火電廠供熱技改項目新增用電負(fù)荷分析研究

王啟業(yè)

（1.華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2.杭州華電能源工程有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

為響應(yīng)超低排放、節(jié)能降耗的要求，火力發(fā)電企業(yè)技改項目逐年加碼，致使高廠變裕量逐漸不足。文獻(xiàn)[1-4]對近幾年火電靈活性改造現(xiàn)狀及發(fā)展前景比較全面的進(jìn)行了綜合性論述。本文針對集中供熱廠內(nèi)技改項目，摒棄電氣專業(yè)僅依據(jù)“火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計技術(shù)規(guī)程”進(jìn)行廠用電負(fù)荷統(tǒng)計的弊端[5-6]，將工藝系統(tǒng)配套新增的電負(fù)荷與工藝流程及運轉(zhuǎn)介質(zhì)相結(jié)合進(jìn)行分析，更加科學(xué)合理的分析統(tǒng)計出火力發(fā)電企業(yè)供熱技改項目中實際所需的用電容量，盡可能的規(guī)避因采取高廠變擴容或新增高廠變造成的投資增加和電氣安全隱患。

1 供熱技改項目簡況

某電廠為滿足新增熱負(fù)荷需求，新建一座熱網(wǎng)首站。站內(nèi)配置的主要用電負(fù)荷包括：熱網(wǎng)循環(huán)水泵、熱網(wǎng)疏水泵、熱網(wǎng)補水泵等工藝設(shè)備。4臺熱網(wǎng)循環(huán)泵中，僅1臺為電動機驅(qū)動，其他3臺為小汽機驅(qū)動。

熱網(wǎng)首站新增6 kV高壓用電負(fù)荷統(tǒng)計見表1所列，合計新增3 145 kVA。

表1 新增6 kV用電負(fù)荷統(tǒng)計

本期工程新建熱網(wǎng)首站新增低壓用電負(fù)荷統(tǒng)計見表2所列，合計新增低壓負(fù)荷89.9 kVA。

表2 新增低壓用電負(fù)荷統(tǒng)計

2 電廠原有用電分析

該廠建設(shè)規(guī)模為2×635 MW汽輪發(fā)電機組，2臺發(fā)電機均采用發(fā)電機—變壓器組單元接線，2臺728 MW發(fā)電機分別經(jīng)2臺主變壓器升壓至500 kV。

2.1 廠用電配置情況

廠內(nèi)設(shè)有5A、5B、6A、6B高壓廠用工作變壓器，分別從#5、#6主變低壓側(cè)引出，高壓廠用工作變壓器容量均為40/20-20 MVA，電壓為22/6.3-6.3 kV。5A、5B高壓廠用工作變壓器6 kV側(cè)分別設(shè)有6 kV廠用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段；6A、6B高壓廠用工作變壓器6 kV側(cè)分別設(shè)有6 kV廠用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段；各廠用段備用電源由廠內(nèi)2臺由220 kV母線引接的高備變提供。#5、#6發(fā)電機出口還分別接有1臺脫硫高壓廠用變壓器。6 kV廠用電動機及低壓廠變分別接于相應(yīng)高壓廠用6 kV母線段。

2.2 技改實施前廠用變負(fù)荷統(tǒng)計分析

技改實施前5、6號機廠用Ⅱ、Ⅳ段均超高廠變分支額定容量，經(jīng)調(diào)取實際運行數(shù)據(jù)，5號機廠用Ⅱ、Ⅳ段最大運行電流分別為1 540 A和1 600 A，6號機廠用Ⅱ、Ⅳ段最大運行電流分別為1 576 A和1 599 A，均未超過高廠變低壓側(cè)額定電流1 833 A(原始設(shè)計中各類水泵、風(fēng)機參數(shù)的選擇上均留有一定的裕量，一般會高于額定工況5% ～ 15%，因此配套的驅(qū)動電機運行功率往往低于額定功率)。目前5A高廠變總裕量為1 687.4 kW，5B高廠變總裕量為4 248.3 kW，6A高廠變總裕量為3 199 kW，6B高廠變總裕量為1 981.6 kW。

