（国华太仓发电有限公司 江苏苏州 215433）
摘要：本文通过一电厂相邻机组厂用电系统互联几种方案的比对分析，优化厂用电系统运行方式，提高厂用电安全可靠性，降低厂用电费用，同时优化厂用电互联节能电气保护配置，依据历年厂用电外购电为依据，测算厂用电互联优化后的预期效益，分析机组厂用电互联运行方式改变后的安全风险。
关键词：厂用电；互联；节能；安全风险。
0 引言
随着国家经济的转型发展以及越来越大的约束性环保压力，国家政策对火电燃煤机组限制在逐渐加大，发电利用小时数大幅降低，机组调峰频繁，致使发电运营成本日益增加，因此电厂都在积极重视节能措施，在满足安全生产条件下，促使其最大降低发电成本，获得企业效益并提高市场竞争力。
本文依据某一火电厂启备变设计、高压备用电源的电气接线设计、关口表的安装位置以及上网电价与地方外购电价的价差等多方面实际情况中开展综合性研究分析，提出双机厂用电互联节省外购电的适用性方案分析比较和安全风险的措施管控。
1 厂用电简介
某火电厂设计2台630MW超临界机组，2台机组均采用发电机变压器组单元接线，以500kV电压接入500kV GIS。500kV升压站采用双母线接线，有2回出线。发电机出口不设断路器；与主变压器用离相封闭母线相连接；每台机组布置2台容量35000kVA高厂变。
两台机组设2台35000/35000/12000kVA的启动/备用变，电源引接于邻厂220kV母线。在启动期间，6kV母线由启动/备用变压器供电，启动完毕通过主变高压侧断路器同期并网后，将6kV厂用母线切换至单元高压厂用变压器供电。
厂用电负荷核算：
单台机组停机时，厂用电负荷统计如下：
停机即可停运负荷：一次风机、送风机、开式水泵、给水前置泵、脱硫氧化风机、磨煤机；仪用空压机。
停机后1小时负荷：循环水泵
停机前切换至运行机组负荷：空压机、脱水真空泵
停机约3-4天后停运负荷：凝结水泵、引风机、闭式水泵、
2 厂用电互联可行性方案
方案一：在现厂用电6kV段及高厂变容量不改变情况下，实施两台机组厂用电6kV段串带互联改造。实施方案：在1号机组厂用6kV段1A段15间隔1号电动给水泵备用开关柜增加一台VB2 型2000A断路器并增加相应保护装置，在2号机组厂用6kV段2A段15间隔2号电动给水泵备用开关柜增加一台VB2 型2000A断路器并增加相应保护装置，用电缆将1号机组厂用6kV段1A段15间隔与2号机组厂用6kV段2A段15间隔相连，以达到两台机组厂用电互联的目的，同时各段增加厂用电切换装置，以实现正常运行方式改变、不断电安全切换厂用电源的要求。
此方案预算费用合计92.67万元。
方案二：根据停机后厂用负荷统计表停机7天后，主厂房侧已无6kV负荷，主厂房侧6kV厂用段1号和2号机组间拟不进行互联。主厂房侧380V厂用段每台机组共有13段厂用母线，其中汽机段、锅炉段和除尘段为本机A、B两段配置，A、B两段间有联络开关互备；其余1段1号、2号机组间互备。停机期间汽机段、锅炉段带有保安段负荷和UPS负荷，拟1号和2号机组间汽机段A-A、B-B互联，锅炉段A-A、B-B互联，同时设置MT开关电源保护设置。
脱硫6kV段及380V段停机后，脱硫6kV段主要带的负荷是公用脱水过滤真空泵A和B，电源分别取自1、2号机组脱硫6kV的A段；380V段基本负荷约有700A，且考虑到380V 2B作为石膏脱水MCC段的备用电源，故脱硫380V段负荷总共按1000A考虑。因此，停机后，脱硫6kV段最大负荷约为150A，再考虑到对公用脱水过滤真空泵供电的可靠性，拟对1号、2号机组脱硫6kV的A段和A段、B段和B段进行互联。1、号2机组脱硫6kV A段和B段均有备用开关，开关容量均为1250A，满足互联条件，需采购一些6kV电缆、快切装置、综保装置及控制电缆等。
