摘要：现今，随着国家十三五规划纲要中指出，坚持把建设资源节约型、环境友好型社会作为加快转变经济发展方式的重要着力点。对于目前我国经济政策的调整，用电结构发生了很大的变化，对于轻工业和市政生活用电量却在不断上升，而对于重工业的夜间用电量所占比重却在相对减少。为了满足负荷的调整，比较大的单机容量300MW或者更大的机组去参与电网调峰工作，发电标准煤耗就很有可能远远超出设计值。而我国正在大力倡导经济由粗放型转向节约型，因此对于电站节煤来说这是一件大事，所以对电厂机组的节能降耗措施进行的研究具有极其深远的意义。基于此，本文以某电厂新建300MW火电机组节能诊断为例，对诊断出的问题提出了实际的解决方案，为各项节能技术的实施推广提供理论基础。
关键词：节能降耗；300MW机组；热力系统
1项目背景
某电厂为2×300MW间接空冷机组，每套机组包括一台1100t/h亚临界、自然循环的循环流化床锅炉，一台300MW级亚临界一次中间再热、双缸双排汽单轴间接空冷凝汽式汽轮机，一台300MW发电机和相关的辅助设备。锅炉采用东方锅炉（集团）有限公司生产，型号为：DG1100/17.4－Ⅱ型；汽轮机、发电机均采用上海电气集团股份有限公司，型号分别为：CJK300-16.67/0.4/538/538型、QFSN-300-2型。单台机组的凝结水系统采用的两台凝结水泵是100%容量，变频调速型；给水系统采用一台100%汽动给水泵和一台30%启动电泵，抽真空采用了两台水环式真空泵。循环水系统采用表面式凝汽器间接空冷系统，该系统由表面式凝汽器、间接空冷塔及间接空冷循环水系统构成。空冷塔采用两机一塔，空冷塔散热器塔周垂直布置，每台机组配置两台循环水泵。
2热力系统能耗诊断分析
2.1汽轮机热效率低
汽轮机通流效率具体表征为汽轮机缸效率，最终体现在汽轮机的热耗上。根据设计，本机组汽轮机总内效率88.45%，其中高压缸83.80%、中压缸91.63%、低压缸91.66%。分析其原因如下：（1）主汽门、调节汽门节流损失大。以主汽门的前测点为准来测试汽轮机缸效率，其压力损失主要包含主汽门和调节汽门的压力损失，造成更大压力损失原因是调节汽门在顺序阀运行时存在一定的重叠度造成的。（2）级间泄漏是由于汽封及轴封间隙超标造成的。虽然机组在一般电厂检修时，通过各设计值的低限来调整各部位汽封间隙，但是在运行中容易磨损的是铁素体汽封，磨损后间隙会增大，从热力性能试验得到的数据分析，高压缸前轴封漏汽量设计值是其四分之一，所以，轴封泄漏也是造成热耗高的重要原因。（3）新投产的汽轮机在制造、安装、运行过程中一般会发生以下问题：高压进汽阀试运滤网未拆除造成节流；汽轮机部件应力释放造成汽缸中分面、隔板持环中分面变形及泄漏；试运时水质不合格造成通流积垢，固体颗粒物冲蚀，末级叶片水蚀等。
2.2汽轮机背压高
汽轮机背压对机组热耗影响很大，针对本机组的汽轮机，按照汽轮机厂提供的背压对机组的热耗影响曲线，每1kPa背压升高，0.55%热耗增加。汽轮机的冷端设备和系统的功能是相辅相成的，其由三部分组成，主要包括凝汽器及抽空气系统、循环水系统和凝结水系统。导致背压升高的原因：间冷机组本身设计背压高、冷却水量不足、间冷塔散热片脏污、真空严密性差、阀门内漏等。
2.3给水温度低于设计值
该电厂锅炉给水温度设计值274.5℃，1号机组实际运行值为270.0℃，2号机组为269.6℃，均低于设计值，给水温度主要与抽汽回热系统相关，加热器运行状况、抽汽参数等均是影响给水温度的主要因素。增大加热器上端差，降低加热器出口温度，使得增大了给水在上一级加热器内吸热，增大了不可逆损失。增大加热器下端差，造成增大了本级抽汽量，排挤下一级的抽汽量，影响循环热效率。对300MW机组，每增大10℃对于高压加热器上端差，对热耗影响为13.5kJ/（kWh）。
