摘要：霍煤鸿骏铝电有限责任公司电力分公司C厂(简称电力分公司C厂)为降低厂用电率实现节能降耗，采用了优化辅机运行方式、设备缺陷治理和提高机组负荷率的方法来节电挖潜。对风烟系统、给水、凝结水系统、空冷真空系统、脱硫脱销系统及化学制水等系统分别制定相应的措施，从而降低厂用电。并提高机组负荷率，两台机组全年发电量54.387亿kwh，机组负荷率88.7%，达到国内电力行业顶尖水平。综合以上手段2016年共计节省厂用电量3464万kwh。
关键词：厂用电率负荷率 负荷 措施
1.引 言
电力分公司2×350MW超临界燃煤发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉制造有限公司生产的超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，采用三分仓回转式空气预热器，π型布置。采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台MPS200HP-Ⅱ型号磨煤机，正常5台运行，1台备用。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的CZK350/301-24.2/0.36/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机；发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型三相、二极、隐极式转子同步汽轮发电机。随着电力企业改革的不断深化和发展 ，电力企业逐步由生产型向经营型转变，提高企业效益，降低发电成木将是经营型企业长期的目标。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。如厂用电率每变化1 %对供电煤耗的影响系数为3.499 %，负荷率每下降1个百分点影响厂用电率升高0.0 6个百分点。以下为电力分公司C厂在降低厂用电率指标方面所采取的一些途径和措施。
2.优化辅机运行方式 挖掘设备节能潜力
设备运行方式实际上一般都是采用冗余设计，主要是为保证一定的备用容量，避免因辅机故障或正常检修 而影响机组运行的稳定和安全。机组设备在安装调试阶段，从安全的角度考虑在运行方式多采用热备用或旋转备用。因此，正式运行后主机和辅机的运行方式都有一定程度的优化空间。在保证安全的前提下实现运行方式的优化 ，既可节约大量厂用电又可延长设备检修周期从而节省设备维护费用 。
2.1给水系统节电措施
电力分公司C厂机组采用上海电力修造总厂有限公司生产的HPT200-300/M—5S型电动给水泵，给水泵额定电流为888A，单台给水泵出力为额定容量的60%。正常运行时两运一备。在生产过程中必须连续运行的给水泵是消耗厂用电最大的辅机。通过优化运行方式和设备维护检修，使两台机给水泵耗电率由4.067%降至3.912%，降低厂用电量约843万kwh。
根据全厂负荷变化，合理安排和分配两台机组的负荷和给水泵的运行方式，是降低给水泵电耗的有效手段。当全厂总负荷小于440MW时，保持两台机组单泵运行；当总负荷大于560MW时，保持一台机组单泵运行，另一台机组双泵运行；单机运行期间，当机组负荷小于220MW时，保持单泵运行。通过调整运行方式，一年两台机组单泵运行时间为727.5h,每小时降低给水泵电流约 400A，节省厂用电量192万Kwh。
采用滑压运行方式，降低给水泵的耗电。机组低于85%额定负荷时，机组采用滑压运行方式，滑压压力根据滑压曲线压力给定值和汽机综合阀位综合控制，在保持滑压曲线给定值的前提下，继续降低压力，保持汽机综合阀位在85%至88%区间运行，在降低汽机调门节流损失的同时降低给水压头，最大限度的降低电泵转速，降低电耗。通过控制综合阀位不超过88%，电泵出口压头较滑压曲线值降低1.1Mpa，每台电泵每小时较滑压曲线压力方式降低电流8至10A，全年4台电泵节省厂用电量约249万Kwh。
