1、300MW循环流化床机组运行优化指导手册大唐xx鸡西二热xx有限公司能耗管理部前言为深入贯彻落实，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，提高我公司机组运行的经济性水平，能耗管理部根据我公司机组实际情况制定本运行优化指导手册。本运行优化指导手册明确我公司300MW循环流化床机组，运行优化的范围、内容、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供必要指导。1 总则312 机组启停方式优化313 汽机运行优化324 锅炉运行优化335运行参数优化运行34附件1 热网系统经济运行方案35附件2 300MW机组循环水泵优化运行方案37附件3 辅汽运行优化调整措施41附件2、4 锅炉降低厂用电电耗优化方案44附件5 锅炉燃烧调整的优化方案48附件6 空压机优化运行方案57附件7 循环流化床锅炉排渣系统优化运行方案59附件8 启动节油优化方案62附件9 石灰石系统优化方案65附件10 运行参数指标控制指导手册671 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“两3、措”的要求。2 机组启停方式优化2.1 机组启动过程优化2.1.1 严格执行机组启动前系统检查确认表以及进行阀门传动试验，机组准备启动前，对机组设备状态、运行方式进行全面核查，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。为机组顺利启动创造条件。2.1.2 机组启动前，确认机组启动状态，制定合理的启动操作方案，严格执行各项操作，控制各启动操作要点。2.1.3汽机侧启动过程优化：2.1.3.1 机组冷态启动前，使用汽泵前置泵给锅炉上水，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，另一台汽动给水泵可提前用辅汽预暖，在机4、组并列后，四抽压力大于0.1Mpa时，切换为四抽暖管，暖管充分后及时启动，同时切换另一台汽泵为本机四抽供汽。2.1.3.2机组启动过程中高低压加热器采用随机启动方式，高加疏水压力满足要求情况下，及早回收至除氧器。2.1.3.3机组冷态启动，轴封系统暖管应在机组真空达到一定值时，开启轴封各疏水门进行暖管操作。2.1.3.4机组冷态启动前，除氧器加热，应保证辅汽至除氧器除氧阀门关闭，再沸腾阀门开启，除氧器启动排汽阀门上水时开启，上水后关闭。2.1.3.5机组启动前，循环水泵尽可能晚启，开式水系统可选择临机循环水系统供水，或工业水供给，在机组轴封系统投入前启动变频循环水泵，循环水泵变频根据机组真空及5、排汽温度需要增加。2.1 机组停止过程优化2.1.1汽机侧停止过程优化2.1.1.1机组停止过程充分利用循环流化床机组蓄热量大的特点，在锅炉停止运行后，保证汽机阀门一定开度，维持机组低负荷运行，同时严密监视机组汽温汽压变化。2.1.1.2 单机运行时，在保证再热主汽门及调门严密的情况下，可开启高压旁路，保证冷再压力维持辅助蒸汽运行。2.1.1.3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3 汽机运行优化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3.6、2运行中及时调整高低压加热器水位，开启高低压加热器连续排汽门，保证高低压加热器换热充分，降低高、低压加热器端差。3.3运行中在除氧器含氧量满足要求的前提下，应关小或关闭除氧器排氧门，减少工质及热量损失。3.4要维持轴封加热器合适的水位.3.5机组启动后应对需关闭的阀门进行一次全面检查，对管壁温度测点超限阀门，应关闭相应截门。3.6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机组正常运行时，采用变频凝结水泵运行，除氧器水位调节阀保持全开，保证凝结水出口压力不低于0.8Mpa情况下，除氧器水位通过凝结水泵变频投入自动调节。3.8机组运行中要定期7、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、高加危急疏水扩容器减温水门等）的严密性，减少因阀门内漏导致凝结水泵耗电率增加。3.9供热系统优化运行（见附件1）3.10循环水系统优化（见附件2）3.11辅汽系统优化运行（见附件3）4 锅炉运行优化4.1循环流化床锅炉降低厂用电优化方案（见附件4）4.2循环流化床锅炉燃烧优化运行方案（见附件5）4.3空压机优化运行方案（见附件6）4.4冷渣器热量回收优化方案（见附件7）4.5启动节油优化方案（见附件8）4.6石灰石系统优化方案（见附件9）5运行参数优化运行（见附件10）附件1 热网系8、统经济运行方案大唐xx鸡西第二热xx有限公司 2300MW供热机组，配备2台C270/N300-16.7/535/537型亚临界中间再热汽轮机、2台HG-1025/17.5型循环流化床锅炉，热网系统采用一、二次网间接连接供热方式，肩负着鸡西市区供热任务，每台热网首站配备4台热网加热器，4台热网循环水泵，3台热变频热网疏水泵。一台热网除氧器，两台热网补水泵作为热网系统公用设备。同时公司内部供热分别采用汽暖及水暖的供热方式，为保证热网系统经济运行，特制定该方案。一、 经济运行原则：1、热网经济运行调整建立在热网系统安全运行基础上。2、 在满足热网供热参数的前提下，寻求热网系统的经济运行方式。二、 9、经济运行调整方案：1、双机运行条件下，选择真空度较差的机组投入热网系统，或承担较大的供热负荷。2、供热参数满足要求时，保持单管供热，在保证供热快关阀全开状态，用低调门（LV）调整供热热负荷，避免供热快关阀调整热负荷，减少节流损失。3、与供热用户沟通，供热量的调整方法宜采用调整循环水流量与温度结合的方法，即保持合理的循环水出、入口温差下进行调整循环水流量，以提高单位介质携带热量的能力，减少供热厂用耗电量，降低供热厂用电率。4、各热网加热器进汽电动门，只在热网加热器投入初期调整开启，正常运行时必须保证全开状态。5、热网加热器旁路电动门，正常运行状态下必须保证关闭严密。6、热网加热器水位不允许低水位10、运行，保证热网加热器水位在合理范围内。7、根据热网加热器出口水温，判断热网加热器换热效果，适当开启热网加热器汽侧抽空气门。热网加热器投入初期，减少热网疏水外排量，水质合格后必须进行回收。热网补水方式，补水压力满足要求前提下，避免启动热网补水泵。8、厂区采暖系统，根据室外温度变化，调整供汽量。9、辰宇公司工业用汽，在辅汽满足要求情况下，杜绝冷再供汽，辅汽运行按辅汽运行调整措施执行。