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摘要：节能降耗是现今社会的热点词语，如何实施节能降耗就成了社会的热点问题，本文就从汽轮机组方面如何实施节能降耗进行了论述，提出了如何运作促进节能降耗，达到机组安全经济稳定运行的目的。
关键词：汽轮机组；节能降耗；安全；经济；效率；优化
节能降耗是企业的生存之本，谁如果怠慢了它，轻视了它，谁就会失去立足之基。
本文就从汽轮机组方面论述如何实施节能降耗，主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏以及优化进汽参数、优化辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。通过节能技术优化，深化节能降耗管理，提高机组能效，达到经济运行。
一、汽轮机本体
利用机组大修机会，积极采用先进成熟的新技术进行汽轮机通流部分改造，以提高机组的安全可靠性、经济性和提高機组的出力。 汽轮机大修对通流部分动静间隙、汽封间隙调整和改造工作，减少蒸汽泄漏，提高汽机通流效率。检修时通流部分动静间隙应取厂家要求的下限。
各级汽封包括隔板汽封、叶顶汽封、端部汽封应采用技术先进的新型汽封装置（如布莱登汽封、蜂窝汽封），减少级间及端部漏汽。针对汽缸结合面漏汽问题，应采取研刮、补焊、涂镀、调整螺栓紧力等措施予以消除，必要时可考虑进行技术改造。
在高压静叶持环与外缸间的挡汽环处有条件的要加装固定式阻汽片，用以调整汽轮机夹层蒸汽流向，减少汽轮机上下缸温差，动静叶检修时要进行打磨、喷砂或喷丸处理，彻底清除动静叶表面结垢，提高表面光洁度，减小动静叶附面层摩擦损失，提高汽轮机运行的安全性和经济性。
二、回热加热系统
加热器疏水在带负荷阶段应该按照设计实现逐级自流，正常运行时不得开启紧急疏水阀。疏水不畅时，应查明原因。加热器疏水应安装温度监视测点，以及时发现是否泄漏。对于紧急疏水阀存在泄露的应该进行解体打磨检修。加热器堵管率超过10%时，应更换加热器或管束。
定期记录典型工况下的高、低压加热器的运行参数，掌握加热器上、下端差和温升情况，分析加热器的性能状况以及旁路阀门的漏流情况。额定负荷下加热器端差应不超过设计值，并根据实际条件进一步优化。端差达不到设计值的，应分析原因，通过试验确认是否存在正常水位定值不合适的情况，以便及时进行标定。同工况下加热器温升不得比设计值低3℃，否则应查明原因。高加入口三通阀必须严密不内漏，高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差应小于 1.5℃。
运行中要控制合理的加热器水位，保持最佳疏水端差，禁止无水位运行。加热器的就地水位计不得取消。应根据实际运行情况，对厂家给出的加热器水位定值进行修正。低压加热器随汽机冲转同步投入，高压加热器应在机组负荷7MW时投入。各加热器的运行排空气管应通过缩孔直接排入除氧器或凝汽器。
三、除氧器
在给水溶氧合格的条件下，除氧器的排氧门应关小，减小蒸汽排放量，或加装带有缩孔的对空小旁路，正常运行时关闭排氧门。也可通过在排氧门后增加换热器的方式进行二次利用，如加热除盐水至凝汽器的补水等。除氧器溢流阀门正常运行时应该处于关闭状态。除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应该改由机组抽汽提供。检修期间，要注意清理蒸汽喷嘴或者旋膜式喷管，防止堵塞。
四、轴封系统