加强机组内、外部协调联系，缩短给水泵启停时间，降低启停时耗电。机组调频调峰须进行启停电泵时，联系调度提前掌握加减负荷的的速度，同步安排本机启、停制粉和改变锅炉燃烧率，安排临机进行倒负荷配合，尽量减少双泵运行时再循环开启工况运行时间，快速到达给水泵经济运行工况，通过加强协调联系后，将启动至正常运行，降负荷至停泵停时间，控制在10分钟左右，减少双泵再循环开启运行时间10至15分钟，每次能降低给水泵耗电600KWh左右，有效的降低了启、停给水泵期间电耗。
采取差异化调整方法，合理设置给水泵勺管开度偏置，避免给水泵在最大功耗工况运行，降低给水泵耗电。运行中各给水泵的P—Q曲线不完全相同，给水泵液力偶合器最大损耗点不同，在给水泵接近最大功耗区域时及时通过设置给水泵勺管偏置的方法。在接近各电泵液偶最大损耗时，在保证出力的前提下，将两台泵设置偏置运行，避开液偶损耗大区间运行。
定期对进行对给水泵再循环阀门内漏测温检查，消除给水泵再循环漏量，降低给水泵耗电。每周四对给水泵再循环进行内漏测温，发现温度高于60℃，通知检修维护消缺。每次启动电泵动完毕半小时后对给水泵再循环进行测温，发现轻微内漏时，及时手动校紧，严重内漏倒泵检修处理。
合理安排机组启、停期间运行方式，降低给水泵耗电。锅炉冷态启动上水时，将给水温度加热至锅炉壁温匹配温度，适当加快上水速度。避免给水泵长时间低载开再循环运行，降低电泵电耗。锅炉停炉上水完毕后，及时停运电泵。根据需要启动电泵上水。机组停机后，给水泵无滤油作业时，停止辅助油泵运行。机组启动时负荷低于30%BMCR工况前，旁路系统投入时，锅炉上水采用给水旁路门节流调节，维持母管压力大于炉前压力3Mpa，当负荷大于30%BMCR旁路退出运行后，锅炉上水切至主路，采用变速调节，降低给水泵压头和电耗。
2．2空冷及抽真空系统节电措施
霍林郭勒市属典型的寒冷、半干旱大陆性气候，冬季漫长而寒冷，夏季短促而凉爽，水资源极度匮乏，考虑到以上情况，冷凝系统采用直接空凝汽式。管束形式为：单排管。每台机组设计空冷面积115.4 万㎡，30台CPI000580-14PVPEA2U空冷风机、每台额定功率132KW，额定电流230A，设计背压11kpa。每台机组设计3台2BW5353-DEK4水环式真空泵，每台额定功率160KW，额定电流333.3A.通过对直接空冷系统的优化运行方式，使两台机组的空冷耗电率由2015年度的0.511%降至2016年的0.438%，年节省厂用电量约397.47万Kwh。以下为C厂运行部空冷调整采取的手段。
合理安排机组启动时运行方式，降低启动过程空冷系统耗电率。机组启动热负荷未达175MW以前，根据机组的蒸汽流量情况和背压情况将空冷系统逐渐投列运行，直至所有空冷全投、投入列空冷风机在低转速运行，控制背压不得低于15～20KPa。当机组负荷大于175MW及以上时，运行列空冷风机转速大于25rpm，投入下一列空冷系统，直至负荷额定，空冷列全部投入。机组冬季启动时，除逆流风机可以参与低转速运行外，空冷各列散热器全部投入且背压达25.0KPa后，方可投入顺流空冷风机运行；夏季启动时，空冷各列散热器全部投入运行，背压达14.0KPa后，方可启动空冷风机并保持低转速运行。
加强冬季空冷风机运行调整，充分发挥寒冷地区温度低区位优势，利用冬季温度低，空冷岛自然冷却效果好，最大程度降低空冷系统耗电。冬季时9、10号机组按照凝结水过冷度不大于6℃的原则调整空冷风机转速，尽量维持低转速运行。环境温度低于-10℃时，背压及风机转速根据C厂运行部下发的《空冷岛防冻规定》及散热片实际结冻情况设置和回暖，以就地测温为调节依据。环境温度低于-15℃及以下时，10号机空冷风机基本停运，空冷系统维持机组额定背压运行，风向变化或其他因素根据背压需要做微调；9号机各空冷风机维持在20r/min左右，维持机组背压在额定值，根据风向变化和就地测温需要，对空冷鳍片温度低进行局部回暖。
