火电机组运行优化导则.docx

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火电机组运行优化导则

中国国电集团公司火电机组

运行优化导则（试行）

1总则

1.1为推动火电机组节能降耗工作深入开展，指导和促进基层企业节能降耗各项措施的实施，确保集团公司节能减排目标的完成，制定本导则。

1.2火电机组运行优化工作重点是锅炉和汽轮发电机组及相关辅助系统的运行优化、设备治理和节能技术改造。

1.3汽轮机运行优化的目的是提高各负荷下汽轮机效率和热力循环效率，降低辅机耗电率。

主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏以及优化进汽参数、优化辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。

1.4锅炉运行优化的目的是提高锅炉效率，降低锅炉辅机耗电率，以及优化各负荷下蒸汽参数。

主要通过提供相对稳定且满足锅炉运行要求的燃煤，维持良好的燃烧状态，保持受热面烟气侧和汽水侧清洁，合理的参数控制，采用良好的保温以及优化辅机运行方式等手段来实现。

1.5运行优化应在设备健康状态良好、入炉煤质相对稳定的条件下进行。

机组负荷和煤种变化对运行方式优化有较大影响，各企业应根据实际情况，在机组运行主要的负荷区段，燃用实际煤种情况下，开展运行优化工作。

1.6设备治理和节能技术改造应结合机组的实际情况，经过充分论证后进行。

在设备现有基础上，通过运行调整、检修等手段无法解决设备选配不合理带来的能耗损失时，可考虑进行技术改造。

1.7本细则主要适用于300MW及以上燃煤机组，其它容量等级机组可参照执行。

2运行管理

2.1指标管理

加强能耗指标过程管理，根据年度供电煤耗、厂用电率计划目标，逐月分解落实，在执行过程中，做到闭环管理，及时控制偏差，确保年度目标的实现。

以全国、集团公司、分子公司（所属区域）三个层面，深入开展对标工作，查找不足，分析原因，制定措施，提升指标。

除发电量、供热量、供电煤耗、供热煤耗、发电厂用电率、综合厂用电率、水耗、油耗等综合指标外，发电企业还应全面统计、分析和考核以下各项小指标：

2.1.1锅炉指标：

排烟温度、锅炉氧量、飞灰可燃物、灰渣可燃物、煤粉细度、排污率、空预器漏风率、吹灰器投入率、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、过（再）热器减温水流量、燃油耗量等。

2.1.2汽轮机指标：

蒸汽参数、汽轮机效率、汽轮机热耗率、凝汽器真空度、真空严密性、凝汽器端差、凝结水过冷度、胶球清洗装置投入率（收球率）、湿式冷却塔冷却幅高、给水温度、加热器端差、高加投入率等。

2.1.3厂用电指标：

磨煤机、送风机、引风机、排粉机、一次风机耗电率；循环水泵、凝结水泵、电动给水泵、真空泵耗电率；脱硫、除灰除尘、输煤、供水耗电率；对磨煤机等设备还应统计、分析单耗指标。

2.1.4水耗指标：

发电水耗率、全厂复用水率、锅炉补水率、循环水浓缩倍率、化学自用水率、灰水比。

2.1.5供热指标：

供热煤耗率、供热厂用电率、热电比、供热回水率。

2.1.6其他指标：

入炉煤煤质、酸碱耗、补氢率、磨煤钢耗等。

2.1.7发电企业每月应至少开展一次全面运行经济性分析，对大、小指标进行同比、环比分析，形成月度运行（节能）分析报告。

2.2负荷经济调运

高度重视节能调度。

认真研究制订本区域发电企业的应对措施，积极开展电量置换，统筹协调，发挥区域优势，促进区域整体效益最大化和节能效果最优化。

2.2.1电厂之间电量置换。

通过替代电量，指标先进的电厂为集团公司增加低能耗电量。

2.2.2电厂内部机组间电量置换。

不同等级机组之间、同一等级不同性能之间，选择能耗低、效益高的机组多发电量。

2.2.3同一地区、同一电厂高效机组利用小时要最大程度高于低效机组。

2.2.4掌握机组的运行特性曲线，运用等微增调度和耗差分析等方法，制定相应的负荷调度方案，积极取得调度部门的理解和支持，对机组的启停和负荷分配进行科学调度。

2.3热力试验

应按行业标准和集团公司的有关要求开展热力试验工作，不具备试验能力的企业应按集团相关规定委托有资质的单位完成，并加强监督和管理，做到试验项目齐全、方法正确、操作规范、数据准确、报告及时。

