300MW机组节能降耗分析（转发）
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。下面我们就某电厂2×300MW机组投产近一年时间内所开展的节能改造项目做一简介，以供交流。
1 凝结水泵改造
1.1 问题提出
该电厂经过长期运行观察，两台300MW机组在运行中均出现除氧器上水调节阀节流损失偏大的现象。以#2机为例，正常运行中，300MW负荷时凝结水泵出口流量为734t/h，出口压力2.8MPa，经除氧器上水调节阀节流后#8低加出口压力为1.382 MPa，经实测满负荷时调节阀的节流损失约1.19MPa。观察除氧器上水调节阀开度，主调节阀开度为15%，辅调节阀开度为89%。由此可见，该凝结水泵扬程远比实际需要的扬程大，导致额定负荷时除氧器上水调节阀的开度很小，节流损失较大。
根据设计规范，设计院在系统设计时为保证凝结水泵的可靠，在选取扬程参数时，往往留有较大的裕量，这样一来，凝结水泵的设计扬程便不可避免的比实际需要偏大许多。在凝结水系统的实际运行当中，为满足除氧器水位控制要求，一般是通过调节阀的开度控制来实现，这样将造成较大的节流能量损失。尤其是机组调峰负荷低时，凝结水泵输出扬程比系统的实际需要偏大更多，则损失将更大。
1.2 分析与对策
要使正常运行时的凝结水系统节流损失降低，比较有效的方法就是采用变频技术或改变转子特性降低凝结水泵扬程。而变频方案由于涉及的问题较多，如改造费用高，加上需要有足够的空间来放置变频装置，在实际实施中有一定困难。经综合分析比较后我们采取了比较简单（尤其省钱）的方法，即去掉凝结水泵末级叶轮将凝结水泵的扬程降低。计算表明，去掉一级叶轮后凝泵扬程下降40米左右，MCR工况运行时仍有足够的裕度。
凝泵改造后测知：主调节阀正常运行开度70%，流量725t/h，压力损失0.5MPa；最大运行工况开度82%，流量870t/h，压力损失0.5MPa。辅调节阀正常运行开度58%，流量270t/h，最大运行工况开度80%，流量395t/h。实际运行表明，当凝结水泵去掉一级叶轮后，凝结水系统在正常运行工况时，除氧器水位控制稳定，由于调节阀前后压差减小约4.5㎏f/㎝2，调节阀工作更加灵敏，同时噪音也大大降低。
1.3 节能分析
凝结水泵降低扬程后水泵的出口流量不变，效率基本不变，扬程降低约1/6，根据功率计算公式进行粗略计算，水泵轴功率可以下降1/6，正常运行点按设计轴功率712KW计算，轴功率下降119KW，实际满负荷运转时电机电流下降约22A，正常情况下一机一泵运行，若按年运行7000小时算，两台机组在凝泵改造后每年可节省厂用电约166.6万KWh，改造后效益相当可观。
2节水及综合运用
通过对全厂用水流程的全面分析，我们对全厂工业用水流程进行了优化,取消了多台水泵的运转，不但节约了厂用电,而且大大减小了水泵维护工作量，主要有：
2.1 将#2机开式水回水改接至净水站
原设计净水站供水为循环水进水，由于循环水温度较低，影响水处理树脂交换效率，同时使除盐水箱夏季结露严重，造成水箱腐蚀。如果利用开式水回水做为净水站水源，一可以减少循环水消耗量，提高凝汽器真空；二是开式水回水温度较高，可以提高水处理树脂交换效率，还能大大降低除盐水箱的腐蚀程度。三是可以将两台原水泵长期停运，有利于节约厂用电。
开式水泵设计容量为1450t/h，泵出口压力0.56MPa。因油对树脂有污染，为避免冷油器冷却管泄漏时含油回水进入化学水系统，改造时应将各冷油器回水改道。开式水回水量在扣除用于各冷油器（电泵油冷却器和密封油泠却器）的水量约275t/h后仍有超过1000t/h的流量，完全能满足净水站约600t/h的用量。
2.2 将#1机开式水回水改接至冲洗水泵前池
原设计冲洗水泵前池补水由专门的补水泵供给。该补水压力低，但流量变化较大，要求3台补水泵经常处于完好的备用状态。而原设计开式水回水接入循环排水管排入河中。分析表明，开式水的回水压力和流量足以满足冲洗水泵前池补水的要求，而且水源可靠。目前改造完成后经2年多的时间检验，开式水系统运转正常，补充水可靠性得到保证，而且三台补水泵可以完全退出备用。
