火电厂节能诊断技术及节能降耗措施PDF

1、3.发电厂用电率（1）发电厂用电率的基本本概念发电厂用电率是指指机组辅机设备耗电量与发电量之比，,它是通过统计一 段时间的辅机设备耗电量和发电量，计算发电厂用电率（按年、月统计）（2）设计发电厂用电率在THA工况下设计的辅机功率与机组铭牌功率之比，但设计院早期经常按照“机组设计的辅机总容量与铭牌容量之比（容量系数）”。设计发电厂用电率与实际发电厂用电率的差别在以下几个方面：:启动过程的辅机设备（如：电动给水泵）负荷率备用辅机设备（如：循环水泵、凝结水辅机裕量（如：送风机、弓I风机、机组启停、:磨煤机）F ：火电机组设计发电厂用电率（含脱硫）机组类型发电厂用 电率”机组类型发电厂用 电率”熾30

2、0MW亚临界湿冷机组4.1300MW亚临界空冷机组（电动泵）6.9350MW亚临界湿冷机组4.0（汽动泵）4.4350MWB临界湿冷机组4.06O0MWE临界空冷机组4.3；.:600MW亚临界湿冷机组4.0ioMW超临界空冷机组：:42 氐r亍1呼TF 1* :凸600M鲤翊湿冷机组3.930pMW亚临界賤机组二:6i00MWSa临界湿冷机组3.9600MW超临界间冷机-、i -4加rj:-:iooomWBM临界湿冷机组3.8.二 - "Un-B二：=：二ioocMW超临界间冷机组"，4.0. 3预测热力及疏水系统的节能潜力r3.热力及疏水系统及阀门泄漏_ je.全面检查

3、热力及疏水系统，并提出相应的改进措施采用点温计及热成像仪检查阀门泄漏情况，列出阀门泄漏清单。 重点检查主蒸汽疏水、再热蒸汽疏水、导汽管疏水、高排疏水、再 热蒸汽疏水、通风阀、361阀、高旁、低旁、给水泵再循环等根据阀门泄漏情况，并进行横向对比，估算泄漏对机组发电煤耗 的影响量4#I4.统计计算锅炉效率-#根据试验热耗率和运行参数，修正计算THHS况下汽轮机实际的热 耗率。修正包括：主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度、再热减温水 流量、凝汽器压力，并进行合理的滤网修正分析计算各缸效率和平衡盘漏量对热耗率的修正计算，核算设计热耗率与实际热耗率的差别分析汽轮机热耗率随运行时阊的变化特点：1）若汽轮机通流

4、部分无损伤、无堵塞、水质控制符合要求；2）2）没有因汽缸上下缸温差大，引 起汽缸变形，或轴系振动大引起汽封摩损，汽封阊隙明显增大,，一检查锅炉本体、空气预热器、燃烧器、制粉系统等设备运行状况核查锅炉主要运行参数、主蒸汽压力温度、再热器温度、排烟温 度、风压、风量、氧量、飞灰可燃物含量、煤粉细度等现场查看锅炉运行控制方式统计分析燃煤热值、飞灰可燃物含量、大渣含量、运行氧量、排 烟温度等，计算锅炉效率现场核算空气预热器漏风率提出锅炉及辅助设备节能降耗措施，并预测节能潜力_、一#2 汽轮机冷端性能通过现场核查汽轮机排汽温度或自带绝压表测量凝汽器压力，以及凝汽器压力传压管走向等，确定凝汽器压力现场核查

5、循环水泵、冷却塔、凝汽器、真空泵、闭式冷却水泵、 胶球清洗装置的运行状况及相关参数，查看真空严密性试验结果选择不同工况计算凝汽器热负荷，进而计算凝汽器性能和清洁系 数统计分析计算循环水进、出水温度、凝汽器压力等，并计算对机 组发电煤耗的影响量，核查冷端系统运行方式提出冷端系统节能降耗措施，并预测节能潜其他参数统计计算及出力系数统计主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热减温水量，并计算对发电 煤耗的影响量核查吹灰频次及吹灰汽源，统计补水率，估算吹灰、除氧器排汽、 排污对发电煤耗的影响量核查其他辅助蒸汽使用情况，如、暖凤器、厂区采暖供热等分析计算出力系数对发电煤耗和发电厂用电率的影响量 提出相应的节能降耗

