1、附件：中国大唐集团公司火电机组节能降耗指导意见（试行）1 总则1.1 为推动火电机组节能降耗工作深入开展，指导和促进基层企业节能降耗各项措施的实施，确保集团公司节能减排目标的完成，制定本意见。1.2 火电机组节能降耗工作重点是节能管理以及锅炉和汽轮机发电机组及其辅助系统的运行优化、设备治理和节能技术改造。1.3 汽轮机节能降耗各项工作的目的是提高各负荷下汽轮机效率和热力循环效率，降低辅机耗电率。主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏以及优化进汽参数、优化辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。1.4 锅炉节能降耗各项工作的目的是提高锅炉效率，降低锅炉辅机耗电率，以及优化各负荷下蒸汽参数
2、。主要通过提供相对稳定且满足锅炉运行要求的燃煤，尽可能的消除漏风，维持良好的燃烧状态，保持受热面烟气侧和汽水侧清洁，合理的参数控制，采用良好的保温以及优化辅机运行方式等手段来实现。1.5 锅炉、汽轮机发电机组及其辅助系统的运行优化工作，4应在设备健康状态良好，入炉煤质相对稳定的条件下进行。机组负荷和煤种变化对运行方式优化有较大影响，各企业应根据实际情况，在机组运行主要的负荷区内，在燃用实际煤种情况下，开展运行优化工作。1.6 设备治理和节能技术改造应结合机组的实际情况，经过充分论证后进行。在设备现有基础上，通过运行调整、检修等手段无法解决设备选配不合理带来的能耗损失时，可考虑进行技术改造。1.
3、7 本细则 主要针对 于 300MW 及以上燃煤机组，其它容量等级机组可参照执行。2 锅炉及其辅助系统2.1 掺配煤管理2.1.1 为保证锅炉效率，应按照设计或接近于设计的煤种标准提供锅炉燃烧用燃料。因来煤复杂、不能满足上述要求的，应根据煤质情况，通过合理的掺配煤手段，使入炉煤的发热量、挥发分、灰分、含硫量等指标满足锅炉稳定燃烧要求。2.1.2 应通过不同工况下的锅炉稳燃试验，制定不同煤种的混配掺烧方案。正常运行中，应严格按照掺配煤方案进行掺配，做到比例恰当，混合均匀。2.1.3 对于特殊情况下的掺配煤，必须先通过全面的燃烧调整试验来确定方案，同时应注意以下事项：51）通过掺配煤解决锅炉的结渣
4、性时，应根据灰融点和灰的成分以及其它因素，综合判定混煤对锅炉结渣的影响。2）通过掺配煤解决煤的着火特性时，应考虑最终混煤的挥发分与其来源，注意用来掺配的煤的挥发分之间不能相差太多，否则应加大高挥发分煤的比例。3）掺入比设计煤种挥发分低的煤种时（如设计为贫煤的锅炉掺入无烟煤），应考虑掺配后锅炉的稳燃特性与经济性。4）掺入比设计煤种挥发分高的煤种（如设计为烟煤的锅炉中掺入优质的褐煤），要考虑其对燃烧器、制粉系统的影响。2.1.4 对于解决结渣性、稳燃特性等有特殊要求的锅炉，建议采用炉外掺配煤方式。 2.1.5 煤场要合理规划，根据煤质不同分区、分层堆放，建立存煤档案，以方便配煤。2.1.6 按照
5、“用旧存新 ”的原则，尽量减少原煤的存放时间，保证煤场存煤的正常置换。2.1.7 低温下易析出挥发分的优质烟煤和褐煤，应根据煤质的情况及煤场的条件，合理分配存煤方式及存煤时间，防止自燃亏卡。燃用外水分很大的煤种，可采用晾晒或干燥的方法减少外水分。2.1.8 多雨地区或存煤量较小的电厂应设置干煤棚等遮雨设施，并备足一定数量的干煤，防止潮湿的原煤直接进入原煤仓。62.2 燃烧调整2.2.1 燃烧调整是保证锅炉效率、降低辅机电耗的主要手段。各企业应结合入炉煤质、设备状态、机组常运行的负荷区间等情况，进行燃烧优化调整试验，以确定合理的锅炉运行方式。2.2.2 燃烧调整试验前，应对锅炉的设备条件、燃烧、
6、传热、配风、煤粉细度等进行评估，提出燃烧状态评估报告，找出其中有问题的环节，以便于针对性的开展工作。如果存在设备问题，必须首先予以解决。2.2.3 燃烧调整的主要内容为：燃烧设备的调整与运行维护、制粉系统的调整、配风调整、辅机优化运行等内容。2.2.4 锅炉燃烧状态总体良好的标准是：1）锅炉具有良好的空气动力场，较好的火焰充满度，合理的火焰中心位置，良好的气氛,不结渣和超温；2）锅炉运行工况平稳；3）锅炉效率在各负荷区间都应满足设计要求。2.3 燃烧设备2.3.1 燃烧工况的好坏与燃烧器运行方式有较大关系。燃烧器应保持外形完好，无烧损变形，浇筑材料没有破损、脱落等现象。2.3.2 燃烧器执行机
