大容量電機啟動對電網電壓暫降的影響分析

王燦，周欣，唐星祝，寧志毫，吉光亞

(1·國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙410007；2·國網湖南省電力有限公司，湖南 長沙410004；3·湖南省湘電試驗研究院有限公司，湖南 長沙410007)

0 引言

長沙某新建企業向長沙電網申請用電，申請報裝容量為11 210 kVA，正常生產負荷為9 500～10 000 kW，年滿負荷用電量在8 000萬kW·h左右。根據業主報裝資料，廠區主要用電設備包括10 kV電機2臺，1號電機功率8 800 kW，額定電流569 A，正常工作狀態下功率因素為0·92，工作效率為97·6%，采用液阻柜啟動，液阻模擬啟動時啟動時間約為22 s，最大啟動電流約為額定電流的3·8倍(2 162·2 A)；2號電機功率410 kW，額定電流為29 A，為直接啟動，啟動電流約為額定電流的6倍(174 A)；兩臺電機不同時啟動，2號電機在1號電機之后啟動；400 V電機最大容量為132 kW，為固態軟啟動[1－4]。

由于企業場地空間有限、線路走廊實施難度大等，該企業必須采用10 kV電壓等級接入電網，而1號電機啟動電流較大，可能會造成電網變電站10 kV母線電壓波動大、電壓暫降的風險[5－8]，從而導致其他用戶變頻器、低壓脫口裝置、交流接觸器、PLC控制器等電壓暫降敏感設備保護跳閘，用戶生產線異常停運，還會造成其他帶重負荷的電動機因轉矩不夠停止轉動，甚至電機燒壞等問題[9－13]。

本文主要對該企業10 kV大電機啟動對電網電壓暫降的影響進行理論分析和仿真研究，準確計算出電壓暫降深度，并提出系列解決措施，確保該企業安全可靠地接入電網，對同類型企業接入電網電能質量評估、接入系統方案設計具有重要的借鑒意義[14－15]。

1 接入系統方案

該企業計劃新建10 kV線路1回，接入110 kV亞洲湖變電站，電纜型號采用2×YJV22－3×300，路徑長約200 m，電纜總長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 接入系統方案設計

2 電壓暫降影響分析

根據Q/GDW 1065—2015《電能質量評估技術導則》，該企業大電機啟動時，負荷變化值ΔS＝37·45 MVA，與公共連接點短路容量的比值為k，13·74%＜k＜17·21%，不滿足第一級評估規定，需要開展電壓波動第二級評估(理論計算)和第三級評估(建模仿真)。

2.1 電壓暫降理論計算

根據《電能質量評估技術導則》，在無功功率變化量為其主要成分時(例如大容量電動機啟動)，對于平衡的三相負荷可采用式(1)進行計算:

式中，d為電壓波動值；Ssc為負荷接入點短路容量；ΔSi為負荷變化量，10 kV大電機啟動時，最大啟動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。

根據以上公式，10 kV大電機啟動時，亞洲湖變電站10 kV母線電壓波動在最大短路容量下為13·74%，在最小短路容量下為17·21%，會產生13·74%～17·21%的電壓波動(電壓降落)。依據GB/T 30137—2013《電能質量 電壓暫降與短時中斷》，10 kV大電機啟動對電網產生了電壓暫降，對電網影響較大。電壓暫降是指電力系統中某點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10 ms～l min后恢復正常的現象。

根據電機軟啟動計算書，電機啟動過程中啟動電流、啟動時間分段詳細參數見表1。依據表1中參數，對電機啟動過程中，亞洲湖變電站10 kV母線電壓值進行計算，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后恢復至0·9 p·u·以上。啟動時間為不同轉速比例下所需要的時間。

表1 電機啟動時過程中分段參數

圖2 電機啟動母線電壓變化曲線(在1 s電機啟動)

2.2 電壓暫降仿真計算

2.2.1 仿真建模

對于亞洲湖變電站110 kV及以上供電網絡，利用ETAP軟件，采用短路容量進行系統等值，根據該企業接入系統方案和負荷情況建立電氣網絡計算模型，如圖3所示。

圖3 仿真模型

2.2.2 計算結果

依據圖3仿真模型，對最大、最小短路容量下，10 kV大電機啟動，亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進行仿真計算，可以得到大電機啟動亞洲湖變電站母線電壓變化表，見表2。

表2 大電機啟動亞洲湖變電站母線電壓

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

綜上所述，10 kV大電機啟動時，亞洲湖變電站10 kV電壓會產生14·01%～17·35%的電壓降落(持續時間約22 s)，造成10 kV母線電壓暫降，對電網影響較大。

3 解決措施

針對該企業大電機啟動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建主變壓器、加裝動態無功補償裝置兩種治理方案。

3.1 擴建主變壓器

在亞洲湖變電站擴建一臺主變壓器，兩臺主變壓器10 kV母線接線及運行方式有如下兩種。

3.1.1 運行方式一

兩臺主變壓器10 kV側采用單母線雙分段接線，原主變母線(Ⅰ母)接其他負荷出線，新擴建主變母線(Ⅱ母)接其他負荷出線和該企業負荷出線，如圖4所示。在大電機啟動時，兩條母線并列運行(K2開關閉合)，由于擴建了一臺主變壓器，10 kV母線短路容量提升，降低電機啟動對母線電壓降落的影響。具體短路容量提升值與擴建主變壓器容量有關，擴建主變壓器容量越大，短路容量越大。在非大電機啟動期間，兩條母線可并列運行或分裂運行。

