提高压气站供电系统可靠性的技术措施

2014-05-23尹贻功宋宏志王天文

电气技术 2014年10期

尹贻功宋宏志王天文刘颜

（中石化天然气榆济管道分公司，济南 250101）

压气站场的主要用电设备为压缩机组，一旦发生机组停机，将会造成管网压力降低，影响管网的正常输气任务，造成巨大的经济损失，甚至影响某一区域的稳定。目前压气站内压缩机主要采用电驱和燃驱两种驱动方式。从控制性能、一次投资、长期维护费用等方面考虑，以高压电动机变频调速驱动压缩机的方案具有极大的优越性[1-4]。

目前已安装的天然气管道压缩机组中，电机驱动约占22%。其中西气东输一线共有4座电驱压气站，西气东输二线西段共设3座电驱压气站，西气东输二线东段共设7座电驱压气站。新建天然气管线中，中缅天然气管道境内部分、川气东送管道全部压气站采用电驱机组[5]。

以榆林首站为例，截至目前因供电系统导致的压缩机停机次数为6次，占总停机次数的46%，严重制约了压气站的生产输气工作。为此，提高压气站供电系统可靠性对于维持压气站稳定运行具有重要意义。

1 榆林首站概况

榆林首站作为榆林-济南输气管道（下称榆济管道）源头，主要任务为通过压缩机组对接收天然气进行增压并实现远输。变电站设计电压为110kV，供电方式为双回路供电。110kV、10kV及0.4kV母线均采用单母分段接线方式。三台压缩机组分配在两段10kV母线上（10kV两进线开关及母联开关处配置有一台深圳国立智能公司SID-40B快切装置）。三台压缩机组均采用VSDS（变频调速系统），主要配套设备为10kV高压开关柜、三相油浸隔离变压器、水冷变频器、三相异步电动机[6]。

天然气压气站重要考核指标为停机次数，正常输气生产工作时需维持压缩机的持续稳定运转。因异常停机往往伴随着大量天然气放空，进口管网压力上升，甚至引发上游憋压。通常情况下，凡是导致站内压缩机组全部异常停机的事件均称为一次事故。以榆林首站及周边天然压气站的设计运行过程来看，当前变电站设计及运行过程仍存在一些要点问题，影响了压气站的正常输气。

2 变电站设计运行过程中应注意的要点问题

2.1 供电方式

压气站负荷等级为1级，根据《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》[7]中规定，一级负荷用户应具备2路电源供电，2路电源应来自不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电[8]。

举例说明，陕京二线榆林压气站马家峁变电站供电线路为来自同一330kV变电站的同塔双回线路，供电电压为110kV，其供电可靠性不强。主要体现为：

1）榆林地区昼夜温差较大，冬季霜冻期长，多风沙天气，易出现冰冻，沙尘暴等极端气候天气，对电力设施存在一定威胁。同塔布置时，任何一级杆塔出现问题，都会导致线路供电中断，导致变电站全站失压，影响下游用户正常用气。

2）当某一单回线运行时，不能对另一条已停运线路进行检维修工作（如开展绝缘子、避雷器预防性试验，加装防鸟装置，更换避雷器等）。给线路正常运行维护带来不便，也给压气站的供电带来了安全隐患。

2.2 运行方式

1）几种常见运行方式

变电站一次主接线形式通常为：110kV、10kV母线均采取单母分段接线形式。该接线形式下可供选择的运行方式为四种：分列运行、部分合环运行、合环运行、单列运行方式。以榆林首站110kV榆济变为例，对照比较各运行方式优劣点。如图1至图7所示。其中，济双线、济西线分别为榆济变进线专线（分别引自双河变电站及西沙变电站）。当开关为黑色状态时，表示开关处于合位；当开关为白色状态时，表示开关处于分位。箭头指示电流方向。

