1000MW及超（超）临界燃煤机组节能降耗措施综述

1000MW及超（超）临界燃煤机组节能降耗措施综述


华能玉环电厂

以1000MW机组为代表的超（超）临界燃煤发电机组代表了当今燃煤火力发电的最高技术水平。1000MW等超（超）临界机组是各项节能降耗先进技术的首先应用者，也是集大成者，不少先进技术在超（超）临界机组应用成功后，逐步向其他等级机组推广并取得显著成效。
本文从节能技术改造、运行方式和系统优化、设备治理提效等方面，介绍玉环、金陵、海门等系统内外1000MW及超（超）临界燃煤机组的节能降耗措施，既可供超（超）临界电厂相互借鉴交流，又可供其他电厂学习应用。

节能改造典型技术

1、锅炉引、增风机合一和小汽轮机驱动改造。海门#1、2机组和石洞口二厂#3、4机组实施了引、增合一改造；国电北仑电厂#6、7机组和新投产的海门#3、4及沁北#5、6机组均实施引、增合一及小汽轮机驱动。玉环、金陵电厂正准备实施引、增合一及小汽轮机驱动改造。

2、锅炉烟气余热综合利用改造。上海外高桥第三发电厂、中电投上海漕泾电厂、大唐潮州电厂等1000MW机组已经采用。

3、空预器密封改为柔性接触式密封。完成柔性密封改造后，空预器漏风率可保持在4%以内。玉环电厂、国电北仑电厂、国华宁海电厂等机组已实施。

4、电除尘高频电源改造：海门#1-4机组、金陵电厂#1、2机组、玉环#1机组等已实施。

（一）华能玉环电厂主要节能技改项目

1、锅炉给水氧化处理技改:针对机组投产以来，锅炉水冷壁节流孔圈氧化铁沉积堵塞问题，组织开展攻关。电厂自主研发了“锅炉寿命管理系统”，实现了锅炉壁温分布的实时监测和多级超限统计，用于高温炉管和高温部件的寿命评估；采用自行研发的“定向微量加氧，水侧见氧、汽侧不见氧”技术，彻底解决了水冷壁节流孔结垢和氧化皮堵塞等技术难题。通过不断探索，掌握了“检查分析技术、无损检测、状态评估技术、寿命诊断、新材料评价、缺陷消除预防技术”等超超临界机组防磨防爆的核心技术。从2008年底以来，华能玉环电厂连续四年没有发生“四管泄漏”导致的机组非停事故，锅炉燃烧控制、汽水品质控制、检修技术监督等设备管理水平在国内处于领先地位，是国内为数不多的不受氧化皮困扰的超超临界电厂之一。

2、二期机组脱硫GGH低漏风率技改：在2012年及2013年初分别进行了#3、4机组脱硫GGH低漏风率改造，并对GGH部分换热元件进行抽取，降低系统阻力，改造后GGH漏风率下降1.5%，系统阻力下降100Pa以上，脱硫系统可减少一台浆液循环泵运行，改造后机组脱硫耗电率下降0.10%以上,全厂厂用电率下降0.05%。

3、真空泵冷却器制冷装置技改：在2012年4C+检修期间进行了真空泵加装制冷装置技改工作，有效提高夏季机组真空值，目前二期机组的真空泵制冷装置改造已全部完成，据试验测定，在夏季7-9月，机组真空可提高0.88kPa以上，可降低供电煤耗1.32g/kWh。

4、定冷水补水技改:定冷水补水装置原设计为自动溢流至无压放水，造成高品质除盐水浪费，通过对定冷水补水装置改造，将补水回收至凝汽器，避免了工质浪费，降低机组补水率，并通过对凝结水补水管路技改实现机组运行中停运凝补水泵。四台机组改造后，补水率同比降低0.33%。

5、磨煤机叶轮装置技改：由于实际燃用煤种与设计煤种差距较大，且变化频繁，加之机组长周期运行，磨煤机磨损严重，利用机组检修、调停及磨煤机轮修机会逐步实施了磨叶轮装置改造，技改后石子煤排放量大幅减少。

