发电厂用电自动化

发电厂用电自动化（精选九篇）

发电厂用电自动化 篇1

关键词：火力发电厂,电气自动化,发展趋势

火力发电厂电气自动化系统的主要功能是掌握主控室机、电、炉的控制水平协调一致, 方便管理集控, 实现了全局的数据共享, 完善了自动化系统的数据交换, 减轻了工作人员的工作量。从自身工作出发, 对火力发电厂厂用电气自动化系统的现状和发展进行系统的分析和论述。

1 火力发电厂厂用电气自动化系统的现状

1.1 火力发电厂厂用电气自动化系统的基本功能

火力发电厂厂用电气自动化系统的基本功能是以监视控制设备为主, 数据交换信号反馈为辅助的系统, 监控设备时以主接线图, 曲线等形式测量设备的运行状态和数据信息, 并能及时的上报设备的警告信号、动作事件异常等情况, 避免操作失误和危险情况的发生。自动化系统还需提供出潮流日报表、电量日报表、设备启停次数报表、和检修报表等。电气自动化系统的高级功能还提供很多特殊的数据反馈, 例如利用测控装置本身的计量功能或脉冲信号进行电量统计, 定值的远方修改在线自动效核, 电气主站系统的在线设备管理, 故障诊断及电动机状态检修等。

1.2 火力发电厂厂用电气自动化系统的特点

火力发电厂厂用电气自动化系统相对其它系统较为繁琐和复杂, 设备布置和数量上相对较多, 在设备安装时需将各用电设备分散安装在各个配电室和电动机的主控中心, 安装的电气元件也较多, 系统运行中信息量大, 检修维护就更加复杂。电气自动化系统与其它系统相比较, 设备操作频率低, 有的设备在很长的时间才操作一次, 然而保护自动装置要求性能较高, 需要快速的对设备进行操作和反应。电气设备自身构造逻辑较为简单, 但操作机构相对复杂。从控制方式出发, 厂用电气系统的设备的监控主要接入DCS系统, 但在两台机组用一个备变时要考虑到控制权的唯一性, 因此要做好两台机组DCS电气的控制模式。在火电发电厂建立电气自动化系统时, 系统结构与DCS的联网方式是系统高效可靠的关键, 既要实现正常启停和运行操作外, 又要实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态, 并提供相应的操作指导和应急处理措施, 保证电气系统在最安全合理的工况下工作。

1.3 火力发电厂自动化系统的现状

火力发电厂自动化系统的发展也随着科学技术的发展而发展, 电气保护监控装置也可实现交流采样的测量、控制、保护与通信, 新型的计算机保护监控可以很方便的利用现场总线技术和工业以太网组成网络, 火力发电厂监控系统的进步也为数据采集, 信息通信开拓了新了技术革新。现今电厂的电气监控自动化系统ECS (Electric Control System) 也与其它系统相互交换数据实现电厂的信息化管理。ECS系统主要以分布分层方式进行监视控制, 其主要由站点控制层、间隔层、通信层组成, 下层的功能实现不依靠上层设备和网络的功能, 可独立实现。站点控制层依靠上层主站系统, 主要完成对整个系统数据的监视、控制, 收集, 整理, 是ECS系统的核心。通信层主要完成间隔层和站点的数据转换, 实现DPU的数据交换, 并且对电气设备进行逻辑控制, 所以通信层主要是以数据互访和转换为主, 设备逻辑控制为辅。间隔层的组成是由保护监控装置和智能设备构成的, 保护监控装置通过网络和接口等方式与上层的控制单元进行数据互通。在火力发电厂电气自动化系统的实际工作中, 维护工程师在操作站操作系统, 系统服务器收集, 整理, 存储数据, 维护工程师掌握系统动态并进行设备的维护与管理, ECS系统与其他系统如DCS、SIS、MIS实现数据交换, 并且电厂的主接线电气分布分段对各种分组装置进行分配控制, 智能设备通过RS485-232口与主控单元SCN-031E连接, DCS数据通过站控层的转发工作站实现, 其它信息如有需要可通过硬接线方式与DCS连接。

2 火力发电厂厂用电气自动化的发展趋势

2.1 智能化技术的应用

随着计算机的发展, ECS系统已经取代了传统的控制操作, 现今又由计算机控制逐步向智能控制和智能管理转变, 在电气自动化系统中主要表现在间隔层的保护和测控装置的独立上, 系统控制单元向着测量控制一体化的, 综合智能网络化的方向发展, 今后生产的系统控制单元将直接面向一次性设备或机组, 除了实现现有的监视控制以外, 还将实现站控层的互联、误操作的防护、状态信息的记录等功能。站控层将满足SCADA功能, 实现运行管理的全面自动化。主站将采用先时的数据采集技术对历史数据进行分析, 并预测出近期的设备状态。从功能上可分为内外两部分, 对外的功能是指给DCS和SIS等其他系统提供数据, 实现机组优化控制和优化管理等综合智能控制, 对内的功能是指间隔层装置的监控管理、自动抄表、设备管理、定值管理、故障信息管理、设备在线诊断和小电流接地选线等功能于一体。

2.2 网络化技术的应用

现今, 工业化以太网技术以其传输速率快, 容量大, 成本低而被广泛利用, 现在的工业以太网已从办公商业领域进入了工业领域, 国外大型电力设备厂商都推出了嵌入式以太网设备监控系统, 因此以太网必将成为火力发电厂电气自动化系统发展的方向。火力发电厂电气自动化充分利用以太网网络进行数据交换通信, 并利用网络结构实现电气自动化系统的功能。一个成功的网络结构对于火电发电厂电气自动化系统来说是非常重要的。火电企业的网络结构实现了现场设备的有效控制, 保障了站点之间的数据交换, 电厂管理层也可以通过以太网进行设备的监督。在进行网络规划时, 要有效了保证监控装置在整个系统的通讯, 无论是计算机还是办公系统。并且, 在整个网络中贯穿着集成的网络配置和编程、集成的数据管理以及集成的通讯等功能, 即所谓的全集成自动化技术。

2.3 变换器电路的应用

现阶段电力电子元件更新较快, 变换器的电路也必然进行更新换代。早期的采用晶闸管为基础的变换器, 主要相控整流, 而交流变频动是一直一交变频器。当电器元件发展进入第二代时, 则更多的采用了PWM变换器, 采用PWM变换器解决了许多问题, 例如:高次谐波、转矩脉动等。但使用PWM变换器后会使电机绕组产生噪声和振动, 为了解决这个问题, 可以提高开关频率减小噪声, 但对电力元气件损耗较大, 一般的逆变器是挂在稳定的直流母线上, 电力电子器件是在高电压下进行转换的硬开关, 其开关损耗较大, 限制了开关在频率上的提高。而直流环逆变器是把逆变器挂在高频振荡过零的谐振路上, 使电力电子器件在零电压或零电流下转换, 即工作在所谓的“软开关”状态下, 从而使开关损耗降低到零。这样, 可以使逆变器尺寸减少, 降低成本, 还可能在较高功率上使逆变器集成化。因此, 谐振式直流逆变器电路极有发展前途。

参考文献

[1]电力工程电气设计手册 (电气二次部分) [M].

[2]陈利芳.电气系统监控纳入DCS改造的设计与实践[J].电力系统自动化, 2002.

[3]黄小悦, 常盛.新型发电厂厂用电电气监控系统[J].继电, 2006.

