王燦，周欣，唐星祝，寧志毫，吉光亞

(1·國(guó)網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院，湖南 長(zhǎng)沙410007；2·國(guó)網(wǎng)湖南省電力有限公司，湖南 長(zhǎng)沙410004；3·湖南省湘電試驗(yàn)研究院有限公司，湖南 長(zhǎng)沙410007)

0 引言

長(zhǎng)沙某新建企業(yè)向長(zhǎng)沙電網(wǎng)申請(qǐng)用電，申請(qǐng)報(bào)裝容量為11 210 kVA，正常生產(chǎn)負(fù)荷為9 500～10 000 kW，年滿負(fù)荷用電量在8 000萬kW·h左右。根據(jù)業(yè)主報(bào)裝資料，廠區(qū)主要用電設(shè)備包括10 kV電機(jī)2臺(tái)，1號(hào)電機(jī)功率8 800 kW，額定電流569 A，正常工作狀態(tài)下功率因素為0·92，工作效率為97·6%，采用液阻柜啟動(dòng)，液阻模擬啟動(dòng)時(shí)啟動(dòng)時(shí)間約為22 s，最大啟動(dòng)電流約為額定電流的3·8倍(2 162·2 A)；2號(hào)電機(jī)功率410 kW，額定電流為29 A，為直接啟動(dòng)，啟動(dòng)電流約為額定電流的6倍(174 A)；兩臺(tái)電機(jī)不同時(shí)啟動(dòng)，2號(hào)電機(jī)在1號(hào)電機(jī)之后啟動(dòng)；400 V電機(jī)最大容量為132 kW，為固態(tài)軟啟動(dòng)[1－4]。

由于企業(yè)場(chǎng)地空間有限、線路走廊實(shí)施難度大等，該企業(yè)必須采用10 kV電壓等級(jí)接入電網(wǎng)，而1號(hào)電機(jī)啟動(dòng)電流較大，可能會(huì)造成電網(wǎng)變電站10 kV母線電壓波動(dòng)大、電壓暫降的風(fēng)險(xiǎn)[5－8]，從而導(dǎo)致其他用戶變頻器、低壓脫口裝置、交流接觸器、PLC控制器等電壓暫降敏感設(shè)備保護(hù)跳閘，用戶生產(chǎn)線異常停運(yùn)，還會(huì)造成其他帶重負(fù)荷的電動(dòng)機(jī)因轉(zhuǎn)矩不夠停止轉(zhuǎn)動(dòng)，甚至電機(jī)燒壞等問題[9－13]。

本文主要對(duì)該企業(yè)10 kV大電機(jī)啟動(dòng)對(duì)電網(wǎng)電壓暫降的影響進(jìn)行理論分析和仿真研究，準(zhǔn)確計(jì)算出電壓暫降深度，并提出系列解決措施，確保該企業(yè)安全可靠地接入電網(wǎng)，對(duì)同類型企業(yè)接入電網(wǎng)電能質(zhì)量評(píng)估、接入系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)具有重要的借鑒意義[14－15]。

1 接入系統(tǒng)方案

該企業(yè)計(jì)劃新建10 kV線路1回，接入110 kV亞洲湖變電站，電纜型號(hào)采用2×YJV22－3×300，路徑長(zhǎng)約200 m，電纜總長(zhǎng)400 m，如圖1所示。亞洲湖變電站110 kV母線最大短路容量為1 715·3 MVA，最小短路容量為662·2 MVA；10 kV母線最大短路容量為272·6 MVA，最小短路容量為217·6 MVA。

圖1 接入系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)

2 電壓暫降影響分析

根據(jù)Q/GDW 1065—2015《電能質(zhì)量評(píng)估技術(shù)導(dǎo)則》，該企業(yè)大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，負(fù)荷變化值ΔS＝37·45 MVA，與公共連接點(diǎn)短路容量的比值為k，13·74%＜k＜17·21%，不滿足第一級(jí)評(píng)估規(guī)定，需要開展電壓波動(dòng)第二級(jí)評(píng)估(理論計(jì)算)和第三級(jí)評(píng)估(建模仿真)。