6、捞渣机一步上仓技改:原捞渣机采用两级方式进行除渣、输渣，厂用电耗量大，并且存在二级刮板内带水严重、冲渣水耗量大等问题，电厂对各机组捞渣机进行了一步上仓改造，大幅提升了捞渣机系统的安全可靠性，每台机组可减少255kW/h的厂用电，每年可节约1100t的用水量。

7、锅炉高焓值疏水回用技改：利用锅炉吹灰疏水等高焓值疏水对#2炉电除尘灰斗等辅助系统加热，取代目前的电加热装置，通过电加热改蒸汽加热，可降低厂用电率0.015%。

8、电除尘高频电源技改:通过对电除尘整流变进行高频改造，可降低电除尘耗电率约0.10%。目前已完成#1炉的改造，计划逐步推广至#2-4机组。

9、汽动联合引风机技改：电厂脱硝改造后引风机在低负荷工况易出现失速抢风现象，增压风机在满负荷工况下裕量不足，随着新版《火电厂大气污染物排放标准》的颁布，现有脱硫系统需进行升级改造，增压风机和引风机合并采用小汽机拖动可节约厂用电1.2%以上，计划在2013年4B检修中实施。

10、空预器大型技改：电厂设计初期存在空预器选型偏小的先天不足，加之运行燃用煤种严重偏离设计煤种，造成排烟温度高于设计值约10℃，为彻底解决排烟温度偏高的问题，计划实施空预器大型技改，增加空预器直径，改造后可降低排烟温度13℃，计划在2013年4B检修中实施。

（二）华能海门电厂主要节能技改项目

1、引、增合一改造：2011年完成#1、2号锅炉引、增风机合一取得了明显节电效果，厂用电率下降约0.25个百分点。

2、循泵电机双速改造：在1A循泵电机双速节能改造成功的基础上，推广到其余机组的所有循环水泵电机，目前均已完成改造，运行正常，循环水系统耗电率下降0.1个百分点。

3、闭冷水泵电机变频改造：对四台机组的闭冷水泵A电机实施变频改造，改造后该泵运行时电流由65A降至30A，每小时节约厂用电274kWh。

4、电除尘高频电源改造：完成了四台锅炉的电除尘节能模式升级改造，#2机组2013年利用C修对电除尘1、4电场进行了高频电源改造。

5、降低给水泵前置泵扬程改造：对四台机组给水泵前置泵叶轮进行车削改造，降低前置泵扬程，电机电流下降5安培。

6、GGH大通道改造：对#1、2炉脱硫系统GGH换热元件更换为大通道防堵型，降低了脱硫系统阻力，解决了GGH蓄热元件易堵塞的难题。

7、凝泵叶轮改造：取消四台机组凝结水泵C（工频泵）、一级叶轮优化。

8、热力系统优化改造：取消、优化四台机组热力系统设计冗余疏放水阀门共计123项，减少热力系统泄漏，降低补水率及热能损失。

9、捞渣机节水改造：对四台机组进行捞渣机节水改造，捞渣机炉底密封水循环利用，减少工业水使用量。

10、燃烧器中心风管密封改造：对#1、2锅炉B-F共五层40只燃烧器中心风管密封进行改造，杜绝锅炉燃烧器中心风筒积粉燃烧，保证燃烧器及中心油枪安全和正常投运，提高锅炉效率。

11、增加#1、2机组间闭冷器海水联络门：有效降低机组停运时循环水泵电耗，缩短启停机时段循环水系统运行时间，延长循环水系统检修有效工期。

12、吹灰汽源改造：锅炉本体吹灰汽源原取自屏过出口高压蒸汽，对四台机组改造后取自再热蒸汽冷端，大大减少了新蒸汽的消耗。

13、GGH吹灰器改造：对#1、2炉脱硫系统GGH半伸缩吹灰器更换为全伸缩吹灰器。原#1、2炉GGH吹灰器均为半伸缩吹灰器，其喷嘴处于烟道内，喷嘴极易因外部结垢和内部介质携带的污垢，导致堵塞而无法吹灰和进行高压水冲洗。更换为全伸缩吹灰器后，吹灰器可以定期抽出烟道外，进行喷嘴清理，确保吹扫和清洗效果。

