火电机组运行优化指导意见

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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 .................................. 17 6 热工控制系统优化 .................................. 20 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范围、内容、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：大唐国际发电股份有限公司。

主要起草人：大唐国际祝宪、郑博生、谢德勇、黄俊峰、黄治军、王军、刘彦鹏、刘冬、郝晨亮，河北发电公司姚利平，河南分公司董志勇、艾秋菊、马清贵，贵州发电公司李满辉、杜俊鸿，湖南分公司陆元湖，吉林发电公司李业盛。

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 运行优化的主要内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

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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

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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 阀门内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。

3.6.2 机组启动后应对需关闭的阀门进行一次全面检查，对管壁温度测点或红外线测温仪测得的阀体温度进行分析。

3.6.3 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，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。

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3.6.4 机组停机检修时，加强对疏水阀门的检查维护，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。

3.6.5 运行操作应先开一次门，再开二次门，关闭时应先关二次门，后关一次门，防止一次门磨损无法隔绝系统。

3.7 循环水系统运行优化

3.7.1 为保证循环水满足机组在最佳真空下运行，提高机组运行的经济性。火电企业应通过试验确定各机组循环水泵与真空经济工况点，采取改变循环水泵运行台数、循环水泵配臵高、低速切换电机或加装变频器的方式改进循环泵的运行方式，有效降低电能损耗。

3.7.2 对于有两台及以上机组的电厂，应联通循环水系统，采用扩大单元制供水，使循环水系统的优化方式更加灵活，同时能降低机组在启停时循环水泵的耗电量。

3.8 凝结水系统运行优化

3.8.1 机组运行中要定期检查凝结水系统处于关闭状态阀门（包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、低旁减温水门、排汽缸喷水门、凝结水系统放水门、高排通风阀减温水门等）的严密性，减少因阀门内漏导致凝结水泵耗电率增加。

3.8.2 凝结水泵变频改造后，凝结水母管压力明显降低，低负荷时尤为明显。若轴封减温器减温水压力低，不能满足正常要求，应根据实际情况及时更换喷嘴或对系统进行改造，保持低压轴封温度在正常范围。

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3.8.3 凝结水泵变频改造时，综合考虑凝结水压力下降对密封水的影响，以及机组启动过程低旁减温水对压力的要求，应通过试验确定凝结水最低压力，尽可能减少因提升凝结水压力而造成的耗电率升高。凝结水泵改造前后要对整个系统各段阻力进行测试比较，变频和通流改造后凝结水调节站主、副调整门应处于全部开启状态。

3.8.4 对于设计采用“两运一备”方式配臵的凝结水系统，应通过试验核定单泵最大出力。以凝结水泵耗电率最低为目标，运行中及时调整运行方式。

3.9 冷却水塔的运行优化

3.9.1 冷却水塔旁路电动门、防冻管电动门关闭后,应确认其关闭严密,防止冲刷内漏导致冷却塔出水温度升高。

3.9.2 冷却水塔热负荷大于90%额定负荷，夏季至少每月测试冷却塔出口水温与大气湿球温度之差不大于7℃，否则应查明原因。

3.9.3 在冬季环境温度较低时，北方寒冷地区冷却塔需要开启防冻管、关闭内环配水门（对于虹吸配水冷却塔采取破坏内环虹吸的方法）并配合装设挡风板防冻。机组运行中调整真空时优先使用防冻管和调整内环配水，若通过上述方法调整仍无法满足要求时，应通过调整挡风板的数量调整循环水进水温度。已结冰的冷却水塔应根据结冰情况及时加大淋水密度化冰，严重时要组织人力除冰，防止损坏水塔填料。

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3.10 真空系统的运行优化

3.10.1 工业水温度较高时，应采用其他合适的低温水源，如采用深井水、中央空调制冷水或加装制冷机组等作为真空泵的备用冷却水，降低真空泵冷却水的温度，保证真空泵的抽真空能力。

3.10.2真空泵补水采用温度较低的除盐水，用低温水臵换高温水，从而维持或降低真空泵的冷却介质温度。

3.10.3 在现有的凝汽器抽空气管道的入口处加装一混合式冷却器，蒸汽空气混合物中的蒸汽在进入水环真空泵之前凝结，提高水环真空泵的工作能力。

3.11 双背压凝汽器运行优化

3.11.1 在不影响高压侧凝汽器真空的前提下，尽量关小高压侧凝汽器抽真空手动总门，提高真空泵对低压侧凝汽器的抽吸能力，减小低压侧凝汽器传热端差，提高低压侧真空。

