尹貽功 宋宏志 王天文 劉 顏

（中石化天然氣榆濟管道分公司，濟南 250101）

壓氣站場的主要用電設(shè)備為壓縮機組，一旦發(fā)生機組停機，將會造成管網(wǎng)壓力降低，影響管網(wǎng)的正常輸氣任務(wù)，造成巨大的經(jīng)濟損失，甚至影響某一區(qū)域的穩(wěn)定。目前壓氣站內(nèi)壓縮機主要采用電驅(qū)和燃驅(qū)兩種驅(qū)動方式。從控制性能、一次投資、長期維護費用等方面考慮，以高壓電動機變頻調(diào)速驅(qū)動壓縮機的方案具有極大的優(yōu)越性[1-4]。

目前已安裝的天然氣管道壓縮機組中，電機驅(qū)動約占22%。其中西氣東輸一線共有4座電驅(qū)壓氣站，西氣東輸二線西段共設(shè)3座電驅(qū)壓氣站，西氣東輸二線東段共設(shè)7座電驅(qū)壓氣站。新建天然氣管線中，中緬天然氣管道境內(nèi)部分、川氣東送管道全部壓氣站采用電驅(qū)機組[5]。

以榆林首站為例，截至目前因供電系統(tǒng)導(dǎo)致的壓縮機停機次數(shù)為6次，占總停機次數(shù)的46%，嚴重制約了壓氣站的生產(chǎn)輸氣工作。為此，提高壓氣站供電系統(tǒng)可靠性對于維持壓氣站穩(wěn)定運行具有重要意義。

1 榆林首站概況

榆林首站作為榆林-濟南輸氣管道（下稱榆濟管道）源頭，主要任務(wù)為通過壓縮機組對接收天然氣進行增壓并實現(xiàn)遠輸。變電站設(shè)計電壓為110kV，供電方式為雙回路供電。110kV、10kV及0.4kV母線均采用單母分段接線方式。三臺壓縮機組分配在兩段10kV母線上（10kV兩進線開關(guān)及母聯(lián)開關(guān)處配置有一臺深圳國立智能公司SID-40B快切裝置）。三臺壓縮機組均采用VSDS（變頻調(diào)速系統(tǒng)），主要配套設(shè)備為10kV高壓開關(guān)柜、三相油浸隔離變壓器、水冷變頻器、三相異步電動機[6]。

天然氣壓氣站重要考核指標為停機次數(shù)，正常輸氣生產(chǎn)工作時需維持壓縮機的持續(xù)穩(wěn)定運轉(zhuǎn)。因異常停機往往伴隨著大量天然氣放空，進口管網(wǎng)壓力上升，甚至引發(fā)上游憋壓。通常情況下，凡是導(dǎo)致站內(nèi)壓縮機組全部異常停機的事件均稱為一次事故。以榆林首站及周邊天然壓氣站的設(shè)計運行過程來看，當前變電站設(shè)計及運行過程仍存在一些要點問題，影響了壓氣站的正常輸氣。

2 變電站設(shè)計運行過程中應(yīng)注意的要點問題

2.1 供電方式

壓氣站負荷等級為1級，根據(jù)《關(guān)于加強重要電力用戶供電電源及自備應(yīng)急電源配置監(jiān)督管理的意見》[7]中規(guī)定，一級負荷用戶應(yīng)具備2路電源供電，2路電源應(yīng)來自不同的變電站，當一路電源發(fā)生故障時，另一路電源能保證獨立正常供電[8]。

舉例說明，陜京二線榆林壓氣站馬家峁變電站供電線路為來自同一330kV變電站的同塔雙回線路，供電電壓為110kV，其供電可靠性不強。主要體現(xiàn)為：

1）榆林地區(qū)晝夜溫差較大，冬季霜凍期長，多風(fēng)沙天氣，易出現(xiàn)冰凍，沙塵暴等極端氣候天氣，對電力設(shè)施存在一定威脅。同塔布置時，任何一級桿塔出現(xiàn)問題，都會導(dǎo)致線路供電中斷，導(dǎo)致變電站全站失壓，影響下游用戶正常用氣。

2）當某一單回線運行時，不能對另一條已停運線路進行檢維修工作（如開展絕緣子、避雷器預(yù)防性試驗，加裝防鳥裝置，更換避雷器等）。給線路正常運行維護帶來不便，也給壓氣站的供電帶來了安全隱患。

