某2×300MW熱電廠為單元制機組接線，共用一臺220/6.3kV起動/備用變壓器（以下簡稱起備變），每臺機組6kV廠用電系統(tǒng)設A、B兩段母線，未設6kV公用段或備用段母線，當任一機組停運時，其廠用電必須切換至起備變由電網電源供電。在當前裝機容量過剩的環(huán)境下，雙機運行漸行漸遠，而單機成為常態(tài)，電廠在發(fā)電量減少的同時還要使用高價網電。

一方面外購電量每次起停機都要進行公用系統(tǒng)變壓器來回倒閘操作，十分繁瑣；另一方面對起備變的檢修時間安排比較困難（需要等到雙機運行且天氣晴好），因此有必要進行廠用電互聯(lián)改造。

1 互聯(lián)方式的選擇

經了解，國內機組容量在600MW及以上實施廠用電互聯(lián)改造的電廠僅有幾家，在300MW級機組實施廠用電互聯(lián)改造的電廠要多一些，大部分直接在起備變低壓出口安裝斷路器小室，與起備變形成斷開點，利用原有6kV共箱母線實現(xiàn)互聯(lián)，但該電廠起備變低壓側6kV母線采用了全絕緣整體澆注母線，并非常規(guī)的共箱母線，改造存在施工周期長、停電風險大的缺點，故選擇對兩臺機組廠用電母線之間的備用開關采用電纜連接的方式。這種方式簡單易行，且投資少。6kV廠用電互聯(lián)原理接線圖如圖1所示。

圖1 6kV廠用電互聯(lián)原理接線圖（虛線內為新增）

2 互聯(lián)改造方案

2.1 高壓/廠用變壓器容量分析

2臺高壓/廠用變壓器（以下簡稱高廠變）及起備變容量均為40/25-25MVA，6kV側A/B分支額定電流均為2291A，6kV電源進線斷路器額定電流為3150A。經查歷史曲線，當機組滿負荷運行時，高廠變最高負荷為18MW，分支電流在900A左右。在單臺機組停運和起動過程中，其廠用電起動負荷不超過12MW，分支電流不超過900A，停運穩(wěn)定后，廠用電分支電流不超過300A。

如果僅僅是用1臺高廠變帶本機廠用電，同時帶上另一臺停穩(wěn)機組的廠用電，那么分支電流不超過1200A，容量綽綽有余。如果停備機組要開機，那么能否保持這種運行方式直到開完機才轉廠用電呢?此時，高廠變負荷不超過30MW，A/B分支電流不超過1800A，互聯(lián)回路電流不超過900A，理論上是可行的。

2.2 互聯(lián)開關柜方案

改造需要#1、#2機組6kV母線每段各有一個備用斷路器柜，該電廠僅在6kV 1A段、6kV 2A段有備用斷路器柜，在6kV 1B段和6kV 2B段只有200A的高壓熔斷器+高壓真空接觸器的組合開關柜（以下簡稱F-C開關柜）。

為了節(jié)約改造成本并兼顧施工便利性，本方案選擇利用原有1250A饋線斷路器柜作為互聯(lián)開關。（對于配電室有足夠安裝空間的電廠，建議增加互聯(lián)開關使之與進線開關柜額定電流保持一致）。

首先將負荷率偏低的A/B水處理變開關柜外部電纜回抽接至備用F-C開關柜，置換出兩面斷路器柜作為改造用。柜內銅排、電流互感器、綜保裝置不符合要求，計劃更換。備用開關為廈門ABB的VD4型真空斷路器柜，額定電流為1250A，互聯(lián)回路最大電流在900A左右，滿足容量要求。根據(jù)短路電流計算，6kV系統(tǒng)的短路電流不超過22kA，互聯(lián)開關的分斷峰值電流為100kA，熱穩(wěn)定電流為40kA、4s，滿足短路開斷要求。

聯(lián)絡用的高壓動力銅纜使用了基建后拆除的臨時調試電源電纜，即3根YJV22-3×185并聯(lián)。根據(jù)制造廠數(shù)據(jù)，單根電纜允許載流量為375A（空氣中40℃），滿足回路電流需求；單根電纜短路熱穩(wěn)定電流為11.8kA、5s，并聯(lián)允許的熱穩(wěn)定電流為35.4kA、5s，滿足短路熱穩(wěn)定要求。

2.3 同期解決方案

每段6kV母線增加1臺互聯(lián)快切裝置，用于互聯(lián)開關和備用電源進線開關之間的快速切換。在轉高廠變供電或轉互聯(lián)電源供電的過程中，需要起備變進行過渡。

