运行方式优化（精选十篇）
运行方式优化 篇1
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。
脱硫系统经济运行方式优化 篇2
现状分析
随着国家对环保工作的日益重视，环境标准也日益提高，对于火电厂烟气脱硫装置的运行维护也提出了更高的要求。火电厂FGD装置投入使用后还需要大量的运行维护费用。据估算，湿法FGD运行维护费用中，电费和石灰石粉费用占50%左右。在实际运行中，燃烧煤种的变化，必然需要调整相应的FGD运行方式来确保脱硫效率达到要求，因此，如何在确保环保排放达标的情况下，确定最优的运行工况，成为FGD运行优化的关键。
大唐宝鸡热电厂2€？30MW机组的烟气脱硫工程按单元制设计，采用一炉一塔、塔内强制氧化的石灰石—石膏湿法脱硫工艺。其系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、吸收塔系统、工艺水系统、石膏脱水系统、浆液疏排系统、废水处理系统及压缩空气系统等组成。1、2号脱硫实际运行状况，运行PH值5.6、5.8左右偏高运行，脱硫效率95%，脱硫耗电率在1.2%左右运行，充分挖掘脱硫节能降耗的潜力，提出目前实际条件下脱硫优化运行参数。
优化原则
在保证脱硫效率不低于91%，净烟气含硫量<400mg/m3，以及保证脱硫投入率的情况下，停运不必要运行设备，可间断运行设备使其间断运行，减少设备空转，达到降低电耗的目的。
在保证各箱、罐的水平衡的情况下，系统滤液水、冷却水、冲洗水全部回收利用，减少外排，降低用水量，提高经济效益。
停运及备用吸收塔必须排空，停运吸收塔所有搅拌器。
具体优化措施
从2011年11月15日起执行以下优化措施：
增压风机。在保证主机炉膛负压稳定的情况下，尽量降低增压风机电流，调小增压风机前导叶开度，使增压风机入口负压保持在100Pa～200Pa左右即可。
加强脱硫风烟系统运行调整和维护，减少系统漏风损失。
吸收塔浆液再循环泵。主机长时间低负荷运行（<200MW），且入口原烟气含硫量低（<1500mg/m3），在确保不影响脱硫效率的情况下，脱硫效率不得低于91%以下运行；当效率达97%以上PH值降至5.2时，可停C浆液循环泵运行。
真空皮带脱水系统。脱水时加大石膏旋流子出力，在真空脱水机额定出力下，保证石膏品质的同时加大出石膏的量，尽快降低吸收塔密度，在吸收塔密度（<1080mg/m3）后，停运真空皮带脱水系统，在停运后真空皮带冲洗干净即及时停运脱水系统，避免不必要的真空皮带机和石膏输送皮带空转。
滤液水泵。在真空皮带脱水系统及浆液制备系统均未投运时，及时停运滤水泵。
除雾器冲洗水泵。在除雾器冲洗顺控程序走完后及时停运除雾器冲洗水泵，避免因除雾器冲洗水电动门内漏造成吸收塔液位过高及不必要电量消耗。
制浆供浆系统。在制浆时，应一次性将浆液密提升至1240mg/m3，液位5.5m后再停止制浆，防止频繁启动制浆设备，吸收塔浆液PH值保持在5.2～5.8范围，在满足脱硫效率的前提下，尽可能降低石灰石粉用量，当长时间不用供浆时，可停运石灰石浆液泵。
各地坑泵、搅拌器。各地坑液位控制低液位运行，尽量停止地坑泵及搅拌器运行。如地坑内为清水时，视情况可不必启动搅拌器运行。制浆及吸收塔区域地坑需防止外界污染，影响系统运行和设备损坏。
使用脱硫添加剂，在脱硫入口二氧化硫超过3000mg/Nm3时，出口二氧化硫超300mg/Nm3时使用脱硫添加剂，使用脱硫添加剂能够提升脱硫效率、降低出口二氧化硫排放，减少系统故障，降低系统能耗，提高对煤种硫份的适应性。
优化运行后参数对比