2.2 運行方式

1）幾種常見運行方式

變電站一次主接線形式通常為：110kV、10kV母線均采取單母分段接線形式。該接線形式下可供選擇的運行方式為四種：分列運行、部分合環(huán)運行、合環(huán)運行、單列運行方式。以榆林首站110kV榆濟變?yōu)槔?，對照比較各運行方式優(yōu)劣點。如圖1至圖7所示。其中，濟雙線、濟西線分別為榆濟變進線專線（分別引自雙河變電站及西沙變電站）。當開關(guān)為黑色狀態(tài)時，表示開關(guān)處于合位；當開關(guān)為白色狀態(tài)時，表示開關(guān)處于分位。箭頭指示電流方向。

圖1 分列運行方式

圖2 部分合環(huán)運行方式

圖3 合環(huán)運行方式

圖4 單列運行方式

圖5 單列運行方式

圖6 單列運行方式

圖7 單列運行方式

2）優(yōu)劣比較（見表1）

表1 各運行方式優(yōu)劣比較

2.3 負荷分配

如圖8、圖9所示，榆林首站配置有三臺離心式壓縮機組，每臺離心式壓縮機組獨立配套一臺主電機、一臺隔離變壓器、一臺變頻器、一臺空冷器、一臺MCC（即馬達控制中心，為潤滑油泵、干氣密封加熱器、變頻器輔助設(shè)備等提供電能）。三臺壓縮機的公用輔助設(shè)備主要有三臺空壓機、三臺循環(huán)水泵、一臺冷卻水塔、一臺UPS。為確保輸氣量，壓縮機組正常運行方式為兩用一備。

原設(shè)計方式下2#離心式壓縮機掛在10kV I段母線上，其輔助設(shè)備則交叉分配在兩段400V母線上；1#離心式壓縮機掛在10kV II段母線上，其輔助設(shè)備則交叉分配在兩段400V母線上。任何一段母線失電均無法保障兩臺壓縮機組的正常運行，也就無法完成輸氣任務(wù)。

合理設(shè)計方案應(yīng)為，各壓縮機組獨立配套的主設(shè)備（主電機、隔離變壓器、變頻器）及輔助設(shè)備（空冷器、MCC等）應(yīng)按照電壓等級的不同垂直掛接在同一段母線上（如2#壓縮機主設(shè)備掛在10kV II母上，則其獨立配套的輔助設(shè)備應(yīng)掛在400V II母上）。當高壓設(shè)備按照圖8所示分布時，則圖9所示的布置方式較圖8更為合理。

可見，為便于壓縮機組及輔助設(shè)備的檢修維護工作，提高供電可靠性。需采取以下措施：

1）優(yōu)先考慮同一系統(tǒng)內(nèi)的一級負荷設(shè)備及二級負荷設(shè)備分配在同一段母線上，滿足上述條件下，盡可能使各段母線負荷平均分配。

2）400V公用輔助設(shè)備在進行設(shè)備選型時，應(yīng)在滿足其性能條件下，盡可能選購偶數(shù)臺設(shè)備，并將其平均分配在兩段400V母線上。若公用輔助設(shè)備只有一臺（如冷卻水塔），則可通過ATS自動轉(zhuǎn)換開關(guān)為其接入兩路供電電源，確保輔助設(shè)備的供電可靠性。

圖8 110/10kV 一次主接線示意圖

圖9 10/0.4kV 一次主接線圖（原設(shè)計）

圖10 10/0.4kV 一次主接線圖（改造后）

2.4 預(yù)防性試驗

電力設(shè)備預(yù)防性試驗是指為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱患，預(yù)防發(fā)生事故或設(shè)備損壞，對設(shè)備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣或氣樣進行分析的試驗。一般說來，電力設(shè)備每1～3年均要開展一次預(yù)防性試驗[9]。

榆濟變電站2#主變出線側(cè)斷路器采用SIMENS 3AH1575-6型真空斷路器，其額定電壓為12kV，遮斷容量為31.5kA，額定電流為2500A。2013年4月在進行交流耐壓試驗時發(fā)現(xiàn)，整體耐壓升至30kV時斷路器存在放電聲，且整體對地耐壓升至40KV時斷路器跳閘，斷路器耐壓試驗不合格，返廠修理并更換極柱真空泡和緩沖器后斷路器耐壓試驗合格。試驗之前該斷路器一直處于長期運行狀態(tài)，且因變電站當時為單列運行方式，一旦隱患問題演變成故障，將造成壓縮機組全部停機?？梢姡娏︻A(yù)防性試驗關(guān)系系統(tǒng)供電可靠性，意義重大[10]。

