供電改造提升大功率變頻器低電壓穿越能力的措施

蒲斌 楊福超 韓小虎 李揚

國家管網集團西部管道公司

目前電驅壓縮機組相較燃驅壓縮機的顯著優勢使其應用越來越多[1-3]。“低電壓穿越”[4-6]是電驅壓縮機變頻器在供電電源電壓跌落時保持連續運行的一種方式，西氣東輸二線輪吐支線某站3 臺榮信變頻器在2020～2021 年外電波動中變頻器成功低電壓穿越26 次，未發生電壓跌落引起壓縮機故障停機的情況，極大增強了供電波動時電驅壓縮機的運行可靠性。電驅壓縮機站場單回路供電線路發生故障時，會造成高壓、低壓設備全部短時失電停止運行，發生故障后恢復壓氣站正常運行的時間要遠長于電網波動引起壓縮機停機的時間，在管線高壓力運行情況下可能會導致管線超壓運行，造成的后果較為嚴重。電驅壓縮機壓氣站輔助設備在短時供電恢復后可就地啟動恢復運行，而恢復壓縮機運行則需要全面檢查后重新啟動。目前提升供電可靠性以研究母線殘壓變化使用快速切換裝置等措施為主，沒有對外電故障時大功率變頻器直流母線電壓隨時間變化的特征進行研究、提出解決措施，勵磁系統采用的低壓變頻器在電源失電及切換時允許的失電時間方面也無相關研究。2019、2020 年輪吐線某站共發生兩起供電線路故障引起壓氣站停產的問題，供電線路發生故障后分析變頻器運行狀態的特征，制定針對性的措施，提升變頻器低電壓穿越的能力，解決單回路供電故障時壓氣站停產的隱患具有重要意義。

1 變頻器低電壓穿越情況

1.1 同步電動機變頻器原理

長輸管道大功率同步電動機由主電動機和無刷勵磁機組成，無刷勵磁機向主電動機提供直流勵磁電源，通過調節勵磁電流使同步電動機在較高功率因數運行，因此驅動大功率同步電動機的變頻器需要同時控制主電動機和勵磁機運行。

近年來長輸管道大功率同步電動機變頻器以電壓源型為主，按照原理分為級聯型和鉗位二極管型，電氣主結構均為高壓電源經過移相變壓器降壓后整流，整流后的直流電源由變頻控制器控制逆變單元逆變后輸出至主電動機，同時變頻控制器控制勵磁系統輸出勵磁電流，兩者共同作用驅動同步電動機旋轉。圖1為輸出線電壓為6 kV 電壓源H 橋級聯型變頻器原理圖，逆變單元采用電子注入增強門極晶體管（IEGT），三相均由兩組逆變單元H 橋結構串聯，輸出6 kV 電壓。變頻控制系統按照同步發電機V 型曲線（圖2）控制輸出勵磁電流，使同步電機在接近功率因數為1 的狀態運行。當功率因數超前或滯后較多時，會引起主電動機輸出過流。

圖1 6 kV電壓源H橋級聯型變頻器原理Fig.1 Principle of 6 kV voltage source H-bridge cascade inverter

圖2 同步發電機V形曲線Fig.2 V-curve of synchronous generator

1.2 壓氣站電氣結構

西氣東輸二線輪吐支線某站由110 kV 雙回路外電線路供電，經過110 kV/10 kV主變后通過10 kV母線對三臺15 MVA變頻器供電，并經過10 kV/0.4 kV變壓器后通過低壓母線對低壓系統設備供電，10 kV 兩段母線各配置3 MVar容量SVG 用于功率因數補償（圖3）。兩條110 kV 供電線路配置線路光纖差動保護以及進線保護，110、10、0.4 kV 三個電壓等級均為單母線分段供電方式，各母聯通過備自投方式切換，正常運行時為分列運行，故障時通過各級備自投動作恢復供電[7]。

