电厂厂用电运行方式优化
发电厂厂用电快切方式的优化
发电厂厂用电快切方式的优化发布时间：2021-12-13T05:17:28.208Z 来源：《中国电业》2021年第20期作者：于勇[导读] 随着我国科学技术的不断创新，每年的电能消耗量都在不断增加。
为了能够满足社会和工业发展的需求于勇国网新源水电有限公司新安江水力发电厂, 浙江建德 311608 摘要：随着我国科学技术的不断创新，每年的电能消耗量都在不断增加。
为了能够满足社会和工业发展的需求，加大电力供应是必然的趋势。
当然，在保障电力供应的同时，还应该确保供电系统的稳定性和可靠性。
在日常生活中，我们可能对于电力供应的稳定性没有太多的要求，但是，对于一些特殊行业来说，保障供电稳定、可靠是重中之重。
比如，石油炼化行业中，对电力供应的要求就极高。
现在石油炼化过程都要使用电能，并且电能的消耗量是巨大的，在炼化过程中一旦因为电力故障使得电能供应出现问题，那么，将会给石油炼化企业带来不可估量的损失。
要想保证供电的可靠性，必须做好用电的快速切换工作。
关键词：发电厂；厂用电快切方式的优化引言电力供应不仅仅要保证电能的实时传输，同时要做好电能质量的管理，比如，电压、频率要保持稳定性，否则，会对电力网络线路和用电设备造成一定程度的冲击。
为了能够确保良好的供电效果，一般发电厂都会有预备的厂用电源，当原有电源受到故障影响或者线路冲击作用发生供电问题后，就要进行快速的电源切换，保障电厂设备的稳定运行，这样才能够确保电厂供电的稳定性和可靠性。
以往在进行厂用电切换的过程中，受到技术条件和设备的限制，都是采用慢速切换的方式，这种方式意味着在电源切断瞬间无法实现有效电厂设备供电，会造成电力供应的中断，对于电网电压和频率会产生严重的影响，对于下游的用电设备来说也会造成极大的危害，带来不可估量的损失。
而现在，随着技术和设备的不断更新，快速切换技术逐渐取代了以往的切换方式，为供电的稳定性和可靠性提供了更多的安全保障。
1发电厂厂用电快切方式的概述厂用电系统一般设置2个电源：厂用工作电源和厂用备用电源。
电厂运行优化与节能降耗措施分析
电厂运行优化与节能降耗措施分析摘要：电厂生产运行下能耗问题体现在诸多方面，为改善这种局面，做好电厂运行优化与节能降耗工作至关重要。
下面文章重要对电厂运行优化的意义分析，结合运行问题探讨电厂运行优化与节能降耗措施。
关键词：电厂运行；运行优化；节能降耗；电厂节能引言随着我国现代化建设的脚步，国民日常生产生活当中对于各类能源的需求也在不断激增。
其中各类新型电网，智能电网的架设工作开展，其技术核心在于如何将节能消耗进行有效控制，不断优化我国电力产业结构。
从目前的数据和产业分析报告显示，电厂依旧是我国整体电力系统当中的主导模式，电厂能源消耗也大都集中在电厂当中。
因此如何有针对性地发掘其中存在的能源消耗问题，并且切实有效地降低电厂能耗水平也成为各大电厂以及相关人员的工作重点。
只有不断加强理念，深化认知，找寻思路，拓展想法，才能更好的认知电厂节能降耗问题的重要性，鼓励相关行业从业人员积极投身到这一课题的深化研究工作中来，使电厂节能降耗技术得到优化和应用。
1电厂运行优化与节能降耗的意义第一，节约资源，降低运行成本。
现如今我们国家在发电方面依旧采用火力发电，通过消耗煤炭、石油、天然气等不可再生资源进行发电，但随着人民生活用电的增加以及对不可再生资源的消耗，让这些不可再生资源的储备量急剧下降，在储备量上的减少表现出来的就是价格上调，让相关火力发电的电厂的企业运营成本增加，因此对电厂运行机制上进行优化，并且采取节能降耗的措施有利于自身更长久的发展。
