摘要：本文针对电厂启／备变采用热备用方式给电厂带来额外电量损耗的情况，提出将启／备变转冷备用，并从技术上论述启／备变转冷备用的可行性。

    启／备变作为火力发电厂的重要变压器之一，在机组启动、停止或故障时为厂用电提供电源。目前，发电厂中的启／备变在机组正常运行时大多处于热备用状态，空载运行造成大量电能损耗，若能通过技改将其转为冷备用，且不影响备用电源的安全和稳定，则可取得良好的节能效益。

    1 启／备变接线方案分析
    启／备变的容量设计与发电机是否装设出口断路器有关。发电机未装设出口断路器时，机组的启动、停机和事故备用电源必须通过启／备变获得，现行国标GB 50660一2011《大中型火力发电厂设计规程》规定，启／备变容量不应小于最大一台（组）高压厂用工作变（电抗器）的容量。发电机装设出口断路器或负荷开关时，机组的启动、停机电源通过主变和高厂变倒送电获得，仅事故备用电源才通过备变获得，可根据工程情况将备变容量降低。启／备变的电气接线大致有两种方案：方案一，从电网附近变电站引接专用线路，经启／备变降压后作为机组厂用及公用系统的备用电源（如图1（a）所示）；方案二，从电厂升压站输配电母线引接，经启／备变降压后作为机组厂用及公用系统的备用电源（如图1（b）所示）。

    方案一从电网引接专用线路人厂，备用电源停电风险几率较低。采用方案二时，若电厂送出线路少，则会增加启／备变作为备用电源的安全风险。这是因为送出线路故障全停时，若机组未设计FCB功能，则机组会停运，继而导致升压站输配电母线因受线路全停及机组停运影响而停电，启／备变备用电源也失去，形成了全厂停电局面，在送出线路一塔双线或一塔多线情况下风险会更大。另外，方案一的电费收取按当地电网规定的外购电价计算；方案二的电费收取按厂用电即上网电价计算，而同一地区的外购电价要远高于上网电价。

    2 启／备变转冷备用的经济效益分析
    2.1按方案一设计的电厂
   （1）以天津某电厂为例，分析外购电费。根据变压器铭牌计算的空载损耗只是衡量产品损耗水平、考核产品合格与否的一个参数，而不是运行中的实际损耗。根据型式试验及电科院多年的实测可知，一般变压器空载损耗为其额定容量的0.3％～1.0%。启／备变空载运行时功率因数较低，一般在0.3～0.6，远低于《功率因数调整电费办法》中0.9的功率因数标准值，这就将产生额外的功率因数调整电费，所以需结合功率因数调整考核电费。该电厂备用变参数见表1。启／备变的空载损耗按额定容量上限1％重新估算为（63 000 ＋40 000）kVA×1%×24h×300天＝7 416000kW·h/a，即空载损耗电费约为501.2万元／a。

   （2）其它地方政策中外购电分析。在地方外购电政策中，从电网上引接机组的启动／备用电源的电费一般也分为基本电费和电度电费。基本电费指因电力系统实行厂网分开且电网要为发电厂启动／备用电源预留一定容量储备而收取的电费，不管用电与否，一般按预留容量收取（逐月或全年统收）。电度电费指发电厂因使用此电源而按具体用量向电网公司缴纳的用电费用，一般按电网公司向用户售电的价格收取。

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