全国石油和化学工业电气技术委员会

摘要：采用电子式可编程序相位比较器检同期快速投入备用电源，不考虑强迫灭磁措施，使复合机群迅速恢复正常运转，更有效克服因电网电压瞬间波动（晃电）造成影响。

为了克服电网电压波动（晃电）对炼油化工生产装置带来的严重影响，自97年以来，茂石化公司采取了一系列的技术措施，包括检残压快速自投装置、复合机群分批自起动装置（FQZ、FZQD）、全节能型机械式锁扣接触器等等，这些措施为企业安稳长生产起到了一定的作用。经过这几年的实际应用和进一步的研究，现对我们炼油、乙烯电力系统的检残压快速自投装置及相关问题作一探讨。

1982机械工业出版社电机工程手册《火力发电》厂用电源切换，采用电子型相位比较器组成的检同期BZT，按合闸角20°作为同期检查合格允许投入备用电源的主要条件。合闸角20°的母线残压为1-2Sin(20°/2)/

=0.8Ue,停电后电压由Ue降为0.8 Ue，投入备用电源的电动机群没有失稳，恢复转速的自起动电流Izq不到起动电流Iq的50%，可按自发自起动电机容量ΣSDA=受停电影响的全部电机容量ΣSD自起动，接有企业自备热电联供发电机组的6 kV母线失去电源后，可不切除发电机检同期合分段开关自动恢复发电机并网。

适合采用检同期BZT的受电、分段开关固有分、合闸时间均应≤0.1秒。过去采用SN4、SN8、SN10型贫油断路器固有合闸时间分别为0.65、0.25、0.2秒，此为长期采用检残压BZT的原因。

表一为典型的4台异步电机离心泵机组停电堕行特性，堕行时间t= t₁+ t₂，

t₁-停电后在临界转速n_m处稳定运行的时间，机负载率K_f较低和ΣGD²较大的机组t₁较长；

t₃-末装逆止阀的泵零转速后受管网反压作用反转至最高转速的时间。

Mm-Nm的电机最大力矩，停电后未失步的同步电机Mm可达 3.5，同步电动机往复式压缩机K_f=0.85的机组停电后0.2~0.3秒才失步。失步灭磁异步运行的同步电机及异步电机的Mm范围1.6~2.8。

Ma-将电机机组全部转动件视为飞轮的飞轮力矩，加速取“-”，减速取“+”，起动时这些转动件消耗电机力矩获得动能，正常运行时有机械储能；停电减速时，机械储能按机械时间常数衰减，使停电后的转速缓慢下降；

Mi-阻力矩，停电后转速下降时，风机型负载的Mi与n²成正比减少，恒定阻力负载的Mi与转速无关。

停电后电机力矩由Mi=K_f上升至额定力矩Me时转速不变，再由Me上升至Mm时转速减少不到3%，减至临界转速以前的时间为t₁。表一的t₁主要由Mm、Ma和Mi确定，不说明母线残压衰减要多长时间。

传动风机型的电机用2、4、6、8极异步电机临界转速为表二（按电机容量≥100kW算得）。

极数	磁极	2	4	6	8
ne	转/分	2985	1485	987	739
nm	%	99.1	98.3	97.7	97.4

当变电所一回工作电源短路时，电动机群向短路处反馈电流。无时限保护切除短路后，电动机群和补偿电容的电磁储能及机械储能尚未完全衰减，经供电母线发生电的联系，转速下降较慢的电机送出电流而转速下降较快的电机将吸取电流，使得机电特性不同的电动机群在临界转速以前按同一特性减速。可将这些同步、异步电动机群和补偿电容及机械储能合并为1台“发电机”，检同期BZT将这台“发电机”并入电网，此为检同期BZT投入备用电源的原理。

表二电动机群的负荷，是用电负荷的主要组成。可按表二的Nm，将同一特性成组堕行和稳定运行的转速取为98%，频率为98%×50HZ，合闸角20°的残压为0.8Ue。

机电特性不同的电动机群保持同一特性堕行的时间很短，经此段时间后按各自的机电特性堕行，表一的t₁各不相同。

检同期BZT在t₁阶段合闸，检残压BZT在t₂阶段合闸，因此导致自起动方案的差别。

3、强迫灭磁检残压BZT恢复供电时的电动机群受停电影响的时间t_t

停电后残压衰减至BZT的Udz整定值的时间很长而须采取跳补偿电容、跳自备发电机、用1台同步电动机励磁装置的灭磁电阻消除同一母线多台电动机磁场储能等灭磁措施的强迫灭磁检残压BZT，可以缩短残压衰减时间。现分析强迫灭磁措施是否有必要。按110kV受电线路短路后计算车间变电所投入备用电源的t_t，它包括下列6项：

①保护切除短路时间：按无时限保护的继电器动作时间 0.08秒和SF6断路器固有分闸时间 0.06秒，合计为0.14秒；

②BZT起动以前投入灭磁电阻时间：灭磁电阻必须在同步机判断失步以后才投入。按拍摄示波图获得的停电后不失步时间 0.2-0.3 秒和失步判断元件动作也需要时间，取此两项时间为 0.3秒；

