發(fā)電廠運行機組與停機備用機組廠用電互為供電的研究與應(yīng)用

喬永生

摘 要：目前火力發(fā)電廠很多是一次安裝2臺機組，經(jīng)過電網(wǎng)負荷預測，將來一個時期需要發(fā)電機組單機運行，停運機組的廠用電需從啟備變下網(wǎng)供電，每天啟備變電量1.5萬度，大容量啟備變帶低負荷損耗增加，考慮到機組停運時間較長，為提高機組運行的經(jīng)濟性，需要考慮從運行機組取電給停運機組供電的可行性。通過#1、2機組運行方式的優(yōu)化、可行性論證，參考設(shè)計院優(yōu)化方案，制定#1、2機組廠用電互備實施方案，本方案應(yīng)用在機組停機時間超過一個月，且發(fā)電機盤車已經(jīng)停運，進行機組間廠用電運行方式的互為備用。

關(guān)鍵詞：負荷預測 單機運行 啟備變下網(wǎng)電量 運行方式優(yōu)化 合理配置保護定值

中圖分類號：TM762.1 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2018）12（b）-00-03

在電力設(shè)計中，通常兩臺機組往往采用發(fā)變組直接出線到對側(cè)電網(wǎng)變電站模式。而機組啟動和備用電源往往采用取自電網(wǎng)側(cè)的啟備變提供。這樣的接線方式簡單，節(jié)約投資，但存在著在單機運行，停運機組仍有部分控制、照明、檢修負荷需要通過啟備變供電，但因起備變低負荷運行，負載損耗太大，加之啟備變電源取自電網(wǎng)，電價較高從而造成運行成本大。隨著裝機規(guī)模的擴大這樣的運行方式在相當?shù)赜蚝蜁r間內(nèi)為成為常態(tài)。根據(jù)電廠的廠用電接線方案，比較容易實施的方案是機組停運時，合上停運機組6kV段至公用段的聯(lián)絡(luò)線，通過公用段給停運機組供電。當然有一個先決條件就是公用段的進線開關(guān)、分段開關(guān)及聯(lián)絡(luò)電纜均要有充足的裕度。同時還應(yīng)當對繼電保護定值做相應(yīng)的調(diào)整，從而使得通過公用段給停運機組供電方案成為可行。

1 方案研究與設(shè)備參數(shù)核定

以某個火電廠為例，該廠有2臺600MW機組（下文統(tǒng)稱為#1，2機組），2臺機組采用發(fā)變組直接出線到對側(cè)電網(wǎng)變電站運行方式。機組啟動和備用電源取自對側(cè)變電站發(fā)送接帶的啟備變提供。#1機組6kV工作IA、IB段正常運行由#1高廠變通過61A1、61B1開關(guān)供電，停機時由啟備變通過61A0、61B0開關(guān)供電；#2機組6kV工作IIA、IIB段正常運行由#2高廠變通過62A1、62B1開關(guān)供電，停機時由啟備變通過62A0、62B0開關(guān)供電。正常運行時6kV公用A段由#1機組6kV工作IA段通過601A開關(guān)供電，6kV公用B段由#2機組6kV工作IIA段通過602B開關(guān)供電；#1機組停機時，6kV公用A、B段電源通過602B、6公聯(lián)開關(guān)串帶，或者#2機組停機時，6kV公用A、B段電源通過601A、6公聯(lián)開關(guān)串帶。設(shè)備參數(shù)及負荷電流見表1。

61A1、62A1配置分支過流保護（按母線3相短路整定）延時0.7s跳分支開關(guān)，零序保護0.9s跳分支開關(guān)，601A、602B配置過流保護（按額定電流整定1180A）延時1.5s跳閘，零序保護延時0.6s跳閘；6公聯(lián)配置過流保護（按額定電流整定613A）延時1.2s跳閘。

2 運行方式優(yōu)化

#1機組停機，盤車停運。斷開61A1、61A0開關(guān)并解備，6kV工作IA段母線停電，6kV工作IA、IB段機、爐、脫硫輔機開關(guān)解備，合上601A，6kV工作IA段由#2機組6kV工作IIA段供電；#1機組鍋爐變、汽機變、電除塵變、主廠房變負荷轉(zhuǎn)移至6kV工作IA段，#5甲皮帶、儀用空壓機A、除灰空壓機A、脫硝A空壓機恢復備用。廠區(qū)變、化水變、照明變負荷轉(zhuǎn)移至#2機組供電。

#2機組停機，盤車停運。斷開62A1、62A0開關(guān)并解備，6kV工作IIA段母線停電，6kV工作IIA、IIB段機、爐、脫硫輔機開關(guān)解備，合上602B，6kV工作IIA段由#1機組6kV工作IA段供電；#2機組鍋爐變、汽機變、電除塵變、主廠房變負荷轉(zhuǎn)移至6kV工作IIA段，#5乙皮帶、儀用空壓機A、檢修空壓機D恢復備用。廠區(qū)變、化水變、照明變負荷轉(zhuǎn)移至#1機組供電；6kV IB、IIB段按照啟備變帶負荷方式運行，所帶公用負荷盡量按熱備用狀態(tài)使用。

