降低厂用电（精选10篇）
降低厂用电 篇1
1 机组节电分析
厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽机系统的6kV辅机上, 风烟、制粉、循环水、凝结水、外水泵站等辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70%～75%左右, 深挖高压辅机节电潜力, 减少风烟、循环水、凝结水、外水泵站等辅机耗电量, 是降低机组厂用电率的关键。
1.1 凝结水泵节电分析
为达到节能降耗的目的, 将1#机组凝结水泵改为变频运行。变频调节是在管道特性不变的条件下, 通过改变转速而改变特性曲线, 来进行调节的 (凝结水泵电机变频改造控制逻辑方案见图1) 。
由于风机和水泵的耗电量是和其转速的三次方成正比的, 所以其节电量是很可观的。由相似定律知, 采用变频调节的电动机的功耗为:Q= (n/n0) 3Q0
式中:
Q0—额定转数时的实际耗电量;
n0—额定转数;
n—调节后的转数;
Q—调节后对应n转数时的实际耗电量。
变频调节时的节电量为:
δQ= Q0- (n/n0) 3Q0
变频调节时节电量用百分数表示则为:
δQ%= (1- (n/n0) 3) ×100%
由上式, 若转速较额定转速下降到90%, 则δQ%=27.1%, 转速较额定转速下降到80%, 则δQ%=48.4%, 可见, 变频调节的节电率是很高的。
1.2 外水二级泵站节电分析
将外水二级泵站改为变频运行。
通过本次变频器改造可降低厂用电率0.13%以上, 达到了预期的节电降耗的目的。
2 机组节电潜力分析
2.1 引风机、增压风机节电潜力分析
节能方案一:对引风机及增压风机进行变频改造。优点:节电降耗效果明显, 厂用电率可以降低0.3%以上;缺点:引风机、增压风机的运行方式都是连续的, 随负荷的变化要经常进行调整的, 其调节频率很频繁, 且只能采用一拖一安装变频器的方案, 投入成本较高。节能方案二:将同侧的引风机及增压风机合二为一采用一台小汽轮机驱动。优点:发电成本将会大大降低。缺点:引风机是电厂所有动力设备中最早启动最迟停机的动力设备, 其可靠性要求比给水泵汽轮机还要高, 如果采用汽轮机驱动会大大增加电厂系统的复杂性和运行难度, 增加设备投资。经两种方案比较引风机及增压风机采用变频方式运行不易实现, 该厂机组每天都要参与南网的调峰工作, 变频运行不适合实际情况。相对于方案一变频运行方案来所方案二引风机、增压风机采用小汽轮机驱动实现的可能性极大, 且小汽轮机驱动节能较变频节能效果好得多, 能有效提高引风机在低负荷工况运行的效率。
以机组500MW负荷为例, 两台引风机的电流约为275A, 两台增压风机的电流约为315A。若同侧引风机及增压风机采用一台小汽轮机驱动, 相当于每天节省电量169920KW.h, 机组年利用率按5500h计算, 年节约用电量约19470000 KW.h, 上网电价如按0.311元/KW.h, 年多增效益为605.52万元。降低厂用电率约0.708%。
2.2 循环水系统节电潜力分析
循环水泵电机单速改双速, 在环境温度低时, 采用低速运行, 此改造投资较小, 易于实现, 可以降低厂用电。
机组投产初期胶球清洗收球不正常, 为回收胶球不得不采取双循泵运行。经对胶球清洗系统运行方式的调整, 选择规格合适的胶球, 将胶球泵收球时间由1h延长到3～5h, 实现了胶球清洗运行正常, 同时提高了机组运行真空值, 提高了机组的效率, 从而降低了厂用电率。
在机组停止后, 由于循环水系统需经开式水系统向主机润滑油、空压机提供冷却水源, 导致循环水泵、开式水泵少用户运行时间过长, 使厂用电增加, 对此, 为主机开式水增加了一路工业水源作为备用, 停机后主机润滑油冷却水切至工业水, 空压机冷却水切至邻机供给, 使循环水泵无用户后可以得到及时停运。
2.3 其它节电潜力分析
消防水泵、螺杆式空压机等6KV辅机均可采用变频器方式运行, 从而实现变频节约能源的目的。
合理调整燃油泵运行方式, 两台机运行时一台运行, 并且在燃油泵上加装变频器以实现有效节能。
尽量减少电动给水泵的运行时间, 除非急需停运汽泵消缺的工作外, 汽泵消缺工作尽量放在夜间低负荷期间处理, 另外在机组冷态启动过程中, 利用邻炉辅汽冲转汽泵给汽包上水。
机组停运后, 机组不带负荷, 辅机系统相对运行时间长, 必然增大机组厂用电率, 因此, 合理安排停机过程中辅机系统的运行方式, 辅机达到停运条件时及时停运, 尽量缩短辅机运行时间, 也是降低厂用电率的有效措施。
另外由燃料部牵头, 加强燃煤的掺配管理和入厂煤质检验, 并多方寻找煤源, 努力增加煤场库存, 提高燃煤质量, 尽量降低制粉单耗。
3 我厂采用的节电方式
1) 厂内第二台机组启动时, 尽量不用电泵上水, 改用小汽轮机上水。
2) 负荷满足吹灰条件要全面吹灰, 降低送、引风机电流。
3) 空预器烟气差压大于1kPa时要及时投入空预器吹灰。
4) 大机真空升至-76kPa以上时改单循泵运行。
4 结束语
节能降耗则是国家的长远方针, 火力发电厂运行负荷长期偏低, 煤价的攀升导致发电厂经济效益下滑。通过优化辅机运行方式、技术改造、加强运行管理等方法, 使机组厂用电率得到了较大幅度的降低, 达到了节电降耗的目的。
摘要：分析了某火电厂 (600MW) 机组凝结水泵、外水二级泵站改用变频运行方式使厂用电率明显降低, 讨论循环水泵改双速、引风机改为由小汽轮机驱动等进一步降低厂用电率的措施实施的可能性。
关键词：火力发电厂,厂用电率,降耗,变频器,小汽轮机
参考文献
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[5]锅炉三大风机变频方案论证[Z].华能沁北电厂.
[6]关于#1、2机组凝结水泵电机变频改造控制逻辑方案[Z].滇东雨汪发电厂.
