【收藏】机组低负荷运行下的节能措施大全~（各专业）

锅炉负荷的高低在一定程度上表征了炉膛燃烧是否稳定，高负荷时炉膛燃烧稳定，低负荷时燃烧就不稳定。而机组低负荷运行将成为新常态，运行经济性将大幅度下降。为适应当前生产经营形式，更好完成各项年度任务，在保证机组安全的前提下，最大限度降低各项损耗，特制定机组在低负荷下的节能措施，具体如下：

一、管理措施

1、首先要对低负荷节能工作要有足够的重视，明确要求全体员工都重视起来，值长要对本班组进行全员贯彻并设立专职人员进行督导本班组的工作的实施。专职人员各值梳理机组干、湿态状态下，机组参数的变化，寻求操作的最优；

2、发电部切实加强运行值间小指标竞赛工作，不搞形式，不走过场，及时公开各值各月的竞赛结果情况，有针对性进行调整，真正使节约意识深入到运行岗位的每个人中；

3、加强检修人员检修维护水平，提高设备检修质量，设备责任到人，不断提高设备运行可靠性，最大限度减少非计划停运；

4、加强日常绩效考核，加强机组各类检修维护合同考核，加强对标管理，不断提高各级人员的节能意识。

二、运行调整措施

1、真空泵运行方式：

1)负荷低于250MW时，采用单背压运行方式（保留A真空泵运行）。

2)负荷高于280MW时，采用双背压运行方式（AC真空泵运行，B真空泵备用）

3)真空泵二级冷却器调整：1A真空泵节流至30%，1B真空泵全关，1C真空泵全开。

2、汽泵组运行方式：

1)负荷高于400MW时，并入1A汽泵运行，且将所有小机汽源均应倒为四抽带，冷再备用。

2)机组减负荷至320MW，且继续减负荷至锅炉转湿态运行时，退出1A汽泵运行，出口电动门开启，降转速至2820转备用（1B汽泵出口电动门卡涩）。

3)退出1A汽泵操作前，将1B小机汽源由四抽倒至辅汽带。

3、汽泵再循环：

1）单台汽泵运行时再循环调整汽泵入口流量不高于1250t/h。

2）汽泵并列运行时，给水流量大于1200t/h，汽泵再循环调门关闭并投自动，减负荷时优先控制减小1A汽泵负荷开启再循环调门（1A汽泵再循环前电动门卡涩）。

汽泵再循环逻辑：

1）汽泵入口流量＜387.5t/h，且再循环开度＜60%，延时30s小机跳闸；

2）汽泵再循环投自动时入口给水流量≤550t/h直接开启至30%，并以1%每秒开启至65%

3）汽泵再循环在手动时，流量＜550t/h报警，延时3s强制开启30%，并以1%每秒开启至80%；

4）汽泵再循环汽泵入口流量＜600t/h联锁开启再循环前后电动门。

4、辅汽压力设定

冷再至辅汽压力设定0.40MPa。辅汽压力0.40MPa，能满足小机、脱硝等辅汽用户。

5、轴封压力设定

主汽至轴封供汽在手动备用状态。

6、凝泵再循环

1)单台凝结水泵运行按凝结水流量不小于750t/h,凝结水压力不超3.6MPa控制。

2)双台凝结水泵运行总流量不小于1500t/h,凝结水压力不超3.6MPa控制。