发电厂用电率指标控制措施 篇2

为了控制好每天的发电厂用电率指标在分公司下达的计划值范围内，促进各专业及运行班组做好优化运行方式的工作，确保机组长周期安全经济稳定运行，特制订本控制措施。1.每天以全厂的的发电厂用电率作为控制指标。

2.该指标由电气专业主管负责监督、检查、分析。如由于某一专业设备单耗上升造成指标超过计划值，由相应的责任专业主管分析具体原因，并采取防范措施。

3.集控运行值班员按照规定，准点抄录关口电量，并确保电量抄录及MIS中指标填写数据的准确性。由于抄录或填写数据错误造成指标超过计划值的，对相应责任班组进行考核处理。4.集控运行值班员准点抄录《机组负荷电量记录表》，并注意检查厂用电管理系统各辅机设备电量数据采集是否正常，发现数据采集出现问题，及时联系设备部继保人员进行处理，以便在指标出现超标现象时为分析原因提供数据依据。

5.机、炉、电、燃、化、灰专业主管负责优化设备运行方式，各专业运行人员及时进行运行调整，避免出现转动设备空载或低载、照明电量浪费、跑冒滴漏现象的发生。

6.运行方式调整时，应充分考虑机组负荷情况，公用系统尽可能由负荷高的机组带。

7.由于人为原因或运行方式调整不当等原因造成指标超过计划值，责任人为相关专业及相关运行班组，根据发电运行部相关规定进行考核处理。

8.发生以下几种情况，造成全厂发电厂用电率超过计划值时，可申请免于考核： 1）2）3）4）5）机组启、停机原因造成的。机组负荷低原因造成的。

非运行人员人为原因造成机组降出力造成的。设备检修后频繁试运造成的。

发电厂厂用电快速切换技术研究 篇3

关键词：发电厂；快速切换；运用；分析

中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：1006-8937（2011）22-0108-02

早期发电厂建设期间受到国内电力技术水平的限制，电厂备用电源切换多数采用了慢速切换技术。这使得常规电源转换到备用电源之间的操作时间较长，破坏了系统原先的稳定运行效率，给发电厂电能生产作业造成了诸多不便。经过长期的开发研究，我国对发电厂厂用电快速切换技术的运用更加成熟，备用电源切换的动作时间更短，显著提升了发电厂设备运行的效率。

目前火电厂厂用电快速切换如图1所示。

由于发电厂装机容量逐渐增大，电厂设备在运行期间要设置足够的备用电源，这样才故障发生之后才能保持发电厂生产作业的持续运行。电厂在对电厂建设初期的备用电源切换装置全面更新，将电厂用电慢切换技术由快切换技术取代。这之后，电厂生产电能的产量显著提升，厂内供电系统的运行更加稳定、安全、可靠。由此可见，发电厂厂用电快速切换技术的运用可以显著改善电厂生产电能的效率。

1发电厂厂用电快速切换的优点

我国电厂建设初期许多设备及相关技术还处于落后水平，传统电厂生产模式效率较低，每年的电能产量也难以达到全国用电的需要。随着新时期社会现代化建设步伐的加快，发电厂生产电能的任务更加繁重，对各环节的设备及装置性能要求更严。与传统的慢速切换方式相比，快速切换技术有着多个方面的优点，主要表现于以下几个方面。

①维护系统。从电力系统结构上看，电源是系统所有连接设备正常运行的保证。发电厂生产电能设置备用电源之后，慢速切换技术就一直运用于中小型发电厂。但随着社会用电量的逐渐增加，发电厂内部供电系统的荷载也大幅度上升，慢速切换模式已适应不了高负荷的运行状态。利用快速切换技术可以加快电源转换的速度，有效维护了机组的正常运行速率。

②稳定运行。慢速切换技术动作时间较长，若切换装置动作过缓则容易引起故障而中断了发电厂系统的运行。同时，慢速切换阶段的电流、电压、频率、滑差、相角、转矩等指标也会随之变化，若在切换过程中发生异常状况则会破坏电能传输的稳定性。发电厂厂用电快速切换技术可以在短时间内实现电源的切入，同时构建稳定的运行模式，如图2所示。

③防止故障。快速切换技术的运用能发挥多个方面的功能，在保证电厂设备可靠运行时也能防范故障的发生。如：快速切换方式在时间消耗上较短，当供电系统出现故障后迅速转移到备用电源上，这就避免因切换时间过长造成的设备受损。另外，在高负荷电能生产状态下，快速切换技术也可加强发电厂设备的稳定性，通过正确的接线及时转接电源。

④加强保护。从电厂改用为用电快速切换技术之后，发电厂的运行效率、电能产量等显著提高。电厂设计人员在规划备用电源时采用了多个保护装置，让用电快速切换有更多的操控选择，如：切换装置能够实现单独投、退动作。此外，对于无分支保护的场合则使用PCS-9655装置，对系统内部的支出提供加速保护功能，避免系统运行时发生阻碍。

⑤避免失电。目前，发电厂的供电系统主要使用单母分段供电方式，若设备及线路处于无异常状态时，系统内两段母线分别由电源的进线供电，开关CB1、CB2均闭合，母联开关CB3分位。设置快速切换技术后，如：利用PCS-9655厂用电快切装置在故障发生时能及时跳开故障进线开关（CB1或CB2），合母联开关CB3，避免母线失电现象的发生。

2发电厂同期捕捉切换的常见形式

发电厂厂用电快速切换技术需要借助不同的辅助元件完成，厂用电快速切换装置是不可缺少的构件。国内发电厂现有的厂用电快速切换方法包括：正常切换、事故切换。前者是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；后者是厂用工作电源消失后快速投入备用电源的切换方式。无论是哪一种用电快速切换方式，其都具有工作同期、备用电源同期等问题。发电厂厂用电快速切换技术中的同期捕捉形式包括以下几种。

①恒定越前相角。这种原理下要参照同期捕捉过程中相角的变化情况而定，如：相角的速度、位置、大小等。此外，还需要对合闸的时间进行详细计算。根据这两方面的数据可以获得合闸的提前角，快切装置实时跟踪频差和相差。若装置内部的元件运行到一定程度后，则可操控合闸状态。如：若相差符合整定值、频差在整定范围内，则会有合闸信号发出，相反则放弃合闸。

②恒定越前时间。用电快速切换技术中基于“恒定越前时间”原理的切换，最关键的是参照了实时的频差、相差，通过计算机创建相对应的变化模型，由此推算出离相角差过零点的时间，根据时间状况来确定合闸控制的状态。如：当时间靠近合闸回路总时间后，控制系统会发出合闸命令。需要注意的是使用这种同期捕捉切换时要熟悉掌握频差、相角差等指标变化情况。

③冲击电流时机。电力系统内部电流大小变化对备用电源的影响较大，基于“冲击电流时机”原理的切换技术，其主要是捕捉电动机群规定的冲击电流完成切换动作。由于这一阶段许多电动机未能完全切除，给自启动创造而来有利的条件，这对于维护发电厂厂用电源的安全性有重要意义。具体情况：合上备用电源后电动机承受的电压：

UD=XD△U/（XS+XD） （1）

式中，XD为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；XS为电源的等值电抗令K0=XD/（XS+XD）。

根据这一公式计算所得的结果，可以对电动机关闭、运行等操作流程合理调控，如：把电动机的有功功率、无功功率等指标综合控制起来。式（1）中UD值的选择要考虑到电动机实际运行的需要，本次研究参照相关标准设为1.1倍额定电压UGN，即：K0△U＜1.1UGN。发电厂厂用电快速切换时应根据设备的具体功能指标，及时调整内部电源的电压大小，为切换动作创造良好的条件。

3结语

综上所述，从本次研究的电厂情况看，对电厂建设初期的备用电源切换装置全面更新，将电厂用电慢切换技术由快切换技术取代。使得电厂生产电能的产量显著提升，厂内供电系统的运行更加稳定、安全、可靠。因而，发电厂在设置备用电源时要考虑快速切换技术的运用。

参考文献：

[1] 朱金翰.分析发电厂厂用电快速切换技术的原理[J].火电厂技术,2010,18(5):20-22.