電驅(qū)壓氣站變電站開展預(yù)防性試驗的主要設(shè)備及系統(tǒng)為：GIS（氣體絕緣封閉式組合電器）、變壓器（油浸變壓器或干式變壓器）、電機、母線、開關(guān)（斷路器）、避雷器、PT（電壓互感器）、CT（電流互感器）、電容、電感、繼電保護系統(tǒng)等。通常情況下，除直流系統(tǒng)普測，接地電阻測試，GIS氣室驗漏及微水含量測試等項目無需停電外，其他試驗項目均需對試驗設(shè)備開展停電工作。

根據(jù)本公司電力管理制度及電氣設(shè)備運行情況，結(jié)合當?shù)仉娏Σ块T意見，榆濟變電站預(yù)防性試驗一般為每年開展1次。若按照上述規(guī)定，除出廠試驗及設(shè)備交接試驗外，榆濟變電站自2010年10月投運至2013年12月底期間，各電力設(shè)備均應(yīng)開展了3次預(yù)防性試驗。查閱榆濟變電站自投運以來的全部預(yù)防性試驗報告，繪制各電力設(shè)備預(yù)防性試驗頻次表（見表2）。

表2 電力設(shè)備預(yù)防性試驗頻次表

由表2可知，110/10 kV主變壓器、10kV斷路器、10kVCT、隔離變壓器可按時開展預(yù)防性試驗，其他設(shè)備110kV投運至今僅在設(shè)備出廠和交接時開展過一次預(yù)防性試驗和維護保養(yǎng)工作。

分析原因，主要為安裝位置、供電方式設(shè)計不合理，現(xiàn)場運行情況下不滿足試驗條件等原因，無法開展預(yù)防性試驗。

1）安裝位置不合理。如圖11、圖12所示，主變壓器進線處絕緣子距離地面垂直距離為13.9m）；GIS室進線套管處絕緣子距離地面垂直距離13.9m，距離檢修平臺垂直距離5.5m，檢修平臺寬度為1.7m。兩處預(yù)防性試驗作業(yè)均屬高處作業(yè)，檢修平臺較窄，操作空間小，為保障人員設(shè)備安全，需采用專用升降平臺或搭設(shè)腳手架進行，不便于日常檢修維護。

在進行高壓進線設(shè)計時應(yīng)盡可能降低安裝高度，采用門型構(gòu)架設(shè)計或傾斜套管安裝角度，為預(yù)防性試驗預(yù)留足夠的操作空間。

圖11 主變壓器進線絕緣子安裝圖

圖12 GIS 室進線套管及絕緣子安裝圖

2）供電方式設(shè)計不合理。由2.3負荷分配分析可知，變電站存在負荷交叉分配現(xiàn)象，110kV、10kV、0.4kV單母分段接線形式無法滿足壓縮機供電可靠性需求。部分電氣設(shè)備無法分段停止，導(dǎo)致無法開展試驗。

進行一次系統(tǒng)供電方式設(shè)計時，一是需平均分配各電壓等級下的負荷；二是確保110kV、10kV、0.4kV母線可以滿足并列運行條件或配置專用快切裝置滿足預(yù)防性試驗期間的壓縮機電源切換需求。

2.5 晃電引起的壓氣站停輸問題

電力系統(tǒng)在運行過程中，由于大型設(shè)備起動、重合閘、短路、工作開關(guān)偷跳、雙電源備自投切換、電網(wǎng)故障、雷擊等原因，造成電網(wǎng)瞬間故障，引起電壓較大幅度波動、短時失壓、短時斷電等現(xiàn)象，通常稱之為“晃電”現(xiàn)象[11-14]?；坞娡鶗斐蓧簹庹救繅嚎s機組緊急停車，引起生產(chǎn)中斷，造成巨大損失[12-14]。

