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摘要：对于火力发电厂运行人员而言，汽轮机的经济运行，就是通过参数监视、参数调节、运行方式调整、日常巡检、定期试验等方面，使汽轮机的各个运行参数达到额定参数要求，从而使汽轮机效率接近理论设计值，达到经济运行目的。本文主要从如何降低机组补水率、降低凝结水泵电耗、无电泵启机、循环水泵运行方式优化、提高真空泵工作效率等方面进行分析调整。
关键词：汽轮机;运行调节;节能
1 概述
徐州华润电力有限公司二期2×320MW 火力发电机组，汽轮机为上海汽轮机厂引进美国西屋公司的技术制造的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机，属反动式汽轮机，高压缸是冲动、反动、混合式，共为1+13 级，其中调节级为冲动式，其它为反动式，中压缸共计10 级，反动式，低压缸为对称分流（2×7 级），双流反动式，两端各有一个排汽口。热力系统：新蒸汽首先通过主汽门，六个调速汽门，进入高压缸。高压缸排汽经中间再热后，通过两只中压主汽门、两个中压调门，进入中压缸， 中压缸排汽分别进入两个低压部份排入凝汽器。本机组设有八段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器，机组正常运行，汽轮机负荷的调整，主要依靠高压调速汽门进行调节，高、中压自动主汽门不参与调节。
影响汽轮机经济运行的因素诸多，如汽轮机自身特性、流通部分结垢、设备缺陷、进入汽轮机蒸汽初参数、凝汽器真空、热力管道及设备保温不足、节流损失、系统泄漏等。
本文主要从运行调节方面进行分析，从而找到提高机组经济性的节能措施，主要内容包括凝结水系统、给水系统、循环水系统、抽真空系统等四大系统。
2 凝结水系统
凝结水系统是凝汽式汽轮机组汽水循环的重要组成部分，主要流程：低压缸排汽在凝汽器中凝结成水，汇集在凝汽器热井并通过凝结水泵升压，经过精处理除盐，再依次进入轴加、#8低加、#7低加、#6低加、#5低加逐级加热，最后进入除氧器进行除氧加热成饱和水。在此过程中作为运行人员，要对各个环节运行参数进行监视和调节。
凝结水系统主要经济指标包括：机组补水率、凝泵电耗。
2.1机组补水率
机组补水率高，说明机组工质损失大，工质损失主要表现为系统的水和蒸汽的流失，从而造成系统的水和热量的损失，降低机组的经济性。
为了降低补水率主要从两个方面进行控制：提高凝水水质和减少系统跑冒滴漏。
2.11提高凝水水质
凝水水质参数指标包括硬度、含氧量、PH值，凝水水质不达标，既造成热力设备结垢和腐蚀，又会增加机组排污率，造成水和热量的损失。
提高凝水水质措施：
1、控制除盐水水质，从源头控制，防止不合格的除盐水进入系统;
2、控制凝汽器水位在正常范围，防止凝水过冷度高，造成凝水返氧;
3、凝泵轴承密封水按要求控制好压力，防止空气漏入系统;
4、按要求投入凝水精处理运行，并定期切换混床，控制凝水硬度为零;
5、控制升负荷速率，防止除氧器压力突升，造成除氧器返氧现象。
2.12减少系统跑冒滴漏
系统跑冒滴漏主要表现为：放水（空气）手动门未关或未关严、阀门内漏、沙眼、密封损坏、密封水（蒸汽）压力异常等因素造成系统内漏或外漏，从而造成水和热量的损失。
减少系统跑冒滴漏措施：
1、按时巡检，及时发现异常;
2、严格按票操作避免漏项和错项;
3、定期进行测温，及时发现内漏，特别是机组刚启动，按票进行疏放水门专项排查;
4、跟踪缺陷处理，把好缺陷验收關。
2.2凝泵电耗
