大型火电站厂用电系统弧光综合治理

王珏

(华电科工集团有限公司，北京 100160)

0 引言

6 kV厂用电系统开关柜发生弧光故障的概率极低，可是一经发生会对开关柜和运行人员造成损害，严重时会危及高压厂用变压器的安全。为了避免开关柜母线的弧光故障造成损害，应该采取设置母线保护、选择抗出口短路能力强的变压器、选择抗燃弧的开关柜(IAC)综合措施。

1 弧光故障的产生及危害

引起6 kV厂用电系统开关柜弧光短路故障的原因很多，对于管理规范严格的大型火电站，其主要原因如下。

(1)开关柜内绝缘材料的老化和绝缘间距设计不合理。由于运行时间过长导致绝缘材料老化，在强电磁场作用下，会产生绝缘击穿。另一因素是绝缘间距不够，导致绝缘故障。

(2)厂用电系统设计方面。大型火电站6 kV厂用电系统负荷数量多，出线大量采用电缆，单相接地电容电流很大。当电缆敷设通道局部环境恶化，加之电缆老化，会诱发电缆单相弧光接地，进而产生弧光接地过电压，其中性点不接地时，最高可达3.5倍相电压，导致开关柜内部非故障相的薄弱部位对地放电，进而发展成相间电弧光短路事故。

厂用电6 kV系统一般不设置专用快速母线保护，利用厂用分支的后备保护，并且开关柜内部抗燃弧时间较短，一旦在开关柜内部发生电弧短路这种极低概率故障时，切除故障时间有时超出开关柜内部电弧故障承受时间的极限。开关柜在发生内部电弧故障后，电弧温度可达到20 000 ℃[1]，燃烧的电弧将引发周围空气热膨胀，可能会炸开开关柜，进而损毁配电室。还可能产生强烈的热辐射和光辐射，诱发火灾，伤害运行维护人员。甚至当切除故障时间超过高压厂用变压器的抗短路能力的热稳定时间时，可能会损害高压厂用变压器。

2 减少开关柜弧光故障损害的综合措施

GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》5.101节认为[2-4]，依照本标准要求设计和制造的开关柜，原则上内部不会出现电弧故障。如果用户依照开关柜厂家的要求,进行安装、运行和维护，则在其使用期间出现内部电弧故障的几率是很小的。

因此，完全满足GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》要求的开关柜，是能杜绝电弧故障的，对运行人员是安全的。并且，比较GB 3906—1991《3 kV～35 kV 交流金属封闭开关设备》[5]，GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》将内部电弧试验列入IAC级开关柜强制性试验项目。可按照GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》的附录A要求[6]，测试开关柜设备在内部电弧情况下，是否满足对运行维护人员所提供的防护等级。成功通过燃弧试验的开关柜归为IAC类。这使得用户更愿意采用IAC级开关柜。GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》提供的开关柜内部故障部位、原因及预防措施见表1。

从表1可悉，和开关柜本体设计有关的内部故障原因无几，一是电缆室材料或间距设计不当；二是互感器电气二次回路设计不妥，导致铁磁谐振。其余皆和现场安装、验收和运行完善与否有关。目前,在大型火力发电站厂用电设计中，为限制内部故障及其可能造成的损失，除以上措施外，根据GB 3906—2006《3.6 kV～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》，还常采取压力释放装置、仅当前门关闭时才允许可抽出部件移入和退出运行位置、遥控等措施。

表1 内部故障的部位、原因及降低内部故障概率的措施举例

符合GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》要求，但在火电厂厂用电设计中少有采用的措施如：(1)利用传感器或专用母线保护装置清除内部故障；(2)利用金属短接回路来消除电弧；(3)选用适当的熔断器与开关装置组合来限制允通电流和故障持续时间。

可见，按照GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》设计、制造、验收和运行开关柜，在防止燃弧方面的措施较为充分。GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》对开关柜设置母线保护的要求不是强制性的[7]。

依据GB 3906—2006的附录A强制制造厂按规定的方式，进行柜体内部燃弧故障试验，并明确试验持续时间，可从其提供的标准值中选择：1 s、0.5 s、0.1 s。

关于燃弧时间和开关柜成本之间的准确关系，国内制造界或相关规程、规范尚未给出公认的统计数据。一些文献引用的，开关柜“燃弧持续时间由0.1 s提高到0.2 s，设备成本将上升10%，提高到1 s设备成本将上升100%”，这是来自国外厂家多年前公布的数据。

目前，国内华电集团新建火电站，在设备采购时，一般要求满足GB 3906—2006，燃弧时间由业主和制造厂协商；国家电网公司在设备招标技术条件上，甚至直接列出内部燃弧试验持续时间大于或等于0.5 s的要求，有少数厂家按1 s进行试验。

