LNG站擴建工程配電線路優(yōu)化設計與節(jié)能措施分析

上海天然氣管網有限公司 承 誠

1 概述

1.1 供、配電系統(tǒng)概述

上海五號溝LNG 站現(xiàn)有一期及一期擴建工程的供電電源，分別為獨立的2 個10 kV 電源。站內設有三個變電所（老變電所、主變電所和碼頭變電所），變電所總裝接容量7 500 kVA。目前老站變電所有1 250 kVA 10/0.4kV 變壓器2臺；主變電所裝有2 500 kVA 10/6.3kV 變壓器2 臺，500 kVA 6/0.4kV變壓器2臺；碼頭變電所裝有315 kVA 6/0.4kV 變壓器1臺。三臺6/0.4 kV 變壓器電源均引自主變電所的6 V 母線。該站現(xiàn)有總用電負荷4 500 kVA，二期擴建需新增用電負荷2 797 kVA，擴建后的總用電容量7 660 kVA，原有配電系統(tǒng)已不能滿足該負荷要求。根據(jù)上海市供電部門規(guī)定，10 kV 用戶總裝接容量應限制在6 300 kVA 以下，因此本期擴建必須對現(xiàn)有供電系統(tǒng)進行改造。將原有10 kV供電電壓改為35 kV 電壓系統(tǒng)，變電所取消原有10 kV電壓等級，LNG 站改為由兩路35 kV 進線，增設兩臺8000 kVA 35/6.3kV 變壓器以替換主變電所現(xiàn)有的兩臺10/6.3 kV 變壓器，老變電所10/0.4 kV 變壓器置換為6/0.4 kV 變壓器，容量不變（變壓器6 kV電源改為引自主變電所6 kV 母線）。本期擴建新增低壓負荷接入主變電所低壓段，主變電所現(xiàn)有兩臺500 kVA 6/0.4kV 變壓器改為800 kVA 6/0.4kV 以滿足本期擴建新增低壓負荷。

1.2 主接線方式和線路運行情況

主變電所的35 kV 采用雙回路進線，在6 kV側采用單母線分段，母線分段斷路器設自動和手動切換裝置，正常時兩段分列運行，當其中一路進線失電時，進線開關斷開，經一定延時后分段開關自動投入，全部負荷由另一路進線供電。進線開關和分段開關有電氣連鎖，只有當一路進線開關斷開，另一路電源正常的情況下，分段開關才能投入。當事故消失，由單電源運行狀態(tài)恢復到雙電源正常運行狀態(tài)。整個切換過程也可以采用手動操作。380 V低壓供電系統(tǒng)的運行方式和電氣連鎖與6 kV 供電系統(tǒng)相同。

場站中一級負荷及特別重要負荷的供電要求，在雙電源供電的基礎上，接入現(xiàn)場已有的應急發(fā)電機組。

0.4 kV 側母線與應急發(fā)電機組的應急母線連鎖。正常情況低壓應急母聯(lián)閉合，應急段母線由市電供電；當一路電源或變壓器有故障退出時，正常母聯(lián)自動合閘，另一臺變壓器帶低壓正常母線及應急低壓段母線運行；當兩路電源故障退出時，低壓側母線與應急發(fā)電機組的應急母聯(lián)斷路器斷開，應急發(fā)電機組自啟動帶應急段全部負荷運行。

1.3 功率因數(shù)補償原則和補償方式

在主變電所內集中設置的6 kV 單路3臺200 kVar(共計單條線路600 kVar)自動功率因數(shù)補償裝置，可根據(jù)所內的負荷變化，自動調節(jié)并分組投切電容，要求補償后功率因數(shù)不低于0.92。目前主變電所原有低壓負荷316 kVA 低壓側未設置補償，本次擴建后主變電所低壓負荷694 kVA 功率因數(shù)0.84，如將功率因數(shù)補償至0.92所需無功補償128 kVA，所需補償容量小。另考慮到現(xiàn)有主變電所空間限制等現(xiàn)場實際情況，本次擴建低壓側不設無功補償，在6 kV 側新增單路400 kVar 電容補償。

2 6 kV 配電系統(tǒng)優(yōu)化

2.1 電纜選型計算

目前中壓電纜截面的計算依據(jù)標準IEC 364-5-523《建筑物電氣裝置》、IEC 502《額定電壓從1 kV 到30 kV 的擠壓絕緣電力電纜》。

電纜截面的選擇要求滿足三個條件：

(1)載流條件：電纜在正常最大負荷電流運轉的狀態(tài)下所產生的發(fā)熱溫度，不應該超過其正常運行時的最高允許溫度。

(2)電壓降條件：電纜在通過正常最大負荷電流時所產生的電壓損耗，不應超過其正常運行時允許的電壓損耗。

(3)熱穩(wěn)定度：電纜截面要求滿足短路電流條件下的發(fā)熱要求。

2.1.1 載流量計算

電力電纜在運行過程中，由于線芯電流引起鎧裝層、金屬屏蔽層和絕緣層損耗發(fā)熱，使得電纜各部分的工作溫度升高。若電纜工作在過高溫度下，將會導致絕緣材料加速老化，縮短電纜壽命。根據(jù)運行中的經驗，規(guī)定了電纜所允許的長期和短期最高工作溫度。常用電力電纜載流量計算公式如下：