2.1 電壓暫降理論計(jì)算

根據(jù)《電能質(zhì)量評(píng)估技術(shù)導(dǎo)則》，在無功功率變化量為其主要成分時(shí)(例如大容量電動(dòng)機(jī)啟動(dòng))，對(duì)于平衡的三相負(fù)荷可采用式(1)進(jìn)行計(jì)算:

式中，d為電壓波動(dòng)值；Ssc為負(fù)荷接入點(diǎn)短路容量；ΔSi為負(fù)荷變化量，10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，最大啟動(dòng)電流約為額定電流的3·8倍，且為感性無功電流，則ΔSi＝3·8×Sn＝37·45 MVA。

根據(jù)以上公式，10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站10 kV母線電壓波動(dòng)在最大短路容量下為13·74%，在最小短路容量下為17·21%，會(huì)產(chǎn)生13·74%～17·21%的電壓波動(dòng)(電壓降落)。依據(jù)GB/T 30137—2013《電能質(zhì)量 電壓暫降與短時(shí)中斷》，10 kV大電機(jī)啟動(dòng)對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生了電壓暫降，對(duì)電網(wǎng)影響較大。電壓暫降是指電力系統(tǒng)中某點(diǎn)工頻電壓方均根值突然降低至0·1 p·u·～0·9 p·u·，并在短暫持續(xù)10 ms～l min后恢復(fù)正常的現(xiàn)象。

根據(jù)電機(jī)軟啟動(dòng)計(jì)算書，電機(jī)啟動(dòng)過程中啟動(dòng)電流、啟動(dòng)時(shí)間分段詳細(xì)參數(shù)見表1。依據(jù)表1中參數(shù)，對(duì)電機(jī)啟動(dòng)過程中，亞洲湖變電站10 kV母線電壓值進(jìn)行計(jì)算，最大、最小短路容量下，10 kV母線電壓值變化曲線如圖2所示。由圖2可知，在最大短路容量、最小短路容量下，亞洲湖變電站10 kV母線電壓均約在22 s后恢復(fù)至0·9 p·u·以上。啟動(dòng)時(shí)間為不同轉(zhuǎn)速比例下所需要的時(shí)間。

表1 電機(jī)啟動(dòng)時(shí)過程中分段參數(shù)

圖2 電機(jī)啟動(dòng)母線電壓變化曲線(在1 s電機(jī)啟動(dòng))

2.2 電壓暫降仿真計(jì)算

2.2.1 仿真建模

對(duì)于亞洲湖變電站110 kV及以上供電網(wǎng)絡(luò)，利用ETAP軟件，采用短路容量進(jìn)行系統(tǒng)等值，根據(jù)該企業(yè)接入系統(tǒng)方案和負(fù)荷情況建立電氣網(wǎng)絡(luò)計(jì)算模型，如圖3所示。

圖3 仿真模型

2.2.2 計(jì)算結(jié)果

依據(jù)圖3仿真模型，對(duì)最大、最小短路容量下，10 kV大電機(jī)啟動(dòng)，亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進(jìn)行仿真計(jì)算，可以得到大電機(jī)啟動(dòng)亞洲湖變電站母線電壓變化表，見表2。

表2 大電機(jī)啟動(dòng)亞洲湖變電站母線電壓

由表2可以看出，最大短路容量下，大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)亞洲湖變電站110 kV、10 kV母線電壓降落分別為2·09%、14·01%；最小短路容量下，大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)亞洲湖變電站110 kV、10 kV母線電壓降落分別為5·33%、17·35%；仿真結(jié)果與理論計(jì)算結(jié)果基本相符。

綜上所述，10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站10 kV電壓會(huì)產(chǎn)生14·01%～17·35%的電壓降落(持續(xù)時(shí)間約22 s)，造成10 kV母線電壓暫降，對(duì)電網(wǎng)影響較大。

3 解決措施

針對(duì)該企業(yè)大電機(jī)啟動(dòng)造成的亞洲湖變電站10 kV母線電壓暫降問題，提出亞洲湖變電站擴(kuò)建主變壓器、加裝動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置兩種治理方案。