3)凝泵再循环逻辑：无论自动手动，流量低于480t/h且有凝泵运行自动开本阀。

7、高、低加危急疏水运行方式

机组运行时所有高、低加危急事故疏水门均应在手动关闭状态。

8、高中低压疏水阀控制

在机组减负荷且高于150MW运行时，各级疏水门在自动开启后手动关闭并禁止再次开启。

9、汽水系统

1)锅炉湿态运行期间控制储水罐水位14～19m，关闭361阀及其前电动门，尽量避免外排；

2)炉水循环泵正常运行期间保持再循环门在关闭状态；

3)炉水循环泵运行期间保持过冷水开启，炉水泵停运后关闭。

4)炉水泵停运2小时后，且预计锅炉干态运行4小时以上时停运炉水循环泵升压泵，锅炉转湿态前启动。

10、风烟系统

1)机组负荷≤300MW时控制总风量在1250～1400t/h；

2)机组加负荷退出油枪运行时，立即投入空预器回收风机运行。

11、油枪投退要求

1)当入炉煤Vdaf＞35%，机组负荷≥320MW且3台磨稳定运行时，退出所有油枪；

2)当入炉煤Vdaf＞35%，机组负荷＜320MW时投入E层4～6支微油枪（退出辅油枪）；

3)当入炉煤Vdaf≤35%，机组负荷≤400MW时投入E层所有微油枪（视情况退出辅油枪）。

12、磨煤机运行方式

1)负荷≤250MW，保持D、E磨煤机运行；

2)负荷＞250MW且持续加负荷时启动F磨运行，负荷在250MW～300MW稳定运行期间可根据入炉煤热值决定是否启动第3台磨。

13、吹灰方式

1)机组投油期间保持空预器吹灰连续运行；

2)机组连续低负荷导致尾部烟道超过5天不能吹灰时应申请加负荷进行尾部烟道吹灰；

3)机组连续低负荷导致炉膛及长吹超过10天不能吹灰时应申请加负荷进行全面吹灰一次。

14、提高主再热汽温措施

1)在保证壁温不超限的前提下尽可能的将主、再热汽温控制在600℃，可以通过控制分离器水位，增加燃料量，提高火焰中心，关小燃尽风（控制屏过出口温度＜550℃），开大再热器烟气挡板等手段控制；

2)锅炉干态运行时控制好过热度，湿态运行时控制好储水罐水位，加强对顶棚过热器出口温度的监视，正常应该比分离器饱和温度高5℃以上，避免过热器系统进水；

3)燃料、给水增减及配风调节应缓慢进行，避免汽温大幅波动。

15、输煤系统

1)合理安排火车来煤卸煤，优先直接加仓，减少斗轮机向煤场卸煤。根据机组负荷变化情况，优化上煤系统上煤量和上煤时间，减少输煤系统启停次数和运行时间，降低上煤耗电率。

2)减少皮带跑偏，解决好皮带掉煤问题，检修人员要提高检修质量，运行人员要做好调偏工作，有缺陷及时联系处理。

16、吸收塔系统

1)根据负荷的情况，协调控制入炉煤的硫份，满足脱硫入口原烟控制入炉煤硫份小于1.25%。

2)在控制脱硫效率≥95%，脱硫出口净烟气SO2≤200 mg/Nm3，吸收塔浆液PH控制在5.0～5.6的情况下，保持低功率的浆液循环泵运行，即A、C吸收塔浆液循环泵。