6、措施，并预测节能潜力6#(6)其他参数统计计算及出力系数统计主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热减温水量，并计算对发电 煤耗的影响量核查吹灰频次及吹灰汽源，统计补水率，估算吹灰、除氧器排汽、 排污对发电煤耗的影响量核查其他藕助蒸汽使甫情况，,如、暖风器、厂区采暖供热等分析计算出力系数对发电煤耗和发电厂用电率的影响量提出植应的节能降耗措施，,并预测节能潜力(7)节能诊断方法小结采用目前的节能诊断方法，供电煤耗诊断结果误差：±1g/kWh,厂 甫亀率镁菱：±0.05为高质量完成节能诊断工作，须具备坚实的理论基础，全面掌握节 能诊断分析方法，拥看聿富的现场经验，普谨细敷的工作作风(典型

7、 案例)三、影响机组能耗高的主要因素及定量分析高压缸效率主蒸汽压力煤质中压缸效率主蒸汽温度排烟温度低压缸效率再热器压损镐炉奉俸、尾部烟道漏风轴封漏汽量再热蒸汽温度过剩空气系数 运行氧量调节阀运行方式系统泄漏受热面脏污凝汽器压力平均负荷率煤粉细度凝结水过冷度机组补水率飞灰可燃物含量凝结水泵焙升再热器减温水流量散热损失小机进汽量锅炉吹灰参数及流量环境温度暖风器用汽量加热器端差锅炉排污及除氧器排汽（1）影响汽轮机热耗率高的主要原因汽轮机设计热耗率低，,实际运行达不到设计值通流间隙偏大，漏汽量大（新建机组安装期间）汽野磨损,，漏汽量大（高、申缸上、下缸温羞大，汽缸变形；运行控 制不当,，轴系振动大；汽

8、轮机进水转子碰磨等）轴封漏汽量大80管審封薯，引起泄漏调节级叶顶间隙大、汽封齿少，,调节级效率低调节级喷嘴组损伤平衡管漏汽量大（引进型低压进汽导流板损坏低压缸工艺孔漏汽量，,抽汽温度高（600M嫡鋼#© ）通流部分结垢（抽汽口压力、轴向位移、汽水品质）叶片损伤（叶片损坏、叶片水蚀）调节汽门重叠度过大蒸汽管道滤网未拆除单阀运行4几种典型机组凝汽器压力与热耗率的关系机组类型THA工况a耗率kJ/kWhTRL工况热耗率kJ/kWh热耗率变化kJ/kWh/kPa引进型3000M机组7900 ( 4.9kPa)8332(11.8kPa)53330MW机组7672 ( 5.3kPa)8012(1

9、1.8kPa)52600MWS临界机组7522 ( 4.9kPa)7942(11.8kPa)50100MWWK界机组7316 ( 4.7kPa)7567(9.2kPa)46排汽压力升高11PPa热耗率升高00682% (61kJ/kWh)r- T-J 七二二七X士VffTgHPVIfWJrnWJr! pMii毎i：帥*直爭屮冲*心；运盐迄G：诂銓甜丘皿狂畐1诡.I二 ;窸總号藝迺藏觀魏翩融幽牒 :和莫冷営;翟7淫学岀 却.哽制删坐专性黒啊密齐I ；7f1影响;灰螫刨燃物含量高的主主要因素是燃煤煤挥发分、煤粉细度和配风等等。8湿冷机组出力系数对发电煤耗的附加影响量约为0.5g/kWh5g/空冷机

10、组约为皿 0.8g/kWh;海水直流冷却环境温度影响0.7 0.8 g/kWh ;南方直流冷却和北方闭式循环冷却1.0 102 g/kWh ;南方闭式循环冷却1.21念1.4 g/kWh ;空冷机组一3.0 2.0g/kWh。8.煤质煤质对机组经济性的影响:：近几年，,煤炭供应紧张，煤炭价格居高不下，燃用煤种与设计煤种差异较大, 燃煤灰分增加，发热量降低，,挥发分变化大，均对锅炉燃烧造成很大影响；煤质结渣性能差，容易结焦和受热面积灰，影响排烟温度；煤质可磨性差，影响制粉系统电耗、降低制粉系统出力和影响煤粉细度;煤质着火困难，可燃性差，例：某超临界60MW机组” 煤），经运行统计及计算分析, 2

11、.7g/kWh。使飞灰可燃物含量升高=¥=皆龛竝哦簸饗百分点w发电煤耗升高鱼“I T HHMT IM TI T M.i- I'i-rt«» ' j ；设计燃用平，锅炉效率例：某超超临界600MW机组,，设计烟煤，实际掺烧 率降低00588个百分点，发电煤耗升高1177掘缠。=名扎煤（褐煤）”燃煤挥发分降低、灰分增加和发热量下降都会使灰渣可燃物含量增加，灰分增加和发热量下降使热损失增加；煤粉绷度提高（变粗）和均匀性指数下降将直接引起灰渣可燃物含量增加；运行中的配风工况对灰渣可燃物含量的影响也很很显著”炉膛出口过剩空气系数下降或炉膛内局部缺风都会使灰渣