圖3 壓氣站供電系統一次回路Fig.3 Primary circuit of the power supply system of the compressor station

1.3 電壓跌落

受區域配電容量的影響，當區域供電單回路線路發生嚴重故障時，其余供電回路受影響，但其電壓跌落的幅度有限，故障線路的保護系統會對故障線路進行切除，電壓跌落影響的時間也有限。在供電回路故障未排除時，故障回路的重合閘會引起供電電源多次電壓跌落。如果區域配電系統內大功率電壓敏感設備因此停產時，有可能造成區域配電網絡電壓的連續波動，但電壓波動的幅度總體有限。IEEE 的電壓跌落為供電電壓有效值突然下降到額定值的90%～10%，持續時間為0.5～30 個工頻周期[8]，此種程度的電壓跌落，壓氣站110、10、0.4 kV三條母線電壓會不同程度跌落，跌落幅度逐級減小，繼電保護裝置不會動作。

當110 kV 發生電壓跌落時，0.4 kV 低壓設備受到110 kV/10 kV 及10 kV/0.4 kV 兩級變壓器隔離，且0.4 kV 低壓系統設備總體的用電負荷較小，電壓跌落后，電流略有增大（圖4），低壓設備均可連續運行。

圖4 電壓跌落時0.4 kV進線電流變化趨勢Fig.4 Variation trend of 0.4 kV incoming line current when voltage drops

典型的電壓跌落過程中電壓跌落的時間、幅度有限[8]，變頻器直流母線電壓變化的幅值有限（圖5），供電電壓恢復正常時，變頻器勵磁涌流較小，不會造成輸入側的過流。輪吐線某站榮信變頻器均可以通過其低電壓穿越功能恢復連續運行。

1.4 變頻器主電源短時失電

在變頻器低壓系統供電正常時，變頻器勵磁電流正常輸出，切斷變頻器10 kV 主供電回路供電后，變頻器利用同步電動機特性通過回饋充電會使直流母線電壓保持較為穩定，失電2 s 時直流母線電壓下降較少，基本保持不變（圖6），再次恢復主電源供電時，變頻變壓器的勵磁涌流對變頻器整流部分的沖擊較小，變頻器控制系統對失去主電時間不進行限制的情況下，主供電回路失電后可以在較長時間重新恢復運行。

1.5 供電線路故障時變頻器運行情況

1.5.1 供電波形變化

輪吐線某站2#外電線路110 kV B 相電源側單相接地，發生故障80 ms 后線路光纖差動保護分斷線路兩側斷路器（圖7），供電波形的變化特征為：

圖7 2#線路110 kV B相電源側單相接地故障電壓趨勢Fig.7 Trend of single-phase grounding fault voltage on 110 kV B-phase power supply side of 2#line

（1）由于上游供電電源220 kV 母線合環運行，110 kV單條線路故障時引起區域供電網絡另一段電壓同時驟降。

（2）110 kVⅡ段電壓變化的幅度大于10 kVⅡ段電壓變化幅度，110 kVⅡ段電壓波形的畸變程度也較10 kVⅡ段明顯。

（3）線路光纖差動保護后，110 kVⅡ段仍有較大零序電壓，而10 kVⅡ段零序電壓較小。

1.5.2 影響低壓設備

當發生110 kV 供電線路故障，0.4 kV 設備即使經過兩級變壓器隔離，在電源故障60 ms 時0.4 kV設備電流明顯減小，已經有低壓設備的接觸器逐漸開始脫扣，而此時線路光纖差動保護還未動作（圖8）。

圖8 2#線路110 kV B相電源側單相接地故障0.4 kV母線電壓趨勢Fig.8 0.4 kV busbar voltage trend of single-phase grounding fault voltage on 110 kV B-phase power supply side of 2#line

1.5.3 影響變頻器運行

輪吐線某站曾發生兩次110 kV 供電線路故障，其中2020 年8 月26 日發生的外電線路電源側B 相接地故障變頻器直流母線電壓接近1 500 V保護值，對變頻器波形記錄（圖9）進行分析：

