某2×300MW热电厂为单元制机组接线，共用一台220/6.3kV起动/备用变压器（以下简称起备变），每台机组6kV厂用电系统设A、B两段母线，未设6kV公用段或备用段母线，当任一机组停运时，其厂用电必须切换至起备变由电网电源供电。在当前装机容量过剩的环境下，双机运行渐行渐远，而单机成为常态，电厂在发电量减少的同时还要使用高价网电。

一方面外购电量每次起停机都要进行公用系统变压器来回倒闸操作，十分繁琐；另一方面对起备变的检修时间安排比较困难（需要等到双机运行且天气晴好），因此有必要进行厂用电互联改造。

1 互联方式的选择

经了解，国内机组容量在600MW及以上实施厂用电互联改造的电厂仅有几家，在300MW级机组实施厂用电互联改造的电厂要多一些，大部分直接在起备变低压出口安装断路器小室，与起备变形成断开点，利用原有6kV共箱母线实现互联，但该电厂起备变低压侧6kV母线采用了全绝缘整体浇注母线，并非常规的共箱母线，改造存在施工周期长、停电风险大的缺点，故选择对两台机组厂用电母线之间的备用开关采用电缆连接的方式。这种方式简单易行，且投资少。6kV厂用电互联原理接线图如图1所示。

图1 6kV厂用电互联原理接线图（虚线内为新增）

2 互联改造方案

2.1 高压/厂用变压器容量分析

2台高压/厂用变压器（以下简称高厂变）及起备变容量均为40/25-25MVA，6kV侧A/B分支额定电流均为2291A，6kV电源进线断路器额定电流为3150A。经查历史曲线，当机组满负荷运行时，高厂变最高负荷为18MW，分支电流在900A左右。在单台机组停运和起动过程中，其厂用电起动负荷不超过12MW，分支电流不超过900A，停运稳定后，厂用电分支电流不超过300A。

如果仅仅是用1台高厂变带本机厂用电，同时带上另一台停稳机组的厂用电，那么分支电流不超过1200A，容量绰绰有余。如果停备机组要开机，那么能否保持这种运行方式直到开完机才转厂用电呢?此时，高厂变负荷不超过30MW，A/B分支电流不超过1800A，互联回路电流不超过900A，理论上是可行的。

2.2 互联开关柜方案

改造需要#1、#2机组6kV母线每段各有一个备用断路器柜，该电厂仅在6kV 1A段、6kV 2A段有备用断路器柜，在6kV 1B段和6kV 2B段只有200A的高压熔断器+高压真空接触器的组合开关柜（以下简称F-C开关柜）。

为了节约改造成本并兼顾施工便利性，本方案选择利用原有1250A馈线断路器柜作为互联开关。（对于配电室有足够安装空间的电厂，建议增加互联开关使之与进线开关柜额定电流保持一致）。

首先将负荷率偏低的A/B水处理变开关柜外部电缆回抽接至备用F-C开关柜，置换出两面断路器柜作为改造用。柜内铜排、电流互感器、综保装置不符合要求，计划更换。备用开关为厦门ABB的VD4型真空断路器柜，额定电流为1250A，互联回路最大电流在900A左右，满足容量要求。根据短路电流计算，6kV系统的短路电流不超过22kA，互联开关的分断峰值电流为100kA，热稳定电流为40kA、4s，满足短路开断要求。

联络用的高压动力铜缆使用了基建后拆除的临时调试电源电缆，即3根YJV22-3×185并联。根据制造厂数据，单根电缆允许载流量为375A（空气中40℃），满足回路电流需求；单根电缆短路热稳定电流为11.8kA、5s，并联允许的热稳定电流为35.4kA、5s，满足短路热稳定要求。

2.3 同期解决方案

每段6kV母线增加1台互联快切装置，用于互联开关和备用电源进线开关之间的快速切换。在转高厂变供电或转互联电源供电的过程中，需要起备变进行过渡。

以#1机组6kV 1A段为例，#2高厂变运行，原快切装置1和2在工作状态，互联快切装置3和4在闭锁状态，#1机组停机时先通过快切装置1将厂用电切换为起备变供电（如图2所示），然后退出原快切装置1，投入互联快切装置3，将厂用电切换为6kV 2A段供电。

图2 厂用电互联快切示意图

切换过程中相关联的两套快切装置只能有一套在工作状态，开机转厂用电的顺序与此相反。

正常切换方式采用并联自动切换，事故切换和非正常切换方式（母线失压、开关偷跳）采用单向串联切换，只能由互联电源切到备用电源供电，备用电源故障时不切到互联电源。快速切换、同期捕捉切换、残压切换、长延时切换功能投入。

当停运机组6kV母线故障时，保护将闭锁快切，6kV母线失压，需要运行人员做好事故预想准备。当运行机组6kV母线故障失压时，互联快切起动失压切换断开互联开关，切换到起备变供电。

2.4 互联快切装置的回路设计

• 起动正常快切方式：分式布控制系统（distributed control system, DCS）远程或就地装置起动。
• 保护动作起动事故快切方式：互联上级电源开关保护动作。
• 保护动作闭锁快切条件：互联开关柜保护动作；6kV母线弧光保护动作。
• 手动闭锁快切条件：6kV母线工作进线断路器在工作位置且在合位；DCS远程或就地置于闭锁。

互联电源及备用电源二次电压取Uac，6kV母线取三相电压。为增加可靠性，采取了以下措施：

• 1）母线电压接入了母线PT小车的工作位置接点作为判据。
• 2）在互联开关柜内AC相安装电压互感器一只，作为互联电源的电压检测，比起从上级6kV母线引入二次电压及上级开关的合闸位置接点更可靠。