[2] 周晓生.国内发电厂备用电源切换的常见方法[J].安徽工业技术学院院报，2010,40(17):29-31.

[3] 邱津津.发电厂同期捕捉切换机理的执行方式[J].南京理工大学学报,2009,17(3):36-38.

[4] 陈思琪.火力发电厂技术改造需要注意的问题与处理[J].科技咨询，2010，27（16）：23-26.

发电厂厂用电率计算方法的优化 篇4

厂用电率是电厂主要技术经济指标之一，直接影响发电厂的经济效益。我国电力行业一般认为厂用电率是指发电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比。以年发电量120亿kW·h的火电厂为例，厂用电率节省0.1%，按照电价0.5元/kw·h计算，每年可节省发电成本600万元。在目前国家关于“节能减排”的产业政策下，降低厂用电率以节约厂用电具有重大意义。

从设计角度，设计院电气专业根据工艺专业提供的用电设备容量（包括电力生产过程中电动机、照明、采暖通风以及其它控制、保护装置等）及设备运行方式估算出额定工况下的厂用电率。

本文将先给出厂用电率的一般计算方法，再结合工程实际算例，在充分了解厂用电负荷运行情况的基础上，对于负荷计算以及影响厂用电率的主要因素进行分析，优化厂用电率的计算方法，以使计算值更接近于实际运行值。

2 厂用电率及负荷计算方法

优化之前，需先了解目前厂用电率及负荷计算的基本方法，方法如下：

2.1 厂用电率估算方法

按行标DL/T 5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》，火力发电厂厂用电率的估算方法如下：

A1凝汽式发电厂厂用电率（式中参数含义详见行标DL/T 5153-2002)

A2供热式机组的热电厂厂用电率（式中参数含义详见行标DL/T 5153-2002)

2.2 负荷计算

电负荷计算的目的主要是确定用于厂用电设备选型和用于厂用电率取值的“计算负荷”，目前厂用电负荷常用的计算方法有：换算系数法、轴功率法。两种方法所取的系数差异较大，不同的设备有不同的系数，同一设备使用不同方法时所取的系数亦不一样。因此，对相同的电厂，两种方法算出的厂用电率也存在着较大的差异。

下面对上述两种厂用的电负荷计算方法进行介绍。

2.2.1 换算系数法

换算系数法的算式为：

式中：Sc——计算负荷（kVA）;

K——换算系数，可取下表的数值；P——电动

机的计算功率（kW）。

电动机的计算功率P应按负荷特点确定：

1经常连续和不经常连续运行的电动机为

式中：Pe——电动机的额定功率（kW）。

2短时及断续运行的电动机为

3中央修配厂的电动机为

式中：∑P——全部电动机额定功率总和（kW）;

∑5P——其中最大5台电动机的额定功率之和 (kW）。

4煤场机械

1）中小型机械为

式中：∑3P——其中最大3台电动机的额定功率之和（kW）。

2）大型机械为

翻车机P=0.22∑P+0.5∑5P

悬臂式斗轮机P=0.13∑P+0.3∑5P

门式斗轮机P=0.1∑P+0.3∑5P

式中：∑5P——其中最大5台电动机的额定功率之和（kW）。

2.2.2 轴功率法

轴功率法的算式为：

式中：Kt——同时率，对新建电厂取0.9，扩建电厂取0.95;

Pz——最大运行轴功率（kW）;

η——对应于轴功率的电动机效率；

cosφ——对应于轴功率的电动机功率因数。

当仅有少数几台电动机的功率较大（例如每台电动机功率大于变压器低压绕组额定容量的20%）时，则可用简化算法，即对这几台电动机单独按照下面的算式计算，并与换算系数法相比较，取大者作为计算负荷，而对其余负荷仍用换算系数法计算。

少数几台功率较大的电动机，这里有一个不确定的词，即几台算作少数。根据经验，在一个供电区域中有1～3台此类电动机可算作少数。

行标DL/T 5153-2002中第5.1.2条明确提出火力发电厂厂用电负荷计算宜采用“换算系数法”。但换算系数是一个平均值，它与所供给的厂用电动机数量有关，数量多时，准确性高，反之，数量少时，准确性较差。因此，在厂用电节能优化上，不能简单按换算系数法算，而应结合轴功率法计算，加强专业间的衔接，充分了解工艺专业设备的运行特性，容量及设备台数的设置情况后，再确定该设备的计算负荷，使计算结果更接近于实际。

3 结合工程实例，优化厂用电率的计算方法

本文结合我院设计的国电青山“上大压小” (2x350MW级) 热电联产项目，从优化的理念，计算过程，计算结果与实测值的对比等三方面进行阐述。

根据实际运行经验，采用“换算系数法”计算的厂用电率值通常较实际运行厂用电率偏大。因此，了解工艺系统特性之后，本工程提出了按考核工况运行负荷进行厂用电率估算的方法，在考核工况下，机组保持满发状态，原煤仓预先处于充满状态不考虑来煤，运煤系统不运行，石灰石浆液箱浆液预先装满而石灰石贮存及浆液制备系统不运行，工业水池原有储量满足考核工况运行要求、先储满水而补给水系统不运行，除盐水箱预先制好满足考核工况运行要求的水而锅炉补给水处理系统不运行，其它系统如除灰、化水、供水、暖通、照明、二次、热控等在考核工况下不影响机组满发的负荷均不运行，考核时间按4小时考虑。具体厂用电负荷运行情况及其计入估算厂用电率的计算负荷的方法见表1。

根据以上计算原则，详细计算如下：

3.1 厂用电率计算负荷

计算原则如下:

a只计算考核工况下必须运行的负荷；

b计算负荷采用换算系数法：Sjs=∑（KP）, K的取值如下： (采用轴功率计算时，同时系数为1)

凝结水泵、循环水泵电动机：1.0

其他高压电动机：0.85

其他低压电动机：0.7

c循环水系统运行为夏季（6～8月）一机两泵；其余为一机一泵；0.5

通风采暖负荷乘以系数0.5

照明负荷乘以系数0.5

3.2 纯凝厂用电率计算

式中:e——厂用电率Sj+Sg/2=19341.9

Sj——机组厂用电计算负荷（kVA)

Sg——公用厂用电计算负荷 (kVA)

cosψp——电动机在运行功率时的平均功率因数，取0.8

Pe——发电机的额定功率, 取350MW

最终得出:e=4.421%

3.3 供热厂用电率计算

计算公式：

按全厂运行6 5 0 0小时计算，根据工艺提资，其中采暖期为2520小时，制冷期为3120小时，非采暖制冷期为8 6 0小时，各时期相关参数取值不同。

3.3.1 供热方式采暖期厂用电率计算

3.3.2 供热方式制冷期厂用电率计算

3.3.3 供热方式非采暖非制冷期厂用电率计算

最终得出:供热厂用电率平均值er=6.72 (kWh/GJ)

