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1、华能火力发电机组节能降耗技术手册中国华能集团公司二一年三月前 言节能降耗水平是衡量发电企业技术及管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。近两年来，随着国内其他发电集团公司火力发电机组节能降耗力度的不断加大，超（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标领先优势逐步缩小。面对节能减排的严峻形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会上提出要“加强节能降耗管理，严格执行一票否决，确保集团公司总体能耗水平和主力机型的能耗指标保持行业领先地位”，并强调30万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是集团公司节能减排工作的重点目标和重点工作。华能集团公司多年来有敢为
2、人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工院强有力的技术支持。为实现华能集团公司火力发电机组主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标，2009年4月7月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议，安排部署节能降耗工作。主要开展的工作有：深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作；安排西安热工研究院开展60万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作，深入研究导致机组能耗高的主要问题及原因，并制定具体的技术改进方案；提出各机组能耗指标近期目标值，要求积极开展能耗指标创优活动；检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施
3、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。为全面提升华能火力发电机组节能降耗水平，实现集团公司确立的能耗指标近期目标值，以集团公司2007年制订的300MW机组节能降耗实施导则为基础，结合2009年60万千瓦超（超）临界机组节能诊断分析工作经验，综合考虑在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节能工作，在华能集团公司安全监督与科技环保部组织安排下，由西安热工研究院负责制订本导则。目 录1. 范围12. 参考资料及标准13. 汽轮机13.1汽轮机通流改造13.2国产亚临界汽轮机通流检查与通流间隙调整23.3国产引进型300MW汽轮机本体改进23.4国产350MW超临界汽轮机通
4、流间隙调整与汽封改造23.5国产600MW超（超）临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造33.6驱动给水泵汽轮机43.7低压缸进汽管道导流板加固43.8顺序阀运行和滤网拆除54. 热力及疏水系统54.1热力及疏水系统改进原则54.2 300MW机组热力及疏水系统改进54.3 600MW及以上机组热力及疏水系统改进54.4给水系统设计125. 汽轮机冷端系统145.1凝汽器145.2循环水系统和循环水泵185.3抽空气系统与真空泵195.4冷却塔205.5空冷塔和空冷凝汽器226. 加热给水系统226.1凝结水系统226.2给水泵和除氧器226.3加热器及给水温度237. 锅炉247.1 过热蒸汽温度
5、247.2再热蒸汽温度247.3过热器减温水量247.4再热器减温水量247.5更换或掺烧非设计煤种247.6锅炉热效率257.6.1煤质特性与锅炉热效率257.6.2挥发分与飞灰可燃物257.6.3排烟温度与排烟热损失267.7节油点火技术267.7.1微油点火技术267.7.2等离子点火技术278. 锅炉燃烧优化试验与运行控制278.1制粉系统优化调整试验278.2锅炉燃烧优化调整试验288.3运行优化控制288.4飞灰可燃物308.5排烟温度319. 空气预热器319.1空气预热器面积319.2空气预热器密封改造329.3空气预热器吹灰3210. 机组保温3210.1锅炉保温与密封321