第二，保护环境，有利于可持续发展。
煤，石油这些不可再生资源无论是在开采方面还是在使用方面都会有污染，在我们国家现如今实施可持续发展战略，一直使用煤、石油等资源与我们国家的战略不符。
除此之外，大量的污染气体在消耗资源时被排放出来，导致污染环境，致使我们赖以生存的环境遭到破坏。
因此电厂运行优化与节能降耗有利于保护环境，促进可持续发展。
第三，促进电厂企业进行技术创新。
若现有设备也无法降低能源消耗，电厂企业就会进行创新，推动技术发展。
电厂运行优化与节能降耗措施分析
电厂运行优化与节能降耗措施分析摘要：近年来随着化石能源成本的上升，增加了电力发电运营成本，迫切需要采用节能降耗技术，提升资源的使用效率，同时电厂运行的优化以及节能降耗技术的使用，减少了对生态环境的破坏，符合当前绿色低碳发展的要求。
因此，在激烈的市场竞争中，电力企业需要通过技术创新的方式，不断降低自身运营成本，保证自己企业的竞争实力，才能保证企业的可持续发展。
关键词：电厂；运行优化；节能降耗1 电厂进行运行优化以及节能降耗的意义1.1节约资源、降低能耗现阶段，发电厂所使用的能源大多以煤炭、石油、天然气为主，近些年受原材料供应市场价格的影响，以及经济发展对电力能源需求的上升，导致电力企业在发电过程中的运营成本不断上升，对企业造成了巨大的压力。
通过企业内部运行机制的优化以及节能降耗措施的使用，可一定程度上降低能源消耗，缓解企业运营成本压力。
1.2保护环境、绿色发展化石能源在使用过程中会产生大量的污染物，对环境破坏较大。
如以煤炭作为主要能源的火力发电厂，燃烧会产生大量的粉尘以及二氧化硫等有害气体，对周边区域生态环境造成了严重破坏，容易引发人们呼吸道疾病问题的产生。
严重时，部分区域会出现酸雨、雾霾等大范围自然灾害问题，所造成的损失是难以估量的。
因此，通过节能降耗措施的使用，能够有效减少能源消耗量，实现绿色发展。
1.3技术创新、产业升级在现有技术基础上，节能降耗的目标是难以实现的，只有通过技术创新通过对新能源技术、节能降耗技术、环保技术深入研发，才能解决当前企业发展能源消耗问题。
需要企业通过技术研发，以及引进外来先进技术，实现技术上的创新，从而来推动自身产业的升级，促进企业的可持续发展。
2 电厂运行优化的具体方式2.1进行汽轮机改造汽轮机是电力发电厂运行的动力装置，其工作效率直接关系的能源消耗。
首先，对汽轮机操作的方式进行优化。
汽轮机在操作过程中受主气门压力以及凝气器真空度影响，一旦汽轮机冷态冲转数值较高，暖机以及暖管运行时间会增长，延长了并网的时间，导致了电力损耗的问题。
火力发电厂厂用电系统运行方式与改造实施方案
２ 号机工作段，就可使备变减少７ ％的负荷， ５ 一次设备改 动较小， 效果明显。
表 １ 改造 实施前后 外购 电量及 电费统计 表
４月（ 没有 投 ５月（ 有投 新 ６ （ 没 月 投新 ７ （ 月 投 新装置） 装置） 装置） 装置） 外 购 电量／ｋ ・ ２９ １３ ２ Ｗ ｈ ４ ８ ２５ ４３４ ０ ０ ２２ ６８ ９ ６ ０ １４ １８ ８ ５ ６ 外 购 电量 费 用／ 元 １３３６５ ３ １１９５ ９ ９ １０８５９ ８ ７ ２ ５ ７ ２ ９ ６ ０ ． ７ ５ ９ Ｏ ６ ８０ ２ ３６
时可 能启动 给水 泵。
４ 投运情况及经济性分析
自电厂 厂 用 电改造 以来 ，在 １ 机 或２ 机停 运 过 号 号
２ 号高厂变串带２ 号机工作段 、 公用段及 １ 号机厂用 段停机检修负荷运行时， 考察１ 号机厂用段 的安全允许 负载。 经计算，在此运行方式下检修机组每段厂用电负
