陳希誠

(河北省電力勘測設(shè)計研究院,石家莊 050031)

1 概述

火力發(fā)電廠的高壓廠用啟動/備用電源是為保證機組正常啟動停機、廠用電源的備用電源而設(shè)置的電源系統(tǒng)。發(fā)電機出口斷路器的裝設(shè)對啟動/備用電源容量的選擇有影響。

容量為600 MW的機組，當發(fā)電機出口裝有斷路器或負荷開關(guān)時，高壓廠用備用變壓器的容量可按1臺高壓廠用工作變壓器容量的60%～100%選擇。

在實際工程中，多數(shù)工程發(fā)電機出口即使裝有斷路器或負荷開關(guān)，高壓廠用備用變壓器容量也未降低，為了保證機組廠用工作的備用，其容量與廠用工作變壓器保持一致。假如高壓廠用備用變壓器容量按1臺高壓廠用工作變壓器容量的60%選擇，備用電源就失去了為機組提供工作或檢修備用的意義。

因此，發(fā)電機出口裝設(shè)斷路器或負荷開關(guān)，工程的總體投資不但未降低，反而使每臺機組約增加較大費用(發(fā)電機出口斷路器+變壓器調(diào)壓開關(guān))，同時元件的增加降低機組運行的可靠性，增加運行維護工作量，故不推薦裝設(shè)發(fā)電機出口斷路器。

2 啟動/備用電源引接方案

某火力發(fā)電廠一期工程建設(shè)2臺660 MW超臨界機組，電廠位于內(nèi)蒙古鄂爾多斯市境內(nèi)，該期工程以500 kV一級電壓接入系統(tǒng)。

高壓廠用啟動/備用電源的引接，除滿足可靠和相對獨立等要求外，同時還要考慮合理的投資和運行費用，綜合系統(tǒng)接線和電廠生產(chǎn)的要求，確定技術(shù)經(jīng)濟合理的并滿足該工程的最佳接線方案。

方案一：從500 kV配電裝置母線兩級降壓引接；啟動/備用電源由廠內(nèi)500 kV配電裝置引接1回500 kV電源經(jīng)1臺500 kV/110 kV和1臺110 kV/6.3 kV的變壓器降壓后作為2臺機組的備用電源。110 kV在廠內(nèi)設(shè)置單母線，同時給煤礦提供一路備用電源。

方案二：從500 kV配電裝置母線一級降壓引接；啟動/備用電源由廠內(nèi)500 kV配電裝置引接1回500 kV電源經(jīng)1臺500 kV/6.3 kV的變壓器降壓后作為2臺機組的備用電源。

方案三：從系統(tǒng)變電站引接；啟動/備用電源由附近110 kV變電站備用間隔引接，廠內(nèi)設(shè)1臺啟動/備用變壓器作為2臺機組的啟動/備用電源。

3 各種引接方案國內(nèi)外應(yīng)用情況

DL 5000-2000《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程》規(guī)定600 MW機組的接線方案在工程中均有采用，如北侖電廠、元寶山二期、邯峰電廠一期、大同第二電廠二期、定州電廠一期和鄒縣電廠三期、珠海等電廠的啟動/備用電源分別從220 kV配電裝置引接；元寶山三期、正藍電廠的啟動/備用電源從聯(lián)絡(luò)變壓器的低壓側(cè)引接；平圩電廠、石洞口二廠和沙角C廠，廠內(nèi)均只有500 kV一級電壓，其啟動/備用電源從臨廠的220 kV配電裝置引接。在近期設(shè)計的工程中，為避免廠網(wǎng)分家后，啟動/備用電源從外部電網(wǎng)引接，電網(wǎng)按大工業(yè)電價收取電費，有直接從500 kV配電裝置一級降壓引接啟動/備用電源，如山西河曲電廠、王灘電廠；也有在電廠內(nèi)設(shè)置配電裝置，兩級降壓引接啟動/備用電源，如托電三期、滇東電廠、內(nèi)蒙古上都電廠等。

國外大容量機組高壓啟動/備用電源的接線方式多種多樣，但總的趨勢是簡化接線，如前蘇聯(lián)發(fā)電機出口設(shè)負荷開關(guān)，每2臺機組設(shè)1臺備用變壓器，另外設(shè)2臺公用變壓器為公用負荷供電，機組單元性很強；德國普遍采用發(fā)電機出口斷路器，不設(shè)備用電源或多臺機組設(shè)1臺小容量的備用變壓器供停機使用，美國采用不從發(fā)電機出口而是從高壓配電裝置引接高壓廠用工作變壓器的方式，不設(shè)或少設(shè)備用變壓器。