7、构应保证在热态时动作灵活、一致，调节机构与风门的外部指示标尺与内部实际开度一致。采用火嘴摆动7调节再热汽温的锅炉，各燃烧器摆动时必须保持动作一致。2.3.3 大小修期间应加强对燃烧器的检查，及时发现和消除燃烧器存在的缺陷，确保燃烧器状态良好。检修期间主要检查：1）对于旋流燃烧器，应检查燃烧器外形、旋流强度调节机构、内二次风调节机构、外二次风（三次风）调节机构等。2）对于角置式燃烧器，应检查燃烧器外形、燃煤器的摆动调节机构、二次小风门等。检修期间如更换了燃烧器，必须进行燃烧器角度、高度的校核及调整。 2.3.4 加强对油枪的运行维护管理。对于油枪采取蒸汽雾化的，雾化蒸汽参数必须满足设计要求，否则
8、要采取措施加以解决。2.4 制粉系统2.4.1 制粉系统应保持良好的设备健康状况。所有的风门挡板严密、动作灵活，一次风量、风温及风压测量指示准确，各粉管一次风/粉均匀匹配，分离器挡板等调节煤粉细度的装置应可靠固定。一次风量显示须经过温度与压力修正,风量单位应统一采用标态体积流量或质量流量。2.4.2 机组运行中，要加强对磨煤机的设备状态及磨损情况的检查，重点检查部位包括：分离器挡板、磨辊与磨盘、衬板、落煤管、筒体、石子煤箱等。2.4.3 根据设备运行状况及机组检修安排，适时进行一次风调平工作。一次风调平时，必须保证阻力最大的煤粉管道缩孔全开。82.4.4 中储式制粉系统漏风率要满足设计要求。2
9、.4.5 做好煤场煤中木块、石块、铁块 等“三块”的清理工作，减少入炉煤中杂物。对于煤中石子煤含量大的企业，根据情况可增设入厂煤石子煤分选装置。2.4.6 在正常工作条件下，中速磨煤机必须保证石子煤的顺利排出，石子煤量不应设限。石子煤发热量一般不应高于6.7MJ/kg，如偏高，则应分析原因进行 调整。2.4.6.1 运行中，应保证碎煤机、滚轴筛等设备运行的可靠性，确保原煤粒径满足设计要求。2.4.6.2 根据煤质情况，及时调整磨煤机加载力。在没有试验依据的情况下，不能简单通过提高一次风量来降低石子煤排放量。2.4.6.3 磨煤机经过全面调整后，石子煤排放仍无法满足要求时，应校核喷嘴环风速，必要
10、时进行改造。2.4.7 根据锅炉的入炉煤的燃烧要求、稳燃、结渣、燃尽和受热面是否有超温等情况，选择合理的煤粉细度（即保证安全条件下的经济煤粉细度），并根据具体燃烧情况适当调整。要定期通过全面的燃烧试验确定合理的煤粉细度。2.4.7.1 煤粉细度 R90 可根据干燥无灰基的挥发分进行的选择，选择公式为：9： 煤 粉 的 均 匀 性 指 数 。 劣 质 无 烟 煤无 烟 煤贫 煤烟 煤褐 煤n 35.0 .24 503(%)R90daffdafnV2.4.7.2 煤粉细度的控制原则是：在不引起着火不稳，大渣与飞灰可燃物不明显升高，也没有过、再热器超温的情况下，R90 可适当的放大；通常情况下，采用
11、钢球磨的 R90 不要低于 6%，采用中速磨煤机的 R90 不要低于 10%。2.4.8 煤粉管道的调节缩孔一旦调整到合适位置，在运行中不得随意改变；机组检修期间应对磨煤机的调节缩孔的磨损情况进行检查，检查时必须采取有效的技术措施保证缩孔的位置不发生变化。2.4.9 中储式制粉系统要定期进行分离器试验，保证分离器工作效果，避免三次风大量带粉引起锅炉燃烧滞后，锅炉效率下降。2.4.10 根据入炉煤的煤质及燃烧情况，运行中合理选择风煤比，并严格执行。风煤比要结合干燥无灰基挥发分与发热量的数据，根据燃烧调整试验的结果进行选择，但风煤比最大不宜超过 2.5，最小不宜低于 1.5。2.4.11 中速磨煤
12、机与双进双出钢球磨煤机低负荷时的最小风通风量限定条件为：气粉混合物的温度低于 160时，水平管道10的风速不得低于 18m/s，高于 160时的中储式制粉系统煤粉管道内的风速不得低于 24m/s。2.4.12 中储式系统的钢球磨煤机，应通过试验确定最佳通风量、最佳载球量，磨煤机检修期间应通过球径的分布来确定合适的加球方式。2.4.13 在满足制粉系统运行安全的基础上，应合理控制磨煤机调温风量、密封风量。2.5 配风调整2.5.1 送风量控制2.5.1.1 锅炉的烟风道必须保证严密，风门挡板特性良好。2.5.1.2 锅炉氧量计测点位置要合适，并定期校验。校验周期最长不得超过半年，并应根据入炉煤质