10、减少热网系统的泄漏量，减少热网系统失水率，消除阀门及各供热设备的泄漏。11、供热期间机组其他辅机运行方式，参考机组各辅机运行优化方案。附件2 300MW机组循环水泵优化运行方案一、目 的大唐xx鸡西第二热xx电公11、司300MW机组背压设计值为4.9KPa（绝对压力），即按照大气压力100KPa计算，机组设计真空-95.1KPa。根据热力特性曲线，机组真空-95.1KPa以下时，机组真空单位变动幅度,对机组热耗率影响大幅增加，当机组真空在-95.1KPa以上变化时，对机组热耗率影响较小；循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率双方面均有较大影响，从机组运行角度，应做好循环水泵的经济优化调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。参照同类型机组优化运行实验经验并根据我厂机组的热力特性和实际情况，特制定循环水泵优化运行指导方案。二、优化运行原则1、双机运行时，#1、2机循环水系统正常运行方式采12、用母管制运行方式，即开启#1、2机水塔水池联络门、#1、2机循环水泵进水池联络闸板以及#1、2机循环水泵出口联络门。2、机组排汽压力4.9KPa以下（即：按照大气压力100KPa计算，机组真空-95.1KPa以上），应优先考虑变频循环水泵运行，原则为：保持变频循环水泵运行时，机组背压不高于4.9KPa，且开式水泵入口压力满足冷却水需要。3、冬季，双机运行，当凝汽器循环水入口温度低于7以下时，应采用双机单塔运行方式。4、凝结器循环冷却水温升正常值8一12。当机组运行真空低于-95.1Kpa，凝结器循环冷却水温升大于12时，应增加循环水泵台数或增加循环水泵变频。当机组运行真空高于-97.1Kpa，13、凝结器循环冷却水温升小于8时，应减少循环水泵台数或减少变频循环水泵转速，但必须满足开式水入口压力。5、夏季时（每年6月1日至9月30日），#1、2机循环水泵均切换为双泵状态运行(循环水温度超过25)，循环水温度低于25，负荷低于150MW时，可单机一台变频循环水泵运行，通过变频调整，保持凝汽器真空在95.1Kpa（背压4.9Kpa）附近，如单机运行可采用2台工频循环水泵1机2塔运行方式，水塔配水方式均为内外圈配水。6、冬季时（每年11月1日至次年4月1日），#1、2机循环水泵均切换为单泵变频状态运行，通过变频调节保证凝汽器真空在95.1Kpa附近，但必须保证开式水入口压力及凝汽器钢管内充满水，14、水塔配水方式为外圈配水、内圈配水关闭；通过控制悬挂水塔挡风板的数量控制循环入口温度控制在102、不低于7，以防止水塔严重结冰，环境温度低于-18，可采取双机上单塔运行方式，水塔配水方式为内外圈配水，循环水温度通过控制挡风板的数量调整。7、冬季机组单台变频循环水泵运行时，通过变频调整循环水泵出力，满足循环水泵经济运行，如变频调整后，开式水入口压力不能满足要求时。可适当关闭水塔上塔门，控制凝汽器入口压力，但必须注意监视水塔结冰情况。8、春、秋季运行方式：以背压4.8-5.0Kpa，低压缸排汽温度30-32为循环水泵为循环水泵优化区间。双机运行，关闭循环水泵出口联络门，白天及负荷高峰时段可采取每台机15、1台工频及1台变频调整运行方式；夜间及负荷低谷时段可采取每台机1台工频泵运行方式，双机负荷不超过450MW时，可开启循环水泵出口联络门，采用双机三台循环水泵运行方式，水塔配水方式为内外圈配水。单机运行时，考虑循环水及开式水运行安全性，循环水调整最大运行方式为：两泵（一台工频泵，一台变频泵），两塔运行方式，根据背压降低情况，调整方式按：两塔两泵单塔两泵单塔两泵，变频泵调整-单塔单泵（工频）顺序进行，避免采用两塔单泵运行方式。三、机组停机后循环水运行方式：1、单机运行方式下停运时如循环水泵2台运行，机组负荷减至150MW以下时，保留变频循环水泵运行，停止工频循环水泵运行至盘车停运，停运后调整变频出16、力，保证排气缸冷却直至循环水泵停止。2、单机运行方式下停运时如循环水泵单台变频运行，根据机组负荷降低减少循环水泵变频，循环水泵变频最低不可低于30HZ。3、双机运行停运一台机组，如果运行机组循环水泵出力有余量的情况下，可开启双机循环水泵出口联络门，关闭停运侧机组单侧凝汽器水侧出入口门，停止停运机组循环水泵，通过邻机带停备机组循环水，保证排汽缸温度冷却水。4、双机时运行停运机组开式水运行方式： 如停运侧循环水泵未运行，可开启1、2水塔上塔联络门，开启停运侧机组凝汽器出入口门，由临机循环水供开式水运行或工业水源充足的情况下，开启工业水至开式水补水，关闭停运侧凝汽器出入口门。四、循环水泵优化运行注意17、事项：1、凝汽器真空度影响因素较多，与循环水入口温度、循环水量、凝汽器清洁程度、凝汽器严密性及负荷等关系密切，循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率有较大影响，各运行值应综合考虑季节变化、昼夜温差、机组负荷变化，依据上述原则灵活做好循环水泵经济调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。2、从循环水泵寿命角度考虑，在循环水泵调度过程中，每天循环水泵启停次数不允许超过一次。3、循环水泵在调整变频运行过程中，由于循环水压力变化，对胶球清洗系统正常运行影响较大，应在胶球系统工作期间，提高循环水压力，以保证胶球系统的正常工作。附件3 辅汽运行优化调整措施1辅汽汽源及用户：1.1 中辅18、联箱汽源：中辅联箱汽源有：启动炉来汽、本机四段抽汽来汽、再热冷段来汽、邻机中辅1.2 中辅联箱用户：至小汽轮机汽源、至除氧器启动汽源、至低辅母管汽源、至主机轴封供汽、至锅炉间燃油供汽、至油区供汽、至给煤机灭火保护供汽、至一二次风暖风器供汽、至锅炉加热联箱供汽、至化学供汽、至辰宇公司工业用汽。1.3 低辅母管汽源：五段抽汽来汽、中辅联箱来汽、1.4 低辅联箱用户：至热网除氧器汽源、至生水加热器供汽、至暖通供汽(包括集控空调及输煤区汽暖)、至厂房内暖风器及热风幕供汽、热网加热器备用汽源。2.辅汽运行调整原则：2.1 保证机组安全性：辅汽对外供汽在不影响机组的正常运行的情况下，尽量满足辅汽各用户需求19、。 2.2 保证运行经济性：辅汽供汽尽量选择低品质蒸汽供汽， 并根据两台机组真空高低，尽量选择真空低的机组对外供汽。3. 辅汽运行规定3.1 正常运行，中辅联箱应以汽机四段抽汽供汽为主，冷再和启动炉为辅。保证中辅联箱压力在0.4MPa0.8MPa，如邻炉投炉底加热，可保持较高压力（0.7MPa0.8Mpa）。3.2 机组运行期间，保持#1、#2机中辅联箱联络门在开启状态，使运行机组中辅汽源互为备用。