水电机组运行优化分析

水电机组运行优化分析（精选11篇）

水电机组运行优化分析 第1篇

水电机组运行优化是指在电站安全运行的前提下,通过优化机组的运行方式及状态,提高水电机组的稳定运行水平及水电能源利用率。因为水电机组运行优化是个高维数、非线性和多约束的系统问题,特别是在机组数量多且每个机组的动力特性不同的时候,优化过程比较复杂。当前,相关人员经常忽视水电机组运行的经济性及稳定性,这显然是非常不合适的。低谷时段里,水电机组经常处于低负荷旋转的备用状态,会出现振动现象,而水轮机的转轮会出现严重的汽蚀,水导轴承也会出现严重的磨损。为科学合理地提高水能的利用率及水电机组的稳定运行效率,本文以吉林市丰满发电厂为例,分析水电机组的最优运行方式,以提高其运行稳定性和效益。

1 水电机组自动化技术发展状况

发展历程:(1)1955年官厅水电站起步;(2)20世纪80年代的葛洲坝、富春江等试点;(3)近20年来新建大中型水电站和老电站的改造推广。以计算机监控为核心的综合自动化系统是水电机组自动化技术的发展目标。

2 丰满发电厂情况介绍

丰满发电厂始建于1937年,1943年第一台机组开始发电,1948年丰满解放,丰满发电厂也随之获得新生。其是我国最早建成的水电站之一,也是东北电网的骨干电站。丰满发电厂位于吉林市境内第二松花江上,其有一台机组经常发电担负基荷,才可以维持第二松花江一定的基本流量,以满足航运要求。当前,发电厂共有12台水电机组,其容量和型号各不相同,动力特性也不尽相同,因此很难按照以往的经验去选择机组的最佳运行方案。丰满发电厂是按照调度中心所传达的负荷命令来改变水轮发电机组出力的,其以按电定水的原则改变机组的运行方式,在完成给定任务的前提下,能达到耗水流量最小的目的。

3 水电厂运行方式的制约条件

由于水电厂在电网中的特殊作用,特别是在水电装机容量占总装机客量比例较低的电网中,水电厂运行方式的制约条件比其他诸如火电厂要复杂得多,这是因为:(1)水电机组的动力来源于水,但水并不是取之不尽、用之不竭的。如何让有限的水力资源发更多的电,是电网经济运行重要的课题之一。(2)水电厂水库的作用除了蓄水发电之外,还有防洪、灌溉、航运、供水等作用,因此水电厂水库调度是一个综合性的问题。(3)水电机组的运行方式要根据电网中调频、调峰、事故备用3方面的要求统筹安排。(4)水电机组尽管与火电机组相比调节比较灵活,但也存在一些限制条件,如气蚀区、振动区等应尽量避开。

4 水电厂运行方式安排

水电厂的运行方式依赖于水库的调节容量,因此其可粗略地分为长期调节水库水电厂和短期调节水库水电厂。

4.1 长期调节水库水电厂的AGC机组运行方式安排

长期调节水库水电厂AGC机组运行方式是针对具有长期(季、年、多年)调节性能水库的水电厂,其目标是避免或减少弃水,且使水库保持发挥发电、航运、灌溉等各项功能所需的正常水位。其任务是在预测全年来水的基础上,安排全年的发电量,并根据各月的来水情况,结合水库其他功能的要求安排月度的发电量及运行方式。水电厂AGC的调节方式也需随运行方式而变化。

在正常来水情况下,水电厂一般应按自动调节方式投用AGC。

在来水较多季节,水电机组为了避免弃水而大发电时,完成年发电量指标成为主要任务。这时,水电厂可按辅助调节方式投用AGC。

当来水集中水电机组需满发时,可按带负荷曲线的方式投用AGC,或退出AGC运行。

4.2 短期调节水库水电厂的AGC机组运行方式安排

对具有短期(周、日)调节水库的水电厂,其目标是在水电厂短期内发电水耗量基本确定的情况下,合理安排水电厂日发电计划,使全网发电成本最低。

安排短期调节水库水电厂运行方式的依据是:(1)长期调节性能的水电厂在长期运行方式中对短期运行发电量或耗水量的分配。(2)短期调节性能的水电厂来水的预计。(3)日负荷预计。(4)水电机组、火电机组的检修情况。

5 水电厂机组经济负荷分配

5.1 机组的优化组合

我们知道,水电机组的水耗微增率特性曲线是向上凹着的,所以,机组功率按照等微增率分配时,整体发电厂的水耗量是最少的。在机组容量及型号都一样时,可以认为其水耗微增率特性是相同的。那么机组功率就能简化成按等比例来进行分配,即可达到整个发电厂经济高效运行的目的。

如果发电厂机组水耗微增率特性没有完全一致,单从经济性上来说,应优先使用高效率的机组。如果将几台机组同时开机,就要按照等微增率原则,在这些开机的机组间进行负荷的平均分配。

5.2 机组的开停机

按照发电厂机组出力指令可以计算机组组合的方式,这中间会有频繁开机或停机的现象发生,在实际工作中,这肯定对机组有不利影响,甚至是违反操作规程的。虽然水电机组的开机和停机费用没有火电机组那么高,但也要考虑到水耗的损失。而且,频繁开机和停机增加了开关的跳合频率,会大大减短开关的使用寿命。所以,在进行机组组合时,要考虑到减少机组的开机和停机频率。假如机组能进行调相运行,那么,水电厂在短时间降功率工作时,就可以转成调相的运行方式。如出现系统负荷增加的情况,就可以迅速转换成发电的状态,达到系统负荷相对平衡的目的。如果机组没有调相运行方式,就要平衡一下频繁开停机和低负荷工作,在二者之间作出选择。

此外,提高水电厂调节性能的技术措施,一是正确预测电力系统的日负荷曲线,在峰负荷来临前让出足够的发电容量(旋转备用),确保电力系统在负荷快速上升时的频率质量。二是就水耗量而言,水轮发电机组功率按等微增率分配是最经济的。当机组型号相同时,即可认为机组的水耗微增率是相同的,因此可简化为水轮发电机组按等比例进行功率分配。但这同时忽略了很重要的一点,就是水轮机的机械磨损会增加发电成本,这里的磨损主要就是调整功率时才会有的。假如每次给定功率变化,不管负荷有多大的变化,整个发电厂里参与AGC运行的所有机组都要根据变化进行调节。总调每8s更新一次全厂功率给定值,也就是说在系统负荷发生变化时,每8 s不管全厂给定功率变化多大,每台机组都要调节,这肯定是不科学的。所以,通过“有级分配机组功率”方法,能基本实现每次给定功率变化时只调节少数机组。

6 结语

随着我国社会发展进程的不断加快,人们对水电站自动化运行也提出了新的要求。实现水电站机组自动化运行与监控,是水电站现代化管理的发展方向,是科技进步的标志,也是水电站自身生存和发展的需要。

参考文献

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[2]邹进,张勇传.三峡梯级电站短期优化调度的模糊多目标动态规划[J].水利学报,2005(8):925-931

[3]陈广娟,谭忠富,乞建勋.水电站经济运行的优化模型及其分解协调求解方法研究[J].水电能源科学,2007(3):77-81

[4]张雪源,荆岫岩,梁年生.丰满发电厂经济运行分析系统[J].东北电力技术,2004(10):24-26

[5]韩桂芳,陈启华,张仁贡.动态规划法在水电站厂内经济运行中的应用[J].水电能源科学,2005(1):48-51

[6]张勇传.水电站经济运行原理[M].北京:中国水利水电出版社,1998

[7]张智晟,董存,吴新振.基于量子粒子群优化算法的水电系统经济运行[J].电网技术,2009(18):68-72

火电机组优化运行关键技术分析论文 第2篇

能源供应日趋紧张化的背景下，火电厂更应该提高节能意识，强化能源管理工作，在保证正常运行的基础上降低能源消耗，提高火电厂的经济效益。如何有效运行火电机组，达成节能降耗目的已成为火电厂行业研究的重要课题。火电厂优化运行，指的是不增加新投入的基础上，通过调整运行参数并改变运行方式的方法，提高能源利用率。火电厂的优化分成两类，即单设备优化与全厂优化。前者通过优化单机的热经济性指标，后者则对全厂机组设备进行优化[1]。火电机组运行优化及节能研究，有助于降低火电厂运行成本。火电机组优化运行试验内容，主要包括：调整锅炉、调整汽轮机组与辅机、优化热控系统等。此外，大型火电机组的热力系统构成较为复杂，很多因素都会对机组性能产生影响，单纯的理论研究需要附加较多的假设条件，还需要进行简化处理，难以获得准确的经济化的运行方案。因此实际优化时，通过试验的方法获得各个机组在不同条件的运行数据，并通过全面分析、综合计算，获得最优运行方式，给火电厂运行提供指导与参考。

水电机组运行优化分析 第3篇

【关键词】凝结水经处理；优化技术；应用分析

绪论

凝结水精处理设备是为高参数大容量火电机组进行服务的，火力发电厂锅炉给水是由汽轮机凝结水和补给水组成，其中凝结水的水量占给水总量的绝大部分。凝结水在整个水汽循环中，由于凝汽器泄露、管道设备腐蚀等，不可避免地受到污染，对整个机组造成巨大危害，因此，凝结水的水质是保证发电机组安全运行的至关重要的指标。但是在很多的电厂中，其凝结水精处理装置在运行的过程中存有一定的问题，如，周期制水量偏低、混床出水漏钠或者漏氯等现象，这些问题的出现，会严重影响热力设备的安全经济运行。因此，在电厂的日常运行中，针对六百兆瓦以上的机组凝结水精处理系统进行运行的优化技术分析具有一定的经济价值，同时也有利于电厂的长远发展。本文就是针对六百兆瓦以上机组凝结水精处理系统运行的优化技术这一课题进行详细的分析研究。

一、凝结水污染源介绍

在对六百兆瓦以上机组凝结水精处理运行优化技术的应用分析这一课题进行详细的分析之前，有必要对凝结水精处理过程中对水质造成污染的细节进行分析。

1.1 凝结水的污染源

一般来说，在火力发电厂中，其凝结水是由汽轮机冷却凝结而成的。凝结水的原料是蒸汽，因为蒸汽能够达到火电厂所需的水质要求。从理论上讲，由于凝汽器泄露、金属管道及设备腐蚀等，水质原本纯净的凝结水在运行的过程中都会多多少少的受到一定的污染。所以说，在电厂正常运行的情况下，如果没有将凝结水进行除盐处理，使之变纯净的话，就会对机组的其他设备造成一定的腐蚀，从而影响电厂安全经济运行。那么，凝结水为什么会受到污染，而且受到污染后其中都含有哪些杂质，这是我们现在要讨论的问题。

经过调查我们可以知道，凝汽器的泄漏在一定的程度上会影响到水质，一些金属设备、管道在长期腐蚀的情况下也会对水质造成影响。除此之外，补给水的供水也会对凝结水的纯净造成一定的污染。后面，将针对以上这三个污染源进行详细的分析。

1.1.1 凝汽器的泄漏污染

当凝汽器发生泄漏的时候，冷却水就会和凝结水混合，从而使凝结水受到冷却水的污染，其杂质也会出现在凝结水中。一般来说，凝汽器的泄漏可以分为两种情况，一个是轻微的泄漏，另一个是大漏。所谓的凝汽器泄漏是指泄漏的冷却水严重污染了凝结水，也就是说，当凝汽器在制造的过程中，其铜管存在一定的缺陷时就会发生冷却水渗漏的现象，有时铜管被腐蚀也会有破裂的现象，这个时候冷却水就会通过裂缝渗透到凝结水中，冷却水中的杂质也因此污染了凝结水。除此之外，设备或管道的破裂也会对凝结水造成严重污染，一般来说，这就是凝汽器的大漏。而轻微的泄漏指的是平时的渗透，也就是设备在运行的过程中由于设备的振动而发生的轻微的渗漏，而需要注意的是，不管是机器组装的密合度是多少，都会因为设备在长期的运行中发生振动，而使得冷却水从设备的接口处产生渗漏。

