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摘要：对某厂厂用电源技改方案进行了介绍，并对此项改造产生的安全及经济效益进行了综合评价。
关键词：电源 技改 分析
我厂为2×135MW单元制循环流化床机组，在经过一年多的运行生产之后，我们发现：由于两台机组之间的厂用电线路不能互为备用，一旦一台机组检修停运，那么该机组在检修期间所用电量必须全部由启动备用变压器提供。而启动备用变压器为工业用外购电电源，成本较高。为此我厂对机组用电线路进行了改造，增加了两台机组的互带检修电源，这样检修机组在检修期间的用电来源变为厂内提供，极大地降低了外购电成本。
1 互带检修电源技改方案
1.1 具体方案（对照本方案一次图）
分别将6KV系统的ⅠA、ⅠB，ⅡA、ⅡB通过各自母线上的备用开关用电缆进行连接，即6135与6235，6138与6238开关连接。
1.1.1 当#1机运行，#2机检修时
先拉开母线上所有支路开关后，手动拉开#2机备用电源进线及工作电源进线开关，用#1机6KV开关6135和开关6138作为负荷开关；将#2机6KV母线上备用开关6235和6238开关保护退出作为连接线，带#2机组的6KV系统。
1.1.2 #2机运行，#1机检修时
先拉开母线上所有支路开关后，手动拉开#1机备用电源进线及工作电源进线开关，用#2机6KV开关6235和开关6238作为负荷开关；将#1机6KV母线上备用开关6135和6138开关保护退出作为连接线带#1机组的6KV系统。
1.2 负荷核算
1.2.1 #2机运行，#1机检修时的负荷核算
1.2.1.1 #2机运行#2高厂变负荷表（理论计算）
1.2.1.2 #2机组满负荷运行时，高厂变（6kV侧额定电流1832.9A）负荷
1.2.1.3 根据表1，#2高厂变容量为20000 KVA，按负荷率不超过90%计算，冗余容量为1180KVA，换算为负荷是为1062KW。根据表2，按最大负荷乘安全系数，取13500kW，#2高厂变按负荷率不超过90%，冗余容量为3000KVA，换算为负荷是为2700KW。
1.2.1.4 根据以上计算，以实际负荷统计计算为依据，确定冗余容量为2700KVA，可带负荷2430KW，允许负荷电流为250A。
1.2.1.5 #2高厂变应增带#1机检修时的负荷
1.2.1.6 由表3知，#2机运行、#1机检修时，#2高厂变容量满足不了#1机的需要，仅能带IB段运行，检修负荷为：
200+1440+800=2440kVA
IB段上能带公用变、细碎机和空压机运行。
1.2.2 #1机运行，#2机检修时的负荷核算
1.2.2.1 #1机运行#1高厂变负荷表（理论计算）
1.2.2.2 #1机组满负荷运行时，高厂变（6kV侧额定电流2291.1A）负荷
1.2.2.3 根据表4，#1高厂变容量为25000 KVA，按负荷率不超过90%计算，冗余容量为2447KVA，换算为负荷是为2202KW。根据表5，按最大负荷放大，取13500kW，#2高厂变按负荷率不超过90%，冗余容量为9000KVA，换算为负荷是为8100KW，允许负荷电流为824。
1.2.2.4 根据以上计算，以实际负荷统计计算为依据，考虑安全系数，确定冗余容量為5556KVA，可带负荷是为5000KW考虑。
1.2.2.5 #1高厂变应增带#2机检修时的负荷
1.2.2.6 根据表6，可带两段母线运行，除带表6中负荷外，可以依次启动的电机组合为：1台一次风机或二次风机或引风机＋1台凝结水泵或1台输送空压机；根据系统接线情况IIA段可带负荷为工作变＋厂前区变＋1台空压机电机，IIB段负荷为补给水变＋备用变＋1台一次风机电机或1台引风机或二次风机＋1台空压机电机。不启动凝泵。
1.2.3 上述完全按机组为额定负荷时计算的，当机组不在额定负荷时所带负荷可以适当增加，因此要使用大负荷，避免在发电机高负荷时。
1.2.4 据上述，电源电缆按500A考虑，互送容量，当2机检修时考虑负荷不均衡性，按每分支350A作为开关允许负荷电流，当1机检修时，按每分支200A考虑。
1.2.5 根据负荷计算情况，原开关柜电流互感器器变比为200/5不能满足实际需要，应更换变比为600/5的电流互感器，合计12个。
2 工程施工规模和主要内容