圖4 新擴建主變母線接其他負荷出線和該企業負荷出線10 kV單母線雙分段接線

方式一情況下，若新擴建主變壓器容量與原主變壓器相同(50 MVA)，對最大、最小短路容量下10 kV大電機啟動時的亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進行仿真計算，具體數據見表3。

表3 擴建一臺主變壓器后并列運行大電機啟動亞洲湖變電站母線電壓

由表3可以看出，此方案下10 kV大電機啟動時，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生電壓暫降，方案不可行。

3.1.2 運行方式二

兩臺主變壓器10 kV側采用單母線雙分段接線，新擴建主變壓器母線(Ⅱ母)專接該企業負荷出線，原主變壓器母線(Ⅰ母)接其他用戶負荷出線，如圖5所示。在大電機啟動時，10 kV母線分裂運行(K2開關斷開)，從而減少該企業大電機啟動時對其他用戶負荷的影響；在非大電機啟動期間，10 kV兩條母線需并列運行，確保新擴建主變容量得到充分利用。

圖5 新擴建主變壓器母線專接該企業負荷出線10 kV單母線雙分段接線

此方案下對最大、最小短路容量下10 kV大電機啟動時的亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進行仿真計算，具體數據見表4。

表4 擴建一臺主變壓器后分裂運行大電機啟動亞洲湖變電站母線電壓表

由表4可以看出，此方案下10 kV大電機啟動時，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(其他用戶負荷所接母線)電壓降落為2·08%～5·40%，遠低于原方式下的電壓降落，不會造成母線發生電壓暫降。

由此可見，亞洲湖變電站擴建一臺主變壓器，兩臺主變壓器10 kV側采用單母線雙分段接線，新擴建主變壓器母線專接該企業負荷出線，原主變壓器母線接其他用戶負荷出線，這種方案可行。

實施該方案時需要注意:

1)該企業在大電機啟動時，需要向電網調度申請，在確保10 kV母線分裂運行后，方可進行大電機啟動。

2)大電機啟動時，仍然會造成其他負荷所接母線發生5·40%的電壓降落，為保證大電機啟動過程中母線電壓在10 kV以上，電網調度需要通過投電容器、調節主變檔位，保證10 kV I母線(其他用戶負荷所接母線)電壓在10·57 kV以上。

3)在非大電機啟動期間，兩條10 kV母線需并列運行，確保新擴建主變壓器容量得到充分利用。

3.2 加裝動態無功補償裝置

該企業10 kV大電機啟動時，最大啟動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動態無功補償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)，動態補償大電機啟動產生的感性無功，降低對電網電壓降落影響。

1)FC、SVG可安裝在亞洲湖變電站10 kV母線或該企業10 kV母線；根據DL/T 1198—2013《電力系統電能質量技術管理規定》，當電能質量指標不滿足相應國家標準時，應按照“誰污染，誰治理”的原則，建議該企業加裝動態無功補償裝置。

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，保持母線電壓穩定。此時，FC、SVG除用來治理10 kV大電機啟動時的無功沖擊，還可用來解決非電機啟動時母線電壓的穩定問題。

3)FC、SVG若安裝在該企業10 kV母線，建議SVG采用恒無功(無功為0)控制模式，建議在電機啟動前，先將SVG投入運行，然后投入FC，此時在電機啟動前FC的容性無功由SVG補償，避免先投入FC帶來的容性無功沖擊(電壓暫升)。

4)大于10 ms的電壓暫降就會對敏感負荷產生巨大影響，因此SVG全響應時間應小于10 ms。

采用FC、SVG安裝在該企業10 kV母線方案時，對最大、最小短路容量下10 kV大電機啟動后，亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落情況進行仿真計算，具體數據見表5。

表5 增設動態無功補償裝置后大電機啟動亞洲湖變電站母線電壓

由表5可以看出，此方案下10 kV大電機啟動時，亞洲湖變電站110 kV母線電壓降落為0·44%～1·05%，遠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%，遠低于原方式下的電壓降落，不會造成母線電壓暫降。

由此可見，加裝30 Mvar動態無功補償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)的治理方案可行。

4 結論

本文主要對某企業10 kV大電機啟動對電網電壓暫降的影響進行了理論分析和仿真研究，并提出系列解決措施，確保該企業安全可靠地接入電網，可為同類型企業接入電網電能質量評估、接入系統方案設計提供重要的借鑒，主要結論如下:

1)該企業10 kV大電機采用液阻柜啟動時，亞洲湖變電站10 kV電壓會產生14·01%～17·35%的電壓降落(持續時間約22 s)，會造成10 kV母線電壓暫降，對電網影響較大。

2)亞洲湖變電站擴建一臺主變壓器，兩臺主變壓器10 kV側采用單母線雙分段接線，新擴建主變壓器母線專接該企業負荷出線，原主變壓器母線接其他用戶負荷出線，在大電機啟動時，10 kV母線分裂運行，從而減少大電機啟動時對其他用戶負荷的影響。此種方案下，大電機啟動時亞洲湖變電站10 kV母線(其他用戶負荷所接母線)電壓降落為2·08%～5·40%，方案可行。

3)加裝30 Mvar動態無功補償裝置(其中FC為15 Mvar，SVG為±15 Mvar)，動態補償大電機啟動產生的感性無功，降低對電網電壓降落影響。此種方案下，大電機啟動時亞洲湖變電站10 kV母線電壓降落為2·81%～3·43%，方案可行。