厂用电切换失败原因分析与对策

李正兴

（神华国华爪哇运维公司，印度尼西亚万丹 15134）

1 快切装置原理

快切装置是一种快速切换装置，可以在事故以及正常工况下完成两路供电电源间快速切换，保障供电负荷的不停电运行。厂用电源切换的方式一般按照启动原因、开关动作顺序等进行分类。

按快切装置启动方式分类：正常切换、事故切换及不正常切换（母线失压或开关偷跳），其中正常切换为双向的（有别于备自投装置，为单向切换），可以由工作电源切换到备用电源，也可由备用电源切换到工作电源。

按开关动作顺序分类（以工作电源切向备用电源为例）：①并联切换。此种方式多用于正常切换，如启、停机时切换厂用操作，为不停电切换方式；②串联切换。此种方式多用于事故切换。母线断电时间约为备用电源开关合闸时间；③同时切换。此种方式介于并联切换和串联切换之间，既可用于正常切换，也可用于事故切换。断电时间也介于并联切换和串联切换之间：大于零而小于备用电源开关合闸时间。

常规高压厂用电系统中，工作电源由发电机机端经高厂变引接，备用电源由来自系统的启备变引接，且所接带的大多数负荷为异步电机。辅机电机及低压变压器正常由工作电源供电，当工作电源发生故障跳开后，厂用电母线将瞬时失电，电机由于机械惯性开始惰走。对于异步电机而言，工作电源断开后定子电流变为零，转子电流逐渐衰减，转子转速由于惯性将从额定值逐渐下降，转子电流产生的磁场将在定子绕组中产生反向电动势，形成反馈电压。同一母线有多台电机时，由于各电机容量、负载特性等情况不同，母线电压为所有电机的合成反馈电压，此时的母线电压为残压，残压的频率和幅值将逐渐衰减（图1）。

图1 母线残压特性

假设工作与备用电源同相，其电压相量端点为A，则母线失电后残压的端点将沿残压曲线由A 向B 方向螺旋状移动，B 点的情况不在此赘述。若能在A～B 段内合上备用电源，则既能保证电机安全，又不使电机转速下降太多，这就是所谓的“快速切换”。在实现快速切换时，厂用母线的电压降、电机转速下降都很小，由电机群起造成的备用电源自启动电流也不大。

2 事件经过

2017 年3 月21 日11 时30 分，1 号机组（机组容量1000 MW）启动后并网，升负荷至150 MW 运行，主要运行参数如下：发电机有功150 MW，无功12.1 MVar，主蒸汽压力6.76 MPa，主蒸汽温度420 ℃，给水流量1096 t/h，6 大风机运行，总风量1549 t/h，6台磨煤机中的4 台运行，总煤量116 t/h，一次调频未投入。运行人员按照启机流程进行厂用电源切换操作（备用切工作，共4 段母线），先由远方DCS 切换6 kV 11 段母线，切换正常；当切换至6 kV 12 段时，其工作电源进线断路器未合闸，DCS 报切换失败，复归后再次切换仍失败。

检修人员在就地继电器室检查两套发变组保护装置无动作闭锁快切信号，高压开关室检查6 kV 12 段工作进线断路器综合保护无报警，各指示灯正常，断路器在工作位，装置电源及控制电源空开在合位，发现6 kV 12 段工作进线断路器间隔有焦糊味。将该断路器拉出仓外进一步检查发现合闸线圈烧损，操作机构及传动部分未见异常，二次回路无异常。

3 检查试验

该机组6 kV 工作电源进线断路器及备用电源进线断路器使用的是镇江大全伊顿生产的NVU12-3150 A/50 kA 型真空断路器，控制电源DC 110 V；对更换合闸线圈后的6 kV 12 段工作进线断路器进行试验如下。

3.1 直阻测量

使用FLUKE F107 型数字式多用表对合闸回路各个断点直阻进行测量，结果见表1。

表1 工作进线开关快切合闸回路各点直阻测试数据

3.2 压降测试

使用ONLLY-AT743 型继电保护测试仪和FLUKE F107 型数字式多用表对二次回路各断点分压进行测量，考虑回路电流过大可能烧线圈，加40 V 电压模拟，测量结果见表2。合闸线圈分压比约为81.90%。