③强迫灭磁后残压衰减至Udz时间：采用强迫灭磁措施，也不能在投入灭磁电阻后电压突变，例如用100欧的电阻消除C=100微法的电场储能需 0.1 秒；

④残压降至Udz后跳受电开关时间；包括残压鉴定元件动作时间和断路器固有分闸时间共 0.14秒；

⑤投入备用电源时间：受电开关主触头断开后辅助常闭触头滞后闭合时间及分段开关固有合闸时间之和，国内较早的自行设计制造的真空断路器固有合闸时间0.15秒，此两项时间>0.15秒，可取为 0.2秒；

⑥BZT动作时限：强迫灭磁检残压BZT可以取消躲相邻线短路时限，但不能取消BZT选择性动作时限，躲母线及馈出线短路也需要时限。

以上6项不计3、6项的时间为0.1414+0.3+0.14+0.2=0.78秒，计及3、6项后超过 0.8秒。

《电力工程电气设计手册》和FQZ技术研究报告分别取>0.8秒和>0.9秒的Izq=Iq，据此可确定强迫灭磁措施没有实际意义。茂名乙烯曾采用强迫灭磁措施进行BZT改造，改造前和改造后都是Izq=Iq，改造意义不大。我国现行国标《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》采用检残压BZT不采用强迫灭磁措施，主张有条件时采用检查同期措施。

国内外的检同期BZT都按照动作角=合闸角=20°设计，据此可推测茂名乙烯国外设计的BZT是在Ks短路造成相位移20°后延时0.2秒起动。按ωs=360°/秒计，Ks短路后至BZT起动的相位移为20°+0.2秒×360°/秒=92°，按图二可取为88°。若受电开关固有分闸时间为 0.1秒，受电开关主触头分离后辅助常闭触头滞后 0.1秒才接通和对分段开关发出合闸脉冲，则可算得Ks短路后从发出受电开关跳闸脉冲至分段开关接受合闸脉冲的相位移为0.2秒×360°/秒=72°，发出合闸脉冲的相位差为88°-72°=16°。若分段开关固有合闸时间0.1秒，按ωs=360°/秒的合闸相位移为36°，合闸角20°，合闸时I段电压0.8Ue。

上述的分析，可解释国外设计的BZT可以按Udz=0.8Ue和0.2秒切换电源，并可解释检同期BZT可以在短路切除以前提前跳受电开关。

图二Ks短路，属于M 、N两侧均有电源必须用保护跳两侧。按电力行业自动装置设计原则，采用M侧检无压重合后N侧检同期重合。但在图二N侧B₇检同期重合闸不可能成功。原因为检同期重合闸的ZCH重合闸继电整定时限t=0.5秒的成功率较低，1秒左右较合适。取t_z=1秒，应满足16°—0°—20°经历的时间为1秒，同期继电器动断接点在ZCH继电器接点延时1秒闭合后打开，在其打开前σ=20°时发出合闸脉冲。合闸角23.6°的动作角为20°，动作角算式为：

式中：t_z =1秒，t_c为固有合闸时间 0.1秒，k_f为同期继电器返回系数。允许的滑差角频ωs=(23.6°-20°)/0.1秒=36°/秒，允许频率差Δf=36°/360°=0.1Hz。图一N侧发电机解列后必然出现功率缺额，不可能满足Δf=0.1Hz要求。即使主接线按SF=SFz，发电机母线不供SF1和SF3，为避免自备发电机向电网售电亏损，2#主变应向电网购电，发电机解列后的功率缺额仍然不能满足Δf要求。将合闸角提高至60°，合B₇的冲击电流=短路电流，动作角=1×60°/[0.1×(1+0.8)+1]= 50.85°，ωs=(60°-50.85°)/0.1秒=91.5°/秒，Δf=91.5°/360°=0.254Hz，仍然难以满足。若B₆的BZT为检残压BZT，必须切除B₄才能满足Udz≤0.4Ue要求，BZT跳B₅合B₆后，B₄检同期重合t_z需要1秒，和B₇检同期重合的情况相同，不能满足Δf要求。因为检残压BZT不能在自备发电机解列后自动恢复并网，自备发电机热电联供以供热为主，若解列后BZT动作甩去全部负荷后不仅造成蒸汽供应中断，而且人工恢复发电机并网的时间较长，只得采取发电机运行时退出BZT的措施。此措施，曾因主变失去电网电源后发电机功率缺额过大而停机造成大面积停电事故。采用检同期BZT跳B₅切除Ks短路，B₇可只装主变保护不装距离保护，不需要切除B₄，检同期合B₆自动恢复发电机并网。