技改新增6 kV高壓負(fù)荷3 145 kVA，5A、6B高廠變裕量已不能滿足新增電負(fù)荷需求。該情況并非個例，多個技改設(shè)計工作中，廠用電按照設(shè)計規(guī)程校核后經(jīng)常顯示廠用電裕量不足，難以通過可行性報告審查，為防止高廠變過載運行，往往采用增加廠用變壓器或原廠用變擴容的方式來滿足新增負(fù)荷需求。該方案不僅投資造價高[8]，發(fā)電機出口至升壓主變之間再次T接1臺新的高廠變，短路電流需重新校驗，保護定值需根據(jù)GB/T 14825—2006《電力系統(tǒng)繼電保護與安全自動裝置整定計算》[9]和DL/T 684—2012《大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計算導(dǎo)則》[10]等進(jìn)行重新整定。目前國內(nèi)火力發(fā)電廠多數(shù)投運時間較長，存在廠用電繼電保護資料缺失或關(guān)注不足等情況。整定配置原則及方法一直處于比較混亂的狀態(tài)，不同電廠的保護配置方案也各有差別。許多電廠都出現(xiàn)過因廠用電配置或計算不合理導(dǎo)致的誤動或拒動的情況[11]。

實際上，集中供熱技改項目往往不會帶來供熱期廠用電負(fù)荷的過度增加，不必用增加廠用變壓器或原廠用變擴容的方式來滿足新增負(fù)荷需求，下面從用電負(fù)荷特性與實際運行數(shù)據(jù)兩個方面進(jìn)行詳細(xì)的分析研究。

3 供熱相關(guān)廠用電負(fù)荷分析及供電方案設(shè)計

3.1 水泵運行工況對電機功率的影響

水泵運行電功率計算公式：

式中：P為電功率，kW ；Q為流量，L/s；H為揚程，m；ρ為流體密度，kg/L；g為重力加速度，取9.81 m/s2；η為水泵效率，一般取0.75～0.85。

水泵的揚程和流量不是由功率決定的，而是由水泵結(jié)構(gòu)與轉(zhuǎn)速來決定的，只有達(dá)到一定揚程又有一定的流量時才與功率有關(guān)。通常把表示主要性能參數(shù)之間關(guān)系的曲線稱為水泵的性能曲線或特性曲線，實質(zhì)上，水泵性能曲線是液體在泵內(nèi)運動規(guī)律的外部表現(xiàn)形式，通過實測求得。特性曲線包括：流量-揚程曲線(Q-H)、流量-效率曲線(Q-η)、流量-功率曲線(Q-N)。在水泵特性曲線上，任意流量點都可以找到一組與其相對應(yīng)的揚程、軸功率和效率值，通常把這一組相對應(yīng)的參數(shù)稱為工況，其對應(yīng)最高效率點的一組工況稱為最佳工況。

在設(shè)備選型設(shè)計過程中，水泵的運行工況點是通過管路特性曲線與水泵特性曲線確定的，兩者的交叉點即為最佳運行工況點，典型的水泵運行工況圖如圖1所示(M工況點即為最佳工況點)。在選擇和使用泵時，使水泵在高效區(qū)(最佳工況點附近)運行，以保證運轉(zhuǎn)的經(jīng)濟性和安全性。

圖1 水泵運行工況圖

如圖2所示，為典型的水泵Q-η曲線，表示泵的流量Q和效率η的關(guān)系。開始η隨Q的增大而增大，達(dá)到最大值后，又隨Q的增大而下降。該曲線最大值相當(dāng)于效率最高點。因此將該點作為水泵的設(shè)計點最為經(jīng)濟合理。但實際上水泵往往不可能完全在該條件下運轉(zhuǎn)，因此一般只能規(guī)定一個工作范圍，稱為泵的高效率區(qū)。由圖2可知，當(dāng)水泵的實際運行流量低于設(shè)計流量時，水泵的效率也會隨之降低，電機功率就會相對增加，但相較于額定工況下的電機功率，小流量工況下的電機功率還是會降低。

圖2 流量-效率曲線

3.2 供熱期凝結(jié)水系統(tǒng)電負(fù)荷分析

熱電聯(lián)產(chǎn)機組集中供熱工藝流程中，熱網(wǎng)加熱器的汽源來自汽輪機抽汽，相應(yīng)的凝結(jié)疏水通過疏水泵回流至汽輪機凝結(jié)水系統(tǒng)，由于抽汽增加，原汽輪機凝結(jié)水流量勢必減少，熱網(wǎng)首站內(nèi)新增的熱網(wǎng)疏水量與技改后汽輪機蒸汽凝結(jié)水量之和等于技改前汽輪機蒸汽凝結(jié)水量。因此，雖然首站內(nèi)新增疏水泵用電負(fù)荷，由上文可知，原汽輪機凝結(jié)水泵電負(fù)荷會相應(yīng)下降，凝結(jié)水系統(tǒng)整體電負(fù)荷會略有增加。

