|
冶炼企业作为典型的连续型生产企业，对供电的连续性和可靠性有极高的要求。晃电现象正是破坏供电连续性和可靠性的“隐形杀手”，晃电发生时，伴随电网电压暂降，超过一定的暂降时间和暂降幅度会引起敏感设备的停机，耐受的暂降时间和暂降幅度需要结合现场的实际情况而判断，参考的因素包括电压暂降的数学模型、电网负载的运行情况以及每次晃电的具体情况等。晃电造成的生产中断不仅会使产能下降，还会影响产品品质，造成高额的经济损失，影响企业效益。 此冶炼项目今年7、8月份以来已发生了多次晃电现场，其中8月中旬发生的一次晃电现象最为严重，造成了大量传动设备的报警停机，使产线中断两个多小时。 晃电治理方案配置前，与现场工程师进行了深入的沟通，同时对最严重的那次晃电波形进行了分析，如下图1：
 图1 客户给出的数据是晃电持续时间为46mS，但从实际的波形中判断，晃电的发生时刻应该更靠前，晃电后电压恢复正常的时刻应该更靠后，所以整个晃电持续时间要大于46mS，暂降幅度为60%，从波形的变化速度上判断，此次晃电现象的原因应为区外线路瞬时短路故障造成，短路发生时，电流迅速流向短路点，造成母线电压暂降过快。因现场当前没有采取快速切换措施，造成区内母线电压受这种区外短路故障的影响较大，所以出现这种电压暂降快、暂降周期短的波形。采用快切方案可以通过快速的分断故障进线，减少区外故障点对区内的影响，使母线电压暂降变缓，实现无扰动、无冲击切换。 现场设备需要晃电保护的设备大量为敏感度较高的变频设备，需要配置切换时间更短、切换安全性更高的一体化解决方案FSC-12中低压无扰动快切柜，保证对应的高低压母线所带负载晃电发生时不停机、无冲击。除了电源侧的快切方案，应现场工程师的要求，在低压负载侧针对三台鼓风机辅机油泵，配置抗晃电模块作为二次保护方案。通过改造，可以有效的解决以下问题。 当晃电发生时，首先快切装置可以在3-4mS通过内部模型算法，完成故障精准判断，快速分断故障进线，再判断合闸两侧电压的幅值、相位和频率，快速安全合闸，完成无扰动切换。 结合电压暂降波形图看，此次晃电，由于受到区外短路故障的影响，母线残压下降较快，所以问题的关键是需要快切装置能够快速的识别并且起动，快速分断故障进线后，减少区外短路故障点对区内的影响，母线残压波形相比与图1显示的波形下降会变慢，下降到临界阈值的时间变长，可靠保证切换窗口，实现各类负载设备不停机。为了更好的解决快速起动的问题，本方案中FSC-12无扰动快切柜中配置的核心控制设备是新一代升级的DCM635G，为了适应各种特殊现场的需求，起动方式由原来的4种扩充到7种。对于目前现场环境，晃电时，快速起动方式建议以下三种为主： 保护起动：一旦检测到上一级主保护装置动作，快切装置立即启动切换。 失压起动：装置检测到母线电压低于失压起动整定值时启动切换，整定值需要结合仿真和调试数据优化。 频压异常起动：进线电源因各种原因消失后，工作负荷孤网运行，通过识别母线频率偏离工频启动切换。此种起动方式的起动效果需要结合仿真和调试数据分析。 以上三种方式均可以实现，需要结合现场实际环境，针对对不同晃电情况，有针对性的选择。 快速切换的同时，安全可靠也非常重要，当晃电发生时，DCM635G采集进线电压、母线电压和进线电流，通过对电压幅值以及电流潮向的综合判断，快速识别区内、区外故障，如果是区内故障，闭锁装置同时发出闭锁信号，避免故障扩大化。 现场低压负载侧有大量传动设备，变频器的电源欠电压跳闸阈值是75%，并且都具有电源欠电压延时设置，所以30-40mS的切换时间完全可以满足变频器不停机。 即使在极限情况下，一些重要敏感设备仍能保证晃电后自动再起，恢复晃电前工作状态。 现场为双电源进线单母线分段方式，改造完成后如下图2所示：
 图2 正常工况时，10kV母线分列运行，1#进线和2#进线各自带载，1#进线开关1QF合闸，2#进线开关2QF合闸，母联开关3QF分闸，无扰动快切装置充电完成后进入待机状态。 当10kV 1段母线出现电压暂降或停电，无扰动快切装置快速跳开1QF，通过内部扰动模型，精准预判合闸两侧电压状态，并快速合上母联开关3QF，由2#进线带所有负载，保证供电连续性，切换过程中保证电机、变频器不停机。（反之同理） 当1#进线恢复供电，快速切换装置自动跟踪母线与1#进线之间的幅值、频率及相位，可通过手动切换，快速恢复到母线分列运行状态。 通过加装DCM621KH再起式抗晃电模块保证传动设备即使在极限情况下，实现自动重启，恢复到晃电前的工作状态。改造接线如下图3所示：  图3 端子1和端子4为控制电源L和N，取变频器控制回路的控制电源；电动机再起动控制器的工作电源及检测电压输入。 端子2和端子3为接触器状态反馈信号及再起开出，并联接在起动回路当中；检测并判断接触器的停止与运行的不同状态，以及在晃电后对接触器的再次起动。 端子7和端子8为运行信号，并联在DCS采集的运行信号回路中，当晃电发生时，信号出口闭合反馈DCS，防止DCS因检测到接触器断开而发出停机命令，回路再起后信号出口返回。 端子9和端子10为复归信号，并联在DCS复归信号回路中，当晃电发生时，变频器因晃电告警，此时需先复归变频器才能再次起动。 端子11和端子12为报警信号，串联在DCS采集的报警信号回路中，当晃电发生时，信号出口断开，防止DCS因检测到变频器故障信号而发出停机命令，回路再起后信号出口返回。 改造完成后，预期效果描述如下： 正常工作时，当手动或远程起动变频器后，1KA1线圈得电,1KA1接触器吸合，DCM621KH检测到1KA1吸合状态,开始充电，5S充电结束后，进入抗晃待机模式,晃电发生后，电压暂降，1KA1主动释放，变频器停机，DCM621KH的AL继电器打开，闭锁“变频器故障闭锁信号”输出，DCM621KH内部超级电容自动投入，为抗晃电模块正常供电，系统开始计时，在设定的最长晃电时间内(最长9秒)，如果系统自动恢复了供电，装置RE复位继电器闭合，复位变频器故障，经再起动延时，装置RS继电器吸合，自动再起动变频器，恢复晃电前的正常工况。 此治理方案通过电源侧主要措施和负载侧补充措施的相互配合，提高整个配电网的抗晃电能力，兼顾考虑了实用性、经济性、安全性。 |
|
|