图二2#主变供电的II段受电开关B₅和由II段供电的B₂都由检同期BZT按I、II段相位差σ>20°的相同条件分闸使SF2=0，国产或原装进口或引进技术生产装配的6kV真空断路器固有分闸时间t_b≤0.06秒，取t_b=0.06秒，于20°发出跳闸脉冲，20° —90° —16°的相位移144°的时间0.06秒，ωs=144°/0.06秒=2400°/秒，Δf=2400/360=6.67Hz，其意义为：k₂短路造成II段频率降至50-6.67=43.33 Hz，也能满足σ=16°以前跳受电开关。但II段频率不可能在跳B₅_、 B₂时降至43.33 Hz，因为k₂短路后同步发电机和同步电动机保持同步的稳定极限时间不少于 0.2秒，异步电动机群保持转速≥临界转速的时间不少于0.2秒，按表一的t₁则在 1.4秒以上，可按II段电动机群转速降至临界转速以上和发电机频率降至49Hz，ωs=360°/秒、t_b=0.06秒，断路器主触头断开的相位移按75°+0.06秒×360°/秒=96.6°即6.6°，σ=75°发出跳闸脉冲。取75°是采用失步灭磁再同步励磁装置按60°<σ<90°判断失步的动作角75°。检同期BZT可以快速切除k₂短路和快速切除负荷可不装B₇的距离保护和不装发电机的低频减载，还可不装B₈的BZT，使110kV站保护和自动装置都非常简单。M侧检无压重合闸应投用。

图二的SF1和SF3负荷按计算确定。计算示例：发电机是抽凝式25MW，按全厂蒸汽平衡计算结果能够发足25MW，以汽定电的抽汽量可在80%~100%范围内，按纯凝汽运行发电8 MW计，抽汽发电13.6~17MW，平均15.3MW，SF1=13.6+8=21.6 MW，SF3=17-15.3=1.7 MW。安排若干座变电所总负荷接近2SF1=2×21.6 MW由1#主变和发电机供电，失去1#主变电源时检同期合分段开关，失去发电机电源时按σ=75°延时 0.5秒和残压≤0.4Ue切除发电机电源。按此BZT方案在k₂短路时不切除SF1。安排一座变电所总负荷2×1.7 MW，k₂短路时由检同期BZT切除SF3。

抽汽发电	凝汽发电	SF1	余额	缺额	汽机调速	II段频率
70%	100%	100%	0	1.7 MW	过载	49Hz
80%	100%	100%	0	0	不动作	50Hz
100%	100%	100%	3.4 MW	0	凝汽发电降低为57.5%	50Hz
100%	100%	80%	7.72 MW	0	凝汽发电降低为3.5%	50Hz

检同期合闸时Δf≤1Hz，ωs≤360°/秒，若用ZN18真空断路器合闸，t_c =0.025~0.045秒，取t_c =0.045秒和在16°发出合闸脉冲，合闸过程的相位移为0.045秒×360°/秒=16.2°，合闸角0.2°，合闸冲击电流为合闸处短路电流的0.349%，可认为是无冲击合闸。

用检同期BZT为图二发电机自动恢复并网的动作过程，与采用的T·C·S型准同期装置并发电机的动作过程相吻合。该装置是引进的，相位重合前由25°转至20°的时间为允许在20°发出合闸脉冲的ωs，即允许频率差，按0.25 Hz同时测量电压差和采用电压闭锁，电压应≥0.8Ue，规定了检查准同期的继电器整定条件：该继电器在相位重合前20°时接点闭合，在相位重合后20°时接点打开。要求合闸角≤20°。

图二SF1+SF3=23.3 MW应安排稳定负荷，SF2为2#主变平衡发电机出力余缺额的负荷，按抽汽发电80%~100%范围波动的SF2=±1.7 MW，可以充分利用2#主变计费容量，可以保证供汽稳定不受外部电网故障影响，可以用40MVA分裂变的一个25MVA分裂绕组接入1台25MW抽凝式发电机。用2×40MVA分裂变和1×25MW发电机供电的全厂负荷可按60MVA安排，发电机停机期间的主变负载率75%。

图二K₁短路由M侧跳闸后N侧无电源，B₉不需装设距离保护。M侧装有检无压重合闸，B₈可不装BZT。

K₁或K₂短路后B₆和B₃的BZT必须无选择性动作，用B₆合闸恢复发电机并网需切除负荷，B₃的BZT必须动作。为保证全厂BZT动作成功率100%，要考虑B₆的BZT动作失败时B₃的BZT必须动作。上、下级BZT无选择性动作，要用重合闸纠正选择性；为适应变电所无人值班，应自动恢复由BZT改变的变电所运行方式。受电开关跳闸和分段开关合闸后，受电线路恢复供电时，用受电开关合环，合闸角≤5°，受电开关合环后，用两台受电开关辅助动合触头与分段开关辅助动合触头对分段开关发出跳闸脉冲。

新建供电工程用分裂变和锁扣式接触器，可以按I_zq=I_q和用检残压BZT实现∑SDA=∑SD。采用双绕组主变和用交流接触器及用电抗器限流、保压导致车间变电所S″不能满足∑SDA=∑SD，可用检同期BZT降低I_zq。可以利用国内外现有电子型相位比较器对其编程控制，生产自复式检同期BZT装置。