3.11.2 要保证胶球清洗装臵的投入，确保胶球清洗装臵收球率，发现问题及时进行分析查找原因,保证胶球装臵运行正常。并根据循环水水质、管束的脏污程度、凝汽器端差变化调整胶球清洗装臵的投运周期。

3.11.3 对于闭式循环水系统，应定期对循环水一次滤网进行清理。对于开式循环水系统，应定期对栏污栅进行清理，确保旋转滤网冲洗质量。

3.11.4 定期对循环水旋转二次滤网进行排污并就地检查滤网旋转情况,保证循环水二次滤网自动排污装臵正常运行，确

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保循环水旋转二次滤网工作正常，定期检查滤网前后压差及滤网堵塞情况，发现滤网堵塞应积极消除。机组大小修启动后应加强循环水旋转二次滤网自动排污回收器清理工作。

3.11.5 定期组织人员对水塔区域杂物进行清理，防止杂物随风吹入水塔集水池内。机组大修时进行水塔清理底部淤泥工作，水塔充水前，对塔盆内的清洁及水塔进水槽篦子是否完好进行验收确认。

3.11.6 闭式循环水系统，要根据化学监督的数据及时进行循环水浓缩倍率的调整。

4.锅炉运行优化 4.1 基本要求

依靠机组在线监视、调整，在对设备运行状态进行诊断分析的基础上，减少锅炉各项损失，不断提高锅炉效率，苦练内功，向调整要效益。

4.2 锅炉燃烧运行优化

4.2.1 对于高挥发份煤种，应避免燃烧器喷口结焦，或烧损燃烧器喷嘴。运行中需保持合理的一次风速和风量，保持较高的风煤比。对挥发份较低的煤种，应在运行中适当降低一次风量，提高磨煤机一次风粉浓度，并尽量提高磨煤机出口温度。

4.2.2 保证合适的煤粉细度。煤粉细度的选择应根据锅炉燃烧情况、受热面是否存在结焦、超温以及飞灰可燃物等情况进行综合判断。

4.2.3 根据锅炉燃烧型式采取合适的燃煤掺烧方式。在进

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行掺烧时，需综合考虑锅炉的各项经济、安全以及环保等指标。煤种掺烧主要采取炉外预混或者炉内混烧（即磨煤机分仓上煤）两种方式。对于切圆燃烧锅炉，同层各角燃烧器相互支持，燃烧稳定性较强，宜采取炉内混烧的方式；对冲燃烧方式的锅炉，同层各燃烧器之间相互支持作用较小，低负荷燃烧稳定能力相对较弱，在燃用低挥发分煤种宜采用炉外预混的掺配方式。

4.2.4 进行炉外预混，掺烧热值相差较大的煤种时，应控制配煤混合的均匀性，避免混煤不均造成锅炉燃烧波动。

4.2.5 根据锅炉负荷、燃料性质以及配风工况等因素通过试验确定合理的氧量控制曲线，运行中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。低负荷时的风量调节应在满足燃烧稳定的前提下尽量控制锅炉风量不至于过大。

4.2.6 对于切圆燃烧锅炉，燃用贫煤、无烟煤等着火与燃尽特性不好的煤种，宜采用分级配风，即倒塔型配风方式。燃用烟煤等燃烧特性一般的煤种，宜采用均匀配风方式。但在低负荷燃烧不稳或者有轻微结焦情况下，可以采用束腰型的配风方式，以达到加强煤粉着火，提高燃烧的稳定性和经济性的目的。燃用无结渣性的优质烟煤等燃烧特性较好的煤种，宜采用正塔型配风方式。燃用易结渣的烟煤等燃烧特性较好的煤种，可采用束腰型配风方式。

4.2.7 对于对冲燃烧锅炉，燃用挥发份偏低的煤种，应提高燃烧器旋流强度，并通过调小燃烧器中心风量来提高燃烧器

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根部温度，保证煤粉燃烧温度。燃用高挥发份煤种，应降低燃烧器旋流强度，开大燃烧器内二次风挡板，降低通风阻力。同时加大燃烧器中心风量，降低燃烧器喷口温度，防止燃烧器喷口烧损或结焦。

