根据统计，国电费县公司(2伊600MW)综合厂用电率高于发电厂用电率约0.6%(两台机组合计达6000kW)，这主要是由于两台发电机励磁铜耗(额定损耗为2伊1681kW)、定子铁耗(额定损耗为2伊877kW)及两主变铜耗(额定损耗为2伊1332kW)等引起。另外，因没有相应计能手段，电厂指标不能直观反应发电机的定子铜耗(额定损耗为2伊762kW)、机械损耗(2伊1580kW)、附加损耗(额定损耗2伊1156kW)等部分本体损耗大小，但却影响供电煤耗及效益。
1.优化机组无功
(1)在保证电网电压合格的基础上，本着电网无功功率应就地平衡、避免无功远距离输送，以有利于电网稳定运行及节能目的的电网运行原则，均衡附近电厂无功功率、增加变电站并联电容器运行组数或停用电抗器等，优化电网无功分布，降低发电机过多的滞相无功功率(正常600MW 运行时，无功常达270Mvar 左右)，可减少发电机转子铜耗(励磁系统的励磁变损耗、励磁功率柜损耗、碳刷接触电阻损耗数值也随之减少，数值较小)、定子铜耗、定子铁耗、附加损耗、主变铜耗、220kV 线路有功损耗等。这既有利于电网安全经济运行，又实现了本厂节能目的，达到网、厂双赢，具备现实可操作性。上表是本厂2009 年9 月降低1 号机组无功进行节能实验的数据。由上表说明，两天中相同时间段内，在发电量及其它条件、参数极其接近情况下，通过降低机组励磁电流(励磁变高压侧电流由157A 降至132A)，虽然降幅不大，但却降低了1 台发电机的本体与主变相关损耗(励磁系统损耗、主变铜耗、定子铁耗等)共计775kW(0.3777-0.3002=0.0775 万度)。若计及定子铜耗、附加损耗等的减少量，实际降低1 台机组损耗约1000kW， 两台机组可达2000kW，节能效果显著。
(2)随着电网日益坚强、装机总容量不断升高，在用电低谷期不只机组负荷率低，而且电网因容性无功而升高电压，电网调度要求电厂大幅度降低机组无功及至接近进相。但有些电厂人员由于担心无功偏低不利于发电机静态稳定，不能积极调整。事实上，现在的AVR 性能及可靠性很高，只要AVR 在“自动”方式(AVR 手动方式进相时，应加强监视、调整并退出AGC 功能)，其低励限制及相关保护投入正常、功角啄控制在约700、发电机端部温升不超标，并根据进相试验数据及P-Q曲线、尤其是监视厂用电压在安全范围后，积极降低无功、提升功率因数，在保证电网及发电机安全运行的基础上，就能大幅度地降低发电机、主变本体损耗。若有功不变，调整功率因数趋于“1”，即定子电流趋于最小时，节能效果应最好。当附近其他电厂把握时段而及时降低无功或电网调度采取投切无功补偿装置等措施后，未及时调低无功的电厂就没有下调空间了。当然，若需发电机进相运行，其深度确实不能过大。否则，既不利于安全，还不利于节能，此时应与调度积极协调。
(3)迎峰度夏、迎峰度冬或单机运行时，发电机常因过载而降出力，并可能受到两个《细则》考核。基于此，提高区域电网电压，腾出容量，可多发有功(机组超出力时)。即当发电机定、转子电流即将超限时，提前向调度汇报，申请电网提升区域电网电压((投入35kV、10kV静止容性补偿器等)，为多发有功腾出容量。实施后，本公司220kV 电压升高约1.5耀
2kV，单机可少发无功50Mvar、多发有功15MW(按发电机视在容量计算)。提高电网电压后，若发电机定子电流或转子电流仍将超额定值时，再申请退出AVC以降低机组无功的办法(经省调批准)。仅今年单机A修两个月，另一台机组增盈约60万元(且不计两个细则考核损失)，并降低了两个细则考核损失(不计)。本措施有实际操作性，应具有长期、可观的效益。
2.提高发电机氢气纯度
费县公司自2012 年实施发电机氢气提纯节能(氢气纯度由降至96%提纯，改为降至97%即提纯)。在发电机机械损耗(1580kW)中，转子鼓风损耗约占50%。氢气纯度下降，会明显增大鼓风损耗。根据美国《电力工程》论文，600MW 发电机提高1 个氢气纯度，可降低鼓风损耗超200kW。本公司氢气成本约5 元/m3，发电机提高1 个氢气纯度约需40m3气体，折合费用为200 元。按机组4 天降低1 个氢气纯度、年连续运行280 天计算，两台发电机提纯后，年多耗2.8 万元氢气。除去氢气成本，相应两台机组年度效益超100 万元(除税后，0.38 元/kWh)。很明显，尽量提高氢气纯度不但安全性高，而且效益明显。另外，提纯节能的实时效果，只与发电机的转速有关，而与发电机有、无功负荷无关。即只要发电机运行，因转速是稳定的，其经济效益始终是可观的;节能效果体现于供电(发电)煤耗的降低，厂用电率不能反映;氢气提纯使鼓风损耗(发热)降低后，对同时降低了氢冷器冷却水量的效益忽略不计。
3.均分电流法