1.1.2 金属设备的腐蚀污染

一般来说，金属性的设备在经过长期的运行之后，都会因为空气中的湿度而发生一定的变质现象，也就是腐蚀现象，更何况是长期与水接触的电厂水气设备。尽管这些金属设备经过了一定的处理，但是时间长了还是会发生腐蚀，凝结水流经这些设备时，水中会掺杂一些污染物质。一般来说，凝结水掺杂的金属杂质都是铜和铁的氧化物，而这些氧化物在进入锅炉之前并没有经过处理，所以也会随着水进入锅炉，并在锅炉中逐渐的沉积，进而又引起了锅炉内的腐蚀。

1.1.3 补给水的污染

补给水是热力系统运行过程中，因各种汽水损失或因无生产回水，而从系统外部补充的给水。补给水在锅炉中经过加热，变成水蒸气后再冷凝成凝结水的过程中，补给水中的污染物质，主要包括离子、有机酸等，会随着蒸汽冷凝后进入凝结水中，对凝结水产生一定的污染。尽管补给水会在化学水处理车间进行处理，但水质并不是非常纯净，处理后仍然会有一些污染物残留。所以，这就是补给水污染凝结水的原因。

综上所述，凝结水在生产的过程中势必会带有一定的杂质，为了保证凝结水的纯度，就要对凝结水进行精处理，从而保证水的质量，保障机组安全经济运行。

二、凝结水精处理系统介绍及运行问题概述

就目前的国际形势来看，不同的国家对凝结水进行精处理的时候，所选用的处理系统方法都是不同的。就美国而言，其所选用的处理系统有粉末树脂覆盖过滤器、深层混床以及覆盖过滤器加深层混床等这三种；而大多数的欧洲国家则会选用管式微孔过滤器加混床、阳床加混床以及电磁过滤器加混床等。但是就我国而言，六百兆瓦以上的机组凝结水精处理装置则运用的是以下的几种方法，包括单独混床，前置过滤加混床，粉末覆盖过滤器加混床，还有阳阴分床等。而在分离再生技术上主要采用的是高塔分离技术。空冷机组由于凝结水温度较高，因此采用的技术是粉末树脂覆盖过滤器，有时候会配合混床系统进行除盐。粉末覆盖过滤器是基于除铁过滤器的一种设备，与除铁过滤器的构造相同。在处理能力上，除铁过滤器只具备去除凝结水中金属氧化物的功能，而粉末覆盖过滤器可以同时除铁和除鹽。

2.1 凝结水精处理运行中所存在的问题

从前文我们可以了解到，凝结水的水质涉及到了整个电厂的安全经济运行。就目前的状况来说，各个电厂在处理凝结水的时候都存在一些问题。

首先，从树脂的选择上来说，树脂粒径的分布度越均匀越有利于精处理系统的运行，这关系着树脂的分离效果。还有从凝结水中氨的含量来说，若氨含量过高的话，就会增加混床进口中的铵离子的浓度，会加大树脂的运行负荷，使树脂更快的失效，缩短混床运行周期，增加凝结水精处理的难度。除此之外，还有一些其他的问题，比如树脂的分离度、再生剂纯度以及树脂再生效果等方面，如果处理不好，都会影响精处理的效果。

三、凝结水精处理系统运行的优化措施

结合上述影响凝结水水质的几个问题，对凝结水系统的运行进行优化分析。主要包括以下几个方面：

1、在选择树脂阴阳配比的时候要注意进行优化，并且可以根据需要对树脂的总量进行选择。具体来说，H-OH型运行的高速混床在选择阴阳树脂的时候要注意出水的水质条件，只有出水的质量保证了，才能够在一定的程度上保证最大周期制水量和最长运行周期。同时，为了减少凝结水在运行的过程中对设备和管道的腐蚀，要在精处理系统出水母管上准确加氨，使凝结水在弱碱条件下运行和输送。

2、要对分离塔反洗分层的流速进行调整。在凝结水精处理的过程中很容易出现阴阳树脂的分离不彻底，导致树脂输送回混床后，混床中树脂阳阴配比失调，影响混床出水水质。通过调整分离塔反洗分层流速以及设置混脂层的方法，可以提高阳阴树脂的分离率。调整反洗分层流速可以通过调节分离底部的进水调节阀的开度，由调试人员现场整定，开度逐渐减小，参考开度可依次设置为：100%，15%，3%，1%，开度逐渐减小，直到树脂平稳分层并落下。在阴树脂输送完毕后，分离塔中还剩下阳树脂以及混脂层，需要先人工检查剩余树脂的分层效果，若发生乱层，则将剩余树脂进行重新分层。最终由人工确认分层效果无误后，方可将阳树脂输送出来。

3、对再生液的流速和浓度进行适当调整。一般来说，对阴树脂进行再生的时候，以氢氧化钠溶液为例，要将其的浓度调整为4%，同时还要注意碱液的温度要在40摄氏度，因为只有在这个温度下，碱液再生效果才最好。在此浓度和温度的基础上，还要保证阴再生塔中的再生流速达到2～4m/h再生效果才最佳。还有，在对阳树脂进行再生的时候，以盐酸溶液为例，要将其浓度调整为4～8%，在此濃度的基础上，还要保证阳再生塔中的再生流速达到4～8m/h再生效果才最佳。

4、对高速混床树脂的输送顺序进行相应的调整，使之优化。一般来说，在输送树脂顺序的过程中添加混床排水是非常有必要的，这主要是为了保证阴阳树脂在混床满水的状态下处于平衡的状态，不会发生再次分离。

总结

综上所述，凝结水精处理系统设备是为保障高参数大容量火电机组系统的安全经济运行服务的，其最主要的任务是对凝结水进行除盐，使其能达到循环利用的标准。在火力发电厂中，凝结水处理系统是火电机组凝结水的惟一处理系统，根据上述分析的问题及其解决办法，对现场的操作和运行程序进行优化，可以有效提高凝结水系统的利用效率，保证凝结水系统的制水量和出水水质，最大限度满足整个电厂安全经济运行的需要。

参考文献

[1]韩隶传，汪德良.热力发电厂凝结水处理[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2]金绪良，李永立，王应高等.精处理高速混床树脂再生动态试验研究[J]，热力发电，2014，42（4）：49——53.

[3]曹松彦，常旭红.色谱测试技术在电厂凝结水精处理系统中的应用[J].热力发电，2011，39（10）：81——84.

[4]慕晓炜，郑敏聪，李建华.凝结水精处理混床运行控制指标分析与确定[J]，热力发电，，2013，41（10）：134——140.

作者简介

水电机组运行优化分析 第4篇

西霞院水电站位于小浪底水利枢纽下游16km处的黄河干流上, 是小浪底水利枢纽的配套工程, 其主要任务是对小浪底水库进行反调节, 使其发挥更大的社会效益和经济效益。

西霞院水电站装有4台单机容量为35MW的轴流转浆式水轮发电机组, 多年平均发电量为5.83亿kW·h, 2007年6月首台机组投产, 2008年2月最后1台机组投运。

1 水电站机组技术供水系统基本情况

1.1 系统构成

水电站4台机组分别为#7机组、#8机组、#9机组、#10机组, 机组技术供水系统由循环供水系统和备用水源系统组成。

循环供水系统分为2个独立的系统单元, 每2台机组为1个单元, 其中#7和#8机组公用1个单元, #9和#10机组公用1个单元。每个单元由1个循环水池、3台循环供水泵、4组循环水冷却器及1套控制系统组成。

备用水源系统包含1个独立的系统单元, 可在循环供水系统出现故障时自动投运。备用水源取自坝前, 仅在非汛期水质满足要求时投用, 全厂备用率为100%。

1.2 运行方式

以单台机组为例, 循环供水泵从循环水池抽取循环水, 水经热量交换器后进入机组冷却水管, 再经发电机推力和下导冷却器、发电机空气冷却器, 最后经回水管回流到循环水池。主轴密封水取自厂内清水供水干管, 通过自流方式给主轴密封供水。3台循环供水泵2台主用1台备用;当1台机组运行另1台机组停机时, 1台循环供水泵主用, 2台循环供水泵备用。

在黄河非汛期, 或在采用循环供水方式无法有效冷却机组时, 可采用备用水源冷却方式。备用水源取自坝前库区河水, 经滤水器过滤后, 由备用水源供水泵送至机组的各部位冷却器, 最后排出至机组尾水。备用水源只为1台或同时为2台机组供水时, 1台备用水源供水泵主用, 另2台备用水源供水泵备用。当备用水源同时为3台或4台机组供水时, 2台备用水源供水泵主用, 另1台备用水源供水泵备用。

2 技术供水系统优点

(1) 自动化程度高, 控制方式灵活。技术供水系统采用集中式PLC控制, 并通过MB+通信方式与计算机监控系统进行信号传输。在计算机监控系统上位机既可监视技术供水系统所有设备状态, 又可发令对技术供水系统单个设备进行操作。

(2) 循环供水泵相互备用, 提高了设备运行方式的灵活性和可靠性。无论循环供水单元只为1台或同时为2台机组供水, 都可以保证至少有1台循环供水泵在备用状态。如果循环供水泵在运行过程中突然故障停运, 备用水泵可自动投运, 从而大幅降低因循环供水泵故障而使机组被迫停运的概率。另外, 备用水源系统作为循环供水系统的后备, 在一定程度上也进一步提高了供水系统的可靠性。

(3) 供水泵轮流启动, 避免了备用水泵长期闲置情况的发生, 使设备得到充分利用, 同时又避免了个别设备长期运行容易出现磨损, 有利于保持整个供水系统在健康状态。

(4) 循环供水系统采用循环水池, 冷却水可以循环使用, 节约了水资源。

3 技术供水系统存在的问题及对策

3.1 循环供水泵动力电源供给方式不合理

#7、#8机组循环供水系统公用的3台水泵动力电源均取自400V厂用电一段, #9、#10机组循环供水系统公用的3台水泵动力电源均取自400V厂用电二段。在这种情况下, 400V厂用电一段失电, 会造成该#7、#8机组循环供水系统瘫痪, #7、#8机组无法投运;同样, 400V厂用电二段失电, 也会造成#9、#10机组无法投运。

针对以上情况, 建议将同一单元的3台水泵动力电源分开。把#7、#8机组循环供水#2泵动力电源从400V厂用电一段改为400V厂用电二段, 将#9、#10机组循环供水#5泵动力电源从400V厂用电二段改为400V厂用电一段, 即只需将#2泵和#5泵动力电缆调换即可, 如图1所示。

实施改进措施后, 循环供水系统可靠性、机组投运率得以提高。在400V厂用电一段或二段单独失电时, 全厂机组投运率由原来的50%提高到了75%。

3.2 技术供水冷却效果降低

(1) 循环水的热量交换器放置在河道中, 通过与河水进行热交换来降低循环水温度。在夏季, 河水温度较其它季节偏高, 与循环水的热交换效果不佳, 造成循环水温度不能有效降低, 技术供水冷却效果变差, 直接导致机组轴瓦、定子铁芯和定子线圈温度升高。针对此情况, 可以增加循环水池内循环水的更换频率, 当循环水池水温偏高时, 打开机组冷却水至尾水排水阀排出温度较高的循环水, 同时打开循环水池补水阀对水池补充新鲜的冷却水, 这种方法简单有效, 在实际中应用较广;另外, 还可以改变技术供水方式, 停用循环供水系统, 改用备用水源 (坝前水) 对机组进行冷却, 但是在夏季, 黄河正处于汛期, 河水泥沙杂质较多, 必须在确认水质满足要求的情况下才能投入备用水源。

(2) 循环水池的水取自地下, 而西霞院水电站所处位置的地下水水质较硬, 长时间使用易使管道产生水垢, 影响冷却器过流能力, 降低冷却器散热效果。另外, 热交换器处于尾水水面以下, 长期浸没在河水中, 造成热交换器表面附着大量的水藻和贝壳类生物, 也影响冷却器的热交换效果。针对此情况, 在循环水池中加入适量水垢清洗剂, 通过水的循环流动, 对管道内壁的水垢进行清除和冲洗, 然后对循环水池进行清理, 把循环水池底部的泥沙、铁锈等杂质清理干净;同时, 聘请专业水下作业潜水员, 对热交换器进行全面检查, 对其表面附着的水生动植物进行清理 (宜每年清理1次) , 以保证热交换效率。实施改进措施后, 冷却器的热交换效果得到大幅改善, 使得机组排出的冷却水能够迅速降温, 从而有效提高机组冷却效果, 使机组保持在良好的运行状态。

