大容量电机启动对电网电压暂降的影响分析

王灿，周欣，唐星祝，宁志毫，吉光亚

(1·国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南 长沙410007；2·国网湖南省电力有限公司，湖南 长沙410004；3·湖南省湘电试验研究院有限公司，湖南 长沙410007)

0 引言

长沙某新建企业向长沙电网申请用电，申请报装容量为11 210 kVA，正常生产负荷为9 500～10 000 kW，年满负荷用电量在8 000万kW·h左右。根据业主报装资料，厂区主要用电设备包括10 kV电机2台，1号电机功率8 800 kW，额定电流569 A，正常工作状态下功率因素为0·92，工作效率为97·6%，采用液阻柜启动，液阻模拟启动时启动时间约为22 s，最大启动电流约为额定电流的3·8倍(2 162·2 A)；2号电机功率410 kW，额定电流为29 A，为直接启动，启动电流约为额定电流的6倍(174 A)；两台电机不同时启动，2号电机在1号电机之后启动；400 V电机最大容量为132 kW，为固态软启动[1－4]。

由于企业场地空间有限、线路走廊实施难度大等，该企业必须采用10 kV电压等级接入电网，而1号电机启动电流较大，可能会造成电网变电站10 kV母线电压波动大、电压暂降的风险[5－8]，从而导致其他用户变频器、低压脱口装置、交流接触器、PLC控制器等电压暂降敏感设备保护跳闸，用户生产线异常停运，还会造成其他带重负荷的电动机因转矩不够停止转动，甚至电机烧坏等问题[9－13]。

本文主要对该企业10 kV大电机启动对电网电压暂降的影响进行理论分析和仿真研究，准确计算出电压暂降深度，并提出系列解决措施，确保该企业安全可靠地接入电网，对同类型企业接入电网电能质量评估、接入系统方案设计具有重要的借鉴意义[14－15]。

1 接入系统方案

该企业计划新建10 kV线路1回，接入110 kV亚洲湖变电站，电缆型号采用2×YJV22－3×300，路径长约200 m，电缆总长400 m，如图1所示。亚洲湖变电站110 kV母线最大短路容量为1 715·3 MVA，最小短路容量为662·2 MVA；10 kV母线最大短路容量为272·6 MVA，最小短路容量为217·6 MVA。

图1 接入系统方案设计

2 电压暂降影响分析

根据Q/GDW 1065—2015《电能质量评估技术导则》，该企业大电机启动时，负荷变化值ΔS＝37·45 MVA，与公共连接点短路容量的比值为k，13·74%＜k＜17·21%，不满足第一级评估规定，需要开展电压波动第二级评估(理论计算)和第三级评估(建模仿真)。

2.1 电压暂降理论计算

根据《电能质量评估技术导则》，在无功功率变化量为其主要成分时(例如大容量电动机启动)，对于平衡的三相负荷可采用式(1)进行计算:

式中，d为电压波动值；Ssc为负荷接入点短路容量；ΔSi为负荷变化量，10 kV大电机启动时，最大启动电流约为额定电流的3·8倍，且为感性无功电流，则ΔSi＝3·8×Sn＝37·45 MVA。

根据以上公式，10 kV大电机启动时，亚洲湖变电站10 kV母线电压波动在最大短路容量下为13·74%，在最小短路容量下为17·21%，会产生13·74%～17·21%的电压波动(电压降落)。依据GB/T 30137—2013《电能质量 电压暂降与短时中断》，10 kV大电机启动对电网产生了电压暂降，对电网影响较大。电压暂降是指电力系统中某点工频电压方均根值突然降低至0·1 p·u·～0·9 p·u·，并在短暂持续10 ms～l min后恢复正常的现象。

根据电机软启动计算书，电机启动过程中启动电流、启动时间分段详细参数见表1。依据表1中参数，对电机启动过程中，亚洲湖变电站10 kV母线电压值进行计算，最大、最小短路容量下，10 kV母线电压值变化曲线如图2所示。由图2可知，在最大短路容量、最小短路容量下，亚洲湖变电站10 kV母线电压均约在22 s后恢复至0·9 p·u·以上。启动时间为不同转速比例下所需要的时间。