凝结水泵属于6KV电气设备，额定功率1000KW，对机组厂用电率影响大，每台机组配备两台凝结水泵，一台工频另一台变频，正常运行变频凝泵，工频泵作为备用，变频凝泵运行功率的大小取决于凝结水压力和流量，凝水流量与机组负荷成正比，所以降低凝泵电耗，就只有通过降低凝水压力来调节。
2.21凝水压力
在凝水流量一定的情况下，凝水压力与凝水系统阻力成正比。凝水系统阻力包括设备阻力、管道阻力及阀门节流阻力，其中设备阻力和管道阻力是特定的，运行中无法调节，所以运行中能调节的就只有阀门。除了除氧器上水调门参与调节，其它凝水通道上的阀门应保持全开，减少节流影响。凝水压力除了要满足凝水循环需要，还要满足凝水用户的需要，特别是给水泵的密封水，密封水压力过低会影响给水泵的正常运行，凝水压力在不低于1MPa时，能够保证给泵密封水压力满足要求。
所以在正常运行时，保持除氧器上水调门全开，凝泵变频指令投入自动来控制除氧器水位，当机组降负荷，凝水压力低于1 MPa时，关小除氧器上水调门，提高凝水压力大于1MPa。从而保证变频凝泵处在最佳节能运行状态，降低凝泵电耗。此外，避免凝水再循环门开启或内漏，监盘时注意凝泵出口流量和除氧器上水流量要平衡，定期检查凝水再循环门。
3 给水系统
给水系统是给水泵将除氧器内的水升压后依次送入#3高加、#2高加、#1高加加热后，提供给锅炉，并维持锅炉汽水循环平衡的重要系统。给水泵包括两台汽动给水泵和一台电动给水泵，为了节能，正常两台汽泵运行，电泵仅在事故处理时使用。
3.1无电泵启机
电泵属于6KV电气设备，额定功率5400KW，对厂用电率影响很大，为了少用或不用电泵，机组启动过程中，用临机辅汽供小汽轮机用汽，临机辅汽来自临机四段抽汽，与小汽轮机蒸汽参数要求匹配。
3.11无电泵启动过程控制
启机过程控制，主要是在启机节点上的控制，严格按票操作，避免漏项，其中无电泵启机涉及的主要操作步骤如下： 1、除氧器上水加热完毕，启动#1前置泵，通过给水旁路给锅炉上水。锅炉上水高度55米，前置泵出口压力1.4MPa，满足锅炉上水要求;
2、锅炉上完水，凝汽器建立真空，投入大、小机轴封，为小汽轮机启动做准备;
3、锅炉点火后，辅汽至小机管道暖管，直至冲转#1小机，进行暖小机，锅炉从点火到起压需1个小时左右，若暖小机过早浪费蒸汽，启动过晚，锅炉起压，前置泵就不能满足锅炉上水需求，被迫运行电泵维持锅炉上水，增加厂用电耗;
4、锅炉启压后，#1小机定速3000rpm，交锅炉远方控制;
5、机组并网带负荷100MW，给水流量达到400t/h左右，给水旁路节流增大，主给水电动门前后差压增加，需及时打开主给水电动门，避免差压过大，造成主给水电动门开启时过力矩;
6、机组负荷120MW，四抽压力和温度达到暖小机要求，#2小机暖管，启动#2前置泵，直至#2小机冲转暖机;
7、机组负荷150MW，#2小机定速3000rpm交锅炉远方控制，并将#1小机汽源切至四抽带;
8、隔离辅汽至小机用汽，防止系统串汽。
系统全面检查，与上次机组运行时参数对比分析，消除偏差。
3.2影响给水泵组经济运行常见异常
3.21给泵再循环调门内漏
给水在同流量、同压力下，再循环调门内漏会造成给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，给泵转速升高，小机用汽量增加。可以通过隔离再循环调门，做好安全措施交检修处理，及时恢复正常。
3.22高加入口给水三通阀内漏
高加入口给水三通阀内漏，一部分给水未经过高加加热，直接走高加给水旁路与加热后的给水混合进入锅炉。可以通过#1高加出口给水温度高于主给水温度来判断。就地确认内漏后，做好安全措施交检修处理，注意主给水流量的变化，并做好事故预想。
3.23高加水侧内漏至汽侧
