华能火力发电机组节能降耗技术导则(2023年版)

华能火力发电机组节能降耗技术导则2023年三月前 言〔超〕临界机组的大规模投产，华能集团公司供电煤耗和发电厂用电率指作会上提出要“„一票拒绝‟，确保集团公司总体能耗水平和万千瓦及以上机组的能耗指标到达国内领先水平，是集团公司节能减排工作的重点目标和重点工作。济指标和主力机型能耗指标到达行业领先的目标，20234月～7月，华能集团公司先60〔超和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。2023300MW2023年60万千瓦超〔超〕临界机组节能诊断分析工作阅历，综合考虑在设备选型、技术改造、运行掌握、检修维护等方面的节能工作，在华能集团公司安全监视与科技环保部组织安排下，由西安热工争论院负责制订本导则。周元祥校阅人：罗发青聂剑平宋文希吴生来刘振琪审核：胡式海批准：乌假设思\*roman\*romaniii目 录\l“_TOC_250058“范围 1\l“_TOC_250057“参考资料及标准 1\l“_TOC_250056“汽轮机 1\l“_TOC_250055“汽轮机通流改造 1\l“_TOC_250054“国产亚临界汽轮机通流检查与通流间隙调整 2\l“_TOC_250053“国产引进型300MW汽轮机本体改进 2\l“_TOC_250052“国产350MW超临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造 2\l“_TOC_250051“国产600MW超〔超〕临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造 3\l“_TOC_250050“驱动给水泵汽轮机 4\l“_TOC_250049“低压缸进汽管道导流板加固 4\l“_TOC_250048“挨次阀运行和滤网撤除 5\l“_TOC_250047“热力及疏水系统 5\l“_TOC_250046“热力及疏水系统改进原则 5\l“_TOC_250045“300MW机组热力及疏水系统改进 5\l“_TOC_250044“600MW及以上机组热力及疏水系统改进 5给水系统设计 12\l“_TOC_250043“汽轮机冷端系统 14\l“_TOC_250042“凝汽器 14\l“_TOC_250041“循环水系统和循环水泵 18\l“_TOC_250040“抽空气系统与真空泵 19\l“_TOC_250039“冷却塔 20\l“_TOC_250038“空冷塔和空冷凝汽器 22\l“_TOC_250037“加热给水系统 22\l“_TOC_250036“分散水系统 22\l“_TOC_250035“给水泵和除氧器 22\l“_TOC_250034“加热器及给水温度 23\l“_TOC_250033“7.锅炉 24\l“_TOC_250032“过热蒸汽温度 24\l“_TOC_250031“再热蒸汽温度 24\l“_TOC_250030“过热器减温水量 24\l“_TOC_250029“再热器减温水量 24\l“_TOC_250028“更换或掺烧非设计煤种 24\l“_TOC_250027“锅炉热效率 25\l“_TOC_250026“煤质特性与锅炉热效率 25\l“_TOC_250025“挥发分与飞灰可燃物 25\l“_TOC_250024“排烟温度与排烟热损失 26\l“_TOC_250023“节油点火技术 26\l“_TOC_250022“微油点火技术 26\l“_TOC_250021“等离子点火技术 27\l“_TOC_250020“锅炉燃烧优化试验与运行掌握 27\l“_TOC_250019“制粉系统优化调整试验 27\l“_TOC_250018“锅炉燃烧优化调整试验 28\l“_TOC_250017“运行优化掌握 28\l“_TOC_250016“飞灰可燃物 30\l“_TOC_250015“排烟温度 31\l“_TOC_250014“空气预热器 31\l“_TOC_250013“空气预热器面积 31\l“_TOC_250012“空气预热器密封改造 32\l“_TOC_250011“空气预热器吹灰 32\l“_TOC_250010“机组保温 32\l“_TOC_250009“锅炉保温与密封 32\l“_TOC_250008“汽轮机保温 32\l“_TOC_250007“运行及治理 34\l“_TOC_250006“节能治理 34\l“_TOC_250005“运行掌握 34\l“_TOC_250004“优化运行 35\l“_TOC_250003“华能燃煤机组能耗指标近期目标值 35\l“_TOC_250002“附录A 汽轮机冷端系统运行方式优化案例 36\l“_TOC_250001“附录B煤质变化对某300MW机组运行能耗指标的影响 39\l“_TOC_250000“附录C 华能燃煤机组能耗指标近期目标值 4114华能火力发电机组节能降耗技术导则范围300MW以下容量机组可参照执行。