一、汽輪機組熱耗率公升高原因分析
⑴、新投產機組
汽輪機通流部分效率未能達到設計值
冷水塔或空冷島效率低、真空系統嚴密性差，造成凝汽器真空低
汽輪機回熱系統方式偏離設計值
機組執行初引數低於設計值
熱力迴圈系統內漏和外漏嚴重
加熱器端差大、小機效率低
汽輪機進汽存在節流損失
⑵、投產十年以上的老機組
機組老化嚴重
機組負荷率低
汽輪機通流部分效率低於設計值
冷水塔或空冷島效率低、真空系統嚴密性差，造成凝汽器真空低
汽輪機組執行方式不合理
汽輪機回熱系統方式偏離設計值
機組執行引數偏離設計值
熱力迴圈系統內漏和外漏嚴重
加熱器端差大、小機效率低
廠用抽汽、鍋爐排汙及吹灰
機組執行十年後，高、低壓缸效率下降較多，監視段引數普遍公升高。特別是調節級壓力、高排溫度、5～8段抽汽溫度公升高明顯。
另外，由於煤種變化、鍋爐過熱器和再熱器超溫，造成大量投入過熱和再熱減溫水量，使汽輪機熱耗增加，引起機組煤耗增加。特別是亞臨界機組由於過熱減溫水由給水幫浦出口引出，對機組迴圈效率影響較大。例如已執行了10年的某電廠600mw 機組，通過試驗實際執行汽輪機組熱耗率8342.
1kj/kwh，高出設計值489.9kj/kwh。
二、汽輪機組節能與執行優化
⑴、定-滑-定執行方式優化
單閥執行方式與順序閥方式比較
600mw以上機組順序閥方式比單閥執行方式，高壓缸排汽溫度降低10℃～15℃；高壓缸效率提高1%～1.5%（絕對值），主蒸汽引數越高兩種方式差距就越大。
定-滑-定（順序閥狀態下）執行方式特點
①在100%負荷至80%負荷、50%負荷以下時，採用定壓方式，介質在鍋爐中平均吸熱溫度較高，使迴圈效率公升高；
②在80%負荷至50%負荷時，採用滑壓方式工質在鍋爐中平均吸熱溫度下降，從而使迴圈效率降低；
③滑壓方式導致高壓缸排汽焓的增加引起再熱蒸汽吸熱量減少導致熱耗率、迴圈效率的降低；
④高壓缸初焓和排汽焓的變化引起高壓缸有效焓降和汽輪機功率的增減導致熱耗率的相對變化；
⑤給水幫浦耗功的降低引起熱耗率的減少；
⑥現有滑壓方式與兩閥全開或三閥全開仍存在節流損失。
優化方式選擇
為了比較定-滑-定方式經濟性，，共進行如下幾種方式試驗：
①現有設計定-滑-定方式；
②三閥全開、第4號調節閥人為關閉的滑壓方式；
③三閥點（第3號調節閥開啟到一定開度，4號閥即將開啟）
滑壓方式
④兩閥全開、3號閥開9%、4號閥未開，簡稱優化滑壓；
⑤兩閥全開、第3號和4號調節閥人為關閉的滑壓方式；
⑥兩閥點（1、2號調節閥開啟到一定開度，3號閥即將開啟）滑壓方式。
試驗結果及特性
由於該機型高壓調節門設計較大（三閥全開時超過600mw）經試驗得到：600mw～540mw採用順序閥定壓執行方式（比三閥點滑壓執行熱耗率低15kj/kwh左右），
負荷大於510mw小於540mw的範圍內（三閥點滑壓執行要比順序閥定壓執行熱耗率低15kj/kwh左右）；當負荷低於505mw時，兩閥全開執行方式下熱耗率最低經濟性最好，順序閥定壓執行方式下熱耗率最高經濟性最差；在負荷為450mw時，兩閥全開滑壓方式熱耗率比兩閥全開、第3號開啟9%。
結論①超臨界600mw機組，負荷在600mw~510mw時採用順序閥定壓執行方式，負荷在510mw~300mw時採用2閥全開滑壓執行方式最經濟，其次優化滑壓方式。
②滑壓執行容易引起汽包內外壁金屬溫度差變化過大的情況，但直流爐不存在汽包也就不存在這一問題。滑壓執行容易造成過熱器受熱麵超溫，但直流爐通過煤水比變化可以較好的控制汽溫。試驗表明，比較滑壓和定壓工況，過熱器和再熱器超溫的現象並不明顯，可通過燃燒調整加以解決。