3.3 备用水源系统功能不理想

备用水源系统的实际运行效果与设计初衷存在一定差距。在实际运行中, 当1台机组运行, 投入1台备用水源供水泵时, 冷却水压力可达到0.4MPa (正常为0.1MPa) , 此时需要调小供水阀门开度, 以降低水压保证管路安全。当2台机组运行, 投入1台备用水源供水泵时, 又出现冷却水压力偏低、流量不满足现象, 造成机组冷却效果差。这种情况的出现, 造成备用水源系统几乎处于停用状态。

针对以上情况, 可以用变频器对备用水源系统进行改造。在供水泵电气主回路中加装变频器, 在机组技术供水管路上安装压力传感器, 变频器根据管路压力自行调节频率输出, 对供水泵转速进行控制, 以使技术供水压力保持恒定。当管路压力超出正常范围 (0.1MPa) 时, 通过变频器降低供水泵转速来达到降压目的;当管路压力低于正常范围时, 通过变频器提高供水泵转速来增加流量, 使技术供水管路压力保持在正常范围。

变频器已经是比较成熟的产品, 控制精度高, 应用广泛, 而且加装变频器不需要对原电气回路改动很多, 具有较强的可行性。通过变频器输出调节供水泵转速, 使得各台机组技术供水管路压力保持恒定, 满足了机组对冷却水流量和压力要求, 解决了备用水源系统存在的问题, 提高了机组技术供水系统整体健康水平。

4 结束语

自西霞院首台机组投运以来, 整个技术供水系统运行比较稳定, 没有出现因技术供水系统故障而使机组无法运行的情况, 尤其在经历设备磨合期后, 设备运行状况逐渐趋于稳定, 设备故障率大幅降低。针对目前存在的问题, 电厂技术人员将在总结分析的基础上, 根据现场实际条件, 充分利用现场资源, 有针对性地开展设备技改, 进一步优化设备运行方式, 提高机组技术供水系统的稳定性和可靠性。

摘要：介绍西霞院水电站机组技术供水系统的构成、运行方式及控制方式, 总结技术供水系统的优点, 分析技术供水系统运行中出现的问题, 并针对性地提出合理化建议和对策。

关键词：水电站,技术供水,冷却水,供水泵

参考文献

[1]王铁汉.水轮发电机组自动化和运行[M].北京:中国水利水电出版社, 1998

[2]林亚一.水轮机调节及辅助设备[M].北京:中国水利水电出版社, 2006

水电机组运行优化分析 第5篇

XX公司

风电机组运行优化指导意见

（试行）

安全生产部 二○一三年四月

目 录 总则...................................................1 2.气象信息...............................................2 2.1基本要求..............................................2 2.2信息收集..............................................2 3.风机运行优化...........................................2 3.1基本要求..............................................2 3.2风机运行优化.........................................3 4.电气设备运行优化.......................................6 4.1基本要求.............................................6 4.2电气设备运行优化......................................6 5.设备管理优化...........................................8 5.1基本要求..............................................8 5.2设备交接、验收优化....................................7 5.3设备特殊巡检优化......................................8 5.4检修维护策略优化......................................8 5.5备品备件优化.........................................10 6.负荷调度优化..........................................11 6.1基本要求.............................................11 6.2限电负荷调度优化.....................................10 6.3限电环境优化.........................................12 7.技术改造管理优化......................................12 7.1基本要求.............................................11 7.2技术改造管理优化.....................................12 8.管控模式优化..........................................12 8.1基本要求.............................................12 8.2管控模式优化.........................................13

前言

为深入贯彻落实XX公司“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动部署，充分发挥设备能力，深入挖掘设备潜力，全面优化机组运行方式，降低运行消耗，提高风电机组运行的经济性水平，制定本指导意见。

本指导意见明确了风电机组运行优化的范围、内容、基本要求、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供指导。

本指导意见由XX公司安全生产部组织起草。总则

1.1 运行优化必须坚持“保人身、保系统、保设备”的原则，以“抢电量、提效率、降损耗、降成本”为目标，以改革创新的精神、流程再造的力度，在全面深入开展对标的基础上，通过开展性能试验、综合分析、管理提升，建立一整套科学、合理的运行调整方法和控制程序，使风力发电机组、风电场在最安全、最经济的方式下运行。

1.2 运行优化应以风电场利用小时、风电场弃风限电比、风机可利用率、风机功率特性一致性系数为核心指标，限电地区增加“完整利用小时”（即利用小时+限电影响利用小时）指标，以机组设计值和区域先进值为标杆，对每个风电场、每台风机开展对标分析，全面分析查找影响机组提效降耗的问题；通过加强操作调整、设备治理和改造，实现机组运行指标达到或优于设计值的目标。

1.3 运行优化的主要内容包括：气象信息、风机运行、电气运行、设备管理、负荷调度、技术改造、管控模式等。风电企业应结合设备、系统运行状况和运行人员积累的宝贵经验，不断完善优化方案，有针对性地开展运行优化工作，杜绝生搬硬套。

1.4 运行优化要以风电核心指标为依据，以绩效考核为保障，指标竞赛为载体，强化全员价值思维和效益理念，充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，立足岗位，为实现管理、效益双提升做出新贡献。

2.气象信息 2.1基本要求

风电场应认真收集各种气象数据，确定专人负责历史风速整理、气象预报接收、风功率预测系统调整工作，掌握风速长期变化趋势和短期准确信息，为检修计划编制、调整提供依据，确保满足电网调度的要求。

2.2信息收集

2.2.1全面梳理风电场可研气象数据和历史气象数据，从测风开始逐年绘制月平均风速曲线，建立气象信息台帐。

2.2.2定时接收气象部门发布的天气预测、预报信息，做好记录。

2.2.3定时统计分析风功率预测预报系统准确率、合格率和上报率，未达标应及时对预测预报系统进行测试和校正；当风机有较大改造或附近建筑物发生变动后应及时测试，根据测试结果对系统进行调整。

3.风机运行优化 3.1 基本要求

3.1.1 风电企业应结合厂家说明书、限电周期、地理环境和运行经验，对机组启停进行认真分析，确定最佳的启停机时间和操作方法。

3.1.2熟练掌握风机运行参数、启停步骤和要求，有效控制启停，及时进行调整。

3.1.3掌握各台风机运行状况，查看风机功率与风速关系

是否与设计值一致，日发电量差异是否在合理范围内。对风机功率和发电量差异较大的风机进行重点分析，防止因风机潜在缺陷限制出力而影响负荷。

3.2 风机运行优化

3.2.1积极开展无风自动或手动解缆。风机运行中当偏航角度达到解缆角度时会停机进行解缆；加强对风机偏航角度的监视，利用无风时段手动停机，提前对角度接近解缆角度的风机进行手动解缆，以减少发电时的解缆次数，但要仔细操作，避免因手动解缆造成线缆扭断。

3.2.2安装在地理环境较差、较远的风机，因各种自然原因（大雪封路、行车困难等）发生故障后可能导致检修困难，应尽量减少此类风机的启停操作，减少故障发生率。

3.2.3加强报警信息的检查和分析，及时发现设备隐患，在低风速或限电时段提前维护，减少风机故障发生率。加强对润滑、冷却介质压力和润滑油温度变化趋势的监视，在低风速或限电时段及时对压力下降和油温较高（大于75℃自动限负荷）风机进行维护，避免造成故障停机。

3.2.4风电场中风机因地理位臵、设备性能、季节变化等因素发电能力不尽相同，应加强历史数据分析比较，确定不同季节发电出力大的风机，根据时段优先保证出力大的风机运行。当发电出力大的风机发生故障无备件可用时，可拆用发电出力差的风机部件进行替换，实现多发电量的目的。

3.2.5选择性能优良、风力条件好的风机作为标杆风机，以有利于提高风电场利用小时。

3.2.6未采用环网通讯的集电线路，当某台风机故障停电时，会造成部分风机失去通讯，无法进行监视和控制。如风机故障停电短时间内无法消除，应及时用光纤法兰将停电风机的通讯光纤进行短接，保证后续风机通讯正常；不能短接的要定时巡视失去通讯的风机，避免长时间停运。同时，加大改造力度，尽早实现风机间的环网通讯，避免因失去通讯不能向调度上传信息而受到当地电网风电细则的经济考核。

3.2.7北方严寒地区的风机冷态启动时会因加热时间长导致不能及时投运，可以通过在控制柜中加装加热片缩短控制元件加热时间，通过风轮空转来缩短齿轮油加热时间。

3.2.8风电场限负荷时要优先采用风机限负荷而不是停运部分风机方式调整，必须停运时要优先停运距离较近、交通便利的风机，保证解除限电时能够及时启机或修复。要完善风机启停功能设臵，实现群组启停功能，减少逐台操作的启动时间。

3.2.9限电地区风电场应进行风机停运时间与启动时间和启停故障发生率试验，确定限电停机的允许时间，按允许时间进行风机轮换停机。进行风机轮换时应先启后停，保证发电负荷压红线运行。

3.2.10不限电地区风电场应进行风机停运与启动时间试验，明确风机应主动停运的最短无风时段，根据风功率预测系统数据判断是否主动停机操作，以减少风机自耗电量。

3.2.11定期对风速仪进行比对试验，确保数据准确，加强

对风机功率特性一致性系数指标的分析，及时发现风速仪、变频器、叶片等存在的问题，通过在低风速或限电时段的维护提升发电效率。

3.2.12开展典型机型功率特性一致性系数测试，测试结果与设计值偏差超过5%时要协商设备供应商进行调整；高度重视低风速区机组出力特性，优化控制策略，尽量做到低风速非限电时段多发和抢发电量。

3.2.13限电地区要对各时段网调电量和全场发电量进行详细对比分析，严禁在风电场风机全发电量小于网调电量的低风速时段进行设备维修。

3.2.14运行人员对风机运行参数变化应进行分析对比，风电公司就建立设备性能预警机制，尤其加强功率曲线和利用小时的对比和预警，及时发现设备性能缺陷。

3.2.15定期总结风机故障信息和缺陷信息，编制重大事故处理预案；定期联合开展故障和事故处理演练，提高故障处理速度和质量，减少故障处理过程中人为因素导致的电量损失。

3.2.16定期开展风机各级安全回路试验，确保风机运行安全；定期开展风机各项功能试验或验证，确保风机各项功能完备有效；定期对叶片0°进行校正，减少桨叶角度偏差和空气动力性不平衡，提高发电效率。

3.2.17合理优化设备参数，确保设备控制系统参数与设备相符，并针对不同季节风况，及时调整控制参数。如大风期调低启动风速，缩短偏航等待时间，增加等效发电时间，提高发

电量；小风期调高启动风速，延长偏航等待时间，减少设备用电量。

4.电气设备运行优化 4.1 基本要求

整合系统各类运行信息，深度开展电气运行方式分析，结合电气运行方式特点，有针对性的根据、季度、月度不同工况，开展电气设备优化工作，不断提高电能传输效率，降低厂用电率。

4.2 电气设备运行优化

4.2.1在满足电网电压的前提下，进行主变和风机变分接头档位配合测试和场损、线损分析，确定最佳的档位配合，提高主变运行效率。

4.2.2油浸风冷类型主变，应停止冷却器风扇手动运行方式，靠油温自动启动。

4.2.3变压器负荷不平衡越大损耗越大，应加强三相电流监视；对于站用变，要及时调整切换照明、空调等用电设备电源，减少站用变三相电流不平衡度；对于主变，要开展调压档位优化，降低变压器和线路损耗，提高运行效率。

4.2.4风电场备用电源重要等级相对较低，且不常用。可以根据风电场情况做好与电网沟通，在调度许可的情况下将备用线路和备用变冷备用运行，但必须做好定期测试和检查，保证设备状态良好。

