王启业

（1.华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2.杭州华电能源工程有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

为响应超低排放、节能降耗的要求，火力发电企业技改项目逐年加码，致使高厂变裕量逐渐不足。文献[1-4]对近几年火电灵活性改造现状及发展前景比较全面的进行了综合性论述。本文针对集中供热厂内技改项目，摒弃电气专业仅依据“火力发电厂厂用电设计技术规程”进行厂用电负荷统计的弊端[5-6]，将工艺系统配套新增的电负荷与工艺流程及运转介质相结合进行分析，更加科学合理的分析统计出火力发电企业供热技改项目中实际所需的用电容量，尽可能的规避因采取高厂变扩容或新增高厂变造成的投资增加和电气安全隐患。

1 供热技改项目简况

某电厂为满足新增热负荷需求，新建一座热网首站。站内配置的主要用电负荷包括：热网循环水泵、热网疏水泵、热网补水泵等工艺设备。4台热网循环泵中，仅1台为电动机驱动，其他3台为小汽机驱动。

热网首站新增6 kV高压用电负荷统计见表1所列，合计新增3 145 kVA。

表1 新增6 kV用电负荷统计

本期工程新建热网首站新增低压用电负荷统计见表2所列，合计新增低压负荷89.9 kVA。

表2 新增低压用电负荷统计

2 电厂原有用电分析

该厂建设规模为2×635 MW汽轮发电机组，2台发电机均采用发电机—变压器组单元接线，2台728 MW发电机分别经2台主变压器升压至500 kV。

2.1 厂用电配置情况

厂内设有5A、5B、6A、6B高压厂用工作变压器，分别从#5、#6主变低压侧引出，高压厂用工作变压器容量均为40/20-20 MVA，电压为22/6.3-6.3 kV。5A、5B高压厂用工作变压器6 kV侧分别设有6 kV厂用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段；6A、6B高压厂用工作变压器6 kV侧分别设有6 kV厂用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段；各厂用段备用电源由厂内2台由220 kV母线引接的高备变提供。#5、#6发电机出口还分别接有1台脱硫高压厂用变压器。6 kV厂用电动机及低压厂变分别接于相应高压厂用6 kV母线段。

2.2 技改实施前厂用变负荷统计分析

技改实施前5、6号机厂用Ⅱ、Ⅳ段均超高厂变分支额定容量，经调取实际运行数据，5号机厂用Ⅱ、Ⅳ段最大运行电流分别为1 540 A和1 600 A，6号机厂用Ⅱ、Ⅳ段最大运行电流分别为1 576 A和1 599 A，均未超过高厂变低压侧额定电流1 833 A(原始设计中各类水泵、风机参数的选择上均留有一定的裕量，一般会高于额定工况5% ～ 15%，因此配套的驱动电机运行功率往往低于额定功率)。目前5A高厂变总裕量为1 687.4 kW，5B高厂变总裕量为4 248.3 kW，6A高厂变总裕量为3 199 kW，6B高厂变总裕量为1 981.6 kW。

技改新增6 kV高压负荷3 145 kVA，5A、6B高厂变裕量已不能满足新增电负荷需求。该情况并非个例，多个技改设计工作中，厂用电按照设计规程校核后经常显示厂用电裕量不足，难以通过可行性报告审查，为防止高厂变过载运行，往往采用增加厂用变压器或原厂用变扩容的方式来满足新增负荷需求。该方案不仅投资造价高[8]，发电机出口至升压主变之间再次T接1台新的高厂变，短路电流需重新校验，保护定值需根据GB/T 14825—2006《电力系统继电保护与安全自动装置整定计算》[9]和DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》[10]等进行重新整定。目前国内火力发电厂多数投运时间较长，存在厂用电继电保护资料缺失或关注不足等情况。整定配置原则及方法一直处于比较混乱的状态，不同电厂的保护配置方案也各有差别。许多电厂都出现过因厂用电配置或计算不合理导致的误动或拒动的情况[11]。

实际上，集中供热技改项目往往不会带来供热期厂用电负荷的过度增加，不必用增加厂用变压器或原厂用变扩容的方式来满足新增负荷需求，下面从用电负荷特性与实际运行数据两个方面进行详细的分析研究。

3 供热相关厂用电负荷分析及供电方案设计

3.1 水泵运行工况对电机功率的影响

水泵运行电功率计算公式：

式中：P为电功率，kW ；Q为流量，L/s；H为扬程，m；ρ为流体密度，kg/L；g为重力加速度，取9.81 m/s2；η为水泵效率，一般取0.75～0.85。

水泵的扬程和流量不是由功率决定的，而是由水泵结构与转速来决定的，只有达到一定扬程又有一定的流量时才与功率有关。通常把表示主要性能参数之间关系的曲线称为水泵的性能曲线或特性曲线，实质上，水泵性能曲线是液体在泵内运动规律的外部表现形式，通过实测求得。特性曲线包括：流量-扬程曲线(Q-H)、流量-效率曲线(Q-η)、流量-功率曲线(Q-N)。在水泵特性曲线上，任意流量点都可以找到一组与其相对应的扬程、轴功率和效率值，通常把这一组相对应的参数称为工况，其对应最高效率点的一组工况称为最佳工况。