13、情况随时调整。2.5.1.3 要通过试验确定合理的氧量控制曲线，运行中应严格按照控制曲线进行燃烧调整。遇到煤质、设备状态有明显变化时，必须通过燃烧调整试验对氧量曲线进行修正。 2.5.1.4 角置式锅炉配风方式应根据燃料特性、炉膛结构、燃烧策略来确定，一般可按如下原则控制：1）对燃用贫煤、无烟煤等着火与燃尽特性不好的煤种，建议采用分级配风，即倒塔型配风方式，二次风自下而上逐渐给入；2）对燃用烟煤等燃烧特性一般的煤种，可采用均匀配风方式，各层燃烧器给予均匀的二次风量；113）对燃用无结渣性的优质烟煤等燃烧特性较好的煤种，可采用正塔型配风方式，下层燃烧器二次风大，以降低火焰中心；对燃用易结渣的烟煤
14、等燃烧特性较好的煤种，可采用缩腰型配风方式，把燃烧区分为两部分，以降低燃烧区热负荷。2.5.1.5 角置式锅炉未投运的燃烧器必须合理控制冷却风门开度，避免大量冷风直接进入炉膛。旋流燃烧器通过燃烧器壁温来控制冷却风门开度。2.5.2 一、二次风配比（一次风率）2.5.2.1 一次风主要用来燃烧挥发分，完成着火；二次风（含三次风）的作用是燃烧固定碳，应根据燃料情况总体考虑一次风率。燃用无烟煤、贫煤以及劣质烟煤等着火燃尽特性差的燃料时，需要降低一次风率，反之燃用着火燃尽特性好的燃料，需要提高一次风率。2.5.2.2 旋流燃烧器内外二次风的配比、旋流强度调整等，应综合考虑飞灰可燃物、大渣可燃物以及排烟
15、温度等因素。2.5.2.3 特殊情况下的配风要求2.5.2.3.1 防止结渣：通过合理的燃烧调整保证火焰居中，不扫墙贴壁，不飞边，不对冲，水冷壁附近必须保证非还原性气氛。角置式燃烧方式的锅炉，可以采用周界风来防止锅炉结渣。周界风设有单独风门的，可以采用风门的开度控制，没有的可采用二次风箱风压控制。122.5.2.3.2 防止锅炉高温腐蚀：尽量减少油煤混烧的时间（特别是重油点火锅炉）；对于含硫量高、且灰成分中 Na2O、K2O 等碱性物质较多的煤种，燃烧高温区水冷壁附近保证弱氧化性气氛；同时，对流受热面要加强吹灰。2.5.3 减少无效配风2.5.3.1 从燃烧角度看，炉底漏风（含干渣系统冷却风）
16、、炉膛与烟道的漏风、磨煤机调温风、备用磨的通风及燃烧器的冷却风、磨煤机密封风、负压制粉系统漏风等，都是无效配风，都会引起锅炉效率下降，因此应尽量减少。2.5.3.2 磨煤机调温风、备用磨的通风及燃烧器的冷却风、磨煤机密封风都是一次风的旁路风，每增加总风量的 1%，排烟温度会升高约 1。2.5.3.3 炉底漏风（含干渣系统冷却风）会托高火焰中心，降低锅炉效率。炉底漏风对锅炉效率的影响，比等量的磨煤机调温风、备用磨的通风及燃烧器的冷却风、磨煤机密封风对锅炉效率的影响大。2.5.3.4 应通过设备治理，减少炉膛、烟风道、制粉系统漏风；在保证安全的基础上，通过优化控制方式，合理降低干渣系统冷却风、磨煤
17、机调温风、备用磨的通风及燃烧器的冷却风、磨煤机密封风等的风量。2.5.3.5 炉底水封应保证完好。对于干除渣系统的锅炉，要13保持干除渣系统的小水封密封良好，同时控制合理的冷却风；根据渣温的变化，及时进行冷却风量的调整；应至少安装两个渣温测点，以保证测量的可靠性。2.6 锅炉吹灰2.6.1 加强吹灰系统维护，所有的吹灰器应动作灵活，安装正确，角度合适，疏水正常，无泄漏。2.6.2 对燃用易粘污煤种，应根据煤质、受热面及吹灰器布置情况，及时优化吹灰方案。2.6.3 空预器采用蒸汽吹灰的，要防止蒸汽带水引起换热元件积灰堵塞，必要时要进行蒸汽管道疏水设备的改造。2.6.4 通过设备治理，消除烟气走廊
