乔永生

摘 要：目前火力发电厂很多是一次安装2台机组，经过电网负荷预测，将来一个时期需要发电机组单机运行，停运机组的厂用电需从启备变下网供电，每天启备变电量1.5万度，大容量启备变带低负荷损耗增加，考虑到机组停运时间较长，为提高机组运行的经济性，需要考虑从运行机组取电给停运机组供电的可行性。通过#1、2机组运行方式的优化、可行性论证，参考设计院优化方案，制定#1、2机组厂用电互备实施方案，本方案应用在机组停机时间超过一个月，且发电机盘车已经停运，进行机组间厂用电运行方式的互为备用。

关键词：负荷预测 单机运行 启备变下网电量 运行方式优化 合理配置保护定值

中图分类号：TM762.1 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2018）12（b）-00-03

在电力设计中，通常两台机组往往采用发变组直接出线到对侧电网变电站模式。而机组启动和备用电源往往采用取自电网侧的启备变提供。这样的接线方式简单，节约投资，但存在着在单机运行，停运机组仍有部分控制、照明、检修负荷需要通过启备变供电，但因起备变低负荷运行，负载损耗太大，加之启备变电源取自电网，电价较高从而造成运行成本大。随着装机规模的扩大这样的运行方式在相当地域和时间内为成为常态。根据电厂的厂用电接线方案，比较容易实施的方案是机组停运时，合上停运机组6kV段至公用段的联络线，通过公用段给停运机组供电。当然有一个先决条件就是公用段的进线开关、分段开关及联络电缆均要有充足的裕度。同时还应当对继电保护定值做相应的调整，从而使得通过公用段给停运机组供电方案成为可行。

1 方案研究与设备参数核定

以某个火电厂为例，该厂有2台600MW机组（下文统称为#1，2机组），2台机组采用发变组直接出线到对侧电网变电站运行方式。机组启动和备用电源取自对侧变电站发送接带的启备变提供。#1机组6kV工作IA、IB段正常运行由#1高厂变通过61A1、61B1开关供电，停机时由启备变通过61A0、61B0开关供电；#2机组6kV工作IIA、IIB段正常运行由#2高厂变通过62A1、62B1开关供电，停机时由启备变通过62A0、62B0开关供电。正常运行时6kV公用A段由#1机组6kV工作IA段通过601A开关供电，6kV公用B段由#2机组6kV工作IIA段通过602B开关供电；#1机组停机时，6kV公用A、B段电源通过602B、6公联开关串带，或者#2机组停机时，6kV公用A、B段电源通过601A、6公联开关串带。设备参数及负荷电流见表1。

61A1、62A1配置分支过流保护（按母线3相短路整定）延时0.7s跳分支开关，零序保护0.9s跳分支开关，601A、602B配置过流保护（按额定电流整定1180A）延时1.5s跳闸，零序保护延时0.6s跳闸；6公联配置过流保护（按额定电流整定613A）延时1.2s跳闸。

2 运行方式优化

#1机组停机，盘车停运。断开61A1、61A0开关并解备，6kV工作IA段母线停电，6kV工作IA、IB段机、炉、脱硫辅机开关解备，合上601A，6kV工作IA段由#2机组6kV工作IIA段供电；#1机组锅炉变、汽机变、电除尘变、主厂房变负荷转移至6kV工作IA段，#5甲皮带、仪用空压机A、除灰空压机A、脱硝A空压机恢复备用。厂区变、化水变、照明变负荷转移至#2机组供电。

#2机组停机，盘车停运。断开62A1、62A0开关并解备，6kV工作IIA段母线停电，6kV工作IIA、IIB段机、炉、脱硫辅机开关解备，合上602B，6kV工作IIA段由#1机组6kV工作IA段供电；#2机组锅炉变、汽机变、电除尘变、主厂房变负荷转移至6kV工作IIA段，#5乙皮带、仪用空压机A、检修空压机D恢复备用。厂区变、化水变、照明变负荷转移至#1机组供电；6kV IB、IIB段按照启备变带负荷方式运行，所带公用负荷尽量按热备用状态使用。

保护及DCS变更，601A、602B、6公联开关新增负荷电流403A，开关保护定值相应变更，601A、602B、6公联保护按照级差配合；#1、2机组6kV IA、IIA段串带期间601A、602B、6公联DCS逻辑解除三取二；61A1、601A 、62A1、602B DCS做电流报警，61A1、62A1报警值3849A；601A 、602B报警值1180A。