主汽门应积极采用新型门杆及密封技术，减小门杆的漏汽量。为保证主汽汽源调节门严密，建议在来汽总管上加装一道手动隔绝门，隔绝门前疏水管应加装疏水器并可靠投入。轴封加热器应安装可靠的水位监视装置（如双色水位计），轴加疏水管应设置多级水封，保证轴封加热器保持一定水位运行。轴封系统的疏水原则上全部回收到凝汽器疏水扩容器，对外排的疏水管必须加装真空手动阀，运行中有效隔离。轴封系统的各段汽源调整门前应设置质量可靠的疏水装置，既要可靠疏水，又要防止漏汽。
五、给水泵
（一）汽动给水泵
在满足给水泵流量特性曲线情况下，尽量利用改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水控制调门应尽量开大，减少给水节流。机组启动及带负荷时，应根据负荷及热力系统条件，尽量采用汽动给水泵运行，减少电动给水泵投用时间。汽动给水泵正常运行时，汽源应由汽轮机抽汽提供，不得使用主汽等高参数汽源。汽动给水泵再循环调节门应保证严密。
（二）电动给水泵
电动给水泵退出之后，应尽快停止运行，投入静止备用。电动给水泵再循环调节门保证严密。当机组给水系统采用三台50%电泵两用一备时，在机组50%额定负荷以下尽量采用单泵运行。
六、水系统
（一）凝结水系统
保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。机组正常运行中，应采用凝汽器喉部补水方式。在凝汽器内补水管加装喷头，可起到辅助除氧作用。凝结水泵建议采用变频运行。凝结水泵密封水应进行回收。
对于设计有凝结水泵至除盐水箱再循环管路的系统，应取消该管路。对于设计余量过大的凝结水泵，应当通过车削叶轮、流道修复等手段减少不必要的截流损失，合理改善泵组的运行工况、提高运行效率。
满负荷情况下，夏季凝结水过冷度控制在1℃以内。凝汽器端差控制要求如下：循环水入口温度19℃以下，凝汽器端差≤5～10℃；循环水入口温度20-29℃，凝汽器端差≤4℃；循环水入口温度30℃以上，凝汽器端差≤3℃；
（二）疏水系统
疏水管道要按照压力等级分别排放到不同的疏水扩容器，严禁串排。缸体疏水、抽汽管道疏水要严格按照设计负荷区域关闭、开启。高压疏水管道除设计的电动（气动）
截止门外，还应增加高压手动截止门。主汽门前设计有疏水分管的，可以考虑取消主管道疏水。机组启动后，按规程要求尽早关闭主蒸汽管道疏水。
（三）循环水系统
循环水系统运行优化的方式为循环水母管制运行，尤其在冬季，根据不同的机组负荷背压要求选择合理的调配方式。循环水系统设计无二次滤网的机组，建议加装具备自清洗功能的滤网。对于凝汽器排汽压力偏高的机组，可以考虑在凝汽器喉部加装均流装置（导流板），对排汽通道进行优化改造。
对由于选型不合适导致循环水泵效率降低的，可根据实际在厂家指导下进行高效叶轮改造或循环水泵改造，以提高在不同工况下的运行效率。
冬季由于环境温度低，循环水用量减少，循环水系统温度总体较低，水量较大，既浪费循环水泵电耗，又容易造成凉水塔结冰。要进一步降低循环水冬季运行时的能量消耗，在保证机组安全稳定运行的前提下，对循环水运行方式进行调整。在满足循环水量的前提下，停运一台甚至两台循环水泵，减少电能消耗，防止循环水结冰。另外在凉水塔人字柱的外侧采用塑料编织布为凉水塔做围裙，在停运一座凉水塔不能满足机组运行时可以在凉水塔内除水器的上部间隔用塑料布封堵，控制进入凉水塔的冷空气量，提高淋水温度，避免结冰。
七、汽机本体及管道的保温
应使用质量优良的保温材料，确保汽轮机本体及主蒸汽管道的保温效果满足标准规定的要求。 要将热力系统保温列入日常和检修前后的重点检查管理内容，超标的要及时处理。
结语