参考资料及标准《华能集团创立节约环保型企业规划〔2023年～2023年〔2023年版〕300MW汽轮机节能降耗实施导则》300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则》《华能火电工程设计导则》DL/T1052－2023节能技术监视导则DL/T466－2023电站磨煤机及制粉系统选型导则DL/T5072－2023火力发电厂保温油漆设计规程汽轮机汽轮机通流改造通流局部改造提高机组运行经济性。国产300MW等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8250kJ/kWh；8200kJ/kWh；国产600MW等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8150kJ/kWh；国产300MW等级亚临界空冷汽轮机，配置电动给水泵，汽轮机热耗率高于8450kJ/kWh。汽轮机通流局部可承受高、中、低压缸整体进展改造，也可依据各缸效率状况承受局部改造。如：低压缸改造。对于国产引进型300MW等级亚临界湿冷机组，汽轮机封进展改造，在条件许可的状况下，对中、低压缸排汽窝壳进展优化。THA工1的目标值。表1 汽轮机通流局部改造后热耗率目标值 单位：kJ/kWh300MW等级亚临界湿冷汽轮机〔配汽泵〕7930

600MW等级亚临界湿冷汽轮机〔配汽泵〕7900

300MW等级亚临界空冷汽轮机〔配电泵〕8200国产亚临界汽轮机通流检查与通流间隙调整隙进展调整。8100kJ/kWh；8000kJ/kWh；8300kJ/kWh。300MW汽轮机本体改进300MW汽轮机普遍存在运行中各缸效率低，高压缸效率随运行时间增THA8050kJ/kWh，可进展汽轮机本体技术改进，以提高运行缸效率，具体改进措施见《华能系统300MW汽轮机节能降耗实施导则》3.1款。350MW超临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造汽轮机通流间隙调整与汽封改造条件350MW超临界汽轮机普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、低压不考虑老化修正，THA7780kJ/kWh，宜尽快安排对汽轮机进展揭缸处理。汽轮机通流间隙调整与汽封改造原则汽轮机揭缸处理包括：1〕对汽轮机通流局部进展全面检查，通流间隙进展准确测2〕全面改造汽轮机汽封构造，调整级处增加1汽封，低压缸隔板汽封可承受蜂窝式汽封或铁素体浮动齿汽封或常规汽封。汽轮机揭缸处理完成后，THA工况下汽轮机热耗率应到达7730kJ/kWh以下。600MW超〔超〕临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造汽轮机通流间隙调整与汽封改造条件600MW〔超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。其中段级组存在级间漏汽。7650kJ/kWh，超超临界7550kJ/kWh，宜尽快安排对汽轮机进展揭缸处理。汽轮机通流间隙调整与汽封改造原则汽轮机揭缸处理包括：1〕对汽轮机通流局部进展全面检查，准确测量通流局部间隙，通流局部间隙按偏变形量较大应引起足够重视。123。3〕检修中对低压缸进展揭缸，并吊出下缸，拆掉保护板，观察6个工艺孔的法兰，要求重上紧工艺孔法兰螺丝，并焊死接口法兰。图1 弹性可调汽封 2蜂窝汽封3接触式汽封通过揭缸处理，600MW超临界汽轮机热耗率应到达7600kJ/kWh量在1.5%左右，5、6、7段抽汽温度仅比设计值高20～30℃；600MW超超临界汽轮机热耗率应到达7500kJ/kWh以下，平衡盘漏汽量在1.5%左右，5、6、7段抽汽温度仅比20～30℃。驱动给水泵汽轮机〔或驱动给水泵汽轮机效率低于75%，应尽快安排对驱动给水泵汽轮机进展揭缸处理，全面检查通流局部，通流间隙保证的给水泵再循环门。低压缸进汽管道导流板加固特别留意提前对导流板进展加固。挨次阀运行和滤网撤除均匀，保证机组长期安全牢靠运行，机组投产后6个月应承受单阀运行〔制造厂特别允许除外。为保证机组运行经济性，单阀运行期完成后应准时调整为挨次阀运行。对于投产机组，应按规定的时间和要求准时撤除主汽阀和再热蒸汽阀前临时滤网。