摘要：随着国民经济飞速发展，能源需求大幅度增加，火力发电企业的节能降耗工作日趋精细化。强化和推进节能工作，努力提高我国能源利用效率水平，将为未来我国实现经济、能源、环境可持续协调发展提供有力的支撑和保障。
关键词：电厂；汽轮机；降耗；影响因素；措施
前言
汽轮机是火力发电的重要的设备，汽轮机热耗率的高低对于火电厂的经济效益具有重要的影响。目前火电厂，由于新装国产、进口机组的投入及老厂扩建等，使现有运行机组的种类、数量增多，大容量、高参数机组的比重也逐年增大。当汽轮机组因某种原因造成热力参数达不到设计值时（如：新汽压力、温度、中间再热温度和压损、排汽压力、给水温度等），对机组的热经济性均会产生一定影响。
1.火电厂汽轮机组热耗高的主要原因
国产大机组的热力系统一般都是4台低压加热器+除氧器+3（2）台高压加热器。五大发电公司近期先后提出已运行机组三年达设计值的节能降耗目标。由实践工作经验可知，汽轮机组能耗高的主要原因有：
1.1汽轮机缸效率和机组通流性能
机组缸效率是机组在运行过程中通流部分的有效焓降与理想焓降之比。实际运行来看，300MW机组的高、中压缸实测效率分别为79%-81%、89%-91%，均未达至设计值。影响缸效率的因素较多，在实际应用中，一旦缸效率下降，汽轮机热耗率就会增加。国产300MW机组的高、中压缸效率变化1%，都会引起热耗率分别变化0.185%、0.215%。
汽轮机本体部分状态如何，对机组或者全厂经济指标影响较大。采用现代化技术对通流部分进行改造，就是为了降低老机组热耗和煤耗，提高机组热循环效率。
1.2汽轮机运行参数偏离设计值的影响
正常运行时，汽轮机的进汽参数都应尽可能在设计参数下运行，并要求压红线运行，以使汽轮机效率最高，现代化大机组通常采用定压-滑压-定压运行方式以提高电厂的运行经济性。在实际运行中，300MW机组当主汽压力、温度和再热温度分别变化1MPa、10℃、10℃时，影响热耗变化0.35%、0.32%、0.26%。
1.3汽轮机出力的系数和凝汽器铜管结垢 、高、低压加热器端差偏离设计值
加热器端差分上端差和下端差。上端差=加热器汽侧压力对应饱和温度-出水温度；下端差=加热器疏水温度-入水温度。加热器端差增大，表明加热器换热效果降低、循环系统中不可逆损失加大、抽汽量增加、每公斤蒸汽做功能力下降、机组循环效率降低、能耗增加。
汽轮机出力系数对汽轮机正常运行具有很大作用。但现阶段电力供应紧张，煤质差，使得部分机组降出力运行。除此之外，由于循环水质差使凝汽器管结垢、排烟温度高，减温水流量大、给水温度等其他部分小指标不合格，都会造成不必要的能源消耗。
1.4再热器减温水量的影响
300MW机组减温水量每变化1%，影响热耗变化0.17%。在实际运行中，由于炉侧再热器超温，运行人员将投入一定量的再热减温水，来调整再热蒸汽温度在设计规定范围内变化。由此增加了热力循环系统吸热量，机组热耗和煤耗将增加。
1.5给水大旁路内漏或过热器减温水由高加前引出的影响
高压给水旁路漏泄率指高压给水旁路漏泄量与给水流量的百分比。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆近几年投产的新机组（亚临界），将锅炉过热器减温水取水位置设计在给水泵出口，占较大比例。这将产生与高加大旁路内漏一样的负面影响。由于进入过热器减温水温度低于高加出口温度达100多度，增大过热器汽水温差，不可逆损失增大，局部应力增加，容易产生裂纹，对机组安全经济运行均产生不利影响，
1.6 热力系统内漏问题的影响
热力系统的内漏问题的研究是热力系统节能的重要环节之一，内漏是指部分疏放水系统阀门不严直接导致工质流至较低级加热器或凝汽器。热力系统内漏治理节能潜力很大，阀门内漏治理，虽然工作量大，但与通流部分改造和其他热力设备的更新相比较，投资要少得多。也就是说，处理好热力系统的内漏，能够以最小的人力、物力，获得较大的经济效益。阀门内漏治理应当作为汽轮机热力系统节能的重点来抓。