為提高壓縮機組運行可靠性，通常情況下壓氣站均有一定數(shù)量的備用機組，采用一用一備或多用一備的運行方式。因“晃電”往往造成全部機組停車，備用壓縮機組對于運行可靠性的提高意義不大。一般情況下，壓縮機緊急停機后，需要很長時間（主要為電機、壓縮機吹掃耗時，起機加載流程耗時，處理急停過程中引發(fā)的其他設(shè)備問題耗時等，以榆林首站為例，合計時間為60min以上）才能重新起動加載并達到天然氣增壓外輸條件。在壓縮機停機、起機期間將造成能源大量浪費（停機時天然氣泄壓放空、起機時天然氣吹掃放空等），引發(fā)管網(wǎng)壓力波動（如上游管網(wǎng)輸氣壓力升高、下游管網(wǎng)輸氣壓力下降）、上游管段憋壓甚至氣井關(guān)停等不良后果?？梢?，有效解決“晃電”問題，是提高壓縮機電力系統(tǒng)供電可靠性的重點。

晃電主要有以下幾種情況：

1）電壓驟升或驟降，持續(xù)時間為0.01s至1min，電壓上升或下降至額定電壓的110%～180%或者10%～90%。

查閱某電驅(qū)壓氣站的一起雷電晃電故障記錄，在雷電時間66.83ms以內(nèi)，110kV GIS（氣體絕緣封閉式組合電器）110kV C相電壓瞬時降到26.65V，A相二次電壓瞬時降到27.98V，分別為正常二次電壓的42%和44%。交流接觸器線圈通電后產(chǎn)生電磁力吸合主觸頭，實現(xiàn)接觸器合閘。一般交流接觸器當電壓低于額定電壓的50%，時間超過0.02s時接觸器釋放；當電壓低于80%甚至更高，持續(xù)0.1s時接觸器也釋放。就算電壓恢復(fù)后，因無法自行起動，電動機也無法運轉(zhuǎn)。

2）電壓閃變，重合閘、備自投切換、電網(wǎng)故障等引起的短時間失壓或斷電（持續(xù)時間一般為0.01～3s）。

查閱榆林首站110kV榆濟變電站2011年2月－2013年3月運行期間的壓縮機停機紀錄，造成全站停輸?shù)耐C次數(shù)為5次，其中電力原因?qū)е碌耐C為2次，全部因外電晃電引起。以其中一次為例，該變電站上級變電站相鄰間隔線路開關(guān)重合閘引起電壓波動，導(dǎo)致該變電站電壓降至62%以下，引起在運ACS5000型水冷變頻器直流母線低電壓跳閘停機，導(dǎo)致生產(chǎn)停輸。

3 晃電解決方案

3.1 VSDS 系統(tǒng)失電特性分析

VSDS（變頻調(diào)速驅(qū)動系統(tǒng)）是壓氣站較為常見的傳動方式，主要設(shè)備通常為高壓斷路器、隔離變壓器、變頻器、主電機。

變頻器作為VSDS的核心設(shè)備對電網(wǎng)要求較高，短時間停電將觸發(fā)變頻器低電壓保護，使得上級高壓斷路器跳閘，引起主電機停轉(zhuǎn)，壓縮機停機。因此，VSDS不允許供電系統(tǒng)出現(xiàn)較大壓降。

圖13 變頻調(diào)速系統(tǒng)示意圖

電網(wǎng)短時間失電時，因主電機的感性特征，母線電壓不會立即下降為零，而是按照相應(yīng)的時間常數(shù)逐漸衰減。失電后，主電機依靠負載的慣性動能拖動電動機繼續(xù)旋轉(zhuǎn)，使得主電機轉(zhuǎn)入異步“發(fā)電”狀態(tài)，補充母線電壓。因此，在母線上呈現(xiàn)出一個電壓幅值和頻率逐漸衰減的殘壓。

根據(jù)這一特性，一方面可以將這部分“發(fā)電”的能量加以利用，將電能反饋至變頻器直流儲能電容，補充直流母線電壓，從而避免變頻器觸發(fā)低電壓保護跳閘，ABB中壓變頻器ridethrough功能（失電跨越功能）即采用了這一特性；另一方面，考慮到當前制造工藝，電動機長期耐受電壓值一般為1.1～1.2倍額定電壓[15]。若在主電機慣性轉(zhuǎn)動狀態(tài)下恢復(fù)供電，只要殘壓值與恢復(fù)供電的電壓值矢量疊加后不超過電動機耐受電壓值，便可以實現(xiàn)電機的持續(xù)運轉(zhuǎn)，國立智能電力科技有限公司快速無擾動備用電源替續(xù)控制系統(tǒng)（簡稱快切裝置）即采用這一特性，拓寬了快切裝置的切換準則。