热力及疏水系统热力及疏水系统改进原则疏水系统泄漏，其改进原则是：运行中一样压力的疏水管路应尽量合并，削减疏水阀门和管道。热力及疏水系统阀门应承受质量牢靠、性能有保证、使用业绩优良的阀门。疏水阀门宜承受球阀，不宜承受电动球阀。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，原则临时措施，关闭手动截止阀。暖管承受组合型自动疏水器方式，制止承受节流疏水孔板连续疏水方式。在进展改进前宜进展诊断试验，依据具体状况进展核算和分析。300MW机组热力及疏水系统改进300MW300MW汽轮机节能降耗实施导则》3.2款。600MW及以上机组热力及疏水系统改进600MW及以上机组热力及疏水系统的设计存在肯定差异，通过对华能600MW及以上超临界机组热力及疏水系统总结分析，提出以下改进方案供参考，不同机组热力及疏水系统具体改进方案可作适当调整。一样压力疏水管道合并对主蒸汽、再热蒸汽等一样压力的疏水管道合并，改进前、后主蒸汽管道疏水系统例如见图4。蒸汽来蒸汽来至本扩蒸汽来蒸汽来至本扩至本扩

至本扩〔1〕改进前〔1〕改进前〔2〕改进后图4 改进前、后主蒸汽管道疏水旁路系统疏水5。对于设计机组，通过转变低压旁路前管道坡度，也可取消低压旁路前疏水。低压旁路低压旁路低压旁路低压旁路〔1〕改进前 〔2〕改进后图5 改进前、后低压旁路后疏水冷再至小汽轮机及辅汽冷再至小汽轮机疏水6改进前方案，则可将疏水进展改进，改进方案6改进前方案。冷 冷再 再锅去 去A小机 去锅锅炉 炉去B小机

去A小机C 去B小机〔1〕改进前 〔2〕改进后图6 冷再至小机疏水冷再至辅汽逆止门前疏水改进7。冷再来7冷再来7号高加去锅炉去辅汽去辅汽7号高加去锅炉轴封系统

改进前 〔2〕改进后图7 冷再至辅汽逆止门前疏水轴封加热器回汽管疏水11米；与轴封加热器148。轴封加热器轴封回汽 轴封回汽轴封加热器轴封加热器去疏扩三级水封

去凝汽器〔1〕改进前 〔2〕改进后图8 轴封加热器回汽管改进方案轴封溢流1号低压加热器一路，回收局部能量。1号低压加热器进汽管道；方案二：接入1号低压加热器上部疏水接入口。轴封母管疏放水9。去疏扩轴封母管 去低压缸轴封去疏扩〔1〕改进前8m8m轴封母管 8m8m〔2〕改进后图9 轴封母管疏放水改进方案轴封加热器风机抽空气系统改进轴封加热器风机出口逆止门宜加装放水管，或改成水平安装，见图10。轴加轴加改进前000轴加1000轴加1000改进后图10 轴封加热器风机抽空气系统改进方案低压加热器及抽汽管道疏水〔1〕1号低压加热器疏水假设局部负荷下，1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11。凝汽器凝汽器热井改进前凝汽器凝汽器DN100热井改进后图11 1号低压加热器正常疏水改进方案〔2〕2、3号低压加热器疏水及位置、疏水调整门调整裕量缺乏有关。当推断疏水调整门无调整裕量时，可在疏水调整12。1号低加改进前1号低加改进后图12 2、3号低压加热器正常疏水改进方案〔3〕1～5段抽汽电动门与逆止门之间疏水1、2、3、4、5段抽汽电动门与逆止门之间的疏水，例如见图13。HPHPHP1进前 进后图13 1段抽汽疏水系统改进四段抽汽至辅汽管道疏水1414。此外，四抽去小机门前疏水假设标高适宜，也可照此改进。中压缸去小～ 机 去除氧器～去辅汽连箱≡去疏扩〔1〕改进前中压缸～

去小机 去除氧器～去辅汽连箱去疏扩〔2〕改进后图14 四段抽汽至辅汽管道疏水改进方案加热器排气及抽汽管道放水氧器的管道上宜设置逆止门。锅炉吹灰汽源锅炉炉膛蒸汽吹灰承受高排汽源。给水系统设计300MW151616的设1616的方案改进给水系统。600MW及以上超临界机组主给水系统常规设计方案见图171818的设计方案削减了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在建机1818的方案改进给水系统。高加高加去锅炉给水泵图15 300MW机组给水系统设计方案高加高加去锅炉给水泵图16 300MW机组给水系统优化设计方案高加高加去锅炉给水泵图17 600MW超临界机组给水系统设计方案高加高加去锅炉给水泵图18 600MW超临界机组给水系统优化设计方案汽轮机冷端系统要指标为凝汽器喉部确实定压力。凝汽器(主要是水侧)，凝汽器热负荷增大、凝汽器冷却面积缺乏等。对于机组真空较差，且达不到设计要求，要进展凝汽器性能诊断试验，以判别机组真空差的缘由。冷却水进口温度统〔俗称开式循环方式，取水口水温度受水源地环境温度的影响；对于循环冷却系统〔俗称闭式循环方式降低冷却水进口温度一般实行的措施有：决的，可以考虑转变取水口位置，避开热水回流造成取水口水温度的上升。