供热发电厂用电率平均值ed=3.82%

3.4 厂用电率优化前后及实测值对比

3.4.1 优化后厂用电率计算值

按考核工况下负荷计算，其厂用电率计算结果为：

1）纯凝厂用电率估算值包含脱硫、脱硝负荷为4.421%;

2）供热厂用电率平均值为6.72 (kWh/GJ) ；

3）供热发电厂用电率平均值为3.82%，全厂性公用负荷已分摊到每台机组上。

3.4.2 优化前厂用电率计算值

采用常规换算系数法负荷计算（本文不再详细计算），其厂用电率计算结果为：

1）纯凝厂用电率估算值包含脱硫、脱硝负荷为5.559%;

2）供热厂用电率平均值为8.49 (kWh/GJ) ；

3）供热发电厂用电率平均值为4.16%，全厂性公用负荷已分摊到每台机组上。

3.4.3 现场厂用电率试验实测值

该工程已投产使用一年，经现场试验，实测厂用电率值为：

1）纯凝厂用电率估算值包含脱硫、脱硝负荷为4.416%,

2）供热厂用电率平均值为6.71 (kWh/GJ) ，

3）供热发电厂用电率平均值为3.81%，全厂性公用负荷已分摊到每台机组上。

由上述对比可见，优化结果更趋近于实测值，优化前常规算法误差较大。单从纯凝厂用电率看，按优化前计算方法，厂用电计算负荷与实测相差5000.625kVA, 而按优化后计算方法，与实测仅相差21.875kVA。

4 结语

如今，受能源危机的影响，煤价以及电价都发生了大幅度的变化，近些年来，不少发电企业都出现了亏损的现象。因此，各大发电集团对各自项目的占地、耗水量、煤耗、电耗等指标提出了越来越高的要求，其中厂用电率作为发电厂的重要技术经济指标之一，也越来越多地受到各方的关注。为应对此状况，设计院有必要对厂用电率计算方法进行优化，使计算值更趋近于实测值，供各大发电集团公司采用。本文结合工程实例，对其优化厂用电率计算的过程进行了详细的阐述，与实测值对比，效果明显，供后续工程借鉴使用。

摘要：通过介绍厂用电率及负荷的计算方法, 以火力发电厂为例, 对厂用电负荷运行情况充分了解, 对计算方法进行了优化, 并将优化前后计算值与实测值进行了对比, 效果明显, 值得推荐后续工程使用。

关键词：厂用电率,计算方法,考核工况,对比,优化

参考文献

发电厂用电自动化 篇5

1 发电厂用电系统无功补偿技术现状

随着社会各项高技术产品的不断进步, 人们对无功补偿技术的开展渴望程度也越来越强烈。目前我国电力系统中无功补偿技术主要是以下几个方面:

1) 同步电机。同步电机包括三个方面:同步发电机、同步电动机和同步调相机。同步发电机一旦运行正常, 就能通过滞后功率因数的运行, 可以向电力系统提供源源不断的无功;同步电动机用来进行对励磁电流的改变和调整, 将输出的无功电流大小和方向进行深加工, 但是同步电动机成本一般较高, 维护也比较困难;同步调相机是早期被电力系统使用的无功补偿的代表, 但是它仅局限于对动态调控的把握, 而且它的机构建设比较复杂, 在出现问题后, 维护较复杂, 所以现在对同步调相机的使用也是越来越少。2) 并联电容器。并联电容器一般把电力系统中的所需无功多少进行自动调控, 并且进行投切补偿电容。并联电容器的功耗一般较小, 装设也很方便, 但是它极易出现对电容的补偿过多或过少, 就会造成补偿失误, 使无功补偿达不到最好的效果。3) 静止无功补偿器。静止无功补偿器是由晶闸管进行控制投切的电抗器与电容器构成的, 它极易快速平滑地给无功补偿以辅助工作, 但是它往往在投切过程里产生出谐波。4) 静止无功发生器。由于静止无功发生器的基本电路是三相桥式的变流电路, 不用大容量电抗器与电容器这样的储能元件, 只要在电力系统的直流端安装小型电容器就可以使电压保持正常。5) 有源电力滤波器。有源电力滤波器的特点就是在滤波过程中进行无功补偿的操作, 而且能进行连续性的调节, 响应也较迅速。它能对单个谐波与无功源施行单独补偿工作, 且能对若干谐波与无功源施行集中补偿工作。但其成本也比较高, 工作过程的实现比较复杂。6) 统一潮流控制器。统一潮流补偿器的功能是并联和串联等多项功能集中在一起的功能体现。能对电力系统进行综合性的控制, 使线路的有功与无功功率准确调节得到实现, 它实际工作起来比较灵活, 发展前景良好。

2 发电厂用电系统无功补偿存在的问题

在无功补偿技术的实际应用中, 由于各种器材几乎都存有这样那样那样的缺陷, 还有人员操作失误等, 所以就会出现很多问题。

2.1 补偿方式问题

现在许多电力部门直接就地进行无功补偿, 他们只重视对补偿功率的因素的考虑, 而忽略了对降低电力系统网消耗的认识。所以一些施工人员, 只顾眼前一隅之地的控制, 忘记了全面通盘的考虑。

2.2 谐波问题

电容器在一定程度上, 对于谐波有抵抗作用, 但是如果谐波的含量比较大, 就会使电容器不堪重负, 容易出现损坏或局部穿洞的现象。同时电容器还有放大谐波的缺点, 有时, 不但不会使谐波得到有效控制, 还会增加它的辐射面。这样就其到了反效果。

2.3 无功倒送问题

无功倒送直接造成电压激增, 导致电力系统失去控制, 所以, 无功倒送在无功补偿中应该受到施工人员的良好关注。

2.4 补偿设备带来的细节问题

根据上面叙述到的补偿设备的优缺点, 我们可以发现, 大部分的设备都存有缺点, 在补偿过程中会给电力系统的诸多方面带来很多障碍, 造成不良的后果。将无功补偿的效果事项进行研究, 使电力的供应能力随着先进设备的创新使用过程中, 能够真正将自身的建设标准建立起来, 但是一般来看, 发电厂并没有将这些细节性的问题进行关注, 就出现了漏电、用电过多无法进行现实补偿的危害, 这样就不能才根本上进行补偿效果的有效提升。

3 发电厂用电系统无功补偿技术的发展趋势

在科学技术不断进步的今天, 无功补偿的技术也在不断进步, 为了使补偿工作更稳定地进行下去, 我国相关人员进行不断研究和开发, 将无功补偿的技术不断进行提升, 全面进行考虑, 做到抑制谐波, 同时能够使无功无虑的动态进行自动的无极调节。

3.1 晶闸管投切电容器 (TSC) 的智能补偿装置

这种装备就是将微型处理器运用于TSC里面, 使动态的无功补偿成为可能, 它的核心部件就是一个控制器, 这个控制器对功率因数进行分析和测量, 使数据能够达到清晰正确, 所以能更好地对无触点开关投切进行控制, 同时还能储存和显示欠压、过压、功率因数的实际数据。

这种装置操作起来无用刘, 响应较快, 还有多方位的保护能力, 应该得到更多人的信赖。

3.2 静止无功发生器 (SVG)

静止无功发生器运用了GTO, 使其成为自己的构成部分, 组成了自换相型的变流器。如果对方法使用得当, 就能使其在对无功功率的补偿中控制谐波电流的产生。它的调节速度更快, 避免了较多谐波的出现, 并且不需要大容量的储能元件, 同时, 它还能使电压变得更稳定, 在技术方面比较全面。如果真正能够把SVG运用得当, 就会使无功补偿工作变得更顺利, 使其在欠压的条件下的无功调节能力更强, 所以应该加强对其的关注度, 使其能广泛地被使用。

