关于某铅酸电池厂 10 kV 供电线路电压降问题的原因分析与解决方案

2022-02-25武艾萍

蓄电池 2022年1期

武艾萍

（浙江南都电源动力股份有限公司，浙江杭州 310000）

1 问题的提出

某铅酸电池厂主供电源由上级 110 kV 变电站10 kV 母线出两回专线供电（每回线路总长 7.26 km）。该线路由 JKLYJ-1×240 mm2绝缘电线和ZRYJV-3×400 mm2电缆组合而成。全厂电气主接线详见图 1。厂内主要用电设备有极板车间设备（铅粉机、铅锅等）、活化车间设备（主要为充电机）、装配车间设备（各种马达等）、辅助车间设备（空压机等），总视在负荷为 52 711.95 kW。目前存在的主要问题是当厂内负荷达到 5 000 kW 及以上时，两回专线电压降均在 7 % 以上，导致 0.4 kV母线电压在 360 V 上下波动，影响了部分对电压敏感的生产设备的正常启动。

图1 电气主接线图

2 原因分析

针对上述问题，通过实测线路电阻电抗，与地方供电公司多次沟通并结合厂内生产设备和供配电设备实际运行情况总结出了以下几点原因：

2.1 当地电网结构影响

上级 110 kV 变电站 10 kV 母线（架空线）的电压水平偏低，导致运行电压达不到预期的 10.5 kV，平均在 10.2～10.3 kV。晚上 18 点以后 10 kV 母线电压水平也较低，在 10.25～10.4 kV 之间。按照平均电压 10.2 kV 计算的两回线路压降值如表 1、表 2所示。可以看出，当全厂负荷达到 5 000 kW 以上时，电压降幅已在 7 % 以上，不符合《电能质量供电电压偏差》（GB/T 12325—2008）中第 4.2条款的规定：20 kV 及以下三相供电电压偏差为标称电压的 ± 7 %[1]。

表1 10 kV 三相平衡负荷线路（40 线）电压降计算表[2]

表2 10 kV 三相平衡负荷线路（50 线）电压降计算表

2.2 供电半径和供电电压等级不满足规定要求

《配电网技术导则》（Q/GDW 10370—2016）规定：电力用户的供电电压等级应根据当地电网条件、电力用户分级、用电最大需量或受电设备总容量，经过技术经济比较后确定。一般情况下供电电压等级可参照表 3 确定[3]。目前，厂内在运行的配电变压器总容量已达到 19.615 MV·A，根据表 3 中要求不应该采用 10 kV 电压等级供电。按照《配电网规划设计技术导则》（Q/GDW 1738—2012）关于供电区域划分和供电半径的要求，此工厂属于 C类供电区域。原则上 C 类供电区域的供电半径不宜超过 5 km[4]，而实际上工厂距上级变电站约 7.26 km，超过了规定的供电半径。因此，末端电压质量肯定会受影响。

表3 电力用户供电电压等级的确定

2.3 厂内 10 kV 配电室未配置无功补偿装置

根据线路参数测试结果，按以下公式：

计算线路的有功损耗 ΔPL和无功损耗 ΔQL[2]。40线、50 线路的无功损耗偏大，在数值上大约为有功损耗的 2 倍（见表 4、表 5）。无功损耗偏大会导致功率因数下降，引起线路有效载荷能力降低，然后无功功率随之增大。电压稳定与否主要取决于系统中无功功率的平衡。无功功率的增大部分若没有与之匹配的补偿装置进行补偿就会造成无功缺额，自然就会引起电压降低。按照无功就地就近平衡的原则，需要在厂内中心配 10 kV 两回母线上分别安装无功补偿装置，但是原设计中并未配置，这也是引起电压降大的原因之一。

表4 10 kV 三相平衡负荷线路（40 线） 40 线损耗计算表[2]

表5 10 kV 三相平衡负荷线路（50 线） 40 线损耗计算表

2.4 补偿效果不佳

根据全厂 0.4 kV 母线无功补偿，现在设备配置情况如下。A3 中心配电室中 5B、6B 停运，而且静态补偿电容器组未投运。12B、13B 并列运行，且动态补偿电容器组均投入（见图 2）。A2-1 配电室中 7B、16B 停运，而且 7B、16B 低压侧动态补偿电容器未投运。8B、9B 运行，而且 8B 同时带7B 低压侧负载，9B 同时带 16B 低压侧负载。8B动态补偿电容器组投入，且 cosφ= 0.94。9B 动态补偿电容器组投入，且 cosφ= 0.95（见图 3）。在 A2-2 配电室中 15B 运行，17B 停运，且 15B 同时带 17B 低压侧负载。15B 低压侧动态补偿电容器组投入，且 cosφ= 0.94。17B 低压侧静态补偿电容器组均未投入（见图 4）。A1-1 配电室中 1B运行，2B 停运，且 1B 同时带 2B 低压侧负载。1B低压侧静态补偿电容器组投入，且 cosφ= 0.95。2B 低压侧静态补偿电容器组均未投入（见图 5）。A1-2 配电室中 10B 停运，11B 运行且同时带 10B低压侧负载。10B 动态补偿电容器组未投入，但11B 动态补偿电容器组均投入，且 cosφ介于 0.92～0.94 之间。现 4B 停运，3B 运行且同时带 4B 低压侧负载。4B 静态补偿电容器组未投入，但 3B 静态补偿电容器组均投入，cosφ介于 0.91～0.92 之间（见图 6）。在两回线路总负荷达 7 000～7 100 kW时，0.4 kV 侧无功补偿容量刚刚满足厂内的无功缺额（见表 6）。若负荷进一步增加，无功补偿容量有可能欠补偿。由于 10 kV 侧无无功补偿全靠 0.4 kV 侧补偿设备投入，而 0.4 kV 侧补偿效果对电压的抬升作用不明显，仅在 10 V 以内（抬升电压与投入容量成正比），所以补偿效果不佳也是原因之一。