2.1 提高高压厂用变压器耐受短路能力

厂用电6 kV开关柜内发生弧光短路时，高压厂用变压器的穿越性短路电流可能会损坏变压器。以下因素是导致变压器短路电流耐受能力不够的主要原因。变压器本身的结构设计、材料选择、工艺过程存在不足；在运行阶段，外部过电压对其绝缘损伤的积累；因保护装置故障导致的短路电流，对其动、热稳定性能损伤的积累。

因此，应在制造设计阶段，采取提高变压器短路耐受能力的措施如下。

(1)设计方面:优化绕组进线形式及损耗的选择、优化绕组工艺参数、优化安匝平衡的计算、采取措施提高轴向强度、优化绝缘结构和压板压钉的设计等。

(2)材料方面:半硬铜导体的应用、推广组合导线或换位导线、使用自粘上胶导线、推广高密度绝缘材料等。

(3)工艺方面:立式绕线机的应用、绕组采用整体套装、恒压装置处理等。用户应要求制造厂开展对变压器的突发短路试验，向用户提供试验合格的产品；并对变压器绕组的变形状态进行监测分析[8]。

在变压器选型设计阶段，针对变压器承受短路电流的能力，用户应该根据短路电流计算，向制造厂提出明确的、安全的承受短路电流能力的要求；要求变压器制造厂提供短路试验合格报告。GB 1094.5—2008《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》，规定用于计算承受短路热能力的电流的持续时间为2 s。目前，一些变压器制造厂承诺用户，能够做到4 s。

2.2 厂用电系统中性点接地方式

6 kV厂用系统中性点采用不接地方式时，因单相接地电容电流过大，易产生间歇性电弧，进而整个系统间隙电弧过电压，最高值能达到3.5倍相电压，使开关柜内绝缘薄弱部位(如电压互感器)击穿，对地放电，产生弧光。采用中性点电阻接地方式后，电阻会限制过电压幅值，还有助于电弧的熄灭。有利于保障开关柜内部设备的绝缘能力，抑制开关柜内部弧光的产生。因此，大型火电站6 kV厂用系统中性点基本采用电阻接地方式。

2.3 继电保护方面采取的防护措施

2.3.1 过流保护

由于6 kV中压系统不涉及系统稳定问题，因此，GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》，不要求设置专用母线保护，由电源变压器的过流保护来切除母线故障。

目前，火电厂6 kV厂用分支过流保护的整定延时一般在1.0～2.0 s，超过了GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》中提供的最长燃弧时间1 s。有的整定值甚至大于变压器承受短路电流能力。

2.3.2 限时电流速断

在高压厂用变压器低压侧，装带时限的电流速断保护作为6 kV母线故障主保护。6 kV母线的主要负荷为电动机和低压厂用变压器，限时速断保护的定值可按照与相邻的电动机和低压厂用变压器的快速保护定值和延时配合，限时速断保护的动作时间通常整定为0.3 s，满足GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》要求的燃弧时间和GB 1094.5—2008《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》要求的变压器抗短路能力。

2.3.3 电弧光母线保护方案

电弧光保护原理很简单，主要动作依据为故障产生的2个不同因素：弧光及电流增量。当同时检测到弧光和电流增量时发出跳闸命令。也就是说，当系统发生故障时，弧光传感器将弧光信号转化为电信号，通过I/0辅助单元传给主单元，主单元再通过检测电流信号并且达到启动值，就发出跳闸信号。此方案独立于其他继电保护装置，工程量小，典型动作时间约70 ms。小于GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》要求的燃弧时间和GB 1094.5—2008《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》要求的变压器抗短路能力时间。

2.3.4 其他母线保护方案

包括电流差动保护、电流相位比较式母线保护、方向过流比较式母线保护、高阻抗保护等等，这些方案，对馈出回路较多的6 kV厂用电母线来说，接线复杂、对电流互感器的要求高，因而不便于开关柜的设计组装，而且成本也很高。这类方案的典型动作时间在100 ms左右。因此，综合考虑其快速性及经济性，目前，建议6 kV厂用电母线保护方案首选限时电流速断保护和电弧光母线保护。

3 继电保护方案和开关柜燃弧时间的配合

如采用限时电流速断保护做母线保护，动作时间0.3 s，则IAC开关柜燃弧时间宜不小于0.5 s；如采用电弧光保护装置做母线保护，由于其动作时间远小于0.1 s，则IAC开关柜燃弧时间可以选择不小于0.1 s。变压器承受短路电流能力选择不小于2 s。