6、0.2汽轮机保温3211. 运行及管理3411.1节能管理3411.2运行控制3411.3优化运行3512. 华能燃煤机组能耗指标近期目标值35附录A 汽轮机冷端系统运行方式优化案例36附录B 煤质变化对某300MW机组运行能耗指标的影响39附录C 华能燃煤机组能耗指标近期目标值41华能火力发电机组节能降耗技术导则1. 范围本导则适用于华能系统300MW及以上容量火力发电机组，300MW以下容量机组可参照执行。2. 参考资料及标准华能集团创建节约环保型企业规划（2006年2010年）（2009年版）华能系统300MW汽轮机节能降耗实施导则华能300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则华能火
7、电工程设计导则DL/T10522007 节能技术监督导则DL/T4662004 电站磨煤机及制粉系统选型导则DL/T50722007 火力发电厂保温油漆设计规程3. 汽轮机3.1汽轮机通流改造3.1.1在THA工况下，不同类型及配置的汽轮机热耗率符合以下条件时，可通过汽轮机通流部分改造提高机组运行经济性。1）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；2）国产引进型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8200kJ/kWh；3）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；4）国
8、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。3.1.2汽轮机通流部分可采用高、中、低压缸整体进行改造，也可根据各缸效率情况采用局部改造。如：低压缸改造。对于国产引进型300MW等级亚临界湿冷机组，汽轮机通流改造时调节级宜采用顺流布置方案。汽轮机通流改造宜选择信誉好、业绩优良的设计制造单位的产品，选用新型高效叶型，压力级原则上宜采用弯扭叶片，同时考虑对汽封进行改造，在条件许可的情况下，对中、低压缸排汽窝壳进行优化。3.1.3汽轮机实施通流部分改造后，在不进行老化和轴封漏汽量修正的情况下，THA工况下汽轮机热耗率应达到表1的目标值。 表1 汽轮机通流部分
9、改造后热耗率目标值 单位：kJ/kWh国产300MW等级亚临界湿冷汽轮机（配汽泵）国产600MW等级亚临界湿冷汽轮机（配汽泵）国产300MW等级亚临界空冷汽轮机（配电泵）7930790082003.2国产亚临界汽轮机通流检查与通流间隙调整在THA工况下，符合以下条件之一时应对汽轮机通流部分进行全面检查及通流间隙进行调整。1）国产300MW等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8100kJ/kWh；2）国产600MW等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8000kJ/kWh；3）国产300MW等级亚临界空冷机组，配置电动给水泵，在THA工况
10、下汽轮机热耗率高于8300kJ/kWh。3.3国产引进型300MW汽轮机本体改进国产引进型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加不断下降，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。在THA工况下汽轮机热耗率高于8050kJ/kWh，可进行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。3.4国产350MW超临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造3.4.1汽轮机通流间隙调整与汽封改造条件国产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、低压段抽汽
11、温度高等问题，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。在不考虑老化修正，THA工况下汽轮机热耗率高于7780kJ/kWh，宜尽快安排对汽轮机进行揭缸处理。3.4.2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）对汽轮机通流部分进行全面检查，通流间隙进行准确测量，对通流间隙按偏下限值进行控制；2）全面改造汽轮机汽封结构，调节级处增加1道汽封齿，平衡盘汽封可改为弹性可调汽封，低压缸轴端汽封可采用接触式汽封或常规汽封，低压缸隔板汽封可采用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达到7730kJ/kWh以下。3.5国产600MW超
