廠用電節能措施和技術改造的應用實踐

刁敏師

江蘇華電揚州發電有限公司

0 引言

隨著社會主義市場經濟不斷深入發展，競爭已經滲透到全社會各個領域，發電企業面對電力市場競爭時，主要以深挖企業內部潛力為主，例如財務成本最優化、能耗指標最小化等。其中生產指標涉及的范圍和數量很大，主要有：煤耗、氣耗、廠用電率、飛灰等。江蘇華電揚州發電有限公司在燃機投入運營后，在廠用電節能措施和技術改造方面做了積極嘗試，取得了很好的效果。

1 廠用電系統構成

1.1 裝機情況

江蘇華電揚州發電有限公司在運機組有：兩套330 MW燃煤機組（#6、#7機）和兩套475 MW9F天然氣機組（#1、#2機）。

1.1.1 廠用電系統構成

2×330MW 燃煤機組廠用電系統分別由各高廠變和#1啟備變組成。

1.1.2 機組概況

2 臺475 MW 燃機機組，分別于2017 年3 月和5 月投產。設計工況：燃機機組為具備調峰功能的發電機組，年利用小時3 500 h。按照設計方式運行，暫定一臺調峰運行（早啟晚停），一臺調度備用；迎峰度夏季節用電高峰時段，兩臺燃機按調度要求全部運行；兩臺燃機合計年利用7 000 h（運行小時數稍高），電網低負荷季節或時段，兩臺燃機按調度要求同時備用。

廠用電源：燃機工程6 kV高壓廠用電源設計采用“手拉手”方式，單臺機組廠用電源通過主變、高廠變下載，造成較大的損耗，廠用電率偏高。燃機主變設計空載損耗為170 kW，正常低負荷運行時，為防止變壓器局部過熱，開1～2 組冷卻器，加上少量的負載損耗，在停機情況下，單臺主變總的損耗超過200 kW。燃機高廠變技術協議數據設計空載損耗為15 kW，25%負載時的負載損耗為6.875 kW，50%負載時負載損耗為27.5 kW；在低負荷情況下，單臺高廠變總損耗超過20 kW。雙機主變、高廠變總空載損耗合計440 kW。

圖1 江蘇華電揚州發電有限公司全廠一次接線圖

2 電力市場和天然氣供應現狀

2.1 節能減排機組優先發電

根據國家節能減排方針，電網優先考慮高效節能排放低的發電機組發電，發電計劃和實時調度均依照此準則進行，因此光伏電、水力發電、風力發電、天然氣發電以及1 000 MW 級機組發電都是優先考慮對象。

2.2 天然氣發電存在諸多不確定因素

火力發電方面，由于我國是一個產煤大國，因此，燃煤火力發電機組占據大部份額，隨著全球環保要求逐年提升，污染物排放相對低的天然氣發電市場份額逐步提高，在華電江蘇公司，燃氣機組占到區域全部裝機容量46%左右。雖然天然氣發電有很多有利因素，但由于我國是一個石油天然氣凈輸入國家，中西部石油天然氣開發成本高，與世界主要產油國俄羅斯的油氣管道建設存在一定周期問題，油氣供應缺口大，同時，世界油氣價格因為地區紛爭波動較大，因此，天然氣供應造成燃氣機組發電能力受到很大影響。

2.3 燃氣機組的優勢和不足

燃氣機組的發電原理決定了其啟停很快，再加之污染物排放低，很多時候，它都作為電網調峰主力機組，因此，相對于燃煤機組啟停次數較多。

2.4 燃氣機組實際發電狀況

2018年和2019年揚州發電有限公司燃機負荷率分別為78.67%和80.12%，利用小時數分別為2 692 h 和2 211 h，機組啟停次數分別為239 次和85 次，雙機全停分別為75（1 800/24）和187.5（4 500/24）天。表1 數據顯示，燃氣機組迎峰度夏時段的發電相對穩定，占比較大，迎峰度冬時段的發電作用不大，3、4、5、10、11月份發電不可控。總體情況是啟停多，待機時間長，雙機停運時間在2.5月到6.25 月之間（平均4.375 月，平均約占全年1/3）。見表1。

