火电机组节能措施.ppt

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1、中国电力企业联合会科技服务中心2010.7,火电机组节能措施尧国富,火电机组供电煤耗,我国火电机组节能中存在的问题,一、产业政策上存在的问题1.煤炭市场混乱，煤质远离设计要求。1.1煤炭市场价格的波动，发电企业存在降低煤质要求的现象。1.2有关运行参数得不到满足，发电效率明显降低。1.3辅机耗电率增加。1.4机组安全可靠性降低。2.电网调度不合理，机组长期偏离经济负荷区运行。2.1随着负荷率的降低，热耗率的增大速度加快。2.2厂用电率上升。,二、管理上存在的问题 火电厂节能降耗工作的管理体制和机制不健全，考核不科学，责任不到位。,三、技术上存在的问题1.改造资金不到位2.对节能技术改造和节能新

2、技术推广应用重视不够。3.新建机组节能研究、优化设计分析不够。4.在系统设计和设备选型方面，也不同程度存在标准或实际执行过程中裕量选择偏大问题，为保证安全性和可靠性，若采取过度的措施，会造成运行损耗加大,指标分析,一、供电煤耗率高（gce/kWh)）1.发电煤耗率高 锅炉热效率降低、汽轮机热耗率高、燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大、季节因素影响(不可控)、管道效率低、机组平均负荷率低、机组负荷峰谷差大、机组负荷调整频繁、供热煤耗偏低。2.厂用电率高 辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。机组公用系统运行方式不合理、煤质差、机组负荷率低、机组非计划减出力和非计划停运次数多

3、、热、电耗电量分摊方法不合理、供热流量虚低、供热参数虚低、热网设备效率低。3.管理原因 能源计量不准确、供电煤耗率数据不准确。,二、锅炉热效率（%）排烟温度高、吹灰器投入率低、灰渣可燃物大、锅炉氧量过大或过小、散热损失大、空气预热器漏风率大、煤粉粗、汽水品质差、设备存在缺陷，被迫降参数运行等。三、汽轮机热耗率（kJ/kWh）汽轮机通流部分效率低（汽轮机高、中、低压缸效率低。汽轮机高压配汽机构的节流损失大）。蒸汽初参数低。蒸汽终参数高。再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。给水回热循环效率低，给水温度低。凝汽器真空差。汽水系统（疏放水、旁路系统）严密性差。机组辅汽量过大。,四、锅炉

4、排烟温度（）1.炉膛火焰中心位置上移，排烟温度升高 投入上层燃烧器多，层间配风不合理。上层给煤机给煤量过大。燃烧器摆角位置发生偏移，造成火焰中心位置上移。燃烧器辅助风门开度与指令有偏差，氧气不足，煤粉燃烧推迟。一次风机出口风压高，风速过大，进入炉膛的煤粉燃烧位置上移。锅炉本体漏风，炉膛出口过剩空气系数大。煤粉过粗，着火及燃烧反应速度慢。煤质挥发分低、灰分高、水分高，着火困难，燃烧推迟。磨煤机出口温度低，使进入炉膛的风粉混合物温度降低，燃烧延迟。2.因锅炉“四管泄漏”进行堵管，造成过热器、再热器或省煤器传热面积减少。受热面结焦、积灰。空气预热器堵灰，换热效率下降。3.水质控制不严，受热面内部结垢

5、。4.送风温度高。烟气露点温度高。吹灰设备投入不正常。,五、飞灰含碳量（%）炉渣可燃物（%）1.燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降。2.燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃烬程度变差。3.燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟。4.煤粉粗，着火及燃烧反应速度慢。5.燃烧器辅助风门开度与指令有偏差。6.锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。7.一、二次风速及一、二次风量配比不当。8.燃烧器喷嘴烧损变形，造成一次风速度发生变化。9.最下层二次风速过小。,六、烟气含氧量（%）1.锅炉本体漏风，增大了炉膛出口过剩空气系数。2.预热器漏风大。3.锅炉负荷或煤