12、（超）临界汽轮机通流间隙调整与汽封改造3.5.1汽轮机通流间隙调整与汽封改造条件国产600MW超（超）临界机组普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、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5、6、7段抽汽温度普遍偏高是此类型机组的共性问题，主要原因是汽缸变形，5、6、7段级组存在级间漏汽。在不考虑老化修正，THA工况下超临界汽轮机热耗率超过7650kJ/kWh，超超临界汽轮机热耗率超过7550kJ/kWh，宜尽快安排对汽轮机进行揭缸处理。3.5.2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）对汽轮机通流部分进行全面检查，准确测量通流部
13、分间隙，通流部分间隙按偏下限值控制。若汽缸变形量大，应测量汽缸变形造成的隔板洼窝中心的偏差，并修正隔板与转子同心度偏差，据此调整通流部分径向间隙，并合实缸进行检验，尤其是低压缸变形量较大应引起足够重视。 2）全面改造汽轮机汽封结构。汽轮机高、中压部分可采用弹性可调汽封，包括平衡盘汽封和隔板汽封，低压缸轴端汽封可采用接触式汽封或常规汽封，低压缸隔板汽封可采用蜂窝式汽封或铁素体浮动齿汽封或常规汽封，弹性可调汽封、蜂窝汽封、接触式汽封示意图分别见图1、图2、图3。3）检修中对低压缸进行揭缸，并吊出下缸，拆掉保护板，察看6个工艺孔的法兰，要求重新上紧工艺孔法兰螺丝，并焊死接口法兰。图 1 弹性可调汽封
14、 图 2 蜂窝汽封 图 3 接触式汽封通过揭缸处理，600MW超临界汽轮机热耗率应达到7600kJ/kWh以下，平衡盘漏汽量在1.5%左右，5、6、7段抽汽温度仅比设计值高2030；600MW超超临界汽轮机热耗率应达到7500kJ/kWh以下，平衡盘漏汽量在1.5%左右，5、6、7段抽汽温度仅比设计值高2030。3.6驱动给水泵汽轮机若驱动给水泵汽轮机耗汽量大于设计值，宜对给水泵和驱动给水泵汽轮机进行诊断试验，在确认驱动给水泵汽轮机性能达不到设计性能时（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行揭缸处理，全面检查通流部分，通流间隙按偏下限值控制。若发现给水泵再循环门泄
15、漏，应及时予以消除，必要时，更换质量有保证的给水泵再循环门。3.7低压缸进汽管道导流板加固在汽轮机大修发现，普遍存在低压缸进汽管道导流板损坏，堵塞通流面积，甚至损伤汽轮机低压缸通流部分。通过对导流板加固，避免导流板损坏，尤其是新投产机组要特别注重提前对导流板进行加固。3.8顺序阀运行和滤网拆除汽轮机运行调节方式分为喷嘴调节和节流调节。对于喷嘴调节机组，为使汽缸加热均匀，保证机组长期安全可靠运行，机组投产后6个月应采用单阀运行（制造厂特殊允许除外）。为保证机组运行经济性，单阀运行期完成后应及时调整为顺序阀运行。对于新投产机组，应按规定的时间和要求及时拆除主汽阀和再热蒸汽阀前临时滤网。4. 热力及
16、疏水系统4.1热力及疏水系统改进原则热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行时，疏水系统应能防止汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用的要求。为减少热力及疏水系统泄漏，其改进原则是：1）运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，减少疏水阀门和管道。2）热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀门。3）疏水阀门宜采用球阀，不宜采用电动球阀。4）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，原则上手动阀安装在气动或电动阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度，正常工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏水阀出现内漏，而无处理条件时