式中：Iz——電纜實際載流量，A；

K1——電纜敷設溫升校正系數(shù)。本次二期擴建工程6 kV 電纜沿電纜梯架敷設取K1＝1.08；直埋取K1＝1.15；

K2——并行校正系數(shù)。本次二期擴建項目的6 kV 電纜沿電纜梯架敷設取K2＝0.8；直埋取K2＝0.75；

K3——土壤熱阻系數(shù)。本次二期擴建項目均取K3＝1；

IL——電纜允許載流量，A。

電纜敷設方式分電纜梯架上敷設和直埋敷設兩種，根據(jù)上述數(shù)據(jù)可知，當兩種敷設方式并存時，載流量最小的敷設方式是直埋敷設。以下均按照載流量最小的敷設方式進行計算。

2.1.2 電壓降計算

對于電纜截面積，還需要核算在額定運行狀態(tài)和啟動狀態(tài)下的電壓損耗，以滿足遠端用電設備的要求。本次二期擴建工程用電設備標準對稱電壓的電壓降按u%≤5%計算。

三相壓降公式為：

式中：u%——電壓降，%；

R0——電纜單位長度電阻，?/km；

X0——電纜單位長度電抗，?/km；

UN——額定電壓，V；

IN——額定電流，A；

L——電纜長度，m，中控室至老配電室電纜長度為1 100 m。

2.1.3 熱穩(wěn)定校驗

當回路發(fā)生短路時，電纜線芯中將流過很大的短路電流。由于短路時間很短，電纜熱效應產生的熱量來不及向外散發(fā)，全部轉化為線芯的溫升。要求電纜線芯能夠耐受電流熱效應而不至于損壞。因此電纜截面積A 應不小于滿足熱穩(wěn)定度的最小截面積Amin，即：

式中：A——電纜截面積，mm2；

Amin——電纜最小截面積，mm2；

Qt=Qz+Qf，本次二期擴建項目內發(fā)生短路可視為遠端短路，故：

tima——短路發(fā)熱時間，s，本次二期擴建項目供電公司提供短路動作時間為0.70 s；

cos?——功率因數(shù)；

teq——直流分量等效時間，s，取teq＝0.05 s。

2.2 6 kV 配電系統(tǒng)優(yōu)化

根據(jù)原擴建需求，35 kV 改造接入點為中控樓配電室，中控樓至老配電室電纜需重新采購，根據(jù)電力公司要求老變電所變壓器前需新增配電隔離柜兩臺。項目部根據(jù)現(xiàn)場實際情況，對配電線路及配電設備做了優(yōu)化調整。

2.2.1 配電線路優(yōu)化

根據(jù)原有擴建需求，35 kV 改造接入點為中控樓配電室，中控樓至老站配電室兩跟總長2200 m電纜需重新采購敷設。由于二期工程改造后，原有老配電室兩路10 kV 進線將要拆除，原有兩路老配電室送至中控室的兩路10 kV 配電電纜也將拆除。鑒于原有10 kV 配電電纜截面為120 mm2滿足需采購新增6 kV 70 mm2最小截面要求，且此兩根電纜為08年一期擴建時所采購，電纜目前使用年限及整體狀態(tài)足夠滿足擴建需求。項目部根據(jù)現(xiàn)場配電系統(tǒng)工藝狀況，利用改造后停用的原有10 kV 進線電纜作為改造后6 kV 配電電纜，降壓反輸從中控室至老站中控室6 kV 用電。

2.2.2 配電設備優(yōu)化

根據(jù)電力公司要求老變電所變壓器前需新增配電隔離柜兩臺。由于二期工程改造后，原有老配電室兩路10 kV 進線將要拆除，整個LNG 站取消10 kV 電壓等級的用電。原有老配電室用于接收10 kV 外線供電的10 kV 進線開關柜也將取消拆除。項目部根據(jù)現(xiàn)場配電設備工藝狀況，利用改造后停用的老站原有10 kV 進線配電柜作為改造后6 kV配電隔離柜接收從中控室至老站中控室6 kV 用電。

2.3 優(yōu)化實效

配電系統(tǒng)改造完成至今，設備運行正常，設備、材料經過電氣試驗，各項參數(shù)指標滿足規(guī)范要求。降低站內老配電室改造期間，站內原有生產設備(包括壓縮機、空壓機等重要生產設備)單路不可靠供電時間為3周。

3 配電系統(tǒng)的節(jié)能措施

3.1 無功補償系統(tǒng)分析

3.1.1 電容器等分與不等分運行方式

(1)等分運行方式是指各組電容器的容量相等。該運行方式的優(yōu)點是易于實現(xiàn)自動控制，缺點是補償級差較大，想要獲得較小的補償級差，必須增加分組組數(shù)，因此相應的控制設備及設備的占用空間也需要相應增加。