4.2.5优化动态无功补偿设备运行方式，加强电压、功率

因数等参数的监控，减少动态无功补偿设备运行时间，尽而减少耗电量；同时，要保障电网调度要求的调节参数，避免无功电量考核。

4.2.6外购电采用峰谷分时电价的风电场，应采用错峰用电方式，避开高峰，降低成本。要积极与电网协商，争取做到用外购电量抵扣上网电量，避免电费差额损失。

4.2.7升压站路灯照明应采取分时控制，节假日全部开启，平日隔盏使用；对配电室、保护间等生产场所的照明进行优化，以保证人员安全为原则尽可能减少用电。鼓励采用LED灯替换老式灯具，采用声光、接触、人体感应等开关技术，实现“人走灯灭”。

4.2.8冬季风电场限电时段在保证出力的情况下应提高供暖设备功率或投入，保持较高室温；限电解除后可在一段时间内停止或减少供暖设备投入，增加上网电量。

4.2.9夏季室外温度不高于30℃和房间无人时，空调禁止投运；投运期间，统一设定启动温度26℃，门窗禁止开启。

4.2.10夜间办公电脑、饮水机、打印机等电源应关掉，长时间不使用时拔下插头或将电源停电。

4.2.11加强对风电场内宿舍、食堂用电管理，有条件应加装计量表计进行统计；对施工用电要单独计量，与施工单位进行核算。

5.设备管理优化 5.1 基本要求

认真开展设备验收、巡检工作，及时发现共性、季节性缺陷，做好人员、物资等准备工作，加强安全、质量、进度管理。

5.2设备交接、验收优化

5.2.1新建风电场设备招标时要保证设备质量，不宜采用低价中标，设备部件制造厂商在同一个风场中应完全统一；扩建风电场风机、箱变、保护、通讯等设备尽量选取与前期同型号的设备，减少备品备件种类及数量。

5.2.2新建风电场移交生产时，要明晰交割界面，工程竣工图纸、设备说明书、试验报告等资料要齐全，认真进行设备验收和整改工作，做到零缺陷交付。

5.2.3严把风机“240小时试运”和“出质保验收”关，做好功率曲线、可利用率、服务项目、潜在缺陷、备品配件等方面的考核与验收。

5.3设备特殊巡检优化

5.3.1定期开展室内设备黑巡和室外设备夜巡，检查有无放电、发热现象，是否有接头松动、绝缘损坏等隐患。

5.3.2大风天气巡检，应检查各屋室、配电箱、风机及风机变的门窗是否关闭良好，线路有无剧烈摆动、舞动，导线是否断股，杆塔是否倾斜。

5.3.3雨雪天气巡视，应检查室外配电箱、风机及风机变内部有无漏水积雪，门窗是否关闭良好，基础有无冲蚀。

5.3.4低温雨雪天气巡视，应检查叶片、导线、绝缘瓷瓶表面有无引发短路故障的滴水及结冰现象；风速风向仪是否运转正常；各保护室、通讯室温度、湿度是否正常。要特别注意巡检时人身安全，避免因漏电引发的安全事件。

5.3.5雾天巡视，应检查各电缆接头、导电部件连接部位、绝缘子、避雷器有无闪络放电。

5.4检修维护策略优化

5.4.1分析历年风速和限电数据，合理编制全年检修预试和技改时间计划，不限电地区安排在小风期，限电地区安排在限电严重月份。寒冷地区要措施得当，防止检修时人员冻伤。

5.4.2掌握风电场送出线路及对端供电公司变电站检修计划，做到风电场检修预试、设备消缺、技术监督与对端变电站检修同步进行，减少重复停电次数。

5.4.3限电地区利用风功率预测系统、综合调度自动化系统，分析风电场近期限电形势，依据限电时段风电场备用容量的大小，将风机、箱变、集电线路等设备的定期维护、检修试验计划化整为零，提前做好检修维护安排，减少限电损失电量。

5.4.4加强夜间消缺管理，在天气、道路允许情况下，鼓励开展小型易消除缺陷的夜间消缺工作，提高风机可利用率。

5.4.5根据风电场所处环境定期对叶片污损情况进行检查和测试，及时修复叶片损伤，定期进行叶片清洗，提高发电效率；风机定检后要与修前功率一致性曲线、缺陷发生率等指标进行对比分析，检查和评价检修维护质量。

5.4.6分析和研究机组性能老化趋势，尝试开展风电机组运行状态评估与故障智能预警和预防性维修。

5.4.7定期与风机厂家就设备运行过程中发现的问题和优化运行结果进行沟通，不断提高风机设备检修质量和运行水平。

5.5备品备件优化

5.5.1做好备品备件统计，分析使用情况，准确掌握常用备品需求，合理进行储备。对风机采购合同中的随机备件进行梳理，对不常用的备品与厂家协商进行等值对换，提高现场备品的使用率。

5.5.2与周边同机型的风电企业建立联系，建立相互支援的借用机制，对较贵重的备品可以联合储备，互为备用，对进口设备备品可适当增加储备。

5.5.3与风机厂家合作，以有偿提供库房场所、支付预备金或先用后付等方式，建立联合储备库房，降低供应价格，缩短供应周期，达到互惠互利的效果。

5.5.4开展风机零部件性能寿命分析研究，改变“以换代修”的检修方式，对损坏零部件进行修旧利废和国产化替代工作，提高零部件使用效率。

5.5.5提高因不能及时到货造成风机停运的备件监控等级，加强备件订货、发运的全程跟踪，加大催货力度，缩短停机时间；同时分析备品储备的合理性，避免此类事件再次发生。

6.负荷调度优化 6.1基本要求

积极与调度沟通，在电网调度负荷指令下，根据风电场设备特性，确定风机运行数量和风电场送出负荷，达到增发、抢发的目的。

6.2风机运行方式优化

6.2.1风机投运容量要大于调度要求负荷，多余容量通过风机限负荷方式进行调整；加强风机负荷监视，进行及时调整；掌握调度对出力超限的要求，以不违反调度命令、不切除线路为原则，保证所带负荷始终不低于计划值。

6.2.2安装电网公司调度自动化OMS系统的风电场，加强区域送出线路潮流情况监测，及时掌握区域送出线路潮流断面情况，当线路输送容量出现下降时，积极主动向调度部门申请增加电场功率输出，争取增加负荷。

6.2.3接到电网限负荷指令后，在允许的时间内先停运带病运行的风机和有劣化趋势的风机；然后按照机组容量从小到大、先快后缓、先近后远的原则进行操作；接到恢复指令时应按容量从大到小迅速启动，冬季可提前加热，缩短启动时间。

6.2.4在同一送出线路或送出断面有多个风电场的风电公司，当出现部分风电场因设备或风资源原因达不到调度负荷计划时，应加强与调度沟通，力争将欠发负荷协调至具备发电能力的风场，从而实现负荷内部调度、优化的目的。

6.2.5当调度要求风电场输出负荷为零时，应积极与调度

沟通，以不向网上输送电量为原则，争取开启1～2台风机，用于满足场用电自消耗。

6.2.6深入研究和掌握风电送出系统稳控装臵特性，优化各主变间的负荷分配，实现风电场出力最大化。

6.3电量计划优化

6.3.1及时了解行业、电网等管理部门的要求，积极完成电网稳定要求的技改项目，改善电能质量，推动电网友好型风电场建设，提高上网排序名次。

6.3.2深入分析风电场所在地区的网架结构，梳理影响风电场送出的关键瓶颈，积极与电网规划部门沟通，促进送出线路早日列入电网规划；已列入规划的项目要关注工程建设动态，推进工程建设进度，及早解决送出瓶颈。

6.3.3加强与电力主管部门的沟通协调，积极跟踪国家、行业的政策倾向，探索风电的储能、转换等新技术应用，适时建设弃风储热供热等项目，争取电量倾斜。

6.3.4密切关注国家或区域电网有关风电和火电替代交易实施情况，积极探索风火替代交易机制和评价规则，努力提高上网电量。

7.技术改造管理优化 7.1 基本要求

积极采用新技术，努力提高风能利用率、减少限电损失和提高设备可靠性；制定科学合理的实施方案，严密论证，避免出现过度改造或重复性改造。

7.2技术改造管理优化

7.2.1及时掌握国家和行业有关风电涉网技术改造的政策动向及形势，确保技术改造满足涉网需要。

7.2.2加强与设备造商沟通，积极开展各种可以提高发电能力和降低自耗电的技术改进。如在叶片根部加装T型扰流板和格林襟翼、在叶片中部加装涡流发生器；合理调整加热器和散热器控制方式；减小偏航角度和定位时间；提高测风精度；最佳浆距角确定；合理调整切入切出风速等。

8.管控模式优化 8.1基本要求

风电公司要根据风场所在区域、设备情况、人员配臵、网架结构等因素，积极探索适合本企业的管控模式，提高管控能力，实现高效管理和效益最大化。

8.2管控模式优化

8.2.1规模较小的风电公司按照“小部门、大风场”的管理思路，推行风电场“运检合一”的模式，重心下沉在现场。

8.2.2规模较大的风电公司尝试开展“远程集中监控、就地少人值守”、“运维合一”、区域专业检修的模式。

水电机组运行优化分析 第6篇

关键词：600 MW机组；pH值；湿法脱硫系统；运行优化

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）08-0179-02

近年来，全球范围内环境污染现象比较严重，国际化的环保大环境促使中国对SO2排放量的控制提出了新要求。湿法烟气脱硫技术目前已被广泛应用在中国各种规模的火力发电厂中，也逐渐成为电厂脱硫技术的一种主要工艺。然而，随着发电站设备机容量的逐渐增加，湿法脱硫装置设备的容量也在不断增大，其耗电量巨大，造成了严重能源浪费。

本文以600 MW机组实发脱硫系统运行的优化为例，对其系统运行过程优化提出相应优化对策，能有效减少资源浪费现象，进而提高企业经济效益。

1 关于实发脱硫工艺的基本过程

某工厂（改为具体名称）使用600 MW机组烟气脱硫工程采用的是SO石灰石—石膏湿法脱硫工艺。工程的脱硫装置为一炉一塔式，设备工作效率在96%以上。发电厂1号到4号机组在BMCR（括号中解释其含义）的工况下，对内部烟气进行脱硫处理，每个塔需设置3层浆液喷淋，每层浆液对应1台石灰石浆液循环泵，使用工厂外来石灰石块来制备吸收剂，将石灰石块在车间内磨成粉末状，并采用气力进行输送，将其输送至吸收塔区域，此时，使用浆液泵将石灰浆运送到吸收塔内部，通过浆液再循环系统完成再循环过程。

此时，锅炉中烟气已经经过除尘，将除尘后的烟气松紧吸收塔，使烟气中的SO2和石灰浆液中的CaCO3和鼓入的氧化空气充分反应，反应结束后生成的反应物为CaSO4·2H2O，即石膏形成，烟气在脱硫除雾后会带出细小水滴，最终通过工厂的烟囱将其排除，而脱硫后的石膏浆液则使用工厂的脱水装置进行回收。整个过程就完成了湿法脱硫。

2 优化600 MW机组湿法脱硫系统

2.1 实验过程

对某工厂（改为具体名称）4×600 MW机组石灰石—石膏湿法脱硫系统进行优化。该设备系统于2010年9月份投入生产，在脱硫工作中发挥了重要作用，为使该脱硫系统运行更加稳定和可靠，决定对脱硫系统运行进行必要的优化，主要从整个湿法脱硫系统的自动控制能力、脱硫反应工艺及系统运行的经济性等三方面进行调整和优化。600 MW机组湿法脱硫系统优化示意图，如图1所示。

由图1能看出，在对600 MW机组实发脱硫系统运行进行优化的过程中，要利用实验来对确定吸收塔浆液的pH值最优值，有效提高石灰石使用效率、增强系统脱硫性能及使生成石膏品质达到最优等。实验通过对石灰石使用效率及生成石膏的形状和大小，能确定最终确定石膏的密度范围，这样就能在根本上保证生成石膏的质量，并有效降低了整个过程对脱硫设备的磨损[1]。一些工程的生产过程中，有时会出现浆液pH值不正常现象，因此，要对其脱硫机理进行研究，以达到对烟气系统的控制。