17、，可作为临时措施，关闭手动截止阀。5）对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式。6）由于各电厂所处的地理环境不同，以及设计院所设计的热力系统的布置不同，在进行改进前宜进行诊断试验，根据具体情况进行核算和分析。4.2 300MW机组热力及疏水系统改进300MW机组热力及疏水系统改进见华能系统300MW汽轮机节能降耗实施导则3.2款。4.3 600MW及以上机组热力及疏水系统改进各设计院对600MW及以上机组热力及疏水系统的设计存在一定差异，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
18、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。4.3.1相同压力疏水管道合并对主蒸汽、再热蒸汽等相同压力的疏水管道合并，改进前、后主蒸汽管道疏水系统示例见图 4。图 4 改进前、后主蒸汽管道疏水4.3.2旁路系统疏水合并再热蒸汽疏水和低压旁路前疏水，见图5。对于新设计机组，通过改变低压旁路前管道坡度，也可取消低压旁路前疏水。 （1）改进前 （2）改进后图 5 改进前、后低压旁路后疏水4.3.3冷再至小汽轮机及辅汽（1）冷再至小汽轮机疏水若冷再至小汽轮机的疏水系统如图6改进前方案，则可将疏水进行改进，改进方案见图6改进后方案。（1）改进前 （2）改进后图6 冷再至小机疏水（2）
19、冷再至辅汽逆止门前疏水改进可将二抽至7号高加进汽电动门前疏水、冷再供辅汽逆止门前疏水和高排逆止门后疏水合并，具体改造方案见图7。 （1） 改进前 （2）改进后图7 冷再至辅汽逆止门前疏水4.3.4轴封系统（1）轴封加热器回汽管疏水轴封加热器回汽管靠近轴封加热器处疏水可以接入疏水扩容器，也可与轴封加热器疏水合并后进轴封加热器水封。接入疏水扩容器，水封高度要求11米；与轴封加热器疏水合并，水封高度要求14米。见图8。（1）改进前 （2）改进后图8 轴封加热器回汽管改进方案（2）轴封溢流若轴封溢流仅有去凝汽器一路，建议增设去1号低压加热器一路，回收部分能量。方案一：接入凝汽器内部1号低压加热器进汽管
20、道；方案二：接入1号低压加热器上部疏水接入口。（3）轴封母管疏放水若轴封母管疏放水经合并后去疏水扩容器，其上节流孔有疏水持续进疏水扩容器，改进方案见图9。轴封母管去低压缸轴封去疏扩（1）改进前8m8m轴封母管去低压缸轴封（2）改进后图9 轴封母管疏放水改进方案（4）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（1）改进前轴加.1000.1000（2）改进后图10 轴封加热器风机抽空气系统改进方案4.3.5低压加热器及抽汽管道疏水（1）1号低压加热器疏水若部分负荷下，1号低压加热器疏水不畅，可能与疏水管道管径、疏水管道走向及位置、疏水调节门调节
21、裕量不足有关。当判断疏水调节门无调节裕量时，可在疏水调节门的位置加装一旁路，取消疏水调节门后手动阀，疏水到凝汽器的接口改接到热井，见图11。凝汽器热井（1）改进前DN100凝汽器热井（2）改进后图11 1号低压加热器正常疏水改进方案（2）2、3号低压加热器疏水若部分负荷下，2、3号低压加热器疏水不畅，可能与疏水管道管径、疏水管道走向及位置、疏水调节门调节裕量不足有关。当判断疏水调节门无调节裕量时，可在疏水调节门的位置加装一旁路，取消疏水调节门后手动阀，见图12。去1号低加（1）改进前去1号低加（2）改进后图12 2、3号低压加热器正常疏水改进方案（3）15段抽汽电动门与逆止门之间疏水取消1、2
22、、3、4、5段抽汽电动门与逆止门之间的疏水，示例见图 13。（1）改进前 （2）改进后图 13 1段抽汽疏水系统改进4.3.6四段抽汽至辅汽管道疏水若四段抽汽至辅汽疏水如图14改前方案，可进行如下改进，改进方案见图14。此外，四抽去小机门前疏水若标高合适，也可照此改进。（1）改进前（2）改进后 图14 四段抽汽至辅汽管道疏水改进方案4.3.7加热器排气及抽汽管道放水高压加热器连续排气可改为逐级排气，回收部分蒸汽，且高压加热器连续排气至除氧器的管道上宜设置逆止门。4.3.8锅炉吹灰汽源锅炉炉膛蒸汽吹灰采用高排汽源。4.4给水系统设计300MW机组主给水系统常规设计方案见图15，优化设计方案见图1