4.2.8 锅炉燃烧调整时一、二次风量应合理分配：一次风量以能满足挥发份的燃烧为原则。二次风混入一次风的时间要合适。在满足锅炉合适氧量前提下，应尽可能降低一次风量（但必须满足送粉需求，防止磨煤机或者输粉管堵塞），增加二次风量，以达到加强煤粉燃烧、降低锅炉排烟温度的目的。

4.2.9 减少锅炉的无效配风（炉底漏风、干渣系统冷却风、炉膛与烟道的漏风、磨煤机出口温度控制冷风、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，都是锅炉的无效配风），这部分漏风未经过空预器加热，一定程度上造成排烟温度升高、炉膛温度降低，近而影响锅炉效率降低。因此，在机组运行中要尽量避免或减少这些掺冷风问题的出现。

4.2.10 根据制粉系统运行状况，定期进行一次风调平以及煤粉细度的测试工作。一次风调平时，应保证阻力最大的煤粉管道缩孔全开。对于带有动态分离器的直吹式制粉系统，应积极摸索磨煤机动态分离器转速与给煤量对应函数关系，保证经济煤粉细度。

4.2.11 定期对锅炉省煤器出口氧量、锅炉送风量、磨煤机入口风量进行标定，以提高运行人员对锅炉燃烧调整把握的准确度，防止锅炉实际送风量过大或者过小对锅炉运行经济性造

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成不利影响，以及磨煤机入口风量过大影响到锅炉排烟温度。

4.2.12 对安装在线飞灰可燃物检测装臵的锅炉，应定期与手工取样飞灰可燃物进行对比校验，以确保在线飞灰可燃物显示的准确性，指导运行人员进行相应的燃烧调整。

4.2.13 定期对石子煤的发热量进行测试，当发现石子煤发热量偏大时应及时对磨煤机出力进行分析，并采取有针对性的调整措施（如改变制粉系统风煤比、煤粉细度以及对磨煤机进行检修等），将石子煤排放控制在合理的范围内。

4.2.14 对于中储式制粉系统，应定期进行分离器试验，保证分离器良好工作效果，防止三次风大量带粉引起锅炉燃烧滞后，导致锅炉效率下降。

4.3 锅炉吹灰系统优化

4.3.1 根据吹灰前后排烟温度和主、再热汽温的变化情况，定期分析吹灰效果，优化吹灰的次数、时间，避免欠吹或过吹。

4.3.2 优化吹灰应遵循以下原则： 4.3.2.1 再热减温水量最小； 4.3.2.2 排烟温度最低；

4.3.2.3 受热面壁温不超标。在锅炉进行吹灰时，应摸索吹灰母管疏水方式（疏水温度或疏水时间）合理性，既要保证充分暖管，避免蒸汽带水对锅炉受热面造成损伤、或空预器换热元件积灰堵塞，也要避免疏水时间过长导致工质浪费。

4.4 制粉系统优化

4.4.1 合理确定机组一次风压曲线，用运行磨煤机的最大

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给煤指令作为一次风压设定函数，机组负荷作为一次风压设定的前馈信号。随着磨煤机给煤量的变化，一次风压的设定值也相应发生变化，保证运行磨煤机一次风调节挡板维持足够大的开度，降低磨煤机通风阻力，降低制粉系统单耗。

4.4.2 合理组合磨煤机运行方式，在机组运行工况允许的条件下，应通过及时投、停磨煤机来保证各台磨煤机经济运行，避免磨煤机低出力运行。此外，在机组运行过程中，为保证燃烧的均匀性和制粉系统的运行经济性，应尽量让各台运行磨煤机保持稳定出力运行。

4.4.3 为了维持锅炉经济的风煤比，在磨煤机出力允许的条件下，可通过改变磨煤机入口一次风温度的方法调节磨煤机出口温度。

4.4.4 通过试验确定不同型式分离器的特性曲线，根据特性曲线以及飞灰可燃物、炉底渣量、石子煤量、磨煤机火检、制粉单耗等情况调整磨煤机出口分离器挡板开度，并适时测量磨煤机煤粉细度，使磨煤机达到经济煤粉细度。