保持空冷岛各散热片及管束的清洁，降低空冷岛各鳍片和管束的热阻，提高换热效果，降低空冷系统耗电。每年4月初和10月初分对空冷岛鳍片和管束进行高压水冲洗，清除积于鳍片和管束上的灰尘和污垢，增强空冷岛鳍片和管束的清洁度，增强空冷岛换热效果，保证空冷系统度夏的经济性和度冬防冻的安全性。
利用季节环境温度变化，合理安排空冷系统风机检修时间，保持空冷系统的经济性和检修维护同时进行。降低空冷系统的耗电量。两台机组空冷风机维护检查时，尽可能安排在春、秋季节进行，此季节温度较低，空冷风机维持在40%至80%额定转速运行，利用环境温度低空时，对空冷风机逐一进行检查维护，即可避免风机停运对机组背压和经济性的影响，同时维持空冷耗电的最小化。
保持真空系统严密性良好，降低空冷系统的耗电。每月10日定期对真空系统做严密性试验，运行中发现真空系统效果恶化时，或同种工况空冷风机转速有明显增大时及时做严密性试验，试验结果超过200Pa/min时，通知维护单位进行查漏，设备管理部门对维护单位进行跟踪监督和考核，强化查漏消缺力度，保持良好的真空严密性。
保持真空泵的良好工况运行，降低真空系统耗电。真空泵运行时，工作液温度变化对真空泵性能影响大，特别是夏季工况时，环境温度高时，真空泵汽水分离器工作液温度达35℃及以上时，真空泵抽真空性能显著恶化，增加空冷风机转速无法有效弥补，及时调整冷却介质温度，保持汽水分离器工作液在30℃以内，保持真空泵在良好工况运行，降低空冷、真空系统耗电。
抓好机组等级质量，提高机组设备性能，降低真空系统耗电量。利用机组等级检修机会，对负压系统注水查漏消缺，对真空泵板冷器进行清扫去垢，对空冷岛各列蒸汽隔离阀开关位置标定消除各列进汽不均、对进入疏扩的疏水阀门研磨消除内漏等工作，保证设备的良好运行状态。
根据风向变化，合理安排两台机组负荷分配，减少因风向变化造成的机组真空偏差，降低空冷系统耗电。C厂厂址区域属于典型的季节风区域，无风天气时，两台机组运行工况相同，两台机组间真空基本一致；当出现季节风天气时，上风口处机组比下风口处机组真空高2kpa至5kpa，采取高真空机组多发，另一机组少发电量方式，尽量保持两台机组真空一致，在耗电量同样的情况下，两台机组的真空均值可得到明显提高；在提高经济的同时，间接降低了真空系统耗电。冬季时采用同样的调节方法，在维持同样的真空下，上风口机组可用较少的风机转速和耗电增量，换取下风口处机组风机转速和电耗大幅下降。
做好机组滑停过程中省电操作。机组滑停过程中，夏季背压控制在10.0～14.0KPa，冬季背压控制在15.0～20.0KPa，最大幅度降低空冷风机转速，必要时停止顺流风机，保持逆流风机运行；若背压仍低于要求数值，停止逆流风机运行。根据抽真空管温度和凝结水过冷度情况，适当投入逆流风机反转运行；背压仍低时，从外到内开始切除列运行，观察背压上升情况，直到背压达到15.0～20.0KPa为止。机组打闸后，及时停止真空泵运行。
做好正常运行维护工作，降低空冷系统耗电量。a:机组真空严密性试合格且机组背压低于11KPa时，保持一台真空泵运行。b:关闭空冷各单元间小门，防止相互串风等。
2.3锅炉烟风系统节电措施
C厂风烟系统配置两台成都电力机械厂的HU25646-22型引风机、额定电流661A、额定功率5800KW；配置两台成都电力机械厂GU13830-01型送风机 ，额定电流92.4A、额定功率800KW；配置两台成都电力机械厂GI34546型一次风机，额定电流229A、额定功率2000KW.
