机组经济运行手册(2015)

1、机组经济运行指导手册三门峡华阳发电有限责任公司大唐三门峡发电有限责任公司2015年2月第一部分、负荷经济分配：1. 做好公司电量结构优化调整，提高全厂综合效率。根据全年电量计划优化各月电量分配，提高600MW机组电量计划，提高大容量、低能耗机组负荷率，降低发电成本，提高综合效益。机组指标基准值（%）目标值（%）创新值（%）#1、2、3、4600MW机组电量比7072742. 根据各台机组试验煤耗情况，按照最优方式开展机组经济调度。一、二期负荷调度时加负荷时#1、4机组优先、减负荷时#2、3机优先，确保低能耗机组多发电，降低发电成本，提高全厂机组综合效益。序号机组设计锅炉效率（%）设计汽机热耗（

2、kJ/kwh）设计供电煤耗(g/kwh)75%负荷试验供电煤耗(g/kwh)1三门峡#493.37519293.41304.452三门峡#393.37519293.41309.983三门峡#191.97982319.21321.094三门峡#291.97982319.21329.09机组停运及减负荷顺序（启动及加负荷反向安排）#2机-#1机-#3机-#4机3、各容量机组负荷优化分配原则3.1、300MW机组负荷优化分配原则：单机负荷率50%60%70%80%90%100%#1机对应负荷160MW192MW224MW256MW288MW320MW#1机负荷点热耗8382.098312.31824

3、5.598181.958121.388063.88#1机负荷点供电煤耗328.19325.46322.85320.35317.98315.73#2机对应负荷160MW192MW224MW256MW288MW320MW#2机负荷点热耗8628.988517.828419.778334.828262.988204.25#2机负荷点供电煤耗337.86333.51329.67326.34323.53321.23全厂负荷率50%60%70%80%90%100%对应的全厂负荷320MW384MW448MW512MW576MW640MW#1机经济负荷分配165214268300310320#2机经济负荷分

4、厂总热耗8504.948410.768319.238246.688187.488134.07全厂总煤耗333.00329.31325.73322.89320.57318.483.2、600MW机组负荷优化分配原则：单机负荷率50%60%70%80%90%100%#3机对应负荷300MW360MW420MW480MW540MW600MW#3机负荷点热耗8217.978124.788039.527962.177892.757831.24#3机负荷点供电煤耗317.31313.71310.42307.43304.75302.38#4机对应负荷300MW360M

5、W420MW480MW540MW600MW#4机负荷点热耗8076.327972.667877.657791.277713.547644.44#4机负荷点供电煤耗311.84307.84304.17300.84297.83295.17全厂负荷率50%60%70%80%90%100%对应的全厂负荷600MW720MW840MW960MW1080MW1200MW#3机经济负荷分配300320350400480600#4机经济负荷分配300400490560600600全厂总热耗8147.158031.777928.577846.847785.657737.84全厂总煤耗314.58310.1230

6、6.14302.98300.62298.77第二部分、汽机专业一、 提高汽轮机热效率汽轮发电机组的热效率是对机组效率影响最大的一项指标，汽轮机发电机组能耗指标分析的重点是影响汽轮机热效率的各项主要指标。1、 影响汽轮机本体效率的主要是高、中、低压缸效率。运行中应注意做好以下工作：1.1 汽机各抽汽参数直接体现汽轮机缸内运行状况，日常监盘分析中要根据各参数的变化来掌握高、中压缸效率变化情况，机组启动后或本体发生异常后更要加强检查和分析。监视段及各段抽汽压力、温度在额定工况下与设计值比出现异常（如温度比设计值高10以上），应查找原因并进行有效处理。额定工况下各抽汽段参数如下：1机额定工况下回热抽汽

