提高机组运行经济性措施 (1)

提高机组运行经济性的技术措施批准：审核：编制：2018年1月18日目录1 总体要求 (2)2 优化年度运行方式，实现高负荷率运行 (3)3 优化机组负荷分配，推进全厂经济调度 (3)4 优化辅机运行方式，降低中低负荷能耗 (4)5 开展机组指标竞赛，促参数压红线运行 (4)6 机组启停及备用方式优化 (5)7 汽机系统运行优化 (7)8 锅炉系统运行优化 (11)9 电气设备运行优化 (16)10 热工控制系统优化 (18)11 环保设施运行优化 (20)12 辅助系统运行优化 (20)为落实“精准管理、务实高效、稳健经营”管理思想，全面开展机组运行优化工作，持续提升系统经济性，特制定本措施。

1 总体要求1.1 按照“机组运行方式调整、参数优化、新技术应用“三个方向，科学研究实施运行优化工作，追求机组最优能耗运行。

1.2 坚持“安全、环保、经济、可靠”四项原则，对任何系统、设备、操作的优化工作，必须全面辨识对上、下游设备的匹配和影响，精细制定方案，实现系统优化。

1.3 要结合系统、设备、环境和运行人员经验，对运行方式、负荷经济调度、机组启停操作、参数调整，以及汽机、锅炉、电气、热工控制、环保设施、辅助系统、供热设备等开展优化工作。

1.4 机组运行优化应根据机组主、辅机设备运行状况，在与设计值、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，查找影响机组能耗的因素，加强操作调整、设备治理和技术改造，使机组始终保持最安全、最经济方式运行。

1.5 充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，深入开展指标竞赛活动，以机组耗差分析为参考依据、绩效考核为保障，强化全员节能降耗意识。

1.6 定期开展同工况、同条件下的同比（环比）分析，通过动态对标检验运行优化的效果。

总结经验，持续完善运行规程、标准操作票、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。

1.7 结合生产实际情况，制定运行优化重点项目，制定方案、组织实施、项目验收及经验推广。

制定实施方案，包括项目实施前现状、项目目标、组织机构、技术方案、实施计划等，并每月盘点项目实施进展情况，每季度在运行专业例会上进行专题汇报。

项目实施完成后，进行全面总结、推广实施。

2 优化年度运行方式，实现高负荷率运行2.1 根据年度电量计划，加强同电网沟通，制定全年机组运行方式，重点考虑以下因素：1）电力市场供需形势；2）年度、月度区域电网负荷情况；3）机组负荷率与经济性的关系；4）机组季节性运行特点与经济性的关系；5）机组设备可靠性状况；6）机组节能环保优势；合理安排机组运行、备用及检修方式，制定月度发电量计划，提高运行机组负荷率、在经济运行时段多发电、减少机组启停次数，提升整体经济效益。

2.2 结合上月市场占有率、累计市场占有率、机组负荷率、下月电网电量计划（含替代电量）、电网检修容量、电网供需变化、季节性变化及节假日情况，动态调整月度机组运行方式，高品质完成年度发电量目标。

3 优化机组负荷分配，推进电厂经济调度3.3 制定相应的负荷经济运行方案，取得调度部门的理解和支持，对机组的启停和负荷分配进行合理安排。

3.4 合理安排机组停备。

根据阶段性总负荷计划和预测，结合机组能耗指标、设备可靠性状况，适时安排机组停备，提高运行机组的负荷率。

4 优化辅机运行方式，降低中低负荷能耗4.1 开展引风机、送风机单侧启动、运行；给水泵单台运行，磨煤机等不同负荷组合方式、环保设施优化等降低厂用电试验工作。

4.2 根据试验结果，全面评估辅机单侧风机、单台设备、不同组合方式下机组运行的风险，制定优化辅机运行方式，降低厂用电措施。

实施时，综合考虑电网AGC负荷调度、设备健康状态、节假日、连续低负荷时间等情况，稳步推动辅机运行方式优化。

4.3 开展重要辅机单侧运行自动切换控制策略研究，降低人员操作风险。

5 开展机组指标竞赛，促参数压红线运行5.1 按照“小指标对设计参数，大指标对同类型先进水平”的原则开展运行指标竞赛活动。

5.2 对运行参数与设计值、优化值、同类型机组先进值相比较，分析参数趋势，通过调整，使主蒸汽压力/温度、再热蒸汽压力/温度、背压等主要参数稳定在设计值运行。

5.3 统计指标所涉及的相关测点位置合理、数量充分、测量准确，统计、计算方法符合相关标准和规范要求，形成月度运行（节能）分析报告。

5.3.1 汽轮机指标：蒸汽参数、汽轮机效率、汽轮机热耗率、凝汽器真空度、真空严密性、凝汽器端差、凝结水过冷度、给水温度、加热器端差、高加投入率等。

5.3.2 锅炉指标：蒸汽参数、锅炉效率、排烟温度、锅炉氧量、飞灰可燃物、炉渣可燃物、煤粉细度、空预器漏风率、再热器减温水流量、燃油耗量等。

5.3.3 辅机耗电率指标：磨煤机（含单耗）、送风机、引风机、一次风机耗电率；冷却水泵、凝结水泵、电动给水泵；脱硫、除灰除尘、输煤、制水耗电率；空冷岛耗电率等。

5.3.4 水耗指标：发电水耗、除盐水补水率等。

5.3.5 物耗指标：石灰石耗量、酸碱盐耗量、补氢率等。

5.3.6其他指标：入厂煤质、入炉煤质等。

6 机组启停及备用方式优化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，有效控制启停节奏，精准把握启停时机，实现机组节能启停。