表1 电机启动时过程中分段参数

图2 电机启动母线电压变化曲线(在1 s电机启动)

2.2 电压暂降仿真计算

2.2.1 仿真建模

对于亚洲湖变电站110 kV及以上供电网络，利用ETAP软件，采用短路容量进行系统等值，根据该企业接入系统方案和负荷情况建立电气网络计算模型，如图3所示。

图3 仿真模型

2.2.2 计算结果

依据图3仿真模型，对最大、最小短路容量下，10 kV大电机启动，亚洲湖变电站10 kV母线电压降落情况进行仿真计算，可以得到大电机启动亚洲湖变电站母线电压变化表，见表2。

表2 大电机启动亚洲湖变电站母线电压

由表2可以看出，最大短路容量下，大电机启动时亚洲湖变电站110 kV、10 kV母线电压降落分别为2·09%、14·01%；最小短路容量下，大电机启动时亚洲湖变电站110 kV、10 kV母线电压降落分别为5·33%、17·35%；仿真结果与理论计算结果基本相符。

综上所述，10 kV大电机启动时，亚洲湖变电站10 kV电压会产生14·01%～17·35%的电压降落(持续时间约22 s)，造成10 kV母线电压暂降，对电网影响较大。

3 解决措施

针对该企业大电机启动造成的亚洲湖变电站10 kV母线电压暂降问题，提出亚洲湖变电站扩建主变压器、加装动态无功补偿装置两种治理方案。

3.1 扩建主变压器

在亚洲湖变电站扩建一台主变压器，两台主变压器10 kV母线接线及运行方式有如下两种。

3.1.1 运行方式一

两台主变压器10 kV侧采用单母线双分段接线，原主变母线(Ⅰ母)接其他负荷出线，新扩建主变母线(Ⅱ母)接其他负荷出线和该企业负荷出线，如图4所示。在大电机启动时，两条母线并列运行(K2开关闭合)，由于扩建了一台主变压器，10 kV母线短路容量提升，降低电机启动对母线电压降落的影响。具体短路容量提升值与扩建主变压器容量有关，扩建主变压器容量越大，短路容量越大。在非大电机启动期间，两条母线可并列运行或分裂运行。

图4 新扩建主变母线接其他负荷出线和该企业负荷出线10 kV单母线双分段接线

方式一情况下，若新扩建主变压器容量与原主变压器相同(50 MVA)，对最大、最小短路容量下10 kV大电机启动时的亚洲湖变电站10 kV母线电压降落情况进行仿真计算，具体数据见表3。

表3 扩建一台主变压器后并列运行大电机启动亚洲湖变电站母线电压

由表3可以看出，此方案下10 kV大电机启动时，亚洲湖变电站110 kV母线电压降落为2·09%～5·33%，与原方式电压降落相同；亚洲湖变电站10 kV母线电压降落为8·05%～11·43%，低于原方式下的电压降落，但是仍然造成母线发生电压暂降，方案不可行。

3.1.2 运行方式二

两台主变压器10 kV侧采用单母线双分段接线，新扩建主变压器母线(Ⅱ母)专接该企业负荷出线，原主变压器母线(Ⅰ母)接其他用户负荷出线，如图5所示。在大电机启动时，10 kV母线分裂运行(K2开关断开)，从而减少该企业大电机启动时对其他用户负荷的影响；在非大电机启动期间，10 kV两条母线需并列运行，确保新扩建主变容量得到充分利用。

图5 新扩建主变压器母线专接该企业负荷出线10 kV单母线双分段接线

此方案下对最大、最小短路容量下10 kV大电机启动时的亚洲湖变电站10 kV母线电压降落情况进行仿真计算，具体数据见表4。

表4 扩建一台主变压器后分裂运行大电机启动亚洲湖变电站母线电压表

由表4可以看出，此方案下10 kV大电机启动时，亚洲湖变电站110 kV母线电压降落为2·09%～5·33%，与原方式电压降落相同；亚洲湖变电站10 kV I母线(其他用户负荷所接母线)电压降落为2·08%～5·40%，远低于原方式下的电压降落，不会造成母线发生电压暂降。

