(中机国能江山热电有限公司，江苏 324123)

0 引 言

对于火力发电厂而言，汽轮机组及其辅机设备给水泵是生产过程中能源消耗最主要的一部分，所以想要实现节能降耗减排的目标，就必须对汽轮机组及其附属设备进行技术改造。随着科学技术的发展，更多的电力生产技术也投入了使用，对于很多老旧的电厂已经开始关停，目前国家正鼓励采用背压式汽轮机组的热电厂进行城市及工业供热。但是对这些热电厂来说也是机遇。下面文中对传统的热电厂提出的一些技术改造的建议，希望对这些电厂的节能降耗减排积极和推动的作用。

1 对给水泵系统的节能改造

目前大部分热电厂均采用电动给水泵，电动给水泵的耗电量约占机组发电量的3.1%左右，占厂用电的四分之一。是电厂耗电最大的辅机设备，降低其耗电量对降低厂用电率有重要意义，并且对背压机组而言电动给水泵改造的空间也非常大。

目前所有火力发电厂给锅炉上水采用的方式有三种，用工频电动机带动给水泵的叫做定速给水泵，使用变频器改变电动机转速从而改变给水流量的给水泵叫做变频给水泵，使用小汽轮机来进行驱动的给水泵叫汽动给水泵。定速给水泵的能量损失是最大的，因为要保证锅炉给水又无法调节给水流量，因此采用这种方式无一例外的都会出现“大马拉小车”的现象，造成能源浪费。变频给水泵的优点是利用频率的变化来调节给水泵的转速，从而保证给水压力和流量在合理的范围内，避免的能源的浪费同时也降低了给水泵的功率，从而达到节能降耗的目的。汽动泵较电动给水泵的优点是直接使用蒸汽将热能转化成机械能，电动给水泵的能量转化过程时热能-电能-机械能，所以避免了能源中间损耗，汽动给水泵同样可以通过改变进气流量来实现给水流量的调节。

以75 t/h高温高压锅炉带背压式汽机发电机组电厂中的汽动给水泵为例，由于热电厂采用背压机组，锅炉缝合实施，锅炉负荷根据使用一台630 kVA的变频器来控制给水泵的给水流量时，其能够给锅炉提供85 m3/h的给水流量，当给水母管压力为13 MPa时，计算出的汽使用的电量为每小时560°。如果改用440 kW的汽动给水泵，同样把锅炉给水母管压力调整为6.9 MPa，把汽动给水泵、定速泵及除氧器设备设定成M组，把定速泵、变频泵及除氧器设为N组，使除氧器水位压力稳定，汽动给水泵的排气能够被除氧器再次使用。经过精确计算和比对，最后的结果为M组耗气是5.7 m3/h，N组耗电为350 kW·h，耗气量为5.4 m3/h。而且以改造两台定速给水泵为例，如果改造成变频给水泵投入的成本可能需要90万元左右，如果改造成一台44 kW的汽动给水泵投入的成本低于30万元。由此看来汽动给水泵在用电量和投入成本方面都有巨大的优势，所以我建议火力发电厂特别是小型供暖热电厂应该在保证给水压力的前提下将一部分定速给水泵改造成汽动给水泵。

2 严格控制水汽品质，减少汽轮机叶片积盐结垢提高运行效率

火电厂汽轮机、锅炉、电气等专业出现问题，可能会使机组短期、甚至瞬间出现停机事故，因此，各电厂都很重视这些专业；而水汽品质出现问题时，短期内不会出现任何异常，因此发电厂普遍不太重视水汽品质的监督。但如果水汽品质出现问题，积累到一定时间后，会降低锅炉和汽轮机效率，影响电厂经济运行，甚至会造成频繁爆管事故。下面来通过一个具体的例子来看看水汽品质出现问题造成的后果有多严重。

山西某电厂2*600 MW汽轮机组汽包汽水分离器故障导致汽水不能正常分离，致使饱和蒸汽大量带水。因为主蒸汽钠表和比电导表长期没有维护，导致测量值偏差大，所以一直都没有察觉蒸汽带水的问题，使汽轮机高压缸大量积盐。刚刚运行2年多后由于严重积盐的原因，使汽轮机带满负荷的蒸汽流量从刚投产时的1 760 m3/h，上涨至1 890 m3/h 左右，吨煤产汽量按照16∶1计算，两台汽轮机组一年多消耗140 000 t煤。发现问题后，该电厂总结的原因为，化学专业对仪表的维护不到位，导致水汽指标长期超标而没有发现造成短短两年间汽轮机高压缸就严重积盐。由上可见，化学在线分析仪表的在火力发电厂中的确发挥很大的作用，但还存在不足。原因有以下几点： (1)在线仪表日常维护差，缺少必要的仪表校验制度；(2) 对化学仪表不重视，如果要设备安全运行必须保证化学仪表测量的稳定和可靠。时刻保证汽水品质在合格的范围内，对火力发电厂的节能降耗有着重要的意义。