表1

3 廠用電節能措施和技術改造可行性分析

3.1 存在問題特點分析

電力市場和天然氣供應形勢，燃氣機組發電特點以及廠用電系統形成發電幾個特征，即，連續運行時間短，單機迎峰運行，雙機停運時間長。

這些特征直接關乎機組經濟運行，一是造成發電廠用電率高，二是下網電量比例高。機組啟停多由機組特性及電網調度決定，一時無法改變。

是否可以降低下網電量，從而提高機組經濟效益？下網電和自用電最大區別在價格，下網電價格江蘇省電力公司以0.597 元/kWh 收取，自用電價格為發電成本價格，江蘇華電揚州發電有限公司煤機廠用電成本為0.37 元/kWh，燃機廠用電成本為0.436 元/kWh，兩者價差分別為0.217 元/kWh 和0.161 元/kWh。在燃機單機時段，及時停用主變和高廠變，利用0.161元/kWh價差節約下網電量支出。

3.2 設置廠內備用電源減少下網電量

機組一定運行方式下采取不同廠用電供給方式，廠用電總量和支付資金量會不同，廠用電取用方式和價格不一樣，經濟效益不同。在燃機雙機停運時段，及時停用主變和高廠變，可以直接降低空載損耗節省運營開支。

對于燃機，雙機停運時段廠用電取用新的備用電源，降低空載損耗，減少下網電量，節省生產支出，是一種節能技術改造成果。

3.2.1 技術可行性分析

1）廠用電接線和供應方式

燃機機組（2×475 MW）220 kV 電氣主接線采用雙母線接線方式（戶外GIS），兩套機組以發-變組方式接入220 kV 母線。燃機發電機組正常運行勵磁方式設計采用自并勵靜態勵磁系統，勵磁變高壓電源取自發電機出口；變頻啟動時采用自它勵靜態勵磁系統，勵磁變高壓電源取自6 kV 廠用母線。

燃機機組啟動時需要先進行變頻拖動后點火，燃機發電機設置出口開關（GCB），便于SFC輸出的接入。每臺燃機機組設置一臺雙繞組有載調壓變壓器，高壓側接于GCB 外側與主變低壓側之間，低壓側分設A、B兩段6 kV廠用母線，雙套低廠變及高壓輔機電動機等電源分接于兩段6 kV 母線上。發電機出口至主變低壓側均采用全連式微正壓離相封閉母線；高廠變低壓側及母線連接采用金屬共箱封閉母線。

煤機機組（2×330 MW）高壓啟動/備用變壓器電源，接于燃機機組220 kV 母線，采用高壓電纜連接到變壓器高壓側。

2）初步技術可行性分析

兩臺330 MW 煤機實際長期運行一臺（因熱負荷用戶需求及電網調度要求連續運行），大部分時間實際負荷較低，另一臺機組長時間處于停運狀態。在單臺330 MW 煤機長期運行的情況下，煤機啟動/備用變壓器也長期處于運行狀態，根據資料，煤機啟動/備用變壓器尚有一定的容量冗余，滿足燃機停機時的廠用負荷增加需求。

燃機主廠房A排和煤機主廠房A排在同一條線（東西向），相距比較近（約40 m），燃機6 kV廠用電源接線比較簡單，改造方便，煤機主廠房廠用6 kV備用段場地條件較好，優化方案實施條件較好。

3）主要方案（其它具體改造方案略）

煤機部分：煤機啟動/備用變壓器低壓側6 kV備用60 A段母線新增加T接共箱封閉母線，位置定于#6機組6 kV開關室西南角主廠房A排墻邊，具體位置及布置、配置在下一步設計階段確定。

現場設置6 kV 開關柜2 面（4 面），1（2）面為電源開關，1（2）面為備用總電源的電壓互感器；T接的封閉母線從開關柜上部引下進入，電纜從互感器柜下部引出，電纜引出主廠房，接至燃機廠房6 kV 備用電源。