6、质发生变化，风、粉调整不及时。4.燃烧器辅助风门开度与指令有偏差。5.燃烧器型式、运行方式不合理。6.最佳锅炉氧量值确定不准确。7.氧量测量不准确。,七、空气预热器漏风率（%）1.密封结构形式不合理。2.自动密封调节装置跟踪不正常。3.运行过程中送风机和一次风机出口风压过高，漏风量增大。4.预热器传热元件积灰严重。“空气预热器VN密封技术”、“柔性密封技术”进行空气预热器改造，空气预热器的漏风率能达到6%以下。保证了机组在额定负荷运行时一次风有足够的裕量，减少了排烟损失，降低了飞灰含碳量；同时送、引风机的运行电流有所下降，节约了厂用电，降低了厂用电率，也就降低了供电煤耗。,八、煤粉细度 1.煤

7、粉偏粗的原因 1.1磨煤机一次风风量大。1.2磨煤机：磨辊弹簧加载力不足，磨辊、磨碗间隙大，磨煤机出口折向门挡板开度偏大。1.3煤质波动，燃煤可磨系数变化。2.煤粉偏细的原因 2.1磨煤机一次风风量小。2.2磨煤机：磨辊弹簧加载力过大，磨辊、磨碗间隙小，磨煤机出口折向门挡板开度偏小。2.3煤质波动，燃煤可磨系数变化。,九、主蒸汽压力（MPa）下列情况汽压升高/降低：1.发热量升高、挥发分升高或灰分降低。/煤质不稳定，发热量下降，挥发分下降，灰分、水分升高。锅炉燃烧不佳。2.制粉系统启动。/制粉系统出力不足，或跳闸。一次风管堵塞。3.协调控制跟不上AGC调节增负荷指令，煤量大幅增加/减少。4.炉

8、膛大面积塌焦。/水冷壁积焦。5.人为控制调整不当或自动控制失灵。6.部分汽轮机主蒸汽调节阀误关。/水冷壁、过热器漏泄。,十、主蒸汽温度（）下列情况主蒸汽温度升高/降低 1.炉膛火焰中心上移炉膛出口温度升高。/下偏，燃烧器摆角喷燃器上层切换到下层/下层给粉量过多。2.煤量增加过快/减少过快。3.燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。/燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。4.给水温度偏低/高。5.过热器吹灰选择不当。/水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。6.减温水自动控制调整不当。/自动调整不当，减温水量过大。减温水阀门内漏。7.锅炉汽包汽水分离效果差。炉水水质严重

9、恶化或发生汽水共腾。导致主蒸汽温度降低。,十一、再热蒸汽温度()下列情况再热蒸汽温度升高/降低 1.炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。/火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多；燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。2.煤量增加过快/减少过快。3.再热器吹灰时间选择不当。/水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。再热器受热面积灰、结渣、内部结垢。4.再热减温水自动控制调整不当。/自动调整不当，再热减温水量过大。再热减温水阀门内漏。5.汽轮机高压缸排汽温度高。高旁泄漏，再热器进口温度高。再热冷段抽汽量大。/#1、#2高压加热器

10、停用，再热蒸汽流量增加。6.给水温度偏低/升高。,十二、凝汽器真空度（%）1.真空严密性差 1.1低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低。1.2多级水封及单级水封的影响。1.3汽轮机及给水泵汽轮机负压系统漏空气。1.4凝汽器喉部膨胀节破损。2.凝汽器冷却水管换热效果差 2.1胶球投入率和收球率的影响。2.2凝汽器冷却水水质差，水管结垢。3.循环水进水温度及进水量影响。4.射水抽气器或真空泵系统存在缺陷。5.射水池或真空泵冷却器水温高，致使抽真空效果差。6.凝汽器水位高。,十三、真空严密性（kPa/min）1.低压缸轴封体结合面、低压轴封间隙大。2.低压缸结合面不严密。3.汽轮机低压缸及给水泵汽轮机防