3.3 机组正常运行时，冷再作为中辅联箱的备用汽源，冷再供汽管道截门均处于开启状态，非辰宇供汽机组冷再供汽调门处于自动位，设定自动跟踪值为0.4Mpa。3.4 机组启动时，启动炉或临机作为中辅联箱供20、汽汽源，机组冲转接待负荷后，当冷再压力达到0.7Mpa以上时，要及时切换为本机冷再供汽，关闭启动炉阀门，当四抽压力达到0.4Mpa以上时，及时切换为四抽供汽，冷再退出作为备用。3.5 辰宇公司工业用汽由一台机组供汽,尽量选择真空度较低的机组，供汽压力调整采用辰宇公司供汽管路调节阀调整，冷再至中辅联箱调节阀全开、手动门稍开。3.6 单机运行期间，机组发生BT或汽机跳闸，立即关闭冷再至辰宇供汽调节门，迅速全开启冷再至中辅供汽截门，同时立即通知启动炉点火，这期间可采取开启高压旁路，投入冷再至中辅汽源，维持中辅压力满足需要，待启动炉满足要求时及时切换。3.7 机组运行期间，如中辅联箱无对外供汽，应保持21、一台小机由中辅联箱供汽。3.8 低辅母管有用户时,应以汽机五段抽汽供汽为主，中辅联箱供汽为辅。冬季供热期，保持低辅母管压力不低于0.3Mpa。冬季低辅母管汽源选择对外供热量较少的机组作为供汽，低辅母管至热网加热器汽源投入时，压力不可超过0.5Mpa。4.辅汽投入及运行中注意事项4.1 辅汽投入时，进行充分暖管、疏水。4.2 启动炉供汽作为机组启动用汽时，要对中辅联箱及至轴封管路充分疏水，保证轴封供汽过热度，及供汽温度。4.3 单机运行锅炉BT时，采用开启高压旁路提高中辅压力期间要密切注意监视高压排汽温度不可超过410。4.4机组停运时，辅汽疏水在破坏真空前关闭。4.5 辰宇公司用汽加强监视调整22、，防止监视及调整不到位造成辰宇公司管路超压。4.6 机组停运前，及时切换辰宇公司工业用汽为临机或启动炉供汽。4.7 集控运行人员必须了解辅汽运行方式，便于异常时及时切换。附件4 锅炉降低厂用电电耗优化方案循环流化床锅炉因为其风机数量多、压头高，导致高压辅机电流大，功率大，厂用电率高。我厂锅炉6KV电机多达10台，额定功率共计18520KW，是同容量煤份炉机组的数倍，如何通过技术改造、优化调整降低锅炉厂用电率，是降低全厂厂用电率的根本。我公司2台锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的HG-1025/17.5-L.MG43型锅炉，锅炉为单汽包、自然循环、一次再热、CFB燃烧方式。每台炉配备1台323、00 MW的汽轮发电机。锅炉主要有两台一次风机、两台引风机、两台二次风机、两台高压流化风机、两台冷渣器冷却水泵等高压转机。降低厂用电率的措施 如下：1、控制合适料层厚度 循环流化床锅炉保持合适的料层厚度，对锅炉运行稳定以及燃烧控制有非常重要的意义。监控料层厚度的主要参数有风室压力、床层压力、料层差压等。维持合适的床压，避免料层厚度过低使燃烧不稳定，但也要控制料层厚度不要过高。料层厚度过高一方面导致流化效果不好，还导致风室压力、床层压力、料层差压等参数过高，导致一次风机、二次风机出口风压过高，风机电流增大，厂用电率增加。一般风室压力控制在13KPa左右，床面压力控制在78KPa,床层差压控制在424、6KPa,这样保持合适的一次风压头，起到降低一次风机电流的目的，同时二次风机电流一定程度会降低。在低负荷时,控制参数在以上范围的下限,在高负荷时，控制在以上参数的上限。根据我厂煤质燃烧后灰渣特性结合电厂锅炉具体情况，我们得出若床层压力每降低1kpa，料层折算静止厚度降低100mm，则每台一次风机电流降低45A，二次风机电流降低23A，两台一次风机电流共降低810A，两台二次风机电流共降低46A，这样就能在一定程度上降低厂用电率。 2、一、二次风道设计合理，炉膛封闭完好减小漏风系数 风道设计选用合适的通流截面，风道弯头、变径部位尽量减少，减少管道压力损失，减少辅机出口压力，降低辅机电流。在减小漏25、风系数方面，各风道调节挡扳，炉膛各处人孔门、排渣系统各排渣门严密不漏风，各处保温完整。正常运行期间根据排烟温度合理对受热面吹灰、同时在保证汽温前提下尽量开大烟气挡板，减少烟道阻力，提高风机效率。在机组停运时检查空气预热器管束是否有漏风，及时修补，检查烟道内是否有积灰，及时清理。这样起到降低一次风机、二次风机、引风机电流的目的。3、合理的一、二次风配比，氧量，使一、二次风量在合适的燃烧 一次风的主要作用是保证物料处于良好的流化状态，同时为燃料燃烧提供部分氧气。床料的流化状态受温度影响很大，热态运行时的流化远比冷态时好，所以一次风量的调整在保证不小于最低流化风量时，根椐床温来调整至合适值，使一次风26、机电耗得到优化。二次风量主要根据烟气含氧量调整，补充燃烧所需空气，起到扰动作用，加强了气固两相混合，二次风分上、下两段送入，保持氧量在3%4%之间。一、二次风从不同位置分别送入流化床，一次风占风量40%，二次风占总风量60%。在运行调整中应将床温、汽温、汽压、氧量、负压、床压维持在一个较小的变动范围，以此来判定一、二次风量是否合适，燃烧是否充分，若增加风量、床温，汽温、汽压上升，说明风量不足，煤量偏多，应及时调整减少煤量或增加送风量，若增加风量后床温下降汽压先升后降，说明风多煤少，应及时增大煤量或减少送风量。通过勤调细调使得各参数最终达到一个平衡状态，这样既保证燃烧充分，又可降低风机电耗。 427、冷渣器冷却水泵的正常运用 本机组设制两台冷渣器却水泵，在冷渣器的运行中通过以下几个措施来降低厂用电率。在冷却水流量能满足冷渣器冷却前提下，尽量单台冷渣器冷却水泵运行。通过调整冷渣器闭式水换热器入口调门开度，调整冷却水压力0.5MPa以上，维持冷渣器冷却水泵入口温度70以下，前提下尽量提高冷却水压力减少冷却水流量，提高水温，可以通过调整闭式水换热器进水调节门调整流量及压力这样不止降低冷渣器冷却水泵电流节省厂用电同时提高冷渣器热量回收。5、煤的粒度，从而导致床料的粒度，对厂用电率的影响 煤的粒径对传热系数影响很大，稳定的床温需要不同粒径，为了稳定床温，采用煤的粒径为010mm，最大粒径10mm，28、其中3mm以下占60%，煤粒度大小对燃烧的温度场分布有很大的影响，床料粒度偏大,同等厚度的物料,需要增加一次风压头才能保证流化良好,增大了一次风电耗和排渣电耗。床料粒度太细，运行过程中床压容易造成波动，所以在运行调整中，严格控制煤的粒度在010MM，煤中灰份高时煤的粒径可以适当细一些，挥发份高时粒径可以适当大些，另外煤中矸石多时煤的粒径应该适当细一些，这样既保证了燃烧，又降低了厂用电率。 6、长周期、高负荷的运行 由于循环流化床锅炉在启动和停运时，需要消耗很大的电量，所以保证机组长周期，减少启停次数能有效的降低厂用电率。高负荷运行可以降低厂用电量在发电量之中的比例。