3.1 擴(kuò)建主變壓器

在亞洲湖變電站擴(kuò)建一臺(tái)主變壓器，兩臺(tái)主變壓器10 kV母線接線及運(yùn)行方式有如下兩種。

3.1.1 運(yùn)行方式一

兩臺(tái)主變壓器10 kV側(cè)采用單母線雙分段接線，原主變母線(Ⅰ母)接其他負(fù)荷出線，新擴(kuò)建主變母線(Ⅱ母)接其他負(fù)荷出線和該企業(yè)負(fù)荷出線，如圖4所示。在大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，兩條母線并列運(yùn)行(K2開關(guān)閉合)，由于擴(kuò)建了一臺(tái)主變壓器，10 kV母線短路容量提升，降低電機(jī)啟動(dòng)對(duì)母線電壓降落的影響。具體短路容量提升值與擴(kuò)建主變壓器容量有關(guān)，擴(kuò)建主變壓器容量越大，短路容量越大。在非大電機(jī)啟動(dòng)期間，兩條母線可并列運(yùn)行或分裂運(yùn)行。

圖4 新擴(kuò)建主變母線接其他負(fù)荷出線和該企業(yè)負(fù)荷出線10 kV單母線雙分段接線

方式一情況下，若新擴(kuò)建主變壓器容量與原主變壓器相同(50 MVA)，對(duì)最大、最小短路容量下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)的亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進(jìn)行仿真計(jì)算，具體數(shù)據(jù)見表3。

表3 擴(kuò)建一臺(tái)主變壓器后并列運(yùn)行大電機(jī)啟動(dòng)亞洲湖變電站母線電壓

由表3可以看出，此方案下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站110 kV母線電壓降落為2·09%～5·33%，與原方式電壓降落相同；亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落為8·05%～11·43%，低于原方式下的電壓降落，但是仍然造成母線發(fā)生電壓暫降，方案不可行。

3.1.2 運(yùn)行方式二

兩臺(tái)主變壓器10 kV側(cè)采用單母線雙分段接線，新擴(kuò)建主變壓器母線(Ⅱ母)專接該企業(yè)負(fù)荷出線，原主變壓器母線(Ⅰ母)接其他用戶負(fù)荷出線，如圖5所示。在大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，10 kV母線分裂運(yùn)行(K2開關(guān)斷開)，從而減少該企業(yè)大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)對(duì)其他用戶負(fù)荷的影響；在非大電機(jī)啟動(dòng)期間，10 kV兩條母線需并列運(yùn)行，確保新擴(kuò)建主變?nèi)萘康玫匠浞掷谩?/p>

圖5 新擴(kuò)建主變壓器母線專接該企業(yè)負(fù)荷出線10 kV單母線雙分段接線

此方案下對(duì)最大、最小短路容量下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)的亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進(jìn)行仿真計(jì)算，具體數(shù)據(jù)見表4。

表4 擴(kuò)建一臺(tái)主變壓器后分裂運(yùn)行大電機(jī)啟動(dòng)亞洲湖變電站母線電壓表

由表4可以看出，此方案下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站110 kV母線電壓降落為2·09%～5·33%，與原方式電壓降落相同；亞洲湖變電站10 kV I母線(其他用戶負(fù)荷所接母線)電壓降落為2·08%～5·40%，遠(yuǎn)低于原方式下的電壓降落，不會(huì)造成母線發(fā)生電壓暫降。

由此可見，亞洲湖變電站擴(kuò)建一臺(tái)主變壓器，兩臺(tái)主變壓器10 kV側(cè)采用單母線雙分段接線，新擴(kuò)建主變壓器母線專接該企業(yè)負(fù)荷出線，原主變壓器母線接其他用戶負(fù)荷出線，這種方案可行。

實(shí)施該方案時(shí)需要注意:

1)該企業(yè)在大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，需要向電網(wǎng)調(diào)度申請(qǐng)，在確保10 kV母線分裂運(yùn)行后，方可進(jìn)行大電機(jī)啟動(dòng)。

2)大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，仍然會(huì)造成其他負(fù)荷所接母線發(fā)生5·40%的電壓降落，為保證大電機(jī)啟動(dòng)過程中母線電壓在10 kV以上，電網(wǎng)調(diào)度需要通過投電容器、調(diào)節(jié)主變檔位，保證10 kV I母線(其他用戶負(fù)荷所接母線)電壓在10·57 kV以上。