11、爆膜或防爆门漏。4.真空端回热抽汽连接法兰漏。5.凝汽器喉部焊缝漏。6.低压轴封压力的控制与调整不当。7.给水泵汽轮机负压系统漏空气影响。8.给水泵汽轮机轴封间隙大。9.给水泵汽轮机排汽蝶阀前、后法兰漏。,十四、凝汽器端差（）1.循环水进水温度影响。2.循环水量调整不当。3.凝汽器冷却水管清洁度差，换热效果差。4.机组真空严密性差，有空气漏入。5.凝汽器冷却面积减少。6.机组旁路、疏水系统严密性差，造成凝汽器热负荷过高。,十五、凝结水过冷度（）1.凝汽器水位过高，淹没部分冷却水管。2.真空严密性差，凝汽器内蒸汽分压力低。3.凝汽器内冷却水管漏泄，低温冷却水漏入汽侧。4.循环水入口温度低或流量大

12、，凝结水被过度冷却。5.凝汽器补水量过大，大量低温补水降低了凝结水温度。6.凝汽器内管束排列、布置不当，造成凝结水下流过程中过度降温。,十六、循环水温升（）1.循环水量的影响 1.1循环水泵出力不足。1.2循环水系统水阻大。1.3循环冷却水水质差，造成滤网及管板脏堵。1.4循环水泵运行台数或循环水水门调整不当，造成循环水量的调配不当。2.凝汽器冷却水管结垢或汽侧漏入空气，使凝汽器冷却水管换热效果减弱。3.机组真空低，凝汽器排汽温度高。,十七、给水温度（机侧）1.高压加热器投入率低。2.高压加热器旁路门内漏。3.加热器换热效果差。4.加热器水侧内漏。5.加热汽量不足。6.加热器内因堵漏等原因引起

13、的加热面积减少。7.加热器水位不稳定。,十八、高压加热器投入率（%）1.加热器管子管壁过薄，管内流速偏高产生的管道磨损，导致泄漏。2.抽汽进汽挡板面积较小，造成未充分扩散冲刷管束，导致泄漏。3.加热器整体防振设计不合理导致管子管板疲劳损坏。4.电动进汽阀等关闭不严，导致高压加热器缺陷不能及时隔离检修，高压加热器持续停运。5.热工自动疏水调节及保护装置发生故障。6.疏水管道空气门、水位计、温度测点泄漏，给水管道、给水阀门、安全门等发生故障。7.高压加热器启停温度升、降太快或负荷变化太快，导致加热器管束热应力过大而损坏。8.给水含氧量大、水质不良，导致管子的锈蚀损坏。9.疏水水位控制不好引起的疏水

14、冷段汽水两相流，导致管子冲蚀、汽蚀，产生高压加热器泄漏。,十九、加热器端差（）1.抽汽管道上相关阀门开度不足，造成加热不足。2.加热器管子表面脏污、结垢，换热不良。3.加热器壳体内排空不良，影响换热。4.水位过高淹没加热器管束，影响换热。5.加热器旁路门未关严或内漏。6.加热器本身存在内漏现象。,二十、给水泵汽轮机组汽耗率（kg/kWh）1.给水泵汽轮机通流部分效率低 1.1给水泵汽轮机汽缸效率低。1.2给水泵汽轮机配汽机构的节流损失大。2.蒸汽初参数低。3.汽动给水泵故障率高，启停频繁。4.给水泵汽轮机排汽压力高 4.1给水泵汽轮机排汽蝶阀未开足。4.2汽轮机真空低。5.给水泵再循环门等系统

15、存在内漏。,二十一、炉水泵耗电率（%）、单耗（kWh/t）1.炉水泵运行方式不合理。2.炉水泵效率低。3.炉水泵出力不足增加运行泵。二十二、磨煤机耗电率（%）、单耗（kWh/t）1.磨煤机通风量不足，煤粉过细。2.磨煤机磨辊和磨碗的间隙过小。3.磨煤机弹簧加载力过大。4.“四块”入仓频繁。5.磨煤机运行方式不合理，效率偏低。6.煤质差。,二十三、一次风机耗电率（%）1.一次风道阻力大。2.一次风道漏风。3.空气预热器漏风率大。4.制粉系统漏风大。5.一次风调整不合理，风压过高、风量过大。6.一次风机效率低。7.机组负荷低。,二十四、送风机耗电率（%）1.锅炉风道漏风。2.空气预热器漏风。3.过