根據可靠性需求，比選采用一路或兩路電源方式。

燃機部分：來自煤機6 kV 備用總電源，接入燃機“手拉手”共箱封閉母線，作為燃機4段6 kV母線的備用電源。

方案需要對“手拉手”共箱封閉母線兩端的6 kV電源開關柜進行適當調整和改造，滿足電源電纜接入要求；根據電源進線電纜的回路數及單回根數確定開關柜改造方案。

3.2.2 經濟核算

2018年全年燃機下網電量為995萬kWh，考慮到機組全年約1/3 左右處于長時間備用狀態，折算廠用電可切換時間約1/3＝0.33，主變、高廠變總空載損耗合計220 kW。

全停總空載損耗電量＝220×1/3×365×24×2＝127.2萬kWh

節約費用＝127.2×0.597＝75.9萬元

廠用電技術改造項目按照最簡潔方案成本約為75 萬元（實際支付70.02 萬元），技術改造后，一年即收回改造費用。

3.3 優化運行措施減少下網電量

3.3.1設置廠內備用電源的技術改造從可行性報告到具體實施需要一定的條件和施工時間，能否在頻繁啟停與長短不一的雙待機模式切換之間，及時準確降低不必要的“待機”耗電，減少下網電量。

燃機停運之后的一段時間，機組的不同輔助設備相繼可以退出運行，退出時間根據機組停用時間決定，即使是輔機全部退出運行，#1、2 主變空載電量也是不小的數值，優化運行方式，有必要采取節能運行措施。

3.3.2 燃機輔機及主變節能措施

1）機組啟動階段節能措施

（1）機組點火前12 h，恢復閉冷水、主機潤滑油、密封油、頂軸油、控制油系統，投入機組盤車。

（2）點火前8 h，恢復循環水系統，各輔機測絕緣正常后供電。

（3）點火前6 h，恢復凝結水系統，余熱鍋爐高中低壓汽包上水至點火水位后停運高、中壓給水泵，凝泵切至停機凝泵。

（4）點火前4 h，恢復輔助蒸汽系統，及時投用爐底蒸汽加熱，至汽包起壓后停用爐底蒸汽加熱。

（5）點火前2 h，投入機組軸封，凝汽器抽真空。低壓缸冷卻蒸汽暖管。

（6）機組啟動，汽輪機進汽前啟動第二臺循環水泵運行。

2）機組停機階段節能措施

（1）機組停運后，及時停運一臺循泵。

（2）機組停運后，確認汽輪機高、中、低壓旁路閥自動關閉，及時關閉余熱鍋爐高、中、低壓主蒸汽電動隔離閥。

（3）機組停運后，高、中、低壓汽包水位上至高二值，停運高、中壓給水泵（注意高壓給水泵必須在盤車投入后半小時才可以停運），凝泵切至停機凝泵，閉冷泵切至停機閉冷泵運行（帶公用系統運行時可不切換），循泵切至停機循泵運行。

（4）機組次日無啟動計劃時，停運控制油泵。

（5）機組停運后，高壓缸第一級金屬溫度降至350 ℃時，停真空泵破壞真空到零停軸封，真空破壞后停止停機循泵運行，注意排汽溫度應不大于60 ℃。

（6）機組停運后，高壓缸第一級金屬溫度降至300 ℃時，停機凝泵，注意排汽溫度。

（7）機組滿足盤車停運條件時，停運盤車、頂軸油泵、密封油泵及潤滑油泵。

（8）機組停運后，前置模塊天然氣置換結束，停運燃機罩殼風機及FG風機。

（9）機組停運后，及時將不用的輔機斷電。裝有變頻器的輔機，在停運后立即停用其小室空調，在轉熱備用時開啟其小室空調。

（10）機組停運后及時將共用系統切換至運行機組供電、供水，減少下網電量。

4 廠用電節能措施的應用實踐效果

1）廠用電節能措施執行前后下網電量對比（2019 年11 月完成燃機備用電源廠用電改造）。2018 年1 月-10 月，燃機下網電量為835 萬kWh，2019 年同期為708 萬kWh，其中，2019 年1 月和2月沒有執行廠用電節能措施，復合10 個月電量約708×8/10＝566.4萬kWh。