18、，防止在烟道积灰堵塞。2.7 汽水品质控制2.7.1 良好的汽水品质是锅炉安全经济运行的基本条件。汽水品质不合格会导致锅炉受热面内部结垢、腐蚀，不但影响正常热交换、增加管道流动阻力，还会发生爆管、腐蚀穿孔等事故，危及锅炉的运行安全。因此，必须加强汽水品质的化学监督和控制。2.7.2 亚临界及以上锅炉，精处理系统必须正常可靠投入，精处理旁路门应全部关闭，凝结水经过 100%的处理。2.7.3 凝汽器发生泄漏时，应尽快查漏堵漏。如果泄漏量较大，影响到精处理出口水质，应按照三级处理值要求进行处理；如是海水冷却的机组，必须紧急停炉。142.7.4 认真做好日常化学监督工作，及时进行化学加药调整，汽水品
19、质合格率应达到 100%。2.7.5 机组检修时，应对锅炉受热面内部进行垢量检查，根据垢量和结垢速率的情况，及时安排化学清洗。2.7.6 汽包锅炉应保证汽水分离装置完好；汽包的每一根蒸汽引出管都应装有采样管，以保证化学取样的代表性；机组运行时应合理控制蒸汽压力、汽包水位、与流量变化速度，防止蒸汽带盐；运行中，要选择合理的连续排污方式。2.7.7 直流锅炉在启动过程中，要选择正确的方法进行冷热态冲洗，防止铁离子沉积。2.7.8 加强锅炉的停用保养工作。应根据不同的停用时间，正确选择停用保养方法，对每一次锅炉的停用保养效果要进行总结评价。2.7.9 运行过程中，要严防锅炉管壁超温，防止氧化皮的产生
20、。锅炉受热面壁温测点应保证准确、可靠；超临界、超超临界锅炉必须选择正确的启停与变负荷速度，尤其要防止快冷，以防止氧化皮大面积脱落。2.8 蒸汽参数控制2.8.1 蒸汽温度应按照设计值控制。2.8.2 锅炉要消除各种泄漏，减少不必要的热量损失。重点要消除各级旁路的内漏，包括再热汽减温器调节门的泄漏。152.8.3 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。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。2.8.4 烟气调节挡板和摆动燃烧器必须保证灵活可用。采用四角切圆燃烧方式的 300MW 及以上的锅炉左右烟温、汽温偏差必须在合理的范围之
21、内，烟温偏差不得超过 100，汽温偏差应能通过减温水调节得到有效控制。有反切风的锅炉应采用反切风来解决残余旋转对左右烟温偏差的影响。2.8.5 机组长周期运行后，应对过热器压降和再热器压降进行监督分析。2.9 辅机优化运行2.9.1 风机节能2.9.1.1 锅炉烟风道应保证严密，烟风挡板的开度要正确，调节灵活。 2.9.1.2 加强空预器漏风率的监督。对漏风率大于 8%、烟气侧阻力大于 1.2kPa 的回转式空预器要进行调整或改造。2.9.1.3 要加强暖风器运行阻力的监视，阻力不得超过300Pa。暖风器前后应加装压力表。2.9.1.4 采用二次风小风门（或二次风挡板）控制各燃烧器进风量的均匀
22、性，在保证锅炉二次风（含三次风）燃烧器进风量的情况下，二次风小风门（或二次风挡板）尽可能开大，减少燃烧器阻力，16适当降低二次风压。2.9.1.5 保证制粉系统安全运行的基础上，尽可能的降低一次风压，中速磨煤机热风调整门开度应保持在 70%以上。2.9.1.6 一次风压、二次风压（或总风量）要随机组负荷动态调整。2.9.2 制粉系统节能2.9.2.1 加强对钢球磨煤机的钢球量、球径分布、衬瓦的磨损状态、中速磨煤机的磨辊和磨盘的磨损量的监督，通过合理的检修与维护，保证磨煤机处于最佳工作状态。2.9.2.2 给煤机必须定期进行标定，以保证给煤量准确。 2.9.2.3 直吹式制粉系统的机组在低负荷运
23、行时，要尽量减少磨煤机运行台数；中储式制粉系统的机组在粉仓的粉量能满足要求的情况下，尽可能减少磨煤机运行台数，并把磨煤机运行的时间安排在机组低负荷期间。2.9.3 辅机优化运行处理原则2.9.3.1 辅机的任何节电措施都应以不降低锅炉热效率为前提。2.9.3.1 磨煤机节电与一次风机节电有矛盾时，应优先满足一次风机节电的要求。2.10 锅炉启动节能2.10.1 机组启动前，应制定科学、合理的启动程序，减少启17动时间。2.10.2 建议启动时使用邻炉热风，投入炉底加热系统。2.10.3 中储式制粉系统机组启动时，推荐使用邻炉给粉系统。2.10.4 在锅炉上水和启动初期，经论证可行的话，建议采用