12、可燃物含量增加。仔!1fc- 11. 空气预热器漏风率大"-.亠；ii一次风压力高空气预热器设计、加工、安装存在问题I.-I.密圭封间隙大亍一-二 . . _ .一 ” » .V' V r.J. I." . .'Jji* :I 1 ;1r#RJh -L' ” -Ml fWfif.瘵逛蜩滤灯亠亠H13. 煤粉细度从锅炉燃烧角度来说，较细的煤粉有利于煤粉的着火和燃尽，提 高锅炉效率，特别是挥发分较低的煤种，同时还可减小水冷壁的结渣 倾向;；但煤粉较细使制粉系统电耗也随之增加。因此”从能耗角度来 说，存在一个经济细度。近年来，随着煤价不断上升，而

13、电价上升较慢，同时随着磨煤技 术的不断进步，磨煤机电耗不断降低，因此对褐煤以外的各煤种，推 荐的经济煤粉细度为：R90=0.5nVdaf % =煤粉均匀性与制粉设备，特别是与粗粉分离器的结构性能有关， 若采用动静式旋转分离器，则指数n可达到1.3 1.5 =#14.再热器减温水量大16. 机组启停 机组启停对发电煤耗的影响与机组启停方式、启停特性、年利用小时数有关8汽轮机高压缸效率低、高压缸漏汽量大，高排温度高受热面设计不合理燃用煤质与设计煤质差别大运行操作控制不合理机组投产早期，受热面较干净，一般情况，,年利用小时在55000小时以上机组启停1 1次年平均发电煤耗影响 0.04 0.08 g

14、/kWh ,其中:：冷态启停11次影响发电煤耗00.07 0.08 g/kWh ;温、热态启停 00035 0.06 g/kWh ;极热态启停0004gg/kWhh。5500启停1次对发电煤耗的影响量=5500以上小时启停1次对发电煤耗的影响量X 利用小时17.机组出力系数不同类型机组再热器减温水对热耗率的影响量机组类型热耗率影响量(kJ/kWh)/(t/h)发电煤耗影响量(g/kWh)/(t/h)300MW0临界机组600MWU1界机组600MW超临界机组1000MW超临界机组0.053发电煤耗g/kWh发电厂用电率%机组类型75%50%75%50%300MW亚临界机组4.0 4.216.0

15、 16.50.5 亠 0.551.7 -1.8600MW超临界机组4.2 4.516.0 16.50.45 0.51.55 -1.65600MW超临界空冷机组5.0 5.517.0 17.50.45 - 0.501.55 -1.651000MW超超临界机组4.5 5.014.5 15.00.4 亠 0.451.50 - 1.6申17.风机耗电率高17. 机组出力系数大部分机组存在锅炉风机耗电率偏高,1.5%。主要存在的问题是：，三大风机耗电率超过风机选型参数与系统不匹配(典型案例)；一次风量大、一次风压力高部分一次风机采用离心式风机部分引风机采用静叶可调轴流式风机；E风机(双速、降速)调节手段

16、不够丰富'二 « ：r *- 出力系数对机组的经济性影响较大，提高机组出力系数是降低机组能耗的 关键因素。出力系数对发电煤耗的影响量通常根据设计数据、试验结果、运行统计数据确定。下面给出几个典型机组的计算公式：x: 出力系数；y:发电煤耗基准值修正系数2600 1000MW超临界机组：:y=0.145714X -0.322143X+0.1596432600M魄临界机组：:y=0.193103X -0.4X+0.191379300MW 600MV亚临界机组：y=0.194872X -0.394872X+0.1865392600MW汽动泵空冷«： ：y=0.18543X

17、 -0.390728X+0.1887421017.机组出力系数出力系数对发电厂用电率的影响量通常根据试验结果、运行统计数据确定。下面给出几个典型机组的发电厂用电率的计算公式：X：出力系数；Z:发电厂用电率基准值修正系数600tooomWM临界机组：2Z=1.043478X-2.217391X+1.076087600MWH临界机组2Z=1.166667X-2.416667X+1.15625600MW汽动泵空冷机组:2Z=1.037037X-2.185185X+1.0555562Z=1.076923X-2.230769X+1.0673081.国內主要制造厂设备特点和性能(3) 1000MW超临界锅