圖9 110 kV供電線路故障時變頻器參數變化趨勢Fig.9 Variation trend of inverter parameters when 110 kV power supply line fails

（1）6.0 s，網側電壓Uab有效值小于變頻器進入低電壓穿越的9 000 V 閾值，變頻器進入低電壓穿越狀態，此時變頻器A1、A2 單元直流母線電壓下降到2 150 V，隨后直流母線電壓先上升后開始下降。

（2）6.06 s，站場低壓設備部分接觸器開始脫扣，低壓系統總電流大幅度下降，此時變頻器A1、C2單元直流母線電壓下降到2 150 V。

（3）6.08 s，線路110 kV 光差保護動作分負荷側進線斷路器，此時變頻器C2 單元直流母線電壓下降到1 990 V。

（4）6.3 s，變頻器C2 單元直流母線電壓下降到1 650 V。

（5）6.35 s，變頻器C2 單元直流母線電壓下降到最低1 612 V。

（6）6.5 s，勵磁變頻器直流母線欠壓故障。

（7）6.55 s，變頻器發出緊急停車命令，開始緊急停車，此時變頻器C2 單元直流母線電壓為1 634 V。

110 kV供電線路發生故障時變頻器電壓趨勢相較于電網波動電壓跌落時的趨勢有以下區別：①電壓下降的時間較長，供電線路發生故障后由于受線路保護、線路重合閘、母聯備自投等保護與動作時序匹配，供電電源的中斷時間較長；②供電線路發生故障時變頻器直流母線電壓下降的幅度較大，受站場用電負荷的影響變頻器直流母線電壓下降程度雖然不同，但是下降幅值較大已經下跌到接近直流母線電壓保護值1 600 V 閾值；③勵磁電流反饋值較大時，經過同步單機回饋充電變頻器直流母線電壓下降較慢，網側電壓殘壓下降到較低時，直流母線電壓下降趨緩；④110 kV 供電線路故障使0.4 kV低壓系統較長時間失電，引起勵磁變頻器直流母線欠壓，最終引起變頻器故障停機，變頻器主回路及低壓回路均影響變頻器低電壓穿越的能力。

2 供電系統的提升措施

2.1 運行方式選擇

當存在兩條供電回路時（圖3），有以下4種運行方式：

（1）1#進線運行，2#進線備用。

（2）2#進線運行，1#進線備用。

（3）1#進線、2#進線分列運行。

（4）1#進線、2#進線及母聯斷路器均合閘，供電系統合環運行。

運行方式（1）和（2）為主備運行方式，在運行線路出現故障時切換方式均為跳開運行進線，投入備用進線，備自投動作時會造成負荷側全站短時失電；方式（3）為分列運行方式，在單條線路故障時跳開故障線路，另一線路不受影響，備自投動作時負荷側僅故障線路一段短時失電；方式（3）的分列運行方式有效避免了分段故障，運行方式宜選擇分列運行方式。

對于10 kV 和0.4 kV 供電方式同樣宜選擇方式（3）的分列運行方式，該方式可靠性較高，可縮小電氣故障的影響范圍。地方供電公司一般不允許方式（4）的合環運行方式。

2.2 線路重合閘的配置

受地方供電公司區域配電的規定，線路重合閘需要與其他線路保護方式進行配合，110 kV線路重合閘的時間范圍為1～2 s，這就決定了當線路發生故障時重合閘成功時線路最短失電時間為1 s，重合閘不成功時重合閘產生的電量信號將使備自投的動作時間加長，失電時間將在3 s 以上。因此宜保留電源側線路的重合閘，退出負荷側線路的重合閘，此時母聯投入的時間將成倍縮短。線路重合閘成功時供電線路將處于熱備用狀態，可由人工切換至分列運行。當供電線路重合閘失敗時，則需要人為對故障進行排除后送電恢復分列運行。

