机组优化运行管理技术措施编制：王毅薛德仁张喜来赵志良吴焕清审核：支国庆批准：杨邺张忠北方联合电力临河热电厂机组优化运行管理技术措施1、主机运行优化1.1机组启停阶段1.1.1机组启动阶段1.1.1.1恢复待启动机组循环水系统时，如另一台机组运行，则启动初期，循环水系统由运行机组串带。

1.1.1.2恢复待启动机组开式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组循环水系统串带，开式水系统保持静压供水。

1.1.1.3恢复待启动机组闭式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组串带。

注意：串带时，注意监视机组闭式水箱水位。

1.1.1.4系统冲洗系统冲洗阶段，采用采用纯汽泵方式，电泵停转备用。

当汽包压力达0.8Mpa 左右时，利用辅汽冲转汽泵。

启停机中若电泵运行应尽量减少阀门的节流损失；用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。

并且再循环阀关至10-20%，减小电动给水泵电耗。

锅炉点火前3小时左右，辅汽至汽泵汽源管道暖备至主汽门前。

如主汽门、调速汽门严密性差，应暖备至电动主汽门前。

1.1.1.4.1通过凝补泵（除盐水泵）给除氧器上水至2.0米，放水至凝汽器进行冲洗。

1.1.1.4.2凝汽器放水至-4米高悬浮废水坑。

1.1.1.4.3当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000微克／升时，应采取排放冲洗方式。

1.1.1.4.4当冲洗至凝结水及除氧器出口含铁量小于300微克／升时，启动变频凝结泵，凝结水系统投入运行，采取循环冲洗方式，并投入凝结水精处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。

投入凝结水系统加氨处理设备，控制冲洗水PH 值位9.0－9.3，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。

1.1.1.4.5当除氧器出口含铁量小于200微克／升时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。

无凝结水精处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100微克／升。

1.1.1.4.6锅炉冷态水冲洗运行汽泵前置泵给锅炉上水，采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，并投入给水泵入口加氨及联氨处理设备，调节冲洗水PH值为9.0－9.3。

当锅炉水含铁量小于200微克／升时，冷态水冲洗结束。

开启待启动给水泵出入口门，利用设备位置落差，高低压给水系统静压注水，在炉侧排空气，高加汽侧排空气门不开。

启动前置泵锅炉上水时，应控制给水旁阀前后压力不得超过 3.0Mpa，以尽可能减少给水泵耗功。

1.1.1.4.7锅炉热态冲洗投入除氧器加热空气排尽后，及时关闭启动排气门，以便除氧器建立正常压力。

合理控制排氧门开度，使除氧器出口溶氧合格。

锅炉水位至-200毫米，且水质合格后，投炉底加热系统。

待炉水温度升高，已建立自然循环后，投汽包加药系统。

通知化学进行炉水监督。

提高辅汽联箱压力至1.3MPa，使锅炉炉水温度加热至150度左右。

1.1.1.5炉水加热时间约为3—4小时时，暖备以下系统。

轴封供汽系统；A层制粉系统暖风器系统暖备；一二次风暖风器系统暖备；空预器吹灰系统暖备；燃油蒸汽吹扫系统暖备1.1.1.6炉水温度至100℃左右时（加热时间约为5小时），向轴加U型水封注水，关闭真空破坏门并注水正常，进行汽机抽真空。