此方案预算费用合计119万元。
方案三：将两台机组高厂变低压侧分支，1A高厂变低压侧分别送至1A及2A段厂用6kV段，1B高厂变低压侧分别送至1B及2B段厂用6kV段，2A高厂变低压侧分别送至1A及2A段厂用6kV段，2B高厂变低压侧分别送至1B及2B段厂用6kV段，厂用6kV配电室新增高压进线开关柜及其保护装置，以达到两台机组厂用电互联的目的，同时各段增加厂用电切换装置，以实现正常运行方式改变、不断电安全切换厂用电源的要求。
此方案需改建扩建厂用6kV配电室用以容纳新增高压断路器柜，改建4台高厂变低压侧共箱母线为T型接线头，增加电缆母线及共箱母线，安装4台工作电源进柜及PT柜。
此方案预算费用合计261.2万元。
此方案适用于一台机组满负荷运行同时待另一台机组从停机到启机点火前一直串带，但1号、2号机组无论在一台运行机组带另一台机组停机还是在一台运行机组带另一台机组启动时，短路电流计算和起动压降计算结果均需满足规程规范和现有设备的要求。
3 可行性方案比对分析
三种方案比较，各有优缺点，方案一的优点：方案一投资较少，改造施工量少，改造工期较短，短时间回收改造成本。方案一的缺点：降低了机组运行可靠性，特别是一台机组运行带另一台机组检修的时候。方案二，保护配置复杂，级差配合有难度。方案三可靠性较高，但其投资较大，改造施工量大，改造工期较厂，成本资金回收期较长。
4 预期效果
1号机组及2号机组近三年停备及外购电量统计如下：
2017年1号机组停运次数4次，停备天数45天，外购电量352.41万千瓦时，2号机组停运次数6次，停备天数90天，外购电量306.85万千瓦时；2018年1号机组停运次数3次，停备天数18天，外购电量64.19 万千瓦时，2号机组停运次数6次，停备天数78天，外购电量328.32 万千瓦时；2019年1号机组停运次数8次，停备天数79天，外购电量369.69万千瓦时，2号机组停运次数2次，停备天数30天，外购电量122.22万千瓦时。
经统计表计算机组平均每年停备次数9.3次，平均每年停备天数113天，平均每年外购电量514.56万千瓦时，平均每天外购电量1.41万千瓦时。
近些年来机组利用小时逐年下降，机组负荷率逐渐降低，未来机组停备时间逐渐增多，结合近三年机组停备情况，根据停机后厂用负荷的统计分析，停机7天后主厂房侧已无6kV负荷，按近两年的停机次数和停机天数测算，预计目前每年两台机组的共计停机天数应至少在80天左右，停机后主厂房侧保安+UPS负荷约500A，脱硫侧380V段基本负荷约有350A，按售出电价0.391元/kW.h，外购电价0.58元/kW.h，则保安+UPS负荷每天节约电费约1500元，脱硫侧380V段基本负荷每天节约电费约1050元，可综合节省1500+1050=2550元/天。
全厂每年节约外购电 = 2550元/天× 80天 = 204000元 = 20.4万元
项目投资回收期 = 92.75万元 / 20.4万元 = 4.5年。
5 两台机组厂用互联安全风险
(1)两台机组厂用电互联，应注意各段负荷分配。
(2)两台机组厂用电互联后，停运机组厂用电气故障时，可能越级导致运行机组厂用母线跳闸，运行机组非停，应科学设定保护配置及定值。
(3)当一台机组停备4天后，满足另一台运行机组满负荷情况下，为保证运行机组安全，停备机组6kV串带负荷电流不应超过200A。
6 结语
本文对相邻机组厂用电互联方案进行比对分析，从而优选最佳方案。据统计测算，采用方案一实施后，全年每年节约外购电近20万元，四年回收投资改造资金，最终达到厂用电安全可靠且降低火电厂厂用电外购电节能降本增效的目标。
参考文献
[1]DLT 5153-2014 《火力发电厂厂用电设计技术规程》.
作者简介
孙立艳，女，大专，高级工程师。