综合管廊供配电系统运行及优化设计

邓姗姗

（上海市政工程设计研究总院（集团）有限公司合肥分公司）

0 引言

随着中国国民经济的持续快速发展，城市化进程不断加快，城市基础设施特别是城市地下管线与城市化发展的矛盾日渐显现，综合管廊作为解决这一问题的重要手段，建设日趋常态化。本文根据综合管廊现场供配电系统的运行情况及同类型项目的设计总结，分析常规设计中存在的设计缺陷，并提出优化设计方案，针对不同类型、规模管廊的功能要求，设计出符合运行需求的综合管廊供配电系统。

1 10k V高压主接线方案设计

综合管廊应按不同电压等级电源所适用的供电容量和供电距离，对周边的电网情况充分调研，结合管廊规模和近远期发展规划，进行技术经济综合比较后，选取与当地供电部门的公网供电营销原则相适应的主接线方案。目前综合管廊无重载负荷，电压等级选取为10／0.4kV，通常在管廊沿线布置分变电所，内设两台变压器，由控制中心变电站集中供电，根据10kV电缆线路送电能力，供电距离通常不超过6km。常用的10kV高压主接线方案主要有以下几种。

1.1 双电源单母线分段＋放射式馈电

在控制中心设置集中式10kV变电站，自市政引进两路独立的10kV电源（一用一备），采取单母线分段的方式，以放射式分别向各管廊分变电所馈电，其中I段母线为各分变电站1＃变压器供电，II段母线为各分变电站2＃变压器馈电。正常运行时，两路10kV电源一用一备，每一路进线均可承担100%负荷。当一路发生故障时，由双电源切换装置切换至另一路供电，两个进线断路器和母联断路器采用三锁两钥匙，只可同时合闸两个。该方案优点是与市政电源接口少，申请电源简单，可实现统一计量、统一控制，便于综合管廊的后期运营维护管理；供电可靠性高，管理调度灵活。但缺点也同样明显，一是一台出线柜为一台变压器供电，控制中心变电站内需要设置多台高压出线柜，当管廊规模比较长时需占用大量空间，如肥西产城融合示范区综合管廊项目共8个分变电所，需16台出线柜。二是控制中心与分变电所之间存在大量10kV电缆馈电线路，增加大量工程造价的同时也占用管廊内电力支架的空间。因此目前该方案仅适用于综合管廊分变电所数量不多的情况。

1.2 双电源单母线分段＋树干式馈电

在控制中心设置集中式10kV变电站，自市政引进两路独立的10kV电源（一用一备），采取单母线分段的方式，以树干式分别向各管廊分变电所馈电，其中I段母线为各分变电站1＃变压器供电，II段母线为各分变电站2＃变压器馈电，各变压器之间手拉手联结（通常不超过5台），可根据实际需要考虑是否形成闭合环网。该方案优点是与市政电源接口少，申请电源简单，可实现统一计量统一控制，便于综合管廊的后期运营维护管理；供电可靠性高；10kV电缆线路相对方案一大幅减少。缺点主要为运行控制相对复杂，分变电站处需增加双电源开关柜或四工位转换开关以实现环网。目前该方案的应用相对较多。

1.3 引入多路市政电源

不在控制中心设置集中式10kV变电站，综合管廊沿线的各分变电站分别自市政电网引进两路独立的10kV电源，各变电站之间完全相互独立。

该方案优点是由市政电网就近接入电源，主接线结构简单，投资最少，缺点是与市政电源接口多，申请电源难度大，无法实现统一计量统一控制，必须就地控制，综合管廊的后期运营维护管理相对困难。因此该方案仅适用于管廊规模较小，分变电所数量少，不便于设置控制中心的情况。

1.4 单台变压器＋EPS

前三种主接线方案均是基于各分变电所两台变压器的情况做出的方案，而在运行中发现，综合管廊各分变电所低压侧的实际运行负荷极小，因此建议在每个分变电所仅设置一台变压器，另外设置集中式EPS装置为二级负荷提供第二路电源，EPS平时处于充电状态，当变压器故障或检修时，由蓄电池供电，应急时间不少于60min。这样变压器数量减半，无论采取前面哪一种接线方案均能大大简化结构并减少高压侧投资，同时变压器的运营成本也大大减少。

此外还有低压多路电源方案，即不设置分变电所，每个配电区间低压柜均由市政低压电网申请0.4kV电源，即200～400m左右需就近引入一处低压电源，例如从路灯箱变低压侧配电。此方案虽节省造价，但电源点产权分界不清，线路易管理混乱，原则上不建议采纳。