23、6。图16的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图16的设计方案，对于在役机组也可采用图16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17，优化设计方案见图18。图18的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图18的设计方案，对于在役机组也可采用图18的方案改进给水系统。高加去锅炉给水泵图15 300MW机组给水系统设计方案去锅炉给水泵高加图16 300MW机组给水系统优化设计方案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去锅炉给水泵图18 600MW超
24、临界机组给水系统优化设计方案5. 汽轮机冷端系统湿冷机组的冷端系统是指以凝汽器为核心的相关系统和设备，主要包括：凝汽器；循环水系统、循环水泵和冷却塔；抽空气系统和真空泵等。衡量冷端系统性能优劣的主要指标为凝汽器喉部的绝对压力。5.1凝汽器凝汽器性能变差，表现为机组真空度降低。凝汽器性能变差的主要原因有：冷却水进口温度升高、冷却水流量降低、凝汽器汽侧空气聚积量增大、冷却管脏污(主要是水侧)，凝汽器热负荷增大、凝汽器冷却面积不足等。对于机组真空较差，且达不到设计要求，要进行凝汽器性能诊断试验，以判别机组真空差的原因。5.1.1冷却水进口温度冷却水全年平均温度的升高，直接导致机组全年平均真空的降低。
25、对于直流冷却系统（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），冷却塔性能变差和环境温度的升高是主要原因。降低冷却水进口温度一般采取的措施有：1）对于直流冷却系统，通过论证确实是取水口温度升高而又不能通过其他途径解决的，可以考虑改变取水口位置，避开热水回流造成取水口水温度的升高。2）对于循环冷却系统，如果确认冷却塔性能变差，可以进行冷却塔冷却能力诊断试验，找出冷却塔性能变差的主要原因，并进行治理或改造。5.1.2冷却水流量冷却水流量不足直接导致冷却水温升的增加，最终使机组真空降低。冷却水流量不足的主要原因有：循环水泵本身出力不足；循环水系统阻力增
26、大。提高冷却水流量的主要措施有：1）进行循环水泵性能与循环水系统阻力匹配性试验，确认循环水泵出力不足是循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。2）根据诊断试验结果，如果是循环水泵本身的原因，可以直接进行维修或增容改造；若是泵性能与系统阻力不匹配，则分两种情况：a）实际循环水系统阻力增加。排查循环水系统所有阀门是否开足，或冷却水中杂质堵塞进水室管口、特别注意凝汽器出水室顶部是否聚积空气，导致系统阻力增加。b）设计原因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新进行循环水泵选型，并进行技术改造。5.1.3凝汽器汽侧空气聚集凝汽器汽侧空气聚积的主要原因有：
27、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能力（一定条件下），导致真空泵入口压力升高，进而导致凝汽器压力升高（机组真空降低）；2）真空泵抽吸能力下降；3）双背压凝汽器的高、低背压抽空气系统设计不合理，导致高、低压凝汽器抽空气管内空气相互干扰，空气抽不出影响凝汽器性能，降低机组真空。消除或减弱凝汽器汽侧空气聚集的主要措施有：1）提高机组真空系统严密性。通过各种技术手段进行真空系统检漏，及时发现真空系统泄漏点，并进行彻底处理。在机组80%额定负荷以上，应确保湿冷机组真空严密性200Pa/min；在机组50%80%额定负荷，应确保湿冷机组真空严密性270Pa/min。2）进行真空泵及
28、抽空气系统诊断试验，确认真空泵抽吸能力下降的主要原因，并有针对性进行治理。真空泵抽吸能力变差主要是真空泵工作水温度升高引起，应从工作水的冷却系统查找原因。3）通过诊断试验确认双背压凝汽器高、低压抽空气管路存在的问题，进行抽空气管路完善和改进，确保抽气设备能及时抽出凝汽器内聚积的空气。5.1.4凝汽器水侧空气聚集对具有虹吸作用的凝汽器水室（一般以江、河、湖或海水为冷却水的直流冷却系统），在设计时水室最高点应装设水室真空泵，水室真空泵根据其进口阀前、后压差开启或者关闭，保证运行中及时抽出水室中聚集的气体。未设计凝汽器水室真空泵的机组，应考虑加装。对无虹吸作用的凝汽器水室（一般以冷却塔冷却的循环冷却