2.3 将空压机冷却水回水引接到输煤系统冲洗泵前池做补水，达到退出抑尘水泵运转备用的目的。
3疏水系统改造
3.1 问题提出:
在原有汽轮机热力系统中，所有管道疏水均直接接到疏水扩容器后进入到凝汽器。同目前国内其它300MW机组一样，系统普遍存在内漏的问题，从而降低了机组运行热经济性。影响机组经济性的内漏主要是系统内的一些疏水阀门关不严造成的，而很多阀门在机组运行中往往不能及时消缺，甚至只能等停机时处理，运行时间越长，内漏越严重，损失越大。因此对疏水系统进行优化化改造显得更有现实意义。
3.2 分析与对策：
为减少内漏对热经济性的影响，对汽机热力系统做以下改进：
3.2.1 将汽机高中压平衡管疏水改接到四段抽汽逆止阀前。
原高中压平衡管疏水接到本体疏水扩容器，一旦发生内漏，将增加凝汽器热负荷。因高中压平衡管蒸汽压力、温度与四段抽汽相近，改造后不会产生热冲击。改进后，就算疏水阀关不严，漏汽可随四段抽汽进入除氧器加热凝结水，减少了热能损失，同时不会影响凝汽器热负荷。当机组发生跳机或其它异常时，四段抽汽逆止阀关闭，疏水排到四段抽汽逆止阀前通过抽汽逆止阀前疏水管排到本体疏水扩容器，也不会影响机组安全。
3.2.2 将高压外缸疏水改接到高排逆止阀前。
原高压外缸疏水接到凝汽器本体疏水扩容器，一旦发生内漏将产生热损失并影响凝汽器热负荷。因高压外缸蒸汽参数与高压缸排汽接近，改造后不会产生热冲击。改进后就算发生疏水阀关不严，漏汽进入到高压缸排汽管道，不产生热损失,更不会影响凝汽器热负荷。具体接口位置可接到高排通风阀前，可避免在再热冷段管道上开孔，开停机时疏水排到高排逆止阀前通过高排逆止阀前疏水管排到本体疏水扩容器。
3.2.3 主机和小机轴端汽封供汽管疏水改接到#7低加壳侧。
原轴端汽封疏水接到凝汽器本体疏水扩容器，由于疏水阀在运行中需连续疏水，由此导致热损失并将增加凝汽器热负荷。#7低加壳侧压力低，又是安装在汽轮机下面，改造后不会对机组安全带来影响。具体接口位置可接到#6低加至#7低加疏水入口管上。
3.2.4 轴封站疏水加装疏水筒和自动疏水器。
轴封蒸汽站主要由来自主蒸汽、冷再蒸汽、辅助蒸汽供汽等三路汽源管路及轴封溢流管路组成，每根管路中的主调节管路和调节旁路都装有一路疏水管接到凝汽器本体疏水扩容器（冷再汽源没有设旁路）。每根疏水管道装有一个手动疏水阀，每个疏水阀都装有一个旁路节流孔板，以便不断的将各路轴封汽源管道上的疏水放掉，以随时保持有安全的汽源送到轴封蒸汽母管。而在实际运行中轴封蒸汽母管产生的疏水不会很多，这样这七个节流孔板在运行中便长期不断的将轴封母管上的蒸汽通过节流孔漏到凝汽器本体疏水扩容器，浪费大量的蒸汽，同时增加了凝汽器热负荷。如将这七个节流孔的疏水汇集到一起，利用自动疏水器进行疏水，当疏水器内达到一定水位时自动疏水器开启，否则疏水器关闭，这样就避免了额外的蒸汽损失，同时减轻了凝汽器的热负荷。为保证疏水器故障时不对机组安全产生影响，在自动疏水器系统上安装一个旁路阀。这样当疏水器故障时可通过旁路阀进行疏水。
3.2.5 轴封溢流蒸汽改到#7低加壳侧。
根据制造厂热平衡图查得在TRH工况下轴封溢流流量为0.8t/h，焓值为3075.1kJ/kg,轴封溢流管设计为DN80。但自两台300MW机组投运以来,经常出现将轴封溢流调节阀开至最大时轴封仍冒汽的情况,说明轴封溢流流量在实际运行中是大于设计值的(因轴封漏汽量较大,目前额定负荷时轴封母管压力最大时达到0.1MPa,温度为334℃,按此查焓熵图求得实际焓值为3140 kJ/kg)。如按全年等效利用小时6000h算,全年损失的这部分热值为1.5×1010kJ,折算标煤515t。同时高焓值的蒸汽进入凝汽器将增加凝汽器热负荷,影响凝汽器真空。将轴封溢流蒸汽接到#7低加壳侧后，这部分蒸汽将被利用，同时降低了凝汽器的热负荷。据调查目前各同类机组电厂都不同程度存在轴封站蒸汽溢流问题,该改造方案不失为一个较好的补救措施。