降低厂用电 篇2
2014年4月22日变电站#1母线接地导致事故停机，全厂厂用电丢失，导致某些设备在点炉过程中出现一些问题，现将点炉检修过程中出现的问题以及处理方法做以下总结：
1、厂用电丢失会导致热控电源柜及继电器柜断电，在厂用
电正常之检查热控电源柜及热控继电器柜供电电压是否恢复正常，有无断路器或空开跳闸现象。
2、检查火焰电视冷却风压力是不是正常，需不需要退出视
情况而定。
3、现场检修过程中发现罗托克电动门显示屏上显示电量
低的部分电动门出现阀位丢失现象，需要在送电后重新设定阀位。
4、在点炉过程中需要我们强制或者恢复一些信号，我们一
定要在强制信号切除记录登记本上登记并在值长签字以及唐凯的同意下强制或者恢复信号。
5、主控LED屏在断电后组态工程数据丢失，导致LED屏
在送电后无显示，需要我们在日常工作中做数据备份。
6、脱硫电除尘在断电后高、低压侧组态画面无显示，需要
发电厂厂用电快速切换技术 篇3
关键词：厂用电同期快切
0引言
中小容量发电厂的厂用电源自动投入装置多为慢速切换方式，基本上满足中小容量机炉运行要求。但慢速切换方式切换时间长，电动机转速下降的幅度大，成组启动时间长，对机炉运行系统不利。并且在事故切换过程中，电流、电压、频率、滑差、相角和转矩等将发生快速变化，为保证工作电源跳闸或母线电压消失时，备用电源快速投入，使厂用电系统中各设备连续运行而不中断，我们引入快速切换及同期捕捉切换等新型的切换方法，实现厂用电源快速准确的进行切换，提高供电可靠性。
下面结合厂用电源的接线方式，介绍厂用电快速切换过程及切换方式。
1厂用电源快速切换过程
图1为基本的厂用／备用电源热备用接线方式，厂用电同期快切装置控制CBl和CB2开关。
厂用电源切换过程分为正常切换和事故切换两种方式。正常切换方式指厂用工作分支和备用分支间根据运行方式要求进行的切换；事故切换方式指厂用工作电源消失后快速投入备用电源的切换方式。
上述两种切换方式都存在工作和备用电源的同期问题，正常切换方式是同频同期的合环操作。事故切换方式是差频同期，即厂用工作母线上的残压、残压频率与电压、频率正常的备用电源进行同期。
2同期捕捉切换的几种方法
2.1基于”恒定越前相角”原理，即根据正常厂用负荷下同期捕捉阶段相角变化的速度和合闸回路的总时间，计算出合闸提前角，快切装置实时跟踪频差和相差，当相差达到整定值，且频差不超过整定范围时，即发合闸命令，当频差超范围时，放弃合闸，转入残压切换。这种方法缺点是合闸角精确度不高，且合闸角随厂用负荷变化而变化。
2.2基于“恒定越前时间”原理，即完全根据实时的频差、相差，依据一定的变化规律模型，计算出离相角差过零点的时间，当该时间接近合闸回路总时间时，发出合闸命令。该方法从理论上讲，能较精确地实现过零点合闸，且不受负荷变化影响。但实用时，需解决不少困难：一是要精确地找出频差、相角差变化规律并给出相应的数学模型，不能简单的采用线形模型；二是由于厂用电反馈电压频率变化的不完全连续性及频率测量的间断性，造成频差及相差测量的间断和偏差；另外，合闸回路的时间也有一定的离散性。由于在同期捕捉阶段，相差的变化速度可达1－°2／1ms，因此任何一方面产生的误差都将大大降低合闸的准确性。
2.3捕捉电动机群允许的冲击电流时机原理。即捕捉电动机群允许的冲击电流的时机进行切换。此时，大量电动机还未被切除，自启动条件较好，可保证厂用电安全恢复运行。
如图2，合上备用电源后电动机承受的电压：
UD=XDZIU，(XS+XD)
式中：XD——母线上电动机组和低压负荷折算到高压厂用电压后的等值电抗；
降低厂用电 篇4
厂用电负荷主要是一些感应式异步电动机和一些厂用变压器。这两种设备, 虽然作用不同, 但它们有一个共同的特性, 其基本原理都是依靠电磁感应并且均由铁心和线圈构成。根据上述特性, 可以肯定, 此类电气设备在不同的运行电压下效率是不完全一样的, 因为不同电压下其损耗是不一样的, 所以对上述两种设备在运行电压不同时的损耗变化情况加以分析, 便可得出其效率受其运行电压变化的影响, 最终反映了厂用电压不同时厂用电效率的变化情况。厂用电气设备的损耗主要是由铁耗和铜耗构成的, 以下是对两种损耗的具体分析。
1 铁耗分析
铁耗直接与电压有关, 根据铁耗的公式Pfe=U2/R可知, 铁耗是随电压的平方增加而增加的, 可见电压对铁耗的影响很大, 那么电压越高, 铁耗越大, 则会降低效率。电磁感应设备的损耗中铁耗是占很大比重的, 不可小视, 比如说电压升高时, 电动机及变压器的空载损耗都会明显增大, 单纯考虑铁耗的作用, 电压升高, 效率必然降低。
2 铜耗分析
铜耗则直接与电流有关, 根据铜耗的公式PCU=I2R可知, 铜耗随电流的平方增加而增加。电流对铜耗的影响, 通过公式便一目了然, 但是我们主要是分析电压对铜耗的影响, 那么, 则要对电压和电流的变化关系加以详细的分析, 大致从下边三个角度进行:
2.1 从出力角度分析, 以电动机为例, 当电压下降时, 电动机出
力会降低, 转速下降, 滑差增大, 那么电流则会增大, 即使出力保持不变, 根据功率的公式P=UI可知, 电压降低电流也必然要增大才能维持出力不变, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成反方向的变化;
2.2 从功率传输角度分析, 以输配电设备为例, 当电压下降时,
传输功率不变得话, 传输电流必然要增大, 当电压升高时, 传输电流可减小, 这也正是采用高压输电来降低电流减少线损的机理, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成反方向的变化;
2.3 从空载角度分析, 以变压器为例, 当电压下降时, 空载电流
降低, 流过绕组的空载电流则降低, 而电压升高时, 空载电流增大, 流过绕组的空载电流则升高, 从而导致了整体电流的增加, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成正方向的变化。
特别需要说明的是, 上述三个角度分析的结论仅仅是单纯考虑每个角度影响的结果, 而具体电流随电压变化的方向是上述三个角度以及更多未考虑到的各个因素综合的结果, 所以电流电压变化的方向不是绝对固定不变的。但是, 在一般情况下, 也就是具有实际运行意义的范围内, 通过实际运行经验和相关的试验, 当电压降低时, 电流是增大的。但是再次强调, 这个变化规律不是绝对的, 只能说在正常运行的时候, 出力角度分析的结论影响大于其它角度的影响, 从而体现出了与其相同的变化规律。在某些极端情况下, 也许其它角度的影响会大于出力角度分析的影响, 从而体现出的变化规律就是其它角度的影响了。
经过分析可知, 在一定的范围内, 电压降低, 电流增大, 铜耗增大, 电压升高, 电流减小, 铜耗减小, 如果只考虑电动机在电压降低时电流增大这个因素, 其它因素暂忽略不计的话, 单纯考虑铜耗的作用, 电压降低, 效率是会降低的。