在新形势下做好汽轮机组节能降耗工作，做好汽轮发电机组及其辅助系统的运行优化、设备管理和节能技术改造工作，能有效的提高各负荷下汽轮机效率与热力循环效率，降低辅机耗电率，实现机组绿色高效率发电。
关键词：汽轮机组；节能降耗；安全；经济；效率；优化
节能降耗是企业的生存之本，谁如果怠慢了它，轻视了它，谁就会失去立足之基。
本文就从汽轮机组方面论述如何实施节能降耗，主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏以及优化进汽参数、优化辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。通过节能技术优化，深化节能降耗管理，提高机组能效，达到经济运行。
一、汽轮机本体
利用机组大修机会，积极采用先进成熟的新技术进行汽轮机通流部分改造，以提高机组的安全可靠性、经济性和提高機组的出力。 汽轮机大修对通流部分动静间隙、汽封间隙调整和改造工作，减少蒸汽泄漏，提高汽机通流效率。检修时通流部分动静间隙应取厂家要求的下限。
各级汽封包括隔板汽封、叶顶汽封、端部汽封应采用技术先进的新型汽封装置（如布莱登汽封、蜂窝汽封），减少级间及端部漏汽。针对汽缸结合面漏汽问题，应采取研刮、补焊、涂镀、调整螺栓紧力等措施予以消除，必要时可考虑进行技术改造。
在高压静叶持环与外缸间的挡汽环处有条件的要加装固定式阻汽片，用以调整汽轮机夹层蒸汽流向，减少汽轮机上下缸温差，动静叶检修时要进行打磨、喷砂或喷丸处理，彻底清除动静叶表面结垢，提高表面光洁度，减小动静叶附面层摩擦损失，提高汽轮机运行的安全性和经济性。
二、回热加热系统
加热器疏水在带负荷阶段应该按照设计实现逐级自流，正常运行时不得开启紧急疏水阀。疏水不畅时，应查明原因。加热器疏水应安装温度监视测点，以及时发现是否泄漏。对于紧急疏水阀存在泄露的应该进行解体打磨检修。加热器堵管率超过10%时，应更换加热器或管束。
定期记录典型工况下的高、低压加热器的运行参数，掌握加热器上、下端差和温升情况，分析加热器的性能状况以及旁路阀门的漏流情况。额定负荷下加热器端差应不超过设计值，并根据实际条件进一步优化。端差达不到设计值的，应分析原因，通过试验确认是否存在正常水位定值不合适的情况，以便及时进行标定。同工况下加热器温升不得比设计值低3℃，否则应查明原因。高加入口三通阀必须严密不内漏，高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差应小于 1.5℃。
运行中要控制合理的加热器水位，保持最佳疏水端差，禁止无水位运行。加热器的就地水位计不得取消。应根据实际运行情况，对厂家给出的加热器水位定值进行修正。低压加热器随汽机冲转同步投入，高压加热器应在机组负荷7MW时投入。各加热器的运行排空气管应通过缩孔直接排入除氧器或凝汽器。
三、除氧器
在给水溶氧合格的条件下，除氧器的排氧门应关小，减小蒸汽排放量，或加装带有缩孔的对空小旁路，正常运行时关闭排氧门。也可通过在排氧门后增加换热器的方式进行二次利用，如加热除盐水至凝汽器的补水等。除氧器溢流阀门正常运行时应该处于关闭状态。除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应该改由机组抽汽提供。检修期间，要注意清理蒸汽喷嘴或者旋膜式喷管，防止堵塞。
四、轴封系统
