1 邹县电厂Ⅲ期设备概述
邹县电厂Ⅲ期工程2x600MW机组是山东电力首次利用世行贷款进行建设的火电机组，其中5号机组是山东省第一台600MW 大型发电机组。该工程根据世界银行要求，采用了分岛招标的方式进行国际招标。其中，汽轮发电机组由中国东方电气集团公司（ DEC）与日本日立公司（HITACHI ）联合设计、制造、供货。锅炉由美国FOSTER WHEELER 能源公司设计、制造、供货。机组主体工程设计由西北电力设计院承担，山东电力建设一公司负责施工、安装。首台机组于 1997年1月17 日 完成168 小时连续满负荷试运转，正式移交试生产。机组主要设计指标：锅炉效率： 92.55％；厂用电率：5.16％；发电标准煤耗：294g/kWh；供电标准煤耗：310g/kWh。
2 邹县发电厂 600MW 机组节电潜力分析
随着电力体制改革的进行，为了进一步做好节电降耗工作，我们对机组运行情况进行了认真分析研究，从制粉系统、循环水系统、运行管理及设备运行方式等方面进行了综合分析，为做好节电工作提出了努力方向：
2.1 制粉系统存在节电潜力分析
邹县发电厂制粉系统采用正压直吹式，设有两台50% 容量的一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。制粉系统共配有6 台双进双出、单电机驱动钢球磨。磨煤机主要参数如下：
磨 煤 机 本 体
磨煤机和一次风机总电耗约占本台机组总厂用电的36 ％左右，因此做好相应的挖潜工作是十分必要的。制粉系统存在的主要问题如下：
按原设计邹县发电厂四台磨煤机就可带满600MW 负荷，实际上由于磨煤机容量选型偏小，造成五台磨才能带满负荷。又由于山东电网峰谷差相差较大，夜间＃ 5、6机组只能带 300MW 负荷，为节电需要，因此夜间一般保持三台磨煤机运行。这就造成了磨煤机启停频繁，从而增加了磨煤机的空载电耗。
由于两台一次风机采用双进离心式风机，依靠风机入口调节挡板调节风机出力，风机电耗高且随机组负荷变化较小，造成低负荷下，风机电耗相对较大。
由于空预器漏风率较大（大于15％），漏风损失造成风机电耗增大。
2.2 循环冷却水系统存在节电潜力分析
循环水系统主要参数如下：
循环水泵总电耗约占本台机组总厂用电的21 ％左右，因此做好相应的挖潜工作是十分必要的。循环水系统主要存在的问题如下：
2.2.1 由于运行中循环水泵电机转速不可调，这样造成低负荷下，循环水泵电耗相对较大。
备用循环水泵出口碟阀可靠性不高，经常出现循泵联启后碟阀打不开情况。因此造成即使冬季也无法实现单台循环水泵运行。
2.3 机组启停机及正常运行期间，存在许多运行方式不合理的地方，造成辅机耗电量相对较大。
3 邹县发电厂 600MW 机组节电措施
发电厂节电工作主要应在加强运行管理和设备改造等方面采取措施，由于设备改造需要工期长、投资大，大部分需要在大修期间完成，虽然节电效果较为明显，由于受时间、费用限制不能及时实现。管理降耗则是在现有设备系统的基础上，根据试验结果和运行经验，制定可行的操作措施来挖掘潜力，在日常管理中加强运行考核来实现节能降耗的目的，具有费用少、见效快、效果好等优点。目前，我们采取的措施主要有以下几方面：
3.1 加强运行管理，进一步降低制粉系统电耗
3.1.1 提高磨煤机暖磨速度，减少磨煤机空转时间，降低磨煤机制粉单耗。磨煤机停运时，如果大风量吹扫 15 分钟且煤粉已经吹空后，未出现停止磨煤机运行条件，可以手动跳闸磨煤机，减少磨煤机空转电耗。
3.1.2 根据负荷变化及时调整一次风压力设定值。正常运行时一次风压力设定值保持在 9.0-11kPa 之间，运行人员根据负荷变化、磨煤机运行方式等及时调整一次风压力设定值。通过试验结果对正常运行时一次风压力设定值做如下规定：
3.1.2.1 根据磨煤机容量风挡板开度调整一次风压力设定值。当磨煤机容量风挡板开度小于 42 ％时，在允许的范围内尽量降低一次风母管压力设定值。
3.1.2.2 如果运行磨煤机辅助风档板全关且磨煤机出力不能满足负荷要求时，可以适当增加一次风压力设定值。
3.1.2.3 正常运行时发现一次风机电流超过170A （启动磨煤机、事故处理情况除外），应就地手动调整空预器密封扇形板，减少空预器漏风，降低一次风机电流。
3.1.2.4
#5、6 炉空预器密封扇形板均存在自动调整不正常、漏风的缺陷，运行人员应熟记各种工况下六大风机的电流值，根据吸、送风机、一次风机电流、空预器电流变化情况及时手动调整空预器密封扇形板的位置，降低空预器漏风率，减少风机电耗。
3.1.2.5
运行值班人员注意监视磨煤机电流变化，磨煤机电流正常控制范围在115－118A之间，发现磨煤机电流降低至115A且磨煤机出力降低时及时联系添加钢球，保证磨煤机出力。
3.1.2.6 减少因磨煤机检修后试转而切换制粉系统运行的情况。磨煤机本体机械部分检修后试转，应采用点动方式启动。
3.2 加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率