高加水侧内漏至汽侧，造成主给水温度下降，给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，给泵转速升高，小机用汽量增加，泄漏高加汽侧水位升高，正常疏水调门不正常开大，甚至造成高加水位高解列。由于三台高加只设有一个给水旁路，在确认高加泄漏后，只能解列所有高加，隔离高加汽水侧，做好安全措施交检修处理。
隔离过程中要注意以下参数监视和调整：
1、主给水流量，由于给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，当高加给水切至旁路后，主给水流量会升高至给水泵出口总流量，引起主给水流量突升，需及时手动干预，避免汽水平衡破坏，造成汽包水位异常升高;
2、机组负荷，高加汽侧退出过程中，所有的抽汽量进入汽轮机继续做功，机组负荷升高，若高负荷时解列高加，极易造成机组过负荷，所以解列高加时控制负荷在80%额定负荷以下;
3、主汽压，高加汽侧解列时，汽机流通阻力增加，主蒸汽流量下降，主汽压力升高，为了防止超压，控制负荷在80%额定负荷以下;
4、主、再热汽温，高加解列，主蒸汽流量下降，锅炉受热面吸热量不变的情况下，主、再热汽温升高，为了避免超温，及时联系锅炉降负荷;
5、凝汽器真空，高加解列隔离后，在打开放水门时，防止高加危急疏水内漏，造成凝汽器漏真空，影响机组安全经济运行;
6、泄漏高加抽汽管道上、下壁温，防止高加汽侧满水返至汽缸，及时隔离关闭抽汽电动门、抽汽逆止门，并开启管道输水门。
4循环水系统
循环水泵为凝汽器提供循环冷却水，每台机配备两台循环水泵，一个冷却水塔，#3、#4机循环水进、回水母管及冷却塔之间设有互联电动门，循环水泵为6KV设备，电机有高速和低速两种状态运行，分别对应额定功率为1600KW与1150KW。循泵运行方式的变化直接影响机组凝汽器真空及厂用电率，从而影响机组的经济性。
4.1循环水泵运行方式
凝汽器真空正常运行时主要影响因素：循环冷却水进水温度与循环冷却水量。循环冷却水温度随着环境温度的变化而同步变化，机组负荷越高需要循环冷却水量越大，反之越小。
鉴于机组运行中凝汽器真空对机组经济性影响，为保证机组在最佳真空下运行，结合西安热工院试验数据及同类型机组的运行实践，制定了机组循环水温度，负荷变化时循环水泵运行方式（如表1）：
说明：
1、循环水温度，负荷达到对应颜色区域时应及时联系启、停循环水泵;
2、为避免循环水泵频繁启、停，规定每班循环水泵不超过2台次，如本班因环境温度升高启#1循泵，负荷温度下降停#2循泵，本班负荷温度条件再到限值也不允许再启#2泵;
3、注意天氣预报，如遇高温、降温预报可放宽1℃停、启循环水泵;
4、注意负荷曲线，遇增、减负荷可放宽1℃停、启循泵，如中午短时降负荷不要停循泵;
5、启、停备用循环水泵按温度、负荷下限，如一期循环水温大于21℃且负荷大于260MW应启泵，一期循环水温小于21℃且负荷小于260MW应停循环水泵;
6、一般启#1循泵时，停时尽量停#2循泵（一高一低方式除外）;
7、凝汽器循环水入口水温存在偏差时以偏高的温度测点为准;
8、特殊情况按部门采取临时措施执行，执行中发现问题请及时反馈专业。
4.2循环水互联
为了充分利用冷却塔和提高循环水系统运行的可靠性，#3、#4机之间循环水系统进行了互联，包括：凝汽器循环冷却水进水母管互联、凝汽器循环冷却水回水母管互联、冷却塔回水沟互联。
互联在以下情况下投入：
1、邻机刚刚停运，凝汽器还需要少量冷却水，微开进水互联门，回水互联及冷却塔互联全开，及早停运循环水泵，节约厂用电; 2、邻机启动前，微开进、回水互联门给邻机循环水母管充水;