7、参数（调节级后最大允许压力：14.75MPa）抽汽段号抽汽点(级后)抽汽压力MPa抽汽压损抽汽温度流量t/h最大允许压力MPa用户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、小机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机额定工况下回热抽汽参数（调节级后最大允许压力：14.953MPa）抽汽段号抽汽点抽汽压力MPa抽汽压损抽汽温度流量t/h最大允许压力MPa用户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、小机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、额定工况下回热抽汽参数（调节级后最大允许压力：20.5MPa）抽汽段号抽汽点(级后)抽汽压力MPa抽汽压损抽汽温度流量t/hTRL工况抽汽压力MPaVWO工况抽汽压力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 加强汽机高、低压旁路及高缸排放阀后温度监视，发现异常升高，应分析是否泄漏。l 运行中高旁后温度高于高压缸排汽温度20以上的，应判断为高旁阀内漏。l 运行中低旁及高缸排放阀后温度高于低压缸排汽温度20以上的，应判断为低旁阀或高缸排放阀内漏。l 对于旁路完全关闭后由于漏汽出现的温度高现象，禁止用投减温水的办法来降温。l 对不投入快开保护功能的旁路：运行中高低旁的疏水应保持关闭，旁路投入前必须充分疏水暖管。1.3 疏水系统阀门按要求关闭及定期测温检查。l 高压疏水管道电动（气动）门一般

11、内漏时，应及时关闭电动（气动）门手动门。l 机组启动后，按规程要求尽早关闭主、再热汽主管道疏水，如疏水电动（气动）门一般内漏时，应及时关闭手动门。l 缸体疏水、抽汽管道疏水要严格按照设计负荷区域关闭、开启。l 疏放水系统阀门内漏判断标准。（见本指导手册6.4条）1.4 巡检时发现热力系统保温不符合规定及不完善的应及时登录缺陷。运行设备或管道保温效果判断标准：当环境温度为25时，运行设备或管道保温层表面温度应不超过50。2、 回热系统对提高热力循环效率有较大影响，各加热器相关参数的变化都直接影响到循环效率。要重点监视分析以下内容：2.1. 加热器l 运行中应注意检查给水温度达到目标值，否则应检查

12、、分析加热器运行情况。300MW机组给水温度变化10，影响煤耗0.44g/kwh；600MW机组给水温度变化10，影响煤耗0.9g/kwh。l 机组运行给水温度控制目标值：负荷率50%60%70%80%90%100%一期2给水温度230.2238.2246.2254.2262.2270.2二期给水温度235.8243.62251.44259.26267.08274.9l 加热器疏水在机组正常运行时维持逐级自流，正常运行时不得开启紧急疏水阀。加热器疏水不畅时，应检查分析原因，并及时处理。l 3、4机高加危急疏水调门前电动门在机组启动正常后应保持关闭，高加水位异常危急疏水调门开度3%时应检查危急疏

13、水电动门自动联开。l 额定负荷下加热器温升不得比设计值低3，否则应查明原因。l 额定负荷下加热器端差应不超过设计值，端差达不到设计值的，应分析原因。l 运行中要控制加热器水位在正常范围，禁止低水位或无水位运行。l 高加入口三通阀必须严密不内漏，末级高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差应小于1.5。l 高、低压加热器在机组启动时，应随机投入。l 按定期工作规定定期记录典型工况下的高、低压加热器的运行参数，掌握加热器上、下端差和温升情况，分析加热器的性能状况。l 额定工况下各加热器运行参数：1、2机额定工况下各加热器运行参数：加热器入口温度出口温度疏水温度上端差下端差温升水位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机额定工况下各加热器运行参数：加热器入口温度出口温度疏水温度上端差下端差温升水位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 在给水溶氧合格的条件下，除氧器排氧门应关小，减小蒸汽排放量；3、4机加氧运行时应微开除氧器排氧门。l 除氧器加热汽源在机组负荷20%额定负荷后应及时切为四抽供，并检查

16、辅汽至除氧器调门关闭严密。l 除氧器溢流门、危急放水门应检查关闭严密。l 3、4机除氧器上水完毕后应及时关闭除氧器启动排汽门。3、 加强对辅助蒸汽使用情况的分析。在满足要求的前提下除氧器、小机及辅汽联箱汽源应尽量采用低品质的汽源，减少辅助用汽对汽机效率的影响。3.1. 机组带80%额定负荷后，辅汽汽源应由四抽供，冷再汽源保持热备用。3.2. 机组启停及带20%额定负荷以下除氧器汽源由辅汽供，20%额定负荷上时除氧器汽源应使用四抽供，辅汽至除氧器汽源保持热备用。3.3. 机组启停及50%额定负荷以下时小机汽源由辅汽供，50%额定负荷以上时小机汽源由四抽供，辅汽至小机汽源保持热备用（二期冷再至小机

