煤制油化工裝置是連續性生產的高溫、高壓和高危險裝置，對供電的可靠性要求極高。當電網因雷擊、接地或其他原因造成電網單相電壓短時波動或短時斷電時，高壓電氣設備低電壓保護、母聯備自投、失壓保護動作時間一般都在0.5s及以上，且全具備PT斷線閉鎖功能，高壓電氣設備不易受到影響。

但單相電壓降低很容易造成交流接觸器低電壓釋放，引起重要機組低壓輔機停機，導致工藝指標壓力、流量、液位、溫度等超出安全范圍，最終引起裝置工藝連鎖停車。

1 工廠電網系統概況

某煤化工公司電氣系統取自110kV某1#、2#線路，110kVⅠ、Ⅱ段母線環網運行，2臺100MW發電機變壓器組分別接在110kVⅠ、Ⅱ段母線，4臺80MVA負荷變（110/35kV）分別接在110kVⅠ、Ⅱ段母線，35kV系統雙母雙分段運行，如圖1所示。廠用電6kV系統為單母分段運行，低壓0.4kV系統為單母分段運行。

2 事件經過

上級變電所報某110kV 1#線路差動保護動作，同時某110kV 1#線路164開關跳閘，故障發生到保護動作切除故障約50ms，測距為4.3km處。

某煤化工公司GS01總變變電所報23:20:0.597某110kV 1#線路差動保護動作，測距為0.18km，故障B相殘壓只有正常額定的3%，50ms后110kV 1#線路151開關跳閘故障切除。110kV單相接地短路故障錄波圖如圖2所示。

某煤化工公司立即組織電氣人員進行巡線，發現在空分北側某110kV 1#線路15#桿塔上B相有放電痕跡，聯系供電公司外線人員確認此處確為故障點。因公司110kV電氣系統為環網運行，因而此次晃電全廠均有影響，受晃電影響共停機311臺，其中變頻設備84臺，工頻設備227臺。

3 事件原因分析

某110kV 1#線路于2006年12月份投運，運行已有8年多，經工程師現場分析，此次擊穿事件是由于電纜終端頭三叉口處絕緣老化導致的，但是此次晃電造成的電動機停機數量較多，據統計6kV高壓電動機停機4臺，原因為低壓輔機接觸器釋放造成工藝連鎖停機，而其余停機設備主要為0.4kV低壓電動機。公司以前也發生過類似晃電事故，但是經過數次技術改造，停機數量逐年遞減。此次晃電事件低壓電動機數量較多，主要原因分析如下：

圖1 某煤化工公司110kV、35kV系統圖

圖2 110kV單相接地短路故障錄波圖

某煤化工公司110kV系統為大電流接地系統，35kV系統為經消弧線圈接地系統，當110kV 1#線路B相發生接地故障時，B相電壓為額定電壓的3%，A、C相電壓相等，相角差近似180°，因110kV系統I、Ⅱ段環網運行，4臺110/35kV負荷變壓器接線組別為YNyn0+d，則公司110kV、35kV系統故障時電壓電流分布相近，B相電流增大，B相電壓降低，因零序分量不能傳變至三角形繞組外，零序分量無法傳變至35kV系統，所以35kV系統無零序分量。公司35/6.3kV變壓器接線組別為YNd11，其故障時電流和電壓的相量關系如圖3所示。

圖3 兩次電流和電壓的相量關系

由圖3可以看出，d側各相電流的分布與YN側接地短路相別有關，對應于故障相的滯后相電流為0（B相接地短路，d側滯后相位c相），6kV系統A、B相電流增加（數值為高壓側B相接地電流的1/ 倍），A、B方向相反，大小相等，滯后相c相電壓最高，其余兩相電壓相等，相間電壓一般較高（ 為變壓器內部電抗的壓降等影響）。

公司6kV/0.4kV變壓器接線組別為Dyn11，yn側各相電流規律是：與D側電流最大兩相中超前相電流最大（如D側A、B電流最大，yn側a相電流最大），其他兩相電流大小相等、方向相同，數值為a相電流的1/2，方向與最大的一相相反，計及變壓器內部電抗的壓降等影響后，yn側與D側兩相相對應兩相中的超前相電壓最低，等于一個較小的數值（不計內部電抗的壓降等影響，該相電壓為0，計及后等于圖4的 ）。

圖4 接線變壓器yn側電流和電壓相量關系

經過電氣系統幾級傳變分析得出，當110kV系統B相接地短路故障時，35kV系統與110kV系統電壓、電流相近；6kV系統UAB線電壓降低、電流增大；0.4kV系統a相電壓降低，電流增大，調取下級變電所錄波圖，如圖5所示，驗證0.4kV a相電壓為24V左右（正常為57.735V），跌落至正常電壓的40%。公司0.4kV電動機交流接觸器電源為220V，取自0.4kV a相、n相，所以當某110kV 1#線路B相接地短路故障時，會引起大量低壓電動機接觸器釋放。