2.2 结 果

2.2.1 优化600 MW机组湿法脱硫工艺

工程过程中浆液pH值的密度对整个脱硫系统的稳定性造成影响。因此，对样品成分进行分析后将浆液pH值最优值控制在5.26≤pH值最优值≤5.34，并将其（指什么）密度控制在 1 111～1 129 kg/m3之间，这样就能有效提高整个湿法脱硫系统运行过程中的稳定性和可靠性。火力发电烟气脱硫装置，如图2所示。

2.2.2 提高600 MW机组实发脱硫系统的节能性

对于发电厂，安装脱硫系统是一项十分耗电的装置工艺，因此，在安装湿法脱硫装置系统时，要考虑到整个运行系统的节能型和经济性。对600 MW机组实发脱硫系统进行优化，主要的判断标准就是SO2的质量流量，确定机组SO2具体浓度数据和机组最大负荷数据，从而使运行人员可进行准确操作。在对石灰石浆液循环泵和脱硫过程中使用的氧化风机进行节能：

在2台石灰石浆液循环泵同时运行且烟气中SO2流量在 3 200 kg/h以下时，将其中1台石灰石浆液循环泵停运，氧化风机单独运行，且其中的SO2流量同样在3 200 kg/h以下时，将1台氧化风机停运，这样就能有效解决能源，同时也能增强整个系统的经济性能[2]。

2.2.3 对600 MW机组实发脱硫系统的控制系统进行优化

某工厂利用5台机组增压机进行压力调节，烟气脱硫系统通入使用后，由于旁路挡板未曾关闭，增压风机未自动启动运行，此时，设备操作人员要手动调节风机开度，以便能保证增压风机入口压力稳定。

为进一步提高整个控制系统的质量，需在入口的增压风机出加入压力变化的信号，来指导其进行自动调节，对工厂内600 MW机组湿法脱硫系统的控制系统进行优化，能增强增压风机的自动运行，提高了整个运行过程的安全性。

3 600 MW机组湿法脱硫工艺优化过程的统计分析

3.1 分析设备入口含尘量对脱硫效率的影响

当工厂内脱硫设备入口烟气含尘量在80 mg/m以下时，机组脱硫效率能达到95%左右，反之，脱硫效率将会严重降低，这就说明，含尘量的降低能促使设备有效去除烟气中的SO2，提高脱硫效率。

3.2 石灰石的溶解性受石灰石浆液pH值的影响

在对发电厂进行脱硫处理时，石灰石的溶解活性十分重要，而石灰石的溶解活性也会受石灰石浆液pH值的影响，当石灰石浆液pH值在4.6～5.4之间时，石灰石溶解性在逐渐增强，pH值逐渐升高时，需使用的石灰石浆液的补浆量也就会随之增加，此时石灰石浆液的利用效率就会降低，因此，在提高固硫率时，要将pH值控制在一个范围内，这样就能收到最佳固硫效果。

4 600 MW机组湿法脱硫系统运行优化的重要意义

通过对600 MW机组湿法脱硫系统进行优化，能有效改善增压风机性能，杜绝挡板不正常操作现象的出现，有效提高了整个脱硫系统的安全性和使用效率。在湿法脱硫工艺操作过程中，对其控制系统进行优化，能降低系统操作的失误率，也就在一定程度上减轻了工作人员操作压力，节省了操作时间，极大提高了整个脱硫系统的工作效率。

5 结 语

600 MW机组湿法脱硫系统运行优化需对实发脱硫工艺参数进行优化，同时，结合理论并联系实际进行对工厂脱硫工艺的优化进行研究，这样就使脱硫系统节能方式得到了有效优化，提高了600 MW机组湿法脱硫装置的可靠性和稳定性，并在节约能源的基础上增加了企业的经济效益。对600 MW机组湿法脱硫系统的运行优化提出了相应优化措施，能对以后发电厂湿法脱硫工艺的优化提供一定的借鉴。随着发电站设备机容量的逐渐增加，湿法脱硫工艺将会得到更加广泛的应用，并在未来的脱硫处理中发挥着自己独特的作用。

参考文献：

[1] 董传深，邱振波.600 MW机组脱硫系统的优化运行及节能改造[J].电力 科学与工程，2010，（11）.

汽轮发电机组滑压运行优化分析 第7篇

关键词：火电机组,滑压运行,优化

0 引言

随着电网容量的不断扩大，电网的峰谷差将迅速增大。而由于担当调峰任务的中小火力发电机组逐步退出运行，电网峰谷差的矛盾日益突出，因此，大容量火力发电机组参与调峰势在必行。从而机组处于低负荷运行状态，偏离设计工况，热经济性大大降低。影响机组低负荷运行热经济性的主要因素一般有：系统设计、设备状况、运行方式等，只有运行方式可以随时调整。故机组在变负荷运行时，不同的运行方式的特点及其对热经济性的影响对现场节能降耗具有十分重要的意义。

火电机组的运行方式有定压运行和滑压运行方式之分。定压运行方式是指新蒸汽压力和温度保持不变,通过改变调节阀门开度控制机组负荷。滑压运行方式是指汽轮机在不同的工况下运行时，维持主汽门全开，调速汽门全开或固定在某一适当开度，蒸汽压力随负荷变化而变化，但主蒸汽和再热蒸汽温度不变。由于滑压运行可以降低机组寿命损耗，故变负荷调峰机组一般采用滑压运行（也称变压运行）。

如何在低负荷时使机组运行效率与同工况下定压运行的效率高，以达节能降耗的目的。本文以某300MW机组为例，进行滑压运行的优化分析。

1 与滑压运行有关的因素

1.1 滑压运行时主蒸汽和再热蒸汽温度基本不变

机组滑压运行时，负荷降低主蒸汽压力随之降低。主蒸汽压力对主蒸汽温度的影响，是通过工质的焓升分配和蒸汽比热容的变化来实现的。当汽压降低时，饱和蒸汽焓值增大，汽化潜热增加，过热热减小。在燃料量不变时，汽化潜热的增加使得在水冷壁中的产汽量减少，汽温升高。同时，汽压降低使蒸汽的低压比热容减少，与定压时相比，同样蒸汽流量吸收相同烟气热量时，其温升大。汽压降低，蒸汽比容增大，流过过热器的蒸汽容积流量几乎与额定负荷时相同，蒸汽流速不变，虽然过热器外壁的烟温随负荷降低，但由于饱和温度随汽压也降低，所以过热器的传热温差变化不大，工质从烟气中的吸热量基本不变。汽压降低后，可用减温水来吸收多余的热量，以维持额定的出口汽温。

由于滑压运行时主汽温度可以维持不变，高压缸排汽温度也几乎不变，致使再热汽温升基本不变（达到额定的出口温度），由于负荷的降低，再热汽需要总热量减少。而再热器一般布置在锅炉烟温较低区域，属于对流特性，随负荷降低，再热器的吸热量也降低。这样即可维持再热蒸汽的出口温度。

1.2 滑压运行时汽轮机效率高，而机组循环热效率降低

滑压运行时，汽轮机调速汽门处于全开（或部分阀全开），节流损失小，调节级前后的压力比及其后各级的压力比都基本不变；另一方面，主蒸汽压力随负荷而升降，低负荷时压力也低，蒸汽容积流量基本不变。汽轮机的级效率同级的前后压力比以及通过级的蒸汽容积流量有关，这两项基本不变，则各级的效率也基本不变。由于主蒸汽压力随负荷下降而下降，因此循环的效率随负荷下降而下降。这将部分地抵消由低负荷时汽轮机内效率的提高所带来的收益。

1.3 滑压运行时给水泵能耗少

当给水泵为调速给水泵，在低负荷运行时，给水泵不仅流量减小，而且给水压力也降低，因此给水泵的功率消耗可减少。

1.4 滑压运行时各承压部件的寿命

低负荷时压力降低，减轻了从给水泵至汽轮机高压缸之间的所有部件（包括锅炉、主蒸汽管道、阀门等）的负载，延长系统各部件的寿命。同时，汽轮机调速汽门由于经常处于全开状态而大大减轻了磨蚀并可减少维修工作量，有效提高了其寿命。但是，滑压运行时，锅炉汽包内的蒸汽压力随负荷而升降，汽包压力下的饱和温度也随之变化。当汽包内的水汽温度随负荷而降低时，汽包上下部分的金属壁温变化速率不同，形成了上下壁温差，从而产生热应力。

2 优化数学模型建立

从前面的分析可以看出，滑压运行具有在低负荷下提高汽轮机内效率、维持主蒸汽温度和再热蒸汽温度、降低给水泵电耗、使机组有偏于安全等优点，但由于压力的降低使循环热效率降低，并且滑压运行时汽包壁上会产生热应力。因此是否采用变压运行，要进行综合经济技术比较，并非所有负荷范围都是滑压运行经济。

以某国产300MW机组为研究对象，设机组的热耗率q作为优化目标函数，主蒸汽压力p0（可与不变的主蒸汽温度由水蒸气物性子程序查出主蒸汽焓h0）、机组负荷N（可用主蒸汽量D0代替）、再热蒸汽压力pr、再热蒸汽量Dr、给水泵出口压力pf（可由水和水蒸气物性子程序查出给水焓hf代替）、汽轮机排汽压力pc作为优化变量，即：

该机组热耗率可表示为：

选取目标函数为：

式中ηt、ηi、ηg分别为循环热效率、汽轮机内效率和发电机效率，发电机效率随负荷变化较小，假设其不变，循环热效率和汽轮机内效率可分别由（2）、（3）式确定。

式中h'r、hr、h'rt分别由再热压力及压损根据热力过程线求取，hc、hct分别由汽轮机的排汽压力根据热力过程线求取。

将式（2）、（3）代入式（1）的目标函数中得：

在目标函数中的一些间接变量可以通过水和水蒸气物性子程序或机组的热力过程线（方程）子程序求取，因此，目标函数最终被转化为优化变量的复合函数，即：

根据300MW机组的结构特点和技术要求，确定出各优化变量所必须满足的约束条件为：

(1)Dr燮D0(2)pc<pr<p0<pf

这些约束条件均为不等式约束，将其表达成约束函数形式：

因此，优化数学模型可以描述成下列数学形式：

由于目标函数是非线性的，所以这是一个非线性规划问题，应用非线性优化方法求解。考虑滑压运行运行时压力变化对汽包热应力的影响，故应控制主汽压对应的饱和温度ts的变化速度此条件作为机组运行的考核条件。

3 优化计算方法及计算结果

由于目标函数F(x軆）=F(p0,D0,pr,Dr,pf,pc）的表达式比较复杂，且计算过程中需经常调用子程序，不易求导。因此，只能用求解不等式约束下非线性规划问题的直接优化方法来解决这一问题。本文选用正多面体法，用这一方法对已建立的某国产300MW机组的综合优化数学模型进行了求解，所得结果列于表1中。为了便于比较，表中还列出了机组定压运行时的计算结果。

在优化计算过程中，需要确定水或水蒸气的热物性，依据最完整的工业用水和水蒸气热力性质的计算公式为“The International Association for the Properties of Water and Steam”(1997），将其编制成子程序；另外，将汽轮机热力过程线方程也编制成子程序，在优化计算过程中均被主程序调用。

从表1中可以看出，当机组负荷在额定负荷的75%以下时，滑压运行比定压运行要经济，并且负荷越低，热耗率降低值越大。当机组负荷低于额定负荷的40%时，主蒸汽压力受循环热效率的影响滑降已不明显。因此，该机组压力降至9.26MPa时，已不适合再滑压运行。

4 结论

本文通过对机组滑压运行的优化计算，得出机组实际进行滑压运行时的负荷范围，对制定机组的运行方案提供了依据。

当机组参与电网调峰时，机组可在额定负荷的高负荷范围内（比如额定负荷的75%-100%）保持定压运行，用改变调门开度或增减进汽喷嘴数目的方式来调节负荷；在额定负荷的中低负荷范围内全开部分调节阀进行滑压运行；在额定负荷的极低负荷范围内（本机组为40%额定负荷以下）采用在低蒸汽压力下的定压运行方式。这样，可以在全负荷范围内都能保持较高的效率。

参考文献

[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京,水利出版社,1995.

