浅谈抗晃电措施在企业中的应用

中国石化中原石油化工有限责任公司 高 嵩

雷击、短路或其他原因会引起电力系统电压波动、闪变或短时中断，俗称“晃电”。企业发生晃电是由多种原因引起的，比如外部电源输电线路发生瞬时性短路故障时重合闸动作、企业内部继电保护装置切除变电所进线电缆短路故障后备用电源投入的过程、大功率的电动机启动等。晃电会影响厂用敏感负荷的正常工作，如交流接触器控制的低压电动机、变频器等，为生产装置的连续运行带来极其不利的影响，严重影响企业的经济效益。本文从企业发生晃电的原因及抗晃电措施的实现原理出发，给出了电源侧及负荷侧抗晃电措施的合理应用建议。

1 供配电系统抗晃电措施

1.1 企业总降压站使用快切装置

企业发生晃电，多数是外部供电线路瞬时故障重合闸过渡过程，或上级变电站设备故障引起的，是不可避免的，对于企业而言，总降压变电站供电的可靠性显得尤为重要，对于单母线分段运行方式的变电所，可在总降压变电站装设快切装置，例如110kV 站，其相对于传统的备自投装置而言，备用电源投切的时间更快，若使用传统的备自投装置，110kV 备用电源投入的时间一般为1s，而快切装置启动后实时跟踪判断两路电源的相角差、频差可实现理想的快速切换和同期捕捉切换，切换时间为启动方式延时和母联合闸时间之和。

根据统计，某石化厂快切装置自投用以来动作成功率100%，动作时间为100～400ms，可最大限度缩短电压暂降时间，减少晃电对生产装置的影响。可使用金智公司的MFC5103AF 快切装置，该设备在众多石化企业中的应用效果较好，并且具备带发电机切换功能，其动作逻辑和实际的功能、参数设置如图1所示[1]。

图1 MFC5103AF 快切装置逻辑图

1.2 线路差动保护加速备自投

若从总降压站至各个装置的6kV 或10kV 中压变电所进线电缆发生两相或三相短路故障时，差动保护作为主保护联跳上下侧开关，6kV 或10kV 中压变电站备自投装置动作，但备自投一般都有较大的延时，造成电压暂降时间较长，鉴于此，可通过在微机综保备自投逻辑中引入差动保护动作加速自投功能，时间设定为0s，当线路主保护动作跳开双侧开关后，0s 实现备用电源投入，最大限度缩短故障相低电压的持续时间，减少故障进线所带母线段上电动机的失电时间。

1.3 使用无功补偿装置减少大功率电动机启动时母线压降

厂用大功率电动机全压启动时势必会造成母线电压下降，影响同一母线上其他正常设备的运行，在电机启动瞬间同时投入适量的无功补偿装置，且起启动束后自动退出可解决此问题，其原理是利用电容器产生的容性电流对大电机启动时较大的感性电流进行补偿，减少电机的启动电流和母线压降。以某石化厂聚乙烯装置额定电压6kV、额定功率为4000kW 的MY-7001为例，若该电机直接启动（启动电流倍数按6倍）6kV 母线电压下跌为5.31kV，若使用电容器组（容量为8600Kvar）自动投切启动，根据实际监测启动电流倍数为2.4倍、母线电压5.82kV，补偿压降效果显著。

无功补偿装置在电机启动过程中自动投切的实现方法：将电动机回路的断路器常开辅助接点和工作位辅助接点串接在补偿装置开关柜合闸回路，电机启动时补偿装置开关柜合闸，自动投入补偿电容器组，启动结束后依靠时间继电器延时接通分闸线圈，补偿电容器组退出，时间继电器的延时时间应与电机实际启动时间相吻合，电容器的补偿容量的选择可通过查阅相关资料而得，本文不再赘述。

2 低压电动机的抗晃电措施

2.1 使用再启动控制器

使用再启动控制器或者分批再启动柜抗晃电，简单易行，但是会造成晃电时电动机短时中断，两者抗晃电原理上是相同的，都是通过检测母线电压与开关柜接触器辅助接点综合判断晃电的发生，来电后经过设定的延时时间输出自启动信号，使接触器重新吸合。目前，可使用的再启动控制器的型号有沈阳大陆DLA20111-C、亚特尔AIX-3B、上海邦浦FS-ZD 等。

2.2 使用动态电压恢复装置（DVR）

动态电压恢复装置（DVR），是近年来新兴的技术，虽然在石化行业内使用范围并不广泛，但可靠性比较高。如图2所示，正常供电时，DVR 实时监测电网电压，储能单元、逆变器处于热备状态，电网通过进出线开关和反并联晶闸管向设备供电，同时通过逆变器将交流电变为直流电对超级电容进行浮充电。晃电时电容释放电能，经逆变器后变为交流输出，产生三相补偿电压，此时控制单元触发模块向反并联晶闸管施加反向电压使其快速关断，完成电源切换，保证了负载电压、电流持续恒定没有任何中断。

