淺談10kV配電網(wǎng)的電能計量及線損管理

劉春華　燕樹民　張軼格

摘要：近年來，隨著電力市場經(jīng)濟體制改革的逐步推進，電力企業(yè)之間的競爭也日益激烈。為了更好地保障電力企業(yè)的經(jīng)濟效益，必須重視供電線路的線損管理。文章以10kV配電網(wǎng)為主要研究對象，從電能計量與線損管理兩個方面探討了配電網(wǎng)的管理工作。

關(guān)鍵詞：10kV配電網(wǎng)；電能計量；線損管理；電力企業(yè)；供電線路 文獻標(biāo)識碼：A

中圖分類號：TM933 文章編號：1009-2374（2016）11-0119-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.11.058

1 概述

早期國內(nèi)對1000MW機組的各種啟停，日常運行維護和事故處理均處在摸索階段。隨著我國火電機組日益增多，單機容量為1000MW的機組早已非鳳毛麟角。筆者所在單位機組為我國華南地區(qū)投產(chǎn)較早的1000MW機組，我公司目前共有兩臺1000MW機組，一號機組投產(chǎn)時間為2010年10月，二號機組投產(chǎn)時間為2011年4月。在歷經(jīng)我公司兩臺機組調(diào)試和日常運行維護工作六年時間，本人已對1000MW機組的運行技術(shù)有一些淺薄見解，特小結(jié)如下。

2 1000MW機組超超臨界鍋爐啟停技術(shù)總結(jié)

1000MW機組超超臨界鍋爐啟停技術(shù)若干總結(jié)：

2.1 鄰機供輔助蒸汽管道暖管時間過長

單臺機組啟停時，鄰機供輔助蒸汽管道暖管時間

過長。

2.1.1 原因：（1）兩臺機組輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道過長；（2）管道疏水點設(shè)置不足；（3）管道內(nèi)部蒸汽處于靜止?fàn)顟B(tài)，管道內(nèi)部積水嚴(yán)重，導(dǎo)致輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道各段溫差較大，不僅造成暖管時間長，甚至容易引起管道振動。

2.1.2 采取的措施：（1）將開啟輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道疏水器旁路閥列為定期工作，保證輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道內(nèi)部無積水；（2）進行增加輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道疏水點技術(shù)改造，按照我廠實際情況可增加輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道疏水回收至輔汽疏水?dāng)U容器，凝汽器或者是七號低壓加熱器，不僅可增加輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道內(nèi)蒸汽流通速度，亦可回收工質(zhì)；（3）機組啟停時，應(yīng)提前10小時進行輔助蒸汽聯(lián)絡(luò)管道暖管疏水，因為在機組啟動初期和停運后期，均依靠鄰機輔助蒸汽提供合格蒸汽驅(qū)動小機和大機軸封系統(tǒng)用汽。

2.2 高壓加熱器投入控制

啟動初期，機組參數(shù)為：主汽溫440℃，主汽壓5.8MPa，再熱汽溫420℃，再熱汽壓1.5MPa，SGC開始走步，機組定速3000rpm，但在高加投入后機組真空開始下降，中壓缸進汽量減少，低壓缸鼓風(fēng)損失明顯增加，最終導(dǎo)致低壓缸排汽溫度較快上升，其中原因及預(yù)防措施分析如下：（1）沖轉(zhuǎn)時采用較低再熱蒸汽壓力以保證有較多的蒸汽量進入中壓缸做功，減少鼓風(fēng)摩擦損失；（2）在蒸汽量較少的情況下，避免投入高低加，不致于出現(xiàn)進入中低壓缸的蒸汽量大幅減少，從而導(dǎo)致鼓風(fēng)摩擦損失增大，排汽溫度升高的情況出現(xiàn)；（3）投入高加時按照規(guī)程規(guī)定逐級投入。

2.3 高中壓缸上下內(nèi)壁溫差大

2.3.1 原因：（1）高壓缸本體保溫不均勻，影響汽機冷卻，引起上下缸溫差增大；（2）停機后，高壓缸內(nèi)缸上下缸溫差增大，未及時采取悶缸措施，防止溫差進一步擴大。