脱硫2011年集团公司同类机组耗电率平均值1.08%，出台优化细则前年平均脱硫耗电率完成1.176%，从上图中可以看出，节能运行方式的实施，使脱硫系统用电占总发电量的比例从10月份的1.07%开始逐月下降到2012年2月份的1.028%。
脱硫石灰石粉消耗（脱硫设计每小时消耗石灰石粉为3.62t/h），出台优化细则前完成年平均2.88t/h，节能运行方式的实施，石灰石粉每小时消耗量由10月3.5t/h，下降至2月份2.15t/h，脱硫系统通过运行方式优化，取得了很好的经济效益。
结论及经济效益
湿法脱硫运行方式优化策略研究 篇3
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
农村配电变压器运行方式的探讨 篇4
摘要：本文对农村配电变压器低压电力网的三种运行方式作了分析和探讨，提出了在农网改造后，由于绝缘水平的提高，建议在采取一些补充措施后，将TT系统改为IT系统，以利提高供电可靠性等。关键词：配电变压器低压电力网运行方式探讨
根据农村低压电力技术规程规定，农村配电变压器低压电力网的运行方式有IT系统、IN-C系统及TT系统三种。IT系统是指农村对安全有特殊要求或排灌专用配电变压器低压电力网，并宜采用中性点不接地，电气设备外露可导电部分保护接地方式；IN-C系统是指农村城镇、工矿企业配电变压器低压电力网宜，并采用中性点直接接地，电气设备外露可导电部分接零方式；TT系统是指农村居民用电及其他用电的配电变压器低压电力网并宜采用中性点直接接地，电气设备外露可导电部分保护接地方式，且TT系统应安装漏电保护器。三种运行方式的优缺点
采用工厂系统的部分，因其低压电力网范围小，绝缘容易得到保证，供电安全性，供电可靠性和经济性都比较好。采用TN-C系统的部分，其供电可靠性方面相对要差一些，因任何一个电气设备发生外露可导电部分漏电，应由过流保护切断电流，若越级则会造成较大范围停电。线路末端用户电气设备对外露可导电部分漏电，可能会因线路导线阻抗较大，过流保护不能切断故障，造成人身碰能已带电的电气设备外露可导电部分造成电击危险，也存在人身直接碰能带电部分产生电击危险。为解决这一问题，该运行方式的用户，有的已改变接零方式，装设了末端漏电断路器。采用TT系统，安装漏电保护方式的部分，从安全方面讲，对避免产生电击伤害是十分优越的，但它的投资相对大，供电可靠性是很差的，其中特别是漏电总保护，一有风吹草动，漏电总保护动作跳闸，造成大片用户停电，影响连续供电，影响生产。大量的统计分析表明，漏电总保护动作跳闸1000次中，有999次以上是各种原因的漏电造成的。更有甚者，农村个别居民邻里矛盾，也用单相接地造成漏电总保护器跳闸停电来发浅。随着农村用电水平的提高，使农民生产生活对电的依赖程度的提高，因此漏电总保护动作跳闸停电的后果及影响将会越来越大。农村配电压器低压电力网至所以采用TT系统加装漏电保护器方式，特别是要求选装漏电总保护，是基于当初我国农村低压电力网设备健康状况差，范围大无法保证低压电力网相线、零线对地绝缘等原因，造成农村能电死亡事故多而采取的一种针对性措施。采用这措施后，农村因电击而伤亡的人数大大减少。目前农村已安装漏电保护的地区，因电击而死亡的事故中，除漏电保护不能起保护作用的两相电击，相零线电击外，绝大部分是由于漏电保护器损坏或人为撤出所致。综上所述，在这种运行方式下用电安全和供电可靠性这两者间，产生了极大的矛盾，所以若能到一种既能保证用电安全，又能保证供电可靠性，且投资不大的方案，应该是大家共同的心愿。建议将TT系统改为IT系统