2.3 母聯切換模式

2.3.1 裝置的選擇

由于供電線路發生故障變頻器直流母線的電壓下降趨勢較快，當直流母線電壓下降較多時，恢復變頻器10 kV 主回路供電時變頻器將產生較大的勵磁涌流，并且會造成整流二極管流通電流較大，因此應在變頻器直流母線的壓降較少時盡可能快速恢復變頻器主回路供電以減少勵磁涌流及對直流母線的沖擊。

當切換時間在150 ms 以內恢復主電源供電，此時變頻器的直流母線電壓降可以保持在1 750 V以上；當切換時間在300 ms 以內恢復主電源供電，此時變頻器的直流母線電壓有可能下降至1 600 V 接近停機保護值（圖8b）。因此當線路故障保護切除后宜在300 ms 以內恢復變頻器主電源供電，時間越短變頻器恢復供電的安全裕度越大。

備自投動作時間較長，一般在500 ms 以上[9]，因此母聯斷路器的切換控制裝置宜選擇快速切換裝置（俗稱“快切”）。快速切換裝置[10-15]有四種切換方式：①快速切換；②同期捕捉切換；③殘壓切換；④長延時切換。其中方式①“快速切換”過程無電流時間為斷路器分、合閘時間之差，對于輪吐線某站110 kV GIS 斷路器，分閘時間為32±5 ms，合閘時間75±10 ms，失電時間可控制在110 ms 以內，此時變頻器的直流母線電壓降可以保持在1 800 V 以上。方式②“同期捕捉切換”失電時間一般在300 ms 以內，此時變頻器的直流母線電壓有可能下降至1 600 V。方式③和方式④切換方式與備自投相比無時間優勢，因此通過方式①進行切換時變頻器運行有較充分裕量，方式②進行切換時，變頻器有可能電壓下降過多導致聯鎖保護停機。

2.3.2 裝置的配置

220、110 kV 以上的快速切換裝置均已成功應用[16]，110、10 kV、0.4 kV 等各電壓等級均有快切裝置成熟應用[10-16]，為及時恢復變頻器主回路電源供電可選擇配置的快切裝置為110 kV 和10 kV，宜優先選擇配置110 kV 快切裝置，主要原因有以下方面：

（1）線路保護配置的光差保護有優良的靈敏性和可靠性[17-19]，相較于快切裝置的逆功率、無流、失壓等啟動條件有顯著優勢，利用光差保護聯鎖啟動快切裝置時失電時間將明顯縮短，輔助配置其他啟動方式可提升切換的可靠性。

（2）供電線路發生故障時，110 kV電壓變化趨勢及畸變程度較10 kV 明顯，目前管道變頻驅動同步電動機功率因數可以達到0.98～0.99，站場總功率因數也在0.95 以上，因此10 kV SVG 一般投入“電壓補償”模式，此時10 kV 電壓下降趨勢將進一步延緩，110 kV 配置快切裝置的啟動時間較10 kV快。

（3）當單獨配置10 kV 快切裝置時，10 kV 快切裝置將先于110 kV母聯備自投動作，將缺少110 kV級備用供電回路全部負載轉移至單個主變時有可能導致主變過載，10 kV 母聯投入時會拉低運行段母線電壓，使運行段電壓再次跌落。

（4）110 kV的GIS斷路器分閘時間為32±5 ms，合閘時間75±10 ms，10 kV進線及母聯配備了ABB公司的VD4 真空斷路器，其分閘時間為45 ms，合閘時間70 ms，10 kV 分合閘總時間慢于100 kV 斷路器分合閘總時間。

當站場供電系統選擇配置110、10 及0.4 kV 多個母聯快切裝置時，多臺快切裝置須建立互鎖邏輯[20]，對整體切換邏輯進行測試和優化，進一步提升可靠性，此種配置方式將增加系統的總體復雜性，需要根據配置及維護成本進行綜合考慮。