24、上水泵、汽前泵代替给水泵运行。2.10.5 直流锅炉启动节能的措施2.10.5.1 锅炉启动冷态冲洗以循环冲洗为主，开式冲洗炉水含铁量合格后，立刻启动循环泵进行循环冲洗。2.10.5.2 锅炉启动冷态循环冲洗水质合格后，锅炉点火，提高炉水温度至 180进行热态清洗。热态清洗应在汽水膨胀结束后进行。2.10.5.3 干湿态转换过程中不应长期停留。当锅炉进入直流运行方式稳定后，应将锅炉启动循环系统退出，关闭分离器出口水箱溢流系统截至阀。2.10.5.4 锅炉转为直流运行后，应通过煤水比作为锅炉主蒸汽温度的主要调节手段。应进行分离器出口温度过热度控制合理值的优化试验，减少减温水用量。2.10.5.5
25、 机组正常运行过程中，避免转入湿态运行。2.11 锅炉节油2.11.1 积极采用小油枪、等离子点火燃烧装置等新型节油燃18烧技术。对于设计采用等离子点火的锅炉，应保持煤质稳定，满足点火燃用要求，干燥无灰基挥发分不宜低于 17%。2.11.2 锅炉应保证在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用油。锅炉不投油助燃的稳燃性能，应达到以下指标:1）燃用烟煤的锅炉，最低稳定负荷应为额定工况的35%45%。2）燃用贫煤的锅炉，最低稳定负荷应为额定工况的40%50%。3）燃用无烟煤的锅炉，最低稳定负荷应为额定工况的50%55%。4）对特殊锅炉如 UP 直流锅炉等，可根据具体情况确定最低稳燃负荷。2.12 设备改造下
26、列问题如无法通过锅炉运行调整解决，可开展设备改造的专题研究：1）再热汽减温水大于 30t/h。2）当主汽温度达到额定值，而再热汽温达不到额定值；或再热汽温温度达到额定值，而主汽汽温达不到额定值。3）选型偏大的送风机或引风机。4）离心式一次风机。建议采用变频技术或液力偶合器等变速技术进行改造，优先选择变频技术。195）由于风道设计不合理而引起的系统阻力增加、风道振动、或引起的风机共振等问题。6）选型偏大的动叶可调式风机。可考虑更换转速较低的电机。7）固定加载力的中速磨煤机。可考虑进行变加载力改造。8）石子煤不能正常排放的磨煤机。9）经常发生堵塞的暖风器。可考虑加大通流面积。2.13 循环流化床锅
27、炉的节能降耗2.13.1 一次风压的测量要准确可靠，最好有连续吹扫装置，并通过合理的排渣控制合适的床压，防止流化停止导致结渣。双支腿式的循环流化床锅炉还需要把两床的床压偏差控制在合理的范围之内，谨防单侧流化停止（“翻床” ）事件的 发生。2.13.2 一次风调门的动作要灵活迅速，相关人员要从多个参数判断（如通过床料压降与布风板阻力判断一次风流量的变化），并有相关事故处理预案，保证出现流化停止后及时处理恢复。2.13.3 床温尽可能控制在 850900区间。投入外置床时的速度要合适，防止对床温引起影响。2.13.4 启动前添加床料时，床料的除添加量、粒度要满足要求外，对床料的成分与硬度也需要研究
28、，最好根据煤灰成分选择床料的成分以避免其与煤灰作用产生结渣，并优先选择硬度低的床料减少磨损。2.13.5 如果燃用含水分很大的煤，如劣质褐煤，可以考虑取20消二级破碎与筛分系统，否则应保留，以维持合适的给煤粒径。2.13.6 根据燃料含灰量的多少确定高压流化风机的数量及运行方式。2.13.7 一次风机与二次风机运行压力远高于常规煤粉锅炉的循环流化床锅炉，其风机应当采取变频或液偶调节，并在保证安全的基础上实现风压、风量随负荷变化。2.13.8 选择合理的一、二次风配比，使一、二次风量即有助于燃烧又实现节能。3 汽轮机及其辅助系统3.1 汽轮机本体3.1.1 老化严重和通流部分存在严重缺陷的机组，
29、要积极采用先进成熟的新技术进行汽轮机通流部分改造，以提高机组的安全可靠性、经济性和提高机组的出力。3.1.2 汽轮机通流部分动静间隙调整是否合适对汽机通流效率影响很大，汽封间隙若调整不当或汽封选型不合适，会造成大量蒸汽泄漏，降低汽机通流效率。各厂应结合自身情况做好汽封间隙调整和改造工作：3.1.2.1 各级汽封包括隔板汽封、叶顶汽封、端部汽封应采用技术先进的新型汽封装置（如布莱登汽封、蜂窝汽封），减少级间及端部漏汽。3.1.2.2 300MW 机组的进汽平衡盘和排汽平衡盘的直径较大，21若汽封间隙不合适，易造成大量蒸汽泄漏，可采用新型汽封进行改进，各厂应结合自身情况进行适当的选型。3.1.2.