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3电厂热力系统节能减排措施研究
3.1锅炉空气预热器优化
在电厂实际生产中，影响锅炉燃烧效率的主要因素之一即为锅炉空气预热器漏风，造成锅炉燃烧损耗增大。此类问题在生产中比较常见，因此对该电厂采用了比较常用的VN密封技术，通过对锅炉空气预热器的改造，改善了设备漏风问题，从而保证机组在额定负荷运行时一次风有足够裕量，减少排烟造成的能量损失，降低了飞灰含碳量，同时还可以送、引风机运行所需供电流，降低了系统运行电能损耗。
3.2汽轮机配汽优化
设计配汽规律和获取准确的阀门流量特性是阀门管理的重要组成部分。配汽规律指汽轮机的负荷发生变化时，各调节阀门的开度随负荷变化的规律。当配汽规律设计不合理时，会致使轴系受力不均衡，在部分负荷区将产生很大的横向汽流力，使轴心位置必然发生变化，产生不对中故障，并且使轴承的工作特性发生改变，发生轴承失稳、轴振幅值增加的现象，另外轴心的大幅偏移也导致了瓦温的升高，可能引发更严重的烧瓦事故，严重影响汽轮机运行的安全性。
为了提高机组运行的安全性，则只能采用节流调节方式以减小配汽不平衡汽流力，但节流调节会产生很大的节流损失，严重影响机组运行经济性。同时，在进行配汽规律设计时，需要借助调节级流量特性曲线。调节级流量特性曲线一般是通过理论计算即调节级变工况计算得到的。然而，只通过调节级变工况计算理论，无法实现对阀门流量特性的准确辨识。因此机组在实际运行中，会因为设计曲线与实际曲线不匹配而导致机组功率波动，阀门流量特性线性度不好的问题，影响机组运行的稳定性，如果机组的流量线性度差，就会导致机组的自动发电控制（AGC）以及一次调频等调节性能大幅下降。
3.3滑压运行优化
提高变工况下运行效率的有效方式是滑压运行，而滑压运行曲线一般都是制造厂提供设计的，但是设计曲线只是理论曲线，机组实际的系统环境、辅助设备的运行效率等因素并未考虑到。这样，就需要对滑压曲线进行修正，主要有3个问题要通过优化实验解决：实际的机组阀点位置；机组定压到滑压拐点（下拐点）的位置；滑压点（下拐点）最低的位置。
3.3.1阀点测试
滑压曲线优化试验时，高压调门重叠度需要首先调整合理，滑压运行经济效益的关键的正是这里。测试的基本方法一般是通过在稳定燃烧下缓慢地调整负荷，来对调门后压力与调节级后压力的关系进行测试。如果两者基本一致，影响机组效率的因素就不包含调门节流因素。
3.3.2确定上拐点
首先要参考生产厂家所提供的滑压运行曲线，查找上拐点的位置。先将工况调至此位置，调节汽门，将参数调整至额定工况。然后进行滑压试验，一般将负荷调至90%左右，试验时，按照阀门重叠度曲线，尽量减少节流损失。使得此状态调门开度保持基本不变，主汽额定温度保持不变，只调整炉煤量，来调整主汽压力和负荷，至90%负荷左右时，通过经济性比较选择几个不同压力工况，找到最佳工况点，确定上拐点位置。
3.3.3下拐点确定
从理论上讲滑压运行最低压力在汽轮机没有要求，主蒸汽过热度足够即可，进入汽轮机的蒸汽再低压力也都允许，常用这种方式是在汽轮机冲转和滑参数停机的情况下。但是如果主汽压力要求过低，锅炉燃烧需要投油，汽泵也会发生汽蚀，下拐点的判断主要是依据锅炉和汽泵的稳定性，一般情况下为50%~60%负荷。
参考文献：
[1]李浩诚.电厂热力系统的节能减排措施研究[J].科技创新与应用，2016，07：200.
[2]王浠浠.浅议火力电厂热力系统节能技术改造措施[J].消费导刊，2010，03：197.
[3]王宝民.秦电300MW汽轮机组热力系统优化研究[D].华北电力大学，2011.
论文作者:魏承君
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/18
标签：机组论文; 汽轮机论文; 电厂论文; 曲线论文; 系统论文; 锅炉论文; 拐点论文; 《电力设备》2017年第16期论文;