以#1機組6kV 1A段為例，#2高廠變運行，原快切裝置1和2在工作狀態(tài)，互聯(lián)快切裝置3和4在閉鎖狀態(tài)，#1機組停機時先通過快切裝置1將廠用電切換為起備變供電（如圖2所示），然后退出原快切裝置1，投入互聯(lián)快切裝置3，將廠用電切換為6kV 2A段供電。

圖2 廠用電互聯(lián)快切示意圖

切換過程中相關聯(lián)的兩套快切裝置只能有一套在工作狀態(tài)，開機轉廠用電的順序與此相反。

正常切換方式采用并聯(lián)自動切換，事故切換和非正常切換方式（母線失壓、開關偷跳）采用單向串聯(lián)切換，只能由互聯(lián)電源切到備用電源供電，備用電源故障時不切到互聯(lián)電源。快速切換、同期捕捉切換、殘壓切換、長延時切換功能投入。

當停運機組6kV母線故障時，保護將閉鎖快切，6kV母線失壓，需要運行人員做好事故預想準備。當運行機組6kV母線故障失壓時，互聯(lián)快切起動失壓切換斷開互聯(lián)開關，切換到起備變供電。

2.4 互聯(lián)快切裝置的回路設計

• 起動正常快切方式：分式布控制系統(tǒng)（distributed control system, DCS）遠程或就地裝置起動。
• 保護動作起動事故快切方式：互聯(lián)上級電源開關保護動作。
• 保護動作閉鎖快切條件：互聯(lián)開關柜保護動作；6kV母線弧光保護動作。
• 手動閉鎖快切條件：6kV母線工作進線斷路器在工作位置且在合位；DCS遠程或就地置于閉鎖。

互聯(lián)電源及備用電源二次電壓取Uac，6kV母線取三相電壓。為增加可靠性，采取了以下措施：

• 1）母線電壓接入了母線PT小車的工作位置接點作為判據(jù)。
• 2）在互聯(lián)開關柜內AC相安裝電壓互感器一只，作為互聯(lián)電源的電壓檢測，比起從上級6kV母線引入二次電壓及上級開關的合閘位置接點更可靠。

2.5 互聯(lián)開關的五防閉鎖

由于互聯(lián)開關柜饋線側可從另一條母線來電，所以需要拆除饋線側的接地刀閘。為最大程度地保留原五防功能，僅拆除了接地體，保留操作桿，該操作桿與柜門及斷路器的機械聯(lián)鎖仍然有效，停電時需將斷路器小車搖出到檢修位置，將操作桿旋轉90°，柜門才能脫離連桿的閉鎖。利用帶電顯示器的有電檢測接點，在前后下柜門都加裝了電磁鎖，以確保在饋線側沒有電壓時才能打開下柜門。

送電時需檢查臨時接地線已被拆除，測絕緣合格，才能關上柜門，將操作桿反向旋轉90°，鎖緊柜門后，才能將斷路器小車搖到工作位置。

6kV母線的工作進線開關與互聯(lián)開關并無交集，其工作位置及合閘位置接點送給互聯(lián)快切裝置，當工作進線開關在工作位置且在合位時，閉鎖互聯(lián)快切裝置。相連的兩臺互聯(lián)開關全部在斷開位置時，DCS允許單操作上級互聯(lián)開關合閘，下級互聯(lián)開關必須通過快切裝置合閘。

6kV母線備用進線開關與互聯(lián)開關無閉鎖，正常情況下可互相并聯(lián)切換，事故切換和非正常切換方式只能由互聯(lián)電源切換到備用電源供電。

2.6 廠用電互聯(lián)對繼電保護定值的影響分析

由于高廠變的高后備過流保護及過負荷保護參考的回路電流是以高壓側額定電流為基準來計算的，所以互聯(lián)運行時的最大負荷電流對該定值無影響。

高廠變低后備的分支過流保護主要考慮躲開負載的自啟動電流，動作跳分支斷路器。由于互聯(lián)運行時每個分支帶兩段6kV母線的負載，使自啟動電流增大，所以動作電流值有所增加，但靈敏度校驗是合格的。

低壓側分支零序過流保護動作按一次電流值18A整定，0.8s跳分支斷路器、閉鎖快切，1.4s全停、起動失靈。6kV母線上其他負荷支路零序保護按15A/0.2s整定。