18、炉某锅炉厂采用日立公司技术，采用前后墙对冲燃烧方式，燃烧器布置方式为前、后 墙各三层，锅炉运行平稳，锅炉效率达945%”排烟温度正常，带等离子点火燃烧器 投运导致机组能耗较高某锅炉厂采用三菱公司技术，,双切园燃烧方式，采用节流孔圈结构，,投产初期节流 孔圈经常堵塞，多次爆管，锅炉效率约为994%，扌排烟温度约高10015'C,若锅炉壁温 按低限值报警设定，主蒸汽温度和再热蒸汽温度达不到设计值某锅炉厂采用阿尔斯通技术，,塔式锅炉，烟温偏差小，四角切圜燃烧方式，但再热 蒸汽温度约低2Q0C ”锅炉效率约为994J%»5)几台典型机组试验结果e参数名称热耗率kJ/kWh锅炉效率%

19、,发电煤耗g/kWh发电厂用 电率%供电煤耗g/kWh玉环电厂2 2号机 组7295.893.88269.24.9283.2外高桥三期7298.4/7289.294.28/94.58268.2/267江苏嵌山电厂7422.693.54274.93.91/4.61286.1/288.2汕头电厂3 3号机 组766594.22281.84.86296.2日照电厂3 3号机 组765493.91282.34.86296.7平圩电厂7463.593.45276.75.43292.6121314热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行，,疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水

20、，并满足系统暖管和热备用的要求。为减少热力及疏水系统泄漏，其设计和改进原则是：1）运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，减少疏水阀门和管道。2） 热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀 门。3）疏水阀门宜采用气动球阀，不宜采用电动球阀。4）为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀 作为临时措施，原则上手动阀安装在气动阀门前。5）对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现 暖管,，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方 式。为了节能,，在给水泵汽轮机进汽能保证机组启动要求时，600MWK以上机组可选择1台100

21、%汽动给水泵，若汽动给水泵跳闸后能联动调速泵启动，可选 择1台50%调速泵。否则”可选择1台20%30%定速泵°在新机组设计时应选用内置式除氧器。高压加热器排气设计为逐级排气。高压加热器应采用大旁路系统，旁路形式为进口液动三通阀+出口隔断阀600MW及以上超超临界机组电动动给水泵一般配齬 20%违（25%容量定速泵，,给水 流量控制通常有两个操作平台，系统复杂，阀门多，既不节能有不节电。在 新建机组主给水系统设计应采用优化设计方案。 。#4.凝结水泵.凝结水泵原则上应配置2 2X 100%凝结水泵，并配置“一托二”变频调节装 置。若选择33X 50%凝结水泵，并配置“一托二”变频调节

22、装置，凝结水泵耗电率将增加00103 0.04个百分点。在凝结水泵电机加装变频调节装置后，应根据机组实际状况，在保证安全 的前期下，,及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护 定值、凝结水压力低开启备用泵定值等。此外”还应修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。为保证低负荷时凝结水泵变频装置的节能效果，通过增设给水泵密封水增压装置，女口： 600MW临界机组加装 550米扬程的管道泵，或把密封水引自凝 结水泵的出口（凝结水精处理前），谴一步降低擬结水母管压给水泵优化后的主给水系统高加去锅炉凝结水泵耗电率主要由凝结水泵配置、机组类型、

23、负荷率、运行控制方 式所决定，负荷率在700% 755%耗电率控制值：超超临界机组配置2 2X 100%凝结水泵W 0.19%;超临界机组配置2 2X 100%凝结水泵寻0.18%;亚压临界机组配置2 2X 100%凝结水泵W 0.15%;配置33X 50%凝结水泵在同类型机组的基础上增加0.03%0.03%;空冷机组在同类型机组基础上再增加0.01 %。1516#kT8- Em” 十- tsftr7.脱硫系统设计（2）氧化风机选型及海水脱硫旁路当氧化风机计算容量小于600000/hmt,每座吸收塔宜设置两台全容量或每两座吸收塔设置三台50%总容量的氧化风机。当氧化风机计算容量大于600000

24、<hm时，宜采用每座吸收塔配三台505%总容量的氧化风机。为了降低氧化风机的压头，降低耗电率，提高氧化空气的利用率，宜根据 含硫量情况，在充分论证的基础上选择矛枪式或管网式空气分布管。对于海水法脱硫装置，应设计循环水泵至海水脱硫曝气系统的旁路管道，以利于冬季工况的经济运行。#:设计选型中的典型案例（i）汽轮机通流间隙#对于3机®,宜设置一台脱硫增压风机。有条件的地区，应积极争取环保部门的支持，尽量取消GGGH对于新设计机 组应采用增压风机与引风机合并方案，若有可能脱销装置应一并予以考虑。若 保留增压风机,其配置及参数宜按下列要求选择：脱硫增压风机宜选用轴流式风机，当机组容量为3

