＊鄯振華

（華陽新材料科技集團有限公司 山西 045000）

煤礦供電系統質量已經成為煤礦供電領域最為重視的課題之一，供電質量包括諸多方面，既包括電壓和頻率合格率，又包括峰值以及停電時間，同時還包括電網諧波含有量。本文主要從設備安裝調試過程中發現大量諧波，提升機無法啟動，進而判斷電壓諧波，通過消諧仿真測試，再進行現場實際運用，達到消除諧波，提升機正常運行。

1.某煤礦立井提升機前期調試情況說明

（1）供電現狀。某煤礦臨時10kV供電線路雙回路分別來自某110kV變電站和某35kV變電站，110kV變電站為主供線路，10kV出線經7.6km架空線路輸電至該煤礦10kV臨時配電室，主立井提升機供電電源取自該煤礦10kV臨時配電室。

（2）第一聯調情況。主立井提升機變頻器進行第一次調試，ARU整流二極管模式調試正常，具備變頻器ARU整流矢量模式調試條件。第二日，開始對變頻器ARU整流矢量模式調試，調試過程中發現勵磁風機異常，同時井上下多處（風機房、鍋爐房、綜掘機、風機變頻等）用電設備因過壓發生跳閘，部分模塊、儀表等設備損壞，經測低壓電源380V電壓被拉高至416V，220V電壓被拉高至280V。經現場幾次上電試驗后，此故障持續存在，無法繼續調試。

分析認為：該煤礦臨時供電線路供電距離遠，電網質量較差，變頻器運行后，致使電網產生諧振，低壓供電電壓升高，造成低壓用電設備的損壞。

針對此問題第一時間對目前電網進行24h監測，監測后結論為：測量值7.77%，國標限值4.0%，電壓總諧波畸變率超標約2倍。

（3）第二次聯調情況。煤礦單位邀請相關專家對主立井提升機會診后，分析認為加裝動態SVG諧波治理裝置對變頻器諧振情況會有所改善。組織對主立井提升機變頻器進行第二次調試，變頻器ARU整流矢量模式調試過程中，經監測低壓電源220V電壓仍會升高至280V，未能解決變頻器投運后電網諧振問題。

（4）第三次聯調情況。①調試前措施：A.全礦供電系統采取分列運行方式，上級35kV變電站負擔主通風、瓦斯機及井下具備通風機負荷，上級110kV站負責主立井及其他負荷。B.更換原2Mvar動態SVG諧波治理裝置為10Mvar動態SVG諧波治理裝置。C.完成主供電源線路增容工程，增設一臺12500kVA調壓變壓器。

②調試過程：主立井提升機變頻器開始上電調試，變頻器廠家利用變頻器自帶電網質量監測程序對現有電網和啟動變頻器兩種狀況進行現場監測。根據監測情況，研究后決定將10Mvar動態SVG諧波治理裝置改為調壓模式投運；調壓變壓器電壓調整電壓至10.2kV后，變頻器進行上電再次調試。本次上電后變頻器ARU整流矢量模式下運行正常，具備調試條件。

（5）通過三次調試反映出的電網質量、出線問題、調試狀態，如表1所示。通過三次調試情況對比分析如下：

表1 三次調試對比情況

①造成低壓電源升高的根本性原因是由于電網質量差，在變頻器運行過程中造成諧振，致使低壓電壓升高。

②調壓變壓器對阻隔電網諧波有一定作用，但由于調壓變壓器反應時間長會造成與變頻器電壓需求不匹配，需調整到手動檔位，人員實時調整電壓，并且保持SVG不能跳閘。

③動態SVG諧波治理裝置對諧波具有抑制作用，但需根據容量相匹配，否則抑制諧波的同時也會對電網產生污染。

為保證主立井提升機調試和后續運行正常，需繼續收集完善前期矢量調試和后期帶載調試中的相關數據和波形曲線進行參數優化，及增加相匹配的電抗器來為后期運行提供保障。

2.諧波治理設計方案

（1）項目概述。某煤礦10kV配電系統主變12500kVA，整流變壓器容量7000kVA，回路最大基波電流為447A，變壓器短路阻抗為14.4%；上級電網短路容量為估值300MVA。10kV配電系統電機測試，四象限變頻器帶電動機運行。配置見圖1：當變頻器運行時，10kV側電網中含有大量的23次等諧波，致使系統無法正常工作。

圖1 系統一次接線圖

（2）電能質量現狀分析。現場測試情況。通過測量電壓波形有很多毛刺，這是說明有高次電壓諧波。高次諧波主要是23次、37次、41次、49次。通過HMXB測試儀測量的數據看出測量點的總畸變率為7.32%。