试验，找出冷却塔性能变差的主要缘由，并进展治理或改造。冷却水流量的主要缘由有：循环水泵本身出力缺乏；循环水系统阻力增大。提高冷却水流量的主要措施有：环水泵本身性能缺陷造成，还是由于循环水泵性能与循环水系统阻力不匹配造成。依据诊断试验结果，假设是循环水泵本身的缘由，可以直接进展修理或增容改a〕实际循环水系统阻力增加。排水室顶部是否聚积空气，导致系统阻力增加。b〕设计缘由导致泵与系统阻力不匹配。应参照实际的循环水系统阻力重进展循环水泵选型，并进展技术改造。凝汽器汽侧空气聚拢1〕机组真空严密性变差，漏入凝汽器的空气流量超出真空泵抽吸力量〔肯定条件下压力上升〔机组真空降低；2〕3〕双背压凝汽器的高、低背压响凝汽器性能，降低机组真空。消退或减弱凝汽器汽侧空气聚拢的主要措施有：提高机组真空系统严密性。通过各种技术手段进展真空系统检漏，准时觉察真空系统泄漏点，并进展彻底处理。在机组80%额定负荷以上，应确保湿冷机组真空严密50%～80%额定负荷，应确保湿冷机组真空严密性≤270Pa/min。进展真空泵及抽空气系统诊断试验，确认真空泵抽吸力量下降的主要缘由，并水的冷却系统查找缘由。管路完善和改进，确保抽气设备能准时抽出凝汽器内聚积的空气。凝汽器水侧空气聚拢〔在设计时水室最高点应装设水室真空泵，水室真空泵依据其进口阀前、后压差开启或者关闭，保证运行中准时抽出水室中聚拢的气体。未设计凝汽器水室真空泵的机组，应考虑加装。发生变化时应进展排气。没有凝汽器水室最高点排气管的机组，应考虑加装。凝汽器水侧脏污侧脏污直接导致凝汽器清洁系数降低，增加了传热热阻。一、二次滤网投运不正常；冷凝管未定期冲洗或清理。去除或预防水侧脏污的主要措施有：〔垢〕的具体状况，选择适宜的胶球，90%以上。胶球类型和规格的选择可参照以下原则执行：1~2mm。〔塑料球〕和金刚砂球，塑料硬球靠撞击除硬垢；金刚砂球靠摩擦除硬垢。塑料硬球的球径应比冷凝管内径小0.5~1mm；湿态金刚1mm。对于冷却水量小〔流速低〕造成收球率低的状况，可以尝试关闭或关小半侧凝汽器冷却水入〔出〕口门，进展半侧收球，提高收球率。去除水中杂质。直流冷却系统杂质较多，原则应设一、二次滤网，并保证正常水源。掌握循环水水质和有机物。利用一切可利用的时机和手段对冷凝管进展清洗和水室杂质清理。如利用每一清洗等。必要时对凝汽器冷凝管进展酸洗。对不能去除顽垢或铜管已经减薄超标的凝汽器，可考虑换管技术改造。凝汽器热负荷常进入凝汽器，导致热负荷增加。降低凝汽器热负荷的主要措施有：优化疏水系统，提高疏水扩容器的工作力量。对汽轮机疏水系统〔特别是本体〕进展优化改造，简化疏水管道和阀门的数量，削减水〔汽〕泄漏的时机负荷。〔主要是自动疏水器〕的严密性，必要时更换质量较好的疏水阀门。加热器正常疏水畅通，杜绝加热器危急疏水阀门动作或泄漏。提高汽动给水泵汽轮机的运行效率，削减排入凝汽器的热量。严格掌握机组升、降负荷率，严格掌握机组轴系振动在合格水平；机组大修时准时合理调整汽封间隙、或更换损坏的汽封，提高机组通流效率。凝汽器面积在冷却水进口温度、冷却水流量、真空严密性、冷却管清洁程度一样的状况下，19000m2300MW负荷时凝汽器压力0.4kPa。加大凝汽器的冷却面积〔0.75～0.8来选取面积。18000m2，600MW34000m2～36000m2。对于全年平均循环水温度高分散水过冷度1〕分散水3〕机组真空严密性极差，可能造成分散水过冷。4〕冷却水温度偏低或冷却水流量偏大，造成分散水过冷。降低分散水过冷度的主要措施有：使凝汽器热井的就地水位与DCS监测的水位保持全都，过冷度增大时准时调整凝汽器热井水位。在检修时解体检查并准时解决。提高机组真空严密性。冷却水温度较低时，通过削减循环水泵的运行台数，削减冷却水流量。对于使保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了分散水过冷度。循环水系统和循环水泵运行效率低；循环水泵运行方式不合理。循环水泵性能与循环水系统阻力不匹配循环水泵的流量扬程特性与循环水系统阻力特性相匹配是循环水系统甚至是整个冷端系统节能运行的关键。在设计流量工作点，当循环水泵配套的扬程高于系统阻力，导致循环水泵实际运行在低扬程大流量区域，在冬季水温度较低时，凝汽器冷却水流量偏大，机组真空高于极限真空，同时过高的流速可能会冲刷铜管的胀口，造成安全性问凝汽器冷却水流量偏小，直接影响机组运行经济性。无论流量偏大或偏小，循环水泵都偏离设计工作点，导致循环水泵的运行效率偏低。水系统阻力增大的缘由，或对循环水泵进展增容改造或降低扬程改造。循环水泵增效改造76%，建议进展循环水泵增效改造。循环水泵运行方式优化〕，机组备双速功能。