2.3.1应配备和完善常规试验测点，满足锅炉、汽机热效率，加热器、凝汽器、水塔、大型水泵、磨煤机、风机等性能监测的要求。

2.3.2根据自身设备和系统情况，增加和优化氧量、温度、压力、流量等测量装置的数量和布置，满足日常运行优化调整需求。

2.3.3机组A修和设备技改前后必须按规定进行性能试验和相关特殊项目试验，摸清设备特性，为设备检修、技改和能耗评估、运行优化提供依据。

3配煤掺烧

3.1为保证锅炉效率，应按照设计或接近于设计的煤种标准控制入炉煤质。

通过科学地开展配煤掺烧工作，使入炉煤的发热量、挥发分、灰分、含硫量等指标满足机组安全、环保、经济运行、调度出力等要求。

3.2应通过试验制定不同煤种的混配掺烧方案，认真落实安全技术措施。

正常运行中，应严格按照掺配煤方案进行掺配，做到比例恰当，混合均匀。

3.3对于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，同时应注意以下事项：

3.3.1通过掺配煤解决锅炉的结渣性时，应根据灰融点和灰的成分以及其它因素，综合判定混煤对锅炉结渣的影响。

3.3.2通过掺配煤解决煤的着火特性时，应考虑最终混煤的挥发分与其来源，注意用来掺配的煤种间挥发分不能相差太多，否则应加大高挥发分煤的比例。

3.3.3掺入比设计煤种挥发分低的煤种时（如设计为贫煤的锅炉掺入无烟煤），应重点考虑掺配后锅炉的稳燃特性与经济性。

3.3.4掺入比设计煤种挥发分高的煤种（如设计为烟煤的锅炉中掺入优质的褐煤），要考虑其对燃烧器、制粉系统的影响。

3.4保障输煤系统设备的健康水平，尽量减少低出力、长周期的不经济运行方式，严格控制输煤皮带等设备空载运行时间。

3.5煤场要合理规划，根据煤质不同分区、分层堆放，建立存煤档案，以方便配煤。

3.6按照“用旧存新”的原则，尽量减少原煤的存放时间，保证煤场存煤的正常置换，防止自燃亏卡。

3.7燃煤水分对机组实际发电煤耗影响显著。

燃用外水分大的煤种，应积极探索、推广晾晒或干燥的方法减少外水分。

4锅炉及其辅助系统

4.1燃烧调整试验

4.1.1燃烧调整是保证锅炉效率、降低辅机电耗的主要手段。

各企业应结合入炉煤质、设备状态、机组主要运行的负荷区间等情况，进行燃烧优化调整试验，以确定合理的锅炉运行方式。

4.1.2燃烧调整试验前，应对锅炉的设备条件、燃烧、传热、配风、煤粉细度等进行评估，提出燃烧状态评估报告，找出其中有问题的环节，以便于针对性地开展工作。

如果存在设备问题，必须首先予以解决。

4.1.3燃烧调整的主要内容为：

燃烧设备的调整与运行维护、参数的控制，制粉系统的调整、配风调整、辅机运行方式等内容。