14、锅炉尾部受热面半伸缩吹灰器改造：锅炉尾部受热面半伸缩吹灰器更换为长伸缩吹灰器，解决了原存在的半伸缩吹灰器先天性易损坏，导致锅炉尾部积灰严重、换热效率下降、燃烧调整困难的问题。

15、循环水尾水利用：利用循环水回水能量驱动两套500KW的发电机发电，实施回水能量利用，该项目已经完成可研报告和签订设计合同。

（三）华能金陵电厂主要节能技改项目

1、空预器受热面改造：#1机组2011年B修中完成空预器增加受热面改造（哈锅负责免费更换），空预器后排烟温度约下降2℃左右。

2、#1、2机抽真空管道加设疏放水管阀：2012年初发现#1、2机组真空持续下降、凝器端差持续上升，经排查和分析，确定原因为抽真空管道安装布置不合理，上、下弯头多、上U型管多抽真空管道易积水，阻塞抽真空管道，引起真空下降，通过加设抽真空管道疏放水管阀，及时疏放抽真空管道积水，凝器真空下降0.51KPa,凝器端差下降1.5℃，煤耗下降0.71g/kWh。

3、安装#1、2机真空泵冷却水管道泵：电厂循泵采用扩大单元制方式，全年大部分时间可采用一机一泵运行方式，但一台循泵运行时发现真空泵冷却水流量不足，引起真空泵密封水温度高、凝器真空下降，在该情况下被迫启动开式冷却水泵。后通过增设小功率（18.5kW）管道升压泵，可以满足单循泵运行时真空泵冷却水流量需求，做到全年停用开式冷却水泵（200kW），全年降低厂用电率0.017%。

4、安装循环水旋转滤网小功率卧式离心泵：原循泵冲洗水泵为长轴立式泵，轴系长13米、由6节组成，使得同心度难以有效保证，动静易发生碰磨。自基建投产以来，运行状况一直不稳定，检修周期较短（1年左右），检修费用也高，每台次达5万元。改为卧式泵后，运行时泵电流下降约10A，系统稳定性显著提高，且检修方便，检修周期延长至3年。

5、#1锅炉吹灰汽源改造：原锅炉本体、受热面吹灰汽源设计取自二过出口集箱，蒸汽压力约为28MPa，蒸汽温度约为510℃，长吹正常工作压力要求为1.5-1.8Mpa，短吹正常工作压力要求为1.5Mpa左右，温度约320℃，改造后取自再热器冷段管道（蒸汽压力约6.1MPa，温度约377℃），大大降低了节流损失，减少了高品质蒸汽损失。

6、#1锅炉保温改造治理：通过运行中用热成像仪测量、统计的超温点，修前制定#1机组C修锅炉保温治理方案和细则，在2013年3月份#1机组C修中完成了锅炉前、后和侧墙中间联箱保温、锅炉圈梁不合点保温、锅炉火嘴区保温、二次风箱保温、空预器保温等多处保温的治理工作。在保温施工中，严格控制敷设工艺，保证保温施工质量，通过#1炉的保温治理工作，锅炉效率由93%提高到修后的93.7%。

7、制粉系统综合改造：2013年#1机组计划检修完成磨煤机磨辊及衬板更换、叶轮装置更换、可调缩孔技改、热风调门轴封漏灰处理，制粉系统管道弯头、浓淡分离器、分配器改造更换及加防磨罩壳等工作，提高了制粉系统运行可靠性，降低一次风压，提高制粉出力，减少煤粉和一次风泄漏。

8、锅炉风烟系统膨胀节和漏风治理改造：在2013年3月份C修中完成一次风、二次风正压系统风箱的非金属膨胀节改造，引风机进出口金属、非金属膨胀节更换，正压风烟系统的内部焊缝进行检查补焊，二次风箱非金属膨胀节更换；空预器完成转子中心校正、密封片调整、提升装置恢复。通过风、烟系统泄漏治理工作，减少空预器和尾部烟道漏风，减小一、二次热风漏风，减轻对二次小风门电缆和定位器的影响。