笔者认为，农网建设与改造给找到这个方案创造了条件：其一是经过改造的农网低压线路部分，各项安全技术指标都已达到了标准要求，低压线路的拉线都装上了拉线绝缘子，所以在低压线路部分发生电击伤亡事故的可能性只乘下了断线落地，而断线对于合格线路来讲，其几率本身就很小。对于在低压线路上挂钩用电造成的电击伤害问题，是属于违章用电(窃电)，是不应该也是不允许出现的；其二是如果低压电力网的用户和单机(临时用电，流动排灌、脱粒等)都装上了家用漏电断路器或末端漏电断路器，则低压用户范围内人们碰触电器等引起电击伤害可能性的地方，都会受到末端漏电断路器的保护。若农网改造后，达到上述两个条件，则可以说农村低压电力网不装漏电总保护，其防电击伤害问题也已得到初步解决。如果在具备上述条件的低压电力网中，将配电变压器低压侧中性点直接接地改为不接地，即改为IT系统，那么前面所说的低压线路断线落地的危险性将更小，也就是说，即使人身碰上落地断线的低压线，通过人体的电流一般只是电容电流而已。而在末端潜心电保护范围内，若发生人身直接碰触相线或已漏电的电气设备的外露可导电部分，情况也相似，通过人体的电流一般也只是电容电流。该电流若大于末端漏电保护器的动作电流，则漏电保护器将正常动作跳闸，避免由击事故，如该电流小于末端漏电保护器动作电流，漏电保护器不动作，这个电流对人身的危害也不大，这和配电变压器低压中性点直接接地方式时相似。如果考虑到低压电力网经过长期运行，某相线或零线对地绝缘有可能出现降低，这是低压电力网不能改为IT系统的主要原因，若某相线或零线对地交流阻抗下降到10kΩ以下，此时，如人碰触到另一相线或落地断线，则人身可能受到相线与零线间或相线与相线间的电击伤害。但在末端漏电保护完善的低压电力网中，在漏电保护范围内出现电击仍能得到保护，主要的危险是在低压线路部分。为了解决这个问题，笔者认为，可以在每一台配电变压器低压侧加装一个测量相线和零线对地交流阻抗的装置，进行定期测量和装设漏电总保护相比，漏电总保护动作断电检查故障点，而该方法是在能送电状态下找故障点，要相对简单些。人身碰触一相的电容电流
配电变压器低压侧中性点改为不接地后，如相线和零线对地绝缘良好的话，人身碰触一相的电容电流有多大。根据有关资料介绍，低压线路每千米对地电容约为0.005μF，目前农网改造后的配电变压器，低压供电半径一般在1km之内，每台配电变压器的低压出线为2～3条，所以一台配电变压器范围的低压线路包括支线大约在4km左右，每台配电变压器供电的用户为几十户至200户不等。假定配电变压器低压用户为200户，每户的接户线和室内配线平均按200m计算，则200户的接户线和室内配线约为40km，将单相用电户的接户线和室内配线平均分摊到三相上，则一台配电变压器的低压线路总共在20km左右，由此可计算出每相电容C＝0.005μＦ／km×20km＝0.,1μF，容抗xC＝1／2πfC＝106／314×0.1＝32(kΩ)，则每相对地电容电流只有7mA。根据理论分析，若一相接地，通过接地点的电流为一相对地电容电流的3倍。也就是说，人若碰触某相线，流过人体的最大电流也只有21mA。当然各地配电变压器低压电力网的线路总长度不尽相同，下面列出一台配电变压器低压线路(含支线、接户线、室内配线)在各种长度下，发生一相接地时通过接地点的电容电流。
笔者曾对一配电变压器低压线路的电容电流进行了实测，配电变压器容量为160kVA，低压主于线及支线长度约4km，用电户约250户，按每户接户线加室内配线平均长度为200m计算，合计50km，分摊到三相上，每相约17km，故该电变压器低压线路长度合计约21km。测试方法是将配电变压器低压侧中性点接地线拆开，直接用导线分别将各相接地，并用钳形毫安表测接地处通过的电流值。从上述理论分析和实测表明，配电变压器低压侧中性点改为不接地后，如相线和零线对地绝缘是良好的，当出现某处单相接地，或人身碰触某一相线，它产生的电容电流值，理论分析和实测是基本一致的。结论