17、汽源保持热备用）。3.4. 冷段至辅汽供汽量对机组经济运行影响较大，运行中应尽量用二期机组带辅汽系统运行。l 300MW机组冷段至辅汽供汽量每吨影响煤耗0.28g/kwh。l 600MW机组冷段至辅汽供汽量每吨影响煤耗0.14g/kwh。4、 汽机真空系统及冷端运行状态对汽机运行效率影响较大，运行中应重点关注以下方面：l 按规定每月做一次真空严密性试验，试验结果应达到良好标准（下降率0.133-0.27KPa/min），真空严密性试验结果达不到良好标准应认真分析、排查，确定真空系统泄漏点，并及时处理。l 真空系统严密性0.4KPa/min（不合格）时，应启动备用真空泵运行，并立即分析、排查，必

18、要时应联系试验院配合进行查找。l 相同运行工况下发现1机与2机或3机与4机真空偏差0.5KPa时，应及时分析、查找原因。l 真空泵冷却水源在每年4-10月份环境温度较高时，运行真空泵冷却水源应使用温度较低的水管线供，备用真空泵冷却水源使用循环水供。运行真空泵冷却器工作水温35应切换至备用真空泵运行，同时通知检修检查清理真空泵冷却器。l 定期对冷却水塔运行情况进行，发现填料、除水器、喷嘴等有损坏及淋水不均的，要通知检修进行处理。l 加强冷却水塔出水温度的监测，确保水塔出水温度与湿球温度差在7以内。对于出水温度达不到设计值的，要分析原因，制定有针对性的修复、改进措施。l 300MW机组循环水温度变

19、化1，影响煤耗0.8g/kwh；600MW机组循环水温度变化1，影响煤耗0.6g/kwh。l 加强对循环水质的化学监督和处理，保证凝汽器不发生结垢和腐蚀。l 按规定每天投运凝汽器胶球清洗系统5-6小时，每月两次对凝汽器清洗系统废旧胶球进行回收，要求凝汽器胶球投运率应达到100%、胶球回收率应达到95%。l 循环水入口电动二次滤网自动清洗排污应正常投入并动作正常，注意检查二次滤网前/后差压不大于460Pa。l 运行中应按循环水泵运行优化要求及时启停循环水泵，确保机组运行经济性最优。（详见循环水泵运行优化部分）l 满负荷情况下，夏季凝结水过冷度控制在1以内，冬季时最大不超过2。l 凝汽器端差目标控

20、制要求如下：循环水入口温度4，凝汽器端差12；循环水入口温度4-10，凝汽器端差9；循环水入口温度10-15，凝汽器端差8；循环水入口温度15-20，凝汽器端差7；循环水入口温度20-25，凝汽器端差6；循环水入口温度25-30，凝汽器端差5；循环水入口温度30-35，凝汽器端差4；循环水入口温度35以上，凝汽器端差3；5、 给水泵组运行情况对机组经济运行影响较大；运行中要注意以下方面：5.1. 50%额定负荷以上时小机汽源由四抽供，辅汽至小机汽源保持热备用（二期冷再至小机汽源保持热备用）。5.2. 机组启动前锅炉上水时应利用汽泵前置泵进行，启动过程及停机真空未破坏前应利用汽泵进行机组启停，减

21、少机组启停时电泵运行时间。5.3. 运行中应检查给水泵最小流量阀关闭严密；如最小流量阀不能严密关闭时，应对最小流量阀前电动门自动逻辑进行修改完善，运行中维持最小流量阀及电动截止门同时关闭，异常时最小流量阀及最小流量阀截止门同时自动开启。5.4. 运行中应通过改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水调门（或主给水门）应尽量开大，减少给水节流。5.5. 机组运行每月对电泵进行带30%给水流量试转1.5-2小时，且电泵定期试转应利用负荷低谷时进行。5.6. 加强汽泵运行维护，提高汽泵投运率，减少电泵运行时间。5.7. 汽泵运行中消缺停运时，应利用负荷低谷时进行。6、 补水率是反映机组汽水损失大小的主要指标。