图1 分列运行方式

图2 部分合环运行方式

图3 合环运行方式

图4 单列运行方式

图5 单列运行方式

图6 单列运行方式

图7 单列运行方式

2）优劣比较（见表1）

表1 各运行方式优劣比较

2.3 负荷分配

如图8、图9所示，榆林首站配置有三台离心式压缩机组，每台离心式压缩机组独立配套一台主电机、一台隔离变压器、一台变频器、一台空冷器、一台MCC（即马达控制中心，为润滑油泵、干气密封加热器、变频器辅助设备等提供电能）。三台压缩机的公用辅助设备主要有三台空压机、三台循环水泵、一台冷却水塔、一台UPS。为确保输气量，压缩机组正常运行方式为两用一备。

原设计方式下2#离心式压缩机挂在10kV I段母线上，其辅助设备则交叉分配在两段400V母线上；1#离心式压缩机挂在10kV II段母线上，其辅助设备则交叉分配在两段400V母线上。任何一段母线失电均无法保障两台压缩机组的正常运行，也就无法完成输气任务。

合理设计方案应为，各压缩机组独立配套的主设备（主电机、隔离变压器、变频器）及辅助设备（空冷器、MCC等）应按照电压等级的不同垂直挂接在同一段母线上（如2#压缩机主设备挂在10kV II母上，则其独立配套的辅助设备应挂在400V II母上）。当高压设备按照图8所示分布时，则图9所示的布置方式较图8更为合理。

可见，为便于压缩机组及辅助设备的检修维护工作，提高供电可靠性。需采取以下措施：

1）优先考虑同一系统内的一级负荷设备及二级负荷设备分配在同一段母线上，满足上述条件下，尽可能使各段母线负荷平均分配。

2）400V公用辅助设备在进行设备选型时，应在满足其性能条件下，尽可能选购偶数台设备，并将其平均分配在两段400V母线上。若公用辅助设备只有一台（如冷却水塔），则可通过ATS自动转换开关为其接入两路供电电源，确保辅助设备的供电可靠性。

图8 110/10kV 一次主接线示意图

图9 10/0.4kV 一次主接线图（原设计）

图10 10/0.4kV 一次主接线图（改造后）

2.4 预防性试验

电力设备预防性试验是指为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行分析的试验。一般说来，电力设备每1～3年均要开展一次预防性试验[9]。

榆济变电站2#主变出线侧断路器采用SIMENS 3AH1575-6型真空断路器，其额定电压为12kV，遮断容量为31.5kA，额定电流为2500A。2013年4月在进行交流耐压试验时发现，整体耐压升至30kV时断路器存在放电声，且整体对地耐压升至40KV时断路器跳闸，断路器耐压试验不合格，返厂修理并更换极柱真空泡和缓冲器后断路器耐压试验合格。试验之前该断路器一直处于长期运行状态，且因变电站当时为单列运行方式，一旦隐患问题演变成故障，将造成压缩机组全部停机。可见，电力预防性试验关系系统供电可靠性，意义重大[10]。

电驱压气站变电站开展预防性试验的主要设备及系统为：GIS（气体绝缘封闭式组合电器）、变压器（油浸变压器或干式变压器）、电机、母线、开关（断路器）、避雷器、PT（电压互感器）、CT（电流互感器）、电容、电感、继电保护系统等。通常情况下，除直流系统普测，接地电阻测试，GIS气室验漏及微水含量测试等项目无需停电外，其他试验项目均需对试验设备开展停电工作。

根据本公司电力管理制度及电气设备运行情况，结合当地电力部门意见，榆济变电站预防性试验一般为每年开展1次。若按照上述规定，除出厂试验及设备交接试验外，榆济变电站自2010年10月投运至2013年12月底期间，各电力设备均应开展了3次预防性试验。查阅榆济变电站自投运以来的全部预防性试验报告，绘制各电力设备预防性试验频次表（见表2）。

表2 电力设备预防性试验频次表

由表2可知，110/10 kV主变压器、10kV断路器、10kVCT、隔离变压器可按时开展预防性试验，其他设备110kV投运至今仅在设备出厂和交接时开展过一次预防性试验和维护保养工作。