筆者認為可以通過優(yōu)化變頻器定值參數(shù)設(shè)置，合理設(shè)定快切裝置測量監(jiān)視參數(shù)及切換邏輯，將兩者有效結(jié)合，取得最佳的“抗晃電”效果。

3.2 ABB 變頻器失電跨越功能介紹

ABB中壓變頻器失電跨越功能主要指在電網(wǎng)瞬間跌落或閃變過程中，變頻器可以保持短時不停機。具體為：當電壓跌落至設(shè)定值時，變頻器激活失電跨越功能，快速降低定子輸入電壓及頻率，使定子磁場轉(zhuǎn)速快速下降。此時，電機轉(zhuǎn)子依靠負載慣性能力仍在繼續(xù)旋轉(zhuǎn)。當定子磁鏈滯后于轉(zhuǎn)子磁鏈時，電磁轉(zhuǎn)矩反向，電機處于發(fā)電狀態(tài)。電機產(chǎn)生的感應(yīng)電動勢經(jīng)過逆變器續(xù)流二極管整流后將能量反饋至直流回路儲能電容，保持直流母線電壓值高于變頻器低電壓保護跳閘值，電機以低轉(zhuǎn)速持續(xù)運轉(zhuǎn)。在電機轉(zhuǎn)速降至設(shè)定值前，電機不停轉(zhuǎn)。當電網(wǎng)電壓高于設(shè)定值時，失電跨越功能退出，電機在一定時間內(nèi)加速到正常運行轉(zhuǎn)速，壓縮機恢復(fù)正常運行。

變頻器失電跨越功能主要參數(shù)為直流母線電壓值及電機轉(zhuǎn)速值。涉及的主要監(jiān)測參數(shù)為：電機轉(zhuǎn)速實測值、直流母線電壓實測值；主要設(shè)定參數(shù)為：激活失電跨越功能的直流母線電壓設(shè)定值U1（一般為3700～4000V）、失電跨越功能激活期間的直流母線電壓參考值U2（一般為4200V）、退出失電跨越功能的直流母線電壓設(shè)定值U3（一般為4400V）、低電壓保護跳閘設(shè)定值等U4（一般為3100～3300V）、失電跨越功能有效的最小轉(zhuǎn)速設(shè)定值V（一般為10%）。

3.3 快切裝置配置方案

如上所述，為提高壓氣站變電站供電可靠性，一般要求變電站配置兩個獨立的供電電源。當某一供電電源發(fā)生故障或出現(xiàn)電壓波動時，快速無擾動備用電源替續(xù)控制系統(tǒng)（簡稱快切裝置）可以在不損壞供、用電設(shè)備的基礎(chǔ)上，快速切除故障電源并投入備用電源。實現(xiàn)變電站電力供應(yīng)不間斷，確保一、二級設(shè)備負荷不被切除，受電可繼續(xù)運轉(zhuǎn)。對于壓氣站來說，一、二級負荷，主要指壓縮機及其輔助設(shè)備、消防水泵及泄壓閥門等設(shè)備。

以壓氣站110kV變電站典型主接線圖為基礎(chǔ)，開展快切裝置配置方案分析。如圖14所示，快切裝置配置方案主要有兩種（詳見表3）：①110kV分段開關(guān)與兩進線開關(guān)（QF1、QF2、QF3）之間；②10kV分段開關(guān)與變壓器兩出線開關(guān)之間（QF4、QF5、QF6）。

為了確保在線路或主變壓器發(fā)生故障時，快切裝置可以快速、準確的實現(xiàn)不停電切換，建議采取快切方案4。

圖14 典型變電站主接線示意圖

表3 快切裝置配置方案

表4 快切裝置在各配置方案下的優(yōu)劣比較

3.4 變頻器及快切裝置優(yōu)化設(shè)計

1）設(shè)定變頻器失電跨越功能相關(guān)參數(shù)時，應(yīng)保證變頻器直流母線額定電壓U0>U3>U2>U1>U4。

2）為了避免快切在運行方式②（即，分段開關(guān)合位，一個進線處于分位，另一進線開關(guān)處于分位）狀態(tài)下采取殘壓切換準則，應(yīng)當為快切裝置配套設(shè)計相關(guān)的進線PT和CT，確保快切裝置的電壓及電流信號全部引自進線PT而不是母線PT。