图2 A3 中心配电室 0.4 kV 侧无功补偿设备配置图

图3 A2-1 配电室 0.4 kV 侧无功补偿设备配置图

图4 A2-2 配电室 0.4 kV 侧无功补偿设备配置图

图5 A1-1 配电室 0.4 kV 侧无功补偿设备配置图

图6 A1-2 配电室 0.4 kV 侧无功补偿设备配置图

2.5 无功缺额大

根据《电力系统电压和无功电力技术导则》（DL/T 1773—2017）中“容性无功补偿容量可按主变容量的 10 %～30 % 配置，并满足最大负荷时其高压侧功率因数不低于 0.95”的要求[2]，结合以上数据可以看出，为了维持线路的电压，无功占比较大。根据负荷情况由于厂内存在较多数量的充电机、电动机等感性负载，0.4 kV 侧无功需求也较大。从表 6 中数据看出，厂内无功需求是比较大的。上级变电站现配置的容性无功容量是 9～12 Mvar，约占主变容量的 13 %。就其本身而言，由于离电源点较近是很难差无功的（现状是站内无功补偿有时都投不上），其输出的无功功率就有限。因此，在工厂内无功需求大的情况下自然就会存在无功缺额。一旦无功缺额大了，直接影响就是电压降低。

表6 10 kV 40 线、50 线无功功率及 0.4 kV 侧无功补偿容量统计表

3 解决措施

（1）对于电网结构影响和供电电压等级不满足规定要求，可以重新选取电源点，在厂内建设更高电压等级变电站，如 35 kV 变电站、110 kV 变电站。

（2）对于供电半径过长的问题，如果继续采用 10 kV 电压等级供电，可从就近变电站出 3～5回 10 kV 线路，同时对厂内配电结构进行改造，设置 3～5 个中心配电室以辐射状供电。

（3）在现有 A3 中心配 10 kV 室内加装无功补偿装置。

（4）对于 0.4 kV 侧无功补偿有可能欠补偿的问题，由于目前厂内共有 5 台谐波补偿柜（F360-50/250），只投用 3 台（另 2 台停用），在充电回路大幅增加的情况下需增加可控硅充电机谐波补偿柜容量。按照（4～5）× 360 kvar/台 2 500 kV·A变压器配置，才能满足充电机的无功消耗需求，提高功率因数至 0.93 及以上。

（5）对于厂内 0.4 kV 侧无功补偿效果不佳问题，建议从无功补偿装置的维护入手，尽可能地保障设备长期安全连续运行。比如：夏季时段环境温度较高时，由于配电室相对密闭通风较差，在配电室加装空调或其他散热设备；由于充电机设备属于谐波源，如果充电机设备投入数量增多，根据谐波电流实测结果当变压器负荷电流达到 50 % 额定电流及以上时，大量的谐波电流将会注入电抗电容器组，造成电容器的容抗降低，电流增大，引起电容器发热、鼓包，甚至烧坏。因此有必要在无功补偿装置前端加装专用滤波器—有源滤波装置，以保护电容器组，避免受谐波危害，保证补偿效果并延长使用寿命。

4 设计、运维过程中注意事项及相关建议

4.1 设计角度

根据上述的问题，从设计角度应注意考虑以下方面：

（1）在选择供电电源时，应按照配电网设计技术导则等规范规程选择就近的（5 km 以内）电源点接入。若采用 10 kV 电压等级供电线路，末端受电变压器容量应尽量保证不超过 20 MV·A。对于活化、装配车间，供电变压器应考虑满足并列运行条件。

（2）由于厂内存在大量充放电机、电动机等感性负载，对无功需求比较大，按照无功就地就近平衡的原则[6]，应考虑在厂内 10 kV 配置无功补偿设备。在无功补偿设备的容量和继电保护配置设计过程中应及时与供电部门沟通，确保后期无功补偿设备投入运行正常。同时与无功补偿设备厂家充分沟通，当三相负荷不平衡或者厂内负荷处于低谷时，优化设备性能，改进保护配置，从技术上做到防止无功倒送[7]。

（3）针对厂内的可控硅充电机，应考虑配置匹配的适宜容量的谐波补偿设备，并充分考虑谐波补偿设备和可控硅充放电机电源进线截面的规格。

（4）考虑在厂内 0.4 kV 母线上原有配置动态无功补偿设备的基础上增加专用滤波设备[8]，用于保护电容器组免受谐波电流的危害，同时保证补偿效果。