節約下網電量值＝835－566.4＝268.6萬kWh

折算至全年節約下網電量值＝268.6×12/10＝322.3萬kWh

2）廠用電節能措施直接節省費用

廠用電量差＝268.6×12/10－63.6＝258.7萬kWh

直接節省費用＝258.7×0.597＝154.4 萬元

5 廠用電節能技術改造的應用實踐效果

5.1 節約電量

廠用電節能技術改造前后綜合成本支出對比。2019年經設計院設計，廠家供貨，在#6 機組D級檢修前完成啟備變側施工，利用兩臺燃機長時間備用間隙，完成改造工作，見圖2。

1）節電措施主要包括啟動前和停機后系統及設備的時間精準把控，節約電量為全停空載損耗電量以外部分，節電措施電量＝322.3－63.6＝258.7萬kWh，直接節省費用154.4 萬元。這部分由單機“手拉手”廠用電互供，節約電量價差0.161 元/kWh 節約電量價差費用＝258.7×0.161＝41.7萬元。

2）2019 年廠用電節能措施節省費用為直接節省費用、節省空載損耗費用和節約電量價差費用。

三項合計節省費用＝322.3×0.597＋41.7＝234萬元

3)2020年節省費用預測

改造后，燃機全停實行啟備變供電，可以同時減少兩臺機組空載損耗。

全停總空載損耗電量＝63.6×2＝127.2萬kWh。在2019年基礎節約下網電量將進一步提高，預計節約下網電量＝258.7＋127.2＝385.9萬kWh。

圖2

5.2 節約費用

節省費用＝75.9＋154.4＋41.7＝272萬元

其中，空載損耗費用＝127.2×0.597＝75.9 萬元

節能措施直接節約下網電量費用＝

（385.9－127.2）×0.597＝154.4萬元

節約電量價差費用＝

（385.9－127.2）×0.161＝41.7萬元

空載損耗計量時間取2018年和2019年兩年平均值，從發電計劃及實際發電趨勢看，2020 年空載損耗電量遠大于127.2 萬kWh，由下網電量引發的廠用電節能措施和技術改造投入，實際節約回報相當可觀。其中，廠用電節能措施通過同期對比可以清晰得出節能效果,技術改造方面實際效果很快將在廠用電優化項目啟備變的計量表計中得到驗證。

6 市場經濟下節能手段的成因思索

通過分析可見，揚州發電有限公司廠用電節能措施和技術改造的應用實踐源自市場經濟的不斷深化，是在企業經濟效益主導下的一次成功實踐。它是在電力、能源等市場變化的情況下，對機組廠用設備配置、運行方式調整、技術手段改進以及經濟杠桿作用等綜合因素的再考量，是對發電企業運營人員管理智慧的提升。

以往，發電廠的廠用電節能措施和技術改造工作大都從技術角度出發，著重技術方面完善，如今，更多由經濟杠桿觸發的節能工作越來越呈現出一種大的趨勢。例：

1）輔機（系統）該停不停，運行方式不經濟。

2）對機組不同方式下的系統和輔機運行狀態及時進行切換，出臺各方式經濟運行措施，使安全和經濟效益最大化。

3）高效運行方式，減少廠用電。

4）三期和四期工程公用系統（循環水取水）有重復，不適合運行實際。

5）對大、小泵出力進行再核算，對運行方式再排查，調整泵運行方式組合。

6）效果：泵組運行方式得到優化，效率提高。

由上述代表性的案例可見，節能工作涉及多方面，在很多情況下，一個簡單的經濟賬能促進設備（系統）技術優化和升級，引出一個節能項目。在21世紀市場經濟的大環境下，經濟效益的標尺將是促成多類型節能手段的重要因素，對系統和設備進行科學的節能性評價，技術人員增加更多的經營意識，節能工作才能取得豐碩成果。