浅谈电网运行方式安排与经济运行 篇5
【摘要】随着经济社会的发展，国家对电力的需求量越来越大。国家的电力发展水平，成为影响国民经济发展的重要指标。为推动电网的发展，保证为社会提供安全稳定的电量，需要我们充分优化电力系统，合理安排电网运行方式，从而优化电力资源配置，减少能源消耗。本文分析了电网运行的主要原则，并分析了电网运行与经济的关系，说明电力配置对我国经济发展的重要性，进而提出了优化电网运行方式的策略，希望可以推动我国电网系统的发展。
【关键词】电网；运行方式；经济
引言
随着经济的发展，国家电力需求量不断增大，提高电网工作效率，满足人们的电力需求，成为我国国家电力系统发展的目标。在电力系统的发展过程中，电力系统的自动化、电气化进程不断加快，大大提高了供电系统的复杂性，为保证电力系统的安全性与稳定性，以满足人们的电力需求。我们应当优化我国电网运行方式，从而降低电力系统的损耗，提高经济效益。因此，本文以经济性为原则，分析了我国电网系统运行方式，希望可以优化我国电网系统的运行方式，推动电网系统的发展。
一、电网运行方式安排的注意事项
由于电网系统的结构日益复杂，限制因素众多。因此，在电网系统运行方式的安排过程中，我们一定要树立正确的安排原则，充分考虑电网的负荷量，考虑系统运行的安全性，才能为经济发展提供安全、稳定的电力支持。综合分析电网系统的运行方式，我们认为电网运行方式的安排需要坚持以下原则：
（一）安全性
安全性原则是电网系统运行方式安排的首要原则。在电网系统安排的过程中，我们应当重视电网系统的安全性，考虑设备运行的参数要求，保证电网系统的安全性。在安排电力传输任务时，我们应当考虑电网的稳定电压、频率稳定与功角稳定等因素，从而保证设备的稳定性。设备的稳定是电力系统正常运行的前提，保证系统的安全性可以为用户提供安全的电力。
（二）灵活性
在安排电网系统的运行过程中，我们应当坚持灵活性的原则安排电网运行方式，这样在发生突发事故时，可以通过灵活性的原则及时处理事故，从而防止事故的扩大化。而且，电网系统的负荷处在一个不断变化的状态下，要保证电网系统的稳定性，必须确保系统负荷的安全变化区间，并灵活应对电网负荷的变化，才能及时处理电网事故。
（三）经济性
追求经济效益是每个企业的目标，电力企业也不例外。在电网系统运行过程中，追求电网运行的经济效益是其发展的重要目标。电网运行方式应当在保证系统的安全稳定性的基础上，最大程度上减少成本消耗。这就要求电网系统运行方式的安排过程中，应当优化设备运行方式，提高功率因数，改造电网系统，在传输相同电量的基础上，减少系统损耗，从而提高其经济效益。
二、电网运行方式对经济的影响
科学安排电网运行方式，可以大幅度减少电力资源的浪费，提高电网系统的经济效益。如果电网运行方式安排不当，会造成电压不稳、电力线路损害等问题，如果电力系统在运行的过程中，变压器出现故障，会造成大面积的停电，给社会生活带来很大的不便。
在对电网方式安排过程中，高电压会降低电力在运输途中的损耗，提高资源的利用效率。一般而言，适当提高电网主网架的电压水平可以有效减低输电线线损电量，合理调配输电线的损耗，可以最大程度上降低全网损耗，节约电力资源。
合理安排电网运行方式，可以减少电力事故，节约人力资源，避免发生紧急事故，保证电力系统的安全性。同时，在电力系统运行方式的安排中，利用现代的电子设备，可以实现对电网系统进行重新组合及优化设计，及时收集电网系统的运行状况，保证系统的安全性。防止发生突发性电力事故，影响电力系统的稳定性。而且在电网系统的运行过程中，突发性断电造成的经济损失最为严重，突发性断电会造成一些正在进行的施工骤停，导致工作原料的浪费，也会引发突发性安全事故，给社会经济生活带来不良影响。