3)在非大電機(jī)啟動(dòng)期間，兩條10 kV母線需并列運(yùn)行，確保新擴(kuò)建主變壓器容量得到充分利用。

3.2 加裝動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置

該企業(yè)10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，最大啟動(dòng)電流約為額定電流的3·8倍，且為感性無功電流，則無功沖擊Q＝3·8Sn＝37·45 Mvar。建議加裝30 Mvar動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)，動(dòng)態(tài)補(bǔ)償大電機(jī)啟動(dòng)產(chǎn)生的感性無功，降低對(duì)電網(wǎng)電壓降落影響。

1)FC、SVG可安裝在亞洲湖變電站10 kV母線或該企業(yè)10 kV母線；根據(jù)DL/T 1198—2013《電力系統(tǒng)電能質(zhì)量技術(shù)管理規(guī)定》，當(dāng)電能質(zhì)量指標(biāo)不滿足相應(yīng)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)時(shí)，應(yīng)按照“誰污染，誰治理”的原則，建議該企業(yè)加裝動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置。

2)FC、SVG若安裝在亞洲湖變電站10 kV母線，建議SVG采用恒電壓控制模式，保持母線電壓穩(wěn)定。此時(shí)，F(xiàn)C、SVG除用來治理10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)的無功沖擊，還可用來解決非電機(jī)啟動(dòng)時(shí)母線電壓的穩(wěn)定問題。

3)FC、SVG若安裝在該企業(yè)10 kV母線，建議SVG采用恒無功(無功為0)控制模式，建議在電機(jī)啟動(dòng)前，先將SVG投入運(yùn)行，然后投入FC，此時(shí)在電機(jī)啟動(dòng)前FC的容性無功由SVG補(bǔ)償，避免先投入FC帶來的容性無功沖擊(電壓暫升)。

4)大于10 ms的電壓暫降就會(huì)對(duì)敏感負(fù)荷產(chǎn)生巨大影響，因此SVG全響應(yīng)時(shí)間應(yīng)小于10 ms。

采用FC、SVG安裝在該企業(yè)10 kV母線方案時(shí)，對(duì)最大、最小短路容量下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)后，亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進(jìn)行仿真計(jì)算，具體數(shù)據(jù)見表5。

表5 增設(shè)動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置后大電機(jī)啟動(dòng)亞洲湖變電站母線電壓

由表5可以看出，此方案下10 kV大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站110 kV母線電壓降落為0·44%～1·05%，遠(yuǎn)低于原方式電壓降落；亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落為2·81%～3·43%，遠(yuǎn)低于原方式下的電壓降落，不會(huì)造成母線電壓暫降。

由此可見，加裝30 Mvar動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)的治理方案可行。

4 結(jié)論

本文主要對(duì)某企業(yè)10 kV大電機(jī)啟動(dòng)對(duì)電網(wǎng)電壓暫降的影響進(jìn)行了理論分析和仿真研究，并提出系列解決措施，確保該企業(yè)安全可靠地接入電網(wǎng)，可為同類型企業(yè)接入電網(wǎng)電能質(zhì)量評(píng)估、接入系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)提供重要的借鑒，主要結(jié)論如下:

1)該企業(yè)10 kV大電機(jī)采用液阻柜啟動(dòng)時(shí)，亞洲湖變電站10 kV電壓會(huì)產(chǎn)生14·01%～17·35%的電壓降落(持續(xù)時(shí)間約22 s)，會(huì)造成10 kV母線電壓暫降，對(duì)電網(wǎng)影響較大。

2)亞洲湖變電站擴(kuò)建一臺(tái)主變壓器，兩臺(tái)主變壓器10 kV側(cè)采用單母線雙分段接線，新擴(kuò)建主變壓器母線專接該企業(yè)負(fù)荷出線，原主變壓器母線接其他用戶負(fù)荷出線，在大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)，10 kV母線分裂運(yùn)行，從而減少大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)對(duì)其他用戶負(fù)荷的影響。此種方案下，大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)亞洲湖變電站10 kV母線(其他用戶負(fù)荷所接母線)電壓降落為2·08%～5·40%，方案可行。

3)加裝30 Mvar動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)，動(dòng)態(tài)補(bǔ)償大電機(jī)啟動(dòng)產(chǎn)生的感性無功，降低對(duì)電網(wǎng)電壓降落影響。此種方案下，大電機(jī)啟動(dòng)時(shí)亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落為2·81%～3·43%，方案可行。