2.5 互联开关的五防闭锁

由于互联开关柜馈线侧可从另一条母线来电，所以需要拆除馈线侧的接地刀闸。为最大程度地保留原五防功能，仅拆除了接地体，保留操作杆，该操作杆与柜门及断路器的机械联锁仍然有效，停电时需将断路器小车摇出到检修位置，将操作杆旋转90°，柜门才能脱离连杆的闭锁。利用带电显示器的有电检测接点，在前后下柜门都加装了电磁锁，以确保在馈线侧没有电压时才能打开下柜门。

送电时需检查临时接地线已被拆除，测绝缘合格，才能关上柜门，将操作杆反向旋转90°，锁紧柜门后，才能将断路器小车摇到工作位置。

6kV母线的工作进线开关与互联开关并无交集，其工作位置及合闸位置接点送给互联快切装置，当工作进线开关在工作位置且在合位时，闭锁互联快切装置。相连的两台互联开关全部在断开位置时，DCS允许单操作上级互联开关合闸，下级互联开关必须通过快切装置合闸。

6kV母线备用进线开关与互联开关无闭锁，正常情况下可互相并联切换，事故切换和非正常切换方式只能由互联电源切换到备用电源供电。

2.6 厂用电互联对继电保护定值的影响分析

由于高厂变的高后备过流保护及过负荷保护参考的回路电流是以高压侧额定电流为基准来计算的，所以互联运行时的最大负荷电流对该定值无影响。

高厂变低后备的分支过流保护主要考虑躲开负载的自启动电流，动作跳分支断路器。由于互联运行时每个分支带两段6kV母线的负载，使自启动电流增大，所以动作电流值有所增加，但灵敏度校验是合格的。

低压侧分支零序过流保护动作按一次电流值18A整定，0.8s跳分支断路器、闭锁快切，1.4s全停、起动失灵。6kV母线上其他负荷支路零序保护按15A/0.2s整定。

互联开关柜原有零序电流互感器内径偏小，仅能穿入1根高压电缆，故更换为开关柜厂能采购到的最大内径为250mm的零序电流互感器，零序保护按15A/0.5s整定，与高厂变分支零序保护和负荷支路零序保护在时间上有一个级差配合。

2.7 施工步骤

• 1）将A/B水处理变开关柜外部电缆移到备用F-C开关柜，腾出四面备用断路器柜。
• 2）采购快切装置屏（深圳国立智能SID-8BT-A型）和开关柜附件，绘制施工接线图及电缆清册。
• 3）进行6kV互联开关柜附件及综保改造，开关柜不停电即可完成。更换出线侧母排和电流互感器，拆除接地刀闸，在前后下柜门增加有压闭锁，安装电压互感器（前下柜内），将综保装置更换为金智科技WDZ-5211馈线保护型。
• 4）安装快切装置屏，电缆敷设，DCS后台组态修改，定值整定计算。其中电缆敷设工程量较大，对不能停电接线的盘柜需提前将电缆放到下方桥架上。
• 5）停机后电缆接线，静态调试，带负荷试验。

本改造项目于2017年11月立项，经前期充分准备，利用2018年2月份春节停机的机会完成了安装调试并投入运行，用时3个月。

3 应用情况

改造后，在2018年2月底起动第二台机组时，全部使用第一台机组的厂用电，仅在转厂用电的过渡过程中起备变用电0.3万kW•h，开机过程中6kV、400V母线电压水平未见明显降低，互联回路中最大电流在730A左右，开机机组并网前后厂用电最大负荷在9MW左右，运行机组高厂变带两台机的厂用电最高负荷在22MW左右，高厂变、互联回路容量裕度较大，互联切换过程安全平稳。

在夏天高负荷期间通过厂用电互联起停机，高厂变负荷最高在25MW左右，分支最大电流为1570A，互联回路最大电流在740A左右，6kV母线电压最低为6.04kV，起动6kV高压电动机时，母线电压最低被降至5.5kV，未出现400V负载失压脱扣现象，现已正常运行满1年。在厂用电互联方式开机过程中，随着负荷的增加，6kV母线电压有所下降，应注意适当增加运行机组无功提升厂用电系统电压。厂用电互联开机情况见表1。

表1 厂用电互联开机情况表

4 投资回报分析

改造前，该司两台机组于2016年2月份投产，首年耗电883万kW•h，鉴于调整试验多，加上220kV出线断面受限，单机运行时间长，数据无参考价值。2017年3月至2018年2月通过倒换公用系统运行方式来减少起备变负荷，但有一台机组进行A级检修，起备变耗电高达466万kW•h。

改造后，从2018年3月份到2019年2月底，也有一台机组进行A级检修，全年有222天单机运行，起备变仅耗电28万kW•h，1年减少外购电量438万kW•h。投产后3年来起备变耗电量统计见表2。

表2 投产后3年来起备变耗电量统计

本项目共投资115万元，因高压电缆属旧物利用，实际新增投资仅69万元，设计及部分施工自主完成，委托外单位施工费用28万元，设备采购费用41万元。按省内煤电机组上网标杆电价、起备变电价、实际煤耗及标煤价计算，1年可减少电费支出约258万元，降低生产成本约127万元，1年就收回投资，经济效益明显。厂用电互联投资与收益见表3。

表3 厂用电互联投资与收益表

结论

本文介绍了某电厂2×300MW机组6kV厂用电系统采用电缆互联的改造方案，改造后实现了用一台高厂变带另外一台机组的厂用电进行开机或停机，开机过程中的功率、电流、电压控制均符合预期，大幅减少了起备变用电量，一年可收回投资成本，经济效益明显。

在起备变电价与发电成本价差更大的北方省份，实施厂用电互联改造的经济效益会更加突出。实践证明，选择电缆互联的接线方式具有施工便利的优点。