3.3 电力有源滤波器

电力有源滤波器能在瞬间进行对谐波的有效控制, 使其能够减少对电力系统的危害。同时, 它的响应更加迅速, 在操作中能实现对谐波与无功功率的动态补偿, 并且对电网阻抗参数的影响也是十分小的。所以电力有源滤波器可以被广泛投入市场, 使其真正能为电力系统的发展做贡献。

3.4 综合潮流控制器 (UPFC)

综合潮流控制器能把晶闸管产生出来的交流电压集合起来串进并叠加到输电线相的电压上, 使它的幅值与相角都能进行连续性的变化, 对线路有功与无功的功率进行准确有效的控制, 并且在提升传送能力的同时, 能阻尼系统的不断震荡。在现代无功补偿的工作实践中, UPFC是科技含量最高, 使用最稳定的补偿设备, 应该进行广泛使用。对于以上设备的应用标准进行研究, 各自有利弊, 发电厂应该根据自身的实际情况, 使全面性的创新建设标准提升, 真正为将来的发展建设做出贡献。

4 总结

发电厂用电自动化 篇6

发电厂厂用电系统与供配电系统由于结构和服务对象有所区别, 系统配置、侧重方向内容也不尽相同。厂用电系统中所选用中性点接地方式的适用性程度将会对火力发电厂的过电压、绝缘配合、继保、通信及系统稳定性等带来一定影响。本文针对火电厂厂用电系统的特点, 对其中性点接地方式的选择问题进行了简要分析, 并给出了一些实用性观点。

1 发电厂厂用电系统的特点

发电厂中的厂用电系统负荷组成与供电、配电网络不同, 多为绝缘较为薄弱的高、低压电动机及电缆。因此首要考虑的问题是要防止发生故障时绝缘被击穿, 由此需要对可能产生的过电压 (工频过压) 加以限制;其次要确保厂用电系统负荷的运行可靠性, 当单相接地时的故障电流幅值较大时, 会使耐热能力相对较低的系统设备烧损, 故需系统自动消除可恢复性的故障, 同时对发生故障的设备尽快隔离, 减小事故影响范围。

2 几种中性点接地方式介绍

2.1 中性点不接地方式

单相接地电流较小是中性点不接地方式的特点, 由于不接地, 形成不了接地电流短路回路, 在电力系统的相关安全运行规程中规定这种情形下可继续运行不超过2 h, 然而在这种情形下长期运行将会发展演变成两相接地, 同时产生弧光过电压, 对系统造成较大危害。解决该问题的有效途径是设法将产生位移电位的电荷泄掉, 使之不引起高幅值过电压, 中性点经电阻接地与中性点经消弧线圈接地方式可有效解决上述问题。

2.2 中性点直接接地

当厂用电系统中发生单相接地故障后, 由于采用中性点直接接地, 弧光过电压不会形成, 但故障电流数值很大, 一般接近数千安培, 易导致单相短路, 从而继保装置动作, 故障切除并供电中断。不产生过电压不仅确保了人身安全, 而且在电气设备的选型上可降低绝缘水平和造价。

2.3 中性点经电阻接地

中性点电阻接地的主要作用是把故障下产生的瞬间电流控制在安全范围内, 根据通过的接地故障电流大小数值可将中性点电阻接地系统分为低阻、中阻及高阻三种方式。发生故障时, 若要求足够大的接地故障电流, 以利于保护装置可靠、灵敏动作, 有选择性地准确切除故障线路, 则一般采用中低阻接地方式;若单相故障接地电流控制在10 A内且不需迅速切除接地故障的情形下, 采用中性点高阻接地方式。

2.3.1 高阻接地系统

中性点高阻接地方式下, 系统发生单相接地故障时可保障系统连续运行, 供电可靠性较高, 且利于准确排查故障, 不会对设备造成损坏。该电阻大小数值确定原则如下:在单相接地故障时, 确保系统健全相的过电压不超过额定电压的260% (中性点接地电阻在故障时消耗的功率不能小于正常时三相总容量充电无功功率的1.5倍) 、单相接地故障电流数值在10 A~15 A之间。

2.3.2 中阻接地系统

当计算得出单相接地故障时电流超过15 A, 且需提供一定的故障电流数值以使继电保护装置正确动作, 此时应考虑中性点经中阻接地的方式, 所选配电阻值的大小应与故障电流的限制值匹配, 该电流值一般为400 A~1 500 A, 考虑故障时减小设备损害宜选用最小电流值, 当电气设备仅采用单相过电流保护时, 一般取系统中馈线的最大负荷电流作为单相故障接地电流最大值。

2.4 中性点经消弧线圈接地

发生单相接地故障时, 抵消中性点处产生的感性电流用于补偿或抵消系统中的电容性接地电流, 将其电流限制在10 A下并自动灭弧, 保障供电持续可靠。由于在中性点处增设了用于熄弧的线圈, 该保护配置及运行方式较复杂。一般在发电厂厂用电系统很少应用消弧线圈接地, 这里不再赘述。

3 中性点经电阻接地的优点

a) 中性点选用电阻接地方式, 由于接地故障电流减小, 同时限制了产生的过电压幅值, 在电厂厂用电系统设计中, 电力电缆和相关设备的材料绝缘等级可适当降低, 一定程度上降低工程造价;

b) 采用中性点经电阻接地方式, 厂用电系统可在短时间内切除故障线路, 其它负荷馈线不受过电压损害, 确保其正常、持续运行;

c) 选择合适的电阻, 经中性点接地后, 流过的电阻电流大于等于系统中单相接地电容性电流, 可有效消除在非接地系统发生单相接地后, 在非接地相上产生的瞬间过电压现象。

4 嘉电二期工程厂用电系统中性点接地方式的确定和选择

厂用电系统接地故障的电流主要是电缆的电容性电流, 其值的大小、设备选型及继电保护整定等共同影响和决定了具体的厂用电中性点接地方式。

嘉兴发电厂二期3号、4号机组为600 MW亚临界汽轮发电机组, 均为发变组单元接线, 发电机出口不设断路器, 以500 k V电压等级接入系统, 500 k V采用一个半断路器接线形式, 启动备用电源由嘉兴电厂一期的220 k V GIS (气体绝缘全封闭组合电器) 处引接, 启备变选用2台有载调压型变压器, 型号为SFFZ9—40000/220, 230±8×1.25%/6.3 k V, 高压侧中性点直接接地。主变为720 MVA的无载调压型变压器, 高压侧中性点直接接地。在主变低压侧设置2台双绕组高压厂变A和B, 相应的6 k V采用2段母线分别对应于高压厂变A和B。

厂用电高压采用6 k V电压等级, 低压厂用电压为380 V。200 k W及以上的电动机采用6 k V电压, 200k W以下的电动机采用380 V电压, 75 k W~200 k W电动机由380 V动力中心供电, 75 k W以下电动机由低压电动机控制中心供电。

根据相关计算, 嘉兴电厂二期3号、4号机组6 k V段最大电容电流为20 A左右, 故高压厂变6.3 k V中性点和启备变6.3 k V中性点采用中电阻接地方式, 当发生单相接地故障时, 继电保护动作跳开相应开关。主厂房的380 V段电容电流为8 A左右, 考虑到主厂房低压变压器所带负荷对机组运行的重要性, 因此主厂房380 V中性点经高电阻接地, 单相接地故障时, 继电保护动作发信。主厂房以外的低压厂变中性点均为直接接地, 这样当设备发生单相接地故障时, 继电保护直接跳开相应开关。