3、春秋季节，两机三泵运行，或冬季两机一泵运行时开启所有互联门;
4、邻机停运，为了降低循环水温度，进水互联关闭，回水互联及冷却塔互联开启;
5、两台机循环水泵互为备用。
5抽真空系统
凝汽器内不凝结气体通过真空泵抽出系统，防止不凝结气体聚集影响凝汽器真空，从而影响机组的经济性，如果真空泵运行异常将直接影响凝汽器真空。所以机组正常运行中，真空泵运行状态列为重点监视项目。
5.1真空泵
每台机组配备两台水环式真空泵，一台运行，一台备用。真空泵冷却水取自循环水，工作水补水有两路，一路来自闭式水，另一路来自凝结水。当工作水温度超过凝结水温度时，水环式真空泵吸入口，水环汽化，从而降低真空泵抽吸效果，凝汽器真空降低。
工作水温度升高的主要原因有：
1、冷却水量不足。循环水压力偏低，冷却器进回水阀门未开全;
2、冷却水进水温度高。夏季环境温度高，循环水温度高;
3、冷却器结垢。运行时间长，冷却器结垢，传热热阻增大，降低换热效果。
采取措施：
1、循環水压力低，通过技改，在#1真空泵冷却水进水管路增加一台冷却水循环泵，提高冷却水量，夏季保持#1真空泵运行。
2、环境温度属客观条件，夏季可以保持机房通风良好;
3、冷却器结垢，通过监视真空泵汽水分离器水温与循环水温之差，来判定冷却器运行情况，进行定期清理。
6总结
本文通过对汽机的凝结水系统、给水系统、循环水系统、抽真空系统等四个系统，从运行角度进行分析，寻找出相应的节能调节措施。对于运行人员而言，更多的调整是控制汽机各个参数在规程规定的额定参数范围内，这样才能保证汽轮机运行效率接近理论设计值。本人水平有限，有不妥之处望批评指正。
参考文献：
[1]Q/CREP-FP-104.001-2012《徐州华润电力有限公司二期汽机规程》
[2]GB/T1.1-2000 《标准化工作导则》
[3]DL/T600-2001 《电力行业标准编制规则》
[4]DL/1-1980 《电力工业技术管理法规》
[5]N300-16.7/538/538 《300MW亚临界中间再热凝汽式汽轮机运行和维护说明书》
[6]70.Q156-03 《300MW等级中间再热凝汽式汽轮机说明书--结构说明》
[7]Q/CRP-GE-201.001-2010 《华润电力控股有限公司企业标准化工作管理标准》
关键词：汽轮机;运行调节;节能
1 概述
徐州华润电力有限公司二期2×320MW 火力发电机组，汽轮机为上海汽轮机厂引进美国西屋公司的技术制造的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机，属反动式汽轮机，高压缸是冲动、反动、混合式，共为1+13 级，其中调节级为冲动式，其它为反动式，中压缸共计10 级，反动式，低压缸为对称分流（2×7 级），双流反动式，两端各有一个排汽口。热力系统：新蒸汽首先通过主汽门，六个调速汽门，进入高压缸。高压缸排汽经中间再热后，通过两只中压主汽门、两个中压调门，进入中压缸， 中压缸排汽分别进入两个低压部份排入凝汽器。本机组设有八段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器，机组正常运行，汽轮机负荷的调整，主要依靠高压调速汽门进行调节，高、中压自动主汽门不参与调节。
影响汽轮机经济运行的因素诸多，如汽轮机自身特性、流通部分结垢、设备缺陷、进入汽轮机蒸汽初参数、凝汽器真空、热力管道及设备保温不足、节流损失、系统泄漏等。
本文主要从运行调节方面进行分析，从而找到提高机组经济性的节能措施，主要内容包括凝结水系统、给水系统、循环水系统、抽真空系统等四大系统。
2 凝结水系统