上述两种损耗分析完毕, 不难发现, 电压升高, 铁耗增加, 铜耗减小, 电压降低, 铁耗减小, 铜耗增加。那么, 电压变化时损耗的变化情况就要看铁耗和铜耗哪个影响大了, 考虑到铁磁设备铁耗占的比重较大, 再加上铜耗的分析本身结论就不是绝对的, 最终根据试验发现, 在电压变化不是很离谱的情况下, 也就是具有实际运行意义的变化范围内, 铁耗的影响还是起主导作用的。当然在极端的情况下, 比如说电压非常低的情况下, 有可能导致电流急剧增加, 铜耗则急剧增加, 那时铜耗就可能起主导作用了。再加上转机的铁磁特性不可能完全一致, 所以此结论也不是绝对的, 但是目前情况下, 可以认为, 电压升高, 效率降低, 电压降低, 效率升高。此外, 再考虑到降低电压是通过降低励磁电流来实现的, 那么降压的同时, 励磁变的耗功也降了下来, 从而进一步提高了整体效率。
发电厂厂用电中断处理 篇5
现象：
1、厂用电所带的回转机械电流表指示回零，回转机械自动停止；
2、红灯熄灭，绿灯闪光，事故喇叭叫。
3、若厂用电全部中断则所有回转机械全部停止，锅炉灭火；主汽流量、汽温、汽压、汽包水位急剧下降。
4、照明消失（事故照明除外），事故喇叭响。
5、机房声音突变。
6、真空迅速下降，排汽温度升高。
7、交流电动机停止运行，电流指示到零，泵的出口压力下降或指示到零。
8、热工UPS工作正常情况下，各表计指示正常。机处理：
确认厂用电中断后，应针对以下项目快速做出反应： 原则---厂用电全部中断后，必须快速采取防范措施：
1、防止轴瓦润滑油断油：启动直流润滑油泵，检查电流及润滑油压，就地检查立盘及保护润滑油压表，确证润滑油压上升，并在机组打闸惰走期间，密切注意润滑油压变化；
2、防止氢气泄漏：启动空、氢侧直流密封油泵，检查密封油压正常，并通过就地密封油压表确证；
3、防止真空急剧下降：立即降负荷至零，同时关闭掉闸射水泵对应的轴加排汽至水抽子扩散管门，适当提高轴封压力；
4、防止压力容器爆破：除氧器并列时，立即关闭故障除氧器的进汽电动门，并用另一台除氧器调整压力和水位；
5、防止汽轮机超速及汽缸进冷汽冷水：关闭电动主闸门、高加进汽门、三抽电动门、一次门杆漏汽至除氧器手动门、前轴封溢汽电动门；
6、防止循环水系统压力降低影响另一台机的正常运行：立即启动另一台机备用循环泵，若循环水系统电动门失电，应联系电气立即恢复备用电源，同时就地手动关闭#
2、3循环泵出口联络门； 盘面处理：
1、根据盘面象征，确证厂用电全部中断，立即启动直流润滑油泵，检查润滑油压应上升；启动空、氢侧直流密封油泵，检查密封油压力正常，空侧密封油压（就地）应升高；
2、减负荷到零，同时关闭掉闸射水泵对应的轴加排汽至水抽子扩散管门，真空60kpa，保护动作停机，否则手动打闸；
3、打闸后注意转速下降，注意加热器水位；
4、待转速下降至真空对应点，开启真空破坏门；
5、惰走过程中严密监视润滑油压、密封油压，低转速时润滑油压应逐渐上升，下降时敲击#2射油器出口逆止门使其回座；密封油压下降，应调整就地再循环；
6、公用盘启动临机备用循环泵，临机真空下降时，应根据真空带负荷；
7、公用盘注意用另一台除氧器的调整门调整除氧器压力；
8、根据公用盘给水、除氧电动门电源情况联系电气恢复电源；
9、根据循环水系统情况，派人就地关闭#
2、2循环泵出口联络门，同时联系电气立即为循环水热力盘送电；
10、厂用电中断一分钟，断开所有掉闸泵的操作开关及备用泵联锁开关；
11、停机过程中严密监视润滑油压、密封油压，并派人检查确证就地油压及油泵工作情况；
12、机组转速转速到零、真空到零，断汽封，记录转子静止时间并做好标记，厂用电未恢复前30分钟手动盘车1800； 炉处理
1、立即解列自动为手动调整；将掉闸的回转机械开关切回停止位置。
2、若为部分厂用电中断，则根据情况降低负荷并调整汽温、汽压、水位稳定，必要时投油助燃以稳定燃烧。
3、若厂用电全部中断，锅炉灭火，则按写列步骤处理：
a、就地关闭减温水各截门，并开启疏水门，防止汽温下降太快； b、就地关闭给水各截门、各样样门、排污门； c、开启汽包再循环门；
d、就地关闭引、送风机出入口挡板及制粉系统各风门、挡板。
e、待电源恢复后，在值长统一指挥下逐步恢复机组运行。若电源长时间不能恢复则按正常停炉处理。电气处理：
1)通知单元长已发生厂用电中断事故，汇报中调和厂领导。2)迅速查明厂用电失电原因，根据具体情况进行处理：
如为6KV母线故障，迅速倒换双路电源，将故障母线隔离，通知检修处理：
如为高厂变故障或主变故障，备用电源未自投，立即强合备用电源，恢复厂用系统运行； 如为电网事故或220KV母线故障引起全厂失电，按全厂停电事故处理预案执行。
3)厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行机组的6kV厂用电系统；优先恢复带厂区6KV电源、集中水变的母线电源；380 V厂用系统优先恢复照明段、工作段电源。4)厂用电恢复后，安排机组启动。
7.2.2 一单元单元长：按照值长下达全厂停电事故处理令后，即：
1)立即检查直流润滑油泵和直流密封油泵是否联动，如未联动，应立即启动直流润滑油泵和直流密封油泵，保证润滑系统和密封油系统的正常。汽轮机转速至“0”时，进行手动盘车；锅炉应尽可能的维持汽温。当密封油泵不能投入且短时不能恢复时，若发电机密封油压低，应先降低机内氢压，并注意开窗通风；若较长时间不能恢复，应抓紧发电机排氢置换工作，并做好防止轴瓦及油箱着火的灭火准备。
2)严密监视直流母线电压。直流母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，以确保主机润滑及密封油泵、顶轴油泵、主机盘车、等供电正常。
3)断开6kV及380 V系统的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、保护动作状态，并向值长汇报。
4)按值长令，协助恢复6kV、380 V厂用电系统。
5)厂用电恢复后，指挥恢复仪用压缩空气、循环水、闭式水、燃油、冲灰水等公用系统；令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差；指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。
7.2.3 各机组主、副值班员
在机组长指挥下，按照《运行规程》要求，做好各台机组的事故处理。全厂停电：
全厂停电可能在下列三种情况下发生：
1、社平线单回线运行时； 2、220KV单母运行时；
3、单台主变运行时。
以上三种运行方式在任一种方式运行时，均应做好事故预想，在此期间有较大的操作必须十分小心，应有管理技术人员参加并在现场指导。
第一种方式下单回线掉闸和第二种方式下运行的220KV母线故障时，应大致按以下方法处理：
1、双机运行时立即解列一台机组（解列那台机组由值长决定）；
2、锅炉迅速减弱燃烧投油助燃，维持运行的一台机组接带厂用电和110KV地区负荷。