通过优化运行方式和加强检修维护消缺，使引、送、一次电耗率分别由1.349%、0.106%、0.789%降至1.277%、0.105%、0.719%，分别节省厂用电量约391.6万kWh、5.4万kWh、380.73万kWh。
做好点火前准备工作，降低启动过程的的风机电耗。如油枪雾化片检查清理，各辅机油站启、停及油温控制等消除因点火过程中准备工作不全面，导致机组启动时间延长，风机电耗上升。合理安排启动是的运行方式，降低锅炉启动风机耗电。启动锅炉启动时采用半侧风机进行通风，吹扫5分钟，吹扫完成，立即点火。锅炉启动过程中控制总风量在600T/h左右，满足燃烧和带走未着火的燃料的需要。待机组热负荷达到50%左右根据就地着火情况调整配风，满足新工况需要。
加强运行和检修维护，及时消除风烟系统漏风，降低风机耗电，每班对风烟系统人孔、检查孔、膨胀节等部位的检查，发现漏风及时联系检修处理，消除漏风，降低风机电耗。
根据煤质变化，保持合理配风，采用低氧燃烧技术，机组负荷在280～350MW时，烟气含氧量控制在2%左右；机组负荷在210～280MW时，烟气含氧量控制在2.5%；机组负荷在175～210MW时，烟气含氧量控制在3.0%。采用低氧燃烧后，每台机组引、送风机电流较正常设计氧量运行降低风机电流约75A，每年两台机组可节省电量730万kwh。（按每年7800h计算）
选择合理的一次风机运行方式，降低一次风机电耗。A、B一次风机正常情况下采用变频方式运行，变频器故障或检修时切至工频运行，采用变频运行单台一次风机较工频运行每小时降低电流风机约70A，两台机组4台一次风机每年采用变频运行可降低节省电量1300万kwh。
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控制合适电除尘布袋差压，降低风烟系统阻力，降低引风机电耗。锅炉断油后两小时投电除尘，关闭旁路，当布袋压差大于200Pa时投入布袋喷吹系统，布袋喷吹选定时清灰，时间间隔为50秒。布袋压差最高控制900Pa、最低控制500 Pa，选定时清灰方式，时间间隔为30秒。
严格执行空气预热器定期吹灰工作，确保一、二次风侧，烟气侧压差在规定值0.8KPa以内，防止堵塞。定期做空气预热器漏风试验，漏风大时停炉后对空预器漏风进行治理。保证漏风率在5%～8%范围内。
减少电除尘漏风，降低引风机电耗。每月做一次电除尘漏风试验，超过2.5%时，应查找漏风点和安排检修处理，降低引风机电耗。
利用机组等级检修机会校对风烟系统各风门、挡板,保持各风门、挡板远方/就地开度一致，消除风门/挡板开不到位造成运行中烟气阻力增大，厂用电升高的现象；消除风门/挡板关闭不到位造成漏风至运行风机出力增大致厂用电升高的现象。
2.4制粉系统节电措施
C厂制粉系统采用直吹式制粉、配置6台MPS200HP-II中速磨，设计出力61.43T/h,额定功率560KWh，额定电流73.4A；6台电子称重式给煤机，出力10T/h至100T/h。通过合理安排运行方式、设备定期检修维护等措施使制粉系统耗电率由2015年度的0.6%降至现在的0.49%，年节省厂用电约598万Kwh。
正常运行中，当锅炉燃煤发热量达设计值时，机组负荷280MW以上，投入5套制粉系统运行；负荷280MW以下时，投入4套制粉系统运行；负荷210MW以下时，投入3套制粉系统运行。煤质变差时，控制各磨煤机出力不超过55T/h、电流不超过55A，否则及时启动备用制粉系统，防止磨煤机内部存煤过多，制粉电耗增大。