嘉兴电厂二期厂用电系统中性点采用经计算后的不同电阻值进行接地, 经运行实践检验, 这种方式比传统的中性点非有效接地方式安全性更高。

5 结语

选择确定厂用电高压系统中性点的接地方式时应考虑如下方面:a) 确保厂用电系统安全、连续、可靠运行是首要问题;b) 为防止电气设备损坏, 一定程度上需限制高压厂用电系统中单相接地时的故障电流幅值;c) 可能产生的工频过电压及过电压倍数应加以限制。

就发电厂的厂用电低压系统而言, 由于主厂房中的负荷对于机组生产运行比较重要, 宜采用高电阻接地, 提高运行可靠性;主厂房外的低压供电负荷, 采用中性点接地方式可使保护装置立即动作于跳闸, 虽然在一定程度上使厂用电可靠性有所降低, 但在该接地方式下, 照明、检修、动力等网络可不再独立设置单相变压器供电。此外, 因单相接地故障时中性点不发生位移, 可有效抵消相电压出现不平衡而带来的电压偏移现象。

摘要：发电厂厂用电系统中性点接地方式的选择是个综合性问题, 对中性点的几种接地方式进行了对比, 详细分析了中性点经电阻接地的优点, 结合嘉兴发电厂二期工程具体情况提出了一些实用性观点。

发电机组厂用电互为备用电源 篇7

电厂有两台135 MW机组(1号、2号机组),其停运、检修和启动机组所需的电源(又称为备用电源)都由某矿变电站的110 kV线路提供。由于电厂的供电回路为110 kV的单母线回路,因此机组启动、停运和检修时必须从矿上的变电站购电。而电厂正常运行时,除去变压器本身空损和启停机用电外,平均每月停用机组和检修用电大约15×104 kWh左右。电网的平均电价在0.6元左右,电厂自产电的电价在0.3元左右,两者的差价约为0.3元。由于备用电源来自电网,这样就增加了电厂的生产成本。

当与矿上的110 kV进线相连的启动/备用变压器发生故障或当110 kV线路检修时,电厂的1号、2号机组均将失去备用电源。与此同时,电厂的机组因故障需要紧急停机,这时故障机组因失去电源而无法正常停机,最终导致事故的进一步扩大。

针对上述问题,本文提出了发电机组厂用电互为备用电源的设计方案,即将两台机组生产的电作为对方的备用电源。这样将1号、2号机组厂用电改造后可以提高电厂的安全性和厂用电系统的灵活性。

1备用电源的设计方案

1.1 总体思路

(1) 为节约成本,在原有的厂用电6 kV母线备用开关柜基础上进行改造,实现两台机组的互联。

(2) 为实现1号、2号机组厂用电系统互为备用电源,需增加两台快速切换装置,组建一组盘柜,在机组停机检修、启动或其他情况下进行备用电源的切换。

(3) 需要为改造中增加的母联线路及母联开关增设4台WDZ-410线路综合保护测控装置和2台WDZ-415差动保护装置,以此实现母联线路及4台母联开关的保护和控制。

1.2 具体步骤

(1) 1A、2A段母线通过1A段备用开关K6115、2A段备用开关K6213用电缆连接;1B、2B段母线通过1B段备用开关K6130、2B段备用开关K6225用电缆连接。

(2) 两台快切装置安装在备用开关K6115和备用开关K6130上,同时备用开关K6213和备用开关K6225分别引出一路线接于快切装置,实现A段母线上开关的互锁功能与B段母线上开关的互锁功能。同时对所有开关均设置WDZ-410厂用电综合保护和WDZ-415差动保护。

改造后的厂用电系统图如图1所示(图中省略了开关K6115、K6130、K6213和K6225处的WDZ-400系列微机测控装置和MFC2000型微机快切装置)。

1.3 案例分析

以1号机停机为例说明备用电源的切换流程:

(1) 停机过程:1号高压厂用变压器—启动/备用变压器—2号高压厂用变压器。即机组的电源(即备用电源)由1号高压厂用变压器切换到启动/备用变压器,该过程由电厂原有的快切装置在停机前完成,具体为打开开关K61A、K61B,同时闭合开关K601、K601A、K601B;然后将机组的电源由启动/备用变压器切换到2号高压厂用变压器,该过程由新装的快切装置实现,具体为打开开关K601、K601A、K601B,同时闭合开关K6115、K6213、K6130、K6225。

(2) 启机过程:2号高压厂用变压器—启动/备用变压器—1号高压厂用变压器。即机组的电源(即备用电源)由2号高压厂用变压器切换到启动/备用变压器,该过程由新装的快切装置在停机前完成,具体为打开开关K6115、K6213、K6130、K6225,同时闭合开关K601、K601A、K601B;然后将机组的电源由启动/备用变压器切换到1号高压厂用变压器,该过程由电厂原有的快切装置实现,具体为打开开关K601、K601A、K601B,同时闭合开关K61A、K61B。

目前进行实际切换多次,快切装置切换正常无误,设备运行良好。

2与国内外同类技术的综合比较

电厂有两台同类型机组,供电回路为单回路(即单母线)。通过厂用电系统改造后,可将1号、2号机组作为彼此的备用电源,停运机组的电源可由运行机组提供,这在同类型回路设计中属先进水平。

开关柜采用WDZ-410、WDZ-415作为线路综合保护测控装置,该系列保护测控装置的功能、性能和技术指标均处于国内领先水平。

采用MFC2000型微机快切装置,并配置了独立的操作回路和防跳回路,具有完善的保护、测控及通讯功能,还采用了汇编和C相结合的先进技术,既满足了速度要求,又充分发挥了其可靠性能。目前在国内该快切装置的动作正确率和切换成功率均达100%,无一例拒动、误动故障发生,属同类型切换装置的先进设备。

3结论

本文主要针对电厂厂用电系统单一、启动/备用变压器耗电量高等问题,通过对厂用电系统的改造实现了两台机组厂用电互为备用电源,保证了1号在10 kV线路检修及故障情况下机组有备用电源。在改造中充分利用现有备用开关柜,在不变动原有的快切装置基础上,利用备用开关进行快切,并且新增了闭锁功能,防止了误操作,既节省了改造资金又保证了改造后的安全性。

厂用电改造为电厂带来了巨大的经济效益,另外为同类型机组的改造提供了有力依据。

摘要：针对发电成本高和安全性能低等问题,对厂用电系统进行了改造。主要方法为在原有开关柜的基础上,用电缆将开关柜的两个备用开关的一端连接,并将这两个开关的另一端分别对应地接于两台机组上,同时增设WDZ-400系列微机测控装置对厂用电进行综合保护和差动保护;为保证切换机组的备用电源时机组有电,增加了MFC2000型微机快切装置。实现了一台机组在停运、检修或启动时另一台机组的厂用电可以作为该机组的备用电源,从而保证了机组的正常停机、检修和启动。

关键词：母联开关柜,备用电源,发电机组

参考文献

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[4]唐志平.供配电技术[M].北京:电子工业出版社,2012.

[5]王玉华,赵志英.工厂供配电[M].北京:中国林业出版社,2006.

