广东沿海属于热带海洋气候，是台风多发地区。在台风袭击期间，某大型火力电厂可能出现多台机组及110kV备用电源线路跳闸的严重情况。为确保机组在恶劣天气条件下，不失去备用电源，提高电厂运行可靠性，可通过不同机组厂用电互供实现机组厂用电负荷的互为备用。

同时，机组调停备用、检修期间使用的高备变以及主变反方向送电电量均属于外购电，价格较高。通过运行机组为检修机组提供厂用电，可节约外购电，具有较好的经济性。因此，研究大型火电机组高压厂用电互供技术具有现实意义。

1 系统概况

某电厂共有4台1036MW超超临界机组，发电机变压器组采用单元接线，发电机和变压器之间设置断路器，厂用工作电源接于500kV系统，每机设置2台分裂高厂变，容量均为50MVA，高压厂用电压为6kV。备用电源接于110kV系统，备变容量为50MVA，4台机组共用1台备用变。

2 可行性分析

2.1 互联必要性

1）提高厂用电安全性

电厂地处沿海地区，电厂和输电线路每年都面临台风威胁。为提高在极端天气下机组厂用电的安全性，有必要进行厂用电互联改造，使得机组之间具备厂用电互供的能力，在高备变系统失电的情况下，保障机组厂用电源安全性。

同时，在#01高压备用变停电检修时，如果某台机组在此时失去6kV厂用电，也会存在较大的安全隐患。此次改造后，在检修高备变时，仍然可以通过厂用电互供确保机组6kV厂用电，保障机组安全性。

2）提高厂用电灵活性

电厂#01高压备用变在事故或检修的情况下，#1、#2、#3、#4机组厂用电系统可以互为备用，保证四台机组中三台机组在停运或检修时，有可靠的检修电源和照明，同时提高电厂6kV厂用电系统运行方式的灵活性。

3）节省外购电费

随着电力体制的不断改革，电网对#01高压备用变的用电电价高于电厂自己的发电成本，电厂装机容量大、运行时间长必将产生大量的#01高压备用变用电，直接影响企业的经济效益，在机组停运检修期间尤为突出。

表1 减少外购电费计算

2.2 厂用变压器容量分析

根据数据收集系统（data collection system, DCS）历史数据，对电厂1—4号机组厂用电6kV各段母线电流历史峰值进行统计。从表2中的实际运行数据可见，每台机组厂用变容量及6kV母线载流量还有较大裕度，尤其是A、D段厂用母线负载只有额定容量的一半，具备向检修机组供电的可能性。

表2 1号机6kV各段母线电流历史峰值

3 技术方案设计

3.1 设计原则

• 1）机组正常运行时，机组的事故切换和不正常切换，保持原有运行方式不变。
• 2）任何运行方式下一个备用分支母线只能一个电源运行（负担允许多个），不允许两个及以上电源并联运行。
• 3）机组互联采用手动操作，不采用自动互联。
• 4）在机组互联方式下，不能作为检修机组的起动电源，以免6kV大功率设备起动，造成供电电源分支过流，影响运行机组的安全。
• 5）在机组互联方式下，供其他机组运负担不能超出供电电源富余部分，以免造成供电电源分支过流，影响运行机组的安全。

3.2 改造方案

根据电厂6kV厂用电系统的运行状况，提出高压厂用电互供改造方案为，在#01高压备用变的两个6kV分支处分别增加一台6kV断路器（CB1、CB2），如图1所示。经断路器隔离后再接入6kV备用电源共箱母线，可以实现机组检修期间的6kV厂用电引自其他运行机组，增加机组的安全性和灵活性。

当机组检修时，断开#01高压备用变6kV分支处的CB1、CB2，利用已有的6kV备用电源共箱母线，通过该母线上开关的操作，实现4台机组厂用母线的任意互通，从而能够从运行机组的厂用母线向检修机组厂用母线供电。