25、CS3MWW时，也可采用高效离 心风机。为保证机组一次启动成功，大部分机组安装阶段通流间隙偏大（上海采用 西门子技术的超超临界机组除外），），薯致汽轮机热耗率比正常值高5050 150kJ/kWh”平衡盘漏汽量在225%以上。例如：600MV超临界湿冷机组，汽轮 机热耗率均在77TWJJkWhh, 600MWB超临界机组在70600kkWhh以上”600MW亚临界湿冷机组在80000kkWhW以上,，300MWB临界机组在88775JWh以上上，一般 必须经过一次大修，并经过汽封改造，汽轮机热耗率才可能达到正常值，有 时还要经过多次大修处理，这是影响新投产机组能耗高的主要原因。#对于66100

26、M级机组，优先选择一台动叶可调轴流式增压风机。#对于1000MW级机组，宜设置两台动叶可调轴流式风机。#某电厂22X 350超临界供热机组，由国内某大电力设计院设计，,设计冷却水 塔面积为4000ta?。机组投运后，在夏季凝汽器进水温度高，导致凝汽器压力 高，机组运行能耗指标高。由同一家设计院设计的 330B3WMW界供热机组，采用城市中水，设计冷却水 塔面积为42S50W?，同样影响了凝汽器压力。某电厂22X 300MWE临界供热机组，原设计为电动给水泵，,此后改为汽动给水泵。由于选择国内某工业汽轮机厂生产的给水泵汽轮机，在THA工况下给水泵汽轮机的效率仅有7(70%,;通常给水泵汽轮机进汽

27、量为333/h/h ”实际为 39.5t/h ”导致发电煤耗升高igglWhh。从能耗指标分析永远收不回投资。(6 )三大风机某电厂22X 300MWE临界机组，三大风机选型裕量过大，”单侧风机机组可 带270MW荷”导致厂用电率高，能耗指标高。由此可见，为保持各类机组能耗指标先进，,主设备选择是美键，辅助设 备选型与设计是重点。17#-An 卄jl(7)采用复合循环提高空冷机组的经济性#某电厂1 X 600MW超临界机组”，处于南方地区，设计凝汽器入口水温度为21.9实际循环水温度为：2006年23.52007年 23.62008年 23C(冰冻雪灾影响)，ts计循环水温度与实际循环水温度差

28、1.61 J6X,而一期设 计凝汽器入口水温度为244©。由此可见，设计时选取的循环水温度明显不 合理此外”设计凝汽器面积为360000m2,循环水流量为7757522-t/h。由于设 计凝汽器面积偏小，凝汽器入口水温度偏低，影响机组发电煤耗2N4gWhh。某电厂22 X 350MW临界机组”，处于中国最南端，全年平均海水温度 2625” 设计凝汽器面积2Q5S0mm?，循环水流量4E9ffl6/hhi,设计计凝汽器压力6066PPa，”尽 管凝汽器可以达到设计性能，但实际完全可以再进行优化，,凝汽器面积略 显偏小。国内某大学和电力设计院联合提出：为了降低空冷机组能耗，,通过增加 复

29、合循环，,在冬季时利用温差可多发电，,在夏季时通过制冷循环，降低凝汽 器压力，汽轮机可采用湿冷汽轮机。(8 )采用热泵提升循环水温度供热国外某公司和国内某些公司为了推广热泵的应用范围，提出采用热泵提升循环水温度来供热，此工艺是可以实现的。但与中、低压缸联通管抽汽供 热相比显然是不经济的。(9)纳米水处理器某公司开发的纳米水处理器，以改善锅炉内换热，降低系统阻力，有人 说可以节能，有人说不节能，是否节能有待进一步验证。#某电厂22 X 300MW亚临界供热机组，配置长沙小天鹅工业设备有限公司的 循环水泵。机组投运后，由于循环水流量偏小，由制造厂分别对两台机组 的循环水泵叶轮进行了改造。目前”两台

30、机组运行方式基本相同，但循环 水泵的耗电率相差0.4个百分点，对机组能耗指标影响很大，初步估计是循环水泵效率低所引起。#1.汽轮机通流部分改造或改进(3)国产引进型3.汽轮机通流部分改造或改进(1)汽轮机通流部分改造IW汽轮机通流部分改进18原则上亚临界300MW汽轮机,，THA工况下热耗率超过 8200JWkW/h亚临界界60MWV机组” THA工况下热耗率超过880OBJVhh;可进行汽轮机通流部分改造，提高机组运行效率。采用先进高效叶型，压力级均采用弯扭叶片，薄出汽边,，子午面设计，调节 级优化设计，并进行汽封技术改造。条件允许时，优化排汽缸和调节汽门。此类机组改造通常选择业绩优良、性能