因为就是再低的负荷，循环流化29、床锅炉也要保证流化和燃烧正常，而负荷的增加与辅机的出力并非成比增加，这样高负荷所耗电能相应减少，同时高负荷时，物料循环增强，床温较高，燃烧更充分，燃烧用电会有所下降，这样就起到了降低厂用电率目的。 随着循环流化床锅炉大型化技术的日渐成熟，循环流化床锅炉运行质量的优劣，不仅仅象以往仅凭运行周期的长短来给以辨别，而更注重循环流化床锅炉的各项运行指标的评定。节能降耗，降低煤耗，降低厂用电率，降低各种污染物排放量，将成为更多拥有循环流化床锅炉企业追求奋斗的目标。各种节能降耗、优化调整的目标不可能一步到位，这是一个连续、渐变和逐渐优化的过程，是一个不断摸索、探讨、改进的过程。 附件5 锅炉燃烧调整的优化30、方案1.前言我公司锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的1025吨亚临界循环流化床锅炉，本锅炉采用裤衩腿式，三级给煤系统，给煤点布置炉膛两侧的返料腿上，每个返料腿连接两个给煤点；一次风从炉膛床下水冷风室给入，二次风口分别布置在炉膛两侧、前后和内侧，总共有46个风口，实现分级配风和均匀配风。以下是对本锅炉的燃烧调整进行的阐述，燃烧调整是保证机组负荷的需要,在满足外界负荷所须的蒸汽数量和合格的蒸汽质量的前提下,应做到燃烧稳定,热负荷均匀,物料平衡,燃烧份额全理.保证锅炉运行的安全性,环保性和经济性。2影响入炉煤燃烧的因素2.1煤的挥发分与灰分。挥发分高，着火温度低、着火容易；挥发分低，着火温度高、煤颗粒进入炉膛31、加热到着火温度所需时间加长。灰分多的煤，燃尽速度慢，所以不易着火和不易燃尽,容易造成底渣和飞灰含碳量超标，同时烟气含尘量也会相应增加；2.2入炉煤颗粒度。煤颗粒越细、总表面积就越大、挥发分析出容易，着火可提前，但过细会导致稀相区燃烧份额过大，炉膛出口温度升高。相反，煤颗粒越粗，燃烧的完全程度就越降低，造成底渣含碳量增大，床温和床压皆难以控制，同时容易出现大颗粒堆积及床料分层等床料流化异常现象；2.3 床温。床温越高，对着火越有利，但床温过高容易出现结焦等现象，同时也影响烟气硫含量及氮氧化合物排放等，所以是对挥发分高、灰熔点低的煤，则应适当降低炉膛的温度，最高床温不得超过960。相反床温过低，影32、响锅炉燃烧效率，同时也影响锅炉流化，所以正常运行期间床温不得低于800；2.4 床压。床压越高，床层蓄热就越大，对着火和排放指标有利，但会增加风机电耗及锅炉磨损等如果床压过高容易出现翻床和踏床事故，相反，床压过低，会延长煤着火时间也可能会造成底渣含碳量超标，所以床压保持在7.08.0Kpa左右；2.5二次风量。二次风量过多，炉膛温度降低，空气量过少，则燃烧不完全。所以应保持最氧量在34%范围内变化；2.6 一次风量。一次风量过多，床温越低，一次风理过少，则床料的流化质量下降，所以应保持流化风量以上，且参照床温进行控制；2.7循环倍率。循环倍率越大，煤燃烧越完全，但是循环灰过大，会造成返料障碍或33、塌床的危险。3. 锅炉燃烧调整办法燃烧调整主要包括四个方面：（1）负荷调整（2）风量和煤量调节（3）床温调整（4）床压调整负荷调整A.锅炉负荷的调节主要是通过改变给煤量和与之相应的风量进行调节的。增加负荷时，先增加风量再增加给煤量，反之，降负荷时，先减少给煤量，后减少风量，以维持尾部烟气中的含氧量不变。B.锅炉减负荷，在减少燃料量和风量的同时，应保持燃烧的风量、风压、床压、床温、过剩空气系数等应符合设计要求。C.锅炉升负荷，在增加燃料量和风量的同时，应通过减少排渣、以此来提高床层高度。锅炉降负荷时，在减小燃料量和风量的同时，适当降低床层高度，这样，在床温波动较小的范围内，可平稳的增减负荷，保证34、锅炉稳定运行。D.要求锅炉负荷在较小范围变化时，也可仅增减燃料量和风量，保持正常运行的床压，不进行床层调整。E.如果降负荷过程中床温突然下降，应首先判明是断煤还是床料沉积，若是盲目增加给煤，会加剧流化质量的恶化，此时需立即停止降负荷，采取措施恢复流化质量，待床温恢复正常后，适当调高运行负荷。F.调整负荷时，应保证两侧给煤量均匀、风量均匀，两侧床温、床压及分离器入口烟温尽可能一致，给煤量改变后，要注意对各落煤口下煤量的影响，尽量保持各口落煤均匀，防止锅炉温度场不平造成受热面壁温超温。G.在对煤量、风量手动调整时，不要猛增猛减，保持燃烧稳定。调整给煤量时，应均匀稳定调节，按“少量多次”的原则进行调35、整。H.锅炉启停，增减负荷，启停给煤线路以及给煤线路断煤、跳闸时，要加强对锅炉燃烧的监视，及时调整。I.在负荷增减过程中，应控制主蒸汽压力稳定，同时加强对汽温、受热面、燃料量、给水、汽包水位、炉膛负压的监视与调整，除非在事故情况下，负荷调整应平稳。Z.值班人员应确知当值所用燃料的种类、特性（挥发分、水分、灰分、固定碳等）、点和粒度分布，掌握煤质变化对燃烧的影响，煤种变更时，及时进行调整，尽快恢复热平衡和物料平衡。3.2 床温调整。A.锅炉床温以炉膛三个标高床温测点为准，正常运行控制下部床温，同时兼顾炉膛上部床温测点、中部床温测点和分离器出口烟温测点，并注意两侧分离器出口烟气温度应相等。B. 正36、常负荷运行时，床温控制在850930，不得低于800，不得高于960，两侧床温偏差小于30，同侧各点下部床温温差不得大于50，若超出此范围要及时调整，分离器出口温度不得超过1030。C.在氧量不变的前提下，改变一、二次风的比例可调节床温，增大一次风量，减小二次风量，可降低床温，反之则提高床温。D.在总二次风量不变的前提下，改变下二次风与总二次风量的比值可调节床温，增大下二次风量，减少上二次风量，可降低床温，反之则提高床温。E.增加石灰石量，以提高物料的循环量，可降低床温。增大排渣量，床压下降，物料量减小，将使床温升高。F.床料平均粒度过大，能够参与锅炉内循环和外循环的“可用”物料减小，将会使锅37、炉在较高的床温下运行。G.床料过细或床料不足，高负荷时易造成炉膛上部床温过高，应控制排渣量适当提高料层高度或改善其粒径分布。H.锅炉升负荷，床温将提高，反之，锅炉降负荷时，床温将降低，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化。调整给煤量时应均匀，保证燃烧稳定，使床温在较小范围内波动。I.遇下列情况应投油助燃（床上油枪）1）当中部床温测点低于760。2）给煤线路断煤，床温急剧下降时。3）设备发生故障，引起燃烧波动过大时。发生床层结焦时严禁投油助燃。3.3 床温异常调整办法A.根据床温变化趋势及其余床温测点判断测点显示是否正常，如为测点故障，及时采取措施防止保护误动，并通知热控处理；B.