2.汽轮机组降耗节能的主要措施
2.1科学降低冷却水的温度
在开放式的循环系统中，外界自然条件能够直接影响冷却水的温度，但在封闭式系统当中，不仅自然条件能够影响冷却水温度，设备运行状况也会对其产生直接影响。机组实际运行过程中，如果冷却塔运行时存在障碍，那么出水口的温度将会明显升高，所以为了保证水塔的正常运行和循环水的温度，我们应当建立其严格的管理制度，保持冷却水塔的冷却效果，保证冷却水系统经济运行；定期对水塔内填料、排水槽、喷嘴等部位的运行状况进行检查，防止因局部阻塞而影响冷却系统的正常运转。
2.2保障汽轮机良好的真空度
凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端（凝汽器喉部）的真空占当地大气压力的百分数。汽轮机运行过程中，需要保障汽轮机在真空度良好的条件下进行运转，改善汽轮机凝汽器壳管的换热效率，提高机组性能，进而达到节约能源的效果。提高凝汽器真空度的技术措施有：
2.2.1保持凝汽器胶球清洗装置处于良好状态，保证胶球清洗装置投入率和胶球收球率满足相关规程的要求。
2.2.2 维持真空系统严密。定期开展真空严密性测试，若真空严密性超标，可利用检修期间的高位上水检漏或运行期间的氦质谱检漏技术，及时发现和消除真空系统漏点。
2.2.3 监测漏往凝汽器的疏水门和放水门，对内漏阀门及时处理，以减少凝汽器热负荷。
2.3强化汽轮机运行管理
进行运行管理主要是控制各热力设备系统主要指标（或参数），控制好这些指标，机组就能安全经济运行。汽轮机指标有热耗率、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、过冷度、给水温度、输机单耗和耗电率等等。
2.4提高给水温度
最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值。300MW机组给水温度每变化10℃，热耗变化0.148%左右，运行中应充分利用回热加热设备，尽量提高给水温度。给水温度的高低，对于锅炉在能源的影响是直接可见的。一旦给水的温度过低，锅炉实际煤炭燃烧的消耗就会大幅提升，直接就在资金消耗方面大量的增加，锅炉排烟的温度也会大大增高，造成热损失会严重增大，最终造成锅炉的效率严重降低。
2.4.1做好高加投入率的保证
做好高加投入率的保证，给水温度主要受高压加热器进汽压力及运行可靠性、给水旁路状况等因素影响，运行中应密切注意高压加热器的运行情况。经常对最后一级高压加热器出口温度和最终给水温度比较，判断高加旁路是否漏泄，应合理调整高加旁路门的开关设定值，必要时进行手动校严。
2.4.2在维修时，对加热器实施检测
加热器解体检查的重点是漏泄点和管束结垢方面，水室隔板与高加筒体等在密封性的检查，确定否有漏点存在，一旦存在漏点，在质量等相关方面产生问题，就会导致高压给水出现无法正常运行的问题，会出现不通过加热钢管，造成给水与蒸汽热量的交换造成阻碍，导致给水温度降低；另外检修时应清扫加热器管束，保持加热器清洁，降低加热器端差。
2.5 消除阀门内漏
利用检修机会对疏放水系统泄漏阀门进行解体检修或研磨，确保检修后疏放水系统阀门严密。这样，不但可以降低机组热耗率，也为机组今后的节能工作提供参考。
结语:综上所述，通过分析了汽轮机高能耗的影响因素，在实际的运行过程中，要通过有效的措施提高汽轮机的运行效率，提升火力发电企业的经济效益。
论文作者:盛艳苹
论文发表刊物:《电力设备》2016年第16期
论文发表时间:2016/11/8
标签：汽轮机论文; 机组论文; 温度论文; 加热器论文; 凝汽器论文; 旁路论文; 系统论文; 《电力设备》2016年第16期论文;