厂用电快切装置在6 kV/10 kV 开关分合闸回路的应用研究

田勤俭

（浙江浙能长兴发电有限公司，浙江湖州 313100）

0 引言

华东地区快切装置大多使用江苏东大金智公司生产的MFC2000 系列和深圳智能SID-8BT 系列，现浙能集团所属电厂以MFC2000-6 型号居多。该装置虽解决了以往厂用电切换速度慢、切换成功率低等问题，但现场仍会出现异常情况，影响发电机组的安全运行。本文以某电厂现有4 台330 MW机组为背景，进行厂用电快切装置在6 kV/10 kV开关分合闸回路的应用研究。

1 厂用电切换装置概述

某电厂的4 台机组编号依次为1 号、2 号、3号、4 号，每台机组设2 段厂用电6 kV 母线，1 段6 kV 脱硫母线，母线工作电源接引自高压厂用变压器（以下简称“高厂变”），备用电源接引自启备变压器（以下简称“启备变”）。1 号、2 号，3 号、4 号机6 kV公用段互为备用。共计配置10 台MFC2000-6 型厂用电源快速切换装置。该厂在近些年的切换过程中并不是百分之百的正确动作率，本文以1 号、2 号机为例进行介绍。

1.1 快切装置特点

快切MFC2000-6、MFC2000-2、MFC2000-3 型基础功能及人机如何交互等情况可见厂家说明书。正常启停机采用正常并联切换，实现方式为快速切换；事故情况采用自动串联切换，实现方式根据工作电源进线开关跳闸后母线与备用电源的压差、频差、相角差依次进行快速切换、同期捕捉切换、失压切换、残压切换、长延时切换。MFC2000-6 型微机厂用电快速切换装置的构件、切换方式和其他功能本文不再赘述[1-2]。

1.2 以相位差为判据的切换原理分析

备用电源切换后的等值电路如图1 所示。

图1 备用电源切换后的等值电路和向量图

图1 中，Xm表示母线上负荷折算到高压厂用电侧的等值电抗；Xb为备用电源的等值电抗；Um为母线残压，Ub为备用电源电压；ΔU为两个电压之间的压差。当快切备用电源合上后，备用电源切换上去后电动机承受的电压为

令k=，则Um=kΔU。为保证电动机安全启动，电力行业标准DLT 774—2012 中电动机过电压范围为1.05~1.20 之间[3]。为保证电动机安全，Um应小于电动机的允许启动电压，设为1.1 倍额定电压Ue，则

k值与厂用电的负荷有关，高负荷时，6 kV 母线负载并联的支路数较多，Xm减小k值越小。有关文献记载300 MW 机组在k=0.67 做切换是极可能失败的[4]，假设k=0.67，则ΔU＜1.1/0.67=1.64。图2是依据母线上成组的电动机特性和电动机耐受电流能力，在极坐标中给出的母线残压向量变化特性曲线[5-6]。

图2 残压变换特性曲线

图2 中，UD为母线电压，Ub为备用电源电压，ΔU为备用电源电压和母线残压的压差。以A为圆心，以1.64 为半径画出的弧线A′A′′的右侧就是安全区域。假设k=0.95，同理B′B′′的右侧是安全区域。可见k值越小对应的备用电源合闸的安全区域越大。也就是对于负荷较大的系统，因为电机惰走会支撑6 kV/10 kV 母线电压，有利于在快速切换阶段完成切换。相反，当低负荷时，安全区域变小。在残压特性曲线的AB段，实现的切换称为快速切换，即在图2 中B点（0.3 s）以前进行的切换。BC段是不安全区域不允许切换，此时闭锁快切。延时至C点以后进行同期判别实现的切换称为同期捕捉切换。等残压衰减到20%～40%时实现的切换，为残压切换。为确保切换成功，当事故切换开始时，装置自动启动“长延时切换”作为事故切换的总后备。

1.3 4 种切换方式在实际中的应用

1.3.1 快速切换

机组正常运行时，6 kV 工作段母线的备用电源来自01 启备变A、01 启备变B。发电机通过主变压器220 kV 开关挂在220 kV 母线上，即6 kV 厂用电工作电源与备用电源同相。快速切换就是在可允许合闸极限角度61°之内完成切换[7]，需要考虑断路器的合闸时间，此时备用电源切换时对厂用电负荷冲击最小。快速切换需配置快速开关，该电厂配置的ABB-VD4 真空断路器的合闸时间60～80 ms，分闸时间0～60 ms。合闸应有一定的提前角度，提前角度的大小取决于频差和合闸时间，如在合闸固有时间内平均频差为1 Hz，合闸时间为60 ms，则提前角度为360×0.06=21.6°，整定角度最大为61-21.6=39.4°，但是其定值整定角度不宜过于灵敏，因为对于重负荷的母线在开关跳闸（比如运行机组突然发生逆功率解列时）、母线失电的初始阶段的相位角差和残余电压变化的速度更快。如果相关的快速切换参数都在设定值的临界状态，快速切换的机会将丢失，转为进行其他条件切换的判断，这将导致较长的切换时间，提高了切换的难度，无法实现无扰切换[8]。根据该电厂实际情况，整定快速切换相位差的定值为30°，快速切换频差定值为1.5 Hz，可保证厂用电动机的安全运行。