热电厂厂用电率计算方法探讨 篇8

与建凝汽式电厂加锅炉房供热相比,热电厂在节约能源、改善环境质量、提高供热质量、节约用地等方面具有明显优势。目前,新建的热点联产项目基本都采用300MW级以上的大型机组,与小型供热机组的主要区别在于大型机组为一次中间再热式,而小型机组一般无再热系统。对于热电厂供热厂用电率、发电厂用电率和综合厂用电率的计算方法,在现行的《火力发电厂厂用电设计技术规定》(DL/T 5153—2002)和《热点联产项目可行性研究技术规定》中均有规定。本文将介绍热电厂供热厂用电率、发电厂用电率和综合厂用电率的计算方法,并给出计算实例。

1 计算方法介绍

《火力发电厂厂用电设计技术规定》(DL/T 5153—2002)定义供热厂用电率指对外供单位热量所消耗的厂用电量(kW·h/GJ);发电厂用电率指用于发电的厂用电量与发电机发出电量之比,或用于发电的电负荷与发电机额定功率之比。《火力发电厂厂用电设计技术规定》(DL/T5153—2002)附录A给出的热电厂供热厂用电率、发电厂用电率计算式如下:

式中,er为热电厂供热厂用电率,kW.h/GJ;ed为热电厂发电厂用电率;Sc为厂用电计算负荷;Scozw为用于热网的厂用电计算负荷;Qr为供热用的热量,MJ/h;αr为供热用热量与总耗热量之比;P.为发电机的额定功率;cosφav为电机平均功率因数,一般取0.8。

《热点联产项目可行性研究技术规定》中定义综合厂用电率为供热厂用电率与发电厂用电率之和,即:

式中,为换算成百分比的供热厂用电率。

供热厂用电率换算成百分比的计算方法为:

《热点联产项目可行性研究技术规定》中提出“容量在75t/h以上的锅炉,er可直接取5.73kW·h/GJ”。因热电联产机组的指标远比一般锅炉先进;故计算时用式(1)更为准确。

在式(1)和式(2)中,αr的取值非常关键。《热点联产项目可行性研究技术规定》中将αr称为热电成本分摊比,是采用热量法来分摊热、电成本时,供热所占的比例。《火力发电厂厂用电设计技术规定》给出的αr计算式为:

式中,D为汽轮机主蒸汽消耗量,t/h;i0为汽轮机入口主蒸汽焓,kJ/kg;Wg为汽轮机高压加热器出口给水量,t/h;ig为汽轮机高压加热器出口给水焓,kj/kg。

值得注意的是,由于《火力发电厂厂用电设计技术规定》发布时国内尚无大型抽凝两用机组,因此其附录A中的供热厂用电率和发电厂用电率主要针对无再热系统的小型机组。对于有再热系统大型机组,由式(5)可知,其分母部分只计算了锅炉过热器产热量,而没有计入锅炉再热器的产热量,因此不能准确代表有再热系统的大型抽凝两用机组锅炉的总产热量,将造成供热厂用电率偏高,发电厂用电率偏低。因此,在计算有再热系统的供热厂用电率和发电厂用电率时,αr计算式为:

式中,D0为单位时间内锅炉产出的新蒸汽量,即汽轮机进汽量与减温减压新蒸汽量之和,t/h;DR为单位时间内再热蒸汽量,t/h;△IR为再热焓差,即再热蒸汽焓减去高压缸排气焓,kJ/kg。

2 算例

某热电厂配有2×350MW超临界抽汽凝汽式供热燃煤机组,可供应0.4MPa、253℃的蒸汽1 000t/h,供热能力达到631MW,承担的供热面积为1 300万m2。机组主要技术经济指标见表1。

(1)供热厂用电率:

式中,Sc为23 006kVA;Scozw为1 598kVA;Qr为1 493 857MJ/h;αr按式(6)计算为0.495;cosφav=0.8。

将供热厂用电率换算成百分比,即:

(2)发电厂用电率:

(3)综合厂用电率:

3 结束语

根据以上分析,本文认为现行《火力发电厂厂用电设计技术规定》附录A的计算公式只适用于无再热系统的小型机组;对于有再热系统大型机组,应补充再热系统的产热量。另外,按现行规范计算的供热厂用电率、发电厂用电率和综合厂用电率仅适合于单台机组,如全厂有不同形式和容量的多台机组,则由于运行方式不同,无法按现行规范计算全厂的供热厂用电率、发电厂用电率和综合厂用电率,因此应按不同机组分别计算。

摘要：介绍了相关规定中热电厂供热厂用电率、发电厂用电率和综合厂用电率的计算方法,提出对新建、有再热系统的大型热电厂按修正公式进行计算的建议,并给出了计算实例。

关键词：热电厂,厂用电率,再热系统,修正,热电成本分摊比,热量法

参考文献

[1]DL/T 5153—2002火力发电厂厂用电设计技术规定[S]

[2]水利电力部西北电力设计院.热点联产项目可行性研究技术规定[M].北京:中国电力出版社,1989

[3]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].北京:中国电力出版社,1991

[4]胡孔忠.供配电技术[M].合肥:安徽科学技术出版社,2007

[5]姚春球.发电厂电气设备[M].北京:中国电力出版社,2004

[6]苏景军,薛婉瑜.安全用电[M].北京:中国水利水电出版社, 2004

浅谈如何降低火电厂厂用电率 篇9

关键词：厂用电率,节电潜力,运行方式,技术改造

0 引言

火力发电厂的厂用电率是衡量发电机组性能的主要经济技术指标之一。随着电力企业改革的不断深化, 电力企业逐步由生产型向经营型转变, 提高企业效益, 降低发电成本将是经营型企业长期的目标。降低厂用电率, 可以降低发电成本, 从而提高发电企业上网电价的竞争力。火力发电机组的主要经济技术指标有发电量、供电煤耗和厂用电率。这些指标之间都是相互联系相互影响的。据近年机组指标数据的分析测算, 在长春二热公司, 厂用电率每降低1%可降低供电煤耗3.71g/k W·h。由此估算, 全年可节约标煤5600吨, 增加效益248万元。

长春二热公司现有6台220MW热电联产机组。5号机组自正式投运以来, 通过大小修和技术改造, 机组的安全可靠性已稳步提高。通过对运行资料进行统计分析, 该机组的平均厂用电率为9.8%左右, 相对较高。众所周知, 在发电厂中最可行也最有效的节电措施就是降低厂用电消耗, 而发电厂电动辅机的经济运行, 又直接关系到厂用电率的高低。有关资料显示, 锅炉系统风机、汽轮机水系统水泵的耗电约占发电机组厂用电的25%~30%, 而该公司仅锅炉送风、引风、排粉三大风机就占综合厂用电率的30%以上, 具有比较大的节电潜力。

1 主要设备状况

1.1 设备参数

1.2 设备运行情况

机组带额定负荷正常运行时, 1、2号磨煤机同时工作, 1、2号引、送风机全速运行, 1、2号循环水泵 (高速) 同时运行。一般情况下, 煤质较好时, 一台磨煤机可带130MW负荷, 一台引风机、一台送风机工作时可带150MW负荷。一般冬季时, 一台循环水泵单独运行机组可以带200MW负荷, 但夏季由于受真空、主汽压力、主汽流量等条件的限制, 只能带150MW左右负荷。

2 机组节电潜力分析

厂用电耗主要是由厂用电动机所消耗的, 特别是6k V的电动机。厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽轮机系统的6k V辅机上。有关资料显示, 风烟、制粉、循环水三大辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70%左右, 如果每种设备的设计和选型合理, 对厂用电的消耗就能够降低, 机组的综合厂用电率也会下降。因此, 挖掘高压辅机节电潜力, 减少风烟、制粉、循环水三大系统辅机耗电量, 是降低机组厂用电率的关键。