2 负荷计算及变压器容量的选择

2.1 需要系数法计算变压器容量

需要系数法是目前综合管廊负荷计算中常用的方法，用设备功率乘以需要系数和同时系数，直接求出计算负荷。以四舱管廊为例，总计算视在负荷为187.9kVA，选择单个分变电所内变压器容量为2×160kVA，单台变压器负载率约为58.7%。

2.2 实测数据对照

根据综合管廊运维管理公司采集的S01变电所低压侧实际运行电量数据（2020.03.01～2020.09.25）发现，单月用电量最大为22926kWh，折算后功率P＝22926／30／24＝31.8kW，与需要系数法计算结果偏差较大，分析主要原因为对综合管廊运维情况不了解，未考虑综合管廊特殊运行工况，需要系数、同时系数选取值与实际值偏离较大。

2.3 根据实际工况计算变压器容量

考虑综合管廊实际运行情况，不再使用需要系数法，改为根据不同运行工况分析统计管廊用电负荷。

（1）日常工况

当综合管廊日常运维时：监控与报警系统电源始终开启，功率约2kW；每个舱室正常通风换气次数不应小于2次／h，不同防火分区、不同舱室排风机可轮番开启，单组开启功率约6kW（2×3kW）；照明仅当巡检人员进入时开启（一天一次），功率约1kW。因此日常工况总负荷约9kW，与综合管廊运维管理公司日常监测数据基本匹配。

（2）事故工况

当综合管廊发生火灾等事故时：监控与报警系统电源始终开启，功率约2kW；消防电源开启，功率约2kW；发生事故的舱室与相邻舱室、相邻防火分区风机全部开启，功率约30kW（10×3kW）；照明开启，功率约1kW。因此火灾事故工况总负荷约35kW，天然气泄漏等事故工况时使用负荷类似。

（3）检修工况

当综合管廊内管道检修时：监控与报警系统电源始终开启，功率约2kW；照明开启，功率约1kW；管道检修时会使用交流弧焊机等设备，常用大功率交流弧焊机输入容量38kVA，最大输出功率36.1kW。此外考虑其他检修设备约5kW，检修工况时总负荷约44.1kW。

根据以上计算结果，分别选择变压器容量为63kVA、80kVA、100kVA，低压侧功率因数以0.8计，计算不同工况负载率如下表所示。

表 不同工况负载率

综上所述，建议单个分变电所内变压器容量为63kVA，变压器最大负载率约为87.5%。

综合管廊的规模根据纳入管线的种类和需求，舱室的数量、大小不等，但根据运行工况计算变压器容量基本可适用于所有规模类型综合管廊。

3 变压器型式选择

综合管廊的变压器型式选择目前主要有三种：地面箱式变电站、地下变配电站（高压开关柜＋变压器）、地埋式一体化变压器。

3.1 地面箱式变电站

以合肥市为例，地面箱式变电站多采用欧式箱变，欧式箱变是将变压器、高压开关柜和低压开关柜等电器设备布置于同一个金属外壳箱体中，箱体内有三个隔室，有独立的高压室、变压器室和低压室，所以又称为“组合式变电站”。箱变位于地面，优点是便于维护，在市政行业应用较为广泛。缺点主要为以下几点：①箱变周围需设置安全护栏，占地面积大，同时为满足防水需求通常高于地面50cm以上，因此极为醒目影响景观。综合管廊通常设置于道路交通繁忙、地上景观要求高、地下空间集约化程度高的城区，土地问题解决较困难。②箱变位于综合管廊以外区域，管廊自用的高低压配电线路均需进出综合管廊，造成敷设、管理的不便。

3.2 地下变配电站

地下变配电站通常布置在综合管廊上部，按正常变配电站的型式布置高压开关柜、变压器、低压柜等。此方案优点是变配电系统结构清晰，高低压线路可通过变配电站与管廊之间的预留孔洞接入接出。缺点是同样占用大量地下空间、土建结构复杂、电器设备多，在局促的地下空间内安装困难，在某些条件受限区域必须选用非标化产品，同样不符合综合管廊高度集约化的特性。

3.3 地埋式一体化变压器

地埋式变压器是一种把保护熔断器、四工位负荷开关、配电变压器按一定的接线方式组装成一体的预制、紧凑式的配电设备。四工位负荷开关可实现环网、单路供电以及变压器离线检修等功能，基本不需要日常维护，且占地最少，完全解决环境影响。地埋式变压器箱体外壳采用防腐不锈钢制作，全密封，高低压进出线采用防水全密封、全绝缘、全屏蔽的接线方式。保证了地埋式变压器的防腐和密封能力，整体防护等级达到IP68，可短时浸没在水中运行。缺点是一体化变压器对设备工艺要求较高，如质量不达标发生故障需整体更换。目前，随着地埋式一体化变压器防水、散热工艺的逐步提高，已具有可靠性高、自动化程度高的技术优点，在综合管廊工程中得到大量运用。