#1、2机组6kV串带运行方式下事故处理，#1机组停机，6kV工作IA段负荷设备故障，由各设备保护跳开相应开关，如负荷开关保护拒动，601A保护动作跳闸，检查并隔离故障点后恢复6kV IA段；如601A保护拒动、6公联按照级差配合跳闸；6kV IA段、公用A段失压，断开601A，检查并隔离故障点后恢复6kV IA段、公用A段供电。6kV工作IA段母线设备故障，601A保护动作跳闸，确认6kV工作IA段母线故障点并做相应处理正常后，恢复6kV IA段供电。如601A保护拒动，6公联按照级差配合跳闸；6kV IA段、公用A段失压。断开601A，确认6kV工作IA段母線故障点后，首先恢复公用A段供电。待确认6kV工作IA段母线故障点并做相应处理正常后，恢复6kV IA段供电。

#2机组停机，6kV工作IIA段负荷设备故障，由各设备保护跳开相应开关，如负荷开关保护拒动，602B保护动作跳闸，检查并隔离故障点后恢复6kV IIA段；如602B保护拒动、6公联按照级差配合跳闸；6kV IIA段、公用B段失压，断开602B，检查并隔离故障点后恢复6kV IIA段、公用A段供电。6kV工作IIA段母线设备故障，602B保护动作跳闸，确认6kV工作IIA段母线故障点并做相应处理正常后，恢复6kV IIA段供电。如602B保护拒动，6公联按照级差配合跳闸；6kV IIA段、公用B段失压。断开602B，确认6kV工作IIA段母线故障点后，首先恢复公用B段供电。待确认6kV工作IIA段母线故障点并做相应处理正常后，恢复6kV IIA段供电。

最严重情况下，由停机母线的故障，保护越级（三级）造成6kV IA段或者IIA段工作进线开关跳闸，闭锁快切，相应母线失压，影响机组稳定运行。

3 实施周期与效果

2017年3月20日完成设计院设计方案及有关图纸资料；3月22日至4月5日完成设计院方案评审，编制项目实施方案并评审，确定最终实施方案；5月2日#1机组正式串带#2检修机组低压厂用电，在检修高峰期串带电量41万度。2017年9月14日#1机组停机备用期间，9月19日由#2机组串带低压厂用电，截至10月17日串带电量22万度。本项目无需另外投资，只需改变运行方式即可实现节支增益的效果，按照一台机组停机备用一个月（30天）计算，可节省电费27万元。

4 全面推广与应用

2017年截止9月执行厂用电串带共计61天，启备变日均耗电量0.349万kWh，与2016年相比降低约1.377万kWh。5、6月厂用电串带49天累计节省启备变耗电量67.473万kWh，按照上半年购售电价差（0.57530-0.31205=0.26325 元/kWh）计算，节省电费支出约17.76万元；9月厂用电串带12天累计节省启备变耗电量16.524万kWh，按照下半年购售电价差（0.61001-0.33154=0.27847元/kWh）计算，节省电费支出约4.60万元。

实现机组厂用电串带后，按照一台机组停机备用一个月（30天）计算，可节省电费27万元。

4月份完成相邻机组厂用电串带方案评审确定最终实施方案，5月2日开始实施，#2机组停运检修，其厂用电逐渐转由#1机组串带，#2机组负荷全部串带后启备变日耗电量最低降至0.15万kWh，购网电量大幅降低取得良好效果（见表2）。

5 结语

随着机组计划电量的下降，单机运行时间的增加，停机备用机组由启备变接待负荷，由此需要从电网下载电量大约1.5万度/天，购买电量费用0.9万元。在不影响机组正常运行的情况下，满足设备参数的前提下，合理调整保护定值，通过运行方式的调整改变，实现相邻机组厂用电互为备用，节约了购电费用，降低了能耗，经济、社会效益显著。

参考文献

[1] 馮雁敏，张成铸，张雪源.丰满发电厂水电机组运行方式优化研究[J].水电能源科学，2011（8）：155-158.

[2] 袁会超.现代发电厂发电机组集控运行技术探讨[J].科技创新与应用，2015（16）：123.

[3] 李晓龙.发电厂发电机组集控运行技术探析[J].科技与创新，2014（15）：29，33.