30、3 汽缸端部汽封建议改装一道接触式汽封。3.1.2.4 检修时通流部分动静间隙应取厂家要求的下限。3.1.3 检修时，高、中、低压动静叶要进行打磨、喷砂或喷丸处理，彻底清除动静叶表面结垢，提高表面光洁度，减小动静叶附面层摩擦损失。3.1.4 对于采用密封环结构形式的导汽管，由于在安装、运行期间易发生密封环破碎导致蒸汽泄漏，可将密封改为“钟罩式” 或“叠片式” 密封 结构。3.1.5 高中压内、外缸夹层挡汽环加装阻汽片。在高压静叶持环下半与外缸间的挡汽环处有条件的要加装固定式阻汽片，用以调整汽轮机夹层蒸汽流向，减少汽轮机上下缸温差，提高汽轮机运行的安全性和经济性。3.1.6 针 对 汽 缸 结
31、合 面 漏 汽 问 题 ，应 采 取 研 刮 、补 焊 、涂 镀 、调 整 螺 栓 紧 力 等 措 施 予 以 消 除 ，必 要 时 可 考 虑 进 行 技 术 改 造3.1.7 监 视 段 及 各 段 抽 汽 压 力 、温 度 在 相 同 负 荷 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 。3.2 回热加热系统3.2.1 加热器疏水在带负荷阶段应该按照设计实现逐级自流22或者通过疏水泵打入热力系统，正常运行时不得开启紧急疏水阀。疏水不畅时，应查明原因。对于紧急疏水阀存在泄露的应该进行解体打磨检
32、修。3.2.2 为减少加热器紧急疏水阀泄漏，建议在紧急疏水调节阀前安装电动门（若有手动门，可更换为电动门），逻辑修改为电动门和调节门同时开启。3.2.3 加热器本体的安装与检修后要严格进行验收，确保加热器内部不出现泄漏或给水短路，保证加热器的性能。3.2.4 加热器堵管率超过 10时，应更换加热器或管束。3.2.5 同工况下加热器温升不得比设计值低 3，否则应查明原因。3.2.6 额定负荷下加热器端差应不超过设计值，并根据实际条件进一步优化。端差达不到设计值的，应分析原因，通过试验确认是否存在正常水位定值不合适的情况，以便及时进行标定。3.2.7 运行中要控制合理的加热器水位，保持最佳疏水端差
33、，禁止无水位运行。加热器的就地水位计不得取消。应根据实际运行情况，对厂家给出的加热器水位定值进行修正。3.2.8 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。3.2.9 各加热器的运行排空气管应通过缩孔直接排入除氧器或凝汽器，不能采用逐级排放方式。233.2.10 高、低压加热器在机组启动时，要随汽机冲转同步投入。3.2.11 加热器疏水应安装温度监视测点，以及时发现是否泄漏。3.2.12 检修期间，应对加热器内部进行全面清理，确保换热面清洁，内部无杂物。3.2.13 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
34、加热器的性能状况以及旁路阀门的漏流情况。3.3 除氧器3.3.1 在给水溶氧合格的条件下，除氧器的排氧门应关小，减小蒸汽排放量，或加装带有缩孔的对空小旁路，正常运行时关闭排氧门。也可通过在排氧门后增加换热器的方式进行二次利用，如加热除盐水至凝汽器的补水等。3.3.2 检修期间，要注意清理蒸汽喷嘴或者旋膜式喷管，防止堵塞。3.3.3 除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应该改由机组抽汽提供，辅助蒸汽等外部汽源应该完全隔绝。3.3.4 除氧器水箱紧急疏水门应保证严密。除氧器溢流阀门正常运行时应该处于关闭状态。3.3.5 除氧器在机组带负荷运行时应该采用滑压运行方式。243.3.6 除氧器启动排汽阀门应
35、采用手动或者电动截止门，禁止使用调节门，在除氧器上水完毕后应该关闭。3.4 汽动给水泵组3.4.1 对于采用主蒸汽作为汽动给水泵组小汽轮机（以下简称小汽机）高压汽源的系统，建议取消该汽源以及相关的疏水系统、小汽机高压调节阀及配套油管路，以减少泄漏。3.4.2 对于采用冷再蒸汽作为小汽机高压汽源的系统，如果低压辅助蒸汽充足、汽源可靠，建议取消冷再高压汽源及其相关的疏水系统、小汽机高压调节阀及配套油管路。3.4.3 对于保留冷再高压汽源的，建议冷再汽源只做启动及低负荷时辅助作用。机组带 40负荷以上时，冷再汽源应退出运行。小汽机的高调门与低调门的重叠度控制在 15%以内。3.4.4 小汽机的轴封用
