谈火力发电厂汽轮机侧节能工作

杨世璠

(国电甘肃电力有限公司 甘肃兰州 730010)

随着国家节能减排政策的不断深入实施，火力发电厂承担的节能任务日益繁重，节能范围不断深入扩大。火力发电厂汽轮机的任务就是高效利用锅炉蒸汽，带动发电机产生电能。汽轮机经济运行的优劣，对火电厂的节能降耗工作的影响较大。笔者就从以下几个方面对火力发电厂汽机侧节能降耗途径进行阐述。

1 降低汽耗

汽轮机的汽耗就是发出每KWh电量所耗用的蒸汽量。汽耗越小，表明汽轮机的经济运行状态越好，带同样的电负荷所用的蒸汽量越小,则煤耗越小。汽耗的高低对发电厂的主要经济指标影响巨大，火电厂在降低汽耗方面主要有以下方法可以实施。

1.1 汽轮机通流部分增容改造

近年来，很多火力发电厂对50-300MW汽轮机进行了通流部分增容改造，改造后一般均能增加10%的容量，并且在汽耗、锅炉煤耗、安全运行等方面均取得了良好的效果。如：某公司实施的4台200MW汽轮机增容改造工程，改造后容量单台增加至220MW,汽耗平均下降约0.15Kg/KWh,供电煤耗平均下降约18g/KWh，节约标煤效果显著。

另外，随着汽轮机通流部分增容改造的实施，高压调速汽门的开启重叠度将要发生变化，要通过理论计算和现场实际经验取得最佳值。实际经验中表明，机组带负荷后，将调速汽门由“单阀”方式切换为“顺序阀”方式，同负荷下，可减小蒸汽流量10T/h。

1.2 提高轴封系统的经济运行水平

早期生产的200MW以下汽轮机轴封系统大多数采用外界汽源(启停时)与本机除氧器切换供外圈汽封密封用汽,轴封内几圈漏汽压力较高,不能完全进入轴封加热器，加之轴封自动控制系统的不灵敏,导致外界汽源经常漏至汽轮机外,首先造成油中进水及环境污染；其次造成蒸汽浪费；第三控制不好又会造成机组真空下降，蒸汽流量增加，导致机组的安全经济运行情况恶化。经过对机组轴封系统的改造，即在机组负荷达到一定程度，将外界汽源直接切换为轴封系统自密封运行，利用轴封内圈部分漏汽密封外圈汽封，轴封回汽进入轴封冷却器，即有助于凝结水温度的提高，又很好地解决了上述问题，保证了机组的安全经济运行。

1.3 提高机组真空度，减小汽耗

1.3.1 加强真空系统检漏、消漏及治理工作。

定期做好机组的真空严密性试验，发现达不到合格值或者与同类机组比较严密性试验不够优秀。就要针对性的查找漏点，进行堵漏。有时候查找不到漏点，就要在机组检修期间，对凝汽器汽侧进行灌水找漏，尽量灌至喉部，有利于查找机组长期运行造成的喉部焊口开裂，并且不易发现的漏点。靖电公司每次机组大小修时坚持凝汽器修前与修后两次灌水试验，对老机组的真空优化起到了重要作用。并且将此项工作做为机组大小修后，对真空度考核的重要依据。

定期检查抽气器的完好程度，尤其是射水式抽气器，随着运行时间的增长，结垢、汽蚀现象不容忽视，应该定期检查，排除异常，保证抽气能力。

1.3.2 加强循环水系统的维护工作

加强管道系统管理，严防阀门非正常截流或者管道系统堵塞。闭式循环水管道堵塞的主要原因在胶球回收率偏低，在循环水回水管道或者冷却塔配水层喷头处造成堵塞，需要对胶球回收装置进行改造，确保胶球回收率100%，经过多年的生产实践改造收球装置，证明是能达到要求的。

加强凝汽器管束管理，凝汽器管束内壁结垢影响传热，是电厂长期遇见的问题，加强管束清洁度管理主要应做以下三方面的工作：一是做好胶球清洗工作，在胶球加入量、回收量、胶球质量、清洗时间频次上要严格把关，确保效果；二是管理好冷却塔配水层填料，如2007年冬季，我省遇到了罕见的强冷天气，冷却塔配水层结冰严重，质量较次的填料，冻成碎片，冰融化后脱落，塔池滤网过滤不住，进入凝汽器冷却管束造成堵塞，导致流通量不足，真空度不够，只有待停机后清理；对于开式循环水系统的机组，还应做好循环泵入口的杂物清理、过滤工作；三是保证循环水水质合格，减弱结垢的形成机理。

1.4 提高回热系统运行经济性

众所周知,汽轮机系统设置回热加热系统，主要是为了减少冷源损失,同时带来了蒸汽耗量大的问题，但是设置回热系统的益处远远大于蒸汽流量增大的问题。机组设置的抽汽回热系统级数是制造厂经过严密计算比较得出的，生产过程中一般无法改变，要提高经济性只有在现有的状态下做好以下工作：一是保持加热器合理的汽侧水位。过高因换热面积减小效果不佳，过低则蒸汽流速快，换热不充分，而且高一级抽气量增大排挤低一级抽汽，经济性受到更大影响；二是尽可能避免较低压力等级的抽汽系统停运，否则会因本级加热器出口温度偏低，导致上一级较高品质的抽汽量增大，而且会使加热器温差过大；三是保持加热器的健康运行，防止加热器堵管率过高运行，给水温度偏低不经济。

