（徐州华润电力有限公司江苏徐州市）
【摘要】燃煤发电厂本身也是大型用电用户，随着机组利用小时数不断下降、外购电使用量不断攀升，若不加以有效控制，年外购电力费用将高达700~1000万元。本文主要为探讨通过运行方式优化进行外购电量控制的有效途径和实施效果，并进一步探索深度优化方案，以降低企业生产成本，提高经济效益。
【关键词】外购电优化互联探索
1.概述
燃煤发电厂既是电能的供应商，也是大型用电用户。对于采用图1-1所示机组四段配置6kV厂用系统、启备变作为高压厂用段备用电源的机组，发电机并网运行期间，生产所需的厂用电量由发电机自身经高厂变进行供电；机组启、停机及机组停运期间，发电厂设备运行所需电能需要经启备变由电力系统向发电厂进行输送。一般由电力系统经启备变向发电厂进行供应的电量计为发电厂外购电量。
图1-11000MW机组四段配置6kV厂用系统结构图
对于2×1000MW机组，受机组调停、检修及事故处理等因素，不采取任何降低外购电量措施的情况下，年平均使用外购电量约1200~1600万kW•h。一般发电厂外购电量费用按照市场价格进行结算，增加电网输配电价、政府性基金及附加等因素后，外购电价格达到0.6元/kW•h以上，比发电厂上网电价格高出约0.21~0.26元/kW•h。故2×1000MW燃煤机组年外购电力费用一般在700~1000万元以上。积极采取有效控制措施，可降低机组生产成本每年最高约250~400万元，进一步提高公司经济效益。
2.降低1000MW机组外购电量的运行方式调整
2.1机组外购电量使用情况分布
2×1000MW机组用电设备分布如图2-1所示，每台机组厂用电系统主要负荷为：机组6kV辅机设备、机组400V母线系统及辅机、公用6kV辅机、公用6kV母线系统、公用400V母线系统及辅机等五部分。
图2-1机组用电设备常规分布图
1000MW机组外购电量消耗情况见表2-1所示。由表2-1可以看出，机组每次启动与停运均会消耗大量的外购电量；机组停运期间，公用6kV辅机、公用6kV母线系统、公用400V母线系统及辅机每天耗电量可达到4.6万kW•h/天。因此，对机组电气系统运行及辅机运行方式进行适当的优化、调整，对于降低外购电量的使用是很有必要的。
表2-1机组外购电量消耗情况（参考值）
2.2降低机组外购电量的运行调整
优化设备运行方式，根据情况及时停运具备停运条件的设备，是开展节能降耗及降低外购电量最直接的手段。除此之外，还可以在以下几个方面进行优化调整。
2.2.1机组启动、停机用电量调整优化
1000MW机组辅机多、功率大，生产厂用电率约为4%~4.5%。由于机组启动、厂用电系统切换至高厂变接带之前，以及机组停运、厂用电系统切换至启备变接带后，机组所有设备均在运行状态，所以机组启动、停运时消耗外购电量最大，一次完整的启、停机可消耗外购电量约65万kW•h。
1000MW机组引风机功率高达7800kW，循环水泵功率高达3600MW，机组启动时辅机的试转、投运，以及机组停运后辅机停运时机均具有较大弹性空间，设备过早投运或延迟停运，均会造成大量电能的浪费。所以，优化并规范机组设备启停条件，可明显降低或避免机组启停时外购电量消耗的大幅增加。运行方式调整上，主要体现在以下方面：
（1）电气设备的启停时机，如主变冷却器的投退，各配电室、变频器小室空调的启停等；
（2）机组6kV辅机的启停优化，如：机组停运后，循泵、凝泵、炉侧风机的停运优化；机组启动时，保持一套送、引风机运行，推迟第二套送、引风机的启动时机；机组启动时，采用循环水、凝水互联等措施，推迟循泵、凝泵的启动时间等。
（3）机组停运时，具备条件后，及时停运各制粉系统、风机油站、主机润滑油系统等。
2.2.2机组调停期间用电量调整优化
由表2-1可以看出，机组调停期间外购电量主要为公用系统使用，每天耗电量可高4.6万kW•h/天。由图2-1机组用电设备常规分布图可以看出，公用系统公用6kV辅机、公用6kV母线系统、公用400V母线系统及辅机。公用系统的主要特征为：
（1）公用系统6kV辅机分布在两台机组电气系统中，可互为备用；
（2）公用6kV母线系统一般为两段母线配置，每台机组各带一段，两段母线所接带负荷可互为备用，且设有联络开关；
（3）公用400V母线系统（PC段）一般为两段母线配置，每台机组各带一段，两段母线所接带负荷可互为备用，且设有联络开关；
（4）公用400V母线系统（MCC系统）两段母线配置的，每台机组各带一段，两段母线所接带负荷可互为备用；一段配置的，一般设置双电源供电，可根据需要选择供电机组。
因此，机组调停期间控制外购电量的主要手段为：
（1）公用系统6kV辅机，尽可能选择电源为运行机组接带的辅机运行，停运机组接带的辅机作为备用辅机，投入联锁停运备用。