2.1 锅炉系统

锅炉系统主要耗电的电动机包括磨煤机、引、送风机等。

2.1.1 磨煤机

由于目前电煤短缺, 火电厂入炉煤质不好, 再加上磨煤机本身的质量问题, 磨煤机故障率较高, 切换次数较多, 启停频繁。由于磨煤机启、停逻辑设计繁琐, 从而延长了切换两台磨煤机并列运行的时间, 增加了磨煤机的空载电耗。要想降低磨煤机带来的电能损耗, 可以通过改良检修工艺, 降低磨煤机故障率。同时, 要尽可能减少磨煤机消缺切换次数, 简化磨煤机启、停步骤, 将磨煤机启停时间缩短。这就要求运行和检修人员都要经过不断地摸索积累经验, 调整磨煤机换钢球频率, 通过安排合理计划对磨煤机补充钢球, 在保证磨煤机出力的情况下, 使磨煤机平均运行的损耗降低。

根据实际情况, 合理安排磨煤机组合运行方式。正常情况下, 5号机组两台磨煤机同时运行可以带200MW负荷, 受煤仓粉位的限制, 一台磨煤机单独工作可以带130MW负荷, 如果机组负荷曲线在140~190MW之间时, 2号磨煤机出力不足额定出力的30%, 运行起来非常不经济。当5号机组运行在不经济负荷时, 值班运行人员应及时与值长沟通, 请示调度, 合理调整机组负荷曲线, 合理分配各机组的负荷, 使启动两号磨煤机的机组尽量多带负荷, 以此降低厂用电的消耗。

2.1.2 引、送风机

从目前的发展趋势来看, 变频调节仍为最佳方式。变频调节在国外已广泛应用, 在国内也开始逐渐推广。从使用效果看, 比较令人满意。根据其他火电厂的统计资料, 在年度负载曲线和燃料费用正确配合的情况下, 4~7年即可收回投资费用。各项目的投资回收年数主要取决于燃料成本、年/日负荷曲线、是否采用滑压运行、风机的运行性能、机组烟风系统漏风情况等。

选择合理的变频技术, 首先可以对机组进行测试, 根据试验结果合理选取变频器功率, 也可以进一步降低改造成本。采用变频器调速范围广、调整特性曲线平滑, 可以实现连续平稳的调速, 可以获得其它调速方式无法比拟的节能效果。低压变频调速应用较为广泛且效果非常显著, 而高压变频调速由于国产6k V电动机综合保护在抗干扰方面相对薄弱, 高压变频器工作时会产生一定谐波, 所以在发电厂大容量风机上的使用相对较少。

此外, 锅炉系统节电降损还可以采取其他的手段, 对可能影响风机经济运行的不利因素进行全方位抑制和优化, 如改善锅炉的燃烧状况, 降低飞灰和大渣可燃物;降低空气预热器漏风, 进行烟风道查漏;锅炉参数压红线运行, 制粉系统优化, 降低二次风压, 减少二次风门的阻力, 将不必要的阻力元件拆除, 对管阻比重大但可以阻力降低的元件进行改造等等, 都是节电降损的有效手段。

2.2 汽轮机系统

汽轮机系统的节能降损主要考虑提高汽轮机热效率, 降低热耗;改善冷凝器设计, 做到冷却面积和水阻设计合理, 提高冷却效率。下面, 主要针对5号机组循环水系统的节电潜力进行分析。

5号机组现设有定速运行的循环水泵2台, 在各项参数允许的条件下, 一台循环水泵单独运行机组可以带200MW负荷, 但由于受到真空等条件的限制, 实际只能带150MW负荷, 因此一般都采取两台同时运行方式。为降低循环水泵电耗, 根据实际情况, 可以在环境温度较低的冬季, 运行一台循泵来满足凝汽器冷却水和真空的要求, 从而降低厂用电的消耗。

机组停止运行后, 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、开式水泵不必要的运行时间过长, 从而使厂用电增加。对此, 可以考虑为主机润滑油增加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源, 空压机的冷却水切至邻机供给, 使循环水泵在机组停运后可以得到及时停止。

此外, 对于汽轮机系统功率最大的电动机———给水泵的耗电率也是非常高的。给水泵调速系统 (勺管位置) 调节转速以控制给水压力, 由给水管道上装设的调节门开度控制给水流量。实际运行中, 在负荷一定时, 给水泵勺管位置固定, 通过调节给水调节门调整汽包水位, 同时, 通过三冲量调节系统可将调节门投入自动运行, 在负荷改变时, 排除虚假水位的影响, 只需调节给水泵的勺管位置, 给水调节门开度可维持不变。通常投入自动后, 给水调门开度在20%~40%范围内波动, 以适应锅炉燃烧系统内扰及一次调频外扰的影响。这样也可以加强给水系统及汽水系统的运行安全性, 有效防止汽包水位事故的发生。

2.3 发电机、变压器系统

在电气专业方面, 同样可以通过调整参数来实现节能降耗。如提高发电机和励磁机的效率, 降低铁损和铜损, 改善氢油水系统的配置, 提高水冷氢冷效果等。

对于变压器设备, 可以降低变压器的空载损耗和负荷损耗 (铜损) , 提高变压器效率。对于封闭母线, 可以通过增大母线的截面积, 改变母线连接部位的状况, 以减小母线的阻抗, 降低其工作温度, 以此来降低母线的损耗。

3 改善主机和辅机运行方式

调整主机和辅机的运行方式, 重点是配煤合理, 提高输煤、制粉系统运行的效率防止短煤空转, 合理分配各机组负荷, 根据实际运行工况来启停6k V风机、循环水泵运行, 保证机组额定参数, 尽可能减少减温水量和主给水节流, 合理采用滑定压运行方式。

如果具备条件的话, 还应该完善6k V厂用电动机有功和厂用电量的在线显示, 全面开展节电量化管理和考核工作。尤其是要抓好6k V辅机的节电工作, 汽机循环水泵电耗、锅炉制粉系统单耗、以及输煤系统的节电。加强对循环水运行方式的管理, 优化循环水泵节电运行方式, 保持机组循环水最佳开度, 提高循环水的重复利用率, 还要根据季节水温变化与负荷的变化情况, 及时调整循环水进水门开度, 减少电动循环水泵长期运行。

此外, 加强员工培训工作, 提高运行人员的素质也是势在必行的。发电企业可以制定不同负荷条件下的厂用电指标, 采取相应的奖惩措施, 使厂用电率和工资奖金挂钩, 使运行人员特别是值长, 能在不同的工作情况下采取不同的方式, 优化机组的运行管理, 努力提高机组负荷率。

4 结论

随着电力行业改革的不断深化, 厂网分家、竞价上网等政策的逐步实施, 重视并加强节电降损工作, 积极引进、推广先进技术, 应用先进工艺设备, 不断加大技术创新和技术改造的力度, 降低厂用电率, 从而降低发电成本, 提高上网电价竞争力, 必将成为各发电厂所努力追求的目标。在这里需要强调的是, 节约厂用电必须以机组安全稳定运行为前提。不能因为片面追求降低厂用电率而对机组安全运行产生影响。节能降耗工作已列入发电企业的重点工作项目。降低厂用电率是发电企业直接增加产出提高能源转化效率的有效途径, 我们通过相互借鉴经验和改革创新、技术改造, 做好节能降耗这项工作。

参考文献

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