3 对除氧器排气门的回收利用

目前火电厂中锅炉给水的除氧工艺采用的几乎都是热力除氧法，区别只是除氧器的额定压力及除氧流量不同。热力除氧的优点是既能除掉给水中的氧气，也能除掉给水中的其他气体，而且没有其他产物。使除氧器工作达到理想效果必须满足两个条件：(1)给水要加热到其工作压力下的饱和温度，这是气体在给水中溢出的必要条件；(2)要及时把溢出的气体排至设备外。一般来说排氧门开度越大除氧效果越好，但是同时也增加了工质和热量的损失。所以合理的排氧门开度具有保证好的除氧效果和减少工质和热量浪费的双重意义，但是从节能降耗的角度来讲，即使保证了合理的排气门开度，扔不可避免的损失掉一部分工质和热量。同时对于在城市中心建设的热电厂还带来了噪音污染，其产生的噪音可高达125分贝，对周围环境的影响极大。

3.1 余热回收系统的改造方案及原理

通过加装余热回收装置既可以解决噪音污染，还可以回收大量工质和热能。设计方案是：对高压除氧器的排气回收采用FYW喷射式混合加热器一台，从除盐水母管中改造一条支路到用低温除盐水将除氧器排出的低压乏汽抽吸到混合加热器中，与低温除盐水完全混合加热，再打入疏水箱中。从疏水箱中回收的氧气通过疏水箱排空直接排向大气，根据氧气溶解度定理可知，氧气的溶解度和温度与压力有关，这套余热回收系统不会降低除氧器的除氧效果。下图是余热回收系统的改在系统图。

3.2 余热回收后的经济效益分析

按照位于城市中心的小热电厂改造，除氧器出力为100 m3/h，除氧器压力为0.49 MP，温度为150 ℃。为了达到合格的溶氧量，一般除氧器都要保证0.8%-1.2%的排气量。按照除氧器排气量0.8 m3/h计算，两台除氧器的排气量应该在1.6 m3/h左右，按照除盐水的成本架5元每吨计算，系统每年运行8 000 h，节约的用水量折合人民币约1.6×5×8 000=6.4万元。按照厂燃烧用煤热量3800大卡/千克，厂用煤价格为500元/t，每吨蒸汽的热量约为66万大卡，回收的热量折合标煤大概为1.6×8000×66÷380=2 223 t每年，折合成人民币约为111.2万，两项合计每年可节约人民币约117.6万元。

4 热电厂背压汽轮机在使用中的局限性及解决方案

4.1 用背压排气直接加热补给水不经济及改造方案

背压汽轮机向外供汽时很少有凝结水返回，常常需要加热大量低温的化学补给水，为确保轴向推力在额定范围内也不可能增加过多的回热抽气，因此只有用背压排气来加热补给水再直接导入除氧器，加热补给水需要的蒸汽量非常大，占机组排气量的四分之一左右，加热补给水所用的蒸汽如果能够继续在低压机组中做功，能额节约很多耗电量，由此可见用其加热补给水是很大的一笔浪费。我建议的解决方案是把背压汽轮机的高压排气作为汽动给水泵的汽源，补给水的加热使用气动给水泵的抽气和排气作为热源来提高经济性。这样就相当于在原来背压汽轮机的后面又增加了一台背压式汽轮机，这样既节约了热源损失同时也减少了给水泵的耗电量。

4.2 轴封漏气的损失及解决方案

因为背压机组无凝汽器，所以其前后轴封压差是背压与大气压之差，这个压力很大。若使用增加轴封齿数来减少漏气量，会受到结构尺寸和制造成本的限制，而且如果轴封齿数本来就很多，再用这种方法的效果会渐渐降低。所以增加齿数的方法比较容易被限制，背压汽轮机和凝汽式汽轮机相比除了压差较大外，还没有低压回热抽气系统，不能引出并利用轴封漏气，汽轮机组都设有轴封冷却器，为了防止轴封漏气流向轴承，宁可让轴封外端有少量空气漏入。所以还有轴封抽气器的运行来维护冷却器内的微负压。微负压使得轴封冷却器的凝结水不能自动流出，还需要增加疏水泵来把凝结水打入除氧器。这样就使得轴封系统复杂并且功耗大。我给出的解决方案是重新设计套筒表面采用凹凸结构，加工汽轮机主轴上汽封套筒，对原来的套筒更换，汽封环背面与轴封体之间装NCr13弹簧片，利用其弹性使套筒与汽封环上汽封齿碰撞时有退让余地，加装全套轴封体、汽封环。为减少漏气量，应调整汽封间隙0.15～02 mm。同时放弃受用轴封加热器，设置除盐水加热器，用轴封漏气加热除盐水。将疏水导入疏水箱，这样疏水泵的功率会大大的降低。

5 结束语

汽轮机系统及其辅机设备的节能降耗有很多方法，因此我们要具体问题具体分析，不能盲目的对号入座，要选择最合适的技术整改措施来对火力发电厂汽轮机组进行改造。 这就要求我们管理人员和技术人员在实际工作中细致耐心的钻研和现场设备运行经验的总结。并希望火力发电厂的技术工作人员能都得到启发，把火力发电厂节能降耗的工作做到更好。