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【摘 要】 当前300MW机组成了我国火力发电厂的主力机组，本文主要对于300MW机组节能方面的知识进行了探讨，希望能有一定的参考价值。
【关键词】 300MW;机组;节能
引言：
调查表明，国内单机容量300MW及600MW机组火电厂设计普遍存在系统设计欠合理、厂用电率高、部分辅机参数选择不当等问题。当前，在我国能源供应日趋紧张的态势下，无论是从国家节约资源的角度还是从电力企业降低自身发电成本的角度看，节能降耗是一项极其重要的工作。从技术改造的实践来看，优化设计潜力巨大。
一、实例分析
包头第一热电厂（以下简称包一）2×300MW直接空冷供热机组为亚临界、一次中间再热、两缸两排汽抽汽式汽轮发电机组，配以1050t/h亚临界自然循环汽包锅炉，采用斯必克冷却技术（比利时）有限公司生产的直接空冷凝汽器（简称ACC），布置在汽机房A列外，安装在空冷平台上。汽轮机的排汽经伸缩节引出，经过排汽装置汇入1根大孔径管道后流入凝汽器。大孔径管道系统分流，形成6个上升管和配汽集管（沿每组管排的顶部布置）。蒸汽通过配汽集管后进入一次冷凝管束顶部的翅片管道，在管道内下行的过程中部分被冷凝。凝结水和非冷凝蒸汽再通过“A”型屋顶结构底部的大尺寸蒸汽/凝结水联箱收集，如图1所示。
包一300MW直接空冷供热机组的空冷风机，采用变频调节，其变频范围为30%～100%，其中90%～100%为超频转速运行。空冷风机一般按照自动方式运行，将背压设定在规定范围内后启动风机，随着实测背压的不断增加，风机的转速也逐渐增加，使得实测值接近设定值。当单组风机转速达到最大时，随着排汽流量的增加，已投运风机的风量不能满足需要时，实测背压会继续升高，当实测值与设定值的比值>1.4时，投运其余风机，直到所有风机全部投入并按额定转速运行，甚至超频运行，此时风机的电耗将达到最大。
二、300MW机组存在的问题及原因分析
（一）汽轮机本体部分
1、调节级效率偏低
调节级效率低是300MW汽轮机高缸效率低的很重要的一个影响因素。这里所说的调节级效率主要有主汽门和调门的节流损失。在高缸总功率中额定工况下调节级功率占20.8%，调节级设计效率占64.36%，高缸效率伴随调节级效率的降低而降低。一般实测调节级效率不到50%左右，调节级效率低的原因主要包括下列几个方面：
（1）调节级动叶汽封径向间隙大，汽封结构不合理。调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间隙设计值为（2.5士0.05）mm。根据此处汽封直径，可求出漏汽面积为8721.8mm2时，内径相当于是106mm的管道。
（2）喷嘴组弧段之间间隙大。在6个汽室上安装的6个喷嘴组弧段之间设计预留膨胀间隙，设计值左、右水平中分面间隙为5mm，其他4道间隙分别为3mm。依据其结构和计算分析，此间隙预留值过大。同一类型的部分机组的该间隙能达到10-15mm，增大漏汽量，并增加了调节级漏汽的损失。
（3）喷嘴叶片损伤严重。因为调节级叶片还在第一级，工作条件恶劣，极易受到蒸汽中携带的固体粒子的侵蚀，造成调节级喷嘴叶片严重损伤。如果调节级叶片损伤达到一定程度，对调节级的通流效率就会有很大的影响。哈汽厂机组因为叶型设计存在问题，发生了多次的喷嘴损坏的现象，对机组经济性产生了很大的影响。
（二）热力系统及辅机部分
1、凝升泵扬程偏高