凝结水系统是凝汽式汽轮机组汽水循环的重要组成部分，主要流程：低压缸排汽在凝汽器中凝结成水，汇集在凝汽器热井并通过凝结水泵升压，经过精处理除盐，再依次进入轴加、#8低加、#7低加、#6低加、#5低加逐级加热，最后进入除氧器进行除氧加热成饱和水。在此过程中作为运行人员，要对各个环节运行参数进行监视和调节。
凝结水系统主要经济指标包括：机组补水率、凝泵电耗。
2.1机组补水率
机组补水率高，说明机组工质损失大，工质损失主要表现为系统的水和蒸汽的流失，从而造成系统的水和热量的损失，降低机组的经济性。
为了降低补水率主要从两个方面进行控制：提高凝水水质和减少系统跑冒滴漏。
2.11提高凝水水质
凝水水质参数指标包括硬度、含氧量、PH值，凝水水质不达标，既造成热力设备结垢和腐蚀，又会增加机组排污率，造成水和热量的损失。
提高凝水水质措施：
1、控制除盐水水质，从源头控制，防止不合格的除盐水进入系统;
2、控制凝汽器水位在正常范围，防止凝水过冷度高，造成凝水返氧;
3、凝泵轴承密封水按要求控制好压力，防止空气漏入系统;
4、按要求投入凝水精处理运行，并定期切换混床，控制凝水硬度为零;
5、控制升负荷速率，防止除氧器压力突升，造成除氧器返氧现象。
2.12减少系统跑冒滴漏
系统跑冒滴漏主要表现为：放水（空气）手动门未关或未关严、阀门内漏、沙眼、密封损坏、密封水（蒸汽）压力异常等因素造成系统内漏或外漏，从而造成水和热量的损失。
减少系统跑冒滴漏措施：
1、按时巡检，及时发现异常;
2、严格按票操作避免漏项和错项;
3、定期进行测温，及时发现内漏，特别是机组刚启动，按票进行疏放水门专项排查;
4、跟踪缺陷处理，把好缺陷验收關。
2.2凝泵电耗
凝结水泵属于6KV电气设备，额定功率1000KW，对机组厂用电率影响大，每台机组配备两台凝结水泵，一台工频另一台变频，正常运行变频凝泵，工频泵作为备用，变频凝泵运行功率的大小取决于凝结水压力和流量，凝水流量与机组负荷成正比，所以降低凝泵电耗，就只有通过降低凝水压力来调节。
2.21凝水压力
在凝水流量一定的情况下，凝水压力与凝水系统阻力成正比。凝水系统阻力包括设备阻力、管道阻力及阀门节流阻力，其中设备阻力和管道阻力是特定的，运行中无法调节，所以运行中能调节的就只有阀门。除了除氧器上水调门参与调节，其它凝水通道上的阀门应保持全开，减少节流影响。凝水压力除了要满足凝水循环需要，还要满足凝水用户的需要，特别是给水泵的密封水，密封水压力过低会影响给水泵的正常运行，凝水压力在不低于1MPa时，能够保证给泵密封水压力满足要求。
所以在正常运行时，保持除氧器上水调门全开，凝泵变频指令投入自动来控制除氧器水位，当机组降负荷，凝水压力低于1 MPa时，关小除氧器上水调门，提高凝水压力大于1MPa。从而保证变频凝泵处在最佳节能运行状态，降低凝泵电耗。此外，避免凝水再循环门开启或内漏，监盘时注意凝泵出口流量和除氧器上水流量要平衡，定期检查凝水再循环门。
3 给水系统
给水系统是给水泵将除氧器内的水升压后依次送入#3高加、#2高加、#1高加加热后，提供给锅炉，并维持锅炉汽水循环平衡的重要系统。给水泵包括两台汽动给水泵和一台电动给水泵，为了节能，正常两台汽泵运行，电泵仅在事故处理时使用。
3.1无电泵启机
电泵属于6KV电气设备，额定功率5400KW，对厂用电率影响很大，为了少用或不用电泵，机组启动过程中，用临机辅汽供小汽轮机用汽，临机辅汽来自临机四段抽汽，与小汽轮机蒸汽参数要求匹配。
3.11无电泵启动过程控制
启机过程控制，主要是在启机节点上的控制，严格按票操作，避免漏项，其中无电泵启机涉及的主要操作步骤如下： 1、除氧器上水加热完毕，启动#1前置泵，通过给水旁路给锅炉上水。锅炉上水高度55米，前置泵出口压力1.4MPa，满足锅炉上水要求;