3.3 熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)相關(guān)廠用電負(fù)荷分析

熱網(wǎng)加熱器中熱網(wǎng)循環(huán)水與來自汽輪機的采暖抽汽換熱后，熱網(wǎng)循環(huán)水溫度得到提升，此時，熱網(wǎng)加熱器的功能類似于汽輪機組凝汽器，熱網(wǎng)循環(huán)水和汽輪機組排汽冷卻水存在替代關(guān)系。由于汽輪機抽汽的增加，排汽的減少，冷卻循環(huán)水流量降低，依據(jù)上文的分析，原冷卻循環(huán)泵電負(fù)荷降低，這時供熱期冷卻循環(huán)水僅在塔池內(nèi)循環(huán)，不上塔，冷卻循環(huán)泵只需低速運行。

另外，熱網(wǎng)首站內(nèi)3臺熱網(wǎng)循環(huán)泵采用小汽機驅(qū)動、僅1臺電動泵做備用。因此，可以推斷技改工程實施后供熱期廠用電負(fù)荷會不升反降。

3.4 供電方案

依據(jù)上述分析，6 kV高壓負(fù)荷按照均勻分布的原則，4臺熱網(wǎng)疏水泵分別接入5號機廠用I、Ⅲ段和6號機廠用I、Ⅲ段，1臺熱網(wǎng)循環(huán)泵接入6號機廠用I段。低壓負(fù)荷總?cè)萘枯^小，但負(fù)荷數(shù)量多且較為分散，因此采用集中供電方式，熱網(wǎng)首站內(nèi)設(shè)置一段熱網(wǎng)MCC、雙電源進(jìn)線，電源取自原廠用不同PC段即可。

供熱技改項目廠用電負(fù)荷統(tǒng)計中原機組凝結(jié)水泵和冷卻循環(huán)水泵采用負(fù)荷率法[12]，專用換算系數(shù)取0.5，依據(jù)DL/T 5153—2014《火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計技術(shù)規(guī)程》新增負(fù)荷換算系數(shù)取0.85，核算結(jié)果見表3所列。核算結(jié)果顯示廠用電負(fù)荷不升反降，4臺高廠變均未超過額定容量。

表3 技改實施后廠用變負(fù)荷校核 kVA

4 技改前后運行數(shù)據(jù)

通過調(diào)取歷史數(shù)據(jù)，供熱技改項目實施前后供熱期廠變最大運行電流比對見表4所列。5號機廠用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段實際最大運行電流分別為1 480 A、1 495 A、1 360 A、1 516 A，5號機廠用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段實際最大運行電流分別為1 453 A、1 520 A、1 492 A、1 507 A，均未超過高廠變低壓側(cè)額定電流1 833 A，并且技改實施后各廠用段運行電流相較實施前均有所降低。

表4 技改實施前后供熱期高廠變最大運行電流對比 A

5 結(jié)語

通過理論分析計算和實際運行驗證了集中供熱技改項目往往不會帶來供熱期廠用電負(fù)荷的過度增加。不同于超低排放技改項目[13-16]、脫硫脫硝技術(shù)改造中增加的大量電動設(shè)備，均是為了運轉(zhuǎn)新的工質(zhì)所配置，由于新增電負(fù)荷較大，原廠用電裕量往往無法滿足這部分用電設(shè)備的需求，通常都需要新增一定容量的高廠變來應(yīng)對。而供熱改造中原機組的工質(zhì)總量沒有發(fā)生變化，只是在工藝流程上做了變換，驅(qū)動原機組工質(zhì)流轉(zhuǎn)的電動設(shè)備總出力基本保持不變。因此，供熱技改后供熱期正常運行廠用電率基本保持不變，高廠變也并不會過載。另外，正如本文案例中所述，采暖蒸汽參數(shù)較高的情況下，遵循能源梯級利用的原則，可以采用蒸汽驅(qū)動熱網(wǎng)循環(huán)泵[17-18]的方式來進(jìn)一步降低廠用電負(fù)荷。