火电机组运行优化指导意见

附件：中国大唐集团公司火电机组运行优化指导意见（试行）安全生产部二○一二年九月目录1 总则 (1)2 机组启停方式优化 (2)3 汽机运行优化 (6)4.锅炉运行优化 (12)5 电气设备运行优化 (18)6 热工控制系统优化 (21)7 辅助系统方式优化 (23)8 供热优化 (28)9 空冷系统运行优化 (29)10 运行参数优化 (30)11 负荷经济调度 (31)前言为深入贯彻落实集团公司“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动部署，充分发挥设备能力，深入挖掘设备潜力，全面优化机组运行方式，降低运行消耗，提高火电机组运行的经济性水平，制定本指导意见。

本指导意见明确了火电机组运行优化的围、容、基本要求、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供指导。

本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部组织起草。

主要起草单位：大唐国际发电股份。

主要起草人：大唐国际祝宪、博生、德勇、黄俊峰、黄治军、王军、彦鹏、冬、郝晨亮，发电公司利平，分公司董志勇、艾秋菊、马清贵，发电公司满辉、杜俊鸿，分公司陆元湖，发电公司业盛。

本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。

1 总则1.1 运行优化是根据机组主、辅机设备运行状况，在与设计值、行业标准值同类型机组标杆值对标的基础上，通过开展性能试验及综合分析，建立一整套科学、合理的运行调整方法和控制程序，使机组始终保持最安全、最经济的运行方式和最佳的参数控制，降低机组运行消耗。

1.2 运行优化必须坚持“保人身、保电网、保设备”基本原则，任何系统、设备、操作的优化方案均不准违反“两措”的要求。

1.3 运行优化要以机组设计值和行业标准值为基础，对每台机组及公用系统开展对标分析、性能试验，全面分析查找影响机组节能降耗的问题；通过加强操作调整、设备治理和改造，实现机组运行指标达到设计值的目标。

1.4 运行优化的主要容包括机组启停过程优化，汽轮机、锅炉、电气、除尘脱硫、燃料输送、热工控制、辅助系统、供热、空冷系统、运行参数、负荷经济调度优化等。

各火电企业要结合设备、系统和运行人员积累的宝贵经济调整经验，不断完善优化方案，有针对性地开展运行优化工作，杜绝生搬硬套。

1.5 运行优化要以机组耗差分析系统为参考依据，以绩效考核为保障，深入开展指标竞赛活动，充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，强化全员的节能降耗意识，实现机组参数压红线运行。

1.6 运行优化不是简单的运行方式和参数的调整，而是一个系统的管理模式。

通过动态对标，以运行数据分析、优化运行体系为抓手，理清工作思路、实现闭环管理，使运行优化工作不断持续改进。

1.7 运行优化工作要定期开展统计分析、经验总结工作，通过经验积累，不断完善运行规程、标准操作票库、定期工作标准等规章制度，实现机组运行优化的系统化、制度化、常态化。

1.8 运行优化要以机组主要能耗指标及主要小指标的改善为标准，在同工况、同条件下进行同比（环比）分析，以此检验运行优化的效果。

2 机组启停方式优化2.1 基本要求2.1.1 各火电企业应结合厂家说明书和运行经验，对机组启停的每个环节进行认真分析，摸清机组的特性，优化机组经济启停步骤，确定最佳的启动、停机时间和操作方法，完善运行规程和操作票。

2.1.2 运行人员必须熟练掌握机组启停的重要操作步骤，熟知各专业间相互配合的关键点，有效控制启停节奏，精准把握启停时机。

2.2 机组启动过程优化2.2.1 严格执行机组启动前系统检查标准操作票，及时发现、处理影响机组启动的缺陷，避免延长机组启动时间。

2.2.2 机组准备启动前，应对机组设备状态、运行方式进行全面核查（包括工作票、缺陷、报警信息、阀门状态等），为机组顺利启动创造条件。

2.2.3 启动过程中，应根据机组实际情况选择采用邻炉加热、邻炉送粉、炉底加热、汽缸预暖、小油枪或等离子点火、汽泵全程运行、单侧风机启动等节能技术，同时根据参数变化，适时投运设备，优化启动过程。

