运行方式优化研究

运行方式优化研究（精选十篇）

运行方式优化研究 篇1

大唐户县第二发电厂两台机组 (2×300 MW) 采用石灰石–石膏湿法烟气脱硫工艺, 设计脱硫效率不低于95%, 脱硫装置采用一炉一塔方案, 吸收塔为逆流喷淋空塔, 每个吸收塔设三台浆液循环泵分别供浆给三层浆液喷淋层。同时, 系统还配有石灰石湿式球磨机制浆系统、石膏脱水系统和废水处理系统。

一、吸收塔浆液循环泵的合理启停, 节约厂用电和降低设备损耗

发电工作人员在机组负荷稳定的情况下, 分别做三台吸收塔浆液循环泵的停泵试验, 通过观察单独停运浆液循环泵A、B、C后脱硫效率下降的情况, 为制定吸收塔浆液循环泵停运优化策略寻找依据。三台吸收塔浆液循环泵停运试验的运行历史曲线如图1所示。

由图1可知, 在相同的条件下, 停止浆液循环泵A, 脱硫效率下降幅度较大;停止浆液循环泵B, 脱硫效率下降幅度先对较小;停止浆液循环泵C, 脱硫效率下降幅度相对最小。基于上述试验结果, 结合设备运行参数, 工作人员选用了在机组低负荷运行时, 合理停运吸收塔浆液循环泵C的优化方案。这样即可以尽量多的节约厂用电, 又能使浆液循环泵停运后脱硫效率的下降幅度最小, 满足脱硫装置运行效率不低于95%的要求。

脱硫吸收塔三台浆液循环泵电机均为6 000 V设备, 其运行参数见表1。

由表1可知, 浆液循环泵C每停运1 h, 可节约运行电耗费用约100元, 那么, 两套脱硫装置共停运两台浆液循环泵, 每小时节约运行电耗费用为200元。每年有8 760 h, 去掉停备检修等时间, 机组实际运行时间约7 500 h, 若按5000 h (全年折算为300 MW的运行小时) 考虑, 全年机组平均负荷为:300×5 000÷7 500=200 MW小时。根据实际运行经验, 机组负荷250 MW以下就可以考虑停运浆液循环泵C, 220 MW以下一般能停运浆液循环泵C。采取低负荷停运浆液循环泵C优化策略后, 保守估计每年浆液循环泵C停运3000 h, 两吸收塔两台浆液循环泵C可节约电耗费用3000×200=60万元。

另再考虑一台浆液循环泵平均每6个月损耗一个机封, 每年损耗2个机封, 而采用低负荷停运一台浆液循环泵优化策略后每年只损耗一个机封, 两套脱硫装置共两台浆液循环泵就少损耗两个机封, 按每个机封33 800元计算, 每年可节约费用2×33 800=6.76万元。那么, 采用低负荷停运吸收塔浆液循环泵C的运行优化策略后, 脱硫每年可节约总费用约66.76万元。

运行中应综合考虑机组负荷、脱硫装置入口SO2浓度、脱硫效率等情况, 及时调整吸收塔浆液循环泵运行台数, 在保证脱硫装置运行效率不低于95%及脱硫装置出口SO2排放浓度合格的条件下, 做停运一台吸收塔浆液循环泵的节能试验, 以降低脱硫运行电耗, 节约厂用电。一般停运原则为:

1. 机组负荷低于200 MW, 且脱硫效率在稳定在97%以上时间超过30 min, 必须停运一台浆液循环泵运行, 若停运后发现脱硫效率不能保持在95%以上, 30 min后应及时启动该泵运行, 保持脱硫效率合格。若管理人员检查发现该条件下未做停泵试验, 按50元/次考核。

2. 机组负荷低于250 MW, 且脱硫效率在稳定在98%以上时间超过30 min, 必须做停运一台浆液循环泵的节能试验, 若管理人员检查发现此条件下未做停泵试验, 按50元/次考核。

3. 做吸收塔浆液循环泵停运节能试验时, 原则上停运浆液循环泵C, 一般情况下, 为保证脱硫效率, 不做浆液循环泵A的停运试验。

二、传统湿法脱硫工艺缺点

1. 供浆管道长, 石灰石浆液输送泵选型较大, 电耗高。

2. 石灰石浆液输送泵始终在满负荷下运行, 电耗较大。

3. 回浆管道长、回程阻力大, 当给浆调门全开或给浆管道漏泄, 石灰石浆液返回量不大的情况下, 易发生循环停滞, 造成整段管道堵塞, 尤其是有上升段回浆管道的系统, 堵塞情况更易发生, 非常难处理。

4. 运行中回浆管道节流孔板磨损失效情况发生较频繁, 当该节流孔板磨损失去节流作用后, 回浆管道阻力减小, 大量浆液回流, 吸收塔前供浆管道压力降低, 在机组大负荷情况下, 即使全开给浆调节门, 给浆量仍然不足, 导致吸收塔PH值降低, 脱硫效率下降较多, 运行无法调整。

5. 系统结构复杂, 输浆管道短接、法兰很多, 因石灰石浆液管道磨损和堵塞特性较突出, 故运行中供浆和回浆管道泄漏、堵塞的情况经常发生, 检修处理时又必须中断给浆, 给脱硫装置运行安全和稳定带来很大隐患。

三、改造方案

上述几种问题曾在大唐户县第二发电厂多次发生。在石灰石回浆管道多次堵塞后, 该厂工作人员对该系统进行了技术改造, 改造方案为:将石灰石浆液输送泵改为变频控制方式给吸收塔供浆, 在吸收塔前的回浆管道上加装堵板, 去掉回浆管道, 简化系统。

四、具体改造措施

该厂在《脱硫装置运行操作管理实施细则》第一条中, 针对石灰石浆液输送泵变频改造后的系统特点, 制定了相应的运行优化调整措施, 防止给浆不合适而造成脱硫效率大幅波动, 影响系统运行的稳定性:

1. 正常运行时, 给浆量可根据机组负荷、吸收塔浆液p H值、出入口SO2浓度、脱硫效率及石灰石浆液密度综合进行调节, 当p H值及石灰石浆液密度降低, 或者出口SO2浓度增加时, 适当增加石灰石浆液供给量。

2. 运行中应尽可能保持连续、均匀给浆, 保持吸收塔p H值和液位稳定, 避免出现大幅波动。原则上, 调整石灰石给浆量应通过调节石灰石浆液输送泵变频器的频率来进行, 吸收塔给浆调节电动门应始终100%全开, 当变频器已调至下限40%而给浆量仍偏大时, 可用吸收塔给浆调节电动门节流调小给浆量。

系统运行中, 石灰石给浆量不得小于6 t/h, 防止给浆管道堵塞导致石灰石给浆泵空转烧坏变频器。此时若给浆量仍偏大, 可采取停泵间断给浆的方式运行。

五、改造后作业状况

石灰石浆液输送系统改造后, 作业状况改善十分明显。

1. 石灰石浆液管道大大缩短, 可以选择功率较小的石灰石浆液泵, 节电减耗。

2. 石灰石浆液泵改为变频控制后, 在机组负荷较低、石灰石浆液量需求不大的情况下, 可以根据脱硫烟气处理的需要调小运行电流, 节电效果明显。

3. 去掉回浆管道后, 系统结构简化, 大大降低浆液输送管道的故障发生率。

4. 石灰石浆液泵改变频后, 可以去掉原进入吸收塔供浆管道上的石灰石给浆调节门及其前、后手动门, 还有它们的旁路门和管道, 这一段管道原来短接、法兰多, 结构复杂, 磨损、堵塞、泄漏等非常严重的问题也一并被克服掉, 大大减轻了检修维护压力。另外, 从经济上计算, 为保证可靠性和耐用性, 原石灰石给浆调节门一般都采用进口阀门, 其价格约十几万元, 而石灰石给浆调阀工作性质决定了其极易损坏。变频技术改造后, 去掉这一系列设备, 单从经济上看也是非常可观的。

六、废水系统运行方式优化运行效果

脱硫废水系统的设计目的是为了降低脱硫装置吸收塔浆液中的有害离子和杂质的浓度, 以保持吸收塔浆液的较好品质, 从而保证脱硫化学反应的正常进行, 保证脱硫效率。脱硫废水处理药品年消耗费用计算见表2。