通过磨煤机性能考核实验，在保证锅炉效率的前提下，将磨煤机的煤粉细度由设计值的35%调至45%，减少磨煤机内部分离器的回粉量，提高磨煤机单位时间的出力，提高制粉出力后锅炉排烟温度、灰渣可燃物无明显变化，调整煤粉细度后各磨煤机电流平均下降3A至5A。
定期排放石子煤，石子煤采用2小时定期排放一次，煤质差石子煤多时，缩短排放时间和增加排放次数，防止存石子煤多导致制粉出力下降。
对各磨煤机、给煤机进行定期维护检查，维护周期为每2月/次，在提高设备的可靠性的同时保证了正常的制粉出力，有力的促进了电耗的降低。
合理的安排磨煤机油系统站投、停时间，减少磨煤机油站油泵耗电，锅炉启动通风前30分钟，投入A、B磨煤机润滑油站运行；中速暖机结束前30分钟，投入C磨润滑油站运行；中速暖机结束后，投入D磨润滑油站运行；机组带负荷30MW暖机结束前，投入E、F磨润滑油站运行，磨煤机停运30分钟后，停止所有油站运行。
保持合理的一次风压，满足通风出力和干燥出力需要，降低磨煤机电耗。控制磨煤机出口温度60℃至70℃之间，煤粉着火点燃烧器出口400mm左右着火。减少煤粉在磨煤机内停留的时减，降低磨煤机电流和耗电。
2.5空压机、电除尘系统节电措施。
C厂空压机共6台，输灰空压机3台，功率为410KW/台、仪用空压机3台、功率为261KW/台；设计空压机运行方式为：仪用两运一备、输灰两运一备。通过优化运行方式，使空压机耗电率从2015年度的0.23%降至现在的0.19%，每小时能节省电量250KW，一年节省厂用电量217万kwh。
优化运行方式，降低空压机耗电。两台机组正常运行时采用一台仪用空压机、两台输灰空压机运行，仪用和输灰气源可以满足两台机组满负荷需要。压缩空气储气罐压力保持在0.55MPa至0.65Mpa内运行。当储气罐压力低于0.55MPa时，启动备用空压机运行。当储气罐压力高于0.65MPa时，停止一台空压机运行。单台机组运行时，保持仪用空压机一台，输灰空压机一台运行，关闭备用、检修机组输灰各手动门。
加强检查和维护，消除现场各处漏气，减少用气量，降低空压机耗电。每班对各压缩空气各用户全面检查，如：气动门气源管、执行机构气缸、炉膛漏泄报警装置等部位，发现有漏气及时维护消缺，消除现场各设备漏气。
保持空压机干燥器正常运行，降低压缩空气湿度，减少压缩空气排污量，降低空压机耗电。每3个月对各干燥器树脂检查更换或根据干燥器压损达0.04Mpa时更换失效的干燥器树脂、避免因干燥器树脂失效，导致其差压和阻力增大，被迫多启动空压机运行。
根据煤质情况及时调整仓泵进料和输送时间，提高有效输送能力，减少压缩空气用气量，降低空压机耗电。每两小时核对一次仓泵进料情况，保待每个仓泵进料量都在2/3以上，如是仓泵进料量不能达到2/3以上时，应调整输灰循环时间，节约压缩空气。减少空压机用电量。
合理安排除尘各设备的启动投入时间，降低启动过程中的耗电。锅炉点火前4小时，投入电除尘保温箱、灰斗加热；点火前30分钟投入电除尘阴阳极振打运行，振打间隔时间设定为10秒，振打高度最小设定为20cm；点火前10分钟，启动灰斗气化风机运行，并投入其加热器运行。
合理调整电除尘各高压电场参数，在保证除尘效果的同时降低电除尘耗电。机组额定负荷时，高压电场二次电压保持60KV，机组负荷在80%时，高压电场二次电压保持55KV，机组负荷在50%时，高压电场二次电压保持50KV，机组负荷低于50%时，高压电场二次电压保持45KV。负荷变化时通过调整各二次电场，降低了各高压电场耗电量。