在设备选型设计过程中，水泵的运行工况点是通过管路特性曲线与水泵特性曲线确定的，两者的交叉点即为最佳运行工况点，典型的水泵运行工况图如图1所示(M工况点即为最佳工况点)。在选择和使用泵时，使水泵在高效区(最佳工况点附近)运行，以保证运转的经济性和安全性。

图1 水泵运行工况图

如图2所示，为典型的水泵Q-η曲线，表示泵的流量Q和效率η的关系。开始η随Q的增大而增大，达到最大值后，又随Q的增大而下降。该曲线最大值相当于效率最高点。因此将该点作为水泵的设计点最为经济合理。但实际上水泵往往不可能完全在该条件下运转，因此一般只能规定一个工作范围，称为泵的高效率区。由图2可知，当水泵的实际运行流量低于设计流量时，水泵的效率也会随之降低，电机功率就会相对增加，但相较于额定工况下的电机功率，小流量工况下的电机功率还是会降低。

图2 流量-效率曲线

3.2 供热期凝结水系统电负荷分析

热电联产机组集中供热工艺流程中，热网加热器的汽源来自汽轮机抽汽，相应的凝结疏水通过疏水泵回流至汽轮机凝结水系统，由于抽汽增加，原汽轮机凝结水流量势必减少，热网首站内新增的热网疏水量与技改后汽轮机蒸汽凝结水量之和等于技改前汽轮机蒸汽凝结水量。因此，虽然首站内新增疏水泵用电负荷，由上文可知，原汽轮机凝结水泵电负荷会相应下降，凝结水系统整体电负荷会略有增加。

3.3 热网循环水系统相关厂用电负荷分析

热网加热器中热网循环水与来自汽轮机的采暖抽汽换热后，热网循环水温度得到提升，此时，热网加热器的功能类似于汽轮机组凝汽器，热网循环水和汽轮机组排汽冷却水存在替代关系。由于汽轮机抽汽的增加，排汽的减少，冷却循环水流量降低，依据上文的分析，原冷却循环泵电负荷降低，这时供热期冷却循环水仅在塔池内循环，不上塔，冷却循环泵只需低速运行。

另外，热网首站内3台热网循环泵采用小汽机驱动、仅1台电动泵做备用。因此，可以推断技改工程实施后供热期厂用电负荷会不升反降。

3.4 供电方案

依据上述分析，6 kV高压负荷按照均匀分布的原则，4台热网疏水泵分别接入5号机厂用I、Ⅲ段和6号机厂用I、Ⅲ段，1台热网循环泵接入6号机厂用I段。低压负荷总容量较小，但负荷数量多且较为分散，因此采用集中供电方式，热网首站内设置一段热网MCC、双电源进线，电源取自原厂用不同PC段即可。

供热技改项目厂用电负荷统计中原机组凝结水泵和冷却循环水泵采用负荷率法[12]，专用换算系数取0.5，依据DL/T 5153—2014《火力发电厂厂用电设计技术规程》新增负荷换算系数取0.85，核算结果见表3所列。核算结果显示厂用电负荷不升反降，4台高厂变均未超过额定容量。

表3 技改实施后厂用变负荷校核 kVA

4 技改前后运行数据

通过调取历史数据，供热技改项目实施前后供热期厂变最大运行电流比对见表4所列。5号机厂用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段实际最大运行电流分别为1 480 A、1 495 A、1 360 A、1 516 A，5号机厂用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段实际最大运行电流分别为1 453 A、1 520 A、1 492 A、1 507 A，均未超过高厂变低压侧额定电流1 833 A，并且技改实施后各厂用段运行电流相较实施前均有所降低。

表4 技改实施前后供热期高厂变最大运行电流对比 A

5 结语

通过理论分析计算和实际运行验证了集中供热技改项目往往不会带来供热期厂用电负荷的过度增加。不同于超低排放技改项目[13-16]、脱硫脱硝技术改造中增加的大量电动设备，均是为了运转新的工质所配置，由于新增电负荷较大，原厂用电裕量往往无法满足这部分用电设备的需求，通常都需要新增一定容量的高厂变来应对。而供热改造中原机组的工质总量没有发生变化，只是在工艺流程上做了变换，驱动原机组工质流转的电动设备总出力基本保持不变。因此，供热技改后供热期正常运行厂用电率基本保持不变，高厂变也并不会过载。另外，正如本文案例中所述，采暖蒸汽参数较高的情况下，遵循能源梯级利用的原则，可以采用蒸汽驱动热网循环泵[17-18]的方式来进一步降低厂用电负荷。