保護及DCS變更，601A、602B、6公聯(lián)開關(guān)新增負荷電流403A，開關(guān)保護定值相應(yīng)變更，601A、602B、6公聯(lián)保護按照級差配合；#1、2機組6kV IA、IIA段串帶期間601A、602B、6公聯(lián)DCS邏輯解除三取二；61A1、601A 、62A1、602B DCS做電流報警，61A1、62A1報警值3849A；601A 、602B報警值1180A。

#1、2機組6kV串帶運行方式下事故處理，#1機組停機，6kV工作IA段負荷設(shè)備故障，由各設(shè)備保護跳開相應(yīng)開關(guān)，如負荷開關(guān)保護拒動，601A保護動作跳閘，檢查并隔離故障點后恢復6kV IA段；如601A保護拒動、6公聯(lián)按照級差配合跳閘；6kV IA段、公用A段失壓，斷開601A，檢查并隔離故障點后恢復6kV IA段、公用A段供電。6kV工作IA段母線設(shè)備故障，601A保護動作跳閘，確認6kV工作IA段母線故障點并做相應(yīng)處理正常后，恢復6kV IA段供電。如601A保護拒動，6公聯(lián)按照級差配合跳閘；6kV IA段、公用A段失壓。斷開601A，確認6kV工作IA段母線故障點后，首先恢復公用A段供電。待確認6kV工作IA段母線故障點并做相應(yīng)處理正常后，恢復6kV IA段供電。

#2機組停機，6kV工作IIA段負荷設(shè)備故障，由各設(shè)備保護跳開相應(yīng)開關(guān)，如負荷開關(guān)保護拒動，602B保護動作跳閘，檢查并隔離故障點后恢復6kV IIA段；如602B保護拒動、6公聯(lián)按照級差配合跳閘；6kV IIA段、公用B段失壓，斷開602B，檢查并隔離故障點后恢復6kV IIA段、公用A段供電。6kV工作IIA段母線設(shè)備故障，602B保護動作跳閘，確認6kV工作IIA段母線故障點并做相應(yīng)處理正常后，恢復6kV IIA段供電。如602B保護拒動，6公聯(lián)按照級差配合跳閘；6kV IIA段、公用B段失壓。斷開602B，確認6kV工作IIA段母線故障點后，首先恢復公用B段供電。待確認6kV工作IIA段母線故障點并做相應(yīng)處理正常后，恢復6kV IIA段供電。

最嚴重情況下，由停機母線的故障，保護越級（三級）造成6kV IA段或者IIA段工作進線開關(guān)跳閘，閉鎖快切，相應(yīng)母線失壓，影響機組穩(wěn)定運行。

3 實施周期與效果

2017年3月20日完成設(shè)計院設(shè)計方案及有關(guān)圖紙資料；3月22日至4月5日完成設(shè)計院方案評審，編制項目實施方案并評審，確定最終實施方案；5月2日#1機組正式串帶#2檢修機組低壓廠用電，在檢修高峰期串帶電量41萬度。2017年9月14日#1機組停機備用期間，9月19日由#2機組串帶低壓廠用電，截至10月17日串帶電量22萬度。本項目無需另外投資，只需改變運行方式即可實現(xiàn)節(jié)支增益的效果，按照一臺機組停機備用一個月（30天）計算，可節(jié)省電費27萬元。

4 全面推廣與應(yīng)用

2017年截止9月執(zhí)行廠用電串帶共計61天，啟備變?nèi)站碾娏?.349萬kWh，與2016年相比降低約1.377萬kWh。5、6月廠用電串帶49天累計節(jié)省啟備變耗電量67.473萬kWh，按照上半年購售電價差（0.57530-0.31205=0.26325 元/kWh）計算，節(jié)省電費支出約17.76萬元；9月廠用電串帶12天累計節(jié)省啟備變耗電量16.524萬kWh，按照下半年購售電價差（0.61001-0.33154=0.27847元/kWh）計算，節(jié)省電費支出約4.60萬元。

實現(xiàn)機組廠用電串帶后，按照一臺機組停機備用一個月（30天）計算，可節(jié)省電費27萬元。

4月份完成相鄰機組廠用電串帶方案評審確定最終實施方案，5月2日開始實施，#2機組停運檢修，其廠用電逐漸轉(zhuǎn)由#1機組串帶，#2機組負荷全部串帶后啟備變?nèi)蘸碾娏孔畹徒抵?.15萬kWh，購網(wǎng)電量大幅降低取得良好效果（見表2）。

5 結(jié)語

隨著機組計劃電量的下降，單機運行時間的增加，停機備用機組由啟備變接待負荷，由此需要從電網(wǎng)下載電量大約1.5萬度/天，購買電量費用0.9萬元。在不影響機組正常運行的情況下，滿足設(shè)備參數(shù)的前提下，合理調(diào)整保護定值，通過運行方式的調(diào)整改變，實現(xiàn)相鄰機組廠用電互為備用，節(jié)約了購電費用，降低了能耗，經(jīng)濟、社會效益顯著。

參考文獻

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