分析原因，主要为安装位置、供电方式设计不合理，现场运行情况下不满足试验条件等原因，无法开展预防性试验。

1）安装位置不合理。如图11、图12所示，主变压器进线处绝缘子距离地面垂直距离为13.9m）；GIS室进线套管处绝缘子距离地面垂直距离13.9m，距离检修平台垂直距离5.5m，检修平台宽度为1.7m。两处预防性试验作业均属高处作业，检修平台较窄，操作空间小，为保障人员设备安全，需采用专用升降平台或搭设脚手架进行，不便于日常检修维护。

在进行高压进线设计时应尽可能降低安装高度，采用门型构架设计或倾斜套管安装角度，为预防性试验预留足够的操作空间。

图11 主变压器进线绝缘子安装图

图12 GIS 室进线套管及绝缘子安装图

2）供电方式设计不合理。由2.3负荷分配分析可知，变电站存在负荷交叉分配现象，110kV、10kV、0.4kV单母分段接线形式无法满足压缩机供电可靠性需求。部分电气设备无法分段停止，导致无法开展试验。

进行一次系统供电方式设计时，一是需平均分配各电压等级下的负荷；二是确保110kV、10kV、0.4kV母线可以满足并列运行条件或配置专用快切装置满足预防性试验期间的压缩机电源切换需求。

2.5 晃电引起的压气站停输问题

电力系统在运行过程中，由于大型设备起动、重合闸、短路、工作开关偷跳、双电源备自投切换、电网故障、雷击等原因，造成电网瞬间故障，引起电压较大幅度波动、短时失压、短时断电等现象，通常称之为“晃电”现象[11-14]。晃电往往会造成压气站全部压缩机组紧急停车，引起生产中断，造成巨大损失[12-14]。

为提高压缩机组运行可靠性，通常情况下压气站均有一定数量的备用机组，采用一用一备或多用一备的运行方式。因“晃电”往往造成全部机组停车，备用压缩机组对于运行可靠性的提高意义不大。一般情况下，压缩机紧急停机后，需要很长时间（主要为电机、压缩机吹扫耗时，起机加载流程耗时，处理急停过程中引发的其他设备问题耗时等，以榆林首站为例，合计时间为60min以上）才能重新起动加载并达到天然气增压外输条件。在压缩机停机、起机期间将造成能源大量浪费（停机时天然气泄压放空、起机时天然气吹扫放空等），引发管网压力波动（如上游管网输气压力升高、下游管网输气压力下降）、上游管段憋压甚至气井关停等不良后果。可见，有效解决“晃电”问题，是提高压缩机电力系统供电可靠性的重点。

晃电主要有以下几种情况：

1）电压骤升或骤降，持续时间为0.01s至1min，电压上升或下降至额定电压的110%～180%或者10%～90%。

查阅某电驱压气站的一起雷电晃电故障记录，在雷电时间66.83ms以内，110kV GIS（气体绝缘封闭式组合电器）110kV C相电压瞬时降到26.65V，A相二次电压瞬时降到27.98V，分别为正常二次电压的42%和44%。交流接触器线圈通电后产生电磁力吸合主触头，实现接触器合闸。一般交流接触器当电压低于额定电压的50%，时间超过0.02s时接触器释放；当电压低于80%甚至更高，持续0.1s时接触器也释放。就算电压恢复后，因无法自行起动，电动机也无法运转。

2）电压闪变，重合闸、备自投切换、电网故障等引起的短时间失压或断电（持续时间一般为0.01～3s）。

查阅榆林首站110kV榆济变电站2011年2月－2013年3月运行期间的压缩机停机纪录，造成全站停输的停机次数为5次，其中电力原因导致的停机为2次，全部因外电晃电引起。以其中一次为例，该变电站上级变电站相邻间隔线路开关重合闸引起电压波动，导致该变电站电压降至62%以下，引起在运ACS5000型水冷变频器直流母线低电压跳闸停机，导致生产停输。

