降低660MW超超臨界機組購網電量

張凱

摘 要 購網電量是發電廠為發電生產需要向電網購入的電量。一般指機組解列停運期間，機組剩余運行系統從電網購入的電量。由于購網電價與上網電價差距很大，將直接導致電力企業生產費用額外增加一部分。面對當前火電廠機組年度可利用小時數逐年偏低的生存形勢，如何有效降低停運機組購網電量，將成為電力企業節能降耗的又一舉措。

關鍵詞 降低購網電量 節能降耗 機組停運

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0745（2021）02-0014-02

淮北申皖發電有限公司（下文簡稱平山一期）為兩臺660MW超超臨界機組，發變組單元接線，發電機出口配置GCB開關，經主變升壓后接入廠內500kV升壓站，2016年轉入商業運行。淮北申能發電有限公司（下文簡稱平山二期）新建一臺1350MW機組，預計2021年轉入商業運行。平山二期在原一期500kV升壓站擴建一個不完整串，其主變升壓后接入;平山電廠500kV升壓站擴建后，主接線仍為3/2接線，分別為一期兩個完整串和二期一個不完整串;平山一、二期三臺發電機共用兩條出線，將電送至7公里外的濉溪。

1 購網電量組成及影響

由于平山一期上網電量由華東電網結算，平山二期上網電量由安徽省網結算，為確保平山一、二期上網電量結算準確便捷，自2020年5月1日起華東電網要求平山一期上網電量由兩條出線側結算改為兩臺主變高壓側結算。平山一期未配置啟備變，機組停運后需通過自身主變將電倒送至機組側，上網電量結算方式變更后，機組停役時會產生購網電量。結合2018年、2019年兩臺機組停運期間機組耗電量分別為700.79萬度和721.59萬度，按購網電價約0.9元/度，照此推算則后續每年機組停運期間將會產生約630萬元購網電量費用。如果能有效降低機組停運期間購網電量，則可為公司經營目標減緩一定壓力。[1]

根據系統運行方式可知，購網電量主要由三部分組成：1.變壓器自身損耗電量;2.停運機組自身剩余系統耗電量;3.停運機組所帶外委負荷耗電量。

變壓器自身損耗，主要為空載損耗，該值固定不變無優化空間。因此如降低購網電量，只有通過改善停運機組廠用電運行方式，轉移停運機組剩余負荷才可實現。

2 停運機組廠用電運行方式優化

平山一期每臺機組各配置兩條10kV廠用母線，命名為：10kV廠用1A段、10kV廠用1B段、10kV廠用2A段、10kV廠用2B段，用于主機設備供電。正常運行時1號高廠變帶10kV廠用1A段、10kV廠用1B段，2號高廠變帶10kV廠用2A段、10kV廠用2B段，兩臺機組10kV廠用A/B段間設置聯絡電纜（未設計啟備變）。某臺主變/高廠變檢修時，其對應的10kV廠用段通過鄰機的10kV聯絡電纜供電。另外設置兩條10kV公用段，命名為：10kV公用1段、10kV公用2段，對外委公用設備供電。10kV公用1段由10kV廠用1A段供電，10kV公用2段由10kV廠用2A段供電。

根據平山一期電氣接線方式，如果機組停運直接將10kV廠用A、B兩段切至臨機供電，此時購網電量最低（僅剩停運機組主變空載損耗）。但此種運行方式會造成運行機組快切閉鎖，10kV廠用段備用電源失去，一旦運行機組主變或高廠變故障，將直接造成廠用電全失，因此只能放棄此種運行方式。為此，平山一期考慮是否可以采用“切換一段、保留一段”的運行方式。平山一期吸風機、送風機、一次風機為單臺布置，均布置在10kV廠用B分支，外圍公用負荷布置在10kV廠用A分支，結合上述情況，我們機組停運后切換10kV廠用A段或B段對運行機組的影響進行了分析。以1號機組運行，2號機組解列為例：

（1）10kV廠用2A段切至1號高廠變，10kV廠用2B段保留2號高廠變供電：

若1號高廠變故障，則10kV廠用1A、2A段失電;但10kV廠用1B段可通過快切切至10kV廠用2B段供電，風煙系統可保持繼續運行，1號機組存在繼續運行的可能性。另外，2號機組所帶公用負荷已隨10kV廠用2A段切至1號高廠變供電，購網電量驟降。[2]

（2）10kV廠用2B段切至1號高廠變，10kV廠用2A段保留2號高廠變供電：

若1號高廠變故障，則1號機組直接MFT，無挽救可能。另外，2號機組所帶公用負荷仍由2號高廠變供電，仍將產生大量購網電量。

根據上述分析，決定機組停運后將其10kV廠用A段通過聯絡線切至臨機高廠變供電，10kV廠用B段保留原運行方式。

3 停運機組剩余負荷轉移

停運機組剩余負荷主要為兩部分：機組自身剩余負荷和機組所帶外委公用系統負荷。

3.1機組自身剩余負荷轉移

機組解列后，10kV廠用A段通過聯絡線切至臨機高廠變供電后，停運其10kV廠用B段供電運行輔機，啟動10kV廠用A段供電輔機。另外，逐步停運部分空載或輕載干式變，如拉停一臺鍋爐變、除塵變、照明變、檢修變、廠前區變，將其母線改為聯絡開關供電，以節省上述干式變的空載損耗。