抓好机组停运后的除尘设备运方管理，降低机组停运后除尘设备的耗电量。机组停运后继续投入气力输灰系统运行4小时，检查各仓泵下料情况和灰斗积灰情况，如果灰斗内已无积灰，停止气力输灰运行，停止1台输灰空压机运行。停炉12小时后，停止电除尘阴阳极振打、保温箱加热、灰斗加热、灰斗气化风机及电加热器运行。
2.6输煤系统节电措施
C厂输煤系统设计小时上煤量为800T/h,一用一备。厂内皮带共七段。通过优化运行方式，输煤系统耗电率从2015年度的0.07%减至0.06%，年节省厂用电量为：54万kwh。输煤皮带启动后，应及时增加煤量至800吨，不得长时间低载、空载运行。通过按额定上煤量控制，节省上煤时间和皮带耗电。上煤时，同时运行的活化给料机数量不得超过两台。当活化给料机出现堵煤时，应及时停运并联系清理，严禁采用增加活化给料机运行台数的方法来保证煤流。
2.7脱硫系统节电措施
C厂脱硫采用石灰石 — 石膏湿法脱硫工艺，每台机组设计2台氧化风机、4台浆液循环泵，两台机组共用2套石灰石制浆系统和两套脱水系统。运行中氧化风机一用一备，，浆液循环泵三运一备，脱水系统一用一备。氧化风机额定功率450KW、额定电流57A ，A/B/C/D浆液循环泵额定功分别为710/800/800/900KW、额定电流分别为81.3/92.4/924/103.8 A，脱水系统各辅机之和为260KW；球磨机额定功率560KW、额定电流68.2A。通过优化运行方式和加强设备维护，使脱硫系统耗电率由0.588%降至0.494%，年节省厂用电量为511.266万KWh。
合理安排浆液循环泵运行方式，当脱硫入口SO2在1300mg/Nm3以下时，适当提高浆液PH值（5.0至6.0），保持单台上层D浆液循环泵。当脱硫入口SO2在1300mg/Nm3以上时，根据情况倒换至下层AB浆液循环泵运行，保持烟囱出口SO2在规定范围内。
保持钢球磨煤机在在最大出力下运行，降低球磨机电耗。通过对球磨机定期加钢球，使球磨机钢球装载比例达到最佳，保持球磨机空载电流在56A，负载电流在62A左右最大出力工况下运行，降低单位制浆电耗；加强运行调整，球磨机启动后保持给料量13～16t/h，球磨机头部补水量应保持在4～7t/h，球磨机运行电流控制在57A以上，再循环泵出口密度在合适范围内，球磨机始终处于额定出力运行。降低了球磨机运行时间，降低球磨机耗电。
合理安排制浆设备运行时长，降低制浆电耗。正常情况下，石灰石浆液箱液位低至3m时启动球磨机运行。若一台球磨机出现故障，液位低至3.5m时启动球磨机运行，当石灰石浆液箱液位达到5m后停运。制浆系统运行中，无特殊情况禁止停运。
2.8化学系统节电措施
保持制水设备在最大出力工况运行，减少制水系统运行时间，降低制水电耗。C厂采用2*2500T的除盐水箱，当可用除盐水量降至4000T时，启动制水设备运行，将生水箱入口水温调至25-28℃，投运3套反渗透运行，保持反渗透出力到达额定值，降低各工业水泵运行时长,降低制水电耗。
保持保安过滤器压差在合理范围内，降低水阻和制水电耗。正常运行时保安过滤器差压保持在0.15Mpa以内，超过0.15Mpa时，及时更换保安过滤器滤芯，防止水阻增大，电耗上升。
定期对反渗透和超滤定期化学清洗，保持反渗透和超滤差压在正常范围内，降低反渗透和超滤水阻，降低化学制水电耗。