(2)不等分運行方式是指各分組電容器的容量不相等。該運行方式的優(yōu)點是利用較小的分組就可獲得較小的補償級差，例如150 kVar 電容按照10 kVar、20 kVar、40 kVar、80 kVar 不等容分組只需分4組就可達到10 kVar 的補償級差，若按照等分方式，必須分成15 組才能達到10 kVar 的補償級差。不等分運行方式的缺點是難以實現(xiàn)定量自動控制。

3.1.2 投切判據(jù)的確定

以功率因數(shù)大小作為投切判據(jù)，實際上功率因數(shù)的高低，并不能直接反應出無功缺額的大小。所以，僅根據(jù)功率因數(shù)投切不可能實現(xiàn)對無功缺額進行定量補償，投切的結果會造成在某些情況下頻繁的誤動作。若為了解決頻繁誤動作而增加人工調節(jié)靈敏度和調節(jié)延時的措施，這將使得投切裝置操作變得復雜，并失去自動投切的意義。若采用無功電流判據(jù)，這個判據(jù)要比僅用功率因數(shù)做判據(jù)稍微好一些，但還不夠完善。只有以無功缺額作為投切判據(jù)才能真正的實現(xiàn)缺多少補多少，超多少切多少。

3.1.3 誤差裕度的選擇

考慮到電容器本身的偏差及實際運行電壓引起的偏差，誤差裕度可以按公式(1)計算：

式中：Qy——無功缺額誤差裕度；

Q——無功缺額；

ΔU%——實際運行電壓與額定電壓的偏差，取0.05；

ΔC%——電容偏差，取0.1。

3.1.4 投切過程

為了保證電容器容量任意分組時都能根據(jù)無功缺額的大小有選擇的投切電容器，要求分組電容器容量應從小到大有序排列。投切的設計原則是：

(1)在滿足投切條件后，將根據(jù)逐次逼近的原則，從高到底搜尋滿足投入條件的電容器組，然后再從低向高掃描，使補償效果達到最佳優(yōu)化狀態(tài)。

(2)在滿足切除條件后，先從高向低搜尋滿足最佳切除條件的電容器組，最佳切除條件為Qi≤Q 或Qi-Q＜Q1（Qi為搜尋的電容器組，Q 為無功超額，Q1為最小一組電容器的容量）。若從高向低搜尋不到滿足上述條件的電容器組，則從低向高切除，直到cos?＞0。

3.2 無功補償優(yōu)化

原有6 kV 電容器單路600 kVar，電容為等分方式運行，配比為2:2:2，靈敏度較低，補償梯度為200 kVar。本次每路新增2臺單路400 kVar 無功補償裝置，后將電容運行方式更變?yōu)椴坏确诌\行方式，新增配比設定為1:3，使補償精度提高一倍而達到100 kVar。

二期擴建項目現(xiàn)場考慮到功率補償因數(shù)需要有一個穩(wěn)定的范圍，并且達到0.95以上已符合供電公司要求，二期擴建項目配電室現(xiàn)場設置了一個cos?＝0.95作為投入下限的判據(jù)，即當cos?＞0.95時，即使無功缺額大于一組電容器的容量，電容器也不再投入。根據(jù)供電公司無功不能倒送的規(guī)定，設置了功率因數(shù)超前切除的判據(jù)，該判據(jù)工具無功超額的多少切除相應的組數(shù)?？紤]到電容器本身的誤差及其他測量誤差，設置了一個投入裕度Qy，每次投入電容器時，留有一定的裕度Qy，以防止過補和頻繁誤動作，Qy的大小是隨無功符合的大小而調整的，同時考慮到電壓質量的要求，設置了電壓禁投上限判據(jù)，即當電壓高于額定電壓5%時，即使功率因數(shù)低于0.95也不再投入電容器，以防止繼續(xù)投入電容器可能會引起的電壓升高。綜合上述因素，五號溝二期擴建采用無功缺額作為主判據(jù)，以功率因數(shù)和電壓作為輔助判據(jù)的綜合判別原理，實現(xiàn)了對無功補償電容達到最佳控制狀態(tài)。

6 kV 無功補償裝置改造后，無功補償裝置的補償效率提升50%以上，過補、漏補的偏差度降低到微乎其微。

3.3 優(yōu)化實效

項目改造前，由于無功補償容量不足，公司每月需向電力公司繳納LNG 站電費總額的1.5%～2%的功率因數(shù)補償罰金。無功補償裝置改造后，補償精度提高一倍達到100 kVar，無功補償裝置的補償效率提升50%以上，過補、漏補的偏差度降低到微乎其微。由于無功、諧波等因素對供電線路風險減少，LNG 站每月電費因功率因數(shù)補償達標，可以穩(wěn)定收到電力公司電費總額獎勵。

4 結語

五號溝LNG 二期擴建工程通過細化電力電纜截面選擇條件，采用“合理利舊”理念對6 kV 配電系統(tǒng)改造方案進行優(yōu)化。合理新增不同容量配比對電容器，對無功補償裝置補償精度進行優(yōu)化。使得配電系統(tǒng)升壓增容改造項目投資費用減少，每年生產成本降低，進而為其他工程提供了借鑒。