③經在滑壓執行方式對調節級溫度變化發現，高壓轉子內產生熱應力幅度得到減少，可以增加機組使用壽命，汽機主輔機執行正常，機組變負荷速率可以提高。
④兩閥全開滑壓執行方式在實際執行可操作性難度較大，選擇優化滑壓方式（兩閥全開、3號閥開9%、4號閥未開）比較容易實現。
⑤通過試驗得到優化後的定-滑-定主蒸汽壓力與負荷曲線。
⑥由於機組設計及實際執行差異，每台機組最佳優化執行方式應通過試驗得到（同型、同背壓機組除外），最後來指導機組執行。
⑵、通過試驗確定全廠機組優化執行方式
即電網根據用電需求，每天在不同時間段要求電廠接帶不同的負荷（如負荷率90%、80%、70%、60%），電廠根據優化試驗結果，合理分配每台機組負荷，使全廠供電煤耗達到最低，根據華能大連電廠全廠四台機組優化執行方式試驗，並提供了全廠負荷率為90%、80%、70%、60%時各機組帶負荷最佳方式，以全廠負荷率為80%（1120mw）為例，按正常帶負荷方式四台機組平均負荷為280mw，供電煤耗為318.25g/kwh，如按優化方式執行，供電煤耗為317.65g/kwh，按年發量計算節約標準煤6212.
7噸。⑶、迴圈水幫浦最佳執行方式確定
通過迴圈水幫浦最佳執行方式試驗，確定迴圈水溫度降至多少度、負荷降至多少mw時，採用一台迴圈水幫浦執行方式比兩台迴圈水幫浦執行方式經濟的曲線。通過試驗得到某電廠350mw機組採用海水冷卻時迴圈水幫浦最佳執行圖。執行人員按照試驗得到曲線，根據迴圈水溫度和負荷變化，調整迴圈水幫浦執行台數，達到節約廠用電量消耗。
經統計，在北方11、12、1、2、3月冬季採用迴圈水幫浦最佳執行方式，可使供電煤耗下降3g/kwh左右；對於採用海水冷卻方式機組，在北方11、12、1、2、3、4月冬季採用迴圈水幫浦最佳執行方式，供電煤耗下降4g/kwh左右。
⑷、汽機通流部分改造
根據現代設計理念，採用全三維熱力設計技術，對高、中、低壓缸通流部分進行改造，高壓缸相對內效率實測值可達86%（如將調節級改為正向流動，高壓缸效率可達87.5%），中壓缸相對內效率實測值可達91%，低壓缸相對內效率實測值可達89%，供電煤耗比改造前降低15～20g/kwh。通過改造使機組不僅效率提高，更適應深度調峰的要求，在機組變負荷執行時（50%～100%的負荷範圍內）機組具有較高的經濟性，改造後機組銘牌出力可增加5%～10%。
國產200mw汽輪機基本完成改造，國產引進型300mw汽輪機正處在改造高峰期，根據前幾台改造效果看，機組銘牌出力為315mw、最大出力可達340mw、供電煤耗下降20～25g/kwh，年可節標煤22384.6噸，由此可減少排放煙塵量36噸、二氧化硫量348噸、氮氧化物量306噸。
⑸、對處在**帶地區電廠，由於夏季環境溫度高，導致真空幫浦密封水汽化，真空幫浦出力降低，進而影響凝汽器真空。如在真空幫浦密封水管路加裝壓縮製冷裝置，降低密封水溫度，可提高真空幫浦抽氣能力，即提高凝汽器真空。
⑹、將現有執行的凝結水幫浦（原設計為50%容量）改為100%容量的變頻電動機及水幫浦，使凝結水幫浦可隨主機負荷變化調節，可節約廠用電率0.4%左右。
⑺、將現有執行的帶前置幫浦的給水幫浦組，改造為不設前置幫浦、帶誘導輪給水幫浦，幫浦效率可達80%～82%，比帶前置幫浦的幫浦組效率（77%～79%）提高3%；對於採用電動給水幫浦的機組廠用電率還會有所下降。