圖5 0.4kV系統錄波圖

4 改造方案

根據歷年晃電事件分析，電壓跌落時限一般在100ms以內，跌落范圍為有效值降至標稱值的10%至90%，以單相電壓跌落為主，而根據GB 14048.4—2010標準8.2.1.2.1電磁式接觸器和起動器的動作范圍規定：交流接觸器線圈釋放電壓是其額定控制電源電壓Un的20%～75%。因此，此次改造以保障重要機組輔機交流接觸器不釋放或釋放后自動吸合為目標，以輔機重要程度、分布和數量進行分類，分別實施集中改造和分散改造等。

4.1 根據低壓電動機重要程度及數量，對于重要程度較高、大型機組低壓輔機較多以及需要集中改造的區域，將0.4kV交流接觸控制電源改為不間斷電源（uninterruptible power supply，UPS）供電，以便保證在電壓較短時間跌落并恢復正常電壓過程中，交流接觸器不釋放，低壓電動機不間斷持續運轉，為工藝參數盡快恢復提供基礎條件。

但是，當發生系統長時間失電時，在UPS電源充足情況下，交流接觸器也不會釋放，需要在低壓電動機保護器增設失壓保護40%～60%Un，動作時限根據0.4kV進線失壓保護時限或工藝連鎖主機失壓保護時限進行設定。

4.2 針對部分重要低壓輔機數量較少、分布較分散以及不需集中改造的區域，采取增加和更換低壓電動機保護裝置的措施，根據工藝運行要求，分為工藝允許短時停電和工藝不允許停電兩種情況。經過數次選型和試驗，最終選擇上海華建LM313+系列微機型低壓電動機保護監測裝置與江蘇國網自控接觸器抗晃電裝置。

上海華建LM313裝置通過監測220V裝置電源電壓，判斷系統短時失電再起動，其中保護配置分為“立即再起動”和“延時再起動”兩種功能，立即再起動和延時再起動可以分別投退。

再起動功能模塊檢測母線單相電壓，并自動記憶電動機的原來運行狀態，對失電前在運行的電動機，當電壓降到“跌落電壓Udr”時，“立即再起動”和“延時再起動”功能同時啟用。因為監測電壓取自220V電源輸入，當發生單相電壓跌落時，為使保護裝置功能動作正確，保護裝置電源L1、N和交流接觸器KM電源L11、N應取自低壓0.4kV母線同一相。

“立即再起動”具有抗晃電功能，當電壓降到“跌落電壓Udr”時，在限定的時間（0.5s）以內，電源電壓恢復到“恢復電壓定值（Ure）”以上，LM313+系列保護裝置會立即動作，如圖6所示，R3繼電器，此時KM接觸器線圈再次得電，保證接觸器釋放后立即吸合。

圖6 LM-313+裝置接線圖

“延時再起動”具有分批再起動功能，若電源恢復到“恢復電壓定值（Ure）”的時間超過0.5s，但仍在延時再起動限定時間（trm）內，則經過延時時間trst+0.5s再次判斷電壓大于設定的“恢復電壓定值（Ure）”后動作于R3繼電器。

當系統內關鍵電動機容量較大且進線的速斷、過流在保護整定時無法躲過所有電動機同時再起動的沖擊電流時，可通過保護裝置“再起動延時時間（trst）”及“恢復電壓定值（Ure）”進行分批再起動。

江蘇國網自控接觸器抗晃電裝置當發生系統電壓跌落時，裝置迅速切斷接觸器線圈的交流電源，將內部超級電容儲能的直流電壓經過自動控制方式輸出到接觸器線圈上，保持接觸器可靠吸合。在晃電過程結束、電源恢復正常后，裝置關斷內部直流電壓輸出，將交流電壓切換到接觸器線圈兩側，切換速度可以達到1.67ms。

裝置晃電維持時間可以設置在0.01～5s范圍，級差為0.01s，并且可以自測量適應各型號接觸器，無需設置接觸器電阻。此裝置可以保證電源電壓跌落時，接觸器接點不失電釋放，避免因電動機失去電源或接觸器釋放接點而引起的工藝波動，防止接觸器分、合時產生操作過電壓和沖擊電流。

4.3 對于重要程度較低、不會造成大型機組工藝連鎖停機的低壓電動機，工藝采用A、B電動機互為備用運行，電氣將A、B機交流接觸器、電動機保護裝置電源取自不同相，確保電網單相電壓跌落時，能具備一臺電動機運轉，減少低壓電動機晃電停機數量。

例如，大型機組有A、B兩臺輔助潤滑油泵，A油泵交流接觸器220V電源取自0.4kVⅠ段a、n相，B油泵交流接觸器220V電源取自0.4kVⅡ段c、n相，兩泵控制回路采取電氣互鎖接線，當系統發生單相電壓跌落、a相電壓減低至交流接觸器釋放電壓以下時，A泵停機切換B泵起動。

5 結論

經過歷年對晃電的探索和改造，已經從增加快切裝置、調整變頻器參數、啟用再起動系統、投用并聯電容器裝置等方面提升系統的抗晃電能力，使晃電停機數量逐年下降。此次發生的110kV系統單相接地短路事件，造成較多數量低壓電動機停運，給我們敲響警鐘。通過此次改造，公司電氣系統抗晃電能力得到了進一步加強，有效避免了晃電停機事件的發生。