图1 电厂系统图

3.3 改造后的运行方式

电厂邻机高压厂用电互供改造后，在机组检修及故障时，可以通过其他的运行机组给停运机组供电，大大提高了电厂6kV厂用电系统的灵活性，具体运行方式如下：

• 1）#1—#4机组正常运行时。高备变退出运行，其高低压侧开关均为分闸位置。
• 2）1台机组检修，其他机组正常运行时。该机组6kV厂用电由任意一台运行机组通过互联母线 供电。
• 3）2台机组检修，其余2台机组正常运行时。这两台机组的厂用电，可由其余任一台运行机组过互联母线供电。
• 4）3台机组检修，1台机组正常运行时，由这一台机组为3台检修机组提供厂用电。
• 5）4台机组检修时，由#01高备变供电。

3.4 改造后的正常工况负载分析

根据本次改造方案，在起备变低压侧加装断路器以后，起备变将退出运行，由运行机组利用备用电源共箱母线向检修机组供电。

由于机组正常运行时高厂变负载率仅为50%左右（见表3），具有较大的裕度，而高厂变采用的是油浸式变压器，具有较强的事故过负荷能力，因此，由运行机组向检修机组提供电源是可行的。

表3 #1机高厂变运行负荷（机组95%出力）

3.5 改造后的异常工况分析

1）运行机组跳机（主变不停运）事故时。

正常机组运行中发电机跳闸，主变及高厂变仍然运行，厂用电正常，备自投不动作，不涉及改造内容。

2）运行机组跳机（主变停运）事故时。

分两种情况：①为检修机组提供厂用电的运行机组主变跳闸，厂用电失去，可采用长延时合起备变低压侧开关，恢复原设计的备用电源方式；②其他正常运行机组主变跳闸，待该机组厂用负荷低电压延时跳闸后，由运行机组通过备自投提供厂用电，保证安全停机。这两种情况下的厂用电安全与未改造前基本一样。

3）厂用母线故障情况。

如果在运行机组厂用母线故障，原则上过流保护会闭锁备自投，防止备用电源投入到故障母线。

4）备用电源故障的情况。

目前，全厂4台机组共用一台起备变，备用电源来自厂外独立110kV系统。极端情况下（如台风）如果该电源故障，将导致全厂失去备用电源。通过本次改造，使得4台机组厂用电实现了互为备用，极大地提高了极端情况下机组厂用电的安全性。

3.6 其他问题

1）保护及连锁。

为防止正常运行机组厂用电过负荷，在相应备用分支的过负荷保护应调整定值。当正常机组厂用电过负荷时，先切除为其他机组的供电的负载。另外，要解除原工作电源开关和备用电源开关之间的闭锁，需要增加新增开关的控制电缆。

2）高厂变过负荷限制。

如由一台正常运行机组向其他检修机组提供厂用电，运行机组能够为其他检修机组提供的最大负荷需经过计算，并留有一定裕度，确保运行机组高厂变不过负荷。通过配置过负荷保护，当出现过负荷的情况，立即切除影响机组运行的检修段负荷。

4 经济性分析

工程静态投资120万元。目前外购电价格0.5016元/(kW•h)，邻机高压厂用电互联改造后采用电厂的自用电，近三年电厂发电成本约为0.283元/(kW•h)，改自用电后总电费约为1323.10万元，根据电价差异将产生效益。改自用电后平均每年约为441.03万元。可以看出，厂用电互联改造后，每年实现利润约360.68万元。

5 工程实施

改造工程2018年10月立项，2019年3月设计完成，6月完成设备安装，11月15日利用机组停电检修机会完成系统接入，经试验单位调试后，顺利完成设备受电。2019年底，项目完成竣工验收，各项功能完全达到设计要求。

6 结论

在新的形势下，火电机组采用高压厂用电互供技术，具有一定的经济性，并且可以提高一些发电厂恶劣天气条件下的安全性。通过合理利用原有设备的容量裕度，根据机组实际情况设计运行方式，并改进和完善继电保护和控制逻辑回路，在工程上能够实现厂用电互联。该项目是首个实现大型火电机组高压厂用电互联的工程项目，对类似工程具有参考借鉴作用。