⑻、現有執行高壓加熱器（臥式）下端差均為10～12℃（設計為5.6℃）甚至更高，經對高加水位合理調整（將水位在現有執行高度提高150mm～200mm），高加下端差可降低3℃左右。對於立式高加，水位提高幅度需通過試驗來確定。
⑼、現在已執行的300mw、600mw以上機組的軸封系統，均採用自密封形式並設有均壓箱。正常執行時，高中壓缸端部和門桿漏汽排入均壓箱，低壓缸端部軸封供汽由均壓箱提供。在負荷較高工況時，將有部分蒸汽排入凝汽器，這會造成汽水損失，將這部分蒸汽引入7號低加，可提高回熱迴圈熱效率，經國華定州電廠對超臨界空冷機組改造得出煤耗可降低0.
3g/kwh。
⑽、早期投產的國產600mw汽輪機組的7、8號低加疏水不暢。現象是低加疏水調整門在全開狀態下，其水位仍居高不下，危急疏水氣動調整門經常處於開啟狀態，由此使機組熱耗增加2.4kj/kwh，煤耗增加0.
1g/kwh。原因是原設計疏水調整門通流能力不足。解決方法在低加疏水調整門前後加裝φ80旁路管，或重新更換大口徑疏水調整門。
某電廠600mw機組低加正常疏水無法全部匯入8號低加，後經核實7號低加疏水管道彎頭、閥門較同類機組多，後將管道取直取消一處疏水門，疏水流通順暢，無需開啟危急疏水。
⑾、每次大小修前後，通過能耗診斷試驗繪製機組與設計值能耗偏差分布圖，為指導檢修及評價大修效果具有重要意義，可為機組節能降耗起到指導作用。通過不同負荷煤耗試驗結果繪製實際煤耗與功率曲線來校核電廠上報煤耗值。
⑿、採用大型純凝汽式機組供熱改造技術，可使機組供電煤耗下降15～20g/kwh。一台350mw機組可供400萬平公尺採暖使用者需求；一台600mw機組可供600萬平公尺採暖使用者需求。這項技術已在琿春電廠（330mw)、準格爾電廠(330mw)應用，並在華能大連電廠(350mw)、華能丹東電廠(350mw)、和莊河電廠(600mw)開始論證實施。
⒀、對主要內漏閥門（高壓加熱器、低壓加熱器危急疏水氣動調整門及除氧器放水、給水再迴圈、冷再至輔汽電動調整門）零位重新定位，在正常執行中使這些閥門關閉到位，達到每關必嚴效果。除氧器溢流限位設定值要合理，避免定值過低增加不必要熱損失。給水幫浦再迴圈門應選擇開關自如，每關必嚴的進口電動閥門，否則對機組出力和經濟性產生影響。
⒁、針對一些老機組，凝汽器銅管腐蝕嚴重、致使機組真空偏低等問題，採用薄壁不銹鋼管代替傳統銅管的凝汽器改造，考慮到不鏽鋼的導熱率比銅管低，通過減少管壁厚度以減少本身熱阻的辦法提高換熱係數。經通遼、清河電廠對200mw凝汽器改造，真空提高2kpa，煤耗降低3g/kwh之多。
⒂、建議高引數大容量汽輪機高、中壓汽封採用布萊登汽封效果明顯（其中高、中壓缸效率分別提高5%和1%）。技術原理是通過加裝在汽封端部螺旋彈簧以及機組在啟停機過程中蒸汽流量（或壓差）變化，自動調整汽封與轉子的工作間隙，從而有效地避免機組啟停機過程中轉子與汽封的摩擦，在正常帶負荷執行中汽封與轉子的工作間隙達到安裝時最小值。主要效果：
與原有梳齒式汽封相比，高壓缸效率可提高1～3%；中壓缸效率可提高0.5～1%；汽機熱耗率可降低50～90kj/kwh；油中進水率大幅度降低。已經在亞臨界300mw、350mw、600mw、超臨界600mw汽輪機組應用，如利港、嘉興、上安、大唐托克托、徐塘、大連、沁北七十多臺機組應用。
影響通流執行熱效率的主要因素：機械損傷1%，表面侵蝕 3.9%，化學沉積9.1%汽封(含葉頂汽封)漏汽86%。
美國西屋350mw汽輪機利用中修對高、中壓缸和高中的過橋汽封由疏齒汽封改為布萊登汽封，將動靜間隙調整在0.2mm～0.35mm（閉合狀態）和1.