（3）設計目標。根據現場測試，總電壓諧波含有率為7%以上，通過濾波裝置的投入，使諧波降到國標T14593的范圍之內，即：23次諧波的含有率在2.1%、49次 1.55%以內，系統正常運行。

（4）方案設計。①工況分析：由于變頻器工作在逆變狀態時，輸出是以電壓形式并入電網，故諧波是電壓諧波。所有的諧波電流是諧波電壓通過系統阻抗產生的。所以，治理該諧波需按照治理電壓源型諧波治理。②設計方案：采用LCL電路，串入變壓一次側，如圖2所示。

圖2 加入濾波電路后的一次圖

設計考慮：A.滿負荷時的L1和L2產生的壓降不能對變頻器有影響。B.諧波的濾除達到國標要求。C.對系統不產生諧波放大或諧振。

③設計參數。電抗器L1：三相，2.2mH/630A，一只；電抗器L2：三相，2.8mH/355A，一只；電容器C：單相，26uf/7.2kV，六只。

④仿真試驗。PSIM是專門為電力電子和電動機控制設計的一款仿真軟件。仿真的目的是輔助設計及實際運行結果的預判。該仿真是根據提供的系統的參數數據以及濾波器設計參數在各次諧波下的電壓電流計算。最終以圖表形式輸出結果。設計濾波器時經過多次的設計、仿真、再設計、再仿真這樣的過程，最終達到設計優化。

基于PSIM的仿真環境，設計了如圖2所示的LCL電路圖，根據該煤礦的實際情況，仿真參數：系統短路容量計算為100MVA，23次、29次、49次電壓諧波源為基波的7.8%（與現場測量的數據一致）。變壓器二次側阻抗等效到一次側的阻抗為6mH。系統阻抗2.2mH。電抗器L1取2.2mH，L2取2.8mH，電容器C取26uf。

A.諧波治理前的仿真。圖3（a）為濾波裝置投入前的電路。圖3（b）10kV側電壓波形。其中相電壓總畸變率為7.77%，23次諧波含有率為3.1%，49次3.2%與現場測量基本一致。

圖3 初始電路及仿真電壓波形

B.諧波治理后的仿真。加入濾波裝置后電路及10kV側電壓波形如圖4所示。10kV母線側相電壓總畸變率為2.38%，23次諧波含有率為1.67%，49次1.32%。

圖4 仿真電路

（5）方案實施，所需設備材料如表2所示。

表2 材料清單

3.主立井提升機濾波裝置調試

設備安裝就位，第一次送10kV整流變電源。合閘后故障跳閘，合閘掉電連續三次之后，高壓柜無法合閘，恢復原供電模式生產。相關技術人員到現場排查原因，根據變頻器保護記錄為零序電壓高、相位閉鎖錯誤，判斷可能電纜相序接錯，經過反復檢查發現L1電抗器出線A、C相不對。更換電纜相序后送高壓，濾波設備L1投入運行，但低壓較高變頻器低壓變壓器電壓過壓，變頻器故障分閘。準備接入23次濾波支路，合閘送電SVG跳閘，調試失敗。次日，第一步通過儀器檢測10kV系統SVG、ABB變頻器、高壓柜各點的諧波分量。退出SVG之后再次檢測各項指標。最終確定送電方案：變頻器啟動期間由二極管模式轉為矢量模式投入，運行期間投入23次濾波支路，合閘成功。主提升系統正常運行，各監測點電壓正常。因變頻器、濾波設備沒有實現保護互鎖，恢復SVG穩壓模式生產狀態，連鎖變頻器、濾波器保護互鎖后合閘運行調試完成，達到預期效果。

濾波器投入前后的相關數據對比THD畸變率：L1投入5.5%，L1、L2投入＜2%，低壓250V下降到230V。

4.結論

目前煤礦單位使用變頻器越來越普遍，變頻器主電路一般為交-直-交組成，外部輸入的工頻電源經三相橋路不可控整流成直流電壓，經電容濾波及大功率晶體管開關元件逆變為頻率可變的交流電壓。在整流回路中，輸入電流的波形為不規則的矩形波，其中高次諧波將干擾供電系統。變頻器輸出端產生的諧波將會使電網中繼電保護和自動裝置出線誤動作，對整個供電系統產生大的干擾。本次調試工作，在變頻器前段串入濾波裝置，很好地抑制了高次基波，消除了對電網的干擾，保證煤礦提升機正常調試運行。建議基建礦井在110kV/35kV系統未正式投入運行前，臨時電源使用高壓變頻器的大動力設備提前考慮諧波治理方案，或者選購帶高次濾波裝置的高壓變頻器，以保證大型固定設備的安全可靠運行。