（2）对于双段母线配置的公用6kV母线系统、公用400V母线系统，若母线所接带负荷重要程度较低，短时间全部停运对运行机组及设备安全影响不大，则可以将停运机组接带的母线切至通过母联开关由运行机组接带；对于接带负荷重要程度较高、不允许短时间全部停运的母线，则对于母线所接带的负荷，尽可能选择电源为运行机组接带的辅机运行，停运机组接带的辅机作为备用辅机，投入联锁停运备用。
（3）对于单母线、双电源配置的母线系统，及时将母线电源切至由运行机组接带。
通过上述方式调整电气母线系统及辅机运行方式时，应注意一下点：
（1）将母线运行方式切换至通过母联开关由运行机组接带前，需评估母线负荷重要程度，确保不影响机组安全运行；
（2）将母线运行方式切换至通过母联开关由运行机组接带前，需评估母线进线开关及电缆、变压器设计容量，具备同时接带两段母线运行能力，设备不过负荷运行；
（3）将母线运行方式切换至通过母联开关由运行机组接带时，尽可能选择串联切换方式，避免母线合环运行。
（4）电气母线系统运行方式调整后，应及时检查所接带负荷运行正常，无失电情况。
图2-2为某1000MW机组调停期间，对公用电气系统及辅机运行方式进行优化调整前后外购电量消耗情况的对比趋势图，可以看出，经过摸索实践后，在未经任何技术改造措施的情况下，机组调停期间日均外购电使用量由5万kW•h/天降低至1万kW•h/天以下，效果明显。
图2-2机组调停期间外购电量优化调整前后对比趋势图
3.降低1000MW机组外购电量的深度调整方案
由图2-2可以看出，在未经任何技术改造措施的情况下，经过对电气系统及辅机运行方式进行优化，1000MW机组调停期间外购电量降低至最低约0.7万kW•h/天后，继续降低难度较大。若要深度降低或彻底消除对外购电量的使用，则需要对机组厂用电系统进行深度改造。
3.16kV厂用系统“手拉手”互联改造
如图1-1机组四段配置6kV厂用系统结构图所示，每台1000MW机组分别配置四段6kV厂用母线，机组正常运行时由高厂变接带，启备变作为6kV母线备用电源。所有经启备变消耗的电网系统电量计为外购电量。
3.1.1改造方案
如图3-1四段配置6kV厂用系统“手拉手”互联结构图中虚线部分所示，通过技术改造，使两台机组6kV厂用母线之间实现“手拉手”互联。当机组调停时，6kV厂用母线经改造后的联络开关切换至由相邻运行机组接带，降低机组停运期间外购电量。
图3-1四段配置6kV厂用系统“手拉手”互联结构图
3.1.2注意事项及效果分析
常规厂用电快速切换装置只能实现6kV工作电源与备用电源之间的自动并联快速切换，对于单元制接线机组，两台机6kV母线均为各机组高厂变接带时应禁止并联运行；同时受运行机组高厂变及开关容量裕度的影响，因此：
（1）机组停运时，6kV厂用段母线应先由高厂变接带切换至启备变接带，后经过6kV厂用段联络开关由启备变带切至相邻机组6kV厂用段母线接带；
（2）应根据运行机组高厂变及开关容量核算情况，确定停运机组6kV厂用段母线切至相邻机组6kV厂用段母线接带的操作时机，以确保运行机组的安全。
6kV厂用系统“手拉手”互联改造后，能够有效降低机组启、停机操作时的外购电量，并将机组停运稳定后的外购电使用量降至0kW•h/天，效果显著。
3.2参与电力直接交易降低外购电费
由于各地区参与电力直接交易的准入条件不同，暂不确定发电厂使用的外购电量是否可以参与电力直接交易，再此不做讨论，仅探讨若参与电力直接交易的经济效益。
控制外购电量的主要原因为发电厂外购电量费用按照市场价格进行结算，增加电网输配电价、政府性基金及附加等因素后，比上网电价格高出约0.21~0.26元/kW•h。
电力直接交易应缴电费由以下部分组成：售电公司零售价+电网输配电价+政府性基金及附加。由于电力直接交易时，电网输配电价、政府性基金及附加将维持不变，因此用户只能在售电公司零售价方面获取效益。
对于2×1000MW机组，若年平均使用外购电量按1200万kW•h计算，企业支付的电网输配电价、政府性基金及附加将将高达252~312万元；若售电公司零售价降低0.02元/kW•h，企业年下网电量费用下降仅约24万元。
4.总结
采用四段配置6kV厂用系统、启备变作为高压厂用段备用电源的燃煤发电机组因各种原因每年外购电量费可高达700~1000万元。本文主要对1000MW机组降低外购电量的运行方式优化进行探讨，并对进一步深度调整方案的可行性及效果进行探索，以提高机组的经济效益。
作者简介：
谢方喜徐州华润电力有限公司/发电部电气运行岗
王永乐徐州华润电力有限公司/发电部部长
陆登科徐州华润电力有限公司/发电部电气运行岗
王鑫华润电力江苏大区内控中心