29、系统），设计时水室最高点应设排气管，起动时水室应充分排气，运行中定期排气，特别是循环水泵运行方式发生变化时应进行排气。没有凝汽器水室最高点排气管的机组，应考虑加装。5.1.5凝汽器水侧脏污冷凝管脏污包括汽侧和水侧脏污两种，引起凝汽器性能下降的一般是水侧脏污。水侧脏污直接导致凝汽器清洁系数降低，增加了传热热阻。水侧脏污的主要原因有：胶球清洗装置投运不正常；冷却水水质差或有机杂质多；一、二次滤网投运不正常；冷凝管未定期冲洗或清理。清除或预防水侧脏污的主要措施有：1）胶球清洗。根据凝汽器冷凝管内壁脏污（垢）的具体情况，选择合适的胶球，保证胶球清洗装置正常投运和收球率达90%以上。l 胶球类型和规格的
30、选择可参照以下原则执行：对于凝汽器水侧的软垢，可以选择普通海绵球。干态的海绵球球径应等于冷凝管的内径，湿态的海绵球球径应比冷凝管内径大12mm。对于凝汽器水侧的硬垢，可以选择硬球（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0.51mm；湿态金刚砂球球径应比冷凝管内径大，且不大于1mm。l 对于冷却水量小（流速低）造成收球率低的情况，可以尝试关闭或关小半侧凝汽器冷却水入（出）口门，进行半侧收球，提高收球率。2）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，并保证正常投运。对于北方泥沙含量大的冷却水水源，应充分沉淀和过滤后才能作为冷却
31、塔的补充水源。3）控制循环水水质和有机物。4）利用一切可利用的时机和手段对冷凝管进行清洗和水室杂质清理。如利用每一次停机机会进行高压水冲洗；条件允许的情况下，机组运行中凝汽器半侧运行另一半进行清洗等。5）必要时对凝汽器冷凝管进行酸洗。6）对不能清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。5.1.6凝汽器热负荷凝汽器热负荷升高的主要原因有：汽轮机效率下降，冷源损失增加；附加介质不正常进入凝汽器，导致热负荷增加。降低凝汽器热负荷的主要措施有：1）优化疏水系统，提高疏水扩容器的工作能力。对汽轮机疏水系统（特别是本体和高压管道疏水）进行优化改造，简化疏水管道和阀门的数量，减少水（汽）泄漏的
32、机会。提高疏水扩容器的工作能力，使得疏水在扩容器内完全扩容卸能，减少凝汽器的热负荷。2）减少阀门内漏。定期检查和维护疏水系统阀门（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。3）加强运行管理，合理调整加热器的运行水位保护和疏水调节阀开启阈值，保证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。4）提高汽动给水泵汽轮机的运行效率，减少排入凝汽器的热量。5）提高汽轮机通流效率，降低低压缸排汽流量。选用合理且高效的汽封结构型式；严格控制机组升、降负荷率，严格控制机组轴系振动在合格水平；机组大修时及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。5.1.7凝汽器面积在冷却水
33、进口温度、冷却水流量、真空严密性、冷却管清洁程度相同的情况下，300MW机组凝汽器面积从16000m2增加到19000m2，对应300MW负荷时凝汽器压力下降约0.4kPa。设计阶段，在考虑凝汽器冷却面积增大带来的投资增加和冷却水流量增加带来的日后运行费用增加的情况下，充分考虑凝汽器实际运行中的清洁度降低等不利因素，适当加大凝汽器的冷却面积（可以按照清洁系数0.750.8来选取面积）。通常，对于设计循环水温度为20的情况，300MW机组凝汽器面积为17000m218000m2，600MW机组凝汽器面积为34000m236000m2。对于全年平均循环水温度高于20的情况，凝汽器面积应适当增大，并
34、根据优化计算确定凝汽器的面积。5.1.8凝结水过冷度凝结水过冷度增大，机组运行经济性降低。过冷度增大的主要原因有：1）凝结水系统的运行方式导致凝汽器热井水位升高，淹没凝汽器底排冷凝管，造成凝结水过冷。2）通往凝汽器底部的回热蒸汽通道受阻，凝结水得不到足够加热，而产生过冷；3）机组真空严密性极差，可能造成凝结水过冷。4）冷却水温度偏低或冷却水流量偏大，造成凝结水过冷。降低凝结水过冷度的主要措施有：1）使凝汽器热井的就地水位与DCS监测的水位保持一致，过冷度增大时及时调整凝汽器热井水位。2）通过调整水位无法改变过冷度增大的趋势，则有可能是汽侧回热通道受阻，宜在检修时解体检查并及时解决。3）提高机组