三、电网运行方式的管理策略
为保证电力系统的稳定性，我们应当合理安排电网运行方式。在对电网系统进行调度时，我们应当在坚持安全稳定性的前提下，合理安排电网运行方式，节约电网资源消耗，减小电网系统运营成本。为优化电网运行方式，推动电网管理的科学化，我们应当从以下角度进行着手：
（一）推动电网的改造
从我国电网系统的发展现状来看，在广大农村及偏远山区，电网存在输配变电容量不足、供电半径过大等问题，它严重影响了电网能源利用效率。因此，我们需要推动我国电网系统的改造升级，在偏远地区优化电网系统组合及运行线路，并逐步构建起安全经济型电网系统，从而推动我国电网系统的改造升级。对于具体工程的改造，我们可以采用低能耗的变压器，合理规划选择变压器的安装地点，从而减低电力在输电线中的线损电量，提高其经济效益。
（二）优化配网运行方式
在电网系统的运行过程中，为保证电网系统的用电需要，我们需要合理运用电网系统的配电需要，充分利用现有设备，优化电网运行方式，选择合适的电网运行方式，从而提高电网安全稳定性。因此，笔者建议在电网安全建设过程中，我们需要将母线故障作为二级标准，允许采用切机等设备控制电网潮流，通过变换电网控制标准，提高电网设备利用效率。
（三）合理布局，降低线损
在电网系统的运行过程中，受线路电阻的影响，每年电线消耗的电力在电力损耗中占据很大一部分。为提高电网系统的运行效率，提高电力企业的经济效益，我们需要合理分布变压器的布局，科学规划电网系统，才能提高电力系统的运行效率。具体而言，在变电站建设选择时，可以尽量选择高压输送，高压输送可以减少线损。在对电线选择时，可以根据建设地的需要，选择电阻较小的电线，从而降低线损。同时，我们还可以根据电网的实际潮流变化，合理调整系统的运行方式，通过功角稳定平衡电网系统，从而提高电网系统的经济效益。
结语
随着电力需求量的不断加大，国家在十二五规划期间对电网系统的发展提出了新要求。电力企业要抓住电网改造的有利时机，根据我国电力系统建设特点及发展需求，科学规划我国电力系统布局。在电力系统建设过程中，应当坚持安全、穩定、经济性的原则，以市场需求为导向，优化电力系统的运行效率。同时，我们应当及时引入先进的管理设备，节约电网系统的能源消耗，从而提高我国电网系统的经济效益。
参考文献
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[2]王珍意，谢长青，侯有韬，李周龙.临沧地区电网运行方式的探讨[J].云南电力技术，2013（04）
[3]李春叶，李胜，尚敬福，黄廷政.电磁环网方式与分层分区运行方式之决策[J].电力学报，2006（02）
[4]李继红，戴彦，周剑波，孙维真，吴臻，倪秋龙，王超.电网风险预警管理体系探讨[J].华东电力，2010（07）
电厂汽轮机组辅机优化最佳运行方式 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。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 循环水泵运行最佳方式及运行性能分析