此次技改施工规模不是很大，主要是在#1机组A 段备用间隔6135开关和#2机A 段备用间隔6235开关之间加动力电缆；在#1机组B段备用间隔6138开关和#2机A 段备用间隔6238开关之间加动力电缆；根据实际需要，更换了12个电流互感器，由原来变比200/5更换为400/5；在DCS公用机柜上增加了卡件；将四个检修电源互带相关开关合闸条件加入了DCS；增加测点总计为：DI测点20个，DO测点8个，AI测点4个；同时做了硬联锁：将4段高压母线的工作电源开关和备用电源开关的辅助触点接入相应的检修电源互带开关合闸回路里面，并把对应开关的辅助接点串入DCS合闸回路中去；对四个检修电源开关综合保护装置仍然使用，只是根据实际负荷对保护定值做了合理调整，并选择性投用了保护。
3 有关经济效益分析
此次技改后，在我厂#2机组检修期间，我厂#2机组检修电源前一阶段一直由#1机高厂变供电。根据现场统计，由#1机组高厂变带#2机组厂用电运行期间，#2机组共计消耗电量大约17.4885万KWh。我厂检修工作用电大多在用电高峰和腰荷阶段，外购非普工业用电的话，高峰电价为1.1698元/KWh，腰荷电价为0.7825元/KWh，平均电价约为0.9761元/KWh；而我厂成本电价约为0.216元/KWh。那么，用#1机高厂变带#2机检修电源期间节约电费可计算为：
17.4885×104KWh×（0.9761－0.216）元/KWh＝132930.08元
由此可见，这一技改项目的经济效益是可观的，使用时间仅仅半个月左右，与外购工业用电相比，就节约了132930.08元，而我们在以后的任何时候，只要是出现一台机组故障停运或是停机检修，都可以使用检修电源互带方案，长期算来，在我们一次性花费成本不大的前提下，可以大大降低生产成本。
4 安全可靠性分析
此项技改的安全可靠性完全取决于其中一台运行机组的工况。如果运行机组发生异常，我们可以随时手动断开检修电源开关，将检修机组的厂用电恢复由启备变电源供电；如果由运行机组供电的检修机组负荷运行期间发生异常，为了不影响到在运行的一台机组，也可以利用检修电源开关将检修机组和运行机组隔离开来，防止故障范围扩大。可以说，只要运行机组是稳定运行的，检修互带电源是非常安全可靠的。
关键词：电源 技改 分析
我厂为2×135MW单元制循环流化床机组，在经过一年多的运行生产之后，我们发现：由于两台机组之间的厂用电线路不能互为备用，一旦一台机组检修停运，那么该机组在检修期间所用电量必须全部由启动备用变压器提供。而启动备用变压器为工业用外购电电源，成本较高。为此我厂对机组用电线路进行了改造，增加了两台机组的互带检修电源，这样检修机组在检修期间的用电来源变为厂内提供，极大地降低了外购电成本。
1 互带检修电源技改方案
1.1 具体方案（对照本方案一次图）
分别将6KV系统的ⅠA、ⅠB，ⅡA、ⅡB通过各自母线上的备用开关用电缆进行连接，即6135与6235，6138与6238开关连接。
1.1.1 当#1机运行，#2机检修时
先拉开母线上所有支路开关后，手动拉开#2机备用电源进线及工作电源进线开关，用#1机6KV开关6135和开关6138作为负荷开关；将#2机6KV母线上备用开关6235和6238开关保护退出作为连接线，带#2机组的6KV系统。
1.1.2 #2机运行，#1机检修时
先拉开母线上所有支路开关后，手动拉开#1机备用电源进线及工作电源进线开关，用#2机6KV开关6235和开关6238作为负荷开关；将#1机6KV母线上备用开关6135和6138开关保护退出作为连接线带#1机组的6KV系统。
1.2 负荷核算
1.2.1 #2机运行，#1机检修时的负荷核算
1.2.1.1 #2机运行#2高厂变负荷表（理论计算）
1.2.1.2 #2机组满负荷运行时，高厂变（6kV侧额定电流1832.9A）负荷
1.2.1.3 根据表1，#2高厂变容量为20000 KVA，按负荷率不超过90%计算，冗余容量为1180KVA，换算为负荷是为1062KW。根据表2，按最大负荷乘安全系数，取13500kW，#2高厂变按负荷率不超过90%，冗余容量为3000KVA，换算为负荷是为2700KW。
1.2.1.4 根据以上计算，以实际负荷统计计算为依据，确定冗余容量为2700KVA，可带负荷2430KW，允许负荷电流为250A。