22、6.1. 机组启动断油后8小时内应按机组启动后阀门检查卡要求对疏放水阀门内漏情况进行认真检查，发现内漏时应立即隔离处理。6.2. 机组运行中按定期工作要求每月对疏放水阀门内漏情况进行认真检查，发现内漏时应立即联系处理。6.3. 运行中发现补水率1.2%时，应认真分析、排查，并及时对疏放水系统阀门进行认真检查。6.4. 疏放水阀门内漏判断标准（公司标准QCDT-SMXHYPC 206 0306-2005）：主管道介质温度疏放水系统阀门后管道外壁温度严重内漏一般泄漏渗 漏>500250200180，且t50420500200150130，且t50260420150120100，且t50150

23、26012010080，且t50说明：表格中t为阀门关闭状态下阀门前后管外壁温差7、 机组运行中，要加强对主（再）热蒸汽参数的实时监视及分析，确保运行参数最优。7.1. 机组运行中应投入协调控制系统运行。7.2. 机组运行中应保持顺序阀运行方式，机组启动时按规定及时切换阀序为顺序阀运行方式。7.3. 主/再热汽参数变化对机组运行经济性影响：l 300MW机组主汽温变化10，影响煤耗0.91g/kwh。l 300MW机组再热汽温变化10，影响煤耗0.8g/kwh。l 300MW机组主汽压变化1MPa，影响煤耗1.77g/kwh。l 600MW机组主汽温变化10，影响煤耗1.05g/kwh。l 6

24、00MW机组再热汽温变化10，影响煤耗0.8g/kwh。l 600MW机组主汽压变化1MPa，影响煤耗0.33g/kwh。7.4. 机组运行中主/再热汽参数控制目标值：负荷率50%60%70%80%90%100%一期主汽温537537537537537537再汽温537537537537537537主汽压MPa11.211.21314.816.716.7二期主汽温566566566566566566再汽温566566566566566566主汽压MPa16.518.420.422.324.224.2二、 优化辅机运行方式、降低机组厂用电率1、 运行中，要加强对各辅机设备运行电流的监视，出现偏差

25、或异常要及时查找原因。2、 凝结水泵、给水泵耗电率控制：2.1凝结水泵l 机组启动及正常运行中应维持凝结水泵（凝升泵）变频方式运行，每月对备用工频凝结水泵（凝升泵）进行带负荷试转2小时后备用。l 正常运行中应投入凝结水泵（凝升泵）变频器转速及除氧器上水调门控制自动，并通过凝泵水泵（凝升泵）变频器转速自动调整除氧器水位正常、检查除氧器上水调门开度90%以减少给水节流。 l 运行中凝结水泵（凝升泵）变频器及水泵检查消缺时，应利用定期试转工频泵时，停运变频泵时进行。l 3、4机正常运行中维持一台凝补水泵运行，供两台机补充水用，异常运行时补充水量不足，可增启第二台凝补水泵。l 机组启动后应按阀门检查卡

26、检查凝结水系统阀门无内漏现象。2.2给水泵l 机组启动前锅炉上水时应利用汽泵前置泵进行，启动过程及停机真空未破坏前应通过汽泵向锅炉上水，减少机组启停时电泵运行时间。l 运行中应检查给水泵最小流量阀关闭严密；如最小流量阀不能严密关闭时，应对最小流量阀前电动门自动逻辑进行修改完善，运行中维持最小流量阀及电动截止门同时关闭，异常时最小流量阀及最小流量阀截止门同时自动开启。l 运行中应通过改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水调门（或主给水门）应尽量开大（保持全开），减少给水节流。l 机组运行每月对电泵进行带30%给水流量试转1.5-2小时，且电泵定期试转应利用负荷低谷时进行。l 加强汽泵运行维护，提高汽泵