3)吸收塔浆液密度控制在1110～1160kg/m3。

4)吸收塔入口SO2浓度小于2700mg/Nm3或机组负荷低于500MW时，启动一台氧化风机。

5)降低事故浆液箱的液位，有条件及时排空备用。

17、工艺水系统

1)控制工艺水泵出口压力＞0.45Mpa，保持动一台工艺水泵运行，合理调整工艺水用水量，及时关闭停运设备的冷却水。

2)除雾器冲洗：应连续循环冲洗，除雾器前后差压不得超过100Pa，且在24小时内无较大的波动或上升趋势（查看压力曲线），冲洗完毕后停运除雾器冲洗水泵。

18、脱水系统

1)当脱硫吸收塔浆液密度≥1160kg/m3时，启动一台脱水皮带机运行。

2)氯离子的浓度大于8500mg/L，投运废水系统。

3)废水系统停运后，排空废水箱、停运废水箱搅拌器。

19、电除尘、输灰系统

1)根据负荷情况及吸收塔出口粉尘浓度情况及时调整电除尘二次电流：

• 当机组负荷900MW及以上时，电除尘器二次电流一、二电场设置为1000mA、三电场设置为900mA、四电场设置为950 mA；

• 当机组负荷600MW及以上时，电除尘器二次电流一电场设置为800mA,二电场设置为700mA、三电场设置为700mA，四电场设置为750 mA；

• 当机组负荷450MW及以上时，电除尘一电场二次电流设置为750mA，二、三电场设置为700mA，四电场二次电流设置为750mA。

• 当机组负荷450MW以下时，电除尘一二、三、四电场二次电流均设置为700mA。

2)根据输灰曲线压力的变化，及时调整落灰时间、循环周期；在输灰压力小于0.2MPa时，一、二电场输灰循环周期设定600S，三四电场循环周期设定1000S。

3)低负荷灰库保持两运一备，停运一个灰库，当灰库已卸空，停运相对应的灰库气气化风机及电加热器、顶部布袋除尘器。

20、渣水系统

1)定期检查捞渣机水封，保证捞渣机水封溢流管微溢流的情况下，控制渣水泵运行电流在约18A。

2)捞渣机速度的调整依据刮板与刮板的渣量确定，及时调整。刮板与刮板之间的渣量维持在1/2-3/4之间，在渣量不大的情况下，低速运行，小于1米每分钟。加强巡视力度,注意巡视捞渣机头部、尾部、链条的巡视检查,在捞渣机运行的过程中，务必保证链条冲洗水正常（能冲洗干净链条）。

21、化学专业

1)补给水系统运行方式调整：在原水水质较好的情况下，机组低负荷期间沉淀池进水方式改为单管线进水，可降低进水量500吨/小时左右，从而减少补给水泵启停次数；

2)循环水浓缩倍率控制：联合机炉专业减少工业水用户，机侧系统工业水切换为开式水带，隔离部分备用空压机工业水，提高工业水压力从而减少工业水往塔池回水量，减少排污，尽力维持循环水浓缩倍率3.5以上；

3)机组跑冒滴漏治理，降低补水率：集控、辅控运行人员每班巡检时重点关注系统泄漏情况，发现问题及时反馈部门专工协调技术部整治，降低除盐水损耗。

三、低负荷运行的危害

1、低负荷运行时，床料流化差，易产生低温结焦，在排渣口不易流化处有小焦块；  

2、锅炉床温前后墙温差太大，最高达150℃；

3、由于低负荷不易投石灰石，排烟温度较低，低温受热面腐蚀严重，排放超标,

4、影响生产正常：床温易波动，不易调节，床温温度会偏低，返回调节不易控制，可能会造成熄火；

5、影响锅炉内部换热管道的寿命：低负荷运行，会出现给煤量和返灰量投入不均衡，造成换热管道受热不均，易导致管道局部超温，引起管壁过热，长时间运行会增加爆管发生的几率；

6、增加尾部换热管道的腐蚀：长期低负荷运行，排烟温度会有所下降，尾部布置的换热管道的低温腐蚀发生几率增加；

7、影响锅炉的热效率：炉膛温度低，会造成不完全燃烧，锅炉效率肯定会下降。

8、影响经济效益。

四、锅炉低负荷运行的常见问题及对策

（一）低负荷究竟能多低

汽轮机一般可在20％~30％额定负荷下稳定运行，机组的最低负荷往往取决于锅炉，而锅炉最低负荷又主要取决于燃烧稳定性和水动力工况安全性。

1、锅炉燃烧的稳定性随着锅炉负荷降低，炉膛温度下降，燃烧工况恶化，机械不完全燃烧损失增加。对于燃用挥发分含量低的煤粉炉，炉膛温度降低，燃烧不稳，如果不采取燃油助燃措施，炉膛有灭火的危险。对于采用以对流式过热器为主的高压锅炉，负荷太低时，即使停用减温器，也可能维持不住额定汽温。往往为了保证额定汽温，被迫保持较大的过量空气系数，使得风机电耗增加，锅炉热效率降低。锅炉燃烧的稳定性与锅炉炉膛形式、额定热负荷、燃烧器结构、煤种、磨煤机性能等因素有关。不同锅炉所能达到的稳燃最低限度相差较大。

2、水动力工况的安全性锅炉在低负荷状态下运行时，火焰在炉内的充满程度比高负荷时差，致使炉膛热负荷不均。水冷壁各循环回路以及相邻管子之问因汽水流量分配偏差增大可能会造成水循环停止和循环倒流。因此，在考虑最低负荷时，除燃烧方面的因素外，还应验算低负荷情况下锅炉水循环的安全性。随着机组负荷的降低，循环流速也降低，在100％~ 70％额定负荷条件下，循环流速正常，水循环良好。在50％额定负荷运行时，水循环仍是安全的；在40％额定负荷下不宜长期运行；在30％额定负荷下不宜运行。