36、汽应取自汽轮机低压轴封系统，不得将高参数蒸汽降压降温后使用。3.4.5 小汽泵正常运行时，小汽机的汽源应由汽轮机抽汽提供，不得使用主汽、冷再等高参数汽源。3.4.6 如果高压汽源必须处于热备状态，则应该设计疏水罐或疏水器，不得采用疏水通过缩孔常开排放方式。3.4.7 对于小汽机设有单独凝汽器的，应保证胶球清洗装置正常投入，且收球率95% 。3.4.8 对于采用两台 50%汽泵的配置的，在机 组 50%额定负25荷以下时尽量采用单泵运行。3.4.9 机组启动及带负荷时，应根据负荷及热力系统条件，尽量采用汽动给水泵运行，减少电动给水泵投用时间。机组启动时，建议采用汽泵启动方式。3.4.10 在汽泵
37、选型或者改造时，可考虑汽泵前置泵直接由小汽机驱动。3.4.11 汽泵再循环调节门应保证严密。3.4.12 在满足给水泵流量特性曲线情况下，尽量利用改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水控制调门应尽量开大，减少给水节流。3.5 电动给水泵组3.5.1 电动给水泵退出之后，应尽快停止运行，投入静止备用，勺管自动跟踪，减少旋转热备用的运行时间。3.5.2 电泵再循环调节门保证严密。3.5.3 当机 组给水系 统采用三台 50%电泵两用一备时，在机组 50%额 定负荷以下尽量采用单泵运行。3.6 凝结水系统3.6.1 凝结水泵应采用变频运行。3.6.2 机组正常运行中，应采用凝汽器喉部补水方式。在凝汽器内补
38、水管加装喷头，可起到辅助除氧作用。3.6.3 对于设计余量过大的凝结水泵，应当通过车削叶轮、流26道修复等手段减少不必要的截流损失，合理改善泵组的运行工况、提高运行效率。3.6.4 对于设计有凝结水泵至除盐水箱再循环管路的系统，应取消该管路。3.6.5 保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。这些阀门主要包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、三级减温水门、低旁减温水门、水幕喷水门等。3.6.6 凝结水泵密封水应进行回收。3.6.7 采用三台 50%容量凝结水泵两用一备方式配置的系统，要核定单泵最大出力，运行中根据情况应及时调整运行方式，减少凝结水泵运行台数。3.6.8 满负荷情况下，夏季凝结水
39、过冷度控制在 1以内。3.6.9 凝汽器端差控制要求如下：1）循环水入口温度 19以下，凝汽器端差510；2）循环水入口温度 20-29，凝汽器端差4；3）循环水入口温度 30以上，凝汽器端差3；3.6.10 对于开式循环冷却水机组，冬季循环水温度低于 2，凝汽器端差15。3.6.11 凝结水启动放水阀门保证关闭严密，以防泄漏。3.7 轴封系统3.7.1 主汽门、再热汽门应积极采用新型门杆及密封技术，减27小门杆的漏汽量。3.7.2 为减少热力系统损失，对于辅助蒸汽汽源充足的轴封系统，可取消冷再汽源管路及其相关疏水管路。3.7.3 为保证主汽汽源调节门严密，建议在来汽总管上加装一道手动隔绝门，
40、隔绝门前疏水管应加装疏水器并可靠投入。3.7.4 轴封加热器应安装可靠的水位监视装置（如双色水位计），轴加疏水管应设置多级水封，保证轴封加热器保持一定水位运行。3.7.5 轴封系统的疏水原则上全部回收到凝汽器疏水扩容器，对外排的疏水管必须加装真空手动阀，运行中有效隔离。3.7.6 轴封系统的各段汽源调整门前应设置质量可靠的疏水装置，既要可靠疏水，又要防止漏汽。3.7.7 对轴封溢流蒸汽设计有到低加和到凝汽器两路系统的，运行中应优先考虑去低加。对系统设计没有去低加的，建议增加。3.7.8 轴封母管疏水应该设置疏水罐，不得采用孔板式疏水管直排凝汽器。3.7.9 同轴封汽源的压力设定值应合理，不应出