31、有保证的设计制造企业。原则上东方 汽轮机应采用东汽东芝技术，引进型汽轮机可采用上汽调节级顺流改造技术， ， 其他汽轮机采用全四维技术。汽轮机通流改造后，不含老化修正和轴封漏汽量修正，300MV汽轮机热耗率 应达到79550UkkWhh,，600MW轮机热耗率应达到799JJWh/h。调整通流间隙到偏中下限值改进进汽导管密封工艺，由“密封环式”结构改为“钟罩式”密封结构 更换调节级喷嘴。由于调节级喷嘴出汽边易出现应力腐蚀而产生损伤，应将调节级喷嘴由488道更换为126道。加装调节级叶顶汽封，一般汽封为2 2道高中压内、外缸夹层挡汽环加装阻汽片改进平衡盘汽封结构，最好采用弹性可调汽封或刷式汽封，不

32、能用蜂窝汽 封取消高、中压冷却管改进低压缸进汽导流板#3.汽轮机通流部分改造或改进国产660M超(超)临界机组普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、5、6 、7段抽汽温度高，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙调整偏大所致。在 不考虑老化修正，汽轮机热耗率超过766JJWMh，可考虑掲缸处理。，并焊死接口法兰。(1)汽轮机通流部分改造原则上亚临界300MW汽轮机，THA工况下热耗率超过828J0JW亚临界界 600MW机组” THA工况下热耗率超过885 JWWhh;；可考虑进行进行汽轮机通流部分改造，提高机组运行效率。采用先进高效叶型，压力级均采用弯扭叶片，薄出汽边，子午面设计，调

33、 节级优化设计，并进行汽封技术改造。条件允许时，优化排汽缸和调节汽门汽轮机改造通常选择业绩优良、性能有保证的设计制造企业。原则上东方 汽轮机应采用东汽东芝技术，引进型汽轮机可采用上汽调节级顺流改造技术 ，所有汽轮机均可采用全四维技术，哈尔滨汽轮机也可由哈汽改造。汽轮机通流改造后，不含老化修正和轴封漏汽量修正，300MW汽轮机热耗率 应达到795®®JJWWh, 600MW轮机热耗率应达到79900JW/h。大修期间应对汽轮机通流部分进行全面检查，通流间隙进行准确测量，对汽封间隙按下限进行调整，全面改造汽轮机汽封结构。汽轮机高、中压部分采用弹性可调汽封 ，包括平衡盘汽封和隔板

34、汽封，低压缸轴端汽封采用""王常春”接触式汽封，低压缸 隔板汽封采用蜂窝式汽封或""王常春”铁素体浮动齿汽封。5、6、7段抽汽温度普遍偏高，这是此类型机组的共性问题，主要是由于汽缸变形， 5、6、7段级组存在级间漏汽。建议在检修中对低压缸进行揭缸，并吊出下缸，拆掉保护板，察看6个工艺扎的法兰，要求重新上紧工艺扎法兰螺丝,对于新投产机组，及早拆除主、再热汽管道临时滤网 对于喷嘴调节机组，尽快实行顺序阀运行改进低压缸进汽管导流板#3.汽轮机通流部分改造或改进(2)汽封改造高、中压缸汽封改造通常采用弹性可调汽封改造最近出现的刷式汽封(改进的弹性可调汽封，韩国、

35、美国应用普遍，华能丹东电厂应用，价格高，汽封间隙小)弹性可调汽封低压轴端汽封采用“王常春”汽封低压缸隔板汽封采用“蜂窝”汽封和"'王常春”铁素体浮动齿汽封王常春汽封蜂窝汽封刷式汽封2.冷端系统改进及运行优化(1) 确保排汽压力传压管安装正确，传压管不积水，排汽压力测量准确(2) 机组在荷以上，湿冷机组真空严密性w w200Pa/min(3) 部分机组在夏季时真空泵冷却水温度高，真空泵出力不足，通过改进真 空泵冷却水系统，最好采用已有的冷却水源(如：集中空调冷冻水、地下水) ,必要时也可加装制冷装置，降低真空泵冷却水温度，提高真空泵出力。(3) 大多数机组凝汽器冷却管较脏，需要

36、进行高压水冲洗，或进行酸洗。(4) 确保胶球清洗装置正常投运(5) 原则上直流冷却系统应设置一、二次滤网(6) 减少阀门泄漏，优化热力及疏水系统，提高汽轮机通流效率，加强运行 管理”减小凝汽器热负荷。192.冷端系统改进及运行优化20(7)对于已投运的机组，增加凝汽器换热面积，就要对凝汽器实施改造增加冷却管数量和更改相应的管板连接支撑等，有的甚至需要改变凝汽器外壳，投资和工程量较大，而得到的收益相对较小，因此”原则上不宜通过增 加凝汽器面积来解决汽轮机的冷端问题。若确实需要增加凝汽器面积，,应进 行技术经济分析论证。(8) 改进循环水泵性能，提高循环水流量。(9) 改进冷却塔冷却性能(如：更换