检查各点38、床温均匀情况，如果由于各点落煤不均造成床温不均，及时调整落煤口下煤量（增加低床温对应的落煤量，减小高床温对应的落煤量）；C.增大下二次风比率（增加下二次风，减小上二次风），必要时增加一次风比率（增加一次风，减少二次风）利于物料流化；D.检查床压情况，如果床压过低，或过低，应调整排渣量，维持床层高度（78KPa左右）；E.至皮带取煤样，如果由于入炉煤粒径较粗造成床温升高，要求燃料立即进行调整，并加大床料置换力度；F.床温超过960且继续上升时，立即增加一次风量，减少入炉煤量适当降低机组负荷，待床温恢复正常后再缓慢增带负荷。G.床温低调整办法(1)根据床温变化趋势及其余床温测点判断测点显示是否正常39、，如为测点故障，及时采取措施防止保护误动，并通知热控处理；(2)检查各点床温均匀情况，如果由于各点落煤不均造成床温不均，及时调整各落煤口下煤量；(3)检查给煤量是否与负荷相对应，如较小立即加风加煤，调整床温至正常值；(4)减小下二次风比率（减小下二次风，增加上二次风），必要时减小一次风比率（临界流化风量以上）；(5)检查返料情况和床压的变化，如果返料压力突然增大，床压突然升高，应立即增加一次风量，同时增大排渣量，降低床层高度来提升床温；(6)某点床温突然快速下降，确定为流化不良时，立即加大该点对应的排渣口的排渣量，调整其它冷渣器出力，维持异常侧较高床压（8KPa），减小上部二次风量，适当增加下40、部二次风量，并采用脉动增加一次风量的方法，使其再流化（脉动增加一次风量时两侧要求同时进行）；(7)由于单条给煤线突然不下煤，造成该侧床温低，立即增加同侧另一条给煤线的给煤量，并观察床温变化情况，平稳回升时可较快加煤，如果温升率大幅上下波动，需谨慎加煤，并增加对应侧一次风量，直至床温恢复正常。3.4 床压调整。A.床压包括炉膛下部床压和中部床压及上部差压，是通过进入炉内的物料量和排出炉渣的平衡来维持的。B.锅炉的风室压力是主监视和控制参数，运行可参照炉膛下部床压和风室压差来判断床层厚度，尽量调整两侧一致。中部床压反应出扬起一定高度的物料量，为参与内循环和物料量和外循环的物料量之和。C.炉膛下部床41、压可用排渣量的大小及控制进入炉内物料量的多少来调节，正常负荷运行时（50%额定负荷以上），下部床压控制在8Kpa左右范围内，两侧床压偏差不得大于1Kpa，否则必须进行调整。D.低负荷时（50%额定负荷以下），下部床压控制在7Kpa左右范围内，如果冷渣器维持最低出力时也不能满足床压要求，冷渣器应轮换运行，保持各排渣点畅通，1号、4号渣线运行时间要较其它两条长些。E.当床料平均粒度过大、床温过高需更换床料时，应维持进入炉内的物料量与排出炉外的不合格的床料相平衡。F.运行中“防翻床功能”要求投入，并监视其调节效果，如不能满足调节需求，无法调平两侧偏差，应解除“防翻床功能”，联系处理，用手动增减一次风42、频率的方法调平床压。G.调整床压时尽量维持两侧排渣量一致，防止由于两侧排渣量长时间不均导致两侧物料颗粒度不均造成两侧床压偏差过大。H.在调整床压的同时应加强对床温、负荷、蒸汽温度等参数的调整。3.5 风量调节A.在正常运行中，应根据锅炉负荷需要调整一、二次风量，在保证安全基础上，尽量达到设计值，使锅炉热损失趋于最低值。B. 运行中两台一次风机频率和主一次风挡板开度应保持一致，两侧床压出现偏差，调整两侧床压时除外，但两侧一次风量偏差不能大于2万，两侧风室压力也应该相同，如果偏差大于1Kpa，必须进行调整。C.一次风机频率和主一次风挡板开度未调整，而一次风量发生波动大或降低，应增加该侧一次风机频率43、，并观察风室压力和床压、床温的变化，判断异常的原因。D. 两台二次风机频率要求保持一致，两侧二次风总门开度一致，且二次风压（空预器出口）保持大于床压2Kpa以上。E. 正常负荷时，床上油枪冷却风门开度控制在2530，上二次风小风门、下二次风小风门可根据床温变化进行调整，床温高时可适当关小。F.运行氧量两侧应保持低于0.5的偏差，且指示值符合对应负荷的要求。正常负荷下，运行氧量低时，应先增加上层二次风的配入量。G.在50100BMCR范围内，随着负荷的降低，通过布风板一次风量呈线性减小；在50BMCR负荷以下，一次风量保持不变，不得低于2155000Nm3/h，其调整是通过2台一次风机频率实现的44、。H.二次燃烧用风从二次风口送入炉膛，其流量通过4个调节挡板分别调节，通过调节其流量控制炉膛出口氧量。在所有情况下，应保证风量与投煤量的正常匹配，以保证炉内氧量处于适当水平，炉膛出口氧量控制在3（100BMCR）4%（50BMCR） ，4%（50BMCR）10%（30BMCR） 。I.为了防止一次风机启动后，床料和灰反窜到二次风口和油枪中，二次燃烧用风流量在10050BMCR范围内，随着负荷的降低呈线性减小。Z.在对一、二次风量进行调整时，要关注其用户风量的变化，特别是给煤机密封风量和给煤点密封风量，积极调整，保持各用户风量满足要求，给煤点密封风量保持不小于4000Nm3/h。K. 各负荷段的45、配风（暂定，待修改，根据煤质变化和炉内工况不同需做调整）：项目油点火投煤0-100MW110-150MW160-210MW220-260MW270-300MW一次风量（单侧）万流化风量11-1312-14.514.5-16.516.5-18.518.5-2121-24上二次风（单侧）万2222-2.52.5-44-5.55.5-6下二次风（单侧）万3.53.53.53.5-5.55.5-88-1213-14.5附件6 空压机优化运行方案为落实公司的各项目节能管理工作，降低空压机本身的电能消耗，提高压缩空气的利用率，特制订本方案。1、在保证生产现场仪表用压缩空气和输灰用压缩空气不低于0.6MPa46、要求，尽量减少空压机运行台数。2、在保证压缩空气压力前提下单机组运行期间，维持三台空压机运行；双机组运行情况下，根据压缩空气压力启停空压机，尽量减少空压机运行台数，降低厂用电。3、在运输车上卸载石灰石时，在保证生产现场正常用气压力下，允许启动超过规定空压机台数运行，卸完石灰石后，恢复规定空压机台数运行。4、空压机系统设备及生产现场出现异常时，经过值长同意，可以不按规定台数空压机执行。5、空压机系统出力低时，及时查找原因并进行处理。6、锅炉停炉后，根据炉膛温度（小于200）及时关闭床下和床上油枪及火检探头冷却风，减少压缩空气浪费。7、锅炉石灰石系统停运线路要在管道吹扫干净后及时关闭输送泵气化阀及47、输送泵进气阀，减少压缩空气浪费。8、在保证输灰系统安全稳定运行的基础上，在不发生堵管的前提下，尽量控制空缩空气系统输送母管压力，但不得低于运行规程规定的最低压力（即0.37MPa)。附件7 循环流化床锅炉排渣系统优化运行方案循环流化床锅炉技术是近年来迅速发展起来的一项高效低污染清洁技术 ,这项技术在电站锅炉、 工业锅炉以及废弃物处理利用等领域已得到广泛应用。