廣東沿海屬于熱帶海洋氣候，是臺風多發地區。在臺風襲擊期間，某大型火力電廠可能出現多臺機組及110kV備用電源線路跳閘的嚴重情況。為確保機組在惡劣天氣條件下，不失去備用電源，提高電廠運行可靠性，可通過不同機組廠用電互供實現機組廠用電負荷的互為備用。

同時，機組調停備用、檢修期間使用的高備變以及主變反方向送電電量均屬于外購電，價格較高。通過運行機組為檢修機組提供廠用電，可節約外購電，具有較好的經濟性。因此，研究大型火電機組高壓廠用電互供技術具有現實意義。

1 系統概況

某電廠共有4臺1036MW超超臨界機組，發電機變壓器組采用單元接線，發電機和變壓器之間設置斷路器，廠用工作電源接于500kV系統，每機設置2臺分裂高廠變，容量均為50MVA，高壓廠用電壓為6kV。備用電源接于110kV系統，備變容量為50MVA，4臺機組共用1臺備用變。

2 可行性分析

2.1 互聯必要性

1）提高廠用電安全性

電廠地處沿海地區，電廠和輸電線路每年都面臨臺風威脅。為提高在極端天氣下機組廠用電的安全性，有必要進行廠用電互聯改造，使得機組之間具備廠用電互供的能力，在高備變系統失電的情況下，保障機組廠用電源安全性。

同時，在#01高壓備用變停電檢修時，如果某臺機組在此時失去6kV廠用電，也會存在較大的安全隱患。此次改造后，在檢修高備變時，仍然可以通過廠用電互供確保機組6kV廠用電，保障機組安全性。

2）提高廠用電靈活性

電廠#01高壓備用變在事故或檢修的情況下，#1、#2、#3、#4機組廠用電系統可以互為備用，保證四臺機組中三臺機組在停運或檢修時，有可靠的檢修電源和照明，同時提高電廠6kV廠用電系統運行方式的靈活性。

3）節省外購電費

隨著電力體制的不斷改革，電網對#01高壓備用變的用電電價高于電廠自己的發電成本，電廠裝機容量大、運行時間長必將產生大量的#01高壓備用變用電，直接影響企業的經濟效益，在機組停運檢修期間尤為突出。

表1 減少外購電費計算

2.2 廠用變壓器容量分析

根據數據收集系統（data collection system, DCS）歷史數據，對電廠1—4號機組廠用電6kV各段母線電流歷史峰值進行統計。從表2中的實際運行數據可見，每臺機組廠用變容量及6kV母線載流量還有較大裕度，尤其是A、D段廠用母線負載只有額定容量的一半，具備向檢修機組供電的可能性。

表2 1號機6kV各段母線電流歷史峰值

3 技術方案設計

3.1 設計原則

• 1）機組正常運行時，機組的事故切換和不正常切換，保持原有運行方式不變。
• 2）任何運行方式下一個備用分支母線只能一個電源運行（負擔允許多個），不允許兩個及以上電源并聯運行。
• 3）機組互聯采用手動操作，不采用自動互聯。
• 4）在機組互聯方式下，不能作為檢修機組的起動電源，以免6kV大功率設備起動，造成供電電源分支過流，影響運行機組的安全。
• 5）在機組互聯方式下，供其他機組運負擔不能超出供電電源富余部分，以免造成供電電源分支過流，影響運行機組的安全。

3.2 改造方案

根據電廠6kV廠用電系統的運行狀況，提出高壓廠用電互供改造方案為，在#01高壓備用變的兩個6kV分支處分別增加一臺6kV斷路器（CB1、CB2），如圖1所示。經斷路器隔離后再接入6kV備用電源共箱母線，可以實現機組檢修期間的6kV廠用電引自其他運行機組，增加機組的安全性和靈活性。

當機組檢修時，斷開#01高壓備用變6kV分支處的CB1、CB2，利用已有的6kV備用電源共箱母線，通過該母線上開關的操作，實現4臺機組廠用母線的任意互通，從而能夠從運行機組的廠用母線向檢修機組廠用母線供電。