35、真空严密性。4）冷却水温度较低时，通过减少循环水泵的运行台数，减少冷却水流量。对于使用海水脱硫的机组，应当增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了凝结水过冷度。5.2循环水系统和循环水泵循环水系统主要存在的问题有：循环水泵性能与循环水系统阻力不匹配；循环水泵运行效率低；循环水泵运行方式不合理。（1）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
36、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，造成安全性问题；当循环水泵配套的扬程小于系统阻力，导致循环水泵实际运行在高扬程小流量区域，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。采取的主要措施是：进行循环水泵性能与循环水系统阻力特性诊断试验，寻找循环水系统阻力增大的原因，或对循环水泵进行增容改造或降低扬程改造。（2）循环水泵增效改造对循环水泵运行效率低于76%，建议进行循环水泵增效改造。（3）循环水泵运行方式优化从节能降耗的角度出发，循环水泵的运行方式越灵活（流量调节范围
37、越大），机组的运行经济性就越好。新设计的配套两台循环水泵的机组，应考虑至少一台循环水泵具备双速功能。循环水泵电机变频提供了循环水量可以连续调节的条件，通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却水温度，可以得到机组最佳运行真空对应的最佳变频控制运行方式。循环水泵电机双速运行在一定程度上实现了循环水泵运行方式和运行流量的多样化，通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却水温度，可以得到机组最佳运行真空对应的最佳循环水泵运行方式，汽轮机冷端系统运行优化方式案例见附录A。从冷端系统运行优化的实际可操作性出发，优先推荐循环水泵电机双速运行方案。5.3抽空气系统与真空泵抽空气系统性能变差直接导致空气在凝汽器汽
38、侧聚集，影响凝汽器换热，进而影响机组真空。抽空气系统性能变差的主要原因有：真空泵抽吸能力下降；抽空气系统管路流动不畅。5.3.1真空泵影响真空泵运行性能的主要因素有：工作水温度、真空泵转速、抽吸口压力和温度等。从运行角度看，工作水温度是影响真空泵抽吸能力的最常见和最主要的因素。解决工作水温度高的问题，可以从降低工作水的冷却水温度、提高工作水冷却器换热能力（面积）和效率、增加冷却水流量等方面着手。必须经过诊断试验，确认工作水温度升高的主要原因，通常可采取的主要措施有：1）对于新设计的机组，应配置350%容量双级水环式真空泵。2）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、可靠性和投资回
39、收年限。最安全可靠、简单易行的措施是寻找低温的冷却水源，替代现有的利用循环水冷却，保证机组迎峰度夏的安全经济性。如：低温的工业水、地下水或中央集中空调冷冻水等。在没有低温水源的情况下，可以增设强制制冷设备对真空泵工作液进行强制冷却。3）定期清理和清洗真空泵工作水冷却器。如果冷却水杂质较多，可以考虑更换为易于清理和清洗的冷却器型式。4）增加冷却器的冷却面积和冷却水流量。5.3.2抽空气管路抽空气管路流动不畅分为两种情况：凝汽器内部空冷区空气管不畅；双背压凝汽器高、低压侧空气流动相互影响，导致流动不畅。1）对于凝汽器内部空冷区空气管不畅的问题只有在停机检修时按照设计图纸对空气管进行检查，并及时更正
40、安装错误。2）双背压凝汽器高、低压侧空气流动相互影响双背压凝汽器的抽气系统分为串联和并联两种布置方式。串联布置方式是高压凝汽器中的不凝结气体连通到低压凝汽器抽气通道，与低压凝汽器中的不凝结气体混合后经真空泵抽出，该方式的优点是系统简单，缺点是高、低压凝汽器相互干扰，易造成抽气量不匀，影响凝汽器换热。并联布置方式是高、低压凝汽器中不凝结气体各自由单独的真空泵抽出，该方式的优缺点正好和串联布置方式相反。造成串联布置方式下高、低压凝汽器抽气不均匀现象的主要原因是设计阶段空气管路流动阻力计算不符合实际情况。解决的方法只有把抽空气系统改为并联布置方式，即高、低压凝汽器中不凝结气体各自由单独的真空泵抽出。