由于流化床锅炉通常燃用高灰份燃料 ,因此排渣热损失较大 ,若能将锅炉排渣的热量进行回收利用 ,则可大大提高电厂运行的经济性。一、冷渣器热量回收方式：冷渣器是循环流化床锅炉的关键辅机之一。冷渣器的冷却介质为闭式水,灰渣热量通过以下两种方式冷却48、:(1)通过板式换热器，利用开式水，将冷渣器闭式水冷却，换热后的开式水排入循环水塔盆内。这种方式的优点是：系统简单，换热效果好对冷渣器运行安全可靠,但热量不能回收属于热量浪费。(2)通过闭式水换热器，利用凝结水将闭式水冷却，被加热的凝结水回到热力系统。这种运行方式的优点是：冷渣器排渣热量能够回收到热力系统，增加了给水温度，提高锅炉效率，减少了热量损失，但系统复杂，为提高回热效率会尽量提高冷渣器闭式水温度，对冷渣器及冷却水泵和换热器安全运行带来隐患，由于机组负荷变化凝结水流量相对变化对闭式水温度影响较大，尤其低负荷时闭式水温度经常超温对设备不利。二、热量回收方面优化措施：1、正常运行期间闭式换热49、器投入运行，板式换热器投入备用，通过调整号低加出口调节阀开度控制凝结水通过闭式换热器凝结水流量及7、8号低加凝结水流量，通过合理改变换热器及7、8号低加凝结水流量，调整换热器及7、8号出口温度相平提高热量回收效率。2、为提高排渣热量回收，在正常运行期间应通过调整冷渣器闭式水换热器入口调整门开度，调整闭式水流量，尽量提高闭式水温，维持冷渣器回水温度在8095之间,提高凝结水温度，增加排渣热量回收率，降低排渣热损失。但冷渣器冷却水泵为冷水泵，入口温度不得高于70（暂定），受设备材质要求闭式水压力不大于0.8MPa，同时考虑冷渣器运行安全性，闭式水压力不小于0.5MPa。3、板式换热器备用期间，要求50、关闭板式换热器闭式水侧进回水电动门，防止由于阀门不严造成热量损失。三、节省厂用电方面优化措施：1、正常运行期间尽量关小冷渣器闭式水换热器入口调整门，减少水流量，降低冷渣器循环水泵电流，从而降低厂用电。但受设备材质要求闭式水压力不大于0.8MPa。2、板式换热器备用期间，要求关闭板式换热器开式水侧回水电动门，减少开式水用量，从而降低开式水泵电流，降低厂用电率。四、冷渣器优化运行注意事项：1、为防止投入板式换热器时，闭式水压力波动，板式换热器闭式水入口门由原来全开全关电动门改为带中停可调电动门。投入板式换热器时应现打开闭式水出口门再根据闭式水压力缓慢开启该门，投入后入口门不得长时间维持小开度，防止51、冷却水冲坏阀门。为防止八台冷渣器冷却水流量不均造成冷渣器回水温度偏差大，冷渣器冷却水进口门，由原来全开全关电动门改为带中停可调电动门，运行期间根据各冷渣器冷却水流量及冷渣器回水温度调整冷渣器冷却水进口门，但冷渣器冷却水流量不得低于70t/h（暂定）。2、当低负荷时凝结水流量少，闭式换热器冷却效果差，这时闭式水温度会升高很多，由于冷渣器冷却水泵设计极限温度为70（暂定），对冷却水泵安全运行不利，可以根据闭式换热器出口温度，投入一组板式换热器运行。保证设备安全运行。3、为了防止凝结水压力超压规定号低加出口调节阀开度不得低于，并且、号低加水侧压力不得高于2.0MPa。附件8 启动节油优化方案在循环流52、化床锅炉机组运行中，助燃油一般用于锅炉点火及运行稳燃。因为锅炉结构特性造成启动用油量多，随着国际能源需求的迅猛增长，原油价格迅速上扬，挖掘燃煤机组节油潜力、节能降耗有利于降低企业生产成本，增强自身市场竞争力。大型循环机组冷态启动过程是一个复杂的不稳定的传热、流动过程。由于冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度，锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间，检修后的机组冷态启动过程中，发电机或汽轮机需要做多项试验，锅炉只能维持在低参数状态下运行，需要消耗大量燃油。因此，研究设备特点，合理安排机组冷态启动步骤，尽量缩短启动时间，可以节约大量燃油。1）采用滑参数启动方式；由于锅炉、53、汽轮发电机同时启动，缩短了整机启动时间，有效减少燃油消耗。2）提高给水温度；汽包上水时，在汽包壁温差允许的情况下（该机组汽包壁温差要求任意两点不大于40），尽量提高除氧器给水温度，保证省煤器出口给水温度高于汽包壁温2030，上完水后及时投入炉底加热将汽包下壁温加热到100以上，缩短汽包起压时间，利于机组节油。3）采用高挥发份煤种；每次计划性停炉尽量为下一次启动创造条件，至少将两个煤斗烧空，锅炉升压前往煤仓上高挥发份的点燃煤种，因为高挥发煤种可在较低的床温下脉冲给煤，经验得出，投煤床温跟入炉煤挥发份有直接关系，一般高挥发份煤质，当床温升到380可以脉动试投煤；用高挥发份煤种作升炉燃料，除能降低投54、煤床温，还有利于低床温时的燃烧稳定性，可有效将油/煤混合燃烧时间大大缩短，对节省燃油有极大的作用。4）锅炉加入的床料越少则启动速度越快，耗油则越少，但过少的床料会引起锅炉燃烧恶化，影响锅炉的寿命，根据白马电站公司运行经验,一般炉膛加入的粒度比例合理，控制在170190吨已足够，炉膛床料高度控制在900mm左右。另外加入床料的粒度如果粗颗粒比例大则床料损失较少，但锅炉换热不理想，过细则换热良好但床料损失大，一般维持25%以下的极细和10%以下极粗颗粒最为合理。5）选择合适的床料量及粒度范围；如床料的质量较好，点火前一般将床料加至床压56Kpa。当回料脚原有床料（一般有1520T细料），床压可选低55、限，无床料则选高限。炉内添加过多床料必须提高临界流化风量，增加燃油耗；床料过少时，因从点火到投煤至少3.5小时，期间床压因应床料的消耗会持续降低，投煤以后将因床料过少而影响燃煤加热稳定性，与水冷壁的换热能力降低，间接会增加油耗。6）控制好一次风量；锅炉投运点火至投煤前阶段，如床压及床料粒度在规定范围内，且床上启动燃烧器不投运，可维持一次总风量略低于临界流化风量足够，因该阶段床料是通过床下油枪燃烧后产生的烟气加热升温，其特点是加热均匀且烟气温度较低，床料结焦的可能性极少，另外尽量减少点火初期二次风投入量，对油耗影响较大。7）尽量根据床温升要求投煤、切燃油；根据规程规定冷态启动床温升变化率为10056、/H，所以一般从点火到投煤的时间约为3.54小时，投煤正常后，且汽机已冲转，可小量增加给煤，将燃油压力缓慢降低（燃油压力控制在33.5MPA范围能满足油枪雾化良好），床温达700左右根据返料温度可完全退出全部油枪运行。8）确保燃油、燃煤所产生的热量对床料均匀加热；床下燃烧器运行时，必须调整为金黄色火焰，且火焰尾部无黑烟。投煤点燃正常后，应确保各落煤口均匀给煤，以利燃煤平均分配于床面，即需要尽快投入全部给煤线运行。