LNG站扩建工程配电线路优化设计与节能措施分析

上海天然气管网有限公司 承 诚

1 概述

1.1 供、配电系统概述

上海五号沟LNG 站现有一期及一期扩建工程的供电电源，分别为独立的2 个10 kV 电源。站内设有三个变电所（老变电所、主变电所和码头变电所），变电所总装接容量7 500 kVA。目前老站变电所有1 250 kVA 10/0.4kV 变压器2台；主变电所装有2 500 kVA 10/6.3kV 变压器2 台，500 kVA 6/0.4kV变压器2台；码头变电所装有315 kVA 6/0.4kV 变压器1台。三台6/0.4 kV 变压器电源均引自主变电所的6 V 母线。该站现有总用电负荷4 500 kVA，二期扩建需新增用电负荷2 797 kVA，扩建后的总用电容量7 660 kVA，原有配电系统已不能满足该负荷要求。根据上海市供电部门规定，10 kV 用户总装接容量应限制在6 300 kVA 以下，因此本期扩建必须对现有供电系统进行改造。将原有10 kV供电电压改为35 kV 电压系统，变电所取消原有10 kV电压等级，LNG 站改为由两路35 kV 进线，增设两台8000 kVA 35/6.3kV 变压器以替换主变电所现有的两台10/6.3 kV 变压器，老变电所10/0.4 kV 变压器置换为6/0.4 kV 变压器，容量不变（变压器6 kV电源改为引自主变电所6 kV 母线）。本期扩建新增低压负荷接入主变电所低压段，主变电所现有两台500 kVA 6/0.4kV 变压器改为800 kVA 6/0.4kV 以满足本期扩建新增低压负荷。

1.2 主接线方式和线路运行情况

主变电所的35 kV 采用双回路进线，在6 kV侧采用单母线分段，母线分段断路器设自动和手动切换装置，正常时两段分列运行，当其中一路进线失电时，进线开关断开，经一定延时后分段开关自动投入，全部负荷由另一路进线供电。进线开关和分段开关有电气连锁，只有当一路进线开关断开，另一路电源正常的情况下，分段开关才能投入。当事故消失，由单电源运行状态恢复到双电源正常运行状态。整个切换过程也可以采用手动操作。380 V低压供电系统的运行方式和电气连锁与6 kV 供电系统相同。

场站中一级负荷及特别重要负荷的供电要求，在双电源供电的基础上，接入现场已有的应急发电机组。

0.4 kV 侧母线与应急发电机组的应急母线连锁。正常情况低压应急母联闭合，应急段母线由市电供电；当一路电源或变压器有故障退出时，正常母联自动合闸，另一台变压器带低压正常母线及应急低压段母线运行；当两路电源故障退出时，低压侧母线与应急发电机组的应急母联断路器断开，应急发电机组自启动带应急段全部负荷运行。

1.3 功率因数补偿原则和补偿方式

在主变电所内集中设置的6 kV 单路3台200 kVar(共计单条线路600 kVar)自动功率因数补偿装置，可根据所内的负荷变化，自动调节并分组投切电容，要求补偿后功率因数不低于0.92。目前主变电所原有低压负荷316 kVA 低压侧未设置补偿，本次扩建后主变电所低压负荷694 kVA 功率因数0.84，如将功率因数补偿至0.92所需无功补偿128 kVA，所需补偿容量小。另考虑到现有主变电所空间限制等现场实际情况，本次扩建低压侧不设无功补偿，在6 kV 侧新增单路400 kVar 电容补偿。

2 6 kV 配电系统优化

2.1 电缆选型计算

目前中压电缆截面的计算依据标准IEC 364-5-523《建筑物电气装置》、IEC 502《额定电压从1 kV 到30 kV 的挤压绝缘电力电缆》。

电缆截面的选择要求满足三个条件：

(1)载流条件：电缆在正常最大负荷电流运转的状态下所产生的发热温度，不应该超过其正常运行时的最高允许温度。

(2)电压降条件：电缆在通过正常最大负荷电流时所产生的电压损耗，不应超过其正常运行时允许的电压损耗。

(3)热稳定度：电缆截面要求满足短路电流条件下的发热要求。

2.1.1 载流量计算

电力电缆在运行过程中，由于线芯电流引起铠装层、金属屏蔽层和绝缘层损耗发热，使得电缆各部分的工作温度升高。若电缆工作在过高温度下，将会导致绝缘材料加速老化，缩短电缆寿命。根据运行中的经验，规定了电缆所允许的长期和短期最高工作温度。常用电力电缆载流量计算公式如下：