第三种运行方式单台主变运行时，值长应向上级有关领导汇报，并要求110KV腾出一条母线由榆社变电站132开关向空母线充电，做厂用电备用电源，经领导同意后及时与地调、中调联系操作，若上级不同意应另行采取措施。当以上三种运行方式下，发生故障，双机掉闸，厂用电全失时，按以下办法处理：
一、社平线单回线运行时掉闸
1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；
2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。
3、联系中调，尽快恢复掉闸线路运行。4、220KV线路恢复运行后，启动掉闸机组，与系统并列。
5、如220KV线路不能很快恢复或110KV台榆线未做我厂备用电源时，立即联系地调，由110KV台榆线132线路向本厂供电，迅速恢复厂用电源。厂用电源失电期间，应密切监视直流母线电压，确保直流电源正常。
二、单台主变运行掉闸时，1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；
2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。
3、迅速查明主变掉闸原因，若为保护误动或人为原因掉闸，尽快恢复主变运行，启动掉闸机组，与系统并列。
4、如主变不能很快恢复或110KV台榆线未做我厂备用电源时，立即联系地调，由110KV台榆线132线路向本厂供电，迅速恢复厂用电源。厂用电源失电期间，应密切监视直流母线电压，确保直流电源正常。
三、220KV单母运行，母线故障
1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；
2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。
3、如母线保护误动，立即联系中调，由系统向母线充电，启动掉闸机组，恢复与系统并列。
4、如母线故障不能立即恢复时。立即联系中调，由系统向另一条非故障母线充电，恢复与系统并列。事故处理时应注意：
1、恢复时应慎重，严防非同期并列
2、机、电、炉应在值长统一指挥下，紧密配合，确保厂用电
3、厂用电不自投时应在工作进线开关断开前提下，迅速用备用电源恢复厂用电，主变恢复后，厂用电倒换时，要在110KV与220KV系统合环方式下进行，否则采用先断后合方法。严防110KV与220KV系统经厂用电合环
降低厂用电 篇6
我国在“十一五”规划发展中明确提出了以下要求:每年的人均生产总值总体要比上一年生产总值翻倍, 各单位的能源消耗总值整体要比“十一五”前降低不少于20%, 资源的有效利用率要明显提升。指导思想中还指出, 要将公司集团建设成为规模式效益、控股投资、节能减排、集团化和现代化, 真正为国家、为社会做出贡献。对能源耗损的有效降低和节约, 是我们整个人类社会义不容辞的责任, 与企业获取和创造更大的经济效益相吻合, 也是其长远发展的必经之路。火电厂的运营发展时间长久, 累积了较为丰富的生产经验, 但仍然存在不足, 在原有基础上如果能在内部管理、技术革新等方面进行提升, 势必能将火电厂的厂用电率有效降低, 实现节约能源、有效利用的目标。
2 火力发电厂厂用电率高的原因分析
厂用电率是火电厂的一项重要指标, 它能直观反映发电厂的节能降耗水平。厂用电率包含两个方面, 生产厂用电率和综合厂用电率。从节省厂用电的角度来看, 节约能源降低损耗是降低厂用电率的重要方面。
2.1 锅炉燃烧
锅炉工作的效率受到燃料的控制, 燃烧方式的不合理和燃料的不完全燃烧都会使燃烧热大大损耗, 直接导致锅炉工作效率低下。锅炉工作是大部分产品生产的基础环节, 锅炉工作效率不能有效提高对火电厂的经济运营将会产生极大影响。
导致燃料不完全燃烧和热损耗的原因有很多, 但最主要的原因在于炉膛和烟道的不严密。有缝隙和有风向的部位会有漏风现象, 而漏风会使炉膛内部温度降低, 导致锅炉的燃烧速度减慢。同时温度的降低会产生大量的烟气, 汽温难以稳定, 调节困难。排烟的热损耗也会随之增加, 在锅炉受热面有大量灰尘和结焦时, 传热性能会大大减弱, 排烟量和排烟温度的升高直接导致排烟的热损耗。
其次, 锅炉的正常运行受到空气预热器的影响较大, 空气预热器的冷凝端在低温时容易发生腐蚀, 而原因是因为送风机出口的送风温度过低。长时间的低温腐蚀会使空气预热器灰尘堵塞, 从而影响锅炉的安全运行。与此同时, 送风口送进的风若是温度过低, 会使炉膛内达不到燃料的燃烧温度, 燃料的不完全燃烧会增加了热量损耗。此时, 为了达到必要热量, 必须要增加燃料的燃烧量, 从而增加了生产成本。
2.2 汽轮机组的影响
凝汽器在真空状态下能够实现增加可以利用的焓降值, 达到减少热量损耗的目的, 循环的热效应会随之提高。但这需要增加循环水泵的用电量;凝水器的水位高低影响机组的热损耗, 在凝汽器水位偏低的情况下, 水泵的入口压力会降低, 在一定环境下还会造成汽蚀, 此时水泵将无法正常运行。而当凝汽器在水位较高时, 淹没了需要外漏的铜管, 铜管将对达到饱和状态的水产生继续冷却的作用, 过冷的凝结水导致运行机组加大对电量的损耗。
3 降低火电厂厂用电率的具体措施
3.1 对原有设备进行改造
假设有3台3200KW功率的电动给水泵, 每台电动给水泵的平均耗电量是8.0KW*h/t, 是整个辅机组中消耗电量最多的转机组, 若是每个火电厂根据自身场地条件和检修工期的情况, 用汽动给水泵代替原有的电动给水泵, 为确保特殊强情况, 只留下一台电动给水泵作为备用装置。若这项改造成功实施, 火电厂的厂用电率将会在原有的基础上降低1%。
通过对变频器的改造可明显降低厂用电率, 产生的低负荷环境能使厂用电率的节能效果更加明显。变频的改造有多种, 常见的如:灰渣泵、供水泵、循环泵、和取水泵在全负荷条件下启动后都可实现变频改造。变频器的改装带来的好处不仅仅体现在降低厂用电率方面, 与此同时, 变频的改变可以改善使水泵等类辅机频繁重启的问题。
3.2 尽量减少对机组辅机的运行使用
生产过程中按情况和条件适当的停运部分机组辅机, 这对降低厂用电率是十分有益的。但对停运机组辅机时的条件较高, 具体要求如下:首先, 有功负荷曲线要满足相关运营商的正常运作要求。其次, 出现非满负荷运行的情况时, 电厂必须要有足量的备用容量来补充, 在出现紧急突发状况时能及时响应负荷的调整以及机组负荷的消缺。需要特别注意的是, 在切换送风机的吸风高低模式时, 要反复确认连锁保护的转换, 否则, 极易因为联锁的非正常运作而导致的意外事件。
3.3 细化调节, 使各参数优化运行
设备的正常运作离不开定期清理, 残渣废物的及时清理可有效保障设备的运作和延长其寿命。各个火电厂可根据自身情况制定出除渣制度和除渣时间表, 在除渣前做好必要的检查工作, 以此确定残渣量。从而决定捞渣机和冲渣泵的运行工作时间, 这样可以有效检查不必要的耗电量和用水量。