3 變頻器低壓系統的提升措施

3.1 提升控制系統及輔助系統供電

變頻器控制回路供電應按照SH/T 3082—2003《石油化工儀表供電設計規范》規定設置雙輸出或多輸出回路供電方案，單路電源故障時無擾動切換至備用電源。

變頻器柜內風機、照明以及變壓器冷卻風機等輔助設備應設置雙回路供電電源，允許雙回路供電電源切換過程中短時供電中斷，中斷過程中變頻器可連續運行。

變頻器運行時水冷系統對變頻器功率單元進行冷卻，雙回路交流電源通過ATS主備切換提供水冷系統動力電源，在供電電壓下降幅度過大導致接觸器脫扣時可以通過蓄能器等輔助設備保持冷卻水系統的循環運行，在供電回路ATS切換過程中電源短時中斷恢復后循環水系統恢復正常運行，ATS 切換過程中應保持水冷系統對功率單元的連續冷卻。

3.2 勵磁系統供電提升措施

3.2.1 供電結構

勵磁系統為同步電動機勵磁機提供交流電源，輪吐線榮信變頻器勵磁系統采用西門子6SE70 變頻器控制勵磁機輸出電流，雙回路交流電源通過施耐德ATS主備切換提供勵磁變頻器的交流電源。當網側電壓跌落變頻器進入低電壓穿越時，勵磁系統的作用為以下幾點：

（1）勵磁系統正常供電可以對變頻器直流母線進行回饋充電，防止直流母線電壓快速下降。

（2）勵磁系統正常供電時，變頻器可以對同步電動機轉子進行實時定位。

變頻器具備飛車啟動功能時，在供電電源恢復后變頻器控制系統可重新輸出勵磁電流對轉子重新定位；變頻器不具備飛車啟動功能時，勵磁電流過低時變頻器將不能檢測到轉子位置，造成低電壓穿越失敗。飛車啟動功能可通過變頻器控制程序升級實現，但是在主電源短時失電時勵磁系統正常供電，可回饋充電維持直流母線電壓（圖6b、圖9b），當同步電動機無勵磁電流會引起變頻器直流母線電壓快速下降至保護值，導致低電壓穿越失敗。因此在外電故障時，宜保持勵磁系統正常輸出以維持變頻器直流母線電壓。

屏蔽西門子6SE70 變頻器直流母線欠壓故障信號后，設定輸出為額定輸出的15%對其進行主電源ATS切換測試，當勵磁變頻器主電源失電時，切換至備用電源時間大約為2.8 s，由備用電源切換至主電源時間大約為1.1 s（圖10），該型號變頻器在100 ms時間到達直流母線的76%的欠壓閾值，此時勵磁變頻器將停止輸出。配置的ATS 切換時間較長，在切換過程中會導致勵磁機無輸出電流。

圖10 勵磁變頻器ATS切換過程直流母線電壓趨勢Fig.10 DC bus voltage trend during ATS switching process of excitation inverter

3.2.2 使用靜態轉換開關提升供電質量

由于勵磁變頻器運行時需要較短的失電時間（小于100 ms），滿足要求的電源轉換裝置為靜態轉換開關（STS），切換時間為5 ms。STS 可靠性高，但是成本相對較高。輪吐線某站0.4 kV 兩段供電電源幅值、相位滿足STS 的切換要求，可以采用STS提升勵磁系統供電可靠性，變頻器低壓動力電源使用STS 時水冷系統交流電源也可接入STS，較短的切換時間可以避免水冷系統交流電源ATS切換過程中的水泵停止運行的現象。

3.2.3 勵磁變頻器增加直流電源

勵磁系統采用西門子6SE70 變頻器，可在變頻器直流母線接線處接入直流電源，可以應用的方案有公共直流母線[21-22]供電、二極管供電單元（DSU）[22]供電、蓄電池供電等三種方式。