2.2.4 汽轮机修后启动试验，有邻机汽源的，应首选邻机汽源暖机和冲动，以节省锅炉启动消耗。

2.2.5 机组启动试验应制定运行操作方案，反复论证各项试验的先后次序，复杂操作应提前在仿真机上演练。

2.2.6 机组启动时严格执行到岗到位制度，现场留足技术过硬的检修人员，以便快速处理缺陷，缩短启动时间。

2.3 机组停机过程优化2.3.1 汽机设备优化2.3.1.1 停机过程中，在不违反运行规程的前提下，应尽早停运循环水泵、凝结水泵、电动给水泵等高耗能设备（对于采用开式循环冷却系统的机组，停机1小时确认循环水系统无用户后，应停运循环水泵）。

2.3.1.2对采用冷却塔的循环冷却系统，根据邻机负荷情况，能够环并循环水系统时，可停止部分循环水泵运行。

2.3.1.3闭式水系统在单元机组之间设计有公用管路能实现互联的，当一台机组停运时，可通过公用管路由邻机向停运机组供水。

若不能满足要求，应对机组系统进行改造，实现邻机供水。

2.3.2 锅炉设备优化2.3.2.1 锅炉熄火后，当锅炉相关参数达到本企业规程规定值时，应尽早停运风机运行。

送、引、一次风机停运1小时后,根据风机轴承温度变化，尽早安排停运润滑、液压油泵。

2.3.2.2 滑停烧空煤仓工作应提前布置，正确计算燃煤耗用量，不许采用输煤系统长时间运行连续输煤的方法烧空仓。

2.3.2.3 滑停控制好汽温、汽压下降速度，尽量减少使用关小给水调节门提高减温水流量的方法，以降低给水泵能耗。

2.3.2.3 锅炉负荷低于稳燃负荷时，应尽快缩短停运时间，减少燃油消耗。

2.4 启停机典型优化方案2.4.1 采用全程汽泵给水方式2.4.1.1 机组冷态启动前，使用汽泵前置泵给锅炉上水。

2.4.1.2 锅炉点火升压阶段，应按照压力变化情况，在凝汽器达到一定真空后，用辅助蒸汽汽源冲转一台汽动给水泵，满足锅炉启动需求。

2.4.1.3 优化汽动给水泵各路汽源的使用顺序，优先使用低品质汽源。

2.4.2 机组少油或无油启动2.4.2.1 等离子点火方式采用等离子点火系统启动时，为保证点火初期煤粉能够着火稳定，必须维持一定的煤粉浓度。

在点火初期不宜投入过多燃料，防止造成机组升温升压速度过快；对于超临界、超超临界直流炉防止出现加剧受热面氧化皮剥落现象。

对于前后对冲燃烧的旋流燃烧器和中速磨煤机，可以通过在点火初期关闭部分等离子燃烧器的进口挡板，来保证运行燃烧器的煤粉浓度。

同时满足最低运行煤量，保证磨煤机能够正常运行而不发生振动。

采用等离子点火方式，要保证煤质良好、稳定，确保第二套制粉系统顺利启动。

2.4.2.2 小油枪点火系统微油或少油启动直吹式制粉系统锅炉冷态启动前，向锅炉下层原煤仓输入高挥发分煤，投入磨煤机进口一次风加热器（如磨煤机进口风道为油枪加热时，在点火时再投入），磨煤机入口风温达160℃时点燃小油枪，启动磨煤机。