2 降低厂用电

火力发电厂汽机侧的厂用电消耗占用了较大比例，降低汽机侧厂用电量，有着比较成熟的经验可以借鉴。

2.1 进行节电技术改造

近几年，电厂通过对凝结泵电机进行变频技术改造，对循环泵电机改为双速电机,尤其在机组调峰运行时的节电效果显著，并且避免了管道的截流损失，效果显著；对早期设计的机组，存在泵体本身出力裕度大的问题，也可以进行叶轮车削改造，满足最大负荷运行需要即可；有些电厂对设计的凝升泵系统通过技术计算，对补水箱及管道系统给予改造，机组正常运行中停运凝升泵；在上世纪90年代有些电厂通过对200MW机组的半容量电动给水泵改型为全容量给水泵或者改为汽动给水泵，厂用电率大幅度下降。

2.2 加强运行管理工作

2.2.1 加强辅机的启停管理。机组的启停，汽机侧的三大辅机（凝结泵、循环泵、给水泵）往往是需要早期启动的，停运时也是停运较晚的。如果没有严格的时间限制，值班员为了安全起见，不控制时间，浪费厂用电严重。要对每一转机的启停时间、运行调整制定详细的时间规定，避免在机组启停中转机启动过早或者停运太迟，造成厂用电无为的浪费。

2.2.2 加强小指标竞赛工作。进行小指标竞赛活动，能够通过比较发现存在的问题，有力的提高了运行人员的节能积极性，多年来的经验表明，对促进节能工作意义重大，应该不断拓宽小指标竞赛范围，加大奖惩力度。

2.2.3 不断研究新的运行节能方式。目前有些电厂已经实施了机组启停不启动电动给水泵的运行方式，经过详细的规划和可行性研究，用汽动给水泵直接参与机组启停工作的全过程，较好的保证了机组启停的安全经济型，值得同类型机组借鉴。

3 降低原水耗量及除盐水耗量

我省属于水源严重缺乏地区，减少火电厂的耗水量，是目前最为紧迫的任务，也是企业尽社会责任的主要途径。火力发电厂如何降低原水耗量和除盐水耗量,笔者认为有以下方法可以借鉴。

3.1 加大设备改造力度。

早期投产的机组，都存在辅助设备冷却器传热效率偏低的问题，随着一些先进材料的应用，相同的冷却面积，冷却效率会提高较多，所以要对冷却器进行新材料、新工艺的应用，减小冷却水量；另外，冷却塔填料的型式、材料的不断更新，进行必要的投资更换，也会提高循环水的冷却效果，对提高机组真空和减小循环水蒸发量均有一定的益处。

3.2 加强检修运行精细化管理

3.2.1 突出季节性特点，强化节水措施。发电厂的原水耗量与季节性关系较大，夏季转机及冷却器耗水量较大，要制定可行的措施，尤其是不能随心所欲的开大冷却水阀门开度，要根据环境温度随时调整。另外,春季机组的检修工作,要将防暑降温工作纳入重要范围,对冷却水系统要重点清理疏通；冬季对冷却水量的节流要及时到位，尤其是北方寒冷地区，冬季停机后的防冻工作需要开启停运转机的冷却水，就要求管理人员随时监督冷却水投入量的大小，在保证安全的前提下，根据环境温度及时调整，尽量减小冷却水量。如果停机时间较长，可以将冷却水管道系统放空备用。

火电厂的厂用蒸汽系统的耗量，同样要纳入节能工作的重要环节，如内部取暖热网站的运行温度，应根据外界昼夜的环境温度，调整供暖温度。如果为了图方便，将温度一直保持在较高温度，加之加热器及管网系统的泄露，可能造成电厂额外补充的除盐水量增加。

3.2.2 从细处着手节约每一点水。为了加强节能工作,各电厂均不同程度的将各类正压扩容器的排水进行了回收,用做其它用水,不直接排入地沟。一台200MW机组满负荷运行,每天可节约600T左右耗水；对单元机组停运后的冷却塔池存水直接打入临机塔池，一次可节约原水8000T左右，相当于夏季一台机20小时的冷却塔蒸发量；将凝汽器灌水找漏后的水不再排入地沟，可以回收于热网补充水或其它用水，按照现在200MW机组的检修频次，一年一台机可节约用水约1500T。

3.2.3 加强机组启停除盐水耗管理。我们知道，机组的启停在汽机侧需要开启大量的疏水，补充的除盐水量较大。所以在以下方面加强机组的启停操作管理，会节约启停水耗：一是启停时加强疏水系统操作管理，在汽缸温度达到规程规定的温度时，关闭（开机）或开启（停机）疏水，减少排量；二是提高启动操作水平，机炉电专业的操作要协调一致，防止任一专业的操作滞后，而影响机组升温升压速度，导致大量疏水外排，得不到及时关闭。

3.2.4 加强泄漏治理。发电企业一直坚持实施的无泄漏工作，经过多年的不断努力，整体泄漏率逐步下降，不论在文明生产还是节能降耗方面，都起到了积极地促进作用。泄露治理工作应突出两个方面：一是外漏消除；二是内漏消除。实际上外漏属于明显的漏点，容易发现。而内漏只有经过认真的排查、参数分析，才能彻底治理。治理内漏，主要在节约厂用电，避免冷却水泵做得无用功，同时汽机侧疏水门内漏几个环节上下功夫。

作为火力发电厂，需要整体挖掘节能潜力，正确认识节能和投资的关系，正确树立节能是为人类做贡献的理念。日常工作中不放过任何一个小的环节，紧抓细扣，从每一度电、每一点水上下功夫，不断养成全员的节能习惯，日积月累，节能效果会逐步显现，社会效益将不断增强。