循环水泵电机变频供给了循环水量可以连续调整的条件，通过运行方式优化试验，循环水泵电机双速运行在肯定程度上实现了循环水泵运行方式和运行流量的多样A。从冷端系统运行优化的实际可操作性动身，优先推举循环水泵电机双速运行方案。抽空气系统与真空泵流淌不畅。真空泵〔面主要缘由，通常可实行的主要措施有：3×50%容量双级水环式真空泵。真空泵冷却水系统改造。具体的解决方法须考虑运行安全性、牢靠性和投资回却。易于清理和清洗的冷却器型式。增加冷却器的冷却面积和冷却水流量。抽空气管路高、低压侧空气流淌相互影响，导致流淌不畅。气管进展检查，并准时更正安装错误。双背压凝汽器高、低压侧空气流淌相互影响真空泵抽出，该方式的优缺点正好和串联布置方式相反。路流淌阻力计算不符合实际状况。解决的方法只有把抽空气系统改为并联布置方式，即19，该连接方式三台真空泵运行方式敏捷，可以互为备用。ABC真真真空空空泵泵泵低压凝汽器高压凝汽器图19 低压凝汽器高压凝汽器冷却塔冷却塔冷却力量冷却塔冷却力量的优劣打算了凝汽器冷却水的进水温度，直接影响了机组运行真空。因此，宜定期对冷却塔进展热力性能诊断试验，确定冷却塔存在的问题，制定相应95%100%负荷下冷却塔出水必要时实施冷却塔技术改造。提高冷却塔冷却力量的措施配水系统装置水流畅通，必要时修补破损的配水槽。喷溅装置完好无缺，准时修补破损的配水管及喷溅装置。承受虹吸配水的冷却塔，应使虹吸装置处于正常工作状态。依据冷却塔内配水的均匀性状况，更换为喷溅效果良好的喷溅装置。淋水填料全塔更换淋水填料时，应进展不同方案的技术经济比较，优化淋水填料的型式及组装高度。除水器进展更换。机力通风冷却塔的要求。冷却塔节水冷却塔主要用水包括：蒸发散热用水；飘逸出塔外的飘滴损失用水；排污用水。热量等因素有关。冷却塔夏季运行时，蒸发散热损失水量占循环冷却水量1.7%左右；1.2%左右。1%0.5%，这局部损失水量可承受不同型式80%以上。排污损失水量是指循环冷却水经蒸发后水中的各种化合物及杂质到达肯定浓度后倍率有关，浓缩倍率越大，排放量越小，反之亦然。因此，冷却塔节水措施可归纳为：冷却塔补水时，应留意塔内水池水位变化，以免溢流造成不必要的水量损失；选用高效除水器，削减冷却塔飘滴损失水量；提高循环水浓缩倍率，削减排污损失水量；对循环水水质进展分析，降低水质的结垢速率。空冷塔和空冷凝汽器传热效果。夏季机组运行背压达不到设计值时，可考虑在散热器上安装雾扮装置以强化传热。数。加热给水系统分散水系统3×50%2×100%容量分散水泵，分散水泵扬程选择宜依据分散水系统设计特点进展认真核算，防止分散水泵扬程选力小，从而节约厂用电的优点，宜优先承受。压低保护定值、分散水压力低开启备用泵定值。分散水泵电机加装变频调整装置后，600MW及以上超〔超〕临界机组分散水泵耗电率不大于0.2%，其他机组分散水泵耗电0.22%。给水泵和除氧器100%BMCR容量的汽动给水泵，不设备用电动给水泵。机组〔如邻机汽源〕的机组，应通过汽动给水泵启机。单纯配置电动给水泵的机组，应将电动给水泵改为汽动给水泵。安装简洁、优质高效、安全牢靠等特点，在机组设计时应优先选用内置式除氧器。〔分散水精处理前〕引出密封水，进一步降低分散水母管压力，充分发挥变频调整装置的节能效果。加热器及给水温度加热器旁路而节约厂用电的优点，高压加热器宜承受大旁路系统，旁路形式为进口液动三通阀+出口隔断阀，低压加热器宜优先承受大旁路系统。给水端差和温升降低。给水端差一般为-1～2℃，最小不能低于-2℃，大容量机组取下限值。影响给水端差的主要缘由有：1〕加热蒸汽压力不稳或蒸汽流量缺乏；2〕加热器汽加热器水室分程隔板变形或损坏，造成局部给水短路。降低加热器端差的主要措施有：检查抽汽逆止阀或闸阀是否卡涩，加热器进汽口蒸汽通道是否受阻。保证加热器运行中正常排气通畅。监视加热器运行水位，并保持稳定在正常范围内。检查水室分程隔板，觉察问题准时修复。或更换。〔含机组启、停次数增加，端差逐步增大、温升逐步减小，同时加热器给水阻力下降。疏水端差5.6～10℃，对于大型机组取下限值。降低加热器疏水端差的主要措施有：通过调整疏水水位，降低疏水端差。疏水端差对疏水水位变化不敏感的状况下，可能是加热器疏水冷却段进水口变形或损坏。大，有可能管子发生了轻度泄漏。定期冲洗水位计，防止消灭假水位。给水温度水端差大。在机组运行中应保证高压加热器投入率大于99%，并在100%负荷工况下给水温度到达设计值。锅炉过热蒸汽温度300MW等级及以上机组锅炉，在经过燃烧调整试验后，额定负荷下过热蒸汽温度仍旧比设计值低10其它煤种，以提高过热蒸汽温度。再热蒸汽温度300MW等级及以上机组锅炉，在经过燃烧调整试验后，额定负荷下再热蒸汽温度仍旧比设计值低10其它煤种，以提高再热蒸汽温度。