在将煤块磨成煤粉环节磨煤机的耗电量较大, 但是通过合理改造可以达到明显省电的效果。煤粉的细腻和均匀程度是有磨煤机内的钢球数量决定的, 钢球数量越多, 磨出的煤粉也就更加细腻, 但这要求磨煤机要通过较高的电流。电厂因根据实际需要在煤粉、钢球数量和耗电量之间制定一个最佳的运行方案, 达到煤粉细化要求的同时有降低消耗电量。
火电厂可结合气温的变化适当调整设备的开启和停运。比如, 在冬季气温降低时, 可减少转机的冷却水量, 对电机的冷却作用也可以相应减弱。减少冷却风机和空调制冷设备数量, 这样, 就可在不损害设备正常运作的情况下大大降低电厂的用电率。
3.4 增强工作人员的节能意识
火电厂除了生产用电消耗资源外, 生产办公的照明、生活设备、办公器材在一定程度上也消耗着能源, 并且伴随着一些浪费用电的现象。火电厂应从细微处着手, 提高工作人员的素质, 通过宣传教育来提高大家的节能意识。改变长时间照明、过度流水、长时间开机运作的现象, 既满足了工作需要又能起到节约用电的效果。最后, 电厂要严格执行以上制定的措施, 为国家创建环境友好型节约型社会贡献力量, 提升企业的品牌竞争力。
参考文献
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降低厂用电 篇7
关键词：节能实验,厂用电热力试验,用电率
1 机组概况
姚孟发电有限公司2×600MW超临界燃煤发电机组分别于2007年12月、2008年4月相继投运。我公司2×600MW超临界机组锅炉为是DG1900/25.4-Ⅱ1型国产复合变压运行超临界本生直流炉, 本锅炉为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构, 露天Π型布置燃煤锅炉。制粉系统配6台HP983型中速碗式磨煤机。汽轮机为CLN600-24.2/566/566型超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机。发电机采用QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机。机组控制系统机组DCS由上海福克斯波罗有限公司提供的分散控制系统 (DCS) , 汽轮机调节系统采用了ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。
2 采取的降低厂用率的途径
2.1 燃烧优化调整, 降低风烟系统电耗, 降低厂用率
2.1.1 运行氧量调整和二次风配比调整试验
#5、6锅炉采用低NOx燃烧方式, 燃尽风量过大, 由于初期燃烧阶段因缺氧使得烟气中一氧化碳超标, 严重影响锅炉运行效率, 而且使风烟系统电耗增加。针对此问题, 通过变氧量试验将二次风进行科学配比, 以避免CO生成, 从而控制运行氧量, 保证煤料充分燃烧, 进而控制风机电耗。表1为试验数据。
2.1.2 一次风量调整、优化
针对磨煤机的一次风量偏大的情况, 通过试验尝试降低风煤比来控制一次风机电耗, 以改善锅炉运行状态, 达到降低厂电的目的。
2.2 寻求各种负荷、循环水温度条件下的循环水泵最优运行方式
通过试验实测与凝汽器变工况计算相结合的方法来确定不同循环水流量、循环水进水温度及机组负荷条件下, 并且在凝汽器排汽压力在允许范围内的最佳循环水泵运行方式。
实现实施后, 循环水泵单耗由2009年的年综全0.83%降至2010年的0.64%, 节电效果明显。
2.3 运用电机高压变频变速技术, 降低厂用电率
对凝结水泵实行变频改造, 实现除氧器调阀全开运行, 减少凝结水系统的阀门节流损失, 成功将凝泵单耗下降了0.13%。
2.4 吸风机增压风机联合运行方式优化
通过对引风机、增压风机联合优化试验, 得出最优的运行方式, 同时考虑到静压过大可能造成脱硫旁路挡板漏流增大, 结合运行实际操作确认最节能的运行方式。
2.5 脱硫运行方式调整
在充分探讨循环浆泵运行的安全性和可行性后, 根据锅炉负荷、硫分、以PH值的变化情况, 成功实现循环泵的间隙运行。
GGH的差压在线监视的实现, 并根据GGH差压实现在线冲洗, 保证GGH的差压在合理的范围之内, 即保证了GGH的换热效果, 同时也保证了脱硫系统电耗的稳定, 月可节电30余万度。
2.6 机组启停方式的优化
机组启停期间不运行电泵, 利用邻炉供汽、汽泵上水, 减少运行操作同时降低厂用率。
实现单系列风机启动;机组在120MW负荷之前保持单系列风机运行, 之后并入送风机;负荷200MW时再并入吸风机, 单系列风机启动不仅仅解决了风机启动初期动调开度过小易失速的问题, 还成功的降低了厂用电率。
2.7 磨煤机运行方式优化
2.7.1 正常运行中300MW时维持四台磨运行, 加负荷至450MW以上再投入第五台磨煤机运行;同时减负荷, 当机组负荷低于480MW停运一台磨煤机, 保持四台磨煤;非特殊工况, 不运行6台磨煤机;这样运行方式不仅使各台磨煤机均处于高效的运行工况, 而且使运行负荷的调整更加灵活。
2.7.2 当四套制粉系统同步运行时, 尽量保持下四层制粉系统运行。这样能保证锅炉火焰的集燃烧, 使煤粉充分燃烧。
2.8 积极开展经济调度
统筹安排全厂机组的负荷, 在力争各机组高负荷的同时, 优先保证600MW机组在在最经济负荷区段运行。
2.9 根据变化及时停运辅机
(1) 冬季及时调整各冷却器的用水量, 减少开式泵的运行台数。 (2) 根据汽机真空的变化情况, 及时调整真空泵的运行情况。 (3) 根据锅炉负荷、煤质变化情况, 在低负荷段停运电除尘一个电场。
2.1 0 强化厂用电管理, 提升机组的自动控制水平
每月将主要辅机厂用电指示进行总结、分解, 努力推进系统运行参数压红线运行, 降低系统电耗。同时强化运行人员的技术培训, 对机组的安全性和经济性调整的主动性, 提高系统故障应变能力, 从而不断提升机组的自动控制水平。
2.1 1 生产照明系统的优化
通过对全厂照明系统的优化, 在保证机组照明需求的前提下, 减少照明数量, 达到节约用电的目的。
3 措施实施前后厂用电率的对比情况
4 结论
通过采取以上多途径的节能手段, 2012年中电投系统对标中姚电#6机组厂用电率4.34%, 为同类机组标杆水平, 同时2012年相比2009年厂用电率降低了0.47%。
姚电公司厂用电率的降低是日常工作中的不断积累, 和大量热力实验为指导为前提的;同时运行单位、设备管理部门不断的努力, 提升机组、设备健康水平为基础的;通过进一年多的实践, 我们看到发电厂节能降耗的前景仍然十分广阔, 但必须秉承“走出去”的原则, 积极引进国内外先进技术, 同时依托同类大中专院校强化技术创新, 实现节能降耗目标。
参考文献
[1]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册 (第四卷) .火电站系统与辅机[M].北京:机械工业出版社, 1998.
[2]杨诗成, 王喜魁.泵与风机 (第二版) [M].北京:中国电力出版社, 2004.