3.2 外委公用系統負荷轉移

按照上述方式，停運機組大部分負荷已通過10kV廠用A分支聯絡線切至臨機高廠變供電。但為減小10kV廠用A分支聯絡線供電壓力，平山一期將輸煤、化學、除灰、脫硫區域雙電源MCC系統的電源運行方式，更改為以運行機組供電電源為主用，停運機組供電電源為備用。同時要求上述外圍系統設備啟動，優先使用運行機組供電設備，只有當該設備因缺陷或檢修無法繼續運行時再切換。

4 運行方式改變后的注意事項

廠用電運行方式變更后，臨機高廠變負荷將上升，為保障運行機組安全穩定，以及突發事故情況時運行人員能夠可靠處理，對相關注意事項總結如下。

1.監視運行機組高廠變的運行參數不超限：

（1）頂層油溫最高不允許超過90℃，溫升最高不允許超過50℃。

（2）繞組溫度最高不允許超過100℃，溫升最高不允許超過60℃。

（3）高廠變的高壓側電流不應超過額定值1817.7A，最高不允許超過1900A。

（4）高廠變的低壓側分支電流不應超過額定值2089.5A，最高不允許超過2180A。

（5）10kV備用電源回路電流不應超過1000A，最高不允許超過1250A。

2.禁止10kV廠用1A、2A段母線內兩臺及以上高壓大功率電機同時啟動，大功率電機啟動前應提前匯報值長，啟動10kV大功率電機間隔不小于5分鐘。大功率電機啟動前，若發現10kV廠用1A、2A段母線電壓偏低，當班值長可向調度申請短時退出運行機組AVC。在500kV電壓不越上限的前提下，通過對運行發電機增磁來提高發電機機端電壓。[3]

3.避免運行機組高廠變高壓側過負荷、低壓側A分支過流情況的出現。當班值長應控制輔機運行方式，尤其公用系統輔機，避免出現高廠變低壓側A分支過流。當發現高廠變低壓側A分支有過流傾向時，應設法調整運行方式。

4.加強對運行機組主變及高廠變的運行中的檢查，運行機組高廠變負荷達到額定負荷69%（高壓側電流約1250A）時，檢查其“自動”位冷卻風扇自啟。若遇到過熱天氣或機組過負荷工況，當“自動”位冷卻器已經自啟后，變壓器溫度仍然上漲，可將處于備用的冷卻風扇手動開啟。[4]

5.加強對500kV系統、運行機組主變及高廠變保護裝置的巡視，當500kV系統、運行機組主變及高廠變保護裝置出現任何異常報警及時匯報部門專業管理人員，通知設備部電氣專業人員立即趕往現場，做相應處理。

6.加強對10kV廠用1A/2A段廠聯線電纜頭的檢查，確保此特殊運行方式期間無任何放電現象。

7.停運機組10kV廠用A段切至運行機組供電前，試啟兩臺機組柴油發電機一次，確認柴發可以正常備用。加強對兩臺機組保安電源系統、直流系統、UPS等重要設備的巡檢監視，確保運行機組保安電源系統、直流系統、UPS系統運行正常。

8.特殊運行方式期間，運行機組主變及高廠變跳閘，檢查其10kV廠用B段自動切至臨機供電，檢查跳閘機組400V保安B段運行正常。檢查10kV廠用1A、2A段、10kV公用1段、2段母線失壓，400V保安1A、2A段母線失壓，#1、#2柴發啟動正常，帶載400V保安1A、2A段母線。10kV廠用1（2）A段恢復供電后，應優先恢復10kV公用1（2）段、電動消防泵、燃油泵負荷。[5-6]

9.特殊運行方式期間運行機組主變及高廠變跳閘，若其10kV廠用B段未切換至臨機供電，按《防止全廠停電事故措施及事故處理預案》處理。

5 結論

優化前，平山一期機組停運初期（前4天）購網電量最大，隨著停運時間推移一般會從日購網約15萬度逐步遞減至5到6萬度，并保持穩定;優化后，停運機組日購網約1萬度（變壓器日空載損耗0.7萬度），較優化前每日可降低約5萬度購網電。依照平均購網電價0.9元/度計算，則機組停運期間每天可節省約4.5萬元的購網電費。

參考文獻：

[1] 趙文博.基于動態規劃法地級電力企業購網電量的分配[D].華北電力大學（北京），2005.

[2] 魏珍.發購電峰谷平比例界值對購網電量合理性的探討[J].華北電力技術，1999（01）：47-49.

[3] 陳琳，李偉.淮北“十一五”購網電量年增13.56%[N].中國電力報，2011-01-14（003）.

[4] 楊大為，謝少洲，楊富強.2×300MW機組節省網購電量改造及效果[J].科技情報開發與經濟，2010，20（19）：204-206.

[5] 凡利達.廬江供電上半年完成購網電量3.6億千瓦時[N].中國工業報，2009-08-05（A03）.

[6] 王賢志，陳紹梅.蕪湖購網電量連續四年兩位數增長[N].國家電網報，2007-01-09（002）.

（淮北申皖發電有限公司，安徽 淮北 235000）