2、锅炉上完水，凝汽器建立真空，投入大、小机轴封，为小汽轮机启动做准备;
3、锅炉点火后，辅汽至小机管道暖管，直至冲转#1小机，进行暖小机，锅炉从点火到起压需1个小时左右，若暖小机过早浪费蒸汽，启动过晚，锅炉起压，前置泵就不能满足锅炉上水需求，被迫运行电泵维持锅炉上水，增加厂用电耗;
4、锅炉启压后，#1小机定速3000rpm，交锅炉远方控制;
5、机组并网带负荷100MW，给水流量达到400t/h左右，给水旁路节流增大，主给水电动门前后差压增加，需及时打开主给水电动门，避免差压过大，造成主给水电动门开启时过力矩;
6、机组负荷120MW，四抽压力和温度达到暖小机要求，#2小机暖管，启动#2前置泵，直至#2小机冲转暖机;
7、机组负荷150MW，#2小机定速3000rpm交锅炉远方控制，并将#1小机汽源切至四抽带;
8、隔离辅汽至小机用汽，防止系统串汽。
系统全面检查，与上次机组运行时参数对比分析，消除偏差。
3.2影响给水泵组经济运行常见异常
3.21给泵再循环调门内漏
给水在同流量、同压力下，再循环调门内漏会造成给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，给泵转速升高，小机用汽量增加。可以通过隔离再循环调门，做好安全措施交检修处理，及时恢复正常。
3.22高加入口给水三通阀内漏
高加入口给水三通阀内漏，一部分给水未经过高加加热，直接走高加给水旁路与加热后的给水混合进入锅炉。可以通过#1高加出口给水温度高于主给水温度来判断。就地确认内漏后，做好安全措施交检修处理，注意主给水流量的变化，并做好事故预想。
3.23高加水侧内漏至汽侧
高加水侧内漏至汽侧，造成主给水温度下降，给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，给泵转速升高，小机用汽量增加，泄漏高加汽侧水位升高，正常疏水调门不正常开大，甚至造成高加水位高解列。由于三台高加只设有一个给水旁路，在确认高加泄漏后，只能解列所有高加，隔离高加汽水侧，做好安全措施交检修处理。
隔离过程中要注意以下参数监视和调整：
1、主给水流量，由于给泵出口总流量大于锅炉主给水流量，当高加给水切至旁路后，主给水流量会升高至给水泵出口总流量，引起主给水流量突升，需及时手动干预，避免汽水平衡破坏，造成汽包水位异常升高;
2、机组负荷，高加汽侧退出过程中，所有的抽汽量进入汽轮机继续做功，机组负荷升高，若高负荷时解列高加，极易造成机组过负荷，所以解列高加时控制负荷在80%额定负荷以下;
3、主汽压，高加汽侧解列时，汽机流通阻力增加，主蒸汽流量下降，主汽压力升高，为了防止超压，控制负荷在80%额定负荷以下;
4、主、再热汽温，高加解列，主蒸汽流量下降，锅炉受热面吸热量不变的情况下，主、再热汽温升高，为了避免超温，及时联系锅炉降负荷;
5、凝汽器真空，高加解列隔离后，在打开放水门时，防止高加危急疏水内漏，造成凝汽器漏真空，影响机组安全经济运行;
6、泄漏高加抽汽管道上、下壁温，防止高加汽侧满水返至汽缸，及时隔离关闭抽汽电动门、抽汽逆止门，并开启管道输水门。
4循环水系统
循环水泵为凝汽器提供循环冷却水，每台机配备两台循环水泵，一个冷却水塔，#3、#4机循环水进、回水母管及冷却塔之间设有互联电动门，循环水泵为6KV设备，电机有高速和低速两种状态运行，分别对应额定功率为1600KW与1150KW。循泵运行方式的变化直接影响机组凝汽器真空及厂用电率，从而影响机组的经济性。
4.1循环水泵运行方式