厂用电大功角切换问题探讨 篇8
发电机组的备用电源与工作电源可以是同一系统,也可以是不同系统。一般在同一系统时,两者间功角为0°或者很小,厂用电正常切换可以采用并联方式,即“先合后跳”,两个电源之间可以短时间并联运行,切换期间厂用母线不失电;如果备用电源与工作电源在不同系统,两者间功角一般不为0°,当这个角度比较大的时候,厂用电正常切换就无法采用并联方式,而要采用串联方式,即“先跳后合”,备用电源跳开以后再合上工作电源,这样一来,厂用母线必然有短时的失电。很显然,前种切换方式的安全性高于后者。
然而,在有的特殊情况下,即便是同系统间,备用电源与工作电源也存在较大的功角。例如起备变与机组处于不同的电压等级,且在远端连接,在有些运行方式下,备用电源与工作电源间功角就很大。大功角情况下的并联切换,必然产生环流,环流可能导致保护误动,也会对变压器造成一定损坏。
对于这种情况的切换问题,本文结合上安电厂#5机组整套启动调试实践进行了研究,分析了并联切换时功角与环流的关系、运行方式与功角的关系,分析了串联切换的失电时间,得出了不同运行方式下的合理的切换方式。
1 上安电厂系统简介
上安电厂共三期工程,一期(2×350 MW)#1、#2机组送出为220 k V升压站,二期(2×300 MW)#3、#4机组和三期工程(2×620 MW)#5、#6机组送出为500 k V升压站。这两个升压站均经输电线(约40 km)接入河北南网,在保北变电站经联络变互联,所以220 k V升压站和500 k V升压站属于同一个系统。
#5、#6机组高压厂用电压采用6 k V,设1台分裂高压厂用变压器,两台机组设1台同容量的起动/备用变压器。#5、#6机组启动/备用电源为取自本厂220 k V母线,因此,高厂变低压侧与起备变低压侧也是同一个系统。
上安电厂电气一次接线如图1所示。
2 功角分析
由图1可见,虽然高厂变与起备变是同一个系统,但是经过3个电压等级的电压转换,以及一定距离、功率的输电电路传输以后,厂变低压侧电压与备变低压侧电压之间已经不再是0角度了,而是有一个功角θ。这个θ角度的大小与500 kV线路和220 kV线路的传输功率、运行方式、电压水平都有关系,其大小为:
式中:P为L1、L2、L3、L4、L5等值线路传输的有功功率;Xz为整个环路的电抗之和;Ugz为工作分支的电压;Uby为备用分支的电压。
不难看到,功角θ的取值范围为0°~90°,P和Xz越大,θ也越大。功角最大的情况出现在各发电机满负荷运行,而若干线路停运检修的时候,即电厂和电网联系比较弱的时候。
#5号机组厂用电切换采用的是并联手动切换。2008年4月#5号机整套启动期间,正好一回500 kV线路L2检修,只有一条线路L1投运,当机组负荷超过400 MW以后,厂变低压侧电压与备变低压侧电压之间角度差达到16°,超过15°的切换闭锁定值,导致厂用电无法手动切换。当#5机组出力达到满负荷以后,该θ角度最大值接近18°。当检修线路L2投运以后,在其它情况不变的情况下,θ角减小了2°。为了满足并联手动切换闭锁小于15°的要求,必须降负荷。实际试验表明,当#5机负荷降到约300 MW以后,θ角的数值可以减小到12°。#5机组试运期间记录的机组出力与功角对应关系见表1。
3 并联切换时功角、阻抗电压与环流的关系及负荷分配
厂用电正常切换时,为了保证安全性,一般都采取并联切换的方式,即“先合后跳”。这样以来,厂高变和起备变将有短时的并联运行。这两个变压器并联后是否会产生环流,环流大小如何,与什么因素有关?以下就此进行分析。
理想的变压器并联运行要满足下列条件:
(1)并联联接的各变压器必须有相同的接线组别。
(2)各变压器都应有相同的变比,在空载时各变压器的相应各相的副边电压相等且同相,因而在副绕组方所构成的任何闭合回路中都不会有环流产生。
(3)各变压器应有相等的短路电压值,在有负载时,各变压器所分担的负载电流才能按照它们的容量比例分配。
上安电厂#5厂高变和#3起备变的组别相同,由于起备变可以有载调压,因此两者副边电压也可以调整一致,但是两者短路电压不一样。这样以来,虽然厂高变和起备变容量一样,但是在并联期间,6 k V工作开关与备用开关的电流将不会平衡。
由于特殊运行方式下整个环路的电抗较大、无功比较小,并且当整个电厂、尤其是#5机组出力较大的时候,厂用电切换点两侧将会产生大的功角。在这个功角下进行#5厂高变和#3起备变的并联切换,必然在变压器低压侧产生环流。所谓环流,指的是并联运行的变压器流过原边和副边的附加电流,该电流要产生附加损耗。如果环流较大,再加上正常工作电流,有可能使其中某一台变压器的电流超过额定值,使这台变压器绕组因过载而发热,最终使得变压器继电保护动作发信或跳闸。并联变压器环流表达式为:
式中:IC为环流;Ugz为工作分支的电压;Uby为备用分支的电压;ZK1为高厂变短路阻抗;ZK2为起备变短路阻抗。
可以看出,该环流正比于压差,而压差又主要受角差影响,因此在大功角下切换,必然产生很大的环流。
还要指出,大功角下#5厂高变和#3起备变的并联运行,还存在这两个变压器之间的功率交换,还将产生一定的附加电流,这里不再详述。
4 并联切换试验
以上分析可见,影响两个变压器并联环流的因素较多,相互影响复杂,定量分析较难。在#5机组整套启动调试期间,在功角不大于12°的情况下,进行了多次并联切换试验。图2是典型的试验波形,几次试验的功角与冲击电流关系见表2。
由图2可见,切换后前几个周波的冲击电流远大于负荷电流,而且波形发生畸变,偏向坐标轴的一侧。在工作分支和备用分支短时并联过程中,环流也比正常负荷电流大得多。由表2可知,最大的冲击电流幅值达到负荷电流2倍多。
尽管在以上几次试验都很成功,切换期间厂用母线电压平稳无波动,#5机组和#3起备变保护无误动,#5机厂用系统无异常,说明变压器质量较好,过负荷能力强,保护系统也很可靠。但是要看到,变压器并联环流大小有随机性,有时其瞬时值相当大。虽然短时间内的该环流是允许的,但必然会对变压器造成一定的隐性损害,长期积累也不容小视。
如果环流过大,将会对变压器造成损坏,甚至导致保护误动。1998年5月20日和23日,上安电厂3#机正常运行带负荷200 MW以上,厂工作段由启动变带,当时同期条件满足,手动快速切换3A2段成功,当手动快速切换3A1段时,切换成功后单元变差动保护动作。事后从变压器保护录波图上看切换成功后瞬间冲击电流很大,3A1段B相电流有崎变,出现非周期分量,导致保护误动作。
5 串联切换试验
鉴于并联切换方式导致变压器产生环流的问题,有必要考虑采取不会产生环流的串联切换方式。
串联切换也是厂用电正常切换方式的一种,即切换装置自动跳开工作电源,经小延时同时合上备用电源。由于是“先跳后合”,厂用电母线会有短时间的失压。这个时间越短,对厂用电影响越小,但是由于开关跳合闸时间的离散性,如果时间太短可能会导致变压器并联;这个时间如果过长,则在失电期间厂用母线电压下降,一些厂用负荷可能会跳掉。因此,串联切换的关键问题是在保证变压器不会并联的前提下,尽量减小母线失电时间。
目前6 k V真空开关的跳闸时间在40 ms,合闸时间在50 ms,跳闸时间略小于合闸时间。为了防止开关跳合闸时间的离散性带来的误差,保证串联安全切换,在快切装置中设置串联切换延时为0.03 s。这样,理论上母线失电时间为40 ms左右。在#5机组带负荷情况下,进行了厂用电的手动串联切换,切换波形见图3,切换事件顺序记录见表3。
由图3及表3可见,工作开关跳闸到备用开关合闸时间为仅39 ms,时间极短。在此时间内,虽然母线上没有电源供电,但是由于电动机的反馈电势存在,实际上母线电压几乎没有下降,切换期间厂用母线电压基本平稳,#5机厂用负荷正常运行,#5机组和#3起备变保护无误动。试验结果说明串联切换方式可以满足正常切换的要求,串联切换延时的设置也是合理的。
需要指出的是,在某些非正常情况下,串联切换也存在切换失败的风险。例如当工作电源跳掉以后,备用电源开关故障拒合闸,将导致厂用失电。有的快速切换装置具备在这种情况下将已经跳开的工作开关再次合上的功能,但即使如此,这时候已经错过了快速切换的时机,只能进行同期切换或者残压切换,厂用电一般会受到影响,甚至全失。如果手动抢合工作开关,则母线失电时间更长。这种事件出现的几率非常小,但是在#5机组切换系统调试期间曾经发生过,也是采用串联切换时需要考虑到的一个问题。并联切换方式下,如果备用开关拒合,则切换装置不会跳工作开关,不会导致母线失电,这是并联切换比串联切换的一个优点。
6 厂用电的切换时机
为了减小并联切换期间的电流冲击,希望在小负荷、小功角的情况下及时进行厂用电切换。因此,机组并网后厂用电切换时机就至关重要。
一般来说,现行运行规程和启动方案都规定机组厂用电切换应该在机组并网后负荷25%以上进行。有一种观点认为,这是因为当厂用负荷(一般约为机组额定负荷的5%~8%)由备用电源切换到工作电源的过程,等于将厂用负荷由启备变转移到发电机,这样将会对发电机形成一个扰动,机组负荷越小,扰动越大,不利于启动初期的发电机稳定。当机组负荷比较大的时候,例如超过25%,进行厂用电切换对机组的扰动会比较小。目前的厂用电切换也都是在机组并网后带负荷25%以上进行的。实际情况是不是这样呢?