1.1.1.7投入汽轮机高压缸预暖系统。

提高辅汽联箱压力至1.3MPa，使高压缸内壁温度加热至150度。

1.1.1.8锅炉点火点火前水质尽量保证合格，以防点火后大量换水导致热量损失，燃油耗量增加。

如启动时间裕度较大，可考虑单侧风机启动，在并网前进行双侧并列运行。

当环境温度低于20℃时，开大暖风器蒸汽总门，开启暖风器疏水箱疏水至定排电动门，调整暖风器供汽调门，控制空气预热器入口风温在40℃—50℃。

使用等离子燃烧器，注意事项如下。

1.1.1.8.1提高A磨出口风温至80—85度。

1.1.1.8.2提高辅汽联箱压力至1.3MPa，尽量提高等离子暖风器进汽温度；提高等离子功率，加强空予器处吹灰次数。

1.1.1.8.3控制排烟温度在规定范围。

1.1.1.8.4加强监视等离子燃烧器壁温监视。

1.1.1.8.5通过就地看火方式，合理调整一次风量、风速。

1.1.1.8.6一次风温满足要求后，及时进行热风道切换工作，以减少蒸汽消耗。

1.1.9 机组并网接带负荷后，当再热冷段压力达到0.2Mpa，进行以下操作：1.1.9.1开启一段溢汽至四段抽汽逆止门后手动门1.1.9.2开启高压调速汽门门杆漏汽到四段抽汽逆止门后手动门。

1.1.9.3冬季根据油箱温度，及时投入电加热器，以免油温过低影响启动。

油泵运行油压正常后，及时退电加热器，减少电耗，避免油温超限。

1.1.9.4机组启动接带负荷至100MW时，及时关闭给水泵再循环。

1.1.9.5启动阶段汽水品质控制措施1.1.9.5.1从机组上水时就及时分析各水水质，控制各阶段水质。

凝汽器水质合格后，才启动凝结水泵向除氧器上水；除氧器水质合格后，才启动给水泵向锅炉上水；汽包水质合格后，锅炉才点火；蒸汽品质合格后，才进行汽机冲转。

1.1.9.5..2在机组启动的最初时候，机组带低负荷，这时凝结水比较脏，而蒸发量又不大，可以将部分凝结水从排放掉，以减轻热力系统污染程度。

热力系统中的设备和管道能在空负荷或低负荷时投入应尽量在空负荷或低负荷时投入，不把在低负荷能完成的项目带到高负荷时进行。

高、低加的水侧在上水时就投入，旁路在炉升温时投入，高、低加的汽侧在机组冲转后逐渐投入。

1.1.9.5.3汽包压力达0.5Mpa时暖投连排，并接带废冷器，以实现既可排污又可回收热量的目的。

1.1.9.5.4精处理在机组凝结水含铁量小于300微克／升时，既投入凝结水精处理装置，这样凝结水、给水、炉水、蒸汽的二氧化硅等各项指标，都得到了全面的改善。

1.1.9.5.5启动后，停运发电机氢气除湿机的循环风机组。

1.1.9.5.5机组启动后，全面检查热力系统，发现阀门内漏及时联系检修处理，减少系统泄漏量，减少工质及压力损失，提高锅炉效率。

2.1机组停运阶段接到停机命令后立即停止塔池补水，将机组工业冷却水回水切至运行机组2.1.1机组负荷滑降期间，根据真空情况1、2号机组循环水系统串带2.1.2.机组负荷滑降负荷至50MW，1、2号机组闭式水系统串带。

2.1.3机组负荷滑降负荷至50MW，开式水系统由循环水系统接带，停止开式泵运行2.1.4机组打闸后，关闭3号高加疏水至除氧器手动门，防止蒸汽进入进入汽缸。

机组解列后及时开启塔池直通回流门，机组并网后立即关闭塔池直通回流门，以降低循泵电耗。

2.1.5根据润滑油温关闭冷油器进水门。

2.1.6根据发电机各部温度，及时关闭发电机氢冷器进水调整门。

2.1.7停止定冷水泵，停运前通知化水班长。

2.1.8机组停运后，用邻机接带循环水系统，当停运后机组中排温度低于240℃，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行考虑试停凝结泵。