在机组负荷和冷却水温一定的条件下, 凝汽器压力 (机组背压) 随循环水流量的改变而改变, 而循环水流量的变化直接影响到循环水泵的耗功。循环水流量增加, 机组背压减小, 机组出力增加, 但循环水泵的耗功也同时增加, 当循环水流量增加太多时, 因循环水泵的耗功增加而将机组出力的增加值抵消。因此, 当循环水流量增加后导致的机组出力增加值与循环水泵耗功增加值的差为最大时的凝汽器运行压力即为机组最佳运行背压, 此时的循环水泵运行方式就是最佳方式。实际火电机组配套的循环水泵台数有限, 循环水流量不能连续调节, 运行方式优化只能根据现有的循环水泵台数或泵叶片调整角度 (可调叶片泵) 的变化, 组合出不同的循环水泵运行方式, 通过实测不同循环水泵组合方式下的凝汽器变工况性能、循环水泵流量和耗功、汽轮机出力增加值, 结合机组负荷和循环水温度变化情况计算出在一定机组负荷和循环水温度条件下的机组最佳运行背压, 从而确定对应最佳背压的循环水泵最佳运行方式。
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。
3 给水泵的能量损失及优化分析
3.1 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。
3.2 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。
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0.06g/ (Kw·h) ~2.90g/ (Kw·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：在保证火电机组安全运行的前提下, 针对汽轮机侧的辅机运行现状, 阐述循环水泵, 给水汞, 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：汽轮机,辅机优化,加热器,电厂汽轮机
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.
论火力发电厂机组运行方式的优化 篇8
1 调度对机组负荷控制指令的形成
电厂所发出负荷的大小是由调度指令所形成的, 一般而言, 调度对机组负荷指令的形成要经过三个过程 (以600MW机组、调度负荷控制采用直接到单机的方式为例来进行说明) 。
第一, 调度 (网调或省调) 将负荷控制指令 (遥调信号, 量程为300MW~600MW) 通过数字光纤通道发送到电厂RTU系统。
第二, 电厂RTU系统通过电气信号通道 (4~20mA) 将调度指令传送给运行机组。
第三, 运行机组将可以调节的控制指令反馈给调度 (遥信信号) 。
对机组而言, 当接收到调度指令时, 采取何种控制方式是可选的, 下面就分别做一讨论。
2 电厂机组的运行控制方式分析
根据电厂规程规定, 600MW电厂采用的控制方式有四种, 即全手动 (BASE) 、炉跟机模式 (BF) 、机跟炉模式 (TF) 机炉协调模式 (CCS) 。机组正常运行时一般采用CCS模式, 运行中如果有负荷调节一般选择滑压或定压方式。根据不同工况或有设备发生故障时, 可灵活选用BASE、BF或TF方式。
(1) BASE模式。
BASE模式是指汽轮机和锅炉主控都运行在手动控制方式, 这种模式下, 机组输出都通过手动来设定输出值, 此时应特别注意负荷的变化, 做好机炉间的协调配合。
(2) BF模式。
炉跟机模式下锅炉主控处于自动方式, 该工况负荷相应较快, 但气压波动较大, 一般在无RB信号、汽机主控在手控或者发电机已并网时才切至BF模式。
(3) TF模式。
机组处于TF模式时, 锅炉主控在自动方式, 负荷由操作员手动改变锅炉的主控负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节, 这事需要注意观察负荷的变化速率以及主汽压力的变化, 当锅炉主控在手动、RB动作、压力控制等方式时切至TF方式。
(4) CCS模式。