荷 应控制不超 过２ ０ ｋ 。 ０Ｗ ０ 公用段 负荷 调查 分析 ： 台机 同时运行 情 况下 ， 在２ 对
程中，投运新快切装置进行厂用电串带的几天内， 效果 显 著， 考虑高备 变外购 电量和高厂变 消耗发 电机送 出
电量 的差价 ， 串带方 式 １ 节约 １ ０ 元 。 １ ｈ ０ ０ 表 为改造 实施 前 后 外 购 电 量 及 电 费统 计 表 。
由表１ 分析 比较可以看出，串带方式的新快切装置
增 加２ 厂用 电快 速切 换 装 置，分 别用于 完 成６ 套 １ １ 与６Ａ 、１与６Ｂ、１ 与６Ａ、１与６Ｂ 关之 间的切换。 ０ ６２ ０ ６３ ０ ６４ ０ 开 这 样在 １ 台机 组 运行 、 １ 另 台机 组检 修 的 情况 下 ， 过快 通
电厂降本增效的方法和措施
电厂降本增效的方法和措施
各个电厂节能减排的针对性都是不同的，相同的就是所谓防止“跑、冒、漏、滴”，用低耗设备替代高能耗设备，简化各个运行系统，采用智能控制系统等等。
电厂降本增效的方法和措施：
1、优化设备运行：对电厂设备及系统进行定期维护和检修，避免能源浪费。
2.节约水资源：采用循环冷却水系统，减少厂址的用水量，提高水资源利用效率。
3、应配齐各级能源计量器具，加强统计能源消耗基础数据。
4、公司应进一步健全单位的节能降耗工作。
完善能源消耗定额工作，改进考核方式和方法，从而达到节能减排的目标。
5、做到人员持证上岗，自觉接受能源利用监测。
6、加大对各类管网的巡检力度，按经济厚度对损坏、裸露的管道及阀门进行保温，以减少损失。
7. 提高燃煤燃气利用效率：采用高效锅炉、燃气轮机等设备，提高燃煤燃气的利用效率。
8. 减少照明能耗：采用节能灯具、LED灯等，降低照明能耗。
火力发电厂化学运行优化与节能降耗措施
火力发电厂化学运行优化与节能降耗措施发布时间：2022-08-17T08:41:45.771Z 来源：《当代电力文化》2022年第7期作者：顾英卉[导读] 随着我国经济建设的快速发展，各行各业对电力的需求与日俱增，火电行业的压力也与日俱增。
顾英卉赤峰热电厂内蒙古赤峰市 024000摘要：随着我国经济建设的快速发展，各行各业对电力的需求与日俱增，火电行业的压力也与日俱增。
然而，与风力发电、水力发电和核能发电相比，火力发电存在能源利用效率低、环境污染严重等问题。
与我国绿色发展等五大发展理念严重冲突，在运行优化、节能降耗等方面亟待解决。
化学运行作为火电厂生产运行的基本组成部分，涉及原水、补给水、凝结水、废水等多个处理过程，以及氢气的生产和供应等重要环节，对火电厂的高效、绿色运行起着非常重要的作用。
因此，有必要探索火电厂化学运行的优化措施，分析提高效率、节能降耗的措施。
关键词：火力发电；化学运行优化；节能降耗；随着我国经济建设的快速发展，各行各业对于电力的需求也与日俱增，火力发电厂的生产要求也越来越高。
如何在提高火力发电厂生产质量和效率同时，有效应对当前化石能源匮乏和环境污染严重等问题，降低电力行业能源降耗，是当前必须深入思考的课题。
一、进行合理的节能评价体系构建之所以在很长一段时间内，火力发电厂的化学运行优化与节能降耗并没有获得较为明显的突破，有很大一部分原因是由于没有建立较为合理的节能评价体系。
在选择标准的过程中，有关技术研究人员通常会根据三个原则来进行指标确定标准的选择。
（1）相应标准必须要是符合社会发展期待的，与社会先进电力生产运输理念相贴合的。
（2）有关标准一定要具有一定的可行性，可以通过日常的努力来进行完成。