16、剩空气系数过大。4.入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相同负荷下的燃煤量、燃烧用风量增加。5.二次风道阻力增加。6.送风机效率低。7.机组负荷率低或频繁启停。8.进风温度高。,二十五、引风机耗电率（%）1.锅炉烟道以及除尘器积灰，特别是空气预热器积灰，造成烟风道阻力增加。2.锅炉烟道、尾部受热面以及除尘器漏风。3.空气预热器漏风率大。4.炉内过剩空气系数过大。5.机组负荷变化，运行调整不及时，造成炉膛负压过大。6.机组负荷率低或频繁启停。7.入炉煤质变差，偏离设计值。8.除尘器效率低。9.引风机叶片磨损严重，运行效率低。10.风机出口脱硫烟道阻力大。11.锅炉本体汽水管道有泄漏。,二十六、电动给

17、水泵耗电率（%）1.电动给水泵运行或调节效率低。2.电动给水泵再循环门内漏。3.备用给水泵出口逆止门不严。4.汽动给水泵故障率高，切换频繁。5机组启停机次数多。6.机组负荷率低。,二十七、凝结水泵耗电率（%）1.凝结水泵运行或调节效率低。2.凝结水泵再循环门内漏。3.备用凝结水泵出口逆止门不严。4.凝结水泵故障率高，切换频繁。5.机组启停机次数多。6.机组的负荷率低。7.机组补水率过大。8.凝结水系统阻力大。,二十八、循环水泵耗电率（%）1.循环泵运行效率低。2.循环泵故障率高，切换频繁。3.循环水泵运行方式不合理。4.备用循环泵出口门或出口逆止门不严。循环水管漏。5.循环冷却水母管压力过高。

18、6.循环水系统滤网堵。7.潮位低。吸水口淤泥等部分堵。8.汽机通流部分效率低。9.机组真空度的影响。10.机组启停次数多。11.机组负荷率低。,二十九、变压器损耗（%）1.设备缺乏维护，变压器冷却器未及时清扫，散热条件差。2.变压器油质超标。3.机组负荷率低。4.制造或者检修质量差。5.变压器容量不匹配。6.二次压降大。7.CT、PT输出偏低。,三十、脱硫系统耗电率（%）1.脱硫系统运行方式不合理，机组负荷变化后未及时优化。2.脱硫风烟系统阻力大。3.烟道漏风使脱硫系统所处理的烟气量增加。4.浆液设备系统存在结垢或堵塞。5.入炉煤硫分偏高。6.石灰石品质差。,三十一、除灰系统耗电率（%）1.运

19、行方式不合理，导致除灰除尘设备的耗电率升高。2.输灰系统管道堵，设备运行时间增加。3.燃煤灰分大，除灰、除尘系统的设备运行时间长。4.设备运行效率低。5.机组负荷率低，除灰系统的耗电率相对升高。6.气化风温度低于正常值，输灰阻力增大。7.灰斗气化板受潮或碎裂，使得流化效果下降，下灰不畅。8.对水出灰方式，灰水比减小。须根据锅炉负荷和煤质情况及时调整除灰泵、灰浆泵台数和冲灰水量，保持合适灰水比。,三十二、渣水系统耗电率（%）1.运行方式不合理，导致除渣设备的耗电率升高。2.渣水系统管道结垢、堵塞，增加设备运行时间。3.燃煤灰分大，除渣、石子煤系统的设备运行时间长。4.设备运行效率低。5.高压水管

20、道泄漏，冲渣效率低。6.低压水管道泄漏，水量偏高。7.炉渣裂化不好、碎渣机工作不正常，渣块大，出渣困难，用电多。8.渣斗内斜坡冲洗喷嘴堵塞，造成渣斗内焦块堆积，降低出渣效率。9.渣水系统水池、连接管道泄漏，系统补水多增加电耗。10.机组负荷率低，渣水系统的耗电率相对升高。,三十三、输煤系统耗电率（%）1.输煤系统设备效率低。2.输煤系统运行方式不合理，输煤皮带和碎煤机空转时间长或载煤量少。3.煤质差，输煤皮带运行时间长。4.输煤系统设备发生故障无法达到额定出力。,节能技术改造,一、汽轮机通流部分改造 目的：一是提高汽轮机内效率，达到降耗的目的；二是在降耗的同时提高汽轮机的出力；三是提高机组的安