表2 工作进线快切合闸回路各点压降测试数据

3.3 快切装置试验

（1）正常切换：运行人员在远方经DCS 将工作电源切换到备用电源，切换结果正常；将备用电源切换到工作电源，切换结果正常。

（2）事故切换：检修人员模拟A 套发变组保护动作启动快切，快切装置自动断开工作电源进线612 断路器，合上备用电源进线612 断路器，切换结果正常。

小结：快切装置合闸脉宽测试正常，动作切换正常。

3.4 断路器低电压动作测试

断路器在试验位置及仓外，分别在综保端子及断路器本体A3 和A4 之间模拟加压，期间通过晃动二次插头，测得最低合闸电压87 V，85 V 可靠不动作。断路器特性仪直流电电压调整精度为2 V。

小结：通过试验排除断路器位置及二次插头接触不良等因素影响。

3.5 合闸录波

远方DCS 操作合闸，使用WFLC-VI 型便携式电量记录分析仪对断路器本体A3 和A4 之间电压进行录波。

从波形看，合闸过程中A3 和A4 之间电压20 ms 时对应72 V，30 ms 时86 V，40 ms 时96 V，稳态电压113.9 V，实测断路器合闸时间为43 ms，断路器合闸过程中控制电源电压未突变，断路器合闸正常。合闸全过程波形如图2 所示。从测量合闸回路压降分析，合闸瞬间（0～20 ms）断路器合闸端子A3 和A4 之间电压为81%额定电压，20 ms 后断路器合闸端子A3 和A4 之间电压为95%以上额定电压，满足可靠合闸电压条件。

图2 合闸全过程波形

小结：开关动作过程中未发现控制电源电压波动，排除合闸过程中对直流系统电压的影响。

4 原因分析

此次厂用电切换不成功的直接原因为工作进线断路器未合闸，合闸线圈线径小，经运行人员两次操作线圈长期通过大电流发热烧损。

合闸线圈烧损原因大致分为两类：①断路器机构故障，如断路器本体传动连杆、导电杆卡涩，或操作机构连接配合不好，顶点偏高等；②辅助开关行程位置不当，如合闸过程中辅助接点未能及时打开、拉弧，导致合闸回路长期通电。

经检查，本次未合闸原因排除了传动连杆卡涩及辅助接点问题，分析为断路器合闸线圈分压在可靠合闸电压要求的临界值，造成合闸不可靠。GB/T 11022—2011 规定真空断路器合闸脱扣器可靠动作范围为80%～110%UN，且≤30%UN 不应脱扣。由数据分析得知断路器合闸线圈分压约为80%，外回路包括闭锁回路因电缆较长分压较大（约占20%），断路器合闸过程中合闸线圈分压大约在可靠合闸电压的临界值，导致断路器合闸不稳定，合闸成功率不高。由于直流系统及蓄电池组电压设置恒定无法调整，需要通过其他途径如降低开关合闸电压解决此问题。

5 解决措施与对策

对工作进线断路器传动连杆等机构进行调整后进行低电压动作试验，测得各段工作电源进线断路器最低可靠合闸电压在77～80 V，降低了6～7 V，试验结果显示均能可靠合闸。使用KJ-N 高压断路器机械特性测试仪测量6 kV 工作电源进线断路器试验数据（机构调整后）见表3。

表3 6 kV 工作电源进线断路器试验数据（机构调整后）

由表3 实测数据可知，保护闭锁回路直阻较大，线路较长，后续考虑利用该回路电缆备用芯并联方式以减小闭锁回路直阻，从而降低外回路分压，达到提高合闸线圈分压的目的。

此次故障发生在正常切换厂用电源过程中，即远方经DCS将备用电源切换至正常工作电源；若备用电源进线开关存在问题，在事故切换时切换失败造成的后果将不可想象，因此针对备用电源进线开关也需做同样检查试验，彻底消除存在的隐患。

6 结束语

厂用电电源无论在正常切换还是事故切换，都存在各种原因导致切换失败的可能性，所以厂用电电源切换本身就存在母线失电风险。因此除了对快切装置的常规检查及试验外，建议对厂用电电源进线及备用进线断路器控制回路分压情况进行测试，对不满足最低合闸电压的回路进行分析，运行5 年以上断路器本体的内导电杆、传动连杆和辅助接点等机构列入检修项目，定期更换合闸线圈，动态跟踪断路器最低合闸电压变化，并消除各种因素造成的隐患，以提高厂用电源切换可靠性。