由此可见，亚洲湖变电站扩建一台主变压器，两台主变压器10 kV侧采用单母线双分段接线，新扩建主变压器母线专接该企业负荷出线，原主变压器母线接其他用户负荷出线，这种方案可行。

实施该方案时需要注意:

1)该企业在大电机启动时，需要向电网调度申请，在确保10 kV母线分裂运行后，方可进行大电机启动。

2)大电机启动时，仍然会造成其他负荷所接母线发生5·40%的电压降落，为保证大电机启动过程中母线电压在10 kV以上，电网调度需要通过投电容器、调节主变档位，保证10 kV I母线(其他用户负荷所接母线)电压在10·57 kV以上。

3)在非大电机启动期间，两条10 kV母线需并列运行，确保新扩建主变压器容量得到充分利用。

3.2 加装动态无功补偿装置

该企业10 kV大电机启动时，最大启动电流约为额定电流的3·8倍，且为感性无功电流，则无功冲击Q＝3·8Sn＝37·45 Mvar。建议加装30 Mvar动态无功补偿装置(其中FC为15 Mvar，SVG为±15 Mvar)，动态补偿大电机启动产生的感性无功，降低对电网电压降落影响。

1)FC、SVG可安装在亚洲湖变电站10 kV母线或该企业10 kV母线；根据DL/T 1198—2013《电力系统电能质量技术管理规定》，当电能质量指标不满足相应国家标准时，应按照“谁污染，谁治理”的原则，建议该企业加装动态无功补偿装置。

2)FC、SVG若安装在亚洲湖变电站10 kV母线，建议SVG采用恒电压控制模式，保持母线电压稳定。此时，FC、SVG除用来治理10 kV大电机启动时的无功冲击，还可用来解决非电机启动时母线电压的稳定问题。

3)FC、SVG若安装在该企业10 kV母线，建议SVG采用恒无功(无功为0)控制模式，建议在电机启动前，先将SVG投入运行，然后投入FC，此时在电机启动前FC的容性无功由SVG补偿，避免先投入FC带来的容性无功冲击(电压暂升)。

4)大于10 ms的电压暂降就会对敏感负荷产生巨大影响，因此SVG全响应时间应小于10 ms。

采用FC、SVG安装在该企业10 kV母线方案时，对最大、最小短路容量下10 kV大电机启动后，亚洲湖变电站10 kV母线电压降落情况进行仿真计算，具体数据见表5。

表5 增设动态无功补偿装置后大电机启动亚洲湖变电站母线电压

由表5可以看出，此方案下10 kV大电机启动时，亚洲湖变电站110 kV母线电压降落为0·44%～1·05%，远低于原方式电压降落；亚洲湖变电站10 kV母线电压降落为2·81%～3·43%，远低于原方式下的电压降落，不会造成母线电压暂降。

由此可见，加装30 Mvar动态无功补偿装置(其中FC为15 Mvar，SVG为±15 Mvar)的治理方案可行。

4 结论

本文主要对某企业10 kV大电机启动对电网电压暂降的影响进行了理论分析和仿真研究，并提出系列解决措施，确保该企业安全可靠地接入电网，可为同类型企业接入电网电能质量评估、接入系统方案设计提供重要的借鉴，主要结论如下:

1)该企业10 kV大电机采用液阻柜启动时，亚洲湖变电站10 kV电压会产生14·01%～17·35%的电压降落(持续时间约22 s)，会造成10 kV母线电压暂降，对电网影响较大。

2)亚洲湖变电站扩建一台主变压器，两台主变压器10 kV侧采用单母线双分段接线，新扩建主变压器母线专接该企业负荷出线，原主变压器母线接其他用户负荷出线，在大电机启动时，10 kV母线分裂运行，从而减少大电机启动时对其他用户负荷的影响。此种方案下，大电机启动时亚洲湖变电站10 kV母线(其他用户负荷所接母线)电压降落为2·08%～5·40%，方案可行。

3)加装30 Mvar动态无功补偿装置(其中FC为15 Mvar，SVG为±15 Mvar)，动态补偿大电机启动产生的感性无功，降低对电网电压降落影响。此种方案下，大电机启动时亚洲湖变电站10 kV母线电压降落为2·81%～3·43%，方案可行。