9mm～2.2mm（張口狀態）範圍內，經2023年1月和11月的大修前後試驗表明，高壓缸至中壓缸冷卻蒸汽漏量由修前33.17t/h降至19.
29t/h；高壓缸效率由修前83.84%公升至87.35%，扣除以往大修效果2.
0%，實際布萊登汽封改造使高壓缸效率提高1.5%。
⒃、機組老化問題應該引起重視並加以考慮。機組老化不僅發生在主機上，而且還發生在輔機上；近幾年投產國產機組和進口機組的老化程度相差較大。根據對某電廠350mw機組二十年跟蹤試驗，得出機組投產後在第二次大修期間前的時間內老化程度較快，達到每年遞增0.
775%，在以後執行年限中得到緩解。最終得出老化程度（熱耗公升高率）年遞增率為0.20%左右。
對於國產機組，機組老化程度（熱耗公升高率）年遞增率可能要在0.5%左右。在制定機組能耗指標和遠期規劃中應給予考慮。
⒄、國產亞臨界機組普遍存在，由單閥方式改為順序閥方式後，出現1瓦振動增大現象。隨著負荷和主汽引數增加振動值（軸振）超過100μm，如果開大調速汽門採用滑壓方式1瓦軸振能得到緩解，但仍然較大，對機組安全穩定執行產生影響。
⒅、鍋爐排煙餘熱**利用。利用鍋爐排煙熱量，加熱凝結水、汽機補水、採暖及生活用水等（見圖39），可大幅度降低排煙溫度、提高機組迴圈效率，節煤
1.5-2g/kwh，對鍋爐燃燒和傳熱沒有任何影響。但在煙道或空氣預熱器加裝冷卻裝置後可能會出現低溫腐蝕、磨損和對引風機出力產生影響等問題，這在改造中應進行考慮。
利用輔汽系統汽源，在啟停機過程中不投電動給水幫浦由汽動給水幫浦承擔，可節省廠用電量。
⒆、現已投產的國產（200mw、300mw、350mw、600mw、660mw、1000mw）機組高加事故或危急疏水均通過疏擴導至凝汽器，這不僅增加了凝汽器熱負荷，同時使較高溫介質熱量被冷源帶走，增加迴圈系統可逆損失，對凝汽器安全執行也產生一定影響。如將1、2號高加事故疏水引至除氧器將會減少上述損失和不利因素。華能大連電廠1、2號機組（350mw）疏水系統就是採取這樣布置的。
⒇、上大壓小，關停能耗較高小火電機組。
利用機組解體檢修，對高、中、低壓缸通流部分進行噴丸（珠）粗糙度處理；在軸系穩定性較好機組，將解體前動靜間隙0.7mm～1.02mm,調整為0.
3mm～0.7mm；將疏齒式汽封改為布萊登汽封。某電廠一台350mw高中壓合缸亞臨界機組經大修後試驗，高壓缸效率由修前83.
5%提高到88.87%；中壓缸效率由修前89.916%提高到
92.096%；低壓缸效率由修前83.462%提高到5.98%。
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