[2]陈庚主编.单元机组集控运行.中国电力出版社,2002.

[3]岑可法等著.大型电站锅炉安全及优化运行技术.中国电力出版社,2003.

600MW超临界机组运行优化分析 第8篇

关键词：600MW,超临界机组,运行优化,分析

本文以河南某个公司的600MW超临界机组为例, 其锅炉为单炉膛, 汽机为三缸两排汽、其中主再热蒸汽的温度为538℃/566℃, 压力为25.4MPa/4.39MPa。根据这个公司机组的实际情况, 对600MW超临界机组的运行方式进行了一系列的优化。

1 机组启动过程节能优化

1.1 锅炉启动冲洗优化

在实际运行的过程中可以发现, 锅炉冷热态清洗过程中, Fe含量影响较大, 若依锅炉上水水质, 冷态清洗水质要求进行时, 耗时较长, 在实际操作过程中, 高加出水水质Fe含量可以比正常值稍高 (控制要求50PPb) , Fe小于100PPb后, 锅炉可直接上水, 完成后直接开始大流量清洗排放, 此时不回收, 全部排放清洗效果较好, 同时对炉水的水质进行不间断检测, 若是其中的储水罐出口含铁量小于等于500PPb, 就可以将炉水回收到凝汽器里面, 利用精处理的前置除铁过滤器进行除铁, 这样一来, 可以将高加循环清洗及锅炉循环冲洗的时间进行缩短。

1.2 采用无电泵启动

600MW超临界机组启动时, 若给水泵汽轮机备用汽源可靠充足, 可采用汽动给水泵启动, 在比电泵启动安全的同时, 有效降低启动时厂用电消耗, 减少汽泵并入, 电泵退出等操作, 减少操作风险, 缩短启动时间, 根据测算若依10小时启动时间, 采用汽泵启动可较电泵启动减少厂用电量4万度。

1.3 提前投入#2高加

在锅炉点火后, 高压低压旁路投入时, 取自高压缸排汽即冷段再热蒸汽管道的二段抽汽压力逐渐上升, 此时可暖投#2高加, 通过对比, #2高加提前投入后, 锅炉给水温度可较以前上升18℃~25℃, 在有效减少耗煤, 提高热效率的同时, 大量减少过热器一二级减温水的使用量, 较好的控制主再热蒸汽温度等冲转参数, 避免受热面氧化皮脱落的同时, 利于汽轮机暖机。

2 机组辅机设备运行方式节能优化

2.1 一次风压力曲线优化

该公司600MW超临界机组采用的是中速磨煤机正压直吹式制粉系统, 每台锅炉配备2台离心式一次风机。在运行的过程中, 经常会出现实测一次风压偏高, 风量偏大, 燃烧排烟损失大, 飞灰含碳量偏高等问题, 为了降低一次风机的能耗以及提高锅炉燃烧效率, 需要对一次风压力曲线进行优化。

在经过优化之后, 一次风压力由定值11k Pa控制, 改为不同负荷下, 最大煤量给煤机所需风量演算控制, 300MW负荷时热一次风母管的压力降为8.5k Pa, 电流从128A降低至106A, 这样一来便有效的节约电能, 经济效益得到了显著的提高。

2.2 凝泵变频改造及循环水泵高低速改造

因目前600MW超临界机组受水电及新能源发电影响, 利用小时数及负荷率不断下降, 大量参与机组调峰运行, 平均负荷率不到70%, 凝结水节流损失较大, 采用变频改造后, 根据不同负荷, 采用30Hz~50Hz频率调节凝结水流量, 300MW负荷时凝泵电流由202A降至140A, 同时凝结水压力由4MPa降至2.3MPa, 厂用电率及凝结水节流损失大幅度减少。

循环水泵在夏季采用双循泵运行, 其他季节随着环境温度的降低, 采用改变循泵电机内部接线方式, 实现低速运行, 在保证凝汽器冷却水量的前提下, 循泵电流可以降低80A左右, 对比真空变化情况, 仅此一项可降低煤耗0.4g/k W·h。

2.3 高加下端差大的解决

高加下端差一直较大, 1#高加下端差为13℃, 2#高加下端差为26℃, 远大于设计值5.6℃。

端差的加大会将会使得疏水冷却段无法充分的进行换热, 这样会直接将热水排走, 除此之外还会导致蒸汽流动的速度加快, 给热气管束造成直接的冲击, 从而导致管壁变薄, 还容易产生爆裂。在对此进行排查之后发现, 造成这个的原因是热工控制“0”水位比高加设计“0”水位低造成。

在对此进行优化的过程中, 重新对高加水位的“0”水位进行了标定, 下端差能控制在5.6℃左右。根据计算高加端差增加5℃, 将使煤耗率增加0.219g/k W·h, 因此, 通过此项措施, 可以降低煤耗率1.7g/k W·h。

3 脱硫系统设备运行方式优化

3.1 电除尘节能运行

在机组运行的过程中, 需要配备两台静电除尘器, 共有两个通道五个电场, 共有20台T/R (整流) 装置, 采取小分区供电配置方式, 正常运行时一至四电场T/R装置控制方式为方式0 (火花跟踪控制) , 电流极限设定为60%, 运行中T/R装置一次电流约260A~320A。通过对静电除尘器的运行方式进行优化, 除了维持电场的控制方式不变之外, 要对电流极限进行适当的降低, 对于二三四电场的控制方式进行节能选择, 除此之外还要根据脱硫入口粉尘度的变化来调整电流极限的运行方式。在经过优化之后, 可以使得电流大幅度下降, 每天可以节约能耗49661.3k W·h, 取得了非常显著的经济效益。

3.2 减少除雾器冲洗水泵运行台数

600MW超临界机组中, 2台冲洗泵, 一个作为运行, 一个作为备用, 这是每一个脱硫吸收塔除雾器的基本配备。在机组正常运行的情况下, 两台吸收塔除雾器的累计冲洗时间大约为6小时左右。为了优化运行方式, 在两台机组除雾器之间, 加装冲洗母管, 利用隔离阀以及连通管, 将两台机组除雾器的运行方式改为一台冲洗泵运行, 同时将出口母管的连通阀打开, 这样一来两台机组除雾器便可以轮流的使用一台冲洗泵。与此同时, 对除雾器的冲洗逻辑进行了优化, 避免两台除雾器同时进行冲洗。在经过优化之后, 电厂的备用设备增加了, 同时还可以节约用电。

3.3 优化脱硫浆液循环水泵运行方式

该公司单台机组配置四台浆液循环水泵, 对应A/B/C/D四层喷淋层, 原设计三台浆液循环泵运行, 一台备用, 现根据入炉煤含硫量及原烟气含硫量变化, 采用两台, 三台, 四台等灵活运行方式, 特别是在对入炉煤进行合理掺烧后, 原烟气含硫量降至1000mg/m3, 两台浆液循环泵即可达到保证脱硫效率及净烟气SO2排放不超标的效果, 有效降低了厂用电量。

结语

通过对某公司的600MW超临界机组进行一系列的优化, 不仅每次机组启动可以节省成本, 而对主要辅机以及脱硫设备的运行方式进行优化之后, 尤其是对电除尘器以及一次风机的优化, 更是降低了煤电方面的消耗, 为电厂取得了显著的经济效益。

参考文献

水电机组运行优化分析 第9篇

一次调频经过多年的应用和运行,为保证云南电网及发电机组安全运行,提高电能质量及电网频率控制水平,迅速平息电网频率波动起到了重要作用[1,2,3]。一次调频是水电机组调节系统的自身频率/功率特性对电网的控制,是由调速器的频率/功率静态特性通过调速器比例—积分—微分(PID)调节特性来实现的;二次调频,即自动发电控制(AGC)是电网从宏观控制、经济运行及电网交换功率控制等因素上,向调速器 下达功率 值[4]。一次调频 与AGC是保持电网有功平衡和频率稳定的重要手段[5,6,7,8],伴随AGC和一次调频考核等技术指标和规定的不断完善,一次调频 与AGC的配合策 略逐渐得 到重视[9,10]。

云南省内已投运的大型水电机组,其一次调频的控制策略按原理可分为开度控制模式和功率控制模式[11,12]。但由于不同厂家设计理念的差别,使得AGC与一次调频配合策略演 化出多种 解决方案。本文从典型控制策略出发,以大量试验数据为基础,详细分析了云南省内典型机组AGC与一次调频控制策略原理,详述了一次调频和AGC间的关系及不足,并针对两种控制模式的优缺点进行归纳总结,为水电机组一次调频与AGC寻找更理想的配合策略提供了参考依据。

1技术要求

南方电网在2009年施行的《中国南方电网自动发电控制 (AGC)技术规范》中,针对一次 调频与AGC配合问题提出:机组在执行AGC设定值时应该不受一次调频功能的影响,出力变化应该是二者叠加的效果。对水电厂的调速机构不能实现一次调频和二次调频共同叠加的机组,应满足:机组在执行AGC调节任务时不应该受到一次调频功能的干扰;一次调频在AGC调节间断时期应该正常响应;一次调频在动作过程中如果有新的AGC调节命令,应该立即执行AGC调节命令。对AGC调节速率要求:以机组开 始响应开 始计时,到机组离 目标值5 MW时结束计时,计算机组的调节速率,其值应不小于每分钟60%的所控机组额定功率[13]。

南方电网在2009年施行的《南方电网电厂辅助考核技术支持系统考核细则算法规范》中,对一次调频调节电量要求:一次调频实际动作的调节电量/理论动作调 节电量的 百分比小 于50% 则判为不合格[14]。

2现有典型机组一次调频与 AGC配合策略

2.1功率/开度控制模式特征分析

1)水电机组一次调频的控制模式是由水轮机调节系统的反馈方式决定的。功率控制模式一次调频的调节目标为机组功率,频差Δf直接转化为机组功率ΔP;一定的Δf对应的机组ΔP是固定的,与机组运行水头无关。开度控制模式一次调频调节目标为导叶开度,一定的频差Δf对应的机组功率ΔP不同,运行水头高时Δy对应的机组功率增量ΔP大;运行水头 低时Δy对应的机 组功率增 量ΔP小[4]。

2)功率控制模式下负荷指令直接由监控系统下达模拟量去执行导叶开度,开度控制模式负荷指令由监控系统经脉宽调制,通过调速器积分后执行导叶开度,功率控制模式下的机组功率动态过程快于开度控制模式下的机组功率动态过程[5]。

3)功率控制模式时,由于闭环回路中包含了电液随动放大、水轮机及压力引水系统、发电机等环节,其稳定性随积分增益或功率调差率增大明显变差,从而限制了机组一次调频的动态响应速度,也比较容易产生振荡[4,5]。

2.2功率控制模式典型机组

溪洛渡水电站总装机容量为18×770 MW,采用中水科技H9000V4.0计算机监控系统和长江三峡能事达电气股份有限公司生产 的WBLDT-150型调速器。控制模式为功率控制模式,控制模型框图如图1所示。图中:KP为比例增益;KD为微分增益;KI为积分增益;T1v为微分时间常数;ep为功率调差率;bp为永态转差率;yc为导叶给定值;fref为频率给定值;fg为频率反馈;Pref为功率给定;Pg为功率反馈;yPID为控制输出。

从图1可以看出,稳态情况下保持机组功率为设定值,如果机组实际功率与设定值存在的偏差超出功率死区,该偏差将通过功率PID环节的作用,调整机组导叶开度,拉回到功率死区范围内;当系统频率越限时,频差信号通过参数ep转换为功 率偏差,与机组功率给定、机组实际功率反馈累加经功率PID环节,实现一次调频作用。模型中功率指令由监控系统模拟量输出。