21、全性。300MWe机组改造后，在保证工况下机组热耗达到7900kJ/kWh以下，T-MCR工况下出力为320-330MW。600MWe机组改造后，在保证工况下机组热耗达到7800kJ/kWh以下，T-MCR工况下出力为630-650MW。,通流技术改造方案 增加高压缸通流能力（额定参数VWO工况下流量与锅炉BMCR流量匹配）高压动叶片均为T型叶根自带围带型结构 高中压动、静叶片及低压前四级均采用马刀系列叶型 中压采用新型高强度“P”型叶根整体围带叶片、增加汽封齿数，采用新型汽封型式,改造后上汽N156型300MWe机组高中压部分,倒T叶根,马刀静叶,低压缸改造措施 1.低压静叶片及前四级动叶采

22、用马刀叶型动叶采用自带围带，“P”型叶根 2.低压次末级及次次末级均采用最新强化设计的叶片，均已有多台成功运行业绩。3.低压末级采用高效905mm叶片 4.端部汽封采用蜂窝汽封,二、热力系统优化改造目的：消除系统泄漏，特别是内漏。进行设备与系统优化改进。改造可分主蒸汽、再热蒸汽系统，本体疏水系统，抽汽系统，疏水回热系统，辅助蒸汽系统，轴封系统，凝结水、给水系统共七个系统进行治理。主蒸汽管疏水系统优化，再热热段疏水系统优化，辅助蒸汽系统优化，轴封供回汽系统优化，抽汽加热及疏水放汽系统优化，小机轴封及疏水系统优化。对多余的疏水系统进行合并或取消，对不合理的系统进行改进，增加部分自动疏水器，减少工质

23、和热能浪费。,（1）优化中压缸疏水。取消中压缸中部和排汽区疏水，这些疏水位置与三、四段抽汽在同一圆周上，抽汽口在缸的最低位置，当缸内有积水时完全可通过抽汽电动门前的疏水气动门排至凝汽器。同时原设计高压外缸的疏水与中压外缸的疏水在气动门前相接，这种接法易引起中压下缸温度高于上缸温度，因此取消这两路疏水后对上下缸温差控制也是有利的。（2）加装冷却蒸汽管隔离阀。在高、中压缸冷却蒸汽管上加装手动截止阀，改善夹层蒸汽流向，消除其对上下缸温差的不利影响。（3）凝结水系统优化。取消凝泵A、B进口安全阀；取消凝泵A、B末级（包括叶轮、导叶壳体、口环、锥套和导轴承），各加工1只过渡直管段（长365 mm）和轴套

24、（长165 mm）。改进后扬程降低47 m，流量不变。凝结水泵改变频。（4）改装布莱登可调式汽封。高压平衡活塞汽封5道、高压排汽平衡活塞汽封3道、中压平衡活塞汽封2道、高压轴封内挡第一道汽封、中压轴封内挡第一道汽封均采用布莱登汽封，其余汽封和轴封仍采用传统汽封。（5）凝汽器入口加装排汽导流板，改善流场分布。化学补水在凝汽器中进行雾化。,三、微油点火装置 目的：节约点火用油和助燃用油。将大油枪点火稳燃系统改造为微油冷炉点火燃烧系统：即将锅炉的下数第一层（A层）共4只煤粉燃烧器更换为兼有少油点火功能的主燃烧器，进行微油点火项目改造，添加必要的辅助系统，节油率至少可达到50%。,微油点火装置 微油气