由表2可知, 长期满设计出力投运废水系统, 不计算废水系统设备运行电耗, 仅每年消耗废水处理药品的费用达到184.6万元。

在实践中, 笔者发现吸收塔浆液中Cl–浓度是一个很有代表性的参数。首先, 它有较明确的上限规定值, 即离子浓度不超过2%;其次, 它是一个常规测量项目, 较容易测量。该厂工作人员就选定Cl–作为启停废水系统的依据, 当吸收塔浆液中Cl–浓度高于1.6%时, 投运废水系统;当吸收塔浆液中Cl–浓度低于1.2%时, 停运废水系统。这样, 通过控制吸收塔浆液中Cl–的浓度, 来同时控制其他如Al3+、Mg2+等有害离子和杂质的浓度, 使其低于设计的水平, 从而达到总体控制的目的。2009年10月10日至12月24日, 大唐户县第二发电厂因为设备故障检修, 废水系统停运75 d, 吸收塔浆液Cl–浓度高达2.1%, 浆液变坏, 石膏浆液脱水较困难。废水系统投运后, 石膏浆液脱水效果很快恢复正常。12月27日, Cl–浓度降低到1.6%, 废水系统又因设备故障停运, 自2010年1月4日至1月5日再次投运两天后, Cl–浓度降低到1.2%。

自2009年10月10日至2010年1月5日历时87 d, 废水系统共投运6 d, 按照废水系统每10 d大约投运1 d的频率计算, 实际全年废水处理药品消耗费用大约是满负荷投运时的1/10, 即18.46万元, 每年节约废水处理药品费用为166.14万元。

四、结论

运行方式优化研究 篇2

关键词：吹灰系统 操作方式优化 远程控制 火电厂

中图分类号：TM62文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）5（a）-0066-02

吹灰系统是火力发电机组不可缺少的辅助设备，它用于将锅炉炉膛内管壁上附着的结焦有效清除，能有效防止锅炉“四管”因换热不均导致的爆管事故。神华国华定洲电厂二期2×660 MW机组吹灰控制系统采用Modicon TSX Quantum系列PLC，基建时期设计的机组日常吹灰采用一体化触摸屏（安装在配电室的控制柜门面上）控制，同时显示吹灰系统所有受控设备的各种运行状态、故障保护状态及程控装置自身的工作状态。由于触摸屏的安装位置较高，运行人员在吹灰操作时必须站立，而每天每台机组至少吹灰两次，每次近4 h，吹灰运行操作人员往往比较疲惫，也极易造成误操作事故。在机组投产后，这种矛盾日益凸显，因此，对现有的吹灰运行操作方式进行优化将非常必要。

1 项目研究内容

吹灰系统运行操作方式的优化，是在原有的吹灰器控制的基础上，取消现场触摸屏操作方式，在远端（主控室）增加上位机，实现在上位机上对吹灰器进行远程操作控制。具体研究内容如下。

（1）组态王6.5版软件的应用（画面连接及网络设置）；（2）Modicon PLC硬件功能和软件设置研究；（3）上位机硬件配置研究；（4）组态王应用软件与PLC的网络硬件连接；（5）吹灰器上位机运行操作的静态、动态功能调试；（6）吹灰器上位机运行操作功能的试投运与故障分析、处理。

通过对项目研究内容的深入分析，我们总结出该项目在软件和硬件方面的设计难点。软件设计上，既要充分满足吹灰器日常运行操作的需要，又要考虑如何减小故障出现的可能性，便于日后维护。再者，还要充分考虑用户的使用需求，进行人性化的操作界面设计。硬件方面，由于吹灰系统控制采用的是Modicon PLC系列，因此必须充分考虑硬件设备的兼容性。

2 项目实施过程

为了预留足够的项目调试时间，项目实施必须在机组停运后进行。在停机前需要准备好的硬件设备包括上位机、通讯网卡、组态王软件及其网络连接线等，机组停运后立即开展工作。具体实施过程如下。

（1）在主控室增设两台吹灰器PLC程控上位机，并通过交换机与PLC硬件连接，详见图1。

（2）在上位机的windows系统内安装组态王软件并进行画面组态。为了兼顾吹灰运行需要与运行人员的使用习惯，画面内容尽量与原来的触摸屏显示一致。需要特别说明的是，组态王软件要做好解密设置。

（3）在原PLC系统中安装Qtm以太网络通信硬件并进行相应设置，步骤如下：

①在PLC网络上设置相应的IP地址，使其与上位机通讯。在设置IP地址时，要保证其分配地址与上位机IP地址在同一网段内且唯一。

②打开Concept中相应的工程，在“Project”菜单下选择“Configurator”，弹出“PLC Configuration”，展开其子项“Config Extensions”，点击“Select Extensions”，将“TCP/IP Ethernet”的数量设为1，即以太网卡通讯模块的数量为1块。

③在“PLC Configuration”的子项“I/O Map”中，将以太网卡通讯模块配置在与物理机柜对应的槽位上。例如在“I/O Map”中的第一个机柜上安装了NOE模块，其槽位是13号槽，点击“I/O Map”中第一个机柜对应的“Edit”列中的按钮，由于只有一个机柜，所以该表中只有一行。在“Local Qauntum Drop”的13号槽上添加NOE模块。注意在添加以太网卡通讯模块时，要和加装的NOE硬件模块的型号一致。

④在完成以上配置后，点击“Config Extensions”中的“Ethernet/ I/O Scanner”，将对应槽位的以太网卡通讯模块IP地址填入。

（4）在完成上述设置后，需要将组态好的上位机程序重新下载至PLC内存中，步骤如下：

①连接至PLC系统，选择网络传输协议。（图2）

②打开在线控制面板，选择停止PLC运行选项。（图3）

③选择Download选项进行程序下装，下装完成后，重新启动PLC。（图4）

下装重启完成后，需要测试网络通讯是否畅通，如果不畅，检查一下网络硬件的连接及网络软件的设置是否正常。

（5）吹灰上位机的运行调试。打开吹灰上位机的组态王软件，软件显示为正常可操作界面。将吹灰器的动力电源停掉，在上位机上逐次进行模拟操作，操作方式与原来的触摸屏操作基本相同。

3 关键技术问题分析

3.1 网络传输问题

由于以太网通讯的网络传输距离有限，故不采用主机对上位机的通讯连接方式，而采用主机对交换机，交换机再对上位机的通讯连接方式，避免了由于传输距离过长导致上位机操作速度变慢的问题。

3.2 PLC以太网卡的安装和使用

需要对安装在PLC系统中的以太网卡进行技术攻关，包括通讯方式、接口、硬件组态及软件设置等，以便正确进行硬件安装、网络连接、硬件组态及离线代码下传等。

3.3 以太网卡通讯IP地址的设置

由于需要增加两台上位机（每台上位机对应一台机组），而使用一台交换机，所以IP地址设置时需要注意两个地址必须在同一网段内，这样属于同一网段的两个地址间的信息交换就不需要通过路由器。

3.4 组态王软件的使用

由于市面上盗版的组态王软件居多，正版软件往往涉及到加密狗的安装，以确保软件能够正常使用。此外，在组态王软件中需要进行正确的网络通讯设置，以确保网络连接通畅。

3.5 吹灰器上位机远程操作系统的静态、动态功能调试与故障处理

吹灰器上位机远程操作系统的静态功能调试采取离线方法，动态功能调试采取在线方法。若调试过程中出现故障则需解列吹灰器，查找、排除故障点后，再按照“离线-在线”的顺序进行调试。

4 结语

吹灰系统是火力发电机组重要的辅助设备，神华国华定洲电厂二期2×660MW机组的日常吹灰采用现场一体化触摸屏控制，运行人员劳动强度大，也极易造成误操作事故。因此，必须对原有的吹灰系统运行操作方式进行优化，在远端（主控室）增加上位机，将触摸屏控制界面和程序组态至上位机，再通过交换机与吹灰控制PLC连接和通讯，实现在上位机上对吹灰系统进行远程操作控制。项目实施后，极大的降低了吹灰运行人员的劳动强度，减小了误操作造成的不安全事故概率，确保了吹灰系统的安全稳定运行。

参考文献

[1]赵文亮.施耐德Modicon PLC和Vijeo Citect监控软件在电厂辅助车间水网系统中的应用[J].中国高新技术企业，2011（9）：60-62.

[2]袁亚辉，刘俊峰，郝鹏辉，等.Modicon Quantum PLC热备系统的典型故障及其解决方法[J].热力发电，2013（3）.

[3]刘秋振.MODICON PLC在输煤程控系统上的应用[J].硅谷，2012（15）：113-114.