以下通过溪洛渡水电站15号机组一次调频与AGC联调试验,分析两者配合策略,观察机组出力跟踪情况,“调频”与“调功”功能是否均能正常发挥作用且互不影响。试 验时全厂AGC成组控制 退出、单机AGC以及一次调频功能均投入,切断调速器的频率测量信号,使水轮机调节系统在开环状态运行,外接频率 发生器,仿真机组 频率阶跃 变化,AGC负荷指令通过监控系统调节(以下电站均采用此试验方法),参数设置为:KP=0.24,KI=0.16,KD=0,ep=4%,频率死区Ef=0.05 Hz,功率死区EP=0.45%。一次调 频与AGC联调试验 曲线如图2所示。图中:f为仿真频率;y为导叶开度;P为有功功率。

首先施加频差扰动0.1Hz,根据频率变化量与功率变化量的比值可得理论调频量为19.25 MW,即

频率响应后将机组AGC负荷指令由320 MW变化到280 MW,实际功率 响应为259.23 MW,AGC指令引起的调功量和一次调频作用引起的调频量的叠加与机组实际功率的变化量相吻合。机组响应稳定后,频率恢复至额定值时,调频分量消失,机组出力恢复至AGC给定值,实现了一次调频储备的有效释放。无论AGC是否投入,机组一次调频均能正确响应,且不会因为调频动作改变机组出力,将机组出力拉回到调频前的状态。试验一次调频作用产生的实际调节电量约为409.4kW·h,机组实际调节电量与理论调节电量的比值即调节电量比率为87.7%。

功率控制模式在国内投入运行较少,根据目前已运行机组的工程试验和数据分析,提出以下注意事项及改进建议。

1)功率控制模式调节目标为机组功率,PID调节的闭环回路包括了水轮机及引水系统[11],在低负荷段因转轮流态不理想常出现较大压力脉动,引起负荷波动,此时功率死区选择不当,将引起导叶频繁动作,影响机组寿命。

2)AGC负荷指令由监控系统输出,为阶跃变化,若阶跃量幅值较大,导叶开度将迅速大幅增减,不利于机组安全运行,建议采用斜坡函数输出,优化导叶开度增减速率。选用图1所示的调速器模型,参数设置为:KP=0.24,KI=0.16,KD=0,ep=4%,Ef=0.05 Hz,EP=0.45%。按照南 方电网AGC调节速率每分钟应不小于60%所控机组额定功率的要求,单步调节设为230 MW,斜率设为20,仿真结果如图3所示。

从图3可以看出,对于同一个机组、调节参数和扰动工况,斜坡输出方式的功率调节过程更加平缓,明显优于阶跃输出方式,且30s趋于稳定,满足南方电网AGC调节速率的要求。

3)功率控制模式下,AGC负荷控制与一次调频共用一组PID参数,由于机组并网运行中调频与调功的速率要求不同,调频速率较快,在系统频率越限后要迅速增减负荷,而AGC负荷调节速率在满足要求的前提下,可适当放缓,以避免导叶长期快速动作而引起叶片损伤。建议采用变参数控制分别满足一次调频与AGC响应需求。选用图1所示的调速器模型,阶跃扰动 为10%,一次调频 参数设置为KP=0.24,KI=0.16,KD=0,AGC负荷响应参数设置为KP=0.1,KI=0.1,KD=0,仿真结果如图4所示。

从图4可以看出,一次调频调节速度明显快于AGC负荷响应调节速度,PID变参数控制可分别满足AGC负荷响应与一次调频需求。

2.3开度控制模式典型机组

2.3.1阿海水电站

阿海水电站总装机容量为5×400 MW,采用ABB公司计算 机监控系 统和南瑞 集团公司SAFR-2000调速器,控制模型框图见附录A图A1。

阿海水电站控制模式由调速器和监控系统共同实现,当系统扰动频率越限时,频差信号Δf一路经调速器通道,通过bp计算和PID参数调节转换为导叶给定值;一路经监控系统通道,通过bp计算和导叶开度/功率修正,与机组调功量累加;当AGC负荷指令产生调功量时,该偏差与调频量累加后经功率脉宽调制、调速器积分环节转化为导叶给定值。

阿海水电站2号机组一次调频与AGC联调试验曲线见附 录A图A2,参数设置 为:KP=5,KI=5,KD=1,bp=4%,Ef=0.05Hz。

首先将机组AGC负荷指令由360 MW变化到400MW,施加频差扰动0.1Hz,根据频率变化量与导叶开度变化量的比值可得理论调频量为2.5%,即

机组响应稳定后,恢复机组频率到额定值时,调频分量变化2.8%,受开度/功率非线 性修正作用,实测调频量大于理论调频量,机组响应稳定后,机组功率恢复到AGC给定值。试验一次调频作用产生的实际调节电量约115kW·h,调节电量比率为89%,AGC指令产生的调功量和一次调频作用引起的调频量的叠加与机组实际功率的变化量相吻合。

阿海水电站控制模式在监控系统中引入了调频量,并通过开度/功率非线性修正进行补偿。无论功率闭环控制或AGC是否投入,一次调频均能正确响应,解决了一次调频与AGC相互配合问题,但并未考虑调速器本 身的一次 调频作用,一次调频 与AGC同时动作后,功率有明显波动,影响调节品质。

2.3.2龙开口水电站

龙开口水电站总装机容量为5×360 MW,采用南瑞集团公司计算机监控系统和SAFR-2000调速器,控制模型框图见附录B图B1。可以看出,龙开口水电站开度控制模式同样由调速器和监控系统共同实现,但与阿海水电站不同的是,一次调频功能未经监控系统由调速器独立完成,而一次调频与AGC配合由监控系统共同实现。

龙开口水电站5号机组一次调频与AGC联调试验曲线见 附录B图B2,参数设置 为:KP=5,KI=4,KD=3,bp=4%,Ef=0.05Hz。

首先将机组AGC负荷指令由275 MW变化到300MW,施加频差扰动0.15Hz。根据式(2),得理论调频量为5%,机组响应稳定后,恢复机组频率到额定值时,调频分量 变化5%,机组出力 恢复到AGC给定值。一次调频作用产生的实际调节电量约为222kW·h,调节电量比率为83%,AGC引起的调功量和一次调频作用引起的调频量的叠加与机组实际功率的变化量相吻合。

龙开口水电站控制模式为云南省主要控制模式。若一次调频首先动作,则一次调频产生的调功量将叠加于AGC负荷指令;若AGC负荷指令先动作,则短暂屏蔽一次调频功能。一次调频作用引起水击导致功率反调在水电机组中不可避免,此模式考虑了在AGC调节过程中,一次调频作用引起的功率反调影响,但功率闭环控制或AGC控制未投入时,若机组发生溜负荷、超负荷,或机组负荷大范围波动时,AGC不会自动把负荷拉回给定值,要人为干预来调整负荷,这对于大型少人值守水电机组来说存在缺陷。

2.3.3天花板水电站

天花板水电站总装机容量为2×92.3 MW,采用南瑞集团公司的计算机监控系统和长江三峡能事达电气股份有限公司生产的PCC智能型调速器,控制模型框图见附录C图C1。可以看出,天花板水电站开度控制模式由调速器和监控系统共同完成,一次调频与AGC配合策略由调速器内部程序实现,用监控系统增/减脉宽信号作为负荷指令下达判据。

天花板水电站2号机组一次调频与AGC联调试验曲线见 附录C图C2,参数设置 为:KP=4,KI=7,KD=0,bp=4%,Ef=0.05Hz。

首先将机组AGC负荷指令由63 MW变化到73 MW,施加频差扰动0.2 Hz。调节过程中,调速器第1次检测到增脉宽,一次调频功能退出,一次调频动作信号消失,约22s后一次调频功能恢复,由于调功量未完成,一次调频检测到频差后继续动作,约7s后调速器第2次检测到增脉宽,重复上述步骤,持续3次后,实际功率调整至73 MW。

天花板水电站控制模式设计的目的是AGC负荷指令响应时,不受调频量的影响,但调速器选用监控系统增/减脉宽信号作为负荷指令下达判据不合理,在负荷调节过程中,与一次调频功能不断切换,引起功率振荡。

3一次调频与 AGC配合策略探讨及建议

3.1功率控制模式

自《中国南方电网自动发电控制(AGC)技术规范》实施以来,虽然各水电站均按要求实现了一次调频与AGC配合问题,但不同厂家的监控系统和调速系统实现方式不同,进而对厂侧、网侧也有不同影响。功率控制模式目前在国内应用较少,云南省内有大朝山、溪洛渡水电厂,主要原因是许多中小型水电站调速器内无功率反馈,且压力脉动变化大引起负荷波动,以致导叶频繁动作、影响机组寿命等,但功率控制模式很好地解决了无论功率闭环控制或AGC是否投入,一次调频均能正确响应,以及调频量受机组非线性因素的影响等问题,同时可显著提高机组功率调节速率和调节精度。随着对水电站少人值守和电网一次调频考核提出更高的要求,以及调速器性能的不断完善,功率控制模式将成为水电机组的选择趋势。

目前功率控制模式的运行经验较少,本文在已有电站模式上提出两点改进建议:1监控系统AGC负荷指令用斜坡函数输出,以优化导叶开度增减速率;2用变参数分别满足AGC负荷响应与一次调频需求。

3.2开度控制模式

开度控制模式为水电机组主流控制模式,其调节性能稳定、控制模式成熟。小湾水电站、糯扎渡水电站、龙开口水电站等一批大容量机组均采用了这种控制模式,但是随着技术指标的不断完善,开度控制模式也暴露出许多问题。例如:系统频率越限时,调速器一次调频动作方向与AGC负荷指令未做相同方向的修正,从而出现动作不一致情况;机组按bp 计算的理论调频量受水头和机组非线性因素的影响,一次调频对系统支援不满足要求,以及不能定量分析一次调频调节电量;监控系统与调速器协联不一致等。技术人员虽然从控制逻辑中做了许多改进,如增加频率计算死区、监控系统做调频量前置补偿、调速器内完成逻辑控制等,但在业内仍未形成公认的开度控制模式。

针对目前云南省内在开度模式下运行机组所暴露出的问题,提出以下可行性建议。

1)当系统频率越限时,系统需要AGC负荷指令与一次调频动作方向一致,以及时恢复系统频率,满足功率控制要求。若机组一次调频动作方向与AGC负荷指令 调整方向 相反时,调速器应 屏蔽AGC与一次调频反方向指令。

2)AGC负荷指令首先响应时,若调功量与调频量叠加,一次调频 作用引起 水击导致 功率反调 对AGC负荷调节将产生更大的冲击,此时应短暂屏蔽一次调频功能,优先AGC负荷控制。

3)AGC负荷调节进入功率死区稳定10s后,或3min内AGC负荷调节仍不能完成时,AGC自动退出,恢复一次调频功能,保证系统安全运行。

结合上述建议,针对文中涉及的3种开度控制模式具体给出以下优化策略。

1)阿海水电站控制模式:建议若AGC负荷响应时短暂屏蔽调速器一次调频功能,调频量与调功量在监控系统内完成两者配合。

2)龙开口水电站控制模式:建议电站在监控系统内开发一次调频频率/功率窗口,并关联于AGC负荷指令,若机组发生溜负荷、超负荷,或由一次调频作用引起负荷大范围波动时,AGC负荷控制可执行当前设定值,偏差范围根据机组运行条件设置。

3)天花板水电站控制模式:建议以监控系统给出的AGC负荷指令开关量作为判断依据,调频量与调功量在调速器内完成两者配合。

4结语

南方电网自2009年实施《中国南方电网自动发电控制(AGC)技术规范》以来,对提高系统频率稳定性提出了更高要求。本文对云南省内典型水电机组一次调频与AGC问题进行专项试验总结,分别对功率控制模式和开度控制模式机组从调速器模型框图、监控系统程序设计及水电站控制模式进行深入研究,剖析目前存在的问题和缺陷,对功率控制模式提出用斜坡函数作为AGC负荷指令,用PID变参数控制分别满足AGC负荷响应和一次调频要求等改进建议,对开度控制模式提出一次调频动作方向与AGC负荷指令调整方向相反时应屏蔽AGC负荷指令,以及AGC负荷指令首先响应时,应短暂屏蔽一次调频功能等可行性建议,为水电机组在一次调频与AGC配合策略中寻找更理想的控制模式提供了参考依据。