（3）所有的标准都是可以通过量化的方式来进行呈现的，只有如此，有关火力发电厂的日常运行才能够在有关标准的指导下得到优化。
为了使火电厂的节能降耗能够得到进一步的完善，采用评价体系标准与建设过程中可以尝试使用以下3种方式来进行评价体系的构建：1）以现阶段的国家或行业相关标准来进行最终的发电厂运营流程指导。
热电厂机组运行优化方案
热电厂机组运行优化方案一汽集团热电厂现有运行机组9台，总装机容量91MW，其主要职责是满足一汽集团生产用热、采暖供热和厂区电负荷的需求。
在实际运行中，生产用热、采暖供热、机组发电负荷三者之间相互偶合、互相制约，很难同时满足一汽集团的需要,一般情况下是以牺牲机组发电量的方式满足生产、采暖的用热需求.因而，如何更好的调控三者之间的关系，实现机组优化调整，创造更大的经济效益，对一汽集团热电厂具有更好的实践意义。
一、热电厂运行现状1、生产用热一汽集团的生产用热包括东厂区、西厂区、锻造、铸造、高温水生产用热.随着一汽集团生产任务的变化，生产用热量也随之发生变化。
一般而言，工作日(周一至周五）的生产用热量要高于休息日（周六、周日）,白天的生产用热量要高于夜间的生产用热量.下图为2006年11月1日至15日的生产用热曲线.2、采暖供热一汽集团的采暖供热包括东宿舍、二宿舍、东厂区、西厂区、老厂区的采暖供热。
其中东宿舍、二宿舍为一汽集团生活区采暖，东厂区、西厂区、老厂区为厂房采暖.一般而言，随着室外平均温度的降低,热电厂的采暖供热量随之增加。
下图为2006年11月1日至15日的采暖供热量曲线。
在热电厂采暖供热量中，生活区采暖供热量大约占80%，厂区采暖供热量大约占20%.3、机组发电负荷机组发电负荷中，部分用于热电厂自用，其余部分用于满足一汽集团的厂区负荷。
机组发电负荷也具有工作日高于休息日,白天高于夜间的特点。
下图为2006年11月1日至15日的机组发电负荷曲线。
4、三者所占比例三者之间，生产用热大约占热电厂输出负荷的35％,采暖供热大约占50％,机组发电大约占15％.二、热电厂目前运行策略和控制方式1、热电厂控制的优先次序热电厂首先需要保证一汽集团的生产用热，提供适宜的生产用汽和高温水。
然后是保证一汽集团的采暖用热，提供适宜的一次网流量和供水温度.在保证一汽集团生产用热和采暖用热的基础上，提供一汽集团厂区负荷的需要,在发电负荷无法满足的情况下,还需上网购电。
论火力发电厂机组运行方式的优化
论火力发电厂机组运行方式的优化摘要: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我国能源消费仍以煤为主,特别是电力行业是耗煤大户。
但是,一次能源毕竟是有限的,从环保和可持续发展的角度出发,必须改变我国电力行业对煤依赖过大的局面。
从另一方面讲,如果火力发电厂能够通过机组运行方式的优化和调整降低机组的煤耗,也是对我国建设节约型社会的重大贡献。
本文就将主要探讨火力发电厂机组运行方式的优化。
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。
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。
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电厂厂用电运行方式优化
摘要：抚顺电厂200MW机组投产后，新机组与老机组的水、汽、电系统均存在联系，随着老机组关停，部分老厂电气系统所带设备的非生产用能需从系统受电。
从系统购电昂贵，增加生产成本，而且，用电不可靠，无备用电源，影响新厂机组安全运行。