41、现多路汽源同时供汽的状况。3.7.10 对于轴封溢流量超过轴封溢流管路设计通流能力的，应通过调整轴封间隙等手段降低轴封蒸汽流量。3.8 辅汽系统283.8.1 机组带负荷后，应由机组最低压力等级的低压抽汽汽源提供辅助蒸汽。如果最低压力等级汽源能够满足辅汽压力要求，则隔绝高压汽源。3.8.2 应按照设计要求，在机组运行的不同阶段投入相应的辅助蒸汽汽源。3.8.3 本机低压汽源压力低，且邻机供汽压力不足时，可投入冷再汽源。3.9 疏水系统3.9.1 高压疏水管道除设计的电动（气动）截止门外，还应增加高压手动截止门。3.9.2 机组启动后，按规程要求尽早关闭主、再热汽主管道疏水。3.9.3 主、再热
42、主汽门前设计有疏水分管的，可以考虑取消主管道疏水。3.9.4 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。3.9.5 疏水管道要按照压力等级分别排放到不同的疏水扩容器，严禁串排。3.9.6 系统需要连续疏水的，要尽量使用疏水器，避免疏水直排凝汽器（排汽装置）。3.9.7 主汽门前的左、右疏水管的疏水，应经过疏水电动门291疏水电动门 2（气动门）然后到疏水扩容器，确保无泄漏。3.9.8 再热主汽门前的左、右疏水管的疏水，应经过疏水电动门 1疏水电动门 2（气动门）然后到疏水扩容器，确保无泄漏。3.9.9 抽汽管道的疏水，应经过电动门 1气动门（电动门 2）然后到疏水扩容器，确保无泄
43、漏。3.9.10 其它疏水管的疏水，应经过手动门（电动门）电动门（或气动门）到疏水扩容器。手动门仅在电动门（或气动门）不严的情况下才临时关闭。3.9.11 对高压导管设计有通风阀的机组，应该在通风阀后加装电动截止门，并加入相关逻辑。3.9.12 上汽、哈汽的某些汽轮机，中压主汽门前设计有手动阀门控制的疏水管路，可参照 2.9.8 条改造。3.10 旁路系统3.10.1 运行中高旁后温度高于高压缸排汽温度 20以上的，应对阀门解体检查，进行清理、研磨处理。3.10.2 运行中低旁后温度高于低压缸排汽温度 20以上的，应对阀门解体检查，进行清理、研磨处理。3.10.3 对于旁路完全关闭后由于漏汽出
44、现的温度高现象，禁止用投减温水的办法来降温。3.10.4 旁路系统按照通流量一般分为启动型旁路和全通流型旁路。启动型旁路的设计通流量一般为 30%40%BMCR 流量，30主要用作机组启动停止阶段的疏汽暖管用，一般不投入快开保护功能。全通流旁路的设计通流量为 100%BMCR 流量，设计有快开保护功能，在大负荷下机组跳闸时可快开，保护过、再热器不超压。旁路系统一般存在旁路调节阀前后的疏水暖管内漏和旁路调节阀本身的内漏问题。3.10.5 对不投入快开保护功能的旁路：1）确保高、低压旁路门运行中无内漏。2）如设计有跨接高旁调节门前后的暖管小旁路，建议取消。3）旁路投入前必须充分暖管。3.10.6
45、对投入快开保护功能的旁路：1)必须保证运行中暖管系统随时投入并运行可靠。2）运行中的高旁前后疏水阀门必须关闭，不得采用开启疏水门方式维持旁路的连续暖管。3）建议采用如图 1、2 所示方式进行旁路暖管。暖管直径、管路走向需进行设计校核。31图 1 高旁系统图图 2 低旁系统图3.11 湿冷冷端系统3.11.1 循环水系统设计无二次滤网的机组，建议加装具备自清洗功能的滤网。3.11.2 胶球清洗装置保持定期投入，胶球外形尺寸选用要合32理，收球率不得低于 95%。3.11.3 检修期间应对凝汽器进行人工清理，当凝汽器管内表面结垢或存在不易清除的附着物时，应进行化学清洗。3.11.4 对于凝汽器排汽
46、压力偏高的机组，可以考虑在凝汽器喉部加装均流装置（导流板），对排汽通道进行优化改造。3.11.5 循环水系统运行优化的方式有：1）循环水母管制运行，尤其在冬季，根据不同的机组负荷背压要求选择合理的调配方式。2）循环水泵变频运行。3）循环水泵高低速运行。4）配备同扬程但是容量不同的大小循环水泵。3.11.6 对由于选型不合适导致循环水泵效率降低的，根据现场运行要求，可在厂家指导下进行高效叶轮改造或循环水泵改造，以提高在不同工况下的运行效率。3.11.7 真空泵冷却水源尽量采用深井水等低温冷却水，并保证换热器清洁，降低真空泵工作温度，维持真空泵高抽气能力。3.11.8 加强对湿冷水塔的日常管理。3.11.8.1 加强水塔的日常检查、维护，发现填料、除水器，喷嘴等有损坏的，要及时组织进行更换。3.11.8.2 安装干、湿球气象箱，并做好管理工作。3.11.8.3 加强水塔出水温度的监测，确保水塔出水温度与湿