附件9 石灰石系统优化方案1、要求正常停止连锁后，停止收料仓及输送泵进料，保留螺旋给料机运行且风管畅通，等输粉管压力低于0.06MPa后停止螺旋给料机运行3分钟后关闭输送泵气化风风门、57、输送泵进气阀、输送泵出料阀。保留输送泵清堵阀开启2、正常运行时投入连锁及自动后螺旋给料机根据设定值与硫含量改变转速，当输粉管压力大于等于0.2MPa延时3 S后（不考虑硫含量）连锁螺旋给料机转速减到最低，延时5 S压力仍大于等于0.2MPa停止收料仓及输送泵进料停止螺旋给料机运行，关闭输送泵气化阀，（保留输送泵出料阀、输送泵进气阀、输送泵清堵阀在开位、排堵阀在关位）。进入反吹程序运行3、反吹程序为a、打开输送泵进气阀及输送泵清堵阀。 b、 输粉管压力大于0.2MPa后延时20S或压力达到0.5MPa，关闭输送泵进气阀及输送泵清堵阀同时打开排堵阀。c 等输粉管压力低于0.06MPa后再次打开输送58、泵进气阀及输送泵清堵阀，同时关闭排堵阀，（重复abc）。 D如果 打开排堵阀后延时10s输粉管压力大于0.2MPa，（说明排堵阀前管路堵）保持排堵阀在开位，打开输送泵进气阀及输送泵清堵阀进行正吹。e、等 输粉管压力在排堵阀关闭状态下小于0.06MPa延时5 S后程控联启螺旋给料机及收料仓和输送泵下料程序。F 、如果30分钟后排堵阀关闭状态下压力大于0.2MPa停止程控运行4、当硫含量小于150且螺旋给料机转速在最低位，程控，暂时停止收料仓及输送泵下料，等硫含量大于200时再连锁启动收料仓及输送泵下料。5、在反吹时有红色字提示正在反吹如果30分钟后管路未吹开显示管路堵请手动处理。附件10 运行参59、数、指标控制指导手册为了进一步推动小指标竞赛活动，更好的完成各小指标，结合公司目前运行情况，尽可能的保证每一个可控运行参数处于设计值或目标值，使机组在最佳状态下运行，制定本指导手册。1、飞灰可燃物底渣可燃物控制目标值：飞灰2%，底渣1%指标的影响：飞灰底渣可燃物增大使锅炉机械不完全燃烧损失增大，锅炉效率降低。影响因素：飞灰可燃物含量对效率有很大影响，从而影响电厂的经济性。影响飞灰可燃物含量的主要因素有燃料性质、燃煤粒度、燃烧方式、炉膛结构、锅炉负荷、炉内空气动力场工况及运行操作水平高低等，但很大程度上还是与运行调整有关，对现有锅炉而言，燃烧方式、炉膛结构，甚至包括燃料性质都是不可改变的。在现有60、条件下可通过优化配煤，调整锅炉配风，优化炉内空气动力场工况来实现。控制方法：1）根据机组负荷，控制排烟氧量在规定范围内。控制炉膛负压在-50-100Pa间运行，保证为燃烧提供足够的空气量。2）保证汽温正常的情况下，尽可能的延长物料的燃烧时间。3）根据来煤情况和床温情况及时调整一次风量，保持合适一次风量。4）合理调整一二次风及上下二次风比例，增加燃烧效率。2、排烟温度控制目标值：140指标的影响：排烟温度是锅炉运行中，可控的一个综合性指标。它在很大程度上体现了锅炉燃烧时通风量是否合理，如果通风量不合适，炉膛温度偏低，炉膛吸热呈四次方减少，则排烟温度升高，降低锅炉运行经济性，浪费燃料；锅炉尾部烟道61、空气预热器漏风等都会使排烟温度降低，排烟温度低于露点，则空气预热器低温段将发生结露、堵灰腐蚀，以至造成损坏设备。排烟温度升高1T，影响锅炉效率降低0.041(百分点)左右，影响煤耗升高0.14g/kWh。影响因素：排烟温度主要决定于锅炉燃烧状况负荷、煤种、炉内燃烧情况、炉膛和尾部烟道系统漏风、尾部受热面积灰、给水温度、送风温度、炉膛出口过量空气系数、空预器漏风系数、尾部受热面积和运行操作有关，它们之间相互联系，有单独作用。控制方法：1）在保证安全的前提下，尽量少用冷风多用热风，以降低排烟温度。2）严格执行吹灰管理制度，保持受热面清洁。3）减小各部位的漏风，及时关闭各孔、门漏风。3、氧量控制目62、标值：200MW以上3.5-4%，200MW以下4-4.5%。指标的影响：氧量过低造成不完全燃烧损失增大，锅炉结焦。氧量过高造成排烟损失增大，风机电耗增加。影响因素：锅炉氧量大小与锅炉负荷、燃料性质、配风工况等因素有关。1)负荷率。锅炉负荷越高，所需氧量值越小，一般在低负荷时需要提高氧量，保证良好的燃烧工况。2)燃料质量。在燃料质量较差时，如水分或灰分较大时，燃料着火和燃尽困难，要适当增加氧量，可保证燃烧稳定和提高燃烧效率。3)锅炉本体和给料系统漏风。外界冷空气漏入，造成氧量增大，使排烟损失和引风机电耗增加，降低了锅炉运行经济性。4)送风量。送风量太大会使氧量增加、引风机电耗增大。5)防止或减63、轻受热面结焦。提高氧量能改变炉内还原性气氛，防止或减轻受热面结焦。控制方法：1）根据加负荷时，先加风后加煤；减负荷时，先减煤后减风的燃烧调整原则进行风量调整。2）提高热控自动的投入率，确保送、引风自动投入正常。3）运行人员加强对各表计和自动的监视工作，发现自动异常时，应及时对照其它表计，解列自动为手动调整有关参数，联系热控处理，禁止无任何原因不投入自动调节。4、给煤粒度合格率指标的影响：给煤粒度过大影响不完全燃烧损失增加，易造成锅炉流化不良，给煤粒度过细锅炉带负荷困难，易造成受热面超温。影响因素：1）碎煤机运行参数的影响。2）磨制燃料的特性。磨制燃料的颗粒度，原煤的可磨系数及水分。控制方法：加64、强给煤粒度监视5、风机单耗影响因素：风机单耗与送、引风机效率、空预器漏风、风系统设备的健康水平以及各送风调整门开度、尾部烟道严密性和系统阻力有关。控制方法：1）加强对送、引风机，一次风机及制粉系统设备运行情况的检查，检查炉本体及排渣系统的检查孔、打渣孔应随时关闭，有缺陷及时联系处理，减少炉膛漏风量，减少风机耗电。2）根据机组负荷，控制排烟氧量在规定范围内。控制炉膛负压在-50-100Pa间运行，保证为燃烧提供足够的空气量。3）机组启动时在负荷小于100MW时采用单侧引、二次风机，尽可能降低锅炉厂用电量。4）加强对一、二次风系统各部位、漏风的检查，重点检查各风门法兰、热风管道膨胀节，等处，发现漏65、风、漏粉及时联系消除6、燃油耗量控制目标值：冷态25 t控制措施：严格执行机组启动节油措施。7、真空度、凝汽器端差控制目标：控制真空在最佳真空附近4.8-5.0Kpa，端差小于6控制方法：1）按循环水优化运行方式执行，夏季尽量保证循环水及水塔最大运行方式，控制循环水入口温度，冬季控制凝汽器真空在最佳值。2）定期投入胶球系统，保证胶球系统投入率及胶球回收率达到100%，胶球系统不能正常投入或胶球回收率不合格应及时分析，联系检修进行处理。3）按要求定期做真空严密性试验，发现真空严密性较以前差时，应立即汇报，组织人力查找漏点。4）经常检查真空泵的运行情况，真空泵工作水温度保持在40以下，否则开打冷却66、水门，降低工作水温度，提高真空泵工作效率。