图4是上安#5机组厂用切换过程中的发电机、主变、高厂变功率曲线。由图中可见,当厂用电由备用电源切换到工作电源的过程中,主变输出功率瞬时减少了厂用负荷的数量,而发电机功率平稳无波动,即厂用电切换后厂用负荷并没有对发电机出力产生冲击作用。实际上,规定负荷大于25%进行厂用电切换的出发点,主要是考虑到负荷小于25%时机组运行不稳定,容易跳机。过早切换厂用电,当机组跳机以后又要切回备用电源,导致厂用电反复切换。
认识到这一点,就明白负荷大于25%进行厂用电切换的规定不是绝对的,只要并网后机组运行平稳,随时可以进行厂用电切换。这样一来,对于类似上安#5机组这种大负荷下厂用电功角过大的情况,就可以不必拘泥于“机组负荷大于25%进行厂用电切换”的常规,可以在小负荷、小功角的情况下及时切换。
7 结论
同系统间大功角下的厂用电切换采用何种切换方式宜具体问题具体分析,并联切换和串联切换各有利弊。
从保证厂用电安全的角度看,并联切换优于串联切换,但大功角带来的环流问题不容忽视,从试验数据来看,并联切换的功角宜限制在10°以内。因此,应从运行方式上尽量创造适合并联切换的有利条件。事实证明,有功功率大于25%才能进行厂用切换是不必要的,只要机组运行平稳,任何时候都可以切换。在低有功时候厂用电功角小,有利于并联切换进行。
当某些特殊运行方式下,如果功角超过切换限制定值,或者无法降低到安全范围以内,可以采取串联切换厂用电。为保证串联切换时开关动作可靠性,平时需加强对切换开关的检修维护。
摘要：发电厂厂用电工作电源与备用电源属于同一个大电网系统,在一些特殊情况下,两者之间也会有大的功角,导致厂用电切换无法采用并联方式。针对上述问题,结合上安#5机组启动试验,对同系统厂用电大功角切换问题进行了探讨,纠正了某些厂用电切换的不正确观点,提出了合理的切换方式,并经过试验验证其合理性。
关键词：厂用电,切换,功角
参考文献
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广州蓄能电站厂用电研究 篇9
广州抽水蓄能电厂(以下简称广蓄电厂)由A、B两厂组成。A厂的高压厂用变压器处装有电能计量表,但近年来都没有抄录A厂直接厂用电量的数据,且其电能计量表具有一定的问题导致计量数据有误。而B厂则没有在高压厂用变压器处装有电能计量表。故广蓄电厂没有实际的直接厂用电量来进行直接厂用电率的分析与计算。
1 直接厂用电计算
广蓄电厂直接厂用电由励磁系统、SFC系统、技术供水系统、机组辅机系统、直流电源系统、照明系统、气系统、顶盖排水系统、通风系统、渗漏排水系统、空调制冷系统、厂用变损耗系统等系统的用电量组成。[2]而直接厂用电量可用综合厂用电量减去主变损耗和厂区生活办公用电的用电量而得出。
1.1 主变损耗
变压器功率损耗分为两部分,与负荷无关的损耗称为空载损耗,随负荷变化的损耗称为负载损耗。
变压器的有功损耗为[3]:
即
式中Pt为总损耗,k Wh;Po为额定铁损,kW;PT为额定铜耗,kW;K为均方根电流系数;T为运行小时数;S为额定容量,KVA;λ为负载率。
广蓄电厂A、B两厂的8台主变压器的额定容量为360 MVA,空载损耗为210 kW,负载损耗为1466 kW。主变压器长期挂网运行,因此,其空载损耗电量可由各主变的空载损耗乘以月运行小时数直接算得。
根据每月通过主变压器的电量即广蓄电厂的月发电量和抽水电量,可以算出主变压器的月平均负载率,均方根电流系数k取为1.042,再根据公式(1),即可计算出主变压器的损耗值。
1.2 厂区生活办公用电
广蓄电厂厂区的生活办公的部分用电由电厂6 kV线路提供。计算直接厂用电时需要将这部分电量剔除。即可求出具体年份的月用电量。
1.3 直接厂用电率分析
由综合厂用电量减去主变损耗和厂区生活办公用电得出的直接厂用电量和算出的直接厂用电率。因为广蓄电厂采用直接厂用电率比采用综合厂用电率考核和管理更加合理,根据上面的计算结果可知广蓄电厂的考核指标应为0.55%～0.66%。
2 直接厂用电量建模分析
2.1 最小二乘法解超定方程
对给定数据点{(ix,iy)}(i=0,1,…,m)在取定的函数类Φ中,求p(x)∈Φ,使误差的平方和E^2最小,E^2=。从几何意义上讲,就是寻求与给定点{(ix,iy)}(i=0,1,…,m)的距离平方和为最小的曲线y=p(x)。函数p(x)称为拟合函数。[4]
直接厂用电量受温度、来水量、发电量、上网电量、下网电量、抽水用电量等关键因素的影响较大,且各种因素之间相互交错[5]。用电量与各因素的关系:
表示成矩阵形式为:
其中A矩阵元素为用电量影响因素,x矩阵元素为各因素的相关系数,b矩阵为用电量。
如果n>k(方程的个数大于未知量的个数),这个方程系统称为超定系统,如果n
超定方程从直观上看是无解的,但可以通过最小二乘法的矩阵形式拟合出式(2)最优曲线。[6]拟合方式如下式:
x=(A-1×A)×A-1×b(3)
2.2 最小二乘法拟合直接厂用电
根据最小二乘法的理论,使用最小二乘法对广州抽水蓄能电厂的直接厂用电量进行拟合,求得拟合公式如下:
上式中,MaxTa为月每日最高温平均数MinTa为月每日最低温平均数,Pre为月来水量,G1为月发电量,G2为月上网电量,G2为月下网电量,G3为月抽水用电量,K为系数列。
计算得系数如下:
用最小二乘法即可求出广蓄电厂在具体年份的直接厂用电量。通过具体计算可知用最小二乘法拟合出来的直接厂用电量精确度高,除个别月份的直接厂用电量的计算误差超过5%外,其他月份的误差率均在4%之内。因而可用最小二乘法进行直接厂用电量的计算。根据广蓄电厂未来几年的抽水和发电计划和气候变化预测,还可以准确预测广蓄电厂未来几年的直接厂用电,做到科学管理和节约用电。
3 结语
论文通过对广蓄电厂厂用电进行研究分析,用最小二乘法对温度、来水量、发电量、上网电量、下网电量、抽水用电量等参数进行拟合计算出直接厂用电量。
广蓄电厂所采用的综合厂用电率考核方式存在对生产节约用电指导性不足,电厂难以控制综合厂用电,指标制订滞后性等缺点问题;广蓄电厂采用直接厂用电率比采用综合厂用电率考核和管理更加合理;可对照明系统节能、无功补偿节能、谐波治理节能、中央空调系统节能、变频节能等方面对实行一些合理和现实有效的节能方式和措施,从而提升节能管理水平,提高电厂的资源优化配置能力,建设绿色文明电厂。