25、化燃烧的工作原理是:利用机械雾化将燃料油挤压、撕裂、破碎，产生超细油滴后通过高能点火器引燃，同时巧妙地利用燃烧产生的热量对燃油进行加热、扩容，使燃油在极短的时间内蒸发气化。由于燃油是在气化状态下燃烧，可以大大提高燃油火焰温度，并急剧缩短燃烧时间。气化燃烧后的火焰传播速度快、火焰呈蓝色，中心温度高达15002000，可作为高温火核在煤粉燃烧器内直接点燃一级煤粉，从而实现电站锅炉启动、停止以及低负荷稳燃。,四、采用新型密封技术改造空气预热器 目的：降低空气预热器漏风率,提高锅炉效率,降低厂用电率。如“空气预热器VN密封技术”、“柔性密封技术”进行空气预热器改造，空气预热器的漏风率能达到6%以下。保

26、证了机组在额定负荷运行时一次风有足够的裕量，减少了排烟损失，降低了飞灰含碳量；同时送、引风机的运行电流有所下降，节约了厂用电，降低了厂用电率，也就降低了供电煤耗。,采用VN密封技术对空预器进行改造，改造主要包括：扇形板全部更换为新扇形板。取消扇形板固定密封及扇形板的自动跟踪调整装置，预先计算出扇形板具体位置，使扇形板在任何负荷工况下能适应转子热变形，用钢板进行密封焊接，形成完整的焊接结构，做到了机壳与扇形板间不存在漏风。采用与相对应的扇形板外缘宽度相同的一次风至烟气侧和二次风至烟气侧的轴向密封挡板。预先计算出弧形板具体位置，使弧形板在任何负荷工况下能适应转子热变形，用钢板进行密封焊接，将调整机

27、构取消，变为焊接结构，保证了机壳与弧形板间不存在漏风。将轴向密封由24道改成48道，由单密封改为双密封，提高密封效果。,将扇形板固定在某一合理位置，柔性接触式密封系统安装在径向转子格仓板上，在未进入扇形板时，柔性接触式密封滑块高出扇形板5mm10mm。当柔性接触式密封滑块运动到扇形板下面时，合页式弹簧发生形变。密封滑块与扇形板柔性接触，形成严密无间隙的密封系统。当该密封滑块离开扇形板后，合页式弹簧将密封滑块自动弹起，以此循环进行。改造后漏风率小于6%，大修期内不大于7%，保质期2年。,五、加装变频调速系统 目的：节约厂用电率，可以减少电机启动时的电流冲击。发电厂中使用的风机、水泵大都是定速运行

28、，但随着机组负荷的变化，只能通过改变风机的出人口挡板或水泵的出口阀门来适应不断变化的工况需求，这时风机、水泵效率降低，大量的能量损失在挡板、阀门节流和管道损失上。凝结水泵、循环水泵、风机等均可加变频,火电机组优化运行,1.炉水泵运行二台，一台备用。1.1控制炉水泵电动机低压冷却水温度和冷却水流量在规定范围内。1.2严格监视炉水泵出、入口压差。1.3监视和调整好汽包水位，防止汽包水位低导致炉水泵工作不正常振动。1.4提高汽包压力或适当降低给水温度，以消除炉水泵进口汽化现象。主要的风险还是停用的炉水泵。由于没有电机底部风扇的转动,腔室内的一次冷却水不能顺利流动,造成腔室温度高,对此,须对停用的炉水

29、泵(中间的一台)加装了一台小炉水泵,在大炉水泵停用时,小炉水泵开启,使得电机内的一次冷却水能强迫流动,保证电机腔室温度正常。另外,为了停用的炉水泵能随时启用,要求定期对电机测绝缘,定期试开。在试开时一定要注意,汽包水位会有大的波动,先下后上在试开时,跟踪水位改变设定值就可以了,如：试开时将水位提高至+50,启动后,水位一般会先下到-90左右,然后上到+150左右。,二、优化制粉系统运行方式 1.按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持磨煤机最大出力。2.根据负荷的不同，及时调整磨煤机投运台数。3.根据磨煤机磨碗差压的大小来控制