图2 动态电压恢复装置原理图

DVR 的优点是可实现晃电时用电设备不停机，能较好地解决关键机组的润滑油泵主油泵晃停时DCS 联锁启动备泵后因不上量导致停车的问题，多数企业的应用效果较好，起到了一定的抗电压波动效果。

2.3 使用电气互切

电气互切是传统的方法，可实现立即再启动和基于时间继电器的延时再启动。前者是将对方接触器的辅助常闭接点接入本开关柜的自动位合闸回路，备机操作柱打至自动，主机晃停时，备机立即再启动。后者延时再启动实现原理如图3所示，以某企业的开工锅炉泵为例，KA1，KA2分别为GB902C2和GB902C1电机的运行状态接点，假设GB902C2电机正在运行，GB902C1电机为热备状态，现场操作箱转换开关应打至SA1位，此时KA1接点断开，K1接点闭合，若GB902C2晃电时停运，KA1接点闭合，通电延时时间继电器KT1得电，其辅助触点KT1延时闭合，K1线圈得电保持，GB902C1实现自启动。

图3 基于时间继电器的电气互切原理图

2.4 使用断电延时时间继电器或气囊式模块

断电延时继电器和气囊式延时模块，可靠性较高，但只能实现晃电后立即再启动，不能实现多批次的再启动。对于前者，当电压暂降小于时间继电器设定的断电延时时间，则来电后电机立即再启动，反之，不再重新启动。气囊式延时模块是利用空气阻尼作用实现延时的，可通过调整进气孔的大小实现延时的调整，使用气囊式延时模块的延时断开接点作为接触器的自保持接点，晃电时接触器线圈失电，自保持接点按设定的时间延时断开，若晃电时间小于设定时间，则来电后实现立即启动，反之，不再重新启动。

2.5 低压微机综保自启动功能

近年来，随着低压综保的广泛使用，大多数综保都搭配抗晃电功能，如华建LM 或HLM 的“立即再启动”或“延时再启动”，可分别单独开启，也可同时开启，同时开启可实现立即再启动失败后，自动进行延时再启动；又如ABB M101、M102型号综保，可根据需求开启标准型自动重新启动或增强型自动重新启动功能。

3 低压变频器抗晃电措施

一是利用变频器自身的动能缓冲技术。西门子定义为动能缓冲技术，ABB 定义为瞬间掉电不停机。当发生晃电时，若直流母线下降到动能缓冲激活阈值时，此时靠电动机及所带的负载的高转速及惯性形成再生能量维持直流母线的电压，使之保持在设置的电压水平上，使变频器不停机，离心驱动（如风机）缓冲可达数秒，轻旋转质量（如水泵）缓冲可达100～200ms，减少晃电时停机的可能性。二是合理设置参数。比如开启欠压保护故障自动复位功能、开启捕捉自启动功能（为防止来电后自启动过程中出现过流保护动作），实现来电后立即再启动。

4 高压电动机抗晃电措施

高压电动机抗晃电通常通过调整三相低电压保护动作时间实现，对于有再启动要求的电机动作时间一般设置为3s，对于没有再启动要求的设置为0.5s，动作条件为三相同时低电压且超过延时时限。装备自投动作后也可实现再启动。

5 合理应用

一是经过大量的调研，使用再启动控制器抗晃电的成功率并不是100%，主要有以下因素导致：大多数控制器由于设计原因安装在开关柜内，由于每个再启动控制器的制造质量不可能完全相同且使用工况不一，往往造成在元器件在使用寿命期内失效且不易被发现，导致晃电时无法实现其功能；再者是经过大量校验，发现不同型号的再启动继电器若将再启动延时时间设置相同，再启动信号发出的时间存在不一致性，这样会给变电所母线再启动容量的校验工作带来较大干扰，因此笔者建议同一母线段的回路尽量使用同一型号的再启动控制器。

二是要重视再启动容量的配置。近年来，一些企业已经发生过多次由于配置不合理，导致电机再启动过程中拉胯母线电压，导致其他正常负荷停运，因此笔者建议，对于低压PC 控制中心，要准确校验再启动容量，合理分配每个批次的电机再启动容量，以防止因某批次再启动容量过大拉胯电压，造成次生灾害。对于6kV 系统，要考虑所有中高压电机及低压电机，校验标准为无限大容量电源系统不频繁电机群起时母线压降不大于标称电压的15%[2]，若压降超过限值，应采取措施，具体的措施有：大功率电动机根据所带负载特性使用合理容量的补偿电容器实现一对一再启动补偿，降低母线压降，再者就是对现存的再启动容量进行合理取舍。

三是要及时核对再启动电流与保护定值之间的大小关系。随着装置不断扩建，工艺要求的再启动电机回路会越来越多，若盲目的增加，可能会造成再启动过程中过流保护误动作，因此要及时关注再启动电流和各级继电保护整定值之间的大小关系，防止再启动电流过大造成继电保护装置误动的事故发生。