4.4.5 定期校验一次风量，在保证制粉出力、干燥出力及煤粉初期着火需求情况，合理调整一次风量。

4.4.6 对于中速磨煤机，应合理的确定磨煤机液压加载曲线，在保证磨煤机出力和煤粉细度的前提下，降低磨煤机加载力，延长磨辊、衬瓦、输粉管及受热面的使用寿命，降低磨煤机单耗。

4.4.7 采用二次风小风门（或二次风挡板）控制各燃烧器

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进风量的均匀性，在保证锅炉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。

4.4.8 通过试验确定增压风机与引风机串联运行方式下， 经济运行点（增压风机和引风机电流之和为最小值）。在对引风机与增压风机协调控制运行优化不断摸索的同时，还可以尝试在机组低负荷时停止一台增压风机运行，保持风机维持较高效率，达到进一步提高运行经济性的目的。

4.5 燃煤掺配优化

4.5.1 入炉煤混配应根据供热负荷、发电调度曲线和锅炉燃烧特性进行燃煤掺配。掺配白天用煤，热值和挥发分可相对高一些，掺配夜间用煤，热值和挥发分尽可能低一些。

4.5.2 掺配高硫煤时，可根据各台炉脱硫特性进行分炉配煤，防止排放超标。新矿、较长时间未供应煤的矿来煤，严禁立即使用，需取样分析，清楚煤质后方可配用。

4.5.3 燃煤如偏离设计煤质较大时，应采取纵堆横取的掺混方法，均匀混配入炉煤。泥煤必须经干燥处理后方可进行掺烧，洗混煤的掺烧应控制比例。根据泥煤、洗混煤的存放量，每日有计划地掺烧。

4.5.4 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。

5 电气设备运行优化 5.1 基本要求

整合系统各类运行信息，深度开展电气运行方式分析，结

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合电气运行方式特点，有针对性的根据年度、季度、月度不同工况，开展电气设备优化工作，不断提高发电机效率，降低厂用电率。

5.2 发电机运行优化 5.2.1 发电机运行参数的优化

5.2.1.1 运行中，应根据负荷及时调整氢气冷却器的进出水量，保持冷氢气温度在额定值，氢气冷却器冷却水量为手动阀门调整的，应改造为自动调整门。

5.2.1.2 实时分析定子冷却水温、定子冷却器调门开度、定子冷却器冷却水温的变化情况，与历史数据进行对比，定子冷却器的换热效果不良时，要及时切换冷却器。

5.2.1.3 正常运行时氢气纯度最好保持在98％以上，最低不应低于96%。

5.3 变压器运行优化

5.3.1 对于因负荷较低造成的损耗偏大，应通过联系电网合理安排机组和电网运行方式，尽量提高变压器的负荷。

5.3.2 对于由于设备的原因造成的损耗偏大，应制定相应的运行、维护、检修等措施降低损耗。

5.3.3 具有两台联络变压器的变电站，如果联络变压器负荷较低，两台联变并联运行的损耗很大，在经电网同意后，应停运一台联变，但必须制定相应技术措施。

5.3.4 对于机组安全运行影响较大的低压变压器，如汽机变、锅炉变等，在机组停运后，可停运一台，由另一台带两段

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负荷。

5.3.5 对于机组安全运行影响小的变压器如照明变、检修变、办公楼变、生活区变等，可停运一台，由另一台带两段负荷。

5.3.6 主变的冷却方式基本上都是强迫油循环风冷，应根据环境温度变化和机组负荷水平，合理控制变压器上层油温在30～60℃之间，减少运行冷却器数量以实现节电目的。

5.3.7 启备变、高厂变的变压器冷却形式一般为油浸风冷。对空载热备用的启备变等，可停止冷却器风扇运行，靠油温自动联启。对于带公用段运行的启备变和高厂变，在冬季环境温度较低期间，可停止冷却器风扇运行。

5.4 外购电优化

5.4.1 可通过设备技术改造，增加机组之间的高压厂用电互联运行，减少启备变的运行时间和负荷。

5.4.2 对不带公用段接线的启备变，可将启备变由热备用方式优化为冷备用方式。

5.4.3 对于带公用段运行的启备变，可以考虑由两台机组各带一公用段运行。机组停机时先将公用段倒为启备变带；当机组停运后厂用负荷比较低时，再改由运行机组厂用电母线带停运机组的厂用电和公用段负荷，但切换前必须进行负荷校核。