[4]姜茂仁，刘国栋，杨国为.基于PLC和组态王的电源控制系统的设计与实现[J].计算机与现代化，2013（1）：130-133.

运行方式优化研究 篇3

一、智能配电网运行方式的优化研究

1、配电网运行方式的优化。

优化智能配电网的运行方式首先要分析智能配电网系统运行的理论指导。智能配电网是在传统配电网的基础上研究开发的, 其主要功能仍然是辅助电力系统的运行工作, 连接终端与电力系统。然而智能配电网在配电数据通信网络技术、传感测量技术、高级配电自动化等先进技术的支持下还融入了自愈能力、信息化管理等功能。建设配电网网架、整合电力信息、电源的接入和控制等工程是构建智能配电网的重点工程, 通过相关分析可以得知, 智能配电网主要有正常、故障以及检修三种状态, 因此对于智能配电网运行方式的优化可以从这几个方面进行考虑。在配电网处于正常状态时, 选用分布式电源、集中与分布式储能的无扰接入方式可以有效提高电网运行的可靠性, 改善电流质量并保证电力结构的稳定。在配电网处于检修阶段时主要是针对非检修区进行运行优化, 对于故障区则需要进行全面检测分析, 首先要解决当前的故障问题然后在此基础上加以运行优化, 一定要确保电力系统的安全性运行[1]。

2、基于遗传算法的优化。

遗传算法是一种通过模拟实际过程, 根据模式实验的结果对数据进行分析从而寻找优化方式的计算模型。采用遗传算法对智能配电网进行运行优化时需要以智能配电网的综合评分标准为目标函数, 在模拟中记录分析每一个指标的数据并加以处理判断。在利用遗传算法完成计算后还需要对最终结果进行筛选, 从中选出最稳定的函数值, 然后根据层次分析法的指导整合优化方式。基于遗传算法的智能配电网运行方式优化首先要准备数据, 即通过模型所记录的指标值, 然在在对这些基础数据进行拓扑分析后在进行潮流计算和指标计算, 在经过选择评定选取出满足综合指标的数据后保留最优解, 如果在计算完成后没有产生满足综合指标的数值那么系统就需要返回开始, 重新运行。需要注意的是, 基于遗传算法研究的数据指标是对处于正常状态下智能配电网的运行优化[2]。

二、智能配电网自愈控制研究

1、自愈控制关键技术。

智能配电网自愈控制技术是指配电网在运行过程中针对系统所特有的预防破坏和恢复故障的能力, 在这一技术的应用中必须依靠对电网指标参数的监控和控制管理。与构建智能配电网相同自愈控制也需要一些先进的理论指导和技术支持, 其中起到关键作用的主要包括快速仿真与模拟技术 (FSM) 、DFSM技术、高级配电自动化技术 (ADA) 、智能微网技术、广域测控技术等。快速仿真与模拟技术是支撑智能配电网的核心部分, 在配电网系统运行时FMS会启动数学模型对电网进行分析预测, 从而为管理人员提供最真实可靠的电网数据, 帮助管理人员更好的完成智能配电网运行方式的优化。DFSM技术主要是针对智能配电网中分布式系统而应用的, 由于与快速仿真与模拟技术的部分理论相通DFSM技术还可以支持FSM的一般功能。高级配电自动化系统较为复杂, 与其他技术不同ADA是一个完整的系统, 它不仅负责智能配电网在运行期间的管理评估和电能控制, 还要负责配电网故障问题的分析出来以及与其他系统接口的调整[3]。

2、自愈控制的实现方法。

智能配电网自愈控制技术可以有效提高电力系统运行的安全可靠性, 防止意外事故并及时控制系统故障的方式。在智能配电网中应用自愈控制技术要在确定电力系统的指标性能基础上结合电网设备基础和运行环境选取合适的配电网自愈控制技术, 结合当前智能配电网自愈控制技术发展情况和故障分析主要应用的自愈控制方式有运行监测方式、实地控制方式。其中实地控制方式根据故障原理和结构设计的不同可以细分为基于时序配合的控制方式和基于分布式智能终端的控制方式[4]。

结语:在研究智能电网的构建基础过程中, 智能配电网的综合技术就一直处于领先地位, 而且随着电力系统的发展研究智能配电网系统的资金投入和技术支持还在逐年增加。对智能配电网运行方式优化和自愈控制的研究不仅可以实现配电网的最高运行效率, 提高电力行业的市场经济效益, 还能够进一步提高电力系统运行的安全性和可靠性。

参考文献

[1]董旭柱.智能配电网自愈控制技术的内涵及其应用[J].南方电网技术, 2013, 03:1-6.

[2]胡雯, 孙云莲, 王定美.基于运行状态评估的智能配电网自愈控制方案研究[J].陕西电力, 2013, 06:35-38+42.

[3]董旭柱, 黄邵远, 陈柔伊.智能配电网自愈控制技术[J].电力系统自动化, 2012, 18:17-21.

电力系统中性点的运行方式研究 篇4

关键词：电力系统；中性点；接地

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0090-02

电力系统中性点是指三相系统中星形连接的发电机和变压器的中性点。电力系统中性点接地运行方式是指电力系统中性点和大地之间的连接方式。经过多年的经验累积，目前我国电力系统采用的中性点接地运行方式主要有四种：中性点不接地方式、中性点经消弧线圈接地方式、中性点经低电阻接地方式和中性点直接接地方式。

1 中性点不接地方式

由于中性点不接地，因此故障点不产生大的短路电流。且非故障相导线对地存在电容，故对地电容电流可从大地经故障点通过故障相导线流回电源。正常运行时，如变压器输出三相电压对称、三相对地电容相等、三相负荷平衡，则三相电压、电流均对称。此时，变压器的中性点、负荷的中性点和大地三者电位相等，即等电位。

中性点不接地系统中，任一相绝缘受到破坏而接地时，各相之间的线电压不变，可以继续运行一段时间；而各相的对地电压及对地电容电流均发生变化，中性点的电位远远偏离大地电位。此时，其他两相全相的对地电压升高倍，无疑使这两相发生绝缘事故的概率增大。如果它们中的某一相因此发生对地绝缘击穿，则就构成两相接地短路事故。因此，中性点不接地系统中发生单相接地故障时的运行时间至多不超过2 h。

2 中性点经消弧线圈接地方式

对于中性点不接地系统，为了防止接地故障时电容电流过大引起间隙性电弧造成过电压，可通过缩小电网中有电气连接的线路长度来减少电容电流；也可采取中性点经消弧线圈接地的方法来补偿电容电流。

所谓消弧线圈，其实就是在变压器中性点与大地之间接入一个电抗线圈，当发生单相接地故障时，除了在接地点流过对地电容电流外，还流过消弧线圈的电感电流，电容电流和电感电流方向相反，从而使接地故障点处的电流减小，电弧自行熄灭，防止发生间隙性弧光过电压。此时，发生单相完全接地时接地相的对地电压为零，其他两相的对地电压升高到原值的倍。因此，中性点经消弧线圈接地的系统和中性点不接地的系统一样，各相对地绝缘必须按线电压考虑。

3 中性点经低电阻接地方式

在我国的配电网中，采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式，并已累积了不少成功的经验。但随着国民经济的发展，某些经济发达地方配电网已改变了过去以架空线路为主的局面，而是以电缆线路为主，同时，一些新型设备，如紧凑型封闭式开关柜、氧化锌避雷器等得到越来越广泛的应用，原来使用的非有效接地方式有些不相适应，主要表现为：

①采用中性点经消弧线圈接地的方式，在切合电缆线路时，电容电流变化较大，需要及时调整消弧线圈的调谐度，操作麻烦，并要求有熟练的运行维护技术。另外，随着配电网的发展，电缆增多，电容电流很大，消弧线圈的补偿容量也需增大，使得投资增大。

②电缆线路造成单相接地故障的概率较架空线路小得多，电缆单相接地，其绝缘一般不会自行恢复，因此，不宜带接地故障继续运行，以免扩大事故。中性点采用非有效接地，难以实现快速检出接地故障点。

③采用非有效接地方式的配电网，其工频过电压、弧光接地过电压、各种谐振过电压的幅值较高，持续时间长，对设备绝缘和无间隙氧化锌避雷器的安全运行造成严重威胁。

基于以上情况，我国个别配电网中性点已采用经低电阻接地的运行方式。这种方式可降低单相接地时的暂态过电压、消除弧光接地过电压和一些谐振过电压，并能采用简单的继电保护装置迅速选择故障线路，切除故障点。但是伴随而来的问题是，线路跳闸较频繁，断路器维护工作量增加等现象较为明显。