37、填料)，降降低凝汽器进口口水温度。(10) 改进直流冷却水取水口位置，,降低凝汽器进口水温度。(11) )循环水泵改为动叶可调，”或高低速改造或变频改造，降低循环水泵耗 电率。热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行，,疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水， ”并满足系统暖管和热备 用的要求。为减少热力及疏水系统泄漏，”其改进原则是：1) 运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，”减少疏水阀门和管道。2) 热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀 门。3) 疏水阀门宜采用气动球阀，”不宜采用电动球阀。4) 为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水

38、管道应加装一手动截止阀 作为临时措施，原则上手动阀安装在气动阀门前。5) 对于运行中处于热备用的管道或设备，”在用汽设备的入口门前应能实现 暖管”暖管采用组合型自动疏水器方式，”禁止采用节流疏水孔板连续疏水方 式。#2.冷端系统改进及运行优化(14)循环水泵运行方式优化通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却水温度、循环水泵耗电率，,可以得到循环水泵的最佳运行方式。i乍鈕需档 朋盼1和!:常詁丘£訓讥于合并主蒸汽、再热蒸汽管道疏水。取消高压导汽管通风管及阀门，”将左、右二侧导汽管疏水在疏水门前合并，” 在疏水总管上增加一道手动门。合并冷再至小机疏水，”将二抽至2 2号高加进汽电动门前

39、疏水、冷再供辅汽逆止 门前疏水和高排逆止门后疏水合并。轴加回汽管靠近轴加处疏水可以接入疏水扩容器，,也可与轴封加热器疏水合并后进轴加水封。接入疏水扩容器，水封高度要求111涨。轴封溢流接入凝汽器内部88号低压加热器进汽管道，”或接入88号低压加热器上部疏水接入口，回收部分能量。改进轴封母管疏放水,轴加风机出口逆止门宜加装放水管，”或改成水平安装。#5.降低锅炉排烟温度5.降低锅炉排烟温度度，减少冷风的掺入量5.降低锅炉排烟温度加强电厂入厂煤来源管理，保证来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而 使排烟温度升高，主要是控制煤的水分、发热量和结渣特性。运行过程中加强锅炉受热面吹灰，制定完善的吹灰措施

40、，并优化吹灰方式。 同时”检修人员应加强日常检修与维护，确保吹灰器的正常投入，保持各受热 面的清洁,，控制空气预热器入目烟温度不高于设计值，控制空气预热器压差在 合理范围内。当判断受热面积灰严重，采取正常吹灰手段仍无法消除时，利用检修机会及 时清除受热面积灰。依据煤质特性，在保证磨煤机运行安全的前提下，适当提高磨煤机出口温度 设定值。在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高一次风风粉混合物的温设计合理的风煤比曲线，应定期测量一次风速，并校验一次风量测量系统， 防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大或一次风速偏高。因此”要根据原始设计及设备的具体状况来确定磨煤机不同出力下的风煤比（

41、直吹式）或者不同负荷下的一次风速、风压（中储式）” 并保证风管最低一次风风速 不低于i8mmss ”通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。最佳过量空气系数试验应在稳定的负 荷与煤种下进行，通过试验确定不同负荷下最佳过量空气系数曲线。在锅炉大、小修中及日常运行中，”针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵漏 工作”检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本体密封 ,特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否美严。在锅炉大、小修中及日常运行中，”针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵 漏工作”检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本 体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨

42、煤机冷风门能否美严。有条件时可适当增加空气预热器受热面面积。经过可行性论证后，可增加低压省煤器（凝结水余热利用系统）降低锅炉 排烟温度。213热力及疏水系统改进主蒸汽疏水管道合并示意图蒸汽来蒸汽来至本扩至本扩至本扩改进前至本扩改进后3. 热力及疏水系统改进若a诙负禰=11、2、3号低压加热器疏水不畅，,可能与疏水管道管径、疏水管 道走向及位置、疏水调节门调节裕量有关。当判断疏水调节门无调节裕量时 ,哥崔疏水调节门的位置加装一壽路，取消疏水调节门盾季幼阖。1号低压加热器疏水管路改进图St汽器4. 加热给水系统高加水童分糧隔板变形戴损坏，,应立即进行修复或更换加热器堵管超标应 及时进行处理。运行中