4.1.4锅炉燃烧状态总体良好的标准是：

1）锅炉具有良好的空气动力场，较好的火焰充满度，合理的火焰中心位置，良好的气氛,不结渣和超温；不发生高、低温腐蚀；

2）锅炉不同运行工况均有充分的安全、稳定裕度；对机组工况变化响应及时，调节特性良好。

3）锅炉运行控制参数及指标的确定应综合全面因素，在机组各负荷区间和工况下都应满足供电煤耗最低的要求，而不是单纯地以提升锅炉效率为目的。

4.1.5发电企业根据锅炉燃烧调整试验的结果，结合安全、调度方式等因素，制定具有切实指导性和实际操作性的运行方案及操作措施，严格执行、考核，持续优化。

4.2燃烧设备

4.2.1燃烧工况的好坏与燃烧器运行方式有较大关系。

燃烧器应保持外形完好，无烧损变形，安装尺寸符合要求，浇筑材料没有破损、脱落等现象。

4.2.2燃烧器执行机构应保证在热态时动作灵活、一致，调节机构与风门的外部指示标尺与内部实际开度一致。

4.2.3采用火嘴摆动调节汽温的锅炉，通过加强维护和技改，保持摆角功能在设计范围内良好投入。

严禁将摆角长期固定于某一开度。

4.2.4大小修期间应加强对燃烧器的检查，及时发现和消除燃烧器存在的缺陷，确保燃烧器状态良好。

主要检查内容：

1）对于旋流燃烧器，应检查燃烧器外形、旋流强度调节机构、内二次风调节机构、外二次风（三次风）调节机构等；

2）对于角置式燃烧器，应检查燃烧器外形、燃煤器的摆动调节机构、二次小风门等；

3）对应实烧煤质的变化，检查、分析火检安装和调校状况。

4.3制粉系统

4.3.1制粉系统应保持良好的设备健康状况。

重视磨煤机通风量、煤粉管道一次风速测量的准确性。

4.3.2根据设备运行状况及机组检修安排，适时进行一次风标定、调平工作。

一次风调平时，必须保证阻力最大的煤粉管道缩孔全开。

4.3.3加强对钢球磨煤机的钢球量、球径分布、衬瓦的磨损状态、中速磨煤机的磨辊和磨盘的磨损量的监督，通过合理的检修与维护，保证磨煤机处于最佳工作状态。

4.3.4给煤机必须定期进行标定，以保证给煤量准确。

4.3.5合理安排磨煤机运行方式。

1）保持磨煤机在较大出力下运行，一般应大于保证出力的70%，降低制粉电耗。

2）直吹式制粉系统的机组在低负荷运行时，在综合考虑运行安全性和经济性的情况下，总结相关经验，严格要求，尽量减少磨煤机运行台数。

3）中储式制粉系统的磨煤机一般应保持大出力运行，以尽可能减少磨煤机总体运行时间，在充分考虑粉仓粉位安全、磨煤机启停空耗情况下，充分利用邻炉（仓）间输粉设施，尽可能减少磨煤机运行台数，并把磨煤机运行的时间安排在机组低负荷期间。

