火电厂汽轮机热力系统节能改造与运行优化研究

引言：

在“双碳”目标推动下，火电厂作为能源消耗和碳排放的重点领域，面临着严峻的节能压力。汽轮机热力系统通过蒸汽做功实现热能向机械能的转换，其效率每提升 1% ，可使电厂供电煤耗降低约 3g/kWh 。据中国电力企业联合会数据，2023 年全国火电厂平均供电煤耗为 308g/kWh ，较国际先进水平仍有 5-8g/kWh 的差距，其中汽轮机热力系统效率偏低是主要原因之一。因此，开展汽轮机热力系统的节能改造与运行优化，对降低电厂能耗、提升市场竞争力具有重要现实意义。

1 火电厂汽轮机热力系统节能改造措施分析

1.1 本体及管道保温优化

保温层是减少汽轮机本体和蒸汽管道散热损失的关键屏障，采用新型 高效保温材料进行改造是降低散热损失的有效手段。当前应用较为广泛的 复合保温结构为“硅酸铝纤维毯 + 纳米隔热板 + 不锈钢外壳”，其中纳米隔热 板的导热系数仅为传统保温材料的1/5-1/10，能显著提升保温效果。改造时， 需根据管道直径和工作温度确定保温层厚度，主蒸汽管道的保温层厚度通 常为 150-200mm ，再热蒸汽管道为 120-150mm ，汽轮机本体缸体保温层厚 度不小于 100mm 。对于阀门、法兰、弯头等异形部位，应采用可拆卸式保 温套，其内部填充耐高温保温棉，外部采用金属护壳，既便于设备检修， 又能保证保温的连续性。改造完成后，需对保温层表面温度进行检测，确 保环境温度25℃时，高温管道表面温度不超过 50^∘C ，汽轮机本体表面温度 不超过 60^∘C ，以将散热损失控制在设计值的 80% 以内。

1.2 回热系统升级

回热系统的节能改造需从换热元件、管道布置、轴封系统三个方面入手。对于加热器端差超标的问题，应更换高效换热元件，如螺旋槽管、波纹管或横纹管等，这些强化传热元件的换热系数较普通光管提高 30%-50% ，能有效降低端差。同时，需定期对管束进行化学清洗或机械清洗，去除表面结垢，恢复换热性能。抽汽管道的布置优化同样重要，应尽量缩短抽汽管道长度，减少弯头数量，采用偏心大小头连接以避免汽液分离，降低管道阻力损失。对于轴封系统，可将传统的迷宫式轴封改造为自密封轴封结构，通过合理设计轴封环间隙和蒸汽通路，使高、中压缸轴封漏汽得以回收利用，减少轴封漏汽量，一般可使轴封漏汽损失降低 60% 以上。

1.3 辅机变频改造

辅机变频改造是降低辅机电耗的核心技术手段，通过在电机与电源之间加装变频器，实现电机转速的无级调节，使辅机出力与实际需求相匹配。给水泵采用变频调速后，可根据锅炉给水流量和压力的变化自动调整转速，避免节流损失，节电率可达 20%-30% ；凝结水泵变频改造后，能根据凝汽器水位和凝结水流量灵活调节，节电率约 15%-25% 。循环水泵的变频改造需结合机组运行特点，对于单台机组配套两台循环水泵的情况，可采用“一用一备”或“低速联合运行”模式，在保证冷却效果的前提下，最大限度降低能耗。真空泵采用变频控制后，可根据凝汽器真空度自动调整抽气速率，避免过度抽气造成的能量浪费。

1.4 蒸汽参数优化

蒸汽参数的优化需从锅炉和汽轮机两方面协同进行。在锅炉侧，通过优化燃烧器配风方式、调整煤粉细度、加强受热面吹灰等措施，提高主蒸汽和再热蒸汽的温度、压力稳定性，缩小与设计值的偏差。采用先进的汽温控制系统，如串级PID控制结合模糊控制算法，可使主蒸汽温度波动控制在 以内，再热蒸汽温度波动控制在±3℃以内。对于运行年限较长、通流部分磨损严重的老旧机组，可进行通流部分改造，更换高效动叶、静叶，优化叶片型线和反动度，减少蒸汽在叶栅中的流动损失和漏气损失。通流改造后，汽轮机内效率可提升 2%-3% ，热耗率降低 50-80kJ/kWh ，节能效果显著。

2 火电厂汽轮机热力系统运行优化策略分析

2.1 负荷动态调节

根据电网负荷指令和机组运行状态，建立负荷动态调节模型，实现汽轮机热力系统的经济运行。在变负荷工况下，采用“滑压运行”模式，即随着负荷降低，主蒸汽压力按一定曲线相应降低，而主蒸汽温度保持不变，此时汽轮机调门保持全开或大部分开启状态，减少调门节流损失。与定压运行相比，滑压运行在 50%-100% 负荷区间可使机组热耗率降低15-20kJ/kWh 。回热系统的运行方式也需随负荷变化进行调整，低负荷时，部分低加的换热效率会下降，此时可停运最末一级或两级低加，将其疏水导入凝汽器或上级加热器，避免疏水不畅导致的能量损失。同时，合理调整各加热器的抽汽压力和水位，确保回热系统在不同负荷下均处于最佳运行状态。

2.2 水质与汽水损失控制

加强水质管理是减少热力系统汽水损失和设备腐蚀的基础。锅炉给水需严格控制硬度（ ≤0.03mmol/L) ）、溶解氧 (≤7μg/L) ）、铁含量（ ≤20μg/LΩ ）等指标，通过优化除氧器运行参数（维持压力 ，水温 104-105°C ），确保给水除氧效果。凝结水需经精处理系统处理，去除水中的盐类和悬浮物，防止加热器管束结垢。定期对疏水阀门、轴封漏汽阀门进行严密性试验，采用超声波检漏仪检测阀门内漏情况，发现内漏及时进行研磨或更换阀芯，确保阀门泄漏率控制在 0.5% 以内。优化除氧器排气阀开度，在保证除氧效果的前提下，尽量减小排气量，减少工质损失，一般排气量控制在给水量的 0.05%-0.1% 为宜。

2.3 智能化运行监控

引入物联网、大数据和人工智能技术，搭建热力系统智能化运行监控平台，实现对各项运行参数的实时监测、分析和优化。平台通过布置在汽轮机本体、蒸汽管道、加热器等部位的传感器，采集主蒸汽温度、压力、流量、加热器端差、辅机电流等数据，传输至数据中心进行处理。平台具备能耗分析功能，可自动计算机组热耗率、厂用电率、汽水损失率等关键指标，并与设计值、历史最优值进行对比，及时发现异常偏差。通过建立能耗预测模型，平台能为运行人员提供操作指导，如建议调整抽汽压力、优化给水泵转速等，实现热力系统的精细化调节。同时，平台还能对设备状态进行预警，如预测加热器管束结垢趋势、判断阀门内漏程度等，为检修维护提供依据。

结束语：

未来，随着新能源的大规模并网，火电厂将更多承担调峰任务，汽轮机热力系统需向“灵活高效”方向发展。建议进一步研究变工况下的热力系统优化模型，开发适应深度调峰的汽轮机改造技术，并结合碳捕集等新技术，推动火电厂向低碳化转型，为“双碳”目标实现提供有力支撑。

参考文献：

[1]火电厂热力系统优化与节能改造分析.吴啸川.低碳世界,2022(03)

[2]火力发电厂的热力系统节能措施优化.贾彦伏.电子技术,2021(08)

[3]火电厂热力系统小口径管道安装.余文萃.科技创新与应用,2020(22)