CCS模式下, 机、炉主控均在自动方式汽机主控按照功率偏差控制阀门开度, 兼顾压力偏差;锅炉主控将经过修正的机组负荷指令和压力指令发送到风量和燃料控制回路, 以协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配。CCS下机组的目标负荷由运行人员根据实际情况手动设定, 设定前要确认COOR投入灯亮, 该模式一般运行于机组已经并网方式。
3 电厂机组运行方式优化
随着用电需求的不断发展和变化, 要求机组具有更高的负荷响应速度, 传统的机组大多数按照带基本负荷设计, 其控制方式难以快速跟踪负荷的变化。新投产机组, 特别是600MW以上机组其自动化水平更高, 逐渐成为了我国电网的主流调峰和调频机组, 其最大的特点之一就是安装了自动发电控制系统 (AGC) 。
目前我国参与AGC调节的机组负荷变化率一般为1.5%MCR (额定负荷) /min左右, 负荷响应时间不多于2min。AGC方式下, 机组的目标负荷由调度遥控设定, 负荷变化率由运行操作员手动设定或按调度下令设定。AGC方式下, 机组的出力能够岁负荷更加精准的变化, 但是要特别注意重点监视机组的运行情况, 一般发生发的扰动要在调度指令下及时投入或切出AGC。
以某华北电网下属电厂为例简要讨论其AGC运行情况[2]。华北网调AGC嵌入到EMS中作为其一个子模块, 基本功能是通过区域功率偏差⊿P和频率偏差⊿f来进行负荷频率控制, 如式 (1) 所示。
式中ACE为区域控制偏差;K为电网频率系数。ACE控制方式有三种:定频率FFC、定联络线交换功率FTC和联络线、频率偏差控制TBC, 华北电网在这种控制模式下, 实现了区域间的功率控制方式。
但是, AGC不是完全没有缺点, 它对机组的影响也是存在的, 主要表现在以下几点。
(1) 对机组寿命的影响。由于电网负荷变化频繁, 装有AGC的机组煤、风、水将频繁调整, 导致锅炉蒸汽、温度、压力等频繁变动, 这无疑将影响机组寿命。
(2) 对机组运行经济性的影响。虽然AGC具有负荷经济分配功能, 但由于调度侧不可能做到每台机组经济分配负荷, 在厂网分开后, AGC将不能实现负荷的经济分配。
(3) 对运行稳定性的影响。机组负荷调节是一个动态的调节过程, 需要一定时间调节洗才能稳定。按照调节机理, 上一级AGC调节的频率应该比下一级机组的CCS调节系统低, 但由于电网负荷一直在变, 不可能每次调节AGC都比CCS低, 而这将影响系统稳定运行。
因此, 在协调控制系统CCS和自动发电控制AGC基础上, 一定要注重整个机组运行方式的优化, 建立机组协调控制系统。从整个系统来看, 协调控制系统应该处于最顶层, 将信息传给下层的CCS或AGC, 而下层各个子控制系统, 如风量控制, 炉膛压力, 水温、蒸汽压力等, 则是保证整个协调控制系统能够稳定运行的关键。
摘要：火力发电厂机组运行方式决定着电厂运行的经济性和安全性。首先介绍了调度对机组负荷控制指令的形成, 然后分析了四种常用的电厂机组运行控制方式, 最后基于自动发电控制理论探讨了机组运行方式的优化, 指出在协调控制系统CCS和自动发电控制AGC基础上, 一定要注重整个优化机组运行方式, 建立更加全面的机组协调控制系统。
关键词：火力发电厂,发电机组,运行方式
参考文献
[1]王家兴, 白焰, 董玲, 等.超临界600MW机组直流炉协调控制系统及AGC策略的改进与应用[J].热力发电, 2008 (12) :85～89, 93.
闭冷水系统节能改造及运行方式优化 篇9
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.