27、投运率，减少电泵运行时间。l 汽泵运行中消缺停运时，应利用负荷低谷时进行。3、 循环水泵的优化运行对降低循泵耗电率及提高机组运行经济性有较大意义；运行中应根据季节特点、环境温度及机组负荷变化情况，合理调整循环水泵的运行方式。3.1. 凝汽器真空及厂用电率对机组经济性影响：l 300MW机组凝汽器真空变化1KPa，影响供电煤耗3.2g/kwh；300MW机组厂用电率变化1%，影响机组供电煤耗3.41g/kwh。l 600MW机组凝汽器真空变化1KPa，影响供电煤耗2.35g/kwh；600MW机组厂用电率变化1%，影响机组供电煤耗3.2g/kwh。l 循环水温升14或低压缸排汽温度44增启第二台

28、循环水泵一般可以提高凝汽器真空1-1.5KPa，对厂用电率影响可根据循环水泵电流估算循环水泵耗电量及发电量计算厂用电率变化情况。l 300MW机组循环水泵低速方式运行时（电流110-115A），每小时耗电量约850KW。l 300MW机组循环水泵高速方式运行时（电流150-160A），每小时耗电量约1300KW。l 600MW机组循环水泵电流360A时，每小时耗电量约3000KW。l 600MW机组循环水泵电流330A时，每小时耗电量约2750KW。l 600MW机组循环水泵电流300A时，每小时耗电量约2500KW。l 600MW机组循环水泵电流270A时，每小时耗电量约2250KW。3.2

29、. 循环水泵运行方式规定：l 每年10月至第二年4月300MW机组循环水泵维持一台高速、一台低速运行方式。l 每年5月至9月300MW机组循环水泵均维持高速运行方式。l 每年5月至9月600MW机组单台循环水泵运行时电流宜维持在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机组单台循环水泵运行时电流宜维持在300-320A。l 每月11月16日至第二年3月14日600MW机组单台循环水泵运行时电流宜维持在270-300A。l 每年冬季（11月15日至第二年3月15日）期间如增启第二台循环水泵将使汽轮机排汽压力（大气压力-真空）低于5KPa时可不增启

30、第二台循环水泵。3.3. 河南电力试验研究院循环水泵优化运行结论：l 河南电力试验院提供一期循环水泵优化运行结论：12正常运行时 负荷水温1501601701801902002102202302402502602702802903003103205AAAAAAAAAAAAAABBBB7AAAAAAAAAAAAABBBBC9AAAAAAAAAAABBBBBCC11AAAAAAAAAABBBBCCCC13AAAAAAAAAABBCCCCDD15AAAAAAAAABBCCCDDDD17AAAAAAABBBCCDDDDDD19AAAAAABBBCCDDDDDDD21AAAAABBBCCDDDDDDDD

31、23AAAAABBCCDDDDDDDDD25AAAABBCDDDDDDDDDDD27AABBBCCDDDDDDDDDDD29ABBBCCDDDDDDDDDDDD31BBCCCDDDDDDDDDDDDD33BCCDDDDDDDDDDDDDDDl 注：以上结论中，横行代表负荷（MW）; 纵列代表循环水温度（）；l A：单台低速泵； B：单台高速泵；C：一高一低两泵；D：双高速泵。l 河南电力试验院提供二期循环水泵优化运行结论：56单泵250A78单泵280A单泵310A单泵340A9101112131415161718192021双泵280A双泵310A2223双泵340A242526272829

32、双泵370A30313233300MW330MW360MW390MW420MW450MW480MW510MW540MW570MW600MW从表中可以看出：不同水温及负荷条件下，单泵250A运行方式，适用于水温512、负荷300480MW范围；单泵280A运行方式，适用于水温514、负荷300510MW范围；单泵310A运行方式，适用于水温513、负荷330540MW范围；单泵340A运行方式，适用于水温522、负荷300660MW范围；双泵280A运行方式，适用于水温930、负荷300660MW范围；双泵310A运行方式，适用于水温1232、负荷300660MW范围；双泵340A运行方式，适用

33、于水温1333、负荷300660MW范围；双泵370A运行方式，适用于水温1933、负荷420660MW范围。单泵280A、单泵310A、双泵310A出现的情况较少，建议实际运行时，单泵280A、单泵310A可合并；负荷高于420MW时，双泵310A可改为双泵340A方式，负荷低于420MW时，双泵310A可改为双泵280A方式。4、 启停机过程节电操作4.1. 启动过程l 机组冷态启动时，锅炉首次上水时可投入小机油系统、启动前置泵向锅炉上水；机组点火前应冲转一台汽泵运行，利用汽泵进行机组启动。l 机组启动时1、2机凝结水系统投运应启动未增容凝泵运行（1机B凝泵、2机A凝泵）。l 机组启动时1