（1）交流電源與公共直流母線方式。由獨立的整流裝置為公共直流母線提供電源，各變頻器由公共直流母線供電并將制動產生的電能回饋至母線上。

（2）交流電源與DSU 直流電源供電方式。DSU使用橋式整流電路對交流電源整流及濾波后形成直流電源，DSU與勵磁變頻器主電源分為兩段電源供電，任一電源失電仍可以保持勵磁變頻器正常供電。DSU提供的功率較大，可以與主電源交流電源相同電壓，正常供電時主交流電源與DSU 故障時，任一電源故障時由另一單元供電；也可以經過降壓變壓器使DSU 供電電壓低于主交流電源供電電壓，并高于主電源供電電壓76%，宜設置為90%，在主交流電源故障時切換至DSU供電。

（3）蓄電池供電輔助ATS 交流電源供電方式。輪吐線榮信變頻器采用的ATS切換裝置切換時間為1.1～2.8 s，可以保留ATS 交流供電方式接入壓氣站UPS、UMD等系統的蓄電池電源，蓄電池供電電壓應大于勵磁變頻器正常運行直流母線電壓值的76%，在ATS 電源切換過程中對勵磁變頻器直流母線電壓起支撐作用。某站15 MVA 變頻器運行時勵磁變頻器最大輸出功率為11 kW，負荷相對較小，鉛酸蓄電池在3 s 內的大電流放電對蓄電池總容量影響較小。此時蓄電池電源做為ATS切換過程中的過橋電源。

壓氣站使用的低壓變頻器較少，設置公共直流母線的成本較高不宜采用方式（1）。方式（3）總體實施成本較低，方式（2）的負載能力較高，可綜合評估進行選擇。

使用STS 或直流電源任一方式均可有效提升變頻器低壓系統供電的可靠性，STS 提升勵磁系統變頻器供電可靠性的同時可以提升水冷系統的可靠性，當水冷系統在電源ATS切換期間壓力流量變化較小時，可選擇成本較低的直流電源方式，需要根據現場設備的運行情況及改造成本進行綜合考慮。

4 改造后的效果

西氣東輸二線某壓氣站進行了10 kV 快速切換裝置的應用，采用同期捕捉切換的方式進行切換，應用后提升了20 MVA TMEIC 變頻器的可靠性，同期捕捉切換的方式在低壓負載較多時會造成壓氣站空壓機等低壓負載的失電停機，因此宜優先采用快速切換的方式進一步提升可靠性。

輪吐線某壓氣站進行了勵磁系統STS 的應用，提升了變頻器勵磁系統的供電可靠性，實現了不停機的電氣倒閘作業。

目前壓氣站基本電費均采用了最大需量的計費方式，提升供電系統可靠性可以避免因供電波動導致機組停機切換機組的情況，從而節約基本電費。變頻器供電系統提升實現不停機高壓、低壓系統電氣倒閘，可減少因電氣檢修切換機組所產生的基本電費。

5 結束語

目前大功率變頻器電網波動時低電壓穿越能力不斷提升，但在發生供電故障時其主供電回路及低壓供電回路均會受到影響，根據受影響的程度，通過技術手段及調整運行方式等措施縮短主供電回路及低壓供電回路的失電時間，從而提升大功率變頻器的低電壓穿越能力。

電驅機組在長輸天然氣管道的總裝機比例不斷提高，未來將成為管道輸氣的核心動力設備，雖然變頻器適應電網波動、保持連續運行的能力不斷提升，但是電驅壓氣站未來對供電質量的依賴將越來越強。繼電保護、快速切換裝置、靜態轉換開關、二極管供電單元等技術和裝置已不斷成熟，電驅壓氣站應從配電系統設計階段使用成熟技術和設備，提升電驅壓氣站綜合供電系統的可靠性，擺脫地區供電質量、電力公司等外部因素的不利影響，在運行階段制定合理運行方式，對電驅壓縮機及電驅壓氣站的可靠運行及降低用電成本具有重要意義。