(1)要降低发电机转子铜耗、定子铜耗、定子铁耗、附加损耗、主变铜耗等，在保证稳定运行的基础上，可尽量平分两台发电机转子励磁电流和定子电流。以转子为例，假设为保持电网电压合格，本厂所对应的励磁电流总数为10A，若一台机运行电流I1 为3A，另一台机I2 为7A，则两机转子绕组总铜耗P为58RW(P=I12R+I22R，R 为转子绕组回路电阻);而两台机均带5A 时，则总铜耗P为50RW。很明显，平分前后两种状态的损耗有差别，电流平分则节能。事实上，励磁电流平分后，总励磁电流需求量反而下降(这是因为两发电机同步电抗无功消耗降低)，致使每台机转子电流减少，则转子能耗进一步减少。还有，励磁电流平分后，因降低了无功偏高的机组定子铁芯磁通饱和度，还可能使两机组的总铁耗下降。同理，若条件允许，还可使两台发电机定子电流趋于相等，可降低两台机组的定子铜耗、主变铜耗等。另外，采用上述调整后，由于发电机本体总能耗下降，相应也减少了氢气冷却器、定子水冷却器的冷却水量，也同时节能。上述5方面的节能应以百千瓦计。
(2)此方法同样适用于厂用电系统。可尽量调整6kV、400V 各分段母线负荷均衡，这既可以预防因负荷过于集中使变压器容量冗余不足，或电源回路电流长期过大带来的安全可靠性问题，还同时能降低变压器及电缆回路的铜耗而节能。
4.降低电气设度
铜、铝金属电阻随着温度的降低而降低，反之而增大(变化10益约影响4%费县公司厂区渊桑黎明摄冤电阻大小)。所以降低本体温度能使变压器、电机等的铜耗散热随之降低。每降低5益，两台机组节约厂用电应以百千瓦计。这也是冬季厂用电率偏低的原因之一。例如，可增加主变压器冷却器运行组数，虽然冷却器能耗增加了，但却更大幅度地降低了变压器的铜耗，综合比较反而节能。本厂强油导向风冷主变压器一组冷却器电功率仅为6kW(3 台1.5kW 风扇、1 台1.5kW油泵组成)，而冷却功率却达275kW，多启一组冷却器约降低绕组5益，即能降低主变铜耗约30kW，远大于一组冷却器6kW电能消耗。之前，某些电厂曾采取多停主变冷却器而实现节能，结果应是其反的。另外，长时间运行后，主变冷却器散热片也易脏污，导致散热不良，应及时冲洗、清污，提高冷却效果而实现节能。所以重视发电机、电动机、变压器冷却器的日常维护、提高冷却能力，及时清理配电室墙体滤网、配电盘及柜滤网，并根据环境温度随时开启门、窗等加强自然通风，以及冬天可适当降低室内暖气温度(使环境温度不低于5益即可)等，不仅能降低电气设备本身温度以延长其使用寿命，同时还降低了设备本身电耗及暖气耗能，可达到不花钱而综合节能的目的。
5.并网后尽早将厂用电切至高厂变供电、正常停机时尽量延迟厂用电切至启备变时间
本厂为典型的发电机单元制接线方式(见上图)。高厂变接于发电机出口20kV 母线，启备变接于主变出口220kV 母线，高厂变与启备变损耗基本相等。并网后，当厂用电由启备变供电时，可理解为发电机电能经主变及启备变两级变换后供给6kV厂用母线。而厂用电由高厂变接带时，发电机电能只经其一级变换就供给6kV厂用母线。故同等发电机运行功率下，尽早将厂用电切至高厂变供电，一方面，能为防止另一台机组跳闸而腾出启备变电源容量(启备变容量有限)，以时刻保证厂用电安全;另一方面，降低了本机组主变电流，可降低其铜耗;而且减少了主变无功损耗，还使发电机少发无功而节能。但并网后切至高厂变供电时，应在机组稳定后进行，要注意安全性。同理，正常停机时，尽量延迟厂用电切至启备变，同样具有节能效果。
6.调整厂用电压
发电厂厂用负荷以异步电动机为主，厂用电压高低影响电动机损耗及效率。费县公司在深入、跟踪论证的基础上，实施了调低两台机组厂用电压2.5%措施(即高厂变分接头变比调高一个档位)。调整前，6kV 母线电压常(多数时间)运行于6.4kV 之上(就地PC 母线电压常超420V)。调整后，6kV母线电压多数时间段为运行于6.2耀6.4kV 之间，就地PC母线电压控制于410V之内。电压偏高危害：淤电机、变压器激磁损耗增大;于异步电机启动电流大、启动力矩大、扭力矩大，易造成机械损坏;盂易产生谐波过电压和谐波损耗;榆方式、潮流变化，发生更高电压的几率上升。费县公司厂用电压调整前，阀门电动控制板发生多次因电压高而烧损，影响了发电。电压调低后，已很少发生。这就是安全、效益的明证。
上述六类节能办法，应是在保证设备安全、条件允许后进行的参数或方式优化，不能机械使用。例如2.1 条中，下调本厂发电机无功出力而节能，应在电网电压合格、无功就地平衡的原则下执行。否则，将影响电网及厂用电压的稳定。并且电网电压降低后，也增大了线路损耗。重要的是运行人员应不断探索电气节能理论，日常不断积累不同状态的运行数据、试验数据，进而综合分析、优化调整，自觉实践节能手段，达到不需投资就可电气节能的目的。来源：北极星电力网新闻中心