3）為了縮短變頻器母線失壓時間，快切裝置母線失壓定值應(yīng)大于激活失電跨越功能的直流母線電壓設(shè)定值。

4）當電網(wǎng)不具備電磁環(huán)網(wǎng)運行條件時，為了避免快切裝置再未切除故障電源時先期投入備用電源，擴大停電范圍?？烨醒b置應(yīng)采取串聯(lián)切換模式，即先跳工作開關(guān)，在確定工作開關(guān)跳開后再合備用開關(guān)。

3.5 壓縮機輔助設(shè)備防晃電設(shè)計

壓縮機輔助系統(tǒng)一般采用低壓交流接觸器實現(xiàn)對潤滑油泵、空壓機、循環(huán)水泵等的控制。當電網(wǎng)出現(xiàn)晃電時，會造成操作線圈短時斷電或電壓過低，導(dǎo)致動、靜鐵心之間的電磁吸力小于動鐵心聯(lián)動部分彈簧的反作用力，接觸器釋放，引起輔助設(shè)備失電停機，間接導(dǎo)致壓縮機緊急停機。對于這一問題，一方面可以配置工業(yè)UPS，為輔助設(shè)備控制回路提供不間斷電源；另一方面，進行交流接觸器設(shè)計選型時，可以選用防晃電接觸器予以解決。

4 結(jié)論

天然氣壓氣站變電站作為整個壓氣站的供電樞紐，往往需要具備以下幾種作用：一是為離心式壓縮機變頻調(diào)速驅(qū)動系統(tǒng)提供高壓電能；二是為站場潤滑油泵、空壓機、電動閥門、水泵、風(fēng)機等提供動力支持；三是為站場控制系統(tǒng)和通信系統(tǒng)提供低壓電能。

針對天然氣壓氣站專用變電站的設(shè)備供電需求和運行維護特點，在充分考慮壓氣站電力系統(tǒng)供電特點的基礎(chǔ)上，綜合分析變電站設(shè)計建設(shè)過程存在的各類要點問題及解決方案，得出結(jié)論如下。

1）設(shè)計思路。壓氣站專用變電站的設(shè)計建設(shè)，除遵循電力行業(yè)各設(shè)計標準規(guī)范外，還應(yīng)充分考慮電力系統(tǒng)（尤其是壓縮機組電驅(qū)系統(tǒng)）的抗“晃電”能力，并保障各電力設(shè)備預(yù)防性試驗需求和檢修維護需要。變電站設(shè)計應(yīng)以供電可靠，運行經(jīng)濟，檢修維護方便，運行方式調(diào)整靈活為主要宗旨。

2）供電方式。為保障壓氣站供電可靠性，在進行變電站供電方式設(shè)計時，應(yīng)嚴格按照GB5002- 2009《供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》要求，綜合考慮當?shù)氐匦蔚孛埠蜌夂驐l件，進行獨立雙電源設(shè)計，若供電回路采用架空線鋪設(shè)方式，兩回供電線路不應(yīng)同塔布置。

3）運行方式。壓氣站正常運行過程中，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場設(shè)備實際情況和上游電網(wǎng)情況，綜合對比分析各運行方式下變電站供電的可靠性、經(jīng)濟性、方便性及穩(wěn)定性，選擇最佳運行方式。通常，在確保壓氣站供電可靠性的基礎(chǔ)上，以較為經(jīng)濟的運行方式作為最佳選擇。

4）預(yù)防性試驗。變電站設(shè)計過程應(yīng)綜合考慮高壓線路、變壓器、母線、絕緣子、避雷器、互感器、開關(guān)、直流系統(tǒng)等各設(shè)備（系統(tǒng)）的預(yù)防性試驗需求，為預(yù)防性試驗留有充足的可操作空間。確保預(yù)防性試驗開展過程中能通過合理調(diào)配運行方式，切換壓縮機組等方法逐段逐級停運斷路器、母線或繼電保護設(shè)備，分步完成上述設(shè)備的預(yù)防性試驗，而不造成站內(nèi)壓縮機組異常停機，生產(chǎn)輸氣中斷。

5）在“晃電”問題解決上，高壓部分可采用帶低電壓跨越功能的高壓變頻器與快切裝置相結(jié)合的技術(shù)方案，低壓部分可選擇防晃電繼電器（永磁式繼電器）或工業(yè)UPS等設(shè)備，避免因晃電造成的壓縮機直接或間接停機事故。

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