43、控制加热器水位，减少加热器端差5. 降低锅炉排烟温度加强电厂入厂煤来源管理，保证来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而 使排烟温度升高，主要是控制煤的水分、发热量和结渣特性。运行过程中加强锅炉受热面吹灰，,制定完善的吹灰措施，,并优化吹灰方式。 同时”检修人员应加强日常检修与维护，,确保吹灰器的正常投入，保持各受热 入目姻漏慶忝裔手谨祎值，控制空气预热器压差在 會瑾殖園內。当判断受热面积灰严重，采取正常吹灰手段仍无法消除时，利用检修机会及 时清除受热面积灰。伽现難，在保证磨煤机运行安全的前提下，,适当提高磨煤机出口温度 设定值。5.降低锅炉排烟温度在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高

44、一次风风粉混合物的温 度，减少冷风的掺入量 O设计合理的风煤比曲线，,应定期测量一次风速，,并校验一次风量测量系统，, 防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大或一次风速偏高。因此”要根据原始设计及设备的具体状况来确定磨煤机不同出力下的风煤比（直吹式）戴晝不同员荷下的一次风速、风屋（申储武）”不低手1伽fee通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。最佳过量空气系数试验应在稳定的负 荷与煤种下进行，通过试验确定不同负荷下最佳过量空气系数曲线。在锅炉大、小修中及日常运行中，,针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵漏 工作”检查眷个達接法莹密野、Mffl?处密野，锁气器是否严密及炉本体密封 ,特剔盧检查

45、炉厲氷封槽、炉顶密封及磨煤机冷凤ntiw美夢。5.降低锅炉排烟温度在锅炉大、小修中及日常运行中，,针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵 漏工作,，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本 体密野,，特别应检查炉底水野槽、炉及磨煤机冷风门能香美夢。有条件时可适当增加空气预热器受热面面积。经过可行性论证后，可增加低压省煤器（凝结水余热利用系统）降低锅炉 排烟温度。16LZ 49.运行调整及优化通过汽轮机定滑压试验，,确定滑参数起始负荷和机组负荷与主蒸汽压力及温 度曲线。通过燃烧调整试验和配煤掺烧试验，提高锅炉运行效率，减少再热减温水流 量。机组眉停过程中，合理安排重要辅机的眉停时间，

46、如，采用汽动给水泵进行 启动,，减少电动泵运行时阊。进行脱硫系统和电除尘运行优化，降低锅炉辅机耗电率。对于喷嘴调节的机组，负荷在88%上，应通过运行调整确保主蒸汽压力、主 蒸汽温度、再热器温度不低于设计值。对于节流调节机组，严格按照设计要求的阀门开度，通过控制主蒸汽压力调 整机组负荷。18#(1) 对于风机选型参数与实际系统不匹配的，应首先选择对风机进行局部改 造，如更换叶型、叶片数、叶片安装角或叶轮等，一般可降低厂用电率0003 0.2 百分点。如：华电青岛电厂2 2号300MW机组”引风机局部改造降低厂用电率0.026个百分 点；华能铜川电厂66O0MW机组”增压风机减少叶片数改造后，1、

47、2号机组分别 降低厂用电率0.0.11 和 0.09个百分点。(2) 对于一次风机为离心式风机，应进行变频改造，通常节电率可达20%以上如口：华能杨柳青电厂5 5、6号机组离心式一次风机变频改造后，,厂用电率下降 了 0.24命百分点。(3) 在征得环保部门同意的情况下，可取消GGGH增压风机与引风机合并。11.脱硫系统节电通过脱硫系统运行优化，在不同负荷、不同入口 SO浓度时,，确定最佳的浆 液循环泵组合方式、最佳的pHH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和 石灰石粒径等，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下， ，脱硫系统耗电 率最低及运行成本最小。同时”建立吸收系统最佳运行卡片，指导

48、运行人员 合理操作。西安热工研究院近期开发的脱硫添加剂，,它通过改变脱硫塔吸收剂的活性，, 提高脱硫效率。在特定的条件下，维持脱硫效率不变，可减少浆液循环泵的 运行台数。#1 ； -二片300MW机组脱硫系统优化运行案例机组负荷运行设定值入口SSO浓度，mg/m5>4500400030002000300MW浆液循环泵ABCDABC/ABDAC/ADAB/ACPH值5.45.45.45.2氧化风机2台2台2台1台吸收塔液位高高中中240MW浆液循环泵BCD/ACDCD/ABCAB/ACAB/ACPH值5.45.45.35.2氧化风机2台2台2台1台吸收塔液位高中中低180MW浆液循环泵CD/ABCBC/BDAD/BCAC/ADPH值5.45.35.25.2氧化风机2台2台1台1台吸收塔液位中中低低1920#12. 低压省煤器加装低压省煤器，将全部或部分凝结水引入锅炉加热，,是有效降低排烟温 度（节能）