过热器减温水量300MW等级及以上机组锅炉，在经过燃烧调整试验后，减温器喷水量不能满足蒸削减减温水量。再热器减温水量〔即再热器减温水0300MW等级及以上机组锅炉，在经过燃烧调整试验后，如再热蒸汽温度以减温器作为常用调温手段，且流量超过20t/h以上时，应考虑对再热系统的受热面进展改造，或更换、掺烧其它煤种，以便正常运行状况下不投用再热减温水。更换或掺烧非设计煤种种或接近设计煤种的燃煤，也可更换或掺烧非设计煤种来提高锅炉的运行性能。10%以上，且挥发分应比实际燃煤高出5个百分点以上；氮、硫含量应不高于实际燃煤；结渣特性、可磨性等其它指标尽可能与实际燃煤接近。10个百分点以内；氮、硫含量等应不高于设计300MW机组B。锅炉热效率煤质特性与锅炉热效率300MW等级及以上机组锅炉，当实际燃煤低位发热量Qnet.ar20MJ/kg、挥发分含量与额定负荷锅炉热效率的对应关系消灭下述状况时：30%93.0%；20%～30%92.0%；10%～20%91.5%;10%89.0%。施。挥发分与飞灰可燃物300MW等级及以上机组锅炉，当实际燃煤低位发热量Qnet.ar20MJ/kg、挥发分含量与飞灰可燃物含量对应关系消灭下述状况时：30%2.0%；20%～30%3.0%；10%～20%5.0%；10%8.0%。应重点从飞灰可燃物含量查找缘由，从以下方面争论制定切实可行的解决措施：降低煤粉细度值是降低飞灰可燃物含量的有效措施之一。通常，降低煤粉细度荷的状况下，应通过试验确定煤粉经济细度值，降低供电煤耗。承受高效分别器，提高分别器效率。当粗粉分别器效率较差时，可对粗粉分别如三次风带粉率偏高，应对细粉分别器进展改造。当大渣可燃物含量偏高的缘由是燃烧器底层二次风缺乏时，应对其喷口进展改燃物含量。对不易结渣的煤种〔1500℃，可考虑通过改造燃烧系统物含量。分煤种。排烟温度与排烟热损失〔包括燃烧调整试验、检修技术措施后，额定负荷下锅炉排烟温度15℃以上时，应通过技术改造降低锅炉排烟温度。在空气预热器入口烟气温度接近设计值时，应实行增加空气预热器受热面或更〔不布置受热面，以便在排烟温度高时在预留空间增加受热面面积。在空气预热器入口烟气温度大于设计值，且其受热面积无法增加，而省煤器出面积的措施降低锅炉排烟温度。145增加的状况下，可考虑承受烟气余热利用系统。5年，并在机组量。煤种。节油点火技术微油点火技术投资和节油效果显著的特点，在建机组或现役机组中宜优先承受。等离子点火技术点火技术节约助燃油。锅炉燃烧优化试验与运行掌握式，查找解决存在问题的措施。制粉系统优化调整试验一次风管风量和粉量安排均匀性试验粉安排状况，有条件时，应依据偏差状况进展调整。分别器挡板〔转速〕特性试验通过分别器挡板〔转速〕特性试验，确定挡板开度与煤粉细度的对应关系，分析分别压、煤粉细度的关系。磨煤机风量特性试验的影响，确定磨煤机的最正确通风量及磨煤机进出口参数。磨辊加载压力或钢球量试验排放量等参数的影响，查找适宜的磨辊加载压力。的磨煤机钢球加载量。磨煤机出力特性试验通过磨煤机出力特性试验，把握磨煤机出力变化对制粉系统运行经济性及安全性的通风量、磨煤机和一次风机功率，石子煤排量等。锅炉燃烧优化调整试验氧量调整试验经济性和安全性的影响，确定不同负荷下锅炉最正确运行氧量。一次风量调整试验全性的影响，供给不同磨煤机出力下的最正确风煤比。二次风配风方式调整试验式，使着火位置合理，火焰不偏斜、不冲刷水冷壁。煤粉细度调整试验定经济煤粉细度。风箱-炉膛差压调整试验通过风箱-炉膛差压调整试验，分析风箱-炉膛差压变化对锅炉运行经济性和安全性的影响，确定不同负荷下的最正确风箱-炉膛差压。一次风热风母管压力调整试验性和安全性的影响，确定不同负荷下的最正确一次风热风母管压力。最正确运行方式与掌握曲线通过最正确运行方式试验，验证上述各分项试验组合后的运行效果，最终确定不同负量掌握曲线、一次风压掌握曲线、风箱-炉膛差压掌握曲线、二次风配风方式掌握曲线、运行氧量掌握曲线、入炉总风量掌握曲线、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力掌握曲线，结合机组掌握系统的特点，替换或修改原有的掌握曲线。运行优化掌握过热蒸汽参数掌握吹灰等方式进展掌握，对于超临界锅炉还可调整过热度，其次考虑承受减温水来调整过热蒸汽温度。再热蒸汽温度掌握避开喷水减温。一次风量与一次风压力削减空气预热器一次风漏风。一次风压掌握应依据煤种变化做适时调整。8kPa～9kPa。1.5倍时，应查找缘由，并提出相应的解决措施。运行氧量且炉内无严峻结渣现象。在此原则下，运行氧量应依据锅炉燃烧优化调整试验结果确定的最正确运行氧量曲线进展掌握。