火電廠啟動/備用電源設計方案比較分析

陳希誠

(河北省電力勘測設計研究院,石家莊 050031)

1 概述

火力發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置的電源系統。發電機出口斷路器的裝設對啟動/備用電源容量的選擇有影響。

容量為600 MW的機組，當發電機出口裝有斷路器或負荷開關時，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，多數工程發電機出口即使裝有斷路器或負荷開關，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，發電機出口裝設斷路器或負荷開關，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(發電機出口斷路器+變壓器調壓開關)，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，故不推薦裝設發電機出口斷路器。

2 啟動/備用電源引接方案

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

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，綜合系統接線和電廠生產的要求，確定技術經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500 kV配電裝置引接1回500 kV電源經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在廠內設置單母線，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500 kV配電裝置引接1回500 kV電源經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，廠內設1臺啟動/備用變壓器作為2臺機組的啟動/備用電源。

3 各種引接方案國內外應用情況

DL 5000-2000《火力發電廠設計技術規程》規定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/備用電源從聯絡變壓器的低壓側引接；平圩電廠、石洞口二廠和沙角C廠，廠內均只有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。在近期設計的工程中，為避免廠網分家后，啟動/備用電源從外部電網引接，電網按大工業電價收取電費，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；也有在電廠內設置配電裝置，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，如前蘇聯發電機出口設負荷開關，每2臺機組設1臺備用變壓器，另外設2臺公用變壓器為公用負荷供電，機組單元性很強；德國普遍采用發電機出口斷路器，不設備用電源或多臺機組設1臺小容量的備用變壓器供停機使用，美國采用不從發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，不設或少設備用變壓器。

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

在設計電廠啟動/備用電源引接方案時，還應考慮由地區網引接時收取的基本電費和用電電費。據初步調查，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、發電成本和上網電價，影響其運行的經濟性。故各工程應在可行性研究階段取得該工程的供購電協議，據此確定技術經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電網的發展，越來越多的機組直接接入500 kV系統，廠內不再出現二級出線電壓，廠網分開，電網向發電廠收取啟動/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系統引接的方案經濟性影響很大。

大工業電費=基本電費+用電電費+功率因數調整費，基本電費按變壓器容量或最大需量計費。功率因數調整費為定數，暫不作為比較內容。

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變電站引接的常規方案經濟上不合理。隨著國家電力體制的改革，廠網分開的不斷深入，上網成本電價成為電廠在設計初期不得不考慮的重要因素之一。降低電廠的上網成本電價，只有保證機組安全可靠運行的情況下，節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據如下：

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不同，其電網售電價和發電成本價也不同，若電網售電價按0.34元/kWh，發電成本價按0.18元/kWh取值，廠內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 技術經濟比較

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

表3 3種方案技術性能比較

4.4 綜合分析

啟動/備用電源從廠內引接與從系統變電站引接相比，運行費用低。由于系統110 kV側與電廠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，從經濟性及可靠性角度分析，不推薦從當地電網引接。

表4 3種方案經濟性能比較

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，本著友鄰結合的設計思路，此110 kV變電站還可作為煤礦的備用電源，充分體現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 結論

綜上所述，啟動/備用電源從廠內110 kV配電裝置引接，雖然設備初投資較高，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500 kV配電裝置引接。