4 中性点直接接地方式

为防止单相接地产生间隙电弧过电压，可采用中性点直接接地。此时，当发生单相接地时，故障相直接经过大地形成单相短路，继电保护立即动作，开关跳闸，因此不会产生间隙性电弧。另外，由于中性点直接接地后，中性点电位为接地体所固定，不会产生中性点位移。因此，发生单相接地时，其他两相也不会出现对地电压升高的情况。电力网中各设备的对地电压可以按照相电压考虑，从而降低电网造价。

5 中性点不接地系统存在的问题

在当下的电力系统正常运作中，中性点不接地一直是普遍存在的问题。因为由于受到环境电压运行等诸多因素的原因，从而导致在绝缘水平因素达不到的情况下，及其容易出现中性点不接地系统出现故障，从而导致电力系统的正常运作受到影响。分析当下中性点不接地的原因，主要有以下几种：

①由于受到电力系统内部电压的影响，从而导致中性点不接地，是其中存在的主要原因。因为长时间的处于内部电压较高的情况，电缆会产生较高的负荷。但是由于电缆和内部的绝缘体不能够有效的进行相应的负荷，加上我国的同等电压设备不能够承受相应的负荷，从而导致在实际中会使得设备同电压之间存在一定的等级差别，最终会在实践当中出现电力系统中性点运行故障。而且，当下我国的电力系统内部的电压设备装置并不是统一的，有些地区采用国外的进口设备，绝缘能力会同国内存在一定的不同，工作当中电压相同，设备的差异会导致设备被击穿之后，不能够进行接地故障的修复，从而影响电力系统的正常运作。

②在接地中，避雷设备在工作过程中因为电压不稳定加上工作时间较长，尤其是在单相接地的过程中因为负荷不稳定，极其容易发生损毁和爆炸的事故。因为电压运行本身就存在着不稳定性，单相接地更是会加重避雷设备的负担。这种问题存在具有一定的普遍性，而且事故发生之后隐患较大，从经济层面上讲，造成电力系统的损失是不可衡量的。

6 中性点经消弧线圈接地系统存在的不足

在电力系统中，中性点问题出现的较多。因此，要正确认识中性点和电力系统的稳定发展，就需要从全面把握中性点的各个环节。通过认真剖析其中存在的不足，来有效的认识问题。其中，接地系统是电力系统的重要组成部分，也是发生问题较多的疑难症结点所在，具体表现为：

①消弧圈的位置一直是保证接地系统和中性点之间能够运作的一个枢纽。在系统的运行状态下，消弧圈可以在电压震动过程的那个中，产生安全维护的效果。但是如果消弧圈的位置出现偏差，它的相应功能就会得到削弱，这样，电力系统同电压之间便会出现运行故障。因为产生的临时电压不稳定，便会导致电气设备不能够在运作中发挥正常水平，从而影响绝缘性能，导致更严重的问题出现。

②在监测接地装置过程的那个中，由于不能够明确的探测问题和接地故障线路的症结点，是导致电力系统不能够及时发现并解决问题的关键。因为当下的接地装置缺乏高度领命的设备来及时接收危机信号，从而导致在实际当中不能够发挥自身的作用，使得电力系统不能够得到相应的稳定发展。

7 企业配电网中性点经电阻接地方式的可行性

在当下的企业配电网优化改进中，中性点的优化也在伴随着研究的深入而不断的优化升级。因为在这个过程当中，解决单相接地是从根本上优化接地电压的关键。

在电阻电流的研究过程中，我们结合实际情况，不难发现问题的根源，因此，通过深入研究，强化继电保护功能，在正确认识弧光接地的利害之后，更进一步的优化研究，是实现我国电力系统正常运作的关键。

参考文献：

[1] 王雷.浅析中性点接地方式及其在保护中的差别[J].研究与探讨，2012.（7）.

[2] 常湧.城市配电网中性点接地方式探讨[J].应用技术，2012，（3）.

[3] 杨丽宏.论电力系统中性点的接地方式[J].信息通信，2012，（119）.

探析厂用电运行方式优化与经济运行 篇5

1. 厂用电存在的问题

(1) 低压厂用变压器容量大、数量多。多数低压厂用变压器长期在轻载状况下运行, 出现了“大马拉小车”的现象。

图1为厂用电接线图, 图中低压变压器包括37号、38号低厂变;甲、乙脱硫变;甲、乙输煤变;甲、乙循环变;甲、乙除尘变和照明变共计11台。容量最小的照明变400kV·A, 37号、38号低厂变1 600kV·A, 其余的容量都是1 000kV·A, 全部采用顺特公司的SCB9节能型的干式变压器。每一台低压变压器带相应的低压母线上的负荷, 并配备成套接收和分配电能装置。由于母线上运行的设备负荷少, 造成低压厂用变压器长期运行在轻载状态下, 使变压器容量不能充分利用。变压器效率低下, 空载损耗相对较大, 增加了不必要的厂用电能耗。在正常运行时, 除照明变压器和两台低厂变之外, 其他九台低压厂用变压器高压侧额定电流均为91A, 但在实际运行中, 变压器高压侧电流最大时仅50.7A, 最小只有1.2A。表1列出了机组带200MW负荷时各台低压厂用变压器的实际电流与额定电流对照表。

(2) 低压厂用变压器使用功能划分过细、接线复杂、操作繁琐。在所有的低压厂用变压器中, 除两台低厂变供发电机的主要辅机负荷以外, 其他变压器全部是供发电机辅助设备负荷的运行, 而且接线较为复杂。有的母线分段用分段刀闸, 有的用分段断路器, 给运行人员倒闸操作和巡检带来了困难, 同时也增加了检修的工作量, 安全生产系数降低。在淮北电厂现有的四台200MW机组中, 只有8号机组有照明变压器 (400kV·A) , 而且负荷率极低, 高压侧额定电流为36.7A的变压器长期运行在5A左右, 运行实践证明, 照明变压器不需独立设置。

2. 运行方式优化方案

(1) 改变现有的运行方式, 将输煤A段、B段;循环A段、B段;脱硫A段、B段;除尘A段、B段的分段刀闸或开关合闸, 使分段母线合环运行, 在保证安全的基础上, 两段由一台变压器供电, 将另一台变压器转为热备用。可以根据6kV母线37段和6kV母线38段负荷情况, 确定运行和备用变压器, 并且定期切换, 以确保设备状态和工况良好。必要时A、B段两低压母线相互间装设自投装置, 以确保安全运行。

(2) 拆除照明变压器, 将照明段的工作电源改为400V母线37段, 备用电源不动。

3. 方案实施后的效果

通过运行方式的改变, 将有四台变压器长期备用, 一台变压器拆除。这种运行方式的优点:一台作为工作变压器, 另一台备用, 不但优化了运行方式、降低了变压器的轻载损耗, 而且也为变压器的检修提供了充足的时间, 为提高设备完好率奠定了安全基础。由于变压器的长期停运, 降低了厂用电率。在新的运行方式下, 将有4 400kV·A容量的变压器停运, 按变压器空载损耗参数计算, 1年可以节省厂用电约70 000kW·h (尚未计及低压厂用变压器冷却系统等的损耗) , 经济性明显提高。工作变压器可以运行一段时间后, 定期与备用变压器互相切换, 这样能延长变压器及电气设备的使用寿命。例如, 循环段A和B都由循环变甲作为电源, 则循环变乙作为循环段A、B段的备用电源。重要负荷所在的母线还可以从低压备用母线取一路电源作为备用电源, 加装备用电源自投装置 (AAT) , 从多个方面提高供电的连续性和可靠性。

通过对照明段的改造, 首先能提高其安全运行系数。如果照明段的工作电源改接至400V母线37段, 备用电源将有相对可靠的保安电源, 不仅缩短了电源与设备实际位置的距离, 整改的工作量将大大减少, 而且可节省一台变压器及开关柜的占地面积 (或空间) , 同时可减少运行人员、检修人员的操作和检修工作量。