4）合理地分配各制粉系统运行时间，防止制粉系统设备同时磨损，保证各制粉系统的良好运行状况和备用性能

4.3.6综合煤质、稳燃、燃烬和制粉出力、耗电率等因素，选择合理的煤粉细度，即保证安全条件下的经济煤粉细度，并根据具体燃烧情况适当调整。

1）重视和加强煤粉细度的日常检测和分析工作。

2）通过对分离器等装置进行检修技改工作，切实保证煤粉细度具备可靠的调整手段。

4.3.7磨煤机出口温度根据实际煤质情况进行调整、控制，保证安全的条件下应尽力提高磨煤机出口温度。

1）禁止通过人为设定，长期压低磨煤机出口温度运行。

2）通过采用提升空预器换热性能等手段，提高热风温度，应对掺烧高水分劣质煤干燥出力不足的问题。

3）合理控制密封风量，减少非组织冷风漏入。

4.3.8尽量开大磨煤机负荷调节风门开度，以一次风机的变频调节或动叶调节代替挡板节流调节，相应降低一次风压，减少节流损失。

禁止采用高一次风压、小风门开度的运行调节方式。

4.3.9在正常工作条件下，中速磨煤机必须保证石子煤的顺利排出，石子煤量不应设限。

石子煤发热量一般不应高于6.27MJ/kg，如偏高，则应分析原因进行调整。

1）运行中，保证原煤粒径满足设计要求；

2）根据煤质情况，及时调整磨煤机加载力，不能简单通过提高一次风量来降低石子煤排放量；

3）经过全面调整后石子煤排放仍无法满足要求时，应校核喷嘴环风速，必要时进行改造。

4.3.10对钢球磨煤机，应通过试验确定最佳通风量、最佳载球量；根据实烧煤种确定合理的钢球级配。

4.4配风调整

4.4.1锅炉氧量计测点位置要合适，并定期用网格法标定。

运行人员应掌握氧量表盘指示与实际运行值的相对关系，指导其运行调整。

4.4.2最佳氧量确定要同时考虑锅炉效率、风机电耗、汽温与减温水等因素，通过试验确定合理的氧量控制曲线。

遇到煤质、设备状态有明显变化时，及时进行修正。

严禁片面将氧量单独作为汽温调节手段。

4.4.3强调氧量控制值的同时，也要高度重视配风方式的合理性。

在某种意义上，合理的位置、风量、风压的优化组合对锅炉燃烧特性的影响更为显著。

4.4.4锅炉配风方式应根据燃料特性、炉膛结构、燃烧器投运情况来确定。

应注意根据设计要求维持合理的二次风压；根据各燃烧器的实际出力相应调整配风。

4.4.5一次风主要用来燃烧挥发分，完成着火；二次风的作用是燃烧固定碳，应根据燃料情况总体考虑一次风率。

燃用无烟煤、贫煤以及劣质烟煤等着火燃尽特性差的燃料时，应尽量降低一次风率，反之燃用着火燃尽特性好的燃料，适当提高一次风率。

4.4.5旋流燃烧器内、外二次风的配比，旋流强度调整等，应综合考虑锅炉结焦、稳燃、灰渣可燃物以及排烟温度等因素。

4.4.6减少无组织风量。

从燃烧角度看，炉底漏风、炉膛与烟道的漏风、磨煤机调温风、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，都属于无组织风量，会引起锅炉效率下降，因此应尽量减少。

4.5锅炉吹灰

4.5.1加强吹灰系统维护，所有的吹灰器应动作灵活，安装正确，角度合适，疏水正常，无泄漏。

4.5.2应根据锅炉的不同煤质和运行特性，基于机组在线监测参数,诊断、分析炉内各受热面积灰结渣的情况，针对运行特性和具体的优化目标,制定合理的吹灰策略,将传统的周期性统一吹灰优化为根据受热面污染状况和其它运行需要的动态吹灰。

4.5.3根据运行调整需要，及时调整或增加吹灰器位置及数量；积极优化吹灰介质及参数，减少高能低用。

4.6蒸汽参数控制

4.6.1主、再热蒸汽温度应按照设计值控制，压红线运行。

4.6.2在蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，以金属温度不超限为前提进行调整。

若出现金属壁温超限，制约了蒸汽温度的正常调整，应积极查找原因进行处理。

1）金属壁温限值的合理性。

新、老机组均应对原厂家提供的金属壁温限值认真核算，对壁温测点位置的代表性及合理性进行核对，防止不合理的金属壁温限值影响锅炉正常调整。

2）新机组、尤其是超（超）临界机组，应重视金属壁温测点的设计优化工作，提升壁温测点的全面性和代表性，确保机组设备的安全经济运行水平。

3）若受金属壁温限制，禁止通过大量使用减温水或降低蒸汽参数的方法维持长期运行，必须通过燃烧调整或检修、改造等手段进行尽快恢复。

4.6.3汽温通过燃烧进行调整，超临界机组控制煤水比和中间点温度，尽可能减少减温水用量；再热蒸汽原则上不采用减温水调节。

4.6.4烟气挡板、燃烧器摆角等装置是调整汽温的主要手段，必须维持这些设备的健康水平，保证长期正常投入，且具有良好的调节特性。

4.6.5对汽温的运行调整，除应对累计值进行分析考核外，还要认真分析升降负荷、投停燃烧器等变工况下的汽温波动情况，切实提出解决办法。

4.6.6运行过程中，要严防锅炉管壁超温，防止氧化皮的产生。

超（超）临界机组启动时要采取大流量冲洗受热面等措施，将积存在下弯头等部位的氧化皮冲走；必须制定机组启停与变负荷速度控制规定，避免参数大幅度波动，尤其要防止快冷，以防止氧化皮大面积脱落。