3 晃电解决方案

3.1 VSDS 系统失电特性分析

VSDS（变频调速驱动系统）是压气站较为常见的传动方式，主要设备通常为高压断路器、隔离变压器、变频器、主电机。

变频器作为VSDS的核心设备对电网要求较高，短时间停电将触发变频器低电压保护，使得上级高压断路器跳闸，引起主电机停转，压缩机停机。因此，VSDS不允许供电系统出现较大压降。

图13 变频调速系统示意图

电网短时间失电时，因主电机的感性特征，母线电压不会立即下降为零，而是按照相应的时间常数逐渐衰减。失电后，主电机依靠负载的惯性动能拖动电动机继续旋转，使得主电机转入异步“发电”状态，补充母线电压。因此，在母线上呈现出一个电压幅值和频率逐渐衰减的残压。

根据这一特性，一方面可以将这部分“发电”的能量加以利用，将电能反馈至变频器直流储能电容，补充直流母线电压，从而避免变频器触发低电压保护跳闸，ABB中压变频器ridethrough功能（失电跨越功能）即采用了这一特性；另一方面，考虑到当前制造工艺，电动机长期耐受电压值一般为1.1～1.2倍额定电压[15]。若在主电机惯性转动状态下恢复供电，只要残压值与恢复供电的电压值矢量叠加后不超过电动机耐受电压值，便可以实现电机的持续运转，国立智能电力科技有限公司快速无扰动备用电源替续控制系统（简称快切装置）即采用这一特性，拓宽了快切装置的切换准则。

笔者认为可以通过优化变频器定值参数设置，合理设定快切装置测量监视参数及切换逻辑，将两者有效结合，取得最佳的“抗晃电”效果。

3.2 ABB 变频器失电跨越功能介绍

ABB中压变频器失电跨越功能主要指在电网瞬间跌落或闪变过程中，变频器可以保持短时不停机。具体为：当电压跌落至设定值时，变频器激活失电跨越功能，快速降低定子输入电压及频率，使定子磁场转速快速下降。此时，电机转子依靠负载惯性能力仍在继续旋转。当定子磁链滞后于转子磁链时，电磁转矩反向，电机处于发电状态。电机产生的感应电动势经过逆变器续流二极管整流后将能量反馈至直流回路储能电容，保持直流母线电压值高于变频器低电压保护跳闸值，电机以低转速持续运转。在电机转速降至设定值前，电机不停转。当电网电压高于设定值时，失电跨越功能退出，电机在一定时间内加速到正常运行转速，压缩机恢复正常运行。

变频器失电跨越功能主要参数为直流母线电压值及电机转速值。涉及的主要监测参数为：电机转速实测值、直流母线电压实测值；主要设定参数为：激活失电跨越功能的直流母线电压设定值U1（一般为3700～4000V）、失电跨越功能激活期间的直流母线电压参考值U2（一般为4200V）、退出失电跨越功能的直流母线电压设定值U3（一般为4400V）、低电压保护跳闸设定值等U4（一般为3100～3300V）、失电跨越功能有效的最小转速设定值V（一般为10%）。

3.3 快切装置配置方案

如上所述，为提高压气站变电站供电可靠性，一般要求变电站配置两个独立的供电电源。当某一供电电源发生故障或出现电压波动时，快速无扰动备用电源替续控制系统（简称快切装置）可以在不损坏供、用电设备的基础上，快速切除故障电源并投入备用电源。实现变电站电力供应不间断，确保一、二级设备负荷不被切除，受电可继续运转。对于压气站来说，一、二级负荷，主要指压缩机及其辅助设备、消防水泵及泄压阀门等设备。

以压气站110kV变电站典型主接线图为基础，开展快切装置配置方案分析。如图14所示，快切装置配置方案主要有两种（详见表3）：①110kV分段开关与两进线开关（QF1、QF2、QF3）之间；②10kV分段开关与变压器两出线开关之间（QF4、QF5、QF6）。