34、、2机凝升泵变频器在机组冲转前启动。l 机组启动时3、4机凝结水系统投运时应维持凝泵变频方式运行。l 机组启动时并网前应保证第二台汽泵冲转并转给水。4.2. 停机过程l 停机时汽轮机打闸后及时检查退出EH油电加热，停运EH油泵运行。l 停机时1、2机打闸及时停运凝升泵、AB前置泵。l 停机后1、2机小机停运后8小时停运小机油系统。l 停机后3、4机小机停运后24小时停运小机油系统及前置泵。l 停机后锅炉汽包上水间隔>5小时时应停运电泵，间歇运行维持锅炉上水。l 停机后除氧器不上水且凝结水系统无用户时及时停运凝泵。l 停机后闭式水系统无用户时及时停运闭冷泵运行。l 机组停运(59月份)后4

35、8小时停运循环水泵、管道泵；其它月份机组停运36小时停运循环水泵、管道泵。(循环水泵停运前低压缸喷水未投入时排汽温度应<50；循环水泵停运后，所有向扩容器、凝汽器排汽水阀门均关闭，并应注意排汽温度不应明显上涨)三、 参考文献1、 中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见2、 中国大唐集团公司火电机组节能降耗指导意见3、 东方汽轮机厂300MW机组主机运行说明书及热力特性计算书4、 哈尔滨汽轮机厂600MW机组主机运行说明书及热力特性计算书5、 300MW及600MW机组辅机设备厂家说明书6、 三门峡华阳发电有限责任公司1机循环水泵优化运行试验报告（河南电力试验研究院）7、 大唐三门峡

36、发电有限责任公司3机循环水泵优化运行试验报告（河南电力试验研究院）第三部分：锅炉专业一、 提高锅炉效率锅炉效率是评价锅炉运行经济性的重要指标，是锅炉能耗水平的综合反映。锅炉能耗指标重点分析影响锅炉效率的各项热损失，有排烟热损失（ q 2）、化学不完全燃烧热损失（ q 3）、机械不完全燃烧热损失（ q 4）、散热损失（ q 5）、灰渣物理热损失（ q 6），运行人员需进行燃烧调整控制是排烟热损失（ q 2）和机械不完全燃烧热损失（ q 4）。1、排烟热损失是影响锅炉效率的各项热损失中最大的一项热损失。排烟温度、排烟氧量是决定锅炉排烟热损失大小的重要指标。1.1 影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负

37、荷、空预器入口温度、空预器换热效果、受热面及尾部烟道积灰、送风量以及燃烧调整等。正常运行中应做好以下工作：1.1.1 严格按照定期工作本要求对锅炉各受热面和空预器进行吹灰，确保锅炉各受热面和空预器清洁。长期低负荷应申请负荷或投油对锅炉进行全面吹灰。1.1.2 日常运行中，应实时分析尾部烟道各段的进出口静压差、烟温、风温等（包括送风机、一次风机、暖风器）数据，与设计值和历史数据进行对比，及时掌握尾部烟道的积灰情况和空预器的换热效果，发现空预器有堵灰现象，增加空预器吹灰次数。1.1.3 严格控制#1、2炉排烟温度不低于115度，#3、4炉空预器冷端综合温度不低于138度，防止空预器低温腐蚀、粘灰堵

38、塞。1.1.4 按耗差要求根据负荷变化及时调整氧量，避免氧量过大。1.1.5 在保证制粉系统正常运行的情况下，尽量控制较小的一次风率、一次风速。1.2 排烟氧量是体现锅炉系统漏风情况的主要指标。锅炉系统漏风主要包括空预器漏风、炉本体漏风、烟道和电除尘漏风。漏风不仅造成锅炉排烟热损失增大，还会使风机耗电量增加。运行中应采取的措施：1.2.1 炉本体及烟道巡检时重点关注锅炉本体、电除尘和烟道漏风情况，重点检查吹灰器、炉底水封、烟道各部位的伸缩节、人孔、检查孔、穿墙管等部位，发现漏风及时填写缺陷并通知检修人员处理。1.3 排烟温度对机组经济性影响：l 300MW机组排烟温度变化10度，影响机组供电煤