互聯(lián)開關柜原有零序電流互感器內徑偏小，僅能穿入1根高壓電纜，故更換為開關柜廠能采購到的最大內徑為250mm的零序電流互感器，零序保護按15A/0.5s整定，與高廠變分支零序保護和負荷支路零序保護在時間上有一個級差配合。

2.7 施工步驟

• 1）將A/B水處理變開關柜外部電纜移到備用F-C開關柜，騰出四面?zhèn)溆脭嗦菲鞴瘛?/li>
• 2）采購快切裝置屏（深圳國立智能SID-8BT-A型）和開關柜附件，繪制施工接線圖及電纜清冊。
• 3）進行6kV互聯(lián)開關柜附件及綜保改造，開關柜不停電即可完成。更換出線側母排和電流互感器，拆除接地刀閘，在前后下柜門增加有壓閉鎖，安裝電壓互感器（前下柜內），將綜保裝置更換為金智科技WDZ-5211饋線保護型。
• 4）安裝快切裝置屏，電纜敷設，DCS后臺組態(tài)修改，定值整定計算。其中電纜敷設工程量較大，對不能停電接線的盤柜需提前將電纜放到下方橋架上。
• 5）停機后電纜接線，靜態(tài)調試，帶負荷試驗。

本改造項目于2017年11月立項，經前期充分準備，利用2018年2月份春節(jié)停機的機會完成了安裝調試并投入運行，用時3個月。

3 應用情況

改造后，在2018年2月底起動第二臺機組時，全部使用第一臺機組的廠用電，僅在轉廠用電的過渡過程中起備變用電0.3萬kW?h，開機過程中6kV、400V母線電壓水平未見明顯降低，互聯(lián)回路中最大電流在730A左右，開機機組并網前后廠用電最大負荷在9MW左右，運行機組高廠變帶兩臺機的廠用電最高負荷在22MW左右，高廠變、互聯(lián)回路容量裕度較大，互聯(lián)切換過程安全平穩(wěn)。

在夏天高負荷期間通過廠用電互聯(lián)起停機，高廠變負荷最高在25MW左右，分支最大電流為1570A，互聯(lián)回路最大電流在740A左右，6kV母線電壓最低為6.04kV，起動6kV高壓電動機時，母線電壓最低被降至5.5kV，未出現(xiàn)400V負載失壓脫扣現(xiàn)象，現(xiàn)已正常運行滿1年。在廠用電互聯(lián)方式開機過程中，隨著負荷的增加，6kV母線電壓有所下降，應注意適當增加運行機組無功提升廠用電系統(tǒng)電壓。廠用電互聯(lián)開機情況見表1。

表1 廠用電互聯(lián)開機情況表

4 投資回報分析

改造前，該司兩臺機組于2016年2月份投產，首年耗電883萬kW?h，鑒于調整試驗多，加上220kV出線斷面受限，單機運行時間長，數(shù)據(jù)無參考價值。2017年3月至2018年2月通過倒換公用系統(tǒng)運行方式來減少起備變負荷，但有一臺機組進行A級檢修，起備變耗電高達466萬kW?h。

改造后，從2018年3月份到2019年2月底，也有一臺機組進行A級檢修，全年有222天單機運行，起備變僅耗電28萬kW?h，1年減少外購電量438萬kW?h。投產后3年來起備變耗電量統(tǒng)計見表2。

表2 投產后3年來起備變耗電量統(tǒng)計

本項目共投資115萬元，因高壓電纜屬舊物利用，實際新增投資僅69萬元，設計及部分施工自主完成，委托外單位施工費用28萬元，設備采購費用41萬元。按省內煤電機組上網標桿電價、起備變電價、實際煤耗及標煤價計算，1年可減少電費支出約258萬元，降低生產成本約127萬元，1年就收回投資，經濟效益明顯。廠用電互聯(lián)投資與收益見表3。

表3 廠用電互聯(lián)投資與收益表

結論

本文介紹了某電廠2×300MW機組6kV廠用電系統(tǒng)采用電纜互聯(lián)的改造方案，改造后實現(xiàn)了用一臺高廠變帶另外一臺機組的廠用電進行開機或停機，開機過程中的功率、電流、電壓控制均符合預期，大幅減少了起備變用電量，一年可收回投資成本，經濟效益明顯。

在起備變電價與發(fā)電成本價差更大的北方省份，實施廠用電互聯(lián)改造的經濟效益會更加突出。實踐證明，選擇電纜互聯(lián)的接線方式具有施工便利的優(yōu)點。