30、给煤量，以保证磨煤机的最佳载煤量。4.维持适当的一次风压。确保一次风机出口挡板和一次风道挡板处于全开位置。采取措施使各燃烧器一次风分配均匀。5.中储式钢球磨，保持排粉风机入口风门最佳开度、钢球配比和最佳装载量，维持磨煤机最经济出力。6.一次风机改变频：变频器一拖一方式，两台一次风机电机的原工频线路保留。变频及工频停止运行方式确定。一次风机入口调节挡板控制（调挡板方式），一次风机入口调节挡板控制策略不变。一次风机变频控制：一次风机变频控制系统采用和一次风机挡板控制一样的控制策略，一次风机挡板处于全开位置。一次风机跳闸联锁。,三、优化吹灰方式 1.吹灰频率与吹灰净收益之间的关系确定。频率越高，受热

31、面越洁净，但吹灰所消耗的蒸汽也随之增加。存在以较少吹灰次数换来较大收益的临界吹灰次数。考虑吹灰能力和对受热面的磨损。2.各负荷段由于飞灰量和烟气流速不同，分别找出各负荷段的临界污染率，确定最佳吹灰频率和受热面先吹、后吹、维持等方案。3.安全优先，作为吹灰优化提高经济性方案的重要参考。,四、优化脱硫系统运行方式 1.在机组负荷变化时，及时调整浆液循环运行方式，可以达到降低耗电率的目的。2.及时优化制浆系统、脱水系统的运行方式。对吸收塔浆液PH值、浓度定期检验，并以此为依据，对供浆、抽浆量进行控制，保证脱硫系统的高效运行。3.选用高品质石灰石原料，定期检测、监督。4.合理控制石灰石粉细度。5.入炉

32、煤硫分应控制在设计范围。6.烟气再热器每天必须用压缩空气吹扫，当压降超过给定的最大值时，可在运行中用高压工艺水冲洗。7.根据除雾器两侧的压差和吸收塔水位情况，选择适当的冲洗频率及时对除雾器进行冲洗，防止除雾器的堵塞。,五、优化循环水系统运行方式1.根据负荷、潮位、水温及时调整循泵运行方式及叶角开度，合理调整循环泵运行台数，改变循环水量。2.定期反冲洗循环水入口滤网。3.优化循环冷却水系统，采用母管制。保持循环冷却水母管正常压力，防止压力过高。4.循环水泵变速改造（双速或变频）、通流改造提高泵出力和效率。机组的循环水系统采取母管制设计，机组的循环水量可根据机组之间的需要进行适当分配调整。为了确保

33、机组全年在经济真空下运行，同时达到节电降耗效果，通过对机组在不同季节各种运行方式下机组运行经济性比较分析，从而得出循环水泵经济运行方式，并制订出了机组在不同水温、不同机组运行方式下，优化循泵运行方式的实施方案。循环水优化控制系统的开发：闭环控制（负荷、水温、流量定值和反馈-计算流量-调节变频转速）；开环控制（负荷、水温-计算流量-调节变频转速）。,六、优化给水泵运行方式1.给水泵出口压力不应过高。2.保证管道阀门开度，减少沿程流阻损失。3.采用变速调节降低给水调整门的节流损失。电动给水泵改变速。4.提高汽动给水泵投用率。5.启动时不用电动给水泵。机组启、停全过程中,通常使用电动给水泵向锅炉供水

34、,待机组负荷大于50后才启动汽动给水泵向锅炉供水。采用邻机辅助汽源冲转小汽轮机,带动汽动给水泵向锅炉供水,待主机负荷90MW以上再将其辅助汽源切换为本机四段抽汽汽源,这样实现300MW机组正常启、停过程汽泵全程上水.通过这种优化运行方式,有效地提高了机组的运行经济性,七、优化除灰系统运行方式 1.定期检查输灰系统管道情况，降低输灰阻力。2.定期检查气化管路的温度变化。3.优化除尘系统运行方式。芒刺线和螺旋线的合理搭配使用、优化振打运行方式、供电方式等。4.提高入炉煤质。5.对水出灰方式5.1根据锅炉负荷和煤质情况及时调整除灰泵、灰浆泵台数和冲灰水量，保持合适灰水比。5.2采用添加除垢剂方法减轻结垢。,谢谢！,