现阶段各电厂配置凝结水升压泵（或凝结水泵）的扬程都比较偏高。双辽发电厂300MW机组的凝结水系统配套2台10%容量凝结水泵和凝升泵，凝结水泵和凝升泵之间有精处理装置。机组在正常运行过程中，凝升泵实际运行出口压力为2.83MPa，除了氧器上水调整门节流损失高于1.0MPa，是设计值0.2MPa的5倍。凝升泵耗功就算增加了，又导致调整门节流噪音大。依据测试结果，凝升泵实际扬程140m时就能够符合上水要求。
2、循环水泵扬程偏高，效率偏低
双辽发电厂每台机组配套2台卧式双吸离心泵，型号为1400524。设计效率85.5%，自从投产以来，机组循环水系统在阀门全开的时候，泵的电动机过载严重。实际运行过程中凝汽器的出口蝶阀仅可以维持在40%下运行。
3、冷却水塔冷却能力低
双辽发电厂每台30MW机组配1台450耐自然通风冷却水塔，在夏季机组循环水温度高需2台循环水泵运行，会出现严重的冷却水塔分水槽溢流问题。
4、高压加热器疏水管振动大
疏水管道振动大是因为高压加热器没有水位运行，使得疏水管中产生汽液两相流，疏水容积流量提高，流速增快，对管道产生很大的冲击力，导致疏水管道出现振动。
5、高加上、下端差大
加热器上端差大主要是因为高加水室出口导程板漏泄。导程板检修起来方便，用可卸隔板设计，由4块隔板拼接并用螺栓固定，用石棉板做垫在每一个隔板搭接处密封。运行中因为水冲击，使得螺栓松动，隔板变形，损坏密封面，导致给水短路，部分没有加热的给水与加热的给水主流混合，使给水温度降低，增大了上端差。因为高加运行水位低导致下端差偏大。
三、300MW机组节能探讨
（一）加强锅炉燃烧调整，提高主汽压力与温度
要对锅炉汽温进行调整，尤其是在机组负荷升降或者低负荷的条件下。为了保证300MW机组热力系统的经济性，应尽量少用再热器、过热器减温水，主要以燃烧调整为主。
1、在确保机组安全的基础上，提高主汽温
在有减温水投入，再汽温度、主汽温度较高的现象时，应该将上层给粉量降低，适当的将低层给粉量增加，必要的时候还可以将上层给粉量停止。为了使锅炉排烟温度大幅度降低，调节再汽温度、主汽温度，应该通过一系列调整燃烧的手段，比如调整二次风配比、调整燃烧器投运方式等方式降低火焰中心位置。 2、严格执行锅炉受热面定期吹灰制度，清除掉灰尘，以便锅炉效率的提高，使排烟热损失降低，并使受热面的传热效率增加，实现锅炉吸热面的清洁，这样就可以使300MW机组的经济性有效地提高。
3、在锅炉负荷出现较大变化时，保证主、再汽温达到机组额定值在蒸汽温度波动较大、锅炉负荷变化较大的现象下，应该妥当的减温水流量、压力变化速度、锅炉负荷等参数控制，减温水绝对不可以在低温时段投入。如果发现再汽温度、主汽温度较低，应该通过增加上层给粉量、提高锅炉氧量等方式及时来使再汽温度、主汽温度达到300MW机组的设计额定值。
（二）从电能节能着力，消除缺陷
机组厂用电率之所以增大常常是因为平均负荷低、没有负荷、辅机系统相对运行时间长，如此机组在启动和停止的时候，辅机系统应该合理安排运行方式，尽量使辅机运行时间缩短，辅机在达到停运条件的时候应该及时停运，这也是有效降的低厂用电率的方法之一。改造变频、小功率风机更换等新技术能够实现相关的技术目的，例如，恒速运行离心式风机的引风机、一次风机，在机组带满负荷的情况下，风机静叶开度仅为40%左右，使得电耗偏大、风机效率低。这种现象在负荷低的情况下十分显著，因此电耗损失非常大大。而为了有效节省厂用电，可通过改用风机传动装置为高压变频电机来得以实现。
（三）300MW机组汽泵开停机节能技术