为保证新机组安全、经济、可靠运行，降低厂用电率，合理优化电气系统运行方式。
关键词：厂用电；运行方式；用电系统
抚顺电厂是个有着百年历史的老厂，六十年代总装机容量达28.85万千瓦，汽轮发电机7台，锅炉12台，成为当时全国最大的火力发电厂。
九十年代2台200MW机组相继投产，新机组与老机组的水、汽、电系统均存在联系。
随着老厂6号机（TQC5674/2 型），7号机（QF-30-2型）机组关停，部分厂用电系统带的新厂公用负荷和办公大楼等非生产用能共计6341.5KW需从系统受电。
如不进行厂用电源改造，电网将收取容积电价，受电价达20元/度。
另外从系统购电昂贵，增加生产成本，而且，用电不可靠，无备用电源，如电源故障，将影响新厂机组安全运行。
现老厂66KV变压器2台，10.5KV高压变10台，3KV低压变20台，变压器容量高达119860KV A。
机组关停后，供热期日平均用电40000KWH，资源严重浪费。
另外老厂系统接线复杂，随机组关停，设备停运，66KV母线除带新厂高备变外，1、2号联络变带的负荷不到10000KV A，10.5KV母线上11台厂高变的负荷和，达不到一台厂高变的额定容量。
3KV母线仅带有3KV/380V低压变压器，母线近于空载状态，损耗惊人。
一、优化前厂用电系统运行方式
（一）二变66KV母线单母线运行方式
二变66KV母线单母线经1号主变中压卷661开关向66KV东（或西）母线正常供电，66KV东（或西）母线经1号（或2号）联络变向10.5KVⅡ（或Ⅰ）母线供电，同时给新厂高备变充电备用。
抚电1、2号线给1号主变中压卷做联动备用电源。
抚电1、2号线615、613开关开路备用。
66KV东、西母线电压互感器均投入，母联南600东、西刀闸在合位，母联南600开关开路备用。
2号（或1号）联络变做冷备用。
（二）10.5KV母线运行方式
10.5KVⅠ母线单母线运行，10.5KV西（或东）母线运行带58B、59B、
化备变、保安变、16联络线、2号联络变；南大街1、2号线作开路备用，母联200开关开路备用，10.5KV东（或西）母线备用；
10.5KVⅡ母线双母线运行，10.5KV南母线运行带16联络线、化工变、50、51号厂高变；10.5KV北母线运行带1号联络变、57、61号厂高变，母联300东合位。
（三）3KV母线运行方式
3KV供热站南1段、北Ⅱ段由58号厂高变带，59号高备变做联动备用。
3KV1、2、3、13、14段由51号高备变带，61号厂高变做3KV1、2、3、13、14段手动备用，57号厂高变做3KV1、2、3、13、14段手动备用。
3KV0、5、7段由50号厂高变带。
二、优化厂用电方案综合比较
（一）方案一
现老厂3KV母线有0、1、2、3、7、13、14段，改为保留13、14段，其余3KV母线取消。
380V母线现有1、2、4、5、6、7段，改为保留6、7段母线，其余380V母线取消。
这样3KV栈桥、保温材料厂、43号变压器电源需改为3KV13或14段母线上，利用原16、17号炉吸风机和排粉机开关。
380V负荷只有2号充电机、检修公司焊接培训电源、照明电源改至380V6、7段。
除灰动力盘电源由原46号厂低变带改为380V新食堂动力盘接引，取消46号厂低变。
（二）方案二
3KV及380V母线保留相同，区别在于方案一3KV13、14段正常运行由61号厂高变带，57号厂高变备用。
方案二将57、61号厂高变取消，3KV13、14段由3KV供热南一段、北二段供电，及正常运行时由58号厂高变带，59号厂高变备用。