9、机组回水改造：利用机组检修分别完成定子水冷箱溢流水回水改造，真空阀水封回水改造和凝泵密封水回水改造，改造后回水全回到凝汽器，降低机组补水率。

10、磨煤机叶轮装置技改：针对燃用煤种热值低，水份大，灰份大造成磨煤机磨损严重，利用机组检修、调停及磨煤机轮修机会逐步实施了磨叶轮装置改造，石子煤排放量大幅减少，降低了制粉电耗。

11、电除尘高频电源改造:在2013年对#2机组电除尘高频电源进行改造，提高除尘效率，降低除尘电耗率，结合高频电源改造，优化除尘控制方式，可以使电除尘效率从99.62%提高到99.7%，同时电除尘能耗可降低60%以上，电耗减少到600kW以下。

12、空预器接触式柔性密封改造：在2013年#2机组计划检修中对空预器密封进行改造，改成接触式柔性密封，降低空预器漏风率。

13、锅炉三过、四过和高再TP347管材更换:两台机组投产以来，受热面发生多次泄漏，两台机组调停或检修启动后多次发生受热面金属壁温超温限制额定参数运行的情况，严重影响了经济性。通过多次研讨认为造成上述影响的主要原因为金陵电厂两台锅炉的末级再热器、三级及四级过热器管使用国产TP347H材料，材料的抗氧化性能较低造成，目前已完成可研报告，更换方案已经完成，拟将管材更换为进口超级304不锈钢管材，并争取在2013年#2机组C修中部分实施。

14、配合供热扩容，进行机组供热改造和引增合一、增设低温省煤器和MGGH改造：金陵燃机替代南京第二热电厂供热，配合进行供热供造，目前正在可研，考虑脱硫取消烟气旁路档板配套改造，引、增合一、背压式汽轮机驱动可行性，结合引增合一进行烟道优化，增设低温省煤器，并进行MGGH改造，目前正在开展可行性研究，准备2014年#1机组检修中实施。

15、脱硫除雾器改造、在线化学清洗改造：2013年#1机组C修中结合#1脱硫取消旁路改造，除雾器更换成新型管式除雾器；对GGH传热元件进行化学清洗，并增设在线化学清洗设施，对GGH原有高压水冲洗进行改造，对原有吸收塔PH表、密度计、液位计进行更换，通过一系列综合治理，基本解决了GGH压差上升快问题。

（四）华能沁北电厂主要节能技改项目

1、#5、6机组汽封改造：哈汽CCLN1000-25/600/600型汽轮机投产初期存在轴系振动大、汽轮机热耗率高问题。机组采用传统的梳齿式迷宫式汽封，结构落后，密封效果差，是造成缸效率偏低的主要原因之一，计划更换成密封效果良好的新型汽封。经与哈汽厂沟通，准备采取已经在潮州电厂同型机组上进行过的成熟方案：更换汽封、调整汽封间隙和低压缸加固。#5机组准备2013年9月份、#6机组在2014年利用检修机会对高中压缸汽封间隙、高中压缸汽封系统、低压汽封结构等进行优化，更换#5、6机组低压缸隔板汽封和#5机组端部汽封为直齿汽封，低压叶顶汽封更换新汽封片，低压外汽缸加固以及低压内缸增加密封装置。上述方案实施后，汽轮机热耗率预计下降100kJ/kWh。

2、#5、6机组汽器胶球清洗装置改造：机组凝汽器胶球清洗装置自投产后使用情况较差，收球率低、凝汽器结垢严重。该厂一期机组凝汽器胶球清洗装置为上海达极水技术工程有限公司产品，自2004年投产以来，设备可靠运行稳定，建议参考一期设备对三期机组进行系统改造。

3、#5、6机组引风机凝汽器加装胶球清洗系统：三期机组引风机采用小汽轮机驱动，小汽机自带凝汽器，冷却水来自主机循环水冷却水，运行中凝汽器结垢严重，拟对凝汽器加装胶球清洗系统。

