中山火力發電有限公司的研究人員凌家光、蔣灝、江琦珊、田大明，在2019年第12期《電氣技術》雜誌上撰文，介紹了某電廠6kV廠用電系統採用電纜互聯的改造方案。改造後實現了用一臺高壓/廠用變壓器帶兩臺機組的廠用電進行開機或停機，大幅減少了起動/備用變壓器的用電量，經濟效益明顯。
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境下，雙機運行漸行漸遠，而單機成為常態，電廠在發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改造。
1 互聯方式的選擇
經了解，國內機組容量在600MW及以上實施廠用電互聯改造的電廠僅有幾家，在300MW級機組實施廠用電互聯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共箱母線實現互聯，但該電廠起備變低壓側6kV母線採用了全絕緣整體澆注母線，並非常規的共箱母線，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採用電纜連接的方式。這種方式簡單易行，且投資少。6kV廠用電互聯原理接線圖如圖1所示。
2 互聯改造方案
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，停運穩定後，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機組的廠用電，那麼分支電流不超過1200A，容量綽綽有餘。如果停備機組要開機，那麼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，互聯迴路電流不超過900A，理論上是可行的。
2.2 互聯開關櫃方案
改造需要#1、#2機組6kV母線每段各有一個備用斷路器櫃，該電廠僅在6kV 1A段、6kV 2A段有備用斷路器櫃，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櫃（以下簡稱F-C開關櫃）。
為了節約改造成本併兼顧施工便利性，本方案選擇利用原有1250A饋線斷路器櫃作為互聯開關。（對於配電室有足夠安裝空間的電廠，建議增加互聯開關使之與進線開關櫃額定電流保持一致）。
首先將負荷率偏低的A/B水處理變開關櫃外部電纜回抽接至備用F-C開關櫃，置換出兩面斷路器櫃作為改造用。櫃內銅排、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型真空斷路器櫃，額定電流為1250A，互聯迴路最大電流在900A左右，滿足容量要求。根據短路電流計算，6kV系統的短路電流不超過22kA，互聯開關的分斷峰值電流為100kA，熱穩定電流為40kA、4s，滿足短路開斷要求。
聯絡用的高壓動力銅纜使用了基建後拆除的臨時調試電源電纜，即3根YJV22-3×185並聯。根據製造廠數據，單根電纜允許載流量為375A（空氣中40℃），滿足迴路電流需求；單根電纜短路熱穩定電流為11.8kA、5s，並聯允許的熱穩定電流為35.4kA、5s，滿足短路熱穩定要求。
2.3 同期解決方案
每段6kV母線增加1臺互聯快切裝置，用於互聯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，互聯快切裝置3和4在閉鎖狀態，#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），然後退出原快切裝置1，投入互聯快切裝置3，將廠用電切換為6kV 2A段供電。
切換過程中相關聯的兩套快切裝置只能有一套在工作狀態，開機轉廠用電的順序與此相反。
正常切換方式採用並聯自動切換，事故切換和非正常切換方式（母線失壓、開關偷跳）採用單向串聯切換，只能由互聯電源切到備用電源供電，備用電源故障時不切到互聯電源。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，互聯快切起動失壓切換斷開互聯開關，切換到起備變供電。
2.4 互聯快切裝置的迴路設計
起動正常快切方式：分式布控制系統（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：互聯上級電源開關保護動作。保護動作閉鎖快切條件：互聯開關櫃保護動作；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遠程或就地置於閉鎖。互聯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，採取了以下措施：
1）母線電壓接入了母線PT小車的工作位置接點作為判據。2）在互聯開關櫃內AC相安裝電壓互感器一隻，作為互聯電源的電壓檢測，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 互聯開關的五防閉鎖
由於互聯開關櫃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，保留操作杆，該操作杆與櫃門及斷路器的機械聯鎖仍然有效，停電時需將斷路器小車搖出到檢修位置，將操作杆旋轉90°，櫃門才能脫離連杆的閉鎖。利用帶電顯示器的有電檢測接點，在前後下櫃門都加裝了電磁鎖，以確保在饋線側沒有電壓時才能打開下櫃門。
送電時需檢查臨時接地線已被拆除，測絕緣合格，才能關上櫃門，將操作杆反向旋轉90°，鎖緊櫃門後，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開關並無交集，其工作位置及合閘位置接點送給互聯快切裝置，當工作進線開關在工作位置且在合位時，閉鎖互聯快切裝置。相連的兩臺互聯開關全部在斷開位置時，DCS允許單操作上級互聯開關合閘，下級互聯開關必須通過快切裝置合閘。
6kV母線備用進線開關與互聯開關無閉鎖，正常情況下可互相併聯切換，事故切換和非正常切換方式只能由互聯電源切換到備用電源供電。
2.6 廠用電互聯對繼電保護定值的影響分析
由於高廠變的高后備過流保護及過負荷保護參考的迴路電流是以高壓側額定電流為基準來計算的，所以互聯運行時的最大負荷電流對該定值無影響。
高廠變低後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。由於互聯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。
互聯開關櫃原有零序電流互感器內徑偏小，僅能穿入1根高壓電纜，故更換為開關櫃廠能採購到的最大內徑為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水處理變開關櫃外部電纜移到備用F-C開關櫃，騰出四面備用斷路器櫃。2）採購快切裝置屏（深圳國立智能SID-8BT-A型）和開關櫃附件，繪製施工接線圖及電纜清冊。3）進行6kV互聯開關櫃附件及綜保改造，開關櫃不停電即可完成。更換出線側母排和電流互感器，拆除接地刀閘，在前後下櫃門增加有壓閉鎖，安裝電壓互感器（前下櫃內），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後臺組態修改，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櫃需提前將電纜放到下方橋架上。5）停機後電纜接線，靜態調試，帶負荷試驗。本改造項目於2017年11月立項，經前期充分準備，利用2018年2月份春節停機的機會完成了安裝調試並投入運行，用時3個月。
3 應用情況
改造後，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kWh，開機過程中6kV、400V母線電壓水平未見明顯降低，互聯迴路中最大電流在730A左右，開機機組併網前後廠用電最大負荷在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、互聯迴路容量裕度較大，互聯切換過程安全平穩。
在夏天高負荷期間通過廠用電互聯起停機，高廠變負荷最高在25MW左右，分支最大電流為1570A，互聯迴路最大電流在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400V負載失壓脫扣現象，現已正常運行滿1年。在廠用電互聯方式開機過程中，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電壓。廠用電互聯開機情況見表1。
4 投資回報分析
改造前，該司兩臺機組於2016年2月份投產，首年耗電883萬kWh，鑑於調整試驗多，加上220kV出線斷面受限，單機運行時間長，數據無參考價值。2017年3月至2018年2月通過倒換公用系統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kWh。
改造後，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kWh，1年減少外購電量438萬kWh。投產後3年來起備變耗電量統計見表2。
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，委託外單位施工費用28萬元，設備採購費用41萬元。按省內煤電機組上網標杆電價、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。廠用電互聯投資與收益見表3。
結論
本文介紹了某電廠2×300MW機組6kV廠用電系統採用電纜互聯的改造方案，改造後實現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。
在起備變電價與發電成本價差更大的北方省份，實施廠用電互聯改造的經濟效益會更加突出。實踐證明，選擇電纜互聯的接線方式具有施工便利的優點。