火电厂启动/备用电源设计方案比较分析

陈希诚

(河北省电力勘测设计研究院,石家庄 050031)

1 概述

火力发电厂的高压厂用启动/备用电源是为保证机组正常启动停机、厂用电源的备用电源而设置的电源系统。发电机出口断路器的装设对启动/备用电源容量的选择有影响。

容量为600 MW的机组，当发电机出口装有断路器或负荷开关时，高压厂用备用变压器的容量可按1台高压厂用工作变压器容量的60%～100%选择。

在实际工程中，多数工程发电机出口即使装有断路器或负荷开关，高压厂用备用变压器容量也未降低，为了保证机组厂用工作的备用，其容量与厂用工作变压器保持一致。假如高压厂用备用变压器容量按1台高压厂用工作变压器容量的60%选择，备用电源就失去了为机组提供工作或检修备用的意义。

因此，发电机出口装设断路器或负荷开关，工程的总体投资不但未降低，反而使每台机组约增加较大费用(发电机出口断路器+变压器调压开关)，同时元件的增加降低机组运行的可靠性，增加运行维护工作量，故不推荐装设发电机出口断路器。

2 启动/备用电源引接方案

某火力发电厂一期工程建设2台660 MW超临界机组，电厂位于内蒙古鄂尔多斯市境内，该期工程以500 kV一级电压接入系统。

高压厂用启动/备用电源的引接，除满足可靠和相对独立等要求外，同时还要考虑合理的投资和运行费用，综合系统接线和电厂生产的要求，确定技术经济合理的并满足该工程的最佳接线方案。

方案一：从500 kV配电装置母线两级降压引接；启动/备用电源由厂内500 kV配电装置引接1回500 kV电源经1台500 kV/110 kV和1台110 kV/6.3 kV的变压器降压后作为2台机组的备用电源。110 kV在厂内设置单母线，同时给煤矿提供一路备用电源。

方案二：从500 kV配电装置母线一级降压引接；启动/备用电源由厂内500 kV配电装置引接1回500 kV电源经1台500 kV/6.3 kV的变压器降压后作为2台机组的备用电源。

方案三：从系统变电站引接；启动/备用电源由附近110 kV变电站备用间隔引接，厂内设1台启动/备用变压器作为2台机组的启动/备用电源。

3 各种引接方案国内外应用情况

DL 5000-2000《火力发电厂设计技术规程》规定600 MW机组的接线方案在工程中均有采用，如北仑电厂、元宝山二期、邯峰电厂一期、大同第二电厂二期、定州电厂一期和邹县电厂三期、珠海等电厂的启动/备用电源分别从220 kV配电装置引接；元宝山三期、正蓝电厂的启动/备用电源从联络变压器的低压侧引接；平圩电厂、石洞口二厂和沙角C厂，厂内均只有500 kV一级电压，其启动/备用电源从临厂的220 kV配电装置引接。在近期设计的工程中，为避免厂网分家后，启动/备用电源从外部电网引接，电网按大工业电价收取电费，有直接从500 kV配电装置一级降压引接启动/备用电源，如山西河曲电厂、王滩电厂；也有在电厂内设置配电装置，两级降压引接启动/备用电源，如托电三期、滇东电厂、内蒙古上都电厂等。

国外大容量机组高压启动/备用电源的接线方式多种多样，但总的趋势是简化接线，如前苏联发电机出口设负荷开关，每2台机组设1台备用变压器，另外设2台公用变压器为公用负荷供电，机组单元性很强；德国普遍采用发电机出口断路器，不设备用电源或多台机组设1台小容量的备用变压器供停机使用，美国采用不从发电机出口而是从高压配电装置引接高压厂用工作变压器的方式，不设或少设备用变压器。

4 启动/备用电源引接方案比较

4.1 初投资

各种启动/备用电源引接方案投资见表1。

表1 启动/备用电源引接初投资比较

4.2 年运行费用

在设计电厂启动/备用电源引接方案时，还应考虑由地区网引接时收取的基本电费和用电电费。据初步调查，目前各电力局收取电费的标准不尽相同，大致基本电费为(10～15)元/(kVA·月)、用电电费为0.7元/kWh。这将增加电厂的年运行费、发电成本和上网电价，影响其运行的经济性。故各工程应在可行性研究阶段取得该工程的供购电协议，据此确定技术经济合理的电气主接线和启动/备用电源的引接方案。

随着机组单机容量的提高，500 kV电网的发展，越来越多的机组直接接入500 kV系统，厂内不再出现二级出线电压，厂网分开，电网向发电厂收取启动/备用变压器容量费，对启动/备用变压器电源是从厂外110 kV变电站引接，还是直接由500 kV系统引接的方案经济性影响很大。

大工业电费=基本电费+用电电费+功率因数调整费，基本电费按变压器容量或最大需量计费。功率因数调整费为定数，暂不作为比较内容。

4.2.1 基本电费

工程基本电费按18元/(kVA·月)计算，只有方案3产生了1360.8元的基本电费。由于供电部门收取基本电费，造成启动/备用电源由厂外110 kV变电站引接的常规方案经济上不合理。随着国家电力体制的改革，厂网分开的不断深入，上网成本电价成为电厂在设计初期不得不考虑的重要因素之一。降低电厂的上网成本电价，只有保证机组安全可靠运行的情况下，节约初投资和降低运行费用。

4.2.2 用电电费

该工程启动/备用变压器的用电费用包括下列费用：计划停机的用电费、非计划停机的用电费及变压器空载损耗费。表2为变压器年用电量。

表2 启动/备用变压器年用电量

参考同类工程年运行用电费用计算数据如下：

计划停机时间，600 MW机组每台机组1年1小修，小修时间平均每次15 d，负荷率按20%考虑；5年1大修，大修时间平均每次75 d，其中60 d的负荷率按5%考虑，15 d的负荷率按20%考虑；

非计划停机时间，600 MW机组按每台机组1年3次，停机时间共计216 h，负荷率35%考虑；

启动/备用变压器空载损耗：分裂变压器暂定为45 kW。

每个电厂因工程的具体情况不同及所在的电网不同，其电网售电价和发电成本价也不同，若电网售电价按0.34元/kWh，发电成本价按0.18元/kWh取值，厂内配电装置引接费用为643.95万元,厂外110 kV变电站引接费用为1 216.35万元，两者相差572.40万元。

4.3 技术经济比较

启动/备用变压器电源由厂内配电装置引接和由厂外110 kV变电站引接的技术经济比较见表3、表4。

表3 3种方案技术性能比较

4.4 综合分析

启动/备用电源从厂内引接与从系统变电站引接相比，运行费用低。由于系统110 kV侧与电厂500 kV母线存在20°电压角度差，可靠性很差，影响电厂的正常运行。因此，从经济性及可靠性角度分析，不推荐从当地电网引接。

表4 3种方案经济性能比较

110 kV配电装置引接方案与500 kV配电装置引接方案相比，虽然初投资高360万元，但是做为煤电一体化项目，本着友邻结合的设计思路，此110 kV变电站还可作为煤矿的备用电源，充分体现了煤电一体化的特点。

因此该工程推荐启动/备用电源引接方案一，即从500 kV配电装置母线两级降压引接。

5 结论

综上所述，启动/备用电源从厂内110 kV配电装置引接，虽然设备初投资较高，但年用电费最少，同时无需交纳基本电费，且运行经验丰富，管理方便。同时又有利于煤矿的运行。故推荐启动/备用电源从厂内500 kV配电装置引接。