5.4.4 根据各省所在电网电价，外购电采用错峰用电方式，避开高峰，降低成本。要积极与电网部门协商，外购电抵

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扣上网电量，避免电费差额损失

5.5 照明系统运行优化

5.5.1 生产厂房照明为无任何防护功能的普通灯具，应使用气体放电灯具。电缆沟应使用低电压的气体放电灯具。脱硫烟道照明应使用新型无极照明灯具。小型基建项目全部按照节能灯具进行设计和施工。

5.5.2 厂区路灯应采用根据季节进行控制的智能开关。厂区照明根据节假日和平日采取两种照明方式，节假日所有照明灯和景观灯全部开启，营造节日气氛；平日路灯隔盏使用，非主要道路双侧灯半侧停用等。办公场所楼道及机房楼道照明应更换为节能灯具，开关应采用人体感应智能开关。成组控制的照明回路，根据现场采光要求，可以单设开关或将灯管取下，需要时再行安装。对于变电站、低压厂用电配电室、无人值守的泵房、分控室等场所，应对室内照明进行优化，以保证人员安全及工业电视需要为准则。

6 热工控制系统优化 6.1 基本要求

依托科技进步，对数据进行深度分析，不断优化设备调节性能，促进调节品质全面提升。

6.2 控制系统优化

6.2.1 单元机组协调控制系统一般有两种控制模式：炉跟机协调控制和机跟炉协调控制。按照调度部门对机组AGC投入指标的要求，炉跟机协调方式为AGC首选方式。

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6.2.2 对机组负荷目标指令前馈进行函数处理,将基本前馈系数控制在0.7～0.9 之间, 并可在线进行系数的修正，调试中按照试验结果对函数的参数进行修正。

6.2.3 增加负荷目标值和实际负荷指令的正偏差前馈, 在负荷变化过程中适当对燃料和风量进行一定的过调, 用以弥补制粉系统和锅炉的纯延迟导致的压力大范围波动, 同时要注意风量和燃料的交叉控制。

6.2.4 采用HOLD/RUN 回路，改进闭锁增/减的功能，防止负荷指令出现三角波或者负荷指令突然回调的情况下, 负荷目标值和实际负荷指令的正偏差前馈会过调,出现机前压力的大范围波动,导致负荷也大范围波动的现象。

6.2.5 在目标负荷与负荷指令正偏差前馈回路出口增加惯性环节，改善协调控制系统的动态调节性能及静态特性。

6.2.6 增加负荷变动期间目标负荷对负荷指令的动态补偿环节，改善锅炉的动态特性；同时加强负荷指令的微分前馈，在负荷变动开始期间尽快提前改变部分煤量。

6.2.7 机主控功率指令修正。在协调炉跟随方式下,将炉侧主汽压力偏差按一定比例负向加到汽机功率指令回路中, 当压力偏离设定值达到一定范围时,压力的负向偏差将按一定系数修正机主控的功率指令；从而反向抑制压力偏差的增大,起到辅助锅炉调压的作用。

6.2.8 机主控压力指令修正。在协调机跟随方式下,将炉侧调节功率偏差按一定比例负向加到机主控压力指令回路中,

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当功率偏离设定值达到一定范围时,功率的负向偏差将一定系数修正机主控的压力指令；从而反向抑制炉侧功率偏差的增大,起到辅助锅炉调功率的作用。

6.2.9 机组的负荷变化速率应满足调度要求，为了缩短机组的响应时间，可在逻辑中增加变负荷升速率的控制回路。

6.2.10 为了提高机组的响应时间与调节速度，在机组变负荷初期通过主蒸汽压力的合理波动来提高机组对负荷指令的响应速度和AGC的调节精度。

6.2.11 为提高机组的快速响应能力，应设计为在滑压曲线的压力设定点后增加几个惯性环节，以实现在变负荷阶段延缓压力设定值的变化，并适当允许机组有一定的参数波动，以充分利用锅炉蓄热能力。