式中：Iz——电缆实际载流量，A；

K1——电缆敷设温升校正系数。本次二期扩建工程6 kV 电缆沿电缆梯架敷设取K1＝1.08；直埋取K1＝1.15；

K2——并行校正系数。本次二期扩建项目的6 kV 电缆沿电缆梯架敷设取K2＝0.8；直埋取K2＝0.75；

K3——土壤热阻系数。本次二期扩建项目均取K3＝1；

IL——电缆允许载流量，A。

电缆敷设方式分电缆梯架上敷设和直埋敷设两种，根据上述数据可知，当两种敷设方式并存时，载流量最小的敷设方式是直埋敷设。以下均按照载流量最小的敷设方式进行计算。

2.1.2 电压降计算

对于电缆截面积，还需要核算在额定运行状态和启动状态下的电压损耗，以满足远端用电设备的要求。本次二期扩建工程用电设备标准对称电压的电压降按u%≤5%计算。

三相压降公式为：

式中：u%——电压降，%；

R0——电缆单位长度电阻，Ω/km；

X0——电缆单位长度电抗，Ω/km；

UN——额定电压，V；

IN——额定电流，A；

L——电缆长度，m，中控室至老配电室电缆长度为1 100 m。

2.1.3 热稳定校验

当回路发生短路时，电缆线芯中将流过很大的短路电流。由于短路时间很短，电缆热效应产生的热量来不及向外散发，全部转化为线芯的温升。要求电缆线芯能够耐受电流热效应而不至于损坏。因此电缆截面积A 应不小于满足热稳定度的最小截面积Amin，即：

式中：A——电缆截面积，mm2；

Amin——电缆最小截面积，mm2；

Qt=Qz+Qf，本次二期扩建项目内发生短路可视为远端短路，故：

tima——短路发热时间，s，本次二期扩建项目供电公司提供短路动作时间为0.70 s；

cosȹ——功率因数；

teq——直流分量等效时间，s，取teq＝0.05 s。

2.2 6 kV 配电系统优化

根据原扩建需求，35 kV 改造接入点为中控楼配电室，中控楼至老配电室电缆需重新采购，根据电力公司要求老变电所变压器前需新增配电隔离柜两台。项目部根据现场实际情况，对配电线路及配电设备做了优化调整。

2.2.1 配电线路优化

根据原有扩建需求，35 kV 改造接入点为中控楼配电室，中控楼至老站配电室两跟总长2200 m电缆需重新采购敷设。由于二期工程改造后，原有老配电室两路10 kV 进线将要拆除，原有两路老配电室送至中控室的两路10 kV 配电电缆也将拆除。鉴于原有10 kV 配电电缆截面为120 mm2满足需采购新增6 kV 70 mm2最小截面要求，且此两根电缆为08年一期扩建时所采购，电缆目前使用年限及整体状态足够满足扩建需求。项目部根据现场配电系统工艺状况，利用改造后停用的原有10 kV 进线电缆作为改造后6 kV 配电电缆，降压反输从中控室至老站中控室6 kV 用电。

2.2.2 配电设备优化

根据电力公司要求老变电所变压器前需新增配电隔离柜两台。由于二期工程改造后，原有老配电室两路10 kV 进线将要拆除，整个LNG 站取消10 kV 电压等级的用电。原有老配电室用于接收10 kV 外线供电的10 kV 进线开关柜也将取消拆除。项目部根据现场配电设备工艺状况，利用改造后停用的老站原有10 kV 进线配电柜作为改造后6 kV配电隔离柜接收从中控室至老站中控室6 kV 用电。

2.3 优化实效

配电系统改造完成至今，设备运行正常，设备、材料经过电气试验，各项参数指标满足规范要求。降低站内老配电室改造期间，站内原有生产设备(包括压缩机、空压机等重要生产设备)单路不可靠供电时间为3周。

3 配电系统的节能措施

3.1 无功补偿系统分析

3.1.1 电容器等分与不等分运行方式

(1)等分运行方式是指各组电容器的容量相等。该运行方式的优点是易于实现自动控制，缺点是补偿级差较大，想要获得较小的补偿级差，必须增加分组组数，因此相应的控制设备及设备的占用空间也需要相应增加。