39、耗1.7g/kwh。l 600MW机组排烟温度变化10度，影响机组供电煤耗1.6g/kwh。2、影响机械不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质和锅炉燃烧状况。飞灰可燃物是体现锅炉机械不完全燃烧热损失的重要指标。2.1 燃煤的挥发分、灰分以及燃尽特性对飞灰可燃物有很大影响。煤质方面应做好以下工作：2.1.1 根据我公司锅炉运行的安全、经济性要求，结合设计煤种指标，综合确定入炉煤各项指标为：表一：入炉煤煤质控制标准表项目收到基低位发热量空气干燥基挥发分收到基全硫符号Qnet,arVadSt,ar单位KJ/g（）（）一期设计值19.84525.341.14负荷270MW18.0018.001.7018

40、0MW负荷270MW17.0020.001.70负荷180MW17.0022.001.70二期设计值20.23024.600.66负荷550MW18.5018.001.20360MW负荷550MW17.5020.001.20负荷360MW17.5022.001.202.1.2 发电部根据当日负荷、设备缺陷、运行方式等情况预测第二天机组出力曲线，每日22点前，向输煤管理部提出峰谷平各时段的掺配要求，并根据运行工况进行合理调整。2.1.3 输煤管理部按照发电部每日煤质要求进行燃煤掺配，保证所掺配煤质符合各时段要求。若煤场存煤达不到掺配要求时，提前5日通知燃料采购部。2.2 燃烧调整方面运行应做好以

41、下工作：2.2.1 正常运行时，应保持锅炉具有良好的燃烧,燃烧稳定且完全，炉膛负压控制在-100pa±50pa范围内,火焰呈光亮的金黄色，不偏斜、不贴墙，无星点析出，具有很好的火焰充满度，维持转向室出口处两侧烟温差<30。2.2.2 正常运行时，尽量将引、送风机，炉膛负压，氧量控制，一次风压，各层二次风门开度投自动，将给煤机转速、磨煤机出口温度投自动，运行人员应监视各自动投入情况，发现异常应立即解除自动，进行调整，同时联系热工处理。2.2.3 经常就地观察炉内燃烧情况，检查各燃烧器、二次风门开度，发现问题及时联系检修处理。炉膛各孔、门应严密关闭。炉膛结焦及时投入炉膛吹灰。2.2

42、.4 机组负荷变化时，及时调整风量、煤量，以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增风量，后增煤量；减负荷时，先减煤量，后减风量。负荷大幅度变化时，调整给煤量不能满足负荷需要，可用启、停磨煤机的方法来满足负荷需要。2.2.5 锅炉在低负荷运行时，尽量投下层燃烧器。2.2.6 在任何情况下，必须保证至少有相邻两层煤火嘴投运，否则应投油助燃。2.2.7 增、减负荷，启、停磨煤机，煤种变化、低负荷及制粉系统出现异常情况时，应加强对锅炉燃烧的监视和调整，必要时投油助燃。2.2.8 启停磨煤机及增减燃料量时，应台阶式增减。每次的增减量以10t/h左右为宜。若负荷变化较大，应在稳定5分钟后，以每分钟不大于2t

43、/h煤量的速度进行燃烧调整。2.3 飞灰可燃物对机组经济性影响：l 300MW机组飞灰可燃物变化1%，影响机组供电煤耗1.02g/kwh。l 600MW机组飞灰可燃物变化1%，影响机组供电煤耗1.22g/kwh。二、加强锅炉重要指标分析、调整，提高机组效率。1、运行人员精心操作，严格按照耗差系统调整主再汽温、主汽压、氧量压红线运行，同时将减温水量降至最小。2、主、再汽温和主汽压要做到勤监视、勤分析、勤调整，使其参数接近以下目标值： 负荷率50%60%70%80%90%100%一期主汽温537537537537537537再汽温537537537537537537主汽压MPa11.211.213