为了确保在线路或主变压器发生故障时，快切装置可以快速、准确的实现不停电切换，建议采取快切方案4。

图14 典型变电站主接线示意图

表3 快切装置配置方案

表4 快切装置在各配置方案下的优劣比较

3.4 变频器及快切装置优化设计

1）设定变频器失电跨越功能相关参数时，应保证变频器直流母线额定电压U0>U3>U2>U1>U4。

2）为了避免快切在运行方式②（即，分段开关合位，一个进线处于分位，另一进线开关处于分位）状态下采取残压切换准则，应当为快切装置配套设计相关的进线PT和CT，确保快切装置的电压及电流信号全部引自进线PT而不是母线PT。

3）为了缩短变频器母线失压时间，快切装置母线失压定值应大于激活失电跨越功能的直流母线电压设定值。

4）当电网不具备电磁环网运行条件时，为了避免快切装置再未切除故障电源时先期投入备用电源，扩大停电范围。快切装置应采取串联切换模式，即先跳工作开关，在确定工作开关跳开后再合备用开关。

3.5 压缩机辅助设备防晃电设计

压缩机辅助系统一般采用低压交流接触器实现对润滑油泵、空压机、循环水泵等的控制。当电网出现晃电时，会造成操作线圈短时断电或电压过低，导致动、静铁心之间的电磁吸力小于动铁心联动部分弹簧的反作用力，接触器释放，引起辅助设备失电停机，间接导致压缩机紧急停机。对于这一问题，一方面可以配置工业UPS，为辅助设备控制回路提供不间断电源；另一方面，进行交流接触器设计选型时，可以选用防晃电接触器予以解决。

4 结论

天然气压气站变电站作为整个压气站的供电枢纽，往往需要具备以下几种作用：一是为离心式压缩机变频调速驱动系统提供高压电能；二是为站场润滑油泵、空压机、电动阀门、水泵、风机等提供动力支持；三是为站场控制系统和通信系统提供低压电能。

针对天然气压气站专用变电站的设备供电需求和运行维护特点，在充分考虑压气站电力系统供电特点的基础上，综合分析变电站设计建设过程存在的各类要点问题及解决方案，得出结论如下。

1）设计思路。压气站专用变电站的设计建设，除遵循电力行业各设计标准规范外，还应充分考虑电力系统（尤其是压缩机组电驱系统）的抗“晃电”能力，并保障各电力设备预防性试验需求和检修维护需要。变电站设计应以供电可靠，运行经济，检修维护方便，运行方式调整灵活为主要宗旨。

2）供电方式。为保障压气站供电可靠性，在进行变电站供电方式设计时，应严格按照GB5002- 2009《供配电系统设计规范》要求，综合考虑当地地形地貌和气候条件，进行独立双电源设计，若供电回路采用架空线铺设方式，两回供电线路不应同塔布置。

3）运行方式。压气站正常运行过程中，应根据现场设备实际情况和上游电网情况，综合对比分析各运行方式下变电站供电的可靠性、经济性、方便性及稳定性，选择最佳运行方式。通常，在确保压气站供电可靠性的基础上，以较为经济的运行方式作为最佳选择。

4）预防性试验。变电站设计过程应综合考虑高压线路、变压器、母线、绝缘子、避雷器、互感器、开关、直流系统等各设备（系统）的预防性试验需求，为预防性试验留有充足的可操作空间。确保预防性试验开展过程中能通过合理调配运行方式，切换压缩机组等方法逐段逐级停运断路器、母线或继电保护设备，分步完成上述设备的预防性试验，而不造成站内压缩机组异常停机，生产输气中断。

5）在“晃电”问题解决上，高压部分可采用带低电压跨越功能的高压变频器与快切装置相结合的技术方案，低压部分可选择防晃电继电器（永磁式继电器）或工业UPS等设备，避免因晃电造成的压缩机直接或间接停机事故。

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