当煤种发生变化时，须对最正确氧量掌握曲线进展相应调整。为了保证不同负荷下锅炉均在最正确氧量下运行，表盘氧量宜定期进展校验。煤粉细度煤粉细度的掌握应综合考虑煤的燃烧特性、燃烧方式、炉膛热负荷、煤粉的均匀据煤种的燃尽特性进展适当调整。度(或转速)之间的定量关系，为锅炉运行供给依据。定期监视煤粉细度。对于中速磨煤机，特别是磨辊运行中、后期，应依据煤粉〔压力查分别器，防止分别器回粉堵塞引起煤粉细度变粗。燃尽风掌握锅炉燃尽风的掌握原则：1〕尽可能降低锅炉NOx排放；2〕在掌握NOx排放的前3〕有尾部烟气脱硝装置时，在保证最终NOx排放满足环保要求的条件下，应综合考虑锅炉NOx排放、飞灰可燃物含量以及烟气脱硝运行本钱，合理掌握燃尽风比例，以到达运行本钱最低。制粉系统对钢球磨煤机，应准时加装钢球,保持在最正确钢球装载量的状况下运行。在枯燥小球试验，确定磨煤机更换小球方案。对中速磨煤机，为降低制粉系统电耗应依据机组负荷变化准时调整磨煤机运行80%低出力不低于最大出力的65%。2给出了不同类型磨煤机耗电率，供参考。低速磨煤机中速磨煤机机组容量序号煤种低速磨煤机中速磨煤机机组容量序号煤种双进双出钢球风扇磨煤机〔MW〕 钢球磨煤机 RP(HP)MPS磨煤机1烟煤/1.10.370.4/2300MW级贫煤0.641.210.38//3无烟煤1.15////4烟煤//0.370.38/5 贫煤 /1.1/0.38/600MW级6无烟煤/1.33///7褐煤///0.620.8681000MW级烟煤//0.33//飞灰可燃物定锅炉的飞灰可燃物变化范围，作为推断锅炉飞灰可燃物含量凹凸的依据。可能地降低煤粉细度值。按燃烧优化运行方式掌握锅炉运行参数，尽可能地降低飞灰可燃物。掺烧燃尽性能更好的高挥发分煤种。火焰温度，降低飞灰可燃物。排烟温度计值的偏差。煤种来降低锅炉排烟温度。热面的清洁。在保证磨煤机安全运行的前提下，建议按表3掌握磨煤机出口温度。制粉系统型式热空气枯燥烟气空气混合枯燥风扇磨煤机直吹式〔分别器后〕钢球磨煤机储仓式〔磨煤机后〕制粉系统型式热空气枯燥烟气空气混合枯燥风扇磨煤机直吹式〔分别器后〕钢球磨煤机储仓式〔磨煤机后〕贫煤烟煤褐煤、页岩贫煤烟煤、褐煤烟煤褐煤1501301001307070～7570～180褐煤烟煤90120〔紧凑式为分别器后，分别式为磨煤机后〕Vdaf≤15%的煤100中速磨煤机直吹式后〔分别器后〕VV<40%时，tdafM2=[(82-V )×5/3±5]daf≥40%时，tM2<70dafRP、HP中速磨煤机直吹式〔分别器后827766备注：燃用混煤的，可允许tM2较低的相应煤种取值；无烟煤只受设备允许温度的限制8.5.62～3℃。空气预热器空气预热器面积气预热器受热面面积。空气预热器密封改造空气预热器漏风率一般不大于6%，在6%～8%应进展检修，8%～10%可考虑进展密封改造，高于10%时应承受型密封技术进展改造。空气预热器吹灰受热面积灰。机组保温研是根底”的方针，保温工程施工完成后应严格依据相关规定进展检验和验收。锅炉保温与密封锅炉保温与密封见《华能300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则》4.6款。汽轮机保温300℃的汽水300℃的4567。允许最高温度密度抗风蚀性抗拉强度导热系数允许最高温度密度抗风蚀性抗拉强度导热系数加热线收缩℃kg/m3m/sMPaw/mk1000128N25≥0.20.12≤４%配料名称膨胀蛭石助粘剂水配料名称膨胀蛭石助粘剂水0.25m340kg27kg124kg允许使用温度密度耐压强度抗折强度导热系数允许使用温度密度耐压强度抗折强度导热系数℃℃kg/m3MPaMPakJ/mh℃650000.220.210.3119+0.000511t795600℃，状态为糊状。配料名称膨胀珍宝岩粉轻体钙石棉泥425配料名称膨胀珍宝岩粉轻体钙石棉泥425号硅酸盐水泥助粘剂0.25m330kg25kg100kg8kg为保证汽缸、加热器、管道、阀门保温工程质量，主要设计及施工工艺要求如下：乐观承受先进的保温技术及工艺对汽缸进展保温设计和施工。承受三维计算为汽缸保温设计供给简易敏捷的保温方案，汽缸保温材料要求吸音效果显著，外保护层防重复屡次使用，美观环保。不需要开缸处承受保温效果最优的喷涂式保温。如石洞口二3、4进汽门壳体承受喷涂式保温。汽缸、管道的保温层由打底层材料、金属丝网、保温毡〔3～4层、金属丝网、抹面层材料、玻璃纤维布及粘合剂组成。汽缸保温需用扎进铁丝把保温块固定在汽缸的保温钩上。局部的保温层，即可进展检修，而其他局部保温层则可永久使用。吊用的吊耳局部，也可承受可撤除的保温层构造。层设计要求进展，如需变动需征得制造厂同意。