不同工程适用的运行方式分析 篇10
如果这类工程规模比较小，可以分别采用农民独资兴建或者采用承包、租赁和拍卖等方式实行产权转移:①农民独资兴建适合投入资金较少，农民自己管理的工程，这类工程主要以自己使用为主，如果在水量剩余的情况下可以出售给其他农户;②承包和租赁。在实际操作中，由于农田水利工程的特殊性，承包和租赁内容很相似，一些农村地区的干部和村民将两者通用、混用。一般来讲，由于新增资产属于承租者，因此对那些配套差、因经营不善而长期亏损、但开发潜力较大的工程可采用“租赁”形式，对于那些政府投资的节水设备(如喷灌、滴灌设备)宜采用租赁形式。那些经营状况良好但不宜转让所有权的工程适合承包，如小(二)型水库等。实践中承包年限较短，基本集中在5—15年，可以结合土地承包将两者年限延长至一致，以此进一步提高农民投入的积极性，杜绝掠夺性经营等短期行为;③对需要改造或者需要不断维修的小型水利设施，可采取拍卖让农民自己投资经营和维护。对于电灌站、抽水泵、排灌船等可以将所有权等产权一并拍卖，与之配套的渠道等一起归经营者使用、管理和维修。拍卖所有权适用那些长期无人管而不能发挥应有效益或者需要精心保管的工程设施，拍卖后的工程所有权、使用权、经营权归购买者所有，并允许继承和转让，但不得随意变更工程用途。而对于那些经营权的拍卖，其实是一种公开竞标的承包方式，目的是为了公开、公平、公正地确定承包者。
承包、租赁和拍卖是利用市场化的方法将工程产权转移给有兴趣的农民。相比较而言，承包、租赁属于参与程度较低的改革，纯粹利用经济激励来刺激工程经营权购买者的积极性，而拍卖的市场化程度更彻底，但对工程的经营性要求较高。对于重要的单个工程或者规模较大的工程宜采用社会参与程度较高的股份合作和用水者协会形式。如果工程价格较高，农民难以承受的工程也可采用农民联合经营与管理方式。现实生活中，经营状况比较好的“小农水”属于少数，一般都是兼具公益性和经营性的工程，经济回报较低，很少愿意购买或兴建，无法实现使用的“排他性”，是比较典型的“公共池塘资源”。对于这类工程可以采用几种方法解决:①建立农民用水者协会，利用农民集体力量兴建、管理、运营和维护;②采用多种形式的股份合作，国家、集体、个人均可入股，自愿结合，既可带资入股，也可用财物、卜投工、土地、技术等折资入股。产权由受益户共有，受益户成员按受益面积确定每个成员的拥有份额，并按此份额享有权益和承担义务;③将经营性强的工程从农田灌溉系统中剥离，采用租赁、承包、拍卖等形式来经营，而将剩余公益性工程由集体或政府承担。
在实际操作中，股份合作相对于农民用水者协会更有优势，因为前者参与的农户数量较少，工程的建设、运营和管理交易成本低，相互之间沟通比较容易。由于受诸多因素限制，农民用水者协会建成并正常运转的成功案例并不常见。对于渠道、涵闸、渡水槽这些公益性较强的“类纯公共物品”，一般由集体、用水者协会或者受益户共同管理。也可以将其与经营性工程“捆绑出售”的方式实现管理职责转移，将这种关系以合同的形式固定下来，使这类工程具有法定的管理者，保证农田水利工程的运行的持续性。有些地区采用创新的办法，将它们改造为经营性工程然后出售部分产权，比如在岸堤、渠道两旁种植经济作物或花木等。
农田水利大多属于准公益性项目，经济效益并不高，但与农民的生产生活息息相关，因此选择合适运行方式的难度比较大。运行方式的选择还与水资源和地区经济水平有关，选择运行方式时要以因地制宜、群众自愿、民主决策、公开、公正、公平的原则，理顺产权关系，实现“小农水”责、权、利对等的产权结构，杜绝搭便车和资源浪费现象，提高运行效率。这种模式的驱动力来源于政府或集体，为了达到一定的目的或者在没有其他可替代动力的情况下，工程的建立到维护等所有工作全部由政府或集体负责。1949年至1985年人民公社体制结束都是采用的这种全权包办模式。目前，这种模式仍然存在于那些投入较大的工程、农民没有兴趣或缺乏动力的工程、纯公益性的工程中。新中国成立后政府垄断性治理符合当时的政治、经济和社会条件，当时的治理绩效较高。但是计划经济模式改变后，由于缺乏农民的参与，这种模式治理绩效低于其他两种驱动模式。