（三）操作比较
方案一取消3KV1、2、3、0、5、7段母线，380V1、2、4、5段母线，保留3KV13、14段母线，380V6、7段母线，系统简化，设备维护量少，因此电气操作量少。
方案二比方案一多取消57、61号厂高变，电气操作量相比方案一少。
（四）安全性比较
方案一10.5KV变压器3台运行，3台备用，3KV变压器7台运行，3台备用，老机关停后厂用电系统最重要负荷是化工变、化备变、保安变、58、59
号厂高变以及油区1、2号变压器，上述负荷系统都保持不变，因此可以满足现场安全稳定运行要求。
方案二10.5 KV变压器2台运行，2台备用，3KV变压器7台运行，3台备用，也满足现场安全稳定运行要求。
（五）经济性比较
方案一：取消变压器为50B（8000KV A）、51 B（8000KV A）、30 B （320KV A）、31 B（320KV A）、32 B（320KV A）、71 B（320KV A）、72 B（320KV A）、39 B（640KV A）、46 B（640KV A）、81 B（30KV A）、82 B（30KV A）号，共计11台，变压器容量共计：18920KV A。
按变压器空载损耗算，每小时节约43KW.H，月节约厂用电31000KW.H，约12090元。
方案二：取消老厂变压器总容量30120KV A（57、61号厂高变容量5600KV A），方案二比方案一多取消11200KV A。
57或61号厂高变空载损耗18.2KW/h，月可以节约13104KWH，约5110元。
4年可收回成本。
（按方案二比方案一施工费用多增加20万）
（六）物资回收价值
方案一取消变压器11台、3KV母线取消6段，方案二取消变压器13台、3KV母线取消6段，从公司物资回收方面方案二比方案一回收价值高。
方案一比方案二多取消变压器容量11200KV A。
三、优化后老厂电气运行方式：
（一）66KV母线系统
66KV系统运行方式与原系统运行方式相同（见附图1）。
（二）10.5KV母线系统
10.5 IKV母线运行方式与原运行方式不变。
（见附图1）10.5KV II母线运行方式由双母线运行改为单母线运行，带57、61、化工变、1号联络变，母联300东开路备用。
（三）3KV母线系统
3KV母线只保留13段、14段、南I段、北II段。
正常由57或61号变带3KV13、14段，61或57号变手动冷备用。
由58号变带3KV南I段、北II 段，59号变手动冷备用。
（四）380V母线系统
380V母线只保留6段、7段。
正常由43或44号变运行带380V6段、7段，44或43号变手动冷备用。
（五）老厂燃料运行方式
取消39号变压器和39动力盘。
改为49号变或栈桥变带49 I段、II段、栈桥动力盘，栈桥或49号变手动冷备用。
（六）供热、除灰、新食堂系统运行方式
取消46号变压器，非供热期运行方式为47号变运行带380V供热段、除灰、新食堂，48号厂低变、新食堂变手动冷备用，千金供热变停电备用。
供热期运行方式为47号变带380V供热段、除灰，48号厂低变做手动冷备用；新食堂及千金供热变运行自带本段。
图 1
四、结论
随着电力行业的发展、的进步，新旧更替充斥着整个电力行业，大型发电机组、新型能源的利用等，都会影响局部系统的运行，从节约社会，低碳生活考虑，势必进行系统优化，我厂厂用电系统改造，以节能降耗为目的，并保证了具体方案实施经济性和系统安全稳定运行。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。