1.3.2 同期捕捉切换

在备用电源合闸的安全区域以外，当相位差已不能满足快速切换的条件，此时不允许切换。理论上可以捕捉残压与备用电源电压第1 次相位重合点实现合闸。此时母线电压约为65%～70%Ue，电机速度不会大幅下降，所以它可以是自启动。有2 种方法用于同期捕捉切换：同捕越前相角和同捕越前时间。该电厂采用的是同捕恒定越前时间，整定值为65 ms。

1.3.3 残压切换

如果快速切换和同期捕捉切换不成功，则将转入残压切换。残压切换母线失去电压时间太长，一些大的风机比如一次风机、送风机、引风机能否满负荷自启仍不确定。该电厂残压切换设定值为25 V。此功能现场实际没有带负荷切换过，都是带着模拟断路器校验其功能的完好性。

1.3.4 长延时切换

如果快速切换、同期捕捉切换、残压切换均判断不具备切换条件，则转入长延时切换。长延时切换是总后备。该电厂没有配置长延时切换，主要是因为在实际现场中，大容量的发电机组重要辅机的油泵、变频设备（比如凝结水泵）连续运行是机组安全的前提，避免发生较长时间的切换导致6 kV 母线低电压继电器释放跳闸，联锁高压侧重要的辅机跳闸，造成机组跳机。

2 MFC2000 系列快切切换失败案列分析

虽然东大金智的MFC2000 系列微机快切已十分先进，但笔者通过近年来大量发电厂事故反馈来看，其设计还需与实际现场相结合，继续优化其功能。典型事故简要统计如表1 所示。

表1 典型事故简要统计表

3 防范措施

a）进行快切装置备件的细化与完善。事故3因无MFC2000-6 出口模件DO 备品备件，严重影响了消缺工作进度、紧急抢修工作效率和机组正常并网时间。

b）熟练掌握设备原理，并改进分合闸回路。事故2 和事故5 的处理方法只是治标不治本，断路器机构发生卡涩或者日久之后断路器辅助触点仍然会阻值变大，导致分闸回路电流过小，启动不了分闸线圈，日久之后位置触点不可靠。事故3，在排查到原因1 时，因对设备原理不够熟悉，没能将6 kV开关与快切出口板烧毁联系起来，造成一定的经济损失并对机组并网时间造成延迟。对于分闸、合闸回路，因为辅助触点不可靠导致的快切合分闸失败，基于继电保护最简单的“四性”之一的可靠性分析，完全可以避免类似事故1、2、3 的发生。以快切分闸回路改进为例（如图3 所示），可以加装快速继电器K1，快速快切断开回路。

图3 分闸回路改进

对于没有对手车工作位置节点监视，可改进快切合闸回路完好性的监视（如图4 所示），可以借鉴6 kV 监视合分闸回路的思想，直接对快切装置整个合闸回路使用电压型继电器JA1、JA2 进行监视，选用电阻使监视回路电流小于0.2 A。若合闸回路异常直接闭锁快切切换，防止跳工作位置节点之后备用电源合闸不成功造成6 kV/10 kV 失电，机组跳机。此改进极大地增加了安全性，快切装置合闸回路一有异常，MFC2000-6DI 卡件预留5 收到JA1、JA2 由开位变为合位的信息，闭锁快切任何方式切换。此改进需要厂家研发人员对预留DI 开入做相应软件升级，不需要对原有板卡进行硬件改动，CPU 板的软件也不需要修改。合闸回路的监视接点接到的是开入板的预留5。该开入端口是没有逻辑定义的，不会影响原有的切换功能。

图4 合闸回路改进

c）根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》，对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，可以要求江苏金智科技股份有限公司采取措施使继电器的动作功率不低于5 W。电缆破损、分布电容过大是内因，继电器功率小是外因，对于由于工艺造成的绝缘损伤，一旦分布电容超过一定值还是会误动作。故在电缆槽放置新电缆后，为检验其绝缘损伤程度，对电缆进行交流耐压试验必不可少。

4 结束语

快切装置作为电厂、变电站的重要继电保护装置之一，随着“十三五”燃煤火电行业1 000 MW 超超临界机组的不断新建，保证6 kV/10 kV 母线切换时的可靠性对于电网区域稳定来说十分重要。浙江地区发变组/厂用电保护的动作正确率相对较低，整体正确动作率为97.53%，有待进一步提高[9-10]。各个厂家在研发设计快切保护装置时，研发部门人员在考虑切换逻辑与原理的同时，也要考虑电力生产现场所涉及二次回路、开关设备异常、发生罕见故障时其快切设备的可靠性。继保检修人员应熟悉和掌握快切装置的功能和原理，结合现场运行的实际工况和可能发生的异常情况，在设备投运验收或者定期保护校验时进行充分的逻辑试验验证。平时应将相关二次控制回路维护好，将运行风险降到最低。继电保护专业人员应客观分析现行技术在实际电力生产现场应用的可靠性和合理性，因为“防拒动”和“防误动”是继电保护专业人员毕生努力的方向。