6.2.12 为了避免导致电调侧与协调侧一次调频动作的时间不一致，弱化一次调频的动作效果。应优化为两侧均用机组转速信号，以实现电调侧与协调侧一次调频动作时间的统一性，保证一次调频动作准确性。

6.2.13 增加一次调频触发条件的修正算法块。避免由于送入DCS系统的转速信号存在微小的偏差，导致有的机组超前动作，有的机组滞后动作，影响一次调频动作合格率的统计。

6.2.14 一次调频设计运用DEH+CCS的经典设计方案（即转差信号修正调门开度-转差信号修正功率指令）的同时，在DEH中的调门指令前适当引入机前压力对调门指令的作用，以保证在不同负荷和不同机前压力下的正确动作率和动作量。

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6.2.15 通过试验方法优化调整回路控制器的参数，提高调节品质，提高被控对象的参数精度。

6.2.16 对于煤质变化缓慢且有规律变化的情况可设定负荷变化量-煤量曲线以针对当前煤质对锅炉煤量指令加以修正；对煤质变化频繁且无变化规律的情况应引入直接能量平衡的协调控制方案，用热量信号建立机-炉平衡，可增加总燃料量偏臵按钮等手段加以完善。

7 辅助系统方式优化 7.1 基本要求

根据辅助系统设计特点、运行现状，挖掘辅助系统运行优化的潜力，完善系统设备匹配程度，不断提高辅助系统的可靠性、经济性、自动化运行水平。

7.2 脱硫系统运行优化

7.2.1 通过试验确定最经济的循环泵及喷淋层的运行组合方式。

7.2.2 机组运行过程中，向吸收塔中加入脱硫添加剂，既能保证脱硫效率达到环保要求，又能实现停运一台浆液循环泵的节能效果。

7.2.3 通过试验确定最佳的PH值，在保证脱硫效率的前提下，降低石膏中碳酸钙含量，减少石灰石损耗。

7.2.4 通过试验确定氧化风量和吸收塔液位的运行优化及石灰石粒径的运行优化。

7.2.5 要避免发生除雾器的堵塞和结垢，确保除雾器清洁，

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减少系统阻力，维持脱硫系统水平衡。利用停机机会检查除雾器，清理堵塞。

7.2.6 做好燃烧和电除尘器的运行调整，确保进入脱硫系统的烟气参数在设计范围内。

7.2.7 通过调整球磨机内钢球装载量和大小钢球配比、调整石灰石旋流器压力、调整制浆系统研磨水与稀释水流量等措施，提高球磨机的出力。

7.2.8 通过调整脱水系统的供浆量、调整石膏旋流子投入个数、调整脱水皮带机转速与石膏厚度等措施，提高真空皮带机的出力。

7.3 脱硝系统运行优化

7.3.1 SCR脱硝系统投运应与锅炉燃烧调节紧密配合，用较少的喷氨量达到NOx排放标准。

7.3.2 SCR脱硝系统催化剂的吹灰系统应按规定投运，防止催化剂堵塞。

7.3.3 SCR脱硝系统投运期间应检测氨逃逸率，通常小于3 ppm，同时锅炉空气预热器应定期吹灰，防止烟气中的少量硫酸氢氨在换热片上沉积而堵塞空气预热器。

7.3.4 SCR脱硝系统的锅炉，应加装空气预热器水冲洗装臵，定期进行冲洗。

7.3.5 卸氨开始时，应利用液氨车和液氨罐差压卸氨，减少卸氨空气压缩机的运行时间。

7.2.6 回收利用液氨蒸发器冷凝水与氨罐区喷淋水。

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7.4 电除尘系统运行优化

7.4.1 电除尘器应采用智能化控制系统，电源采用高频开关电源，以达到节电和高效的目的。

7.4.2 治理空气预热器漏风及电除尘本体的漏风，减少电除尘烟气量，提高电除尘效率。

7.4.3 根据环境温度和机组负荷变化，及时调整电除尘器灰斗电加热器。

7.4.4 定期检查电除尘振打器，确保振打力度和均匀性；合理确定振打周期，防止极板积灰，避免二次扬尘。可根据电除尘器出口烟气浊度，随负荷和燃煤灰分的变化及时调整电除尘器控制参数，调整低负荷阴、阳极振打时间，阳极振打时采用降压振打，降低电除尘的电耗。