4 无功补偿优化设计

4.1 无功补偿现状及问题

根据对国内综合管廊试点项目、合肥市在建和已建成管廊的了解，现阶段大部分管廊配电系统设计理念基本一致，均采用两路市电配电的方式供电，各分配电所内变压器容量均按需要系数法高峰用电量设计，廊内变压器容量根据管廊规模不同基本为100～200kVA。

常规的建筑电气供配电系统通常呈感性，采取在变压器低压侧并联电容器的做法进行无功补偿。肥西产城融合示范区综合管廊无功补偿设计时也采取类似做法，根据设计要求配置的无功补偿装置容量不低于对应变压器容量的30%，变压器容量为160kVA，现场配套电容为50kvar（2组25kvar）电容器。

而综合管廊实际的供配电系统特点为综合管廊沿市政道路长距离带状分布，呈感性的用电设备（排风机、水泵、照明、控制系统等）正常情况下使用功率过小（正常运行情况下每个变压器挂载的负荷基本为10kW左右），长距离高低压自用电缆产生大量容性无功，远大于综合管廊附属设备运行产生的感性无功。使得综合管廊整个供配电系统出现过补偿现象，多个配电所的功率因数低至0.3以下；当供配电系统呈容性无功时，现有无功补偿装置的控制器会判别配电系统不缺无功，控制器不会发出投切指令，电容器也不会投入系统电网，致使目前安装的无功补偿装置根本达不到启动要求。

如果手动强制投入一组25kvar电容器，因单台电容器容量过大，投入后必将产生配电系统过补偿现象，产生的容性无功功率将远大于轻载、空载时的感性无功功率，这时变压器高压侧的功率因数会更低。

经现场试验，当对14条回路进行补偿后，发现除2条回路有风机等设备工作时功率因数有所提高外，其他12条回路功率因数均有不同程度的下降。电容电路的容性电流超前系统电压，系统本身容性电流就已经显示超前电压，手动投切以后，整个电路的无功功率会更低，功率因数也随之降低，随之产生的力调电费也会越来越高。

另外，当低压端每个配电单元达到电容自启动条件时，低压侧智能无功补偿装置自动投切电容进行容性无功补偿。但由于高压电力电缆其芯线相间对地由于距离近，绝缘物介电常数高，相间对地也形成容量相当大的电容，如以10kV、300mm2的交联电缆为例，每公里相间电容为0.289F／km，对地电容为0.163pF／km，当运行在10kV电压下，则每千米产生18～20kvar的无功功率，若配电所10kV电缆长度为50km，则充电无功率达900～1000kvar。当配电系统为低容负荷时，整个系统就会出现容性无功过剩，造成供电电网电压升高，容性无功倒流电网，另变压器下游负载出现容性负载较多时（如长距离交联电缆、照明系统、弱电系统等），本身已经是容性负载，配电系统不缺容性无功，因此低压侧智能无功补偿装置不会启动。变压器需要进行电能交换，此时变压器需要吸收感性的无功功率，每个配电单元配电系统无功功率均为负值，即单个配电单元为容性无功功率。在整个配电系统高压侧，高压配电柜智能仪表显示每个配电单元无功功率为负。随着每个配电单元无功功率负值的增大，相应的整个供配电系统功率因数也会随之降低。

供配电系统功率因数过低，不仅使得供配电系统用电质量变差，同时也产生大量的力调电费费用。因此改善供配电系统无功补偿设计现状，提高电能利用率，降低使用成本，解决功率因数过低问题，提高管廊供配电系统用电质量迫在眉睫。

4.2 无功补偿优化设计

为解决综合管廊容性无功过补偿的问题，根据现场实际实验结果，建议采用功率单元平衡装置动态补偿装置，以160kVA变压器为例，无功补偿装置由30kvar的有源无极调容模块和智能调节电抗组成，结合动态补偿和静态补偿两者的优点。对于系统中比较稳定的容性无功需量部分可以通过智能调节电抗补偿；对于系统中变化快的感性无功需量部分可通过有源无极调容模块实现快速补偿。满足配电系统无功补偿需求的同时，还可以进行谐波治理和三相不平衡调节。动态和静态的完美结合，满足自身需求的同时，亦可大幅度降低设备成本。