小油枪投入期间，保证合理的煤粉细度，控制锅炉升温升压速度，投入空预器连续吹灰。

2.4.3 邻炉加热技术2.4.3.1 从邻炉引入加热汽源，为保证参数要求，宜采用汽轮机高压缸排汽做为邻炉加热的汽源。

2.4.3.2 锅炉在底部加热过程中，为防止水冷壁产生较大振动，应注意控制温升速度。

锅炉点火前停止底部加热系统，防止破坏水循环。

2.4.3.3 底部加热投入后，应关闭锅炉烟风挡板，降低散热损失。

2.4.4 单侧风机启动2.4.4.1 采用单侧风机启动且配备回转式空预器的锅炉，必须具备引风机入口烟道和送风机出口均有联络通道的条件。

2.4.4.2 在单侧风机启动时，监视空气预热器出入口烟温、预热器电流的变化，防止出现预热器膨胀过快或不均现象。

2.4.4.3 应启动与引风机同侧的一次风机，投运与运行引风机对侧的送风机，以控制两侧烟气温度偏差在规定围。

3 汽机运行优化3.1 基本要求各火电企业应按照集团公司《以热效率为核心能耗管理指导意见》要求，定期开展热力试验，对照标杆查找分析短板，以提高汽轮机热效率为目标，全面优化汽机系统运行方式。

3.2 机组定滑压运行优化3.2.1 各企业应结合现场测试、理论分析和运行调整进行定滑压曲线的测绘,对无法满足测试要求的企业，可委托电科院进行，并严格按照此曲线运行，力求机组在各种负荷下都能够运行在最高循环热效率点上。

3.2.2最佳的定滑压曲线随真空的不同而改变，应通过试验方法确定不同真空下的最优滑压曲线。

3.2.3 投AGC的机组，为满足负荷响应能力，滑压曲线的下拐点偏高。

应通过试验对机组AGC跟踪能力进行测试，在满足机组负荷响应速度要求的情况下，尽可能使滑压下拐点接近最优值。

3.3 汽轮机单、顺阀控制方式优化3.3.1 机组启动过程中应采用单阀控制方式，对汽缸均匀加热，加快机组的启动速度。

机组启动正常后，应及时将单阀切为顺序阀控制，以减少调门的节流损失。

3.3.2 若单阀、顺序阀控制方式切换或投入顺序阀控制时出现轴振大、瓦温高、高调门摆动等异常现象，采用“对角开启顺序阀控制”的配汽方式和优化阀门重叠度的组合方案解决。

3.3.3 顺序阀控制方式运行时，部分机组调门重叠度大，节流损失大。

应通过阀序优化试验，测定调门开度与流量对应关系曲线，优化调门管理曲线。

运行时阀门开启重叠度一般不大于10%。

3.3.4 对未设计顺序阀控制的机组，进行顺序阀改造时，要对调节级动应力校核。

为防止门杆断裂，宜将各高调门指令上限调整至95%。

3.4 高、低压加热器运行优化3.4.1 要求高压加热器事故疏水手动门改电动门的机组，电动门逻辑应改为加热器水位高时联开，使高压加热器事故疏水电动门正常处于关闭状态，减少阀门漏，减少汽轮机的冷源损失，提高机组经济性。

3.4.2高、低压加热器端差大的机组，应及时对高、低压加热器基准水位进行校正，运行中控制高、低压加热器水位在正常围，降低高、低压加热器端差。

3.4.3 对凝结水、给水各级加热器温升进行分析（重点分析给水温度，各加热器上端差和下端差的变化，高加三通阀后的温度，抽汽管道压损的变化，高、低压加热器及轴封加热器的水位，除氧器的运行温度、压力以及抽汽管路的压降等）发生异常变化及时做好分析调整；机组检修时加强对阀门解体检查、阀门研磨工作和冷热态阀门行程调整，防止水侧旁路阀发生短路。

3.5 轴封系统运行优化3.5.1 正常运行中要保持足够的凝结水通过汽封加热器，使汽封回汽及门杆漏汽完全凝结，确保轴封回汽及门杆漏汽畅通。

3.5.2 要维持轴封加热器合适的水位，对轴封溢流应优先考虑将蒸汽导入低加系统。

3.6 阀门的运行优化3.6.1 阀门漏对机组的经济性影响很大，要从设计、安装、采购等方面着手把好质量关。

对介质温度超过150℃的疏放水门应加装管壁温度测点。

并将阀门管壁温度测点引至DCS系统，监视其温度变化趋势，发现异常要及时处理。