4.7汽水品质控制

4.7.1良好的汽水品质是锅炉安全经济运行的基本条件，必须加强汽水品质的化学监督和控制。

4.7.2亚临界及以上锅炉，精处理系统必须正常可靠投入，精处理旁路门应全部关闭，凝结水经过100%的处理。

4.7.3机组运行时应控制蒸汽压力、汽包水位的变化速度，防止蒸汽带盐；选择合理的连续排污方式。

4.7.4直流锅炉在启动过程中，要选择正确的方法进行冷热态冲洗，防止铁离子沉积。

4.7.5规范锅炉的停用保养工作。

应根据不同的停用时间，正确选择停用保养方法，对每一次锅炉的停用保养效果要进行总结评价。

4.8烟风系统

4.8.1锅炉烟风道应保证严密，烟风挡板的开度要正确，调节灵活；压力、温度、氧量等测点的数量及布置应满足运行调整及能耗分析的要求，否则应合理增加或调整。

4.8.2风机的叶片调节装置灵活可靠，调节精度能满足在风机10%BMCR至满负荷变化范围内没有死行程，在叶片的全过程调节中无明显的滞后现象。

4.8.3加强空预器漏风率的监督，至少每季度进行一次漏风测试，对漏风率大于8%的回转式空预器要尽快择机进行调整或改造。

4.8.4认真分析、优化空预器换热性能，降低排烟温度，提升热风温度。

1）空预器换热能力不足特征表现为：

在与设计值相差不大的边界条件下，一、二次风经过空预器的温升均小于设计值，烟气经过空预器的温降低于设计值。

2）空预器换热性能不足可能是换热面玷污，蓄热元件倾斜倒伏，或是蓄热元件面积相对实际运行工况不足，应在分析、试验后采取相应措施。

4.8.5减少烟风系统阻力。

1）对烟风系统原设计的挡板结合运行经验认真梳理、分析、评估，去除冗余，有效降低阻力。

2）省煤器除灰仓泵应正常连续投运，减少尾部积灰，降低阻力。

3）暖风器阻力超标较为普遍，应积极根据自身条件实施技改，降低阻力。

4）通过改进吹灰方式、加强检修清灰等方式，严格控制空预器阻力。

5）通过试验和运行分析，尝试优化炉膛负压控制值的可行性。

4.8.6风机设计高效点并不一定对应于叶片开度最大位置，风机变频运行状态下，保持风机动静叶全开是个误区，应通过试验确定各转速下最高效开度。

4.8.7脱硫增压风机和引风机一般为串联布置，要通过试验优化两风机负荷分配；如配置变频，应充分利用变频风机进行调节，尽量使无变频风机多带负荷，以提高总体调节效率。

两风机间风压限制可通过试验进行适当放宽。

4.8.8在机组启停及低负荷运行工况，应积极探索单侧风机运行的可行性，重点是摸索低负荷情况下停运单侧风机安全、简便的操作方法，同时降低烟温、流量偏差。

单侧风机运行经济性的分析应通过试验确认，不区分具体条件，简单认为单风机运行经济性高是片面的。

4.9锅炉启停节能

4.9.1停机期间强化缺陷管理，提高检修质量，机组启停前，应制定科学、合理的启停程序，以减少启停时间，尽可能减少动力设备运行时间。

4.9.2应积极创造条件使用邻炉热风；投入炉底加热系统。

4.9.3中储式制粉系统机组启动时，使用邻炉给粉系统。

4.9.4在具备汽源的条件下，应使用汽泵上水，并尽力提高锅炉给水温度。

5汽轮机及其辅助系统

5.1汽轮机运行方式

汽轮机通流部分效率直接影响机组的热耗和煤耗，对汽轮机安全经济运行非常重要；如何保证汽轮机在低负荷时机组热耗最低非常关键。

5.1.1正常运行工况，汽轮机控制系统在全自动方式且投入遥控，应退出调节级压力和功率回路。

5.1.2机组冲转时汽轮机控制系统不允许在“手动”方式下启动，必须投入自动方式。

5.1.3机组正常运行时应采用顺序阀控制方式,同时优化阀门开启重叠度，一般不大于10%。

对因受振动、温度等因素制约，不能正常投入顺序阀的机组,应尽快处理。

5.1.4在不同负荷下，通过试验制定合理的机组定滑压运行曲线，并严格执行。

压力的控制应综合考虑汽轮机实际运行热耗率、给水泵电耗、凝结泵电耗、锅炉效率等变化对经济性的综合影响，同时注意环境温度变化对试验结果的影响，获得机组在全负荷范围的最佳运行方式。