合理安排制氢设备运行时长，充分发挥储氢罐大储量优势，减少氢站启停次数，制氢设备每次启动2至4小时后方能达到正常运行出力，减少制氢耗电。C厂采用3个额定压力3.2Mpa的储氢罐，当用氢后压力降至2.1Mpa后启动制氢设备运行，达到额定后停止运行。
做好水源地设备检查维护，降低水源地耗电，定期对水库泵检修维护，消除备用泵逆止门不严和本体机封漏水等常见缺陷，减少水源的水泵耗电。
合理安排化学其它设备运行方式，降低化学电耗。化学工业水泵、除盐水泵、生活水泵、服务水泵保持变频运行，备用泵工频备用。降低制水过程中的辅机耗电量。
2.9凝结水及精处理节电措施
C 厂凝结水系统采用两台NL0350—430（7）筒袋型立式多级离心泵，额定出力1010m3/h，额定功率1400KW，额定电流161.1A，工/变频电源拖动方式。
采用滑压运行方式，降低凝泵出口压头及凝泵电耗。260MW机以上负荷时凝结水泵正常保持滑压运行，保持凝结水泵至除氧器上水调门全开，以减少节流损耗。机组负荷低于260MW时采用变频加节流调节方式，关小凝结水至除氧器上水调门维持凝结水母管压力在1.2Mpa以上运行，用凝泵变频自动跟踪调整除盐器水位正常。2015年02月上旬投用凝结水泵变频滑压方式运行，2016年全年采用凝结水泵变频滑压方式运行，2016年度较2015年度节省厂用电量约65.534万kwh。
采用变频的方式运行，降低凝泵耗电量。A/B凝泵变频运行时，B/A凝泵工频备用。变频器采用一拖二方式，当变频器检修或故障时切至工频运行。额定负荷采用变频运行方式时电机电流约为68A，采用工频运行方式是电机电流约为130A，两台机组凝泵采用变频方式运行年可降低电量609万KWh。
3.加强与局域网调度的沟通和协调，保持机组经济负荷运行，为降低厂用电率创造良好的条件。
根据公司统筹安排和公司局域网调频调峰调度原则，通过加强与局域网调度协调联系，保持机组常处于大负荷经济工况运行，促进厂用电率的降低。2016年度全年实现发电量为54.39亿KWh，其中9号机组实现发电量为278075.4万kwh，安全运行天数为366天、小时平均负荷为31.65万kwh，负荷率为：90.43% ；10号机实现发电量为265797.6万Kwh。安全运行天数为359天(其中D检时间为170h)，小时平均负荷为30.85万Kwh。负荷率为：88.16% ；较2015年多发电3.22亿kwh，平均小时负荷较2015年高2.537%，保持9、10号机组长期处于经济运行负荷区间，对应各辅机长期处于经济出力运行，为降低厂用电创造了较好的负荷条件和基础。
4.结论
降低厂用电,必须是以安全为基础的，因此，一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产生影响； 二是节能降耗工作忌讳“眼高手低”，必须坚持抓大不放小，以取得更大效益。
参考文献：
《火力发电厂节能技术》中国电力出版社
王和平《热力发电厂节能减排实用技术问答》中国石化出版社
《火力发电厂绝热节能的分析与评价》中国电力出版社
论文作者:庞金鹏,孙福臣
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/18
标签：机组论文; 负荷论文; 系统论文; 电耗论文; 风机论文; 方式论文; 两台论文; 《电力设备》2017年第33期论文;