由于当前各300MW火力发电机组均设计有全公司的辅汽母管，各机组辅汽联箱可通过辅汽母管互相供汽，辅汽联箱的蒸汽可以返供至四抽母管，再供至小机低压进汽。邻机负荷不高的情况下，可稍将邻机冷段至辅汽供汽阀开启，将辅汽压力提高，部分机组的辅汽至四段供汽系统中，只装有小机做试验用的调试供汽门，管道的通流量较小，四抽至辅汽供汽系统又加装有逆止阀，所以能在逆止阀处加装大口径的旁路手动阀向四抽返供汽，在机组开停机时将此手动阀开启，机组在正常运行过程中将此手动阀关严，避免辅汽联箱压力高时辅汽经四抽系统进入主机中压缸，这样就能使汽泵的汽源问题有效解决。
正常开机时因为以调度开机调令和开机操作票为依据，循环水和凝结水系统投运后，主机投盘车和轴封系统即可运行，凝汽器真空在短时间内就能够建立，在锅炉点火初期直到汽包压力达到0.2MPa的这一过程，间断上水可通过凝输泵及其汽泵的前置泵实现，汽包压只有大于0.2MPa时，才需要将汽泵向锅炉上水启动，这时候早已建立正常的凝汽器真空;如果停机，主机真空一直是正常的，具有汽泵开停机的真空条件。
四、结语
我国新投产的300MW火电机组普遍存在设计能耗较高的问题，其中有些问题是带有普遍性的，如凝泵扬程配置过大，节水综合利用流程欠合理问题等。对于凝泵扬程配置过大的问题，结合机组调峰的要求，如果采用变频调节取得的节能效益肯定巨大，但如果考虑到投资、场地等因素的影响，那么采取去掉一级叶轮将扬程降低16～17%的方案不失为一种简单、可靠、省钱的好办法，可以广泛推广;对于减少热力系统内漏损失及改进用水流程的技巧问题，要针对不同的机组配置及系统设计认真过细研究后才能具体确定，本文介绍的还不够全面，但希望能给读者以启示。
参考文献：
[1]张升.300MW机组节能探讨[J].科技创新与应用，2013，12：92-93.
[2]胡斌，程华，方明.300MW燃煤机组节能改造技术介绍[J].东方电气评论，2011，01：19-24.
【关键词】 300MW;机组;节能
引言：
调查表明，国内单机容量300MW及600MW机组火电厂设计普遍存在系统设计欠合理、厂用电率高、部分辅机参数选择不当等问题。当前，在我国能源供应日趋紧张的态势下，无论是从国家节约资源的角度还是从电力企业降低自身发电成本的角度看，节能降耗是一项极其重要的工作。从技术改造的实践来看，优化设计潜力巨大。
一、实例分析
包头第一热电厂（以下简称包一）2×300MW直接空冷供热机组为亚临界、一次中间再热、两缸两排汽抽汽式汽轮发电机组，配以1050t/h亚临界自然循环汽包锅炉，采用斯必克冷却技术（比利时）有限公司生产的直接空冷凝汽器（简称ACC），布置在汽机房A列外，安装在空冷平台上。汽轮机的排汽经伸缩节引出，经过排汽装置汇入1根大孔径管道后流入凝汽器。大孔径管道系统分流，形成6个上升管和配汽集管（沿每组管排的顶部布置）。蒸汽通过配汽集管后进入一次冷凝管束顶部的翅片管道，在管道内下行的过程中部分被冷凝。凝结水和非冷凝蒸汽再通过“A”型屋顶结构底部的大尺寸蒸汽/凝结水联箱收集，如图1所示。
包一300MW直接空冷供热机组的空冷风机，采用变频调节，其变频范围为30%～100%，其中90%～100%为超频转速运行。空冷风机一般按照自动方式运行，将背压设定在规定范围内后启动风机，随着实测背压的不断增加，风机的转速也逐渐增加，使得实测值接近设定值。当单组风机转速达到最大时，随着排汽流量的增加，已投运风机的风量不能满足需要时，实测背压会继续升高，当实测值与设定值的比值>1.4时，投运其余风机，直到所有风机全部投入并按额定转速运行，甚至超频运行，此时风机的电耗将达到最大。