44、14.816.716.7二期主汽温566566566566566566再汽温566566566566566566主汽压MPa16.518.420.422.324.224.23、 氧量是锅炉燃烧调整不可缺少的重要指标，对锅炉的排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失等都有不同程度的影响，是日常运行应重点监控和分析的指标。氧量正常运行应控制在3%5%，随着负荷的升高逐步降低。4、减温水量通过燃烧调整，要尽可能减少减温水用量；再热蒸汽原则上不采用减温水调节。再热汽温应通过燃烧器摆角或过、再热器烟道调温挡板调整，如果烟气侧调节再热汽温时，导致过热减温水量增加，应优先考虑再热汽温调节的要求

45、。5、重要指标对机组经济性影响：l 300MW机组主汽温变化10，影响煤耗0.91g/kwh。l 300MW机组再热汽温变化10，影响煤耗0.8g/kwh。l 300MW机组主汽压变化1MPa，影响煤耗1.77g/kwh。l 300MW机组氧量变化1%，影响煤耗0.93g/kwh。l 300MW机组主汽减温水量变化1%，影响煤耗0.12g/kwh。l 300MW机组再热汽减温水量变化1%，影响煤耗0.72g/kwh。l 600MW机组主汽温变化10，影响煤耗1.05g/kwh。l 600MW机组再热汽温变化10，影响煤耗0.8g/kwh。l 600MW机组主汽压变化1MPa，影响煤耗0.33g

46、/kwh。l 600MW机组氧量变化1%，影响煤耗0.88g/kwh。l 600MW机组主汽减温水量变化1%，影响煤耗0.24g/kwh。l 600MW机组再热汽减温水量变化1%，影响煤耗0.60g/kwh。三、优化辅机运行方式、降低机组厂用电率1、运行中，要加强对各辅机设备运行电流的监视，出现偏差或异常要及时查找原因。2、引风机、送风机、一次风机耗电率控制：2.1 空预器蒸汽吹灰每班进行一次，激波吹灰根据定期要求执行，保持空预器蓄热元件清洁。2.2 运行人员每班应对空预器进出口一、二次风温、入口烟温、排烟温度、空预器一、二次风和烟气差压、不同负荷下的送、引、一次风机电流、转速等进行对比分析，

47、发现空预器有堵灰现象时，应及时增加空预器吹灰次数。2.3 运行人员应每班认真检查炉本体、烟道、电除尘漏风情况，发现缺陷及时联系检修处理。2.4 在保证锅炉完全燃烧的前提下，二次风压适中，氧量应按耗差下限控制。2.5 磨煤机热风调门开度应保持在65%80%之间，尽量降低一次风压，减小一次风节流损失。3、磨煤机耗电率控制：3.1 尽可能保持制粉系统在最佳出力运行，正常运行中，一期给煤机转速应保持在5080%之间，如各给煤机转速50%时，应及时停止一台磨，转移负荷至其他磨；如各给煤机转速80%，有备用磨时，应及时投入备用磨，正常情况下各给煤机转速应保持均衡。二期正常运行中给煤机煤量应保持在35t/h

48、55t/h 之间，如各给煤机煤量<35t/h 应停止一台磨,转移负荷至其它磨。如各给煤机煤量55t/h ,有备用磨时,应及时投入备用磨,正常情况下各给煤机煤量应保持均衡。3.2 增、减给煤量时必须及时调整磨煤机通风量，一期磨煤机通风量一般维持在50Km3/h65Km3/h,二期磨通风量风量一般维持在60t/h75t/h,不宜过小以防堵管，也不宜过大以防煤粉细度增大及燃烧工况恶化。3.3 正常运行时，磨出口温度维持在7090之间。3.4 定期进行煤粉细度化验，正常时一期R90应为20±2，二期R90 应为23.6，否则应调节分离器挡板。4、厂用电率对机组经济性影响：l 300MW机组厂用电率变化1%，影响机组供电煤耗3.41g/kwh。l 600MW机组厂用电率变化1%，影响机组供电煤耗3.2g/kwh。四、降低燃油1、针对启动次数多，等离子、小油枪问题多、不可靠，设备故障多，启动时间长，启动用油量大应采取的措施：1.1 提前策划，启动第一台磨原煤仓清空后上接近设计煤种的一等