（一）玉环电厂
1、提高磨煤机出口温度
对于掺烧印尼煤等挥发分较高的煤种，在1D和4C磨煤机上分别进行了印尼煤和优混煤出口温度提高的试验，大卡/千克以上的印尼煤出口温度提升至75℃，优混煤、澳洲煤、俄罗斯煤出口温度提升至80℃运行。优化后，锅炉排烟温度与基础工况相比降低6.3℃。
2、凝结水泵深度变频优化在完成凝结水泵变频改造后进一步实施深度变频优化工作，通过改变原控制逻辑，在正常运行中实现除氧器上水调门全开，凝结水泵耗电率降至0.15%的优秀水平。
3、机组启停过程优化
（1）合理掌握汽轮机启动时的暖阀时机，当冷态时炉侧过热汽温高于汽轮机主汽阀内壁温℃时即开始暖阀，温热态时炉侧过热汽温高于汽轮机主汽阀内壁温20℃即开始暖阀；同时规定了各种工况、各种参数下启动时锅炉煤量、给水量的控制策略，尽量增大炉水泵循环流量，减少热排放。通过煤量、给水量匹配优化，过、再热器减温水量大幅减少，启动时间较以往缩短3小时。
（2）启动过程采用单侧送、引风机运行，并网前启动另一侧送、引风机并入运行，在保证相同送风量的情况下，送风机、引风机电流一共降低A。
（3）电泵仅仅作为给水管道、高加等注水升压用，压力升至一定数值之后，即并入汽泵，停运电泵，由汽泵来完成冷热态冲洗、锅炉升温升压、暖机及冲转并网全过程，降低电泵运行时间约16小时，节约厂用电约5.46万kWh。
（4）优化停机控制方式，在机组负荷下降过程中，通过汽机调门控制汽水分离器压力，保持汽泵连续可调运行，由汽泵完成停机过程。机组正常停机少运行电泵4小时，节约厂用电约1.37万kWh。
（二）海门电厂
1、实施机组启停过程节能措施
在机组的启动和停运过程中，实现了风机半边运行、给水泵单台运行、凝泵单台运行、脱硫系统半边运行、前置泵上水等措施，大大降低了启停过程的能量消耗。
2、辅机运行方式优化
（1）不同季节循环水泵双速电机切换优化运行，合理进行循泵高、低速切换及保持合理的循泵运行台数，循泵耗电率下降0.10个百分点。
（2）凝结水系统降压运行，凝泵耗电率下降0.05个百分点。
（3）一次风机降压运行，母管压力由原来的13kpa调整至10-11kPa，一次风机电流在同等负荷下降低20A。
（4）根据海水排放的PH值及含氧量情况,及时优化脱流曝气风机的运行模式，大大降低了曝气风机的耗电量。
（5）根据夜间低负荷和入炉煤含灰份情况，对输灰系统空压机进行降压运行，有效降低该系统的耗电率。
（6）优化外围电气系统运行方式，将两段母线倒至同一台变压器供电，另一台工作变作为备用，降低变压器的损耗。
（7）对全厂照明系统进行合理调度，根据现场实际需要实行间隔照明及季节变化调整照明开启和关闭时间。
3、加强运行方式分析和试验研究
（1）对四台机组高加系统水位进行合理优化，对除氧器除氧门、辅汽疏水扩容器疏水、轴封加热器疏水进行优化调整，控制合理的排污量，进一步降低了机组补水率。
（2）加强运行分析，通过对标分析发现#1炉燃烧偏烧问题，利用调停机会，对48个燃烧器进行调正调整，改善#1炉燃烧偏差和水平烟道结焦问题。恢复被切割的9个燃烧器旋流口，恢复燃烧器设计工况。
（3）完成#2机组部分负荷工况点的调门优化试投工作，接下来将安排专业人员与西安院、东汽厂家就调门重叠度如何满足调频需求的问题对该改造项目进行完善。
（三）金陵电厂
1、采取措施将凝泵变频向深度变频发展。把凝泵变频转速和除氧器水位调门的开度有机结合，对凝泵变频逻辑和降氧器水位控制逻辑进一步优化，在原方式基础上进一步降低凝泵耗电率至0.16%以下。
2、结合#1、2机组CCS优化的结果，对煤水控制、燃料和给水控制、主、再热蒸汽温度控制和滑压曲线进行研究，制定和落实各项优化措施。优化后，稳定工况下高调门阀位开度由27%提高到39%，折合相对应的汽机流量变化大于5％；动态过程，升负荷的调门开度大于40％，降负荷过程的调门开度在36％（优化前为26％）；对给水设定及测量优化修正后，稳态工况下能够实现BID指令（锅炉负荷）与MWD指令（机组负荷）的相符。目前正在进行低压抽汽调频研究，已经完成相关试验并形成报告，准备积极向前推进，实施相应的改造和运行方式优化，争取尽快利用科技成果，降低汽机节流损失。