主汽门应积极采用新型门杆及密封技术，减小门杆的漏汽量。为保证主汽汽源调节门严密，建议在来汽总管上加装一道手动隔绝门，隔绝门前疏水管应加装疏水器并可靠投入。轴封加热器应安装可靠的水位监视装置（如双色水位计），轴加疏水管应设置多级水封，保证轴封加热器保持一定水位运行。轴封系统的疏水原则上全部回收到凝汽器疏水扩容器，对外排的疏水管必须加装真空手动阀，运行中有效隔离。轴封系统的各段汽源调整门前应设置质量可靠的疏水装置，既要可靠疏水，又要防止漏汽。
五、给水泵
（一）汽动给水泵
在满足给水泵流量特性曲线情况下，尽量利用改变汽泵转速来控制锅炉水位；给水控制调门应尽量开大，减少给水节流。机组启动及带负荷时，应根据负荷及热力系统条件，尽量采用汽动给水泵运行，减少电动给水泵投用时间。汽动给水泵正常运行时，汽源应由汽轮机抽汽提供，不得使用主汽等高参数汽源。汽动给水泵再循环调节门应保证严密。
（二）电动给水泵
电动给水泵退出之后，应尽快停止运行，投入静止备用。电动给水泵再循环调节门保证严密。当机组给水系统采用三台50%电泵两用一备时，在机组50%额定负荷以下尽量采用单泵运行。
六、水系统
（一）凝结水系统
保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。机组正常运行中，应采用凝汽器喉部补水方式。在凝汽器内补水管加装喷头，可起到辅助除氧作用。凝结水泵建议采用变频运行。凝结水泵密封水应进行回收。
对于设计有凝结水泵至除盐水箱再循环管路的系统，应取消该管路。对于设计余量过大的凝结水泵，应当通过车削叶轮、流道修复等手段减少不必要的截流损失，合理改善泵组的运行工况、提高运行效率。
满负荷情况下，夏季凝结水过冷度控制在1℃以内。凝汽器端差控制要求如下：循环水入口温度19℃以下，凝汽器端差≤5～10℃；循环水入口温度20-29℃，凝汽器端差≤4℃；循环水入口温度30℃以上，凝汽器端差≤3℃；
（二）疏水系统
疏水管道要按照压力等级分别排放到不同的疏水扩容器，严禁串排。缸体疏水、抽汽管道疏水要严格按照设计负荷区域关闭、开启。高压疏水管道除设计的电动（气动）
截止门外，还应增加高压手动截止门。主汽门前设计有疏水分管的，可以考虑取消主管道疏水。机组启动后，按规程要求尽早关闭主蒸汽管道疏水。
（三）循环水系统
循环水系统运行优化的方式为循环水母管制运行，尤其在冬季，根据不同的机组负荷背压要求选择合理的调配方式。循环水系统设计无二次滤网的机组，建议加装具备自清洗功能的滤网。对于凝汽器排汽压力偏高的机组，可以考虑在凝汽器喉部加装均流装置（导流板），对排汽通道进行优化改造。
对由于选型不合适导致循环水泵效率降低的，可根据实际在厂家指导下进行高效叶轮改造或循环水泵改造，以提高在不同工况下的运行效率。
冬季由于环境温度低，循环水用量减少，循环水系统温度总体较低，水量较大，既浪费循环水泵电耗，又容易造成凉水塔结冰。要进一步降低循环水冬季运行时的能量消耗，在保证机组安全稳定运行的前提下，对循环水运行方式进行调整。在满足循环水量的前提下，停运一台甚至两台循环水泵，减少电能消耗，防止循环水结冰。另外在凉水塔人字柱的外侧采用塑料编织布为凉水塔做围裙，在停运一座凉水塔不能满足机组运行时可以在凉水塔内除水器的上部间隔用塑料布封堵，控制进入凉水塔的冷空气量，提高淋水温度，避免结冰。
七、汽机本体及管道的保温
应使用质量优良的保温材料，确保汽轮机本体及主蒸汽管道的保温效果满足标准规定的要求。 要将热力系统保温列入日常和检修前后的重点检查管理内容，超标的要及时处理。
结语
在新形势下做好汽轮机组节能降耗工作，做好汽轮发电机组及其辅助系统的运行优化、设备管理和节能技术改造工作，能有效的提高各负荷下汽轮机效率与热力循环效率，降低辅机耗电率，实现机组绿色高效率发电。