（五）华能太仓电厂二期机组环保改造方案简介

华能太仓电厂二期两台机组为630MW超临界燃煤机组，配套东方锅炉厂DG1900/25.4-II2型超临界压力、变压运行、Π型直流锅炉，设计燃用神府东胜煤。

截至2013年6月，太仓电厂已完成二期机组的脱硝、脱硫以及除尘改造。其中脱硝改造采用选择性催化还原法（SCR）技术，改造后综合脱硝效率达到85%，排放浓度低于100mg/Nm3。脱硫增容改造采用新址新建新吸收塔方案，并实施旁路挡板取消、烟道优化和取消GGH改造，对烟囱进行防腐处理，改造后脱硫效率大于97.14%，排放浓度低于50mg/Nm3。除尘改造采用保留一电场后续三个电场更改为袋区的方案，同时进行引增合一改造，改造后除尘效率大于99.92%，排放浓度低于20mg/Nm3。

改造后的引风机采用两台双级动调引风机（上海鼓风机厂生产的YKK900-6双级动叶可调轴流式）替换原两台静叶调节轴流引风机，风机设计全风压9.5kPa，风量485m3/s，效率87.21%，轴功率5100kW，电动机功率5400kW。由于对烟道系统进行了优化，加上采用了引、增合一技术，引风机选型相对合理，实施脱硝和电袋除尘改造后，机组厂用电率没有增加。

（六）石洞口二厂等电厂对引风机出力论证后，取消增压风机

石洞口二厂660MW超超临界机组的引风机选型与实际烟气系统不匹配，风机选型裕度较大，未能运行在高效区，特别是低负荷时运行效率过低，造成引风机耗电率高。机组满负荷时，引风机最大流量约475m3/s，最大压力约4030Pa，风机进口烟气密度0.915kg/m3，比压能为4472J/kg。增压风机最大压力约2000Pa，比压能约2200J/kg。引风机与增压风机合一后，风机流量不变，仍为490m3/s，压力相加约为6030Pa，进口烟气密度仍为0.915kg/m3，比压能约6672J/kg。取10%流量裕量和15%的压力裕量，则引风机与增压风机合一后的风机设计参数(TB工况)为：流量522.5 m3/s，压力为6935Pa，比压能7673J/kg。

经论证，现引风机性能能满足单独运行要求，且还有一定裕量，取消增压风机后可简化引风机出口至脱硫塔入口间的烟道布置，烟道阻力将降低，现风机出力裕量还会增加。通过对系统进行改造，取消增压风机，取得了较好的节能效果。

类似的例子还有国电北仑电厂#6、7机组、鹤岗#3机组等，亦是通过论证，取消增压风机。部分电厂对增压风机加装旁路烟气挡板，在低负荷时开启旁路挡板，停运增压风机运行。

（七）部分采用“引增合一”的电厂引风机选型参数

引风机的设计选型对实际运行效率和电耗影响较大。下表为一些1000MW和600MW机组的引风机选型参数。从表中可看出，少数600MW机组引风机压头裕量选取过大，风机轴功率甚至接近或超过1000MW机组。建议电厂在风机选型时合理确定各段烟气系统的阻力，参照相关电厂的成熟经验，合理选取压力和流量的裕量系数，防止因风机选型参数不合理造成能耗高。

（八）行业内其他1000MW及超（超）临界电厂的节能改造措施

1、中电投漕泾电厂余热综合利用：该电厂2012年完成#1机组烟气、凝结水换热装置改造，换热器两级布置，一级布置在电除尘器前、二级布置在增压风机出口，取自#6低加进口的凝水先后通过二级、一级低温省煤器后回到#6低加进口主凝水管道。一级低温省煤器安装有凝水旁路管道，确保除尘器前烟气温度≥100℃。在结构上采用模块化设计、烟道内换热器管无焊缝、全部弯头放置在烟道外，有效防止泄漏并便于检修。根据1号炉GCH性能试验和电除尘效率试验的结果，考核指标均达到或超过了设计值，取得了良好的经济和环保效益，1000MW工况下，GCH投运后降低供电煤耗1.433g/kWh，电除尘出口粉尘排放浓度从20mg/Nm3下降至约14mg/Nm3，满足了新的排放标准，在脱硫效率不变的情况下降低工艺水耗39.8t/h。