电厂汽轮机组辅机优化运行方式分析 篇6

汽轮机组安全与经济性能的改善, 贯穿于其设计、制造、安装、运行的各个环节, 每一个环节都存在着巨大的节能潜力。汽轮机组运行时的经济性, 在很大程度上取决于实际运行工况偏离额定工况的程度。正常运行时, 各个参数在允许的变化范围内, 只对汽机运行的经济性发生一定的影响, 但是当突然变化幅度超过运行规定的允许范围时, 则对机组运行安全构成威胁, 因此必须对汽轮机各个参数进行监视与调节, 以保证机组的安全和经济性。汽轮机组的运行经济性, 不仅与主设备包括锅炉和汽轮机有关, 而且还与辅助设备的性能和运行状况有关。辅助设备的经济运行是汽轮机组经济运行工作中十分重要的一个环节, 也是一个不可缺少的环节[1,2]。本文分别对给水泵、循环水泵、回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。

2 给水泵的能量损失及优化分析

2.1 电动给水泵的调节

电动给水泵按运行方式的不同可分为定速给水泵和变速给水泵。定速泵运行时, 其运行点的改变主要依靠锅炉给水调节门的开度, 也就是改变管路阻力特性, 因此低负荷时阀门节流损失较大, 能损较多。变速给水泵运行时, 其运行特点的改变是靠变动转速、平移泵的扬程—流量特性曲线来实现的, 它不需要改变管道阻力特性, 也就是可以不用给水调节阀改变给水流量。这是节省能源的有效方法, 尤其是在低负荷下, 其节能效果更为显著。

2.2 给水泵组的优化分析

根据机组的具体配置情况的差异, 以及单台汽动给水泵本身余量较大的特点, 在低负荷工况下, 进行电动泵和汽动泵不同备用方式试验, 依据汽动泵组实际的运行经济状况来确定泵组的经济运行方式, 可以有效地改善汽动泵组的运行经济性。

从运行方式来看, 汽动泵组备用的运行工况下, 备用泵在热备用中, 保持转速3000r/min, 以维持给水泵再循环流量, 这样备用泵必然要多消耗部分蒸汽流量, 泵组汽耗量必然增大。因此, 在低负荷下采用单泵运行、电泵备用的运行方式要比采用一台运行、一台备用的运行方式经济。但是, 由于汽动泵启停会带来一定的经济损失, 所以只根据负荷的变化来决定泵组的运行方式是不全面的, 还应该考虑到负荷变化持续时间的长短。另外, 电动泵备用方式的确定还应该考虑电动泵的容量问题。

3 循环水泵运行性能分析

火力发电厂循环水系统一般采用母管制系统, 大型机组一般由三台循环水泵共同向母管供水。各循环水泵前后有进出口水阀, 各泵之间有联络阀连接。正常运行时, 两台泵运行, 一台泵备用。由于运行泵和备用泵的组合方式不固定, 以及运行泵的运行方式的改变, 都会引起水泵耗功量的变化, 使循环水泵运行优化问题趋于复杂。一般汽轮机运行时, 排汽量由外界负荷决定, 不可调节, 所以控制冷却水温升的主要手段就是改变冷却水量。冷却水量主要由循环水泵的容量和运行台数决定。冷却水量增加, 排汽压力降低, 则汽轮机发出功率增加。对于一台结构已定的汽轮机, 蒸汽在末级存在极限膨胀压力。若排汽压力低于该值, 则蒸汽的部分膨胀只能发生在动叶之后, 产生膨胀不足损失, 汽轮机功率不再增加, 反而还因凝结水温降低、最末级回热抽汽量增加而使机组功率减小。而且, 此时需要大大增加循环水量, 循环水泵功耗增加, 经济性下降。运行中, 机组要尽量保持在凝汽器的最佳真空下工作, 即提高真空后所增加的汽轮机功率与为提高真空使循环水泵多消耗的厂用电之差达到最大时的真空值。

4 回热加热器的经济运行

回热加热器是热力系统的重要设备之一, 它对火电机组热经济性的影响较大, 主要表现在加热器的端差、散热损失、切除加热器和给水部分旁路的影响等。给水回热加热系统提高了锅炉给水温度, 使工质在锅炉中的吸热量减少, 从而节省了大量燃料, 提高了电厂的热经济性。

4.1 加热器非正常运行状态下的经济损失

机组正常运行时, 回热加热系统的各级加热器在机组运行期间应全部投入, 但是当加热器故障、损坏或检修时, 有可能出现切除一个或多个加热器的情况。另外一个热力系统中存在的问题是加热器的进水走旁路, 当高压加热器自动旁路门由于阀门关闭不严会出现不同程度的泄漏。例如某电厂通过热力试验实测计算该泄漏率达到7%, 因此导致高加的抽汽量减少。机组故障工况时加热器疏水直接排入除氧器或凝汽器, 这些加热器的不正常运行状态, 都将引起机组热经济性的降低。首先表现为加热器切除。当高压加热器切除后, 由于给水直接来自给水泵, 温度远远低于正常的给水温度, 使循环的平均吸热温度大幅度降低, 循环效率降低。而机组低压加热切除时, 同样会使经济性下降, 但其影响力小于高压加热器。例如N125MW机组各低压加热器切除后, 机组的标准煤耗约增加0.0 6 g/ (K w·h) ~2.9 0 g/ (K w·h) 。其次, 当加热器旁路泄漏时, 旁路泄漏份额越大, 热经济性降低越多, 当旁路泄漏量相同时, 大旁路泄漏比小旁路泄漏对热经济性的影响大。第三, 对于加热器疏水的切换来说, 当加热器的疏水采用疏水泵方式时, 如果机组无疏水泵备用泵, 当疏水泵发生故障时, 其疏水将自流到较低的加热器或凝汽器。另外当疏水器或疏水调节阀故障时, 疏水将直接排入凝汽器。这些疏水的切换将引起机组热经济性的降低。

4.2 加热器端差对经济性的影响

汽轮机各级抽汽由于压力不同存在着能级的高低差别, 压力越高, 则该级抽汽返回汽轮机时作功越多, 作功能力越强, 能级也就越高。对于汽轮机的回热系统应尽可能利用压力较低的抽汽, 而少用压力较高的抽汽, 以使抽汽在汽轮机内多作功。回热加热系统对机组经济性影响极大, 主要表现在加热器的上端差、下端差和抽汽压损的变化上。

加热器的上端差和下端差是评定加热器运行状况的重要指标。若加热器上端差增大, 则出水温度降低, 本级抽汽量减少, 高一级加热器抽汽量增加;若加热器疏水冷却段换热效果降低, 疏水温度升高, 下端差增大, 则本级抽汽量增加, 低一级加热器抽汽量减少。因此, 寻找加热器端差的合理运行范围, 尽可能地使加热器上端差和下端差达到设计值或接近设计值, 将有利于回热加热器的安全与经济运行。

摘要：汽轮机组的运行经济性与其辅助设备性能和运行状况相关, 本文在总结电厂汽轮机组辅机运行概况基础上, 本文分别对给水泵、循环水泵、回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。

关键词：电厂汽轮机,辅机优化,给水泵,加热器

参考文献

[1]郑建涛.电厂汽轮机辅机的节能降耗措施研究[J].电站辅机, 2005, 2.

供电系统经济运行方式的优化 篇7

从电力网的运行方面采取降损措施, 通常不需要额外增加投资, 且能收到一定的效果。这是降损工作中首先应重视和考虑的问题。电力网的线损是指一定时段内网络各个元件上的功率损耗对时间的积分值的总和。准确的线损计算比在电力系统确定的运行方式下稳态潮流计算还要复杂, 原因有二:一是表征用户用电特性的负荷曲线具有很大的随机性, 各元件上的功率损耗对时间的解析函数关系难以表达出来, 只好用数理统计的方法去解决;二是由于表计配置不齐全, 运行数据收集不全, 网络的元件和结点数太多 (尤其是配电网) , 使运行数据和结构参数收集整理很费事, 造成线损计算工作量大。本文结合所选电力网的特点, 在现有设备的基础上, 采取一些技术措施加上必要的组织措施, 达到降低线损、经济运行的目的。

2 电力网的经济运行

2.1 合理确定环网的运行方式

从增加供电可靠性和提高供电经济性出发, 应合环运行, 但保护复杂, 又间接影响供电可靠性;从降低线损的观点来考虑, 在各段线路的R/X相同的均一网络中, 同一电压等级的环网, 功率分布与各段电阻成反比 (功率经济分布) 。这时, 合环运行可取的很好的降损效果。在电缆和架空线构成的环网、截面相差太大的线路或通过变压器构成的环网等非均一程度较大的网络中, 功率按阻抗成反比分布 (即功率自然分布) 。这时, 只要负荷调整适当, 开环运行对降损将是有利的。