凝汽器真空正常运行时主要影响因素：循环冷却水进水温度与循环冷却水量。循环冷却水温度随着环境温度的变化而同步变化，机组负荷越高需要循环冷却水量越大，反之越小。
鉴于机组运行中凝汽器真空对机组经济性影响，为保证机组在最佳真空下运行，结合西安热工院试验数据及同类型机组的运行实践，制定了机组循环水温度，负荷变化时循环水泵运行方式（如表1）：
说明：
1、循环水温度，负荷达到对应颜色区域时应及时联系启、停循环水泵;
2、为避免循环水泵频繁启、停，规定每班循环水泵不超过2台次，如本班因环境温度升高启#1循泵，负荷温度下降停#2循泵，本班负荷温度条件再到限值也不允许再启#2泵;
3、注意天氣预报，如遇高温、降温预报可放宽1℃停、启循环水泵;
4、注意负荷曲线，遇增、减负荷可放宽1℃停、启循泵，如中午短时降负荷不要停循泵;
5、启、停备用循环水泵按温度、负荷下限，如一期循环水温大于21℃且负荷大于260MW应启泵，一期循环水温小于21℃且负荷小于260MW应停循环水泵;
6、一般启#1循泵时，停时尽量停#2循泵（一高一低方式除外）;
7、凝汽器循环水入口水温存在偏差时以偏高的温度测点为准;
8、特殊情况按部门采取临时措施执行，执行中发现问题请及时反馈专业。
4.2循环水互联
为了充分利用冷却塔和提高循环水系统运行的可靠性，#3、#4机之间循环水系统进行了互联，包括：凝汽器循环冷却水进水母管互联、凝汽器循环冷却水回水母管互联、冷却塔回水沟互联。
互联在以下情况下投入：
1、邻机刚刚停运，凝汽器还需要少量冷却水，微开进水互联门，回水互联及冷却塔互联全开，及早停运循环水泵，节约厂用电; 2、邻机启动前，微开进、回水互联门给邻机循环水母管充水;
3、春秋季节，两机三泵运行，或冬季两机一泵运行时开启所有互联门;
4、邻机停运，为了降低循环水温度，进水互联关闭，回水互联及冷却塔互联开启;
5、两台机循环水泵互为备用。
5抽真空系统
凝汽器内不凝结气体通过真空泵抽出系统，防止不凝结气体聚集影响凝汽器真空，从而影响机组的经济性，如果真空泵运行异常将直接影响凝汽器真空。所以机组正常运行中，真空泵运行状态列为重点监视项目。
5.1真空泵
每台机组配备两台水环式真空泵，一台运行，一台备用。真空泵冷却水取自循环水，工作水补水有两路，一路来自闭式水，另一路来自凝结水。当工作水温度超过凝结水温度时，水环式真空泵吸入口，水环汽化，从而降低真空泵抽吸效果，凝汽器真空降低。
工作水温度升高的主要原因有：
1、冷却水量不足。循环水压力偏低，冷却器进回水阀门未开全;
2、冷却水进水温度高。夏季环境温度高，循环水温度高;
3、冷却器结垢。运行时间长，冷却器结垢，传热热阻增大，降低换热效果。
采取措施：
1、循環水压力低，通过技改，在#1真空泵冷却水进水管路增加一台冷却水循环泵，提高冷却水量，夏季保持#1真空泵运行。
2、环境温度属客观条件，夏季可以保持机房通风良好;
3、冷却器结垢，通过监视真空泵汽水分离器水温与循环水温之差，来判定冷却器运行情况，进行定期清理。
6总结
本文通过对汽机的凝结水系统、给水系统、循环水系统、抽真空系统等四个系统，从运行角度进行分析，寻找出相应的节能调节措施。对于运行人员而言，更多的调整是控制汽机各个参数在规程规定的额定参数范围内，这样才能保证汽轮机运行效率接近理论设计值。本人水平有限，有不妥之处望批评指正。
参考文献：
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[6]70.Q156-03 《300MW等级中间再热凝汽式汽轮机说明书--结构说明》
[7]Q/CRP-GE-201.001-2010 《华润电力控股有限公司企业标准化工作管理标准》