41、具体参考系统连接方式见图19，该连接方式三台真空泵运行方式灵活，可以互为备用。图19 真空系统连接方式5.4冷却塔5.4.1冷却塔冷却能力冷却塔冷却能力的优劣决定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，宜定期对冷却塔进行热力性能诊断试验，确定冷却塔存在的问题，制定相应的技术改造方案。冷却塔的实测冷却能力小于95%时，或夏季100%负荷下冷却塔出水温度与当地的湿球温度差大于8时，表明冷却塔存在问题，宜对冷却塔进行全面检查，必要时实施冷却塔技术改造。5.4.2提高冷却塔冷却能力的措施（1）配水系统对于槽式配水的冷却塔，每年夏季前宜清理水槽中的沉积物及杂物，保持每个喷溅装置水流畅通，
42、必要时修补破损的配水槽。对于槽管配水的冷却塔，夏季前宜开启内区配水系统，实现全塔配水。保持每个喷溅装置完好无缺，及时修补破损的配水管及喷溅装置。采用虹吸配水的冷却塔，应使虹吸装置处于正常工作状态。根据冷却塔内配水的均匀性情况，更换为喷溅效果良好的喷溅装置。（2）淋水填料根据淋水填料的破损、结垢程度及散热效果，可以部分或全部更换冷却塔淋水填料，全塔更换淋水填料时，应进行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。（3）除水器除水器变形或破损影响冷却塔通风。冷却塔技术改造时，宜对破损及变形的除水器进行更换。（4）机力通风冷却塔应根据外界气象条件的变化，改变机力通风冷却塔风机运行台数，满足
43、冷却塔工艺的要求。5.4.3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。冷却塔蒸发散热用水是不可回收的。蒸发水量与环境气象条件、循环冷却水量、散热量等因素有关。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；冬季运行时，占1.2%左右。冷却塔飘滴损失用水量是指湿热空气上升携带出塔外的飘滴损失水量。飘滴损失水量与塔内气流速度、循环冷却水量有关。塔内无除水器时，机力通风冷却塔飘滴损失水量约占循环冷却水量1%，自然通风冷却塔约占0.5%，这部分损失水量可采用不同型式的除水器回收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达到一
44、定浓度后需要排出一部分循环水，通过补充新水以降低循环水浓度。排污水与循环冷却水的浓缩倍率有关，浓缩倍率越大，排放量越小，反之亦然。冷却塔经蒸发、飘滴、排污损失用水后，需要给冷却塔补充新水。因此，冷却塔节水措施可归纳为：1）冷却塔补水时，应注意塔内水池水位变化，以免溢流造成不必要的水量损失；2）选用高效除水器，减少冷却塔飘滴损失水量；3）提高循环水浓缩倍率，减少排污损失水量；4）对循环水水质进行分析，降低水质的结垢速率。5.5空冷塔和空冷凝汽器5.5.1空冷塔和空冷凝汽器宜定期对散热器表面进行水清洗，以使散热翅片管具有良好的传热效果。5.5.2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
45、雾化装置以强化传热。5.5.3空冷凝汽器宜根据外界气象条件的变化，使空冷风机在合理的调频范围内运行。空冷凝汽器采用双速风机时，宜根据气象条件的变化，通过试验，确定合理的风机运行台数。6. 加热给水系统6.1凝结水系统6.1.1对于新设计机组，优先选择350%容量凝结水泵，也可选择2100%容量凝结水泵，凝结水泵扬程选择宜根据凝结水系统设计特点进行仔细核算，防止凝结水泵扬程选取过大。此外，凝结水泵电机应加装变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵耗电率。6.1.2由于低压加热器采用大旁路系统具有初投资省、系统简单、操作灵活、管道局部阻力小，从而节约厂用电的优点，宜优先采用。6.1.3在凝结水泵电机
46、加装变频调节装置后，宜根据机组实际状况，在保证凝结水母管压力的条件下，修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。此外，及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护定值、凝结水压力低开启备用泵定值。凝结水泵电机加装变频调节装置后，600MW及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于0.22%。6.2给水泵和除氧器6.2.1新设计机组优先选用100%BMCR容量的汽动给水泵，不设备用电动给水泵。机组没有启动汽源，设一台启动电动给水泵。对于有启动汽源（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。6.2.2内置式除氧器具有出水含氧量低