运行中发现真空泵出力有明显不足象征时，及时倒换真空泵，并查找原因，联系汇报处理。8、给水温度控制目标：接近设计值控制措施：1）保证高加投入率。2）控制加热器水位在最佳值，减小加热器端差。3）运行中高低加的危急疏水保证关闭严密。9、汽耗率：控制目标：3.09%指标影响：汽耗率直接影响着汽轮机效率，在系统条件下，抛去生活用汽、采暖用汽和对外供汽的影响，汽耗率增大，汽轮机效率将会降低，进而供电煤耗会增大。汽耗率每增大0.01kg/kW.h，发电煤耗增加0.91.2g/kW.h。影响因素：影响汽耗率的因素很多，凝汽器真空（尽量达到最佳值）；调门控制方式（单，多67、阀），根据不同负荷段采取不同方式；主汽压力温度，尽量抬高初温初压；再热压力温度，尽量达到额定值；过再热减温水的大小；汽机本体通流部分的效率；各疏水阀的严密性（不内漏）；汽封装置的严密性（减少漏汽损失）；供热以及供辅汽量；各加热器，除氧器的用汽量等。控制方法：1）按循环水优化运行方式执行，夏季尽量保证循环水及水塔最大运行方式，控制循环水入口温度，冬季控制凝汽器真空在最佳值。2）机组运行中主、再热汽温维持在537范围内运行，主汽压力维持在16.7MPa运行。3）在保证除氧器溶解氧合格的前提下，关小除氧器排氧门，管口有少量冒汽即可（冒汽不带压）。5）巡回检查中发现的各系统疏水门内漏缺陷及时联系检修处68、理，暂时不能处理，及时关闭手动截门，减少内漏。6）10、发电水耗控制目标：0.54kg/KWh。影响因素：对外供汽，热网系统补水，工业水，消防水，热网水系统泄露等。控制方法：1）澄清池排污水回收至工业废水池，处理后回用。2）锅炉排污、放水回收至循环水。3）过滤滤器反洗水回收工业废水池，处理后回用。4）凝结水合格时，及时回收，不合格时通过工业下水道排至工业废水站经处理后回用。5）运行中检查工业水系统、生活水系统、消防水系统是否存在乱接管道用于绿化、施工等，如发现积极联系相关部门处理，防止类似事件发生，并应对相关阀门井进行加锁。6）运行中检查工业水系统、热网水系统、消防水系统是否存在泄漏，如有泄漏69、积极联系处理。7）经工业废水处理设备处理后的清水补入循环水或煤场冲洗用水。8）化学补给水处理酸碱中和废水，用于灰场扬尘。11、化水耗电率：控制目标：0.20%。计算方法：是指统计期内化水设备耗电量与机组发电量的百分比。影响因素：各水泵、转机不能正常出力运行，设备启停频繁等。控制措施：1）根据补给水处理各水箱水位及除盐水送水量情况调整各设备运行台数，保证各设备正常出力运行，减少设备的频繁启停。a、补给水处理过滤装置运行时采用一台澄清水泵对应一台纤维过滤器和一台或二台活性碳过滤器。根据清水箱的水位调整澄清水泵频率，但不得频繁启停澄清水泵。b、补给水处理软化和除盐装置运行时，采用一台清水泵对应一台钠70、床和一套或两套除盐装置的运行方式。清水泵的运行根据软化水箱和除盐水箱的水位进行，但不得频繁启停。2)补给水流量90m3/h时#1、#2除盐水泵运行。补给水流量100m3/h时切换为#3除盐水泵运行。12、除灰耗电率控制目标值：0.50%影响因素：设备的健康水平、运行方式。控制方法：1）根据灰量和灰斗下灰情况，合理调整输灰程序。输灰空压机及后处理装置在两台机组运行时，保持三台输灰空压机及后处理运行，一台机组运行时，保持两台空压机及其后处理装置运行。除了燃煤灰分特别大，多个灰斗发高料位信号时，增加一台除灰空压机和后处理装置运行，灰斗料位正常后及时停运增加的空压机和后处理装置。2）结合气温条件，合理71、控制灰斗加热器、瓷轴加热器、大梁加热器的运行方式。夏季将电除尘器的瓷轴、瓷套加热停运，减少电耗。3）加强检查消缺，避免漏风、漏气，提高设备运行效率。4）合理调整电除尘器的运行参数，优化电除尘器的运行方式。锅炉负荷在200MW以下且燃煤含灰量较低时，在保持原烟气含尘量在100mg/Nm3以下，停运电除尘器三或四电场其中一个电场运行，并定期切换运行。5）三台仪用空压机和两台后处理装置运行，仪用压力在不低于0.6MPa时不准启动第四台空压机和第三台后处理装置运行,在一台机组运行时，仪用空压机应采用两运两备的运行方式。6）天气变暖时，及时停运灰库高含水和工业水电伴热装置。7）认真执行低负荷节能降耗措施72、。13、脱硫效率控制目标值：根据脱硫投入率和脱硫效率的相关国家政策，必须控制烟气SO2浓度小于400mg/Nm影响因素：脱硫效率取决于以下多种因素：石灰石品质和粒度及供给量、入炉煤含硫量及给煤量等。控制方法：1）尽量控制给煤含硫量，保持稳定，做好混煤掺烧工作，在配煤时，除考虑挥发分、热值等因素外，还应考虑硫含量，遵循“低负荷时多掺高硫煤，高负荷时低硫煤的原则，使脱硫系统在设计出力范围内运行。2）在机组安全稳定运行的前提下，确保烟气量在设计范围内，避免大烟气量运行。3）加强石灰石粉的取样和化验监督工作，以控制石灰石粉品质。4）合理控制锅炉床温，提高锅炉脱硫效率。14、汽水品质合格率控制目标：9873、%。影响因素：取样及试验分析，加药量，锅炉排污，设备缺陷等。控制措施：1）做到取样正确、保证各项化验质量，正确及时处理影响热力系统的水、汽质量问题。2）根据给水、炉水、凝结水等的化验结果合理控制好磷酸盐、氨水、联氨加药量。3）锅炉定期排污，将部分含盐量浓度大的炉水排掉，降低炉水含硅量。4）严格控制锅炉运行方式，防止水位过高、蒸汽压力变化过快。5）加强炉水、蒸汽品质的监督，防止生水渗入给水系统。6）保障减温水水质符合规定。7）当水汽质量出现异常时，要按三级处理的原则执行，并将异常情况及时报告主管领导，尽快查明原因，消除缺陷，恢复正常。若不能恢复并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机74、组运行。15、除盐水补水率控制目标：1.5%。计算方法：是指统计期内补入锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统的除盐水总量与锅炉实际总蒸发量的百分比。影响因素：机组汽、水损失量，锅炉排污量，空冷岛补水量，机组启停用水量，事故放水（汽）损失量，自用蒸汽（水）量等。控制措施：1）加强水质监督，提高补充水的品质。2）加强运行管理，运行中保持锅炉负荷、水位、汽压等参数稳定，维持除氧器、各加热器水位在合理位置，使锅炉汽水分离装置在正常情况下运行。3）控制好除盐水箱、凝结水贮水箱水位，防止溢流。4）治理系统管道泄漏，提高汽水系统严密性，减少内漏、外漏，消除漏汽、漏水。5）定期校验除盐水流量计，确保准确无误。6）阳、阴、混床再生置换时控制好置换终点：阳床中排出水取样分析：Na+100 mg /L，阴床中排出水取样分析：DD 100s / cm；混床中排出水取样分析：DD 100s/cm时及时停止置换。