3.2.1 正常运行中加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率
3.2.1.1
合理调整真空泵运行方式，根据凝汽器真空参数及真空严密性情况，确定采用一台或两台真空泵运行方式。当凝汽器真空高于 -95kPa 且能够保持稳定时保持一台真空泵运行。＃5、6 机经真空治理后真空泵运行方式由两台运行（一台6kV，一台 400V ）改为仅有一台 400V泵运行。
3.2.1.2
真空泵正常冷却水源为开式循环水，当循环水进水日平均温度高于24 ℃时，将真空泵冷却水源由循环水切换为掺混水运行，降低真空泵冷却水的温度，提高真空泵效率。
3.2.1.3
根据环境变化及设备运行状况，及时调整掺混水泵和杂用水泵运行方式。夏季高温季节，可开启 2-3 台杂用水泵运行；冬季寒冷季节，只保留一台掺混水泵或杂用水泵运行。
3.2.1.4 各开关室、变压器室事故排风扇正常情况下应停运，夏季合理安排各开关室集中空调运行方式，开关室实行 "人走灯灭 "，每天可节电 714.9kWh ，全年可节电 260938.5kWh。
3.2.1.5 合理安排辅助设备运行方式；提高厂用电电压，降低厂用电率。在系统、设备切换、停运时，尽量节约厂用电。
3.2.1.6 根据设备实际情况。正常运行情况下＃5、6 机各停运一台检修变，节省变压器空载损耗，每天可节电 72kWh，全年可节电26280kWh。
3.2.1.7 严格按调度曲线调整220kV、500kV 母线电压，降低线损。
3.2.1.8
在网上无功负荷较低的情况下或大雾天气，应首先采用发电机进相运行的方式调整系统电压，在网上电压能够满足要求的情况下，尽量不要投入 35kV系统电抗器。
3.2.2 机组启动过程中加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率
3.2.2.1 炉升压时即启动一台小机运行，锅炉上水尽量不要采用电动给水泵。
3.2.2.2 汽轮机冲转前，根据真空情况可仅保持C真空泵运行。
3.2.2.3 汽轮机转速 3000r/min且稳定后，及时停运主机交流润滑油泵TOP、主机马达吸入油泵M。
3.2.2.4 发电机冲转前再启动第二台循泵。
3.2.2.5 发电机并列后，再启动第二套制粉系统。
3.2.2.6 机组负荷 150MW 以上，除氧器由备用汽源切换至本机四段抽汽后，应及时停运除氧再循环泵。
3.2.3 机组停运期间合理安排各辅机运行方式，降低辅机耗电率
3.2.3.1 机组负荷 200MW ，应停运一台小机，停运前置泵。
3.2.3.2 汽轮机打闸停机后，停运一台循泵。打闸5 小时后，启动辅助冷却水泵，停运最后一台循泵。将除氧器上至高水位后，停运凝升泵运行。
3.2.3.3 锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停运除氧再循环泵。
3.2.3.4 调整制氢站用水、Ⅲ期暖通减温用水后停运凝结水泵。
3.2.3.5 当低压缸排汽温度均降至50℃以下且无用户时，停运辅助冷却水泵。
3.2.3.6 汽轮机盘车装置投运后，停运主机马达吸入油泵 M。
3.2.3.7 汽轮机长期停机检修，高压缸第一级金属内壁温小于180 ℃时，可停运盘车；当该处壁温小于150℃时，可停运主机交流润滑油泵TOP。
3.2.3.8 锅炉全面放水后，应及时破坏凝汽器真空，停运真空泵、轴加风机。
3.2.3.9 空预器入口烟温低于121℃，停运空预器；烟温低于80℃时，方可停运火检风机。
3.3 加强设备治理力度和设备技术改造，降低辅机耗电率。
3.3.1 大修时计划将循环水泵电机改为变频调节或双速，降低循环水系统电耗。
3.3.2 联系制造厂家利用一次大修中对循环水泵出口碟阀进行检修，增加可靠性，冬季气温 0 ℃以下及低负荷时可以采取单台循环水泵运行。
3.3.3 大修时计划将一次风机电机改为变频调节，降低一次风机电耗。
3.3.4 联系厂家对空预器密封间隙调整装置进行调整，降低空预器漏风率。
4小结
采取节电措施后，特别是加强运行管理以及辅机的经济调度后，邹县发电厂 600MW 机组的厂用电率有了明显降低，以2001年6 月与2003年4月相比，＃ 5、6机组各项参数如下：
由上表可看出，同等负荷下，＃5、6 机厂用电率2003年4月比2001 年 6月降低了 0.25％左右。
我相信，随着邹县发电厂运行管理的进一步加强和设备治理改造力度的进一步加大，我们 600MW 机组的节电降损工作会越做越好！
参考文献
[1] 邹县发电厂《 600MW 机组集控运行规程》 C版。
[2] 《锅炉原理》，上海电力学院 章德龙编。
[3] 《600MW 火电机组运行技术丛书 - 锅炉分册》，中国电力出版社 2000年，唐泊仁，邵关兴。
[4] 全国火力发电工人通用培训教材《发电厂集控运行》，山西省电力工业局编。