2.2 无功功率合理补偿

所选电力网已有一些高压电容器, 合理调整和利用这些已有的补偿设备, 提高功率因数, 降低线损, 提高供电能力, 同时也可保证供电电压质量。

2.2.1 提高发供电设备效率

一是增加线路供电能力 由于进行无功补偿, 可使补偿点以前的输电线路中通过的无功电流减少, 从而使线路的功率损耗减少, 供电能力增加。同时提高了功率因数。

二是提高变压器供电能力 由于合理进行补偿, 使通过变压器的无功电流减少, 从而使变压器的功率损耗降低, 供电能力提高。其计算式为:

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式中 Sb—变压器提高的供电能力 (kVA) ;S—变压器的额定容量 (kVA) ;cosφ1·cosφ2—补偿前、后的功率因数。

三是提高发电机有功出力。

2.2.2 降低功率损耗与电能损耗

进行无功补偿后, 提高了线路和变配电设备的功率因数, 从而有效地减少了线路和变配电设备因输送无功功率所引起的有功功率损耗, 降低了功率损耗和电能损耗。

2.2.3 提高供电电压质量

由于装设了并联补偿电容器, 变电站或用户的电压质量得到相应的提高。电压提高的幅值计算式为:undefined

式中△U—提高的电压 (V) ;Qb—补偿电容器容量 (kvar) ;XL—线路阻抗 (Ω) ;U2—线路末端电压 (kV) 。

2.3 电网的合理运行电压

电力网的运行电压对电力网元件的空载损耗、负载损耗和电晕损耗均有影响。当负荷不变时, 电压提高1%, 与电压平方成反比的负载损耗将减少2%, 在额定电压附近, 当变压器分接位置不变时电压提高1%, 变压器的空载损耗将增加2% (当变压器分接位置随着改变时, 这部分损耗可保持不变或变化甚小) 。电晕损耗不仅与运行电压有关, 且与气象条件及电网电压等级等因素有关。

对6～10千伏配电网, 一般变压器空载损耗约占配电网损耗的40%—80%。特别是在低负荷运行时, 因电压较高, 造成空载损耗比例更大。所以对于配电线路在所有情况下都片面强调提高运行电压是不合理的。我们目前采用的是及时调整负荷停运轻载运行的配电变压器。此外, 配电网中负荷吸取的有功和无功功率随电压变化而变化的情况比供电网的情况大。在电压偏移要求的允许范围内, 适当降低供电电压可使装置的产品电耗下降, 光热设备寿命增加从而达到装置节能的目的。

对35～220千伏供电网, 负载损耗 (线损) 约占供电网总损耗的80%左右。因此提高运行电压1%, 供电网总损耗可降低1.2%左右, 也即适当提高35～220千伏电力网的电压水平可以降低线损。提高电压水平, 主要是搞好无功平衡工作, 包括提高装置电气设备的自然功率因数、采用并且调整并联补偿电容器等。只有在做到无功功率平衡的条件下才可能用调整变压器分接头的方法来提高全电网的运行电压水平。在所选供电系统110千伏中心变电所采用主变压器110千伏侧有载调压分接头与补偿电容器组容量的自动投切相配合可以收到很好的降损效果。

2.4 及时调整负荷, 平衡三相负荷

负荷变化幅度大, 也是使线损增加的因素。因为负荷曲线峰谷差大, 则负荷曲线形状系数K值也大, 在供电量相同的情况下等效功率也大, 从而线损也大。如果设K=1时的线损为100%, 则当K=1.05时线损增加10%;当K=1.1时线损增加21%;当K=1.2时线损增加44%。因此, 搞好调整负荷工作是降损节能的重要环节之一。应当引起我们重视的是, 不但要做好主供电网的调整负荷工作, 也要做好每条线路、每台变压器、以及低压配电网的调整负荷的工作。

平衡配电变压器三相负荷的问题, 也是要引起我们足够的重视。用户变电所的配电变压器, 由于单相负荷的变化, 常常出现三相电流不平衡。在变压器中, 有的相电流甚至超过额定电流, 有的相则很小, 这除了影响变压器的安全运行外, 也增加了线损。平衡三相负荷的问题与调整负荷的理由是一样的。因此, 应当定期的进行三相负荷的测定和调整工作, 使变压器三相电流接近平衡。另外, 配电变压器三相负荷不平衡的问题, 还会使配电变压器中性线流过大的电流而导致中性线烧损。一用户变电所的变压器就发生过此现象, 迫使变压器停运检修。

3 变压器经济运行

在电力系统中, 运行变压器的容量大且台数多。这些变压器的线损电量占全系统总线损电量的30%～60%, 因此如何降低运行变压器的损耗电量是重要的降损措施之一。

变压器经济运行是寻求变压器运行中降低变压器的有功功率损耗和提高其运行效率, 以及降低变压器的无功功率消耗和提高变压器电源侧的功率因数。搞好变压器经济运行是降低供电网电能损耗的一项重要措施, 确定变压器经济运行需要通过计算, 按能耗最小的方式安排运行, 达到最经济的目的。

3.1 双绕组变压器的并联运行

对所选供电系统110千伏中心变电所及 35千伏电压等级中央变电所, 目前正常运行均是两台变压器分列运行, 变压器型号、容量、电压比、百分阻抗、结线组别均相同, 若将其并列运行, 负荷在两台变压器中平均分配。当总负荷为S (kVA) 时, 两台并联变压器的总损耗为

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式中 △P0—每台变压器的空载损耗, kW;

PK—每台变压器的额定短路损耗, kW;

SN—每台变压器的额定容量, kVA。

切除一台变压器后的功率损耗为

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若两台并列运行和单台运行时的总功率损耗相同, 这时的总负荷称为临界负荷。

当总负荷下降到小于临界负荷时, 一台变压器运行较经济;当总负荷大于临界负荷时, 两台变压器并列运行较经济。

以一座35kV中央变电所为例, 1#主变参数:△P′0=15.88, △P′K=83.83, I0%=0.36%, 结线组别YN1d11;2#主变参数:△P″0=15.54, △P″K=83.83, I0%=0.35%, 结线组别YN1d11。SN=20000kVA, 两台主变容量相同。根据式 (3—1) 、

4 结论

在现有设备的条件下, 采取下列几种技术措施降低电能损耗, 保障供电系统优化经济运行:

(1) 合理调整供电系统运行方式, 降低电能损耗, 也就降低了线损。

(2) 无功功率合理补偿, 提高发供电设备效率, 降低有功损耗和电能损耗, 提高供电质量。

(3) 调整合适的运行电压, 降低变配电设备和负荷设备电能损耗。

(4) 调整、平衡三相负荷, 减少线损。

(5) 合理调整变压器运行方式, 保证变压器经常处于经济运行状态, 降低有功损耗和电能损耗, 进而降低线损。

摘要：从电力网的运行方面采取降损措施, 通常不需要额外增加投资, 且能收到一定的效果。本文结合所选供电系统实际, 分析、论证并给出了从运行调整、优化运行方面降低电能损耗的技术措施。

关键词：供电系统,经济运行,技术措施

参考文献

[1]胡景生.变压器经济运行.中国电力出版社, 1999.

[2]东南大学.电力系统.中国电力出版社, 1993.

运行方式优化研究 篇8

为了保证给水泵的正常运行, 不产生汽蚀, 就必须满足在任何工况下, 泵的有效汽蚀余量均大于或等于必需汽蚀余量。有效汽蚀余量决定于泵的吸入系统, 其大小等于给水泵进口处的给水压力与该处给水温度相应的饱和压力之差。而必需汽蚀余量决定于泵本身的特性, 其大小受泵的结构, 转速流量等因素影响。经分析看出:给水泵的有效汽蚀余量和必需汽蚀余量均与泵的流量有关, 当泵的有效汽蚀余量与必需汽蚀余量相等时所对应的泵的流量, 称之为给水泵的最小流量。为此, 在给水泵出口处, 设置给水泵最小流量保护装置。这样, 当给水流量小于泵的最小流量时, 再循环阀自动开启, 把一部分给水由泵的出口流回到除氧器, 使泵在最小流量下维持运行, 以满足泵的有效汽蚀余量不低于必需汽蚀余量, 只有这样, 才能保证给水泵不致因为汽蚀而损坏, 从而保证整个热力系统的安全可靠运行。

现在大型机组一般采用调速泵, 给水泵的德最小流量是随转速的变化而变化的, 给水泵转速不同, 其对应的最小流量值夜不同, 这样, 最小流量再循环阀在参与给水泵的流量调节时, 再循环阀的流量也应不同, 所以, 最小流量阀应能按泵的流量要求, 自动连续调节, 且调节稳定, 这对保证给水泵的安全和经济运行是非常重要的。