凝结泵停运后，严密监视排汽缸温度。

开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。

2.1.9除氧器补水由除盐水泵（凝补水泵）供水2.1.10磨煤机停运后，停液压油泵2.1.11风机、磨煤机轴承温度降至40℃，停润滑油泵。

2.1.12磨煤机润滑油温度降至40℃，停润滑油泵。

2.1.13机组停运期间，循环水泵停运并切电后，立即关闭循环水泵上下导瓦冷却水，节约工业水。

2.1.14机组停运，停止轴封供汽后，停止密封油系统真空泵组。

2.1.15机组停运，可停止润滑油泵前，将密封油系统切换为自带方式，以减少润滑油泵电力消耗。

2.1.16启动氢气除湿机的循环风机组。

3.1机组备用、检修阶段3.1.1在进行锅炉水压试验中，优化运行方式如下。

3.1.1.1闭式水系统由运行机组串带。

3.1.1.2开式水系统由工业水系统提供水源，且开式泵静压供水。

3.1.1.3除盐水泵为除氧器提供水源。

3.1.1.4利用设备位置落差，高低压给水系统静压注水，在炉侧排空气。

3.1.1.5汽轮机调速汽门、主汽门液压机构温度降至60℃，停运抗燃油泵。

3.1.1.6高压内缸内壁金属温度降至规定值，停盘车、顶轴油泵。

3.1.1.7高压内缸内壁金属温度降至规定值8小时后，停润滑油泵。

3.1.1.8停润滑油系统进行检修工作时，关闭密封油系统润滑油来油门，密封油系统系统自循环，而无需排氢。

4.1机组运行中4.1.1我厂五层磨煤机启动条件要求：邻层磨煤机运行且给煤量≥40% OR 邻层油枪投入OR 机组负荷≥70%。

通过对磨煤机启动逻辑修改，在邻层磨煤机和邻层油枪均不运行的方式下，可以启动五层磨煤机。

如按磨煤机启动时间20分钟（邻层油枪出力为4×1.75T），测算可节约燃油2T左右。

4.1.2值长根据总负荷情况，及时调配机组间的负荷分配负荷，保持各机组在经济负荷运行。

在全厂负荷满足要求的情况下，安排两台机组轮换接带大负荷，以增加烟气流速，保证烟气系统清洁，降低系统阻力，降低风机电耗，并避免发生轴流式风机失速问题。

4.1.3通过强化吹灰器管理，及时消除吹灰器的缺陷，使锅炉吹灰工作得以全面进行，保证锅炉受热面的清洁，,减少烟道阻力，降低引风机电耗。

4.1.3.1每班对空预器进行一次吹灰，4.1.3.2每两天至少对炉膛进行一次全面吹灰，4.1.3.3每天至少对各对流受热面进行一次吹灰。

4.1.3.4加强制粉系统参数监督管理。

4.1.3.4.1如锅炉负荷与天然煤量对应关系为5.0-5.5T/T天然煤量T（对应燃煤灰分应≤35%），大修后的磨组必须按最大出力运行，磨损后期磨机出力原则上不得低于30—35T/H，以实现可三台磨运行时不能四台运行，可四台运行时，不能五台运行的目的。

综合考虑我厂给煤机堵断情况，“可四台运行不能五台运行”的方式必须严格执行；“可三台磨运行时不能四台运行”的方式需要考虑本值给煤机堵断煤情况。

低负荷工况或劣质煤工况及设备异常燃烧工况不佳的情况下，必须保证下层两或三台磨机的出力达到30—35T/H。

磨煤机主要运行参数控制范围：磨煤机电流＜44A；大修后的磨煤机（1号炉为A\E\C\D）给煤量＜40t/h，磨损后期＜30—35t/h 磨煤机出入口差压＜6KPa；磨煤机给煤量大于28T时磨煤机出口风压＞3.0KPa。

磨煤机运行中出口风压正常维持在3-3.5 kpa左右，从安全经济的角度看比较合理。

因为出口风压过低尤其低于2.5 kpa左右时，很有可能是因石子煤排放不及时或煤量过大所致，或者也可以说反映出可能存在上述问题；而磨煤机出口风压维持太高，如在4.5 kpa左右时，一方面用风量大不经济，一方面可能因出口风速高影响低负荷时的燃烧稳定性。

磨煤机入口一次风压6.0～11.0KPa；磨煤机出口温度应保持在80～90℃之间；每台磨煤机密封风与一次风差压＞2.0KPa；控制磨煤机热风调整门开度在60—75%之间；如自动方式下热风调整门开度超过75%，应适当调整一次风压。