7.4.5 定期进行电除尘器性能试验和气流分布均匀性试验。

7.5 除灰、除渣系统运行优化

7.5.1 气力除灰系统运行优化应根据燃煤量、煤种、灰分性质合理调整输灰配气，在输灰过程中确保落料畅通，满仓泵输送，以减少用气量，减少除灰空压机运行台数，同时减小对输灰管道的磨损。

7.5.2 正常运行中，随着机组燃煤量、煤种、灰分、机组负荷等的变化，随时观察各个电场输灰系统运行压力曲线，检查历史曲线，调整落灰时间和循环周期，循环时间及进料时间要逐渐调整。

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7.5.3 当飞灰性质和灰量发生较大变化时，应及时调整输灰系统配气，在满足系统出力情况下，减少用气量，使输灰系统达到最佳运行工况。

7.5.4 在确保输送压力的前提下，合理调整空压机联锁定值、延时时间和投入备用的空压机台数，减少空压机空载运行时间，降低厂用电率。

7.5.5 对于采用湿式刮板捞渣机连续除渣系统的锅炉，要保持冷却水槽的水量和密封良好，定期对渣水澄清池进行清掏，合理控制补水量，做到闭式循环和废水零排放。

7.5.6 机组启停时，合理控制捞渣机启停时间。 7.5.7 机组低负荷时，结合燃煤量，及时调整捞渣机输送速度（或转速），达到节电效果。

7.5.8 对于风冷除渣系统的锅炉，根据渣温、渣量的变化，及时进行冷却风量、漏风量的调整。

7.6 输煤系统运行优化

7.6.1 完善输煤系统各设备启停联锁逻辑，减少皮带空载运行时间。在燃煤配烧时，采取分流接卸煤直接入炉方式，降低输煤单耗。

7.6.2 合理调整输煤系统运行方式，控制皮带出力在额定值范围内运行，减少系统撒煤、堵煤。清理系统撒煤作业应安排在皮带正常运行时，以减少系统空载运行时间。

7.6.3 对船运燃煤电厂，应合理安排各船仓的作业顺序和清仓时间，以缩短卸船作业时间。

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7.6.4 堆取煤作业时，保证皮带接近额定出力。合理安排设备定期试验，减少设备及皮带不必要空转。根据全厂负荷情况和煤仓煤位，合理调整每天的上煤次数，降低输煤单耗。

7.6.5 输煤系统冲洗水回收系统、煤水处理设备正常投运，确保排污水和沉积煤泥再利用。

7.7 水处理系统运行优化

7.7.1 膜法水处理工艺系统运行优化。

7.7.1.1 微生物防控，要尽量做到全系统布控和高效实施。

7.7.1.2 根据水质条件，合理调整阻垢、杀菌加药剂量，必要时可通过增加反渗透浓水、超滤错流水排放量，减少高污染水质对膜元件的污染。

7.7.1.3 把好膜系统进水质量关，禁止不合格水进入系统。

7.7.1.4 合理调整膜系统运行参数（进水温度、压力、流量、加药剂量、反冲洗及化学清洗周期与强度等），使膜系统在最佳工况下运行。

7.7.2 离子交换器再生后正洗可通过适当减小正洗排水门的开度，提高正洗效果、减少水耗。也可以在压力作用下使出水取样管正常运行，实现在线仪表的实时监测，从而有效地减少离子交换器的再生自用水。

7.7.3 变频除盐水泵应依据除盐水出口母管压力变化实现自动补水，减少频繁启停水泵次数，节电降耗。并通过多台

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除盐水泵联锁，根据除盐水流量需求自动选择水泵的启停及启停台数。

7.7.4 采用阶梯用水模式，即开式循环冷却水系统排污水可用于水力除灰（渣）、输煤系统冲洗用水等，在系统条件允许的情况下也可作为锅炉补给水处理系统用水。锅炉补给水处理系统废水，除阳床再生水需要单独处臵外，其它废水可用于脱硫工艺用水。