茂名热电厂#6机组 (1*300MW) 配置两台3126kw汽动给水泵作为主给水泵, 一台额定3438kw电动给水泵作为备用泵, 三台给水泵的出力基本相同。各自能承担50%的额定给水量。其最小流量的设置, 规格及控制方法都完全相同。最小流量阀在大于360t/h时自动全关, 小于195t/h时全关, 在195t/h到360t/h之间按照一定的函数关系逐渐变化开启或关闭, 保证给水泵的给水流量能够达到360t/h以上。

(二) 给水流量对机组经济性分析

机组带200MW负荷时, 刚好给水泵的流量刚好在330t/h到360t/h之间摆动, 且我厂由于机组调峰, 经常需要带200MW左右负荷, 经过前面分析, 给水泵的德最小流量是随转速的变化而变化的, 200MW对应的负荷转速在4000r/min以上, 查找厂家给水泵变速性能曲线, 在给水泵流量在300t/h以上对能够满足给水泵必需汽蚀余量要求。所以在机组带200MW负荷时, 在保证给水流量大于300t/h情况下, 将给水最小流量阀切为“手动”方式, 强制给水再循环处于全关位置。下面为最小流量阀处于“手动”和“自动”状态下的参数对比。其中给水流量变化的差异是由于机组带供热不同而稍微有些不同。

对比

对比上表数据, 我们可以看出在保证机组给水泵必需汽蚀余量下, 给水泵转速出力下降比较多, 并且前置泵的电流也小大约10A到15A以上, 减少厂用电达到0.1MW以上, 降低机组厂用电率。同时, 由于减少机组抽气量, 这部分蒸汽将对增加机组出力方面有明显的作用。

(三) 设备安全性分析

给水泵最小流量保护装置包括给水最小流量再循环阀、截止阀、压力变送器、差压变送器及过程控制器等, 其中最为关键的设备是给水泵最小流量再循环阀。机组正常情况下, 最小流量再循环阀是处于关闭状态, 阀门入口压力极为给水泵出口压力, 阀门出口压力为除氧器的工作压力, 因此, 再循环阀要承受20MP以上的差压, 这对阀门的严密性提出了极高的要求, 因为阀门一旦出现泄漏不仅会使阀内部件产生冲刷、损坏。而且还直接影响电厂的安全经济运行。

最小流量再循环阀的工作特点是在调节过程中将给水压力由将近20MP直接降为除氧器压力, 对此高压降得阀门, 遇到的首要问题是如何有效地防止阀门内产生汽蚀。

由伯努利方程可知, 当流体流经调节阀的节流部位时, 流通截面缩小, 使得流速增加, 压力下降, 压力和流速的分布曲线如图1所示。当压力降至液体在该处温度所对应的饱和压力PV时, 在P2区域将会产生汽泡, 当流体流过节流部位后, 流速降低, 压力上升, 如果液体的恢复压力P3大于该温度下的饱和压力PV时 (如图2所示) , 则汽泡破裂产生汽蚀现象。 (下转第139页) (上接第141页)

汽泡破裂时释放出的能量能使局部区域产生很高的压力和冲击, 它会在破裂电表面及周围产生很高的应力, 严重损坏阀内部件及阀体内壁, 同时产生汽蚀噪音和振动, 最终使阀门完全丧失调节控制功能。

在实际运行中, 茂名热电厂#6机组的给水再循环阀在投产2年半间已经更换过2次, 都是因为阀门汽蚀严重导致阀门门芯应力变形导致无法调节, 这都是因为机组经常运行于200MW的临界给水再循环工况下导致最小流量阀阀内冲刷、损坏导致的, 在最后一次更换阀芯后采取到临界给水再循环负荷时将给水最小流量阀切“手动”关闭状态, 减少了阀体冲刷的次数, 既防止了最小流量阀的汽蚀同时减少再循环管道系统振动和噪音。保证机组设备安全运行。

(四) 结束语

给水泵最小流量保护装置在火电厂中尽管占得比重比较小, 但她的正常投入和运行, 及合理的改变运行方式, 却对给水泵的安全, 经济运行及设备的安全运行起到了至关重要的作用。综上所述, 茂名热电厂#6机组在临界给水再循环工况下采取的切换最小流量阀运行方式的办法是可行并且是有效地。

摘要：主要分析茂名热电厂1*300MW机组给水最小流量阀在给水逻辑临界流量负荷时, 采取的人为干预的方法对运行方式产生的影响。

关键词：最小流量阀,给水流量,汽蚀余量,运行方式改变

参考文献

[1]DL/T609—2006, 300MW级汽轮机运行规程[S].

[2]吴季兰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社, 1998.

[3]剪天聪.汽轮机原理[M].北京:水利电力出版社, 1992.

[4]郭喜燕.火电机组动态过程性能在线监测研究[D].华北电力大学 (北京) , 2005.

发电厂机组优化运行系统的研究 篇9

关键词：发电厂；优化；运行

中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0096-02

发电厂机组优化运行系统研究是一项复杂繁琐的工作，需要了解例如各设备效率、耗煤量与产电量之比、辅机工作状况等一系列因素，进行综合分析，最终制定合理方案对现有发电系统进行改造优化，要实现以上目标就要做好以下几点。

1 建立各设备负荷分配模型

建立各设备负荷分配模型的目的是实现各机组之间合理承担负荷，使整个系统耗能最低。在以前，我国多数电厂采用标准耗煤量、供电成本、耗热量这三个指标进行分配，对于不同的分配方法，采用相应的指标。电力行业中用标准耗煤量作为衡量电能生产的经济指标，用耗热量作为衡量电厂经济性的指标，用供电成本作为衡量在耗煤量相同时电厂经济性的指标，注意这与其它两者的不同之处，采用这个指标的前提条件是耗煤量相同，从这里可以看出，除了前面提到的设备效率等一系列因素，厂址、生产条件等其他因素也同样影响着机组的运行，所以，电厂机组的优化运行工作是一项艰巨而又复杂的过程。上述工作有条不紊的完成之后，紧接着开始具体分配机组间负荷，对于一座60万kW燃煤机组发电厂来说，运行机组的台数是固定的，那么就要采用机组最优组合进行合理分配，即就是合理的考虑一部分机组的投运和投停，在这个过程中达到效益最大化的方法，我们可以采用等微增经济调度方法、线性规划方法、非线性规划方法、动态规划方法、遗传算法、神经网络、免疫算法等一系列统计算法进行分配，具体如何应用此处不再赘述。

2 采取措施降低煤耗和厂用电率

2.1 煤耗的降低措施

耗煤量受发电机效率、汽轮机相对内效率、锅炉效率等许多因素影响，但从国内的现状来看，汽轮机相对内效率、锅炉效率与循环效率的搭配程度仍有较大提升空间，所以，在考虑化学不完全燃烧损失、机械不完全燃烧损失、排烟损失的前提下，用反平衡法计算锅炉效率。降低化学不完全燃烧损失的措施是充足供养、加强保温；降低机械不完全燃烧损失的措施是维持最佳空气系数、做好稳燃工作、提高炉内停留时间、合理选择煤粉的粒径；降低排烟损失的措施是保持锅炉清洁、将炉膛火焰的中心高度适当降低、减少烟道、空预器漏风。然后在考虑凝汽器真空、回热设备、主蒸汽参数等因素的同时计算循环效率。凝汽器真空度的恒定对于机组运行有着重要作用，所以要经常用真空严密性试验来监测其真空度；控制回热设备时要格外注意保证出口温度的正确，这样才能防止换热受到影响；主蒸汽参数中温度和压力也是需要监视和调整的，过高或过低都是不经济的，要保持在额定值，可以通过改变火焰中心、烟气流量、烟气挡板等手段减少能量损失。

2.2 厂用电量的降低措施

厂用电量的降低主要着眼于厂用电量大小与辅机运行方式之间的关系上，只要搭配合理，就能提高效益。一般来说，较为耗费电能的辅机设备有给水泵、循环水泵、引、送风机、制粉系统等。