水电机组运行优化分析 第10篇

1 200MW机组的现状

1.1 装机现状

当前, 火力发电为我国电力资源的主体, 60%以上的总发电量均是由火电厂完成, 煤炭为火电厂运行过程中的主要能源, 在保证火电厂正常运转的同时, 也带来了比较严重的能源消耗, 并逐渐的影响到火电厂运行的经济效益。200MW机组为我国早期制造的大型汽轮发电机组, 在火电厂中应用比较广泛, 并成为主要的发电机组, 发挥了十分重要的作用。据相关调查显示, 在1991年, 投产运行的200MW火力发电机组共123台, 年度发电量1339.717亿k W·h。现如今, 火电厂的200MW机组已经超过了200台[1]。

1.2 200MW机组的能耗现状

在我国的一次能源消耗中, 占据主要位置的为煤炭, 而在总发电量中, 煤电占据的比重高达70%以上。截止目前, 我国发电装机总量已经超过了440000MW, 这其中, 火电厂机组的装机容量约为325000MW, 水电厂机组的装机容量约为108000MW, 核电厂机组的装机容量约为7000MW。在火电厂装机容量中, 200MW机组占据的比重超过10%, 由于200MW机组的机型多为国产, 而且运行方式比较落后, 因此, 高能耗的问题比较严重, 甚至已经影响火电厂的经济效益。

200MW机组属于国产超高压机组, 供电煤耗在352~375g/k W·h, 从数据可以看出, 200MW机组运行过程中的耗煤量比较高, 与发达国家相比, 高出10%以上, 而这也说明, 国产200MW机组就有非常大的节能降耗空间[2]。对于早期投产的200MW机组, 额定热耗率水平比设定值低6%~8%左右, 而新投产的机组则低2%左右;同时, 200MW机组的中压缸效率约为86%~89%, 高压缸效率约为77%~80%, 而新投产的机组中压缸效率及高压缸效率均显著升高, 分别为90%~92%、83%~84%, 这都说明, 200MW机组的降耗潜能巨大。

2 200MW机组优化运行措施

2.1 锅炉部分

锅炉是200MW机组的重要组成部分, 在锅炉运行的过程中, 排烟热损失、化学不完全燃烧热损失等问题比较严重, 针对锅炉运行中存在的问题, 提出以下改进措施:第一, 降低排烟热损失, 锅炉在运行的过程中存在一定的热损失, 在总的热损失中, 30%~50%均为排烟热损失, 排烟温度及烟气量是导致排烟热损失产生的原因, 因此, 在优化锅炉运行时, 应着重降低排烟温度, 减少烟气量, 炉底、看火孔、吹灰器等锅炉的构成部分, 测定这些部位的漏风情况, 如漏风量过大, 需要明确漏点部位, 进行相应的处理, 依据锅炉具体的燃烧情况, 调整燃烧, 了解煤质情况, 严格控制炉膛出口氧量, 以低于设计值为最佳, 锅炉运行过程中, 尾部受热面应定期吹灰, 在管理时建立相应的制度, 并严格的落实和执行, 从而保证尾部受热均匀, 降低热损失, 随着科学技术的发展, 省煤器及空气预热器也出现了新型的材料, 优化过程中, 可采用强化传热的新材料, 从而使受热面的传热面积增加[3]。第二, 降低可燃气体未完全燃烧损失, 所谓可燃气体, 主要是指CO气体, 当CO气体的燃烧不充分时, 会产生一定的热损失, 在对锅炉进行优化时, 一次风量、风速与二次风量、风速之间要进行合理搭配, 保证炉膛出口氧量控制在设计的范围之内, 锅炉排烟时, 对烟气的CO气体含量进行严格的检测, 当不符合标准时, 即对锅炉燃烧进行调整, 从而将烟气中的CO量降至最低或无CO气体, 对于煤粉炉, 在直吹系统中, 每台给煤机要保证均匀的进行给煤, 喷嘴处于同一层时, 煤粉量也需要接近与相同, 而在中储式系统中, 喷嘴位于同一层时, 给粉机的转速也应该保证相同, 从而保证火焰的位置正常。第三, 降低机械不完全燃烧热损失, 200MW机组锅炉在运行的过程中, 进炉的煤质不相同时, 炉风量的配比也各不相同, 应根据实际的煤质进行相应的调整, 对锅炉升降负荷速度进行严格的控制, 燃料部门在填煤入炉时, 煤质应尽量的保证, 同时, 依据具体的煤种, 对煤粉的细度进行科学的调整, 从而有效地提升煤粉的燃烧度, 减少热损失[4]。

2.2 汽轮机部分

在对200MW机组汽轮机的运行进行优化时, 可通过以下五个方面来进行:第一, 保证淋水、喷化装置工作状态良好, 火电厂在设计冷却塔和冷水池时, 应对循环水的来源进行充分的考虑, 因为季节不同时, 来源也不相同, 同时, 冷却塔及冷水池的热负荷应该尽量的降低, 从而有效地降低冷却水的温度。第二, 定期测试凝汽器真空系统的严密性, 通过定期测试, 及时的发现其中存在的问题, 从而有针对性的进行处理, 保证严密性, 有效地降低能耗。第三, 合理控制凝汽器的端差, 凝汽器的真空度受到端差的影响, 因此, 要进行合理的控制, 凝汽器为铜管清洁时, 端差应控制在5~6℃以下, 当端差降低1℃时, 真空度可提升0.3%左右, 同时, 汽汽轮机的能耗将降低0.25%, 通过水循环水水质的改善以及保证传热面清洁度, 将凝汽器的端差有效降低, 铜管在运行一段时间之后, 需要进行彻底的清洁, 去除污垢, 提高传染面积, 保证传热的稳定性[5]。第四, 提高汽轮机通流部分效率, 定期检修与加强监视并重, 有效的保证通流部分清洁, 提升通流效率。第五, 充分利用加热装置, 在给水过程中, 利用加热装置将水温提高, 降低200MW机组汽轮机运行能耗。

2.3 其他部分

除了锅炉及汽轮机两大主要部分之外, 管道、管网在200MW机组运行的过程中同样会产生热损失, 进而提高机组的能耗, 因此, 在对200MW机组运行进行优化时, 供热管网管径与系统结构的选择需要具有合理性, 从而将节流损失减少, 降低200MW机组的能耗。

3 结论

200MW机组为火电厂机组中重要的组成部分, 由于投产比较早, 受到技术因素及运行方式的影响, 能耗比较大, 影响其运行效率及火电厂经济效益, 锅炉部分及汽轮机部分为主要能耗部位, 通过对其科学的优化与改造, 降低热损失, 减少能耗量, 实现节能降耗的目标, 提升火电厂运行过程中的经济效益。

参考文献

[1]王海成, 王利军, 周鑫.200MW等级机组整体优化改造的节能减排效益浅析[J].环境科学与管理, 2014 (08) :12-14, 37.

[2]秦道永, 邹学明, 杜冶, 等.200MW机组汽轮机运行方式低负荷适应性优化[J].科技创新导报, 2014 (31) :53-54.

[3]王艳.200MW级汽轮机喷嘴组技术改造[J].电力科学与工程, 2015 (8) :71-78.

[4]朱学勤.200MW汽轮机组运行中节能降耗分析[J].自动化应用, 2013 (11) :57-58.

水电机组运行优化分析 第11篇

1 存在的问题以及原因

1.1 天然气吹扫置换逻辑不合理

造成能源的浪费和环境污染的一个很大的原因就是天然气吹扫置换逻辑不合理, 一般按照正常的逻辑来说, 在压缩机组进口加载阀以及自动放空阀全部打开之后, 系统应当先执行两分钟的轻吹工作, 当轻吹的工作结束之后, 我们要进行天然气的吹扫置换, 时间为十分钟。这个时候, 整个置换的过程就结束了, 整体需要大约十五分钟左右的时间, 这个时间是相当长的, 对资源的浪费也是非常严重的, 不符合节能减排的要求。我们要积极的对程序进行优化, 可以起到良好的效果。

1.2 燃料气加热的逻辑不合理

一般来说, 在压缩机组启动的过程中, 要对低于35摄氏度的燃料气进行加热, 这个过程持续的时间一般在两分钟。加热完成之后, 就要进行天然气的吹扫阶段, 由于风力的原因, 燃料气无法流通, 温度迅速的下降, 我们需要继续对燃料气进行加热, 这就造成了在启机的过程中有多次加热的情况, 极大的浪费了资源。

1.3 干气密封加热器供气量的温度设定不够合理

一般来说, 按照干气密封气供气要求, 密封腔内的干气温度要高于工作压力下的露点温度而是摄氏度以上。目前, 加热器的温度一般设定到了二十五摄氏度左右, 但是, 在一系列的反应之后, 会导致密封圈硬化, 使整个设备运转不畅。其次, 过低的温度将使动静环端面磨损, 最终也将导致密封性变差。最后, 由于干气密封预设的时间只是2分钟左右, 没有办法做到加热的目的。这些故障都将导致资源的浪费和尾气的排除, 不利于日常的石油管道运输。

2 GE燃驱压缩机组节能减排的优化措施

针对上述问题, 我们要采取有效的措施进行解决。近年来, 环境友好型社会和资源节约型社会的概念不断的进行深化, 同时, 我国对生态环境的重视程度也越来越高, 对于石油管道运输来说, 如何做好节能减排工作是重中之重。我们上文分析了目前存在的问题, 我们要积极的联系GE公司, 不断优化燃驱压缩机组的程序, 做好节能减排的工作, 为我国的生态文明的实现做贡献。

2.1 优化压缩机天然气吹扫置换逻辑

针对压缩机的天然气吹扫置换的逻辑问题, 我们要经过缜密的计算, 确定所需要的介质消耗量。经过计算, 这个量应当控制在待置换空间的六倍左右。经过专业人员的测算, 我们得知, 原来的逻辑置换时间确实是过于长了, 造成了极大的资源浪费和废气的排放, 我们要经过精密的验算, 确定最后的吹扫置换时间, 目前, 比较适合的吹扫时间定在了七分钟, 这个时间对于控制能源消耗是比较合适的, 有助于我们对程序的优化。

2.2 优化燃料的加热逻辑

对于燃料加热逻辑的问题, 我们主要采取的解决办法就是取消了对离心压缩机入口压力的微分计算, 直接根据置换所需的天然气的体积流量的详细计算结果, 来确定吹扫置换的时间。通过调整, 燃料的加热过程有了极大的改善, 也使资源得到了最大程度的节约。

2.3 优化干气密封供气的温度

由于干气密封供气的温度过低, 我们要提高干气密加热器的预设温度, 将二十五摄氏度提高到了四十五摄氏度, 通过其中二十摄氏度的差值, 就可以保证在干气密封腔的天然气温度在二十摄氏度以上, 从而可以满足运行的要求。第二点, 是推迟了离心压缩机缸体吹扫以及运行的要求, 是干气的密封性有了很大的提高。经过改进之后, 取得了非常好的效果, 天然气的消耗量少了很多, 同时, 废气也得到了很好的处理。

3 结语

GE燃驱压缩机组节能减排工作是我们需要重点开展的工作, 通过对程序的优化, 实现了节能减排的根本目的, 但是, 我们的工作尚未结束, 需要进一步的优化达到更深层次的生态保护。石油天然气的管道运输是我国的重点项目, 关系到我国工业和经济的发展。我们要继续加大力度研究GE燃驱压缩机组的相关问题, 不断提升运输效率, 同时, 要积极响应国家环境友好型和资源节约型社会的建设, 更好的促进人民生活的进步。

参考文献

[1]任宏.浅析压缩机节能技术[J].中国高新技术企业, 2016, 12:88-89.

[2]陈建.压缩机节能技术的分析[J].技术与市场, 2013, 11:115.

[3]祝雪妹, 邵威, 朱旭, 魏建华.压缩机的节能控制策略[J].南京师范大学学报 (工程技术版) , 2009, 02:1-4.