、二次風溫、入口煙溫、排煙溫度、空預器一、二次風和煙氣差壓、不同負荷下的送、引、一次風機電流、轉速等進行對比分析，

47、發現空預器有堵灰現象時，應及時增加空預器吹灰次數。2.3 運行人員應每班認真檢查爐本體、煙道、電除塵漏風情況，發現缺陷及時聯系檢修處理。2.4 在保證鍋爐完全燃燒的前提下，二次風壓適中，氧量應按耗差下限控制。2.5 磨煤機熱風調門開度應保持在65%80%之間，盡量降低一次風壓，減小一次風節流損失。3、磨煤機耗電率控制：3.1 盡可能保持制粉系統在最佳出力運行，正常運行中，一期給煤機轉速應保持在5080%之間，如各給煤機轉速50%時，應及時停止一臺磨，轉移負荷至其他磨；如各給煤機轉速80%，有備用磨時，應及時投入備用磨，正常情況下各給煤機轉速應保持均衡。二期正常運行中給煤機煤量應保持在35t/h

48、55t/h 之間，如各給煤機煤量<35t/h 應停止一臺磨,轉移負荷至其它磨。如各給煤機煤量55t/h ,有備用磨時,應及時投入備用磨,正常情況下各給煤機煤量應保持均衡。3.2 增、減給煤量時必須及時調整磨煤機通風量，一期磨煤機通風量一般維持在50Km3/h65Km3/h,二期磨通風量風量一般維持在60t/h75t/h,不宜過小以防堵管，也不宜過大以防煤粉細度增大及燃燒工況惡化。3.3 正常運行時，磨出口溫度維持在7090之間。3.4 定期進行煤粉細度化驗，正常時一期R90應為20±2，二期R90 應為23.6，否則應調節分離器擋板。4、廠用電率對機組經濟性影響：l 300MW機組廠用電率變化1%，影響機組供電煤耗3.41g/kwh。l 600MW機組廠用電率變化1%，影響機組供電煤耗3.2g/kwh。四、降低燃油1、針對啟動次數多，等離子、小油槍問題多、不可靠，設備故障多，啟動時間長，啟動用油量大應采取的措施：1.1 提前策劃，啟動第一臺磨原煤倉清空后上接近設計煤種的一等