2.2.1 降低给水泵耗电量的措施

通常在给水泵启动时，找准时机切换成汽泵，并且在给水流量到达循环关闭条件时，为了防止泄露要及时关闭，这样能有效的避免漏流现象，节约电能。

2.2.2 降低循环水泵耗电量的措施

通常来说，是通过进行经济技术比较来实现这一目标的，即在维持稳定真空度的前提下，停运两台循环泵中的一台来降低能耗，节约电能。

2.2.3 降低引、送风机耗电量的措施

降低引、送风机耗电量的措施是经常清洁炉膛、烟道，以避免空预器泄露，并且在运行的任何阶段都合理的送风，确保电除尘的效果稳定，避免灰粒对叶片的长期磨损导致叶片损坏，这样可以降低能耗，节约电能。

2.2.4 降低制粉系统耗电量的措施

确保送风量随着煤质的变化而改变，以及钢球装载量的恒定，且维持煤粉细度在经济细度，经常清理其他设备，这样有助于降低能耗，节约电能。

3 优化机组运行方式

优化机组运行方式首先要进行经济运行分析，所谓经济运行分析是指通过研究分析确定对火电机组经济指标有较大影响的因素，通过合理的调整使效率达到最大，实现收益。经济运行分析还有很大的可挖掘潜力。

3.1 以大代小

此方法专门针对煤耗高、污染严重的小火力发电机组，可以起到节能减排、稳定系统，以及环保降噪的作用。那么如何实施以大代小呢，方法如下：首先由低效率的小机组申报可被替代的电量和价格，然后由高效率的大机组申报可以替代的能力和价格，通过电力行业中的电网安全校核，维持用电与发电的平衡。对于一座60万KW的燃煤火电厂来说，它的能耗指标较高，既不节能也不环保，如果采用此方法，这两个问题会得到不同程度的改善，运河电厂以大代小经济性比较如表1所示。

从表1可见以大代小对于经济效益的提高起到了非常重要的作用。

3.2 滑压运行

滑压运行有定压和滑压两种模式，这是机组降负荷调峰运行时必须采取的措施。所谓的滑压运行就是调节阀始终处于全开的状态，并保持主汽温度恒定，通过锅炉调整新汽的压力，以此改变进汽，达到调节机组负荷的最终目的。所谓的定压运行是指始终维持新汽各参数保持不变，通过调速汽门开合程度来控制进汽量，达到调节负荷的最终目的。相比较而言，滑压运行有利于提高热经济性，因为滑压运行时：汽轮机内效率稳定在额定工况附近；主汽温度更加稳定；直接通过电动变速给水泵降低给水泵电耗；系统负荷下降时，调节级做功的比重降低，损失较小。综合来说，滑压运行更具优点：高温部件的温度变化不再随机组负荷变化而改变得那么明显，间接延长机组寿命；创造的低负荷环境使得能耗降低；温度恒定，反应速率没有降低，容积流量基本不变；给水泵耗功率减小；主汽压力降低，减少泄漏，延长设备使用寿命。

3.3 改变负荷

机组负荷的改变对于效益的影响也是各不相同的，为了追求电力企业效益的最大化，分析不同负荷下的机组效益也是十分有必要的。

4 结 语

本文通过几个方面的研究，总结了一些常见的发电厂机组优化的方法，对于相关工作的工作人员来说，具有一定参考意义。发电厂机组优化对于发电厂管理来说是一项科学的、需要长期贯彻落实的重要工作，这对于发电厂节能减排、增收创优有着重要的贡献，需要积极地在电力行业推广和深入研究。

参考文献：

[1] 范明玉，张莹.最优化技术基础[M].北京：清华大学出版社，1992.

[2] 管伯渊，许守澄.“以大代小”火力发电企业的价值评估[J].中国资产评估，2007，（1）.

[3] 王佩璋.空冷机组成功地解决缺水、少地老厂的“以大代小”[J].电站辅机，2005，（4）.

[4] 蒙宁海.桂林电厂以大代小技改工程电气监控纳入DCS设计[J].广西电业，2002，（1）.

[5] 赵毅，马双忱，王志轩，等.火电机组“以大代小”的经济和环境效益[J].电力建设，2001，（2）.

闭冷水系统节能改造及运行方式优化 篇10

浙江浙能乐清发电有限责任公司拥有2台由上海汽轮机有限公司制造的N 600-24.2/566/566超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、高中压合缸、反动凝汽式汽轮机和2台由上海汽轮机有限公司和德国SIEM EN S公司联合设计制造的N 660-25/600/600超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、反动凝汽式汽轮机。4台机组闭冷水系统均采用水质较好的凝输水或凝结水, 经闭冷泵升压、冷却器、供给汽轮机、锅炉、发电机的辅助设备作为冷却水, 回水又回到闭冷泵进口, 进入新的循环。该系统为一闭式回路, 用循环水流经闭冷器而冷却闭冷水系统中的冷却水。该系统的功能为直接或间接带走汽轮机、锅炉、发电机的辅助设备所产生的热量, 保证辅助设备安全运行。

2 存在的问题

闭冷水系统包括二台全容量的闭冷泵, 二台65%容量的闭冷器及高位布置 (26m) 的膨胀水箱。闭冷水系统出力可满足各季节最大工况下运行需求并有一定裕量。全容量闭冷泵由上海阿波罗机械制造有限公司生产的型号为500C S-59A, 其参数如下:流量为2350 m3/h, 扬程为52 m H2O, 必须汽蚀余量3.1m, 泵效率83%, 转速为970r/m in, 轴功率402.59k W。配备的电机由江苏无锡华达生产, 其参数如下:型号Y KK450-6, 功率450k W, 电压6k V, 电流53.A。

自机组投产以来发现, 因夏季与冬季汽温相差较大, 冬季循环水温度低于10℃而夏季循环水温度高于30℃, 故各冷却用水量差别较大。夏季工况下, 气温高, 各闭冷水用户用量大, 闭冷水压力调整门开度较大, 闭冷泵出口压力约为0.8M Pa;冬季工况下, 气温较低, 各闭冷水用户用量小, 闭冷水压力调整门及各用户调整门开度较小, 各调整门节流损失较大, 闭冷泵出口压力约为0.95M Pa, 这样一方面增加电耗, 另一方面也增加了阀芯磨损。

3 闭冷水系统节能改造的可行性分析

从图闭冷泵性能曲线可以看出, 随着闭冷泵流量减小, 闭冷泵出口压力上升, 闭冷泵效率下降较多。夏季工况下, 闭冷泵出口压力为0.8M Pa, 进口口压力为0.28M Pa, 则泵的扬程约为51m, 效率为81%;冬季工况下, 闭冷泵出口压力为0.92 M Pa, 则泵的扬程约为63m, 效率为60%左右, 远离了设计工况。

因此, 在冬季工况或停机工况下, 闭冷水各用户所需闭冷水量很少, 闭冷泵出力下降, 闭冷泵的效率很低。

若在闭冷水系统中增加一台小容量闭冷泵, 新增加的闭冷泵在冬季或在停机后使用, 将大幅度降低闭冷泵电流而提高泵的效率, 减少厂用电率。

4 改造实施

2012年, 在#4机组大修期间, 在#4机闭冷水系统并联布置了一台由上海凯士比泵有限公司生产小容量的闭冷泵, 其具体参数如下:型号为O M EG A 350~360A, 型式为卧式、单级、双吸离心泵, 流量为1650m3/h, 扬程为35m H2O, 必须汽蚀余量8m, 泵效率85%, 转速为1480r/m in, 轴功率188.72k W。配备的电机由上海上电电机有限公司生产, 其参数如下:型号Y KK355-4, 功率220k W, 电压6k V, 电流23.1A。

5 运行方式优化

全容量闭冷泵与小容量闭冷泵运行参数对比:

冬季工况下, 闭冷水母管压力下降至0.65M Pa, 能够满足各辅机用户的需求, 闭冷泵电流下降17A, 节能效果明显。闭冷泵属6k V电机, 每天可节电约150×24=3600k W.h, 一年按5个月运行算, 则可节约厂用电54万度电。

目前, 根据循环水温度兼顾安全的前提下, 当循环水温度低于20℃, 则运行小容量闭冷泵;循环水温度高于20℃, 则运行全容量闭冷泵;则根据图一年可以保证小容量闭冷泵运行7~8月。

6 后记

目前, #2、#3机均已在2013年加装了小容量了闭冷泵, 运行效果良好。#1机将在2014年B修期间, 加装小容量了闭冷泵。

摘要：介绍对闭冷水系统的节能改造的研究, 通过增加一台小容量闭冷泵, 并对运行方式进行优化。

关键词：闭冷水,节能,优化

参考文献

[1]刘勇.闭冷水泵节能优化改造.福建:电力科学与工程, 2008.