在保温施工前应对保温外表清理干净，去除油污前方可施工。保温块之间接缝要严密，绑扎要结实，不得承受螺旋缠绕的方法。多层保温内、外层应穿插排列，错开接缝，以保证保温效果。保温层外表应光滑、整齐、美观。不得使用吸进了油料与受潮5℃。5027℃时，全部设备、管道、阀门、法兰等保温层外外表温度与环境温度之差不得超过23℃。运行及治理节能治理核制度，以保证节能工作职责明确、目标清楚、奖惩清楚，各项节能措施落实到位。组织开展多种形式的宣传、发动活动，通过公告栏、局域网、宣传展板、各种会、环境保护、促进可持续进展的企业文化气氛和全员意识。定期开展电力企业对标工作，以先进企业能耗指标为标杆，分析本企业能耗指标实改进措施。定期进展电厂生产过程能量平衡试验与能损诊断，对全厂能量安排与消耗进展全能降耗措施。定期进展节能总结分析工作，全面把握机组运行能耗指标变化状况，做到节能工量接近锅炉设计煤种。高度重视能源计量和统计治理工作，保证运行参数及煤、水、油、电等主要耗能装置，做到计量、统计准确，削减煤热值差。运行掌握80%以上，应通过运行调整确保主蒸汽压力、主蒸线严格掌握主蒸汽压力、主蒸汽温度和再热蒸汽温度。提高运行人员节能意识，开展值际劳动竞赛。充分利用SIS及MIS系统强大的信运行人员的乐观性，实现精细化操作，有效掌握机组各项运行指标。300MW等级机组，补水率不超过1%；对于600MW及以上容量机组，补水率不超过0.8%。优化运行性能，指导机组优化运行。最优匹配的方式下运行。煤种燃烧特性要求，保证燃烧的稳定性与经济性。好真空下运行，凝汽系统和循环冷却系统按优化匹配方式运行。试验，提高锅炉效率、低负荷稳燃力量和降低辅机电耗。华能燃煤机组能耗指标近期目标值为了全面提升华能公司的竞争力量，连续保持公司主要能耗指标在行业的领先优〔2023年版提出了华能燃煤机组能耗指标近期目标值〔见附录C2023值。定速循环水泵运行优化结果W600M，荷定速循环水泵运行优化结果W600M，荷540一机两泵负组机480两机三泵beng一机一泵420360300510运行方式切换1运行方式切换21520253035凝汽器循环(冷却)水进口温度，℃2×600MW超临界机组(1、2号)，每台机组配套双壳体、单流程、双背压外表式凝汽器，凝汽器冷却水系统承受循环供水冷却方式，每台机组配套2台循环水泵，以满足不同季节和不同负荷时凝汽器对冷却水量的要求。12号机组方式有：一机一泵、两机三泵和一机两泵三种方式。依据冷却水进口温度及机组负荷的变化，循环水泵运行方式有：一机一泵(低速)、一机一泵(高速)、两机三泵(高速)、一机两泵(一高速一低速)和一机两泵(高速)五种方式。2号机组为例，通过冷端系统运行方式优化试验，在保证机组最正确运行真空算，结果如下：A1循环水泵定速状况下的最正确运行方式单台循环水泵双速状况下的最正确运行方式变速循环水泵运行优化结果W变速循环水泵运行优化结果W600M，540负组机两泵高速两机三高480两泵变频420单泵变频360300510运行方式切换1运行方式切换2运行方式切换31520253035凝汽器循环(冷却)水进口温度，℃单台双速状况下的循环水泵运行优化结果W600M，两泵高速540负组机单泵高速一高一低两机三高480420单泵低速36030051015运行方式切换2运行方式切换420253035运行方式切换1运行方式切换3凝汽器循环(冷却)水进口温度，℃两台循环水泵变频运行状况下的最正确运行方式三种最正确运行方式的经济性比照结果A.1。机组负双速与定速比较变频与定速比较变频与双速比较荷机组负双速与定速比较变频与定速比较变频与双速比较荷600MW540MW480MW420MW360MW300MW9915122931232136774122202358461589-25-29-2746140223本表中的数据为机组净出力变化，正为增加，负为降低，单位为kWA.1看出：效果明显高于定速循环水泵优化效果。能效果低于循环水泵双速状况下的优化效果。能效果明显高于循环水泵双速状况下的优化效果。75%时，循环水泵变频和循环水泵双速状况下运行优化后的节能效果相当。得机组整体经济性的最优化。B300MW机组运行能耗指标的影响某300MW机组锅炉为东方锅炉厂生产的DG1065/18.2-II6型亚临界、自然循环、一次中间再热汽包锅炉。锅炉设计煤种为烟煤，承受5套中速直吹式制粉系统，每套制粉系统实际最大出力约为40t/h。锅炉燃烧器为四角布置、切向燃烧、百叶窗式水平浓淡直流燃烧器。汽轮机为东方汽轮机厂生产N300-16.7/537/537亚临界、一次中间再热、3×50%电动给水泵。导致机组煤耗较高。为了解燃烧煤质较差煤种对机组运行经济性的影响，分别燃烧两种不同热值的煤进展了比照试验