圖1 電廠系統圖

3.3 改造后的運行方式

電廠鄰機高壓廠用電互供改造后，在機組檢修及故障時，可以通過其他的運行機組給停運機組供電，大大提高了電廠6kV廠用電系統的靈活性，具體運行方式如下：

• 1）#1—#4機組正常運行時。高備變退出運行，其高低壓側開關均為分閘位置。
• 2）1臺機組檢修，其他機組正常運行時。該機組6kV廠用電由任意一臺運行機組通過互聯母線 供電。
• 3）2臺機組檢修，其余2臺機組正常運行時。這兩臺機組的廠用電，可由其余任一臺運行機組過互聯母線供電。
• 4）3臺機組檢修，1臺機組正常運行時，由這一臺機組為3臺檢修機組提供廠用電。
• 5）4臺機組檢修時，由#01高備變供電。

3.4 改造后的正常工況負載分析

根據本次改造方案，在起備變低壓側加裝斷路器以后，起備變將退出運行，由運行機組利用備用電源共箱母線向檢修機組供電。

由于機組正常運行時高廠變負載率僅為50%左右（見表3），具有較大的裕度，而高廠變采用的是油浸式變壓器，具有較強的事故過負荷能力，因此，由運行機組向檢修機組提供電源是可行的。

表3 #1機高廠變運行負荷（機組95%出力）

3.5 改造后的異常工況分析

1）運行機組跳機（主變不停運）事故時。

正常機組運行中發電機跳閘，主變及高廠變仍然運行，廠用電正常，備自投不動作，不涉及改造內容。

2）運行機組跳機（主變停運）事故時。

分兩種情況：①為檢修機組提供廠用電的運行機組主變跳閘，廠用電失去，可采用長延時合起備變低壓側開關，恢復原設計的備用電源方式；②其他正常運行機組主變跳閘，待該機組廠用負荷低電壓延時跳閘后，由運行機組通過備自投提供廠用電，保證安全停機。這兩種情況下的廠用電安全與未改造前基本一樣。

3）廠用母線故障情況。

如果在運行機組廠用母線故障，原則上過流保護會閉鎖備自投，防止備用電源投入到故障母線。

4）備用電源故障的情況。

目前，全廠4臺機組共用一臺起備變，備用電源來自廠外獨立110kV系統。極端情況下（如臺風）如果該電源故障，將導致全廠失去備用電源。通過本次改造，使得4臺機組廠用電實現了互為備用，極大地提高了極端情況下機組廠用電的安全性。

3.6 其他問題

1）保護及連鎖。

為防止正常運行機組廠用電過負荷，在相應備用分支的過負荷保護應調整定值。當正常機組廠用電過負荷時，先切除為其他機組的供電的負載。另外，要解除原工作電源開關和備用電源開關之間的閉鎖，需要增加新增開關的控制電纜。

2）高廠變過負荷限制。

如由一臺正常運行機組向其他檢修機組提供廠用電，運行機組能夠為其他檢修機組提供的最大負荷需經過計算，并留有一定裕度，確保運行機組高廠變不過負荷。通過配置過負荷保護，當出現過負荷的情況，立即切除影響機組運行的檢修段負荷。

4 經濟性分析

工程靜態投資120萬元。目前外購電價格0.5016元/(kW?h)，鄰機高壓廠用電互聯改造后采用電廠的自用電，近三年電廠發電成本約為0.283元/(kW?h)，改自用電后總電費約為1323.10萬元，根據電價差異將產生效益。改自用電后平均每年約為441.03萬元。可以看出，廠用電互聯改造后，每年實現利潤約360.68萬元。

5 工程實施

改造工程2018年10月立項，2019年3月設計完成，6月完成設備安裝，11月15日利用機組停電檢修機會完成系統接入，經試驗單位調試后，順利完成設備受電。2019年底，項目完成竣工驗收，各項功能完全達到設計要求。

6 結論

在新的形勢下，火電機組采用高壓廠用電互供技術，具有一定的經濟性，并且可以提高一些發電廠惡劣天氣條件下的安全性。通過合理利用原有設備的容量裕度，根據機組實際情況設計運行方式，并改進和完善繼電保護和控制邏輯回路，在工程上能夠實現廠用電互聯。該項目是首個實現大型火電機組高壓廠用電互聯的工程項目，對類似工程具有參考借鑒作用。