2.3.2 采取的措施：（1）由維護人員認(rèn)真檢查高壓缸保溫，若保溫處散熱較大、不均勻，應(yīng)該優(yōu)化保溫；（2）停機后密切監(jiān)視汽機本體各部溫度，做好缸溫記錄，若汽缸上下壁溫差大于15℃，應(yīng)該進行悶缸，關(guān)閉該部分疏水，每隔1小時開啟悶缸的疏水閥，疏水后再次進行悶缸，并做好運行記錄；（3）啟機過程中密切監(jiān)視汽機本體各部溫度，保證主、再熱汽溫與推薦溫度匹配，要求溫度控制平穩(wěn)，溫差大時要充分暖機；（4）國產(chǎn)該類型汽輪機組中，對汽輪機暖機要求較高，特別在機組冷態(tài)下，應(yīng)提前暖機。但該類型機組DEH控制系統(tǒng)中并無提前暖閥功能，可在后期與廠家交流，進行技術(shù)改造。

2.4 升溫升壓過程中存在的不足

2.4.1 原因：由于燃用的煤質(zhì)較差，燃燒較差，投入了六只油槍助燃，高旁開度稍大，在汽輪機開始走步時，主蒸汽溫度較高，而主汽壓較低。

2.4.2 在此次升溫升壓過程中吸取的經(jīng)驗：（1）在升溫升壓過程中注意協(xié)調(diào)高旁的開度與主汽溫、主汽壓之間的關(guān)系，既要滿足溫度的要求，又要兼顧主汽壓；（2）在燃用揮發(fā)分低、水分大的煤種時，不宜采取增加煤量來增加爐膛熱負(fù)荷，這樣不僅影響燃燒且威脅磨煤機安全運行；（3）在燃用煤質(zhì)較差的情況下，及時投入油槍助燃，提高爐膛熱負(fù)荷。既有利于提高升溫升壓的速度，又有利于促進煤粉的燃燒；（4）在機組燃用揮發(fā)分低、水分大的煤種時，可適當(dāng)提高等離子拉弧電流，保證煤粉著火狀況，但需注意等離子功率柜的發(fā)熱。

2.5 投入高加后低壓缸排汽溫度較快上升

2.5.1 原因：投入高加后，機組真空開始下降，中壓缸進汽量減少，低壓缸鼓風(fēng)損失明顯增加，最終導(dǎo)致低壓缸排汽溫度較快上升。在退出高加后，機組真空恢復(fù)至正常水平，低壓缸排汽溫度回落至正常水平。

2.5.2 采取的措施：（1）沖轉(zhuǎn)時采用較低再熱蒸汽壓力以保證有較多的蒸汽量進入中壓缸做功，減少鼓風(fēng)摩擦損失；（2）在蒸汽量較少的情況下，避免投入高低加，不致于出現(xiàn)進入中低壓缸的蒸汽量大幅減少，從而導(dǎo)致鼓風(fēng)摩擦損失增大，排汽溫度升高的情況出現(xiàn)；（3）投入高加時按照規(guī)程規(guī)定逐級投入。

2.6 對火電機組NOx排放要求日趨嚴(yán)格

目前我國環(huán)保形勢日益嚴(yán)峻，對火電機組NOx排放要求日趨嚴(yán)格。在機組啟停階段，由于決定SCR入口溫度的主要因素為鍋爐熱負(fù)荷，同時給水對省煤器冷卻及煙溫有較大影響，故在機組啟停期間，可通過以下手段控制NOx排放：

2.6.1 增加鍋爐的熱負(fù)荷。主要是指增加燃料量，從啟動情況來看，整個暖閥過程煤量30t/h，在暖閥初期SCR入口溫度已達到260℃，之后的4個小時溫度基本保持不變。在下一步工作中，嘗試在暖閥階段按照鍋爐的升溫升壓曲線逐步增加煤量，360rpm暖機初期煤量增加到55t/h，后面的每個啟動階段也按照主氣壓力和煤量關(guān)系每一階段增加10t/h煤量，過程中就逐步開大高低旁維持汽溫汽壓穩(wěn)定。但冷態(tài)啟動，鍋爐升溫升壓主要受限于汽機側(cè)DEH系統(tǒng)應(yīng)力裕度。從歷次啟動來看，要重點關(guān)注高壓主汽閥閥體的應(yīng)力裕度，可通過疏通主蒸汽管道及高壓主汽閥后疏水管路來保證高壓主汽閥的暖閥效果。另外，也可以在停機時縮短滑參數(shù)的時間，停機后保持較高的汽機缸溫及閥組溫度。這樣，在啟動階段可以與鍋爐側(cè)更高的溫度及壓力的蒸汽相匹配。