1.2.1.5 #2高厂变应增带#1机检修时的负荷
1.2.1.6 由表3知，#2机运行、#1机检修时，#2高厂变容量满足不了#1机的需要，仅能带IB段运行，检修负荷为：
200+1440+800=2440kVA
IB段上能带公用变、细碎机和空压机运行。
1.2.2 #1机运行，#2机检修时的负荷核算
1.2.2.1 #1机运行#1高厂变负荷表（理论计算）
1.2.2.2 #1机组满负荷运行时，高厂变（6kV侧额定电流2291.1A）负荷
1.2.2.3 根据表4，#1高厂变容量为25000 KVA，按负荷率不超过90%计算，冗余容量为2447KVA，换算为负荷是为2202KW。根据表5，按最大负荷放大，取13500kW，#2高厂变按负荷率不超过90%，冗余容量为9000KVA，换算为负荷是为8100KW，允许负荷电流为824。
1.2.2.4 根据以上计算，以实际负荷统计计算为依据，考虑安全系数，确定冗余容量為5556KVA，可带负荷是为5000KW考虑。
1.2.2.5 #1高厂变应增带#2机检修时的负荷
1.2.2.6 根据表6，可带两段母线运行，除带表6中负荷外，可以依次启动的电机组合为：1台一次风机或二次风机或引风机＋1台凝结水泵或1台输送空压机；根据系统接线情况IIA段可带负荷为工作变＋厂前区变＋1台空压机电机，IIB段负荷为补给水变＋备用变＋1台一次风机电机或1台引风机或二次风机＋1台空压机电机。不启动凝泵。
1.2.3 上述完全按机组为额定负荷时计算的，当机组不在额定负荷时所带负荷可以适当增加，因此要使用大负荷，避免在发电机高负荷时。
1.2.4 据上述，电源电缆按500A考虑，互送容量，当2机检修时考虑负荷不均衡性，按每分支350A作为开关允许负荷电流，当1机检修时，按每分支200A考虑。
1.2.5 根据负荷计算情况，原开关柜电流互感器器变比为200/5不能满足实际需要，应更换变比为600/5的电流互感器，合计12个。
2 工程施工规模和主要内容
此次技改施工规模不是很大，主要是在#1机组A 段备用间隔6135开关和#2机A 段备用间隔6235开关之间加动力电缆；在#1机组B段备用间隔6138开关和#2机A 段备用间隔6238开关之间加动力电缆；根据实际需要，更换了12个电流互感器，由原来变比200/5更换为400/5；在DCS公用机柜上增加了卡件；将四个检修电源互带相关开关合闸条件加入了DCS；增加测点总计为：DI测点20个，DO测点8个，AI测点4个；同时做了硬联锁：将4段高压母线的工作电源开关和备用电源开关的辅助触点接入相应的检修电源互带开关合闸回路里面，并把对应开关的辅助接点串入DCS合闸回路中去；对四个检修电源开关综合保护装置仍然使用，只是根据实际负荷对保护定值做了合理调整，并选择性投用了保护。
3 有关经济效益分析
此次技改后，在我厂#2机组检修期间，我厂#2机组检修电源前一阶段一直由#1机高厂变供电。根据现场统计，由#1机组高厂变带#2机组厂用电运行期间，#2机组共计消耗电量大约17.4885万KWh。我厂检修工作用电大多在用电高峰和腰荷阶段，外购非普工业用电的话，高峰电价为1.1698元/KWh，腰荷电价为0.7825元/KWh，平均电价约为0.9761元/KWh；而我厂成本电价约为0.216元/KWh。那么，用#1机高厂变带#2机检修电源期间节约电费可计算为：
17.4885×104KWh×（0.9761－0.216）元/KWh＝132930.08元
由此可见，这一技改项目的经济效益是可观的，使用时间仅仅半个月左右，与外购工业用电相比，就节约了132930.08元，而我们在以后的任何时候，只要是出现一台机组故障停运或是停机检修，都可以使用检修电源互带方案，长期算来，在我们一次性花费成本不大的前提下，可以大大降低生产成本。
4 安全可靠性分析
此项技改的安全可靠性完全取决于其中一台运行机组的工况。如果运行机组发生异常，我们可以随时手动断开检修电源开关，将检修机组的厂用电恢复由启备变电源供电；如果由运行机组供电的检修机组负荷运行期间发生异常，为了不影响到在运行的一台机组，也可以利用检修电源开关将检修机组和运行机组隔离开来，防止故障范围扩大。可以说，只要运行机组是稳定运行的，检修互带电源是非常安全可靠的。