8 供热优化 8.1 基本要求

在相对确定的电、热负荷下，通过供热运行方式的优化，可以进一步提高供热机组运行的经济性。

8.2 供热系统优化

8.2.1 在满足供热参数需求的前提下，应尽量选择参数较低的抽汽压力点优先供热。

8.2 2 多台机组同时供热时，应通过供热负荷分配试验的结果，确定机组供热的先后顺序。

8.2.3 供热量的调整尽可能采用调整热网循环水量与温度相结合的方法。在满足供热负荷的前提下，可采用减少循环水量、同时增大循环水出、入口温差的方法，提高单位工质携带热量的能力，降低热网循环水泵耗电率。

8.2.4 对于可调节抽汽供热机组，根据热负荷需要及时调整抽汽位臵。在满足供热需求的前提下，维持较低参数的抽汽供热。

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8.2.5 在保证供热参数和中压缸排汽参数符合汽轮机安全运行规定的前提下，尽量保持供热蝶阀或旋转隔板与热网加热器进汽调节阀的合理匹配，以达到抽汽压损最小。在满足供热需求的前提下，为减小抽汽阀门节流损失，双抽汽口机组尽量采用单侧供汽方式。

8.2.6 定期进行热网加热器参数分析和热力试验分析，若发现热网加热器端差增大应及时采取措施，防止热网加热器汽侧有不凝结气体或铜管结垢。

8.2.7 热网加热器疏水应进行回收。一般采用疏水泵回收到除氧器或者低压加热器疏水侧等。选择回收部位时，应考虑疏水温度与回收部位水温差越小越好。

8.2.8 定期清理回水滤网，降低系统阻力。热网回水管道最高处设臵自动排气阀或定期进行排空气工作。

8.2.9 定期检查热网循环水泵出口再循环门，避免阀门泄漏造成泵出力增加。

9 空冷系统运行优化 9.1 基本要求

在不同环境温度、负荷工况条件下，寻求最佳的风机运行频率，使机组功率的增加与空冷风机耗功增量之差为最大，使机组的经济性达到最佳。

9.2 空冷系统优化

9.2.1 空冷风机正常运行时，应尽量维持所有风机同频运转，避免停运部分风机运行（冬季考虑防冻时除外）。

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9.2 2 空冷岛水冲洗及喷淋水源一般为除盐水，冲洗装臵及喷淋系统投入后可提高凝汽器真空，同时也消耗一定的除盐水，增加了冲洗水泵或喷淋水泵的耗电量。各企业要确定适合自身的最佳冲洗周期或喷淋时机，使空冷岛真空的提高所获得的收益与除盐水耗水成本及冲洗水泵或喷淋泵的耗电成本之差最大。

9.2.3 在满足最基本防冻要求（空冷散热器不发生局部冻结）的情况下，尽量提高机组真空运行。

9.2.4 空冷机组应尽量在夏季安排空冷机组检修或停备，减少机组高背压运行时间，提高全年机组的运行经济性。

10 运行参数优化 10.1 基本要求

通过耗差分析系统，运行参数与设计值、优化值、历史值相比较，对设备运行趋势进行分析，提前调整，确保机组处于最佳运行状态，提高机组经济性水平。

10.2 运行参数优化

10.2.1 通过调整，使主蒸汽压力、温度，再热蒸汽压力、温度等主要参数压红线运行。

10.2.2 使机组真空接近设计值（空冷机组背压应接近阻塞背压），但在调整时注意结合耗差系统综合判断，避免盲目提高机组真空而使机组整体经济性下降。

10.2.3 凝泵变频改造后的机组，在负荷变化过程中要及时调整除氧器上水调门开度，降低节流损失。

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10.2.4 保证锅炉各受热面壁温不超限，尽量减少过、再热减温水量，提高机组经济性。

11 负荷经济调度 11.1 基本要求

在全厂总调度负荷指令下，根据各机组的热力特性，确定各机组应承担的负荷，从而使得全厂总煤耗达到最低。

11.2 负荷经济优化

11.2.1 按各机组效率的高低顺序分配负荷，使效率高的机组多带负荷，效率低的机组少带负荷，保证全厂供电煤耗最低。

11.2.2 确定适合本企业的负荷经济调度曲线，与电网积极协调，结合等微增率原理和动态规划原理的负荷分配方法，使全厂负荷分配最优。

11.2.3 根据阶段性总负荷计划和预测，结合各台机组能耗指标情况，合理安排机组停备，以提高运行机组的负荷率。

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