摘要：当今国内外都面临着节能减排的形势复杂严峻,我国越来越重视节能降耗工作。论文根据最小二乘法计算并分析了电厂的直接厂用电率。对广州抽水蓄能电厂厂用电进行研究的目的是考查电厂的厂用电情况,从而有助于电厂提高节能减排意识,加强厂用电的考核管理,建立和完善节能管理机制。
关键词：直接厂用电率,最小二乘法,节能管理机制
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大型水电站厂用电系统浅析 篇10
厂用电系统接线的基本要求是运行安全、可靠, 保证连续供电, 厂用电系统运行、检修、操作和发展要方便灵活, 技术先进、设备新颖, 并且经济合理。具体来说, 厂用电接线应满足下列要求:
各机组的厂用电系统应该是相互独立的并具有对应实时切换供电性。一台机组的故障停运或其辅机的电气故障, 不应该影响其他机组的正常运行, 并能在短时间内恢复本机组的运行。
接线方式和电源容量, 应满足厂用设备在正常、事故、检修、起动和停运以及异常等运行方式下的供电要求, 应配备有可靠的备用 (起动) 电源, 尽可能地使工作电源与备用 (起动) 电源之间切换操作简便, 并能使备用 (起动) 电源与工作电源之间短时并列。
保证有足够容量的交流事故保安电源及电能质量指标合格的交流不间断供电电源。
充分考虑电厂分期建设和连续施工过程中厂用电系统的运行方式, 特别要注意对电厂公用负荷的影响, 要便于过渡, 尽量减少改变接线和更换设备。
2 水电站厂用电系统
某水电站共有5台大容量机组, 均采用发电机-双绕组变压器组单元接线, 厂用电系统由#1F、#3F、#5F发电机供给电能, 在发电机的出口处装设断路器和隔离开关。厂用电电压采用厂用低压400V和厂用高压10kV两个电压等级。
1) 高压厂用电系统 (10kV厂用电系统) , 按供给电能的机组台数分段, 分别由接自发电机出口的厂用变压器1TG、3TG、5TG供电给Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ母线。为了厂用电的供电可靠性。在正常运行时, 10kV厂用电Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三段独立运行, 互为备用, 并作为第一厂用备用电源, 10kV Ⅳ (供那一段) 段母线处于明备用状态, 其自耦联络变10kV出线作为第二厂用备用电源, 保留施工10kV线路作为第三厂用备用电源。当10kV厂用电Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三段中某段失电时, 由相邻段取得备用电源。当全厂停电后, 10kV厂用电Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段可由10kV Ⅳ段取得备用电源。当全厂停机及10kV Ⅳ段失电后, 系统可通过主变倒送电作为第四厂用备用电源 (倒送电那里) 。当全厂停电, 且10kV厂用电Ⅳ段外来电源也无法正常供电, 则启动柴油发电机作为厂用紧急备用电源。
2) 低压厂用电系统 (400V厂用电系统) , 1、5号机组自用电、厂用照明及升船机分两段通过变压器分别取自10kV厂用电Ⅰ、Ⅲ段;2、3号机组自用电及第一组公用电分两段通过变压器分别取自10kV厂用电Ⅰ、Ⅱ段;4号机组自用电、第二组公用电及空调负荷分两段通过变压器分别取自10kV厂用电Ⅱ、Ⅲ段;坝区供电除分两段通过变压器分别取自10kV厂用电Ⅱ、Ⅲ段以外, 并直接接自柴油发电机作为紧急备用电源。
3 厂用电系统需满足的条件
由于水电厂厂用机械数量、容量和重要程度等与机组容量有关, 并受水头、流量、水轮机型式和运行方式等条件影响。其厂用机械数量、容量较同等容量的火电厂少得多和小得多。但是, 在水电厂中仍有非常重要的负荷, 如坝区供电, 机组的调速系统和润滑系统的油泵, 发电机的冷却系统和润滑系统的油泵水泵, 坝顶门机等, 仍要求有很高的供电可靠性。
1) 有6个电源点, 其中3个可从升压站系统或运行机组取, 1个为地方供电局供电 (专线) , 1个为自备柴油发电机供电, 1个由联络变压器供电 (低压又接自那一段) 。供电非常可靠, 且能实现备用电源自动投入功能, 事故运行方式能自动切换。并编制了事故预想及处理预案。
2) 最恶劣情况为3条外送线路同时跳闸, 且全部机组解列, 此时厂用电源还有1个地方供电局供电和1个自备柴油发电机供电, 可立即恢复供电。事故预想及处理已编制相应预案 (黑启动预案) , 并经过演练。
3) 地方供电局供电或自备柴油发电机供电至10kV Ⅳ段母线时, 与其他10kV母线存在非同期情况, 此时采用人工倒电的方式进行操作, 倒电方式为先断电再送电, 且合闸回路上有电气闭锁, 供电可靠。
4) 每台机组都由两个独立的电源供电, 全站厂用电至少有两个独立的电源供电。不存在本机带本机厂用负荷、带全站厂用负荷的运行方式。有防止一机失电后扩大至其它机组失电的事故预想及处理, 且可备投自动切换至其他电源供电。
5) 重要辅机失电后, 备投装置可自动投入其他电源。重要的双辅机负荷是分接在两段母线。公用负荷的供电合理、可靠, 有双路独立电源、配置了事故后备电源。
6) 无专用备用厂用变压器, 全部电源点的厂用变压器容量满足带全厂厂用电, 不存在过投。
7) 保安电源安全、可靠:柴油发电机组按规定作定期启动试验;UPS处于良好状态、供电质量合格;直流系统蓄电池为免维护的, 厂家不要求定期做充放电试验;大坝供电具备两路独立的电源。
8) 备用电源自投装置处于良好状态, 并定期进行试验、运行操作、运行监视及维护检查, 符合运行规程要求。
4 结束语
综上所述, 应对厂用电系统设计的完整性应进行整体评价, 分析可能影响厂用电系统运行稳定性及可靠性的各种不利因素及隐患, 提出相应的技术防范措施。中性点的接地方式和单相接地保护方式, 应准确计算高压厂用电系统中的电容电流, 电容电流的数值将直接影响中性点的接地方式和单相接地保护方式。由于设计中常用的计算方法在运行中往往与实测值发生较大偏差, 宜采用实测的方法获得电容电流的数值。
参考文献