2.6.2 提高給水溫度，減少鍋爐的熱損失。在防止除氧器汽化及前置泵汽蝕的前提下，開大輔汽供除氧器調(diào)節(jié)閥，啟動階段維持除氧器溫度100℃，并提高給盡早投入高加系統(tǒng)及減少給水量大幅波動。嘗試3000rpm暖機時投入高加系統(tǒng)，提前對抽汽管道進行暖管，選用0段抽汽作為一號高加汽源，減少切換操作，當(dāng)機組接帶初始負(fù)荷150MW時投入高加，縮短高加投入時間。汽輪機并網(wǎng)接帶初始負(fù)荷150MW約需蒸汽300t/h，并網(wǎng)前增加煤量，及時開大高低旁，讓高低旁留有足夠的蒸汽流量的裕度，并網(wǎng)后及時關(guān)小高低旁開度，減少分離器蒸發(fā)量的增加，降低給水流量增大而導(dǎo)致給水溫度突降的影響。但給水溫度上升過快存在BCP泵汽蝕的危險，投高加過程要密切關(guān)注BCP泵運行參數(shù)，必要時通過HWL閥進行小流量外排，保證BCP泵有足夠的靜壓頭。

2.6.3 優(yōu)化風(fēng)量配置，降低啟動階段的風(fēng)量和氧量，同時開大上層Sofa風(fēng)擋板開度，降低爐膛出口NOx生成量，使煙囪出口NOx濃度控制在100mg/m3以內(nèi)。

2.7 機組啟動過程容易出現(xiàn)給水波動情況

2.7.1 原因：機組并網(wǎng)后，高、低旁關(guān)閉切至TF方式。輔汽壓力、溫度大幅下滑，同時汽泵用汽量較大，嚴(yán)重時可導(dǎo)致汽動給水泵出力大幅下降，直接造成鍋爐給水流量波動或不足。

2.7.2 防范措施：（1）機組并網(wǎng)后，冷再蒸汽參數(shù)無法滿足輔汽需求，應(yīng)保持高旁一定開度，維持輔汽聯(lián)箱壓力0.7MPa左右，溫度大于300℃。本班出現(xiàn)兩次（投入2號高加過程、升負(fù)荷過程）給水流量波動并下降，主要原因為輔汽壓力不夠，汽泵出力不斷增加，低調(diào)閥開啟過大，轉(zhuǎn)速控制不穩(wěn)；（2）沒有臨機運行情況下，不要過早停運啟動鍋爐。

2.8 鍋爐點火初期由于火檢不穩(wěn)造成多次跳閘

2.8.1 原因：（1）輔汽壓力過低，導(dǎo)致A磨未充分暖透。雖然暖磨時間充分，但由于鄰機負(fù)荷低導(dǎo)致1號機輔汽聯(lián)箱壓力只有0.46MPa，未及時將輔汽聯(lián)箱壓力提升至0.6MPa以上；（2）等離子電流過低。由于2號機組發(fā)生過等離子過負(fù)荷造成功率柜著火事件，此次鍋爐點火等離子電流設(shè)定過于謹(jǐn)慎，電流設(shè)定在240A左右。

2.8.2 采取的措施：（1）冷態(tài)啟動應(yīng)充分暖磨，保證輔汽聯(lián)箱壓力不低于0.7MPa；（2）冷態(tài)啟動等離子電流設(shè)定在不超限的情況下盡量提高（等離子電流額定設(shè)定300A），磨煤機啟動后，著火不好，“火焰失去”保護動作，磨跳閘；（3）啟動給煤機后給煤量偏多，給煤機的原始設(shè)定煤量為35t/h，由于煤量偏多，且機組啟動時磨煤機出口溫度較低，導(dǎo)致煤粉燃燒不完全，火檢較差，在將給煤量減少至30t/h后，火檢質(zhì)量明顯好轉(zhuǎn)；（4）盡量提前進行暖磨，保證預(yù)暖充分；（5）磨煤機啟動時風(fēng)量不宜太大。

3 結(jié)語

隨著我國1000MW機組日益增多，單機容量亦屢創(chuàng)新高。大機組帶來的是高效益，但同時由于缺乏運行和維護經(jīng)驗，亦存在高風(fēng)險，特別單機容量較大機組對電網(wǎng)沖擊的風(fēng)險增大。及時進行技術(shù)總結(jié)交流，有利于提高整個行業(yè)技術(shù)水平。

參考文獻

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[3] 張磊.汽輪機運行技術(shù)問答[M].北京：中國電力出

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作者簡介：馮廣德（1985-），男，廣東云浮人，供職于廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司，研究方向：1000MW燃煤火力發(fā)電機組運行及維護。

（責(zé)任編輯：小 燕）