4 电弧光保护装置在我国应用状态

20世纪90年代ABB公司研发出REA10系列电弧光保护产品后，我国的第1套电弧光保护装置于1995年配套引进并投入运行。十几年后，国内一些公司开始自主研发产品，如南京弘毅电气公司、保定尤耐特电气公司、保定天威恒通电气公司和南瑞继保电气开发出自己的弧光保护产品。

目前，个别电网公司发文推广使用弧光保护装置。如云南电网公司于2010年通知在其电网内的中低压开关柜加装电弧光保护装置。

2016年，GB/T 14598.302—2016《弧光保护装置技术要求》、DL/T 1504—2016《弧光保护装置通用技术条件》和NB/T 42076—2016《弧光保护装置选用导则》颁布，并对弧光保护装置的核心技术参数及应用原则有了明确统一有要求。

另外，当电弧故障电流和电弧故障持续时间超过GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》的规定时，宜设置弧光保护装置。

颁布以上3个标准，使元件制造厂家有了统一标准，设计人员有了选型依据。但是，这3个标准也没有强制要求在中压开关柜(IAC级)内使用弧光保护装置。目前，电弧光保护装置存在以下应用问题。

(1)有文献介绍电弧光保护装置在应用中出现误跳现象。原因是装置本身的质量问题，如光线的密封性及逻辑判据的不健全[3]。因此，一些用户中仅投运电弧光保护装置而不投其保护输出的现象也不在少数，说明这些用户担心电弧光保护装置一旦误动而导致整段母线失电，责任重大难以担当。

(2)对于火电厂中压厂用电，相关规程GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》等没有强制要求设置专用母线保护，对是否采用电弧光保护装置，用户及设计人员有些无所适从。

5 弧光综合治理设计案例

华电江陵一期2×660 MW工程6 kV厂用电系统每台机组设置1台高压厂用工作变压器和两段6 kV工作母线段，全厂2台机组设置1台高压启动/备用变压器，6 kV厂用电系统采用电阻接地方式。

该系统选择弧光保护装置做6 kV母线保护，选用保定尤耐特电气公司产品。主保护单元型号为EAP-2101，采集单元型号为EAP-2201。采用NB/T 42076—2016《弧光保护装置选用导则》中的A.2.1.4中的方式四，即单母线(分段)、两台配合使用。2条进线各配置1台主保护单元，每段母线根据弧光采集点数量配置弧光采集单元数量，每段弧光采集单元之间采用串行通信方式。装置出口动作时间小于7 ms。

开关柜技术协议要求6 kV开关柜厂家严格按GB 3906—2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》进行型式试验，采用内部电弧型(IAC级)金属封闭开关设备，燃弧时间为100 ms。采用厦门ABB断路器，全分断时间小于60 ms。

高压厂用变压器技术协议要求的低压侧抗短路电流能力：变压器电源侧表观容量的短路电流(有效值)高压侧为250 kA；低压侧为50 kA。当变压器出口发生短路时，能满足4 s热稳定无损伤，且绕组及铁芯等受到瞬间短路电流峰值冲击不应有不允许的变形和位移，短路后线圈温度不高于200 ℃，保证该变压器可继续运行。

采取以上措施，旨在从设计阶段，就将6 kV厂用电系统弧光故障可能造成的损失降到最低。

6 结束语

大型火电站厂用电系统弧光故障，一直是电力系统设计人员致力解决的问题。目前比较有效的两个综合治理方案是采用限时电流速断保护或设电弧光保护装置做母线保护，同时采用IAC级开关柜和抗短路能力强的高压厂用变压器。

随着2016年电弧光保护装置3个技术标准的颁布，标志着中国厂家完成了自主创新自主研发的历程。尽管应用中存在着问题，相信随着技术进步，随着电气人员对该装置的运行经验的丰富，电弧光保护装置在电弧光故障综合治理领域，还会有应用空间。

[1]车伟扬,余文辉,唐新安,等. 中、低压开关柜母线快速电弧光保护装置的应用[J].电世界,2006,47(8):14-16.

[2]田广青.电弧光保护及其在中低压开关柜和母线保护中的应用[J].电气应用,2004(1):27-30.

[3]张思.弧光保护误动事故的分析及预防措施[J].中国高新技术企业,2012(30):95-96.

[4]3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备：GB 3906—2006[S].

[5]继电保护和安全自动装置技术规程：GB/T 14285—2006[S].

[6]弧光保护装置技术要求：GB/T 14598.302—2016[S].

[7]弧光保护装置通用技术条件：DL/T 1504—2016[S].

[8]弧光保护装置选用导则：NB/T 42076—2016[S].

[9]电力变压器(第5部分)承受短路的能力：GB 1094.5—2008[S].