二、300MW机组存在的问题及原因分析
（一）汽轮机本体部分
1、调节级效率偏低
调节级效率低是300MW汽轮机高缸效率低的很重要的一个影响因素。这里所说的调节级效率主要有主汽门和调门的节流损失。在高缸总功率中额定工况下调节级功率占20.8%，调节级设计效率占64.36%，高缸效率伴随调节级效率的降低而降低。一般实测调节级效率不到50%左右，调节级效率低的原因主要包括下列几个方面：
（1）调节级动叶汽封径向间隙大，汽封结构不合理。调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间隙设计值为（2.5士0.05）mm。根据此处汽封直径，可求出漏汽面积为8721.8mm2时，内径相当于是106mm的管道。
（2）喷嘴组弧段之间间隙大。在6个汽室上安装的6个喷嘴组弧段之间设计预留膨胀间隙，设计值左、右水平中分面间隙为5mm，其他4道间隙分别为3mm。依据其结构和计算分析，此间隙预留值过大。同一类型的部分机组的该间隙能达到10-15mm，增大漏汽量，并增加了调节级漏汽的损失。
（3）喷嘴叶片损伤严重。因为调节级叶片还在第一级，工作条件恶劣，极易受到蒸汽中携带的固体粒子的侵蚀，造成调节级喷嘴叶片严重损伤。如果调节级叶片损伤达到一定程度，对调节级的通流效率就会有很大的影响。哈汽厂机组因为叶型设计存在问题，发生了多次的喷嘴损坏的现象，对机组经济性产生了很大的影响。
（二）热力系统及辅机部分
1、凝升泵扬程偏高
现阶段各电厂配置凝结水升压泵（或凝结水泵）的扬程都比较偏高。双辽发电厂300MW机组的凝结水系统配套2台10%容量凝结水泵和凝升泵，凝结水泵和凝升泵之间有精处理装置。机组在正常运行过程中，凝升泵实际运行出口压力为2.83MPa，除了氧器上水调整门节流损失高于1.0MPa，是设计值0.2MPa的5倍。凝升泵耗功就算增加了，又导致调整门节流噪音大。依据测试结果，凝升泵实际扬程140m时就能够符合上水要求。
2、循环水泵扬程偏高，效率偏低
双辽发电厂每台机组配套2台卧式双吸离心泵，型号为1400524。设计效率85.5%，自从投产以来，机组循环水系统在阀门全开的时候，泵的电动机过载严重。实际运行过程中凝汽器的出口蝶阀仅可以维持在40%下运行。
3、冷却水塔冷却能力低
双辽发电厂每台30MW机组配1台450耐自然通风冷却水塔，在夏季机组循环水温度高需2台循环水泵运行，会出现严重的冷却水塔分水槽溢流问题。
4、高压加热器疏水管振动大
疏水管道振动大是因为高压加热器没有水位运行，使得疏水管中产生汽液两相流，疏水容积流量提高，流速增快，对管道产生很大的冲击力，导致疏水管道出现振动。
5、高加上、下端差大
加热器上端差大主要是因为高加水室出口导程板漏泄。导程板检修起来方便，用可卸隔板设计，由4块隔板拼接并用螺栓固定，用石棉板做垫在每一个隔板搭接处密封。运行中因为水冲击，使得螺栓松动，隔板变形，损坏密封面，导致给水短路，部分没有加热的给水与加热的给水主流混合，使给水温度降低，增大了上端差。因为高加运行水位低导致下端差偏大。
三、300MW机组节能探讨
（一）加强锅炉燃烧调整，提高主汽压力与温度
要对锅炉汽温进行调整，尤其是在机组负荷升降或者低负荷的条件下。为了保证300MW机组热力系统的经济性，应尽量少用再热器、过热器减温水，主要以燃烧调整为主。
1、在确保机组安全的基础上，提高主汽温