（二）低负荷常见问题及对策

1、燃烧稳定性

低负荷时炉膛温度下降，煤粉着火困难，火焰稳定性差，易熄火，一旦处理不当，就会引发炉膛爆炸事故。一般采用如下稳燃措施：

• 采用新型低负荷稳燃燃烧器

• 适当降低一次风速

• 提高煤粉浓度

• 提高煤粉细度

• 提高各燃烧器的风粉分配均匀性

• 采用集中火嘴

• 拉等离子投油枪稳燃

2、烟温低脱硝自动退出

1）投入省煤器旁路运行，投入旁路时应提前进行确保负荷降到300MW以下时旁路已经投入

2）应采取优化吹灰方式，进行燃烧调整，优化磨机运行方式

3、烟道再燃烧或积灰、空预器堵塞

锅炉在低负荷下运行时间长、负荷低、炉温低、燃烧不完全，加之烟气流速低，使含有可燃物的飞灰易在对流烟道内积存，同时烟气中有较多的过剩氧，为发生烟道再燃烧创造了有利条件。为此应采取以下对策：

• 严格执行吹灰制度

• 监视排烟温度及各烟道区段温度

• 控制过量空气系数及烟道漏风

• 脱硝效率应按烟温-效率曲线控制，严禁手动过量喷氨

• 长期低烟温运行，空预器应加强吹灰，发现差压有升高趋势应连续吹灰，降低差压。

• 发现某台空预器已经发生堵塞，应及时汇报，停单侧一次风机提高烟温等措施处理。

4、过热器、再热器汽温过低

锅炉低负荷运行时，往往会出现随着负荷降低，过热器、再热器汽温随之下降的现象。若采用变压运行方式，虽可在较宽的负荷范围内保持汽温稳定，但当负荷低到一定程度时，仍会出现汽温随负荷下降而下降的情况。但如在低负荷条件下，汽温低到影响汽轮机安全运行时，则需要采取以下相应措施：

• 运行中采取增大炉内过量空气系数来提高汽温，但这将提高锅炉排烟热损失，降低锅炉效率

• 提高火焰中心位置

• 推迟煤粉着火时间，通过降低磨出口温度，减小煤粉细度来实现。

锅炉正常负荷变化范围是：燃煤炉一般为70%—100%额定蒸发量。低于这个范围即为低负荷运行。低负荷运行时的主要问题是，燃烧稳定性差，要注意防止灭火及发生炉膛爆燃，自然循环锅炉还必须考虑水循环的安全性。床温料层温度，风煤配比，物料流化，返料及炉膛差压的控制！

为此，锅炉在低负荷运行时应注意以下各点：

1、低负荷时应尽可能燃用挥发分较高的煤。当燃煤挥发分较低、燃烧不稳时，应投入点火油枪助燃，以防止可能出现灭火。加强对给煤机电流监视，下煤是否正常！（避免发生断煤事故造成锅炉燃烧不稳床温突降！）

2、低负荷时投入的二次风应较均匀，开启的挡板开度也不宜太少，这对稳定燃烧均衡温度场及防止个别部位水循环不正常均有好处。（上关四下关三，根据工况适当调整）

3、增减负荷的速度应缓慢，并及时调整风量。注意维持一次风压的稳定，一次风量也这宜过大。给煤机的开度调整操作应缓慢。（避免床温大幅度波动，流化是个大问题！）

4、低负荷运行时，要尽量少用减温水（对混合式减温器），但也不宜将减温水门关死。注意观察主汽温度（由于低负荷运行锅炉整体温度低，会造成主汽温度降低）

5、低负荷运行时，排烟温度低，低温腐蚀的可能性增大。

6、炉膛差压问题，低负荷运行时可以适当降低炉膛差压！减少循环灰的携带能力！放掉一部分循环灰！（提高床温）

7、返料运行的稳定性，料层控制，一二次风配比！这些都是大问题！低负荷运行时都要注意！！！

8、低负荷运行时，对锅炉燃烧的稳定性有较大影响，各岗位应密切配合，监盘人员应谨慎操作，认真调节，防止出现突发状况，保证锅炉安全运行！