2、大唐潮州电厂低压省煤器：该厂2012年完成#3、4机组的低温省煤器改造工作，在空预器后，电除尘前加设烟气/凝结水换热装置，凝水回水到汽机回热系统，试验结果表明：供电煤耗下降1.1g/kWh，脱硫水耗下降约0.0375t/MWh。

3、上海外高桥第三发电厂余热综合利用改造：在增压风机和吸收塔之间加设烟气、凝结水换热器，烟气温度从125℃下降至90℃，供电煤耗约降低1.6g/kWh，脱硫系统耗水量约减少65%。

4、国电泰州电厂空预器大型技改：国电泰州电厂1000MW机组采用早期哈尔滨锅炉厂的锅炉，空预器设计面积偏小，造成排烟温度高。2012年完成#1炉空预器大型技改，增加空预器转子直径，排烟温度下降20℃左右。

5、国电北仑电厂引、增合一，背压供热汽轮机驱动：2011年国电北仑电厂取消脱硫增压风机，将引风机改为小汽轮机驱动，小汽轮机排气进行供热，降低单机供电煤耗2.3-2.9克/千瓦时，厂用电率降低0.8-1.0%。

6、国电北仑电厂供热改造：国电北仑电厂全厂实施供热改造（1000MW机组主要由小汽轮机排汽供热），供热系统为全厂机组连接至供热母管统一供热，全厂供蒸汽流量约为300t/h，1000MW因供热供电煤耗降低2.3g/kWh。

7、国电北仑、国华宁海电厂空预器密封改为柔性接触式密封：通过改造，空预器的漏风率可维持在4.0%左右，炉侧风机的耗电率降低约0.1%。类似的改造在中电投江苏某电厂660MW超超临界锅炉实施后，漏风率降至4.5%以下，三大风机电流在600MW负荷下合计下降60A。

8、中电投鲁阳厂中压转子冷却系统改造：将原高压缸进汽插管冷却蒸汽由导入三段抽汽，高压调门漏汽导入一段抽汽，改为均导入中压转子系统，在高前汽封二漏管道加装手动门控制高品质蒸汽到四段抽汽的流量，既提高了中压转子冷却温度保证汽轮机的长期安全和可靠性，又较大的提高了汽轮机效率。

9、中电投鲁阳电厂循环水泵电机双速改造：鼠笼式异步电动机调速方法很多，用一套定子绕组仅改变其接线方式，不再添置任何设备，即可达到两种速度。循环水泵电机改造前为16极（370r/min），改为18极(330r/min)后，根据循环水温和机组负荷调整运行方式，节电效果显著。

10、华电莱州电厂循环水排水尾能利用发电：为了充分利用机组循环水的排放能量，该电厂将循环水排水口改为水轮发电机房，安装两台800kW水轮发电机，将排水消能与水力发电结合起来，每年更可发电700多万kWh，增加发电收入278万元。

11、广东某电厂热一次风加热改造：某电厂#2（600MW超超临界）锅炉燃用Vdaf>35%的烟煤，制粉系统掺冷风5-10%（占入炉总风量）。采用热一次风加热器后，热一次风温度由320℃左右降低到250℃左右，制粉系统掺的冷风量减少了5%，排烟温度降低10℃，热一次风加热器风侧阻力增加约0.5kPa，各种负荷下凝结水（全部凝结水经过热一次风加热器）温度升高6℃,供电煤耗降低约1g/kWh，表盘显示煤量下降约3t/h。

12、中电投曹泾电厂引风机变频改造：该厂首先针对1000MW机组进行了引风机变频改造，在低负荷时取得了较好的节能效果。

（九）上海外高桥第三发电厂1000MW机组设计优化技术

上海外高桥第三发电厂2×1000MW机组于2008年3月和6月先后投产。电厂借鉴先期投产的华能玉环、华电邹县、国电泰州等电厂的经验，并积极创新，在机组设计、主设备选型等方面采取了一系列优化措施，机组投产后能耗指标一直保持行业领先水平。