4 啟動/備用電源引接方案比較

4.1 初投資

各種啟動/備用電源引接方案投資見表1。

表1 啟動/備用電源引接初投資比較

4.2 年運行費用

在設(shè)計電廠啟動/備用電源引接方案時，還應(yīng)考慮由地區(qū)網(wǎng)引接時收取的基本電費和用電電費。據(jù)初步調(diào)查，目前各電力局收取電費的標準不盡相同，大致基本電費為(10～15)元/(kVA·月)、用電電費為0.7元/kWh。這將增加電廠的年運行費、發(fā)電成本和上網(wǎng)電價，影響其運行的經(jīng)濟性。故各工程應(yīng)在可行性研究階段取得該工程的供購電協(xié)議，據(jù)此確定技術(shù)經(jīng)濟合理的電氣主接線和啟動/備用電源的引接方案。

隨著機組單機容量的提高，500 kV電網(wǎng)的發(fā)展，越來越多的機組直接接入500 kV系統(tǒng)，廠內(nèi)不再出現(xiàn)二級出線電壓，廠網(wǎng)分開，電網(wǎng)向發(fā)電廠收取啟動/備用變壓器容量費，對啟動/備用變壓器電源是從廠外110 kV變電站引接，還是直接由500 kV系統(tǒng)引接的方案經(jīng)濟性影響很大。

大工業(yè)電費=基本電費+用電電費+功率因數(shù)調(diào)整費，基本電費按變壓器容量或最大需量計費。功率因數(shù)調(diào)整費為定數(shù)，暫不作為比較內(nèi)容。

4.2.1 基本電費

工程基本電費按18元/(kVA·月)計算，只有方案3產(chǎn)生了1360.8元的基本電費。由于供電部門收取基本電費，造成啟動/備用電源由廠外110 kV變電站引接的常規(guī)方案經(jīng)濟上不合理。隨著國家電力體制的改革，廠網(wǎng)分開的不斷深入，上網(wǎng)成本電價成為電廠在設(shè)計初期不得不考慮的重要因素之一。降低電廠的上網(wǎng)成本電價，只有保證機組安全可靠運行的情況下，節(jié)約初投資和降低運行費用。

4.2.2 用電電費

該工程啟動/備用變壓器的用電費用包括下列費用：計劃停機的用電費、非計劃停機的用電費及變壓器空載損耗費。表2為變壓器年用電量。

表2 啟動/備用變壓器年用電量

參考同類工程年運行用電費用計算數(shù)據(jù)如下：

計劃停機時間，600 MW機組每臺機組1年1小修，小修時間平均每次15 d，負荷率按20%考慮；5年1大修，大修時間平均每次75 d，其中60 d的負荷率按5%考慮，15 d的負荷率按20%考慮；

非計劃停機時間，600 MW機組按每臺機組1年3次，停機時間共計216 h，負荷率35%考慮；

啟動/備用變壓器空載損耗：分裂變壓器暫定為45 kW。

每個電廠因工程的具體情況不同及所在的電網(wǎng)不同，其電網(wǎng)售電價和發(fā)電成本價也不同，若電網(wǎng)售電價按0.34元/kWh，發(fā)電成本價按0.18元/kWh取值，廠內(nèi)配電裝置引接費用為643.95萬元,廠外110 kV變電站引接費用為1 216.35萬元，兩者相差572.40萬元。

4.3 技術(shù)經(jīng)濟比較

啟動/備用變壓器電源由廠內(nèi)配電裝置引接和由廠外110 kV變電站引接的技術(shù)經(jīng)濟比較見表3、表4。

表3 3種方案技術(shù)性能比較

4.4 綜合分析

啟動/備用電源從廠內(nèi)引接與從系統(tǒng)變電站引接相比，運行費用低。由于系統(tǒng)110 kV側(cè)與電廠500 kV母線存在20°電壓角度差，可靠性很差，影響電廠的正常運行。因此，從經(jīng)濟性及可靠性角度分析，不推薦從當?shù)仉娋W(wǎng)引接。

表4 3種方案經(jīng)濟性能比較

110 kV配電裝置引接方案與500 kV配電裝置引接方案相比，雖然初投資高360萬元，但是做為煤電一體化項目，本著友鄰結(jié)合的設(shè)計思路，此110 kV變電站還可作為煤礦的備用電源，充分體現(xiàn)了煤電一體化的特點。

因此該工程推薦啟動/備用電源引接方案一，即從500 kV配電裝置母線兩級降壓引接。

5 結(jié)論

綜上所述，啟動/備用電源從廠內(nèi)110 kV配電裝置引接，雖然設(shè)備初投資較高，但年用電費最少，同時無需交納基本電費，且運行經(jīng)驗豐富，管理方便。同時又有利于煤礦的運行。故推薦啟動/備用電源從廠內(nèi)500 kV配電裝置引接。