在有减温水投入，再汽温度、主汽温度较高的现象时，应该将上层给粉量降低，适当的将低层给粉量增加，必要的时候还可以将上层给粉量停止。为了使锅炉排烟温度大幅度降低，调节再汽温度、主汽温度，应该通过一系列调整燃烧的手段，比如调整二次风配比、调整燃烧器投运方式等方式降低火焰中心位置。 2、严格执行锅炉受热面定期吹灰制度，清除掉灰尘，以便锅炉效率的提高，使排烟热损失降低，并使受热面的传热效率增加，实现锅炉吸热面的清洁，这样就可以使300MW机组的经济性有效地提高。
3、在锅炉负荷出现较大变化时，保证主、再汽温达到机组额定值在蒸汽温度波动较大、锅炉负荷变化较大的现象下，应该妥当的减温水流量、压力变化速度、锅炉负荷等参数控制，减温水绝对不可以在低温时段投入。如果发现再汽温度、主汽温度较低，应该通过增加上层给粉量、提高锅炉氧量等方式及时来使再汽温度、主汽温度达到300MW机组的设计额定值。
（二）从电能节能着力，消除缺陷
机组厂用电率之所以增大常常是因为平均负荷低、没有负荷、辅机系统相对运行时间长，如此机组在启动和停止的时候，辅机系统应该合理安排运行方式，尽量使辅机运行时间缩短，辅机在达到停运条件的时候应该及时停运，这也是有效降的低厂用电率的方法之一。改造变频、小功率风机更换等新技术能够实现相关的技术目的，例如，恒速运行离心式风机的引风机、一次风机，在机组带满负荷的情况下，风机静叶开度仅为40%左右，使得电耗偏大、风机效率低。这种现象在负荷低的情况下十分显著，因此电耗损失非常大大。而为了有效节省厂用电，可通过改用风机传动装置为高压变频电机来得以实现。
（三）300MW机组汽泵开停机节能技术
由于当前各300MW火力发电机组均设计有全公司的辅汽母管，各机组辅汽联箱可通过辅汽母管互相供汽，辅汽联箱的蒸汽可以返供至四抽母管，再供至小机低压进汽。邻机负荷不高的情况下，可稍将邻机冷段至辅汽供汽阀开启，将辅汽压力提高，部分机组的辅汽至四段供汽系统中，只装有小机做试验用的调试供汽门，管道的通流量较小，四抽至辅汽供汽系统又加装有逆止阀，所以能在逆止阀处加装大口径的旁路手动阀向四抽返供汽，在机组开停机时将此手动阀开启，机组在正常运行过程中将此手动阀关严，避免辅汽联箱压力高时辅汽经四抽系统进入主机中压缸，这样就能使汽泵的汽源问题有效解决。
正常开机时因为以调度开机调令和开机操作票为依据，循环水和凝结水系统投运后，主机投盘车和轴封系统即可运行，凝汽器真空在短时间内就能够建立，在锅炉点火初期直到汽包压力达到0.2MPa的这一过程，间断上水可通过凝输泵及其汽泵的前置泵实现，汽包压只有大于0.2MPa时，才需要将汽泵向锅炉上水启动，这时候早已建立正常的凝汽器真空;如果停机，主机真空一直是正常的，具有汽泵开停机的真空条件。
四、结语
我国新投产的300MW火电机组普遍存在设计能耗较高的问题，其中有些问题是带有普遍性的，如凝泵扬程配置过大，节水综合利用流程欠合理问题等。对于凝泵扬程配置过大的问题，结合机组调峰的要求，如果采用变频调节取得的节能效益肯定巨大，但如果考虑到投资、场地等因素的影响，那么采取去掉一级叶轮将扬程降低16～17%的方案不失为一种简单、可靠、省钱的好办法，可以广泛推广;对于减少热力系统内漏损失及改进用水流程的技巧问题，要针对不同的机组配置及系统设计认真过细研究后才能具体确定，本文介绍的还不够全面，但希望能给读者以启示。
参考文献：
[1]张升.300MW机组节能探讨[J].科技创新与应用，2013，12：92-93.
[2]胡斌，程华，方明.300MW燃煤机组节能改造技术介绍[J].东方电气评论，2011，01：19-24.