1、主设备选型先进。该厂主设备选用上海锅炉厂的塔式锅炉和上海汽轮机厂的汽轮机，性能先进。锅炉参数：28MPa,605/603℃，额定蒸发量2732t/h，锅炉考核试验效率达94.36%、94.51%。主要优点：塔式炉再热器压降小，比传统设计压降低40%，可降低汽机热耗率9.6kJ/kWh；高压汽水系统压降小，比同等级∏型锅炉低1MPa，给水泵功耗下降约1.2MPa；烟气系统阻力小，实际运行阻力比同等级∏型锅炉低30%以上，降低引风机电耗约1.6MW。汽轮机参数25.86MPa，600/600℃，由于采用了一系列优化措施，汽轮机考核试验热耗达7239、7241kJ/kWh，比该型号汽轮机常规热耗率低70kJ/kWh。

2、四大管道系统设计优化，主蒸汽管道和主给水管道系统采用大“R”技术。通过对再热蒸汽管道口径、弯管形式以及布置方式进行优化，额定工况下的再热系统（包括锅炉再热器）压降实测为6.7%，比国家标准规定的10%减少3.3个百分点，汽轮机的热耗将因此下降18kJ/kWh。主蒸汽、给水管道系统采用≥3D的弯管设计，有效降低了管系的压降，使给水泵的耗功相应下降。

3、汽轮机背压设计优化。设计平均循环水温度为19℃，排汽压力从常规的4.19/5.26KPa下降至3.86/4.88KPa，热耗率可下降19kJ/kWh。给水泵汽轮机自带小凝汽器，降低了主凝汽器的热负荷和汽水流动阻力。

4、给水泵系统优化。在国内百万级机组上首次采用了单台100%容量的汽动给水泵，取消了常规的电动给水泵。给水泵汽轮机采用进口ALSTOM汽轮机，运行效率达86.7%。采用1×100%汽动给水泵及高效汽轮机后，100%负荷下给水泵汽轮机进汽量降低9t/h，汽轮机热耗率降低17kJ/kWh。给水泵主泵与前置泵采用同轴驱动，厂用电率降低0.16个百分点。

5、采用汽动给水泵低速启动、全程调速运行和“直流锅炉蒸汽加热启动法”。机组冷态启动时的给水温度从传统的90-100℃提高到180-240℃，为此设计了专用的锅炉加热系统及新的机组启动操作程序，锅炉启动质量流量从传统的30%BMCR降为15%BMCR，启动期间不再使用炉水循环泵。

6、高、低旁和加热器系统设计优化。采用100%容量高旁，具有锅炉安全阀功能，65%容量低旁。采用单列U形管卧式高加，对加热器逐级疏水系统进行优化，增加了#1、#2高加到除氧器的疏水管道；5、6低加疏水用疏水泵打入到凝结水系统而不是排入冷凝器。

7、在原有8级加热器的基础上，增加了1级高压加热器，即“九加”技术。利用补汽阀对应的抽汽口，在低负荷时投入该加热器，提高低负荷下给水温度，也改善了锅炉低负荷燃烧性能。

8、主、再热蒸汽和汽机本体管道的疏水阀门控制模式优化。由通常采用的以机组负荷控制模式改变为以管道上下壁温差控制，大大减少了热量损失，提高了机组经济性。

9、高度重视超超临界机组在长期运行中所存在的高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀（S.P.E）问题。除了对机组选型、旁路容量、机组甩负荷工况保护系统的设计进行优化、实施FCB功能，还在主蒸汽管路终端采取了20% BMCR附加旁路的完善化设计措施。

10、进行低压省煤器改造，排烟温度降至90℃。配合脱硫系统的优化设计，即实现所谓的“脱硫零能耗技术”。

11、实施凝结水一次调频技术。当负荷变化率较大时，通过切除部分低加抽汽增加负荷，保持汽轮机高压调阀不节流，且不使用补汽阀，有效提高了运行经济性。