6.1 机组启动过程6.1.1 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。

6.1.2 启动过程中，应根据机组实际情况选择采用暖炉、汽缸预暖、小油枪点火、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。

6.1.3 机组启动时的冲洗换水，应从整套系统进行考虑，尽量节约水量；冲洗水尽可能回收再利用，达到节水的目的。

6.1.4 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。

6.1.5 机组启动时按重要操作/作业责任人员到位管理要求，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。

6.2 机组停机过程6.2.1 停机过程中，风烟系统可采用单侧运行方式。

6.2.2 停机过程中，采用缩短给水泵运行时间。

6.2.3 停机过程中，按停机操作要求及时停运部分冷却水泵、真空泵、凝结水泵、除尘器等耗能设备。

6.2.4 停机过程中，尽量全开调节汽门，避免节流损失，通过调整锅炉燃料控制机组负荷。

6.2.5 滑停烧空煤仓工作应提前布置，精准计算燃煤耗用量，尽量减少采用输煤系统长时间运行连续输煤的方法烧空仓。

6.2.6 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。

6.3 机组备用方式6.3.1 停机后，在不违反运行规程的前提下，应尽早停运给水泵、冷却水泵、凝结水泵等高耗能设备。

适当降低发电机氢压，提前停运发电机定子冷却水泵。

主、辅机油系统根据系统停运时间及轴承温度等情况尽早安排停运。

6.3.3 机组停运后，及时关闭氢冷器、内冷水等相关设备的冷却水，闭式水、开冷水等系统尽早停运。

6.3.4 锅炉熄火后，应尽早停运风机运行。

送、引、一次风机停运，根据锅炉烟温、通风冷却情况、风机轴承温度变化及动叶挡板活动要求，合理安排停运润滑、液压油泵。

6.3.5 锅炉通风结束后及时停运全部除尘设备运行。

6.3.6 对于停备时间较长的机组，在热炉放水结束后，可利用抽真空法进一步抽净过热器、再热器等受热面残留的水汽，有效抑制停备期间受热面的腐蚀，节约启动冲洗水，缩短启动时间。

7 汽机系统运行优化7.1 机组定滑压运行7.1.1 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，确定不同真空下的最优滑压曲线，固化到逻辑中。

7.1.2 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。

7.2 汽轮机单、顺阀控制7.2.1 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，应按要求及时将单阀切为顺序阀控制，以减少调门的节流损失。

7.2.2 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，应组织分析原因，可通过改变阀序和优化阀门重叠度的组合方案解决。

7.2.3 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%。

7.3 高、低压加热器7.3.1 高加在机组启动时尽早投入（锅炉点火后，视机组情况，冷再蒸汽见压后提前投入2号高加，减少燃料量），低加应随机启动，回热系统尽快达到正常参数。

7.3.2 定期进行不同负荷下的加热器端差试验，对加热器端差和温升进行分析。

对加热器端差大的机组，应及时对基准水位进行校正，控制加热器水位在正常范围内，降低加热器端差达到设计要求。

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。

7.3.3 加热器疏水在带负荷阶段应该按照设计实现逐级自流进入热力系统，正常运行时不得开启紧急疏水阀，疏水不畅应查明原因。

7.3.4 针对高、低加事故疏水调门内漏，治理内漏阀门，优化热控加热器水位控制逻辑。

7.4 除氧器7.4.1 机组并网后尽早将除氧器排汽切至凝汽器或低压加热器运行。

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。

7.4.2 除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应改由机组抽汽提供，辅助蒸汽等外部汽源应该完全隔绝。

7.4.3 除氧器水箱紧急疏水门应保证严密，溢流阀门正常运行时应该处于关闭状态。

7.5 轴封系统7.5.1 正常运行时合理控制轴封压力及轴加回汽压力，以就地“不冒汽、不吸气”为原则，注意检查多路汽源的漏汽情况。

轴封系统投入后应及时将轴封溢流蒸汽导至冷再系统。

轴封系统的疏水正常运行时应全部回收到凝汽器。

7.5.2 轴封加热器疏水多级水封筒运行正常，加热器在规定水位运行。

监视轴封加热器温升情况，温升偏离设计值则检查各部位漏汽量情况。

7.6 阀门及疏水系统7.6.1 阀门内漏管理要从设计、采购、安装等方面着手把好质量关。

运行中通过定期手动测温或加装疏水集管温度测点或加装阀门管壁温度测点等方式，做好阀门内漏监控工作。

7.6.2 定期对系统阀门内漏进行全面普查，列入滚动治理计划。

机组停机前对疏水阀门进行一次全面检查，利用机组停机检修时，加大阀门密封面研磨治理，对于密封面磨损过大的阀门及时进行更换。

7.6.3 机组疏水系统应通过管路合并、改接，减少弯头，缩短管线，减少泄漏点，保证工质的热能充分利用。

7.6.4 在机组启停过程中，应严格按照规定对疏水阀门进行开启和关闭操作，实现DCS逻辑自动控制，严禁早开、晚关疏水阀门，以免蒸汽过度冲刷造成疏水阀门损坏。