华能火力发电机组节能降耗技术导则版文档格式.docx

1、3.4国产350MW超临界汽轮机通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

2、除氧器 226.3加热器及给水温度 237. 锅炉 247.1 过热蒸汽温度 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

3、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 3210.2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 411. 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）（

4、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

5、/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

6、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；

7、3）国产300MW等级亚临界空冷机组，配置电动给水泵，在THA工况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

8、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

9、汽轮机热耗率应达到7730kJ/kWh以下。3.5国产600MW超（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1

10、）对汽轮机通流部分进行全面检查，准确测量通流部分间隙，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

11、法兰螺丝，并焊死接口法兰。图 1 弹性可调汽封图 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

12、间隙按偏下限值控制。若发现给水泵再循环门泄漏，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

13、主汽阀和再热蒸汽阀前临时滤网。4. 热力及疏水系统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。

14、当气动或电动疏水阀出现内漏，而无处理条件时，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

15、超临界机组热力及疏水系统总结分析，提出以下改进方案供参考，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

16、 （2）改进后图6 冷再至小机疏水（2）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

17、案一：接入凝汽器内部1号低压加热器进汽管道；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。（1）改进前（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。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

18、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。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。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、3、4、5段抽汽电动门与逆止门之间的疏水，示例见图 13。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

19、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。 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16。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

20、，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。图15 300MW机组给水系统设计方案图16 300MW机组给水系统优化设计方案图17 600MW超临界机组给水系统设计方案图18 600MW超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

21、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。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

22、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

23、，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：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

24、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

25、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

26、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。 胶球类型和规格的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0.5

27、1mm；湿态金刚砂球球径应比冷凝管内径大，且不大于1mm。 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