3、坚持开展汽机冷端优化工作，制定循泵优化运行方式，加强真空和端差恶化的运行分析，优化抽真空管道疏放水设置，保证凝器胶球清洗装置定期工作的正常执行，加强收球率的统计和分析，加强凝器污染系统的分析。通过持续努力，年全年真空较年提高0.51KPa，端差降低1.2℃，冷端优化效果明显。
4、根据锅炉燃料调整试验报告要求，进一步落实优化措施，根据飞灰含碳量变化加强对氧量控制优化曲线的实时偏置修正，根据NOX的含量变化适时对附加风和燃尽风进行调整，加强对二次风风门的控制。
5、完成脱硫添加剂对脱硫电耗率、脱硫效率、生产费用、节电效果等定量和定性的分析，长期合理使用，特别是在入炉煤含硫量较高的情况，防止环保指标不超标，同时在保证排放指标和脱硫平均效率的情况下，多停一台胶液循环泵，降低脱硫电耗率。
6、通过讨论和试验，正常运行中停用等离子冷却水泵，经过长时间观察，等离子点火装置冷却效果正常。
7、利用制粉系统可调缩孔改造，高效磨辊改造等一系列制粉系统改造，通过试验逐步降低一次风压到10kPa左右，根据掺烧试验得出每一种煤种的合理出口温度，尽量提高磨煤机出口温度，一般高热值印尼煤控制在75℃左右，优混煤、澳洲煤等煤种控制80℃左右，热风调门开度控制70%左右，经治理，一次风机耗电率已经下降到0.54%，排烟温度下降5℃。
（四）华能福州电厂
1、建立高压冲洗管理机制，降低空预器差压
目前投产的超（超）临界机组中，相当一部分机组存在因设计的板型、脱硝系统氨逃逸、积灰、开机过程投油、烟气低温腐蚀等原因造成空预器差压大且居高不下，设计上的原因可以通过改造来实现，但运行原因只能通过管理措施来解决，即通过优化吹灰、油枪投退时机、按要求投入暖风器、检修期间进行拆包清理等，但检修启动后差压很快又升高。为此，电厂与专业冲洗队伍签订合同，机组一旦有调停机会且时间合适，马上采用高压冲洗车开展空预器传热元件高压冲洗，该方式取得较好的效果。
（五）行业内其他0MW及超（超）临界电厂
1、中电投漕泾电厂
（1）实施凝结水一次调频技术，正常运行时采用CTF方式（机跟踪为主的协调方式，即锅炉调节机组负荷，汽机调节主汽压力）。实际运行中，高压调门处于全开位置，直至实际压力比滑压曲线低2.5MPa时，汽机高压调门才参与调压。补汽阀强制关闭（阀位限制在-5%），主汽压力过高时，高低压旁路会参与调压（高旁溢流压力比滑压定值高1.4MPa）。高压调门和补汽阀只在电网频率异常变化时才参与调频。
（2）循环水泵运行方式：配备三台出力33%容量6KV循泵，为单元制、固定叶片单速立式混流泵。运行方式为确保循环水和开冷水压力，必要时可适当节流凝汽器循环水出水门，除夏季高负荷两台循泵运行外，其余均为单台循泵运行。
2、中电投鲁阳电厂
三阀滑压改为两阀滑压，汽机配汽深度优化：采用东南大学INFIT优化平台，投资万元左右，机组在-MW滑压运行时，仅CV2调门处于节流调节状态，CV1处于关闭，CV3处于全开状态，实现了两阀滑压单调门调节，主汽调门对工质的节流降到最低程度，汽轮机高压缸效率提高，给水泵功耗降低，年平均热耗降低20kJ/kWh，提高了机组的经济性，同时仍然保留了机组能够对负荷快速响应的优点。
3、国电北仑电厂
（1）吹灰疏水利用：通过加装热交换器，对吹灰疏水的热量进行回收，充分利用了这一部分热量。
（2）内部替代发电。为充分发挥百万机组的优势，北仑电厂全面实施内部替代发电，年，电厂三期机组分别替代一期、二期各五亿千瓦时电量，这也是三期机组负荷率较高的主要原因。
4、嘉兴电厂
三期两台0MW机组除尘耗电率分别为0.06%和0.11%，电除尘投运时就采取了高频电源方式，并且在正常运行中根据电除尘出口烟尘浓度在线对电除尘运行方式进行优化调整
爱学习，爱生活，学习之路共精彩！感觉内容有用，请转到朋友圈！
我们已开通留言、赞赏功能欢迎在底部留言与赞赏
赞赏