(2)不等分运行方式是指各分组电容器的容量不相等。该运行方式的优点是利用较小的分组就可获得较小的补偿级差，例如150 kVar 电容按照10 kVar、20 kVar、40 kVar、80 kVar 不等容分组只需分4组就可达到10 kVar 的补偿级差，若按照等分方式，必须分成15 组才能达到10 kVar 的补偿级差。不等分运行方式的缺点是难以实现定量自动控制。

3.1.2 投切判据的确定

以功率因数大小作为投切判据，实际上功率因数的高低，并不能直接反应出无功缺额的大小。所以，仅根据功率因数投切不可能实现对无功缺额进行定量补偿，投切的结果会造成在某些情况下频繁的误动作。若为了解决频繁误动作而增加人工调节灵敏度和调节延时的措施，这将使得投切装置操作变得复杂，并失去自动投切的意义。若采用无功电流判据，这个判据要比仅用功率因数做判据稍微好一些，但还不够完善。只有以无功缺额作为投切判据才能真正的实现缺多少补多少，超多少切多少。

3.1.3 误差裕度的选择

考虑到电容器本身的偏差及实际运行电压引起的偏差，误差裕度可以按公式(1)计算：

式中：Qy——无功缺额误差裕度；

Q——无功缺额；

ΔU%——实际运行电压与额定电压的偏差，取0.05；

ΔC%——电容偏差，取0.1。

3.1.4 投切过程

为了保证电容器容量任意分组时都能根据无功缺额的大小有选择的投切电容器，要求分组电容器容量应从小到大有序排列。投切的设计原则是：

(1)在满足投切条件后，将根据逐次逼近的原则，从高到底搜寻满足投入条件的电容器组，然后再从低向高扫描，使补偿效果达到最佳优化状态。

(2)在满足切除条件后，先从高向低搜寻满足最佳切除条件的电容器组，最佳切除条件为Qi≤Q 或Qi-Q＜Q1（Qi为搜寻的电容器组，Q 为无功超额，Q1为最小一组电容器的容量）。若从高向低搜寻不到满足上述条件的电容器组，则从低向高切除，直到cosȹ＞0。

3.2 无功补偿优化

原有6 kV 电容器单路600 kVar，电容为等分方式运行，配比为2:2:2，灵敏度较低，补偿梯度为200 kVar。本次每路新增2台单路400 kVar 无功补偿装置，后将电容运行方式更变为不等分运行方式，新增配比设定为1:3，使补偿精度提高一倍而达到100 kVar。

二期扩建项目现场考虑到功率补偿因数需要有一个稳定的范围，并且达到0.95以上已符合供电公司要求，二期扩建项目配电室现场设置了一个cosȹ＝0.95作为投入下限的判据，即当cosȹ＞0.95时，即使无功缺额大于一组电容器的容量，电容器也不再投入。根据供电公司无功不能倒送的规定，设置了功率因数超前切除的判据，该判据工具无功超额的多少切除相应的组数。考虑到电容器本身的误差及其他测量误差，设置了一个投入裕度Qy，每次投入电容器时，留有一定的裕度Qy，以防止过补和频繁误动作，Qy的大小是随无功符合的大小而调整的，同时考虑到电压质量的要求，设置了电压禁投上限判据，即当电压高于额定电压5%时，即使功率因数低于0.95也不再投入电容器，以防止继续投入电容器可能会引起的电压升高。综合上述因素，五号沟二期扩建采用无功缺额作为主判据，以功率因数和电压作为辅助判据的综合判别原理，实现了对无功补偿电容达到最佳控制状态。

6 kV 无功补偿装置改造后，无功补偿装置的补偿效率提升50%以上，过补、漏补的偏差度降低到微乎其微。

3.3 优化实效

项目改造前，由于无功补偿容量不足，公司每月需向电力公司缴纳LNG 站电费总额的1.5%～2%的功率因数补偿罚金。无功补偿装置改造后，补偿精度提高一倍达到100 kVar，无功补偿装置的补偿效率提升50%以上，过补、漏补的偏差度降低到微乎其微。由于无功、谐波等因素对供电线路风险减少，LNG 站每月电费因功率因数补偿达标，可以稳定收到电力公司电费总额奖励。

4 结语

五号沟LNG 二期扩建工程通过细化电力电缆截面选择条件，采用“合理利旧”理念对6 kV 配电系统改造方案进行优化。合理新增不同容量配比对电容器，对无功补偿装置补偿精度进行优化。使得配电系统升压增容改造项目投资费用减少，每年生产成本降低，进而为其他工程提供了借鉴。