5.1.5无调速级的机组，运行中尽可能减少补汽阀开启次数。

5.2加热器系统

5.2.1高、低压加热器在机组启动时，尽早投入，回热系统尽快达到正常参数。

5.2.2加热器逐级疏水阀必须投入自动，水位保护在加热器投入前投入。

5.2.3加热器疏水在带负荷阶段应该按照设计实现逐级自流或者通过疏水泵打入热力系统，正常运行时不得开启紧急疏水阀。

疏水不畅应查明原因。

5.2.4运行中加强加热器紧急疏水阀泄漏检查，发现存在泄漏应立即采取措施处理。

5.2.5运行中禁止无水位运行，就地水位计、水位保护测量装置、水位变送器指示应一致，发现偏差时应立即处理。

5.2.6对加热器给水旁路的泄露情况监视，正常运行中必须严密不漏，否则进行消缺处理。

加热器给水旁路泄露情况应每月统计一次。

5.2.7加热器排空气管应在加热器投入前开启，将气体通过缩孔排入除氧器或凝汽器，运行中应定时开启或按厂家说明操作。

5.2.8正常运行中加热器端差应不超过设计值，给水温升应达到设计值，并根据实际条件进一步优化。

端差超过设计值的，应进行水位调整，调整无效的，应保持最低端差运行，并分析原因。

5.2.9加热器停运时应逐渐关闭进汽门，控制出水温降满足规定值；根据停运时间和加热器的材质相应采取防腐保养措施。

5.2.10每月应进行一次回热系统保温检查和测量；记录一次典型工况下的各加热器的运行参数，分析性能状况以及旁路阀门的漏流情况；统计加热器的投入率。

5.3除氧器

5.3.1除氧器应采用设计的滑压或定压方式运行，机组滑压启动及低负荷工况时应采用定压方式。

5.3.2在给水溶氧合格的条件下，除氧器的排氧门应关小，减小蒸汽排放量。

负荷变化时应及时调整脱氧门的开度。

5.3.3如果给水溶氧长期不合格或脱氧门开度较大时才合格，应设法先降低凝结水的含氧量，并及时进行分析处理。

5.3.4除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应该改由机组抽汽提供，辅助蒸汽等外部汽源应该完全隔绝。

5.3.5除氧器水箱紧急疏水门应保证严密，溢流阀门正常运行时应该处于关闭状态。

5.3.6在机组带负荷运行时应检查供除氧器的抽汽压力。

5.3.7除氧器启动排汽阀门应采用手动或者电动截止门，禁止使用调节门，在除氧器上水完毕后应该关闭。

5.4汽动给水泵组

5.4.1冷再作为高压汽源的，只做启动及低负荷时辅助作用。

机组带40％负荷以上时，小汽机的汽源应由汽轮机抽汽提供，不得使用主汽、冷再等高参数汽源。

5.4.2小汽机的轴封用汽应取自汽轮机低压轴封系统，不得将高参数蒸汽降压降温后使用。

5.4.3小汽机的高调门与低调门的重叠度控制在15%以内。

5.4.4对于小汽机设有单独凝汽器的，应保证胶球清洗装置正常投入，且收球率≥95%。

5.4.6对于采用两台50%汽泵配置的，在机组50%额定负荷以下时可采用单泵运行方式。

5.4.7机组启动及带负荷时，应根据负荷及热力系统条件，尽量采用汽动给水泵运行，减少电动给水泵投用时间。

具备辅汽条件时，应采用汽泵启动方式。

5.4.8汽泵再循环调节门应保证严密。

5.4.9在满足给水泵流量特性曲线情况下，尽量利用改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水控制调门应尽量开大，减少给水节流。

不允许长期通过阀门节流提升减温水压力的运行方式。

5.4.10给水泵密封水为低温水源，水量过大会影响经济性，因此密封水压力应保持适当。

5.5电动给水泵组

5.5.1电动给水泵退出之后，应尽快停止运行，投入静止备用，勺管自动跟踪，减少旋转热备用的运行时间。

5.5.2电泵再循环调节门保证严密。

5.5.3当机组给水系统采用三台50%电泵两用一备时，在机组50%额定负荷以下应采用单泵运行。

5.6凝结水系统

5.6.1凝结水泵应采用变频运行。

对于设计余量过大的凝结水泵，还可通过车削叶轮、流道改进等手段减少不必要的损失，合理改善泵组的运行工况、提高运行效率。

5.6.2机组正常运行中，应采用凝汽器喉部补水方式。

在凝汽器内补水管加装喷头，可起到辅助除氧作用。

5.6.3保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。

这些阀门主要包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、三级减温水门、低旁减温水门、水幕喷水门等。

5.6.4凝结水泵密封水应进行回收。

5.6.5采用三台50%容量凝结水泵两用一备方式配置的系统，要核定单泵最大出力，运行中根据情况应及时调整运行方式，减少凝结水泵运行台数。

5.6.6满负荷情况下，夏季凝结水过冷度控制在1℃以内。

5.6.7凝汽器端差控制要求如下：

1）循环水入口温度14℃及以下，凝汽器端差≤9℃；

2）循环水入口温度14-30℃，凝汽器端差≤7℃；

3）循环水入口温度30℃及以上，凝汽器端差≤5℃；

5.6.8对于开式循环冷却水机组，冬季循环水温度低于2℃，凝汽器端差≤15℃。

5.6.9凝结水启动放水阀门保证关闭严密，以防泄漏。

5.6.10在保证给水泵密封水压力正常的前提下，尽量开大除氧器上水调节阀，不